CN112761738B - 一种判断汽轮机抽汽逆止阀严密性的新方法 - Google Patents

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Abstract

本发明涉及一种判断汽轮机抽汽逆止阀严密性的新方法，包括步骤：在机组的各个抽汽管道上安装热电偶，获取热电偶测得的每个抽汽管道上的抽汽温度；机组发生停机时，判断各个抽汽管道中是否存在抽汽管道上的抽汽温度发生急剧下降的情况。本发明的有益效果是：本发明提出一种在汽轮发电机组停机时，判断各个抽汽管道上的逆止阀严密性的方法。通过该方法可以迅速识别出逆止阀故障情况，可以判断抽汽逆止阀是否正常关闭，为运行人员提供辅助参考；为做出事故处理提供宝贵的时间，及时启动汽轮机进水等事故预案，防止事故扩大；将极大地保障机组的安全性。

Description

一种判断汽轮机抽汽逆止阀严密性的新方法
技术领域
本发明属于汽轮发电机组停机故障识别领域，尤其涉及一种判断汽轮机抽汽逆止阀严密性的新方法，用于判断各个抽汽管道上逆止阀的严密性。
背景技术
汽轮发电机组抽汽回热系统中，在各个抽汽管道上均设置有抽汽逆止阀，安装在电动隔离阀的上游。抽汽逆止阀是汽轮机回热系统重要保护装置，设置抽汽逆止阀的目的，是防止汽轮发电机组跳闸或者负荷突降时，抽汽逆止阀能迅速关闭，一是防止抽汽管道内的蒸汽倒入汽轮机，引发汽轮发电机组超速；二是防止加热器及管道蒸汽带水进入汽轮机，导致汽轮机超速和水冲击等重大事故的发生。
随着机组容量的不断增大，抽汽管道的直径也越来越大，因此对抽汽逆止阀动作迅速和可靠性的要求越来越高。当汽轮发电机组正常运行时，抽汽逆止阀处于全开状态。随着机组的长期运行，抽汽逆止阀可能会存在以下问题：1)阀门无法关闭或关闭不严；因阀门本体部件故障问题，导致阀门卡涩，无法正常关闭或关闭时间过长。2)关闭时间过长；电站汽轮机阀门总关闭时间是指由发出跳闸指令至油动机关闭的全过程时间；《DL/T 338－2010并网运行汽轮机调节系统技术监督导则》中规定，抽汽逆止阀的关闭时间应不大于1s。
《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》中明确要求坚持按规程要求进行汽门关闭时间测试、抽汽逆止阀关闭时间测试、汽门严密性试验、超速保护试验、阀门活动试验，以确保抽汽逆止阀灵活可靠。在日常运行中，定期开展抽汽逆止阀关闭时间测试、阀门活动试验等工作。但是实际生产运行中，由于测试过程存在较高不准确性，抽汽逆止阀关闭时间测试结果往往大于1s，给运行人员造成较大困惑。
如果在事故发生时，能有一种简易方法可以判断抽汽逆止阀是否正常关闭，为运行人员提供辅助参考，为做出事故处理提供宝贵的时间，将极大地保障机组的安全性。因此，提出一种判断汽轮机抽汽逆止阀严密性的新方法，就显得尤为重要。
发明内容
本发明的目的是克服现有技术中的不足，提供一种判断汽轮机抽汽逆止阀严密性的新方法。
这种判断汽轮机抽汽逆止阀严密性的新方法，包括以下步骤：
步骤1、在机组的各个抽汽管道上安装热电偶，获取热电偶测得的每个抽汽管道上的抽汽温度；
步骤2、机组发生停机时，特别是在发生非计划停运时，抽汽逆止阀上游的抽汽口压力P1快速下降，若抽汽逆止阀关闭不严或者关闭时间过长，当抽汽逆止阀上游的抽汽口压力P1压力下降至低于加热器内水的饱和压力值P0时，则易导致加热器内水迅速汽化，引发闪蒸现象；冷蒸汽或水通过管道倒流至抽汽口甚至进入汽轮机本体内部，易引起设备的重大事故发生；判断各个抽汽管道中是否存在抽汽管道上的抽汽温度发生急剧下降的情况；
