第七部分运行维护及事故处理Word格式文档下载.docx
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3)氢压波动时,引起密封油压变化。
4)密封瓦内部原因,如弹簧紧力不够、瓦面不平、磨损等。
5)密封油管路或滤网堵塞。
6)润滑油压、调速油压发生变化,引起密封油压变化。
7)差压阀、平衡阀工作不正常。
8)密封油箱油位过高、过低或再循环门开度变化引起油压波动。
9)氢油压差超过规定值,使油压产生波动。
10)油温的变化引起油压波动。
321.防腐汽门的作用是什么?
防腐汽门的作用是:
在停机时用来放尽电动主闸门与自动主汽门间管道内的余汽,以防止蒸汽由于电动主闸门不严漏入汽轮机。
另外,在启机时可利用其检查电动主闸门的严密性。
322.为什么各机冷油器冷却水都要接在循环水入口门前?
冷油器进水接在循环水入口门前,主要是考虑当凝汽器半侧清扫或停机时,不致造成冷油器冷却水中断。
323.压力表管上为什么有一个小弯?
压力表是由于压力的变化,使波登管膨胀或收缩而指示出数值的,表管上有一个小弯管使管内存有一部分水,使温度较高的汽水不直接接触波登管。
否则会因热膨胀使表计指示不准和影响表计寿命。
324.汽轮机运行中变压运行与定压运行相比有哪些优点?
有以下优点:
1)机组负荷变化时可以减小高温部件的温度变化,从而减小转子和汽缸的热应力、热变形,提高机组的使用寿命。
2)在低负荷时能保持较高的热效率。
因为降压不降温,进入汽轮机的容积流量基本不变,汽流在叶片通道内流动偏离设计工况小。
另外因调节汽门全开,节流损失小。
3)因变压运行时可采用变速给水泵,所以给水泵耗功率小。
325.什么叫汽轮机监视段压力?
各抽汽段(除最末一、二级外)和调节级的压力统称为监视段压力。
326.汽轮机运行时监视监视段压力有何意义?
汽轮机运行中各监视段压力均与主蒸汽流量成正比例变化。
监视这些压力,可以监督通流部分是否正常及通流部分结盐垢情况,同时可分析各表计、各调门开关是否正常。
327.为什么真空降到一定数值要紧急停机?
因为真空下降到一定程度会出现下列情况:
1)真空降到某一值时,使轴向位移过大,会造成推力轴承过负荷而磨损。
2)若真空降低过多则使叶片因蒸汽流量的增加,而造成过负荷。
3)引起向空排汽门动作。
因此主机真空降到某一数值时,必须紧急停机。
328.汽轮机运行中,当主蒸汽温度不变时,主蒸汽压力升高对机组有什么影响?
在主汽温度不变条件下,主蒸汽压力升高,机组的焓降增大,运行经济性提高。
但是主汽压力超过规定的变化范围,就会直接威胁机组的安全,其原因是:
1)压力升高使调节级叶片过负荷。
2)蒸汽温度不变,压力升高时,机组几末级的蒸汽湿度增加。
3)会造成高压金属部件变形,缩短使用寿命。
329.汽轮机运行中,当主蒸汽温度不变时,主蒸汽压力降低对机组有什么影响?
1)主蒸汽压力降低,使汽轮机可用焓降减少,汽耗量增加,机组的经济性降低。
2)主蒸汽压力降低,末几级的蒸汽湿度将减少,可减少叶片的冲蚀。
3)主蒸汽压力降低调节级焓降减少,反动度增加。
4)主蒸汽压力降低过多则带不满负荷,致使轴向推力增加。
330.主汽温度过高有哪些危害?
主汽温度过高的危害如下:
1)主蒸汽在调节级内热降增加,在负荷不变的情况下,调节级的动叶片有可能发生过负荷现象。
2)主蒸汽温度过高,会使金属材料的机械强度降低,蠕变速度增加。
汽门、汽缸、轴封等紧固部件发生松弛,将导致设备的损坏或某些部件的使用寿命缩短。
3)汽温过高还会使各部件的热变形和热膨胀加大,若膨胀受阻则可能引起机组振动。
331.主汽温度过低有哪些危害?
