a 关闭油压继电器来油门.docx
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a 关闭油压继电器来油门.docx
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a关闭油压继电器来油门
a关闭油压继电器来油门,缓慢稍开继电器放油门,注意油压变化。
b当润滑油下降至0.07MPa时发润滑油压低Ⅰ值信号。
c当润滑油压降至0.05MPa时,交流润滑油泵联动并发润滑油压低Ⅱ值信号。
d注意交流润滑油泵出口压力和电流正常,停止油泵并用手压住操作开关不放。
e继续稍开油压继电器放油门,当润滑油压降至0.04MPa时,发润滑油压低Ⅲ值信号,同时直流润滑油泵联动、
f继续稍开油压继电器放油门,当润滑油压降至0.02MPa时,发润滑油压低信号,汽轮机跳闸。
g继续稍开油压继电器放油门,当润滑油压降至0.015MPa时,发润滑油压低信号,同时盘车自动停止。
h试验完毕,关闭油压继电器放油门,开启来油门,分别缓慢开启交、直流润滑油泵出口门,停止高压油泵。
三低油压保护试验注意事项
a机组运行中,做低油压保护试验可不用启动高压油泵,试验前应请示值长,要求断开低油压保护开关。
b试验中,监盘人员要密切注意润滑油压变化,一旦润滑油压下降,应立即启动高压油泵,停止试验。
3.2.4.2轴向位移保护试验
一下列情况应进行轴向位移保护试验
a机组新安装或大、小修后启动。
b轴向位移保护装置调整或检修后。
c机组正常运行中轴向位移保护误动作。
二试验条件
a试验应在汽机启动前进行,电闸门及其旁路门关闭,主汽门前疏水排净,试验不能与锅炉水压试验同时进行。
b高压油泵运行,机组挂闸,主汽门稍开。
c热工保护及信号装置良好并投入,热工人员进行试验。
三试验方法
a由热工人员发出轴向位移指示为0.8mm时,发出轴向位移大值信号来。
当指示为1.2mm时,发轴向位移大值信号,同时机组跳闸,主汽门关闭。
b.将轴向位移退至零位,重新挂闸,开启主汽门。
c.由热工人员发出轴向位移指示为-0.8mm时,发出轴向位移大值。
当指示为-1.2mm时,发轴向位移大值信号,同时机组跳闸,主汽门关闭。
d.试验完毕,将轴向位移退至零位,关闭主汽门,停止高压油泵。
3.2.4.3低真空保护试验
一.下列情况下应进行低真空保护试验
a.机组新安装或大小修后。
b.机组正常运行中,低真空保护误动作。
二.试验条件
a.试验应在汽机启动前进行,电闸门及其旁路门关闭,主汽门前疏水排净,试验不能与锅炉水压试验同时进行。
b.高压油泵运行,机组挂闸,主汽门稍开。
c.热工保护及信号装置良好,低真空保护开关投入,热工人员进行试验。
d.汽轮机在全冷状态下。
三.试验方法
a.启动一台射水泵,投入射水抽汽器,投入轴封供汽,保持凝汽器真空86KPa。
b.由热工人员短接真空低至75KPa接点,同时发真空低一值信号。
c.由热工短接真空低60KPa接点,主汽门关闭,同时发真空低二值信号。
d.试验完毕,将设备恢复至原来状态。
3.2.4.4抽汽逆止门关闭试验
一.试验条件
a.机组大、小修后。
b.机组启动前。
c.机组正常运行中每月应进行一次逆止门关闭试验。
d.联系热工人员进行试验,并投入有关保护和信号电源。
e.机组负荷不超过11MW。
f.各组逆止门应分别进行试验。
g.抽汽逆止门控制水投入,检查抽汽逆止门在开启位置。
二.试验方法
a.高压油泵运行正常,主汽门挂闸,用DEH开启调速汽门。
b.手动开启逆止门电磁阀,检查逆止门关闭,并发出声光报警信号。
c.关闭逆止门电磁阀,检查逆止门开启。
d.手打危急保安器,自动主汽门、调速汽门关闭,电磁阀开启,各段抽汽逆止门应关闭,并发出报警信号。
e.试验完毕,停止高压油泵、凝结水泵和化学逆止门保护水,自动主汽门、调速汽门关闭,做好记录。
f试验结束,投入电磁阀联动开关。
