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范文一：夏季机组高背压运行规定
夏季机组高背压运行规定
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编写:李 波
通辽第二发电有限责任公司
2009年04月
夏季机组高背压运行规定
直接空冷机组在夏季高温大负荷时段，必须留出一定的背压裕量，以防止由于外界扰动造成背压迅速恶化而造成背压保护动作跳机。为保证机组安全运行，特制订本措施:
1. 机组在运行期间，必须严格按照背压保护曲线(见附图及附表)
的要求进行负荷控制。当机组背压升高后，应严密监视汽轮机两
个低压缸背压值，根据两个低压缸背压的高值作为限制机组负荷
的依据。(应经常检查两个低压排汽缸的温度和背压的对应关系，
由于背压测点偏差大时，应汇报值长并联系检修处理) 2. 机组负荷降下并稳定后应及时对照 “背压保护曲线”检查当时机组的工况点应位于安全运行区内。
3. 任何情况下，机组运行背压控制值不得超过40KPa。 4. 运行机组背压达25Kpa时，应保持三台真空泵运行。 5. 机组运行背压大幅度升高后，应使用不低于30,50MW/min(暂定)的降负荷速率，迅速降低机组负荷，直至将机组背压控制在40 KPa以内。
6. 直接空冷机组在运行中，应经常检查并保持空冷岛各排冷却单元隔断门在关闭位置。
7. 各值在巡回检查时，应加强对空冷岛各风机电机温度、减速机油位的检查监视。发现减速机油位低时应及时联系检修补油。 8. 机组在大负荷、高背压运行期间，应控制汽轮机进汽参数在额定值。主蒸汽流量不得超过2080t/h，各监视段压力不超过规定值，轴
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向位移不得接近报警值(?0.9mm)、排汽缸温度不得超过80?。如上述参数接近规定值，必须尽快降低机组负荷，直至合格。 9. 机组在高背压运行期间，应注意监视汽轮发电机组轴系振动情况，发现任一轴承盖振动或轴振有较大幅度的变化时，应及时进行分析，必要时降低机组出力。
10. 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监视。任何情况均不得超过运行规程规定的数值。 11. 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70?时，应提前通知精处理值班人员对精处理装置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。
12. 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。 13. 机组高背压运行期间，要注意运行真空泵汽水分离器水位和工作液温度的监视。将工作液温度控制在60?以内。发现板式冷却器换热效果不好时，应及时联系检修清理板冷器开式水侧滤网。 14. 高负荷运行时加强对凝结水泵出口压力、凝结水流量的监视，当凝结水压力低于2.4MPa时，检查备用泵联启，否则手动启动。 15. 定期联系检修对空冷凝汽器表面进行冲洗，保持表面清洁。
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运行限制线附图:DEH背压高保护曲线
110
旁路停用100
背压 (kPa)
相对容积流量
负荷(%)报警背压线 停机背压线90 5 0.086 0.07
10 0.178 0.138
15 0.258 0.207
20 0.345 0.27680
50 0.36 0.32
80 0.415 0.373
100 0.472 0.44770
60
允许运行15分
钟50
停机线40
30报警线
20
阻塞线
10
0
020406080100
负荷 (%)
4
附表:DEH背压高保护估算数值
负荷,背压保护对照表
负荷 背压报警 背压跳机 延时 kw kPa kPa min
120及以下 20.0 25.0 15 120 20.0 25.0 15 140 22.2 27.2 15 160 24.4 29.4 15 180 26.7 31.7 15 200 28.9 33.9 15 220 31.1 36.1 15 240 33.3 38.3 15 260 35.6 40.6 15 280 37.8 42.8 15 300 40.0 45.0 15 320 42.2 47.2 15 340 44.4 49.4 15 360 46.7 51.7 15 380 48.9 53.9 15 400 51.1 56.1 15 420 53.3 58.3 15 440 55.6 60.6 15 460 57.8 62.8 15 480 60.0 65.0 0
480及以上 60.0 65.0 0
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范文二：背压机组运行规程
2.5.6 视油温情况,当轴承进口油温高于 40--45℃,将冷油器投入运行,保证冷油器出口油温在
35--45℃之间
2.5.7 升 速:
2.5.7.1升速应具备的条件:
a. 轴承各油温在 30℃以上。
b. 低速暖机各监测值符合升速要求。
2.5.8一切正常,将转速升至 1000--1200 r/min ,暖机 40— 80分钟。
2.5.9 全面检查:
a. 油温,油压,油箱油位。
b.油泵工作情况,机组各部振动及膨胀情况。
c.轴加工作情况。
d.汽轮机各部位膨胀情况。
e.上下半汽缸的 温差,应不超过 50℃ .
2.5.10 一切正常后,稍开主汽门迅速平稳的通过临界转速,控制转速至 2300--2400 r/min,暖机 40--60分钟
2.5.11确认无异常,以 300r /min 的速度至 2600~2700r /min? ,调节器动作后,全开主汽门。 2.5.12 停止电动油泵 (逐渐关小电动油泵出口门直至全关,再停油泵 ) 。
2.5.13 手摇同步器,升转速至 3000r /min ,此时同步器空负荷位置___
冷态启动控制时间 :
2.5.14 逐渐关小各疏水门,将轴位移保护投入 (打开捏手锁丝 ) ,投入润滑油压保护,发电动机跳 闸高油温保护投入。
2.5.15 升速过程中,应注意下列项目:
a.当机组出现不正常的响声或振动,应降低转速检查。
b.当油系统出现不正常的现象,应停止升速,设法消除。
c.当汽机膨胀发生显著变化时,应停止升速,进行检查。
d.在过临界转速时,轴承处最大振动大于 0.15mm , ? 应停止升速,降回原转速。
e. 当主油泵出口油压升高到规定值后,电动油泵是否自动关闭。
f.注意调速器动作转速和调节汽阀开启情况。
第六节 空负荷下的各项试验 (动态试验 )
2.6.1 手打危急保安器试验:
步骤:a .启动交流电动油泵。
b.关主汽门手轮至1/3行程。
c.手打危急保安器,自动主汽门、调速汽门迅速关闭。
d.关回主汽门,重新合上危急保安器,手动启动阀将调速汽门打开,检查转速是否下降。
e.重开主汽门,手操同步器,调整转速至额定。
f.试验完毕,停交流油泵。
2.6.2 超速试验:
2.6.2.1在下列情况下,必须做超速试验:
a. 新安装机组和大修后 .
b. 危急保安器检修后 .
c. 运行 2000小时后,
d. 停机一个月后重新启动。
2.6.2.2 要求:
a. 必须在手动试验合格的情况下方可进行;
b.做试验前必须要有明确的分工和分埸主管人员指挥;
c.要同时具备二块以上的准确转速表。
2.6.2.3 步骤:
a. 汽轮机在额定转速时,一切正常, ? 由主持人发出信号开始做超速试验。
b.先用同步器缓慢升转速至同步器的上限值 3210r/min。
c.用板手旋转错油门顶部螺丝直至危急保安器动作。
d.记录人将当时动作转速值记录下来。
e. 动作正常关自动主汽门手轮,关启动阀,将同步器手轮摇至下限位置,用板手旋转错油 门顶部螺丝复位,开启动阀,全开自动主汽门,手摇同步器手轮定速 3000 r/min
f.若转速已超过危急保安器动作值, ? 应立即手打危急保安器停机。
g.汽轮机第一次起动或大修后,危急遮断器动作试验应进行三次,第一次、第二次动作转 速差不应超过 18r/min, ? 第三次与前二次动作转速的平均值之差不就超过 30r/min。
h. 试验之前,应先打闸检查主汽门和调节汽门关闭情况。
i.冷态起动的机组,应在额定转速下暖机 1~2小时后进行试验。
j.超速试验的值如超前或迟后 3300~3600r/min? 时均应停机调整。
2.6.3 安全门定砣试验:
2.6.3.1 对安全门定砣的规定:
a. 新安装或检修后的安全阀。
b.背压升至 1.3Mpa , ? 安全门应分别动作。 如拒动, 则手抬杠杆重锤泄压或打开排空门降压 并通知检修人员进行处理。
2.6.3.2步骤:?
a. 慢慢关小向空排汽门,提升压力高于最高背压 0.1Mpa 。
b.查看安全阀是否动作,如果动作, ? 背压降至正常值,安全门应复位。
c.试验合格,将安全门弹簧定好。
d.背压恢复正常后,门芯如不复位,应设法消除,否则停机处理。
第七节 并热网及带负荷
2.7.1 排汽并热网:
2.7.1.1 空负荷试验,具备一切并汽条件,即可向热网并汽。
2.7.1.2 并汽以前应做好管道的予热及疏水工作。管道应处于热状态。
2.7.1.3步骤:
a. 关小向空排汽门, 提升背压至 0.68— 1.2 MPa 之间, 略高于管道压力 0.02~0.05Mpa 的表压。
b. 缓慢开启背压电动隔离门 (先开旁路门 ) 进行并汽。同时 缓慢 关闭向空排汽门,保持背压 稳定。
c. 汽并好后,根据汽温情况,关小或关闭沿路疏水。
d. 全开背压电动隔离门,关闭旁路门。
e. 投入低背压保护。
2.7.2 带负荷:
2.7.2.1 机组按电负荷方式运行:
a.向电气发
b.接到电气
c.检查各部设备运转一切正常,用同步器以 150kw/min? 的负荷提升速度增加负荷。
d.当负荷增至 50%额定负荷时,停留 30分钟,对机组进行全面仔细检查。
e.仍以 150kw/min的负荷提升速度增负荷至额定。
2.7.2.2 汽轮机按热负荷方式运行:
a.机组并网。
b.电负荷为额定负荷的 25%, 即 3000kw 时可投调压器 。
c.开启调压器信号管路上的蒸汽门, 待蒸汽冒出后, ? 关闭排空气门 ,开启调压器 信号管 的 截止门。
d.旋转调压器上部手轮,确认已全松。
e.缓慢将调压器中部手柄搬到投入位置。
f.向加负荷方向慢慢旋转调压器上部手轮, ? 同时向减负荷方向旋转同步器手轮 (保持负荷不 变 ) 至同步器处于空负荷位置,由调压器工作,维持负荷。
g.当调压器能平稳的控制机组运行时,方可认为切换完毕。
h.在切换过程中,要注意调节系统与热网压力,应保持稳定。
i.根据用户需要,与电气、减温减压联系, ? 用调压器增减负荷。
j.根据热用户蒸汽需求量,可由汽机单独供热用户, ? 也可使背压排汽与减温减压器并列运 行。
k.热负荷增减速度不应超过 5t/min
l.增负荷过程中,当振动加大时应停止加负荷。 ? 在该负荷运行 30分钟,若振动没有消除, 应降低 10~15%负荷继续运行 30分钟,振动仍不能消除,应查明原因。
