7.2.1.7 轴承油压下降至极限值。
7.2.1.8 转子轴向位移达极限值。
7.2.1.9 发电机或励磁机冒烟、冒火。
7.2.1.10 油箱油位下降至极限值。
7.2.1.11 任何一块推力瓦块温度突然上升至极限值。
7.2.1.12 汽轮机油系统着火,且不能很快扑灭,严重威胁机组安全运行。
7.2.1.13 主蒸汽、再热蒸汽或给水管道破裂,危及机组安全时。
7.2.2 发生下列情况之一时,应进行不破坏真空事故停机:
7.2.2.1 主蒸汽或再热蒸汽温度上升至555~565℃且运行时间在10min 及以上,或上升至565
℃以上。
7.2.2.2 机组载荷150MW 以上,主蒸汽温度下降至480℃及以下,或再热蒸汽温度下降至
450℃及以下。
7.2.2.3 机组处于启动分离器已切除至载荷150MW 之间的区段内运行,主蒸汽或再热蒸汽
的过热度在100℃以下。
7.2.2.4 机组带启动分离器运行,主蒸汽或再热蒸汽的过热度在 50℃及以下。
7.2.2.5 主蒸汽或再热蒸汽温度突降 50℃及以上,或两侧偏差达50℃及以上。
7.2.2.6 主蒸汽压力上升至 17.6MPa(179kgf/cm2)及以上。
7.2.2.7 凝汽器真空下降至 63kPa(470mmHg)。
7.2.2.8 胀差达极限值。
7.2.2.9 发电机冷却水中断。
7.2.2.10 发电机漏水。
7.2.2.11 锅炉紧急停炉联动跳闸汽轮机保护不动作。
7.2.2.12 厂用电源全部失去(无备用自合闸或备用自合闸不成功)。
7.2.2.13 汽轮机组无蒸汽运行时间超过 1min。
7.2.2.14 汽轮机、锅炉全部失去热控仪表电源或汽轮机失去热控仪表电源(机组运行正常),
时间30min 内未能恢复电源;或汽轮机失去热控仪表电源导致机组异常运行。
7.2.3 破坏真空事故停机操作步骤如下:
7.2.3.1 手动危急遮断器或按“紧急停机”按钮。检查确认汽轮机转速下降,高、中压自动
主汽门及调节汽门、抽汽逆止门关闭,联动保护动作正常。
7.2.3.2 启动交流润滑油泵。
7.2.3.3 开启真空破坏门,关闭抽气器空气门,通知锅炉值班员不可向凝汽器排汽、水。
7.2.3.4 关闭电动主闸门,将同步器、启动阀关至“0”。
7.2.3.5 维持凝结水系统循环。
7.2.3.6 完成其他停机操作。
7.2.4 不破坏真空故障停机操作步骤如下:
7.2.4.1 手动危急遮断器或按“紧急停机”按钮。检查确认汽轮机转速下降,高、中压自动
主汽门及调节汽门、抽汽逆止门关闭,联动保护动作正常。
7.2.4.2 启动交流润滑油泵。
7.2.4.3 关闭电动主闸门,将同步器、启动阀关至“0”。
7.2.4.4 如果是凝汽器真空下降或厂用电源失去而故障停机,应通知锅炉值班员不可向凝汽
器排汽、水。
7.2.4.5 维持凝结水系统循环。
7.2.4.6 完成其他停机操作。
7.3 蒸汽参数不符合额定规范
7.3.1 蒸汽参数不符合额定规范时,按表 14 规定处理(表14 为A152—2 产品):
表 14
参 数 内 容 单 位
主蒸汽压力正常运行允许范围
主蒸汽压力上升至
主蒸汽
压力
主蒸汽压力下降至
MPa(kgf/cm2)
主蒸汽或再热蒸汽正常运行允许范围
主蒸汽或再热蒸汽温度上升至
主蒸汽或再热蒸汽温度下降至
机 组载荷至主蒸汽温度下降至
150MW 以上再热蒸汽温度下降至
机组处于启动分离
器切除至载荷
150MW 之间的区段
内运行
机组带启动分离器
运行
主蒸汽或再热蒸汽的
过热度达
主蒸汽或再热蒸汽温度两侧偏差达
主蒸汽
及再热
蒸汽温
度
主蒸汽或再热蒸汽温度突然降低
℃
参 数 数 值 处 理 方 法
16.2±0.7(165±7)
>16.9(172) 通知锅炉值班员调整至正常
≥17.6(179)
通知锅炉值班员调整无效,即
汇报值长,应进行不破坏真空故
障停机
主蒸汽
压力
≤15.5(158) 通知锅炉值班员调整至正常
5
15 550+−
—
555<t≤565
通知锅炉值班员调整,若无效,运行时间达10min 及以
上,即汇报值长,应进行不破坏真空故障停机
>565 汇报值长,应进行不破坏真空故障停机
530≤t<535 通知锅炉值班员调整至正常
<530 汇报值长,通知锅炉值班员适当减负荷:1MW/℃
≤480
≤450
汇报值长,应进行不破坏真空故障停机
<150 通知锅炉值班员调整至正常
<100 汇报值长,应进行不破坏真空故障停机
