张海峰-设备单元-汽机

发电企业安全风险控制指导手册培训设备单元汽轮机和热电厂供热系统设备主讲人：张海峰2016年3月引言一、关于燃煤发电企业安全风险控制指导手册（汽轮机和热电厂供热系统）修编的说明：1.修编时间：2015年9月6日至9月25日；2.修编依据：2014版中国大唐公司火力发电企业安全风险控制指导手册、最新的国标、行标、《防止电力生产事故的二十五项重点要求》（国能安全〔2014〕161号）和集团公司有关技术监控、《设备隐患排查治理手册》；3.修编内容：对单元之间、各单元内的重复内容进行了全面梳理，基本避免了重复扣分的情况；完善细化了指导手册各要素控制节点中的风险控制重点、管控效果评估内容；对指导手册中语句不通、错字、漏字、符号、代号、标点符号、单位等均进行了修改和规范，使之准确、清楚、易于理解和执行。

4.修编原则：修订版手册设备单元依据法律法规、国标、行标、规章制度进行分级扣分；GB、DL类的强制条款，按70%～100%区间控制；GB、DL类的非强制条款，按50%～70%区间控制；GB/T、DL/T类的强制条款，按30%～50%区间控制；GB/T、DL/T类的非强制条款，按10%～30%区间控制。二、汽轮机要素增删情况：修改前查评条款：87项，修改后查评条款：82项；修改前总分：1410分，修改后总分：1280分；删除条款项数:12项；新增条款项数：3项；修改条款项数：66项；三、热电厂供热系统修改前查评条款：30项，修改后查评条款：30项；修改前总分：380分，修改后总分：380分；删除条款项数:0项；新增条款项数：0项；修改条款项数：20项；四、本次培训的目的：1、目的是使参加培训的人员了解和熟悉燃煤发电企业安全风险控制指导手册所依据的最新的国家、电力行业和集团公司相关法律、法规、标准和制度；2、通过培训使参培人员熟悉设备单元要素中3.6.2汽轮机和3.6.3热电厂供热系统设备风险控制重点内容和管控效果评估依据，及控制节点的查评方法。3、通过培训使参培人员能够按照风险控制重点及管控效果评估，分析和判断该控制节点可能存在的风险，提出有针对性的整改建议。五、风险评估计分原则：1、《指导手册》2016版中管控效果评估要求的规章制度和文件等，不一定要有专门的规章制度或文件，只要企业规章制度中有相应内容的体现就可以；2、评估问题中出现原有设计标准与现在国家法律、法规、标准和要求不符时，按如下原则执行：（1）国家明令必须淘汰的设备、设施和系统必须尽快完成改造升级；（2）国家最新法律、法规、标准和要求中有强制规定的项目必须按新要求进行整改；（3）其他设备、设施和系统问题以消除缺陷为主。通过消除缺陷，满足原设备、设施和系统设计安全水平；（4）通过消缺仍不能满足安全生产要求或系统存在严重威胁安全生产的问题，则必须按现有标准进行整改；（5）现有设备、设施基本满足原设计安全水平，按现有标准改进后安全水平可显著提高，如费用不多，工作量不大，应按现有标准进行改进。六、主要的评判依据1、重点问题判定存在违反法律法规、违反《防止电力生产事故的二十五项重点要求》、违反强制性标准、严重危及人身安全和设备安全的问题。2、要素运行效果判定失控状态：要素的目标和指标均没有完成，或存在重点问题，或风险度大于50%。偏差状态：不是失控和受控状态的要素。受控状态：要素的目标和指标均完成，无问题的要素。汽机专业适用的国标、行标、规程、制度：

内容提要3.6.2汽轮机82项1280分3.6.2.1启停操作6项70分3.6.2.2运行调整与控制17项190分3.6.2.3定期工作及重要试验12项170分3.6.2.4设备状况9项650分3.6.2.4.1本体主要部件安全状况6项70分3.6.2.4.2调节保安系统主要部件安全状况3项90分3.6.2.4.3重要辅机及附属设备8项170分3.6.2.4.4直接空冷系统及设备4项40分3.6.2.4.5压力容器及高温高压管道6项120分3.6.2.4.6油系统8项120分3.6.2.4.7设备编号及标志

