根据每次温、热态开机及甩负荷后出现中压内下缸温度下降的现象,(2)超压联锁保护装置动作时

 电玩城     |      2020-01-06

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摘 要:蒸汽流量的计量是流量计量的难点。阐述了蒸汽流量计量的特点,指出了影响蒸汽流量计量的主要问题,并提出了提高蒸汽流量计量准确性的对策建议。 关键词:流量计量;蒸汽;准确性 1 蒸汽流量计量的特点 1.1 饱和蒸汽流量计量中的两相流 当前,用户基本上都使用饱和蒸汽,通常用干度(指饱和蒸汽中的含水量多少)来衡量饱和蒸汽的质量好坏。最好的是干饱和蒸汽,一般称为过热饱和蒸汽,其含水量可忽略不计;干度差的称湿饱和蒸汽,含水量最多可达30%,这就存在着饱和蒸汽的两相流问题。因为任何蒸汽计量仪表在计算饱和蒸汽流量时所用的设计压力下的蒸汽密度值都采用其干度X=1时的数值,也就是干蒸汽的数值;同时,湿蒸汽因含有密度比干蒸汽大数百倍的液体水粒,在管道中流动时其速度要比干蒸汽小,这样所测得的差压值就低了,反映在仪表读数、记录上就存在着密度和流速受干度影响所带来的叠加性的双重负误差,并造成湿饱和蒸汽计量难度。 1.2 蒸汽流量计量中的蒸汽密度补偿 计量饱和蒸汽或过热蒸汽常用质量流量,单位为kg/h或t/h。质量流量大小与蒸汽的密度有关,而蒸汽的密度又直接受蒸汽的压力及温度影响。在蒸汽计量过程中,随着蒸汽压力及温度不断变化,密度也随着变化,使质量流量也随着变化。如果计量仪表不能跟踪这种变化,势必造成计量误差。在蒸汽计量过程中,一般都是通过压力及温度传感器跟踪蒸汽压力及温度变化来达到密度补偿目的。饱和蒸汽的密度变化与其压力或温度成正比关系,因而单独通过测压力或测温度都可以对饱和蒸汽进行密度补偿。过热蒸汽的密度与其压力、温度成函数关系,而不是正比关系。过热蒸汽的密度补偿必须同时测其压力和温度。现代蒸汽流量计都具有白动密度补偿。 1.3 蒸汽流量计量中的高温高压问题 高温高压是蒸汽计量又一显著特点,它造成大多数流量计量仪表难以适应,因而可供蒸汽计量的仪表种类不多。例如大型热电厂输送的过热蒸汽,有的高达500℃以上,压力高达10MPa以上。使用蒸汽计量仪表首先要考虑耐高温、高压,而且要求有良好的稳定性、可靠性、密封性。一般都请厂家专门设计制造,并留有相当的余地,以确保安全可靠运行。 2 影响蒸汽流量计量的主要问题 当前,在国内关于蒸汽测量方面存在不少误区,很多用户往往认为购买了高品质的流量计就可以得到准确的计量结果。蒸汽的计量不同于其它流体如水、空气等介质,在实际测量中影响其精确测量的因素较多,经常会出现流量计本身检定合格,而实际却感觉计量不准的现象。影响蒸汽流量准确计量的因素主要有以下六个方面。 (1)量程比不足。量程比是指一个流量计能确保给定的精度和再现性的范围内,所能测量的最大流量和最小流量之比。但涉及量程比时我们必须小心,因为量程比是基于实际的流速,蒸汽系统一般的最大允许速度为35m/s,更高的流动速度会引起系统的冲蚀和噪音。而不同的流量计允许的最低流速是不同的,一般涡街流量计所能测量的最低蒸汽流速为2.8m/s,对于量程比不足的情况,应采用大量程比的流量计或选择多个流量计并联。 (2)上下游直管段不足。对于传统的涡街或孔板流量计,其前后安装直管段要求分别约为20D和5D。