二十五项反措汽机部分.docx
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二十五项反措汽机部分.docx
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二十五项反措汽机部分
1、防止火灾事故的预防措施
1.1防止汽轮机油系统火灾事故的预防措施
1.1.1油系统应尽量避免使用法兰、螺母连接,禁止使用铸铁、铸铜阀门。
1.1.2油系统法兰禁止使用塑料垫、橡皮垫(含耐油橡皮垫)和石棉纸垫。
宜采用厚度为1~2mm的隔电纸、青壳纸或其它致密耐油、耐热和耐酸的材料,抗燃油系统的密封圈应使用高质量的氟橡胶或丁晴橡胶。
1.1.3油管道法兰、阀门及可能漏油部位附近不准有明火,必须明火作业时要办理动火工作票,并采取有效措施,附近的热力管道或其他热体的保温应紧固完整,并包好铁皮。
1.1.4禁止在与系统连接或未经清洗干净的油管道上进行焊接工作。
在拆下的油管上进行焊接时,拆下的油管必须事先冲洗干净,必须采取可靠的隔绝措施,近油源侧的法兰应拆开通大气。
1.1.5油管道法兰、阀门及旋转设备、轴承、调速系统等应保持严密不漏油,如有漏油应及时消除,严禁漏油渗透至下部蒸汽管、阀门等热体保温层内。
1.1.6油管道法兰、阀门的周围及下方,如敷设有热力管道或其他热体,这些热体保温必须齐全,保温外面应包铁皮,并定期检查保温层情况。
1.1.7检修时如发现保温材料内有渗油时,应消除漏油点,并更换保温材料。
1.1.8事故排油阀应设两个串联钢质明杆截止阀,其操作手轮不允许加锁,应设在距油箱5m以外的地方,并有两上以上的通道,其一次阀为常开阀,应挂有明显的“禁止操作”标志牌。
事故排油应排到主厂房外的事故油池内。
1.1.9室外事故油池内应明显无积水,应密封,不渗漏雨水,其排油路应畅通,并应定期检查,做好记录。
1.1.10汽轮机主油箱排油烟管道应按规定引至厂房顶外或厂房外无火源处,并避开上下方有发电机出线或变压器的地方,并设禁火标志。
排油烟管出口应装护罩或朝下,以防止雨水或异物进入没烟管道内。
1.1.11在各种运行工况下,应保证油管道自由膨胀。
1.1.12机组油系统的设备及管道损坏发生漏油,凡不能与系统隔绝处理的或热力管道已渗入油的,威胁机组安全时应立即停机处理。
1.1.13油管路的布置应便于维护检查。
运行中要巡查其支吊架有无欠载现象,如有,应及时处理。
检修时,要重视对油管接口等薄弱部位的检查。
1.1.14压力油管(含仪表油管和管夹)要做好防磨措施。
管壁厚度不得小于1.5mm。
运行中不能与周围的管道、钢架和楼层结构等相碰磨。
1.1.15新安装的润滑油、液压油管道的焊口应按规定进行100%探伤检验,确保焊口质量。
在机组计划检修时,应有重点、分批次对焊缝进行探伤检查。
1.1.16加强对油管道,特别是管夹和室外油管道的除锈防腐工作。
1.1.17主厂房内应设有存放含油废弃物的铁质加盖垃圾桶,并定期清空,未经安全管理部门同意,严禁在主厂房内堆放存油油桶。
1.2防止氢气系统爆炸的预防措施
1.2.1严格执行国家电网公司《电力安全工作规程(火电厂动力部分)》中“氢冷设备和制氢、储氢装置运行与维护”的有关规定。
1.2.2氢冷系统和制氢设备中的氢气纯度和含氧量必须符合《氢气使用安全技术规程》(GB4962-2008)和生产厂家的要求。
1.2.3在氢站或氢气系统附近进行明火作业时,必须办理动火工作票,并采取有效的防火措施。
明火作业的地点所测量空气含氢量应在允许的范围内,并经批准后才能进行明火作业。
1.2.4制、储氢场所应按规定配备足够的消防器材,并按时检查和试验。
制氢场所门口应装有静电释放装置。
1.2.5必须保证密封油系统平衡阀、压差阀运行灵活、可靠,密封瓦间隙必须调整合格。
1.2.6空、氢侧备用密封油泵应定期进行联动试验。
1.2.7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。
