600MW机组事故处理.docx
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600MW机组事故处理
事故处理
1事故处理原则
1.1发生故障时,运行人员应迅速解除对人身和设备的威胁,根据仪表指示和设备外部特征,正确地判断事故原因,采取措施、消除故障、缩小事故范围,防止主设备严重损坏,同时应注意保持未故障设备的继续运行,并汇报值长。
1.2运行人员在处理事故过程中,应设法保住厂用电源,避免全厂停电。
1.3发生事故时,遵照“保人身、保设备、保电网”的原则,机组长应在值长的统一指挥下,带领本机组人员根据各自的职责迅速按规程规定正确处理事故。
对值长、机组长的命令除对人身、设备有直接危害外,均应立即执行,否则应申明理由,拒绝执行。
值长坚持时,应向上级领导汇报。
1.4处理事故要精力集中,坚守岗位,迅速限制事故的发展,消除事故根源,解除对人身和设备威胁,防止事故进一步扩大,确保非故障设备良好运行。
在事故处理过程中要统筹兼顾,接到命令必须执行重复命令制度,命令执行后,应向发令人汇报。
1.5自动装置故障时,运行人员应正确判断,及时将有关自动装置切至手动,及时调整,维持参数的正常、稳定,防止事故扩大。
1.6400VPC、MCC失电时,应首先投入备用设备,待备用辅机运行正常后,再到就地处理电源故障,恢复正常运行。
1.7当发生本规程没有列举的紧急事故时,运行人员应根据自己的经验与判断,主动地采取措施、对策,迅速进行处理。
1.8事故处理完毕,应将事故发生的现象、时间、处理过程如实地记录在交接班日志上。
2保护停炉
当下列情况之一具备时,锅炉保护动作将自动中断向锅炉提供燃料:
2.1手动MFT。
2.2所有送风机跳闸。
2.3所有引风机跳闸。
2.4有任两层制粉系统投运时所有一次风机全停。
2.5炉水循环泵全停或循环泵差压全低(延时3S)。
2.6锅炉汽包水位高高+250mm(2/3)延时3S。
2.7锅炉汽包水位低-300mm(2/3)延时3S。
2.8炉膛压力高高+3240Pa:
炉膛压力开关三取二延时3S。
2.9炉膛压力低低-2490Pa:
炉膛压力开关三取二延时3S。
2.10火检冷却风丧失(延时10秒)(火检冷却风全停运或冷却风压力低低(2/3))。
2.11炉膛总风量<30%。
2.12机组负荷大于60MW,汽机跳闸。
2.13全炉膛火焰丧失。
2.14失去燃料跳闸:
在锅炉已点火的情况下,以下二个条件同时存在:
1)所有油枪进油阀关闭或燃油快关阀关闭;
2)所有磨煤机跳闸或磨煤机出口门全关;
2.15延时点火:
燃油快关阀已打开,若在规定时间内(10分钟),无点火油枪点火成功,将产生MFT;首支点火油枪三次点火不成功也将引发MFT。
3紧急停炉
遇有下列情况之一时,应紧急停炉
3.1MFT应动而保护拒动时。
3.2给水、蒸汽管道发生爆破、不能维持正常运行或威胁人身设备安全时。
3.3锅炉受热面爆破无法维持机组正常水位时。
3.4所有汽包水位表计损坏,无法监视汽包水位时。
3.5尾部烟道发生再燃烧,经处理无效,使排烟温度不正常升高250℃以上。
3.6炉膛内或烟道内发生燃烧,使设备遭到严重破坏时。
3.7压力超限主再热蒸汽所有安全阀拒动且PCV无法开启时。
3.8再热汽中断时。
4申请停炉
遇有下列情况之一时,请示值长申请停炉
4.1锅炉承压部件泄漏,运行中无法消除时。
4.2过热器或再热器管壁温度超过最高允许温度,经多方设法调整仍无法恢复正常时。
4.3给水、炉水、蒸汽品质严重恶化,经努力调整仍无法恢复时。
4.4蒸汽温度超过允许值,经采取一切措施仍无效时。
4.5锅炉严重结焦,难以维持正常运行时。
