電廠單元機組故障分析畢業(yè)論文

1、<p><b>　　摘 要</b></p><p>　　隨著我國電力建設(shè)的快速發(fā)展，火力發(fā)電機組逐步向大容量、高參數(shù)發(fā)展，亞臨界、超臨界以及超超臨界機組將成為我國火力發(fā)電的主力機組。隨著機組參數(shù)的提高，機組的穩(wěn)定性成為當(dāng)前的首要任務(wù)。</p><p>　　本文研究大容量電廠單元機組一些常見的事故，并且對事故進(jìn)行分析，結(jié)合國內(nèi)多家電廠單元機組的事故實例，從安

2、全性和經(jīng)濟(jì)性角度對該鍋爐基本狀況進(jìn) 行全面剖析，從選材、設(shè)計、制造、運行、檢修、維護(hù)等多方面入手總結(jié)經(jīng)驗和教訓(xùn)，提出了相應(yīng)的具體解決措施和建議。</p><p>　　關(guān)鍵詞：鍋爐；汽輪機；發(fā)電機</p><p><b>　　目 錄</b></p><p>　　摘 要....................................

3、..................... I</p><p>　　目 錄...................................................... II</p><p>　　第1章 緒 論.....................................................1</p><p>　　1.1

4、 研究背景和意義...........................................1</p><p>　　1.2 國內(nèi)外發(fā)展?fàn)顩r...........................................1</p><p>　　1.3 本文完成的主要內(nèi)容.......................................1</p>&l

5、t;p>　　第2章 單元機組事故處理概述...................................3</p><p>　　2.1 單元機組的簡述...........................................3</p><p>　　2.2 單元機組事故處理的重要性.................................3</p>

6、<p>　　2.3 單元機組事故處理原則.....................................3</p><p>　　第3章1000MW機組鍋爐常見事故的原因分析及防治...................5</p><p>　　3.1 鍋爐高溫受熱面氧化皮脫落原因分析及防治措施................5</p><p>　

7、　3.1.1氧化皮脫落的特點與主要危害...........................5</p><p>　　3.1.2氧化皮脫落造成爆管的實例分析.........................5</p><p>　　3.1.3防范措施.......................................5</p><p>　　3.2 機組W型火焰

8、鍋爐滅火原因分析及防治.....................6</p><p>　　3.2.1滅火原因分析...................................6</p><p>　　3.2.2預(yù)防措施.......................................7</p><p>　　3.3 亞臨界鍋爐后屏再磨損泄露原因分析及防

9、治...............9</p><p>　　3.3.1 原因分析................................................9</p><p>　　3.3.2 改進(jìn)措施...............................................10</p><p>　　3.4 亞臨界機組汽包水位偏差大

10、治理............................10</p><p>　　3.4.1 汽包水位測量誤差原因分析...............................10</p><p>　　3.4.2 治理方法...............................................12</p><p>　　第4章 600MW

11、汽輪機組常見事故的原因分析及防治措施................14</p><p>　　4.1 亞臨界機組軸瓦溫度高的原因分析及對策....................14</p><p>　　4.1.1影響軸承溫度高的原因和因素..........................14</p><p>　　4.1.2汽輪機軸承溫度高的分析.........

12、.....................14</p><p>　　4.1.3汽輪機軸承溫度高采取的對策..........................14</p><p>　　4.2 汽輪機組再熱閥閥蝶斷落事故分析與處理....................15</p><p>　　4.2.1再熱閥結(jié)構(gòu)............................

13、.............15</p><p>　　4.2.2 高排溫度異常原因.......................................15</p><p>　　4.2.3防范措施.............................................16</p><p>　　4.3 汽輪機組潤滑油壓力突降原因分析及處理...

14、..................16</p><p>　　4.3.1故障經(jīng)過.............................................16</p><p>　　4.3.2原因分析.............................................17</p><p>　　4.3.3處理措施..........

15、...................................19</p><p>　　4.4 汽輪機組 EH系統(tǒng)故障分析及處理...........................19</p><p>　　4.4.1設(shè)備概述.............................................19</p><p>　　4.4.2系統(tǒng)主要

16、故障分析及處理...............................19</p><p>　　第5章 600 MW發(fā)電機機常見事故的原因分析防治施....................23</p><p>　　5.1 發(fā)電機定子繞組堵塞的原因及預(yù)防處理.......................23</p><p>　　5.1.1原因分析........

17、.....................................23</p><p>　　5.1.2防治措施.............................................23</p><p>　　5.1.3處理建議.............................................24</p><p>　　

18、5.2 發(fā)電機端部拉緊系統(tǒng)松動處理...............................25</p><p>　　5.2.1端部拉緊系統(tǒng)存在的問題及原因.........................25</p><p>　　5.2.2發(fā)電機端部拉緊系統(tǒng)處理...............................25</p><p>　　5.3 發(fā)電

19、機進(jìn)油原因分析及對策.................................26</p><p>　　5.3.1原因分析.............................................26</p><p>　　5.3.2處理方案.............................................27</p><p

20、>　　5.3.3預(yù)防措施.............................................27</p><p>　　結(jié)論與展望.....................................................29</p><p>　　參考文獻(xiàn)................................................

21、..........32</p><p>　　謝 辭........................................................31</p><p><b>　　第1章 緒 論</b></p><p>　　1.1 研究背景和意義</p><p>　　電力工業(yè)的安全生產(chǎn)關(guān)系國民經(jīng)

22、濟(jì)發(fā)展與人民生活的安定，也是電力企業(yè)取得經(jīng)濟(jì)效益的基礎(chǔ)，鍋爐機組是火力發(fā)電廠三大主機之一?？煽啃越y(tǒng)計表明，100MW及以上機組非計劃停用所造成的電量損失中，機組故障停用損失占60％～65％，1995年100MW及以上及其主要輔機故障停用損失電量近120億kWh。故障停用造成的啟停損失若每次以3萬元計，僅此一項全國每年直接經(jīng)濟(jì)損失就達(dá)2400萬元。與此同時每次啟停，承壓部件必然發(fā)生一次溫度交變導(dǎo)致一次壽命損耗，其中直流水冷壁與分離器可能發(fā)

23、生幾百度溫度的變化，從而誘發(fā)疲勞破壞。因此，防止機組的非計劃故障停用，歷來受到各級領(lǐng)導(dǎo)的重視。部《防止電力生產(chǎn)重大事故的二十項重點要求》中列出了防止大容量承壓部件爆漏、防止滅火放炮，防止制粉系統(tǒng)爆炸等三項反措要求，要求逐項續(xù)貫徹。為減少機組故障引起的直接與間接損失，減少故障停用帶來的緊張的搶修工作，發(fā)電廠的安全監(jiān)察、監(jiān)察、技術(shù)監(jiān)督工作者及全體檢修、運行、管理人員，必須認(rèn)真貫徹“安全第一、預(yù)防為主”的方針，落實反事故措施，提高設(shè)備的可用率

24、，防止事故的發(fā)生。</p><p>　　1.2 國內(nèi)外發(fā)展?fàn)顩r </p><p>　　中華人民共和國電力行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)《電業(yè)生產(chǎn)事故調(diào)查規(guī)程》規(guī)定“調(diào)查分析事故必須實事求是，尊重科學(xué)，嚴(yán)肅認(rèn)真，要做到事故原因不清楚不放過，事故責(zé)任者和應(yīng)受教育者沒有受到教育不放過，沒有采取防范措施不放過。居安思危，防患于未然，更積極。有備才能無患。</p><p>　　目前國內(nèi)外電力行業(yè)安

