做好汽轮机经济分析与仪表分析的秘笈,看完此文,必有收获~

热电圈

一个属于供热发电人自己的圈子!!

1.再热蒸汽压力和温度变化对机组经济性有什么影响?

再热蒸汽的压力总是低于髙压缸的排汽压力。这个减少的数值即为再热器压损。产生压损的原因是蒸汽从高压缸排出后,由于经过再热器及其管道进人中压缸,压力将有不同程度的降低。再热器压损一般是以百分比(即蒸汽通过再热 器系统的压力损失与髙压缸排汽压力之比)来表示的。

  正常运行中,再热蒸汽压力是随着主蒸汽流量变化而改变的。再热器压损的大小,对整个汽轮机的经济效果有着显著的影响,国产200MW双机组再热器压损变化1%,热耗变化约0.1%

  再热蒸汽温度升髙时,用喷水减温的方法虽可使汽温降低,但不利经济性,再热蒸汽喷水每增加1%,国产200MW机组,将使热耗增加0.1%~0.2%。再热蒸汽温度升髙5℃, 热耗减少0.111%外,再热蒸汽温度降低5℃,热耗增加0.125%。

2.影响汽轮发电机组经济运行的主要技术参数和经济指标有哪些?

  影响汽轮发电机组经济运行的主要技术参数和经济指标有:汽压、汽温、真空度、给水温度、汽耗率、热耗率、循环水泵耗电率、给水泵耗电率、高压加热器投入率、凝汽器端差、凝结水过冷度、汽轮机热效率等。

3.汽轮机通流部分结垢对安全经济运行有什么影响?

汽轮机通流部分结垢后,由于通流部分面积减小,因而蒸汽流量減少,叶片的效率也因而降低,这些必然导致汽轮机负荷和效率的降低。通流部分结垢会引起级的反动度变化, 导致汽轮机轴向推力增加,机组安全运行受到威胁。

  新蒸汽品质不合格时,有可能在儿十小时甚至十几小时的短时间内就会造成通流部分的严重结垢。髙压汽轮机的通流面积较小,所以比中低压汽轮机对结垢的影响更为敏感。结垢以后对汽轮机运行的安全性威胁也更大。

  如果所结盐垢为可溶性的,则可采用低温蒸汽冲洗。如结有非溶性盐垢,必须停机用冲冼、喷砂或药物清除。

  由于汽轮机通流部分严重结垢,有的超临界压力机组在运行一年后,汽轮机效率下降达6%。

4.为什么汽轮机采用变压运行方式能够取得经济效益?

汽轮机变压运行(滑压运行)能取得经济效益的原因主要有以下几点:

(1)通常低负荷下定压运行,大型锅炉难于维持主蒸汽 及再热蒸汽温度不降低,而变压运行时,锅炉较易保持额定的主蒸汽和再热蒸汽温度。当变压运行主蒸汽压力下降,温度保持一定时,虽然蒸汽的过热焓随压力的降低而降低,但由于饱和蒸汽焓上升较多,总焓明显升高,这一点是变压运行取得经济性的重要因素。

(2)变压运行汽压降低汽温不变时,汽轮机各级容积流量、流速近似不变,能在低负荷时保持汽轮机内效率不下降。

(3)变压运行,高压缸各级、包括高甩缸排汽温度将有所升高,这就保证了再热蒸汽温度,有助于改善热循环效率。

(4)变压运行时允许给水压力相应降低,在采用变速给水泵时可显著地减少给水泵的用电。此外,给水泵降速运行, 对减轻水流对设备侵蚀,延长给水泵使用寿命有利。

5.哪些情况下不适宜釆用汽轮机变压运行方式?

汽轮机采用变压运行方式经济性的损失,因机组结构、额定参数、对比的运行方式不同而各异,需要具体分析,不能笼统地认为变压运行一定比定压运行经济。

一般说额定压力愈高变压运行经济性愈好。有一种观点认为,额定压力在13.0MPa以下及不具备变速给水泵就难以保证变压运行的经济性。

6. 如何来根据不同负荷确定经济的变压运行方式?

国产200MW中间再热机组以低负荷运行方式担负调峰任务吋,应该采用如下的混合变压运行方式:当负荷髙于80%额定负荷时,采用喷嘴调节定压运行;当负荷低于80%时,切换为两个调节汽门全开变压运行。国产N125中间再热机組同样是80%额定负荷以上定压运行,80%额定负荷以下,三个调节汽门全开滑压运行经济性为好。国产机组在不同运行方式下的供电煤耗率,根据实验数据计算比较如下:50%额定负荷下运行时,定压运行机组的供电煤耗率为370.5g/kwh,滑压运行机组的供电煤耗率为356.84g/kwh;但在80%以上负荷时,定压运行反而优于滑压运行,其煤耗率前者336.9g/kwh,后者则为342.4g/kwh,而且从理论上说,当初压下降5MPa时,应切换为滑压运行,以保证热效率不致过分降低。

7.汽轮机轴封系统的完善程度对运行经济性有何影响? 如何进行改进以提高经济性?

