汽轮机组供油系统故障分析与处理

蒲山发电运营中心装有 2台 12 5MW汽轮机 (上海汽轮机厂生产 ) ,其主油泵入口油压 p设计值为0 .0 96MPa。 2号机于 2 0 0 0年 11月进行了第一次大修 ,在以后运行中 ,每当停机和停运调速油泵后 ,再开机均会发生 p值偏低问题 (表 1) ,影响到主油泵正常工作 ,必须同时启动调速油泵来保证机组并网运行 ,使机组存在事故隐患。通过对主油泵入口油压值偏低故障的分析、处理 ,使历时一年多的供油系统故障得到圆满解决。表 1　 2号机主油泵入口油压等参数汇总项目 转速 /r·min- 1调速油泵工况调速油压/MPa主油泵入口油压 /MPa润滑油压/MPa供油温…     

600MW汽轮机组润滑油压力突降原因分析及处理

某600MW汽轮机组正常运行期间,润滑油压力突降触发机组低油压保护动作停机。经分析机组停运前后运行操作、热工测量传送、润滑油设备及系统等各方面的相关参数,最终确定润滑油压力突降是由于润滑油箱的实际运行油位偏低引发油系统管路积聚空气引起。就此,采取了标定油位计、提高油质、延长油在油箱停留时间、开放气孔等处理措施,实施后油压恢复正常。     

蒙达330MW机组润滑油母管油压低故障的诊断与处理

对蒙达公司3号机组试运期间交流油泵运行母管油压偏低的故障进行了诊断,认为直流泵出口逆止阀不严和溢流阀全关后仍漏油为故障主要原因,并对此进行了处理.     

解决HG"S"50/32/32型汽轮机调速油压低的方法

包头第一热电厂0号机组为杭州汽轮机厂生产的HG“S”50／32／32型汽轮机。自投产以来一直存在调速油压低的问题，严重威胁着机组的安全运行。为提高调速油压，本文从4个方面进行了调整和改进，效果较好，保证了机组的安全运行。     

蒙达330MW机组润湿油母管油压低故障的诊断与处理

对蒙达公司３号机组试运期间交流油泵运行母管油压偏低的故障进行了诊断,认为直流泵出口逆止阀不严和溢流阀全关后仍漏油为故障主要原因,并对此进行了处理。     

水电站油压装置控制系统故障分析与处理

水电站油压装置是作用于水轮机调节的重要设备之一,需保证油压装置处于正常状态,保证有可靠、稳定的油压,满足机组的安全稳定运行,油压装置控制系统是保证油压装置正常运行的设备,控制系统包括现地自动化元件、控制回路、控制器等,控制系统的故障往往给机组带来较大的隐患和事故。对两座水电站油压装置控制系统不同的故障进行了分析和处理,解决了控制系统中存在的问题,保证了机组的安全、稳定、可靠运行。     

柘林45 MW机组黑启动时压油装置的运行分析及其技术完善

针对柘林45 MW机组在黑启动时,能否依靠油压装置所储存的能源,安全可靠地启动机组,恢复厂用电至关重要.为此对机组的油压装置进行了测试、运行分析和计算复核,提出了油压装置进行必要的技术完善要点,以适应黑肩动的要求.     

N125 MW机组调节保安系统存在的问题与对策

青海桥铝电5^# N125 MW机组自试运和投产以来,高压右侧油动机和中压左侧油动机油压与行程关系较差,存在较大迟缓现象。安全油、启动油油压偏低,运行中自动主汽门自动下落。针对这一问题,文章通过调整油动机及传动装置机构尺寸,对主汽门托盘结合面研磨处理、更换启动装置、改变节流孔径、加大压力油进口管径等方法,有效地解决了上述问题,保证了设备安全稳定运行。     

水电厂发电机油压装置控制系统改造

油压装置的运行状况决定着机组是否能够安全运行.针对油压装置在控制方式、元件可靠性、信号回路等方面暴露出的问题,对油压装置控制系统进行了改造,改造后的油压系统运行稳定、可靠,确保了机组的安全稳定运行.     

高压润滑油系统的研究讨论与故障分析

围绕山西昱光发电有限公司1号机组在调试过程中发生在高压润滑油系统的问题,如超超速保护控制OPC电磁阀动作导致机组跳机,挂闸油压始终偏低等现象,进行了详尽的讨论,并对可能引起这些故障的各项原因进行了分析梳理,最终提出了解决方案,为其他同类问题提供了参考。     

汽轮机保安系统典型故障的机理研究及实例分析

在汽轮机打闸或跳闸时,主汽门关闭时间延长的故障在许多电厂,尤其新机组调试过程中均出现过;以ND83/83/07-1型汽轮机的保安系统为例,对卸荷阀的工作原理,以及快关时间延长的故障机理展开全面分析和研究,并借助具体事例分析对此做了进一步阐述。研究结果表明:主汽门要实现正常快速关闭,必须保证,危急遮断油路工作正常,油动机的控制电磁阀性能良好,进汽阀的阀芯弹簧预紧力符合设计要求,并且卸荷阀内部油路畅通无阻、组件性能正常等。     

