机组安全

机组安全（共11篇）

机组安全 篇1

摘要：随着风能的广泛使用,安排发电计划时更多的风电机组将会被引入,这对传统的机组组合提出了新要求。风电出力具有很强的波动性,将风电出力按一个区间放入原模型中更显合理。另外,异步风电机组的结构与普通火电机组不同,异步电机发电的同时要吸收一定的无功功率,因此模型用交流潮流约束更合理。由此建立的是一个非线性混合整数问题模型,为了提高计算效率,将问题分解为2层优化子问题,第1层为无网络约束的机组组合问题,第2层为以网损最小为目标函数的交流网络约束最优潮流问题,对于最优潮流算完后仍有电压或线路潮流越限的,将形成一些新的约束返回原问题。考虑到普通异步风电机组的大量使用,在处理约束问题时对风电机组采用无功功率—电压模型,避免出现无功不足而导致电压越限。以添加了风电机组的IEEE 57节点测试系统为算例,验证了该方法的可行性。

关键词：风力发电,交流网络约束,网损,无功功率—电压模型,机组组合,分层计算

0 引言

风电作为一种清洁、低成本的可再生能源,近年来在中国各地发展迅速。然而,风电接入将对潮流与网损、电能质量、容量可信度等产生重大的影响[1]。这些影响给安全约束机组组合(SCUC)和安全约束经济调度(SCED)带来新的挑战和要求[2,3]。

将风电机组引入机组组合问题能减少传统火电机组的运行费用,具有较高的实际应用价值。传统SCUC的研究已经有了很多成果,而引入风电机组的SCUC也可用类似的算法解决,总的归纳一下可以分为传统算法和智能算法2类。传统算法有优先级表法[4]、动态规划法、拉格朗日松弛法、Benders分解法[5]和混合整数规划法。传统算法求解精度比较高,但对大规模问题容易造成“维数灾”问题。而人工智能算法大都容易出现早熟现象,且易陷入局部最优,求解精度不高[6,7,8]。至于网络约束,主要有直流约束[9]和交流约束[10],其中直流约束比较简单,计算方便,而交流约束考虑了节点电压和无功功率约束,安全性较高。

由于风电出力的波动,引入风电机组的SCUC在模型上有所改进。另外,目前应用最广泛的小型风电机组常采用异步发电形式,启动时需要从系统吸收无功功率,因此风电场的并网对电压分布将产生重要影响。新型数兆瓦级的风电机组(例如双馈风电机组和永磁同步风电机组)是未来风电技术的主流,不过这些风电机组有无功调节功能[11],在稳态计算时可以当成常规机组来考虑。计算交流网络约束时对异步风电机组采用无功功率—电压(Q-V)模型[12],避免出现无功不足而导致电压越限。因此,添加风电机组的机组组合问题使用交流潮流约束更加合理。SCUC是非线性混合整数规划,为了提高计算效率,分两层解决有较好的效果。

1 含风电机组的机组组合问题的数学模型

1.1 目标函数线性化

机组组合问题中,目标函数通常是在满足各种约束条件下使总的发电运行成本最低,即

式中:F(Pit,Iit)为总的发电成本;Pit和Iit为决策变量,Pit为机组i在t时段的实际出力,Iit=1表示机组处于运行状态,Iit=0表示机组处于停机状态;Ci(Pit)为机组i在t时段的发电运行成本;Sit为机组i在t时段的启动成本;M为机组数;T为总时段数。

通常情况下,Ci(Pit)可以用二次函数表示为:

式中:ai,bi,ci为机组i的发电成本函数的参数。

混合整数二次规划在用常规方法求解时很慢,甚至得不到解,因此将目标函数线性化很有必要。作如图1所示处理。

由图1可得:

式中:Kim为二次目标函数线性化后在Pim处的斜率,可以通过对二次函数求导得到;Pi1,Pi2,…,Pi(m-1)为分段的边界值;Bi1,Bi2,…,Bim为每个分段内的取值;Pimin和Pimax为机组i的最小和最大出力。

1.2 引入风电的机组组合模型的相关约束

包含风电场的机组组合问题需要确定风电场的输出功率,而风速是随时间变化的,由于风速的预测精度相对较低[12,13,14,15],故采用如下分时段策略:对研究周期内的风电场风速进行预测得到风速分布曲线,然后根据风速曲线的变化规律将风电机组出力分解成若干段带状区间,如图2所示。图中:上、下两根细线分别代表Ptwmin和Ptwmax;中间的粗线为Ptwmax和Ptwmin的平均值。风速预测不是本文主要的研究工作,相关预测方法可参照文献[16],本文风电出力的取值主要参考文献[12-13]。

在计算带风电场的机组组合问题时,风电机组的有功出力作为一个负的负荷区间加入到功率平衡约束条件中。因此,系统功率平衡和备用约束条件为:

式中:Pwt∈[Ptwmin,Ptwmax];PDt为系统的负荷;Pwt为风电取值;SDt为t时段系统总的备用容量,本文取系统总负荷的5%。

[Ptwmin,Ptwmax]为t时段根据预测图而定的风电预出力区间,此处给出的策略是:式(4)取Ptwmax和Ptwmin的平均值,式(5)取Ptwmin使旋转备用保证极端情况下机组出力要求,另外,增加一个约束保证开着的发电机的最小出力能满足风电出力最大时的系统功率平衡,如式(6)所示。

每个发电机最大和最小出力约束为:

每个发电机的爬坡约束为:

式中:DRi和URi分别为机组i每个时段允许的下、上调出力。

本文认为,机组一旦开机则达到最小出力,且在关机前必须达到最小出力。由于不同时段有功取值不同,理论上的场景有无穷多个,即便只考虑极限场景也有2T个。因此,有必要通过合理变换使计算规模变小。事实上,系统功率平衡约束,包括线路上的潮流约束都只与本时段的有功出力有关,而各个时段有功出力间唯一的联系就是机组爬坡的限制。因此,2T个极限场景可用相邻时段间4种极限情况的爬坡约束来简化。4种爬坡约束见图3。

由此,爬坡约束为:

机组最小开机与停机时间约束分别为:

式中:Tonmin,i和Toffmin,i分别为机组i的最小开、停机时间;Tont-1,i和Tofft-1,i分别为机组i在t时段前的持续开、关机时间,

Ttof,if同理。

由于目标函数不变,综合式(3)、式(6)—式(11)得到引入风电的无网络约束机组组合问题的模型。

2 交流网络安全约束下的最优潮流

2.1 风电机组节点的Q-V模型

基于普通异步发电机的恒速风电机组是应用最广泛的风电机组类型,此机组结构简单、成本低,但是不具备无功调节能力,因此计算交流网络约束时对风电机组采用Q-V模型[14]。新型数兆瓦级的风电机组有无功调节功能,在稳态计算时可以当成常规机组来考虑。

异步风力发电机的简化等值电路[14]如图4所示。图中:xm为激磁电抗;x1为定子漏抗;x2为转子漏抗;r2为转子电阻;s为转差;忽略定子电阻。

由图4可推出下面的关系式:

式中:Z为异步发电机的等值阻抗;x=x1+x2。

由式(12)—式(14)可得,在有功功率确定的情况下,风电机组吸收的无功功率是机端电压的函数,通过式(12)求得:

将式(13)代入式(12),并通过合理的小量舍去得到异步风力发电机的Q-V特性方程为:

2.2 电网损耗最小的安全约束最优潮流问题

在确定满足交流约束的火电机组无功出力时,本文以电网损耗最小为目标函数。网络安全约束表现在线路潮流和节点电压不越限2个方面,而可供选择的控制手段主要是系统中的有功和无功设备。由于在求解第1层问题后,有功功率已定,则可调量就是常规机组的无功出力,此处没有计及电容器、变压器分接头等调压措施影响。

1)目标函数

式中:Vi和Vj为节点电压;Gij为节点导纳矩阵中对应元素的实部;θij为节点i与节点j之间的相角差。

2)等式约束

式中:PGi和QGi为节点上发电机出力;PDi和QDi为节点负荷;Sij为线路上的潮流量;YiT为线路的等效阻抗;Yi m为线路对地导纳;Bij为节点导纳矩阵中对应元素的虚部;*表示取共轭。

引入式(15)得带风电机组节点的等式约束为:

3)不等式约束

先不考虑风电出力的不确定性,用式(20)的不等式约束求解无功优化问题,得到的状态值V和θ用来确定灵敏度因子LV,Pi和LS,Pi。线路潮流是相量,因此在约束时取其绝对值。

式中:Qw为风电机组吸收的无功量;Qwmax和Qwmin分别为风电机组吸收无功功率的上、下界;QGimax和QGimin分别为发电机无功的最大、最小出力;Smax为线路潮流的最大值。

灵敏度求解可以直接对雅可比矩阵求逆得到,本文采用增广雅可比矩阵求逆法,限于篇幅,在此不再赘述,详见文献[17]。

风速存在不确定性,而各种风电场景不可能都去检验,由于风电波动区间较小,本文认为电压和初始潮流与风电机组节点的有功功率P在某确定值的附近呈线性关系,因此利用前述所得灵敏度修改不等式约束(式(20)),得到式(21),再次进行无功优化。

2.3 原对偶内点法求解

原对偶内点法又可称为基于对数障碍函数的内点法,它在可行域内部求解,在保持解的原始可行性和对偶可行性的同时,沿着原对偶路径找到目标函数的最优解。对于大规模系统问题的求解,当约束条件和变量数目增加时,其迭代次数增加较少,因此在处理大系统最优化问题时具有显著的优势。限于篇幅,在此不再赘述,详见文献[18]。

3 分层解法

3.1 两层求解步骤

1)首先计算不考虑网络安全约束的机组组合问题,得到机组运行状态(开、停)及其有功出力。

2)根据第1层计算得到的机组运行状态和有功出力及负荷的有功功率,算出每个节点的有功注入。再以网损最小为目标函数,以每个节点的电压、相角、发电机无功功率为优化量,并计入交流的相关约束,用原对偶内点法求解最优交流潮流分布。

3)若第2层问题迭代收敛,则此时的线路潮流和节点电压就是所求值,否则找出越限的线路潮流或节点电压,进入回代流程。

3.2 回代方法

1)若线路潮流越限,则在第1层问题中加入如下约束:

式中:Sij″为有越限的线路上的潮流;LS,Pi″,LS,Pj″和LS,Qi″,LS,Qj″分别为越限线路潮流对节点有功和无功功率注入的灵敏度,此处灵敏度由无功优化后的状态值计算得到;分别为安全约束最优潮流算完后各节点的有功和无功上限;Sij,max″为线路潮流上限。

2)若节点电压有越限,则在第1层问题中加入如下约束:

式中:Vi″为有越限的节点电压;LV,Pi″和LV,Qi″分别为有越限节点对节点有功和无功功率注入的灵敏度;Vi,max″和Vi,min″分别为节点电压上、下限。

3)当所算网络较大时,如IEEE 118节点模型,为了减少安全约束最优潮流算完后回代的次数,在算第1层机组组合时先加入直流约束模型,效果比较好[10,19]。

两层优化给出的约束事实上相当于构造了一个割平面,用于排除一部分不可行解的区域,也相当于排除了一部分离散不可行解,排除该区域之后,离散最优解是可能变化的。返回的约束事实上是构造了一个割平面,排除当前解附近的一个区域。由于添加该约束前的最优解(当前解)肯定不满足该约束,随着割平面的增加,目标函数将越来越差,有界单调下降数列必有极限,故能收敛。

4 算例分析

仿真在CPU主频为2.2GHz的个人计算机上用MATLAB 7.7进行。本文采用修正的IEEE 57节点系统,节点1,2,3,6,8,9,12,23,25上有常规电机,相关参数如附录A表A1所示。最大迭代次数为50次。

引入的40台异步风电机组均放在节点21上,总额定功率为80 MW,风电场最大无功补偿容量为64 Mvar,异步风电机组内部参数借鉴文献[12]。风电出力估计值和负荷见附录A表A2,参考文献[13]。

优化结束后,机组运行费用为40 628 021元,其中开机费用为515 000元。而没引入风电且无网络约束时机组总费用为44 346 000元,可见引入风电后,运行费用明显减少。引入了风电而无网络约束的机组费用为40 404 335元,与有网络约束的费用相比,可见网络约束在保证线路安全的同时也增加了一定费用。优化后的具体结果见附录A表A3。