25、全事故預(yù)防正趨于研究電力系統(tǒng)安全問題，完善應(yīng)急處理機制，確保電力生產(chǎn)和輸配的安全。抓緊建立電力系統(tǒng)應(yīng)急處理機制，做到未雨綢繆，防患于未然。加強以節(jié)電和提高用電效率為核心的需求側(cè)管理;加強技術(shù)改造和管理措施;加強調(diào)度管理;加強運行維護(hù);加強預(yù)警機制建設(shè)。電力行業(yè)安全事故預(yù)防關(guān)系到國家安全、社會穩(wěn)定和生產(chǎn)、生活秩序，必須高度重視，進(jìn)行全面、系統(tǒng)、周密的研究，提出相應(yīng)對策?！?</p><p>　　1.3 本文完成的

26、主要內(nèi)容</p><p>　　通過閱讀1000MW單元機組事故預(yù)防與處理等方面的相關(guān)資料，了解當(dāng)前1000MW單元機組常見事故預(yù)防與處理的常用方法。以具體事故實例為依托，對1000MW單元機組常見的事故進(jìn)行研究分析，提取不同故障特征，并結(jié)合相關(guān)的書籍與資料進(jìn)行單元機組故障診斷，并對分析結(jié)果進(jìn)行比較分析，得出相應(yīng)的預(yù)防與處理措施。本論文著重分析的內(nèi)容有：</p><p>　　（1）鍋爐一些常

27、見事故的原因分析與相應(yīng)的預(yù)防處理</p><p>　?。?）汽輪機一些常見事故的原因分析與相應(yīng)的預(yù)防處理</p><p>　?。?）發(fā)電機一些常見事故的原因分析與相應(yīng)的預(yù)防處理。</p><p>　　第二章 單元機組事故處理概述</p><p>　　2.1 單元機組的簡述</p><p>　　隨著電力工業(yè)的發(fā)展，高參

28、數(shù)、大容量的火力發(fā)電機組在電網(wǎng)中所占的比例越來越大。機組容量增大以后，對其可靠性提出了更高的要求，于是出現(xiàn)了單元機組。每臺鍋爐直接向所配合的一臺汽輪機供汽，汽輪機驅(qū)動發(fā)電機，發(fā)電機所發(fā)的電功率直接經(jīng)一臺變壓器送往電力系統(tǒng)，這樣組成了鍋爐—汽輪機—發(fā)電機縱向聯(lián)系的獨立單元。各獨立單元之間無橫向聯(lián)系，并且各單元自身所需新蒸汽的輔助設(shè)備均用支管與單元的蒸汽總管相連，各單元自身所需廠用電取本身單元發(fā)電機電壓母線，這種系統(tǒng)稱單元系統(tǒng)。鍋爐直接向與

29、其聯(lián)系的汽輪機供汽，發(fā)電機與變壓器直接聯(lián)系，這種獨立單元系統(tǒng)的機組稱單元機組。</p><p>　　2.2 單元機組事故的特點</p><p>　?。?）事故停運后損失大。由于機組容量大，結(jié)構(gòu)復(fù)雜，則發(fā)生事故造成設(shè)備損壞的檢修周期長，費用高，即使沒有造成設(shè)備損壞，但由于金屬熱應(yīng)力的限制，其啟停時間也較長。</p><p>　?。?）對電力系統(tǒng)的影響巨大。大容量機組通

30、常承擔(dān)著各個電網(wǎng)的部分基本負(fù)荷，如果停運，會影響電網(wǎng)的穩(wěn)定運行。</p><p>　?。?）檢修難度大，技術(shù)要求高。單元機組發(fā)生重要的機組損壞事故后，即使經(jīng)過較長時間的檢修，有時也難以使機組恢復(fù)到原來的狀態(tài)，從而影響正常使用，同時可能會降低機組或設(shè)備的使用壽命。</p><p>　?。?）機、爐、電任一環(huán)節(jié)發(fā)生故障，都將影響整臺機組的運行。由于單元機組縱向聯(lián)系緊密，隨著機組容量的增大，對輔

31、機及輔助設(shè)備的要求也不斷增高，無論是輔機還是輔助設(shè)備損壞都可能會造成機組降低出力或停止運行。</p><p>　　（5）輔機故障、參數(shù)超限和管壁超溫故障占相當(dāng)高的比例。高參數(shù)大容量機組的輔機設(shè)備多，運行工況復(fù)雜，加上機組金屬材料在設(shè)計時留有的裕量極為有限，運行中對管壁溫度、運行參數(shù)雖有較為嚴(yán)格的限制，但還會成為造成機組設(shè)備故障主要因數(shù)。</p><p>　　2.3 單元機組事故處理的重要性

32、</p><p>　　電力生產(chǎn)的基本方針是“安全第一”，安全生產(chǎn)，人人有責(zé)。電廠工作人員應(yīng)嚴(yán)格執(zhí)行中華人民共和國能源部發(fā)布的《電業(yè)安全工作規(guī)程》。眾所周知，電能不能夠大量儲存，其產(chǎn)、供、銷在瞬間完成。如果電廠一旦發(fā)生事故，尤其是大面積停電事故，不但對電力行業(yè)造成嚴(yán)重的經(jīng)濟(jì)損失，而且對國民經(jīng)濟(jì)和人民生活影響極大，甚至?xí)斐晒まr(nóng)業(yè)生產(chǎn)中斷、重大設(shè)備損壞事故和人身傷亡事故。新的《電業(yè)安全工作規(guī)程》特別強調(diào)，四不傷害：我

33、不傷害自己，我不傷害別人，我不被別人傷害，我不傷害設(shè)備。四不放過：事故原因不清楚不放過，事故責(zé)任者和應(yīng)受教育者沒受教育不放過，事故責(zé)任者沒有收的處理不放過，沒有采取防范措施不放過。隨著科技的發(fā)展，電廠的自動化程度日益提高，但事故仍然時有發(fā)生，在這些事故當(dāng)中有一部分是頻發(fā)性事故。當(dāng)前最重要的是事故前的診斷，怎樣使事故造成的損失降到最小。這就需要運行人員提高素質(zhì)，沉著冷靜，用自己的知識水平和經(jīng)驗處理好一切事故。事故發(fā)生后通過對事故的現(xiàn)象、成

34、因和發(fā)展過程進(jìn)行細(xì)致的分析，采取正確的對策，吸取教訓(xùn)，防止同類事故再次發(fā)生以提高設(shè)備的經(jīng)濟(jì)性和可靠性[1]。</p><p>　　2.4 單元機組事故處理原則</p><p>　　單元機組機、爐、電協(xié)調(diào)控制，其任何環(huán)節(jié)發(fā)生事故都將影響整個機組的運行。當(dāng)機組發(fā)生事故時，應(yīng)按以下原則進(jìn)行處理。</p><p>　　發(fā)生事故時，應(yīng)按“保人身、保電網(wǎng)、保設(shè)備”的原則進(jìn)行相關(guān)

35、處理。運行人員應(yīng)迅速解除對人身和設(shè)備安全的威脅；事故惡化時應(yīng)確保機組安全運行，使電網(wǎng)不受侵害，盡快恢復(fù)電網(wǎng)穩(wěn)定運行。</p><p>　　根據(jù)儀表指示和設(shè)備外部特征，正確的判斷事故原因，采取相關(guān)的措施，消除發(fā)生的故障，縮小事故的范圍，防止主設(shè)備發(fā)生損壞，盡最大努力保持廠用電系統(tǒng)正常供電，保持沒有發(fā)生故障的設(shè)備繼續(xù)運行。</p><p>　　處理事故時要精力集中，堅守崗位，迅速限制事故的發(fā)展

