汽机反事故调试措施雨汪样本.doc

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云南滇东煤电二期( 雨汪煤电一体化) 工程滇东第二发电厂#1机组汽机反事故调试措施

－02－28发布 －03－01实施

云南电力试验研究院( 集团) 有限公司电力研究院
山东中实易通集团有限公司 发 布

编制: 年 月 日

审核: 年 月 日

会审:

建设单位 年 月 日

施工单位 年 月 日

监理单位 年 月 日

管理公司 年 月 日

质保: 年 月 日

审定: 年 月 日

批准: 年 月 日

·本方案由云南电力试验研究院( 集团) 有限公司电力研究院提出
·本方案由云南电力试验研究院( 集团) 有限公司电力研究院质保部归口管理
·本方案由山东电力建设第二工程公司批准

目 录

1、 目的 1
2、 编制依据 1
3、 反事故措施 1
1 目的
为保障滇东第二发电厂汽轮发电机组顺利完成启动调试任务, 正常投入生产, 防止重大恶性事故的发生, 特制定本反事故措施。本措施未涉及内容, 均按电厂事故处理有关规定执行。

2 编制依据
2.1 《火电工程启动调试工作规定》( 电力工业部建质[1996]40号文颁发) ;
2.2 《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》( 1996年版) 电力工业部电建[1996]159号文颁发;
2.3 《火电工程调整试运质量检验及评定标准》( 1996年版) 电力工业部建质[1996]111号文颁发;
2.4 《火电施工质量检验及评定标准 汽机篇》( 1998年版) 电力工业部电综[1998]145号文颁发;
2.5 《国家电网公司发电厂重大反事故措施(试行)》国家电网生[ ]883号文颁发;
2.6 《火力发电厂汽轮机防进水和冷蒸汽导则》( DL/T 834- ) ;
2.7 《电力建设安全工作规程: 第1部分 火力发电厂》( DL 5009.1- ) ;
2.8 《电业安全工作规程 热力和机械部分》( 水电生字[1978]158号文颁发, 电安生[1994]227号文修改) ;
2.9 设计院、 制造厂提供的有关图纸及说明书。

