安全技术事故处理规定

1、轻伤事故每发生一人次,对事故责任单位罚款50-100元;

2、重伤事故每发生一人次,对事故责任单位罚款100—200元;

3、由于违章指挥或违章作业而发生的事故,对责任单位增加罚款100元;

4、发生重大责任事故,除按国家有关规定对事故责任者给予行政处分或追究刑事责任外,并对事故责任单位罚款1000--2000元;

5、发生火警每次对责任单位罚款100元;发生火灾,爆炸事故、交通运输肇事,根据经济损失情况或事故情节,对责任单位罚款1OO—500元;

6、发生事故后不按时上报、隐瞒不报成有意破坏事故现场的,除按上述规定处罚外,还要酌情对责任单位追加罚款。

7、凡因未采取措施,以致同类事故重复发生的,对责任单位增加一倍罚款。

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篇2:风电场反事故措施安全技术劳动保护措施标准

1.范围

本标准规定了风电场(以下简称风电场)反事故措施和安全技术劳动保护措施在编制、实施、统计、考核等若干管理工作的基本规则。

本标准适用于风电场反事故措施计划和安全技术劳动保护措施计划的管理。

2.规范性引用文件

下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件,其随后所有的修改单或修订版均不适用于本标准,然而,鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件,其最新版本适用于本标准。

3.管理内容

3.1每年必须制定反事故措施和安全技术劳动保护措施(以下简称“两措”)计划,并按要求认真贯彻落实。

3.2年度反事故措施计划由点检长组织,以点检员为主,运行主管、安全主管参加制定。

反事故措施计划采取由点检员上报,点检长审核,最后召开风电场反事故措施计划会研究决定,经场长批准后执行。

3.3安全技术劳动保护措施计划由场长组织,以安全主管为主,运行主管、点检长参加制定。

安全技术劳动保护措施计划由检修点检员、值长上报,经运行主管、点检长审核后交安全主管,最后召开风电场安全技术劳动保护措施计划会研究决定,经场长批准后执行。

3.4反事故措施计划应根据国家和上级颁发的反事故技术措施、需要消除的重大缺陷、提高设备可靠性的技术改进措施以及本风电场事故防范对策进行编制。反事故措施计划应纳入检修、技改计划。

3.5安全技术劳动保护措施计划应根据国家、行业、集团公司颁发的标准,以“关爱生命,关注安全”为出发点,从减轻职工压力、改善劳动条件、防止人身伤亡事故、预防职业病、推动安全设施标准化、提高消防水平等方面进行编制。项目安全施工措施应根据施工项目的具体情况,从作业方法、施工机具、工业卫生、作业环境等方面进行编制。

3.6安全性评价、安全检查、危险点分析、技术监督、重大危险源管理、缺陷管理、可靠性分析等结果应作为制定反事故措施计划和安全技术劳动保护措施计划的重要依据。

3.7防汛、抗震、防暴风雪等应急预案所需项目,可作为制定和修订反事故措施计划的依据。

3.8优先安排“两措”计划所需资金,安全技术劳动保护措施计划所需资金每年从更新改造费用或其他生产费用中提取,专项使用。

3.9运行主管、点检长应定期检查“两措”计划的实施情况,并保证“两措”计划的落实。

3.10运行主管、点检长在每月安全分析会的汇报内容中,应上报“两措”实施完成情况。

3.11风电场安全主管负责“两措”计划实施的监督,对存在的问题及时向场长汇报。

3.12“两措”计划项目必须按计划时间完成,对无正当原因未按时完成“两措”计划项目的责任人员,参照安全管理考核标准进行考核。

4.管理目标

4.1提高设备安全运行的可靠性,确保设备的安全稳定运行。

4.2消除生产现场的危害因素,为员工创造一个良好的安全的工作环境,改善职工的劳动保护,确保职工的人身安全。

4.3每年12月10日前,条款3.2和3.3中规定的责任人必须按时上报反事故措施和安全技术劳动保护措施计划,于12月20日前召开“两措”研究讨论会,确定出下一年度的反事故措施和安全技术劳动保护措施计划,经场长批准后下发执行。