步骤3、机组发生停机时，若各个抽汽管道中存在抽汽管道上的抽汽温度发生急剧下降的情况，进一步判断每个抽汽管道上的抽汽温度与温度设定值A的关系；
步骤3.1、若每根抽汽管道上的抽汽温度均不低于温度设定值A，则分别判断机组各个抽汽管道上的抽汽温度T1是否在设定时间t1内下降了温度B1及以上；
步骤3.1.1、若所有抽气管道中存在抽汽温度T1在设定时间t1内下降了温度B1及以上的抽汽管道，则判断对应抽汽管道上的抽汽逆止阀发生故障，并且发生抽汽管道倒流现象，造成了管道内温度的急剧下降；启动汽机进水事故预案；
步骤3.1.2、若所有抽汽管道上的抽汽温度T1在设定时间t1内下降的温度未达到温度B1及以上，则对在设定时间t1内下降的温度值较高的抽汽管道进行紧密观察，并做好预防事故的准备(事故预想)；
步骤3.2、若存在抽汽管道上的抽汽温度低于温度设定值A，则进一步判断对应抽汽管道上的抽汽温度T2是否在设定时间t2内下降了温度B2及以上；
步骤3.2.1、若待判断的抽汽管道中存在抽汽管道上的抽汽温度T2在设定时间t2内下降了温度B2及以上，则判断对应抽汽管道上的抽汽逆止阀发生故障，并且发生抽汽管道倒流现象，造成了管道内温度的急剧下降；启动汽机进水事故预案；
步骤3.2.2、若待判断的抽汽管道中所有抽汽管道上的抽汽温度T2在设定时间t2内下降的温度未达到温度B2及以上，则对设定时间t2内温度值下降较高的抽汽管道进行紧密观察，并做好预防事故的准备(事故预想)。
作为优选，步骤1中热电偶测得的每个抽汽管道上的抽汽温度，以机组运行画面显示的对应抽汽管道的温度值为准,一般300MW～1000MW机组的火力发电汽轮机组，有8个抽汽口，分别对应机组的一抽管道、二抽管道…八抽管道；其中最后的七抽管道和八抽管道因无抽汽逆止门，无需关注，仅关注一抽管道至六抽管道即可，抽汽温度在200℃以上的一般为一抽管道温度、二抽管道温度、三抽管道温度、四抽管道温度和五抽管道温度。
作为优选，步骤3.1中温度设定值A为200℃，设定时间t1为10秒，温度B1为50℃。
作为优选，步骤3.2中温度设定值A为200℃，设定时间t2为10秒，温度B2为20℃。
作为优选，步骤3.1.1和步骤3.2.1中的进水事故预案具体为：
1)主、再热蒸汽管道的汽温急剧下降并且过热度减小时：立即核对有关表计，确认汽温是否真实下降；若运行中主蒸汽或再热蒸汽温度10分钟内突降超过50℃，则立即破坏真空并紧急停机；否则开启汽轮机本体的所有疏水阀、主蒸汽管道上的疏水阀和再热蒸汽管道上的疏水阀，充分进行疏水；主蒸汽或再热蒸汽温度不正常下降时，加强对汽轮机上缸金属温度、下缸金属温度和温差的监视；当汽轮机上下缸温差达到30℃时，加强疏水；
2)汽轮机上下缸温差增大并发生报警时：若发现主机上下缸温差增大或各抽汽管道、高排管道的上下壁温差增大时，开启相应管道的疏水阀，同时检查对应抽气管道的抽汽温度及加热器水位情况；若确认加热器水位过高、加热器水位异常或高旁减温水阀异常引起的上下缸温差增大达到设定值，则立即破坏真空并紧急停机；如带负荷运行上下缸温差达45℃，或空负荷运行温差达到55℃，应破坏真空紧急停机；
