江苏新海发电集控运行规程6 事故处理.docx
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江苏新海发电集控运行规程6事故处理
第六章机组运行异常及事故处理
6.1事故处理原则
6.1.1事故处理应遵循“保人身、保电网、保设备”的原则,迅速解除对人身和设备的危害,必要时立即解列发生故障的设备。
6.1.2无论发生任何事故均应及时将情况汇报值长,在值长、单元长的统一指挥下进行事故处理。
6.1.3机组发生故障时,运行人员应保持冷静,根据运行参数、仪表指示和报警信息,正确地判断事故原因及影响范围,并迅速采取措施,首先解除对人身、电网及设备的威胁。
隔离故障设备,限制事故范围。
当确认设备不具备继续运行的条件或继续运行对人身、设备有直接危害时,应紧急停止其运行,防止事故扩大,保证非故障设备的正常运行。
6.1.4根据事故情况,必要时调整运行方式,保证厂用电,特别应确保400V保安段电源正常可靠,以确保机组事故保安设备的正常运行。
6.1.5当派人出去检查设备或寻找故障点时,应加强联系,在未与检查人员取得联系之前,不允许对被检查设备进行合闸送电。
6.1.6当发生规程内未列举的故障现象时,运行人员应根据事故处理原则,利用自己的知识和经验正确地加以分析、判断及时采取对策作相应处理。
情况允许时,及时通知有关人员共同分析判断,正确处理。
6.1.7事故情况下,运行人员必须坚守岗位。
事故发生在交、接班时,应停止交接班,由交班人员继续进行处理,接班人员应在当班值长、单元长的统一指挥下积极协助交班人员进行事故处理。
当机组恢复正常运行状态或处理至机组运行稳定后,按值长命令进行交接班。
6.1.8事故处理完毕后,各岗位要对事故发生的现象、时间、地点、处理措施、经过及处理过程中的有关数据,真实详细地记录在交、接班记录中。
值长、单元长应负责收集有关资料,以备事故分折。
6.2事故停机
事故停机是指机组继续运行将危及人身安全、损害设备或造成设备进一步毁坏时的被迫停机。
6.2.1遇下列情况应破坏真空紧急停机:
6.2.1.1机组发生强烈振动,瓦振达0.1mm以上或轴振达0.25mm。
6.2.1.2汽轮机或发电机内有清晰的金属摩擦声和撞击声。
6.2.1.3汽轮机发生水击。
6.2.1.4任一轴承回油温度升至75℃或任一轴承断油冒烟。
6.2.1.5任一支持轴承金属温度升至115℃或推力轴承金属温度升至110℃。
6.2.1.6轴封或挡油环严重摩擦、冒火花。
6.2.1.7润滑油压低至O.05MPa,启动辅助油泵无效时。
6.2.1.8主油箱油位降至-250mm以下,补油无效时。
6.2.1.9油系统着火不能很快扑灭,严重威胁机组安全时。
6.2.1.10轴向位移值超过跳闸值,而轴向位移保护未动作。
6.2.1.11汽轮机转速超过3300r/min,而超速保护未动作。
6.2.1.12发电机、主变、高厂变、励磁变冒烟着火或氢系统发生爆炸时。
6.2.1.13高压缸排汽温度达420℃及以上时。
6.2.2遇下列情况应立即停机(不需破坏真空):
6.2.2.1MFT具备动作条件而保护拒动。
6.2.2.2汽包所有水位计损坏。
6.2.2.3主给水、主蒸汽、再热蒸汽管道爆破或炉管爆破不能维持运行或威胁人身设备安全时。
6.2.2.4炉管、过热器、再热器、省煤器严重泄漏或爆破,不能维持主参数(水位、汽温、汽压、炉膛压力)正常运行时。
6.2.2.5再热蒸汽中断。
6.2.2.6过热器减温水调节阀失效或减温水总门关闭(无法打开),汽温变化达到汽机停机值时。
6.2.2.7炉膛或烟道内发生爆燃,使设备遭到严重损坏。
6.2.2.8锅炉尾部烟道发生再燃烧,经处理无效,使排烟温度不正常升高到250℃,有烧坏空气预热器的危险时。
