汽轮机偏周波运行事故分析

某电厂因汽轮机偏周波运行引起停机事故。基于对汽轮机偏周波运行事故过程的分析,得出高、低压旁路后蒸汽温度波动频繁及事故停机的主要原因是高压排汽逆止门未开启而汽轮机带大负荷、造成高排金属温度高。分析了切除高压缸带大负荷对汽轮机的危害,提出了有关偏周波保护、低旁减温水、高压排汽逆止门的逻辑组态建议。运行实践表明:该逻辑组态方案可以避免事故发生,并且安全、可靠。     

汽轮机启停过程中上下缸温差增大的控制

详细分析了阳城电厂600 MW汽轮机组在启停机过程中出现的高、中压缸上下缸温差异常增大的原因。得出上下缸温差增大的主要原因是:汽机排汽、疏水系统阀门关闭不严,冷的蒸汽通过汽机本体疏水门、高压缸排汽逆止门倒流进入汽缸内;忽视了在汽轮机启、停过程中机组真空值以及汽机本体疏水阀门的开关状态对上下缸温差的影响。着重介绍了如何通过调整机组的真空值以及疏水阀门的开关状态,对启停机过程中汽轮机上下缸温差进行控制,保证汽轮机组的安全启动和停运,为国产汽轮机组在启停过程中上下缸温差控制提供参考和借鉴。     

200MW汽轮机厂用五级抽汽逆止门损坏原因分析

长山热电厂9号机为N200-130-535型中间再热式汽轮机,设计有厂用五级抽汽供给冬季采暖用汽和锅炉暖风器,在1989年10月23日汽轮机甩负荷时,引起厂用五级抽汽逆止门爆破,使机组被迫停运。本文对厂用五级抽汽逆止门损坏原因进行分析,并提出了防范措施。1 损坏过程事故前机组负荷180Mw,厂用五级抽汽停止,由于轴向位移保护误动,主汽门关闭,机组甩负荷至零,同时抽汽逆止门也联动关闭,汽     

水力抽汽逆止门改成气动控制

水力抽汽逆止门改成气动控制浙江梅溪发电厂朱宝铭中小型汽轮机给水回热加热系统中的各段抽汽管道上，均设置抽汽逆上门，以防止汽轮机运行中甩负荷时汽、水倒流入汽轮机内，导致超速、水冲击等恶性事故。由于普通道止门易发生卡涩现象，为提高逆止门动作可靠性，在抽汽逆...     

超超临界汽轮机冷段再热蒸汽管道材料选择

超超临界机组冷段再热蒸汽管道材料的选择主要取决于冷段再热蒸汽管道的设计温度、汽轮机制造厂的特殊要求以及机组最恶劣的运行工况。管道材料必须满足机组在运行、试验、启动及停机期间可能出现的最高工作温度。对于国产引进技术生产的超超临界汽轮机,分析了各种工况下高压缸排汽温度升高的可能性。根据汽轮机高压缸的排汽温度、高压旁路配置容量以及旁路功能,提出了选择冷段再热蒸汽管道材料的相应方案。     

100MW机组抽汽逆止门保护回路的改进

抽气逆止门保护的作用是当机组在事故状态下(如主汽门关闭或发电机事故跳闸时),防止抽汽反冲汽轮机造成事故。我厂十万千瓦机组逆止门保护采用双位电磁阀(即有开启和关闭作用),当事故时(如主汽门关闭或发电机跳闸),通过必要的联锁装置使逆止门电磁阀动作开启,凝结水通过电磁阀作用在各抽汽逆止门上部,用水压使各抽汽逆止门关闭,切断抽汽汽源,对汽轮机组起到了保护作用。     

1 000 MW二次再热汽轮机轴封系统问题分析及对策

国电泰州3号机组的顺利投产标志着百万千瓦等级二次再热燃煤发电机组正式进入商业运行。机组运行参数优良,但在调试的过程中出现了轴封温度低、机组跳闸后轴封压力低、轴封温度波动大、轴封压力波动大和因轴封蒸汽倒流导致超高压缸排汽温度高等问题。针对这些问题进行了详细分析,认为是由于二次再热排汽温度高、轴封漏气量大、轴封减温水雾化效果差、轴封温度控制逻辑不符合二次再热特点、超高压缸第一级轴封引出管未设计安装逆止门等原因造成,并提出采用轴封电加热器、改善轴封减温水喷嘴、修改轴封温度控制逻辑、增加引出管逆止门等方法加以解决,为今后相同和相似机组的调试运行提供了参考。     

无旁路300 MW 机组甩负荷试验

介绍了上海汽轮机厂(上汽)无旁路机组甩负荷试验情况,对试验过程进行了分析.并对无旁路300MW机组甩负荷试验过程中出现的汽轮机调速系统振荡、机组难以在短时间内维持空负荷运行、高压缸排汽温度上升较快等问题,提出了技术措施.     

电厂汽轮机高压调门并网后故障的处理分析

针对珠海电厂＃１机组在抢修结束并网后汽轮机高压调门 GV１突然关闭事故进行原因分析,在不停机情况下在线修改高压调门的控制逻辑,并通过不同负荷段试验论证３个正常高压调门带负荷情况,以保证机组在负荷不受限下安全运行。     

电厂汽轮机高压调门并网后故障的处理分析

针对珠海电厂#1机组在抢修结束并网后汽轮机高压调门GV1突然关闭事故进行原因分析,在不停机情况下在线修改高压调门的控制逻辑,并通过不同负荷段试验论证3个正常高压调门带负荷情况,以保证机组在负荷不受限下安全运行。