3项300分3.6.2.4.8辅助设施

1项10分3.6.2.5规程与台账2项100分3.6.2.5.1每台机组应具备以下资料、规程、规定、记录，主要生产人员要掌握6项80分3.6.2.5.2设备台帐1项20分3.6.3热电厂供热系统30项380分3.6.3.1启停操作1项30分3.6.3.2运行调整与控制7项90分3.6.3.3定期工作及重要试验1项10分3.6.3.4设备状况12项120分3.6.3.5规程与台账4项40分3.6.3.6专业管理5项90分中国大唐集团公司防止电力生产重大事故的二十五项重点要求实施导则10.1.1.9记录机组起停全过程中的主要参数和状态。停机后定时记录汽缸金属温度、大轴弯曲、盘车电流、汽缸膨胀、胀差等重要参数，直到机组下次热态起动或汽缸金属温度低于150℃为止。10.1.2汽轮机起动前必须符合以下条件，否则禁止起动。10.1.2.1大轴晃动、串轴、胀差、低油压和振动保护等表计显示正确，并正常投入。10.1.2.2大轴晃动值与原始值的矢量偏差不应超过±0.02mm，且满足制造厂要求值。10.1.2.3高压外缸上、下缸温差不超过50℃，高压内缸上、下缸温差不超过35℃。10.1.2.4主蒸汽温度必须高于汽缸最高金属温度50℃，但不超过额定蒸汽温度。蒸汽过热度不低于50℃。10.1.2.5汽轮机润滑油质达到启动要求。10.1.3机组起、停过程操作措施10.1.3.1机组起动前连续盘车时间应执行制造厂的有关规定，不得少于2-4h，热态起动不少于4h。若盘车中断应重新计时。10.1.3.2机组起动过程中因振动异常停机必须回到盘车状态，应全面检查、认真分析、查明原因。当机组已符合起动条件时，连续盘车不少于4h才能再次起动，严禁盲目起动。停机后立即投入盘车。当盘车电流较正常值大、摆动或有异音时，应查明原因及时处理。当汽封摩擦严重时，将转子高点置于最高位置，关闭汽缸疏水，保持上下缸温差，监视转子弯曲度，当确认转子弯曲度正常后，再手动盘车180℃。当正常盘车盘不动时，严禁用吊车强行盘车。10.1.3.3停机后因盘车故障暂时停止盘车时，应监视转子弯曲度的变化，当弯曲度较大时，应采用手动盘车180℃，待盘车正常后及时投入连续盘车。10.1.3.4机组热态起动前应检查停机记录，并与正常停机记录进行比较，若有异常应认真分析，查明原因，采取措施及时处理。10.1.3.5机组热态起动投轴封供汽时，应确认盘车装置运行正常，先向轴封供汽，后抽真空。停机后，凝汽器真空到零，方可停止轴封供汽。应根据缸温选择供汽汽源，以使供汽温度与金属温度相匹配。10.1.3.6疏水系统投入时，严格控制疏水系统各容器水位，注意保持凝汽器水位低于疏水联箱标高。10.1.3.7供汽管道应充分暖管、疏水，严防水或冷汽进入汽轮机。10.1.3.8停机后应认真监视凝汽器、高、低压加热器水位和除氧器水位，防止汽轮机进水。10.1.3.9起动或低负荷运行时，不得投入再热蒸汽减温器喷水。在锅炉熄火或机组甩负荷时，应及时切断过热蒸汽及再热蒸汽减温水。

