余热发电系统典型故障分析处理.doc

余热发电系统典型故障分析处理

随着集团余热发电系统的不断投产运行，暴露出的问题或故障也会逐步增多，为确保投产机组在后期均能安全、稳定、高效的运行，避免类似故障的重复发生，现将前期投产机组发生的一些共性问题或故障进行了梳理、分析如下：
一、汽轮机凝汽器真空下降案例分析
㈠、凝汽器真空下降的现象
①、凝汽器传热端差不断增大，最高已达到15℃左右（设计值为3-10℃）；
②、凝结水温度升高；
③、凝汽器排汽室温度升高，在最低真空下，排汽室温度达到53℃左右；
④、真空泵吸入口压力表显示真空度值比DCS画面显示值高将-8KPa；
⑤、冷却水泵出口压力偏大；
⑥、真空泵分离箱水温较高，一般要求低于40℃；
⑦、凝汽器冷却水进、出水温差仅为7℃，设计在10℃以内；
⑧、在相同蒸汽参数下机组的发电负荷降低。
㈡、凝汽器真空偏低原因
根据相关运行数据分析和停机检查主要有以下七点是造成真空度偏低的主要原因：
①、因凝汽器内部管道杂物较多，导致铜管堵塞，凝汽器冷却水流量下降；
②、由于冷却水水质管理不到位，导致凝汽器铜管内壁结垢，凝汽器换热效果降低；
③、由于水环式真空泵换热器堵塞、结垢，导致分离箱水温较高，影响真空泵喷射器内部介质速度，真空泵工作效率下降；
④、冷却塔散水嘴堵塞较多，导致冷却塔冷却效果下降，冷却水温度升高；
⑤、凝汽器冷却水进水室与回水室隔板出现渗漏，造成部分冷却水未进入凝汽器受热面进行换热，而直接回到凝汽器冷却水回水管；
⑥、真空泵喷射器内部结垢，造成内部通流面积下降，影响真泵的效率；
⑦、冷却塔填料和分离器上部存在轻微结垢，影响冷却塔的冷却效果。
㈢、处理方法及结果
利用停机检查期间有针对性地作了以下几点工作：
①、凝汽器内部进行检查，并将内部杂物清理，同时对冷却塔内部进行清扫；
②、凝汽器进行灌水试验，检查凝汽器真空严密性，并没发现漏点；
③、凝汽器冷却水进水室与回水室隔板进行了堵漏处理；
④、两台真空泵密封水换热器全面进行了清理；
⑤、冷却塔填料、分离器和喷嘴进行了清理；
⑥、开机后在相同负荷下，真空度提高了-2KPa左右，但仍未达到或接近设计值；
㈣、下阶段在开机期间准备作如下工作：
①、根据要求加大对冷却水质的控制力度，通过排污(一周至少对冷却塔水池水进行两次置换)严格控制冷却水的电导率，浓缩倍率在2.5-3.5之间;
②、外请酸洗厂家利用在线对凝汽器进行酸洗，清除凝汽器换热面内部垢质；
③、外请循环冷却水系统化学处理厂家有针对性地对现有冷却水进行配药，确保凝汽器内部结垢状况得到有效改善。
㈤、防范措施
①、加强冷却水水质管理，针对凝汽器铜管结垢现象制定相应的换药及酸洗计划；
②、加强真空泵密封水温度的监控力度，并定期对真空泵换热器进行在线清洗；
③、随着环境温度的升高，使用射水抽汽器的机组应加强对射水箱温度的监控（射水箱温度一般在35℃左右），必要时加大射水箱的外排水流量；
④、根据工厂水质情况，有针对性对冷却水进行外排或置换，确保循环水浓缩倍数不超过3.5;
⑤、利用停机为契机，对冷却塔喷嘴、分离器、填料及凝汽器内部进行清理；
⑥操作过程中，尽量保持冷却水池高水位控制，始终保持溢流最佳。
二、汽轮机油系统故障分析
机组在调试和运行过程中，部分子公司油系统安全油压、OPC、AST、控制油压、润滑油压都出现过偏低或无法建立等情况，导致机组无法挂闸或主汽门不能完全打开、高调门动作缓慢等现象。现对油系统故障进行综合分析如下：
㈠、油系统故障的现象
①、安全油压无法建立，主汽门打不开；
②、油压偏低，主汽门动作缓慢，不能完全打开；
③、控制油压波动，调节汽门动作缓慢或调节汽门波动；
④、OPC、AST油压偏低；
⑤、润滑油压偏低，油温偏高，轴瓦温度上升。
㈡、油系统故障原因分析
①、油质较差，导致油系统管路堵塞或油路不畅,如润滑油或控制油过滤出现堵塞现象,油压无法建立；
②、油箱油位偏低，导致高、低压注油器不能正常工作，压力油和润滑油压无法建立；