主蒸汽温度过低的危害:
1)在汽压不变时,主蒸汽温度降低时,会引起汽轮机焓降减少,调节级的反动度及轴向推力增加,汽轮机经济性降低。
2)汽压不变,汽温降低,使汽轮机末几级的蒸汽湿度增加,对末几级动叶片的冲蚀加剧,叶片的使用寿命缩短,特别是最后一级最为危险。
此时为了保持汽轮机原来的出力,必须增加蒸汽流量,会引起叶片过负荷。
3)汽温急剧下降时,汽缸等高温部件会产生很大的热应力及热变形,严重时会造成动、静部分磨擦事故。
332.排汽压力过高对汽轮机有什么危害?
排汽压力过高对汽轮机的危害是:
1)汽轮机的可用焓降减少,造成汽轮机出力降低。
2)排汽缸及轴承等部件膨胀过度,引起机组中必改变,产生振动。
3)排汽压力增高,排汽温度也增高,将引起凝汽器铜管的胀口松弛,破坏凝汽器的严密性。
4)排汽压力增高,排汽比容减小,蒸汽流速降低,末级叶片就要产生脱流及旋涡。
同时还会在叶片的某一部位产生较大的激振力。
该激振力频率低,振幅大,极易损坏叶片。
333.汽轮机运行中监视段压力升高的原因是什么?
监视段压力包括调速级后的汽压和各个抽汽段的汽压。
在凝汽式汽轮机中,除最后一、二级外,各段汽压与流量均成正比。
如果在同一负荷下监视段压力升高,则说明该监视段以后通流面积减小,多数情况是结了垢,有时也会由于某些金属零件碎裂和机械杂物堵塞了通流部分或叶片损伤变形所致。
如果调节级和高压缸各抽汽段压力同时升高,则可能是中压调速汽门开度受到限制。
在运行中不但要看绝对值是否升高或超过规定值,还要看监视段之间的压差是否超过规定值。
如超过将会使该级段隔板和动叶片的工作应力增大,从而造成设备的损坏事故。
334.超高压机超速试验有哪些注意事项?
1)冷态启动后的超速试验,应在带25~30%额定负荷连续运行3~4小时以上,解列后再进行。
2)主蒸汽压力不低于1.76MPa。
3)凝汽器真空不低于86.7kPa。
4)超速试验前禁止做压出试验。
5)试验时转速达3300r/min,而危急保安器未动作,应立即手打危急保安器,停止试验,严禁在此转速下停留。
6)做好人员分工,注意监视转速和振动,主油泵出、入口压力和附加保安油压。
335.汽轮机真空下降有哪些危害?
1)排汽压力升高,可用焓降减小,经济性降低,同时使机组出力降低。
2)排汽缸及轴承座受热膨胀,可能引起中心变化,产生振动。
3)排汽温度过高,可能引起凝汽器铜管松弛,破坏严密性。
4)可能使纯冲动式汽轮机轴向推力增大。
5)真空下降使排气的容积流量减小,对末几级叶片工作不利。
末级要产生脱流及旋流,同时还会在叶片的某一部位产生较大的激振力,有可能损坏叶片,造成事故。
336.汽轮机在运行中胀差变化过大与哪些因素有关?
胀差过大,一般与下列因素有关:
1)启动时法兰、螺栓加热装置投入不当。
2)轴封供汽汽源选择不当。
3)增、减负荷速度过快。
4)暖机不当。
5)空负荷或低负荷运行时间过长。
6)排汽温度过高,引起低压缸负胀差增大。
7)蒸汽参数变化。
337.汽轮机膨胀不均为什么会产生振动?
如何判断振动是否由于膨胀不均所造成的?
