汽轮机扣大盖安全措施

篇2：汽轮机超参数运行安全措施

为了保证机组的安全运行,特制定关于汽轮机超参数运行的安全措施:

1、汽压升高至9.32Mpa时,联系锅炉降压,短时间内汽压无下降或呈上升趋势时,汽机专业缓慢加负荷至汽压无上升趋势或稳定时(最高不得高于9.5Mpa),停止加负荷。待汽压下降时,再根据汽压缓慢减负荷,禁止大幅度加减负荷,加减负荷期间注意调整真空。

汽压降至8.34Mpa时,联系锅炉升压,短时间内汽压无上升或呈下降趋势时,汽机专业缓慢减负荷至汽压稳定无明显变化时(附表),待汽压上升时,再根据汽压再缓慢加负荷,禁止大幅度加减负荷,加减负荷期间注意调整真空。具体如下:

汽压(℃)8.0以上7.84~7.947.64~7.847.54~7.647.44~7.54

负荷(MW)35以上30~3520~3015~2010~15

3、汽温升至540℃时,联系锅炉专业降温,并密切注意机组振动情况,短时间内汽温无下降或呈上升趋势时,汽机专业缓慢加负荷,确保汽温无上升趋势或无明显变化时(最高不得高于545℃),停止加负荷,待汽温下降时,再根据汽温缓慢减负荷,期间禁止大幅度加减负荷,加减负荷期间注意调整真空。

4、汽温低至525℃以下时,联系锅炉专升温,短时间内汽温无上升或呈下降趋势时,汽机专业缓慢减负荷,确保汽温无下降趋势或稳定时(附表),停止减负荷,待汽温上升时,再根据汽温缓慢加负荷,禁止大幅度加减负荷,加减负荷期间注意调整真空。具体如下:

汽温(℃)505~540500~505490~500

负荷(MW)35以上25~355~25

正常运行中真空不得低于-0.050Mpa,若在空冷管束冻结情况下,可适当调整真空,低速进行暖空冷管束,但最低不得低于-0.040Mpa,以确保机组安全、稳定运行。

各值严格按照以上规定执行,以确保机组安全、稳定运行。

篇3：汽轮机滑参数停机安全技术措施

1.机组停机前要求所有煤斗全上大矿煤。

2.机组停机前对锅炉进行一次全面吹灰,启动试验排污降温池排水泵,发现异常及时通知点检人员处理或者采取临时措施增加潜水泵。

3.机组准备停运前将锅炉油枪及等离子全部试验一次,并将缺陷通知设备部相关专业人员。

4.将仪用空压机冷却水倒至临机接带,并将仪用空压机冷却水供、回水门关闭停电上锁并挂禁止操作有人工作标示牌。

5.锅炉降负荷停运制粉系统时,将A、B、C、D、E、F磨煤机的原煤斗、给煤机及磨煤机烧空并吹扫干净。停炉过程中注意调整好汽包水位,防止因水位保护动作锅炉灭火。

6.空试盘车电机。

7.试验TOP、EOP、MSP、两台JOP。

8.将辅汽汽源切换至邻机供。

9.检查辅汽供轴封汽源正常投入。

10.辅汽至除氧器供汽管道充分疏水暖管,投热备用。

11.接到值长滑停命令,机组负荷降至550~500MW时,机组由顺序阀运行方式切换至单阀运行方式。

12.整个滑停过程中,要求按时记录停机记录表,汽机负荷低于90MW,检查开启主再热疏水及抽汽管路疏水。检查低压缸减温水应投入,否则手动开启,保证排汽缸温度在正常范围。

13.滑停过程中严密监视下列参数,若参数达到限制值,立即停止降温,待各参数恢复正常后,方可继续降参数:

1)高中压缸胀差小于-4mm。

2)轴向位移-1.05~0.6mm

3)上、下缸温差小于35℃

4)机组各轴承振动、轴承温度的变化。

5)主、再热蒸汽温差、主汽门内外壁温差、调门内外壁温差、中压进汽室及调节级内外壁温差在规程附录曲线允许范围内。

6)左右两侧缸胀下降速度一致,且缸胀曲线平滑无突变。

7)低压缸排汽温度小于52℃。

8)维持主、再热蒸汽过热度不小于100℃,高压缸排汽温度过热度不小于10℃。

9)调整好燃烧和减温水,保证蒸汽温度、压力变化率在规定范围,若主、再热汽温在10min内突降50℃,立即打闸停机。

14.维持负荷500MW稳定,将主、再热蒸汽温度以小于1℃/min的速度由538℃降至510℃,稳定运行30min。联系热工解除低汽温保护。

15.按滑压运行方式降负荷至400MW,维持负荷稳定,逐渐以0.05~0.1MPa/min的速度降主汽压力,使调门总指令接近全开,检查汽轮机各运行参数无异常。

16.将主、再热蒸汽温度由510℃降至490℃,稳定运行60min。

17.降负荷至300MW,同时主汽压力降至10MPa,降主、再热蒸汽温度至480℃,稳定运行60min。

18.机组减负荷至250MW左右,退出给水RB,确认辅汽至A、B小机供汽管道充分疏水暖管后,将一台小机汽源倒辅汽供,切换正常后停运另一台汽泵。

19.降负荷至200MW,降主汽压力至8.6MPa,降主、再热蒸汽温度至450℃。

20.保留三台磨煤机运行,等离子拉弧正常,其它磨煤机煤斗烧空停运。

21.维持主汽压力稳定,降负荷至180MW,逐渐降主、再热蒸汽温度至400℃。维持此工况稳定运行直至调节级内外壁金属温度差小于5℃。

22.机组负荷降至150MW,除氧器倒至备用汽源,逐渐降主汽压力至6.0MPa,主、再热蒸汽温度降至375℃。

23.控制好煤斗煤位,保持运行磨煤机煤位相同,烧空其它磨煤机煤斗,保留两台磨煤机运行,根据燃烧情况适当投油助燃。

24.机组负荷降至120MW,逐渐降主汽压力至4.0MPa,主、再热蒸汽温度降至350℃。维持此工况稳定运行直至调节级内外壁金属温度差小于5℃。逐渐停止高加汽侧运行。做危急保安器注油试验。

25.维持主汽压力、主再热汽温度稳定,降负荷至60MW,逐渐停止低加汽侧运行。

26.烧空最后两台磨煤机煤斗,启动TOP、MSP正常后,有功、无功快速减到0,然后打闸停机,手动停炉。将汽包上至高水位后停止运行汽泵,根据水位情况启动电泵上水。

27.汽轮机打闸后,检查高中压主调速汽门、高排逆止门关闭,BDV、VV阀开启,确认逆功率保护动作解列发电机,汽轮机转速下降。

28.汽轮机转速2000r/min,检查顶轴油泵自启。

29.锅炉灭火后,检查所有油枪及点火器均已正常退出,关闭燃油平台供回油总门并上锁同时关闭各层油枪前供油手动分门。

30.将辅汽系统疏水倒至定排,关闭至凝汽器全部疏水。

31.汽轮机转速500r/min,开真空破坏门。

32.真空到0,停止轴封供汽,校严辅汽供轴封各电动门、主汽供轴封电动门,开启轴封供汽管道各疏水器旁路门,严密关闭低压轴封减温水各手动门。

33.汽机转速降至100rpm时,准备好盘车啮合手柄,启动盘车电机,转子静止后立即手动投入盘车。

34.记录汽轮机转子惰走时间,并与典型惰走曲线对照。

35.停机后停止氢冷器水侧,关氢冷器供回水手动门,调整大机冷油器供水门开度,维持润滑油温38℃。

36.锅炉灭火后,汽包上水至高水位,并维持汽包水位,开连排换水控制泄压速度0.05Mpa/min。当锅炉汽包压力降低至2.0MPA以下采取稍开锅炉水冷壁前墙至定排放水手动门及电动门方法换水降低炉内温度,控制壁温下降速度1.0℃/min。

37.锅炉灭火后,保持送风量1000T/H对锅炉吹扫15分钟后,将风量降低至600T/H左右对炉膛进行冷却,控制壁温下降速度1.0℃/min逐渐增加送风量至1000T/H,维持炉膛负压-300Pa锅炉通风冷却。

38.锅炉灭火8小时后,破坏炉底水封,通知锅炉点检派人开人孔门,根据锅炉金属壁温下降速率,逐渐提高炉膛负压由-100Pa升至-300Pa左右,风量调整至1000T/H左右,逐渐增加通风量控制锅炉各金属壁温下降速度1.0℃/min,直到空预器入口烟温降低至60℃后根据检修要求停止另一侧送、引风机。

