华能海门电厂一期2×1000MW机组 发电机氢气系统

1 概述1.1 工程简况1）项目名称：华能海门电厂一期1号、2号机组（2×1000MW）工程2）项目地址：广东省汕头市潮阳区海门镇洪洞村3）项目规模：规划容量6×1000MW，一期建设4×1000MW，本工程建设2×1000MW。

4）资金来源：本工程由华能国际电力股份有限公司独资建设，资本金占动态总投资的25%，其余资金采用国内商业银行贷款。

5）建设进度：本工程拟定于2006年12月土建正式开工，1号机组于2009年6月正式投产，2号机组于2009年9月正式投产。

6）机组类型及年利用小时：国产1000MW超超临界燃煤机组，年利用小时：5500小时。

1.2 主设备概况1.2.1 锅炉超超临界一次中间再热变压运行螺旋管圈燃煤直流炉，单炉膛全钢悬吊结构倒U型露天布置，燃用可结渣性的烟煤，燃烧器共六层煤三层油、前后墙对冲喷燃布置方式，平衡通风，固态排渣。

采用二级点火方式（高能点火点燃轻柴油，由轻柴油再点燃煤粉）或一级点火方式（等离子直接点燃煤粉，轻柴油用于低负荷助燃）。

主要性能参数（BMCR）如下：最大连续蒸发量：3033 t/h再热蒸汽流量：2470 t/h主汽压力：26.15 MPa （g）主汽温度：605 ℃再热蒸汽（进/出口压力）： 4.91/4.66 MPa（g）再热蒸汽（进/出口温度）：349.5/603 ℃汽温调节方式：过热蒸汽采用三级喷水减温方式调温，再热汽温主要通过调节锅炉尾部烟道挡板的开度来实现，再热器入口管道内备有事故喷水。

1.2.2 汽轮机超超临界，一次中间再热，四缸四排汽，高中压分缸、双流低压缸，单轴凝汽式汽轮机。

主要性能参数（额定工况）如下：额定功率：1036.499 MW额定转速：3000 r/min主蒸汽压力：25 MPa主蒸汽温度：600 ℃主蒸汽流量：3033 t/h高压缸排汽压力：5.946 MPa高压缸排汽温度：362.9 ℃再热蒸汽流量：2470.332 t/h再热蒸汽进口压力： 4.578 MPa再热蒸汽进口温度：600 ℃凝汽器压力：5.7 kPa调节方式：数字式电液控制系统1.2.3 发电机水-氢-氢冷却方式汽轮发电机，自并励静止励磁。

华能海门电厂新建机组自启停控制系统（APS）调研报告调研人员：华能海南公司基建部云昌锋华能东方电厂工程部蔡琼辉华能东方电厂运行部黄俊谐调研时间：二〇一一年四月二十日至二十二日一、调研目的主要调研目的为华能海门电厂新建机组自启停控制系统（APS）的设计、实施过程、投运情况及资料收集、经验总结等。

二、华能海门电厂APS的设计和使用情况华能海门电厂DCS制系统采用美国艾默生公司制造的Ovation OCR-400X系列控制系统，一期#1，2机组APS项目随机组同期设计、安装、调试及投运。

#1，2机组DCS组态是西安热工院，调试单位为广东中试所，工艺系统和设备选型设计均已考虑APS设计要求，#1机组投产时间紧，调试工期紧，只能做到各系统功能组调试，但没有进行试运，更高层的断点逻辑功能及上层逻辑功能也没有完成。

#2机组调试时间长达6个月，继续完成了断点逻辑功能及上层逻辑功能；完成了所有相关各系统功能静态调试、系统调试工作。

而且#2机组整套启停机次数约十几次，给APS创造了调试、完善各系统有利条件。

现华能海门电厂#1，2机组APS下级功能组设计完善、人机界面简洁适用，机组正常启动时运行人员习惯采用APS各级启动功能组，从循环水建立至机组带目标负荷设计为6个断点(见附图APS启动画面)，运行反应适用效果较好，机组启停运行操作干预较少。

整个机组停止设计为3个断点(见附图APS停止画面)，由于设备质量、热工测点等问题，目前APS还不具备一键启机功能，就是还没有达到使用一键启机按钮后不须运行人员做任何干预手段程度。

(APS启动画面)(APS机组启动准备断点) (APS机组冷态及抽真空断点)(APS机组点火升温断点)(APS机组汽机冲转断点)(APS机组并网断点) (APS机组升负荷断点)(APS停止画面)三、华能海门电厂APS实施过程中的经验教训1、厂领导的重视是实施APS的基础，在厂部领导带领下须成立领导小组、技术小组等相关机构，明确各小组相关人员职责范围，制定相关实施计划。

