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2×660MW超临界火电厂锅炉机组集控运行规程-辅机部分


6.机组主要辅机的运行 6.1 辅机运行基本规定 6.1.1 转动设备启动前要求 6.1.1.1 检修后的设备,必须进行试转合格后方可投入正常运行。试转前检查内 部无异物,所有检修工作结束且工作票全部终结。 6.1.1.2 辅机启动前应全面检查,确认启动条件(机械和热控逻辑条件)具备后 方可启动,备用辅机应处于随时启动状态,备用设备应定期倒换运行(见设备定 期轮换表) 。 6.1

.1.3 离心风机启动前,应将出口挡板关闭。动叶可调轴流式风机启动前,应 将动叶调至到关闭位置,出口挡板关闭。静叶可调轴流式风机,启动前应将出口 挡板开启。离心泵启动前应将出口门关闭。 6.1.1.4 辅机电机送电,应在测量绝缘合格的前提下,方可进行送电操作。 6.1.1.5 辅机电机检修,在与转动机械连接前必须先试转电机旋转方向正确后。 方可连接靠背轮。 6.1.1.6 10kV 设备不可同时启动两台,启动前应通知值长或主值班员,并征得 同意后方可进行。 6.1.1.7 若辅机启动时发生故障跳闸,必须查明原因后和消除故障后方可再次启 动。 6.1.1.8 10kV 设备或 380V 重要辅助设备,启动时就地必须有专人监护,发现问 题及时汇报和处理。 6.1.2 转动设备启动后的检查: 6.1.2.1 转机轴承温度在转机设备规程没有明确规定的情况下, 滑动轴承不超过 80℃,滚动轴承不超过 100℃。 6.1.2.2 转动设备轴承振动在转动设备规程没有明确规定的情况下,按下表执 行: 轴 转速(r/min) 振动允许双幅值(mm) 下表执行: 部 定 子 线 圈 位 A级 E 级 B 级 F 级 允许最高温度(℃) 95 110 115 120 允许最高温升(℃) 60 75 80 85 承 振 动 允 许 值 1000 0.10 750 及以下 0.12 3000 0.05 1500 0.085

6.1.2.3 电动机允许长时间运行的温度在电动机规程没有明确规定的情况下, 按

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定子铁芯

100

65

6.1.2.4 检查润滑油箱、轴承箱油位正常,润滑油供油压力、回油流量、供油温 度正常,润滑油系统及轴承无渗漏。 6.1.2.5 检查转机本体、电动机内部以及转机轴承无异常声音。 6.1.2.6 检查各参数在正常范围无报警,系统调节装置正常。 6.1.2.7 检查系统无泄漏。 6.1.2.8 转机运行后检查电动机电加热自动停止。 6.1.2.9 转机启动后跳闸,在跳闸原因未查清处理前禁止设备强制启动。辅机电 动机,在冷态下只允许启动两次,第二次启动间隔时间不得小于 5min;进行风 机动平衡校核试验时,两次启动间隔时间不小于 120min。 6.1.2.10 对启动和运行有特殊要求的转机要参照具体的设备运行规程进行启动 和检查。 6.1.3 辅机的正常运行维护 6.1.3.1 辅机正常运行时, 要按指定的巡回检查路线和巡回检查要求对设备进行 检查维护,发现缺陷要及时进行汇报、处理。 6.1.3.2 严格按设备定期轮换与试验制度对设备进行轮换和试验。 6.1.3.3 严格按设备定期加油、换油和预防性维修时间对设备进行维护和检 查,在设备的定期检修期间发现设备异常或运行参数异常要及早进行处理。 6.1.3.4 设备存在缺陷,运行中无法处理要及早安排停止设备进行检修。在设 备带缺陷运行期间要加强设备参数的监视和分析,并增加就地设备巡检次数。 当设备缺陷扩大,发展趋势明显时立即汇报。当缺陷可能对设备造成损坏或危 及人员安全时立即停止设备运行。设备带缺陷运行期间禁止解除设备的保护。 6.1.3.5 为防止设备误启或误停,应将其“禁操”投入, “禁操”投入不会影 响到保护动作跳闸,对于备用设备,必须投入其联锁开关,而且备用设备绝对 不允许投“禁操” 。 6.1.3.6 为保证直流油泵的可靠备用,就地控制柜切换开关必须切在“远方” 位置。 6.1.4 辅机的停止 6.1.4.1 辅机的停用操作应按辅机停止逻辑进行。 6.1.4.2 辅机停用前要全面考虑设备及系统的联锁关系, 防止设备停止后造成其 他设备误跳闸。 6.1.4.3 带电加热的转机电动机停止后,要确认电机电加热装置自动投入。 6.1.4.4 辅机在冬季停用时,要做好有关防冻措施。 6.1.5 辅机的事故处理 6.1.5.1 紧急停止设备运行条件。

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1) 发生人身伤害事故不停止设备无法进行抢救。 2) 运行参数超过保护值,保护未动作。 3) 辅机发生强烈振动并超过规定值。 4) 辅机内部有明显的金属摩擦声。 5) 辅机轴承温度急剧升高超过规定值或轴承冒烟。 6) 电动机冒烟、着火或淋水严重。 7) 油泵或油系统大量跑油。 6.1.6 转动机械常见故障处理: 6.1.6.1 转动机械轴承振动大 1)故障原因: A) 电机和转动机械的对轮不同心。 B) 转动部分配重脱落、断叶片、磨损、引风机叶片粘灰严重等原因造成 动平衡破坏。 C) 轴承损坏。 D) 地基沉降,轴水平度发生变化。 E) 地脚螺栓松动或地基不牢固。 F) 电动机鼠条断裂。 G) 转动和静止部分变形、热膨胀间隙小、零件掉落等。 H) 和转动机械相连的系统存在振动,对转机造成激振。 I) 风机工作在失速区或发生喘振。 J) 电机过载。 K) 转动机械油温过高、过低或油质不符合规定。 2)故障处理: A) 设备带缺陷运行期间,要加强设备的巡视和检查,发现振动升高,应 及时联系检修人员共同查找原因,视振动情况及时调整负荷,观察振动变化。 若振动急剧升高,并伴随轴承温度升高或轴承异音,立即停止转机运行。 B) 如和转动机械相连的系统存在振动,应查找原因消除振动源。 C) 风机失速或喘振可通过调整风机运行工况(改变风机的运行工况点, 将风机的运行工况点调整至失速线以下)和调整风机相连的系统的管道特性 (开大或关小系统中的阀门)进行消除振动。 D) 转动机械过载要降低转动机械的负荷或根据情况启动备用转机。 E) 调整转动机械的油温在规定范围内。 6.1.6.2 转动机械轴承温度高 1)故障原因: A) 轴承损坏。 B) 轴承各瓦间隙调整不一致造成轴瓦承载不均。
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C) 轴承油环损坏。 D) 轴承的绝缘被击穿,电机漏磁电流通过轴承造成油膜破坏。 E) 轴承振动大。 F) 油乳化变质或油内有杂质。 G) 润滑油流量低、轴承箱油位过高或过低,使用干油润滑的轴承干油耗 尽。 H) 冷却水温度高或冷却水量不足。 I) 转动机械负荷大。 2)故障处理: A) 由于转动机械本身存在缺陷(A—D 条)造成设备轴承温度高,停止设 备进行处理。 B) 轴承振动大,查找原因,设法消除振源。 C) 润滑油质不合格,进行滤油或换油处理。 D) 检查油站的电加热器是否确实退出、冷却水流量是否充足、冷油器是 否结垢严重、冷却水温度是否过高,查出原因后针对处理。 E) 润滑油流量低要检查润滑油泵动、静部分是否磨损、油泵出口溢流阀 是否定位正常、备用润滑油泵出口逆止门是否严密、润滑油滤网是否堵塞严 重、润滑油箱油位是否正常、供油管道的供油门是否开度过小或有杂物堵塞、 润滑油管道回油门是否开度过大。通过上述原因查找后进行处理。轴承箱油 位过高或过低进行补油或放油处理(轴承箱油位控制在油面镜 1/3-2/3 之 间) 干油润滑的轴承按照规定定期进行补油, 。 补油前要检查补油管是否堵塞。 6.1.6.3 水泵不打水 1)故障原因: A) 高位泵入口管道有漏点或低压轴封处漏气严重。 B) 泵叶轮损坏或动静间隙过大。 C) 泵和电机的对轮螺栓断裂。 D) 泵电机反转。 E) 泵的入口或出口门在关闭状态。 F) 泵启动前未充分注水。 G) 入口水箱水位低。 H) 泵的工作介质温度高于其对应压力下的饱和温度, 造成泵的入口汽化。 I) 并列运行时母管压力高于启动泵的出口压力。 2)故障处理: A) 泵存在机械缺陷(A—C 条)要对泵进行检修处理。 B) 电机反转立即停止泵运行,电机隔绝后对电机接线进行调相。 C) 泵在启动前检查并开启泵的入口门,在泵启动出口起压后缓慢开启泵
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的出口门。并列运行的系统母管有压可直接开启出口门启动。 D) 泵启动前要充分进行注水, 当泵体放气门有连续水流后再关闭放气门。 E) 入口水箱水位低将水箱水位补至正常水位。 F) 泵入口汽化可通过提高入口水箱的水位、降低介质温度或提高泵的入 口压力等方法实现。 6.2 空冷凝汽器的运行 空冷岛平台紧邻主厂房 A 列外,单元群排列成矩形方阵。本机组共设计 56 个传热单元按 8 排 7 列布置,空冷凝汽器平台(含步道)尺寸为 87.78×90m, 空冷平台高 45m。空冷凝汽器管束布置在空冷平台 A 型架上,直径 9.93m 的轴流 风机安装在单元管束下部,每台风机包括驱动装置悬挂于风机桥架上,风机桥架 支撑在平台桁架上。两根直径 DN6.0m 的排汽管道由汽机房低压缸排汽口引出后 直接排至蒸汽分配管和冷凝管束冷却为凝结水后经凝结水汇积管道输送到凝结 水箱重复利用。 空冷凝汽器换热面为单排管钢管铝翅片换热管束, 每个管束长 10 米, 2.22 宽 米。空冷凝汽器由 8 排 7 列共 56 个管束单元组成。每列为 5 顺流 2 逆流管束单 元配置,每单元配 1 台变频调速风机,其中逆流单元变频调速风机可反转运行。 空冷凝汽器一、八排的排汽管道、抽真空管道上设有电动隔离门;抽真空系 统设有 3 台 100%容量的水环真空泵。 6.2.1 联锁与保护 6.2.1.1 空冷风机保护 1)风机已运行且风机减速箱润滑油压力低 0.03MPa;延时 20 秒; 2)风机减速箱润滑油温度低,小于-16°C; 3)风机减速箱润滑油温度高,大于 100°C; 6.2.1.2 排汽装置压力保护 1)排汽装置压力 >40kPa,联启第一台备用真空泵; 2)排汽装置压力 >45kPa,联启第二台备用真空泵;同时降负荷维持排汽装 置压力 3)报警背压(高 1 值) :排汽装置压力 >60.0 KPa(a), (对应饱和排汽温度 为 85.95 ℃)。 ; 4)停机背压(高 2 值) :排汽装置压力 > 65.0 KPa(a), (对应排汽温度为 88.02 ℃) 。 6.2.1.3 排汽温度联锁 1)当排汽温度 > 80℃时,低压缸喷水投入。 2)当排汽温度 > 121℃时,采取措施无效紧急停机。 6.2.2 空冷凝汽器的投运 6.2.2.1)启动前的检查准备工作:
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1)锅炉点火前,先将空冷系统抽起真空。 2)检查汽轮机润滑油系统、顶轴油系统、盘车装置、轴封系统、公用开冷水 系统、凝结水系统运行正常。 3)相关设备无检修工作,空冷风机油位正常,已送电。 4)防冻蝶阀开关正常,已送电。 6.2.2.2 空冷凝汽器控制功能组的启动允许条件: 1)凝结水泵运行且排汽装置热井水位控制投自动。 2)排汽装置真空破坏阀在全关位置。 3)汽机轴封蒸汽压力控制投自动。 4)汽机已跳闸且盘车装置已投入(汽机非零转速) 。 5)中压调汽门在全关位置。 6)低旁阀在全关位置。 7)主、备真空泵已设定。 当上述条件均具备时,允许运行人员手动启动空冷凝汽器控制功能组,同时 功能组将被置于“ACC 启动运行模式” ,并自动进行下列步序操作: 6.2.2.3 空冷凝汽器启动步骤 1)空冷程控启动步序 1 步序 1 将自动执行下列操作: 请求运行人员选择冬季或夏季启动方式: 一旦启动方式被确认,进入空冷程控启动步序 2。 2)空冷程控启动步序 2 步序 2 将自动执行下列操作: 投入空冷阀门子组自动: A) 当采用夏季启动方式(环境温度≥2℃)时,开一、八排全部排汽电 动门、抽真空电动门。 B) 当采用冬季启动方式(环境温度<2℃)时,关一、八排全部排汽电 动门,开一、八排抽真空电动门。 C) 当空冷凝汽器真空>15KPa(a)时,开抽真空旁路电动门。 一旦相关的电动门动作到位,进入空冷程控启动步序 3。 3)空冷程控启动步序 3 步序 3 将自动执行下列操作: A) 投入真空泵子组自动; B) 当空冷凝汽器真空>15KPa(a)时,启动三台真空泵。 当排汽装置压力≤15KPa(a)时,在 CRT 上提示“空冷凝汽器已进入预真空 状态” 。 C) 当排汽装置压力≤12.0KPa(a)时,在 CRT 上提示“空冷凝汽器已进入
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真空状态” 真空状态维持 0.5 小时后,则可进入空冷程控启动步序 4。 。 4)空冷程控启动步序 4 步序 4 将自动执行下列操作: A) 停 2 台备用真空泵,同时联锁关抽真空旁路电动门。 B) 至此,抽真空子组由“启动运行方式”转为“真空维持方式” 真空 , 状态维持 1 小时后,进入空冷程控启动步序 5。 5)空冷程控启动步序 5 步序 5 将自动执行下列操作: A) 在 CRT 上提示“空冷凝汽器已准备好” ,并给机组控制系统发出“空冷 凝汽器已准备好”信号。 B) 等待汽机 DEH 系统来的“汽机已挂闸”状态信号,并提示运行人员确 认低缸喷水系统投入情况。 C)机组控制系统发出“请求 ACC 进汽”信号,如果空冷阀门当前位置符合 相应的启动方式,进入空冷程控启动步序 6。 6)空冷程控启动步序 6 步序 6 将自动执行下列操作: A) 空冷控制系统给机组控制系统发出 “空冷凝汽器允许进汽信号” 。机 组控制系统在收到此应答信号后才能开汽机旁路阀。 B) 再次确认抽真空旁路电动门已关闭。进入空冷程控启动步序 7。 7)空冷程控启动步序 7 步序 7 将自动执行下列操作: A) 启动三台真空泵。 B) 下列条件同时满足时,进入空冷程控启动步序 8: (1)三台真空泵已投入(泵合闸且入口门已开) ; (2)空冷凝汽器的真空达到 12.0KPa(a)以下,这时可以通过旁路阀向 ACC 中通入一定限量的蒸汽(比如蒸汽负荷的 5%)(注:只有当空冷 ; 凝汽器真空达到 12.0KPa(a)以下、 并且未被隔离列逆流单元凝结水收集 管的温度开始上升后,才允许更多的蒸汽(5%~10%额定负荷)进入 空冷凝汽器。 ) (3)一旦所有未被隔离列空冷凝汽器左、右侧凝结水收集管中的凝结 水最低温度 > 35℃,且所有未被隔离列空冷凝汽器左、右侧凝结水收 集管中的凝结水平均温度与环境温度的温差大于+5℃时(说明:此时意 味着排汽管、蒸汽分配管和凝汽器管束均被蒸汽充满) ,延时 1~3min。 8)空冷程控启动步序 8 步序 8 将自动执行下列操作: A) 释放背压 PID 控制器至自动方式,投入空冷风机子组自动。
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B) 空冷风机子组自动逻辑会根据冬季或夏季启动方式按相应的风机步 序表 F5322S-K1004-03 投入风机。 C) 一旦空冷风机子组自动投入、背压 PID 控制器在自动方式、且全部 排 2、6 列逆流单元风机均已投入(夏季启动方式)或二~七排的 2、6 列逆 流单元风机均已投入(冬季启动方式) ,进入空冷程控启动步序 9。 9) 空冷程控启动步序 9 步序 9 将自动执行下列操作: A) 当排汽压力≤12KPa(a)时,延时 5~10 分钟后可按预先设定好的主、 备泵方案自动停运 2 台备用真空泵,保留 1 台主泵运行。 B) 一旦只有一台真空泵运行,进入空冷程控启动步序 10。 10)空冷程控启动步序 10 步序 10 将自动执行下列操作: 空冷凝汽器控制功能组将被置于“ACC 正常运行模式” 。 此后,风机子组将根据风机控制步序表来控制相关排/列风机的顺序启、 停,控制排汽分配管道隔离阀、抽真空隔离阀的开、关,同时通过自动 调节这些风机的转速,实现不同机组负荷及环境条件下控制汽机背压运 行在安全、合理、经济的范围内。 6.2.2.4 汽轮机带负荷系统投运操作原则: 1)投运风机时先投逆流风机,再投顺流风机。 2)低负荷时可关闭 1、8 排防冻蝶阀,负荷升高时开启 1、8 排防冻蝶阀。 3)负荷升高过程中在所有防冻蝶阀都开启后再启动风机运行。 4)运行中尽量保持所有风机转速相同。 5)根据汽轮机背压曲线和当时环境空气温度控制风机转速,直至全部投入。 6.2.2.5 投运空冷凝汽器注意事项 1) 环境温度低于+2℃时空冷系统进入防冻运行, 关闭蒸汽分配管上的隔离阀。 2)环境温度高于+5℃时,应打开蒸汽分配管上的隔离阀。 3)启动三台真空泵抽真空,当汽轮机的背压达到 30kPa 时,完成真空系统的 预排汽工作。 4)启动高、低压旁路向 ACC 中通入一定量的蒸汽,低旁流量不低于 130T/h, 冬季应维持空冷系统进汽温度尽量高,但不得超过 120℃。 5)当汽轮机的背压达到 15kPa 左右时空冷凝汽器可以开始接受蒸汽。 6)当汽轮机的背压达到 15kPa 后,保留两台真空泵运行,使另外一台泵处于 备用状态,投入备用真空泵“联锁” 。 7)当各排散热器下联箱凝结水温度升高达到 35℃且凝结水温度与环境温度 差大于 5℃时启动各排 2 或 6 列风机,并根据需要调整风机转速不低于 17Hz。 8)根据各单元散热器下联箱凝结水温度,按照 2/6-3/5/1/7-4 列的顺序逐个
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投入风机。 9)有防冻蝶阀冷却各列投运的注意事项: A)入口蝶阀开启条件: (1)环境温度>5℃,排气压力高于设定值 10kPa 且二、三、四、 五、六、七排所有运行风机转速≥17Hz。 (2)增加其它冷却单元风机转速,降低机组背压低于原运行值约 10kPa。 (3)逐个开启入口蝶阀,注意机组背压的变化情况。 B)风机启动顺序:按照 2/6-3/5/1/7-4 列的顺序逐个投入对应列风机, (即先投入逆流段冷却风机,再顺序投入其它冷却风机) 。 6.2.3 空冷凝汽器的停运 6.2.3.1 空冷凝汽器控制功能组的停止允许条件: 1)汽机已跳闸; 2)汽机高、中压主汽门在全关位置; 3)高旁阀在全关位置; 4)A、B 低旁阀都在全关位置; 5)当冬季运行工况下(环境温度<2℃)且风机步序在 1,或当夏季运行工况 下环境温度≥2℃且风机步序在 6。 当上述条件均具备时,允许运行人员手动停止空冷凝汽器控制功能组,同时 功能组将被置于“ACC 停止运行模式” ,并自动进行下列步序操作: 6.2.3.2 空冷凝汽器的停止步骤 1)空冷程控停止步序 1 步序 1 将自动执行下列操作: A) 切除空冷风机子组自动、切换背压 PID 控制器至手动方式。 B) 当空冷风机子组在手动方式、背压 PID 控制器在手动方式、且全部空 冷风机已停后,进入空冷程控停止步序 2。 2)空冷程控停止步序 2 步序 2 将自动执行下列操作: A) 切除真空泵组自动,在 DCS 上允许运行人员手动停真空泵。 B) 一旦真空泵组在手动方式,进入空冷程控停止步序 3。 3)空冷程控停止步序 3 步序 3 将自动执行下列操作: A) 在 DCS 上请求运行人员确认空冷阀门子组相关阀门的动作到位后, 由 运行人员切换空冷阀门子组在手动方式。 B) 一旦空冷阀门子组在手动方式,进入空冷程控停止步序 4。 4 )空冷程控停止步序 4
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步序 4 将自动执行下列操作: A) 在 DCS 上显示“空冷凝汽器已停运” 。 6.2.3.3 空冷凝汽器的停止注意事项 1)随着机组停运,ACC 进汽量逐渐减少,应及时根据各单元凝结水温度和抽 气口温度逐渐降低空冷风机转速,必要时将有防冻蝶阀的单元退出运行。 2) 需要停止风机时, 应先停运顺流凝汽器的风机, 再停运逆流冷凝器的风机, 停运风机时应密切监视机组背压的变化情况。 3)风机停运步序:所有风机转速已到低限,停有排汽蝶阀各排(一、八排) 的风机,每隔 10 秒一次停其它冷却单元的第 4-7/1/5/3-2/6 列风机。 4)打闸停机后,若有疏水进入扩容器时,维持一台真空泵运行,转速较高时 禁止开启真空破坏门。当转速降至 400rpm 以下时,可打开真空破坏门,停止维 持真空的真空泵。 6.2.4 空冷凝汽器日常维护与运行 6.2.4.1 空冷凝汽器压力达到 10kpa(暂定)左右时,允许进入 25%左右的 蒸汽流量。 6.2.4.2 空冷凝汽器压力再降低到 20kpa 左右(暂定)时, 启动逆流风机。 6.2.4.3 监视各排两侧下联箱的凝结水出水温度均不得低于 20℃,且各排 抽气口温度与排汽温度偏差均不的低于 15℃。 6.2.4.4 运行维护参数: 1)风机减速箱油位计 1/2~2/3。 2)凝结水过冷却度:≤6℃。 3)排汽装置水位:2000 mm 4)水环泵工作液温度≤60℃? 5)汽水分离器水位计 1/2~1/3。 6)夏季高温运行的措施: A)机组在运行期间,要严格按照背压控制曲线的要求进行负荷控制,当 机组背压升高(取背压高值)达到并超过 40kPa 后,检查第一台备用真空泵 联启正常,背压达到 45kPa 时,检查第一台备用真空泵联启正常;同时降低 负荷,将机组背压控制在低于 45kPa 以内,防止其它干扰因素造成机组背压 进一步恶化。 B)在机组背压升高时,应对主机各运行参数进行严格控制。 C)在环境温度较高的时候,在保证空冷风机电机的电流和变频器温度不 超过允许值的前提下,应解除风机自动,控制风机在一定转速(但不得超过 最大风机对应的 55Hz 转速) ,随着环境温度的升高,机组背压升高后,必须 限制机组出力。 D)在巡回检查时,应加强对变频器、电机温度、变速箱油位及温度的检
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查监视,发现变速箱油位低时应及时联系补油。 E)机组在高负荷、高背压运行期间,应控制汽轮机进汽参数在额定值, 同时应注意轴向位移不得接近报警值(±0.9mm)以及排汽缸温度不得超过 80℃。主要参数有任意一个达到或接近报警值,必须尽快降低机组负荷,直 至合格。 F)高负荷、高背压运行期间,应对推力轴承乌金温度及回油温度进行密 切地监视,任何情况均不得超过运行规程规定的数值。 G)机组在高背压运行期间,应密切监视凝结水温度和流量的变化,凝结 水泵出口水温达到 60~63℃时,应做好预想,提前通知精处理值班人员对精 处理保护退出时出入口门和旁路门的动作情况进行监控,防止发生凝结水断 流事故,在凝结水精处理退出运行期间,应加强对凝结水水质的监控。 H)夏季,机组在高背压区运行,应加强大气风速和风向对背压影响的监 视,尤其应提高对炉后来风对背压影响的认识,逐步积累调整经验,防止大 风来临时失去控制手段。 I)机组在高背压运行期间,要注意运行真空泵汽水分离器水位和工作液 温度的监视,水位计满水时,必要时用分离器底部放水将水位降至正常,真 空泵工作液温度升高时,应适当部分开启泵的空气导入阀,将工作液温度控 制在 60℃以内。 J)加强对运行转机设备电机风温、工作油及润滑油温度的监视。 K)夏季高温时期,应加强对空冷变母线电压及空冷变压器温度的检查监 视。 M)低压排汽缸温度达到 80℃时,应及时通入喷水进行减温,要求喷入的 减温水压力在 8~12kgf/cm2 范围。 N)机组在较高背压运行期间,应精心调整,防止风机失速引发的其它问 题出现。 6.2.5 空冷凝汽器防冻保护 6.2.5.1 防冻保护 冬季工况下,空冷凝汽器的防冻保护包括顺流管束单元的防冻保护、逆流管 束单元的防冻保护、逆流管束单元的回暖运行。防冻保护的优先级别从高至低依 次为:顺流管束单元的防冻保护、逆流管束单元的防冻保护、逆流管束单元的回 暖运行。 6.2.5.2 顺流管束单元的防冻保护 (1)当某排同时出现下列条件时,触发凝结水过冷报警: A)环境温度 < 2 ℃; B)左、右侧任一凝结水温度 < 35℃。 说明:隔离排的凝结水温度只监视,不参与控制。
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(2)当某排同时出现下列条件时,过冷报警并触发顺流单元防冻保护: A)环境温度 < 2 ℃; B)左、右侧任一凝结水温度 < 30℃。 此时提高背压设定值 3KPa。15 分钟后,如果凝结水温度没有回升,则再 联锁启动一台备用真空泵。 (3)当凝结水温度 > 38 ℃时,延时 5min,所有报警解除,停运备用真空 泵,背压设定值自动降低 3KPa,回到正常的设定值,逆流风机恢复正常的压 力调节,顺流单元防冻保护结束。 6.2.5.3 逆流管束单元的防冻保护 (1)当某排同时出现下列条件时,触发抽真空过冷报警: A)环境温度 < 2 ℃; B)抽真空温度 < 25 ℃。 说明:隔离排的抽真空温度只监视,不参与控制。 (2)当某排同时出现下列条件时,过冷报警并触发逆流单元防冻保护: A)环境温度 < 2 ℃; B)抽真空温度 < 20℃。 此时逆流风机以一定的速率降低至最低转速并停止,顺流风机则被锁定 恒速转动。15 分钟后,如果抽真空温度没有回升,则再联锁启动一台备用真 空泵。 (3)当抽真空温度 > 30 ℃时,延时 5min,所有报警解除,逆流风机转速 以一定速率上升,顺流风机恢复正常的压力调节,逆流单元防冻保护结束。 6.2.5.4 逆流管束单元的回暖运行 (1)当环境温度 < 2 ℃时,则每列的两台逆流风机每隔 30 分钟(调试时 可调)以 15Hz(30%)的频率反转 5 分钟 (调试时可调), 其余风机继续运行。 先从第 1 排逆流风机开始,第 1 排的两台逆流管束风机停止,经过一段等待时间 (空转时间,5 分钟) ,被切换以 15Hz 转速的反向旋转 5 分钟(回暖) ,之后该 风机被再次停机并经过等待时间(空转时间,5 分钟)后,该风机的速度被调整 到与该排其他风机相同方向的速度上。然后第 2 排的两台逆流风机投入,根据与 前所述进行。随后其他排的逆流风机都如此操作。 (2)隔离排的逆流单元不需要回暖,跳步即可。 (3)当环境温度 > 5 ℃时,逆流单元回暖结束。 6.3 公用开冷水泵房及开式冷却水系统的运行 6.3.1 公用开冷水系统概述 公用开冷水泵房设置 3 台公用开冷泵,并配置 3 台冷却塔及双速冷却风机, 为 3、4 号机组公用;公用开冷泵正常运行方式为两运一备。主要用水为经过深 度处理的城市中水,来自厂外污水处理厂;并设置有取水管线(西大洋水库)补
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水。系统流量 3216t/h,管道压力 0.55MPa,供水温度 33℃,回水温度 50℃。 6.3.1.1 公用开冷水泵启动允许条件 1)公用开冷水泵入口电动门打开; 2)公用开冷水泵出口电动门打开; 3)公用开冷水泵出口液控蝶阀关闭; 4)机力冷却塔水池水位和前池水位大于 1500mm; 5)公用开冷水泵线圈温度低于 110℃; 6)公用开冷水泵前轴承温度低于 70℃; 7)公用开冷水泵后轴承温度低于 70℃。 6.3.2 开式冷却水系统 6.3.2.1 开式冷却水系统用户 开式循环水系统主要用户:闭冷水换热器、真空泵冷却器、发电机定子水冷 却器、电动给水泵润滑油冷却器、电动给水泵工作油冷却器、电动给水泵电动机 冷却器、汽轮机润滑油冷油器。 6.3.2.2 开式冷却水系统投运 1)检查并确认运行公用开冷水泵运行正常。 2)检查并关闭开式冷却水系统中所有放水门。 3)打开开式冷却水系统中所有放空气门。 4)关闭电动滤水器旁路阀及电动滤水器底部放水阀,缓慢开启开式水电动滤 水器前后隔离阀。 5)开启闭式水冷却器及需要投入的冷却器进出口水门并进行排空气。 6.3.3 正常运行监视检查项目 1)公用开冷水泵泵体及电机各部无异音,无异常振动,无过热现象,电机与 泵轴承温度正常;出口液控蝶阀正常; 2)开式冷却水电动滤水器进出口压力应正常; 3)开愣是系统管道和阀门无泄漏、振动等异常现象; 4)冷却塔和冷却风机运行正常; 5)吸入塔前池水位正常 1600-2200mm; 6.3.4 开式循环水系统的停止 1)确认开式水系统中所有用户(主机润滑油冷却器除外)已停止用水,开式 冷却水具备停运条件; 2)关闭开式水电动滤水器前后隔离阀;旁路隔离阀; 3)开式水各用户放水防腐; 4)停运机组回水门(至 01、02、03 冷却塔)隔离正常;回水旁路门(至 03 冷却塔)隔离正常;
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5)3 号机开冷水停运后,可以停止 01 公用开冷泵运行,检查确认 01 开冷泵 出口液控蝶阀、出入口电门关闭;01、02 开冷泵出口联络门关闭; 6)4 号机开冷水停运后,可以停止 03 公用开冷泵运行,检查确认 03 开冷泵 出口液控蝶阀、出入口电门关闭;02、03 开冷泵出口联络门关闭; 6.3.5 开式循环水系统的异常处理 1)发生下列情况之一时应手动停止公用开冷水泵的运行 A) 公用开冷水泵发生强烈的振动; B) 泵内有明显的金属摩擦声; C) 电机冒烟着火; D) 轴承冒烟或轴承温度超限; E) 泵内进入空气或汽化时,此时应启动备用泵,停止运行泵并查找原因; F) 运行泵跳闸时,备用泵应自启,否则手动启动。 6.3.6 开式水电动滤水器的运行规定 1)开式水系统正常运行时,电动滤水器旁路阀应关闭。 2)手动冲洗滤网结束后应检查排污电动门、手动门关闭严密。 6.4 闭式冷却水系统的运行 6.4.1 闭式水系统启动前准备 6.4.1.1 确认闭冷水泵检修工作全部结束,工作票终结,现场整洁,管道保温良 好,周围无妨碍运行的杂物 6.4.1.2 结合系统检查卡确认, 系统所有放水门关闭,系统已注满水, 空气排净, 水箱水位 1300~1500mm。 6.4.1.3 具备启动条件,各电动门绝缘合格送电,各阀门控制电源、气源投入, 并传动正常 6.4.1.4 表计齐全,各压力表、流量表一、二次门开启,信号及仪表电源投入, 确认各测温元件指示准确,闭冷水泵所有联锁,保护传动正常投入 6.4.1.5 确认闭冷水泵电机测绝缘合格,轴承注油完毕。 6.4.1.6 确认氢冷器冷却水侧进出口门、调节门、再循环门全开。 6.4.1.7 将具备投运条件的冷却器冷却水侧充分投入,避免泵组启动后,系统超 压。 6.4.2 闭式水系统启动 6.4.2.1 确认闭冷泵启动许可条件满足。 6.4.2.2 启动闭冷泵,检查泵出口门联开。监视启动电流及返回时间正常,电流 不超限。 6.4.2.3 闭式泵启动后,检查泵与电机运行正常,无异音、振动、过热现象,轴 承温度正常。 6.4.2.4 闭冷水母管压力正常后,投另一台闭冷泵备用,检查备用泵出口门开启
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且泵不倒转。 6.4.2.5检查电动机电加热器联动停用。 6.4.2.6联系化学投入加药系统。 6.4.2.7闭冷水系统带上用户后,注意调整再循环门开度维持闭冷水压力正常。 6.4.2.8 凝结水系统投运水质合格后,闭冷水箱补水切由凝结水供给,投入补水 调门自动。 6.4.3 闭冷泵的运行监视 6.4.3.1 检查闭冷泵出口压力在 0.6MPa 左右, 若闭冷水母管压力下降至 0.35MPa, 检查备用闭冷泵自启动,否则立即手动启动。 6.4.3.2 单台闭冷泵运行时,若闭冷水母管压力不能维持正常,应保持两台闭冷 泵运行,并检查各负荷分配情况是否正常,及时调整。 6.4.3.3 泵组有明显异声或撞击声,泵组振动明显增大,应立即启动备用泵,停 原运行泵。 联系检修人员检查处理。 6.4.3.4 保证闭冷泵电流不超限。 6.4.3.5 注意监视闭冷泵电动机线圈温度<120℃, 轴承温度<70℃, 温度≥75℃ 时,立即启动备用泵,停原运行泵 。 6.4.3.6 闭冷水箱水位自动控制正常,水位维持在 1300~1500mm。 6.4.3.7 闭冷泵入口滤网差压达 50KPa 时,应启动备用泵、停原运行泵,联系检 修清洗闭冷水泵入口滤网。 6.4.3.8 闭冷水正常运行时维持温度在 20~33℃,否则应及时调整开式冷却水 量。 6.4.4 闭冷泵的停用 6.4.4.1 若需停用闭冷水系统,应先确认无闭冷水用户后,方可停用闭冷水泵。 6.4.4.2 确认泵无倒转,电动机电加热器自动投入。 6.4.5 闭冷水异常处理: 6.4.5.1 闭冷水箱水位低 1)故障原因: A) 闭冷水箱补水调节门不正常。 B) 系统有漏泄。 C) 系统放水门误开。 2)故障处理: A) 开启补水旁路门,保证水箱水位。 B) 检查补水调节门是否正常。 C) 检查系统放水门是否误开。 D) 检查冷却器是否泄漏。 6.4.5.2 闭冷水泵出口母管压力低:
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1)故障原因: A) 运行泵工作不正常。 B) 系统泄漏。 C) 入口滤网堵 2)故障处理: A) 检查备用泵应联动,否则手动启动。 B) 检查运行泵的工作情况。 C) 检查系统是否有漏泄之处。 6.5 凝结水系统的运行 6.5.1 启动前的准备 6.5.1.1 确证检修工作已全部结束,工作票终结,临时安全措施拆除,现场清理 干净,各热工仪表、联锁保护完好,一次门开启。化学取样、加药一次门开启。 6.5.1.2 确认凝结水系统有关联锁保护及电动门、调整门均校验正常。 6.5.1.3 按系统检查卡检查操作完毕。 6.5.1.4 联系化学凝补水箱补水,投入凝补水箱补水调整门自动,凝补水箱进水 至正常高水位 3500mm~5500mm。 6.5.1.5 启动凝补泵,检查其声音、振动、润滑油位、轴承温度等均正常。 6.5.1.6 利用凝补泵将排汽装置补水至正常水位 2000mm,利用管道注水门,将凝 结水系统充满除盐水。 6.5.1.7 确认凝泵推力轴承、电机轴承及电动机冷却器的冷却水压在 0.3~0.5 MPa,水温≤38.5℃,电动机推力瓦油位正常,油质良好,电机轴承润滑油位正 常。 6.5.1.8 检查凝补水泵至凝泵密封水门开启, 调整密封水就地压力表指示在 0.08 MPa。 6.5.1.9 确认凝泵进口门开足,空气门开启,凝泵再循环门投自动开足,化学精 处理装置走旁路。 6.5.2 凝泵的启动 6.5.2.1 确认凝泵启动许可条件满足,凝结水系统已注满水,精处理旁路及凝结 水再循环开启。 6.5.2.2 启动凝泵,出口门联开,监视凝泵启动电流及返回时间正常,电流不超 限,调节再循环开度。 6.5.2.3 联系化学,投入凝结水加药。 6.5.2.4 将凝泵密封水切至凝泵出口母管供给, 调节密封水压力在 0.3~0.4MPa。 6.5.2.5 凝结水母管压力稳定后,将另一台凝泵投备用。 6.5.2.6 根据需要,投低加水侧,凝结水系统冲洗,水质合格后,稍开除氧器水 位调节门向除氧器上水排净管道空气。
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6.5.2.7 开大除氧器水位调节门,注意凝泵电流、凝结水流量、凝结水压力及凝 汽器水位等正常。除氧器水位正常后,可投入除氧器水位自动调节,进行除氧器 冲洗。 6.5.2.8 当凝结水流量大于 500t/h,注意凝泵再循环门逐渐自动关闭,流量小于 470t/h,再循环门自动开启调节。 6.5.3 凝泵的运行监视 6.5.3.1 正常运行时泵组双向振动值≤0.06mm。电机轴承处振动值≤4.7mm/s。 泵轴承振动值≤4.5mm/s。泵组若有明显异声或撞击声,振动明显增大,应立即 启动备用凝泵,停用原运行泵。 6.5.3.2 凝泵电流不超限 178A。 6.5.3.3 凝结水系统正常时, 凝结水压力>1.5MPa。 若凝结水母管压力<1.5MPa, 检查备用凝泵自启动,否则,立即手动启动。 6.5.3.4 凝泵密封水压力为 0.3~0.4MPa,盘根不发烫,不冒烟。 6.5.3.5 凝泵推力轴承温度、电机上下轴承温度 75℃报警,85℃时保护停泵,若 温度超限,运行泵未停,立即手动启动备用凝泵,停用原运行泵。 6.5.3.6 凝汽器水位自动控制正常,水位在 2000mm。若水位不正常变化,应及时 分析、处理。水位低于 1600mm 凝泵应跳闸。 6.5.3.7 凝泵进口滤网差压正常<10Kpa,若差压大报警,立即启动备用凝泵, 停用、隔绝原运行凝泵。联系检修人员清洗滤网,清洗完毕,投入备用,机组正 常运行时,泵入口滤网排气放水阀禁止开启。 6.5.4 凝泵变频运行监视 6.5.4.1 DCS 画面监视: 1) 运行频率 2) 运行电流 3) 变频器电源开关状态正常 4) 报警: (开关量) 5) 变频装置 31/41 凝结水泵入口电动门开 6) 变频装置 31/41 凝结水泵出口电动门开 7) 变频装置 32/42 凝结水泵入口电动门开 8) 变频装置 32/42 凝结水泵出口电动门开 9) 变频装置运行状态(正常运行亮) 10)变频装置停止状态 11)变频装置待机状态 12)变频装置#1 变频状态(运行泵亮) 13)变频装置#2 变频状态 14)变频装置就地控制
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15)变频装置轻故障信号 16)变频装置重故障信号 17)就地监视: 18)变频旁路柜:K1 合闸指示灯 K1 分闸指示灯 带电显示运行,闭锁灯亮 19)变频控制柜: 变频器干式变三相温度 指示灯: 待机 运行(变频运行指示灯亮) 停止 工频状态 报警 内部故障 故障停机 高压接入(正常运行亮) 20)变频控制器:频率: hz 指示灯:电压正常(绿灯亮) 主控 CPU(绿灯闪烁) 辅控 CPU(绿灯闪烁) 互检正常(绿灯亮) 停机状态 运行状态(红灯亮) 变频状态(红灯亮) 报警状态 故障信号: 信号 1 信号 2 信号 3 信号 4 信号 5 信号 6 LCD 屏监视:运行频率: 输入功率 输出功率
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hz