36、，消除事故根源，解除對人身和設(shè)備的威脅，防止事故進(jìn)一步擴(kuò)大，確保非故障設(shè)備良好運行；在事故處理過程中要統(tǒng)籌兼顧，盡量減小事故波及范圍，在汽輪發(fā)電機故障時，盡可能維持鍋爐運行，以加快啟動速度。</p><p>　　事故處理完畢，應(yīng)將事故發(fā)生的現(xiàn)象、時間、處理過程如實的作好記錄。</p><p>　　當(dāng)配備對機組發(fā)生的故障起安全保護(hù)作用的調(diào)節(jié)保護(hù)系統(tǒng)時，如果調(diào)節(jié)保護(hù)系統(tǒng)不能正常故障，運行人員應(yīng)

37、手動操作以保證機組安全可靠運行。</p><p>　　為保證單元機組運行的安全可靠性，杜絕災(zāi)難性事故，避免重大事故，減少一般事故，充分發(fā)揮單元機組在電力生產(chǎn)中的主導(dǎo)地位[1]。</p><p>　　第3章 1000MW機組鍋爐常見事故的</p><p><b>　　原因分析及防治</b></p><p>　　3.1鍋爐結(jié)

38、焦的原因分析及防治措施</p><p><b>　　3.1.1原因分析</b></p><p>　　受熱面結(jié)渣過程與多種復(fù)雜因素有關(guān)，任何原因的結(jié)渣都有2個基本條件：一是火焰貼近爐墻時，煙氣中的灰仍呈融化狀態(tài)；二是火焰直接沖刷受熱面。但是，與這兩個因素相關(guān)的具體原因卻很復(fù)雜。</p><p>　　1.燃燒過程中空氣量不足</p>

39、<p>　　燃燒過程中空氣量不足，使煤粉不易完全燃燒，未完全燃燒將產(chǎn)生一氧化碳，煙氣中存在較多的一氧化碳，灰熔點就會顯著降低，這時雖然爐膛出口溫度并不高，但因有一氧化碳等還原性氣體存在，結(jié)渣就顯得很劇烈。燃用揮發(fā)分較高的煤，如果空氣量不足，也會使結(jié)渣加劇。</p><p><b>　　2.與空氣混合不良</b></p><p>　　由于燃料與空氣混合攪拌不好

40、，即使供給了正常所需的空氣量，也會出現(xiàn)空氣不足的問題。因為混合攪拌不良，某些部分空氣多些燃燒就完全，有的地方空氣少些燃燒就不完全。混合不良是由于風(fēng)量調(diào)配不恰當(dāng)、燃料與二次風(fēng)調(diào)整不好造成的。</p><p>　　3.燃料和空氣分布不均造成火焰偏斜</p><p>　　火焰偏斜是燃料和空氣分布不均所造成的。正常運行中，爐膛中心溫度應(yīng)該更高，由于火焰偏斜將使最高火焰層移動到邊側(cè)，當(dāng)它與水冷壁接觸

41、時，就會很快黏附上去而形成焦渣。燃料和空氣不均往往是由于運行調(diào)整不及時或調(diào)整不當(dāng)所致。</p><p>　　未燃盡的煤粉顆粒黏結(jié)到受熱面上，一次風(fēng)量過大而二次風(fēng)量過小，煤粉顆粒未完全燃燒就黏結(jié)在受熱面上而繼續(xù)燃燒，此處爐墻溫度非常高，它的粘結(jié)性也很強，故易結(jié)焦。</p><p><b>　　4.爐膛熱負(fù)荷大</b></p><p>　　爐膛熱負(fù)

42、荷大，爐膛容積相應(yīng)減小，爐膛溫度就高，當(dāng)爐膛燃燒中心溫度高達(dá)1450℃以上時，灰的表面將開始融化使結(jié)渣性增加。爐膛出口煙溫增高與空氣量過多、火焰中心位置太高、受熱面內(nèi)部結(jié)垢和外部積灰等因素有關(guān)。爐膛漏風(fēng)對煙溫的升高亦有很大影響。</p><p><b>　　5.運行操作</b></p><p>　　鍋爐某些受熱面上積灰后使之表面變得粗糙，一有粘結(jié)性的灰碰上去，就容易黏

43、附在上面，若稍有一疏忽大意，清焦渣不及時，結(jié)渣就會極為嚴(yán)重并導(dǎo)致被迫停爐打焦渣。</p><p>　　6.鍋爐設(shè)計或檢修質(zhì)量不佳</p><p>　　如燃燒中心不正，噴口燒壞沒有更換，吹灰裝置檢修質(zhì)量太差不能正常投運。</p><p><b>　　7.燃料質(zhì)量差</b></p><p>　　燃煤灰熔點低、灰分多也是促成結(jié)

44、焦的條件。</p><p><b>　　3.1.2防治措施</b></p><p>　　1.降低爐膛出口煙氣溫度</p><p>　　當(dāng)有充足的空氣量時，爐膛出口煙氣溫度是鍋爐受熱面結(jié)渣與否的決定性因素。因此，需要把爐膛出口煙氣溫度保持在規(guī)定的數(shù)值之下，一般應(yīng)比灰軟化溫度低50~100℃，為防止?fàn)t膛出口煙溫過高，應(yīng)采用調(diào)整爐內(nèi)燃燒和減少爐膛熱強

45、度的方式。</p><p>　　2.組織良好的爐內(nèi)空氣動力場</p><p>　　煤粉爐中，燃燒中心溫度高達(dá)1400~1700℃，灰分在該溫度下，大多數(shù)處于熔化或軟化狀態(tài)，煙氣和其所帶灰渣溫度因水冷壁吸熱而降低。當(dāng)灰渣擊打爐膛時，若仍保持軟化或熔化狀態(tài)，易黏結(jié)附于爐膛上形成結(jié)渣，尤其是在有未燃燒的爐膛內(nèi)壁，表面溫度很高而且粗糙，更容易結(jié)渣，且易成為大片焦渣的發(fā)源地。</p>

46、<p>　　3.保證合適的煤粉細(xì)度和均與度</p><p>　　煤粉過粗會延遲燃燒過程使?fàn)t膛出口煙溫升高，同時煙氣中會出現(xiàn)未完全燃燒的煤粒，這樣也會形成結(jié)渣。煤粉過細(xì)易于黏附壁面，影響受熱面的傳熱效果。</p><p>　　4.加強監(jiān)視，及時清焦吹灰，保持受熱面清潔</p><p>　　如有積灰和結(jié)渣現(xiàn)象，初期清除起來比較容易，應(yīng)及時清除，清焦渣和吹灰進(jìn)行

47、俞晚，所需的工作量愈大。</p><p><b>　　5.保證燃燒質(zhì)量</b></p><p>　　運行人員應(yīng)掌握燃煤的化驗數(shù)據(jù)，運行時根據(jù)來煤特性選擇正確的調(diào)整方法和預(yù)防措施。</p><p><b>　　6.其他原因</b></p><p>　　燃燒器制造質(zhì)量不高、燃燒器安裝角度不正確或位置偏離

48、過大、噴口燒壞沒有更正等，都會形成結(jié)渣【2】。</p><p>　　3.2 鍋爐高溫受熱面氧化皮剝落原因分析及防治措施</p><p>　　3.2.1 氧化皮剝落的特點與主要危害</p><p>　　通常在機組啟動后運行時間較短的情況下, 就會出現(xiàn)管壁局部過熱、爆管現(xiàn)象。該現(xiàn)象一般多發(fā)生在爐膛出口到水平煙道高溫段過熱器、高溫段再熱器部分, 但也有運行較長時間才爆管的

49、。主要危害如下[3]：</p><p>　　a) 氧化皮剝離造成受熱面超溫, 剝落后的氧化皮一般集中在高溫段受熱面U 型管底部彎頭或出口管段中部, 有的在聯(lián)箱的節(jié)流孔部位, 導(dǎo)致局部過熱, 超溫爆管。</p><p>　　b) 氧化皮的產(chǎn)生容易使主汽門卡澀, 造成機組停機, 主汽門無法關(guān)閉, 威脅機組安全停運并容易堵塞細(xì)小管道、疏水閥門和逆止門等, 使系統(tǒng)產(chǎn)生潛在隱患。</p>