第八节 热态启动
2.8.1 凡属下列情况之一者,均为热态启动:
a.停机 12小时以内。
b.汽缸壁温度在 250℃以上,上下缸温差不超过 50℃。
2.8.1.1 要求:
a.热态启动前必须保持连续盘车。
b.根据汽缸温度情况,可适当加快升速及带负荷速度。
2.8.1.2 热态启动时间规定:
a.低速暖机 5分钟 (300~500r/min)。
b.用 5分钟升到 1000~1200r/min,停留 3分钟。
c.用 5分钟升到 2300~2400r/min,暖机 2分钟。
d .用 5要钟升速到 3000r/min。
第九节 汽轮机运行中的维护
2.9.1 每小时对机组巡回检查一次,并记录运行参数, ? 如发现仪表和正常数值有差别时,应立即 查明原因。
2.9.2 主汽压力应在 4.9+0.2 Mpa
-0.3
2.9.3 主汽温度应在 470+10℃
-15
2.9.4 当汽温高于 470℃,汽压高于 5.1Mpa ,每次运行不能超过 30分钟 , 全年累积不能超过 20小时。 2.9.5对油系统要定期检查和化验油质, ? 保持管道的清洁和畅通,如有漏油情况通知检修处理。 2.9.6滤油器前后压差不得超过 0.05Mpa ,否则应切换滤油器进行清洗。
2.9.7每月 15号的白班放油箱积水一次。油箱油质、油位应合格。
2.9.8 每星期一的白班向调节汽阀杠杆上的球形头拉杆及支架转轴应加耐高温油脂。 叉形接头处加 二硫化钼油剂。
2.9.9电负荷不允许超过汽轮机最大功率。
2.9.10 汽轮机运行中周波应维持在 50+0.5HZ 。
-0.5
2.9.11 每天白班应定时活动主汽门手轮一次,以免卡涩。
2.9.12如汽轮机经常带固定负荷, ? 应定期以短时间内变动负荷的方法,检查调节汽阀开关情况, 以防阀杆卡涩。
2.9.13在正常运行时,机组各轴承振值 不允许超过 0.05mm 。
2.9.14冷油器出口油温:35~45℃。
2.9.15润滑油压:0.08~0.12Mpa 。
2.9.16主油泵出口油压:1.079Mpa 。
2.9.17主油泵入口油压:0.0882Mpa 。
2.9.18 脉冲油压:0.45Mpa 。
2.9.19轴向位移指示油压:0.441Mpa 。
2.9.20 汽机排汽温度:288℃。
2.9.21 发电机入口风温:5~40℃。
2.9.22 发电机定子温度:≤ 80℃。
2.9.23接班时应与电气进行信号联络试验, ? 并手动试验表盘声光报警装置。
2.9.24在下列情况下,禁止由同步器切换为调压器控制:
a.调压器投入后,负荷低于 25%。
b.调压器投入后,排汽压力低于最低限定值 (0.636)Mpa。
第十节 停机
2.10.1 班长接到值 长停机命令后,通知司机和减温减压值班人员做好停机前的准备工作,并监 护和协助司机进行停机的各项准备工作。
2.10.2 与热网、电气、锅炉取得联系,告知停机前的事宜。
2.10.3司机接到停机命令后,应按下列顺序进行:
2.10.3.1 试验电动油泵应正常。
2.10.3.2 检查各表计油温、油流、油压、蒸汽参数均在停机前状态,确认符合停机要求。 2.10.3.3 与减温减压值班员取得联系,做好切换供热方式的注意事项。
2.10.3.4 按热负荷方式运行时,应按下列步骤进行操作:
a.向电气发
b.手动调压器以 150kw/min的速度减负荷至 3000kw 。
c.根据锅炉运行状况将高加退出。
d.负荷在 3000kw 时, 由调压器倒成同步器工作, 注意此时不得使油动机连杆有过大摆动 (切 换操作与开机相反 ) 。
e.减负荷时, ? 应随时与减温减压人员配合保证热用户的供汽质量。
f.用同步器将电负荷减至零,。
g.接到电气发来
h.关背压电动隔离门,开向空排汽门。
i.关主汽门 1/3行程,手打危急保安器,全关主汽门手轮。检查主汽门关闭是否严密。 向电 气发信号“注意”,“机器危险” , 接电气发“注意,已解列”信号后,注意转速应下降。 j.在停机降速的 过程中, 应注意电动油泵是否自投入运行, 否则应手动启动保证润滑油压 不低于 0.055Mpa 启动交流电动油泵,停轴加。
k. 手打危急保安器时,记录惰走时间,对照以往记录是否相符。
l. 转子静止,投盘车,连续 24小时,然后间断盘车,每半小时旋转转子 180度。
m. 冷油器出口油温降至 35℃以下时,关闭冷油器水侧阀门。
n. 全关汽机来汽总门、电动主汽门、空冷器进水门。
o. 打开汽机来汽总门后到排汽电动隔离门前的所有疏水和汽机疏水。
p. 将同步器、调压器手轮旋至下限,调压器中部手柄解列 , 排汽信号门关闭 。
q. 切除汽机保护和联锁。
r. 操作完毕,填写好各项记录,并注意填写清设备的异常点。
第三章 高压加热器的启动、维护、退出
第一节 高压加热器的启动
3.1.1 投入前的检查、准备
3.1.1.1进汽门应关闭,逆止门应完好。
3.1.1.2水位计、压力表、温度计应齐全、完好,照明正常。
3.1.1.3注水试验紧急放水门应灵敏 。
3.1.1.4操作现场整洁、无杂物。
3.1.1.5停运一个月的高压加热器, 再启动前,应作注水检漏试验。试验以不产生突然的温度冲击 为原则,操作如下:
a. 关闭进汽门,确保不漏汽进入高加,关闭排地沟疏水门。
b. 缓慢稍开高压加热器进、出水门,向管束注水、加热管束, 此时管束承受高
压给水压力。
c. 当高压加热器进、出口水温度计指示达 100℃时,全开进出口门。缓慢关闭水侧旁路门。
d. 30分钟后,水位计内应无水位,证明管束无泄漏。
3.1.2 高压加热器的启动:
a.接到命令后,当 排汽压力 达 0.6Mpa 以上时,方可启动高加。
b. 稍开高加进、出水门,用给水对高加进行预热,不少于 20分钟。
c. 当高加进、出水温达 100℃时,全开高加进、出口门,关闭旁路门。
d.开汽侧空气门、排地沟疏水门,稍开高加进汽门,再次预热高加。
e.待加热器金属温度接近给水温度时,关闭空气门、 排地沟疏水门 。
f.开启疏水器进、出口门。关闭旁路门。
g. 开启疏水器 信号 门。
h. 缓慢开启进汽门,使给水温升不大于 5℃ /min。
i.保持进汽压力在 0.35— 0.45之间,使高加出水温度达 150℃。
j. 投入 20分钟后, 水位计水位应保持在二分之一左右, 不应升高或降低而看不见水位。 方可认为 投入正常。
第二节 高压加热器的维护
3.2.1 高压加热器的正常维护:
a.定期查看水位,一般应维持在二分之一或三分之一水位处。
b.在一定负荷下,加热器端差不得超过 10℃。
c.定期检查水位计、试验疏水器、试验紧急电动放水门。
d.定时检查、记录进出水温度、进汽压力、温度等。
e.定时检查进出水管弯头的壁厚。
f.高加的进出水流量不得超过 100T/h。
第三节 高压加热器的退出
3.3.1 高压加热器的停运:
a.接到停运高加命令后,做好检查工作。
b.逐渐关闭进汽门,使给水温度变化率不大于 5℃ /min。
c.开启给水旁路门,关闭高加进、出口水门。
d.关闭疏水器进出口门, 信号门 , 开启至定排疏水门。
e.做好记录。
3.3.2 当高加水位计、疏水管段、法兰等部件发生故障时,但能在短时间处理好的,可单独停汽侧 而不停水侧,操作如下:
a.逐渐关闭高加进汽门,以水温变化率不大于 5℃ /min。
b.关闭空气门,关闭上除氧器疏水门。
c.开启排地沟疏水门。
第四节 高压加热器的事故处理
3.4.1 高压加热器的事故处理
3.4.1.1出现下列情况之一者,应紧急停运。
a.汽、水管道、阀门爆破,危急人身及设备安全时。
b.加热器水位升高过快,处理无效,造成满水时。
c.水位计失灵、爆破无法监视水位时。
d.紧急电动放水门失控时。
e.抽汽压力低于 0.35Mpa ,不能很快恢复时。
3.4.2 高压加热器水位升高的原因:
a.管束泄漏、爆破。
b.疏水器调节失灵。紧急电动放水门保护失灵。
c.突然减负荷、抽汽压力过低,疏水压差小而进不到除氧器。
3.4.3 处理:
a. 手动打开疏水旁路门,如能控制水位,应尽快查明原因。
b.如水位不能或控制困难,应停运高压加热器。
3.4.4 高加运行中应注意:不允许关闭进、出水门后,而开启进汽门预热高加。
第四章 汽轮机事故处理规程
第一节 事故处理原则
4.1.1运行人员应通晓本规程,在发生事故时,要执行班长、值长的各项命令,根据本规程所规定 的程序处理事故,牢记各项措施及操作目的和意义,正确、迅速、果断、处理事故,使事故缩 小到最小范围。
4.1.2 发生事故时, 运行人员应根据仪表和现象迅速找到故障点, 加以消除, 同时应注意非故障机 组的连续运行,尽量保证对用户正常供电、供热。
4.1.3在事故情况下,如班长不在,司机应采取正确对策,当危及人身和设备安全时,应先停机后 汇报。
4.1.4处理事故中,如果班长、值长的命令有明显错误时,应讲明原因拒绝执行,并立即向上级报 告。
4.1.5如果发生的事故在本规程上没有明确规定,应根据运行经验判断事故后果,采取处理办法, 但需值长同意。
4.1.6 消除事故后,班长应将事故原因、时间、处理办法详细写在日记上。
4.1.7 发生事故时,机组人员不得擅离职守,应加强对主要仪表及机组的运行情况监视。
a.汽轮机负荷、周波和转速。
b.主蒸汽流量、汽温、汽压。
c.油温、油压、抽汽压力、流量。
4.1.8运行班长在处理事故时,受值长领导,但在分场范围内工作完全独立。
4.1.9 发生事故时,如果分场领导在现场,应监督事故处理,并给于运行人员必要的指示,但这些 指示不应和值长的命令相抵触。
4.1.10发生事故时,不应堵塞通道,为此,无关人员应远离现场。
第二节 故障停机
4.2.1 当发生下列情况时,应立即停机:
a. 转速超过 3360r/min,危急遮断器不动作。
b. 轴承座振动超过 0.07mm 。
c. 主油泵发生故障。
d. 调节系统不稳定且无法消除。
e. 转子轴向位移超过 0.7mm , ? 轴向位移遮断器或轴向位移监视装置不动作。
f. 轴承回油温度超过 70℃或轴瓦金属温度超过 100℃。
g. 油系统着火且不能很快扑灭时。
h. 油箱油位突然降到最低油位,来不及恢复时。
i. 发生水冲击。
j. 清楚准确地听到机组内有金属响声。
k. 主蒸汽管路、排汽管路破裂。
l. 排汽压力升高超过限定值,安全阀不动作。
m. 新蒸汽参数超过规范允许值且采取措施无效时。
n. 发电机、励磁机冒烟着火,有焦臭味。
o. 轴承冒火花。
p. 润滑油压下降,低至 0.03Mpa 保护不动作。
4.2.2 紧急停机步骤
a. 手打危急保安器或手按停机按钮,主汽门、调速汽门应迅速关闭。
b.向电气发出“注意”“机器危险”信号。
c.启动电动油泵,保持润滑油压。
d.关闭排汽电动门,开向空排汽门。
e.将同步器、调压器手轮摇至下限,再执行正常停机操作。
第三节 甩负荷
4.3.1 甩电负荷:
4.3.1.1当电负荷甩至零,危急保安器未动作, ? 汽轮机转速在保安器动作以内:
a. 迅速检查功率表,确定电负荷已降至零。
b. 解列调压器,用同步器调整转速至额定。
c. 检查推力轴承温度,机组振动情况。
d. 调整轴加。
e. 注意背压情况,联系减温减压和值长,调节供热稳定。