如果上下游直管段不足,则会导致流体未充分发展,存在旋涡和流速分布剖面畸变。流速剖面畸变通常由管道局部阻碍或弯管所造成,而旋涡普遍是由两个或两个以上空间弯管所引起的。上下游直管段不足可以通过安装流动调整器来调整,最简单有效的办法是采用对上下游直管段要求较低的流量计。 (3)蒸汽的密度补偿不正确。为了正确计量蒸汽的质量流量,必须考虑蒸汽压力和温度的变化,即蒸汽密度补偿。不同类型的流量计受密度变化影响的方式不同。涡街流量计的信号输出只和流速有关,而和介质的密度、压力和温度无关,差压式流量计其质量流量与流量计的几何外型、差压平方根和密度平方根有关。①补偿精确度的差异。测温对补偿精确度影响较大。如采用相同精度等级的温度和压力感应器,测温误差引起的密度差异要大于测压误差。②压力测量影响因素。在蒸汽压力的测量中,由于引压管内冷凝水的重力作用会使压力变送器测量到的压力同蒸汽压力之间出现一定的差值。测压误差如果不予以校正,则会影响蒸汽密度的计算,引起流量计量的误差。对于上述现象,可在二次表进行零点迁移,既简单又准确。③温度测量影响因素。从流量计现场使用的情况来看,温度测量误差除了测温元件的固有误差之外,还同安装的不规范有关。 (4)蒸汽干度的影响。目前,用于测量蒸汽流量的流量计大部分为体积流量计,首先测得体积流量,然后通过蒸汽的密度计算质量流量,也就是假定蒸汽为完全干燥。但是,蒸汽并非完全干燥,如果不考虑蒸汽干度的影响,得出的数据会低于实际的流量。因此流量计的二次仪表应该具有设置饱和蒸汽干度的功能。但在实际工况确定蒸汽的干度也很困难。如果能够改进蒸汽流量计入口处的蒸汽品质,则能改进蒸汽流量计的测量精度。 (5)管道振动。涡街流量计等对机械振动比较敏感,计量结果易受干扰,应对流量计前后管道作可靠的支撑设计。如管道振动不可避免,应采用抗干扰能力强的差压式流量计,如斯派莎克ILVA流量计。 (6)差压传送误差。一是零点漂移。差压变送器安装到现场投入时,往往发现零位输出出厂校验时的零位输出不一致。这种零位输出偏离称为静压误差。其调整方法是向正负压室通入相同的静压,将三阀组的高低压阀中一个打开,另一个关闭,将平衡阀打开,如果怀疑正负压室内尚未充满被测介质,则可通过正负压室上的泄流阀排尽积气,然后再检查变送器的输出。二是引压管布置不合理。引压管线应保证合理的坡度使管内可能出现的气泡较快地升到母管内,管内出现的杂质等较快地下沉到排污阀。引压管线应定期检查维护,确保无泄漏无堵塞。引压管的内径与被测流体的性质和引压管总长度有关,对于蒸汽系统,引压管的内径一般在10mm左右。为了避免正负压引压管内介质温度不一致,导致密度出现差异,引起传送失真,正负引压管应尽量靠近布置。当用于室外或严寒地区时,引压管中的液体可能会结冰,因此需要伴热保温,但应避免将伴热管直接绕在引压管上,导致介质部分汽化,出现虚假误差。 3 提高蒸汽流量计量准确性的对策建议 3.1 重视蒸汽流量计量仪表的正确选型 选择蒸汽流量计量仪表,应重点考虑两个因素。一是量程问题。蒸汽流量计量仪表计量不正常,主要是由于选型时量程不正确造成的。用汽旺季用汽量相当大,而用汽淡季用汽量又很小,用汽量相差过于悬殊,一般蒸汽计量仪表的流量范围就难以适应。必须明确流量测量范围,在此基础上选择符合相关运行参数的蒸汽计量仪表,使其能充分发挥作用。二是管道直径问题。