国家电网公司 发电厂重大反事故措施

国家电网公司 发电厂重大反事故措施 (试行) 国家电网公司 二○○七年十月 内部资料 注意保存 目录 TU1 防止火灾事故UT (1) TU2 防止人身伤亡事故UT (5) TU3 防止锅炉承压部件失效事故UT (10) TU4 防止压力容器等承压设备爆破事故UT (13) TU5 防止锅炉尾部再次燃烧事故UT (15) TU6 防止锅炉炉膛爆炸事故UT (17) TU7 防止制粉系统和煤尘爆炸事故UT (18) TU8 防止锅炉汽包满水和缺水事故UT (20) TU9 防止汽轮机组超速事故UT (22) TU10 防止汽轮机轴系损坏事故UT (24) TU11 防止汽轮发电机损坏事故UT (30) TU12 防止水轮发电机组(含抽水蓄能机组)事故UT (34) TU13 防止分散控制系统(DCS)及热工保护拒动、误动事故UT (38) TU14 防止机网协调事故UT (41) TU15 防止励磁系统事故UT (44) TU16 防止继电保护事故UT (47) TU17 防止发电厂电力调度自动化系统子站设备与电力通信系统事故UT (51) TU18 防止直流系统事故UT (53) TU19 防止全厂停电事故UT (55) TU20 防止重大环境污染事故UT (57) 1 1 防止火灾事故 1.1 加强防火组织与消防设施管理 1.1.1 各单位应建立防止火灾事故组织机构,健全各项消防工作制度,落实 各级防火责任制。配备消防专责人员并建立有效的消防组织网络和群众性消防队 伍。距离当地公安消防队较远的大、中型发电企业可根据实际情况建立专职消防 队。 1.1.2 配备完善的消防设施,组织开展相关培训。定期对消防设施进行检 查与保养,禁止使用过期消防器材。 1.1.3 消防水系统应与生活水、工业水系统分离,禁止使用铸铁阀门和有 缝钢管。消防泵应采用双电源或双回路供电,有条件的应由保安段电源供电。 1.2 生产场所防火防爆 1.2.1 各类生产场所应符合《火力发电厂与变电所设计防火》 (GB50229-2006)和《水利水电工程设计防火规范》(SDJ278-1990)的有关防火规定要求。临时建筑的耐火等级、防火间距和安全出口等应符合《建筑设计防火规范》(GB50016-2006)的规定要求。 1.2.2 发电厂各类控制室、继电保护室、计算机房、通讯室、高低压配电室、 等重点防火部位应设置火灾检测和灭火装置,相应安全出口应不少于两个。变压器室、电容器室、蓄电池室、油处理室、配电室等应采用向外开启的钢质门或丙级防火门。 1.2.3 油罐区四周应设置1.8 米高的围栅。利用厂区围墙作为油罐区的围墙 时,该段厂区围墙应为2.5 米高的实体围墙。 1.2.4 制氢站、蓄电池室、燃油站、加油站、油处理室、柴油机房等防火防 爆重点场所必须采用防爆型照明、通风设备。 1.2.5 生产场所严禁长期存放易燃易爆物品。临时存放易燃易爆物品,必须 做好相关防火措施,并落实安全责任人。 2 1.2.6 发电机组、变压器等设备检修工作期间,工作现场应设专人值班,检 修工作间断或结束时应及时清理和检查现场。各类废油应倒入指定容器,严禁随意倾倒。 1.2.7 在禁火区动火应严格执行动火作业和动火票工作制度,严禁 无票作业。 1.3 电缆防火 1.3.1 新、扩建工程的电缆选择与敷设必须符合相关设计要求,易燃易爆场 所须选用阻燃电缆。各项电缆防火工程应与主体工程同时投产。 1.3.2 主厂房内的热力管道与架空电缆应保持足够的间距,其中与控制电缆 的距离不小于0.5 米,与动力电缆的距离不小于1 米。靠近高温管道、阀门等热体的电缆应采取隔热、防火措施。 1.3.3 电缆夹层和电缆沟内不得布置热力、油气及其他可能引起火灾的管道 和设备。各类电缆应分层布置,避免任意交叉,电缆弯曲半径应符合相关要求。 1.3.4 通往电缆夹层、隧道和穿越楼板、墙壁、柜、盘等处的电缆孔洞(含 电缆穿墙套管与电缆之间缝隙)均应严密封堵,靠近带油设备的电缆沟盖板应密封。扩建工程和检修中损伤的阻火墙应及时恢复封堵。 1.3.5 电缆竖井和电缆沟应分段做防火隔离。敷设于隧道和厂房内构架上的 电缆应采取分段阻燃措施。并排安装的多个电缆头之间应加装隔板或填充阻燃材料。 1.3.6 在电缆交叉、密集及中间接头等部位应设置自动灭火装置。重要的电 缆隧道、夹层应安装温度火焰、烟气监视报警器,并保证可靠运行。 1.3.7 定期对电缆夹层、沟道及其消防设施进行巡视检查。对电缆特别是电 缆中间接头应定期进行红外测温,并按照规定要求进行预防性试验。 1.3.8 电缆夹层、竖井、电缆隧道和电缆沟等场所应保持清洁,禁止堆放杂 物。锅炉、燃煤储运厂房内架空电缆上的粉尘应定期清扫,做到不积粉尘、不积水。 3 1.3.9 加强400V动力电缆的运行、检修管理。在厂用系统增加负荷或改变厂 用系统结线时,应同时校核电缆截面是否符合要求。 1.4 汽机油系统防火 1.4.1 汽机油系统应尽量减少法兰联结,避免使用活结或丝扣联结,禁止使 用铸铁阀门。法兰垫应选用隔电纸、青壳纸、钢纸垫等耐油、耐高温产品,禁止使用塑料垫、橡皮垫(含耐油橡皮垫)和石棉纸垫。 1.4.2 油管道法兰、阀门及可能漏油部位附近应禁止明火,需明火作业时必 须采取严格的防范措施。 1.4.3 在油管道上焊接作业时,必须办理动火工作票,采取可靠的隔绝措施 并检验确认管道内无可燃物。禁止在运行的油管路实施焊接作业。 1.4.4 油管道应尽可能远离高温管道,且在高温管道下方,油管道至高温管 道保温层外表面的距离不得小于0.15 米。油管道法兰、阀门的周围及下方如敷 设高温管道或其它热体,法兰外应加装金属罩壳。 1.4.5 事故排油阀应装设两个钢质截止阀,其操作手轮距油箱应不少于5 米, 并具有两个以上的到达通道。操作手轮须加铅封,禁止加锁,并加挂“禁止操作”标志牌。事故一次放油门应置于常开位置,排至室外的事故油箱(油池)应装设排气管。 1.4.6 定期对机组油管路进行碰磨检查,特别是管道沟内部、顶轴油管等隐 蔽部位,以便及时发现和处理管道振动及碰磨。 1.4.7 机组油系统设备及管道发生漏油必须及时处理。如不能与系统隔绝处 理或热力管道保温已渗入油,应立即停机处理。 1.5 燃油罐区及锅炉油系统防火 1.5.1 油区内禁止搭建临时建筑,严禁存放易燃物品。 1.5.2 油区、输卸油管道必须装设可靠的防雷接地装置,并定期测试接地电 阻值,保证接地电阻符合有关规程要求。 1.5.3 储油罐或油箱的油温应根据燃油种类严格控制在允许范围内,加热燃 4 油的蒸汽温度应低于油品的自燃点。 1.5.4 定期检查和更换燃油系统软管,锅炉房内的油母管及各支线应列入运 行巡回检查路线。 1.6 防止氢气系统爆炸着火 1.6.1 制氢站及装有氢气的设备附近严禁放置易燃易爆物品,并应设置“严 禁烟火”、“禁止使用无线通讯”等标志牌。 1.6.2 制氢系统厂房、储氢罐等必须具有可靠的防雷、防静电设施,制氢站 门窗应采用向外开启的木制门窗或其它非金属门窗,并保持良好通风。 1.6.3 严密监测制氢设备、氢冷系统的氢气纯度,达不到规定必须及时 处理。氢冷系统的氢气纯度低于90%时,应立即停机。 1.6.4 机组漏氢量实测计算应每月进行一次。当发电机氢冷系统发生渗漏且 无法停机时,必须加强现场氢气含量监测,加大漏氢量实测计算频率。 1.6.5 机组运行期间排氢风机应保持经常运行,并定期进行取样,监视机房 含氢量是否超过规定值。 1.6.6 在氢气设备生产系统各部位作业必须使用不产生火花的铜质或铜合金 工具。氢冷系统进行检修、试验时,无论是否进行动火作业,均须断开氢气系统(与运行系统有明确断开点),并做好相关安全措施。 1.6.7 氢气管道阀门和水封装置发生冻结时,必须用热水或蒸汽缓慢加热解 冻,严禁明火烤烘。 1.6.8 地沟铺设的氢气管道应采取防止氢气泄漏、积聚或窜入其它沟道的措 施。地下铺设的氢气管道应埋设在冰冻层以下且埋深不宜小于0.7 米。架空氢气管道应采用非燃烧材料支架,并且不应与电缆、电线铺设于同一支架。 1.6.9 氢冷器回水管应直接接入虹吸井,并与凝汽器出水管分离。如氢冷器 回水管不能与凝汽器出水管分离,则严禁使用明火对凝汽器铜管作业。 1.6.10 氢气放空阀、安全阀均须装设高于屋顶2 米以上的室外金属放空管 和阻火器,放空管应设防雨罩并采取防堵塞措施。发电机底部排污时,应注意防 5 止氢气排出造成火灾。 1.7 输煤及制粉系统防火 1.7.1 加强设备运行维护和巡视检查。经常清扫输煤系统、辅助设备、电缆 排架等处积粉,及时发现和清除漏粉点。输煤皮带停止上煤期间应坚持巡视检查。 1.7.2 制粉系统防爆门应避免朝向电缆层和人行道。防爆门动作后应立即检 查,清除周围积粉。 1.7.3 煤粉(原煤)仓应装设温度测点,并宜装设报警测点。运行中应严格 控制磨煤机出口温度和煤粉(原煤)仓温度,不得超过煤种要求的规定值。 1.7.5 手动测量煤粉仓粉位应缓慢升降仓内浮筒,避免撞击舱壁产生火花。 1.7.6 在输煤皮带上空附近和原煤仓格栅等处动火时,必须做好隔离措施, 防止引起皮带着火。 1.7.7 煤粉仓清理作业应穿不产生静电的工作服,使用防爆行灯和工具,不 得带入火种,严禁使用压缩空气或氧气吹扫。清仓期间发生残余煤粉自燃,工作人员必须立即撤出,并将煤粉仓严密封闭,用蒸汽、氮气或二氧化碳灭火器等灭火。 1.7.8 输煤皮带发生着火时,应立即停止皮带运行,并采取阻止火焰蔓延的 措施,从着火两端向中间扑灭。 2 防止人身伤亡事故 2.1 加强人身安全管理 2.1.1 加强生产作业现场管理,认真开展作业现场危险点分析。在危险性较 大的电力生产区域作业,应制定专门的安全组织措施,逐项进行安全技术交底,落实各项预控措施。 2.1.2 定期对作业人员进行安全规程、制度和技术培训。新员工和临时工必 须经过安全技术培训,并在有工作经验员工带领下方可作业。 2.1.3 生产现场应配备充足的、经国家或省、部级质检机构检测合格的安全 工器具和防护用品,并定期进行检验,坚决淘汰不合格的工器具和防护用品。 6 2.1.4 加强对各种发、承包工程的安全管理,明确发包方和承包方的安全职 责,杜绝以包代管,禁止对工程项目进行转包和违规分包。 2.1.5 作业现场可能发生人身伤害事故的地点应设立安全警示牌,交叉作业 现场应制订完备的交叉作业安全防护措施。 2.2 防止人身触电 2.2.1 各类电气设备、电动工器具必须具有可靠的保护接地。220V 电气设 备应设单独的保护接地线,不得利用设备自身的工作零线兼做接地保护。 2.2.2 现场使用临时电源必须安装漏电保护装置,并满足《施工现场临时用 电安全技术规范》(JGJ46-2005)的有关要求。 2.2.3 生产现场使用的电焊机,其高低压接线柱必须装防护罩,电焊机外壳 必须可靠接地。不停电更换焊条必须戴焊工手套,焊线不应有裸露接头。 2.2.4 在潮湿或积水地面等恶劣环境下进行电焊作业,焊工必须穿绝缘鞋或 站在绝缘垫上,采取防止触电措施后方可工作。 2.2.5 在锅炉汽包、凝汽器等金属容器内进行电焊作业,焊工应穿绝缘鞋或 站在绝缘垫上,并穿干燥的工作服,避免与铁件接触。容器外应设可到和听到焊工工作的监护人,并设置就地电源开关,以根据焊工信号切断电源。 2.2.6 在容器内作业使用的行灯,电压不得超过12 伏,禁止使用自耦变压 器作为行灯变压器。 2.2.7 外来进入生产现场工作的人员必须经过安全教育培训和安全技术交 底,并履行相关审批、工作程序。 2.3 防止高处坠落、高空落物伤害 2.3.1 根据国家有关规定不宜从事高处作业和登高作业的人员,不允许从事 高处和登高作业。 2.3.2 坠落高度在1.0 米及以上的工作平台和人行通道,在临空侧应设置 固定式防护栏杆。 2.3.3 安全带使用前必须进行检查,安全带挂钩必须挂在结实牢固的构件或 专用钢丝绳上,禁止低挂高用。 2.3.4 楼梯、钢梯、平台均应采取防滑措施。高度超过3 米的直钢梯应装设 护笼,防止上、下楼梯时发生坠落。 7 2.3.5 炉内作业使用的升降式检修平台,必须经具有资质的技术监督部门检 验合格后方可使用。 2.3.6 生产厂房装设的电梯,必须由具有资质的单位检验合格,并定期进行 检验,同时应制订和落实相关安全使用规定。电梯安全闭锁装置、自动装置、机械部分、信号照明等存在缺陷时,必须停止使用。 2.3.7 电除尘器检修现场及其它需作业人员在高处(不能搭设脚手架的场 所,不包括杆塔)进行大范围移动的场所,必须使用防坠落速差保护器。 2.3.8 使用绝缘斗臂车作业前,必须检查绝缘臂处于合格状态。禁止使用汽 车吊(斗臂车)悬挂吊篮上人作业。不得用斗臂起吊重物,在斗臂上工作必须使用安全带。 2.3.9 高空作业禁止上下抛掷物件,作业平台上的材料、备件应固定牢固, 杂物及时清理。 2.4 防止机械伤害 2.4.1 建立健全各种机械设备的安全操作规程和工作制度,工作人员必须经 过专业培训并能熟练操作。 2.4.2 在操作转动机械设备时,严禁扶持加工件或戴手套操作。 2.4.3 机械设备检修应进行系统隔离,转动机械应采取防止转动的措施。检 修完成后,必须将安全设施恢复到正常运行状态,方可进行试运行。 2.4.4 转动机械的转动部分必须安装防护罩等防护设施,设备转动时严禁取 下防护设施。禁止在靠背轮、螺栓或运行设备的轴承上行走或坐立。 2.4.5 设备转动时严禁清扫、擦拭设备转动部分。清扫擦拭运行设备的固定 部分,严禁将抹布、棉纱缠在手上使用。 2.4.6 无论输煤皮带在运行或停止状态,均禁止在皮带上行走或用皮带运送 检修工器具及材料。当皮带跑偏时,禁止使用木棍等工具校正。 2.4.7 运煤设备工作期间,禁止不停设备紧链条或皮带。值班人员不得擅自 打开碎煤机、滚轴筛检查门和人孔门,或取下原煤仓人孔门盖板。 2.4.8 使用砂轮机、角磨机、切割机以及电火焊作业,必须戴防护眼镜。 2.5 防止起重伤害 2.5.1 各类起重设施必须按照相关规定办理检验合格证,按规定期限检测合 8 格。起重设施必须由专人定期检查维护,作业人员应持证上岗。 2.5.2 起重作业必须由专人统一指挥,严禁超规范使用起吊设备。 2.5.3 实施重大、特殊的起重搬运工作,必须制定严密的组织、安全和技术 措施。进行试吊时,生产(技术)负责人及相关部门人员必须到位。 2.5.4 使用行车、卷扬机、手拉葫芦等起重机械前,必须检查传动、刹车装 置及安全防护设施是否正常。禁止作业人员在手拉葫芦正下方操作。