50、<p>　　c) 流動蒸汽帶出的氧化皮對汽輪機部件產(chǎn)生固體顆粒侵蝕, 造成汽輪機噴嘴和葉片侵蝕損壞并污染水汽品質(zhì)。正常條件下, 在過熱器中T91 鐵素體上生長的氧化皮是汽輪機發(fā)生固體顆粒侵蝕的最主要因素。</p><p>　　3.2.2 氧化皮剝落造成爆管的實例分析</p><p>　　氧化皮剝落造成TP347H爆管的原因可能有以下幾點[3]:</p><

51、p>　　a) TP347H管為奧氏體不銹鋼管，是粗精鋼,其線膨脹系數(shù)為(1.7~ 1.9)×10-5 ℃-1,而氧化物的線膨脹系數(shù)為9.1×10-6 ℃-1 ,該材質(zhì)產(chǎn)生的氧化皮和基材膨脹系數(shù)差別較大,在管材溫度受擾動時氧化皮很容易從金屬本體剝離。機組啟動過程中升溫、升壓速度較快,整個過程中平均溫升率為1.65 ℃/ min。其中,由于其他原因造成汽輪機高壓旁路關(guān)閉,導(dǎo)致過熱器氣溫有一個較快的溫升率(短時間超過

52、3℃/min),可能是造成氧化皮大量剝落的主要原因。</p><p>　　b) 正常運行時,因高溫受熱面有一定超溫過熱現(xiàn)象,加速了管壁高溫氧化, 已形成一定量的氧化物附著在金屬內(nèi)壁上。</p><p>　　c) 鍋爐滑停中溫降速度控制不當(dāng),造成不銹鋼收縮快,氧化物收縮慢。氧化物受熱應(yīng)力作用而龜裂、剝落,加上蒸汽流量低,攜帶能力降低,最終氧化物沉積至管道下部。</p><

53、p>　　d) 由于煤質(zhì)、熱負(fù)荷的變化,在低負(fù)荷( 60%額定負(fù)荷及以下)時部分過熱器管蒸汽流量偏低,流速偏差大,可能造成局部過熱而引起爆管[4]。</p><p>　　e) 也有可能在啟動中冷、熱態(tài)沖洗不夠,未將已剝落的氧化皮沖洗干凈。根據(jù)機組啟動后的鍋爐爆管的時間分析,管道內(nèi)部氧化皮大幅度剝落的時間能發(fā)生在啟動過程中。</p><p><b>　　3.2.3防范措施<

54、;/b></p><p>　　在運行上采取以下措施[3]:</p><p>　　a) 啟動中加強冷、熱態(tài)沖洗,嚴(yán)格控制冷態(tài)沖洗和熱態(tài)沖洗水質(zhì)指標(biāo)；充分利用旁路系統(tǒng)進(jìn)行蒸汽系統(tǒng)的清洗,保證氧化皮等雜質(zhì)被沖洗干凈；并注意控制水質(zhì)中鐵和二氧化硅的含量。</p><p>　　b) 嚴(yán)格控制鍋爐升溫、升壓速度,汽輪機沖轉(zhuǎn)、機組并網(wǎng)轉(zhuǎn)干態(tài)運行前,溫升率應(yīng)不超過1.5℃/m

55、in。盡量避免使用減溫水,尤其是二級減溫水的使用。對于使用燃油或微油點火技術(shù)的機組控制溫升率一般問題不大,但使用等離子點火技術(shù)的機組在點火初期應(yīng)加強調(diào)整。</p><p>　　c) 機組并網(wǎng)轉(zhuǎn)干態(tài)后,控制主、再熱汽溫在530℃,運行不低于5h并盡量爭取大于500MW負(fù)荷連續(xù)運行(大流量沖洗需要)。</p><p>　　d) 根據(jù)爐水給水水質(zhì)情況投入加氧工況,目的是通過改變給水處理方式, 在

56、碳鋼表面形成雙層氧化膜。嚴(yán)格控制給水陽離子的電導(dǎo)率小于0.1µs/cm ,當(dāng)給水陽離子電導(dǎo)率大于0.3 µs/cm,應(yīng)停止加氧處理。</p><p>　　e) 機組正常運行中,要嚴(yán)格控制受熱面蒸汽和金屬溫度,嚴(yán)禁鍋爐超溫運行。對地區(qū)負(fù)荷峰谷差、負(fù)荷落差較大的調(diào)峰機組,要控制好磨煤機的啟、停。此外加強對超溫考核的力度。</p><p>　　f) 事故跳機情況下,在故障比較

57、明確,不影響機組沖轉(zhuǎn)、并網(wǎng)的前提下,要盡快沖轉(zhuǎn)、并網(wǎng)帶負(fù)荷,避免鍋爐受熱面金屬壁溫出現(xiàn)大幅度降落。</p><p>　　g) 停爐超過3天,鍋爐帶壓放水前,正常吹掃后應(yīng)密封爐膛,因設(shè)備和檢修原因,可以通過自然通風(fēng)冷卻,但應(yīng)避免停爐后18 h內(nèi)強制通風(fēng)冷卻。</p><p>　　h) 加強檢查,及時清理。拍片檢查管內(nèi)堆積情況,氧化皮測厚,內(nèi)窺鏡檢查管壁剝落情況,割管清理。本著逢停必查的原則,

58、停爐時間超過3天要對屏壁過熱器、末級過熱器管屏進(jìn)行檢查,發(fā)現(xiàn)管道有變色等異常時應(yīng)及時進(jìn)行檢查、處理。</p><p>　　i) 增大停運頻率,加強設(shè)備的正常維護(hù),延長檢修周期。</p><p>　　3.3 機組“W”型火焰鍋爐滅火原因分析及防治</p><p>　　3.3.1 滅火原因分析</p><p>　　根據(jù)相關(guān)的資料與實際情況，大體

59、可以將滅火原因可分為以下四種狀況：</p><p>　　1 煤質(zhì)與容量風(fēng)量變化[5,6]</p><p>　　由3次鍋爐滅火過程中容量風(fēng)開度變化,發(fā)現(xiàn)容量風(fēng)門開度在鍋爐滅火前均超過50%(正常范圍30%~40%),并處于持續(xù)開大的過程中。</p><p>　　根據(jù)3次鍋爐滅火過程中機組有功功率與總給煤率變化數(shù)據(jù), 結(jié)合容量風(fēng)量突變情況, 估算煤質(zhì)發(fā)熱量.</p

60、><p>　　鍋爐滅火時負(fù)荷對應(yīng)總給煤率增加較多,估算實際發(fā)熱值為12.8~15.0MJ/ kg。在一定程度上說明,當(dāng)入爐煤低位發(fā)熱值低于15MJ/kg的臨界值時,燃燒穩(wěn)定性會明顯下降。</p><p>　　3次鍋爐滅火中均有磨煤機容量風(fēng)量突增現(xiàn)象,這表明燃燒惡化的重要原因是煤質(zhì)下降和一次風(fēng)速的增加。當(dāng)負(fù)荷不變,但煤質(zhì)下降或設(shè)備異常造成制粉統(tǒng)偏離設(shè)計運行參數(shù),容量風(fēng)門開度在機組協(xié)調(diào)控制下連續(xù)增