  汽轮机的轴封系统是指门杆漏汽、轴封漏汽及其回收利用系统。通常汽轮机的轴封漏汽、门杆漏汽都回收用于回热系统,用以加热主凝结水或给水,达到提高经济性的目的。从热平衡角度分析,如果忽略轴封管道系统的散热损失,各处渗漏的工质和热量全部得到回收利用,没有热量损失。而如果从能量利用角度或能量平衡角度分析,则不仅存在做功能力损失,而且能反映回收利用系统的完善性。

多数运行机组的轴封利用系统是有改进余地的。主要有两点:

(1)最根本的方面是改进汽封结构和合理调整汽封间隙, 使漏汽量减少,相应地做功损失也就减小了。

(2)将渗漏蒸汽回收利用在较髙能级上。回收利用能级越高,能量回收率就越大,做功损失就越小。这是改进轴封利用系统,节约能源的一条原则,伹是漏汽可能利用的能级, 主要取决于汽封结构和参数。

8.射汽抽气器汽源与运行经济性有什么关系?

射汽抽气器的汽源,可以是新蒸汽,也可以是高压除氧器汽平衡管的蒸汽。由于抽气器的耗汽,新蒸汽的做功能力下降,机组的经济性将相应下降。使用新蒸汽汽源,由于其能位高,损失的做功能力就大。使用除氧器汽平衡管的汽源, 由于蒸汽的能位不是太高,相应的做功能力损失较小,与新蒸汽汽源相比,其经济性相对较高。在定压除氧时,该汽源压力稳定,抽气器工作可靠,所以大型机组多数采用这种汽源系统。

9.化学补充水进入热力系统的方式哪一种经济性为好?

  化学补充水进人热力系统的方式通常有两种。一种是将化学补充水补人除氧器,另一种是从凝汽器补人。从凝汽器补入时,化学补充水可以在凝汽器中实现初步除氧。当扑充水温度低于凝汽器排汽温度时,如果补充水以喷雾状态进人凝汽器喉部,则可面收利用一部分排汽废热,改善凝汽器的真空。同时,由于补充水流经低压加热器,利用低能位抽汽逐级进行加热,减少了高能位的抽汽(与补入除氧器相比)。因而,提髙了装置的热经济性。所以现代大型凝汽式机组,采用化学水作补充水时,其补充水多数从凝汽器补入。例如, N100-90/535机组补充水份额为0.02,若由除氧器补水改为从凝汽器补入,全年可节约标准煤300多吨。

10.如何通过厂用蒸汽系统的改进来提高经济性?

  发电厂生产(如加热燃油、蒸汽吹灰)以及釆暖和生活用汽,一般由厂用蒸汽系统供给。其汽源通常来自汽轮机的某段抽汽。

  厂用蒸汽一方面是生产和生活所必须,另一方面,它必然带来新蒸汽做功能力下降,热经济性降低。提高经济性的办法是:

(1)减少厂用蒸汽消耗量。

(2)在满足生产和生活用汽要求的前提下,尽量降低厂用蒸汽的参数,即采用较低品位的汽源作为厂用蒸汽。

11. 除氧器进汽联结系统对机组经济性有什么影响?

  定压除氧器的蒸汽连接系统,由于蒸汽经过调节汽门节流,存在蒸汽的节流损失,造成加热蒸汽的使用能位降低。除氧器出口水温达不到抽汽所能加热的最高温度,加大了高能位抽汽用量,减少了低能位用汽,使热经济性降低。 改进的办法有两种:

(1)取消节流调节阀,取消节流,由定压除氧改为滑压除氧。

(2)另一种办法是在除氧器同一级抽汽上增加一个加热 器,它与除氧器共同组成一级回热加热。这样的联结系统,尽管除氧器仍有节流阀存在,但从一级加热的整体来看,并不产生给水加热不足。因而,避免节流引起的热经济性降低问题。这时节流阀只起热量分配作用,不会使该级加热蒸汽的品位降低。

12. 低压加热器疏水泵的出水接在系统什么位置经济性最好?

  低压加热器采用疏水泵汇集疏水系统时,疏水泵的出水有直接打入除氧器、打入本级加热器入口、打入本级加热器出口三种方式。

  疏水直接打人除氧器,增加了除氧器的较高能级抽汽用量,而减少了各低压加热器的低品位抽汽,冷源损失增大,热经济性降低。

  疏水打入本级加热器出口和入口比较,前者经济性高。因为前者的疏水热量利用于较高能级的加热器,使冷源损失减小。因此,疏水泵出水与主凝结水的汇合地点最佳位置应在本级加热器的出口。

13. 热力系统运行中工质泄漏与经济性有什么关系?

(1)工质泄漏,无论是蒸汽还是热水,都将引起较大的做功能力拫失,使热经济性下降很多。

(2)蒸汽的泄漏,尤其是高品位蒸汽的泄漏,产生的做功能力损失最大。所以应特别重视蒸汽的泄漏,尤其是新蒸 汽的泄漏。

(3)排污如果不回收利用,也将导致较大的热经济性下降。

  因此,运行中加强维护、管理、尽力减少设备和管道的汽、水泄漏及各种技术消耗,并给予回收利用,降低做功能力损耗,是火电厂提高运行热经济性的一个非常重要的方面。

14. 蒸汽压损对经济性有什么影响?应该采取哪些措施以減少蒸汽的压损?

  无论新蒸汽压损、抽汽压损、再热蒸汽压损以及汽轮机排汽压损都将损失做功能力,降低装置的热经济性。

  减小压损的办法,一方面从设备上着手,尽量减少不必要的管件,改逬管道不合理的走向及联接。另一方面是加强运行管理,把应该开足的阀门开足,更不要人为地节流运行。 尽管各种机组,各个电厂情况各不相同,但是降低蒸汽压损, 减少做功能力损失的潜力都是存在的,这是一项不容忽视的节能技术。

15.什么是热能品位贬值?它有什么特点?

