整理发电厂技术问答部分Word格式.docx
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5)凝汽器真空下降时,应根据低压缸排汽温度升高情况,开启低压缸喷水电磁阀,控制排汽温度不超过79℃,排汽温度达121℃且持续15min或>121℃应停机。
6)因真空低紧急停机时,应立即切除高、低压旁路,关闭所有进入凝汽器的疏水门。
7)真空低报警至停机时间不得超过60min。
8)检查当时机组有无影响真空下降的操作,如有立即停止并恢复到原运行方式。
9)因循环水中断或水量不足引起的真空下降,应立即启动备用循环水泵;
如果凝汽器管脏污,加强清洗;
如循环水全部中断,应立即打闸停机,并关闭凝汽器循环水进出水门,待凝汽器排汽温度下降到50℃左右时,再向凝汽器通循环水。
10)循环水水量减少时,应检查运行循环水泵工作是否正常、出口蝶阀是否全开,备用泵碟阀关闭是否严密,否则启动备用泵,检查凉水塔来水滤网是否堵塞,特别是冬季防止冰块堵塞滤网,并及时清理滤网,检查循环水水室能否放出空气。
11)检查真空泵运行情况,及时调整汽水分离器水位正常,若备用真空泵入口门不严时切换备用泵运行。
12)检查轴封系统工作情况,及时维持轴封压力正常。
13)检查凝汽器水位,水位高时及时调整。
14)检查凝水补水箱水位是否正常,如水位低时关闭凝水输送泵至凝汽器补水门,待水位正常后再打开。
15)若仪用气压力低,导致真空泵入口碟阀关闭,及时恢复仪用气压力正常,并根据真空降负荷。
16)因凝汽器真空系统漏空气引起的真空下降,按下列步骤处理
A.检查真空破坏门及真空系统的有关阀门是否误开,如误开立即关闭。
B.对真空系统的设备进行查漏和堵漏。
如轴封加热器∪型管水封不正常,应注水至正常;
真空破坏门不严密,应关严并注水;
给水泵密封水不正常,水封∪型管泄漏时,应立即调整水封∪型管水位正常或立即隔离水封∪型管,将密封水回水倒至地沟,待调整水封正常后重新倒回凝汽器。
C.小机真空系统泄漏,不能维持在低真空报警值以上,减负荷至80%额定负荷,启动电泵、停故障小机,关闭排汽碟阀及疏水,进行处理。
真空降到-47.7kPa,小机跳闸,否则手动停机。
除氧器正常运行维护
1.除氧器正常运行中应注意监视除氧器压力<1.012MPa,温度≯374℃,与当时机组运行工况相对应,滑压范围0.05~1.012MPa。
2.除氧器的就地水位计与DCS上水位指示值要经常校对,保持一致。
3.除氧器的水位控制应投入自动,保证除氧器在正常水位运行。
4.除氧器正常运行中辅汽作为备用汽源时,辅汽至除氧器压力调节门手动隔离门应全开,门前疏水微开,压力调节门应投入自动。
5.除氧器正常运行中溶解氧应符合要求(≤5PPb)。
6.除氧器出水温度≤187℃。
规程修改润滑油压力低保护定值
#2机汽轮机润滑油油压降至0.08MPa报警,降至0.075MPa联动交流油泵,降至0.06MPa联动直流油泵,并停机投盘车,降至0.03MPa时停盘车。
加热器投停操作原则
1加热器投运时,应先投水侧再投汽侧;
停运时,应先停汽侧再停水侧。
低压加热器在凝结水系统注水时应投运水侧,高压加热器在锅炉上水时应投入水侧,完成低压注水投运。
2#8A/B、#7A/B低加汽侧在机组冲转时随机滑启,#6、5低加在机组并列后依次投入。
高压加热器在机组负荷达30%投入。
投高加时应遵循从低压到高压的原则,停时则相反。
3严禁泄漏的加热器投入运行。
4加热器必须在水位计完好,报警信号及保护装置动作正常的情况下投入运行。
5加热器投停过程中应严格控制低加出水温度变化率≯3℃/min,高加出水温度变化率≯1.83℃/min。
规程修改轴封汽温度定值160-200℃
规程修改主蒸汽温度低保护定值
锅炉MFT主保护
当汽轮机主汽门前主蒸汽温度过热度低于56℃时,锅炉MFT动作。
保护动作时,锅炉MFT,跳闸磨煤机、给煤机、一次风机,关闭燃油快关阀,切断进入锅炉的一切燃料,同时汽机联跳,发电机解列。
F2(P1,T1)
1
2
3
4
5
6
7
8
调节级压力(MPa)
4.7
8.6
12.9
16
18
22
30
饱和温度(℃)
100
260
300
330
347
357
374
增加56℃的过热度后的主汽温最终定值(℃)
