汽机运行规程


    汽机运行规程 前 言 一 、 本规程是运行人员进行操作、调整、检查、试验和处理事故异常的技术标准,所有集控运行人员都应按本规程进行工作。在执行本规程的过程中若与生产实际不符应及时提出修改意见,经审核批准后执行。若规程中有与相关法规冲突时应以法规为准。 二 、本规程根据下列资料编制: (1) 电力工业有关规程、法规; (2) 电业安全工作规程(热力和机械部分)(修订本)、电安生[1994]227号 (3) 制造厂说明书及有关技术文件、资料; (4) 设计院有关图纸、资料; (5) 同类型机组运行规程; (6) 本规程采用国际单位制,除技术规范外,其余压力均为表压力,当地大气压为89.29kpa.  三、下列人员必须熟悉本规程: (1) 生产副厂长、总工程师; (2) 有关部门主任、运行专责工程师、检修专责工程师; (3) 值长、机长、主控、副控操作员及其他操作人员; (4) 其他运行、检修人员。 注: 由于时间所限且资料不全,规程中尚有许多不完善之处,希望大家提出宝贵意见,以便补充完善。 目 录 前 言 3 第一章 汽轮机本体及辅助设备特性和规范 7 1.1汽轮机组的设备规范和性能介绍 7 1.2 辅助设备技术规范 12 第二章 汽轮机的启动 13 2.1 总则 13 2.2 启动前的准备工作: 14 2.3锅炉点火前的准备工作: 15 2.4 锅炉点火后的操作; 17 2.5 汽轮机冷态滑参数启动(不带旁路的高压缸启动) 17 2.6汽轮机热态启动操作 24 第三章 汽轮机的运行维护 26 3.1 机组正常运行中的检查与维护 26 3.2 汽轮机运行控制数据: 26 3.3 汽轮机汽水品质标准 29 3.4 机组正常运行中的定期试验 29 第四章 汽轮机组的保护和试验 31 4.1 汽轮机组的保护 31 4.2 汽轮机组的试验 32 4.3 EH油泵联锁试验 33 4.4“103%”超速保护试验 33 4.5 “109%”超速保护试验 (TSI超速和DEH超速) 34 4.6“机械超速”保护试验 35 4.7喷油试验 35 4.8阀门活动试验 36 4.9 高、低压加热器水位保护试验 37 4.10 除氧器的水位保护 38 4.11自动主汽门、调速汽门严密性试验 39 4.12 真空严密性试验 39 4.13电动给水泵保护试验 40 4.14 凝结水泵保护试验 41 4.15真空泵试验 42 4.16 循环水泵试验 42 4.17 开式循环冷却水泵联锁试验 43 第五章  汽轮机的停机 44 5.1 停机前的准备工作: 44 5.2 正常停机 44 5.3 停机后的操作 46 5.4.停机过程中注意事项: 46 5.5 滑参数停机 47 第六章 辅 机 运 行 50 6.1 辅机运行通则 50 6.2.循环水系统 51 6.3 胶球清洗装置的运行 57 6.4开式循环冷却水系统的运行 59 6.5凝结水系统的运行 62 6.6凝汽器真空抽气系统的运行 65 6.7旁路系统的运行 67 6.8电动给水泵组的运行 70 6.9高压加热器的运行 79 6.10低压加热器的运行 84 6.11 除氧器的运行 89 6.12 轴封系统的运行 92 6.13 汽缸夹层加热装置运行 93 6.14 辅助蒸汽系统的运行 94 6.15 油净化装置的运行 95 6.16 润滑油、顶轴油泵和盘车装置系统的运行 98 6.17 EH油系统的运行 103 第七章 汽轮机事故处理 107 7.1事故处理的原则 107 7.2 紧急停机和故障停机的条件及处理 107 7.3 主汽压力异常: 109 7.4 主、再热汽温异常 110 7.5 汽轮机保护误动作 110 7.6 凝汽器真空下降 110 7.7 润滑油系统的故障 112 7.8 EH油系统的故障处理 115 7.9 汽轮机进水 116 7.10机组异常振动 117 7.11 轴向位移异常 118 7.12汽轮发电机组轴承温度升高 119 7.13 汽轮机严重超速 120 7.14机组甩负荷 120 7.15机组断叶片 121 7.16 厂用电中断 122 7.17高压加热器故障 123 7.18 低压加热器故障 124 7.19 除氧器故障 125 7.20 凝汽器水位异常 126 7.21旁路装置故障 127 7.22离心泵的故障处理 127 7.23厂房内失火 130 7.24 管道故障 131 7.25 仪表及DCS数据指示失常 132 附: 132 1) 机组主要热力特性汇总表 132 2) 机组启、停机曲线 132 第一章 汽轮机本体及辅助设备特性和规范 1.1汽轮机组的设备规范和性能介绍 1.1.1汽轮机设备主要特性简介 本汽轮机为哈尔滨汽轮机有限责任公司生产的N150/C135—13.24/535/535/0.981型超高压、双缸、中间再热、单轴、双分流、单抽可调、凝汽式汽轮机,与武汉锅炉厂生产的WGZ480/13.7-4型超高压、一次中间再热、 冷一次风正压直吹中速磨系统、四角切向燃烧、燃煤自然循环汽包炉及济南汽轮发电机有限公司生产的WX21Z-085LLT型空内冷发电机配套,锅炉与汽轮机热力系统采用单元制布置。 汽轮机本体结构: 本汽轮机为新型的超高压、单轴、一次中间再热、双缸双排汽、抽凝式汽轮机,高中压部分采用合缸结构、反向布置,低压缸采用双分流双层缸结构,控制系统采用数字电液调节系统。 主蒸汽从锅炉经2根主蒸汽管分别到达汽轮机两侧的高压主汽调节阀,并经由4根高压主汽管及高压进汽插管进入设置在高中压内缸的喷嘴室。 高中压部分采用内外双层缸结构,反向布置,高压通流部分由1级单列调节级和5级压力级所组成,5级隔板均安装在高中压内缸上。主蒸汽经过布置在高压缸两侧的2个主汽阀和4个调节阀,从位于高压缸中部的上下各2个进汽口进入喷嘴室调节级,然后再经高压缸各级。高压缸排汽从下部2个排汽口排出经再热冷段蒸汽管回到锅炉再热器,其中部分蒸汽由1段抽汽口抽至#1高加。从锅炉再热器出来的再热蒸汽经由再热热段蒸汽管到达汽轮机两侧的再热蒸汽调节阀,然后经中压主汽管及中压进汽插管进入中压内缸。 中压部分由9个压力级和1级回转隔板调节级组成,第7—9级隔板安装于中压内缸上,第10—12级隔板安装在1号隔板套上,第13级回转隔板安装在高中压外缸上,第14级隔板安装在第XIII级回转隔板所带的隔板套上,第15—16级隔板安装在2号隔板套上。中压缸第9级后部分蒸汽由2段抽汽口抽至#2高加。第12级后有两个工业抽汽口至3段抽汽管道,一路供工业抽汽,另一路供除氧器和辅汽联箱用汽。由第XIII级回转隔板来调整3段抽汽压力、流量,回转隔板通过与其相连的低压油动机进行控制。第14级后部分蒸汽由4段抽汽口抽至#4低加。第16级后即中压缸排汽,上部有两个中压排汽口,经两根有柔性补偿能力的联通管流至低压缸,下部有两个回热抽汽口,其中部分抽汽由5段抽汽口抽至#5低加。 低压缸采用双分流双层缸结构,共2×6级压力级。蒸汽从低压缸中部进入,然后分别流向二端排汽口进入下部凝汽器。因对称双流,故低压转子几乎不受轴向力。低压部分所有隔板均安装在低压内缸上。在低压第19/25级和21/27级后分别设有完全对称的抽汽口,抽汽至低压加热器,其中第19/25级后抽汽由6段抽汽口抽至#6低加,其中第21/27级后抽汽由7段抽汽口抽至#7低加,#7低加位于凝汽器喉部。 