10事故处理汽机部分.docx
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10事故处理汽机部分
事故处理
10.1事故处理通则
10.1.1迅速解除对人身和设备的威胁,必要时解列或停止故障设备,保证非故障设备的正常运行,在许可的范围内,可根据具体情况增加非故障设备的负荷。
10.1.2根据设备的外部现象和表计信号的变化情况,迅速查明故障的性质、原因、部位,果断正确地处理,防止故障扩大,并及时向上级汇报。
10.1.3发生事故时,应尽可能保证或迅速恢复厂用电,用一切可能的方法,必要时在运行设备上加负荷或及时投入备用设备,保证电压、周波正常。
10.1.4严格执行规程,当发现规程中没有列举的故障时,应根据自己的知识和技能主动采取有利对策,并逐级报告。
10.1.5正确迅速地执行上级命令,在处理故障时,接到命令应复诵一遍。
如没听懂应反复问清命令,执行后迅速向发令人汇报。
10.1.6与排除故障无关人员禁止接近故障地点,以防影响操作。
10.1.7发生故障时不准进行交接班。
10.1.8故障消除后,值班人员应详实地作好记录。
10.1.9凡规定为紧急停机和立即停机的都为先停机后报告,凡规定为请示停机的都为先报告,接值长令后再停机。
10.2机组的紧急停运
10.2.2汽机紧急停运
10.2.2.1发生下列情况之一,而保护拒动时应破坏真空紧急停机:
a.汽机转速升至3300r/min;
b.机组发生强烈振动,轴振达254um(加127mm证实)、瓦盖振动达100um或听到机内清晰的金属磨擦声、撞击声;
c.轴向位移增大至保护定值(-1.65mm、+1.2mm);
d.机组胀差增大至保护定值;
高中压胀差:
-5mm,+7mm;
低压胀差:
+15mm;
e.润滑油压低至0.06Mpa,启动油泵无效;
f.汽机发生水冲击或再热汽温度10分钟内急剧下降50℃;
g.高、中压缸内缸上、下金属温差超过56℃;
h.汽轮发电机组任一轴承回油温度急剧上升至75℃或轴承断油冒烟;
i.发电机径向轴承温度达90℃;
j.汽机径向轴承温度达115℃;
k.推力轴承的温度超过110℃;
l.主油箱油位下降至1370mm以下时,补油无效;
m.轴封严重摩擦冒火花;
n.油系统着火不能及时扑灭,威胁机组安全运行;
o.主、再热蒸汽或给水管道破裂,威胁机组安全运行。
10.2.2.2破坏真空紧急停机步骤:
a.立即手动打闸停机,大开真空破坏门,严密监视机组转速,关闭电动主汽阀,关闭电动主汽阀前疏水;
b.检查主汽阀、调速汽阀关闭,供热蝶阀、供热快关阀、供热抽汽逆止阀、各抽汽逆止门、抽汽电动门、至暖风器供热电动阀、逆止阀等关闭。
汽动给水泵跳闸,电动给水泵联启;汽缸防进水高、低压阀门组联锁开启,BDV阀、VV抽真空阀开启。
c.启动交流润滑油泵;
d.关闭轴封一档溢汽至除氧器门;
e.切除高、低压旁路;
f.停止真空泵运行;
g.检查低压缸喷水阀自动打开;
h.检查汽封、除氧器汽源切换正常;
i.维持除氧器,凝汽器水位正常;
j.完成其它停机操作;
k.停机过程中维持汽封压力正常,真空到零后停止汽封供汽。
10.2.2.3发生下列情况之一,应立即停机,但不破坏真空
a.EH油压低至7.8Mpa,保护拒动;
b.主、再热汽温超过557℃;
c.主、再热汽温降至430℃以下;
d.负荷≥60MW,主蒸汽与再热汽温偏差超过43℃;
e.主汽压力超过18.4Mpa;
f.凝汽器真空低于81kPa或循环水中断,保护拒动;
g.周波低至46Hz或升高于51.5Hz;
h.发电机内冷水中断超过30秒,保护拒动(断水RB未投入或拒动时);
i.汽机无蒸汽运行时间超过1分钟;
j.高压缸排汽压力超过4.82Mpa;
k.高压缸排汽温度达420℃,保护未动;