华能海门电厂4×1036MW机组
1~2号机组系统图
（2013版）
2013-01-28 修编 2013-03-01实施
华能海门电厂4×1036MW机组系统
图
（1~2号机组）
批准:卢怀钿
审核:孙伟鹏 黄旭鹏 林楚伟
校对:曾壁群 陈凡夫 李洪
陈裕忠 陈韶华 王彬
2013年2月
系统图修订一览表
修订次数修订日期修订内容修订版本12009年4月全新A版
22011年3月全新 异动修订D版
32013年2月异动修订2013版
编写：孙伟鹏 黄旭鹏 林楚伟 曾壁群 陈凡夫 杨宝锷 徐妙锋 许育群林少国 李洪 朱晨亮 吴波 曾建彬 吴绍雄 王彬 张伟国 陈韶华
陈剑南 胡立川 杨博 刘旭葵 汪佳 成仕强
第一次修编：
杨宝锷 林坚辉 林楚伟 彭文胜 李鹏生 杜凯达 徐润鑫 张文
松 冯庭有 马力博 马晖 张家宽 尤亮 吴泽鑫 吴增松 汤东
臻 李振扬 刘希念 何志敏 黄焕良 李玉成 林思义 李春生
唐一多
第二次修编：
陈韶华 朱元磊 杨彪 徐润鑫 张凯滨 刘旭葵 李威 张文松
唐 坤 陈俊荣 李勇 张晖 余锡锋柴琦 王成超 徐应杰 程征
谷伟 张超 许胜云 林典鹏 王楚鸿。

华能南通电厂三期扩建（2×1000MW级机组）工程环境影响评价补充报告书简写本发布单位：中国电力工程顾问集团华东电力设计院发布日期：2010年4月16日1项目背景华能南通电厂位于江苏省南通市西郊天生港镇，电厂一期工程于1986年9月开始建设，至1999年7月二期工程全部建成，装有总容量为4×350MW进口燃煤机组，目前4台机组都已经完成了石灰石－石膏湿法脱硫工艺的改造。

电厂三期工程拟扩建2台百万级超超临界燃煤机组，配套成熟、高效的石灰石－石膏湿法脱硫装置和SCR脱硝装置，发电效率高，污染物排放水平低，符合国家有关的产业政策导向和环保政策；厂址位于城市主导风向的下风向，周围为规划工业区，环境敏感程度属于一般敏感。

根据国务院253号令《建设项目环境保护管理条例》的要求，受华能国际电力股份有限公司南通电厂委托，华东电力设计院承担了本工程的环境影响评价工作。

国家环保总局于2006年1月16日以环审[2006]24号文下发了《关于华能南通电厂三期扩建(2×900MW 机组)工程环境影响报告书的批复》，同意本项目的建设，并要求进一步落实烟气氮氧化物脱除装置技术方案，编制环境影响补充报告书并报审。

2007年6月华东电力设计院编制了烟气脱硝环境影响补充报告，国家环保总局于2007年11月23日以环审[2007]491号文下发了《关于华能南通电厂三期扩建(2×900MW机组)工程烟气脱硝环境影响补充报告的批复》，同意了本期工程的脱硝方案，并同意本工程FGD系统取消GGH。

近年来，华能南通电厂三期扩建工程一直处于方案优化及设计过程中。

在此期间，由于国内电力行业技术发展水平、设备制造能力均较2005年发生了较大变化，目前国内百万千瓦级机组的制造、安装和运行技术水平已达到国际先进水平。

华能国际电力股份有限公司根据国家能源发展形势的需要，本着进一步提高效率、降低能耗、减少污染和节约用地的原则，经省、市有关方面同意，三期工程建设规模调整为2×1000MW级超超临界燃煤发电机组，中国电力工程顾问集团电力规划设计总院于2008年7月8日～10日在江苏省南通市主持召开了华能南通电厂三期扩建工程初步设计预审查会，并以电规发电[2008]317号文下发了《关于印发华能南通电厂三期扩建工程初步设计预审查会议纪要的通知》，明确了本期扩建工程规模由原可研阶段的2×900MW调整为2×1000MW超超临界燃煤发电机组。

1前言华能海门电厂规划容量为6×1000MW燃煤机组，一期建设规模为4×1000MW，先建2×1000MW超超临界燃煤发电机组。

为提高电厂生产运营水平，实现节能减排目标，生产准备部人员克服重重困难，以本厂生产工艺为基础，编写本规程，并参照设计资料、设备说明书、技术论文和同类电厂运行资料进行修订。