汽轮机膨胀不均是由于汽缸膨胀受阻或加热不均所致。
它将引起各轴承的位置和标高发生变化,从而导致转子中心发生变化。
膨胀不均还会降低轴承的支承刚度,改变轴承的荷载,引起动静部分磨擦,因此在汽轮机膨胀不均时会引起机组振动。
此类型振动的特征,通常表现为振动随着负荷或蒸汽温度的升高而增大。
但随着运行时间的延长(工况保持不变)振动逐渐减小,振动的频率和转速一致为正弦波形。
根据上述特点检查、判断振动是否是由于膨胀不均所造成。
338.5、6号机二瓦处、1、2、3、4号机一瓦处着火如何处理?
原因:
油系统漏油造成。
处理:
1)采取有效措施迅速灭火,保证机组安全,并立即通知消防队到现场灭火。
2)若火势漫延且不能很快扑灭,直接威胁机组安全时,应破坏真空紧急停机,停机后应启动润滑油泵。
3)火势无法控制或危胁主油箱安全时,立即开启事故放油门放油。
火灾扑灭后,关闭事故放油门。
4)发生火灾时,应立即报告班长、值长,并尽快报告分场。
339.凝汽器满水、除氧器水位下降如何检查处理?
现象:
真空表指示下降,除氧器水位下降,凝汽器水位升高。
1)凝结水系统截门误关或开度不足,造成凝汽器水位过高。
2)凝结水泵工作不正常。
3)凝结水再循环门或减温水门误开。
处理:
1)立即对照室内外真空表及排汽温度表,根据真空下降值减负荷。
2)立即对凝结水系统进行全面检查,发现门误关或开度不足及时开启。
3)如凝结水再循环门或减温水门误开立即关闭。
4)关闭凝汽器补水门。
5)若凝结水泵工作不正常,应启动备用凝结水泵。
通知检修人员处理。
6)真空正常后,恢复原运行方式。
340.各机满负荷运行,1号凝结水泵检修,2号泵跳闸如何处理?
运行泵电流到零,流量到零,事故报警。
1)立即对2号凝结水泵进行全面检查,同时联系锅炉迅速降低主汽参数并迅速减负荷至零。
关闭凝汽器补水。
通知汽机、电气人员现场检查。
2)若2号凝结水泵没有明显机械损坏,应立即重新启动2号凝结水泵;
2号凝结水泵启动后,恢复原运行方式。
3)若短时间恢复不了,造成凝汽器满水,真空下降,则应打闸停机。
341.轴封加热器钢管破裂如何处理?
1、2机轴封加热器疏水量增加,疏水温度较正常时下降,漏泄严重时,轴封压力升高;
3、4号机轴封加热器水位升高,疏水量增加,漏泄严重时轴封处冒汽,轴封排汽压力升高;
5、6号机1号轴封加热器水位升高,漏泄严重时轴封排汽压力升高,轴抽风机排汽带水。
轴封加热器钢管破裂。
1)确认轴封加热器钢管破裂,应立即将轴封加热器解列。
2)全开轴封加热器凝结水旁路门,关闭轴封加热器凝结水出、入口门。
3)25MW机组开启轴封回汽排大气门,关闭轴封加热器来汽门及轴封回至射水抽汽器空气门。
100MW机组开启轴封回汽至轴加旁路门,关闭汽侧入、出口门;
200MW机组适当开启轴封回汽至八抽截门,关闭轴封回汽至1号轴加截门,关闭轴抽风机入口门,停止轴抽风机,关闭1号轴加疏水至凝汽器门,将子母阀溢水改至排外。
注意凝汽器真空应正常。
342.锅炉灭火如何处理?
