防止汽轮机超速防范措施

篇2：汽轮机事故与预防措施

第一节?汽轮机超速

一、超速的案例及原因

二、防止汽轮机超速应采取的主要措施

一、超速的案例及原因

汽轮机转速超过额定转速的112%,即为超速。严重超速可以导致汽轮发电机组严重损坏,甚至毁坏报废,是汽轮发电机设备破坏性最大的事故。近10年来,国内曾发生过以下几次超速造成的设备严重毁坏事故:

(1)1985年某厂一台国产200MW机组运行中,发电机开关掉闸甩负荷后,转速上升,危急保安器虽然动作基本上关闭了高压自动主汽门、调节汽门,但由于右侧中压主汽门自动关闭器滑阀活塞下部压力油进口缩孔旋塞在运行中退出,支住滑阀活塞不能移动泄压,造成右侧中压主汽门延时关闭,再热器余汽的能量使机组转速继续上升,约在3800r/min时,机组剧烈振动,中、低压转子间的加长轴对轮螺栓断裂拉脱,高、中压转子继续上升到4500r/min左右,轴系断裂成5段,高中压转子、汽缸通流部分严重毁坏,轴承、油管损坏后透平油漏出起火,经奋力抢救扑灭。事故后经鉴定,汽轮机本体报废,发电机修复后继续使用,经8个多月耗资1400多万元才恢复运行。

(2)1988年某厂一台国产200MW汽轮发电机组,在进行危急保安器提升转速试验时,在用超速滑阀提升转速中调节系统失控,转速突然上升到3500r/min多,机组剧烈振动,造成轴系断裂为13段,多处是轴颈部分断裂,整个汽轮机和发电机毁坏报废,损失2500多万元。

(3)1990年某厂一台25MW中压汽轮机组,在锅炉满水后蒸汽带水进入汽轮机时打闸停机,但因自动主汽门、调节汽门卡涩未能完全关闭,机组仍带有2万多千瓦有功负荷,而汽机运行人员却按解列按钮将发电机与系统解列,造成机组严重超速,轴系断裂为11段,多处从轴颈部位扭断,汽机叶轮、大轴、汽缸断裂飞出,汽轮机和发电机毁坏报废。

(4)1990年某自备厂一台50MW供热机组,在机组停机时,负荷减到7MW再也减不下来,操作人员未看功率表,只看到调节汽门已关闭,即打闸停机并将机组解列,主汽门、调节汽门虽然关闭,但与热网连接的抽汽逆止门卡涩未能关闭,导致热网系统蒸汽返入汽轮机造成机组严重超速报废。

(5)1993年某厂一台高压25MW汽轮发电机运行中处理励磁机整流子炭刷冒火时,突然形成环火,即打闸停机,但因自动主汽门、调节汽门卡涩未能完全关闭,继续向机内进汽,导致机组严重超速毁坏。

上述超速事故案例表明,造成汽轮机超速的主要原因是:

(1)国产220MW机组调节保安系统制造设计上留有隐患,在进行提升转速危急保安器试验时,调节系统易于进入开环失控区(即调节系统不能自动控制转速,而使转速直线上升,其原因在于超速试验滑阀的进油口面积比调速滑阀的相应排油口面积大2.1倍。对此制造厂已作改进)导致机组超速。

(2)调节保安系统检修后调试项目不全,以及运行中透平油质不良导致调速部套卡涩锈蚀,致使机组甩负荷后调节系统不能维持飞升转速在危急保安器动作转速以下,以及危急保安器锈蚀、卡涩拒动,造成机组超速。

(3)自动主汽门、调节汽门、抽汽逆止门等由于积结盐垢、产生高温氧化皮、门杆弯曲等原因造成卡涩,在危急保安器动作后,不能迅速关闭严密,使机组继续进汽造成超速。

二、防止汽轮机超速应采取的主要措施

1985年某厂国产220MW机组严重超速事故后,原水电部以[85]水电生字85号文发了紧急通报,并以[1986]电生火字194号文发了“关于发送防止220MW机组严重超速事故的技术措施”,同时生产司、基建司先后两次发文要求新机组进行甩负荷试验。对其后的几次超速事故,能源部都发了通报并提出了防范措施。上述通报和技术措施,对防止超速事故提出了全面的、针对性的措施要求。并在1992年颁发的二十项反措中提出重点要求,应该认真学习贯彻。这里对主要防范措施再作一些强调和说明:

(1)调节系统在机组额定参数下甩掉额定电负荷后,应能将机组转速维持在危急保安器动作转速以下,这是防止超速的最基本措施。这就需要通过提高检修质量,做好调试工作,进行调节系统静态特性试验,确保调节系统的良好性能。

(2)提高调节保安系统和主汽门、调节汽门、抽汽逆止门检修质量,确保不发生机械卡涩及高温氧化皮卡涩缺陷。

(3)保持良好的透平油油质,保证不因油中水分引起调节保安部套锈蚀或油中杂质引起部套卡涩、拒动。

(4)坚持危急保安器的各项定期试验,防止危急保安器拒动。

(5)坚持进行定期的自动主汽门、调节汽门严密性试验,防止甩负荷后不能快速关闭严密。

(6)坚持执行运行中定期活动主汽门、调节汽门和抽汽逆止门定期试验的规定,并保持良好的蒸汽品质,防止积结盐垢等因素造成汽门卡涩。

(7)各种超速保护均应投入运行,超速保护不能可靠动作时,禁止将机组投入运行或继续运行。

(8)除发电机甩负荷外的停机时,在打闸后应先检查有功功率表到零,电能表停转或逆转后,再将发电机与系统解列,或采用逆功率保护动作解列。

(9)鉴于国产220MW机组调节保安系统存在的隐患,制造厂已明确将危急保安器的动作转速降低为额定转速的108%~110%,后备保护的动作转速降低为额定转速的112%;并且在未能确证超速滑阀改进效果前,进行超速试验时,先使用同步器提升转速到3150r/min以上,再用超速滑阀提升转速。

第二节?汽轮机轴系断裂

汽轮机轴系断裂事故后果极为严重,甚至造成机组毁坏报废。造成轴系断裂的原因很复,国内外已发生的轴系断裂事故表明,大都发生在机组严重超速事故中,其技术原因除超速产生的离心力、剧烈振动引起的破坏外,又同轴系连接件质量不良有关。

轴系断裂事故除超速事故中列举的案例外,以下再列举几个典型案例。

(1)多台苏制和国产200MW中间再热式机组发生过高中压转子间对轮螺栓由于扭振、螺栓材质及装配工艺而疲劳断裂故障,例如有几台机组在进行多次快关试验中或试验后一段时间,发现高中压转子间对轮螺栓疲劳断裂,有的总共12条螺栓中,竟断裂9条,有的断裂5条,有的1~3条。也有在未进行快关试验的情况下发生个别螺栓断裂的情况,但断裂的条数及断口数要少的多。多条螺栓断裂中,有的螺栓除在对轮中分面和两侧端面处断裂外,还在对轮孔内不受剪切力部位发生断裂,因此,有的一条螺栓竟有5个断口,且都是疲劳断口。经分析并进行试验,认为同机组扭振有关。即汽轮发电机轴系的动力侧和负荷侧,在突然甩负荷、负荷突然大幅度变化,特别是系统发生接地短路故障、非同期并列、系统产生负序电流、发生次同步振荡等引起的交变扭曲载荷,将引起轴系产生扭振,如其频率与轴系固有扭振频率耦合,将引起轴系扭振的共振,导致连接轴系的对轮螺栓产生疲劳裂纹,螺积的结果,造成螺栓断裂。高中压转子采用三轴承机组的1号对轮最易发生螺栓断裂,而且一旦在运行中1号对轮螺栓大量断裂并导致对轮脱开,则高压转子只一侧有轴承,将对机组造成严重毁坏。

(2)国产200MW三排汽机组,在中低压转子之间接有两段空心管状加长轴,两个轴承间长约4m,之间共有3个对轮,其晃度和端面瓢偏超标,在不利条件下既是振动的激振因素,又是振动发散的重要因素,其他同型机组也多次发生加长轴引起的故障。制造厂决定降低危急保安器动作转速,主要是考虑了加长轴薄弱的因素。

(3)据不完全统计,国产200MW三油楔轴承机组,已有9台发生过发电机轴承油膜振荡。1988年发生的国产200MW机组超速事故中,油膜振荡造成发电机等大轴轴颈扭断。所谓油膜振荡,是指轴系与轴承组成的系统中,除转子绕轴心的正常转动外,在达到某一速度后,还可能与转速不同的速度涡动,即转子轴心绕轴承几何中心的涡动,大体上相当于转子转速的一半,这种涡动将引起油膜厚度的周期性变化,转子的重量和油膜的弹性力、惯性力相耦合,在涡动速度进入一阶临界转速时形成激烈的油膜振荡,其破坏力是很大的,极易造成轴系破坏。油膜失稳的规律是机组存在一失稳转速,一旦达到这一转速即发生油膜振荡,降低机组转速,就可消除振荡。额定转速略低于油膜失稳转速的机组,故障情况转速突然升高最易发生油膜振荡。

防止轴系断裂事故应采取的主要措施如下:

(1)认真落实防止超速的各项措施,切实防止发生机组超速,以免超速后由于其他技术原因引起设备扩大损坏,造成轴系裂。

(2)减少轴系不大平衡因素,采取防止油膜振荡、扭振的措施都是涉及面比较广的专业技术问题,可根据设备情况组织专业技术人员研究制订针对性措施。

(3)鉴于对轮螺栓断裂故障频繁,有关部门和制造厂提出了改进措施,即采用抗疲劳性能较好的钢种,如40CrNiMoA钢材,并改进螺栓设计加工工艺、装配工艺。同时还要定期对螺栓进行探伤检验,目前已有不拆卸螺栓进行损伤检验的手段,上述措施实施后,对轮螺栓断裂故障明显下降。

