余热锅炉评价

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1、热力系统及辅助设备本单元包括汽机、 燃机及其附属热力系统 （给水、蒸汽管道等）、余热锅炉及其附属设备 3 个子单元。汽机系统概述汽轮发电机组在火力发电厂中是属于心脏部位，通过它由热能转换成电能。由于是在相对高温、 高压、高转速、高电压的状态下工作，因而比其它固定、低温、低速、低压机械设备出现危险、有害等不安全因素的机率相对要高得多。一旦事故出现，往往在瞬间，补救、扑救都难以奏效。 如出现重大事故不仅发电厂本身受到损失，而且影响到供热、供电单位及地区电网的正常运行。因而对热电厂来说汽轮发电机组系统的质量、安全可靠性要求都很高，必须达到一定的质量、安全标准，以保证在正常运行和变工况下运转时万无一失

2、。在燃机发电（ 4180 MW）工程可行性研究报告中给出了汽机系统配置：室内布置，双压、单缸、冲动、凝汽式机组。汽机型号为：LZN55-5.60/0.65型。燃机燃天然气时，电厂设计工况边界条件下（空气温度29，相对湿度 89%，气压 1012.7hPa，给水温度104）汽轮机组性能及参数见表所示：表汽轮机组性能及参数名称单位数值燃料天然气环境温度29高压进汽流量t/h181高压进汽压力MPa(a)6.0高压进汽温度527低压进汽流量t/h31.0低压进汽压力MPa(a)0.61低压进汽温度253背压k Pa(a)8汽机电功率MW60给水温度104转数r/min3000末级叶片mm690预先危

3、险性分析本子单元预先危险性分析如下：潜在事故一 ：汽轮机组超速、轴系断裂、弯曲及轴瓦烧毁触发事件：汽轮机超速；汽轮机轴系断裂；汽轮机转子弯曲；汽轮机轴承烧坏；高压缸闷缸过热。发生条件： 设备本身缺陷，设备运行失常。原因事件：部套卡涩，汽门漏汽，保护拒动；油膜失稳，轴系稳定性不足，转子存在缺陷，零部件松脱，非同期并网； 表计显示不正确 （如晃动、串轴、胀差、低油压、振动等）；操作失误；汽机进水（冷汽）；断油烧瓦（油位、油压、油温、油质未达到标准要求，主油泵、辅助油泵失常）。事故后果： 设备严重受损，人员伤亡。危险等级： IV防范措施：（ 1）防止超速：调节系统具有良好的动态品质；各种超速保护均应

4、正常投入运行； 机组要在有效监视转速手段的情况下 （如转速表）运行；透平油和抗燃油的油质合格； 调节系统机组大修必须进行静止或仿真试验； 严禁机组带负荷解列； 在任何情况下绝不强制挂闸； 新投入的机组必须进行甩负荷试验， 以及其他如危急保安器等试验。（ 2）防止轴系断裂：机组主、辅设备的保护装置、振动超限跳机保护应投入运行； 转子应按规程规定， 定期进行检查（包括转子表面、中心孔探伤、全相和探伤等项） ；转子不合格产品绝对不能使用； 超速试验要按规程要求进行； 新机组投产前， 必须保证各联轴器螺丝的紧固和配合间隙完好， 并有完善的防治措施； 新机组投运前应对焊接隔板的主焊缝进行认真检查； 防止

5、发电机非周期并网或由电气系统引发的激振和汽轮机轴系引发共振。（ 3）应装设汽轮机状态监测系统。（ 4）建立和完善技术档案：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； 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；建立转子技术档案。（ 5）按国电公司“防止汽轮机超速和轴系断裂事故”及“防止汽轮机大轴弯曲和轴瓦烧损事故”的反事故措施执行。（ 6）带旁路启动或中缸启动及小负荷运行时，必须保持高压缸不发生过热。潜在事故二 ：汽轮机油火灾触发事件：（ 1）管线、阀门、法兰等泄漏破裂；（ 2）机头下方油管道发生漏油、喷油并