在规程编写过程中得到了王秋明厂长的大力支持与指导、张旋洲主任热心帮助，在此表示衷心感谢。

由于时间紧迫，部分设备资料不全，加之我们水平的限制，规程中仍存在着不妥之处，需不断修订和完善，衷心期待广大读者批评指正。

编写：曾壁群黄旭鹏陈凡夫孙伟鹏杨宝锷徐妙锋林育飞许育群林楚伟林少国李洪朱晨亮审核：彭迪云批准：王秋明华能海门电厂生产准备部2008年7月15日目录第一篇主机运行与维护 (1)第1章主设备概述 (1)1.1汽轮机 (1)1.2锅炉 (3)1.3发变组 (6)1.4控制系统 (7)第2章主设备规范 (9)2.1汽轮机 (9)2.2锅炉 (12)2.3发变组 (23)第3章机组启动 (31)3.1机组启动总则 (31)3.2冷态启动 (34)3.3热(温)态启动 (51)第4章机组运行和维护 (55)4.1总则 (55)4.2机组运行方式 (55)4.3主要控制参数及运行极限 (57)4.4锅炉正常运行监视与调整 (66)4.5发电机正常运行监视与调整 (71)第5章定期试验与切换 (77)5.1试验总则 (77)5.2定期试验项目及时间安排 (78)5.3机组启动前试验 (79)5.4试验方法 (80)第6章停运操作 (94)6.1停机总则 (94)6.2停机前的准备工作 (94)6.3正常停机 (94)6.4滑参数停机 (96)6.5机组停运后的操作 (96)6.6正常停运注意事项 (97)6.7锅炉快速冷却 (98)第7章机组停运后的保养 (100)7.1保养目的及要求 (100)7.2停炉保养 (100)7.3停机后的保养(充氮期间必须监视氮气压力,压力下降,随时补氮) (100)第二篇事故处理 (103)第1章机组事故处理总则 (104)1.1事故处理原则 (104)1.2机组紧急停运（或跳闸）操作要点 (104)1.3紧急停炉的处理 (105)1.4事故停机分类 (105)第2章机组事故处理 (108)2.1锅炉MFT (108)2.2锅炉RB (109)2.3锅炉主蒸汽压力异常 (110)2.4锅炉主蒸汽温度异常 (110)2.5锅炉再热蒸汽压力异常 (111)2.6锅炉再热蒸汽温度异常 (111)2.7锅炉给水流量突降或中断 (112)2.8锅炉汽水分离器进口蒸汽温度高 (113)2.9水冷壁泄漏 (113)2.10省煤器损坏 (114)2.11过热器损坏 (115)2.12再热器泄漏 (115)2.13锅炉尾部烟道二次燃烧 (116)2.14锅炉灭火 (117)2.15炉膛爆炸 (118)2.16锅炉结焦 (118)2.17过、再热器管壁超温 (119)2.18炉水循环泵事故处理 (119)2.19汽轮机水冲击 (121)2.20汽轮机严重超速 (122)2.21汽轮机强烈振动 (122)2.22轴承磨损 (123)2.23叶片损坏或断落 (123)2.24大轴弯曲 (124)2.25火灾事故 (124)2.26转子轴向位移大 (125)2.27凝汽器压力升高 (126)2.28汽水管道破裂 (127)2.29机组厂用电中断 (127)2.30发电机事故过负荷 (128)2.31发电机不对称运行 (128)2.32发电机励磁回路绝缘电阻低 (129)2.33发电机定子接地 (129)2.34发电机转子接地 (129)2.35发电机机壳内积水 (129)2.36发电机断水 (130)2.37发电机进水温度高处理 (130)2.38发电机温度异常处理 (130)2.39发电机低周运行 (131)2.40发电机非同期并列 (131)2.41发电机振荡和失步 (131)2.42发电机着火或机内氢爆炸 (132)2.43发电机滑环碳刷发生火花 (132)2.44发电机NPT1二次电压消失 (132)2.45发电机NPT2二次电压消失 (133)2.46发电机NPT3二次电压消失 (133)2.47发电机升不起电压 (133)2.48发电机保护动作跳闸 (133)第三篇辅机运行与维护 (135)第1章辅机运行总则 (136)1.1辅机系统及设备检修后移交运行的条件 (136)1.2电动(气动)门的校验 (136)1.3辅机试转注意事项 (136)1.4辅机启动前检查 (136)1.5辅机启动 (137)1.6辅机停运注意事项 (137)1.7辅机及其系统停运后转检修的操作 (137)1.8辅机正常运行监视 (138)1.10辅机事故处理原则 (139)1.11转动机械常见故障处理 (139)第2章空气预热器 (142)2.1技术规范 (142)2.2系统启停 (143)2.3空预器运行与维护 (145)2.4联锁条件 (146)2.5事故处理 (148)第3章送、引风机 (151)3.1技术规范 (151)3.2联锁与保护 (153)3.3系统启动 (155)3.4系统停运 (157)3.5风机运行与维护 (158)3.6事故处理 (159)第4章燃烧和制粉系统 (162)4.1性能参数 (162)4.2联锁保护 (171)4.3系统启停 (178)4.4运行维护 (184)4.5事故处理 (188)第5章锅炉吹灰系统 (195)5.1概述 (195)5.2技术规范 (195)5.3系统启停 (197)5.4正常运行和维护 (198)5.5联锁保护 (198)5.6事故处理 (198)第6章仪用空气系统 (200)6.1概述 (200)6.2技术规范 (200)6.3参数极限 (202)6.4系统启动: (202)6.6正常运行和维护 (203)6.7联锁保护 (203)6.8事故处理 (204)第7章启动锅炉 (206)7.1概述 (206)7.2技术规范 (206)7.3锅炉启动 (209)7.4运行调整 (212)7.5停炉操作和保养 (213)7.6事故处理 (216)第8章循环水系统 (218)8.1概述 (218)8.2技术规范 (219)8.3启停操作 (221)8.4事故处理 (222)8.5运行维护 (223)8.6联锁保护 (223)第9章闭式冷却水系统 (227)9.1概述 (227)9.3联锁保护 (228)9.4系统启停 (229)9.5运行维护 (230)9.6事故处理 (231)第10章主机润滑油系统 (233)10.1概述 (233)10.2技术规范 (233)10.3参数极限 (234)10.4系统启动 (234)10.5正常维护 (235)10.6润滑油冷油器的操作 (235)10.7润滑油系统停运 (236)10.8故障处理 (236)10.9润滑油主要联锁保护 (237)第11章密封油系统 (238)11.1概述 (238)11.2技术规范 (238)11.3发电机密封油系统投停 (239)11.4正常运行维护 (240)11.5主密封油泵切换 (240)11.6密封油系统异常和事故处理 (240)11.7主要联锁与保护 (241)第12章顶轴油系统及盘车 (243)12.1概述 (243)12.2技术规范 (243)12.3参数极限 (243)12.4系统启停 (243)12.5正常维护 (244)12.6主要联锁与保护 (244)第13章抗燃油系统 (246)13.1概述 (246)13.2技术规范 (246)13.3运行极限 (246)13.4EHG油系统投停 (247)13.5正常维护 (248)13.6EHG油系统故障 (248)13.7主要联锁与保护 (249)第14章发电机气体冷却系统 (250)14.1概述 (250)14.2技术规范 (250)14.3参数极限 (251)14.4系统启停 (251)14.5运行维护 (255)14.6事故处理 (255)第15章发电机定子冷却水系统 (258)15.1概述 (258)15.2技术规范 (258)15.3参数极限 (259)15.4系统启停 (260)15.5运行维护 (261)15.6事故处理 (262)第16章凝结水及凝补水系统 (263)16.2技术规范 (263)16.3启停操作 (264)16.4事故处理 (265)16.5运行维护 (266)16.6控制及联锁保护 (267)第17章辅助蒸汽系统 (271)17.1概述 (271)17.2技术规范 (271)17.3参数极限 (271)17.4系统启停 (272)17.5运行维护 (273)17.6事故处理 (273)第18章轴封系统 (274)18.1概述 (274)18.2技术规范 (275)18.3启停操作 (275)18.4事故处理 (276)18.5运行维护 (276)18.6联锁保护 (276)第19章抽真空系统 (278)19.1概述 (278)19.2技术规范 (278)19.3启停操作 (279)19.4事故处理 (280)19.5运行维护 (280)19.6联锁保护 (280)第20章低压加热系统 (282)20.1概述 (282)20.2技术规范 (282)20.3参数极限 (283)20.4系统投停 (283)20.5加热器运行维护 (284)20.6主要联锁与保护 (285)20.7事故处理 (286)第21章除氧给水系统 (287)21.1概述 (287)21.2主要设备规范 (287)21.3除氧器运行参数限额 (287)21.4除氧器投停 (288)21.5除氧器正常运行维护 (288)21.6主要联锁与保护 (289)21.7事故处理 (289)第22章电动给水泵单元 (291)22.1概述 (291)22.2技术规范 (291)22.3运行参数限额 (292)22.4系统启动 (294)22.5电动给水泵停运 (295)22.6正常维护 (296)22.7主要联锁与保护 (297)22.8事故处理 (298)第23章汽动给水泵单元 (299)23.2技术规范 (299)23.3技术参数 (301)23.4运行参数限额 (302)23.5汽动给水泵起动 (303)23.6汽动给水泵停运 (306)23.7双联滤油器的切换（润滑油、调节油滤网） (307)23.8正常维护 (307)23.9主要保护与联锁 (307)23.10事故处理 (309)第24章高压加热器系统 (312)24.1概述 (312)24.2技术规范 (312)24.3参数极限 (313)24.4高加的投退 (313)24.5加热器运行维护 (315)24.6主要联锁与保护（A、B列相同，以A列为例） (315)24.7高加事故处理 (316)第25章旁路系统 (319)25.1概述 (319)25.2技术规范 (320)25.3系统启停 (321)25.4正常维护与检查 (322)25.5主要联锁与保护 (322)第26章脱硫系统 (324)26.1概述 (324)26.2技术规范 (326)26.3启停操作 (337)26.4事故处理 (340)26.5运行维护 (346)26.6联锁保护 (351)第四篇电气设备运行与维护 (353)第1章500K V系统 (354)1.1技术规范 (354)1.2保护 (361)1.3运行方式 (362)1.4500kV配电装置联锁 (363)1.5500kV系统的运行维护 (364)1.6500kV的运行操作 (365)1.7事故处理 (366)第2章110K V系统 (369)2.1设备概述 (369)2.2技术规范 (369)2.3保护 (374)2.4线路保护压板运行方式 (376)2.5运行方式 (376)2.7运行维护及操作 (377)2.8常见故障及处理 (380)第3章变压器系统 (383)3.1技术规范 (383)3.2保护 (387)3.3运行方式 (392)3.4变压器的运行维护及操作 (398)3.5变压器异常运行和故障处理 (402)第4章厂用电系统 (407)4.1技术规范 (407)4.2运行方式及联锁 (415)4.3运行维护 (416)4.4运行操作 (420)4.5异常及事故处理 (421)第5章UPS (425)5.1概述 (425)5.2技术规范 (425)5.3UPS的运行方式 (431)5.4UPS的操作及注意事项 (431)5.5UPS的故障处理： (435)第6章柴油发电机系统 (439)6.1概述 (439)6.2技术规范 (439)6.3保护配置 (442)6.4运行方式 (443)6.5运行维护 (445)6.6异常及事故处理 (445)第7章直流系统 (447)7.1概述 (447)7.2技术规范 (447)7.3保护 (449)7.4运行方式 (449)7.5运行操作 (450)7.6运行维护 (459)7.7异常及事故处理 (459)第8章电动机 (462)8.1技术规范 (462)8.2保护 (462)8.3运行方式 (462)8.4电动机的运行和维护 (463)8.5异常运行和故障处理 (467)附录1 汽轮机曲线 (473)附录2 锅炉曲线 (485)附录3 电气曲线 (487)华能海门1000MW机组规程Page 1 of 501第一篇主机运行与维护第1章主设备概述华能海门电厂位于汕头市潮阳区海门镇东南角洪洞村。

