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覆塑管工作台的组装步骤分别是什么?

文章来源:深圳市精极科技有限公司 人气:6 发表时间:2018-03-06 19:02:31
   线棒的颜色种类很多,分别是黑色、红色、乳白色、草绿色、米黄色、蓝色等,另外线棒颜色也可以根据客户需求来制作。它可组装成各式的流水线、生产线、线棒工作台、周转车、仓储货架等外形结构。
    就拿工作台来说吧,它的组装要点如下:
1、请将接头装在管材上,制作前面2只脚。要安装到位后进行粘合,要制作两条。
2、将接头套在管材上,制作后脚(左右各一条)先不要粘合。粘合所选好的接头和接头粘合。最后,确定好接头的位置后进行粘合,使其左右对称,注意接头的方向,左右各一条。
3、接头的方向用管材将前脚和后脚进行连接粘合。因左右是对称的组装时请注意,3连接1和2处的前脚和后脚并作出左右两侧面。请在平坦的地方组装,以防止接头的方向转动。
4、最后在台面的4个脚处粘合板材承托接头。4连接3处中制作的左右正面,用管材连接右侧面和左侧面并粘合。
5、线棒工作台制作完成。将台面板切成线棒工作台台面的尺寸装置在台面上,台面放上板材。
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    某机组“关高调门逻辑”设计不完善汽水分离器水位高导致机组跳闸

      发布时间:2018-03-10 20:21

      在火电厂机组故障中,由于热工原因引起的机组事故仍占了一定的比 例,而这些故障中,如果预控措施到位,一部分是可以避免的。为了减少 可预防的保护系统误动引起的机组运行异常,提高火电厂热控系统可靠 性 水平,发电自动化专业委员会组织和收集了2016年各发电集团中机组 发生的热工故障案例,通过此平台供大家分享,希望对发电厂吸取这些案 例的经验教训,举一反三检查本厂隐患,釆取相应预控措施,提高热控专 业整体水平和系统可靠性有所促进。

      2016年某月27日00:17,某机组负荷660MW,机组协调控制与AGC方式运行。00:21:37,机组负荷降至579MW,汽轮机2Y、3X轴振升高至154μm、151μm,轴振大报警,触发“关高调门逻辑”动作。00:22:37,机组负荷降至298MW,锅炉汽水分离器水位显示25米,“分离器水位高”信号发出,触发MFT保护动作,汽轮机跳闸,发电机解列。

      该机组汽轮机为东汽生产的NZK1060-25/600/600型、超超临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、直接空冷、凝汽式汽轮机。汽轮机共有高压缸、中压缸和两个低压缸,中压缸、低压缸均为双流布置。汽轮机配汽机构共有四个高压主汽门、四个高调门,以及两个中压主汽门和两个中调门,高调门控制方式为复合阀序控制,阀序为1、2、3、4,进汽方式为1、3号高调门上进汽,2、4号高调门下进汽,见图1。

      2012年3月该机组运行中因发生汽轮机汽流激振,1、2号轴振大保护动作,机组跳闸。针对汽流激振发生时轴振变化快且幅度大、运行人员不易干预的特点,根据东汽厂建议,在3、4号机组DCS内部增加了“汽轮机振动大时自动关小高调门逻辑”(简称“关高调门逻辑”),作为防止发生汽流激振造成机组振动大的防范措施,修改有关逻辑修改,见图2。当汽轮机任一轴振超过报警值时,触发该逻辑动作,通过自动减小汽机主控指令关小高调门,消除激振现象。汽机主控的减小值按照0.25s的扫描周期、每次减小0.3%。该逻辑自2012年投用至今,及时减轻了多次振动大现象。

      (1)汽水参数变化情况:26日23:55,该机组负荷530MW,机组协调和AGC投入,给水流量1454t/h,总煤量240t/h,主汽压力16.7MPa、主汽温度605℃,汽水分离器入口过热度10℃。23:56,在协调控制方式下,机组依据AGC指令带负荷,自动控制增加给水流量、煤量,主汽压力开始下降,汽水分离器入口过热度开始下降,主汽温度基本不变。27日00:01,主汽压力最低降至14.9MPa后开始上升,汽水分离器入口过热度在1.7~2.5℃之间波动。00:17,3号机组负荷660MW,主汽压力18.4MPa,压力给定值为19.6MPa,主汽温度600℃,再热汽温605℃,锅炉主控指令655.5MW、燃料总指令65.9%,给水指令4369rpm,给水流量1462t/h,汽水分离器入口过热度2.5℃,此后汽水分离器入口过热度开始回升。00:21:37,机组负荷降至579MW,主汽压力22.7MPa,主汽压偏差3.8MPa(此时给定值为18.9MPa),主汽温度609℃,再热汽温613℃,锅炉主控指令562MW,燃料总指令53.2%,AGC指令560MW,主汽温度608℃,过热度升至11.3℃。

