中小型发电机失磁保护研究_百度文库
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中小型发电机失磁保护研究|该​方​案​以​现​有​失​磁​保​护​判​据​为​基​础​,​ ​其​相​关​保​护​判​据​可​以​很​灵​活​地​投​入​和​退​出​,​ ​保​护​方​案​能​够​对​不​同​发​电​机​因​失​磁​故​障​可​能​出​现​的​不​同​情​况​灵​活​地​调​整​出​口​方​式​,​ ​适​合​于0 ​M​W​ ​及​其​以​下​各​种​容​量​的​汽​轮​发​电​机​和​水​轮​发​电​机​。​经​动​态​模​拟​试​验​以​及​现​场​运​行​情​况​表​明​,​ ​该​方​案​提​高​了​保​护​装​置​的​可​靠​性​。
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发电机组继电保护检修作业指导书.doc35页
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次 1 范围 2
2 本指导书涉及的资料和图纸 2
3 安全措施 2
4 备品备件清单 4
5现场准备及工具 4
6 检修工序及质量标准 6
7检修记录 31
8．完工报告单 33
9．质量签证单 33
本指导书适用于DGT801C型数字式发电机保护装置及二次回路检修工作
2 本指导书涉及的资料和图纸
发电机电压互感器二次回路图
发电机电流电压回路图
发电机保护信号回路图132333
发电机断路器控制信号回路图
发电机保护柜端子图77
发电机电压互感器柜端子图132333
发电机断路器柜端子图132333
电气二次设备及电缆清册
GDGT801-1113数字式发电机保护柜厂家原理接线图
DGT801系列数字式发电机变压器组保护装置技术说明书
DGT801系列数字式发电机变压器组保护装置调试大纲
《继电保护及电网安全自动装置检验条例》[87水电电生字笫108号]
《中国南方电网公司继电保护反事故措施汇编》
《电力系统继电保护及安全自动装置反事故措施要点》电安生191号文
《继电保护和安全自动装置技术规程》DL400-91
《继电保护及有关二次回路验收规范》南方电网调［2007］5 号
3 安全措施
31严格执行《电业安全工作规程》DL408-91
32 发电机应退出运行发电机出口开关在分位且拉至实验位置发电机保护所有出口压板断开
33填写继电保护工作安全措施票并按规定完成好下列安全措施所打开回路用绝缘胶布包好
331 甩开保护停机跳闸回路的电缆接线
保护停机G-X7G-X37
保护跳发电机出口开关IX43
保护跳发电机出口开关IIX45
保护跳灭磁开关IG-G-
保护跳灭磁开关IIG-G-
332甩开交流电压回路
发电机出口电压互感器BV11G-X1 G-X3 G-X5
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单元机组事故处理
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第五篇 单元机组事故处理第一章 事故处理原则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.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.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,迅速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,防止事故扩大蔓延,保证非故障设备的正常运行.4,根据事故情况,必要时调整运行方式,保证厂用电,特别应确保事故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.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,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,及时通知有关技术人员共同分析判断,正确处理.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.8,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,接班日志中.值长,单元长应负责收集事故过程中各种有关的打印记录资料,以备事故分析.第二章 事故处理第一节 机组停运条件1,发生下列情况之一,应立即打闸破坏真空紧急停机1.1 机组发生强烈振动,盖振达0.08mm以上或轴振达0.25mm.1.2 汽轮机或发电机内有清晰的金属磨擦声和撞击声.1.3 汽轮机发生水击或主蒸汽或再热蒸汽温度10分钟内急剧上降50℃以上.1.4 任一轴承回油温度升至75℃或任一轴承断油冒烟时.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℃.1.6 轴封或挡油不严重摩擦,冒火花.1.7 润滑油压低至0.039Mpa,启动辅助油泵无效.1.8 主油箱油位降至低油位停机值以下,补油无效.1.9 油系统着火不能很快扑灭,严重威胁机组安全时.1.10 轴向位移达极限值+1.2mm,-1.65mm而保护未动作;.1.11 汽轮机转速超过3360rmin,而超速保护未动作.1.12 发电机冒烟着火或氢系统发生爆炸时.1.13 循环水中断不能立即恢复时.2,在下列情况下,机组可不破坏真空立即故障停机2.1 主,再热蒸汽管破裂,危及机组安全运行时.2.2 凝结水泵故障,凝结器水位过高,而备用泵不能投入.2.3 机组甩负荷后空转或负荷后带厂用电运行超过15分钟.2.4 DEH系统和调节保安系统故障无法维持正常运行.2.5 高中压缸或低压缸胀差增大,调整无效超过极限值.2.6 机组处于电动机状态运行时间超过1分钟.2.7 油系统严重漏油无法维持运行时.2.8 抗燃油压下降至7.8Mpa以下.2.9 主,再热蒸汽温度升至565℃或降至430℃.2.10 高压缸排汽温度达420℃及以上时.2.11 凝结器压力升至19.7Kpa以上凝结器真空降至60.69Kpa以下时.2.12 机组负荷≥30%ECR,凝结器压力小于19.7Kpa但大于14.7Kpa,运行时间达60min及以上时.2.13 发电机有明显故障,而保护拒动.2.14 主变,高厂变,励磁变异常必须停运时.2.15 发电机定子及引经漏水.2.16 发电机严重漏氢,保证不了氢压时.2.17 发电机定冷水中断,超过30s.3,遇有下列情况之一,立即手动紧急停止锅炉运行3.1 MFT达动作条件而拒动,运行参数达保护动作值而保护未动作.3.2 给水管道,蒸汽管道破裂,不能维持正常运行或危及人身,设备安全.3.3 水冷壁,省煤器爆管无法维持正常汽包水位.3.4 所有汽包水位计均损坏无法监视汽包水位.3.5 锅炉压力不正常的升至安全门动作压力,而所有安全门拒动.3.6 锅炉尾部烟道发生二次燃烧,排烟温度超过250℃.3.7 锅炉发生火灾,直接危及人身及设备安全.4,遇有下列情况之一,应请示停运机组4.1 发电机组温度异常上升超过允许值,调整无效.4.2 变压器温度异常上升,调整无效.4.3 出线开关故障不能运行时.4.4 主变压器冷却系统故障不能保证运行时.4.5 保护装置出现异常,发变组无保护运行时.4.6 励磁系统故障,不能维护发电机运行时.4.7 转子回路故障,转子电流达额定值,无功仍很小.4.8 定子线棒最高与最低温度差达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℃,在确认测温元件无误时.4.9 炉水,蒸汽品质严重恶化,经多方处理无效.4.10 锅炉承压部件泄漏无法消除.4.11 锅炉严重结焦,堵灰无法维持正常运行.4.12 受热面金属严重超温,经降低负荷等多方调整后仍不能恢复正常.4.13 所有汽包远方水位计损坏,短时间内无法恢复.4.14 电除尘器所有电场故障无法在短时间恢复.4.15 安全门起座后经采取措施仍不能回座.4.16 除灰系统故障,短时间不能消除,灰渣堆积超过落灰斗时.4.17 控制气源失去,短时间无法恢复.4.18 热控系统故障,严重影响正常监视和调整时.4.19 发电机油系统,主油箱内,封闭母线外套内的氢气体积含量,超过1%时.4.20 定冷水箱内的含氢量达3%,在120小时内未能消除或含氢量升至20%时.