39.当锅炉汽包压力降低至0.7Mpa,打开锅炉所有空气门、疏水门进行带压放水,控制好排污降温池水位。放水后为了利用余热烘干锅炉,将送风量减少至400T/H冷却。

40.锅炉停炉过程中,磨煤机停运2小时后,停运磨煤机及电机的润滑油泵,注意监视磨煤机及电机轴承温度的变化。

41.引、送、一次风机停运2小时后,就地检查各风机已经完全停止转动,停运引、送、一次风机的油泵,注意监视各风机各轴承温度的变化。

篇4：汽轮机超速试验措施安全技术组织措施

为了检查№2机组超速保护动作的准确性和可靠性,保证№2机组安全稳定的运行,特制定本试验措施:

1、组织机构:

1.1试验总指挥:李增旺高泽勇

1.2试验?指挥:马永辉赵吉顺?史新平组织、协调

1.3生产技术部:焦海平试验全过程协调

当值值长:负责指挥机组启动、试验操作

专?责:负责技术交底

1.4发?电?部:负责指导、监护运行人员机组启动、试验操作;操作票的准备、机炉工况的调节及检查;抄表、记录等。

1.5检?修?部:负责监督、协调、验收。负责试验准备工作、措施的检查。

1.6工程?公司:负责就地检查。

1.7工作?成员:泰和工队人员、汽机检修、当值运行人员。

2、试验项目:

2.1电气超速保护试验。

2.2机械超速试验。

3、试验前应具备的条件:

3.1试验必须由总工程师主持,在汽机专业技术人员指导下进行。

3.2试验必须在高、中压主汽门、调门关闭试验、控制室手动“紧急停机按钮”试验、就地手动脱扣试验、和危急保安器注油试验、汽门严密性试验等相关保护联锁试验进行完毕且试验合格后进行。

3.3试验前应配备足够的试验人员、试验仪表及工具。

3.4试验过程中,就地手动跳闸手柄必须有专人负责,前箱处应装设转速表,并经过校验准确。

3.5试验时,应严密监视机组转速、振动、轴向位移、低压缸排汽温度等参数变化。

3.6试验前应投入有关记录仪及打印机,连续打印机组转速、振动、低压缸排汽温度等参数。

3.7空冷凝汽器背压正常,排汽温度在65℃以下,否则应检查排汽缸的冷却喷水装置应自动投入,以保持上述温度。

3.8ETS相关保护投入正确。

3.9在超速试验工作开始前,所有参加试验的人员在大修指挥部集合,进行安全、技术两交底,明确各自分工和责任。

4、试验的要求及注意事项:

4.1下述情况不得进行超速试验

a)?就地或远方停机不正常;

b)?高中压主汽门、调速汽门关闭不严;

c)?在额定转速下任一轴承的振动异常时;

d)?任一轴承温度高于限定值时;

e)?调节保安系统、主、调汽门存在问题或有卡涩现象时;

f)?主、调汽门严密性试验不合格时

4.2在提升转速试验前,应使机组带25%以上额定负荷进行暖机运行不少于4h,带负荷前应做喷油试验并合格,提升转速试验之前严禁做喷油试验。

4.3危急保安器超速脱扣试验应在同一情况下试验两次,两次动作转速差不应超过18rpm。

4.4试验时不宜在高转速下停留,注意平稳升速防止转速失控

4.5动作转速应在3300~3360rpm范围之内,若转速达3360rpm危急遮断器飞环未动作时,应立即停机;调整危急遮断器飞环紧力后,才可进行下一次超速试验。

4.6试验时单控室应设专人监视TSI画面主要参数变化,机头设专人监视转速,并负责就地打闸停机及保护动作后复位遮断转速记录转速表,机长负责监视、指挥升速,在单控监视转速超过试验转速而保护不动时立即打闸停机。

4.7试验时,汽轮发电机10米平台设一巡检员,负责检查润滑油压变化,并设一专人监视各瓦回油温度、轴承振动、听音和机组的全面检查工作。

4.8机头监视转速的值班员、汽轮发电机10米平台巡检员、机长各持对讲机一部,保持联络,控制室、机头任一方发现超速保护未动,不必联络,立即打闸停机并及时通知另一方。

4.9试验中,如果其它保护动作或机组出现异常,应立即停止试验,待异常消除后方继续进行试验。

5、试验方法:

5.1机组并网带负荷25%额定负荷暖机运行4h以上,按正常减负荷到零;

5.2解列发电机,维持机组额定转速。

6、试验内容:

6.1.DEH电气超速保护试验:

6.1.1试验前具备的条件:

机组未并网。

DEH在“自动”控制方式。

由热工人员切除TSI超速保护。

6.1.2试验步骤:

(1)?进入超速试验画面,将“超速试验钥匙开关”由“正常”位置切至“电气”超速试验位置。

(2)?点击“目标值”按钮,输入目标值3310rpm。

(3)?点击“升速率”按钮,输入升速率100rpm/min。

(4)?点击“进行/保持”按钮,选择“进行”,汽机开始升速。

(5)?转速上升至3300rpm动作,汽轮机跳闸,关闭高中压主汽门、调速汽门。记录当时的动作转速。

(6)?如果汽轮机转速上升到3300rpm而电气超速保护未动作,立即手动紧急停机。

(7)?重新挂闸,恢复转速至3000rpm。

6.2ETS电气超速保护试验:

6.2.1试验前具备的条件:

(1)?机组未并网。

(2)?DEH在“自动”控制方式。

(3)?由热工人员切除DEH超速保护。

6.2.2试验步骤:

(1)?进入超速试验画面,将“超速试验钥匙开关”由“正常”位置切至“电气”超速试验位置。

(2)?点击“目标值”按钮,输入目标值3310rpm。

(3)?点击“升速率”按钮,输入升速率100rpm/min。

(4)?点击“进行/保持”按钮,选择“进行”,汽机开始升速。

(5)?转速上升至3300rpm动作,汽轮机跳闸,关闭高中压主汽门、调速汽门。记录当时的动作转速。

(6)?如果汽轮机转速上升到3300rpm而电气超速保护未动作,立即手动紧急停机。

(7)?重新挂闸,恢复转速至3000rpm。

6.3机械超速试验:

6.3.1验证下列条件均满足:

a)机组未并网;

b)DEH在“自动”控制方式;

6.3.2?进入超速试验画面,将“超速试验钥匙开关”由“正常”位置切至“机械”超速试验位置;

6.3.3?点击“目标值”按钮,输入目标值3365rpm;

6.3.4点击“升速率”按钮,输入升速率100rpm/min;

6.3.5点击“进行/保持”按钮,选择“进行”,汽机开始升速;

6.3.6转速上升至危急保安器动作,汽轮机跳闸,关闭高中压主汽门、调速汽门。记录当时的动作转速;

6.3.7如果汽轮机转速上升到3360rpm而危急保安器动作未动作,立即手动紧急停机;

6.3.8重新挂闸,恢复转速至3000rpm。

?生产技术部

2011年7月8日

篇5：汽轮机转子裂纹原因分析运行安全措施

1裂纹情况

河北省南部电网某厂#2机为上海产单缸冲动凝汽式汽轮机,1972年6月投产,容量50MW,型号为N5090,运行至1986年,更换了汽轮机转子。2003年10月,在该机组大修的过程中,汽轮机转子调速级及汽封处发现裂纹,见图1。

经河北省电力研究院锅检中心对该处裂纹进行深度测量,结果为:A处裂纹深度13.6mm,B处4.4mm,C处3.5mm。

2原因分析

该缺陷严重了影响机组的安全运行,排除制造因素,转子出现裂纹主要是由于交变热应力引起的金属疲劳损伤超出了材料的屈服极限而造成的,原因分析如下。

a.随着电力行业的不断发展,该厂在20世纪90年代初成为河北省南部电网的主要调峰厂之一,机组启/停次数增加,造成低周热疲劳率增加,机组在多次交变应力作用下,引起金属材料内部微观缺陷的发展,从而造成金属热疲劳,引发金属裂纹。

b.机组启动过程中暖机时间短,热应力大。该机组启动时存在负差胀过大的缺陷,为控制差胀,保证机组的正常顺利启动,从冲车到机组接带初始负荷的时间比较短,蒸汽流量快速增大,加剧金属温升,造成汽轮机转子尤其是高调门部位和高压侧轴封处热应力较大;另外,根据调度的预计负荷安排,从并网到带满负荷,暖机时间明显不足,这些都会加大转子的热应力。

