电厂运行技术问答

来源:www.xiangdang.net上传者:jxhlf时间:2014/10/18

**电厂运行技术问答

一、电气部分目录

1.简述高压输电的意义?

答:1.降低线损,降低材耗;

2.增加输电容量;

3.提高电网暂态及静态稳定性;

4.实现远距离大容量输电,实现资源的合理配置。

2.浙江电网在确定稳定运行限额计算时根据什么原则?

答:浙江电网在确定稳定运行限额计算时根据以下几个原则进行:

1、电网“正常方式”或“检修方式”,快速保护投运,相间故障(不重合)采取措施保持系统稳定;

2、220kV线路高频保护或母差保护停役,单相故障采取措施保持系统稳定;

3、电网内任一元件发生故障(或无故障)跳闸,应不影响其它设备严重过载而跳闸;

4、220kV线路在强送电时原则上将送电线路的受电端确定为强送端,或者除电厂出线外也可选择离故障点远端作为强送端;

5、110kV及以下电压等级的系统发生故障,应不致于影响500/220kV主网的稳定运行。

3.我厂目前采用哪些措施来提高我厂与系统之间的暂态稳定水平?

答:1、500kV线路采用快速的双高频保护,500kV母线、主变采用快速灵敏的双差动保护来切除元件短路故障

2、在500kV线路上采用单相重合闸

3、各发电机组采用具有高起始响应的自动励磁调节器

4、正常运行中根据系统运行方式来控制500kV出线的有功潮流不超过规定的限额。

4.谈谈我厂目前500kV线路采用单相重合闸的实际意义?

答:对我厂而言,**600MW发电机组的出力仅靠三条500kV线路送出,当一条线路故障跳闸后,如果重合成功则能及时恢复电网的完整接线,对保持系统的暂态及静态稳定较为有利,若重合闸失败,且重合闸整定时间与当时实际运行方式有所出入,那么就会对本已薄弱的系统增加一新的扰动,系统稳定可能破坏。从故障类型来看,在500kV线路所发生的故障中,以单相接地故障较多,约75%左右,而且这类故障大部分是瞬时性;而相间故障则以永久性故障居多。这样当线路选择三相或综合重合闸时,若线路发生相间故障,则重合成功率较低;采用单相重合闸,则可避免重合闸于相间永久性故障,而通过合理整定重合时间,在大多数单相故障的情况下,能成功地重合。

当出线发生相间故障,重合失败会对机组发生冲击。若重合于机端出口三相故障,最严重时一次就耗尽发电机轴系疲劳寿命;而重合于单相永久性故障,对发电机轴系疲劳寿命消耗不大于0.1%,因此从保护机组的角度出发,要求选用单相重合闸。

当线路发生单相接地故障,如采用三相重合闸则非故障相的残余电荷无法及时释放,造成重合闸时产生操作过电压,而采用单相重合闸可以避免这种过电压。这点对500kV线路来讲尤其重要。采用单相重合闸可降低线路相关设备的冲击电压水平。我厂500kVPT为电磁式PT,在三相重合闸方式下,可泄放部分非故障相的残余电荷,从而抑止三相重合闸时的过电压,但这种情况对PT线圈会造成热冲击,而采用单相重合闸就无此问题。

采用单相重合闸,发生单相接地故障,故障相跳闸后,两非故障相继续运行,加强了我厂大机组与系统的联系,有利于提高我厂与系统的暂态稳定水平;换个角度讲,可以提高我厂机组正常运行的出力水平。

5.我厂500kV各线路保护与高频通道分别采用什么配合方式?它们各有何优缺点?

答:我厂500kV高频保护中,LZ96采用PUTT(欠范围允许式)方式,它采用距离I段作为方向判别发讯元件,采用该方式装置机构简单,安全性高。但当线路末端附近故障时,必须在收到确认为对侧送来的内部故障信号后才出口跳闸,因而延迟了切除故障的时间;同时对内部故障,对判别元件保护范围的稳定性要求高,因其反应的范围小,故对通过过渡电阻短路的故障反应能力较差。TLS、DLP则采用POTT方式(超范围允许式),它采用距离II段或距离III段作为故障判别信号,该种配合方式只有当线路两端的超范围元件同时动作时,才能出口跳闸。当线路内部故障时,各端超范围元件动作快速且保护经过渡电阻短路的故障能力较强,动作可靠性高,但也增加了外部故障时不必要动作的概率,故安全性较差。

6.继电保护应符合什么要求?

答:继电保护应符合可靠性、选择性、灵敏性、速动性要求。

可靠性是指保护该动作时应动作,不该动作时不动作。

选择性是指首先由故障设备或线路本身的保护切除故障,当故障设备或线路本身的保护或断路器拒动时,才允许由相邻设备、线路的保护或断路器失灵保护切除故障。

灵敏性是指在设备或线路的被保护范围发生金属性短路时,保证装置应具有必要的灵敏系数。

速动性是指保护装置应能尽快地切除短路故障,其目的是为了提高系统稳定性,减轻故障对设备和线路的损坏程度,缩小故障波及范围,提高自动重合闸和备用电源或备用设备自动投入的效果。

7.500kV线路投运时,一般先合哪一侧开关,为什么?

答:一般先合母线侧开关,再对中间开关进行合环。这样做主要是基于下面的考虑:如果线路在存在故障的情况下投运,而线路保护拒动或者开关拒跳的话,将启动失灵保护跳开其所有相邻开关,停运相邻设备。如果先合中间开关的话,发生上述情况时,将直接导致同串的发变组跳闸,影响面较大;而先合母线侧开关的话,同样发生上述情况,只将对应的母线切除,而不影响我厂对外发供电,只要将线路母线侧开关隔离后,即可恢复母线运行。

8.500kV线路正常运行期间将其保护LR91改停用有什么不好

答:因LR91保护屏内F1保护电源小开关向屏内LR91及LZ92、过电压UT91保护和R1、R2屏内的两套过电压保护出口继电器回路供电,这样虽然目前LR91的保护功能已经取消,但当LR91保护屏全部停电时,将会使整条线路的过电压保护功能失去,所以目前我们规定LR91必须维持在信号状态,当有检修工作需要将该屏停电时,应将线路过电压保护停用。

9.为什么大型发电机要装设非全相运行保护?

答:大型发变组高压侧断路器大都采用分相操作,当机构或控制回路的原因使得操作时开关出现非全相,从而导致发电机非全相运行时,将在发电机定子绕组中产生较高的负序电流,如果靠发电机的负序电流保护(反时限特性)动作的话,因动作时间较长使得发电机非全相运行状况要持续一段时间(靠人为操作干预的话该时间可能还要长),而有诸多实例已经证明,即使发电机负序保护在小于发电机A值的情况下动作,仍然会使发电机转子相应部件产生严重的灼伤。所以出于确保大机组的安全考虑,要求装设非全相保护,当确证发电机发生非全相运行时应以较短的时限将发电机与系统解列。

10.我厂500kV的开关以及设备分别设有哪些非全相保护功能?

答:一期设备:当某开关出现非全相运行时,延时2秒出口该开关第一跳圈,将开关三相跳开。但发变组没有非全相保护。

二期设备:当5041、5051、5052、5053开关出现非全相时,延时0.5秒同时出口该开关第一、第二跳圈,三跳该开关;当5042、5043开关出现非全相时,延时2秒(其目的为了躲过线路单相故障,重合闸期间的非全相运行时间)同时出口该开关第一、第二跳圈,三跳该开关。二期发电机还设有非全相保护,当某一发变组出现非全相运行(其一只出口开关断开同时另外一只开关非全相运行),同时经两个相同的负序电流元件鉴定后,经本装置一定延时,再次三跳非全相运行的开关,再经一定延时联跳本串相邻开关和启动线路远跳或切机,如果是母线开关的话还联跳同一母线上相邻开关。

11.开关失灵保护起什么作用?我厂220kV和500kV开关失灵保护如何实现?

答:母线上某一个连接元件(如一条出线、一台变压器)故障,该连接元件的保护发出跳闸指令后,对应的断路器却由于某种原因拒绝动作,此时由其相邻元件的保护作远后备保护来切除故障。但在高压电网中,由于电源支路的助增作用,实现远后备保护在灵敏度上往往难以满足,而且动作时间较长,切除范围也有所扩大。因此,在超高压电网中,除要求连接元件的快速保护双重化外,还要装设开关失灵保护,当连接元件故障,断路器因故未能切除故障时,尽快把与该断路器相邻的断路器切除,以求用最短的时间、最小的停电范围来切除故障。

我厂220kV和500kV开关失灵保护实现方式见规程相应内容。

12.我厂升压站系统设计及目前现场管理上采取了哪些防止过电压的措施?

答: 1.在500kV和220kV每个间隔出线(包括各变压器间隔)上均分别安装了氧化锌避雷器,能有效地防止操作过电压和雷击过电压。

2.每条出线上端均布置了防止遭受雷击的架空地线。

3.在500kV和220kV变压器高压侧绕组均采用纠结式结构,以改善匝间电压的分布

4.各500kV和220kV变压器中性点均采用直接接地方式

5.各500kV出线两侧均配置了过电压保护,使线路因突然甩负荷而出现末端过电压时,及时将线路切除。

6.500kV出线采用单相重合闸方式,以降低重合过电压水平。

7.根据目前500kV GIS带电侧闸刀操作时会产生陡波过电压这一现象,我们特地规定了“开关带电冷备用”这一状态,以尽量避免带电侧隔离闸刀的操作。

13.避雷器的最大持续电压与额定电压有何区别?

答:(1)避雷器的最大持续电压指的是能确保避雷器长期安全运行时所施加的工频电压有效值,考虑系统可能出现的稳态工频电压升高以及线路充电电容效应等因素,该电压值一般在系统额定电压(相电压)的基础上再乘以1.1到1.2的系数。

(2)避雷器的额定电压实际上是指它的灭弧电压,它是指避雷器动作放电,当放电电流过零后避雷器所能承受的最大工频电压(有效值),选用避雷器时,应确保避雷器安装地点的工频电压升高在任何情况下均不应超过灭弧电压(额定电压),否则避雷器可能因不能灭弧而爆炸。根据避雷器所在系统接地方式的不同,其额定电压的选择范围也不同。一般象我厂500kV和220kV系统均为直接接地方式的情况,避雷器灭弧电压值应不低于0.8Umax,Umax为避雷器放电前系统可能出现的最高运行线电压。

14.大型发电机采用分相封闭母线有什么优点?

答:主要优点是: 1、可靠性高。由于每相母线均封闭于相互隔离的外壳内,可防止发生相间短路故障。

2、减小母线间的电动力。由于结构上具有良好的磁屏蔽性能,壳外几乎无磁场,故短路时母线相间的电动力可大为减小。一般认为只有敞开式母线电动力的1%左右。

3、防止临近母线处的钢构件严重发热。由于壳外磁场的减少,临近母线处的钢构件内感应的涡流也会减少,涡流引起的发热损耗也减少。

4、安装方便,维护工作量少。整齐美观。

15.大型机组为何要装设失步保护?

答:发电机与系统发生失步时,将出现发电机的机械量和电气量与系统之间的振荡,这种持续的振荡将对发电机组和系统产生破坏性影响。

(1)单元接线的大型发变组电抗较大,而系统规模增大使得系统的等效电抗减小,因此振荡中心往往落在发电机附近或升压变压器范围内,使振荡过程对机组的影响大为加重。由于机端电压周期性的严重下降,使厂用辅机工作稳定性遭到破坏,甚至导致全厂停机、停炉、停电的重大事故。

(2)失步运行时,当发电机电势与系统等效电势的相差为1800的瞬间,振荡电流的幅值接近机端三相短路时流经发电机的电流。对于三相短路故障均有快速保护切除,而振荡电流则要在较长时间内反复出现,若无相应保护会使定子绕组遭受热损伤或端部遭受机械损伤。

(3)在振荡过程中产生对轴系的周期性扭力,可能造成大轴严重机械损伤。

(4)振荡过程中由于周期性转差变化在转子绕组中引起感生电流,引起转子绕组发热。

(5)大型机组与系统失步,还可能导致系统解列甚至崩溃。

因此,大型发电机组需装设失步保护,以保障机组和系统的安全。

16.为什么高压断路器采用多断口结构?

答: 1、有多个断口可使加在每个断口上的电压降低,从而使每段的弧隙恢复电压降低;

2、多个断口把电弧分割成多个小电弧段串联,在相等的触头行程下多断口比单断口的电弧拉伸更长,从而增大了弧隙电阻;

3、多断口相当于总的分闸速度加快了,介质恢复速度增大。

17.什么情况下会闭锁线路开关合闸信号?

答:出现下列情况之一,会闭锁线路开关合闸信号:

(1)开关SF6气室压力低(2)开关操作机构储能不足或油压(气压)低(3)开关联锁条件不满足(主要可能是某侧闸刀三相状态不一致或联锁电源失去)(4)有保护动作信号未复归(5)开关两侧同期条件不满足

18.什么情况下会闭锁线路开关重合闸信号?

答:出现下列情况之一,会闭锁线路开关重合闸信号:

(1)开关SF6气室压力低 (2)开关操作机构储能不足或油压(气压)低

(3)母线保护动作 (4)开关失灵保护动作

(5)线路距离II段或III段动作 (6)开关短线保护动作

(7)有远方跳闸信号 (8)开关手动分闸

(9)单重方式下出现相间距离保护动作信号 (10)手动合闸于故障线路时

(11)单重方式下出现三跳时 (12) 重合于永久性故障再次跳闸后

19.什么叫电气设备的介损?产生的原因有哪些?

答:在交流电压作用下,引起介质内部电荷运动,并消耗能量的现象称为介质损耗。

产生原因:

1.由介质极化所引起的损耗。它是在电压作用下,介质发生极化时,由于电荷运动摩擦而引起的能量损耗。

2.由泄漏电流引起的损耗。在电压作用下,泄漏电流使介质发热所损耗的能量。

3.由局部放电引起的损耗。绝缘材料如果有气隙,由于气体的绝缘强度比较低,在电压的作用下,气隙会首先局部放电,导致能量损耗。

20.发变组系统正常运行时哪些参数需重点监视

答:需要重点监视的参数有:发电机定、转子电流和电压;发电机各线棒出水温度和线棒层间温度及温差;发电机冷热氢温度,机内氢气纯度和湿度;发电机铁芯端部温度;定子冷却水导电度;主变上层油温,高低压线圈温度;主变油中含气量。

21.发电机出口PT分别向哪些回路提供电压信号

答:发电机出口PT分别向下列回路提供工作或参考电压:

(1)保护装置:PT二次星型绕组向发电机阻抗保护21、失步保护78、过激磁保护95、低频/高频保护81、失磁保护40、逆功率保护32提供工作电压,PT二次开口三角形绕组向发电机定子接地保护64G提供工作电压。

(2)测量装置:PT二次星型绕组(仪用)向发电机定子电压、有功功率、无功功率、功率因数、频率、发电机电能表等表计和变送器提供参考电压。

(3)励磁系统:PT二次星型绕组向发电机励磁调节器(AVR)的自动通道提供机端电压测量反馈信号以及同步触发回路的同步电压信号。

22.发电机可能发生的故障和不正常工作状态有哪些类型?

答:可能发生的主要故障有:定子绕组相间短路;定子绕组一相匝间短路;定子绕组一相绝缘损坏引起的单相接地故障;转子绕组(励磁回路)接地;转子励磁绕组低励、失去励磁。

可能的不正常工作状态:过负荷;定子绕组过电流;定子绕组过电压;三相电流不对称;失步;过励磁;断路器断口闪络;非全相运行等。

23.发电机应装设哪些保护?它们的作用是什么?

答:对发电机可能出现的故障和不正常工作状态,应根据发电机的实际情况选择性地装设下列保护:

(1)纵差保护:为定子绕组及其引出线的相间短路保护。

(2)横差保护:为定子绕组一相匝间短路保护。只有当一相定子绕组有二个及以上的并联分支而构成二个或三个中性点引出端时,才装设该保护。

(3)单相接地保护:为发电机定子绕组的单相接地保护。

(4)转子接地保护:为励磁绕组的接地故障保护,分一点接地保护和二点接地保护二种。大型汽轮发电机应装设一点接地保护。

(5)低励、失磁保护:为防止大型发电机低励或失磁后,从系统中吸收大量无功功率而对系统产生不良影响,大容量发电机都装设该保护。

(6)过负荷保护:发电机长时间超过额定负荷运行时作用于信号或跳闸。大型发电机对定子与转子分别装过负荷保护。

(7)定子绕组过电流或低阻抗保护:当发电机纵差保护范围外发生短路,而短路元件的保护或断路器拒动,

为了可靠切除故障,则应装设反应外部短路的过电流或低阻抗保护。该保护兼作纵差保护的后备保护。

(8)定子绕组过电压保护:大型发电机装设过电压保护,使发电机因突然甩去全部负荷后引起定子绕组过电压时,将其切除。

(9)负序电流保护:其装设目的见本书相关问题的解答。

(10)失步保护:其装设目的见本书相关问题的解答。

(11)逆功率保护:其装设目的见本书相关问题的解答。

24.反映发变组系统短路故障的保护有哪些?

答:反映发变组短路故障的保护有:瓦斯保护、变压器差动保护、发变组大差、主变高压侧零序过流保护、发电机差动保护、发电机低阻抗保护、负序保护(反应不对称短路故障)。

25.发变组运行中造成过激磁的原因有哪些?

答:造成过激磁的原因通常有:

(1)发变组与系统并列前,由于误操作,误加大励磁电流引起;

(2)发电机启动中,转子在低速预热时,误加励磁会因发电机——变压器低频运行造成过励磁;

(3)发变组解列后,如随之将汽机跳闸,转子转速下降,若灭磁开关未分或拒动,使发电机遭受低频引起过励磁

(4)发变组保护动作,发变组出口断路器跳开后,若自动励磁调节器退出或失灵,则电压与频率均会升高,但因频率升高慢而引起过励磁。即使正常甩负荷,由于电压上升快,频率上升慢也可能使变压器过励磁。

(5)励磁调节器故障或发电机电压反馈值与实际值相比低得多,引起发电机过激磁。

26.负序电流对发电机有何危害,发电机负序保护起什么作用?

答:发电机正常运行中发出的是三相对称的正序电流。发电机转子的旋转方向和旋转速度与三相正序对称电流形成的正向旋转磁场的转向和转速一致,转子的转动与该磁场无相对运动,即同步。当系统发生不对称短路或负荷三相不对称时,发电机定子绕组就流有负序电流。该负序电流在发电机气隙中产生反向的旋转磁场,它相对于转子的转速为二倍的同步转速,因此在转子中产生100Hz的电流。该电流流经转子本体、槽锲和阻尼条,而在转子端面附近沿周界方向形成闭合回路,这就使转子端部、护环内表面、槽锲和小齿接触面等部位局部灼伤,严重时会使护环受热松脱,给发电机造成灾难性的破坏,这是负序电流对发电机的危害之一。另外,负序(反向)气隙旋转磁场与转子电流之间,正序(正向)旋转磁场与定子负序电流之间所产生的频率为100Hz的交变电磁力矩,将同时作用于转子大轴和定子机座上,引起频率为100Hz的振动,这是负序电流对发电机的第二个危害。发电机承受负序电流的能力一般取决于转子的负序电流发热条件,而不是发生的振动。鉴于上述原因,发电机应装设负序电流保护。

27.发电机进行升流期间,当电流加到一定值时,GCB盘上发“发电机定子接地”报警,请问是否正确,并分析原因。

答1:升流过程中发出该报警属正常现象。要详细地解释原因,首先以#1机为例介绍一下定子100%接地保护的原理。

下图是#1机定子100%接地保护的原理图。

正常情况下,因转子气隙磁通密度的非正弦分布,转子各部位大齿部分和小齿部分气隙磁阻不同及磁路的饱和等原因,发电机的相电压存在少量的三次谐波电压。正常运行时与中性点接地时三次谐波电压的分布分别如下:

(a)正常时 (b) 中性点附近(D点)接地时

可以看出发电机中性点附近发生接地,中性点的三次谐波电压将降至接近零,而且各相三次谐波电压同相位,属零序分量,因此可以在发电机中性点单相接地变压器的付边接一三次谐波欠电压继电器,来反应中性点区域的接地,以弥补采用基波零序电压的定子接地保护在中性点区域的盲点。

正常情况下没有零序电压,107(过电压继电器)不会动作,中性点有三次谐波电压,且高于125(欠电压继电器)的设定值,因此125动作。

当0%~95%区域(从机端算起)发生接地故障,出现高的基波零序电压,107动作,启动119(延时继电器,带启动显示),计时结束,输出跳闸命令同时启动掉牌继电器349。107动作还启动319(中间继电器),一方面切断125线圈,另一方面闭锁137(欠电流继电器),使125返回时把149(时间继电器,其常开辅助触点输出中性点接地动作指令)切断,同时切断125动作显示,以免误动作、误报警。

当95%~100%区域(从机端算起)发生接地故障,基波零序电压很低,107不会动作,而中性点三次谐波电压降低,低于125返回电压,使125返回,同时发电机运行中137始终动作,因此149计时,同时启动启动显示,计时结束,149输出跳闸指令,同时启动掉牌继电器。

升流时发电机出口处解开,发电机绕组无电压,125返回,但电流仍流经欠电流继电器137所对应的CT,当电流达一定值后,137动作,导致时间继电器149动作出口且启动显示接通,“定子中性点接地” 报警。

答2:发电机定子100%接地保护实际上由两套元件(测量信号均取自发电机中性点变压器二次侧)组成,一是0%-95%部分,反映的是发电机定子绕组单相接地时,中性点电压(基波)的升高;因在中性点附近接地时,反映中性点基波电压升高的保护存在死区,所以增加第二部分即三次谐波元件(95%-100%部分),该装置反映中性点附近单相接地时中性点三次谐波电压下降而动作,但为了防止当发电机并网前及初负荷期间因三次谐波电势较低而使保护误动作,在该元件的出口回路里加装了发电机定子电流的闭锁元件,目前整定只有当定子电流大于5000A时才开放三次谐波元件保护。

从上述情况可以看出,当发电机零起升流期间,因发电机本身电势很低→三次谐波电势低→中性点三次谐波电压低→三次谐波低压元件一直动作,这样当定子电流超过5000A时,就出现“发电机定子接地保护动作”报警。

28.发电机运行中功率因数过高或过低有什么危害?

答:发电机额定功率因数实际上是指当发电机同时在额定有功功率和额定视在功率运行工况(一般在滞相方式)下运行时的功率因数值,同样的额定有功功率机组,如果其额定功率因数越低,则说明其运行时带无功的能力相对较强,机组额定电流也增加,从而使造价增加。我厂发电机额定功率因数均为0.9,但在实际正常运行中却基本上高于此数值。

发电机运行中,从理论上讲,在同样的机端电压下,如果在同样的有功出力下,功率因数越高,那么所发的无功越少,发电机电势就越低,发电机的静态运行稳定水平下降。但在目前系统网络的正常接线方式和发电机励磁系统正常运行情况下,功率因数允许高于额定值,直至在一定范围内的进相运行。但当系统在某些检修方式下,出现稳定约束时,调度将会对发电机出力和功率因高限值作某些限制。

发电机运行中,如果要降低功率因数至额定值以下,则必须降低其有功出力,以使定子和转子电流不超限。这种运行方式往往在当系统发生事故,无功缺额较为严重,要求我厂发电机减发有功增发无功时出现。

29.请简述励磁系统作用

答:发电机励磁系统的作用为:

(1) 当发电机正常运行时,供给发电机一定的励磁电流以维持发电机出口电压及无功输出。

(2) 当电力系统突然短路或负荷突然增、减时,对发电机进行强励磁和强减磁,以提高电力系统运行的稳定性和可靠性。

(3) 当发电机内部出现短路时,对发电机进行灭磁,以免事故扩大。

30.谈谈励磁系统正常调节的原则

答:励磁系统的主要功能为使发电机机端电压稳定在设定值附近,同时还具有增加系统稳定的作用。在发电机运行中,首先要使得机端电压设定值在一定范围内,通常应在额定值附近,随着系统无功需求的变化,由励磁系统自行调节无功出力,一般不改变其电压设定值,但当厂用电电压偏移正常值较大时,应适当调整设定值;第二,正常运行中,发电机应保证有一定的无功储备,即在额定有功出力下,保持功率因数高于额定值,或者在低于额定有功出力时,保持发电机定、转子电流均低于额定值;第三,为了保持发电机运行时一定的稳定储备,要按系统要求控制功率因数限值和无功进相范围;第四,事故情况下需要大量无功负荷时,应尽量抬高发电机机端电压,同时将发电机定转子电流作为监视点,两者发生矛盾时适当降低发电机机端电压设定值。

31.发电机低励、过励、过激磁限制的作用?

答:(1)低励限制(#2机也称功角限制):发电机低励运行期间,其定、转子间磁场联系减弱,发电机易失去静态稳定。为了确保一定的静态稳定裕度,励磁控制系统(AVR)在设计上均配置了低励限制回路,即当发电机一定的有功功率下,无功功率滞相低于某一值或进相大于某一值时(根据整定,#2机则为当发电机功角大于整定值时),在AVR综合放大回路中输出一增加机端电压的调节信号,使励磁增加。

(2)过励限制:为了防止转子绕组过热而损坏,当其电流越过一定的值时,该限制起作用,通过AVR综合放大回路输出一减小励磁的调节信号。

(3)过激磁限制:当发电机出口V/f值较高时,主变和发电机定子铁芯将过激磁,从而产生过热、损坏。为了避免这种现象的发生,当V/f超过整定值时,通过过激磁限制器向AVR综合放大回路输出一降低励磁的调节信号。

32.发电机运行中失去励磁,对系统及发电机本身各有何影响?汽轮发电机允许失磁运行的条件是什么?

答:1、发电机失磁对系统的影响:

(1)发电机失磁后,不但不能向系统送出无功功率而且还要向系统吸收无功功率,将造成系统电压下降和无功严重缺损,甚至导致系统稳定的破坏。

(2)为了供给失磁发电机无功功率,可能造成系统中其它发电机过电流。

发电机失磁对发电机自身的影响有:

(1)发电机失去励磁后,由送出无功功率变为吸收无功功率,且滑差越大,发电机的等效电抗越小,吸收的无功电流越大,致使失磁的定子绕组过电流。

(2)转子出现转差后,转子表面将感应出滑差频率电流,造成转子局部过热,这对大型发电机威胁最大。

(3)异步运行时,转矩发生周期性变化,使定、转子及其基础不断受到异常的机械力矩的冲击,机组振动加剧,影响发电机的安全运行。

2、汽轮发电机运行失磁运行的条件:

(1)系统有足够供给发电机失磁运行的无功功率,不致造成系统电压严重下降。

(2)降低发电机有功功率的输出使在很小的转差率下,发电机允许的一段时间内异步运行,即发电机在较少的有功功率下失磁运行,不致造成发电机转子的发热与振动。

33.发电机转子一点接地的危害?有几套转子接地保护,分别装在何处?出口行为如何?

答:发电机正常运行时,励磁回路之间有一定的绝缘电阻和分布电容,它们的大小与发电机转子的结构、冷却方式等因素有关。当转子绝缘损坏时,就可能引起励磁回路接地故障,常见到是一点接地的故障,如不及时处理,还可能接着发生两点接地的故障。

励磁回路的一点接地故障,由于构不成电流回路,对发电机不会构成直接到危害。那么对于励磁回路一点接地故障的危害,主要是担心再发生第二点接地故障,因为在一点接地故障后,励磁回路对地电压有所增高,就有可能再发生第二个接地故障点。发电机励磁回路发生两点接地故障的危害表现为:

(1)转子绕组的一部分短路,另一部分绕组的电流增加,这就破坏了发电机气隙磁场的对称性,引起发电机的剧烈振动,同时无功出力降低。

(2)转子电流通过转子本体,如果转子电流比较大(通常以1500A为界限),就可能烧损转子,有时还造成转子和汽轮机叶片等部件被磁化。

(3)由于转子本体局部通过转子电流,引起局部发热,使转子发生缓慢变形而形成偏心,进一步加剧振动。

各机组转子接地保护安装位置、出口行为如下:

#1机:设有两套接地保护,一套由I&C承包商提供,装在#1机电子室发变组保护屏里,保护动作后通过86-3继电器跳汽机,然后再由逆功率保护出口停机;另一套保护由发电机承包商东芝提供,装在发电机励磁控制盘上,保护动作后只发报警。

#2机:设有一套直流叠加式转子接地保护,装在发电机励磁机的装置上,检测到的信号通过远红外送至励磁机定子侧的接收器,保护报警卡件装在DNC柜里,动作后报警。

#3/#4/#5机:由发电机承包商东芝提供一套转子接地保护,装在发电机励磁控制盘上,保护动作后通过86-3继电器跳汽机,然后再由逆功率保护出口停机。

34.发电机中心点接地变压器起什么作用?

答:其作用主要有两点:一是在中性点变压器二次侧只要并接一小电阻,经变压器的高变比变换后,反映到高压侧为一阻值放大的电阻,这样就构成了高电阻接地,同时电阻的造价却大大降低;二是将中性点的一些电压信号如零序电压、三次谐波电压经降压变换成低电压信号,提供给发电机定子接地保护装置,这里中性点变压器又起到了PT的作用。

35.为什么新投入或大修以后的变压器在投入运行前要进行全电压冲击试验?

答:(1)检验差动保护是否躲得过励磁涌流的影响

(2)检验变压器绝缘是否能承受切除空载变压器时的过电压

(3)检验变压器机械强度是否能承受投变压器时励磁涌流产生的电动力。

冲击试验次数:新产品投入 5次;大修后投入 3次。

36.请问变压器的差动保护能反映哪些故障?

答:变压器差动保护能反映下列故障:

(1)变压器内部绕组相间短路; (2)中性点直接接地或低阻抗接地侧绕组的接地故障;

(3)比较严重的绕组匝间短路故障; (4)变压器外部引线、套管等发生的各种短路故障。

37.为什么变压器的差动保护不能代替瓦斯保护?

答:瓦斯保护能反应变压器油箱内的任何故障,如铁芯过热、油面降低、断线故障等,但差动保护对此无反应。又如变压器绕组发生少数线匝的匝间短路,虽然短路线匝内的电流很大会造成局部绕组严重过热产生强烈的油流向油枕方向冲击,但表现在相电流上却并不大,因此差动保护不会反应,但瓦斯保护却能灵敏地反应。因此变压器差动保护不能代替瓦斯保护。

38.变压器差动保护的不平衡电流是怎样产生的?

答:变压器差动保护的不平衡电流产生原因如下:

1.稳态情况下的不平衡电流

(1)由于变压器各侧电流互感器型号不同,相应的饱和特性和励磁电流不同而引起的不平衡电流。它必须满足电流互感器的10%误差曲线的要求。

(2)由于实际的电流互感器变比和计算变比不同引起的不平衡电流。

(3)由于改变变压器调压分接头引起的不平衡电流。

2.暂态情况下的不平衡电流

(1)由于短路电流的非周期分量主要为电流互感器的励磁电流,使铁芯饱和,误差增加而引起不平衡电流。

(2)变压器空载合闸的励磁涌流,仅在变压器一侧有电流。

39.变压器瓦斯保护能反映哪些故障?

答:变压器瓦斯保护可以反映变压器内部的各种短路故障、绕组内部断线、绝缘老化、铁芯局部烧损和油位下降。

40.对于变压器瓦斯保护的运行投切有何规定?

答:当变压器在运行中,需进行下列工作时需将重瓦斯保护由跳闸改为信号。

(1)进行注油和滤油时

(2)进行呼吸器畅通工作或更换硅胶

(3)除采油样和瓦斯继电器上部放气阀放气外,在其它所有地方打开放气、放油和进油阀门时

(4)开、闭瓦斯继电器连接管上的阀门

(5)在瓦斯保护及其二次回路上进行工作时

(6)对于充氮变压器,当油枕抽真空或补充氮气时,变压器注油、滤油、更换硅胶及处理呼吸器时,在上述工作完成后,经1小时试运行后,方可将重瓦斯保护投入跳闸。

41.变压器着火如何处理?

答:(1)发现变压器着火时,首先检查变压器的断路器是否已跳闸,如未跳闸,应立即断开各侧电源的断路器,然后进行灭火。

(2)如果油在变压器顶盖上燃烧,则立即打开变压器底部放油阀,将油面降低,并开启变压器水喷雾装置,使油冷却。

(3)如果变压器外壳裂开着火时,则应将变压器内的油全部放掉。

(4)扑灭变压器火灾时,应使用二氧化碳、干粉或泡沫灭火枪等灭火器材

42.为什么强油风冷变压器在低负荷情况下不能将所有冷却器均投入运行?

答:这样做主要是为了防止油流静电现象的发生。因为通过一系列的试验研究表明,油在绝缘油道中流动时,会在油纸表面产生电荷分离,在局部位置形成电荷积累,并随流速升高而加剧,变压器绝缘性能越好,积累电荷越不易泄漏掉。积聚的空间电荷使局部直流场强升高,当超过该处的绝缘耐受强度时,有可能产生静电放电。如果运行电压下的高场强部位与静电空间电荷形成的高场强部位相重合,就有可能在这个部位出现连续的局部放电,甚至造成绝缘击穿。因而对于运行中的强油风冷变压器,适当控制油的流速,特别是降低油温较低时的流速是抑制和防止油流静电的措施之一。同时,研究人员还认为,变压器油温太低时,油流静电电荷的产生和积累有可能比油温较高时严重。因此,一般规定在负载较轻和油温较低(环境温度很低)时应避免投入较多冷却器。

43.什么是变压器的铜损和铁损?

