热电厂汽机机组异常运行及事故处理.doc
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1、热电厂汽机机组异常运行及事故处理6.1事故处理原则:6.1.1机组发生事故时,运行人员应按“保人身、保设备、保电网”的原则进行处理,迅速解除对人身和设备的危害,必要时立即解列发生故障的设备;事故处理应迅速、准确、果断。6.1.2机组发生故障时,运行人员应坚守本职岗位,根据仪表指示和设备外部象征,迅速正确地查清事故的原因、性质、发生的部位和事故影响范围,并迅速处理事故,首先解除对人身、设备及电网的威胁,防止事故扩大;隔离故障设备,保证未损坏设备、系统的正常运行,并向上级汇报。6.1.3处理事故时,各专业岗位应在值长或单元长的统一指挥下,密切配合,全面、迅速、准确地处理事故,每一步处理过程尽可能汇
2、报值长,并听取上级的指导,正确执行。同时,值长应及时将故障情况通知非故障机组或单元,使各岗位做好事故预想,并判明故障性质和设备情况以决定机组是否可以再启动恢复运行。6.1.4事故发生在交接班过程中,应停止交接班,由交班的人员应继续进行处理,接班的运行人员可在交班者同意下协助消除故障,直到机组恢复正常运行状态或接到值长的接班命令为止,再按交接班程序进行交接班。6.1.5非当值人员到达故障现场时,未经当值值班员或值长同意,不得私自进行操作或处理,当发现确实危及人身或设备安全时,可采取措施处理后及时报告当值值班员。6.1.6在发生本规程内没有列举的事故现象时,运行人员应根据自己的知识和经验分析判断,
3、主动采取对策,果断处理并及时汇报。6.1.7各级专业管理人员在机组发生事故时,应尽快赶赴现场,根据事故性质给予运行人员必要的指导,但这些指示不应和值长命令相抵触。6.1.8处理完毕后,各岗位要对事故发生时的现象、事故发生时间、地点、及处理措施、经过及处理过程中的有关数据,真实详细地记录在值班记录本上,以便分析事故时用,交班后应认真地总结和分析并吸取经验教训。6.2事故停机6.2.1发生下列情况之一时,机组应立即破坏真空紧急停机:6.2.1.1机组发生强烈振动,瓦振达0.1mm以上;轴振达0.25mm。6.2.1.2汽轮机或发电机内有清晰的金属摩擦声和撞击声。6.2.1.3汽轮机发生水冲击或主、
4、再热蒸汽温度10分钟内急剧下降50以上。6.2.1.4任一轴承断油、冒烟或回油温度升至75。6.2.1.5任一支持轴承金属温度升至115或推力轴承金属温度升至110。6.2.1.6轴封或挡油环严重摩擦,冒火花。6.2.1.7润滑油压低至0.039MPa,启动交、直流油泵无效。6.2.1.8主油箱油位降至低油位停机值以下,经补油无效。6.2.1.9油系统着火不能很快扑灭,严重威胁机组安全时。6.2.1.10轴向位移超过+1.2mm或-1.65mm,而轴向位移保护装置未动作。6.2.1.11汽轮机转速超过3360r/min,而危急遮断器不动作。6.2.1.12发电机、励磁机冒烟着火或氢系统发生爆炸
5、时。6.2.1.13高压缸排汽温度420而保护未动作。6.2.1.14汽轮机断叶片。6.2.1.15高中压缸、低压缸胀差增大,调整无效超过极限值6.2.2发生下列情况下之一时,机组应立即不破坏真空故障停机:6.2.2.1凝结水泵故障,凝结器水位过高,而备用泵不能投入。6.2.2.2主、再热蒸汽管破裂,危及机组或人身安全时。6.2.2.3 DEH系统和调节保安系统故障无法维持正常运行。6.2.2.4机组甩负荷后空转或带厂用电运行超过15分钟。6.2.2.5发电机定子冷却水流量35t/h时间超过30s,断水保护不动作。6.2.2.6机组处于电动机状态(汽轮机无蒸汽)运行时间超过1分钟。6.2.2.