在设计节流装置时,基本上都采用工艺提供的公称名义管径值,其实公称名义管径值与实际管径值还是有误差的,特别是卷管,公称名义管径值与实际值有时差值还较大,造成计量误差增大,测量的准确度就难以达到设计要求。国标规定:用来计算节流件直径比的管道直径D值应为上游取压口的上游0.5D长度范围内的内径平均值。该内径平均值应是至少在垂直轴线的二个横截面内所测得内径的平均值,内径的数值(用于设计的管道内径)应达到0.3%。设计前最好实测管径,以减少计算误差。3.2 正确安装蒸汽流量计量仪表 任何蒸汽计量仪表都必须安装正确,否则就不可能正常的工作。例如在锅炉出汽口附近安装蒸汽计量仪表,在截止阀或管道弯头附近及管道的最低处安装蒸汽计量仪表都属于不正确的安装。正确安装蒸汽流量计量仪表,要做到五点。①在所安装仪表前后必须留有足够长的直管段。②蒸汽计量仪表不能安装在整套管路最低处。③必须高度重视冷凝器的安装。两个冷凝器亦须处于同一水平上,两个冷凝器的作用是使导压管中被测蒸汽冷凝并使正、负导压管中冷凝液面有相等高度及保持长期稳定;为不使冷凝液面波动对测量产生误差,冷凝器的有效容积应大于所使用的差压变送器工作空间的最大容积变化的3倍,在水平方向的横截面积不得小于差压变送器的工作面积,系统确保密封良好,严禁泄漏;要充分考虑维护、拆换、吹扫便利。④导压管长度最好在16m内,内径最好选用Φ10-16mm以防堵塞为好。导压管全程保温并确保正、负管处于同等温度以免密度变化引起误差。⑤装测温元件地方最好在节流件下游侧10D以外处,在管道或正压管上取压时,如压力变送器装在节流装置下方,必须对压力变送器的管路液柱值进行修正,以提高计量准确度。 3.3 严格规范蒸汽流量计的操作 (1)仪表投运。蒸汽流量计投运操作时,首先关闭差压变送器的正、负阀,稍开一次阀,检查各阀门、导压管等有无泄露,如无泄露将一次阀全开。打开排污阀排污并让蒸汽排出后关闭排污阀,等一段时间让冷凝器及导压管内充满冷凝水后才能开始正常投运。步骤如下:①开启平衡阀;②缓慢开启负压阀门;③随即开启正压阀门;④稍停片刻后同时关闭正、负阀门;差压变送器调整静压误差在第④步后进行,同时必须待冷凝器内液面一致平衡时才可进行,否则将带来液柱静压误差;⑤再开启正、负阀门;⑥关闭平衡阀,仪表启动。注意在向差压变送器的正、负容室充灌液体时,应先旋开容器上的排气螺钉,使气体排出后再进行充灌。 (2)仪表的运行。在长期运行后,无论管道还是节流装置都会发生变化,如结垢、磨损、腐蚀等。节流件是依靠结构形状及尺寸保持信号的准确度,任何几何形状尺寸的变化都会给测量带来误差。而测量误差的变化并不能从信号中觉察到,因此对节流件定期检查是必须的。由于企业的连续生产性质,一般是与检修同步进行。如果几何尺寸变化不大仍可继续使用,但应根据实测数据对设计数据进行修正,以保证测量的准确。 (3)仪表的维护。由于仪表长期处在高温、高压的水蒸汽环境中,很容易造成表件损坏、锈蚀、杂质阻塞等,因此需要经常维护和定期检修。如LFIX分流旋翼式蒸汽流量计在长期运行中,石墨轴承被磨损引起转轴上跳;不注意防冻,使阻尼水结冰,冻坏表件等。孔板差压式蒸汽流量计特别要检查孔板开口的圆面是否锈蚀,有没有附着脏物,要定期清洗,对锈蚀严重的孔板要更换。涡街流量传感器在使用中要注意检查三角柱缝隙是否有杂物阻塞、检测元件是否失灵,等等。