答:铜损(短路损耗)是指变压器一、二次电流流过该线圈电阻所消耗的能量之和。由于线圈多用铜导线制成,故称铜损。它与电流的平方成正比,铭牌上所标的千瓦数,系指线圈在75℃时通过额定电流的铜损。

铁损指变压器在额定电压下(二次开路),在铁芯中消耗的功率,其中包括激磁损耗与涡流损耗。

44.什么是变压器的短路阻抗?其大小对变压器运行有何要求?

答:变压器的短路阻抗即将变压器一侧短路,在另一侧加额定电流时测得的短路电压经换算后得到的值。换算公式为:

Udl:测得的短路电压值

Zdl大小对变压器运行的影响有:

(1)Zdl越大,则变压器二次侧发生短路时,流经变压器的短路电流越小,对变压器的冲击越轻,所以目前业主对变压器制造时最低短路阻抗值均有要求,但Zdl增加,对制造工艺有较高要求;

(2)Zdl越大,则负荷变化时,引起变压器负荷侧电压的变动幅度也越大,电压稳定性差;

(3)Zdl越大,运行中同样负荷下变压器绕组消耗的无功功率也越大。

45.变压器的调节分接头一般装在哪一侧绕组上,为什么?

答:变压器的调节分接头一般装在高压侧绕组上。这主要考虑高压侧绕组的负荷电流较低,可以减少引线和分接头开关的载流截面,简化结构;同时一般高压绕组套在低压绕组外面,抽头引出和连接方便。

46.为什么检查绝缘油中的气体的组成和含量可以发现电力设备内部是否存在故障?

答:充油的电力设备(如变压器、电抗器、电流互感器、充油套管、充油电缆等)的绝缘主要由绝缘油和浸在油中的有机绝缘材料(如电缆纸、绝缘纸板等)组成,在正常的情况下,这些绝缘材料会逐渐老化、变质,在老化过程中会分解出各种气体,同时,如果电力设备内部发生过热或放电时,这些气体含量还会迅速增加。这些气体主要有氢、甲烷、乙烷、乙烯、乙炔、一氧化碳、二氧化碳等7种,通常又把甲烷、乙烷、乙烯、乙炔四种气体的总和叫做总烃。这些气体大部分溶解在绝缘油中,小部分上升在绝缘油表面,例如变压器有一部分气体从油中逸出进入气体继电器(瓦斯继电器)。经验表明,气体的各种成分分别含量的多少和故障的性质直接相关,因此在设备运行过程中,定期测量溶解在油中的气体组成和含量,可以及早发现充油电力设备内部是否存在着潜伏性故障。此外,对浮在油面的气体或气体继电器内的气体组成和含量进行分析,也同样能判断设备是否存在故障。

气体组成和含量的测量通常采用气相色谱法。

47.什么叫绝缘老化?绝缘老化的原因是什么?

答:绝缘材料在使用和保管过程中,随着时间的增长,其性能会出现逐渐变坏的现象,称为绝缘老化。

绝缘老化的原因有:

(1)电老化。绝缘材料在长期的电压作用下,在电场强度集中的地方,如导体的棱角、边缘处附近的气体会发生局部放电,绝缘层内部空隙的气泡,由于电场强度集中,也会产生局部放电,局部放电使其邻近的绝缘材料受到腐蚀,严重的会发展到干枯、烧焦而变质。

(2)热老化。电力设备的绝缘材料在有电流流过时会产生热量,从而导致绝缘材料的热分解、氧化、变质、电气性能下降以及绝缘强度下降,甚至发生热击穿,此外,过热加速了绝缘材料内的化学反应,导致绝缘材料硬化和脆化。

(3)机械老化。电力设备中的绝缘材料,如电机绝缘经常受到振动和电磁力的作用,会缓慢出现变形和破损。

(4)环境因素的影响。自然环境中的日光、紫外线、风雨的侵蚀、水分、温度、化学气体以及微生物等的作用,使绝缘材料的老化速度加快,寿命缩短。

48.厂用电系统配电原则

答:厂用电系统设置10.5kV、3.15kV和400V三种电压等级,2000kW及以上的电动机采用10kV额定电压,200kW以上到2000kW以下的电动机采用3.15kV电压,200kW及以下的电动机采用380kV额定电压。

其中低压系(400V)又划分成动力中心PC和马达控制中心MCC两级,75-200kW和150-650kW的静态负荷连接到PC,小于75kW的电动机和杂用负荷接到MCC。

49.厂用电系统各电压等级的接地方式如何?各有何优缺点?

答:(1)10kV:采用中电阻接地方式,发生单相接地时有较大的接地电流,所以当系统发生单相接地时,接地保护将以较短的时限将故障回路切除;因采用中电阻接地,单相接地时健全相电压升高不多,同时中性点电阻还可以抑制间歇接地时的过电压水平,所以这种接地方式对系统设备的绝缘要求可以适当降低。

(2)3kV:采用高电阻接地方式(中性点变压器二次接一电阻),发生单相接地时,接地电流较小,允许接地负荷继续运行,但接地点电流将高于中性点不接地方式;但接地时健全相电压将有明显升高,中性点装高阻可以抑制间歇接地过电压的水平,对设备绝缘要求稍高一些。

(3)400V:除了升压站PC外,其它低压厂变二次侧均采用高阻接地方式,接地时接地电流小,可以维持负荷继续运行;因400V系统本身电压不高,所以接地时健全相电压升高对设备绝缘没有特殊要求,。

50.厂用电系统中有哪几种类型的开关,其控制电源分别来自何处?

答:厂用电系统开关类型:

(1)10kV和3kV系统:为SF6开关(一期)和真空开关(二期),其控制电源来自本机组115V直流系统。

(2)400VPC开关及部分MCC负荷开关(#2机上有):均为空气开关,其控制电源来自本机组115V直流系统;但发生大电流故障情况下靠本身的脱扣线圈动作跳闸。

(3)MCC抽屉开关组件:典型设备由空气开关、接触器、热偶组成,接触器控制电源一般取自本回路的控制变压器二次侧。

51.二期发电机在启动过程中,在并网前,发电机灭磁开关合上后,为什么“厂用电切换装置闭锁”会频繁发信?

答:灭磁开关合上后,发电机机端电压建立,这时相应中压母线工作电源进线侧电压也达到正常工作电压,其电压信号与中压母线电压信号一并送入同期继电器进行鉴定、比较(不经任何切换开关),但这时因发电机还未并网,所以一般它与系统之间存在频差,从而导致上述两个输入电压不同步,使得厂用工作电源开关两侧电压相角在00~3600之间变化,相差偏离闭锁角整定范围时,触发“厂用电切换装置闭锁”信号,频差越大,报警越频繁。

52.本机组有哪些开关需经同期鉴定才能合闸?同期电压分别取自何处?同期满足条件分别是什么?哪些开关的同期鉴定继电器是公用的?

答:#1、#2机组:

需经同期鉴定合闸的开关有:

(1)发电机出口开关:同期电压引自主变高压出口PT、500kV母线PT(或500kV线路PT),同期条件为△V、△f、△φ均低于整定值或一侧有压,一侧无压,其同期继电器公用。

(2)厂用中压母线电源开关:同期电压分别引自中压母线PT和开关进线PT,其同期满足条件为:两侧电压△V、△f、△φ均低于整定值或一侧有压,一侧无压,其同期继电器公用;另外四台备用电源开关还配置各自独立的快速切换鉴定继电器,其电压信号也从开关两侧PT引入,同期条件为:△V、△φ低于整定值以及Umin<U进线<Umax。

(3)柴油发电机出口开关52DG和保安MCC工作、备用电源开关:其同期电压分别从D/G出口PT、保安PC母线PT和相应工作电源对应的汽机(锅炉)PC母线PT引接,同期条件为:△V、△f、△φ均低于整定值。其同期继电器也公用。

(4)#2机汽机PC电源、MCC母线电源开关:同期电压从PC工作电源进线PT引接,继电器公用,同期条件为:△V、△φ低于整定值

(5)#2机锅炉PC电源、联络开关:同期电压从PC上级电源两段10.5kV母线PT引接,继电器公用,同期条件为:△V、△f、△φ均低于整定值。

#3、4、5机:

需经同期鉴定合闸的开关有:

(1)发电机出口开关:情况同#1、2机。

(2)厂用中压母线电源开关:每只开关均配置了一只独立的同期鉴定继电器,作为手动、自动切换的同期鉴定用。同期电压从母线PT和工作(备用)电源进线PT引接,同期条件为:△φ小于整定值,Umin<U进线<Umax, Umin<U母线<Umax。

(3)保安MCC保安电源开关:各配置一只同期继电器,电压从工作保安PC母线和保安MCC母线PT引接,同期条件为:△V、△φ低于整定值。

(4)汽机、锅炉PC电源开关:同期继电器公用,同期电压引自上级电源10kV母线PT,同期条件为:△V、△φ低于整定值。

(5)循泵房PC电源开关:配置一只同期继电器,同期电压引自上级电源3.15kV母线PT,同期条件:△V、△φ低于整定值。

53.请简述我厂厂用电切换方式及厂用电快速和慢速切换成功的条件?

答:我厂一期中压厂用电切换设计有自动快速切换、手动切换,没有自动慢速切换。二期中压厂用电切换设计有自动快速切换、自动慢速切换及手动切换功能。

厂用电系统正常情况下切换为手动切换。切换方式有两种:一是厂用电从启/备变切换至厂总变供电;另一种是厂用电从厂总变切换至启/备变供电。这二种切换过程,均需通过同期并列,手动进行切换。

厂用电系统事故情况下切换为快速切换。一期自动快速切换是在发变组保护动作而启/备变保护没有动作的情况下,经过“快速同期鉴定继电器”鉴定同期条件满足后,出口合备用电源开关。二期自动快速切换是在发变组保护动作而备用工作电源电压不低于87%额定电压的情况下,经过“快速同期鉴定继电器”鉴定同期条件满足后,出口合备用电源开关。

二期自动慢速切换是在当发变组保护动作,自动快速切换失败,母线电压低于20%额定电压后,延时1.2s自合备用电源开关。

一期中压厂用电切换设计上考虑了工作电源开关与备用电源开关并列运行的情况,即无论是自动切换还是手动切换,当二只开关并列运行时,延时2s再次去跳工作电源开关。后来异动改造增加了如果此时工作电源开关还跳不开,则再延时1s去跳备用电源开关。

54.电子室里厂用电源开关同期鉴定继电器上各指示灯的含义?

答:一期备用快速切换同期鉴定继电器25CB:

ENABLE:灯亮表示装置投用

OUTPUT CLOSED: 灯亮表示开关同期条件满足

UPPER VOLTAGE LIMIT(LINE):灯亮表示开关进线侧电压值没有越高限

LOWER VOLTAGE LIMIT(LINE):灯亮表示开关进线侧电压值没有越低限

PHASE ANGLE LIMIT:灯亮表示开关两侧电压相角差正常

一期厂用电手动切换同期鉴定继电器25/27:

ΔU:亮表示开关两侧电压差正常

Δф: 亮表示开关两侧电压相角差正常

Δf: 亮表示开关两侧电压频率差正常

二期厂用电各电源开关两侧同期鉴定继电器:

LL/LB:亮表示开关进线和母线侧均有电压,且两侧电压满足同期条件

LL/DB:亮表示开关进线侧带电,而母线无电压

DL/DB:亮表示开关两侧均无电压

DL/LB:亮表示开关母线侧带电,而进线无电压

ALARM:亮表示继电器内部故障

55.厂用电切换时,你根据哪几种现象判断工作分支开关和备用分支开关已经发生并列运行?怎样处理?答:当发生工作电源开关和备用电源开关并列运行时,工作电源开关和备用电源开关电流表都有指示,且比正常运行值大许多,#1机组集控室GCB屏上同时伴有“SWGR 1AX & 1AY INCOM BKRS PARALLELED”或“SWGR 1BX & 1BY INCOM BKRS PARALLELED”报警(正常切换,不会出现该报警)。#2、#3、#4、#5机组在厂用电正常切换中,集控室GCB屏上会出现“SWGR AX/AY(BX/BY) INCOM BKRS PARALLEL ”报警,但能马上复归。若发生工作电源开关和备用电源开关并列运行时,则不能复归。

处理:

根据运行规程补充规定:

(1)在厂用电从启/备变切换至厂总变供电过程中,若碰到工作电源开关合上后,备用电源开关未自动跳开,应立即将备用电源开关的同期开关置“MANU”位置,手动将备用电源开关分一次,若再断不开,检查并确认工作电源开关、备用电源开关进线电流表确有指示后,将工作电源开关断开,避免两电源长时间并列运行。

(2)在厂用电从厂总变切换至启/备变供电过程中,若碰到备用电源开关合上后,工作电源开关未自动跳开,应立即将工作电源开关的同期开关置“MANU”位置,手动将工作电源开关分一次,若再断不开,检查并确认工作电源开关、备用电源开关进线电流表确有指示后,将备用电源开关断开,避免两电源长时间并列运行。

(3)在厂用电快速切换过程中,备用电源开关自投后,若工作电源开关未跳开,应立即手动将工作电源开关分一次,若再分不开,手动将备用电源开关断开。

56.厂用电全部中断后时,电气各岗位应做好哪些有关工作?

答:(1)#1、2机组,若厂用电自动切换失败,须手动送电,在合备用电源开关前,必须确认四段中压母线上工作电源开关及所有负荷开关(不含厂用变压器)均已断开且无母线故障信号。

(2)#3、4、5机组若厂用电自动切换失败,设计上有无压切换回路,四段中压母线上备用电源开关会自动合上,若无压切换也失败,也须手动送电。在合备用电源开关前,必须确认四段中压母线上工作电源开关及所有电机负荷开关均已断开且无母线故障信号,另外必须确认GCB屏上及电子室发变组保护动作情况已作好记录,发变组保护动作出口继电器86-1、86-2、86-3&86-3X、86-4已复归。

(3)厂用电中断后注意柴油发电机是否自启动,若自启动失败,应立即手动开启,若柴油发电机手动启动也失败, 立即考虑切换至全厂保安PC备用电源供电 (只能供一台机组)。保安电源供电后,立即汇报值长。柴油发电机运行期间,应检查其燃油箱油位正常。

(4)保安电源恢复后,应检查主机、小机的交流润滑油泵和主机交流密封油泵等是否启动,必要时手动开泵,保安段上各设备正常后可考虑停用直流油泵;检查115V直流系统和230V直流系统均自动恢复正常;检查UPS系统电源切换正常(二期机组UPS应自动切换回主电源供电)。

(5)因二期机组保安MCC-A及机组保安MCC-B工作电源和备用电源之间有联锁关系,因此#3、4、5机组厂用电恢复时,首先考虑恢复汽机变3A/4A/5A及汽机公用变3B/4B/5B,确认机组保安MCC供电正常。

57.一段中压母线改检修,要做哪些安措?

答:中压母线改检修,应首先将该母线所带负荷转移。然后执行下述安措:

1.将该中压母线上的所有负荷开关(包括变压器开关、电动机开关、备用开关)改为检修状态。

2. 将该中压母线上的工作电源及备用电源工作开关改为检修状态,将母线PT退出运行。

3.合上母线接地闸刀或挂接地线。

58.10.5KV母线送电时,发现其进线电源开关拒合,请问有哪些原因?

答:可能的原因有:

(1)开关位置没有到位或二次接头接触不良

(2)开关分、合闸电源失去

(3)开关柜上的K5继电器(对于一期开关而言)或者其它保护动作信号误掉牌没有复归

(4)开关没有完全储能

(5)开关二次辅助开关接点位置不对或者接触不良

(6)开关同期继电器没有投运或失电、故障

(7)开关同期回路进线电压信号失去(及有可能的原因是PT熔丝未放或熔断)

(8)在二期的开关上,当备用电源快速或者慢速切换失败时,如果发变组出口继电器没有复归的话,再次手动送电时,因防跳回路动作,备用电源开关也会拒合

(9)备用电源开关的上级电源启备变220kV开关合闸状态或变压器220kV接地闸刀分闸状态反馈信号不正确

(10)开关操作机构故障

59.机组正常照明、事故照明电源的配置?

答:#1机组:

汽机区域:正常照明全部由汽机照明/暖通MCC提供;事故照明由汽机保安MCC提供。

锅炉区域:配置三块正常照明盘(LP-1、LP-2、LP-3),电源取自汽机照明/暖通MCC;事故照明配置四块盘,电源取自锅炉保安MCC。

小锅炉与油库区域:单独设置LP-4盘,电源取自锅炉MCC-1C。

#2机组:

汽机区域:配置两台正常照明变,电源取自汽机照明/暖通MCC;一台事故照明变,电源取自汽机保安MCC。

锅炉区域:配置四台正常照明变,电源取自汽机照明/暖通MCC;一台事故照明变,电源取自锅炉保安MCC。

#3机组:(#4、5机组类似)

汽机区域:配置正常照明变一台,电源取自汽机照明/暖通MCC;正常/事故照明变一台,电源取自机组保安MCC-A;二者对应的配电盘安装在同一块屏内。

锅炉区域:配置四台正常照明变,电源分别取自锅炉MCC-A、MCC-B;两台事故照明变,电源取自机组保安MCC-A同一间隔。

控制室、电子室照明电源单独配置:分别配置一台正常照明变(电源取自锅炉MCC-B)和一台事故照明变(电源取自机组保安MCC-B)。

另外每台机组重要部位还均配置230V直流事故照明。

60.电气设备事故跳闸后,应进行哪些检查?

答:电气设备事故跳闸,如该设备为电动机则应先确认备用电机是否自启动,否则手动启动。

其余参照规程中有关《发变组保护装置动作处理规定》以及变压器、电动机事故跳闸后检查条款执行。

61.升压站400VPC电源分别来自何处?两段PC母线均失电时如何处理?

答:升压站400V两段PC电源分别由两台10kV/400V升压站变提供,其中升压站变A的电源接自#3机3AX母线,升压站变B的电源接自#2机2BX母线。

两段PC母线均失电时,相当于升压站交流系统全停,这时直流充电器、开关操作机构油泵、空压机等重要设备电源将失去,这时的处理原则为:

1. 监视115V直流母线电压水平,如果蓄电池放电快,电压下降明显,应及时汇报专业人员;

2. 除了必要的事故处理操作需要外,应减少或避免对升压站各开关、闸刀的操作;

3. 当某一开关因油压或空气压力低闭锁其分闸回路时,应立即汇报调度及相关专业人员,根据各方意见,综合决定是否隔离相应回路,同时做好故障设备拒动、后备或失灵保护动作的事故预想。

4. 尽快查明PC失电的原因,争取以最短的时间内恢复供电。

62.400VPC一段母线的直流控制电源失去,会有什么后果?

答:400VPC母线直流控制电源主要供母线上各开关的正常分合操作、状态指示、信号报警以及某些保护如馈线接地、低压厂变差动保护(如果保护配置在400VPC侧的话)。所以如果其直流总电源失去的话,将影响上述功能的投用,比较严重的情况是当低压厂变内部故障时,如果差动保护装在400V侧的话,将使保护拒动,要靠对应10kV开关过流保护动作,延长故障切除时间,所以当PC直流失电时,应尽快设法恢复。但需要指出的是,因各开关的固态电流保护(SSTD)装置的动作是靠其自身过电流的能量来实现开关脱扣的,所以直流失电并不影响过流保护功能的发挥。

63.低电压运行的危害?

答:主要有以下危害:

1. 烧毁电动机。电压过低超过10%,将使电动机电流增大,线圈温度升高,严重时使机械设备停止运转或无法启动,甚至烧毁电动机。

2. 灯发暗。电压降低5%,普通电灯的照度下降18%;电压下降10%,照度下降35%;电压降低20%,则日光灯无法启动。

3. 增大线损。在输送一定电力时,电压降低,电流相应增大,引起线损增大。

4. 降低电力系统的静态及暂态稳定性。由于电压降低,相应降低线路输送极限容量,因而降低了稳定性,电压过低可能发生电压崩溃事故。

5. 发电机出力降低。如果电压降低超过5%,则发电机出力也要相应降低。

6. 影响电压的稳定性。如果区域性无功补偿不足,无功的缺额只能由电压降低来补偿,导致无功缺额越来越大,电压越来越低,直至崩溃。

64.厂用异步电动机的保护设置要求?

答:电动机应根据下列要求装设相应保护:

1、容量小于2000kW的电动机,应装设无时限电流速断保护;容量为2000kW及以上的电动机,或容量虽小于2000kW但采用无时限电流速断保护时,灵敏系数不能满足要求的电动机均应装设差动保护。

2、对发生单相接地时接地电流大于5A的电动机,应装设单相接地保护。单相接地电流为10 A及以上的,保护带延时动作于跳闸;单相接地电流为10A以下(5A以上)的,保护可动作于跳闸或信号。

3、对生产过程中易发生过负荷的电动机,应装设过负荷保护,保护应根据负荷特性,带时限动作于信号或跳闸。

4、对启动或自启动困难,需要防止启动或自启动时间过长的电动机,应装设过负荷保护,动作于跳闸。

5、下列电动机应装设低电压保护,保护动作于跳闸:

5.1 当电源电压短时降低或短时中断后,不允许或不需要自启动的电动机;

5.2 当电源电压短时降低或短时中断后又恢复时,为保证重要电动机自启动而需要断开的次要电动机;

5.3 需要自启动,但为保证人身和设备安全,在电源电压长时间消失后,须从电力网中自动断开的电动机;

5.4 属I类负荷并装有自动投入装置的备用机械的电动机

6、2000kW及以上电动机,为反应电动机相电流的不平衡,并作为短路主保护的后备保护,可装设负序过流保护,动作于信号或跳闸。

65.厂用电动机低压保护作用?

答:当电动机运行中电压消失或降低到一定值时,电动机将停转。如果这时没有及时将停运电机的电源开关脱扣,当电压恢复时,所有电动机将会同时自启动,超过额定电流几倍的启动电流经过变压器绕组,使变压器严重过载的同时,将产生很大的电压降,使得母线电压降得很低,造成所有的电动机根本就无法启动。为了避免这种情况的发生,在电动机的电源控制回路中均设有低电压保护功能,即当电压跌到一定程度时自动将电动机电源开关或接触器脱扣,当电压恢复时,由运行人员人为控制,将要恢复的电动机逐台启动。

66.电动机温度高原因?

答:电动机温度高的原因可能为:

1、电动机负荷高

2、环境温度高

3、电动机冷却风道堵塞或积灰严重

4、空冷电动机其空冷器冷却水量减少或水温升高

5、电动机风扇损坏,冷却风量减少

6、电动机非全相运行

7、电动机电源电压低,电流大

8、电动机绕组接线错误,如星形误接成三角形,则会使电动机铁芯过激磁,从而发生过热

67.断路器、负荷开关、隔离开关在作用上有什么区别?

答:断路器、负荷开关、隔离开关都是用来闭合和切断电路的,但它们在电路中所起的作用不同。其中断路器可以切断负荷电流和短路电流,负荷开关只可切断负荷电流,短路电流是由熔断器来切断的,隔离开关则不能切断负荷电流,更不能切断短路电流,只用来切断电压或允许的小电流。

68.给你一张MCC开关的接线图,请你说出图中设备代号为52、42、49分别指什么?并讲述该开关的保护原理

答:(1) 图略

(2)52:指空气开关,主要作用为实现设备停电时电源与设备的隔离,因其有灭弧功能,可以切断回路故障时的短路电流,故可起到短路保护作用;

42:接触器,用作接通和切断设备正常起停时的负荷电流。

49:指热继电器:用于设备过负荷保护。当负荷电流超过一定值且持续一定时间后,

热继电器内的双金属片发热变形,自动脱开,切断一次回路。

(3)空气开关和热继电器组合在一起,构成了MCC低压电机的一套完整的保护。

69.一台低压厂变改检修要做哪些安措?

答:低压厂变检修,除事先应将其所带负荷转移外,还应做好下列安措:

1.将低压厂变对应的400VPC进线电源开关改为检修状态

2.将低压厂变对应的10.5kV(3.15kV)开关改为检修状态(包括在开关柜下桩头合接地闸刀或挂接地线)

3.将低压厂变的冷却风扇、空间加热器、温控器(如有的话)对应的电源开关打至“OFF”

4.在低压厂变400V侧挂接地线一付。

5.在相应的开关上挂“禁止合闸,有人工作”警告牌

6.在低压厂变本体放置“在此工作”牌

7.如果有400V侧进线PT的话,还应断开PT一、二次回路。

70.马达检修后投运要做哪些检查和操作?

答:马达检修结束,应做好下述工作:

1.押回电气工作票,对马达本体进行外观检查,外观应整洁完整,检查地脚螺丝已紧固,马达接线和接地线良好,马达与所带机械设备靠背轮脱开,就地工完场清。

2.检查马达的润滑及冷却正常。

3.测量马达绝缘良好,将马达开关改为热备。

4.与电气检修负责人一起到现场试转马达,测量电流、振动及温升,马达运行声音正常,转向正确,并记录。

5.停运马达,将马达开关改为检修状态。

6.将电气工作票交还检修负责人,由检修人员将马达与所带检修进行靠背轮连接,将防护罩装复。

7.就地对靠背轮进行检查后,终结工作票。

8.如无对应机械设备的热机工作票应将马达开关改为热备状态。

9.进行相关的登记。

71.如何正确使用钳型电流表和绝缘摇表?

答:钳型电流表使用要点:

(1)在高压回路上使用钳型电流表应由二人进行;非运行人员测量,履行二种工作票手续。

(2)在高压回路上测量,严禁用导线从钳型电流表另接表计测量。

(3)使用钳型电流表时,应注意钳型电流表的电压等级。测量时戴绝缘手套,站在绝缘垫上,不得触及其它设备,以防短路或接地。

(4)观测表计,应特别注意头部与带电部分的安全距离。

(5)测量低压熔断器和水平低压母线电流时,测量前应将各相熔断器和母线用绝缘材料加以包护隔离,以免引起相间短路,同时应注意不得触及其它带电部分。

(6)在测量高压电缆各相电流时,电缆头线间距离应在300mm以上,且绝缘良好、测量方便者,方可进行,一相接地时,严禁测量。

(7)钳型电流表在使用前应擦拭干净,保存在干燥的场所。

绝缘摇表使用要点:

(1)测绝缘前/后应将被测设备短路放电

(2)根据设备的额定电压,选择适当的摇表

(3)摇表要放平

(4)带电设备和可能感应高电压的设备,禁止测量

(5)测试设备表面应清洁,

(6)应解开测试设备与其它设备的连线(如变压器应解开接地线)

(7)三相设备应分相测试,同时应测量一相对地及对其它相的绝缘

(8)引线应绝缘良好,火线不得拖地或接触其它设备

(9)在不接设备的情况下,先将摇表摇几圈,摇表指针应指到无穷大。

(10)测试时手摇的速度要均匀,大约为120转每分钟。

(11)测量时,先将摇表摇到额定转速,指针到无穷大后才将火线挂到测试点,以60s时的摇表指示数值为设备绝缘电阻值。

(12)每一项测试完毕应对设备放电

(13)记录测试时的环境温度、气象条件(如阴、晴、雨、雾等)及湿度(如有条件),及摇表的试验电压。

(14)使用绝缘摇表测量高压设备,应由二人进行。

72.使用低压测电笔应注意哪些问题?

答:使用低压测电笔应注意:

1、测试前应先在确认的带电体上试验以证明是良好的,以防止氖泡损坏而得出错误的结论

2、使用测电笔时一般应穿绝缘鞋

3、在明亮光线下测试时,往往不易看清氖泡的辉光,故此时应注意避光并仔细测试和观察

4、有些设备工作时其外壳往往因感应而带电,用测电笔测试有电,但不一定会造成触电危险,这种情况下,必须用其它方法(如万用表)判断是否真正带电。

73.怎样从测量绝缘电阻来判断电机是否已烘干?

答:电机烘潮过程中应每隔半小时测量一次绝缘电阻,随时判断是否已烘干。

电机在烘潮过程中,绝缘电阻的变化有一定的规律。开始时由于温度上升,绝缘内部水分扩散,使绝缘电阻下降,并可能降得很低。经过一段时间继续烘烤,绝缘电阻才逐渐上升。待绝缘电阻上升到大于合格值,并且达到基本稳定时,才可以认为电机已经烘干。

74.请写出发电机测绝缘的操作方法、测量地点以及注意事项?

答:发电机绝缘分定子绝缘与转子绝缘二项。

定子绝缘的测量地点在发电机中性点接地柜。定子绝缘必须在转子为静止或盘车状态、发电机充氢至额定压力、定子冷却水已投运且冷却水导电度在0.2μS/cm左右方可测量。

各机组测量的方法及标准不同。

#1机组定子绝缘测量前应解开发电机中性点压变接地点,拉开发电机PT小车,然后采用1000V摇表测量。以相对地绝缘不小于1MΩ为合格。(同时规定定子不通水时以不小于80MΩ为合格)

#2机组定子绝缘测量前应解开发电机中性点压变接地点及励磁变中性点压变接地点,拉开发电机PT小车,然后采用2500V摇表测量。测量加压时间为1分钟,20℃以下相对地绝缘应不小于0.5MΩ且应在三相并联状态下每相各测一次,若测量值低于上值80%或相与相之间绝缘值差大于20%,则绝缘不合格。

#3、#4、#5机组定子绝缘测量前应拉开发电机中性点压变接地闸刀,拉开发电机PT小车,然后采用1000V摇表测量。以相对地绝缘不小于0.8MΩ为合格。

转子绝缘测量:

#1机用500V摇表,对地绝缘应大于20 MΩ。

#2机转子绝缘测量由检修人员进行。要求在20℃时对地绝缘大于100 MΩ,在30℃时对地绝缘大于50 MΩ。

#3、#4、#5机用500V摇表,对地绝缘应大于1 MΩ。

75.如何正确测量各类电气设备(如发电机、变压器、马达、母线)的绝缘?

答:设备测量绝缘应在设备与电源可靠隔离的情况下方可进行。

发电机绝缘测量方法参阅上题。

变压器绝缘测量方法:

高压侧绝缘应在断开高压侧接地闸刀或拆除接地线情况下,在中压开关柜后下桩头用2500V摇表测量。低压侧绝缘应在拆除变压器低压侧中性点接地线后,在低压侧引线处用500V摇表测量。

马达分中压马达、PC马达、MCC马达其绝缘的测量除使用的摇表电压等级不同外(中压马达使用1000~2500V摇表,PC及MCC马达使用500V摇表),其测量的地点也有所不同,中压马达绝缘测量在开关柜后开关的下桩头。大部分PC马达绝缘测量在对应的开关柜下桩头,个别马达的动力电源接触器在就地,测量需到就地控制柜动力电源接触器下桩头处进行。MCC马达的绝缘测量可打开对应的开关面板找到开关出线接头,在接头处测量。如MCC马达的接触器在就地控制柜就应到就地控制柜中接触器下桩头测量。马达测绝缘一般只测各相对地绝缘。

中压和PC母线的测量应拉出该母线上所有开关,将母线PT拉出(或将PT一次熔丝取出)。

MCC母线的测量应断开该母线上所有开关,将PT一次熔丝取出。

76.一台10kV/400V低压厂变跳闸后,如何进行检查和处理?

答:1.检查开关室中压开关柜以及400VPC进线开关柜、PC母线PT柜的电气保护动作信号,汇报机组长,并在相应台帐里做好记录,待检修确认后再复归。

2.将变压器两侧开关改冷备或检修。

3.就地检查设备情况,变压器是否有过热现象,有无异味,户外变压器套管有无放电痕迹等。

4.通知检修配合,检查变压器两侧绝缘情况。

5.开好设备隔离单,通知继保以及变压器检修人员对变压器一、二次设备作进一步检查。

6.如果检查过程中发现一二次设备存在缺陷,还应及时填写缺陷通知单。

7.将检查情况在交接班本作详细交代。

77.异步电动机缺相运行的现象

答:电动机断线后:

1.若电动机及所带设备原在静止状态,则转动不起来,若电动机所带设备原在运行状态,则转速下降,电流增加。

2.两相运行时电动机有不正常声音。

3.若电流表接在断相的一相上则电流为0,若接在其它相则电流应大幅上升。

4.电动机外壳温度明显上升。

78.有哪些中压开关可以在开关室里进行分,合操作?分别以何种方式进行?

答:(1)所有的中压开关均可在就地开关本体上进行机械分合操作,但我们规定运行人员一般不执行此类操作,此类操作只有当检修期间由检修人员自己操作。只有情况危急时(如设备紧急停运或投运要求),运行人员可以直接对开关进行机械分闸,在经有关专业人员或领导批准的情况下,运行人员才可对开关进行机械合闸。

(2)所有的中压开关在热备状态或试验位置时均可进行就地电气分闸操作,且无任何闭锁。

(3)所有的中压开关在试验位置时均可进行就地电气合闸操作。

(4)所有低压厂用变压器电源开关在热备状态均可进行就地电气合闸操作。

(5)所有马达和中压母线电源开关均不能在开关室实现热备状态下的合闸操作,该项操作只能集控室进行。

79.在400VMCC开关的送电操作过程中,你如何判断电源已真正送上?

答:(1)空气开关在“ON”位置,负荷状态指示灯显示正常,热偶指示灯正常,且远方状态指示正常;对于只有空气开关直接向配电盘送电的回路,用电笔测量出线端子应该带电,说明电源已经送上。

(2)电源送不上的原因有:空气开关操作机构不灵活;热偶继电器没有复归;开关二次变压器损坏;一、二次控制熔丝熔断;开关抽屉位置不到位或者二次触头连接不良。

80.中压开关故障报警有哪些原因?

