汽轮机负差胀过大的原因分析及处理

半山发电有限公司50 MW汽轮机存在着负差胀偏大而且超限的问题,直接影响着机组运行的安全性和经济性,通过对负差胀偏大问题成因的试验查找和分析,为针对性地采取消缺措施提供了依据,并最终在大修期间解决了该问题.     

略阳发电厂5号机差胀大原因分析及处理

针对略阳电厂5号机运行中差胀超标问题，阐述了差胀过大的主要原因，提出了消除机组差胀过大的措施，并予以实施，有效解决了该问题。     

珠海发电厂1号机组汽轮机胀差增大的原因分析

就珠海发电厂1号机组汽轮机胀差比刚投产时有所增大，并曾经出现高报警的现象，通过热控制量原理和机组运行工况的分析、论证、得出导致胀差增大的原因是再热器温度升高。     

汽轮机胀差超标原因分析及处理

略阳发电厂５号汽轮机自投产以来，一直存在加负荷时胀差偏大，启动时间过长等问题，１９９７年情况进一步恶化，升速带满负荷长达十几小时，严重影响了机组的安全性与调峰能力。经过销孔重新配钻并重新加 蒙位销，机组恢复后启动，胀差值超标现象得到基本解决。     

贵阳电厂9号机低压胀差大的原因分析及处理

从产生胀差的机理来分析贵阳电厂 9号机低压胀差大的原因 ,判断出滑销系统卡涩导致中压缸热胀偏小 ,中压缸胀差大 ,从而引起低压胀差接近报警值 ,在机组大修中将前、中轴承箱及高压下缸吊出检修 ,提出在运行及检修中应注意的事项。图 2表 2     

200 MW机组高压胀差大的原因分析和处理

介绍了沙角A厂#2机组高压胀差大的情况，分析了产生胀差大的主要原因是转子存在负推力，高压外缸温度低，轴封漏汽大、新转子膨胀系数大等并采取了有效的措施，使胀差大的问题得到圆满解决。     

韶关发电厂10号机组高中压缸负胀差大的原因分析及处理

韶关发电厂10号300MW机组投入运行后。高中压缸负胀差长期偏大,严重影响了机组的安全、经济运行。为此,针对高中压缸负胀差偏大的情况及其产生的主要原因。采取有效的处理措施。使高中压负胀差偏大的问题得到圆满的解决。     

C12-8.83/3.82型汽轮机组负胀差超限原因分析及处理

结合C12-8．83／3．82型汽轮机组的具体情况,从胀差测量、热力系统设计、系统运行方式以及运行参数等方面着手,对产生负胀差的原因进行了综合地分析,提出了减小负胀差的解决方案。     

汽轮机热态启动的负差胀分析

以一台65MW汽轮机为例,分析了该型机组在正常运行时正差胀偏小及在热态启动时负差胀突然增大的原因.提出了相应的改进措施。     

黄台电厂8号机组凝结水升压泵振动分析与处理

介绍了对黄台电厂8号机组乙凝结水升压泵振动的分析和处理过程。振动主要由于基础松动引起,对松动的基础重新浇灌了二次灌浆层后,泵组消振达到标准要求。     

云浮发电厂双支撑风机轴承烧坏原因分析及处理办法

从轴承质量、检修调整工艺、水平度、轴承座等方面分析了可能引起云浮发电厂引风机轴承烧坏的原因。分析认为，轴承烧坏主要是承力端轴承座瓦口处间隙过小，使轴承不能自由移动，转子热膨胀受阻而产生的热应力所致。对承力轴承座瓦口进行修刮处理后，问题得以解决。     

抗燃油产生凝胶的原因分析及处理

对某电厂1台机组抗燃油系统滤网表面出现的凝胶进行了元素、红外分析,发现凝胶并非金属盐类,其成分与抗燃油成分相同,对该机组抗燃油进行了油质分析、再生处理等一系列试验。结果表明:该机组所用抗燃油酸值和电阻率均不满足运行油标准要求,已经严重劣化变质,滤网表面的凝胶为油质劣化后形成。采用KZTZ-2抗燃油在线再生脱水装置对该油进行再生后,彻底去除了油中的凝胶,油的主要指标恢复至新油水平。     

湛江电厂4号机组脱硫系统效率低的原因分析

对湛江电力有限公司(湛江电厂)4号机组脱硫系统效率低的原因进行了分析,发现是由于系统长时间停运,管内沉积物逐渐形成化学硬垢,造成喷淋层严重堵塞以及原烟气泄漏、脱硫系统入口SO2浓度超出设计值和石灰石浆液粒度过大等所致.对此,建议脱硫系统短时停运后,使用工艺水冲洗喷淋管内沉积物,并保持管内剩余沉积物湿润;长时间停运后,应割开喷淋母管检查并清理内部沉积物,防止喷淋层堵塞;及时调整制浆系统运行工况,确保浆液粒度合格.     

莱城发电厂1号机组低真空原因分析及处理

2006年11月,莱城发电厂4×300MW机组循环水泵自高速切换低速运行后,经对比发现1号机组凝汽器真空偏低约1.5 kPa,凝汽器循环水进水温度高4℃～5℃,导致机组煤耗率增加约3.1 g/(kW·h),经济性显著降低.经过原因分析及处理,消除了真空下降后,提高了1号机组运行的经济性.     

国华准格尔电厂2号汽轮机轴系振动原因分析及处理

国华准格尔电厂2号机组自投产以来,轴系2、3号轴承原始振动值达75μm左右,1号轴承轴颈在盘车状态下晃度大。2003年底,2号机组2、3号轴承频繁出现间歇性振动,最大峰值达134μm。2003年8月中旬以来,发电机7号轴承振动在增负荷时呈较大的增长趋势,最大达103μm,已严重影响到机组的正常稳定运行。通过对机组轴系振动在线监测数据和基建期间安装遗留问题的综合讨论分析,制定了相应的检修方案,在2004年初大修中实施后较好地解决了这些问题。     

沈阳热电厂4号机组负荷波动原因分析

针对机组油动机在局部行程范围大幅度摆动造成负荷波动现象，进行了试验及计算分析。研究结果表明，调节系统局部转速不等率偏小、压力重叠度偏大是机组负荷波动的主要原因，对此，在不重新设计凸轮型线前提下，调整了调节汽阀重叠度，消除了机组负荷波动缺陷。     

湛江发电厂一号机振动的原因分析及处理

对湛江发电厂1号机4号轴瓦振动大的问题进行分析,认为其主要原因为:低压缸变形大导致动静碰摩,轴承座及盘车箱下部脱空引起刚度降低,轴承座的固有频率与工频相近等。对此,采取了相应的处理措施,实施后4号轴瓦振动得到有效解决。     

国华台山电厂2号机组惰走时间延长的原因分析及处理

汽轮机的惰走时间是机组停运过程的重要监视参数,以国华台山电厂(台电)2号机组为例,分析了机组惰走时间延长的原因,介绍了消除惰走时间延长的措施及其结果。     

丰城电厂2号机组抗燃油酸值超标原因分析

丰城电厂2号机组抗燃油酸值超标，其主要原因是旁路再生装置未投运及运行油温偏高。对此提出了相应的解决办法，并提出抗燃油系统的运行维护要点：(1)加强对运行油质的监督，特别是对酸值的监测；(2)旁路再生装置要连续运行，且吸附剂须及时更换；(3)应广洛控制油温。