6.2.2.9锅炉压力超过安全门(含PCV阀)动作压力而安全门拒动,同时PCV阀、向空排汽门、旁路系统均无法打开时。
6.2.2.10安全门动作经处理仍不回座,汽温、汽压下降到汽机不允许时。
6.2.2.11单台空气预热器故障,盘车无效,故障空气预热器出口烟气温度超过250℃时。
6.2.2.12两台火检冷却风机故障不能联动,且冷却风压与炉膛压力差<1500Pa超过10秒时。
6.2.2.13凝结水泵故障,凝汽器水位过高,而备用泵不能投入。
6.2.2.14机组甩负荷后空转或甩负荷后带厂用电运行超过15分钟。
6.2.2.15DEH系统或调节保安系统故障无法维持正常运行。
6.2.2.16高中压缸或低压缸胀差增大,调整无效超过极限值时。
6.2.2.17机组无蒸汽运行时间超过1分钟。
6.2.2.18油系统泄漏严重,无法维持运行时。
6.2.2.19抗燃油压力下降至7.8MPa以下。
6.2.2.20运行中机侧主、再热蒸汽温度升至565℃或降至430℃或主蒸汽、再热蒸汽温度10分钟内急剧下降50℃以上。
6.2.2.21循环水中断不能立即恢复时。
6.2.2.22凝汽器真空降至-81kPa以下时。
6.2.2.23机组负荷100MW以上,凝汽器真空低于-85kPa,运行时间达60min及以上时。
6.2.2.24发电机有明显故障,而保护拒动。
6.2.2.25主变、高厂变、励磁变异常必须停运时。
6.2.2.26发电机定子及引线漏水。
6.2.2.27发电机严重漏氢,保证不了氢压时。
6.2.2.28发电机定冷水中断,超过28秒。
6.2.2.29机组范围发生火灾,直接威胁机组的安全运行时。
6.2.2.30当热控DCS系统全部操作员站出现故障(所有上位机“黑屏”或“死机”)时。
6.2.3遇有下列情况之一时,应申请停止机组运行:
6.2.3.1炉内承压受热面因各种原因泄漏,尚能维持短时间运行时。
6.2.3.2高压汽水管道、法兰、阀门泄漏无法隔离时。
6.2.3.3单台空气预热器故障,短时间内无法恢复时。
6.2.3.4两台除尘器停运短时间内无法恢复时。
6.2.3.5控制气源失去,短时间内无法恢复时。
6.2.3.6锅炉给水、炉水、蒸汽品质严重低于标准,经调整无法恢复时。
6.2.3.7锅炉严重结焦,经多方面处理难以维持正常运行时。
6.2.3.8烟道积灰、炉膛及预热器漏风,电除尘及引风机积灰等原因,经采取措施无法维持炉膛正常负压时。
6.2.3.9锅炉汽温和受热面壁温严重超标,经多方面调整无法降低时。
6.2.3.10除灰系统故障,短时间不能消除时。
6.2.3.11吹灰系统故障,无法正常吹灰,导致锅炉不能正常运行时。
6.2.3.12发电机线圈、铁芯温度或温升超过允许值,采取措施无效时。
6.2.3.13发生其它故障,威胁机组运行及人身安全时。
6.3紧急停机的操作
6.3.1紧急停机条件之一出现时,满足保护条件的保护应动作,若保护未动或非保护条件应立即手操紧急停机或紧急停炉按钮,检查高、中压自动主汽门及调速汽门快速关闭,高排逆止门、各段抽汽逆止门及供热抽汽逆止门快速关闭,开启汽轮机润滑油泵;切断炉膛所有燃料供给,停止一次风机、制粉系统,关闭燃油快关阀,关闭过热器、再热器减温水门;发电机主开关及灭磁开关跳闸,厂用电切换正常。
若厂用电无法保证,应紧急启动柴油发电机组恢复400V保安段供电。
6.3.2停用真空泵,打开真空破坏门,关闭所有通向凝汽器的疏水,停用旁路系统。
6.3.3检查启动电动给水泵,将各自动切为手动,检查开启电泵再循环门,用30%给水旁路控制汽包水位,停止上水时应开启省煤器再循环门。
6.3.4开启凝结水再循环门,关#5低加出口门,调整凝汽器及除氧器水位。
6.3.5严格监视汽包和过热器压力,用向空排汽门或手动PCV阀控制主汽压力,防止锅炉超压。