答:引起开关故障报警的原因有:

(1)开关跳闸或合闸电源失去

(2)开关故障继电器K5掉牌(一期)或者MCR24有保护动作信号(二期)

(3)开关有SF6泄漏报警信号(一期)

(4)MCR24装置故障

81.#2机保安电源系统开关故障情况下如何处理?

答:一. 厂用电中断时,出现52AT拒分情况下应急措施

当出现#2机厂用电中断时,柴油发电机将自启动,但若原来运行的52AT开关拒分,将使得52T开关无法合闸,导致保安电源无法投用,这时运行人员应确认相关直流事故油泵的动作情况,并立即派人到中压开关室检查52AT的状态,如果发现其未分,应按机械分闸按钮,手动再分一次,若仍分不开,按以下步骤操作:

1.断开汽机PC-2A上除汽机保安MCC工作电源A开关外所有其他负荷开关。

2.断开汽机PC-2A进线电源开关,并确认。

3.将52AT拉至试验位置。

4.确认52T开关应自动合上,否则应跑到柴油发电机房手动将其合上。

5.将52AT交由检修处理。

6.检查汽机400V保安MCC母线供电正常。

二.厂用电中断时,出现52BT拒分情况下应急措施

1.断开汽机PC-2B上除汽机保安MCC工作电源B开关外所有其他负荷开关。

2.断开汽机PC-2B进线电源开关,并确认。

3.将52BT拉至试验位置。

4.确认52T开关应自动合上,否则应跑到柴油发电机房手动将其合上。

5.将52BT交由检修处理。

6.检查汽机400V保安MCC母线供电正常。

三.厂用电中断时,出现52AB(52BB)开关拒分情况下应急措施

#2锅炉PC开关原来运行中,不存在汽机PC开关类似情况。但若运行中碰到52AB(52BB)开关拒分,52B开关就不能合闸,导致锅炉保安MCC母线失电,运行人员应立即跑到锅炉PC开关处,应急处理如下:

1.断开锅炉PC-2A上除锅炉保安MCC工作电源A(52AB)开关外所有负荷开关。

2.确认锅炉PC联络开关在断开位置。

3.将锅炉PC联络开关的自投选择开关切至“DISABLE”位置。

4.断开锅炉PC-2A母线进线电源开关。

5.将52AB开关拉至“试验”位置。

6.确认52B开关应自动合上,否则应跑到柴油发电机房将其合上。

7.将52AB交由检修处理

8.检查锅炉400V保安MCC母线供电正常。

备注:52BB开关故障拒分处理类同。

四.#2机带负荷试验中,52T开关拒分应急措施

当#2机带负荷试验中,出现52T开关拒分,运行人员应跑到中压开关室,将52T开关机械分一次,若还是分不开,按以下步骤操作:

1.手动减少柴油发电机负荷,尽量往下调。

2.手动断开52D/G开关,并确认。

3.按柴油发电机“STOP”按钮,停用柴油发电机。

4.通知检修,将52T开关摇至“检修”位置,进行处理。

5.检修处理完毕,将52T开关摇至“运行”位置。

6.将#2柴油发电机启动方式选泽开关打至“AUTO”位置。

7.确认#2柴油发电机已处于热备状态。

82.造成电流互感器测量误差的原因是什么?

答:测量误差就是电流互感器的二次输出量I2与其归算到二次侧的一次输入量I1的大小不相等、幅角不相同所造成的差值。因此测量误差分为数值(变比)误差和相位(角度)误差两种。

产生测量误差的原因一是电流互感器本身造成的,二是运行和使用条件造成的。

前者是由于电流互感器有励磁电流Ie存在,而Ie是输入电流的一部分,它不传变到二次侧,故形成了变比误差。Ie除了这铁芯中产生磁通外,尚产生铁芯损耗,包括磁滞和涡流损耗。Ie所流经的支路是一个呈电感性的支路,Ie与I2不同相位,这是造成角度误差的主要原因。

运行和使用中造成的测量误差过大是电流互感器铁芯饱和和二次负载过大所致。

83.为什么电流互感器在运行中二次回路不准开路?

答:运行中的电流互感器二次回路开路时,二次电流等于零,二次磁势等于零,一次电流及磁势均不变,且全部用来激磁。此时合成磁势较正常状态的合成磁势大许多倍,铁芯磁通急剧达到饱和。由于磁通的增加,在开路的二次线圈中感应出很高的电势,这将对工作人员的安全及二次回路设备造成威胁。同时由于磁感应强度剧增,铁损耗增大,将严重发热,以至损坏线圈绝缘。

84.直流系统一点接地有什么危害?请简单说明原因及查找原则

答:直流接地的危害及其解释

直流正极接地有造成保护误动的可能。一般跳闸线圈(如出口中间继电器线圈和跳合闸线圈等)均接负极电源,若这些回路再发生接地或绝缘不良就会引起保护误动。直流负极接地与正极接地道理相同,如回路中再有一点接地就可能造成保护拒绝动作(越级扩大事故)。因为两点接地将跳闸或合闸回路短路,这时还可能烧坏继电器触点。

相应解释:

(1)两点接地可能造成断路器误跳闸:

如上图,当直流接地发生在A、B两点时,将电流继电器触点短接,将中间继电器启动,KC触点闭合而跳闸。A、C两点接地时短接KC触点而跳闸。在A、D两点,D、F两点等同样都能造成断路器误跳闸。

(2)两点接地可能造成断路器拒动:

接地发生在B、E两点、D、E两点或C、E两点,断路器可能造成拒动

(3)两点接地引起熔丝熔断:

当接地点发生在B、E和C、E两点,保护动作时,不但断路器拒跳,而且引起熔丝熔断,同时有烧坏继电器触点的可能。

直流接地点查找步骤及原则:

根据运行方式、操作情况、气候影响进行判断可能接地的处所,采取拉路寻找分段处理的方法,以先信号和照明部分后操作部分,先室外部分后室内部分为原则。在切断各专用直流回路时,切断时间不得超过3秒,不论回路接地与否均应合上。当发现某一专用直流回路有接地时,应及时找出接地点,尽快消除。

注意事项:

(1)查找接地点禁止使用灯泡寻找的方法;

(2)用仪表检查时所用仪表的电阻不应低于2000Ω/V;

(3)当直流发生接地时禁止在二次回路上工作;

(4)处理时不得造成直流短路或另一点接地;

(5)查找和处理必须由两人同时进行;

(6)拉路前应采取必要的措施,以防止直流失电可能引起保护及自动装置的误动。

在下列情况下,采用试停方法查找直流接地有时找不到接地点的位置:

当直流接地发生在充电设备、蓄电池本身和直流母线上时,用拉路法是找不到接地点的。当直流采用环路供电方式时,如果不断开环路也是不能找到接地点的。除上述情况外,还有直流串电(寄生回路)、同极两点接地、直流系统绝缘不良,多处出现虚接地点,形成很高的接地电压,在表计上出现接地指示。所以在拉路查找时,往往不能一下子全部拉掉接地点,因而仍然有接地现象存在。

85.400VPC开关送电后,合不上,应检查什么?

答:应检查内容:

(1)开关储能是否完好

(2)开关合闸熔丝是否完好

(3)SSTD信号有无复归

(4)开关是否完全到“连接”位置

(5)对于MCC电源开关,应检查相应进线闸刀是否合上

(6)对于电动机负荷开关,应检查母线PT熔丝是否完好

(7)对于PC进线开关,应检查同期条件或送电条件是否满足,检查上级电源开关是否真正合上及其二次插头连接是否良好

86.MCC组合开关“ET”报警的原因有哪些?

答:根据不同回路设计,报警原因可能有:①开关热偶动作②开关控制变压器故障或一、二次熔丝熔断③空气开关跳闸。

87.什么情况下机/炉PC联络开关会自投?什么情况下不会自投?各MCC电源开关自动及手动切换有何联锁?

答:#1机:汽机PC联络开关在自动方式下,当汽机变本身故障(如差动、温度保护动作),且其低压侧开关已跳闸的情况下会自投。其它情况下均不会自投;锅炉PC联络开关不会自投。各MCC电源开关中除了保安MCC外,其它所有回路均无自动切换功能,手动切换也采用停电方式,切换时要求另外一侧电源开关已断开,本侧闸刀已合上。

#2机:汽机/锅炉PC联络开关在汽机/锅炉变差动动作时,低压侧开关跳闸后会自投,其余情况不会自投。汽机各MCC电源开关的切换方式为:除了保安MCC的保安电源开关和循泵房MCC的两只工作电源开关的切换可以实现外,其它回路均不能实现自动切换,而两电源间手动切换可以经同期鉴定实现不停电切换,即备用开关合闸后,经0.5s跳工作电源开关,若未果,再经2s跳本开关,若还拒动则延时3s跳两电源开关。锅炉MCC正常时其两电源开关均合上,经切换接触器进行切换,其中MCC-2A、2B电源可实现自动切换(经低电压延时);而MCC-2C、2D则需要手动操作切换接触器。

二期: 汽机/锅炉400VPC联络开关只有当任一段母线失电,低电压动作即会跳该段进线开关,同时自投联络开关(经过流闭锁);各MCC电源除了保安MCC母线失电时,备用或保安电源会自动切换外,其它MCC两电源开关均无自动切换功能,手动也只能实现停电切换。

88.短路对电气设备的危害主要有哪些?

答:短路对电气设备的危害主要有热效应和电动力效应。短路电流远远超过正常运行电流。它在绕组中产生的热量大大超出正常电流产生的热量,使设备绝缘承受高温,造成绝缘迅速老化甚至烧损。短路电流使绕组承受巨大的电动力,造成设备结构变形,绝缘层损坏。

89.柴油发电机在什么情况下会自启动?有时自启动后却不并网,请问是什么原因?

答:柴油发电机自启动条件:

#1机:汽机PC-1A或锅炉PC-1D失电。

#2机:汽机或锅炉保安MCC失电或低电压继电器动作,且正常工作电源开关在合闸位置。

二期:机组保安MCC-A或机组保安MCC-B失电或低电压继电器动作。

自启动后不并网原因:

一期: ①52D/G故障拒合②保安MCC正常电源开关拒分或存在过流信号③52T开关拒合

二期: ①52D/G故障拒合②保安MCC正常或备用电源开关拒分③52A、52B拒合④失电母线对应的上级电源两段母线有电,即上级电源没有真正失电。

90. 主变高压侧进行套管更换工作,你认为需要做哪些安全措施?答:进行该项工作时,应其工作范围仅限于主变压器本体以及相应的架空线,所以在安措布置上可以适当简化,下列项目是必须执行的安措:

(1)断开主变出口闸刀及其直流操作电源,并在闸刀操作把手、操作电源小开关(熔丝)处分别挂“有人工作,禁止合闸”警告牌

(2)断开主变高压侧PT二次小开关(熔丝),并在就地挂“有人工作,禁止合闸”警告牌

(3)将发电机灭磁开关改检修,并在开关以及操作控制屏处挂“有人工作,禁止合闸”警告牌

(4)断开230V直流母线上初励电源开关(#2机为就地励磁屏内初励电源熔丝),并挂“有人工作,禁止合闸”警告牌

(5)拉出发电机PT1、PT2小车,并挂“有人工作,禁止合闸”警告牌

(6)将四段中压母线工作电源开关改冷备,断开进线PT一次刀熔开关(或拉出PT),分别挂“有人工作,禁止合闸”警告牌

(7)在发电机封闭母线上至PT一次引线处挂一副接地线

(8)合上主变出口接地闸刀

91. 引起发电机过励(转子电流超限)的原因有哪些?分别如何处理?

答:发电机过励限制动作,表明转子过负荷,其可能原因有:

(1)发电机无功负荷偏大,象我厂这种情况主要发生在系统有事故,出现大量无功缺额时,这时应汇报值长,了解情况后,联系调度先减一部分有功,同时请求系统调节无功平衡;这时还应注意监视发电机定子电流,如果经处理定、转子电流仍超过额定值,应根据运规中发电机过负荷事故处理规定确定运行时间,在处理过程中应继续减有功。

(2)发电机转子绕组(#2机还有励磁机磁场绕组)匝间短路,引起转子磁势减少后,转子电流增加,其表现的现象为跟平时比较同样的转子电流下转子电压增加较多,同时发电机振动有所反映。这时应降低励磁电流甚至机组有功功率,确保励磁电流低于额定电流,并汇报。同时注意发电机振动情况。

(3)在运行中,反馈到发电机AVR的机端电压信号不准确,比实际值偏小,使得AVR输出误增加,在转子负荷本身比较高的情况下,会导致励磁电流超限。这时应检查AVR通道是否进行自动切换,若没有,且另外备用通道也不存在故障信号,应将AVR切换至备用通道,切换前先观察工作、备用通道之间应跟踪正常。

92. 电动机启动时,过流或速断或差动保护动作,你认为分别可能有哪些原因?请具体指出。

答:电动机启动时,若有电气保护动作跳闸,则根据保护的动作情况,原因各有侧重,有可能是一次设备本身原因,也可能是保护装置原因,其中

过流保护动作:可能是由电机带载启动、电机或其机械设备卡涩、电机缺相、鼠笼条断、电源电压低、过流保护延时时间整定不合理或者反时限曲线选择不当等引起。

速断保护动作:可能是由于电机本身或电缆引线存在短路、速断定值整定不合理,躲不过启动电流瞬时值等引起。

差动保护动作:可能是由于电机本身或电缆引线存在短路、差动CT开路、CT饱和特性变坏、差动继电器制动比整定偏低等原因引起。

二、锅炉部分目录

1.自然循环锅炉与强制循环锅炉水循环原理上区别?

答:自然循环依靠下降管中的水和上升管中汽、水混合物的重度差工作。随着锅炉工作压力的提高,汽、水间重度差的减小,推动循环工作的驱动力,或者说有效压头随之减少。强迫循环则是在循环回路的下降管侧增设炉水循环泵,提供额外压头,以弥补自然循环驱动力的不足,提高锅炉水循环的可靠性。其水循环动力由炉水泵及运动压头共同提供。除此之外,二者没有本质的区别。但强制循环具备下列有利因素:

1.包括在升炉、停炉期间在内的任何工况下都能由泵提供足够的压头和流量,保证受热面的冷却,也藉此加速各承压部件间金属温度均匀,有利于升炉、停炉时间的缩短。

2.因炉水泵提供了足够的压头,使回路各管间的流量可通过在各管进口端设置节流圈来调节,使各管间因通流阻力系数与吸热量不均一,导致的出口含汽率差异可通过节流圈变得均一,循环的可靠性提高。水冷壁分割成若干个回路,供水管道复杂的麻烦得到改善,整个水冷壁可以构成一个回路。

3.水冷壁因有足够的压头而允许采用较自然循环为小的管径;管壁温度与材质要求也因流速的保证而可以较低。

4.同样也由于有足够的压头,使汽包内件布置的选择余地可以增大。

5.在锅炉升炉期间,对省煤器受热面的保护问题,也可因炉水泵所提供的压头通过省煤器再循环管,使炉水在省煤器与汽包之间建立起足够的流量,省煤器内的水不致汽化,气体不致储积,不需要再进行排污换水,从而降低了炉水和热量的损失。

6.在进行化学清洗时,由于炉水泵提供了压头,使药液在锅炉各部位保持均匀,可以减少取消时间,减少对受热面的损害。

7.炉水泵前后压差在一定程度上反映了循环回路的通流阻力。从投运开始,经常记录和分析此压差,可以检测回路内部是否有结垢、是否存在异物。

8.因有炉水泵提供压头,强制循环锅炉的水冷壁管径一般比自然循环锅炉为小,加以采用节流圈来调整各管的出口蒸汽干度。因此万一产生管子爆裂时,管径小和节流圈都有助于对泄漏量的遏制,以减少对邻近管子的伤害;发生泄漏后可维持水位的时间也可相应比自然循环锅炉为长。

9.由于循环流速可以通过炉水泵控制,使锅炉运行的压力范围少受循环特性的制约,锅炉运行的压力范围可以扩大,滑参数运行范围可以扩大。当然采用炉水泵也带来设备投资、维护方面的问题。

2.锅炉排污、排污方式、位置和目的

答:锅炉中放走部分含盐炉水的方法叫排污。

排污方式有:定期排污和连续排污。

定期排污是在锅炉水冷壁下联箱处间断进行的。目的是排除积聚在锅炉下部的水渣和磷酸盐处理后形成的软质沉淀等。

连续排污是在汽包中炉水表面连续不断地将浓度最大的炉水排出。目的是降低炉水中的含盐量和碱度,防止在炉水中浓度过高而影响蒸汽品质。

3.锅炉装有几只安全阀,分别装在何处?整定值有何区别?

答:#1炉安全阀布置情况:

汽包安全阀:6只 汽包上部的左右二端 过热器安全阀:3只 过热器出口蒸汽管道

再热器安全阀:11只 电磁泄压阀(带隔离阀):1只

#1炉汽包的6个安全阀是设定成分四批起跳三批落座。过热器和再热器的安全阀是随着工作压力的提高顺序起跳顺序落座的,最先起跳的最后落座。所有过热器安全阀的起跳压力小于汽包安全阀的最低起跳压力。电磁泄压阀的起跳压力小于过热器安全阀的最低起跳压力,以有效减少过热器安全阀的起跳次数。汽包和过热器的起跳压力设定有较大差别,一方面由于工作压力不同,另一方面保证了过热器安全阀先于汽包安全阀起跳,以维持通过过热器的蒸汽量。电磁泄压阀的排放量不包含在安全阀总排放量中,因此电磁泄压阀隔离检修,锅炉仍可安全运行。

#2炉安全阀布置情况:

汽包安全阀:6只 过热器安全阀:2只 再热器安全阀:9只 电磁泄压阀(带隔离阀):1只

#2炉过热器安全阀的起跳压力设定保证各安全阀逐个起跳,同时电磁泄压阀的起跳压力小于所有过热器安全阀,汽包安全阀起跳压力大于所有过热器安全阀。道理同上。同样电磁泄压阀排放量不包括在安全阀总排放量中。

#3、4、5炉安全阀布置:

汽包安全阀:4只 过热器安全阀:2只 过热器出口蒸汽管道

再热器安全阀:10只 (再热热段 6只 再热冷段 4只) 电磁泄压阀(带隔离阀):2只

起跳顺序设定情况同#2炉。

4.锅炉配有哪些汽包水位计?原理如何?什么情况下须进行冲洗?写出冲洗步骤

答:锅炉汽包配有下列水位计:

1.双色水位计:根据连通器原理和汽、水对光有不同的折射率原理来测量汽包水位;

2. 电接点水位计:由于水和蒸汽的电阻率存在着极大的差异,因此可以把饱和蒸汽看作非导体(或高阻导体),而把水看作是导体(或低阻导体)。电接点水位计就是利用此原理,通过测定与容器相连的测量筒内处于汽水介质中的各电极间的电阻来判别汽水界面位置;

3.差压式水位变送器:利用“水位—差压”转换的平衡容器,采用压力补偿等方法,将水位信号转换成电信号输出。

汽包水位计在正常运行时,其显示应略有波动,如无波动则说明连通管堵塞,需冲洗。

冲洗步骤见规程。

5.为什么省煤器前的给水管路上要装逆止阀?为什么省煤器入口与汽包之间要装再循环阀?

答:在省煤器的给水管路上装逆止阀的目的,是为了防止给水泵或给水管路发生故障时,水从汽包或省煤器反向流动,因为如果发生倒流,将造成省煤器和水冷壁缺水而烧坏。

省煤器入口和汽包之间装再循环管和再循环阀的目的是为了保护省煤器的安全,因为锅炉点火,停炉或其他原因停止给水时,省煤器内的水不流动就得不到冷却,会使管壁超温而损坏,当给水中断时,开启再循环阀,就在汽包—再循环管—省煤器—汽包之间形成循环回路,使省煤器管壁得到不断的冷却。

6.锅炉结渣有何危害?如何防止?

答:锅炉结渣的危害:

1. 在炉膛大面积结渣时,会使炉膛吸热量大大减少,炉膛出口烟气温度过高,造成过热器汽温偏高,导致过热器管超温。

2.燃烧器喷口结渣,影响气流的正常流动和炉内空气动力场。

3.炉膛局部结渣后,使结渣部分水冷壁吸热量减少,循环流速下降,严重时会使循环停滞而造成水冷壁爆管事故。

4. 由于结渣,受热面吸热量减少,排烟温度上升,降低了锅炉的出力和效率。

5.炉膛内结渣掉落时,可能砸坏冷灰斗水冷壁管,或者堵塞排渣口而使锅炉无法维持运行。

结渣的防止:

1.必须了解煤的特性。煤的灰熔点低,应注意及时清渣,以免结成大块渣块,不好清除;

2.调整好燃烧,注意一、二次风配合,避免供风不足或燃料与空气的混合不良以及火焰偏斜。供风不足或燃料与空气的混合不良,燃料达不到完全燃烧,将会产生还原气体,灰的熔点会大大降低;

3.避免锅炉超出力而使炉膛温度过高,造成结渣。

7.锅炉结渣的成因?影响结渣的因素?

答:受热面的结渣发生于呈熔融态的灰粒与壁面的碰撞。产生结渣要基本二个条件:灰粒与壁面碰撞;灰粒在碰撞壁面时呈熔融态,能够黏附在壁面上。

一般炉膛火焰中心的温度很高,有相当一部分灰粒呈熔融或半熔融状态;在近炉壁区域温度较低。炉内的煤粉及灰粒随气流运动,或从气流中分离出来,在分离中颗粒的温度会随它从高温区域到达壁面的速度和周围温度而改变。如果存在足够的冷却,则在与壁面碰撞前原呈熔融态的颗粒会重新固化,失去黏附能力,不产生结渣;反之如果没有得到充分冷却,仍呈熔融或半熔融状态,则形成结渣。

结渣的形成与煤炭特性、炉内温度场、速度场、煤粉或者说灰粒的粒度密切相关。

炉内气流的贴壁冲墙既影响燃烧过程,也促进颗粒与壁面的碰撞;气流速度与流向的突变,促进颗粒从气流中分离出去,增加与壁面碰撞的机会。在相同的流动状态下,气流中越粗、越重的颗粒,越容易分离出去,碰撞壁面的机会也更多。因此在煤粉炉中都需要进行空气动力场试验,通过调整各喷嘴出口风速、风量来保证气流不贴壁冲墙;保证在近壁区域的速度梯度是小的。如果空气动力场、煤炭燃烧特性、炉内受热面吸热能力三者所决定的炉内温度场是高温区域与壁面有一定距离,近壁面区域温度较低,则从气流中分离的颗粒就具有被冷却固化的较大可能性,产生结渣的可能就小。当然结渣还与分离颗粒在此区域的停留时间,即运动速度有关,与煤炭灰的熔融特性有关,与灰粒度相关。较大的灰粒热容大,冷却固化不易。锅炉热负荷增大,炉内总体及近壁面温度水平提高,对灰粒的冷却能力随之减弱,容易导致结渣。受热面的清洁程度影响近壁面温度水平,从而影响结渣的形成。煤炭灰的熔融特性与煤粉细度、煤炭的偏析度、煤炭的燃烧特性、煤炭灰的组成、炉内燃烧气氛等有关。若氧化性气氛则熔融温度高,还原性气氛则低,因此炉内燃烧的组织及过剩空气系数也影响结渣。

8.如何判断锅炉“四管”泄漏?

答:判断锅炉“四管”泄漏的方法有:

1. 仪表分析。根据给水流量、主蒸汽流量、炉膛及烟道各段温度、各段汽温、壁温、省煤器水温和空气预热器风温、炉膛负压、引风机调节挡板开度、电流等的变化及减温水流量的变化综合分析。

2.就地巡回检查。泄漏处有不正常的响声,有时有汽水外冒。省煤器泄漏,省煤器灰斗处有灰水流出。泄漏处局部正压。

3.炉膛部分泄漏,燃烧不稳,有时会造成灭火。

4. 锅炉烟气量增加。

5.再热器管泄漏时,机组负荷下降(在等量的主蒸汽流量下)。

9.锅炉7米层观火孔为何要加强巡视?应注意些什么?可能会出现什么现象?并谈谈发生这种现象的原因及后果,应如何处理?

答:锅炉7米层设有炉底观火孔,它正对锅炉落渣口,能观察到锅炉的落渣状况。加强该部位巡检的目的就是要保证落渣口始终处于畅通状态。万一出现因故受阻、堵塞,要及时处理、疏通。因此在该部位巡检时一要注意排渣口的畅通状况,二要注意锅炉落渣状况,如落渣的大小、多少及偏差情况等,由此能间接反映出锅炉上部的结渣状态。对于二期锅炉还应注意落渣口下面渣斗的水位状况,水位过高、过低对锅炉运行均不利。

锅炉落渣口可能会出现的问题就是受阻、堵塞。它一般由二种原因造成:一是锅炉大块渣落下受搁,其最大的可能是由水冷壁上的大片渣层下滑而被搁在渣口上;二是落渣口下部渣斗因故满渣,当满至落渣口以上后,锅炉落渣因失去了水冷却、破裂功能,致使高温熔渣相互粘结起来而形成“搭桥”现象。此后,即使下部渣斗又被排空,而落渣口上“搭桥”的渣就不易下落,造成堵塞。

锅炉排渣口一旦受堵,就会越积越多,越堆越高,这样要畅通就很困难了。因此,一旦发现排渣口受阻、堵塞,要及时处理,越快越好。

10.锅炉受热面有几种腐蚀?如何防止受热面的高低温腐蚀?

答:锅炉受热面有二种腐蚀:高温腐蚀和低温腐蚀

防止受热面高温腐蚀的措施:控制好过热器,再热器出口汽温,定期吹灰。

防止受热面低温腐蚀的措施:利用暖风器或热风再循环,适当提高进入预热器的冷空气温度。

11.巡检时如何判断锅炉燃烧是否正常?

答:对于煤粉可以根据炉膛火焰进行判断:

火焰情况 原因分析 处理及调整

火焰明亮稳定 配风合理,煤粉细度合适均匀

火焰白亮刺眼 风煤比偏大,出力大 注意风煤配比,防止熄火

炉膛结渣 及时调整,防止结渣

火焰黄亮闪动 风量过大 适当减小风量

煤炭灰份过高 注意磨煤机出力,防止堵塞

火焰发黄无力 煤炭挥发份低、水分高 适当调整风量,降低煤粉细度

炉膛温度低

火焰发红闪动 风量可能过小、风煤配合不当 适当调整风量

煤粉较粗 降低煤粉细度

煤炭灰份较高

火焰暗红不稳 风量过大 适当调整风量

煤粉太粗 降低煤粉细度

煤炭挥发份低

炉膛温度低 冷灰斗漏风量大 保持冷灰斗水封

对于油火焰同样可以根据油枪火焰情况判断

火焰情况 原因及分析 处理及调整

火焰白橙、光亮清晰 燃烧良好

火焰暗红 风量不足 调整风量

油枪雾化不佳,或位置不当 检查油枪头子

油压太低 提高油压

火焰紊乱 风量配合不好 调整风量

油枪位置或角度不当 调整油枪位置及角度

火焰不稳定 油枪与配风器配合不当 调整油枪与配风 器的相对位置

喷嘴雾化不佳 检查并调换油枪头子

油中带水过度 油质或油压不稳

火焰中放蓝花 配风器位置不当或喷嘴周围结焦 调整配风器,清除结焦

喷嘴口径过大或连接处漏油 检查和更换喷嘴

有回火及黑烟 风量不足 调整风量

油喷嘴及配风器位置不当 调整喷嘴及配风器位置

油喷嘴及配风器结焦 打焦

炉膛温度太低

火焰中有一丝一丝 风量不足 调整风量

的黑线或条 喷嘴中个别分配孔或切向槽堵 清洗、更换喷嘴

塞或雾化片未压紧

12.对制粉系统运行有何基本要求?

答:锅炉对制粉系统运行的要求主要是:

1、出力:磨煤机总出力应满足机组目标负荷要求。

2、煤粉细度:煤粉细度直接影响磨煤机出力、燃烧效率和制粉系统功耗。因此存在一经济细度。制粉系统输出的煤粉细度应接近经济细度。

3、煤粉浓度:煤粉浓度与输送煤粉的一次风量密切相关,在出力一定的情况下,煤粉浓度依靠一次风量来控制。风煤比必须满足最佳状态(即与煤粉中挥发份组织燃烧所需的燃烧空气量大体接近)并避免处于0.3~0.6(煤/风)之间的爆燃区域。同时一次风量应避免煤粉在煤粉管道中的沉积。

4、煤粉气流温度:磨煤机出口煤粉温度决定于煤粉气流的着火稳定性和煤粉系统产生爆燃危险性之间的平衡

13.影响制粉系统出力的因素有哪些?

答:下列因素影响磨煤机出力:

(1)煤中的水分(2)煤的可磨性系数(3)入磨煤的颗粒度(4)出口煤粉细度

(5)一次风量(6)一次风温(7)磨辊的弹簧加载力(8)磨辊与磨盘的间隙大小

14.巡回检查中如何检查和判断煤粉管道受堵?

答:检查和判断煤粉管道受堵主要从以下几方面入手:

1、手摸煤粉管道温度并与相邻管道比较:运行正常的煤粉管道应该是热的或略烫的,如果手摸运行着的煤粉管道不热或与相邻管道比较,温度明显低,则应怀疑该煤粉管道受堵。

2、用阀门钩敲打该管道并与相邻管道比较,若敲打声音明显沉闷,则基本确定此管道受堵。

3、检查煤粉喷嘴着火情况,受阻或受堵得燃烧器喷嘴没有火焰或气流强度减弱。检查该喷嘴的火检状况。一般应出现无火检信号或信号不稳、偏弱等。

15.空预器所属有哪些辅助设备?各设备的作用是什么?

答:我公司各机组空预器均为立式三分仓转子回转式。除空预器外壳、转子(含波纹板)外,为保证空预器正常工作,还设置了下述辅助设备:

1.空预器吹灰系统 作用:清除积灰、积油,防止空预器差压升高,防止空预器着火。

2.转子驱动装置(包括电动马达、气动马达、变速器) 作用:驱动转子

3.红外温度探测装置 作用:检测空预器内部是否着火。

4.密封装置(包括径向、环向、周向密封及LCS装置) 作用:减少空预器烟/风侧之间漏风。

5.轴承润滑油系统(包括支承轴承润滑油系统、导向轴承润滑油系统) 作用:提供轴承润滑、冷却。

6.服务水冲洗管道 作用:空预器停运检修时对空预器受热面进行清洗。

7.消防水系统 作用:灭火。

16.空气预热器的腐蚀与积灰是如何形成的?有何危害?

当燃用含硫量较高的燃料时,生成SO2和 SO3气体,与烟气中的水蒸气生成亚硫酸或硫酸蒸汽,在排烟温度低到使受热面壁温低于酸蒸汽露点时,硫酸蒸汽便凝结在受热面上,对金属壁面产生严重腐蚀,称为低温腐蚀。同时,空气预热器除正常积存部分灰分外,酸液体也会粘结烟气中的灰分,越积越多,易产生堵灰。因此,受热面的低温腐蚀和积灰是相互促进的。

低温腐蚀和积灰的后果是易造成受热面的损坏和泄漏。当泄漏不严重时,可以维持运行,但使引风机负荷增加,限制了锅炉出力,严重影响锅炉运行的经济性。另外,积灰使受热面传热效果降低,增加了排烟热损失;使烟气流动阻力增加,甚至烟道堵塞,严重时降低锅炉出力。

17.空预器正常运行时主马达过电流的原因?

答:运行时主马达过电流的原因:(1) 电机过载或传动装置故障。(2) 密封过紧或转子弯曲卡涩。

(3) 异物进入卡住空预器。(4) 导向或支持轴承损坏。

18.空预器有几种密封,扇形板间隙大小有何危害?

答:空预器密封分为径向密封、轴向密封、环向密封。除空预器热端密封(属径向密封)的间隙在运行中由泄漏控制系统(LCS)自动调节外,其它密封间隙在空预器投运前由机务人员人工调整到位。密封间隙过大使漏风大,导致六大风机出力损耗增大,机组运行经济性下降。密封间隙过小不仅使驱动马达电流增大,同时易引起空预器转子卡,威胁空预器本身及机组运行安全。

19.空预器堵灰严重会引起CRT上哪些参数变化?会产生什么影响

答: 空预器堵灰严重时参数的变化:

(1)空预器烟气侧进出口差压明显增大;(2)空预器两侧排烟温度偏差明显增大;(3)空预器漏风量增大,排烟温度增大;(4)引风机电流有所增大;(5)可能引起炉膛负压的晃动;(6)送风机、一次风机电流有所增大;(7)送风机出口风压增大;(8)一次风机出口风压有所增大;(9)空预器漏风量的增大使一、二次风温有所增大;

20.什么是风机的失速与喘振,其现象如何?

答:对于引风机等低比转速离心风机(泵),其特性曲线在低流量段是有起伏的,如果二台并列运行,其总的特性曲线在低流量时呈现一段∞型线段,如果运行中系统阻力特性曲线刚好穿越该段,则风机运行就存在二个工作点,二台风机出口压头及流量频繁波动,振动和噪声明显增大,严重的会损坏风机。此即为喘振。发生喘振时上述现象在CRT可监测到。

对应轴流式风机,当其叶片的翼形相对于气流运动的夹角过大,会使叶背发生附面层分离,在流道中形成涡流,使该流道部分堵塞。气体被挤向相邻二流道,使上游的流道气流进气角减小,下游的流道气流进气角增大,既而造成下游叶片发生附面层分离。下游流道发生堵塞,进而有部分气流挤向该中间流道,气流进气角变小,使该叶片工况恢复正常。这样各叶片依次发生附面层分离,造成风机压力波动,出力减少。通常在叶片进气口风机安装压力探头来检测风机是否失速。

21.引风机启动前检查内容有哪些?风机启动时,让你留在就地的目的和要求是什么?