吊物需长时间停空时,下面应垫物支撑。 2.6 防止人员烫伤、窒息 2.6.1 从事高温明火作业,或在易积聚易燃、易爆气体及容易发生电弧烧伤、 绝缘油喷燃场所的作业人员,必须穿全棉质工作服。 2.6.2 观察锅炉燃烧情况应戴防护面罩,禁止站在看火孔、检查孔的正面检 查燃烧情况。 2.6.3 冲洗汽包水位计时,工作人员应在水位计侧面操作,开、关阀门时应 缓慢小心,并观察好躲避路线。 2.6.4 在防爆门、安全门、汽包和压力容器水位计、加热器放水井、疏水口、 高温高压阀门、法兰等高温、高压管道和设备附近禁止长时间停留。如需检修作业,必须采取完备的防烫伤措施。 2.6.5 处理渣井堵焦时,应注意防止捞渣机内热水溅出烫伤作业人员。锅炉 清灰时,工作人员应穿隔热保护鞋,并在设置的踏板上作业。 2.6.6 设备及管道检修前,必须打开各疏水门放尽存水,并注意防止放疏水 时烫伤人。拧松管道法兰盘螺丝,应先把法兰盘上距身体较远的一半螺丝先松开,再拧松靠近身体一半的螺丝。 2.6.7 进入容器内进行检修工作前,应将容器内压力降至外部大气压力,打 开人孔、检查孔充分通风,并将容器内打扫干净,对于有毒、有易燃易爆危险品的容器应将内部冲洗干净。禁止向容器充氧,禁止用各类气体的气瓶对容器充压找漏。参加容器内部工作人员不得少于三人,其中两人在外监护。 2.6.8 开展带压堵漏工作必须制定严密的安全措施,经生产(技术)负责人 批准后执行。作业人员应经培训合格,作业时必须穿戴防止烫伤的防护用品。带压堵漏仅限于砂眼气孔等不易扩大的缺陷,对裂纹、吹刷减薄、腐蚀穿孔等发展 9 型缺陷不得进行带压堵漏。 2.6.9 在可能积存有害气体的地下维护室内作业,作业人员应戴防毒面具且 轮班倒换工作。 2.6.10 进入室内、沟道内扑救电气设备着火时,必须穿戴绝缘鞋和绝缘手 套,并戴好呼吸保护器。 2.6.11 进入通风不良的场所或地下沟道工作前,应测量含氧量,含氧量低 于18%,必须采取强制通风措施。地下维护室和沟道内的温度超过50℃时,不准进入工作。 2.7 防止化学中毒及放射源伤害 2.7.1 从事装卸、搬运、使用浓酸、强碱等强腐蚀物品及有毒有害物品的工 作人员,必须经过专业培训,熟悉所接触药品的性质和操作方法,并配备必要的防护用品。 2.7.2 加强有毒、易燃、易爆药品管理,严格执行使用和报废有毒、易燃、 易爆药品管理制度。过期的药品、试剂应集中处理,剧毒试剂在试验完成后,不得随意倾倒,应作销毁处理并作好记录。 2.7.3 从事放射性工作的人员,应先进行防护知识和法规教育,并经考试合 格方能上岗。严格按操作规程工作,对难度较大的操作,事先用非放射性物质作模拟试验,有把握后方能正式操作。 2.7.4 定期对浓酸、浓碱管道接口、酸泵、阀门等进行检验,确保严密不漏。 水处理车间应随时备有急救药品和充足的自来水源。 2.8 防止其它伤害 2.8.1 生产场所人员紧急疏散通道必须保持畅通,各类警示标志应醒目、齐 全,地下厂房应标明逃生路线。 2.8.2 使用射钉枪及压接枪等爆发性工具的人员应经培训考核合格,严格遵 守有关规定,专人装药,专人使用。 2.8.3 小型空气压缩机应保持润滑良好、压力表准确、安全阀可靠,并应由 专人维护。 2.8.4 电动弯管机、坡口机、套丝机必须先开空转,待动作正常后方可带负 荷工作。 10 2.8.5 检查装有易燃易爆物品的罐车,必须注意防火。在铁路专用线路上作 业、巡查时,必须熟悉设备和信号显示方式,注意观察,及时下道。严禁钻、扒、跳车,禁止从车辆下方递送工具。 3 防止锅炉承压部件失效事故 3.1 各单位应成立防止压力容器和锅炉爆漏工作小组,加强专业管理、技术 监督管理和专业人员培训考核,健全各级责任制。 3.2 严格锅炉制造、安装和调试期间的监造和监理。新建锅炉承压部件在 安装前必须进行安全性能检验,并将该项工作前移至制造厂,与设备监造工作结合进行。 3.3 在役锅炉必须进行定期检验,检验周期、检验项目、检验机构及人员资 质应符合《电站锅炉压力容器检验规程》(DL647-2004)及国家有关规定要求。3.4 防止超压超温 3.4.1 锅炉在水位表数量不足、安全阀解列的情况下不得投入运行。机组正 常运行时,必须投入汽机跳闸后联跳锅炉保护。 3.4.2 参加电网调峰、调频机组应制定相应的技术措施。其中,非调峰设计 锅炉的调峰负荷下限、启停及变负荷速度应根据水动力计算、试验及调峰特性试验确定。 3.4.3 直流锅炉的蒸发段、分离器、过热器、再热器出口导汽管等应具有完 备的管壁温度测点,并定期进行检查。应结合直流锅炉蒸发受热面的水动力分配特性,做好直流锅炉燃烧调整工作,防止由于入炉燃料量不均、炉内局部结焦等 造成炉内热负荷分配偏离设计状态。 3.4.4 定期进行放汽试验和电磁安全阀试验。放汽试验应安排在安全阀试验 前进行,电磁安全阀电气回路试验每月进行一次。 3.4.5 装有一、二级旁路系统的机组,机组起停时应投入旁路系统,旁路系 统的减温水须正常可靠。 3.4.6 锅炉启停过程中,应严格控制汽温变化速率。在启动中应加强投入燃 料量控制,防止炉膛出口烟温超过规定值。 11 3.4.7 加强直流锅炉的运行调整,严格按照规程规定的负荷点进行干湿态转 换操作,并避免在该负荷点附近长时间运行。 3.4.8 大型煤粉锅炉应配置必要的炉膛出口或高温受热面两侧烟温测点、高 温受热面壁温测点,并加强对烟温偏差和受热面壁温的监视和调整。 3.5 防止设备大面积腐蚀 3.5.1 机组启动初期,凝结水应100%精处理;机组正常运行期间,精处理设 备禁止随意退出运行。发生凝汽器管泄漏造成凝结水品质超标时,应立即组织查找和堵漏,并按照《火力发电厂水汽化学监督导则》(DL/T561-1995)的要求, 严格执行“三级处理”。 3.5.2 机组化学酸洗期间,过热器必须注满保护液,并严格控制保护液中氯 离子含量及汽包、分离器液位,防止酸液进入过热器。 3.5.3 严禁品质不合格的给水进入锅炉,蒸汽品质不合格禁止并汽。采用磷 酸盐处理和挥发性处理的锅炉,运行中应严防炉水pH 值低于9.0,当水冷壁结 垢超标时应及时进行酸洗。 3.5.4 加强锅炉燃烧调整,改善贴壁气氛,防止发生高温腐蚀。锅炉改燃非 设计煤种时,应全面分析新煤种高温腐蚀特性,采取有针对性的防腐措施。 3.5.5 加强循环冷却水系统的监督和管理,严格按照动态模拟试验结果控制 循环水的各项指标,防止凝汽器管材腐蚀结垢和泄漏。 3.5.6 安装或更新凝汽器管前,应逐根进行外观检验和涡流检测。 3.6 防止炉外管爆破 3.6.1 加强对汽包、集中下降管、联箱、主蒸汽管道、再热蒸汽管道、弯管、 弯头、阀门、三通等大口径部件及其相关焊缝的检查,及时发现和消除设备缺陷。对于不能及时消除的不允许缺陷,应对缺陷尺寸进行定量检测及监督,并做好安全性评价。 3.6.2 定期对导汽管、汽水联络管、下降管等炉外管以及联箱封头、接管座 等进行外观检查、壁厚测量、圆度测量及无损检测,发现裂纹、冲刷减薄或圆度异常复圆等问题应及时采取打磨、补焊、更换等处理措施。 3.6.3 加强炉外管巡视,对管系振动、水击、膨胀受阻、保温脱落等现象应 认真分析原因,及时采取措施。炉外管发生漏气、漏水现象,必须尽快查明原因12 并及时采取措施,如不能与系统隔离处理应立即停炉。 3.6.4 发电机组启停和系统切换操作过程中,应密切关注炉外管道温度和压 力变化,出现超温超压应及时采取措施。 3.6.5 加强对汽水系统的高中压疏水、排污、减温水等小径管的管座焊缝、 内壁冲刷和外表腐蚀检查,发现问题应及时更换。启停频繁的高压疏水管道弯头不宜采用直接弯管结构,应采用加厚的机制弯头。 3.6.6 按照《火力发电厂汽水管道与支吊架维修调整导则》(DL/T 616-2006) 的有关要求,定期对支吊架进行检查。运行时间达到100,000 小时的主蒸汽管道、再热蒸汽管道的支吊架应进行全面检查和调整,必要时进行应力核算。 3.6.7 对易于引起汽水两相流的疏水、空气管道,应对其与母管相连的角焊 缝、母管开孔的内孔周围、弯头等部位进行重点检查,其管道、弯头、三通和阀 门运行时间达到100,000 小时后,应结合检修全部更换。 3.6.8 定期对喷水减温器进行检查,必要时采用视频内窥镜等检测设备,防 止因减温器喷头脱落或内部套筒断裂失效。 3.6.9 在检修中,应重点检查可能因膨胀不畅或应力集中导致的承压部件产 生缺陷的部位。 3.6.10 发电机组投运的第一年内,应对主蒸汽和再热蒸汽管道的不锈钢温 度套管角焊缝进行渗透和超声波检测,并结合每次A 级检修进行检测。 3.6.11 锅炉水压试验结束后,应严格控制泄压速度,并将炉外蒸汽管道存 水完全放净,防止发生水击。 3.6.12 严格焊工管理及焊接工艺质量评定,杜绝无证(含过期证)上岗和 超合格证允许范围施焊,焊接工艺、质量、热处理及焊接检验应符合《火力发电 厂焊接技术规程》(DL/T 869-2004)有关规定要求。 3.7 防止锅炉四管爆漏 3.7.1 建立锅炉承压部件防磨防爆设备台帐,制定和落实防磨防爆定期检查 、防磨防爆预案,完善防磨防爆检查、考核制度。 3.7.2 定期检查水冷壁刚性梁四角连接及燃烧器悬吊机构,防止因水冷壁晃 动或燃烧器与水冷壁鳍片处焊缝受力过载拉裂造成水冷壁泄漏。 3.7.3 定期对吹灰系统进行维护保养,加强吹灰器运行监视,防止因吹灰器 13 故障造成受热面管壁冲刷减薄和泄漏。应合理选取并定期校核吹灰介质参数,并 对吹灰器吹扫区域受热面管壁厚度进行重点检查,及时发现和处理设备缺陷。 3.7.4 锅炉发生四管爆漏后,必须尽快停炉。在对锅炉运行数据和爆口位置、 数量、宏观形貌、内外壁情况等信息作全面记录后方可进行割管和检修。应对发 生爆口的管道进行宏观分析、金相组织分析和力学性能试验,并对结垢和腐蚀产 物进行化学成分分析,根据分析结果采取相应措施。 3.7.5 运行时间接近设计寿命或发生频繁泄漏的锅炉过热器、再热器、省煤 器,应对热交换管进行寿命评估,并根据评估结果及时安排更换。 3.8 达到设计使用年限的发电机组和设备,必须按照有关规定对主设备(特 别是承压管路)进行全面检查、试验和安全性评估,经相关主管单位审批后,方 可继续运行,并根据设备状况相应调整检修和检验周期。 4 防止压力容器等承压设备爆破事故 4.1 加强设备监造和出厂质量验收工作。压力容器在安装前必须进行安全性 能检验,并将该项工作前移至制造厂进行,不得安装未经检验或经检验不合格的 设备。 4.2 严格压力容器使用登记管理,必须按照《压力容器使用登记管理规则》 (国质检锅[2003][213 号])办理注册登记,领取使用证。 4.3 防止超压 4.3.1 根据设备特点和运行条件,制定和完善压力容器运行操作规程,明确 启停过程中温度、压力变化速度及异常工况的紧急处理措施,防止压力容器超压、 超温运行。 4.3.2 定期对压力容器安全阀进行校验和排放试验,并结合压力容器定期检 验或检修工作,每两个检验周期至少进行一次耐压试验。各项试验均应建立完整的试验台账。 4.3.3 在运压力容器及其安全附件(安全阀、排污阀、监视表计、联锁、自 动装置等)不得带缺陷运行。对于设有自动调整和保护装置的压力容器,保护装置退出须经本单位生产(技术)负责人批准,在保护装置退出后应加强监视,限14 期恢复。 4.3.4 压力容器上使用的压力表表盘直径应大于100 毫米,其精度等级必须 满足相关技术要求,并严格按照规定周期进行计量检定。 4.3.5 压力容器内部存有压力及有残余气体存在时,禁止进行任何维修或紧 固工作。 4.3.6 除氧器及其系统的设计、安装、检修和运行应符合《电站压力式除氧 器安全技术规定》(能源安保[1991]709 号)的相关要求,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,在运行规程中明确规定并严格执行。 4.3.7 对于单元制给水系统,除氧器应配备不少于两只全启式安全门,并应 完善除氧器自动调压和报警装置。 4.3.8 入厂气瓶外表颜色、字样、色环必须符合《气瓶颜色标志》 (GB7144-1999)的规定要求。在用气瓶严禁改变涂色,严防错装、错用。气瓶立放时应采取防止倾倒的措施,公称容积大于等于5 升的气瓶应配有固定瓶帽或保护罩,液氯钢瓶必须水平放置,使用溶解乙炔气瓶必须配置防止回火装置。4.4 防止在用压力容器爆破 4.4.1 在用压力容器及其附件,应按照《压力容器安全技术监察规程》(质 技监局锅发〔1999〕154 号)、《电站锅炉压力容器检验规程》(DL612-1996)、《压力容器定期检验规则》(TSG R7001-2004)等有关规程要求,由具有相应资质的单位及检验人员按照规定的检定周期进行检验。对定期检验中发现的缺陷应及时进行处理。 4.4.2 严禁随意在压力容器上开孔和焊接其它构件。确需开孔或焊接构件应 进行强度校核,并制定技术工艺措施,经本单位生产(技术)负责人批准后,方可实施。 4.4.3 停用超过两年以上的压力容器重新启用时应进行全面检验,检验合格 后必须进行耐压试验。所有项目合格后方可投入运行。 4.4.4 防止氢罐爆炸 4.4.4.1 制氢站应选用性能可靠的压力调整器,并加装液位差越限联锁保护 装置和氢侧氢气纯度表、氢气含氧量在线监测仪表,防止纯度不合格的氢气进入15 氢罐。 4.4.4.2 按照《压力容器定期检验规则》(TSG R7001-2004)的有关要求, 以封头、筒体的外观检验及壁厚测量为重点,定期对氢罐进行检验,发现鼓包立即更换。 4.4.4.3 制氢系统及氢罐检修前,必须彻底进行氢气置换并可靠隔离。 4.5 防止机外管、公用管道、临时管道爆破 4.5.1 压力管道、取样管、仪表管座等承压部件应结合机组检修,按照《电 站锅炉压力容器检验规程》(DL647-2004)及《火力发电厂金属技术监督规程》(DL438-2000)的有关要求进行检验。 4.5.2 压力容器定期检验时,应按照《火力发电厂汽水管道与支吊架维修调 整导则》(DL/T616-2006)的有关规定,对与压力容器相连的管系进行检查,并重点检查支吊架状态,防止管系的应力施加于压力容器,必要时应对支吊架进行调整。 4.5.3 加强热力系统运行参数监测,当与制造厂提供的典型工况有明显偏差 时应及时查明原因,严禁抽汽管道、旁路系统等超温或超压运行。 4.5.4 机组减温减压装置的自动应可靠投入,易发生超温的系统应设置温 度报警装置。 4.5.5 机组冷却器及其管道在A 级检修时,应进行耐压试验。 