316
356
386
403
413
430
规程修改给水压力低联泵报警值、联泵值
锅炉主给水压力低
报警
≤12.0MPa
锅炉主给水压力低低
联锁
联启电动前置泵、电动给水泵
≤11.0MPa
小机联锁保护
序号
信号名称
类别
作用
定值
轴向位移大
正向报警
≥0.7mm
负向报警
≤-0.7mm
轴向位移大大
保护
正向跳机
≥0.9mm
负向跳机(定值加上轴推间隙值)
≤-0.9mm
排汽真空低
≤67.7kPa
排汽真空低低
小机保护
≤47.7kPa
安全油压低低
小机保护(PS112,PS113二取一且延时3S)
≤6MPa
小机转速
启盘车
≤30rpm
9
停盘车(与盘车电机已启动)
≥50rpm
10
轴承振动大
≥0.1mm
11
轴承振动大大
≥0.15mm
12
小机超速
6069rpm
13
后备超速保护
6242rpm
14
推力轴承温度高
报警1
报警2
≥75℃
≥90℃
15
支持轴承温度高(前、后)
前轴承及推力轴承回油温度高
≥65℃
17
前轴承及推力轴承回油温度高高
跳小机
后轴承回油温度高
19
后轴承回油温度高高
20
冷油器出口温度高
≥50℃
21
润滑油箱油温低
投油加热器
≤25℃
润滑油箱油温高
停油加热器
≥30℃
23
润滑油压低I值
≤0.15MPa
24
润滑油压低II值
联启备用主油泵
≤0.14MPa
25
润滑油压低III值
联启直流油泵
≤0.1MPa
26
≤0.08MPa
27
油箱油位高
450mm
28
油箱油位低
150mm
29
轴偏心大
0.13mm
31
冷油器出口油温高
32
2.环境敏感区的界定四抽至小机供汽母管压力低
目前,获得人们的偏好、支付意愿或接受赔偿的意愿的途径主要有以下三类:
①从直接受到影响的物品的相关市场信息中获得;
②从其他事物中所蕴含的有关信息间接获得;
③通过直接调查个人的支付意愿或接受赔偿的意愿获得。
(二)规划环境影响评价的技术依据和基本内容≤0.41MPa
电气专业
1、发电机紧急停运条件。
第五章 环境影响评价与安全预评价1.发电机着火或发电机内氢气爆炸。
四、环境影响的经济损益分析2.危及人身安全。
3.发电机滑环碳刷严重冒火,且无法处理。
3.意愿调查评估法4.发电机滑环冒烟着火。
(1)规划和建设项目环境影响评价。
5.发电机断水,保护未动。
6.发电机漏水且伴随有定、转子接地。
(四)环境价值评价方法7.发电机大量漏水。
第1页8.发电机发生剧烈振动。
(1)建设项目概况。
9.发电机定、转子温度急剧升高。
10.发电机定子冷却水导电度升高至9.5μs/cm。
11.发电机密封油系统故障,油氢差压维持不住,发电机大量漏氢。
12.发电机负序电流突然增加且不返回,同时发电机轴承振动突然增大,定冷水压突然升高,发电机线圈层间温度和进出水温度突然升高,内冷水检漏装置检测到发电机内漏时。
2、变压器紧急停运条件。
1.变压器内部有不均匀的噪声和爆炸声。
2.套管炸裂,闪络放电。
3.变压器冒烟着火,压力释放阀动作。
4.引线端子熔化。
5.变压器大量漏油且无法消除。
6.变压器绝缘油变色严重,且油内出现碳质。
7.变压器在正常负荷及冷却条件下,上层油温或线圈温度超过极限值,并急剧上升。
8.变压器过励磁达极限值,且保护未动作跳闸。
9.发生危及变压器安全的故障,而变压器有关保护拒动。
10.变压器附近设备着火、爆炸或发生其它情况,对变压器构成严重威胁。
11.发生人身触电而又无法脱离电源。
12干式变压器有放电声并有异臭味。
3、发变组保护运行规定。
1.发变组正常运行中,保护全部投入运行(转子接地保护只投入A屏或B屏的“转子一点接地保护”,另一屏“转子一点接地保护”及两屏“转子两点接点保护”不能投入,当“转子一点接地保护”动作信号发出后,投入本屏“转子两点接地保护”)。
2.发电机停机后应,解除“汽轮机联跳发电机”保护。
3.发变组保护动作后,应立即准确记录有何保护动作、保护动作时间,做好记录后再复归保护。
4.发电机并列前应投入“热工保护”压板。
5.发电机解列停机后,应解除“热工保护”压板。
6.高厂变、高硫变压力释放保护正常运行情况下仅投信号。
7.主变压力释放保护正常运行情况下投入。
4、发变组配备哪些主保护?
