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一期汽轮机运行规程






总 则 重要操作的规定 第一章 汽轮发电机技术规范与特性 第一节 汽轮机 第二节 汽轮机调节及保安系统 第三节 辅助设备 第四节 发电机与励磁机 第二章 汽轮机的启动 第一节 重要操作原则 第二节 启动前的准备工作 第三节 启动前的检查 第四节 辅助油泵及调节系统试验 第五节 暖 管 第六节 辅助设备的启动与投入 第七节 启动与升速(额定参数) 第八节 并列与带负荷 第九节 机组热态启动 第十节 滑参数启动 第十一节 并炉注意事项 第三章 汽轮机组的试验 第一节 试验的注意事项 第二节 试验项目及周期表 第三节 试验方法 第四章 辅助设备的运行 第一节 油系统的运行 第二节 顶轴油泵及盘车装置的运行 第三节 循环水系统的运行 第四节 凝结水系统的运行 第五节 轴封系统的投用 第六节` 真空、射水系统的运行 第七节 冷风器的运行 第八节 法兰螺栓加热装置的使用 第九节 泵的启动和停用 第十节 低压加热器的运行 第十一节 高压加热器的运行 第十二节 鼓泡除氧器的投入和停用 第五章 汽轮机的停止 第一节 正常停机 第六章 汽轮机运行中的维护 第一节 正常运行限额 第二节 一般运行维护 第七章 汽轮机事故预防渎雁淫詫颠E渎雁淫詫颠 第二节 故障停机

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第三节 汽温汽压部正常处理 第四节 凝汽器真空下 第五节 油系统失常 第六节 甩负荷第七节 机组与系统解列 第八节 水冲击 第九节 轴向位移增大 第十节 汽轮机严重超速 第十一节 发电机、励磁机冒烟着火 第十二节 汽轮机组部正常的振动和异音 第十三节 主汽阀、调节阀、旋转隔板工作失常 第十五节 厂用电中断 第十六节 DEH 系统故障 第十七节 辅机的故障处理 第十八节 加热起水位升高 第八章 给水泵的运行 第一节 设备规范 第二节 给水泵的启动与停止 第三节 给水泵的运行维护 第九章 给水泵事故处理 事故处理原则 第二节 给水泵的事故停止 第三节 给水母管压力不正常 第四节 给水泵汽化 第五节 厂用电中断 第六节 给水泵油系统故障 第七节 给水泵冷却水中断 第十章 给水泵的试验 第一节 给水泵油泵联锁试验 第二节 给水泵联锁试验 第十一章 除氧设备的运行 第一节 基本特性和技术数据 第二节 高压除氧器的启动与停止 第三节 除氧设备的运行维护 第四节 高压除氧器安全门试验 第五节 疏水箱疏水泵的启动与停止 第十二章 除氧器事故处理 第一节 事故处理原则 第二节 除氧器事故处理 第十三章 减温减压起的运行 第一节 减温减压器的特性及有关要求 第二节 减温减压器的投入、运行维护及停用 第十四章 循环水泵的运行 第一节 技术规范 第二节 循环水泵的启动与停止 第三节 循环水泵的正常运行 第四节常见性事故处理

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总 则 运行人员必须坚守岗位,正确、迅速地执行上级命令。 机组发生故障时,运行人员应按下列顺序进行工作、消除故障: 1、根据仪表指示和机组外部象征,肯定机组已发生故障。 2、迅速消除对人身及设备的危险,必要时立即解列发生故障的设备。 3、迅速查清故障的性质,发生地点及损伤的范围。 4、保证所有没有损伤的设备能正常运行。 5、发生故障时运行人员应按规程处理,并尽可能迅速报告班长或值长。 消除故障的动作应迅速,处理应正确,接到命令后应复诵一遍,如未听懂应问清,执行后 应迅速向发令者报告。 班长在处理事故时受值长领导,并迅速参加消除故障的工作,尽可能报告值长。 汽机主管在得知机组发生故障时,应赶到现场监督消除故障工作。 从机组发生故障起,直到恢复正常,运行人员不得擅自离开岗位,如果故障发生在交接班 时,应延迟交接。交班人员应继续工作,接班人员在交班班长、值长领导下协助处理故障, 直到机组恢复正常运行或接到值长接班的命令后方可在接班日记上签字进行交接。 当发生本规程没有规定的故障象征时,运行人员必须根据自己的知识和判断,主动采取对 策,并尽可能迅速报告班长或值长。运行人员如发现自己不了解的现象时,必须及时报告 班长,共同实地观察研究。若无法查清,报告值长按其指示处理。 机组故障后的开机,必须根据事故的象征,进行全面检查,确认无误后方可开机。开机过 程中必须加强检查,发现异常情况及时停机并汇报。 故障消除后,应做好详细记录。 机组在启动、带负荷、减负荷、停机过程中,应加强对金属温度的的控制,严防温差超过 规定数值,防止导致设备的金属变形或损坏。 本机组为切换母管制,在开、停机操作、事故处理、做试验时应予全面考虑。 重要操作的规定 一、下列工作在汽机主管或由热电部经理指定人员监护下进行。 1、大、小修后汽轮机组的启动。 2、运行中危急保安器的定期充油压出试验。 3、调速系统试验,包括高压主汽门、调速汽门、旋转隔板的严密度试验等。 4、机组运行中冷油器的切换操作。 5、机组运行中滤油网的切换操作。 6、设备经过重大改进后的启动或有关新技术的第一次试用。 二、重要设备切换操作应有操作票,并在监护人的监护下进行。发布切换操作命令前,应 按有关系统图检查预定的操作程序,保证正确。所有重要设备切换操作和监护,均应由合 格人员担任,下级不能监护上级人员的操作。 三、在做系统隔离措施时,凡是高、低压在串联状况并无逆止门,禁止用低压侧阀门隔离。 应先关高压侧阀门,确认阀门无泄的情况下,方可关闭低压侧阀门;有逆止门的情况下, 也应先关闭高压侧阀门,确认高压侧阀门、逆止门无泄漏,方可关闭低压侧阀门。若高压 侧阀门不严密或逆止阀泄漏,应扩大安全措施,使高压系统彻底隔离,防止因积压造成管 阀破裂。 汽轮机遇到下列情况,应采取措施消除,否则禁止启动(特殊情况下由领导决定,订出相 应原防范措施) : 1、调速系统,保护装置失常,电动主汽门、自动主汽门、调速汽门,抽汽逆止门动作不正

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常。 缺少转速表或转速表不正常时; 不能维持空转运行或甩去全负荷后不能控制转速时; 主要表计或自动保护装置之一失灵; 任何一台油泵或其自启动装置有故障; 油质不合格或油温低于规定的极限值。 汽轮机转动部分有明显的金属磨擦声。 注:1、主要表计指:主蒸汽温度表、汽压表、流量表、转速表、真空表等。 2、自动保护装置指:机组故障应能自动停机的热工保护装置,如低油压、轴位移、主汽门 联锁等。

第一章 汽轮发电机技术规范与特性 第一节 汽轮机

序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25

名 称 型 号 型 式 制造厂家 出厂代号 投产日期 转子重量 上汽缸重量 本体重量 整机重量 转子旋转方向 额定转速 级数 汽轮机临界转速 发电机临界转速 外形尺寸 额定功率 最大功率 额定进汽量 最大进汽量 额定抽汽量 最大抽汽量 给水温度 额定背压 汽轮机级数 回热抽汽级数

单抽汽凝汽式汽轮机 C50-8.83/0.981 高压、高温、单缸、单抽凝汽式 哈尔滨汽轮机厂 #1 机 2003 年 10 月;#2 机 2004 年 6 月 18955kg 140t 230t 从机头向发电机方向看为顺时针 3000rpm 18 级 1563rpm 1540rpm 9.0m×6.9m×4.9m(长×宽×高) 50MW(抽汽/冷凝) 60MW(抽汽/冷凝) 286.56/188.10t/h(抽汽/冷凝) 361.00t/h 150t/h 200t/h 213/199℃(抽汽/冷凝) 3.30/4.90KPa(抽汽/冷凝) 高压部分:I(调节级)+8 压力级 低压部分: ⅠX(调节级)+8 压力级 共为 18 级 5 级(分别为 5、9、12、14、16 级后)

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1.1 概况 注:本规程压力单位如没特殊说明均为绝对压力。 1.2 基本参数

项 目 主汽门前蒸汽压力 主汽门前蒸汽温度 冷却水温度 调节抽汽压力 调节抽汽流量 额定工况进汽量 机组热耗 机组汽耗

单 位 MPa ℃ ℃ MPa T/h T/h Kj/kWh Kg/kWh

最 高 9.32 540 33 1.275 200 361 5540 6.017

正 常 8.83 535 20 0.981 150 335.5 6697 5.419

最 低 8.34 525 0.785 0 185 9552 3.6977

1.3.1 纯凝汽工况下,各级抽汽情况(计算值) (60MW) 项目 单位 C1 C2 C3 C4 C5 压力 MPa 2.1277 1.1158 0.4078 0.1541 0.0117 温度 ℃ 383 303 198 112 77 抽汽量 T/h 12.85 12.66 11.54 7.28 10.90 抽汽位置 级后 5 9 12 14 16 1.3.2 额定抽汽工况下,各级抽汽情况(计算值) (50MW 抽汽 150 T/h) 项目 单位 C1 C2 C3 C4 C5 压力 MPa 2.4371 0.981 0.1599 0.0602 0.0164 温度 ℃ 377 287 142 86 56 抽汽量 T/h 24.39 174.22 6.37 4.5 4.16 1.3.3 各监视段压力限制值 抽汽序号 调节级后 C1 C2 C3 C4 C5 压力(Mpa) 6.7 3.0 1.3 0.42 0.16 0.04 1.3.4 中压调节级配汽数据表 蒸汽压力 MPa 0.785 0.981 1.275 蒸汽温度 ℃ 246 267 294 蒸汽流量 T/h 73.62 81.45 88.36 级后蒸汽压力 MPa 0.3075 0.3446 0.3789 1.3.5 典型工况 电功率 进汽量 抽汽量 抽汽压力 序 号 KW T/h T/h MPa 1 50000 286.555 150 0.981 2 50000 253.387 100 0.981 3 50000 307.533 180 0.981 4 50000 322.258 200 0.981 5 60000 286.084 100 0.981 6 60000 320.79 150 0.981 7 60000 342.268 180 0.981 8 60000 356.776 200 0.981

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1.4 汽轮机在下列情况下能发出额定功率 ⒈主汽门前蒸汽压力降为 8.34MPa,主蒸汽温度降为 525℃,而冷却水温为正常值。 ⒉冷却水温度升高到 33℃,而主汽门前参数为正常值。 1.5 本体结构 1、转子 转子材料均为合金钢 30Cr1Mo1V,叶片材料分别为 1Cr11MoV(高温区) 、1Cr13(中低 温区) 、2Cr13。 2、汽缸 汽缸由高、中、低三部分用垂直法兰连接而成。高压缸采用铸造 结构, 材料为耐热合金钢 ZG20CrMoV, 气缸中部材料为 ZG230—450, 汽缸后部材料 Q235 —AF,排汽缸采用铸焊结构。高压缸采用阶梯式平斜法兰,设有法兰加热装置。高压缸用 前后下猫爪支撑在中间轴承座上,另一端由排汽缸下半部的台板座落在基架上。后轴承座 下半与排汽缸焊为一体,排汽缸设有扩压导流装置和喷水冷却装置。 3、汽机轴承结构 汽轮机的径向轴承为椭圆轴承,各轴承均有测轴承合金温度的 WZPM2——001 型铂热电 阻。汽轮机的#1 轴承为推力-支持联合轴承,支持部分具有球面,可自位。推力部分为密切 尔式,工作瓦和定位瓦各 10 块,瓦块为扇形,可摆动,每块工作瓦装有 WZPM2——001 表面式铂热电阻测量其轴承合金温度。 4、汽封 汽缸的前、后汽封和隔板汽封均为常用的梳齿形结构,可弹性退让,汽封间隙合理。 5、汽机膨胀死点 汽轮机热膨胀绝对死点,位置在后汽缸部位,以横向及纵向滑键定位于基架上。汽缸整体 向前纵向热膨胀,并以汽轮机中心线为基准向两侧均匀热膨胀,转子则以推力轴承定位, 整体向后热膨胀。汽缸与转子之间的相对热膨胀由专门装置进行测量。 6、盘车装置 盘车装置安装在后汽缸轴承箱盖上,为低速盘车装置,盘车转速为 4.7r/min。盘车装置的 手动投入安全可靠,简单易行,当需要手动投入时只需向工作位置拉手杆。汽轮发电机组 在盘车过程中或盘车终了机组启动时,盘车装置能自动退出。 1.6 热力系统 1、蒸汽系统 来自蒸汽母管的主蒸汽,通过二根管道经电动隔离门(二只)至自动主汽门,用一台油动 机经电调装置(DEH)通过电液转换器进行控制,再通过配汽机构操纵调节汽门,改变进 汽量。自动主汽门后由四根主汽管分别送入四个调节汽门。可调工业抽汽由两根管子从抽 汽室引出,对外供热。所余蒸汽经低压回转隔板进入冷凝器。调整抽汽由回转隔板完成 。 为了保护低压缸冷却蒸汽通过,旋转隔板不会完全关闭。 2、抽汽系统 机组共五段抽汽,其中一段抽汽供#2 高加,二段抽汽供#1 高加、高压除氧器及对外供热, 三、四、五段抽汽分别供#3、#2、#1 低加用汽。 3、疏水系统 汽轮机管道及本体疏水,分别疏入疏水母管,再疏入疏膨胀箱,最后入冷凝器。 4、法兰螺栓加热装置 为了加速机组启动和带负荷,本机组备有法兰螺栓加热装置。其汽源由新蒸汽和汽平衡组 成,汇集到混温加热箱。根据法兰壁温,法兰内外螺栓的温差使之调节到所需要的温度。 另外还装有安全阀以控制压力不超过极限值(可在 0.6~1.0 之间调整) 。 1.7 油系统 汽轮机主油泵出口油压 1.96MPa。高压油经出口止回阀后,分成两路:一路通入调节保安

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系统;另一路供给注油器。注油器采用二级并联式;第一级供主油泵进油;第二级经滤油 器、冷油器供机组各轴承润滑用。当润滑油压大于 0.15MPa 时,过压阀自动开启,使润滑 油压保持在正常范围内。 系统中备有启动用高压交流油泵,供机组调试和启动用。当主油泵出口油压大于系统中油 压时,主油泵开始供油。高压交流电动油泵可以停止供油,此外还有低压交流供油泵和事 故油泵。当润滑油压低于限制值时,分别自动投入运行。 油箱上有接管,通一小型离心式鼓风机,使油箱中形成很小负压排出油箱中的油烟。 第二节 汽轮机调节及保安系统 2.1 概况 汽轮机组控制系统设计采用透平油共用油源数字式电液控制系统。数字式电液控制系统 (DEH)利用现代计算机技术实现对汽轮机组的控制,使其自动化水平得以大大提高。 由于采用了计算机技术,全部控制逻辑均由应用软件完成,丰富了控制功能、提高了控制 灵活性。 在 DEH 系统中,采用了各种冗余技术和抗干扰措施,大大提高了控制系统的可靠性。 DEH 的控制信号,通过 MOOG 公司 DDV634 型电液转换器,将电信号变换成液压控制信 号去控制液压执行机构。系统中设有冗余的 OPC 防超速电磁阀组和冗余的 AST 停机电磁 阀组,保证了汽轮机更加安全可靠运行。 2.2 设计原则 1、系统符合“故障-安全”设计准则,当系统失电保证可靠停机,并对可能的误超作采取 有效的防误动、防拒动措施。 2、系统具有自诊断、自恢复和抗干扰能力。 3、控制系统依据分层、分散控制原则,除了控制冗余外,对重要的 I/O 信号和 I/O 模件也 进行冗余配置。 4、冗余的高速通讯网络保证信息通畅,并具有与 DCS 的通讯接口。 5、除满足机组启动运行外,系统具有的 I/O 裕量和能力以便未来进行功能扩展。 6、硬件选择力求可靠、先进并具有多年运行经验。 7、功能设计应符合标准化、通用化、模块化的原则。 8、操作员站设计符合人机工程学要求,人机界面友好,信息丰富,操作简便可靠。 2.3 DEH 基本原理 汽轮机组 DEH 系统基本原理简述如下: DEH 系统设有转速控制回路、电功率控制回路、抽汽控制回路、主汽压控制回路、超速保 护回路以及同期、调频限制、解藕运算、信号选择、判断等逻辑回路。 DEH 系统通过二台 DDV634 电液转换器分别控制高、低压阀门,从而达到控制机组转速、 功率及抽汽压力的目的。 转速控制回路 在并网前,转速控制回路完成机组启动升速控制,其中设有转速目标设定、升速、暖机、 临界转速区识别与加速通过临界区控制逻辑,超速试验逻辑等,它以机组实际转速作为反 馈,通过 PID 调节器实现机组转速的闭环控制。 在机组并网后,转速控制回路继续完成机组的一次调频功能。 电功率控制回路 该回路完成机组电功率的闭环控制,它根据运行人员设定的目标值及变化率,并综合各功 率限制条件及频差修正,形成功率定值,以机组实际电功率作为反馈,通过 PID 调节器对 机组功率进行闭环调节,该回路为DEH的基本控制回路。 当机组运行于抽汽工况时,该回路与抽汽控制回路一起牵连运算,实现热电联调及静态调 整。

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抽汽控制回路 该系统设有抽汽控制回路。它以操作员设定压力作为给定值,以实际抽汽压力为反馈,通 过PID 调节器去控制抽汽压力。其输出与功率调节器的输出一同送到解藕运算逻辑中进 行解藕运算,以实现热、电联调时的静态自整。 主汽压控制回路 作为DEH的辅助控制回路,以操作员设定作为给定值,以实际主汽压为反馈,参通过P I调节器对机侧主汽压进行闭环控制 。 解藕运算逻辑 该逻辑用于热、电联调时的静态自整。其输入为负荷调节信号或调节级压力信号、抽汽压 力调节信号进行综合,并根据主机热力特性及边界条件对各调节阀开度进行解耦运算得到 各阀门得到各阀门对应关系,输出各阀门最终控制信号。 6、阀门严密性试验 可对主汽门、高压调门进行试验,并自动记录试验时间。 2.4 DEH 基本功能 汽机挂闸/开主汽门 当汽机保安系统动作后,保安油压消失汽机自动主汽门、调节汽门全部关闭,再次启动时, 必须首先恢复保安油压。当运行人员发出挂闸指令时,电磁阀带电接通危急遮断滑阀上腔 排油,滑阀在压力油的作用下复位,然后电磁阀失电将接通危急遮断滑阀上腔排油关闭, 完成挂闸操作。 挂闸后,具备了开启主汽门条件。当运行人员发出开启主汽门指令后,通过电磁阀打开自 动关闭器。此时,汽机具备了冲转条件。 2、摩检 机组启动前,尤其是大修后,经常需要进行磨擦检查。为此,在 DEH 系统内设置有摩检功 能,选择摩检后,DEH 将机组升速至 250r/min,然后关闭调速汽门,停止进汽,机组惰走, 由运行人员进行听音,完成磨擦检查。 3、升速控制 DEH 根据运行人员给定的目标转速和升速率进行闭环控制,使机组达到目标转速。完成冲 转、暖机、过临界、3000RPM 定速全部过程,运行人员可根据实际情况,通过保持命令使 机组进入转速保持。 DEH 系统内设置有自动升速和手动升速功能。 自动升速 DEH 根据机组高压内缸金属温度,自动从冷态、热态或极热态条件,选择不同升速曲线, 自动完成冲转、低速暖机、中速暖机、快速过临界、3000r/min 定速全部过程,运行人员可 根据实际情况,通过保持命令使机组进入恒速运行或切换到手动运行方式。 手动升速 DEH 按照运行人员根据经验自行判断机组的温度状态,然后通过操作员站设定目标转速和 升速率。当运行人员设定的目标转速接近临界转速区时,DEH 程序将自动跳过临界区,即 运行人员无法将目标转速设定在临界区内。手动升速时低速和中速暖机点及暖机时间由运 行人员决定。自动升速和手动升速可以随时切换。 4、超速保护/超速试验 DEH 中设计了三道防止机组超速的措施, 103%超速 即 (OPC) 110%电气超速跳闸 、 (AST) 和 112%机械超速跳闸。 103%超速保护是指汽机任何情况下转速超过 3090RPM 时 OPC 电磁阀动作,所有调门立 刻关闭,保持数秒或转速降低到 3000RPM 后重新打开。103%超速保护动作只关调门。 110%AST 超速跳闸是指转速超过 3300RPM 时,AST 电磁阀动作,主汽门、调门关闭, 汽机跳闸。

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112%机械超速跳闸是指转速超过 3360RPM 时, 机械撞击子在离心力的作用下飞出, 使保 安系统动作,关闭主汽门、调门,汽机跳闸。 110%电气超速试验是检验 AST 电磁阀:112%机械超速试验是检验撞击子的工作情况。 这两种超速试验均通过运行人员在 DEH 操作站上发出指令来实现, 它们相互闭锁, 相互屏 蔽,即在做一种超速试验时,其它两种被自动禁止。超速试验过程中如果出现意外情况, 运行人员可以随时中断试验,转速重新恢复 3000 转。值得注意的是,如果将机械超速跳闸 转速(112%)设置在 AST 超速跳闸转速(110%)之前那么电气超速试验将无法进行。 5、同期与并网 当机组完成启动升速后,达到同步转速范围(2970~3030r/min)即可进行同期操作。由运 行人员选择“手同期”或“自同期” 。 ①、手同期 在手同期方式下,DEH 接受运行人员的转速“增”“减”命令调整机组转速直到并网。 、 ②、自同期 在自同期方式下,DEH 接受自动准同期装置发出的转速“增”“减”信号并根据此调整机 、 组转速到并网。 6、初负荷及负荷限制功能 机组并网后,DEH 立即自动使机组带上初负荷以防止逆功率运行,初负荷值一般为 3~5% 额定负荷,用户可根据需要进行调整。运行中可以限制汽轮机的功率不超过某一值,限制 由人工设定。 7、瞬间甩负荷快控 当由于电力系统的故障导致瞬间发电机与电网解列或大幅甩负荷,DEH 系统能立即快速关 闭调节门并延迟一段时间后,再自动快速将调节门重新开启,以保证自动重新并网时不致 造成电力系统振荡。 8、抽汽压力控制及牵连解耦调节 实现抽汽压力自动控制,并能完成功率、抽汽压力的牵连解耦调节,即在自整区域内改变 电负荷时不影响热负荷,改变热负荷时不影响电负荷。 9、负荷控制 该控制回路是 DEH 的核心控制回路, 并网以后, 由运行人员设定的负荷变化率与负荷目标 值自动控制机组负荷的增加或减少,也可以手动。该回路可与其它回路进行无扰切换。 10、一次调频限制 由于电网运行的需要,DEH 应具备一次调频功能,即要满足一定的功频特性,但又不希望 机组参与调频运行,为此,在 DEH 中设有调频限制逻辑。当系统运行于功率闭环时,运行 人员只需要进行“频限”投/切操作,即可决定机组是否参加一次调频运行。 11、主汽压保护功能 DEH 系统中设有主汽压保护功能。 当主汽压低于保护值时, 关小调门, 维持机组正常运行。 12、阀位控制 这是 DEH 中最简单的工作方式。运行人员通过负荷“增”“减”操作来改变调节汽门的开 、 度,从而达到调整机组负荷的目的。它赋予运行人员最大限度的权力与灵活性,同时它又 是各闭环控制回路的后备,当这些回路出现故障(如测量信号失效、操作员站故障)时, DEH 自动切换到手动阀位控制方式。 13、快速减负荷功能(RUNBACK) 当锅炉出现事故工况时, 如送/引风机故障或 MFT 动作, 锅炉控制系统以开关量信号形式 发出指令,DEH 自动以事先设定好的速率快速降低汽机负荷。 14、CCS 控制(单元机组采用) DEH 系统克接受 CCS 系统的指令,调整功率、抽汽压力,从而实现机炉协调控制。机炉 协调控制期间出现快减负荷时,DEH 将退出协调运行,并自动选择阀位控制方式。