l.厂用电全部中断;
m.汽机失去全部热控电源,短时间不能恢复时;
10.2.2.4不破坏真空停机步骤
a.除不破坏真空外其它操作同“紧急停机”;
b.完成其它停机操作。
10.2.3发电机紧急停运
10.2.3.1发电机运行中遇有下列情况之一者,应立即将发电机从系统解列,并迅速汇报值长:
a.必须停机才能避免的人身和设备事故。
b.发电机振动大大超过允许值。
c.发变组内部冒烟、着火或爆炸。
d.发电机有明显的故障特征,保护该动作跳闸而拒动者。
e.定子线棒温差达14℃或定子引水管出水温差达12℃,或任一定子槽内层间测温元件温度超过90℃或出水温度超过85℃时,在确认测温元件无误后,应立即停机。
10.2.3.2发电机紧急解列步骤
a.立即手动脱扣汽轮机;
b.拉开发变组进线开关;
c.同时拉开发电机灭磁开关(注意厂用电自投情况)。
10.3机组的故障申请停运
10.3.2汽机故障申请停运条件
a.凝汽器真空缓慢下降或突然下降到83KPa,无法恢复正常时;
b.汽温或汽压异常达规定值,在规定时间内仍无法恢复正常时;
c.主汽、再热汽管以外的其它管道破裂,无法维持运行时;
d.汽机DEH系统失灵,无法维持运行时;
e.主要辅机故障,无法维持主机运行时;
f.油系统故障,无法维持运行时;
10.3.3发电机运行中遇有下列情况之一者,应汇报值长,请示总工程师,经批准将发电机解列:
a.发电机无主保护运行时。
b.发电机温升超过允许值,经采取措施无效时。
c.发电机定子线圈出水温度超过80℃,经采取措施无效时。
d.发电机大量漏氢、氢压无法维持时。
e.发电机出现“定子接地”信号,30分钟内查不出确切原因信号仍不消失时。
f.液位计大量排水且无法消除时。
10.3.4机组故障停运的处理
a.机组任一故障停机条件满足时,应汇报值长,批准后停止机组运行;
b.按机组停运的有关规定选用适当的停机方式降负荷停机;
c.为了防止故障进一步扩大,可适当加快减负荷速度;
d.若事故情况恶化到紧急停运条件,按紧急停机处理;
e.及早将厂用电切到启备变带;
f.发电机解列合入主变中性点刀闸;
g.完成其它停机操作。
10.4机组大联锁动作机组跳闸的处理
10.4.1现象:
a.发电机有功、无功、定子电流指示到零,掉闸开关绿灯闪光,光字牌显示故障类型。
b.汽轮机跳闸后应联动以下项目
a)高压主汽阀,高压调门关闭;
b)中压主汽阀,中压调门关闭;
c)高压排汽逆止门,一至六段抽汽电动门,一至六段抽汽逆止门关闭;
d)冷段供辅助蒸汽抽汽电动门,逆止门关闭;
e)供热蝶阀,供热快关调节阀、逆止门关闭;
f)高中低压疏水阀门组开启;
g)高压缸排汽通风阀开启;
h)四抽至除氧器抽汽电动门,四抽至给水泵汽轮机抽汽电动门关闭;
i)五抽至暖风器抽汽电动门,逆止门关闭;
j)联启电动给水泵;
k)辅助蒸汽至汽封电动门开启;
l)事故排放阀自动开启;
m)汽缸夹层加热进汽箱电动门关闭;
c.锅炉MFT跳闸指示及光字牌亮,发报警信号。
10.4.2处理:
a.检查6KV厂用电快切成功,复归各开关闪光信号。
b.启动交流润滑油泵。
c.若6KV厂用电快切未成功,不能盲目强合备用开关,必须确保厂用分支开关在断位、没有本段保护动作信号并且备用分支开关指示灯正常的情况下,强合备用电源开关,恢复厂用电正常。
d.若MK开关、6KV厂用电工作电源未掉闸,应采取先拉后合的方法倒厂用电,并拉开MK开关。
e.MFT动作后自动执行以下程序:
切给粉机总电源、运行中的给粉机、排粉机、一次风机跳闸;关闭进油速关阀、油枪油角阀;关闭一次风门、各减温水电动门、调整门;送、引风机切手动。
f.若MFT拒动,应立即切除一次风机、给粉机、排粉机,关闭各减温水电动门、调整门,关闭进油速关阀、切油枪油角阀,关闭一次风门,调整通风量≮额定风量30%,加大炉膛负压,通风5~8分钟,经值长允许后,方可点火。
