火电厂辅机设备的状态检修技术开发.doc

行业资料：_火电厂辅机设备的状态检修技术开发单位：_部门：_日期：_年_月_日第 1 页 共 11 页火电厂辅机设备的状态检修技术开发一、背景随着电力体制改革的深入，发电厂对发电成本的控制越来越严格，如何合理的减少维修费用，同时有效提高运行安全性己是当务之急。汽轮机、锅炉等主机虽然是关键设备，但其制造技术已较成熟，监测技术也较完善，故其可靠性都比较高，由于火电厂系统复杂，而一些辅机设备往往是火电厂设备状态监测的薄弱环节，是造成机组非计划停机的主要原因之一，保证辅机设备的安全运行是电厂日常维护和维修的重要内容。同时，任何一个系统或主要辅机设备的故障都会影响电厂的经济性，造成发电成本的增加。因此，开展火电厂辅机状态监测工作，保证火电机组主要辅机设备良好的运行状态，达到优化检修的目的，具有十分重要的意义。近年来，针对辅机部件的状态监测和诊断技术的发展十分迅速，辅机部件（电动机和转动部件等）的状态监测技术已经成熟。主要的技术包括：1.振动诊断技术；2.油液分析技术；3.红外线设备诊断技术；4.超声波泄漏监听技术。振动监测技术主要是应用在线和便携式振动监测仪器，对设备的振动频谱进行连续或经常性检测，以分析设备的振动特性，判断运行状态变化趋势，为设备的运行和维修提供信息。油液分析主要是对润滑油的成分、污染度、机器磨损状况进行检测，以掌握润滑油的变质情况，判断磨损状态变化趋势，为设备的运行和维修提供信息。红外线设备诊断技术主要是使用便携式红外线检测仪，对电机设备的外壳超温状况进行检测，以发现设备的超温部位，采取及时维修措施。声波泄漏监听装置，也是利用超声波的特性，对设备发出的微小泄漏声音进行检测，以找出设备的泄漏部位，采取及时维修措施。国外辅机部件状态监测技术的发展已经成熟，监测装置和分析软件也比较先进，在国内电厂的应用越来越普遍。但在应用中发现，这些监测技术往往是独立的，主要是针对具体部件点的状况，并不能够全面监测辅机系统的状况；一般不能够全面综合的分析设备变化趋势，即不具有综合诊断故障功能。如何给出设备的整体状态诊断结果，为维修决策提供更全面的支持依据，有必要进行进一步的研究。二、辅机状态检修关键技术研究简介该研究项目是国家电力公司状态检修课题的子项目，并作为与福建省电力有限公司、福建省电力试验研究院和厦门华夏国际电力发展有限公司合作课题，列为福建省电力公司xx年研究课题。主要研究内容包括：辅机状态检修模式的探讨；辅机状态监测技术的选择与实施；系统安全性监测技术的开发；系统运行经济性监测技术的开发；辅机状态综合诊断系统的开发；依托工程电厂实施；通过3年的努力。福建实施项目已经基本完成，并通过了福建省科委组织的鉴定。太仓电厂实施项目仍在进行中。1.辅机状态检修基本模式的探讨研究表明，辅机的维修类型主要包括：设备故障导致功能下降而维修，系统安全性下降导致的维修，系统性能（经济性）下降导致的维修等三个方面。以往的监测技术，主要注重辅机部件点的状态变化，而在系统层面上的变化没有给以重视，显然是不合理的。目前在国内推行的辅机振动状态监测方式包括在线和离线两种，在线方式费用高，信息量大，已在山东等一些电厂采用。而离线监测方式实际上早已在电厂普遍采用，近年来随着监测仪器的性能提高，离线监测的准确性已相当高，完全可以满足设备状态监测的需要，因而没有必要采用在线方式，同样可以达到满意效果。