要检查并消除制、储氢站和机房内表柜顶部“窝氢”的空间。
1.2.8氢气管道宜架空敷设,地沟敷设的管道应有防止氢气泄漏、积聚或窜入其他沟道的措施。
1.2.9氢系统吹洗置换、放空降压,必须通过放空管向室外排放。
1.2.10氢气着火,应切断气源,保持系统正压状态,以防回火。
1.2.11在氢区工作时,应用铜制扳手、锤子等工器具。
4、防止汽轮机超速及轴系断裂的预防措施
4.1防止汽轮机超速的预防措施
4.1.1机组运行时,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。
4.1.2各种超速保护均应正常投入运行,超速保护不能可靠动作时,禁止机组启动和运行。
4.1.3机组重要运行监视表计,尤其是转速表,显示不正确或失效时,严禁机组启动。
运行中的机组,在无任何有效监视手段的情况下,必须停止运行。
4.1.4透平油和抗燃油的油质应合格。
在油质及清洁度不合格的情况下,严禁机组投盘车及启动。
机组运行中发现油质不合格,应及时处理。
4.1.5机组大修后必须按规程要求进行汽轮机调节系统的静态试验,合理设置系统中的整定值或参数,确认调节系统工作正常。
在调节部套存在有卡涩、调节系统工作不正常的情况下,严禁启动。
汽轮机调速汽门关闭时间应符合相关标准要求。
4.1.6正常停机时,在打闸后,应先检查有功功率是否到零,或逆功率后,再将发电机与系统解列,或采用逆功率保护动作解列。
严禁带负荷解列。
4.1.7在机组正常启动或停机的过程中,应严格按运行规程要求投入汽轮机旁路系统。
机组再次启动时,再热蒸汽压力不得大于制造厂规定的压力值。
4.1.8在任何情况下绝不可强行挂闸。
4.1.9各快速关闭的抽、排汽逆止门与其抽汽逆止门应严密,逆止门的联锁动作可靠,以防止抽汽倒流引起超速。
4.1.10对新投产的机组或汽轮机调节系统经重大改造后的机组必须进行甩负荷试验。
对已投产尚未进行甩负荷试验的机组,应积极创造条件进行甩负荷试验。
4.1.11坚持按规程要求进行危急保安器充油试验与超速试验、主汽门与调门严密性试验、门杆活动试验、主汽门与调门关闭时间测试、抽汽逆止门活动试验与关闭时间测试、保护电磁阀动作试验,并及时消除造成不能进行某项定期试验,或造成某项试验不合格的缺陷。
4.1.12运行规程应对定期试验的目的、试验周期、许可试验的条件、试验操作步骤与注意事项、试验合格标准等内容,做出明确规定。
4.1.13在调节部套或高中压主、调门存在卡涩、调节系统工作不正常的情况下,严禁机组启动。
运行中发现主汽门、调速汽门卡涩时,要及时处理。
4.1.14机组长时间停运时,应按DL/T956-2005《火力发电厂停(备)用热力设备防锈蚀导则》做好停机保护工作,防止汽门或调节部套发生锈蚀。
4.1.15转子的机械超速的重点注意事项。
事项多间测试。
投入汽轮机旁路系统,安全防护设施(如输煤系统等),
4.1.15.1超速动作转速为额定转速的111%。
该试验至少连续两次(两次试验动作转速的差值不应超过0.6%)。
在满足试验条件下,主蒸汽和再热蒸汽压力尽量取低值。
4.1.15.2超速试验不可在进行危急保安器充油试验后立即进行。
高温高压及以上机组冷态启动中安排的超速试验,须在机组带10%-25%额定负荷运行3~4h(制造厂另有规定的,则按其规定执行)后可进行。
4.1.16数字式电液控制系统(DEH)应设有完善的机组起动逻辑和严格的限制起动条件。
4.1.17汽机专业人员,必须熟知DEH的控制逻辑、功能及运行操作,参与DEH系统改造方案的确定及功能设计,以确保系统实用、安全、可靠。
4.1.18电液伺服阀(包括各类型电液转换器)的性能必须符合要求,否则不得投入运行。
运行中要严密监视其运行状态,不卡涩、不泄漏和系统稳定。
对电液伺服阀(包括各类型的电液转换器)的反馈装置要定期检查,防止由于反馈装置失效造成机组跳闸。
A、B修中要进行清洗、检测等维护工作。
发现问题及时处理或更换。
备用伺服阀应按制造厂的要求条件妥善保管。
