保机组、保供热安全技术措施

1、 Q/GDDSRD国电内蒙古东胜热电有限公司企业标准保机组、保供热安全技术措施批准:审核:初审:编写:2011-10-1 实施2011-09-10 发布国电内蒙古东胜热电有限公司标准控制表版本编号签发日期下次复核日期编写人初审人会审人复审人批准人有否修订A/0娄跃明A/1版修订改动内容:监督实施及完善执行人监督实施及完善检查人保机组、保供热安全技术措施1 锅炉灭火1.1 灭火后处理：1.1.1 当锅炉发生灭火， 集控人员要沉着冷静， 稳中要快， 切勿慌张。 尤其值长、机长要把握重点环节，做好重要操作监护工作，热工配合 迅速确定动作原因。1.1.2 汽机根据负荷及主汽压力快速减负荷，变负荷率设定

2、时，可长按增加、减少键变负荷率翻倍增加、减少。当机组负荷在 300MV以上 工况时，应以100MW-150MW速率快速减负荷，在减负荷过程中根据 主蒸汽压力下降速度及时调整降负荷率， 严禁出现高压低温现象。 当 负荷减至80MW时，减负荷率不得超过 20MW/min当负荷减至20MW 时，减负荷率不得超过5MW/min注：1、负荷不要低于5MW防止逆 功率保护动作，逆功率保护动作值-3MW2、减负荷过程中严禁开启 高、低旁。 3、监视高压缸透平压比变化，在较低的负荷工况尤其注J八意。1.1.2 关闭供热抽汽快关阀、逆止阀、供热总门，停止热网疏水泵。1.1.3 保水位。锅炉灭火后，先保汽包水位，

3、杜绝汽包满水、汽轮机 水冲击或汽包干锅事故。 （灭火后汽包虚假水位， 先下降后迅速上升， 操作员应快减运行电泵勺管， 待水位上升速度减缓开始下降时， 再适 当增加勺管，保持水位1000mm适当开启给水泵再循环）。1.1.4燃烧调整人员检查MFT呆护联动正常，减温水总门联关，制粉 系统、一次风机跳闸，确认火焰电视、等离子电视无火。检查灭火首 出，如无影响点火条件时，及时启动吹扫。 （注：当强制吹扫时，值 长仍要把握通风吹扫时间，防止锅炉爆燃） 。1.1.5 及时调节送、引风，降总风量至 400Km3/h 左右，维持锅炉蓄 热，减缓汽温下降速度。1.1.6将辅汽汽源倒至邻机带，若单机运行当负荷低于

4、66MW时，将汽封汽源切换至冷再汽源，调整轴封压力 1 06 1 1 6kpa ，轴封供汽温 度在121-177 C,关闭冷再至辅汽电动阀、调节阀，并通知启动炉提 高温度、压力，温度大于 260C，压力不低于0.6Mpa。1.1.7倒厂用。将6KV工作电源倒至备用电源，防止机组跳闸后，快 切装置不能正常动作，造成厂用失电。 （注：必须两人进行，有专人 监护）1.1.8 灭火后要及时联系相关部门人员当场，点火前必须联系热工人 员在工程师站解除汽包水位保护。 点火后，加强汽包水位调节和监护， 做好虚假水位干扰严重的心理准备。1.1.9负荷低于66MW主汽温度低于480C时，开启主蒸汽管道疏水；全开

5、高、低加热器事故疏水阀，保持低水位运行；开启低压缸喷水调阀，保持低压缸排汽温度不大于 90 C。1.1.10调节机组背压，冬季运行当背压低于 8kpa时停止全部或部分 空冷岛风机。1.1.11 严密监视 TSI 参数，重点是机组振动、轴向位移、胀差、缸 温等，发现异常立即汇报，达到跳闸值立即打闸停机。1.1.12 监视调节除氧器、排汽装置水位，保持排汽装置水位不低于1900mm最高不高于2500mm并调整凝结水压力正常，检查凝结水 再循环正常开启。1.1.13 灭火后由于设备或其它原因，不能及时点火时，需一段时间 处理时，要及时开启旁路系统暖管门，进行旁路暖管，以备在汽温低 时，可以通过旁路拉