答:1、启动前检查内容见规程。

2、引风机(包括锅炉六大风机)启动前检查已完成,风机满足启动许可条件,已可启动。但启动风机时往往还需要巡检人员留在就地的目的:一是观察风机启动时的状况,一旦发生异常情况需要立即处理、汇报,以避免风机及有关设备进一步损坏;二是风机启动后应对风机及相关设备进行一次检查,看其运行状况是否正常。具体要求是:当风机启动时发生如运规中“泵类、风机、电动机异常”章节中所述的需紧急停运的情况是,应果断按接地紧急事故按钮停运风机,随后马上汇报机组长。若风机启动后无明显异常,则应按热机辅机规程中的“辅机启动后检查”的内容,进行一次检查,随后汇报机组长。

22.锅炉MFT的意义是什么?锅炉在什么情况下发生MFT?MFT发生后,锅炉有关设备应怎样动作?

答:1. MFT即主燃料跳闸(MASTER FUEL TRIP)。

2.略。(即MFT联锁动作条件,见规程。)

3.MFT联动(#1炉):

(1) PPS盘上显示MFT首出原因;(2) 所有磨煤机跳闸,磨煤机热风隔离档板关闭,磨煤机冷、热调节档板关闭,5分钟后冷风调节档板全开;(3) 所有给煤机跳闸,各给煤机指令自动回到25%;

(4) 两台一次风机跳闸,密封风机联跳;(5) 快关燃油母管调节阀、回油阀及所有油枪三位阀;

(6) 当任一油枪三位阀未关时,关闭燃油母管跳闸阀;(7) 关闭主蒸汽、再热汽减温水电动隔离阀;关闭主蒸汽、再热汽减温水调节阀;(8) 跳闸主汽轮机;(9) 电除尘A、B跳闸;(10)锅炉吹灰器跳闸;(11)高压旁路控制复位;(12)全开所有燃料风档板;(13)全开所有辅助风档板;

(14)小汽机A、B跳闸;(15)MFT后引风机档板指令关小25%,10秒钟后逐渐开启,20秒钟后恢复;

(16)10分钟后,主汽至辅汽电动隔离阀关闭;

4、MFT动作后,将联锁(二期):

(1)切断进入炉膛的所有燃料:所有磨煤机、给煤机、一次风机跳闸,点火油跳闸阀、低负荷油跳闸阀、所有点火油枪及低负荷油枪跳闸阀关闭。(2)汽轮机跳闸 (3)所有配风器、二次风隔离门自动全开,进行炉膛吹扫。如因低风量MFT,则所有配风器、二次风隔离门维持原开度一段时间,再自动全开,进行炉膛吹扫。(4)所有吹灰器自动退出,LCS装置自动将扇形板提至最高位置。电除尘跳闸。(因环保原因,现该联锁已取消,机组MFT后应及时通知灰控人员撤出电除尘)。(5)过热器、再热器减温水隔离阀自动关闭 (6) 过热器烟道挡板自动全开,再热器烟道挡板自动全关。

23.厂用电全部中断后时,锅炉各岗位应做好哪些有关工作?

答:#1机组:

1、厂用电中断后,确认锅炉MFT动作,各油枪三位阀、燃油跳闸总阀、回油跳闸总阀自动关闭,磨煤机进口冷、热风门关闭

2、应立即检查炉水泵事故水箱供炉水泵的冷却水进、出水通道畅通,否则手动操作“事故冷却水阀开启”按钮,就地检查开启放水手动隔离阀,保证冷却水通道畅通。

3、确认空预器空气马达自启动正常(否则,通知检修人工盘动),就地确认空预器转动正常,监视空预器轴承油温正常。

4、确认空预器扇形密封板(LCS)返回到设定位置,否则手动提升。

5、若空压机系统保不住,应在压缩空气未完全失去时首先考虑把空预器的进、出口挡板关闭,并联系检修人员人工盘车。

6、在锅炉400V保安 MCC母线恢复供电后,确认扫描风机自启动,其进口通大气挡板开启,否则应手动启动,确认空预器上、下轴承油系统运行正常。

7、确认锅炉侧交流事故照明投用正常,电梯运行正常。

8、在锅炉400V MCC母线恢复供电后,启动两台空预器的电动马达,停运空预器的气动马达。

9、闭式水系统恢复后,检查关闭炉水泵事故冷却水放水阀,对炉水泵事故水箱补水至正常水位。

#2机组:

1、厂用电中断后,确认锅炉MFT动作,各油枪三位阀、燃油跳闸总阀、回油跳闸总阀自动关闭,磨煤机进口冷、热风门关闭。

2、确认直流扫描风机自启动运行正常。

3、确认空预器空气马达自启动正常(否则,通知检修人工盘动),就地确认空预器转动正常,监视空预器轴承油温正常。

4、确认空预器扇形密封板(SDS)返回到设定位置,否则手动提升。

5、若空压机系统保不住,应在压缩空气未完全失去时首先考虑把空预器的进、出口挡板关闭,并联系检修人员人工盘车。

6、在锅炉400V保安 MCC母线恢复供电后:

1)启动扫描风机A或B,其进口通大气挡板开启,否则应手动开启,停运直流扫描风机。

2)确认锅炉侧交流事故照明投用正常,电梯运行正常。

3)在锅炉400V MCC母线恢复供电后,启动两台空预器的电动马达,停运空预器的气动马达,空预器上、下轴承油系统运行正常。

#3、4、5机组

1、厂用电中断后,确认锅炉MFT动作,点火油枪、低负荷油枪的燃油跳闸阀关、各油枪进口阀关,磨煤机进口冷、热风门关闭。

2、确认直流扫描风机自启动运行正常。

3、确认空预器空气马达自启动正常,就地确认空预器转动正常,监视空预器轴承油温正常。

4、确认空预器扇形密封板(LCS)返回到设定位置,否则手动提升。

5、若空压机系统保不住,应在压缩空气未完全失去时首先考虑把空预器的进、出口挡板关闭,并联系检修人员人工盘车。

6、就地手动关闭吹灰蒸汽电动隔离阀,同时确认吹灰蒸汽母管的安全阀回座。

7、在锅炉400V保安 MCC母线恢复供电后:

(1)启动扫描风机A或B,其进口通大气挡板开启,否则应手动开启,停运直流扫描风机。

(2)确认锅炉侧交流事故照明投用正常,电梯运行正常。

(3)启动两台空预器的电动马达,停运空预器的气动马达,确认空预器上、下轴承油系统运行正常。

24.运行中影响汽温的因素有哪些?请分别说明

答:锅炉过热器的出口汽温决定于省煤器及水冷壁吸热量与过热器受热面吸热量的分配比例。任一影响该比例的锅炉运行和设计变化都会影响到出口汽温。增大蒸发受热面吸热量,减少过热器受热面吸热量,使出口汽温下降,反之,则汽温上升。在合理布置受热面的同时,采用减温、调温挡板等调节手段使汽温保持稳定。

除了减温水、调温挡板等汽温调节会影响汽温外,锅炉负荷、受热面布置、煤炭特性、运行方式这几个方面会影响汽温特性。

锅炉负荷对出口汽温的影响:不同类型受热面的出口汽温特性与锅炉负荷的关系各不相同。辐射式受热面的出口汽温随锅炉负荷的增大而降低;对流式受热面的出口汽温随锅炉负荷的增大而升高;屏式受热面(辐射、对流参半)的出口汽温少受锅炉负荷的影响。锅炉负荷增加,投入炉内的燃料量和燃烧量随之增大,流经辐射受热面的蒸汽量也增大,但辐射受热面的吸热量虽有增大,由于理论燃烧温度不变,炉内辐射的有效温度只因炉膛出口温度的增大而略有增大,辐射受热面的吸热量的增大跟不上蒸汽流量的增大,结果使出口汽温降低;对于对流受热面其吸热量既因炉膛出口烟温升高、受热面烟/汽二侧的温差增大而增大,也因烟气流量与流速增大而增大,使对流受热面随负荷增大的吸热量增大超过蒸汽流量的增大,其结果是出口汽温随负荷增大而升高。屏式受热面的换热方式是对流、辐射均有,二者特性相抵消,使出口汽温受锅炉负荷影响不大,关键看哪种特性占优势。三种受热面的恰当匹配可以减少锅炉负荷变动对出口汽温的影响。

煤炭特性对汽温的影响:入炉煤炭水份的增加,增大了烟气的热容,使理论燃烧温度和炉内有效辐射温度下降,水冷壁吸热量和蒸发量减少,而与此同时烟气容积和热容增加,炉膛出口烟温变化不大,流经对流受热面的流速和温差增大,吸热量增加,结果导致对流受热面的出口汽温增加,而辐射受热面的出口汽温常是略有降低。煤炭中灰份的增大,增大了炉内火焰的黑度和辐射能力,促进水冷壁的吸热能力,同时促进了炉内结渣和对流受热面积灰。如果结渣倾向大,则对流受热面出口汽温升高;如果积灰倾向大,则受热面出口汽温降低。二者均增大,则不容易判断。灰份的另一个影响是与燃煤挥发份类似、趋势相反的。燃煤挥发份高,灰份少,煤粉的燃烧速度大,火焰集中于燃烧器区域;挥发份高,火焰中炭黑浓度大,火焰黑度大。二者都使炉内换热量增大,炉膛出口烟温降低,结果使辐射过热器的出口汽温升高,对流过热器的出口汽温降低。燃煤的挥发份小和灰份大,煤粉的燃烧速度降低,火焰拉长,炉膛出口烟温升高,其结果与挥发份高 、灰份低相反。

运行操作的影响主要是过量空气系数、给水温度、吹灰、排污。过量空气系数增大,使煤粉燃烧速度增加、火焰长度缩短,同时热容增加使炉膛出口烟温减小,二者相抵。因高压加热器投运方式的改变使锅炉给水温度改变,而给水温度对出口汽温的影响是:给水温度增加,饱和蒸汽和给水的焓差减小,蒸发量增大,结果使出口蒸汽温度下降;反之则出口汽温上升。锅炉排污量增加,使蒸汽量减少,出口汽温上升。水冷壁吹灰时,水冷壁吸热能力增大,炉膛出口烟温下降,对流受热面出口汽温下降;对流受热面的吹灰使对流受热面吸热增大,其出口汽温上升。采用摆动式燃烧器的锅炉,燃烧器上下摆角也影响火焰中心的位置和炉膛出口烟温,同时它也是日常调节汽温的一种手段。

25.过热器、再热器管子破坏的机理,壁温超限的原因?如何对其进行保护?

答:锅炉正常运行中,过(再)热器的工作压力相对于管子的设计应力都是不高的,安全系数较大,设计商按管子工作壁温考虑了相应的材质。但由于金属材料的强度在工作温度超越一定极限后,受温度的影响十分敏感,同时不同材质间的价格差异极大,制造商为遏制锅炉造价总是尽可能用足材质的温度特性,减少高材质金属的用量,使是材质对超温的影响更加敏感。因此,过(再)热器受热面的损坏多因周期性的超温或疲劳引起,而不是压力所致。具体地讲,受热面管子的损坏多开始于管径的增大。金属在长期的应力下会发生蠕变,蠕变速度随工作温度增大而增大并在高到与材质相对应的一定温度后,急剧增大。蠕变使材料强度下降,管径因塑性变形而增粗,管壁变薄;管子受到腐蚀或磨损,也使管壁变薄,管壁的工作应力增大,促进蠕变,其结果也是产生塑性变形和管径增粗,并最终经历多次管径增粗后破坏。当然有的破坏是因材质的缺陷或短时间的过热而破坏的。此外金属材料会因周期性的应力变化而产生疲劳,造成疲劳损坏。经常的原因有吹灰器定位或操作不当使管子受到大的冲击或水滴溅射到管子上产生周期性的热应力;管束安装不当引起振动;膨胀间隙不当产生过大的应力。

引起管壁超温的原因有受热面热负荷高,管内汽侧放热系数小,受热工质温度高,或管壁的热阻大,使管壁处于高的温度下超过管壁金属材质的允许值。因此超温可归为烟侧及汽侧二方面原因。从汽侧而言,管壁温度由蒸汽流经将热量带走来维持。蒸汽带走热量的能力,即汽侧的放热系数是决定于质量流量的,后者又决定于通流阻力系数和压差。在并列管束中,各管间的流量分配决定于各管间的阻力系数分布。管**度不一,管内径和粗糙度公差、焊口毛刺、弯头失圆、管内异物等,导致通流阻力系数最大的管子就是流量最小的流量偏差管,其壁温高,容易超温。锅炉投运初期进行尽可能多的管子管壁温度测定,就是对导致流量不均匀的制造、安装质量的判别。汽侧另一个原因是管内壁的结垢。水垢的导热系数很小,当管子结垢后,管壁需要通过水垢层的传导才能转移给蒸汽,从而使管壁处于较高的温度。水垢起源于蒸汽带盐,主要由于炉水含盐高,汽包汽水分离器效果欠佳,使饱和蒸汽湿度增大和带盐;喷水减温器的喷水水质欠佳、带盐。水垢导致的超温表现在各管间均匀,通流阻力增加。从烟气侧而言,主要是局部烟温高造成的温差大及局部流速高而导致烟侧放热系数大。二者常常是伴生的,都使局部的受热面热负荷增大。烟气流量决定于受热面前后的压差及通流面积和通流阻力,各并列管束间的流量分配决定于各管间的通流面积和通流阻力系数。如果管束出现积灰、结渣或存在节距不匀,则各管间的通流面积和通流阻力系数不一,局部流量不匀,流量大的部分烟温降落小,流速及烟温高。由此导致的热偏差表现为管子的出口汽温和壁温不均匀。在对冲式燃烧锅炉中,常存在二侧烟温低,中心区域烟温高;在四角切圆燃烧锅炉中,决定于旋转气流在炉膛上部的旋流情况。

锅炉点火初期,炉内燃烧已进行,烟气流经各受热面,水冷壁可由管内的水进行冷却,强制循环锅炉可由炉水泵通过水动力将热量带走。但过热器受热面无蒸汽或流量很小,再热器必须等汽轮机冲转才有蒸汽流动。在此期间必须对过热器、再热器进行保护,使金属壁温低于其许用温度。锅炉启停中控制金属温度升温速率和炉膛出口烟温。这一方面着眼于各部分壁厚方向的温度分布均匀性、各部分之间的膨胀,以限制热应力和机械应力,另一方面是为了保护过热器、再热器的壁温不致超限。对于设计上工况最恶劣的管子加强检测,并在停炉期间对管子进行检查、维修有利于提高运行的可靠性和可用率;检查吹灰器的定位,防止吹灰气流对受热面的损伤,清除积灰堵灰,维持烟气均匀;保证给水、炉水品质,保证汽水分离器的可靠工作,防止结垢发生;在煤种变动期间及时调整燃烧过程的组织,保证炉膛出口温度不致于太高,遏制烟气在炉膛内的偏流,同时十分重要。注意减温水量的变化趋势,及时分析变化原因,通过运行方式的改变作出防范。

26.在机组冷态启动过程中,锅炉汽包的温差和热应力是如何变化的,并说明原因?为合理控制汽包热应力,对锅炉启动操作有何要求?

答:上水阶段:内壁温度大于外壁温度,形成内外壁温差,因此在汽包内壁产生压缩热应力,外壁产生拉伸热应力,温差越大,该热应力越大。

操作要求:(1)冷态启动严格按运规要求控制上水温度和上水速度(2)热态启动控制水温与汽包壁温差不大于40℃。

在启动升温过程中,锅炉汽包金属的温差与热应力的变化大体分三个阶段。

在点火升温初期,炉内只有少量的油枪投入,炉内的火焰充满度很差,水冷壁的吸热不均匀性很大。受热面及工质的温度很低,工质的汽化潜热大。对于强制循环锅炉(如#1炉),汽包和管内流动可以通过炉水泵进行,情况好一些;在自然循环锅炉中因水循环尚未建立,汽包内的水流动很慢,与下部汽包壁所接触得都是几乎静止的水,传热与升温都相对缓慢。在汽包上部的汽空间中,一旦上升管生汽,汽包壁即与蒸汽接触,换热方式是凝结放热,换热系数与受热速度比汽包下部要大好多倍。金属升温速度大,使汽空间的汽包上部壁温高于水空间的汽包下部壁温,这一温差导致汽包产生拱背状变形,产生上部受压、下部受拉的热应力。这一温差与热应力之间的定量关系,由于汽包形状和受热情况的复杂性以及在此过程中汽包壁温分布难以描述,还难确切计算,一般都按50℃设限。锅炉启动初期升温、升压速度应该严格控制,不能超越多主要原因即在于此。#2炉汽包另外设置了高位水位计,可以采用高水位方式来缓解启动时汽包的上下部温差。

第二阶段是随着锅炉内吸热量和炉水温度的升高、蒸汽的产生、水循环逐渐建立,汽包上下壁温差逐渐缩小,升温升压速度可以有所增大,但仍有相应当限制,并仍需密切注意这一温差。

第三阶段是锅炉汽压升高到接近额定值,此时金属的工作应力已因内压而接近设计值,虽然这时汽包上、下温度已接近均匀,热应力已低,但若有较大的热应力附加到工作应力上,仍将是危险的。因此上升速度也受到一定的限制。

操作要求:严格按运规规定控制锅炉升温升压率。

27.锅炉停炉中及停炉后汽包冷却的特点怎样?

答:停炉过程中汽包下部与炉水接触,其内壁温度与当时压力下的饱和温度相同,外壁温度高于内壁,汽包上部与蒸汽接触,因压力降低,汽包内壁向蒸汽放热,在近壁面处是一层带有过热度的蒸汽,它的放热系数很小,其结果是汽包上部的壁温较下部为高,外壁较内壁为高,使汽包上部受压,下部受拉,与进水时的情况相同。停炉后也大致如此。因此如果仍然维持引风机运行,将使炉水温度很快下降,使汽包受力更加恶化。

28.机组运行中影响汽包水位的因素?

答:1、给水方面的扰动,其中包括给水压力的变化和调节阀开度变化或者给水泵转速的变化;

2、蒸汽负荷的扰动,其中包括蒸汽管道阻力的变化和主蒸汽调节阀开度的变化;

3、燃料量变化的扰动,包括引起燃料发热量变化的种种因素;

4、汽包压力变化的扰动,汽包压力变化对汽包水位的影响,是通过汽包内部汽水在压力升高时的“自凝结”过程和压力降低时的“自蒸发”过程起作用的。

29.燃煤挥发份过高对锅炉有何影响?

答:燃煤挥发份高,着火容易,燃烧迅速。使着火点离燃烧器距离近,同时燃烧强度高,在燃烧器附近容易结焦,同时燃烧中心区域相对缩小,强度增大,容易在该区域附近形成结渣。炉膛水冷壁部分结渣严重,会进一步促使该区域吸热量减少,导致上部结渣情况加剧。使过热器、再热器汽、壁温水平上升。

在运行调整上应加大磨煤机一次风流量,降低磨煤机出口温度;合理调整二次风配比;加强吹灰;同时做好入炉煤的掺烧。

30.锅炉低负荷运行时应注意些什么?

答:1.保持煤种的稳定,减少负荷大幅度扰动

2.尽量减少锅炉漏风,特别是油枪处和底部漏风

3.风量不宜过大,粉不宜太粗,开启制粉系统操作要缓慢

4.投停油枪应考虑对角,尽量避免非对角运行

5.出灰时必须通知司炉并征得同意

6.燃烧不稳时应及时投油助燃

7.尽量提高一、二次风温

8.保持合理的一次风速,炉膛负压不宜过大

31.锅炉燃烧调整试验的目的和内容是什么?

答:为了保证锅炉燃烧稳定和安全经济运行,凡新投产或大修后的锅炉,以及燃料品种、燃烧设备、炉膛结构等有较大变动时,均应通过燃烧调整试验,确定最合理、经济的运行方式和参数控制的要求,为锅炉的安全运行、经济调度、自动控制及运行调整和事故处理提供必要的依据。

锅炉燃烧调整试验一般包括:

(1) 炉膛冷态空气动力场试验(2)锅炉负荷特性试验(3)风量分配试验(4)最佳过剩空气系数试验(5)经济煤粉细度试验(6)燃烧器的负荷调节范围及合理组合方式试验(7)一次风管阻力调平试验

32.锅炉热效率试验的主要测量项目有哪些?

答:(1)输入─输出热量法(正平衡法)

a、燃料量b、燃料发热量及工业分析c、燃料及空气温度d、过热蒸汽、再热蒸汽及其他用途蒸汽的流量、压力和温度e、给水和减温水的流量、压力和温度f、暖风器进出口的风温、风量,外来热源工质的流量、压力和温度g、泄漏和排污量h、汽包内压力

(2)热损失法(反平衡法)

a、燃料发热量、工业分析及元素分析b、烟气分析c、烟气温度d、外界环境干、湿温度,大气压力

e、燃料及空气温度f、暖风器进出口空气温度、空气量g、其他外来热源工质流量、压力和温度

h、各灰渣量分配比例及可燃物含量i、灰渣温度j、辅助设备功耗

33.锅炉设计燃用什么煤种?其工业成分数据各为多少?我厂当前实际燃用哪些煤、其结渣特性如何?各台炉的掺烧原则?为防止锅炉结渣应做好哪些工作?

答:我厂各机组的锅炉设计煤种均为晋北烟煤,其工业成分数据为:

挥发份V 22.82% 含碳量C 47.80% 灰份A 19.77% 全水分 W 9.61% 低位放热量Qdw 22441.3kJ/kg 可磨系数 K 54.81

我厂实际燃煤大致有优混、平混、大末、俄煤、南非煤、澳煤、富兴煤。其中因同品种煤的煤质变化也较大,又根据其放热量及灰熔点的不同,将优混煤分为三大类、平混煤分为二大类:

低位放热量 灰熔点T1

优一: 24.0 ~ 25.5MJ/kg ≥1100℃

优二: 22.0 ~ 24.0MJ/kg ≥1200℃

优三: 19.0 ~ 22.0MJ/kg ≥1300℃

平二: 22.0 ~ 24.0MJ/kg ≥1400℃

平三: 19.0 ~ 22.0MJ/kg ≥1400℃

几个煤种根据结渣特性分为: 强结渣煤种:优一、大末、俄煤中结渣煤种:南非煤、澳煤、优二、富兴

弱结渣煤种:平二、平三、优三

单纯从煤种方面的因素考虑,对各机组锅炉使用煤种及掺烧原则规定如下:

一号炉:进口煤与平三煤一起掺烧,比例为: 进口煤 40%左右 平三煤 60%

二号炉:以大末煤或优二煤为基本煤种,根据煤质指标进行掺烧或单烧。

大末煤或优二煤:80 ~ 60% 平三煤: 20 ~40%

三、四、五号炉:以优二为基本煤种进行单烧,或根据煤质指标适当掺烧。当优二煤不足时,可用平二或放热量在22.0 ~ 24.0MJ/kg的富兴煤作为替代煤种。

优一煤原则上放在二期锅炉中使用,且必须与平二煤一起掺烧,优一煤的掺烧比例不大于40%。

为控制锅炉结渣,应做好以下四个方面工作:

1. 加强燃料管理。即根据以上所讲的对入炉煤种及掺烧方案进行控制。

2. 提高燃烧调整建立合理的燃烧工况,保证锅炉在最佳工况运行。

(1)确定不同负荷下燃烧器及磨煤机的投运方案,防止燃烧器区域热负荷过分集中。确定锅炉不投油稳燃的最低负荷,避免在高负荷时油煤混烧,造成燃烧器区域局部缺氧和热负荷过高。为了降低燃烧器区域的热负荷,在设备状况和运行参数允许的前提下,可采用中间层燃烧器停运的方式。

(2)确定煤粉经济细度;保证各支燃烧器热功率尽量相等,且煤粉浓度尽量均匀。

(3)确定摆动式燃烧器允许摆动的范围,避免火焰中心过分上移造成屏区结渣,或火焰中心下移导致炉膛底部热负荷升高和火焰直接冲刷冷灰斗。

(4)确定不同负荷下的最佳过剩空气系数,调整一、二次风率、风速和风煤配比,以及燃料风、辅助风的配比等,使煤粉燃烧良好而不在炉壁附近产生还原性气氛。避免火焰偏斜直接冲刷炉壁等。

3. 加强锅炉运行工况的检查和分析。应每班对锅炉结渣情况进行就地检查。发现严重结渣应及时处理。对易结渣的燃煤要分析减温水量的变化和炉膛出口温度的变化规律,以及壁温变化情况。如采用正常手段无法降温,需更换煤种或减负荷处理,甚至故障停炉。利用负荷低谷运行周期性地改变锅炉负荷促使渣块落下。

4. 加强吹灰器的运行管理。

34.锅炉水位事故的危害

答:水位过高(锅炉满水)的危害:水位过高,蒸汽空间缩小,将会引起蒸汽带水,使蒸汽品质恶化,以致在过热器内部产生盐垢沉淀,使管子过热,金属强度降低而发生爆炸;满水时蒸汽大量带水,将会引起管道和汽轮机内严重的水冲击,造成设备损坏。

水位过低(锅炉缺水)的危害:将会引起水循环的破坏,使水冷壁超温;严重缺水时,还可能造成很严重的设备损坏事故。

35.锅炉为何要设计汽包水位保护,该保护是如何实现的?

答:汽包水位反映了汽包锅炉蒸汽流量与给水量之间的平衡关系,如汽包水位过高,会影响汽包内汽水分离器的正常工作,造成汽包出口的蒸汽中含水分过多而使过热器结垢,造成过热器损坏,严重的甚至会造成过热器、汽机水击。汽包水位过低,则可能破坏锅炉的水循环工况,造成水汽壁管烧坏。因此要设计汽包水位保护,使汽包处于正常范围。

汽包水位保护分高水位保护与低水位保护二部分。信号取自二个电接点水位计及差压式水位计。具体的逻辑实现略。

36.锅炉严重缺水后,为什么不能立即进水?

答:锅炉严重缺水后,水位低到什么程度无法判断,有可能水冷壁管已部分干烧、过热,如果强行进水,温度很高的汽包和水冷壁管,被温度较低的给水急剧冷却,会产生巨大的热应力,有可能造成管子和焊口大面积损坏,同时因过热金属的热容所产生的蒸汽会导致压力剧增,甚至发生炉管爆破事故。

37.锅炉投粉的条件是什么?为何要具备这些条件?

答:锅炉投粉的条件:(1)#1锅炉:二次热风温度>177℃(2)#2锅炉:汽包压力>5.0Mpa,一、二次热风温度>149℃(3)二期锅炉:二次热风温度在180℃左右。

为了保证煤粉进入炉膛后能顺利着火、燃烧,第一台磨煤机投运时,除了要投运相应油枪以保证其着火能源外,锅炉整体也要达到一定的温度状态,使煤粉着火,燃烧区域(即炉膛)具备相应的温度条件。上述风温、汽包压力值就是反映锅炉整体温度状态的代表参数。

38.机组冷态启动期间,启动第一台磨煤机前后应注意什么?

答:机组冷态启动期间,启动第一台磨煤机前后应注意:

1、 确认有足够的点火油枪投运且着火良好,锅炉已满足投粉条件。

2、 磨煤机投运后要关注空预器进口烟温应有明显上升,炉膛火焰TV将转变为相对混浊的火光。这说明投粉成功,燃烧正常。

3、 磨煤机投运后,将对锅炉工况、参数产生一定的扰动,尤其要注意炉膛压力、汽包水位、主/再汽温的变化。

39.送、引风机之间有什么联锁,为什么要这样做?

答:逻辑上设置当引风机(送风机)跳闸,联跳对应的送风机(引风机)。

这样设置主要考虑到正常运行中一般二台引风机(送风机)各承担总出力一半,同时炉膛进出风量平衡。一旦一台引风机(送风机)跳闸,通过联跳对应送风机(引风机),使炉膛进出风量在风机跳闸后短时间内仍然保持基本平衡,有利于炉膛压力的平稳,同时有利于自动装置的调节。

40.所有水位计损坏时为什么要紧急停炉?

答:汽包水位计是运行人员监视锅炉正常运行的重要工具,锅炉内部工况都依靠它来反应。当所有水位计都损坏时,水位的变化失去监视,调整失去依据。由于大容量机组采用的高温高压锅炉,汽包内储水量有限,机组负荷和汽水平衡随时在变化,失去对水位的监视,就无法控制给水量。当锅炉在额定负荷下,给水量大于或小于正常给水量的10%时,一般锅炉几分钟就会造成严重满水或缺水。所以,规程规定当所有水位计损坏或失灵时,无法监控水位应立即停炉。

41.制粉系统干燥通风量和磨煤通风量有什么关系?运行中调整哪一个风量,如何调整?

答:磨煤机的干燥通风量是指将煤粉由初始水分干燥到规定煤粉水分所需的通风量。

磨煤机通风量是指为保证磨煤机出力所需的通风量。

当原煤的水分发生变化,其干燥通风量和磨煤通风量会发生变化,两者会不相等,可以通过调节一次风初温来改变干燥通风量,使两者相等。

42.锅炉熄火时,炉膛负压为何急剧增大?

答:1)锅炉炉膛灭火后负压骤增是因为燃烧反应停止,烟气体积因冷却收缩引起。

2)因为煤粉燃烧后,生成的烟气体积比送风量增加很多,因此,引风机出力比送风机大。一旦锅炉发生灭火,炉膛温度下降,原来膨胀的烟气也会冷却收缩,此时送风机还是保持原来的出力运行,则必然产生负压急剧增大的现象。

43.锅炉氧量测点装在何处?氧量计的测氧原理是什么?

答:锅炉氧量计装设在省煤器出口至空预器进口的烟道中。另外为了计算空预器漏风率#1炉、#5炉在空预器烟气出口也安装了氧量计,#3、#4炉也将陆续在此处装氧量计。同时二期各机组在烟囱处安有氧量计作为烟气排放检测的一项内容。

目前我厂在锅炉运行中采用氧化锆来测定烟气中的含氧量。其核心部件为氧化锆陶瓷。制作时在纯氧化锆中掺入一些低价氧化物 ,经焙烧形成的晶体中含有氧离子空穴,允许氧离子O2- 通过空穴运动,从而具备导电性能,其导电率随温度上升而上升。外界氧分子在氧化锆晶格的氧离子空穴上形成氧离子。通常在氧化锆两侧烧结了海绵状的多孔铂作为两个电极。一个电极与烟气接触,另一个与标准氧气接触,由于两侧氧浓度不同,氧离子O2-由高浓度向低浓度扩散时而产生电动势。测量该电动势并进行修正就可测定烟气含氧量。

44.锅炉在高负荷运行工况下,氧量过高或过低对锅炉有什么危害?

答:锅炉在高负荷运行工况下,氧量过高危害:

1、 各大风机的出力过大,可导致风机动叶调节裕度不够大;

2、 氧量过大必然导致壁温过高,一号机壁温在高负荷时就已接近报警值,大大增大了减温水,经济性降低;

3、 排烟温度提高,降低了锅炉的经济性;

4、 各风机出力增大电流增大,厂用电率增加;

5、 氧量过大,烟气流速增大,使空预器出口灰分含碳量增加,机械不完全燃烧损失增加;使烟气侧左右分布更加不均匀;

6、 增加S化物、NOX气体的产生;

氧量过低的危害:

1、 由于后期供氧减少使煤粉的机械、化学不完全燃烧损失;

2、 由于还原性气体增加,使炉子更加容易结焦,长时间运行壁温运行条件比较恶劣;

3、 氧量过低会使炉子的燃烧稳定性降低,不利于炉膛的安全。

4、 使燃烧时间延长,排烟温度提高;

45.锅炉一、二次风的配风原则怎样?为实现此配风原则,锅炉自动配风控制是怎样设计的?

答:锅炉一次风配风量应满足两方面要求:一是满足磨煤机制粉的输送出力及干燥出力的要求;二是满足煤粉喷入炉膛后挥发份析出着火所需的空气量。二次风量应满足煤粉充分着火、燃烧所需的氧量要求。

我厂锅炉配风自动控制设计是:一次风给出一条配风量曲线,即根据给煤机给煤量多少,要求配给相应的一次风量,此曲线为一线性直线,即配风量随给煤量增大而线性增大,二次风量即由锅炉负荷指令经氧量校正后给定,其中为了保证在炉膛中的燃料能完全燃烧,锅炉必需始终处于送风量大于燃料量的状态。为此,风量控制设计中还加入了热量信号、燃料量信号等比较信号,以确保锅炉二次风量的配给适当。

46.锅炉运行调整的主要任务有哪些?

答:1.保证正常的汽温和汽压 2.使蒸发量适应外界负荷的需要 3.均衡进水维持其正常水位

4.保证炉水和蒸汽品质合格 5.维持燃烧经济,尽量减少热损失

47.如何根据燃用煤质调整一次风量及磨出口温度,运规中对此有何要求,其目的是什么?

答:我厂锅炉是按燃用晋北烟煤设计,煤质有一定的波动范围。因此合适的一次风量及磨煤机出口温度也应随煤质的变动而有所不同。在此所提到煤质主要指挥发份指标。原则上讲燃用煤挥发份高,则应适当增加一次风量,降低磨煤机出口温度。运规中对一次风量的具体规定是:磨煤机一次风量应根据给煤机转速对应的设计曲线进行调整,当燃煤挥发份Vad>30%时,应根据情况增加一次风量5%~10%,对磨煤机出口温度的具体规定是:运行中的磨煤机出口温度控制在65℃~80℃,当燃煤挥发份Vad>30%时,磨煤机出口温度不宜高于70℃,当Vad<25%时,磨煤机出口温度应大于75℃,一次风量与煤量之比应小于2.8。

其目的是:

1、防止磨煤机着火、爆炸。燃煤挥发份越高,越容易着火、爆炸。因此运行中应适当限制磨煤机出口温度,减少着火、爆炸的可能。

2、控制好燃烧器喷口的着火距离,以缓解机组高负荷运行时喷嘴附近的结渣及避免机组低负荷运行时,锅炉燃烧不稳定,甚至可能出现的脱火、熄火。

48.谈谈防止锅炉灭火放炮的措施?