③、油温过低时运行粘度系数增大，安全油建立速度较慢，造成主汽门打不开，正常应控制在35～45℃之间；
④、OPC、AST电磁阀底座内部有杂物或密封圈损坏，出现现象泄漏现象，导致OPC、AST油压波动，油压达不到设计值0.8MPa以上；
⑤、DDV阀以及底座内部有杂物，导致调节系统动作缓慢或不能动作,主调门不断漂移,给中控操作带来一定困难；
⑥、油系统管路安装不规范，没有严格按照设计图纸进行施工,如铜陵一期安全油和调节油管均未按设计要求安装，造成安全油压无法建立及主调节门不能自动调节。
㈢、处理措施
①、安全油压、OPC、AST油压偏低或异常波动时，应对电磁阀底座进行检查清洗，检查底座内部是否有杂物，电磁阀芯上的密封圈是否完好无损，若密封圈损坏应及时更换；
②、调节油压偏低或异常波动时，应对DDV阀及底座进行检查，检查DDV阀及底座内是否有杂物，接触面是否吻合完好，并对底座用汽油清洗，以及通过DDV阀旋转手柄对油压进行重新调节；
③、当油系统故障处理后，应挂闸看主汽门动作情况是否正常，并检查调节汽门是否有零点和量程漂移，如存在上述情况，应对调节气门重新做“阀门标定”实验；
④、安全油压偏低时，通过远方挂闸，看挂闸电磁铁和危机遮断指示器动作是否存在卡涩情况，如卡涩，可能导致油路不畅，安全油压偏低。应及时做相应处理或更换。
㈣防范措施
①、加强对油系统的监控力度，同时定期对油过滤器进行清洗，以保证油质；
②、组织相关专业技术人员对油质进行检测，防止油质恶化；
③、发电操作人员加强油系统油质和油压的监测，注意油温、油压、油位的变化；
④、根据油质情况，及时投入油净化器装置运行，保证油质合格；
⑤、停机检修时间对油系统管路出现泄漏处进行处理；
⑥、对于没有按照设计图纸施工的管道，利用停机时间进行更换。
三、锅炉爆管事故案例分析
集团目前投产机组，其中宁国1#、3#，池州1#、池州2#、荻港、建德、铜陵、怀宁锅炉均不同时段发生爆管事故，对设备的安全运行造成一定的影响，并导致锅炉负荷降低，影响发电量。现对产生爆管的现象、原因、处理及防范措施作如下介绍：
㈠、锅炉发生爆管的现象
①、汽包水位下降较快；
②、纯水消耗量明显增大
③、蒸汽压力和给水压力下降；
④、给水量不正常大于蒸汽流量；
⑤、排烟温度升高；
⑥、轻微泄漏时，有蒸汽喷出的响声，爆破时有显著的响声。
㈡、锅炉受热面损坏的主要原因
①、锅炉质量不良，水处理方式不正确，化学监督不严，未按规定排污，致使管内结垢腐蚀；
②、制造、检修或安装时管子或管口被杂物堵塞，致使水循环不良引起管壁过热，产生鼓包或裂纹；
③、管子安装不当，制造有缺陷，材质不合格，焊接质量不良；
④、锅炉负荷过低，热负荷偏斜或排污量过大，造成水循环平衡被破坏；
⑤、升温升压时受热面联箱或受热面受热不均，出现过局部热应力变化，造成焊口出现裂纹；
⑥、锅炉高速含尘废气与受热面冲刷磨损严重，致使受热面管壁变薄；
⑦、锅炉循环水流量偏低，导致管壁热负荷过大，发生爆管。
㈢、处理措施
①、应立即停炉，全关入口挡板，全开旁路挡板，关闭锅炉主蒸汽截止阀；
②、如损坏严重时致使锅炉汽压迅速降低，给水消耗太多，经增加给水仍不能保持汽包水位时应停止给水；
③、锅炉入口风温降至100℃以下时，压力低至0.1MPa时，锅炉进行放水；
④、进入锅炉后发现漏点，采取两头封堵的方式进行处理，暂时退出运行；
⑤锅炉故障处理完毕后，必须经水压试验合格后方可投入运行。
㈣、防范措施
①、加强炉水监控力度，严格遵照操作规程定期对炉进行排污操作；
②、加强对锅炉入口废气温度的控制，防止锅炉长时间超温运行，造成受热面损坏；
③、严格按照锅炉升温升压操作规程进行操作，严格杜绝升温升压过快现象；
④、利用停机检修时间对锅炉均布板及受热面进行严格检查，防止锅炉受热面磨损，并对PH锅炉强制循环水泵出口滤网进行清洗；
⑤、加强锅炉加药药品的监控管理力度，保证药品质量合格。
四、主蒸汽带水故障分析