表1为优化后网损、越限情况和无约束机组组合后用普通潮流计算所得结果的比较。在安全约束最优潮流优化过后,网损平均在1.2%左右,且线路上的潮流没有越限的时段。无网络约束的情况下,对机组组合问题进行求解,发现在系统负荷最少的情况下只开4个常规机组,网损较大,且节点无功越限明显。而使用直流约束模型的情况下,网损比无约束情况略小,同样由于风电机组的存在,周边节点的无功较大。再计入网损后对费用进行比较发现,使用交流约束后成本略升高。

由于直流约束模型对于线路的潮流约束是有功潮流,一般会将有功潮流除以一个功率因数来计算近似的交流潮流。下文直流模型的功率因数取0.92,与交流约束模型处理结果进行相关比较。其次,系统电压限制在0.94~1.06(标幺值),线路潮流限制在100 MVA。表2为部分时段结果比较。

由于交流约束的内点法会限制电压和潮流,可以通过设置合理的边界使得交流的结果不越限。与此相比较,直流约束的结果存在较多越限。另外,由于风电机组需要吸收大量无功功率,导致相关线路的潮流较大。

该算例中,本文特意将火电机组的无功调节能力限制在60 Mvar以下,由第2层验算可知在第8和第10时段线路潮流与节点电压越限,需要在第1层问题中加入新约束条件。由结果可见,8号和7号机组被迫开机参与无功调节,避免了潮流越限,并使节点电压变得合理。另外,第16时段也是这种情况。

5 结语

本文在传统的机组组合问题基础上,加入了风电机组,并用交流网络约束来求解。通过仿真可以看出,引入风电后,SCUC的运行费用比无风电、无网络约束的机组有所减少。另外对于交流约束情况下的机组组合问题,网损的有功部分也被计价,得到的费用更准确。其次线路上的潮流变小,保证了线路上的一次、二次设备不会因为过载而跳闸。相比经济性,电力系统更强调安全稳定供电,而且大量异步风电机组的存在也需要考虑其无功特性,使用直流约束会导致相关节点无功不足且电压越限,因此用交流模型来约束机组组合很有必要。本文的算法能避免求解非线性的混合整数规划问题,将第1层问题线性化后用线性规划法处理,加快了计算速度;第2层用内点法求解,收敛效果好、精确度高,有较高的工程应用价值。

机组安全 篇2

机组大修是一项复杂的工作，检修项目多、时间紧、任务重，检修现场点多面广，立体交叉作业多，若疏于管理，容易发生设备损坏和人身事故，因此为了安全、高质量地完成大修任务，特制定本规定，就大修中安全施工管理提出具体要求。

一、大修安全管理计划

1、大修前的准备工作。

1.1 大修前公司召开机组大修动员会，要求参修的领导、安监人员、技术人员、生产骨干人员参加，将机组大修内容、项目向参加大修的所有人员交底，对大修安全工作进行动员、部署，定出目标，提出要求，宣传本计划，交待大修期间安全监察的重点和难点，充分发挥安全保证体系和安全监察体系的作用，落实公司各级人员在大修中的安全责任。会议由总经理（或总工）主持。

1.2 各施工单位要积极做好各重点检修项目的危险点排查分析工作，对有危险性的作业，有可能造成火灾、爆炸、触电、中毒、窒息、机械伤害、烧烫伤、人员高空坠落等以及可能引起生产设备停电、停运事故的，制订详细“三措”，经项目负责人、相关专职审定后由安全员报公司安委会。对于检修班组承建的具体工作任务，在开工前同样要进行危险点排查分析工作，做到措施具体、责任明确，确保机组大修工作顺利进行。

1.3 对参加大修的检修人员在修前一周进行《安规》及本规定的学习、考试，对参加大修的民工进行安全教育、培训、考试；对承包大修项目的施工队伍进行资质审查，安全教育、签订安全协议，制定安全施工方案，落实施工安全措施，交纳安全施工抵押金，不“以包代管”。由生技部及时通知各外包单位，准时参加公司组织的安全教育，并于开工前两天办理相关开工手续。

1.4 成立公司领导参加的大修安全监督网络、员工代表安全生产巡视组，分成若干小组每天对大修现场进行安全检查。各外包单位成立由第一责任人参加的安全检查小组，定期深入现场，查禁违章、检查、指导管辖范围内人员安全施工。（修前一周成立网络、巡视组，并公布活动计划）

1.5 在大修现场悬挂安全横幅、标语，时刻提醒人们注意安全。（开工前2天）

1.6 在检修现场设置遮栏和警告标志，明确安全通道，悬挂安全遮栏绳，无关人员不得入内或从大修现场通过。（运行、生技部门提出要求，开工前1天由相关施工队伍负责实施，所需材料明确由哪方提供）。

1.7 生技部门牵头拟定大修中检修项目，检修项目必须包括“两措”项目、《二十五项反措》及安全性评价整改要求，安监、生技部门要对大修中拟实施的“两措”项目进行审核并列入检修工作大纲。

1.8 外包项目实行工作票双签发制度。非电力系统内检修单位，承包方不具备工作负责人资格的,在承包相关工作时，承包方负责将工作票签发人（双签发）、工作负责人名单以书面形式于大修前一周报安监部门，由安监部门进行《安规》考试，由生技部门进行技术方面的培训和考试，经考核合格后，在大修开工前由安监部门对承包单位 “两种人”予以确认，并明确其允许签发工作票的范围，将认可的“两种人”名单及其签发范围、工作负责范围通知有关单位。电力系统内的检修单位，出具工作票签发人、工作负责人资格证明，由安监部门确认公布。

1.9 加强大修现场的保卫和防火工作，保卫值勤、消防监督人员制定好大修现场值班计划，防止设备零部件丢失及防火。后勤部门要做好大修的服务工作安排，及时供应茶水、加班饭菜。（大修期间）

1.10大修前，各单位应对起吊设备（行车、卷扬机、电动葫芦、手动葫芦）、电动工具、安全用具、电梯、机动车辆等安全工器具全面检查，检验合格的才可在大修中使用。

2、大修初期的安全工作。

2.1严把大修工作票关，防止违背安规无票工作，严格控制搭票工作，对承包方不具备工作负责人资格的，禁止在其他外包单位的工作票中搭票工作。技术、安监人员要严格审查工作票的内容，重点要查看安全措施是否齐全，项目负责人、工作负责人要认真检查督促安全措施的逐项落实。

2.2大修初期搭架子较多，要检查架子工在工作中是否存在习惯性违章，所搭的架子是否符合《安规》要求。为了保证人员安全，架子外侧搭设两根横杆，防止高空落物。

2.3安监部门要组织加强反习惯性违章的宣传教育。对于违章现象，严格按公司颁发的《关于安全生产中违章记分，试岗、离岗、待岗的考核细则》的规定进行考核。对外包队伍的违章现象按公司《外包工程及临时用工的安全管理制度》规定进行处罚。

2.4坚持大修期间例会制度，每次例会总结近阶段安全情况，通报违章及安全生产中涌现的先进事迹，对出现的问题、认真地进行分析，并制定、落实防范措施，布置下一阶段大修安全工作，处理好大修安全与进度、质量的关系。（大修期间）

3、大修中期的安全工作

3.1由于大修项目全面展开，要注意立体交叉作业的安全，每层之间该搭设防护架板的地方一定要搭设，不能存在侥幸心理。

3.2大修中期，由于工作需要掀开的盖板较多，要督促检修人员工作完毕及时恢复，对暂时恢复不了的要设立临时围栏，夜间要悬挂警示灯，防止发生人身坠落事故。

3.3大修中期吊运重物较多，要加强起重工器具的安全管理。每天工作前要对起重工器具作一次全面检查，查看是否存在隐患；工作中对转动部分、磨擦部分要重点检查，有磨损时要及时更换、处理。

3.4要加强较大项目的安全监察，如汽缸揭扣缸，发电机抽穿转子，进入炉膛、煤粉仓、原煤仓内工作及其它高处作业，按规定通知安监人员、有关领导及技术人员到场。

3.5要狠反习惯性违章，重点是：高处作业不系安全带，不系安全帽帽带，氧气瓶、乙炔瓶与明火距离不够，在吊着的重物下的停留、工作，乱拉乱接临时电源，没有做到工完料净场地清等等；对习惯性违章要及时通报、处罚，严防触电、高处坠落，机械伤害等事故发生。

4大修后期的安全工作

4.1大修后期由于大修即将完工，此时最易产生厌战、麻痹思想，加上部分设备大修结束开始试运转，交叉工作多，因此此时安全工作只能加强，不能有丝毫松懈。

4.2由于试运设备较多，处理临时缺陷多，这一时期要防止无票工作。要求工作不论大小，该办工作票必须办，不能有侥幸心理，不能怕麻烦；对未在批准期限内完成的工作，要认真履行工作票延期手续。

4.3运行要通过大修交底资料，认真了解大修中设备、系统变动情况，操作时才能做到心中有数。由于此时操作较多，要防止误操作事故尤其是电气误操作事故的发生。

4.4做好大修尾工、零活的安全管理，要克服松懈思想，做到善始善终。

4.5值长、生技、运行、安监部门密切配合，做好各项试验、设备分步试运和机组整体启动工作，保证整体启动一次成功。

二、对安全施工管理具体要求：

1、施工临时电源管理

1.1 生产现场拉接临时电源，必须严格执行《安规》中有关电气安全注意事项及公司有关临时电源的管理规定。特别强调要求：

1.2 所有临时电源的接、拆由专职电工进行。如施工队伍较多，由检修车间牵头按范围分工。

1.3 施工用临时电源线必须使用胶皮电缆线，临时电源线必须架空，防止被碾压。

1.4 施工临时电源开关上，需装设漏电保护器。

1.5 临时电源线要正确连接，不能用勾挂、缠绕等方法连接，作业中应尽量减少临时线，应装设刀闸、插座的必须装设。

1.6 在金属容器如汽包、凝汽器、加热器、蒸发器、除氧器内工作时必须使用24V以下的电气工具，并加装漏电保护器，否则应制定特殊的安全措施，经安监部审核同意后，方可使用。

1.7 在金属容器、炉膛、煤仓、沟道、锅炉烟风道、空预器、磨煤机罐体内部及发电机小室、发电机内部等处工作时必须使用行灯照明，行灯电压不准超过36V，并加装漏电保护器，否则应制定特殊的安全措施，经安监部审核同意后，方可使用。

1.8 在特别潮湿或周围均为金属导体的地方工作时，如汽包、凝汽器、加热器、蒸发器、除氧器、水箱、油箱以及其它金属容器等内部，行灯电压不准超过12V，并加装漏电保护器。

1.9 行灯变压器外壳应有良好的接地，并放在容器外面。

1.10 电气工具用变压器、电焊变压器、漏电保护器必须放在容器、锅炉、沟道等的外面。

1.11 临时电源线必须远离电焊、气焊作业点的热体。

2、起重作业管理

2.1 大修前，所用起吊设备（行车、卷扬机、电动葫芦、千斤顶、卡环、钢丝绳、棕绳等）必须检验合格，电气工器具必须由校验部门出具检验报告给使用部门，所有工器具必须编号并附合格证。

2.2 按照起重标准、信号，规范指挥起吊作业。

一般起吊为口哨加手势；重大设备起吊，口哨加指挥旗；

炉膛或炉顶起吊大件，采用对讲机加口哨指挥。

2.3 一切设备起吊必须明确由一人指挥，该指挥人员应由有起重经验的人员担任。

2.4 重大物件起吊载荷要准确计算，并制定起吊方案，防止超载或发生人身伤亡及设备损坏事故。

2.5 禁止用管道、架构起吊或悬挂重物。

3、脚手架管理

脚手架的搭设必须符合《安规》规定。

3.1 一般脚手架的验收，先由搭设施工负责人进行检验合格并出具提供书面合格证明，即“脚手架合格证”，再和委托人一起共同进行验收。验收合格后，双方分别在委托单上签名后，同时在脚手架验收合格证上签名，并贴在经验收合格的脚手架明显处。工作负责人每天开工前检查脚手架符合安全要求，并在合格证上签字。炉膛专用活动平台和特殊的大型脚手架，验收工作由生技部有关专职人会同搭设单位负责人和委托部门负责人及安监部一起进行，验收合格后，四方分别在委托单上签字。