3)若汽轮机或蒸汽管道内有水击声，机组或蒸汽管道振动加剧时：如果发现汽轮机盘车中进水，则一直保持盘车运行到汽轮机上下缸温差恢复正常，同时加强对汽轮机内部声音和盘车转速的监视；如果确认机组发生水冲击，则立即破坏真空并紧急停机，查明并彻底消除水冲击的原因或隔离故障设备；正确记录并分析惰走时间，及时投入连续盘车，测量大轴弯曲，倾听机内声音；如果惰走时间、推力轴承温度、轴向位移、振动和上下缸温差均正常，机内动静之间未发生磨擦和发出异音，在消除水冲击原因并对汽轮机、主再热蒸汽管道和抽汽管道彻底疏放水后，联系值长重新启动汽轮机；在发生水冲击的基础上进一步出现轴向位移、推力轴承温度超限、惰走时间明显缩短或机内有异音或动静部分发生磨擦的情况，则揭缸检查设备是否故障；
4)若盘车运行时汽机转速下降或为零转速，则加强对轴封汽源压力和温度的监视，热态停机时轴封温度需满足规定。
作为优选，步骤3)中联系值长重新启动汽轮机时，汽轮机再次启动满足的条件为：
a)汽轮机内的水源已查明并切断和彻底消除该水源，确保不会再次发生重新进水；
b)若汽轮机的汽缸因进水而变形，则进行充分盘车，一般不少于18h,直至汽机偏心恢复正常；如中途停止盘车，则需要延长盘车时间；
c)在盘车状态下监听缸内无金属摩擦声；
d)高压缸、中压缸的上缸、下缸温差均恢复正常。
本发明的有益效果是：本发明提出一种在汽轮发电机组停机时，判断各个抽汽管道上的逆止阀严密性的方法。通过该方法可以迅速识别出逆止阀故障情况，可以判断抽汽逆止阀是否正常关闭，为运行人员提供辅助参考；为做出事故处理提供宝贵的时间，及时启动汽轮机进水等事故预案，防止事故扩大；将极大地保障机组的安全性。
附图说明
图1为逆止阀严密性判断流程图。
具体实施方式
下面结合实施例对本发明做进一步描述。下述实施例的说明只是用于帮助理解本发明。应当指出，对于本技术领域的普通人员来说，在不脱离本发明原理的前提下，还可以对本发明进行若干修饰，这些改进和修饰也落入本发明权利要求的保护范围内。
实施例1：
这种判断汽轮机抽汽逆止阀严密性的新方法，包括以下步骤：
步骤1、在机组的各个抽汽管道上安装热电偶，获取热电偶测得的每个抽汽管道上的抽汽温度；
步骤2、机组发生停机时(特别是发生非计划停运时)，抽汽逆止阀上游的抽汽口压力P1快速下降，若抽汽逆止阀关闭不严或者关闭时间过长，当抽汽逆止阀上游的抽汽口压力P1压力下降至低于加热器内水的饱和压力值P0时，则易导致加热器内水迅速汽化，引发闪蒸现象；冷蒸汽或水通过管道倒流至抽汽口甚至进入汽轮机本体内部，易引起设备的重大事故发生；
步骤3、若机组发生停机，进一步判断每个抽汽管道上的抽汽温度与温度设定值200℃的关系；
步骤3.1、若每根抽汽管道上的抽汽温度均不低于200℃，则分别判断机组各个抽汽管道上的抽汽温度T1是否在10秒内下降了温度50℃及以上；
步骤3.1.1、若所有抽气管道中存在抽汽温度T1在10秒内下降了温度50℃及以上的抽汽管道，则判断对应抽汽管道上的抽汽逆止阀发生故障，并且发生抽汽管道倒流现象，造成了管道内温度的急剧下降；启动汽机进水事故预案；
步骤3.1.2、若所有抽汽管道上的抽汽温度T1在10秒内下降的温度未达到温度50℃及以上，则对在10秒内下降的温度值较高的抽汽管道进行紧密观察，并做好预防事故的准备(事故预想)；
步骤3.2、若存在抽汽管道上的抽汽温度低于200℃，则进一步判断对应抽汽管道上的抽汽温度T2是否在10秒内下降了20℃及以上；
步骤3.2.1、若待判断的抽汽管道中存在抽汽管道上的抽汽温度T2在10秒内下降了20℃及以上，则判断对应抽汽管道上的抽汽逆止阀发生故障，并且发生抽汽管道倒流现象，造成了管道内温度的急剧下降；启动汽机进水事故预案；
步骤3.2.2、若待判断的抽汽管道中所有抽汽管道上的抽汽温度T2在10秒内下降的温度未达到20℃及以上，则对10秒内温度值下降较高的抽汽管道进行紧密观察，并做好预防事故的准备(事故预想)。