为此，热工研究院设计了辅机设备离线与在线相结合，安全性监测与经济性监测相结合，设备监测与系统监测相结合的新模式，即：离线设备状态监测在线系统安全性监测在线系统运行经济性监测综合故障诊断与维修决策支持该模式充分考虑到中国电厂辅机运行状况和状态检修技术需求，力图提供一个完整的中国电厂辅机状态检修整体解决方案。2.辅机状态监测技术的选择与应用该课题在厦门华夏国际电力公司300MW1、2号机组主要辅机上进行试点。采用国外成熟的振动监测、油液分析、电机马达监测和红外热成像等多种监测技术，定期对电厂主要辅机（旋转机械设备）的状态进行离线监测，包括有送、引风机、一次风机，给水泵、凝结水泵、循环水泵等。监测的主要内容包括辅机设备的振动、润滑油品质、电机的运行状况，转子笼条断裂、定子和转子间的机械偏心，设备的热像图（温度分布图）等。经过各方两年多的共同努力，监测工作己逐步走向规范，取得了阶段性成果。在振动监测方面，1A引风机开始监测时，其1号瓦（电机外伸端）、2号瓦（电机联轴器端）的轴向振动逐步增大，超过合格值4.5mm/s，最大分别为10.13mm/s和5.52mm/s，尤其是1号瓦振动接近危险值，严重影响机组的安全运行。根据分析，1号瓦轴承垂直和水平振动均在合格范围内，为1.2mm/s和3.3mm/s，说明引起轴向振动偏大的原因不是由于激振力大引起，分析其频谱图，主要是3倍频和5倍频的分量为主，而且2号瓦存在同样的问题，初步分析为风机转子止推轴承工作游隙过大引起的振动异常。由于1A引风机轴承自投用以来5年没有更换，决定在xx年4月的小修中对1、2号轴承及风机的止推轴承解体检查，确认止推轴承工作游隙过大。经更换1、2号轴承并调整好止推轴承工作间隙后，故障消除，其振动均在合格范围内。第 5 页 共 11 页火电厂风险与防灾防损电力是经济发展的基础，而火力发电则是电力能源的重要组成部分。常见的火力发电是以煤、油、可燃气体为原料在锅炉内燃烧，使水变为水蒸汽，推动汽轮发电机组发电，火力发电是化学能、机械能和电能的转换过程，前期投资较大，且资产也比较集中，一旦发生风险事故，不仅可能损毁发电设备和变配电装置等贵重设备，导致停电甚至造成人员伤亡，而且还可能使大批工矿企业因断电而造成停产或其他严重事故，故要切实做好风险防范工作，本文拟通过风险分析识别风险，建立防灾防损机制，有效防范风险。火力发电厂风险分析(一)火灾风险1.火灾风险隐患火电厂是把燃料的化学能最终转变成电能的场所，中间存在燃料的燃烧过程，所以燃料本事就容易引起火灾。燃煤电厂中的燃煤、输煤系统以及煤粉粉尘，燃油燃气电厂中的燃油和燃气都可能引起火灾和爆炸。另外，火电厂的大型设备中普遍用到各种润滑油，这些都存在泄露的危险，还有发电机可用氢气冷却系统，也可能引发火灾事故。2.可能引起的损失泄露严重、报警监控系统不完善或灭火系统不能有效工作，都有可能引起主要设备可用损毁，甚至是整个厂房的烧毁。3.火灾风险防控措施和评估内容厂房的布置、机器设备的布置、监控系统是否正常工作、灭火系统在特殊情况下是否能够有效地起到灭火的作用，以及火电厂整体的安全管理是否到位，都是评价火灾风险的有效依据。(二)爆炸风险1.无论是蒸汽轮机机组还是燃气轮机机组，都具有高温高压的工况，都使用高温高压的工质，这就存在极大的爆炸风险。因为高温高压段本身就是火电厂关键设备的关键部分，如果爆炸威力巨大，可能造成极为严重的后果，带来巨大损失。另外，燃煤电厂的煤粉粉尘、煤油电厂的储油罐、燃气电厂的供气系统，还有发电机等设备中的氢气冷却系统，都存在爆炸的风险。2.