一、锅炉超压事故

智能控制回路 锅炉作为自备电站的主要设备,对锅炉控制的效果直接影响到整个热电站的安伞运行和经济效益。但由于锅炉是一个非线性藕合、大滞后、多变量、多T扰的复杂的调节对象,它不仅调节参数多,而且各种参数之问相互影响、相互制约,就锅炉内部的能量转换机理来看则更加复杂,所以要对锅炉建立一个较为理想的数学模型是非常幽难的,因此,到目前为止国内外对锅炉的控制基本上都采用常规反馈控制与扰动补偿相结合的调节,以达到提供合格的蒸汽以适应负荷的需要。 1 给水控制 给水控制设计为伞稗控制,由单冲量调节,三冲量调节两个回路组成,实现汽包水位的自动控制。对给水流量,采取给水温度补;对汽包水位,采取双重冗余,并有汽包压力补偿;对蒸汽流量,用主蒸汽温度及压力补偿的办法,以提高系统的测量和控制精度。 0~10%负荷时,手动控制启动旁路调节阀控制汽包水位。 10~30%负荷时,采取水位单冲量调节回路,调节低负荷调节阀丌度,自动控制汽包水位在许可的范围内。 30%负荷以上时,采取串级三冲量调节,通过调节主给水调节阀丌度,自动控制汽包水位在许可的范围内。 当水位偏差大或调节输出与阀位反馈偏差大、变送器故障、手动或强操时,切系统为手动并给出报警。 2 主蒸汽温度控制 主蒸汽温度控制由二级喷水减温调节组成,左右两侧有各自独立的温度控制回路,各个回路均采用引入导前温度的串级控制方式,调节手段为减温器喷水量。温度给定值是负荷的函数,各级温度调节回路的给定值均具有偏置器,通过偏置操作运行人员可灵活调整各级对主汽温度的调节强度。 控制系统设计有喷水调节阀和喷水隔离阀之问的连锁运行逻辑。在低负荷、MFT或汽机跳闸时自动将喷水隔离阀关严,防『卜低负荷时调节阀阀芯磨损以及机组跳闸时汽机进水。 当汽温偏差大或调节输出与阀位反馈偏差、传感器断偶故障、手动或强操时,切系统为手动并给出报警。 3 主汽压力控制 燃烧过程的调节,主要是要维持母管蒸汽压力恒定,同时要求保持一定的炉膛负压及合理的过剩窄气系统,相应有三个调节变量:燃料量、送风量及引风量。母管制锅炉蒸汽母管压力恒定是锅炉供汽量与机组耗汽量甲衡的标志。 燃料和风量之问设有交叉限制,增负荷时增风后增煤,减负荷时先减煤后减风,确保燃料在燃烧过程中均处于“富氧”工况.。 直接测量蒸汽母管压力作被调量,以同时改变并列运行两台锅炉负荷指令,控制煤粉量(给粉机)来保证母管蒸汽压力恒定。MCS输出另一台锅炉的负荷指令至其主汽压力调节器。 给粉机采用滑差控制装置控制,对每个给粉机转速均进行高低限控制。

