文档库

最新最全的文档下载
当前位置:文档库 > 热能动力论文

热能动力论文

目录

前言 (5)

一、公司的简介 (4)

(一)公司概况 (5)

(二)公司的设备管理及安全管理 (6)

二、汽轮机主要设备及系统 (6)

(一)汽轮机本体 (6)

1.汽缸 (6)

2.转子 (7)

3.喷嘴组、隔板、转向导叶环 (7)

4.前轴承座 (7)

5.后轴承座 (7)

6.盘车装置 (7)

7.主汽门及主汽门操纵座 (7)

8.热力系统 (7)

9.汽封系统 (8)

10.真空系统 (8)

(二)汽轮机油系统 (8)

1.主供油系统 (8)

2.电液驱动器供油系统 (8)

4.DEH的基本原理 (8)

5.DEH运行方式 (8)

6.保安系统概述 (9)

7.ETS保护系统工作原理 (9)

8.TSI系统概述 (9)

9.辅助油泵、润滑油压联动规定 (9)

10.EH油泵联动规定 (10)

(三)凝汽器的运行 (10)

1.启动凝汽器循环水系统 (10)

2.启动凝汽器汽侧系统 (10)

3.运行调整 (10)

(四)低压加热器的运行 (10)

1.低加启动前的检查 (10)

2. 低加启动 (11)

(五)除氧器的运行 (11)

1.除氧器水箱的投入 (11)

2.除氧器的运行限额 (11)

(六)各泵类辅机的运行 (11)

一.循环泵运行 (11)

1.启动 (11)

2.停止 (11)

3.备用循环水泵的切换 (11)

二.给水泵运行 (12)

1.启动 (12)

2.停泵 (12)

3.备用给水泵的切换 (12)

三.凝结水泵运行 (12)

1.凝结水泵启动 (12)

2.凝结水泵停止 (12)

四.射水泵与射水器运行 (13)

1.射水泵与射水器启动 (13)

2.射水泵与射水器停止 (13)

3.射水泵的切换隔离 (13)

三、汽轮机常见故障分析 (14)

(一)汽轮机进冷汽、进水 (14)

1.汽轮机进冷汽、进水来源 (14)

1.3.来自加热器或抽汽管道 (14)

1.4.进汽管疏水不足 (15)

1.5.来自轴封系统 (15)

1.6.机内疏水不畅 (15)

2,汽轮机进冷汽进水系统危害及处理 (16)

2.1,进冷汽进水象征 (16)

2.2.进冷汽进水危害 (16)

2.3.汽轮机进冷汽、冷水预防 (17)

2.4.水冲击处理 (17)

(二) 油系统及轴承事故 (18)

1.机械杂质的来源及危害 (18)

1.1.机械杂质的来源可能 (18)

1.2.危害 (18)

1.3.颗粒污染的防范、处理 (18)

2.油系统进水 (19)

2.1.油中进水原因 (19)

2.2.产生的危害 (19)

2.3.油中进水的监视 (19)

2.4.油中进水的途径及预防 (20)

3.轴承断油事故 (20)

3.1.轴承断油事故原因 (20)

3.2.预防、处理 (21)

(三)凝汽器真空恶化 (21)

1.真空急剧下降的原因及处理 (21)

2.真空缓慢下降的原因及处理 (22)

2.1.真空系统不严密 (23)

2.2.凝汽器水位升高 (23)

3.循环水量不足 (23)

3.1.抽气器工作不正常或效率降低 (23)

3.2.为防止真空降低引起设备损坏事故应采取的技术措施 (23)

(四)主蒸汽温度下降 (24)

4.1主蒸汽温度下降的影响 (24)

4.2主蒸汽温度下降的处理 (24)

四、实习工作中遇到的问题及解决方案 (25)

(一)汽温、汽压不正常的处理 (25)

1.主蒸汽压力过高的处理 (25)

2.主蒸汽压力过低的处理 (25)

3.进汽温度过高的处理 (25)

4.进汽温度过低处理 (25)

5.汽温、汽压、凝汽器真空下降减负荷原则 (26)

1、轴承温度升高一般有以下几种原因 (26)

2、推力瓦温度及推力轴承回油温度升高一般有以下原因 (26)