6、7油系统严重漏油无法维持运行时。6.2.2.8EH油压下降至7.8MPa以下保护未动作。6.2.2.9在额定负荷下,主、再热汽温上升到557或下降至430,经调整无效时。6.2.2.10低压缸排汽温度110调整无效时。6.2.2.11凝结器压力升至19.7kPa以上(凝结器真空快速降至-80.3kPa以下)。6.2.3破坏真空紧急停机操作步骤:6.2.3.1立即手按停机按钮,检查发电机负荷到零、解列,检查高中压自动主汽门及调速汽门、供热蝶阀、抽汽逆止门、高排逆止门、抽汽供热逆止门、抽汽供热电动门均已关闭,机组本体、抽汽管道疏水、BDV阀自动开启。6.2.3.2检查交流油泵联锁启动,否则,手操启
7、动,检查润滑油压正常,同时确认机组转速下降。6.2.3.3全开真空破坏门,停止真空泵运行(循环水中断可不开破坏门)。6.2.3.4禁止投入低旁运行,关闭主、再热蒸汽管道至凝汽器的所有排汽疏水(水冲击除外)。6.2.3.5检查启动电泵,维持汽包水位。6.2.3.6维持除氧器在正常水位。6.2.3.7将轴封汽源切换至辅汽或主蒸汽。6.2.3.8关闭高压调门门杆漏汽门至三抽手动门。6.2.3.9低压缸喷水应自动投入,否则手动投入。6.2.3.10凝泵运行正常,注意调节凝结水母管压力及除氧器、凝结器水位正常。6.2.3.11转速降至1150r/min时应启动顶轴油泵。6.2.3.12注意机组惰走情况,
8、真空到零,转子静止,停运轴封汽,投入连续盘车,记录盘车电流、大轴晃动值及惰走时间。6.2.3.13在转速下降的同时,对机组进行全面检查,仔细倾听机组内部声音。6.2.3.14完成停机后的其它操作。6.2.3.15循环水中断不能立即恢复循环水。6.2.4不破坏真空故障停机步骤:6.2.4.1迅速减负荷至零,启动交流油泵运行正常,打闸停机。6.2.4.2根据情况,调节投入旁路系统(若需要停机不停炉)。6.2.4.3除不破坏真空,其它操作均按紧急停机过程处理。6.2.4.4非保护动作停机,应先启动交流油泵并确认运行正常后,再打闸、解列。6.2.4.5重新恢复机组运行前,应进行全面检查,并做好启动前的
9、准备工作。6.3汽轮机水冲击6.3.1主要危害:引起汽缸变形、动静间隙消失发生碰磨、大轴弯曲等。6.3.2现象:6.3.2.1主蒸汽或再热蒸汽温度短时间内急剧下降,过热度减小,蒸汽管道法兰、汽门结合面、门杆、汽轮机轴封等处冒白汽或伴随有尖叫声。6.3.2.2高、低压胀差明显变化(负值方向增大)。6.3.2.3蒸汽管道、抽汽管道发生振动并有水冲击声,抽汽管道上、下壁温差增大,抽汽管道上防进水装置发报警信号。6.3.2.4汽轮机轴向位移增大,推力瓦温及推力轴承回油温度升高,光字牌“汽机轴向位移大”报警。6.3.2.5机组发出异常声音,振动急剧增大,同时报警。6.3.2.6汽机上下缸温差增大,汽缸内