如果发生流量测量比实际偏大的情况,对高压旁路的控制影响主要为高压主蒸汽压力设定值偏高,影响高压旁路的保护正常动作。对主汽调阀的影响为高压主蒸汽压力设定值偏高,主汽调门会关小,影响汽轮机的正常发电量,甚至可能导致主机保护动作发生非停。 如果发生流量测量比实际偏小的情况,对高压旁路的控制影响主要为高压主蒸汽压力设定值偏小,高压旁路会开阀泄压,如果偏差较大会危机汽机运行安全。对主汽调阀的影响为高压主蒸汽压力设定值偏高,主汽调门会开大,影响余热锅炉的汽包水位控制,甚至可能导致主机保护动作发生非停。3.2常见故障处理前应采取的措施 如果发生蒸汽流量计的故障,情况可分为一台故障、两台故障和三台故障三种情况,根据故障的情况不同处理采取的热控措施亦不同,下面将以引压管路保温措施不到位,导致其结冰为例,分别针对以上三种情况分别予以论述。3.2.1一台故障的处理措施 当一台差压式流量变送器结冰时,具体情况可能分为两种,一种为正压侧先结冰,负压侧后结冰,一种为负压侧先结冰,正压侧后结冰。当发生第一种情况时流量显示会快速上升,当负压侧再结冰时,流量显示会下降,当正压侧和负压侧全部结冰时流量显示为零。当发生第二种情况时流量显示会快速下降,当正压侧再结冰时,流量显示会下降,当负压侧和正压侧全部结冰时流量显示为零。 当发生上述情况时,热控应及时采取逻辑强置措施。强置的具体措施为强置流量显示和差压测量的坏质量判断。具体流量强置数值应咨询运行人员,并根据就地处理进度确定强置的数值,如果采取强置大值的方法应在此基础上增加一定的偏置,如果采取强置小值的方法应在此基础上减少一定的偏置,以此保证在逻辑三取中时不会选中结冰的差压式流量变送器,保证正常测量的数值参与调节和保护。详见图 1。3.2.2两台故障的处理措施 当出现第二台差压式流量变送器结冰时,应根据第一台结冰时强置的情况采取相应的措施。如果第一台采取强置大值的方法,第二台应采取强置小值的方法;如果第一台采取强置小值的方法,第二台应采取强置大值的方法。以此保证在逻辑三取中时不会选中结冰的两台差压式流量变送器,保证正常测量的数值参与调节和保护。具体操作如图 1。3.2.3三台故障的处理措施 当出现第三台差压式流量变送器结冰时,首先应立即强置当前值保证机组的正常运行。然后再根据实际情况,采取后续措施。 新建燃机负荷 - 锅炉蒸汽流量曲线。根据近期历史趋势,总结出燃机负荷 - 锅炉蒸汽流量曲线,通过 POLY 函数实现燃机负荷和主蒸汽流量的对应替代,此曲线可以应对网调的负荷调节。选取近期历史趋势的原因为影响主蒸汽流量的其他因素的变换较小,主蒸汽流量变化的主要影响因素为燃机负荷,以此来保证燃机负荷