步骤1中热电偶测得的每个抽汽管道上的抽汽温度，以机组运行画面显示的对应抽汽管道的温度值为准,一般300MW～1000MW机组的火力发电汽轮机组，有8个抽汽口，分别对应机组的一抽管道、二抽管道…八抽管道；其中最后的七抽管道和八抽管道因无抽汽逆止门，无需关注，仅关注一抽管道至六抽管道即可，抽汽温度在200℃以上的一般为一抽管道温度、二抽管道温度、三抽管道温度、四抽管道温度和五抽管道温度。
步骤3.1.1和步骤3.2.1中的进水事故预案具体为：
1)主、再热蒸汽管道的汽温急剧下降并且过热度减小时：立即核对有关表计，确认汽温是否真实下降；若运行中主蒸汽或再热蒸汽温度10分钟内突降超过50℃，则立即破坏真空并紧急停机；否则开启汽轮机本体的所有疏水阀、主蒸汽管道上的疏水阀和再热蒸汽管道上的疏水阀，充分进行疏水；主蒸汽或再热蒸汽温度不正常下降时，加强对汽轮机上缸金属温度、下缸金属温度和温差的监视；当汽轮机上下缸温差达到30℃时，加强疏水；
2)汽轮机上下缸温差增大并发生报警时：若发现主机上下缸温差增大或各抽汽管道、高排管道的上下壁温差增大时，开启相应管道的疏水阀，同时检查对应抽气管道的抽汽温度及加热器水位情况；若确认加热器水位过高、加热器水位异常或高旁减温水阀异常引起的上下缸温差增大达到设定值，则立即破坏真空并紧急停机；如带负荷运行上下缸温差达45℃，或空负荷运行温差达到55℃，应破坏真空紧急停机；
3)若汽轮机或蒸汽管道内有水击声，机组或蒸汽管道振动加剧时：如果发现汽轮机盘车中进水，则一直保持盘车运行到汽轮机上下缸温差恢复正常，同时加强对汽轮机内部声音和盘车转速的监视；如果确认机组发生水冲击，则立即破坏真空并紧急停机，查明并彻底消除水冲击的原因或隔离故障设备；正确记录并分析惰走时间，及时投入连续盘车，测量大轴弯曲，倾听机内声音；如果惰走时间、推力轴承温度、轴向位移、振动和上下缸温差均正常，机内动静之间未发生磨擦和发出异音，在消除水冲击原因并对汽轮机、主再热蒸汽管道和抽汽管道彻底疏放水后，联系值长重新启动汽轮机；在发生水冲击的基础上进一步出现轴向位移、推力轴承温度超限、惰走时间明显缩短或机内有异音或动静部分发生磨擦的情况，则揭缸检查设备是否故障；
4)若盘车运行时汽机转速下降或为零转速，则加强对轴封汽源压力和温度的监视，热态停机时轴封温度需满足规定。
步骤3)中联系值长重新启动汽轮机时，汽轮机再次启动满足的条件为：
a)汽轮机内的水源已查明并切断和彻底消除该水源，确保不会再次发生重新进水；
b)若汽轮机的汽缸因进水而变形，则进行充分盘车，一般不少于18h,直至汽机偏心恢复正常；如中途停止盘车，则需要延长盘车时间；
c)在盘车状态下监听缸内无金属摩擦声；
d)高压缸、中压缸的上缸、下缸温差均恢复正常。
发生上述进水事故的原因有：锅炉燃烧调节不当或失控；锅炉主、再热蒸汽减温水调解不当或失灵；机组启动时暖管疏水不彻底或疏水不畅通；加热器或除氧器满水倒入汽轮机内；轴封汽系统或抽汽管道疏水不畅，积水或疏水进入汽缸；停机后辅汽供轴封管道温度低于规定值；机组启停过程中，高旁减温水故障，通过冷再管道进水；主、再热蒸汽温度指示失常。
实施例2：
某电厂超临界660MW机组在检修完成后开展RB试验，负荷650MW。试验开始，手动拍停#3机B给水泵汽轮机，电泵联启正常、RB动作。期间#3机高加系统因#3高加液位三高动作而退出运行、给水温度迅速下降进而引发机组因主汽温度低MFT，机组停机，机组停机后各抽汽温度变化情况见下表1。
18:57:25，机组停机，负荷到0，机组三抽温度454.75℃；
