实验(实习)目的和要求:
了解汽轮机侧典型故障的现象,汽轮机侧典型故障的处理方法和预防措施。掌握真空下降等故障诱因较多的故障的判断方法。了解破坏真空紧急停机和不破坏真空紧急停机的各故障类型。熟练掌握停机的操作方法。
实验(实习)步骤:
1.汽轮机水冲击故障处理
2.汽轮机轴向位移增大故障处理
3.凝汽器真空下降故障处理
4.凝汽器钛管泄漏故障处理
实验(实习)仿真操作规程:
1.汽轮机水冲击故障处理
(1)现象
①主蒸汽或再热蒸汽温度急剧下降,DCS报警,显示汽轮机上下缸温差大。
②从高、中压主汽阀,高、中压调阀或任一抽汽电动阀、抽汽逆止阀门杆,汽机轴封、③汽缸结合面等处冒白汽。
④抽汽管道发生水冲击或产生振动,管道上下壁温差大 。
⑤轴向位移、推力轴承金属温度及推力轴承回油温度急剧升高,汽缸及转子金属温度突然下降,差胀减少并向负向变化。
⑥机组声音异常并伴有金属摩擦声或撞击声,振动增大。
(2)原因
①自动控制系统故障或运行人员调节不当,造成主、再汽温度急剧下降。
②运行中多台磨煤机跳闸,给水调节不及时,煤水比严重失调,主蒸汽温度急剧下降。
③主、再汽减温水阀门控制失灵或内漏严重。
④贮水箱水位控制不当或给水泵工作失常,造成汽水分离器满水。
⑤加热器、除氧器满水,汽机防进水保护拒动;或保护动作,但抽汽逆止阀及抽汽电动隔离阀关不严。
⑥高旁减温水控制不当或减温水隔离阀、控制阀不严。
⑦本体疏水及有关蒸汽管道疏水不良。
⑧轴封系统蒸汽温度过低、疏水不良,轴封汽源带水或轴加满水进入汽封。
⑨机组负荷突然大幅增加、主汽温度剧降。
(3)处理
①机组正常运行或开、停机及变工况过程中,主、再汽温在 10 分钟内急剧下降 50℃,应紧急停机。
②确认汽机发生水冲击,应破坏真空紧急停机,尽快切断有关汽、水源,加强主、再汽管道,汽机本体及轴封供汽系统的疏水。
③如因高、低加或除氧器满水,应立即退出满水的高、低压加热器运行或关闭四抽至除氧器进汽电动隔离阀、逆止阀,并开启相应的事故疏水,同时加强抽汽管道的疏水。
④启动过程中高压旁路减温水自动控制不当,应切到手动位置,正确调整减温水。
⑤磨煤机跳闸造成煤水比严重失调,应注意给水流量控制,必要时切手动调节,直至煤水比正常。
⑥停机过程中,应严密监视推力瓦乌金温度和回油温度、轴向位移、上、下缸温差,各缸胀差、机组振动情况,准确记录惰走时间、大轴偏心度,仔细倾听机内声音,以确定机组是否可以重新起动。
⑦当汽轮机因水冲击而停机后,应先进行手动盘车,检查机组无异常后,方可投入连续盘车。投盘车后,要特别注意盘车电流是否异常增大、晃动。若因汽缸变形严重,转子卡住,盘车不动,严禁强行盘车,应设法每隔一小时进行试盘,直至能够盘动转子后投入连续盘车。
⑧汽轮机因水冲击紧急停机过程中,若伴有轴向位移大报警或跳闸信号,则停机后应由检修进行推力轴承解体检查,否则禁止启动汽轮机。
⑨汽轮机紧急停机过程中,若惰走时间明显缩短,且伴有金属碰撞声,则汽轮机应揭缸检查,否则禁止启动汽轮机。
⑩汽机水冲击紧急停机后,必须连续盘车24小时以上,同时偏心度、轴向位移、汽缸上下温差、胀差等重要技术指标合格,经总工批准、有关专业领导及技术人员到场后,方可重新启动。
2.汽轮机轴向位移增大故障处理
(1)现象
①DCS显示及 TSI 记录仪指示轴向位移异常增大或减小,当轴向位移达+1.01mm 或-0.51mm时,报警发出。
②推力轴承乌金及回油温度异常升高。
③机组振动可能增大,伴有异声。
(2)原因
①机组过负荷或机组负荷、蒸汽流量突变。
②叶片严重结垢。
③叶片断裂、通流部分损坏。
④主、再热蒸汽温度和压力急剧下降。
⑤轴封磨损严重,漏汽量增加。
⑥发电机转子串动。
⑦系统周波变化幅度大。
⑧凝汽器真空低。
⑨汽轮机发生水冲击。
⑩推力轴承磨损或断油。
⑾加热器投退。
(3)处理
①当轴向位移增大时,应严密监视推力轴承的进、出口油温、推力瓦金属温度、胀差及机组振动情况。检查确认润滑油温、油压正常,并注意倾听推力轴承及机内声音。
②当轴向位移增大至报警值时,应报告值长,要求降低机组负荷。
③若主、再热蒸汽参数、真空异常,应恢复正常。
④若系统周波变化大、发电机转子串动,应与中调联系,以便尽快恢复正常。
⑤若汽机断叶片或发生水冲击,应紧急停机。