6、溅落到热体物质上；（ 3）油受热后分解出碳氢化合物和一氧化碳等易燃物质，扩散到氧气充足的地方。发生条件： 可燃物遇明火；高温物质。原因事件：（ 1）明火： a. 火星飞溅； b. 违章动火； c. 外来人员带入火种； d. 物质过热引发； e. 点火吸烟； f. 他处火灾蔓延； g. 其它火源。（ 2）火花：a. 金属撞击（带钉皮鞋、工具碰撞等）；b. 电气火花；c. 线路老化，引燃绝缘层； d. 短路电弧； e. 静电；f. 雷击；g. 焊、割、打磨产生火花等。事故后果： 设备损坏，人员伤亡危险等级： IV防范措施：（ 1）油管道尽可能远离高温管道，并在其法兰外装设防护铁皮罩，或将油管隐蔽敷

7、设，防止喷油着火；（ 2）油系统管道、阀门接头、法兰等附件的承压等级按耐压试验压力选用，最小不小于 PN2.5 ；（ 3）法兰垫严禁使用胶皮垫、塑料垫、或其它不耐油、不耐高温的垫料；（ 4）加强油管附近热力管道的保温，保温层外应加装白铁皮包好；（ 5）按规定采取防静电措施；（ 6）加强管理，严防外来火种；（ 7）汽轮机主油箱应按国电公司“ 25 项反措”装设事故放油门和事故油箱。潜在事故三 ：凝汽器损坏触发事件： 由于各种腐蚀导致凝汽器管板、铜管穿孔。发生条件：（1）循环水质差；（2）循环冷却水中有悬浮物、泥砂等固体颗粒状硬物；（3）氨水腐蚀；（4）凝汽器铜管中有沉积物；（ 5）凝汽器铜管装配

8、质量差。原因事件：（1）管板电偶腐蚀；（ 2）铜管的冲刷腐蚀；（ 3）铜管的氨蚀；（ 4）凝汽器铜管沉积物下的腐蚀；（ 5）应力腐蚀；（ 6）有异物进入凝汽器。事故后果： 影响机组经济效益、设备损坏、财产损失危险等级： III防范措施：（ 1）防止循环水中的悬浮物沉积，减缓凝汽器的停用腐蚀；（ 2）更换凝汽器管材，选用耐蚀能力强的材料；（ 3）加强管理维护，改善循环冷却水水质，为凝汽器设备创造较为温和的环境；（ 4）注重运行中循环冷却水的杀菌处理、阻垢处理、加缓蚀剂处理等维护工作；（ 5）保持铜管清洁；（ 6）在凝汽器管板上涂防腐胶，悬挂金属腐蚀片；（ 7）加强检修质量、验收工作，防止异物落入

9、；（ 8）加强运行监控，谨防发生断叶片掉入凝汽器内。潜在事故四 ：承压容器（包括除氧器、加热器、集箱等）爆炸触发事件： 在承压状态下结构失衡而破裂： （1）故障： A 控制系统故障引起压力容器超压； B 承压容器因质量、材质、腐蚀、焊接或安装不当； C 撞击或人为破坏造成的压力容器破裂； D 静电、雷电造成的破裂。（2）安全防爆措施失控： A 超温、超压造成破裂； B 安全阀等安全附件失灵、损坏或操作不当； C气瓶未按有关规定充装和操作规程进行操作。发生条件： 运行状态失常、爆炸或破裂渗漏。原因事件：（ 1）制造、安装缺陷扩展；（ 2）违章操作超压超温运行；（ 3）介质品质不良对材料的蚀损；（

10、 4）频繁的交变载荷导致材料或结构疲劳；（ 5）易燃易爆气体或高温油料泄漏遇火种。事故后果： 设备严重受损、人员伤亡、系统停运。危险等级： III防范措施：（ 1）为了防止承压容器爆破事故的发生，应严格执行压力容器安全技术监察规程 、电力工业锅炉压力容器监察规程 （ DL612 1996）、压力容器使用登记管理规则以及其他有关规定；（ 2）严格按规定进行制造及安装质量监督检验；（ 3）承压容器上使用的压力表，应列为计量强制检验表计，按规定周期进行强检；（ 4）结合承压容器定期检验或检修，每两个检验周期至少进行一次耐压试验；（ 5）严格执行操作规程，杜绝违章作业；（ 6）定期对承压容器进行内外部