3.2.4.5真空严密性试验
真空严密性试验每月进行一次,由试验组负责进行。
一试验要求
a汽轮机运行正常。
b机组带80~100%额定负荷。
c真空下降速度每分钟不超过0.267KPa为良好,每分钟不超过0.4KPa为合格。
二试验方法
a断开射水泵联动开关。
b关闭射水抽汽器空气门。
c从空气门关闭开始,每隔一分钟记录一次真空,连续记录3~5分钟。
d试验完毕,开启射水抽汽器空气门,真空恢复正常后,投入联动开关。
3.2.4.6自动主汽门、调速汽门严密性试验
一.试验条件
a.机组负荷减到零,发电机解列,机组空负荷运行。
b.高压油泵良好投入运行,交、直流润滑油泵带电良好备用。
c.真空不低于87KPa。
d.运行机组每年进行一次自动主汽门和调速汽门严密性试验。
二.主汽门试验方法
a.首先启动高压泵,检查高压油泵运行正常。
b.单击主画面中阀门“试验按钮”,再单击弹出主汽门“试验按钮”,此时应注意主汽门关闭,记录转子惰走时间。
c.注意转子惰走过程中,润滑油压变化,发现润滑油压下降,应立即启动交流润滑油泵,停止试验。
d.当转速下降到1000r/min时,试验结束。
e.单击画面中“取消试验”按钮,此时主汽门重新开启,机组重新定速。
三.调速汽门试验方法
a.单击主画面中“启机/停机”按钮,再单击画面中“停机”按钮,高、中压调速汽门全部关闭,记录转子惰走时间。
b.注意润滑油压变化。
c.当转速降到1000r/min时,试验结束。
d.单击画面中“启机”按钮,重新开启高、中压调速汽门。
e.单击画面中“升速”按钮,设定目标转速为3000r/min,升速率为200r/min,机组重新定速。
f.注意机组在升速过程中振动变化。
3.2.4.7超速试验
一.下列情况下必须进行超速试验
a.机组新安装或大修后。
b.危急保安器解体或调整后。
c.甩负荷试验前。
d.停机一个月后再启动。
e.机组运行超过2000小时。
二.下列情况下禁止做超速试验
a.自动主汽门和调速汽门关闭不严或卡涩。
b.汽轮机不能维持空负荷运行。
c.没有准确的转速表。
d.机组滑停过程中或转子温度低于350℃。
e.汽轮机振动超过合格标准。
三.试验条件
a.机组冷态启动危急保安器超速试验,应在带25~30%额定负荷连续运行3~4小时,发电机解列后进行。
b.危急保安器超速试验前,禁止作充油压出试验。
c.自动主汽门、调速汽门严密性试验合格。
d.手动、电动危急保安器试验良好。
e.高压油泵、交、直流润滑油泵处于良好备用状态。
f.机组振动良好。
四.OPC超速试验方法
a.首先将后备手操盘中“OPC”开关打到试验位。
b.单击主画面中“超速试验”按钮,再单击弹出画面中“OPC试验”按钮,此时右侧红色指示灯点亮,机组开始升速。
c.注意机组转速及振动变化,当转速达3090r/min时,“OPC”红色指示灯点亮,OPC电磁阀动作,高、中压调速汽门全部关闭。
d.当转速下降到3060r/min时,高、中压调速汽门开启,机组恢复到3000r/min。
e.当调速汽门开启过程中,应注意机组转速不得超过3090r/min。
五.DEH超速试验方法
a.试验过程中分别设专人监视机组各转速表,发现异常立即采取果断措施。
b.接到值长命令,单击主画面中“超速试验”按钮,再单击弹出画面中“电气超速“按钮,此时右侧红色指示灯点亮,机组开始升速。
c.注意机组转速及振动变化,当机组转速达3300r/min时,“DEH发出停机指令”,电磁阀动作,自动主汽门、调速汽门应迅速关闭,转速不再升高,否则立即手打危急保安器或停机按钮,迅速关闭自动主汽门、调速汽门停机。
d.当机组转速下降至3060r/min时,重新挂闸,开启主汽门,机组重新定速。
六.机械超速试验方法
a.人员按要求各就各位,准备试验。
b.应将DCS操作盘上转速保护解除位置。
c.进行机械超速试验,OPC超速保护及电气超速保护均失效,在试验过程中,要认真监视机组转速变化,一旦转速超过3360r/min时立即手打危急保安器或停机按钮,迅速关闭自动主汽门、调速汽门停机。