答:为防止锅炉灭火放炮应做好下列工作:

1、 加强到厂煤的管理和监督,应根据我厂锅炉选用适烧煤种,杜绝不适煤种进厂。

2、 加强燃料堆场的管理,堆煤必须根据煤种或煤质分堆存放,不同煤种或煤质的煤不能放在同一煤堆存放。在煤场动态图中必须标明每一煤堆的界限和该煤堆的煤质参数。

3、 煤仓进煤必须根据当值值长签发的上煤指令进行,没有煤质参数或不符合掺烧标准的煤种不能进入炉膛燃烧。

4、 燃用单一煤种时,控制燃煤低位热值最低为19000kJ/kg,低于19000kJ/kg的煤种在没有得到上级技术部门许可和特殊措施的条件下不能送入炉膛燃烧。

5、 混煤燃烧时,控制混煤低位热值在21000~23000kJ/kg之间,低位热值低于18000kJ/kg的煤不能选择作为混煤煤种。

6、 启停磨煤机时一定要满足磨煤机点火能源要求,严禁采用强制点火能源启动磨煤机。启动第一台磨煤机时,在满足磨煤机点火能源的条件下同时必须满足炉膛有足够高的温度,控制二次风温在180℃左右时,才允许启动磨煤机,被启动的第一台磨煤机应选择布置在炉膛下部的磨煤机。

7、 启动或停止磨煤机必须经过规定的吹扫程序,不能无故缩短或强制吹扫程序。一般情况下磨煤机不能长时间在低负荷下运行。停止磨煤机时要保证足够的风量和吹扫时间,防止煤粉积存在磨煤机内或煤粉管道内;停磨后要确认关闭热风挡板、防止积存磨煤机内的煤粉发生自燃。

8、 当机组发生“MFT”保护拒动时,应立即手动“MFT”后保护动作,注意手动“MFT”后保护动作正确性。当发现所有正常运行的炉膛火焰监视器均失去火焰显示和炉膛负压显示达到满量程时,应立即手动“MFT”,锅炉“MFT”后必须按规定进行炉膛吹扫,炉膛吹扫风量不得小于30%总风量。

9、 锅炉在机组启动前必须按规定进行炉膛吹扫、油枪泄漏试验,严禁强制锅炉吹扫和油枪泄漏试验程序,强行进行锅炉点火。

10、在目前条件下,当机组负荷低于300MW时,为防止低负荷燃烧不稳定,应投油助燃。在低负荷燃烧阶段,不得进行炉膛吹灰,在运行中发现锅炉燃烧不稳定时,应立即投油助燃,防止锅炉灭火。

11、引风机高、低速运行要和锅炉负荷相匹配,规定锅炉蒸汽负荷1000t/h以下时禁止引风机高速运行或引风机进口调节风门开度低于20%时,禁止引风机高速运行。

12、当锅炉负荷低于1000t/h时,要注意磨煤机启动或停止时,磨煤机吹扫程序执行过程中风量增大对一次风母管和炉膛压力的冲击。

13、运行中锅炉的FSS、BCS保护必须全部投入运行且动作可靠,每次大小修必须对FSS、BCS保护进行校验,确保保护动作正确。

14、做好磨煤机和给煤机的定期检验及维护工作,确保煤粉细度合格,各煤粉管煤粉浓度均匀。做好油枪的维护工作。

49.汽包虚假水位的发生机理是什么?谈如何手动控制好汽包水位?<返回目录>

答:虚假水位是汽包、水冷壁内汽水混合物中含汽量剧变(或称汽水混合物比容剧变),反映在汽包指示水位的变化。产生虚假水位有二方面原因:内因为汽、水侧压力剧变,由于压力的快速变化,引起工质饱和温度变化,而汽、水温度基本不变,从而导致工质含汽量(即比容)的变化。这种含汽量变化不同于由于外部热量交换而引起的所谓“自蒸发”或“自凝结”状态。如内部汽压急速下降,工质饱和温度下降,导致原来还是液体的水汽化为蒸汽,因蒸汽比容远比液体大,使汽水总体积增大,表现为高的虚假水位。汽压急速上升则反之。外因为水冷壁受外部燃烧率瞬变而导致热交换的瞬变,从而因产汽率的改变导致了工质内部含汽量的变化,致使产生虚假水位。

要控制好汽包水位,首先要掌握锅炉的汽、水平衡,树立水位“三冲量”的概念。给水与蒸汽流量的偏差,既是破坏水位的主要因素,也是调整水位的“工具”。

要掌握各负荷下给水量(蒸汽量)的大致数值。对汽泵、电泵的最大出力及其各种组合下能带多少负荷应心中有数。

燃烧操作上避免汽压、燃烧的过大扰动,以减少虚假水位影响。在水位事故处理中需要燃烧控制与水位控制的良好配合,尽量避免在水位异常时再叠加一个同趋势的虚假水位。如果掌握得好,在处理中可利用虚假水位,在原水位偏离方向上叠加一个趋势相反的虚假水位来减缓水位的变化趋势。

对操作中会出现的虚假水位及其程度应有一定的了解,并且事先采取措施预防水位的过分波动。

操作要力求平稳,不要太急、太猛。

50.操作阀门应注意哪些事项?

答:操作阀门应注意:

1.使用操作阀门扳手应合乎规定,严禁用大扳手紧小阀门,以防阀门损坏;

2.操作阀门时,操作人应站在阀门的侧面,以防止汽水冲出伤人;

3.开关阀门应缓慢,进行充分暖管,防止冲击和振动;

4. 开关阀门不应用力过猛,以防阀杆螺纹损坏;

5. 阀门开关过紧或有泄漏现象,应及时联系检修人员处理。

51.如何在机组启动过程中控制好汽包水位?

答: 1、 作为操作者,当汽包水位准备手动干预时,在以维护汽包水位在规定范围内的总目标上,要保持给水流量和蒸汽流量平稳,因为这是维系汽包水位动态平稳的关键因素。调节给水泵时,就以调节给水流量等于蒸汽流量作为原则,二者相等,意味着汽包的进出平稳,控制好水位就有了保障。

2、 要保持给水压力大于汽包压力,否则,水是“压”不进汽包里面去的。

3、 另外,操作要勤,但不可大起大落,否则易引起水位大起大落以至最终无法控制,对给水泵转速、再循环阀操作都应如此。

4、要掌握再循环阀手、自动切换的逻辑及在指令跟踪上的特点。

5、密切注意减温水调节阀的开度,及时调节水位。

6、由于锅炉启动阶段时CRT上数据不准,水位应以电接点水位计为准,CRT数据反映趋势。

7、应维护汽包压力的稳定,不应大起大落,当其剧变时,由于虚假水位的影响,不能盲目根据水位调节,注意汽水平稳。

8、防止电泵和汽泵过流量,电泵的旁路阀前后应保持至少2MPa的压力差。

由于电泵和汽泵不宜同时自动,控制水位时应同时注意除氧器、热井的水位。

三、汽机部分目录

1.#3高加退出运行时,应注意什么?

答:#3高加撤出应注意:

(1)汽轮机轴向位移变化,推力瓦温等是否正常。

(2)根据凝泵流量情况控制负荷上限,防止凝泵流量超限,检查其运行是否正常。

(3)#2高加水位是否正常,事故疏水调节是否正常,管道振动是否过大。

(4)省煤器进口给水温度下降,主、再热蒸汽温度应会升高。应加强对主、再热蒸汽温度的监视调整。

2.高、中压上、下缸温差大,你有什么办法将其回复至正常范围?

答:可以采用的方法有:

(1)改善汽缸的疏水条件,加强高压缸的本体疏水,防止疏水在底部积存。

(2)机组启动、停运过程中,应及时投入各疏水阀。

(3)下缸穿堂风大,应关闭汽机房门窗。

(4)完善高、中压下汽缸挡风板,加强下汽缸的保温工作,保温砖不应脱落,减少冷空气的对流;

(5)暖缸时控制蒸汽流量,保证上下缸均匀加热。

(6)正确选择轴封汽温度

(7)开停机时暖机时间的控制

(8)加负荷的速率控制

(9)汽机启停中加热器随机组随启随停。

3.滑参数停机时,是否可进行超速试验?为什么?

答:采用滑参数方式停机时,严禁做汽轮机超速试验。

这是因为滑参数停机到发电机解列,主汽门前的蒸汽参数已降得很低,而且在滑停过程中,为了使蒸汽对汽轮机金属有较好的、均匀的冷却作用,主蒸汽过热度一般控制在接近允许最小的规定值,同时保持调门在全开状态。此外如要进行超速试验,则需采用调门控制机组转速,这完全有可能使主蒸汽压力升高、过热度减小,甚至出现蒸汽温度低于该压力所对应下的饱和温度,此时进行超速试验,将会造成汽轮机水冲击事故。

4.做超速试验时,为什么要求蒸汽的过热度要大于100℃?

答:做超速试验时,调门前汽压会突升突降,如果过热度低,会产生下列问题:

1、压力突升,会引起蒸汽过热度突降,造成汽中带水。

2、压力突降,会引起锅炉汽包汽水共腾,蒸汽带水产生冲击。

为使超速试验正常进行,规定蒸汽的过热度应大于100℃。

5.临界转速时的振动有哪些特征?

答:临界转速时的振动主要有以下两个特点:

1.振动与转速关系密切,当转子的转速接近临界转速时,振动迅速增大,转速达到临界转速时,振动达到最高峰值,当转速越过临界转速时,振动又迅速减少。

2.临界转速时振动的相位角(转子质量中心偏心方向与挠度高点间的夹角)等于900,转速低于临界转速时该相位角小于900,而当转速高于临界转速时该相位角大于900,而且临界转速附近相位角变化比较大。

根据上述特点,可以准确地确定转子的临界转速。

6.什么是转子的强迫振动?强迫振动有哪些特点?

答:在外界力的作用下,转子产生的振动叫强迫振动。

转子产生强迫振动的主要特点是:振动的频率和转子的转速一致,波形多呈正弦波,除在临界转速以外,振动的幅值随转速升高而增大,且与转速的平方成正比。

7.什么是汽轮机调节系统的静态特性曲线?对静态特性曲线有何要求?汽轮机调节系统为什么必须采用有差调节?

答:汽轮机静态特性曲线即稳态情况下汽轮机的功率与转速之间的关系曲线。

汽轮机静态特性曲线应是一条平滑下降的曲线,中间不应有水平部分,曲线两端应较陡。曲线左边较陡,为的使汽轮机容易稳定在一定的转速下进行发电机的并网或解列操作,同时在并网后的低负荷下可减少外界负荷波动对机组的影响。右端较陡是为使机组稳定经济负荷,当电网频率下降时,使汽轮机带上的负荷较小,防止汽轮机发生过负荷。至于中间不能有水平部分,也是汽轮机必须采用有差调节的要求。

如果调节系统为无差调节特性,在任何负荷下,转速为一定,一旦电网频率稍有变化,汽轮机所带负荷就会来回晃动,严重时从满载晃动到空载,实际上使汽轮机无法正常运行。所以除特殊情况外,汽轮机调节特性几乎都是有差调节的。

补充一点,我们厂机组在GOV方式下运行,汽机负荷受电网频率影响,具备有差调节特性。在LOAD LIMITER 方式,机组负荷只由操作员或CCS指令控制,不受电网频率影响。但这与汽轮机调节系统具备是否有差特性概念不同。

8.机组各启动状态,轴封汽参数的选择原则是什么?低压轴封供汽温度过高有什么影响?

答:一、轴封汽压力、流量的确定原则:

1、保证轴封汽不外泄。轴封汽发生外泄的主要原因是轴封供汽压力太高、轴封回汽不畅(如轴加真空偏低、有轴封回汽阀的机组其回汽阀未调整好),轴封汽外泄的危害主要有:

1) 轴承箱进汽、水,从而使润滑油受到污染;

2) 污染空气(热污染和化学污染)。

2、 保证空气不内吸。发生空气内吸的主要原因是轴封供汽压力太低或轴封母管卸荷阀误动,空气内吸的危害有如下几方面:

1) 对负压(真空)系统来说,使真空不能正常建立或得以维持;

2) 在热态、极热态开机的低负荷阶段,低温的空气经高温轴封段而吸入汽缸,使高温轴封段急剧冷却、高温汽缸也以较高温降速率进行冷却。这种冷却的后果有两方面。一是在转子高温轴封段产生巨大的热应力,严重时将导致大轴弯曲;二是有可能造成汽缸内外壁负温差及上下缸温差超限,使汽缸发生不同程度的变形。总之,在热态、极热态开机的低负荷阶段空气内吸将使高温金属产生不同程度的热应力,使汽机寿命遭到额外消耗;

3) 在停机的低负荷阶段,空气内吸同样将使高温金属产生不同程度的热应力,使汽机寿命遭到额外消耗。

4) 无论在何种工况下,空气内吸均将导致高压、中压胀差的缩小。这在缸温较高的情况下尤应引起注意;

5) 空气内吸还有可能将外部的杂物(如保温材料)吸入轴封腔室,严重时吸入的杂物会嵌在动静轴封梳齿片间引起机组的振动;

因此,轴封汽压力的选择或确定应保证轴封汽不发生外泄和内吸。

二、 轴封汽温度的确定原则:

对高、中压缸轴封而言,国内的一般要求是:根据汽机调节级内缸内上壁金属温度选择轴封汽温度,轴封汽温度与调节级内缸内上壁金属温度基本相一致为宜。

但是,由于系统设计的原因,这在热态、极热态启动时难以做到。尽管本公司各机组设计有轴封电加热器,东芝机组的系统还设计有主蒸汽供轴封汽子系统,可用主蒸汽与辅汽混温供轴封汽。事实上,要在热态、极热态启动时达到轴封汽温度与调节级内缸内上壁金属温度相一致是难以做到或者说根本无法做到。

轴封汽温过高,对高、中压轴封而言(尤其是机组冷态启动),不仅仅是产生额外的热应力,而且可能使机组胀差控制发生困难。

轴封汽温过低对高、中压轴封而言是一个冷却过程,既有热应力的产生,也有使高、中压胀差缩小的作用,这在热态、极热态启动时尤应注意。

对低压缸轴封而言,一般认为对应轴封压力的蒸汽具有20℃~40℃的过热度即可。低压轴封汽温度过高,易引起该区域金属过度膨胀、与低压缸为一体的轴承座中心线发生变化,情况严重时将导致机组发生异常振动。东芝机组的轴封蒸汽降温措施是:从轴封母管来的较高温度的蒸汽经低压缸内部饱和蒸汽冷却,再送至各低压轴封段。阿尔斯通的设计是使用减温水直接降温,这种设计在许多国家是不被许可的。其理由是一旦减温器控制故障,极易发生低压轴封带水、进而使低压末级叶片的安全受到威胁。

9.机组启动期间如何选择轴封汽温度?若参数选择不合适,有什么不好?

答:答案参阅上题。作为补充材料,现将运行部对轴封电加热器投撤的规定摘录如下:

一、关于轴封的加热器投运

1、在各种状态机组启动过程中,根据轴封汽温度与汽机金属温度的匹配情况,选择投运若干轴封电加热器。

2、 在#1、#3、#4、#5机组停运减负荷至270MW左右时,确认辅汽至轴封调节阀开,根据轴封汽温度与汽机金属温度的匹配情况,选择投运若干组轴封电加热器。在#2机组停运减负荷至150MW左右时,将轴封汽源切换至#1机冷再供给,并根据轴封汽温度与汽机金属温度的匹配情况,选择投运若干组轴封电加热器。

二、关于轴封电加热器的撤出

1、 在#1、#3、#4、#5机组启动加负荷至250~300MW左右时,确认辅汽至轴封调节阀关小,撤出轴封电加热器运行,并注意轴封汽母管压力、温度应正常。在#2机组启动加负荷至150MW左右时,将轴封汽源切换至冷再供给,撤出轴封电加热器运行。

2、机组停运,真空到零,停运轴封系统前,应撤出轴封电加热器运行。

三、轴封电加热器投撤应有书面记录。

10.机组滑参数停机应着重注意哪些事项?

答:1.滑停中主、再热蒸汽应保持50℃及以上的过热度,以保证蒸汽不带水。

2.滑参数停机过程中不得进行汽轮机超速试验。再热蒸汽温度的控制应与主蒸汽温度变化一致。

3.滑参数停机的关键在于准确地控制主、再蒸汽参数的滑降速度。在滑参数停机的低负荷阶段,往往由于锅炉控制不当,使蒸汽温度滑降速度过大,致使汽轮机差胀负值过大,造成不能继续滑降参数。

4.高低压加热器在滑参数停机时最好随机滑停,以利于汽缸的冷却,也有利于加热器的冷却。

5.旁路的使用要恰当,防止发生中、低压缸无汽运行的情况。

11.机组热态、极热态启动时,为什么要尽快将负荷带到与调节级缸温相对应的负荷水平?

答:众所周知,所谓机组热态、极热态即是汽缸温度水平较高的状态。其具体值的规定与汽机的汽缸结构、机组容量有关。本公司设备温度水平已在运行规程有明确的规定,在此不再赘述。

在机组的热态、极热态启动初期,尤其是在机组冲转、带初负荷阶段,由于蒸汽流量少、调门节流的关系,蒸汽对汽缸的加热程度有限,甚至可以说在调节级处存在一定程度的冷却作用,在此也可以明确地说,在机组的热态、极热态启动初期,按照目前的冲转参数,尽管有相当的蒸汽温度富裕和一定的过热度,由于调节级的巨大焓降,对高、中压缸联合启动的机组的调节级来说几乎都是负温差启动。中压缸启动的机组,在倒缸过程中也有类似情况,只不过程度有异而言。

东芝公司对二期机组给出了各种启动状态的调节级处的蒸汽、金属壁温的变化情况:

事实上,热态、极热态启动时的调节级壁温时有大于列表所示的温度,换句话说,在热态、极热态启动时调节级处的负温差有分别大于-25℃、-54℃的实际情况发生。

无论是热态、极热态启动,还是温态、冷态启动,对金属的热应力控制是必须注意的,二期运行规程中对东芝机组的控制限额已作了明确的规定。

这种负温差的弊害是:

1、造成汽缸金属的温度循环。冲转、带初负荷时,调节级处金属壁温下降,随着负荷的上升,金属壁温再逐渐回升。在这个过程中由于温度循环而产生了热应力交变,即产生了一次低频疲劳损伤。

2、机组的热态、极热态启动就胀差方面来说,主要是防止产生过度的负胀差。机组的负温差存在,无疑使胀差往负方向发展。

3、过度的负温差,将发生过度的上、下缸温差、汽缸变形,严重时将发生机组振动、动静摩擦。

4、过度的负温差,主机DEH有可能启动相关而闭锁汽机升速、带负荷速率,使机组启动工作变得复杂化,延缓机组的启动速度。

综上所述,机组热态、极热态启动时,为什么要将负荷尽快带到与调节级缸温相对应的负荷水平的道理就不言而谕了。

12.汽轮机汽缸的上、下缸存在温差有何危害?

答:汽缸存在温差将引起汽缸变形,通常是上缸温度高于下缸,因而上缸变形大于下缸,使汽缸向上拱起,俗称猫拱背。汽缸的这种变形使下缸底部径向间隙减小甚至消失,造成动静摩擦,损坏设备。另外还会出现隔板和叶轮偏离正常时所在的垂直平面的现象,使轴向间隙变化,甚至引起轴向动静摩擦。

13.机组热态开机,冲转前高压差胀偏小,作为操作员岗位应注意哪些问题?

答:机组冲转前要求汽机有足够的高压差胀,由于泊桑效应,高压转子要保留一定的收缩间隙。所以当机组热态开机时,由于汽缸的金属温度很高,汽缸并没有收缩多少,但转子的收缩比汽缸大的多,可能造成高压转子膨胀不足,因此我们在操作上应注意:

1、注意轴封汽温度和汽缸的金属温度相匹配;

2、冲转时汽温和汽机的第一级温度相匹配,尽量避免负温差冲转;

3、机组升速率、暖机时间、升负荷率严格按照机组热态启动曲线进行;

4、尽快使机组带上与调节级温度相匹配的负荷

14.汽机的差胀是怎样产生的?控制差胀有何意义?你是如何控制差胀变化的

答:汽轮机启动或停机时,汽缸与转子均会受热膨胀,受冷收缩。由于汽缸与转子质量上的差异,受热条件的不同,转子的膨胀及收缩较汽缸快,转子与汽缸沿轴向膨胀的差值,称为差胀。差胀为正值时,说明转子的轴向膨胀量大于汽缸的膨胀量;差胀为负值时,说明转子的轴向膨胀量小于汽缸的膨胀量。

当汽轮机启动时,转子受热较快,一般都为正值,汽轮机停机时或甩负荷时,差胀较容易出现负值。

控制差胀的意义:控制了差胀等于控制了汽轮机内部的动静间隙。

差胀的控制方法:

1、启动机组时,机组进行暖机时,注意加热汽温要和汽缸的壁温相匹配;

2、暖机过程中,注意暖机时间要充分,升速率按照规程的曲线;

3、在开停机时保证汽温的稳定性;

4、控制机组加负荷的速率;

5、开机时尽量减少机组空负荷或低负荷运行的时间;

15.启动中你有哪些手段控制机组差胀?

答:根据机组实际情况可采用下列措施控制差胀:

1.选择适当的冲转参数

2.选择适当的升温、升压速率

3.控制升速率及高、低速暖机时间。带负荷后,根据汽缸温度掌握升负荷速度。

4.冲转暖机时及时调整真空

5.选择合适的轴封供汽温度。

16.汽轮机推力轴承故障有什么危害?引起汽轮机推力轴承故障的主要原因有哪些?

答:要回答汽轮机推力轴承故障的主要危害的问题,首先要知道推力轴承的作用是什么。

在机组正常运行或盘车状态,转子与汽缸的相对位置是由推力轴承来限制的,也即转子的推力盘位置受限于推力轴承的工作面与非工作面之间。这种限制决定了转子动叶与汽缸静叶的轴向间隙,也正是这种限制保证了汽机的轴向动静间隙不至于消失,换句话说正是这种限制保证了汽轮机不发生轴向动静摩擦。因此,专业上称推力轴承是转子与汽缸间的相对死点,转子在推力轴承工作面与非工作面之间的位移叫轴向位移。

推力轴承工作失常或称故障的现象、原因和危害主要有如下几种:

1、推力瓦温度高

其原因一般有润滑油温偏高、润滑油温过度低、润滑油压低、推力轴承进/回油不畅、轴向推力大、蒸汽参数异常、机组负荷高、加热器运行方式改变、机组轴向振动异常、蒸汽品质长期不合格导致通流部分结垢等。推力瓦温度过高,有可能损伤推力瓦,严重时发生烧瓦、轴向位移异常、动静部分摩擦等事件。

2、轴向位移异常

其原因通常有机组负荷突变或超负荷运行、轴向推力大、蒸汽参数异常、加热器运行方式改变、系统周波异常、蒸汽品质长期不合格导致通流部分结垢、断叶片、缸胀异常、推力瓦磨损、推力盘磨损、机组轴向振动异常、凝汽器真空异常等。轴向位移异常超出许可范围将导致机组轴向动静摩擦,严重时将毁坏机组。

17.何为凝结水过冷却?有何危害?

答:凝结水的过冷却就是凝结水温度低于汽轮机排汽的饱和温度。

凝结水产生过冷却现象说明凝汽设备工作不正常。由于凝结水的过冷却必须增加锅炉的燃料消耗,使发电厂的热经济性降低。此外,过冷却还会使凝结水中的含氧量增加,加剧了热力设备和管道的腐蚀,降低了安全性。

18.凝结水过冷的主要原因?

答:凝结水产生过冷却的主要原因有:

1.真空系统工作不良或真空系统泄漏,凝汽器汽侧积聚太多的空气,使不凝结性气体分压升高,蒸汽分压力下降,从而凝结水温度降低。

2.运行中的凝汽器水位过高,淹没了一些冷却水管,形成了凝结水的过冷却。

3.凝汽器冷却水管排列不佳或布置过密,使凝结水在冷却水管外形成一层水膜。此水膜外层温度接近或等于该处蒸汽的饱和温度,而膜内层紧贴铜管外壁,因而接近或等于冷却水温度。当水膜变厚下垂成水滴时,此水滴温度是水膜的平均温度,显然它低于饱和温度,从而产生过冷却。

4.循环水流量过大,过多地带走凝结水热量。

19.影响凝结换热的因素主要有哪些方面?

答:影响凝结换热的因素主要有:(1)蒸气中含有不凝结气体;(2)蒸气流动的速度和方向;

(3)冷却表面的情况;(4)冷却面排列的方式。

20.凝结水系统停运时应注意哪些方面?

答:凝结水系统停运前应先确认凝结水所有用户已可停供凝结水,低压缸排汽口温度小于50℃,汽包已泄压。

21.如何利用凝汽器检漏系统对已泄漏的凝汽器进行判断,以#4机为例描述判断过程。

答:#4号机组共有4个取样点,其位置是:(1) 低压凝汽器A侧取样点(2) 低压凝汽器热井取样点(3) 高压凝汽器A侧取样点(4) 高压凝汽器热井取样点

首先比较高、低压凝汽器热井阳导及Na+ 测量数值大小,数值大的那侧泄漏。然后比较该侧凝汽器及热井的测量值,如热井数值大,则B侧泄漏,反之,A侧泄漏。

22.运行中凝汽器隔离查漏,开启人孔门为什么要特别注意凝汽器真空变化?

答:运行中凝汽器半边隔离时,水侧是可以隔离的,汽侧不可隔离,依然是真空。如果凝汽器泄漏,导致水侧与汽侧相通,因而一旦人孔门打开,空气将经泄漏处进入汽侧引起真空下降,所以开人孔门时应特别注意真空。

23.凝汽器保护动作时,操作员岗位应立即重点确认、检查哪些项目?

答:参阅运行规程中厂用电中断、循环水中断等事故处理内容。

24.为什么循环水中断后,必须待低压缸排汽温度低于50℃放可重新通循环水?

答:循环水中断,排汽温度将很高,凝汽器的拉筋、低压缸、钛管将受热横向膨胀,由于受热相对比较均匀,膨胀量差异小,因此在凝汽器钛管端部与管板接口处的胀口应力不大。但如果此时通入循环水,钛管首先受到冷却收缩,而低压缸、凝汽器的拉筋却得不到冷却,维持原膨胀量,导致钛管承受很大的拉应力,钛管二端胀口有可能拉松,造成凝汽器泄漏。因此有必要对重新通水允许的温度作限制,保证凝汽器安全。

25.凝汽器钛管泄漏会产生什么现象?

答:凝汽器钛管泄漏,海水将进入汽侧,使凝泵出口凝结水导电度、硬度、钠离子、氯根等大幅度增加,炉水钠离子,主蒸汽钠离子大幅度增加,连排全开也无法使上述指标好转。严重时,凝汽器水位升高或补水量异常减少,取样口水色混浊,真空下降。

26.除氧器滑压运行有哪些优点?

答:除氧器滑压运行最主要的优点是提高了运行的经济性。这是因为避免了抽汽的节流损失;低负荷时不必切换压力高一级的抽汽,节省投资;同时可使汽轮机抽汽点得到合理分配,使除氧器真正作为一级加热器用,起到加热和除氧的作用,提高机组经济性。另外可避免除氧器超压。

27.做真空严密性试验为什么要规定负荷满足要求?为什么要以后5分钟的真空平均值为准?

答:因真空系统的漏空气量与负荷有关,负荷不同,处于真空状态的设备、系统范围不同,凝汽器内真空也不同,而且相同的漏空气量,在负荷不同时真空下降的速度也不同。为此规定做真空严密性试验时,负荷应稳定,并取80%额定负荷,我厂为500MW。因该负荷为机组长期运行负荷。

因抽气隔离阀或真空泵停运后,真空下降有一迟滞阶段。前几分钟的真空下降速率往往不准。因此试验记录8分钟数据,取后5分钟数据的平均作为试验结果。

28.汽机本体进冷水、冷汽的原因有哪些?

答:进入汽轮机本体的冷水、冷汽通常来自下列系统:

1.来自锅炉和主蒸汽系统。在启动及低负荷时管道疏水;启动及低负荷阶段时使用过热器减温水;正常运行时主蒸汽参数突降;启动阶段主蒸汽温度过热度低,因操作不慎使压力突升等。

2.来自再热蒸汽系统。在启动及低负荷阶段冷再和热再管道的疏水以及使用再热器减温水等。

3.来自抽汽系统。加热器满水或加热器疏水系统故障。

4.来自轴封蒸汽系统。系统疏水不畅;温度控制不当;低温段减温水故障或控制不当。

5.凝汽器满水。

29.汽轮机通流部分结垢对其有何影响?

答:通流部分结垢对汽轮机的安全经济运行危害极大。汽轮机动静叶槽道结垢,将减小蒸汽的通流面积。在初压不变的情况下,汽轮机进汽量将减少,汽轮机出力降低,此外,当通流部分结垢严重时,由于隔板和推力轴承有损坏的危险,而不得不限制负荷。如果配汽机构结垢严重时,将破坏配汽机构的正常工作,并且容易造成主汽门、调门卡死的事故隐患,有可能导致汽轮机在事故状态下紧急停机时主汽门、调门动作不灵活或拒动作的严重后果,以至汽轮机损坏。

30.汽轮机轴向推力是如何形成的?本机组轴向位移的限额值是多少?

答:纯冲动级汽轮机动叶片内蒸汽无压力降,但由于隔板汽封的漏汽,使叶片前后产生一定的压差,一般汽轮机每一级动叶片在蒸汽流过时都有一定的压力降,在动叶片前后产生压差。汽机转子叶轮和叶片前后的压差及轴上凸肩处的压差使汽轮机产生由高压侧向低压侧的轴向推力。为减少汽轮机轴向推力,通常采用

(1)高、中压缸反向布置(2)低压缸对称分流(3)叶轮上开平衡孔(4)高压轴封两端以反向压差设置平衡活塞等措施(5)其余的轴向推力由推力轴承承受。

各机组推力轴承运行限额详见相应的规程。

31.请写出汽轮机超速的主要原因?

答:汽轮机超速的原因有:

(1)汽轮机EHC油油质不良,使调节系统和保安系统拒动,失去保护作用。

(2)未按规定的时间和条件,进行危急保安器试验,以至于危急保安器动作转速发生变化也不知道。而一旦发电机跳闸,转速可能升高到危急保安器动作转速以上。

(3)因蒸汽品质不良,自动主汽门和调门结垢卡涩,即使危急保安器动作,也可能因汽门卡涩关闭不严而超速。

(4)抽汽逆止阀、高压缸排汽逆止阀失灵,甩负荷后发电机与系统解列,高压加热器疏水汽化进入汽轮机引起超速。

32.为防止汽轮机超速损坏事故的发生,应做好哪些工作?

答:1.主汽轮机和小机的各种超速保护均应正常投入运行;超速保护动作试验结果应符合制造厂设计标准或行业标准。

2.每周应进行一次危急保安器注油试验。

3.每周应进行高压主汽门/调门、中压主汽门/调门全行程试验和抽汽逆止阀活动性试验。其中高中压主汽门、调门活动性应每天进行一次部分行程试验。

4.机组每次大小修后启动前应进行高中压主汽门、调门的严密性试验。

5.机组每次大小修时应抽检抽汽逆止阀的严密性。

6.机组每次大小修后启动并网前应进行危急保安器注油跳闸试验。

7.机组每次大小修后启动并网前应进行后备超速保护试验。

8.机组每次大小修后启动并网前应进行“紧急停机”按钮试验。

9.机组大修应进行调速系统静态特性试验。

10.当危急保安器单独检修后初启动或机组大修后必须进行超速试验。

11.冷态启动超速试验,应按制造厂要求带25%额定负荷,连续运行4小时后方可进行。

12.每个危急遮断器的超速试验,在同一情况下应做二次,二次动作转速之差不应超过额定转速的0.6%,若#2机组制造厂规定只准做一次,应按制造厂规定进行。试验方法及限额标准按制造厂规定进行。

13.试验时应设专人严密监视汽轮机转速及各轴承的振动、轴向位移,若转速超过规定值而危急遮断器还未动作的应立即脱扣汽机。

14.正常运行中保持汽轮机润滑油和EHC油油质合格,若发现异常应加强监测并提出处理意见。

15.保证DEHC系统工作正常;高低压旁路动作可靠,关闭严密,不泄漏。

16.对新投产的机组应严格按50%、75%、100%额定负荷顺次进行甩负荷试验;已投产尚未做100%甩负荷试验的机组应创造条件完成。

17.保证机组EHC油再生净化系统投运正常,若有异常应及时处理。

33.如何判断汽轮机组是否经得起甩负荷?

答:主要根据三方面判断:(1)机组在甩去额定负荷后,转速上升,如未引起危急保安器动作,即为合格;(2)如转速未超过额定转速的8%-9%则为良好;(3)转速衰减的波形只允许有一个,否则说明转速调节系统品质不合格。

34.运行人员为什么要掌握危急保安器的复归转速?