c.冷机的邻机启动对转子的损坏程度尤其大,在用额定参数的蒸汽冲车时,蒸汽会在金属表面进行剧烈的凝结放热,使汽缸和转子外表温度急剧上升,尤其是转子加热面积大,升温更快,转子表面所受的热压应力就更大,当热压应力超过金属材料的屈服极限后,就会在该处产生局部塑性变形。随着转子的不断加热,其承受的热应力减小,但塑性变形不会随着转子热应力的减小而自行恢复,它在周围弹性区的影响下会出现残余拉伸应力,在高温条件下,该残余应力随时间增加而减小,即金属松弛现象,尤其在轴径最大的前汽封和调节级处,这种金属变形现象更明显。若邻机启动次数增加,其损坏程度更加严重,这样转子表面很快就会产生疲劳裂纹。

d.机组超速试验使转子裂纹加剧。在做超速试验过程中,转子离心力加大,停下来后产生泊桑效应,每多做一次超速试验对机组转子的危害就会加大一次。

e.机组消缺时,需将汽缸温度降到很低,强制冷却汽轮机,使汽轮机带很少的负荷,到汽轮机的最后几级,甚至变成了鼓风机,因机组鼓风损失产生的热量带不走,温度很高,而蒸汽处于低温、低压状态,使机组产生很大的热变形,也会使转子产生裂纹。

f.在1999年10月大修前,该机一直存在着机组振动大的缺陷,大修检查发现转子第17级断裂5片,第19级断裂3片,掉叶片会引起转子运行失去平衡,长期运行造成金属疲劳损伤,引发转子裂纹。

g.在机组找振动加平衡块过程中,机组转子处于静止状态,机组需要保持真空,仍然需要送汽封,这时对汽轮机转子影响是最严重的。处于静止状态的转子局部受热,膨胀不均匀,产生较大的热应力和热变形,也会使转子产生裂纹。

h.该厂汽轮机高压轴封的五档泄汽泄到二段抽汽,来加热#5高加,而在机组并网后到投入高加的时间里,五档泄汽只能沿着大轴到四档泄汽,然后通过四档泄汽泄入#3低加。在此过程中,五档泄汽的温度比四档泄汽的温度高得多,使转子高压轴封处产生热冲击,造成热疲劳,加速转子裂纹的产生。

3处理方案

通过载荷工况分析,原结构复合应力最大的位置为端部弹性凹槽、叶轮过渡角等转子截面存在突变处。经上海汽轮机有限公司对该转子进行强度计算后,初步确定2种切削方案,见表1,为转子车削加工提供必要的理论依据。

计算表明,圆角半径不变时,随着车削深度的增加,最大应力也随之增加;而随着圆角半径的增加,最大应力随之减小。经比较最终选择了方案1。经上海汽轮机有限公司车削后提出以下建议:

a.减少不必要的启/停次数。

b.减缓启动速率,降低启动中温度的变化率。

c.尽量采用滑参数启动方式。

d.避免参与启/停调峰。

4防止措施

为了防止转子发生断裂,在运行上采取了以下措施:

a.发现转子有裂纹的机组一般不参与启/停式调峰,以减少启/停次数,减少对机组的热冲击。

b.机组在启动时,要减慢启动速度,延长启动时间;冲车前要严格控制汽温、汽压参数,主汽温度必须比调节级室金属最高温度高50~100℃,并且过热度不低于80℃。在冲车时,适当延长冲车时间,机组带负荷速度减慢。

c.在机组启动之前要按规定检查各个疏水门的状态,防止上、下缸温差大。

d.汽封疏水管要充分疏水,汽封汽源要与汽缸温度匹配,汽缸温度低于150℃时,使用汽平衡来汽作汽封汽源;汽缸温度高于150℃时,使用三段抽汽作汽封汽源。

e.停机后要严密监视汽缸温度,防止冷水、冷汽进入汽缸。

f.加强运行参数的监视,保证蒸汽参数在正常范围。当蒸汽参数偏离允许范围时,要及时联系、调整,防止超温、超压。

g.机组冷态启动时不得使用邻机汽源启动。

h.连续盘车中,若因设备检修要求需停止连续盘车时必须经上级部门批准,尽量减少停止连续盘车的时间。

5结束语

发现转子有裂纹的机组,在启/停过程中应放慢启动速度,延长启动时间,尽量减小热应力,以保证机组的安全。同时建立、健全机组的寿命管理体系,加强设备可靠性管理,这是保证设备安全之本。