d.解除DEH中转速保护,防止OPC动作,最好能提高到3360r/min,能保护动作,机组开始升速。
e.当机组转速达3360r/min时,危急保安器动作,自动主汽门、调速汽门应迅速关闭,转速不再升高。
记录危急保安器动作序号及动作转速。
f.当机组转速下降至3060r/min时,重新挂闸,开启主汽门,机组重新定速。
g.用上述方法,进行另一只危急保安器超速试验。
h.试验完毕,将DEH后备手操盘OPC钥匙开关打到“运行”位置,ETS操作盘上钥匙开关打到“运行”位置。
i.根据要求,重新挂闸,开启主汽门,机组并网发电。
3.2.4.8危急保安器压出试验
一.试验条件
a.充油压出试验在机组空负荷或带负荷下进行。
b.机组运行2000小时。
c.机组正常运行中无条件做超速试验。
二.试验方法
a.危急保安器撞击子1、2号棒分别进行试验。
b.试验1号棒时,将操作滑阀手柄指向1号棒位置,此时喷油滑阀应顶起,注意检查危急保安器舌片移到发电机侧,1号棒脱开。
c.按下1号棒喷油滑阀,操作箱上指示灯闪亮,证明1号棒被压出,动作正常。
d.当1号喷油滑阀被顶起2~3分钟后,将操作手柄旋转到中间位置,确保撞击子复位。
e.试验2号棒时,将操作手柄指向2号棒位置,操作方法与试验1号棒相同。
f.试验完毕,将操作滑阀置于中间位置并锁好。
3.3汽轮机的事故处理
3.3.1事故处理原则
1发生事故时,运行人员应迅速判明事故发生的原因,果断地解除人身和设备的危险,保证设备继续运行,应采取一切措施保证厂用电。
2全面分析仪表指示(确认仪表指示正确)和设备外部象征,确定事故已发生及发生的原因,采取措施进行处理。
3在处理事故时应考虑周密,运行要敏捷准确,不得惊慌失措,防止扩大化事故。
4在交接班发生事故时,要停止交接班,由交班人员进行处理,接班人员协助处理,待事故处理后经值长同意方可交接班。
5故障消除后,详细记录好事故现象和处理的方法,并汇报有关领导。
3.3.2故障停机条件和处理方法
3.3.2.1紧急故障停机条件
a汽轮机转速升高到3360r/min,危急保安器未动作。
b汽轮机组突然发生强裂振动,振动骤增0.05mm。
c汽轮机内有晰的金属摩擦声。
d汽轮机发生水击。
e轴封、挡油环处摩擦生产火花。
f汽轮发电机组任一轴承断油、冒烟或回油温度急剧升高到75℃。
g油系统着火不能及时扑灭。
h主油箱油位下降到-200mm以下,不能及时补新油。
i轴向位移突然增大到+1.2或-1.2mm,串轴保护未动作,或推力瓦块温度急剧升高到95℃。
j调速系统故障,不能维持运行。
k润滑油压下降到0.029MPa,启动辅助油泵无效时。
l发电机、励磁机冒烟着火。
m高压主蒸汽管道,中压抽汽管道或者其他管道破裂。
3.3.2.2破坏真空紧急故障停机步骤
a手打危急保安器或手按停机按钮。
b确证自动主汽门、调速汽门、各抽汽逆止门关闭严密,通知电气解发电机。
注意机组转速不再升高,关闭电闸门及各抽汽门,停止一段抽汽和四段抽汽。
c启动交流润滑油泵。
d停止射水泵,开启真空破坏门。
e开启凝结水再循环水门,关闭导除氧器凝结水门。
f停运均压箱和轴加,关闭门杆漏汽。
g真空到零,注意听音。
h主轴静止,记录惰走时间,投入连续盘车,测量大轴晃动度,并做好记录。
i完成停机的其它操作。
3.3.2.3下列情况可不破坏真空故障停机
a主蒸汽温度升高到545℃连续运行30分钟或超过550℃
b主机负荷减到零,主蒸温度仍低于450℃;主蒸温度10分钟内下降50℃。
c主蒸汽压力超过9.8MPa连续运行30分钟不能恢复,超过9.9MPa或者低于3.923MPa。
d主机负荷减到零,凝汽器真空仍低于60Kpa(温度75℃)不能恢复。
e汽轮机无蒸汽运行超过3分钟。
f主汽门阀杆卡住,无法活动。
g后汽缸已经向空排汽。
hDCS死机且无备用机器时.