高中压转子与低压转子均为无中心孔整锻结构。高中压转子与低压转子采用刚性靠背轮连接,整个汽轮机为三支点支承,前、中、后轴承均为落地支承,有利于各轴承在负荷分配时的稳定性,同时也增加轴承刚度。 推力轴承 (2号)采用推力-支持联合轴承,位于中轴承箱内,它能自动调整推力瓦块负荷,稳定性好。 高中低压转子的1、3、4号(发电机前轴承) 轴承采用椭圆式轴承,5号(发电机后轴承)采用袋式轴瓦轴承,具有良好的稳定性,可避免油膜振荡。 低压转子与发电机转子采用半挠性联轴器联接。盘车转速为4 r/min,位于后轴承箱上。 汽机高中压静子部分死点位于中轴承箱下部汽轮机中心线上,即纵、横销的交叉点。高中压外缸与汽机前、中轴承箱靠定中心梁结构连接,在汽缸膨胀或收缩时推拉前箱轴向移动,很好的解决了前箱膨胀不畅问题,保证了汽缸和轴系中心一致。低压静子部分死点位于低压外缸下部汽轮机中心线与低压进汽中心线的交点上。 高中压外缸采用下缸猫爪中分面支撑方式,猫爪为悬挂式结构,支撑在前轴承座和低压缸的轴承箱垫块上。下缸的猫爪向上抬至中分面以上,支承面与汽缸中分面在同一平面上,从而保证支撑面与水平中分面不会因汽缸的温度而产生偏移。 调节、保护装置 调节系统采用哈尔滨汽轮机厂生产的DEH控制系统,液压部分采用了高压抗燃油装置,工作压力为14MPa;电子部分采用中国电力科学研究院北京电研智深控制技术公司EDPF-NT型分散控制系统。它具有自动调节、程序控制、监视、保护等方面的功能。DEH系统还配备了一块备用手操盘,当操作员站或DPU发生故障时,运行人员可以通过备用手操盘完成对汽机的基本操作。备用手操盘安装在汽机控制台上,手操盘上设有一个带保护罩的“紧急停机”按钮,其作用与主控制室电打闸按钮作用相同,即意外情况下通过该按钮使AST电磁阀断电,汽机跳闸。正常操作时自动/手动旋钮必须位于“自动”位,操作站发出的控制指令才有效;操作站和备用手操盘之间是互斥的。DEH的基本功能如下: (1) 汽机转速控制:汽机挂闸后,从开始冲转到并网前控制机组升速,设有“自动升速”或“手动升速”两中控制方式:自动升速时,目标转速和升速率由DEH程序自动设定;手动升速方式下,运行人员通过增/减按钮设定目标值。 (2) 负荷控制:并网后控制机组负荷。 (3) 手动控制:是DEH自动方式故障的后备操作手段。 (4) 抽汽控制:根据运行要求,可选择“自动抽汽”和“手动抽汽”控制方式。 (5) 自动同期控制:汽机到3000转/分后,接受自同期装置指令。将汽轮机控制到同期转速,准备并网。 (6) 主汽压控制:通过控制汽机调节阀的开度来调节主蒸汽压力,即所谓的机调压。主汽压控制通常在额定压力时才投入。 (7) 阀位控制:阀位控制主要用于机组滑压运行时保持调节阀开度不变,以利于锅炉的稳定调节,使机组在供给的蒸汽下发出最大的功率;阀位控制方式是开环控制,一般用于滑参数运行,或当闭环控制回路发生故障时。 (8) 摩擦检查:DEH自动将目标转速设定为260rpm,并以100rpm/min的升速率提升转速,当转速达到260 rpm时,高/中调门关闭,转速惰走。此时有关检修人员可进行听音检查。当转速大于500 rpm时摩检无效。 (9) 频限投入:可根据需要决定机组是否参与一次调频。 (10) 协调控制(CCS):接受(CCS)负荷指令,控制汽机负荷,使机组处于机炉协调控制方式。 (11) 快速减负荷(RUNBACK):使机组在不同辅机故障情况下,快速减负荷。 (12) 汽压保护:是一种单向的汽压限制功能,并不对汽压进行调节。正常运行过程中当机前主蒸汽压力由于某种原因降低到汽压保护限值以下时,DEH将强迫高压调节阀关小,使汽压得以恢复;当汽压恢复到保护限值之上时(主蒸汽压力大于限值0.07MPa),调节阀便不再关小,DEH继续原先的调节控制。 (13) 真空保护:真空保护是指运行过程中凝汽器真空发生变化时,DEH根据电厂提供的减负荷曲线,自动限制机组出力。该项功能可由运行人员自行决定是否投入。 (14) 阀门切换:进行单阀与多阀切换,实行节流调节和喷嘴调节 (15) 阀门试验:分为严密性试验和在线活动试验两部分。 (16) 超速试验:OPC超速试验(103%)、AST超速试验(109%)和机械超速试验(111%)。 (17) DEH报警:当外部重要的传感器和变送器信号(转速、功率、主汽压力、凝汽器真空和抽汽压力)发生故障时,主画面中“DEH报警”红色指示灯亮。 (18) 双机容错:主机采用完全冗余的系统配置,软件双机容错。 (19) 与厂用计算机(DAS)系统:实现数据共享。 (20) ATC控制功能:DEH系统先根据汽机本体的金属温度测点计算出汽机的应力情况,再根据应力曲线得出不同的升速率和升符合率,在允许投入条件满足时可投入ATC功能,实现汽机从0~3000rpm/min和从0~150MW的自动控制。 DEH数字电液控制系统主要有如下几个部分组成: (1) DEH控制柜 (2) 控制器是将转速或负荷的给定值和各反馈信号进行基本运算,并发出控制各蒸汽阀门伺服执行机构的输出信号。 (3) 操作盘、CRT和打印机. 通过操作盘可以对机组进行控制,即改变输入控制器给定值,以不同的速率来改变转速或负荷,操作盘也可使机组进行自动同步或协调遥控。 (4) 阀门执行机构: 汽轮机各蒸汽阀的位置是由各自的执行机构来确定的,执行机构由一个液压油动机所组成,高中压主汽门、调门油动机为单侧进油,其开启由抗燃油压力来驱动,而关闭是靠弹簧力;低压调门油动机为双侧进油,完全靠高压抗燃油开关。油动机的油缸与一个控制块连接,在这个控制块上装有隔离阀,伺服阀(电磁阀),快速卸载阀和逆止门。 (5) 抗燃油(EH油)系统: EH供油系统的功能是提高抗燃油压力并由它来驱动伺服执行机构,该执行机构响应控制器来的电指令信号,以调节汽机各阀门开度。这种高压抗燃油是一种三芳基磷酸脂,它具有良好的抗燃性、稳定性和润滑性,其正常工作温度为35-60℃。EH供油系统由供油装置、抗燃油再生装置及油管路系统组成。 (6) 危急遮断系统(ETS): 本机具有一套机械超速飞锤和机头手动脱扣按钮,两者任一动作都将泄去隔膜阀上部油压由弹簧力开启隔膜阀,泄去高压抗燃危急遮断油压而停机,润滑油有单独的供油系统,与抗燃油互不相通,两者截然分开。 高压抗燃油系统中有六个电磁阀作为汽轮机的保护,包括两只OPC电磁阀,四只AST电磁阀,两只OPC电磁阀为并联布置,当发电机并列或在任何情况下,机组转速达103%额定转速时,OPC电磁阀动作,泄去OPC母管安全油压,紧急关闭高中压调门。四只AST电磁阀组成串并联结构,以提高机组自动停机的可靠性,AST电磁阀动作时 ,AST安全油泄去,同时泄去OPC母管安全油压,快速关闭高中压主汽门、调速汽门实现汽机停机。隔膜阀为EH油与低压安全油的接口,当润滑油压降到一定值时,通过隔膜阀泄去AST安全油,关闭高中压主汽门、调速汽门和各段抽汽逆止门紧急停机。 