保护名称
动作出口
全停
程序跳闸
灭磁
减出力
跳本分支断路器
闭锁厂用电快切
启动厂用电快切
启动失灵
信号
发变组差动
★
主变差动
发电机差动
发电机匝间保护
高厂变差动保护
高硫变差动保护
主变重瓦斯、压力释放、绕组温度跳闸
高厂变重瓦斯、压力释放、绕组温度跳闸
高硫变重瓦斯、压力释放、绕组温度跳闸
主变低阻抗保护
主变过激磁保护(定时限)
主变过激磁保护(反时限)
发电机电压制动电流保护
发电机过流及对称过负荷保护(定时限)
发电机过流及对称过负荷保护(反时限)
发电机不对称过负荷保护(定时限)
发电机不对称过负荷保护(反时限)
发电机失磁保护(t1)
发电机失磁保护(t2)
发电机失步保护(t1)
发电机失步保护(t2)
发电机过激磁保护(定时限)
发电机过激磁保护(反时限)
发电机定子接地保护(三次谐波)
发电机定子接地保护(基波零序)
发电机低频保护
发电机突加电压保护
断路器闪络保护(t1)
断路器闪络保护(t2)
发电机逆功率保护(t1)
发电机逆功率保护(t2)
发电机起停机保护
33
发电机断水保护
34
发电机热工保护
35
高厂变复压过流保护
36
高厂变分支过流及零序过流保护(t1)
37
高厂变分支过流及零序过流保护(t2)
38
高硫变复压过流保护
39
高硫变低压侧过流及零序过流保护(t1)
40
高硫变低压侧3过流及零序过流保护(t2)
5、保护装置异常时的处理
1.运行中的保护装置,当“装置故障”信号发出时应立即汇报值长,停用该CPU所属保护。
2.当发电机失磁保护发出PT断线、直流电源消失或阻抗元件动作信号时,应请示停用发电机失磁保护。
3.变压器差动CT断线时应立即停用变压器差动保护。
4.变压器复合电压或低电压闭锁的过流保护失去电压时,可不停用,但应及时处理。
5.变压器阻抗保护不得失去电压,若有可能失去电压时,应停用阻抗保护。
6.母线PT回路断线时,可不停用母差保护,但应立即处理。
7.母差保护故障、异常、直流电源消失、交流电流回路断线、大差电流超过允许值或母线上连接元件闸刀位置信号指示灯与实际不对应时,应停用母差保护。
6、厂用电全部失去的处理。
1.确认报警,汇报值长。
2.检查高中压主汽门、调门、高排逆止门、各抽汽逆止门已关闭,否则手动关闭,汽机转速下降。
3.密切监视直流母线电压的变化情况,确认主机、小机直流油泵、直流密封油泵均已启动,否则可手动强合两次,强合不成功迅速查明原因处理后启动。
检查主机润滑油压、油氢差压正常。
4.检查柴油发电机自启动是否成功,如没有自启动立即手动启动,以保证保安段的正常供电。
5.关闭炉前燃油进回油手动门,在厂用电恢复前,严禁向凝汽器排汽水。
6.检查发电机励磁开关、6kV及400V所有开关在“分”位,否则手动拉开。
7.通知各外围岗位进行厂用电失去的相应处理。
8.检查制粉系统的风门、挡板位置正确,过、再热器喷水隔离门关闭。
9.保安电源恢复后进行下列工作:
a.逐步恢复机组保安PC和机、炉保安MCC电源及交流事故照明正常电源。
b.启动主机交流润滑油泵、顶轴油泵、交流密封油泵,小机主油泵、EH油泵、盘车电机,空气预热器辅助电机、空气预热器油站和火检冷却风机等。
c.主机转速至零时投入连续盘车。
如投盘车前转子已静止,先翻转转子180°
,等待一段时间后再投入连续盘车。
d.检查UPS正常,电源切换正常。
投入直流系统的浮充装置,停用有关的直流设备。
10.其它操作按破坏真空停机处理。
11.检查厂用电中断的原因,尽快恢复厂用电。
7、发电机转子接地现象及处理。
现象:
“发电机转子一点接地”信号发出。
故障录波器动作。
处理
1.汇报值长。
2.投入“发电机转子两点接地”保护压板。
3.对励磁系统进行全面检查,有无明显接地。
如接地的同时发电机发生失磁或失步,应立即解列停机。
4.配合检修人员确定接地点在转子内部或外部。
5.如为转子外部接地,由检修人员设法消除。
6.如为转子内部接地,汇报值长,尽快停机。
7.如转子两点接地保护动作跳闸,按主断路器跳闸处理。