4.6锅炉安全阀起座后无法使其回座时。
4.7电除尘脱硫设备无法正常投运时。
4.8锅炉控制气源失去,短期内无法恢复时。
4.9炉水循环泵失去低压冷却水源且无法恢复时。
5主燃料跳闸(MFT)
5.1现象
1)锅炉MFT动作报警。
2)锅炉所有燃料切断,炉膛熄火。
5.2MFT动作时,自动进行下列动作,否则应进行手动干预
1)MFT跳闸继电器动作。
2)MFT向汽机ETS送信号联跳汽机。
3)关闭进油快关阀、开回油快关阀,关油燃烧器进油阀,闭锁油枪吹扫;
4)MFT后送风机动叶、引风机静叶的控制要求:
a)不是由送引风机跳闸、不是由小于30%风量引起MFT,送风机动叶、引风机静叶切手动,同时超驰关到吹扫位。
b)由于小于30%风量引起的MFT,但送、引风机都在运行,保持当前开度5分钟不变,5分钟后超驰开到吹扫位,同时切手动。
c)由送、引风机跳闸引起的MFT,1分钟后送风机动叶、引风机静叶全开15分钟,保持炉膛自然通风。
5)跳闸所有磨煤机,煤粉出口门关闭(冷/热风门与磨煤机跳闸联动)。
6)跳闸所有给煤机。
7)关一、二级减温水电动门。
8)关再热器减温水电动门。
9)跳电除尘器。
10)联跳一次风机;联跳密封风机。
11)吹灰系统跳闸。
12)开所有二次风门。
13)在等离子点火模式下,跳等离子点火整流柜装置。
5.3MFT动作后的手动处理原则
1)注意水位调节,维持汽包水位正常。
2)注意炉水泵运行是否正常,当发生振动,差压及电流摆动时,应停止炉水泵运行。
3)确认空预器运行正常。
4)迅速查明MFT动作的原因,消除后立即进行锅炉重新点火。
5)如MFT动作原因一时难以查明或消除,则应按正常停炉处理,停止风机运行,关闭各风门挡板,保留必要的辅机运行。
6)机组起动重新并列后,并且负荷>50%时,应逐台吹扫MFT时紧急跳闸且尚未投用的磨煤机。
7)MFT后不能恢复汽包水位,应将炉水循环泵停电。
8)及时打开省煤器再循环阀。
9)MFT后确认厂用电切至#01高备变供电。
10)磨煤机充惰。
11)辅汽倒至运行机组供汽。
12)MFT动作时,如油枪在运行状态,则在重新点火时应进行油枪的吹扫。
6锅炉自动减负荷动作(RB)
6.1遇有下列故障之一时,发生自动减负荷
1)两台运行中的送风机之一跳闸,锅炉最大允许出力限制为300MW。
2)两台运行中的引风机之一跳闸,锅炉最大允许出力限制为300MW。
3)两台运行中的一次风机之一跳闸,锅炉最大允许出力限制为270MW。
4)两台电动给水泵运行,其中一台电动给水泵跳闸,延时10秒备用电动给水泵未启动,锅炉最大允许出力限制为270MW。
6)炉水循环泵仅剩一台在运行,锅炉最大允许出力限制为300MW。
6.2锅炉RB后的操作
1)RB逻辑中只有一次风机RB后将燃料主控切手动,机组控制方式由“协调”切至“TF1”,其他情况发生RB后燃料主控仍在自动方式,机组控制方式由“协调”切至“TF2”。
2)在A磨运行时,自动投入等离子点火装置,条件允许后同时投入#1角、#3角等离子装置,延时15秒后投入#2角、#4角等离子装置。
3)RB动作后,自动投入AB层油枪,顺序为先关回油主、辅阀,投油条件允许后按#1角-#3角-#2角-#4角顺序投油,每角延时15秒投入。
4)RB动作后,三层以上燃烧器运行时,从上层制粉系统开始切除,第一台制粉系统立即切除,以后每隔10秒,跳闸一台制粉系统,直至保留三层制粉系统运行。
5)一次风机RB动作后,应以磨煤机入口风量为标准调整磨煤机煤量合适;发现磨煤机入口风量长时间偏低,应检查确认燃料主控切手动,停止一台磨煤机运行,保证其他两台磨入口风量正常,防止磨煤机堵煤。