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15、后备手操 DEH 系统具有必要的后备手操手段,以便计算机故障时,运行人员可以通过后备手段控制 机组运行和停机。 16、通讯 在 DEH 中,可根据用户要求,选配 RS-232、422、485 串行通讯接口。用以实现与 DCS、 等其它系统的数据交换,以便实现事故追忆、报表打印、生产管理等功能。 17、完善的自诊断功能 由于采用智能模件,DEH 具有较完善的硬件、软件自诊断功能,可检测出模板级、通道级 的故障点。 18、模拟试验功能 DEH 系统可与仿真机配合,模拟机组全部启动过程,以便在启动前及调试时对系统的功能 及逻辑检验。 19、操作员站画面显示 对汽轮机全貌、阀位、趋势以及重要参数等显示在 CRT 画面上, 为运行人员提供参考数据资料并可打印报表。 2.5 DEH 技术 1、转速控制:范围:0~3500r/min,精度:±1r/min。 2、负荷控制:范围:0~105%,精度:±0.5%。 3、转速不等率:3~6%连续可调。 4、系统迟缓率:≤0.1%。 5、机组甩全负荷时,转速超调量:≤7% 抽汽控制精度:±0.02MPa。 6、系统控制运算周期:<50ms。 DEH 系统无故障运行时间>8000h; 电控装置>20000 小时。 系统可用率>99.9%。 2.6 EH 控制系统 2.6.1 调节系统 本汽轮机为单抽汽冷凝式汽轮机,汽轮机功率在满足工业用汽量的同时还要托动发电机满 足电负荷的需要。 本机的调节系统采用先进的数字式电液控制系统(DEH 系统) ,由 1 台高压油动机通过凸 轮机构控制 4 个调节阀的开度,以调节汽轮机高压缸的进汽量,1 台中压油动机通过配汽 杠杆控制回转隔板的抽气口,输出蒸汽流量以满足工业用汽量的需求。 DEH 控制装置的控制信号(4-20mA)通过 2 台 MOOGDDV/634 电液转换器分别控制高、 中压油动机的开度,以满足电负荷和热负荷的需要,电负荷的反馈信号,来自装在前轴承 箱内的测速装置,而热负荷的反馈信号,来自装在抽汽管路上的压力变送器,在每个油动 机活塞杆上装有 2 只位移传感器 (LVDT) 其作为阀门位置的反馈信号回输给 DEH 控制装 , 置。 本机控制系统液压部分(EH 部分)所用的油源与主机润滑系统共用,油压为 1.96MPa。为 了保证电液转换器可靠工作,在向电液转换器供油的管路上,设有 1 台粗滤器和 2 台精滤 器。 1、电液转换器组件 电液转换器组件由一只 MOOGDDV634 电液转换器、一只手动节流阀、一只手动截止阀、 一个集成块组成,本机有 2 套电液转换器组件,均安装在前轴承箱外侧。 MOOGDDV634 阀是 MOOG 公司最新研制的新型电液伺服阀。它是一种直接驱动式伺服 阀,采用集成电路实现阀芯的闭环控制,阀芯的驱动装置是永磁直线马达,对中弹簧使阀

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芯保持在中位。直线马达克服弹簧的对中力使阀芯在两个方向都可偏离中位,平衡在一个 新的位置。这样就解决了比例电磁线圈只能在一个方向产生力的不足之处。阀芯位置闭环 控制电子线路与脉宽调制(PWM)驱动电子线路固化为一块集成块,用特殊的连接技术固 定在伺服阀内,因此无需配套电子装置就能对其进行控制。 MOOGDDV634 是双喷嘴力反馈两级伺服阀的新发展与补充,用先进的集成块与微型位置 传感器替代了工艺复杂的机械反馈装置,从而简化了结构,提高了可靠性。 要注意在管路安装时要保证从精密滤油器到 DDV 阀的管子内部要清洁。 2、高、中压油动机 高、中压油动机结构相似,均由 1 个油动机滑阀和 1 个油动机活塞(杆)装在同一个壳体 内组成的。活塞(杆)用以输出液压力,以控制阀门的开度,滑阀用以控制活塞上、下的 油压。在平衡工况时,滑阀处于中间平衡位置,此时它的中部两个凸肩封住进、出活塞上、 下油室的油路。油动机滑阀的上部通入压力油,下部通入脉动油,而脉动油压受 DDV 电 液转换器控制。高压油动机座于前轴承箱内,中压油动机安装在气缸中部的左侧。 3、滤油器组 为满足 MOOGDDV/634 电液转换器的工作油质, 系统中配置了一台粗滤油器和二台精密可 在线切换滤油器为之供油。 滤油器过滤精度为 22um。 在每个滤筒上均设有一个压差报警器。 当过滤器进出口压差达到设定值时发出报警信号,提醒运行人员将油切换到另一只滤筒。 同时可在线清洗已堵塞的滤芯。滤油器顶端有放气堵头,在清洁的滤芯接进系统前,对离 线壳体放气。 2.6.2 液压保安系统 为了保证汽轮机安全运行,除了要求调节系统工作可靠外,还装备了必要的保护装置,液 压保护装置包括高压自动关闭器、危急遮断器、危急遮断器杠杆、危急遮断器滑阀、保安 器操作箱及 OPC、AST 电磁阀组。 1、自动关闭器 高压自动关闭器是用来开启和快速遮断高压主汽阀。它座于主汽阀阀盖上,它的活塞杆于 主汽阀阀杆直接相连,它的滑阀下作用着保安油压,保安油压大于 1.5MPa 时,主汽阀全部 开启,小于 0.5MPa 时,主汽阀全部关闭。正常运行时,保安油压为 1.96MPa。自动关闭器 由于在运行时长期处于全开位置,为防止卡涩,自动关闭器上装有活动滑阀。活动滑阀控 制二档油口,第一档油口打开,能使主汽阀向下活动 15mm 左右,这个活动量不会影响到 汽轮机负荷,当第一挡油口和第二挡油口均打夸卵阋尩E渎雁淫詫颠盟茏髦 汽阀的严密性试验。在自动关闭器的全关位置上还装有 1 个形程开关,以发出主汽阀关闭 的信号。 2、危急遮断器/危急遮断器滑阀及杠杆 危急遮断器与汽机主轴刚性连接,它装有二个相同的撞击子。当机组转速达到 3330— 3360r/min 时,危急遮断器撞击子飞出,通过杠杠将危急遮断器的小滑阀压下,这样压力油 就进入滑阀上部研磨面的内腔,增大了滑阀上部受油压作用的面积,使滑阀落下(掉闸) 。 危急遮断器滑阀所控制的保安油压及二个油动机的脉动油全部泄掉,这样主气阀及调节阀 全部关闭。危急遮断器滑阀的下部作用着附加保安油压,在启机状态及正常运行状态下, 保安油压为 1.96MPa,当 AST 电磁阀动作或手拍解脱器时,附加保安油压泄掉,危急遮断 器滑阀也能在上部油压的作用下落下。同样主气阀及调节阀全部关闭。 3、保安操纵箱 保安操纵箱上装有解脱器(紧急停机按钮)及二个喷油试验滑阀、一个操作滑阀和一个超 速试验滑阀。喷油试验滑阀是用来在汽轮机运行时,3000r/min 时的情况下对危急遮断器撞 击子进行喷油活动试验用的,实验时二个撞击子分别进行。当试验 No1 撞击子时,首先旋 转操作滑阀到 No1 位置,这样危急遮断器杠杠就从 No1 撞击子处移开,而 No2 撞击子及 杠杆仍处于警戒状态,杠杆从 No1 撞击子处移开后,喷油试验滑阀 No1 就弹出,接着按下

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喷油试验滑阀 No1 就实施了对 No1 撞击子喷油,撞击子会在油压的作用下飞出,不会打击 杠杆引起停机。而若遇超速情况,No2 撞击子飞出仍可打击杠杆,使机组停机。若作 No2 撞击子喷油试验时,可模拟上述步骤进行。 超速试验通过 DEH 控制装置,直接提升转速来实现。 4、危机遮断(AST)电磁组件 它是两只并联的电磁阀及截止阀和一个集成块组成。布置于前箱侧部。正常运行时,这两 个电磁阀是失电关闭的,它封闭了附加保安油压的泄油通道。当各种电气停机保护装置, 如轴向位移、超速、低油压等信号发出时,电磁阀被励磁打开,使附加保安油压泄压,主 气门关闭。 5 、OPC 滑阀及 OPC 电磁阀组 OPC 滑阀及 OPC 电磁阀组是用于防止汽轮机超速的保护装置。OPC 滑阀正常运行时是失 电关闭的,正常运行时 OPC 滑阀上部和下部的油压都是 1.96MPa,但滑阀的下部油压作用 面积大于上部,滑阀被推至上限位,此时滑阀的凸肩封住脉动油的泄油口,脉动油维持正 常工作油压,当因某些意外原因,引起汽轮机转速飞升而超过 3090r/min 时,DEH 的 OPC 控制器就会发出信号,使 OPC 滑阀电磁阀励磁后打开,OPC 滑阀下部的油压被泄掉,OPC 滑阀在上部的油压作用下,落至下限位,此时脉动油接通排油,脉动油压跌落引起油动机 关闭,几秒钟后电磁阀复位,机组在 DEH 地控制下重新控制转速。OPC 电磁阀与 AST 电 磁阀组结构相同,也装在前轴承箱侧部。 6、启动滑阀 启动滑阀用于机组启动前危急遮断器滑阀挂闸和开启主气门,安装于前轴承箱的端盖上, 主要由直流电机、滑阀、套筒、齿轮、离合机构及壳体等组成。在汽轮机启动时,通过逆 时针旋转手轮或改变启动滑阀的行程, 或当电机接受 DEH 的远方操作信号时, 电机带动滑 阀移动,使压力油经滑阀作用于危急遮断器滑阀上部。完成挂闸功能。挂闸完成后,滑阀 继续移动即可开主气门。然后由 DEH 控制调门冲转、并网。 启动滑阀行程远方指示是由滑阀与齿条及连接板带动位移传感器,将信号送至集控室。此 外,通过齿条与齿轮传动带动指针旋转,以就地指示启动滑阀行程(滑阀每行程 2mm,而 在刻度盘上反映 1mm) 。旋转手轮带动小齿轮及相啮合的齿轮,从而使滑阀作前后移动, 此时大齿轮不动。直流电机通过齿轮及相啮合的大齿轮和摩擦联轴器同样也能使大齿轮旋 转,使滑阀作前后移动。 7、压力开关 本系统装有 3 个压力开关,可布置于就地仪表盘上。其中#1 压力开关安装于危急遮断 器滑阀上压力有路中,用于主气阀挂闸信号指示,量程为 0~3MPa 动作定值为 0.45~ 0.5MPa ,#2 压力开关安装于保安油路中,用于主汽阀开足指示,量程为 0~3MPa,动作 定值为 1.4~1.6MPa。#3 压力开关装于附加保安油路中,用于指示附加保安油压是否被泄 掉,量程为 0~3 MPa,动作定值为 0.45~0.5MPa。 2.6.3 调节系统在启动运行时的说明 1、启动前的静态试验 在启动前需对调节系统进行静态试验。 ①、启动前,启动滑阀行程位于“0”位,液压保护系统及各电气保安系统均正常。 ②、启动启动油泵,赶净调解系统中的空气,检查各压力表计是否正确,摇启动滑阀(或 用 DEH 远方控制) 至行程 , “2-3” mm, 检查危急遮断滑阀上恢复油压是否接近 1.96MPa, 检查各油动机脉动油压,高压油动机在关闭位置、中压油动机在全开位置、高压自动关闭 器在关闭位置。 ③、继续摇动启动滑阀(或用 DEH 远方控制) ,逐步开启高压主汽阀至全开。 ④、试用电调控制高、中压油动机的开关。 ⑤、作高、中压油动机与相应的电液转换器集成块上节流阀的开度,使 DDV 阀的输入信

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号为 16mA 左右,作出油动机行程 H 与活塞下油压的关系曲线,此时截止阀为全开位置, OPC 电磁阀不带电。确定油动机活塞的不灵敏度不大于 0.02MPa(指活塞下油压) ,油动机 滑阀的不灵敏度不大于 0.01MPa(指活塞下油压) ,油动机总的不灵敏度不大于 2mm,油动 机活塞波动不大于 3mm, 油动机行程 H=250+2mm,滑阀自平衡位置上支点为 1.5+0.4mm。 节流阀的开度确定后,用螺母备紧,运行时不变。要注意试验时的油温要保证在 40-50℃ 然后将 OPC 电磁阀带电(220VDC),高压油动机应全关。 中压油动机的调整试验过程同高压油动机。 2、启动 ①、启动前,启动滑阀行程位于“0”位,调节系统试验符合要求,液压保护系统及各电气 保安系统均正常。 ②、启动启动油泵,赶净调节系统中的空气,检查各压力表计是否正确,摇启动滑阀(或 用 DEH 远方控制)至行程“2~3”mm,检查危急遮断滑阀上恢复油压是否接近 1.96MPa, 检查油动机脉动油压及高压油动机在全关的位置,高压主气阀在全关的位置。 ③、继续摇动启动滑阀(或用 DEH 远方控制) ,逐步开启高压主气阀至全开。 ④、用电调控制高压油动机的开度,控制汽机升速。 3、运行 ①、运行时经常关注 DDV 阀的控制电流是否处于平衡工况电流上,过滤器前后压差、启 动油压及油动机脉动油压是否正常。 ②、定期作主汽阀的活动试验及撞击子喷油试验。 2.7 ETS 系统 2.7.1 概述 ETS(EMERGENCY TURBINE TRIP)是汽轮机危急跳闸系统的简称。该系统监视汽轮 机的一些重要参数,当这些参数越限时,关闭汽轮机的主汽阀和调节阀,使汽轮机组处于 安全状态。它是汽轮机组实现电器自动跳闸的唯一设备。它是将所有汽轮机跳闸的信号进 行汇总,然后输出跳闸信号到跳闸电磁阀,跳闸电磁阀卸掉保安系统的保安油,使汽轮机 的主汽阀和调节阀迅速关闭,完成汽轮机跳闸的功能。 2.7.2 功能 汽轮机在运行状态下,发生下列情况时,ETS 柜能自动发出跳闸信号,关闭主蒸汽阀门和 调节阀。 1、汽轮机超速,当汽轮机转速超过某一设定转速时。 2、真空降低到设定跳闸值时。 3、润滑油压降低到跳闸值时。 4、转子轴向位移与推力瓦温达到跳闸值时。 5、汽轮机振动达到跳闸值时。 6、胀差达到跳闸值时。 7、DEH 控制油压达到跳闸值时。 2.7.3 构成 ETS 柜主机采用 OMRON 型 C200HE,它完成 ETS 内部逻辑控制。采用双主机,输入输出 双通道,以确保系统能安全可靠的运行,当一个主机发生故障,系统仍能安全运行,此种 类型 PLC 具备与其它系统相互通讯的 RS232 接口,为电厂提高自动化水平提供了手段。 系统配有模拟试验盘,它可以为调试工作提供很大的方便,每一个输出通道都有与之相对 应的指示灯,可以检查某一通道的动作情况。同时模拟盘上还配有 PC 主机复位,电超速 试验隔离,汽轮机跳闸等手段。 模块化的输出端子,是控制柜内看起来简单明了,特别便于维护。 系统包括: C200HE 两套(包括主机、电源、输入模块、输出模块) 。

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两台隔离变压器 两个开关电源 报警继电器 跳闸继电器 模拟操作面板 电源指示灯 通道指示灯 操作按钮 模块化端子排 2.7.4 工作原理 现场来的跳机信号经输入端子排 H01 分别送入两台 PLC 中, PLC 内部进行逻辑处理后, 在 通过 PLC 的输出通输出控制信号,控制跳闸电磁阀。同时模拟操作面板的对应指示灯亮, 而且第一个跳机信号指示灯闪亮,供运行人员分析处理事故用。同时将跳机信号一路送给 DAS,一路送给热工供报警光子牌使用。 注意:在机组启动前,必须在模拟操作面板上做一次复位操作,用以清除历史跳机信号时, 电超速 试验隔离开关应打到 0FF 位置,否则,ETS 无法使机组跳闸。 7.5 作环境 工作温度:0-50℃ 储存温度:-20~+65℃ 湿 度:35~45% 2.8 DCS 控制系统 DCS——分布式控制系统(或称为集散控制系统) 。DCS 包括数据采集(DAS) 、闭环控制 系统(MCS) 、顺序控制系统(SCS)等。采用以 CRT(屏幕)为中心的操作和控制方式。 DCS 的操作员站是处理一切与运行操作有关的人机界面。通过操作员站可及时了解现场运 行状态,各种运行参数的当前值、是否有异常情况发生等。在生产过程的模拟流程图上有 电动阀、电磁阀、调节阀、电动机(泵)的状态显示和开关、调节、启停操作。 阀门开启(电机运行)时为“红色”;阀门关闭(电机停止)时为“绿色” 。 CRT 主画面分为三个区: 在 CRT 的上方,为警报区。系统可将测点分 A 、B 、C 、??、P 共 16 个报警区,如果 某个区有一参数越限或某一设备异常,该区按钮发出红色闪光,提醒操作员注意,若想看 详细情况,用鼠标单击该按钮。 报警区的上部的有一黑色区域,用来显示两个最近发生的报警。 在 CRT 的中部,是画面的主要部分。内容为根据生产工艺流程而制的模拟图、相关图、棒 状图、历史曲线等。 在 CRT 的右部,是画面的二次击键按钮,内容为成组图、相关图、棒状图、打印制表、历 史曲线、二次计算、事故追忆、设备诊断、操作记录、参数设置、系统配置、登录、屏幕 打印等按钮。 在 CRT 的下方,设置有画面切换按钮,一一对应于各幅模拟图,这样可以实现一次击键调 出任一幅模拟图。最后两个按钮的功能是对调出的模拟图有记忆功能,可以追溯调过的画 面(可追溯的画面包括模拟图、成组图、相关图、棒状图) 。 汽机画面布置一览表:

画 面 电动阀 主蒸汽系统 #1 电动隔离门

操作对象 调节阀

电磁阀

电动机

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#2 电动隔离门 #1 电动主汽门 #2 电动主汽门 至双减器电动门 汽封系统 高加系统 汽封调节阀 #1 高加进汽阀 #2 高加进汽阀 高加组进水阀 高加组出水阀 高加旁路阀 高加疏水至低加阀 #1 高加危急放水一 次阀 #1 高加危急放水二 次阀 #2 高加危急放水一 次阀 #2 高加危急放水二 次阀 凝结水系统 凝结水再循环门 凝结水主调节阀 #1 凝结水泵出口阀 #2 凝结水泵出口阀 控制水系统 凝汽器水位调节 阀 #1 低加疏水调节 阀 #2 低加疏水调节 阀 #3 低加疏水调节 阀 后缸喷水阀 抽汽水保护 电磁阀(4 只) 高加组电磁 阀 低加组电磁 阀 除 氧 给 水 系 统 #1 凝结水泵 #2 凝结水泵 低加疏水泵 #1 高加疏水调节 阀 #2 高加疏水调节 阀 保护水#1 错 水阀 保护水#2 错 水阀

#1 除氧器溢水阀

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#2 除氧器溢水阀 #1 给泵出水阀 #2 给泵出水阀 冷母管隔离#1 阀 冷母管隔离#2 阀 热母管隔离#1 阀 热母管隔离#2 阀 冷热母管联络阀 凝汽器南侧进水阀 凝汽器北侧进水阀 凝汽器南侧出水阀 凝汽器北侧出水阀 凝汽器中联阀 #1 除氧器进汽调 节阀 #2 除氧器进汽调 节阀 #1 除氧器水位调 节阀 #2 除氧器水位调 节阀

凝汽器

#1射水泵 #2射水泵

润滑油系统

高压交流油 泵 直流油泵 交流油泵 #1顶轴油 泵 #2顶轴油 泵 监视 监视 #1给泵出水阀 #1给水泵 辅助油泵A 辅助油泵B

控制油系统 汽轮发电机本 体 #1电动定速 给水泵

#2 电动定速给 水泵

#2给泵出水阀

#2给水泵 辅助油泵 A B

#3 电动定速给 水泵

#3给泵出水阀

#3给水泵 辅助油泵A 辅助油泵 B

减温减压器 1

#1减温减压器进汽 阀 #1减温减压器出汽

#1减温减压器 减温水调节阀 #1减温减压器

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阀 减温减压器 2

压力调节阀阀

#2 减温减压器进汽 #2 减温减压器 阀 减温水调节阀 #2减温减压器进汽 #2 减温减压器 阀 压力调节阀阀 至供热蒸汽母管电动阀

2.9 汽轮机具有下列保护装置 1、超速保护 DEH 中设计了 103%超速(OPC) 、110%电气超速跳闸(AST)和 112%机械超速跳闸。 103%超速保护:汽机任何情况下转速超过 3090RPM 时 OPC 电磁阀动作,所有调门立刻 关闭,保持数秒或转速降低到 3000RPM 后重新打开。103%超速保护动作只关调门。 110%AST 超速跳闸保护:汽轮机转速超过 3300RPM 时,AST 电磁阀动作,主汽门、调 门关闭,汽机跳闸。 112%机械超速跳闸保护:转速超过 3360RPM 时,机械撞击子在离心力的作用下飞出,使 保安系统动作,关闭主汽门、调门,汽机跳闸。 2、低油压保护 ①调速油压低于 1.76MPa 时联调速油泵;润滑油压低于 0.07MPa 时联交流润滑油泵。 ②润滑油压低于 0.06MPa 时联直流润滑油泵;润滑油压低于 0.04MPa 时跳机。 ③润滑油压低于 0.03MPa 时联跳盘车。 ④顶轴油泵进口油压≤0.049MPa 时联备用泵。 ⑤顶轴油泵进口油压≤0.0196MPa 时联跳顶轴油泵。 ⑥DEH 控制油压低于 0.7MPa 时跳机。 3、轴向位移大保护 当轴向位移达-1.0mm 或 0.8mm 时,发出报警信号;当轴向位移达-1.2mm 或 1.0mm 时,保 护动作。 4、轴承温度高保护 轴承回油温度达 65℃时,发出报警信号;轴承回油温度达 75℃时,保护动作。 5、相对差胀保护 当相对差胀达-1.6mm 或 2.5mm 时,发出报警信号;当相对差胀达-1.8mm 或 3.2mm 时,保 护动作。 6、低真空保护 当排汽真空低于-0.087MPa 时,发出报警信号;当排汽真空低于-0.067MPa 时,跳机。 7、危急遮断器手柄 当出现其它异常情况时,手击,泄掉安全油及高中压油动机脉动油。 8、发电机差动保护 当发电机内部发生故障时,发电机差动保护动作。 9、轴承振动大保护 当轴承振动值达 0.05mm 时,发出报警信号;当轴承振动值达 0.1mm 时,保护动作。 10、手动紧急停机按钮 当机组出现其他异常情况时,手击紧急停机按钮,关自动主汽门和调节汽门。 11、高负荷限制 当实际负荷大于高负荷限制值时,限制动作, “高负荷限制”指示灯闪烁,转速功率调节器 总阀位指令以 %min 的速率减小,使负荷低于限制值或最低到 %额定负荷时,动作结 束。DEH“阀控”灯亮。 12、低汽压保护
17