f. 当电气恢复正常,机组应重新接带负荷。
4.3.1.2 当电负荷甩至零,调速系统不能维持转速,危急保安器动作时:
a. 检查危急保安器、油动机行程,确认保安器跳闸。
b. 将自动主汽门手轮全关。
c. 解列调压器, 将同步器手轮、调压器手轮摇到下限 。
d. 启动交流电动油泵。
e. 转速下降到 3000r/min以下,合危急保安器,重开主汽门,调整同步器,使转速恢复额定。
f. 其它操作与甩电负荷,保安器未动作时相同。
4.3.1.3 当电负荷甩至零, 调速系统不能维持转速, 转速已升至危急保安器动作值, 而危急保安器 拒动时:
a. 迅速手打危急保安器,全关主汽门。
b. 视转速表指示是否下降。
c. 启动交流油泵。
d. 关闭排气电动门,开排空门并投 POT 保证热网压力稳定。
e. 解列调压器,将同步器旋至下限,执行其它停机操作。
f. 汇报、请示值长及分埸主任,能否使机组重新投入运行,根 据命令,选择处理措施。 4.3.2 甩热负荷:甩掉热负荷,引起背压升高,安全阀动作,此时必须:
a . 根据背压 开排汽门,减 热 负荷并通知电气、值长。
b .检查功率指示、蒸汽流量指示 及背压排汽压力指示 。
c .如若电负荷值低于 3000kw 。应将调压器改成同步器工作。
d .调整汽封加热器进汽压力。
第四节 电气故障
4.4.1 当主汽门调节汽阀关闭,发电机未与电网解列时,时间不得超过 3分钟 , 否则应
按发电机跳闸按钮,解列发电机。
4.4.2当电气因某种原因,导致发电机解列,汽机磁力断路油门动作 , 主汽门,调速汽门关闭时, 司机可根据现象做出判断:
4.4.2.1现象:
a. 功率表指示降到零。
b. 转速表指示下降。
c. 光字牌亮,并有文字显示
4.4.2.2处理:当司机发现以上现象同时发生时, 可确认上发电机故障引起的停机, 此时应进行下 列工作:
a. 迅速启动交流油泵,保证润滑油压。
b. 关背压电动隔离门,开向空排汽门。
c. 报告班长,联系减温减压值班员保证热用户。
d. 按照值长命令做好在关操作。
e. 做好其它正常停机的操作。
4.4.3 发电机着火:
当发现发电机在明显焦臭味、冒烟、着火及发电机铁芯、出风温度升高时,确
认发电机着火,司机应:
a. 手打危急保安器。
b. 向电气发
c. 启动电动油泵。 关排汽电动隔离门,开向空排汽门。
d. 将调压器解列,同步器摇至下限,全关主汽门手轮。
e. 报告班长通知减温减压值班员保证热用户。
f. 在值长的统一领导下协助电气进行灭火工作。
g. 当转速下降至 150~300r/min时,重开主汽门,维持转速在 200~300r/min低速灭火。
h. 发电机着火时,禁止使用泡沫灭火器和沙子。
第五节 新蒸汽压力温度不符合规定范围的处理
4.5.1 汽压低的处理:
a .当新蒸汽压力低于 4.6Mpa 时,联系锅炉提压。
b .当汽压继续下降,从 4.6Mpa 开始,每降低 0.1Mpa? 减电负荷 1200kw,当进汽压力降至 3.6Mpa 时,负荷应减到零,进汽压力降至 3.5Mpa 应停机。
4.5.2 汽温低的处理:
a.当新蒸汽温度低于 455℃时,联系锅炉提温。
b.汽温若继续下降,从 455℃开始,每降 5℃减负荷 1200kw ,当进汽温度降至 405℃,负荷应降为 零, 395℃时,应停机。
4.5.3汽轮机出现下列情况而在 15? 分钟内不能恢复时应按故障停机处 理:
a.进汽压力低于 3.6Mpa ,而高于 3.5Mpa 。
b.进汽温度低于 405℃而高于 395℃。
4.5.4汽温高、汽压高的处理:
进汽压力大于 5.1Mpa , 或进汽温度大于 485℃而联系无效时, ? 应故障停机, 进汽温度大于 485℃, 一次不能超过 20分钟, ? 全年累积不得超过 20小时。
第六节 机组事故现象、原因、及处理
4.6.1 水冲击:
4.6.1.1 现象:
a. 主蒸汽温度急剧下降。
b. 从蒸汽管道法兰、轴封、调速汽门杆处冒白色湿汽或水滴。
c. 能清楚准确地听到汽轮机内有明显的水击声。
d. 轴向位移值增大,推力瓦温度升高。
e. 机组振动增大。
4.6.1.2 原因:
a. 锅炉水位过高。
b.负荷突增过大,锅炉汽压突然下降造成汽水共腾。
c.汽轮机启动时暖机不充分。
d.锅炉给水质量不好,炉水泡沫增多。
4.6.1.3 处理:
a. 手打危急保安器或手按停机按钮停机,启动电动油泵,破坏真空,开启本体和蒸 汽管道上的疏水门。
b.关闭排汽电动门,投 POT 保证热网压力 。
c.监听机内声音,记录惰走时间
d.检查各轴承温度,监视轴向位移值的变化。
e.当蒸汽温度正常后,机组经检查无异常时, 方可重新启动,但要延长低速暖机时间, 在此期间,应仔细倾听机内声音,如有摩擦声、金属声,应停机检查。如轴向位移、 轴承温度异常,也应停机检查。
4.6.2 异常振动的处理:
4.6.2.1 现象:
a. 汽轮机额定转速时,振动超过 0.05mm ,机组台板、地面都有明显振动。
4.6.2.2 原因:
a. 汽轮机膨胀不匀,如后汽缸左右两边温度不同等。
b.轴承装配不好,间隙增大,油质、油量、油温超标
c.通流部分磨损或断叶片。
d.发电机转子层间短路。接地等。
e.汽轮机汽封摩擦。
4.6.2.3 处理
a. 振动超过 0.05mm 时,应设法消除,并报告班、值长。
b.检查油压不低,油温不能低于 37℃,否则可能促成油膜不稳定然而产生振动。
c.检查汽缸膨胀,如有不对称变化,特别是冬季一面风吹的情况下,应消除两测室温过 大差异的问题。
d.检查冷却排汽的喷淋水门应关闭。
e.在容许范围内,改变热、电负荷,看能否消除振动。
f.若蒸汽、油压、油温、膨胀等参数正常振动仍不能消除,应联系电气人员对发电机进 行检查。
h.启动过程中发生振动,应急速降低转速,直到消除振动,在此转速下,暖机 20— 30分 钟后再提升转速,若振动不能消除,再度降低转速,重复同样操作,最多不能超过三 次。
i.当振动不能消除,应报告分场领导,当振动达 0.07mm 时,应故障停机。
4.6.3 油箱油位、油压同时下降:
4.6.3.1 原因:a. 压力油管破裂。
b.法兰结合面和接头处漏油。
c.冷油器严重漏油。
4.6.3.2 处理:a. 在油箱油位未降到最低油位前进行停机,若漏油点 , 在高温区,应注意防火。
b.冷油器漏油,应切换备用。顺序:先投后停。
c.应尽快补充新油。
4.6.4 油压下降,油位正常:
4.6.4.1 原因:a. 主油泵或注油器工作失常。
b. 滤油器滤网堵塞。
c.油系统管路逆止阀不严。
4.6.4.2 处理:a. 确认主油泵失常应紧急停机。
b.倒换滤油器。(尽量在分场领导监护下)
c.逆止阀不严漏油,关闭其前后阀门,通知检修处理。
4.6.5 油压正常,油位下降:
4.6.5.1 原因:a. 油位计或油标卡涩、失灵。油箱滤网堵塞。
b.非压力油管、法兰漏油。或放油门等漏油。
4.6.5.2 处理:a. 确认油位下降超限,应联系值长故障停机。
b.漏油点不能即时修复,联系值长故障停机。
4.6.6 轴承温度异常升高:
4.6.6.1 原因:a. 油质不合格、轴承内有杂物、或负荷过重。
b.冷却水中断,冷油器、滤油器脏污造成油温高。
c.轴承断油。
d.轴承装配不合格。
4.6.6.2处理:a. 减负荷,监听轴承声音,如有明显摩擦声,应停机处理。
b.若所有轴承温度都升高,检查冷油器、滤油器,等是否正常,否则应切换运行。
c.冷却水中断、或处理无效,油温超过 75℃,应故障停机。
d.轴承断油,应紧急停机。
4.6.7 运行中主油泵工作失常
4.6.7.1 原因 a. 主油泵机械故障。
b.注油器工作失常。
c.油箱油位过低。
4.6.7.2 处理:a. 监视油压,必要时启动电动油泵
b.若主油泵有明显的杂音,同时各油压摆动或下降 , 应故障停机。
4.6.8 油系统着火
4.6.8.1 原因: a.油系统漏油至主蒸汽管道上。
b.油系统漏油点处有火源、如氧焊、电焊等。
4.6.8.2 处理:a. 应迅速用干粉灭火器或湿布灭火。
b.报火警,报分场领导。
c.火势不能控制,应紧急停机,并打开油箱的事故放油门。
d.切断故障设备电源,以减少火灾损失。
第五章 辅机运行规程
第一节 B0.56-0.98/0.18型工业汽轮机
5.1.1 概述
汽动泵汽轮机是单级双支点背压式汽轮机,主要由汽轮机本体、底盘、冷却水管路、就地 仪表柜等组成。汽机本体与给水泵直接用挠性联轴器相连,各仪表集中于仪表柜上,以便能更 好的观察和操作。
5.1.2 汽动泵汽轮机技术规范
5.1.2.1 本体结构
汽缸由上、下两部分组成,上缸 ZG25整体浇铸,下缸由前后两部分组成,分别浇铸后由螺栓及 电焊联成一体。下半的前缸是蒸汽室, 后缸是排汽缸,前后缸用螺栓及电焊联结成一整体。膨胀 的死点在后轴承座与底盘的定位销处。通流部分由转子、叶轮、叶片、喷嘴组和转向导叶环组成。 转子前端有测速装置和调速装置,后端装有挠性叠片联轴器与水泵轴头联接以传递功率。
汽轮机的径向轴承为薄壳轴承,其润滑方式甩油环采油的 非强迫润滑方式,其前轴承座还有 一个止推轴承(滚子轴承) ,承担轴向的 推力,其润滑油来源于前径向轴承的回油。汽封系统由前 后汽封组成,前后汽封各有 7付碳精汽封环构成。
5.1.2.2 调节系统
本系统由调速器,调节汽伐连杆,汽伐总成等部件组成。 通过它们能使运行中到汽轮机的转速 或负荷起自动调节和控制作用。 调速器为 Nucom-10NM 电子执行器, 它被水平安装在汽机前轴承座端 盖上, 通过转子接长轴与调速执行器输入轴的弹性联轴器联接。 调节汽阀连杆是一个近似四杆机构, 它的作用是将调速器输出的转角位移,转化为调节汽阀的开度大小,以控制汽机转速的目的。 汽阀总成由速关汽门和调节汽阀组成,二者构成一体,并用螺栓装配在汽缸上。速关汽门由紧
急停机装置的转轴控制。当汽机超速时,通过危急遮断连杆动作,使汽轮机紧急停机,也可通过手 动使危急遮断连杆动作,以达到停机的目的。
开机时先顺时针旋转汽阀总成的 手轮,待转轴挂钩后,检查危急遮断器是否复位,然后再逆 时针旋转手轮,此时主汽门逐渐开启, 蒸汽通过全开的 调节汽阀进入汽轮机做功,随着转速的 升高,调 速器开始动作,汽轮机进入自控状态,转速稳定在预先整定的转速。然后,可将手轮逆 时针旋转至全开位置, 主汽阀全开, 其行程约为 20mm , 要再提高汽轮机转速, 须调整转速给定按钮, 逐渐升至额定转速。
5.1.2.3 保安系统
保安系统是保证汽轮机安全运行, 防止发生意外事故的重要装置, 它由危急保安器及危急遮断 器连杆加电超速保护 . 危急保安器为飞锤式,装在汽机转子的接长轴上,动作转速为额定转速的 108%~110%, 动作时打在危急遮断器连杆上, 使整个连杆机构动作, 从而带动汽阀总成上转轴转动, 使主汽门脱扣而迅速关闭,起到了危急保安的作用。当转速降低后由于离心力减少,飞锤在弹簧力 的作用下又回复到原来的 位置。当需要紧急停机时,只要用手拍击危急遮断器连杆的脱扣扳子手 柄,同样可使汽阀总成上的转轴转动,主汽门也能迅速关闭。
本机组有电超速保护装置,当为正常额定转速的 108﹪ -110﹪时调速器可自动控制汽阀总成上 的转轴旋转,使主汽门脱扣而迅速关闭。另外,还设有手动按钮可实现远距离手动停机。
5.1.2.4 润滑系统