1)主汽压力下降。
2)主汽温度下降。
3)1、2、4号机组负荷下降。
锅炉灭火。
1)锅炉灭火后,根据主汽参数和锅炉要求迅速减负荷。
1、2号机应立即向主控发出减负荷信号,如远方减负荷失灵则应迅速手摇同步器减负荷;
3号机根据实际情况改变负荷率进行减负荷,最高变负荷率可设为200MW/min;
4号机用DCS内快速增、减负荷键减负荷;
5、6号机切除AGC、协调、功率回路用电调快减负荷键减负荷。
减负荷的原则是以炉不超压为原则。
2)做好相应的调整与操作。
3)锅炉灭火后应注意汽温下降情况,及时开启各部疏水,汽温低至极限时,应故障停机。
4)锅炉恢复点火后,根据汽压、汽温上升速度尽快加负荷,恢复原运行工况。
5)锅炉灭火短时间内不能恢复时,按故障停机处理。
343.真空系统漏入空气引起的真空下降的象征和处理特点是什么?
漏空气引起真空下降时,排汽温度升高,端差增大,凝结水过冷度增大,凝结水含氧量升高,当漏空气量与抽气器的最大抽气量能平衡时,真空下降到一定值后,真空还能稳定在某一数值。
真空系统漏空气,用真空严密性试验就能方便地鉴定。
真空系统漏空气的处理,除积极想法消除漏空气外,在消除前应启动备用射水泵,维持凝汽器真空。
344.为防止发生水冲击,在运行维护方面着重采取哪些措施?
1)当主蒸汽温度和压力不稳定时,要特别注意监视。
运行中主、再热蒸汽温度10min内突然下降50℃,应立即打闸停机。
2)注意监视汽缸的金属温度变化和加热器、凝汽器水位,即使停机后也不能忽视。
如果发现有进水危险时,要立即查明原因,迅速切断可能进水的水源。
3)热态启动前,主、再热蒸汽管要充分暖管,保证疏水畅通。
4)当高压加热器保护装置发生故障时,禁止高加投入运行。
运行中定期检查加热器水位调节及高水位报警装置应处于正常状态,高加保护试验应动作作正常。
加热器管束破裂时,应迅速关闭相应抽汽电动门及逆止门,停止故障的加热器。
5)在锅炉熄火后蒸汽参数得不到可靠保证的情况下,不应向汽轮机供汽。
6)加强除氧器水位监视,杜绝满水事件发生。
7)滑参数停机时,汽温、汽压按规程规定的变化率逐渐降低,保持好过热度。
8)只要汽轮机在运行状态,各种保护就必须投入,不得退出。
9)200MW机组定期检查再热器及I、II级旁路的减温水门是否严密,如发现泄漏应及时检修处理。
10)200MW机组启动或低负荷运行时,不得投入再热蒸汽减温器喷水。
在锅炉熄火或机组甩负荷时,应及时切断减温水。
345.使汽轮机轴向最小间隙减小的情况有哪些?
1)汽轮机突然甩掉负荷,或者是减负荷过快,高压转子相对缩短。
2)冷态启动中,法兰加热装置使用过度,造成转子前移。
3)热态启动中,由于轴封供汽温度低,胀差出现负值;
或者是汽轮机进汽温度低,转子相对收缩。
4)汽轮机叶片结盐,降温冲洗时,转子比汽缸冷却快。
5)主蒸汽温度急剧下降。
346.机组低真空运行时,机组负荷应限制在多少?
机组在低真空运行时,主蒸汽流量不许超过额定值,汽轮机的负荷随真空的降低而减少,一般只能发出额定负荷的70%左右。
347.我公司机组运行中如何做真空严密性试验?
应注意哪些问题?
1)汽轮机带额定负荷的80%,运行工况稳定,保持射水泵正常的工作。
记录试验前的负荷、真空、排汽温度。
2)1~4号机组关闭运行射水抽汽器空气闸门。
5、6号机组关闭空气闸门后,停止射水泵运行。
3)运行射水泵空气闸门关闭后,每1分钟记录一次真空及排汽温度,3分钟后结束试验,开启射水抽汽器空气闸门(5、6号机启动射水泵后开启射水抽汽器空气闸门)。
取3分钟平均值做为试验结果。
4)真空下降率小于0.4kPa/min为合格,如超过此值应查明原因,设法消除。
5)试验过程中真空下降数值不应超过4.0kPa,超过时立即开启空气门,停止试验。
6)试验过程中应保证备用射水泵及射水抽汽器正常。
348.机组运行中提高机组经济性有哪些方法?
