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AST工作原理


AST 跳闸块工作原理:
跳闸块安装在前箱的右侧,块上共有 6 个电磁阀,2 个 OPC 电磁阀,常闭 电磁阀(由 DEH 控制);4 个 AST 电磁阀,常开阀。正常情况下,AST 电磁阀 是常带电结构,失电跳机。 P1 点压力为 130kg/cm?左右。通过节流孔 1、2 使 P2 点压力为 65kg/cm? 左右。在作试验时,20-1/AST 和 20-3/AST 动作,使得 P2 点压力升高至 130kg /cm?;若 20-2/AST 和 20-4/AST 动作,则 P2 点压力降为 0kg/cm?。压力开关 K 1、K2 设定值分别为 K1:90kg/cm?,K2:40kg/cm?。通道 1(20-1/AST,203/AST)动作试验时,K1 动作;通道 2(20-2/AST,20-4/AST)动作试验时,K 2 动作;K1、K2 分别送出指示信号。 由于整个跳闸块采用“双通道”原理,当一个通道中的任一只电磁阀打开都 将使该通道跳闸;但不能使汽轮机进汽阀关闭,只有 当两个通道都跳闸时,才能使汽轮机进汽阀关闭,起到跳闸作用,因此大大 提高其可靠性,可有效地防止“误动”和“拒动”。

风机运行中常见故障原因分析及其处理
周水良 570730) (广州恒运企业集团公司,广东广州 570730) 广州恒运企业集团公司, 摘 要:分析了风机运行中轴承振动、轴承温度高、动叶卡涩、保护装置误 动作等故障的几种原因,提出了被实际证明行之有效的处理方法。 关键词:风机;故障;对策 关键词 风机是一种将原动机的机械能转换为输送气体、给予气体能量的机械,它是 火电厂中不可少的机械设备,主要有送风机、引风机、一次风机、密封风机和排 粉机等,消耗电能约占发电厂发电量的 1.5%~3.0%。在火电厂的实际运行 中,风机,特别是引风机由于运行条件较恶劣,故障率较高,据有关统计资料, 引风机平均每年发生故障为 2 次,送风机平均每年发生故障为 0.4 次,从而导 致机组非计划停运或减负荷运行。因此,迅速判断风机运行中故障产生的原因, 采取得力措施解决是发电厂连续安全运行的保障。虽然风机的故障类型繁多,原 因也很复杂,但根据调查电厂实际运行中风机故障较多的是:轴承振动、轴承温 度高、动叶卡涩、保护装置误动。

1 风机轴承振动超标
风机轴承振动是运行中常见的故障,风机的振动会引起轴承和叶片损坏、螺 栓松动、机壳和风道损坏等故障,严重危及风机的安全运行。风机轴承振动超标 的原因较多,如能针对不同的现象分析原因采取恰当的处理办法,往往能起到事 半功倍的效果。 不停炉处理叶片非工作面积灰引起风机振动 1.1 不停炉处理叶片非工作面积灰引起风机振动 这类缺陷常见于锅炉引风机,现象主要表现为风机在运行中振动突然上升。

这是因为当气体进入叶轮时,与旋转的叶片工作面存在一定的角度,根据流体力 学原理,气体在叶片的非工作面一定有旋涡产生,于是气体中的灰粒由于旋涡作 用会慢慢地沉积在非工作面上。机翼型的叶片最易积灰。当积灰达到一定的重量 时由于叶轮旋转离心力的作用将一部分大块的积灰甩出叶轮。 由于各叶片上的积 灰不可能完全均匀一致,聚集或可甩走的灰块时间不一定同步,结果因为叶片的 积灰不均匀导致叶轮质量分布不平衡,从而使风机振动增大。 在这种情况下,通常只需把叶片上的积灰铲除,叶轮又将重新达到平衡,从 而减少风机的振动。在实际工作中,通常的处理方法是临时停炉后打开风机机壳 的人孔门,检修人员进入机壳内清除叶轮上的积灰。这样不仅环境恶劣,存在不 安全因素,而且造成机组的非计划停运,检修时间长,劳动强度大。经过研究, 提出了一个经实际证明行之有效的处理方法。如图 1 所示, 在机壳喉舌处 (A 点, 径向对着叶轮)加装一排喷嘴(4~5 个),将喷嘴调成不同角度。喷嘴与冲灰 水泵相连,将冲灰水作为冲洗积灰的动力介质,降低负荷后停单侧风机,在停风 机的瞬间迅速打开阀门,利用叶轮的惯性作用喷洗叶片上的非工作面,打开在机 壳底部加装的阀门将冲灰水排走。这样就实现了不停炉而处理风机振动的目的。 用冲灰水作清灰的介质,和用蒸汽和压缩空气相比,具有对喷嘴结构要求低、清 灰范围大、效果好、对叶片磨损小等优点。 1.2 不停炉处理叶片磨损引起的振动 磨损是风机中最常见的现象,风机在运行中振动缓慢上升,一般是由于叶片 磨损,平衡破坏后造成的。此时处理风机振动的问题一般是在停炉后做动平衡。 根据风机的特点,经过多次实践,总结了以下可在不停炉的情况下对风机进行动 平衡试验工作。 1)在机壳喉舌径向对着叶轮处(如图 1)加装一个手孔门,因为此处离叶 轮外圆边缘距离最近,只有 200 mm 多,人站在风机外面,用手可以进行内部操 作。风机正常运行的情况下手孔门关闭。 2)振动发生后将风机停下(单侧停风机),将手孔门打开,在机壳外对叶 轮进行试加重量。 3)找完平衡后,计算应加的重量和位置,对叶轮进行焊接工作。

在实际工作中,用三点法找动平衡较为简单方便。试加重量的计算公式为 P<=250×A0×G/D(3000/n)2(g) 为了尽快找到应加的重量和位置, 应根据平时的数据多总结经验。 根据经验, Y4-73-11-22D 的风机振动 0.10 mm 时不平衡重量为 2 000 g;M5-29-11 -18D 的排粉机振动 0.10 mm 时不平衡重量 120 g;轴流 ASN2125/1250 型引风 机振动为 0.10 mm 时不平衡重量只有 80 g 左右。为了达到不停炉处理叶片磨损

引起的振动问题的目的,平时须加强对风门挡板的维护,减少风门挡板的漏风, 在单侧风机停运时能防止热风从停运的送风机处漏出以维持良好的工作环境。 1.3 空预器的腐蚀导致风机振动间断性超标 这种情况通常发生在燃油锅炉上。燃油锅炉引风机前一般没有电除尘,烟、 风道较短,空预器的波纹板和定位板由于低温腐蚀,波纹板腐蚀成小薄钢片,小 薄钢片随烟气一起直接打击在风机叶片上,一方面造成风机的受迫振动,另一方 面一些小薄钢片镶嵌在叶片上,由于叶片的动不平衡使风机振动。这种现象是笔 者在长期的实际生产中观察到的结果。处理方法是及时更换腐蚀的波纹板,采用 方法防止空预器的低温腐蚀,提高排烟温度和进风温度(一般应高于 60℃以避 开露点),波纹板也可使用耐腐蚀的考登钢或金属搪瓷。 1.4 风道系统振动导致引风机的振动 烟、风道的振动通常会引起风机的受迫振动。这是生产中容易出现而又容易 忽视的情况。风机出口扩散筒随负荷的增大,进、出风量增大,振动也会随之改 变,而一般扩散筒的下部只有 4 个支点,如图 2 所示,另一边的接头石棉帆布是 软接头,这样一来整个扩散筒的 60%重量是悬吊受力。从图中可以看出轴承座 的振动直接与扩散筒有关,故负荷越大,轴承产生振动越大。针对这种状况,在 扩散筒出口端下面增加一个活支点(如图 3),可升可降可移动。当机组负荷变 化时,只需微调该支点,即可消除振动。经过现场实践效果非常显著。该种情况 在风道较短的情况下更容易出现。

1.5 动、静部分相碰引起风机振动 静部分相碰引起风机振动 在生产实际中引起动、静部分相碰的主要原因: (1)叶轮和进风口(集流器)不在同一轴线上。 (2)运行时间长后进风口损坏、变形。 (3)叶轮松动使叶轮晃动度大。 (4)轴与轴承松动。 (5)轴承损坏。 (6)主轴弯曲。 根据不同情况采取不同的处理方法。引起风机振动的原因很多,其它如连轴 器中心偏差大、基础或机座刚性不够、原动机振动引起等等,有时是多方面的原 因造成的结果。实际工作中应认真总结经验,多积累数据,掌握设备的状态,摸 清设备劣化的规律,出现问题就能有的放矢地采取相应措施解决。