第二节 事故处理1,汽轮机紧急停机操作1.1 汽机保护动作或手动打闸停机后,检查确认机组转速已下降,同时注意下述操作自动进行,否则手动完成:1.1.1 高,中压自动主汽门及调速汽门快速关闭.1.1.2 高排逆止门及各段抽汽逆止门快速关闭.1.1.3 各段抽汽电动门联动关闭.1.1.4 高,中,低压段疏水门自动联开.1.2 立即启动交流润滑油泵,注意检查润滑油压正常.注意切换轴封汽源,维持轴封供汽压力和温度1.3 若需破坏真空应立即全开真空破坏门,切除真空泵联锁停真空泵运行.否则投轴封备用汽源,调整轴封压力及温度,维持真空.1.4 检查发电机联跳,否则检查有功到零立即手动发变组跳闸按钮.1.5 检查厂用电备用电源联动投入,否则手动切换检查无保护闭锁BZT后,先断后合.1.6 汽机跳闸前若机组负荷≥100MW,跳闸后检查MFT联锁动作,否则手动MFT按钮.检查一次风机,密封风机,磨煤机,给煤机均联锁跳闸,供油快关阀,油角阀及过热,再热器减温水各分门及调门联锁关闭,否则手动停止和关闭.联停吹灰,定排.1.7 启动电动给水泵破坏真空停机时密封水回水倒地沟,停止两台汽动给水泵运行,调整维持汽包水位.开升火排汽门适当冷却过热器.1.8 调整炉膛负压,保持30%的风量进行不少于5min炉膛吹扫.1.9 若系破坏真空停机,关闭进入凝结器疏水门.1.10 注意凝结水再循环门开启,调整维持除氧器,凝结器水位正常,投入低压缸喷水.1.11 关闭轴封一档漏汽至除氧器电动门,关闭高调门杆漏汽至#3高加,除氧器手动门.1.12 复位跳闸设备.投入除氧器给水加热.1.13 若不破坏真空停机,必要时高,低旁暖管后适当开启高,低旁,注意高排逆止门应关闭严密,并控制主汽压力下降速度,汽包壁温差≯40℃.1.14 故障消除后,检查机组具备启动条件,根据值长令重新启动.1.15 不能恢复时,其它操作按机组正常停运完成.2,发变组全停保护动作或机组负荷≥100MW发变组主开关跳闸停机操作2.1 检查汽轮机应联锁跳闸,否则手动汽轮机跳闸按钮.2.2 检查MFT应联锁动作,否则手动MFT按钮.2.3 汽机跳闸后若转速下降正常,其他操作按汽轮机紧急停机不破坏真空进行.2.4 若出现超速按本节第6条6.4.2.2机组转速控制异常处理.2.5 机组停运后发变组系统的检查按第40条发变组开关跳闸处理.3,锅炉MFT保护动作停运操作3.1 检查汽轮机应联锁跳闸,否则手动汽轮机跳闸按钮.3.2 汽轮机跳闸后检查发电机联跳,否则检查有功到零立即手动发变组跳闸按钮.3.3 其它操作按汽轮机紧急停机和发变组全停保护动作解列停机的操作进行尾部烟道二次燃烧手动MFT停炉后,禁止通风,密闭炉膛投入烟道吹灰器灭火.炉管爆破MFT停炉后,保留一台引风机运行.4,蒸汽参数偏离额定值的处理4.1 主,再热蒸汽温度升高4.1.1 正常运行额定温度:537℃;连续运行的年平均温度≯537℃;在保证年平均温度的情况下,允许连续运行的温度:≯545℃;年累计运行时间不超过400h的允许温度:≯551℃;连续运行时间不得超过15min,且任何一年的累计运行时间不得超过80h,允许在551℃至565℃之间摆动.4.1.2 主,再热蒸汽温度升高偏离正常参数时,将汽温自动切手动,增大减温水量.4.1.3 调整燃烧,下摆火嘴降低火焰中心,减上层燃烧器煤量.4.1.4 在保证燃烧稳定的情况下,适当减小下组,增加上组燃烧器二次风,适当降低总风量,检查各自火孔,炉底水封,减少炉膛漏风.当汽温上升减慢或停止上升,视情况及时进行调整避免汽温回降过快造成低汽温事故.4.1.5 若锅炉有结焦情况应加强炉膛吹灰,视情况适当降低热负荷.4.1.6 调整无效时,减少给煤量降低锅炉热负荷,机组适当减负荷.汽温上升较快难以控制时,切除上层磨运行直至汽温调整正常.当主,再热汽温达565℃时应立即打闸停机.4.2 主,再热蒸汽温度下降4.2.1 将汽温自动切手动,调整减小减温水量,视汽温下降情况关闭减温水调门,调门漏量大时关闭前后电动门.4.2.2 上摆火嘴提高火焰中心,增加上层,适当减少下层燃烧器煤量.4.2.3 适当减小上组,增加下组燃烧器二次风,适当增加总风量.4.2.4 在额定负荷运行时,当汽温低于532℃时应及时调整恢复,若汽温继续下降低于520℃时,应按下表进行减负荷:汽温℃520510500490480470460450430负荷MW300260220180140100500停机 4.2.5 若减负荷过程中汽温有回升趋势应停止减负荷,当汽温低于450℃时,负荷应减到零,若汽温继续下降到430℃应手动打闸停机. 4.2.6 主,再热蒸汽温度下降引起主汽与再热汽温偏差增大时,应及时进行调整,尽快恢复到允许温差范围内. 4.2.7 主蒸汽温度和再热蒸汽温度在连续10分钟内下降到50℃以上时应手动打闸停机. 4.3 主汽压力升高 正常运行时额定压力:16.67M连续运行的年平均压力≯16.67M在保证年平均压力下,允许连续运行的压力:≯17.5M在异常情况下允许压力浮动不超过20Mpa,但此值的年累计时间在任何一年的运行中不得超过12h.当主汽压力高于17.5Mpa时,应及时调整减弱燃烧使汽压恢复到17.5Mpa以下. 4.4 主汽压力下降 4.4.1 当主汽压力下降时,机组负荷将随着下降,应及时调整燃烧稳定汽压,若在加负荷过程中则应暂停加负荷;若制粉系统故障则相应减负荷并及时处理或根据情况启动备用系统,同时注意调整保持汽温正常. 4.4.2 当负荷反馈投入时,若主汽压力下降,此时高调门将相应开大,注意高调门的行程近全开时,应适当降低机组负荷,禁止高调门在全开行程位置长时间运行. 4.5 蒸汽参数异常时注意事项 4.5.1 蒸汽参数异常时,应加强监视机组及管道的振动,轴向位移,胀差,推力瓦温及汽缸温度的变化,并对汽机进行全面检查. 4.5.2 若汽温下降时,应适当降低汽压,以保证蒸汽过热度不低于120℃. 4.5.3 汽温汽压同时下降时,按汽温下降处理. 5,汽轮机水冲击 5.1 现象: 5.1.1 主蒸汽或再热蒸汽温度短时间内急剧下降,过热度减小; 5.1.2 高,中压主汽门,调门处冒白汽; 5.1.3 蒸汽管道,抽汽管道发生振动并有水冲击声;以及抽汽管道上,下壁温差增大; 5.1.4 汽轮机轴向位移增大,推力瓦温及推力轴承回油温度升高; 5.1.5 机组振动急剧增大; 5.1.6 汽机上,下缸温差增大; 5.1.7 盘车状态下盘车电流增大. 