  热力设备和系统在传递、转换热能的过程中,由于操作维护不当,可能出现热能品位贬值,引起做功能力损失。如加热器的抽空气管道,是为了将空气由高到低逐级自流排入凝汽器而设置。但如果节流孔板未装或孔径过大,在排放空气的同时。将不可避免的有高能位蒸汽逐级流向低能位。这就是热能品位的贬值。同样,加热器疏水恻串汽,除氧器汽源切换阀关闭不严,疏水冷却器无水位或低水位运行,即疏水冷却器没有浸没在疏水中,疏水得不到冷却或冷却不够就排往下一级,都是热能品位贬值的现象。

  热能品位贬值的特点是:热能由一个场所转移到另一个场所,虽然热能的数量没有变化,怛是做功能力降低了。

  热能品位贬值问题,由于热能数量上没有变化,无明显热量损失、因而,不易为人们所重视,加上很多串汽、串水 问题又不易察觉,致使许多严重热能品位贬值问题,长期不 被重视,得不到解决。加强能量平衡分析,减少热能品位贬值。提高能量的利用程度,是挖掘节能潜力的一个重要方面。

16.运行中高压加热器疏水倒换对经济性有什么影响?

髙压加热器的疏水,一般采用逐级自流并汇集于除氧器中。但当机组负荷降低到一定值时,高压加热器疏水排人定压除氧器将发生困难,髙压加热器疏水将倒换系统,转排人低压加热器运行。这时,由于疏水进人低压加热器并逐级回流,产生疏水使用能位差,损失了做功能力,因而降低了装置的运行热经济性。

  为此,采取其他措施解决低负荷时高压加热器疏水的排出问题,是调峰机组面临的问题之一。如改定压除氧为滑压运行就是一项较好的解决办法。

17. 火电厂有哪些余热可以设法加以利用?

  火电厂生产过程中存在各种余热。锅炉排污热量、除氧 器排气余热以及汽封排汽余热等,均属于携带工质的余热。这 类余热通常在回收利用热量的同时,还将回收部分工质,发 电损失的热量、汽轮机冷油器带走的热量以及锅炉排烟的余 热等,则只有热量可以利用,不存在工质的回收,这类余热 屑于纯热量回收利用。余热利用是提髙经济性、节约燃料的 ―条重要途径。

18. 热力系统节能潜力分析包括哪两个方面的内容?

(1)热力系统结构和设备上的节能潜力分析。它通过热力系统优化来完善系统和设备,达到节能目的。

(2)热力系统运行管理上的节能潜力分析。它包括运行参数偏离设计值,运行系统倒换不当,以及设备缺陷等引起的各种做功能力亏损。热力系统运行管理上的节能潜力,是通过加强维护、管理、消除设备缺陷,正确倒换运行系统等手段获得。

19.热力系统节能潜力分析的步骤是怎样的?

(1)热力系统运行数据的整理和热力系统的简捷计算。

(2)等效热降及抽汽效率的计箅。

(3)各分系统及运行实况的定量分折。

(4)热力系统中各种热力设备运行实况的定量分析。

(5)全面地、系统地分析各种局部定量计算结果,查找存在问题并分类为热力系统结构上的问题和运行管理上的问题。

(6)针对热力系统结构上存在的问题,探讨热力系统改造措施。

(7)针对热力系统运行操作与维护管理上的问题,提出改进运行方法的措施。

(8)根椐上述各种改进措施,计算热力系统的节能潜力。

20.锅炉连续排污回收利用有什么样的经济性?

锅炉连续排污的热水,具有较髙的温度和压力,是一种较髙能位的余热资源,由于排污水含盐量较髙,不能直接利用,一般是通过排污扩容器,利用扩容蒸发回收部分工质和热量。排污扩容回收的蒸汽和热量,一般引人加热器给予利用。

  据计算,N100-90/535机组,连续排污率为0. 025,汽包压力为10.8MPa,采用一级扩容回收利用,回收蒸汽人除氧器。煤耗率下降1.99g/kwh。因此,有排污热量不利用, 或有扩容设备而废弃不用是个很大的损失。

21.给水温度变化对机组经济性有什么影响?

给水温度变化对电厂经济性影响较大,因而给水温度是电厂小指标考核的内容之一。给水温度变化,一方面引起回热油汽量变化,影响到作功能力;另一方面将使锅炉排烟温度变化,影响锅炉效率。两方面的综合效应便是给水温度变化对装置热经济的影响。实际运行中,应尽量使锅炉给水温度达到设计的要求。

22.运行中为什么必须经常核对给水最终温度?

由于高压加热器旁路门或联成阀泄漏常使锅炉给水温度降低,使电广热经济性明显降低。为此,应检查最后一台高压加热器出口温度与进人锅炉的给水温度进行分析比较,及时发现高压加热器联成阀或旁路阀泄漏。

23.什么是疑汽式发电厂的发电煤耗率及供电煤耗率?

凝汽式发电厂的发电煤耗率是在单位时间中所耗用的标准煤耗量B万与在单位吋间的发电量P之比叫发电煤耗率,其表达式为:

b=B/P(kg/kwh)

式中B为根据发热量高低折算的标准煤,kg/h;b为发电煤耗率,kg/kwh; P为发电机功率,kw。

供电煤耗率g gb是考虑了厂用电消耗后的发电煤耗。其表达式:

g gb=B/(P-Pc) (kg/kwh)

式中P为发电厂功率,kw;Pc为发电厂的厂用电功率,kw。

24.为什么供电煤耗率比发电煤耗率更有实际意义?