并网后当主汽压力大于 90%额定主汽压力时,投“低汽压限制” ,则该功能投入。 2.10 联锁装置 1、 当自动主汽门关闭时, 抽汽液压逆止门关闭, 抽汽电动门关闭, 减温器进口电动门关闭。 2、发电机开关跳闸时,联关自动主汽门、抽汽逆止门,抽汽电动门,电动主汽门,同时 OPC 动作。 3、顶轴油压、润滑油压下降到一定值参看保护部分。 第 18 条 汽轮机其它安全保护 1、 排汽安全阀: 排汽缸上部设有安全门二只。 当排汽压力高于大气压时动作, 向空排大气。 2、抽汽安全阀:抽汽安全阀 2 个,当抽汽压力高于 1.3 MPa 时动作。 第三节 辅助设备 3.1 冷油器

项 目 型 号 冷却面积 钢管根数 冷油器油量 冷却水量 进出油温 制造厂家 制造年月 3.2 凝汽器 项 目 型 号 型 式 冷却面积 冷却水量 数 量 冷却水温 水室允许最大压 力 制造厂家 制造年月 3.3 高压加热器 项 目

单 M 根 T/h T/h ℃
2



规范与数据 YL60-4 60 73.5 130 55/45 哈汽有限公司 年 月 日

备 共3台







M2 T/h 根 ℃

数 据 N-3360-3 表面式,双流程 3360 10420 5876 正常 20,最高 33 0.245MPa,凝汽器 压力:5.4kpa 哈汽有限公司 年 月 日 规

备 注 TAIB / HJ495 — 93 , ф 25 × 0.7 ( mm ), L = 7385mm,共 546 根; TAIB / HJ495 — 93 , ф 25 × 0.5 ( mm ), L = 7385mm,共 5330 根

单 MPa MPa MPa MPa m2 ℃ ℃





型 号 汽侧压力 水侧压力 最高工作压力 耐压试验压力 换热面积 温 度(汽侧) 温 度(水侧) 制造厂家

#1 #2 JG-350-2-00JL JG-350-1-00JL 1.3 3.43 19 19 0.93 15 2.44 15 1.77 23.75 4.7 23.75 350 350 350 400/250 250 300 青岛青力锅炉辅机有限公司

18

制造年月 3.4 低压加热器 项 目 单 位 规 #1 JD-190-2 0.6/0.0425 160/77.3 2.2/2.16 90/70.3 190 备注 3.5 射水抽气器 项 目 型 号 工作水压 工作水量 工作水温 抽气量 吸入室压力 制造厂家 3.6 汽封加热器 项 目 型 号 蒸汽压力 蒸汽流量 蒸汽温度 抽吸气量 吸入室压力 冷却水流量 钢管根数 制造厂家

年 月 日

范 #2 JD-190-3 0.6/0.1584 200/117.9 2.2/2.16 200/105.5 190 #3 JD-220 0.7/0.4172 300/203 2.16/1.86 200/137.1 220

型 号 汽侧设计/工作压 力 汽侧设计/工作温 度 水侧设计/工作压 力 水侧设计/工作温 度 加热面积

MPa ℃ MPa ℃ m2





MPa T/h ℃ Kg/h KPa

规范与数据 CS45—40 0.294 680 20 40 4.4 哈汽有限公司

备 注 2台

干空气





MPa T/h ℃ Kg/h MPa T/h 根

规范与数据 QC—700—173—3 0.49 0.288 151 173 0.093 140 哈汽有限公司





干空气

3.7

凝结水泵及配用电动机 泵 浦 项 目 单 位 规范与数据 型 号 6LDTNA-11 3 流 量 m /h 180

配 用 电 动 机 项 目 单 位 规范与数据 型 号 YLB280-1-4 额定功率 KW 110

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扬 程 m 140 允许汽蚀余量 m 1.3 轴功率 KW 91.5 转 速 rpm 1480 效 率 % 75 出厂编号 200410 3.8 低加疏水泵及配用电动机 泵 浦 项 目 单 位 规范与数据 型 号 IR80-50-315 3 流 量 m /h 50 扬 程 m 125 允许汽蚀余量 m 2.5 轴功率 KW 37 转 速 rpm 2900 效 率 % 54 出厂编号 3.9 射水泵及配用电动机 泵 浦 项 目 单 位 规范与数据 型 号 300S-58A 3 流 量 m /h 750 扬 程 m 45 允许汽蚀余量 m 轴功率 KW 160 转 速 rpm 1450 出厂编号 3.10 顶轴油泵及配用电动机 泵 浦 项 目 单 位 规范与数据 型 号 250CY14-1B 最大工作压力 MPa 27.46 出口压力 MPa 20.59 安全阀整定压 MPa 20.59 力 出厂编号 3.11 高压启动油泵及配用电动机 泵 浦 项 目 单 位 规范与数据 型 号 150AY150X2B 3 流 量 m /h 168 扬 程 m 效率 % 71 轴功率 KW 160

额定电流 额定电压 额定转速 频 率 接 法 重 量

A V rpm HZ kg

207.3 380 1480 50 △ 935

配 用 电 动 机 项 目 单 位 规范与数据 型 号 Y200L2-2 额定功率 KW 37 额定电流 A 70 额定电压 V 380 额定转速 rpm 2950 频 率 HZ 50 接 法 重 量 kg 配 用 电 动 机 项 目 单 位 规范与数据 型 号 Y315M1-4 额定功率 KW 160 额定电流 A 293.5 额定电压 V 380 额定转速 rpm 1485 频 率 HZ 50 重 量 kg 1120 配 用 电 动 机 项 目 单 位 规范与数据 型 号 Y180M-4 额定功率 KW 18.5 额定电流 A 35.9 额定电压 V 380 额定转速 rpm 1470

配 用 电 动 机 项 目 单 位 规范与数据 型 号 YB315L1-2 额定功率 KW 160 额定电流 A 284 额定电压 V 380 额定转速 rpm 2980
20

转 速 出厂编号

rpm

2950

频 重

率 量

HZ kg

50

3.12 交流润滑油泵及配用电动机 泵 浦 项 目 单 位 规范与数据 型 号 100AY60A 3 流 量 m /h 92 扬 程 m 46 效率 % 68 轴功率 KW 转 速 rpm 2950 出厂编号 3.13 直流润滑油泵及配用电动机 泵 浦 项 目 单 位 规范与数据 型 号 100AY60B 3 流 量 m /h 90 扬 程 m 25 效率 % 65 轴功率 KW 转 速 rpm 2950 3.14 盘车马达

配 用 电 动 机 项 目 单 位 规范与数据 型 号 YB2-180M-2 额定功率 KW 22 额定电流 A 41.0 额定电压 V 380 额定转速 rpm 2940 频 率 HZ 50 重 量 kg 配 用 电 动 机 项 目 单 位 规范与数据 型 号 Z2-52 额定功率 KW 13 额定电流 A 69.8 额定电压 V 220 额定转速 rpm 3000 频 率 HZ

项 目 规范与数据 型 号 Y225S-8B35 功 率 KW 18.5 电 压 V 380 电 流 A 41.3 转 速 rpm 730 盘车转速 rpm 4.7 制造厂 大连电机厂 3.15 排烟机及配用电动机 风 机 配 用 电 动 机 项 目 单 位 规范与数据 项 目 单 位 规范与数据 型 号 高压离心通风机 型 号 YB90L 3 流 量 m /h 824 额定功率 KW 2.2 扬 程 m 额定电流 A 4.7 轴功率 KW 额定转速 rpm 2840 3.16 排污水泵及配用电动机 泵 浦 项 目 单 位 规范与数据 型 号 65ZW30-18

配用电动机 单 位

项 型

配 用 电 动 机 目 单 位 规范与数据 号 Y112M-4

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流 量 扬 程 自吸高度 轴功率 转 速

m3/h m m KW rpm

30 18 6.5 1450

额定功率 额定电流 额定电压 额定转速 频 率

KW A V rpm HZ

4.0 8.8 380 1440 50

第四节 4.1 发电机规范 项 目 型 号 额定功率 额定电压 额定电流 额定转速 频 率 励磁电流 功率因数 接 法 绝缘等级 相 数 效 率 临界转速 冷却方式 4.2 励磁机 项 型 容 电 电 转 目 号 量 压 流 速 单 KW V A rpm 位 单 位

发电机与励磁机 规范与数据 WX18Z-054 60000 10500 4124 3000 50 1092 0.8 滞后 Y F/B 3 98 1540 风冷

KW V A rpm HZ A

rpm

规范与数据 WRF8--56 (额定)275 ( 最大) 514 (额定)230( 最大)315 (额定)1195( 最大) 1630 3000

4.3 空气冷却器 项 目 型 号 换热容量 冷却水量 空气流量 容许压力 出风温度 进风温度





KW T/h m3/s MPa ℃ ℃

规范与数据 KRW-1100 1100 280 19.6 0.2 ≤65 ≤40

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第二章

汽轮机的启动

第一节 重要操作原则 1 下列操作必须有专业主管或专业技术人员的参加,方可进行: ⒈机组大、小修的首次启动;新机组首次启动。 ⒉机组的超速试验。 ⒊甩负荷试验。 ⒋调节系统试验。 1.2 机组在下列情况下禁止启动: ⒈危急保安器动作不正常,自动主汽门、调节汽门,抽汽逆止门卡涩或不 能关严时;旋转隔板、电液转换器卡涩或不能关严时; ⒉汽轮机、发电机转动部分有明显的磨擦时; ⒊辅助油泵,顶轴油泵系统及盘车装置失常时; ⒋汽缸调节级区域上、下缸温差超过 50℃; ⒌主要仪表如轴向位移、相对膨胀、转速表、重要金属温度、主汽压力和 温度表等失灵时; ⒍汽轮机真空不能维持-0.067MPa 时; ⒎油质不合格或油位低于正常油位时(0mm); ⒏不能维持空转运行或甩去全负荷后不能控制转速时; ⒐自动保护装置失灵时; ⒑大轴晃动值不大于 0.07mm (转子温度均匀状态允许的原始晃动值不大于 0.05mm) ; ⒒DCS 系统工作失常; ⒓DEH 系统工作失常; ⒔任一轴承回油不正常时; ⒕任何一台油泵或自动装置有故障时; ⒖保温不完整。 启动前的准备工作 ⒈班长接值长准备启动汽轮机命令后,通知司机和其它各岗位的值班工。 ⒉各岗位值班工在启动前应对备用设备进行详细检查。确认检修工作已全 部结束,设备 和现场整洁,有关安全措施已恢复。 ⒊通知热工送上各保护电源及各仪表电源,投入各表计、表盘所有报警信 号电源,保护定值应正确,热工电气联锁开关应在正确位置。 ⒋通知热控对“DEH”装置通电预热两小时,检查 DPU(分散处理单元) 及 I/O(输入、输出接口)端口工作是否正常,监测各测点电压输出是否正 常,开关量状态是否正常。 ⒌联系工程师站有关人员检查操作员站工作是否正常,包括通讯、点状态 等。 ⒍检查各阀门处于正确位置。 第三节 启动前的检查 3.1 汽轮机调节保安油系统

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1、油箱和冷油器底部积水及沉淀物放出,油箱排污阀应关闭,事故放油阀 应关闭严密。 排油烟机开启,风门适当。 2、油箱油位正常,核对就地油位计。 3、调速油泵(交流高压启动油泵)进、出油阀应开启,低压交、直流润滑 油泵进出油阀 开启,向高压油系统充油。 4、投用冷油器进、出油阀开启,进水阀关,出水阀开。备用冷油器,进油 阀开,出油阀关,进水阀关,出水阀开。润滑油过滤器置一侧运行状态, 另一侧处备用状态,滤网放油阀与放空气阀关。 3.2 主蒸汽管道及其疏水系统 1、自动主汽门应关闭严密, “DEH”主画面“主汽门关”指示灯亮。 2、#1、32 电动主汽门、隔离汽门及旁路门一、二次阀关闭,疏水阀开启, 防腐门关闭。 3、主汽门后导汽管、调节汽阀、汽缸以及各级抽汽口等至本体疏水扩容器 疏水阀开启(热态时高压缸有关疏水应在冲转前打开) 。 4、主蒸汽至法兰螺栓加热装置有关阀门应关闭。 5、主汽管沿线启动疏水及正常疏水开启。 (启动疏水用于启动前对管道内 的积水进行疏放,放尽水后关闭) 。 3.3 抽汽系统 1、低压供热液压逆止阀在关闭位置、供热电动阀关闭、阀前疏水至扩容器 阀开启。 2、二段抽汽至除氧器抽汽母管液压逆止阀在关闭位置,电动阀关,阀前疏 水开启。 3、一、二、三、四段抽汽逆止阀在关闭位置,有关疏水开启。 4、高加随机启动(根据运行方式也可不随机启动) ,#1、#2 高加及#1、# 2、#3 低加进汽阀开启,有关疏水开启。 5、#1、2 高加进、出水阀在开启位置,放水阀应关闭,二号高加疏水至一 号高加阀门开启,高加至低加疏水阀开启,至高压除氧器疏水阀关闭,疏 水自动调节开启,危急疏水阀一、二次阀关闭,汽侧放水一、二次阀关闭。 6、 低加组有关空气阀开启, 电动疏水调节阀关, 疏水调节阀进出水阀开启, 旁路阀关,放水阀关。 7、#1 低加疏水至凝汽器阀开启。#2 低加疏水至凝汽器阀开。低加疏水泵 进、出水阀开启,抽空气阀开,格兰水封阀开。 8、抽汽逆止阀联动系统阀门开启,滤水器排污阀关闭。 3.4 汽封系统 1、关闭新汽母管至轴封、法加两只阀门及总阀。 2、关闭高温汽至轴封混温箱进汽一、二次阀。 3、关闭高压除氧器汽平衡母管至轴封隔离阀。 4、关闭汽平衡至轴封混温箱阀。 5、关闭单独供后轴封低温汽一、二次阀,开启管道疏水阀。 6、关闭低温汽至轴封混温箱进汽阀。 7、开启轴封混温箱疏水阀。 8、关闭轴封混温箱出汽阀。 9、开启汽平衡至轴封的阀门。 10、关闭轴封调节阀,开启轴封调节阀进、出汽阀,关闭旁路阀。

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11、开启轴封调节阀前后疏水阀及管道上两只疏水阀。 12、适当开启去高低压前后轴封进汽阀(四只) 。 13、轴封混温箱安全阀核校验正常。 3.5 射水抽气系统 1、射水箱补足水后,节流补水阀,使之保持正常水位以上。 2、甲、乙射水泵出水阀开启,泵浦排空气。 3、凝汽器两只空气阀开启,真空破坏门关闭并加水封,射水抽汽器空气阀 开启。 3.6 凝结水系统 1、甲、乙凝结水泵进水阀,凝结水泵空气阀开启,凝结水泵出水门关闭。 2、汽封加热器进、出水阀开启,旁路阀关闭(试流量情况旁路阀可节流) 。 3、各低加进出水阀开启,旁路阀关闭。 4、凝结水排地沟阀关。 3.7 法兰螺栓加热装置检查 1、新蒸汽供汽一、二次阀关及总阀关,汽平衡供汽一、二次阀关。 2、法兰加热联箱高温汽进汽一、二次阀关,低温汽进汽一二次阀关。 3、右下法兰进出汽阀关,右上法兰进出汽阀关,左下法兰进出汽阀关,左 上法兰进出汽阀关,右螺栓进出汽阀关,左螺栓进出汽阀关。 4、联管疏水至疏水澎胀箱阀开启,联箱疏水至凝汽器开启,至地沟阀放完 水后关闭。 5、安全阀校验正常。 3.8 循环水及工业水系统检查 1、凝汽器循环水进水阀适当开启,中联阀关闭,出水阀节流。 2、冷油器进水总阀开启,进水阀关闭。 3、冷油器冷却水出水阀开启。 4、发电机空气冷却水进水阀关闭,出水阀开启。 5、工业水总阀开启,向各辅机轴承冷却水阀开启。 第四节 辅助油泵及调节系统试验 4.1 分别试开低压油泵及事故油泵, 检查运行情况正常后, 逐渐开足出油门, 并 进行下列检查: 轴承润滑油压正常; 各管道轴承油流正常; 油箱油位正常; 油系统应无漏油现象; 情况正常时,维持低压油泵运行,事故油泵作联锁备用; 启动排油烟机。 4.2 投入盘车装置 1、启动顶轴油泵。 2、开启盘车进油阀,单独启动盘车电动机,检查正常后即停止; 3、盘动电动机靠背轮、逆时针扳动盘车手轮使手柄倒向终点开关; 4、启动盘车电动机,检查盘车装置及汽轮发电机转动部分声音正常; 5、冷态启动时汽轮机的盘车不得少于 2 小时,热态启动时盘车不得少于 4 小时,投盘车前应先投顶轴油泵。

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6、测量大轴弯曲值。 4.3 启动高压油泵,检查运行正常后,开足出口门,停止低压油泵,检查 调节油 压正常,各管道油流正常。 4.4 按规程规定进行低油压联动试验、盘车低油压跳闸试验。试验正常后, 仍维持高压油泵、盘车装置运行,投入油泵“联锁”开关。 4.5 调节系统试验 1、在 DEH 主画面上完成了“主汽门关”的程序操作,检查主画面各指示 灯状态: ①、停机指示灯亮; ②、 “主汽门关”指示灯亮,其余指示灯灭; ③、DEH 各参数数字表显示为零; 2、按“挂闸”按钮,DCS 上显示已“挂闸” ,挂闸完毕。检查高压调门在 关闭位置,抽汽旋转隔板在开足位置。 3、用启动阀开启主汽阀。 4、配合热工、电气做有关热工保护、联锁试验。 第五节 暖 管 5.1 启动前的各项检查工作完毕后向值长汇报, 征得值长同意许可后进行暖 管。暖管至调节阀前。 5.2 逐渐开启总汽门旁路门,逐渐提升管道压力到 0.1961~0.2942Mpa,暖 管 20~30 分钟后按下表要求升压速度将主汽压力逐渐升至额定值:

压力范围 (MPa) 升压速度 (MPa/min)

0.3-0.59

0.59-1.48

1.48-3.92

3.92-8.83

0.05

0.10

0.2

0.5

5.3 暖管过程中注意事项: 1、用疏门和进汽门配合调整,控制温升速度不超过 5 度/分。 2、经常检查主蒸汽管及防腐汽门冒汽情况。 3、检查管道膨胀和运行吊架情况。 4、在升温升压过程中,应适当关小疏水门。 第六节 辅助设备的启动与投入 在主汽暖管的同时,可进行如下工作: 6.1 启动凝汽系统、抽真空 1、对凝结器补水至正常水位后,在 DCS 控制画面上启动凝结水泵,通过 调节阀调节凝汽器水位正常。 2、联系循环水泵值班员,向凝结器通入循环水。 3、抽凝汽器真空。 ①关闭防腐汽门。 ②在 DCS 控制画面上启动射水泵。 ③检查真空逐渐上升。 ④检查汽封真空在 4~7KPa。
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4、 向轴封送汽 (时间应恰当, 防止差胀增大) 注意上下缸壁温差应≤50℃。 , (1) 、开启工业抽汽或除氧器供汽至轴封來气门。 (2) 开启汽平衡供汽至轴封汽进汽阀, 、 开疏水阀。 开轴封混温箱出汽阀, 进行轴封送 汽系统全线暖管,并放尽疏水。 (3) 、启动汽封加热器抽汽器,开启汽封加热器进汽门向汽封送汽时供汽 压力为 0.101MPa,此时汽封抽气室(空气蒸汽混合室)压力约为 0.095Mpa,注意 调节轴加水位。 (4) 、调节轴封进汽门向前后轴封送汽。 (5) 、保持汽封压力在 0.01~0.03MPa 之间,监视凝汽器真空应逐渐上升 并稳定保持在 0.067MPa 左右,待压力稳定一段时间后可在 DCS 控制画面上投“轴封压 力自动” 。 第七节 启动与升速(额定参数) 7.1 冲转前应具备的条件: 1、主蒸汽压力在 8.4MPa 以上,温度在 400 度以上。 2、凝汽器真空在-0.06MPa 以上。 3、调节油压 1.96MPa,润滑油压在 0.08~0.15MPa,各轴承油流正常。 4、冷油器出油温度在达 30 度。 5、顶轴油系统正常 6、发电机绝缘合格。 7、盘车装置运行正常,转子晃动度合格。 8、确认 DEH 控制系统工作正常。 9、确认“自动/手动”开关置“自动”“超速保护”开关置“投入” 、 ,调节 汽门行程为 “0” 。 10、汽轮机挂闸前应确认电气假并网试验完成。 11、轴向位移、润滑油压低、差胀大、轴承回油温度及推力瓦块温度高等 保护开关投入运行(低真空、发电机跳闸保护待发电机并网后投入) 。 7.2 征得值长同意准备冲转 1、电调准备就绪,DEH 总阀位信号为“0” ,主汽阀和所有调节阀关闭。 2、通知电气汽轮机准备冲转。 3、按“启动”按钮,显示启动允许后,就可进行转速设定。 4、在 DEH 上设目标转速。 5、设升速率,取值范围在 0~800r/min/min 内,按“运行”按钮,进入 DEH 转速控制 状态。 6、随着给定转速的增加,调门开启,机组转速增加。检查盘车脱扣,盘车 电机自停, 关闭盘车进油阀。 7、 确认机组启动的各项条件具备后, 通知锅炉保持汽温汽压, 汽机准备 “摩 擦检查” 。按“摩擦检查”按钮, “摩擦检查投入”灯亮,自动置转速目标 值到 250 r/min, 机组以 100r/min 的升速率升速到 250 r/min 时, 高压调门关 闭,DEH 自动设置目标转速为 0,机组惰走,由运行人员进行检查。 8、摩擦检查后,继续提升转速,完成升速、暖机、过临界等升速过程。

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9、500r/min 暖机:机组转速升至设定值 500r/min 时,显示运行暂停,机组 维持 500r/min;暖机,时间到,暖机结束,可重新设定目标转速,继续升 速。 10、1200r/min 暖机:机组转速升至设定值 1200r/min 时,显示运行暂停, 机组维持 1200r/min;暖机时间到,暖机结束,重新设定目标值,继续升速。 11、转速过临界:给定转速进入临界区时,自动以 500r/min/min 的升速率 冲过临界转速 区。 12、2400r/min 暖机:机组转速升至设定值 2400r/min,显示运行暂停,机 组维持 2400r/min;暖机,时间到,暖机结束,重新设定目标值,继续升速。 调整主汽管和导汽管上有关疏水门。 13、3000r/min 暖机:机组转速升至 2900r/min 以上,主油泵起作用,检查 调节油压在 1.96MPa,轴承润滑油压在 0.08~0.15MPa,确认主油泵正常供 油后停用高压启动油泵。转速升至 3000r/min。 在 3000r/min 暖机中,对机 组进行全面检查。开足电动隔离门。 14、操作员控制:在升速过程中,①升速率在过临界转速时无效,转子在 过临界时会自动以 500r/min 冲过临界转速区;②可随时修改目标转速和升 速率。 7.3 按下列要求升速暖 项 目 控 制 规 范 升温:2.8-3.2℃/分 温:2℃/分 4.5-5℃/分 7℃/分 4℃/分 4-5℃/分 3℃/分 升温:<120℃ 降温: <80℃ ≤35~50℃ ≤35~50℃ 升温:<80℃ <40℃ -1.6~2.5mm ≤120℃ 降温: 降 自动主汽门前温速度(蒸 汽) 自动主汽门外壁温升速度 导汽管外壁温升速度 调节汽门外壁温升速度 汽缸法兰内壁温升速度 汽缸法兰外壁温升速度 汽缸法兰内外壁温差 汽缸法兰外壁与螺栓温差 上、下缸温差 汽缸内外壁温差 相对膨胀 排汽温度