6)锅炉负荷能力联锁动作后,自动降低锅炉负荷,否则手动。
7)若由于一台送风机在运行中跳闸产生RB时,跳闸风机入口动叶强制关闭(出口挡板由SCS关闭)。
8)若由于一台引风机在运行中跳闸产生RB时,跳闸风机入口静叶强制关闭(出入口挡板由SCS关闭)。
9)若由于一台一次风机在运行中跳闸产生RB时,跳闸风机入口调节挡板强制关闭(出口挡板由SCS关闭)。
10)若锅炉燃烧不稳,火检频闪,立即投油枪助燃。
11)检查运行的一次风机、送风机、引风机、电动给水泵、炉水泵运行正常,不超额定电流。
12)检查除氧器、轴封母管压力正常,检查凝汽器真空正常;
13)检查低压缸排汽温度小于79℃;
14)检查监视汽轮机润滑油温、轴承回油温度、轴向位移、差胀、振动变化情况,均应在正常范围内。
15)机组各参数稳定后投入空预器连续吹灰。
7两台引风机(或送风机)跳闸
7.1现象
1)MFT动作;
2)引(送)风机电流到零;
3)送(引)风机联动跳闸,总风量及风压下降至零;
4)引(送)风机跳闸报警;
5)引风机、送风机的控制由自动切至手动。
7.2处理
按锅炉MFT动作处理。
8炉膛压力高高
8.1现象
1)MFT动作;
2)炉膛压力高高报警。
8.2原因
1)引风机跳闸,未联锁送风机跳闸;
2)炉膛吹扫不彻底,点火时发生爆燃;
3)炉膛负压自动调节装置失灵;
4)燃烧恶化;
5)炉内承压部件严重泄漏;
6)烟道挡板被误关。
8.3处理
按锅炉MFT处理。
9炉膛压力低低
9.1现象
1)MFT动作;
2)炉膛压力低低报警。
9.2原因
1)送风机跳闸;
2)炉膛负压自动调节装置失灵;
3)风道挡板被误关。
9.3处理
按锅炉MFT处理。
10汽包水位高
10.1现象
1)汽包水位高报警,
2)电接点水位计,就地水位计,CRT水位计水位指示升高;
3)给水流量与蒸汽流量偏差异常增大;
4)蒸汽导电度升高;
5)严重满水时,过热蒸汽温度急剧下降,主汽管内发水冲击。
10.2原因
1)给水自动调节失灵;
2)负荷或汽压变动过大;
3)水位计指示不正确,使运行人员误操作;
4)对水位监视不严或误操作;
5)安全阀动作。
10.3处理
1)发生水位异常升高,应立即采取降低水位的措施,如降低给水流量,开启汽包放水门进行放水;
2)若某台给水泵控制系统失灵,使手动自动均无法降低给水流量时,应紧急关闭给水泵出口电动门,并手动停止给水泵运行。
3)如水位继续上升,CRT水位达+250mm时,锅炉MFT动作;
4)停止锅炉进水,开启定排放水门;
5)全开过热器,主蒸汽管疏水门;
6)关闭过热器、再热器减温水门;
7)加大锅炉放水,注意水位变化;
8)分析满水原因,消除后重新启动。
11汽包水位低
11.1现象
1)汽包水位低报警;
2)电接点水位计,就地水位计,CRT水位计水位指示降低;
3)给水流量与蒸汽流量偏差增大;
4)严重缺水时锅炉MFT动作。
11.2原因
1)给水自动调节失灵;
2)给水泵故障,给水流量下降;
3)水冷壁或省煤器爆破影响水位急剧下降;
4)负荷或汽压变动过大;
5)水位计指示不正确,使运行人员误操作;
6)锅炉排污时操作不当;
7)对水位监视不严或误操作。
11.3处理
1)确认水位计正确无误后,应立即设法增加给水流量;
2)若运行给水泵发生故障跳闸,立即启动备用给水泵;
3)减少燃料量,降低锅炉汽压;
4)若水位继续下降,CRT水位达-300mm,锅炉MFT动作;
5)锅炉MFT后,视缺水情况重新缓慢上水,避免对汽包的热冲击,待汽包水位正常,且锅炉承压部件无损坏,锅炉可重新启动;
6)如果承压部件有损坏,在锅炉MFT后应加强上水,尽量维持汽包水位,水位无法维持时可停止给水泵运行;锅炉停止后继续冷却,待完全冷却后查找故障点。