11、检验，消除隐患；（ 7）加强对承压容器运行状态的巡查，定期维修；（ 8）安全设施要齐全完好： A 配齐安全设施，如消防设施等，并保持完好， B 严格执行承压容器、气瓶等的安全监察规程，定期由质检部门监督检验。潜在事故五 ：承压管道（热力系统承压管道）爆破触发事件：在运行状态下发生变形、断裂： 1、故障： a. 控制系统故障引起承压管道超压； b. 承压管道存在材质、腐蚀、疲劳、焊接或安装的问题； c. 撞击或人为破坏造成的承压管道破裂； d. 静电、雷电造成的破裂。2、安全防爆措施失控： a. 超温、超压造成破裂； b. 安全阀等安全附件失灵、损坏或操作不当； c. 未按操作规程进行操作。 。

12、发生条件：严重超压、材料的蚀损、气液泄漏。原因事件：制造安装缺陷的扩展； 2、严重超压且安全附件失灵； 3、汽水品质不良对材料的蚀损； 4、受粉尘及火焰冲刷时受热面的蚀损； 5、静电起火； 6、易燃易爆气体或高温油料泄漏遇火种； 7、金属腐蚀，高温腐蚀。事故后果： 人员伤亡； 2、污染环境。危险等级： III防范措施：1、严格按规定进行制造、安装，质量验收合格；2、严格执行操作规范，杜绝违章作业；3、对安全附件作运行巡查及检修，消除其隐患，保证其完好；4、定期对热管受热面进行检验，确认其安全寿命；5、a. 承压管道、泵、阀、管线等设备及其配套仪表要选合格产品，并把好安装质量关；b. 承压管道及

13、有关设施在投产前按规范进行试压；c. 对设备、管线、泵、阀、仪表等要定期检查、保养、维修，保持完好状态； 6、安全设施要齐全完好：a. 配齐安全设施，并保持完好； b. 严格执行承压管道的安全监察规程，定期由质检部门监督检验。燃机系统燃机系统预先危险性分析结果如下：潜在事故一 ：振动超常造成燃气轮机故障触发事件：机组中心不正。燃气轮机与压气机转子存在动不平衡或弯曲。机组基础有缺陷或紧固件松动。转动部分与静止部分存在摩擦。润滑油系统工作不正常。动叶片损坏、断裂。轴瓦损坏。发电机的电气部分存在缺陷。原因事件：1、制造安装缺陷的扩展； 2、严重超压且安全附件失灵； 3、汽水品质不良对材料的蚀损； 4

14、、受粉尘及火焰冲刷时受热面的蚀损； 5、静电起火； 6、易燃易爆气体或高温油料泄漏遇火种； 7、金属腐蚀，高温腐蚀。事故后果： 使机组不能正常安全运行。严重将造成机组损坏。危险等级： III防范措施：严格执行安装及检修工艺，保证安装及检修质量。如属转子动不平衡，应重新进行动平衡。如属转子存在弯曲，多半为盘车不当造成，可进行冷态或热态盘车消除。如属发电机的电气绝缘缺陷， 空气间隙不正，则需进行测试和调整。如主轴损坏、轴瓦损坏，则进行揭缸大修更换。潜在事故二 ：喘振造成燃气轮机故障触发事件：起动过程中，防喘阀拒动。燃料控制系统失常，造成爆燃而使燃机透平入口压力及温度陡增，造成阻塞。起动控制系统失常

15、。压气机通道严重脏污。事故后果：机组不能正常运行。严重时机组会发生“抖动”、“吼叫”。起动时发生“热挂” ，造成启动失败。危险等级： III防范措施：保证防喘装置处于正常状态。定期清理压气机。确保起动控制、温度控制、燃料控制系统工作正常。潜在事故三 ：甩负荷造成燃气轮机超速原因事件：由于发电机出线油开关在电网运行中突然断开，造成机组突然与电网解列而甩负荷到零。由于燃气轮机燃烧室突然燃料中断而熄火停机。事故后果：如危急保安器拒动，而又处理不及时，有可能造成机毁人亡。危险等级： III防范措施：确保机组危急保安器处于可靠状态，并定期进行试验。确保燃料系统工作正常。监督燃料品质，保证符合燃烧要求。潜