1.1.2汽轮机技术规范: 额 定 功 率: C135/N150MW 主蒸汽阀前主蒸汽额定压力: 13.24 MPa(a) 主蒸汽阀前主蒸汽额定温度: 535℃ 主蒸汽额定流量(抽汽/冷凝): 478.89/455.54t/h 再热蒸汽进汽阀前压力(抽汽/冷凝): 3.915/3.77 MPa(a) 再热蒸汽进汽阀前温度: 535℃ 再热蒸汽流量(抽汽/冷凝): 421/403.01t/h 工 业 抽 汽 压 力: 0.981 MPa(a) (0.785-1.275 MPa(a)连续可调) 工 业 抽 汽流量:          额定:80t/h     冷 却 水 温: 设计:20℃ 最高:33℃ 背 压: 4.9/11.8 kPa(a) 额定转速: 3000 r/min 最终给水温度(抽汽/冷凝): 245.5/243.1℃ 1.1.3汽轮机临界转速 高中压转子 r/min 低压转子 r/min 发 电 机 r/min 备 注 临界转速 1574 1633 1320 轴系一阶弹性 1.2 辅助设备技术规范 1.2.1各类水泵及油泵技术规范 型 号 流量 M3/h 压力 MPa 扬程m 转速 rpm 台数 台 制 造 厂 家 凝结水泵 ZD12NLT 334 278m 1486 2 郑州电力机械厂 电 泵 FK5D32M 479.95 16.8 4972 2 上海电力修造厂 前置泵 FA1D56A 479.95 1.9 1495 2 上海电力修造厂 真空泵 2BW4253-0 740 2 广东佛山水泵厂 循环水泵 KQSN1000-M27/792(T) 9072 21.8m 585 2 上海凯泉泵业 开式冷却泵 KQSN350-M19/303 1150 20m 1480 2 上海凯泉泵业 低加疏水泵 GSSN-5 73 2.4 2970 2 沈阳启源工业 循坑排污泵 80YW50-12 50 12m 1480 2 上海凯泉泵业 主油箱排烟风机 25 M3/min 4116Pa 2890 2 哈尔滨汽轮机厂 EH油泵 PV29-2R5D-C0柱塞式恒压变量泵 61.9ml/r 24.8 600-2200 2 美国丹尼逊公司 EH油循环泵 27L/min 1 EH油再生泵 10L/min 1 高压启动油泵 SNH210R40E6.7 321 L/min 2.0 2930 1 天津工业泵厂 交流油泵 2700L/min 0.274 2950 1 哈尔滨汽轮机厂 直流油泵 2700L/min 0.274 3000 1 哈尔滨汽轮机厂 顶轴油泵 25CCY14-1B1 37.5L/min 37.5 1500 2 哈尔滨汽轮机厂 润滑油输送泵 2CY-30/6.3-1 30 0.35 1460 1 西安鼎力电力公司 输油泵 2CY-30/6.3-1 30 0.35 1460 2 西安鼎力电力公司 第二章 汽轮机的启动 2.1 总则 2.1.1 汽轮机启动状态的规定 (1) 冷态:汽轮机调节级下半金属温度在150℃以下的状态。 (2) 温态:汽轮机调节级下半金属温度在150℃——300℃间的状态; (3) 热态:汽轮机调节级下半金属温度在300℃——400℃之间的状态; (4) 极热态:汽轮机调节级下半金属温度在400℃以上的状态; 2.1.2 汽轮机遇到下列情况,应采取措施设法消除,否则禁止机组启动或并网。 (1) 高中压主汽门,调速汽门,高排逆止门,抽汽逆止门之一卡涩不能关严或动作失灵。 (2) 主轴晃动值大于0.07mm(转子温度均匀状态允许的原始晃动值不大于0.05mm) (3) 汽轮机高中、低压缸差胀或轴向位移超限。 (4) 高中压缸上、下缸温差,内缸>35℃,外缸>50℃。 (5) 盘车状态下机组动静部分有明显的金属摩擦声。 (6) 交流润滑油泵、直流油泵、高压启动油泵、EH油泵、顶轴油泵及盘车装置之一工作失常。 (7) 润滑油、抗燃油质不合格,润滑油温低于21℃,油位在最低油位以下。 (8) 各主要参数指示表计不正常(如转速,轴向位移,差胀,振动,膨胀、润滑油压、油温、调节级压力、温度、主、再热蒸汽压力、温度、真空、各支持轴承、推力轴承金属温度、回油温度、汽缸各金属温度,主油箱、EH油箱液位、润滑油压、EH油压、油温等)。 (9) 各主要保护装置试验不合格(如低真空保护、EH油压低保护、润滑油压低保护、轴向位移保护、OPC超速保护、109%电超速保护、以及高、低加水位保护、各辅助设备的联锁保护等。) (10) 仪表及热工保护电源失去,各软操及程控失常。 (11) 厂用或仪用汽源失常或失去。 (12) 保温不完善,通讯失灵,油系统漏油影响设备安全时。 (13) DEH不能在“自动”方式下正常工作。 (14) TSI工作失常,影响正常操作,且在短时间不能恢复时。 (15) 调速系统动作失常,不能维持机组空负荷运行或甩负荷后不能控制机组转速在危急保安器动作转速以下。 (16) 自动主汽门,调门严密性试验不合格。 (17) 危急保安器动作不正常,OPC、109%电超速、ETS超速动作不正常。 2.1.3 机组启动原则 (1) 冷态启动时,进入汽轮机的主蒸汽至少应有50℃的过热度,主汽门前的蒸汽压力和温度应满足启动时主蒸汽参数曲线的要求,并根据“冷态暖机曲线”决定中速暖机时间。 (2) 热态启动时,进入汽轮机的主蒸汽至少有50℃的过热度,且高于高、中压内缸金属温度50—100℃。 2.2 启动前的准备工作: 2.2.1 基本准备工作: (1) 接到值长下达机组启动命令后,各岗位运行人员应在机长的领导下进行操作分工,检查启动所需工器具(如振动表、测温仪、听音棒、阀门钩、手电筒、记录表纸、表格、各系统启动操作卡,主机启动操作卡和启动记录及运行日志等)是否完好、齐备。 (2) 设备检修后运行人员应了解和掌握设备检修,系统改进和更改情况。 (3) 检查所有检修工作已结束,工作票已全部收回,一切安全措施已拆除,现场清理干净,设备管道保温完整,照明良好。 (4) 联系检修人员投入各电动门电源,各气动门气源,并联系检修试验各电动门、气动门开关良好动作正常(对检修过的电动门应进行上、下限调整)。 (5) 检查表计齐全完整,各表计电源投入运行,表计一次门均开启。 (6) 确认各辅机电动机绝缘良好,电源正常,机械部分无卡涩,轴承润滑油质良好,油位正常,选择开关及联锁开关在断开位置。 (7) 就地检查控制箱,控制屏上信号正常,各指示灯指示正确。 (8) 检查各水室、水箱水位正常,水质合格。 (9) 检查各油室、油箱油位正常,油质合格。 (10) 检查循环泵出口碟阀油站油位、油压正常,自动可靠。 2.2.2 开机前的试验已完成,且试验已合格。主要包括以下: (1) 汽轮机调速系统静态特性试验。 (2) 汽轮机全部跳机保护试验及机、炉、电大联锁保护试验。 (3) 高排逆止门、抽汽逆止门、调节阀、电动门开关及保护联锁试验。 (4) 电泵、除氧器、加热器等主要辅助设备的保护试验。 (5) 各种油泵、水泵、风机的启停及保护联锁试验: a) 汽轮机交流润滑油泵、直流润滑油泵联锁试验; b) EH油泵联锁试验; c) 顶轴油泵联锁试验; d) 汽轮机润滑油排烟风机联锁试验; e) 真空泵联锁试验; f) 开式循环冷却水泵联锁试验; g) 轴加风机联锁试验; h) 凝结水泵联锁试验; 2.3锅炉点火前的准备工作: 2.3.1 检查冷却塔水位正常,投入一台循环水泵运行,循环水系统运行正常,另一台投入联锁备用。 2.3.2 投入工业水系统,检查工业水压力正常。 2.3.3 检查压缩空气系统投入,压力正常。 2.3.4 启动一台开式循环冷却水升压泵,将另一台开式循环冷却水泵投联锁备用,投入开式循环冷却水系统运行。 2.3.5 启动油净化装置,注意监视主油箱油位和油净化装置油位。 