篇3:大唐发电厂反事故技术措施和安全技术劳动保护措施管理规定

第一章范围第一条本规定了大唐南京发电厂反事故技术措施(以下简称“反措”)和安全技术劳动保护措施(以下简称“安措”)管理的职责、管理内容与方法。第二条本规定适用于大唐南京发电厂“安措、反措”管理工作。第二章职责第三条各部门职责(一)设备部是反事故技术措施管理部门,在分管厂长领导下以《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求实施导则》为依据,以消除设备重大缺陷、提高设备可靠性为内容,结合本厂生产特点,编制确保发电机组安全运行的反事故技术措施计划。并做到项目、时间、资金、责任人四落实,下达在月度、设备大、小修工作计划中,确保“反措”完成率达100%。(二)安监部是安全技术劳动保护措施管理部门,在分管厂长领导下以安监部为主,办公室、人资部等配合,以国家、行业、集团公司颁发的标准为依据,结合本厂生产特点编制确保人身、防止职业病、提高消防水平等“安措”计划。并做到项目、时间、资金、责任人四落实,下达在月度、设备大、小修工作计划中,监督“反措”和“安措”费用的提取和使用情况,检查、监督“两措”计划的实施,对存在的问题及时向主管领导汇报。(三)各生产车间负责所辖设备范围内“两措”的编制,在主管车间领导下,根据厂部“两措”计划,结合本车间生产特点,充实细化“两措”内容,实施厂部“两措”计划,完成率达100%,并对存在的问题及时向厂部汇报。第三章职权第四条有权监督“两措”费用的提取和使用情况;第五条有权监督检查各部门“安措”和“反措”计划落实情况第六条有权对各部门“安措”和“反措”完成情况进行奖惩处理。第四章责任第七条设备部对起草、编制全厂年度“反措”计划负责。第八条安监部对起草、编制全厂年度“安措”计划负责。第九条安监部负责督促全厂“安措”和“反措”按计划完成。第十条各生产车间负责组织本部门“两措”计划实施、完成。第四章管理内容与方法第十一条编制“反措”和“安措”,是提高设备健康水平,是保证电力系统安全稳定经济运行的重要条件;是为了不断改善劳动条件,是确保人身安全的重要保证。是进一步提高企业安全生产管理水平的重要方法。第十二条反事故措施计划的编制反事故措施计划的内容:以《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》为依据,反事故措施计划应纳入检修、技改计划,具体内容如下。(一)上年事故、障碍、异常情况的防止对策;(二)上级颁布的事故通报和反事故技术措施;(三)需要消除影响安全生产的重大设备缺陷;(四)提高设备可靠性的重大设备技术改进措施;(五)需要编制、修订、贯彻的有关安全生产的规章制度;(六)加强现代化安全管理的措施等。(七)反事故措施编制:1.根据上级颁发的反事故技术措施、需要消除的重大设备缺陷、提高设备可靠性的技术改进措施以及我厂的具体事故防范对策进行编制。年度反事故措施计划每年11月由分管生产的副厂长组织,在各班组、专业讨论的基础上,由生产车间提案,技术部门进一步讨论、汇总编制,报分管厂领导审阅,经厂长批准后执行,并报集团公司备案。同时厂部发文下达“反事故技术措施计划”,各部门认真组织执行。2.凡列入反事故措施计划的项目,其经费分别列入更新改造大修和成本费中开支,并从资金、器材、物资、人力等方面予以优先保证。3.对特殊项目反事故措施经费,必要时向集团公司申请报批。(八)“安措”计划的编制1.为了保证职工的安全健康、改善劳动条件所采取的各项技术措施,称为安全技术劳动保护措施。2.“安措”计划的内容:以国家、行业、集团公司颁发的标准,以“关爱生命,关注安全”为出发点,从减轻职工压力、改善劳动条件、防止人身伤亡事故、预防职业病、推动安全设施标准化、提高消防水平等方面编制。3.防止人身事故的对策;4.减轻职工现场劳动作业条件的设施;5.改善职工劳动作业环境、推动标准化的设施;6.改进并完善防火防爆系统、消防设施;完善易燃易爆物品存放设施;7.加强防尘、防毒、防噪声的综合治理;8.防止职业病或职业中毒的措施;9.全厂安全生产宣传教育、培训活动;10.季节性的安全大检查;防汛工作;11.特种设备、机动车辆定期检测等;12.完善电气设备保护接地接零、电动用器具、机械、焊接的安全设施等。(九)“安措”计划的编制:“安措”以安全风险评估、安全大检查、危险点分析、技术监督、缺陷管理、可靠性分析结果等作为依据。年度“安措”计划每年11月由分管生产的副厂长组织,在各班组讨论的基础上,由生产车间提案,厂安监、人资、办公室等部门进一步讨论、汇总编制,报分管厂领导审阅,经厂长批准后行文,并报集团公司备案。厂部发文下达年度“安全及劳动保护技术措施计划”,各部门认真组织执行。“安措”计划的资金必须保证,应每年从更新改造或其他生产费用中提取,由安监部门监督专款专用。第十三条“两措”计划的实施(一)各部门必须每月检查“两措”执行情况,分管厂领导组织各有关部门每季度检查全厂“两措”执行情况。(二)对个别因特殊情况不能执行“两措”项目的,应书面申请并经部门主管审批后报厂设备部、安监部,经会审后报生产副厂长批准。(三)设备部、安监部应按集团公司要求上报“两措”计划、执行情况。(四)“两措”完成情况列入考核,按厂部有关规定执行。第五章检查与考核对本规定的管理活动进行检查并对表1所列的指标进行评价,依据评价结果提出考核意见:表1考核内容序号考核内容考核标准考核周期考核范围1反事故措施计划的编制安全管理规定年度本厂2反事故措施编制安全管理规定针对性风险与事故本厂3“安措”计划的编制安全管理规定年度本厂报告与记录表2给出了执行本标准形成的报告和记录。表2报告和记录序号报告与记录编号报告与记录名称填写人保存地点保存期限1Q/CDT-NJTP211006—2013jl-01反事故措施计划任君安监部一年2Q/CDT-NJTP211006—2013jl-02反事故措施高浴霜安监部一年3Q/CDT-NJTP211006—2013jl-03“安措”计划任君安监部一年