(4)定期对大轴、大轴内孔、发电机转子护环等部件进行探伤检查,以防止产生裂纹导致轴系严重损坏事故。

第三节?汽轮机大轴弯曲

汽轮机在不具备启动条件下启动,由于上下缸温差大、大轴存在临时弯曲、汽缸进水、进冷汽,机组强烈振动以及动静间隙小等因素,引起大轴与静止部分摩擦,将会造成大轴弯曲。一般大轴弯曲超过0.07mm以上时,就不能维持机组运行时的正常振动值,必须进行直轴处理。近年来大轴弯曲事故相当频繁,尤其是200MW及以上中间再热式机组更为突出,粗略估计在20~30多次以上。1985年水电部召开了防止200MW机组大轴弯曲座谈会,对已发生的7台次大轴弯曲事故进行了技术分析。分析表明:7台次大轴弯曲事故均发生在启动过程中,其中5台次是热态启动中发生的;7台次大轴弯曲事故中,大多数在停机或启动中发生了汽缸进水,多数在机组一阶临界转速以下振动大,领导和有关人员执行规程不严,强行升速临界,甚至强行多次启动。7台次大轴弯曲都在高压转子前汽封处。座谈会在分析7台次大轴弯曲事故技术原因的基础上,制定了《关于防止200MW机组大轴弯曲技术措施》(简称《措施》)这项措施对其他容量的机组也可参照执行。通过《措施》的贯彻落实,频繁发生大轴弯曲事故的局面得到一定程度的控制。但由于人员不断变动,新人员对《措施》的掌握程度问题、领导决策问题、设备问题等诸多因素,大轴弯曲事故仍时有发生,迄今未能得到有效控制。例如:

(1)1986年某厂一台国产200MW机组在电气系统故障中甩负荷停机后,因电动盘车投不上,手动盘车装置也失灵,被迫采用半小时盘180°。3h后才投上电动盘车,大轴晃度逐渐恢复到原始值。次日机组在热态启动中,采用除氧器汽平衡管蒸汽向轴封送汽,当时真空200mm汞柱,同时用电动主汽门旁路冲转,节流扩容后,主汽温度进一步降低。(当时内缸下缸壁温为370℃)进入轴封的低温蒸汽及进入汽缸的低温蒸汽,使缸壁温度突然下降,上下缸温差增大,引起汽缸变形拱起,轴封套收缩变形,导致轴封与大轴摩擦局部过热弯曲。解体检查大轴高压汽封处弯曲0.5mm,进行直轴处理后恢复运行。

(2)1987年某厂一台国产200MW机组,小修后启动运行不久。因发电机断水保护误动掉闸,之后经连续几次启动,都因振动大而停机。后解体检查,高压转子高压汽封处弯曲0.30mm,经检查该机高压缸向B列偏移,前侧偏移1mm多,后侧偏移0.76mm,原因是前部定位销孔错位1.5mm多,安装时就未装定位销,导致运行中不均匀受力使汽缸偏移。大修中测量两侧径向间隙时也未发现汽缸偏移。事故前不久一次停机中,转子在90r/min时突然止速,对此也未分析查明原因。以致在断水保护误动停机过程中,高压汽封与大轴在高速状态摩擦,导致大轴弯曲,后经直轴处理,并消除滑销系统缺陷后恢复运行。

(3)1994年某厂一台国产220MW机组,停机后热态启动中,由于轴封供汽门泄漏,在缸温406℃情况下将锅炉305℃蒸汽漏入汽缸,使汽缸、转子受到不均匀冷却,大轴产生临时变形。而启动时,又因晃度表传动杆磨损,一直指示在0.05mm不变,当第一次在500r/min时2号轴瓦振动超过0.10mm,最大到0.13mm才打闸停机,停机后未认真查找分析原因,误认为晃度0.05mm已达到原始值,且在盘车不足4h(仅2h12min)就二次启动,到1368r/min时3号轴瓦振动0.13mm,即打闸停机。解体检查高压转子调节级处弯曲0.39mm,经直轴处理后恢复运行。

(4)1995年6月某厂一台200MW机组冷态启动中,高压内缸缸壁温度测点失灵,当转速升到1000r/min时,机组振动突然增大,但现场运行人员跑到集控室去请示汇报,延误了及时停机。停机揭缸检查发现高压内缸疏水管断裂,高压转子大轴弯曲超标,分析认为高压缸在启动中受温差大影响而变形,导致汽封与大轴摩擦造成永久性弯曲,经直轴处理后恢复运行。

上述事故案例特别是近几年发生的大轴弯曲事故表明,防止大轴弯曲的反事故措施仍未得到认真贯彻落。发生大轴弯曲,将造成机组长时间停运,解体进行直轴,采用加压直轴,需将转子逐步加热到650℃左右才能加压,由于加热过程中易发生故障返工,往往拖长工期,给电厂工作造成被动和麻烦。因此,为防止大轴弯曲事故,应结合设备实际情况,全面认真贯彻或参照执行水电部[1985]电生火字87号和[1985]基火字69号文颁发的《关于防止200MW机组大轴弯曲的技术措施》,把各项措施要求,落实到现场运行规程和运行管理、检修管理、设备管理工作中,并强调以下几点:

(1)按照防止大轴弯曲技术措施的要求,组织主要值班人员和厂、车间有关分管运行的领导和专业人员切实掌握各机组技术资料及确切数据,如大轴晃度表测量安装位置、大轴晃度原始值、机组轴系各轴承正常运行和启动过程的原有振动值、通流部分径向、轴向间隙值等等,使指挥者和操作者都做到心中有数。

(2)根据机组设备情况,落实各项防止汽缸进水的技术措施(下面将具体叙述,这里不展开)。

(3)机组启动前必须检查:①大轴晃度不超过原始值0.02mm;②高压外缸及中压缸上下缸温差不超过50℃;③高压内缸上下缸温差不超过35℃;④主蒸汽、再热蒸汽温度至少高于汽缸金属50℃(但不应超过额定汽温),蒸汽过热度不低于50℃(滑参数启停时还应保持较高的过热度);不符合上述条件禁止启动机组。

(4)机组冲转前应进行充分盘车(一般连续盘车2~4h,热态启动取大值),若盘车短时间中断时,则应按中断时间的10倍再加4h进行连续盘车方可冲转。

(5)启动中在中速以前,轴承振动(特别是1号轴瓦、2号轴瓦)超过0.03mm时应打闸停机,过临界时振动超过0.10mm应打闸停机,严禁硬闯临界线速开机。停机后仍应连续盘车4h(中间停盘车时按上述要求增加盘车时间),方可再次启动。

(6)启动前供汽封的蒸汽温度应高于汽缸金属温度,并应在送汽前充分进行疏水,防止积水带入汽封引起骤冷。

(7)启动中若轴承振动、蒸汽参数变化超过规程规定或机内有异常摩擦声、轴封处冒火花,应按规程规定立即停机。

(8)停机后应及时投入盘车,若盘车电流增大、摆动或有异常时,应分析原因并采取措施予以消除。若汽封磨擦严重时,可先手动方式定时盘车180°,待摩擦基本消除后再投入连续盘车。因故暂时停止盘车时,应监视大轴弯曲度的变化,当转子热弯曲较大时,应先手动定时盘车180°,待大轴热弯曲基本消失后再连续盘车。

(9)对上下缸温差大(有的机组正常运行中上下缸温差已超过启动条件的标准)的机组,可结合检修改进汽缸保温,采用优质的保温材料(如硅酸铝纤维毡、微孔硅酸钙等)和严格的保温工艺。实践证明效果是显著的。

大轴弯曲事故绝大多数发生在机组启动中,特别是热态启动中,因此对大中型机组的启动,领导(指负责启动的厂、车间领导)一定要持慎重态度,坚持严格按规程规定和技术措施要求启动机组。当启动不顺利时,一定要认真分析查找原因,消除异常后按规定启动,决不可为了赶工期,为了不影响安全考核等等而侥幸闯关,多次强行启动,在这一点上,决策是否再次启动的各级领导人员都应正确对待,不符合启动条件的,决不强行启动。热态启动不顺利的,可待机组温度降低,具备启动条件后再启动,切实防止因决策失误而造成大轴弯曲。

第四节?汽轮机掉叶片

汽轮机的动叶片是承受蒸汽推动力带动转子转动的部件。这不仅承受蒸汽推动力,还承受转子高速转动产生的离心力。同时叶片本身按其几何形状和安装方式而存在着固有的振动频率,在转动中受各喷嘴或静叶片汽流推动的频率如与叶片固有振动频率相同而共振,将导致叶片疲劳裂断。因此,叶片在运行中如果动应力、离心力超标或产生共振疲劳,将导致叶片裂断;如果叶片设计、制造上不能满足正常的动应力、离心力的需要以及叶片自身频率躲不开共振,在正常运行中也将造成叶片裂断。

在正常运行中,如发生叶片断裂,断落的叶片将夹在间隙很小的动静部分中造成碰磨,或断落的叶片在本级碰磨后,其残骸沿汽流进入后几级造成动静部分碰磨,造成设备严重损坏。其破坏力很大,并具有突发性。

低压转子后几级叶片,特别是末级,次末级叶片、卫带、拉筋等如断落甩出后,将打坏凝汽器上部铜管或钛管,造成凝汽器突发性泄漏,导致汽水品质急剧恶化。

多年来,掉叶片事故时有发生,不少事故造成设备严重损坏。下面列举几次比较典型的掉叶片事故案例。

(1)1982年,某厂一台国产100MW机组运行中发生低压转子次末级叶片(432)断落,打坏本级几片动叶片。由于无备用叶片,为了尽快开机,采取截断园周对侧等长度叶片维持平衡的办法,临时恢复机组运行,但由于损坏的不止一片,在损坏的每片叶片对侧截短叶片,结果导致一处相邻的3片叶片都被截断。机组恢复运行后十几个小时,又发生了次末级掉叶片,断落的叶残骸卡在末级隔板静叶中,其伸出部分将末级655叶片根部整级车了一道深槽而全部全部报废,当时机组强烈振动并引起低压转子大轴弯曲。解体检查系连续截断3片处后面的第一片叶片断裂。其断口疲劳纹十分粗糙,分析认为该叶片在其前面连续截断3片叶片后,运行工况恶化,经受的动应力严重超标,导致短期疲劳裂断。

(2)1986年某厂一台进口220MW机组运行中突然发生强烈振动,机组运行声音类似拖拉机响声,立即打闸停机。停机后制造厂家代表到现场出具书面手续,建议再启动机组试一试,电厂未采纳建议。解体后发现低压转子进汽第一级叶片(169)大量疲劳断落。经整级更换叶片并采取增加松拉筋措施降低叶片动应力后,恢复了正常运行。

(3)80年代后期到90年代初期,某厂4台进口200MW机组,相继发生低压转子倒数第3级和次末级叶片由于汽缸疏水不畅及处于过渡区、湿汽区等因素,而动应力增大,致使疲劳断落。断落后造成本级和末级叶片严重损坏,幸好4台机有一个备用低压转子,有条件逐个进行彻底修复。该厂革新了一套不拆卸叶轮进行拆装叶片、打孔穿拉筋的工具,更换了裂断的叶片,增大了拉筋直径,对末级叶片拉筋也作了改进。经逐台修复更换后,恢复了正常运行。