8、发电机失磁现象及处理。
1.转子电压、电流接近于零。
2.定子电压降低,电流显著增加。
3.有功负荷摆动并降低,无功负荷指示零值以下。
4.“失磁保护动作”信号发出,故障录波器动作。
处理:
1.发电机失去励磁后,发电机失磁保护动作程序跳闸出口停机。
如果失磁保护拒动或开关未跳时,则应立即停机。
2.发电机解列后应对励磁回路进行详细检查,无问题应迅速将发电机并入系统。
9.发电机振荡和失去同步原因、现象、处理。
原因:
1.由于系统故障引起。
2.发电机失磁或欠磁引起。
3.人员误操作或保护误动引起。
现象:
1.定子电流往复摆动,通常电流超过定值。
2.定子电压剧烈摆动,通常电压指示降低。
3.有、无功功率指针剧烈摆动。
4.转子电流在正常值附近摆动。
5.发电机发出有节奏的响声,且与参数摆动合拍。
6.如发电机和系统同步振荡,发电机参数与系统参数摆动一致,如发电机与系统发生振荡,发电机参数和系统参数摆动相反,失步保护动作停机,故障录波器动作。
处理1降低发电机有功。
2.当手动励磁时,增加发电机励磁电流。
当采用自动励磁时,严禁干扰励磁调节器动作。
3.如果振荡原因是由于发电机误并列引起,立即将发电机解列。
4.如果发电机和系统发生振荡,失步保护未动作,应立即将发电机解列。
5.如果振荡原因由系统引起,应增加发电机励磁电流,维持系统电压,根据中调及值长命令处理。
10.发电机变成同步电动运行现象、处理。
1.“高压主汽门关闭”、“发电机逆功率跳闸”信号发出。
2.有功表指示零值以下。
3.无功表指示升高。
4.定子电流降低,电压降低。
5.转子电压、电流不变。
1.当发电机保护动作跳闸时,发电机跳闸。
2.保护未动作时,汇报值长,根据汽机情况停机。
11、#2机励磁电压波动的运行操作措施?
1、#2发电机增容至630MW后,发电机的励磁电压额定值为424V、励磁电流额定值为4317A。
2、加强对#2发电机励磁电压、励磁电流的监视,保证机组励磁电压、励磁电流不超额定值运行。
3、在DCS画面中做出#2发电机励磁电压曲线,以便监视励磁电压的波动情况,如励磁电压波动±
50V时联系电气维护部处理,并及时汇报专业;
如励磁电压波动超过额定电压时,应及时汇报值长,手动解除AVC控制,手动调整励磁电流。
4、按配电室空调运行规定对#2发电机励磁调节器室空调每两小时检查一次,防止发生空调故障时影响励磁系统稳定运行。
5、现#2发电机励磁调节器通道在通道Ⅱ运行,如发生励磁通道自动切换时,切换后应到就地检查励磁调节器运行参数,励磁电压、励磁电流、定子电压、定子电流在额定范围内。
6、#2发电机励磁电压波动大,引起发电机机端电压大于额定电压的8%时,励磁通道未自动切换,则手动就地对励磁通道进行切换,切换前应汇报专业,切换前后注意检查励磁系统运行正常。
7、如机组发生失磁时,应按机组停机事故处理。
8、其他未尽事宜按集控运行规定执行。
发变组停运破坏备用(以#1发变组为例)
1.将#1发电机励磁调节器交直流电源全部停电。
2.拉开#1主变高压侧PT二次小开关。
3.拉开#1发电机1PT、2PT、3PT二次小开关。
4.将#1发电机1PT、2PT、3PT小车拉至检修位置。
5.拉开6kV1A、1B段工作进线PT二次小开关。
6.取下#1发电机1PT、2PT、3PT一次保险。
7.将6kV1A、1B段工作进线PT拉至检修位置。
8.拉开#1机脱硫6kV工作进线PT二次小开关。
9.将#1机脱硫6kV工作进线PT拉至检修位置。
10.拉开#1发电机中性点接地变压器闸刀。
11.将6kV1A、1B段工作进线开关拉至检修位置。
12.将#1机脱硫6kV工作进线开关拉至检修位置。
13.停用#1主变、#1高厂变、#1高硫变、#1励磁变冷却器。
14.测量发电机定子线圈和转子线圈绝缘电阻。
锅炉专业
事故处理原则
1.1发生事故时,遵照“保人身、保设备、保电网”的
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