功率因数 输入电压 输入电流 输出电压 输出电流 6.5.4.2 日常维护检查 1)检查周围环境的温度、湿度、震动等情况,有无灰尘、气体、凝露。 2)变频器周围有无堆积杂物。 3)变频装置各柜门关闭。 4)检查控制面板显示是否正常。 5)检查系统有无异常的振动或噪声和气味。 6)检查控制面板显示有无报警信息。 7)风扇运转是否正常。 8)记录变频装置输出电压与电流,并记录相对应时间。 6.5.5 凝泵的停用 6.5.5.1 若备用泵切换,应先启动备用凝泵正常后,方可停用原运行泵,注意凝 结水流量、压力正常。 6.5.5.2 若需停用凝结水系统, 应先确认主机排汽室温度低于 65℃且无凝水用户 后,方可停用凝泵,关闭凝结水加药门。 6.5.5.3 凝泵停用后,检查泵无倒转。 6.5.5.4 机组正常运行时,隔绝凝泵,应将其进、出口门、空气门、密封水供水 门关闭。 6.5.5.5 确认系统不需要凝补水,可停用凝结水输送泵,关闭除盐水补水门。 6.5.6 异常处理 6.5.6.1 排汽装置水位异常升高 1)原因 A) 凝泵运行中跳闸,备用泵未联动。 B) 排汽装置水位调节或除氧器水位调节失灵。 C) 凝结水管路阀门误关,造成除氧器进水中断。 2)处理 A) 迅速查明原因并消除,如排汽装置水位调节失灵,切为手动调节, 用旁路门控制水量。 B) 如排汽装置水位上升,而除氧器水位下降,应启动备用凝泵,无法 恢复时,应迅速减少机组负荷。 C) 如排汽装置水位上升,除氧器水位正常,将凝汽器补水调节切手动, 必要时开排汽装置危急放水。
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6.5.6.2 热水井水位异常下降 1)原因 A) 排汽装置水位调节或除氧器水位调节失灵。 B) 凝结水系统故障或漏泄。 C) 低负荷运行时,凝结水再循环门调节失灵。 D) 凝结水储水箱水位低。 E) 排放门误开。 F) 排汽装置放水门误开。 2)处理 A) 迅速查明原因并消除,如调节门失灵,采用手动旁路门控制排汽装 置进水量。 B) 如凝结水储水箱水位低,立即加大补水,同时汇报值长。 C) 因凝结水再循环门调节失灵关闭,用手动再循环旁路门调节再循环 水量。 D) 若排汽装置放水门误开,应立即关闭。 E) 如系统漏泄应迅速进行隔绝,无法隔绝时,请示停机。 6.5.6.3 凝结水泵汽化 1)现象 A) 凝结水泵出口压力摆动,流量不稳或到零,电流摆动并下降。 B) 凝结水泵出口母管振动,逆止门发出撞击声。 2)原因 A) 排汽装置水位低。 B) 凝泵入口管漏入空气。 C) 凝泵入口滤网堵塞。 D) 凝泵密封水断流或压力低。 3)处理 A) 发现凝泵有汽化现象,立即检查排汽装置水位并到就地核实,确认 水位低后立即增大补水量将排汽装置水位补至正常。 B) 检查凝泵泵体抽空气门开启,如因凝泵出力过大造成振动过大,应 根据除氧器水位及时调整上水门开度。 C) 检查凝泵密封水情况,调整密封水量。 D) 若凝泵入口滤网放水门、放空气门误开,应立即关闭。 E) 经上述调整无效后,启动备用凝泵,停止故障泵。 6.6 给水系统的运行 6.6.1 电动给水泵 6.6.1.1 启动前的准备
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1) 确认电动给水泵检修工作结束,工作票终结。现场整洁,管道保温良好, 周围无妨碍运行杂物,电机接地线完好。 2) 表计齐全,各压力表、流量表一、二次门开启,信号及仪表电源已送。 3) 各电动门送电,各气动阀电源、气源已投入传动正常。 4) 确认电动给水泵各项联锁保护试验合格。 5) 对于大修后的第一次启动,应将前置泵与电机间,给水泵与偶合器靠背轮 脱开,手动盘动转子无卡涩 6) 确认电动机绝缘合格、电动机单体试运正常,重新恢复各靠背轮,并装好 保护罩。 7) 检查液力偶合器油位正常,油位在油位计刻度 1/2~2/3,油质良好。 8) 检查液力偶合器调速机构牢固,传动勺管“增”“减”负荷方向正确后, 、 将勺管放在“零”位。润滑油滤网一组投用,一组备用。冷油器投入正常。 9) 确认除氧器水位正常。 10)系统阀门检查处于正确位置。 11)确认闭式冷却水及开冷水系统运行正常。 6.6.1.2 电泵注水前准备 1) 启动辅助油泵,检查润滑油压力 0.15MPa~0.25MPa,各轴承油质、油流 正常,油系统无漏油,大修后第一次启泵应先调整好润滑油压和工作油压。油滤 网差压正常。 2) 打开电泵再循环调节门前后隔绝门, 再循环调整门根据流量自开关试验正 常。 3) 关闭电泵出口门及所有放水门。 4) 确认电泵密封水回水门开启,投入电泵及前置泵密封、冷却水系统。检查 前置泵、给水泵机械密封水及冷却水压力正常,无泄漏,开启工作油冷却器冷却 水进、 出口手动门, 调节门投入自动。 电动机冷却器冷却水进、 出口手动门开启。 开启润滑油冷却器冷却水出口门,冷油器冷却水侧注水完毕,备用。 6.6.1.3 电泵及系统注水、放气 1)开启电泵及给水系统管路的放气门,开启电泵出水门,稍开前置泵入口电 动门,排除泵体及管路(包括高加旁路管道)内气体后,关闭所有放气门。注意 在注水放气期间, 除氧器水位保持正常。 设备、 管道无泄漏, 全开前置泵进水门。 2)检查除氧器水位正常,关电泵出口门,准备启动电泵。 6.6.1.4 电动给水泵的启动 1) 起动前应确认工作油及润滑油温 35~45℃。 2) 确认电动给水泵启动许可条件满足。 3) 注意 10KV 母线电压正常。 4) 顺控或手动启动电动给水泵,记录电流返回时间,待转速稳定后,检查给
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水泵电流,偶合器油箱油位是否正常,若油箱油位低应及时补油。 5) 提高电泵转速,当锅炉具备进水条件,给水母管充压后缓慢打开电泵出口 门,锅炉开始进水。根据需要控制给水流量。投入再循环调节门自动。 6) 当机组负荷低于 30%B-MCR 时投入给水 AVT(加氨、联氨)运行方式。当 机组负荷超过 30%B-MCR 时切换至 CWT(加氨、氧)运行方式。 7) 润滑油压大于 0.25MPa 辅助油泵应自动停止,否则,手动停止电动给水泵 辅助油泵,检查润滑油压在 0.15~0.25MPa 。 8) 根据需要,开启电泵中间抽头门。 9) 联系化学开启电泵进口加药门,化学取样一,二次门。 6.6.1.5 运行监视 1) 检查给水泵及偶合器振动不超过 5.6mm/s,电动机及前置泵各轴承振动不 超过 0.07mm。主泵轴承振动不超过 0.03mm,前置泵轴承温度正常<80℃,当轴 承温度≥90℃时,电泵保护动作跳闸。 2) 控制润滑油出口油温在 40~45℃之间,最低不低于 35℃,最高不超过 55℃。 3) 检查润滑油冷却器进口油温在 45~65℃之间,高于 65℃报警。 4) 润滑油滤网前后压差应小于 0.06MPa,若大于 0.06MPa 应切换备用滤网运 行,联系检修清洗原运行滤网。 5) 检查工作油冷却器入口油温在 60~110℃之间,高于 110℃报警,达到 130℃电泵保护动作跳闸。 。 6) 检查电泵液偶轴承温度<80℃, 当轴承温度≥95℃时, 电泵保护动作跳闸。 7) 电泵支持轴承<75℃,当轴承温度≥90℃或推力轴承温度≥100℃时,电 泵保护动作跳闸。 8) 电泵电机绕组温度高 120℃时报警,当绕组温度高 130℃时,停电泵运行。 9) 检查给水泵中间抽头压力是否正常,给水泵额定工况下运行,其中间抽头 压力大约在 8.8MPa 左右。 10) 检查前置泵、给水泵入口滤网前后压差应小于 0.06MPa。 11) 给水泵在允许运行范围内,进出口压力、流量正常,电动机电流不超限。 12) 机械密封冷却器回水温度<80℃。 13) 液力偶合器油箱油位、油质、油流正常。 14) 润滑油压在 0.15MPa~0.25MPa。 15) 除氧器水位、压力、温度正常,给水泵无汽化、无冲击现象。 16) 泵组冷却水系统、机械密封系统(正常控制供回水温差<25℃,最高≯ 45℃) 、密封冷却水系统、暖泵系统管道、油系统及给水管道无泄漏。 6.6.1.6 电动给水泵的停用 1)汇报值长,待值长许可停用指令后进行停泵操作;
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2)确认电泵再循环门处于“自动”位置,辅助油泵在“自动”位; 3)注意调节给水流量,保持锅炉水位正常,降低电动给水泵转速。电动给泵 出口流量降至 300t/h 时,注意再循环门自动开启; 4)辅助油泵在“自动”位置,当油压低于 0.1MPa 时启动辅助油泵自启,否 则手动投入,润滑油压应大于 0.16MPa; 5)停止电动给水泵运行,就地观察电泵惰走情况,注意转子应静止不倒转。 如不投备用,关闭泵出口电动门; 6.6.2 除氧器 6.6.2.1 投入前的准备 1) 确认除氧器检修工作全部结束,工作票终结。现场整洁,管道保温良好。 2) 各种控制电源,信号电源投入。 3) 检查各有关阀门动作灵活,各调整门的控制气源、控制电源应送上。 4) 记录、指示、保护、报警等装置完好,投入运行。 5) 除氧器及除氧器压力表一次门全部打开, 系统中所有控制用压缩空气门打 开。 6) 所有水位测量隔离门打开,除氧器的就地和远方水位计投入。水位高低报 警、动作经校验正常。 7) 充氮门关闭。 8) 系统中的安全门整定好 9) 开启除氧器排氧门。 6.6.2.2 除氧器的投运 1) 确认凝结水水质合格后,利用凝结水泵向除氧器上水。 2) 除氧器进水时应检查供水调门前后电动门开启。 3) 稍开除氧器上水调门,管道注水,放净空气后逐渐加大流量,避免产生冲 击振动,造成喷嘴损坏。 4) 除氧器上水至 1600~1800mm 后进行冷态冲洗,水质合格后重新上水。 5) 上水至 2000mm 以上时,启动电动给水泵打循环,投入除氧器辅汽加热。 6) 打开除氧器辅汽进汽电动门,将除氧器辅汽进汽调整门投入自动,除氧器 水温加热至 120℃,控制加热速度应小于 1.7℃/min。 7) 逐渐上水至 1600~1800mm 水位后,根据情况投入除氧器水位自动调节, 视水质情况,锅炉上水冲洗。 8) 当机组负荷大于 25%MCR 时,除氧器加热自动切至四抽汽源,检查除氧器 四抽进汽电动门和四抽进汽逆止门在开足位置。 当除氧器压力大于 0.047MPa 时, 除氧器辅汽进汽调整门随压力设定逐渐自动关闭或热备用,除氧器进入滑压运 行。同时检查除氧器辅汽供汽管自动疏水器正常。 9) 当除氧器加热汽源切换过程中,应注意除氧器压力、水位正常,进汽管道
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无振动。 6.6.2.3 除氧器的运行监视 1) 应经常核对除氧器参数显示正确,监视除氧器的压力、温度、水位及进水 流量等正常,运行工况与机组负荷相适应。 2) 除氧器无明显的振动。 3) 维持除氧器水位正常,在 1800~2000mm。若除氧器水位自动调节失灵, 立即切至手动调节。若除氧器水位无法维持,出现高高水位(2310mm)时,应检 查所有的进汽门均自动关闭,上水调门全部关闭,出现低低水位(650mm),延时 3S,给水泵跳闸。 4) 当除氧器加热由四抽汽供汽时,加强监视除氧器水位、压力稳定,以防发 生振动。 5) 保持除氧器压力不大于 1.119MPa。若除氧器压力大 1.45MPa 时,应检查 除氧器安全门动作。 6) AVT(加联氨、氨)运行工况时,监视除氧器出水含氧量小于 7μ g/L。 7) CWT(加氧)运行工况时,应适当关小除氧器排氧门。 6.6.2.4 除氧器的停用 1) 当机组负荷≤25%MCR 时,注意除氧器水位、压力、振动等正常。 2) 除氧器由滑压运行转为定压运行时,除氧器加热可由辅汽供给,注意除氧 器压力设定为 0.047MPa(g) 。 3) 当锅炉不需进热水时,可停止除氧器加热,检查、关闭除氧器辅汽进汽电 动门。 4) 根据系统要求,关闭除氧器水位调位门,除氧器停止进水。 5) 若除氧器需长期停用,应放尽存水。 6) 除氧器停用后,根据停用时间可采用加联胺或充氮保养。 6.6.2.5 除氧器水位异常处理 1) 除氧器正常水位保持 1800~2000mm,除氧器上水调节门投入自动调节。 2) 当水位 2080mm 高一值报警时,应立即校对水位计与实际水位,检查除氧 器水位调节门自动情况, 检查 3 号高加正常疏水自动情况。 保持除氧器水位正常。 3) 当水位 2160mm 高二值报警时,检查除氧器溢流阀联开正常,检查除氧器 水位调节门自动情况,水位降至 2080mm 时联关溢流阀;保持除氧器水位正常。 4) 当水位 2250mm 高三值报警时,检查除氧器放水阀联开正常,及时查明原 因处理,保持除氧器水位正常。水位降至 2160mm 时联关放水阀。 5) 当水位 2310mm 高四值报警时,联关四段抽汽逆止门 1,2、四段抽汽电动 门、四段抽汽至除氧器加热电动门、三号高加至除氧器疏水门、凝结水至除氧器 调节阀、延时 10S,辅汽至除氧器调节阀及其电动阀,联开四段抽汽管道疏水阀 (逆止门前,电动门后) ;
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6) 当除氧器水位 1600mm 低水位报警时,应核对实际水位,确认水位低,检 查凝泵运行情况,除氧器水位调节是否正常。必要时,手动调节水位,联系有关 人员处理。 7) 除氧器水位自动控制装置失灵,水位高或低,上下波动时,应将水位调节 “自动”切除,投入手动调节水位,并通知热工处理。 8) 当除氧器水位低至 650mm 时,保护跳给水泵。 6.6.3 高低压加热器 6.6.3.1 加热器投用前的准备 1) 确认检修工作结束,工作票终结,设备完整。 2) 确认加热器及其管道冲洗合格。 3) 确认系统水质合格。 4) 联系热工送上有关表计,信号电源,联系电气送上有关电动门电源,抽汽 逆止门气源投入正常,经开关试验动作正常无卡涩。 5) 确认压缩空气系统运行正常。 6) 仪表一,二次门、就地水位计、热工调节测量装置一,二次门等开足,控 制用气源正常。 7) 高水位保护等联锁、水位自动均应试验良好. 8) 确认凝结水、给水等有关系统已投入运行,低加、高加水侧随系统投入而 通水,并确认管束等无泄漏。 6.6.3.2 有下列情况之一,禁止投入加热器 1) 加热器保护及联锁失灵。 2) 加热器汽侧、水侧安全门动作不正常。 3) 加热器钢管泄漏。 4) 加热器主要监视仪表故障。 5) 加热器抽汽逆止门开关失灵。 6) 加热器主要汽、水、疏水阀控制失灵。 7) 加热器系统存在的其他严重影响安全运行的缺陷。 6.6.3.3 高加注水 1) 高加水侧如未通水,则投入前需先注水。 2) 开启高加给水管路的放空气门。 3) 稍开高加注水一、 二次门向高加水侧注水, 待空气放尽后, 关闭放空气门。 4) 待高加水侧压力与给水母管压力相等后,监视 10 分钟,检查高加水侧压 力无下降,高加水位无上升,确定高加钢管无泄漏。 5) 开启高加出水电动门,开启高加进水三通阀,检查正常后,关闭高加注水 一、二次门 6.6.3.4 低加及高加的汽侧随机投用
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1) 将低加和高加汽侧启动排气门开启。 2) 将低加正常疏水调整门和事故疏水调整门按规定水位分别设定后投入自 动,将#1、2 高加正常疏水调整门及事故疏水调整门按规定水位分别设定后投自 动,将#3 高加正常疏水门关闭,事故疏水门按规定水位设定后投自动, 3) 汽机挂闸后,打开各级抽汽电动门(四抽除外) ,检查各级抽汽逆止门自 动打开。 4) 汽机启动后,注意随着抽汽压力上升,低加及各高加汽侧随机投用,低加 及各高加出水温度相应升高。 5) 检查低加及各高加疏水水位自动调节正常,若加热器水位自动调节不正 常,应联系热工进行热态调整。必要时可解自动,进行手动调整,应注意相邻加 热器水位。 6) 高低加汽侧投用正常后,关闭其启动空气门,开启连续排气门。 7) 随负荷升高,当#3 高加进汽压力大于除氧器压力 0.2MPa 且化验水质合格 后,将#3 高加疏水回收至除氧器。 8) 高低加检修后的初次投入,应将高加疏水先排至地沟,待水质合格方可回 收凝汽器。 9) 若#5、6 低加未随机启动,投入时应先投#6 低加汽侧后投#5 汽侧,防止 汽侧排挤并注意疏水自动的调整。 6.6.3.5 高加的汽侧带负荷时投入 1) 机组负荷 100MW 以上,将各高加汽侧启动排气门开启。 2) 由低到高逐台投入高加汽侧,投汽侧时,应稍开高加进汽电动门,检查高 加抽汽逆止门打开,逆止门前后疏水门关闭。注意控制各加热器汽侧压差在 0.08~0.1MPa。 3) 当高加进汽温度与抽汽温度接近后,逐渐手操开启高加进汽电动门,注意 高加出水温度温升率控制在 1~1.5℃/分范围内。 4) 当加热器水位达 30mm 时, 由高到低依次投入加热器水位自动,并将事故疏 水调整门设定 38mm 后投自动,注意检查水位调门自动跟踪正常(#1、2高加疏 水可采用逐级自流,#3 高加疏水走危急疏水) 。 5) 检查高加疏水水位自动调节正常,若加热器水位自动调节不正常,应切手 动调节并联系热工检查处理。 6) 当高加疏水水质合格,且#3 高加进汽压力大于除氧器压力 0.2MPa 后,将 #3 高加正常疏水调整门切自动调节,高加疏水逐级自流回至除氧器。 7) 开启#1、2、3 高加至除氧器连续排气门,关闭#1、2、3 高加启动排气门。 6.6.3.6 运行监视 1) 应经常注意加热器水位变化,防止高水位或无水位运行。若水位自动调节 失灵,应切手动调节,并联系热工处理。
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2) 应注意加热器进汽压力、温度和加热器出水温度、疏水温度等正常,与机 组负荷相适应。 3) 检查加热器及其抽汽管道、疏水管道等无泄漏、无振动、无冲击现象。 4) 应经常监视和核对加热器的疏水端差,高、低加的疏水端差应在 5.6℃左 右,发现端差增大应分析原因,及时处理。 5) 注意核对机组负荷与加热器疏水调整门开度的关系, 若负荷一定而疏水调 整门开度增大时,加热器钢管可能有泄漏。 6) 若加热器水位达到保护值,应检查保护动作正常,分析水位升高的原因, 及时进行处理,并确认加热器钢管无泄漏。 7) 运行中只要有一台高加出现高Ⅲ水位,则三台高加汽侧全部解列,给水走 旁路,当高加水位恢复正常、原因查清处理后,重新投入高加水侧,再逐台投用 #3、2、1 高加汽侧,监视高加水位调节正常。 6.6.3.7 高加停止 1) 高加的停止应由高到低的顺序进行。 2) 关闭高加进汽电动门,控制出水温度变化率≤66℃/h。 3) 当#3 高加汽侧压力与除氧器压力差小于 0.1MPa 时,注意 3 号高加危急疏 水门逐渐开启,注意将高加疏水倒至凝汽器。 4) 三台高压加热器进汽门全部关闭后,关闭抽汽逆止门,关闭连续排气至除 氧器手动阀。 5) 缓慢关闭 3 号高加进口三通电动门,注意给水流量的变化。关闭高加出口 电动门。 6) 若需检修,继续以下步骤: 7) 将本级正常疏水及上级正常疏水手动门关闭。 8) 将本级事故疏水手动门关闭。 9) 开启汽侧放空气门、放水门,注意主机真空变化。 10)开启水侧放空气门、放水门。 11)将高加水侧进、出口门、进汽电动门停电。 6.6.3.8 异常处理 1)高加水位高 原因 A) 水位调节不好。 B) 疏水不畅通。 C) 高加泄漏。 处理 A) 水位调节失灵立即倒手动,联系热控人员处理。 B) 高加水位至高二值,检查事故疏水门开启,否则手动开启。
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C) 高加水位高三值保护动作,汽侧进汽门自动关闭三通阀。水侧旁路 打开,进、出水门关闭。保护不动作,应立即手动操作。 D) 如疏水不畅,停止高加后,查明原因处理。 E) 若高加漏泄,停止高加,按高加停止操作进行,联系检修处理。 2)高加水位低 原因 A) 高加水位调节失灵或卡涩。 B) 事故疏水门漏泄量大或误开。 处理 A) 若高加水位调节不好,应检查压缩空气是否投入,同时联系热控人 员处理。 B) 若事故疏水门漏泄量大,高加水位调节门卡涩,停止高加运行,联 系检修处理。 C) 事故疏水门误开,则应及时关闭,但其串接的手动门在高加运行期 间禁止关闭。 3)高加紧急停运 A)紧急停运条件: a) 汽水管道破裂,直接威胁设备及人身安全。 b) 高加水位高处理无效,高达三值,且保护未动。 c) 高加水位显示失灵,无法监视水位。 B)紧急停运操作 a) 立即用高加保护开关切除高加。 b) 检查高加进汽门及抽汽逆止门关闭,各抽汽疏水门开启。 c) 高加水侧解列,给水走旁路,注意给水压力稳定。 d) 各高加正常疏水门关闭。 e) 各高加事故疏水电动门打开,高加水位保持在可监控范围内。 f) 当高加水位高保护动作后,应及时查明原因。严禁在高加发生漏泄 时强行投入高加。 g) 机组在高加退出运行时允许带 600MW 负荷运行, 同时应保证各监视 段压力不超限,否则应限制机组负荷。 6.7 润滑油系统的运行 6.7.1 投入前的准备 6.7.1.1 润滑油系统检修工作结束,工作票已终结。管道和设备完整良好。 6.7.1.2 各种控制电源、信号电源投入。 6.7.1.3 各设备电机测绝缘合格,接地线完好,待机械准备好后送电。 6.7.1.4 系统中的各种表计一、二次表门打开,油位计投入正常,所有放油门关
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闭,热工各种保护报警良好投入。 6.7.1.5 主机润滑油箱排烟机的入口门打开,一台排烟机投入,一台备用。 6.7.1.6 润滑油净油系统具备投入条件。 6.7.1.7 开式水系统投入运行。 6.7.1.8 主机油箱清扫干净、回油过滤装置安装好。 6.7.1.9 检查冷油器三通换向阀套筒与碟阀手柄复位在一侧运行,一侧备用 6.7.1.10 启动净油系统,利用润滑油输送泵向油箱注油至高油位。注油过程中, 核对油箱实际油位与油位计指示相符,油位报警值应正确。 6.7.1.11 顶轴油泵入、出口门打开,滤网清洗干净。 6.7.1.12 检查确认各轴承顶轴油供油手动门开启。 6.7.1.13 润滑油、密封油系统已按阀门检查卡处于启动前正常状态。密封油低 压备用油及高压备用油隔离门在密封油系统不具备投运前应处于关闭位置. 6.7.2 润滑油系统启动 6.7.2.1 当油箱油温低于 10℃,禁止启动油泵。当油箱油温低于 21℃,禁止启 动盘车。投入电加热,当油温大于 38℃时,停止电加热。 6.7.2.2 主油箱上一台排烟风机运行,调整排烟风机入口挡板,维持主油箱内负 压在正常(开关量测点不报警) ,检查排烟风机运行正常,将另一台排烟风机入 口挡板开启,联锁投入。 6.7.2.3 确认油系统准备好,交、直流润滑油泵具备启动条件, (启动前已准备 好)启动交流润滑油泵,检查泵出口油压 0.33MPa,润滑油母管压力在 0.096~ 0.124MPa 之间。 6.7.2.4 向高、低压润滑油系统充油,保持油箱油位+100mm。检查系统无泄漏, 轴承回油温度正常。 6.7.2.5 启动高压备用密封油泵运行,检查油泵出口压力、电流、振动均正常, 系统无泄漏,泵出口油压在 0.83-0.9MPa 之间。 6.7.2.6 按试验规程进行交、直流润滑油泵和交流备用密封油泵联动试验,之后 将直流润滑油泵自动联锁投入。 6.7.2.7 机组定速后润滑油压力维持 0.096~0.124MPa,密切监视主油箱油位和 油净化装置油位,根据油温情况投入润滑油冷却器,维持润滑油温 38~45℃。 6.7.2.8 机组定速后,主油泵工作正常,停交流润滑油泵、高压交流备用密封油 泵并投入联锁。 6.7.3 顶轴油泵的启动 6.7.3.1 确认交流润滑油泵已运行,顶轴油泵入口压力> 0.05MPa。 6.7.3.2 确认顶轴油系统阀门已检查处于正常开启位置。 6.7.3.3 启动一台顶轴油泵运行,检查振动、出口压力正常、系统无泄漏后,投 入备用泵联锁。
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6.7.3.4 检查顶轴油母管油压 14~15MPa, 各轴承顶轴油压在 8.0~15MPa 范围内。 6.7.3.5 停机过程中,机组转速达 600r/min 时,检查顶轴油泵自启或手动启动。 6.7.4 盘车装置的启动 6.7.4.1 汽机冲转前至少 4 小时或停机转速到零后应投入连续盘车。 6.7.4.2 确认润滑油系统、顶轴油系统、密封油系统、压缩空气系统投运正常。 6.7.4.3 确认就地“点动/连续”切换开关在“连续”位置, “就地/遥控”开关 在“就地”位置。 6.7.4.4 确认各轴承顶轴油压在 8.0~15MPa。盘车喷油电磁阀已打开,润滑油压 大于 0.034MPa,润滑油温 30±2℃,电动机轴端盖已盖到位。 6.7.4.5 确认各轴承润滑油压正常,TSI、DEH 已投入。 6.7.4.6 将盘车齿轮啮合手柄扳至啮合位置。 6.7.4.7 若啮合手柄扳不到啮合位置,应将电动机轴端盖旋下,用扳手顺时针旋 转电动机转子,直到啮合手柄到啮合位置后,将电动机轴端盖重新盖上并到位。 6.7.4.8 在就地控制盘上按"启动"按钮,盘车装置应正常运转,盘车转速约 3.38r/min。 6.7.4.9 盘车启动后,观察偏心度不大于 0.076mm,倾听汽缸及轴封处有无摩擦 声。 6.7.5 润滑油系统的运行监视 6.7.5.1 机组正常运行时,一台排烟风机运行,保证润滑油箱微负压-250~ -500Pa。 6.7.5.2 机组正常运行时,交、直流润滑油泵,高压备用辅助油泵,顶轴油泵, 盘车装置应投入联锁。 6.7.5.3 主机润滑油压维持在 0.096~0.124MPa,各轴承处油压高于 0.083MPa, 冷油器的冷却水工作正常,出口油温保持 38~45℃,油滤网差压<60Kpa。 交流润滑油泵,高压备用油泵,顶轴油泵,盘车装置运行时,顶轴油母管压 力>14MPa。顶轴油泵出口压力>14MPa。高压备用辅助油泵出口压力 0.83~0.9 MPa。泵组振动小于 50um、最大不超过 75um 。 6.7.5.5 机组正常运行时,应保持保安油压 0.5~0.8MPa。 6.7.5.6 润滑油箱油位以距油箱上盖 1431mm 为零位,油位高报警 466.7mm,油位 低报警-200mm,油位高高报警 700mm,油位低低报警-300mm。远传及就地液位指 示正常维护值控制在 1750~1850mm。 6.7.6 润滑油冷油器的切换 6.7.6.1 正常运行时冷油器的解列和投入应经值长同意, 主值班员的主持下进行。 6.7.6.2 操作过程中,汽机主值班员应密切监视润滑油冷油器后油压、油温、推 力轴承、支持轴承金属温度及回油温度的变化。 6.7.6.3 操作过程中应加强联系与汇报工作,发现异常应立即停止操作,并恢复
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原状。 6.7.6.4 切换: 1) 确认冷油器充油阀在开启位置。 2) 确认备用冷油器至主油箱放空气门开启, 从窥视窗观察应有连续的油流通 过。 3) 关闭备用冷油器出水门,稍开备用冷油器进水门,开启备用冷油器放空气 门,待放空气门有水冒出时,关闭备用冷油器放空气门。 4) 全开备用冷油器进、出口水门。 5) 松开切换手柄固定手轮,缓慢扳动切换手柄,使切换手柄指向备用润滑油 冷油器,注意润滑油压不应下降,油温应正常。 6) 将切换手柄固定手轮锁定好。 7) 检查一切正常后,关闭停运冷油器进水门,冷油器出水门保持开启状态备 用。 6.7.7 主机盘车的规定 6.7.7.1 主机盘车运行及停止的有关规定 1) 汽机冲转前 4 个小时,必须投入盘车。在连续盘车期间,如因工作需要或 盘车故障使主轴停止,必须再连续盘车 4 小时方可允许再次启机。 2) 机组安装后,初次启动或大修后第一次启动前应采用就地手动方式盘车, 正常后方可投入连续盘车。 3) 盘车运行时,必须保证润滑油、顶轴油和密封油不得中断,维持润滑油温 在 30~45℃, 各轴承金属温度应正常, 且油压充足, 转子偏心度不超过 0.076mm。 4) 盘车时, 汽缸内有明显磨擦声, 应停止连续盘车, 改为每隔半小时转 180, 不允许强行投连续盘车。 5) 中断盘车时,应停在大轴偏心指示最小位置,在重新投入盘车时应先转 180°然后停留上次盘车停运时间的一半,直到转子偏心度指示为零,方可投入 连续盘车。 6) 确认轴封供汽停止、高压缸调节级金属温度低于 170℃,方可停止盘车装 置的运行。 7) 解除盘车装置的联锁,停止盘车装置运行,盘车装置的喷油电磁阀关闭, 电机停止,使盘车啮合齿轮脱开。 6.7.7.2 特殊情况下的盘车规定 1) 正常停机转速到零后,应立即投入盘车运行,如需短时停盘车,要保持盘 车运行至少 4 小时,然后可停运一段时间,但不能超过 15 分钟,并维持油系统 运行。 2) 如果上述停盘车时间后,仍需工作,但要保持盘车运行 2 小时或转子偏心 合格后,可再停盘车半小时,其中在第 15 分钟时将转子盘动 180 度.
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3) 转子停半小时后,再次盘车达 2 小时或转子偏心合格后,在随后的 6 小时 内,可每隔 30 分钟将转子旋转 180°,6 小时后根据需要可将定盘时间延长。 4) 由于某种原因,在停机后缸温在 426~454℃时,需停油及盘车运行,轴 颈温度变得过高之前,可停油 2~3 小时。如果缸温冷却到 204℃,可停油 10 小 时。 6.7.7.3 在危急情况下的盘车 1) 如变形造成动静部分卡塞,而不能进行连续盘车,则应手动盘车,如手动 盘车不动, 在一小时后应再次进行手动盘车, 若不成功。 再隔一小时后重复尝试, 若仍不能盘动, 可能是动、 静部分变形所至。 在这种情况下, 保温一至两天以后, 再用盘车使动、静部分消除卡塞。 注意:绝对不得采用向汽机通汽或用吊车来 盘动转子。 2) 顶轴油泵不能投入的情况下,汽机必须继续盘车,盘车时可能出现“卡塞 -打滑”现象,此时应采取下列办法处理,直到顶轴油泵恢复正常运行为止。 A) 启动直流事故油泵以增加润滑油量,并且尽可能降低油温但不得低 于 21℃。 B) 等待一分钟,如果还存在“卡塞-打滑”现象,则停止盘车 15 分钟, 然后再启动盘车。 C) 如果“卡塞-打滑”现象仍不消失,则再次停止盘车,每隔 10 分钟 旋转转子 180°,使转子校直。继续重复上述过程,直到“卡塞-打滑”现象 消除和盘车装置投入为止。 6.7.8 顶轴油泵的停运 6.7.8.1 确认盘车装置已经停止运行,解除顶轴油泵联锁,停运顶轴油泵。 6.7.8.2 在启机过程中,机组转速超过 20r/min 时,盘车装置啮合齿轮应自动脱 扣,电机自停。机组转速超过 2000r/min 时,盘车装置的喷油电磁阀关闭,转速 超过 2050r/min 顶轴油泵自停。 6.7.9 交流润滑油泵和高压备用辅助油泵的停运 6.7.9.1 确认主机盘车装置、顶轴油泵及发电机密封油系统均已停运。高压缸调 节级金属温度低于 150℃,并且各轴承金属温度均在正常范围内,方可停止交流 润滑油泵和高压备用密封油泵运行。 6.7.9.2 将直流润滑油泵联锁解除。 6.7.9.3 停止交流润滑油泵和高压备用辅助油泵。 6.7.9.4 解除备用排烟风机联锁,停止排烟风机运行。 6.7.10 异常处理 6.7.10.1 润滑油压下降 1) 现象 A) “汽机润滑油压低”报警。
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B) 各轴承温度和回油温度升高。 C) 润滑油压力表指示下降。 2)原因 A) 主油泵、射油器工作不正常。 B) 供油管路泄漏。 C) 冷油器漏。 D) 主油箱油位低。 E) 备用油泵出口逆止门不严。 3)处理 A) 润滑油压下降时应立即核对表计,查明原因,注意监视油压、各轴 承金属温度、回油温度、振动等参数的变化。发现油流中断或轴承温度异常 升高等,达到极限时,立即停机,破坏真空。 B) 当油压下降到 0.082MPa 时, 交流润滑油泵启动。 当油压降到 0.075MPa 时,直流润滑油泵启动,否则手动启。 C) 检查主油泵进出口油压力是否正常,若主油泵或射油器工作失常, 应汇报值长,请求停机检修。 D) E) F) 检查交、直流润滑油泵出口逆止门,若是出口逆止门不严,油压保 若冷油器泄漏,切换泠油器,并隔绝故障冷油器进行检修。 当润滑油压低至 0.048MPa 汽机自动脱扣,否则手动停机,并按紧 持不住时,启动该油泵,汇报值长,请示停机检修。