4.5.6 在基建或机组A 级检修时,所有临时增加的管道等承压部件,应按照 有关规程、标准进行检查与检验。 5 防止锅炉尾部再次燃烧事故 5.1 在锅炉建设与改造中,加强设计选型等前期工作,保证油燃烧器的出力、雾化质量和配风相匹配。 5.2 完善空气预热器的吹灰系统,蒸汽吹灰汽源的选取应满足机组启动和低 负荷期间的吹灰需要。 5.3 回转式空气预热器必须配套完善的消防系统和水冲洗系统,以及完整的 隔离手段、联锁保护、停转保护和火灾报警装置,喷淋和冲洗面积应覆盖全部受热面。 16 5.4 空气预热器的传热元件在出厂和安装保管期间不得采用浸油防腐方式。 5.5 空气预热器及烟风系统首次投运前,必须将杂物彻底清理干净,并进行 转子蓄热元件通透性专项检查,经施工、监理、建设、调试、生产等各方验收合格后方可投入运行。 5.6 机组基建、调试阶段和检修期间应重视空气预热器的全面检查,重点包 括空气预热器的热控逻辑、吹灰系统、水冲洗系统、消防系统、停转保护、报警系统及隔离挡板等。 5.7 新安装的油枪和等离子点火系统,在投运前必须进行冷态调试。 5.8 加强燃烧调整和锅炉尾部烟温的运行监视,在运行规程中应明确规定锅 炉尾部烟道各部位发生再燃烧的判据,并制定完善的事故处理预案。 5.9 锅炉燃油时应保证燃油及其雾化介质参数在规定范围内。较长时间低负 荷燃油、等离子点火系统冷炉启动或煤油混烧,应根据具体情况结合停炉对回转式空气预热器受热面进行检查。 5.10 加强锅炉燃烧调整工作,做到合理配风,防止油、煤及未完全燃烧产 物在尾部受热面或烟道上存积。 5.11 回转式空气预热器发生停转,必须立即进行隔绝并投入消防蒸汽和盘 车装置,同时快速减负荷到规定值,如挡板隔绝不严或盘车不动应尽快停炉。5.12 严格按照运行规程及相关规定对空气预热器进行吹灰,并应保证规定 的吹灰蒸汽参数。在锅炉启动、低负荷、煤油混烧、烟气侧压差增加等情况下,必须高度重视吹灰工作,加强吹灰。 5.13 采用等离子及微油点火方式启动的机组,在锅炉启动初期应加强燃烧 调整工作,空气预热器必须连续吹灰。在机组停运前后,应加大锅炉通风量进行专门吹扫。 5.14 机组和回转式空气预热器停运初期,应加强对空气预热器状态的监视 和检查。停炉时间超过1 周时,应对空气预热器受热面进行检查。 5.15 可燃物在回转式空气预热器转子蓄热元件间积存严重时,必须及时进 行规范的水冲洗,冲洗后及时彻底干燥。 17 6 防止锅炉炉膛爆炸事故 6.1 加强锅炉机组设计和设备选型管理,配套设备必须与炉膛防爆能力相匹配,锅炉灭火保护装置、给粉控制电源及其它重要设备应采用冗余技术。 6.2 加强燃煤监督管理,尽可能采用与锅炉设计相匹配的煤种。强化配煤管 理和煤质分析预报工作,做好调整燃烧的应变措施。 6.3 防止锅炉灭火 6.3.1 根据《电站煤粉锅炉炉膛防爆规程》(DL/T 435-2004)中有关防止炉 膛灭火放炮规定以及本厂运行实际,制订有针对性的防止锅炉灭火放炮措施。6.3.2 新炉投产、锅炉改造大修后,以及使用燃料与设计燃料有较大差异时,应进行燃烧调整试验和锅炉不投油最低稳燃负荷试验,确定合理的控制参数和运行方式,并及时修订相关规程和措施。 6.3.3 炉膛压力保护定值应综合考虑炉膛防爆能力和锅炉正常燃烧要求,同 时应保证炉膛压力信号取样部位的设计、安装合理,系统工作可靠,安装或检修调试时必须进行炉膛压力保护带工质传动试验。 6.3.4 运行中严禁随意退出火焰探头或锅炉灭火保护装置。因设备缺陷需退 出时,须经本单位生产(技术)负责人批准,并做好安全措施,限期恢复。 6.4 防止严重结渣 6.4.1 燃用易结渣煤种应重视和加强混煤掺烧、燃烧调整工作,并结合锅炉 特点,制定和落实防结渣技术措施和管理制度。 6.4.2 加强锅炉燃烧器的检修、调试、验收和维护管理,确保燃烧器安装角 度正确,动作正常。 6.4.3 加强氧量计、风量测量装置及风门等重要监控设备的管理与维护,建 立定期校验、定期吹扫和维护制度。 6.4.4 大容量锅炉吹灰器系统应正常投入运行,防止炉膛沾污结渣。 6.4.5 重视锅炉结渣情况运行监视和运行分析工作,并根据运行条件优化燃 烧调整和吹灰方式。 6.4.6 锅炉受热面及炉膛底部等部位严重结渣,影响锅炉安全运行时,应立 即停炉处理。 18 6.5 防止可燃混合物积存 6.5.1 加强点火油系统和燃气系统的维护管理,及时消除泄漏。燃油、燃气 速断阀应定期进行试验,确认动作正确、关闭严密。 6.5.2 机组低负荷运行期间应加强燃烧调整,保证合理的过剩空气量和锅炉 通风量。 6.5.3 锅炉燃烧器投运或退出运行,必须严格按规程规定进行通风吹扫。 6.5.4 锅炉灭火后或点火前,必须严格执行通风吹扫程序,禁止随意取消吹扫、缩短吹扫时间、进行旁路点火或采用爆燃法直接投粉。如点火不成功,在原 因未查清前不得重复点火。 6.5.5 发生炉膛灭火或在局部已经灭火濒临全局灭火的情况下,严禁投助燃 油枪。锅炉灭火后,应立即停止燃料(含煤、油、燃汽、制粉乏气风)供给,禁止用爆燃法恢复燃烧。 6.5.6 合理组织炉内燃烧和配风,维持正常氧量运行。 6.6 防止内爆 6.6.1 吸风机和脱硫增压风机的最大压头设计必须与炉膛防内爆能力相适 应。 6.6.2 加强引风机、脱硫增压风机、旁路档板等设备的检修维护工作,定期 对入口调节装置进行试验,确保动作灵活可靠。 6.6.3 采用脱硫装置的机组,应特别重视防止脱硫设备故障产生过大炉膛负 压对锅炉造成的危害,在锅炉保护功能上应考虑脱硫岛与锅炉岛的联锁保护。 7 防止制粉系统和煤尘爆炸事故 7.1 防止制粉系统爆炸 7.1.1 制粉系统应尽量减少水平管段,做到系统严密、内壁光滑、无积粉死角,并根据制粉系统结构特点设置足够的风压、风量、温度测点和报警装置。7.1.2 热风道与制粉系统连接部位,以及排粉机出入口风箱的连接,必须达 到防爆规程规定的抗爆强度。 7.1.3 煤粉管道的易磨损部位应采取可靠的防磨措施,防磨装置应能够保证 两个正常检修周期内的使用。 19 7.1.4 完善原煤仓相关安全措施,料位指示应准确可靠,并具有有效的防蓬 煤措施。 7.1.5 制粉系统及其相关设备必须严格执行定期轮换制度,备用设备不得超 期停备。 7.1.6 加强煤粉仓和原煤仓管理,严格执行定期降粉制度和停炉前烧空仓制度。 7.1.7 认真开展燃煤煤质分析和配煤管理工作。入厂煤煤质发生变化必须及 时通知运行人员,以提前采取相应的运行控制措施。 7.1.8 加强输煤系统“三块”(铁块、木块和石块)分离管理,确保“三块” 不进入制粉系统。同时应保证原煤粒度符合设计要求。 7.1.9 根据燃用煤种特性,合理确定磨煤机出口温度定值,并在运行中严格 执行。 7.1.10 严格控制磨煤机通风量,特别是在制粉系统启停过程中加强监控, 做到平稳操作,避免突变。 7.1.11 制粉系统正常停运应进行通风冷却和抽粉吹扫。机组故障停机造成 制粉系统或煤粉仓存有煤粉时,应加强各部位温度监视,如温度异常升高应执行充惰操作,具备邻炉送粉条件的可采取压新粉措施。 7.1.12 定期对制粉系统热工测点和联锁保护进行校验维护和传动试验,确 保测量准确,保护动作可靠。 7.1.13 加强制粉系统防漏、防磨、防积粉检查,包括挡板、仓壁内衬钢板 和易于积粉的设备及管道等重点部位,及时采取有针对性的处理措施。 7.1.14 加强防爆门检查与管理。防爆薄膜强度和防爆面积应符合相关规定 要求。防爆门应朝向合理,并采取相应的保护措施,防止动作后危及人身及设备 安全。 7.1.15 对制粉设备发生磨损进行消缺应采用挖补方法,不宜采用贴补方 法,防止夹层积粉自燃。 7.1.16 禁止在制粉系统运行时进行动火作业。制粉系统停运期间进行动火 作业,必须做好防止制粉系统着火各项安全措施。 7.1.17 对于中速磨煤机,应加强石子煤排放系统的维护、清理工作,防止 石子煤发生着火。 20 7.2 防止煤尘爆炸 7.2.1 消除制粉系统和输煤系统的粉尘泄漏点,降低煤粉浓度。大量放粉或 清理煤粉时,应制定和落实相关安全技术措施。 7.2.2 煤粉仓、制粉系统和输煤系统附近应具有可靠的消防设施,并配备专 用的灭火器材。 7.2.3 煤粉仓投运前应做严密性试验,基建投产时未做严密性试验的必须补 做漏风试验。 8 防止锅炉汽包满水和缺水事故 8.1 合理配置汽包水位计 8.1.1 汽包水位计的配置应至少采用两种工作原理共存方式,各水位计取样 位置应相互独立。 8.1.2 汽包水位计配置数量必须满足汽包水位监视、给水调节参量运算及水 位保护逻辑判断的需要,并且至少配置两只相互独立的就地汽包水位计。 8.2 正确安装汽包水位计 8.2.1 取样管应穿过汽包内壁隔层,管口尽量避开汽包内水汽工况不稳定区(如安全阀排汽口、汽包进水口、下降管口、汽水分离器水槽处等),如不能避开应在汽包内取样管口加装稳流装置。 8.2.2 汽包水位计、水位计平衡容器或变送器与汽包连接的取样管至少应有 1:100 斜度。对于就地联通管式水位计(即玻璃板式、云母板式、牛眼式、电接点式),汽侧取样管为取样孔侧高,水侧取样管为取样孔侧低。对于差压式水位计,汽侧取样管为取样孔侧低,水侧取样管为取样孔侧高。 8.2.3 汽包水位计水侧取样管孔位置应低于锅炉汽包水位停炉保护动作值, 汽侧取样管孔位置应高于锅炉汽包水位停炉保护动作值,并应有足够的裕量。8.2.4 新建机组必须核实汽包水位取样孔的位置、结构及水位计平衡容器安 装尺寸,确保符合相关技术要求。如汽包汽、水取样管之间采用平衡连通管,严禁在平衡连通管的中段引出差压式水位计汽水侧取样。差压式水位计汽、水取样管在平衡连通管上的开孔,应与平衡连通管汽包侧的汽、水取样管开孔处于同一水平线。 21 8.2.5 安装就地连通管式水位计或差压式水位计的汽、水侧取样门,应使其 门杆处于水平位置。取样门、汽和水侧取样管及其之间连通管,均需保温良好。取样门及取样管的通流内径不小于25 毫米。 8.2.6 差压式水位计测量系统必须采取严格的保温、伴热等防冻措施。两个 管道应平行敷设,共同保温,中间不得有保温隔离层,伴热设施对两管应伴热均匀。单室平衡容器及其形成参比水柱的管道段不得保温。各组正、负压表管的伴热电源应为不同支路,各差压变送器应安装于相互独立的保温箱内。 8.3 加强汽包水位计参量的标定和运算管理 8.3.1 汽包就地水位计的零位应以制造厂提供的数据为准,并进行核对、标 定。现场应明确标注三条汽包水位基准线,即汽包几何中心线、汽包实际零水位运行线和就地水位计零水位安装线。 8.3.2 过热器出口压力大于或等于13.5MPa 的锅炉,汽包水位计应以带压力 补偿的差压式水位计为基准,必要时应对正压侧参比水柱平均温度变化造成的影响采取补偿措施。汽包水位信号测量值应采用三选中值的方式进行优选。 8.3.3 定期对汽包水位计进行零位校准。同类型水位计示值偏差大于30 毫米时,应查明原因并予以消除。当不能保证两种类型水位计正常运行时,必须停炉处理。 8.3.4 差压式水位计进行零位校准时,应以额定汽包压力下就地非保温式水 位计的零水位为校正点。 8.4 加强汽包满水和缺水定值管理 8.4.1 汽包水位高、低保护应采取独立测量的三取二逻辑方式,其中一点退 出运行应自动转为二取一方式,二点退出运行自动转为一取一方式。一点或二点退出运行须经本单位生产(技术)负责人批准,限期(8 小时)恢复,并应采取相应安全措施,逾期不能恢复应立即停炉。发生三点均退出运行必须紧急停炉。 8.4.2 汽包水位的调节、报警和保护应分别取自三个独立的差压变送器进行 逻辑判断后的信号,并且该信号应进行汽包压力和正压侧参比水柱平均温度修正。 8.4.3 锅炉启动前必须对汽包水位保护进行实际传动校检。应采用上水方法 进行高水位保护试验,用排污门放水的方法进行低水位保护试验,禁止以信号短接方法进行模拟传动替代。 22 8.5 加强汽包水位计及相关保护系统运行维护 8.5.1 机组启动调试时应对汽包水位校正补偿方法进行校对、验证,并进行 汽包水位计的热态调整及校核。新机组验收时必须提供汽包水位计安装、调试及试运专项报告。 8.5.2 汽包水位保护不完整严禁锅炉启动,运行中投、退汽包水位保护必须 严格执行审批制度。 8.5.3 单套水位测量装置故障退出运行,应及时进行处理,并在8 小时内恢复。处理时间超过8 小时必须经本单位生产(技术)负责人批准,最多不能超过24 小时,同时应加强运行监控。 8.5.4 给水系统保护装置、汽包事故放水门、高压加热器保护装置及旁路系 统应正常投入,各备用设备应处于正常备用状态并定期进行试验。退出保护装置或失去备用,必须经本单位生产(技术)负责人批准,限期恢复。 8.5.5 运行中无法判断汽包真实水位,必须立即停炉。 9 防止汽轮机组超速事故 9.1 机组各种机械超速和电超速保护等具有限制超速功能的安全自动装置 均应正常投入,不能可靠投入时禁止机组启动和运行。 9.2 当机组转速表等重要运行监视表计显示不正确或失效,严禁机组启动。 机组运行中失去有效的转速监视手段必须立即停止运行。 9.3 汽轮发电机组的测速装置必须分别独立安装于轴系的不同转子段,并同 时独立显示机组转速。机头必须安装一套就地转速表,用于保护、控制的测速系 统应实现“三取二”逻辑方式。 9.4 抽汽机组必须设置快速关闭的抽汽截止门,可调整抽汽截止门和抽汽逆 止门应尽量靠近机组抽汽口。快控抽汽阀门的关闭速度应与机组调速汽门关闭速 度相协调,不宜先于调速汽门关闭。 9.5 数字式电液控制系统(DEH)应具有完善的机组启动逻辑和严格的限制 启动条件,以及可全部、部分关闭的汽门活动试验功能。 9.6 在机组大联锁保护中,汽轮机跳闸必须通过程序逆功率保护联跳发电 机,禁止直接联跳。在任何情况下,逆功率保护不应影响手动解列机组。 23 9.7 加强汽轮机油和抗燃油使用管理,防止不同油品或其他化学品混入。定 期检查抗燃油的酸值、颗粒度等理化指标,避免造成电液伺服阀损坏导致调节失灵。严禁在油质及清洁度不合格的情况下启动机组。 9.8 强化新投用DEH 系统油质检验监督工作,抗燃油系统的净化和再生装置 在半年内应连续投运。 9.9 机组实施A 级检修或影响调速系统性能指标的检修工作后,必须进行汽 轮机调节系统静止试验或仿真试验,确认调节系统工作正常,各项性能指标合格。机组冷态启动前,应对调节系统各部套进行全面检查,严禁在调节部套存在卡涩、调节系统工作不正常的情况下启动。 