<80 通知锅炉值班员调整至正常
≤50 汇报值长,应进行不破坏真空故障停机
>17 通知锅炉值班员调整至正常
≥50
主蒸汽
及再热
蒸汽温
度
50
汇报值长,应进行不破坏真空故障停机
7.3.2 汽压、汽温同时下降时,按汽温下降进行处理。
7.3.3 运行中发现蒸汽参数不符合额定规范时,除了按上述规定处理外,还应加强监视机组
振动、轴向位移、推力瓦块温度、金属温度、胀差、并检查机组有否异常声音。
7.4 凝汽器真空下降
7.4.1 真空不同程度下降时的处理要点见表 15。
表 15 单位:kPa(mmHg)
真 空 值 处 理 要 点
突然下降 4(30)
在查找原因的同时,如真空继续下降,应增加循环水量;保
持轴封配汽联箱汽压正常;启动备用射水泵,使用备用抽气器
突然下降至 85(638)以下
在查找原因的同时采取有关措施,如真空仍继续下降,应立
即汇报值长,视当时情况,要求紧急减荷至150MW 或100MW
逐渐下降至 85(638)以下汇报值长要求减荷。保持真空 85kPa(638mmHg)以上
下降至 63(470)及以下汇报值长,应进行不破坏真空故障停机
7.4.2 真空下降的处理:发现凝汽器真空下降时应对照就地真空表、低压缸排汽温度及凝结
水温度,并检查热工信号报警情况,分析、判断真空下降原因,进行下列处理:
7.4.2.1 检查当时机组有无影响真空下降的操作,如有应立即停止。
7.4.2.2 检查循环水有否断水或减水现象,并进行下列操作:
a.如循环水断水,应迅速减荷,并根据真空下降程度,
随时准备不破坏真空故障停机。停机后关闭循环水进水门,一般应待低压缸排汽温度下降至
50℃左右时,再向凝汽器内进循环水。另外还要检查汽轮机的自动排汽门是否动作。
b.如虹吸作用破坏,应增加循环水量或启动备用射水泵和射水抽气器,恢复虹吸作用。
c.如真空逐渐下降,循环水温升增大,应增加循环水量,恢复正常真空。
d.由于循环水进口滤网堵塞,循环水系统运行方式不当或切换时误操作,以及没有排尽
管段中存贮的空气,均会发生循环水断水或减水现象,应注意检查防止。
7.4.2.3 检查轴封汽压,汽压过低应及时调整,并检查各轴封供汽,使之正常。如轴封配汽
联箱汽温过低,原因可能是除氧器满水,此时应降低除氧器水位,并开启有关轴封汽管、轴
封配汽联箱的疏水门进行充分疏水。
7.4.2.4 检查运行射水泵和射水抽气器工作是否正常,根据情况启动备用射水泵和射水抽气
器。
7.4.2.5 检查凝汽器水位是否升高,根据水位升高情况启动备用凝结水泵。分析水位升高的
原因,针对不同原因及时处理。
7.4.2.6 由于空气漏入凝汽器汽侧和真空下运行的管道引起的真空下降,一般较为缓慢,应
启动备用射水泵和射水抽气器,并分析真空下降的原因,针对不同原因及时处理。
7.5 油系统运行失常
7.5.1 油压、油温失常时的处理要点见表 16。
表 16
参数 内 容 单 位 数 值 处 理 要 点
调节油压下降至 ≤1.8(18)
安全油压下降至≤1.7(17)
启动油压下降至≤1.7(17)
消防油压下降至≤1.7(17)
润滑油压下降至≤0.18(1.8)
检查原因并汇报班
长
调节油压下降至 ≤1.6(16) 启动调节油泵
≤0.16(1.6) 启动交流润滑油泵
润滑油压下降至 ≤0.13(1.3) 应破坏真空事故停
机
油
压
润滑油压上升至
MPa(kgf/cm2)
≥0.25(2.5) 汇报班长,通知检修
调整并检查油系统轴
承油档是否因油压高
而泄漏
冷油器出油温度
正常运行允许变化
范围
40~45
任何轴承油杯回
油温度上升
2~3 检查分析原因,汇报
班长
≥65 检查处理,紧急汇报
班长
油
温
任何轴承油杯回
油温度上升至
℃
≥75 应破坏真空事故停
机
任何一块推力瓦
块温度突然上升
5 检查分析原因,汇报
班长
85 检查处理,紧急汇报
班长
≥90 汇报值长,要求减荷
任何一块推力瓦
块温度上升至
≥极限值 应破坏真空事故停
机
油箱油位下降
5~10 检查分析原因,汇报
班长
正常最低油位线 设法加油
油箱油位下降至 极限值 应破坏真空事故停
机
油
位
油箱油位异常升
高
mm
进行油箱放水并检
查分析原因
7.5.2 油系统运行失常的具体处理方法如下:
7.5.2.1 运行中主油泵的声音失常,但油系统中的油压正常时,应仔细倾听主油泵及各有关
部件的声音,注意油压变化,将不正常情况汇报班长、值长。必要时应破坏真空事故停机。