急停机处理。 6.7.9.2 油箱油位不正常 1)油位高 A) 检查排烟机的运行情况,油箱负压。 B) 油是否乳化,主机汽封是否漏汽。 C) 若油中进水,则投入净油装置,连续净化。 D) 如果油位继续上涨,油质严重劣化时,应停机处理。 2)油位低 A) 检查油系统是否漏泄,如果漏泄,运行中又不能处理时,启动润滑 油输送泵向油箱中补油,注意油位变化,请示停机处理。 B) 若冷油器漏泄,应切换冷油器,隔绝故障冷油器进行检修。 C) 检查主油箱事故放油门是否误开。 D) 若由油净化装置故障造成油位下降时,应停止净化装置运行。 6.8 EH 油系统的运行 6.8.1 启动前的准备 6.8.1.1 系统检修工作全部结束,所有工作票终结并收回,现场整洁,设备及系
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统管道良好。 6.8.1.2 各种控制电源,信号电源投入。 6.8.1.3 EH 油泵电机测绝缘送电。 6.8.1.4 系统中所有表计一,二次门开启,油位检测隔离门开启,放油门关闭。 6.8.1.5 各种保护,记录等热工仪表投入运行,有关联锁、保护校验,阀门校验 工作均已完成。 6.8.1.6 油箱电加热器测绝缘送电。 6.8.1.7 闭式水及压缩空气系统投入运行。 6.8.1.8 油泵进出口门开启。 6.8.1.9 检查系统中所有蓄能器氮气压力正常。 6.8.1.10 所有蓄能器的手动隔离门打开,隔离门后放油门关闭。 6.8.1.11 EH 油冷却器水侧注满水放尽空气准备好。 6.8.1.12 系统中所有滤网安装完毕。 6.8.1.13 化验油质合格,向油箱注油至高油位。 6.8.2 EH 油系统的联锁 6.8.2.1 油泵联锁: 1)油位 >230mm 且油箱油温 >21℃,允许启动油泵; 2)子环投入,运行泵跳闸,备用泵联启; 3)子环投入,一台油泵运行且出口母管压力 <11.2MPa,联启备用泵; 6.8.2.2 加热器联锁: 1)子环投入,油箱油温 <20℃,联启加热器; 2)子环投入,油箱油温 >55℃,保护停加热器; 3)油位 <370mm,保护停加热器; 6.8.3 EH 油泵的启动 6.8.3.1 确认 EH 油泵启动许可条件满足。 6.8.3.2 确认 EH 油系统阀门已检查处于正常位置。 6.8.3.3 启动一台 EH 油泵运行,检查振动、出口压力正常、系统无泄漏后,投 入备用泵联锁。就地检查系统回油正常。 6.8.3.4 根据需要投入 EH 油再生系统运行。 6.8.3.5 任何情况下,不允许泵在油温低于 10℃情况下运行,尽量不要在油温低 于 20℃情况下长期运行,油温低于 20℃时,应检查投入油箱电加热。 6.8.4 EH 油系统的运行监视 6.8.4.1 机组正常运行时,EH 油箱油位 550~650mm,油位高报警 915mm,油位低 报警 450mm,油位低低报警 370mm,油位低低低跳泵 230mm,备用泵禁启。 6.8.4.2 EH 油母管压力 14±0.5 MPa,但不高于溢流压力 16.2MPa,低于 11.2MPa 应检查备用 EH 油联启。
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6.8.4.3 正常 EH 油箱温度 38~54℃,油箱温度高于 55℃时,报警。应检查电加 热是否停止,冷却水工作是否正常。 6.8.4.4 EH 油泵组振动小于<50um、最大不≯75um 。 6.8.4.5 EH 油系统过滤器前后压差小于 0.24MPa,高于此压差发出报警,应及时 更换滤芯。 6.8.4.6 为保证 EH 油油质良好,EH 油再生系统应根据化学取样情况投入连续运 行。 6.8.4.7 充氮压力高压 8.96MPa,低压 0.21MPa 正常若高压储能器氮气压力下降 至 8.27MPa,低压储能器氮气压力下降至 0.16MPa 应重新充气。 6.8.4.8 检查油泵及电机轴承温度,电机温度正常。油泵及系统管路无振动,无 异常声音等 6.8.4.9 当 EH 油酸值大于 0.15 毫克 KOH/克、 油电阻率小于 5×109Ω /cm 或根 EH 据化学要求投运再生装置或滤油机,工作 24 小时后,通知化学取样,根据取样 结果决定是否继续投运。禁止再生装置长期或连续运行。 6.8.5 行。 6.8.5.2 操作过程中,机侧巡检员应密切监视 EH 油冷油器后油压、油温的变化。 6.8.5.3 操作过程中应加强联系与汇报工作,发现异常应立即停止操作,并恢复 原状。 6.8.5.4 确认两冷油器运行和备用状态,检查 EH 油冷却油泵运行正常。 6.8.5.5 检查备用冷油器良好。缓慢开启备用冷油器冷却水进水门,注意监视冷 油器前冷却水压力正常。 6.8.5.6 将 EH 油冷油器进出口切换手柄切至备用冷油器,检查两冷油器出口油 温正常。 6.8.5.7 关闭停用冷油器冷却水进水门,检查冷却水回水温度正常。 6.8.6 EH 油系统的停止 6.8.6.1EH 油系统在机组停运后,接值长令后方可停止运行。 6.8.6.2 确认机组已经停行,解除 EH 油泵联锁,停运 EH 油泵。切除冷却器冷却 水。油温小于 30℃时,应启动油泵进行循环,防止油温下降过多。 6.8.6.3 EH 油再生泵根据油质情况停止。当停机后 EH 油温低时,油箱中会发生 凝结水,停机时间超过一周时,应投入 EH 油再生泵运行 4 小时。 6.8.7 异常处理 6.8.7.1 EH 油箱油温高报警 1)检查冷却器的运行情况,水温和水流量。 2)检查电加热器是否误投入。
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EH 油冷油器的切换