新安装和大修后第一次启动,因汽轮机保温层湿,升速、暖机时间应根据 汽缸金属温度适当延长。 7.4 暖机升速过程中的调节工作及注意事项 1、倾听汽轮发电机组内部声音,发现异常时,立即打闸停机。 2、测量各轴承三个方向的振动,在 1200rpm 以下。如轴承振动增大至 0.05mm,应立即打闸停机。转子静止后投入连续盘车,并检查大轴弯曲晃 动值,在重新启动前必须查明原因。临界转速应迅速平稳通过,其振动不 得大于 10 丝。 3、应经常注意调节汽轮机转速、凝汽器水位、真空、轴封汽压力、轴承油 温、冷油器、冷风器。保持凝汽器真空在-0.067MPa 以上。 在启动过程中,控制各点金属温度,不超过下列标准。

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第八节 并列与带负荷 8.1 全面检查机组情况正常,下缸外壁温度在 210℃以上,联系值长及有关 岗位, 联系电气准备并列。 8.2 根据电气要求,按下 DEH“自动同期”键, “自动同期”灯亮。 8.3 并网后,机组自动带初始电负荷。DEH 自动转为阀控方式,值班员可 通过设 置阀位和阀位变化率或点按“阀控”增、减按钮改变阀位给定值,来控制 调门开度。 8.4 投入其它保护;投入一次调频。 8.5 负荷大于额定负荷 20%后,负荷的调节可由“阀控”切换至“功控”调 节。按“功控”“阀控”按钮可实现无扰切换。 、 8.6 投入发电机冷风器。根据门杆漏汽压力情况,联系除氧岗位切换门杆漏 汽至除氧器,关闭其疏水。关闭主汽管道疏水。关闭导汽管及调门疏水。 根据缸温关闭汽缸疏水。 8.7 凝结水合格后,联系除氧岗位切换至除氧器,关闭凝结水排地沟门。在 电负荷低于 25MW 时,应保持凝汽器再循环门适当开度,以利于轴封加热 器的工作。 8.8 机组加负荷阶段、升负荷率,原则上按下表进行

序 1 2 3 4 5 6 7 8







升 速 率 “保 持” 1000 KW/ min “保 持” 1000 KW/ min “保 持” 1000 KW/ min “保 持” 1000 KW/ min









自动初始负荷 (1000~2000KW) ~5000KW 5000KW ~20000KW 20000KW 35000KW 40000KW ~55000 KW

30min 5 min 30min 25 min 40min 20 min 20min 20 min

暖 机 升负荷 暖 机 升负荷 暖 机 升负荷 暖 机 升负荷

8.9 加负荷过程注意事项 ⒈调整导汽管、调门、汽缸、抽汽逆止门等疏水直至关闭。 ⒉根据门杆漏汽压力,切换门杆漏汽至除氧器,关闭疏水。 ⒊根据汽封加热器的工作情况调整其工作蒸汽。 ⒋加负荷过程中,应严密监视汽缸膨胀、相对膨胀、轴向位移、推力瓦温 度,注意调节油温、汽封压力。

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⒌负荷至 20MW 时切#2 低加疏水至疏水泵。一台疏水泵运行,另一台投联 锁。 ⒍低压加热器采用随机投用,在负荷达 30MW 时,投高压加热器汽侧(必 须先投水侧) ,并投高加保护。 ⒎在 30MW 负荷以上,根据需要投抽汽供热。 ⒏供热负荷的自动控制: (1) 、在 DEH 主画面按下“抽汽自动”按钮,弹出抽汽自动窗口。 (2) 、按弹出窗口的低压抽汽目标值,按要求对目标值进行增加或降低设 定。设定后供 热抽汽压力将处于自动控制运行。 (3) 、机组在抽汽工况运行时,自动实现热、电负荷的联调。 第九节 机组热态启动 9.1 热态启动要求 ⒈调节下缸外壁温度在 200℃以上。 ⒉向轴封送汽前至少 2 小时连续盘车,并测量转子晃动度不超过原始值 0.02mm。 ⒊先向汽封送汽后抽真空,当汽缸与转子相对收缩超过负 1mm 时,应设法 向汽封送高温汽,使相对收缩大于负 1mm 后再启动。 ⒋高压缸调节级区域上、下缸温差不超过 50℃。 ⒌主蒸汽温度尽量维持额定值,至少比调节级金属温度高 55℃以上,过热 度不小于 100℃。 凝结器中的凝结水水质必须合格, 以保证并列后立即能将 凝结水切换至高压除氧器。 ⒍为防止高温部件的冷却收缩和控制机组负胀差,应快速升速或加负荷到 金属温度对应的工况,为此,向轴封送汽前应做好完善的准备工作,并联 系电气、锅炉为并列做好准备工作。 ⒎启动过程中应特别加强对汽轮机组声音、振动的监测,如果出现异常声 音和振动,则应立即果断脱扣汽轮机,转子静止后投连续盘车,并测量转 子晃动值,汇报班长、值长、专业主管和专工后决定是否重新启动。 ⒏为有利于汽缸加热及疏水,热态启动时,高加可随机启动。当#1 高加内 部压力高于 0.6MPa 时,切换向高压除氧器。 9.2 热态启动的 DEH 操作仍按冷态额定参数启动的步骤和各项规定进行, 但在金属温度对应工况前升速或加负荷应以较的高升速率或变负荷率进 行。 第十节 滑参数启动 10.1 滑参数启动的要求 ⒈机炉主蒸汽系统应隔离成单元制运行,采用压力法滑参数启动。 ⒉要求锅炉按滑参数启动曲线升温、升压,严格控制升温速度。 ⒊启动应具备的条件。除下列参数外,其它与冷态额定参数启动相同: 汽压:1.5±0.1MPa;汽温:250℃

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或任一压力下过热度在 50℃以上,且主汽温度高于调节级下缸外壁温度 50℃以上。 10.2 滑参数冲转 ⒈启动前的准备 ⑴锅炉出口至汽轮机电动主汽门之间各汽门开足,主汽疏水排地沟。 ⑵机组启动前的检查、准备均按冷态额定参数冲转前进行。 ⑶锅炉点火后暖管到电动主汽门前。 ⑷轴封系统及法兰螺栓加热装置应暖管正常。 ⒉DEH 操作员自动方式冲转,带负荷: ⑴完成有关检查试验。 ⑵汽轮机挂闸。 ⑶开启自动主汽门,暖管至调节门前。 ⑷汽压达 1.5MPa,汽温在 250℃以上,适当关小导汽管疏水门,准备冲转。 ⑸DEH 在原则上按下表升速

序 1 2 3 4 5 6 7 8







升 速 率 100rpm / min “保 持” 100rpm / min “保 持” 100rpm / min “保 持” 100rpm / min “保 持”









0~500rpm 500rpm 500~1200rpm 1200rpm 1200~2400rpm 2400rpm 2400~3000rpm 3000rpm

升速、全面检 查 5min 10 min 15min 10 min 20min 5 min 20 min 暖 机 升 速 暖 机 DEH 自动快速 过临界 暖 机 升 速 暖 机

⑹机组全速后仔细检查,充分暖机后完成必要的试验项目。 ⑺试验正常后,全面检查情况正常,完成并列操作,并投其它保护。 ⑻机组在初始负荷下充分暖机后,按冷态滑参数升负荷曲线继续升负荷。 ⒊滑参数启动注意事项 ⑴转速升至 1200rpm 时,稳定汽温、汽压,若机组振动大于 0.04mm,脱扣 汽轮机。 ⑵转速升至 2400rpm 时,稳定汽温、汽压,检查机组振动正常。 ⑶随转速升高,应随时调整轴封压力,并注意维持真空正常。 ⑷升速过程中,密切监视轴承振动,若发现异常,应降低转速,查明原因 方可再次升速。 ⑸严格控制胀差、缸胀、金属温度及温升速度在冷态启机范围内。 ⑹按冷态额定参数启机完成其它操作。 第十一节 并炉注意事项
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11.1 锅炉开炉时应将锅炉来汽门前疏水门开启,充分疏水。 11.2 并炉过程中,通知各机司机注意主汽温度与压力的变化,发现异常时, 停止并炉,适当开启主汽母管上有关疏水门。 11.3 并炉后,检查一切正常后,关闭来汽门前疏水门和其它有关疏水门。 第三章 汽轮机组的试验 第一节 试验的注意事项 1.1 凡应做的试验,均需汇报值长,征得班长的同意后,并在班长的监护下 进行(新投机组和大修后的第一次启动)由专业主管或专工主持进行试验。 所做试验情况及数据必须记录于有关技术记录薄中,并详细交接班。 1.2 电动阀门的松动试验,如果处于单管供给,又无其它汽、水源时,可不 试,但在使用双管供给后,当班应按规定进行试验。 1.3 下列情况可不进行试验: 1、按规定应做的试验项目,若因故不能进行,则应在运行记录薄上注明理 由,并汇报班长、但滑参数停机时,禁止做超速试验。 2、已正式通知处于“紧急备用”的设备。 3、设备已有明显重大故障,如进行试验将引起缺陷进一步扩大或导致运行 情况恶化。运行方式及系统甚为薄弱,缺乏完善的安全措施经请示领导可 不试。 4、试验或设备轮换,如因故不能进行,则每次到期均应征得值长与班长同 意,并记录理由于技术记录薄中和运行日志中。 第二节 试验项目及周期表 2.1 例行试验

序 号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13









时间 接班 早班 早班 接班 早班 早班

主 持 值班员 班长 班长 值班员 班长 热电部 热电部 热电部 热电部 热电部 班长 热电部 热电部

机电联络与热工信号 自动主汽门松动试验 调节汽门活动试验(变负荷 20%) 测量轴承振动及金属温度 凝结水泵、射水泵、低加疏水 泵联锁倒换试验 油泵试运转及低压油泵联锁试 验 真空严密性试验 备用抽气倒换 危急遮断器注油试验 危急遮断器升速试验 DEH 超速试验 电动主汽门活动试验(2 扣) 汽轮机各保护试验 抽汽安全门校验

每班 每星期一 带固定负荷七天以上 每班 每星期一 每月十五日

每月十五日 早班 每月十五日 早班 大小修前后 ⒈汽轮机大修后或调速 系统检修后 ⒉累计运行 2000 小时以 后 每星期一 早班 汽轮机大修或电气回路 检修后 汽轮机大修或安全门检
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高加保护动作试验 抽汽逆止门关闭试验 DEH 静态试验 活动油位计

修后 每季度一次 早班 每月十五日 早班 汽轮机大修或 DEH 系统 检修后 每次抄表

热电部 班长 热电部 值班员

2.2 开、停机试验项目 2.2.1 机组大修后第一次启动试验项目 ⒈高压油泵、低压油泵、直流油泵试验。 ⒉低油压联锁试验。 ⒊汽轮机各种保护试验。 ⒋高压加热保护试验。 ⒌抽汽逆止门联锁及严密性试验。 ⒍调速系统特性试验。 ⒎抽汽安全门试验。 ⒏调速汽门、自动主汽门严密性试验。 ⒐注油试验。 ⒑DEH 静态试验。 ⒒DEH 超速试验。 ⒓甩负荷试验。 ⒔泵浦低水压联锁试验。 ⒕临界转速、振动测量。 2.2.2 机组停机检修前的试验 ⒈油系统、振动情况重要参数记录。 ⒉危急保安器试验。 ⒊调速系统特性试验。 ⒋汽轮机惰走试验。 第三节 试验方法 3.1 辅助设备试验 确认检修工作结束,工作票已注销,安全措施已解除,现场整洁,有关专 业人员在现场情况下进行下列试验: 3.1.1 油泵试转 联系电气准备试转直流油泵,启动后检查电流正常;出口油压正常,油泵各 部正常后停作备用。 启动交流润滑油泵,检查电流正常;出油正常后,出口油压正常,油泵各 部正常后停作备用。 启动调速油泵前,应先用润滑油泵向调速系统充油,充满油后再启动调速 油泵,停润滑油泵,检查电流、油压正常。 3.1.2 盘车装置试验 1.保持润滑油压在 0.118MPa,开启盘车进油门。 2.投顶轴装置。 3.空转盘车马达,正常后停下。 4.自动投盘车试验: 盘车投自动后,按下自启动按钮。 现场监视:盘车电磁供油阀动作、电磁铁动作、盘车电机连续点车到直盘

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车齿轮啮合,盘车正常启动。 5.手动投盘车试验: 旋转手轮、拉动手杆,待盘车齿轮啮合后,启动电机,盘车正常。 3.1.3 泵类的互为联动试验 确定一台泵运行,备用泵处于联动备用状态,联动开关投入。 按运行泵事故按钮,运行泵跳闸(绿灯闪光) ,备用泵联动(红灯亮)如示 联动,手动操作启动。 开关复位,断开联动开关。 检查跳闸泵不倒转。 情况正常后,按同样的方法进行另一台泵的互为联动试验。 3.1.4 水泵低水压联动试验 1.确定一台泵运行,备用泵处于联锁备用状态,联动开关投入。 2.拨动联动泵压力表指针,使其接通,密切注意备用泵联动,联动后,复位 开关。 3.将压力表指针拨回原来值。 4.根据要求停用一台泵。 3.2 汽轮机启动前试验 汽轮机在大小修后或备用 1 个月以上再启动须进行下列试验: 3.2.1 抽气逆止阀试验 1、按 1、2 段及 3~5 段抽汽逆止门的控制电磁阀按钮,此时抽汽逆止门应 关闭正常,并发出声光信号,然后复位保护信号。 2、抽汽逆止门联动试验 该项试验若不单独进行,但必须在其它试验项目中一起完成。 ①自动主汽门后抽汽逆止门联动试验 开启自动主汽门到 30mm 刻度处,全开抽汽逆止门, (请电气拉开发电机出 口刀闸,合上发电机主油开关) ,投抽汽逆止门保护,脱扣汽轮机,自动主 汽门、抽汽降止门都应关闭,并发出声光信号。 ②发电机跳闸后抽汽逆止门联动试验 开启抽汽逆止门,开启自动主汽门到 30mm 刻度处,由电气跳闸主油开关, 投抽汽逆止门保护,抽汽逆止门应关闭,并发出声光信号。 ③高加水位高时抽汽逆止门联动试验 a.联系电气、 热工送上高加进汽电动门及危急疏水电动门电源, 全开调速汽 门、自动主汽门开到 30mm 刻度线,投抽汽逆止门保护开关; b.分别接通高加水位Ⅰ值测点时, 发出高加水位高Ⅰ值报警信号; Ⅱ值测点 时,发出高加水位高Ⅱ值报警信号,危急疏水电动门应自动开启;Ⅲ值测 点时,发出高加水位高 III 值报警信号,I 段抽汽逆止门、II 段抽汽逆止门 关闭,联动阀动作,自动旁路开启,高加直通门开启,进出水门关闭。 3.2.2 排汽温度高,喉部喷水试验 ⒈联系电气送上 220V 直流电流。 ⒉凝汽器补水后启动凝结水泵运行。 ⒊手动排汽缸喷水减温电磁阀开关,喷水应正常。 ⒋汽缸喉部喷水正常, 热工再将排汽温度于 85℃接点短接, 接电磁阀动作, 喷水正常,热工再将排汽温度逐渐降到 50℃,于 50℃,喷水停止。 3.2.3 法兰螺栓加热装置混温联箱安全门动作试验 ⒈检查左右法兰、螺栓的加热进汽阀门(即混温联箱出汽门)应在关闭位 置,集汽箱疏水门开启(混温联箱暖好后关闭) 。

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⒉用除氧器汽平衡或新汽来源,将集汽箱压力调节器 0.98MPa 时,安全门 应动作,否则应进行整定。 3.2.4 轴向位移大保护试验 ⒈联系热工将轴向位移保护投入。 ⒉全开调速汽门、自动主汽门开到 30~40mm。 ⒊热工人员将轴向位移的+0.8mm 和-1.0mm 触点分别接通,发出声光报警 信号。 ⒋热工人员再分别将轴向位移的+1.0mm 和-1.2mm 触点接通, 自动主汽门、 调速汽门关闭,并发出声光报警信号。 试验正常后复位。 3.2.5 胀差大保护试验 ⒈全开调速汽门,自动主汽门开到 30~40mm 刻度线。 ⒉由热工人员投胀差保护。 ⒊热工人员分别将胀差-1.6mm 和+2.5mm 触点接通,发出声光报警信号。 ⒋再分别将胀差-1.8mm 和+3.2mm 触点接通,发出声光报警信号,且自动 主汽门、调速汽门关闭。 ⒌试验正常后复位。 3.2.6 轴承温度高保护试验 ⒈热工投入保护开关。 ⒉开启调速汽门,自动主汽门开至 30~40mm。 ⒊由热工分别短接油温 65℃接点,发现声光报警信号。 ⒋再短接油温 75℃接点,发现声光报警信号,且调速汽门、自动主汽门关 闭。 ⒌试验正常后复位。 3.2.7 发电机事故跳闸按钮试验 ⒈联系电气合上发电机主油开关。 ⒉手按发电机事故跳闸钮,发电机主油开关应跳闸,发出声光报警信号。 3.2.8 差动保护试验 ⒈联系电气合上主油开关。 ⒉送保护电源投总保护。 ⒊开启调速汽门、自动主汽门开至 30~40mm。 ⒋将差动保护继电器触点接通,发电机油开关跳闸,自动主汽门、调速汽 门关闭。 3.2.9 低真空保护试验 ⒈开启调速汽门,自动主汽门开至 30~40mm。 ⒉投保护,热工短接真空-0.087MPa 接点,发出声光报警信号。 ⒊再短接真空-0.067MPa 接点,自动主汽门、调速汽门关闭,发出声光报警 信号。 ⒋试验正常后复位。 3.2.10 低油压联动试验 ⒈联系热工、电气送上调速油泵,交直流润滑油泵电源及保护电源。 ⒉试验各泵正常后,维持调速油泵运行,投油泵联锁。 ⒊开启自动主汽门至 30~40mm,全开调速汽门。 ⒋投盘车及联锁。 ⒌由热工关闭润滑油压低油压继电器进油门,缓慢开启放油门,使润滑油 压逐渐了低。

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⒍润滑油压降至 0.07MPa 时, 声光报警并联动交流润滑油泵, 降至 0.06MPa 时,联动直流油泵,自动主汽门、凋速汽门关闭,并发出相关声光报警信 号;降至 0.03MPa 时,自动停盘车。 ⒎试验正常后复位信号,并关闭低油压继电器放油门,开足进油门。 3.2.11 手动停机按钮试验 ⒈开启调速汽门,自动主汽门开至 30~40mm。 ⒉分别按远操脱扣按钮,或手击机头脱扣按钮,调速汽门、自动主汽门关 闭,发出声光信号。 3.2.12 高压加热器试验 3.2.12.1 钢管查漏试验 ⒈关闭高加进出水电动门及联成阀出口强制手轮。 ⒉关闭#1、2 高加疏水调节阀、疏水至除氧器、至#3 低加疏水门,危急疏 水门。 ⒊稍开高加注水门向高加注水,关闭注水排地沟门。 ⒋缓慢升压到 1.5MPa 时,关闭注水门,检查高加内部(水侧)压力是否降 低,并检查 #1、2 高加(汽侧)水位是否升高。 3.2.12.2 联成阀试验 ⒈联成阀动作试验必须在高加泄漏试验合格后进行。 ⒉高加水侧投入。 ⒊凝结水系统运行。 ⒋高加保护控制水投入。 ⒌手动联成阀动作试验 a.关闭联成阀水控放水门,电磁阀前后手动门。 b.开启水控电磁阀旁路门,向联成阀活塞上部注水,当水压达 0.6MPa 时, 联成阀活塞压下,给水走小旁路。 c.关闭旁路门后开启水控放水门, 但控制水压下降后联成阀活塞升起, 说明 联成阀活塞动作正常。 3.2.12.3 高加水位高保护试验 ⒈投高加保护,投高水位报警。 ⒉由热工人员将高水位信号接通或人为提高水位,当水位高Ⅰ值测点时, 发出高加水位高Ⅰ值报警信号;当水位高Ⅱ值测点时,发出高加水位高Ⅱ 值报警信号,危急疏水电动门应自动开启;当水位高Ⅲ值测点时,发出高 加水位高 III 值报警信号,I 段抽汽逆止门、II 段抽汽逆止门关闭,联动阀 动作,自动旁路开启,高加直通门开启,进出水门关闭。 ⒊试验结束后,恢复正常。 注:以上三项试验之一不合格时禁止投高加。 3.2.13DEH 静态试验 ⒈DEH 系统检修后或汽轮机调速系统检修后应配合热工完成此项试验。 ⒉热工完成 DEH 系统内部通道试验,ETS、AST 通道试验及组态试验。 ⒊配合热工进行联调试验。 该试验最好能带上仿真机在操作员自动方式下, 做全过程 启动的模拟试验。 3.3 汽轮机启动后的试验 汽轮机大修后备用 1 个月以上后启动必须做下列试验 3.3.1 自动主汽门、调速汽门关闭试验

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⒈汽轮机转速升至 3000rpm 后,用自动关闭器操作手轮将自动主汽门关至 30~40mm 刻度线。 ⒉启动高压油泵运行。 ⒊手击机头停机按钮或远操停机按钮。 ⒋自动主汽门、调速成汽门应迅速关闭,无卡涩、无跳动现象,转速下降, 各信号显 示正确,并发出声光信号。 ⒌开启自动主汽门和调速汽门,恢复转速至 3000rpm。 3.3.2 自动主汽门、调速汽门严密性试验 阀门严密性试验的条件:额定参数,发电机脱网,转速在 3000rpm。 1、主汽门严密性试验 试验步骤: ⑴进入试验画面。 ⑵单击“主汽门试验”按钮,按钮灯亮。操作关闭主汽门,转子惰走,自 动记录惰走 时间。转速连续降至 1000r/min 以下为合格。当转速降至可接受转速时, 单击“试验停止”按钮,试验结束。 2、高压调门严密性试验 ⑴进入试验画面。 ⑵单击“调节汽门试验”按钮,按钮灯亮。操作关闭调节汽门,转子惰走, 自动记录 惰走时间。转速连续降至 1000r/min 以下为合格。当转速降至可接受转速 时,单击“试验停止”按钮,试验结束。 3.3.3 注油试验(空负荷试验) 1.启动高压油泵,保持调速油压 1.96MPa; 2.汽轮机转速降至 2850r/min,联系锅炉保持主汽压力; 3.分别试验#1、#2 撞击子; 4.试验#1 撞击子:将操作滑阀由正常位置转到#1 位置,这时#1 撞击子和 杠杆脱开了工作位置,同时心轴向上移动到上止点。 5.手钦心轴向危急遮断器#1 撞击子充油, 同时提升汽轮机转速至 2950r/min 左右时,#1 撞击子被压力油顶出,就地转速表上#1 撞击子信号灯亮。 6.松开手后,心轴恢复到原来位置,#1 撞击子喷油试验结束。就地转速表 上#1 撞击子信号灯熄灭。 7.待就地转速表上#1 撞击子信号灯熄灭,将操作滑阀由#1 喷油试验位置 转到“正常”位置。 8.维持汽机转速 3000r/min。 9.用相同方法试验#2 撞击子。 10.做好试验记录。 3.3.4 超速试验 超速试验前手动停机试验,自动主汽门、调速汽门关闭试验,严密性试验 合格。 1、 “OPC”超速试验: ①“OPC”开关置于试验位置,维持机组转速 3000r/min。将自动主汽门关 至 30~40mm。 ②在 DEH 操作员站上打开“超速试验窗口” ,选择“OPC”试验。