4.1.19主汽门和调门解体检修时应检查门杆弯曲度和动静间隙,检查蝶阀和阀座的接触情况,不符合标准的要进行处理。
4.1.20主油泵轴与汽轮机主轴间具有齿型联轴器或类似联轴器的机组,定期检查联轴器的润滑和磨损情况,其两轴中心标高、左右偏差,应严格按制造厂规定的要求安装。
运行中如确认发生齿形联轴器故障,或主油泵工作失常,应立即停机处理。
4.1.21要慎重对待调节系统的重大改造,应在确保系统安全、可靠的前提下,进行全面的、充分的论证。
4.1.22新机组安装中和机组A、B级检修中,必须对解体的主机联轴器螺栓进行100%的硬度与探伤检查,不合格的螺栓应及时更换。
或理万H(5%6-2005《
4.1.23不断完善、定期修订运行规程、运行启停操作卡与检修工艺规程,检修文件包,使其符合相关标准与本机组的实际情况。
4.1.24严格执行运行规程、检修工艺规程,不断提高运行操作水平、检修质量水平,确保调节系统长期安全运行。
4.2防止轴系断裂事故的预防措施
4.2.1机组主、辅设备的保护装置必须正常投入,已有振动监测保护装置的机组,振动超限跳机保护应投入运行。
机组正常运行瓦振动、轴振应达到有关标准的优良范围,并注意监视变化趋势,定期对各轴承作出振动趋势曲线和振动分析报告。
4.2.2运行10万h以上的机组,每隔3~5年应对转子进行一次检查。
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、承担调峰起停频繁的转子,应适当缩短检查周期。
4.2.3新机组必须经过转子表面探伤,中心孔(有中心孔时)探伤、汽轮机转子叶片根部的销钉金相探伤检查、高温应力集中部位金相及不影响转子安全部位硬度试验,有检验合格的报告。
机组揭缸检修中要安排上述检查项目。
如检修前转子运行状况良好,则转子中心孔探伤检查的周期可适当延长。
所有检查项目要建立完整的技术档案。
4.2.4不合格的转子绝不能使用,已经过主管部门批准并投入运行的有缺陷转子应进行技术评定,根据机组的具体情况、缺陷性质制定运行安全措施,并报主管部门审批后执行。
4.2.5为防止发电机非同期并网,应定期对发电机同期装置进行检查、试验,确保其完好。
4.2.6严格执行运行规程、检修工艺规程,不断提高运行操作水平、检修质量水平,严防轴系断裂。
4.2.7新机组投产前和机组大修中,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制造厂的有关规定。
4.2.8大修中必须检查平衡块固定螺丝、风扇叶片固定螺丝、定子铁芯支架螺丝、各轴承和轴承座螺丝的紧固情况,保证各联轴器螺丝的紧固和配合间隙完好,并有完善的防松措施。
4.2.9建立和完善技术档案
4.2.9.1建立机组试验档案,包括投产前的安装调试试验、大小修后的调整试验、常规试验和定期试验。
4.2.9.2建立机组事故档案,无论大小事故均应建立档案,包括事故名称、性质、原因和防范措施。
4.2.9.3建立转子技术档案
4.2.9.3.1转子原始资料,包括制造厂提供的转子原始缺陷和材料特征。
4.2.9.3.2历次转子检修检查资料。
4.2.9.4机组主要运行数据、运行累计时间、主要运行方式、冷热态起停次数、起停过程中的汽温汽压负荷变化率、超温超压运行累计时间、主要事故情况的原因和处理。
4.2.10加强汽水品质的监督和管理。
机组大修时应对汽轮机转子叶片、隔板上的沉积物量进行测量,并取样进行成分分析,针对分析结果制定有效的防范措施,应防止叶片表面和叶根销钉孔的间隙结盐、腐蚀。
4.2.11对于送出线路加装串联补偿装置的发电企业,应研究制定防止发生次同步谐振造成发电机转轴断裂事故的有效措施。
5、防止汽轮机大轴弯曲、轴瓦烧损的预防措施
5.1防止汽轮机大轴弯曲的预防措施
5.1.1汽机专业人员应具备和熟悉掌握的资料。
5.1.1.1转子安装原始弯曲与最近一次检修检测的最大晃动值(双振幅),最大弯曲点的轴向位置及在圆周方向的位置。
5.1.1.2大轴弯曲表测点安装位置转子的原始晃动值(双振幅),最大弯曲点的轴向位置及最高点在圆周方向的位置。