6.8.5.1 机组运行中 EH 油冷油器的解列和投入应经值长同意,在主值主持下进

3)检查溢流阀是否卡住导致溢流。 4)检查承卸载阀是否卡住导致不卸载。 6.8.7.2 EH 油箱油位低 1)检查系统是否漏泄,若冷油器漏,投入备用冷却器,切除漏泄的冷油器。 2)若系统中其它处轻微外漏,向油箱内补油等待停机处理。 3)若严重漏泄不能消除,要尽快停机处理。 4)检查高低压蓄能器内胆是否漏气。 6.8.7.3 控制油母管压力低 1)检查备用油泵应联动,若不联动,手动投入备用泵运行。 2)检查系统是否有漏泄处。 3)检查卸载阀和溢流门动作情况。 4)检查系统阀门状态是否正常。 6.9 密封油系统的运行 6.9.1 启动前的准备 6.9.1.1 各种控制电源、信号电源投入。热工各种仪表齐全完整、投入运行。 6.9.1.2 系统中各安全门、压差调节阀、减压阀、平衡阀校验正常。 6.9.1.3 各设备电机测绝缘,机械部分准备好后送电。 6.9.1.4 闭式水系统投入运行。 6.9.1.5 系统中各压力表、压差表及调节器表门打开,油位检测隔离门打开,所 有滤网转动灵活。 6.9.1.6 发电机氢油水工况监视柜投用,声光报警等检测正常,显示良好。 6.9.1.7 确认润滑油系统运行,空氢侧密封油箱、发电机两侧消泡箱油位正常。 6.9.1.8 空、氢侧密封油泵入口门打开。 6.9.1.9 氢侧密封油泵出口再循环门适当开启。 6.9.1.10 准备投运的空、氢侧密封油冷却器油侧入、出口门打开。备用冷却器 油侧出口门关闭,入口门打开,水侧入口门关闭,出口门打开。 6.9.1.11 空、氢侧密封油准备投运滤网入、出口门开启,备用滤网出口门开启, 进口门关闭。 6.9.1.12 将空侧密封油泵出口母管手动门打开。 6.9.1.13 完全退出氢侧回油箱上下四个顶针手轮,使两个浮球阀处于自由状态。 6.9.2 密封油系统运行规定 6.9.2.1 密封油系统应在发电机气体置换前投入运行。 6.9.2.2 在发电机充有氢气或汽机盘车时,必须保持密封油压。 6.9.2.3 发电机内充有氢气时,空侧氢油分离箱的排烟机应连续运行。 6.9.2.4 密封油系统投入前,应先投入主机润滑油系统。 6.9.2.5 在润滑油主油箱排油前,必须先将发电机内氢气置换完毕。
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6.9.2.6 停机期间或正常运行中,若氢侧油泵故障需处理时,则允许氢侧油泵暂 时退出运行,但应密切注意氢气纯度变化不低于 90%,故障消除后立即投运。 6.9.2.7 发电机氢压小于 0.1MPa 时,应注意氢侧密封油回油箱及消泡箱油位, 防止密封油进入发电机内。 6.9.3 密封油系统的投入 6.9.3.1 启动一台排油烟机,运行正常后,将备用排油烟机联锁投入,空侧排烟 机排污门开启。 6.9.3.2 确认空侧密封油泵启动条件满足,启动空侧密封油泵,检查运行良好。 6.9.3.3 检查发电机密封瓦空侧油压正常,氢侧回油箱油位补至正常,将空侧直 流密封油泵投入备用。 6.9.3.4 开启主压差阀的氢、油侧压力信号手动门,将主氢油差压阀投入运行, 监视其调节正常,压差指示 84KPa。 6.9.3.5 启动氢侧交流密封油泵,用泵出口再循环门保持空侧、氢侧密封油压差 不应超过±0.49Kpa,投入另一台氢侧交流油泵备用。 6.9.3.6 开启密封油两侧平衡阀的空侧、 氢侧密封油油压信号阀, 将平衡阀投入, 注意监视其调节正常。 6.9.3.7 启动过程中,当密封油温升至 43℃时,投入空、氢侧密封油冷油器, 保持油温在 40~49℃之间。 6.9.3.8 按规定进行密封油系统的保护及油泵联动试验。 6.9.4 正常运行维护 6.9.4.1 机组正常运行保持氢压 0.5±0.02MPa。 6.9.4.2 保持氢油压差在 0.084±0.01MPa 范围之内。 6.9.4.3 空侧、氢侧密封油供油压差在±0.49Kpa 范围之内。 6.9.4.4 密封油冷却器出口油温应保持在 40~49℃之间。 6.9.4.5 空侧密封油回油温度≤55.6℃。 6.9.4.6 氢侧密封油回油温度≤65.5℃。 6.9.4.7 油泵及电机的轴承油位、温度、振动等正常。 6.9.4.8 氢侧油箱油位正常。 6.9.4.9 空侧回油箱真空度保持在-250~-500Pa。 6.9.4.10 汽机高压备用油供油压力大于 0.8MPa。 6.9.4.11 排油烟机运行良好。 6.9.4.12 密封油系统中的刮片式滤油器每 8 小时应转动一次手柄,清理污垢。 6.9.5 停止 6.9.5.1 停机后,确认发电机内氢气已置换完,其它气体已排净,且盘车停止。 6.9.5.2 关闭密封油备用油源压差调节阀前后手动门,确认旁路门处于关闭状 态。
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6.9.5.3 解除氢侧密封油备用泵联动, 停止氢侧密封油泵, 关闭密封油泵入口门、 再循环门。 6.9.5.4 解除空侧密封油备用泵联动, 停止空侧密封油泵, 关闭密封油泵入口门。 6.9.5.5 密封油系统停止回油后,可停止排油烟机运行。 6.9.5.6 如油泵需要检修,将油泵电机电源拉掉。 6.9.6 空侧、氢侧密封油的油源 6.9.6.1 空侧密封油油源 1)主工作油源∶空侧密封油正常工作油源由交流密封油泵提供, 由主差压阀 保证油氢压差 0.084MPa。 2)第一备用油源∶是由汽机主油泵来的 2.1MPa 高压油,当主工作油源发生 故障、油氢压差降到 0.056MPa 时,该油源由备用压差调节器控制自动投入调节, 维持油氢压差 0.056MPa。 3)第二备用油源∶是由汽机主油箱上的备用交流密封油泵提供, 当汽机转速 低于 2850r/min 或发生故障且氢油压差降到 0.056MPa 时,则由备用交流密封油 泵提供密封油。该油源由备用压差调节器控制自动投入调节,维持油氢压差 0.056MPa。 。 4)第三备用油源∶是由直流密封油泵提供,当氢油压差降到 0.035MPa 时, 启动直流密封油泵,使密封油压恢复并保证油氢压差 0.084MPa。该油泵只允许 运行 1 小时左右,如前两级油源短时间内不能恢复运行,应将氢气压力降到 0.014MPa,以免直流油泵停运后引起漏氢。 5)第四备用油源:由主机润滑油系统供给,提供的油压较低,要求该油源在 密封油装置入口油压不低于 0.2MPa。该油源投入运行后,维持发电机内氢压 0.014MPa。 6.9.6.2 氢侧密封油油源 氢侧密封油正常工作油源由氢侧交流密封油泵供给,在交流密封油泵故障 或交流油泵出入口压差降到 0.035MPa 时,氢侧备用交流密封油泵自动联动提供 氢侧密封用油。 6.9.7 异常处理 6.9.7.1 密封油压力低 1)原因 A) 密封油泵运行不正常。 B) 密封油滤网严重堵塞。 C) 密封瓦严重漏油。 D) 密封油泵再循环门误开或失灵。 E) 压差调节阀工作不正常。 2)处理
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A) 检查备用油源投入,备用油压差调节器投入,保证油氢压差正常。 B) 若由于密封油滤网堵塞引起,切换投入备用滤网,联系有关人员处 理。 C) 若是由于密封油泵再循环门引起的,调整再循环门。 若密封瓦严重漏油,汇报值长,联系处理,如不能维持运行,应请 示停机处理。 6.10 发电机氢气系统的运行 6.10.1 发电机气体置换前和置换时的检查 6.10.1.1 密封油系统可靠运行,油氢压差维持在 0.056±0.02MPa,发电机转子 处于静止状态(一般不在盘车状态进行,因耗气量增大) 。 6.10.1.2 气体置换过程中保持机内气体压力在 0.04~0.05 MPa 之间。 6.10.1.3 有关表计和报警装置经校验、试验合格。 6.10.1.4 发电机气体严密性试验合格。 6.10.1.5 机房内动火工作已结束,发电机及氢系统附近禁止明火。 6.10.1.6 确认密封油压差调节阀特性试验合格。 6.10.1.7 检查系统阀门开关状态正确,发电机内有一定压力。 6.10.1.8 充氢前通知制氢站准备足够的氢气。排氢前确认供氢终止,将氢母管 门后加堵板。 6.10.1.9 气体置换期间,当机壳压力低于 100Kpa 左右时,注意氢侧密封油箱油 位变化 ,关闭氢侧密封油箱油位高自动排油手动门. 6.10.1.10 操作氢气系统阀门时,要缓慢开关,尽量用手操作,特殊情况可以使 用铜扳手。操作过程中要防止氢气从阀门突然冲出而引起火灾。 6.10.2 发电机氢系统运行总则 6.10.2.1 发电机禁止在不充氢工况下,在额定转速下或带负荷情况下运行。 6.10.2.2 在气体切换过程中,发电机必须用二氧化碳或氮气作为中间介质,严 禁空、氢气直接接触进行置换。禁止氟利昂与氢混合,以免产生有毒气体。 6.10.2.3 发电机内充满氢气时,必须有密封油密封,空侧油压应确保大于氢压 0.084MPa。 6.10.2.4 向发电机氢冷器通水或停运冷却水时,发电机进风温度(冷氢温度) 40-48℃,应注意防止氢压变化过大,当机组甩负荷时,应注意监视氢冷器调节 阀关小,防止氢压急剧下降。 6.10.2.5 在发电机内充氢运行时,机组润滑油系统及空侧油排烟风机必须投入 运行。
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6.10.2.6 充氢设备 10 米内严禁明火,必须进行焊接工作时,应严格遵照《消防 规程》等有关规定执行。 6.10.2.7 在运行中,发电机检漏计放出油时,应注意调整密封油压,密切监视 消泡箱和氢侧回油箱油位,如检漏计放出水,则应适当提高风温,并检查氢气干 燥器的功能。可能是氢冷器或定冷水系统泄漏时,应及时通知检修检查。 6.10.3 发电机的补氢操作 6.10.3.1 当发电机氢压低于 0.48MPa 时,应对发电机进行补氢。 6.10.3.2 联系制氢站值班员发电机进行补氢。 6.10.3.3 当制氢站值班员通知可以进行发电机补氢操作后,打开氢站供 3(4) 号机气体置换装置氢手动门,观察门后压力大于 0.6MPa,否则通知制氢站值班 员更换氢气储气罐。 6.10.3.4 检查 3(4)号发电机供氢总门在开启位,缓慢打开 3(4)号机气体置 换装置供氢门,观察发电机氢压缓慢上升。 6.10.3.5 当发电机氢压达 0.5MPa 时,依次关闭 3(4)号机气体置换装置供氢 门和氢站供 3(4)号机气体置换装置氢手动门。 6.10.3.6 通知氢站值班员发电机补氢工作结束,记录发电机补氢量、氢气纯度、 氢气露点。 6.10.4 发电机氢气排污提纯操作 6.10.4.1 当发电机内氢气纯度低于 96%或氢气露点高于 0℃时, 应进行发电机氢 气排污。 6.10.4.2 联系制氢站值班员发电机进行补排氢工作,打开 3(4)发电机排气总 门。 6.10.4.3 打开 3(4)号发电机排二氧化碳总门,观察发电机氢压达 0.48MPa 时, 关闭 3(4)号发电机排二氧化碳总门。 6.10.4.4 打开氢站供 3(4)号机气体置换装置氢手动门,观察门后压力大于 0.6MPa,否则通知制氢站值班员更换氢气储气罐。 6.10.4.5 检查 3(4)号发电机供氢总门在开启位,缓慢打开 3(4)号机气体置 换装置供氢门,观察发电机氢压缓慢上升。 6.10.4.6 当发电机氢压达 0.5MPa 时,关闭 3(4)号发电机供氢总门。 6.10.4.7 依据 3.3-3.5 条循环操作,直至发电机氢气纯度和露点合格。 6.10.4.8 检查关闭 3(4)发电机排气总门、3(4)号发电机排二氧化碳总门、3
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(4)号机气体置换装置供氢门、氢站供 3(4)号机气体置换装置氢手动门。 6.10.4.9 通知氢站值班员发电机补排氢工作结束,记录发电机补氢量、氢气纯 度、氢气露点。 6.10.5 发电机泄漏规定: 正常运行时发电机漏氢量<11.3m3/日 发电机风压试验计算公式:L=0.0588VP/T(利用斜差仪监视风压时,以此公 式计算) 。 L-发电机泄漏量单位:立方米每天 V-发电机容积单位:立方米。 P-保压期间机内压力变化量单位:毫米汞柱。 T-保压时间单位:小时 注:此公式是以环境温度 20℃进行简化的,保压时间不少于 4 小时,推荐 时间 24 小时以减少温度的影响,温度变化范围尽可能控制在 1℃,试验时间以 充压后 1 小时开始记时。 发电机及气体管道气密衡量标准--泵压 0.4MPa,每天允许泄漏量应小于 11.3m3/ 日(风压试验计算得的是漏气量。实际漏氢量=3.8×漏气量) 6.10.6 氢干燥器运行 6.10.6.1 设备型号: 由牡丹江市联合电力设备公司生产的 XFG-1F-1 型氢气干燥 器。 XFG - 1 F- 1 (1)氢气入口选配一台露点仪 (2)氢气出入口各选配一台露点仪 (无)氢气出入口没有选配露点仪 适用于氢冷发电机 设计序号 干燥器 干燥方式-吸附式 6.10.6.2 工作原理 XFG-1F 氢气干燥器对氢气进行干燥处理的原理是利用活性氧化铝对水分子 具有吸引力特性。 活性氧化铝是一种固态干燥剂, 清除氢冷发电机氢气中的水蒸 气, 是将氢气通过一定量的活性氧化铝的吸收塔来实现的。 高疏松度的活性氧化 铝具有非常大的表面积和强吸湿能力, 对绝大数气体和水蒸气来说, 使用活性氧 化铝作为干燥剂主要是利用它的化学惰性和无毒特性。 当活性氧化铝吸收水分达
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到饱和后。再生-通过加热来清除干燥剂自身束缚的水分,从而恢复它的吸湿能 力,并且活性氧化铝的性能和效率并不受重复再生的影响。在设备的干燥塔中, 埋入式的高密电加热器加热干燥剂使束缚的水分汽化; 与此同时一股封装的氢气 流过吸附层带走释放出的水蒸气,干燥剂恢复最初的特性,然后将氢气(含有水 蒸气)冷却,冷凝水通过汽水分离器排出,一般情况下活性氧化铝的吸湿性能可 通过加热方式来完成它的再生,并可重复进行。设备设计有两个干燥塔,当一个 干燥塔处于吸湿状态时, 另外一个干燥塔处于再生状态。 所以吸附式干燥器能连 续对氢气干燥。 在设定工作周期, 可编程序控制器自动的通过气阀控制四通阀门, 并把干燥剂饱和的干燥塔自动转换到再生循环状态; 同时干燥剂再生完成的干燥 塔切换到在线吸湿状态,完全实现设备的自动切换。 6.10.6.3启动前注意事项 1)测量两个电机和两个加热器的电阻值,记录在“干燥器动作记录表格中” (做为将来的参考及排除故障时使用)。 2)验证控制箱已经被适当地换气,并保持内部换气压力是1±0.8KPa,打开 氢气干燥器供回气手动门。 3)所有检查和测量都已被查证和记录下来,氢气干燥器使用氢气把CO2气体 置换掉,并加压至工作压力,检查是否有氢气泄漏。 4)把所有的手动阀门开在正常的操作位置上。 V1—再生控制阀—打开1/2 位置(参考再生气流设定阀的开度) V2—排水隔离阀—完全打开 V3—排水连通阀—完全打开 V5—置换入口阀—完全关闭且塞住 V6—置换出口阀—完全关闭且塞住 5)验证每个电机启动保护器的断路器是处于 ON 位置。 6)确信两个容器都处于压力状态下。 6.10.6.4 设备起动运行程序步骤 1)打开 3(4)号干燥器用压缩空气手动门,检查门后压力正常。 2)打开 3(4)号干燥器供氢手动门和回氢手动门。 3)打开 3(4)号机氢气露点测试仪供回氢手动门。 4)检查控制箱和设备一切都正常的前提下,打开总电源,合上控制箱开关, 把OFF/ON 开关置于ON 状态。 5)验证四通阀转换是否适当,通过界面设定运行方式为“氢器干燥器测试运 行和测试步按钮已经触发”把“运行-停止”开关旋置运行处。验证下列操作的4 个步骤来确定干燥器每步运行是否正常。
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第一步:A 塔吸湿 B 塔加热 第二步:A 塔吸湿 B 塔冷却 第三步:B 塔吸湿 A 塔加热 第四步:B 塔吸湿 A 塔冷却 头几个循环中设备可能需作一些调整,保证切换的正确性。一旦完成步骤的 验证,确认干燥器置于步骤一,然后设定人机界面“氢器干燥器自动运行-测试 步按钮禁止触发”状态。 6)测量和记录两塔电机和加热器的安培数。 6.10.6.5 运行注意事项: 1)XFG-1F 型干燥器是一个完全自动的,具有双塔而且可以连续操作的氢气 干燥系统,吸湿气流是利用在内部吹向吸收容器的风机来帮助解决的,它的工作 循环时间是8 个小时的吸湿和8 个小时的再生, 再生过程又包括4 个小时的加热 和4 个小时的冷却。加热— 吸湿塔吸湿,再生塔加热,再生塔内被加热的干燥 剂所蒸发的水蒸汽经过冷却器及分离器,把冷凝出的水从疏水阀中排出。冷却— 4 个小时以后,吸湿塔吸湿,再生塔冷却,加热器断电,再生气流经过加热结束 的塔冷却干燥剂,冷却4 个小时后,两个塔交换工作状态,吸湿塔吸湿,再生塔 再生,这种循环持续下去。 2)一旦再生塔达到温度(大约需加热2 小时),阀门V1 应该做适当调整, 直到达到最佳温度为止,该塔出口温度应该显示82℃±11℃,该塔内温度应该在 163℃±28℃,当完成了所有的调整后,设备再需要15-20 分钟来达到一个比较 稳定的状态。 3)关于再生气流的设定 ①.再生气流控制阀V1 是工厂设定的大约打开位置在1~1/2 处,启动后,可 能需要调整V1 去达到适当的再生温度。 A)再生塔出口气体温度:摄氏82℃±11℃ B)冷却器出口气体温度:摄氏38℃ C)干燥器塔内温度:摄氏163℃±28℃ 如果控制阀V1 设定的适当,在大约进入加热步骤2 个小时后应该能达到摄 氏82℃±11℃的干燥塔出口气体温度。 ②.如果再生气流太低 A)干燥塔出口气体温度相应变低 B)冷却出口气体温度正常 C)干燥塔内温度变高 控制阀V1 应该以1/8 转向的增幅来打开阀门,以增加再生气流,再调 整之前,应该有15-20 分钟的时间稳定温度。 ③.如果再生气流太高
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A)干燥塔出口气体温度可能太高,变太低或正常,这要根据再生气流变 的有多高。 B)冷却出口气体温度将变太高。 C)干燥塔内温度变太低。 控制阀V1 应该以1/8 转向的减幅来关闭阀门,以减少再生气流,在调整 之前应该有15-20 分钟的时间稳定温度。为了最大效益地使用干燥器,应尽 可能把再生塔出口温度、冷却器出口气体温度、干燥器塔内温度三项取得平 衡。 4)在投运的最初几个循环中,当塔内温度达到摄氏82℃±11℃时,水开始从 疏水阀中排出。整个水的排出量是根据分离器中氢气的湿度以及其它些因素,最 初几个循环所排出的水量应该是介于0.57 升-1.14 升之间,如果干燥剂在安装时 非常干,那么很明显最初的再生循环有很少的水排出。 6.10.6.6 人机界面按键及使用说明 1)人机界面按键使用说明 返回键ESC :不论显示器处于何种状态,返回系统初始画面。 左箭头: 修改寄存器数据时,左移被修改的数据位, 即闪烁显示数字左移一位。 右箭头 :修改寄存器数据时, 右移被修改的数据位,即闪烁显示数字右移一 位。 上箭头 :将画面翻转到前页, 如果在数据设定状态,被修改的数字位加1。 右箭头:将画面翻转到次页, 如果在数据设定状态,被修改的数字位减1。 数字键0-9 :在数据设定状态,被修改的数字位被设定为相应的数字。 清除键CLR :在数据设定状态,清除被设定的数据。 符号键+/- :在数据设定状态,修改的数字被设定正数或负数。 报警键 ALM :按此键后,近入报警列表画面。 设定键 SET :按此键开始修改寄存器数值,当前正在被修改的寄存器窗反色 显示,其中被修改的位数闪烁显示。在按[ENT]键之前再按一次[SET]键,则当前 修改操作被取消,并继续修改下一个数据寄存器。 确认键ENT:将修改后的数据写入寄存器,并继续修改下一个数据寄存器。当 前画面的最后一个寄存器被修改后,退出修改寄存器状态。 2)系统口令 在修改设定之前,必须打开系统口令。 选择运行方式画面,按“SET”键进入口令输入画面。选择1 按“∧”键或 “∨”键输入密码值88888888,按“ENT”键确认。选择2 关闭口令。按“ESC” 键退出系统口令画面。 3)人机界面编制八页显示 第一页 状态画面
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第一行 显示氢气干燥器已经停止/正在运行/故障报警。 第二行 按“SET”键设置氢气干燥器本地控制/远程控制。 第三行 A 塔吸湿(再生)时间/加热时间/冷却时间(小时:分钟) 第四行 B 塔吸湿(再生)时间/加热时间/冷却时间(小时:分钟) 第二页 工作方式设定画面 第一行 设定氢气干燥器自动运行/测试运行方式。 第二行 设定测试步按钮关闭触发/已经触发(按一次触发一步)。 第三行 按“SET”键进入口令画面。 第三页 工作状态复位画面 第一行 显示氢气干燥器已经停止/正在运行/故障报警。 第二行 A 塔吸湿(再生)状态/ B 塔吸湿(再生)状态。 第三行 按“ ”复位到加热状态/按“ ”复位到冷却状态。 第四页 工作时间设定画面 第二行再生加热时间设定(小时:分钟)。 第三行再生冷却时间设定(小时:分钟)。 第五页 PLC 故障计时器设定一 第二行 四通阀计时器延迟:设定四通阀故障计时器预置值。 第三行 A 塔加热计时器延迟:设定A 塔加热故障计时器预置值。 第四行 B 塔加热计时器延迟:设定B 塔加热故障计时器预置值。 第七页 PLC 故障计时器设定二 第二行 A 塔风机计时器延迟:设定A 塔风机故障计时器预置值。 第三行 B 塔风机计时器延迟:设定B 塔风机故障计时器预置值。 第四行 按“SET”键参数全部返回工厂设定。 报警页面 四通阀故障。 控制箱正压故障。 A 塔加热故障。 B 塔加热故障。 A 塔风机电机故障。 B 塔风机电机故障。 调出报警页面直接按“ALM”键。 6.10.7 异常处理 6.10.7.1 氢压降低 1)现象: A) 发电机氢压降低 B) 发电机工况监视柜发出“氢气压力低”声光报警信号