3.2 所有脚手架均须办理验收手续，验收合格的必须附合格证。无合格证的、验收不合格的或无验收手续的不准使用。

3.3 在光滑的地面上搭设脚手架，必须铺设胶皮；在网格板平台上搭设时必须铺设足以防止塌陷的平板。脚手架必须设有栏杆、护板，临空6米以上的脚手架必须装设安全网，要有供工作人员使用的要木梯或步道。

3.4 炉膛内脚手架或检修升降平台、吊篮等必须牢固，即使有大块焦渣落下，也不致损坏。

4、平台、井坑、孔洞、楼梯、栏杆管理

4.1 机炉所有平台，要标出荷重及高度。

4.2 揭开盖板或打开孔洞，施工单位必须设置围栏和护板，并挂安全警示牌。

4.3平台栏杆及楼梯扶手，严禁随意拆除。确需拆除的，须向生技部、安监部申请，经批准并采取可靠的防止摔跌的安全防护措施后，方可实施。

4.4 高处作业必须使用安全带。在危险的边沿处工作，临空的一面应装设安全网或防护栏杆、护板等。

4.5在格栅的楼道上、有孔洞的上方或脚手架上，进行作业时，作用的工具必须扣好，并检查保持完好，设备摆放整齐，等等，采取各种措施，防止高空落物。

5、设备仪器、工器具、材料、备品备件管理。

5.1 所有大修用的设备仪器、工器具和安全防护用品，在大修前进行一次试验，不符合要求的严禁使用。

5.2 每日收工前要清点工器具、重要材料和备品备件，防止丢失或其它意外事件。

5.3 加强对易燃、易爆、有毒有害、腐蚀性、放射性等物品的管理。班组和现场汽油、煤油的存放量，不得超过规定数量。

5.4 电焊机要存放在固定地点，氧气瓶与乙炔瓶的存放、使用必须符合《安规》要求，使用中的氧气瓶和乙炔瓶应垂直放置并固定起来，氧气瓶和乙炔瓶的距离不得小于8米。

5.5 电焊线要符合《安规》要求，严禁使用裸露电焊线，防止起弧打断钢丝绳或损坏管材及零部件。

6、防火管理

6.1 检修现场要配备足够的灭火器，易燃易爆物品要及时清理。

6.2 焊接作业前要检查下方有无易燃物品，并做好隔离措施，防止引起火灾。

6.3 在易燃易爆场所动火作业，必须办理动火工作票，采取安全防火措施，并做好监护。

6.4 氧气瓶与乙炔瓶瓶盖、防震胶圈应齐全，氧、乙炔汇流排存放的气瓶量不得超过《安规》规定。

6.5 氧气瓶与乙炔瓶及其它易燃、易爆物品不得混装、混放，使用中两瓶与明火要有足够的安全距离。

7、车辆管理

7.1 所有厂内机动车辆，须经检验合格。所有驾驶人员必须有经审批合格的驾驶证，严禁无证驾驶。

7.2 厂内机动车辆驾驶室不得超过定员(驾驶室内不可坐其它人)，车厢禁止载人。载货时，须有防止货物松脱的措施。

7.3 厂内机动车辆进入厂房，事先应确认路况，以防压坏沟道盖板、碰坏设备等。

7.4 货车不得进入厂房，若确需进入，必须由用车部门提出申请，经大修总指挥批准后，方可驶入。

8、班组日常安全管理

8.1 每天上班各检修班组必须开好班前会。班长对当天进行的工作要提出具体的工作要求，有针对性的交待具体的安全注意事项，进行合理的分工搭配，做好“两交”（交工作任务、交安全措施）工作：

1）交待当天的工作任务、工作内容和进度要求；

2）交待现场条件、作业环境；

3）交待使用的机械设备和工器具的性能和操作要求；

4）交待应采取的安全措施、重点注意部位和注意事项；

5）分析可能发生事故的环节、部位和应采取的防护措施；

6）明确分工，指派工作负责人。

8.2 每天下班各班组要认真召开班后会，做好以下工作：

1）总结一天来的工作；

2）对认真执行规程的好人好事进行表扬，对违反规程的或出现不安全现象的要提出批评，并按规定处罚；

3）对第二天的工作进行布置。

8.3 各检修工作现场工作前应开好开工会，做到：

1）工作负责人宣读工作票和现场安全措施；

2）详细交待检修设备的名称、编号、位置、隔离技术措施、周围带电设备的位置等；

3）明确小组内人员分工、工作任务、进度要求、交叉作业措施等。

8.4 工作结束，工作负责人应召开收工会，做好以下工作：

1）小结当天完成的工作任务和安全情况；

2）对工作中发生的险情进行总结分析，提出防范措施；

3）提出第二天的工作任务、进度要求，并根据实际情况做出必要的分工调整。

浅谈抽水蓄能机组调试安全管理 篇3

【关键词】抽水蓄能；机组调试；安全管理

抽水蓄能电站投产初期，设备陆续安装调试投入运行。但往往由于被调试设备与已投运设备的隔离不完整或因被调试设备的质量或安装工艺不良、工作考虑欠周，影响正在运行的机组和设备，在安全生产上造成不利后果。因此安全管理在机组调试时显得十分重要。

一、保证调试人员综合素质十分重要

抽水蓄能机组调试是对主设备及配套系统的设计、制造、安装、生产准备等各个重要环节的全面检查和考验，是保证机组和设备投产后能够安全、可靠、经济、文明运行的关键性程序，因此调试人员的综合素质高低直接决定着机组投入运行后的质量。调试人员素质不高时，在现场会出现不带图纸且无人监护的情况下去短接位置触点，易将交流回路的端子短接到直流回路，结果造成性质恶劣、违反现场安全工作规程的责任事故；调试人员随意性太强时，在现场会随意的修改参数而不做记录，造成在调试过程中出现一些意想不到的后果；调试人员不清楚现场交代时，就容易在厂房随便走动，最终误入带电间隔；这些情况在调试中必须杜绝。对于不熟悉业务，没有现场调试经验，责任性不强，不遵守安全规程的调试人员不允许参加调试工作。

二、加强对设备制造工艺、质量的验收管理是保证安全的必要条件

设备的制造工艺、质量直接决定着机组整组投运后的安全。如果保护盘内接线的铜线鼻子裸露过长，容易造成与相邻动作跳闸的导线发生金属短接；如果TA回路盘内连接端子发生虚接，容易导致差动保护动作跳闸（如500kV断路器），这些都是肉眼可以看得见的质量问题，盘柜出厂及安装验收时简单的常规实验都不难发现，但对设备的验收管理把关不严则将造成严重后果。因此在严格对设备制造工艺、质量的验收的同时，在机组调试前还应进行一次严格的相关端子及二次回路的检查。

三、调试的管理不可忽视

调试管理水平的高低将直接决定调试的质量，因此配备得力的调试领导班子很重要。要明确专人指挥，并对调试工作的安全、技术负责，组织和具体协调及检查调试工作开展的情况。在每一项调试工作开始前负责调试的单位应该提出书面的调试措施，明确调试的内容、步骤、必要的安全隔离措施，充分考虑调试中可能发生与运行设备有关的问题，制定防止相互影响构成事故的对策方针。调试措施应经过严格的审查并报各有关方备案。调试前调试负责人应向参加调试的施工和运行人员做详细的技术交底。调试工作应开工作票，操作应有人监护。这些常规的惯例不能缺少。

四、提高生产运行人员的业务水平是项很重要的任务

提高電站运行人员业务知识，令其熟悉电站监控逻辑、保护动作的逻辑后果，提高其处理应急问题的能力很重要。运行单位虽然不直接负责调试工作，但是因为设备及系统调试时与已运行的系统关系密切，所以运行单位的技术部门应仔细审查现场试验措施，隔离方式，弄清试验与已投运设备的相互关系，做好事故预想，编制运行事故处理规程和应急处理预案。运行人员在许可工作票时应全面做好安全隔离措施，对因调试要求无法进行隔离的，应提醒调试人员做好事故预想。在调试期间运行人员应加强监盘，正确及时处理调试中出现的异常信号。运行单位应要求制造商向生产运行人员提供培训和调试的技术交底，提供详细、正确可供运行使用的二次图纸，如在安装调试中图纸已进行修改，应及时通知运行人员修改相应的图纸。

五、调试前应认真复核监控程序，整理报警和跳闸出口逻辑

目前电站设计逻辑均按“无人值班、有人看守”的原则定制，即在异常情况发生时以保护设备为主，这与国情有距离，实际的后果极易造成机组的非计划停机，甚至跳500KV断路器。所以最好根据目前国家电网事故考核的有关要求，对目前控制和保护系统的报警信号和跳闸信号进行一次排队清理，重新确定报警信号和跳闸信号。在确保电站设备安全的前提下，适当减少跳闸出口。

六、需高度重视抗干扰的薄弱环节

由于抽水蓄能电站直流系统接线多，供电范围大，系统对地电容大绝缘薄弱，建议适当增加全厂蓄电池组数，采用分散布置，缩小每组直流系统的容量，提高直流系统总体绝缘水平。另外蓄能电站的高压设备（如500kV GIS和500kV线路保护）布置在地面升压站。500kV断路器失灵保护的跳闸中间继电器安装在500kV升压站保护屏，失灵跳机组的启动中间继电器多采用快速中间继电器，动作时间为3ms左右，动作功率小，安装在地下厂房的机旁保护屏，中间继电器触点两端经2根数百米长的控制电缆启动继电器。这些继电器的触点经光耦（动作功率小，速度快）启动机组跳闸。由于长电缆分布电容大，容易引入干扰信号而导致误动作。建议将快速小中间继电器更换为动作功率大的慢速中间继电器，并设法增大光耦的动作功率，提高抗干扰能力，以减小保护误动作的可能性。

火电机组安全管理系统建设 篇4

所谓机组安全管理系统, 就是能够实现对机组运行生产时的实时信息进行有效监控, 可以预见事故的发生提前做好反事故工作。首先要完成安全性评价系统的建设, 这是安全管理系统建设的前提, 也是目前国际国内上普遍采用的一种系统。这种系统具有规范化系统化、可操作性强等优点, 能够对小到一个班组、电气设备和仪表, 大到整个电力企业进行安全识别, 总结出针对企业的一套安全评价, 根据这套安全评价就可以预估各种潜在危险, 做好相对应对措施, 从而降低了安全事故的发生率。此外, 当今社会已经进入了计算机信息时代, 将计算机技术、实时通信技术融合到火电机组安全系统中可使这套系统更具实时性、可靠性、高效性, 推进我国安全管理工作信息化进程。

1 火电机组安全管理系统建设应注意的问题

1.1 系统结构问题

安全性评价系统的运行首先是通过用户进行运行的, 在一个电力系统部门中存在许多部门、班组。所以在建设火电机组安全管理系统时, 第一个应当考虑的问题就是这套系统是面向多用户的安全性评价, 且是以各组各部门人员为基准运行的。所以其要求的管理和应用的数据量信息大, 因此系统结构要建立成数据共享形系统结构, 以此来满足多用户需求。

1.2 力求功能完善

设计时要考虑到未来投入使用的机组安全管理系统实用性, 因此再设计时要力求做到业务功能尽可能完善, 大致要包括:系统有条件查询;安全系统分析;评价系统维护;用户权限登录与注销;实时历史数据库的建立与导出;报表输出打印等, 切实实现功能的实用性和可用性。

1.3 界面友好直观

由于电力部门的操作人员普遍受教育程度不高, 因此要求人机交互界面要美观简洁、容易上手操作, 画面力求美观, 设备标注清晰, 可设置的参数要有明显标识。

1.4 维护功能开发

不能忽略维护功能的开发, 设计时应将此功能也列为火电机组安全管理系统安全评价系统中, 具体说来此功能主要实现:第一具有系统自身安全维护, 对于内部出现的问题能够及时恢复调整;第二是针对火电机组中的设备的, 当检测到设备有异常时, 能够对其进行停机并报警, 及时通报给工作人员。

火电机组安全管理系统为电气设备运行保驾护航, 改变了以往管理机制的经验化, 取而代之的是科学的信息化管理, 大大的提高了火电厂管理水平, 推动了火电厂信息化进程。

