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hth华体会官网:余热发电基础理论知识问答题

时间:2022-12-06 06:01:09点击次数:1 来源:hth华体会官方 作者:hth华体会登录

  1.天然水中有哪些杂质?它们对电厂运行会造成哪些危害?我厂各采用什么方法去除?

  悬浮物:1、可沉物:砂石、粘土等无机物;2、漂浮物:动植物代谢和腐败产物的有机化合物。

  胶体:1、无机胶体:铁、铝和硅的化合物;2、有机胶体:由动植物腐烂和分解生成,主要是腐殖质。

  (一)呈离子状态的杂质:1、钙离子;2、镁离子;3、钠离子和钾离子;4、重碳酸根;5、氯离子;6、硫酸根等。

  含有悬浮物、胶体和有机物的水直接进入交换器进行离子交换,会污染离子交换剂,降低离子交换剂的工作交换容量,严重时导致水质变坏;含铁、铝等胶体的水进入锅炉会引起结垢,有机物和胶硅进入锅炉导致炉水起沫、含硅量上升,蒸汽质量恶化。

  水中呈离子状态的杂质如不经处理,会沉积在热力系统设备管道内壁,影响设备的换热效率,降低设备使用寿命。从安全上来说会导致爆管、鼓包等事故。水中溶解气体如氧、二氧化碳会直接导致热力系统氧化腐蚀,缩短热力设备的使用寿命,腐蚀产物污染锅炉给水,还会引起锅炉结垢和腐蚀,危及热力设备的安全运行。

  1.天然水中的悬浮物和大部分的胶体、有机物几乎在自来水厂利用沉淀、过滤等方法被清除掉,发电系统的水预处理主要采用多级砂过滤器过滤水中的残存悬浮物,之后经过筒式过滤器(精密过滤器)过滤掉胶体、有机物。

  3.经深度处理后的水(去除离子的水)中的溶解气体主要在锅炉给水这一环节进行处理,主要采用向水中加联氨(N2H4)去除水中的氧。

  答:离子交换是指在树脂上的可交换离子与溶液中的同符号离子间的离子交换。扩散层中的离子,受固定层上异电荷离子的引力较小,在溶液中能够自由游动,较易进行离子交换,但离子交换并不局限在扩散层,在固定层也会进行离子交换。因树脂是网状结构,网眼内有大量的可交换离子,所以离子交换大部分是在网孔内进行的。

  我厂离子交换装置其再生工艺分为反洗、再生、正洗、交换这几个步骤。水的深度处理为生水经过强酸性阳离子交换器,水中的阳离子被阳树脂吸着,树脂上H+被置换到水中,之后水再进入强碱性OH型离子交换器,阴离子被阴树脂吸着,树脂上OH—被置换下来与进水中的H+生成水。

  答:再生是将一定体积和浓度的再生液,连续流过离子交换器的树脂层,使树脂恢复离子交换能力的过程。

  我厂的阳床树脂所用再生液为32%HCL(盐酸);阴床树脂所用再生液为32%NaOH(烧碱)。

  1、凝汽器的真空除氧。凝汽器运行时,凝结水的温度为凝汽器工作压力下的沸点。补给水通往热井的上部及在凝汽器汽侧顶部装设的喷淋管,分散成细流或水滴喷淋于热水井凝结水中,使水中氧可逸出,溢出的氧在凝汽器空冷区被线、化学方法处理。除氧:采用联氨,因N2H4在碱性水溶液中是一种很强的还原剂。它与水中的O2反应生成N2和水。给水的PH值调节:给水的PH值控制主要依靠向锅炉给水中添加吗啉来提高水的PH值。

  二、炉内水处理:向锅炉内加Na3PO4处理,使进入炉水中的Ca2+、Mg2+等形成不粘附的水渣,通过排污排掉。

  锅炉加药装置:330、430向锅炉内加Na3PO4,主要防止锅炉内部结垢;

  冷却水加药装置:560A所加药品为HEDP,主要作用是防止冷却水系统管道腐蚀及内部结垢。

  560B所加药品为次氯酸钠,主要作用是防止冷却水系统管道内部及冷却塔水槽内微生物繁殖及粘垢形成。

  4、通过对锅炉水质化验的各项指标及停炉后观察其内部状况来判断锅炉水质是否达到加药后的水质标准。

  答:AQC锅炉的设计特点如下:锅炉型式为立式;锅炉由省煤器、蒸发器、过热器、汽包及热力管道等构成;废气流动方向为自上而下;换热管采用螺旋翅片管,增大换热效率;锅炉本身并未设置除灰装置。工质循环方式为自然循环方式。

  主要工艺参数为:最高使用压力31kgf/cm2G;额定蒸汽压力:26 kgf/cm2G;额定蒸汽温度:350℃;额定蒸发量:11.8t/h;设计废气流量:165,300Nm3/h;设计入口废气温度360℃;设计出口废气温度:91℃。

  答:PH锅炉的设计特点如下:锅炉型式为卧式;锅炉由蒸发器、过热器、汽包及热力管道等构成;废气流动方向为水平流动;换热管采用蛇形光管,以防止积灰;锅炉本身设置振打装置进行除灰。工质循环方式为采用循环泵进行强制循环方式。

  主要工艺参数为:最高使用压力31kgf/cm2G;额定蒸汽压力:26 kgf/cm2G;额定蒸汽温度:330℃;额定蒸发量:19.3t/h;设计废气流量:258,550Nm3/h;设计入口废气温度350℃;设计出口废气温度:250℃。