华能海门电厂#1机组A级检修解体情况汇报海门#1机组自2009年6月30日完成168试运后进入商业运行至今，机组总体运行基本处于稳定状态，但机组设备不可避免地存在设计、制造和安装调试缺陷，虽经168试运后停机消缺，仍存在许多设备问题有待大修中解决，其中包括一些影响机组安全运行的项目需在2010年1A检修中进行重点的检查和处理，消除主、辅机存在缺陷、保证机组长周期运行、提高效率、降低能耗是大修的目标。

#1机组在调试期间#2、#3、#4瓦曾发生多次低速碾瓦事故，此问题严重影响机组安全运行，东汽厂分析其根本原因为日立将高中压转子轴颈耐磨层由堆焊改为超音速喷焊所致，此缺陷严重威胁汽机本体安全运行，为彻底解决此缺陷必须在大修中更换新转子，将原有转子返厂家检修，解决轴颈碾瓦问题是汽机专业大修中首要解决的重大项目，此缺陷不彻底消除则无法保证机组长期稳定运行；除主机存在的重大隐患需在大修中处理以保证长周期运行外，两台机组辅机设备也存在许多缺陷需要处理，目前机组的性能试验尚未完成，机组效率及详细热耗数据将在性能试验中收集，此次大修应以性能试验数据为指导，在大修中对机组通流间隙进行调整，提高效率、节能降耗也是大修的根本目的，安全高效是最终目标，设备存在的主要缺陷有：1)汽机在低速转速时#1---#4瓦容易发生碾瓦事故2)#2、#3轴颈磨损严重，轴承磨损。