答:所谓危急保安器的复归转速是指危急保安器飞锤因机组超速而动作,恢复**衡位置的转速。运行人员掌握挂闸时机,避免在危急保安器飞锤尚未回缩之前,过早进行挂闸操作,致使飞锤与机械跳闸阀的拉钩碰撞损坏设备;或因挂闸过迟,使机组转速下降过多,增加不必要的操作。

35.什么是监视段压力?汽轮机运行时监视监视段压力有何意义?

答:各抽汽段(除最末一、二级外)和调节级室的压力统称监视段压力。

汽轮机运行中各监视段的压力均与主蒸汽流量成正比例变化。监视这些压力,可以监督通流部分是否正常及通流部分结垢情况,同时可分析各表计、各调速汽门开度是否正常。

36.水击的产生的原因和危害是什么?如何防止?

答:水击的产生原因是多方面的:在输送低温液体的管道、设备中,放气不彻底而投运设备、系统;在输送高温液体的管道、设备中,放气不彻底或介质温度差异大而投运设备、系统;在输送汽体的管道中,暖管不充分、介质温度差异大、疏水不充分;向拥有大能量(热能)的大容器内(如除氧器)补充少量较低温度水平的介质,引起局部压力场变化。

另外,由于锅炉燃烧、汽包水位控制问题、加热器疏水水位控制问题也会发生汽机水击。一旦发生此类事件,后果往往较为严重。

防止措施:充分放气、预热、暖管、加强疏水。向拥有大能量(热能)的大容器内(如除氧器)补充介质时应严格执行运规规定,如压力方面。万不得已时降低容器内的压力、用大流量补充介质。

37.厂用电全部中断后时,汽机各岗位应做好哪些有关工作?

答: #1机组

一、 厂用电中断的主要处理步骤

1. 机组跳闸、厂用电中断后应立即确认主机直流事故润滑油泵、发电机直流事故密封油泵、汽泵组A/B的直流事故润滑油泵自启动,否则应抢投并确认主机润滑油压、发电机密封油压、汽泵组A/B润滑油压正常 。

2. 确认主机高、 中压主汽门、调门、高排逆止阀、各抽汽逆止阀关闭,高压缸通风阀开启,机组转速下降 。若凝汽器压力达60kPa.a或低压排汽温度达75℃时则开启凝汽器真空破坏阀。如此时汽机保安电源尚未恢复,应立即到就地手动打开高、低压凝汽器真空破坏阀,真空到零后立即停供轴封汽、确认轴加风机停运。停机过程中,若发生机组润滑油系统等故障需要加快降速停机时,应在机组转速降至2300r/min后,及时开启真空破坏阀,加速停机。 确认小汽机高、低压主汽门、调门关闭,汽泵组转速下降。

3. 确认仪用空压机运行状态及冷却水供应情况,必要时切换仪用空压机运行或冷却水切换至#2机供应。若仪用气失去,则在仪用气系统正常投运后及时复归相关气动控制阀。

4、如发电机事故密封油泵投运不成功,则马上紧急排氢至0.05MPa ,确认主机润滑油供发电机密封油手动隔离阀开启。确认发电机定子水冷泵停运。若密封油失去,则待机内氢压降到小于0.03MPa 时用CO 2进行气体置换。

5、确认“凝汽器保护”动作,高、低压旁路关闭,汽机防进水保护动作,相关疏水阀自动关闭,就地手动隔离高、中压疏水至凝汽器的一次阀。检查关闭可能倒入汽机本体的所有疏水阀。

6、确认辅汽系统运行情况。#1机组厂用电中断时,辅汽应由其它正常运行机组供应。必要时可由#1机主蒸汽供辅汽。

7、严密监视润滑油供油温度,必要时可将主机冷油器切换阀切至并列位置。确认各轴承回油温度下降。

8、确认取样冷却器闭式水事故放水阀自动开启,否则手动开启。

9、汽机惰走期间,注意倾听机组各部分声音,监视汽机的高、低压差胀、振动、轴向位移、偏心度等主要数据。发现异常应及时汇报。

10、汽机转速到零 ,及时投运主机盘车。如 此时汽机保安电源尚未恢复,则进行手动盘车(注意:手动盘车之前先把盘车马达控制开关闭锁至“STOP”位置,控制方式置“LOCAL”)。注意发电机密封油压应正常。

11、 汽泵组转速到零后,确认盘车自投,否则手动投运。如此时保安电源尚未恢复,则进行手动盘车。在凝结水泵投运前,就地确认汽泵组动静部分声音,声音正常则维持连续盘车,否则联系检修进行人工盘车。

12、 汽机保安电源恢复后,启动主机交流润滑油泵、辅助油泵、发电机主密封油泵、发电机密封油真空泵、发电机密封油再循环泵、汽泵组主油泵各一台 ,停运主机直流事故润滑油泵、发电机直流事故密封油泵、汽泵组直流事故润滑油泵,各直流事故油泵置“AUTO”状态。

13、 如果保安电源恢复时,主机处于手动盘车状态,则先取下手盘工具,然后经直轴后,确认主机大轴弯曲度、机组动静部分声音、轴承金属温度、轴向位移等正常,投入连续盘车。

14、注意记录下列参数:

(1) 主机惰走时间。

(2) 主机润滑油供油温度和主油箱油温的最高值。

(3) 汽泵组润滑油供油温度和汽泵组润滑油箱油温的最高值。

(4) 主机、汽泵组盘车刚投运时的偏心度、盘车电流及其变化情况。

(5) 低压缸排汽温度达到的最高值。

(6) 若汽轮发电机组某道轴承的乌金温度达到或超过报警值时,应记录该轴承乌金温度的最高值。

二、机组恢复主要步骤

1. 确认机组已安全停运。

2. 厂用电恢复后,启动凝结水输送泵、锅炉上水泵,分别向闭式水系统、凝结水系统注水、放气、进水。关闭取样冷却器闭式水事故放水阀。 尽快投运闭式水泵(投运前要进行注水、放气)。

3. 尽快投运仪用空压机及其干燥系统。

4. 投运凝结水系统,若凝结水温较高则对凝汽器进行换水,同时应隔离凝结水至闭式水补水隔离阀,以免闭式水温过度上升。待凝结水温正常后恢复凝结水至闭式水的补水隔离阀。

5. 确认电动给水泵、汽动给水泵密封水供应正常。若给水管道发生振动,则适当手动调整密封水量。系统运行正常后,将系统恢复至原状态。注意给水泵体上下温差。

6. 若厂用电恢复较快,则应尽快投运循环水系统。但须在低压排汽温度小于50℃后方可启动循环水泵。注意润滑水系统应正常。

7. 对发电机氢冷却器、闭式水热交换器进行注水、放气。

8. 若发电机未曾排氢,则可投运发电机定子冷却水泵。

9. 将主机润滑油冷油器置正常运行方式。控制润滑油温在35℃左右。

10. 循环水系统投运后可恢复高、中压疏水至凝汽器的一次隔离阀。

11. 若机组需启动,则进行投轴封汽、抽真空。注意轴封汽温应符合规程规定。

12. 确认汽机防进水保护疏水阀在汽机真空达规定值后自动开启。

13. 注意高、低压胀差变化,严格控制在许可范围内并留有机组冲转过程因泊桑效应而使胀差缩小的余地。

#2机组

一、厂用电中断的主要处理步骤

1、机组跳闸、厂 用电中断后应立即确认主 机直流事故润滑油泵,发电机直流事故密封油泵、汽泵组A、B直流事故润滑油泵自启动正常。否则应立即手动启动并确认主机润滑油压、发电机密封油压、汽泵组润滑油压正常。

2. 立即通知#1机,确认仪用空压机冷却水由#1机供应。

3、确认主机高、中压主汽门、调门、高排逆止阀、 各抽汽逆止阀关闭。当机组转速下降到2700r/min以下时,打开凝汽器真空破坏阀,破坏凝汽器真空、加速停机。真空到“0”,及时隔离轴封汽源,确认轴加风机停运。 确认小汽机高、低压主汽门、调门关闭,汽泵组转速下降。

4. 确认高、低压旁路关闭,汽机防进水保护动作,相关疏水阀自动关闭,就地手动隔离高、中压疏水至凝汽器的一次阀。检查关闭可能倒入汽机本体的所有疏水阀。

5、如发电机事故密封油泵投运不成功,则马上紧急排氢至0.05MPa ,确认主机润滑油供发电机密封油手动隔离阀开启。确认发电机定子水冷泵停运。若密封油失去,则待机内氢压降到小于0.03MPa 时用CO 2进行气体置换。

6、确认辅汽系统运行情况。#2机组厂用电中断时,辅汽应由其它正常运行机组供应。

7、严密监视润滑油供油温度,必要时可将主机冷油器切换阀切至并列位置。确认各轴承回油温度下降。记录主机润滑油供油最高温度值。

8、确认取样冷却器闭式水事故放水阀自动开启,否则手动开启。

9、汽机惰走期间,注意倾听机组各部分声音,监视汽机的高、中、低压差胀、振动、轴向位移、偏心度等主要数据。发现异常应及时汇报。

10、 汽机转速到零时投运主机盘车,如此时汽机保安电源尚未恢复,则进行气动或手动盘车 。注意发电机密封油压应正常。

11、汽泵组转速到零后,确认盘车自投,否则手动投运,如此时保安电源尚未恢复,则联系检修进行手动盘车。

12. 保安电源恢复后及时启动事故密封水泵,确认给水泵密封水系统运行正常。若给水管道发生振动,则适当手动调整密封水量。系统运行正常后,将系统恢复至原状态。注意给水泵体上下温差。

13、汽机保安电源恢复后, 应及时启动主机交流润滑油泵、顶轴油泵A或B、发电机主密封油泵或发电机交流事故密封油泵、发电机密封油真空泵、 汽泵组交流润滑油泵各一台 ,停运主机直流事故润滑油泵、发电机直流事故密封油泵、汽泵组直流事故润滑油泵,各直流事故油泵置“AUTO”状态。

14、确认主机大轴弯曲度、机组动静部分声音、轴承金属温度、轴向位移等正常,投入连续盘车。 投运汽泵组A、B的 连续盘车。

15. 确认取样冷却器闭式水事故放水阀自动开启,否则手动开启。

16. 关闭#1机冷再至#2机轴封汽隔离阀。

17、关闭辅汽至抽气器手动隔离阀AS-GT103。

18、注意记录下列参数:

(1) 主汽轮机惰走时间。

(2) 主汽轮机润滑油供油温度和主油箱油温的最高值。

(3) 汽泵组润滑油供油温度和汽泵组润滑油箱油温的最高值。

(4) 主机、汽泵组盘车刚投运时的偏心度、盘车电流及其变化情况。

(5) 低压缸排汽温度达到的最高值。

(6) 若汽轮发电机组某道轴承的乌金温度达到或超过报警值时,应记录该轴承乌金温度的最高值。

二、机组恢复主要步骤

1. 确认机组已安全停运。

2. 厂用电恢复后,启动凝结水输送泵,分别向闭式水系统、凝结水系统注水、放气、进水。关闭取样冷却器闭式水事故放水阀。尽快投运闭式水泵(投运前要进行注水、放气)。

3. 投运厂用空压机。

4. 投运凝结水系统,若凝结水温较高则对凝汽器进行换水,同时应隔离凝结水至闭式水补水隔离阀,以免闭式水温过度上升。待凝结水温正常后恢复凝结水至闭式水的补水隔离阀。

5. 将给水泵密封水切换凝结水供应,若给水管道发生振动,则适当手动调整密封水量。系统运行正常后,将系统恢复至原状态。注意给水泵体上下温差。停运给水泵事故密封水泵并将其投入备用状态。

6. 若厂用电恢复较快,则应尽快投运循环水系统。但须在低压排汽温度小于50℃后方可启动循环水泵。注意润滑水系统运行应正常。

7. 对发电机氢冷却器、闭式水热交换器进行注水、放气。

8. 若发电机未曾排氢,则可投运发电机定子冷却水泵。

9. 将主机润滑油冷油器置正常运行方式。

10. 循环水系统投运后可恢复高、中压疏水至凝汽器的一次隔离阀。开启辅汽至抽气器手动隔离阀AS-GT103。

11. 若机组需启动,则根据#1机运行情况开启#1机冷再至#2机轴封供汽隔离阀,进行投轴封、抽真空。必要时投运轴封电加热器。注意轴封汽温应符合规程规定。

12. 确认汽机防进水保护疏水阀在汽机真空达规定值后自动开启。

13. 注意高、中、低压胀差变化,严格控制在许可范围内并留有机组冲转过程因泊桑效应而使胀差缩小的余地。

#3、#4、#5机组

一、厂用电中断的主要处理步骤

1. 机组跳闸、厂用电中断后应立即确认主机直流事故润滑油泵、发电机直流事故密封油泵、汽泵组A/B的直流事故润滑油泵自启动,否则应抢投并确认主机润滑油压、发电机密封油压、汽泵组A/B润滑油压正常 。

2. 确认主机高、 中压主汽门、调门、高排逆止阀、各抽汽逆止阀关闭,高压缸通风阀开启,确认机组转速下降。若凝汽器压力达60kPa.a或低压排汽温度达75℃时则开启凝汽器真空破坏阀。如此时汽机保安电源尚未恢复,应立即到就地手动打开高、低压凝汽器真空破坏阀,真空到零后立即停供轴封蒸汽、确认轴加风机停运。停机过程中,若发生机组润滑油系统等故障需要加速停机时,应在机组转速降至2300r/min后,及时开启真空破坏阀,加速停机。 确认小汽机高、低压主汽门、调门关闭,汽泵组转速下降。

3. 确认仪用空压机运行状态及冷却水供应情况,必要时切换仪用空压机运行或冷却水切换至邻 机供应,必要时开启事故冷却水阀投运事故冷却水。#3、#4机仪用气站与#5机仪用气站必要时可互供仪用气。但必须保证非故障仪用气站的可靠工作,慎防被相邻仪用气站拖垮而扩大事态。若仪用气失去,则在仪用气系统正常投运后及时复归相关气动控制阀。

4、 如发电机事故密封油泵投运不成功,则马上紧急排氢至0.05MPa ,确认主机润滑油供发电机密封油手动隔离阀开启。确认发电机定子水冷泵停运。若密封油失去,则待机内氢压降到小于0.03MPa 时用CO 2进行气体置换。

5. 确认“凝汽器保护”动作,高、低压旁路关闭,汽机防进水保护动作 ,相关疏水阀自动关闭(#3机高压主汽门A前疏水阀易发生卡涩,应特别予以注意),就地手动隔离高、中压疏水至凝汽器的一次阀。检查关闭可能倒入汽机本体的所有疏水阀。

6. 仪用气失气后,应及时关闭除氧器溢水控制阀之前或后隔离阀、旁路阀。

7、 确认辅汽系统运行情况。二期任一机组厂用电中断时,辅汽应由其它正常运行机组供应。

8、 严密监视润滑油供油温度,必要时可投运主机冷油器事故冷却水或将主机冷油器切换阀切至并列位置。确认各轴承回油温度下降。

9、 投运取样冷却器事故冷却水(#5机因取样冷却器冷却水三通阀安装错误 而无法投运)。

10、汽机惰走期间,注意倾听机组各部分声音,监视汽机的高、低压差胀、振动、轴向位移、偏心度等主要数据。发现异常应及时汇报。

11、汽机转速到零时投运主机盘车,如此时汽机保安电源尚未恢复,则进行手动盘车(注意:手动盘车之前先把盘车马达控制开关闭锁至“STOP”位置,控制方式置“LOCAL”)。注意发电机密封油压应正常。

12、汽泵组转速到零后,确认盘车自投,否则手动投运,如此时保安电源尚未恢复,则进行手动盘车。在凝结水泵投运前,就地确认汽泵组动静部分声音,声音正常则维持连续盘车,否则联系检修进行人工盘车。

13、 汽机保安电源恢复后,启动主机交流润滑油泵、辅助油泵、发电机主密封油泵、发电机密封油真空泵、发电机密封油再循环泵、汽泵组主油泵各一台 ,停运主机直流事故润滑油泵、发电机直流事故密封油泵、汽泵组直流事故润滑油泵,各直流事故油泵置“AUTO”状态。

14 、如果保安电源恢复时,主机处于手动盘车状态,则先取下手盘工具,然后经直轴后,确认主机大轴弯曲度、机组动静部分声音、轴承金属温度、轴向位移等正常,投入连续盘车。

15、 注意记录下列参数:

(1) 主汽轮机惰走时间。

(2) 主汽轮机润滑油供油温度和主油箱油温的最高值。

(3) 汽泵组润滑油供油温度和汽泵组润滑油箱油温的最高值。

(4) 主机、汽泵组盘车刚投运时的偏心度、盘车电流及其变化情况。

(5) 低压缸排汽温度达到的最高值。

(6) 若汽轮发电机组某道轴承的乌金温度达到或超过报警值时,应记录该轴承乌金温度的最高值。

(二) 机组恢复主要步骤

1. 确认机组已安全停运。

2.厂用电恢复后,启动凝结水输送泵、锅炉上水泵,分别向闭式水系统、凝结水系统注水、放气、进水。关闭取样冷却器闭式水事故放水阀。尽快投运闭式水泵(投运前要进行注水、放气)。

3.尽快投运仪用空压机及其干燥系统。

4.投运凝结水系统,若凝结水温较高则对凝汽器进行换水,同时应隔离凝结水至闭式水补水隔离阀,以免闭式水温过度上升。待凝结水温正常后恢复凝结水至闭式水的补水隔离阀。

5.确认电动给水泵、汽动给水泵密封水供应正常。若给水管道发生振动,则适当手动调整密封水量。系统运行正常后,将系统恢复至原状态。注意给水泵体上下温差。

6. 若厂用电恢复较快,则应尽快投运循环水系统。但须在低压排汽温度小于50℃后方可启动循环水泵。注意润滑水系统运行应正常。

7. 对发电机氢冷却器、闭式水热交换器进行注水、放气。

8. 若发电机未曾排氢,则可投运发电机定子冷却水泵。

9. 将主机润滑油冷油器置正常运行方式。注意控制润滑油温在35℃左右。

10. 循环水系统投运后可恢复高、中压疏水至凝汽器的一次隔离阀。

11. 恢复除氧器溢水控制阀之前或后隔离阀、旁路阀至正常运行方式。

12. 投运厂用气系统。

13. 若机组需启动,则进行投轴封汽、抽真空。注意轴封汽温应符合规程规定。

14. 确认汽机防进水保护疏水阀在汽机真空达规定值后自动开启。

15. 注意高、低压胀差变化,严格控制在许可范围内并留有机组冲转过程因泊桑效应而使胀差缩小的余地。

38.发电机紧急排氢,应注意哪些问题?

答:发电机紧急排氢除了执行规程所述的操作步骤,保证氢压大于冷却水压力30kPa、密封油和氢气的差压不大于10kPa、密切监视发电机的线圈和铁芯的温度外,最重要的是防爆问题。在紧急排氢过程中,应确认排气口不着火,排氢管无过热现象,否则,应降低排氢速度。同时避免在厂房内动火,并加强通风。

安规中特别规定:排出带有压力的氢气、氧气或向储氢罐、发电机输送氢气时,应均匀缓慢地打开设备上的阀门和节气阀,使气体缓慢地放出或输送。严禁剧烈地排送,以防因摩擦引起自燃。

39.发电机密封油回油不畅有什么后果?

答:主要是导致发电机本体进油,危及发电机安全。

40.发电机水氢氢冷却概念?

答:水氢氢冷却即定子线圈采用水内冷,转子线圈采用氢内冷,静子铁芯及其它构件采用氢气表面冷却。

41.发电机内氢气纯度偏低,由哪些主要原因引起?氢气纯度低有什么危害?

答:氢气纯度低主要可能由供氢纯度低或密封油油质差引起。汽轮机轴承采用压力油强制润滑,润滑油在运行中在靠近汽轮机前后轴封的轴承处很容易漏入湿蒸汽;在回油管路则大面积地接触空气。由于密封油和润滑油系统连通,这是造成发电机氢气中混入空气和水份的条件。当然氢气冷却器如有泄漏,在冷却水压力比氢压高的情况下,冷却水直接进入氢系统。

氢气纯度低,一方面降低氢气的冷却效果,增加发电机风扇的机械损耗,另一方面使发电机发生氢爆的可能性增加。

42.发电机氢气温度偏高的原因及处理?

答:发电机氢气温度偏高的原因可能为:

1、 氢气冷却器未正确投运。如水侧未及时放气或运行中有气体积累在水侧,使实际换热面积减少;冷却器未全部投入。

2、 闭式水温高;氢温调节机构调节异常,导致闭式水流量低。

3、 发电机负荷高,励磁电流大,转子放热量大。

4、 氢气纯度低,使混合气体的热容量及换热能力降低。

处理见规程相应章节。

43.发电机运行中氢气露点异常对发电机运行有何影响?

答:发电机内部氢气露点高,易使发电机转子护环干裂;氢气露点低使机内氢气纯度降低,通风损耗增加和降低效率;另外还会使铁芯生锈,定、转子绕组受潮,绝缘电阻降低,并因此而发生击穿闪络,造成事故。

电力部颁发的《发电机运行规程》规定发电机内气体混合物的绝对湿度不得超过10g/m3,当湿度超过10g/m3就是不正常情况。

44.在发电机的充、排氢操作过程中,为什么CO2在机内停留时间不应过长?

答:因为CO2容易与机壳内可能含有的水分等物质化合,产生一种绿垢,附着在发电机绝缘和结构件上,使发电机的冷却效果剧烈恶化,并使机件脏污。

45.防止汽轮机轴瓦损坏的主要技术措施有哪些?

答:防止轴瓦损坏的技术措施有:

1、机组启动前各项联锁保护试验合格。

2、汽轮机润滑油系统、顶轴油系统、密封油系统的油泵、调节装置在启动前经试转正常,油压、油温符合要求(包括直流事故油泵)。

3、主机冷油器工作正常,备用冷油器应注满油和水。

4、润滑油压力开关的仪表管不得装设一次阀,以防误操作或因流阻而使压力开关失去保护功能。

5、润滑油供油、回管道上不得装设任何隔离阀,以防误操作而断油。

6、润滑油冷油器的切换阀应确保在切换过程中不会断油。

7、应经常核对主油箱就地油位读数与CRT上的读数,如两者有偏差时,应组织人员进行消缺。

8、当主油箱油位偏低时,应及时联系检修补油至正常油位。

9、主机交流润滑油泵和直流事故油泵应每周进行一次自启动联锁试验,试验结果必须合格。

10、直流密封油泵应每月进行一次自启动联锁试验,并试验合格。

11、主机盘车装置在机组停机前必须进行试验,并合格。顶轴油泵必须每月进行一次试转,试转应合格。

12、机组正常运行期间每日对汽轮机每道轴承的金属温度进行抄表,发现金属温度不正常上升或降低,立即组织有关人员进行分析处理,情况严重时,应申请停机处理。

13、汽轮机轴承金属温度达一级报警值,按故障停机处理;达二级报警值,按紧急停机处理。

14、润滑油温度调节阀应确保动作正确,正常润滑油供油温度应保持在45℃左右。

15、润滑油供油温度在机组盘车时应为10℃~35℃;机组冲转时应为30℃~40℃;正常运行期间为43℃~47℃,达55℃时发高报警,应采用措施降温,若采取措施无效,应按故障停机处理;达60℃,应紧急停机。

16、机组启停过程中,要严密监视油质进水及乳化状况,一旦出现油质乳化,应立即停机处理。汽轮机轴瓦回油温升超过正常限额,应加强监视,查明原因。当任一轴承冒烟或回油温度超限,应紧急停机。

17、轴向位移保护应投入,位移或推力瓦异常,应根据规程要求执行。

18、避免机组振动不合格的情况下长期运行。

19、当运行中出现了可能引起轴瓦损坏的异常情况而停机时,应查明轴瓦没有损坏才能重新启动。

20、主油箱油位应维持正常,当油位下降时应及时联系加油,油位下降符合故障停机条件,应故障停机;符合紧急停机条件应果断紧急停机。

21、定期试验油箱油位低报警装置,定期记录主油箱油位,对主油箱各油位计进行定期核对。

46.给水泵备用时,密封水量过大有什么危害?

答:机组正常运行时电动给水泵处于备用状态,若密封水量过大主要导致本体上、下温差大、泵体温度水平低,在紧急情况下启动时往往发生振动大而跳闸。因此,在这种情况下电动给水泵往往起不到备用的作用。有时,密封水量过大,还会发生泵进水管道振动、密封水外泄引起泵轴承进水

47.何谓机组的惰走时间、惰走曲线?惰走时间过长或过短说明什么问题?

答:惰走时间,是指主汽门和调门关闭时起,到转子完全停止的这一段时间。

惰走曲线,是指转子的惰走阶段转速和时间的变化关系曲线。

根据惰走时间,可以确定轴承、进汽阀门的状态及其它有关情况。如惰走时间延长,表明机组进汽阀门有漏汽现象或不严,或有其它蒸汽倒入汽缸内。如惰走时间缩短,则表明动静之间有碰磨或轴承损坏,真空破坏,或其它有关设备、操作引起的。对有顶轴油泵的机组,顶轴油泵的启动时间对惰走时间有相当大的影响。

48.汽轮机惰走曲线有说明特点,为什么?

答:汽轮机惰走曲线分三段:第一段下降较快,第二段较平坦,最后急剧下降。

这是因为汽机跳闸后,汽轮机转速从额定转速开始下降,汽轮机和发电机的转子在惯性转动中因为转速高,鼓风摩擦损失很大。这部分能量损耗约与转子转速的三次方成正比,就是说转速下降一半,鼓风摩擦损失减少约88%。因此从3000rpm到1500rpm的阶段,只要很短时间。在较低转速阶段(500rpm以下),转子的能量损失主要用于克服主油泵、轴承等的摩擦阻力上。与高转速下的鼓风摩擦损失相比,这些机械损耗要小得多,并随转子转速的下降而下降,所以这时转子转速下降极为缓慢,转子惰走的大部分时间被这个阶段占据。在转子即将静止的阶段,由于油膜破坏,轴承处的摩擦阻力迅速增大,转子转速也迅速下降,达到静止状态。

49.机组停机后,汽轮机因盘车装置故障,应遵循什么原则?

答:因盘车装置故障或其他确实需要立即停用盘车的检修工作,中断盘车后,在转子上的相应位置做好记号并记住停止盘车时间,每隔30分钟转动转子180°(调节级及中压第一级静叶持环温度≥400℃时,应每隔15分钟转动转子180°),当盘车装置恢复使用时,在最后一次转动转子180°且停留愿间隔时间的一半后,再投入盘车装置,并检查转子偏心度及盘车电流、机内声音应正常

50.防止汽轮机通流部分损坏的措施?

答:1、机组启动前的各项联锁保护试验合格。

2、 确认机组防进水保护的所有一、二次阀开启。

3、汽轮机冲转前的暖机达到制造厂要求。

4、机组启动过程的高、中、低压差胀在允许范围内,不得超过报警值,汽缸总胀顺畅。

5、机组的冲转参数必须符合规程要求:主蒸汽、再热蒸汽温度至少有50℃的过热度,且比第一级金属温度至少高出50℃;冷态启动时,主、再汽温度不得超过允许值,#1、3、4、5机为360℃/300℃,#2机为400℃/380℃。

6、机组冲转的升速率、升荷率及各阶段的暖机时间应符合汽机启动曲线要求。

7、汽机轴承的振动值不得超限,当振动保护应动而未动时,必须立即打闸停机。在进行降速或其它试验时,不允许汽轮机在临界转速区域停留,否则应立即打闸停机。

8、停机过程中应注意汽温、汽压的降低速率,汽轮机金属的温降率不得大于0.83℃/min。

9、滑参数停机时,主汽压力最低值不得低于3.5Mpa,主汽温度不得低于300℃。

10、机组停机前应对盘车装置、顶轴油泵和润滑油泵、直流油泵进行试转,确认试转正常。

11、机组停机前应对轴封系统进行全面检查,确认轴封汽温能够满足停机要求,谨防出现轴封冷蒸汽。

12、经常检查除氧器、加热器的水位,确保水位调节正常,谨防满水。

13、尽量缩短机组在低负荷下运行,防止调节级过负荷而损坏叶片。一旦出现叶片断落,必须立即破坏真空紧急停机。

14、当机组不具备启动条件时,不得强行启动,各项联锁试验必须合格,保护100%投入。

51.机组运行时,轴加风机全部停运有什么危害?

答:主要危害有两个。

(1)轴承箱进汽水,使润滑油系统受到水汽污染、润滑油品质劣化。

(2)汽机轴瓦温度升高。另外,轴封汽外泄,污染空气。

52.极热态启动冲转时,主机油温偏低有什么影响?主机盘车状态润滑油温偏低或偏高有什么危害?

答:润滑油温低则粘度大,在高转速时不易建立油膜。冷态开机机组转速上升慢,油温的上升能够跟上转速变化要求,而极热态开机时转速上升快,如果原来油温较低将跟不上转速变化要求,使轴承旋转阻力增大,工作不稳定,甚至造成油膜振荡或造成轴颈与轴瓦干摩擦,而使机组发生强烈振动。实际操作中往往出现转子转速达3000rpm后为等油温上升而耗费并网时间,而极热态启动因蒸汽温度往往难以满足要求,为减少汽机寿命损耗,要求尽快并网带负荷,二者在操作要求上存在矛盾。为解决这一问题,希望在极热态冲转前润滑油温度不要过分低。

汽轮机油粘度受温度变化的影响:油温高,油的粘度小;油温低,油粘度大。油温过高或过低都会使油膜不好建立,轴承旋转阻力增加,工作不稳定,甚至造成轴承油膜振荡或轴承颈与轴瓦产生干磨擦,而使机组发生强烈振动,才温度必须在规定范围内。对主机润滑油泵而言,油温低、粘度大,使油泵出力增大,会造成驱动电机过负荷跳闸,使盘车无法继续。总之,盘车阶段润滑油温过高或过低均不好,因此主机制造厂商对盘车阶段的油温均有规定。

53.汽轮机主蒸汽温度不变时,主蒸汽压力过高有哪些危害?

答:主蒸汽压力升高后,总的有用焓降增加了,蒸汽的做功能力提高了,因此如果保持原负荷不变,蒸汽流量可以减少,对机组经济运行是有利的。但最后几级叶片的蒸汽湿度将增加,特别是对末级叶片的工作不利。对于调节级,最危险的工况是在第一调节汽门刚全开,此时调节级焓降最大,而受汽流作用的动叶片数最少,相应的喷嘴进出口压差最大,调节级叶片弯曲应力最大。此时超压危害最大。而在额定负荷下工作,调节级焓降并不是最大,如果此时主蒸汽压力升高而没有超限,只要末级叶片湿度没有超过允许范围,调节级可以认为没有危险,但主蒸汽压力并不是可以随意升高的。主蒸汽汽压过高,调节级焓降过大,时间长了会损坏喷嘴和叶片,另外主蒸汽压力升高超限,最末几级叶片处的蒸汽湿度会大大增加,叶片遭受冲蚀。主蒸汽压力过高,还会导致导汽管、汽室、汽门等承压部件应力的增加,给机组安全运行带来威胁。

54.加热器满水的原因有哪些?

答:加热器满水的原因可能为

1、 加热器管子泄漏。

2、 疏水调节阀调节不正常。

3、 抽汽电动隔离阀或逆止阀未全开,导致加热器压力偏低,使上一级来水增加,而往下一级疏水减少。

4、 低负荷阶段抽汽压力低,疏水区间压差小,疏水能力不够。

55.在开机时东芝汽机#6低加过早投运为什么会发生满水现象?你是怎样处理的?

答:由于安装的原因,#6低加的位置比7#低加低。在开机阶段,如果#6低加投用过早,由于当时#6、#7抽汽之间压差很小,无法克服#6、#7低加之间的位差,导致#6低加疏水压力不够,使#6低加容易满水。

处理:将#6低加至#7低加的正常疏水手动隔离阀隔离,使其疏水至凝汽器,当#6低加投用时再将其隔离阀开户即可。

56.为什么#7、#8低加的抽汽管道上不装抽汽逆止阀及隔离阀?

答:汽机运行中低压缸末几级的蒸汽带有一定的湿度,属饱和蒸汽,因此汽轮机需要相应的抽汽管道将疏水及时排出。如果末几级加热器退出运行将使汽缸疏水被汽流带入汽轮机后部,使后面的叶片汽蚀加剧。所以末几级加热器不应无故退出。在设计上末几级加热器未装阀门。

57.案例分析1:某电厂一运行机组,操作员发现主机润滑油压力比前几天有所下降,怀疑是主机润滑油滤网有堵塞现象。就地检查结果是两台主机润滑油滤网都在投运状态,准备先隔离其中的一台滤网进行冲洗。在汽机运工和机组长的安排下,汽机巡检员拿了对讲机到就地,一边和集控室联系,一边逐渐隔离主机润滑油滤网A,当A滤网全部隔离时,机组由于主机润滑油压力低而跳闸。请你分析该事故发生的原因,我们应吸取的教训,你认为正确的操作应该如何。(注:该系统设计主机润滑油滤网有两台,且有旁路阀。)

答:先开旁路后隔离滤网清洗。这里需要特别指出的是:主机在运行时,润滑油供油管路不允许设有滤网。看来这家企业的系统设计有违规之处。

58.案例分析2:某电厂一运行机组,机组负荷380MW,操作员监盘发现运行的两台汽泵中有一台汽泵出口电动阀突然关闭,机组长下令汽机巡检员到就地检查情况。当巡检员到就地后发现是清扫民工在打扫卫生时误碰了该电动阀的关闭按钮导致该阀关闭,由于原因已经清楚,巡检员就在就地按该阀的开启按钮,开启了该电动阀,过了几十分钟后,该机组由于汽包水位高高跳闸。请分析该事故发生的原因,我们应吸取的教训,你认为正确的操作应该如何。

答:作为汽机巡检应知道,在该情况下未关出口阀的汽泵组转速因“自动”控制而上升,也就是说该泵的出力已增大。同理,被关出口阀的汽泵组由于未及时退出“自动”控制,其仍接受汽包水位控制(给水控制)指令而升高转速,此时连续开启出口阀其必然导致给水过量而使汽包水位异常,甚至发生跳机事件。

妥当的操作方法之一:适当降低负荷,由一台汽泵组带出力,撤出出口阀被关闭的汽泵组“自动”控制,适当降低其转速,加强就地与集控室的联系,由就地逐步开启起出口阀,然后重新并泵、接带机组负荷。

妥当的操作方法之二:启动电动给水泵并与未关出口阀的汽泵组一同接带机组负荷。撤出出口阀被关闭的汽泵组“自动”控制,适当降低其转速,加强就地与集控室的联系,由就地逐步开启起出口阀,然后重新并泵。

59.热井满水或缺水的原因及处理?