6、高汽温，减少汽轮机进冷汽量。1.1.14派专人调整润滑油温，油温保持在 38-45C。1.2 点火恢复：1.2.1锅炉吹扫结束，等离子进行拉弧，检查 A层（B层）等离子启 弧电流290A左右，启弧电压280V左右，检查就地载体风压力67KPa 之间。1.2.2 磨煤机打通风道，防止一次风系统超压，膨胀节损坏。 （开煤 阀、开磨煤机冷风调门、混风调门、混风关断门） 。1.2.3 启动密封风机，启动一次风机，调整一次风压 5.5KPa, 密封风 母管压力8.5KPa。点火时控制二次风压在 0.70.8KPa，总风量在 400KM3/h。1.2.4 调整 A、B 磨出口温度正常，开启磨煤机混风调门，

7、控制磨煤 机出口一次风压在0.8KPa、一次风速在1417m/s之间，提升磨辊， 启动磨煤机甩渣一分钟，启动给煤机，降磨辊（防止制粉系统爆炸） 。 启动磨煤机点火，初始煤量 1015T。1.2.5调整将要启动层（A或B）燃烧器风门周界风、辅助风在 20%1.2.6 点火时，汽包水位保持低水位，可调至 200100mm。1.2.7 点火后，要检查炉膛和等离子电视是否有火，若确认无火，立 即手动 MFT。1.2.8 点火后，根据主汽压力变化速度，缓慢增加负荷，但要严密监视DEH TSI、ETS所有参数，如发现振动、瓦振、轴位移变化时，立 即停止加负荷。1.2.9 点火正常后及时调整风量、粉量，保持

8、炉升温、升压速度、负 荷变化平稳。1.3 点火后主、再热汽温的控制：1.3.1灭火后，首先选择B磨启动，加煤量至15T/H,调整燃烧稳定。1.3.2 锅炉点火正常、强化燃烧时，要防止虚假水位造成汽包水位突 升，引发二次灭火事故。1.3.3 第一台磨煤机煤量加至 30 吨/小时以上时，方允许启动第二台 磨煤机。启动时，要求先开煤阀、 开混风门、 开冷风门进行磨组通风， 提磨辊，待条件运行后，方可启动磨煤机，甩渣 3 分钟以上（防止磨 煤机、粉管内积存煤阀造成锅炉爆燃事故） 。1.3.4 点火正常后，调整二次风门开度，开启 AA 层、运行磨的周界 风门开度至 40，关小上层二次风门至 20。1.3

9、.5 锅炉点火正常后，需加强锅炉主、再热汽温监视。炉侧后屏过出口蒸汽温度低于480C时，禁止开启一级减温水各门。炉侧主汽温 度未达到500C，禁止开启过热器二级减温门。炉侧屏再出口蒸汽温 度低于470 C时，禁止开启再热器减温水各门。1.3.6 锅炉点火正常后，主汽压力、温度升高、注意控制机组负荷在20-30MW间，保持汽温稳定升高，在炉侧主汽、再热器温度无明显 升高，主、再热汽温未达到500C以上时，机组禁止加负荷。1.3.7 锅炉点火正常后，为保持汽温，要及时增加上排磨组煤量，快 速恢复主、再热汽温。1.3.8 锅炉灭火后，机长、值长要充分发挥指挥、协调的作用，在确 保机组、设备安全的情况

10、下，要做到平稳、有序的恢复，确保机组安 全。2 机组异常跳闸处理2.1 当发生汽机跳闸，集控人员要沉着冷静，稳中要快，切勿慌张。 尤其值长、机长要把握重点环节，做好重要操作监护工作，热工配合 迅速确定动作原因。2.2 检查主汽门、 调速汽门、 高排逆止门、 各段抽汽电动门及逆止门、 左右侧供热抽汽快关门关闭（供暖工况） ，机组转速下降，发电机解 列，锅炉 MFT。2.3检查大机交流油泵联启，润滑油压大于 0.13Mpa,否则立即手动 启动交、直流油泵。2.4 停运热网疏水泵。2.5 检查机组跳闸首出原因，原因不明，严禁复位跳闸首出，严禁汽 机挂闸、冲车。2.6 将辅汽汽源倒至邻机带，若单机运行