5.1.1.3通流部分的最小轴向间隙与径向间隙值,及其所在部位。
5.1.2机组启停过程中应有下列记录,并及时分析。
5.1.2.1机组正常启动过程中的波德图和实测轴系临界转速。
5.1.2.2正常情况下盘车电源和电流摆动值,以及相应的油温和顶轴油压。
5.1.2.3正常停机过程的惰走曲线,以及相应的真空和顶轴油泵的开启时间。
紧急破坏真空停机过程的惰走曲线。
5.1.2.4机组启停全过程中的主要参数和状态。
停机后每小时记录汽缸金属温度、大轴弯曲、盘车电流、汽缸膨胀、胀差和凝汽器水位等重要参数,直到机组下次热态启动或汽缸金属温度低于150℃为止。
5.1.3应具有机组在各种状态下的典型启动曲线和停机曲线,并应全部纳入运行规程。
5.1.4系统进行改造、运行规程中尚未作具体规定的重要运行操作或试验,必须预先制定安全技术措施,经上级主管部门批准后再执行。
5.1.5汽轮机启动前必须符合以下条件,否则禁止启动
5.1.5.1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。
5.1.5.2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。
5.1.5.3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℃。
5.1.5.4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℃。
5.1.5.5汽轮机润滑油质达到启动要求。
5.1.6机组启动过程中因振动异常时必须立即降低转速,观察振动变化。
如振动恢复至对应转速的正常水平,则加强暖机后再次试升速。
若振动未好应停机回到盘车状态,应全面检查、认真分析、查明原因。
当机组已符合启动条件时,连续盘车不少于4h才能再次启动,当转子偏心度合格并具备再次升速条件后才能再次启动。
严禁盲目启动。
5.1.7停机后立即投入盘车。
当盘车电流大于正常值摆动或有异音时,应暂停连续盘车,改为间断盘,应查明原因及时处理。
当汽封摩擦严重时,将转子真实弯曲高点置于最高位置,关闭汽缸疏水,减少上下缸温差,连续监视转子弯曲变化趋势,当确认转子弯曲度好转后,试手动盘车,如无问题可投入自动连续盘车,如弯曲有加重趋势,则手动盘车180°后观察变化。
当盘车盘不动时,严禁用吊车强行盘车。
5.1.8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,应采用每小时手动盘车180°,待盘车装置正常且转子偏心度合格或盘转子松动后及时投入连续盘车。
5.1.9机组热态启动前应检查停机记录,并与正常停机曲线进行比较,若有异常应认真分析,查明原因,采取措施及时处理。
5.1.10机组热态启动投轴封供汽时,应根据缸温选择、调整供汽汽源温度,并加强暖管和疏水,以使供汽温度与金属温度相匹配。
机组热态启动时,应确认盘车装置运行正常,先向轴封供汽,后抽真空。
冷态启动则按先投真空再投轴封供汽。
停机后,凝汽器真空到零,方可停止轴封供汽。
5.1.11机组启动前,主蒸汽管、再热蒸汽管和供汽管道要充分暖管疏水。
主机疏水系统投入时,严格控制水系统各容器水位,注意保持凝汽器水位低于疏水联箱标高。
严防水或冷汽进入汽轮机。
5.1.12停机后应认真监视凝汽器、高压加热器水位和除氧器水位,防止汽轮机进水。
1.13启动或低负荷运行时,一般不得投入再热蒸汽减温喷水。
在锅炉熄火或机组甩负荷时,应及时切断主蒸汽、再热蒸汽减温水。
5.1.14汽轮机在热态下,若主、再蒸汽系统需隔离关闭的阀门不严密,则锅炉不得进行打水压试验。
5.1.15发生下列情况之一,应立即打闸停机
5.1.15.1机组起动过程中,在中速暖机之前,轴承振动超过0.03mm。
5.1.15.2机组起动过程中,通过临界转速时,轴承振动超过0.10mm或相对轴振动超过0.260mm,应立即打闸停机,严禁强行通过临界转速或降速暖机。