3、处理原则 (27)

(三)轴向位移增大 (27)

1.现象 (27)

2.原因 (27)

3.处理 (27)

五、心得体会 (27)

致谢 (28)

参考文献 (28)

发电厂汽轮机组事故分析及处理

[摘要]社会对电力供应的依赖性越来越强,电力安全责任重于泰山,电能生产规模越来越大,电厂事故的突发性给运行人员的素质提出了更高的要求。汽轮机是电厂的主要设备,汽轮机是否安全运行是保证电厂安全的基础,下面就汽轮机的主要部件常见的事故加以分析论述。

[关键词] 汽轮机设备,汽轮机运行,事故处理

引言

电力行业是公用事业,随着国民经济的发展,科学技术的进步,人民生活水平的不断提高,社会对电力供应的依赖性也越来越强,因此,电力安全生产不仅是电力工业本身的生产经营问题,而且是每时每刻牵动着整个国民经济的正常运行和发展,关系着保障人民幸福生活和维护社会稳定的重要问题。

一、公司的简介

(一)公司概况

理昂生物质发电有限公司成立于2008年7月,总部位于湖南省长沙市开福区,是一家以国内外先进技术为依托,利用农、林业废弃物(棉花秆、枝桠材、稻草秆等)生物质资源焚烧发电、售电的高科技、环保型企业。公司始终定位于生物质发电项目的投资、建设、运行、管理和服务,把可再生资源循环利用作为企业的发展使命和社会责任,培养国内一流的技术和管理团队,发展成中国生物质发电领域管理最规范、运营效益最高的企业。理昂生物质发电有限公司其子公司澧县生物质电厂投资总额近2.5亿元,共2台机组,均为15MW,于2009年8月投产发电。自投产以来,零安全事故、发电效率、运营水平居居全国同行之首。建厂六年来,公司多次被评为“湖南省综合利用企业”“湖南省高新技术企业”“湖南省两型示范创建企业”等。

公司在“科学选址、快速建设、稳健运营”的基本原则下,以澧县生物质发电厂为培训和发展基地,对外投资、建设多个生物质能发电项目。目前分别投资2亿元建成了

衡阳理昂,湖北洪湖理昂项目,均以于2012年5月底投产运行。2014年投资2亿元建成广西贵港理昂,计划在2015年初投产运行;未来的5年,公司将力争在湖南、湖北、广西、安徽、广东、河南等地建成10个以上生物电电项目。

与国内同类型企业相比,我们的特点:投资的电厂建设速度最快、单位造价最低、技术行业领先、燃料单耗和厂自用电最低,运行时间最长、负荷最稳定。赢利能力最强的优势,拥有多座生物质发电厂投资、建设、运营管理成功复制的经验和模式。努力创建国内生物质发电领域一流企业,湖南省第一家绿色能源领域的上市公司,对发展循环经济、解决“三农”问题、清洁生产和节能减排做出贡献。

(二)公司的设备管理及安全管理

设备管理:全部采用点检定修管理模式,使点检员整体素质较高、实战经验丰富。能够熟练使用各种软件,对点检设备的工作原理、性能特点以及相关技术标准、大小修验收标准等掌握理解到位。点检工具配备齐全,有完备的在线检测手段和精密检测工具诊断系统,通过列表或曲线形式直观反映设备参数,根据其变化趋势对相关的设备实行完善的劣化分析。

安全管理:安全是发电企业的基石,发电企业都极为重视安全管理,配备了精干的安全监察力量,各企业对两票的管理理念虽有不同,但都实行严格奖惩并持续完善标准票库建设,其核心理念是:所有意外事故均可避免,所有危险均可控制,每项工作都要考虑安全、健康和环保问题,通过评估查找隐患,制定防范措施及预案,落实整改直至消除,实现闭环管理和持续改善,把风险切实、有效、可行地降低至可接受的程度。