2.3.6 启动主机润滑油系统: (1) 启动主油箱排烟风机,检查正常后将另一台排烟风机投入联锁备用。 (2) 润滑油温在21℃以上时,启动交流润滑油泵运行,将直流润滑油泵投入联锁备用位置,检查各轴承进油、回油均正常,润滑油压在0.098-0.12MPa。 2.3.7 投入盘车运行: (1) 在汽轮机冲转前至少应投入2小时连续盘车。 (2) 检查润滑油压0.098-0.12MPa,油温在35℃。 (3) 启动一台顶轴油泵,检查顶轴油压正常,各轴瓦顶起。 (4) 手动盘车轻松无卡涩。 (5) 启动盘车装置,检查盘车电流正常,转子转向正确,偏心不大于0.07mm,各轴瓦金属温度正常,倾听汽轮机内无金属摩擦声。 2.3.8 凝结水系统的启动: (1) 联系化学启动除盐水输送泵,开启除盐水至凝汽器补水手动门,开启凝汽器水位调整门前、后截止门,检查旁路门关闭。开启凝汽器热井放水门,冲洗凝汽器,待凝汽器水质合格后,关闭热井放水门,补水至正常水位投水位“自动”。 (2) 开启各低加、轴加汽侧放水门,将汽侧存水放尽后关闭放水门。 (3) 启动一台凝结水泵运行,检查电流、出口压力、轴承温度、振动等正常,开启该凝结水泵的出口门,将另一台凝结水泵投入联锁备用。 (4) 凝结水系统充水,开启低压加热器及轴封冷却器水侧放空气门,待空气放尽后,关闭各空气凝结水系统冲洗化验凝结水水质合格后,开启除氧器上水门,开启除氧器至疏水扩容器放水门,冲洗除氧器,待水质合格后,关闭除氧器至疏水扩容器放水门,补水至除氧器最低水位,联系热工投除氧器水位“自动”。 (5) 注意监视除氧器水位。 2.3.9 投入辅助蒸汽系统: (1) 稍开启动炉至辅汽联箱供汽门,开启疏水门,暖管10分钟左右。 (2) 开辅汽联箱进汽门暖箱,压力保持在0.2MPa左右。 (3) 暖箱结束后稍开除氧器加热电动门、调整门进行暖管;10分钟后,除氧器进汽加热,根据炉侧需要维持除氧器水温,及时调整除氧器排氧门开度,注意监视除氧器水位、压力以及辅汽联箱压力变化。 2.3.10 启动EH油泵: (1) 确认EH油箱油位正常,油质合格,EH油温在21℃以上。 (2) 启动一台EH油泵运行,检查电机电流、振动、轴承温度、母管油压均正常,系统无泄漏,将另一台EH油泵投联锁备用。 2.3.11 给水系统投用: (1) 检查除氧器水位、水温正常。 (2) 检查给水系统正常,电泵启动条件满足,电泵辅助润滑油泵运行正常,并投“自动“,油温正常,各压兰冷却水投入,将电泵勺管放至最低位(10%),通知锅炉,启动电动给水泵运行。根据油温、电动机风温的情况及时投入冷却器冷却水,检查一切运行正常后开启电泵出口电动门,提升电泵转速向锅炉上水。 2.3.12 检查旁路系统处于正常备用状态。 2.3.13 抽真空: (1) 检查凝汽器真空破坏门关闭。 (2) 开启凝汽器真空破坏门密封水注水门,注水至溢流,调整供水门,保持有少量溢流。 (3) 开启真空泵汽水分离器水箱补水门,开启真空泵泵体放空气门,空气门有水冒出,关闭空气门,将分离器水箱水位补至正常。 (4) 启动一台真空泵运行,检查正常后,当真空泵入口气动蝶阀前后压差达3Kpa时,检查入口气动蝶阀应自动打开。 (5) 投入真空泵密封水冷却器,运行中注意及时调整,保证真空泵密封、冷却水温度20℃左右。 (6) 检查凝汽器真空应上升,投另一台真空泵做备用,若真空建立太慢可启动另一台真空泵。 2.3.14 开启辅汽联箱至轴封供汽门,暖管至轴封供汽调整门前。 2.3.15 当真空达-25Kpa左右时,通知锅炉点火。 2.3.16 点火前,抄录缸温、差胀、总胀、轴承温度、盘车电流等参数。 2.4 锅炉点火后的操作; 2.4.1 DEH操作盘面检查: (1) 手操盘自动/手动旋钮在“自动”位置,盘上“手动请求”灯熄灭; (2) 手操盘OPC钥匙开关在“投入”位置(超速试验除外)。 (3) 检查TSI系统和报警指示正常。 (4) 检查TV、GV、RV、IV、LV关闭,阀位指示零位,盘面脱扣灯亮,转速显示4rp/m。 2.4.2 根据锅炉需要,稍开高、低压旁路,确认减温水母管中有水流过且低旁减温水喷水阀开启,凝汽器后缸喷水阀开启,高排逆止门联锁关闭,注意监视凝汽器真空及排汽缸温度,注意汽缸各部金属温度应无上升。 2.4.3 送轴封。 (1) 开启轴封冷却器水封注水门,待溢流管有水溢出后,关闭注水门。 (2) 检查轴加风机出口门开启,启动一台轴加风机运行,检查一切正常后,开启轴加入口门,将另一台轴加风机投“自动”。 (3) 检查轴封减温水系统正常,将轴封减温水投“自动”。 (4) 开轴封供汽调整门前、后截止门,开启轴封供汽压力调整门,开启高、低压轴封进汽截止门,汽机送轴封,调整轴封压力17.71——20.71KPa之间,低压轴封供汽温度在121℃—155℃之间,并密切监视盘车运行情况。 2.4.4汽缸夹层加热联箱进行暖箱。 2.4.5冲转前1小时启动高压启动油泵,检查油泵运行正常,出口油压正常。 2.5 汽轮机冷态滑参数启动(不带旁路的高压缸启动) 2.5.1 冷态启动的冲转条件 (1) 主汽压力 : 0.98MPa (2) 主汽温度: 250℃。 (3) 再热蒸汽温度: 230℃以上。 (4) 润滑油压: 0.098—0.12MPa (5) EH油压: 14.0±0.5 MPa。 (6) EH油温: 43.3-54.4℃。 (7) 凝汽器真空:   - 50KPa左右。 (8) 润滑油温:    35℃—38℃,冲转后调整设定值,油温控制在40-45℃。 (9) 大轴晃动值不超过原始晃动值0.02mm。 (10) 确认高、中压缸上、下缸金属温差不大于规定值,汽轮机所有疏水阀已开启。 (11) 凝结水母管压力正常,低压缸减温水母管中有水流过,后缸喷水阀投‘自动’。 (12) 确认BTG盘各表计齐全,指示正常,光字报警系统试验正常,无异常报警信号。 (13) 联系热工确认下列汽轮机各项主保护应已正常投入,并记录投入保护的详细情况: a) 汽轮发电机组润滑油压力低保护。 b) 汽轮机抗燃油压力保护。 c) 汽轮机电超速及OPC超速保护。 d) 轴向位移保护。 e) 汽轮机轴及轴承座振动保护。 f) 轴承回油温度及轴承金属温度保护。 g) 汽轮机胀差保护。 (14) 盘车连续运行2小时以上,盘车电流正常,机组内无异音。 2.5.2 汽轮机冲转:(不带旁路的高压缸冲转) 2.5.2.1 检查冲转条件满足,通知各岗位值班员,记录以下参数:主、再热蒸汽温度、压力、高压缸金属温度、中压缸金属温度、偏心率、真空、轴向位移、差胀、盘车电流、润滑油压力、温度,EH油压、温度。 2.5.2.2 联系锅炉,停用高、低压旁路系统,检查减温水应关闭。 2.5.2.3 在挂闸前,DEH应处于‘自动’状态,DEH操作盘‘自动’, TV、GV、RV、IV、LV均在关闭位置。 2.5.2.4 检查就地“手动脱扣”按钮在“复置”位置。 2.5.2.5 点击“挂闸”按钮,“挂闸电磁阀带电”绿色指示灯亮,当“挂闸电磁阀带电”绿色指示灯熄灭,挂闸结束。“启动允许”绿色指示灯亮。 2.5.2.6 在DEH画面上点击 “阀门切换”, 检查“禁止切换”黄色指示灯熄灭,点击“切单阀”按钮,“单阀请求”指示灯亮,“顺序阀请求”指示灯灭。