5.2 原因: 5.2.1 锅炉满水或汽水共腾; 5.2.2 高旁减温水误开,或减温水调整不当导致蒸汽温度急剧下降; 5.2.3 汽机暖管疏水不充分或管道疏水不畅; 5.2.4 加热器满水,对应抽汽逆止门关不严,疏水倒回汽轮机; 5.2.5 除氧器满水沿轴封一档漏汽,门杆漏汽或四段抽汽管道入阀体,轴封及汽缸; 5.2.6 轴封供汽或回热抽汽管道疏水不畅,积水或疏水进入汽缸; 5.3 处理要点: 5.3.1 密切注意主,再热汽温等各参数变化趋势,查找原因并进行处理,一旦确认发生水冲击或主,再热蒸汽参数低至停机值,立即破坏真空打闸停机; 5.3.2 打闸后,立即开启主,再热蒸汽管道疏水,高,压低旁路管道疏水,高排逆止门前后疏水,及本体,导汽管道,抽汽管道疏水门; 5.3.3 汽轮机盘车期间发现进水,必须保持盘车运行一直到汽轮机上,下缸温差恢复正常,同时加强汽轮机内部声音,转子偏心度,盘车电流等的监视; 5.3.4 汽轮机升速过程中发现进水,应立即停机进行盘车. 5.3.5 重新启动时应特别注意机组上下缸温差,胀差及机组声音,振动等,如发现有磨擦声或振动增大,超过规定值,应立即打闸,破坏真空,紧急停机. 6,机组甩负荷 6.1 机组甩负荷的原因 6.1.1 发变组或电网故障. 6.1.2 汽轮机发生故障. 6.1.3 锅炉MFT动作. 6.1.4 机组控制系统故障. 6.1.5 机组辅助设备故障. 6.2 机组甩负荷的现象: 6.2.1 机组有功负荷突然减小,全甩负荷时有功为零. 6.2.2 主蒸汽流量急剧减小,全甩负荷时流量及调节级压力基本为零. 6.2.3 主蒸汽压力急剧升高. 6.2.4 汽包水位急剧变化,先降后升. 6.2.5 主,再热汽温升高. 6.3 机组全甩负荷处理要点: 6.3.1 发变组全停保护动作,锅炉MFT动作,DEH故障,机组负荷≥100MW时发变组主开关或汽轮机跳闸机组全甩负荷: a,根据故障原因分别按汽轮机紧急停机操作,发变组全停保护动作角列机操作,锅炉MFT保护动作停运操作处理. b,检查机组跳闸原因,尽快消除故障,全面检查机组具备启动条件后,按值长令重新启动机组. 6.3.2 机组负荷0时,应迅速降低发电机有,无功负荷,将发电机静子三相不平衡电流限制在额定值的8%以内,并且最大一相静子电流不得超过额定值. 32.3.2 断路器非全相保护动作 a,保护动作跳闸,进行开关非全相原因的检查. b,如开关未跳,立即手动断开关. c,如开关跳不开,立即减小发电机定子电流,就地打跳主开关或请示省调用对侧开关断开. d,以上事故,禁止劢磁回路开路或关闭汽轮机主汽门. e,主开关非全相缺陷未彻底处理正常,严禁启动机组. 33,发电机TV断线 33.1 现象: a,TV2,TV3,TV4断线,CRT发相应"TV断线"报警信息. b,TV1断线,除报警信息外,定子电压表,有功功率表,无功功率指示下降. 33.2 处理: a,TV3或TV1断线切除发电机匝间保护.TV1断线切除失磁,失步,接地,逆功率,复合电压闭锁过流,过激磁,欠频,欠压,欠劢等保护压板,检查更换保险. b,TV1,TV3,TV4任一断线应注意检查AVR劢磁调节是否正常. c,若更换保险后仍又熔断,应详查回路找出原因予以消除,否则应申请停机处理. d,机组协调控制功率信号异常时,切至手动方式或切至DEH阀位控制. 34,励磁系统一点接地 34.1 现象 a,CRT发"转子一点接地"报警信息. b,保护屏"转子一点接地"信号灯亮. 34.2 处理 a,查询是否有人在劢磁回路进行检查维护等工作时误碰所致. b,测算转子绝缘电阻是否低于2000Ω,如确为劢磁回路绝缘电阻降低时,应对有关回路进行详细检查.实际上劢磁装置内的转子绝缘监视仪在转子故障时会发出信号 c,当确认系劢磁回路金属性接地需停机才能处理或接地在转子回路时,应加强监视并检查劢磁回路两点接地保护投入,尽快安排停机处理. d,当转子回路一点接地的同时或在查找一点接地的过程中,若机组有欠劢或失步情况时,则认为一点接地发展为两点接地,或者有发电机漏水时,均应将发电机紧急解列灭磁. 35,发电机变电动机运行 35.1 现象:有功反向,无功升高,逆功率报警 35.2 处理: a,逆功率跳闸,停机检查原因. b,机组大联锁投入,主汽门及调门关闭发电机未跳闸,应手动解列停机.查明原因. c,调门关闭造成发电机逆功率,应立即开调门.若调门打不开逆功率保护未跳闸,确认有功反向,一分钟后解列发电机. 36,发电机失磁 36.1 现象: a,发电机转子电流为零或接近于零,无功反向. b,定子电流和转子电压有周期性摆动. c,定子电压下降,有功较正常偏低. d,功率因数指示进相,CRT发失磁报警信号. e,6kV厂用电源可能因低电压自动切换. 36.2 处理: a,若失磁保护动作发电解列或者程序跳闸,应立即检查劢磁回路,查明原因,消除故障后尽快将机组并网运行. b,保护未动,应立即解列停机. 37,发电机震荡或失步 37.1 现象: a,发电机定子电流,电压,有功,无功大幅摆动. b,转子电流在正常值附近摆动. c,机组周期性地发出有节奏的鸣声,强劢可能动作. 37.2 处理: a,调节器在"自动"时,应密切监视发电机各参数的变化,适当降低有功负荷. b,调节器在"手动"时,应将劢磁电流增至最大并降低有功负荷. c,若失步保护动作信号发出,则经延时解列. d,一分钟内不能恢复,或失步保护拒动,请示值长或调度解列. 38,发电机非同期并列 38.1 现象: a,发电机参数大幅度变化或摆动,"强劢"可能动作. b,机组振动并伴有轰鸣声. 38.2 处理: a,如发电机各参数及振动大幅变化未拖入同步,立即解列发电机. b,如发电机已迅速拖入同步,应严密监视运行,汇报值长及有关领导决定是否停机检查. 39,发电机氢爆 39.1 现象: a,发电机处有爆炸声. b,发电机两侧大端盖轴封处冒烟或滑环冒烟着火. 39.2 处理要点: a,立即破坏真空紧急故障停机,同时用才氧化碳灭火器进行灭火,向发电机内充二氧化碳排氢,并通知消防人员进行灭火,氢气排尽前,应尽量维持密封油系统运行; b,在机组转速达200rmin时,汇报值长,对机组挂闸维持机组低转速运行; c,若危及主油箱,必须对主油箱放油时,应待氢气排尽,转速至零后,立即停止密封油,润滑油系统运行,禁止盘车. 40,发变组主开关跳闸 40.1 处理: a,检查厂用系统是否联动正常,如不正常联动,立即检查柴油发电机是否联动成功,否则手动抢合保证保安电源正常运行.在恢复6KV工作段电源时必须确认高厂变低压侧开关确在断开位置,并无保护动作闭锁BZT信号. b,检查保护动作情况,并详细记录. c,若是人员误动误碰保护或误碰设备引起跳闸,应立即恢复机组运行. d,根据保护动作情况,若是电网故障,线路保护动作跳闸,经外部检查发变组一次系统无异常后汇报调度,是否恢复机组运行由调度决定. e,当发变组内部故障保护动作时,除检查一次系统外应测发变组所属一次系统绝缘,同时对动作的保护装置进行检查.经仔细检查均无异常后,经有关领导批准可对发变组零起升压,升压过程中有不正常情况,应立即停机.41,任一6KV工作段厂用电源中断41.1 现象a,DCS系统报警,跳闸开关显示状态改变. b,该段所带设备均跳闸,备用设备启动. c,6KV工作段A或B段,380V工作段A或B段,保安段A或B段失电,柴油发电机联启.41.2 处理 a,若汽机未掉闸,锅炉未灭火,检查柴油发电机联启正常,否则人为强启;RB投入时,检查RB应动作,油枪联投正常;负荷大于180MW时,电泵电源正常#9机6KVⅠB段,#10机6KVⅡA段检查电泵应联启,否则人为启动;RB动作中注意水位,炉膛负压,燃烧调节控制是否失常,调节异常时手动干预;及时调整或关闭减温水. b,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.若循环水泵跳闸立即检查备用泵应联启运行正常,跳闸泵出口蝶阀关闭,否则断开跳闸泵开关,启动备用泵. c,检查运行磨煤机所对应的给煤机是否正常,检查失电给煤MCC段的备用电源应联动,否则立即抢合备用电源注意防止倒送电恢复受影响的给煤机.