2 轴承温度高
风机轴承温度异常升高的原因有三类:润滑不良、冷却不够、轴承异常。离 心式风机轴承置于风机外,若是由于轴承疲劳磨损出现脱皮、麻坑、间隙增大引

起的温度升高,一般可以通过听轴承声音和测量振动等方法来判断,如是润滑不 良、冷却不够的原因则是较容易判断的。而轴流风机的轴承集中于轴承箱内,置 于进气室的下方,当发生轴承温度高时,由于风机在运行,很难判断是轴承有问 题还是润滑、冷却的问题。实际工作中应先从以下几个方面解决问题。 (1)加油是否恰当。应当按照定期工作的要求给轴承箱加油。轴承加油后 有时也会出现温度高的情况,主要是加油过多。这时现象为温度持续不断上升, 到达某点后(一般在比正常运行温度高 10℃~15℃左右)就会维持不变,然后 会逐渐下降。 (2)冷却风机小,冷却风量不足。引风机处的烟温在 120℃~140℃,轴承 箱如果没有有效的冷却,轴承温度会升高。比较简单同时又节约厂用电的解决方 法是在轮毂侧轴承设置压缩空气冷却。当温度低时可以不开启压缩空气冷却,温 度高时开启压缩空气冷却。 (3)确认不存在上述问题后再检查轴承箱。

3 动叶卡涩
轴流风机动叶调节是通过传动机构带动滑阀改变液压缸两侧油压差实现的。 在轴流风机的运行中,有时会出现动叶调节困难或完全不能调节的现象。出现这 种现象通常会认为是风机调节油系统故障和轮毂内部调节机构损坏等。 但在实际 中通常是另外一种原因: 在风机动叶片和轮毂之间有一定的空隙以实现动叶角度 的调节,但不完全燃烧造成碳垢或灰尘堵塞空隙造成动叶调节困难。动叶卡涩的 现象在燃油锅炉和采用水膜除尘的锅炉比较普遍,解决的措施主要有 (1)尽量使燃油或煤燃烧充分,减少碳黑,适当提高排烟温度和进风温度, 避免烟气中的硫在空预器中的结露。 (2)在叶轮进口设置蒸汽吹扫管道,当风机停机时对叶轮进行清扫,保持 叶轮清洁,蒸汽压力<=0.2MPa,温度<=200℃。 (3)适时调整动叶开度,防止叶片长时间在一个开度造成结垢,风机停运 后动叶应间断地在 0~55°活动。 (4)经常检查动叶传动机构,适当加润滑油。

4 旋转失速和喘振
旋转失速是气流冲角达到临界值附近时,气流会离开叶片凸面,发生边界层 分离从而产生大量区域的涡流造成风机风压下降的现象。 喘振是由于风机处在不 稳定的工作区运行出现流量、风压大幅度波动的现象。这两种不正常工况是不同 的,但是它们又有一定的关系。风机在喘振时一般会产生旋转气流,但旋转失速 的发生只决定于叶轮本身结构性能、气流情况等因素,与风烟道系统的容量和形 状无关,喘振则风机本身与风烟道都有关系。旋转失速用失速探针来检测,喘振 用 U 形管取样,两者都是压差信号驱动差压开关报警或跳机。但在实际运行中有 两种原因使差压开关容易出现误动作:1)烟气中的灰尘堵塞失速探针的测量孔 和 U 形管容易堵塞;2)现场条件振动大。该保护的可靠性较差。由于风机发生 旋转失速和喘振时,炉膛风压和风机振动都会发生较大的变化,在风机调试时通 过动叶安装角度的改变使风机正常工作点远离风机的不稳定区, 随着目前风机设 计制造水平的提高,可以将风机跳闸保护中喘振保护取消,改为“发讯”,当出 现旋转失速或喘振信号后运行人员通过调节动叶开度使风机脱离旋转脱流区或 喘振区而保持风机连续稳定运行,从而减少风机的意外停运。

5 结束语
随着中国风机制造水平的提高,风机的效率和可靠性不断提高,但风机在实

际运用中故障的情况仍较多,完善系统设计、做好定期维护工作是提高风机可靠 性的关键,总结经验,针对不同的故障采用针对性的方法对减少风机非计划停运 也非常重要。

常见术语大全, 常见术语大全,如:DCS、DEH、AGC 等..... 、 、 DEB ——direct energy balance 直接能量平衡 MCS——modulating control system 模拟量控制系统 RB——RUN BACK 辅机故障减负荷 FCB——Fast Cut Back 发生主油开关跳间所引起的大幅度甩负荷,为维持汽轮机带厂用电或空负荷运行而 导致的 RUN BACK AGC——Auto Generate Control 自动发电控制 DEH——digital electro-hydraulic control 数字电液控制 ATC/ATSC——automatic turbine startup control 自动汽轮机启动控制 OPC——overspeed protection control 超速保护控制 OPT——overspeed protection trip 超速保护跳闸 FSSS——furnace safeguard supervisory system 炉膛安全监视系统 MFT——master fuel trip 主燃料跳闸 SCS ——sequence control system 顺序控制系统 DAS ——data acquisition system 数据采集系统 DCS——distributed control system 分散控制系统 CCS——coordinated control system 协调控制系统 关于锅炉结焦

原因:影响锅炉结渣的因素主要有 3 个方面:煤灰成分与组成、炉膛环境温度和炉内空 气动力场。煤灰成分与组成是产生结焦的根源,炉膛环境温度是影响结渣的首要外部因素, 炉内空气动力场组织的好坏,则对锅炉结渣具有重要作用。 措施:1. 严把锅炉燃烧器的检修质量关 利用机组中修的机会, 对磨损严重或脱落的一次风喷口内的均流锥进行了更换; 对烧损变形、 发生偏斜的燃烧器喷口及时进行了修整和校正, 以防止燃烧器一次风喷口处煤粉分布不均和 煤粉火焰发生偏斜而引起炉膛局部结焦。? 2. 机组启动前对锅炉进行冷态空气动力场试验 通过试验找出燃烧器合理的配风方式和最佳的内、 外调风挡板位置, 使炉内组织起良好的空 气动力工况,确保锅炉的安全、稳定、经济运行。? 3. 消除炉膛底部的漏风 重点检查了锅炉水封槽插板与水封结合处是否存在漏风,并对水封槽内存在的积灰进行清 理,同时在运行中尽量提高水封槽水位,使炉底密封更严密。?

4. 做好煤质分析和配煤工作 燃料公司对不同类型的来煤分别存放,并按照规定的煤质要求 严格准确配煤。? 5. 保证锅炉氧量表指示准确、可* 及时对氧量表进行了标定,便于运行人员合理控制锅炉运行氧量,优化锅炉燃烧,减少因缺 风造成的锅炉结焦积灰问题。? 6. 尽量使各燃烧器一、二次风速保持一致,同时控制较为合适的一次风煤粉浓度和保持合 适的煤粉细度,以保持炉膛温度场分布的均匀性。? 7. 保证所有吹灰器能够正常投入 吹灰时间间隔严格按规定执行, 在锅炉升降负荷及炉膛吹灰时加强对炉膛负压的监视, 以防 止锅炉掉焦塌灰灭火。