  答:锅炉在运行过程中,应当严格控制其汽压、汽温、水位在正常范围之内,否则就不能保证锅炉的安全、经济运行。

  2、水位计、蒸汽流量及给水流量检测仪表有误差或故障,造成运行人员误判断和误操作;

  危害:锅炉汽包满水会使蒸汽中水分增加,导致汽温下降,严重满水时导致蒸汽带水造成管道水击损坏或直接对汽轮机运行造成危害,长期运行会导致蒸汽管道和汽轮机内部积垢。

  锅炉缺水时,会直接影响锅炉运行,造成机组出力不足,如严重缺水时大量补水,因水进入高温的炉管压力会迅速升高,超出承压极限将导致锅炉爆炸。

  防止:手动关闭自动给水阀,打开所有排污阀排水,必要时停运锅炉。联系现场人员确认水位计是否准确;日常运转时,运行人员应提高工作责任心,同时确保监测仪表正常工作。

  答:锅炉水含盐量越大,表面张力越大,汽泡膜要在很薄时才破坏。此时形成的水滴又小又多,易于被蒸汽带出。此外含盐量增加泡沫层可能充满蒸汽空间,此时,汽水同时被吸入蒸汽引出管,使蒸汽大量带水。这种现象称为“汽水共腾”。

  1、蒸汽空间高度。汽水混合物进入汽包之后,流速突然减小,汽水必然在重力作用下分离。蒸汽聚集成汽泡上升到水面,在汽泡破裂时,会崩出一些小水滴。这些小水滴能飞升到一定高度,构成蒸汽湿度,实验表明,随高度增加湿度减小;

  2、蒸汽速度。指汽包汽水分界面上蒸汽的平均速度,速度较大时,湿度增大。湿度随速度减小而减少,但变化渐缓;

  3、锅炉水含盐量。锅炉水含盐量越大,表面张力越大,汽泡膜要在很薄时才破坏。此时形成的水滴又小又多,易于被蒸汽带出。此外含盐量增加泡沫层可能充满蒸汽空间,此时,汽水同时被吸入蒸汽引出管,使蒸汽大量带水。这种现象称为“汽水共腾”。为保证蒸汽质量,确保热力系统的运行安全,应严格控制锅炉水含盐量。

  答:锅炉内部水循环方式分为自然循环和强制循环两种。我厂AQC余热锅炉内部水循环方式为自然循环;PH余热锅炉内部水循环方式为强制循环。

  答:当锅炉缺水时,有可能部分换热管已出现干烧、过热等状况,此时如强进行进水,温度很高的汽包和换热管,被温度较低的给水急剧冷却时,会产生巨大的热应力,该热应力对其自身有巨大的破坏力,有可能造成换热管或焊口大面积损坏,甚至发生炉管爆破事故。

  假水位产生的原因有锅炉与水位计的汽联管、水联管安装错误,锅炉与水位计的水联管被水垢堵塞,阀门泄漏等。

  出现假水位时,应立即冲洗水位计,查明原因。若是安装错误,应重新安装;若是阀门泄漏,应处理或更换;若是水垢堵塞,应重新冲洗检查。

  答:1、安装水位计前,要仔细检查和清理密封面,并用细砂纸轻轻打磨再进行玻璃的安装。

  3、按顺序将密封垫片、云母片、玻璃、缓冲密封垫放进安装槽中,盖上压盖、对中间的两根紧固螺栓进行临时定位、紧固,其后安装其它部位的紧固螺栓。

  4、用力矩扳手以5N·m、10 N·m、20 N·m、30 N·m、40 N·m的力矩按从中间到两边交叉顺序进行紧固(具体图示见使用说明书)。

  7、锅炉起动,汽包压力升到1.0MPa时进行检查和螺栓紧固(40 N·m)。

  答:冲洗水位计时,要戴好防护手套,脸部不要正对水位计,动作要缓慢,以免玻璃忽冷忽热碎裂伤人。

  冲洗水位计的步骤是:先开启底部排泄阀,冲洗汽、水通路和玻璃;再关闭水路阀,单独冲洗汽通路,接着开启水路阀,再关闭汽路阀单独冲洗水通路;最后先开汽路阀,再关闭排泄阀,使水位恢复正常。以上四个步骤操作完毕,如果水位迅速上升,并有轻微波动,表明水位计正常;如果水位上升缓慢,表明水位计有堵塞现象,应重新进行冲洗并作进一步检查。

  我厂连续排污的操作方法如下:打开AQC锅炉连排切断阀3501V,确认连排流量;打开PH锅炉连排切断阀4501V,确认连排流量。

  定期排污的操作方法如下:由中控操作AQC锅炉351V、PH锅炉451V实施两台锅炉的定期排污。

  答:1、锅炉的停炉方式应根据烧成的工艺状况而定,若为临时停窑,则应尽量保持锅炉压力,防止空气进入锅炉汽水系统;若为计划检修,则应在汽包压力降至于1.0MPa后开始AQC锅炉的放水,以保证余热烘干的效果;对PH炉则保持循环泵的继续运行至常压状态。

  2、运行中保证锅炉加药装置的正常运行,停炉前炉水的PH值要保持在10以上,若有可能应在停炉前加大联氨的加药量,保证炉水中有较大的过剩联氨含量。

  3、打开锅炉汽包人孔门后,要尽快进入汽包进行检查,检查完毕尽快关闭人孔门。

  4、锅炉起动前加水时,事先要起动500加药装置,保证补给水有较大的PH值及过剩联氨含量。

  属于哪一类?答:主要工艺参数:额定输出功率6620kW;额定主蒸汽进汽压力2.45MPa;额定主蒸汽温度:335℃;额定主蒸汽流量:31.93t/h;额定高压混汽压力0.31MPa;额定高压混汽温度:饱和;额定高压混汽流量:2.24t/h;额定低压混汽压力0.006MPa;额定低压混汽温度:饱和;额定低压混汽流量:0.93t/h;转速5829rpm;级数9级。