10、有水击声。6.3.2.7负荷下降或摆动。6.3.2.8盘车状态下盘车电流增大。6.3.3原因:6.3.3.1锅炉调整不当,造成汽包满水或汽水共腾。6.3.3.2高旁减温水误开或减温水调整不当导致蒸汽温度急剧下降。6.3.3.3汽机暖管疏水不充分或管道疏水不畅。6.3.3.4加热器满水,对应抽汽逆止门关不严,疏水倒回汽轮机。6.3.3.5除氧器满水沿轴封一档漏汽四抽管道流入轴封及汽缸。6.3.3.6轴封供汽或抽汽管道疏水不畅,积水或疏水进入汽缸。6.3.3.7其他原因造成的蒸汽带水。6.3.3.8 DEH或一次测温元件故障。6.3.4处理要点:6.3.4.1密切注意主、再热汽温等各超限值变化趋势
11、,查找原因并进行处理,一旦确认发生水冲击或超限值达到停机值,立即破坏真空紧急停机。6.3.4.2打闸前,如发现主蒸汽温度下降过快或汽包满水,则联系锅炉迅速调整;如因某台加热器满水而导致水冲击,则应立即解列该加热器,关闭对应的抽汽逆止门和电动门,解列、隔离故障加热器。6.3.4.3打闸后,立即开启主、再热蒸汽管道疏水,一、二级旁路管道疏水、高排逆止门前后疏水、及本体、导汽管道、调门、抽汽管道等疏水门。6.3.4.4汽轮机盘车期间发现进水,应立即检查切断进水源、充分疏放水,同时加强汽轮机内部声音,转子偏心度,盘车电流等的监视,必须保持盘车运行一直到汽轮机上下缸温差恢复正常。6.3.4.5汽轮机升速
12、过程中发现进水,应立即停机,充分疏水,进行连续盘车至恢复正常。6.3.4.6汽轮机运行中进水监视报警时,如高排管道疏水罐水位报警和各段抽汽管道防进水热电偶温差40时,应迅速查明原因并消除。若振动、胀差、上下缸温差的变化达到停机值时应立即停机。6.3.4.7水冲击停机后若未发现异常,充分疏水后,符合启动条件,经主管生产的厂领导同意后方可重新启动,启动时应特别注意机组上下缸温差、胀差及机组声音、振动等,如发现有摩擦声或振动增大,超过规定值,应立即破坏真空紧急停机。6.3.4.8水冲击停机时,应准确记录惰走时间,严密监视轴向位移、瓦温、振动、胀差、汽缸金属温度及温差等参数。6.3.5预防要点:6.3
13、.5.1汽轮机高排后疏水罐联锁正常可靠投入;6.3.5.2运行中汽温急剧下降50,或启停和变工况过程中汽温在10分钟内降50,以及主汽管道阀门、主汽门、调速汽门冒白汽时应打闸停机,在停机时不出现上下缸温差大,可不开启缸体疏水,以防止疏水系统的冷水和冷汽返回汽缸,极热态开机可在冲转前开启5分钟后关闭。6.3.5.3变工况过程中注意加热器、除氧器水位调整应平稳,水位报警及保护应可靠。6.3.5.4疏水管道阀门应定期疏通、清理检查,确保畅通。6.3.5.5应有足够数量可靠的汽缸金属温度测量元件和参数显示,并定期进行校验。6.3.5.6机组运行或事故时,加强主、再热汽温监视,及时联系锅炉调整正常。6.