篇4:电气一次系统反事故安全技术措施

1、总则

1.1凡参与启动调试和运行的各单位人员必须认真学习“电业安全工作规程”及上级有关安全生产的文件和指示,认真贯彻电力工业“安全第一,预防为主”的方针,确保鲤鱼江#2发电机启动试运工作中不发生人身和设备事故;

1.2严格执行各级安全责任制,各单位做到每一项工作都有安全责任人。在高压试验工作中严格执行监护制度;

1.3加强对发电机、主变压器、主开关等主要电气设备制造和安装质量的监督和检查验收,将设备缺陷消除在试运和投产之前;

1.4严格执行“两票三制”,杜绝一切违章操作;

1.5严格执行“安规”着装要求,进入现场施工必须戴好安全帽,工作中不准穿高跟鞋、披长发、穿化纤衣服。

2、主要电气设备

2.1发电机启动前

2.1.1必须严格按照制造厂提供的图纸和技术文件进行安装,确保安装质量良好;

2.1.2必须严格按照电气设备交接试验标准《GB50150-91》的要求和制造厂的有关技术文件完成所有交接试验,试验结果准确无误;

2.1.3制造厂应该提供定子端部固有频率数据,并应该远离94~115周的频率范围;

2.1.4发电机转子风道检查试验结果应与制造厂提供的数据相近或符合JB/T6229-92的限制要求,确认风道无堵塞;

2.1.5发电机氢气纯度、湿度以及进气温度符合制造厂的规定;