2 火电机组安全管理系统特点

火电机组的设备类型可简单归为四类:重要设备、次要设备、重点监控设备、辅助设备, 划分完设备类型后然后根据设备说明书建立设备信息库, 该信息库可以准确有效的为火电机组安全系统提供参数信息, 完成后的系统主要设计特点如下。

2.1 多层体系结构

系统采用“J2EE”的B/S结构。用户不能直接通过客户端来访问管理系统的服务器, 而是通过中间层服务间接的访问系统数据库, 对于提高系统数据安全性有很大的影响, 同时也对系统的安装配置更加简洁化。

2.2 工具性软件的特点

安全管理系统是在一套开放的软件编辑平台上开发设计完成的, 在设计的过程中为了考虑到用户能够方便进行操作而做出了一些人性化服务, 例如:加入了产用词联想输入法, 提供了复制粘贴功能的快捷输入方式手段。

2.3 开放的编辑平台

每个单位的管理方式都有各自的特点, 同一个单位在运作期间也不可能一成不变的采用同一种管理方式, 当管理方式发生改变时相应的系统模式也会发生改变, 因此, 假若系统的编辑平台开放度低, 都会导致企业与施工方和平台提供商的绑定, 随着系统的升级维护调整和应用功能的加深, 无疑会增加额外成本消耗。但是该系统具有全面开放的编辑平台, 企业自己就可以进行系统的维护和升级, 从而脱离施工方和平台提供商, 在不增加软件成本的情况下即可满足各用户新的需求。

2.4 组件化程序设计

组件化的系统设计思想将整个系统划分一个个功能相对独立的组件, 然后一个个组件可以相互协作整合成一个完善的管理系统。当系统中设备发生变化, 软件发生更替或者用户需求有所改变时, 并不需要对整个管理系统进行修改和重新设计, 只要安装相应的功能组件即可, 然后再进行相应的软件升级和更改。

2.5 通用对外数据接口

系统采用Webservice方式对其它软件产品提供统一的面向服务的数据接口, 该接口可以使它应用软件也使用这套火电安全管理系统的数据服务, 从而实现了数据库信息共享, 打破了信息孤岛局面。

3 结语

在以提倡“预防为主、质量第一”的今天, 确保火电厂安全、经济、高效运行, 就必须做好火电机组安全管理系统建设, 同时也要做好火电机组安全管理系统试运行期间检验工作, 检查该系统是否具有的多层次结构化的网络安全措施, 不同的层次是否采取了不同的措施;在设计系统时是否充分的考虑到了网络建设、规划、管理、应用;是否搭建了多层网络安全机制, 通过这些检验确定全方位无死角地保障火电发电安全。此外, 做好网络安全系统的审查工作, 检测该系统是否具有较高的网络安全系统, 是否能够很好的保障了安全管理系统的网络安全, 从而给机组安全管理系统提供了很好的运行环境。

参考文献

[1]向继东, 黄天戍, 孙东.电力企业信息网络安全管理系统设计与实现[J].电力系统自动化, 2003.

[2]李波, 史玉珍, 吕海莲.基于智能客户端的火电生产能源决策应用研究[J].河南师范大学学报 (自然科学版) , 2009.

[3]周虹伯.罗克韦尔安全监控系统在火电机组中的应用[J].PLA&FA, 2006.

各系列风电机组消防安全管理办法 篇5

编制人：

审核人： 审批人：

一、目的

为加强各风电现场消防安全管理，规范公司各系列风电机组消防设施的配置，提高员工消防安全知识和应急处置技能，充分保障公司财产和员工安全，安全管理部根据国家相关法规及标准制定本办法。

二、范围

本办法规定了，风力发电机组在特定的环境下，风机内消防设施设计、维护和运行管理中的基本安全要求；

本办法适用于公司国内、国外生产的各系列风力发电机组。

三、规范性引用文件

本管理办法所引用的相关法规和标准，包括但不仅限于下列法规和标准。未标明发布年限的法规和标准，其最新版本、随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均适用于本管理办法。出口或在国外生产的风力发电机组同时需要满足国外当地相关规范和标准。

GB50140 《建筑灭火器配置设计规范》 GB50116 《火灾自动报警系统设计规范》 GB18451.1 《风力发电机组 安全要求》 GB50370-2005 《气体灭火系统设计规范》 GA95《灭火器维修与报废规程》

DBJ01-75-2003 《洁净气体灭火系统设计、施工及验收规范》 《七氟丙烷设计规范》

《七氟丙烷自动灭火系统使用、维护说明书》

四、术语和定义

计算单元 calculation unit 灭火器配置的计算区域； 保护距离 travel distance 灭火器配置场所内，灭火器设置点到最不利点的直线行走距离； 灭火级别 fire rating 表示灭火器能够扑灭不同种类火灾的效能。由表示灭火效能的数字和灭火种

类的字母组成；

全淹没灭火系统 total flooding extinguishing system 在规定时间内，向防护区喷放设计规定用量的灭火剂，并均匀地充满整个防护区的灭火系统；

防护区 protected area 满足全淹没系统要求的有限封闭空间。

五、管理职责

1.安全管理部：

监督各部门对国家相关法规及标准的执行情况；

督促相关部门对不符合相关法规及标准规定的设计及管理和作业活动进行整改；

根据最新法规及标准，组织相关部门对本管理办法进行修订。2.客服中心：

负责风力发电机组内消防设施的日常检查；

将消防设施在日常检查中发现的各种异常情况，及时反馈给安全管理部、采购部及业主；

对消防系统进行预验收。3.研发一部：

负责根据国家相关法规、标准和本管理办法的要求，设计各系列风力发电机组内的消防设施。

4.研发二部：

负责调试文件的填写、整理、归档等；

将消防设施在现场出现的各种异常情况，及时向客服中心反馈。5.采购部：

负责从具有相关资质的厂家采购消防设施； 对客服中心反馈的相关问题，及时反馈给厂家。6.项目部：

关于进一步加强安全伤亡事故报告、处理及责任划分的通知。

六、消防设施设置要求

1.消防总体设计要求（1）便携式灭火器

优先选用磷酸铵盐干粉灭火器（-20℃～+55℃），其次使用碳酸氢钠干粉灭火器或二氧化碳灭火器（-10℃～+55℃），禁止选用装有金属喇叭喷筒的二氧化碳灭火器；

当电压等级大于600V时，禁止选用二氧化碳灭火器； 配置灭火器最大保护距离不应大于12m； 灭火器最低配置基准不应低于55B（2A）； 一个计算单元内配置的灭火器数量不得少于2具。（2）自动灭火器系统

采用气体灭火系统的风力发电机组，应设置火灾自动报警系统，其设计应符合现行国家标准GB50116《火灾自动报警系统设计规范》的规定，并应选用灵敏度级别高的火灾探测器；

自动灭火系统的设计、安装及验收等符合GB50370-2005 《气体灭火系统设计规范》中相关规定；

防护区内外应设手动、自动控制状态的显示装置。

自动控制装置应在接到两个独立的火灾信号后才能启动。手动控制装置和手动与自动转换装置应设在机舱出口位置，安装高度为中心点距地面1.5m。机械应急操作装置应设在机舱内或风机入口内便于操作的地方。

2.各系列风电机组最低配置要求

根据GB50140《建筑灭火器配置设计规范》7.2条款规定，将风力发电机组至少划分为两个计算单元。

（1）SL1500系列风电机组

靠近机舱出口位置设置磷酸铵盐干粉灭火器，每具灭火器型号不低于MF/ABC4；

塔筒底部靠近出口处设置磷酸铵盐干粉灭火器，每具灭火器型号不低于MF/ABC4；

（2）SL3000系列风电机组

靠近机舱出口位置设置磷酸铵盐干粉灭火器，每具灭火器型号不低于

MF/ABC4；

塔筒底部靠近出口处设置磷酸铵盐干粉灭火器，每具灭火器型号不低于MF/ABC4；

机舱内设置七氟丙烷自动灭火系统一套（具体结构详见图1），采取全淹没式的灭火形式，其中至少包括：

无管网双屏灭火瓶组1个（120L）；声光报警器1个；气体灭火控制器一个；典型光电感烟探测器2个；气体喷洒指示灯1个；紧急启停按钮一个；警铃一个。

根据具体合同约定范围和GB50140《建筑灭火器配置设计规范》要求设置海上风电机组箱变室的消防设施。

（3）SL5000系列及以上风电机组

靠近机场出口位置设置磷酸铵盐干粉灭火器，每具灭火器型号不低于MF/ABC4；

塔筒底部靠近出口处设置磷酸铵盐干粉灭火器，每具灭火器型号不低于MF/ABC4；

机舱内设置七氟丙烷自动灭火系统一套（具体结构详见图1），采取全淹没式的灭火形式，其中至少包括：

无管网双屏灭火瓶组4个（120L）、声光报警器1个、气体灭火控制器一个、典型光电感烟探测器2个、气体喷洒指示灯1个、紧急启停按钮一个、警铃一个；

根据具体合同约定范围和GB50140《建筑灭火器配置设计规范》要求设置海上风电机组箱变室的消防设施。

七、消防设施日常管理

1.消防设施放置

（1）灭火器应设置在明显和便于取用的地点，且不得影响安全疏散；（2）对有视线障碍的灭火器设置点，应设置指示其位置的发光标志；（3）灭火器应设置稳固，其铭牌必须朝外。手提式灭火器宜设置在挂钩、托架上或灭火器箱内，其顶部离地面高度应小于1.50m；底部离地面高度不宜小于0.08m；

（4）灭火器不应设置在潮湿或强腐蚀性的地点，当必须设置时，应有相应的保护措施。设置在室外的灭火器，应有保护措施。

2.消防设施使用和日常检查（1）消防设施使用

在风机内无人时，将气体灭火控制器内的控制方式选择开关设定在自动位置，灭火系统处于自动控制状态。当机舱内发生火情，火灾探测器发出火灾信号，报警器即发出声光报警信号，同时发出联动指令，关闭所有联动设备，经过30S延时后，发出灭火指令，电磁铁动作，打开电磁瓶头阀阀释放启动气体，启动气体通过启动管道打开选择阀（组合分配系统）和瓶头阀，释放灭火剂实施灭火；

在风机内有人时，将气体灭火控制器内的控制方式选择开关设定在手动位置，灭火系统处于手动控制状态。当机舱发生火情，人员持干粉灭火器站在靠近机舱出口处，拔下保险销，一手握紧喷管，另一手捏紧压把，将喷嘴对准火焰根部扫射。当判定无法灭火后，可按下机舱门口的紧急启动按钮或气体灭火控制器上的启动按钮，即可按上述程序启动灭火系统实施灭火。启动自动灭火系统后，人员必须在30S内撤离。

（2）消防设施日常检查

客服员工每月至少对消防设施进行一次常规检查； ①干粉灭火器常规检查： a 铅封完好；

b 压力表指示在绿区或黄区； c 瓶体外观无腐蚀；

d 喷头及胶管完好，无严重裂纹或松动； e 在检验日期内；

②自动灭火系统进行常规检查：

a 检查柜式七氟丙烷灭火装置，设备状态和运行状况应正常； b 储瓶间的设备、灭火剂输送管道和支、吊架的固定，应无松动； c 发现空置、泄压、超期、铅封开启或其它原因影响使用的灭火器及时以书面形式通知业主；

d 储瓶间内不允许存放易燃、易爆和有腐蚀性的物质；

在日常检查和使用过程中发现消防设施出现问题，客服员工应以书面形式（具体形式按照普通设备告知方式，业主签收后，留存归档）告知业主。

（3）消防设施维护

采购部协助联系厂家每年对自动灭火系统进行专业巡检和维护，重点检查项目如下：

①火灾自动报警系统报警部件或探测部件无异常，系统正常； ②灭火瓶组无超期或泄压； ③高压软管应无变形、裂纹及老化； ④各喷嘴孔口应无堵塞；

⑤灭火剂输送管道有损伤与堵塞现象时，应进行严密性试验和吹扫； ⑥每年应以书面形式通知业主对每个机舱内的自动灭火系统进行一次模拟启动试验和模拟喷气试验；

⑦钢瓶的维护管理应按《气瓶安全监察规程》执行；

⑧灭火器启用后，协助业主联系厂家对自动灭火系统进行维修。

八、应急处置

1.应急设施设计要求

（1）机舱应有保证人员在30S内疏散完毕的通道和出口；（2）风机内的疏散通道及出口，应设应急照明与疏散指示标志；（3）风机内应设火灾声报警器，必要时，可增设闪光报警器；