7)不能恢复汽包水位时,应将炉水循环泵停运并停电。
12水冷壁管泄漏
12.1现象
1)汽包水位迅速下降,蒸汽压力下降,汽温上升,水位调节在“自动”时,给水流量不正常的大于蒸汽流量;
2)燃烧室内有泄漏声;
3)给水流量不正常的大于蒸汽流量;
4)炉膛负压减小或变正,炉膛不严密处有炉烟冒出;
5)引风机动叶不正常地开大,电流增加;
6)燃烧不稳定或造成熄火;
7)烟气温度下降。
12.2原因
1)炉水质量不符合标准,长期运行后管内结垢;
2)燃烧器附近的水冷壁管被煤粉磨损;
3)个别水冷壁管被异物堵塞;
4)吹灰器故障,管子被吹损;
5)水冷壁材质不良或制造、安装不良;
6)膨胀不均,管子被拉坏。
12.3处理
1)降低机组负荷,锅炉降低主汽压力,机组运行改为汽机跟随方式;
2)如水冷壁管损坏不大,并能维持汽包正常水位时,允许在减低负荷情况下短期运行,并汇报值长安排停炉;
3)如水冷壁管损坏严重,无法维持汽包正常水位时,应立即停炉;
4)保持引风机运行,排除炉内蒸汽;
5)停炉后尽可能继续进水,维持汽包水位;
6)如泄漏严重,停炉后仍不能维持汽包水位时,应停止进水;
7)停炉后,电除尘器应立即停电,以防电极积灰;
8)停炉后应将电除尘器、省煤器预热器灰斗内积灰清理干净。
13炉水循环不良
炉水循环不良指的是无炉水循环泵运行,或三台炉水循环泵的进出口差压均<60KPa。
13.1现象
1)MFT;
2)炉水循环泵跳闸,或差压低;
3)差压表指示低且摆动;
4)炉水循环泵电流摆动,偏小或到零。
13.2原因
1)炉水循环泵电源中断;
2)炉水循环泵电动机内腔温度>65℃跳闸;
3)炉水循环泵任一出口门未全开;
4)炉水循环泵产生汽蚀。
14省煤器管泄漏
14.1现象
1)汽包水位下降,锅炉补水量突增;
2)省煤器附近有泄漏声;
3)省煤器灰斗有水漏出或湿灰现象;
4)省煤器二侧烟温偏差增大,漏水侧烟温下降;
5)预热器两侧出口风温差增大;
6)引风机调节挡板不正常地开大,电流增加。
14.2原因:
1)省煤器管被飞灰磨损;
2)省煤器管材质不良;
3)吹灰器故障,水冷壁吹灰吹损省煤器管。
14.3处理
因省煤器泄漏停炉时,禁止开省煤器再循环门,其它同水冷壁管损坏的处理。
15过热器管泄漏
15.1现象
1)过热器附近有泄漏声;
2)蒸汽压力下降;
3)蒸汽流量不正常地小于给水流量,锅炉补水量突增;
4)炉膛压力增大,引风机调节档板不正常地开大;
5)管子损坏侧烟气温度降低;
6)过热器两侧蒸汽温度偏差增大,故障侧蒸汽温度异常升高。
15.2原因
1)蒸汽品质长期不良,管内结垢,引起超温爆管;
2)过热器长期超温运行;
3)过热器管被飞灰磨损;
4)吹灰器故障,吹损管子。
5)材质不良。
15.3处理
1)机组运行改为汽机跟随方式,降低锅炉汽压;
2)过热器损坏不严重时,允许适当降低汽压作短时间运行;汇报值长及早安排停炉,在维持运行时应加强监视,注意故障的扩大;
3)若过热器管损坏严重,无法维持正常汽温或管壁严重超温时,应立即停炉;
4)保留一台引风机运行,待炉内蒸汽消失后停风机;
5)锅炉停止后开启省煤器再循环门;
6)停炉后,电除尘器应立即停电,以防电极积灰;
7)停炉后应将电除尘器、省煤器、预热器灰斗内积灰清除。
16再热器管损坏
16.1现象
1)再热器附近有异常声响;
2)再热器出口压力下降;
3)引风机调节档板不正常地开大;
4)再热汽温偏差增大或异常升高;
5)炉膛负压变正,严重时不严密处有汽或炉烟喷出;
6)在机组负荷不变化的情况下,主蒸汽流量增加。
16.2原因
1)蒸汽品质长期不合格,管内结垢;
2)飞灰磨损或吹灰器故障吹损管子;