2.1.6发电机定子冷却水必须各项指标合格,进水温度符合制造厂的要求;

2.1.7发电机密封瓦安装符合制造厂要求,平衡阀、压差阀要能自动投入,动作灵活可靠,压差在规定范围内。氢侧回油必须畅通,端盖外部油管都应留有坡度,避免管路弯曲和管径的较大改变,端盖内部的回油腔和回油孔的尺寸必须足够大,特别要清除里面的杂物,防止密封油进入发电机内部;

2.1.8发--变组出口断路器要严格防止非全相拉合闸,失灵保护要可靠投入;

2.1.9发电机气体置换宜采用CO2作为中间气体,禁止采用抽真空的办法进行气体置换;

2.1.10发电机转子上的平衡螺丝、平衡块、风扇固定螺丝、引线固定螺丝不得有任何松动或未锁紧现象,安装前必须逐个仔细检查。

2.1.11发电机负序保护必须可靠;

2.1.12发电机定子内冷水回路应该有反冲洗装置;

2.1.13氢气冷却器的严密性试验、定子单独气密性试验、定子水回路的气密性试验均应合格;

2.1.14发电机轴承绝缘要符合制造厂的规定;

2.1.15用于保护和试验的转子槽楔上的通风孔堵塞物必须全部拔掉,保证无一遗留;

2.1.16发电机定子封闭前,应该使用大功率吸尘器清理内部,保证机内无任何机械杂物遗留;

2.1.17发电机刷架、电刷及外罩的安装符合制造厂的技术要求,特别要注意调整好各处的间隙,电刷在刷盒中应能自如活动,电刷的压力应为0.015~0.020Mpa,且各处均匀;刷架和底座间的绝缘电阻不得低于11MΩ;

2.1.18轴承和密封装置的通油清洗工作要持续较长时间,确认油系统能保持正常运转,并检查轴瓦和密封瓦无杂物,瓦面无磨损和划伤;

2.1.19机组启动前必须结束与机组启动直接相关的土建工程,并保证交通畅通、照明充足、发电机各控制系统、监控装置、信号装置、保护装置均已调试完成并投入运行;各种安全设施和消防设施完备,密封油压调整到规定的范围;氢气冷却器通水,进水温度在容许的范围内,发电机充氢至额定氢压,定子冷却水循环,水压、水温均合格,水质符合要求;

2.2发电机启动和启动试验

2.2.1发电机启动前必须结束发--变组一、二次以及线路上的所有的安装工作,一次线必须相序鲜明,各项安装技术指标符合相关规定;

2.2.2发电机定子冷却水泵连锁试验,发--变组保护联跳汽机信号静态试验及断水保护试验合格,定子冷却水正常投入运行;

2.2.3发--变组出口开关、灭磁开关、6kV母线工作电源开关的拉合试验合格;

2.2.4励磁系统连锁试验合格;

2.2.5发电机定子、转子、励磁轴承、汇水管及各测温元件绝缘电阻合格;

2.2.6发电机在升速、定速过程中必须严格监视各轴承的振动情况;注意发电机内部有无异常声音,升压以后要监视三相电压是否平衡,发电机内部是否有放电的声音,滑环和炭刷有无异常火花等;

2.2.7升速过程中发电机不得在机组临界转速附近停留;

2.2.8转子达到额定转速后应检测轴承的振动情况,检查轴承和密封油装置的回油温度和瓦温;检查发--变组相序与电网的相序是否一致;检查定子冷却水和氢气冷却器、油水冷却器的二次水循环情况;

2.2.9发电机机组启动达到正常的要求后,在冷却介质处于额定参数下进行相关的调试工作,调试工作应该按照批准的方案尽快完成;

2.3发电机并网和试运行

2.3.1发电机并网前必须完成所有的电气试验,所有保护装置都应调试完毕并投入运行;

2.3.2发电机两端汇流管顶部放气管连通并放掉气泡,氢冷器水路同样应该放掉顶部气泡;