摘 要:自投产以来,连州发电厂两台125 MW汽轮机在温、热态开机,送轴封抽真空及甩负荷停机后,都会出现中压缸温差大的现象,严重影响了机组的安全运行,延长了机组再次启动的时间。在对运行操作和疏水系统进行全面分析的基础上,找出了导致中压缸温差大的原因,为此,对高中压调门门杆、高压缸轴封第四腔室存在泄漏蒸汽问题和汽缸高压本体疏水问题进行了改造,取得了明显效果。关键词:汽轮机;汽缸;疏水;温差 1 问题的提出连州发电厂装有两台上海汽轮机厂生产的125MW汽轮机,分别于2000年3月和8月投入商业运行。该汽轮机为超高压、中间再热、双缸、双排汽、单轴、冲动、凝汽式,采用高中压合缸,对称通流反向布置。在高压缸本体下部有一段抽汽供6号高压加热器用汽,中压缸下部有三、四、五段抽汽供除氧器及3,4号低压加热器用汽,低压缸本体下部有6,7段抽汽供1,2号低压加热器用汽。从机组整机调试开始,一直到移交试运行后,在温、热态开机或机组送轴封抽真空后,出现中压内下缸温度快速降低的现象,特别是在机组跳机后,该温度急剧下降,造成中压内缸上外壁,外缸内壁,内缸上、下缸温差高达60~80℃,有时甚至更高。严重影响了机组的恢复,延长了机组再次启动的时间,并危及机组安全。2 温差大现象2.1 机组温、热态开机和跳机后缸温变化大对缸温变化数据及其趋势进行详细分析,发现每次温、热态开机送轴封抽真空后,中压内下缸外壁温度骤然下降60~75℃,幅度相当大,具体如下:a)2000年10月7日14时50分,1号汽轮机送轴封抽真空后,运行至16时15分,中压内下缸外壁温度由278℃降至218℃,下降幅度达60℃;中,中压内下缸外壁缸温从457℃降至383℃,下降幅度达74℃;c)2001年2月26日4时50分,1号机送轴封抽真空后,运行至6时30分,中压内缸下缸外壁缸温由280℃降至205℃,下降幅度达75℃;d)2001年5月28日11时,2号机抽真空后,运行至17时,中压内下缸外壁温度由261℃下降至188℃,下降幅度达73℃。2.2 机组甩负荷后或带负荷打闸停机时缸温变化大 在机组甩负荷后或带负荷打闸停机时,也会出现温差大的现象,其下降的幅度更为严重,具体如下:a)2000年月10月9日22时15分,1号机组出现意外甩负荷,在其后的几分钟内,中压内下缸外壁温度由430℃降至338℃,下降幅度达92℃;b)2000年11月15日21时22分,2号机锅炉MFT动作,中压内下缸外壁温度在2 min内由449℃降至366℃,下降幅度高达83℃。3 原因分析3.1 上、下缸及内外壁温差大引起不良后果过大的上、下缸及内外壁温差可能导致汽缸“猫拱背”,引起汽轮机动静部分碰磨,诱发振动甚至造成大轴的弯曲,国内外汽轮机制造厂生产的汽轮机均曾发生过因上下缸温差大而导致的严重事故,其教训是惨痛的,为此,国家电力公司“防止电力生产重大事故的二十五项重点要求”中有明确的要求。3.2 产生温差大的原因上、下缸温差的产生一般是由于汽缸的保温不良、疏水倒串和汽缸进水、进冷气等因素引起的。对汽缸保温进行详细检查后,排除了保温方面的原因。制造厂和设计院在防止汽缸进水和进冷气方面一般均采取有效措施,普遍参照了美国ASME的“TDP-1-1980”的建议,但须注意不同机组的实际情况并不一致。为此,着重对运行操作和疏水系统进行了全面的分析。根据每次温、热态开机及甩负荷后出现中压内下缸温度下降的现象,分析原因有以下2个方面:a)高、中压调门根杆泄漏的蒸汽和高压缸轴封第四腔室泄漏的蒸汽由一根管接到三段抽汽逆止门前,在温热态开机时,一部分低温轴封泄漏的蒸汽经第四腔室至三段抽汽管后倒流回中压缸底部的抽汽口,而中压缸内缸下壁和外缸内部温度测点又刚好布置在三段抽汽口附近,造成中压内下缸外壁和外缸内壁温度下降较快。