2 炉 MFT 动作异常分析 【事故经过】 事故经过】 2004 年 6 月 15 日,#2 机负荷 120MW,床温 812℃,主汽压力 11.2Mpa,给水流量 396.3T,#给水泵 勺管开度 70.13%,给煤量 52T/h,一次风量 171083nm3/h,炉膛压力-20pa,引风机勺管投“自动”状态 引风机勺管投“ 引风机勺管投 自动”状态(炉 膛压力设定值 0)。 17:52 分,#2 给水泵勺管突然自动开度减小,水位急剧下降,锅炉水控盘操作员立即增大勺管开度, 联系风烟盘操作员,注意调整炉膛压力,然而给水泵勺管开度不能调节,持续迅速下降,给水流量继续减 小,风烟盘操作员迅速将引风机液偶调至手动,调节炉膛压力为正值,联系汽机降负荷。 17:53,给水泵勺管开度降至 23%左右,给水流量降至 18T/h,汽包水位降至-232mm,一次风机跳闸, 锅炉 MFT 动作,炉膛压力迅速急剧下降,虽经尽力调节引风机液偶,仍无法恢复,炉膛压力达-3200 pa, 引风机跳闸。此时#2 给水泵液偶恢复调节,汽包水位已恢复,床温降至 760℃,负荷降至 50MW。 联系调度将Ⅱ河豫 2 加入运行,通知整流所做好减负荷准备。 17:56,对各风机进、出口门开度恢复后,启 A 引风机,A 二次风机,A 一次风机,调整炉膛压力, 旁路炉膛吹扫,并对一次风室、高压流化风箱进行放灰。 17:58,床温 680℃,启动给煤机,缓慢增加煤量,升负荷后,启动 B 侧各风机。逐渐升负荷,恢复 正常。 【原因分析】 原因分析】 1、经专工和热工人员通过工程师站查阅事故记录,无发现人为操作记录,#2 给水泵液偶开度由 73% 降至 23%;汽包水位由+25mm 降至-235mm,与上述时间一致。 2、#2 给水泵勺管执行器动作不正常. 3、#2 锅炉给水泵投入自动后,勺管波动大,汽包水位波动亦较大,给水自动调节装置特性不良. 【运行防范措施】 运行防范措施】 1、 出现给水泵事故时,如上例,运行人员应迅速启动备用给水泵,给水快速跟上主汽流量,控制水位下降 速度.对故障泵应及时通知检修公司处理.恢复正常后,投入备用. 2、 如果给水泵故障,给水跟不上,锅炉应快速降低燃烧,必要时,可以直接手动 MFT,再点油枪降负荷.同 时,汽轮机按 5MW/min 的负荷率降低负荷.尽量使热负荷、主汽流量和汽轮机负荷对应起来.避免干锅事故. 注:不能降负荷过快,造成主汽压力上升过多,给水困难.必要时可开启旁路卸压.

3、在自动调节品质不良时,应解除自动.#2 给水泵在高负荷时,勺管调节幅度明显过大.此时,应加强监视, 必要时切到手动控制.避免给水泵超负荷运行. 本厂同类事故,给水泵切换 水位异常 本厂同类事故 给水泵切换,水位异常 MFT 给水泵切换 #2 炉在给水泵切换中由于给水泵时,造成水位高 MFT. 【原因分析及运行防范措施】 原因分析及运行防范措施】 1. 给水泵在切换过程中,启动泵在最初加载是通过最小流量循环,由于泵的出口压力低于母管压力泵, 出口逆止门处于关闭状态.但当启动泵的出口压力接近母管压力时,应快速将勺管增大,使泵出口压力等于目 管压力,并迅速降低停运泵勺管,使停用泵出口压力小于目管压力.严禁两台泵在出口压力相近的情况下并列 运行. 2. 泵在切换前,应保证汽包水位稳定.在负荷稳定,燃烧稳定时,进行泵的切换.在负荷波动,燃烧不稳的 情况下,最好不切换. 锅炉运行释疑 燃烧不稳时投油,负压变正即退出油枪,能避免大正压冲击吗?为什么? 燃烧不稳时投油,负压变正即退出油枪,能避免大正压冲击吗?为什么?不能;因为炉膛负压变正即 说明部分熄灭的煤粉被点燃,点燃部分熄灭煤粉产生的冲击力不会因停运油枪而降低,退油枪的后果是有 可能再次发生灭火。 投汽压自动压力高,给粉机低转速停留,氧量高应避免灭火发生? 投汽压自动压力高,给粉机低转速停留,氧量高应避免灭火发生?应先投油稳燃,然后解除汽压自动, 根据情况提高运行给粉机转速并停运 1~2 台给粉机,必要时减少送风量,使氧量和汽压迅速恢复正常。最 下排给粉机转速≮800 转/分。 运行中短时处理给煤机故障,制粉系统应采取哪些防止锅炉灭火的措施?关小排粉机入口档板,控制 排粉机电流低于运行电流 1~1。5A,全开在循环门,控制磨出口温度在 80 度左右运行,如燃烧难以稳定 时可请示司炉停止该制粉系统运行。 灭火后投投油点火前为何应减少送风,关闭小二次风? 灭火后投投油点火前为何应减少送风,关闭小二次风?灭火后炉膛温度低,过大的下二次风和过大的 送风将使油枪的根部风过大,难以点燃油嘴,或使油的着火点后移,吹灭着火的油嘴,影响重新点火恢复。 锅炉灭火后, 何时通知减负荷?减负荷幅度和速度应如何控制? 锅炉灭火后, 何时通知减负荷?减负荷幅度和速度应如何控制?灭火后当汽压开始下降时应立即通知减 负荷。减负荷的速度和幅度不应使锅炉超压开排汽,应根据汽压和汽温下降幅度和灭火后点火恢复时间决 定减负荷值。根据经验,一般 220T/H 炉正常灭火减负荷至 20MW,400T/H 炉正常灭火减负荷至 40MW; 低负荷运行时为何应在不影响安全的前提下维持稍低的氧量运行? 煤 低负荷运行时为何应在不影响安全的前提下维持稍低的氧量运行?低负荷运行时炉膛温度相对较低, 粉气流的着火困难,燃烧稳定性相对较差,维持高氧量运行会进一步降低炉膛温度,降低炉膛内煤粉燃烧 浓度,燃烧的抗干扰能力降低,导致灭火的发生。 锅炉为何要设置防爆门? 锅炉为何要设置防爆门?发生炉膛爆炸时自动开启泄压,减轻爆炸对锅炉的冲击破坏力,避免炉膛水 冷壁,炉墙和烟道的损坏。 运行中为何要开启粉仓吸潮管? 运行中为何要开启粉仓吸潮管?排除粉仓和输粉机内的潮气,防止粉仓内的煤粉受潮结块,影响其流 动性,并因潮气的排出使粉仓内的温度维持在合适值,防止煤粉的自燃爆炸。 停止进水时为何要开启省煤器再循环门? 停止进水时为何要开启省煤器再循环门?锅炉停止进水时省煤器如仍受热,水通过循环管在省煤器, 汽鼓之间形成循环,以保护省煤器的安全; 过热器热水浸泡反冲洗的作用? 过热器热水浸泡反冲洗的作用?可将过热器管内所沉淀的易溶于水的硅酸等盐类经浸泡溶解,泡软后 脱离管壁,由过热器反向冲洗至汽鼓排出,以防止过热器严重结垢和汽轮机通流部分结垢; 为何要控制磨煤机出口温度 口温度? 为何要控制磨煤机出口温度?保证制粉系统的干燥出力;避免出口温度低煤粉水份增加,流动性差而 堵塞系统;防止煤粉因温度过高而自燃爆炸 灭火保护全炉膛火焰熄灭的条件?层火焰熄灭的条件? 灭火保护全炉膛火焰熄灭的条件?层火焰熄灭的条件?三个层火焰熄灭;3/4 个角火焰熄灭;