14、4蒸汽参数偏离规定值主要危害:超温超压或低温除对汽轮机安全及经济运行产生影响外,对汽轮机寿命的影响也是非常大的,转子的高温蠕变寿命损耗随超温时间成比例的增大,低温造成末几级叶片水蚀。6.4.1现象:6.4.1.1主、再热蒸汽压力偏离规定值报警。6.4.1.2主、再热蒸汽温度偏离规定值报警。6.4.2原因:6.4.2.1锅炉原因:燃烧调整不当,减温水异常,锅炉管道泄漏等。6.4.2.2汽机原因:汽机侧主再热蒸汽管道爆管、泄漏;高旁减温水阀误开或泄漏;高低加汽侧突然解列;旁路系统动作,汽机调节系统故障。6.4.3主、再热蒸汽参数要求:6.4.3.1正常运行额定温度:538;连续运行的年平均温度53
15、8。6.4.3.2在保证年平均温度下,允许连续运行的温度:543。6.4.3.3年累计运行时间不得超过400h的允许温度:551。6.4.3.4允许在547至557之间摆动,连续运行时间不得超过15min,且任何一年的累计运行时间不得超过80h的超温。6.4.3.5正常运行时额定压力:16.7MPa。6.4.3.6连续运行的年平均压力16.7MPa。6.4.3.7在保证年平均压力下,允许连续运行的压力17.5MPa。6.4.3.8在异常情况下允许压力浮动不超过过热器安全门动作值,但此值的年累计时间在任何一年的运行中不得超过12h。6.4.3.9正常运行中当主、再热汽温温差不大于42,空载下温差
16、不大于83。6.4.4主、再热蒸汽温度上升的处理:6.4.4.1当主、再热汽温高于542时应及时联系锅炉将汽温调整到80,低压缸喷水应自动投入。监视高压缸排汽温度410,否则手动调节低旁降低再热汽温,如无效,高排汽温达420时立即打闸停机。6.5.5.5机组在30年使用期内,带厂用电不允许超过10次,每次不允许超过15分钟,机组甩负荷以后空负荷运行,每次不允许超过15分钟。6.6汽轮机真空下降6.6.1主要危害:汽轮机真空下降不仅使机组的经济性下降,严重时将造成低压汽缸末级叶片发生颤振,转子振动,监视段压力超限而限负荷,同时影响小机出力不足,甚至造成汽轮机事故。6.6.2现象:6.6.2.1真
17、空表计显示真空下降。6.6.2.2排汽温度及凝结水温度升高(凝汽器水位过高时水温下降)。6.6.2.3严重时光字牌“凝汽器真空低”报警,备用真空泵联动。6.6.2.4真空泵电流增大。6.6.2.5机组负荷下降或机组负荷不变时主蒸汽流量增大,调门开度增大。6.6.2.6轴向位移增大。6.6.3真空下降原因:6.6.3.1真空急剧下降:6.6.3.1.1循环水中断或水量严重不足。6.6.3.1.2凝汽器严重满水。6.6.3.1.3低压旁路阀门误开,防进水保护误动。6.6.3.1.4真空破坏门误开。6.6.3.1.5真空系统严重泄漏。6.6.3.1.6大、小机轴封供汽中断。6.6.3.1.7低压缸安
18、全门薄膜破损。6.6.3.1.8小汽轮机真空下降引起大机真空下降。6.6.3.2真空缓慢下降:6.6.3.2.1水封阀密封水门运行中误关。6.6.3.2.2运行真空泵故障跳闸,备用泵未联动。6.6.3.2.3真空系统泄漏,循环水量不足。6.6.3.2.4凝汽器铜管结垢或堵塞,使换热效率下降。6.6.3.2.5真空泵运行失常,汽水分离器水位高或工作水温度过高。6.6.3.2.6真空泵进口滤网堵塞。6.6.3.2.7真空系统漏气。6.6.3.2.8低压轴封供汽压力低。6.6.3.2.9凝汽器热负荷增大。6.6.3.2.10循环水进水温度上升。6.6.3.3处理:6.6.3.3.1发现凝汽器真空下降
19、时,应及时对照其它真空表,排汽缸温度进行确认并查找真空下降的原因,采取相应措施处理。6.6.3.3.2若真空降至-85.3kPa时,备用真空泵应联启,否则应手动启动提高凝汽器真空。6.6.3.3.3真空降至-85.3kPa继续下降时,应按真空每降1KPa减负荷50MW的速度降负荷。当减负至30%额定负荷,其真空值仍低于-85.3kPa,并且持续时间达60min时,应手动停机;当真空降至-80.3kPa时,低真空保护动作停机,保护拒动时立即手动停机。6.6.3.3.4检查循环水系统运行情况,循环水压力温度是否正常。当真空下降是因循环水量偏少造成或循环水温升增大所致,应保持两台循环泵运行并检查清污
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