  设计特点:汽轮机为冲动式,多级、二点混汽凝汽式汽轮机,汽轮机的调节型式为电液调节;汽轮机机身短,启动时暖机时间短。针对后面几级水分较多的特点,在低压部特别设置了集水槽和疏水孔,除了靠200m/s快速离心力使水分散掉外,在8~9级叶片前部表面镶镀了特殊合金,以减轻水击对叶片产生的破坏力。为保障汽轮机的安全运行,汽轮机设置了自动超速保护(包括机械超速保护和电气联锁保护)。当汽轮机出现异常情况时,可直接操作176V自动关闭主蒸汽进汽,汽轮机低压缸设置了安全膜以保证凝汽器内压高于大气压时,蒸汽直接排放到大气中保护汽轮机。汽轮机起动升速过程中由数字式调节器通过3rpm/s的速率跃过汽轮机的临界转速。

  答:汽轮机的转子因材料内部的质量不均匀、加工精度等原因,造成转子的重心与其旋转中心存在一定的偏差,因而使转子转动时产生离心力,这个离心力周期性地作用在转子上,就成为引起转子强迫振动的扰动力,这个扰动力的频率与汽轮机转速相等。当转子的转速和它的本身自由振动频率相等时,转子就会发生共振现象,振幅将要不断的加大,这时汽轮机若在这个转速下长时间工作,转子将会因强烈的振动而遭到破坏。汽轮机产生共振时的转速,叫做临界转速。

  起动升速过程中采用加快升速速率的方法迅速通过临界转速,我厂汽轮机利用数字式调节器,以3 rpm/s的速率使汽轮机自动通过临界转速。

  6、汽轮机转速:基准值1500rpm;高报1665rpm(汽轮机跳闸)。

  8、推力轴承油压力:基准值0.18 MPa;0.54 MPa汽轮机跳闸。

  1、温度变化时,汽缸和转子的中心必须始终保持一致,不能因此引起振动和动、静部件的磨擦;

  3、汽轮机转子和静止部分的轴向间隙符合要求,保证运行的安全和经济。为满足上述要求,在汽缸、轴承座和机座间设置有滑销系统。滑销系统中包括有引导汽缸沿横向膨胀的横销;引导汽缸沿轴向膨胀并推动前轴承座轴向移动时,保持轴承座与汽缸中心线一致的纵销;引导汽缸沿垂直方向膨胀,并保持汽缸和轴承中心一致的立销。

  答:起动过程:起动准备补给水系统仪表用空气压缩机纯水装置冷却循环水系统汽轮机辅机系统冷凝系统给水系统PH锅炉粉尘输送系统PH锅炉真空系统主蒸汽管道暖管汽轮机起动AQC锅炉粉尘输送系统AQC锅炉发电机并网PH锅炉加药装置AQC锅炉加药装置混汽投入起动完成。

  停止过程:停止准备混汽系统隔离发电机解列、汽轮机停车AQC锅炉AQC锅炉粉尘输送系统PH锅炉PH锅炉粉尘输送系统真空系统给水系统冷凝系统汽轮机冷却冷却水系统纯水装置仪表用空气压缩机补给水系统停止完成。

  答:启动盘车装置的联锁条件是润滑油压力达到0.05Mpa、装置手柄已切换至运转位置。

  1、机械损失——汽轮机工作时,用于克服主轴承和推力轴承的磨擦阻力,并带动主油泵、调速器等工作所消耗的能量叫机械损失。一般机械损失占汽轮机额定功率的0.005~0.010。

  2、轴端轴封漏汽损失——在汽轮机的轴端轴封处不可避免地要漏泄一定数量的蒸汽,造成损失。轴端轴封漏汽损失不影响汽缸内蒸汽的状态,所以属于外部损失。

  答:汽轮机油系统的主要作用为保证各轴承部位的润滑、冷却、清洗及防止氧化等。另外,汽轮机的调节、保护系统采用油作为工质。

  汽轮机油系统主要由主油泵、辅助油泵、事故油泵、油箱、油冷却器、过滤器等设备构成。

  答:汽轮机调节系统的构成主要由数字式调节器、油动马达、101V及相应的液压控制油管道。

  作用是数字式调节器将汽轮机的负荷数据通过内部处理转换成电信号,电信号驱动油动马达通过液压传递至杠杆机构,通过杠杆机构的放大来调节101V的开闭,从而达到汽轮机自动调节的目的。

  答:辅助油泵的作用是为了在汽轮机启动、停机过程以及主油泵故障时,保证汽轮机调节、润滑用油。

  另外在汽轮机长期停机后(特别冬季),首先启动辅机油泵用油循环的方式来提高油温。(保持一定油温主要是为了能在轴瓦中建立正常油膜,防止干磨擦损伤轴瓦和轴颈。油温过低,油的粘度大,形成的油膜过厚。过厚的油膜承载能力低,容易因油膜不稳定而发生转子振动,油温也不能太高,油温过高时油的粘度降低,形成的油膜过薄,同时油流对轴承的冷却效果也不好,容易发生干磨擦和烧瓦。

  所以一般要求汽轮机冲转时的油温不低于25℃,正常运行时的油温应控制在35~45℃。)

