汽机技术监督整改计划.docx

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1、汽机技术监督整改计划1运行安全1.1 运行中重点监督的安全指标包括振动、主汽压力、主汽温度、再热汽温、排汽温度、监视段压力、润滑油压、轴承回油温度、轴瓦温度、胀差、汽缸膨胀、汽缸上下缸温差、推力瓦温度等，以上指标应在汽轮机运行规程规定范围内。1.2 根据机组承担负荷的性质，在寿命期内合理分配冷态、温态、热态、极热态启动、FCB和负荷阶跃等的寿命消耗，30年内机组寿命总损耗应不超过总寿命的75%o1.3 汽水品质应严格按集团公司化学监督技术标准等规定进行,确保热力设备不因腐蚀、结垢、积盐而发生事故。1.4 机组运行中对润滑油、抗燃油的监督严格按GB/T7596、DL/T571及集团公司化学监督技

2、术标准等规定进行。运行中主要指标如酸值、颗粒度、氯含量、微水、电阻率等应在标准范围内。1.5 应定期巡检油系统设备，特别是结合面的密封装置是否存在老化，密封结构是否合理，发现渗漏油时应尽快处理，密封结构不合理的应尽快改造，避免油箱油位下降而停机。1.6 高加启停顺序和速度应严格执行运行规程规定。高压加热器应维持正常水位运行。如因故障停用，应按照制造厂规定的高压加热器停用台数和负荷的关系，或根据汽轮机抽汽压力来确定机组的最大允许出力。1.7 机组在启停过程中和运行中，交、直流润滑油泵连锁开关应处于投入状态。连锁在任何情况下均能使油泵启动，不应有任何的延时和油泵自身的保护。1.8 对已投产尚未进行

3、甩负荷试验的机组,应积极创造条件进行甩负荷试验。调节系统经重大改造的机组应进行甩负荷试验。在额定蒸汽参数下，调节系统应能维持汽轮机在额定转速下稳定运行，甩负荷后能将机组转速控制在危急保安器动作转速以下。1.9 机组停机时，应先将发电机有功、无功减至零，检查确认有功功率到零，电能表停转或逆转以后，再将发电机与系统解列，或采用汽轮机手动打闸或锅炉手动主燃料跳闸连跳汽轮机，发电机逆功率保护动作解列。严禁带负荷解列。1.10 机组大修后应按规程要求进行汽轮机调节系统的静止试验及全功能仿真试验，确认调节系统工作正常。1.11 坚持按规程要求进行危急保安器试验（包括充油试验）；高中压主汽门和调节汽门严密性

4、试验、门杆活动试验、油动机关闭时间测试；抽汽逆止门关闭时间测试；超速保护装置（如AST电磁阀等）在线试验等保护试验。发现问题应及时消除，确保动作正常可靠，严禁设备带病运行。1.12 DEH（或MEH）电液控制系统，应设有完善的机组起动逻辑和严格的限制起动条件；当机组不能满足启动条件时，严禁修改起动逻辑和强行满足启动条件。对机械液压调节系统的机组，也应有明确的限制条件。1.13 汽轮机启动前应符合以下条件，否则禁止启动：a）大轴晃动、串轴、胀差、油压、振动、瓦温、转速等表计显示正确，各种保护正常投入。b）大轴晃动值不应超过制造厂的规定值，或与原始值的偏差不超过002mm.c）汽轮机汽缸上、下缸温

5、差、左右侧法兰温差不超过制造厂运行说明书上的规定。d）主蒸汽进汽温度必须高于汽缸最高金属温度5（C,但不超过额定蒸汽温度，蒸汽过热度不低于50,或按制造厂规定执行。1.14 设备及管道编号、标志应采取规范的方式并与现场实际相符合。1.15 凝汽器检漏装置、胶球清洗装置正常运行时应可靠投入。1.16 发电机氢密封油箱排油烟管道应引至厂房外远离发电机出线且无火源处，并设禁火标志。禁止通过排污阀向室内排氢。要检杳并消除制氢站和机房内表柜顶部窝氢的空间。制氢场所应按规定配备足够的消防器材，并按规定检查和试验。制氢场所门口应装有静电释放装置。1.17 电液伺服阀（包括各类型电液转换器）的性能应符合要求,

6、否则不得投入运行。运行中要严密监视其运行状态，做到不卡涩、不泄漏和系统稳定。机组检修中或必要时要进行清洗、检测等维护工作，发现问题应及时处理或更换。备用伺服阀应按制造厂的要求条件保管。1.18 应进行空冷凝汽器最佳防冻背压的试验研究，提高冬季空冷岛的运行经济性。多风沙地区，应及时进行空冷岛的冲洗，提高清洁度；冲洗时应充分进行风险评估，制定全面的防范措施，防止发生污水闪络故障。1.19 运行期间应定期进行机组安装基础的沉降观测。1.20 应按要求定时、正确抄录汽轮机运行参数，异常及操作情况应做好完整记录，要加强画面参数的监视和运行参数的分析。1.21 在自动控制系统、测量元件发生故障或机组发生异