二、汽轮机主要设备及系统

(一)汽轮机本体

1.汽缸

分前、中、后三段组成的单缸结构。前缸和中缸为铸钢件,后汽缸为铸铁件。前汽缸和中汽缸的连接是借助垂直法兰连接的。前汽缸与前轴承座采用“猫爪”连接,并有垂直键以保证热膨胀时保持中心不变。中汽缸为简单的分上下半的圆筒结构。借助后部的垂直法兰与后汽缸相连。后汽缸与后轴承座铸成一体,由两侧的侧支撑支撑在后座架上,撑脚与后座架间有横向滑销。横向滑销中心与后汽缸导板的纵向滑销中心形成汽缸热膨胀死点。后汽缸用排汽接管与冷凝器相连。后轴承座内布置了汽轮机后轴承。在后轴承盖上安装了机组的盘车设备。

2.转子

由一级复速级和十二级压力级组成,叶片均为根据三元流原理设计的新型全三维叶片,通流部分也作了相应优化,减少了叶顶、叶根及隔板汽封漏气损失,使得整机效率有了较大的提高。

3.喷嘴组、隔板、转向导叶环

?配汽采用提板式调节汽阀,由高压油动机通过调节连杆控制,高压油动机装于前轴承座上。前汽缸蒸汽室中有六只调节汽阀,分别控制六组喷嘴。

?隔板为精铸静叶焊接式或铸铁结构。下隔板支持在汽缸中分面处两个悬挂销上,底部与汽缸间有一定位键,上下半隔板在中分面处有密封键和定位销。

?转向导叶环采用“工”形键,结构支持在汽缸上,顶部及底部与汽缸间有定位销,非进汽弧段带有护套。

4.前轴承座

内部装有推力轴承、前轴承、主油泵、测速装置,保安装置、调节系统的有关部套、温度、压力表等。外部装有高压油动机等其他部套,油路采用管式结构。高压油动机安放前轴承座上面,通过调节连杆与调节阀连接。

5.后轴承座

后轴承座下半与后汽缸铸为一体。装有汽轮机后轴承、发电机前轴承、盘车装置、温度表等。

6.盘车装置

汽轮机通过一副刚性联轴器与发电机相连,转子盘车装置装于后轴承盖上,由电动机驱动,通过蜗轮蜗杆及齿轮减速达到所需要的盘车速度。

7.主汽门及主汽门操纵座

由主汽门、自动关闭器、主汽门座架组成。主汽门是单阀座型,带预启阀结构。阀杆漏气分别接至均压箱和汽封加热器。自动关闭器由油动机和断流式错油门组成,来自控制系统的安全油作用在错油门下部,克服弹簧阻力,打开油动机油口,安全油进入油动机活塞下部,当油压足够时,便将主汽门打开。

8.热力系统

?来自锅炉的新蒸汽经电动主汽门到自动主汽门。自动主汽门内装有蒸汽滤网,以分离蒸汽中的水滴和防止杂物进入汽轮机。新蒸汽由自动主汽门经三通接头分别进入汽轮机蒸汽室两侧,经调节汽门后,在汽轮机中膨胀作功,乏汽排入冷凝器凝结成水,借助凝结水泵升压,进入汽封加热器,再进入1#低压加热器,;再进入除氧器,经给

水泵加压后,出来后进入锅炉。

?汽轮机具有四级回热抽汽,分别由第2,5,8,10级后抽出,即为一、二、三、四级抽气。

9.汽封系统

前后汽封均为梳齿式高低齿结构,有轴封抽汽装置,汽轮机前后汽封近大气端的腔室,和主汽门、调速汽门、各抽汽阀门杆近大气端漏气均有管道与汽封加热器低压室相连。

10.真空系统

蒸汽在汽轮机内膨胀作功后排入冷凝器凝结成水,在冷凝器内即形成真空。为了去除在运行中逐渐积聚在冷凝器中的空气,在冷凝器两侧装有抽汽管,该抽汽管合并后接到射水抽汽器进汽口,由射水抽汽器将空气吸出排入大气。射水抽汽器由专门水泵提供压力水。

射水抽汽器也能代替起动抽汽器,能在较短的时间内形成冷凝器的真空。

(二)汽轮机油系统

1.主供油系统

主供油系统由主油箱、主油泵、注油器、辅助油泵、冷油器、滤油器、过压阀等构成。

正常运行时,主油泵向汽轮发电机组各轴承提供润滑油,同时向调节保安系统提供压力油,本机组推荐采用L-TSA46汽轮机油。

2.电液驱动器供油系统

主要包括EH油箱、叶片泵、溢流阀、单向阀、精密双筒滤油器、冷油器以及油压、油温报警、电加热器、蓄能器等。

3.DEH电液控制系统

汽轮机数字式电液控制系统,由计算机控制部分和EH液压执行机构组成。系统控制精度、自动化水平高,它能实现升速(手动或自动),配合电气并网,电负荷控制(阀位控制或功能控制),并与DCS通讯,控制参数在线调整和超速保护功能等。