若运行的仪用空压机电源中断跳闸,启动备用空压机.若除尘变失电,检查备用电源联动正常. d,复位跳闸设备开关,切除失电设备联动开关. e,检查保护动作情况,若高厂变低压侧分支过流保护动作,快切装置有"保护闭锁"BZT信号时,在未查明原因前不得抢合备用及工作电源开关.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. f,检查确认失电380V工作电源及负荷开关断开,合联络开关恢复380V失电工作段电源,恢复该段受影响的负荷. g,若#9机6KVⅠA段或#10机6KVⅡB段失电,断开失电6KV工作段至6KV公用段两侧开关,检查断开失电6KV公用段负荷开关,用启备变对失电6KV公用段母线冲电,正常后根据负荷等情况决定用启备变或另一台机对失电6KV公用段供电. h,若因失电造成锅炉灭火,按照锅炉灭火事故处理. ⅰ,若机组掉闸,立即检查交流润滑油,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. j,复位跳闸设备,切除有关联动开关.查明厂用电源中断原因,厂用电恢复正常后,恢复机组正常运行.42,6KV工作段厂用电源全部中断 42.1 现象a,DCS系统报警,跳闸开关显示状态改变. b,所有运行的交流电动机均跳闸,各电动机电流到零. c,6KV工作段,6KV公用段OA或OB,380V工作段,380公用段Ⅰ段或Ⅱ段,保安段失电,柴油机启动. d,锅炉MFT动作,汽机跳闸,机组解列. e,汽温,汽压,真空迅速下降.42.2 处理a,检查主汽门,调整汽门关闭.高排逆止门,抽汽电动门及逆止门关闭,转速下降. b,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. c,检查柴油发电机联启运行正常,保安段电源正常,UPS电源供电正常. d,检查机,炉动力配电箱备用电源联动正常,电动门是否失电. e,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. f,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. g,检查空预器运行情况,若辅助电机亦不能投入运行应进行手动盘车,维持其转动状态. h,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.汽包是否进水应根据缺水程度,时间,及汽包上下壁温差决定.42.3 机组恢复运行时应对机组进行全面检查,并注意如下问题: a,认真检查汽轮机转子的弯曲情况,若大轴晃度超规定,应进行盘车直轴后方可启动. b,各主要监视数据应在允许范围内. c,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,应优先启动凝结泵投入低压缸喷水,扩容器减温水降温至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.43,任一低压工作段厂用电源中断43.1 现象a,DCS系统报警,跳闸开关显示状态改变. b,部分设备跳闸停运,备用设备启动.c,380V工作段A段或B段,保安段A段或B段失电,柴油机启动.43.2 处理a,检查柴油发电机联启正常,保安段电源正常,否则强启柴油发电机. b,若小机跳闸,检查电泵应联启正常,并调整稳定水位. c,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. d,若任一给煤MCC段失电,备用电源未联动,立即抢合备用电源注意防止倒送电恢复受影响的给煤机. e,复位跳闸设备,切除失电设备联动开关. f,检查保护动作情况,若速断保护动作,检查断开失电380V工作段电源及负荷开关,合联络开关恢复380V失电工作段电源,恢复该段受影响的负荷,将工作变停电检查.合联络开后若有故障象征,仍跳闸,说明该段母线上故障,停电检修.若过流保护动作则应对各路负荷测绝缘查找故障点,确认母线无故障后方可恢复母线电源,禁止强合. 44,氢气系统异常44.1 氢压下降a,氢压不正常地下降时,检查浮子油箱油位是否正常,无油位时应立即关闭浮子油箱进出油门,开手动旁路门调整维持油位视察窗有可见油位.若浮子油箱油位正常应查找氢系统泄漏点.检查排污门及各取样门,安全门等是否误开或不正常动作,检查漏氢在线装置各测点氢气含量是否正常,检测定冷水箱内及隔氢防爆风机,主油箱排油烟风机出口含氢量,检查发电机大端盖及本体各人孔,法兰,测温引出线密封口,氢气冷却器端盖,冷凝干燥器,补氢干燥器等是否漏氢. b,检查密封油压,如油压偏低,应立即进行调整,若密封油泵异常应切换备用泵,若油氢差压调节阀失灵应手动调节维持油压. c,若氢气系统泄漏较大时,根据氢压调整降低机组负荷,并对氢气系统周围进行氢气浓度检测,注意防止滑环,机壳周围氢爆,停止一切动火工作,设法阻止氢气泄漏,若补氢仍不能维持氢压应申请停机处理. d,漏氢处发生氢爆或着火应立即灭火,危及机组安全时立即停机. e,发电机油系统,主油箱内,封闭母线外套内的氢气体积含量,超过1%时或定冷水箱内的含氢量达3%,在120小时未能消除或含氢量升至20%时,应申请停机处理.44.2 氢气纯度降低a,氢气纯度低于96%,应排污补氢. b,检查真空油箱真空及密封油循环泵运行是否正常,主油箱放水检查油中水份情况. c,检查油水探测器是否有水.44.3 氢气湿度增大a,检查氢气冷凝干燥器运行是否正常. b,检查密封油净化系统运行是否正常及主油箱中水份情况. c,检查定冷水温应高于冷氢温度,否则立即调整. d,检查化验氢站氢气湿度是否合格. e,检查定冷水压力,氢冷器冷却水压力是否过高,油水探测器是否有水. f,氢站氢气湿度合格,采用排污补氢降低氢气湿度.45,密封油系统异常45.1 密封油压力降低正常运行中密封油压应高于氢压0.05—0.07Mpa,油氢差压降至0.036Mpa下限值时CRT将发报警信号.密封油压降低应检查:a,密封油泵运行是否正常,油泵异常时切换备用泵,停故障泵检查. b,检查真空油箱油位,浮球调节阀故障或油位异常时按45.2处理. c,检查密封油泵再循环门开度是否过大. d,查密封油过滤器前油压应为0.65—0.75Mpa左右,过低时应重点对过滤器之前的系统包括油泵进行检查.检查油过滤器差压不大于0.11Mpa,大于时,切换备用过滤器. e,过滤器前油压正常或偏高而油氢差压低时,应检查差压调节阀及其取样阀等,调节阀异常时,开旁路调整油氢差压正常.调节阀未处理正常前,应加强或专人就地监视调整油氢差压.45.2 浮子油箱浮球调节阀故障a,浮子油箱浮球调节阀故障,导致油箱油位异常或使扩大槽高油位报警时,应立即关闭浮子油箱进出油门,开手动旁路调整维持油位视察窗有可见油位,关闭扩大槽与浮子油箱气侧连通门.未处理正常前应专人就地监视调整运行. b,油箱油位低使氢压下降就及时补氢,并根据氢压调整机组负荷. c,检修浮球调节阀时,放尽浮子油内密封油及氢气.45.3 真空油箱浮球调节阀故障a,浮球调节阀故障,油位异常不能维持运行时,应启动密封直流油泵,关闭真空油箱进油门,切交流密封油泵联动开关停交流油泵,循环泵,调整密封油压正常,关闭交流密封油泵,循环泵进出口门. b,停真空油箱真空泵组运行. c,加强氢气纯度,湿度监视及化验,及时补排氢维持氢气质量合格. d,加强直流密封油泵运行的监视检查,作好事故预想.45.4 交流密封油泵故障 a,两台交流密封油泵均故障时,应加强直流密封油泵运行的监视检查,关闭真空油箱进口门.12小时内不能恢复交流油泵运行,可停真空泵组破坏真空油箱真空,退出真空油箱运行. 