6.3.6在惰走过程中检查机组各部情况,倾听机内声音,准确记录惰走时间。
当机组转速降至1250r/min时,检查顶轴油泵自启动,调整密封油压。
转速到零时停用轴封供汽。
6.3.7调整炉膛负压在-100Pa,用大于30%的风量对炉膛进行吹扫。
6.3.8立即汇报单元长、值长及有关领导。
6.3.9紧急停机后,若机组不具备重新启动条件,余下工作按正常停机进行。
6.3.10若非破坏真空停机,则无停真空泵、开真空破坏门操作,应切换轴封备用汽源,维持真空。
6.4典型事故的处理
6.4.1锅炉灭火
6.4.1.1现象:
1)炉膛负压突然大幅度摆动或至最大。
2)火焰工业电视显示不出火焰,炉膛变黑。
火焰检测装置检测不到火焰。
3)炉膛灭火信号声光报警。
4)汽温、汽压、蒸汽流量迅速下降,汽包水位大幅度波动。
5)MFT动作,主汽门关闭、发电机跳闸声光报警。
6.4.1.2原因:
1)炉内燃烧工况组织不合理,风煤比例不当。
2)机组低负荷运行时,燃烧不稳定
3)煤质变化剧烈,燃烧不稳定。
4)掉焦、掉渣破坏燃烧工况。
5)制粉系统运行异常。
6)水冷壁、再热器、过热器爆管破坏燃烧。
7)运行中锅炉辅机故障。
8)锅炉保护动作。
9)全燃油时,油中带水或燃油系统故障。
10)厂用电中断
6.4.1.3处理:
1)锅炉灭火,MFT应动作,主汽门关闭,发电机跳闸。
若MFT保护拒动,立即手动切除一次风机、磨煤机、给煤机的运行,手动关闭燃油速断门,锅炉解除全部减温水。
2)机组的厂用电源切换至备用电源,检查灭磁开关联跳,否则手动拉开,启动电动给水泵。
3)查明MFT原因后,迅速满足炉膛吹扫条件,调整30%~50%的总风量,进行炉膛吹扫5min后,复位MFT、OFT,允许锅炉点火。
油枪投入后应就地观察油枪着火情况。
4)检查汽机交流润滑油泵联启正常,高排逆止门、抽汽逆止门、供热逆止门关闭,切除高、低压加热器,检查关闭轴封至除氧器进汽门,除氧器切换至辅汽供,轴封汽源切换为辅汽或再热冷段供。
5)锅炉点火后,通过增加燃料,打开向空排汽、投入旁路等手段尽力提高汽温,使汽温接近缸温。
发电机解列,汽轮机处于隋走时,按热态重新启动;当汽轮机已处于盘车状态,则不允许立即启动,待盘车4h后,按热态启动处理。
6)在快速恢复过程中,注意控制好升温、升压速度,防止过热器、再热器各段超温。
7)点火后,启动制粉系统时,启动前必须对磨煤机进行10min的吹扫,煤粉着火稳定后再投下一台磨煤机。
6.4.2任一6kV工作段厂用电源中断
6.4.2.1现象:
1)DCS系统报警,对应母线工作电源开关跳闸,快切装置闭锁或切换失败。
2)该段带低电压保护的设备均跳闸,备用设备联启。
6.4.2.2原因:
1)发变组保护动作,快切装置动作不正常。
2)6kV母线故障。
3)6kV设备故障,保护越级动作。
4)运行人员误操作或保护误动。
6.4.2.3处理:
1)检查确认6kV(A或B段)母线确已失电,检查保护动作情况。
1若保护动作,快切装置发“快切闭锁”信号时,在未查明原因前不得抢合备用及工作电源开关。
2若快切装置因故未投入或拒动,则应检查工作分支开关确已断开后,立即手动合上该段备用分支开关。
3若该段无备用电源,同时又不是发变组或高厂变主保护动作及发电机仍带有正常电压时,则对母线检查无异常后,可利用跳闸的开关对其强送电一次。
4若原为备用电源开关供电,备用开关跳闸,未查明原因前不得抢合工作及备用电源开关。
此时若跳闸原因不是启动变差动或瓦斯保护动作引起时,则对母线检查无异常后,允许用跳闸开关对失电母线进行强送一次。
2)检查保安段正常或切换正常,若未切换立即手动切换。
3)检查在该母线上的低压厂变所带的400V母线确无电压,分别拉开低压厂变低压侧、高压侧开关,必要时手动合上联络开关。