5.1.15.3机组运行中要求轴承振动不超过0.03mm或相对轴振动不超过0.08mm,超过时应设法消除,当相对轴振动大于0.260mm应立即打闸停机;当轴承振动变化±0.015mm或相对轴振动突然变化±0.05mm,应查明原因设法消除,当轴承振动突然增加0.05mm,应立即打闸停机。
5.1.15.4高压外缸上、下缸温差超过50℃,高压内缸上、下缸温差超过35℃。
5.1.15.5机组正常运行时,主、再热蒸汽温度在10min内突然下降50℃。
5.1.16应采用良好的保温材料(不宜使用石棉制品)和施工工艺,保证机组正常停机后的上下缸温差不超过42℃,最大不超过50℃。
5.1.17疏水系统应保证水畅通。
疏水调门动作正常、无卡涩。
疏水联箱的标高应高于凝汽器热水井最高点标高。
高、低压疏水联箱应分开,疏水管应按压力顺序接入联箱,并向低压侧倾斜45°。
疏水联箱或扩容器应保证在各疏水门全开的情况下,其内部压力仍低于各疏水管内的最低压力。
冷段再热蒸汽管的最低点应设有疏水点。
防腐蚀汽管直径应不小于DN50mm。
5.1.18主蒸汽、再热蒸汽减温水管路阀门应能关闭严密,自动装置可靠,并应设有截止门。
5.1.19门杆漏汽至除氧器管路,应设置逆止门和截止门。
5.1.20高、低压加热器应装设紧急疏水阀,可远方操作和根据疏水水位自动开启。
5.1.21认真做好高压加热器水位设定和自动调整及保护装置的定期检查与试验工作。
5.1.22高、低压轴封应分别供汽。
特别注意高压轴封段或合缸机组的高中压轴封段,其供汽管路应有良好的疏水措施。
5.1.23机组监测仪表必须完好、准确,并定期进行校验。
尤其是大轴弯曲表、振动表和汽缸金属温度表,应按热工监督条例进行统计考核。
5.1.24凝汽器应有高水位报警并在停机后仍能正常投入。
除氧器应有水位报警和高水位自动放水装置。
5.1.25逐条对照DL/T834-2003《火力发电厂汽轮机防进水和冷蒸汽导则》检查本公司执行情况,并及时制定技术措施与整改计划。
照作sm最高位置,关闭汽缸疏水,保持查明原因,采取措施及时处理。
5.1.26严格执行运行、检修工艺规程,不断提高运行操作水平、检修质量水平,严防汽轮机大轴弯曲。
5.2防止汽轮机轴瓦烧损的预防措施
5.2.1汽轮机的辅助油泵及其自动装置,应按运行规程要求定期进行试验,保证处于良好的备用状态。
机组启动前辅助油泵必须处于联动状态。
机组正常停机前,应进行辅助油泵的全容量启动、联锁试验。
5.2.2油系统进行切换操作或退(投)操作(如冷油器、辅助油泵、滤网等)时,应在指定责任人员的监护下按操作票顺序缓慢进行操作,操作中严密监视润滑油压的变化,严防切换操作过程中断油。
如此时油压有变化,则应立即停止操作,查明原因,及时处理,然后方能再进行切换或退(投)操作。
5.2.3机组启动、停机和运行中要严密监视推力瓦、轴瓦钨金温度和回油温度。
当温度超过标准要求时,应按规程规定的要求果断处理。
5.2.4在机组起、停过程中应按制造厂规定的转速停、起顶轴油泵。
5.2.5在运行中发生了可能引起轴瓦损坏(如水冲击、瞬时断油等)的异常情况下,应在确认轴瓦未损坏之后,方可重新启动。
5.2.6油位计、油压表、油温表及相关的信号装置,必须按规程要求装设齐全、指示正确,并定期进行校验。
5.2.7油系统油质应按规程要求定期进行化验,运行中油质不合格时及时处理。
在油质及清洁度超标的情况下,严禁机组启动。
5.2.8应避免机组在振动不合格的情况下运行。
5.2.9润滑油压低时应能正确、可靠的报警,逐级联动交流、直流润滑油泵和跳闸停机、投盘车。
为确保防止在油泵联动过程中瞬间断油的可能,要求当润滑油压降至0.08MPa时报警,降至0.07~0.075MPa时联动交流润滑油泵,降至0.06~0.07MPa时联动直流润滑油泵,并停机投盘车,降至0.03MPa时停盘车。
5.2.10直流润滑油泵的直流电源系统应有足够的容量,其控制回路中的中间继电器应采用直流中间继电器,其各级熔断器应合理配置,防止故障时熔断器熔断使直流润滑油泵失去电源。