因为供电煤耗率是考虑了厂用电消耗后的发电煤耗,真实地反映了发电厂技术完善程度和运行的经济性。厂用电量愈多,供电煤耗愈高,所以在降低发电煤耗的同时也要尽量减少厂用电量,才能使供电煤耗率降低。

25.什么是热电厂的供热煤耗率?

  热电厂用于供热的耗煤量B了与对外供热量Qb之比称为供热煤耗率。其表达式为:

b=B/Qb (kg/kj)

式中B为供热的耗煤量,Qb为对外供热量,kj。

26.什么是发电厂的厂用电率?

  发电厂在发电过程中,电厂本身要耗用一部分厂用电量,此电量Wc与发电量W之比称为厂用电率。

凝汽式发电厂的厂用电率 λn=Wc/W ×100%

27.汽轮发电机组的汽耗率如何计算?

  每生产1kwh的电能所需要的蒸汽量,称为汽轮发电机组的汽耗率。计算式如下:

d0=单位时间汽耗量(D)/单位时间发电量(W) (kg/kwh)

28.纯凝汽式汽轮发电机组和回热循环机纽的热耗率如何计算?

  每生产1kwh的电能,汽轮发电机组所消耗的热量,叫做热耗率q0。

  对纯凝汽式机组,其热耗率为:q0=d0×(h0-hc)

式中hc为凝结水焓值,其数值近似于它的温度值×4.1878kj/kg;h0为主蒸汽的焓,kj/kg; d0为汽耗率,kg/kwh。

对采月回热循环的汽轮发电机组,热耗率为:

q0=do×(h0-h给)

式中h给为锅炉给水的焓,kj/kg;h0为主汽阀前蒸汽的焓kj/kg; d0为汽耗率,kg/kwh。

29.什么是汽轮机的相对内败率?

  若不考虑任何损失,则蒸汽的焓降将全部转变为机械功, 此时汽轮机所发的功率称为理想功率。

  当考虑了汽轮机的各种内部损失后,汽轮机所发出的功 率叫汽轮机的内功率。

  汽轮机的内功率与理想功率之比称做汽轮机的相对内效率。

  汽轮机的相对内效率表示了汽轮机通流部分工作的完善程度,一般为78%~90%左右。

30.什么叫汽轮机的机械效率?

  汽轮机轴端输出的功率称为汽轮机的轴端功率或汽轮机的有效功率。

  轴端功率等于汽轮机内功率减去机械损失的功率。 轴端功率与内功率之比,称为汽轮机的机械效率。机械效率表示汽轮机的机械损失程度,一般为96%~99%。

31.什么叫发电机效率?

在犮电机中的各种机械损失和电气损失统称为发电机损失,等于汽轮机轴端功率与发电机组电功率的差。

发电机组的电功率与汽轮机轴端功率之比称为发电机效率。它说明了发电机工作的完善程度。发电机效率一般为93%~99%。

32.什么是汽轮发电机组的相对电效率?

汽轮发电机组的电功率与汽轮机理想功率之比,叫汽轮发电机组的相对电效率。公式为ηel=Pel/Pt=ηi ηm ηg。

33.汽轮机运行人员如何计算汽轮发电机组毛效率?

对于回热循环的凝汽式汽轮发电机组:η=3600/(d(h0-hjw))

式中 d为汽耗率,kg/kwh; h0为新蒸汽焓值,kj/kg;hjw为给水焓值,kj/kg。

对于中间再热机组,热耗率公式为:q=D0(h0-hjw)+Drh(hrh-he)/W

式中D0为主蒸汽流量,kg;Drh为进入中压缸的再热蒸汽流量,kg; hrh为进人中压缸再热蒸汽焓,kj/kg; he为高压缸排汽焓,kj/kg;W为发电量,kw。

再热机组的η=3600/q=3600W/(D0(h0-hjw)+Drh(hrh-he))

34.汽轮发电机组小指标如何计算?

真空度=凝汽器真空/大气压×100%

端差=排汽泡和温度-凝汽器冷却水出水温度

过冷度=排汽饱和温度-凝结水温度

循环水泵耗电量=循环水泵耗电率/发电量×100%

给水泵耗电量=给水泵耗电率/给水流量×100%

35.运行中,汽轮机值班人员应从哪儿个方面哚证机组经济运行?

  总的讲,在热力设备系统已定的情况下,汽轮机值班人员通过合埋的操作调整,从以下几个方面保证运行的经济性:

(1)保持额定的蒸汽参数。

(2)保持良好的真空度,尽量保持最有利真空。

(3)保持设计的给水温度。

(4)保持合理的运行方式,各加热器正常投运。

(5)保证热交换器传热面清洁。

(6)减少汽水漏泄损失,避免不必要的节流损失。

(7)尽量使用耗电少、效率高的辅助设备。

(8)多机组并列运行时,合理分配各机组负荷。

(9)较低负荷时,机组采用变压运行等。

36.什么是偏差分析法?