4)若锅炉未灭火,汽机未掉闸,RB投入时,检查RB应动作,油枪联投正常,调整维持炉膛负压,维持汽包水位,并按锅炉辅机单侧运行规定处理。
5)具有联动备用的设备电源中断跳闸后,检查备用设备应联启正常。
6)检查运行磨煤机所对应的给煤机是否正常,恢复受影响的给煤机。
7)若因失电造成锅炉灭火,按照锅炉灭火事故处理。
8)若机组跳闸,立即检查交流润滑油泵、密封油泵、小机交流油泵运行正常,否则启动直流油泵,按照汽轮机停机事故处理。
9)复位跳闸设备开关,切除有关联动设备开关。
查明厂用电源中断原因,若保护动作引起6kV快切装置闭锁,应到现场查明保护动作原因:
1若系负荷故障越级跳闸,应隔离故障点后恢复母线供电。
2若母线上有明显故障点,将母线停电做好安措交检修处理。
3若检查不到明显故障点,则拉开所有负荷分支开关,用备用分支开关对母线试送电一次,成功后逐路恢复分支供电。
10)厂用电恢复正常后恢复机组正常运行方式。
6.4.36kV工作段厂用电源全部中断
6.4.3.1现象:
1)DCS系统报警,跳闸开关显示状态改变。
2)所有运行的带低电压保护的交流电动机均跳闸,各电动机电流到零。
3)6kV工作段、6kV公用段、400V工作段、400V公用段(IA段或IB段)、保安段母线电压到零,柴油发电机应自启动。
4)锅炉MFT动作,汽机跳闸,机组解列。
5)汽温、汽压、真空迅速下降。
6.4.3.2原因:
1)系统故障,同时#02启动变故障。
2)6kV快切装置自投不成功。
3)运行人员误操作或保护误动。
6.4.3.3处理:
1)检查高、中压主汽门、调门关闭;高排逆止门、抽汽电动门及逆止门关闭,转速下降。
2)检查柴油发电机联启保安段电源切换电压恢复正常,否则应强启柴油机手动切换保安段电源;若本机组柴油发电机启动失败,则倒换运行方式由另一台柴油发电机带本机组保安段。
3)启动汽机直流润滑油泵,小机直流事故油泵,直流密封油泵运行,注意各瓦温的温升变化情况。
全开真空破坏门紧急故障停机。
4)检查锅炉MFT动作正常,燃油快关阀关闭无泄漏,停止锅炉所有放水。
空气预热器运行正常,必要时应手动盘车。
检查火检冷却风机工作正常。
5)检查机、炉动力配电箱备用电源联动正常,电动门是否失电。
6)若另一台机组运行正常,检查关闭跳闸循环水泵出口蝶阀,在不影响另一机组安全运行的前提下,视情况开启部分循环水联络门。
7)凝汽器未通水前禁止向凝汽器排汽、水,关闭主、再热蒸汽管道疏水、辅联至凝汽器疏水门,关闭连排。
8)复归跳闸设备,切除有关联动开关、查明厂用电中断原因,尽快恢复厂用电源,待厂用电源恢复后,逐次完成各种油泵、水泵、风机的启动、切换工作。
6.4.3.4机组恢复运行时应对机组进行全面检查,并注意如下问题:
1)认真检查汽轮机转子的弯曲情况,若大轴晃动度超规定,应进行盘车直轴后方可启动。
2)各主要监视数据应在允许范围内。
3)若循环水中断时间长,凝汽器汽、水侧温度升高较多,通循环水之前,应优先启动凝结水泵投入低压缸喷水,降温至50℃以下。
凝结水采取补、排方式换水降温,恢复循环水系统运行时缓慢充水赶空气。
6.4.4400V工作段厂用电源中断
6.4.4.1现象:
1)DCS系统报警,跳闸开关显示状态改变。
2)部分设备跳闸停运,备用设备启动。
3)400V工作段电压显示到零。
6.4.4.2原因:
1)6kV工作母线失电。
2)400V工作段母线故障。
3)运行低厂变故障。
4)运行人员误操作或保护误动作。
6.4.4.3处理:
1)如果低压厂用电源部分中断,而锅炉未灭火时,应立即投油助燃,稳定燃烧。
2)检查保安段电源正常,否则强启柴油发电机手动切换保安段电源。
3)若小机掉闸,检查电泵联启正常,并调整水位正常。