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2)分析及处理: A) 对照检查各氢压表,确认氢压是否已低于 0.48MPa。如氢压一时不能 恢复到额定值,应按发电机的出力曲线,随时调整发电机所带负荷。 B) 若密封油压失常,则查找原因,并采取措施消除。若短时间内不能 恢复,应汇报值长,适当降低负荷,并降低氢压运行,以维持密封油压与氢 压间的正常差压。 C) 确认供氢母管压力过低时,应联系制氢站恢复母管压力。若压力调 节器调节失灵,则改为手动补氢,维持额定氢压运行。 D) 排污门误开或关闭不严,应迅速查找并加以处理。 E) 如油压正常,应根据氢压指示,向发电机补氢,如补氢无效,应对 发电机氢系统管道及阀门进行查找泄漏点。若漏氢点在发电机运行中不能消 除时,应降低氢压运行,同时,根据发电机运行规程规定减负荷,并注意对 发电机入口氢温、出口氢温、铁芯温度和线圈温度的监视,尽快停机处理。 另外应加强漏氢点的监视,漏氢点附近作好氢爆预防。如果漏氢严重,不能 维持最低氢压(0.035MPa)运行时,则停机处理。 F) 发电机氢温下降,应检查氢气冷却器出水温度调节阀的工作情况。 若调节阀失灵,则手动调整,并联系热工处理。 6.10.7.2 氢压升高: 1) 氢压升高时,应核对表计。确认氢压升高时,应关闭发电机氢压调节器前 后隔离门,并打开排污门,降低氢压至正常值。 2) 发电机氢温是否升高,发现有升高,须查明原因,并设法恢复正常。 6.10.7.3 液体检漏器液位高报警 1) 当液体检漏器中任一个液位达到报警值时,发出此报警信号,运行人员应 检查全部检漏器,确定是哪一个检漏器报警,判断故障程度并进行如下处理: 2) 打开各检漏器放液阀,检查泄漏的是油还是水。若泄漏为内冷水,应立即 检查原因,若是定冷水泄漏,按发电机定子线棒或导水管漏水处理。若是氢冷器 泄漏,则应隔离氢冷器,按氢冷器泄漏处理,调整发电机负荷 3) 检测器中的液体排净后应立即关闭放液阀。 4) 如果泄漏量较大, 排净液体后很快就又报警, 则应立即查明原因及时消除。 6.10.7.4 氢气温度高 1) 当冷氢温度高于 50℃时,发出“氢气温度高”报警信号,运行人员应立 即检查温度指示值,确定报警程度。并进行处理: 2) 检查冷却水温及冷却水量调节装置, 发现自动调节失灵, 应及时手动调整, 如调节卡涩,应手动打开调节旁路阀,保持冷却水流量,使冷氢温度降至 46℃ 以下,并通知检修人员检修流量调节装置。 3) 若氢气冷却器局部故障停运,按下列原则处理:
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4) 当发电机满足额定氢压 0.40MPa 的条件下,氢气冷却器有 1/4 组退出时, 允许带 80%额定负荷。此时运行人员应连续监视冷氢温度使之不超过 48℃。 5) 调整机组负荷使氢温恢复到报警值以下。 6.11 定子水系统的运行 6.11.1 定冷水系统启动前检查 6.11.1.1 确认定冷水系统冲洗结束,检修工作票全部终结,现场清洁,系统设 备,管道处于完好状态。 6.11.1.2 查定冷水箱氮压调节器后手动门关闭,压缩空气连接管拆除。 6.11.1.3 查定冷水泵联锁解除,检修后初次启动,应手动盘靠背轮灵活无卡涩, 并经单独试转正常(转向正常、轴承油位、温度、振动正常) 。 6.11.1.4 查定冷水箱补水门,冷却器冷却水调门在“手动”位置。 6.11.1.5 查热工表计,信号保护齐全,可靠投入。联系送上热工电源,投入氢、 油、水监测柜。 6.11.1.6 送上气动调温阀气源,电磁阀电源,阀门操作灵活无卡涩,开关方向 正确。 6.11.1.7 将系统阀门置于要求位置。 6.11.1.8 离子交换器可靠备用。电导仪完好,可用 6.11.2 定冷水系统充水排气 6.11.2.1 联系化学化验补水水质合格,开定冷水箱补水总门,由凝补泵向定冷 水箱补水。 6.11.2.2 补水电磁阀投入自动,检查应开启,并调整补水减压阀,使阀后补水 压力在 0.53MPa 左右锁定。 6.11.2.3 当离子交换器空气放尽后,关闭空气阀。 6.11.2.4 当定冷水箱达正常水位,检查补水电磁自动关闭,联系化学化验定冷 水箱水质应合格,否则应换水直至合格。 6.11.2.5 开补水旁路门继续向定冷水箱及定冷水系统充水,定冷水箱放空气阀 见水后关闭放气阀。 6.11.2.6 当定冷水冷却器定冷水侧空气放尽后,一组投入运行,一组备用,然 后将冷却器排空气阀开启一整圈, 用于连续排气, 备用冷却器定冷水侧进水门开, 出水门关,冷却水侧进水门关闭,出水门开启, 。 6.11.2.6 当定冷水滤网空气放尽后,一组投入运行,一组备用,然后将滤网排 空气阀开启一整圈,用于连续排气,备用侧出水门开,进水门关。 6.11.2.7 开启定冷水回水集管放空气门,关小补水旁路门,保持定冷水箱水位 略高于正常水位。 6.11.2.8 电导仪前、后隔离门开启 6.11.2.9 联系电气,定冷水泵送电。
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6.11.2.10 解除定冷水泵联锁,启动一台定冷水泵,检查轴承振动温度、泵内声 音、出水压力、泵电流等应正常,并调节定冷水泵出口再循环门,使定子水流量 维持在 100±3t/h 左右,且锁定好。 6.11.2.10 定冷水泵运行一小时左右,定子回水集管放空气阀流出的水不含空气 后关闭。 6.11.2.11 停定冷水泵。 6.11.2.12 关补水旁路门。 6.11.2.13 定冷水箱充氮操作。 1) 通知检修装上定冷水箱充氮压力调节阀后连接管。 2) 开氮气瓶出口门。 3) 开氮气流排压力调整门前后隔离门。 4) 开氮气汇流排压力调节阀并调节母管压力 0.1MPa。 5) 开定冷水箱充氮压力调节阀前后隔离门水箱充氮, 视水箱水位开水箱放水 阀排放多余的水。 6) 稍开定冷水箱排氮旁路门。 7) 调节定冷水箱充氮压力调节器,使其后压力为 0.014MPa,待充氮管道驱 除空气后关排氮旁路门。 8) 开定冷水箱底部放水阀及充氮隔离阀, 待定冷水箱水位降至正常后关闭放 水阀。 9) 开启虹吸破坏门。 6.11.2.14 若定冷水箱水温低,投入电加热器,当定冷水温度达 45℃时停加热。 6.11.2.15 完成启动前的各项试验工作,动作应可靠,定值正确。 6.11.3 定冷水系统启动 6.11.3.1 解除定冷水泵联锁,启动一台定冷水泵,检查轴承振动、温度、泵内 声音、填料密封漏水、出水压力、定冷水箱水位正常。 6.11.3.1 投入定冷水泵联锁。 6.11.3.3 检查定冷水流量 100±3m3/h。 ,氢水差压>0.05MPa, 6.11.3.4 根据定冷水水质要求,投入离子交换器,检查并调节定冷水至离子交 换器流量在 1~5 m3/h,注意离子交换器排树脂门关闭。 6.11.3.5 根据定冷水温度及时投入 “自动” 调节, 注意定子进水温度在 45 至 50℃ 左右,要求水温高于氢温 2℃。 6.11.4 定冷水系统停止 6.11.4.1 定冷水冷却器调节阀切至“手动”且关闭,并关闭定冷水冷却器闭式 水进、出水门及温度调节阀后隔离门。 6.11.4.2 解除定冷水泵联锁,停定冷水泵。 6.11.4.3 若定冷水系统检修、发电机大修需停用定冷水系统,及停机期间,外
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界环境温度接近冰点,或发电机按规定做绝缘试验时,应排尽系统内的积水。 6.11.5 定冷水系统运行维护 6.11.5.1 发电机正常运行中, 冷却水量 100±3m3/h, 且应保持水压比氢压至少低 0.05MPa 以上。 6.11.5.2 监视定冷水箱水位 500~600mm; 水位高报警 650mm, 水位低报警 450mm。 6.11.5.3 若密封油系统故障,降氢压运行时,必须保持最低水压不低于 0.15MPa (进水汇流排处) 。 6.11.5.4 经过离子交换器的定子水流量最大可达 5m3/h,正常运行时约为 1m3/h。 6.11.5.5 发电机定子线圈反冲洗。只能在机组停用后进行。机组启动前,必须 将水冷系统调至正向流通。 6.12 辅助蒸汽系统的运行 6.12.1 投入前的准备 6.12.1.1 确认辅汽系统的电动门完好,送上电动门电源。 6.12.1.2 所有阀门开关灵活、正确。 6.12.1.3 辅汽母管安全门整定完毕。 6.12.1.4 检查系统中所有热工仪表齐全、完好、指示正确。 6.12.1.5 检查和开启辅汽系统上所有疏水门及疏水器前后隔离门。 6.12.1.6 检查临机辅汽联箱压力、温度正常。 6.12.1.7 按系统检查卡,确认辅汽系统检查完毕。 6.12.1.8 检查冷再供辅汽电动隔离门关。 6.12.1.9 检查四抽供辅汽电动隔离门关。 6.12.1.10 检查所有辅汽用户均在切断状态。 6.12.1.11 检查辅汽疏水至地沟放水门开,辅汽疏水至排汽装置门关,辅汽疏水 器后至排汽装置门关。 6.12.2 临机至辅汽联箱投用 6.12.2.1 请示值长同意,联系临机投用辅助蒸汽。 6.12.2.2 确认辅汽母管、辅汽联箱、各用户门前各疏水门开足,检查临机辅汽 联箱联络门关闭,辅汽联箱电动门开启,各辅汽用户供汽门关闭。 6.12.2.3 稍开临机辅汽母管来辅汽门,辅汽母管开始进行暖管,控制辅汽母管 压力不大于 0.1 MPa,注意管道无冲击振动。 6.12.2.4 检查辅汽母管各疏水管逐渐有汽冒出,辅汽联箱压力逐渐上升后,逐 渐关小各疏水门。 6.12.2.5 辅汽母管充分暖管,温度升至 200℃后,检查辅汽母管各疏水正常,通 知临机,缓慢开临机辅汽母管来辅汽门,提高辅汽联箱压力 0.5~0.8MPa。 6.12.2.6 当辅汽联箱温度升至 250℃后,检查各自动疏水器正常,缓慢全开临机 辅汽母管供汽门,注意管道无冲击振动。
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6.12.2.7 汇报值长,根据需要,投用各辅汽用户,注意调整辅汽压力,温度正 常。注意管疏扩水位变化,及时调整。 6.12.3 辅汽汽源切至再热冷段操作 6.12.3.1 确认锅炉已稳定燃烧,再热冷段压力达 1.0 MPa 6.12.3.2 确认再热冷段至辅汽母管疏水门总门打开,启动疏水阀开启,正常疏 水阀开启,的辅汽调整门后隔绝门开足,调门后疏水门打开。 6.12.3.3 检查再热冷段进汽调整门压力设定值比辅汽母管压力低,调整门在自 动关闭位置。 6.12.3.4 开足辅汽冷再进汽电动门,然后将辅汽冷再进汽调整门压力设定比辅 汽联箱压力高 0.05MPa,注意辅汽冷段进汽调整门缓慢开启,自动调节到所需的 压力设定值, 关冷再供辅汽逆止门前正常疏水门, 临机辅汽联箱可以降压力运行。 6.12.3.5 检查辅汽联箱、各用户疏水门在调节位置,辅汽管道、辅汽安全门无 泄漏,冷再来关闭启动疏水阀。 6.12.4 辅汽汽源切至机组四段抽气操作 6.12.4.1 当机组稳定运行,四抽压力大于 0.4MPa 时,将辅汽切至四抽供给。 6.12.4.2 确认辅汽四抽来管道各疏水阀正常,缓慢开启四抽来汽电动门,注意 管道无冲击振动。 6.12.4.3 设定四抽压力高于辅汽压力 0.05MPa,解冷段至辅汽调门自动,逐渐关 小冷段至辅汽进汽调整门,直到全开。四抽至辅汽供汽门逐渐开大,直到全开。 6.12.4.4 根据需要可关闭老厂辅汽母管来汽门,并将门前后疏水稍开使其处于 暖管状态,保持备用。 6.12.5 辅助蒸汽系统的停用 6.12.5.1 如需停用辅助蒸汽系统,应经值长同意,确认无辅汽用户后方可停用。 6.12.5.2 关闭辅汽冷段进汽隔绝门、电动门。辅汽母管供汽电动门。四抽来汽 电动门、若邻机不用汽,则关闭临机来辅汽隔绝门、电动门。 6.12.5.3 开足辅汽母管所有疏水门。 6.12.5.4 辅汽系统的投、停及切换操作,应及时与值长联系。 6.13 轴封系统的运行 6.13.1 轴封系统投运前的准备 6.13.1.1 各种控制电源、信号电源投入。 6.13.1.2 设备电机、电动阀门测绝缘送电。 6.13.1.3 检查确认主机盘车装置投入运行。 6.13.1.4 压缩空气系统投入运行,气动调节阀动作灵活,正确。 6.13.1.5 凝结水系统投入运行,轴封加热器水侧投入。 6.13.1.6 开凝结水供轴加疏水系统 U 型管注水门,溢出水后关闭。 6.13.1.7 系统中各压力表一、二次门打开,轴加水位隔离门打开。
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6.13.1.8 系统中的所有电动门、安全门调整好。 6.13.2 轴封系统投运 6.13.2.1 确认辅汽压力、温度正常,汽缸疏水及轴封母管疏水门开启。 6.13.2.2 启动轴加风机,稍开辅汽到轴封系统总门进行暖管,注意母管无振动, 无水击。 6.13.2.3 当汽温上升至 121--177℃正常,逐渐开大辅汽至轴封系统总门直至全 开。 6.13.2.4 当疏水干净后关闭疏水门,暖管结束。 6.13.2.5 开启辅汽汽源调节门前后隔离门,检查调节门动作正常。 6.13.2.6 给定压力定值,压力调节门投入自动。 6.13.2.7 轴封压力稳定后,用出口手动门调整轴加微负压运行。 6.13.2.8 逐步提高轴封汽压力至 30Kpa。当轴封汽温上升至 121℃以上时,可关 闭辅汽至轴封汽母管疏水门及轴封汽调整门后疏水门。 6.13.2.9 当低压轴封汽温大于 177℃可投入轴封减温水装置,维持低压轴封温 度 150℃。投用减温水装置应谨慎操作,严防汽轮机轴封进水。 6.13.3 轴封系统投运操作注意事项: 6.13.3.1 轴封蒸汽暖管疏水要充分,尤其在机组热态时。 6.13.3.2 向轴封送汽时,应注意低压缸排汽温度变化和盘车运行状况。 6.13.3.3 尽可能缩短送轴封与抽真空及送轴封至机组冲转的间隔时间。 6.13.3.4 机组热态启动或停止时,高中压转子轴封蒸汽温度与转子表面金属温 差应<110℃。 6.13.3.5 严禁转子在静止状态下,向轴封送汽。 6.13.3.6 机组热态启动必须先送轴封汽、后抽真空。 6.13.3.7 停机后,凝汽器真空到零后停止轴封供汽。 6.13.4 轴封系统运行监视 6.13.4.1 机组在 70~75%负荷时,轴封系统达到自密封,由溢流阀控制轴封联箱 压力在 26~32kpa。 6.13.4.2 低压轴封蒸汽温度正常维持在 121~176.7℃,当低压轴封蒸汽温度超 过 150℃时,低压轴封供汽减温水自动投入。 6.13.4.3 注意轴封冷却器真空在 508pa~762pa,正常为 689Pa,轴加水位正常。 6.13.4.4 轴封汽投用后,应注意主机上下缸温差、胀差等重要参数,检查各轴 封处是否冒汽及声音正常。 6.13.4.6 注意轴封供汽必须具有不小于 14℃的过热度。 6.13.5 轴封系统停止 6.13.5.1 在减负荷停机过程中,轴封压力不足以维持后,将轴封汽源切至辅汽 供给。
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6.13.5.2 汽机跳闸时,如辅汽汽源不足可利用锅炉余汽,用主蒸汽供轴封。但 此时必须注意轴封蒸汽温度与转子表面温度相匹配。 避免转子表面金属温度在轴 封区域产生过大的波动。 6.13.5.3 在真空泵停止运行和主凝汽器真空完全消失以前,不得中断轴封供汽。 6.13.5.4 确认机组在盘车状态且汽封供汽来自辅汽,主凝汽器真空完全消失, 则关闭供汽门,将轴封压力定值减至零,关闭减温水调节门及手动门,停止轴封 加热器排风机。 6.14 真空系统的运行 6.14.1 启动前的准备 6.14.1.1 检修工作结束,工作票已终结,现场设备完整、良好和整洁。 6.14.1.2 系统中压力表一、二次门开启,水位计投入正常。 6.14.1.3 各气动门、电动门、电磁阀调试好,动作灵活。 6.14.1.4 各种表计及保护齐全完好,控制气源投入,压力不低于 0.5~0.7MPa。 6.14.1.5 所有联锁保护试验已做且全部合格。 6.14.1.6 开、闭式冷却水系统已投运,运行正常。 6.14.1.7 凝结水系统已投运,运行正常。 6.14.1.8 排汽装置真空破坏门关闭,真空破坏门注水。 6.14.1.9 凝汽器抽空气隔离门开启。 6.14.1.10 真空泵空气入口电动隔离门开启。 6.14.1.11 泵体、汽水分离器放水门关闭,工作液管道、溢流管、冷却器放水门 关闭。 6.14.1.12 检查投入泵盘根密封冷却水,并检查盘根滴水每分钟 45~90 滴,以 免泵组运行时盘根发热。 6.14.1.13 测量真空泵电机绝缘合格后送电。 6.14.2 启动 6.14.2.1 汽水分离器注水 1) 检查汽水分离器液位计投入,开启闭冷水至气水分离器补水门,用电磁补 水阀旁路门向气水分离器内注水。 2) 待汽水分离器补水至正常水位(水位计 1/2~2/3 位置)后,关闭电磁补 水阀旁路门。 3) 汽水分离器水位正常后 5 分钟,观察水位已稳定,结束注水。 4) 开启冷却器冷却水侧出、入口门,投入冷却器冷却水。 6.14.2.2 启动 1) 就地控制选择开关置“遥控”位置。 2) 确认真空泵启动条件满足,启动一台真空泵。 3) 观察真空泵在空气入口蝶阀的前后压差大于 8kPa 时自动开启。
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4) 检查真空泵电机电流、轴承温度、振动,汽水分离器水位和排气正常。 5) 用同样方法启动另二台真空泵。 6) 当排汽装置绝对压力达到 16Kpa 后,根据情况分别停用两台真空泵作备 用。 6.14.3 运行监视 6.14.3.1 泵组在运行中振动不大于 4.5mm/s, 若振动明显增大或明显的不正常异 声,应立即启动备用真空泵,停用原运行泵。 6.14.3.2 真空泵电流不超限 414.5A。 6.14.3.3 真空泵电动机轴承温度<80℃,线圈温升<80℃,真空泵工作液进口温 度<33℃。若温度超过限额,立即手动启动备用真空泵,停用原运行泵。 6.14.4.4 当真空泵停用作检修时,应检查其进口气动蝶阀及手动隔离阀关严。 真空泵分离水箱补水门、冷却水门关闭,根据检修内容,采取隔离措施。 6.15 旁路系统运行 6.15.1 汽机高压旁路减压阀 6.15.1.1 高旁快关联锁条件: 1) 低旁快关信号; 2) 高旁后温度高 380℃,报警,温度高 430℃,快关高旁; 6.15.1.2 高旁减温水阀联锁: 1) 高旁已关,联关高旁减温水隔离阀、减温水调节阀; 2) 高旁阀不在关位,联开高旁减温水隔离阀; 6.15.1.3 旁路控制方式为启动方式。 1) 锅炉冷态启动时通过旁路调整主汽压力不大于汽机冲转压力设定 (5-8MPa) ; 2) 当汽机冲转和发电机并网后,随着汽机带负荷,旁路维持主汽压力逐渐全 关; 6.15.2 汽机低压旁路控制 6.15.2.1 低旁快关联锁条件: 1) 低旁减温水压力≤0.5MPa; 2) 低旁后蒸汽温度≥180℃; 3) 排汽装置压力≥65KPa; 4) 排汽装置水位高(开关量) ; 6.15.2.2 低旁减温水阀联锁: 1) 低旁阀不在关位,联开低旁减温水隔离阀; 2) 低旁关,联关低旁减温水隔离阀、减温水调节阀; 6.15.2.3 三级减温水阀联锁: 1)低旁阀没在关位,自动联开;
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2)低旁阀已关,自动联关; 6.16 制粉系统的运行 6.16.1 密封风机启动、停止及运行维护 6.16.1.1 密封风机启动前检查 1) 密封风机相关工作已结束,系统恢复完整。 2) 密封风机轴承油位正常,油质良好。 3) 风机、电动机地脚螺丝无松动、靠背轮安全防护罩齐全良好。 4) 电动机接线盒、接地线完好。 5) 风机进口挡板执行机构连杆完整,销子无脱落。 6) 风机电源送上,进口挡板已打开。 7) 密封风机进口滤网通大风箱泄放阀电源送上,并已关闭。 8) 确认已有一台一次风机投入运行。 6.16.1.2 密封风机启动 1)确认 6 台磨煤机密封风进口门没有全部关闭。 2)确认就地检查具备启动条件。 3)在 CRT 上启动密封风机,电流在短时间内返回,就地检查运行正常。 4)调整密封风压力与磨煤机一次风压差大于 3KPa,投入密封风压自动。 5)将另一台密封风机按启动前检查要求列入备用状态,根据情况投入联锁自 启动位置。 6.16.1.3 密封风机的运行维护 1)密封风机正常运行中,应无杂音、摩擦和撞击声,各处无漏风漏油漏水现 象。 2)风机轴承温度<75℃,电机轴承温度<80℃,电机绕组温度<100℃。 3)密封风机入口滤网差压不得超过 1KPa。 4)风机电机外壳温度不得超过 70℃,温升不得超过 65℃。密封风机振动不 得超过 80μ m。 6.16.1.4 密封风机停止 1)确认磨煤机全部停止、通风完毕后,停止密封风机,关闭入口挡板。 2)当一台密封风机运行,另一台密封风机检修时,必须将检修密封风机入口 挡板全部关闭并停电。 6.16.2 磨煤机启动、停止及运行维护 6.16.2.1 磨煤机润滑油系统启动 1)下列条件同时具备: A)油泵没有跳闸信号。 B)油泵电源送上且在停止状态。 C)润滑油箱油位不低。