2.3.3发电机定子机座接地,转子大轴接地;

2.3.4发电机使用准同期并列方式并入电网;

2.3.5经启动委员会下达并网令后才能进行并网操作,并核对模拟图,确认发--变组一次回路各刀闸开关位置正确,并应对操作盘面进行全面检查;同期开关位置应该正确;

2.3.6发电机并网后在低负荷下进行定子电流平衡性,发电机振动检查等,检查并确认发电机油系统、冷却水系统、氢系统运行正常,确认发电机定子线圈、铁心、瓦温轴温是否正常;

2.3.7发电机运行中各监视量均应该按照运行规程和现场的有关规程进行记录;

2.3.8确认发电机内氢压高于冷却水压力;

2.3.9发电机负荷增减率一般遵循制造厂的规定;

2.3.10发电机在定子电压变动,功率因数变动、短时过负荷、短时过电压运行时所允许的视在功率、定子电流、励磁电压等均应该遵循制造厂的规定;

2.3.11试运期间发电机不得失磁异步运行,但在事故条件下当励磁系统故障后在60秒内应该将负荷降低到额定值的60%,在此后的90秒内降至40%,运行时间不得超过15分钟,如不能恢复立即切机;

2.3.12要切实保障发电机定子冷却水的水量和水压,冷却系统发生故障时,在发电机定子绕组充满水的情况下,断水时间不得超过30秒,30秒内备用泵不能投运应立即压负荷并切机;

2.3.13发电机应在额定氢压下运行,降低氢压运行时带的负荷和运行时间安制造厂规定;

2.3.14发电机氢气表压不得超过0.32MPa;

2.3.15试运期间一般不采取进相运行方式,当母线电压过高而且通过其他途径无法解决时允许发电机进相运行,但功率因数不得超过0.95(超前);

2.3.16发电机负序电流不得超过额定电流的10%,且每相电流不得超过额定值;

2.3.17事故情况下负序电流平方与持续的时间的积不得超过10,负序保护必须按此整定并作用与切机;

2.3.18整个试运期间必须严密监视发电机各系统的运行情况,如有异常须立即报告;发生的一切异常和事故由当值值长统一指挥处理;

2.3.19168小时试运行满后停机,并按照相关规定进行全面处理和消缺;

2.3.20发--变组保护全投;

2.4变压器

2.4.1大型变压器在安装前应测定密封气体的露点以判断固体绝缘中的含水情况;须严防安装中进水;要特别注意高于储油罐油面的部件,如套管顶部、安全气道、储油柜顶部和呼吸管道等处的密封并应进行相应检查试验;

2.4.2变压器本体及冷却系统各连接部位的密封性能是防止渗油和受潮的关键部位,密封垫应采用优质耐油橡胶或其他材料;

2.4.3冷却器和潜油泵在安装前应该按照制造厂的安装说明书逐台进行检漏试验,必要时解体检查;

2.4.4变压器投入运行前要特别注意排尽内部的空气,如套管升高座、油管中的死区,冷却器顶部等处都应多次排除残存气体。强油循环变压器在安装完毕投运前应该启动全部冷却设备使油循环以便气体全部逸出;

2.4.5轻瓦斯保护发出信号时,要及时取气进行检验,并取油作色谱分析;

2.4.6合理控制上层油温;

2.4.7冷却系统故障时,容许的负荷和时间遵照制造厂的规定;

2.4.8变压器保护装置必须可靠;瓦斯保护要调整正确;

2.4.9跳闸电源须可靠,当变压器发生出口或近区短路,要确保开关正确跳闸;

2.4.10变压器在投运前必须完成全部交接试验并合格,包括局放试验;变压器冲击合闸时中性点须可靠接地;

2.4.11变压器的允许运行方式和送、停电操作均需遵循现场运行规程和制造厂的规定;

2.4.12变压器周围应该设置完善的消防设施;