4)具有联动备用的设备电源中断跳闸后,检查备用电源应联启正常。
5)空气预热器主电机跳闸,辅助电机自动投入时,隔离跳闸空气预热器,若空气预热器主辅电机均不能运行时,应手动盘车。
6)根据低压厂用电源跳闸的具体情况,进行相应的处理:
1若因6kV工作母线失电,应分别拉开所属低压厂变低压侧、高压侧开关,必要时手动合上联络开关由另一段400V母线供电。
待母线电压正常,恢复因低电压跳闸的设备。
2检查保护动作情况,未查明原因前不得抢合联络开关。
3若联络开关在停役状态或由联络开关供电时开关跳闸,禁止强送,必须查明故障原因,待故障消除或隔离后再恢复400V母线供电。
4如果是母线故障或负荷故障且保护未动或拒动而引起的越级跳闸,应将母线所有开关断开,摇测母线绝缘良好,用跳闸的开关试送电正常后恢复母线运行。
若为母线故障,应立即隔离故障点,通知检修处理。
7)如果因低压设备跳闸而引起高压设备跳闸,造成机组停运或锅炉灭火,应紧急停机或紧急停炉。
6.4.5RUNBACK(快速减荷)
6.4.5.1当机组处于协调控制方式,且负荷>50%MCR工况下,机组发生下列情况之一时,应使机组快速降负荷到50%。
1)失去一台送风机。
2)失去一台引风机。
3)失去一台一次风机,或一次风母管压力低。
4)失去一台给水泵。
5)失去一台空气预热器。
6.4.5.2自动RUNBACK的主要现象:
1)跳闸辅机的声、光报警出现。
2)机组负荷及蒸汽流量大幅度下降。
3)汽包水位急剧下降。
6.4.5.3自动RUNBACK正常时:
1)检查RB后锅炉负荷与能力负荷是否适应,若不适应,则继续降低机组负荷,直至汽包水位、炉膛负压、氧量、风压均能维持在正常范围内。
2)检查关闭跳闸的磨煤机对应的二次风量调节风门。
3)若燃烧不稳,可投油稳燃。
4)锅炉负荷降至50%,保留运行中相邻两层燃烧器对应的磨组运行,跳其余磨组,并有相应报警。
5)锅炉控制回路由RB目标值控制,负荷指令回路跟踪实发功率信号,汽机控制回路由主汽压力(机前压力偏差)控制,承担主汽压力的调节任务。
6.4.5.4自动RB不正常时:
1)人工干预,保留运行中相邻二层燃烧器对应的磨组运行,紧急停运其余磨组。
2)下层投油不成功时,立即手控(远程)投入下层或中层油枪运行。
3)给水自动跟不上时,暂切为手操,水位正常后再投入自动。
4)当汽温下降过快时,立即先强关减温水总门,防止汽温突降。
当汽温趋于稳定或有回升时,根据情况再做恢复调整。
5)密切监视燃烧,注意炉膛负压的调节,防止熄火。
6.4.6尾部烟道再燃烧
6.4.6.1现象:
1)烟道、省煤器出口及空预器进、出口的烟温均不正常地突然升高。
2)一、二次热风温度不正常地升高。
3)炉膛和烟道负压剧烈波动,烟道差压增大。
4)烟囱冒黑烟,引风机轴承温度升高。
5)燃料量远大于实际负荷应对应的燃料量。
6)再热器烟道发生再燃烧时,再热器出口汽温不正常升高或再热器挡板自动关小(自动方式时),事故喷水可能投运;过热器烟道发生再燃烧时,屏过入口汽温不正常升高或一减温水流量大幅上升。
6.4.6.2原因:
1)燃烧不良,尾部积碳或在锅炉启、停时的燃油过程中,油压偏低,雾化不好,使烟道受热面上积油垢。
2)锅炉长时间低负荷运行,烟速低,使尾部烟道内积聚可燃物。
3)燃烧调整不当,煤粉粗,风量过小等原因引起燃烧不完全,造成大量可燃物在烟道内积聚燃烧。
4)在启、停炉或启、停制粉系统时,调整不当使着火和燃烧不良造成尾部积粉燃烧。
6.4.6.3处理:
1)发现烟道烟气温度不正常升高时,应全面分析并采用相应的调整措施,同时对烟道进行吹灰。
2)发现烟道温度不正常地升高是由于调整不当或风、煤量测量不准造成风量不足引起时,应将风量和煤量控制切为手动方式,采用风量不变,减少煤量的方法处理。
处理时应缓慢,尤其是汽温很高且减温水流量也很大的情况下更应注意。