新投产的机组或直流油泵及其控制、动力系统进行了相关的改造后,要详细进行系统的连锁、保护试验。
并测试直流油泵启动响应速度,确保符合要求。
5.2.11交流润滑油泵电源的接触器,应采取低电压延时释放措施,同时要保证自投装置动作可靠。
5.2.12油系统严禁使用铸铁阀门、铸铜阀门,各阀门的阀杆不得垂直向下安装。
其阀门应采用明杆阀。
主要阀门应挂有“禁止操作”警示牌。
润滑油压管道原则上不宜装设滤网,若装设滤网,必须有防止滤网堵塞和破损的措施,或系统构成要具备防断油的冗余切换功能。
装有临时滤网的,在启动前应确认已经取出,装设和拆除均应做好记录。
5.2.13安装和检修时要彻底清理油系统杂物,并严防检修中遗留杂物堵塞管道。
5.2.14检修中应注意主油泵出口逆止门是否动作灵活,阀线的接触是否严密。
应检查主机轴瓦进油管与进油缩管孔、顶轴油进油管与顶轴油油孔有无部分堵塞,是否畅通,防止断油。
5.2.15对于损伤轴颈,当磨损程度不影响安全运行且不会使受损程度扩大时,可维持原状。
目前工艺水平下,不推荐采用各类焊补方式修复,以免焊料剥落或轴颈应力异常加重损伤。
5.2.16定期对转子轴电压进行检测。
如轴电压超标,则要查找原因及时消缺。
5.2.17严格执行运行规程、检修工艺规程,不断提高运行操作水平和检修质量水平,严防轴瓦断油烧瓦。
5.2.18加强运行操作管理,停机后应确认高压旁路减温水门关闭严密,旁路管疏水打开,以防止因减温水泄漏,造成汽轮机进水。
5.2.19加强对抽汽逆止门的检查和检修,防止因抽汽逆止门关闭不严造成向汽轮机返水。
5.2.20汽轮机润滑油、抗燃油应严格按规程进行滤油,各电磁阀与伺服阀必须按规定在滤油过程中使用专用盖板替代,不合格的油严禁进入电磁阀或伺服阀。
5.2.21润滑油系统在机组正常运行时发现泄漏需要处理时,要认真做好相应的技术措施并经生产副总经理(总工程师)批准方可进行。
现场维修时必须有监护人。
6、防止汽轮机油系统、调节保护系统故障的预防措施
6.1重视油系统阀门和调节系统部套部件选型工作。
阀门的压力等级要求提高一档。
特别是阀门各接合面的密封结构形式与密封件长期运行的可靠性。
对于调节系统部套部件,关注其流道有无死区与死区的大小、密封结构与密封材质的密封可靠性。
6.2机组运行中,应定期检查油管有无渗漏、振动、碰磨,其支吊架是否处于松弛状态等。
机组计划检修中,要有重点、分批地检查压力油管焊缝质量(含外观检查、无损探伤)。
6.3高压油滤网接合面上的密封垫宜为金属密封垫。
6.4汽门附近的控制油系统的就地控制模块及其进出油管,应尽量远离高温热体,或与高温热体间有良好的保温层隔离,以免控制油系统在高温环境下长期运行。
6.5为防止油中进水,要监视并调整好轴封压力与油箱负压(该负压宜为300~500Pa)。
6.6认真完成机组计划检修后的油冲洗工序,做好在线油净化装置的选型与维护。
定期检验油质分析仪,确保油质监测结果的准确性。
6.7严密监视机组润滑油压力在各种工况下的变化,严格执行制造厂和运行规程的规定,防止油压超限引起轴瓦漏油。
定期(至少每2年)检查并记录各轴瓦进油节流孔板的安装和完好情况。
12、防止压力容器爆破的预防措施
为确保火力发电系统生产用压力容器的安全运行,防止因设计不当、制造缺陷、管理不善或操作失误造成的压力容器爆破事故的发生,保护人民生命和国家财产安全,使压力容器在每个检验周期内安全、稳定运行,指定本措施。
本措施适用于火力发电厂热力系统除氧器、高压加热器、低压加热器、连续排污扩容器、疏水扩容器等压力容器,用于生产的氢气储气罐、压缩空气储气罐、燃油加热器等压力容器,定期排污扩容器、进口和非生产压力容器可参照执行。
12.1压力容器安全技术管理
12.1.1压力容器的设计单位必须具有相应设计资格,压力容器的制造单位必须具
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