答:热井满水的原因有:

1、 热井补水控制失灵;

2、 高加疏水突然排至凝汽器;

3、 除氧器放水;

4、 钛管大量破裂;

5、 手动补水操作不当;

6、 机组启动时除氧器辅汽开度过大;

7、 机组正常运行时用辅汽供暖风器,回水至凝汽器,辅汽由其他机组供应。

热井缺水原因:

1、 突然大幅度增加负荷;

2、 热井补水失灵;

3、 误开开车放水阀。

60.汽轮机的盘车装置起什么作用?

答:机组停机后,由于汽缸上、下部位之间存在温差,转子会因此产生弯曲,其弯曲程度随停机时间的增大而加大,到某个时间达到最大值;其后,随着汽缸上下部之间温差的减小,转子的弯曲也逐渐减小。此现象称为转子暂时性热弯曲。在转子的弯曲还处于较大时,不允许启动汽轮机。因此,为了使汽轮机在停机后能随时启动,就必须使用盘车装置,有其带动转子作不间断地转动,使转子四周温度均匀,以避免发生上述热弯曲现象。

另外,汽轮机在启动、冲转前,也因用盘车装置带动转子旋转,以检查和确保汽轮机动静部件之间无碰摩情况发生,保证机组的安全运行。

我厂的盘车方式有二种,#1、#3、#4、#5机采用低速盘车。#2机采用高速盘车。采用高速盘车的优点有:(1)使汽机各轴承均建立起油膜润滑以减少轴颈与轴瓦的干摩擦或半干摩擦,保护轴颈免受损伤。(2)在保证转子均匀受热或冷却的同时,加强转子对缸内蒸汽的搅拌作用,减少上下缸温差以及由此引起的热变形和热应力。但高速盘车的缺点是启动力矩大,为减少力矩,通常采用顶轴油系统(如我厂#2机),以便在高速盘车前将轴颈抬起,减少转子启动瞬间的摩擦力矩。其它机组因盘车转速低不配备顶轴油系统。

61.请你谈谈液力耦合器工作油温的变化规律并说明为什么?

答:液力耦合器工作油温的变化规律可参考《二期机组系统及设备说明书》173页图6-4。从图中可以液力耦合器的滑差损失在输出低转速阶段,随转速上升而上升;在高转速阶段,随转速上升而下降,其中就存在一最大滑差损失点,为66.7%最大转速。油温的变化情况等同于滑差损失变化。

62.如何判断主机冷油器漏水?

答:从主油箱油位的变化量、从回油窥视窗观察回油的颜色、结露程度、从油质化验报告等可判断主机冷油器的泄漏情况、程度。一旦怀疑冷油器泄漏,可开启油侧检漏阀加以确认,然后进行隔离、检修。

63.试述高压缸暖缸的目的和方法

答:目的是按许可的金属温升率将缸温、转子温度提高到较高的水平,以使机组冲转时金属所受的热应力被控制在尽量小的范围,合理使用机组寿命。另外使汽缸得以预膨胀,以改善机组胀差情况。与此同时,也有利于避开转子的冷脆温度。 暖管方法详见操作票。

64.为什么冷态启动冲转时真空不宜太高?

答:冷态启动冲转阶段将凝汽器压力控制得高一些,一方面可以增加蒸汽流量有利于汽缸加热膨胀,并带走鼓风损失产生的热量;另一方面可以减少末级叶片的蒸汽湿度,防止水蚀。

65.设置后缸喷水的目的

答:为了防止因低负荷阶段因蒸汽流量少,无法及时带走鼓风摩擦损失产生的热量,造成温度超标,排汽缸变形。

66.为什么仪用气失去或压力降低到一定程度要故障停运机组,而厂用气却不需要?

答:仪用气供应的是重要用户,诸如供应控制、调节、测量、保护、部分重要设备的吹扫、冷却等用户。因上述用户的设备用气压力有一个最低的设计值,如低于该值,控制、调节元件动力不足,无法参予正常的控制、调节工作,因此系统的工作将会失常;测量、保护将因仪用气压力异常而导致测量不准、保护误动;部分重要设备将因吹扫、冷却能力不足而导致设备损坏。上述问题均将危及机组的安全运行,因此在仪用气失去或压力降低到一定程度时机组需故障停机,以避免重大设备遭受损坏。

厂用气主要供应一些辅助用户,如检修吹扫、空预器空气马达、炉膛火焰监视摄像头吹扫/冷却,二期中还有消防喷林控制阀、预留金工煅打用气。一期由于空预器空气马达、炉膛火焰监视摄像头吹扫/冷却用气接自事故关断阀前,其气源的可靠性与仪用气为同一等级。#2炉火焰监视摄像头吹扫/冷却正常用气早已改接为仪用气,厂用气作为备用。因此在一期机组中,若厂用气中断并不会影响机组的安全,这已经历过实际的考验。二期锅炉火焰监视摄像头吹扫/冷却用气为仪用气。二期厂用气中断后主要影响是消防喷淋水(尤其是变压器区域)将发生动作,其它无甚危害。这也已经历过多次考验。

67.蒸汽管道暖管有何意义?如何进行暖管操作?

答:蒸汽管道暖管主要是为了减少管道热应力,防止水击,保护设备。

暖管时必须严格控制管道的温升速率,尤其在暖管初期管壁温度较低的情况下,只能微开进汽阀(暖管阀)缓慢对管道充压,直到管道壁温超过管道内蒸汽的饱和温度,方可提高升压速度;暖管中应加强管道疏水,防止疏水积累。

68.为什么低压暖管的压力必须严格控制?

答:低压暖管时,由于管道的初温(接近室温)比蒸汽的饱和温度低得多,蒸汽对管壁进行急剧凝结放热。凝结放热的放热系数相当大,如果不严格控制蒸汽压力,管内蒸汽压力升得过高,则蒸汽的饱和温度与管道内壁温差过大,蒸汽剧烈冷却,从而使管道内壁温度急剧增加,造成管道内、外壁,特别是阀门、三通等部件产生相当大的热应力,使管道及其附件产生裂纹或变形。因此,低压暖管时,必须根据金属管壁的温升速度,逐步提高蒸汽压力。

此外,管壁的温升速度还与通入管道的蒸汽流量有关,如蒸汽流量过大,也会使管道部件受到过分剧烈的加热,故低压暖管时,还应十分注意调节进汽隔离阀及疏水阀的开度,以控制蒸汽流量不致过大。

69.轴封电加热器的投撤有什么规定?

答:此问题主要从两个方面来回答。一是从汽源、汽量、压差(二号机)与电加热器电源投、停的规定角度来叙述。二是从主机温度水平与轴封汽温度匹配的角度来叙述。这些内容在运规中有规定,在此不赘述。

70.主机EHC油压下降的原因有哪些?

答:EHC油压下降可能的原因有:

1. 系统泄漏2. 油箱油位过低3. 卸压阀动作4. 进出口滤网堵塞

5. 备泵出口逆止阀内漏

71.主机冲转后若盘车未脱扣有什么危害?如何处理?

答:对东芝机来说,盘车装置是齿轮啮合型式。当主机转速大于盘车转速后,若盘车控制系统因故未能使盘车脱扣,则使盘车啮合摆轮与主机大轴上的盘车齿轮剧烈、高频碰撞、引发机组剧烈振动,同时极易使盘车装置、主机大轴盘车齿轮损坏、危及周围人员安全。对东芝机而言应立即停机,查明原因,消除缺陷。

本公司的二号机盘车装置为涡轮蜗杆滑动套件型式,盘车是否脱扣视就地控制盘“TURNI. CLUTCH DISENGAGED P”指示灯状态得以判断,在CRT上也可以看到盘车啮合情况以及备用盘上盘车电流的变化情况。在高速情况下(大于140r/min),一旦盘车啮合退不出或因其它原因使液力耦合器滑差大增,液力耦合器内油温将大幅升高、甚至易熔塞熔化,保护动作跳闸盘车电机。

因此,二号机盘车装置一旦退不出应立即联系检修、报告有关领导,必要时立即停机并进行处理。

72.主机冲转时怎样进行摩擦检查?

答:在机组冲转后(东芝机组在400r/min时有摩擦检查程序,二号机无专用程序),运行人员应随带听棒、振动仪到现场进行摩擦检查。具体检查部位是:各猫抓处、各轴承处、汽机轴封部位、低压外缸、盘车脱扣确认,二号机还应确认励磁机部位的声音,在摩擦检查时应同时确认机组的振动情况,润滑油供、回油情况、主油泵工作情况等。

73.主机润滑油净化系统停运对主机运行有什么影响?其正常运行时对主油箱的油位范围有多少?

答:主机润滑油净化系统短时停运对主机运行没什么影响。若润滑油净化系统长期不能投运,则会使润滑油品质变差,如颗粒度、破乳化能力、酸值等指标下降。这些指标变差将会直接影响机组的安全运行。诸如轴承的工作状况改变(温度、振动)、保安系统部件锈涩。因此运行人员应对润滑油净化系统的投运情况予以重视。

#1机主机润滑油净化系统油箱中设有高、低液位开关各一个。油过滤输送泵投入自动后,根据该液位开关自动启停。正常运行时,当主油箱低层的油进入油净化系统油箱,主油箱液位下降,同时油净化系统油箱液位上升。当油净化系统油箱液位高时油过滤输送泵自启动,将油送回主油箱。主油箱液位相应上升。因此油净化系统的运行对主油箱液位有影响,主油箱液位大致有50mm的波动。

#2机油净化系统设有二套。各设一台净化输送泵和过滤输送泵。正常情况一套运行。其启停分别由沉淀室和储油室液位控制,液位低启动,液位高停运。净化输送泵将油由主油箱送至油净化系统,过滤输送泵将油由油净化系统送回主油箱。因此净化输送泵单独运行时主油箱液位下降,过滤输送泵单独运行时主油箱液位上升。两泵同时运行,因净化输送泵容量大于过滤输送泵,主油箱液位将下降。但主油箱总的油体积变化将不大于沉淀室和储油室各自在高、低液位时储油量差值之和,主油箱液位受其影响导致的变化最大约20mm左右。

二期机组油净化装置设单台过滤输送泵,正常时连续运行,油量进出平衡,对主油箱液位无影响。

74.机组长期停运,为什么要定期投入油系统运行?

答:机组运行中调速和润滑油系统的油中不免含有少量的水份。停机后水将凝聚在油箱底部、油管路内和调速系统的部件上。油箱底部的积水可从底部放掉或经润滑油净化系统清除,而凝聚在油管路内和调速系统部件上的水份必须及时驱除,否则将造成调速部件和油管路的锈蚀。所以停机后应定期启动油泵运行一段时间,用冷油清洗油系统并活动调速系统,驱除水份,同时投入盘车装置。

75.停运凝泵应注意什么?

答:停机后,系统中仍有疏水排向凝汽器,除氧器也有可能向凝汽器排水,因此停机以后仍然需要维持凝结水泵的运行,继续使循环水通过凝汽器。短时间即需启动的机组,凝泵和循泵没有必要停运。短时间不启动的机组,当确认凝汽器无任何水源进入后,才可以停止凝泵的运行;凝泵停运后,也可停止向凝汽器供循环水。凝泵停运后应及时确认闭式水高位水箱的供水切至输送泵供。

76.何谓润滑油的老化、乳化?常见有哪些原因?

答:润滑油老化是指润滑油因受热氧化引起润滑油热分解、碳化,油中低分子碳氢化合物受热蒸发。润滑油老化将使油呈酸性,对设备产生腐蚀;同时使粘度增大。常见原因:某一轴承工作异常金属温度偏高,油受热度过大;油系统局部管道被外界加热而分解。

乳化是指油中带水。油中含溶于水的低分子酸较多时,如油中水份过高,就会导致油系统和调速系统部件的腐蚀,并且腐蚀将形成破坏调速系统和润滑油系统正常工作的铁锈等杂质,还会产生不溶于水的油渍。常见原因:冷油器泄漏、轴封压力控制不当、空气中水份被吸入油系统且油净化工作不良、氢气中含有水份或氢气冷却器漏水其水份被密封油带入润滑油系统。

77.闭式水温正常范围应为多少?闭式水温过低,会有什么后果?冬季如何调节闭式水温度?

答:闭式水温正常范围:

#1机:20~30℃

#2机:20~25℃

二期机组:20~30℃

闭式水温过低有下列后果:

1. 易引起结露,对于采用空冷的电动机及采用氢冷的发电机的安全运行造成威

2. 闭式水温度低,将使许多温度调节阀开度过小,偏离正常调节特性范围,造成这些自动调节工作异常,甚至无法投入自动。尤以主机油温调节阀和氢温调节阀为甚。

3. 闭式水温过低,将使部分油系统的油温无法维持正常运行范围。

冬季一般会带来闭式水温过低的问题。我们一般采用停运开式水泵,减少开式水流量的方式来防止闭式水温度过低。不过该方法也会带来热交换器开式水侧泥沙淤积的问题。

78.汽泵再循环阀的设计意图是什么?在实际生产中又有什么作用?

答:汽泵在启动后,出水阀还未开启、出口压力低于给水母管压力时或总给水流量小,使汽泵向母管的流量为零或很小。而汽泵在运行中叶轮会产生摩擦热,如果不能被给水带走,会使泵内温度升高、汽化,造成叶轮汽蚀。为了防止汽蚀发生,就必须保证汽泵有一定的流量通过,这部分流量与汽泵实际向母管提供的流量之差通过装设再循环管来解决。而当汽泵带出力超过最小流量要求,则流经再循环管的流量就反而增加能量消耗,同时影响汽泵最大出力。因此需要在再循环管上装设再循环阀,以隔离再循环流量。

在实际运行中,再循环阀还用来辅助汽包水位操作及汽泵的投撤操作,保证并泵操作的平稳。同时在再循环阀后的管路往往设计压力较低,再循环阀还起一定的减压作用,保护阀后管道安全。

四、综合部分目录

1.机组负荷控制有几种方式?各自有何特点?

答:机组负荷控制有:BASE、BF、TF、COORD四种基本方式。

BASE方式下,汽机、锅炉主控均为手动方式,由人工手动对汽机调门开度、锅炉燃料量进行加减实现对负荷、主汽压的控制。

BF方式下,汽机主控在收到负荷指令后,改变汽机进汽量,使发电机输出与指令一致。由于蒸汽流量变化,引起主汽压力变化,使主汽压与给定值产生偏差,锅炉主控根据此偏差调节锅炉燃料量,保持主汽压与给定值相等。在这种调节方式中机组负荷由汽机控制,主汽压力由锅炉控制。该方式利用了锅炉蓄热量,使机组功率迅速变化,对负荷反应速度快,但由于锅炉燃烧延迟大,对主汽压的调节不可避免存在滞后现象,容易使调节过程不稳定,因此必须对负荷变化率进行限制。

TF方式下,锅炉主控在收到负荷指令后,立即改变燃料量至相应值,从而使主汽压升高,为维持主汽压不变,汽机主控根据主汽压偏差改变汽机进汽量,使主汽压恢复至给定值,从而使发电机出力与目标值相等。在此方式下由汽机主控来维持主汽压力,反应较快,主汽压力变化很小,对维持锅炉稳定运行有利,但发电机出力必须随蒸发量上升、主汽压力上升才能增加上去,而锅炉燃料量、燃烧及热传导变化有延迟,因而机组输出功率变化有较大延迟,导致出力变化慢,不利于负荷控制。

COORD方式(协调方式)中,锅炉与汽机主控同时接受功率与主汽压的偏差信号。当机组要求增加出力,出现正的功率偏差信号,在汽机主控上使汽机调门开大,在锅炉主控上使燃料量增加。汽机调门的开大,使主汽压下降,虽然锅炉已增加燃料量,但因延迟未能使主汽压恢复,因此产生一正的压力偏差信号,该信号使汽机调门关小,而使锅炉燃料量更加增大。总的结果是汽机调门略有增大,而燃料量增加较多。经一段时间,燃料量增大的效果开始反应,主汽压上升,压力偏差消失,汽机主控逐渐增大调门开度,机组出力增加,使功率偏差减小,直至功率偏差及汽压偏差消失。该方式一方面利用汽机调门使主汽压在允许的范围内,利用锅炉的一部分蓄热量,适应负荷变化的要求,另一方面使锅炉迅速增加燃料量。既使功率变化迅速,又使主汽压稳定。

以上所讲均是比较原则的特点。各机组在不同控制方式的实现会有不同的修正,应详细参阅相应的技术资料去了解。

2.#2炉各大风机、磨煤机马达线圈温度保护如何配置和实现?现在有没有投跳?

答: #2炉上述马达线圈总共装了6只电阻型热电偶,其中3只(每相1只)用于DAS系统显示用;3只用于保护。其中A相一只动作后作用于电气开关柜内的K10继电器,原设计动作时跳开关,现已将该保护撤出(K10继电器已拔出),B、 C相热电偶动作分别作用于相应辅机的仪控保护出口跳闸,现该保护也已改信号。

3.锅炉熄火保护如何实现?

答:#1炉设置8个SCAN I型和12个SCAN II型的火焰检测器。I型用于对煤粉火焰检测,II型用于油及煤燃烧器的火焰检测。具体的讲,#1炉BC、DE层采用I型, AB、CD、EF层采用II型。对二种火焰采用不同的监测元件,其原因是在于二种火焰可见光谱的差别,以及二种元件对可见光谱敏感性的差别。监测装置从元件所接受的与燃料类别相应波长的火焰强度和频率来判断火焰是否稳定或熄灭。用以检测火焰的II型检测元件主要是以燃油或天然气火焰中的紫外线为对象的,在煤粉炉中,尤其是在低负荷时存在下列问题:①煤粉火焰特别是在低负荷阶段的煤粉火焰及煤质较差的煤粉火焰,所发出的紫外线大幅减少,与II型的检测元件特性难以适应②在摆动式燃烧器的切圆燃烧中,检测元件工作环境差,烟尘对紫外线吸收大,使主要以紫外线为检测特征的II型检测元件工作困难。I型检测元件主要是以红外线为工作对象,与煤粉火焰具有较好的适应性。据分析,火焰燃烧脉冲分强度和频率两部分,火焰装置电子处理器对强度进行双门槛处理,即强度模拟量超过上限设定,视强度许可;低于下限设定,视强度不满足。在火焰强度和频率均满足情况下,视该角有火。为了区分锅炉正常停炉和事故停炉,特设定给煤机运行作为全炉膛熄火保护投入判断条件,并以给煤机和油角阀状态等条件作为真正确定锅炉是否失火焰、无火焰和有火焰的分辩依据,确保逻辑程序达到保护的目的。

(1)层火焰失去:层火焰消失依据以下二个条件之一来判断:

①相邻二层给煤机停运2s以上;

②煤层(BC、DE):该层3/4火检无火。油枪层(AB、CD、EF):

只要一只油三位阀位于燃烧位置则该层火焰保护信号取决于油枪火检:该层3/4火检证实有火且油流量满足则该层有火。否则只要该层2/4火检证实有火即认为该层有火。反之认为该层无火。

(2)锅炉熄火:任一台给煤机运行时间超过50s,且五层均发出“层火焰消失”信号。

#2炉的36个燃烧器上,每只燃烧器都配置有1只对煤粉火焰稳定性进行检测的火焰监测器(配置红外线探头)和1只对油火焰稳定性进行检测的火焰监测器(配置紫外线探头)。探头可以接受火焰放射的红外、紫外线。火焰稳定时火焰的热射线强度相对稳定;火焰闪烁失稳时,火焰所放射的热射线强度将出现波动;火焰消失,热射线将消失。火焰监测器就是通过所接受的热射线稳定程度来判别火焰的稳定性。探头必须正对所检测的火焰,避免受邻近火焰热射线的干扰。煤粉火焰所放射的主要是红外线,因此探头为对红外线敏感的,油火焰放射强烈的紫外线,因此所用的是对紫外线敏感的探头,二者不能互换。

每层六个油燃烧器分为1、3、5及2、4、6两组,每组中2/3火检证实无火(主火检在正常方式,如在检修方式为3/3)即认为该组无火,发信号去跳闸该组油枪。同层二组油枪都无火发层跳闸信号。

每层六个煤喷燃器的保护逻辑与油枪完全相同。

因此#2炉的熄火保护依赖于层火焰保护,一层中二组火焰均未证实跳该层油枪及磨煤机,当所有磨及油枪跳闸后,触发失燃料MFT。

二期锅炉有24个燃烧器,每只燃烧器配置1只检测红外线的检测装置(检测煤粉火焰和低负荷油枪火焰)和1只检测紫外线的检测装置(检测点火油枪火焰)。

只要锅炉启动及运行某一时刻点火油枪成功投运数3 2对或任一对低负荷油枪投运过或有磨煤机投运过锅炉熄火保护就自动投运。该条件在启动中很容易满足。

虽然每个燃烧器配置的二个火检探头检测的火焰不同,但在炉膛熄火保护逻辑中只要这二个火检探头有一个探头检测结果为有火就认为该燃烧器有火;二者均无火且持续5s就认为该燃烧器无火。如果某个火检故障,就认为该火检探测结果为无火。当所有燃烧器无火,熄火保护动作触发MFT。因此即使炉膛火检探头检测均为无火,到触发MFT需要5s时间。

二期锅炉同时设有部分失火焰触发MFT的保护。具体如下:

投运中的煤燃烧器及低负荷油燃烧器组(这二种燃烧不可能同时在同一层燃烧器进行)有4组及以上检测无火。燃烧器组检测无火即对应的2个燃烧器检测无火。燃烧器检测逻辑同上,无火检测同样需要5s延时。燃烧器组是指A~F层每层按14、23燃烧器分成的组,每层2组。“投运中”的概念是指对应的磨煤机或低负荷油枪投运成功后,未停运或跳闸动作。磨煤机已投运标准:给煤机运行且时间超过2分钟,出口温度大于55℃,对应4个配风器在燃煤位置。

4.#2机组与二期机组DEH的负荷控制功能有何区别?不同机组分别在什么方式下机组能参与一次调频?

答:#2机组的负荷控制方式有直接负荷控制方式、负荷调节方式和CCS方式。直接负荷控制方式(LOAD CONTROL)是开环控制,是由操作员在DEH操作画面上给出目标负荷和负荷变化率,由此得到负荷设定值,在这个设定值基础上叠加转速控制开度设定和频差修正值,再经过主蒸汽压力修正后和高压缸阀位限制值比较选小后输出到阀位控制器。在直接负荷控制方式下,实际负荷通常不会等于目标负荷。负荷调节方式(LOAD GOVERNER)是负荷闭环控制方式,通过比例积分调节器保证实际负荷等于目标负荷加上频差修正后的值。CCS方式就是DEH接受CCS的信号进行阀位调节。三种方式下有一点是一致的,即如果高压缸阀位限制值小于各种方式下的阀位控制值就转为高压缸阀位限制方式,高压调门的开大受到了限制。从#2机组的设计来看,这三种方式下机组都参与电网的一次调频,但如果死区限制功能投入,当频差小于6r/min时,频差修正输出为0,即不参与电网一次调频。

二期机组的DEH负荷控制功能有MAN(手动)方式、ALR(自动)方式和CCS三种方式。在DEH的主控制器里设计有GOV(调速器设定)和LL(负荷限制)设定两种回路。调速器设定回路含有电网频率信号,即这种方式下机组参与电网一次调频,而负荷限制器则不参与一次调频。在手动方式下由运行人员操作GOV或LL的设定值,改变调门开度,而CCS方式下则是接受DCS给出的调门开度信号,这个信号可能是操作员在DCS 的CRT上手动操作指令,也可能是自动控制回路给出的控制指令。ALR方式下,在启动阶段,自动控制程序ATC给出负荷变化率和负荷定值,正常阶段,操作人员通过增减负荷设定值并且给出负荷变化速率来控制。ALR方式下控制机组负荷等于设定值,其他两种方式都是控制调门开度等于指令值。二期机组是否参与电网一次调频与DEH主控制器是投GOV还是LL回路有关,与运行方式无关,如果要求机组参与电网一次调频,必须保证DEH主控制器在GOV回路运行。

5.DAS系统有什么作用?什么样的测点才能列入DAS系统?

答:DAS(DATA ACQUISITION SYSTEM)是数据采集系统的简称,是指用计算机对工艺系统和设备的运行参数、状态进行检测,对检测结果进行处理、记录、显示和报警,对机组的运行情况进行分析计算和分析,并提出运行知道的监视系统。一般应该具备以下功能:1、各类显示:包括操作显示、报警显示、趋势显示等;2、制表记录:包括定期报表记录、SOE等;3、历史数据存储和检索;4、性能计算等;

DAS包括的测点:原则上是提供运行操作、监控及异常判断所必须的所有数据,由于DCS下还有MCS(模拟量控制系统)、BCS等系统,可能还有独立的DEH等系统,所以与这些系统有关的显示、记录等已经在对应系统中考虑,但是根据设计规范,进DAS的数据应包括DAS控制对象的操作显示、过程量、报警显示、状态显示等,还包括其它所有与机组有关的重要测点信号及设备状态信号等。

6.SOE是怎么回事?

答:SOE是SEQUENCE OF EVENTS的缩写,SOE系统的作用是将特定的设备故障事件在第一时间内记录下来,并根据事先的设定标上TAG、事件说明及发生的时间,并根据发生时间先后次序进行排列,然后储存、送CRT显示并打印输出等。SOE系统起了一个事件追忆的作用,是机组或局部系统设备发生异常后的第一见证,有助于事后的分析。

由于SOE的重要性,所以SOE基本上是一套独立的控制小系统,主要技术要求是:(1)记录故障事件的触发源必须代表性强,基本要求信号从源头输入;(2)SOE系统对输入点的扫描周期必须尽可能短,一般要做到毫秒级;(3)SOE系统本身的可靠性要求高,特别是供电要求可靠;(4)SOE系统时钟和DCS设备的时钟同步。

7.基地式控制一般要包含哪些设备?各有什么作用?

答:基地式调节系统一般包含:测量指示部分、变送部分、给定部分、调节部分和执行部分组成。(1)测量指示部分:由测量单元或接收单元将被测参数指示出来。(2)变送部分:将测量值变送到20~100kPa的气压信号。这个单元由喷嘴和挡板等组成。(3)给定部分:由本机给定和远方气给定等二种。可以输入给定气,气压在20~100kPa之间,由接收单元转换为相应位移内的指针指示。(4)调节部分:主要由差动机构、调节单元、微积分单元、积分单元等组成。主要功能:根据测量信号与给定信号的差值给出调节信号。(5)执行机构:调节信号经放大器放大后转换为可以作为气动执行机构作动力气源用的高气压,后输出到气动阀等执行机构。

8.请说出主蒸汽流量、实时系统中再热蒸汽流量是如何测量的?

答:主蒸汽流量是用汽机第一级后压力换算过来的,因该压力与流经汽轮机高压缸的蒸气流量成正比。汽机第一级后压力测量有三个元件,取中后经第一级蒸汽温度修正,再加上高压旁路流量即得到主蒸汽流量。

实时系统中再热蒸汽流量是通过主蒸汽流量再减去#1、#2级抽汽量及主汽至小机流量加高压调门阀杆漏汽量得到。其中#1、#2级抽汽量通过能量平衡公式计算得到,阀杆漏汽量根据经验公式计算得到,主汽至小机流量根据直接测量得到。

9.与定压运行相比,机组采用变压运行主要有何优点?

答:与定压运行相比,采用变压运行主要有以下优点:

1.机组负荷变动时,可以减少高温部件的温度变化,从而减小汽缸和转子的热应力、热变形、提高部件的使用寿命。

2.低负荷能保持较高的热效率,由于变压运行时调速汽门全开,在低负荷时节流损失很小,所以与同一条件的定压运行相比热耗较小 。

3.给水泵功耗减小。当机组负荷减少时,给水流量和压力也随之减少,因此,给水泵的消耗功率也随之减少。

10.请指出#1、#3、4、5机组有哪几个加药点?分别加什么?各自作用?

答:#3机加药点:

1、轴封加热器进口 加氨及联胺 2、除氧器水箱出口 加氨及联胺

3、锅炉上水管 加氨及联氨 4、汽包(二期锅炉) 加磷酸盐

5、炉水泵进口联箱(#1炉)加磷酸盐 6、闭式水泵进口母管处 加联氨

7、开式冷却水(循环水) 加次氯酸

加联氨的目的:除氧,减少氧腐蚀,同时可提高PH值。

加氨的目的:提高系统中水、汽PH值;减少酸性腐蚀。

加磷酸盐的目的:调节PH值,形成水渣,降低硬度。

11.机组冷态启动期间,出灰系统应做哪些工作?

答:1、机组冷态启动,送、引风机启动前24小时应投入电除尘绝缘子及其灰斗加热器。

2、启动低压充灰水泵、渣浆泵、炉底污水泵对底渣斗及水封槽注水。

1、锅炉点火前12小时,灰斗气化风机和灰库气化风机投入运行。

2、锅炉点火前至少半小时投入电除尘阴阳极振打。

3、锅炉投粉前4小时,必须启动输送风机对仓泵、管道及灰库进行预热。

4、锅炉投粉后,应投运底渣斗系统。将磨煤机石子煤斗、省煤器灰罐、空预器灰罐冲洗系统投入。

5、当锅炉所有油枪已停运或锅炉负荷大于60%只有一层油枪运行时,开始根据负荷依次投运电除尘各电场。

12.开关设备的红、绿灯表示什么意思?什么时候该亮,什么时候该灭?该亮时不亮,该灭时不灭又说明了什么?

答:大部分中压和PC开关的红、绿灯指示电源均接自跳闸回路电源,但也有部分开关采用单独的指示信号电源。对于前者,开关红、绿灯指示表示两层含意:一是反映了开关的分、合闸状态以及送电位置是否到位;二是反映跳闸回路(包含电源)的完好性,开关送电后,绿灯该亮,若不亮,则说明开关跳闸回路有问题或位置未到位;开关运行中红灯应亮(相应地绿灯灭),若不亮,也说明跳闸回路有故障,应尽快处理。上述结论当然应在排除指示灯故障的可能性后才能得出。

13.我厂对仪控保护是如何分类的,对其投、撤及强制、恢复工作有何规定?

答:仪控保护分为二类:重要保护和一般保护。

重要保护:指机组主重要设备的相关保护。

一般保护:重要保护以外的其它所有保护。

保护逻辑信号强制有效期为24小时,因故不能在24小时内恢复时应由保护逻辑信号恢复责任部门及时转入保护撤出申请单。如预计保护强制时间超过24小时,应直接采用保护撤出申请单。

重要保护的异动、撤出、定值修改需总工批准。

重要保护异动、定值修改、保护撤出/投入由主任工程师审核或会审。

重要保护逻辑信号的强制、恢复申请由运行值长经请示总工同意后批准。

一般保护异动、定值修改、保护撤出/投入由各专业工程师审核或会审。

涉及运行实际工况要求的一般保护异动、定值修改、保护撤出/投入由各专业工程师提出申请。

一般保护逻辑信号强制、恢复可由值长直接批准。

运行机组长根据运行情况需要提出保护逻辑强制申请。可以许可其它部门提出的仪控保护逻辑信号强制申请;可以许可其它部门提出的临时电气保护信号强制申请。

涉及运行工况要求的保护逻辑强制申请及恢复申请由运行人员填写。

14.出灰部分有哪些系统?它们发生故障时会对机组运行产生什么影响?

答:出灰系统大致分底渣系统、飞灰系统、电除尘器系统。

1、底渣斗可储存锅炉BMCR工况12小时的排渣量,因此如果碎渣机均停运锅炉无法长期运行。

2、底渣斗的水封用于防止空气直接由锅炉底部进入炉膛。如果水封破坏,将造成燃烧异常,锅炉汽、壁温及二次风、烟气温度异常。

3、渣斗水位过高,将会使水溅到水冷壁,造成水冷壁管激冷。

4、石子煤斗如果不能正常排渣将使磨煤机无法正常排出石子煤,造成磨煤机内部着火。如石子煤斗出口管堵将使**磨煤机无法正常排放石子煤,或造成磨煤机进水。

5、高压冲灰水泵停运将使底渣系统完全无法排渣。

6、如果电除尘部分或全部未能投运,应限制机组出力。

15.汽轮发电机为何要装逆功率保护?是如何设置的?