待烟温恢复正常,逐渐增加风量和煤量将负荷增至需要值。
3)当检查确认发生再燃烧时,执行紧急停炉,停运二台送、引风机并关闭其进、出口风门(挡板),密闭炉膛,同时设法用吹灰器向炉内喷蒸汽灭火。
4)检查烟道各段烟温正常后,方可打开检查门检查,确认无火源后,谨慎启动引风机通风。
5)通风后烟温无异常且设备未遭到损坏,重新点火启动。
6.4.7汽包水位高
6.4.7.1现象:
1)汽包水位指示高于正常水位。
2)各水位表同时向正值增大,高水位报警。
3)给水流量不正常大于蒸汽流量。
4)蒸汽带水时,依蒸汽流程,各过热器壁温、减温器前后汽温、主蒸汽温度先后快速急剧下降。
5)严重满水时,蒸汽管道内发生水冲击。
6)若燃料量突增引起,机组负荷及蒸发量均上升或汽压上升。
7)若水位高至+150mm,汽包事故放水门自动开启,若水位高于+200mm,3秒后MFT动作。
6.4.7.2原因:
1)给水自动失灵或被控设备(给水泵、调门等)故障失控,使给水流量大于蒸汽流量。
高水位报警信号失灵,造成运行人员发现不及时。
2)手动调整不及时或误操作。
3)水位计、蒸汽流量表、给水流量表指示不正常,造成运行人员误判断而误操作。
4)负荷突增或安全门动作,造成瞬间高水位,自动(手动)调节跟不上。
6.4.7.3处理:
1)对照汽、水流量和各水位计指示,判断水位指示是否正确。
2)发现各水位指示值均升至+100mm以上时,立即手动关小给水调门或降低给泵的转速,必要时还应打开汽包定排阀门或事故放水门。
若因燃料量突增引起,则立即降低燃料量;若因主汽压力突降引起,应谨慎减少给水量,防止虚假水位过后继而发生缺水。
3)若过热器已带水,汽温明显下降,立即打开过热器和主汽管道疏水门,待汽温恢复正常后再关闭。
4)水位已控制在允许的范围内后,应进一步查找原因并作相应的处理。
5)若汽包水位≥+200mm,3秒后MFT应动作,否则应手动紧急停炉。
6)满水使MFT动作后,应查明原因并继续下列处理:
1若各变送器水位指示值小于+205mm时,立即关小给水调节阀或降低给水泵的转速,将水位维持在正常水位。
2若各变送器水位指示值大于+205mm时,关小给水调门,打开事故放水门,必要时还应关闭给水隔绝门,待汽包水位降至正常水位,关闭事故放水门。
3若满水尚未造成设备损坏,水位和汽温正常后,应及时将锅炉重新投运。
6.4.8汽包水位低
6.4.8.1现象:
1)汽包水位指示低于正常水位。
2)各水位计同时向负值增大,低水位报警。
3)给水流量不正常小于蒸汽流量。
6.4.8.2原因:
1)给水自动失灵或被控设备(给水泵、调整门)故障失控,使给水流量小于蒸汽流量。
低水位报警信号失灵,造成运行人员发现不及时。
2)手动调整不及时或误操作。
3)水位计、蒸汽流量表,给水流量表指示不正确,造成运行人员误判断而误操作。
4)水冷壁或省煤器严重泄漏或爆破。
5)定排泄漏或排污量过大;省煤器、水冷壁下联箱放水门和事故放水门误开。
6)给水泵故障。
7)负荷突降或主汽压力突升,造成瞬间低水位,自动(手动)调节跟不上。
6.4.8.3处理:
1)对照所有水位计,确认水位低。
2)因给水自动失灵,应将给水自动切为手动,提高给水泵转速,增加给水量;因给水泵失控,立即增加另一给水泵转速,并用其调整控制;若此时给水流量仍小于蒸汽流量,立即启动备用泵(电动泵),用电泵控制,水位回升正常后停止失控泵。
3)在上述处理过程中,若发现给水流量始终小于蒸汽流量,汽包水位在-100~-200mm,但仍有下降趋势时,应超前适当减负荷,使蒸汽流量小于或稍小于给水流量,以稳住水位。
应避免在水位接近低限时急减负荷,
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