61、大,將導(dǎo)致一次風(fēng)氣流著火困難、煤粉濃度降低、煤粉細(xì)度和均勻性降低；而一次風(fēng)速升高,著火點推遲,造成火焰根部溫度下降,從而使反應(yīng)溫度下降。這些因素產(chǎn)生的疊加效應(yīng),使燃燒過程急劇惡化。</p><p>　　2. 制粉系統(tǒng)運行狀況</p><p>　　鍋爐滅火前的磨煤機料位差壓如果偏低(調(diào)試期間確定的控制標(biāo)準(zhǔn)下限為400Pa,實際正常值應(yīng)在1000Pa左右),且同一磨煤機兩側(cè)料位偏差較大,表明單

62、側(cè)進(jìn)煤雙側(cè)出粉運行控制不正常。磨煤機低料位或無料位運行,將使系統(tǒng)阻力下降, 燃燒器的風(fēng)粉濃度降低,而且相應(yīng)加劇了制粉系統(tǒng)工況變化對爐膛火焰的干擾,使各燃燒器根部區(qū)域煤粉濃度和風(fēng)速出現(xiàn)大的偏差,從而影響各燃燒器區(qū)域以致整個爐膛的溫度水平。故磨煤機低料位或無料位運行也是影響燃燒穩(wěn)定造成滅火的重要原因[5,6]。</p><p><b>　　MFT動作原因</b></p><p

63、>　　在鍋爐3次滅火中有2次MFT動作是緣于爐膛壓力高,一次屬于爐膛壓力低,而沒有發(fā)生全爐膛失去火焰引起的MFT動作,這從另一個側(cè)面說明“W”型火焰鍋爐的絕大多數(shù)滅火均因局部燃燒惡化所致。因投油槍過程需20s左右,雖燃燒不穩(wěn)初期是在爐膛壓力開始下降時-200 ~ 300Pa發(fā)出投油槍指令,但等油槍電磁閥著火時,已經(jīng)出現(xiàn)爐膛大面積熄火,故投油槍滯后或投油槍時機把握不當(dāng),不僅不能挽救鍋爐滅火的發(fā)生,還存在爆燃的安全隱患[6]。<

64、/p><p>　　4. 水平煙道受熱面吹灰</p><p>　　若鍋爐折焰角的下傾角比較小,加之折焰角位置存在回流區(qū),易造成飛灰在此處沉積。另由于燃用煤灰分高,日常入爐煤灰分一般在38% ~ 45%,運行中曾出現(xiàn)收到基灰分超過50%的入爐煤,進(jìn)一步加快了鍋爐的積灰速度,當(dāng)積灰到一定量,隨著吹灰、鍋爐負(fù)荷調(diào)整等會出現(xiàn)無規(guī)律“垮灰”,對爐膛燃燒影響很大[7]。</p><p&g

65、t;<b>　　3.3.2預(yù)防措施</b></p><p>　　根據(jù)上述的滅火分析得出如下預(yù)防措施：</p><p>　　1. 根據(jù)煤質(zhì)條件帶負(fù)荷</p><p>　　通過大量燃燒不穩(wěn)歷史實例分析和進(jìn)行相關(guān)試驗,以設(shè)計校核煤I的發(fā)熱低限值對應(yīng)不同負(fù)荷時的給煤率作為基準(zhǔn),將不同負(fù)荷時的給煤率高于此設(shè)計燃料消耗率的15%設(shè)定為臨界控制值。當(dāng)總給煤率

66、超過臨界控制值,說明煤質(zhì)下降已經(jīng)不能滿足穩(wěn)定燃燒的最小裕度要求,據(jù)此控制制粉系統(tǒng)出力和容量風(fēng)開度, 保持適當(dāng)?shù)臋C組負(fù)荷[5]。</p><p>　　2. 優(yōu)化制粉系統(tǒng)運行[6]</p><p>　　(1)正常運行時,控制磨煤機容量風(fēng)門開度不超過50%,磨煤機出力不超過58t/ h。優(yōu)化控制邏輯,在協(xié)調(diào)控制投入時,投自動的容量風(fēng)門開度達(dá)55%時“閉鎖增”；當(dāng)各磨煤機容量風(fēng)門開度超過45%,并

67、出現(xiàn)急劇開大現(xiàn)象時,應(yīng)采取諸如投油槍、降低機組負(fù)荷、重新設(shè)定協(xié)調(diào)控制目標(biāo)壓力值、解除部分制粉系統(tǒng)熱負(fù)荷自動或解除協(xié)調(diào)控制等措施,防止制粉系統(tǒng)嚴(yán)重偏離設(shè)計值運行。</p><p>　　(2)將料位提高至磨煤機筒體壓差650~ 800Pa，當(dāng)中斷給煤后,磨煤機筒體內(nèi)儲存煤粉仍能保持原運行方式8~ 10min,以減輕發(fā)生煤種突變或給煤設(shè)備出現(xiàn)異常時對鍋爐燃燒的影響。</p><p>　　(3)規(guī)

68、范制粉系統(tǒng)起動,盡量避免燃燒不穩(wěn)時切換磨煤機,防止影響燃燒穩(wěn)定的因素產(chǎn)生疊加效應(yīng)。</p><p>　　(4)對制粉系統(tǒng)單側(cè)運行方式下容量風(fēng)量偏差、出口溫度和磨煤機出力進(jìn)行嚴(yán)格限制和規(guī)定，當(dāng)制粉系統(tǒng)單側(cè)運行時,仍需保持筒體內(nèi)料位正常和兩端基本對稱的運行方式，據(jù)此將磨煤機出力降至適當(dāng)水平。</p><p>　　(5)合理組合磨煤機運行方式,確定最佳出力范圍50~ 55t/ h,增強各燃燒器之

69、間火焰的相互支持, 優(yōu)先保留A層、F層磨煤機，停C層、D層磨煤機，限制容量風(fēng)門開度后一次風(fēng)壓低于7.5kPa，確保制粉系統(tǒng)在較好的對稱方式和正常風(fēng)煤比范圍內(nèi)運行。</p><p>　　3. 加強配煤摻燒[6]</p><p>　　(1)劣質(zhì)無煙煤與北方無煙煤、云貴無煙煤按合理比例摻配,控制入爐煤Qar. net>15. 0 MJ/kg,Aad<45%,Sad<1%,Vda

70、f控制在10%左右。</p><p>　　(2)配煤專工與鍋爐運行專工每日進(jìn)行情況通報,根據(jù)燃燒和來煤情況進(jìn)行配煤方案調(diào)整。</p><p>　　(3)加大對燃料部門考核力度,嚴(yán)防雜物進(jìn)入制粉系統(tǒng)。</p><p>　　4. 針對吹灰穩(wěn)燃[5]</p><p>　　(1)在吹灰次數(shù)上由集中到分散,在位置上由分散到集中,對折焰角靠近斜坡位置的6

71、只吹灰器,保持每6h吹一次,其它位置吹灰頻率根據(jù)負(fù)荷進(jìn)行控制,保證全天進(jìn)行一次較完整的吹灰。</p><p>　　(2)將優(yōu)化后的吹灰方式加入吹灰PLC控制系統(tǒng)。</p><p>　　(3)折焰角吹灰期間,應(yīng)加強監(jiān)視,并根據(jù)吹灰位置,選擇適當(dāng)油槍進(jìn)行試投, 推入爐膛,以備助燃之用。</p><p>　　(4)將部分熱一次風(fēng)引至折焰角位置,減少積灰量。</p&g

72、t;<p>　　5. 設(shè)置油槍閉鎖功能[5]</p><p>　　(1)對所有油槍設(shè)置閉鎖功能,當(dāng)爐膛壓力低于規(guī)定值時,閉鎖油槍電磁閥或自動關(guān)閉油槍電磁閥。這樣,可在一定程度上限制盲目投油,減少發(fā)生爆燃的可能性。</p><p>　　(2)在爐膛適當(dāng)位置均勻固定設(shè)置4只具有自投功能的油槍,具體控制邏輯是:當(dāng)爐膛壓力且爐膛出口溫度達(dá)一定值,快投程序?qū)⒂蜆岊A(yù)先推入爐膛,當(dāng)爐膛壓力