45.5 交,直流密封油泵均故障或均失电a,立即投入密封油事故油路,开启差压调节阀旁路门,立即排氢降低氢压低于密封油压0.036Mpa以上,机组紧急减负荷,密切监视发电机各部温度不得超过规程规定. b,适当提高空气抽出槽负压,检测发电机两端轴承处应无漏氢,否则降低氢压.增加氢冷器冷却水量,降低水温,必要时适当提高润滑油压. c,注意浮子油箱油位,真空油箱油位应正常,必要时关闭真空油箱进油门.检查发电机油水探测器应无油水,加强氢气纯度,湿度监视,尽快检查恢复密封油泵运行.46,变压器事故处理46.1 变压器出现下列情况之一时,应申请停运a,内部有杂音,声音不正常. b,上层油温显著上升,但未超极限. c,本体外壳漏油有较大发展. d,油枕油面过低或油色不正常. e,塞垫,盘根垫向外凸出. f,套管放电严重或有裂纹. g,导线连接头发热严重. h,释压阀动作信号出现.ⅰ,防爆膜破裂但无油喷出现象.46.2 变压器出现下列情况之一时,就立即停运a,套管爆炸和破裂,大量漏油,油面突然下降. b,套管接头熔断. c,本体冒烟. d,油枕油箱破裂. e,漏油使油面下降到瓦斯继电器以下. f,防爆膜释压阀破裂,且向外喷油,烟,火等. g,内部响声异常,并有不均匀的爆炸声. h,轻瓦斯动作,检查气体为可燃或黄色.ⅰ,失去保护不能恢复.j,发生直接威胁人身安全的情况.46.3 变压器油温高46.3.1 现象:"温度高"信号发出,电流超允许值或冷却器停运.46.3.2 处理:a,检查是否由于冷却装置停运引起,若是应尽快恢复. b,与前一小时的温度记录比较,是否有较大变化,如果在相同条件下,温度相差10℃,且不断上升,可判断为变压器故障,应联汇报值长,尽快停运. c,检查温度指示是否正确,是否误发信号. d,如有室内通风,应开启风机. e,转移负荷电流.46.4 变压器轻瓦斯动作46.4.1 现象:"轻瓦斯"信号发出.46.4.2 处理:a,检查变压器油位是否正常,本体是否有漏油等现象. b,检查是否有放电声或异常声. c,检查瓦斯继电器内是否有气体,若气体为黄色或可燃时,申请停运.若气体为空气,应详细记录动作间隔时间,以请示处理. d,此时,重瓦斯不得退出. e,套管,防爆膜,释压阀等有无异常. f,作好以上检查记录,并详细汇报.46.5 主变冷却装置全停46.5.1 现象:"冷却器全停"信号发出,"Ⅰ,Ⅱ组电源故障"灯亮.46.5.2 处理:a,尽快恢复冷却器电源. b,控制负荷,严密监视变压器温度的上升. c,冷却装置全停已达20分钟,温度已达75℃时,如变压器未跳闸,应紧急停运变压器. d,若全停时间超过30分钟,变压器未跳闸,应紧急停运变压器. e,将处理过程详细记录并报告. 46.6 变压器过负荷 46.6.1 现象:变压器电流超过额定值. 46.6.2 处理:a,据实际情况,按变压器过负荷倍数确定运行时间,调整运行方式,减少负荷电流. b,进行全面检查无异常,监视温度的上升情况. c,冷却装置全部投入运行. d,记录和确定过负荷倍数和时间,作汇报. 46.7 变压器保护动作跳闸 46.7.1 现象:保护及自动装置动作信号发出,发电机解列灭磁,各侧开关跳闸,备用变联动投入. 46.7.2 处理:a,恢复备用变压器的供电. b,查明何种保护动作,记录恢复信号. c,如果是误碰,误动二次回路引起,可不经检查重新投入. d,如果是重瓦斯动作,检查后汇报值长,请检修检查. e,如果是差动保护动作,应对保护范围内进行详细检查. f,如果差动和瓦斯同时动作,在未查明原因之前不得投运. g,如果变压器投入后又跳闸,应彻底查明原因并予以消除. 46.8 变压器着火 46.8.1 处理:a,立即断开各侧开关,在未断电前,禁止用液体灭火. b,投入备用变压器,并注意防止非同期合闸. c,停止冷却装置运行,切断电源. d,通知消防部门,并使用干式,CO2,CI4等灭火器进行灭火,地面着火,用砂子或泡沫灭火. e,若为变压器顶部着火,可开启事故放油门,使油位低于着火处,放油时不要将火焰带出. f,外壳爆炸,应将油全部放出,进行灭火. g,室内变压器着火,应检查消防灭火系统是否正常,但不得擅自打开室门,以防火焰及有害气体喷出伤人或扩大事故. 47,高压加热器故障 47.1 下列情况之一,紧急停运高加a,高加汽,水管道及阀门等破裂,危及人身及设备安全时. b,高加水位升高处理无效,达高三值时. c,水位测量装置及其取样管路破裂无法隔断时. 47.2 紧急停运操作a,关闭高加进汽电动门及逆止门,开启抽汽管道疏水门. b,解列高加水侧,给水走旁路,关闭出入口注水门. c,开启高加事故疏水门,关闭高加至除氧器疏水截门及空气管总门. d,高加解列时应及时调整机组控制方式,调整稳定压力,汽温,汽包水位,必要时降低机组负荷. 47.3 高加管束泄漏 47.3.1 现象a,在负荷稳定的情况下高加水位异常波动,自动及手动均难以调整控制水位稳定.端差增大或不稳定. b,相同工况下疏水调节门开度明显增大,高加可能出现振动. c,泄漏大时给水泵出口流量明显增加,水位升高事故疏水门动作,严重时高加水位高三值保护动作. 47.3.2 处理a,加强高加水位监视,注意给水温度,流量,端差的变化及疏水调节阀动作情况,在判明高加管束泄漏后应停运高加. b,高加水位高三值时,若保护未动作,则应手动紧急解列高加,注意水侧切换正常防止给水中断. 47.4 在高加保护动作不正常或管束泄漏的情况下,严禁投入高加运行. 48,电动给水泵事故处理 48.1 遇有下列情况之一,应立即按事故按钮紧急停泵a,泵组突然发生强烈振动或泵组内有清楚的金属磨擦声时; b,任一轴承断油,冒烟或轴承金属温度达到停泵值或轴承回油温度超过75℃时; c,电动机冒烟或着火时; d,勺管失灵调整无效给水失控时; e,泵体发生严重汽化时; f,油系统着火,无法立即扑灭,并危及到泵组安全运行时; g,润滑油压低至0.1Mpa,启动辅助油泵后,油压继续下降至0.08Mpa时; h,工作冷油器入口温度高于130℃或偶合器内冒烟,着火时;i,偶合器油箱油位低至最低油位,经补油无效时;j,泵体大量泄漏或高,低压给水管道破裂无法隔离,威胁到人身及设备安全时; k,达任一联锁停泵条件跳闸保护拒动时.48.2 遇有下列情况之一,应将给水负荷转移至汽动给水泵后停止电泵运行:a,给水泵轻微汽化时; b,任何一个轴承回油温度超过70℃时; c,润滑油压低至0.1Mpa,启动辅助油泵后,油压仍不能恢复正常时; d,电动机电流达到595A,减负荷无效时;48.3 紧急故障停泵的操作步骤及注意事项:a,就地按事故按钮叵操作盘上紧急停止电动给水泵; b,当润滑油压降至0.1Mpa时,检查确认辅助油泵已自启动,否则立即手动启动; c,将偶合器勺管放至"零"位,检查电动给水泵出口电动门,给水泵中间抽头门应联锁关闭,并注意水泵不应倒转否则手动关紧出口门且置勺管于100%开度; d,记录惰走时间并完成停泵的其它操作.49,汽动给水泵事故处理49.1 满足下列条件之一时,汽动给水泵保护或联锁跳闸:a,机械超速至111%--112%额定转速 b,MEH电超速6300 c,润滑油压≤0.07M d,轴向位移超过:推力间隙+0.25 e,排汽压力≥53.8M f,排汽温度≥150℃; g,前置泵跳闸; h,油箱油位距油箱顶部≥775mm时;i,除氧器水箱水位低Ⅱ值;j,一次安全油压≤0.25M k,振动≥125μm;l,手动跳闸按钮;m,抗燃油压≤7.8Mpa.49.2 