(4)前面提到的超速事故中,叶片承受超标离心力断落是很典型的。1985年某厂200MW机组超速事故后检查,中压转子低压段的次末级倒T型叶根,在转子超速4500r/min左右。叶根两侧肩部全部剪断,叶片飞出;低压转子超速约3800r/min,其末级叶片根部销钉受离心力拉弯约0.6mm。再加1990年某厂25MW机组超速事故后,发现所有叶片全部从叶轮上甩脱飞出,对这次事故的超速有两种分析,一种是4500r/min以上,另一种则低一些。

防止叶片裂断和扩大损坏的主要措施有以下几方面:

(1)新机组验收时应检查确定叶片经探伤、测频合格。投产后大修中应对叶片进行损伤检查,对叶片或叶片组进行测频检验,发现问题及时解决,不使叶片带缺陷、隐患、将机组投入运行。

(2)采取措施防止加热器满水,并保持疏水系统畅通(如合理布置疏水管路、开大汽缸疏水孔等),保证汽缸不积水或从疏水系统、抽汽系统向汽缸返水。

(3)经常保持系统频率在合格范围运行,并尽可能减少机组在偏离正常频率下的运行时间(如事故情况下与系统解列后单机或部分机组偏离正常频率的运行时间)。

(4)对同型机组发生掉叶片的故障信息,可与制造厂和发生故障的电厂联系,结合实际情况采取预防措施。

(5)机组运行中振动突然增加,听到甩脱叶片的撞击声,机组内部有摩擦声以及凝汽器管子突然泄漏等情况,是掉叶片的故障象征,应按规程规定果断停运机组进行检查,切不可拖延时机,否则高速转动下将造成设备严重损坏。

(6)发生个别叶片断落故障后,除对断裂叶片采取技术措施外,还应对未断落的叶片全面进行探伤、测频检验,确无问题方可恢复机组运行。

若断裂或损坏叶片较多时,不能简单地采取对称割短叶片的措施将机组恢复运行。应由汽机专业人员,必要时请试研机构叶片专业人员、制造厂家等提出修复措施,经审查批准后,实施修复工作。

第五节?汽轮机汽缸进水

进入汽轮机的蒸汽必须保持足够的过热度,正常运行中蒸汽应保持在额定参数允许范围内。如果蒸汽带水进入汽轮机,将使推力急剧增大,将转子向后推移,导致推力瓦烧损和动静碰磨。同时汽轮机运行中汽缸、转子、阀门等都处于高温状态,低温蒸汽或水突然进入汽轮机的某一部位,将造成部件急剧收缩,除本身金属产生大的热应力影响寿命外,局部收缩变形可能导致动静碰磨、大轴弯曲、部件裂纹、接合面变形泄漏等等。近年来汽轮机进水事故时有发生,有的甚至造成设备损坏。例如:

(1)1977年某厂一台苏制100MW高压机组,用电动主汽门旁路门启动,机组达到3000r/min时,由于锅炉减温水量过大,加之电动主汽门前积水未疏净,开启电动主汽门后,蒸汽带水进入汽轮机,主汽门、调节汽门冒白汽,现场值班人员层层请示汇报延误了打闸停机,加之启动前未投轴向位移保护,致使推力瓦片磨损6mm多,动静部分严重磨损,叶轮同隔板磨擦产生的溶渣约4mm厚,虽然两个月抢修恢复了运行,但遗留隐患造成低压转子叶轮轮缘甩脱、隔板裂纹等多次事故。

(2)1988年某厂一台国产100MW高压机组停机后,除氧器满水经机组轴封溢汽管(逆止门不严)返到高压汽封处,造成高压缸前端剧冷收缩变形,接合面间隙增大漏汽,被迫转大修对按合面刷镀找平后,才恢复正常。

(3)1987年某厂一台进口200MW超高压机组,运行中低压缸疏水不畅或疏水系统向汽缸返水,使汽缸下部积水,增大了叶片动应力,造成叶片断裂事故。

(4)1993年某厂一台300MW机组运行中主汽温度降低,由于现场运行规程规定1min下降50℃才打闸停机,致使低到400℃左右才打闸停机,导致推力瓦片磨损。

(5)70年代某厂一台50MW机组,停机中进行凝汽器汽侧灌水找漏中对水位缺乏监视,以致凝汽器满水进入汽缸,直到从汽封洼窝处往外溢水才被发现。

上述事故案例表明,造成汽轮机进水的主要原因是:

1)锅炉满水或蒸汽管道积水,使蒸汽带水进入汽轮机;

2)回热设备热交换器管子爆漏或汽侧满水,若抽汽逆止门不严,水将进入汽轮机;

3)I级旁路减温水及再热器减温水门不能严密关闭,在停机后启动给水泵时给水进入汽轮机;主蒸汽系统裁门不严密,机组高温状态下锅炉打水压时,水进入汽轮机;

4)疏水管路连接不合理或疏水联箱容积小,几路同时疏水时,疏水压力升高,致疏水压力低的管路向机内返水;

5)汽封溢汽管、门杆漏汽管接入除氧器的系统,当除氧器满水,逆止门不严时,返入汽轮机;

6)凝汽器汽侧灌水找漏或停机后对凝汽器汽侧水位缺乏监视,凝汽器满水进入汽轮机。

在防止汽轮机进水方面,1985年美国颁布了《防止水对发电用汽轮机造成损坏的导则》(简称《导则》)国家标准,从设备、系统的设计、运行、检测、试验及维护等方面提出了全面的防止进水措施。部已将上述《导则》纳入设计规程,可组织专业人员对照设备系统检查落实,这里再强调一下应采取的主要措施:

(1)机组启动前必须对来汽管道充分进行疏水,启动中蒸汽必须保持较高的过热度。当启动中或运行中蒸汽温度突然直线下降50℃或10min内下降50℃应立即打闸停机,或者发现汽温突然下降,并且来汽管道、主汽门、调节汽门冒白汽时,也应立即打闸停机,不需向上请示汇报。

(2)机组启动前应将轴向位移保护投入,运行中不得将轴向位移保护退出,特别是启动中,进行主汽门、调节汽门严密性试验中轴向位移保护动作后,不得以怀疑保护误动为理由,退出保护强行挂闸。在轴向位移指示达到规定值,如保护不动作时,应立即打闸停机。

(3)再热器减温水及I级旁路减温水管路阀门应可靠严密,并应有串联截止门,以保证在停机状态或启动给水泵后不致将水漏入汽缸。机组主汽门不严,锅炉热态打压时,应采取阻止水进入汽轮的措施。

(4)采取措施防止加热器满水返入汽缸。当锅炉灭火或机组跳闸时应及时切断再热器减温水。

(5)完善调节级、高压排汽、再热蒸汽进口、各抽汽口等可能有水进入汽缸处的温度测点,以便于及时监视汽缸进水或进冷汽,并坚持定期试验,确保抽汽逆止门动作可靠,严密不漏。

(6)改进疏水系统使其管道、联箱、容器的断面或容积适应疏水量的需要,并按压力合理布置进入联箱、容器的位置顺序,确保各级疏水畅通,不发生疏水压力升高返入低压缸。

(7)确保门杆漏汽管道和汽封溢汽管道上的逆止门动作可靠、截止门严密不漏,防止除氧器满水返入汽缸。同时在机组停运后,仍应监视除氧器水位和凝汽器水位,防止除氧器、凝汽器满水返入汽缸。

第六节?汽轮机振动

对转动机械来说,微小的振动是不可避免的,振动幅度不超过规定标准的属正常振动。这里所说的振动,系指机组转动中振幅比原有水平增大,特别是增大到超过允许标准的振动,也就是异常振动。任何一种异常振动都潜伏着设备损坏的危险。比如轴系质量失去平衡(掉叶片、大轴弯曲、轴系中心变化、发电机转子内冷水路局部堵塞等)、动静磨擦、膨胀受阻、轴承磨损或轴承座松动,以及电磁力不平衡等等都会表面在振动增大,甚至强烈振动。而强烈振又会导致机组其他零部件松动甚至损坏,加剧动静部分摩擦,形成恶性循环,加剧设备损坏程度。异常振动是汽轮发电机运转中缺陷,隐患的综合反映,是发生故障的信号。因此,新安装或检修后的机组,必须经过试运行,测试各轴承振动及各轴承处轴振在合格标准以下,方可将机组投入运行。振动超标的则必须查找原因,采取措施将振动降到合格范围内,才能移交生产或投入正常运行。多年来,不少机组因振动大而拖延了投产期和检修期。对生产运行来说,接收了振动符合标准的机组以后,还必须加强振动监督,对振动监测做到制度化、经常化,必须在机组振动突然增大达到规程规定值时,及时果断地将机组停运,防止扩大损坏,或对振动虽然增大,但尚未达到规程规定紧急停机数值的异常及时对比分析,查找原因,并采取措施防止设备损坏事故的发生。

多年来,由于振动监督工作薄弱,或机组振动异常达到规定停机标准而未停机,导致设备扩大损坏的事故时有发生,现列举几个典型案例:

(1)1990年某厂一台100MW双水内冷机组,在上级安监部门负责人到现场检查时,发现该机振动很大,该机没有监督振动的盘表,值班人员说这台机移交生产时振动就大。查找振动记录薄时,现场和车间都没有记录(最后找到一次前两个月的振动记录),后用携带型振动表进行实测,发电机汽侧轴瓦振动0.22mm,励侧轴瓦振动0.25mm,当即要求该厂技术负责人停机。停机后经全面检查发现发电机水内冷转子局部水路阻塞,造成发电机转子质量不平衡引起强烈振动。据现场人员反映,前两天这台机振动就有所增大,但因振动监督薄弱,而未能发现振动严重超标。

(2)1994年某厂200MW机组大轴弯曲事故中,当启动到转速500r/min时振动增大,按防止大轴弯曲技术措施规定,转速在1300r/min以下振动超过0.03mm时,应打闸停机。而这次事故中,振动高达0.10mm,最大0.13mm,才打闸停机,导致机组大轴弯曲。

(3)1984年某厂一台苏制200MW机组在进行快关试验中,试验人员在试验间隔中检查机组情况时,发现高中压转子间对轮附近的2号轴瓦振动比原来增大0.02mm,但振幅值还在合格标准以内,对此异常情况经分析研究后决定停机检查,经检查1号对轮12条螺栓中已有8条断开,1条裂缝,该机高压转子只有一个承力轴承,依靠1号对轮连接后经2号轴瓦支承,若在带负荷情况下对轮断开,后果难以设想。由于及时监测、分析振动异常,正确对待才避免了毁机事故。