（4）风机的入口处应设火灾声、光报警器和灭火剂喷放指示灯，以及防护区采用的相应气体灭火系统的永久性标志牌。灭火剂喷放指示灯信号，应保持到防护区通风换气后，以手动方式解除。

2.发生火情的紧急处置

（1）当机舱内发生火情，气体灭火控制器不能发出灭火指令，应通知风机内人员迅速离开现场，关闭联动设备，先拉出电磁瓶头阀上的手动止簧片，再按下阀体顶部手动按钮，即可按上述程序启动灭火系统实施灭火；若此时电磁瓶头阀发生故障，可先打开相应选择阀的手柄，敞开压臂，然后再分别打开相应灭火剂储瓶上的瓶头阀，释放灭火剂实施灭火；

（2）当发生火情报警，在延时时间内发现不需要启动灭火系统进行灭火的情况下，可按下紧急停止按钮或气体灭火控制器上的红色紧急停止按钮，即可阻止灭火指令的发出。

九、奖惩规定

严格按照公司《安全生产规章制度汇编》和《安全生产管理规章制度汇编补充说明》中相关规定执行。

十、注意事项

1.储瓶应设置于防护区外专用的储存容器间内；

2.储瓶间的室内温度应为0～50℃，并保持干燥和良好通风，避免阳光直接照射；

3.平时瓶头阀和电磁瓶头阀上的压力表锁紧螺母应锁紧，以防止压力表处慢漏气，检查时再慢慢地拧开。拧开后需停留片刻再观察压力表值，检查完毕依然要将该螺母锁紧；

4.瓶组框架必须用地脚螺栓固定；

5.储瓶应避免接近热源，运输过程中应轻装轻卸，防止碰撞、卧置、倒置； 6.DN32瓶头阀转轴端部的保险块和手柄上锁紧螺栓是为了防止转轴在运输、安装过程中因碰撞、震动等原因引起转动使阀门误动作而设置的，在设备运输、安装和开通前禁止取下。而在交付使用时，必须将保险块反装和手柄上锁紧螺栓松开，否则阀门将打不开；DN40、DN50瓶头阀上的先导阀待投入使用时在安装；

7.电磁铁单独包装运输以防启动瓶组在运输过程中误动作； 8.启动管道在运输过程中均不准与瓶组连接，到现场再按图组装； 9.在现场安装调试完毕投入使用前，才能取下电磁铁上的保险销； 10.在灭火系统发出声光报警释放灭火剂前，保护区内所有人员必须撤离现场。灭火完毕后，必须先开窗或打开通风系统，将废气排除干净后，人员才能进入现场；

11.更换新的密封垫、O型圈、尤其是密封膜片和安全膜片，必须由厂方提供与原材料型号、形状大小、厚薄相同、检验合格的成品，不得随意用未经试验的零件代用；

12.当灭火剂输送管道设置在可燃气体、蒸汽或有爆炸危险粉尘的场所时，应设防静电接地；

13.气体自动灭火系统应经专业机构或消防监管部门验收合格，工程具有《气

体灭火系统竣工验收报告》方可投入使用；

14.气体灭火系统的检查、维护、保养人员应为经过专门培训合格者；严禁其他人员操作，以免发生意外事故。

十一、附件

机组安全 篇6

【关键词】风力发电机；变流器；安全保护；测试

引言

长期以来风力发电机组变流器的安全保护功能测试由于其测试方法较为复杂而且在测试过程中又极易损耗变流器的各相关元器件，因此各变流器供应商一直将其作为风机的型式试验要求来做而不作为出厂试验的测试要求。而型式试验只是在有试制的新产品或定型产品做重大改进时或产品质量遇到其它特殊情况时才做，而且一般也只测试一两台，其它相同型号的产品在出厂时就不再作为强制试验项目做出厂测试了。这样变流器安全保护方面的功能在平时的生产过程中就不易受重视，容易出现质量方面的问题，而变流器安全保护功能又恰恰是关系到风机变流器生命周期至关重要的一类保护功能。

一、风机变流器安全保护功能

风机变流器的安全保护功能根据其所保护的部位及类型的不同主要分为过温保护、过 流保护、开关与熔断器故障保护、缺相保护和相序错误保护、接地保护、发电机过速/欠速保护、直流环节过电压/欠电压保护和浪涌过电压及防雷电保护。

1.过温保护，其中包括绝缘栅双极晶体管IGBT模块散热器过温、输入电抗器过温和输出电抗器的过温保护。即当变流器某关键部位温度过高时其控制器发出报警信号或停机。

2.过流保护，为变流器控制器检测到网侧及转子侧过电流时，发出报警信号以及触发相应逻辑保护。

3.开关与熔断器故障保护，当主功率回路开关跳闸或主熔断器发生熔断故障时变流器控制器发出相应报警信息并触发相应逻辑保护的功能。

4.发电机过速/欠速保护，变流器通过发电机编码器传来发电机转速信号来判断其转速是否正常。当转速高于或低于一定的数值时即发出发电机过速或欠速报警信息并触发相应的保护逻辑。

（五）直流环节过电压/欠电压保护，当变流器控制器检测到直流母线电压超过或低于设定值时，即报出相应故障信息并触发相应保护逻辑。

二、风机变流器安全保护功能的测试方法

（一）过流保护过流保护包括网侧和转子侧过流保护

根据过电流采集信号的不同可分为两种情况：第一种是通过电流互感器进行模拟量的电流采样，这种较为简单，一般在测试程序中修改下调网侧及转子侧过流保护参数值，然后变流器启动运行，并网后给系统加载使网侧和转子侧电流上升至修改后的过流参数值，查看测试系统保护逻辑及故障信息是否准确即可（网侧和转子侧应分开测试）。第二种是通过数字量过电流传感器（比如霍尔元件）进行数字量过电流信号的采集。由于数字量过电流传感器的电流保护值是不能修改的，因此需通过并网加载加电流测试使过电流传感器置“1”的方式试验，显然这是一种带有一定破坏性的试验方法，容易损伤变流器的某些元器件，所以作为出厂测试一般可以省略并网加载环节，而采用直接断开连接过电流传感器信号线的方式测试，然后查看测试系统故障信息及保护逻辑动作是否准确即可。这种测试方法就是有不能验证过电流传感器本身是否符合要求的缺陷，但至少验证了过电流安全保护的其它所有功能，增加了该功能的出厂验证测试面，提高了可靠性。

（二）开关与熔断器故障保护

1.主功率回路开关故障安全保护功能测试：一般主功率回路开关的故障有触点烧毁、脱扣器损坏、操作机构损坏、过载线圈烧毁等等。当开关出现故障时，其自身会有一个数字量故障信号节点动作，此信号节点外接至变流器控制系统。为了安全的测试出此项的全部功能，主功率回路开关故障安全保护功能测试可分成两部分测试，即主功率回路开关故障测试部分和变流器控制系统响应部分。主功率回路开关故障可在变流器不通电的情况下测试，人为给主开关一个故障，然后用万用表电阻挡测量故障信号节点是否变化，变化为符合要求。变流器控制系统响应部分测试要先给变流器送控制电源，然后人为将连接主功率开关故障信号节点的信号线在主开关接线排上短接，待测试系统报出相应故障信息及触发相应保护逻辑即视为该安全保护功能测试通过。

2.熔断器故障安全保护功能测试：变流器主熔断器熔断后其辅助熔断器也跟着一起熔断并触发相應故障开关量节点（微动开关），变流器控制系统接收到此熔断器熔断故障节点信号反馈后报出相应故障信息并触发相应保护逻辑。由于主熔断器的额定电流值要比辅助熔断器大很多，只要目击检查若辅助熔断器熔断后其微动开关是否能随之触发即可。微动开关的检查可以人为拨动其微动挡块听其分合动作声音是否清脆，或者用万用表电阻挡测量其节点是否有通断状态即可。相应变流器控制系统响应部分的测试同样要先给变流器送上控制电源，然后人为拨动其微动开关的微动挡块，测试系统报出相应故障信息及触发相应保护逻辑即可视为此功能测试通过。

3.缺相保护及相序错误保护缺相安全保护功能测试及相序错误安全保护功能测试分为总网侧、定子侧及转子侧三个变流器主电路进出线位置的安全保护功能测试。

（1）总网侧进线缺相及相序错误安全保护功能测试：这个测试的方法较为简单，缺相保护测试是在总网侧送电之前先将其三相进线接成二相进线，在并网接触器及励磁接触器主触头未闭合的情况下给总网侧进线送电并合上主断后，给网侧送电变流器测试系统应立即报出相应故障信息并触发相应保护逻辑（按照A、B、C三相分别做一次测试）。相序错误保护测试则是在总网侧送电之前将三相网侧进线相序人为接反，然后在并网接触器及励磁接触器主触头未闭合的情况下给总网侧进线送电并合上主断后，变流器测试系统也应立即报出相应故障信息及触发相应保护逻辑，这样即可视为此项功能测试通过。

（2）定子侧及转子侧缺相及相序错误安全保护功能测试：这两个位置的测试需要分开测试，但测试方法基本相同。缺相安全保护测试首先将定子侧或转子侧三相出线改接成二相出线，然后按测试程序正常启动运行变流器，期间测试系统报出相应故障信息并触发相应保护逻辑即视为此功能测试通过（按照A、B、C三相分别做一次测试）；相序错误安全保护测试同样首先将定子侧或转子侧三相出线的相序接反，然后按测试程序正常启动运行变流器，期间测试系统报出相应故障信息并触发相应保护逻辑即视为此功能测试通过。

三、结束语

在设计风力发电机组的每一个部件时，设计工程师们考虑最多最全面的往往就是该部件自身及其对整个风机的安全保护功能方面的诸多要求。风机的安全性能也是各风电业主采购风机时的重要参考项目，其重要性不言而喻。通过上述对风电机组变流器系统各个安全保护功能测试方法的详细分析和描述，使读者基本了解了该安全保护功能测试方法的工作原理及将其作为出厂试验项目的必要性；同时对变流器系统本身及风电机组的其它工作系统的安全保护功能测试方法提供了一种新的思路，在其实际的出厂常规测试应用中亦具有一定的指导意义。

参考文献：

机组滑停安全经济性分析 篇7

1 系统介绍

热电分公司现装有两台ABB公司制造的DKEH-IND31型带抽汽和采暖的高温高压汽轮机组。每台机组的配套锅炉为两台哈尔滨锅炉厂制造的410吨/H锅炉 (增容后450吨) 。机前参数:压力9.8Mpa, 温度535℃#2炉。自2009年下半年开始, 为提高机组效率、减小高压调速汽门节流损失, 机组采用滑参数运行。机前压力随着负荷增减而做调整, 但维持#1高压调门关闭, #2高压调门开度100%, 正常运行主要依靠#3、4高压调速汽门进行调节。为减小节流损失, 维持#3、4高压调速汽门开度在50%以上, 以此为参考确定机前压力, 最低压力6.5MPa。

2 滑停方式、滑停参数的确定

滑停方式:为保证机组滑停平稳、安全, 减少滑停过程中的操作量, 机组滑停前不带抽汽和采暖, 维持单炉滑停, 另外一台炉提前定压停炉。滑停时间和速度:按照《规程》中滑停规定, 主汽温450℃以上执行温降0.8℃/min, 450℃以下温降0.5℃/min, 压降≤0.1MPa/min。按照滑停目标300℃计算滑停时间为6.7小时。按此速率由6.5MPa滑至4MPa过热度始终大于50℃。

3 下面就最近两次滑停进行阐述

2010年9月27日#1机组按照计划于12:00#2炉带#1机开始滑停, 滑停前机组参数:压力:6.5MPa、温度:535℃、负荷90MW。滑停前机组轴系振动、瓦温正常。滑停目标是机前压力:4MP, 温度300℃。

对此次滑停的阐述:

1) 滑停过程机组负荷太高。由表可以看出随着参数下降锅炉蒸发量由340上升到410。由于跟调度协调不够, 调度要求前夜班19:00以后才能降负荷。机组被迫低参数带90MW负荷维持3个小时。这样的参数直接造成机组的效率降低。