紧急故障停泵条件a,符合跳闸条件而保护未动时; b,泵组发生强烈振动或内部有清晰的金属磨擦声; c,小机或泵内有清晰的金属磨擦声; d,任一轴承断油冒烟或轴承金属温度达到遮断值或回油温超75℃; e,前置泵电机冒烟或着火时; f,轴封冒火花; g,发生水冲击; h,油系统着火,不能立即扑灭威胁到机组安全时;i,油箱油位降至距油箱顶部775mm,补油无效时;j,给水管道破裂无法隔离威胁到人身及设备安全时; k,给水泵发生严重汽化时.l,任一轴承回油温度75℃.49.3 汽泵紧急停泵操作步骤a,就地打闸或立即按下操作台上相应小机的"跳闸"按钮,检查相应小机跳闸,转速下降,CRT"#1或#2小机跳闸"光字牌信号发出,主汽门,调速汽门应关闭; b,确认电动给水泵应联锁启动,否则立即手动启动; c,检查汽动给水泵排汽碟阀应联锁关闭,并关闭排汽碟阀旁路电动门,切断汽封供汽,注意检查主机真空变化情况; d,检查供汽管路疏水应联锁开启; e,完成正常停机的其他操作步骤;49.4 遇有下列情况之一,应不破坏真空故障停机:a,主汽门及高速汽门卡涩无法活动时; b,任一轴承回油温度超过70℃; c,前置泵电流达极限值减负荷无效时; d,汽动给水泵汽化时; e,汽,水,油管道泄漏不能坚持运行时; f,不破坏真空故障停机步骤:除暂不关闭排汽碟阀旁路门及断汽封外,其余操作步骤与破坏真空故障紧急停机相同.50,空气预热器故障50.1 现象:a,空气预热器电流增大. b,轴承温度不正常地升高. c,转动部分磨擦或有撞击声. d,空气预热器跳闸时声光报警信号发出. e,单侧空气预热器跳闸,RB投入时RB保护动作. f,两台空气预热器跳闸时MFT动作,所有运行中的引风机,送风机,一次风机,磨煤机,给煤机,密封风机跳闸,锅炉熄火. 50.2 原因:a,空气预热器导向轴承,支撑轴承损坏. b,转子与外壳碰撞或有异物卡涩. c,受热面严重堵灰. d,电机或减速器故障. e,电气系统故障. f,变频器故障.50.3 处理:a,空气预热器#1电机跳闸,#2电机应联动.如未联动应抢合#2电机,成功后监视空气预热器的运行情况,查明故障原因并进行处理. b,空气预热器#1,#2电机均无法运行时,联跳同侧引风机,送风机,RB投入时RB保护动作,否则应手动进行处理. c,汇报值长,单元长及相关领导,组织人员对空预器进行手动盘车,并及时联系检修人员处理.同时迅速将故障侧一次风机负荷转移到另一侧,调整机组负荷,停止故障侧一次风机,关闭故障侧空预器出口一,二次热风门,入口烟气挡板,关闭空预器出口烟气联络挡板及送风机出口联络风门,密闭故障侧空预器. d,视燃烧稳定情况,必要时应投入油枪助燃. e,空气预热器跳闸后短时间或运行中无法恢复应申请停止锅炉运行. f,处理过程中注意监视空气预热器进,出口烟温,维持燃烧,汽温,汽压,水位正常. g,两台空气预热器跳闸,MFT保护动作紧急停止锅炉运行.如动作不正常应手动MFT.51,制粉系统事故处理51.1 给煤机跳闸51.1.1 现象a,给煤机跳闸声光报警信号发出. b,给煤率到零. c,汽温汽压下降.51.1.2 原因:a,磨煤机跳闸. b,快速停磨指令. c,紧急停磨指令. d,给煤机电气系统故障. e,给煤机堵煤并发堵煤信号. f,给煤机机械部分故障. g,给煤机运行中出口门关闭.51.1.3 处理:a,关小磨煤机入口热风调节门. b,注意控制磨煤机通风量及出口温度正常. c,增加其它给煤机,磨煤机的出力,必要时可适当降低负荷运行. d,注意监视,控制汽温,汽压,水位正常. e,查明原因及时进行处理. f,短时间不能恢复则停止相应磨煤机,启动备用磨煤机运行. g,MFT动作时按其规定处理.51.2 磨煤机跳闸51.2.1 原因:a,手动事故按钮跳闸. b,MFT保护动作. c,磨煤机减速器轴承温度高至80℃,延时10s. d,发快速停磨指令且给煤机跳闸,延时30s. e,磨煤机内有存煤,延时5min. f,磨煤机电气保护跳闸. g,A磨煤机在"点火状态"运行发生以下任一条件时: 任意两角等离子装置工作故障. 等离子发生器冷却水压力低于0.2Mpa.51.2.2 处理:a,停止相应给煤机,增加运行中制粉系统的出力. b,关闭热风调节门,热风气动门. c,调整磨煤机冷风调节门开度,控制出口温度. d,视情况投入油枪稳燃,启动备用磨煤机. e,必要时联系机组减负荷运行,并注意控制汽温,汽压,水位正常. f,查明原因,消除故障后恢复磨煤机运行. g,锅炉灭火或MFT动作按其规定处理.51.2.3 磨煤机运行中无紧急停磨信号时,发生下列情况之一,发快速停磨指令:a,磨煤机入口风量低于31Km3h,延时20s. b,磨煤机润滑油系统故障,延时2s. c,磨煤机入口密封风与一次风差压低至1.3kpa,延时2s. d,磨煤机出口风及出口风粉混合温度高至105℃. e,相邻两角失去煤粉火焰且层火焰保护开关投入,延时15min.51.2.4 下列情况之一,发磨煤机内有存煤指令:a,MFT保护动作. b,磨煤机入口风量低于16Km3h并一次风与炉膛差压低至5.08kpa,延时2s. c,磨煤机排除阀关闭.51.2.5 下列情况之一,发磨煤机紧急停运指令:a,发生MFT. b,RB投入时保护动作仅C,D,E磨有RB联锁跳闸逻辑. c,磨煤机减速器轴承温度大于80℃,延时超过10s. d,磨煤机排除阀全关. e,磨煤机入口风量低于16Km3h并一次风与炉膛差压低至5.08kpa,延时2s. f,有要求磨煤机跳闸信号.51.2.6 下列情况之一,发磨煤机润滑油系统故障指令:a,磨煤机润滑油箱油位低于200mm. b,磨煤机润滑油温高于15℃. c,煤机润滑油温高于65℃. d,煤机润滑油压低于0.07Mpa. e,磨煤机润滑油泵跳闸. 51.3 磨煤机着火 51.3.1 现象:a,着火部位有烧红的现象. b,制粉系统风压波动,不严密处冒烟,有火星喷出. c,磨煤机出口温度异常升高. 51.3.2 原因:a,磨煤机出口温度高调整不及时. b,易燃易爆进入磨煤机内. c,石子煤排放不及时,产生自燃. d,磨煤机内积粉过多,停磨时未吹扫干净. e,制粉系统不严密处漏粉引起外部着火. 51.3.3 预防及处理:a,严格控制磨煤机出口温度不超限. b,及时排出石子煤. c,停运磨煤机时抽空原煤. d,及时消除煤中易燃易爆物. e,发现磨煤机出口温度异常升高时,及时关小入口热风调节门,开大冷风调节门控制出口温度. f,适当增加给煤量. g,磨煤机着火后,保护应动作,直至磨煤机出,入口温度正常,经检查确无异常后方可重新启动. h,汇报值长开启蒸汽灭火,直至磨煤机出,入口温度正常,经检查确无异常后方可重新启动. 51.4 磨煤机堵塞 51.4.1 现象:a,磨煤机电流增大,磨碗压差增大. b,磨煤机出口温度降低. c,石子煤量增加. d,磨煤机入口风压升高,出口风压降低. e,汽温,汽压下降. f,投燃烧自动时,其余给煤机煤量增加. 51.4.2 原因a,自动失灵或手动调整不当造成给煤量太多,磨煤机通风量小. b,磨煤机内部故障. c,未及时排出石子煤. d,弹簧加载装置故障,磨煤机出力降低. e,磨煤机出口排除阀关闭. f,磨煤机出口堵塞. g,原煤水分过大,磨煤机出口温度过低,监视控制不当. 51.4.3 预防及处理:a,运行中加强对磨煤机各段风压,出口温度及压差的监视调整,保持制粉系统正常运行.. b,认真监视给煤机的运行情况,发现异常及时处理. c,及时清除石子煤. d,定期检查磨煤机内部碾磨件,保持良好运行工况. e,堵煤不严重时,适当降低给煤机给煤率.f,堵煤严重立即停止给煤机运行,增加磨煤机通风量,加强通风直至磨碗差压恢复正常为止.g,经上述处理仍无效时,停止磨煤机运行,汇报值长做好安全措施后进行人工清理.51.5 一次风管堵塞 51.5.1 现象:a,角火焰或层火焰消失. b,燃烧器出口无煤粉. c,相应磨煤机磨碗差压,电流增大. d,汽温,汽压下降. e,堵塞的一次风管风压异常. 