2.4.13试运行期间要经常监视变压器的运行情况,特别是主变压器和启动变压器的运行情况更要加强加查和巡视,变压器的油枕、套管、散热器、潜油泵、大盖结合面、阀门、连通管等是否渗油;上层油温是否正常;硅胶油无变色;瓦斯继电器充满油,连接门打开;各组潜油泵油流正常,各风扇及油泵应无金属摩擦声,运转方向正确;大风时,引线应无剧烈摆动和松动脱扣现象,变压器和套管顶部及汇流排上应无杂物;雷雨时,各处和各部件不应有放电的痕迹,陶罐、瓷瓶应无异常的放电声;变压器外壳应接地完好等;

2.4.14试运行期间变压器的操作遵循现场运行规程;

2.4.15变压器运行期间发现异常情况应立即报告值长,由值长进行统一处理;

2.5高压开关

2.5.1国产高压开关在安装前应解体检查各部件的尺寸和部件是否齐全,内部是否清洁;SF6开关必要时对灭弧室进行解体,如不解体应进行耐压试验;

2.5.2新安装的开关必须按照GB50150-91电气设备交接试验标准的要求进行试验并合格;

2.5.3各种开关在安装后必须测量分合闸速度,并符合要求;

2.5.4主开关安装后期相间及同相各断口间的同期性必须用示波器进行测量并符合要求;

2.5.5对于安装在小车式开关柜内的开关,在推入柜内前,必须检查机械闭锁是否可靠,开关是否处于断开位置;在推出开关柜时,必须先断开开关,防止带负荷拉开关;

2.5.6对110kV级以上开关的绝缘拉杆,在安装前必须先进行检查,不得有开裂、起皱、接头松动以及超过允许限度的变形,必须进行直流泄漏和工频耐压试验;

2.5.7开关操作机构安装后,应检验30%~60%额定电压下操作机构的脱扣器动作是否可靠,在80%~85%额定操作电压下,合闸线圈的接触应动作灵活;

2.5.8必须预防直流电源故障引起开关拒动及烧损事故,直流操作电源应保证开关合闸电磁线圈通电时的端子电压不得低于高压开关标准中的要求,即合闸线圈端子电压,在关合电流小于50kA(峰值)时不得低于额定操作电压的40%;在关合电流大于或等于50kA(峰值)时不得低于额定操作电压的35%;并均不得高于额定操作电压的110%;

2.5.9高压开关安装时要采取措施防止开关进水受潮,要检查雨帽盖上有无沙眼,应加装防水帽;

2.5.10安装高压开关时要防止开关机构的损伤,各种瓷件的联接和紧固应均匀用力;调整开关时应用慢分、慢合检查有无卡涩。各种弹簧及缓冲机构应调整和使用在其允许的拉伸和压缩限度内;

2.5.11新装SF6开关设备必须严格按照部颁SF6气体及全封闭组合电器变电站技术条件管理导则及规定执行;防止SF6开关漏气、闪络及污染;

2.5.12在试运行期间采用红外成像仪检测升压站所有开关设备的接头部位(含变压器出现套管)的温度,发现异常及时处理;

2.6互感器

2.6.1新安装的互感器投运前除了完成交接试验项目以外,还应该测量油色谱和微水,CT绕组要测量主绝缘的介损和电容量;PT绕组要测量主绝缘的介损,同时还应进行1.5倍(中性点接地系统)额定电压下的空载电流测量,其值不应该大于最大允许电流;

2.6.2新安装的互感器投运前要仔细检查密封和油位状况,有渗油的互感器不得投运;

2.6.3电流互感器一次端部引线的接头要保持接触良好,并有足够的接触面积,防止接触不良产生过热性故障;

2.6.4为防止铁磁谐振和操作过电压烧毁电压互感器,在系统运行方式和倒闸操作上应避免有断口电容的开关带电磁式电压互感器的空母线,如运行方式不能满足要求则应该采取可靠措施保证6kV受电过程中不产生铁磁谐振;

2.6.5在安装互感器时要注意检查电压互感器的高压线圈*端和电流互感器的电容末屏是否与接地网可靠联接,避免出现悬空和假接地现象;