73、達(dá)到一定值,快投程序開啟油槍電磁閥,同時將投油槍建立穩(wěn)定火焰時間由20s左右縮短至2~ 6s。</p><p>　　(3)程控油槍故障率較高,按周期進(jìn)行投油槍試驗,并通過判斷擾動量的大小,提前試投油槍,以提高投油槍的成功率和及時性。</p><p>　　(4)燃燒不穩(wěn)手動投油槍的總數(shù)目不超過8支，且投入每支油槍的間隔時間為2~ 3s。</p><p>　　3.4

74、鍋爐爆管原因分析及防治</p><p>　　3.4.1 原因分析</p><p>　　a.從玉環(huán)電廠#1鍋爐的實際運行情況看，爆管主要是短期超溫引起的，短期超溫的原因有燃燒調(diào)整不當(dāng)火焰沖墻導(dǎo)致水冷壁局部熱負(fù)荷過高；機組啟動，負(fù)荷帶到200MW-300MW時即干濕態(tài)轉(zhuǎn)換階段。過熱度控制不當(dāng)易使部分水冷壁受熱面過熱。主要可能是產(chǎn)生干涸和沸騰現(xiàn)象。</p><p>　　b

75、受熱面管內(nèi)有異物，如管內(nèi)堵有鐵屑、小工具、焊渣、節(jié)流孔加工殘余物、甚至節(jié)流孔未完全等穿透等，使汽水循環(huán)不良，從上面四起爆管情況分析有三次是異物堵塞引起爆管，存在異物的主要原因是制造廠家金屬切削殘余物未徹底消除。</p><p>　　C.因水冷壁、二、三、四級過熱器管子大量使用節(jié)流孔來分配不當(dāng)導(dǎo)致部分管子超溫的可能。</p><p>　　d.因爆管在機組調(diào)試和授產(chǎn)僅半年時間內(nèi)發(fā)生，可排除受熱

76、面管子發(fā)生磨損減薄而爆管的可能。</p><p>　　e.檢查吹灰器投運情況正常，也可排除吹灰器使用壓力不當(dāng)、吹灰間隔時間不當(dāng)和吹灰時間過長對受熱面的吹損。</p><p>　　f.從爆管情況看，未見附件拉傷管子和受熱面膨脹不暢造成爆管的情況，也未見焊口泄露的情況。</p><p>　　3.4.2 改進(jìn)措施</p><p>　　a.針對水冷壁

77、部分溫度偏高的情況，調(diào)整燃燒器擺角、調(diào)整二次風(fēng)、進(jìn)行風(fēng)量偏置和燃燒調(diào)整來控制水冷壁金屬溫度，運行人員對金屬壁溫測點加強監(jiān)視；鍋爐啟動階段，尤其是干、濕態(tài)轉(zhuǎn)換階段嚴(yán)格控制過熱度在15左右。</p><p>　　b.在2006年10月31日水冷壁爆管后，對設(shè)計沒有壁溫管進(jìn)行增裝測點。</p><p>　　C.請哈爾濱鍋爐廠對水冷壁和過熱器的節(jié)流口孔徑分配是否合理進(jìn)行重新校核，經(jīng)復(fù)核哈鍋確認(rèn)節(jié)流

78、分配沒有問題。</p><p>　　3.5 亞臨界機組汽包水位偏差大治理</p><p>　　3.4.1 汽包水位測量誤差原因分析</p><p>　　（1）目前臺山電廠汽包水位測量為老式單室平衡容器測量，其主要誤差簡要分析:</p><p>　　如圖1所示。正、負(fù)壓管輸出的壓差值△P按下式計算：</p><p>　

79、　△P=P+－P－=L（ρa－ρs）g－H(ρw－ρs) g （1）</p><p><b>　　或改寫成</b></p><p>　　式中：ρa———參比水柱(P+側(cè)水柱)的密度；</p><p>　　ρw———汽包內(nèi)飽和水密度；</p><p>　　ρs———汽包內(nèi)飽和蒸汽密度；</p>

80、<p>　　H———汽包內(nèi)實際水位。</p><p>　　這里飽和蒸汽和飽和水的密度（ρs、ρw）是汽包壓力P的單值非線性函數(shù)，通過測量汽包壓力可以得到，而參比水柱中水的平均密度ρa通常是按50℃時水的密度來計算的，而實際的ρa具有很大的不確定性與50℃時水的密度相差很大是造成測量誤差的主要原因之一。根據(jù)臺山電廠條件下的計算，參比水柱平均溫度對水位測量的影響如表所示:</p><p&

81、gt;　　參比水柱平均溫度對水位測量的影響表(40℃為基準(zhǔn))</p><p>　　從上表可知，如果參比水柱的設(shè)定溫度值為40℃，當(dāng)其達(dá)到80℃時，其水位測量附加正誤差33.2mm；當(dāng)參比水柱溫度達(dá)到130℃時，其水位測量附加正誤差高達(dá)108mm。</p><p>　?。?）云母水位計采用原理為如圖2 所示，測量誤差簡要分析：</p><p>　　聯(lián)通管式水位計的顯示

82、水柱高度 H' 可按下式計算：</p><p>　　式中：H———汽包實際水位高度；</p><p>　　H'———水位計的顯示值；</p><p>　　ρs———汽包內(nèi)飽和蒸汽密度；</p><p>　　ρw———汽包內(nèi)飽和水密度；</p><p>　　ρa———水位計測量管內(nèi)水柱的平均密度。

83、 </p><p>　　由于水位計管內(nèi)的水柱溫度總是低于汽包內(nèi)飽和水的溫度，因此，ρa總是大于ρw，水位計中的顯示值總是低于汽包內(nèi)實際水位高度，它的示值偏差：</p><p>　　△H=H'-H=(ρa-ρw)H/(ρa-ρs) （4）</p><p>　　由（4）式可以看出，基于聯(lián)通管式原理的汽包水位計顯示的水柱值不僅低于鍋爐汽包內(nèi)的實際水位，而且受汽

84、包內(nèi)的壓力、水位、壓力變化速率以及水位計環(huán)境條件等諸多因素影響，水位計顯示值和汽包內(nèi)實際水位間不是一個確定的、一一對應(yīng)的關(guān)系，而這一偏差在汽包零水位時可達(dá)50~200mm，就是同一臺無盲區(qū)云母水位計的兩個測量管中的水位在0水位附近相差10~20mm，水位越高誤差越大，水位越低誤差越小。這一誤差只是一個環(huán)境溫度和結(jié)構(gòu)不同而造成的，那么試想,在汽包不同位置取樣,不同結(jié)構(gòu)的連通式水位計在汽包0水位時,其相差要控制在30mm之內(nèi)是困難的。由于這

85、一原因，無論你的云母水位計、牛眼水位計、電接點水位計、射線液位計、液位開關(guān)如何好，其測量結(jié)果也是誤差很大而不真實的。因此，即使我們按額定工況將水位計下移而使汽包正常水位時，水位計恰好在零水位附近，但是當(dāng)工況變化時，仍將產(chǎn)生不可忽略的偏差。</p><p>　　3.4.2 治理方法</p><p>　　為解決此類偏差，從就地變送器取樣管的位置、環(huán)境溫度、變送器的量程、零點漂移、變送器表管安裝