9.10 机组热控保护系统不满足机组启动条件时,严禁修改控制逻辑强制机 组启动。 9.11 机组发生故障跳闸,必须在查明原因并消除故障以后方可启动,禁止 强行挂闸。 9.12 运行机组正常停机打闸后,必须首先确认机组有功功率降到零,再将 发电机与系统解列,或者采用逆功率保护动作解列。除发电机故障和进行机组甩 负荷试验外,禁止发电机带负荷与系统解列。 9.13 机组新投产或汽轮机调节系统进行重大改造后,必须进行甩负荷试验。 已经投产但尚未做甩负荷试验的机组,应尽快创造条件进行甩负荷试验。 9.14 严格按照《汽轮机调节控制系统试验导则》(DL/T711-1999)和《T汽轮 机电液调节系统性能验收导则T》T(DL/T824-2002)T的规定要求,定期进行危急保安器试验、电超速试验、电超速在线模拟试验、汽门严密性试验、门杆活动试验、 汽门关闭时间测试、抽汽逆止门关闭时间测试以及其它与遮断保护有关的在线试验,及时发现和消除设备缺陷,严禁设备带病运行。 9.15 机组进行超速试验时,在满足试验条件的基础上,主蒸汽和再热蒸汽 压力应尽量取规程中的下限。汽轮机任何一道进汽阀门存在严重泄漏缺陷时,禁 止进行超速试验。 9.16 危急保安器动作转速一般为额定转速的111%±1%,200MW 机组为109% ±1%,制造厂有明文规定的按厂家标准执行。 9.17 电液伺服阀(包括各类型电液转换器)的性能必须符合规定要求,否 则不得投入运行。运行中严密监视电液伺服阀的工作状态,应不卡涩、不泄漏和 24 系统稳定。A 级检修中要进行检测及维护工作,发现问题及时处理。备用伺服阀 应按照制造厂的要求条件妥善保管。 9.18 主油泵轴与汽轮机主轴通过齿型联轴器或类似联轴器连接的机组,应 定期检查联轴器的润滑和磨损情况,以及两轴中心标高和左右偏差情况,应严格 按制造厂规定的要求安装,不得有卡涩引起轴向力的传递。 9.19 严格按照相关技术规范和检修操作规程要求,进行调节、保安系统检 修工作,防止各有关部套(包括伺服阀及各类型电液转换器、门杆和操纵装置等)卡涩引起调节、保安功能失常。调节、保安系统进行在线试验和检修,必须做好事故防范措施。 9.20 机组调节系统实施重大改造,必须在确保系统安全、可靠的前提下, 进行全面充分论证。在DEH 系统改造的确定及功能设计中,汽机专业人员必须参与。 10 防止汽轮机轴系损坏事故 10.1 防止汽轮机组轴系断裂事故 10.1.1 建立和完善转子技术档案,包括转子原始资料、历次转子检查资料、 机组主要运行数据及相关事故档案,为分析研究转子工况、制订有针对性的事故预防措施创造条件。 10.1.2 机组运行期间,主辅设备超速、振动等保护装置必须正常投入。 10.1.3 严格执行超速试验规程,机组冷态启动带25%额定负荷,运行3 小时~ 4 小时(或按制造厂规定)后立即进行超速试验。 10.1.4 防止发电机非同期并网及发电机非全相运行。 10.1.5 新机组投产前和机组A、B 级检修中,必须检查平衡块固定螺丝、风 扇叶固定螺丝、定子铁心支架螺丝、各轴承和轴承座螺丝的紧固情况,保证各联轴器的紧固和配合间隙完好,防松措施完善可靠。 10.1.6 运行时间达到10 万小时以上的机组,每次A 级检修应对转子外部进 行探伤检查。对于运行时间超过15 年、寿命超过设计使用寿命的转子,低压焊 接转子,调峰起停频繁机组的转子,应适当缩短检查周期。 10.1.7 应重视开展汽轮机、发电机转子中心孔探伤检查工作。新建机组制 25 造厂应提供完整的中心孔探伤检验报告,否则应在投产前进行无损探伤检查。制造厂未提供检验报告且投产前未检查的在运机组,应在最近一次A 级检修中进行探伤检查。运行时间达到10 万小时的机组,应对中心孔进行复查。如机组出现 可能危急转子寿命的非正常运行工况,应做好进行中心孔探伤检查的措施。 10.1.8 在对转子进行转子外表面的高应力部位表面探伤检查和金相、硬度 的抽查时,检查部位应不影响转子的安全性能。 10.1.9 机组投产前应对焊接隔板的主焊缝进行全面检查。A 级检修中应对隔 板变形情况进行检查,其最大累计变形量不得超过轴向间隙的1/3。 10.1.10 机组调速系统的调节性必须符合相关技术规范的要求,特别是避免 并网状态下负荷及调速汽门大幅度摆动。调速汽门发生大幅度摆动,必须及时采取措施,消除摆动。 10.1.11 发电机外部故障不联跳汽轮机的机组,高、中压调速汽门均应具备 连续调节功能,机组甩负荷时中压调速汽门应能够连续控制中压缸进汽量。 10.2 防止汽轮机大轴弯曲 10.2.1 加强汽轮机基础数据与运行数据积累,包括转子(大轴)各主要监 测部位的晃动值、通流部分轴向间隙和径向间隙、机组各种状态下的典型启动曲线和停机曲线、机组起停全过程主要参数及相关设备温度、油压、电流数据。10.2.2 汽轮机系统改造后必须以书面形式通知有关生产人员,并尽快修改 相应系统图及运行规程。在此运行规程修改之前,如实施运行规程未作具体规定 的重要运行操作或试验,必须制定安全技术措施,经本单位生产(技术)负责人批准后执行。 10.2.3 机组启动前应严格按照运行规程检查汽轮机各项启动条件,确认主 机各重要表计指示正确;汽缸温差满足要求;回热系统各加热器水位指示正常,机组各位置疏水系统工作正常;大轴晃动值不超过制造厂规定值。 10.2.4 机组启动中应严格控制汽封蒸汽温度,防止汽封系统积水或汽封蒸 汽温度与轴颈温差过大。机组热态启动应根据缸温选择匹配的轴封汽源,并确保轴封系统疏水正常,在汽封蒸汽温度满足与转子温度过热度匹配要求且盘车装置运行正常后,先向轴封供汽,后抽真空。机组停机后,凝汽器真空到零,方可停止轴封供汽。 10.2.5 机组启动前转子连续盘车时间不得少于2-4 小时,转子大轴晃动值 26 不超过制造厂规定值,且与原始值相比矢量变化值不大于0.02 毫米。 10.2.6 机组热态启动前应检查停机记录,并与正常停机记录进行比较,发 现异常应认真分析,查明原因,及时采取处理措施。 10.2.7 机组启动中应注意主蒸汽温度与高压缸最高金属温度的匹配,保证 蒸汽过热度,控制主蒸汽与再热蒸汽左右两侧的温差。汽缸主要金属温度测点应工作正常,个别测点不准确须经本单位生产(技术)负责人批准认可,并制定相应的技术措施。 10.2.8 机组疏水系统投入时,应严格监控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。供汽管道应充分暖管、疏水。 10.2.9 机组启动或低负荷运行期间,不得投入再热蒸汽减温器喷水。发生 锅炉熄火或机组甩负荷时,应及时切断减温水。任何情况下,高旁减温水的设定值应保证高旁后的蒸汽有足够的过热度。 10.2.10 机组停机时应记录转子各瓦惰走过程中参数曲线,并与历史记录进 行比对,发现异常认真分析原因,及时采取处理措施。 10.2.11 停机后应立即投入盘车。当盘车电流大于正常值、摆动较大或盘车 有异音时,应查明原因及时处理。当发生严重动静摩擦不能投入连续盘车时,应做好转子停止盘车时的位置标记和时间记录,关闭汽缸所有疏水,控制上、下缸温差,在汽机前箱处安装千分表监视转子弯曲度,定期手动盘车180°,确认摩擦消除后投入连续盘车。 10.2.12 停机后因盘车装置故障暂时停止盘车时,应参照9.2.11 的要求, 迅速关闭汽缸所有疏水,控制上、下缸温差,监视转子弯曲度变化并做好转子位置标记和记录。根据转子温度和弯曲情况,可试验采用手动定时盘车180°,待盘车正常、弯曲恢复后及时投入连续盘车,禁止强行盘车。 10.2.13 机组停机后,应加强监控凝汽器、高压加热器、低压加热器和除氧 器水位,防止发生满水进入汽轮机。 10.2.14 锅炉水压试验与汽机调速系统静态试验不得同时进行。当汽轮机处 于热状态下,禁止对锅炉进行打水压试验。 10.2.15 当机组停机但给水泵仍运行时,应特别注意防止高旁减温水泄漏并 经过高排返回高压缸。 10.2.16 机组在启动或运行中,发生下列情况应立即打闸停机: 27 10.2.16.1 机组启动过程中,在中速暖机之前,轴承振动超过0.03 毫米, 相对轴振超过0.10 毫米。 10.2.16.2 机组启动过程中,通过临界转速时,轴承振动超过0.10 毫米或 相对轴振动超过0.254 毫米。 10.2.16.3 机组运行中,轴承振动突然增加0.05 毫米或相对轴振动超过大于 0.254 毫米。 10.2.16.4 高压外缸上、下缸温差超过50℃,高压内缸上、下缸温差超过 30℃。 10.2.16.5 机组正常运行时,主、再热蒸汽温度在10 分钟内突然下降50℃。10.2.17 疏水系统应完善保证疏水畅通的技术措施。疏水联箱标高应高于凝 汽器热水井最高点标高。疏水联箱或扩容器应保证在各疏水门全开情况下,其内部压力低于各疏水管内的最低压力。疏水系统中不应存在积存疏水的死点,疏水系统最低点应加装自动疏水器。防腐蚀汽管直径应不小于φ76 毫米。 10.2.18 减温水管路阀门应关闭严密,自动装置可靠,并应装设截止门。门 杆漏汽至除氧器之间的管路应装设逆止门和截止门。 10.2.19 高、低压加热器应装设紧急疏水阀,并具有根据疏水水位自动开启 及远方操作功能。高压加热器水位保护应试验良好,并在高压加热器通水前投入。 10.2.20 汽封温度测点应远离喷水减温装置并靠近轴封,确保能够正确反映 轴封供汽温度。 10.2.21 定期对机组监测仪表进行校验,确保仪表准确完好。大轴弯曲表、 振动表和汽缸金属温度表应纳入热工计量仪表和装置检定统计考核。 10.2.22 高压缸排汽管道应安装疏水罐报警控制系统,并定期进行检查试 验,确保工作正常。 10.3 防止汽轮机轴瓦损坏 10.3.1 汽轮机辅助油泵及其启动装置应按照规程要求定期进行实验。机组 启动前应进行辅助油泵全容量启动、联锁试验,辅助油泵必须处于联锁状态。冲转前应就地检查各瓦回油正常,油压、油温正常。停机前进行辅助油泵启动试验,确认油泵处于良好状态。 10.3.2 注意防止组合油箱内交直流备用油泵窝空气,确保起泵后能立即起 压供油。如交直流备用油泵存在窝空气现象时,应采取措施排除空气或定期开启28 备用油泵,使其处于良好备用状态。 10.3.3 油系统中的冷油器、油泵、滤网等进行切换操作时,应严格按照操 作票的步骤缓慢操作,注意放尽投入设备内的空气,操作中应严密监视润滑油压变化,防止切换操作过程中断油。停用调速油泵前,应确认主油泵逆止门已开启(调速油泵电流下降),主油泵工作正常后方可停调速油泵。 10.3.4 运行中应加强汽轮机油温控制,严禁超温运行。停机惰走中应逐渐 降低油温,盘车中油温不宜超过35℃。 10.3.5 机组启动过程停顶轴油泵的转速以及停机过程起顶轴油泵的转速, 均不得低于制造厂规定值。 10.3.6 运行中如发生可能引起轴瓦损坏(如瓦温异常升高、剧烈振动、水 冲击、瞬时断油等)的异常情况,必须确认轴瓦未损坏之后方可重新启动。 10.3.7 加强油系统油质检测,根据《L-TSA 汽轮机油》(GB11120–1989)的 有关规定要求,对油质(含新油)进行化验。油质劣化迅速时,应缩短化验周期,并及时处理。在油质及清洁度超标的情况下,严禁机组启动。运行中油抗氧化剂 含量低于0.15%或锈蚀试验不合格时,应按规定补加。 10.3.8 汽机油系统安装检修中,应彻底清理油系统杂物,防止遗留杂物堵 塞管道。开口处必须包扎严密,法兰垫圈孔径应略大于管径,加装临时滤网或堵头应留有标识和记录。油系统管口封堵、开封必须做好文字记录。 10.3.9 油系统检修中应注意检查主油泵出口逆止门的状态,确保开闭灵活, 防止停机过程中断油。 10.3.10 机组进行A 级检修时,应彻底清除油系统油箱内的沉淀、油泥等杂物,油管、油箱清理后须验收合格方可注油。 10.3.11 汽轮机油装入系统后,应采取连续过滤循环方式进行系统冲洗,在 取样分析各项指标合格后方可以停止连续过滤循环。 10.3.12 汽轮发电机组进行C 级以上检修及轴承检修后,应调整并记录顶轴 油泵开启后各轴瓦处转子的顶起高度。运行中应定期记录各轴瓦油膜压力,并监视其变化趋势。 10.3.13 严格按照相关定值,在线进行报警、联锁、保护等润滑油低油压开 关动作的校对试验。润滑油压低时应能正确、可靠地联动交流、直流润滑油泵。 10.3.14 直流润滑油泵电源系统应具有足够容量,防止因熔断器熔断导致直 29 流润滑油泵失去电源。交流润滑油泵电源接触器应具备低电压延时释放功能,并确保自投装置动作可靠。 10.3.15 油系统禁止使用铸铁阀门,各阀门安装位置应能防止因门芯脱落引 起断油。主要阀门应加挂“禁止操作”警示牌。润滑油管道不宜装设滤网,如装设滤网必须采取防止滤网堵塞、破损措施,并且安装位置应远离汽轮机轴系。10.3.16 润滑油系统、密封油系统、顶轴油系统的压力信号测点不应贴近汽 轮机轴系,否则压力信号监测设备应采取可靠的位移补偿和防震动损坏措施。10.4 防止汽轮机叶片和围带损坏 10.4.1 机组A 级检修期间,应加强对转子、叶片和围带的金属监督和探伤 检查。如制造厂有叶片测频要求,应按制造厂技术要求进行叶片测频工作。10.4.2 机组启动过程中,应确保热工控制逻辑完整,保护完善可靠;开、 闭环控制回路中各反馈变量(阀位、行程开关等)测量准确可靠。 10.4.3 加强机组运行控制,特别注意运行中对汽温的控制,防止或减少机 组某级工作在湿蒸汽区的情况。 10.4.4 高中压缸联合启动机组应特别注意以下问题。 10.4.4.1 高排通风阀的通流能力和高压缸冷却流量应能保证汽轮机高转速 长时间空转时,高压缸内任何位置的温度不会持续升高到危险值。 10.4.4.2 高排逆止门应关闭严密,能够避免因高排逆止门漏汽影响高压缸 内蒸汽的流向,造成高压缸排汽温度高保护失效。 10.4.4.3 机组空转和初负荷阶段应加强对高压缸各温度点的监视,特别是 高压缸排汽温度和一段抽汽温度,如出现温度异常升高应及时采取措施或停机。 10.4.4.4 机组进行汽门严密性试验时,在高转速、高再热汽压条件下,应 加强对高压缸各温度点的监视,如温度异常升高应立即降低再热汽压力。 10.4.5 中压缸启动机组应特别注意以下问题。 10.4.5.1 高压缸采用真空防鼓风措施的机组在启动过程中应确保高排通风 阀或疏水应具有足够的通流能力。高压缸通汽前能够使高压缸内真空达到或接近凝汽器的真空值。高排逆止门应关闭严密,避免因高排逆止门漏汽影响高压缸建 立真空。 