点击“开始/继续”按钮,“切换开始”和“切换进行中”两个指示灯同时点亮,表示顺序阀开始向单阀切换;直到“切换进行中”指示灯灭,单阀系数显示表中的数字变成1,顺序阀系数显示表中的数字变成0,表示阀门切换结束,汽机处于单阀方式运行。当切换结束后,主画面中“单阀”指示灯亮,“顺序阀”指示灯灭。 2.5.2.7 在DEH画面上,点击“汽机启/停”按钮,点击 “开主汽门”按钮,主汽门打开,主画面中“左高主开”、“右高主开”、“左中主开”和“右中主开”4个红色指示灯亮。 点击“启机”按钮,“停机”红色指示灯熄灭。 2.5.2.8 点击主画面中“摩检”按钮,按钮上的字变色,当转速达到260rpm时,高/中调门关闭,转速惰走。此时有关检修人员可进行听音检查。检查完毕,点击“取消”按钮,“摩检”按钮上的字恢复原先的颜色,表示摩检结束。 2.5.2.9 汇报机长,点击主画面中“升速控制”按钮,选择 “手动升速”, 设定升速率为100r/min,设定目标转速为500rpm。 2.5.2.10 “转速保持”灯灭,机组开始升速,开启高排逆止门,各段抽汽逆止门及电动门,检查各电动门、逆止门开到位。 2.5.2.11 注意当转速>4 r/min,观察指示盘,“盘车”灯灭,就地检查盘车已脱扣,盘车马达已停止运行,否则立即打闸停机,查明原因,待故障消除后重新冲转。 2.5.2.12 当转速达到500r/min时, “转速保持”灯亮,在500r/min转对机组进行全面检查: (1) 倾听汽轮发电机组各转动部分声音正常。 (2) 检查汽轮发电机组各支持轴承、推力轴承的金属温度应平缓上升,无剧烈变化,且轴承金属温度<75℃,轴承回油温度<65℃。 (3) 检查各轴承振动正常。 (4) 检查主机油温在40±2℃,当温度高于40℃,投冷油器冷却水,使之保持在40℃,检查各轴承回油畅通。 (5) 检查润滑油系统运行正常。 (6) 低压缸喷水阀已打开,排汽温度不大于80℃。 (7) 检查机组振动、轴向位移、差胀、绝对膨胀在正常范围内,高、中压缸上下缸金属温差在正常范围内。 (8) 确认BTG盘无当前报警信号,TSI无报警和跳闸指示。 (9) 检查各参数应符合“启动及运行中控制数据“的要求,若有参数超限或接近限制值,并有上升趋势或不稳定时,禁止汽机升速。 2.5.2.13 汽缸夹层加热投入。 (1) 开启高压缸上、下夹层进汽门,保持混温联箱压力0.294MPa~0.49MPa,然后根据汽缸金属温度和胀差调节联箱压力,控制高压缸胀差在+0.5~+3mm,当高压缸胀差小于0.5mm时可适当关小电动截止阀,当高压缸胀差大于3mm时可适当开大电动截止阀,高压缸允许胀差为﹢5.5~-3.0mm。 (2) 在加热过程中,可通过调节上、下缸进汽管截止阀来调节高压缸内缸及外缸金属温度,上下缸温差在正常范围内。 2.5.3 中速暖机 2.5.3.1 检查一切正常后,设定“升速率”为100rpm/min,设定目标值为1500rpm。 2.5.3.2 “转速保持”灯灭,机组开始升速。若在升速过程中出现异常,可点击“转速保持”按钮,但必须避开临界转速。待故障消除后,点击“取消”按钮继续升速。 2.5.3.3 当机组转速达到1500rpm时“取消”灯灭,“转速保持”灯亮,进行中速暖机。 (1) 根据“冷态滑参数启动曲线”进行中速暖机,暖机时间为20 min,在任何情况下,不得缩短该暖机时间。 (2) 在暖机期间,注意监视DEH、CRT、BTG盘及汽轮机安全检测装置(TSI)和声光报警系统正常,汽轮机各参数(蒸汽温度及金属温度、振动、差胀、轴向位移、轴承金属温度、推力轴承温度以及各回油温度,高、中压缸上、下缸温差,润滑油温、EH油温的变化及各仪表指示)正常。 (3) 注意检查凝汽器、除氧器、各加热器水位正常,各系统运行正常。 (4) 在汽轮机升速过程中,若机组需保持转速时,可在DEH的CRT画面上按下“保持”键,但必须避开临界转速,待故障消除后再升速。 2.5.3.4 汽轮机中速暖机结束后,确认机组振动、胀差、轴向位移、各轴承金属温度、回油温度均在正常范围内。 2.5.4 升速至3000rpm 2.5.4.1 设定升速率为100rpm/min,设定目标转速3000rpm。 2.5.4.2 “转速保持”灯灭,机组开始升速。 2.5.4.3 当汽机转速大于2995rpm时,进入定速状态,主画面“3000转定速“绿色指示灯亮,表示升速过程结束。当转速达到3000rpm时,保持功能自动取消。 2.5.4.6全面检查一切正常后,通知锅炉,汽机进行就地或远方脱扣试验: (1) 集控室控制台上同时按下“跳闸”、“确认”,或就地手动脱扣汽轮机,确认各阀门动作正常,此时“挂闸”灯灭,“脱扣”灯亮,指示盘上TV、GV、RV、IV、LV阀位显示为0,汽机转速开始下降。 (2) 转速低于2950 rpm重新挂闸,点击“挂闸”按钮,“挂闸电磁阀带电”绿色指示灯亮,当“挂闸电磁阀带电”绿色指示灯熄灭,挂闸结束。“启动允许”绿色指示灯亮。点击“汽机启/停”按钮,点击 “开主汽门”按钮,点击“启机”按钮。 (3) 设定升速率200rpm/min,设定目标值3000rpm,机组升速。 (4) 当汽机转速大于2995rpm时,进入定速状态,主画面“3000转定速“绿色指示灯亮,机组保持3000rpm运行。 2.5.4.7 进行危急遮断器充油试验及OPC超速保护试验。 2.5.4.8 停运顶轴油泵、高压启动油泵。 2.5.4.9 检查主油泵出口压力为1.96MPa,入口压力0.098 MPa,停用交流润滑油泵,注意润滑油压的变化,润滑油温40-45℃,将交、直流油泵投联锁备用。 2.5.4.10启动另一台循环水泵运行。 2.5.4.11关闭真空破坏门,提高凝汽器真空至-74.6KPa以上,联系热工人员投入汽轮机低真空保护。 2.5.5 冲转升速过程中的注意事项: (1) 汽机冲转升速、暖机过程中,尽量保持汽温、汽压及水位等参数稳定。 (2) 汽机冲转以后,检查盘车脱扣正常。不得靠近移向“脱开”位置的盘车装置操纵杆。 (3) 在升速过程中严禁在临界转速区停留,本机的临界转速为1574 r/min,升速率为100 r/min,通过临界转速时应迅速平稳的通过,升速率调整在200~300r/min;升速过程中各轴承振动不应大于0.05mm,通过临界转速时轴振动值不超过0.25mm,轴承振动值不超过0.08mm,超过此标准即为异常振动,应立即破坏真空打闸停机,严禁硬闯临界转速或降速暖机,机组启动中因异常振动停机必须回到盘车状态,应全面检查、认真分析、查明原因。确认机组已符合启动条件时,连续盘车不少于2小时才能再次启动,严禁盲目再次启动。 (4) 注意汽轮机本体、管道无水冲击及异常振动现象,汽机疏放水系统正常。 (5) 注意汽缸热膨胀、各缸胀差、轴向位移、上下缸温差、内外缸温差、轴承振动及各轴承温度正常,以上各参数若上升趋势明显,则应延长暖机时间。 (6) 注意润滑油压、润滑油温度、油箱油位正常。 (7) 注意凝汽器真空、水位及高、低加、除氧器水位的变化。 (8) 注意旁路及各辅机的运行情况。 (9) 整个升速过程中应保持润滑油温稳定在40-45℃。 (10) 升速暖机和加负荷期间,机组各部温升率不超过以下规定值。 