16、在事故四 ：裂纹、过热烧损造成燃烧室火焰管损坏原因事件：燃烧火焰不正常，造成局部温差应力过大。火焰燃烧喷嘴工作不正常。事故后果：停机检修更换危险等级： III防范措施： 定期进行检查。保持燃烧系统工作状况正常。潜在事故五 ：裂纹、磨损、破损造成燃烧室过渡段损坏原因事件：由于燃气流激烈脉动，造成其进出口衔接处磨损、裂纹甚至破损。事故后果：需停机检修更换。严重时可造成燃机透平进口温度不均， 甚至使破损件进入燃机热通道。危险等级： III防范措施： 定期进行检查，注意运行中是否发生异常现象。潜在事故六 ：结垢、腐蚀、烧蚀、裂纹、破损、折断造成压气机动叶、透平动叶损坏原因事件：燃料或空气中含腐蚀性物质

17、，使叶片产生高温腐蚀。燃烧系统或控制系统故障，造成燃机透平进口瞬间超温。金属异物进入燃气通道，损伤叶片。燃气轮机透平入口温度不均，使叶片叶片存在制造缺陷或修理缺陷（如冷却通道堵塞）事故后果：机组出力下降。机组振动。严重时机组不能正常运行。危险等级： III防范措施： 加强对燃料的质量监督。定期对通流部分进行窥孔检查。严防异物进入热通道。加强对叶片质量的验收检查。对叶片结垢，可采用定期水洗或干洗机组， 也可以大修时彻底清洗。潜在事故七 ：燃机进气过滤网脏污、破损、跌落造成机组出力下降原因事件：滤纸抗潮能力差，易沾灰尘。检修不当，异物碰撞或纸质不佳。反清洗压力不足。事故后果：造成进气阻力增加，降低

18、机组出力。破损后灰尘进入压气机。危险等级： III防范措施： 定期更换检查。 使清吹系统压力正常。 保证滤纸质量合格。潜在事故八 ：轻柴油引发的火灾、爆炸原因事件：（ 1）油料泄漏：装卸中发生油料泄漏；设备、阀件损坏、管道超压（如腐蚀导致）破裂泄漏；拆卸、检修设备引起泄漏。(2) 存在着火源：明火；环境温度过高而未采取有效降温措施；电器设备电火花；因人体、设备、油料流动积聚静电而打火；炽热体、磨擦、撞击等原因产生火花，雷击或雷电作用产生着火源。事故后果：物料损失、设备毁坏、人员伤亡。危险等级： III防范措施： 1、严格执行储油罐区动火制度；2、储油罐区的设备操作、维护、检修作业必须使用不发火

19、材料工具；3、加强对职工进行有关的安全生产教育和培训；4、油料罐应设计液位计和高液位报警装置，防止超装泄漏；5、储油罐与管道都必须作防静电、防雷接地设计；不允许贮罐、管道内部有与地绝缘金属体，防止静电积聚；6、严禁携带火种、严禁穿着带铁钉鞋、严禁无阻火装置机动车进入储油区；7、严格执行严禁在储油罐区现场吸烟的规定；8、储油罐设温度报警装置，并设喷淋降温装置。余热锅炉及附属系统概述本工程采用余热锅炉为杭州锅炉厂生产，为立式结构、强制循环型、露天布置、无补燃。锅炉型号： Q1153/526 174（ 33.9 ） 5.5（ 0.62 ）/500（ 254.8 ）。燃机燃天然气时，电厂设计工况边界条

20、件下（空气温度29，相对湿度89%，气压1012.7hPa ，给水温度104），余热锅炉性能及参数见表。表余热锅炉性能及参数压力（ MPa参数温度（）流量（ t/h ）（ a）燃机排烟5551381.6181 ( 最大连续蒸发高压蒸汽6.1532量 )31.0 （最大连续蒸发低压蒸汽0.63256量）给水温度104排烟温度101锅炉效率81.6%烟气压降 380mmH2O预先危险性分析锅炉是承压的而且是工况条件十分恶劣的压力容器，被列为特种设备，受国家专业监察机构管理。本工程采用余热锅炉是在超高压高温下运行，与工程配套的设备多、管线长、阀门多，工艺复杂。一旦设备、管路、阀门发生破裂，锅炉运行故