4.DEH的基本原理

DEH控制系统的主要目的是控制汽轮发电机的转速和功率,从而满足供电的要求。DEH 控制系统设有转速控制回路、电功率控制回路、主汽压力控制回路、超速保护回路等基本控制回路以及同期、调频限制、信号选择、判断等逻辑回路。

5.DEH运行方式

操作员控制,是最常见的运行方式。这种运行方式又对应如下几种运行状态:转速控制、功能反馈控制、主汽压力控制、阀位控制等。

手操盘手动,是紧急状态下的应急控制方式。

协调控制,协调控制运行方式是DEH在阀位方式下接受协调指令开关脉冲(或模拟量)的控制方式。

6.保安系统概述

包括机械液压保安装置和电气保护装置两部分。机组设置了三套遮断装置:手动紧急脱扣的危急遮断装置、超速脱扣的危急遮断器、电动脱扣的电磁保护装置。

7.ETS保护系统工作原理

ETS即汽轮机紧急跳闸保护系统,用来监视对机组安全有重大影响的某些参数,以便在这些参数超过安全限值时,通过该系统去关闭汽轮机的全部进汽阀门,实现紧急停机。以下是分别是十一项保护及动作条件:

汽轮机超速110% (DEH电超速保护)

汽轮机超速110% (TSI电超速保护)

轴向位移大Ⅱ值(TSI来,≥+1.3mm或≤—0.7mm)

振动高Ⅱ值(TSI来,≥0.07mm)

径向瓦温度超过110℃

推力瓦温度超过110℃

轴承回油温度超过75℃

润滑油压低Ⅳ值(就地来,≤0.02 MPa)

凝汽器真空低Ⅱ值(就地来,≤—0.061MPa)

发变组保护动作(电气来)

DEH停机(DEH来,包括:EH油压≤1.0MPa等)

8.TSI系统概述

TSI系统即汽轮机监测仪表系统,本系统由轴向位移、转速、振动、胀差、机壳膨胀项目组成。

9.辅助油泵、润滑油压联动规定

正常的润滑油压力为:0.078Mpa~0.147Mpa

润滑油压降低时要求:小于0.078Mpa,润滑油压低报警

小于0.054Mpa,交流润滑油泵自动投入

小于0.039Mpa,直流润滑油泵自动投入

小于0.020Mpa,自动停机

小于0.015Mpa,停盘车装置

10.EH油泵联动规定

EH油压额定值:3.5Mpa。

油压降低时要求:小于3.0Mpa,压力低报警。

小于2.5Mpa,备用EH油泵自启。

小于1Mpa,自动停机。

(三)凝汽器的运行

1.启动凝汽器循环水系统:

a关闭凝汽器水侧放水门。

b开启凝汽器水侧出水门。

c开启凝汽器及出水管上部的空气门。

d开启凝汽器水侧进水门。

e待凝汽器及出水管上部空气门中有水溢出时关闭空气门。

f检查热井水位是否升高,或开启汽侧放水门观察是否有水流出,若水位升高或汽侧放水门有水长流,则说明凝汽器内部铜管泄漏,应及时向值班员汇报。

2.启动凝汽器汽侧系统:

a关闭凝汽器汽侧放水门,开启除盐水补水门,向凝汽器汽侧补水至水位计高处后关闭除盐水补水门。

b开启凝汽器两侧抽气口空气门,等待值班员命令投运凝结水泵。

3.运行调整:

a根据负荷升降,调整凝结水再循环门和低压加热器出水门,保持热井水位正常。

b运行中切换、增开、停止循环水泵时,应注意进出水情况。

4凝汽设备的运行维护:

a经常检查凝结水泵的运行情况,发现异常立即汇报值班员。

b检查热水井水位、水温。

c运行中应经常监视循环水进出口压力,凝汽器真空,热井水位和分析凝汽器过冷度、端差、温升的变化,及时调整。

d每60分钟记录一次运行设备的表计,全面检查一次。

(四)低压加热器的运行

1.低加启动前的检查

疏水器投入,其旁路关闭,疏水进低加门开启。

空气门开启部分。

进汽门关闭,三抽疏水门稍开。

进出水门开启,旁路门关闭。

水位计投入。

2. 低加启动

负荷5MW时,逐渐开启低加进汽门。

注意低加水位正常,根据需要调整空气门开度,保证低加出口水温正常范围。关闭三抽疏水。

(五)除氧器的运行

1.除氧器水箱的投入

开启除盐水至除氧器进水门,补水至1700mm。

启动给水泵后,开启疏水泵进行补水,调整除氧器水位在正常范围。

开机后,接到凝结水合格通知,开启凝结水至除氧器电调门。

2.除氧器的运行限额

除氧器压力:设计压力: 0.20 MPa (表压力)

工作压力: 0.02 Mpa

除氧温度:正常: 104℃

最高: 110℃

给水箱水位:正常: 1600mm

最高Ⅰ 1750mm Ⅱ: 1850mm

最低Ⅰ:1500mm Ⅱ: 1400mm

(六)各泵类辅机的运行

一.循环泵运行

1.启动:就地检查无异常,开启出口电动阀,注意电流和水压、流量的变化;

2.停止:关闭循泵出口阀,停止循泵运行,注意检查泵无倒转现象

3.备用循环水泵的切换:

1.解除备用泵连锁

2.在DCS或就地启动备用泵,注意电流变化,就地检查无异常。

3.开出口电动门,注意电流及水压变化无异常。

4.关闭运行泵的出口电动门,停止该泵运行。

5.检查无反转时,投入该泵的备用连锁。

二.给水泵运行

1.启动

1.确保给水泵注满水。

2.出口管路上的闸阀和其余管路上的压力表旋塞。

3.启动电机达到额定转速时,将管路上的所有压力表的旋塞全部打开。

4.根据表计数据检查给水泵的压力、温度是否正常,当出水压力达到规定压力后,再

逐渐打开出水门,并观察给水泵的工作情况是否正常。

5.检查滑动轴承内油环的工作是否正常。

2.停泵

1.检查再循环门在开启状态。

2.逐渐关闭出口阀门。

3.停电机。

4关闭冷却供水阀门。

5.若长期停车时,应将泵内所有积水放尽,并在容易生锈的部位抹上防锈漆。

6.定期对给水泵的各部分进行检查,并经常注意保持给水泵周围的清洁。

3.备用给水泵的切换

1.解除备用泵联锁。

2.确认进口压力正常后,在DCS上将给水再循环电动门打开。

3.点击启动按钮,注意给水泵电流应正常,然后打开出口电动门,注意给水压力变化。

4.检查备用泵轴承温度、振动、电流、给水流量、进出水压力、声音以及盘根滴水正

常后,关闭给水再循环电动门。

5.确认备用泵正常后,打开停运给水泵再循环电动门,关闭停运给水泵出口电动门。

注意给水压力、电流变化。如无异常,停止给水泵运行。

6.确认停运给水泵无反转时,投入备用联锁。

三.凝结水泵运行

1.凝结水泵启动

1.“就地”或“远控”启动凝结水泵,检查电流、出口压力及轴承温度正常。

2.检查电动出口阀开启正常。

3.根据凝汽器热水井水位情况,调整再循环电动调节阀的开度。

4.凝结水泵正常运行后投入各联锁。

2.凝结水泵停止

1.切除联锁,“就地”或“远控”停止凝结水泵,检查电动出口阀联关,泵不倒转。

2.如需作备用泵时,投入联锁。

四.射水泵与射水器运行

1.射水泵与射水器启动

1. 检查射水池水位正常,循环水水源正常。

2.开启射水泵手动进水阀,空气放尽后即关闭空气阀。

3.检查各压力表正常一次阀全开,轴承,油位正常,油质良好。

4 确定射水泵电动出口阀、射水器电动进口阀已送电并在关闭位置、空气阀在关闭位置。

5.检查电动机处于正常启动条件,电源送上。

6.“就地”或“远控”启动射水泵。

7.检查出口压力,电动机电流,轴封滴水,轴承温度、振动,电流正常,无异音。

8.开启射水泵出口电动阀及射水器进口电动阀,检查射水泵压力、射水池水位正常。

9.根据需要开启射水器进口空气阀。

10.投入射水泵联锁。

2.射水泵与射水器停止

1.将射水泵联锁解除。

2.关闭抽气器进口空气阀,射水器电动进口水阀、射水泵电动出口阀。

3.“就地”或“远控”停止射水泵。

4.检查电流到“0”,泵停转,无倒转。

5.按需要将射水泵作联动备用或隔离检修。

3.射水泵的切换隔离

1.按启动射水泵的程序启动备用射水泵

2.备用射水泵启动运行正常后,按射水泵停止方法停止原运行射水泵,检查泵停转,电流至“0”,泵无倒转。

3.检查射水母管压力,凝汽器真空正常。

4.根据需要将射水泵作联动备用或隔离检修。

三、汽轮机常见故障分析

(一)汽轮机进冷汽、进水

汽轮机进水,进冷气会造成气轮机重大事故,引起机组重大损坏,故是一种重大恶性事故,在汽轮机启停、负荷变化及停机后都可能发生,并且几乎汽轮机所有进出口通道都有可能进水,进冷汽。

1.汽轮机进冷汽、进水来源

1.1.来自锅炉

(1).锅炉运行中的失误

锅炉在运行中,水位调节机构失灵或对水位监视不够,或者当负荷突然增大,使汽压降低引起汽水共腾,则可能会引起锅炉满水或蒸汽带水事故,当水被带入过热器时,会使新蒸汽温度大幅度降低,严重时会带入汽轮机。

(2)减温器损坏或调整失当

当喷水量调节不当或失灵,则喷水量过多,雾化不好,会使汽温突降,尤其在停炉过程中,要求汽温按一定条件下降,减温水多用给水,压差大,控制困难,有时汽温下降过快,幅度过大。

(3)停机后减温器喷水调节阀漏水

停机后,锅炉仍有余热产生部分蒸汽,需开启给水泵补水,此时若喷水调节阀关闭不严,漏入过热器或再热器,从而流向机侧。

(4)停炉临检水压试验时,水进入汽轮机

锅炉临检进行水压试验时,若一些隔离阀门关闭不严,进水阀开度不够,水漏入气轮机,汽缸变形。

1.2.来自凝汽器

(1)若凝汽器铜管破裂,循环水进入汽侧,运行人员监视不当,水进入低压缸,尤其是在停机后,无人值班监视。

(2)凝汽器汽侧补水不当,使凝汽器满水甚至进入低压缸。

1.3.来自加热器或抽汽管道

(1)加热器内受热而破裂

回热加热器水管破裂,锅炉给水或凝汽水漏入汽侧,漏水量较大时,正常疏水系统来不及疏出。一般情况下,加热器事故疏水阀均投自动,高加保护投入,但有时失灵未动作。对于抽气逆止阀,即使关闭也只能阻止大量汽水流回,并不能防止水漏入汽缸。

(2)加热器疏水满水

正常运行时,各加热器疏水逐级自流,最后经疏水泵打回凝结水系统,加热器内疏水可自动调节。有时疏水水位控制器失灵,或经水差阻塞,流动不畅,或因加热器漏水,疏水量增加,或疏水管细长,弯管多,阻力大,通流不方便,或低负荷时,高加疏水倒低加。致使回热加热器中疏水来不及疏出,满水进入汽机。

(3)来自抽汽室,抽汽管道中积水

抽汽室,抽汽管道中疏水点布置不当,产生积水,当负荷突然变小,积水汽化,返回汽缸。

(4)来自除氧器系统

除氧器是混合成加热器,蒸汽空间很大,水箱为锅炉给水储水用,有大量饱和水,一旦发生蒸汽倒流,蒸汽量大,水亦会因压力变低而汽化。

(5)来自轴封系统

目前大部分机组轴封系统为自密封系统,当低压轴封减温水调整不当,会使轴封蒸汽带水,另外在启停过程中,需辅助汽源供汽,若辅助汽源供气量不足或疏水不当都会造成轴时封带水,进入汽缸。