可能引起的损失锅炉、蒸汽轮机、燃气轮机，都具有爆炸的风险，如果情况严重，不但造成设备本身的全损，而且爆炸可能损毁厂房甚至厂房周围的建筑或设备。3.爆炸风险控制措施和评估内容火电厂通过大量布置传感器的方法对各个工况下的物理参数进行监控，一旦发现这些参数不正常，立即进入保护状态，切断相关设备或进行相关保护处理，避免事故的发生，所以，火电厂监控系统是否正常和电厂内部管理是否完善是评价爆炸风险大小的重要依据。(三)机器损坏险1.机损险损失影响火电厂机损险可能的最大损失一般小于财产险，这是因为机损险的损失一般情况下只涉及到机器设备本身，最多也只是影响到单独的机组，除非有两台或两台以上机组共用重要的关键设备。2.机损险损失原因机器设备本身在设计或制造上存在缺陷：设备工作于不正常的工况;工人操作失误;断电断水等其他的意外事故，除了设计制造上的问题之外，其余的风险都可以通过加强内部管理、提高员工业务素质来得到有效的改善。3.常见机损事故(1)磨煤机损：煤中常含有铁屑、木块、石块等物质，若在送入磨煤机前不将上述物质除去，极有可能造成机器的损坏。(2)整汽轮机轴弯曲、轴瓦烧损：油膜失稳导致润滑不良。(3)涡轮叶片破坏：焊渣等异物进入。(4)大型变压器损坏：遭受雷击或发生短路。火力发电厂风险防范建议(一)燃料和燃烧系统的防火建议1.煤炭(1)煤的危险是煤的自燃，防止煤自燃的简单方法是改善煤的散热条件，不要把煤堆得太高太久，同时，可在煤场的四周设置消防栓，并定期对煤堆进行辗压，以减少内部空气，从而有效地防止煤因氧化放热而自燃。(2)煤在送入磨煤机前应设置专门的设备将铁屑、石块、木块等除去。2.燃油储罐区应单独布置，远离主厂房等主体建筑物20米以上，并需设置罐区防火堤(堤高1-1.6米，用不燃材料建筑)，配备充足的灭火设施，油罐应有良好的接地装置和避雷设施。(1)对燃油输送管道特别是接口处要经常检查、测试，发现问题应及时维修，以防燃油泄露，导致火灾的发生。(2)油罐加热系统常见的加热方式有：油罐底部加热，插入加热和外部循环加热三种，所有的加热器都应有控制热量供应的装置，以防止燃油过热而酿成事故。(二)加强汽轮发电机组操作规范1.汽轮机运行必须严格遵守操作规程。开机前，应对调安设备、油箱油管、冷油器、油泵、轴承及其接合部位都要进行全面检查，应符合有关规定。2.加强对机组的巡视和检查，发现漏油、漏气振动较大时应及时采取措施，水冷发电机不准有漏水现象，氢冷发电机不准有漏气或产生火花的现象。3.油管道应远离高温管道安装。这些热物体表面应包铁皮或玻璃丝布、涂油漆等，严禁在主油箱用蒸汽加热油品，此外，主油箱还应设有排烟装置和事故排油装置。(三)灭火系统1.控制电器室应设置固定的气体灭火装置。2.保持主控制室内的清洁卫生，不得在房间内堆放废纸屑等可燃物品。3.穿越墙壁楼板的电缆洞孔应用石棉、砂、混凝土等不燃材料密封。(四)大型电力变压器(主变)1.室外变压器与周围建筑物的防火间距应符合以下数值：民用建筑(1-2级耐火等级)20-25米、发电厂房15-20米制氧室、危险品仓库25米、燃油系统的可燃液体贮罐区50米、油泵房20米。2.当油浸电力变压器外廓与建筑物外墙的防火间距不足时，建筑物的外墙宜为防火墙，或建筑外墙距屋外油浸变压器外廓5米以内时，在变压器总高度3米的水平线以下以外廓两侧面各3米的范围内的墙上，不应有门窗和通风孔，高于变压器总高度3米水平线以上的墙壁，允许设置非燃烧体框架的窗。3.室外主变压器应按规定设置事故蓄油