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③在 DEH 主画面按下 “OPC 试验” 按钮, 机组将自动升速到 3090r/min (即 103%额定转速) ,OPC 电磁阀动作,汽机高压调节汽门关闭。 ④转速降到 3000 r/min 后再开启调门维持汽轮机 3000r/min,等待做其它实 验或并网。 2、电超速试验: ①在 DEH 操作员站上打开“超速试验窗口” ,维持机组转速 3000r/min。将 自动主汽门关至 30~40mm。 ②选择“电气超速试验” 。 ③按下“电气超速试验”按钮,此时“OPC”自动隔离开,机组自动升速 到 3300r/min(即 110%额定转速) ,AST 电磁动作,主汽门和所有调节汽门 关闭。 ④待转速降到 3000r/min 时再重新挂闸启机,维持汽轮机 3000r/min 稳定运 行。 3、机械超速试验: ①维持机组 3000r/min 稳定运行。将自动主汽门关至 30~40mm。 ②联系锅炉汽机气温气压稳定运行。 ③将操作滑阀位置转到#2(或#1)撞击子。 ④在 DEH 操作员站上打开“超速试验窗口” ,选择“机械超速试验”按钮, “OPC” 、 “电超速试验” 自动隔离开, 机组自动升速到 3300~3360r/min (即 110~112%额定转速) ,在升速过程中,若就地转速表上#1 撞击子动作信 号灯亮,这说明#1 撞击子动作(记录动作转速及主油压) 。这时继续升速, 直至就地转速表上升至#2 撞击子动作。 (机械超速试验,转速不得超过 3360r/min, 否则应调节飞锤弹簧位置) 在试验升速过程中若转速升至 3360 。 r/min,机械保护仍不动作,应立即手动脱扣汽轮机。 ⑤危急遮断器动作,主汽门、高压调节汽门及所有调节汽门关闭。 ⑥记录动作转速及动作时主油压数值。 3.3.5 甩负荷试验 ⒈此试验前超速试验合格;且机组带 50%额定负荷运行 72 小时以上。 ⒉试验时机头站人监视,必要时手动脱扣汽轮机。 ⒊机组带 30MW 在操作员自动方式下运行。 ⒋联系电气解除发电机跳闸联关主汽门保护。 ⒌联系电气解列发电机(使主油开关跳闸) 。 ⒍注意监视转速上升,OPC 动作,调节汽门、抽汽逆止门关闭,并发出报 警信号。 ⒎转速降至 3060rpm 后调节汽门开启,机组维持 3000rpm。记录最高转速, 若转速升至 3300rpm,应立即手动脱扣汽轮机。 3.3.6 真空严密性试验 ⒈联系值长、锅炉、电气,在 80%额定负荷下,稳定工况,记录有关数据。 ⒉关闭运行抽气器空气阀,30 秒后开始记录时间及真空数值。 ⒊每分钟记录一次,共计 5 分钟。 ⒋试验结束,开启运行抽气器空气阀。 ⒌试验中真空急剧下降(或低于 0.087MPa 时) ,则应立即停止试验,开启 运行抽气器空气阀。 ⒍算公式:真空下降速度=(第一次读数—最后一次读数)÷5 ⒎空严密度评价如下:

每分钟下降数 MPa

0.000266

0.000399

0.000665

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3.3.7 自动主汽门、调节汽门活动试验 ⒈自动主汽门活动试验: ①联系值长及锅炉,注意负荷、汽压变化。 ②将自动主汽门试验油门自动销拉出,缓慢开启自动主汽门的试验油门, 安全油压应缓慢下降,待自动主汽门关小 5~6mm 后,立即关闭试验油门, 检查安全油压恢复正常值,主汽门应开足。 ③试验过程中, 如发现试验油门开启后(视安全油压情况), 自动主汽门不动 作,应立即关闭试验油门,停止试验,并查明原因,汇报值长。 ⒉调门活动试验: 若机组长期带固定电、热负荷运行,联系值长及锅炉,注意负荷、汽压变 化。对电、热负荷作较大范围的变化,观察调门及旋转隔扳动作应正常

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第四章 辅助设备的运行 第一节 油系统的运行 1.1 油系统的启动 1.1.1 油系统的启动 ⒈启动前系统检查完毕。 ⒉启动油泵、润滑油泵、事故油泵低油压联锁正常。 ⒊主油箱油位在-100~+50mm,油位计灵活、好用。 ⒋确认各油泵及排烟风机马达送电。 ⒌确认油箱电加热器处于“自动” 。 ⒍上述条件满足后,分别试转事故油泵、交流润滑油泵及调速油泵,检查各泵指示 灯及电流正常,且满足下表参数:





事故油泵 0.353 0.118

交流润滑油泵 0.353 0.118

调速油泵 1.96 0.118

出口油压(MPa) 润滑油压(MPa) 电流(A)

⒎ 检查系统无漏油,各油泵运行正常,维持交流润滑油泵运行。 ⒏启运排烟风机运行。 ⒐当油温达 42℃时,投泠油器冷却水。 缓慢开启运行冷油器进水门,放空气门溢水后关闭空气门。 开启运行冷油器出水门,注意泠油器油压应大于水压。 应保持油温在 40~45℃之间。 ⒑ 调速油泵应在冲转前投入。 1.1.2 油系统的停止 油系统的停止是汽轮机停机后的停止。 油系统停运前,应先确认盘车装置、顶轴油泵已满足停运条件。 在盘车装置、顶轴油泵停运后,按如下步骤停油系统; 断开油泵联锁; 停油泵,停泵指示灯亮,确认润滑油压降到零,出口油压到零; 停排烟风机; 断开油箱电加热器的“自动” ; 切断冷油器冷却水。 1.2 冷油器的运行 1.2.1 冷油器的运行及维护 检查各表计齐全、指示清楚。 三台冷油器运行二台,一台备用。 机组启动前运行冷油器进油门、出油门,出水门应开启,进水门应关闭; 备用冷油器进水门、出油门关闭,出水门、进油门开启。 工业水来水通畅。 当汽轮机冲转后,冷油器后总的出油温度达 42℃时,投冷油器。 冷油器冷却水由工业水供给。 1.2.2 冷油器切换操作 冷油器切换应严格招待操作票制及监护制。

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⒈稍开备用冷油器的出油门和进水门,稍关运行冷油器的出油门和进水门。 ⒉以上两项操作交替进行,使运行冷油器的负荷慢缓而平稳地移到备用冷油器,直到备用冷 油器的出油门全开,进水门开度适当,运行冷油器的进水门和出油门全关为止。 ⒊切换过程应严密监视冷油吕出吕总管油温与油压正常。一定要砍备用冷油器油路畅通后, 才能全关运行冷油器出油门。 ⒋两台冷油器倒换时,第三台冷油器必须运行正常。 第二节 顶轴油泵及盘车装置的运行 2.1 顶轴油泵及盘车装置的启动与停止。 2.1.1 顶轴油泵及盘车的启动 ⒈冲转前 2 小时,必须投连续盘车运行。 ⒉汽面在热态启动前必须处于连续盘车状态。 ⒊顶轴油泵及盘车必须在润滑油系统正常运行后才能启动。 ⒋启动盘车之前应先投顶轴油系统。 ⒌顶轴油泵的启动 ①开启润滑油至顶轴油泵入口总油门,及顶轴油泵进出油门,入口油压为 0.118MPa; ②确认顶轴油系统检查完备; ③启动顶轴油泵, 检查顶轴油泵运行正常, 通过调整出口管溢油阀, 控制顶轴油压为 15.5MPa。 ⒍盘车装置的启动 ①开启盘车装置进油门; ②确认各轴承顶轴油压为 15.5MPa,开启盘车齿轮润滑油门进油门; ③旋转手轮,同时向工作位置拉动手杆,待盘车齿轮啮全后,启动盘车马达; ④盘车启动后观察转子晃动度不大于 0.03mm,倾听动静部分有无磨擦声。 2.1.2 顶轴油泵及盘车装置的停止 ⒈启动进,待机组转速升至 500rpm 后,停顶轴油泵。 ⒉停面时待汽轮机金属测试满足停盘车条件后,方可停止。 ⒊在就在控制箱上按停止“开关,灯亮,盘车装置停止。 ⒋转子静止后,停顶轴油泵。 循环水系统的运行 3.1 凝汽器水侧的投用与停用 3.1.1 凝汽器水侧的投运 ⒈确认检修工作结束,工作票已注销,凝汽器周围场地清洁,无杂物。 ⒉检查系统表计间全,指示清楚。 ⒊检查凝汽器反冲洗门应关闭,循环水进水母管至化学补水门关闭。放空气门开启,循环水 放水门、进水门、出水门关闭。 ⒋检查完毕后,投水侧完成如下操作: ①稍开进水门,待空气门有大量水冒出时,关闭空气门; ②打开循环水出水门,使循环水两侧出水为负压,形成虹吸; ③调整进、出水门,保持一定比例; ④注意使用循环水总进水压力不低于 0。08MPa。 3.1.2 凝汽器水侧的停用 ⒈停机后排汽缸温度低于 50℃时,方可关闭凝汽器循环水进水门、出水门、开启空气门。 ⒉冬季停用后,将水侧放水门打开,放掉积水。 3.2 运行凝汽器的半边停用和投入 3.2.1 运行凝汽器的半边停用

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⒈汇报值长,凝汽器需半边停用,进行铜管清洗或铜管查漏。 ⒉征得值长同意后,通知检修作好清洗和查漏准备。 ⒊机组减负荷至 3000KV(可根据当进真空确定)运行。 ⒋开足运行侧凝汽器循环水出水门,关闭停用侧凝汽器出水门,注意凝汽器真空变化。 ⒌停用、完成如下操作: ①关闭停用侧凝汽器汽侧空气总门; ②关闭停用侧凝汽顺循环进水门; ③开启停用侧凝汽器水室放水门。 停用过程中应严密监视真空,真空不低于-0.089MPa,否则,应减电热负荷,保证排气温度不 大于 60℃。 3.2.2 停用侧凝汽器的投入 ⒈检查并确认检修完成,工和票注销,现场整洁, ⒉待排汽温度底于 50℃时,关闭水室放水门稍开循环水进水门至凝汽器注满水,放尽空气后 关闭空气门。 ⒊开启汽侧空气总门。 ⒋抽虹吸。 ⒌恢复到停用前状态。 第四节 凝结水系统的运行 4.1 凝结水泵的启动及投运 ⒈启动前检查完毕 ⒉凝汽器冲洗合格后将凝汽器补水至水位计的 1/2~3/4 左右。 ⒊试转两台凝结水泵,并做联动试验,启动一台泵。 ⒋开启运行泵出口至全开。调整冷却水密封水。 ⒌开启备用泵出口门,检查其出口门密封正常,投联动。 第五节 轴封系统的投用 5.1 轴封系统的运行及维护 5.1.1 向轴封送汽 ⒈本机轴封汽源有高除汽平衡来汽,II 段抽汽来汽,新蒸汽来汽(新蒸汽只供前汽封) 。 ⒉投轴封送汽前应先暖轴封来汽管,且只有在来汽管确已暖好后才能送汽。 ⒊转子应在连续盘车 2 小时以上才能送轴封汽,禁止转子在冷态且静止状态下向轴封送汽。 ⒋检查轴封调整门后截止门在开启位置,开启调整门前截止门,用调整门调整轴封汽压使轴 封汽压在 0.003MPa 表压(0.101MPa 绝对压力) ,调整前后轴封进汽门开度。 ⒌调整轴封加热器工作蒸汽(此前应投轴加水侧) ,使用封加热汽 蒸汽混合室真空 为 -0.0063MPa(47mmHg). ⒍关闭轴封管道疏水门。 5.1.2 轴封供汽停止 ⒈当主机转速、凝汽器真空到零后,才可停轴封供汽。 ⒉关闭轴封各供汽门。 ⒊停轴封加热器抽汽器 ⒋开启轴封母管各处疏水及排大气门。 5.1.3 轴封系统的运行维护 ⒈经常检查轴封供汽母管压力,应在 0.003~0.13MPa 表压(0.103~0.13MPa 绝对压力)之间, 各汽封处不应冒汽。 ⒉轴封加热器蒸汽混合室(抽气室)压力为-0.0063MPa 表压(47mmHg).

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⒊检查轴封加热器 U 型水管应有水封,无水时,应及时向其注水至溢水管有水溢出后,关闭 注水门。 第六节` 真空、射水系统的运行 6.1 凝汽器抽真空 ⒈关闭防腐门,切换电动隔离门后疏水、导汽管疏水至凝汽器。 ⒉启动射水泵,待射水泵运转正常后开启一台射水抽气器进水门(另一台备用) ,另一台射水 泵投联动。 ⒊开启投用射水抽气器空气门,检查凝汽器空气门,检查凝汽器真空应逐渐上升。 ⒋运行中注意射水母管压力不低于 0.294MPa。 第七节 冷风器的运行 7.1 发电机冷风器的运行及维护 7.1.1 冷风器的启动 ⒈检查并确认冷风器进水在通路状态。 ⒉开启冷风器出水管上的空气门。 ⒊稍开冷风器进水门,待空气门有大量水冒出时,即关闭放空气门。 ⒋开启出水门,并调整进水门,使发电机进风温度保持在 20~40℃之间。 7.1.2 运行中的维护 ⒈注意发电机进风温度应保持在 20~40℃之间运行。 ⒉注意冷风器进出水温度变化,进水温度应保持在 22~33℃。 ⒊定时检查冷风室,发现冷风器漏水,必须马上报告班长、值长,等候处理。 7.1.3 冷风器的停用 ⒈停机后,当发电机进风温度降到 20℃时,可停用冷风器。 ⒉关闭冷风器进、出水总门。 第八节 法兰螺栓加热装置的使用 本机组法兰螺栓加热装置的加热汽源来自新蒸汽和高除汽平衡。加热蒸汽经混温联箱调合后 分别进入法兰、螺栓。 8.1 投法兰螺栓加热装置注意事项 ⒈投入时,应有专人操作、监视,并记录金属温度的变化。 ⒉投用前完成系统检查,确认新蒸汽、汽平衡来汽及左右法兰螺栓加热装置进汽门关闭。 ⒊混温联箱疏水门,左右法兰螺栓回汽门及疏水门开启。 ⒋投入条件 ①汽缸、法兰内外壁温差超过 50℃; ②法兰与螺栓温差超过 20℃ ③相对膨胀大于+1.5mm。 ⒌投入前先暖管至混温联箱,暖管时先微开高、低温汽门,混温联箱暖 5 分钟,逐渐升压至 0.2~0.4MPa,并适当调整混温联箱疏水门,当箱内汽温比调节级法兰外壁温度高 50~80℃时 可关小疏水门。 8.2 法兰螺栓加热装置的投入操作 ⒈首先确认各法兰螺栓回汽门疏水门开启。 ⒉稍开左、右法兰与螺栓进汽门,进行法兰与螺栓系统暖管。 ⒊根据金属温差、温升调节左右法兰螺栓进汽门。 ⒋根据加热进程、金属温度,调整混温联箱进汽门,调整混温联箱内汽温与汽压,调整过程 中低温和高温汽源可结合使用,混温联箱内保持箱内汽温高于调节级金属(或最热部分)温

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度 50℃以上,但混温联箱中汽压不能超过 0.98MPa。 ⒌法兰螺栓加热装置投用过程中,必须控制下列指标: ①始终保持胀差不小于+1.0mm; ②左右法兰温度之差不大于 10℃; ③法兰与螺栓温差在 0~35℃; ④不允许外壁温度高于内壁温度,法兰温度高于汽缸温度,螺栓温度高于法兰温度。 8.3 法兰螺栓加热装置的停用 ⒈汽轮机启动时,当调节级处下缸外壁温度高于 300℃,且法兰内外壁温差小于 50℃时,即 可停止。 ⒉关闭混温联箱进汽门及来汽门,左、右法兰螺栓进汽门。 ⒊关闭左、右各法兰螺栓回汽门及各疏水门。 第九节 泵的启动和停用 9.1 泵类运行 9.1.1 启动前的检查 ⒈盘动转子灵活及检查表计齐全。 ⒉轴承油位正常。 ⒊开启轴承冷却水、轴封水,使有少量的水流出。 ⒋进水门开足,出水门关闭,开启泵体上空气门,放尽空气后关闭(凝结泵和低压疏水泵的 空气门仍应开足) 。 ⒌联锁开关断开。 ⒍确认电动机绝缘合格,外壳接地良好,电源送上。 ⒎进口处于真空状态的泵(如凝结泵、低加疏水泵) ,应先开水封门,再开空气门,后开进水 门。 9.1.2 启动 ⒈合上操作开关,启动电动机,注意检查电流、出口压力、水泵及电动机声音和振动,轴封 和轴承温度,油环转动情况。 ⒉检查各项正常,逐渐开启出水门,注意出水压力和电流变化。 ⒊凝结泵,疏水泵启动后注意凝汽器及#1 低压加热器水位正常;射水泵启动后就注意水箱水 位正常;油泵启动后应注意主油箱油位正常及油系统无漏油。 ⒋根据需要投入另一台泵联锁备用。 9.1.3 泵作联锁备用具备的条件 ⒈设备正常,符合启动条件即可随时启动。 ⒉互为联动试验及低水压联动试验良好。 ⒊泵作联锁备用时,冷却水门及水封门开启,进口门开足(出水逆止门应严密) ,泵内充满水 待空气放尽后将泵体放空气门关闭(凝结泵,疏水泵空气门应开启) 。 ⒋投入联锁开关。 第十节 低压加热器的运行 10.1 低压加热器的运行及维护 10.1.1 启动前的检查与准备及有关规定 ⒈低压加热器一般可以随机启动。 ⒉运行中投运时,应先投水侧,后投汽侧。 ⒊如铜管泄漏或液压抽汽逆止门不能关闭时,禁止投入加热器。 ⒋轴封加热器不得独停运,若故障不能运行,则必须停机。 ⒌投入时根凝结水流动方向按#1、2、3 顺序投入,停用反之。

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⒍投入运行前应: 检查各仪表正常,处于投入状态。 各设备外部状态良好,疏水泵马达绝缘合格。 检查各阀门位置正常。 联系除氧岗位,注意除氧器汽压与水位。 10.1.2 投入 开足加热器进水门、出水门,关闭旁路门。此时,注意加热器水位,经确保加热器铜管不泄 漏。 检查疏水排地光线门关闭后,缓慢开足空气门,密切注意凝汽器真空正常。 检查抽汽逆止门全开,其底部及后部疏水门全开,疏水正常。 逐渐开中足进汽门(注意用一定时间暖管) 。 逐渐开足至下一级加热器疏水门,关闭疏水旁路门,注意加热器疏水水位。 关闭水控抽汽逆止门底部及后部疏水门。 根据加热器水位情况,启动疏水泵,进行疏水切换,投入疏水泵联锁。 低加有几种疏水方式,应根据实际情况切换。 10.1.3 停用 关闭空气门,切换疏水,根据加热器水位停用疏水泵。 关闭进汽门,开足液压逆止门底部及后部疏水门。 根据情况将凝结水倒换旁路运行。 关闭疏水门和抽汽逆止门。 、 10.1.4 运行中的维护 经常检查疏水泵的运行情况和各加热器的水位应正常。 在一定负荷下,加热蒸汽饱和温度和凝结水出水温度之差不超过 8 度。 第十一节 高压加热器的运行 11.1 高压加热器的运行及维护 11.1.1 启动前的检查与准备及有关规定 ⒈高加可以随机启动,但疏水必须逐级自流到 3#低压加热器。 1#高加内部汽压达 0.6MPa 时, 将疏水切换到高除。 ⒉运行中电负荷在 30MW 以上时,联系值长、锅炉准备投入高加。 ⒊高加钢管泄漏或液压抽汽逆止门关闭不严时,以及高加保护动作不正常时,严禁投入。 ⒋高加危急疏水放水门应试验合格,电动门处于联锁位置。 ⒌投入前作如下检查: ①检查各阀门位置正常,确定给水已切换,高加给水旁路正常;电动阀门送上电源。 ②检查各水位计完好,正确投入。 ③会同热工做好高加保护试验合格。 ④通知除氧岗位准备投高加。 11.1.2 投入 ⒈确认高加保护试验、验漏试验合格。 ⒉微开进汽门;维持汽压 0.2~0.3MPa,暖 10~15 分钟。 ⒊开启高加注水门向高加水侧注水,注意给水压力上升。给水压力达全压后,关闭注水门注 意联成阀顶起正常。 ⒋逐渐开启高加进出水门直到全开。 ⒌关闭旁路门。 ⒍关闭高加疏水排地光线门。 ⒎逐渐开足进汽门,关闭抽汽逆止门底部及后疏水门,关检查给水温度逐渐上升。

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⒏当 1#高加内部汽压超过 0.6MPa 时,联系除氧岗位将疏水切换至除氧器,检查加热器水位 正常。 ⒐ 2#高加疏水逐级自流到 1#高加。 ⒑联系热工,对电接点水位计进行冲洗校验,投入高加保护开关。 ⒒1#高加投入正常后按相同方法投入 2#高加。 11.1.3 停用 ⒈联系值长、锅炉、除氧岗位、给水岗位,准备退高加。 ⒉逐渐关闭进汽门。 ⒊联系除氧岗位,关闭至高除疏水门或逐级疏水门,然后开启疏水排地沟门。 ⒋开启高加空气门及抽汽逆止门底部及后部疏水门。 ⒌根据情况, 停用高加水侧(先开高加给水旁路门, 后关闭进、出水门) ,并检查注水门关闭。 ⒍解除高加保护开关。 注意:经常校对高加就地水位计与电接点水位指示保持水位约 1/2 水位计处。 第十二节 鼓泡除氧器的投入和停用 12.1 投入条件 ⒈凝汽器真空,水位正常,水质合格,鼓泡除氧器水位计完好并投入。 ⒉排汽水流量大于 30T/H。 12.2 投入 ⒈联系除氧值班员,通知鼓泡式除氧准备投入。 ⒉检查除盐水水源,压力正常,补水总门和一台分门应开足,补水调节门旁路门关闭开启补 水调节门关调至所需要的流量,注意门后压力不大于 0.1MPa(最高不大于 0.15MPa). ⒊逐渐开足鼓泡除氧器进汽门,开启调整汽门和补水调节门,保持凝结水过热度在 5~7℃, 调整时不应大幅度变化汽门和补水调节门开度,以防止过热度过高,造成凝结泵汽化。 ⒋注意凝汽器水位,真空及凝结泵运行情况应正常。 ⒌鼓泡除氧器不用汽时,允许进补水,但补水流量一般不应大于 100T/H。 ⒍联系化水化验水质正常。 12.3 停用 联系除氧器岗位值班员及化水值班员,停用鼓泡除氧器。 关闭鼓泡除氧器补水门。 关闭鼓泡除氧器调整汽门及进汽门。 注意凝汽水器水位,真空及凝结泵运行正常。 鼓泡除氧器进汽门前疏水门于常开位置