该机组的润滑方式采用非强迫供油润滑方式, 即用甩油环采油的润滑方式。 前、后轴承座都兼 有小油箱功能,其油位通过油平衡管保持一致。当汽机运行时,油环被甩起,从而把油箱内的油抛 入径向轴承内,形成自然油膜,起到润滑轴承的作用。回油从轴承两端回入油箱内。前轴承流出的 一部分油流入推力轴承润滑, 其回油仍流入前轴承座箱内。 润滑油的冷却是通过箱体内的循环水来 实现的,通过水室与油腔壁之间的热交换带走热量,降低油温。
5.1.3 汽轮机的启动;
5.1.3.1 启动前的准备工作
a. 检查汽水系统、疏水系统均应正常
b. 所有的仪表(如压力表、温度计、转速表等)均应经过计量较验合格,各测点到仪表柜中的位 置均应对应。
c. 机组各部件应完整无缺,可动部分运作灵活,无卡涩现象,各紧固螺钉应拧紧。
d. 调节汽阀连杆的位置应使调节汽阀处于全开位置, 速关阀处于全闭位置, 危急遮断器连杆处于 脱扣状态。
e. 检查调速器油位和前后轴承箱油位应正常。
f. 由于本机组采用非强迫供油润滑方式,所以禁止长时间盘车,以致轴承干摩擦损坏。
5.1.3.2 暖管及疏水
a. 打开所有的疏水阀门
b. 打开供汽管隔离阀,进行暖管疏水
c. 当主汽门前气压达 5 MPa以上,温度 250℃以上,可关小疏水门。
5.1.3.3 汽机冲转, 当确信供汽管路及给水系统处于正常状态才能启动汽轮机, 以下列步骤进行: a. 顺时针转动主汽门手轮, 待汽阀总成上的转轴转动而挂上钩后, 检查危急遮断器连杆是否处于张 紧状态,如否,则按技术要求进行调整,使之张紧,以保证危急遮断器动作灵敏。
b. 打开向空排汽阀 。
c. 逆时针旋主汽门手轮使主汽门(属于汽阀总成)逐渐开启,待转子冲动后,即关小主汽门使转速 缓慢上升, 当转速升到 500-600r./min时进行低速暖机,暖机时间为 10-15分钟,对主机和泵组 进行全面检查 当主机已受热均匀时可逐步关闭疏水阀门。
d. 检查确认机组运转正常后,即以 300r/min速率升速,升至调速器动作转速时(此数值可在调速 器控制面板上设定) 。调速器应该动作,如不动作则应调整调速器转速给定转速。
e. 全开主汽门,用控制面板上转速设定使汽轮机升至额定转速。检查运转正常后则汽机可在额定 转速上稳定运行。
【如系新安装机组或大修后第一次启动, 则应在低速时, 用手拍危急遮断器连杆上的脱扣手柄 进行紧急停机试验,如无误则可进行危急保安器动作试验(可按产品合格证书上的要求) ,一切正 常则汽机才可运行。 】
5.1.4 汽动泵汽轮机的停运;
5.1.4.1 正常停机
1. 接到停泵停机命令后,关小水泵流量,逐渐减少负荷。
b. 手拍危急遮断器连杆的脱扣手柄, 使速关主汽阀关闭, 记录椭走时间同时进行分析比较椭走状况。
b. 关闭排汽管上的闸阀。
c. 关闭进汽隔离阀,打开各疏水阀门。
5.1.4.2 紧急停机
(一) 、发上下列任一情况时,应紧急停机。
a. 当机组转速超过额定值 10%,而危急遮断器不动作时;
b. 机组发生强烈振动或清楚听到机组内部有金属撞击声时;
c. 当调速器发生较大的晃动,而无法予以消除时;
d. 发生其他事故而认为必须立即停机时; (如油系统失火、电气系统发生严重故障等) 。
e. 给水泵严重故障需紧急停泵时
(二) 、操作方法为:
1. 手拍危急遮断器连杆的拖扣手柄,使速关主汽阀关闭。
b. 完成正常停机的其他操作步骤。
5.1.5 汽轮机的维护工作:
a. 每一小时应全面检查设备一次,记录各仪表数值, (如温度、压力、振动等)做好运行记录,发 现问题及时汇报并消除。
b. 经常检查各运行参数正常,轴承箱中的油质合格,油位正常,油温正常。
c. 检查时应用听针倾听轴承、轴封等处声音正常。
d. 汽轮机备用时必须每月启动一次,检查各部件保持正常。
第二节 除氧器运行及事故处理规程
5.2.1 技术规范(1#. 2#、 3#除氧器)
除氧器型号:DXM150/DS50 额定出力:150t/h
工作压力:0.02Mpa 工作温度: 104℃
进汽温度:≥ 250℃ 蒸汽母管压力:0.2Mpa
水封动作压力:0.025Mpa 水箱有效容积:50M 3
除氧器形式:大气旋膜式
5.2.2 结构性能:
旋膜除氧器应用了射流和放置技术,除氧器总体设计成两级除氧结构。第一级除氧装置
由起膜装置和淋水篦子组成。 汽机的凝结水和化补水及各种疏水进入起膜装置的水室中混合, 混合 后的水经过固定在上下管板中的起膜喷雾管的喷嘴以射流方式在起膜喷雾管的内壁上形成高速向 下旋转的水膜。向下流的水膜与上升的加热蒸汽接触后,产生强烈的热交换,以达到除氧目的。经 过除氧的水形成水滴落到淋水篦子上, 在淋水篦子上进行均匀分配后进入液汽网填料盒进行第二级 除氧。
5.2.3 启动前的检查与准备
5.2.3.1 接到班长启动除氧器的通知后,应做到:
a. 填写好启动操作票。
b. 检查设备、管道在完好状态,检修工作已结束,确定水位计在“投入”位置,各有关表计齐 全并投入。
c. 检查人孔盖应盖好,联系热工送上汽、水调整门电源。试调整压力、水位调整器,动作应灵 活,然后关闭。
5.2.3.2 联系化学分场准备供水。
5.2.3.3检查溢流水封装置良好,水封注满水。
5.2.3.4 下列阀门应关闭:
冷化补水进水调节门及前后截门、旁路门 热化补水进水门 疏水进水门 再沸腾门 给水 再循环门 热网回水门 高加疏水进水门 汽平衡门 水平衡门 水箱下水门、 放水门 进汽调节 门及前后截门、旁路门
5.2.3.5 下列阀门应开启:
排氧门 水位计、压力表考克 加热蒸汽管道上疏水门 进汽门后疏水门。
5.2.4 启动、并列 .
5.2.4.1 启动:
a.开启化补水调节门前后截门,开启进水调节门向除氧器送水。
b.除氧器水位升至 1/2位置时, 缓慢开启除氧器进汽截门 (全开 ) 和进汽调节门, 缓慢提高压力和水 温,检查各部分是否有漏汽、漏水现象。
c. 当水温升至正常,通知化水化验水质。
d. 开水箱下水门。
e. 关水箱排氧门至适当开度。
f.将进水、进汽调节门打至自动。
g. 根据运行情况开启再沸腾、给水再循环、疏水门、 热化补水门 。
h. 保持水位在 1.6m 以上。
5.2.4.2 并列:除氧器并列运行的原则是:先并汽侧,后并水侧。解列的原则是:先解列水侧, 后解列汽侧。
a. 并列条件:两水箱水位差不大于 10cm 。
待并列除氧器压力比运行除氧器稍低 0.005Mpa 。
水温差不大于 15℃
水质合格。
b.逐惭开启汽平衡、 水平衡门 注意不得影响运行除氧器压力。
c.开启待并列除氧器下水门。 (低压给水母管联络门应启。 )
d.投入进水进汽调节门尽量使进汽、进水量保持平衡必要时投自动。
e.全面检查各项操作。
5.2.5 运行中的维护
5.2.5.1除氧器是保证机、炉安全的重要岗位,故应保持除氧器内部压力、温度、水位的稳定,确 保除氧系统要安全、经济的运行。
5.2.5.2 运行中应维持除氧器在下列参数范围内:
a. 压力保持在 0.01Mpa---0.02Mpa
b. 水温保持在 104 +1- -2
c. 水箱水位保持在 1.3--1.8m
d. 含氧量≤ 15ug/L
e. 并列运行除氧器水位差不超过 10cm
f. 硬度〈 5微克当量 /升
g. 加热蒸汽母管压力低≤ 0.15Mpa 声光信号报警。
h. 除氧器水位高 1.9m 声光信号报警。
i. 除氧器水位低 1.65m 声光信号报警。
j. 给水母管压力低 7.0Mpa 声光信号报警。并启动备用泵。
5.2.5.3 经常注意各除氧器压力和水箱水位,并及时调整,若压力调 整器、水位调整器失灵 时,应改为手动调整,以保持水箱水位稳定,防止给水泵汽化。五、各除氧器汽水负荷分配要适 当,防止出现水负荷大、汽负荷小;汽负荷大、水负荷小,或个别除氧器水负荷过大影响除氧效 果,甚至出现除氧头振动情况。
5.2.5.4 溢流筒不得跑汽、跑水、各除氧器内不得有振动发生。
5.2.5.5 除氧器内的水位过高时,应减少软化水补水量,禁止用排水的方法保持除氧器的水位。 5.2.5.6 软化水母管压力不得过低,以保证软化水在除氧塔的有效喷射能力,以提高除氧器的加 热 和除氧效果。
5.2.5.7 经常联系化水值班员,了解除氧器的含氧量,超过规定时及时查找原因进行处理。 5.2.5.8 正常运行时除氧器上的给水再循环门全开,疏水箱上水门、高加疏水门、汽平衡门、水箱 下水门应全开,若除氧器停用,除氧器上述各阀门应关闭。
5.2.5.9 根据除氧效果,将除氧器的排氧门、一、次进汽门保持在最佳开度的位置上,即不能开度 过大,影响经济运行,又不能开度过小,引起水中含氧量升高。
5.2.5.10 水在除氧器内的受热温度必须达到加热压力下的饱和温度若加热不足时,应适当开 启再沸腾门,提高温度,防止含氧量升高。
5.2.5.11 备用除氧器的再沸腾门应稍开,保持水箱水温达 90-100℃。
5.2.5.12 开启、关闭高低压母管联络门时,要搞清运行方式、报告班长后方可操作。
5.2.6 解列与停运
5.2.6.1 接到停运除氧器的通知和操作票后,联系化水给水值班员切换有关系统。
5.2.6.2 解列除氧器 (两台运行时 )
a. 关闭解列除氧器的高加疏水门。
b. 关闭解列除氧器的给水再循环门。
d. 关闭解列除氧器的下水门、 水平衡门 。
e. 关闭汽平衡门。
f. 注意除氧器内部压力、水位的变化。并及时调整。
5.2.6.3 停止除氧器运行:
a.开启高压加热器疏水管联络门、给水再循环联络门。
b.关闭待停除氧器疏水上门、高加疏水门、给水再循环门、 热化补水门 。
c.关闭进汽调节门、进汽截门、一、次进汽门、再沸腾门、汽平衡门。
d.关闭化补水进水调节门、进水截门。
e.除氧器是否放水,接班、值长命令后执行。
f.若作备用 , 应保持水位 , 稍开再沸腾门 , 保持水温 90-100℃
g.若检修除氧器,开启放水门,将水放尽,关闭所有阀门。
5.2.7 事故处理
5.2.7.1 除氧器水中溶解氧不合格:
现象:水质含氧量过高。
原因:
a.除氧水量过大,超过除氧器的设计值。
b.加热蒸汽压力不足。
c.再沸腾门开度过小。
d.排氧门未开足。
e.除氧塔内部损坏,如筛盘倾斜、喷雾装置有问题、喷咀雾化不好。
f.化学软化水补充水温过低。
g.取样器故障。
处理:
含氧量增大时,首先检查水温是否等于该压力下的和温度。
、 a.若进水温度过低,适当调整进水量和进汽量。
b.除氧器内部压力不稳定应调整稳定。
c.若水侧过负荷,可向其它除氧器移去部分负荷必要时限制负荷。
d.适当调整除氧器排氧门,调整 再沸腾 门开度。
e.若因除氧器喷咀堵塞影响含氧量不合格,同时除氧器产生振动时,应申请停止,进行 检修。
f.联系化水值班员化验疏水水质是否合格。
g.检查取样器是否堵塞、泄漏。
5.2.7.2 除氧器振动与水冲击:
现象:除氧器振动、有敲击声。
原因:
a.除氧器进水量过大或化补水进水温度过低。
b.新投入运行的除氧器与运行除氧器并列后给水温度低于运行除氧器内给水温度 15℃
c.除氧器下水母管检修完毕后,在投入使用时往除氧器内排空气量过大、过急。
d.除氧器水箱内水位过高,与加热蒸汽进汽管处的蒸汽直接接触而发生水击或水顺抽汽 管流进管内而发生水击。
处理:
a.若由于是除氧水量过大引起的振动,则应将进入除氧器的水量均匀调整或减负荷。