DL/T438-2009《火力发电厂金属技术监督规程》第12.2条机组运行期间的检验监督：12.2.1机组投运后每次A级检修对转子大轴轴颈、特别是高中压转子调速级叶轮根部的变截面R处和前汽封槽等部位，叶轮、轮缘小角及叶轮平衡孔部位，叶片、叶片拉金、拉金孔和围带等部位，喷嘴、隔板、隔板套等部件进行表面检验，应无裂纹、严重划痕、碰撞痕印。有疑问时进行表面探伤。12.2.2机组投运后首次A级检修对高、中压转子大轴进行硬度检验和金相组织检验。硬度检验部位为大轴端面和调速级轮盘平面（标记记录检验点位置）；金相组织检验部位为调速级叶轮侧平面，金相组织检验完后需对检验点多次清洗。此后每次A级检修在调速级叶轮侧平面首次检验点邻近区域进行硬度检验；若硬度相对首次检验无明显变化，可不进行金相组合检验。12.2.3机组每次A级检修对低压转子末三级叶片和叶根、高中压转子末一级叶片和叶根进行无损探伤；对高、中、低压转子末级套装叶轮轴向键槽部位进行超声波探伤，叶片探伤按DL/T714、DL/T925执行。12.2.7机组运行中出现异常工况：如严重超速、超温、转子水激弯曲等，应视损伤情况对转子进行硬度、无损探伤等。

《火力发电厂汽轮机防进水和冷蒸汽导则》DL/T834-20033.1.2机组应有完善的进水检测，检测装置应能通过温度或水位及其他检测方法，检测出汽轮机内部和外部的积水，特别是能及早检测和判断出可能进入汽缸的外部积水。3.1.3机组具有完善的疏水排放系统，在各种不同的工况下，不仅能将储存在汽轮机和管道内的所有疏水排除，而且当发现不正常的积水时，能采用手动或最好采用自动控制方式将其隔离并排出。。3.1.5机组具有完善的防进水保护系统，对特别危险的水源，该处设备或该设备的任何一套保护或系统单独发生故障时(包括失电、失气信号故障)，不致引起汽轮机发生进水事故。4.8.5在各抽汽管道逆止门后第一个水平管段的顶部和相应位置的底部各设置一对温差热电偶，以监视管内是否积水，温差大时在控制室报警。4.7.2汽轮机本体应设计必要的疏水点。调节级后应在汽缸底部设置疏水点。中压缸排汽管如不从底部引出，则在中压缸排汽部分底部低位点设置疏水点。低压缸应设置有效的去湿装置，处于湿蒸汽区的隔板上设集水槽，在相应的腔室或集水槽底部低位点设置连续疏水点，以防止低压缸喷水装置喷水时可能聚集在排汽缸低位点的水由于倒流而冲击汽轮机末级叶片。低压缸疏水采用逐级疏水或排到抽汽管。4.7.8汽轮机如有汽缸法兰加热装置、汽缸夹层加热或快速冷却装置，则应设置必要的疏水点。4.13.9b)建议疏水管以联箱中心线成45°的角度安装在联箱上，且疏水管的排水口向着凝汽器或疏水扩容器。同一联箱上的疏水管按压力等级、顺水流方向从大到小顺序排列。《节能技术监督导则》DL/T1052-20076.2.4.12条，对于湿冷机组，100MW及以下机组真空下降速度不高于400Pa/min，100MW以上机组真空下降速度不高于270Pa/min；对于空冷机组，300MW及以下机组真空下降速度不高于130Pa/min，300MW以上机组真空下降速度不高于100Pa/min；背压机组不考核，循环水供热机组仅考核非供热期。6.2.4.14条，凝结水的过冷度是指汽轮机排汽压力下的饱和温度与凝结水热井水温度之差（℃）。凝结水过冷度以统计报表或测试数据作为监督数据。统计期平均值不超过2℃。《汽轮机调节控制系统试验导则》DL/T711-2000

4.10汽阀油动机关闭时间：高、中压调节汽阀，高、中压主汽阀油动机的总关闭时间t为关闭过程中延迟时间t1与关闭时间t2之和。建议机组功率在200-600MW（包括600MW）,调节汽阀关闭时间小于0.4秒，主汽阀小于0.3秒。机组功率大于600MW,调节汽阀关闭时间小于0.3秒，主汽阀小于0.3秒。中国大唐集团公司防止电力生产重大事故的二十五项重点要求实施导则9.2.7新机组投产前，应对焊接隔板的主焊缝进行认真检查。大修中应检查隔板变形情况，最大变形量不得超过轴向间隙的1/3。《汽轮机电液调节系统性能验收导则》DL/T824-20024.9（电液调节系统）稳定性4.91在额定工况下，转速控制引起的转速波动不应大于额定转速的±0.1%；4.9.2在额定工况下，功率控制引起的功率波动不应大于额定功率的±0.5%；4.9.3按技术条件规定的最大升速下，其转速的超调量应小于额定转速的0.2%；4.9.4调节系统动态过程应能迅速、稳定，振荡次数不应超过2-3次。）中国大唐集团公司防止电力生产重大事故的二十五项重点要求实施导则