3 反事故措施
3.1 防止汽机大轴弯曲
3.1.1 造成机组大轴弯曲的可能因素有:
3.1.1.1 机组启停过程中或定速运行中, 上下缸温差过大造成大轴热弯曲。
3.1.1.2 由于汽缸变形、 振动过大而引起动静摩擦。
3.1.1.3 运行中汽缸进水, 特别是开、 停机或停机后操作不当造成汽缸进水或冷汽。
3.1.2 针对上述可能因素, 采取如下防范措施:
3.1.2.1 汽缸保温良好, 能保证在启动过程中, 上下缸不产生过大的温差;
3.1.2.2 每次冲转前及停机后均应测量大轴晃动度及盘车电流正常。冲转前发生转子弹性热弯曲应适当加长盘车时间, 升速中发现弹性热弯曲应加长暖机时间, 热弯曲严重时或暖机无效时必须停机处理。首次冷态启动前连续盘车时间应不小于24小时。
3.1.2.3 首次启动过程中, 应适当延长暖机时间, 以利于机组全面检查, 并避免潮湿的保温造成汽缸表面受热不均。
3.1.2.4 汽机的监视仪表( 如转速表、 大轴晃度表、 振动表、 汽缸金属温度、 轴向位移、 胀差等) 必须齐全、 完好、 准确、 可靠。
3.1.2.5 启停过程中, 汽机的各监视仪表应投入, 严格监视汽缸温差、 胀差和轴向位移变化, 有专人监测振动, 严禁在临界转速下停留。
3.1.2.6 疏水系统应能保证疏水畅通。热态启动时, 主汽参数必须保证50℃以上的过热度, 轴封供汽温度应与汽缸金属温度匹配, 轴封管道经充分疏水后方可投用, 先投轴封汽, 后抽真空, 严禁顺序颠倒。
3.1.2.7 在10％额定负荷以下时, 必须开启高压调节阀前所有疏水门, 机组负荷在20％额定负荷下, 必须开启中压调节阀后的所有疏水门。
3.1.2.8 高、 低压加热器及除氧器的水位自动控制工作正常, 能维持正常水位, 水位高值报警及联锁保护完好, 抽汽逆止门动作正常、 关闭严密, 防止向汽缸返冷汽、 冷水。
3.1.2.9 检查各级旁路喷水减温装置, 防止阀门不严, 减温水流入蒸汽管道。
3.1.2.10 凝汽器水位不宜过高, 防止其满水进入汽缸。
3.1.2.11 停机后转子惰走阶段, 真空未到”0”前, 不允许停止轴封供汽, 防止冷空气进入汽缸。
3.1.2.12 停机记录惰走时间, 若比正常值明显减少, 应查明原因, 给予消除。
3.1.2.13 停机后立即投入盘车, 定期记录盘车电流, 上下缸温差, 大轴晃度, 发现异常情况及时汇报处理。
3.1.2.14 机组热态停机后如盘车异常不能盘车时, 应关闭汽缸所有进出阀门, 进行闷缸处理, 同时进行每隔30分钟一次的人工定期盘车。
3.2 防止断油烧瓦
3.2.1 机组安装完毕, 进行启动调试前, 必须对润滑油系统进行全面油循环, 检查系统有无漏油并给予消除。油循环期间应经常检查滤网, 消除杂质, 定期化验油质, 油质合格后方可进行调试;
3.2.2 油系统润滑油泵出力应达到铭牌出力, 运行可靠, 联锁保护试验应正常, 动作可靠;
3.2.3 油循环时, 检查各轴瓦的回油量, 发现回油量过少时应查找原因及时处理;
3.2.4 投盘车前, 必须先启润滑油泵和顶轴油泵, 盘车运行时, 润滑油压、 顶轴油压应正常, 否则应停止盘车, 并查明原因。盘车投入后应投入低油压保护;
3.2.5 机组启动定速后, 进行油泵切换时, 应密切注意润滑油压的变化情况。超速试验、 汽门严密性试验、 甩负荷试验及停机前, 应先启动交流润滑油泵及密封备用油泵且油压正常。厂用电中断时立即启动直流润滑油泵。机组正常运行时应投入低油压保护;
3.2.6 油系统的重要阀门( 如冷油器进油门、 出油门、 油箱事故放油门等) , 应挂”禁止操作”警告牌, 非工作人员不得操作;
3.2.7 冷油器切换时, 必须在确认新投入的冷油器工作正常后再停用另一台冷油器, 并密切监视油压变化;
3.2.8 在机组启、 停及运行中严格控制润滑油温, 防止油温大幅波动, 冷油器出口油温应控制在35～45℃;