若灭火原因不清,短时间不能消除,则按正常停炉处理;
g.MFT动作后,检查空气预热器、火检冷却风机正常运行,否则应立即开启;解列各自动装置,加强水位调整,维持正常水位;停止吹灰器运行;
h.若因MFT保护动作引起机组跳闸,严格监视主、再热器壁温,当主汽压≯6Mpa时可开启二级过热器疏水,冷却过热器;严禁MFT动作后不经抽粉,采用投油或继续给粉爆燃的方法点火。
i.检查光字及保护动作情况,恢复各开关闪光,判别故障原因。
j.若为汽机保护动作,应按相应的停机步骤处理。
原因未查明,禁止盲目挂闸冲车。
k.若为锅炉或发电机保护动作联跳汽机,应按正常停机处理,做好随时启动准备。
l.查明跳闸原因并消除后,经值长许可,满足吹扫条件后,锅炉自动进行吹扫5分钟,MFT自动复归,锅炉重新点火。
m.如确属人员误碰或保护误动引起,应汇报值长退出误动保护,尽快将发电机并入系统。
冲车前确认各调速汽门在严密关闭位,且机组转速指示正确,方可挂闸。
n.若为发变组内部故障引起保护动作掉闸,应根据光字牌及动作保护,对保护范围内的设备进行详细检查,并汇报值长,联系检修处理。
o.如为发变组外部故障引起,应对发变组设备进行检查,如未发现明显的故障点,设备又无异常,可对发电机变压器组零起升压,耐压10分钟,无问题并得到总工程师批准后可将发电机并入系统。
10.5厂用电中断
10.5.16KV厂用工作电源开关掉闸:
现象:
喇叭响,掉闸开关绿灯闪光,根据故障类别出现光字。
处理:
a.查6KV厂用电快切是否成功,若6KV厂用电快切成功,复归各开关闪光信号。
b.若6KV厂用电快切未成功,不能盲目强合备用开关,必须确保厂用分支开关在断位、没有本段保护动作信号并且备用分支开关指示灯正常的情况下,强合备用电源开关,恢复厂用电正常。
若备用电源开关仍拒绝合闸而又无任何光字及故障特征,在主开在未跳闸情况下可强送工作电源开关一次。
c.若强送备用电源后开关又掉闸,或强送工作电源后开关掉闸,这两种情况均可以认为母线故障或负荷故障保护未动或开关拒动引起的越级掉闸,应到配电室进行详细检查。
d.若查配电室无明显故障,应检查负荷开关有无保护动作而开关未掉的情况,若无此情况,此时应将故障母线所有负荷开关断开,断开母线TV,对母线绝缘进行测量。
若为母线故障,应将该段母线转为检修。
e.未查出明显故障点时,应用备用电源开关向空母线试送电一次,若送电成功,则可能是越级造成的母线停电,所有负荷应按照先重要后次要的顺序,测量绝缘良好后分别送电。
f.若工作电源开关跳闸是工作变压器本身故障引起的,在恢复母线运行后,按变压器的事故处理进行。
10.5.2单机厂用电中断
10.5.2.1现象:
a.集控室照明变暗,事故照明自投。
b.MFT动作,锅炉灭火、汽机、发电机跳闸,事故喇叭响,出保护动作光字牌。
c.厂用6KV母线,380V母线电压为零。
d.所有运行电机停止转动,电流回零,电机显示黄色,事故喇叭响。
e.汽机以下阀门关闭:
高压主汽阀,高压调门关闭;中压主汽阀,中压调门关闭;
高压排汽逆止门,一至六段抽汽逆止门关闭;
冷段供辅助蒸汽抽汽逆止门关闭;
供热蝶阀,供热快关调节阀、逆止门关闭;
四抽至给水泵汽轮机抽汽逆止门关闭;
五抽至暖风器逆止门关闭;
10.5.2.2处理:
a.查汽机直流润滑油泵、直流密封油泵、两台汽泵直流润滑油泵联启正常,否则手动开启,派专人密切注视直流动力母线电压的变化。
如直流密封油泵不能开启时,注意密封油压是否能满足氢压需要,必要时可适当排氢。
b.检查仪用压缩空气压力是否正常,否则及时联系开启备用空压机,保持压缩空气压力正常。
c.查柴油机是否自启(出口电压),保安段有无电压。