10.4.5.2 启动过程中高压缸采用蒸汽逆流冷却措施的机组,逆流流量应能 够将高压缸温度控制在合理的温度水平。高压缸转顺流前应加强对高压缸各温度30 点的监视,发现温度异常应及时采取措施或停机。 10.4.5.3 高压缸由逆流转顺流时,高、中压调速汽门开启应顺畅平稳,防 止调速汽门大幅波动。 11 防止汽轮发电机损坏事故 11.1 防止定子绕组端部松动引起相间短路 200MW 及以上发电机安装或大修时应检查定子绕组端部的紧固、磨损情况, 并进行模态试验,试验不合格(振型为椭圆、固有频率在95Hz-112Hz 之间)或 存在松动、磨损情况应及时处理。多次出现大范围松动、磨损情况应对发电机端部结构进行改造。 11.2 防止定子绕组绝缘损坏 11.2.1 加强大型发电机环形接线、过渡引线、鼻部手包绝缘、引水管水接 头等部位的绝缘检查,并对定子绕组端部手包绝缘施加直流电压测量试验,及时发现和处理设备缺陷。 11.2.2 严格控制氢气湿度 11.2.2.1 按照《氢冷发电机氢气湿度技术要求》(DL/T651-1998)的要求, 严格控制氢冷发电机氢气湿度。在氢气湿度超标情况下,禁止发电机长时间运行。应确保氢气干燥器处于良好工作状态,在发电机停机时仍可继续除湿。 11.2.2.2 密封油系统回油管路必须保证回油畅通,防止因密封油箱满油造 成向发电机内进油。密封油系统油净化装置和自动补油装置应随发电机组投入运行。发电机密封油含水量等指标,应达到《运行中氢冷发电机用密封油质量标准》(DL/T 705-1999)的规定要求。 11.2.3 定子绕组内冷水箱应加装氢气含量检测装置。具备条件的宜加装定 子绕组绝缘局部放电和绝缘局部过热监测设备。 11.2.4 新机出厂时应进行定子绕组端部起晕试验,起晕电压不低于1.0 倍 线电压。空冷发电机及绕组端部表面有明显电晕特征的氢冷发电机,大修时应进行起晕试验,并根据试验结果指导防晕层检修工作。 11.3 防止定、转子水路堵塞过热、漏水 31 11.3.1 防止水路堵塞过热 11.3.1.1 水内冷系统中的管道、阀门的橡胶密封圈应全部更换为聚四氟乙 烯垫圈。 11.3.1.2 装设定子内冷水反冲洗系统,定期对定子线棒进行反冲洗,定期 检查和清洗滤网,宜使用激光打孔的不锈钢板新型滤网,反冲洗回路不锈钢滤网应达到200 目。 11.3.1.3 机组大修时,应对水内冷定子、转子线棒分路做流量试验,必要 时应做热水流试验。 11.3.1.4 扩大发电机两侧汇水母管排污口,并安装不锈钢法兰,以利于清 除母管中的杂物。 11.3.1.5 水内冷发电机的定子内冷水pH 值应控制在8.0~9.0 之间,含铜 量不大于20.0 μg/L。 11.3.1.6 严格保持发电机转子进水支座石棉盘根冷却水压低于转子内冷 水进水压力,防止石棉材料破损物进入转子分水盒内。 11.3.1.7 加强监视定子线棒层间测温元件的温差和出水支路的同层各定子 线棒引水管出水温差。温差控制值应依照制造厂的有关规定;制造厂未明确规定的,在机组新投产或大修后应通过温升试验确定定子线棒各测温元件的有效性,并参考以下控制值: 发电机定子线棒层间最高与最低温度间的温差达8K 或定子线棒引水管出水 温差达8K 时应报警,此时应查明原因和加强监视,并降低负荷。经采取措施无效且确认测温元件无误后,出现任一以下情况应立即降负荷或停机处理:定子线棒层间温差达14K;定子线棒引水管出水温差达12K;任一定子槽内测温元件温度超过90℃;任一出水温度超过85℃。 11.3.1.8 绝缘引水管不得交叉接触,引水管之间、引水管与端罩之间应保 持足够的绝缘距离。运行中应加强绝缘引水管检查,引水管外表应无伤痕。11.3.2 防止转子漏水 11.3.2.1 认真做好漏水报警装置调试、维护和定期检验工作,确保装置反 应灵敏、动作可靠。 11.3.2.2 水内冷转子绕组复合引水管应更换为具有钢丝编织护套的复合 32 绝缘引水管。 11.3.2.3 为防止转子线圈拐角断裂漏水,100MW 及以上机组的出水铜拐角 应全部更换为不锈钢材质。 11.3.2.3 机组大修期间,应按照制造厂家的有关技术要求,进行定子绕组 水压试验。双水内冷发电机宜用气密试验代替水压试验。 11.4 防止转子绕组匝间短路 11.4.1 频繁调峰运行或运行时间达到20 年的发电机,在机组检修时应通 过交流阻抗试验、测量分包压降、匝间短路波形法测试等进行动态及静态匝间短路检查试验,有条件的可加装转子绕组动态匝间短路在线监测装置。 11.4.2 经确认发电机转子存在绕组匝间短路应尽快消缺,防止转子、轴瓦 磁化,差压阀失控造成严重漏氢、漏油。发电机转子、轴承、轴瓦发生磁化(参考值:轴瓦、轴颈>10×10P -4 PT,其他部件>50×10P -4 PT)应进行退磁处理。退磁后要 求剩磁参考值为:轴瓦、轴颈不大于2×10P -4 PT,其他部件小于10×10P -4 PT。 11.5 防止漏氢 11.5.1 发电机出线箱与封闭母线连接处应装设隔氢装置,并在出线箱顶部 适当位置设排气孔。同时应加装漏氢监测报警装置,当氢气含量达到或超过1% 时,应停机查漏消缺。 11.5.2 严密监测氢冷发电机油系统、主油箱内的氢气体积含量,确保避开 含量在4%~75%的可能爆炸范围。内冷水系统中含氢(体积含量)超过2%应加强对发电机的监视,超过10%应立即停机消缺。内冷水系统中漏氢量达到0.3 mP 3 P/d 时应在计划停机时安排消缺,漏氢量大于5mP 3 P/d时应立即停机处理。 11.5.3 密封油系统平衡阀、压差阀必须保证动作灵活、可靠,密封瓦间隙 必须调整合格。发现发电机大轴密封瓦处轴颈存在磨损沟槽,应及时处理。 11.6 防止发电机局部过热 11.6.1 发电机绝缘过热监测器发生报警时,运行人员应及时记录并上报发 电机运行工况及电气和非电量运行参数,不得盲目将报警信号复位或随意降低监测仪检测灵敏度。经检查确认非监测仪器误报,应立即取样进行色谱分析,必要时停机进行消缺处理。 11.6.2 定期对氢内冷转子进行通风试验,发现风路堵塞及时处理。 33 11.6.3 全氢冷发电机定子线棒出口风温差达到8K,应立即停机处理。 11.7 防止发电机内遗留金属异物 11.7.1 严格现场作业标准化管理,防止锯条、螺钉、螺母、工具等金属杂 物遗留定子内部,特别应对端部线圈的夹缝、上下渐伸线之间位置作详细检查。 11.7.2 发电机大修时应对端部紧固件(如压板紧固的螺栓和螺母、支架固 定螺母和螺栓、引线夹板螺栓、汇流管所用卡板和螺栓等)紧固情况以及定子铁心边缘矽钢片有无断裂等进行检查。 11.8 防止护环开裂。发电机转子在运输、存放及大修期间应避免受潮和腐 蚀。发电机大修时应对转子护环进行金属探伤和金相检查,检出有裂纹或蚀坑应进行消缺处理,必要时更换为18Mn18Cr 材料的护环。 11.9 防止发电机非同期并网 11.9.1 微机自动准同期装置应安装独立的同期鉴定闭锁继电器。 11.9.2 新投产、大修机组及同期回路(包括电压交流回路、控制直流回路、 整步表、自动准同期装置及同期把手等)发生改动或设备更换的机组,在第一次并网前必须进行以下工作: 11.9.2.1 对装置及同期回路进行全面、细致的校核、传动。 11.9.2.2 利用发电机-变压器组带空载母线升压试验,校核同期电压检测 二次回路的正确性,并对整步表及同期检定继电器进行实际校核。 11.9.2.3 进行机组假同期试验,试验应包括断路器的手动准同期及自动准 同期合闸试验、同期(继电器)闭锁等内容。 11.10 防止发电机定子铁心损坏。结合发电机检修对定子铁心进行检查, 发现异常现象,应结合实际情况进行发电机定子铁心诊断试验(ELCID),或温升及铁损试验,检查铁心片间绝缘有无短路以及铁心发热情况,查找缺陷原因,并及时进行处理,禁止带缺陷长时间运行。 11.11 发电机转子绕组发生一点接地时,应立即查明故障点(在机内还是机 外)及性质,如为转子绕组稳定性金属接地应立即停机处理。如发电机仅设转子一点接地保护,宜设置为两段式保护,第一段保护动作于发信号,第二段保护动作于停机。 11.12 送出线路具有串联补偿的发电厂,应准确掌握汽轮发电机组轴系扭 34 转振动频率,以配合电网管理单位或部门共同防止次同步谐振。 12 防止水轮发电机组(含抽水蓄能机组)事故 12.1 防止机组飞逸 12.1.1 设置完善的停机过程剪断销剪断、调速系统低油压、电气和机械过 速等保护装置。过速保护装置应定期检验,并正常投入。 12.1.2 机组调速系统必须进行水轮机调节系统静态模拟试验、动态特性试 验和导叶关闭规律检验等,各项指标合格方可投入运行。 12.1.3 新机组投运前或机组大修后必须通过甩负荷和过速试验,验证水压 上升率和转速上升率符合设计要求,过速整定值校验合格。 12.1.4 工作闸门(主阀)应具备动水关闭功能,导水机构拒动时能够动水 关闭。应保证工作闸门(主阀)在最大流量下动水关闭时,关闭时间不超过机组在最大飞逸转速下允许持续运行的时间。 12.2 防止立式水轮发电机组旋转部分抬机。立式水轮发电机机组应安装抬 机监控、保护装置,当旋转部分抬机量超过设计值时快速停机。 12.3 防止水轮机损坏 12.3.1 防止水轮机通流部件损坏 12.3.1.1 水轮机导水机构必须设有防止导叶破坏的安全装置,包括装设剪断销、导叶限位、导叶轴向调整和止推等装置。 12.3.1.2 水轮机在各种工况下运行时,应保证顶盖垂直振动和主轴摆动不 大于《水轮发电机组安装技术规范》(GB/T 8564-2003)规定的允许值。机组异常振动和摆度超过允许值应启动报警和事故停机回路。 12.3.1.3 水轮机水下部分检修应检查转轮体与泄水锥的连接牢固可靠。 12.3.1.4 水轮机通流部件应定期检修,重点检查通流部件裂纹、磨损和汽 蚀,防止裂纹、磨损和大面积汽蚀等造成通流部件损坏。水轮机通流部件补焊处理后应进行修型,保证型线符合设计要求,转轮大面积补焊或更换新转轮必须做静平衡试验合格。 12.3.2 防止水轮机导轴承烧损 12.3.2.1 油润滑的水导轴承应定期检查油位、油色,并定期进行油质化验。 35 12.3.2.2 水润滑的水导轴承应保证水质清洁、水流畅通和水压正常,水导 润滑水应能够自动切换主、备用供水,流量计、压力变送器和示流器等装置应正常工作。 12.3.2.3 应保证水轮机导轴承测温元件和表计显示正常, 信号整定值正 确。对设置有外循环油系统的机组,其控制系统应正常工作。 12.3.3 防止液压装置破裂和失压 12.3.3.1 压力油罐的自动补气阀应定期检查清洁。 12.3.3.2 压力油罐油位计应选择钢质磁翻板液位计或其它不易老化破裂的 原料生产的液位计,不得采用有机玻璃管型磁珠液位计。 12.3.3.3 机组大修后应做低油压事故停机试验。 12.4 防止水轮发电机重大事故 12.4.1 防止定子绕组端部松动引起相间短路 12.4.1.1 定子绕组在槽内应紧固,槽电位测试应符合要求。 12.4.1.2 定期检查定子绕组端部有无下沉、松动或磨损现象。 12.4.2 防止定子绕组绝缘损坏 12.4.2.1 加强大型发电机环形接线、过渡引线绝缘检查,并定期按照《电力 设备预防性试验规程》(DL/T 596-1996)的要求进行试验。 12.4.2.2 定期检查发电机定子铁心螺杆紧力,发现铁心螺杆紧力不符合出 厂设计值应及时处理。定期检查发电机硅钢片叠压整齐、无过热痕迹,燕尾槽无开裂和脱开现象,发现有硅钢片滑出应及时处理。 12.4.2.3 定期对抽水蓄能发电/电动机线棒端部与端箍相对位移与磨损进行 检查,发现端箍与支架连接螺栓松动应及时处理。 12.4.3 防止转子绕组匝间短路。调峰运行机组在检修中应分别进行动态、 静态匝间短路试验,有条件的可加装转子绕组动态匝间短路在线监测装置。12.4.4 防止发电机局部过热损坏 12.4.4.1 发电机出口、中性点引线连接部分应可靠,机组运行中应定期对 励磁变至静止励磁装置的分相电缆、静止励磁装置至转子滑环电缆、转子滑环进行红外成像测温检查。 12.4.4.2 定期检查电制动刀闸动静触头接触情况,发现压紧弹簧松脱或单 个触指与其它触指不平行等问题应及时处理。 36 12.4.4.3 制造、运输、安装及检修过程中,应注意防止焊渣或金属屑等微 小异物掉入定子铁心通风槽内。 12.4.5 防止发电机机械损伤 12.4.5.1 在发电机风洞内作业,必须设专人把守发电机进人门,作业人员 须穿无金属的工作服、工作鞋,进入发电机内部前应全部取出禁止带入物件,带入物品应清点记录,工作完毕撤出时清点物品正确,确保无遗留物品。 12.4.5.2 主、辅设备保护装置应定期检验,并正常投入。机组重要运行监 视表计和装置失效或动作不正确时,严禁机组启动。机组运行中失去监控时,必须停机。 12.4.5.3 加强机组运行调整,尽量避开机组运行的高振动区或气蚀区。 12.4.6 防止发电机轴承烧瓦 12.4.6.1 带有高压油顶起装置的推力轴承设计应保证在高压油顶起装置失 灵的情况下,推力轴承不投入高压油顶起装置时安全停机无损伤。应定期对高压油顶起装置进行检查试验,确保其处于正常工作状态。 12.4.6.2 润滑油油位应具备远方自动监测功能,并定时检查。定期对润滑 油进行化验,油质劣化应尽快处理,油质不合格禁止启动机组。 12.4.6.3 冷却水温、油温、瓦温监测和保护装置应准确可靠,并加强运行 监控。 12.4.6.4 机组出现异常运行工况可能损伤轴承时,必须确认轴瓦完好后, 方可重新启动。 12.4.6.5 定期对轴承瓦进行检查,确认无脱胎、脱壳、裂纹等缺陷,轴瓦 接触面、轴领、镜板表面应符合设计要求。对于巴氏合金轴承瓦,应定期检查合金与瓦坯的接触情况,必要时进行无损探伤检测。 12.4.6.6 轴承轴电流保护回路应正常投入,出现轴电流报警必须及时检查 处理,禁止机组长时间无轴电流保护运行。 12.4.7 防止水轮发电机部件松动 12.4.7.1 旋转部件联接件应做好防止松脱措施,并定期进行检查。旋转风 扇应安装牢固,叶片无裂纹、变形,导风板安装应牢固并与定子线棒保持足够间距。 12.4.7.2 定子(含机座)、转子各部件、定子线棒槽楔等应定期检查。水轮 37 发电机机架固定螺栓、定子基础螺栓、定子铁心螺栓和调节螺栓应紧固良好,机架和定子支撑、转动轴系等承载部件的承载结构、焊缝、基础、配重块等应无松动、裂纹、变形等现象。临时配重应固定牢靠。 12.4.7.3 水轮发电机风洞内应避免使用在电磁场下易发热材料或能被电磁 吸附的金属联接材料,否则应采取可靠的防护措施,且强度应满足使用要求。