有时过热器管壁温度并没有发现超温,但仍发生爆管,是何原因? 有时过热器管壁温度并没有发现超温,但仍发生爆管,是何原因?1. 因为管壁温度安装测点的数量有 限,测点的代表性差,不能反映所有管壁温度的真实值,因此没有装测点的管壁实际运行中可能已发生超 温,但壁温显示不出其超温情况; 2. 所装的管壁温度测点是炉外壁温,与炉内璧存在温度差,部分管子 炉内壁温可能大大超过其控制的壁温差值而发生超温爆管; 3. 所装管壁温度一次元件误差大或二次仪表 不准,壁温指示错误,误导操作人员; 锅炉严重满水,汽温会急剧降低,但为何还要紧急熄火停炉? 锅炉严重满水,汽温会急剧降低,但为何还要紧急熄火停炉?1. 锅炉熄火后会迅速降压,提高蒸汽的 过热度,减轻对汽机的危害; 2. 熄火后炉水快速收缩。短时内会使汽鼓水位急剧降低,减少蒸汽带水; 3. 熄火后因热负荷急剧降低,蒸发量急剧减少,蒸汽的携带能力降低,蒸汽中的带水将有所减少; 急剧的赶火升压为何会造成过热器超温爆管? 急剧的赶火升压为何会造成过热器超温爆管?急剧的赶火升压即锅炉的热负荷剧增,使通过过热器管 壁的烟气流量和蒸汽温度均急剧增加,但水冷壁管产生的蒸汽量迟后于热负荷的增长,过热器内的蒸汽流 量不能同步增加,过热器管壁的冷却条件恶化,短时间内使过热器或再热器的管壁温度急剧升高而发生超 温爆管;并且急剧的赶火升压会使过热蒸汽温度急剧上升,汽温的调整往往跟不上汽温的变化,容易导致 汽温超温并因管壁的冷却变差而爆管; 汽温急剧降低,危急汽机安全时,开对空排汽的有何作用? 汽温急剧降低,危急汽机安全时,开对空排汽的有何作用?开对空排汽的作用是降低汽压,增加蒸汽 的过热度;另一附带作用是压力降低后为增加热负荷,提高温度创造条件,但第一条是主要的;降压使蒸 汽流量降低,蒸汽在汽鼓的携带水珠的能力降低,蒸汽负荷随之降低,可减轻对汽机的危害。 锅炉启动过程如何保护过热器和再热器? 锅炉启动过程如何保护过热器和再热器?低压阶段因通过受热面的蒸汽流量较少,对管壁的冷却条件 较差,主要用控制烟温低于受热面管材的承受温度来保护过热器和再热器;当压力达一定值时,主要通过 调节流过过热器和再热器的蒸汽量即开启对空排汽,一,二级旁路,过热器疏水等使其有足够的蒸汽通过 以冷却受热面,保护管壁的安全;启动阶段应严格按升温升压曲线和技术标准的有关规定进行升温升压, 避免热负荷急剧增加使管壁超温; 为什么锅炉发生严重的燃烧不稳,灭火保护未动作能否投油稳燃? 为什么锅炉发生严重的燃烧不稳,灭火保护未动作能否投油稳燃?按灭火保护的动作整定,炉膛发生 局部灭火或燃烧不稳以近频临灭火的边缘,全炉膛失去火焰的信号可能不会动作,并且灭火保护的负压管 可能堵塞,负压信号如感受不到燃烧不稳和局部灭火的发生,灭火保护也不会动作,所以发生严重燃烧不 稳投油的后果是发生爆燃,造成大正压冲击或炉压高信号动作发生灭火; 关小排粉机入口档板,开大制粉系统再循环门运行的目的是什么? 关小排粉机入口档板,开大制粉系统再循环门运行的目的是什么?因三次风风温低,风速高,风量大, 对锅炉燃烧稳定会产生很大的影响,关小排粉机入口挡板可减少三次风对燃烧的干扰,稳定燃烧,避免灭 火的发生。开大再循环这种操作的目的主要是提高系统的通风量从而提高制粉系统出力,不致因关小排入 口挡板而大幅降低出力,并同时具有在相同系统通风量的情况下减少三次风量保持燃烧稳定。 一般常规的稳燃措施有哪些? 一般常规的稳燃措施有哪些?一般常规的稳燃措施有减少送风,关小停运给粉机的一次风,降低一次 风压和一次风速,关小下二次风门和中间二次风(#5—#6 炉),在不影响安全的前提下维持稍低的过剩 空气系数和偏高的给粉机转速运行。 运行中为何严禁关小给粉机下粉档板控制给粉量? 运行中为何严禁关小给粉机下粉档板控制给粉量?用关小下粉档板控制下粉量会导致给粉机下粉不 均,高粉位运行时大幅度减少该给粉机的下粉量,降低一次风煤粉浓度,有可能导致锅炉灭火的发生。 哪些情况下可投油稳燃 哪些情况下严禁投油爆燃? 投油稳燃, 哪些情况下可投油稳燃,哪些情况下严禁投油爆燃?锅炉出现燃烧不稳的先兆,如氧量急剧大幅度升 高,负压摆动增大,汽压降低,灭火保护的个别火焰指示灯闪烁或熄灭,应及时投油稳燃或迅速采取其它 稳定燃烧的措施。如燃烧不稳已比较严重,负压指示负至—200Pa 或以下,灭火保护有一层及以上的火焰 指示灯熄灭,即锅炉发生严重燃烧不稳时(灭火保护尚未动作)严禁投油爆燃。 运行中粉位偏差不许超过多少?控制粉位偏差有何意义? 运行中粉位偏差不许超过多少?控制粉位偏差有何意义?二侧粉位差不许超过 0.5 米;控制粉位偏差 可减少给粉机之间的下粉不均,避免粉位低侧的给粉机下粉量过大或突升突降,粉位高侧给粉机的下粉量 减少等情况的发生,保持燃烧的稳定,避免灭火的发生。 下排给粉机故障停运应采取哪些除投油以外的稳燃措施? 下排给粉机故障停运应采取哪些除投油以外的稳燃措施?应加强对燃烧的监视和调整,可采取解除停 运角给粉机自动,提高该角其它给粉机出力,关小停运火嘴的一次风,提高下游火嘴区域的温度水平,在 安全允许的范围内保持稍低的氧量运行等稳定燃烧的措施。并及时通知检修消缺。

给粉机下粉不好有何现象?给粉机下粉中断有何现象? 给粉机下粉不好有何现象?给粉机下粉中断有何现象?下粉不好的现象:一次风压和风速急剧摆动; 汽压,汽温波动大;炉膛负压摆动幅度增大,氧量不稳,有可能影响燃烧不稳或锅炉灭火。下粉中断的现 象:机组负荷和汽压汽温下降,氧量升高,炉膛负压变负,一次风压降低,一次风速升高,给粉机下粉短 管温度降低,对应火嘴口无煤粉,燃烧不稳严重时可发生灭火。 400T/H 炉的右侧后屏管壁温度超温,可采取哪些降低管壁温度的措施?1. 增投右侧给粉机,少投左 炉的右侧后屏管壁温度超温, 可采取哪些降低管壁温度的措施? 侧给粉机; 2. 开大左一级减温水,降低左一级减温器出口温度; 3. 采取措施降低右侧屏式过热器入口 烟气温度,开大右侧三次风或一二次风门档板开度,关小左侧的三次风一二次风; 4. 提高蒸汽压力,温度, 减少汽耗; 5. 如高加未投,要求汽机投入高加运行; 锅炉燃烧不稳,有哪些象征 锅炉燃烧不稳,有哪些象征?1. 膛负压波动大或往负方向摆动; 2. 汽温,汽压,负荷不稳,波动大; 3. 灭火保护的火焰检测强度降低,部分检测灯熄灭; 4. 灭火保护有自投油会油枪自投入; 5. 严重时发 生灭火; 6. 一次风压或风速波动或摆动大; 7. 炉膛出口氧量波动变化大; 为防止“四管爆漏” 锅炉“逢停必检”的部位主要有哪些? , 为防止“四管爆漏” 锅炉“逢停必检”的部位主要有哪些?

锅筒(壳) 、封头、管板、炉胆、回燃室、水冷壁、烟管、对流管束、集箱、过热器、 省煤器、外置式汽水分离器、导汽管、下降管、下脚圈、冲天管和锅炉范围内的管道等部件; (1)是否有严重的腐蚀和磨损,重点是烟管、对流管束、沸腾炉埋管、吹灰口附近等受烟 气高速冲刷部位和易受低温腐蚀的尾部烟道管束,必要时应进行厚度测定; (2)是否有严重的变形,重点是高温部位,必要时应对变形量进行定量测量; (3)管子表面是否有裂纹,必要时应进行表面探伤检查;
一起汽包水位高 MFT 的事故分析