11、将汽封汽源切换至冷再供，调整轴封压力至106116kpa之间，轴封供汽温度在121-177 C之间, 关闭冷再至辅汽电动阀、调节阀，并通知启动炉提高温度、压力，温 度大于260C，压力不低于0.6Mpa。2.7快切装置动作，将6KV工作电源切至备用电源，检查6KV母线电 压正常。2.8 开启低压缸喷水、本疏扩、事故疏水扩减温水门。2.9 调节除氧器、排汽装置水位，保持排汽装置水位不低于1900mm，最高不高于2500mm并调整凝结水压力正常，检查凝结水再循环正 常开启。2.10 旁路暖管，开低旁防止再热器超压，严禁开启高旁。2.11 关闭主、再热蒸汽管道疏水气动门（现手动门已关闭） ，开启内

12、外缸及导汽管疏水门。2.12转速降至1500rpm,顶轴油泵联启，否则应立即手动启动。2.13 将除氧器汽源切至辅汽。2.14 转子静止后启动盘车，检查盘车电流正常，电流无波动现象。2.15派专人调整润滑油温，油温保持在 38-45C。2.16 调节机组背压，冬季运行当背压低于 8kpa 时停止全部或部分空 冷岛风机。2.17 严密监视 TSI 参数，重点是润滑油压、顶轴油压、缸温等，发 现异常立即汇报，并做好防止汽缸进水、进冷汽的措施。2.18 不影响机组启动的原因消除后，尽快恢复锅炉点火。3 热网加热器泄漏处理3.1 机组汽水指标超标，应立即将对应加热器疏水倒至定排，降低该机组供热蒸汽流量

13、，同时联系化学进行取样化验加热器疏水水质。4.2 降低循环水流量不超过 7500T/H。4.3 隔离泄漏加热器汽、水侧，做好安全措施，立即联系检修进行加 热器堵漏。4 热网循环水压力缓慢下降处理4.1 加大补水泵流量，压力仍低时启动备用补水泵。4.2 检查热网除氧器水位及补水泵运行情况，若由于热网除氧器水位 低造成， 应立即通知化学启动淡水泵向除氧器补水， 同时开启消防水 至热网补水手动门。4.3 检查机组汽水指标是否正常，若汽水指标严重超标，应立即将对 应加热器疏水倒至定排， 降低该机组供热蒸汽流量， 同时联系化学进 行取样化验加热器疏水水质。4.4 检查循环水管道及管道上所有的阀门是否误开

14、或冻裂。4.5 询问热力公司并向其说明原因，若二级站有操作应立即停止，当压力补至正常后，方可允许再次操作，但操作时必须得到值长许可。4.6 若系统大量补水后压力仍在下降，应及时关小加热器进汽门，降低供热温度，降低循环水流量。5 热网加热器及疏水管道振动处理5.1 检查热网加热器是否无水位运行，同时检查疏水泵运行情况，若 疏水泵发生汽化立即调整加热器水位并调整疏水泵运行频率。5.2 检查热网循环水泵运行是否正常，供、回水压力及流量是否存在 大幅波动，否则立即关小加热器进汽门，开启加热器水侧放空气门，待振动消失后缓慢恢复至正常。5.3 当机组增加负荷较多时，应及时调整加热器进汽量，防止加热器 产生

15、水塞而发生振动。5.4 若加热器及管道发生剧烈振动，并严重危胁设备安全时立即停运 加热器汽侧。6 换热站大面积停运6.1 发生热网回水温度快速上升时，立即关小供热总门，控制循环水回水温度不超过70C，各加热器出口水温不超过130C。6.2 当换热站跳闸设备投运后， 根据供、回水温度缓慢开大供热总门6.3 供热抽汽量减小后，应适当开大中压缸排汽蝶阀。6.4 询问二级站设备跳闸原因，并做好记录。7 热网疏水泵跳闸处理7.1 当环境温度很低，热网供热负荷较大时，每台机组需两台热网疏 水泵并联运行，若跳闸一台，备用泵未联启，应立即降低供热蒸汽流 量至 250T/H 以下，同时加大运行泵出力，控制加热器