b.若因来水温度过低时,应立即重新分配水量,不使低温水集中在一个除氧器。
c.若是因除氧器内水位过高引起的振动,则应立即采取对除氧水箱的排水措施。
d.若是因除氧器加热汽管因水击而引起的振动时,则可暂时停止抽汽,待水击消除后重 新启用抽汽。
e.对除氧器下水母管检修后的投入,一定要缓慢操作,使管内空气通过除氧器排出,绝 不可求快而操作过急。
f.新投入运行除氧器的水温与运行中除氧器的水温差,不得超过规定的 15℃。由于新投 除氧器并列而引起的振动,应立即停止并列操作,待水温符合标准后才允许并列。 5.2.7.3 除氧器水位下降过快:
原因:
a.水位调整器失灵。
b. 放水门被误开。
c.锅炉水管或给水管路泄漏。
d. 化补水补充量不足。
e. 锅炉排污水量过大。
f. 锅炉上水量过多。
处理:
a.联系化水值班员检查来水量。
b.水位调整器失灵,应改为手动调整,并联系检修处理。
c.若放水门误开应及时关闭。
d.给水管路故障,应及时切断故障点。
e.若锅炉上水过多,应联系班、值长采取措施。
5.2.7.4 除氧器水位上升过快:
原因:
a.化补水量补充过大
b. 水位调整器失灵。
c.并列运行的除氧器压力调整不当,使一台水位高,一台水位低。 处理:
a.查明水位计是事否正常,减少或停止向水箱补软化水或疏水。
b.检查下水门是否全开。
c.开启放水门,待看见水位时为止。
d.若水位调整器失灵,应将自动改为手动调整。
e.将并列运行的压力调整合适,使之相等,水量分配合理。
f.将情况汇报班长,查明原因。
5.2.7.5 除氧器内部压力升高
原因:
a.化补水、凝结水量等突然减少太多或中断。
b.加热蒸汽母管压力突然升高。
c.值班人员操作不当。
处理:
a. 检查加热蒸汽母管压力是否超过规定值。
b.关小或关闭进汽调节门,若调节门失灵,应关闭调节门前截阀。
c.检查化补水、凝结水流量、压力应正常,并联系处理。
d. 并列运行时,调整二台除氧器压力相等。
e. 汇报班长和值长共同查明原因处理。
5.2.7.6汽压升高,溢流水封破坏,应降低除氧器压力至 0.005Mpa 以下,向溢流水封注水,确认水 封注好后,缓慢提升压力。
5.2.7.7 厂用电中断
现象:
a.厂内 220V 照明全部熄灭。(夜间)
b. 厂内电动机停转。
c. 除氧器压力瞬间升高。
d. 除盐水上水中断。
e. 除氧器振动。
处理:
a.厂用电中断后无电源,必须到就地进行操作。
b.关小或关闭除氧器进水门。
c.全关进汽调节门。
d.压力自动调整及水位自动调整改用手动位置。
e.厂用电恢复后按正常方式启动。
第三节 给水泵运行规程
5.3.1 设备的主要技术规范及性能
5.3.1.1电动给水泵:(#1 、 #3)
扬程 800m 型号 DG150--100×8
流量 150m3/H 允许汽蚀流量 4.5m
转速 2950r/min 效率 65%
配用功率 525kw
5.3.1.2给水泵电机
型号 YKK500-2 电压 10KV
功率 630kw 电流
频率 50HZ
5.3.2 结构性能
DG150--100×8型泵为单壳、单吸、多级卧式节段式工离心泵结构, 用于输送温度低于 160℃的 清水,泵的级数为 8级。
5.3.2.1 定子部分:
主要由首盖、进水段、中段、导叶、出水段、尾盖和轴承体等零部件组成,用穿杠和螺母联成 一体,进出水段两侧用螺栓和螺母固定在带支架的泵座上。
5.3.2.2 转子部分:
主要由叶轮、密封垫圈、密封轴套、齿形垫、平衡鼓等零件用锁紧螺母把紧,固定在轴上,采 用平键防转,整个转子支承在两端的轴承上,转子用弹性柱销联轴器与电机直联。
5.3.2.3 平衡机构:
本泵采用高度可靠的“平衡鼓 +末端推力轴承”水力平衡与机械平衡装置。平衡泄漏水返回前 段吸入涡室。
5.3.2.4 轴承部分:
泵转子由两个相同的标准滑动轴承表支承,其轴瓦采用油环进行自行润滑,并采用外接工 业水进行冷却。压力 P >98KPa
5.3.2.5 泵的冷却系统:
当输送介质温度超过 80℃,需接通冷却水冷却。冷却部位有:两个填料密封腔、两个轴承 水冷室、冷却水可用自来水,压力 147— 294Kpa ,流量为 0.5--1 m3/H
5.3.2.6 密封、转动方向
泵的首盖,进水段、中段、出水段和尾盖之间的静止结合面采用胶质石棉板密封密封,且 在进水段、中段、出水段的密封面的 外止口处设有辅助密封圈,轴套、平衡套与出水段结合 面处采用胶圈密封。 转子各零件间采用金属面密封。 从电动机方向看泵, 泵为顺时针方向旋转。 5.3.3 给水泵的启动、停止、运行维护
5.3.3.1 启动:
启动前检查、准备工作:
a.检修工作结束,水泵各部分正常,泵和电机周围清洁无杂物。
b.各仪表齐全,一次门全开,仪表送电。
c.泵的操作开关在断开位置,绿灯亮。联锁开关在“连锁位置”。
d.微开运行泵和启动泵的再循环门,暖泵至给水温度,(至少 25分钟)
e.检查轴承油位 2/3处,油质合格。
f.盘动对轮轻快、灵活。
g.联系电气测绝缘,并送上电源。
h.检查轴承冷却水畅通。
i.轴封盘根应有水滴滴下。
j.公用系统停运再次启动前,应联系班长问明是向几号 炉上水,给水通过几号高加,问 清后,将给水泵出口与待点炉上水之间的所有必经阀门打开。
k.应开:给水泵进口门、再循环门、冷却水门、仪表一、 二次门。
l.应关:给水泵出口门、泵出口放水门。
5.3.3.2 启动程序:
a.启动泵暖至给水温度后,关运行泵再循环门。
b.合启动开关,视电流从最大回至正常。 (注意应在 10S 内回到空负荷位置,否则立即切 断电源)。绿灯灭,红灯亮。
c.检查电流、振动、声音、进出口压力、轴承油温、轴承内油环转动是否均匀及冷却水 情况应正常。
d.缓慢开启给水泵出口门,逐渐关小或关闭出口再循环门。保持压力不超过 8.3Mpa 。
e.将运行泵联锁开关投至“联锁”位置,将备用泵联锁开关投至“备用”位置。
f. 将“给水压力低连锁开关”顺时针转到垂直位置投入。
g.联系锅炉压力、流量应正常,操作完毕,并报班长。
h.在记录本上详细记录操作时间和过程。
5.3.3.3 停止程序:
a.与锅炉及汽机班长取得联系。
b.开启待停给水泵出口再循环门。
c.关闭给水泵出口门。
d.断开运行泵操作开关,红灯灭、绿灯亮。停止水泵运行。
e.停泵后,要注意观察水泵的惰走时间。
f.如作备用, 出口再循环门开 至 1/3处 . 出口门全开、 稍开冷却水门, 联锁开关至 “备用” 位置。
g.操作结束,详细记录停运过程和时间。
5.3.3.4 运行中的维护:
a.在正常运行状态下,给水泵电流不应超过额定值。
b.各滑动轴承的温度不得超过 75℃,电机轴承温度不超过 80℃。
c.各轴承油室的油位应保持在正常位置,防止出现假油位,油室内的油不得变质,否 则应及时换油。
d.监视出口给水母管压力不得过低,否则应启动备用泵。
e.当给水母管压力低于 7.0Mpa 时,操作盘上将发出声、光信号,同时启动备用泵。
f.运行给水泵事故跳闸,红灯灭,绿灯闪光,操作盘上将发出声、光报警信号,同时 备用泵自启动,绿灯灭,红灯闪光,此时应将备用泵开关把手拧向启动位置
g.运行中的给水泵跳闸,备用泵没有被联动起来时,应立即手动投入备用泵。若无备 用泵,在跳闸泵还没有倒转的情况下可强投一次电源开关,若强投无效,应通知班 长、值长减少汽轮机负荷,以恢复正常的给水压力。
h.处于联动备用中的给水泵,其出口门、盘根和轴承的冷却水门都应开启,出口再循 环门开 至 1/3。
i.对于长期备用状态的给水泵,每 30天定期进行切换运行。
j.定期检查水泵轴承处振动情况,轴承处垂直振动值小于 0.06mm,水平振动 应小于 0.08mm 。
k.运行泵在正常运行中,连锁开关应打至“连锁”,不能打至“备用”。
l.备用泵如作备用,其连锁开关应打至“备用”,如不作备用,则打至“连锁”位置。 m.按事故按钮可联动任何一台备用泵。
5.3.4 事故处理
5.3.4.1 遇有下列条件,允许紧急停止故障泵运行,启动备用泵:
a.泵组发生强烈振动>0.08mm 。
b.泵组内部有明显金属杂音。
c.给水泵严重汽化。
d.轴承冒烟或轴承温度超过 75℃还在上升时。
e.电机冒烟。
f.泵壳破损,结合面严重喷水,出口管处爆破威胁人身及其它设备安全。
5.3.4.2 给水泵汽化:
现象:
a.电流减小,并上下波动。
b.出口压力摆动并明显下降,入口压力摆动或低于 0.1Mpa
c.吸入管内和泵内发生不正常的噪声。
d.水泵入口管有轻微振动,串轴增大,泵壳温度升高。
原因:
a.水泵入口压力低于 0.1Mpa 。
b.除氧器下水门、联络门(水平衡门)误操作关闭。
c.除氧器水位过低、或无水。
d.启动给水泵时,再循环门未及时开启。
e.给水泵入口滤网堵塞,供水不足。
f.负荷急骤减小,再循环门未及时调整。
处理:
a.立即启动备用泵。
b.停止汽化泵,开启再循环门。
c.并闭汽化泵出口门,开启放水门。
d.检查除氧器水位、压力,分析汽化原因加以处理。
e.注意检查除氧给水系统运行方式是否有误。
f.给水泵汽化故障停泵时,应注意内部声音并记录惰走时间。
5.3.4.3 给水压力下降:
原因:
a.负荷增加。
b.高压给水管路泄漏,阀门误开、误关,或管路堵塞。
c.给水泵故障。
d.水泵汽化。
e.电气故障或电源中断。
处理:
a.对照给水泵压力表与电源表的变化分析判断异常的原因。
b.给水管路检查,有无泄漏或误操作, 若发现异常 应联系班长、值长解列有关系统。
c.检查除氧器水位及低压供水有无误操作。
d. 当给水母管压力降至 70表压,立即启动备用泵。
e.由于水泵跳闸或泵体故障时,应立即启动备用泵,恢复给水压力,停止故障泵。 5.3.4.4 给水压力升高:
原因:
a.负荷减少。
b.备用泵误投。
c.锅炉水位自动调节失灵或向锅炉供水管截门误关。
处理:
a.开启再循环。
b.若误启动,应查明原因联系后停止。
c.检查供水管路和锅炉联系。
5.3.4.5 给水泵倒转:
原因:逆止门不严。
处理:关闭出口门。
5.3.4.6 盘根不正常:
现象:
a.盘根漏水严重。 b.盘根冒烟。
原因:
a.盘根压的不正或盘根选用不合适。
b.盘根冷却水不足。
c.盘根压的过紧或过松。
处理:
a.联系班长,对盘根漏水大的应紧,过热或冒烟的松盘根。
b.开大盘根冷却水。
c.需检修处理的,停泵检修。
5.3.4.7 轴承发热:
原因:
a.轴承油位低。 b.油质劣化。
c.冷却水不足。 d.轴承有故障。
处理:
a. 及时加油或换油。 b. 增加冷却水。
c.联系检修处理。
5.3.4.8 轴承振动:
原因:
a.轴承断油或轴承磨损严重。
b.水泵转子不平衡,动静部分磨擦,零件松动。
c.地脚螺丝松动或基础不牢固。
d.中心不准或背轮结合不良。
处理:
a.应及时加油,若轴承磨损严重,应停泵。
b.若地脚螺丝松应加固,如振动还不能消除,应停泵
c. 若本体故障或其它原因引起强烈振动,应立即停止水泵的运行,启动备用泵并 报班长和值长
第四节 辅助设备的技术指标
5.4.1 循环水泵
使用介质:工业水;温度≤ 60℃ 设备型号:200S-42
流量:155~315 m3/h 设计扬程:44~30 m
电机转速:2900 r/min 电机功率:15 kW
电压: 380V
5.4.2 热水泵 1.