  偏差分析法是机组主要运行参数的实际值与基准值相比较的偏差,通过微机计算得出对机组的热耗率、煤耗率的影响程度,从而使运行人员根据这些数量概念,能动地、分主次地去努力减少机组可控热损失,也可用此法来分析运行日报或月报的热经济指标的变化趋势和能耗情况,以提高计划工作的科学性和热经济指标的技术管理水平。任何时候只要有了实际的运行参数,就可以通过编制的微机汁算程序计算出偏离基准值的能耗损失量,可随时指导运行操作人员进行 科学的调整,从而获得更髙的运行经济效益。

37.汽轮机进汽压力发生交化的原因有哪些?

(1)锅炉出力变化或发生熄火等故障。

(2)锅炉调节不当或自动调节失灵。

(3)主蒸汽系统运行方式变化。

(4)机组负荷突变或失去负荷。

(5)锅炉再热或旁路系统阀门误动作。

(6)电网频率突变。

(7)锅炉主汽门或汽轮机进汽总门、主汽门、调节汽门误操作。

(8)汽动给水泵进汽减压装置调节不当或用主机抽汽进汽时主机负荷变化。

38.汽轮机进汽温度变化原因有哪些?

(1)锅炉燃烧调节不当或锅炉热负荷变化。

(2)减温装置失灵或锅炉主蒸汽、再热蒸汽旁路系统减温水门泄漏。

(3)给水压力变化,减温水量改变。

(4)开炉时,锅炉主汽管疏水未疏尽或运行时过热器、再热器带水,发生汽温剧降或水冲击。

(5)给水温度突然变化。

(6)联合汽门故障,如门杆折断使再热器流量两侧偏差。

39.调整段蒸汽压力升高的原因有哪些?

1)随调节汽门开大而升髙

(1)负荷增加。

(2)汽压或汽温下降,使蒸汽流量增加。

(3)真空严重下降,使蒸汽流量增如。

(4)通流部分磨损,调整段或第一、二压力级叶片进口打坏。

(5)抽汽量增加使总的蒸汽流量增如.

2)汽轮机通流部分结垢,调整段压力升髙

40.影响汽枪机调整段温度变化的原因有哪些?

(1)负荷变化。

(2)进汽温度变化。

(3)调节汽门开度变化。

(4)蒸汽流量改变。

(5)调整段部分叶片损坏。

41.调节汽门后压力变化的原因有哪些?

(1)调货汽门开度变化。

(2)进汽压力变化。

(3)调节汽门发生故障,如门杆折断、门座松脱等;

(4)汽轮机负荷或蒸汽流量变化 。

(5)通流部分损坏或结枸。

42.主蒸汽流量变化的原因有哪些?

(1) 负荷变化。

(2) 汽压或汽温变化。

(3) 抽汽量变化。

(4) 真空变化。

(5)通流部分严重损坏或结垢。

(6) 频率变化。

(7) 流量表管漏水。

43.抽汽压力变化的原因有哪些?

(1)负荷变化。

(2)蒸汽流量变化。

(3)抽汽流量变化。

(4)汽轮机通流部分结垢。

44.汽轮机抽汽温度变化的原因有哪些?

(1)蒸汽流量或负荷变化。

(2)抽汽量改变。

(3)从抽汽管倒人冷汽或水使抽汽温度下降。如加热器管子泄漏,减温水门未关以及加热器疏水系统倒流,备用汽系统倒流,抽汽管积疏水等。

(4)汽轮机叶片故障。

45.汽轮机排汽温度变化的原因有哪些?

(1)凝汽器真空变化。

(2)起动或低负荷运行时间长,排汽缸喷水冷却水量不足或喷孔阻塞,运行中排汽缸冷却,喷水阀泄漏。

(3)无蒸汽运行。

46.运行中轴封蒸汽压力变化的原因有哪些?

(1)负荷或蒸汽流量变化。

(2)凝汽器真空变化。

(3)抽汽压力变化影响轴封疏汽背压变化。

(4)均压箱进汽压力变化。

(5)轴封加热器真空变化。

(6)轴封进汽或疏汽阀门开度变化。

(7)轴封压力调整器调节失灵。

(8)轴封磨损,漏汽增加使轴封汽压力升高。

47.轴封蒸汽温度变化的原因有哪些?

(1)均压箱进汽减温水门开度变化。

(2)均压箱汽源切换。

(3)轴封用汽量变化。

48.运行中汽轮机轴由位移指示变化的原因有哪些?

(1)负荷变化。

(2)叶片结垢严重。

(3)汽温变化。

(4)蒸汽流量变化。

(5)反动式机组平衡盘轴封损坏,真空下降或平衡盘疏汽不畅。

(6)髙压轴封漏汽大,影响轴承座温度升高。

(7)频率变化。

(8)运行中叶片断落。

(9)水冲击。

(10)推力轴瓦磨损或损坏。

(11)抽汽停用,轴向推力变化。

(12)发电机转子窜动。

(13)髙压汽封疏汽压力调节变化。

(14)真空变化。

(15)电气式油位移表受频率、电压的变化影响。

(16)液压式轴位移表受主油泵出口油压、油温变化等影响。

49.汽轮机转速变化的原因有哪些?

(1)并列运行时随系统频率升高或降低。

(2)负荷突降到零,发电机已解列,转速升高。

(3)机械转速表传动齿轮磨损、损坏,转速指示失常。

(4)负荷突降,发电机解列,主汽门关闭时转速下降。

50.运行中机组负荷变化的原因有哪些?