16、水位在正常范 围内。7.2 若热网疏水泵全部跳闸，立即停运热网加热器汽侧，同时全开中压缸排汽蝶阀。当加热器水位高于+800mnB寸，联开危急疏水。7.3 适当开大中压缸排汽蝶阀，防止中压缸末级叶片过负荷，同时调 整机组负荷稳定，监视机组背压情况。7.4 调整机组除氧器水位在正常范围内。8 循环水泵跳闸处理8.1 热网正常运行时循环水泵四台运行，一台备用，当发生一台循环 水泵跳闸时，立即关小供热蒸汽总门，降低供热蒸汽流量，同时调整 供热循环水量7000-7500T/H。启动备用循环水泵，缓慢调整供热循 环水量及供水温度正常，并查找循环水泵跳闸原因。8.2 当发生两台循环水泵跳闸时，立即关闭供热蒸

17、汽总门，同时调整供热循环水量4500-5000T/H。启动备用循环水泵，缓慢调整供热循 环水量7000-7500T/H，再缓慢提高供热温度至正常，但供水温度不 超130C，回水温度不超70C。8.3 当循环水泵全部跳闸后，立即关闭供热蒸汽总门，查找循环水泵 跳闸原因， 尽快恢复循环水泵运行。 恢复时先恢复加热器水侧运行正 常后，再恢复加热器汽侧运行。8.4 发生以上情况时及时汇报热力公司领导。9 供热蒸汽管道爆破9.1 立即启动城市供热中断事故预案，汇报相关领导及检修人员，组 织人员进行抢修。9.2 启动凝输泵加强机组补水，密切注意排汽装置水位变化。9.3 缓慢关闭液压供热总门，同时缓慢开启中

18、压缸排汽液控蝶阀至全 开位，加强监视机组背压，处理过程中避免机组负荷大幅波动。9.4 停止热网疏水泵。9.5 关闭左、右侧供热快关阀及逆止阀， 关闭热网加热器进汽电动门， 断开电源、气源、关闭快关阀控制油源并做好安全措施。9.6 若供热蒸汽管道破裂严重，严重危胁机组安全运行，应立即停运热网加热器汽侧，并做好安全措施。9.7 汇报热电公司及热力公司领导。10 热网一次循环水管道泄漏处理10.1 热网一次水管道泄漏后，立即加大补水，启动热网补水泵，并 开启消防水补水手动门，维持回水压力不低于0.1Mpa。10.2 立即启动城市供热中断事故预案，汇报相关领导及检修人员， 组织人员进行抢修。10.3

19、立即通知热力公司全管线进行检查，令其停止各换热站所有一 补二阀门，同时进行厂区内一级管网检查。10.4 若经大量补水回水压力仍在降低，立即关小供热抽汽总门，控制供水温度不超80C，降低循环水流量至5000-6000T/H，做好随时 停运热网汽、水侧的准备。10.5 缓慢开启中压缸排汽蝶阀，控制机组负荷稳定，并监视机组背 压的变化。10.6若回水压力降至0.05 Mpa，关闭# 1、2机供热抽汽总门，开启供热蒸汽管道疏水门，停止热网疏水泵。10.7若回水压力降至0 Mpa，停运热网循环泵运行，停止热网补水， 并加强中水池蓄水工作。9.10.8 热力公司查找到泄漏点后，立即进行隔离，隔离完毕后通知 集控值长，进行热网系统补水。10.9 若泄漏点发生在厂区内部应立即进行系统隔离或带压堵漏工作， 尽快消除漏点。10.10 漏点消除后，当回水压力补至 0.1 Mpa 时，缓慢逐个启动热网循环泵运行，并按要求投运