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第五章 汽轮机的停止 正常停机 1.1 接到值长停机的命令后,通知各岗位做好停机前的准备工作。 1.试开高压油泵、交流润滑油泵、直流油泵及盘车马达然后停下作备用。 2.检查自动主汽门状态,门杆不应有卡涩现象。 3.逐渐停用鼓泡式除氧器。 4.退出“功控”控制。 1.2 正常停机每分钟 500~1000KW 的速度进行减负荷。 1.3 负荷减至 30000KW 时,通知除氧值班员,征得值长同意后,退出抽汽供热,关闭供热门。 负荷减至 30000KW 时,联系除氧值班员、给水值班员,征得值长同意后,停用 1#、2#高压 加热器或当 1#高压加热器压力降至 0.6MPa,将高加疏水切换至 3#低压加热器。 1.4 当负荷减至 25000KW 时,根据 1#低加水位情况,开启凝汽器疏水门,停用疏水泵。 1.5 在减负荷过程中,根据凝汽器水位下降情况,开启凝结水再循环门。 1.6 当电负荷减到“0” (如果减不到“0” ,应关小电动主汽门来减去负荷) ,征得值长同意, 启动低压油泵,将自动主汽门关小 30%,手击危急遮断手柄。 1.7 向主控发出“注意”“可解列”信号,当接到主控发出“注意” , “已解列”信号后,确认 机组转速已下降,同时记录惰走时间。 1.8 关闭 3#低加出水门,用凝结水再循环门及排地沟门保持凝汽器水位。 1.9 联系除氧值班员,将门杆漏汽切换排大气,开启疏水门。 1.10 关闭抽气器空气门,并调节真空破坏门,使转子静止时,真空恰好到“0” 。 1.11 开足下列疏水门: 1.导汽管疏水门; 2.调节门后疏水门及其它疏水门; 3.各段抽汽逆止门底部及其后疏水门。 1.12 在减负荷及转速下降过程中应注意事项: 1.调速系统工作情况; 2.汽缸热膨胀、相对膨胀、转子轴向位移; 3.机组声音、振动、轴承油压、油温、油流; 4.调整凝汽器水位、轴封供汽压力; 5.调节油、空、水温度,直至停用冷油器、泠风器、水冷器。 1.13 转子静止后的工作: 1.凝汽器真空到零后,停止向轴封供汽。关闭轴封调整门,停用射水泵,并联系除氧值班员 关闭轴封汽总门,开启轴封汽系统疏水门。 2.转子静止后,启动盘车装置进行连续盘车,测量转子弯曲值,听测汽轮机各转动部分的声 音。 3.连续盘车中每 30 分钟记录一次金属温度。 4.记录转子停止转动时间,并比较惰走时间,如发现民常,应及时汇报班长、值长与专业管 理人员。 5.自动主汽门后汽压降至 0.5MPa 以下时开启防腐门,关闭调速汽门、猫爪冷却水总门。 6.停用凝结水泵,关闭冷结水再循环门,检查低负荷喷水装置已停用。 7.转子静止一个小时后,同时排汽温度降至 50 度以下进,联系班长关闭循环进水门。 8.根据情况,将主汽管隔绝泄压,关闭总汽门、开启疏水门压力降至于 0.5MPa 以下进,将疏 水切换向大气。 9.当调节级上汽缸内壁金属温度降至 150 度时,停盘车、油泵及排烟马达,但连续盘车时间 至少不应少于 24 小时,如遇到特殊情况不能连续盘车时,前 8 小时应每 15 分钟将转子翻动

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180 度。8 小时后每 30 分钟将转子翻动 180 度,直至金属温度合格为止。

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汽轮机运行中的维护 正常运行限额 1.1 主蒸汽系统

序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25
优等 1

名 称 型 号 型 式 制造厂家 出厂代号 投产日期 转子重量 上汽缸重量 本体重量 整机重量 转子旋转方向 额定转速 级数 汽轮机临界转速 发电机临界转速 外形尺寸 额定功率 最大功率 额定进汽量 最大进汽量 额定抽汽量 最大抽汽量 给水温度 额定背压 汽轮机级数 回热抽汽级数
良好 2~3

单抽汽凝汽式汽轮机 C50-8.83/0.981 高压、高温、单缸、单抽凝汽式 哈尔滨汽轮机厂 #1 机 2003 年 10 月;#2 机 2004 年 6 月 18955kg 140t 230t 从机头向发电机方向看为顺时针 3000rpm 18 级 1563rpm 1540rpm 9.0m×6.9m×4.9m(长×宽×高) 50MW(抽汽/冷凝) 60MW(抽汽/冷凝) 286.56/188.10t/h(抽汽/冷凝) 361.00t/h 150t/h 200t/h 213/199℃(抽汽/冷凝) 3.30/4.90KPa(抽汽/冷凝) 高压部分:I(调节级)+8 压力级 低压部分: ⅠX(调节级)+8 压力级 共为 18 级 5 级(分别为 5、9、12、14、16 级后)
合格 5

1 . 5 . 3 凝 汽 器 真 空 严 密 性 试 验 ( m m H g / m i n )

1.5.4 有关滤网参数 名称 油箱滤网前后油 位差 润滑油滤网前后 压差 调速油滤网前后 压差 1.6 各泵运行时电流不得超过额定值 名称 凝结水泵 额定电流(A) 207.5
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单位 mm MPa MPa

数据 <50 <0.05 <0.18

顶轴油泵 低加疏水泵 射水泵 高压油泵 润滑油泵 直流油泵

35.9 70 293.5 284 41.0 69.8

第二节 一般运行维护 2.1 机组运行应按照巡回检查制度,设备定期监督,切换制度的规定进行定期检查 和监督。发现异常情况应迅速判断原因,按本规程规定及时处理,并立即汇报班长及值长。 2.2 汽轮发电机组内应无异音,振动不超过 0.05mm. 2.3 发电机周波 50±0.5Hz 2.4 主油箱正常油位 0~100mm,滤网前后油位差不大于 50mm,否则应联系检修清 洗滤网。 2.5 调节系统工作应正常,无卡涩及跳动现象,各部油压应符合规定。 2.6 按时记录各项表计指示,并加以分析,发现问题找出原因,及时消除,发现缺 陷及时汇报班长,记入缺陷记录薄。 2.7 根据参数要求,及时投入高、低压油泵,凝结水泵、射水泵、水冷泵、疏水泵 联动开关和主机保护开关,不得随意断开。如特殊原因不能投入时,应汇报值长并在班长及 司机记事栏中反映出来。 2.8 对运行加热器进行如下监督: 加热器疏水应串联输出,疏水水位在 300~500mm. 加热器空气应串联排出。 加热器时汽门及抽汽逆止门应全开。 高压加热器端差一般为 3~7 度。 2.9 各类水泵监视: 各部位无异音,振动不超过规定。 注意各轴承不应有水入内,油位在油位计高处,油质良好无水分,轴瓦温度不超过规定值。 各水泵运行进,不应超过额定电流值。 2.10 汽轮机在备用期间应有专人定期维护和检查,保证机组随时可启动。 2.11 汽轮机启停,正常维护,设备变化情况均应详细做好记录。

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汽轮机事故预防和处理 事故处理原则 1.1 设备发生故障时,运行人员应迅速解除对人身及设备的危险,找出故障原因,消除故障, 并保持设备连续运行。 1.2 设备发生故障时,运行人员必须及时向班长、值长报告,并迅速执行上级命令,加强各岗 位之间的联系。协助人员不得擅自操作设备,必须在班长、值长统一指挥下协同处理尽力保 证对用户的正常供热拱电,尤其要保证厂用电。 1.3 处理事故时,运行人员应迅速、准确、沉着、冷静分析,若发现本规程没有规定的故障象 征时,必须根据自己的知识和经验来判断,采取主动对策,尽可能迅速把故障情况汇报班长、 值长。 1.4 机组发生故障时,运行人员应按下列顺序进行工作。 根据表计指示,对照表计的可靠性和机组的外部象征,肯定设备已发生故障,正确判断弄清 故障性质,发生地点和范围,准确迅速按规程处理。 迅速解除对人身和设备的危险,必要时停止故障设备,防止事故扩大。 以保证其它非故障设备正常运行。 故障处理每一阶段都应迅速汇报班长、值长、专业负责人,以便及时采取措施,防止故障扩 大。 1.5 从设备发生故障起至恢复为止, 运行人员不得擅自离开自己的工作岗位, 如故障发生在交 接班,应延迟交班,直至处理告一段落。接班人员应协助上班处理事故。 1.6 专业管理人员在机组发生故障时, 必须到现场监督故障处理工作, 给运行人员必要的指示 但不能和值长的命令相抵触。当发现班长不能胜任故障处理工作时,有权宣布自己来领导本 专业范围内的事故处理工作。班长应协同专业领导处理故障,并随即将此事向值长汇报。 1.7 事故处理结束后, 运行人员应将事故发生的原因及处理经过详细情况, 真实地记录在交接 班记录薄上。进行书面交接班并逐级向上级汇报,必要时必须保持现场原状,便于分析事故 真相,领导应及时召集有关人员,召开事故调查分析会,查明原因,总结经验吸取教训,制 定对策。 第二节 故障停机 2.1 破坏真空紧急停机条件 汽轮机转速升高到 3360r/min,而危急保安器未动作。 汽轮机发电机突然发生强烈振动。 清楚地听到汽轮机内部有金属磨擦声。 水冲击或主汽温度(任一汽管)突然直线下降 50 度以下, (伴有水击现象) 。 汽轮发电机组任何一轴承断油或冒烟,轴承回油温度急剧升高并超过 75℃。 轴封冒火,并有明显磨擦声。 转子轴向位移超过-1.2 或 1.0mm。 发电机、励磁电机冒烟,发电机爆破。 润滑油压低至 0.04MPa, 各轴承油流减少,油温升高,启动辅助油泵无效。 主油箱油位急骤下降而无法恢复时, (油位:-180mm) 。 油系统着火而且不能很快扑灭,威胁机组安全运行时。 2.2 不破坏真空故障停机条件 调节系统故障,不能维持机组正常运行。 主蒸汽温度在 545~550℃持续 30 分钟不能降低进或汽温超过 550℃时。 负荷减至零后主汽温度仍低于 460 度以下时。 负荷减至零后,主汽压仍低于 5.9MPa 以下时。

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凝汽器真空降至 0.067MPa 以下,负荷减至零时。 相对膨胀超过+3.2mm 或-1.8mm 时。 主蒸汽管破裂。 DDV 阀断电后不能恢复。 2.3 破坏真空紧急停机操作步骤 手打危急遮断手柄或远操停机按钮,检查自动主汽门、调节汽门、中压旋转隔板,抽汽逆止 门、二抽至供热电动门均关闭严密;发电机跳闸保护动作。 启动润滑油泵,检查转速下降。 关闭二抽减温水门。 关闭电动主闸门,供热电动门以及至除氧器供汽门。 停用射水泵,开足真空破坏门。 开启凝结水再循环门,停用鼓泡式除氧器,保持热水井水位。 退出高、低压加热器,关闭 3#低加出水门。 调整轴封压力,检查机组情况,听测机组声音。 真空降至零后,关闭轴封供汽门。 转子停止后投连续盘车,记录转子惰走时间。 按运行规程停机顺序进行其它停机操作。 注:以上是破坏真空紧急停机操作步骤,根据不同的停机条件尚不有同的特殊操作内容,如 失火危急油箱安全时,应开启事故放油门。 第三节 汽温汽压不正常处理 3.1 运行中发现主蒸汽压力温度不符合额定参数时,应及时联系锅炉,要求迅速恢复正常并 报告班长、值长采取紧急措施,还应密切注意机组振动声音,检查汽缸膨胀、转子与汽缸相 对膨胀、轴向位移、推力瓦块温度、汽轮机各金属温度、温差变化情况。 3.2 主蒸汽温度升高或降低,应以自动主汽门后混合汽温为主进行处理,但单管汽温度急骤 下降超过 50 度时或出现水击现象时,应以单管汽温为准进行紧急停机,并全开主蒸汽管、汽 缸疏水门。 3.3 汽温汽压同时下降,应以汽温下降处理为主。

汽温 汽压 进汽量 汽温 汽压 进汽量

℃ MPa T/H ℃ MPa MPa

525 8.4 370 490 6.8 146

521 8.2 342 485 6.6 118

517 8.0 314 480 6.4 90

513 7.8 283 475 6.2 62

509 7.6 258 470 6.0 34

505 7.4 230 465 5.9 20

500 7.2 202 <465 <5.9 停机

495 7.0 174

3.4 主蒸汽温度高于 540 度,联系锅炉要示迅速降低正常。汽温在 545~550 度连续运行 30 分 钟不能降低时,应故障停机。汽温高于 550 度过时,应立即故障停机。 3.5 主蒸汽温度降低时: 主蒸汽温度降低至 505 度时,立即联系锅炉司炉, 要求迅速恢复正常。汽温低至 505 度时, 开启电动主闸门前导管疏水门,汽温继续下降至 495 度。开启调节汽门后和汽缸疏水门,当 汽温降至 465 度以下,迅速减负荷到零,仍不能恢复时,应报告值长故障停机。另外根据下 列原则减负荷:

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汽温 ℃ 525 515 505 495

电负荷 KW 60000 55000 50000 45000

抽汽流量 T/H 200 160 120 80

汽温 ℃ 485 475 465 <465

电负荷 KW 30000 10000 0 故障停机

抽汽流量 T/H 0 0 0

3.6 汽压升高 当主蒸汽压力升高至 9.4MPa 以上时, 应联系锅炉降低负荷, 升高到 9.9Mpa 以上应报告班长、 值长。并用二只电动主闸门节流,保持电动主闸门后汽压不超过 9.9MPa。汽压恢复后,应全 开电动主闸门,若电动主闸门后汽压在 9.9MPa 以上运行 30 分钟仍未降低,应故障停机。 3.7 汽压降低 汽压降低应根据如下原则减少负荷。当汽压降低至 5.9MPa 以下不能恢复时,应故障停机。 按下列原则减负荷。 附:汽压降低减负荷原则:

汽压 MPa 8.4 8.3 8.2 8.1 8.0 7.9 7.8 7.7 7.6 7.5 7.4 7.3 7.2 7.1

电负荷 KW 60000 55000 50000 44000 42000 40000 38000 36000 34000 32000 30000 28000 26000 24000

热负荷 T/H 200 160 140 130 120 110 100 90 80 70 50 0 0 0

汽压 MPa 7.0 6.9 6.8 6.7 6.6 6.5 6.4 6.3 6.2 6.1 6.0 5.9 <5.9

电负荷 KW 22000 20000 18000 16000 14000 12000 10000 8000 6000 4000 2000 0 故障停机

热负荷 T/H 0 0 0 0 0 0 0

第四节 凝汽器真空下降 4.1 发现真空下降应迅速查对下列表计,并找出原因。
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凝汽器真空表,排汽温度自动记录表,排汽缸温度表,相互对照真空确已下降。 凝汽器循环水进出口压力表,温度表,虹吸表。 轴封压力和温度表。 凝结水压力流量表,凝结水泵电流表。 射水泵出水压力表,射水器真空表。 凝结器水位。 检查真空系统严密性。 4.2 对照表计确证下降,及时通知副司机共同查明原因进行处理,并尽快报告班长、值长。 真空下降主要原因: 循环水中断或不足,虹吸破坏。 轴封汽源失压或轴封加热器故障。 凝结器水位升高。 运行射水泵、射水器工作失常,射水箱温度升高。 真空系统泄漏。 4.3 当真空降至-0.086MPa 时,向主控发出“注意”“减少负荷” , ,同时启动备用射水 泵及射水器,提高凝汽器真空。 4.4 排汽温度带负荷不应超过 65 度,空负荷不应超过 120 度,根据排汽温度情况投入 排汽缸喉部喷水。 4.5 真空下降时,在查找的过程中,真空尚未恢复以前,应按下表减少负荷。

真空 负荷 供热

-MPa KW T/H

-0.086 55000 160

-0.084 40000 120

-0.081 30000 50

-0.079 20000 0

-0.076 10000 0

-0.073 0

-0.067

停机

当负荷减至“零” ,真空下降至-0.067MPa 以下应故障停机。 4.6 真空下降时有如下一些处理方法: 4.6.1 在下列情况下允许机组暂时维持原负荷运行: 真空可维持一定程度不继续下降; 振动正常; 推力瓦乌金温度正常; 监视段压力不超过规定值; 如果在上述真空下超过 30 分钟不能恢复,但又不能同时满足上述四个条件,应故障停机。 4.6.2 循环水中断的象征与处理: 1 象征: 凝汽器进水压力至零,出口压力至零,真空急剧下降。 2 处理: 迅速减负荷至低限。 开启冷油器工业水门,关闭冷油器循环水进水门。 开启排汽缸喷水装置,当排汽温度升到 120 时,故障停机。 当排汽缸温度降至 49℃时,才准向凝汽器缓慢通入循环水。 4.6.3 循环水量不足,使真空降低的象征与处理 1.象征 A.真空降低,排汽水温度逐渐升高; B.在相同负荷和进水温度下,凝汽水器出口水温升高; 2.处理 A.开大凝汽器进水门,增加循环水量;
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B.报告班长,增开循环水泵; C.若凝汽器堵塞,应揭小盖清洗。 4.6.4 虹吸破坏,使真空下降的象征和处理 1.象征 凝汽器出口真空为零; 凝汽器进水压力升高; 在相同负荷和进水温度下,凝汽器出水温度升高,真空下降。 2.处理 适当减少负荷,稳定真空; 开大进水门,关闭出水门(切勿关死) ,排空气,并适当增加另一侧的循环水量; 待空气排完后,关闭放空气门,开大出水门,恢复原运行方式(略增加循环水量) 。若二侧虹 吸同时破坏,则应先处理严重的一侧。 4.6.5 凝汽器水位过高,使真空下降的象征和处理 1.象征: A.凝汽器水位升高,水位计看不见水位,此时凝结水泵出水压力,电流增大。 凝结水泵故障时,电动机电流减少,出口水压降低(泵跳闸时电流为零) 。 凝结水过冷却度增加。 凝结汽器管破裂时,凝结水硬度增大。 凝结水再循环水门误开大,除盐水补水门开度过大。 至除氧器凝结水管段有关阀门误关小或阀芯脱落,此叶,凝结泵水压升高、电流降低,热交 换器端差减小。 备用凝结泵逆止门不严,使凝结水倒回。 凝结水泵进水管和备用水泵漏空气时,凝结水泵不上水。 低压加热器铜管破裂,大量通过疏水门返回凝汽器。 2.处理: 凝结水泵故障时,应迅速开启备用凝结水泵。 再循环水和软水门适当关小。 若低加铜管破裂,使凝结水走直通,退出运行。 若备用凝结泵出口逆止不严应关闭出水门。 若备用泵或运行泵漏空气时,应设法消除,检查格兰水封并收紧有关螺丝。 若凝汽器铜管泄漏,应增加备用凝结水泵或凝汽器堵洞,必要时停机。 4.6.6 抽气器工作失常,使真空下降时,应及时倒换运行,并检查射水泵运行情况以及射水箱 水位。 4.6.7 因真空系统不严而漏空气,使真空下降的象征和处理 1.象征和原因: 真空下降,排汽温度升高。 真空破坏门的水封、凝结水泵的水封、真空门的水封是否中断。 凝汽器或低压加热器水位计是否漏空气。 真空下运行的各管路上各阀门的盘根不严或法兰接合面不严。 凝汽器热水井放水门不严或法兰结合面不严。 负荷低时,真空下降,负荷高时真空又重新恢复正常,则真空下降的一般原因是低汽缸接合 面漏气。 鼓泡除氧器有关结合面不严。 2.处理 发现上述问题时,应及时进行处理,检查水封水源,拧紧螺丝,必要时抹黄油。

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第五节 油系统失常 5.1 油系统极限数值 5.1.1 油压极限数值 调速油压降至 1.96MPa 时,调速油泵联动;润滑油压降至 0.07MPa 时,交流润滑油泵联动。 润滑油压降到 0.06MPa 时,直流油泵联动;润滑油压降到 0.04MPa 时,跳机。 润滑油压降至 0.03MPa 时,联跳盘车。 5.1.2 油位极限数值 油位突然降低 5~10mm 时,司机应立即通知副司机查找泄漏处,并实测油位核对正确。 油位降到-50mm 时,应设法联系加油,并报告班长和值长。 油位降到-380mm 时,采取各种方法无效,应破坏真空紧急停机。 5.1.3 油温极限数值: 任一轴承出油温度突然升高 2~3℃时检查原因。 任一轴承油温升高到 65℃时,应报告班长和值长,设法降低,并严格监视,如无法降低,油 温继续升到 75℃时,应破坏真空紧急停机。 推力瓦块温度到 80℃时,应报告班长,如继续升到 90℃时,应通知值长,调整电热负荷,推 力瓦块任一点不得超过 100℃或二点不得同时超过 95℃。 5.2 辅助油泵工作失常处理 5.2.1 汽轮机在启动或停机过程中, 调节油泵发生故障, 应立即启动交流润滑油泵或直流油泵。 5.2.2 汽轮机在启动过程中,转速在 2300 转/分以下时,若调节油泵发生故障,油压随之降低 时,应立即启动交流润滑油泵或直流油泵(若交流润滑油泵与直流油泵同时故障,应立即破 坏真空,紧急停机) ,降低转速停机。若转速在 2300 转/分以上,则应立即启动交流润滑油泵 或直流油泵,并迅速增加汽轮机转速至主油泵能保持正常油压为止。 5.3 油系统着火处理 油系统着火应立即查明原因,采取措施,迅速用消防设备进行灭火,根据情况立即汇报值长 联系消防队。 如火势无法控制,威胁机组安全运行,则立即破坏真空,紧急停机,启动润滑油泵,断开调 节油泵联锁开关。严禁启动调节油泵。 如火势继续漫延,危及主油箱,则应在汽轮机打闸和发电机解列后用消防水龙头将油箱与火 势隔开。五分钟后全开事故放油门进行放油(火势扑灭后关闭事故放油门) ,转子停止后立即 启用润滑油泵,手动盘车,以防大轴弯曲。 威胁到电气设备运行安全时,必须切断其电源。 5.4 油压、油位变化原因及处理(原因与处理方法一一对应) 5.4.1 油压、油位同时下降 原因: 压力油管漏油; 冷油器铜管漏油。 处理: 如油管漏则打卡子或紧螺丝。 解列泄漏的冷油器进行消除并保持润滑油压及油量,使各轴承出油温度不超过 75℃ 5.4.2 油位下降,油压不变 原因: 油位计失灵,冷油器及压力油管稍有漏油。 油箱滤网堵塞使滤网前后油位差大。 回油管路漏油,事故放油门或油箱放水门等泄漏。辅助油泵法兰及格兰等漏油。 处理: 检查浮子是否灵活,消除漏泄点。

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联系检修,清扫油箱滤网。 消除漏油点,如打卡子,紧螺丝等。关严阀门或用油盘等接油。 5.4.3 油压下降,油位不变 原因 主油泵工作失常。 注油器工作失常。 低压油泵出油逆止门不严。 前轴承箱内压力油管泄漏。 低压过压阀动作不正常。 处理 立即启动调节油泵。 立即启动润滑油泵。 关闭出油门。 启动调速或润滑油泵恢复油压,若不能恢复则故障停机。 由专业主管或专工主持,机修班调整溢油阀。 甩负荷 发现机组甩负荷,应立即报告班长,投入减温减压器或增加其它机组的供热量。 6.1 发电机开关跳闸,甩负荷到“0” ,自动主汽门关闭。OPC 动作,旋转隔板同时关闭,抽 汽逆止门关闭。 6.1.1 象征: “发电机跳闸”“自动主汽门关闭”报警,负荷到“0” 、 。 6.1.2 处理: 启动交流润滑油泵,退二抽供热,关二抽供热减温水,关二抽至除氧器电动门,停用鼓泡除 氧器,开启凝结水再循环,调整凝汽水位及轴封汽压,检查主汽电动门联动关闭,检查抽汽 逆止门联动关闭。 汇报部领导,查明故障,作好重新升速的准备。 全面检查机组惰走情况。 轴向位移、相对膨胀、汽轮机各金属温度、温差正常。 机组振动与内部声音。 调节油压与润滑油压,各轴承油温,推力轴承温度与油流。 根据转速下降情况开真空破坏门。 完成停机的其它操作。 机组与系统解列 7.1 发电机与系统解列,出现低周波运行。 处理: 立即启动直流油泵,以防止断油烧瓦。 保持调速汽门适当开度,同时要求限制电负荷。 若二抽供热投入,影响调节系统不稳定时,应退出二抽供热。 全面检查机组各部运行情况,并作相应调整,特别注意轴向位移及各轴承油压、油温。 7.2 发电机与系统解列,出现高周波运行。 调节系统能控制转速未超过 OPC 动作转速。 保持正常周波,联系电气尽快并网。 根据情况退高低加热器等。 对轴封、再循环进行调整。