86、尺寸、拌熱、保溫和DCS的補償公式等方面出發(fā)，查找原因，同時治定了如下治理措施[6,12]：</p><p>　?。?）對汽包水位變送器進(jìn)行校驗，確保水位變送器合格，誤差在允許范圍內(nèi)。同時在機組停運檢修時，要利用打開變送器平衡門的方式檢驗變送器是否有零點漂移。機組運行中用水準(zhǔn)儀核對各水位計各部安裝尺寸，如果超過規(guī)定值應(yīng)設(shè)法消除。</p><p>　?。?）在汽包內(nèi)水位測量取樣管安裝穩(wěn)流裝置

87、。汽包水位是以靜壓差進(jìn)行測量的，汽包內(nèi)部汽流和水流擾動將影響測量，為此在汽包水位取樣管汽包內(nèi)側(cè)增加穩(wěn)流裝置，因為水位波動幅度比較頻繁的，在采用變送器增加阻尼時間效果不太明顯，需要在汽包水位取樣管汽包內(nèi)側(cè)增加穩(wěn)流裝置（每個平衡容器2個）。</p><p>　　（3）平衡容器后取樣管延長1m 后向下引出。主要為了消除參比端溫度變化的影響，將冷凝罐出口取樣側(cè)的管段水平延長1000mm（盡可能從冷凝管底部就用專用彎頭）。

88、使參比端水溫度盡量在水平段接近環(huán)境溫度，以減少正壓側(cè)取樣管溫度梯度變化對密度造成的影響；在適當(dāng)?shù)奈恢蒙霞友b測溫元件以便于DCS能夠在線補償管段的平均水溫變化。</p><p>　?。?）在平衡容器和取樣管下部安裝遮擋板，減少冷風(fēng)的影響。從平衡容器到兩個儀表管并列處間隔10cm安裝溫度測點，并引到DCS（只測量其中一個）。汽側(cè)垂直取樣管增加保溫。汽包水位保溫應(yīng)按設(shè)計規(guī)范進(jìn)行，從汽包到聯(lián)通器到平衡容器全部保溫，平衡容

89、器和平衡容器后水平儀表管不保溫（水側(cè)相同）。</p><p>　?。?）進(jìn)行鍋筒真實水位試驗。為了校驗就地水位表，以便確定額定壓力下的真實水位。做鍋筒真實水位試驗。采用的試驗設(shè)備為典型的水位測試取樣裝置如圖5所示。</p><p>　　一般取樣筒上僅用四只管接頭與測試管路相接，其余的管接頭用封板堵住，以便至少有兩只接管可同時取樣，每根取樣管應(yīng)配有電導(dǎo)儀（0.1定值），導(dǎo)電</p>

90、;<p>　　值可由帶有開關(guān)盒的手提式儀表或多點記錄儀檢測。由于近似的導(dǎo)電值已足以區(qū)別鍋筒中的水和蒸汽，故不需要溫度補償，然而所有的取樣管應(yīng)冷卻到接近相同的溫度。</p><p>　?。?）同時要求鍋爐專業(yè)要采取以下措施減少測量誤差：</p><p>　　①對一次風(fēng)管可調(diào)縮孔的磨損情況進(jìn)行檢查，并開展冷、熱態(tài)調(diào)平試驗，將風(fēng)速偏差控制在10%以內(nèi)。</p><

91、;p>　?、趯Χ物L(fēng)門和燃燒器擺角進(jìn)行實際位置、就地指示位置和指令位置的全面檢查，確保其同步準(zhǔn)確動作。</p><p>　?、蹖ζL(fēng)分離器進(jìn)行全面檢查和清理除銹工作，保證較高的分離效率。</p><p>　　④開展?fàn)t膛吹灰優(yōu)化工作，減少吹灰操作時對水位偏差產(chǎn)生的負(fù)面影響。</p><p>　?、菰谠?fù)荷曲線基礎(chǔ)上，進(jìn)行的±0.5MPa 的變汽包壓

92、力試驗，開展運行優(yōu)化工作。</p><p>　　第4章 600MW汽輪機組常見事故的分析與防治</p><p>　　4.1 亞臨界機組軸瓦溫度高的原因分析及對策</p><p>　　4.1.1 影響軸承溫度的原因及因素</p><p>　　影響軸承溫度的原因及因素有以下幾點[13]：</p><p>　　（1）軸承鎢

93、金澆鑄質(zhì)量不良[8]：澆鑄質(zhì)量不良，結(jié)合不佳，存在脫胎現(xiàn)象。當(dāng)承受動載荷或溫度變化時，結(jié)合不牢，脫胎現(xiàn)象將進(jìn)一步加劇。</p><p>　　（2）軸承負(fù)載分配不均：轉(zhuǎn)子中心偏差、軸承座溫度和揚度變化、軸振動過大、轉(zhuǎn)子受到向下的力過大、轉(zhuǎn)速超過允許值、軸封漏汽引起軸承座標(biāo)高發(fā)</p><p>　　生變化等，都可能產(chǎn)生軸承載荷分配不均。</p><p>　　（3）軸承球

94、面自動調(diào)整能力差：軸承間隙過小或過大、軸承緊力過大、可傾瓦墊塊方向裝反限制活動的范圍、軸承安裝偏斜、軸承底座墊片增加的過多、軸承與軸徑揚度不一致（不同心）等，都可能使軸承球面自動調(diào)整能力變差。</p><p>　?。?）軸承潤滑油：油溫度過高或過低、潤滑油黏度不合格、油流量過大或過小、回油不暢、潤滑油斷油、油質(zhì)不良或油質(zhì)惡化、潤滑油壓力過低或過高、油流中或軸承內(nèi)存在氣體或雜物、頂軸油管逆止閥不嚴(yán)油膜壓力下降等，都

95、可使軸承溫度升高。</p><p>　　（5）溫度測量：軸承瓦溫度測量系統(tǒng)異常，例如溫度測量熱電阻損壞、溫度測量極性裝反、溫度測量后補償方法或標(biāo)準(zhǔn)不對、溫度補償系統(tǒng)外界干擾等，都使測量產(chǎn)生誤差。</p><p>　　4.1.2 汽輪機軸承溫度高的分析</p><p>　?。?）如果出現(xiàn)的7次軸瓦溫度高故障，其中6次造成被迫停機，造成一定的經(jīng)濟(jì)損失，1次繼續(xù)維持了一端

96、時間，給機組的安全和穩(wěn)定運行帶來了很大的風(fēng)險。</p><p>　?。?）故障分類：在出現(xiàn)的7次故障中，5次故障為人為因素造成，1次為設(shè)計因素，1次為外界干擾，人為因素達(dá)到了71.4%。</p><p>　?。?）5次人為因素中反應(yīng)人員（包括檢修、熱工、基建安裝等人員）的技術(shù)素質(zhì)較低，這5次人為因素反應(yīng)的技術(shù)難度都不是很大。</p><p>　　4.1.3 汽輪機軸

97、承溫度高采取的對策</p><p>　　汽輪機軸承溫度高采取的對策有以下兩個方面[13]：</p><p>　?。?）運行方面：機組啟動和正常運行中，將軸承溫度作為重要的監(jiān)視參數(shù)，并且根據(jù)機組工況變化，分析變化趨勢，與歷史數(shù)據(jù)對比，與控制數(shù)值對比，與機組首次安裝啟動或與大修后數(shù)值對比，進(jìn)行風(fēng)險分析和預(yù)控。調(diào)速汽門開啟順序優(yōu)化，既考慮軸承載荷又要考慮轉(zhuǎn)子穩(wěn)定性；機組油溫度和壓力保持在正常范圍