12.4.7.4 定期检查水轮发电机机械制动系统,制动闸、制动环应平整无裂 纹,固定螺栓无松动,制动瓦磨损后须及时更换,制动闸及其供气油系统应无发卡、串腔、漏气和漏油等影响制动性能的缺陷。制动回路转速整定值应定期进行校验,严禁高转速下投入机械制动。 12.4.7.5 定期校验同期装置,防止水轮发电机非同期并网。 12.5 防止抽水蓄能机组相关事故 12.5.1 抽水蓄能电厂应具备黑启动能力,各系统应满足机组黑启动相关技 术要求,并制订完善的黑启动预案。 12.5.2 抽水蓄能机组的蓄电池容量应考虑发生全厂停电后,满足机组黑启 动的需要。 12.5.3 防止抽水蓄能机组自动控制、保护系统事故 12.5.3.1 抽水蓄能电厂同期装置应配置多套参数,以适应抽水、发电等工 况并网要求。同期装置应定期检验,并满足在电网事故频率降低或升高时,仍能完成机组启动同期并网。 12.5.3.2 机组监控系统应能够对机组工况转换做到过程监视,过程阻滞时 应报警,并自动将机组转换到安全工况或停机。 12.5.3.3 紧急停机应设置为与DCS 分开的独立操作回路。 12.5.3.4 加强水泵水轮机机械保护跳闸系统和主要监视仪表巡视、检查和 试验,跳闸电源必须可靠,跳闸保护信号作用于出口跳主开关、关工作闸门(进水阀)、关导叶的控制通道必须多路配置,闭锁继电器、输出继电器必须做到定期校验。 12.5.3.5 水泵水轮机应独立配置进水阀控制系统,设置完善的电气、机械 闭锁装置,开闭顺序控制逻辑应可靠完善,进水阀应与尾水事故门相闭锁,阀门位置信号异常时禁止开机。机组抽水启动过程中,进水阀实际未打开时不允许调速器开导叶。 38 12.5.3.6 机组启动回路应装设转子阻滞保护、过电流保护或失步保护,保 证机组变频启动或背靠背启动过程的运行安全。 12.5.3.7 对于同一引水隧道布置多台机组的抽水蓄能电厂,应根据电厂具 体情况,实现同一水道机组抽水、发电工况之间的相互闭锁。 13 防止分散控制系统(DCS)及热工保护拒动、误动事故 13.1 加强分散控制系统运行维护管理 13.1.1 工程师站及分散控制系统机柜间的空气质量、温度、湿度应符合《热 工自动化设备检修规程》(DL/T 774-2004)的要求,保证热工控制设备在良好的 环境条件下运行。 13.1.2 分散控制系统接地应满足设备技术要求,并应定期对接地系统进行检 测,确保接地系统测试参数应符合规程规定要求。 13.1.3 修改热工保护必须在严格履行申报、审批手续后实施,并限时恢复投 运。不得擅自改动保护定值和退出热工保护。 13.1.4 规范分散控制系统软件管理。软件修改、更新和升级必须严格履行审 批授权及责任人制度,严禁擅自变更。操作员站和工程师工作站应由经授权的专业人员分级使用,严禁非授权人员进行操作和编程组态。 13.1.5 分散控制系统的系统操作软件安装盘应至少备份2 套,并分级管理、 异地保存,每年检查一次。用户应用组态软件每次变更前后,均应做完整备份。 软件备份宜采取光盘刻录方式,备份至少2 份,并分级管理,异地保存,保存周期不少于5 年。 13.1.6 用户应用组态软件变更后,应对各控制站、操作站、通讯网络等进行 负荷率测试,负荷率应满足《火力发电厂分散控制系统验收测试规程》(DL/T659 —2006)的相关要求。 13.1.7 建立严格的分散控制系统安全防护措施。分散控制系统中严禁拷贝、 存放、运行非分散控制系统软件。单元机组通讯网络不得与社会网络联网。除调度端AGC 系统外,分散控制系统与厂内MIS、SIS 信息管理系统等联网必须采取39 可靠的隔离措施,并应符合《电网和电厂计算机监控系统及调度数据网络安全防护规定》(国家经贸委30 号令)、《电力二次系统安全防护规定》(国家电力监管 委员会[2004]第5 号令),《电力二次系统安全防护总体方案》、《发电厂二次系统安全防护方案》(电监安全[2006]34 号)等规定的要求。 13.1.8 分散控制系统应与全厂时钟系统(或GPS 时钟)同步,并结合机组停运 进行电源、网络、控制器切换试验。 13.2 合理配置分散控制系统资源 13.2.1 分散控制系统配置应能满足机组任何工况下的监控(包括紧急故障处 理)的要求,CPU 负荷率应控制在设计指标之内并留有适当裕度。 13.2.2 主要控制器应采用冗余配置,冗余的I/O 信号应通过不同的I/O 模件 引入。冗余配置的过程控制单元、通信接口、通信网络应处于良好的热备用状态。 13.2.3 分散控制系统应由两路电源(其中一路来自UPS 电源)供电,电源切 换时间小于5 毫秒,控制室内应设置独立于分散控制系统的电源故障声光报警。分散控制系统UPS 电源严禁接入非分散控制系统设备。公用系统DCS 的控制器、网络切换器所用电源应采取冗余配置,并且取自不同机组的UPS 电源。 13.2.4 主系统通讯负荷率必须满足《火力发电厂分散控制系统验收测试规 程》(DL/T659—2006)的要求,所有相关系统(包括专用装置)与主系统连接后,应保证主系统通讯负荷率控制在合理范围内。 13.2.5 分散控制系统的接地必须严格遵守相关技术要求,接入分散控制系统 的模拟量信号必须采用屏蔽电缆,开关量输入信号宜采用屏蔽电缆,且屏蔽电缆应具有可靠的单端接地。 13.2.6 操作员站及少数重要操作按钮的配置应满足机组各种工况下的操作 要求。紧急停机、停炉按钮配置应采用与分散控制系统分开的单独操作回路。13.3 完善分散控制系统故障紧急处理措施 13.3.1 根据机组具体情况,制订在各种情况下分散控制系统故障后的紧急处 理措施,超前防范事故风险。 13.3.2 部分操作员站发生故障时,应由其它可用操作员站继续承担机组监控 任务,此时应停止重大操作,同时迅速排除故障。若故障无法排除,应根据有关规程及机组运行状况酌情处理。 40 13.3.3 全部操作员站发生故障时,如主要后备硬手操及监视仪表可用且能够 维持机组安全运行,应及时转后备操作方式运行,同时迅速排除故障并恢复操作员站运行方式,否则应立即停机、停炉。 13.3.4 系统中的控制器或相应电源发生故障时,应采取以下对策: 13.3.4.1 辅机控制器或其电源发生故障时,可切至后备手动方式运行并迅速 处理故障,如条件不允许,应将该辅机退出运行或根据处理情况采取相应措施。 13.3.4.2 调节回路控制器或其电源发生故障时,应将自动切至手动维持运 行,同时迅速处理故障,并根据处理情况采取相应措施。 13.3.4.3 涉及机炉保护的控制器发生故障时,应立即更换或修复控制器模 件;涉及到机炉保护电源故障时则应采用强送措施,此时应注意防止控制器初始化。如恢复失败应紧急停机停炉。 13.4 防止热工保护拒动 13.4.1 独立配置的锅炉灭火保护装置必须符合相应技术规范要求,所配电源 必须可靠,系统涉及的炉膛压力的取压装置、压力开关、传感器、火焰检测器及冷却风系统等外围设备必须处于完好状态。 13.4.2 热工主保护系统进行机、炉、电联锁、联动试验时,必须将全部软逻 辑纳入相关系统的试验范围。 13.4.3 汽轮机监视仪表(TSI)和汽轮机紧急跳闸系统(ETS)所配电源必须 可靠,电压波动值不得大于±5%。TSI 的重要跳闸保护信号和通道必须冗余配置, ETS 控制的跳闸电磁阀应单独设置电源。 13.4.4 检修机组启动前,应对相关热工保护装置进行静态模拟试验,检查跳 闸逻辑、报警及保护定值。对于配置有双通道四跳闸线圈ETS 的机组,应定期进行ETS 在线不停机跳闸动作试验。 13.4.5 处理热工保护装置故障必须严格履行审批程序。炉膛压力、全炉膛灭 火、汽包水位和汽轮机超速、轴向位移、振动、低油压等重要保护装置严禁随意退出,如被迫退出运行必须采取相应安全技术措施,并在8 小时内恢复;其它保护装置被迫退出运行,必须在24 小时内恢复。否则应立即停机、停炉处理。13.4.6 热工保护回路不应设置供运行人员切、投保护的任何操作手段。除非 十分必要,只可在热工保护回路软件编程组态中,设置由热控专业人员操作的置位开关。每次置位解除保护必须得到本单位生产(技术)负责人批准,规定复位41 时限,并记入运行日志留档备查。 13.5 防止热工保护误动 13.5.1 机组运行中进行热工保护装置检修维护作业,作业现场必须保证两人 以上工作,一人工作,一人监护。 13.5.2 机柜内热控电源端子排及重要保护端子排应做明显标志,防止误触误 碰。 13.5.3 定期检查分散控制系统过程控制单元(PCU) 内置电池,及时更换超期 内置电池。 13.5.4 使用厂用蓄电池直流电源作为主保护电源的机组,应改造为可自动切 换的双路供电电源,防止直流电源系统查找接地故障点时误跳热控保护。 13.5.5 汽轮机润滑油压低(对于液压调速系统,还包括一次油压低)进行传动 或在线动作试验时,应在仪表管路加装泄压阀泄油,禁止采用拨压力开关电接点或卸压力开关表管接头的方式泄油。 13.5.6 对于“润滑油压”、“真空”、“抗燃油压”等保护信号,一次元件及取 压回路均应独立设置。 13.5.7 炉膛压力高、低保护开关应安装于具有稳固底座的平台或运行层,以 防止环境振动造成压力保护开关误动。 13.5.8 露天热工保护开关接点、阀位反馈接点等设备应设有有效的防雨防潮 设施,露天敷设仪表管的伴热设施必须可靠,在仪表管路上应做好防冻措施。13.5.9 热控系统现场就地安装的一次检测元件、位置开关、接线端子箱等装备,应有良好的防水、防尘设施。 14 防止机网协调事故 14.1 加强发电机与电网密切相关设备管理 14.1.1 发电机及升压站一次设备投入运行时,相关继电保护、安全自动装 置、电力调度自动化系统子站设备和电力专用通信设备等应同步投入运行,其各项参数及整定值应满足所接入电网的要求。 14.1.2 机组励磁系统(包括PSS)和调速系统在参数设置、设备投停、设备 改造等方面应制定必要的管理制度和技术措施。 42 14.1.3 单机容量200MW 及以上并网机组的高频率、低频率保护,过电压、 低电压保护,过激磁保护,失磁保护,失步保护,阻抗保护及振荡解列装置等保护定值应上报调度部门审定。其中发电机低频率保护定值应低于系统低频减载的最低一级定值,发电机低电压保护定值应低于系统(或所在地区)低压减载的最低一级定值。 14.1.4 单机容量100MW 及以上的火电机组和单机容量50MW 及以上的水电机组,发电机励磁系统的低励限制、调差率、PSS 等环节的整定值应上报调度部门审定。 14.1.5 火电机组有功出力经济运行区域及水电机组有功出力机组振动区域 等参数应上报调度部门备案。 14.1.6 发电厂应按照电网运行要求配备PMU 及安全自动装置等设备,并实 现与调度主站联网。 14.2 完善发电机组参数管理 14.2.1 新建或改造的发电机励磁系统(包括PSS)、调速系统的有关功能、 模型、逻辑、定值及参数设定等在供货协议签订前必须经过充分的技术论证,并在投产试验后报调度部门备案。 14.2.2 发电机组励磁系统、调速系统的模型及参数实际测量项目应列入工 程验收内容。 14.2.3 新建机组的励磁系统、调速系统数学模型和相应参数应在发电机进 入商业化运行前完成实际测量。改造发电机的励磁系统、调速系统数学模型和相应参数应在投入运行后半年内完成实际测量。测量工作应由具有资质的试验单位进行。 14.2.4 发电机组实测的励磁系统、调速系统数学模型和实测参数应上报调 度部门和技术监督执行部门审核。发电机的原动机及励磁系统、调速系统数学模型包括:原动机数学模型结构及相关参数;励磁系统类型及工作原理图、励磁系统各环节数学模型或传递函数框图及相关参数的取值范围和换算关系等;调速系统类型及工作原理图、调速系统各环节数学模型或传递函数框图及相关参数的取值范围、一次调频(包括调频死区)的实现逻辑等。 14.3 严格发电机组一次调频管理 14.3.1 并网发电机组应具有一次调频功能,并投入运行。机组退出一次调 频功能须报相应调度部门同意。 43 14.3.1.1 单元制汽轮机发电机组在滑压状态运行时,必须保证调节汽门有 部分节流,使之具有额定容量3%以上的调频能力。 14.3.1.2 水轮发电机组在各种水头条件下运行,机组进水导叶开度均应保 留3%以上的调节能力。 14.3.2 火电机组一次调频的负荷响应滞后时间应不大于1 秒,负荷响应时 间应不大于15 秒;水头50 米以上的水电机组,一次调频的负荷响应滞后时间应不大于4 秒。 14.3.3 汽轮发电机组参与一次调频的负荷变化幅度,正向调频负荷(即发 电机负荷增加)应不小于发电机组额定容量的5%,负向调频负荷不予限制。14.3.4 汽轮机调速系统的相关性能指标,包括转速不等率、转速迟缓率、 转速调节死区等应符合《汽轮机电液调节系统性能验收导则》(DL/T 824—2002)的要求。 14.4 加强发电机组(发电厂)AGC 运行管理 14.4.1 拟并网的200MW(新建100MW)及以上火电和燃气机组,40MW 及以上 水电机组和抽水蓄能机组应具备AGC 功能,并参加电网AGC 运行。 14.4.2 新投产机组的AGC 功能应在机组移交商业运行的同时投入使用,发 电机组AGC 的性能指标应满足接入电网的相关规定和要求。 14.4.3 对已投运AGC 的发电机组,在设备重大改造及大修后投入AGC 运行 前,必须经相应调度机构组织系统联合测试。测试前,发电厂应向调度机构提出系统联合测试申请,并提供机组有关现场试验报告。 14.4.4 凡参加AGC 运行的单位必须保证其设备的正常投入,除紧急情况外, 未经调度许可不得将投入AGC 运行的发电机组(发电厂)擅自退出运行或修改参数。 14.5 加强发电厂母线电压控制及发电机无功出力运行管理 14.5.1 发电厂高压母线电压允许范围应按照相应调度部门下达的电压曲线 执行,运行中应及时调整发电机无功出力,确保高压母线电压符合要求。 14.5.2 并网机组应具备进相运行能力。机组进相运行范围应由具有资质的 试验单位试验确定,试验过程中发电机应带高压厂用变压器运行。试验结果应报电网调度部门批准。 14.5.3 发电机监控系统和表计应能够监视发电机双向无功功率和功率因 数。根据可能的进相深度,当静稳定成为限制进相运行的主要因素时,应具备监44 视发电机功角的能力。 14.5.4 发电厂升压变压器的分接头宜设置于1.0-1.1 倍额定电压;厂用变 压器的分接头位置应与升压变压器分接头位置相协调,保证发电机无功出力适应 从迟相到进相的全部过程。 