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【行业知识】汽轮发电安全技术措施(2)
编辑录入:电力网     发布时间:2011-03-24    

  七、防止汽轮机转子弯曲

  1.应具备和熟悉掌握的资料。

  1.1转子安装原始弯曲的最大晃动值(双振幅),最大弯曲点的轴向位置及在圆周方向的位置。

  1.2大轴弯曲表测点安装位置转子的原始晃动值(双振值),最高点在圆周方向的位置。

  1.3机组正常起动过程中的波德图和实测轴系临界转速。

  1.4正常情况下盘车电流和电流摆动值,以及相应的油温和顶轴油压。

  1.5正常停机过程的惰走曲线,以及相应的真空和顶轴油泵的开启时间。紧急破坏真空停机过程的惰走曲线。

  1.6停机后,机组正常状态下的汽缸主要金属温度的下降曲线。

  1.7通流部分的轴向间隙和径向间隙。

  1.8应具有机组在各种状态下的典型起动曲线和停机曲线,并应全部纳入运行规程。

  1.9记录机组起停全过程中的主要参数和状态。停机后定时记录汽缸金属温度、大轴弯曲、盘车电流、汽缸膨胀、胀差等重要参数,直到机组下次热态起动或汽缸金属温度低于150℃为止。

  1.10系统进行改造、运行规程中尚未作具体规定的重要运行操作或试验,必须预先制定安全技术措施,经上级主管部门批准后再执行。
   
  2.汽轮机起动前必须符合以下条件,否则禁止起动。

  2.1大轴晃动、串轴、胀差、低油压和振动保护等表计显示正确,并正常投入。

  2.2大轴晃动值不应超过制造厂的规定值,或原始值的±0.02mm。

  2.3高压外缸上、下缸温差不超过50℃,高压内缸上、下缸温差不超过35℃。

  2.4主蒸汽温度必须高于汽缸最高金属温度50℃,但不超过额定蒸汽温度。蒸汽过热度不低于50℃。

  3.机组起、停过程操作措施。

  3.1机组起动前连续盘车时间应执行制造厂的有关规定,至少不得少于2—4h,热态起动不少于4h。若盘车中断应重新计时。

  3.2机组起动过程中因振动异常停机必须回到盘车状态,应全面检查、认真分析、查明原因。当机组已符合起动条件时,连续盘车不少于4h才能再次起动,严禁盲目起动。当盘车盘不动时,决不能采用吊车强行盘车,采取以下闷缸措施,以清除转子热弯曲,防止转子发生永久弯曲。

  3.2.1尽快恢复润滑油系统向轴瓦供油。

  3.2.2迅速破坏真空,停止快冷。

  3.2.3隔离汽轮机本体的内、外冷源,消除缸内冷源。

  3.2.4关闭进人汽轮机所有汽门以及所有汽轮机本体、抽汽管道疏水门,进行闷缸。

  3.2.5严密监视和记录汽缸各部分的温度、温差和转子晃动随时间的变化情况。

  3.2.6当汽缸上、下温差小于50℃时,可手动试盘车,若转子能盘动,可盘转180°进行自重法校直转子,温度越高越好。

  3.2.7转子多次180°盘转,当转子晃动值及方向回到原始状态时,可投连续盘车。

  3.2.8开启顶轴油泵。

  3.2.9在不盘车时,不允许向轴封送汽。

  3.3停机后立即投入盘车。当盘车电流较正常值大、摆动或有异音时,应查明原因及时处理。当汽封摩擦严重时,将转子高点置于最高位置,关闭汽缸疏水,保持上下缸温差,监视转子弯曲度,当确认转子弯曲度正常后再手动盘车180°。当盘车盘不动时,严禁用吊车强行盘车。

  3.4停机后因盘车故障暂时停止盘车时,应监视转子弯曲度的变化,当弯曲度较大时,应采用手动盘车180℃,待盘车正常后及时投入连续盘车。

  3.5机组热态起动前应检查停机记录,并与正常停机曲线进行比较,若有异常应认真分析,查明原因,采取措施及时处理。

  3.6机组热态起动投轴封供汽时,应确认盘车装置运行正常,先向轴封供汽,后抽真空。停机后,凝汽器真空到零,方可停止轴封供汽。应根据缸温选择供汽汽源,以使供汽温度与金属温度相匹配。

  3.7疏水系统投入时,严格控制疏水系统各容器水位,注意保持凝汽器水位低于疏水联箱标高。供汽管道应充分暖管、疏水,严防水或冷汽进入汽轮机。

  3.8停机后应认真监视凝汽器、高压加热器水位和除氧器水位,防止汽轮机进水。

  3.9起动或低负荷运行时,不得投入再热蒸汽减温器喷水。在锅炉熄火或机组甩负荷时,应及时切断减温水。

  3.10汽轮机在热状态下,若主、再蒸汽系统截止门不严密,则锅炉不得进行打水压试验。

  4.发生下列情况之一,应立即打闸停机。

  4.1机组起动过程中,在中速暖机之前,轴承振动超过0.03mm。

  4.2机组起动过程中,通过临界转速时,轴承振动超过0.10mm或相对轴振动值超过0.260mm,应立即打闸停机,严禁强行通过临界转速或降速暖机。

  4.3机组运行中要求轴承振动不超过0.03mm或相对轴振动不超过0.080mm,超过时应设法消除,当相对轴振动大于0.260mm应立即打闸停机;当轴承振动变化±0.015mm或相对轴振动变化±0.05mm,应查明原因设法消除,当轴承振动突然增加0.05mm,应立即打闸停机。

