火电机组单机运行期间保证安全稳定运行的措施

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关于确保3号机组

安全稳定运行的技术措施

因4号机组漏泄停机,3号机组单机运行,结合3号机组锅炉水冷壁外漏的实际情况,制定3号机组安全稳定运行的安全技术措施,请生产各单位严格按要求执行。

一、特殊管理措施

1、机组负荷保持在400MW以下,对应主汽压力降低1MPa。

2、运行人员要密切监视漏点变化趋势,发现漏泄量增大及时汇报;锅炉分公司、生技部相关专业人员要重点检查漏点变化情况,发现异常,及时采取相关措施。

3、运行人员缓慢调整变负荷速率,防止机组负荷与压力大幅度变动。

4、当班值长要根据天气变化及时控制热网及厂暖供汽量,减轻机组负荷压力。

5、确保2号机组在热备用状态,生产各单位要做好2号机组随时启动的相关准备。

二、运行管理方面措施

1、各运行单位要严格执行设备巡回检查制度,发现影响主机及主要辅机安全运行的缺陷及时汇报值长,值长应立即通知责任单位人员到现场处理,并通知责任单位领导及相关领导。

2、严格执行“工作票、操作票”制度,做好危险点预控

和安全措施。

3、运行人员要认真监盘,精心调整和操作,发现各类参数(包括环保排放参数)异常及时分析、解决。根据设备运行方式、设备缺陷、环境因素等做好相关事故预想。

4、尽量不安排大型操作,必须的大型操作要由生技部组织做好周密安排,分公司领导要及时到位监护,安监部、生技部、厂部主管生产领导要到位监护指导。

5、运行人员每天16.:30进行等离子设备在线试验,保证等离子可靠备用,提高机组深度调峰能力。

6、做好燃煤混配工作,控制好各煤种的掺烧比例,保证锅炉燃烧稳定及污染物排放达标。

三、机组消缺和设备维护措施

1、进行消缺作业和设备抢修作业时,严格执行工作票制度。特殊情况,经值长同意启动事故抢修程序,并做好危险点预控和安全措施。

2、对影响主机及主要辅机安全运行的设备缺陷,责任单位主要领导必须到现场组织抢修处理,相关领导到位监护。

3、机组运行能消除的设备缺陷要做到当天发现当天消除,因特殊情况需要延期处理的要经生技部批准。尽量避免二次回路作业。

4、各单位检修维护人员每天至少对机组所属设备巡检两次,并在现场设置的设备巡检记录本上签字。巡检中发现问题

及时汇报相关领导,对具备处理条件的,责任单位值班领导应立即组织处理,不具备处理条件的,要采取防止缺陷扩大措施。

5、各单位按维护周期及时进行设备日常维护、保养(给油脂等)。

6、制粉分公司要加强磨煤机、给煤机设备的维护工作,防止给煤机着火、回粉管落粉及石子煤排料管结焦事故的发生。

7、燃料系统值班人员要加强设备巡视,及时消缺,及时清理煤中杂物,保证除铁器等设备正常运行,在保证机组正常供煤的同时,避免给煤机断销子事故的发生。

四、生产现场值班要求

1、各单位安排的值班人员要具有独立的工作能力,不具备独立工作能力的人员不允许安排值班,值班前不许喝酒。电气、热工分公司各相关专业每天要保证有一名班长(或技术员)在元宝山。

2、值班人员要深入现场,了解设备运行状态,掌握设备缺陷,对异常情况作出分析,及时制定防范措施,做好异常运行设备故障或跳闸的事故处理预案。

3、现场发生设备缺陷时,值班人员接到值长通知后15分钟必须到达现场,对发生的缺陷及时处理,值长和机长对值班人员到场情况做好记录。

4、公司生产系统全体管理人员要保持24小时手机开通,确保生产信息畅通;各分公司正、副职不能同时离开市区(赤

峰、元宝山)否则要向主管领导请假,并通知公司生产系统值班人员。

五、单机运行专项处置预案

1、如3号机组锅炉漏泄有明显增大趋势或发生其它较大缺陷时,如能维持低负荷运行,及时启动2号机组,待2号机组并网并运行正常后,停止3号机组运行。

3、如因电网故障或机组保护误动导致机组跳闸,根据运行机组实际状况,启动“3号机组运行事故预案”,详细情况见附件。

附件:3号机组运行事故预案

生产技术部

2013年2月03日

3号机组运行事故预案

一、3号汽轮机跳闸,锅炉灭火,极热态启动

1、保持机侧所有管路疏水门关闭,缸体疏水门开启。

2、低压旁路保持关闭,关闭辅助蒸汽母管对外供汽手动门。

3、关闭辅助蒸汽供除氧器加热调节门,冬季采暖期关闭辅助蒸汽供热网、暖风器调节门。

4、缓慢开启高压旁路,维持再热蒸汽压力在1.5MPa左右。

5、主蒸汽供轴封系统暖管:开启电动门,稍开电动门前手动门、适当开启调节门,开启手动门后手动门,暖管5分钟。

6、主蒸汽供轴封系统暖管结束,缓慢开启电动门前手动门,注意监视调节门调节情况及轴封系统母管压力,必要时开启旁路电动门。

7、主汽供轴封汽源投入后,就地缓慢降低冷再供辅汽基地调节器压力定值至零,关闭冷再供辅汽调节门,注意监视主汽供轴封调节门调节情况,必要时可用手动门调节轴封压力。

8、冷再供辅助蒸汽调节门关闭后,关闭高压旁路,开启低压旁路,再热蒸汽系统泄压。

9、锅炉侧值班人员随时做好点火准备,待机侧将轴封供汽切至主蒸汽后,锅炉开始点火。

10、锅炉点着火后,开启管路疏水门,调整高压旁路开度,保证主蒸汽压力满足轴封供汽需要,建立正常汽水循环,按热态启动方式进行升温、升压。

11、汽轮机达到冲动参数,汽轮机按热态启动方式进行冲动。

12、发电机具备并网条件,发电机并网。

13、机组并网后,按热态启动方式进行升温、升压、加负荷。

14、机组负荷达到到99MW后,及时投入冷再供辅助蒸汽汽源,四次抽汽供除氧器加热汽源。

15、辅助蒸汽压力正常后,投入辅助蒸汽供轴封系统,关闭主汽供轴封系统电动门、手动门。辅助蒸汽供给的其它热用户,依据现场情况逐一顺序投入。

16、其它操作按正常启机程序进行操作。

注意事项:

(1)主蒸汽供轴封汽源投入后,要注意监视轴封供汽温度及机组胀差变化情况,避免温度变化幅度大导致胀差超限的情况发生。

(2)因主汽压力较高,主汽供轴封汽源投入后,注意监视轴封系统压力,防止轴封系统超压。

(3)因除氧器没有加热汽源,水循环时,除氧器以后的设备将受到不同程度的冷却,运行人员在上水过程中,流量增加要缓慢、平稳,防止管路发生振动。

(4)锅炉点着火后,要控制好升温、升压速率,防止汽轮机轴封部位发生汽水冲击。

二、3号机组冷态启动

1、锅炉点火前,按机组冷态启动程序启动相关辅机,除氧器不能投入加热,锅炉上冷水点火。

2、锅炉具备点火条件后,锅炉开始点火。

3、锅炉点着火后,按冷态启动方式进行升温、升压。

4、调整高压旁路开度,保证主、再热蒸汽升温、升压速率匹

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