14.6 发电机非正常及特殊运行方式下的相关要求 14.6.1 新投产的大型汽轮发电机应具备一定的耐受带励磁失步振荡能力。 发电机失步保护定值应根据电网具体情况合理确定,既应防止发电机损坏又应减小失步对系统和用户造成的危害。 14.6.2 发电厂应制定完备的发电机带励磁失步振荡故障的应急措施,并按 照有关规定作好保护定值整定。 14.6.2.1 当失步振荡中心在发电机-变压器组内部时,应立即解列发电机。14.6.2.2 当发电机定子绕组相电流低于三相出口短路电流的60%~70%时 (通常振荡中心在发电机-变压器组外部),发电机应允许失步运行5~20 个振荡周期。此时应立即增加发电机励磁,同时减少有功出力,切换厂用电,延迟一定时间,争取恢复同步。 14.6.3 发电机失磁异步运行 14.6.3.1 严格控制发电机组失磁异步运行的时间和条件。汽轮发电机应具 有一定的失磁异步运行能力,能够维持发电机失磁后短时运行,此时必须根据发电机的相关技术要求快速降负荷。如在规定的时间内不能恢复励磁,机组应与系统解列。 14.6.3.2 发电机失磁后是否允许机组快速减负荷并短时运行,应结合电网 和机组实际情况综合考虑。所在电网不允许发电机失磁运行时,发电机失磁保护应投跳闸,失磁保护拒动应立即将发电机解列。 14.6.4 为防止频率异常时发生电网崩溃事故,发电机组应具备必要的频率 异常运行能力。发电机组低频保护定值除应满足汽轮机、发电机制造厂有关规定及相关规程外,还应与电网低频减载定值相协调。 15 防止励磁系统事故 15.1 单机容量100 MW 及以上火力发电机组(含燃汽轮机组)和单机容量50 MW 及以上水轮发电机组应配置PSS(电力系统稳定器),并根据机组调度管辖范45 围由相应调度部门管理。 15.2 加强发电机励磁系统基建安装、调试试验管理 15.2.1 励磁系统的PSS 环节应按照《电力系统稳定器整定试验导则》 (Q/GDW-143)完成相应试验。 15.2.2 机组基建投产或大修后,应进行发电机空载和负载阶跃扰动性试验, 检查励磁系统动态指标是否达到标准要求。试验前应具备励磁系统启动方案和安全措施。 15.2.3 发电机励磁系统PSS 装置的定值设定和调整应由具备资质的科研单 位或技术监督单位进行(或认可),PSS 的传递函数及最终整定参数应书面报告相关调度部门审批。 15.2.4 机组在并网状态下进行PSS 试验时,应制定完善的技术方案和安全 措施,报相应调度管理部门批准后实施。 15.3 加强励磁系统运行检修管理 15.3.1 修改励磁系统参数必须严格履行审批手续,在书面报告有关部门审 批并进行相关试验后,方可执行,严禁随意更改励磁系统参数设置。 15.3.2 并网机组励磁系统应在自动方式下运行。如励磁系统故障或进行试 验需退出自动方式,必须及时报告调度部门。 15.3.3 自并励系统中,励磁变压器的铁心温度和表面温度应具有有效的监 视手段,并控制其温度在设备允许的范围之内。 15.3.4 保证励磁系统具有良好的工作环境。环境温度不得超过规定要求, 滤网应及时进行清理,必要时应采取防尘降温措施。 15.4 强化发电机励磁系统相关技术要求 15.4.1 发电机转子一点接地保护装置原则上应安装于励磁系统柜。如因发 电机失磁保护需要,转子正、负极回路已引入发电机保护柜内,转子一点接地保 护可安装于发电机保护柜,但应采取必要的安全措施。 15.4.2 励磁系统各限制环节应满足发电机许可的最大工作范围,并与发电 机、变压器保护相配合,在发电机、变压器保护动作之前发挥作用。 15.4.3 励磁系统过励磁限制环节应与发电机或变压器的过激磁保护定值相 46 配合,一般具有反时限和定时限特性,宜与发电机和变压器的过激磁特性相匹配。一般情况下,当发电机端电压与运行频率之比(V/f)大于>1.053~1.11 时, 过励磁限制应启动;当发电机频率低于45Hz时,励磁系统应自动灭磁。 15.4.4 励磁系统如设有定子过压限制环节,应与发电机过压保护定值相配 合,该限制环节应在机组保护之前动作。 15.4.5 励磁系统应具有无功调差环节和合理的无功调差系数。接入同一母 线的发电机的无功调差系数应基本一致。励磁系统无功调差功能应投入运行。15.4.6 励磁系统的过励限制(即过励磁电流反时限限制和强励电流瞬时限 制)环节的特性应与发电机转子的过负荷能力相一致,并与发电机保护中转子过负荷保护定值相配合。 15.4.7 自并励系统中,励磁变压器不应采取高压熔断器作为保护措施。励 磁变压器保护定值应与励磁系统强励能力相配合,防止机组强励时保护误动作。15.4.8 励磁系统的低励限制应考虑发电机电压影响。低励限制环节应按照 发电机和电网许可的进相能力进行整定,并与发电机失磁保护相配合,低励限制应在发电机失磁保护之前动作。 15.4.9 当励磁系统的过励限制、定子过流限制和低励限制控制失效后,相 应的发电机保护应完成解列灭磁。 15.4.10 励磁系统基本参数要求 15.4.10.1 励磁系统中整流柜的均流系数应不低于0.85。 15.4.10.2 励磁系统的灭磁能力应达到国家标准要求,且灭磁装置应具备独 立于调节器的灭磁能力。灭磁开关的弧压应满足误强励灭磁的要求。 15.4.11 利用自动控制系统对发电机励磁进行控制时,受控机组励磁系统应 置于电压控制模式。 15.4.12 励磁系统二次回路要求 15.4.12.1 励磁系统的二次控制电缆均应采用屏蔽电缆,电缆屏蔽层应可靠 接地。 47 15.4.12.2 两套励磁调节器的电压回路应相互独立,即分别取自机端电压互 感器不同的二次绕组。 15.4.13 励磁调节器与励磁变压器不应置于同一场地内。 16 防止继电保护事故 16.1 加强继电保护基建、改造和运行管理 16.1.1 继电保护的选型和配置,必须满足相关规程规定要求,并经相关专 业技术管理部门同意。 16.1.2 相关基建和改造工程验收时,验收方应根据有关规程、规定及反措要 求制定详细的验收标准。新设备投产时应认真制订保护启动方案,做好事故预想。 16.1.3 建立、健全技术监督体系,实行有效的技术监督管理,并设置专人 负责继电保护技术监督工作。 16.1.4 工程初设审查、设备选型、设计、安装、调试、运行维护等阶段, 必须实施继电保护技术监督。 16.1.5 严格执行工作票制度和二次工作安全措施票制度,防止发生继电保 护“三误”事故。 16.1.6 加强继电保护专业人员岗位培训,制定和落实继电保护专业人员年 度培训计划,并认真加以考核。 16.2 继电保护配置的基本要求 16.2.1 继电保护双重化配置的基本原则 16.2.1.1 单机容量100MW 及以上发电机和主变压器应按双重化原则配置微 机保护(非电量保护除外)。接入220kV 及以上电压等级的启动变压器保护宜采用双重化配置。每套保护均应设有完整的主、后备保护,能够反映被保护设备的各种故障及异常状态。 16.2.1.2 主变压器、厂用高压变压器、脱硫变压器、启动变压器等宜配置 单套非电量保护,并同时作用于断路器两个跳闸线圈。变压器非电量保护应设置独立的电源回路和出口跳闸回路,并与电气量保护完全分开。非电量保护中间继电器应由110V 或220V 直流启动,启动功率大于5W,动作速度不宜小于10ms。 16.2.1.3 两套主保护的电压回路宜分别接入电压互感器不同二次绕组。电流 48 回路应分别取自电流互感器互相独立的绕组,并合理分配电流互感器二次绕组,避免出现保护死区。分配接入保护的互感器二次绕组时,应注意避免单套保护退出运行时出现电流互感器内部故障死区问题。新、扩建工程宜选用具有多次级的电流互感器,优先选用贯穿(倒置)式电流互感器。 16.2.1.4 双重化配置保护装置与其他保护、设备配合的回路应遵循相互独 立的原则。两套保护的跳闸回路与断路器的两个跳闸线圈应分别对应。 16.2.1.5 双重化配置保护的直流电源回路接线原则 16.2.1.5.1 直接接入220 kV 及以上电压等级的发电机,两套相互独立电气量 保护装置的工作电源,应分别经熔断器(或直流空气小开关)取自不同直流电源系统供电的直流母线段;断路器的两组跳闸电源应分别经熔断器(或直流空气小开关)取自不同直流电源系统供电的直流母线段。 16.2.1.5.2 升压站内断路器控制电源及保护、监控系统的电源,应取自升 压站配置的独立蓄电池组。 16.2.2 单机容量200MW 及以上发电机应装设启、停机保护,该保护在发电 机正常运行时应退出。同时,应配置专用故障录波器。 16.2.3 失磁保护宜按异步边界阻抗圆整定,动作时限Ⅰ段一般不小于0.5 秒。此外,失磁保护宜采用机端电压作为辅助判据,其低电压定值不应小于85% 额定电压。 16.2.4 差动保护使用的各侧电流互感器线圈应有相同的准确级且暂态特性 应基本一致。 16.2.5 机组启动失灵保护回路 16.2.5.1 220kV 及以上电压等级单元制接线的发电机,在断路器出现单相 或两相拒动,且三相不一致保护动作后仍存在问题时,应使用具有电气量判据的保护启动发电机的断路器失灵保护。高压侧为双母线接线形式时,还应解除失灵保护的低电压闭锁功能。 16.2.5.2 启动失灵保护的电流判别元件应取自靠近断路器侧的电流互感 器。电流互感器等级宜选用P 级。 16.2.5.3 非电量保护不应启动失灵保护。 16.2.6 阻抗保护须经电流元件(如电流突变量、负序电流等)启动,在发生 电压二次回路失压、断线以及切换过程中交流或直流失压等异常情况时,阻抗保护应具有防止误动措施。 49 16.2.7 采用零序电压原理的发电机匝间保护应设有负序方向闭锁元件。 16.3 加强继电保护二次回路管理 16.3.1 装设静态保护(含微机保护)的保护屏间应敷设专用接地铜排网,接 地铜排网应经一点与主接地网可靠连接。保护装置不得采用通过槽钢接地方式。 16.3.2 保护室与通信室间的信号传输电缆应采用双绞双屏蔽电缆,屏蔽层 在两端分别接地。 16.3.3 对于经长电缆跳闸的回路,应采取防止长电缆分布电容影响及防止 出口继电器误动的措施,尤其应注意避免各继电保护之间逻辑回路的电缆过长问题(失灵保护启动母差回路、断路器保护启动母差回路等)。 16.3.4 发电机、变压器保护及母差保护、失灵保护的开入直跳回路,应采 用双开入方式,并采用强电大功率中间继电器(110V 或220V 直流启动、启动功率大于5W、动作速度不宜小于10ms)。 16.3.5 电流互感器的二次回路必须分别且只能有一点接地;由几组电流互 感器二次组合的电流回路,应在有直接电气连接处一点接地。 16.3.6 经控制室零相小母线(N600)连通的几组电压互感器二次回路,应在 控制室将N600 一点接地,各电压互感器二次中性点在开关站的接地点应断开。为保证接地可靠,各电压互感器的中性线不得接有可能断开的断路器或接触器等。独立的、与其它互感器二次回路没有直接电气联系的电压互感器二次回路,可以在电压互感器安装处实现一点接地。 16.3.7 电压互感器二次线圈中性点在开关站采用经放电间隙或氧化锌阀片 接地时,应定期维护检查防止出现两点接地。 16.3.8 来自电压互感器二次回路的四根开关站引入线中的中性线与互感器 三次回路的两根开关站引入线中的N 线必须分开,不得共用。 16.3.9 主设备非电量保护应做到防水、防油渗漏、密封性好。气体继电器 至保护柜的电缆应尽量减少中间转接环节。 16.3.10 如果断路器只有一组跳闸线圈,失灵保护装置工作电源应与相对应 的断路器操作电源取自不同的直流电源系统。 16.4 加强继电保护整定和软件版本管理 16.4.1 健全继电保护定值单管理制度,继电保护定值单必须履行相关审批 程序后方可执行。 16.4.2 继电保护定值和软件版本应设专人管理。每年应根据相关规定、电 50 网调度部门下达的综合电抗及主设备技术条件对所管理的继电保护定值及其配 合关系进行校核、计算。 16.4.3 微机型继电保护及安全自动装置的软件版本和结构配置文件修改、 升级前,应对其书面说明材料及检测报告进行确认,并对原运行软件和结构配置文件进行备份。修改内容涉及测量原理、判据、动作逻辑或变动较大的,必须提交经动模试验的全面检测认证报告。应建立和完善继电保护故障信息管理系统,并严格执行国家有关网络安全规定,一般不允许开放远方修改定值、软件和配置 文件功能。 16.4.4 发电机、变压器保护整定计算应注意的问题 16.4.4.1 大型发电机高频、低频保护整定计算时,应分别根据发电机在并 网前、后的不同运行工况和制造厂提供的发电机性能、特性曲线,并结合电网要求进行整定计算。 16.4.4.2 发电机转子过负荷保护应投入运行,且与励磁系统过励磁电流限 制相配合。 16.4.4.3 过激磁保护的启动元件、反时限和定时限应能分别整定,其返回 系数不宜低于0.96。整定计算应全面考虑主变压器及高压厂用变压器的过励磁 能力,并与励磁系统的负荷限制特性相配合,按励磁调节器过励限制首先动作、再由过激磁保护动作的原则进行整定和校核。 16.4.4.4 单机容量200MW 及以上发电机定子接地保护宜将基波零序保护与 三次谐波保护的出口分离,基波零序保护投跳闸,三次谐波保护投信号。发电机定子接地保护动作整定值应按制造厂的要求确定,在投入跳闸前,必须根据发电机在不同负荷工况下实测的零序基波电压和中心点侧三次谐波电压的有效值数 据进行校核。 16.4.4.5 发电机负序电流保护应根据制造厂提供的负序电流暂态限值(A 值)进行整定,并留有一定裕度。 16.4.4.6 发电机保护启动失灵保护的零序或负序电流判别元件灵敏度应与 发电机负序电流保护相配合。 16.4.4.7 按照励磁调节器低励限制先动作、发电机失磁保护后动作的顺序 整定失磁保护。失磁保护应能正确区分短路故障和失磁故障,且应配置振荡闭锁元件。 16.5 加强继电保护检验 51 16.5.1 发电机主保护、变压器主保护、母线保护、断路器失灵保护、安全 自动装置等重要保护运行一年后应进行全部检验,严禁超期和漏项。 16.5.2 根据相关技术标准、规程、规定和反事故措施,编制继电保护标准 化作业指导书。在作业中,不得为赶工期减少调试、检验项目。 16.5.3 定期对继电保护试验仪器、仪表进行检定,微机型继电保护试验装 置的监测周期为1-2 年。 16.5.4 新投设备进行整组试验时,应把被保护设备的各套保护装置串接在 一起进行。