3.3.2.4一般故障停机步骤
a手打危急保安器或手按停机按钮。
b确证自动主汽门、调速汽门、速断阀、各抽汽逆止门关闭严密,通知电气解发电机。
注意机组转速不再升高,关闭电闸门及各抽汽门,停止一段抽汽。
c启动低压交流润滑油泵。
d开启给水泵最小流量阀,关闭给水泵出口门。
e开启凝结水再循环水门,关闭导除氧器凝结水门。
f投入轴封备用汽源,停止轴封一、二次漏汽和门杆漏汽。
g真空到零,停止轴封供汽。
h注意听音,转速降到1000r/min时,停止射水泵,开启真空破坏门。
i主轴静止,记录惰走时间,投入连续盘车,测量大轴晃动度,并做好记录。
j完成停机的其它操作。
3.3.2.5蒸汽参数异常
a汽轮机正常运行中,主汽门前压力为8.53~9.03MPa,主蒸汽温度为525~540℃,超出此范围,应通知锅炉加强调整,恢复正常参数运行。
b当主蒸汽压力下降低于8MPa时,要求锅炉恢复正常汽压,并汇报班长、值长
c当主蒸汽压力继续下降时,应根据各监视段压力减负荷,防止各监视段超压。
汽压降到4MPa以下时,故障停机。
汽压
MPa
7.845
7.355
6.865
6.374
5.884
5.394
负荷
MW
12
9.6
7.2
4.8
2.4
0
d当主蒸汽压力升高超过9.807MPa时,要求锅炉采取措施紧急降压,并记录超压时间,汇报班长、值长。
e当主蒸汽压力在9.807MPa下连续运行时间超过30分钟或汽压超过9.9MPa时,应汇报值长打闸停机,并做好记录。
f当主蒸汽温度下降低于525℃时,应通知锅炉加强调整,恢复正常汽温,并汇报班长、值长。
g当主蒸汽温度继续下降低于510℃时应减负荷运行,汽温降至500℃时开启电闸门前疏水门,汽温降至490℃时,开启车室、导管疏水门,汽温降至470℃时应减负荷到零,如汽温继续下降至450℃,不能恢复,应汇报值长,打闸停机。
h当主蒸汽温度下降低于510℃,应按下表减负荷
汽温(℃)
510
500
490
480
470
450
负荷(MW)
12
9
6
3
0
停机
i当主蒸汽在10分钟内下降50℃,并有明显水击现象时应立即打闸停机。
j当主蒸汽温度升高超过540℃时,应通知锅炉恢复正常汽温。
k当主蒸温度升高超过545℃时,要求锅炉采取措施紧急降温,并记录超温时间,汇报班长、值长。
l当主蒸温度在545℃连续运行超过30分钟或超过550℃以上时,应立即汇报值长打闸停机。
3.4凝汽器真空下降
3.4.1凝汽器真空下降处理原则
a发现真空下降,应将真空与排汽室温度对照,确认真空确实下降,查明原因,进行处理。
b当真空下降至86KPa时。
提高轴封供汽压力,必要时再启动一台循环水泵,努力控制真空下降速度。
c排汽室温度超过50℃时,投入排汽缸喷水。
d真空下降低于正常值时应按下表规定减负荷
真空(KPa)
84
81
78.7
76
73
64
负荷(MW)
12
9
6
3
0
停机
3.4.2凝汽器真空下降的主要原因
a循环水中断或不足。
b射水抽汽器工作失常。
c轴封供汽压力低或中断。
d凝汽器水位升高。
e高压疏水开度过大或者误开。
f真空系统不严密。
3.4.3凝汽器真空下降处理方法
a循环水泵跳闸,电流、出口压力到零,应首先通知化学,启动备用泵,关闭跳闸泵出口门。
如两台泵运行中同时跳闸,备用泵启动后,并根据真空减负荷。
循环泵出入口门误关,电流下降至空负荷值,应查明原因,重新开启,通知电气处理。
循环水泵故障、水塔水位下降或滤网堵塞,引起循环水量不足,应汇报班长、值长根据真空减少负荷,采取措施提高水位,清除滤网杂物或启动备用泵。