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全面检查机组各部件运行情况。 转速超过危急遮断器动作转速,使其动作。 若厂用电中断,应启动直流油泵。 作停机处理。 7.3 转速升高到危急遮断器动作转速,而没动作。 按紧急停机步骤处理。 启动直流油泵。 水冲击 8.1 发生水冲击的原因。 锅炉满水,减温水调整不当。 锅炉水质不良,造成汽、水共腾,汽压剧降造成强烈蒸发。 加热器满水且抽汽逆止门不严,水倒入汽轮机。 停机过程中,必须加强对机组各部门的检查,注意转子的惰走时间、内部声音,推力瓦 块与轴承回油温度,轴向位移等。 没有发现异常情况,盘车状态下无异音,及上下汽缸温差和转子晃却度符合规定时,应 由专业主管决定并主持启动。 启动过程中,应特别监视轴向位移,推力瓦块温度,相对膨胀与金属温度若发现内部有异音、 磨擦、轴向位移增大应立即停机。 8.2 水冲击预防措施 锅炉或主汽母管并列时,要特别严密监视,操作应缓慢,根据温度充分暖管和疏水。 经常监视汽温汽压变化,及时与锅炉联系。 机组启动前应注意正确暖管和充分疏水。 经常注意加热器水位,内部管道破裂时立即停机。 抽汽管道停运时,应开启管道疏水。 轴向位移增大 9.1 轴向位移较正常增大时,应作下列检查: 推力轴承温度与推力瓦块温度。 测听机组内部声音和各部振动,检查高低压轴封有无磨擦声。 轴向位移指示表是否正常。 主蒸汽流量、压力、温度、监视段各压力、真空有无变化。 上述表计及运行工况表明,若是表计失灵,则应汇报班长、值长、联系热工迅速处理,暂将 保护开关断开。 9.2 确认轴向位移增大时: 当轴和位移较正常增大 0.2mm 时,应减少机组负荷。 轴向位移超过 1.0mm,保护若不动作,则应破坏真空紧急停机。如保护动作也应破坏真空紧 急停机。 轴向位移增加时,严禁断开保护开关。 第十节 汽轮机严重超速 10.1 汽轮机转速超过危急遮断器动作和 110%电气超速保护动作转速。 严重超速一般象征: 超速至 3300rpm,机组发出异常刺耳的声音和振动增大。 调速和润滑油压迅速升高。

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10.2 汽轮机严重超速的处理: 按破坏真空紧急停机步骤进行紧急处理。 检查自动主汽门、调节汽门、中压旋转隔板,各段抽汽逆止门关闭,关闭电动主闸门,供热 电动门,至除氧器供汽门,必要时关闭总汽门。 按规程进行其它操作。 转子静止,记录惰走时间,投入连续盘车,仔细测听内部声音。 如需重新启动,必须得到值长、主管批准,并检验超速试验合格。 第十一节 发电机、励磁机冒烟着火 11.1 运行中发现发电机内部铁芯线圈温度局部升高时,应迅速通知电气值班员处理。 11.2 发现发电机、励磁机冒烟时: 立即破坏真空紧急停机。 完成紧急停机的其它操作。 报告班长、值长与电气值班员,用二氧化碳和干式灭火器灭火。禁止使用泡沫灭火器或黄沙。 得到“发电机开掉闸”信号后,并确认灭磁开关已经断开,司机可用水灭火装置向机内灭火。 转速降至 300rpm 时 ,应维持转子转速在 300rpm 运转,直到灭火后确认发电机定子和转子 冷却后才能停机。 第十二节 汽轮机组不正常的振动与异音 12.1 当汽轮机突然发生强烈振动和内部有清楚的金属声音时,应立即破坏真空紧急停机。 12.2 在负荷变动的情况下,机组发生不甚强烈的振动或发生可疑的声音时,应立即恢复原来 正常时的负荷并查明原因同时检查: 冷油器出油温度在 38~42 度范围内,油压及油流正常。 主蒸汽参数应符合规范,不符合时,应要求锅炉进行调整。 机组膨胀情况,在冬季汽机排窗户是否开启造成穿堂风,汽缸保温是否良好。应关闭窗 户,加强汽缸保温。 排汽室温度是否过高。超过时应调整。 汽缸上下部温差是否过大,超过时应查明进行处理。 如发现机组内部有周期性不明显的可疑声音时,应加强监视机组运行状态,仔细检查原因, 并应立即报告班长、值长和专业主管。 第十三节 主汽阀、调节阀、旋转隔板工作失常 13.1 调节汽门故障 13.1.1 门杆折断及门芯脱落: 1.根据调节汽门后之压力判明故障,检查调节汽门开度。注意机组运行情况,汇报班长、值 长和专业管理人员。如情况严重不宜长期运行,应安排停机消除。 2.若#1 调节汽门发生故障且当时机组负荷较低, 仅#1 调节汽门在开启中, 则如将负荷甩到零, 处于无蒸汽运行方式,应迅速增大高压油动机行程,开大其它调节汽门开度,接代负荷,暂 维持机组运行,再按前述规定处理。 13.1.2 阀门或油动机卡涩,以调节汽门油动机行程和负荷关系来判明故障。 调节汽门油动机卡涩若不严重时,可用增减负荷方法活动油动机消除卡涩若不严重时,可用 增减负荷方法活动油动机卡涩,严重时报告班长、值长及专业主管,必须按下列方法停机: 用调节汽门减负荷至最低可能限度。 开足电动主闸门之旁路门,关闭电动主闸门,用旁路门控制负荷 3000-5000KW。 用电动主闸门之旁路门减负至零后介列发电机,全关旁路门,手动危急遮断器停机。 注:#2、3、4 调节门卡涩,可以不代热负荷运行。

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13.2 自动主汽门故障: 门杆折断或门芯脱落。 根据主汽门前后汽压及自动主汽门外部象征,证实自动主汽门门杆已折断或门芯已脱落 时,应减负荷故障停机。 阀门卡涩 根据活动主汽门发现阀门卡涩时,应报告专业管理人员、值长,不应在上情况下维持运 行。 13.3 中压调节汽门或油动机卡涩: 根据油动机行程开度,适当加减供热量,抽汽室压力来判断。若卡涩不严重,则应加减供热, 使卡涩消除,必要时可减少电负荷,减小调节抽汽室压力使其恢复,若卡涩严重,则要设法 使其全开,不再带调整抽汽运行,在卡涩未消除前,应注意不使安全门动作,按抽汽室压力 限止负荷运行或减负荷停机。 第十四节 管道故障 14.1 发现管道、三通、阀体及附近保温层有漏汽漏水时,应报告班长设法寻找,判断泄露点 及泄露情况必要时汇报值长, 严禁在管道高温高压下打掉保温寻找, 以防泄露处骤冷而爆破。 14.2 高压管道及附件(包括焊缝)如发现穿透纹,由裂纹喷出汽水或阀门有裂纹漏汽水时, 立即报告班长、值长、立即停止该管道运行,开启疏水门泄压。 14.3 若该管的停止需涉及停机停炉,应坚持要求迅速停止,停机应先将电负荷降到“0” ,按 紧急停机处理,以防止主汽门关闭时管道内压力波动。 14.4 任何汽水管道应充分暖管与疏水,防止发生水冲击引起管道振动。 14.5 若高压管道破裂,车间充满大量的蒸汽,应迅速打开窗户进行通风,作好防火措施。 14.6 油管道发生泄露时,及时报告班长、值长,并及时处理,无法处理时,应立即紧急故障 停机。 第十五节 厂用电中断 15.1 失去厂用电的象征: 厂房内交流照明灯全部熄灭。 凝结水泵电流到“0” ,凝结水压力下降,凝汽器水位升高。 射水泵、疏水泵等电流到“0” ,流量到“0” 。 真空急剧下降。 发电机油开关跳闸。 15.2 处理步骤 确定失去厂用电,应立即启动直流油泵,投入直流事故照明,并取出手电筒使用,解除二抽 供热,关闭二抽减温水,投减温减压器对纸厂供汽。 厂用电中断时间超过 1 分钟,尚不能恢复,应将各电动辅机联锁解除,保护操作开关复位。 开再循环,保证凝结器正常水位。 完成停机操作的其它步骤,注意记录惰走时间。 转子停止后,如厂用电尚未恢复而不能投入连续盘车时,应将转子上做记号并将转子弯曲指 示表上投入,置于“0”值,侍厂用电恢复后,记录转子弯曲指示表数值后,将转子盘 180 度,待转子弯曲指示数值恢复为记录值的 1/2 时,投入连续盘车,注意测量转子弯曲值及听 测前后轴承处声音正常。 厂用电恢复后按热状态规定启动汽轮机,但必须注意: 启动循环水泵,并待凝汽器排汽缸温度降至 50 度以下时,才能缓慢开启凝汽器进水门。 当厂用电中断无减温水的情况下,禁止投入减温减压器,遇有紧急情况必须由值班长采取措 施后才能投入,但减温减压器汽温汽压不能超过规定值。 因厂用电中断而停机时,司机应请示班长,除氧器停汽停水运行。

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15.3 厂用电部分中断 检查相应联动备用设备应正常投入,并复位操作钮和联锁。 如备用泵未联动时,应立即点击启动钮。 当厂用电部分中断后,严重影响机组运行时,应按有关规定处理。 如因电源中断,真空下降等,按相应规定处理。 第十六节 DEH 系统故障 16.1DEH 系统双机故障 16.1.1 象征: DEH 控制盘“操`作员自动”灯灭,双机灭。 DEH 系统故障报警。 16.1.2 原因: DEH 系统双机故障; 单机脱网。 16.1.3 处理: 发现故障现象后,运行人员应立即将钥匙开关切至“手动”档,在恢复之前用手动控制机组 运行。 汇报值长,联系热工处理。 密切注意机组运行情况。 故障处理完毕,恢复至 DEH 自动方式。 第十七节 辅机的故障处理 17.1 在下列情况下,应立即将辅机(凝结水泵、射水泵、疏水泵)紧急停用。 1、突然发生强烈振动及清楚地听出水泵内有金属杂音。 轴承内冒火。 水泵外壳大块破裂。水泵轴向串轴剧烈,并有撞击声。 电动机符合紧急停用条件。 任一轴承温度升高到极限数值以上: 滑动轴承 70℃ 油浸式滚动轴承 80℃。 用黄油润滑并有冷却水装置的滚动轴承 80℃。 用黄油润滑没有冷却水装置的滚动轴承 100℃。 17.2 在下列情况下,应先启动备用辅机,再停故障辅机。 滑动轴承环折断或停止转动(虽拨动仍无效) 。 滚动轴承内有异音或清楚地听出弹子盘破裂声(虽添加油仍无效) 。 水泵失水或汽化(虽经调节仍无效) 水泵轴封冒烟(虽经处理仍无效) 17.3 辅机紧急停用方法 手按故障辅机“事故按钮” (或有操作钮)停止故障辅机运转。 确定辅机已跳闸,备用辅机联动正常,通知司机复位操作钮,并将联动开关断开。 如备用辅机未联动,应通知司机手动投入辅机,如连续启动二次仍无法启动重要辅机,应发 出“事故警报” ,并报告班长、值长,并根据规程规定减负荷或停机(疏水泵除外) 。 检查联动辅机运转正常,故障辅机无倒转,关严出水门。 完成其它这用操作,如系电气方面故障,应通知电气人员来现场处理。 17.4 辅机自动跳闸 发现辅机跳闸,应立即检查备用辅机是否联动,如未联动则手动操作,当无备用辅机时,检

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查跳闸辅机无明显故障可强开一次,若无效,应报告班长、值长,根据情况进行减负荷,如 由电源中断引起,要求电气迅速恢复电源,如无法恢复则根据情况停机处理(疏水泵遇到此 情况,可将低加疏水倒向凝汽器) 。 检查跳闸辅机及电动机无明显故障时,通知电气查找原因。 第十八节 加热器水位升高 18.1 发现高压加热器水位升高时的步骤: 发现水位表指示过高进,司机通知副司机检查就地水位计是否确实升高,进行核对并检查水 位表电接点筒体上下阀门是否关闭。 检查疏水门是否误关,进行适当调整。 检查高压加热器汽压,如 1#高加汽压低于 0.6MPa 应将疏水倒向 3#低加(注意低加水位及疏 水泵不汽化)如高压加热器水位正常, ; 通知除氧值班员检查高加疏水至除氧器总门是否正常, 应全开。 如高压加热器水位急剧升高, 开启危急疏水门无法降低, 并伴随着加热器出水温度急剧下降, 或发生冲击、振动、疏水管晃动等,应立即停用加热器,关闭 1、2#高加进汽门,开启高加 旁路水门,关闭进出水门,将汽侧存水放尽,报告班长、值长、通知锅炉,通知检修人员修 理,必要时进行验漏试验。 如高压加热器保护装置动作后,应按以上各条检查, 、处理。如系保护误动作,应报告班长, 通知热工人员检查处理,查明原因,消除故障,检查一切正常后,投入高压加热器运行。 18.2 低压加热器水位升高的处理步骤: 检查疏水泵运行情况,如已跳闸,则按辅机跳闸规定处理。 检查疏水调节阀动作是否正常,如自动失灵,应改为手动操作,检查疏水阀是否误关,根据 情况进行处理。 检查 1#高加至 3#低加疏水门是否误开及低加疏水系统阀门是否误关,应进行调整。 检查低加水位计上下小阀门位置是否正常开足,水位指示与就地水位是否一致。 如低压加热器水位急剧升高至于全满,开启至凝汽器疏水门,仍无法降低而加热器出水温度 急剧降低,或发生冲击、振动,应立即停用该加热器,关闭进汽门、空气门。开足水旁路门, 关闭进出水门,有关疏水切换旁路,报告班长,通知检修人员处理。 1#低加运行中一般不宜长期停用,若需长期停用则最好停机,若 2、3#低加在运行中需同时 停运,则应通知除氧值班员增加高压除氧器进汽量,以免高压除氧器汽压下降。

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第八章 给水泵的运行 第一节 设备规范 1.1 给水泵技术规范

给 水 泵

项目 型号 扬程 转速 流量 级数 进水温 度 进水压 力 制造商 型号

单位 MH2O rpm M3/H ℃ MPa

#1 DG440-140 1470 2980 480 158 0.59 郑州电力 机械厂 YK2500-2/ 1090

#2 DG440-140 1470 2980 480 158 0.59 郑州电力机 械厂 YK2500-2/1 090 2500 6000 288 2987 湘潭电机厂

#3

#4

#5

电 动 机

额定功 率 电压 电流 转速 制造商

KW V A rpm

2500 6000 288 2987 湘潭电机 厂

1.2 辅助设备 名称 单位 辅助油泵 型号 出口压力 MPa 流量 L/min 制造商 配用电机 型号 功率 KW 电压 V 电流 A 转速 rpm 接法 油箱冷油 器 油箱型号 XYZ-63GZ 油箱容积 m3 冷油器型 号

#1

#2

#3

#4

#5

63

63

Y100L2-4 3 380 6.82 1430 Y

Y100L2-4 3 380 6.82 1430 Y

1

1

63

冷却面积 空气冷却 器 型号 热容量 工作压力 试验压力 冷却水量 制造商 KW MPa MPa T/h 151/16/3/4 151/16/3/4 -FSV-S140- -FSV-S14034S183 34S183 47.5 47.5 0.4 0.4 0.6 0.6 10 10

第二节 给水泵的启动与停止 2.1 设备在下列情况严禁投入运行,否则必须请有关领导同意,并制定有关的安全措施,方可 投入运行。 1、给水泵出口逆止门和出水门不正常时。 给水泵平衡盘工作失常时。 给水泵辅助油泵工作失常时。 给水泵再循环通水不正常时。 电动机绝缘不合格时。 主要工作仪表失灵时(如电流表、平衡压力表,轴承润滑油压,油温表) 。 油箱油质不合格时。 启动过程中,轴承振动超过 0.6mm 时。 除氧器安全门或减压阀失灵时。 除氧器水位表,压力表失灵。 2.2 给水泵因检修、故障和运行时,所有各泵均应处于热备运状态,其条件如下: 进水门全开,出水电动门全关。 给水再循环总门开足,再循环自动装置正常,再循环系统通水正常。 稍开暖泵门,保持进水温度不低于 120℃。 轴封冷却水畅通。 冷油器,空气冷却器进水门关闭,出水门全开。 2.3 给水应有一台处于联动备用状态,应具备热状态备用条件外,尚需准备: 1、联锁开关在“联动”位置。 2、给水泵开关在联动位置。 辅助油泵运行,油温油压正常。 2.4 启动前的检查 1、 全面检查设备情况, 特别是检修过的地方, 肯定检修工作已经结束, 设备周围已清扫完毕。 2、检查水泵各监视仪表正常,且在启用位置,联锁开关在“断开”位置。热工仪表电流、声 光信号正常。 3、检查油管、油箱、冷油器,油泵均应处于完好状态,油箱油位正常,油质良好,盘动转子 应灵活,无卡涩现象。 轴向位移正常。 冷风器小室风门关闭,室内无积水。 对新安装或大修后第一次启动,应确定下列工作已经作好: a.单试给水泵电动机良好,转向正确。 b.油系统进行油循环,检查不应有漏油的地方。

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c.各保护试验均正常。 d.有关电动门极限试验良好,动作正常。 2.5 暖泵 稍开进水门,维持进水压力 0.1~0.2MPa(1~2 表压) ,暖泵 15~20 分钟。当进水温度 120℃ 以上时,逐渐全开进水门,关闭放水门,关小暖泵门。 暖泵尽量达到如下要求: a.壳体上、下温差<15℃。 b.壳体上部温度与给水温度差<8~10℃。 c.泵与电支动机联轴器上、下偏差<0.05mm。 d.启动辅助油泵,检查轴承油压、油流正常,且做辅助油泵联锁试验,另一台辅助油泵亦应 正常备用。 2.6 启动 1、联系有关岗位。 2、关闭暖泵门。 3、启动给水泵,检查电流,振动,串轴,声音,进水压力,平衡室压力,轴封漏水等情况正 常给水再循环走水正常。 4、投入低油压联锁开关。 5、一切正常后,逐渐开足出水电动门。 投入冷油器与空气冷却器运行。 将给水泵联锁开关放在工作位置,备用给水泵放在“被联”位置。 2.7 给水泵的停止 1、接到班长通知后,联系有关岗位,准备停泵。 2、开足再循环水总门,开启再循环水电动门。 3、将联锁断开,逐渐关闭出水电动门。注意给水压力不应低于 13MPa。 4、停止给水泵,记录惰走时间,不应小于 50 秒,水泵不应有倒转现象。 5、退低油压联锁开关,15 分钟后停止辅助油泵运行。 关闭冷油器与空气冷却器进水门,关闭高、低压端轴封冷却水。 2.8 根据情况,水泵停运后,将水泵处于联动备用或热备用状态。 第三节 给水泵的运行维护 3.1 给水泵正常运行限额

名称 一、给水泵: 出口压力 给水流量 给水母管压力 轴向位移 二、电动机 额定电流 进风温度 出风温度 马达温升 马达线圈温度 三、油系统 轴承润滑油压 轴承入口油温

单位 MPa T/H MPa mm A ℃ ℃ ℃ ℃ MPa ℃

正常 15 440 15 0.5~1 280 25~35 <60

最高

最低

备注

16.5 2

13

40 70

20

进出风温差 25~30

0.1 38~40
65

0.15 45

0.09 35

轴承回油温度 油箱油位 轴承振动

℃ mm

<60 3/5 <0.05

70 4/5 ⊥<0.06 -<0.08

2/5

3.2 电动给水泵运行中应注意事项 1、电动给水泵投入运行后,值班人员应经常监视其进水压力不低于 0.6MPa(6 表压) (入口 压力一般应高于除氧器内压 1.1 倍) 。马达电流不应超过允许值,出口压力应稳定,不得有大 幅度波动。 2、经常检查给水泵平衡室压力在规定的范围内,平衡盘后水压应高于入口 0.05~0.1MPa (0.5~1 表压) ,其压差极限不超过 0.3MPa(3 表压) 。 经常检查倾听水泵内部应无金属摩擦声和其它异声,水泵、马达均无过剧振动。 保证冷却水畅通。 经常检查水泵两侧护口温度不过热,无汽化现象。 给水母管压力低于 12.5MPa(125 表压) ,而联锁装置未能动作,投入备用给水泵时,应及时 启动备用泵,保证给水母管压力。 给水泵在运行状态下,其工作压力必须大于允许的最小流量 70 立方米/每小时,否则应及时 开启反循环,防止汽化。 定期试验声光信号正常,各电动机指示灯应符合运行或备用状态,发现有异常时,应联系电 气处理。 电动给水泵不允许连续启动, 正常情况下在第一次停止 15 分钟后方可第二次启动, 事故状态 下,可以抢合一次。凡正常启动一次不成功,应联系电气或水泵检修查证原因后,方可第二 次启动。 经常保证设备清洁完整,按设备定期切换规定,进行切换试验工作。

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第九章

给水泵事故处理

第一节事故处理原则 1.1 发生故障时,值班人员应根据仪表指示、象征,迅速正确判断故障原因,细心灵活正确处 理事故,保证向锅炉不间断供水。 1.2 事故发生时,值班人员必须紧守岗位,加强设备巡回检查,严密监视仪表的变化,及时报 告班长、值长、岗位之间应互通情况,密切配合,服从班长命令。 1.3 事故处理后, 值班人员应将事故发生情况及处理情况, 详细记录在运行书面交接薄本上并 及时向上级汇报。必要时保留现场原状以便调查事故真相。 第二节给水泵的事故停止 2.1 给水泵紧急停用条件 ⒈泵浦发生强烈振动,以及清楚地听出泵内有金属磨擦声。 ⒉泵浦轴向串动剧烈,并有撞击声。 ⒊轴承内冒烟、冒火。 ⒋泵壳破裂。 ⒌电动机本身故障,危急人身设备安全。 ⒍泵内发生严重汽化,水压及电流急剧降低和摆动。 ⒎给水泵油系统发生故障: ①油箱油位降低至“0” ,虽经加油仍无法恢复。 ②轴承润滑油压下降到 0.05MPa 以下,各轴承油流减少,虽启动另一台辅助油泵但仍无效。 ③油系统着火,不能很快扑,严重威胁给水泵安全。 ④给水泵轴承温度上升到 75℃以上。 2.2 紧急停泵步骤 ⒈手按故障泵“事故按扭”或用手操作开关停泵,同时注意轴承润滑油压正常。 ⒉备用泵应联锁启动,否则应手动启动,联动开启电动出水门,或立即开启电动出水门。 ⒊关闭故障泵出口电动门,注意检查泵轴无倒转现象。 ⒋给水泵无备用泵时,应立即通知班长、值长, “给水中断” 。 ⒌作好运行泵检查工作,保证给水母管压力正常。 ⒍完成其它停泵操作和投运泵的操作程序。 ⒎若系电气方面的故障,应通知电气值班人员到现场处理。 第三节 给水母管压力不正常 3.1 给水母管水压下降原因 ⒈系统周波下降。 ⒉运行泵故障或跳闸。 ⒊锅炉用水量突然增加。 ⒋系统阀门误操作。 ⒌管道破裂。 ⒍反循环水门误开或自动调节失灵。 3.2 处理 当给水母管压力降至正常最低允许压力 12.5MPa 时,应立即启动备用给水泵。然后检查母管 压力下降的原因,根据情况采用相应的处理措施。 3.3 给水母管压力升高的原因 ⒈负荷减少或锅炉用水量减少。