⑥轴向位移达+1.01mm或-0.51mm,且推力轴承乌金温度、回油温度异常升高,应故障停机。
⑦轴向位移达+1.52mm 或-1.02mm 时,保护动作跳机,否则手动打闸紧急停机。
⑧轴向位移增大虽未达跳机值,但机组有明显的摩擦声及振动增加或任一侧推力瓦乌金温度、轴承回油温度明显升高应紧急停机。
⑨若轴向位移增大而停机后,必须立即检查推力轴承金属温度及轴承进、回油温度,并手动盘车检查无卡涩,方可投入连续盘车,否则进行定期盘车。必须经检查推力轴承、汽轮机通流部分无损坏后方可重新启动。
3.凝汽器真空下降故障处理
(1)现象
①DCS显示凝汽器真空下降,低压缸排汽温度升高、凝结水温度上升。
②机组负荷相应下降。
③同一负荷下,蒸汽流量增加,调节级及各监视段压力升高,轴位移增大。
④凝汽器内真空降至-84.7kPa声光报警发出,备用真空泵联启。
⑤排汽温度上升至80℃时,声光报警发出。
(2)原因
①机组负荷不正常增加。
②循环水系统故障。如循环水泵工作失常或跳闸,循环水量因故减少或中断,循环水二次滤网堵塞,循环水温上升等。
③循环水虹吸破坏。
④汽轮机(包括小汽轮机)轴封供汽不正常,供汽中断或压力偏低。
⑤真空泵工作失常或跳闸,备用泵未联启。
⑥凝汽器热水井水位过高。
⑦真空系统泄漏。如低压缸安全薄膜破损,真空系统阀门操作不当或误操作,真空破坏阀水封未建立、小机漏真空等。
⑧凝结水补水箱缺水或水位过低。
⑨低旁投运或大量高、中压疏水进入凝汽器。
⑩凝汽器钛管脏污。
(3)处理
①当发现凝汽器真空下降,应对照真空表和低压缸排汽温度、凝结水温度,若真空确已下降则应立即启动备用真空泵运行。分析真空下降的原因,尽快处理并汇报主管、值长。
②在真空下降检查处理过程中,应根据真空下降情况相应调整机组负荷。同时密切监视低压缸排汽温度、机组振动、轴向位移、胀差、推力轴承金属温度、回油温度、各监视段压力等参数的变化,注意不得超过允许值。
③检查机组当时有无影响真空下降的操作,如有应立即停止,并恢复原状。
④若运行循环水泵跳闸,应立即检查备用循环水泵是否自启动、如未启动应立即手动启动。同时检查跳闸循泵出口蝶阀是否关下,如未关闭应设法使其关闭。
⑤若汽轮机轴封系统工作不正常,则应检查辅汽联箱压力是否正常、轴封加热器疏水是否通畅,并将轴封压力调整至正常值。
⑥检查真空泵其电流、汽水分离器水位及工作水温是否正常并进行调整,并启动备用真空泵运行。
⑦若凝结水补水箱水位低引起,应立即关闭热井补水阀,联系化学补水至正常水位。
⑧若凝汽器水位过高应根据不同的原因调整水位至正常。
⑨检查真空系统的管道、法兰有无泄漏现象,如有应设法隔离。
⑩凝汽器钛管脏污、端差高,应投运胶球清洗系统,若端差仍无法恢复,则进行半侧清洗。
⑾排汽温度达65℃时,后缸喷水自动投入,当排汽温度达107℃时,跳机保护应动作,否则紧急停机。
⑿随真空下降,机组相应减负荷运行。当凝汽器真空降至 kPa时,仍不能恢复时负荷应减至零;真空降至 kPa时,申请故障停机。
⒀凝汽器真空达-76.3kPa,低真空保护应动作跳闸,否则应手动停机,但不破坏真空。
⒁凝汽器真空低于-63kPa,确认高、低旁关闭。检查关闭主、再热蒸汽管道疏水及高、中压主汽阀前疏水阀。因真空低而引起停机时,不得破坏真空,禁止高温高压疏水进入凝汽器,严禁开启低压旁路。
4.凝汽器钛管泄漏故障处理
(1)现象
凝结水电导率和钠离子在线表显示明显升高,手测也明显异常,同时凝结水有微量硬度。
(2)处理原则
①严格执行化学运行规程中“机组运行中的化学监督”的规定以及“水汽劣化处理”中的水汽异常三级处理原则执行。
②若凝结水钠离子含量大于400μg/L,应紧急停机。
③当凝结水电导率大于0.30μS/cm且钠离子大于10μg/L,应及时申请降低机组负荷至100MW以下,凝结水通过启动放水外排,严禁将不合格的凝结水回收至除氧器。当降负荷至700MW同时进行凝汽器隔绝操作。
④检查凝结器泄漏检测装置,判断泄漏区域。如果不能判断泄漏区域,应及时选择隔绝一侧凝汽器。
⑤一般凝汽器上部管子泄漏可能最大,所以隔绝侧凝汽器出口门保持开启,打开出口放空气门,观察凝结水指标是否下降,否则立即恢复,同样方法隔绝另一侧凝汽器。无效时分别对两侧凝汽器彻底放水。
⑥检查凝汽器汽侧放水等负压系统排地沟疏水是否误开,造成污水被吸入凝汽器。
实验(实习)仿真操作票:
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汽轮机典型故障处理 |
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1 |
汽轮机水冲击故障处理 |
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机组正常运行或开、停机及变工况过程中,主、再汽温在10分钟内急剧下降50℃,应紧急停机。 |
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确认汽机发生水冲击,应破坏真空紧急停机,尽快切断有关汽、水源,加强主、再汽管道,汽机本体及轴封供汽系统的疏水。 |
DCS-汽机-主再热蒸汽系统 DCS-汽机-本体疏水系统 |
如因高、低加或除氧器满水,应立即退出满水的高、低压加热器运行或关闭四抽至除氧器进汽电动隔离阀、逆止阀,并开启相应的事故疏水,同时加强抽汽管道的疏水。 |
DCS-汽机-抽汽系统 |
启动过程中高压旁路减温水自动控制不当,应切到手动位置,正确调整减温水。 |
DCS-锅炉-汽水系统 |
磨煤机跳闸造成煤水比严重失调,应注意给水流量控制,必要时切手动调节,直至煤水比正常。 |
DCS-锅炉-制粉系统 |
停机过程中,应严密监视推力瓦乌金温度和回油温度、轴向位移、上、下缸温差,各缸胀差、机组振动情况,准确记录惰走时间、大轴偏心度,仔细倾听机内声音,以确定机组是否可以重新起动。 |
DCS-DEH-TSI |
当汽轮机因水冲击而停机后,应先进行手动盘车,检查机组无异常后,方可投入连续盘车。投盘车后,要特别注意盘车电流是否异常增大、晃动。若因汽缸变形严重,转子卡住,盘车不动,严禁强行盘车,应设法每隔一小时进行试盘,直至能够盘动转子后投入连续盘车。 |
DCS-汽机-汽轮机润滑油系统 |
汽轮机因水冲击紧急停机过程中,若伴有轴向位移大报警或跳闸信号,则停机后应由检修进行推力轴承解体检查,否则禁止启动汽轮机。 |
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汽轮机紧急停机过程中,若惰走时间明显缩短,且伴有金属碰撞声,则汽轮机应揭缸检查,否则禁止启动汽轮机。 |
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汽机水冲击紧急停机后,必须连续盘车24小时以上,同时偏心度、轴向位移、汽缸上下温差、胀差等重要技术指标合格,经总工批准、有关专业领导及技术人员到场后,方可重新启动。 |
DCS-汽机-汽轮机润滑油系统 |
2 |
汽轮机轴向位移增大故障处理 |
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当轴向位移增大时,应严密监视推力轴承的进、出口油温、推力瓦金属温度、胀差及机组振动情况。检查确认润滑油温、油压正常,并注意倾听推力轴承及机内声音。 |
DCS-DEH-TSI |
当轴向位移增大至报警值时,应报告值长,要求降低机组负荷。 |
若主、再热蒸汽参数、真空异常,应恢复正常。 |
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若系统周波变化大、发电机转子串动,应与中调联系,以便尽快恢复正常。 |
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若汽机断叶片或发生水冲击,应紧急停机。 |
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轴向位移达+1.01mm或-0.51mm,且推力轴承乌金温度、回油温度异常升高,应故障停机。 |
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轴向位移达+1.52mm 或-1.02mm 时,保护动作跳机,否则手动打闸紧急停机。 |
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轴向位移增大虽未达跳机值,但机组有明显的摩擦声及振动增加或任一侧推力瓦乌金温度、轴承回油温度明显升高应紧急停机。 |