2) 机前温度滑至400℃时, 锅炉要控制负荷。也就是说机组负荷带至70MW-80MW锅炉容易降温度。此次滑停机组负荷明显太高, 造成减温水使用量比较大, 一级减温水量36t h, 二级降温水量20t/h。以后应引起注意。

3) 机前温度滑至300℃时候要注意暖机, 此时暖机要控制进汽量不要上升。其目的是有效降低转子温度, 不至于停机后转子温度反弹。通过此次滑停可以看出当机前温度达到300℃时维持了将近一个小时, 转子温度则由262℃下降到了220℃。为提前停盘车创造了有利条件。

2010年10月15日#2机组停机。滑停前机组参数:压力6.6MPa、温度535℃、负荷80MW。由于没有大的检修工作, 滑停目标参数:机前压力4MP、温度350℃。计划21:00后停机。

此次滑停汲取了#1机组滑停的不足, 滑停前与调度沟通明确的停机时间, 没有造成低参数维持时间过长现象。滑停时机组负荷比#1机滑停时低 (80MW) , 滑停过程锅炉蒸发量基本在390t/h以下, 这样减温水使用量也较#1机有所下降, 一级减温水量30t/h, 二级降温水量18t/h。通过上表同样可以看出, 停机前维持暖机半小时, 转子温度下降了20℃。

滑停的经验:

1) 滑停前的准备:滑停前要根据实际情况作好准备工作, 一般来说为了减少操作量和有效控制温度, 要选择单炉带单机滑停。滑停前锅炉吹灰一次, 减温水调门开关要平稳否则要校对。2) 滑停前制定合理的滑停曲线, 温度控制要满足《规程》规定。曲线的制定要参考调度规定的停机时间和实际的温度需要。一般按照滑停目标300℃计算则时间为6.7小时。3) 滑停过程中温度控制比压力控制难于把握, 滑参数前期主要以减温水控制。当温度滑至400℃以下后要控制锅炉负荷在360 t/h以下并结合减温水来调整, 否则温度将很难控制。当锅炉粉位降低后要考虑给粉机来粉不好给温度控制带来的影响, 可以先将来粉不好的给粉机停运。如果多个给粉机来粉不好则要考虑投天然气, 其主要目的要保证温度平稳下滑。另外每台炉过热器特性不一样, 减温水使用量不尽相同。各炉实际操作时以尽量减少使用减温水为原则。4) 热电分公司锅炉加温器为喷水式减温器, 滑停过程使用减温水时要保持减温器后的汽温有大于20℃的过热度。否则喷入的水不能全部汽化, 增加了汽化长度, 蒸汽中带水, 降低了蒸汽品质。部分未汽化水滴喷落到集箱内壁或蒸汽连接管内, 反复的蒸干及, 喷落, 这些部位反复加热和冷却, 内部产生一定的热应力, 加速该处热疲劳, 降低材料的使用寿命, 甚至引起材料的破坏。5) 滑停过程中汽机轴系振动、转子应力、高中低压缸膨胀、位移是监视重点, 如果滑停过程转子应力增大要进行暖机。6) 滑停至300-310℃时要维持参数, 进行暖机。此时暖机时间应该维持30分钟-60分钟, 这样对有效降低转子温度有利, 否则转子和内缸温度将反弹。

结束语

滑参数停机的过程力求平稳, 除了压力、温度参数外还要监视整个轴系参数。为保证滑停安全要严格执行滑停曲线和《运行规程》。每台机组特性曲线不一样, 在实际滑停操作时要区别对待, 掌握原则安全第一。

摘要：本文通过对我公司机组滑停过程中的安全性、经济性以及滑停参数控制做了阐述, 为机组滑停提供了一定的技术参考。

关键词：滑停,压力,温度

参考文献

[1]赵斌.滑参数停炉、停机的试验研究.热能动力工程, 2001-09-20.

[2]赵锞.5200MW机组滑停过程中发电机振荡原因分析.河南电力, 1999-03-15.

制度保障新风机组的经济安全运行 篇8

关键词：安全,经济,定期点检,制度保障

某微电子有限公司总投资超过100亿元, 其中动力系统投资达到3亿元, 如此大规模的动力基础设施的建设, 相对于动力运行管理来说, 是维护整个动力系统的稳定起着至关重要的作用。动力基础设施的主要设施之一是新风机组, 国内外的微电子行业的新风机组由于需要长久、而稳定的使用达到并且超过的使用的年限, 就需要投入一定人力、物力、财力予以维修保养。

1 维持洁净室的洁净度及正压

新风处理机组是将进入洁净室的室外空气进行预先处理的设备, 新风量与生产设备的排气量成一定的比例, 超过排气量的那部分新风作为洁净室的正压保持量, 可间接控制洁净室内压差。

(1) 去除新风中的灰尘。新风量的调整由生产排气处理装置或者与室间压差计联动的变频风机进行控制。外界新风的温湿度调整由OAC/MAU机组内部的冷却盘管、热水盘管以及洁净蒸汽进行控制, 此外, OAC/MAU机组内安装的超高效过滤器和活性炭化学过滤器可去除外气中含有的粉尘与有害化学成分 (如图1, 2) 。

2 新风机组处理的新风的过程

新风机组分为以上两个工况状态, 但是机组的每个功能段大致相同, 依次为:金属网、初效过滤器、预热盘管、中效过滤器、水喷淋/水喷雾段、冷却盘管、变频风机、再热盘管、化学过滤器、后过滤器、HEPA过滤器, 根据不同的功能段的工作效果, 制订不同的维保方法和程序 (如图3, 4) 。

3 新风机组的安全和经济运行

新风机组不管是在设计阶段还是在已有动力系统的运行维护过程中, 安全和经济运行合理结合, 是需要设计和动力部领导需要通盘考虑的问题, 在进行一次侧及本工事的项目时, 要考虑新风机组的各个功能段的运行费用, 进行安全评价和经济分析, 采取技术、经济合理的措施。新风机组在外界环境、内部环境及材料因素的作用下, 在设计要求的目标使用期内, 只要花费少量的资金保持其安全运行、各功能段工作正常和外观达到5S的要求。不能正常使用问题, 主要表现为过滤器失效、喷淋段锈蚀、盘管破坏严重和有害物质的反应造成构架发生变形、室间压差下降等, 新风机组建成后, 各功能段都会随着运行时间的推移而产生安全性能和适用性能的退化, 在不考虑大面积更换重要部品, 如轴流风机、变频器的情况下, 上图是新风机组结构性能劣化曲线。从新风机组的使用寿命终结的角度出发, 可以将使用寿命分成3类: (1) 技术性使用寿命, 是指某种技术指标, 是否来到了不达标的状态时; (2) 功能性使用寿命, 与使用功能的要求有关, 是结构使用到不再满足功能要求的期限, 如加湿用的蒸汽盘管发生泄露, 在冬季工况运行时, 不具有进行加湿升温能力, 已不能适应新风机组在在特定环境下的使用功能; (3) 经济性使用寿命, 是结构使用到继续维修保留已不如拆除重建更为经济时的期限, 如风机损坏、变频器烧毁。当零部件的性能低于使用要求时, 必须限制使用, 如在某洁净室所用的新风机组, 蒸汽盘管发生泄露, 但室内外压差小于0时, 并且风机群控频率都在满负荷运转时, 机组无法单台运转, 必须或及时采取引进外来大风量、大压力新风, 以保证洁净室正压, 维持洁净室正常运行, 更换关键部位的零件, 延长结构的使用寿命 (如图5) 。

4 新风机组的维修策略

新风机组项目经济分析主要是运行费用分析, 为保证新风机组达到足够的使用寿命及正常的运行要求, 运营期间除了正常维护外, 可能还要进行若干次的消耗品的更换。下图给出了新风机组运行主要费用现金流量示意, 主要包括本工事的投资费用、日常维护费用 (包括测试费用) 、修复费用 (包括因新风机组停运营可能带来的经济损失) 和残值。由此可以看出, 为保证新风机组的安全运营并达到足够的使用寿命, 将投资分为两部分:第一部分为本工事的设计施工费用;第二部分包括为保证达到新风机组正常运行所必须的费用、消耗品费用, 包括维保、测试、更换部分耗材, 如过滤过滤等的费用, 根据统计, 这一部分的费用相当客观。新风机组在正常使用时, 需要可以使用当前可行的方法是, 采用与时间有关的可靠性新风机组运行管理系统, 即对新风机组进行定期检测与FMS监控同时进行, 根据实际点检数据和监控数据进行安全和经济分析, 确定当前各功能段的性能, 采取相应的维护或修复措施, 并结合以往数据进行综合分析 (如图6) 。

5 制定相关新风机组安全、经济运行的规章制度

针对以上的安全与经济的分析, 新风设备及相关设备的管理工作, 建立相关的安全运行的制度、规章:以微电子动力系统新风机组为例, 制定新风机组运行管理方法适用于微电子行业洁净室新风设备及相关设备的运行管理工作, 特别是旨在正确完成洁净室新风机组设备及相关设备, 包括:过滤器、预热盘管、水喷淋、冷却盘管、变频风机、再热盘管、化学过滤器、后过滤器、HEPA过滤器的点检作业。 (1) 制定与系统运行有关的年间保养计划, 强化对系统的维护管理, 以确保系统正常运行。 (2) 维持系统的机能, 遵守管理基准值。 (3) 起草维护系统所需的操作指导票, 并取得相关技术科的审阅, 并且按照每年一次以上的频率作好必要的改版工作。 (4) 选择合适的系统维护人员并对其进行日常的维护管理, 常规系统设备切换及异常时刻、紧急时刻管理所需掌握知识的培训工作。 (5) 依据在系统运行管理过程中获得的知识与动力部技术科协商完善系统及降低运行成本。 (6) 系统内外的环境整理、美化工作、5S工作。 (7) 维护新风机组系统运行的管理工作。 (8) 超出点检规格值时的处理判断。在日常点检或在发生警报时 (包括来自生产现场的异常报告) 的紧急点检中, 如果点检结果超出点检规格值时, 对该设备及现象的异常/正常的判断, 除以下内容以外均由系统点检实施责任人实施并采取适当的处理措施: (1) 点检结果超出管理基准值时; (2) 点检结果直接关系到系统温度及系统压力时; (3) 设备已无法控制、需于生产现场协调时, 由动力部技术科和运行科共同协商, 根据设备运行状况修改为最合适的数值。

6 发生问题时的处理

(1) 异常时处理。发生异常时, 在确认管理基准值超出时, 以及因故障等原因使系统的一部分或全部停止时, 应采取应急处理措施, 并迅速按照系统管理责任人及动力部各领导、技术科担当人员的指示采取行动。 (2) 预防对策。问题处理完毕后应解释问题发生的原因、与技术科协商对策、举一反三、防止此类问题的再次发生。 (3) 发生问题后的记录。写出有关上述问题产生的原因、采取的对策以及预防措施的报告并存放五年。

7 管理记录的起草、保管

由运行科制定并保管以下记录。报告期间原则上日常点检结果记录为三年、其他记录为五年。 (1) 日常点检结果记录。 (2) 定期点检结果记录。 (3) 消耗品交换记录。 (4) 定期维护保养记录。 (5) 修改工程记录。 (6) 系统维护管理所需的其他记录。

8 报告书制定、保管

由运行科起草报告、由系统管理责任人批准、再获得动力部技术科的相关批准后存放在运行科。保管期间原则上五年。 (1) 年间保养计划书 (年度开始时) 。 (2) 定期点检报告书 (点检实施时) 。 (3) 发生异常时的相关报告书 (发生时) 。 (4) 修改工程报告书 (每月或届时) 。

9 结语

我国正处于半导体产业建设高潮时期, 特别是8”、12”线等大型动力基础投资巨大、技术复杂、对环境影响严重、必须要对各个项目要安全和经济分析。

参考文献

[1]机械设备管理概述[J].青年科学, 2009, (9) .

[2]一种全热回收的新风空调系[M].MCN200810102652.0, 2008, 03.25.

[3]台州市方圆专利事务所新风机组的节能控制装置[M].MCN200410066654.0, 2004, 09.

[4]混凝土结构全寿命安全经济决策研究[J].工业建筑, 2007-S1-263.