同样,当机组甩负荷时,汽机本体处于真空状态,部分轴封蒸汽和调门泄漏的蒸汽经三抽倒流回中压缸底部抽汽口,造成中压内下缸外壁和外缸内壁温度快速下降。b)疏水系统的设计不完善。原设计只考虑了正常运行或机组冷态启动时疏水压力高低分布,而未考虑温、热态开机以及机组甩负荷后机组启动的情况。机组温、热态开机以及机组甩负荷后重新启动时,锅炉蒸汽参数高,机组冲转前要求开启本体和主蒸汽管道疏水,特别是电动主汽门前、后疏水门的开启,使大量高温、高压疏水和蒸汽进入高压疏水扩容器,使原本处于真空状态的扩容器处于正压状态,压力高至0.2~0.5MPa,而此时汽机本体处于真空状态,这样,部分低温蒸汽经疏水母管,再经高中压导汽管疏水管倒流回高中压缸内部,从而导致了中压内下缸外壁和外缸内壁温度的下降,高、中压缸的上、下缸温差增大。4 设备改造针对上述问题,利用机组大修,从以下两个方面进行了改造。a)将高、中压调门门杆泄漏的蒸汽和高压缸轴封第四腔室泄漏的蒸汽用管道接至三抽逆止门后,并增加一管路至低压扩容器。当机组开、停机时,将泄漏出的蒸汽用管切换至低压扩容器,机组正常运行时切换至三抽运行。b)对汽轮机本体高、中压导汽管的疏水由高压扩容器改接至低压扩容器,所有的疏水按压力高低的实际情况重新排列,并严格向低压侧倾斜45°,从而更有利于疏水的畅通,防止疏水的回流。5 改造效果评价改造后,1号机组运行1年多,2号机组运行也将近1年,每次温、热态开机和机组跳机后,均未出现中压缸下缸温度快速下降的现象。上、下缸温差保持在厂家要求的范围之内,外缸的上、下温差不超过50℃,而内缸上、下温差不超过35℃,从而彻底解决了温、热态开机和机组甩负荷所引起的中压缸下缸温度下降的问题,确保机组的安全启停和运行。6 结论及建议a)连州电厂两台125 MW机组在温、热态开机时,机组送轴封抽真空后,及甩负荷停机或跳机后,出现中压缸温差大的现象,原因是高、中压调门门杆泄漏的蒸汽和高压缸轴封第四腔室泄漏的蒸汽由一条管接到三段抽汽逆止门前,一部分低温轴封蒸汽经第四腔室泄漏至三段抽汽管后倒流回中压缸底部的抽汽口所致;另外,汽轮机本体和主蒸汽管道疏水直接接入高压疏水扩容器,出现正压状态,部分低温蒸汽经疏水母管回流,再经高中压导汽管疏水管倒流回高中压缸内部,也导致了中压内下缸外壁和外缸内壁温度的下降。b)机组改造后运行1年多的实践证明,改造是成功的,没有产生其他的负面影响,保证了机组的安全运行,但通过对整个系统的分析,将疏水集管至高压疏水膨胀箱的管路保留,增加切换阀门,同时在其引至低压疏水膨胀箱的管路上也增加切换阀门更加合理。机组开启过程中将疏水引至低压疏水膨胀箱,稳定运行后切换至高压疏水膨胀箱,以避免机组故障跳机时高压疏水进入低压疏水膨胀箱。c)汽缸和管道的疏水从疏水扩容器返回汽缸是非常严重的问题,在一些机组上时有发生。国家电力公司“防止电力生产重大事故的二十五项重点要求”第10点防止汽轮机大轴弯曲事故中明确强调,疏水联箱或扩容器应保证在各疏水门全开的情况下,其内部压力仍低于各疏水管内的最低压力。实践表明,接入疏水扩容器的管道的压力排列应根据实际的运行情况的高低和机组的运行方式等做出最优处理。 参考文献[1]廖天聪.汽轮机原理[M].北京:水利电力出版社,1990.[2]朱新华.电厂汽轮机[M].北京:水利电力出版社,1996.(end)