摘 要〕 通过对一起停炉过程中发生的汽包水位高而引发锅炉 MFT 灭火事故的介绍, 分析了事故发生的原因,并针对事故过程中所暴露出的问题,提出了改进措施。 〔关键词〕 汽包水位;MFT;原因分析;改进措施 嵩屿电厂一期 2 台 300 MW 汽轮发电机组配套的 1,2 号锅炉是采用美国 CE 公司技术 制造的 1 025 t/h 亚临界、控制循环汽包炉,各配备 5 套中速磨煤机、正压直吹制粉系统。 在一次 1 号炉滑参数停炉的过程中,发生了一起汽包水位高 MFT(主燃料跳闸)锅炉灭火事 故。这起 MFT 暴露出电厂实行机、炉、电全能值班中在运行管理、人员素质、危险点分析 等方面的若干问题,值得深刻反思与改进。 1 事故前运行方式 1 号机组负荷 150 MW,A,B 汽动给水泵运行,电动给水泵备用。B,C,D 制粉系统 运行,A,E 制粉系统已停运,给煤仓已烧空。 2 MFT 事故经过 当天安排 1 号机组滑参数停机,停炉前烧空所有给煤仓。晚班接班时,B,C,D 煤仓 煤位均在 6 m 左右,运行人员对 B,C,D 磨的给煤率偏差进行控制,预计停磨顺序为 D, C,B,在 D 煤仓烧空后开始投油枪助燃并滑参数降负荷。 18:54,D 煤仓煤位到 0,主值令副值投入 BC 层 1,3 油枪。 19:17,D 煤仓走空,D 给煤机给煤率开始下降,此时锅炉总煤量 58.75 t,机组负荷 15 5 MW,主汽压力 9.7 MPa,A,B 汽泵转速约 3 700 r/min,B 煤仓煤位约 3.5 m,C 煤仓 煤位约 1 m。 值长汇报中调 1 号机开始降负荷滑停, 主值离开控制盘前布置停机前的检查工 作,盘前只有副值一人操作。约 1 min 后 D 给煤机皮带上燃煤完全走空,进入锅炉的总煤 量下降至 47.5 t,监盘副值增投 BC 层 2,4 油枪,维持锅炉总给煤量约 47.5 t。 19:25,机组负荷下降至 133 MW,主汽压力 7.08 MPa,汽包水位+23 mm,A 汽泵转 速下降至 3 104 r/min,B 汽泵转速下降至 3 108 r/min。此时 2 台泵仍在自动状态,但均闭 锁往下调。 19:27,BTG 盘汽包水位高报警,盘前副值立即大声汇报,开启定排放水,同时立即打 闸 A 汽泵,主值立即到控制盘前启动电泵(从实际情况和曲线分析,此时电泵已自启,并自 动开启勺管,可能运行人员发出启动指令时间与自启时间基本一致)。此时水位从+230 mm 下降至+180 mm 多,1 min 后水位重新快速上升,运行人员打闸 B 汽泵,但无论从手操盘 还是保护盘上都无法打闸,立即开启紧急放水。此时给水流量 445 t/h,主汽流量 358 t/h,

机组负荷 113 MW。 19:28:30,汽包水位+274 mm,MFT 发生,此时负荷 111 MW,主汽压力 6.2 MPa,汽 包水位最高至+307 mm。

3 事故原因分析 (1) 滑参数停机操作中对煤仓烧空过程燃烧调整不当。在 D 给煤仓煤位到 0 时,给煤机入口管段实际还有大约 5 t 的存煤,D 给煤机还保持了 25%的最低给 煤率约 11 t/h 的给煤量。 运行人员在即将烧空之前没有进行锅炉给煤率的相应调 整,D 磨煤机断煤后也没有把其它运行给煤机的给煤量相应增加,使送入锅炉的 燃煤量突然下降,引起锅炉的蒸发量、主蒸汽压力快速下降,这是导致后来汽包 水位快速上升的起因。 (2) 汽包水位监视不力,事故预想不足。1 号机组所配备的 2 台 50%额定负 荷容量的汽动给水泵组,每台汽泵的连续运行调速范围 3 000~6 000 r/min,其 最大给水流量为 601 t/h。在负荷降至 150 MW 以下时,2 台汽泵的运行转速已 接近可调范围的低限,且保持自动调节状态。当负荷突然下降后,2 台汽泵的转 速已达到低限并已被闭锁下调,但给水流量仍有 500 t/h 以上,而此时锅炉主蒸 汽流量仅不到 400 t/h。也就是说 2 台汽动给水泵运行在最低转速,其总给水出 力已远远高于当时负荷下的主蒸汽流量。没有提前考虑切换至电动给水泵运行, 从而导致汽包水位无法控制而快速上升。 (3) 对设备连锁逻辑不熟悉。 当第一台汽泵打闸后, 由于热工连锁电泵自启, 并在 10 s 内快速升至 50%额定转速,操作人员没有充分意识到这一变化并及时 进行调整, 使锅炉的给水流量持续 1 min 多钟时间内大大高于主蒸汽流量, 没有 及时采取有效措施降低水位,这是引起汽包水位高的另一个重要原因。 (4) 设备存在缺陷,B 小机的安全油跳闸电磁阀卡涩,造成紧急情况下无法 打闸汽泵,使运行人员延误了事故处理时间。 从以上分析,发生这起汽包水位高 MFT 的主要原因是运行人员对滑参数停 机操作、煤仓烧空过程燃烧调整及汽包水位高的事故处理不当,对汽包水位等主 要参数监视不力,同时 B 汽泵不能成功打闸,延误了事故处理时间。 4 暴露的问题和改进措施 4.1 运行人员操作不熟练,业务素质有待提高 火电厂的集控运行,主要包括汽机、锅炉、电气 3 个专业。在实行全能值班 的过程中,由于值班员受专业的限制,难免会出现某个专业知识精通,而某个专 业知识特别是操作技能相对薄弱的情况。 在这起事故中,如果在 D 磨煤机断煤后,立即增加其它运行磨煤机的给煤 量,使锅炉的燃料量保持基本不变,再根据滑参数降负荷的要求,逐渐减少燃料 量,机组的蒸汽流量、蒸汽压力等主要参数将在控制中下降,有时间在预定的负 荷下切换给水泵并逐渐降负荷至停炉。 如果在电泵启动后及时发现其转速已自动

上升至 50%额定转速,并及时对其进行调整,将给事故处理争取到宝贵的时间, 有可能避免 MFT 的发生。同时,在汽包水位高报警发出以及随后 B 汽泵无法打 闸的情况下,运行人员处理慌乱,甚至有点茫然失措。这些都暴露了运行人员的 操作不熟练,业务素质不高,缺乏事故处理应变能力。因此需要加强对运行人员 的技术培训,尤其是跨专业的培训。可以在仿真机上增加练习,也可以在平时的 正常调整中,有意识地让运行人员针对自己相对薄弱的环节加强训练。同时应加 强反事故演习,培养遇事不乱的良好心理素质。 4.2 事故预想和危险点分析工作有待加强 在启、停炉或其它重大操作之前,值长或主值应组织相关人员,针对操作过 程中可能出现的问题进行必要的讨论, 根据当时设备的运行情况做好事故预想和 危险点分析。并由值长或主值对该项操作的危险点、应注意事项、可能造成的影 响等情况进行分析汇总,向工作人员交底,减少操作上的失误。 4.3 运行人员对参数监视不力 从这起事故中可以看出,监盘操作人员对参数监视不力,在燃料大量减少之 后,不仅没有意识到可能出现的后果,而且在汽包水位、蒸汽流量、汽温、汽压 等重要参数均已开始发生变化时,仍未及时发现并采取措施,而是等到汽包水位 高报警之后才发现情况异常,延误了事故处理的时间。因此,应加强员工的安全 意识和安全责任教育,树立起“工作就意味着责任”的思想意识,时刻牢记“安 全无小事”.深刻认识到自己的每一? 摍作,都关系到全厂设备的安全运行。 4.4 班组安全管理工作有待提高 事故发生前的一段时间内,控制盘前只有 1 人在操作,正是操作不到位,引 发了后来的事故。而且在报警出现后赶到盘前的人员,在短时间内对故障情况、 原因不明了,无法立即投入抢救工作,而事故处理需要的是争分夺秒,任何的延 误都可能使故障扩大成事故。因此,运行班组应务强安全管理,合理安排工作。 在开、停机挖机组有重大操作项目时,应安排 2 个监盘人员在控制盘前操作,互 相监护;同时做好事故预想,落实责任到人,分工明确,以保证事故处理能有条 不紊地进行。 4.5 运行管理规定应进一步细化 在电厂原 《运行规程》 未明确规定降负荷过程中如何进行给水泵的切换, 里, 尤其在多少负荷下切换给水泵,因此在切换给水泵的操作上显得很随意,运行人 员完全凭经验执行。笔者根据本厂设备的实际情况,认为在负荷降至 150 MW 时,停 1 台汽动给水泵,并启动电动给水泵旋转备用;在 120 MW 负荷时,停 第 2 台汽泵运行,切换至电动给水泵带负荷。这样,就可以避免电泵突然自启并 自行提高转速至 50%额定转速, 同时在发现某一台汽泵无法打闸时, 仍有足够的 时间进行调整、处理。所以,有必要根据设备的实际情况,对《运行规程》、各 种操作票重新进行检查、细化和完善,消除管理上的漏洞和隐患