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D)润滑油箱油温>15℃。 E)油泵没有电气故障。 2)启动磨煤机润滑油泵,检查油压在正常范围,回油正常。 6.16.2.2 给煤机启动前的检查 1) 煤仓内有足够的存煤。 2) 给煤机前后的煤闸门电源送上,开启给煤机下煤闸板。 3) 给煤机电源送上,点转良好。 4) 给煤机皮带上已有煤、且无杂物,皮带无偏斜、无损坏。 5) 给煤机密封风门开启。 6) 给煤机清扫机完整可用,清扫机电动机油位正常。 6.16.2.3 磨煤机启动检查 1) 磨煤机所有作业均已结束,检修人员已撤离现场,系统恢复完整。 2) 磨煤机润滑油系统投入正常。 3) 磨煤机出口门开启、控制气源送上。 4) 喷燃器前隔绝挡板开启。 5) 磨煤机出口门密封风电磁阀电源投入,阀门开启。 6) 磨煤机本体密封风电磁阀电源送上并开启。 7) 磨煤机冷热风闸板门控制气源投入,调节门电源送上。 8) 磨煤机进口热风闸门密封投入。 9) 磨煤机石子煤斗清理干净、石子煤斗进口门开启,排渣门关闭。 10)闭式冷却水已投入运行,水压合格。 11)磨煤机消防蒸汽系统备用。 12)无磨煤机跳闸条件。 6.16.2.4 制粉系统的启动 1) 确认磨煤机本体及相关系统检修工作结束,工作票已终结,电机及油站 程控柜测绝缘合格后送电。 2) 查系统设备外型完整,地脚螺栓无松动,联轴器及安全罩完好,电机接地 线完好。 3) 确认磨煤机、给煤机无跳闸条件。 4) 将磨煤机、给煤机相关阀门的电源、气源送上。 5) 确认磨煤机出口动态分离器良好备用。 6) 查磨煤机消防蒸汽处于备用状态,压力 0.3~0.4MPa,温度 150~170℃。 7) 确认磨煤机石子煤斗清进口门开启、出口排渣门关闭,开启磨煤机出口 各角快速关断门。 8) 查润滑油系统完好,油位正常,油站冷却水供水电动门打开。润滑油油泵 已启动,油压(≥0.15MPa)油温正常(30—40℃) ,系统无漏油现象。
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9) 查原煤仓煤位正常,磨煤机、给煤机保护投入正常,磨煤机、给煤机密 封风投入。 10)投入磨煤机消防蒸汽 3-5 分钟。 11)注:31(41)磨煤机启动时在磨通风前投入风粉测速装置吹扫控制块。 12)确认磨煤机冷风隔绝门开启, 通过冷风调节门控制风量不低于 45t/h 对磨 煤机进行冷风吹扫时间 3~5 分钟 13)开启热风隔绝门、手动调整磨煤机冷、 热风调节挡板, 维持风量 65t/h 以上, 保持磨煤机入口风压 3~5kPa,以 3~5 ℃/min 的升温速率将出口温 度逐渐上升至 65℃以上。 14)检查动态分离器转速设定值不大于 5%,启动动态分离器。 15)将动态分离器转速设定为 50%,相应转速为 735rpm。 16) 查磨煤机启动条件满足,启动磨煤机,检查空载电流正常, 就地振动、 声音正常。 17)开启给煤机下煤闸板。启动给煤机,开启上煤闸板,将给煤机煤量加至 20t/h 布煤 1-2 分钟。 18) 检查磨煤机二次辅助风门已投自动。 19)调整热风调节门,使磨煤机出口温度在 65-70℃,投入冷、热风门调门自 动,出口温度设定为 70℃。 20)对磨煤机、给煤机全面检查。根据需要增加给煤机转速与其它给煤机 平衡后投入给煤自动。 6.16.2.5 制粉系统正常运行维护 1) 制粉系统运行时,保持煤粉细度在 20%(R90) 。 2) 给煤机正常运行时的转速控制在 40~80%。 3) 定期检查磨煤机的振动在允许范围内,并做好记录。 4) 正常运行时磨煤机出口温度。 5) 正常运行中,保证磨煤机润滑油压>0.15 MPa,油温在 30~50℃之间。 6) 润滑油箱油位>700L 7) 磨煤机本体及管道无漏粉、漏油现象。 8) 磨煤机的磨辊运行中无异声,弹簧加载压力正常无较大的偏差。 9) 磨煤机出口温度应控制在 70℃左右,最高不应超过 85℃。 10)保持密封风与一次风压差>3kPa。 11)磨煤机石子煤箱入口门正常开启、排渣门关闭严密。 12)给煤机内煤层正常,皮带无偏斜、无损坏、无打滑现象,张力正常。 13)给煤机清扫机运行正常,给煤机底部无积煤。 14)运行的磨煤机平均出力超过 80%时应增加一台磨煤机。运行的磨煤机平均 出力低于 40%时,应切除一台磨煤机运行。
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6.16.2.6 减速器润滑油站的维护 1) 润滑油油箱温度>15℃时,可以启动润滑油泵。 2) 润滑油箱油位>700L 时,油箱温度<35℃,油箱电加热投入。油箱温度 >40℃,油箱电加热停止。 3) 润滑油箱油位>700L 时,回管油温度<45℃。 4) 润滑油冷却器后油温正常控制在 30℃~40℃范围内,油温>40℃报警, 油温>30℃可以启动磨煤机。 5) 润滑油供油压力正常为 0.15MPa, 当压力<0.09 MPa 时报警, 当压力≤0.07 MPa 时停止磨煤机运行。 6) 润滑油滤网压差>0.2MPa 时报警,应切换滤网。 6.16.2.7 磨煤机排渣 1) 磨煤机渣箱装有渣位报警装置,渣位高将发出报警信号。 2) 磨煤机正常排渣在就地进行,关闭磨煤机落渣门,开启排渣门排渣。排渣 结束,关闭排渣门,开启落渣门。 6.16.2.8 制粉系统的停止 1)制粉系统的正常停止 A)逐渐减小给煤机转速,注意磨煤机出口温度变化,适当降低出口温 度定值。 B)给煤机煤量减至 16t/h,关闭原煤斗下煤闸板。 C)投入磨煤机消防蒸汽。 D)当给煤机发出断煤信号时,停止给煤机。 E)当磨煤机电流下降至 25A 左右,全关热风调门,关热风隔绝门,停 止磨煤机。 F)检查给煤机下煤闸板应联关。 G)将动态分离器转速降至 5%以下,停止磨煤机动态分离器电机。 H)停止磨煤机消防蒸汽。 I)开大冷风调节门对磨煤机吹扫 3~5 分钟。 J)缓慢关冷风调门,注意一次风压变化。 K)磨煤机出口挡板除留一个开启外,其余全部关闭。打开吹扫门吹扫 10 分钟后关闭。 L)保持冷风调节门开度 40%左右,避免因一次热风门不严引起磨煤机 入口温度升高。 2)制粉系统的故障停止 A)给煤机自动跳闸条件 (1) 锅炉 MFT。 (2) 磨煤机跳闸。
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(3) 给煤机运行时出口堵煤延时 10s 跳闸;给煤机堵煤。 (4) 给煤机出口门关与给煤机出口门不在开位延时 10 秒跳闸;给 煤机运控停机指令。 B) 磨煤机自动跳闸条件 (1) 锅炉 MFT 动作; (2) 润滑油不满足延时 1 秒跳闸; (以下任一条件满足,产生润滑 油不满足跳闸:磨煤机润滑油泵未运行且油压低 1;磨煤机润滑油泵运 行 25 秒后且油压低 I 值与上低 II 值持续 2 秒钟) (3) 磨煤机推力轴承温度大于 70 度延时 3 秒; (4) 磨煤机出口门至少 3 个关,延时 3 秒; (5) 给煤机停,延时 10min; (6) 一次风机全停; (7) 等离子模式下磨煤机出口风门两个关闭超过 10 分钟; (8) 等离子模式下四个角至少两个角断弧 C) 磨煤机手动打闸条件 (1)机组发生故障应自动切除而未切除。 (2)磨煤机启动时最大电流持续时间超过规定值或正常运行电流达 到最大而不返回。 (3) 电动机冒烟或着火时。 (4) 磨煤机剧烈振动危及设备安全时。 6.16.2.9 制粉系统故障停止后的操作 1) 给煤机联锁跳闸,否则手动停止。 2) 磨煤机入口关断挡板、冷、热风调节挡板自动关闭,否则手动关闭。 3) 磨煤机消防蒸汽电动门联开,3 分钟后关闭。 4) 查找磨煤机跳闸原因, 处理后恢复磨煤机运行。 如故障短时间内不能消除, 联系检修维护人员打开磨煤机人孔,将磨煤机内清理干净。 6.16.3 制粉系统故障及处理 6.16.3.1 润滑油压力低 1)原因 A)润滑油系统漏泄或阀门误开。 B)润滑油泵损坏或出力下降。 C)润滑油滤网堵塞。 D)润滑油温度过高或油质较差。 2) 处理 A) 堵塞漏油点或关闭误开阀门。 B) 更换新油泵。
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C) 切换至备用油滤网运行,清扫堵塞滤网。 D) 降低油温或更换合格油质。 6.16.3.2 磨碗压差高 1) 原因 A) 磨煤机过载。 B) 旋转分离器转速过高煤粉过细,引起出力下降。 C)磨煤机压差测量装置堵塞。 D)磨煤机通风量过大。 E) 磨碗周围风环流通面积不足。 2) 处理 A)降低给煤机转速,校核给煤机标定。 B) 重新调整分离器挡板开度。 C) 吹扫磨煤机压差测量装置。 D) 控制磨煤机通风量。 E)清扫磨碗周围风环,清除大块石子煤或异物。 6.17 等离子点火装置的运行 6.17.1 等离子点火燃烧器投运前检查准备。 6.17.1.1 有关检修工作全部结束,工作票收回,工作人员已撤离,系统恢复至 正常,表计齐全且正常投入,现场清理干净。 6.17.1.2 检查等离子点火燃烧器电源柜、隔离变、等离子点火燃烧器、集控室 PLC 等的所有接线正确。隔离变压器、电缆等测绝缘合格。 6.17.1.3 电源柜上电,首先进行电源受电,然后进行控制电源合闸,确认正常, 然后合闸电源柜风扇电源,检查并确认风扇的转向正确无误。 6.17.1.4 检查集控室与电源柜的通讯状态,确认无误。在远方触摸屏显示起弧 条件满足的情况下,设置电流 300A,远方进行启弧、停弧试验合格。 6.17.1.5 检查等离子点火燃烧器冷却水系统水泵、管道、阀门、压力表等正常。 开启冷却水进水门,确认等离子点火燃烧器冷却水进水、回水通畅。 6.17.1.6 检查确认冷却水泵电机测绝缘合格,具备送电条件,将冷却水泵电机 及其控制箱送电。 6.17.1.7 启动一台冷却水泵,检查管路中各阀门、法兰、仪表接口处有无渗漏, 检查系统中各压力表指示正确。试验两台水泵的联锁动作正常。 6.17.1.8 检查等离子发生器所有回水管均有水流出。并保证所有管路通水后等 离子发生器前的冷却水压力在 0.6-0.9MPa。 6.17.1.9 检查离子发生器冷却风系统完整,风机、阀门、管路、吊架、探头等 确认没有缺陷。 6.17.1.10 检查火检冷却风机就地控制柜、视频电缆、四画面分割器、工业电视
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设备具备送电条件,将电源送电,并检查系统正常。 6.17.1.12 启动一台火检冷却风机。进行火检风机联锁试验合格。保留一台火检 冷却风机运行,另外一台投备用。 6.17.1.13 检查等离子用压缩空气管道、各阀门、压力表等确认正常。 6.17.1.14 缓慢打开压缩空气系统母管进气手动阀,确认系统内各压力表指示正 确性,检查各阀门、法兰连接处无泄漏。 6.17.1.15 将等离子点火燃烧器用压缩空气压力调整至 0.015MPa 左右。 6.17.1.16 检查一次风系统,A 磨暖风器前后风道、暖风器、来汽及疏水管路、 阀门、供汽管路上的阀门、疏水阀等调整灵活、方向正确、开关到位。 6.17.1.17 进行 A 磨暖风器暖管,暖管充分后投运暖风器。 6.17.1.18 检查 A 层燃烧器及风箱等设备系统正常。 6.17.2 等离子点火燃烧器启动投入 6.17.2.1 检查等离子电源柜通讯正常,整流变运行正常,等离子系统在遥控位 置。 6.17.2.2 检查冷却水水压满足:0.6—0.9MPa,风压满足:8-9KPa。 6.17.2.3 检查等离子工业电视投入,CRT 等离子画面无异常报警,等离子点火参 数设置正常。 6.17.2.4 查制粉系统检修工作结束,工作票终结。电机及油站程控柜测绝缘合 格后送电。 6.17.2.5 查系统设备外型完整,地脚螺栓无松动,联轴器及安全罩完好,电机接地 线完好。 6.17.2.6 确认磨煤机、给煤机无跳闸条件。 6.17.2.7 查各风门、挡板、煤闸板电源及气源已送上,位置指示与就地相符。 6.17.2.8 确认磨煤机出口动态分离器良好备用。 6.17.2.9 查润滑油系统完好,油位正常,油站冷却水供水电动门打开。润滑油 油泵已启动,油压(≥0.15MPa)油温正常(30—40℃) ,系统无漏油现象。 6.17.2.10 查磨煤机消防蒸汽手门打开,消防蒸汽处于备用状态,压力 0.3~ 0.4MPa,温度 150~170℃。 6.17.2.11 查给煤机皮带上无杂物,皮带无偏斜、损坏,就地操作箱内“就地/ 遥控”选择置“遥控” 。 6.17.2.12 查原煤仓煤位正常,磨煤机、给煤机保护投入正常,磨煤机、给煤 机密封风门开启。 6.17.2.13 按顺序启动 1~4 号等离子点火器,检查拉弧正常。 6.17.2.14 投入等离子模式。 6.17.2.15 查开启全部磨煤机出口快关门,查磨煤机石子煤斗入口门开启,出口 门关闭。
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6.17.2.16 投入消防蒸汽 3-5 分钟。 6.17.2.17 开启磨煤机冷风隔绝门,过冷风调节门控制风量不低于 45t/h 对磨煤 机进行冷风吹扫时间 2~3 分钟。 6.17.2.18 打开磨煤机旁路风隔绝门,磨煤机加热器来汽阀门、疏水阀门,投入 等离子暖风器运行。 6.17.2.19 手动调整磨煤机旁路风调节门,以 3℃/min 的升温速率将出口温度逐 渐上升至 65~75℃。 6.17.2.20 缓慢调节 A 磨煤机入口风量升至 70t/h 以上,并维持磨出口一次风管 风速在 18~23m/s 左右。 6.17.2.21 检查动态分离器转速设定值不大于 5%,启动动态分离器电机。 6.17.2.22 逐步增加动态分离器转速至 50%,相应转速为 750rpm。 6.17.2.23 启动磨煤机电机,检查磨煤机空载电流正常,就地检查振动、声音正 常。 6.17.2.24 打开给煤机下煤插板。 6.17.2.25 启动给煤机, 打开给煤机入口煤插板, 将给煤机煤量加至 20t/h 布煤 1-2 分钟。 6.17.2.26 检查投运磨煤机二次辅助风门已投自动。 6.17.2.27 调整热风调节门,使磨煤机出口温度在 65-70℃,投入冷、热风门调 门自动,出口温度设定为 70℃。 6.17.2.28 对磨煤机、 给煤机全面检查。 根据需要增加给煤机转速与其它给煤 机平衡后投入给煤自动。 6.17.3 等离子点火燃烧器运行中注意事项 6.17.3.1 等离子点火燃烧器投入运行的初期,要注意观察火焰的燃烧情况、电 源功率的波动情况,做好事故预想,发现异常,及时处理。 6.17.3.2 等离子点火燃烧器投入运行的初期,控制各级受热面温升,注意观察、 记录烟温探针的温度,防止超温。 6.17.3.3 等离子点火装置投运过程中,注意监视分离器压力、过热器蒸汽温度。 6.17.3.4 等离子点火燃烧器投入运行过程中,对锅炉的膨胀进行检查记录。 6.17.3.5 在等离子点火燃烧器点火前和点火的过程中,根据给煤量与磨煤机入 口风速等参数,做好风粉速度、煤粉浓度等重要参数的调整。 6.17.3.6 当 A 磨煤机在“等离子方式”下运行,4 支等离子点火燃烧器中的 1 支 发生断弧时,光字牌将发出声光报警。此时应联锁关闭该燃烧器对应的磨煤机出 口门,同时检查断弧原因,尽快恢复点火器的运行。 6.17.3.7 当 A 磨煤机在“等离子方式”下运行,4 支等离子点火燃烧器中的 2 支 发生断弧时,保护将停止 A 磨煤机的运行,此时应仔细检查断弧原因,待问题解 决后再继续投入运行。
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6.17.3.8 当空预器出口热一次风温达 180℃,退出 31(41)磨暖风器运行。 6.17.3.9 31(41)磨煤机在等离子方式下运行最大出力不得超过 41T/h。 6.17.3.10 当锅炉负荷升至断油负荷以上且等离子点火器在运行状态时,应及时 将 31(41)磨煤机运行方式切至正常运行方式,防止因等离子点火器断弧造成 磨煤机跳闸。 6.17.4 等离子点火燃烧器退出运行 6.17.4.1 等离子点火燃烧器在机组负荷 240MW 以上退出。 1)确认等离子点火燃烧器具备退出运行条件。 2)将 A 磨煤机运行方式切换至“正常方式”。 3)按顺序依次将 1~4 号等离子发生器断弧。 4)调整 A 磨煤机出力,确认燃烧器燃烧稳定。 6.17.4.2 等离子点火燃烧器在锅炉停止过程中退出 1)确认等离子点火燃烧器具备退出运行条件。 2)根据需要投入 AB 层油枪运行。 3)按磨煤机正常停止程序停止 A 磨煤机运行。 4)按顺序依次将 1~4 号等离子发生器断弧。 6.17.5 等离子点火燃烧器联锁保护 6.17.5.1 等离子点火燃烧器启动允许条件。 1)锅炉炉膛通风吹扫完成。 2)压缩空气母管压力大于 9kPa。 3)冷却水母管压力大于 0.6MPa,低至 0.6MPa 联启备用水泵。 4)等离子点火整流器正常 5)31(41)磨无跳闸 6)角等离子切远方控制 6.17.5.2 等离子点火系统保护停止条件 1)锅炉 MFT 动作。 2)31(41)磨煤机跳闸。 3)压缩空气单角压力小于 5KPa。 4)冷却水单角压力小于 0.25MPa。 5)等离子拉弧成功,但对应角出口门关闭,延时 10min 6.18 风烟系统的运行 6.18.1 锅炉空预器的启动、停止及检修 6.18.1.1 空预器启动前检查 1)空预器及其相关设备的检修工作全部结束,已办理工作票终结手续(或检 修后,空气预热器有设备试转单)。 2)检查空气预热器本体无人工作,本体内部杂物清理干净,各烟风道内杂物
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清理干净,各检查门、人孔门关闭严密。 3)检查空气预热器本体保温恢复良好,空气预热器各层平台围栏完整,空气 预热器周围杂物清理干净,照明充足。 4) 检查空气预热器驱动装置外观完整, 驱动电机和变速箱地脚螺栓连接牢固, 各驱动马达和减速机间对轮安全罩连接牢固, 变速箱油位正常, 油尺油迹在 1/3~ 2/3 之间,油质良好无乳化现象,变速箱润滑油泵电机接线完整,润滑油管连接 完整。 5)检查并核实空气预热器热端、冷端以及轴向密封间隙已调整完毕。 6)检查空气预热器主驱动电机和辅助驱动电机接线完整,接线盒安装牢固, 电机外壳接地线完整并接地良好。 7)空气预热器润滑油站的启动 A)就地检查导向轴承,推力轴承油箱油质良好无乳化现象,油位在油 位计的 2/3 处。检查油泵及电机地脚螺栓连接牢固,对轮连接完毕,安全罩 恢复。检查油泵电机接线完好,电机外壳接地线牢固。 B)空气预热器导向轴承和推力轴承油泵送电完毕。 C)就地启动导向轴承、推力轴承润滑油泵,检查运行油泵和电机振动 不超过 40μ m,电机和泵无异音,泵轴端不渗油。 D)检查导向轴承、推力轴承油系统无渗漏,轴承供油压力在 0.25MPa, 滤网前后压差低于 0.1MPa,轴承端部不渗油。 E)开启导向轴承、推力轴承油站冷油器供、回水门,检查冷却水系统 无泄漏,冷却水压力在 0.2~0.3MPa,冷却水流量正常。 F)将导向轴承、推力轴承润滑油泵连锁开关投入。 G)检查导向轴承润滑油泵在导向轴承润滑油温度高于 60℃保持运行, 导向轴承润滑油温度低于 50℃自动停止运行。 H)投入推力轴承润滑油站自动开关,检查推力轴承润滑油温度高于 50℃保持运行,推力轴承润滑油温度低于 45℃自动停止运行。 8)停止 15 天以上就地测量主电机、辅助电机的绝缘合格后,将主电机、辅 助电机送电。将盘车空气马达压缩空气气源投入。 9)就地检查吹灰、水清洗装置完好,确保吹灰蒸汽、消防水源供应正常。主 辅电机接地线良好,安全罩齐全,就地事故按钮完整。 10) 火灾监控装置投入,转子停车报警系统投入。 11) 就地用手动盘车装置使转子旋转两周确认转子能自由转动, 无摩擦现象, 听其转动声音应正常。 12) 在控制盘及就地做空预器主电机和辅助空气马达的联锁启动试验和主电 机事故按钮试验合格,就地确认空预器转动方向正确。 13) 空预器入口烟道、一、二次风出口挡板开关灵活,就地位置与 CRT 画面
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显示位置相符在全关位置。 14) 空预器热工监视仪表、保护电源投入。 6.18.1.2 空预器启动 1)空预器应先于引风机启动,两台空预器启动后方可启动引、送风机。 2)打开空预器一次风侧出口,二次风侧出口及烟气侧入口挡板。 3)启动推力、支承轴承冷却油泵,运行正常。 4)启动气动盘车马达,无异常现象(无摩擦、撞击声) 。空预器转动后延时 180 秒,启动辅助电机,延时 30 秒停止盘车马达。 5)投入主、辅电机联锁,待辅助电机运行 5min 后,启动空气预热器主电机。 确认电流正常,辅助电机自动停止运行。 6.18.1.3 空预器的运行维护 机组正常运行后吹灰器按照要求吹灰,低负荷投油助燃或锅炉等离子点火启 动过程应连续吹灰。 1) 应密切注意空预器的烟气和空气进出口温度、气流阻力的变化,如发现温 度或阻力异常,应及时就地检查空预器的运行情况。 2) 检查驱动减速箱,导向轴承,推力轴承油箱油位正常,油质良好无乳化现 象,冷却水畅通无泄漏现象,油箱无漏油现象,润滑油电机运行正常,减速机外 壳温升不超过 60℃,无异常振动和杂音。 3) 空预器导向轴承油温大于 70℃报警,大于 85℃时,停止空预器运行。推 力轴承油温大于 60℃报警,大于 80℃时,停止空预器运行 4) 检查火灾监控装置投入正常。 5) 经常就地检查空预器运行情况,空预器转子无摩擦、撞击异常现象。 6) 主电机切换到辅助马达时应延时 30 秒。 7) 检查电机外壳温度不高于 70℃,温升不高于 65℃。 8) 机组负荷 300MW 时根据需要投入空气预热器热端自动密封调节装置, 检查 密封装置动作正常,调整结束密封装置位置指示标尺在投入位附近,巡检中要注 意比对各班标尺的位置,发现较短时间标尺指示偏差大要及时汇报。热端密封装 置投入后要注意对空气预热器本体进行一次全面检查,防止动静部分碰磨。 9) 机组运行中如发现送风机、引风机电流或送风机动叶、引风机入口导叶和 对应负荷不匹配要全面进行空气预热器密封装置的检查。 6.18.1.4 空预器停止 1)机组在降负荷前对两台空预器进行一次全面吹灰。 2)锅炉停止后,检查空气预热器热端密封装置自动提升至上限位置,停止主 电机运行,辅助电机投入运行。 3)停止辅助电机,盘车马达自动投入运行。 4) 当空预器入口烟温低于 150℃时, 根据需要可以停止空预器盘车马达运行。