3)#4瓦轴承温度偏高，瓦温最高达103.2℃4)#7瓦在低负荷时温度一直保持缓慢上升趋势，目前为止最高达107℃5)#4、6瓦振动偏大。

1000MW负荷时＃4瓦Y方向轴承振动值为83.14μm，＃6瓦Y方向轴承振动值为82.79μm。

6)高压导汽管法兰漏汽。

7)高压缸中分面漏汽。

8)#4高压主汽门#2高压主汽门门盖漏气.9)#1机组高压缸外缸在启动时经常出现上下缸温差较大。

10)#2中压调门卡涩，关闭到剩余15%后无法关闭。

11)高压调门、中压联合汽门油动机漏油。

2015届毕业论文华能海门电厂危险源辨识与控制院、部：学生姓名：指导教师：职称专业：安全工程班级：完成时间：2015年6月摘要电力作为国民经发展的基础行业之一，是国民经济发展的重要能源，然而电厂事故时有发生，越来越多的电厂安全问题突显出来，也反映出来了电力行业安全控制问题形势较为严峻。

本文对华能海门电厂进行危险源辨识并提出相应的对策措施。

首先对火电厂的基本情况、工艺流程及火电厂主要系统及设备进行介绍，通过对电厂运行过程现场调查，辨识其运行过程中存在的主要危险源，找出安全隐患，分析了电厂机组启动与停运、日常调整与维护等过程中的危险、有害因素，然后利用事故后果分析、事故树分析方法对其事故后果进行了定量预测，最后针对辨识和分析的结果，从安全管理、安全教育培训、安全技术措施三方面制定出相应的控制措施，以实现“安全第一、预防为主、综合治理”安全生产方针的目标。

关键词：火电厂；危险源；事故后果分析；事故树分析；控制措施ABSTRACTAs one of the basic national-economic industry, electricity is an important energy so urce for the development of national economy. However, power plant accidents occur occ asionally, and more and more plant safety issues have been highlighted. It’s means that t he electricity industry security situation is very grim. This article is about hazard identific ation and appropriate countermeasures of Huaneng Haimen power plant. Firstly, introduc e the basic situation of thermal power plants, production technological process and major systems and equipment, and then identify the main sources of danger through personal in vestigation. And analyze the hazardous and harmful factors. Secondly, quantitatively pred ict the consequences of accidents on the bases of the accident consequence analysis and f ault tree analysis of its. Finally, develop appropriate control measures of safety managem ent, safety education and training and safety technical measures. Only in this way, can we achieve the safety policy goal, "Safety is important and precaution and comprehensive m anagement go first ".Key words：Thermal power plant；hazard source；accident consequence analysis;；fault tree analysis；control measures目录1 前言 (1)2 火电厂概况 (2)2.1 地理位置 (2)2.2 气候条件 (2)2.3 火电厂工艺流程 (3)2.4 火电厂主要系统简介 (4)2.4.1 燃烧系统 (4)2.4.2 汽水系统 (5)2.4.3 电气系统 (6)2.5 火电厂主要设备 (7)2.5.1 锅炉 (7)2.5.2 汽机 (7)3 电厂运行安全现状与危险源辨识 (9)3.1 机组运行安全管理现状 (9)3.1.1 安全教育培训现状 (9)3.1.2 安全管理度现状 (9)3.2 电厂运行主要危险源辨识 (10)3.2.1 氢气罐区 (10)3.2.2 氨区 (12)3.2.3 锅炉运行 (13)3.2.4 汽机运行 (15)4 主要危险性定量分析 (17)4.1 氢气罐 (17)4.1.1 氢气贮存罐爆炸的能量计算 (17)4.1.2 爆炸严重度计算 (18)4.1.3 氢气贮存罐爆炸事故树 (18)4.2 氨区 (20)4.2.1 液氨泄露质量流量计算 (20)4.2.2 液氨泄露毒性范围计算 (21)4.2.3 液氨泄露引起蒸汽云爆炸事故严重度 (21)4.2.4 氨气贮存罐爆炸事故树 (22)5 华能海门电厂危险源控制与安全改进措施 (24)5.1 安全管理措施 (24)5.1.1 建立安全管理组织机构 (24)5.1.2 建立健全安全管理制度 (24)5.1.3 加强现场安全检查 (25)5.1.4 重大危险源安全管理措施 (25)5.2 安全教育措施 (25)5.2.1 建立安全教育制度 (25)5.2.2 注重安全教育效果 (25)5.3 安全技术措施 (27)5.3.1 氢气罐安全技术措施 (27)5.3.2 氨区安全技术措施 (27)5.3.3 锅炉安全技术措施 (28)5.3.4 汽机安全技术措施 (29)5.3.5 电厂的安全环境改进 (30)6 结束语 (31)参考文献 (32)致谢 (33)附录 (34)1 前言电力作为国民经发展的基础行业之一，是国民经济发展的重要能源，在我国和世界上许多国家火力发电仍是生产电能的主要方法。