Lb4B3106 由于转子质量的不平衡离心力引起的振动,其振幅同不平衡质量成正 比,同机组出力成反比。(×) Lb4ffe107 汽轮发电机组是以各轴承在垂直、水平和轴向三个方向的振幅平均值 作为衡量振动程度的依据。(×) Lb4B3108 转子的低频疲劳损伤是影响转子寿命的主要原因。(√) Lb4B3109 离心式油泵的超载特性能够满足油动机动作时的用油量增大的需要。 (√) LboB3110 双曲线型叶轮的载荷应力分布比锥形叶轮均匀。(√) Lb4B3111 改变叶片组的叶片数不能改变叶片组的自振频率。(×) Lb4B3112 在低负荷运行时,凝汽式汽轮机采用喷嘴调节比节流调节的效率高。 (√) Lb4B3113 采用节流调节的凝汽式汽轮机调节级后的温度随着流量的变化比采 用喷嘴调节的机组变化的幅度大。(×) Lb4B3114 汽轮机相对内效率最高时的速度比称为最佳速度比。(×) Lb4B3115 凝汽式汽轮机各中间级的轴向推力随着流量的增加而增大。(√) Lb4B3116 不允许超负荷使用脚手架,一般以每 m2 不超过 250Kg 为限。(√) Lb4B3117 13%铬钢和强化的 12%铬钢因其振动衰减率高,所以是高压高温汽轮 机叶片使用的两类主要材料。(√) Lb4B3118 轴承油膜的承载能力与润滑油的粘度、 轴颈长度及轴承的游隙成正比。 (×) Lb4B3119 大功率机组的高压缸采用双层汽缸可以减少内外缸壁温差,有利于改 善机组的启动性能和变工况运行的适应能力。(√) Lb4B3120 蒸汽由喷嘴进入动叶,在动叶内只有冲动力做功。(×) Lb4ho121 对凝汽式汽轮机的中间各级,在工况变化不太大的条件下,焓降均近 似不变。(√) Lb4B4122 调节系统的静特性曲线在空负荷和满负荷附近都要陡一些。(√) Lb4M123 汽轮机转子轴向推力的大小与反动度无关。 (×)

Lb4M124 当叶轮、轴套等零件在轴上紧力不足引起振动时,其振动值随着负荷 的增加而减少。 (×)Lb4B4125 蒸汽对动叶片的作用力分解为轴向力和圆周力, 这两者都推动叶轮旋转做功。(×) Lboffe126 对于纯冲动级和反动级都在最佳速比下工作, 前者级的烙降大于后者。 (√) Lb4M127 径高比较小时,叶片应采用变截面叶片,以减少各附加损失。(√) Lb4M128 引起叶片振动的高频激振称为第一类激振力。(×) Lb3B3129 引起叶片振动的激振力主要是由于汽轮机工作过程中汽流的不均匀造 成的。(√) Lb3B3130 旋转部件在转动时产生的扰动是引起汽轮机振动的原因,扰动力是否 存在,一般由轴承的振动予以表现。(√) Lb3B3131 弯曲的转子在旋转时,总是力图使轴瓦的轴承座作相应的位移,产生 轴向振动。(√) Lb3M132 疲劳强度是指金属材料在无数次交变应力作用下,引起破坏的最大应 力。(×) Lb3M133 汽轮机转子的轴向推力主要取决于叶轮前后的压力差。(√) Lb3B5134 轴弯曲测量时,应将转子轴向窜动限制在 0.lmm 以内。(√) Lb3B5135 汽轮机叶片的频率分散度主要受叶片的制造公差所影响,而叶片安装 质量是次要的。(×) Lb3B5136 采取按联轴器进行找中心的测量计算,其前提是联轴器中心线与转子 中心线重合,而与联轴器晃度、瓢偏度无关紧要。(×) Lb2B2137 汽轮机发电机组每发千瓦小时电所消耗的蒸汽量称为热耗率。(×) Lb2B2138 多级汽轮机的重热系数越大越好。(×) Lb2B2139 加热拆卸叶轮后,必须用保温被包好,使其均匀冷却防止变形。 (√) Lb2B3140 在汽轮机运行中,因轴承油楔油膜压力作用使转子轴颈发生偏移,因 此在调整动静部分的辐向间隙时, 应适当加大沿转子轴颈位移方向的辐向间隙值 (不包括三油楔轴承)。(√) Lb2B3141 汽缸大螺栓加装球形垫圈,可以有效地防止因螺杆与汽缸法兰平面不 垂直、紧固工艺不当等因素造成螺杆偏斜而产生附加弯曲应力。(√)

Lb2B3142 球形瓦球面两侧接触较差或无接触,就必须对球面进行修刮。(×) Lb2B3143 当采用喷嘴调节时,在第一调节汽门全开时,叶片承受的弯曲应力最 大。(√) Lb2B3144 全面质量管理是指 PDCA 循环。(×) Lb2B3145 轴向振动是汽轮机叶片振动中最容易发生,同时也是最危险的一种振 动。(×) LbZffe146 蛇形弹簧联轴器是依靠弹簧的变形来缓冲扭矩的冲击作用,因此不会 把一根轴的振动全部传递给另一根。(√) Lb2M147 汽轮发电机组联轴器中心错位,则引起相邻两轴承的振动相位相反, 联轴器张口,则引起相邻两轴承的振动接近相同。(√) LbZffe148 转子叶轮松动的原因之一是汽轮机发生超速,也有可能是原有过盈不 够或运行时间过长产生材料疲劳。(√) Lb2M149 隔板体的最大应力和最大挠度发生在垂直隔板中分面的内径处。 (√) Lb2M150 转子找动平衡的方法有划线法、两点法、三点法及闪光测相法。(√) Lb2M151 制造厂对转子和轴封洼窝一般要求同心布置,中心偏差不应大于 0.05mm,在大修中分析中心状况时,应以上次大修记录为依据。(√) Lb2B5152 使用假轴检查隔板和轴封套中心时,尽管假轴与转子静弯曲的最大弧 垂值相等,但两者的静弯曲形状还是有差别的,所以测量值实际情况存有误差, 但因误差很小,故一般都不再进行修正。(√) Lb2B5153 如果联轴器两侧的轴颈杨度相差太大,甚至扬起的方向都朝着联轴 器,则可判定此两个转子找中心没有找准确,联轴器存在张口,或测量部位有锥 度,形状不规则。(√) Lblho154 在启、停和变工况时,最大热应力发生的部位通常是高压缸调节级处、 再热机组中压缸的进汽区、高压转子的调节级处、中压转子的前汽封应力集中处 等。(√) Lb1B4155 发电机转子热不稳定性会造成转子的弹性弯曲、形状改变,这将影响 转子的质量平衡,从而也造成机组轴承振动的不稳定变化。(√) Lb1B5156 油膜振荡能够用提高转速的方法来消除。(×) Lb1B5157 汽轮机发电机组各转子中心连成的连续曲线与水平切线点的位置,应 符合制造厂要求。如果偏差较大,则说明各转子的位置发生了较大变化。(√)

Lc5Bll58 火力发电厂中的发电机是把蒸汽热能转变成电能的设备。(×) Lc5Bll59 气割可用来切割碳钢、合金钢、铸铁等部分金属。(√) Lc5Bll60 汽轮机在启动时,产生的胀差为正胀差。(√) Lc5Bll61 气焊与电焊相比较,气焊时的火焰温度比电焊时的电弧温度低,所以 气焊接头不易过热。(×) Lc5Bll62 按杠杆重点、 力点在杠杆位置上的不同, 杠杆只能为二类作用形式。 ×) ( Lc5Bll63 推行 ISO9000 系列标准是政府的要求,企业必须执行。(×) Lc5Bll64 电力系统是由发电厂、电力网和用户组成的统一整体。(√) Lc5Bll65“安全第一”是电力生产的方针。(√) Lc5Bll66 现场管理就是开展 QC 小组活动。(×) Lc5Bll67《电业生产事故调查规程》适用于各行业。(×) Lc5Bll68 焊条直径是指焊芯直径。(√) Lc5Bll69 职工从事生产过程中发生中毒,不算事故。(×) Lc5Bll70 交流电在一秒钟内完成循环的次数叫频率,代表符号为人单位是 Hz。 (√) Lc5B2171 当调节级汽室温度降至 150℃时,可以停止盘车。(√) Lc5B2172 套装式叶轮的固定方法有热套加键法、销钉轴套法、叶轮轴向定位法 三种。(√) LC5B2173 无论哪种启动方式,转速至 500r/m 左右时,应关闭阀门进行全面检 查。(√) Lc5B2174 汽轮机长期低负荷运行将导致排汽缸温度的升高。(√) Lc5B2175 碱性焊条对铁锈、水、油污不敏感,因此焊接时可不必对工件打磨清 理。(×) Lc5B2176 撬杠省力的原理就是杠杆原理。(√) Lc5B2177 根据 R=U/I 得出,电阻与电压成正比,与电流成反比。(×) Lc5B2178 通常调节级汽室上缸内壁温度低于 250℃时的启动称为冷态启动。×) (