答:在汽轮机发电机组上,当汽机跳闸或高、中压汽门误关时,在发电机出口开关未跳开的情况下,发电机将转化为电动机运行状态,汽轮发动机转子保持同步转速。此时逆功率对发电机本身无危害,但对汽轮机而言,由于残留在汽轮机内部的蒸汽与叶片摩擦,特别是与低压缸长叶片,会使叶片摩擦过热,所以要设置逆功率保护,将发电机出口开关跳开。

#1、2机均设置一套逆功率保护,逆功率继电器实际上由三个方向继电器组成;#3、4、5机则各配置两套完全相同的逆功率保护,逆功率继电器只有一个方向电流继电器,各机组逆功率保护的动作逻辑分别为:

16.机组在600MW运行时,一台汽泵跳闸的处理要点?

答:1、机组满负荷运行中一台汽泵跳闸,应首先确认电泵自启动成功,否则手动启动电泵。

2、一期机组应适当减负荷,以减至500MW左右为宜;二期机组有RB功能,应能自动减负荷,否则应手动将负荷减下来。是否揿磨视机组水位特性而定。

3、将给水控制撤至手动,防止运行汽泵超流量。

4、将电泵并入运行,注意汽水平衡原则。

5、汽包压力下降时防止运行泵超流量。

6、处理中应防止汽温大幅波动。

17.巡检过程中就地发现某一大型电动机的辅助油泵为A泵运行,而你在开关室却发现该油泵电气开关柜上的绿灯亮,红灯灭?请问你是怎么理解这一现象的?

答:发生这种现象,可能的原因是该电动机两台油泵就地与开关柜的命名相反,这时应进一步检查开关柜上B泵的状态,并再次到就地核对A/B油泵的运行方式,再将情况与集控室CRT上运行方式指示情况进行核对,发现不符,应立即汇报有关人员。但也有可能是油泵进行了切换,这时也需再次核对。而指示灯装反的可能性几乎没有,因为那样的话在送电时就会发现。

18.满负荷时,发现一台汽泵再循环阀突然全开,如何处理?

答:1、应首先将给水调节撤至手动,防止另一台汽泵过流量,手动将另一台汽泵出力加至额定出力。

2、检查再循环阀全开的汽泵的出力情况,如出口压力小于母管压力应首先将该汽泵指令增大使其出口压力略大于母管压力,注意总给水量的变化,然后检查再循环阀指令在100%左右,将全开的再循环阀撤至手动 ,逐渐关小,使总给水量与当时的主蒸汽量接近。

3、同时将煤量减至500MW左右(不必跳磨),维持汽温正常。

4、注意防止因负荷下降,压力下降,使另一台汽泵过流量。

5、对锅炉水位进行细调,直至基本稳定。将二台汽泵出力调平,将再循环阀关闭。

6、实际操作过程视机组水位实际情况可启动电泵及选择跳一台磨煤机。

7、将负荷恢复至600MW。

8、检查再循环阀快开原因。

9、操作中二操作员必须分工协作、密切配合、互通情况。

19.蒸汽带水有何危害?如何判断蒸汽带水?

答:蒸汽带水主要会加剧过热器及汽轮机通流部分结垢,增加腐蚀,降低机组经济性,严重的使汽机推力发生变化,叶片受力增加。

如主汽门结垢可能造成主汽门关闭不严,造成汽机超速。

判断蒸汽带水通常采用二种方法:

1.利用饱和水与饱和蒸汽对盐分的溶解度不同,测量汽包出口饱和蒸汽引出管中饱和蒸汽含盐量变化,通常测量含Na+ 量,如果Na+ 突升说明蒸汽带水。

2.利用饱和水转化为饱和蒸汽需消耗汽化潜热的特点,监视低温过热器出口蒸汽温度或管壁温度,如果明显下降,说明蒸汽带水。

20.炉水的pH值不符合标准对锅炉有何危害?

答:在汽包炉中,炉水的pH值应不低于9.0,这是因为:

(1)当pH值低时,金属表面的保护氧化膜遭到破坏,水对金属的腐蚀加速。

(2)在汽包炉中,只有炉水的pH值大于9.0后,磷酸根与钙离子才能生成容易排除的水渣。

(3)pH值不低于9.0,才能抑制炉水中硅酸盐的水解,使炉水中硅酸盐维持在最低的水平,这样可减少蒸汽中硅酸的溶解携带量。

但炉水中的pH值也不能太高,如果太高则要引起汽包的碱性腐蚀。

21.#1机组给水加氧点在哪里,运行中控制氧的标准是多少?

答:加氧点:(1)轴封加热器前(2)除氧器出口下降管

运行中控制炉水的氧标准:炉水下降管的溶氧小于10μg/L

22.汽轮机积盐有何危害?

答:危害性如下:

(1)汽轮机参数越高,危害性越大。这是因为蒸汽的压力越高,蒸汽的比体积越小,在高参数汽轮机内高压级的蒸汽通流面积越小。因此,即使在其中沉积少量的盐类,也会使汽轮机的效率和出力显著降低,使汽轮机的轴向推力增大,影响汽轮机的安全运行。

(2)过热蒸汽中有些杂质可以引起汽轮机零部件的腐蚀。

23.我厂的工业废水由哪些组成?

答:1、再生废水2、锅炉房排水3、煤场冲灰水4、含油废水5、酸洗废水6、空预器冲洗水

24.现我厂常用的停炉保养方式有哪几种?

答:(1)加氨和十八胺结合热炉放水(2)加氨和联胺结合热炉放水(3)加氨结合热炉放水

25.为什么测量发电机定子冷却水导电度时,在线表计与手测表计差别很大?

答:由于正常情况下,发电机定子冷却水的导电度很小,约为0.1μS/cm。定子冷却水系统是一个封闭循环系统,不与大气相通,空气中可溶性气体二氧化碳不能进入系统。所以,在线导电度是真实反映发电机定了冷却水的导电度。但是,如采用手动分析时,空气中的二氧化碳就会溶入水中,溶液的导电能力增强,导电度增加,给测量带来误差,测量结果是偏大。

26.如何评价化学清洗效果?

答(1)锅炉经化学清洗后,应将汽包、联箱、汽水分离器及监视管段打开,仔细检查锅炉金属表面是否受到严重的腐蚀或点蚀,沉积物是否清洗干净及金属表面是否形成良好的耐腐蚀保护膜。同时,还要清理内部清洗下来的沉积物,以便进行合理的评价。

(2)割管取样,测定除垢率。一般除垢率大于95%为优良。

(3)清洗液对金属表面的腐蚀速度可参考金属腐蚀指示片的腐蚀速度,一般腐蚀速度应小于10g/(m2.h)。

27.精除盐系统有何作用?

答:(1)除去凝结水中的杂质阴、阳离子。

(2)除去凝结水中的杂质悬浮物、胶体和颗粒。

28.给水系统金属的腐蚀及保护介绍

答:这里所指的给水系统是从凝结水系统至省煤器出口之间的管道。流经给水系统的水比较纯,通常不会发生因盐类析出在管壁产生沉积物,可能发生的是金属的腐蚀。金属腐蚀分化学腐蚀和电化学腐蚀。在给水系统中发生的腐蚀都属于电化学腐蚀。

金属发生的电化学腐蚀在原理上与原电池中发生的反映一样。当金属因夹有杂质、晶粒和晶界之间有能量差别、各部分变形和内应力有不同、金属接触的溶液组成有差异等原因都会造成各部分金属与溶液之间的电位不同,形成原电池,称为腐蚀电池。在电化学反应中受腐蚀的是充**极的金属。

在腐蚀电池中金属相当于外电路,电阻极小;溶液充当内电路。如果溶液不能将阴极的电子及时带走,将引起阴极极化;同时阳极表面氧化产物积累,阻碍反应发展,但一般其影响较少。二者均使反应强度降低。O2和H+都是去极化剂,强化阴极电子扩散,使腐蚀反应加剧。其作用为:

2H+ + 2e 2H H2

O2 O2+ 2H2O + 4e 4OH-

给水中的溶氧及游离CO2是造成给水系统腐蚀的主要因素。O2造成腐蚀的原因上述已介绍。游离CO2造成腐蚀的原因是CO2与水反应,使水呈酸性。

COCO2 + H2O H+ + HCO3-

正是H+的存在使腐蚀发生。水中溶有CO2会使pH值显著降低。

溶解氧腐蚀部位:通常最容易发生氧腐蚀的部位在给水系统(不包括凝结水系统)和省煤器、补给水输送管道、疏水箱及疏水疏水管道。凝结水系统不易发生氧腐蚀。

理由:给水虽经除氧,但在省煤器由于温度较高,只要有少量氧就会发生氧腐蚀。如果因除氧不良,腐蚀会很严重。省煤器溶解氧腐蚀通常集中在进口部分,出口腐蚀较轻,因为水中溶氧在进口部分消耗完。凝汽器汽侧为负压,容易有氧气进入,但凝汽器本身可以起到除氧作用,凝结水含氧量一般不超过50μg/L。凝结水温度低,含盐量小,不会在系统引起严重腐蚀。

腐蚀特征:在金属表面形成小型鼓包,颜色由黄褐色至砖红色不等。呈溃疡腐蚀。

游离CO2腐蚀部位:一般在凝结水系统。

理由:凝结水系统处于除氧器前,含游离CO2 较多,且水质较纯,少量CO2就使pH值显著下降。

腐蚀特征:其腐蚀产物易溶于水,不会形成保护膜,受腐蚀金属均匀变薄,不会很快引起金属严重损伤。但大量铁的腐蚀产物带入锅炉会引起锅内结垢和腐蚀等许多严重问题。

如水中同时含溶解氧和游离CO2会使腐蚀加剧。CO2使水呈酸性,破坏保护膜,及时清除了腐蚀产物,因此腐蚀速度很快。在凝结水、疏水系统、给水泵处容易发生这类腐蚀。

影响电化学腐蚀的因素:

1.溶解氧量:一般情况下,水中O2 含量越多,腐蚀越严重。但当水中电解质浓度非常小,水的导电度低于0.15μΩ/cm时,在中性水中的溶解氧对钢铁不再具有腐蚀性,相反溶解氧能促进钢铁表面形成保护膜,从而抑止腐蚀。而且溶解氧浓度越大,腐蚀速度越小。当水中溶解氧大于0.1μg/L时,腐蚀速度迅速下降。这也是我厂#1炉采用加氧保护的依据。

2.pH值:它对金属腐蚀速度影响很大。当pH值很低,pH越低腐蚀速度越大,主要由于H+ 充当去极化剂引起。当pH在中性点附近,腐蚀速度受pH值保护影响很小,由于此时由O2充当去极化剂,腐蚀速度由水中溶解氧扩散到金属表面的速度决定。当pH值较高(>8),随pH增大,腐蚀速度降低,这是因为OH- 浓度增高时,在铁表面会形成保护膜。

3.温度:在封闭管道温度越高,腐蚀速度越快。

4.水中盐分含量及成分:盐分越高,腐蚀越快。因为含盐越高,水溶液电阻越小,腐蚀电流越大。当水中所含盐分会和腐蚀产物反应产生难溶化合物,覆盖在金属表面,则降低腐蚀速度,如CO32-、PO43-;当水中所含盐分会和腐蚀产物反应产生易溶化合物,则加快腐蚀速度,如CL-。

5.水的流速:一般而言,流速越高腐蚀越快。

给水系统腐蚀的防止方法:

根据机组的情况,可以干预的就是溶解氧浓度及pH值。

除氧:

1.热力除氧(同时除去其它溶解气体,如游离CO2):除氧器(凝汽器也作为除氧的辅助设备)

2.化学除氧:我厂都采用联氨(N2H4)。

联氨是还原剂,在碱性水中还原性更强。它与溶氧发生的反应是:

N2H4+ O2 N2 + 2H2O

在高温(t>200℃)时,联氨可将铁、铜的氧化物还原为铁、铜,因此联氨可用于防止锅内结铁垢、铜垢。但联氨易分解:3 N2H4 N2 + 4NH3

在250℃时,分解速度达10%/每分钟。联氨的热分解速度,比它与氧和铁、铜氧化物的反应速度小得多,如当温度为300℃、pH为9时,联氨完全分解需10分钟,而它与氧的反应在几秒内完成。联氨在100℃以上时与O2的反应速度才明显加快。在碱性水中才是强还原剂,在pH在9~11时,反应最快。联氨在水中有足够的过剩量,除氧效果才越好。但过剩太多,不仅多消耗药品,而且使反应不完全的联氨带入水蒸汽。在我厂高压除氧器,温度一般大于150℃,pH在9以上,满足联氨运行条件。通常给水系统联氨加药点在除氧器出口,有利于与水的混合。也有的厂加到除氧水箱,以延长反应时间,但同时带来不利因素:混合不匀;热力除氧未结束药就加入,多消耗药液。

调节给水pH值

方法:加氨(NH3)。

反应: NH3 + H2O NH4OH(氨水,呈碱性)

第一步: NH4OH + H2CO3 NH4HCO3+ H2O

第二步: NH4OH +NH4HCO3 (NH4)2 CO3 + H2O

如加氨量满足第一步反应,则pH为7.9,满足第二步,pH为9.2。

NH3为挥发性物质,进入锅炉后会随蒸汽挥发,进入汽轮机,至凝汽器。在凝汽器中一部分被抽走,其余进入凝结水,在除氧器中被除去一部分,余下进入给水。在热力系统中氨的流程与CO2相同,但二者分配系数(物质在蒸汽中的浓度同与蒸汽接触的水中的该物质浓度的比值)不同。CO2的分配系数远远大于NH3的分配系数。因此当蒸汽发生凝结,形成的凝结水中的NH3 :CO2比例比原蒸汽中小;水蒸发成的蒸汽中NH3 :CO2比例比原水中要大。因此,加氨处理给水时,各部分NH3 和CO2分配不同。大致分布:

1.除氧器:CO2被除去多,除氧器出水pH值比进水pH高。

2.凝汽器:凝结水pH值比排汽高。原因同上。

3.加热器:疏水pH值比进汽高,汽相pH值比进汽低。

因此用氨处理给水pH,会出现某些地方氨过多,某些地方过少的矛盾。应首先在尽可能降低水中CO2含量的前提下进行加氨处理,否则某些部位仍会发生酸性腐蚀。由于NH3的挥发性,对加药位置并无严格要求,但加药部分的pH值会高一些。加氨过多,在含氧集中的部位氨对铜会产生腐蚀,这对用铜管作为传热部件的机组有影响,在我厂不存在这个问题。

在给水系统防腐上还有采用膜胺的。我们常用的是十八烷胺,用于停炉保养。其防腐原理在于能够吸附在金属表面上形成保护作用的膜。使水和金属表面被完全隔离,因而防止水中O2和CO2对金属的腐蚀。膜胺形成的保护膜很薄,只有单分子层厚度,进行加药处理也不会增厚,且比较持久,不易脱落。即使水中O2和CO2含量很高,也有良好的防腐性能。渗透性好,能透过金属表面铁锈等沉积物,再形成保护膜,因此可用于已发生腐蚀的系统。但十八烷胺不耐高温,在高温下可能分解。膜胺并不与CO2发生反应,即不调pH值,其投入量与CO2含量无关。

29.锅炉汽水系统的腐蚀、结垢及保护介绍

答:这里所指的锅炉汽水系统包括汽包、水冷壁、下降管及其联箱、过热器管道。对锅炉汽水系统而言,存在二个问题:腐蚀、结垢。

腐蚀问题:

1. 氧腐蚀:正常情况下不存在氧腐蚀。因为给水中即使含微量氧,在省煤器中也被消耗完了。除非除氧器运行不正常或在基建或停炉期间保养不善。腐蚀机理同给水系统。

2. 沉积物下腐蚀:正常情况下,锅内金属表面覆盖有Fe3O4保护膜。其机理是:

3Fe 3Fe+ 4H2O Fe3O4 +4H2 (约>300℃时开始发生)

如果炉水pH值低(<8),pH越小,腐蚀越快。原因是由于H+其到去极化作用,而且反应产物都是易溶的,不易形成保护膜。

如果炉水pH值高(>13),pH越大,腐蚀越快。原因是金属表面的Fe3O4保护膜溶于碱溶液而引起。机理:

Fe3O4+4NaOH 2NaFe O2 + Na2Fe O2+2H2O

Fe+ 4NaOH Na2Fe O2+ H2

Na2Fe O2 溶于碱性溶液。

即使如正常运行条件一样,炉水的pH值经常能保持在正常的9~11之间,一旦因金属表面发生结垢,出现沉积物(在向火面),那么因沉积物下炉水在高温下发生蒸浓作用,使该部分炉水被高度浓缩,从而具备很强的腐蚀性,也会使锅炉金属遭到侵蚀。这类腐蚀的机理有二种可能:

(1)酸性腐蚀:炉水中因凝汽器泄漏存在MgCl2和CaCl2时,发生下列反应:

MgCl2+2H2O Mg(OH)2 + 2HCl

CaCl2+ 2H2O Ca(OH)2 + 2HCl

HCl(盐酸)有很强的腐蚀性,使铁受腐蚀。其腐蚀机理属电化学反应,前面已介绍。

这是一方面,另外铁受腐蚀同时产生了H2,但由于沉积物阻碍了它的扩散,这部分氢与碳钢组织中的碳化铁发生反应:

Fe3C+ 2H2 3Fe + CH4

致使碳钢脱碳,金相结构缺损,形成细小裂纹,金属变脆。严重时管壁未变薄就爆管,俗称氢脆。

(2)碱性腐蚀:炉水中如存在游离NaOH,同样会在沉积物下因浓缩形成浓度很高的OH-,与沉积物外部的炉水相比,OH-浓度高,H+浓度小,因此构成浓度电池,发生电化学反应,沉积物下发生阳极反应,金属被腐蚀,没有沉积物的管壁上发生阴极反应,生成H2,并无阻拦地进入炉水,因此并无造成氢脆的危险,但阳极被腐蚀,形成凹凸不平的腐蚀坑。

游离NaOH的主要来源:凝汽器渗漏带入的碳酸钠和碳酸氢钠分解,或碳酸盐硬度与磷酸盐反应。

因此引起沉积物下腐蚀的条件是:1、结垢性物质带入锅炉;2、凝汽器泄漏;3、补给水水质不良

3. 水蒸汽腐蚀:当蒸汽温度大于450℃时,发生反应:

3Fe + 4H2O Fe3O4 +4H2

在形式上与300℃时在水冷壁发生的反应一样,但大于450℃时形成的Fe3O4不致密,不能形成保护膜,即使形成,当热负荷和温度波动很大时,也会被破坏

当蒸汽温度大于570℃时,反应产物为Fe2O3:

Fe Fe+ H2O FeO +H2

2FeO +H2O Fe2O3 +H2

腐蚀部位:锅炉水循环不良,发生汽塞或水汽分层处;过热器、再热器管子。

4.应力腐蚀:有腐蚀疲劳、应力腐蚀开裂、苛性脆化几种。

水垢和水渣问题:

水垢的化学组成比较复杂,但一般可分为钙镁水垢、硅酸盐水垢、氧化铁水垢、磷酸盐水垢、铜垢。水垢导热性很差,水垢的存在使水冷壁管金属温度远远超过设计温度,造成爆管,同时易造成沉积物下腐蚀。

1. 钙镁水垢:形成原因是水中钙、镁盐类的离子浓度积超过溶度积,从而使它们从溶液中结晶析出并附着在受热面。钙、镁盐类的离子浓度积超过溶度积的原因可能有①水温提高,某些钙、镁盐类在水中溶解度下降;②炉水蒸发,水中盐类浓度增加;③水中某些钙、镁盐类所热发生化学反应,产生难溶于水的物质。

防止手段:彻底清除水中硬度;保证凝汽器严密,有泄漏及时处理;加磷酸盐处理水质。

2.硅酸盐水垢:形成原因是给水中铝、铁和硅的化合物含量较高(以地表水作为原水,预处理不善;凝汽器泄漏带入),在热负荷高的炉管中形成硅酸盐水垢。

防止手段:对补给水进行除硅处理;防止凝汽器泄漏。

3.氧化铁垢:形成原因:①炉水中铁的化合物沉积在管壁上,形成氧化铁垢②炉管上腐蚀产物转化为氧化铁垢。

防止手段:减少炉水中含铁量;防止锅炉金属腐蚀。

4.磷酸盐铁垢:形成原因:炉水中含铁量和含PO43-量太高。

Fe(OH)2+Na3PO4 NaFePO4+ 2NaOH

**学反应平衡的角度来分析,炉水中NaOH浓度高可以抑止磷酸盐铁垢的生成,PO43-浓度低可以防止结垢发生。因凝汽式机组炉水中NaOH浓度低,因此可行的防止方法就是:严格控制炉水中PO43-浓度,不超限;降低给水中铁含量。对分段蒸发汽包,应控制浓缩倍率,防止局部PO43-浓度过高。

某些汽包锅炉在运行中存在一种易溶盐隐藏的现象。即当锅炉负荷增加,炉水中某些易溶钠盐的浓度明显降低,而负荷减少时增加。引起浓度变化的原因是锅炉负荷增加,这些盐类从水中析出,沉积在炉壁上,导致浓度下降;负荷减少时,这些沉积物又被溶解,浓度上升。因此浓度下降时必有盐类附着物产生。与结垢类似,造成工作传热不良,腐蚀。造成浓度变化的机理是某些盐类(如Na3PO4、Na2SO4、Na2SiO3)溶解度随温度的关系曲线在某一温度时迅速下降;而锅炉负荷升降时,炉水温度也随之变化,提供了析出的条件。另外锅炉运行中局部存在地膜状沸腾、汽水分层、自由水面、循环倒流等也会造成该区域盐类浓度上升。

炉水的磷酸盐处理

为了防止产生钙垢,往往采用向炉水加磷酸盐的方法,使炉水维持一定的PO43-浓度,并使炉水处于碱性氛围(pH在9~11)。发生反应:

10Ca2++ 6PO43-+2OH- Ca10(OH)2(PO4)6 (松软的水渣)

炉水中维持一定的PO43-过剩,可以使Ca2+浓度非常小,抑止了CaSO4、CaSiO3的浓度,避免出现钙垢。但PO43-过剩量不宜太多,否则增加炉水含盐量;在炉水含铁量较大时,有产生磷酸盐铁垢的可能;高压锅炉中易发生Na3PO4隐藏的现象;有生成二次水垢Mg3(PO4)2的可能。

一般炉水中PO43-含量为:

锅炉压力 不分段蒸发 分段蒸发 净段 盐段

6~17MPa 2~10 mg/L 2~10mg/L ≯75mg/L

在水净化设备比较好的机组,其控制指标更低。凝汽器紧密性较差或泄漏频繁的机组不宜采用低浓度磷酸盐控制方式。

加磷酸盐的位置一般在汽包,但这样加药容易使汽包内含盐量剧增影响蒸汽品质。也有加在给水中,但容易造成省煤器部位大量水渣;在给水管道 、加热器、省煤器中生成磷酸盐水垢;给水不能作喷水式减温,防止蒸汽含钠盐量会剧增。

还有在加磷酸盐的同时,加其它药品如磷酸氢盐的:协调-磷酸盐处理。这主要是为了消除炉水中游离NaOH,防止碱性腐蚀。反应方程式:

Na2HPO4 +NaOH +NaOH Na3PO4 +H2O

从平衡的角度来看,加入足够的Na2HPO4 ,就可以消除游离NaOH,但研究发现当Na3PO4发生隐藏时,管壁上有附着物Na2.85H0.15PO4,管壁边界层存在游离NaOH。研究还发现当磷酸盐溶液中Na+的摩尔数与磷酸根PO43-摩尔数之比R小于2.85时,即使发生磷酸盐隐藏现象,管壁附近也不产生游离NaOH。R的数值大小反映了溶液中Na3PO4 (Na/ PO43-为3)和Na2HPO4(Na/ PO43-为2)的混合比例。

此外为防止管子受酸性腐蚀。应保证R大于2.2。对超高压锅炉、除盐水作为补给水、水质较好的机组,R的值可以根据炉水pH值(25℃)及PO43-浓度查图得到。如果凝汽器不严密或泄漏频繁的情况下,三者的对应关系无法用查图得到,该方法就无法用了。

30.新蒸汽所含的杂质种类?受污染的原因?

答:新蒸汽所含的杂质主要是钠盐、硅酸、二氧化碳及少量氨。

造成蒸汽污染的原因有:

1.蒸汽带水

2.蒸汽溶解杂质:蒸汽压力越高,对杂质的溶解能力越大。

低压锅炉(<2.5MPa),溶解物质的能力小,蒸汽污染主要是机械携带。

中压锅炉(<5.9MPa),蒸汽中钠盐由机械携带造成,硅酸为机械携带和溶解造成,且溶解占多。

高压锅炉(6~129MPa),蒸汽中钠盐由机械携带造成,硅酸主要由溶解造成。

超高压锅炉(>13MPa),蒸汽中钠盐由机械携带和溶解造成,硅酸主要由溶解造成。

硅酸的溶解携带系数(炉水pH=9~11)

汽包蒸汽压力 (MPa) 4 8 11 12 13 14 15 15.5 18

溶解携带系数 (%) 0.05 0.5~0.6 1 2 2.8 3.5 4.3 5 8

硅酸携带系数由饱和蒸汽的含硅量与炉水的含硅量之比。因此可以根据蒸汽的硅酸控制指标反算炉水的硅酸控制指标。

31.锅炉汽、水控制指标及意义

答:过热蒸汽和饱和蒸汽的质量标准:

过热器工作压力 Na+ 二氧化硅

6~17MPa ≯10μg/kg ≯20μg/kg

目的:防止蒸汽通流部分尤其是汽轮机内结盐。对过热蒸汽与饱和蒸汽都应监视。①便于检查蒸汽品质恶化的原因,尤其是在减温器中被污染的情况②判断饱和蒸汽中盐类在过热器的沉积量。

指标的意义:

(1)含钠量:蒸汽中的盐类主要是钠盐,所以蒸汽中的含钠量可以表示蒸汽含盐量的多少。蒸汽的含盐量虽然是表示蒸汽污染程度的确切指标,但无测定该含盐量的可靠又简易的方法。蒸汽的导电度大小虽然可以反映含盐量,但导电度的测定受蒸汽中氨和CO2的影响,准确性差。而含钠量可由钠度计准确、方便地测得。

(2)含硅量:蒸汽中的硅酸会沉积在汽轮机内,形成难溶的二氧化硅附着物。因此需控制含量。

锅炉检修后启动,由于当时炉水水质较差,使蒸汽中杂质含量较大,如果要求蒸汽完全符合要求后再向汽轮机送汽就会延长启动时间,且汽水损失大,因此启动阶段对蒸汽品质的要求适当放宽。

炉水品质要求:

目的:防止炉内结垢、腐蚀及蒸汽品质不良。

工作压力 6~17MPa

磷酸根 2~10mg/L

≯75mg/L(分段蒸汽汽包盐段)

pH >9.0

含盐量/含硅量: 根据热化学试验确定

指标意义:

(1)磷酸根:前面已有介绍。

(2)pH值: 应大于9。①pH值低,对锅炉钢材的腐蚀性强。 ②炉水中足够高才能有利于磷酸根与钙离子的反应,有利于水渣的排除③抑止硅酸盐水解,减少蒸汽中硅酸携带量。

(3)含盐量(含钠量)和含硅量:保证蒸汽品质。

(4)碱度:不能过大。否则发生碱性腐蚀、炉水产生泡沫。

给水品质要求:压力 Mpa 硬度μg/L 含油量mg/L 溶解氧μg/L 联胺μg/L pH

总CO2 mg/L 铁mg/L 铜mg/L

(1)硬度:为了防止锅炉和给水系统生成钙、镁水垢,避免增加磷酸盐用药量,避免产生过多水渣。

(2)油:给水含油,会附着在管壁并分解为导热性很差的物质;会形成漂浮的水渣,促进泡沫形成;会在过热器生成附着物。

(3)溶解氧:防止氧腐蚀 (4)联胺:为检查化学除氧的彻底与否。(5)pH值 .(6)总CO2:指给水中各种碳酸化合物的总含量。

(7)铁/铜:指全铁、全铜。防止锅炉管子产生铁垢、铜垢。(8)含盐量(含钠量)和含硅量及碱度。

凝结水品质指标

(1)硬度:海水进入凝结水会使凝结水含钙、镁量过大,导致给水硬度不合格。

(2)溶解氧:凝汽器和凝泵不严密处漏入空气,是凝结水含氧的主要原因。溶氧大,造成凝结水系统腐蚀,给水中会出现其腐蚀产物,影响给水水质。

对凝结水还应测导电度,以监视凝汽器泄漏。

对于锅炉和热力系统的疏水,如要进入凝结水、给水系统的,应控制疏水含铁量小于100微克/升,硬度小于5微克当量/升。返回凝结水也按此标准控制。

32.#2机组的加药点和取样点?

答:加药点:1) 加氨点:(1)除氧器水箱(2)轴加进口(3)锅炉上水管

2) 加联胺点:(1)除氧器水箱(2)轴加进口(3)锅炉上水管(4)闭式泵进口

3) 加磷酸盐点:汽包

取样点:⑴汽包连排管 ⑵省煤器进口管 ⑶凝泵出口 ⑷精除盐出口 ⑸除氧器出口 ⑹汽包饱和蒸汽引出管 ⑺再热器进口 ⑻轴封疏水母管 ⑼闭式冷却水管 ⑽循环水出口 ⑾主蒸汽母管 ⑿凝汽器热井

33.汽包炉蒸汽污染的原因有哪些?改善的方法有哪些?

答:蒸汽污染通常是指蒸汽中含有硅酸、钠盐等物质的现象。

蒸汽污染的主要原因有二个:一是机械携带,二是溶解携带。

改善的方法有:

1.减少汽包炉水水位的波动。

2.改善汽包内部结构。汽包内径不易过小,汽水分离装置设计合理。

3.锅炉的运行工况,汽包内的水位不易太高。

4.改善炉水水质。当炉水含盐量增加时,在炉水与汽分界面上会形成泡沫层,从而造成汽空间的大为减少,蒸汽带水量就会增加。

34. 阳导与电导有何区别?为什么水质控制指标采用阳导?

答:阳导是指溶液通过阳离子交换树脂后,立即测定其溶液的电导率,所得的数值简称为阳导。电导是指溶液的电导率大小。在线表计之所以要将水样经过阳性树脂交换而不是直接测定其电导率,主要是由于全挥发处理必须要在水中加入氨使锅炉中的水成碱性,而蒸汽、凝结水、给水等水样由于氨溶液的加入可能致使导电率增大十倍甚至是几十倍。而我们所要监测的是这些水样中的所含的其他杂质离子的情况,因此用电导表分析导电率时必须去除氨溶液的影响。用离子交换技术除氨是目前较好的一种方法。经过阳交换树脂后使水中的氨生成水,同时阳树脂还与水中可能存在的Na、Fe等阳离子反应,结果使这些水样变成了酸性,其电导率一般是中性盐溶液的3.1~3.3倍之间。所以,阳电导去除了氨的影响同时放大了水样的杂质离子导电率从而可以比较灵敏地反映水质的变化情况。

35. 如何判断汽缸膨胀异常?

答:这里所说的汽缸膨胀是指高中压缸的膨胀,因低压缸无膨胀指示因此也无从反应其异常与否。汽缸膨胀异常反映在汽缸总胀曲线有阶跃式变化或者长时间内不受缸温等因素影响而保持恒定。缸胀异常同时会反应在汽机高中压缸差胀也异常。而且汽缸膨胀不畅一般会出现高压差胀偏大;汽缸收缩不畅会带来高压差胀偏小的问题。将上述现象结合起来分析可以判断汽缸膨胀是否正常。

36. 开启主机真空破坏阀为什么有转速限制?

答:在危急情况下,汽机跳闸后为了使汽轮机转子加速停止转动,采用开启主机真空破坏阀,破坏凝汽器真空。这样将使冷空气进入汽缸,增大鼓风摩擦损失,也就等于增加了对转子的制动力矩,可以减少转子惰走时间,加速停机。但转子同时会受到很大的制动力,严重的会导致末级叶片折断。该制动力既与转子转速有关,又与气体密度也可说气体压力相关,转速越快、压力越高制动力越大。为限制叶片受力,对真空破坏阀开启时转速的上限进行规定,以保护叶片的安全。

37. 做汽门全行程活动性试验时,为什么对负荷有严格限制?

答:汽机进行全行程试验有一定的负荷要求,有负荷上限,也有负荷下限。这是因为在高负荷阶段汽机的四个调门本身开度已经很大,如果进行全行程试验,则其中一个调门在试验中要全关,这样即使其它三个调门全开也无法维持原来的通流能力,使蒸汽流量下降,汽压上升,容易造成旁路阀开启,对运行工况扰动很大;对中压调门进行全行程试验,则蒸汽流量所受的影响更大。因此进行全行程试验负荷不能过高。至于对试验负荷设置下限主要是考虑到低负荷阶段部分调门本身开度很小甚至全关无法达到活动性试验的目的。

38.锅炉点火前的燃油泄漏试验、锅炉吹扫的意义是什么?若为赶时间,把它们强制超越,会有哪些危害?

答:燃油泄漏试验是为了确保燃油系统燃油跳闸阀、油枪跳闸阀严密不漏,防止在锅炉启动前或熄火后因泄漏使燃油进入炉膛,造成可燃物积累。锅炉吹扫是将炉膛及尾部烟道中的可燃物吹扫干净,防止因可燃物积累导致锅炉启动点火发生爆炸。

如果将燃油泄漏试验强制超越就有可能因油枪跳闸阀泄漏使炉膛内充满油雾或在MFT后仍有燃油进入高温炉膛;如果将锅炉吹扫旁路就会使MFT时未燃烬的煤粉保留在炉膛及尾部烟道积累,一旦炉膛点火就可能发生可燃物爆燃,炉膛压力剧升,破坏炉膛结构。


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