      (3)“关高调门逻辑”动作和分离器水位变化情况:00:21:37至00:22:22,2、3号轴振超过报警值达14次,多次触发“关高调门逻辑”动作,将汽机主控指令自动减至46%,此时1~4号高调门开度分别为23.0%、18.9%、17.2%、14%,锅炉主控指令469.8MW、燃料总指令54%。00:22:11,机组因达到负荷下限420MW而退出AGC。00:22:18,运行切除锅炉主控,此时主汽压力24.8MPa,实际负荷373MW,锅炉主控指令531MW,给水指令4691rpm,给水流量1260t/h,燃料主控52.8%。00:22:23,运行手动解除汽轮机DEH遥控,中止“关高调门逻辑”动作。

      00:22:37,机组负荷降至298MW,汽水分离器水位显示25m,分离器水位高保护动作(逻辑保护设计:机组负荷低于300MW,且分离器水位高于20m),触发MFT保护。MFT时记录曲线 MFT时记录曲线

      检查运行中2号轴承温度比相邻的1、3号轴承温度都低,仅为62℃左右,轴承荷载较轻,且通过轴心位置监测装置发现2号轴承发生振动波动时,2号轴瓦处转子轴心位移量较大,轴心上浮最大达0.13mm,往右偏移0.08mm,而1、3、4号轴承处转子轴心位移量相对较小,仅为0.01~0.02mm。2号轴振波动发生的时间一般为机组降负荷调门关小过程中,负荷区间在590MW左右,该区间降负荷过程中1号高调门关小幅度最大,按照进汽布置即为上进汽减少,蒸汽对转子下压作用力减小。

      2016年6月~8月机组小修期间,2号轴承解体检查发现轴颈存在及轴瓦钨金有磨损现象,对轴瓦进行了修刮,并对轴颈进行了打磨抛光处理,修后将轴瓦标高上抬0.1mm。检查轴承顶部间隙1.1mm,超过标准值,重新调整顶部间隙至厂家规定标准范围内为0.7mm。

      机组修后启动检查2号轴振正常,2X/Y向振动值53/74μm。25日,该机组因主汽温度低跳闸一次,在汽轮机惰走期间2X/Y向轴振最高值为59/76μm,机组再次启动后,2X/Y向轴振为49/69μm。

      (1)机组负荷降至300MW以下,锅炉汽水分离器水位高触发MFT保护动作,是机组跳闸的直接原因。

      (2)因机组设置增加了“关高调门逻辑”,在短时间内(00:21:37至00:22:22)汽轮机2、3号轴振多次超过报警值触发“关高调门逻辑”动作,致使机组汽轮机高调门迅速关小,负荷从579MW快速下降,最终降至298MW,机组由“干态”转入“湿态”运行,汽水分离器水位迅快速上升,最终因“汽水分离器水位高”触发MFT保护动作,是造成机组跳闸的主要原因。(3)3号轴振增大的原因。2号轴振增大的原因主要为该轴承负载较轻,机组负荷快速变化时容易引起轴振增大,并且汽轮机在低负荷时上部进汽减小后转子失稳2号轴振增大,并引起相邻的3号轴振增大。

      (1)“关高调门逻辑”设计不完善,未充分论证分析可能存在的危险性因素。增加该逻辑在设计时没有充分考虑汽轮机振动大信号误发、频发等运行工况,且未明确边界限制条件,对该逻辑可能对机组安全运行产生的负面影响与风险认识不足。(2)运行人员应急处置能力不强。在机组快速自动减负荷过程中,值班人员对主要参数异常的分析判断能力欠缺,未能及时手动干预,致使事件后果扩大,并最终导致跳闸。

      (1)退出机组“关高调门逻辑”。(2)加强运行管理,调研了解防止汽轮机汽流激振措施及对策,结合机组现状,重新考虑制定相关预防措施,并开展相关培训与演练工作。(3)加强监视汽轮机2号轴振,在降负荷过程中发现轴振持续升高时,要密切注意轴振及轴承温度变化,若轴振超过130μm,立即停止降负荷,直至轴振稳定或降低,必要时开大高调阀,增加汽轮机进汽量。

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