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5)空预器正常运行中巡检发现危机空预器设备或人身安全时,可通过事故按 钮紧急停止空预器运行 (事故按钮紧停空预器时, 为了避免集控人员抢合主电机, 或辅助启动马达投入运行在按主驱动事故按钮的同时必须立即通知主值班员解 除辅助空气马达自动联锁) 。 6) 空气预热器停止后, 确认导向轴承温度低于 50℃, 推力轴承温度低于 45℃, 才能将轴承润滑油泵联锁切除和停止油站冷却水。 7)空气预热器停止运行后要继续加强空气预热器进、出口烟风温度的监视并 且空气预热器着火报警监测装置不得退出运行。 6.18.1.5 空预器检修的隔绝措施 1)空预器检修通常需在锅炉停炉后进行(事故情况下抢修仅限于空预器外部 检修) ,就地检查空预器已停止,并检查一、二次风出入口挡板,烟气出入口挡 板在关闭位置。 2)关闭空预器消防水、蒸汽吹灰门,并将各供汽、供水电动门停电并在就地 挂“禁止操作,有人工作”警告牌。 3)将空预器主电机、辅助电机停电,在电气就地开关上悬挂“禁止操作,有 人工作”警告牌。 4)轴承润滑油泵电机停电,在电气就地开关上悬挂“禁止合闸,有人工作” 警告牌,关闭油站冷却水手动门并挂“禁止操作,有人工作”警告牌。 5)若需进行轴承检修可通知检修人员将轴承箱内油放至专用油箱内。 6)气动马达供气门关闭,挂“禁止操作”警告牌。 6.18.2 锅炉引风机的试转、启动、停止及检修 6.18.2.1 引风机启动前检查 1)所有引风机工作票已终结,表计齐全且投入,或有引风机设备试转单。 2)检查炉膛、风道、烟道、空预器、电除尘器内无人工作,引风机及烟道各 检查门、防爆门,人孔门在关闭位置。 3) 联系并确认热工人员将引风机静叶及所有烟风道挡板的工作电源和操作电 源送上,投入有关仪表和报警及保护装置,就地事故按钮完整良好。 4)停止时间超过 7 天,须测电机绝缘合格后送电。 5)检查风机润滑油站油箱油位在 2/3,油温大于 25℃。如油温小于 25℃则 油箱加热装置应投入正常,油温高于 40℃电加热自动停止运行。油温高于 42℃ 时,应投入冷油器。 6) 确认电机润滑油站油泵联锁试验合格, 启动一台油泵, 检查供油压力正常, 电机润滑油流量正常,电机轴承回油正常,油质合格,无乳化现象,油位正常, 将另一台油泵投入备用。 7)检查轴冷风机风管支架装设牢固,风罩完整,操作开关在远方位置。 8)电机接地线良好,电机接线正确,地脚螺丝无松动现象。
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9)联轴器无松动现象,靠背轮安全罩牢固。 10) CRT 画面显示烟风系统的烟风挡板位置指示与就地实际位置相符。 11) 打开引风机出口挡板,关闭入口静叶,打开空预器入口烟气挡板(空预 器已运行) 。 6.18.2.2 引风机启动 1)确认空预器烟气入口挡板已打开。 2)确认引风机出口挡板已打开。 3)关闭引风机入口联络门。 4)确认引风机入口静叶在关闭位置,轴冷风机有一台已运行,并确认轴冷风 机连锁保护投入。 5)确认引风机启动逻辑条件满足。 6)启动 31(41)引风机,开启电除尘烟气出口挡板,注意电流应在正常时 间内恢复至空载电流。 7)准备启动 A 送风机。 8)确认 31(41)引风机及送风机已启动,可用同样方法启动 32(42)引风 机, 注意启动前必须确认此风机隔绝良好且无倒转, 否则要采取措施后方可启动。 9)两台引风机运行正常后,打开引风机入口联络门。 6.18.2.3 引风机的运行维护 1)引风机正常运行中每两小时应对其就地检查一次,确认其运行正常。 2)引风机电机润滑油站使用 L-TSA46 汽轮机油,引风机轴承润滑使用润滑 脂。 3)检查电机润滑油油质良好无乳化变质,油箱油位不低于油位计 1/2,当低 于 1/2 时,应及时补油。 4)检查电机润滑油站滤网压差小于 0.1MPa,大于 0.1MPa 时报警及时切换并 清洗滤网。正常运行中,风机轴承温度小于等于 80℃,电机温度小于 70℃。 5)引风机正常运行工况点应确保在失速最低线以下,入口导向档板开度在 -75 °~+30°(对应开度反馈指示 0-100%)范围,单控和就地开度指示一致, 以确保风机运行中系统无喘振,引风机电机不过载。 6)引风机电机外壳温度不大于 70℃,温升不大于 65℃。 7)电机轴承无漏油现象,风机内部无异常声音。 6.18.2.4 引风机停止 1)待停引风机侧送风机在停止状态。 2)将引风机入口静叶由“自动”切“手动”调整。 3)关闭引风机入口联络门。 4)逐渐将待停风机的入口静叶片开度关至零位(-75°) ,注意燃烧风量及炉 膛压力的变化。
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5)关闭引风机入口挡板。 6)在 DCS 画面停止引风机。 7)关闭引风机出口挡板就地检查确认风机停转。 8)当控制油站和润滑油站油箱油温小于 40℃ ,可停止润滑油站。 6.18.2.5 引风机检修隔绝措施 1)检查引风机确已停止,联系值长、主值班员引风机停电,并在 10kV 开关 上挂“禁止合闸,有人工作”牌。 2)将入口挡板电源停止,挂“禁止合闸,有人工作”牌。 3)停止电机电加热器,并停电挂“禁止合闸,有人工作”牌。 4)停止轴冷风机并停电挂“禁止合闸,有人工作”牌。 5)解列冷油器,出入口水门关闭挂“禁止操作,有人工作”牌。 6)停止油泵并停电挂“禁止合闸,有人工作”牌。 7)根据要求将引风机出口隔绝闸板恢复。 6.18.3 锅炉送风机的启动、停止及检修 6.18.3.1 送风机启动前检查 1)送风机有关工作票已终结,表计齐全且投入,或有送风机设备试转单。 2)检查炉膛、烟风道、空预器内无人工作,送风机及风道各检查门、防爆门, 人孔门在关闭位置。 3)联系并确认热工人员将送风机动叶、出口挡板工作电源和操作电源送电, 投入有关仪表和报警及保护装置,就地事故按钮完整良好。 4)停止时间超过 7 天,须测电机绝缘合格后送电。 5)检查液压润滑油箱油位在 2/3,油质合格,油温高于 30℃ (否则加热装 置自动投入) ,启动 1 号或 2 号液压油泵,做油泵 1 号和 2 号联锁自投试验正常, 检查液压润滑油站出口油压不低于 2.5MPa,泵流量表指示不低于 3L/min ,保留 一台油泵运行,投入冷却器,检查叶片液压调节装置动作灵活。送风机各处轴承 油流正常。 6)就地确认送风机出口挡板及叶片在关闭位置,送风机出口联络门在打开位 置。 7)检查预热器二次侧出口挡板在关闭位置。 6.18.3.2 送风机启动 1)送风机启动条件 A)打开喷燃器辅助风挡板。 B)至少有一台引风机在运行,且炉膛压力正常。 C)在 CRT 上确认送风机启动程序逻辑条件许可。 D)送风机出口风门已关闭。 E)送风机动叶已关闭(-300) 。
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F)送风机出口联络风门已关闭。 G)送风机轴承温度〈70℃。 2)启动 31(41)送风机。 A)待送风机电机电流返回到正常值后,打开出口挡板。 B)用同样方法启动 41(42)送风机。 C)开送风机出口联络门。 D)在启动过程中应注意炉膛压力的调整。 E)开启第二台送风机动叶并调整第一台送风机动叶,使两台送风机动 叶开度相同。注意两台送风机运行时的工况点均应在失速最低线以下。 F)检查两台送风机电流、出口风压、风量在送风机动叶开度一致的情 况下应相同。 6.18.3.3 送风机的运行维护 1)送风机调节时尽可能两台同时调节,以使其负荷均匀。 2)送风机油站使用#68 汽轮机油,送风机电机轴承使用润滑脂润滑。 3)主轴承油位在大于 1/2,小于 3/4。轴承无漏油现象。 4)送风机轴承温度维持在小于等于 70℃(正常情况下为 50-70℃) 。 5)轴承振动小于 4.6μ m。 6)润滑液压油箱油温在 30~50℃。油质合格无乳化现象。 7)润滑液压油泵出口油压不低于 3.43MPa。系统无漏油现象。 8) 送风机正常运行工况点在失速最低线以下, 动叶开度在-25°~+15° (对 应开度反馈指示 0-100%)范围,单控和就地开度指示一致,以确保风机运行中 系统无喘振,送风机电机不过载。 9)油站冷油器运行正常,无漏水现象。 10)电机外壳温度不高于 70℃,温升不高于 65℃。 11)送风机内部无明显异常声音。 6.18.3.4 送风机停止 1)将送风机动叶由“自动”切至“手动”调整。 2)逐渐将待停风机的动叶开度关至零位,注意燃烧风量及炉膛负压的变化。 3)关闭送风机出口挡板。 4)停止送风机。 5)轴承温度低于 40℃且风机停转后可以停止润滑液压油泵。停用时间小于 10 小时可不停油站(液压润滑油系统检修除外) 。 6.18.3.5 送风机检修的隔绝措施 1)查送风机确已停止,联系值长、主值班员送风机停电,并在 10kV 开关上 挂“禁止合闸,有人工作”牌。 2)出口挡板电源停电,挂“禁止合闸,有人工作”牌。
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3)停止电机电加热器,并停电挂“禁止合闸,有人工作”牌。 4)解列冷油器,出入口水门关闭挂“禁止操作,有人工作”牌。 5)润滑油泵停电挂“禁止合闸,有人工作”牌。 6.18.4 锅炉一次风机的启动、停止及检修 6.18.4.1 一次风机启动前检查 1)一次风机有关工作票已终结, 表计齐全且投入, 或有一次风机设备试转单。 2)检查炉膛、烟风道、空预器内无人工作,一次风机及风道各检查门、防爆 门,人孔门在关闭位置。 3)联系并确认热工人员将一次风机动叶、出口挡板工作电源和操作电源送 电,投入有关仪表和报警及保护装置,就地事故按钮完整良好。 4)停止时间超过 7 天,须测电机绝缘合格后送电。 5)检查液压润滑油箱油位在 2/3,油质合格,油温高于 30℃ (否则加热装 置自动投入) 启动液压油泵 1 号或 2 号 , , 做油泵 1 号和 2 号联锁自投试验正常, 检查滑液压油站出口油压不低于 2.5MPa ,泵流量表指示不低于 3L/min ,电机 润滑油压不低于 0.1MPa,保留一台油泵运行,投入冷却器。 6)检查叶片液压调节装置动作灵活。送风机各处轴承油流正常。 7)就地确认一次风机动叶在关闭位置(-250) ,一次风机出口挡板在关闭位。 8)检查磨煤机一次热风隔绝挡板在关闭位置。 6.18.4.2 一次风机启动 1)打开同侧预热器出口热一次风挡板。 2)打开一次风机冷风挡板。 3)关闭一次风机动叶。 4)确认一次风机出口挡板在关位。 5)确认一次风机启动逻辑条件满足。 6)启动 31(41)一次风机,检查电流正常。打开一次风机出口挡板。根据锅 炉实际情况调整一次风机动叶角度。 7)用同样方法启动 32(42)一次风机,注意启动前必须确认此风机隔绝良 好且无倒转,否则要采取措施制动后方可启动。 8)开启第二台一次风机动叶并调整第一台一次风机动叶,使两台一次风机动 叶开度相同。注意两台一次风机运行时的工况点均应在失速最低线以下。 9)检查两台一次风机电流、出口风压、风量在一次风机动叶开度一致的情况 下应相同。 6.18.3.3 一次风机的运行维护 1)一次风机、电机油站使用汽轮机油 L-TSA46。 2)一次风机调节时尽可能两台同时调节,以使其负荷均匀。 3)主轴承油位在大于 1/2,小于 3/4。轴承无漏油现象。
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4)一次风机轴承温度维持在小于等于 90℃,电机轴承温度小于 80℃。 5)轴承振动小于 4μ m。 6)润滑液压油箱油温在 30~50℃。油质合格无乳化现象。 7)润滑液压油泵出口油压不低于 3.43 MPa。系统无漏油现象。 8)油站冷油器运行正常,无漏水现象。 9)一次风机正常运行工况点在失速最低线以下,动叶开度在-25°~+15° (对应开度反馈指示 0-100%)范围,单控和就地开度指示一致,以确保风机运 行中系统无喘振,一次风机电机不过载。 10)电机外壳温度不大于 70℃,温升不大于 65℃。 11)一次风机内部无明显异常声音。 6.18.4.4 一次风机停止 1)将一次风机动叶由“自动”切至“手动”调整。 2)逐渐将待停风机的动叶开度关至零位,注意磨煤机一次风量及炉膛负压的 变化。 3)关闭一次风机出口挡板。 4)在 DCS 画面停止一次风机。 5)轴承温度低于 40℃可以停止润滑液压油泵。 6.18.5 风烟系统联锁与保护 6.18.5.1 引风机程序启动 1)按下引风机功能启动组按钮,当达到以下条件时,引风机自动启动: A)至少有一台轴冷风机正常运转。 B)启动电机润滑油。 C)关闭引风机静叶。 D)关闭引风机入口挡板。 E)打开引风机出口挡板。 2)启动引风机,联开引风机入口挡板(1 分钟内未打开自动跳闸) 。 6.18.5.2 引风机程序停止 按下程序停止按钮,达到以下条件自动停止引风机: 1) 关闭入口静叶至 0 位(-75 ) 。 2) 停止引风机电机。 3) 关闭引风机出口挡板。 6.18.5.3 引风机保护及联锁 1)风机发生喘振,CRT 报警。 2)同侧空预器停,延时 5s; 主停与(停转报警或辅助马达停) 3)另一台引风机运行,同侧送风机跳闸,且 31 侧风烟子组顺停未发; 4)引风机启动后入口档板 20s 内未离开关位;
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5)风机滚子轴承温度>100℃,延时 3 秒; 6)风机后推力轴承温度>100℃,延时 3 秒; 7)风机前推力轴承温度>100℃,延时 3 秒; 8)电机前、后轴承温度>100℃,延时 3 秒; 9)引风机运行,出口挡板关,延时 60s; 10)润滑油泵全停,延时 30s; 11)润滑油流量低且电机前或后轴承温度高于 85℃报警; 12)增压风机跳闸。 6.18.5.4 引风机电机润滑油站联锁与保护 1)当润滑油供油压力低于 0.15 MPa 时,备用油泵自动启动。 2)当润滑油温小于 25℃,电加热器自动投入(其中有一台油泵在运行条件 下) 。 3)当润滑油温大于 40℃,电加热器自动停止。 6.18.5.5 送风机程序启动 按下送风机程序启动按钮,当达到以下条件时,送风机自动启动: 1) 轴承润滑油泵任一油泵运行正常。 2) 关闭送风机出口挡板。 3) 关闭送风机动叶。 4) 启动送风机,联开出口挡板。 6.18.5.6 送风机润滑油联锁及保护 1)当润滑油压力低于 0.8MPa 时,备用油泵自动启动。 2)当润滑油温小于 30℃,电加热器自动投入(其中有一台油泵在运行条件 下) 。 3)当润滑油温大于 40℃,电加热器自动停止。 4)送风机达到以下任一条件,CRT 报警: A)油泵出口滤网差压大于 0.5MPa 报警。 B)润滑油位小于最小值报警。 C)轴承温度大于等于 90℃报警。 D)风机发生喘振。 E)油站油压低,备用泵自启动 F)电机线圈温度高 130℃报警。 6.18.5.7 送风机程序停止 1)按下程序停止按钮,自动完成下列操作: A)无延时风机动叶自动关闭。 B)停止风机电机。 C)延时 60s,自动关闭风机出口挡板。
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2)当达到以下条件自动停止送风机运行 A)同侧空预器停,延时 5s; 主停与(停转报警或辅助马达停) ; B)两台引风机全停; C)另一台送风机运行,同侧引风机跳闸或保护停延时脉冲 3 秒; D)送风机启动后,出口门延时 20s 未离开关位; E)电机端轴承温度三取二>90℃;延时 3S; F)风机端轴承温度三取二>90℃;延时 3S; G)送风机滚筒温度三取二>90℃;延时 3S; H)电机前轴承温>95℃;延时 3S; I)电机后轴承温>95℃;延时 3S; J)流量低且温度高Ⅰ(>80℃)(风机端或电机端轴承温度)延时 3S; K)流量低且温度高Ⅰ(>80℃) )延时 3S; 6.18.5.8 一次风机程序启动 1)按下一次风机程序启动按钮,当达到以下条件时,一次风机自动启动: A)启动一次风机电机润滑油泵。 B)启动一次风机润滑油泵。 C)开空预器热一次风进口挡板。 D)开空预器热一次风出口挡板。 E)一次风机出口挡板在关闭位置。 F)一次风机动叶在关闭位置。 2)启动一次风机,联开出口挡板。 6.18.5.9 一次风机润滑油联锁及保护 1)当风机润滑油泵出口压力低于 0.8 MPa 时,备用油泵自动启动。当电机润 滑油压力低于 0.08MPa,备用油泵启动。 2)当润滑油温小于 30℃,电加热器自动投入(其中有一台油泵在运行条件 下) 。 3)当润滑油温大于 40℃,电加热器自动停止。 4)备用油泵自启动报警。 5)润滑油位小于最小值报警。 6)润滑油量小于 3L/min 报警。 7)一次风机发生喘振。 8)一次风机电机油站压力低于 0.08MPa 备用油泵自动启动,两台油泵同时跳 闸,风机跳闸。电机油站压力低于 0.05MPa 或两台油泵同时跳闸风机跳闸。 9)一次风机、电机轴承温度达 80℃报警。 6.18.5.10 一次风机程序停止 1)按下停止程序按钮,自动完成下列操作:
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A)无延时风机动叶自动关闭。 B)停止风机电机。 C)延时 60s,自动关闭一次风机出口挡板。 2)当达到以下条件自动停止一次风机运行。 A)MFT 动作 B)风机运行延时 20s 出口门未离开关位; C)电机端风机轴承温度三取二>90℃,延时 3 秒 D)风机端轴承温度三取二>90℃,延时 3 秒 E)风机下滚筒温度三取二>90℃,延时 3 秒 F)电机前轴承温度>95℃,延时 3 秒; G)电机后轴承温度>95℃,延时 3 秒; H)电机润滑油泵全停,延时 30 秒; I) 电机润滑油流量低且电机前、 后轴承温度大于 85℃报警 (轴承温度或) ; J)风机润滑油流量低且温度高 1(电机端、风机端、上滚筒、下滚筒风 机轴承温度 3 取 2 大于 80℃取或)延时 3s 6.18.5.11 空预器联锁与保护 1)导向轴承油系统的运行温度升高到 80℃,系统报警。当油温降低到 50℃ 时,停止油泵。油温升高到 60℃启油泵。 2)支承轴承油系统当油温升高到 70℃时,系统报警。当油温降低到 45℃时, 停油泵。油温升高到 50℃启油泵。 3)空预器转子停转后,发声光报警,自动提升扇形板并完成回复位置。 4)空预器转子传感器超温 115℃以上时,超温报警,并自动提升扇形板完成 回复位置。 5)提升扇形板电机过载,系统自动切换到另一台电机工作,并声光报警。另 一台电机也出现故障,必须手动提升扇形板。 6)当发生扇形板下降超过设定时间的误动作时,即发声光报警,并自动提升 扇形板。 7)当扇形板提升时间超时,即自动停止。 8)当空预器主驱动电机跳闸,辅助驱动电机自动投入,并发声光报警,当辅 助驱动电机未能投入,空预器跳闸,发声光报警投并投入气动盘车马达。 6.18.6 暖风器投停 6.18.6.1 暖风器投停原则: 1)锅炉在正常运行中,当空气预热器排烟温度低于烟露点温度时,投运暖风 器。 2)等离子装置的暖风器在点火前提前投入。 6.18.6.2 暖风器投入前检查:
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1)表计齐全,指示正确,暖风器出口风温调节装置在手动位置。 2)暖风器、疏水器正常,各阀门位置符合启动要求。 6.18.6.3 暖风器的投运 1)打开一、二次暖风器两侧供汽手动门。 2)打开一、二次暖风器供汽管道疏水门。 3)打开一、二次暖风器疏水电动调节门前后手动门。 4)微开一、二次风暖风器两侧电动调节门。 5)打开暖风器疏水母管至空预器冲洗水池手动门。 6)微开一、二次风暖风器供汽电动门,进行系统暖管。 7)暖管结束后关闭各疏水门。 8)打开一、二次风暖风器供汽电动门。 9)根据暖风器出口温度设定温度值, 投入电动调节门自动, 投入暖风器运行。 10) 疏水排至空预器冲洗水池,待化学化验疏水品质合格后, 疏水回收至 集水箱。 6.18.6.4 暖风器运行维护 1)暖风器入口蒸汽母管压力正常,无振动。 2)暖风器疏水系统无振动、无漏汽。 3)疏水水质不合格时,禁止回收。 6.18.6.5 暖风器停运 1)将暖风器出口风温调节装置切换为手动,缓慢关闭一、二次风暖风器供汽 电动门。 2)开启一、二次风暖风器两侧暖管道上疏水阀,关闭暖风器入口蒸汽的各手 动隔绝阀。 3)关闭辅汽联箱供一、二次风暖风器手动门。 3)关闭疏水至集水箱手动门,将疏水去空预器冲洗水池手动门开启。 4)疏水放净后关闭暖风器出口疏水母管至空预器冲洗水池手动门。 6.19 吹灰系统的运行 6.19.1 概述 每台锅炉共有 176 只吹灰器,其中炉室部分有 96 只短伸缩式吹灰器,分四 层布置,在燃烧器下部为 A 层,燃烧器上部由下而上依次是 B、C、D 层。炉室上 方和对流烟道有 76 只长伸缩式吹灰器,预热器烟气出入口也各有一只长伸缩式 吹灰器,吹灰器可进行近控、遥控和顺控操作。 6.19.2 吹灰系统技术参数 水冷壁吹灰器 项 目 单位 数据 备注