51.5.2 原因:a,燃烧器结焦,喷口堵死. b,一次风管内有异物堵塞. c,一次风压过低. d,一次风管手动插板未开. 51..3 预防及处理:a,运行中加强对制粉系统各段风压,温度及压差的监视调整,发现异常及时处理. b,保证合理的一次风压及制粉系统通风量. c,发现一次风管堵塞时,立即停止给煤,采用较大的一次风压进行吹扫. d,必要时对堵塞部位进行人工敲打. e,处理过程中注意对燃烧,汽温,汽压,水位的监视和调整. f,经上述处理仍无效时,停止相应制粉系统,汇报值长联系检修处理. 51.6 磨煤机润滑油压低: 51.6.1 现象:a,油压指示低并报警. b,油压低至跳闸值时磨煤机跳闸. 51.6.2 原因:a,油箱油位低于200mm. b,油管泄漏. c,滤油器堵塞. d,润滑油系统阀门未开启. e,油泵机械故障. f,油泵电机或电气系统故障. g,油泵出口限压阀调整不当. 51.6.3 预防及处理:a,认真进行巡回检查,发现异常及时处理. b,保持油箱正常油位. c,如滤油器压差增大,应及时切换及联系检修清洗. d,合理调整限压阀,保持正常油压,防止油压过低引起跳磨.第六篇 机组辅助设备的运行及维护第一章 空气预热器的运行及维护一,启动前的检查:1,空气预热器安装和检修工作完毕,工作票退回,工作人员撤离.2,检查空预器烟,风道内无杂物,工具,临时支撑件等,正常后关闭人孔门.3,检查减速箱油质良好,油位正常,冷却水畅通.4,检查顶部导向轴承油质良好,油位正常.5,检查底部推力轴承油质良好,油位正常.6,检修过的空预器,经手动盘车应无卡涩现象.7,电动机转向正确.8,空预器吹灰器进退灵活,角度正确;吹灰蒸汽阀,消防水阀严密不漏.9,转子失速报警,顶部和底部油温监控报警,火灾监控装置处于正常工作状态.10,空预器外部保温完整,现场清洁.11,变频器控制箱完好.二,空气预热器的启动:1,启动空气预热器#1或#2电动机,检查空预器运行平衡无异常,电流在正常范围后,投入空预器联锁.2,开启空预器出口一,二次风总门,烟气联络挡板及空预器进口烟气挡板.三,停止空气预热器:1,空预器停止前应进行一次吹灰.2,停止送,引风机并关闭空预器进口烟气挡板及出口一,二次风总门.3,当空预器入口烟温70℃时报警,85℃应立即停运;c,当油温高时,应及时检查轴承油位和油质,并采取降温措施,密切注意油温的变化趋势.5,空预器正常运行时传动装置运行平衡应无杂音,经常检查分析空预预热器进,出口烟风压差和温差,当烟风压差或温差不正常变化和着火报警时,应及时进行判断和处理.检查水冲洗门和消防门等阀门均应关闭,系统和阀门无泄漏.6,在机组启停过程中尤其要加强对空预器火灾监控柜的检查维护;就地火灾监控柜运行说明如下:a,就地柜的正面有三个指示灯,它们分别是:报警 红色灯故障 黄色灯电源接通 绿色灯此外还有一个指示灯试验按钮,正常条件下只有绿色"电源接通"指示灯亮.b,高温报警:如空预器某一热电偶探测到温度升到设定的报警温度以上或温度梯度过高超过35℃min,则就地柜正面的红色灯亮,为确定报警点,需打开地就地柜门查看报警单元,其中应有一个或几个单元处于报警状态,从而给出高报警的具体位置,并可通过温度显示来监视温度变化趋势及高温扩展情况.报警消除后应按下复位按钮,将就地柜恢复到正常状态.c,热电偶断路报警:如热电偶断路,黄色的"故障"指示灯亮,为确定是哪个热电偶发生故障,需打开就地柜门查看热电偶信号处理单元,其中一个单元的故障指示灯亮,从而发明相应的热电偶或其连线路断路.故障清除后应按下复位按钮就地柜恢复到正常状态.d,电源故障报警:如出现电源故障,就地柜上的所有指示灯都将熄灭.7,空预器变频器故障信息:跳闸信息可能出现的原因OVERVOLTAGE变频器内部直流总电压过高检查供电电源是否过高;检查是否采用自由停车方式.UNDERVOLTAGE变频器内部直流总线电压过低检查供电电源是否过低;电源缺相.OVERCURREMT电机电流过高加速过快;检查是否采用自由停车;电机相间短路;电机相与地之间短路;变频器至电机间电缆太长;转矩提升参数设定过高.HEATSINK变频器散热器温度过高环境温度过高;防止阳光直射;检查风扇过滤网.EXTERNAL TRIR控制端子引起跳闸变频器#19端子上24V电源丢失MOTOR OVERTEMP电机温度过高负载过大;电机额定电压设定错误;转矩提升转速设定过高;电机低速运转时间长,无强制冷却电机热保护元件连接开路;检查参数INVERT THERMEST的设定CURRENT LIMIT限流,电流大于额定电流的180%超过1称钟后跳闸冲击负载引起SHORT CIRCUIT 短路变频器输出短路24V FAILURE 24V电源低于17V24V输出短路LOW SPEED OVERI零频率时电机电流太大转矩提升转速设定过高DESAT瞬间过电流VDC RIPPLE直流总线电压波动太大;检查是否输入电源缺相.OVERSPEED超速速度反馈大于105%超过0.1秒STACK TRIP变频器此时不能区分跳闸是由于过电流或是过电压引起POWER LOSS STOP电源丢失停机程序已将速度设定调整为零或已超时空预器变频器简介:本炉空预器为顶部中心驱动方式,每台空预器驱动装置配有两台鼠笼式电动机,即主电机与备用电机.正常情况下只有一台电机驱动空预器运转,另一台电机作为备用电机,通过齿轮箱的带动而被动旋转.每台电机各自由一台变频器驱动,任何时刻只能有一台变频器工作,而另一台变频器处于待机备用状态.空气预热器具有转动惯量大和恒转矩的特点.由于采用变频器控制空预器电机运转,实现了电机的平滑启动,以避免电机启动时,高启动转矩对减速装置的冲击.电机在运转过程中,始终由变频器驱动,正常运行时,电机总是在额定转速下运转.只有在检修状态时,电机才能在低速水洗转速下工作,使空气预热器转子在0.5rpm转速.在此变频器只能做定速运行,不起高速作用,改变空预器转速,将影响到空气预热器的换热效率,并影响到其它工况指标,因此禁止变速运行.第二篇 引风机的运行及维护一,启动前的检查:1,确认机械和电气设备检修工作结束,工作票退回.2,人孔,检查孔关闭严密,无妨碍运行的杂物.3,各地脚螺栓,对轮螺栓及保护罩完好,螺丝无松动.4,电机接地线,事故按钮完好,转向正确.5,检查静叶调节机构灵活无卡涩,静叶全开,全关指示与实际相符.6,控制回路,电气联锁,热工保报及自动装置经试验合格.7,引风机轴承润滑油脂充满;电动机前,后轴承箱油位清晰,油质良好.8,引风机出,入口烟气挡板,静叶等调节机构灵活完好,实际开度与控制室CRT指示相符.9,冷却风机经试转方向正确,运行及联动正常,事故按钮完好.10,引风机电动机轴承润滑油系统完好,油泵试转及联动试验正常,润滑油温,油压,及油箱位均在控制值内.二,引风机启动: 一引风机的首台启动: 1,启动前各工种检查工作结束,风机试转合适. 2,启动一台引风机冷却风机,运转正常后,投入冷却风机联锁. 3,将稀油站就地控制柜控制方式选择开关置"中控室"位,油泵选择开关置"#1主#2备"或"#2主#1备",温度控制方式开关置"自动"位.检查CRT引风机电动机轴承润滑油泵控制面板"允许DCS远控"信号灯亮,且无"稀油站重故障"及"稀油站轻故障信号,置"控制指示"按钮在投入位,按"远方控制"按钮并置"投入"位,启动所选择的主润滑油泵,正常后投入油泵联锁. 4,确认以下条件满足,允许启动首台引风机: a,引风机轴承及电机轴承温度正常; b,至少有一台冷却风机运行; c,至少一台油泵运行,电机轴承进油压力0.03—0.05Mpa范围内,油箱油位正常; d,引风机出口烟气挡板开; e,同侧除尘器出口A,B侧烟气挡板关闭; f,同侧空预器运行; g,同侧送风机动叶不全关,且出口风门开; h,另一台引风机停运; i,燃烧器辅助风挡板已开; j,引风机电机线圈温度正常; k,无引风机跳闸条件. 