Lc5B2179 气焊火焰的碳化焰适于焊接一般碳钢和有色金属。(×) Lc5B2180 一切防火措施都是为了破坏已经产生的燃烧条件。(×) Lc5B3181 一般来说,正胀差比负胀差更危险。(×) Lc4Bll82 凝汽器管束的结垢一般发生在汽侧。(×) LC4Bll83 发生事故应立即进行调查分析。(√) Lc4B2184 质量手册里所制定的都是一些原则,实际工作可参照执行。(×) Lc4B2185 安监人员只负责发电生产的安全管理。(×) Lc4B2186 规定《电业生产事故调查规程》是总结经验教训、研究事故规律、开 展反事故斗争、促进电力生产全过程管理。(×) Lc4B2187 管道检修前,检修管段的疏水门必须打开,以防止阀门不严密时泄漏 的水或蒸汽积聚在管道内。(√) Lc4B2188 大型汽轮机的除氧器一般都采用真空式除氧器。(×) Lc4B3189 喷雾式除氧器加热效果好,但对小水滴的扩散除氧不利。(√) Lc4B3190 电力工业技术管理法》 《 中规定调节系统的迟缓率应不大于 0.2%。 (×) Lc3B2191 企业推行 ISO9000 系列标准,有利于提高市场竞争力。(√) Lc3B3192 控制金属的温升速度是控制热应力的最基本方法。(√) I.tAfB3193 《设备操作规程》应统一放在车间主任处,操作者不明白可找车间 主任查阅。(×) Lc3B3194 检修工作搞得好的主要标志是检修质量好。(×) Lc3B3195 仪表的准确度等级值越大,则仪表测量越准确。(×) Lc3B3196 可编程调节器是一台过程控制专用微型计算机。它有经充电隔离的数 字通信接口,以便与操作台或上位计联系,组成集散控制系统。(√)

关于停炉不停机
是一个 350MW 集控运行的机组长,前一段由于各种原因,机组运行不稳定,非计划停 机次数比较多,我们领导为了减少非停次数要求更改机炉电大连锁,要求锅炉 MFT 后汽机 和发电机不跳闸,锅炉重新点火!请问有没有厂有相关的的经验,大家讨论以下操作的可行 性和必要性! 完全可行,我厂从 93 年开始就不投炉跳机了。说实在的炉跳机保护不太符合中国国情

和电厂厂情, 最近大唐公司在河南控股的电厂频发锅炉灭火跳汽轮机, 听说正考虑解除炉跳 机。炉不跳机带来最大的问题就是运行操作的难度增大了,依我厂经验教训,炉灭火主要防 止锅炉燃料未切除尽引起锅炉爆燃损坏设备, 然后考虑炉膛吹扫后点火, 防止发电机逆功率 运行。汽轮机侧相应关小调门控制温降率,然后主要注意轴封系统的汽源切换问题,汽轮机 别进冷汽冷水哟。 我说过要快速关小调门控制汽温, 在尽短的时间内点火, 在我厂汽温下降不是主要问题, 汽温下降过低就开疏水,一般高中压缸的负膨差不会太大,灭火后快速吹扫点火是关键。切 换厂用电要视情况而定,锅炉点火如果被延迟就提前切换厂用电,我的经历的灭火还不用, 锅炉蓄热维持的时间不好说,半小时没问题吧。发电机逆功率保护定值不用改。 我厂是快速关小调速汽门,倒厂用电后将负荷降到 3MW~5MW,锅炉尽量减少汽水损 失,尽快查清跳闸原因,吹扫点火。 在讨论单元机组保护时有人主张锅炉保护动作停炉时,希望不要立即联动关闭主汽门, 如判断是保护误动作或能很快排除故障, 就可以很快起动锅炉使单元机组带上负荷, 我们认 为不仅和现行规程相抵触,也是不可取的。因为: a)利用锅炉余热运行要求汽轮机快速降到很低负荷下维持运行,这将导致汽轮机极大热 应力和寿命损耗,也容易导致振动、膨胀不匀等不安全因素。从锅炉角度看,汽包压力降低 过快也会导致带水或热应力过大等危险。 因此, 坚持运行比起停炉来对设备的潜在危险性增 大。 b)对锅炉给水系统(汽包水位差大)故障,坚持余热供汽也是不允许的。 c)由于锅炉停炉后再重新起动需要认真检查,并按规定进行炉膛吹扫,因此,不可能很 快启动,如果匆忙抢着起动,往往会扩大事故,这类教训屡见不鲜,非常沉痛。 这个我最有经验了,我们厂里因为煤质太差,锅炉一年熄火达二、三十次之多,从来都是停 炉不停机的,锅炉熄火后立即用较快的速度降负荷到 5MW 左右,锅炉吹扫三分钟后重新点 火,一般点四到六支油枪就行,油枪点着后即投用给粉机,同时要注意压力和汽温的控制和 开调门加负荷。我当了五年的司炉,处理一次锅炉熄火事故一般用时 5-8 分钟就可恢复锅 炉正常运行,用油不到 1 吨。我们的机组是 200MW 的,武锅的锅炉,好烂啊。处理过程中 一般汽温可保持在 520 度左右。我们从来也不用倒厂用电的,因汽温有保证,汽机也不用开 疏水,但如果因别的原因使处理时间过长,汽温过低还是要开的,处理过程中特别要注意的 是不要超温。

给水温度低的原因分析
摘要:给水温度是火力发电厂的一个重要经济指标,从高压 加热器本体,高压加热器系统, 运行维护三个方面剖析影响给水温度的因素,提高高压加热器运行管理水平。 关键词:给水温度;剖析;因素 1 概述? 现代大容量火力发电厂都采用具有蒸汽中间再热的给水回热加热循环,用以提高经济 性。因为采用汽轮机的抽汽来加热凝结水和给水,这部分抽汽不再排入凝汽器中,因而可减 少在凝汽器中的冷源损失。 同时给水回热加热提高了热力循环吸热过程的平均温度, 使换热 温差减少,单位蒸汽在锅炉中的吸热量降低了。所以可有效提高机组的经济性。给水温度, 给水最终加热温度的高低对机组的经济性有直接的影响。 造成给水温度低的原因分为急剧 和缓慢下降两种情况, 引起急剧下降的原因较单一且现象直观明显, 并不难查寻原因。 再者, 发生高加给水温度急剧下降的情况概率极少。 而影响给水温度缓慢下降才是带有普遍性的问 题且原因较复杂。因此以国产 200 MW 机组为例,阐述如何查找影响高加给水温度低的方 法。 为便于查找方法的系统性和全在性, 将查找影响高加给水温度低的方法分成①高加本体 的剖析,②高加系统的剖析,③运行维护的剖析。三个方面进行查找原因。 2 高加本体的剖析 200 MW 机组回热加热器系统中的高压加热器均为立式表面式的加热器, 加热蒸汽和被 加热的给水是通过加热器内的金属表面来实现热量传递的。 针对高加本体影响给水温度的因 素加以剖析并提出解决办法。? 2.1 高加水室隔板密封性?