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型号 行程 行进速度 单台运行时间 单台吹灰时间 喷嘴孔径 有效吹灰半径 吹灰介质压力 吹灰介质温度 单台吹灰一次耗汽量 电机型号 电机功率 电机电压 制造厂 项 目 单位 mm mm/ min min min m MPa ℃ kg kW V 减压站参数 项 目 单位 ℃ MPa MPa kW V mm mm/min min min mm mm MPa ℃ kg

V04 255 540 2.83 0.42 Φ 25.4 1.5~2 0.8~1.5 350 28 M2QA71M4A-J4 0.25 380 上海克莱德贝尔格曼 水平烟道、对流竖井吹灰器 数据 PS-SL(26 台)/ PS-LL(3 台) 8500/4620 1440/720 7.6 7.36 2.0 1.0~1.5/0.8~1.5 350 810/640/363/226 M2QA80M68-J4 型 kW V 湖北戴蒙德机械有限公司 数据 516 25.88 3 1.5 380 1.5 5.43 5.26 备注

型号 行程 行进速度 单台运行时间 单台吹灰时间 有效吹灰半径 吹灰介质压力 吹灰介质温度 单台吹灰一次的耗汽量 电机型号 电机功率 电机电压 制造厂

后屏出口温度 (BMCR) 后屏出口压力 (BMCR) 减压后压力

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减压站安全门起座压力

MPa

4.0

6.19.3 吹灰应具备的条件及吹灰前的检查 6.19.3.1 吹灰应具备的条件 1) 锅炉运行正常,燃烧工况稳定。 2) 吹灰器系统的检修工作结束,已办理工作票终结手续。 3) 对检修过的吹灰器在正常吹灰时,应在就地手动试转,确认其工作正常。 4) 吹灰器控制系统完好,各热工定值和机械定值正确。 5) 确认吹灰蒸汽管道及支吊架完好,安全阀外观完好。 6) 进行炉室吹灰器及烟道吹灰器的吹灰,锅炉负荷应≥300MW,一、二次汽 温要稳定,否则应停止吹灰。 7) 炉膛压力正常,引、送风机运行工况稳定,引风机有足够的调节余地。 6.19.3.2 吹灰前的检查 1) 吊架、前部支承滚轮的支承完好,进汽管法兰固定完好。 2) 进汽提升阀法兰连结及密封完好,进汽管法兰固定完好。 3) 吹灰管无严重锈蚀、弯曲变形等异常现象,并在退出位置。 4) 进、退位置开关的位置正确。检查吹灰器均在退出位置,就地控制开关均 在“ON”位置。 5) 减速箱油位正常,应在蜗杆轴头中心线上约 16mm 以上。 6) 提升阀操作连杆连接完好, 提升阀启闭触动销与提升阀连杆的配合凹口对 位。 7) 检查各吹器电气接线和就地控制箱完整, 驱动齿轮及齿条啮合、 润滑完好, 导向滚轮能在导杆上自由滑动。 8) 两侧滚轮中心偏差在 3mm 以内。 9) 仪用压缩空气系统已投运且气压正常。 10)汇报值长,送上吹灰系统的电源,进行吹灰。 6.19.4 吹灰器的投运 吹灰程控系统主要由受控设备和控制装置组成。受控设备构成及编号见下 表: 受控设备 吹灰器总进汽门 吹灰器减压站 炉吹、长吹疏水门 高压疏水门 吹灰器总进水门 设备数量 1只 1套 4只 1台 1台 设备编号 101 001 104~107 109 110
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分进水门 炉膛吹灰器 长伸缩吹灰器 半伸缩吹灰器 空预吹辅助进汽门 空预吹疏水门 空预器吹灰器 6.19.5 自动操作功能 6.19.5.1 单吹、双吹选择功能

4台 96 台 58 台 16 台 1只 1只 4台

111~114 201~296 301~358 353~368 103 108 401~404

单吹、 双吹选择功能用来确定炉吹、 长吹、 空预器是单台运行还是双台运行。 每按一次“单吹/双吹”键, 单吹、 双吹状态翻转一次。 “单吹”指示灯“点亮”, 则处于单台吹灰器运行状态。“双吹”指示灯“点亮”,则处于双台吹灰器运行 状态。 6.19.5.2 跳步 在自动状态下,程序运行以前,如果不需要某些吹灰器参与吹灰工作,或某 些吹灰器发生故障,可以进行跳步操作,使程序自动跳过被指定跳步的吹灰器, 而继续运行。按下“跳步”按钮,此时“跳步”指示灯“点亮”,将拨码开关拨 到需要设置跳步吹灰器的编号(如 201#炉吹) ,如果按 “进入”键,则 201#吹 灰器绿灯“点亮”,说明此台吹灰器被选中跳步。如果进入下一台吹灰器跳步操 作,直接将拨码开关拨到预定吹灰器编号,然后按照 201#吹灰器跳步操作步骤 操作即可。相反,如果要使某台吹灰器退出跳步状态,参加程序运行,则在选中 吹灰器以后, 按下“退出”键, 此时该吹灰器将退出跳步状态, 且指示灯由 “点 亮”变为“熄灭”。在每一次跳步操作中,可以任意指定某些吹灰器跳步。任何 电动门不能设置成跳步状态。如果退出跳步操作,则再次按下“跳步”键,“跳 步”状态指示灯灭,跳步操作状态退出,程序复位。 6.19.5.3 程序启动 在自动状态下,进行程序运行操作,程序将自动进入吹灰工作。按下“启 动”键, “程序运行”指示灯“点亮”, 秒钟后自动吹灰开始。 5 吹灰结束, “程 序运行”指示灯灭。程序运行结束。如果在按下“启动”键之后 5S 钟内,再次 按下“启动”键,则程序启动指示灯“熄灭”,启动指令取消。

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6.19.5.4 程序中断 吹灰过程中, 如果中断运行, 则主程序将使正在运行过程中的吹灰器退出, 然后中断程序。解除中断再运行时,程序将从下一台吹灰器开始运行直至吹灰结 束。按下“中断”按钮,“中断”指示灯“点亮”,程序中断运行,正在运行的 吹灰器立即退出。 如要解除中断, 按下“中断解除”键, “程序中断”指示灯“熄 灭”,程序从下一台吹灰器开始继续运行。 6.19.5.5 程序复归 在运行过程中或运行之前,如果有禁吹、PLC 故障信号,则程序自动复归 或不能启动。在运行过程中,如果想使程序复归,则按下“复归”按钮,“程序 运行”状态指示灯“闪亮”,5 秒钟后复归程序开始,退出正在运行的吹灰器和 关闭进汽门之后,“程序运行”状态指示灯灭,程序复位。如果在按下“复归” 键之后 5S 钟内,再次按下“复归”键,则程序“复归”指示灯“熄灭”, 复归 指令取消。 6.19.5.6 急停 按下“急停”键。手离开“急停”键后,再按下“确认”键,急停功能生 效。受控设备及受控设备接线端子将全部断电,以确保设备及人身安全。为防止 误操作,按下“急停”键后,5 秒内若没有按下“确认”键,则急停功能自动取 消。按下“急停”键后,报警器(HBJ) 将鸣响 5 秒钟。 6.19.6 手动操作功能 手动操作功能有“远操”和“就地”两种控制方式。 按下“远操”键, “远 操”指示灯亮,“远操”功能生效;按下“就地”键,“就地”指示灯亮,“就 地”功能生效。 “远操”功能生效后,将拨码开关拨到需要操作的吹灰器编号(如 201#炉 吹) ,然后按下“进入”键, 201#炉吹指示灯将“点亮”。此时,你可以通过触 屏上的进、退按钮控制 201#炉吹前进或后退。按下“退出”键,201#炉吹指示 灯将“熄灭”。 “就地”功能生效后,将拨码开关拨到需要操作的吹灰器编号(如 301#长 吹) ,然后按下“进入”键, 301#长吹指示灯将“点亮”。此时,你可以在 301# 长吹本体就地端子箱上用进、退按钮控制 301#长吹前进或后退。按下“退出” 键,301#长吹指示灯将“熄灭”。
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电动门开或吹灰器进过程为红光闪光,关或退过程为绿光闪光,开或进到 位为红光平光,关或退到位为绿光平光,中间位置为黄光平光。 6.19.7 故障报警及保护 a、超时:炉吹、长吹进或退运行时间超过保护设定值时,“超时”状态指 示灯亮。 如果在进状态超时, 吹灰器立即转退, 如果在退过程超时, 报警器报警。 b、过负载:电动门、炉吹、长吹在运行过程中电机过负载,报警器报警, “过负载”指示灯亮,程序中断,此时需人工现场处理故障。 c、禁止吹灰:此时禁止吹灰指示灯亮,如果程序尚未运行,则禁止自动程 序运行,如果程序已运行,则程序自动复归,复位正在运行的受控设备后程序结 束。 d、 PLC 故障: PLC 处理器 RAM 锂电池 当 (正常工作 2 年) 电量不足时, “PLC 故障”指示灯亮,报警器报警,正在运行的程序自动复归,复位正在运行的受控 设备后程序结束。 e、启动失败:吹灰器接到控制指令后,在一定时间内无法离开原位,则视 为启动失败,“启动失败”指示灯亮,报警器报警。 f、介质压力低:系统进汽门打开,且疏水门关闭到位后,介质压力已建立, 如果一段时间内出现介质压力低于设定保护值(压力开关整定值) ,则吹灰器复 位,介质压力低指示灯亮,同时向 DCS 系统故障报警信号。 6.19.8 吹灰器的保护 6.19.8.1 当吹灰减压站的减压阀后压力≤1.5 MPa,将闭锁吹灰器的投运。当吹 灰器已在运行时,将中断炉室、烟道、预热器的吹灰自动顺序,运行中的吹灰器 都将自动退出。 6.19.8.2 烟道吹灰器在前进过程中,超过设定的时间,将中断吹灰顺序并自动 退出。 6.19.8.3 烟道吹灰器在前进过程中,电动机过流也将中断吹灰顺序并自动退出。 6.19.8.4 在进行吹灰过程中,当产生 MFT 时,将退回所有正在吹灰的吹灰器, 自动关闭吹灰总门,结束吹灰。 6.19.9 吹灰注意事项 6.19.9.1 吹灰前应确认管道已充分疏水,暖管、吹灰过程中若发生水冲击时立 即隔离系统; 6.19.9.2 吹灰系统正常运行方式应为“AUTO”方式。 6.19.9.3 吹灰器投运时,应特别注意炉膛压力和汽温的变化。
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6.19.9.4 在吹灰过程中,应检查吹灰程序的执行情况和吹灰器的显示状态及电 流值; 6.19.9.5 吹灰器投运时若遇吹灰器故障,应即时检查吹灰器退出,防止吹损受 热面。吹灰器未退出前必须保证有蒸汽流动,以防吹灰器损坏并联系检修手动盘 动吹灰器,以防吹坏受热面。 6.19.9. 6 吹灰顺序:不论以何种方式进行吹灰,都应先进行预热器吹灰,再进 行炉室吹灰和烟道受热面的吹灰,最后再进行一次预热器吹灰。 6.19.9.7 炉膛中易积灰的区域,可增加该区域吹灰器的吹灰次数。 6.19.9.8 灰过程中,严禁打开检查孔、人孔门进行人工除焦或观察燃烧情况。 6.19.9.9 灰器在吹灰结束时,应完全退出炉外并且其提升阀关闭严密。有吹灰 器卡涩,应及时联系检修退出;长吹卡涩时应保证一定量的蒸汽冷却。 6.19.9.10 行预热器吹灰时,预热器吹灰的两路汽源,严禁并列运行。 6.19.9.11 灰时应加强对引风机控制的监视,必要时应将引风机导叶置手动方式 运行。同时应加强对主汽、再热汽温度控制的监视。 6.19.9.12 灰时应有专人监视吹灰控制盘,当出现电机过负荷、吹灰器退不出来 等报警时,必须及时联系检修人员一同就地检查处理。处理时应保持吹灰器汽源 畅通。 6.19.9.13 吹灰器卡在炉内退不出来,经检查确认已烧弯或经二小时的处理仍无 法退出时,为防止损坏受热面,应关闭该吹灰器汽源。由检修处理。 6.19.9.14 炉本体开始吹灰及吹灰结束后,均应对空预器进行一次吹灰。本体吹 灰过程中应加强对空预器进出口烟气压差的监视,以便及时对空预器进行吹灰。 6.19.9.15 灰完毕,应就地检查所有吹灰器均已完全退出。发现内漏吹灰器必须 关闭其进汽手动门,联系检修处理。停运的吹灰器,每班应检查一次,发现缺陷 及时联系检修处理。 6.19.10 吹灰器的故障处理 6.19.10.1 遇下列任一情况时,应停止进行吹灰操作: 1) 吹灰系统的有关设备故障或损坏时。 2) 吹灰顺控设备出现故障时。 3) 锅炉燃烧不稳定或无法维持燃烧室负压时。 4) 起停治粉系统。 5) 锅炉 RB、MFT 或机组甩负荷。 6) 锅炉负荷<50%MCR。 6.19.10.2 吹灰器电动机的过负荷: 1)当吹灰器齿条润滑不良、吹灰管弯曲、轨道变形、减速箱故障,以及内管 填料太紧都会造成过负荷保护动作,吹灰器 CRT 画面将报警。 2)吹灰器电动机的过负荷的处理:
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吹灰器的电动机过负荷时、该吹灰器将停止吹灰,并自动退出,当吹灰器不 能自动退出时,应将就地控制开关置“OFF”位置后,用专用手柄将吹灰器手动 退出,并通知检修处理。 6.19.10.3 吹灰蒸汽压力异常的处理: 1)当进行吹灰时,汽源的减压阀故障,将使减压阀后压力不正常,造成压力 过高、安全门起座或压力过低,使吹灰顺序中断并退出吹灰器,吹灰器的 CRT 画 面将报警。 2)吹灰蒸汽压力不正常的处理: A)复置报警信号,检查所有吹灰器退出后关闭吹灰总门。 B)通知检修处理,在缺陷消除后,方可恢复吹灰。 6.19.10.4 控制电源故障 运行程序将自动复位,当控制电源复位后,程序将重启动。 6.19.10.5 联箱压力低 当供汽母管压力低于设定值时, 联锁装置阻止该联箱上的任何吹灰器运行 ; 确认所有吹灰器均退出。当蒸汽压力恢复正常后,此报警自动解除,中断的程序 自动地恢复运行。 6.19.10.6 吹灰器启动失败 吹灰器启动信号发出 5 至 10 秒后, 吹灰器仍未启动。 则发出报警。 按压 “启 动/停止”继续中断的程序,检查故障吹灰器的故障原因。 6.19.10.7 吹灰器吹灰超时 程序将解除运行,并在进时间越限情况下,自动发出退信号;或在退时间越 限情况下,自动切断动力电源。 “启动/停止”闪光,直至故障消除,吹灰器回到 复位位置。 6.20 炉前油系统的运行 6.20.1 炉前油系统投入前检查 6.20.1.1 油系统检修工作结束,各阀门、管路连接完好。 6.20.1.2 油系统管道支吊架完整,管道保温完好。 6.20.1.3 系统各阀门、设备启动前检查已完毕,均处于正常状态。 6.20.1.4 油系统热工仪表取样门全部在开启状态,管道就地压力表,流量变送 器好。 6.20.1.5 油枪速断阀和来油速断阀在关闭状态,来回油气动阀在关闭状态,油 枪手动门在关闭状态。 6.20.1.6 油区供油泵具备启动条件。 6.20.2 炉前油系统投入 6.20.2.1 确认油系统检查完毕,系统中各放油门、放空气门、蒸汽吹扫门均在 关闭位置。
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6.20.2.2 开启炉前供油手动总门、供油调节门前、后手动门、燃油流量计前、 后手动门、滤网前、后手动门、供油电磁阀,关闭供油滤网、调节门、流量计旁 路手动门。 6.20.2.3 开启炉前回油手动总门、回油流量计、回油电磁阀前后手动门,关闭 回油电磁阀旁路门。 6.20.2.4 联系值长开启一期至二期供、回油手动门。 6.20.2.6 通过炉前供油调整调门控制炉前注油量,油压保持 2.2MPa 左右。 6.20.3 炉前油系统投入后的运行维护 6.20.3.1 油系统投入后,应经常检查炉前油系统管道、截门是否有泄漏地方, 发现泄漏及时汇报值长、主值班员并联系检修处理。需要切断供油时,必须保证 锅炉燃烧稳定。 6.20.3.2 检查炉前油系统供油压力在 2.2Mpa 左右, 燃油蒸汽吹扫压力在 0.3-0.5 MPa,在锅炉运行时,供油压力不得低于 0.8MPa。 6.20.3.3 检查油枪推进机构完好,油枪手动门开启,油枪处于随时投入状态。 6.20.3.4 油枪投入时,应经常检查油枪雾化情况,发现油枪雾化不良应及时联 系检修更换油枪喷嘴。 6.20.3.5 油枪投入时,加强炉膛火焰监视,发现燃烧不稳或烟囱冒黑烟时,及 时进行风量调整,避免因燃烧不好导致空预器发生二次燃烧。 6.20.4 炉前油系统退出 6.20.4.1 关闭炉前供油手动总门、快关门,开启供油调整门、供油流量计前后 手动门,关闭供油调整门旁路手动门、供油流量计旁路手动门。 6.20.4.2 关闭炉前回油手动总门、电磁门及前后手动门、旁路门。 6.20.4.3 开启燃油雾化蒸汽到供油管路吹扫手动门,依次开启 EF 层油枪,注意 调整燃烧,吹扫约三十分钟,开启供油流量计旁路手动门、供油调整门旁路手动 门,关闭供油流量计前后手动门、供油流量计前后手动门,开启回油电磁门。 6.20.4.5 吹扫十分钟后开启燃油雾化蒸汽到燃油回油管路吹扫手动门、回油流 量计、电磁门旁路门,关闭回油流量计前后手动门。 6.20.4.6 依次开启 AB、CD 层各油枪电磁阀门,吹扫两分钟后关闭。 6.20.4.7 油枪吹扫完毕后,关闭燃油雾化蒸汽到供回油管路吹扫手动门,关闭 供油调整门旁路门、供回油流量计旁路手动门、回油电磁门旁路门、关闭油枪前 手动门,关闭燃油雾化蒸汽手动总门,燃油雾化调整门及其旁路门,退出所有油 枪。 6.20.4.8 当油系统需要进行检修时,需将炉前管道存油吹到油区。 6.21 脱硝系统的运行 6.21.1 脱硝系统启动和停止 6.21.1.1 启动前的检查和准备
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1) SCR 系统正常启动前的检查与准备工作除按《辅机通则》进行外还应注意 下列事项。 A)长时间停运的氨蒸发器,在每次启动前必须用 N2 对氨管路进行吹扫 置换,吹扫压力为 4kg/cm2。排放、加压重复二至三次即可。 B)确认炉前氨气分配蝶阀在固定开度。 6.21.1.2 SCR 系统启动 A) 开启稀释风机,确认稀释空气总流量超过 9175Nm3/h。 B) 开启液氨蒸发器温度控制阀,并投自动。 C) 打开液氨储罐出口气动截止阀,缓慢调节液氨蒸发器入口压力控制 阀,使气氨储罐压力达到 0.2MPa。 D) 开启炉前 SCR 喷氨进口截止阀,然后开启气氨储罐出口截止阀。 E) 根据 SCR 入口烟气中的 NOx 含量及负荷情况、以 SCR 出口 NOx 含量 ≤100mg/Nm3 和 NH3 含量≤3ppm 为标准手动缓慢调节炉前气氨流量调节阀。 F) 喷氨时,若 SCR 出口 NOx 显示值无变化或明显不准,则应及时联系 处理,暂停喷氨。 6.21.1.3 SCR 系统停止 1) 关闭液氨储罐出口截止阀和液氨蒸发器入口压力调节阀,停止液氨供应。 2) 继续加热氨蒸发器数分钟,然后手动逐渐关小温度调节阀,减少蒸汽进入 量,至完全关闭。 3) 关闭气氨储罐出口截止阀,使氨系统完全停止输出。 4) 关闭 SCR 炉前喷氨进口门,关闭喷氨调节阀。 5) 停止运行的稀释风机(如果锅炉仍在运行,则稀释风机不应停止) 。 6.21.2 SCR 系统运行调整 SCR 系统的运行调整除按《辅机通则》进行外还应注意下列事项 6.21.2.1 液氨储罐液位正常,罐内压力、温度正常。 6.21.2.2 氨气分配蝶阀均应在指定开度,不得变动。 6.21.2.3 稀释空气隔离阀必须在“开”状态,以避免氨气分配管堵灰。 6.21.2.4 检查 SCR 出入口差压应正常 (<1000Pa) 以及各层触媒的压差正常 , (第 一层<240Pa,第二和第三层<350Pa) 。 6.21.3 联锁条件 6.21.3.1 炉前 SCR 喷氨进口截止阀开启和关闭条件 1)开启允许条件 A) 无强关条件。 B) SCR 入口烟气温度在 290-400℃之间。 2)强关条件 A) MFT 动作。
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B) 稀释风机全停。 C) 每炉 SCR 的稀释风量低低。 D) SCR 入口烟气温度超出 290-400℃之间。 E) SCR 出口烟气中 NH3 达高高值 5ppm。 6.21.3.2 稀释风机联锁 1)联锁启动条件:联锁投入且运行稀释风机跳闸。 2)允许停止条件:对应的喷氨进口门均关闭且锅炉停运。 6.22 暖通系统运行 二期暖通系统为 3、4 号机汽机房暖气、锅炉房暖气、集控楼空调、厂区热 网提供热源,由辛集市益洁节能设备有限公司生产制造。主要设备有 3 台循环水 泵、2 台补水泵、2 台疏水泵、2 台汽—水换热器、凝结水箱及各阀门管道。 汽—水换热器的汽源采用辅汽,凝结成的水疏至凝结水箱;循环水泵为热水 的循环流动提供动力,正常情况下为 1 运 2 备;补水泵维持系统压力正常,采用 变频定压运行方式;疏水泵将凝结水箱的水排至 32 疏扩,由凝结水箱液位开关 控制启停;启动初期系统注水采用闭冷水。 6.22.1 系统投入前的准备 6.22.1.1 系统检修工作结束,工作票已终结。管道和阀门完整良好。 6.22.1.2 各种控制电源、信号电源投入。 6.22.1.3 3 台循环泵、2 台补水泵、2 台疏水泵电机及各电动阀门测绝缘合格送 电。 6.22.1.4 系统中各仪表一次门开启,安全门、调节门、电动门调试好。 6.22.1.5 热工和电气各种仪表、保护、调节等装置完整好用,并投入。 6.22.1.6 闭冷水系统投入运行,水箱水位正常,补水投入自动。 6.22.1.7 辅汽系统投入运行。 6.22.2 系统投运 6.22.2.1 开启水箱补水门,将水箱补至高水位,注意闭冷水箱水位变化。 6.22.2.2 检查开启暖通系统各供回水手门,开启 3 台循环泵入口手门、出口电 动门, 开启 2 台汽水换热器水侧进出口手门, 开启循环泵入口过滤器进出口手门。 6.22.2.3 开启暖通系统排空门(较高位置) 。 6.22.2.4 检查补水泵控制方式在“手动”位,开启 2 台补水泵入口手门,启动 1 台补水泵,对系统进行注水排空,水箱水位低时及时进行补水。排空门见水后关 闭,所有排空门均见水后系统注水完毕。 6.22.2.5 关闭循环水泵出口电动门,启动 1 台循环水泵,检查系统压力正常, 系统无泄漏。 6.22.2.6 将补水泵控制方式切至“自动”位,补水泵开始变频定压运行,维持 系统压力稳定。
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6.22.2.7 开启辅汽至暖通供汽电动门前疏水门、汽—水换热器入口母管疏水门, 开启辅汽至暖通供汽电动门,缓慢开启辅汽至暖通供汽调节门,进行暖管疏水。 6.22.2.8 开启汽—水换热器 1 疏水器旁路门、辅汽至汽—水换热器 1 供汽调节 门前后手动门。缓慢开启汽—水换热器 1 供汽调节门,检查疏水正常,暖通供水 温度缓慢上升。开启汽—水换热器 1 疏水器前后手门,关闭旁路门,检查疏水器 工作正常。 6.22.2.9 调整暖通供汽压力、温度稳定(压力小于 0.9Mpa,温度小于 200℃) , 投入辅汽至暖通供汽调门自动,减温水调门自动。控制汽—水换热器 1 供汽调节 门开度,使暖通供水温度在 1—2 小时内达到设计温度(小于 150℃) 。按以上步 骤投入汽—水换热器 2 6.22.2.10 检查疏水泵控制方式在“自动”位,开启 2 台疏水泵入口门、疏水泵 出口母管至 32 疏扩手动门。水箱水位高时,自动启动疏水泵,水位正常后停止。 6.22.3 正常运行中的检查 6.22.3.1 暖通系统各管道、阀门无泄漏。厂房内各暖气温度正常。 6.22.3.2 循环泵工作正常,备用循环泵进出口门关闭。备用循环泵应定时切换。 6.22.3.3 暖通系统压力正常,补水泵变频运行正常。 6.22.3.4 水箱水位正常,疏水泵启停正常。 6.22.3.5 回水过滤器滤网差压大时,开启滤网排污门进行排污。 6.22.3.6 每两个月应对换热器进行一次排污,排污方法为:

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