d.若柴油机未自启,可检查满足启动条件,迅速手动开启柴油机。
e.若柴油机启动,且出口电压正常,但保安段备用进线未合闸,这时可手动打掉工作进线开关,手合备用进线开关保证保安段正常供电。
f.若柴油机电流未超规定值运行时,优先恢复蓄电池浮充电电源的运行。
g.保安段恢复正常后,将直流油泵倒交流油泵运行。
空预器油泵和辅助电机、启动火检冷却风机、送风机油泵、引风机冷却风机。
h.开启空预器气动马达,注意检查主轴是否转动,无效时,用盘车手柄进行就地盘车,直至空预器入口烟温降至200℃。
i.就地关闭一减、二减电动门、调整门,关闭汽泵、电泵抽头手动门。
j.检查所有吹灰器是否退出,未退出则及时手动摇出,吹灰器摇出后手动关闭屏过供吹灰汽源电动门。
k.派专人监视汽包水位和上下壁温差。
l.转速降至1200转/分,检查顶轴油泵联启正常,保安段不能及时恢复时,破坏真空,按紧急停机处理。
m.在转子惰走过程中,必须注意机组振动情况,特别是临界转速区内,如振动超标,且不能迅速恢复至规程规定值以下时,应破坏真空,按紧急停机处理。
n.及时解除各辅机联锁开关,并将开关复位。
o.及时开启通风阀,防止再热冷段撞管。
真空降至30KPa以下时关闭通风阀。
p.转速到零,投入连续盘车。
记录大轴晃度及盘车电流。
如不能投入连续盘车,记录静止时间,待具备投入连续盘车条件时,转子盘动180℃停留相同时间,投入连续盘车。
q.凝结水泵不能恢复运行时,应汇报值长,破坏真空到零,停止汽封供汽,严禁在转子静止时,向汽封供汽。
r.若保安段不能及时恢复时,转子到零后,关闭所有可能进入汽轮机本体的汽源、水源,汽轮机本体作闷缸处理。
具体操作按汽机防进水措施执行。
记录转子位置及静止时间。
s.在此期间必须严密监视汽缸温度变化,发现异常及时采取措施并汇报专业。
t.厂用电恢复后,按值长命令做好机组启动准备。
u.循环水泵具备启动条件后凝汽器通水时,必须检查凝汽器外温度小于50℃,否则应启动凝结水泵,开启排汽缸减温水降低排汽缸温度。
v.如果汽包内看不到水位,禁止上水,汇报值长,需上水时应经总工程师批准,从底部联箱反上水至汽包正常水位。
w.如厂用电长时间不能恢复时,按正常停炉处理。
按规定作汽机防进水措施。
10.6机组RB动作
10.6.1给水RB动作
10.6.1.1现象
a.一台给水泵跳闸,事故喇叭响,光字报警。
b.给水流量小于蒸发量,汽包水位降低。
c.给水RB动作,自动完成投油、切粉,降负荷。
10.6.1.2处理
a.检查电泵是否联启,否则手动抢合电泵,立即增大运行汽泵和电泵流量(给水RB2动作后联锁打开辅汽供汽泵电动门),及时关闭电泵再循环,加强汽包水位调整,保持汽包水位正常,同时严密监视除氧器及凝汽器水位变化,并调节正常。
b.给水RB1动作后下层油枪自动投入,上层8台、中层4台(RB2动作时中层8台)给粉机是否切除,否则手动补救,保持锅炉燃烧稳定。
c.给水RB1动作后电负荷以100MW/min自动降至180MW(RB2动作时负荷降至100MW),否则手动补救,主汽压力大于15MPa时(正常运行中为17.91MPa),电磁泄放阀应自动开启,主汽压力小于14Mpa,电磁泄放阀应自动关闭。
d.#1送、引风机出力自动降低过程中,手动调整#2送、引风机,调整炉膛负压正常;及时调整一次风机出力,保持一次风压正常。
e.加强锅炉主、再热汽温监视和调整,及时调整减温水流量和给水压力,保证锅炉主汽、再热汽温在规定范围内。
f.检查两台空预器电流是否正常,如有异常升高现象,及时调整风量,保证空预器运行正常。
g.检查给水泵RB的其他动作内容是否正常,保护动作完成后退出给水RB保护;如拒动立即手动补救。
h.迅速查明掉闸原因,消除故障后重新启动给水泵,待机组各设备运行稳定,各热工联锁检查正常,具备RB投运条件时投入机组给水RB1或RB2。