海门电厂1000MW凝汽器现场组装方案该机组的凝汽器是东方汽轮机有限公司为海门电厂设计、生产的1000MW超超临界汽轮机最主要的配套辅机之一。

该凝汽器额定冷却面积为51670米2，蒸汽压力（绝对）5.7KPa，冷却水温23.5°C。

冷却水管为Ti管。

该凝汽器装配完后总长度约18000mm，宽19930mm，高15249mm。

装配好后（包括7、8号低加）无水凝汽器总重约1200t，其中壳体重约770t。

该凝汽器按组成结构分为电机侧和汽机侧，每侧的结构相同。

它主要由膨胀节、喉部、壳体和基础连接部分组成，其中壳体部分有水室、管板、隔板、冷却水管等主要部件；喉部包括各级抽、送、回汽管道、支撑管等部件；基础连接部分有滑动支座、固定支座等部件。

海门1000MW凝汽器，是在东方汽轮机有限公司制造成零件和分部件，在电厂现场组装。

现场组装工艺受多方面因素影响，其中最主要的影响因素就是厂房空间、施工周期、人员配备情况及辅助设施（也就是诸如起重设备、工位器具等），因此，不同的现场情况会采用不太相同的组合方案。

根据我们的经验，一般有以下几种安装方案：一、搭设两处（一处在机窝内或外）装焊平台，在机窝外一处平台上进行凝汽器壳体的组装和焊接，而另一处平台同时进行凝汽器喉部的组装和焊接，然后将已组装完工或绝大部分完工的喉部悬挂于机窝漏斗顶部，再将凝汽器壳体拖拉到机窝内的工艺方案；二、搭设一处装焊平台，将整个凝汽器组装完成后整体拖拉到机窝内。

三、在机窝内汽轮机排汽缸位臵下方搭设装焊平台，组装壳体，另一处搭设平台组装喉部，将已组装完工或绝大部分完工的喉部用起重工具将喉部吊装就位。

每个工程要根据工地的自身特点，综合考虑工期要求、组装习惯等多种因素来制订具体的施工方案。

下面，重点介绍一下本凝汽器的现场组合工艺。

一、平台准备良好的装配平台是凝汽器顺利装配的基础，也是确保凝汽器装配最终质量的关键。

用槽钢或工字钢在有牢固地基的平整空地上制作成井字形框架，使平台强度和刚性足以承受凝汽器自身重量，平台上平面度不大于3mm，平台的外形尺寸略大于凝汽器壳体底板外形尺寸。

华能汕头海门电厂煤码头工程防波堤布置邓磊;李永烨【摘要】随着我国沿海水运事业的跨越式发展,优良港址已开发殆尽,新港口选址逐步趋向大浪、深水等条件恶劣的区域.如何保证港口作业条件是新时期港口建设面临的重要问题.本工程位置海域开敞,常年受长周期大浪影响,原设计方案虽采用双环抱式防波堤布置,但掩护效果不佳,港内泊稳条件难以满足靠泊作业要求.设计者通过调整防波堤轴线、修改堤头布置和结构形式、局部开挖等对原防波堤布置方案进行优化,经模型试验验证,以上措施明显消减了港内波高,满足港口作业标准,取得了良好的效果.【期刊名称】《水运工程》【年(卷),期】2011(000)009【总页数】5页(P128-132)【关键词】设计优化;防波堤布置;掩护效果【作者】邓磊;李永烨【作者单位】中变水运规划设计院有限公司,北京100007;中变水运规划设计院有限公司,北京100007【正文语种】中文【中图分类】U656.21 工程概况华能汕头海门电厂煤码头工程位于广东省汕头市潮阳区海门镇洪洞村龙头山，港址岸线为广澳湾西侧达壕岛与海门角之间一个凹向西北的浅海湾，湾口面向东南-南，海域开敞，水深条件较好（图1）。

煤码头工程建设规模为：起步建设1个5万吨级泊位（结构按15万吨级设计），最终扩建为2个7万吨级泊位，并可靠泊1艘15万吨级散货船，通过能力达1200万t/a，另外配套建设2个3000吨级重件综合码头。

2 海区波浪本工程前期进行了深水设计波浪推算和港口平面方案波浪数学模型计算。

采用1968—2002年台风资料，利用台风浪数学模型进行台风极值波浪推算，并用马耳半岛站实测资料和邻近其他测站资料予以验证，计算值与实测站符合较好。

经计算，提出了外海-20 m深水处的设计波要素，见表1。

图1 工程地理位置表1 深水设计波要素重现期/a S-SSE SE-ESE E-ENE HS/m T_/s HS/m T_/sHS/m T_/s 50 7.40 9.8 8.71 12.8 6.33 10.210 6.10 8.8 6.96 10.8 4.96 8.823.71 7.04.37 7.9 2.90 6.7对港址位置及附近测站短期测波资料分析表明：工程海区的常浪向为SE向，出现频率为33.64%；次常浪向为ESE向，频率为31.26%，S向频率14.8%；强浪向为S向。