2.6.6互感器要有防潮措施;

2.6.7在发现运行中的互感器冒烟时应该迅速切断有关电源;

2.6.8互感器运行中油色谱分析达到注意值时(氢150ppm、总烃100ppm、乙炔3ppm)应该进行追迹分析,查明原因;

2.7避雷器

2.7.1110kV及以上采用的氧化锌避雷器应严格按照规程测量避雷器直流参考电压和0.75倍直流参考电压下的泄漏电流,且应该符合标准规定;为了便于以后对比,在按规程必须测量运行电压下的总电流、阻性电流的同时,应该测量其工频参考电压;

2.7.2对避雷器底座的绝缘状况进行检查,要有防水受潮措施或有排水措施,以防止冬季结冰造成底座损坏;

2.7.3对于FZ和FCD避雷器,一般情况下不应该进行工频放电电压试验;

篇5:防止水轮发电机组大轴弯曲轴瓦烧损大轴磨损轴瓦损坏事故安全技术措施

为了防止水轮发电机组大轴弯曲、轴瓦烧损和大轴磨损及轴瓦损坏事故的发生,根据原能源部和国家电力公司关于《防止电力生产重大事故的二十项重点要求》的精神要求,按照《国家电网公司发电厂重大反事故措施(试行)》的规定,结合我公司实际情况,特制定本安全技术措施。

1防止水轮发电机大轴弯曲

1.1应具备和熟悉掌握的有关资料。

1.1.1水轮机过流部分的轴向、径向间隙。水轮机水导轴承处的绝对摆度值不超过瓦隙,顶盖水平/垂直振动幅度不大于0.07mm。

1.1.2水轮发电机组轴系临界转速及正常启动、运行时各轴承及大轴的摆度值。

1.1.3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,经批准后执行。

1.2设备、系统方面的安全技术措施。

1.2.1水轮机检修密封和工作密封间隙应符合制造公司的规定,一般总间隙工作密封为0.6~0.9mm,检修密封为1.5~1.7mm(撤围带时)。

1.2.2保证冷却水畅通,确保冷却水不进入油盆。

1.2.3水轮发电机组的监测仪表应完好、准确,并要定期进行校验。

1.3运行方面的技术措施

1.3.1水轮发电机组启动前必须符合以下条件,否则禁止启动。

1.3.1.1大轴摆度、振动等表计显示正确。

1.3.1.2大轴摆度值不超过瓦隙。

1.3.1.3上次运行时,油温、瓦温、冷却水温符合设计规范要求。

1.3.2机组起、停过程操作措施

1.3.2.1水轮发电机组启动后检查时,若发现有磨擦、碰撞声应研究处理。

1.3.2.2机组启动过程中发现振摆超标必须立即停机,应全面检查,认真分析,查明原因,严禁盲目启动。

1.3.2.3停机后应认真监视推力/上导、下导、水导油位,防止进水。

1.3.3发生下列情况之一,应立即停机:

1.3.3.1机组运行中,各导轴承温度过高。

1.3.3.2当木里河来水流量达到500m3/S以上或泥沙含量达到930g/m3时,需停机避峰。

2防止水轮发电机组轴瓦烧损

2.1油盆和油净化方面采取的措施。

2.1.1要经常检查油盆油位,保持油位在规定位置;如果发生透平油泄漏,运行人员应有熟知的方法进行处理。

2.1.2油系统油质应按规程要求定期进行化验,在油质及清洁度超标的情况下,严禁机组启动。

2.1.3运行中注意观察轴承油位,如果不正常或油盆油位升高,必须查明原因,进行处理。

2.1.4检修时,对油盆、油冷却器和轴承体要清洗或擦拭干净,防止将杂物遗留在油系统内。

2.2油冷却器

2.2.1油冷却器的进出水阀门应挂禁止操作的警告牌。

2.2.2技术供水进行切换操作时,应在指定人员的监护下按操作票顺序进行操作,操作中严密监视水压、瓦温、油温的变化。

2.2.3定期对推力/上导轴承、下导轴承、水导轴承油的乳化情况进行检测分析,防止因冷却器破裂造成油混水现象。

2.2.4大修时,应对冷却器铜管进行疏通、清洗,并通1MPa水压做30min耐压试验。

2.3运行维护检修方面

2.3.1应避免机组在振摆不合格的情况下长时间运行。

2.3.2机组启动、停机和运行中要严密监视推力瓦、轴瓦钨金和油温度。当温度超过标准要求时,应按规程规定的要求果断处理。

2.3.3运行人员应熟悉运行条件突然变化时的正确处理方法。

2.3.4轴承检修时,应仔细检查轴瓦巴氏合金应无磨损、擦伤、剥落、脱胎等现象。如发现轴瓦有上述缺陷,应分析原因进行处理。

2.3.5组装轴承时,不得装错和装反,轴瓦间隙、瓦面接触情况都必须符合检修工艺质量标准。

2.3.6轴领的表面应光滑,必须符合检修工艺质量标准的要求。

2.3.7推力/上导轴承、下导轴承、水导轴承油盆不得有渗油、漏油、甩油现象,定期检查油位,油不足应及时加油。

2.3.8各导轴承挡油筒间隙应均匀,密封严密,不得有渗漏油。

2.3.9气封间隙其间隙应在规定范围内。

2.3.10油系统的阀门一般应平装(即应避免阀门在重力方向进行开关),防止阀门杆断落时断油;阀门上应有挂牌标示和开关方向的标志。平时不应操作的阀门应加锁或采取其它防止误操作的措施。

2.3.11油循环时,应用木棒敲击油管道和适当提高油温,以保证油管道的清洁。

2.3.12油系统应严密不漏油。

2.3.13机组试运行前,所有的压力油管路系统应进行酸洗。

3防止大轴磨损及轴瓦损坏

3.1透平油系统安装和检修

3.1.1各在建机组应严格按照DL5011-92《电力建设施工及验收技术规范》进行施工和验收,相关单位应制定具体的质量保证措施,责任到人,压力到位:所有油管道必须严格按照规范要求进行除锈,必须采用氩弧焊工艺,并进行酸洗。

3.1.2所有油管道安装前要严格检查其内部清洁度,对厂家提供的预制好的成品管应全部拆堵进行检查清理,用白布拉拭干净后及时封口。

3.1.3所有油管道安装时才能拆封,严格做到在拆封、验收合格后马上安装,禁止油管道敞口存放。

3.1.4在油管道上安装表计接头时不能用割炬开孔,应用电钻开孔并及时清理干净。

3.1.5对轴承进、回油口等不易看见的部位应采用内窥镜进行检查,轴瓦复装前应彻底解体清洗干净。

3.1.6油管道及轴瓦安装的每道工序必须经过监理或我公司基建和生产技术人员的验收合格后,方可继续施工。

3.1.7检修中大批量更换油管道时,应列入三级验收项目,并严格执行三级验收签字程序。

3.1.8检修中临时拆除的油管道,应使用白布或采取其他可靠措施对管口进行可靠封堵,严防检修期间将杂物遗留在油管道内,装复时应彻底检查清理油管内壁。

3.1.9油系统安装或大修结束,应严格按照工艺对油系统进行循环冲洗,确保油系统内残留的杂质数量符合有关规定。

3.2机组运行维护

3.2.1机组启动前和运行中应进一步加强油系统的油务监督工作,对油的各项指标定期化验,及时发现问题、处理问题,确保油系统的各项指标在合格范围以内。

3.2.2加强机组的运行监督,特别是对轴瓦钨金温度、油温度、轴摆度等数据加强监视和记录,发现异常及时进行分析和处理。

3.2.3机组运行中对透平油系统进行维护消缺时,应采取措施防止异物掉入油系统。

3.2.4运行中应定期对润滑油滤网进行检查和清理,发现破损应及时更换处理。?