  自动启动的联锁条件是:当润滑油压力≤0.08Mpa、控制油压力≤0.78Mpa时辅助油泵自动启动。

  自动停止的联锁条件是:当润滑油压力达到0.1Mpa、控制油压力达到0.98Mpa、汽轮机转速达到1450rpm时辅助油泵自动停机。

  答:事故油泵的作用是当站用电源失电、用直流电源直接驱动向汽轮机油系统内各润滑部位供油。

  1、主蒸汽进汽阀门丧失油压而自动关闭(紧急状况时,操作机旁176V,使其丧失控制油压而自动关闭);

  电气超速——由转速传感器产生的转速信号送至数字调速器,当转速达到规定值,发出电信号驱动175V电磁阀使汽轮机丧失控制油压跳闸;

  机械超速——通过设置在轴上靠离心力动作的活塞驱动棘爪活门机构,当转速超过一定值,活塞受离心力的作用克服设置在活塞上弹簧的拉力而驱动棘爪机构动作,使汽轮机丧失控制油压而跳闸;

  3、润滑油、跳闸油压力低保护:当润滑油、跳闸油的压力下降至设定值,汽轮机跳闸;

  4、推力轴承磨损保护:当汽轮机推力轴承磨损至一定程度而导致其检测油压达到设定值时,汽轮机跳闸;

  5、排汽压力保护:为保护汽轮机安全正常运转,当凝汽器内压力超过大气压时,汽轮机低压缸安全膜动作。

  1、汽轮机启动、冲转前,由于蒸汽的热流是向上的,转子上部受热快,下部受热慢,这会使转子产生向上的热变形,为了保证动、静部分没有磨碰的现象,必须先用盘车装置带动转子作低速旋转,使转受热均匀;

  2、汽轮机停机后,汽缸和转子等部件由热态逐渐冷却,其下部冷却快,上部冷却慢,转子会因上、下部温度差的存在而产生向上的热变形,这必然影响动、静部分径向间隙的变化,若转子热弯曲较大,汽轮机启动时将产生磨擦。为了保证汽轮机随时可以启动,在机组停机后必须使用盘车装置盘动转子。

  答:汽轮机推力轴承的作用一方面是承受转子上所有的轴向推力;另一方面是确定转子在汽缸内的轴向位置(即确定动叶片和喷嘴间、轴封动静部分间的轴向间隙)。

  1、汽轮机发生水冲击时,大量水珠被蒸汽带入汽轮机,水珠对动叶片的轴向分力很大;同时由于水珠流速慢,堵塞动叶通道,增加动叶前后的压力差,使轴向推力变大;

  5、新蒸汽温度急剧下降,转子收缩快于汽缸,由于联轴节对转子位移有制动作用,故推力轴承上承受的轴向推力增加;

  6、润滑油的供给系统不正常。当推力油压力变化异常时,首先确认润滑油供给系统是否正常运转,其次观察推力轴承的温度,如异常升高,应当适当降低机组负荷,监测轴承部位的振动值和转子的轴向位移。发现异常,停机对其进行检查、处理。

  1、建立并维持汽轮机排汽口的高度真空,使蒸汽在汽轮机内膨胀到很低的压力,增大蒸汽的可用热焓降,从而使汽轮机中有更多热能转变成机械功,提高循环热效率;

  2、收回排汽的凝结水,送回锅炉继续蒸发,由于凝结水是质量最好的锅炉给水,所以收回凝结水对保证锅炉正常运行和提高电厂经济性有重要作用。

  1、凝汽器;2、冷却循环水泵;3、凝结水泵;4、线、冷却循环水设备(冷却循环水用的冷却塔及其管道系统)组成。

  答:在汽轮机大轴伸出汽缸的两端处和轴穿过隔板中心孔的地方,为了避免转动部件与静止部件的磨擦、碰撞,应留有适当的间隙。但由于压力差的存在,在这些间隙处必然要产生漏汽,造成损失。为了减少这些漏汽损失,在发生漏汽的部位都要装有轴封(汽封)。

  原理:在汽轮机大轴上车出很多凸肩,在汽缸的相应部分装有一定数量的轴封片,轴封片与大轴间保持一定的间隙。蒸汽通过间隙时,受到节流作用使压力下降,流速增加,当蒸汽进入轴封片间的小室时,汽流因碰撞、涡流而消耗了动能,流速下降,汽流的动能又转变成热能,但压力不能恢复原值。这样蒸汽通过轴封的流动过程,压力不断下降,流速多次增加与减少,经过最后一级轴封片时的压力和流速都很低,从而使漏过轴封的蒸汽量显著减少,起到一定的密封作用。

  导致原因:可能由于厂用电中断;冷却水泵或其电动机故障;备用泵因故障未及时投入运行;冷却水泵吸入水位过低,致使循环水泵失掉吸水头;循环水泵轴封或吸水管不严密或破裂,使空气漏入泵内。

  主要征像:真空度计指示迅速归零、凝汽器循环水泵出口水压力急剧下降、冷却塔喷水池无水喷出。

  处理方法:冷却循环水中断时,应迅速甩掉汽轮机负荷(正常时系统自动跳停),确认是否可以迅速恢复循环水。当凝汽器超过正常温度时,应当停机并关闭循环水入口阀门,等到凝汽器自然冷却到50℃左右时,再向凝汽器送循环水,否则将急剧冷却凝汽器,造成铜管胀口松漏。

  导致原因:可能由于凝汽器中流体阻力增大;冷却水泵出口阀未全开;冷却水泵自身能力下降;

  处理方法:停机检查凝汽器水侧管板,必要时对其进行清扫;检查出口阀门开闭状态;改用备用泵,确认是否属于泵自身能力下降,必要时对其进行检修。

  导致原因:可能由于凝结水泵故障;凝汽器铜管破裂;备用凝结水泵出口逆止阀损坏,水从备用泵倒流回凝汽器内;补给水阀门失灵,一直向凝汽器补水。

  主要征像:现场水位计已无法判断水位(呈满水状态);真空泵排气管直接排水;热力系统水质严重恶化;