机组安全 篇9

1 事例分析及解决办法

机组运行过程中出现的事故跳闸现象是设计和实际情况存在偏差造成的, 机组热工保护易出现误动。当机组热工保护出现误动时, 应根据每一次的实际运行情况, 进行认真具体的分析研究, 对此作出合理的改善方案。在长时间的机组运行中, 机组热工保护不断改进, 热工保护系统的误动率在逐年降低。

1) 2009年3月24日, 化学人员按惯例开启2号机定子冷却水水箱水位计底部放水门, 连续放水2~3分钟对发电机定子冷却水取样、测量导电率。

由于运行操作人员缺乏经验, 引起水箱水位发生剧烈波动、低水位报警现象, 10时26分出现A冷却水泵跳闸, B冷却水泵受到低水箱水位的影响, 跳闸信号复位前未启动, 发电机绕组由于定子冷却水的中断, 绕组温度急速升高, 机组在温度上升到80摄氏度的环境下, 若机组还未出现自动跳闸现象, 则需采取强迫性的手动停机原则。

所以, 分析机组保护拒动的原因需要从定子冷却水的保护逻辑开始。

机组在全部的定子冷却水泵停止运行后, 还会继续危险运行, 出现此种情况是由于两台定子冷却水泵在水箱水位信号GST.021.LSLL出现低低时会立刻跳闸, 倘若该信号在5s内复位断开, 在两台泵均已跳闸的状况下, 其相应的指令继电器AXR.030.02和AXR.030.03在水箱水位信号的影响下出现失电复位的现象, 同时时间继电器TMR.030.01也不再计时, 因此该继电器不会发出机组跳闸的命令在时间还未到5s的时候。基于此种情况, 冷却水泵受到错误信息的影响, 不能精密的计算跳闸的指令信息, 同时也不能体现该泵的切实情况是否已经中断。

在定子冷却水系统增设三个控流装置, 从每个装置中送出两个连接不同跳闸通道的定子冷却水低流量信号, 以及每个通道中发出的跳闸指令通过三取二的逻辑运算进行, 有效的保障了机组的安全性, 从根本上消除保护举动及最大化的防止误动。

2) 2010.8.10, 操作人员为1号机做定期交、直流密封油泵联动的实验过程中, 密封油/氢差压发生波动, 13时44分CRT显示密封油/氢差压0.51bar, 而励磁机侧却发出0.2bar低低信号、保护误动机组跳闸。

我们在DCS软件及联锁柜硬件中将主密封油泵PP041出口压力低025PSL及交流紧急密封油泵PP042出口压力低026PSL自停运条件取消, 是为了防止当密封油泵出口压力低出现报警现象时, 联动实验过程中出现密封油/氢差压低低保护误动现象, 为使密封油的油压下降速率能够取得最大程度上的防治效果, 提高机组的安全性, 采取了维持自身不断运行的同时与另一交流直流紧急密封油泵的信号进行联动。

3) 取消失去一次风跳全部磨煤机的保护, 但仍保留其报警功能。我们通过对过去过分依赖一次风/炉膛差压低低单信号跳闸全部磨煤机导致的多次重复的保护误动进行分析, 采用多点测量分散危险以及减少保护误动、增设关于跳闸单台风量<60%的磨煤机保护等措施, 解决参考点的压力受任一仪表膜盒穿孔或漏风状况的影响出现的严重干扰, 信号不稳等现象, 效果显著。

4) 2011年7月18日8时20分, 2号机组A引风机驱动端轴承温度高, 操作人员进行检查时发现该风机的润滑油已变质, 停A引风机进行换油操作, 11时55分换油完毕后启动时, A引风机由于振动高高而跳闸。13时45分再次启动A引风机, 数秒后A引风机又因震动高高而跳闸, 受其影响, B侧送、引风机切至手动控制, 运行人员检查正常后投回自动。13时46分B侧引风机动叶急速关小, 炉膛压力高高, MFT动作, 机组跳闸。热控人员检查后发现B侧引风机控制逻辑不合理。20时17分, 机组重新并网发电。

结合多次风组震动高高风机跳闸RUNBACK不成功的事故分析经验, 采取了相应的措施:

a.改进接地系统, 彻底消除外界电磁干扰作用。增设震动测量系统, 并根据实际修改逻辑;增设高、低、带通滤波过滤机组转速与叶片共振出现的谐波, 当两套系统同时检测出持续10秒的震动高高信号才发出跳闸指令, 有效防止了由于变负荷调风量的影响出现的震动高高保护误动。

b.增设风组关于轴承温度的报警装置, 取消其针对高温度时的跳闸保护。为消除mv信号受干扰以及保护误动对机组安全的影响, 我们已将E分度热电偶中性点接地式测量温度改为Pt100热电阻绝缘式测量温度。

c.在改进软件中风机终止及不软件分跳闸信号等逻辑问题, 切实实现了风组联动及RUNBACK功能。

d.为防止受电位器故障产生的反馈与控制信号不平衡引起的保护误动MFT信号, 更换了风机组动叶执行机构, 改为电感式反馈装置。

5) 2009年11月11日, 运行人员按检修工作票的要求将1号机组3、4号低加退出运行。14时22分3、4号低加水位高高, 发出开3、4号低加旁路门信号。由于设计安装时错误地将该信号接到关闭3、4号低加旁路电动门的端子上, 强制关闭了3、4号低加旁路电动门, 除氧器上水中断。14时32分汽包水位低低, MFT保护动作, 机组跳闸。待对现象数据原因分析后, 及时采取矫正措施。增设高、低加液位高联动全开危疏门逻辑以及加装一水位高控制装置并更换了全新的1151差压水位计, 消除了高温气流的影响以及更加完善了给水加热保护装置, 降低或消除高、低加水位保护误动。

6) 2010年4月30日, 1号机组在启动时, B给水泵应轴承漏油被迫停运, 而在0时30分负荷增至230MW的时候, C给水泵受平衡水温度较高的影响出现跳闸, 继而联动A启动。当启动几十秒以后, A泵受水流量信号的影响发生取样管脱落的现象, 出现误动现象。A/B/C三泵全部停止运行, 而汽包水位全部发生低低是受到了锅炉内失水以及汽包水位下降过快造成的。通过对上述现象的整理分析表明了以往每次水泵出现故障时的跳闸现象, 并对此展开了针对性的改造:

a.在厂家技术人员协助下更替了平衡水温度测量卡通道的适用电阻的同时, 也将其对温度的测定范围增至了300℃, 较以往提高了整整100℃。使测量信号稳定性及精确性大大提高, 而220℃的跳闸报警值落在了测量量程的三分之二处, 继而避免了拒动;增设一块温度监视卡和两个平衡水温度测点, 三个平衡水温度测量信号分别送到三块卡, 从卡件的输出点按三取二的逻辑进行运算后发出给水指令。用该方式使得危险的发生率得到显而易见的降低, 也使误动的发生率大大降低。

b.将测速改为径向测量方式, 目的是为了撤销轴向测量泵转速时的错误信号, 规避给水泵容易发生跳闸的故障风险, 消除变负荷的串轴作用。

c.在现有的汽包水位低低、再热器保护以及炉水循环不良等问题的基础上, 为MFT的触发条件中增设三台给水泵全停信号, 改善锅炉的断水保护。

7) 2010年10月15日, UPS电源发生故障, 全厂机组发生跳闸、对外事故停电现象是由于在UPS瞬时切换的过程中造成的。多次对模拟实验结果分析发现, 在控制系统断电的瞬间, 其内部的数据信息也在断电的瞬间全部丢失。

主机的自主上电检验程序在电力将要恢复的过程中, 就率先运行, 同时, 在特定的时间范围内执行程序对I/O映象表的数据开始扫描。

对于断电后模拟量输入卡运算数据错误, 是由于该卡在上电后的初始化状态是依靠主机程序BTW指令完成的, 因此, 在恢复正常工作状态之前, 收集的所有数据均存在偏差, 而当错误的数据传输到循环水泵机绕组时的温度数据>130摄氏度的坏值, 导致循环水泵误动。

经过充分研究可编程控制器计算系统和分析梯形逻辑图后, 利用可编程控制器自检的反馈信息, 取I/O机架故障信号作为循环水泵电机绕组温度高跳闸信号的闭锁条件, 在机架故障或I/O卡上电5秒内闭锁循环水泵电机绕组温度高信号, 防止循环水泵电机绕组温度高信号引起保护误动。从此, 杜绝了瞬间失电或电压不稳引起的跳泵跳机大事故。

2 结束语

机组安全 篇10

近年来风电产业飞速发展, 2013年全国新增风电并网容量1449万千瓦, 累积并网容量7716万千瓦, 同比增长23%。年发电量1349亿千瓦时, 同比增长34%。虽然新增风电并网容量大部分是陆上型风电机组, 但海上风电机组也在稳步发展。2014年国家能源局在京召开风电产业监测会议, 会上表示, 2014年国家能源局将进一步优化风电开发布局, 积极推动海上风电开发建设。鉴于海上风电机组具有维护不便的突出特点, 需要不断优化机组设计来提高海上型风电机组的稳定性和可靠性[1]。本文针对海上风电机组特点, 并结合GL标准的要求, 为充分保障机组的安全性, 对安全链进行改进, 设计了一套适用于海上风力发电机组的冗余安全链系统。该系统通过冗余设计提高了海上机组运行的安全性, 同时应对不便维护的问题, 设计了电网断电自复位和远程复位安全链的功能。

1 安全链保护功能

安全链是独立于PLC控制系统的硬件保护措施, 即使控制系统发生异常, 也不会影响安全链执行保护机组安全的动作。安全链是将可能对风力发电机造成致命伤害的故障串入安全链作为输入, 通常采用失效-安全的原则, 即信号“1”为正常状态。当安全链动作后将引起紧急停机, 安全链的输出将控制机组执行相应的安全动作, 如紧急顺桨、机组瞬间脱网, 偏航锁定等, 从而最大限度地保证机组的安全。当安全链断开后, 必须通过区别于常规故障复位的安全链复位, 使安全链恢复正常, 才能让机组再次起机运行。

2 现有安全链设计

目前风电行业普遍采用的安全链方式有两种, 一种采用经典的安全继电器为主体构成安全链路;另一种是采用独立于控制系统的安全链逻辑控制器为主体配置安全链。无论采用哪一种安全链的构成方式, 其安全链的设计都是单链路设计, 而且没有电网断电恢复后的安全链自复位功能[2,3]。

单链路的安全链系统, 其常闭安全节点完全依赖于硬件器件, 如果硬件器件的反馈点动作出现问题, 如开关卡死等问题, 将会使当机组真正出现安全问题时, 使安全链动作失效, 进而使机组发生致命的伤害。而且, 在现有的风机安全链设计中, 当电网断电恢复后, 需要到风机进行人工安全链复位, 才能使机组起机运行, 需要人工值守操作。

3 冗余安全链设计

针对单链路安全链的弊端, 设计出一套双链路安全链, 使两条链路互为保障, 可大大提高安全链的安全性。该冗余安全链系统可实现电网断电恢复后的安全链自复位功能, 当电网恢复后, 不需要人工进行每台风机的安全链复位, 可有效节约人力成本以及发电时间。

冗余安全链设计基于Beckhoff控制器的Twin SAFE安全逻辑模块, Twin SAFE安全逻辑模块满足IEC 61508 SIL 3和EN 954 Cat.4.的安全要求, 具备更高的安全等级[4]。

3.1 安全链输入

所有安全链的输入点均为双通道冗余硬件开关配置

安全链输入主要有:

(1) 风轮超速保护 (Rotor overspeed 1;Rotor overspeed 2) ; (2) 发电机超速保护 (Generator overspeed 1;Generator overspeed 2) ; (3) 超功率保护 (Over power 1;Over power 2) ; (4) 震动保护 (Shock switch 1;Shock switch 2) ; (5) 扭缆保护 (Twist switch 1;Twist switch 2) ; (6) 机舱急停按钮1 (Nacelle EM Button 1-1;Nacelle EM Button 1-2) ; (7) 机舱急停按钮2 (Nacelle EM Button 2-1;Nacelle EM Button 2-2) ; (8) 轮毂急停按钮 (Hub EM Button 1;Hub EM Button 2) ; (9) 塔底急停按钮 (Tower EM Button 1;Tower EM Button 2) ; (10) 发电系统短路保护 (Short circuit 1;Short circuit 2) ;控制系统失效保护 (PLC failure 1;PLC failure 2) ;变桨系统急停 (Pitch EM 1;Pitch EM 2) ;变流器系统紧停 (Converter EM 1;Converter EM 2)