3.2.9 油箱油位低报警试验正常, 定期检查就地油位计应在正常范围内;
3.2.10 排烟风机应连续运行, 保持轴承箱、 油箱负压不应过高, 运行中控制轴封供汽压力在正常范围内, 防止蒸汽进入轴承箱;
3.2.11 油净化装置要随机投入运行, 确保油质合格;
3.2.12 如油系统着火, 威胁到主油箱安全; 必须开启事故放油门, 在紧急停机时应视转子惰走情况保持适当油箱油位, 避免惰走时轴瓦断油。
3.2.13 严禁汽轮发电机组在振动超标的情况下运行。
3.3 防止汽机超速
3.3.1 引起汽轮机超速的可能因素有:
3.3.1.1 发电机甩负荷到零而汽轮机调速系统工作不正常。
3.3.1.2 危急保安器超速试验时转速失控。
3.3.1.3 发电机解列后主再热蒸汽进汽阀、 回热抽汽逆止阀等卡涩或关闭不到位。
3.3.2 针对上述可能因素, 采取如下防范措施:
3.3.2.1 启动前认真检查高、 中压主汽门、 调速汽门的安装质量, 检查各汽门开关动作灵活。
3.3.2.2 运行中任一汽轮机超速保护故障不能消除时停机消缺。
3.3.2.3 超速试验前必须完成喷油试验及主汽门、 调速汽门严密性试验、 甩负荷试验前必须完成主汽门、 调速汽门严密性试验。
3.3.2.4 机组运行中每周进行一次主汽门、 调速汽门活动试验。
3.3.2.5 确保转速监测控制系统工作正常。
3.3.2.6 分部试转阶段, 必须保证油系统冲洗干净, 油质合格。
3.3.2.7 进行超速试验和甩负荷试验之前的那次冲转定速后必须进行就地和远动打闸试验。
3.3.2.8 正常停机时, 在确认功率到零后, 再将发电机与系统解列, 或采用逆功率保护动作解列。严禁带负荷解列。
3.3.2.9 在汽轮机甩负荷和事故状态下, 旁路系统必须正常投运。
3.3.2.10 抽汽逆止门应严密并连锁动作可靠。
3.3.2.11 汽轮机调节控制系统必须进行静态试验或仿真试验, 确认启动前调节控制系统工作正常。在调节部套卡涩或系统工作不正常的情况下, 严禁启动。
3.3.2.12 汽轮机整套试运前应进行高、 中压主汽门和调节汽门静态关闭时间测定及各级抽汽逆止门的联动关闭试验, 各项测试数值符合设计要求。
3.4 防止汽机油系统着火
3.4.1 造成汽机油系统着火的主要因素有:
3.4.1.1 油系统泄漏至高温部件。
3.4.1.2 电缆着火或其它火情况引起。
3.4.2 针对上述可能因素, 采取如下防范措施:
3.4.2.1 油系统管道支吊架应可靠, 尽量减少法兰接头, 仪表管应尽量减少交叉, 防止运行中振动磨损。
3.4.2.2 油系统的安装必须保证质量, 阀门、 法兰接合面必须认真研磨, 做到接触良好无渗漏。
3.4.2.3 油系统的阀门、 法兰盘及可能漏油部位附近安装有热管道或其它热体时, 应在这些热体上敷设完整保温, 外包铁皮或玻璃丝布涂油漆, 保温层表面温度不超过50℃, 如有油漏到保温层内, 应及时更换保温。
3.4.2.4 事故放油门的标志要醒目, 操作手轮周围不应有障碍物, 操作手轮与油箱及密集的油管区应有一定的距离, 防止在油系统着火后被火焰包围而无法操作。
3.4.2.5 在机组启、 停及运行中严格控制润滑油温, 防止油温大幅波动, 以免油膜破坏, 以进水门全开、 调整出水门的方式调整冷油器冷却水量, 保证冷油器出口油温控制在35～45℃。
3.4.2.6 严禁将火种带入现场, 且禁止吸烟。
3.4.2.7 现场消防器材设置应考虑使用方便, 数量充分, 并经常处于备用, 现场消防系统的水压应保持充分, 消防器材禁止移作她用, 厂区内必须有消防通道, 并保持畅通。
3.5 防止汽机断叶片
3.5.1 新机整套启动试运中出现汽机断叶片事故的主要可能因素有:
3.5.1.1叶片频率不合格或制造质量不良。
3.5.1.2汽轮机超速或运行频率长时间偏离正常值造成叶片疲劳。
3.5.1.3机组发生强烈振动, 发生严重的动静磨擦。