1、锅炉超压的现象

  • 锅炉蒸汽流量曲线的可靠性。 但是由于近期趋势可能收集不到部分负荷段的相关数据,在超出现有数据负荷的部分应采取必要的补救措施,可以参考相同负荷运行的另一台余热锅炉的主蒸汽流量,以此来弥补现有数据的不足。为了保证数据切换的可靠性,切换条件要严谨,现有函数的负荷下线上增加 25MW 与另外一台的燃机负荷大于 100MW。如此设置的好处是当另一台运行机组突然故障或跳机时保证数据能及时切换到函数输出,保证机组的安全运行。具体操作见图 2。 图中的模拟量切换块 RAXFR 因设置合理的切换速率,避免切换过程中的信号大幅波动对机组正常运行造成的干扰。新增三取中和函数输出的切换。原有的三取中出口增加相应的模拟量切换块 RAXFR,以实现原有三取中和燃机负荷 - 锅炉蒸汽流量曲线的切换,并设置合理的切换速率,防止因切换速率产生的扰动。4蒸汽流量计的常见故障处理方法 当处理措施完成后,应针对不同的故障类型进行进一步分析处理好就地设备故障,这样方能处理好相关的故障。4.1引压管堵塞 一般情况下,引压管的堵原因主要是由于差压变送器引压管不定期排污或颗粒物侵入等原因造成。当引压管堵塞时,关闭一次阀门,使用钢丝或铁丝将其堵塞位置畅通。如无法疏通,则打开一次阀门借助蒸汽压力加以冲洗。使用蒸汽冲洗后仍没有解决引压管堵塞,则应动用相关切割和焊接工具,更换引压管的堵塞部分,使其恢复正常运行。4.2引压管路结冰 引压管路结冰仅发生在极寒天气或保温措施不到位的情况下,其处理措施为及时投入相关的保温电源,使伴热电缆处于加热状态。检查相应的保温层厚度是否满足了相关的设计要求,或者为局部保温层受到破坏,如发生因次而引起的温度偏低,应及时加装相应厚度的保温中层。 引压管路结冰的预防措施为进入冬季时,及时检查相关设备的保温措施是否已到位,长期运行中有无损坏,如有损坏及时修复。4.3阀门连接处泄漏 阀门连接处泄漏多为一次阀门与管子的接头处泄漏。当阀门连接处泄漏时,在现场可以看到焊接处的渗水或者蒸汽泄漏现象,如果为一次阀门前泄漏,需要请专业堵漏公司予以处理,如果为一次阀门后泄漏,可以关闭一次阀门重新焊接堵漏。如果遇到特殊情况发生一次阀门后引压管泄漏时,只要将泄漏处予以更换即可。4.4差压变送器故障 差压变送器在正常运行时,出现的故障多是零点漂移、膜片变型或损坏和电子元件故障等。在现场能直接判断的故障零点漂移和电子元件故障,膜片变型或损坏只能通过试验室的仪器通过校验后方可判断。零点漂移的判断方法为打开平衡阀,关闭正、负压侧二次阀门,此时差压变送器输出电流为 4m A,画面显示为 0。如果不是 4m A,则说明零点有漂移现象,需要对差压变送器的零点进行调整。电子元件故障主要通过显示和测量加以判断。5结语 当出现一台故障的相应措施的实施,减少了因为蒸汽流量计的原因对机组控制造成的扰动;当三台同时故障的方案实施避免了非计划停机,为就地设备处理赢得了充足的时间。

(1)汽压急剧上升,超过许可工作压力,压力表指针超红线安全阀动作后压力仍在升高。

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(2)超压联锁保护装置动作时,应发出超压报警信号,停止送风、引风、给煤。

(3)蒸汽温度升高而蒸汽流量减少。

2、锅炉超压的处理

(1)迅速减弱燃烧,手动开启安全阀或放气阀。

(2)加大给水,同时在下汽包加强排污,以降低锅水温度,从而降低锅炉汽包压力。

(3)如安全阀失灵或全部压力表损坏,应紧急停炉,待安全阀和压力表都修好后再升压运行。

(4)锅炉发生超压而危及安全运行时,应采取降压措施,但严禁降压速度过快。

(5)锅炉严重超压消除后,要停炉对锅炉进行内、外部检验,要消除因超压造成的变形、渗漏等,并检修不合格的安全附件。

二、锅炉缺水事故

1、锅炉缺水的现象

(1)水位低于最低安全水位线,或看不见水位,水位表玻璃管上呈白色。

(2)双色水位计呈全部气相指示颜色。

(3)高低水位警报器发生低水位警报信号。

(4)低水位联锁装置,水位低于规定值应使送风机、引风机、炉排减速器电机停止运行。

(5)过热器汽温急剧上升,高于正常出口汽温。

(6)锅炉排烟温度升高。

(7)给水流量小于蒸汽流量,如若因炉管或省煤器管破裂造成缺水时,则出现相反现象。

(8)缺水严重时,可嗅到焦味。

(9)缺水严重时,从炉门可见到烧红的水冷壁管。

(10)缺水严重时,炉管可能破裂,这时可听到有爆破声,蒸汽和烟气将从炉门、看火门处喷出。