21、障等极易导致爆炸、火灾、中毒窒息事故的发生。水处理再生系统，使用具有腐蚀性的盐酸及氢氧化钠。一旦设备、管线、阀门发生破裂、物料泄漏或运行工操作不当，极易发生腐蚀及灼伤、中毒人体等事故。在生产中，还存在噪声、高温、粉尘这些对作业人员健康造成危害的有害因素。另外，还可能发生高处坠落、触电、机械伤害、物体打击等危险性。锅炉系统最常见的事故有锅炉缺水、锅炉超压、锅炉腐蚀、锅炉满水、汽水共腾、炉管爆破、炉膛爆炸、二次燃烧等。以下为该子单元预先危险性分析。潜在事故一：锅炉炉管爆破触发事件：因忘记上水使锅炉严重缺水；排污后忘记关排污阀或关闭不严；水位表堵塞形成假水位；水源中断；给水设备故障；上水系统泄漏；控

22、制系统失灵；燃机启动故障，天然气进入烟风管未清除干净引起爆炸。现象： 锅炉或部件爆破原因事件：操作人员责任心不强；设备保养维修缺陷；部分元器件质量缺陷；操作人员违反操作规程；锅炉部件被腐蚀。事故后果：设备严重受损，人员伤亡危险等级：IV防范措施：制定完善的安全操作规程；培训操作人员，持证上岗，推广标准化操作；严格执行设备、设施使用、保养、维修制度；购置、安装时严把质量关；设置报警系统；有条件时采用自动控制和联锁保护系统；设计事故应急预案件，进行人员事故应急培训。潜在事故二：锅炉尾部烟道燃烧触发事件：锅炉尾部烟道积聚可燃物；尾部烟道存在燃爆所需的空气量发生条件： 可燃物质混合气体达到爆炸浓度；热

23、能积聚达到点火能级；有一定的空气量。原因事件：燃烧不稳定，不完全；设备存在缺陷；操作失误事故后果： 锅炉严重损坏；造成环境污染；操作运行人员伤亡；系统停止运行。危险等级：III防范措施：设备选型正确；必须保证控制系统的正常运行，点火前检查点火器的可靠性；运行规程应明确省煤器、空气预热器烟道在不同工况下的烟气温度限制值，当烟气温度超过规定值时，应立即停炉；利用专门消防蒸汽将烟道内充满蒸汽，并及时投入消防水进行灭火；锅炉运行控制，严格按照操作规程、运行规程执行，监控装置、灭火保护系统、通风系统和控制系统联锁装置运行正常；保持锅炉周围环境良好、清洁，确保操作运行人员安全。电气系统概述本期四台126M

24、W（燃料为天然气）燃气轮发电机组及四台60MW级汽轮发电机组，均以发电机-双卷变压器单元接线形式，接入220kV 母线。机组启动通过启动/ 备用变压器从系统取得电源。本期 220kV 采用双母线双分段的接线方式，出线4 回。进线为10 回，分别为“各燃机主变进线”4 回、“各汽机主变进线”4 回、“启 /备变进线”2 回。（ 1）厂用电接线高压厂用电系统为6kV 中性点不接地系统，6kV 厂用母线为单母线接线方式，本期新设4 段 6kV 厂用工作母线，其工作电源分别经汽机发电机出口的电抗器引接。备用电源分别引自启动/备用变压器。低压厂用电系统为380/220V 照明与动力共用的三相四线制中性点

25、直接接地系统， 380/220V 厂用母线采用PC-MCC 的接线方式，低压变压器采用互为备用的方式。（ 2）高压配电装置220kV 配电装置采用屋外敞开式布置。共建19隔共 4 回，其中2 回 至 2 20k V 惠 南 站 ， 2 回 至隔 10 回，分别是：各燃机主变进线、各汽机主变进线、启个间隔，分别是：出线间220 k V 康 桥 站 ； 进线间/ 备变进线；另有母联间隔、 PT 间隔和分段间隔。配电装置的进线为架空线和电缆，出线为架空线。预先危险性分析电器单元预先危险性分析结果如下：潜在事故一：变压器火灾触发事件：（ 1）变压器近区（母线）的短路（包括误操作）引起变压器线圈变形；（