3)运行中再热器长期超温。
4)材质不良。
16.3处理
处理同过热器管损坏。
17尾部烟道再燃烧
17.1现象
1)烟道内燃烧点后烟温剧增;
2)炉膛压力和烟道内负压剧烈变化;
3)烟道内不严密处有火星和烟冒出,烟囱冒黑烟;
4)预热器出口一、二次风温增高;
5)若预热器处发生二次燃烧,热点探测装置报警,预热器电流晃动大,外壳有热辐射感,燃烧严重时预热器跳闸。
17.2原因
1)燃烧调整不当,煤粉过粗或燃烧恶化,使未燃尽的煤粉进入烟道或锅炉灭火后,炉膛吹扫不彻底;
2)油燃烧器燃烧不良或配风不当,使未燃尽的碳黑和油滴沉积在烟道受热面上;
3)锅炉启动和停炉的时间过长,使空气预热器蓄热板上沉积油垢;
4)煤油混燃时间太长,炉膛温度低,燃烧不完全,造成大量可燃物在烟道内燃烧。
17.3处理
1)烟道内烟气温度不正常地升高时,应立即调整燃烧和受热面进行吹灰;
2)经采取措施无效,烟气温度仍剧烈上升,确认为二次燃烧时,锅炉紧急停炉;
3)锅炉熄火后,停止引、送风机,关闭所有风挡板和烟气挡板,同时设法投入吹灰器进行灭火;
4)待火熄灭,检查烟道内烟气温度不再上升时,开启烟风道挡板,启动吸、送风机进行吹扫,即可重新点火;
5)如空气预热器燃烧用吹灰器蒸汽无法灭火时,可用空气预热器消防水进行灭火。
18锅炉风量<30%
18.1现象
1)MFT动作;
2)锅炉所有燃料切断,炉膛熄火。
18.2原因
1)风量自动调节失灵;
2)低负荷时,一组风机跳闸;
18.3处理
按MFT动作处理。
19厂用气失去
19.1现象
1)厂用气压力低报警。
2)气动调节门调节失灵,有关水位、温度无法自动调整。
3)个别气动调节门位置发生变化,或全开,或全关。
19.2原因
1)运行空压机全部跳闸,备用空压机未投入,或运行空压机带负荷不够。
2)厂用气管道严重泄漏,气压维持不住。
3)总气源门被误关。
19.3处理
1)立即增大运行空压机的出力,启动备用空压机,对压缩空气系统全面检查、调整。
2)全面检查系统有无严重泄漏点,有则设法隔离。
3)气压恢复前,就地手动调整一些重要调门或旁路手动门,保证汽包、除氧器、热井水位、主机润滑油温等重要参数正常。
4)对其它一些气动阀门、风门、挡板等,能做手动调整的可做相应手动处理。
5)严密监视机组运行工况,当无法维持机组运行时,紧急停炉、停机。
6)停炉、停机后仍应就地操作相应的气动阀门、风门、挡板,防止设备损坏。
20汽轮机自动跳闸条件:
20.1EH油压低达9.3MPa。
20.2轴承润滑油压低达0.048MPa。
20.3轴向位移增大至:
±1.0mm。
20.4汽轮机背压达65KPa,自动脱扣。
20.5汽轮机转速升至3300r/min。
20.6锅炉MFT。
20.7发电机保护动作。
20.8高压缸排汽压力大于等于4.82MPa。
20.9机组振动达0.254mm。
20.10汽轮机差胀大
1)高中压缸差胀
①转子缩短达-4.8mm,汽轮机跳闸。
②转子伸长达10.2mm,汽轮机跳闸。
2)低压缸差胀
①转子缩短达-2.2mm,汽轮机跳闸。
②转子伸长达23.3mm,汽轮机跳闸。
21汽轮机手动脱扣条件:
21.1汽轮机进水、高中压缸上下温差超过50℃。
21.2汽轮机支撑轴承金属温度超过112℃。
21.3汽轮机推力轴承金属温度及发电机轴承金属温度达107℃。
21.4任一轴承断油或冒烟。
21.5机组有清晰的金属响声或轴封内冒火花。
21.6油系统着火,不能很快扑灭,威胁机组安全运行。
21.7汽轮机任一径向轴承或推力轴承回油温度达82℃。
21.8机组突然发生强烈振动,内部发生明显的金属响声。
21.9发电机氢气系统发生着火或爆炸。