使用介质:热水,温度≤ 80℃ 设备型号:ISR100-65-250A
流量:103m 3/h 扬程:60 m
电机转速:2950r/min 电机功率:30 kW
电压:380V
5.4.3 热水泵 b.
使用介质:热水,温度≤ 80℃ 设备型号:ISR100-65-200A
流量:93m 3/h 扬程:44 m
电机转速:2950r/min 电机功率:18.5 kW
电压:380V
5.4.4 热水泵 c.
使用介质:热水,温度≤ 80℃ 设备型号:ISR100-80-160B 流量:86m 3/h 扬程:24 m
电机转速:2950r/min 电机功率:11 kW
电压:380V
5.4.5 疏水泵
使用介质:凝结水 设备型号:IS80 50-200 流量: 50 m3/h 扬程:50 m
电机转速:2900r/min 电机功率:15 kW
电压:380V
5.4.6 管壳式汽水换热器
设备型号 SHKQ300-1.6-8.6-1B 交换面积 8.6m 2;
加热蒸汽进口压力 0.98±0.3mpa ; 加热蒸汽温度 300±20℃; 进出水温度 70℃/95℃; 热水流量 81.4T/H ,
流速 1.42m/s,压降 7.3kpa ; 传热量 2525 KW
5.4.7 我厂为圆形中温型逆流式机力通风玻璃钢冷却塔
冷却塔外型、特征及参数 :
圆形,无底盘
淋水面积 19 m2
塔高 3800 mm
直径 4950 mm
冷却塔材料需考虑防冻,
正常运行时进塔水温 43℃,出塔水温 33℃
第五节 减温减压器运行操作规程
5.5.1 结构特性:
#1减温减压器 : WY165-5.4/485-1.0/300-7~8/104
蒸汽压力 : P1=5.4Mpa P2=0.98Mpa
蒸汽温度: T1=485℃ T2=300℃
额定流量:165T/h 减温水压力:8Mpa
减温水温度:104℃ 安全阀动作压力:1.3Mpa
5.5.2 结构性能:
本装置由减压系统,喷水减温系统和安全保护装置所组成,蒸汽的减压过程是借减压阀和 节流孔板来实现。本装置的喷水减温系统,采用带机械雾化喷嘴文氏管式喷水减温器。给水分 配阀有两个道路,根据调节减温所需要的水量,其余的水由分配阀的另一条道路流回除氧器水 箱。本装置的安全保护采用冲量式安全阀和主安全阀组成的冲量式安全装置。
5.5.3 启动前的准备与检查
5.5.3.1值班员接到启动操作命令后,应联系锅炉、汽机、电气并做好下列准备与检查
工作:
a.对减温减压器本体及系统所有的阀门、法兰连接和热力调节装置进行检查。
b.各仪表齐全,控制盘及电动机执行机构电源正常。
c.减压阀、分配阀和安全阀的所有活动零件运转灵活。
d.电动机执行器上的位置指示和减压阀、分配阀的实际开度一致。
5.5.3.2 检查下列阀门应关闭:
a. 进汽电动门及旁路门 b.减温水调节门前后截门 c.蒸汽出口排汽门
d.减温水调节门 e.压力调节门
5.5.3.3检查下列阀门应开启:
a.进汽门前疏水门 b.进汽门后疏水门
c.出口门前后疏水门
5.5.4 启动暖管与预热
a. 开启出口门。
b. 开启疏水门。
c. 开启进汽门, 以不超过 0.02--0.05Mpa 压力预热, 整个装置预热时间不得少于 30分钟。
d. 逐渐开启进汽门,以每分钟 0.1--0.15Mpa 的速度升压。
e. 手动操作电机以带动减压阀和给水分配阀使出口蒸汽参数稳定地上升,并保持在规 定范围内。
f. 当升压至 50%额定压力时,手抬冲量安全阀杠杆,检查安全阀动作灵活性和严密性
g. 至额定压力时应:
a) 在车间负责人的监护下,进行安全阀的定压。
b) 逐渐开大进汽门。
c) 关小直至关闭各疏水门。
d) 一切正常后,投入自动控制装置。
h. 如外网有汽源时, 可打开本体及进汽门后疏水门,出口门前疏水门, 允许从低侧进汽进 行暖管和预热。(称至倒暖管)
5.5.5 并汽
a. 通知热网运行人员和司机做好准备。
b. 调整减温减压器内部压力,高于母管蒸汽压力 0.05Mpa ,缓
开出口门。
c. 投入压力、温度自动调整装置。
d. 关闭疏水门。
5.5.6 运行维护与调整
a. 经常监视蒸汽、减温水的流量压力和温度应在额定范围内。
b. 在自动装置失灵时,改为手动,联系热工处理。
c. 为了保证减温减压的自动调节装置的正常工作, 最低负荷不得少于额定的 50%, 如低于 50%切换为手动操作。
d. 定期将阀门活动几转,以防止门杆卡涩。
e. 定期在班长的监护下,将冲量式安全阀杠杆小心而迅速地抬起一下,检查安全门的活动 情况。
f. 运行人员应经常检查现场设备系统的运行状态,并按时准确地作记录。
5.5.6.1减温减压器的热备用状态:
a.进汽门 及旁路门 、给水分配阀及 前后电动截门 应关闭。
b. 出口排汽门前后疏水门、压力调节阀前疏水门、压力调节门应开启。 POT 出口排汽门。
c.如外网有汽源,可打开本体及进汽门后疏水门,打开出口门前后疏水门,可从低压侧送 汽进行热备用。(称至倒暖管)
5.5.7 停止运行
5.5.7.1 减温减压器停止运行的操作如下:
a.联系纤维厂值班员,汽机司机准备停止运行。
b.将减压阀和给水分配阀切换为手动操作, 缓慢关闭减压阀、 给水分配阀。 并注意出口蒸 汽温度不可变化过大。及时调整进汽量。
c.关闭进水门、进汽门、出口门。
d.疏水疏尽后,关闭疏水门。
e.如停运检查,通知电气切换电源。
f.如作热备用,按热备用状态操作。
5.5.8 事故处理
5.5.8.1 安全门动作:
原因:
a.热负荷减少或并列运行时,汽机增加负荷未通知,自动调节失灵或卡涩。
b.调整操作不当。
c.安全门重锤位置不对。
处理:
a.解列自动位置,手动关小减温减压器调压阀或主机减少负荷。
b.调整安全门重锤位置。
C.操作时精心调整。
d.必要时,倒换备用设备。
5.5.8.2 汽压过高,安全门不动作:
原因:安全门活塞卡涩
处理;
1.关小进汽门,降低压力。
2.用手抬动安全阀重锤使其动作,如卡涩严重不能活动,
应停运减温减压器。并通知检修处理。
5.5.8.3 蒸汽温度过低:
原因:
a.减温水门调整不当。
b.自动疏水失灵或未开,长时间积水。
c.锅炉汽温下降。
处理:
a.检查给水分配阀应灵敏、可靠、无卡涩,应改为手动。
b.检查疏水系统,进行疏水。
c.是锅炉原因,应联系提高汽温。
d.不管是哪种原因引起的降温,都需要认真对待,防止管道冲击,必要时,应缓慢开
启疏水门进行疏水。
5.5.8.4 蒸汽温度过高:
原因:
a.减温水调整不当。
b.温度自动调整失灵。
处理:
a.操作时精心调整。
b.改自动调整为手动调整。
5.5.8.5 管道破裂或法兰吹开:
原因:
a.检修或管道本身质量不好。
b.发生水冲击。
处理:
a.联系班长、值长及时解列有关系统,启动备用设备。
b.操作或运行,应注意疏水,防止任何温降的出现。
5.5.8.6 紧急停用减压器的条件:
a.压力及温度调整门杆断裂或销子脱落,无法维持运行时。
b.减温减压本体或有关管道破裂,无法维持正常运行时。
c.对人身、设备有危害时。
5.5.8.7 紧急停用操作:
a.迅速关闭压力调整阀及减温水调整阀,同时分别关闭进汽阀及减温水隔离门。
b.关闭减温减压出口门,开启有关疏水。
c.立即汇报值长、班长、启动备用设备。
附:工况图
附图 1:初 温 变 化 对 功 率 的 修 正 曲 线
新疆富丽达纤维有限公司动力中心集控汽机运行规程
455460
465470475
480初 温 变 化 对 功 率 的 修 正 曲 线
T o o C
K t O
0. 9750. 98
0. 985
0. 99
0. 995
1. 0
1. 005
1. 01
1. 015
1. 02
附图 2:初 压 变 化 对 功 率 的 修 正 曲 线
新疆富丽达纤维有限公司动力中心集控汽机运行规程
4. 61
4. 7084. 8064. 95. 05. 1
初 压 变 化 对 功 率 的 修 正 曲 线
P o M P a
K p O
0. 97
0. 98
0. 99
1. 0
1. 01
1. 02
范文三：运行分析-机组背压高的原因及控制
机组背压高的原因及控制
王楚
一、什么是背压
背压指的是汽轮机的排汽压力,是指在汽轮机做完功以后的蒸汽仍然具有一定温度和 压力,这部分蒸汽的压力即为背压。
二、背压高的危害
1 导致排汽装置真空度下降
2 尖峰凝汽器的汽阻增大
3 鼓风损失严重,有效焓降小,机组效率低
4 煤耗增加,影响机组的经济性
5 汽轮机可能产生振动,影响机组的安全运行
三、背压高的原因
(一)空冷岛方面
1 空冷风机故障
空冷风机需要长时间高负荷的运行,容易发生故障,风机的变频器,减速器等发生故 障都会导致风机的停运。
2 空冷风机管束的老化
空冷管束长时间运行, 容易积垢老化, 造成传热能力下降, 从而影响排汽的冷却效果。 3 环境温度的升高
夏季环境温度较高,导致空冷机组的冷却效果不好,这样也会造成机组的背压升高, 因而我厂空冷机组都增加了尖峰凝汽器,夏天环境温度升高时投入使用。
4 空冷系统漏空
空冷系统长期处于负压状态,有可能在法兰,人孔等处存在漏空现象,影响空冷系统 的换热,造成背压升高。
5 “热风回流”现象的发生
发生热风回流的风机会向空冷平台下的其他风机输送温度较高的热空气,造成其他风 机的传热效果下降,外界风速越大,这种现象越明显。
6 空冷岛管束翅片灰尘较大
空冷岛管束未及时清理有可能造成灰尘污物堵在翅片上面,造成换热效果差,影响机 组的背压。
(二)尖峰凝汽器方面
1 凝汽器冷却水中断或流量不足
凝汽器冷却水流量不足或中断会造成排汽的热量带不走或带走的不多,换热效果不好, 导致背压升高。
2 凝汽器冷却水温度高
凝汽器冷却水温度过高会造成凝汽器的冷却效果不佳,冷却水带走的排汽的热量较少, 影响排汽的温度,进而影响机组的背压。
3 水环真空泵发生故障
水环真空泵发生故障后会导致凝汽器的真空度下降,从而导致凝汽器的真空度下降, 导致背压升高。
4 凝汽器满水 (或水位升高 )
凝汽器汽侧空间水位过高,淹没了下边一部分铜管,减少了凝汽器的冷却面积,式换 热效果下降,导致汽轮机排汽压力升高引起真空下降,从而影响背压。
5 凝汽器冷却水侧管道结垢或腐蚀,传热恶化
当凝汽器内铜管脏污结垢时,将影响凝汽器的换热,使凝汽器端差增大,排汽温度上 升,此时凝汽器内水阻增大,冷却通流量减小,冷却水出入口温差也随之增加,造成真空 下降。
6 凝汽器水侧泄漏
凝汽器水侧泄漏会导致汽侧液位升高,传热不好。
7 凝汽器存在漏空
凝汽器真空系统不严密, 存在漏点时, 不凝结的汽体从外部漏人处于真空状态的部位, 最后泄漏到凝汽器中,过多的不凝结气体滞留在凝汽器中影响传热,使真空异常下降,导 致背压
四、控制措施
1 对空冷岛风机定期检查维护,确保运行正常,无漏空的地方
2 定期对空冷岛的管束翅片进行清理
3 对空冷岛下方安装防风网
4 对凝汽器冷却水系统按时维护确保正常运行
5 定期启动尖峰凝汽器的胶球清洗装置对水侧管道进行清理
6 按时巡检凝汽器,观察液位状况
范文四：300MW高背压供热机组运行参数调整原则
300MW 高背压供热机组运行参数调整原则
王刚，李振
华电青岛发电有限公司，山东省青岛市市北区兴隆一路6号 邮编；266031
The principles of adjusting operation parameters in a 300MW high backpressure
heating unit
WANG Gang，LI Zhen
Huadian Qingdao Power Generation Corporation Limited，Qingdao 266031，China
ABSTRACT: High backpressure heating unit used heat-supply circulating water as the cooling water of condenser. Owing to the lower flux of heat-supply circulating water, the condenser vacuum is sensitive to the change of the return water temperature and the flux of circulating water. There is only one principle to deal with the condenser vacuum ’s running down: reducing the steam flow of the low pressure cylinder in a high backpressure heating unit. The vacuum is low as well as the gas displacement of the low pressure cylinder, it results in the increase of leaf blade dynamic stress and the decrease of volume flow. In addition, it causes a sharp decrease of efficiency and air-blasting, which makes high exhaust gas temperature and affects the safe work of the units. According to the level of the condenser cylinder in high backpressure heating unit, controlling the inlet steam pressure of low pressure cylinder under a certain value and insuring the regular temperature of the inlet steam are necessary.