必须进行所有保护整组检查,模拟故障检查保护压板的唯一对应关系,防止存在任何寄生回路。 17 防止发电厂电力调度自动化系统子站设备与电力通信系统事 故 17.1 防止发电厂电力调度自动化系统子站设备事故 17.1.1 发电厂的远动终端设备、计算机监控系统、相量测量装置(PMU)、电 能量远方终端、电能表、发电侧报价终端、测控单元、变送器、二次系统安全防护设备、调度数据网络接入设备、水情测报设备及GPS 装置等电力调度自动化系统子站设备(以下简称自动化子站设备)新、改(扩)建工程的设计、选型,应符合调度自动化专业有关规程规定,并须经相关调度自动化管理部门同意。现场设备的接口和传输规约必须满足调度自动化系统主站的技术要求。 17.1.2 严格按照《电力系统调度自动化设计技术规程》(DL/T5003-2005)要 求和调度生产的实际需要,采集相关实时信息,满足调度运行和控制要求。17.1.3 自动化子站设备与电力调度自动化系统主站系统间应具有两路不同 路由的通信通道(主/备双通道),采用网络方式时应采取网络安全防护措施。17.1.4 自动化子站设备必须通过具备国家级检测资质的电力设备检测部门 检测,并取得其颁发的质量检测合格证。 17.1.5 加强对发电厂监控系统、电力调度自动化系统子站设备的安全防护, 并满足《电力二次系统安全防护规定》(国家电力监管委员会令第5 号)及《电力二次系统安全防护总体方案》(电监安全[2006]34 号)等规定、规范的有关52 要求。 17.1.6 发电厂二次系统安全防护实施方案须报相应电力调度部门审核,方 案实施完成后应由电力调度部门验收。接入电力调度数据网络的设备和应用系统,其接入技术方案和安全防护措施须经电力调度部门核准。 17.1.7 发电自动化子站设备的供电电源应配置专用的不间断电源(UPS) 或 采用电厂直流系统供电,并保证电源的可靠性,相关设备应加装防雷(强)电击装置。 17.1.8 严格按照《电力调度自动化系统运行管理规程》(DL/T 516—2006) 的规定和生产实际需要,采集相关实时信息,满足调度运行和控制要求。 17.1.9 发电厂监控系统应具有完善、可靠的技术措施,对电力调度自动化 系统主站下发的AGC、AVC 指令应进行安全校核。 17.1.10 制定和落实发电厂监控系统和自动化子站设备故障应急预案和故 障恢复措施,相关系统和数据应定期进行备份。 17.1.11 根据有关规定要求,结合一次设备检修,定期对自动化子站设备进 行测试。 17.2 防止发电厂电力通信系统事故 17.2.1 接入系统的发电厂应与电力通信网具有两个独立的通信传输通道。 17.2.2 发电厂所用通信设备,应符合相关国家标准、行业标准及其他有关 规定要求,通信设备选型和配置应与电网通信网相协调,满足所接入系统的组网要求。 17.2.3 通信站应配置专用不停电通信电源系统,及两路可靠的交流电源输 入,并且能够自动切换。通信高频开关电源整流模块应按N+1 原则配置,且能可靠地自动投入和自动切换。当交流电源发生中断时,通信专用蓄电池组独立供电时间应不小于8 小时。 17.2.4 承载同一220kV 及以上线路的两套继电保护、安全自动装置业务的 发电厂通信站,应实现通信电源双重化配置。传输同一输电线路的两套继电保护信号或安全自动装置信号的两组通信设备,应分别接入两套不同的通信电源系统。 17.2.5 厂内通信缆线应采用不同路径的电缆沟道、电缆竖井进入通信机房 53 和主控室,尽量避免与一次动力电缆同沟布放。同时,应完善防火阻燃和阻火分隔等项安全措施,并绑扎醒目的识别标志。 17.2.6 通信机房动力环境及通信设备运行状态应做到24 小时有人监视。通 信机房内主要设备的报警信号(声、光)及装置应正常、可靠。无24 小时值班的通信站,各通信设备主报警信息应接入电厂通信综合监测系统或纳入电厂电气运行统一监视与管理。 18 防止直流系统事故 18.1 发电机组、220kV 及以上电压等级发电厂升压站直流系统配置原则 18.1.1 发电机组用直流系统(包括化学水处理、除尘、除灰和消防等外围 设备用直流系统)应与升压站直流系统相互独立,在直流电源输出部分不应有任何电气连接。 18.1.2 发电机组用直流系统应设立两组蓄电池,每组蓄电池容量按能够单 独为机组直流供电考虑。应设置两台工作充电装置和一台备用充电装置,备用充电装置可在任一台工作整流装置故障或检修退出工作时切换投入。 18.1.3 直流系统母线应采用具有分段联络开关的两段母线。正常情况下, 两段母线分别独立运行,每段母线接一组蓄电池和一套工作整流装置。 18.1.4 直流系统应采用辐射供电方式。目前仍为非辐射供电方式的,应尽 快进行改造。 18.1.5 发电机组用直流系统在6(10)kV 开关室、0.4kV 开关室宜设置直流 分电屏,分电屏上设立两组直流控制母线、两组保护母线。分电屏上两组控制、保护母线应分别从机组用直流系统两段母线上接取。 18.1.6 220kV 及以上电压等级升压站应采用三台充电、浮充电装置、两组 蓄电池组的供电方式。 18.1.7 升压站直流系统宜按串或按高压母线段设置分电屏,分电屏上设立 两组直流控制母线、两组保护母线。分电屏上两组控制、保护母线应分别从升压变电站用直流系统两段母线上接取。 18.2 加强蓄电池组运行维护管理 54 18.2.1 严格控制浮充电方式和运行参数 18.2.1.1 加强蓄电池运行环境温度控制。对于浮充电运行的蓄电池组,所 在蓄电池室环境温度不能长期超过30 摄氏度。 18.2.1.2 除制造厂有特殊规定外,浮充电运行的蓄电池组应采用恒压方式 进行浮充电。浮充电时,应严格控制单体电池的浮充电压上、下限,防止蓄电池因充电电压过高或过低损坏。 18.2.2 定期进行核对性放电试验 18.2.2.1 新安装或更换过电解液的防酸蓄电池组,在第一年内每半年进行 一次核对性放电试验。运行一年后的防酸蓄电池组,每隔1~2 年进行一次核对性放电试验。 18.2.2.2 新安装的阀控密封蓄电池组,应进行全核对性放电试验。以后每 隔三年进行一次核对性放电试验。运行六年以后的阀控蓄电池组,每年做一次核对性放电试验。 18.2.3 蓄电池组禁止长期并列运行。 18.3 确保直流系统设备安全稳定运行 18.3.1 升压变电站充电、浮充电装置,应满足稳压精度优于0.5%、稳流精 度优于1%、输出电压纹波系数不大于1%的技术要求,不满足要求的在用充电、浮充电装置应逐步更换。 18.3.2 定期对充电、浮充电装置进行全面检查,校验其稳压、稳流精度和 纹波系数,不符合要求的应及时进行调整。 18.3.3 加强直流系统熔断器管理 18.3.3.1 各级熔断器的定值整定应保证级差合理配合,防止越级熔断。上、 下级熔体之间(同一系列产品)额定电流值,应保证2—4 级级差,电源端选上限,网络末端选下限。 18.3.3.2 总熔断器与分熔断器之间应保证3—4 级级差,防止事故情况下总 熔断器无选择性熔断。 18.3.3.3 制订符合现场实际的熔断器整定配置图,并定期进行校核。 18.3.4 加强直流系统用直流断路器管理 18.3.4.1 机组和升压变电站直流系统应采用具有自动脱扣功能的直流断路 55 器,不得用普通交流断路器替代。盘车直流电机、直流润滑油泵、直流密封油泵等机组动力用断路器必须使用直流断路器。 18.3.4.2 当直流断路器与熔断器配合时,应考虑各自动作特性的不同,对 级差做适当调整,直流断路器下级不容许再接熔断器。 18.3.5 直流系统中加装隔离二极管时,必须充分考虑二极管承受直流系统 过电压和故障电流的能力,防止直流系统发生故障时二极管击穿或熔断导致故障扩大。 18.3.6 加强直流系统绝缘电阻监测,运行中的直流系统绝缘电阻应不低于 0.1 兆欧。 18.4 防止直流系统误操作 18.4.1 直流母线在正常运行和改变运行方式的操作中,严禁脱开蓄电池组。18.4.2 充电、浮充电装置恢复运行时,应先合交流侧开关,再带直流负荷。18.5 防止直流系统着火。直流系统应采用阻燃电缆,两组蓄电池的电缆应 分别铺设于独立的通道内,尽量避免与交流电缆并排铺设,在穿越电缆竖井时两组蓄电池电缆应加穿金属套管。 19 防止全厂停电事故 19.1 加强厂用电系统运行方式管理 19.1.1 根据电厂运行实际情况,制订合理的全厂公用系统运行方式,防止部 分公用系统故障导致全厂停电。 19.1.2 重视机组厂用电切换装置的合理配置及日常维护,确保系统电压、频 率出现较大波动时,具有可靠的保厂用电源技术措施。 19.1.3 带直配电负荷电厂的机组应设置低频率、低电压解列装置,确保机 组在发生系统故障时,解列部分机组后能单独带厂用电和直配负荷运行。 19.2 防止电源二次回路及设备故障造成全厂停电 19.2.1 制定并落实防止交流电混入直流系统的技术措施,防止由此造成全 厂停电。直流电源端子与交流电源端子应具有明显的区分标志,两种电源端子间应为接线等工作留有足够的距离。 56 19.2.2 自动准同期装置和厂用电切换装置宜单独配置。如使用DCS 的集成 功能,应按照定值单进行调试和试验。 19.3 防止母线故障造成全厂停电。刀闸和母线支柱瓷瓶应选用高强度支柱 瓷瓶,并加强瓷瓶探伤检验工作,防止运行或操作时发生断裂造成母线接地或短路。 19.4 防止环境污染加剧引发污闪 19.4.1 发电厂升压站外绝缘配置应以污区分布图为基础,综合考虑环境污 染变化因素,并适当留有裕度,爬距配置应不低于D 级污区要求。 19.4.2 对于伞形合理、爬距不低于三级污区要求的瓷绝缘子,可根据当地 运行经验,采取绝缘子表面涂覆防污闪涂料的补充措施。其中防污闪涂料的综合性能应不低于线路复合绝缘子所用高温硫化硅橡胶的性能要求。 19.4.3 硅橡胶复合绝缘子(含复合套管、复合支柱绝缘子等)的硅橡胶材 料综合性能应不低于线路复合绝缘子所用高温硫化硅橡胶的性能要求;树脂浸渍的玻璃纤维芯棒或玻璃纤维筒应参考线路复合绝缘子芯棒材料的水扩散试验进 行检验。 19.4.4 对于易发生粘雪、覆冰的区域,支柱绝缘子及套管在采用大小相间 的防污伞形结构基础上,每隔一段距离应采用一个超大直径伞裙(可采用硅橡胶增爬裙),以防止绝缘子上出现连续粘雪、覆冰。110kV、220kV 及500kV 绝缘子串宜分别安装3、6 及9~12 片超大直径伞裙。支柱绝缘子所用伞裙伸出长度8~ 10cm;套管等其它直径较粗的绝缘子所用伞裙伸出长度12~15cm。 19.5 防止运行维护不当造成机组停机 19.5.1 在循环水泵油系统间加装能隔离开断的设施并设置备用冷油器,定 期化验油质,防止因冷油器漏水导致油质老化,造成轴瓦过热熔化被迫停机。19.5.2 厂房内重要辅机(如送引风,给水泵,循环水泵等)电动机事故 控制按钮必须加装保护罩,防止误碰造成停机事故。 19.6 加强蓄电池和直流系统(含逆变电源)及柴油发电机组的运行维护, 确保主机交直流润滑油泵和主要辅机小油泵供电可靠。 19.7 积极开展汽轮发电机组小岛试验工作,以保证机组与电网解列后的厂 用电源。 57 20 防止重大环境污染事故 20.1 新建、扩建电厂应严格执行环保“三同时”原则,防止造成环境污染事 故。 20.1.1 新建、扩建电厂废水回收系统应满足零排放要求,废水处理设备必须 保证正常运行,处理效率应达到设计标准及《污水综合排放标准》(GB8978-1996)的要求。 20.1.2 新建、扩建电厂应采用干除灰或浓浆输灰方式。水力除灰电厂应实现 灰水回收循环使用,灰水设施和除灰系统投运前必须做水压试验。 20.1.3 新建、扩建电厂应按要求加装除尘脱硫设施,必要时加装脱硝设施, 并确保系统正常运行,处理效率应达到设计标准及《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2003)的要求。 20.2 加强灰场管理,防止发生扬尘污染 20.2.1 建立灰场(灰坝坝体)安全管理制度,明确管理职责。设专人对灰管、 灰场和排、渗水设施进行巡检,汛期应加强灰场管理,增加巡检频率,并认真作 好巡检记录。 20.2.2 加强灰水系统运行参数和污染物排放情况的监测分析,发现问题及时 采取措施。 20.2.3 定期对灰管进行检查,重点包括灰管的磨损和接头、各支撑装置(含 支点及管桥)的状况等,防止发生管道断裂事故。 20.2.4 对分区使用或正在取灰外运的灰场,必须制定落实严格的防尘管理制度,配备必要的防尘设施,避免扬尘对周围环境造成污染。 20.2.5 已经停运的灰场应进行覆土、种植或表面固化处理。 20.3 加强废水处理,防止超标排放 20.3.1 电厂内部应做到废水集中处理,处理后的废水应充分利用,禁止超标 废水外排。 20.3.2 对电厂废水处理设施制订落实严格的运行维护和检修制度,作好设备 运行记录,并定期监督废水处理设施的投运率、处理效率和废水排放达标率。20.3.3 锅炉进行化学清洗时,必须制订废液处理方案,并经审批后执行。清 58 洗产生的废液必须经处理合格后才能排放。 20.4 加强除尘器运行维护管理 20.4.1 严格执行《燃煤电厂电除尘器运行维护管理导则》(DL461-2004),将 除尘器的运行参数控制在最佳范围。及时处理设备运行中存在的故障和问题,提高除尘器的运行效率和投运率。 20.4.2 电除尘器的电场投运率应大于96%,以保证除尘效率。烟气排放不能 满足国家、地方排放标准时,应及时进行处理。 20.4.3 新建、改造和大修后的电除尘器应进行性能试验,性能指标未达标不 得验收。 20.5 加强脱硫设施运行维护管理 20.5.1 制订完善的脱硫设施运行制度,并严格贯彻执行。 20.5.2 脱硫系统可用率应达到95%以上,以保证脱硫效率。二氧化硫排放不 能满足国家、地方排放标准时,须及时进行处理。 20.5.3 新建、改造和大修后的脱硫系统应进行性能试验,指标未达到标准的 不得验收。 20.5.4 加强脱硫系统维护,对脱硫系统吸收塔、换热器、烟道等设备的腐蚀 情况进行定期检查,防止发生大面积腐蚀。 20.6 加强脱硝设施运行维护管理 20.6.1 制订完善的脱硝设施运行制度,并严格贯彻执行。 20.6.2 脱氮系统可用率应达到95%及以上,以保证脱硝效率。NOBXB排放不能满足国家、地方排放标准时,须及时进行处理。 20.6.3 新建、改造和大修后的脱硝系统应进行性能试验,指标未达到标准的 不得接收。 20.6.4 设有液氨储存设备的脱硝系统应进行风险评估,并制定事故紧急处理 预案,定期进行防火、防爆事故处理演习。