10.6.2发电机断水RB动作
10.6.2.1现象
a.发电机断水发生声光报警。
b.锅炉MFT,锅炉FCB保护动作,电负荷以300MW/min速率自动降至18MW。
10.6.2.2处理
a.锅炉MFT动作,立即检查MFT保护动作程序的正确性,如果MFT拒动,立即切除一次风机、给粉机、排粉机,关闭各减温水电动门、调整门,关闭进油速关阀、切油枪油角阀,关闭一次风门。
b.严禁MFT动作后不经抽粉,采用投油或继续给粉爆燃的方法点火;
c.FCB保护动作后,电负荷自动降至18MW,电泵自动联启,调整汽包水位正常;若保护拒动时,立即手动降低电负荷至18MW,开启电泵,调整汽包水位正常;
d.注意加强汽温、汽压、水位监视、调整。
e.及时调整送、引风机出力,保持炉膛负压正常。
f.检查空气预热器、火检冷却风机正常运行,否则应立即开启;
g.退出“发电机断水RB保护”,复位MFT。
h.锅炉充分通风吹扫5分钟后,汇报值长同意,重新点火,点火后及时启动一次风机投粉,保持汽温、汽压在正常范围之内;如发电机断水故障无法消除,锅炉按正常停炉处理。
i.迅速查明发电机断水原因,消除故障后,恢复发电机定子冷却水,查压力正常,投入“发电机断水RB保护”,做好接带负荷的准备。
j.如在发电机断水后(5+25)S内负荷下降值<50MW或90S内负荷未降至45MW时,发变组保护A、B柜断水保护动作。
k.发电机断水运行60min冷却水不能恢复,发变组保护A、B柜断水保护动作。
10.9汽机典型事故处理
10.9.1汽轮机真空下降
10.9.1.1现象
a.所有真空表指示均降低;
b.排汽室温度上升;
c.端差增大(若由于循环水量少引起时,循环水进、出水温度差增大);
d.负荷自动下降;
e.若维持负荷不变,各级抽汽压力升高甚至超过规定值,轴向位移增大,循环进出水温差增大,端差增大,推力瓦温度升高。
f.真空降至87KPa时“真空低”报警,备用真空泵应联启。
10.9.1.2原因
a.循环水系统工作不正常甚至循环水中断;
b.凝汽器水位调节失灵致使水位太高;
c.真空泵工作不正常或汽水混合室水位异常;
d.汽封压力低或汽封进水;
e.凝汽器铜管污脏,传热效果差;
f.机组处于负压状态下的设备系统漏空气或系统有工作隔断和恢复操作不当;
g.阀门水封系统断水或水压低;
h.给水泵水封筒或汽封加热器水封筒水封破坏。
10.9.1.3处理
a.真空下降应首先对照各真空指示表及排汽温度表综合分析确认;
b.当时如有操作影响真空时,应立即停止操作,恢复原状;
c.在查找原因的同时,应开启备用循环水泵增加循环水量;
d.凝汽器堵塞或脏污,导致循环水减少,应加强清洗收球网和胶球清洗,同时根据循环水温升增开循环水泵;
e.检查运行真空泵工作状况,如运行真空泵工作失常,启动备用泵正常后停故障泵。
给水泵水封筒水封破坏,应关水封筒空气门重新注水;
f.如为汽封进汽压力太低,应调整汽封汽压正常,并加强疏水;
g.凝汽器水位过高,淹没至抽空气管导致凝汽器真空下降。
应设法降低凝汽器水位,维持正常水位运行;
h.负压状态下的设备系统如果漏空气,进行查漏,并联系检修堵漏;
i.检查给水泵汽轮机真空系统是否泄漏,汽封系统是否正常,若给水泵汽轮机系统泄漏使凝汽器真空不能维持在正常范围以内时,应倒电动给水泵运行,停止异常汽动给水泵运行,关闭排汽蝶阀;
j.如真空继续下降,降至87KPa,查备用真空泵联启,否则手动启动。
并降负荷维持最低真空值在87KPa以上运行。
k.真空降至83KPa时,负荷应降至9MW。
l.真空降至83KPa时,应启动电动给水泵,停止两台汽动给水泵运行;
m.真空降至81KPa时,主机和给水泵两台汽轮机应同时自动脱扣,否则应手动脱扣,按立即停机处理;