(1)调节系统调节,使调节汽门开度变化。

(2)调节汽门开度不变,但汽压、汽温、真空、抽汽量发生了变化。

(3)系统频率变化,调节汽门开大或关小。

(4)调节系统发生故障,如油管破裂,调速油压下降,调节汽门门杆折断、门座脱落。

(5)保护装置动作,主汽门、调节汽门关闭,负荷突降到零等。

51.汽轮机汽缸绝对膨账发生变化的原因有哪些?

(1)负荷改变。

(2)汽温变化。

(3)汽缸加热装置投用或停用,运行中加热装置阀门泄漏。

(4)滑销系统或轴承台板滑动面卡涩,汽缸膨胀发生异常。

(5)汽缸保温脱落不全,总的缸胀变小。

52.汽缸、法兰内外壁温差增大的原因有哪些?

(1)起动暖机时间不足,升速或增负荷过快。

(2)汽温突变。

(3)汽缸夹层及法兰加热装置使用不当。

53.汽轮机汽缸壁与法兰,法兰与螺栓之间温差变化的原因有哪些?

(1)负荷变化。

(2)汽温突变。

(3)法兰加热装置加热不当。

(4)汽轮机起动暖机时间不充足。

54.汽轮机运行中油压变化的原因有哪些?

1)油压升高的原因

(1)油温太低,油粘度增加。

(2)油流阻塞,如油门开度关小,油管阻塞等。冷油器油滤网堵塞,滤网前压力升高。

(3)辅助油泵误动作而自启动。

(4)疏油门故障关小。

(5)频率上升,转速也上升,高压油、润滑油、一次油应均升高。

2)油压降低的原因

(1)油温升高,油粘度减小。

(2)低频率,主油泵转速下降。

(3)油系统大量漏油,如压力油管,冷油器铜管破裂。

(4)油箱滤网阻塞。

(5)油系统逆止门不严,如辅助油泵逆止门不严。

(6)油系统阀门幵度不足或门芯损坏。

(7)主油泵故障及间隙增大。

(8)疏油门弹簧变软,开度过大或卡住。

(9)调节系统错油门或快关装置等处大量漏油。

(10)辅助油泵旁路门或调速系统放油门误开。

(11)减压阀故障,使高压油与润滑油压力比例关系变化, 高压油压力下降,润滑油压力升髙。

(12)注油器喷嘴损坏或堵塞。

(13)启动时,转速升高,轴承进油量增加,润滑油压降低。

(14)一次油压除转速下降影响外,由于旋转阻尼封油环间隙太大,针阀开度变小,放大器波形管破裂,一次油压管漏油等因素也会引起油压降低。

(15)二次油压除随一次油压变化影响外,由于液电切换 阀、起动阀、脱扣器、电超速等错油门漏油及放大器蝶阀间隙增大等因素都会引起油压降低。

55.汽轮机油箱油位变化的原因有哪些?

1)油位升髙的原因

(1)油温升高,使油的体积增加。

(2)油箱内油层表面泡沫增厚,油位指示上升,实际油量未增加。

(3)油中积水严重。

(4)启动时,油温低,滤网阻力大,引起回油仓油位升高,吸油仓油位下降。

2)油位降低的原因

(1)油系统压力油管或冷油器铜管漏油,如漏油严重,导致油压降低。

(2)油箱放油门或油系统非压力油管等处严重漏油。

(3)油温降低,油体积缩小。

(4)排烟风机停用或大气压升髙,油箱内油沫减薄,油位指示降低。

(5)油箱放过水或滤油机运行等。

(6)密封处漏油,发电机进油等。

56.冷油器出油温度变化有哪些原因?

(1)冷却水门开度变化。

(2)冷却水量变化,如循环水泵调度等。

(3)冷却水温变化。

(4)冷却水滤网堵塞,使冷却水量减少,油温升高。 冷油器水侧或油侧污脏、结垢,使油温升高。

57.汽轮机轴承温度升高的原因有哪些?

(1)冷油器出油温度升高。

(2)轴承进入杂物,进油量减少或回油不畅。

(3)汽轮机负荷升髙,轴向传热增加。

(4)轴封漏汽过大,油中进水。

(5)轴承乌金脱壳或熔化磨损。

(6)轴承振动过大,引起油膜破坏,润滑不良。

(7)油质恶化。

58.汽轮机推力瓦温度变化的原因有哪些?

(1)汽轮机负荷变化,轴向推力改变。

(2)汽轮机负荷改变后,瓦块受力不均匀,个别瓦块温度变化。

(3)汽温过低或水冲击。

(4)真空下降较多。

(5)叶片严重结垢。

(6)轴封疏汽压力变化。

(7)推力轴承进袖量变化。

(8)推力瓦块磨损或损坏。

(9)冷油器出油温度变化。

(10)推力轴承本身有缺陷。

59.凝汽器水位升高的原因有哪些?

(1)凝结水泵故障停泵。

(2)凝结水泵轴封或进水部分漏空气,造成水泵打不出水。

(3) 凝结水泵进口滤网脏污堵塞。

(4)由于负荷增加、补水量增加等原因,凝结水泵不能 及时将凝结水排出。

(5)凝结水出路不畅,如出水门关小,除氧器喷嘴堵塞等。

(6)凝结水再循环门误幵。

(7)低频率使凝结水泵出力不足。

(8)凝汽器泄漏(铜管)。

60.引起凝结水温度变化的原因有哪些?

(1)负荷变化,真空变化。

(2)循环水进水温度变化。

(3)循环水量变化。

(4)加热器疏水回人热井或凝汽器补水的影响。

(5)凝汽器水位升高或铜管漏水。

61.凝结水流量变化的原因有哪些?