KEY WORD: the safe work of the High backpressure heating unit ；the condenser vacuum ；the exhaust gas temperature of low pressure cylinder ；controlling and adjustment
摘要：高背压供热机组，使用热网循环水作为凝汽器的冷却水，由于热网循环水流量比原来的海水流量低很多，所以凝汽器真空对循环水回水温度和流量的变化非常敏感。凝汽器真空下降时快捷有效的处理原则只有一个，即降低高背压机组低压缸蒸汽流通量。真空较低同时低压缸排汽量较低，会造成容积流量减少叶片动应力增加，造成效率的大幅下降并产生鼓风，使排汽温度过高，影响机组安全运行。根据高背压机组凝汽器真空等级，控制低压缸进汽压力在一定数值之上，确保低压缸排汽温度正常。
关键词：高背压机组正常运行；凝汽器真空；低压缸排汽温度；控制和调整
0 引言
青岛公司#2机组属全国首台300MW 高背压供热改造机组，2013年9月#2机在大修改造中成功完成了300MW 机组高背压供热改造，目前机组运行稳定。在相对稳定的三个多月运行期内，#2高背压供热机组暴露出了热网循环水流量变化对#2机组凝汽器真空产生较大影响和低压缸排汽温度飞升的异常问题，针对上述两个影响高背压机组运行的异常，将在本篇论文中进行深入分析和说明，并提出相应的调整建议和防范举措，希望以此为首台300MW 高背压供热机组运行的第一手资料，供大家借鉴、参考，起到抛砖引玉的作用。
1 凝汽器真空的控制和调整
1.1 热网循环水参数变化对高背压机组真空的影响程度
机组高背压运行期间，使用热网循环水作为凝汽器的冷却水，由于热网循环水流量比原来的海水流量低很多，所以凝汽器真空对热网循环水回水的温度和流量的变化非常敏感，机组监盘人员应加强对热网首站回水温度、流量的监视。下表为本次供热季高背压机组相关参数统计，其中低压缸蒸汽流通量是由“凝结水流量—凝汽器补水量”估算得出：
表1 高背压供热机组相关参数统计通过上表相关参数对比，得出如下结论： 1）在循环水回水温度50.5℃时，热网循环水流量下降959.86t/h影响3.97KPa 真空；折算后热网循环水流量下降242 t/h影响1KPa 真空。在循环水回水温度48.9℃时，热网循环水流量下降833.89t/h影响4.2KPa 真空；折算后热网循环水流量下降199 t/h影响1KPa 真空。
2）在循环水流量9000t/h时，循环水回水温度升高1.79℃影响1.8KPa 真空；折算后热网循环水回水温度升高1℃影响1KPa 真空。在循环水流量10000t/h时，循环水回水温度升高3.95℃影响4.28KPa 真空；折算后热网循环水回水温度升高0.9℃影响1KPa 真空。
3）在循环水流量10000t/h且回水温度52℃时，低压缸进汽流量增加13.53t/h影响0.9KPa 真空；折算后低压缸进汽流量增加15t/h影响1KPa 真空。在循环水流量9000t/h且回水温度49℃时，低压缸进汽流量增加25.67t/h影响3.36KPa 真空；折算后低压缸进汽流量增加8t/h影响1KPa 真空。
1.2 热网循环水回水参数变化引起真空下降的处理
通过2.1条分析可见，热网循环水回水流
量下降、回水温度升高和低压缸蒸汽流量增大均会导致高背压机组凝汽器真空下降，因此真空下降的处理原则即让上述参数反向变化。但由于热网循环水回水参数与热力公司一级管网和设备的运行方式及换热量有关，不可能成为电厂完全可控的因素，因此凝汽器真空下降时快捷有效的处理原则只有一个，即降低高背压机组低压缸蒸汽流通量。
降低低压缸进汽量有两种方式：1）关小汽机调门直接降低机组负荷使主蒸汽流量下降；2）关小EGV （中低压联通管节流控制阀，以下均简称EGV ）或开大LEV （中压缸抽汽供热管道调节阀，以下均简称LEV ）来增加中压缸供热抽汽量。第1种调节手段需同时降低锅炉侧燃烧，以避免主汽压超限，因此在使用时应注意兼顾锅炉燃烧稳定性，避免锅炉蒸发量降低至稳燃负荷以下。第2种调节手段相当于拿走了进入低压缸做功的一部分蒸汽而直接用于加热首站加热器，首先就降低了高背压机组的循环热效率；其次，虽然同时降低了机组凝汽器的加热效果，使凝汽器循环水出水温度下降，但由于该部分蒸汽未进入低压缸做功，其热值要高的多，在首站加热器中对循环水的加热效果也要强于等量的低压缸排汽在凝汽器中的加热效果，因此会使热网首站总的循环水供水温度上升，在一级管网换热量恒定的情况下，一段时间后必然导致回水温度升高，将再次对高背压机组凝汽器真空造成不利影响。所以采取第2种调节手段时应注意同步降低其他机组对首站加热器的供汽流量，以保证循环水总供水温度恒定不变。
此外应注意，在降低高背压机组低压缸蒸汽流量时，有可能使蒸汽流通量过低而造成低压缸末级叶片过热，这将在第2篇“低压缸排汽温度的控制和调整”中加以详细分析说明。 1.3 如何维持高背压机组运行的最经济工况
青岛公司于2014年1月对#2高背压供热机组进行了热力性能试验，在230MW 、200MW 、180MW 和中压缸抽汽190t/h四种工况下的试验热耗率分别为3914 kJ/kW.h、3756 kJ/kW.h、3841 kJ/kW.h、4876 kJ/kW.h，机组热效率分别为92.6%、96.7%、94.5%、74.1%。由此可见，机组带采暖抽汽工况，由采暖抽汽和高背压循
环水同时供热，随抽汽量增加，低压缸通流量降低，机组凝汽器背压降低，高背压供热量减小，因此机组热耗率反而上升、热效率下降，同时在相同的主蒸汽流量情况下，机组发电出力也降低。为保证机组和全厂的经济效益，应优先采用#2机组高背压供热，其次再投用压力逐渐增高的供热抽汽。青岛公司所采取的的具体控制要求是：带同样电负荷时，先要使高背压供热机组凝汽器满负荷运行，即控制#2机循环水排水温度不低于79℃，再调整抽汽流量控制电负荷；循环水量变化时要及时调整#2机组中压缸抽汽流量，以满足循环水排水温度、电负荷的要求。
量的调整方式来维持真空稳定。但由于降低锅炉蒸发量与关小EGV 同时调整导致了过调，使整个低压缸的蒸汽流通量快速减少。真空较低即低压缸排气压力过高，同时低压缸排汽量较低时会造成容积流量的减少，当容积流量小于设计容积流量的20%以下时，叶片的动应力会增加到设计值的5-10倍，叶片容易疲劳破坏，同时会造成末级叶片负冲角增大，造成效率的大幅下降并产生鼓风，使排汽温度过高，影响机组安全运行。通俗一点儿讲，就是凝汽器真空较低时，低压缸蒸汽流通量较少就会产生末级叶片过热、排汽温度飞升。
2.3 防止排汽温度飞升的参数控制原则
2 低压缸排汽温度的控制和调整
2.1 低压缸排汽温度和凝汽器真空的关系 凝汽器真空就是低压缸排汽压力低于大气压力的数值，低压缸一般处在饱和的工作状态下，低压缸排汽压力与低压缸排汽温度为对应饱和关系，因此凝汽器真空也应与低压缸排汽温度一一对应，且凝汽器真空越高时低压缸排汽温度越低。但实际高背压供热机组在运行中，会出现低压缸排汽温度不随真空变化而独自异常飞升的情况，300MW 高背压机组一般在热网循环水流量低于8000t/h、凝汽器真空50KPa 以下时出现，详见下表：
表2 青岛公司#2高背压机组排汽温度飞升参数变化表
表3为#2高背压机组启动初期，投运中压缸抽汽供热之前的相关参数变化统计数据，表2与表3对比可以看出，在#2机组启动初期虽然低压缸进汽压力很低，但由于凝汽器真空较高，因此低压缸排汽温度处于可控范围，而当真空降低至52.9KPa 时低压缸进汽压力已经上涨至0.6MPa 。而表2排汽温度飞升情况发生时，凝汽器真空低至47.9KPa 的同时低压缸进汽压力已经下降至0.56MPa 。根据上述参数对比，得出如下控制原则：当高背压机组凝汽器真空<50kpa时，注意控制低压缸进汽压力>0.57MPa；凝汽器真空<47kpa时，注意控制低压缸进汽压力>0.6MPa。
汽器真空下降至47.9KPa 后又回升至52.7KPa ，但低压缸排汽温度则一直由85℃上涨至95.3℃。 2.2 低压缸排汽温度飞升的原因分析
热网循环水流量快速下降，造成#2机组真空下降，真空下降引起低压缸排汽温度升高，这是事件发生的诱因。在此后的处理过程中采取了降低锅炉蒸发量，同时关小EGV 减少低压缸进汽
KPa
凝汽器真空限制区域示意图
3 结 语
在热网循环水回水温度50.5℃时，热网循环水流量下降242 t/h影响1KPa 真空；在循环水流
报警区域长期运行47KPa 报警43KPa 脱扣报警39KPa 跳闸36KPa 不允许的工作区
凝汽器真空 K P a
量9000t/h时，热网循环水回水温度升高1℃影响1KPa 真空；在循环水流量10000t/h且回水温度52℃时，低压缸进汽流量增加15t/h影响1KPa 真空。凝汽器真空下降时快捷有效的处理原则只有一个，即降低高背压机组低压缸蒸汽流通量，其控制方式有：1）关小汽机调门；2）关小EGV
或开大LEV 。为保证机组和全厂的经济效益，应优先采用#2机组高背压供热，其次再投用压力逐渐增高的供热抽汽。凝汽器真空较低时，低压缸蒸汽流通量较少就会产生末级叶片过热、排汽温度飞升。当高背压机组凝汽器真空<50kpa时，注意控制低压缸进汽压力>0.57MPa；凝汽器真空<47kpa时，注意控制低压缸进汽压力>0.6MPa。
低压缸进汽压力 MPa
图1 300MW 高背压机组凝汽器真空限制区域示意图
图1为汽轮机设备厂家给出的高背压机组凝汽器真空限制区域示意图，其目的就是为了保证低压缸末级叶片的工作安全。图中明确要求：汽轮机并网运行时，当机组低压缸进汽压力≥0.44MPa时，汽轮机持续运行允许的最低真空为43KPa ；当机组低压缸进汽压力≤0.246MPa时，汽轮机持续运行允许的最低真空为81KPa ；机组低压缸进汽压力在0.246-0.44MPa 时，凝汽器真空可以按上述43KPa-81KPa 范围间线性插值变化。
汽轮机厂家提供的参数控制原则为凝汽器真空<47kpa时控制低压缸进汽压力>0.44MPa，但经过青岛公司#2机组实际运行工况的验证，该项控制原则应该修正为凝汽器真空<47kpa时控制低压缸进汽压力>0.6MPa，因此上述示意图也应修改为图2所示状态。
KPa
参 考 文 献
[1] 宋 涛. 300MW 机组高背压供热改造方案简介. 山东火电节能
技术研究中心.2012年
[2] 宋宝顺. 中间再热抽汽背压式汽轮机产品说明书. 上海汽轮机
厂有限公司.2013年
[3] 王 刚. 青岛公司高背压供热运行规程. 华电青岛发电有限公
司.2013年
作者简介：
王刚，1979年出生，男，山东省青岛市，工程师，青岛理工大学土木工程专业工科学士学位，现任华电青岛发电有限公司生技部副主任。
李振，1975年出生，男，山东省青岛市，技师，潍坊电力技工学校热能与动力专业，现任华电青岛发电有限公司运行车间主值班员。
凝汽器真空限制区域示意图
报警区域长期运行47KPa 报警43KPa 脱扣报警39KPa 跳闸36KPa
凝汽器真空 K P a
低压缸进汽压力 MPa
图2 修改后的300MW 高背压机组凝汽器真空限制区
域示意图
范文五：提升高背压供热机组运行经济性的方法研究与分析
提升高背压供热机组运行经济性的方法研究与分析
张宝国， 冯仁海
(十里泉电厂，山东 枣庄 277103)
摘要: 为进一步提高十里泉发电厂#5高背压供热机组在冬季供热期间的运行经济性， 提高机组
接 带负荷的能力，通过增大换热面积、降低供热循环水回水温度，提高机组凝汽器真空度，优化加热
器凝结 水排放方式等措施，使机组经济运行和接带负荷能力得到较大的提升。
关键词: 高背压供热机组; 运行经济性; 接带负荷; 降低循环水温度; 提升真空度
DOI: 10.3969/J.ISSN.2095-3429.2015.03.006
中图分类号:TM621 文献标识码:B 文章编号:2095-3429(2015)03-0022-05
Research and Analysis on the Method of Improving the Operation Economy
of High Pressure Heat Supply Units
ZHANG Bao-guo， FENG Ren-hai
(Li Spring Plants，Zaozhuang 277103，China)
Abstract: In order to further enhance the economical of the operation of high back pressure heating unit during winter heating of Shiliquan #5， improve the ability of increasing load. To increase the vacuum degree of condenser and optimize discharge mode of the heater condensate and other measures by increasing the heat transfer area， decreasing the return tem- perature of heating circulating water， finally to make the economic operation and the ability of increasing load has been greatly improved.