26、 2）变压器油箱、套管等渗油、漏油，形成表面污垢，遇明火燃烧；（ 3）变压器线圈受机械损伤或受潮，引起层间、匝间或对地短路：或硅钢片之间绝缘老化，或者紧夹铁芯的螺栓套管损坏，引起发热而温度升高，引发火灾。发生条件： 可燃物遇火源或高温原因事件：（ 1）绝缘不良，变压器铁芯叠装不良，芯片间绝缘老化，引起铁损增加，造成变压器过热引发火灾；（ 2）螺栓松动、焊接不牢、分接开关接点损坏等原因造成导线接触不良，引起发热而温度升高，引发火灾。事故后果：设备严重受损，人员伤亡危险等级：III防范措施：（ 1）防止近区（母线）的短路事故；加强继电保护的管理和定植的整定，加强绝缘监督等；（ 2）注意检查变压器绝

27、缘情况，保证各部绝缘良好，保证变压器额定电压与电源电压一致；（ 3）要注意接线牢固，接地可靠；（ 4）要加强对变压器各零部件的检查，发现有破损、漏油等异常现象及时处理，检修还应特别谨慎，不要损坏绝缘，检修结束后，应有专人清点工具（以防遗漏在油箱中造成事故） ，检查各部件，测试绝缘等，确认安全可靠才能投入运行；（ 5）要注意引线的安全距离，防止由于距离不够而在运行中发生闪络，造成事故；（ 6）控制油温，对油定期抽样化检，发现变质或酸量超过规定值时要及时处理；（ 7）应加强对变压器的保护；（ 8）要按规定在主变下面设鹅卵石石坑； （ 9）严格执行绝缘监督规定、油色谱分析等，做好定期试验工作。潜在事

28、故二：变压器损坏和互感器爆炸触发事件：引线进水，变压器内部受潮发生条件：变压器本身存在缺陷；引线进水，变压器内部受潮。原因事件：（ 1）变压器绝缘结构存在问题；（ 2）局部过热；（ 3）短路机械力问题；（ 4）套管存在问题；（ 5）电流、电压互感器密封不严，进水引起爆炸；（ 6）二次接线板吸潮；（ 7）电压互感器铁芯螺杆有悬浮电位引起放电。事故后果： 人员伤亡 ,设备损失 ,财产受损。危险等级： IV防范措施：（ 1）加强对变压器类设备从选型、订货、验收到投运的全过程管理，明确变压器专责人员及其职责；（ 2）变压器的本体、有载开关的重瓦斯保护应投跳闸，如需退出重瓦斯保护时，应预先制定安全措施，

29、并经总工程师批准，限期恢复；（ 3）对薄绝缘变压器，可按一般变压器设备进行技术监督，如发现严重缺陷，变压器本体不宜再进行改造性大修，对更换下来的薄绝缘变压器也不应再迁移安装；（ 4）按规定完善变压器的消防设施，并加强管理，重点防止变压器着火时的事故扩大；（ 5）防止套管存在的问题，套管渗漏油时，应及时处理，防止内部受潮而损坏。潜在事故三：电缆火灾触发事件：（ 1）电缆中间接头制作质量不良、压接头不紧、接触电阻过大，造成的电缆过热；（ 2）电缆隔热、散热不良；（ 3）电缆受损造成短路；（ 4）外来火种；（ 5）穿越型短路造成。发生条件：（ 1）遇明火； （ 2）存在点火源； （ 3）电缆接头温度

30、过高。原因事件：（ 1）电缆在运输和安装过程中受损；（ 2）第三方破坏（包括机械损坏、人为破坏等）；（ 3）电缆在设备容量变化过程中负荷过载，引起电缆过热；（ 4）电缆绝缘老化，接触不良；（ 5）有外来火源引燃外套；（ 6）电缆沟内积聚易燃性物质。事故后果：设备损坏、人员伤亡。危险等级：IV防范措施：（ 1）必须抓好设计、制造、安装、运行、维护、检修各个环节的全过程管理。电缆防火设计应按火力发电厂与变电所设计防火规范（ GB50229 1996 ）和火力发电厂设计技术规程中的有关部分进行设计。电缆及防火涂料的选择、施工、安装、敷设应严格按规范进行，严格按照设计要求完成各项电缆防火措施，并与主体