  4.4高压外缸上、下缸温差超过50℃,高压内缸上、下缸温差超过35℃。

  4.5机组正常运行时,主、再热蒸汽温度在lOmin内突然下降50℃。

  5.应采用良好的保温材料(不宜使用石棉制品)和施工工艺,保证机组正常停机后的上下缸温差不超过35℃,最大不超过50℃。

  6.疏水系统应保证疏水畅通。疏水联箱的标高应高于凝汽器热水井最高点标高。高、低压疏水联箱应分开,疏水管应按压力顺序接入联箱,并向低压侧倾斜 45°。疏水联箱或扩容器应保证在各疏水门全开的情况下,其内部压力仍低于各疏水管内的最低压力。冷段再热蒸汽管的最低点应设有疏水点。防腐蚀汽管直径应不小于76mm。

  7.减温水管路阀门应能关闭严密,自动装置可靠,并应设有截止门。

  8.门杆漏汽至除氧器管路,应设置逆止门和截止门。

  9.高压加热器应装设紧急疏水阀,可远方操作和根据疏水水位自动开启。

  10.高、低压轴封应分别供汽。特别注意高压轴封段或合缸机组的高中压轴封段,其供汽管路应有良好的疏水措施。

  11.机组监测仪表必须完好、准确,并定期进行校验。尤其是转子弯曲表、振动表和汽缸金属温度表,应按热工监督条例进行统计考核。

  12.凝汽器应有高水位报警并在停机后仍能正常投入。除氧器应有水位报警和高水位自动放水装置。

  13.严格执行运行、检修操作规程,严防汽轮机进水、进冷汽。

  八、防止发电机定子相间短路

  1.防止定子绕组端部松动引起相间短路。发电机在运行时,绕组上要承受100Hz(2倍工频)的交变电磁力,由此产生100Hz的绕组振动。由于该交变电磁力与电流的平方成正比,故在容量越大的发电机中,绕组承受的激振力就越大。由于定子绕组端部结构类似悬臂梁,难于像槽中线棒那样牢固固定,因此,较易于受到电磁力的破坏。通常,设计合理、工艺可靠的端部紧固结构可以保证发电机在正常振动范围内长期安全运行,但是,设计和制造质量不良的发电机,有可能在运行一段时间后发生端部紧固结构的松动,进而使线棒绝缘磨损,若不及时处理,最终将发展成灾难性的相间短路事故。定子绕组端部松动引起的线棒绝缘磨损而造成的相间短路事故,具有突发性和难于简单修复的特点,损失往往极为严重

  2.防止定子绕组相间短路。加强对发电机环形接线、过渡引线、鼻部手包绝缘、引水管水接头等处绝缘的检查。按照《电力设备预防性试验规程》,对定子绕组端部手包绝缘加直流电压测量,不合格的应及时消缺。

  九、防止发电机非全相运行

  防止发电机非全相运行。发电机变压器组的主断路器出现非全相运行时,其相关保护应及时起动断路器失灵保护,在主断路器无法断开时,断开与其连接在同一母线上的所有电源。

  十四、防止发电机非同期并网

  发电机非同期并网过程类似电网系统中的短路故障,其后果是非常严重的。发电机非同期并网产生的强大冲击电流不仅危及电网的安全稳定,而且对并网发电机组、主变压器以及汽轮发电机组的整个轴系也将产生巨大的破坏作用。

  为了避免发电机非同期并网事故的发生,在第一次并网前必须进行以下工作。

  A.对同期回路进行全面、细致的校核(尤其是同期继电器、整步表和自动准同期装置应定期校验)。条件允许的可以通过在电压互感器二次侧施加试验电压(注意必须断开电压互感器)的方法进行模拟断路器的手动准同期及自动准同期合闸试验。同时检查整步表与自动准同期装置的一致性。