上述事故案例表明,汽轮机组的运行必须坚持进行振动监测,以便在振动突然超标时立即将机组停运,或在振动异常变化时分析原因、采取措施防止机组设备严重损坏。在振动监测方式,一般应做好以下几项工作:

(1)法规规定,转速在3000r/min的机组轴承在各种运行方式下,轴承的垂直、水平和轴向3个方向双振幅值在0.025mm以下为良好,在0.05mm及以下为合格。这就是评定、控制机组振动的标准。新安装或检修后的机组应尽可能保持较低的振动值,如超过0.05mm,即视为不合格。应查找原因,采取措施,将振动降到允许范围才能将机组投入运行。运行中的机组振动增大并超过允许值的应分析原因,采取措施将振动降到允许范围以内,若突然增加了0.05mm,则应立即将机组停运。

(2)目前200MW及以上的机组大都装设了轴系监控装置,对振动实施在线监控,给振动监测工作创造了良好的条件。其他中小型机组有的虽装有振动监测表,但准确度较差,要靠携带型振动表定期测试核对,有的机组仅靠推带振动表定期测试记录。对中小型机组的振动监测工作,一般都比较薄弱,不能坚持定期(每周、每10天等)测试或测试记录不全不完整等等,不利于有关振动规定的认真执行。因此,电厂应明确规定测试振动的周期,给汽机车间专业人员和运行现场配备较高精密度的振动表,并建立专业人员保存的和运行现场保存的振动测试登记簿,按规定周期测试并将测试结果记入登记簿。测试中发现振动比上次测试结果增大时,专业人员应及时向领导汇报,并分析振动增大原因,研究采取措施,必要时增加振动测试次数,以监测是否继续增大。运行中如发现机组振动异常时,应立即使用现场保管的振动表进行测试,如振动比上次测试结果增加了0.05mm时,应立即打闸停机。如振动增加虽未达到0.05mm,但振动异常时听到机组有响声(如掉叶片等),或机内声音异常时,也应停机进行检查。对一般的振动增大,也应向车间汇报,以便组织分析原因,采取措施。总之,机组振动测试结果是研究分析机组运行状况的重要技术依据。一是要坚持定期测试准确,做好记录;二是据以执行紧停规定或从振动异常中查找原因,采取措施防止设备扩大损坏。

(3)机组启动中也应进行振动监测并做好记录,如振动值达到防止大轴弯曲反事故技术措施的规定时(1300r/min以下超过0.03mm,过临界时超过0.1mm)应立即打闸停机,查找原因,采取措施后方可再次启动。

(4)对国产200MW机组部分轴承振动偏大的问题,水电部以[1987]基火字104号文发出了《关于进行国产200MW机组振动普查的通知》,尚未进行普查并且振动偏大的机组,可组织进行振动普查,并与厂家联系采取改进措施。

(5)对重要的辅机也应定期进行振动监测工作。发现问题及早采取措施,防止设备扩大损坏。

第七节?汽轮机烧轴瓦

影响轴承故障的因素很多,如设计结构、安装检修工艺等等。这里主要讲轴瓦烧损事故。

多年来,轴瓦烧损事故比较频繁,主要是异常情况下,轴向位移突然超过允许值而烧损工作面或非工作面推力瓦片,和断油烧损承力轴瓦。下面列举几起典型事故案例:

(1)1997年某厂一台100MW机组,启动前未投轴向位移保护,启动中在蒸汽减温水量大,且管道积水导致蒸汽带水,汽温急剧下降,主汽管道、主汽门、调节汽门冒白汽,司机跑到集控室向值长请示汇报,控制盘上轴向位移、胀差满表,值长却怀疑热工电源有问题延误停机,结果推力瓦磨损6mm多,机组严重损坏。

(2)1985年某厂一台200MW机组大修后进行主汽门、调节汽门严密性试验,由于中压自动主汽门关闭超前于高压自动主汽门,瞬间负面推力增大,轴向位移保护动作不能继续试验,后现场决策人员决定退出轴向位移保护继续试验,结果造成推力瓦非工作面最大磨损2.58mm,已磨损部分瓦胎。再如1993年某厂一台300MW机组,投产时低旁不能联动,一次锅炉事故引起停机后,高旁动作低旁未联动,中压转子推力增大,轴向位移保护动作不能挂闸,值长令热工检查轴向位移保护,热工人员将保护电源断开,失去轴向位移保护,致使推力瓦片磨损约4mm。

(3)1994年,某厂一台300MW机组设计时未考虑润滑油泵联动装置,安装中电厂提出后设计代表增加了联动装置,但二次回路设计不合理,调试中未进行实际联动试验,移交生产后也未定期进行实际联动试验,以致在故障停机时,交、直流润滑油泵均未能联动,值班人员也未监视润滑油压并手动开启润滑油泵,致使停机中断油烧瓦。

(4)1986年某厂一台200MW机组,在一次事故中因汽封漏汽量大而使主油箱积水结垢严重,主油泵排气阀被堵塞未能排出空气,致主油泵入口存有空气。停机中热工人员未办理工作票即将热工保护总电源开关断开,工作后又忘记合上,启动前运行人员未按规程规定进行低油压交、直流油泵联动试验。机组启动定速后,操作人员未与司机保持联系而并监视润滑油压,就关闭启动油泵出口门,由于主油泵入口存有空气不上油,致使断油烧瓦,汽封被磨平倒伏,部分叶片铆钉头磨损。

(5)某厂生产的300MW、125MW机组、200MW机组在用启动油泵开机定速后停启动油泵时,主油泵出口油压突然晃动甚至多次造成润滑油压突然降低、断油烧瓦,其主要原因是主油泵出口逆止门前后管道内积存空气,若积存空气不能排净,就会导致油系统工作不正常。经在逆止门上增设排气孔,并在定速后缓慢关小启动油泵出口门,使启动油泵出口油压低于主油压后再停启动油泵。使这类事故得到控制。

(6)某厂生产的200MW带有涡轮泵的组合油箱机组,主油泵与启动油泵特性不匹配,在定速后缓慢关小启动泵出口门至接近关完时,润滑油压突然下降,交、直流油泵虽相继联动起来,甚至把启动油泵再开起来,润滑油压也不能恢复,仅1988年这类机组就发生4台烧轴瓦事故。经分析主要原因有以下几点:

1)主油泵的压力和流量均比启动油泵的低,特性不匹配,当并列运行时主要是启动油泵工作,而主油泵处于半工作或不工作状态,当停用启动油泵时,造成主油泵瞬间流量增加,入口压力下降,润滑油向主油泵的补油量突增,加之溢油阀关闭不及时,造成润滑油压突降,甚至导致断油烧瓦。

2)涡轮泵出力不足,设计流量小于实际流量,且三油楔轴瓦改椭圆瓦后增大了润滑油耗油量,更加剧了这一矛盾,使油泵在变工况时容易产生气蚀而造成油压突降(矿物油在常温下所含空气6%~12%,而水仅2%,说明油泵比水灰更易产生气蚀)。且涡轮泵在流量减少时,转速将增大,进一步加剧了气蚀。

3)交、直流润滑油泵在涡轮泵已产生气蚀的情况下虽联动起来,但因也具备了气蚀条件,启动瞬间流量很大,也产生气蚀而不上油。这些泵都布置在主油箱一侧,相距很近,入口互相干扰也是不上油的因素之一。

(7)直流润滑油泵联动装置回路装有交流中间继电器,在厂用电中断情况下,直流润滑油泵不能联动,造成停机中断油烧瓦。

对于上述问题,各电厂与制造厂研究从设计上采取改进措施,同时电厂也采取一些临时措施防止这类事故的发生。

推力轴承是控制汽轮发电机轴系在允许的轴向范围内转动,一旦轴系推力突然增大,使轴系超过允许范围,若轴向位移保护未动作,则将造成推力瓦片钨金烧损,甚至铜质瓦胎磨损,而导致一系列轴向间隙变化、磨损,造成机组严重损坏。

承力轴承是承受轴系的重量在给定的中心线上转动。在轴瓦钨金和轴颈之间靠形成的油膜承受轴系的重量(推力瓦片与推力盘之间也靠油膜承受推力),当一旦断油或缺油时,将形不成油膜,轴系重量压在轴瓦上,轴颈同钨金直接接触,就会产生高温将钨金熔化,轴颈将与瓦胎摩擦。同时机组径向间隙变小,造成径向动静部分严重摩擦,导致机组严重损坏。

因此,烧轴瓦事故(不论推力瓦或承力轴瓦)不仅是轴瓦损坏问题,而且可能导致汽轮发电机组动静部分磨损的设备损坏事故。

在防止烧轴瓦事故方面应结合设备实际情况和制造厂有关说明,继续贯彻水电部[1963]水电生字287号文版发的《关于防止汽轮机轴瓦损坏的技术措施》。这里强调以下几点:

(1)运行中轴瓦钨金温度或回油温度(含推力瓦、密封瓦)达到现场规程规定时,应按规程规定果断停机。

(2)涉及润滑油系统的切换操作如切换冷油器、过滤器以及启动定速后停用启动油泵等,均应填用操作票,在班长监护下按操作票顺序缓慢进行操作,操作中应同司机保持密切联系,严密监视润滑油压变化,若润滑油压变化应即停止操作,查明原因后再继续操作。同时操作中必须事先对可能存有空气的设备、部件进行充分排放空气,排净后方可投入润滑油系统。

(3)机组启动前应检查试验交、直流润滑油泵工作正常,并投入低油压保护和联动。停机时应有专人监视润滑油压,必要时应手动投入润滑油泵。

(4)当发生水冲击、瞬间断油或其他可能引起轴瓦损坏的异常情况后,应查明轴瓦确未损坏以后,才能重新启动机组。

(5)直流润滑油泵、直流密封油泵的电源应可靠,其联动装置回路装有交流中间继电器的应改为直流中间继电器,其电源电缆应采取可靠防火措施或采用耐火电缆,以保证失去交流电源或电缆火灾时确保停机时对轴瓦可靠供油。

(6)润滑油系统的截门一般应平装,以防门杆断裂时断油,润滑油系统和冷油器冷却水系统的截门宜采用明杆截门(即门杆随截门开启向外伸出),以便于一目了然地知道截门的开、关程度。

(7)对于主油泵与启动油泵特性不匹配或运行中润滑油压突变的机组,可与制造厂和同型机组电厂联系采取改进措施,防止断油烧瓦事故的发生。

(8)1982年华北局制订的防止烧轴瓦措施中规定,当轴瓦钨金温度和回油温度达到下列数值时应打闸停机:

1)任一轴承回油温度超过75℃或突然升到70℃;