21.10EH油、润滑油系统管道或附件发生破裂无法隔离时。
21.11汽轮机转速升高到超过保护应动作转速而超速保护不动作。
21.12主油箱油位低至1391mm。
21.13主、再热蒸汽温度十分钟内突降50℃。
21.14主、再热蒸汽温达565℃,连续运行超过15分钟。
21.15主、再热蒸汽温度超过565℃。
21.16主、再热蒸汽两主汽门前温差达42℃。
连续运行超过15分钟。
21.17主、再热蒸汽两主汽门前温差超过42℃。
21.18在滑参数启、停过程中,主、再热蒸汽过热度小于56℃。
21.19低压缸排汽温度达121℃,连续运行超过15分钟。
21.20低压缸排汽温度超过121℃。
21.21高排温度达427℃。
21.22高压缸调节级后压力与高排压力的比值小于1.7则停机。
21.23机组背压高(真空低)。
1)机组负荷≥75%额定负荷时,汽轮机背压大于48KPa,延时15分钟。
2)机组负荷≤20%额定负荷时,汽轮机背压大于25KPa,延时15分钟。
3)20%≤机组负荷≤75%额定负荷时,汽轮机背压在25KPa~48KPa且大于背压负荷限制曲线,延时15分钟。
21.24汽轮机跳闸保护应动而拒动时。
22请示停机条件:
22.1主汽门或再热主汽门卡。
22.2汽轮机调节汽门或抽汽逆止门卡。
22.3主、再热蒸汽、抽汽及润滑油、EH油管道或附件发生泄漏无法隔离时。
22.4汽轮机控制保护系统故障威胁机组安全运行时。
22.5汽轮机单侧进汽(阀门活动性试验时除外)。
22.6主蒸汽、再热蒸汽、抽汽、给水、凝结水管道或附件发生破裂无法隔离时。
23故障停机
23.1事故停机
23.1.1汽轮机自动跳闸条件中的1、4、5、6、7、8、9条。
23.1.2汽轮机手动打闸条件中的13~23条。
23.1.3控制保护系统误动作或人员误操作
23.2紧急事故停机
23.2.1汽轮机自动跳闸条件中2、3、10条。
23.2.2汽轮机手动打闸条件中的1~12条。
23.2.3厂用电中断
23.3故障停机现象:
23.3.1“汽轮机跳闸”声光报警
23.3.2DCS-CRT停机报警
23.3.3DEH-CRT盘:
1)“汽轮机脱扣”灯亮
2)“功率”窗口显示突然到“0”
3)“转速”窗口显示趋向“0”
4)主汽门、高调门、中压调门阀位表指示0%
5)主汽门、高调门、中压主汽门、中压调门关灯亮
6)ETS跳闸通道灯亮
23.4故障停机处理
23.4.1事故停机处理:
1)执行《机组起停》中事故停机操作步骤。
2)确认厂用电切换成功,否则立即手动将厂用电切至高备变供电。
3)检查汽轮机BOP、SOB联启正常,否则手启。
4)确认锅炉MFT,电动给水泵运行正常。
5)注意热井、除氧器水位调节。
6)检查汽轮机及管道疏水阀开,各抽汽电动阀及逆止阀关闭。
7)迅速查明原因,尽快恢复机组运行。
23.4.2紧急事故停机处理:
1)汽轮机事故脱扣后,确认发电机解列,汽轮机转速下降;检查确认高中压主汽门、调门、高排逆止门、各级抽汽逆止门关闭,厂用电切换成功,锅炉联动MFT,一次风机及制粉系统、炉前燃油系统已停运。
2)关闭至排汽装置所有疏水,开启真空破坏门,停真空泵。
3)启动汽机BOP、SOB油泵,检查润滑油压正常,调整润滑油温正常。
4)真空到0,停运轴封汽。
5)汽机转速到2000r/min,检查顶轴油泵自启正常。
6)汽机转速到0,应手动投入盘车,检查盘车装置运行正常,记录转子惰走时间、偏心度、盘车电机电流、缸温等。
7)应
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- 600 MW 机组 事故 处理