  处理方法:打开凝结水回水控制阀,尽快将热井中的水泵回纯水箱;降低机组负荷;如系凝结水泵故障,尽快启动备用泵投入运转。

  导致原因:可能由于冷却器冷却水量不足;冷却器内管板或隔板漏泄;隔离箱水位自动控制失灵;喷嘴磨损和腐蚀严重,导致真空泵自身能力下降。主要征像:通过冷却器的凝结水温升增大;隔离箱满水或缺水。

  导致原因:为冷却循环水水质不良,从而在铜管内壁沉积了一层软质的有机垢或结成硬质的无机垢。

  主要征像:汽轮机排汽温度与循环水出口温度的差值增大;真空泵排气管蒸汽空气混合物温度升高;凝汽器内流体的阻力增大。

  导致原因:可能由于轴封蒸汽未及时调整好造成轴封断汽,使空气从轴封处漏入,特别是在负荷突然降低时更容易发生;汽轮机排汽室与凝汽器的连接管段,由于热变形或腐蚀穿孔引起漏气;汽缸变形,从汽缸接合面不严密处漏入空气;真空破坏阀未完全关闭或阀门严密性不好;凝汽器水位计接头不严密,或其它与真空系统连接的设备或管道上的连接不严密;真空系统的管道法兰接合面、阀门盘根不严密,特别是真空泵空气抽出管上的空气阀门盘根不严密。

  主要征像:汽轮机排汽温度与凝汽器出口循环水温的差值增大;凝结水过冷却度增大。

  处理方法:对各连接部位的严密性进行检查,如故障进一步扩大,紧急停运汽轮机,对故障部位进行处理。

  真空泵本体为水环式,即由水封系统保证水面在转子中心线以上,当转子转动时的携带作用形成水环,起到转子与外壳之间的密封作用,同时利用水的切向速度的抽吸作用形成负压(可达-80kPa以上)。

  抽气器的工作原理是利用大气与真空泵本体入口之间的压差,用拉伐尔喷管形成高速射流;由于高速射流的速度非常大,它的卷吸作用形成的低压区的负压低到接近完全真空的程度。

  这样,在真空起动中,通过气动蝶阀的开闭,先由泵本体直接、大量地抽吸凝汽器内的不凝结气体,当凝汽器负压上升到额定值(-80kPa)后,切换到抽气器工作状态,使凝汽器负压达致到其工作参数,系统正常运行时,仍保持抽气器工作,随时抽出进入真空系统的不凝结气体。

  2、汽轮机主蒸汽旁路开启前先确认冷却循环水是否向凝汽器供水(以冷却水出口压力进行判断;检查凝汽器冷却循环水入口1401V、出口1402V是否处于全开位置;开启1651V、1655V检查凝汽器冷却水侧排气、排污状况);

  3、汽封系统是否工作正常。汽轮机主蒸汽管道暖管时确认1101V、1102V、1103V、113V的开闭状态,当113V已开启,检查汽封蒸汽箱内压力及汽封凝汽器内压力是否属正常范围,否则说明汽轮机汽封系统未正常工作,影响了真空系统的建立,需进一步检查确认;

  4、真空泵是否能够正常运转。对凝汽器与真空泵连接管道、阀门、真空泵密封、隔离箱补给水管道、冷却器冷却水流量进行确认,确认其进出口各阀门的开度及压力表的示值是否正常。如属异常范围,启动备用泵观察其结果;

  5、检查№1、№2混汽系统各排气阀、排泄阀的开闭状态。检查№1、№2闪蒸器的顶部排气阀、TP212疏水阀旁路2624V是否已经完全关闭;

  以上方法只供运转时作参考,实际运行过程,还需综合考虑,作出明确的判断,找出问题的根本点,有目的性的采取措施予以消除,以保障系统的正常运行。

  2、操作GVP盘标有“HAND TRIP”按钮驱动175V电磁阀,使汽轮机丧失控制油压而停运。

  1、并列断路器合闸时,冲击电流尽可能小,其瞬时值不超过1~2倍发电机的额定电流;

  2、发电机并入电网运行后,应能迅速进入同步运行状态,其暂态过程要短,以减缓对系统的扰动。

  答:额定容量:8100kVA;极数:4极;转速1500rpm;额定电压:6300V;额定频率:50Hz;功率因数:80%滞后;额定电流:742A。

  三相定子(R、S、T)温度;发电机负载端与自由端轴承温度;发电机空冷器进、出口温度。

  答:当GP盘上出现“发电机冷却水流量小”声光报警时,首先应到现场确认冷却水流量的数值是多少以判断是否属误报警,并观察其流量是否有继续下降的趋势,同时确认发电机三相定子温度有无明显升高。与中控操作员取得联系,确认系统各部位的运转是否存在异常(尤其是冷却水系统)。

  通知中控降负荷,观察发电机三相定子温度的变化趋势。确认发电机冷却水供水管道是否工作正常、切换辅机冷却水过滤器(551)至备用机运行。如三相定子温度仍继续上升、冷却水流量继续下降,解列发电机,对发电机空冷器、供水管道及辅机冷却水过滤器作彻底检查处理。