(1)蒸汽流量变化。

(2)凝汽器补水或补给水调整门开度变化。

(3)凝结水系统阀门开度变化。

(4)加热器疏人凝汽器的水量变化。

(5)发电机水外冷凝结水入凝汽器或冷却水箱由凝结水大量补给。

(6)凝结水再循环水门开度变化。

(7)凝结水泵进水管滤网阻塞。

(8)停用凝结水泵逆止门漏水或备用凝结水泵误起动。

(9)凝结水泵工作失常或频率变化。

(10)凝汽器或加热器铜管大漏。

(11)凝结水流量表管系漏水。

(12)射汽抽气器冷却器铜管破裂。

62.凝汽器真空变化有哪些原因?

1)正常变化

(1)负荷变化。

(2)汽轮机排汽量变化。

(3)循环水进水温度变化。

(4)循环水量变化。

(5)稳压水箱无水或除盐泵工作不正常。

2)凝汽器运行不正常

(1)凝汽器水位升高。

(2)循环水量减少或中断。

(3)循环水进水门开度过小或误关。

(4)凝汽器管内垃圾过多,阻塞铜管。

(5)凝汽器二次滤网堵塞,使冷却水量减少。

(6)凝汽器铜管表面污脏或结垢。

(7)真空系统漏空气。

(8)凝汽器补给水的水源中断,空气进入。

3)抽气器工作不正常

(1)工作蒸汽或工作水压力下降。

(2)喷嘴堵塞或损坏。

(3)进汽滤网阻塞。

(4)射汽抽气器汽侧隔板短路,冷却器冷却水量不足。

(5)抽气器的冷却器疏水失灵或铜管漏水,无水位或满水。

(6)射水抽气器水温过高,影响抽气效率。

(7)射水泵故障停运或出力下降。

4)由于操作不当引起空气漏人

(1)低压加热器或除氧器投用时,内部空气未放尽。

(2)抽汽管使用前空气未放光,经低加漏入凝汽器。

(3)轴封供汽中断。

(4)破坏真空门、凝汽器汽侧放水门或通向凝汽器的其它阀门误开。

63.凝汽器循环水出水压力变化的原因有哪些?

(1)循环水量变化或中断。

(2)出水管焊口或伸缩节漏空气。

(3)抽气器排气人循环水,排气量过大或排汽逆止门漏空气。

(4)排水渠或虹吸井水位变化。

(5)循环水进出水门开度变化。

(6)循环水出水管空气门误开。

(7)循环水泵调度时,循环水管内空气大量涌入凝汽器, 虹吸作用破坏。

(8)热负荷大,出水温度过高,虹吸作用降低。

(9)凝汽器胶球清洗收球网入系统或出系统(活动式收球网)。

(10)凝汽器铜管堵塞严重。

64.凝汽器循环水出水温度升高的原因有哪些?

(1)进水温度升高,出水温度相应升髙。

(2)汽轮机负荷增加。

(3)凝汽器管板及铜管污脏堵塞。

(4)循环水量减少。

(5)循环水二次滤网阻塞。

(6)排汽量增加。

(7)真空下降。

65.运行中除氧器压力变化的原因有哪些?

(1)汽轮机负荷变化。

(2)进水量变化。

(3)进水温度变化。

(4)锅炉排污扩容器至除氧器的汽量变化。

(5)高压加热器疏水量及疏水温度或进人除氧器的汽轮机本体门杆疏汽量变化。

(6)除氧器进汽与高压抽汽联通门或备用汽门误开。

(7)除氧器并列运行时相邻机组除氧器压力变化。

(8)进汽调整门开度变化。

66.除氧器水箱水位变化的原因有哪些?

(1)除氧器进水量变化。

(2)单元机组给水泵出口流量变化。

(3)补给水流量变化。

(4)对外供抽汽量变化,如燃油加热、汽动给水泵用汽变化。

(5)并列运行除氧器压力变化及给水泵运行方式的变化。

(6)放水门误开。

67.加热器汽侧压力变化的原因有哪些?

(1)汽轮机负荷变化。

(2)凝结水或给水流量改变。

(3)进水温度变化。

(4)加热器铜管舐漏,疏水来不及排泄。

(5)加热器进汽门或抽汽逆止门开度变化。

(6)运行方式变化,如某一个或几个加热器停用。

68.加热器出水温度变化的原因有哪些?

(1)加热器进汽压力变化。

(2)汽轮机负荷变化。

(3)进水流量变化。

(4)进水温度变化。

(5)加热器铜管表面结垢。

(6)加热器内积聚空气。

(7)加热器水位过髙。

(8)加热器汽侧隔板不严,蒸汽短路。

(9)加热器水侧隔板损坏,给水短路,

(10)抽汽门、逆止门、进汽门失灵或卡涩。

69.高压加热器给水流量变化的原因有哪些?

(1)汽轮机、锅炉负荷变化。

(2)绐水并联运行,高压加热器运行台数变化。

(3)给水流量分配变化,邻机高压加热器进水门开度变化。

(4)给水管道破裂,大量跑水。

70.电动机外壳、铁芯或绕组温度变化的原因有哪些?

(1)电流变化。

(2)进风温度或室温变化。

(3)电动机进风道堵塞或内部积灰严重。

(4)空气冷却器冷却水量、水温变化。

(5)通风机或通风叶片故障,冷却风量减少。

71.影响电动机、水泵轴承温度升高的原因有哪些?