(6)本体高压疏水经低压疏水管进入机内

汽机本体疏水按压力高低接入疏水扩容器,从而进入凝汽器。由于疏水扩容器通凝汽器的蒸汽管道直径不大,在启停过程中,为加速暖管,加大蒸汽流动,加大疏水排放量,这时可能有大量蒸汽进入疏水扩容器后又进入凝汽器,通往凝汽器蒸汽管有一临界流量,当超过临界流量时,高压疏水会经过低压疏水管倒流回机内。

1.4.进汽管疏水不足

在启动暖机时,会因蒸汽流量不足,使管壁温升很慢,汽温亦不能很快升高,尤其是冬季。对于135MW单元机组,滑压启动时,蒸汽压力低,疏水量不足再热进汽管长且粗,启动时压力更低,与凝汽器间压差更小,再热汽温度又低,疏水不能完全疏去,一直保持为饱和蒸汽,势必造成进汽带水事故。

1.5.来自轴封系统

N135机组轴封为自密封(负荷高于30%时),在启动时以及在低负荷情况下有辅助汽源供汽,若辅助汽源压力低,使用时暖管不充分,疏水不足,或者切换较快,会造成轴封带水,引起汽封处冷却不均。

1.6.机内疏水不畅

汽轮机低压段工作在湿蒸汽区,为防止水分冲蚀叶片,提高级的效率,设法将蒸汽

中的水分分出经下缸下部的疏水孔流到次级,再经疏水孔流到蒸汽器,若因新蒸汽温度偏低,蒸汽中湿分较大,使分出的水分较多,疏水孔直径受限或疏水孔被杂质堵塞,疏水不能排入凝汽器,已分出的水分反倒回机内,使机内部分水分较多,引起叶片损伤。2,汽轮机进冷汽进水系统危害及处理

2.1,进冷汽进水象征

(1)汽温突然下降

当汽轮机进冷汽或水时,蒸汽管道汽温突然明显下降,或汽温持续较快的下降,运行人员要充分做好事故预想。

(2)法兰、阀门等漏汽

当汽温突降,尤其是汽中带水,法兰、阀门部件冷却不均,产生温差,原有一些密封面会产生漏汽现象。

(3)管道中有水冲击声

蒸汽流速远远大于水的流速,在蒸汽管道中,若蒸汽带水,则水的流速会增加,甚至增到接近于蒸汽的流速,这种汽流在管道中转向改变流动方向时,以高速撞击管道。

(4)轴封处冒白汽1

冷汽流过轴封时,对汽封环冷却较快,相临的汽缸冷却较慢,两者之间冷却不均,产生间隙,引起轴封漏汽。

(5)汽缸上下温差大

若冷水、汽进入汽缸,便会流入下部,引起汽缸上下温差增大。瞬间增大。

2.2.进冷汽进水危害

(1)管道及汽缸漏汽

当冷汽及水流经管件和汽缸时,由于冷却不均,螺栓紧力消失,接合面之间有间隙,产生漏汽,若热应力过大,则产生永久变形,漏汽影响到油系统或轴封漏汽喷向轴承,将影响轴承的正常工作。

(2)汽缸变形使动行部分产生摩擦

汽缸冷却不均,引起翘曲,尤其是在端部轴封处,则转子在轴封处将产生摩擦,甚至看到火化,此时应紧急停机,否则将会变形。

(3)汽缸上下温差变大发生拱背

汽缸由抽汽管、排汽管进水,则下缸温度将降低,上下温差增大,产生拱背。固定在汽缸内的喷嘴钣亦产生轴向位移,与轴碰摩,引起轴弯曲。

(4)叶片受到水冲击

当汽轮机进冷汽时,水滴打击叶片顶部进口背面,致使叶片急剧损伤,有时甚至将叶片打弯损坏。

(5)轴向推力增大

蒸汽带水,水速远小于汽速,故通流部分中水流所占的通流面积对蒸汽而言相当于通流面积减少,若蒸汽流量不减少,则在通流部分压差变大,焓降变大,该级的反动度增大由于水点是冲击叶背,主要为轴向,这些都会使轴向推力增大,有时会引起推力轴损坏,转子产生轴向窜动,动静部分碰磨,通流部分损坏。