  答:汽轮机旁路减温减压器的作用是当汽轮机旁路201V开启时,由于高温高压的蒸汽直接进入凝汽器会降低其内部真空度,同时受高温的影响会损坏凝汽器上部的铜管,导致铜管泄漏,危害系统的安全运转,当蒸汽通过减温减压器时,其内部喷嘴喷出雾化水直接冷却高温高压蒸汽,蒸汽被放热冷却后,在相同体积条件下,压力降低,不会对凝汽器产生直接危害。这样,旁路开启时,可起到帮助系统卸压、分解负荷的作用。

  2H、52G、52F、52P各代表的意义是什么?答:52H代表站用电高压断路器;52G代表发电机与电网并列与解列连络用高压断路器;52F代表总降与电站之间连络用总高压断路器;52P代表电站与总降之间连络用高压断路器。

  电解液的温度、比重、液位、端电压;蓄电池的外观和蓄电池的连接部位有无异常等。

  1、当余热发电站用马达控制中心总进线AT,值班人员确认需使用应急电源时,可进行送电操作;

  2、由余热发电值班人员通知制造电气值班人员送上ER3变电所4FP4-4C(标有“余热发电应急合闸”)开关;

  3、余热发电值班人员确认马达控制中心进线AT)开关处于分闸状态,在按下开关上“○”的同时,顺时针旋转90°,取下开关电锁钥匙;将摇把插入开关内,按下开关左下角按钮,逆时针方向将开关由“插入”位置摇至“分离”位置。确认后并挂上“禁止合闸”标识牌;

  4、当上述操作完毕后,发电值班人员方可取下马达控制中心11AT5开关上的“禁止合闸”标识牌,再合上11AT5(标有“应急合闸”)开关;

  5、通知余热发电中控操作人员及TSP盘操作员进行辅助油泵、盘车装置、及挡板的操作。

  2、余热发电值班人员在确认市电已恢复后,通知余热发电TSP操作员将汽轮机盘车装置和辅助油泵停止运行,分断马达控制中心11AT5(标有“应急合闸”)开关,挂上“禁止合闸”标识牌;

  3、余热发电值班人员取下马达控制中心进线AT上“禁止合闸”标识牌,将摇把插入开关内,按下开关左下角按钮,按顺时针方向将开关由“分离”位置摇至“插入”位置;确认后,插入开关电锁钥匙,并按下开关上“○”的同时,逆时针旋转90°;确认后再合上1AT进线开关,并确认马达控制中心已荷电;

  5、通知制造电气值班人员分断ER3变电所4FP4-4C(标有“余热发电应急合闸”)开关。

  由日方直流屏供电的直流设备有:DCS系统、事故油泵、52G、52P、52H。

  答:我电厂通过调节7-55旋钮来调节功率因素,DEC(LAG)方向为增大,INC(LEAD)方向为减小。

  发电机为有源负载,同时向电网输送有功功率和无功功率,当发电机输送的无功功率大时,电网的无功功率就小,故发电机的功率因素与全厂功率因素为互补的关系。

  2、当母线与发电机之间的电压差及频率差进入预定范围时,对同步工况进行检测;

  3、继电器在同步工况点的动作为瞬时动作,即在同步工况点25CH接点闭合,发电机并列。

  答:AVR表示劢磁电压自动调整装置;APFR表示无功功率(功率因数)自动调整装置。两者转换的前提是发电机并网运行且带上初负荷。

  1、选择性。继电保护动作的选择是指保护装置动作时,仅将故障元件从系统中切除,使停电范围尽量缩小,以保证系统中的无故障部分仍能继续安全运行。

  2、速动性。快速地切除故障可以提高电力系统并列运行的稳定性,减少用户在电压降低情况下的用电时间,以及缩小故障元件的损坏程度。因此,在发生故障时应力求保护装置能迅速动作,切除故障。

  3、灵敏性。继电保护的灵敏性,是指对于其保护范围内发生故障或不正常运行状态的反应能力。满足灵敏性要求的保护装置应该是在事先规定的保护范围内部故障时,不论短路点的位置以及短路的类型如何,都能敏锐感觉,正确反应。保护装置的灵敏性,通常用灵敏系数来衡量,各类保护的灵敏系数都有具体规定。

  4、可靠性。保护装置的可靠性,是指在规定的保护范围内发生了属于它应该动作的故障时,它不应该拒绝动作,而在任何其它不属于它应该动作的情况下,则不应该误动作。

  答:润滑就是使用机械装置系统或其它手段在磨擦偶件的承载表面之间按要求供给合适的润滑剂以减小磨擦,降低磨损的一种措施。

  润滑剂就是具有良好的减摩性并能在磨擦副中形成具有一定特性和强度的楔形膜层的物质。润滑剂的主要作用是减小磨擦(例如在理想状况下,当工作表面完全被润滑剂形成的楔形油膜隔开时,磨擦只在油膜内产生,这样就使磨擦件表面基本上无磨损)。润滑剂还可以起到下列作用:1、散热:能将摩擦件所产生的热量或由外界来的热量之一部分或大部分带走;2、防腐:能保护金属件免受腐蚀;3、密封:能起到其它密封措施所起不到的作用;4、能减缓或改善机器的冲击作用,从而减弱噪声;5、可冲刷掉污物。

  答:我厂阀门按连接型式分为法兰连接、螺纹连接、焊接连接、对夹式连接。英文代号为:平面法兰连接FF、凸面法兰连接RF、螺纹连接SR、对接焊接BW、承插焊接SW、对夹式连接WF。

  答:所谓闪蒸,是指高温高压水经节流突然进入一个压力较低的空间时,由于该压力低于该热水温度相对应的饱和压力,部分热水迅速汽化,由于汽化反应几乎在瞬间完成,形象地称之为“闪蒸”。闪蒸器就是这样一个完成闪蒸功能的设备,通过对容器内压力的有效控制,保证了热水闪蒸的连续进行。