31、工程同时投产；（ 2）主厂房内架空电缆与热体管道应按规定保持足够的安全距离，控制电缆不小于0.5 米，动力电缆不小于1 米；（ 3）在密集敷设电缆的主控制室下电缆夹层和电缆沟内，不得布置热力管道、油气管以及其他可能引起着火的管道和设备；（ 4）严禁电缆长期过载；（ 5）应尽量减少电缆中间接头的数量。如需要，应按工艺要求制作安装电缆头，经质量验收合格后，再用耐火防爆槽盒将其封闭；建议在电缆接头处安装电缆接头温度在线监测系统；（ 6）各机组间的电缆相互隔绝；（ 7）控制室、开关室、计算机室等通往电缆夹层、穿越楼板、墙壁、柜、盘等处的所有电缆孔洞和缝隙（包括电缆穿墙套管与电缆之间缝隙）必须采用不燃（

32、或阻燃）材料加以封堵；（ 8）运行中及时清扫电缆上积聚的易燃物；（ 9）在易燃、易爆的生产区域的电源回路，应选用阻燃电缆或耐火型电缆；（ 10）加强管理，杜绝外来火种；（ 11）动力电缆与控制电缆分开铺设；（ 12）电缆夹层应设置防火门、电缆接头应涂刷防火涂料涂刷防火涂料等，有条件的配置自动感烟报警灭火系统；（ 13）电缆间（夹层）使用防爆电器和照明，设置感烟报警系统；（ 14）防止人为破坏、机械损坏；（ 15）要防止鼠害小动物及各类杂物对电缆的危害，预防电缆短路事故的发生。潜在事故四：中毒、窒息触发事件：SF 6 分解产生的有毒气体泄漏发生条件：人员吸入SF 6 分解产生的有毒气体原因事件：

33、（）SF 6电气设备室内布置，在强电弧作用下SF 6 分解产生有毒气体，1并在室内空气中泄漏；（）SF 6电气设备室内检修中，在设备分解时SF 6 分解产生的有毒气体泄2漏。事故后果：人员伤亡危险等级：III防范措施：（ 1） SF 6 电气设备宜室外布置（ 2）当 SF 6 设备的配电装置室及检修室，应设置机械排风装置，室内空气不允许再循环。室内空气中SF 6 含量不得超过6000mg/m 3。事故时，排气管的吸气口应尽量贴近地面，距地高度0.3m ，并在上部也适当排气；（ 3） SF 6 电气设备配电装置应设事故排风装置；（）SF 6电气设备配电装置室，应配备SF 6 气体净化回收装置，低

34、位区4配有能报警的泄漏报警仪；（ 5）全封闭SF 6 电器发生故障造成气体外逸时，人员应立即撤离现场，并立即采取强力通风，换气控制不得少于15min一次；（ 6）SF6 电气设备发生事故时，在现场将电气设备中的SF6 由专用设备吸出，并排至室外或装好另行处理，再把SF6 电气设备送到检修室检修，同时加强通风换气。潜在事故五：发电机损坏触发事件：（ 1）定子相间短路； （ 2）转子匝间短路； （ 3）发电机非全相运行； （ 4）发电机非同期并网； （ 5）发电机局部过热； （ 6）发电机内遗留金属物； （ 7）定子单相接地故障； （ 8）转子一点接地。发生条件： 设备运行失常原因事件： （ 1）

35、绝缘工艺粗糙，遗留金属物； （ 2）密封失效； （ 3）电缆绝缘损坏，并网前试验项目欠缺； （ 4）通风孔堵塞； （ 5）接地。事故后果：设备破坏、经济受损危险等级：IV防范措施：（ 1）防止定子绕组端部松动引起相间短路，检查定子绕组端部线圈的磨损、紧固情况，在大修时应做定子绕组端部振型模态试验，发现问题应采取针对性的改进措施，对模态试验频率不合格的发电机，应进行端部结构改造；（ 2）防止定子绕组相间短路；（ 3）防止转子匝间短路；（ 4）防止发电机非同期并网；（ 5）防止发电机局部过热。（ 6）防止发电机内遗留金属异物；（ 7）当发电机的转子绕组发生一点接地时，应立即查明故障点与性质。如系稳