1)维持额定蒸汽初参数。
2)保持最佳真空下运行。
3)保持最小的凝结水过冷度。
4)充分利用加热设备,提高给水温度。
5)设法降低厂用电率。
6)降低新蒸汽的压力损失。
7)保持汽轮机的最佳效率。
8)确定合理的运行方式。
9)注意汽轮机负荷的经济分配等。
349.汽轮机防止断油烧瓦的安全措施有哪些?
1)汽轮机的辅助油泵及其自启动装置,应按运行规程要求定期进行试验,保证处于良好的备用状态。
机组启动前及运行中辅助油泵必须处于联动状态。
机组正常停机前应进行辅助油泵的全容量启动、联锁试验。
2)油系统进行切换操作(如冷油器、辅助油泵滤网等)时,应在指定人员的监护下按操作顺序缓慢进行操作,操作中严密监视润滑油温的变化,严防切换操作过程中断油。
3)机组启动、停机和运行中要严密监视推力瓦、轴瓦钨金温度和回油温度。
推力瓦温度不超过90℃,超过时应减少负荷,空负荷运行时超过90℃应故障停机。
4)在机组启停过程中应按规程规定的转速停启顶轴油泵。
5)在运行中发生了可能引起轴瓦损坏(如水冲击、瞬时断油等)的异常情况下,应在确认轴瓦未损坏之后,方可重新启动。
6)应避免机组在振动不合格的情况下运行。
7)润滑油压低时应能正确、可靠的联动交流、直流润滑油泵。
为确保防止在油泵联动过程中瞬间断油的可能,要求当润滑油压降至0.08MPa时报警,降至0.07~0.075MPa时联动交流润滑油泵,降至0.06~0.07MPa时联动直流润滑油泵,并停机投盘车,降至0.03MPa时停盘车。
8)保持油箱油位在规程规定范围内,油位计好用,油位低时要及时补油。
9)发现油位、油压下降要及时查明原因,进行处理。
10)在机组启动过程中,一定要监视主油泵工作情况,机组转速达3000转/分,确信主油泵参加工作正常后,方可停止调速油泵(电动油泵)。
11)油系统表计及相关信号装置应齐全好用,看油口清洁透明。
12)机组启动前油循环过程中应认真检查各轴承回油量应正常,发现不正常时及时联系处理,停机时应特别注意监视润滑油压和轴承温度。
13)在油质及清洁度超标的情况下严禁机组启动。
350.滑参数停机后,是否可进行超速试验?
采用滑参数方式停机时,严禁做超速试验:
因为从滑参数停机到发电机解列,主汽门前的蒸汽参数已经降得很低,而且在滑参停过程中,为了使蒸汽对汽轮机金属有较好的、均匀的冷却作用,主蒸汽过热度一般控制在接近允许最小规定值,同时保持调速汽门在全开状态。
此时如要进行超速试验,则需采用调速汽门控制机组转速,这完全有可能使主蒸汽压力升高,过热度减小,甚至出现蒸汽温度低于该压力下所对应的饱和温度,此时进行超速试验,有可能造成汽轮机水冲击事故。
另一方面,由于汽轮机主汽门、调速汽门的阀体和阀芯可能因冷却不同步而动作不够灵活或卡涩,特别是汽轮机本体经过滑参数停机过程冷却后,其胀差、轴向位移均有较大的变化,故不允许做超速试验。
351.我公司200MW机组滑压运行是如何规定的?
我公司200MW机组夜间低谷时采用滑压运行方式。
352.如何测量大轴幌度?