  我厂的二级闪蒸系统使用AQC锅炉省煤器出口热水,热水流量根据省煤器出口水温进行自动调节。

  一方面充分利用了AQC的低位热能,生成的两股饱和蒸汽进入汽轮机作功,提高了机组的发电能力;

  另一方面通过热水流量的调节,保证了省煤器出口温度的稳定,从而使锅炉运行的稳定性和安全性大大提高(水温过低时加水量变动对汽包工况影响大,过高则可能在调节阀处产生闪蒸出现“汽塞”现象严重危害锅炉运行安全)。

  答:控制汽轮机及发电机的振动关键在于机组通过临界转速的阶段和机组并网初期。

  发电机并网初期,由于投入发电机励磁电流,并网带初负荷阶段,各部位的温度均刚刚开始上升,尤其是三相定子温度,这一阶段应严格控制温度上升速率;另外在升负荷过程中,幅度不可过大,一边注意各部位温度上升情况,一边注意机组振动情况,在得到一定的稳定时,再继续升负荷。

  答:当凝汽器真空度急剧下降无法维持最低限度时,中控与现场应及时作如下操作:

  中控:通知现场解列发电机、停汽轮机;手动关闭201V、211V、212V;开启361V、461V、2606V泄压;紧急关闭两台锅炉;以上操作之后确认热力系统各部位的水位情况,必要时作适当调调整,同时确认各设备运转状态,待原因查明后确定系统是否继续运转。

  现场:与中控取得联系关闭№1、№2手动切断阀2101V、2121V;关闭混汽隔离阀111V、112V;解列发电机(时间上允许时作降负荷操作),停运汽轮机、确认辅助油泵是否正常开启;关闭主蒸汽手动切断阀2001V,使汽轮机与主蒸汽隔离、打开线V破坏真空;起动盘车装置;会同有关人员查明故障原因。

  以上操作思路仅供参考,具体还需根据实际情况灵活操作,但操作过程中,现场人员务必与中控操作员紧密联系,防止误操作导致故障进一步扩大。

  在机组运行过程中,发现真空急剧下降时,可以从以下几个方面检查原因并采取相应的处理措施。

  冷却循环水中断的故障可从循环水泵的电流和水泵出口压力来分析判断,如发现循环水泵电机电流和水泵出口压力到零时,即可确认循环水中断。这时如不属于厂用电中断就应立即起动备用泵(正常情况下备用泵会自动起动),注意在操作过程中要根据真空变化情况适当降低汽轮机负荷并严密监视汽轮机真空。当真空下降到最低允许值仍不能恢复正常运行且有继续下降趋势时,要采取紧急停机措施。

  后轴封供汽中断时将会有大量的空气漏入排汽缸,不但会使汽轮机真空迅速降低,同时还会因冷空气冷却轴颈使转子收缩造成负的胀差。后汽封中断通常是由于负荷大幅度变化、汽封压力调整器失灵、供汽汽源中断、汽封系统进入等情况造成的。

  因真空泵喷嘴堵塞、隔离箱水位控制失灵等情况时,都会使真空泵工作失常。这时可切换至备用机运行,对故障机进行处理。

  凝汽器满水通常由于水位控制失灵、凝汽器铜管泄漏以及运行人员维护不当等因素造成的。可通过凝结水泵出口压力、电机电流心脏凝汽器外壳温度颁情况作出判断,严重时会从真空泵排汽管喷出水来。此时可起动备用凝结水泵开大凝结水泵出口控制阀迅速排水,必要时可将部分凝结水直接排放入地沟,直到水位恢复正常。

  真空系统大量漏汽的情况通常是由于膨胀不均匀或机械碰撞造成真空系统管路或管件破裂引起的。

  真空缓慢下降所涉及的因素较多,一般对机组的安全威胁不太大,但检查原因却往往比真空急剧降低的情况更加困难。真空缓慢下降的原因一般可归纳为以下几个方面:

  真空系统不严密的典型特征是真空降到某一定值即保持稳定,这说明漏气量和抽气量达到了平衡。而且随着负荷的升高,汽轮机真空也随着提高。

  真空系统容易泄漏的地方通常是抽汽管道、汽缸法兰、人孔门、中低压缸排气连接管与汽缸连接法兰部位。

  真空系统的严密性,一般规定在满负荷的情况下或额定负荷的40%以上的稳定工况下进行检查试验。

  (1)凝结水泵工作不正常。这时通常表现为凝结水泵电机电流减小、水泵出口压力降低。这时应注意检查凝结水泵吸入口切断阀水封、水泵轴封盘根、密封水源是否正常,水泵与凝汽器汽侧联络管上的阀门是否开启,水泵是否有摩擦等异音。必要时可起动备用泵,将故障设备停下进行检查维修。

  另外还应检查凝结水泵备用泵出口逆止阀是否严密,即是否存在凝结水短路循环的情况。

  循环水量不足表现为在同一负荷下,凝汽器循环水进出口水温差增大。这时应注意检查循环水泵工作是否正常。

  真空泵工作不正常或效率降低表现为真空降低、端差增大。这时应注意检查其进出口压力是否正常,冷却水量是否足够,喷嘴是否堵塞。

  此外汽轮机凝汽器铜管结垢,循环水冷却设备工作效率低等情况都会造成汽轮机真空降低。这时可以通过凝汽器端差、进水温度的变化进行分析判断。

  2、打开№2号混汽手动切断阀(2121V)的旁路阀(2122V)开始暖管;

  3、打开№1号混汽手动切断阀(2101V)的旁路阀(2102V)开始暖管;