18:57:35，机组三抽温度386.15℃。
表1实施例2停机后各抽汽温度变化情况表
Figure BDA0002938724500000061
Figure BDA0002938724500000071
发现三抽温度(200℃以上抽汽段)在10s之内迅速下降了68.6℃＞50℃，电厂运行人员迅速启动汽机进水事故预案。经事故排查分析，本次停机前，三抽逆止阀发生故障，阀门压损达到48.93％(设计值为3％)，造成阀后压力迅速下降，引发#3高加内“闪蒸”现象，从而冷蒸汽倒流入抽汽管道。
实施例3：
某电厂亚临界330MW机组运行期间，机组负荷298MW。因引风机跳闸导致锅炉MFT，机组停机，机组停机后各抽汽温度变化情况见下表2。
14:01:14，机组停机，负荷到0，机组六抽温度158.62℃；
14:01:24，机组六抽温度115.41℃。
表2实施例3停机后各抽汽温度变化情况表
时间 一抽T 二抽T 三抽T 四抽T 五抽T 六抽T
14:01:14 383.35 317.36 461.32 324.97 246.31 158.62
14:01:24 379.46 316.38 459.27 320.79 241.25 115.41
变化值 -3.89 -0.98 -2.05 -4.18 -5.06 -43.21
六抽温度(200℃以下抽汽段)在10s之内迅速下降了43.21℃＞20℃，电厂运行人员迅速启动汽机进水事故预案。经事故排查分析，本次停机前，六抽逆止阀因故发生卡涩而未关严，停机后逆止阀下游压力快速下降，当压力低于#6低加内凝结水对应饱和压力时，凝结水发生闪蒸现象，从而冷蒸汽倒流入抽汽管道。
实施例4：
某电厂超超临界1000MW机组运行期间，机组负荷850MW。因机组#7瓦振动大导致跳闸，机组停机，机组停机后各抽汽温度变化情况见下表3。
11:24:42，机组停机，负荷到0，机组六抽温度259.64℃；
11:24:52，机组停机，机组六抽温度248.54℃；
表3案例4停机后各抽汽温度变化情况表
Figure BDA0002938724500000072
Figure BDA0002938724500000081
六抽温度(200℃以上抽汽段。)在10s之内迅速下降了11.1℃＜50℃，且小于20℃。虽发生温度快速下降现象，但未达到判据要求。且此时#6低加进水温度134.24℃，#6低加出水温度159.51℃，均远小于248.54℃。因此可以初步判定，未发生冷蒸汽或冷水倒流入抽汽管道现象。继续加强监视，做好事故预想。

Claims (6)

1.一种判断汽轮机抽汽逆止阀严密性的新方法，其特征在于，包括以下步骤：
步骤1、在机组的各个抽汽管道上安装热电偶，获取热电偶测得的每个抽汽管道上的抽汽温度；
步骤2、机组停机时，判断各个抽汽管道中是否存在抽汽管道上的抽汽温度发生急剧下降的情况；
步骤3、若机组停机过程存在抽汽管道上的抽汽温度发生急剧下降的情况，进一步判断每个抽汽管道上的抽汽温度与温度设定值A的关系；
步骤3.1、若每根抽汽管道上的抽汽温度均不低于温度设定值A，则分别判断机组各个抽汽管道上的抽汽温度T1是否在设定时间t1内下降了温度B1及以上；
步骤3.1.1、若所有抽气管道中存在抽汽温度T1在设定时间t1内下降了温度B1及以上的抽汽管道，则判断对应抽汽管道上的抽汽逆止阀发生故障，并且发生抽汽管道倒流现象；启动汽机进水事故预案；
步骤3.1.2、若所有抽汽管道上的抽汽温度T1在设定时间t1内下降的温度未达到温度B1及以上，则对在设定时间t1内下降的温度值较高的抽汽管道进行紧密观察，并做好预防事故的准备；