  倒送电试验(新投产机组)或发电机一变压器组带空载母线升压试验(检修机组)。校核同期电压检测二次回路的正确性,并对整步表及同期检定继电器进行实际校核。

  B.假同期试验。进行断路器的手动准同期及自动准同期合闸试验,同期(继电器)闭锁试验,检查整步表与自动准同期装置的一致性。

  C.断路器操作控制二次回路电缆绝缘满足要求。

  D.核实发电机电压相序与系统相序一致。

  E.此外,发电机在自动准同期并网时,必须先在“试验”位置检查整步表与自动准同期装置的一致性(以防止自动准同期装置故障),然后“投入”自动准同期装置并网。

  十、防止发电机内遗留金属异物

  1.建立严格的现场管理制度,防止锯条、螺钉、螺母、工具等金属杂物遗留在定子内部,特别应对端部线圈的夹缝、上下渐伸线之间位置作详细检查。

  2.大修时应对端部紧固件(如压板紧固的螺栓和螺母、支架固定螺母和螺栓、引线夹板螺栓、汇流管所用卡板和螺栓等)紧固情况以及定子铁芯边缘矽钢片有无断裂等进行检查。

  十一、防止转子一点接地,当发电机的转子绕组发生一点接地时,应立即查明故障点与性质。如系稳定性的金属接地,应立即停机处理。

  十二、防止励磁系统故障

  1.有进相运行工况的发电机,其低励限制的定值应在制造厂给定的容许值和保持发电机静稳定的范围内,并定期校验。

  2.自动励磁调节器的过励限制和过励保护的定值应在制造厂给定的容许值内,并定期校验。

  3.励磁调节器的自动通道发生故障时应及时修复并投入运行。严禁发电机在手动励磁调节(含按发电机或交励磁机的磁场电流的闭环调节)下长期运行。在手动励磁调节运行期间,在调节发电机的有功负荷时必须先适当调节发电机的无功负荷,以防止发电机失去静态稳定性。

  4.在电源电压偏差为 10%——15%、频率偏差为 4%——6%时,励磁控制系统及其继电器、开关等操作系统均能正常工作。

  5.在机组起动、停机和其他试验过程中,应有机组低转速时切断发电机励磁的措施。

  励磁系统是维持发电机运行的核心,其作用不仅在于在发电机正常运行时,为发电机转子提供基本的磁场能量,也在于当电力系统发生突然短路或突加负荷、甩负荷时,自动对发电机进行强行励磁或强行减磁,以提高电力系统运行稳定性和可靠性,也在于当发电机内部出现短路时,对发电机励磁系统绕组进行灭磁,以避免事故的扩大。因此,要求发电机运行时励磁调节器必须投入自动通道,不允许使用恒流电源或手动通道。否则,可能导致事故的发生。

  6.励磁系统故障主要是欠励(失磁)、过励(转子过负荷)和过激磁(V/F),其对发电机危害较大。为此,在励磁系统的选型、调试、检修及运行维护中,必须注意做好以下工作。

  1)励磁系统低励限制的定值经过认真计算(包括静稳定极限和电网暂态稳定的核定,并留有一定的稳定余度)和整定后,必须通过进相试验实际检验,机组才可以进相运行。另外,进相运行的机组应装设发电机功角仪,以便于运行监视。进相运行时,发电机功角应在控制在70°以内。

  2)在计算和整定励磁调节器过励限制定值时,必须保证调节器过励限制、过励保护及发电机转子过负荷保护的阶梯关系。即过励时,首先是调节器过励限制动作,其次是过励保护,最后一道防线才是发电机转子过负荷保护。

  3)励磁调节器的过激磁限制定值应小于发电机一变压器组过励磁保护定值,确保在发电机电压升高或转速下降时,首先由励磁调节器的过激磁将发电机励磁电流限制在安全范围内。由于大部分的励磁系统在机组起动、停机、励磁手动方式、备励运行及其他试验过程中没有过激磁限制功能,故应注意完善发电机一变压器组过激磁保护,并且在计算定值时要考虑主变压器及高压厂用变压器的过励磁能力。

  4)应加强对运行人员就在发电机失磁、过励(误强励)及转速下降等情况下的处理方法的培训。

  运行中的发电机失磁,当达不到失磁保护跳机条件时,机组将进入异步运行状态。这时,运行人员必须首先快速减负荷,然后实施其他处理措施。有条件的机组应考虑增加失磁保护至DEH的快速减负荷联锁回路。

  发电机强励过程也是转子过载(发热)的过程。所以当发电机误强励或正常强励后不能正常返回,并且转子过负荷保护又不能正常投入(如备励运行等工况)时,必须在短时间内强行灭磁(过励限制定值是1.8—2.0倍额定励磁电流时,强励10s,发电机转子强励通常不允许超过30s,具体时间见厂家说明书)。

  对于启动过程中的发电机,当机组达到额定转速并且调速系统运行正常之前,绝对禁止对发电机进行励磁升压。对于额定转速下已经升压等待并网、已经解列准备停机或进行其他试验等情况下空载运行的发电机,如出现转速下降的情况,应立刻分断磁场开关强行灭磁。

  5)全静态励磁系统中,励磁变压器应配置过电流保护,不应采取高压熔断器作为保护措施。

  十三、防止继电保护事故

  1.高度重视继电保护工作,充实配备技术力量,加强继电保护工作人员专业技能和职业素质的培训,保持继电保护队伍的稳定。

  2.要认真贯彻各项规章制度及反事故措施,严格执行各项安全措施,防止继电保护“三误”事故的发生。同时杜绝继电人员人为责任造成的“误触、误碰、误整定、误接线”事故。

  3.确保发电机、变压器的安全运行,重视发电机、变压器保护的配置和整定计算,包括与相关线路保护的整定配合。
   
  4.保证继电保护操作电源的可靠性,防止出现二次寄生回路,提高继电保护装置抗干扰能力。


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