7、常且自动无法调整时，应解除自动进行手动调整，并立即进行处理。1.22 当出现参数异常报警时，应认真进行检查、核实、分析并积极进行调整,或联系就地人员核实、检查，禁止不加分析盲目复位报警。1.23 机组检修后，必须先进行主辅设备的保护、联锁试验，试验合格后才允许设备试转和投入运行。保护和联锁的元器件及回路检修时，必须进行相应的试验且合格。1.24 机组检修时，有近控、远控的电动门、气动门、伺服机构,远控、近控都应做好试验，并记录开、关时间，对已投入运行的系统及承受压力的电动门、调节门不可进行试验。1.25 应定期进行以下主要安全监督试验，并详细记录试验的时间、过程、结果。如果试验结果异常，应进行

8、原因分析，并进行处理。调节系统重要定期试验要求、汽门关闭时间合格值、凝汽器真空严密性合格值要求依据本标准附录员附录C、附录D。a）调速系统静态试验；b）汽轮机主汽门、调门部分行程活动试验；c）汽轮机主汽门、调门全行程活动试验；d）汽轮机汽门严密性试验；e）注/充油试验；f） ETS通道试验；g） OPC电磁阀活动试验；h）抽汽逆止门关闭时间测定；i）抽汽逆止门活动试验及供热机组的抽汽快关阀活动试验；j）汽轮机汽门关闭时间测定（OPC及ETS）;k）机组超速试验；I）低油压（润滑油压低和抗燃油油压低）试验；m）真空严密性试验；n）重要辅机、换热器、滤网的定期切换。7.26 汽轮机事故发生时，应按

9、保人身，保设备，保电网的原则进行处理。发生事故时，运行人员应迅速查找事故首发原因，机组人员根据报警、仪表显示和现场设备状态确认事故发生后，应迅速解除对人身、设备和电网的威胁，防止事故蔓延，必要时应立即解列机组或故障设备，确保非故障设备的正常运行。7.27 事故处理中应严防误操作，以防扩大事故，事故处理后，运行人员应将事故现象、发生时间及处理过程真实、详细地做好记录，事故原因未查明或未消除故障前，严禁再次启动机组或设备。7.28 就格仑机辅机运行应定期进行监督，监督内容包括修后移交、试转条件、阀门校验、停运、启动前检查及注意事项、停运转检修操作要求、正常运行监视、转备用条件及规定、定期试验、事故

10、处理原则、常见故障处理等内容。7.29 辅机正常运行时应按巡回检查项目进行定期检查，应确认运转声音、盘根、盘根密封，冷却水应正常，联轴器罩固定良好，地脚螺栓牢固，电机接地良好，与转机相连接的管道保温应完好，支吊架牢固。辅机轴承，变速箱和推力轴承油质及油位应正常，油箱、油杯油位应在油位计的1/22/3左右,运行中滤网前后差压正常，及时发现设备缺陷并通知检修处理。2运行节能2.1 机组运行应坚持安全第一的方针，同时制定机组合理运行方式，按照各台机组的热力特性、主要辅机的最佳组合，进行经济调度。负荷的最优分配应综合考虑经济性和可靠性。机组参与调峰时，应对主要运行参数确定其正常值，作为能耗分析的依据和

11、监视设备故障的辅助手段。2.2 对反映机组经济性的参数和指标，如主蒸汽压力、主蒸汽温度、再热蒸汽温度、给水温度、高压加热器投入率、凝汽器端差、背压、加热器端差、机组补水率及汽轮机辅机耗电率等进行监督、考核。汽轮机及其辅机运行经济性小指标应满足华能优秀节约环保型燃煤发电厂标准，各项经济性小指标控制值见本标准附录Eo2.3 通过试验确定机组负荷、主蒸汽压力和调门开度的对应关系，保证汽轮机最佳的定滑压运行方式，提高部分负荷下机组的经济性。2.4 通过冷端优化运行试验,结合机组负荷、冷却水温度,确定机组最佳真空和最佳循环水泵运行方式。2.5 凝结水泵电机采用变频拖动的，宜根据机组实际状况，在保证凝结水

12、母管压力的条件下，优化除氧器进水控制逻辑，机组在运行中保持除氧器进水门全开，采用变频装置调节除氧器水位。2.6 主要系统和设备试生产、A级检修及进行重大技术改造前、后都应进行性能试验,为节能技术监督提供依据。机组A级检修前后性能试验应依据标准GB8117.1、GB8117.2xGB/T14100sDL/T851,重要水泵（给水泵、循环水泵、凝结水泵等）在A级检修前后宜进行效率测试，测试依据标准GB/T3216、DL/T8392.7 定期（至少每月一次）对汽轮机真空严密性进行测试，借助科学的手段,提高真空严密性，对凝汽器胶球清洗等装置的投入情况进行监督。2.8 做好设备、管道及阀门的保温工作，定期进行散热性能测试，按GB/T8174的5.1、5.2规定定期（单位自行组织每年一次）开展设备及管道保温效果的测试与评价。2.9 至少每月检查一次热力系统阀门泄漏情况，以检查报告作为监督依据。其中疏放水阀门泄漏率不应大于3%阀门泄漏率是指内漏和外漏阀门数量占全部阀门数量的百分比。