大轴幌度值的大小,反映了机组启动前及停机后大轴变形程度的一项重要指标,因此必须予以高度重视。
机组启动前、停机后应按规程要求测量大轴幌度,并与其原始值进行比较,发现异常及时处理。
测量方法如下:
盘车期间将千分表测量装置由停测位置沿滑道放下,使千分表滑杆凸轮与大轴充分接触,处于不限制状态,读取千分表读数,最大值与最小值之差值即为大轴幌度,其读数单位为道,记录时应改为微米。
测量结束后,将测量装置由测量位置提起,放至停测位置,检查凸轮与大轴应脱开。
353.凝汽器半侧清扫时为什么要关闭汽侧空气门?
凝汽器半侧停止后,该侧的蒸汽不能及时冷却,未凝结的蒸汽若被抽出则会影响热效率及抽汽器效率,使凝汽器真空下降。
所以在停止半侧凝汽器时,应先将该侧空气门关闭。
354.什么是循环水供热方式?
人为的使机组降低真空,提高排汽温度,以60~70℃的循环水向热网供热的方式,叫循环水供热方式。
355.我公司25MW机组循环水供热方式有何优、缺点?
对凝汽式机组,人为降低真空,以凝汽器作为热网基本加热器向外供热的运行方式,其优点是:
1)循环水系统稍加改动即可实现循环水供热方式,这样,用较少的投资,在较短的时间内便可以实现集中供热,并使机组的循环热效率大幅度提高。
2)在非供热期间,机组仍可在原设计的凝汽工况下运行,机组效率较高。
凝汽式机组效率一般高于抽汽式机组的5%。
其缺点是:
1)在供热期,机组的发电出力受到较大影响,一般为30%左右。
2)在供热期间不能随意调整负荷,机组基本上失去了调峰能力。
3)机组降低真空运行,是在非设计工况下工作,最后几级效率要下降,机组的轴向推力增大。
356.机组低真空运行时,机组负荷应限制在多少?
357.市内供热供、回水压力变化过大有何影响?
市内供热供水压力升高过多,容易引起管路及暖汽设备超压爆破;
供水压力过低,将破坏热网的正常水循环。
市内供热回水压力升高过多,容易引起凝汽器超压,使凝汽器漏泄,水室端盖及管路爆破;
回水压力过低,将造成凝汽器失水,引起主机真空破坏。
358.汽轮机低真空运行应注意哪些事项?
1)为防止周波下降,主机真空破坏,应投入容量限制器。
2)若遇加热器故障,在停止前应适当减少负荷,以防止排汽量过大,造成真空下降。
3)必须保持凝汽器进水压力正常。
4)加强监视主机的振动、推力瓦温度及串轴等。
5)当运行参数变化时,背压变化较大,应加强对真空的监视。
6)凝汽器内应经常排出积存的空气。
359.我公司5、6号机组调整循环水运行方式有哪些总体要求?
1)正常运行时循环水泵启动与停止必须经值长批准。
2)操作循环水出口门时应单侧进行,严禁两侧同时调整。
调整时如出现异常,应立即恢复。
3)调整循环水出口门时,应通知灰泵值班员,防止除尘泵落水。
4)调整水塔补水时,应通知集控班长或中、高压机司机,防止补水门开度过大,造成一、二期循环水压力下降。
5)循环水泵的启、停及循环水系统的操作与调整班长应做好指导工作。
360.5、6号机均运行时对循环水调整有哪些要求?
1)5、6号机均运行时,循环水供水、回水联络门保持全开;
2)某台机调整循环水出口门时,应提前通知另一台机,两台机均应密切注意监视循环水出口压力、真空变化,操作结束后通知另一台机。
3)当需启动循环水泵时,应在循环水泵启动运行正常后,由一台机逐渐将循环水出口门全开,然后再由另一台机进行调整至全开。
当需停止循环水泵时,应由一台机将循环水出口门调至相应的位置,再由另一台机进行调整,然后停止循环水泵。
调整时两台机均应相互联系注意循环水压力及真空的变化。
361.5、6号
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- 第七 部分 运行 维护 事故 处理