高压加热器的水室靠焊接的水室隔板将水室分成进水室和出水室。 如果水室隔板焊接质 量不过关,势必导致部份高压给水“短走旁路” ,而不流经加热钢管。这样这部份给水未 与 蒸汽进行热交换,造成给水温度编低。解决办法是厂家提高制造质量,焊接工艺采用亚焊。 加热器出厂必须做水压试验,合格方能出厂。 2.2 高加箱体密封性? 为了有效利用抽汽的高过热度和疏水的过冷却。 高压加热器的受热面分为过热蒸汽冷却 段、凝结段和疏水冷却段三部份。如果高加受热面的箱体密封性不好,导致部份蒸汽短路现 象,致使给水与蒸汽的热交换效率下降,影响给水温度。解决办法是厂家提高制造质量。? 2.3 高加芯子的安装质量? 高压加热器的受热面是由多根钢管组成的 U 形管束,整个管束安置在加热器的圆筒形 外壳内,整个管束是制成的一个整体。通常称为高加芯子。这样便于安装或检修时吊装和析 出。如果高加芯子安装质量差,导致扇形板与高加外壳内壁设计间隙发生变化,出现一侧大 而另侧小, 降低高加受热面的热交换效果。 解决办法是厂家和检修单位严格高加芯子的吊装 程序,提高安装水平。? 3 高加系统的剖析? 200 MW 机组的回热加热系统中的高加系统采用三台高压加热器加一台外置式蒸汽冷 却器和一台疏水冷却器的连接方式。高压加热器的水侧有进、出水阀和旁路阀,并且高加组 水侧设有一套由自动进水阀和联成阀、 逆止阀组成的水侧自动保护装置。 针对高加系统影响 给水温度的因素加以剖析并提出解决办法。? 3.1 抽汽阀门的开度? 高压加热器的加热蒸汽取自汽轮机的抽汽, 为保护汽轮机避免高加汽侧满水倒灌汽缸引 发水冲击,高压加热器汽侧设有一套由抽汽电动门和水控逆止门组成的汽侧自动保护装置。 高加组投运时要求抽汽电动门和水控逆止门应全开。 如果因阀门机构卡涩或电动门行程调整 不当等诸多原因导致阀门未全开,这样蒸汽节流会使蒸汽作功能力损失,影响给水温度。解 决办法是定期分析监视段压力值和对应高压加热器蒸汽压力值的数据, 从而判断抽汽管道上 阀门是否全开。水控逆止门尚可通过其开度标尺进行检查。确证后视具体原因加以处理。 3.2 汽侧安全门可靠性 高压加热器汽侧设置有汽侧安全门, 保护高压加热器内的蒸汽压力不超压, 避免缩短加 热器寿命和应力破坏。 汽侧安全门一般为弹簧式安全门。 如果汽侧安全门的弹簧失效或阀门 严密性差,导致部份蒸汽泄漏排大气,不但损失热量而且浪费高品质的工质。解决办法坚持 定期试验与检查,及时进行检修消缺。 3.3 水侧联成阀可靠性? 高加水侧的自动保护装置的作用是当运行中任一台高压加热器水侧钢管断裂等现象出 现时,能迅速可靠地切断高加水侧,并且保证向锅炉不间断供水。如果高加水侧自动保护装 置的部件可靠性差, 出现联成阀传动机构卡涩或阀门严密性差等现象。 导致部份给水短走给 水小旁路,影响给水温度。解决方法是加强对水侧自动保护装置的维护和检查,同时要求厂 家提高产品质量。3.4 管道保温材料? 对于 200 MW 机组而言,高加出水温度一般设计值在 240 ℃左右,高加出水至锅炉省煤器 有相当长距离的管道。 生产现场室温一般在 40~50 ℃以下, 这样给水管道与室温存在温差, 就存在放热现象。 如果给水管道的保温材料选型不当或质量差等原因存在, 导致给水管道的 热损失增大, 影响给水温度。 解决办法是选用保温性能好的材料和提高保温材料的铺设水平。 3.5 大旁路电动门严密性? 作为高加系统中的大旁路电动门是在高加水侧未投运前, 为保证向锅炉供水的需要, 让 给水流经大旁路电动门而不通过高加水侧。 如果高加大旁路电动门下限行程未调式好或阀门 严密性差,导致部份给水短走大旁路,影响给水温度。解决办法是选购严密性好的阀门,大 修机组应检查该阀门的严密性,并且热工配合调试好该电动门。? 4 运行维护剖析 高加组投入运行后, 运行人员管理调控的好坏是影响给水温度的一个方面。 针对运行维 护的因素加以剖析并提出解决办法。? 4.1 疏水调控? 高压加热器内汽轮机的抽汽与钢管中的给水进行交换后冷凝为疏水。 为回收具有一定热

量的高品质工质, 高加组疏水经综合评估采用逐级自流方式回收。 如果运行人员在运行调控 过程中,调控失当就会出现“干水”现象。这样上一级加热器内的蒸汽在压力差作用下, 经 疏水管道进入下一级加热器内,导致出现蒸汽排挤现象,降低了回热加热的效率,影响给水 温度。解决办法是运行人员加强监视,保持各加热器疏水水位保持在正常值范围内。如疏水 调节阀出现故障,应迅速消除缺陷。? 4.2 汽侧空气门开度? 高压加热器汽侧设置有空气门,其作用是将高压加热器汽侧内积聚的空气抽至凝汽器 后,最后由射水抽气器抽出。避免加热器内积聚的空气影响传热效果。因为空气的传热系数 远小于钢材,空气会在钢管周围形成空气膜,阻碍传热。然而空气门系人工操作,其开度的 大小影响给水温度。 解决办法是运行人员通过分析各个高压加热器的端差, 以此为依据调控 好空气门的开度。 4.3 高加的放水阀门? 为了停机后高加组的保养和高加组检修需要等, 高加组设有放水阀门。 主要有各个高加 的危急疏水门,疏水排地沟门。如果放水阀门密封性差或运行人员误操作开启放水阀站,导 致大量高品质的疏水流失或蒸汽漏失,这样将损失大量的热量,不利于提高机组热经济性。 解决办法是选用密封性好,质量可靠的阀门配套,运行人员加强巡查工作。 5 结束语 针对给水温度低的影响因素, 从高压加热器本体, 高压加热器系统和运行维护三个方面 剖析原因并提出对策,提高高压加热器的管理水平。

负荷骤变、晃动的现象、原因及处理?
答 : 现象 1.机组负荷骤变、晃动。 2.阀位指示骤变、晃动。 3.调节级压力及各抽汽压力骤 变、晃动。 4.转速晃动。 原因 1.电网频率变化,发电机振荡或失步。 2. 控制回路故障。 3.EH 油压波动。 处理 1.检查 各有关表计指示情况,判断原因进行处理 2. 若电网频率变化引起机组负荷骤变,应将 DEH“自动/手动”钥匙开关切至“手动”方式, 并限制机组负荷不超过最大值,待电网频率恢复正常后,再投入 DEH 自动控制。 3. 通知电气检查发电机运行情况,若振荡或失步要求电气尽快处理。 4.若 DEH 控制系统工作失常引起负荷骤变,查 DEH 控制方式在“全自动” ,应撤出“功率” 与“调节级压力”反馈回路;若仍不能消除负荷晃动,则应将 DEH“自动/手动”钥匙开关 切至“手动”方式。待查出 DEH 控制系统失常的原因并消除后,再恢复 DEH 自动控制。 5.在负荷骤变、晃动期间,应加强对下述参数的监视及调整 A.加强对机组负荷的监视,限 制机组负荷不超过最大值。 B.注意主蒸汽流量、压力、温度,调节级压力,再热蒸汽压力、温度的变化,并尽量维持蒸 汽参数稳定。 C.加强对轴向位移、差胀、振动、润滑油压力、轴承温度的监视。 D.注意除氧器、凝汽器、 加热器水位变化及汽封系统应正常。 E.注意汽泵运行情况,必要时启动电泵运行(若系统振荡引起,在汽泵能维持机组运行的情 况下,则不能启动电泵),保证锅炉正常供水。 F.维持其他设备及系统的正常运行。 113、汽机本体在启、停、运行中应记录的数据有哪些? 答 : 1、正常情况下的盘车的电流及电流的摆动,相应的顶轴油压及油温。 2、正常停机过程中的惰走曲线,以及相应的真空和顶轴油泵的开启时间。紧急破坏真空停 机过程的惰走曲线, 3、停机后,机组正常状态下的汽缸主要金属温度的下降曲线。汽缸的差胀、总胀等。直到 机组下次的热态启动或汽缸金属温度低于 150℃为止。


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