蒸汽参数异常的现象、原因和处理.doc

蒸汽参数异常汽温不变，主蒸汽、再热蒸汽压力异常现象1．1．1 主、再热蒸汽压力表变化1．1．2 DEH-CRT、DCS-CRT显示报警；1．1．3 投入协调控制时，机组负荷相应变化原因1．2．1 控制系统故障1．2．2 机组负荷骤变处理1．3．1 若控制系统故障，引起主、再热蒸汽压力异常，应调节燃料量，恢复主、再热蒸汽压力；1．3．2 若机组负荷变化过快引起主、再热蒸汽压力异常，应设法稳定负荷，待主、再热蒸汽压力恢复后，再进行负荷变动；1．3．3 若主、再热蒸汽压力高，可增加机组负荷使压力恢复至正常；1．3．4 主蒸汽压力在 13.9MPa时应手拉向空排汽，主蒸汽压力升至应打闸停机14.6MPa时1．3．5 主蒸汽压力低到 12.58MPa以下汽轮机 TPC动作（投入时），减负荷至主蒸汽压力恢复到 12.58MPa以上，否则应手操以大负荷变化率减负荷1．3．6 主、再热蒸汽压力变化时，应注意机组振动、声音、差胀、轴向位移及汽轮机上、下缸温差1．3．7 汽压下降时应控制各监视段压力不超过最高允许值，主蒸汽流量≯420t/h 1．3．8 若汽压继续下降低于 4MPa，将负荷减到 0，按故障停机处理。

1．3．9 汽压下降与带负荷值对照表：汽压 MPa12.5812.611.810.89.88.8负荷 MW1351251101009080汽压 MPa7.86.85.84.844 以下负荷 MW706050400停机汽压不变 , 主蒸汽、再热蒸汽温度异常现象2．1．1 主、再热蒸汽温度表变化；2．1．2 DEH-CRT、DCS-CRT显示报警原因2．2．1 主、再热蒸汽减温器调节失灵；2．2．2 锅炉汽包满水；2．2．3 锅炉燃烧不稳定，燃烧工况变化；2．2．4 机组负荷大幅度变化；2．2．5 炉膛结焦或积灰时；2．2．6 锅炉吹灰时；2．2．7 煤质变化处理2．3．1 若主、再热蒸汽减温器自动失灵，应手动调整，维持机侧主蒸汽温度不超过 540℃；2．3．2 检查汽包水位，将水位调整至正常水位；2．3．3 若锅炉燃烧率大， 引起主、再热蒸汽温度高， 在减煤的同时适当减负荷；2．3．4 汽温 545℃运行超过 30min 不能恢复正常，按故障停机处理主、再热蒸汽温度持续升至 562℃，立即手动脱扣汽轮机；2．3．5 两主汽门、中压主汽门前蒸汽温差应小于 13.9 ℃, 当超过 41.7 ℃时立即手动脱扣汽轮机；2．3．6 在运行中主、再热蒸汽温度变化时，应注意机组振动、声音、差胀、轴向位移及汽轮机上下缸温差。

2．3．7 主、再热蒸汽低于 530℃时，应及时调整减温器运行及调整炉内燃烧、调整旁省烟道挡板，恢复汽温2．3．8 若汽温降至 520℃时，按下表减负荷汽温℃520515510505500495490485480480 以下负荷 mw1251109580655035200停机2．3．9 主蒸汽温降至 500℃时，应开启汽机本体、主蒸汽导管疏水，并对金属温度、轴向位移、推力温度加强监视2．3．10 主汽温降至 480℃时，减负荷至“ 0”， 480℃以下打闸停机2．3．11 主汽温度 10min 内下降 30℃，应开启主、再热蒸汽管道及本体疏水，汇报值长，并对机组振动、轴向位移、差胀严密监视2．3．12 汽温 10min 下降超过 50℃时应立即打闸停机2．3．13 主蒸汽温突然下降，蒸汽过热度降至 150℃以下时应立即打闸停机汽温、汽压同时下降3．1 汽温、汽压同时下降，应核对过热度，同时迅速恢复蒸汽参数，不能及时恢复时，汇报值长，降低负荷，注意监视差胀，轴向位移变化汽压汽温负荷停机温饱和温过热MPa℃MW度℃度℃度℃12.652012548032919111.651511047232319210.65101004643161949.6505904563081978.6500804483002007.6490704402921986.6480604322821985.6470504242711995.0460404162641964.5450204082571934.044004002501903．2 当汽温降至对应压力下的停机温度时，立即故障停机。

3．3 严密监视主汽门、轴封、汽缸结合面是否冒白汽或溅出水滴，发现水冲击，应紧急停机严密监视金属温度及差胀变化3．4 注意轴封压力变化，注意凝汽器和各加热器变化，及时切换除氧器汽源3．5 主蒸汽压力、温度同时下降，虽未达到停机温度，但主蒸汽温度低于第一级金属温度 50℃以上时应汇报值长，要求故障停机资料素材和资料部分来自网络，供参考可复制、编制，期待你的好评与关注）。