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⒉系统周波升高。 ⒊备用泵误联动。 ⒋锅炉水位自动调整门失灵。 ⒌系统切换操作时,发生误操作。 3.4 处理 当母管压力升到最高允许压力时,开启反循环,降低水压,或根据情况采取相应措施。 第四节 给水泵汽化 4.1 给水泵汽化原因 ⒈除氧器内部压力下降过低。 ⒉除氧器水位过低,引起水泵失水。 ⒊进口水滤网堵塞,进水压力降低,进水流量降低。 ⒋出水流量过小,再循环水门又未能及时开启。 ⒌系统切换操作时,造成出水管堵塞。 ⒍汽轮发电机突然甩负荷,致使除氧器加热汽源不足,除氧器内部压力下降。 4.2 水泵汽化象征 ⒈给水泵电流与出水压力下降,摆动。 ⒉进水压力,平衡盘压力下降摆动。 ⒊泵内发生噪音。 4.3 水泵汽化处理 ⒈及时启动备用泵,维持给水母管压力正常。 ⒉开启汽化泵再循环门,根据情况停下汽化泵。 ⒊查对除氧器水位压力,迅速恢复正常。 ⒋由于水泵流量减少而引起汽化,则开启再循环门,可以不停汽化泵。 ⒌根据情况,需要停泵时,就注意泵内声音,记录惰走时间,汇报班长、值长。 第五节 厂用电中断 5.1 象征 ⒈运行泵全部跳闸,电流指示到零。 ⒉运行泵红灯熄灭,绿灯闪亮,联动备用泵红灯闪光,绿灯熄灭(泵仍静止,未启动) ,事故 喇叭声响,批示灯熄灭。 ⒊机房声音突变,工作照明熄灭,事故照明灯亮。 5.2 处理 ⒈断开所有泵的操作开关,联动开关,手动关闭出水门。 ⒉根据情况,关闭有关热交换器进水门。 ⒊检查跳闸泵停止情况,并迅速将其处在准备启动状态。 ⒋电源恢复后,按班长、值长命令启动给水泵。 第六节 给水泵油系统故障 6.1 轴承润滑油压下降原因 ⒈运行油泵故障,或备用油泵逆止门不严。 ⒉压力油管破裂。 ⒊冷油器大量漏油及滤网堵塞。 ⒋油系统过压阀失常。 处理: 油压下降至 0.09MPa 以下时,应调整溢油阀,使其恢复。下降至 0.07MPa 时,联备用油泵,

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下降至 0.05MPa 时,联跳给水泵。 6.2 油箱油位降低 ⒈油箱油位突然降低 2 厘米时,应检查油位下降原因。 ⒉油箱油位降至 1/2 以下时,应汇报班长、值长,进行加油。 ⒊油箱油位下降至“0”油位时,应紧急停泵。 ⒋油位下降原因: ①放油门误开或未关严。 ②油箱、油管道破裂。 ③冷油器、轴承油档漏油。 6.3 油箱油位升高 发现油箱油位升高时, 应检查水泵轴封是否有大量的漏水而喷入油箱, 开启油箱放水门放水, 联系化学化验油质。 6.4 轴承回油温度升高 ⒈回油温度突然升高 2~3℃时,应查明原因,并开大冷油器进水门调节油温。 ⒉回油温度升高到 65℃时,应汇报班长,严密监视,准备切换给水泵。 ⒊回油温度升高到 70℃时,应紧急停泵。 ⒋回油温度升高原因: ①冷油器工作失常(含断水,水量少) 。 ②轴承故障。 ③冷油器大量漏油及滤网堵塞。 ④轴封大量漏水,渗入油内,影响油质。 ⑤注意判明是否温度仪表失灵。 第 7 节 给水泵冷却水中断 ⒈发现给水泵油温度升高时,应开大冷油器冷却水进水门,并加强各仪表监视。 ⒉检查冷油器工作正常,系统阀门无误操作。 ⒊如油温度继续升高,应检查工业水是否畅通,否则换泵运行。 ⒋若工业水中断,如有备用水源则倒备用水运行,若油温度升高到极限时,紧急停泵。 ⒌班长统一指挥,值班员独立处理。

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第十章 给水泵的试验 第一节 给水泵油泵联锁试验 1.1 运行给水泵 ⒈检查油泵联锁开关投入。 ⒉拨动油压指针低于整定 0.07MPa,备用油泵联动,复位开关,检查供油正常。 ⒊将轴承油压表触点恢复原位,停备用油泵。 ⒋#1、2 油泵互为备用。 1.2 备用给水泵油泵联锁 ⒈投入一台油泵联锁开关,该油泵应联锁自动投入,复位开关。 ⒉断开该泵联锁开关。 ⒊停止该油泵。 ⒋另一台油泵的联锁试验方法相同。 第二节 给水泵联锁试验 2.1 给水泵低水压联动试验 ⒈检查试验泵处于“被联”状态,给水泵低水压保护装置投入,关闭给水泵出水门。 ⒉拨动给水母管压力表指针低于整定值(12.5 MPa) ,被联锁给水泵联锁自投,复位开关,恢 复压力表触点压力。 ⒊若做静态试验,应将马达电源退出,操作电源送上,试验方法同上,只是凭指示灯判断泵 是否自动投入。 2.2 给水泵互为联锁试验 ⒈静态联锁试验: ①将给水泵操作电源送上,动力电源拉掉。 ②检查备用泵处于“被联”位置(凭指示灯判断) 。 ③手按运行泵“事故按钮” ,此时“被联”状态的备用泵应自动投入(运行泵绿灯闪光,备用 泵红灯闪光) ,复位开关。 ④若另一台给水泵要试验,方法相同。 ⒉动态试验: 若做动态试验,应送上给水泵与油泵电源,两台泵的油泵投入运行,反循环开启,其试验方 法与静态方法相同。 2.3 给水泵出口电动门联开试验 启动给水泵,出口电动联动开启。 第三节 给水泵保护试验 分别做下列试验(静、动态试验) ⒈低油压保护试验:润滑油压低 0.05 MPa 跳泵试验。 ⒉差动保护试验。 ⒊进水压力低试验。

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第十一章

除氧设备的运行

第一节 基本特性和技术数据 1.1 高压除氧器

项目 型号 射卵阋尩E渎雁淫詫颠额定出力 水箱有效容 积 设计温度 水箱型号

单位

高压除氧器(3 台) GYC-440/100

MPa MPa ℃ T/h M3

1.1 0.588 158 440 100



350 GYS-100 高压旋膜除氧器

第二节 高压除氧器的启动与停止 2.1 汽源 ⒈#1、2 机二段抽汽至加热蒸汽母管来汽。 ⒉#1、2 机门杆漏汽。 ⒊纸厂来汽,汽平衡来汽。 2.2 水源 ⒈#1、2 机主凝结水。 ⒉高压加热器疏水。 ⒊疏水箱经疏水泵来水。 ⒋给水泵出口再循环来水。 ⒌#1 机低加疏水泵来水。 2.3 高压除氧器启动前的检查 ⒈确认设备、管道完好。 ⒉水位、水压调整门,减压阀,安全门灵活,无卡涩现象,安全门完好,关闭,压力表水位 计齐全完好,一次门开启,并投入运行状态,联系热工送上有关调整门、仪表电源。 ⒊向空排汽门稍开启,溢放水门关闭。 ⒋联系化学准备启动高压除氧器,准备充足无盐水,进行冲洗工作。 2.4 下列情况下严禁投入高压除氧器运行 ⒈安全门卡涩或未校验好动作压力。 ⒉水位计失常,无法监视水位时。 ⒊无法监视除氧器内部压力时。 2.5 启用 ⒈报告班长,联系有关岗位,确定该除氧器运行方式,填写操作票。

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⒉开启主凝结水或疏水箱疏水泵来水,向除氧器进水,联系化学化验水质,如不合格,进行 冲洗,直至水质合格为止。 ⒊逐渐开大进汽门,微开市调整汽门,维持向空排汽门轻微冒汽,暖 15 分钟后,关闭进汽管 疏水门。 ⒋缓慢开启调整汽门,用 30 分钟升到全压。出水温度在 50℃,水位在 160 厘米以上,根据 需要校验安全阀。 ⒌根据情况,开启再沸腾汽门,提高水温。 ⒍具备下列条件可以并列。 ①高除下水母管联络门开启。 ②高除汽平衡母管联络门开启。 ③水位与运行除氧器水位相差不大于 30 厘米。 ④汽压比运行除氧器低 0.01MPa。 ⑤水温与运行除氧器相差不大于 10℃。 ⑥水质合格。 ⒎并列 ①逐渐全开汽平衡门,应注意汽压稳定。 ②逐渐缓慢开启下水门,注意汽压稳定,水位波动不应太大,并注意给水泵运行情况。 ③全开高压加热器疏水进水门与给水再循环门。 ④全开门杆漏汽至高除进汽门。 ⑤全开疏水箱疏水泵来水门。 ⑥汽压水位稳定后,投入汽水自动调节。 2.6 停用 ⒈接到停用高压除氧器的命令后, 填写操作票。 适当开大运行除氧器的进汽与进水门的开度。 ⒉将汽水自动调节改为“手动” ,根据情况投入其它除氧器自动。 ⒊开足高加疏水通往高加疏水母管的疏水门,关闭至停用除氧器的高加疏水门。 ⒋关闭门杆漏汽至除氧器门。 ⒌关闭给水再循环门进水门,关闭疏水箱疏水泵来水门。 ⒍关闭低加疏水泵不水门。 ⒎关闭除氧器下水门,注意给水泵运行情况。 ⒏关闭汽平衡门与再沸腾门。 ⒐关闭汽调整门。关闭凝结水进水门。关闭汽水总门。 ⒑若高压除氧器长期停用,则应打开放水门,放尽存水。 2.7 高压除氧器停用期间不应有汽、水漏入。 第三节 除氧设备的运行维护 3.1 正常运行中,值班人员应注意的问题 ⒈高压除氧器水箱水位为重要监视项目,水位波动幅度不得过大。 ⒉除氧器内部及所连接的所有管道不应有不正常的水击、汽击等现象,否则应及时消除。 ⒊正确调整汽量水量,使并列除氧器之间趋于平衡稳定,以保除氧器与给水泵的正常运行。 ⒋运行人员应按规定时间抄表巡回检查,凡异常情况及处理必须及时汇报,并作好记录。 3.2 正常运行限额

名称 工作压力 工作温度

单位 MPa ℃

正常 0.588 158

最高

最低

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除氧器水位 疏水箱水位

cm cm

170~220 150~200

250 250

150 100

第四节 高压除氧器安全门试验 ⒈安全门的动作值应整定在 0.7~0.8MPa。 ⒉检查安全门良好,除氧器内压逐渐上升,注意安全动作,若除氧器内压超过 0.8MPa 而未 动作,应关小调整门,降压。重新调整安全阀,直到动作正常。 ⒊校验安全门,应先校验动作压力高的那一只,其余安全门,采取制动措施。第一只校好后, 按同样方法校验另几只安全门。 ⒋动作压力不合格时,应由检修人员调整。 ⒌安全门校验时,无关人员应远离现场,并采取紧急避险措施。 ⒍试验完毕后,做好记录。 第五节 疏水箱疏水泵的启动与停止 5.1 疏水箱疏水泵启动前的检查 ⒈检查设备、管道良好,轴承油位、油质、带油环正常。 ⒉各监视仪表动作正常,且在启用位置。 ⒊水泵转子盘动轻快、灵活,无卡涩现象。 ⒋检查各门开关位置正常。 ⒌轴封冷却水门开启,水流正常。 ⒍进水门开启,进水联络门开启。 ⒎电动机绝缘合格,电源送上。 5.2 启动 ⒈检查疏水箱水位正常,放尽泵体空气。 ⒉启动电动机,检查电流正常,振动正常,且无异音。 ⒊检查一切正常后,准时开启出水门,注意检查疏水箱水位。 ⒋投入联锁开关。 ⒌备用泵出口门开启。备用泵不得倒转。 5.3 停用 ⒈确定备用泵运行正常后,断开联锁。 ⒉逐渐关闭出水门,注意出水压力。 ⒊停止电动力机。 ⒋根据需要投入此泵联锁和开启出口门。 ⒌如检修,则断开马达电源,关闭出水门、进水门。

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第十二章

除氧器事故处理

第一节 事故处理原则 1.1 发生故障时,值班人员应根据仪表指示、象征,迅速正确判断故障原因,细心灵活正确处 理事故,保证向锅炉不间断供水。 1.2 事故发生时,值班人员必须紧守岗位,加强设备巡回检查,严密监视仪表的变化,及时报 告班长、值长、岗位之间应互通情况,密切配合,服从班长命令。 1.3 事故处理后, 值班人员应将事故发生情况及处理情况, 详细记录在运行书面交接薄本上并 及时向上级汇报。必要时保留现场原状以便调查事故真相。 第二节 除氧器事故处理 2.1 除氧器内部压力升高 ⒈发现除氧器内压高时,应关小调节汽门,然后寻找原因并处理。 ⒉原因及处理: ①疏水箱疏水泵跳、疏水箱疏水泵至锅炉门误开、疏水箱缺水。检查疏水泵,开备用水泵, 检查关闭至锅炉水门,向疏水箱紧急补水。 ②凝结水中断或凝结水流量减少,联系司机处理。 ③汽水调节门失灵。合理改变调节方式。 ④低加疏水泵跳,联系司机处理。 ⑤其它汽源突然增加,必要时,可以联系适当减少。 ⑥系统阀门切换时,发生误操作,应及时检查改正。 2.2 除氧器内压降低 ⒈发现除氧器内压降低时,应适当开大进汽门调整。若无效应检查加热蒸汽母管压力是否正 常,否则应联系班长或有关司机适当提高汽压。 ⒉适当减少进水量,维持除氧器压力正常,保持水位在范围内,然后根据原因进行处理。 ⒊压力降低的原因及处理: ①疏水箱疏水泵出水量突然增加,适当关小控制门。 ②凝结水增多,应增加进汽,维持正常压力与水位。 ③低加疏水泵水量增加,适当关小控制门。 ④加热母管压力降低或母管破裂,此时应开大进汽门或隔离破裂管段。 ⑤汽水调节失灵,合理改变调节方式。 ⑥系统阀门切换时,发生误操作,应及时检查改正。 ⑦安全门动作,应联系检修。 2.3 除氧器水位升高 ⒈当除氧器水位升高时,应及时调整进水门或进汽门,平衡各除氧器之间的状态。如果升高 到水位计全满,则应检查高位放水门向疏水箱放水,然后根据水位升高的原因进行处理。 ⒉除氧器水位升高的原因及处理: ①并列除氧器之间汽压不平衡,应及时调整汽水,平衡各除氧器之间压力与水位。 ②给水泵故障跳闸,此时应抢开备用给水泵,保证供水。 ③机组对外供热突然减少,应调整汽水量,保证平衡。 ④其它水量突然增加,查明原因,适当控制。 ⑤系统阀门切换时误操作,应及时检查改正。 ⑥阀门芯脱落,应及时倒换系统,通知检修。

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2.4 除氧器水位降低 ⒈发现除氧器水位降低到正常最低数值时,就开大进水门,同时注意调节除氧器压力。 ⒉检查疏水箱疏水泵、凝结水泵、低加疏水泵及相关阀门是否正常。 ⒊当除氧器水位降低至 100 厘米,应立即汇报班长、值长,减少对外供热量直至全减,同时 根据水位下降原因进行处理: ①疏水泵故障跳闸,应及时开备用泵。 ②供热量突然增加,应适当调整汽压,增加水泵。 ③锅炉排污量增加,要求适当减少。 ④系统阀门误操作,及时检查改正。 ⑤水管破裂,立即隔断故障管道。 ⑥凝结水系统故障,应立即通知司机处理。

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第十三章

减温减压器的运行

第一节 减温减压器的特性及有关要求 1.1 减温减压器的特性

项 型

目 号





规范数据 WY/150-9.81/540-0.981/240-15/168

供汽流量 减温减压器前压力 减温减压器后压力 减温水压力 减温水温度

T/h MPa MPa MPa ℃

120 9.81 0.981 15 158

1.2 减温器的特性 项 型 目 号 T/h MPa MPa MPa ℃ 单 位 规范数据 W180-0.981/290-0.981/240-15/168 180 0.981 0.981 15 158

供汽流量 减温减压器前压力 减温减压器后压力 减温水压力 减温水温度

减温减压器安全阀动作压力:1.28MPa。 1.3 减温减压器应配备下列设施和仪表 1 压力与温度远方自动、手动调节装置。 2 低压侧蒸汽管道上应有能排出全部减温减压蒸汽流量的安全门等保安设备,无安全门或安 全门动作不正常时,禁止投入减温减压器。 3 高压、低压侧蒸汽的压力表和温度计。 4 蒸汽流量测量蒸汽装置,减温水的压力表,温度计及流量装置。 减温减压器的投入、运行维护及停用 2.1 减温减压器启动前的准备工作 1.检查各表计齐全可靠、压力、温度自动调节装置完整,能正常投用; 2.确认检修工作全部完结,且现场整洁; 3.确认安全门动作正常,保护装置及远方控制设备的自动、手动、装置均处于良好的待运状 态; 4.高低压侧的汽温、汽压报警装置正常; 5.检查下列阀门应于关闭位置:

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减温减压器进汽电动门 减温减压器进汽自动调节门 减温减压器出汽电动门 减温水自动门 6. 检查下列阀门处于开启位置 减温水一、二次门, 减温减压器本体疏水门, 7.减温、减压调节装置均在手动位置; 2.2 减温、减压器的启动 1.开启减温减压器本体暧管疏水,少许开启蒸汽进汽电动门,均匀地加热。 2.保证 0.1~0.2MPa,暧管时间 20 分钟,然后用 20~50 分钟,逐渐升至 3.5MPa;最后进行减温减 压器出汽电动门至供热管段的暧管升压,方法和控制的时间同前。 3.控制减压自动调节门,用 20 分钟的时间,将减压自动调节门前压力升至额定压力,并全 开进汽电动门; 4. 视减温减压器出汽温度上升情况,逐渐投入温度调整(手动) ,以保证出汽温度的正常。 5.当减温减压器出汽温度达到 160?C 及以上时,关闭其本体疏水; 6.作好安全门校验工作; 正确运行参数定额: 参 数 正 常 最 低 最 高

出汽压 力 MPa 出汽温 度℃ 出汽流 量 t/h 减温水 流量 t/h 7. 减温减压器的运行受进汽参数的影响, 因此要注意监视高压侧压力、 温度以及减温水压力、 温度的变化。 2.3 减温减压器的停用 1.联系有关岗位、准备停用减温减压器; 2.将减压自动调节、减温水自动调节改为手动调节; 3.逐渐调节出汽压力、温度保持其参数的基本稳定;根据负荷的减少状况,关小调压阀以至 全关、关小减温调节阀以 至全关。 4.当接到解列通知后,值班员可以关闭减压主蒸汽门,出汽门,解列操作时,要防止注意减 温减压器超压,及时开启该系统有关疏水门。 2.4 减温减压器的热备用 1.下列阀门应开启: 减温减压器出汽电动门,减温水总门,减温减压器系统有关疏水开启适当开度;减温减压器 压力调节开启少许。 2.下列阀门应关闭: 减温减压器进汽电动门,减温水进水调节门; 3.用系统的疏水门控制其出汽温度不低于 160?C; 4.其系统的仪器、仪表、自动调节设备,有关保护设施均应同前所述符合投用要求;

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第十四章 循环水泵的运行 第一节 技术规范

循 环 水 泵





单位

#1、2、3、4 600S-22

4、5、6、7、 8

备注

型 号 排水量 扬 程 转 速 汽蚀余量 流 量 重 量 电 动 机 型 号

m rpm m 3 M /h kg

18 970 7 3600 2500 Y355-6

功 率 转 速 电 压 电 流 功率因数

kw v A

250 986 600 30.1

第二节 循环水泵的启动和停止 2.1 检查循环水泵 1.联系电气遥测马达绝缘合格。 2.检查出水闸门应关闭,进水电动阀开启,其限位指示器应指示在关闭位置。 3.各监视仪表应良好,且在启动位置,电源指示灯应明亮。 4.护口水封应开启。 2.2 启动循环水泵 1. 准备启动的循环水泵出水管一定要充满水,否则要排尽空气 。 2.合上启动开关,注意到空载电源、水压应正常。 3.倾听水泵及马达内部无异常情况后,开启出水门。 4.水泵并入运行后,应注意电流、水压的变化。 2.3 停泵 1.值班人员在接到停泵命令时,要复诵一遍,确认无误后才能执行操作。 2.关闭出水门。 3.将启动开关打到停泵位置,并注意马达是否停转。 4.正确倒换泵浦运行时,必须注意水压、电流的变化。开停工作不得同时进行,先开后停。 第三节 循环水泵的正常运行 3.1 循环水泵运行中应注意 1.出水压力、电流的变化。 2.水泵护口滴水情况。 3.水泵轴承温度应低于 70?C,油位应正常,马达温升低于 65?C,马达轴承温度应低于 70?

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C。 4.水泵和马达均应无异常振动现象。 5. 冷却水应畅通。 3.2 为了防止杂草、渣滓进入车间内部、堵塞凝汽器、冷油器、冷风器铜管,运行司泵工应 随时捞起水泵吸水井内的杂草。 3.3 在涨水季节应特别注意水泵的正常运行。 3.4 取水周围不得停泊其他船只,发现后应立即制止。 3.5 保持备用泵浦的良好状态,紧急情况下应保证即时投入运行。 第四节 常见性事故处理 4.1 凡下列情况之一者,必须故障停泵 1.水泵或马达发生金属摩擦声; 2.振动超过 0.1mm。 3.轴承温度超过 70?C 4.马达温升超过 65?C 5.马达冒烟。 故障停泵时,必须即时投入备用泵运行 4.2 运行水泵出水压力发生大幅度下降,应即时联系班长,询问情况。当出口压力至 0.1MPa 时,启动备用泵,并列运行后向班长汇报。 4.3 厂用电中断 4.3.1 象征 1.照明灯熄灭。 2.电动机电流指示到零,停转(也可能反转) ,水泵出水压力到零。 3.控制盘电源指示灯熄灭。 4.3.2 处理办法是 1.即时将控制开关打到停泵位置。 2.关闭出口闸门。 3.厂用电恢复后立即启动水泵供水。 4.4 三相电源走两相时的象征及处理 4.4.1 象征 1.电流增大,一般超过额定值的 1/3。 2.马达声音不正常。 3.马达外壳发热。 4.4.2 处理 启动备用泵运行,停止故障泵。 5 柜或电缆失火时应开启备用泵运行,立即停止故障泵。用四氯化碳灭火机灭火。不得使用 泼水或其他灭火方法 。

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