3.5.1.4蒸汽带水。
3.5.2针对上述可能因素, 采取如下防范措施:
3.5.2.1汽机的监测仪表必须完全、 准确、 可靠。
3.5.2.2 首次启动时, 适当延长暖机时间, 避免潮湿的保温层造成汽缸受热不均。
3.5.2.3 启动冲转前, 大轴晃度应小于原始值0.03mm。
3.5.2.4 汽机的轴向位移、 差胀、 排汽温度应在规定范围内, 瓦温、 油温不超限。
3.5.2.5 暖机转速避开轴系各阶临界转速, 以避免机组产生过大的振动。
3.5.2.6 汽机的疏水系统应完善, 以防止叶片的水击损伤。
3.5.2.7 当高压加热器切除或新蒸汽参数降低时, 应减负荷限制流量, 以保证叶片动应力不超限。
3.5.2.8 减少机组低负荷运行时间, 以改进末级叶片汽蚀和颤振的条件。
3.5.2.9 超速试验和甩负荷试验时, 应有专人监视机组的转速和振动。
3.5.2.10 在启动过程中或正常运行时, 机组振动突然增大, 并伴有异常声音等现象时, 应停机检查处理。
3.5.2.11 避免机组在非正常周波下运行。
3.5.2.12 机组在各种启动条件下( 冷态、 温态、 热态、 极热态) 必须保证蒸汽的过热度不小于50℃。
3.5.2.13锅炉侧严格控制主汽参数, 严防出现高压低温情况, 防止蒸汽带水。
3.6 防止汽机缸体上、 下温差过大
3.6.1 可能出现汽缸温差过大的主要因素有:
3.6.1.1 主汽门和调速汽门关闭不严, 冲转前有高温蒸汽漏入汽缸。
3.6.1.2 汽机间有穿堂风。
3.6.1.3 汽缸保温层在机组启动时仍过潮。
3.6.1.4汽缸本体疏水不畅。
3.6.2 针对上述可能因素, 采取如下防范措施:
3.6.2.1 安装单位在安装主汽门及调速汽门时应对阀芯进行仔细研磨, 确保阀芯和阀座接触良好。
3.6.2.2 由于对流作用, 汽缸上半部分的温度要比下半部分高, 而由于汽机本体附近的空气温度比较远处的空气温度高, 会因对流形成风, 更加剧了汽缸上下温差, 这在汽机间有穿堂风时更是如此。机组在冬天启动时这种现象更加突出, 因此汽机间应采取很好的挡风措施。
3.6.2.3 确保机组启动前( 特别是首次冲转) 本体保温已干。如遇特殊情况时安装单位应做应急措施: 用烤灯烤干保温层。
3.6.2.4 本体疏水的畅通与否也是造成汽缸上下壁温差过大的主要因素。因此在机组启动前必须进行良好疏水。
3.7 防止主要辅机故障损坏
3.7.1 发生下列情况之一时, 应紧急停止旋转机械运行:
3.7.1.1 设备发生强烈振动, 动静磨擦。
3.7.1.2 清楚地听到设备内部有金属磨擦声。
3.7.1.3 电机冒烟、 着火。
3.7.1.4 轴承断油或冒烟。
3.7.1.5 发生危及设备及人身安全运行的其它故障。
3.7.2 下列情况下, 应先启动备用辅机, 然后停故障设备:
3.7.2.1 设备异音。
3.7.2.2 电机电流异常增大, 绝缘有焦糊味或电机线圈温度超限。
3.7.2.3 电机发生两相运行。
3.7.2.4 运行泵发生汽化。
3.7.2.5 轴承温度超限。
3.7.2.6 大型电机风冷系统故障。
3.7.2.7 盘根发热、 冒烟或大量漏油、 漏水调整无效。
3.7.2.8 发生威胁辅机安全运行的其它情况。
3.7.3 电机在启动时, 发生下述异常应立即停止:
3.7.3.1 启动后电流长时间不回返。
3.7.3.2 开关合上后, 电机不转且发出嗡嗡声。
3.7.3.3 电机内出现火花或冒烟。
3.7.3.4 设备出现异常振动, 连接管道、 法兰等处严重泄漏。
3.7.4 辅机振动大
3.7.4.1 现象
(1) 就地测量、 远方指示振动值均大, 相应辅机振动大可能出现报警, 有振动保护的达动作值时辅机跳闸。
(2) 就地倾听一般有异音, 轴承温度可能升高。
(3) 水泵因汽蚀造成振动大时, 就地有较大异音。
3.7.4.2 原因
(1) 联轴器对中不合要求或联轴器损坏。