步骤3.2、若存在抽汽管道上的抽汽温度低于温度设定值A，则进一步判断对应抽汽管道上的抽汽温度T2是否在设定时间t2内下降了温度B2及以上；
步骤3.2.1、若待判断的抽汽管道中存在抽汽管道上的抽汽温度T2在设定时间t2内下降了温度B2及以上，则判断对应抽汽管道上的抽汽逆止阀发生故障，并且发生抽汽管道倒流现象；启动汽机进水事故预案；
步骤3.2.2、若待判断的抽汽管道中所有抽汽管道上的抽汽温度T2在设定时间t2内下降的温度未达到温度B2及以上，则对设定时间t2内温度值下降较高的抽汽管道进行紧密观察，并做好预防事故的准备。
2.根据权利要求1所述判断汽轮机抽汽逆止阀严密性的新方法，其特征在于：步骤1中热电偶测得的每个抽汽管道上的抽汽温度，以机组运行画面显示的对应抽汽管道的温度值为准。
3.根据权利要求1所述判断汽轮机抽汽逆止阀严密性的新方法，其特征在于：步骤3.1中温度设定值A为200℃，设定时间t1为10秒，温度B1为50℃。
4.根据权利要求1所述判断汽轮机抽汽逆止阀严密性的新方法，其特征在于：步骤3.2中温度设定值A为200℃，设定时间t2为10秒，温度B2为20℃。
5.根据权利要求1所述判断汽轮机抽汽逆止阀严密性的新方法，其特征在于：步骤3.1.1和步骤3.2.1中的进水事故预案具体为：
1)主、再热蒸汽管道的汽温急剧下降并且过热度减小时：立即核对有关表计，确认汽温是否真实下降；若运行中主蒸汽或再热蒸汽温度10分钟内突降超过50℃，则立即破坏真空并紧急停机；否则开启汽轮机本体的所有疏水阀、主蒸汽管道上的疏水阀和再热蒸汽管道上的疏水阀，充分进行疏水；加强对汽轮机上缸金属温度、下缸金属温度和温差的监视；
2)汽轮机上下缸温差增大并发生报警时：若发现主机上下缸温差增大或各抽汽管道、高排管道的上下壁温差增大时，开启相应管道的疏水阀，同时检查对应抽气管道的抽汽温度及加热器水位情况；若确认加热器水位过高、加热器水位异常或高旁减温水阀异常引起的上下缸温差增大达到设定值，则立即破坏真空并紧急停机；
3)若汽轮机或蒸汽管道内有水击声，机组或蒸汽管道振动加剧时：如果发现汽轮机盘车中进水，则一直保持盘车运行到汽轮机上下缸温差恢复正常，同时加强对汽轮机内部声音和盘车转速的监视；如果确认机组发生水冲击，则立即破坏真空并紧急停机，查明并彻底消除水冲击的原因或隔离故障设备；正确记录并分析惰走时间，投入连续盘车，测量大轴弯曲，倾听机内声音；如果惰走时间、推力轴承温度、轴向位移、振动和上下缸温差均正常，机内动静之间未发生磨擦和发出异音，在消除水冲击原因并对汽轮机、主再热蒸汽管道和抽汽管道彻底疏放水后，联系值长重新启动汽轮机；在发生水冲击的基础上进一步出现轴向位移、推力轴承温度超限、惰走时间明显缩短或机内有异音或动静部分发生磨擦的情况，则揭缸检查设备是否故障；
4)若盘车运行时汽机转速下降或为零转速，则加强对轴封汽源压力和温度的监视。
6.根据权利要求5所述判断汽轮机抽汽逆止阀严密性的新方法，其特征在于，步骤3)中联系值长重新启动汽轮机时，汽轮机再次启动满足的条件为：
a)汽轮机内的水源已查明并切断和彻底消除该水源；
b)若汽轮机的汽缸因进水而变形，则进行充分盘车，直至汽机偏心恢复正常；如中途停止盘车，则延长盘车时间；
c)在盘车状态下监听缸内无金属摩擦声；
d)高压缸、中压缸的上缸、下缸温差均恢复正常。
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