3.2 安全链输出

(1) 风轮刹车抱闸 (To brake) ; (2) 偏航刹车抱闸 (To yaw) ; (3) 变桨系统执行急停动作 (To pitch) ; (4) 变流器系统执行急停动作 (To converter)

3.3 安全链复位

(1) 塔底安全链复位按钮 (Tower reset button) ; (2) 远程安全链复位 (Remote reset) ; (3) 电网断电自复位 (Auto reset)

3.4 安全链逻辑及配置

1) 塔底安全链输入配置如图1所示:

2) 机舱安全链输入配置如图2所示:

3) 安全链复位配置如图3所示:

其中“Auto reset”, 通过上电后发出一次性脉冲信号的继电器来实现。

4) 安全链逻辑配置如图4所示:

其中, “Redundence chain”是所有安全链输入的冗余点的独立串联链路, 如图5所示:

4 结语

冗余安全链设计可有效提高机组的安全性, 并且全面考虑了各安全链输入节点的冗余处理方式及安全链输入输出复位的逻辑配置, 还有电网断电恢复后的安全链自动复位方式的处理。因而当电网断电恢复后, 在安全链状态正常的情况下, 可实现自动复位, 无需人工操作, 节约人力及维护成本, 尤为适合海上型风电机组维护困难的特点。

摘要：海上型风力发电机组具有维护不便的突出特点, 对机组的可靠性及安全性提出了更高的要求。安全链是风力发电机组最后一道保护, 对机组的安全性起到了至关重要的作用。为提高机组的安全性, 提出一种适用于海上风力发电机组的冗余安全系统, 并通过倍福TwinSAFE安全逻辑模块实现了风电机组的冗余安全链设计。

关键词：海上型,风力发电,安全系统,安全链

参考文献

[1]陈坤.海上风力发电机组电控安全系统介绍[J].风机技术, 2011 (04) :48-51.

[2]陈苏声.风力发电机组安全保护技术分析评价[J].电气自动化.2012 (01) :46-48.

[3]刘聿.风力发电机组的安全保护链[J].电气工程应用, 2010 (03) :38-39.

机组安全 篇11

关键词：试验方法,验收准则

0 引言

安全壳是核电站第三道安全屏障, 能够包容和隔离, 当反应堆发生LOCA (Loss of Coolant Accident即一回路冷却剂丧失) 时, 一回路释放出的大量放射性和高温高压汽水混合物, 以防止其对电站周围环境产生危害。

根据RCC-G (86版) 规定, 安全壳建成后首次装料核燃料前应进行验收性能试验;安全壳试验 (Containment Test) 即CTT, 就是在模拟LOCA事故条件下, 检测安全壳的强度和密封性能是否满足要求, 以确保其满足上述核安全功能。

1 安全壳主要参数

安全壳是一个圆柱形的带密封钢衬里的单层预应力混凝土筒体, 其底部用混凝土筏基封闭, 顶部用准球形的混凝土穹顶封闭。顶部、筒体、底部均用预应力张紧而构成一个整体。安全壳设有为穿过管道所需的机械贯穿件、穿过电缆所需的电气贯穿件、人员和设备进出的闸门、备用贯穿件等四类共168个贯穿件。

安全壳的主要尺寸如下, 整体构造如图1所示:

2 试验方法及验收准则

安全壳试验 (containment test, 简称“CTT”) 包括强度试验和密封性试验两部分, 典型的CTT试验进度表如图2所示。

2.1 安全壳强度试验

安全壳强度试验就是通过在不同压力平台完成安全壳外观检查、安全壳内观检查和EAU (安全壳试验仪表系统) 强度参数测量, 综合评估安全壳强度性能是否满足要求。

2.1.1 安全壳外观检查

用目视检查绘制安全壳混凝土外表面裂缝及缺陷图, 肉眼看不到的地方用高倍望远镜代替, 检查原则如下:

1) 外观检查分三阶段进行:充压开始前、压力峰值期间 (4.83bar.g) 和卸压后;

2) 对大于0.05mm的裂缝和其它缺陷, 如龟裂、蜂窝麻面、腐蚀、锈迹、露筋等作好记录, 并绘制在图纸上;

3) 裂缝宽度应记录平均值和最大值;

4) 要记录测量时的气温和天气情况;

5) 裂缝测量记录的要求是宽度误差小于0.05mm, 位置误差小于10cm, 长度误差小于5cm。

2.1.2 安全壳内观检查

用目视检查钢衬里裂缝、焊缝开裂、油漆脱落等异常情况;用小锤检查是否有空鼓并测量尺寸。检查内容如下:

1) 充压开始前和卸压后, 对钢衬里进行全面检查, 检查包括:

———钢衬里空鼓状况 (确定出现空鼓区域并做标记)

———气闸门、贯穿件周围的钢衬里状况

———油漆状况

———焊缝状况 (所有焊缝目视检查应无异常)

———穹顶、截椎体状况

———衬里上的锚固板状况

———其它各类缺陷

2) 1.05bar.g压力平台, 检查敏感部位 (如气闸门、贯穿件等周围钢衬里) 情况, 检查包括:

———钢衬里空鼓状况

———油漆状况

———焊缝状况 (所有焊缝目视检查应无异常)

———其它各类缺陷

2.1.3 EAU强度参数测量

1) 安全壳混凝土结构局部变形

利用埋设在穹顶、筒体、筏基不同部位的52个振弦应变仪 (ASG) 和相应处的36个热电偶温度计 (TC) 来测量混凝土结构的应变并作温度修正。以筒体为例, ASG与TC布置见图3。

2) 筒体变形

安全壳筒体部分外侧设置4组铅垂线, 相隔约90°, 每组有三套铅垂线测量系统构成, 其上端分别固定在安全壳外壁的三个不同标高 (10m/26m/42m) 。每组铅垂线下端悬挂一重锤, 重锤上部有一中间带孔的读数仪 (同样固定在壳外壁上) , 垂线从孔中穿过, 垂线位置的变动, 直接从读数仪上读出, 进而测量安全壳筒壁的径向弹性变形。铅垂线布置如图4所示。

3) 筏基弹性垂直变形

在混凝土筏基标高-5.80m与-6.10m之间的呈相互垂直布置的方向上埋设了13个水准盒, 每个水准盒与布置在同一标高处的安全壳外壁的参考水准盒相连通。筏基在不同受压条件下, 应用连通器原理测量测量出筏基13个水准盒位置的沉降和筏基的环向变形。水准盒在筏基中布置见图5。

4) 安全壳预应力环廊变形

在-12.5m预应力环廊外侧, 均布了12个地形水准测量标志, 通过精密光学水准仪进行测量不同压力平台下的安全壳相对于大地的沉降和筏基底板相关变形。水准测量标志布置见图6。

5) 预应力钢束张力变化

安全壳筒体是预应力钢筋混凝土结构, 筒体铺设垂直和水平两类预应力钢绞线, 垂直钢绞线套管从预应力廊道上顶部标高-12.50m到+51m, 共144根。垂直钢绞线在预应力张拉完成后在套管内部加压注入膨胀水泥浆以防止空气腐蚀, 仅1号反应堆十字交叉每90度处留出一根被严格控制垂直度的预应力钢缆, 即18号、54号、90号、126号预应力钢缆, 灌注特种油, 然后在每根垂直钢束的下端部 (预应力廊道内) 安装了一个负荷传感器, 以测量其受压时钢束张力的变化。如图7所示。

2.2 安全壳密封性试验

安全壳密封性试验分为整体密封性试验和局部密封性试验。

2.2.1 整体密封性试验

采用“绝对压力法”进行安全壳整体泄漏率测量, 即测量安全壳内干空气压力的变化, 并根据平均温度和湿度变化加以校正。具体方法如下:空压机组把清洁的压缩空气充入安全壳内并加压至安全壳设计压力平台。安全壳内不同位置布置了59个温度测点和9个湿度测点, 以获得其平均温度和平均湿度。通过自动采集设备获取壳内气体压力、温度、湿度参数并根据相应的算法计算出安全壳整体泄漏率。

2.2.2 局部密封性试验 (即安全壳隔离阀密封性试验)

经验表明:数量很大的安全壳贯穿件隔离阀是安全壳泄漏的主要途径。因此, 为确保安全壳整体密封性能, 在执行安全壳整体密封性试验之前, 必须进行局部密封性试验即安全壳贯穿件隔离阀密封性试验且密封性需满足要求。隔离阀密封性试验有两种测量方法:直接测量法和压降计算法。

1) 直接测量法

如图8所示, 被试验阀门为逆止阀C1及手动阀V1。将阀门V1, V2, V3关闭, 打开t1, t2阀门。被试验阀门所在管路的一端通过阀门t1充入压缩空气并通过调节阀使其维持恒定压力Pc (Pc为安全壳设计压力) , 被试验阀门所在管路的另一端t2阀门接一流量计。流量计的读数即为逆止阀C1和手动阀V1的泄漏率。

2) 压降计算法

压降计算基本原理:向试验回路充一定压力的压缩空气, 若被试验阀存在泄漏, 则试验回路中压力将下降。根据压力的变化, 通过计算可得出该阀门的泄漏率。根据隔离阀所在系统的工艺布置不同, 压降计算法又可细分为2A、2B、2C等三种方法。

如图9所示, 被试验阀是V2。关闭V1, V2, V3阀门, 阀门V1和V3之间管路通过t1阀门充入压力为Pc的压缩空气 (Pc为安全壳设计压力) , 然后关闭t1。对V1和V2之间管路加压到相同压力Pc, 记录初始和最终的温度和压力, 然后计算被试验阀门V2的泄漏率。

(2) 2B法

如图10所示, C1是逆止阀, V2是被试验阀。关闭V2, V3阀门。阀门C1和V3之间管路通过t1阀门充入压力为2Pc的压缩空气 (Pc为安全壳设计压力) , 保持t1打开状态。对C1和V2之间管路加压到相同压力Pc, 记录初始和最终的温度和压力, 然后计算被试验阀门V2的泄漏率。

(3) 2C法

如图11所示, 被试验阀是t2。打开V1, V2阀门, 关闭t2阀门, 将缓冲罐及加压设备加在t2上, 将缓冲罐及管路加压至Pc, 记录初始和最终的温度和压力, 然后计算被试验阀门V2的泄漏率。

2.3 验收准则

2.3.1 安全壳强度试验

根据RCC-G (86) 标准, 对于安全壳的机械性能与结构强度, 没有定量的验收准则, 但定性上要基本满足:安全壳应变和形变随壳内压力成线性可逆变化, 残余变形量在正常范围内。安全壳外观无损伤, 裂缝宽度随壳内压力成可逆变化。

2.3.2 安全壳整体密封性试验

根据RCC-G (86) 规定, 在LOCA后24小时内安全壳整体泄漏率须小于0.3%反应堆厂房所含气体质量, 转化到试验条件 (4.2bar.g, 20℃) 下, 安全壳整体泄漏率须小于0.160%安全壳内干空气质量/天 (相当于16Nm3干空气/小时) 。

3 小结

安全壳建成后首次装料核燃料前应进行验收性能试验, 以检测安全壳的强度和密封性能是否满足要求。通过在不同压力平台完成安全壳外观检查、安全壳内观检查和EAU (安全壳试验仪表系统) 强度参数测量, 综合评估安全壳强度性能是否满足要求;通过自动采集设备获取安全壳内不同位置布置的59个温度测点和9个湿度测点, 根据相应的算法计算安全壳泄漏率以评估其密封性能。

安全壳试验项目重大, 本文仅侧重从理论方面对试验方法及验收准则进行了浅析;要运作好此项目需要针对文件、工器具、人员培训、部分专项的外部委托、现场实施环境等进行大量的前期准备;同时试验参与人员多达200人, 涉及内外部众多部门, 需要成立专门的项目组定期召开会议来讨论、协调、决策准备及实施过程中的各项问题以确保试验的正常开展运作。

参考文献

[1]RCCG- (法国) 压水堆核岛土建设计建造法规[Z].法国电力公司, 1986.