(6)产生的热应力、裂纹,影响使用寿命。

汽轮机在运行中进冷水,使机体受到一次强烈的冷却,必将产生热应力,在冷却表面,在收缩时受到内部温度高的部分约束,产生较大拉应力,内部为压应力。

2.3.汽轮机进冷汽、冷水预防

(1)在其蒸汽管道,上下缸体用上下两个双温度测点,运行中注意监视其差值,高中压上下缸温差不大于42℃

(2)密切注意加热器端差的变化,当加热器内管子破裂满水时有效换热面积变小,出口端差增大,这是进水信号。

(3)高加保护装置及弯路系统正常投入并按规程进行定期实验,保证其动作可靠,当因某种原因退出时,应制定措施。

(4)本体疏水系统受DEF控制,开关灵活,且布置合理(附本体疏水系统图)疏水管按压力高低次序排列,疏水管与联箱轴线成45度,疏水联箱通流面积足够大且中心线应高于凝汽器正常运行水位以上。

(5)轴封系统有良好的备用汽源且疏水通畅,低压轴减温水控制得当。低压轴封进汽温度一般维持在121℃--177℃之间。

(6)除氧器水位自动控制正常

除氧器水箱满水时,应自动关闭轴汽逆止门,且启动溢放水系统,并关闭所有进水隔离阀。

2.4.水冲击处理

(1)汽轮机发生水冲击应破坏真空紧急停机。

(2)立即开启再热蒸汽管道疏水,抽汽管道及汽机本体所有疏水。

(3)倾听机组声音,测量轴瓦震动,记录情走时间。

(4)检查轴向位移,推力瓦温度,差胀,大轴弯曲及各部金属温度。

(5)如惰走时间正常,各仪表指示正常,疏水良好,得到值长命令方可重新启动但

在开速带负荷时应加强疏水。

(6)若惰走时间明显缩短,大轴弯曲值盘本电流增大,机内异音,推力瓦温度升高,轴向位移增大,不得立即启动。

(二) 油系统及轴承事故

1.机械杂质的来源及危害

1.1.机械杂质的来源可能

部套在制造安装过程中未清洗干净,运行安装中密封不好,异物进入;运行中油系统密封不好,尘埃等随空气进入;部套在运行中被磨损;一些填料、涂料被溶解、脱落混入油中;杂物随油加入或检修中遗留在油系统中等。

1.2.危害

(1)调速系统卡涩与特性改变。如错油门滑阀等摩擦阻力增大,迟缓率增大,对扰动的响应不灵敏,负荷会自发波动,甚至发生局部卡涩,调节系统不能正常工作。滑阀等滑动面被磨损,间隙变大,漏油量增大,凸肩节流转动被磨损,改变流量系数及开启阻力;小的节流孔、放空气孔会被堵塞,影响调节特性。

(2)轴瓦及轴颈损伤。机械杂质随油进入轴承因轴瓦合金较软会磨损轴承合金,使轴瓦表面形成槽沟,亦会嵌入轴承合金中继续磨损轴颈,使轴颈拉毛,从而影响油膜及轴承正常工作;亦会引起局部过热,造成油被氧化,甚至引起烧瓦咬轴事故。

(3)影响油质。金属本身对油的氧化起催化作用,会加速油氧化,大大缩短油的氧化诱导期,使油老化,缩短油的使用寿命。

1.3.颗粒污染的防范、处理

(1)设计、施工中保证油系统的清洁

设计中轴承箱、调速系统部件应尽可能少用铸件,因铸件清沙困难,不易清净,一旦长期经油浸泡温度发生变化,就会慢慢脱落,使油系统长期有机械杂质进入,铸件有时会有沙眼,会发生漏油,渗油故障。轴承座、调速系统壳体宜采用焊接结构,焊缝处应先机械加工,以保证焊接质量。

对于管件,应尽量避免异径管对焊,当异经管须焊连时,应采用锻件变径管过滤,油管道的连接,应尽量使用套装短管接头,管口间的焊接用搭接代替对接焊接,对焊口应彻底清理。

(2)汽轮机出厂时产品应满足清洁度标准,应认真组织验收。

(3)酸洗。