a) 主汽温度:<2.5℃/min b) 再热汽温:<3.5℃/min c) 高中压汽缸壁温:<2.5℃/min d) 主再热蒸汽管道壁温:<7℃/min e) 主汽门及调门壳体温度:<5℃/min 汽缸各部温差不应超过下列规定: f) 高压内缸上下壁温差<35℃ g) 内缸外壁与外缸内壁温差30~40℃ h) 法兰左、右温差<15℃ i) 法兰上、下温差<20℃ j) 汽缸及法兰内、外壁<80℃ k) 汽缸与法兰<80℃ l) 外缸法兰中壁与螺栓<50℃ m) 高压差胀不得超过+6~-3.3㎜,低压差胀不得超过+7~-4㎜ 2.5.6 并网带初负荷: (1) 检查汽轮机各部运行正常,发电机冷却系统各参数正常,各辅机运行正常,汇报值长、机长,可以并列发电机。 (2) 接值长通知并列后,根据电气要求,适当调整汽轮机转速。 机组定速后,DEH发“同期允许”给电气。同期允许范围2990~3010rpm,同时DEH接收到“电气自同期请求”信号,DEH画面上的“自同期请求”灯亮,这时点击同期控制按钮,然后点击“自动同期”,则DEH发“同期投入”给电气,这时电气就可以控制汽机转速增/减与网频同步,实现自动同期。并网后DEH自动使机组带5 MW的负荷,联系热工投发电机主保护。 并网后,“油开关合”指示灯亮,阀位控制方式为机组的缺省控制方式,机组自动运行在阀位控制状态下,“阀位控制”指示灯亮,并且机组自动带初负荷,“带初负荷”指示灯亮。操作员可根据实际要求将机组由阀位控制状态切换到负荷控制状态或主汽压力控制状态(只需按下相应的控制按钮即可),切换后相应的指示灯亮。 2.5.6.3 当发电机主开关合闸后,发电机自动带上5MW的初始负荷,此时汽机主操作员应注意及时检查下列项目: (1) 确认发电机已并网,DEH指示发电机功率5MW。 (2) 检查汽轮机各运行参数(振动、差胀、轴向位移及各轴承金属温度,回油温度、润滑油温高压缸调节级金属温度、高中压内外缸金属温度及排汽缸金属温度)正常。 (3) 联系热工人员投入“发电机主保护”。 (4) 根据发电机出口风温投入空冷器冷却水。 (5) 根据滑参数启动曲线升温升压增加机组负荷,增加负荷和暖机时间如下: a) 负荷在0↗10MW过程中20min,在10MW负荷下暖机40min; b) 10↗40MW过程中80min,在40MW负荷下暖机60min; c) 40↗150MW过程中150min; 2.5.6.4 在加负荷过程中应注意调速系统有无卡涩现象; 2.5.6.5 升负荷至10MW (1) 初负荷检查结束后,点击主画面中的“负荷控制”按钮,按钮上的字变色,表示投入功率闭环控制。点击主画面中的“控制设定”按钮,设定升负荷率为0.25MW/min,设定负荷目标值为10 MW,即可实现负荷闭环控制。 (2) 当负荷升至10MW时,主汽压力应达2MPa,主汽温度应达360℃. 2.5.6.6 升负荷至40MW (1) 设定升负荷率0.4MW/min,目标负荷40MW。 (2) 对新安装或大修后的机组负荷升至40MW应暖机4小时,然后解列发电机做超速试验,超速试验合格后,重新挂闸、恢复3000rpm、并网、带负荷。 负荷大于15MW时,确认以下高压门组各疏水阀自动关闭: a) 主蒸汽总管疏水阀 b) 左侧主蒸汽管道疏水阀 c) 右侧主蒸汽管道疏水阀 d) 高压导汽管疏水阀 e) 高压主汽门疏水阀 f) 内缸疏水阀 g) 高压缸排汽端疏水阀 h) 高排逆止门前后疏水阀 i) 冷段再热蒸汽管道左侧疏水阀 j) 冷段再热蒸汽管道右侧疏水阀 k) 高旁疏水阀 l) 一段抽汽逆止门前疏水阀 m) 一段抽汽逆止门后疏水阀 n) 二段抽汽逆止门前疏水阀 o) 二段抽汽逆止门后疏水阀 (3) 机组负荷达20MW左右时,注意排汽温度<80℃,后缸喷水调节阀自动关闭。 (4) 打开三段抽汽电动门和三段抽汽逆止门进行三段抽汽暖管; (5) 机组负荷达30MW左右时,根据低加水位启动一台低加疏水泵运行,调整低加水位正常。 (6) 机组负荷达到40MW时,点击 “阀门切换”,点击“切顺序阀”按钮,“顺序阀请求”指示灯亮,“单阀请求”指示灯灭。点击“开始/继续”按钮,“切换开始”和“切换进行中”两个指示灯同时点亮,直到“切换进行中”指示灯灭,单阀系数显示表中的数字变成0,顺序阀系数显示表中的数字变成1,汽机处于顺序阀方式运行。当切换结束后,主画面中“单阀”指示灯灭,“顺序阀”指示灯亮。 2.5.6.7负荷到150MW。 (1) 检查机组各部分运行正常,符合启动要求后,设定升负荷率0.8MW/min,目标值150MW,机组开始升负荷。 (2) 负荷大于40MW,检查以下低压门组各疏水门应自动关闭: a) 再热热段总管疏水阀 b) 左侧再热蒸汽管道疏水阀 c) 右侧再热蒸汽管道疏水阀 d) 中压主汽门疏水阀 e) 中压导汽管疏水阀 f) 中压缸12级后疏水阀 g) 三段抽汽管道疏水阀 h) 三段抽汽逆止门前疏水阀 i) 三段抽汽逆止门后疏水阀 j) 三段抽汽至除氧器管道疏水阀 k) 四段抽汽逆止门前疏水阀 l) 四段抽汽逆止门后疏水阀 m) 五段抽汽逆止门前疏水阀 n) 五段抽汽逆止门后疏水阀 o) 六段抽汽电动门前疏水阀 p) 低旁前启动疏水阀 q) 低旁前经常疏水阀 r) 低旁后疏水阀 (3) 负荷40MW以上,检查高加汽侧运行正常;高加若未随机启动则应检查投入高加正常。 (4) 当高压内缸内壁温度达400℃左右时,且胀差及各金属温差在规定范围时,停用汽缸夹层加热装置。 (5) 当三段抽汽压力>0.2MPa,三段抽汽供除氧器,停止辅汽供汽;当负荷正常后,三段抽汽压力正常时,辅汽联箱由机组三段抽汽供汽。 (6) 汽封汽源切换为正常方式(辅汽供汽倒为除氧器供汽)。 2.5.6.8增负荷过程中的注意事项: (1) 并网后1分钟内,DEH盘上应有转速显示变为功率显示,否则立即解列发电机。 (2) 注意监视汽机振动、胀差、轴向位移、检查润滑油压、油温、各轴承金属温度和回油温度正常。 (3) 根据汽缸各部温差和胀差及时调整夹层加热装置; (4) 注意检查各运行水泵、油泵的情况良好,油位正常,油质良好。 (5) 注意检查凝汽器、除氧器、高、低加、的水位正常及“自动”调节正常。 (6) 升负荷时,应监视发电机铁芯温度、线圈温度、进、出口风温。 (7) 加强对各汽水品质的监督,发现不合格及时进行处理。 2.6汽轮机热态启动操作 2.6.1.高压内缸下半内壁调节级区域金属温度在300℃以上时,按热态启动。热态启动冲转前必须具备的条件: (1)主蒸汽,再热蒸汽温度比高中压内缸温度高50~100℃以上。 (2)新蒸汽的过热度大于50℃。 (3)大轴晃动度值应与冷态启动时相同。 (4)高中压外缸上、下缸温差不大于50℃,内缸上、下缸温差不大于35℃。 (5)高中、低压缸胀差在允许范围内。 (6)其他条件同冷态相同。 2.6.2. 热态启动中,除按冷态启动中的有关规定和操作进行外,须注意以下事项: (1) 盘车状态下,先送轴封后抽真空,并检查汽缸本体疏水阀在开启状态。 (2) 锅炉点火后,根据锅炉要求投入高、低压旁路。尽量维持较高真空,以便本体管道充分疏水;冲转前真空一般保持在-74.6KPa。 (3) 热态启动时,若上下缸温差较大,冲转前即可投入汽缸夹层加热,以减少上、下汽缸温差小于35℃,并保持外缸比内缸低30℃; (4) 热态启动冲转条件达到后,应及时冲动汽轮机转子,在500r/min下低速暖机5min,全面检查正常后,即可用10~15min升至3000r/min;汽轮机3000r/min定速后,全面检查机组运行无异常,应联系电气尽快并网带5MW负荷进行初负荷暖机。 (5) 初负荷暖机结束后,视锅炉情况,尽快加负荷至汽缸温度水平所对应的冷态滑参数启动时的相应负荷值; (6) 汽轮机冲转、升速及并列后的有关操作,同冷态滑参数启动程序相同; (7) 主汽门、调速汽门、中压联合汽门停机后冷却比较快,因此启动初期应注意控制温升速度、防止加热太快,温升速度<5℃/min; (8) 升速过程中,特别注意监视机组振动情况,如有明显增大超限时立即打闸停机,查明原因后决定是否再次启动。 (9) 在机组升负荷的过程中,需密切注意胀差、轴向位移、振动、缸胀等参数,加强疏水,严防冷汽、冷水进入汽轮机。 第三章 汽轮机的运行维护 3.1 机组正常运行中的检查与维护 (1) 各运行值班员应按运行日志的要求,定时正确抄表,对参数的变化情况进行分析,对异常工况要查找原因,及时调整,要根据当班现场设备运行状况作好事故预想。 (2) 定期按设备巡回检查制度进行设备巡视,发现设备缺陷,应登记在缺陷记录本上,并及时联系检修进行处理。对重大缺陷,应加强对该设备的巡视,并做好事故预想。 (3) 定期检查辅机轴承油温、油压、油位,以及电流、出口压力、电动机温度、运行声音应正常,轴承振动不超过下列值: 3000 r/min < 0.05mm 1500r/min < 0.08mm 1000r/min < 0.10mm 750r/min < 0.12mm (4) 在下列情况下,应进行听音检查,并密切注意机组运行情况: a) 工况变化时(负荷变化、蒸汽参数或真空变化) b) 汽轮机内部有不正常的声音或上、下缸温差大 c) 交接班前及定期巡回检查时 (5) 当机组运行工况变化时,应注意调节系统动作平稳无卡涩,注意轴向位移、差胀、瓦温的变化情况并及时调节各系统设备的运行方式,保证机组安全经济运行。 (6) 注意检查主辅机各种信号、联锁、保护装置投入正常。 (7) 注意监视DEH控制盘、CRT显示盘、ETS试验盘各灯光指示状态正确,TSI无报警及跳闸信号,若发现问题及时处理。 (8) 注意监视主油箱、液力偶合器油箱油位,当油位低时及时补油,油位高或油质乳化时,及时放水并联系化学化验油质。 (9) 保持汽轮发电机组的整洁,注意检查各管道焊口、法兰、阀门、盘根无泄漏、渗漏现象,保持地面清洁,各地坑不满水。 3.2 汽轮机运行控制数据: 序号 名 称 单 位 最低值 正常值 最大值 备 注 1. 负 荷 MW 135 150 2. 主汽压力 Mpa 12.84 13.24 13.73 3. 主汽温度 ℃ 530 535 540 4. 主汽流量 T/h 478.69 5. 再热汽压 MPa 3.51 6. 再热汽温 ℃ 530 535 540 7. 再热汽流量 T/h 422.37 8. 主再热汽左右温差 ℃ <17 9. 调节级压力 MPa 10.9953 10. 高压缸排汽压力 MPa 4.508 11. 高压缸排汽温度 ℃ 377 12. 凝汽器真空 KPa –79 –84.39 -62.29停机 13. 凝汽器水位 mm 250 480 710 14. 低压缸排汽温度 ℃ ﹤80 停机 120 15. 工业抽汽压力 MPa 0.785 0.981 1.275 16. 工业抽气流量 T/h 80 17. 一段抽汽压力 MPa 4.012 4.508 18. 二段抽汽压力 MPa 1.908 2.277 19. 三段抽汽压力 MPa 0.9807 1.275 20. 四段抽汽压力 MPa 0.3699 0.571 21. 五段抽汽压力 MPa 0.1881 0.2963 22. 六段抽汽压力 MPa 0.0476 0.076 23. 七段抽汽压力 MPa 0.0101 0.0162 24. 高加水位 mm ﹣50 0 ﹢50 25. #4、5、6低加水位 mm -150 0 ﹢115 26. #7低加水位 mm -50 0 ﹢50 27. 轴向位移 mm -1.0 ﹢0.8 -1.2,﹢1.0停机 28. 高压缸胀差 mm -3.0 +5.5 停机-3.3,+6 29. 低压缸胀差 -3.5 +6.5 停机-4,+7 30. 轴颈振动 mm ﹤0.08 0.125报警 0.254遮断 31. 轴承振动 mm 0.03 0.05 0. 08 32. 汽缸上下温差 ℃ ﹤35 33. 轴封蒸汽压力 ℃ 0.0177 0.0207 34. 低压轴封供汽温度 ℃ 121 155 35. 主油箱油位 mm 1746 1946 2206 36. 电泵油箱油位 mm 37. 主油泵入口油压 MPa 0.098 38. 主油泵出口油压 MPa 1.96 39. 主机润滑油压 MPa 0.0784 0.098 0.1176 40. 主机润滑油温 ℃ 38 40 45 41. EH 油 压 MPa 13.5 14 14.5 9.8±0.5停机 42. EH 油 温 ℃ 43 54 43. EH油箱油位 mm 510 270停机 44. 轴承回油温度 ℃ 65 75停机 45. 汽机支持轴承金属温度 ℃ <75 95 46. 汽机推力轴承金属温度 ℃ <75 90 47. 发电机支持轴承金属温度 ℃ <75 75 90 停机 48. 发电机入口风温 ℃ 20 40 49. 发电机出口风温 ℃ 90 50. 隔膜阀上部油压 MPa ﹥0.45 51. 除氧器水位 mm 900 2500 2700 52. 除氧器压力 MPa 0.18 1.175 53. 循环水进水温度 ℃ 20 33 54. 凝泵出口压力 MPa 2.72 55. 开冷却水泵出口压力 MPa 0.2 56. 润滑油滤网差压 MPa 0.06 57. 辅汽联箱压力 MPa 0.98 3.3 汽轮机汽水品质标准 3.3.1 主蒸汽: 控制项目 单位 正常值 参 数 控 制 电导率 us/cm  ≤0.3 钠 ug/kg ≤10 二氧化硅 ug/kg ≤20 铜 ug/kg ≤5 铁 ug/kg ≤20 3.3.2 给水: 介质名称:锅炉给水。 PH值:   9.0~9.5; 硬度: ~0μmol/l; 电导率: ≤0.30μs/cm; 含氧量: ≤0.007mg/l; 含铁离子: ≤0.02mg/l; 含铜离子: ≤0.005mg/l; 联胺: 0.01~0.05mg/l; 含二氧化硅:       保证蒸汽二氧化硅符合标准 3.3.3 凝结水: 输送介质名称: 凝结水 水中含氧量: ≤40 微克/升 pH值: 8.8—9.3 硬度:  ≈0毫克当量/升 电导率: ≤0.30μs/cm; 钠 ≤10 ug/kg 3.4 机组正常运行中的定期试验 日 期 班 次 试验内容 试验人 每 日 每 班 热工信号及事故音响 每 日 每 班 主机、ETS灯光试验 每 日 每 班 主机、油箱油位计活动 每周四日 中 班 主机高中压主汽门、调门活动试验 每月四、十一、十八、二十五日 晚 班 主机油箱放水检查 每月四日 中 班 大机ETS通道试验 中 班 主机排烟风机轮换 中 班 EH油泵轮换 每月五日 中 班 顶轴油泵试转 中 班 盘车电机空转试验 中 班 电泵试转 每月五日 早 班 真空泵、凝泵、低加疏水泵、轴加风机轮换 每月五日 早 班 冷却水升压泵轮换 中 班 主机交直流油泵试转 每周三 中 班 凝汽器胶球清洗 3.4.1 定期试验注意事项   1) 设备规定每月轮换或试转一次的设备,运行或试转后备用未满8天的,可不轮换或试转;规定每月轮换或试转两次的设备,运行或试转后备用时间未满6天,可不轮换或试转;规定每月轮换四次的设备,运行或试转后备用时间未满4天的,可不轮换或试转。 