2)主轴瓦钨金温度超过80℃;

3)回油温度升高,轴承内冒烟时;

4)润滑油泵启动后,油压低于运行规程允许值时;

5)盘式密封瓦回油温度超过80℃,或钨金温度超过95℃时。

以上措施规定可供参考。

第八节?汽轮机超温及温度变化失控

进入汽轮机的蒸汽温度超限或变化速度失控,将严重影响汽轮机的安全和寿命,具体分析如下。

(1)机组额定汽温及允许最高汽温范围是根据金属材质强度特性确定的,超出允许温度,将明显降低材料的屈服强度,在超温(高于额定温度)下长时间运行能增加发生裂纹的危险。因此,规程对超过额定温度分档次规定了允许时间,并规定达到允许最高温度时应打闸停机,以保证设备的使用寿命。同时还规定建立超温记录簿,对每次超温的最高温度和持续的时间都要记入超温记录簿,作为分析超温情况的依据,并进行必要的考核。但是,一些电厂对超温还没有引起足够的重视,例如某厂装有4台100MW高压机组,80年代初期该厂严重超温,超温记录簿上有一台机5个月内超温50多次,其中一次超温到580℃长达24h(额定汽温535℃),经整顿后,该厂将主汽温度记录表改为圆盘式,每天一张记录纸,使用前先在表纸上划好允许汽温变化范围的上下限,运行精心调整做到温度不超限。据了解,目前有一些电厂对规程关于超温的规定还没有认真执行。

再如某厂一台100MW机组,锅炉检修中将甲、乙两侧过热器减温水控制系统按错,启动后一侧过热蒸汽超温,控制加大减温水实际上减小了减温水,另一侧控制关小,实际加大了减温水,致使一侧温度高达600℃,另一侧则降到390℃,现场决策人员认为两根来汽管进入一个自动主汽门后混合起来,可按平均温度(600℃+390℃=495℃)对待。这种决策显然是不科学的。其后明确规定对汽温的监控以单管为准,只要其中一根管超标就要按规程规定处理。

对于低汽温已在第三节大轴弯曲,第五节汽缸进水等节中讲了,不再重复。

(2)从启动到正常运行,机组经历了从冷态或热态逐步增温到满负荷下温度的过程;从满负荷减到空负荷到停止运行,机组又经历了从满负荷下的温度逐步减低到热态或冷态温度过程;在机组正常运行中,这种增温,减温幅度不大,但在大幅度加减负荷以至甩负荷时,机组也将经历大幅度增温和减温(即冷却)的过程。

由于汽缸、阀门和大轴表面到中心孔的厚度都很大,在增温和冷却过程中,都存在由于温差引起的热应力,增温的一侧要膨胀,但受部件内部存在温差制约,不能自由膨胀而产生压应力,减温的一侧要收缩,也受温差制约不能自由收缩而产生拉伸应力,如果温度变化率过快,产生的压应力或拉应力使材料表面达到屈服点甚至超过屈服点,则将形成残余变形。随机组起停,加减负荷累积下来,就会使材质表面产生裂纹并不断发展影响机组的使用寿命。一些电厂对温度变化率过快影响机组寿命认识不足,在设备起、停、加减负荷等变工况情况下对温度变化率控制不严格,经常出现温度大幅度直线升、降、例如有的厂吹灰器不能正常投运,过热器积灰结焦影响正常运行,于是在后夜低负荷时采用突然降负荷并使过热器降温掉焦掉灰,这种措施在短时间改善锅炉运行状况也有一些效果,但在这处过程中蒸汽温度呈数十度直线升降,对机炉材质将造成热应力严重超标;再如有的电厂在没有技术措施保证正常的温度变化率的情况下,盲目缩短起停时间未搞速起停等等,这些做法在初期可能看不出影响,但经过一段时间,可能造成汽缺变形、部件裂纹、汽封严重磨损等等而发生事故并影响设备寿命。

因此,在控制机组温度变化率方面,应采取以下主要措施:

(1)根据制造说明和典型规程的规定,制订机组冷态启动、温态启动、热态启动(300MW机组运行规程规定,高压缺调节级内缺内壁200℃以下为冷态,200~370℃为温态,370℃以上为热态,美国通用公司对冷态规定为150℃以下,温态为150~375℃,热态相同)、滑参数启动、带负荷、停机的依据,严格按曲线规定控制温度变化率。

(2)热态启动时,严防低于机组金属湿度的蒸汽进入机内或送入封,并落实各项防止汽缺进水的措施。金属表面聚冷比聚热对寿命的影响更大。

(3)在运行中或故障情况下,要尽量避免汽温大幅度变化。

(4)快速启、停应有技术措施,并经试验确保温度变化在正常允范围内方可实施。

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第九节?汽轮机承压部件、压力容器爆破

汽轮机管道系统承压部件和压力容器爆破也将造成严重后果,如主蒸汽管道,给水管道、高加疏水管道、除氧器等发生爆破,不仅造成设备损坏,而且会造成人身伤害,现将比较典型的事故案例列举如下:

(1)90年代初期某厂一台苏制100MW机组运行中发现电动主汽门前主蒸汽管焊口附近漏汽,随即将机组停运后进行检查,发现Ф273mm主蒸汽管道与电动主汽门的焊缝已有1/4圆周裂透。割管检查发现主蒸管道使用是Ф273mm×30mm的厚壁管,而电动主汽门接口处壁厚仅20mm,且外径略大于273mm,施工安装时将主蒸汽管内壁作了斜坡扩孔,对接处壁厚约18mm。投产后也未检查过该焊缝的情况,致长期运行中受管道力矩和热应力等影响产生裂纹。另一根主蒸汽管也已产生裂纹。由于发现后及时停机检查,才未酿成毁灭性灾害。

(2)1987年某厂300MW机组中甲侧主汽管上的大旁路铸钢三通与管道焊口运行中突然断开,最大水平位位移1.2m,并引起另一Ф33mm×16mm管道折断,汽水灰尘进入发电机小间造成发电机出口短路,厂房也局部损坏,造成这次事故的主要原因是三通外径380mm,管口外径353mm,对接焊口时三通管外壁未削坡(15℃),有陡的台阶,断口尚铸钢侧熔合线断开,熔合金属均在管道一侧。事故前累计运行7.26万h,事故后检查其他机组,也有类似裂纹缺陷。

(3)*时期某厂搞“改革”,养活了高加法兰螺栓条数,并将法兰接合面外侧焊在一起,投运后从法兰处爆开,汽水喷出造成附近一值班人员死亡。此外,高加疏水管弯头冲刷减薄爆破造成人员伤亡事故曾多次发生。

(4)1981年某厂苏制200MW机组除氧器运行中,由于机组早已满负荷运行,但未按规程规定在带负荷150MW以上将除氧器汽源由Ⅱ段抽汽改为Ⅲ段抽汽供气,加之,除氧器压力高速门不起作用,安全门排放量不足且性能不良,保护装置不完善,致使除氧器严重超压爆破,爆破产生的巨大冲击力将其下部各层的预制板包括集控室上下的预制板全部压到下部电缆夹层,造成值班人员9人死亡1人重伤;其横向冲击力还造成除氧间、厂房A列部分土建结构严重损坏,同时汽轮机、发电机、主变压器也遭到不同程度的损坏,教训极为沉痛。

(5)上述除氧器爆破后不久,某厂进行除氧器焊缝检查时,事无未制订安全技术措施,未经有关领导批准,即在水箱筒壁上割开一个方孔,作为作业人员进出的通道。工作结束后,对后开方孔既未开坡口,也未双面施焊,只从外面进行了焊接。以致运行中所开方孔焊缝爆开,造成2人死亡。

承压部件、压力容器爆破,不仅造成设备严重损坏,而且将伴随造成人身伤害,有的甚至会造成毁灭性灾害。上面提到的除器超压爆破事故就十分严惩,若主蒸管道焊口在运行中断裂,其后果将不堪设想。因此,应高度重视防止承压部件、压力容器爆破事故技术措施的落实,切实防止这类事故的发生。

在防止承压部件、压力容器爆破事故方面,要组织专业技术人员、压力容器监察人员和金属监督人员认真贯彻有关规程规定和反事故技术措施的要求,对承压部件、压力容器的结构、材质、焊口、汽源压力控制、安全门排放能力以及管道、容器腐蚀、冲刷减薄情况和支吊架等等都要做到心中有数,有据可查。并应做好以下几方面的工作:

(1)新机组验收时,应组织掌握主蒸汽、再热蒸汽和给水管道焊口焊接质量情况,要从施工焊口质量的技术检验资料中掌握是否有不合格或有超标缺陷的焊口。对不合格的的必须坚持返工,若个别轻度超标不能在移交前返工处理的,投产后要监督运行并创造条件尽快处理。

(2)对检修中施焊的焊口,必须经技术检验合格方可投入运行。同时应按金属监督有关规定,定期对承压部件、压力容器进行损伤、蠕变、测厚等检验工作,发现问题要认真研究采取有效措施。

(3)对压力容器要按能源部规定进行检验办理登记手续,并坚持定期检验。

(4)对除氧器要贯彻电力部[1981]电办字11号文颁发的《关于防止高压除氧器爆破事故的若干规定》。除保持除氧器设备符合要求外,还要采取控制进除氧器汽源不超压的可靠措施(如采用二段抽汽作低负荷时除氧器汽源的应有减压措施)和确保安全门排放量符合规定,并保证动作可靠。此外,若确需在除氧器或水箱上开孔时,应由专业人员制订技术措施,经有关人员审查,并经主管生产的领导批准后方可开孔。工作结束恢复时,必须保证焊接质量。严禁随意在压力容器、承压部件上开孔。

(5)对高加疏水管和弯头要定期进行测厚,发现冲刷减薄的,要及早更换。

(6)在主蒸汽、再热蒸汽、给水等管道、阀门发生泄漏时,若不能确证排除裂纹缺陷时,应安排停用设备进行检查处理,以免发展酿成爆破事故。

第十节?汽轮机油系统火灾

汽轮机润滑油系统漏油,特别是调节系统高压油系统漏油遇到高温热体(处于高温状态的管道、阀门、汽缸等)就会起火燃烧,如漏油得不到有效控制,甚至漏油量突然增加,则火势将迅速发展,造成极其严重的后果。70年代国内曾多次发生严重的汽轮机油系统火灾事故,后经贯彻原水电部署制订的《汽轮机油系统防火技术措施》,这类事故基本上得到控制,但近年来由于人员不断更新,在这类事故防范措施的认识上有所淡化,以致汽轮机油系统火灾事故又有所抬头,需要引起重视,现将70年代和近期比较典型的汽轮机油系统火灾事故案例列举如下:

(1)1974年某厂一台125MW汽轮发电机运行中,油系统漏油起火后,火焰将高压油管道法兰使用的塑料垫、胶皮垫迅速烧毁,大量高压油从法兰缝隙中喷出,使火势迅猛发展成大火,火焰将汽机房部分屋顶钢架烧弯坍塌。大火不仅烧坏了发电机,并顺电缆延烧到控制室,将控制盘表全部烧坏,火灾中还造成一人窒息死亡。该机经一年多才修复。

(2)1995年某厂一台国产200MW机组运行中,高压油动机活塞上压力表管漏油,检修人员用胶皮包住漏点并用铁丝缠紧,交待运行人员10min检查一次。后在检查间隔中突然断开,司机跑到漏油点脱下工作服堵漏,油管断开约4min后,值长下令值机,随即油动机下部着火并发展到机头附近地面的油气爆燃,形成火线,将一人封在火区内,撤出时从10m平台掉落到0m造成死亡,另一人被烧伤。

油系统火灾事故案例表明,透平油系统漏油,特别是高压油系统漏油遇到高温热体时就会立即起火燃烧,并迅速形成大火,大火又烧坏油系统设施(如法兰塑料垫、胶皮垫等),增加新的漏油点形成恶性循环,越烧越大。因此,对汽轮机油系统防火工作决不能有所松懈。

在防止汽轮机油系统火灾事故方面,应继续认真贯彻水电部[1974]水电生字50号文颁发的《关于汽轮机油系统防火技术措施》,并再强调以下几点:

(1)油系统的阀门、管道的法兰、接头的接合面必须修刮良好,保证平正,不别劲,法兰接合面应使用隔电低、青壳低或厚度不大于1.5mm的耐油石棉板。禁止使用塑料垫或胶皮垫(含耐油胶皮垫)。锁母接头应采用软金属垫圈。

(2)油系统管道、截门、接头、法兰等部件一般应按工作压力的两倍未选用,油系统管子厚度最薄不得小于1.5mm,油系统不要采用铸铁或铸铜的阀门、考克。

(3)油管路附近的热管道或热体必须保温完好,并外包铁皮。

(4)对油管路(特别是小直径管路)应采取防止长期振动磨损减薄的措施,以防止减薄爆破后引起火灾。

(5)汽轮机运行中发生油系统法兰接合面喷油,高压油管(含压力表管)破裂等喷油时,应将机组停用,消除漏油缺陷,若喷出的油起火时,应立即破坏真空停机,同时进行灭火。

(6)汽轮机的事故排油系统应可靠并畅通,事故蓄油坑应经常保持完好,并无积水和杂物。当汽轮机系统火势无法控制或危及油箱时,应立即打开事故排油门将油排入事故蓄油坑。

第十一节?汽轮机凝汽器泄漏

凝汽器泄漏,冷却水将漏入凝结水进入锅炉。给水质量劣化导致汽水品质超标,给水长时间超标或大量冷却水进入系统,将导致锅炉水冷壁严重结垢,产生垢下腐蚀,水冷壁管鼓包、爆破,并且使蒸汽品质不良,大量带盐,使汽轮机阀门、通流部分严重积结盐垢和蒸汽携带物,不仅通流面积减小影响机组降低出力,而且自动主汽门、调节汽门严重积垢,在甩负荷后极易卡涩造成机组超速。多年来,凝汽器泄漏造成严重后果的事故时有发生,下面列举几次典型的事故案例:

(1)70年代某电厂两台100MW机组循环水采用地下水加河面水开式冷却。由于平时河面水很水,且上游造纸厂废水排入河道,导致凝汽器铜管内壁附着粘状物影响真空下降,为提高真空,电厂曾多次在循环水泵入口加砂子冲刷粘状物,加砂冲刷后真空有所提高,但不能维持。多次加砂以及洪水期间泥沙的磨损、河面水的腐蚀,使凝汽器铜管减薄而频繁小量泄漏,对此堵不胜堵,累加起来,长时间小量泄漏造成锅炉水冷壁管结垢厚达数毫米,产生垢下腐蚀、鼓包频繁爆管;汽轮机大修解体后,叶轮、隔板表面积有大量盐垢和携带物,呈土黄色,叶片、导叶通流部分积结的更多。该厂全部更换了凝汽器铜管,全部改用地下水供循环水并对锅炉水冷壁进行了酸洗换管,才得到根治。

(2)1994年某厂300MW机组采用海水作循环冷却水,运行中凝汽器钛管断裂,大量海水漏入系统,由于监测手段不完善,停机处理不及时,使汽水品质严重恶化,后停机解体检查,汽轮机通流部分严重积结盐垢,喷嘴及速度级叶片的积盐,几乎堵满了通流断面。

(3)1995年某厂300MW机组采用海水作循环冷却水,运行中由于机组末级叶片拱型卫带断裂甩脱后打坏了几根钛管,大量海水漏入系统,凝结水在线钠离子表指示严重超标,该厂申请调度停半边凝汽器找漏、堵漏,联系和操作期间海水继续进入系统,后虽堵住了断裂泄漏的钛管,但运行几天以后,汽水品质仍大幅度超标。

(4)因凝汽器铜管管材质量不良,安装工艺不当以及运行管理不善引起的凝汽器频繁泄漏的事例在许多电厂都发生过,造成了不同程度的影响,这里就不一一列举了。

(5)1995年,某厂发生凝汽器频繁泄漏,未及时果断处理,导致锅炉水冷壁严重结垢,频繁发生爆管事故。

以上事故案例表明,造成凝汽器泄漏的因素很多,设备本身可能发生泄漏的漏点也很多。因此,凝汽器泄漏是汽轮机运行中常发性缺陷。短时间的轻微、小量泄漏对汽水系统的影响不明显,即使较大的、将对汽水系统造成严重影响的泄漏,对当时汽轮机的运行也没有直接的明显影响。这就容易促使现场人员出于争取多发电,减少事故,临检考核等因素,追求眼前利益,不顾长远严重危害而不及时、果断地处理,慢性的长期积累,必将被迫对设备进行大手术,大拆大换,造成大量的经济损失和电量损失。

防止凝汽器泄漏导致机炉设备严重结垢应采取的主要措施如下:

(1)把好凝汽器管材的选材、安装质量关,并加强检修管理,运行管理,确保凝汽器不发生频繁泄漏。

(2)领导要全力重视支持化学监督工作,根据设备情况制订出凝结水正常的硬度、钠离子等控制指标,严格控制在指标以下运行,同时还应制订超标后在某一数值以下,最多可以继续运行的时间以及严重超标达到某一数值时,必须立即停机处理的规定。

(3)凝汽器发生泄漏缺陷后,应根据化学监测的结果,按化学监督规定指标,及时进行找漏、堵漏或立即停运机组。防止冷却水小量累加或大量进入汽水系统。

(4)使用海水冷却的机组或其他有条件的机组,应装设凝结水钠离子或硬度在线监测仪表、以便及时凝汽器泄漏情况。未装在线监测仪表的机组,对凝结水化验周期应作合理的规定,发现凝汽器泄漏时,应增加化验次数,以便根据超标情况及时果断处理。

第十二节?生产领导人员在防止

汽轮机重大事故方面需正确对待的几个问题

(1)按规程规定把紧急情况下的停机权切实交给现场值班人员。汽轮机本体、承压部件和压力容器、油系统发生事故具有突发性和迅速扩大的特点,如不及时果断处理将造成设备事故扩大严重损坏,因此规程规定立即停机。在执行上只能靠司机、班长正确判断、果断处理。而不能层层请示汇报,延误时机。有的电厂把停机权交给值长,甚至掌握在总工、厂长手里,很不利于保护设备。

(2)领导要带头执行规程,现场运行规程是机组运行工作的准绳,各级人员都要严格执行。需要强调的是领导要带头执行规程,为各级人员做出表率。总工程师有权批准现场规程,但无权任意修改规程规定,如上下缸温差、大轴晃度超标,启动中振动超标等不具备启动条件,就任意修改规定强行启动机组。许多事故往往都是领导决策失误造成扩大的。

(3)处理好保安全记录、保企业经济效益同保设备的关系。保持完好的设备是实现企业安全生产、经济效益和保证电网出力的基础。当设备发生异常时,必须在确保设备不再扩大损坏的前提下抓紧处理,恢复正常运行。切不可不顾异常情况的危害性,只考虑工期、电量、安全记录等等而侥幸闯关,强行启动或拖延停机而导致设备扩大损坏。若扩大造成设备严重损坏的重大事故,则安全记录,企业经济效益就无从谈起。

(4)不具备启动条件不要强行启动机组。对影响机组启动条件的问题,要组织查明原因,消除异常情况,使之具备条件后再启动机组。启动中或运行中保护动作后,要组织查明原因,不能无根据地怀疑保护误动而退出保护继续启动,这方面的事故教训很多,而且都属于领导决策的范畴,因此各级生产领导应有明确的认识。

(5)领导应经常督促检查防止各项汽轮机设备重大事故技术措施的贯彻落实。尤其是对止超速、轴系断裂、大轴弯曲、汽缸进水、掉叶片、承压部件和压力容器爆破、油系统着火、烧轴瓦等类事故技术措施的落实情况,要重点督促检查。发现危及设备安全的缺陷、隐患要抓紧处理,对可能导致设备严重损坏的缺陷、隐患必须彻底消除或采取有效的监督措施和安全措施,不能使设备带缺陷隐患或无可靠安全措施投入运行或继续运行。

(6)重视金属监督、化学监督和振动工作。领导要支持上述监督专业人员的工作,并配备必要的监测手段。对监督意见、措施实施中遇到困难和阻力时,领导要坚定地站在监督一方说明生产人员支持监督措施的实施。

(7)重视人员培训工作。领导要组织有关人员经常对汽轮机运行,检修人员进行保证汽轮机安全运行的理论培训和事故培训的安全教育。加深对现场规程的理解,使之了解不按规程规定办事的危害性,从而自觉地严格执行规程规定,从根本上防止设备严重损坏事故的发生。

篇3：汽轮机反事故措施

因汽轮机是在高温、高压、高转速下工作,并有各辅助设备和辅助系统协调工作,往往由于某一环不慎而产生事故,而影响调试工作顺利进行。造成事故的原因是多方面的。如热状态下动静部件的间隙变化、启动和负荷变化时的振动、轴向推力的变化。蒸汽参数变化、油系统工作失常以及各种隐患等,如果发现和处理不及时,都可能引起事故,所以在启动和试运期间,应采取有效措施,将事故消除在萌芽期。