36、定性的金属接地，应立即停机处理。压站进口天然气温度：5；（ 4）调压站出口天然气压力：2.22 2.61 MPa ；（ 5）四台 燃气 轮机 最大 连续 运行工 况耗气量 ：调压站进口： 159200Nm3 /h（额定工况） ；185000 Nm 3（最大工况） ；调压站出口：分四路，各39800 Nm3/h/h（额定工况） ； 46250 Nm 3/h （最大工况） 。（ 6）调压站出口天然气温度范围：大于露点温度+28。6.2.1.2 危险物质特性本子单元物质理化特性见表6.3.1.1 所示。表天然气调压站子单元危险物质系数及危险特性评价危险M燃烧热值NFPA 分级闪点沸点子单元物质FBT

37、U/IBN(H)N(F)N(R)天然气天然2121.5140-258调压站气10 3注：具体参数及特性参见附录。预先危险性分析预先危险性分析过程及结果如下：潜在事故一：天然气火灾、爆炸触发事件：（ 1）故障泄漏：天然气管道、调压站和燃气设施的设备故障；压力容器、压力管道破裂；压力调节阀、隔断阀、绝缘法兰及流量测量孔板泄漏；雷电造成的破裂泄漏。（ 2）安全防爆措施失控：天然气装置的灯具等防爆性设施失效；进入易燃易爆区人员未交出明火；易燃易爆区域10m 内动火，而未采取有效防范措施；报警装置失灵。现象 ：天然气系统火灾爆炸原因事件：天然气泄漏与空气混合形成爆炸性混合物，且浓度达到爆炸极限范围；遇有

38、火种；静电起火。事故后果：设备严重受损，人员伤亡危险等级：IV防范措施：（ 1）控制与消除火种：严禁吸烟和携带火种，严禁穿带钉皮鞋进入易燃易爆区；天然气调压站、燃气设施10m 内动火必须办理“火票”，并采取有效地防范措施；使用防爆型电器。（ 2）严格控制设备质量及其安装质量：容器、泵、筏、管线等设备及其配套仪表要选用合格产品，并把好安全质量关；管道等有关设施在投产前要按要求进行试压；对设备、管线、泵、阀、仪表等要定期检查、保养、维修，保持完好状态；按规定要求安装电气线路，并定期进行检查、维修、保养，保持其完好状态。（ 3）安全设施要齐全完好：配齐安全设施，入消防设施等，并保持完好；易燃易爆场所

39、安装可燃气体检测报警装置。潜在事故二：天然气中毒、窒息触发事件：（ 1）故障泄漏：天然气接收站和燃气设施的设备故障泄漏；压力容器、压力管道破裂；压力调节阀、隔断阀、绝缘法兰及流量测量孔板泄漏；雷电造成的破裂泄漏；蒸发器因腐蚀穿孔火阀门损坏而造成天然气泄漏。（ 2）安全防爆及通风设施措施失控：报警装置失灵；因通风设备失灵而使作业场所缺氧。现象： 中毒、窒息，泄漏刺激气味。原因事件：（ 1）天然气泄漏引起的窒息；（ 2）作业场所缺氧，窒息场所作业时无人监护；（ 3）通风不良，进入现场人员无个体防护措施。事故后果：人员伤亡，人员健康受到损害危险等级 ： III防范措施：（ 1）严格控制设备质量及安装

40、质量，消除泄漏的可能性；（ 2）防止车辆行驶时撞坏设备、管线；（ 3）泄漏后应采取相应措施：查明泄漏源点，切断相关阀门，消除泄漏源，及时报告；如泄漏量大，应疏散有关人员至安全处。（ 4）定期检修：维护保养，保持设备的完好状态；检修时要有人监护及抢救后备措施，作业人员要穿戴好防护用品；（ 5）在特殊场合下（如在有毒场所抢救、急救等），要有应急预案，抢救时要正确佩带好相应的防毒过滤器或氧气呼吸器，穿戴好劳动防护用品；（ 6）组织管理：加强对天然气泄露的检测；教育、培训职工掌握天然气等物质的特性，预防中毒、窒息的方法及其急救法；要求职工严格遵守各种规章制度、操作规程；设立危险、有毒、窒息性的标志；设立急救点，配备相应的急救药品、器材；培训医务人员对中毒、窒息、灼烫等急救处理能力。