我国超(超)临界火电机组实际投运水平评述

文章论述了我国超(超)临界机组投运中实际的热经济性水平及可靠性现状,指出在评估超(超)临界机组节煤、减排效益时应以年度供电煤耗作为主要比较依据;在评估机组可靠性时,宜按投产初期、商业运行和长期运行这几个不同阶段分别进行,并应高度重视SPE对超(超)临界机组长期安全经济运行的影响。最后,还介绍了我国在超(超)临界发电技术方面所实施的一些重大技术创新和优化经验。     

石灰石-石膏湿法脱硫系统的经济运行

介绍台山电厂2×600 MW机组石灰石-石膏湿法烟气脱硫系统实现经济运行的经验,给出了降低电耗、水耗、石灰石耗量的具体措施。两年多的运行实践表明,机组在额定工况下,在保证脱硫效率达95%的前提下,台山电厂脱硫系统多项运行指标均优于设计值。     

机组自启停系统的逻辑设计分析

针对火电机组自启停系统(APS)功能,分析了APS的设计原则,表明APS断点设计是实现机组"一键启停"的关键。以某机组为例,介绍了APS的结构、断点、基本功能模块以及模拟量控制回路等设计方案。实际应用表明,APS大大减少了机组起、停操作,提高了机组自动化控制和安全运行水平。     

300/330MW机组供热改造方案的研究与实施

针对某发电厂采用300/330 MW亚临界机组替代原135 MW超高压机组对外抽汽供热的实际需求,根据区域供热发展形势,制定了具体的抽汽供热改造目标,研究了不同抽汽供热方案对机组运行安全性和经济性的影响程度,对抽汽供热改造和运行中可能出现的问题展开了讨论,有关评估和分析意见为抽汽供热改造项目的分阶段实施提供了技术指导.     

基于光储控制的微电网改进预同步控制及离并网切换策略研究

光储配合的微电网预同步控制和离并网切换策略是保证电网平滑运行的重要支撑。针对微电网和大电网之间存在的电压幅值、相位和频率偏差等问题,基于储能逆变器的V/f控制,引入大电网电压作为控制器参考量,简化预同步控制环节结构,提出一种改进的预同步方法。基于离网到并网负序电流变化,提出孤岛检测方法,确定离网信号的发出。考虑光储电源输出随机性和离并网切换特点,提出两储能单元分时转换V/f控制模式和P/Q控制模式的离-并网切换策略,分时控制降低系统切换冲击。设计离-并网切换试验、并-离网切换试验、三组光储出力并网策略对比实验,仿真运行结果表明,改进预同步方法在保证离-并网电压幅值、频率、相角偏差分别小于1%、±0.1 Hz、5°的同时,结构简单;基于两储能单元切换策略的并-离网切换时间缩短、冲击降低,验证了改进预同步方法和基于两储能单元切换策略的有效性。     

440t/h循环流化床锅炉经济运行研究

赤峰热电厂1号、2号锅炉分别于2006年12月和2007年6月相继投产运行.机组投运初期,多次出现运行工况不稳定、因磨损严重被迫停炉等问题,影响了机组安全经济运行.通过对机组的热力试验,为锅炉的燃烧调整、运行方式及检修人员对设备的治理提供参考数据和建议,使锅炉安全经济运行水平不断提高,提升了锅炉效率,实现了锅炉安全经济运行.     

500 kV智能变电站合并单元运行维护及异常分析

智能变电站中的合并单元作为过程层的核心设备之一,其运行的稳定性和可靠性直接关系智能变电站的安全稳定运行。以华东电网第一座500 kV纯数字化智能变电站吴宁变为例,介绍了现场合并单元的2种配置情况,并对2种配置方案进行了对比;同时结合实际运行维护经验,探讨了合并单元运行维护中的采样同步、220 kV母线电压切换、GOOSE与SV共网以及工作环境等问题;另外通过深入分析合并单元的典型异常案例,提出了合并单元发生双A/D采样不一致、采样无效、通信断链等异常时的处理建议。为今后智能变电站合并单元的运行维护提供了参考。     

含多端柔性互联装置的交直流混合配电网协调控制方法

含柔性互联装置的交直流混合配电网协调控制方法是保证其高效可靠运行需要解决的关键技术之一。文中提出了一种新型的交直流混合配电网的协调控制方法。首先,根据互联装置交流侧运行状态将系统分为了9种不同的运行模式,并依照不同运行模式的控制需求提出了互联装置、储能单元以及光伏发电单元的控制策略。针对下垂控制的直流电压偏差问题,采用直流电压二层控制进行补偿。同时为了避免深度放电,提出了基于荷电状态带有缓冲区的减载算法,能够有效减小直流电压波动,而对于深度充电问题,提出了采用光伏发电单元同时切换至分层直流下垂控制实现直流电压恒定,实现按照容量比例进行均分。最后,通过仿真软件搭建了仿真模型,仿真结果验证了所提出方法的有效性和可行性。     

UG-670／13．7-M2型锅炉启动试运难点分析

阐述了沈海电厂200MW机组UG-670／13．7-M2型锅炉启动调试的过程,针对试运中发生的燃烧器烧损、管式空预器堵塞、过热器爆管等问题进行了分析,可为国内同类机组调试提供借鉴。