主蒸汽带水是一种恶性事故，如处理不及时，会导致管道振动加剧，汽轮机入口主蒸汽温度下降，严重时可导致汽轮机发生水击现象，使高温下工作的蒸汽室、汽缸、转子等金属件骤然冷却，而产生很大的热应力和热变形，导致汽缸发生拱背变形，产生裂纹，并能使汽缸法栏结合面漏汽，胀差负值增大，汽轮机动静部分发生碰摩损伤；转子发生大轴弯曲，同样也使动静部分发生碰摩，这些都将引起机组发生强烈振动。
㈠、主蒸汽带水的现象
①、汽轮机热效率下降；
②、汽包水位发生剧烈波动，汽包水位计模糊不清；
③、过热蒸汽温度迅速下降；
④、严重时，蒸汽管道内发生水冲击。
㈡、主蒸汽带水的原因
①、炉水水质不合格，蒸汽和炉水的含盐量增大；
②、锅炉入口风温和风量波动较大，造成负荷波动剧烈；
③、锅炉汽包内的汽水分离装置有缺陷或水位过高；
④、锅炉带负荷时过快，造成水位上升过快；
⑤、两炉共用一个汽包的系统在带负荷时不同步，造成汽水共腾；
⑥、系统疏水阀位置设计不合理，管道积水不能及时排除。
㈢、处理措施
①、如主蒸汽温度下降过快，在1分钟之内下降超过50℃，应立即打闸停机；
②、开启汽缸缸体和主蒸汽管道上的所有疏水阀门，进行充分排水；
③、蒸汽带水原因查明后，重新启动锅炉，进行暖管；
④、在打闸停机期间，应密切注意汽轮机惰走过程中机组转动声音和推力轴承工作情况，如惰走时间正常，经过充分排出疏水，主蒸汽温度恢复后，可以重新启动机组。
㈣、防范措施
①、加强炉水监控，保证炉水水质合格，必要时加大连续排污量或定期排污次数；
②、发现水位异常时，中控和现场应及时核对水位，必要时冲洗水位计，保证汽包水位在正常范围内；
③、发生蒸汽带水时，适当降低锅炉蒸发量，并保持锅炉稳定运行；
④、两炉共用一个汽包的系统在带负荷中应保持同步性，防止汽水共腾，同时保持系统疏水正常；
⑤、若因给水自动调整失灵而影响水位升高时，应手动关小给水阀，减小给水量，如果水位继续升高，应开启事故放水阀或排污阀。
五、凝结水泵故障分析
凝结水泵在发电系统中起着举足轻重的作用，正常运行过程中必须保证两台泵能够互为备用，但由于其特殊的运行工况，造成在调试和运行过程中凝结水泵故障率较高，池州一期、英德龙山、芜湖海螺等子公司，先后出现由于凝结水泵故障导致机组停机的事故。
㈠、凝结水泵故障的现象
①、凝结水泵出口压力降低、电机电流减小;
②、凝结水泵出口流量降低；
③、凝结水泵振动增大；
④、凝结水泵出力降低后，凝汽器水位升高，真空度下降。
㈡、凝结水泵故障原因分析
①、凝汽器水位较低或出现虚假水位，导致泵入口压力降低，泵效率下降;
②、凝结水泵在运行过程中部分进口处管道、阀门或法兰发生泄漏，使得空气漏入泵体内，导致水泵发生汽蚀，水泵工作能力下降；
③、平衡阀未及时打开，导致泵内的气体无法排至凝汽器；
④、系统管道没有冲洗干净，水泵吸入口或汽封凝汽器入口有异物堵塞，导致凝结水流量偏低；
⑤、地脚螺栓松动或水泵轴承与电机轴承的中心不一致，导致凝结水泵振动增加；
⑥、凝结水泵各轴承润滑不够充分，导致轴承磨损严重，振动增加。
㈢、处理措施
①、在运行过程中如发现凝结水泵出口压力降低、电机电流减小，立即通知现场切换备用泵，保证系统正常运行；
②、密切监视凝汽器水位，同时注意系统真空度的变化；
③、控制好锅炉负荷，防止锅炉缺水；
④、当两台凝结水泵同时出现故障，短时间内不能得到处理时，要及时打闸停机。
㈣、防范措施
①、在启动凝结水泵前认真检查水泵吸入口管道是否存在泄露现象，及时排空管道及泵内空气;
②、在启动凝结水泵前检查确认备用泵是否运转灵活自如;
③、在启动凝结水泵前检查确认备用泵轴承润滑油位是否正常;
④、发电操作人员应控制并监控好凝汽器水位，并及时与现场核对水位;
⑤、在运行过程中加强对凝结水泵入口压力、出口压力、电机电流、凝结水流量等参数的监控，必要时切换备用泵运行；
⑥、加强对凝结水泵日常的维护与保养，确保两台水泵能够互为备用；
⑦、及时冲洗、清理管道内部杂物，确保凝结水系统正常运行。

余热发电：姜 儒

2011-6-14