b射水泵跳闸或故障,电流、出口压力到零或下降,应启动备用泵,开启射水抽汽器空气门。
查明原因,联系检修处理。
射水箱水位低或射水泵进空气,电流、出口压力下降或摆动,应开启射水箱及射水泵补水门。
射水箱水温升高,引起射水抽汽器器效率下降,应开大补水门,降低水温。
c轴封供汽压力低,应提高供汽压力或投入轴封备用汽源,投入前疏水要排净。
轴封压力调整器失灵应切换手动调整,联系热工处理。
d凝汽器水位升高,凝结水泵跳闸,应启动备用泵。
凝结水泵出口门误关或再循环水门误开,应开启出口门,关再循环水门。
凝汽器铜管破裂,凝结水硬度升高,应启动备用泵,减负荷至7MW以下,停止半面凝汽器找漏。
e检查疏水系统。
f真空系统不严造成真空下降,应检查真空状态下的阀门,轴加工作是否正常,关闭真空状态下疏水阀,调整轴加。
3.4.4主油泵工作失常
a现象:
主油泵出口压力下降或摆动,前箱内有异音或振动异常。
b处理:
发现主油泵工作失常,应注意调速、润滑油压及主油泵入口油压,调速油压下降,应启动高压油泵,振动过大,应联系值长停机处理。
3.4.5油系统漏油
a油压和油箱油位同时下降,此时应检查油系统管道设备,发现漏油应设法消除,并及时补油,汇报班长、值长,补油无效率时,应故障停机。
b油压下降而油箱油位不变,前箱和主油箱内压力管道漏油、主油泵故障、射油器工作失常,造成油压下降,应启动高压油泵维持正常油压,查明原因,若漏油在短期内无法消除,则应汇报班长、值长停机处理。
辅助油泵逆止门不严,应关闭其出口门,汇报班长,联系检修处理。
c主油箱油位下降油压不变,检查油位计正常,油管道、事故放油门、滤油机、油净化装置漏油,轴瓦是否跑油,查明原因,予以消除,并向主油箱补油,若漏油在短时间内不能消除,油箱油位降至-200mm以下,应启动交流润滑油泵,故障停机。
冷油器轻微漏油应切换备用冷油器运行。
3.4.6高压油泵、交直流润滑油泵故障
a停机前,发现高压油泵、交直流润滑油泵均不能正常投入,而主机又无异常时,应维持汽轮机运行,直到油泵恢复使用后再进行停机。
若机组停机过程中,低压油泵故障,应启动高压油泵停机。
b机组在启动过程中,低速时高压油泵故障,应速启动润滑油泵停机处理。
c机组启动过程中,高压油泵发生故障,此时主油泵已投入工作,应启动交流润滑油泵,停止高压油泵,机组正常启动,应停机处理。
3.4.7油系统着火
a凡油系统着火,应立即通知119,汇报班长、值长、车间、分厂。
b当油系统漏油引起火灾时,应立即用泡沫灭火器进行灭火,不使其扩大,如火势直接威胁机组安全时,应启动低压油泵,故障停机,禁止启动高压油泵。
c当油箱着火时,应紧急故障停机,待转子静止后全停油泵,开启非常放油门,同时将系统与主油箱可靠隔离,用泡沫灭火。
3.4.8油管内掉入杂物
油管内掉入杂物,造成轴承回油管或进油管被堵,致使某一轴承或多个轴承回油中断、减少或满油,使轴承冒烟或回油温度升高到75℃,此时应破坏真空紧急故障停机。
6.5.6油中进水
轴封供汽压力过大或轴封加热器内负压过低,造成油中进水,轴承回油窗出现水珠,应调整轴封供汽压力为0.01~0.05MPa,保持轴加内负压,加强滤油。
3.4.9冷油器断水
冷油器出口温度升高,应增加冷却水量,排除水侧空气。
如冷油器冷却水中断,应立即导工业水使之恢复正常.在处理过程中,轴承回油温度超过75℃而未达到80℃时,
不得采取停机措施。
3.4.10汽轮机轴向位移增大
一轴向位移增大的原因
a汽轮机负荷或流量增加。
b通流部分损坏或叶片结垢严重。
c凝汽器真空下降。
d推力轴承磨损。
e汽温急剧下降或汽轮机水击。
f汽轮机抽汽反汽。
二处理