98、內(nèi)，油質(zhì)符合規(guī)定；軸封壓力保持在正常范圍內(nèi)，保證不外漏和油中不進(jìn)水。</p><p>　?。?）檢修工藝：制訂嚴(yán)格的軸承檢修工藝標(biāo)準(zhǔn)，按照檢修文件包執(zhí)行，加強人員的培訓(xùn)和學(xué)習(xí)。軸承承載力按照設(shè)計負(fù)荷進(jìn)行分配，軸承重載比軸承輕載抗汽流激振性能強，提高軸承的穩(wěn)定性，軸承檢修后各部間隙、進(jìn)油流量、接觸面積、軸瓦緊力、軸系揚度、軸承載荷等符合檢修工藝規(guī)程。汽封間隙要</p><p>　　合理，符合

99、制造廠規(guī)定，間隙過大軸封漏汽過大，加熱軸承座，使軸承座標(biāo)高抬高，尤其 #2 軸瓦，使 #1 軸瓦承載力減少，穩(wěn)定性下降。</p><p>　　4.2 汽輪機組再熱閥閥蝶斷落事故分析與處理</p><p>　　4.2.1 再熱閥結(jié)構(gòu)</p><p>　　塔山電廠一臺600MW機組再熱閥為撲板式結(jié)構(gòu),由懸掛在旋轉(zhuǎn)軸上的再熱閥閥蝶以及通過鍵與旋轉(zhuǎn)軸相連的閥蝶搖臂所組成(圖

100、1)。旋轉(zhuǎn)軸通過連桿與油動機活塞桿相連接,油動機油缸活塞向上移動帶動連桿轉(zhuǎn)動而打開閥蝶。該閥碟材料為30Cr1Mo1V,采用整體鑄造,閥前蒸汽壓力3.2 MPa,溫度538℃。由于撲板式結(jié)構(gòu)的蝶閥無預(yù)啟功能,所以在閥蝶的前后設(shè)置有旁通管, 以使作用在蝶閥兩側(cè)的蒸汽壓力比較均勻,減小蝶閥開啟阻力。</p><p>　　圖1 再熱閥結(jié)構(gòu)及閥碟斷裂位置</p><p>　　4.2.2 高排溫度異

101、常原因</p><p>　　對于機組出現(xiàn)的高排溫度異?，F(xiàn)象,分析認(rèn)為有以下幾點原因[20]: (1)高壓缸排汽逆止閥未全開；(2)鍋爐再熱系統(tǒng)存在汽阻,導(dǎo)致高壓缸排汽不暢；(3)再熱閥或再熱調(diào)節(jié)閥全開狀態(tài)屬于假象；(4)汽輪機高壓缸通流部分效率偏低。</p><p>　　為了進(jìn)一步查找原因,現(xiàn)場對高排逆止閥進(jìn)行了檢查,發(fā)現(xiàn)其限位桿長度稍短,加長限位桿可全開高排逆止閥,高排溫度無明顯變化。此

102、時高加全部投入,高排溫度維持于325℃ 。</p><p>　　2008年6月21日,機組主蒸汽壓力達(dá)到額定值16.7MPa，再熱蒸汽壓力已達(dá)</p><p>　　3.4MPa( 設(shè)計值3.2MPa),機組負(fù)荷為530MW,機組額定負(fù)荷缺失70MW以上, 再熱蒸汽的節(jié)流現(xiàn)象已十分明顯。由此推斷,再熱閥或再熱調(diào)節(jié)閥全開狀態(tài)屬于假象。降負(fù)荷至300MW時進(jìn)行閥門活動性試驗,主汽閥及調(diào)節(jié)閥。動作

103、正常, 右側(cè)再熱閥及再熱調(diào)節(jié)閥動作正常。對左側(cè)再熱閥及再熱調(diào)節(jié)閥試驗,當(dāng)分別全關(guān)時，負(fù)荷和再熱蒸汽壓力無變化，同時關(guān)閉左側(cè)1、3號再熱調(diào)節(jié)閥，負(fù)荷和再熱蒸汽壓力也無變化。結(jié)合掛閘沖轉(zhuǎn)時左右再熱閥開啟不一致現(xiàn)象，顯然左側(cè)再熱閥閥蝶與蝶閥搖臂脫離而實際處于全關(guān)狀態(tài)。</p><p>　　同類事故近幾年在該型號機組閥門上曾多次發(fā)生,如2006年大唐寧德電廠1、2號機組在調(diào)試階段均發(fā)生了閥碟斷落事故,斷裂位置基本相同。該

104、事故應(yīng)為閥門結(jié)構(gòu)設(shè)計存在缺陷所致。因此,應(yīng)對該型號再熱閥構(gòu)建有限元模型、施加典型參數(shù)下的邊界條件進(jìn)行溫度場及應(yīng)力場的分析,進(jìn)一步查出閥桿斷裂的設(shè)計原因。</p><p>　　4.2.3 防范措施</p><p>　　再熱閥閥蝶斷落現(xiàn)象近幾年在該類型機組上已多次出現(xiàn),對于機組的安全運行造成很大隱患。再熱閥閥蝶斷落后機組單側(cè)進(jìn)汽容易造成機組左右膨脹不均,發(fā)生跑偏現(xiàn)象。為預(yù)防同類事故發(fā)生特提出以

105、下建議[20]:</p><p>　　（1）在再熱閥開啟前做到充分暖管、暖閥,以消除閥碟與閥桿連接過渡處的應(yīng)力集中。</p><p>　?。?）在開啟再熱閥時,將再熱蒸汽壓力調(diào)整至0. 3MPa 以下。</p><p>　?。?）在條件允許情況下,建議改進(jìn)再熱閥閥碟前后旁通管上節(jié)流孔尺寸,以利更好地平衡閥碟前后壓力差。</p><p>　　4

106、.3 汽輪機組潤滑油壓力突降原因分析及處理</p><p>　　4.3.1　故障經(jīng)過</p><p>　　2010年4月26日晚，某電廠1號機組正常運行，負(fù)荷582MW，主油泵進(jìn)、出口油壓分別為0.346、1.624MPa，潤滑油母管壓力為0.311MPa，潤滑油壓力為0.287MPa。在21∶38∶28時，機組跳閘，負(fù)荷降至0。交流輔助油泵（主油泵出口壓力低于1.205MPa或潤滑油壓低

107、于0.115MPa聯(lián)起）、交流起動油泵（主油泵入口油壓低于0.07MPa聯(lián)起）、直流事故油泵（潤滑油壓低于0.105MPa聯(lián)起）同時聯(lián)鎖起動。汽輪機緊急跳閘系統(tǒng)（ETS）記錄的跳閘首出原因為潤滑油壓力低（潤滑油壓低保護(hù)跳閘定值為0.07MPa）。交流輔助油泵（BOP）、交流起動油泵（SOP）、直流事故油泵（EOP）同時自起成功，但是潤滑油母管壓力瞬間仍從0.287MPa降至跳閘值0.07MPa以下，之后隨著油泵的起動油壓又迅速回升。從模

108、擬量歷史曲線看，潤滑油壓力下降的瞬間，主油泵出口壓力與入口壓力同時大幅下降，出口壓力由1.624MPa下降到1.094MPa，入口壓力由0.364MPa下降到0.257MPa。</p><p>　　4.3.2 原因分析</p><p>　　根據(jù)上述故障經(jīng)過，可初步判斷有以下幾種原因：</p><p><b>　　1.人為誤操作</b></

109、p><p>　　機組跳閘停機前負(fù)荷582 MW穩(wěn)定運行，當(dāng)班運行人員未對潤滑油系統(tǒng)進(jìn)行包括冷油器切換、油濾網(wǎng)切換及油泵聯(lián)動試驗等任何操作，可以排除因人為誤操作導(dǎo)致的機組潤滑油壓力降低。</p><p><b>　　2.熱工保護(hù)誤動</b></p><p>　　該機組潤滑油壓力低保護(hù)跳閘信號為“3取2”，即3只壓力開關(guān)中同時有2只發(fā)出潤滑油壓力低的信