Key words: high back pressure; heating unit economic; operation increasing load; lower circulating water temperature; enhance the degree of vacuum
程改造后主要设施有:6台加热器、2台汽动循环水0 引言
泵、3 台电动循环水泵、2套凝结水回收装置及四台十里泉发电厂#5机汽轮机组原为上海汽轮机有限
变频凝结 水泵，一套软化水处理、补水装置，及其责任公司制造的N140-13.24/535/535，于2010年改造
与设备相对应 的管道、阀门。 为 冲动式、超高压、一次中间再热、两缸两排汽、抽
气凝汽 式汽轮机(N115/C115-13.24/0.24/535/535)，
1 高背压供热机组运行方式优化 改 造后 机 组实现高背压、双低压转子互换，具备高
为进一步提升高背压供热工况下机组的凝汽器真 背压循环水供 热能力。
62空，降低供热循环水系统的除盐水补水量，结合机组十里泉发电厂供热设计规模为8×10m， 供热
工 及
作者简介: 张宝国(1972-)，男，山东枣庄人，本科，工程师，主要从事汽轮机以及电站锅炉的经济性运行
工作; 冯仁海(1972)，男，山东滕州人，本科，高级工程师，集控分场专工。 -
供热系统实际运行状况，于2014年冬季供热前，对期平均升高0.81?， 循环水供水流量平均高出2014原供 热系统的结构和运行方式等进行了合理优化和完年 同期86.16 t/h的工况下，回水温度较2014年同期善。 平均降 低1.79?，供热循环水温降增大了2.59?，影
响凝汽器 真空较2014年同期平均升高5.14kPa。 但1.1 新增加厂生活、办公区供热面积，降低供热循
从凝汽器真空 升 高 的 结 果 考 虑 ， 约 可 影 响 机 组 发 环 回水温度
电 煤 耗 降 低 约 11.639g/ kW?h。 (见表1) 52厂生活和办公区域供热面积约2.5×10m，改造 表1 20 15、 20 14供 热 季 相关运行参 数 完成值比 较 前 冬季采暖供热是采取抽取机组中的高品质汽源通过
项 目 单位 20 1 5 年供热季 20 1 4 年供热季 变化 差 值 采 暖换热站进行换热的供暖方式。 改造之后更为从
市区 供热回水管道中抽取部分回水， 再通过管道泵供热出水母管流量 t/h 6713.59 6627.43 86.16 力后，至厂生活、办公区域各用户，经过进一步冷却 后升高压 t/h 6632.59 6606.69 25.90 供热回水母管流量 的回水继续回到供热站的回水母管进入凝汽器1( 如图 所示)。 如果采暖供热温度偏低时，可从向市区供热 供热出水母管压力供 MPa 1.31 1.36 -0.05
水母管中抽取部分高温水质对其进行汇合 加 达热到， MPa 0.30 0.34 -0.04 供热回水压力 采取供水温度要求 。该功能可通过温度控制装置和 补循环系统水压降 MPa 1.01 1.02 0.00 水调节门实现自动控制调整， 确保采暖系统供水温 度 ? 82.51 81.70 0.81 热网供水温度 稳定，提高厂生活、办公区域各用户的采暖 品质。 热网回水温度 ? 52.32 54.11 -1.79 1.2 优化供热站小汽轮机排汽加热器疏水方式，降 循环水温度降低 ? 30.19 27.59 2.59
供热系统的除盐水补水量 kPa 63.24 58.09 5.14 --冷凝器真空 发电机有功 kWh 96.56 99.67 -3.11 原小机排汽加热器疏水全部排放#6、至#7机组除 主汽流量显示 t/h 335.42 354.75 -19.33 氧器中，因为该疏水的水质原因，#6影响、#7炉水品 质 降低，加大了机组的炉水排污 量。 为降低影响，在 2015
年供热季到来之前， 通过系统改造对该疏水方式进 图1 新增加厂生活、办公区供热管道系统 行 了优化和完善， 将疏水全部排放到供热循环回水
管道 中。 (如图2和图3所示)
2 对机组运行产生的影响分析
2.1 凝汽器真空升高明显
统计至2015年2月底，在循环供水温度较2014
年同
2.2 机组接带负荷能力、参加调度调峰能力明显增强
从2014至2015年度供热期锅炉蒸发量完成
值来 看， 主蒸汽流量平均保持在335t/h， 较上年
度(354.75 t/h)降低19.33 t/h，使锅炉(负荷)蒸发量
的备用余量增 大(额定蒸发量400 t/h)。
2.3 在供热末期，消除了凝汽器真空对机组接带负
荷 的制约和影响
在每个供热季的末期，受环境温度升高
等 因素影响， 市区各供热站供热循环水流
量、换 热面积降低，若供水温度或供热循环
水量保持 不变时，因换热面积的减少，使
供热回水温度 升高，从而影响凝汽器真空
降低，部分时段甚
至接近危险值。 为确保机组运行安全，只能
被
迫选择降低机组电负荷运行的方式进行解决 ，
严重制约了机组电负荷的正常。接 带
在2014年供热季的2月底， 因环境温度升 高至10?左右时，凝汽器真空降至
51.57kPa，为 确保机组安全运行， 将机组的电负荷降低至 90MW左右。 (见表2)
图2 改造前加热器疏水系统
图3 改造后加热器疏水系统
主汽流量显示，t/h 341.04 314.70 统对除盐水的补充。 2015年供热季月度平均补水流 补水泵出口母管流量，t/h 53.02 41.74 量 较2014年供热季同期降低约65.95 t/h， 月补水 环境温度，? 5.03 17.10 总量平 均降低约47637.24t， 从而大大减轻了化学制 水系统的
2.4 通过对系统运行方式的优化，2015年供热季系工作量和制水成本 。(见表4和表统 化学补水量明显降低 5)
该疏水排放方式的变更 ，还能够使疏水热量得
到 了更加充分的利用。 改造之前疏水的排放是将温
度约 为73?的疏水(见表6)，输送到#6、#7除氧器中，
除氧器 正常水温约在155,170?，这部分水被掺入后，
还需要 继续吸收热量加热到除氧器同等温度， 相对
又增加了 本机组四抽的高品质抽汽量， 对机组的经
济运行产生
表6 供热季系统疏水温度参数 不 利 影 响 。 按照供热期为3个月的有效时间计算，2015年供
项 目 数值 改 造 之 后 ， 热 季 发 电 量 实 际 完 成 205578078kW?h， 可 节 约 燃 -62014 年 12 月加热器疏水平均温度，? 74.11 疏水被掺入 煤 : 11.639×10×205578078=2392.72t。 按照当前
1 月加热器疏水平均温度，? 74.23 到供热系统 入炉煤
2 月加热器疏水平均温度，? 73.35 的回水管道 价格600元/t计算，节省燃料费用143.56万元。
加热器疏水月度平均温度，? 73.89 中， 基本3.2 补水量降低产生效益分析
达 2015年供热季(按照三个月份计算)向供热系统补
到循环水供
充除盐水量， 较2014年供热季共计减少了水温度，基本不需要再进行加热即可，同时，疏水142911.71t。
品质 可满足循环水质要求。 按照除盐水生产成本价10元/t计算，节省除盐水生产
2.4.2 合理优化供热循环水排污运行方式 成 本费约142.91万元。
为降低供热系统的补水量，2015年供热季对回
水 系统中的四台过滤器排污方式进行合理优化， 将4 结语
根据 前后压差或时间的自动”排放方式，改为根据“华电国际十里泉发电厂通过对供热运行方式以及 循环水 质情况手动进行。不仅确保了水质合格，又供热系统结构的改造， 使供热机组在2015年供热季
减少了水工 质的浪费。同时，还加强了包括市区供热中 的带负荷能力得到极大提高， 明显增强了机组参
系统的泄漏点 的检查与治理，及时发现并消除系统加调 度调峰的能力;同时，机组的运行经济性也得到
泄漏点7处，从而 大大降低了供热系统的补水流量， 提高，实现了节能减排的目的。 了大幅
确保了2015年供热 季系统的稳定、可靠运行。 参考文献:
3 对机组运行经济性的影响评估 [1] 十里泉发电厂. QW/04.17.00.0101-2014. 140MW机组集控运行规程[S].
收稿日期:2015-04-3.1 凝汽器真空降低对煤耗降低产生的效益分析 24 修回日期:2015-
06-08
:上接第 52 页: 变化范围比较大，而且曲线比较平缓，方便调节大程 跨度 的流量范围。 扬程基本保持相等。 即:将水泵同步变频时，由于
(3)当两水泵同步变频调节时，两水泵出口压力水泵 的扬程相同，所以水泵的前后压差也相同，可以
基 将系统 看作一个整体，水位基本无变化。
如将两水箱均补水至1000L， 将水泵1,的频率
调 至50Hz， 水泵2,的频率调至30Hz， 每次让水
泵运行 5min，记录两水箱液位值，结果如图6所示。
从图中可以 看出: 随着时间的推进，1#水箱液位逐
渐升高，2#水箱 液位逐渐下降，并在第45min，1#水
箱溢流，2#水箱的水 被抽空。
4 结语
本文采用实验的方法研究双泵并联系统中流量与
扬程的关系，得到以下结论:
(1)当两水泵运行频率一定一变”时，变频水泵“
的 调节范围比较窄。 只有变频泵频率达到较大值时
才会 显著加大总管的流量。
(2)当两水泵同步变频调节时，水泵的流量与扬
本一致，可以保证两套系统中水位的平衡，进行各种工 况调节。这也验证了在对评价系统扩容时，增加水泵并 联方案的可行性，为评价系统的改造奠定了理论基础。
参考文献:
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[8] 樊海彬，宋有强，等.大型冷(热)水机组性能实验方法的研究[J].制
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收稿日期:2015-04-10
修回日期:2015-05-19
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