1000MW超超临界机组发电机氢气纯度的控制陈晓春【摘要】氢气作为发电机的换热介质,其纯度控制极为重要.影响发电机氢气纯度的因素很多,密封油与氢气纯度的控制关联最大.分析了密封油的流量、温度、真空度、氢气露点等指标,论述了密封油与氢气纯度的关系,结合国电浙江北仑第一发电有限公司三期#6,#7机组运行情况,提出了切实可行的控制措施.【期刊名称】《华电技术》【年(卷),期】2012(034)003【总页数】4页(P27-30)【关键词】1000 MW机组;超超临界;氢气纯度;密封油;发电机【作者】陈晓春【作者单位】国电浙江北仑第一发电有限公司,浙江宁波315800【正文语种】中文【中图分类】TM3110 引言氢气具有密度小、传热快和散热快的特点，其散热能力是空气的8倍，所以，一般发电机采用氢气作为换热介质。

氢气同时也是一种极易爆炸的危险品，如果氢气中氧的质量分数大于3%的话，遇火立即产生爆炸。

另外，发电机氢气纯度降低会影响其冷却效果，氢气纯度每下降1%，其通风损耗及转子摩擦损耗就会增加11%。

因此，若使发电机正常运行的话，则要求机内的氢气纯度不低于98%。

国电浙江北仑第一发电有限公司三期 #6，#7机组1 000 MW超超临界机组的发电机均由上海电气集团股份有限公司和西门子联合设计制造，型号为THDF125/67，为水氢氢冷却、无刷励磁汽轮发电机。

发电机内氢气压力控制在0.5 MPa，氢气纯度要求不低于98%，机内容氢量为100 m3。

为防止氢气泄漏，在轴端装有浮动式密封瓦并配以密封油系统，向密封瓦提供稍高于氢压的密封油，油氢差压控制在120 kPa左右，发电机的漏氢量要求不大于18 m3/d。

影响发电机氢气纯度的因素很多，但密封油与氢气关系最为密切，密封油的氢侧与其直接接触，密封油的压力大于氢气压力，一些杂质气体及水分、油分子很容易混入氢气，从而影响其纯度。

目前，国电浙江北仑第一发电有限公司三期 #6机组的氢气纯度在97%，比正常运行要求有所偏低。

华能沁北电厂运行三期培训资料华能沁北电厂三期2X1000MW超超临界机组发电机氢油水控制系统说明书2011年04月第一部分发电机氢气控制系统 (1)1. 用途与功能 (1)2. 主要技术参数 (2)3. 工作原理 (2)4. 系统组成 (3)t/华能沁北电厂运行三期培训资料5. 系统设备的工作原理 (3)6. 关于发电机的气体置换 (4)7. 氢气控制系统设备布置与安装要点： (6)8. 安装调试（参照氢气系统图） (6)9. 运行注意事项： (7)10. 其它 (7)第二部分发电机密封油控制系统 (8)1. 概述： (8)2. 主要技术参数： (8)3. 系统工作（运行）原理： (8)4. 密封油系统主要设备： (9)5. 设备布置和安装注意事项： (11)6. 密封油系统的调试与整定： (12)7运行中注意事项 (12)8.定期重点检验项目 (15)9密封油量测定方法 (15)10.日常监视与检修 (15)第三部分发电机定子线圈冷却水控制系统 (16)1. 主要功能： (16)2. 主要技术参数 (16)3. 系统工作原理（参见另行提供的系统原理图） (16)4. 系统主要设备： (18)5. 设备布置和安装注意事项 (21)6. 定子冷却水系统的调试与整定。

(21)7. 运行与维护 (22)第一部分发电机氢气控制系统1. 用途与功能发电机氢气控制系统专用于氢冷汽轮发电机，具有以下功能：a. 使用中间介质（一般为C0）实现发电机内部（以下简称机内）气体置换;b. 通过压力调节器自动保持发电机内氢气压力在需要值；华能沁北电厂运行三期培训资料c. 通过氢气干燥器除去机内氢气中的水份；d. 通过真空净油型密封油系统，以保持机内氢气纯度在较高水平；e. 采用相应的表计对机内氢气压力、纯度、温度以及油水漏入量进行监测显示，超限时发出报警信号。

2. 主要技术参数2.1发电机内额定运行参数：a. 氢气压力：0.52MPa (g)注：(g) 一表压b. 氢气温度：46 Cc. 氢气纯度：98%注：气体纯度均用容积百分比值表示。