  6、用5分钟以上的时间慢慢地打开№2混汽手动切断阀(2121V)至全开位置。最初要特别缓慢地开动;

  8、用5分钟以上的时间慢慢地打开№1混汽手动切断阀(2101V)至全开位置。最初要特别缓慢地开动;

  要领:手动阀门初期操作时要缓慢。要根据现场实际情况暖管,必要时可适当延长暖管时间。在每一步操作前和结束后与中控操作员保持一定联系,确保混汽投入正常。

  答:冷却塔系统的构成主要由构筑物、冷却风扇、冷却水泵、集水槽、散水管、散水嘴、填料、分离器、和相应连接管道等构成。

  填料的主要作用是将散水嘴喷射出的水滴在填料的表面形成水膜,增大冷却面积;

  分离器的主要作用是防止散水嘴喷射出的水滴因强制通风造成的飞沫损失,从而降低循环冷却水损失。

  中控:首先手动关闭201V、211V、212V,防止蒸汽直接冲入凝汽器,等待电源恢复;与现场保持联系,当电源恢复时(需确认电源是应急电源还是市电电源),首先对锅炉进出口挡板进行操作,打开361V、461V、2606V泄压;观察各部位温度及水位情况。

  市电正式恢复时,依照操作规程对辅机按顺序进行起动;注意起动循环冷却水泵时,在开启出口阀门时,需事先确认凝汽器内温度,如太高,等其自然冷却后再通冷却水;在向锅炉补水时,不可盲目急剧地补水,需缓慢进行。

  现场:紧急关闭主蒸汽及混汽手动切断阀2001V、2101V、2121V;打开线V;确认事故油泵是否已经自动起动供油;手动对汽轮机进行盘车(以保证5Min转子盘车180°为目标)。与总降联系确认失电故障原因以确定是否联系启用应急电源;如启动应急电源,应按操作规程按顺序进行操作,并注意所开启设备的容量不要超过应急电源规定容量。当市电正式恢复后,对应急电源作倒闸操作,恢复向MCC正式供电,通知中控开启辅机设备,开启过程中应与中控紧密联系,确认各部位、各设备及联络管线有无异常、损坏情况。

  答:在压力管路中,由于液体流速的急剧变化,从而造成管道中流体的压力显著地、反复地、迅速变化的现象,称为水锤(或叫水击)。

  (水锤可以发生在压力管路上的阀门迅速关闭或水泵等设备突然停止运转时。在这种情况下,由于管中的流速迅速减小,使压力发生显著升高,这种以压力升高为特征的水锤,叫做正水锤。)正水锤时的压力升高可以超过管中正常压力的几十倍至几百倍,以致使管壁材料产生很大的应力,而压力的反复变化将引起管道和设备的振动,都将造成管道、管件和设备的损坏。

  (水锤也可以发生在压力管路上的阀门迅速开启或水泵等设备突然启动时。在这种情况下,由于管中的流速急剧增加,使压力发生显著降低,这种以压力降低为特征的水锤,叫做负水锤。)这种负水锤也会引起管道和设备的振动,同时负水锤时的压力降低,可能使管中产生不利的真空,由于外面大气压力的作用,而将管道挤扁。

  答:水泵运行时,在叶轮入口处叶片上某处的局部压力降低到当时温度条件下的液体汽化压力时,液体流经该处就要产生汽化,形成许多蒸汽与气体混合的小汽泡。当汽泡随液流进入叶轮,从低压区流至高压区时,在泵内凝结,骤然收缩而破灭,周围液体质点向汽泡中心作加速运动,互相撞击。若汽泡的产生和破灭过程长时间大量地进行,最终会造成材料呈海绵状或蜂窝状的破坏性特征,称为汽蚀现象。

  在汽蚀时产生大量汽泡,影响流体的正常流动,噪声和振动剧增,以致造成断流现象。此时泵的扬程、流量和效率都显著下降,泵的寿命也大大降低。因此,泵在运行中应严格防止气蚀。

  防止气蚀的方法有两种:一是控制泵的安装高度,使泵的实际安装高度低于泵的允许安装高度;二是控制泵入口处的气蚀余量大于必须的气蚀余量。

  因设备制造、结构、材料方面存在的缺陷造成发电机转子不平衡、定转子之间磁通不均匀、内部风道送风不均匀造成热膨胀程度不同等因素导致发电机运行过程中发生振动。

  1、安装不规范(如地脚螺栓松动、联轴节同心度未达到要求值、二次灌浆不彻底等)造成的机组振动。运行中应有针对性的对发电机振动进行监视,如系上述等情况,需及时停机并组织人员对其情况进行处理后方可投入运行;

  2、润滑系统不良。润滑油温过高或过低,润滑油压下降,影响了轴承油膜的形成从而导致发电机的振动超出允许值范围。应及时对润滑油相关参数进行调整;

  3、电网波动。电网波动造成发电机频率波动、三相劢磁电流不平衡造成定子磁场与转子回转中心偏离等因素导致机组的振动超出允许值。应及时与相关部门取得联系,尽可能对部分参数进行调整;

  总之,引起发电机振动原因有很多,运行过程中应当严密监视其状况,如出现振动异常升高或超出允许值范围时,及时调整负荷,如经调整后有一定程度的改善可继续保持运行,如无明显效果,应取果断措施将其解列,会同相关人员查找原因,及时处理。

  答:锅炉三大安全附件是:1、安全阀:用于控制锅炉压力不超过规定值,保证锅炉运行安全;2、水位计:用于监视运行中锅炉内工质的多少;3、压力表:用于监视运行中锅炉的工作压力。

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