a发现轴向位移增大,应检查推力瓦块钨金温度、推力轴承回油温度,倾听机组内部声音,测量轴承振动。
b当轴向位移增大到报警值时,应减负荷,使之恢复正常。
当推力瓦块钨金温度达95℃或推力轴承温度达75℃时,应紧急故障停机。
c当轴向位移增大到正或负极限值时,而保护未动作,应手打危急保安器,或停机按钮,紧急故障停机。
d机组启动时,冲动前必须做轴向位移保护。
3.4.11汽轮机水击
一原因
1锅炉汽包满水。
2蒸汽流量增加过快造成蒸汽带水。
3均压箱减温水调整不当。
4汽轮机启动过程中,暖管暖机不好,疏水没排净。
5加热器、除氧器满水。
6现象
a主蒸汽温度急剧下降。
b电动主闸门、自动主汽门、调速汽门、轴封等溅冒白汽或溅出水滴,相关管道产生水击现象。
c机组振动增加并伴有异常声音。
d推力瓦钨金温度明显升高,汽缸金属温度下降,胀差、轴向位移发生变化。
e上下缸温差急剧增大。
二处理方法
1确信发生水击,应立即破坏真空紧急故障停机。
2记录转子惰走时间,倾听汽轮机内部声音。
3全开主蒸汽管道、缸体疏水门。
4如加热器、除氧器满水应设法降低水位或关闭抽汽管道逆止门及抽汽门。
5若转子惰走正常,大轴晃动度正常,其它无异常情况,经充分疏水后,符合机组启动条件时,汇报值长,经值长同意,可重新启动。
6在升速和加负荷过程中,要特别注意监视机组振动,声音、推力瓦块钨金温度等。
三预防水击措施
1加强对主蒸汽温度的监视,变化过大及时联系锅炉调整。
一旦主蒸汽温度在10分钟内下降50℃以上时,应按紧急故障停机处理。
2加热器、除氧器水位保护试验良好。
运行中发现水位急剧升高,应及时关闭抽汽门和抽汽逆止门。
3热态启动前,主蒸管道应充分疏水,保证疏水通畅。
4滑参数停机时,应按规定降温、降压,主蒸汽保证有50℃以上的过热度。
5在锅炉熄火后,蒸汽参数不能可靠地调整时,应尽量避免汽轮机进汽。
6投入轴封供汽前,其管道应充分疏水。
7停机中做好公用系统与汽机本体的隔绝工作。
8定期检查主汽门、调速汽门及速断阀、抽汽逆止门的严密性,如发现漏泄及时检修处理。
3.4.12汽轮机组异常振动
异常振动处理原则
a运行中机组突然发生强烈振动或清楚地听出机组内有金属摩擦声音时,应立即紧急故障停机。
b汽轮机轴承振动超过正常值,应检查调整润滑油压、油温或减负荷使之恢复正常。
振动过大超过极限值时,应紧急故障停机。
c发生异常振动时,还应检查负荷及汽门开度,汽缸膨胀情况,机组内部声音。
了解发电机励磁机工作情况,蒸汽参数,真空、胀差、轴向位移、汽缸金属温度等是否发生异常变化。
d在加负荷中出现异常振动时,应恢复原负荷,查明原因,消除后再进行加负荷。
e机组在各速中若振动超出规定值,应立即打闸停机,并进行连续盘车,等查明原因,消除缺陷后再重新启动。
再次启动时,应特别注意监视各轴承振动。
3.4.13汽轮机通流部分磨损
一原因
1汽缸和转子加热或冷却不均匀,或加热装置使用不当,上下缸温差大。
2机组振动过大。
3通流部件变形、损坏,局部动静间隙减小。
4轴系中心改变,汽缸偏移,膨胀不畅汽缸翘起。
二现象
1胀差超过极限值。
2上、下缸温差超过允许值。
3机组发生异常振动。
4产生金属摩擦声。
5轴向位移发生变化。
三处理原则
1确认动静部分摩擦,应立即破坏真空紧急故障停机。
2停机后,如惰走时间、胀差和各部温差正常,原因检查并消除后,经值长同意,可重新启动。
3在启动中要注意监视胀差和温差的变化,倾听汽缸内部声音测量机组振动等情况。
4如惰走时间明显缩短,不能投入盘车,或盘车中有明显的金属摩擦声,说明动静
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