汽轮机几种常见典型事故及监视、分析和处理方法:

8.1在运行中凝汽器真空下降:

真空下降,排汽温度增高,易使排汽缸变形,机组中心偏移,使机组产生振动,以及凝汽器铜管产生松驰,变形甚至断裂。

试运期间,应随时监视,如果发现排汽室温度升高,真空指示下降,抽气器冒汽量增加等现象,首先应降低负荷,查找原因。

真空下降的原因及处理:

8.1.1循环水中断或供水不足:查找循环水系统,主要检查循环水泵和各电动阀门。

8.1.2后轴封供汽中断:查找供汽压力是否产生变化,蒸汽带水使轴封供汽中断,轴封压力调整器失灵等。

8.1.3抽气器水源中断,或真空管严重漏气。

8.1.4凝汽器水位升高:查找凝结泵入口是否产生气化,可检查泵的电流是否下降。

8.1.5检查真空系统管道与阀门是否严密。

以上原因,如不能在运行中及时处理,应停机处理,机组不得在低真空下长期运行。

8.2汽轮机水冲击及汽机进入低温蒸汽:

汽轮机水冲击及汽机进入低温蒸汽事故,是汽轮机最危险的事故之一,试运中应杜绝发生这类恶性事故。

汽轮机水冲击及汽机进入低温蒸汽,使汽轮机膨胀不均匀而发生强烈振动,过大的热应力和热变形的作用,将使汽机缸产生裂纹,引起汽缸法兰结合面漏汽,大轴弯曲,胀差负值过大,以及汽轮机动静部分发生严重磨损事故,轴向推力急剧增大,推力瓦将会烧毁,汽轮叶片产生损伤或断裂等;

造成这类事故的原因比较多:

8.2.1从锅炉来的蒸汽品质不合格,汽温低;(由锅炉分析原因)

8.2.2汽机启动时,暖管和疏水不充分;

经检查当确信为水冲击或进汽温度低时,应立即破坏真空,紧急故障停机;

8.3汽轮机通流部分的磨损:

汽轮机在试运中如果听到内部有清晰的金属摩擦声,同时机组产生强烈的振动,即可判断通流部分发生磨损,此时,应迅速破坏真空,紧急停机;

这类事故多发生在启动、停机惰走,负荷变化阶段,尤其是新装机组,在试运初期对机组结构特性没有完全掌握的情况下,容易发生此类事故。

造成磨损的原因,通常是胀差控制不当超过正负极限值,此时产生轴向磨损,或者汽缸和转子热变形过大,此时产生径向磨损所致;

所以试运期间,应严格控制温差、胀差等指标。

8.4汽轮机发电组突然甩掉负荷;

这类事故可判定为电气部分故障使机组甩负荷,其处理措施如下:

8.4.1解列电液伺服执行系统,用手动操作将转速调整到正常值:

8.4.2及时调整轴封供汽、防止汽源中断;

8.4.3开启凝结水再循环门,以保证抽气器冷却;

8.4.4关闭至除氧器的抽汽阀,以防蒸汽倒流而引起汽机超速同时应投入其它汽源向除氧器送汽,使其维护正常工作:

8.4.5全面检查汽机空转运行情况,包括机组振动、声响、轴向位移、轴承油温、胀差以及进排汽压力等是否正常。故障排除后,才可重新并网。

8.5汽轮机油系统事故:

油系统在汽轮机正常运行中担负着供给各轴承的润滑、冷却用油以及调节保安系统工作用油的任务。因此油系统一旦发生故障并且处理不当时,就可能使轴承烧毁,动静部分磨损或者使调节系统失灵,严重影响汽轮机的安全运行。

油系统事故主泵表现为:主油泵工作失常、油系统进水、油系统着火等。

8.5.1主油泵工作失常:检查注油器供油压力与流量是否正常;主油泵本身机械部分的损伤。

在试运中发现油系统压力降低、油量减少以及泵内声音失常等,可断定是主油泵故障,应立即启动高压交流油泵,并紧急停机,待汽缸温度降至不需盘车时,可打开前轴承座上盖,对主油泵进行检查;

8.5.2油系统漏油:油箱油位和油压同时下降,表明主油泵后的管道发生严重漏油,漏油易产生危险事故,所以发现漏油,应及时检查有关管件,并采取有效措施堵漏,再向油箱内补充油至正常油位。

8.5.3轴承油温升高和轴瓦断油:

8.5.3.1轴承油温升高分为:所有轴承的温度均升高,和某一个轴承的温度升高两种情况。

所有轴承温度均升高,是由于润滑油压和流量达不到规定值,或者是因为冷油器工作失常,应采取措施,使之恢复正常。

某一轴承油温升高,可能是轴承内部混入杂物,摩擦产生热时或者是进油口被堵,进油量减少而使油温升高,如果油温升至75℃以上时应紧急停机检查处理,否则会造成严重事故,如轴瓦烧毁(包括推力瓦)转子下沉或轴向位移,使动静部分发生严重磨损。

8.5.4油系统进水

油系统进水、引起透平油乳化,可能腐蚀调节系统各部件导致调节保安系统失灵而发生事故。

防止油系统进水措施:

n保持冷油器油压大于冷却水压

n高压轴封要调整适当,并保证轴封漏汽管畅通

n定期化验油质,发现油中带水,应即时查明原因,并及时滤油。

8.5.5油系统着火:

油系统着火往往是瞬时发生而且火势凶猛,如处理不及时,会烧毁设备、危及人生安全。

防止油系统着火措施:

n厂房内应经常保持数量足够的良好消防设施,不能存放易燃物品。

n渗漏的油应随时处理干净。

n靠近蒸汽管道或其它高温设备的油管道和法兰,应装隔离罩,油系统附近的蒸汽管道应加装铁皮罩,并应保温良好。

篇4：汽轮机高压调门异常波动安全技术措施

#3汽轮机多次发生高压调门异常波动的现象,甚至08月02日因高压调门波动导致主机EH油压低机组跳闸的事故发生。目前尚未找到导致高压调门波动的原因所在,专业督促技术支持部进一步查找造成#3机调门异常波动原因。同时对于3A主机EH油泵与3B主机EH油泵在备用状态下启动电流相差大的状况,专业也将督促技术支持部采取相应措施防止调门异常波动情况下备用EH油泵无法启动。结合近期#3机高压调门波动的现象,做出以下临时应对措施:

1、加强#3汽轮机高压调门开度、EH油压等DCS参数监视,一旦高压调门有异常波动的现象能及时发现;

2、高压调门波动时,观察高调开度DCS曲线波动是否有正弦波动特征、是否有波动发散的趋势;

3、若高压调门波动期间一次调频频繁动作时,在DEH画面新增有投退DEH一次调频回路操作按钮,退出DEH一次调频回路,并退出机组协调控制模式;

4、若高压调门波动呈正弦波动特征或发散特征时,主机EH油压会持续下降,此时应及时启动备用主机EH油泵运行;

5、若高压调门频繁波动,退出DEH一次调频回路后,高调开度与机组负荷曲线仍成正弦或发散波动形态,将机组控制模式由限压模式切换至初压模式,并保持锅炉侧参数稳定;(删除)

6、调门波动期间对汽轮机轴向位移、胀差、各轴瓦振动等参数加强监视;