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若轴向位移增大而停机后,必须立即检查推力轴承金属温度及轴承进、回油温度,并手动盘车检查无卡涩,方可投入连续盘车,否则进行定期盘车。必须经检查推力轴承、汽轮机通流部分无损坏后方可重新启动。 |
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3 |
凝汽器真空下降故障处理 |
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当发现凝汽器真空下降,应对照真空表和低压缸排汽温度、凝结水温度,若真空确已下降则应立即启动备用真空泵运行。分析真空下降的原因,尽快处理并汇报主管、值长。 |
DCS-汽机-真空系统 |
在真空下降检查处理过程中,应根据真空下降情况相应调整机组负荷。同时密切监视低压缸排汽温度、机组振动、轴向位移、胀差、推力轴承金属温度、回油温度、各监视段压力等参数的变化,注意不得超过允许值。 |
检查机组当时有无影响真空下降的操作,如有应立即停止,并恢复原状。 |
若运行循环水泵跳闸,应立即检查备用循环水泵是否自启动、如未启动应立即手动启动。同时检查跳闸循泵出口蝶阀是否关下,如未关闭应设法使其关闭。 |
DCS-汽机-循环水系统 |
若汽轮机轴封系统工作不正常,则应检查辅汽联箱压力是否正常、轴封加热器疏水是否通畅,并将轴封压力调整至正常值。 |
DCS-汽机-轴封系统 |
检查真空泵其电流、汽水分离器水位及工作水温是否正常并进行调整,并启动备用真空泵运行。 |
DCS-汽机-真空系统 |
若凝结水补水箱水位低引起,应立即关闭热井补水阀,联系化学补水至正常水位。 |
DCS-汽机-凝结水系统 |
若凝汽器水位过高应根据不同的原因调整水位至正常。 |
检查真空系统的管道、法兰有无泄漏现象,如有应设法隔离。 |
凝汽器钛管脏污、端差高,应投运胶球清洗系统,若端差仍无法恢复,则进行半侧清洗。 |
排汽温度达65℃时,后缸喷水自动投入,当排汽温度达107℃时,跳机保护应动作,否则紧急停机。 |
凝汽器真空达-76.3kPa,低真空保护应动作跳闸,否则应手动停机,但不破坏真空。 |
凝汽器真空低于-63kPa,确认高、低旁关闭。检查关闭主、再热蒸汽管道疏水及高、中压主汽阀前疏水阀。因真空低而引起停机时,不得破坏真空,禁止高温高压疏水进入凝汽器,严禁开启低压旁路。 |
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凝汽器钛管泄漏故障处理 |
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严格执行化学运行规程中“机组运行中的化学监督”的规定以及“水汽劣化处理”中的水汽异常三级处理原则执行。 |
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若凝结水钠离子含量大于400μg/L,应紧急停机。 |
当凝结水电导率大于0.30μS/cm且钠离子大于10μg/L,应及时申请降低机组负荷至100MW以下,凝结水通过启动放水外排,严禁将不合格的凝结水回收至除氧器。当降负荷至700MW同时进行凝汽器隔绝操作。 |
DCS-汽机-凝结水系统 |
检查凝结器泄漏检测装置,判断泄漏区域。如果不能判断泄漏区域,应及时选择隔绝一侧凝汽器。 |
一般凝汽器上部管子泄漏可能最大,所以隔绝侧凝汽器出口门保持开启,打开出口放空气门,观察凝结水指标是否下降,否则立即恢复,同样方法隔绝另一侧凝汽器。无效时分别对两侧凝汽器彻底放水。 |
检查凝汽器汽侧放水等负压系统排地沟疏水是否误开,造成污水被吸入凝汽器。 |
实验(实习)结果:
根据故障类型正确进行故障排查,并按照规程对故障进行正确处理。停机类故障要求全面检查联锁设备动作正确,各系统按规程正常停运。降负荷类故障要求,降低负荷后,故障涉及参数稳定、不超限,机组负荷及其他参数正常、稳定。
实验(实习)讨论和分析:
(1)凝汽器真空下降对机组运行会带来哪些影响?
(2)凝汽器钛管泄漏会有哪些现象?
(3)汽轮机水冲击的原因通常有哪些?