4.2.1除氧器4.2.1.1除氧器的运行操作规程应符合《电站压力式除氧器安全技术规定》（能源安保[1991]709号）的要求。除氧器两段抽汽之间的切换点，应根据《电站压力式除氧器安全技术规定》进行核算后在运行规程中明确规定，并在运行中严格执行，严禁高压汽源直接进入除氧器。4.2.1.2检查进入除氧器、扩容器的高压汽源，采取措施消除除氧器、扩容器超压的可能。推广滑压运行，逐步取消二段抽汽进入除氧器。4.2.1.3单元制的给水系统，除氧器上应配备不少于两只全启式安全门，并完善除氧器的自动调压和报警装置。4.2.1.4除氧器和其他压力容器安全阀的总排放能力，应能满足其在最大进汽工况下不超压。TSG-R0004-2009《固定式压力容器安全技术监察规程》第6.1条压力容器的使用登记：压力容器的使用单位，在压力容器投入使用前或者投入使用30天内，应当按照要求到直辖市或者设区的市的质量技术监督部门，逐台办理使用登记手续。第6.3条（5），组织开展压力容器的安全检查，至少每月进行一次自行检查，并且做出记录。TSGZF001-2006

《安全阀安全技术监察规程》B6.3.1条安全阀校验周期应当符合以下要求：（1）安全阀定期校验，一般每年至少一次，安全技术规范有相应规定的从其规定；（2）经解体、修理或更换部件的安全阀，应当重新进行校验。DL612-1996《电站工业锅炉压力容器监察规程》第9.1.8条进水或进汽压力高于容器设计压力的各类压力容器应装设安全阀。高低压加热器的水侧和汽侧都应装设安全阀。第9.1.9条安全阀应垂直安装。引出管宜短而直。蒸汽管道上的安全阀应布置在直管段上。第9.1.17条安全阀出厂时应有金属铭牌。第9.1.11条安全阀应装设通到室外的排气管，该排汽管应尽可能取直。每只安全阀宜单独使用一根排气管。排汽管上不应装设阀门等隔离装置。排汽管底部应有接到安全地点的疏水管，疏水管上不允许装设阀门。第9.2.2条各类压力容器都应装设压力表。第9.2.3.a)条压力表装用前应作校验,并在刻度盘上划出明显标记,指示该测压点允许的最高工作压力。DL647-2004《电站工业锅炉压力容器校验规程》9.在役压力容器定期校验：9.2a)外部校验每年至少一次；9.2b)内外部校验（结合机组大修进行）……；9.3a)投运后首次内外部校验周期一般为三年。《中国大唐集团公司火电厂机炉外管道监督管理办法》[2005]152第三十七条与主蒸汽系统、再热蒸汽系统相连接的介质温度≥450℃的疏水、旁路等系统，二次门后的管道应使用耐热合金钢管（如12Cr1MoVG），不允许使用20G钢管。对于按原设计规范已使用了20G钢管的，应及时予以更换。第三十八条对于运行压力≥5.9MPa或运行温度≥200℃的管道，根据原设计规范使用了材料为#20钢的管道应逐步更换为20G。第十二条对于主蒸汽、再热蒸汽、给水、抽汽管道还应该建立支吊架检查与调整台帐。第十三条支吊架检查与调整台帐至少应包括以下明细：检查时间、支吊架位置、支吊架规格、冷态时弹簧压缩量设计值、调整时间、调整原因。火力发电厂金属技术监督规程DL/T438-2009第7.1.11条对工作温度大于450℃的主蒸汽管道、高温再热蒸汽管道，应在直管段上设置监督段（主要用于金相和硬度跟踪检验）；监督段应选择该管系中实际壁厚最薄的同规格钢管，其长度约1000mm；监督段同时应包括锅炉蒸汽出口第一道焊缝后的管段和汽轮机入口前第一道焊缝前的管段。7