4,引风机启动顺序: a,关闭引风静叶,打开引风机出口烟气挡板,关闭同侧除尘器出口A,B侧烟气挡板;b,条件满足后启动引风机;c,引风机启动后,除尘器出口A,B侧烟气挡板应自动打开,否则应进行手动干预并查明原因.5,调整引风机静叶开度,保持炉膛负压在-19.6—98Pa之间. 二引风机的并列运行: 1,启动前各种检查工作结束,风机试转合格.2,启动第二台引风机冷却风机,运行正常后,投入联锁.3,第二台引风机的启动条件:a,引风机轴承温度正常;b,至少有一台冷却风机运行;c,引风机出口烟气挡板全开;d,引风机静叶全关;e,同侧除尘器出口A,B侧烟气挡板关闭;f,两台空预器运行;g,至少一台送风机运行;h,另一台引风机运行.4,引风机启动后,同侧除尘器出口A,B侧烟气挡板应自动打开,否则应手动干预并查明原因;调节两台引风机静叶保证炉膛负压在-19.6～-98Pa之间,并注意保持两台引风机风量,风压,电流一致,防止引起喘震.三,引风机的停运操作: 一两台引风机同时停运: 1,确认锅炉已熄火,经充分通风后可停止引风机运行. 2,将欲停引风机自动控制切为手动. 3,关闭该引风机静叶,停止其运行.确认同侧除尘器出口A,B侧烟气挡板,引风机出口烟气挡板应自动关闭.否则手动干预并查明原因. 4,以同样的方法停止第二台引风机运行;原停运引风机出口烟气挡板,除尘器出口A,B侧烟气挡板自动打开. 5,引风机停运2h后,停止冷却风机运行. 二单台引风机的停运: 1,因设备故障或改变运行方式需停运一台引风机时,锅炉负荷应降到单台引风机允许的出力范围内. 2,将欲停引风机的自动切为手动. 3,逐渐关闭该引风机静叶,同时开大运行引风机静叶保持炉膛负压正常,并注意防止风机喘震. 4,静叶关闭后,停止引风机.并确认其出口烟气挡板,同侧除尘器出口A,B侧烟气挡板应自动关闭.否则应手动干预并查明原因. 5,引风机停运2h后,停止冷却风机运行. 四,引风机的正常维护: 1,引风机正常运行时,每小时巡回检查一次. 2,异常情况下应加强对风机的检查监视. 3,正常运行中各参数应控制在以下范围: a,引风机电动电流≯288A; b,引风机轴承振动不超过0.16mm.串轴≯2～4 c,引风机轴承温度运行中应90℃报警并联动另一台冷却风机,轴承最高允许温度≯100℃. d,引风机电动轴承温度85℃报警,95℃紧急停运. 4,风机正常运行中无磨擦和撞击等异常声音,无漏风,漏油现象. 5,冷却风机运行平衡,无剧烈振动,滤网无杂物堵塞. 6,风机的喘振监测保护装置正常. 7,当引风机轴承温度大于70℃时,每升温15℃时其加油期限降低一半;每次维修时应将润滑油清理干净,并充新鲜油脂. 8,引风机电机轴承处润滑油进油压力在0.03～0.05Mpa之间,0.15Mpa时,切换为备用滤芯工作,将原工作滤芯清洗或更换. 10,从油箱顶盖向下185mm处为正常油位,正常油位向上75mm为最高油位,向下75mm为最底油位. 11,电动机润滑油系统运行说明: a,当油位升高或降低到报警位,系统发声光报警信号; b,当出口油温过高,油位过高,压差过大任一信号发生后,发轻故障信号; c,当油压过低,油位过低任一信号发生后,发重故障信号,此时要立即停止风机运行. 第三篇 送风机的运行及维护一,启动前的检查:1,确认转动机械及电气设备检修工作结束,工作票已退回.2,人孔门,检查孔关闭严密,无妨碍运行的杂物.3,各地脚螺栓坚固,对轮及防护罩联接完好.4,电动机接地线牢固,转向正确.5,事故按钮完好.6,电动机轴承油位计清晰,油质良好.7,油站冷油器冷却水系统正常.8,送风机转子无反转,手动盘车无卡涩,磨擦.9,送风机出口风门,送风再循环风门,联络风门,动叶执行机构灵活完好,实际开度与控制室指示相符.10,油站油位,轴承油位正常,润滑油系统及管路畅通无泄漏.11,油站油温正常.12,液压油及调节泄漏回油量正常.13,启动一台送风机油泵,检查压力正常后投入油泵联锁.14,各压力表,压力开关完好.15,动叶实际开度与控制室指示相符.二,送风机启动: 一送风机的首台启动 1,送风机允许启动条件: a,油站至少有一台油泵运行,控制油压及油过滤器差压正常; b,本台送风机轴承温度,电机轴承温度,线圈温度正常; c,油箱油位正常,轴承油位正常; d,送风机动叶全关,出口风门关闭; e,同侧空预器运行,或另一侧空预器运行且送风机出口联络风门开; f,至少有一台引风机运行;g,另一台送风机动叶不全关,出口风门打开.h,无送风机跳闸条件.2,手动启动送风机的顺序:a,将另一台送风机的动叶全开,打开另一台送风机的出口风门和联络风门;b,关闭本台送风机的动叶和出口风门;c,启动本台送风机;d,送负机启动后,本台送风机的出口风门在15s内应自动打开,否则应手动干预并查明原因.3,调整送风机的动叶和引风机的静叶开度,保持炉膛负压在-19.6～-98Pa. 二送风机的并联运行 1,检查送风机启动条件满足后,启动第二台送风机. 2,送风机启动后,其出口风门在15s内应自动全开,否则应手动干预;调节两台送风机动叶保证进入炉膛风量≮25%,并注意保持两台送风机风量,风压,电流一致,防止风机喘震. 三,送风机运行中的检查维护: 1,送风机电流≯123A.
2,电动机轴承温度≯80℃,85℃报警,95℃停止风机运行. 3,电动机线圈温度110℃报警,115℃停止风机运行. 4,送风机振动值不超过0.031mm,0.08mm停止风机运行. 5,送风机轴承温度运行最高≯80℃,85℃报警,100℃停止风机运行. 6,执行器扭矩不大于50Nm.,50Nm断执行器回路. 7,送风机喘振差压1500pa,延时120跳闸. 8,每班检查一次油站油位,轴承油位,保持油位正常,否则应及时加油. 9,油站油温50℃高油温报警,油温23℃电加热器断开,油箱油温60停止风机运行. 10,控制油压保持正常,油压0.45Mpa时发报警信号,并更换过滤器滤芯. 12,油站冷却水系统正常. 13,每小时检查一次,发现异常及时汇报,处理.四,送风机的停止操作: 一两台送风机同时停运 1,锅炉熄火并经5分钟通风后,可停止送风机运行. 2,停运前将送风机自动控制切为手动. 3,关闭欲停运送风机动叶后,停止其运行.确认其出口风门应自动关闭,否则应手动干预并查明原因. 4,停止第二台送风机时其动叶和出口风门不关闭,其余操作同第一台送风机. 5,两台送风机均停运后,原停运送风机出口风门在15s内应自动打开,否则应手动干预并查明原因. 6,送风机停运后,待油温95℃停止运行. 4,电动机线圈温度不大于115℃,115℃报警,120℃停止运行. 5,正常运行中一次风机轴承温度≯85℃,轴承温度85℃时报警,95℃停止运行. 6,一次风机振动值不超过0.55mm,超过0.055mm报警,超过0.095mm停止运行. 7,保持轴承油位正常.8,每小时检查一次,发现异常及时汇报,处理.四,一次风机停止操作:1,当所有运行中的磨煤机,密封风机均停止运行后,可停止两台一次风机.2,将欲停运的一次风机入口调节风门自动切为手动.,3,逐渐关闭该一次风机入口调节风门,停止一次风机运行,一次风机出口冷风总门,出口至空预器风门应自动关闭,否则应手动干预并查明原因.4,以同样的方式停止另一台一次风机运行.第五章 密封风机的运行及维护一,启动前的检查:1,确认密封风机机械,电气设备检修工作结束,工作票已退回.2,轴承油位正常,油质良好. 3,各地脚螺栓紧固,对轮及防护罩联接良好.4,密封风机滤网及滤网排污阀完好.5,电动机接地线牢固,转向正确.6,事故按钮完好.7,转子无反转