(1)轴承油位过低或缺油。

(2)油质不良,油质发黑或有水。

(3)轴承冷却水量不足,冷油器水量少或滤水器阻塞等。

(4)轴承损坏,轴承乌金或弹子碎裂。

(5)轴瓦间隙或紧力不符合要求。

(6)轴封发热或辅机其他部件传热影响。

(7)轴承油环转动不灵或折断。

(8)室温升高或环境通风不良。

72.电动机电流变化的原因有哪些?

(1)电流突然到零的原因:①失去电源;②绕组匝间短路;③电动机或水泵故障,开失自动脱扣;

(2)电流变大变小的原因:①水泵流量变化;②电压变 化;③频率变化;④水泵母管压力变化;⑤水泵内部有摩擦; ⑥水泵内部有杂物绕住或碰擦;⑦轴封填料过紧;⑧轴承故障损坏;⑨电动机内部动静部分有摩擦;10出水管道阻力变 化;11电动机一相无电。

73.水泵、电动机轴承油位变化的原因有哪些?

(1)轴承漏油。

(2)冷却水漏至轴承内。

(3)油温变化。

(4)转速变化。

74.给水流量变化的原因有哪些?

(1)给水母管压力变化,给水管道破裂。

(2)频率变化或汽动给水泵汽轮机转速变化。

(3)水泵内部动静磨损严重,内部泄漏损失增大,效率下降。

(4)给水泵出水门或逆止门开度不足。

(5)水泵进口滤网堵塞。

(6)平衡盘的径向间隙增大。

(7)给水泵进口发生汽化。

(8)锅炉大量排污。

75.给水母管压力变化的原因有哪些?

(1)锅炉汽压变化。

(2)锅炉调节不当,使给水流量大幅度变化。

(3)给水管道破裂漏水。

(4)频率变化或汽动给水泵汽轮机转速变化。

(5)给水泵脱扣或备用给水泵误起动。

(6)髙压加热器进门开度及投入台数变化,出口管道阻力变化。

(7)电压变化过大。

(8)给水泵本身故障,扬程下降。

76.给水泵平衡室压力变化的原因有哪些?

(1)给水泵进口压力变化。

(2)给水泵出力变化。

(3)给水泵出水门调节后,给水泵出口压力变化。

(4)平衡盘严重磨损。

(5)给水泵平衡盘与平衡圈径向间隙增大。

77.给水泵浮动环进水压力变化原因有哪些?

(1)密封水源压力变化。

(2)进水滤水器脏物阻塞。

(3)浮动环进水门调节不当。

(4)浮动环内部垃圾阻塞或严重磨损。

78.循环水泵进口真空变化的原因有哪些?

(1)循环水泵入口水源水位变化。

(2)循环水泵进口滤网被垃圾阻塞,滤网后水位下降。

(3)循环水泵流量增加。

(4)循环水泵进口管有杂物,吸水管阻力太大。

79.循环水泵出口压力变化的原因有哪些?

(1)循环水泵运行台数变化,母管压力改变。

(2)机组循环水系统阀门开度变化。

(3)循环水泵进口侧漏空气。

(4)叶轮磨损,气蚀严重。

(5) 备用循环水泵逆止门漏泄严重。

(6)频率变化。

(7)凝汽器方面有隔离操作。

80.发电机风温变化的原因有哪些?

(1)冷却水温度变化。

(2)冷却水量变化或中断。

(3)空气冷却器污脏或阻塞。

(4)发电机功率变化。

(5)发电机无功功率变化。

(6)发电机内部故障。

81.双水内冷发电机进水温度变化有哪些原因?

(1)冷却水温度变化。

(2)水冷器冷却水变化或中断。

(3)冷却水滤水器阻塞。

(4)冷却器铜管污脏或结垢。

(5)发电机静子或转子出水温度变化。

82.双水内冷发电机静子或转子出水温度变化的原因有哪些?

(1) 冷却水进水温度变化。

(2)冷却水压力变化。

(3)冷却水流量变化。

(4)发电机有功、无功功率变化 

(5)发电机进风温度变化。

(6) 发电机内部故降。

83.双水内冷发电机静子、转子进水压力变化的原因有哪些?

(1)水冷泵出水压力变化。

(2)水冷泵脱扣或备用泵自起动。

(3)各通路流量变化。

(4)静子、转子进水阀门开度变化。

(5)汽轮发电机转速变化时转子进水压力变化。

(6)检修后的水冷器投用时空气未放尽,引起转子断水。

84.发电机静子、转子冷却水流量变化的原因有哪些?

(1)水冷泵脱扣或备用水冷泵自起动。

(2)水冷泵系统阀门误动作.。

(3)冷却水箱水位过低,甚至打空。

(4)水冷系统滤水器垃圾阻塞。

(5)冷却水管破裂。

(6)水冷泵压力变化。

(7)发电机空心绕组(铜管)结垢或阻塞。

(8)转子绕组内部进人空气。

85.发电机静子绕组、铁芯温度变化的原因有哪些?

(1)进风温度变化。

(2)双水内冷进水温度变化。

(3)水冷发电机冷却水量变化。

(4)发电机有功、无功功率变化。

(5)发电机内部故障。

(6)发电机通风孔道阻塞。

86.发电机检漏仪指示绝缘值变化的原因有哪些?

(1)发电机静子、转子、端部漏水。

(2)发电机内部导线结露严重。

(3)检漏仪网板吸水纸积有灰尘或金属屑等。

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