(2) 转子中心不正。
(3) 轴承安装间隙过大或轴承损坏。
(4) 地脚螺丝松动或机械连接部分松动。
(5) 水泵汽蚀。
3.7.4.3 处理
(1) 转子中心不正的要重新找正。
(2) 检查轴承是否损坏; 地脚螺丝或机械连接部分松动的要紧固。
(3) 水泵发生汽蚀时要立即进行有效调整。
(4) 对无振动保护的设备, 振动异常增大达限值时应停运。
3.8 防止厂用电中断扩大事故
3.8.1 现象
3.8.1.1 机组跳闸, 炉MFT, 机跳闸, 发电机解列; 报警响, 各相应光字牌亮。
3.8.1.2 各段厂用母线电压下降到零。
3.8.1.3 所有运行的交流辅机停运, 备用交流辅机不联动; 电动门操作不动。
3.8.1.4 各直流设备联动。
3.8.1.5 交流照明灯灭, 直流照明灯亮, 控制室变暗。
3.8.2 原因
发电机解列, 6KV各段工作电源失去, 备用电源均未自投成功, 或高备变故障跳闸, 第一、 第二保安电源均未自投成功。
3.8.3 处理
3.8.3.1 确认主机、 小机直流油泵、 直流密封油泵已启动, 否则可手动多次强合直至启动。检查主机润滑油压、 油氢差压正常。
3.8.3.2 手动开启凝汽器真空破坏门, 关闭至凝汽器所有疏水。
3.8.3.3 通知各外围岗位进行厂用电失去的相应处理。复归各跳闸设备, 解除备用设备联锁。
3.8.3.4 立即至柴油机室对保安电源进行下列检查、 操作:
( 1) 若保安变未失电, 确认保安400V MCC工作开关已跳开, 强投备用开关一次, 恢复保安母线电源。
( 2) 若第一保安电源无法恢复, 检查柴油发电机自启动成功, 否则手启, 投入第二保安电源, 恢复保安母线电源。
( 3) 保安母线电源恢复后, 逐步恢复保安 MCC动力和交流事故照明。
3.8.3.5 保安电源恢复后, 进行下列工作:
( 1) 启动主机MSP、 TOP油泵、 顶轴油泵、 交流密封油泵、 小机交流油泵。
( 2) 投入各辅机润滑油系统。
( 3) 关闭汽泵、 电泵出口门, 检查泵不倒转。
( 4) 检查确认高中压主汽门、 调门、 高排逆止门、 各抽汽逆止门已关闭, 关闭有关电动门; 检查VV阀、 BDV阀开启。
( 5) 主机转速至零投入盘车运行。如在投盘车前转子已静止, 应先翻转转子180°, 停留一段时间后再投入连续盘车。
( 6) 检查UPS电源切换正常。开启110V、 220V直流系统跳闸的浮充机。
( 7) 停运有关直流设备。
3.8.3.6 拉开6KV各段所有合闸开关。检查6KV备用电源自投不成功原因, 缺陷消除后, 恢复6KV各段电源和低厂变运行。
3.8.3.7 逐级恢复厂用电, 根据机组情况逐步恢复各系统。
3.8.3.8 若低压缸排汽温度大于50℃, 应先启动凝泵, 启动一台真空泵, 保持凝汽器-20KPa的微真空, 待铜管冷却, 排汽温度小于50℃后, 方可投入循环水系统。
3.8.3.9 逐步进行恢复机组运行的其它操作。
3.9 防止保护误动、 拒动
3.9.1 ETS等保护项目动作整定值应以电厂提供的经审批、 盖章后的书面清单为准, 审核一次元件的校验情况。保护动作逻辑应组织调试、 设计、 主设备厂家、 控制设备厂家、 电厂等有关单位进行讨论和审定。
3.9.2 作好保护项目的开、 闭环试验等调试工作, 尽量采用实际参数进行主保护动作模拟试验, 在调试工作完成后以书面形式报告试运指挥部, 列出保护项目清单、 可投项目清单、 存在缺陷等, 待试运指挥部批准后作为可投项目。
3.9.3 保护项目的正常投/切操作, 必须经运行值长下令, 由热控调试人员实施。试运期间禁止非热控调试人员进行保护项目的投/切操作。
3.9.4 保护投入操作时, 必须确认该保护处于未动作状态, 方可切换到”投入”位置。
3.9.5 未经调试人员试验确认的保护、 联锁项目不得投用, 无论何种原因需要撤除保护项目,应得到试运总指挥书面批准。