n.真空降至60KPa,应联锁关闭低压旁路,否则手动关闭低压旁路。
o.在处理真空降低过程中,禁投低压旁路。
10.9.2汽机周波异常运行
10.9.2.1低周运行(低于49.5Hz)
1)现象:
a.汽轮机转速指示降低;
b.系统周波指示降低;
c.主油泵出口油压降低;
2)处理:
a.机组在允许情况下尽量增加有功出力;
b.注意监视段压力,汽温汽压不超限;
c.检查各运行动力是否过负荷发热;
d.查油系统各油压是否降低,做好事故预想;
e.倾听机内声音,监视各部振动,防止掉叶片事故发生;
f.周波下降增加机组出力时,在保证主蒸汽流量不超过1025t/h的情况下,机组负荷最大不超过320MW,且各监视段压力不超过规定值。
10.9.2.2高周波运行(高于50.5Hz)
1)现象:
a.汽轮机转速指示升高;
b.系统周波指示升高;
c.主油泵出口油压升高;
2)处理:
a.按调度命令降低有功出力;
b.注意机组振动,做好掉叶片事故预想;
c.做好机组甩负荷转速飞升的事故预想;
d.周波在48.5~51.5Hz机组允许连续运行,周波在46~48.5Hz总累计运行时间不超过10分钟,否则手动停机,达46Hz或51.5Hz,应立即停机。
10.9.3主汽、再热汽压力异常
10.9.3.1现象
a.主、再热汽压力指示、记录表、趋势图、显示异常;
b.“主汽压力高”或“主汽压力低”声光报警;
c.DEH系统及DCS系统显示报警。
10.9.3.2处理
a.应尽快调整燃烧恢复主、再热汽压力;
b.若机组负荷变化过快,引起主、再热汽压力异常,应设法稳定负荷,待主、再热汽压力恢复后,再进行负荷调整;
c.若主汽压力高,可通过增加负荷的方法使压力恢复,但注意机组不许超负荷,并注意凝汽器真空、水位、排汽室温度不超过正常值;
d.主蒸汽压力低于额定值压力90%(14.9Mpa)时,主汽压力控制回路(主汽压力控制回路投入时)动作,自动减负荷至主蒸汽压力恢复到14.9Mpa以上,如果负荷降至10%额定负荷仍不能恢复到14.9Mpa时,应按故障停机处理。
e.主汽压力在17.5~18.4Mpa运行时间不许超过10分钟,否则故障停机;
f.主汽压力超过18.4Mpa,故障停机;
g.如汽压、汽温同时变化,以汽温变化处理为主。
10.9.4主、再热温度异常
10.9.4.1现象
a.主再热汽温度指示表显示异常;
b.“主汽温度异常”或“再热汽温度异常”报警;
c.DEH系统及DCS系统显示报警。
10.9.4.2原因
a.主、再热汽减温水调整不当或减温水调节阀失灵;
b.汽包满水;
c.炉膛燃烧不稳定;
d.锅炉汽水共腾。
10.9.4.3汽温升高的处理:
a.发现汽温升高,应立即加强调整恢复汽温;
b.汽温升至545℃以上应快速调整并汇报机长;
c.汽温在547~557℃之间,允许运行15分钟;超过上述时间,应立即停机,汽温达557℃以上时,立即停机;
d.主汽、再热汽两侧主汽阀前温差应小于14℃,超过时查找原因尽快消除;
10.9.4.4汽温下降的处理:
a.当主汽再热汽温降至527℃时,应及时调整恢复正常;
b.在额定负荷运行时,主蒸汽、再热汽温低于520℃时应减负荷运行并开启汽轮机本体及主汽管道疏水,在减负荷过程中汽温若有回升的趋势应停止减负荷,否则应继续减负荷,当汽温降到450℃时负荷应减到9MW,若汽温继续下降到430℃时,运行30分钟,仍不能恢复时应立即停机,降至430℃以下时立即停机;
汽温低降负荷应按下表掌握:
520℃
300MW
480℃
140MW
510℃
260MW
470℃
100MW
500℃
220MW
460℃
60MW
490℃
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