发电部

2013年08月11日

篇5：汽轮机高低压加热器调试措施

1概述华电新疆发电有限公司昌吉热电厂2×330MW热电联产工程1号汽轮机为上海电气集团股份有限公司制造的型号为CZK330-16.7/0.4/538/538型亚临界、一次中间再热、高中压合缸、单轴双缸双排汽、直接空冷汽轮机。机组配用的高压加热器(以下简称高加)系上海电气集团股份有限公司生产的JG-1025、JG-1110、JG-885型高压加热器。所配用的低压加热器(以下简称低加)系上海动力设备有限公司生产的低压加热器。该机组由新疆电力设计院设计,山东电建二分公司负责安装,新疆电力科学研究院负责机组的整套调试工作。根据有关规程、规范,结合本系统的实际情况,特编制本措施。2调试目的全面检查高、低加系统设计、制造及安装的质量,保证高、低加系统安全可靠地投运。3依据标准3.1《火力发电建设工程启动试运及验收规程》[DL/T5437-2009]。3.2《火电工程启动调试工作规定》[电力部建设协调司建质(1996)40号]。3.3《火电工程调整试运质量检验及评定标准》[电力部建设协调司建质(1996)111号]。3.4《电力建设施工及验收技术规范》(汽轮机机组篇)[DL5011-92]。3.5《国家电网公司电力安全工作规程(火电厂动力部分)》[国家电网安监(2008)23号]。3.6《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求(2000年版)》。3.7《中国华电集团公司工程建设管理手册》中国华电工[2003]第260号。3.8高、低压加热器说明书及设计图纸。4调试使用设备经校验合格、准确可靠的现场DCS测点和就地表计。5组织与分工5.1建设单位的职责全面协助试运指挥部做好试运全过程的组织管理,参加试运各阶段的工作的检查协调、交接验收和竣工验收的日常工作。负责编制和发布各项试运管理制度和规定。协调解决合同执行中的问题和外部关系等。参加分部试运后的验收签证工作。负责管理制造厂家的调试项目等。5.2安装单位的职责负责分系统试运的组织工作和系统的隔离工作。负责试运设备的检修、维护及消缺工作准备必要的检修工具及材料。负责有关系统及设备的临时挂牌工作,配合调试单位进行分系统的调试工作。负责试运阶段设备与系统的就地监视、检查、维护、消缺和完善。负责该系统分部试运后的验收签证工作。负责向生产单位办理设备及系统代保管手续。5.3调试单位的职责负责调试系统的指挥及技术工作,准备调试表格进行调试工作并记录有关数据;负责调试系统相关的联锁、报警、保护的传动及试运前的技术及安全交底做好交底记录。负责全面检查试运系统的完整性和合理性,组织系统试运条件的检查确认。负责试验数据的记录及整理工作。填写试运质量验评表。参加分部试运后的验收签证工作,编写调试报告。负责对试运中重大技术问题提出解决方案及建议。5.4监理单位的职责负责本试运方案的讨论会审。检查试运的各项工作落实完善情况。负责本次调试设备的质量监督检查工作及对调试过程进行监控。负责试运过程中的缺陷管理,建立台账,确定缺陷性质和消缺责任单位,组织消缺后的验收,实行闭环管理。协调办理设备和系统代保管有关事宜。5.5生产单位的职责完成各项生产准备工作,包括燃料、水、汽、气、酸、碱等物资的供应。提供电气、热控等设备的运行整定值。负责系统试运中设备的启、停,运行调整及事故处理。在调试系统试运期间作好事故预想,及时处理异常情况。准备运行的规程、工具和记录报表等。负责试运中设备的巡检及正常维护工作。负责有关系统及设备的正式挂牌工作。负责已经代保管设备和区域的管理及文明生产。5.6生产厂家的职责制造单位应按合同进行技术服务和指导,保证设备的性能;及时消除设备缺陷;处理制造厂应负责解决的问题;协助处理非责任性的设备问题等。6调试范围高低加及其附属管道、水位计、阀门、疏水器,相关的热工仪表、电动门、调整门、电磁阀和保护系统。高加主要技术参数见表一,低加主要技术参数见表二。表一?高加主要技术参数序名称单位1号高加2号高加3号高加1加热器编号HP1HP2HP32型式卧式U型管卧式U型管卧式U型管3型号JG-1025JG-1110JG-8854总传热面积m蒸汽冷却段换热面积m2136115846凝结段换热面积m疏水冷却段换热面积m2701621658流程数双流程双流程双流程9给水端差℃-1.70010疏水端差℃5.65.65.611传热管外径×壁厚mmΦ16×1.912传热管数/堵管根数根1314/1311229/1231163/11613设计管内流速m/s2.42.42.414设计压力管侧MPa(g)28.05壳侧MPa(g)7.584.812.5115试验压力管侧MPa(g)42.1壳侧MPa(g)11.377.23.716设计温度管侧℃295265225壳侧℃420/295360/265481/22517设计流量管侧t/h1180壳侧t/h75.990.3344.318设计压降管侧MPa0.10.10.1壳侧MPa0.070.070.0719换热堵管率≤10%表二?低加主要技术参数序项目5号低加6号低加7号低加1加热器编号LP5LP6LP72型式卧式U型管卧式U型管卧式U型管3型号JD-610JD-700JD-9404总传热面积m蒸汽冷却段换热面积m20006凝结段换热面积m疏水冷却段换热面积m290401958流程数双流程双流程双流程9上端差(出口)℃2.82.82.810下端差(入口)℃5.65.65.611传热管外径×壁厚mmΦ16×0.912传热管数/堵管根数根660/10%670/10%865/10%13设计管内流速m/s2.42.391.914设计压力管侧MPa(g)4.0壳侧MPa(g)0.6860.480.115设计温度管侧℃164138110壳侧℃322/164266/13812016设计流量管侧t/h924.916壳侧t/h46.7849.96758.98417设计压降管侧MPa0.10.10.1壳侧MPa0.020.020.027应具备的条件7.1高、低加投运前应具备的条件7.1.1有关管道、阀门及设备安装完毕,保温良好,管道支吊架经过检查调整,符合设计要求。7.1.2高、低加及管道水压试验合格,所有安全门按要求检验整定合格后,方可安装。7.1.3高、低压给水管道、凝结水管道按要求冲洗合格。7.1.4有关热工和电气安装工作完成,就地与远传仪表齐全、完整、安装正确,电动门和调节门经调整试验合格。7.1.5水位自动调节装置具备投入条件,各水位计显示良好。7.1.6联锁保护系统试验动作正确可靠。7.1.7高、低加周围道路畅通,照明充足。7.1.8高、低加热工保护动作正确。见《1号机组汽机联锁保护确认表》高、低加部分。7.1.9凝结水泵和给水泵具备投运条件,可随时投入运行。7.2高、低加投运前的准备工作7.2.1下列设备送电检查:高、低加进汽电动门、危急疏水门、疏水调节门、仪表和热工保护电源。7.2.2检查下列各阀门处于关闭位置:高、低加进汽电动门、水侧注水门、水侧放水门、危急疏水门、疏水调节门。8高加试运程序8.1水侧投入8.1.1给水泵启动后,高加水侧即可投入。水侧投入后,应投入高加水位热工保护。8.1.2开启高加水侧排空气门,缓慢开启注水门向高加注水,见水后关闭水侧排空气门。注意监视汽侧水位检查高加有无泄漏。8.1.3确认高加无泄漏后,投入高加水侧。8.2汽侧投入8.2.1高加原则上应随机组滑启、滑停,当因某种原因不能随机滑启、滑停时,应按抽汽压力由低到高的顺序依次投入。8.2.2检查高加水侧正常投入,稍开高加进汽电动门和全开高加危急疏水门或汽侧放水门,进行高加汽侧的预热及冲洗。8.2.3进行高加汽侧冲洗排污。汽侧冲洗时应严格控制高加出水的温升速度≤3℃/min。8.2.4高加疏水品质合格后,关闭危急疏水门或汽侧放水门,疏水切换为正常系统。8.2.5全面检查高加系统,确认一切正常,逐渐开大高加进汽电动门,温度稳定后至全开,高加投入运行。8.3高加停运8.3.1汽侧停运:高加原则上应随机组滑启、滑停,当因某种原因不能随机滑启、滑停时,应按抽汽压力由高到低的顺序依次停运。缓慢关闭高加进汽电动门,控制给水温降速度在≤2℃/min。关闭高加进汽电动门和汽侧空气门,开启高加汽侧放水门。8.3.2水侧停运动作高加入口三通阀,给水切换至自动旁路。切换完成后关闭高加出口电动门,水侧切除。9低加试运程序9.1水侧投入9.1.1凝结水泵启动后,低加水侧即可投入。投入低加水位热工保护。9.1.2开启低加水侧排空气门,缓慢开启入口门向低加注水,见水后关闭水侧排空气门。注意监视汽侧水位检查加热器有无泄漏。9.1.3确认低加无泄漏后,投入低加水侧。9.2汽侧投入9.2.1低加原则上应随机组滑启、滑停,当因某种原因不能随机滑启、滑停时,应按抽汽压力由低到高的顺序依次投入。9.2.2检查低加水侧正常投入,打开启动排气门,稍开低加进汽电动门,全开危急疏水门或汽侧放水门,进行低加汽侧的预热。9.2.3汽侧冲洗时应严格控制低加出水的温升速度≤3℃/min。9.2.4全面检查低加系统,确认一切正常,开大低加进汽电动门,低加投入运行。9.3低加停运9.3.1汽侧停运:低加原则上应随机组滑启、滑停,当因某种原因不能随机滑启、滑停时,应按抽汽压力由高到低的顺序依次停运。缓慢关闭低加进汽电动门,控制给水温降速度≤2℃/min。关闭低加进汽电动门和汽侧空气门,开启低加汽侧放水门。9.3.2水侧停运开启加热器水侧旁路门,全开后关闭低加进出口门,水侧切除。10高、低加事故解列10.1高加事故解列当高压加热器发生泄漏,水位急剧上升,接通高二值报警点,自动打开危急疏水门,如水位继续上升,高三值点接通,同时迅速动作高加进口三通阀切至旁路,关闭抽汽隔离门和抽汽逆止门,三通阀切至旁路后关闭高加出口门。关闭疏水至除氧器截止门和运行排气门,打开疏水到高加危急疏水扩容器的截止门。打开启停放水门排除积水,打开放气门。事故条件下的解列,不能遵守温度变化率的限制,因而对高加是有害的。运行中发生下列情况时,高加可紧急解列:①高加水位高Ⅲ,水位无法控制。②机组甩负荷。③高加系统汽水泄漏、抽汽管路蒸汽泄漏,危及人身设备安全。10.2低加事故解列低加停运应先停汽侧,后停水侧。关闭故障低加的进汽电动门、逆止门,开启抽汽管道疏水阀,注意温降速度。关闭上级至本级疏水隔离门,注意上一级低加的事故疏水门动作正常。开启故障低加的旁路门,关闭进、出水门,注意凝结水流量的变化及除氧器水位。关闭故障低加的正常疏水门和事故疏水门。若低加有检修工作,根据具体工作认真做好相应的安全措施。11质量目标11.1高加出水的温升速度≤3℃/min.11.2低加出水的温升速度≤3℃/min。11.2最终给水温度271.8℃11.2阀门单体调试确认完成,满足生产要求;11.2系统联锁保护及报警试验完成,可正常投用。12安全注意事项12.1高加投入和停用前,应与锅炉加强联系,防止操作引起给水中断。12.2启停操作时,应安排熟练的运行人员负责操作。12.3热工保护必须动作可靠,高加水侧不退出,保护不能解除。12.4机组首次启动中加热器水侧放水应打开,冲洗内部脏物。由于抽汽管道内壁不清洁,含有较多杂质,应在汽侧投入过程中,维持加热器汽侧压力进行蒸汽冲洗2个小时以上,通过汽侧放水门排放。12.5高加汽侧投入前抽汽管道应当充分疏水。12.6运行过程中高加至除氧器排气门应全开,排汽量靠高加内部节流孔板保证,不应随便关小排汽门。12.7加热器投运后应严密监视水位,特别是试运初期,严防高加满水进入汽轮机造成重大恶性事件的发生。12.8加热器运行中重点要监视其加热器端差和疏水端差,差值越小说明加热器和疏水冷却器的工作情况越好。高压加热器在运行中,除注意监视水位和端差外,还应注意高压加热器的出口水温,额定负荷下达不到设计值将会增加机组的热耗,必须查明原因及时处理。环境、职业健康安全风险因素控制措施13.1环境因素的控制本项目没有可能造成影响环境因素。13.2职业健康安全风险因素的控制13.2.1本项目可能出现的危险源识别如下:13.2.1.1生产工作场所未配备安全帽或未正确佩戴安全帽。13.2.1.2调试生产场所沟、孔、洞在基建期间多处不全,楼梯、照明不完好。13.2.1.3生产场所未按照规定着装。13.2.1.4调试现场脚手架比较多,可能存在高空落物被击伤。13.2.1.5调试现场的旋转设备未安装靠背轮的防护罩或接地装置,可能被转动机械绞住衣物,或发生触电。13.2.2对可能出现的危险源采取的控制措施13.2.2.1在生产工作场所配备足够安全帽,要求所有调试人员正确佩戴安全帽。13.2.2.2进入现场时,注意警戒标志,对不符合规定的走道和明显危及人生安全的工作场所,禁止进入,照明不良的场所不得进入和工作。13.2.2.3生产场所按照规定着装。13.2.2.4正确的戴好安全帽,发现高空有施工工作,禁止进入。13.2.2.5检查电气设备必须有良好的接地,靠背轮无防护罩禁止启动。13.2.2.6参加调试的所有工作人员应严格执行《电力建设安全工作规程》及现场有关安全规定,确保调试工作安全可靠地进行。14附录附表A抽汽回热系统调试记录表