2) 需要白班配合的工作,遇到节假日向后顺延一天。 3) 定期工作如未在规定时间内完成应写明原因,试验过程中,遇到问题及时联系处理,且做好记录,必要时可交下一班继续进行。 4) 所进行的定期工作由主操或付操填写到定期工作和运行日志上。 第四章 汽轮机组的保护和试验 4.1 汽轮机组的保护 4.1.1汽轮机的超速保护 (1) AST超速保护(109%)(DEH):机组转速到109%额定转速,20-1/AST~20-4/AST自动停机遮断电磁阀失电开启,使危急遮断油总管油压消失,高、中压自动主汽门、调门关闭停机。(来自DEH的三取二超速保护信号) (2) 机械超速保护:汽轮机前轴承箱内的机头部位装有一套机械式危急遮断保安系统,包括危急遮断器、危急遮断油门、常闭及常开式电磁阀、节流孔板及隔膜阀等;危急遮断器与主轴同速旋转,当汽轮机转速达到109-111%额定转速时,飞锤在离心力的作用下飞出,打击在危急遮断油门挡板上使危急遮断油门安全油压快速泄掉,安全油压快速下降使隔膜阀动作开启,进而泄去危急遮断油总管油压,使高、中压自动主汽门、调节汽门关闭停机。 (3) TSI超速保护:机组转速到109%额定转速,来自TSI的超速保护信号使20-1/AST ~20-4/AST自动停机遮断电磁阀失电开启,使危急遮断油总管油压消失,高、中压自动主汽门、调门关闭停机。 (4) OPC超速保护:机组转速达103%额定转速时,OPC电磁阀动作,泄去OPC母管安全油压,紧急关闭高中压调门。 4.1.2排汽缸金属温度高保护:排汽缸温度≥120℃跳机。 4.1.3凝汽器低真空保护(三取二逻辑):凝汽器真空低于-62.3Kpa保护动作停机。 4.1.4润滑油压低保护(三取二逻辑):润滑油压≤0.05MPa 保护动作停机。 4.1.5 EH油压低保护(三取二逻辑) (1) EH油母管压力低至11.2±0.05MPa发EH油压低报警信号,联动备用EH油泵. (2) EH油母管压力高至16.2±0.05MPa发EH油压高报警信号。 (3) EH油母管压力降至9.8±0.05MPa 保护动作停机。 4.1.6轴径振动保护 (1) 任一轴径振动≥125um发“轴振动大”报警信号。 (2) 任一轴径振动≥254um保护动作停机。 4.1.7轴承振动保护 (1)任一轴承振动≥50um发“轴承振动大”报警信号。 (2)任一轴承振动≥80um发“轴承振动大”报警信号。 4.1.8轴向位移保护 (1) 汽机轴向位移小于-1.0mm或大于+0.8mm发“轴向位移大”报警信号。 (2) 汽机轴向位移小于-1.2mm或大于+1.0mm保护动作停机。 4.1.9  DEH故障保护(失电) 4.1.10 ETS故障保护(失电) 4.1.11发电机故障联跳汽轮机保护 4.1.12锅炉MFT保护 4.1.13汽轮机手动打闸保护 4.1.14轴承金属温度高保护 (1) 汽轮机径向轴承金属温度90℃以下正常,95℃报警; (2) 轴承回油温度65℃以下正常,65℃报警,75℃停机。 (3) 推力轴承金属温度90℃以下正常,90℃报警。 4.1.15汽轮机差胀 报警 高压:  +5.5mm 、 -3.0 mm  低压:  +6.5mM、  -3.5mm 停机 高压:  +6mm 、 -3.3 mm 低压:  +7mm、   -4mm 4.1.16汽机跳闸保护按钮 (1) 控制台上汽机停机按钮; (2) 机房内就地停机按钮; 4.1.17抽汽逆止门保护 在各段抽汽逆止门上装有两位三通电磁阀,在下列情况下,电磁阀动作。其结果是:一是接通各抽汽逆止门和高排逆止门供气;二是使各抽汽逆止门和高排逆止门强制关闭。 1. 机械超速保护动作 2. 就地手动停机 3. 20/AST自动停机电磁阀动作 4.2 汽轮机组的试验 4.2.1 试验注意事项 (1) 汽轮机大、小修后各项保护试验均应进行,某一台设备或保护回路检修后应进行该项保护试验。 (2) 汽轮机大、小修后所有检修和异动情况应书面交待于运行人员,以便了解设备的检修及异动情况,有关设备保护解除或复役应有相关通知单。 (3) 开足仪表一次门,检查各仪表完整,联系热工送上仪表及信号电源,检查所有仪表指示正确。 (4) 检修后的设备试转应有试转联系单,相关单位签字,试转工作应在检修负责人在场并确认后进行。 (5) 检修或异动后的设备试转、试验的具体情况要详细记录在运行日志上。 (6) 所有电动门试验应确认检修行程调好后方可试验, 气动门的试验应同检修配合进行。 4.3 EH油泵联锁试验 (1) 检查两台EH油泵送电,系统正确。 (2) 在DEH上启动A EH油泵,检查EH油压正常,按下“联锁”按钮。 (3) 按下“油泵联锁试验”按钮,检查试验电磁阀动作,DEH接收到EH母管压力低信号,B EH油泵会自动联锁启动。 (4) 用同样的方法做B EH油泵联A EH油泵试验。 (5) 试验完毕恢复原状态。 (6) EH油加热器试验 (7) EH油加热器联锁未投入时按下“投加热器”按钮,检查加热器运行;按下“停加热器”按钮检查加热器退出运行。 (8) 按下EH油加热器“联锁” 按钮,当EH油箱温度小于20℃时加热器自动启动,当EH油箱温度大于50℃时加热器自动停止。 4.4“103%”超速保护试验 4.4.1试验条件: (1) 机组带40MW负荷运行3~4小时,发电机解列后进行。 (2) DEH控制方式在“自动”方式下。 (3) 控制盘及就地停机按钮动作正常。 (4) 试验时无其它试验。 (5) 有关热控及检修人员在场。 4.4.2试验步骤: (1) 联系热控人员准备做试验,开始减负荷,退电跳机保护。 (2) 负荷5MW时解列发电机。 (3) 在DEH上点击“超速试验”按钮。 (4) 点击“OPC超速试验”按钮,按钮的字变色;DEH自动将目标转速设定为3095rpm,并以100rpm/min的速率提升转速; (5) 当转速升至3090rpm时0PC电磁阀动作,联关高、中压调门及各抽汽逆止门,汽机转速低于3090rpm中压调门首先开启,高调门则在转速低于3000rpm后开启,维持3000rpm运行,目标转速自动置3000rpm。 (6) 试验结束后,转速恢复3000rpm。 4.4.3注意事项: (1) 后备手操盘上的OPC钥匙开关必须打在“试验”位,否则超速试验功能将被闭锁。 (2) OPC超速试验过程中,当OPC电磁阀动作后不要立即将钥匙开关复位,必须等转速恢复3000转方可离开“试验”位。 (3) 所有三项超速试验结束后,OPC钥匙开关应恢复到“投入”位。 4.5 “109%”超速保护试验 (TSI超速和DEH超速) 4.5.1在下列情况下做“109%”超速保护试验: (1) 机组大修后; (2) 该联锁回路或机械装置检修后; (3) 机组运行2000小时后; (4) 停机一个月后机组再启动时。 (5) 机组甩负荷试验前。 4.5.2试验条件及要求 (1) 超速试验应有总工程师和有关领导及检修维护人员参加,在运行部主任或专责的主持下进行。 (2) 试验应在并网带负荷40MW暖机4小时后发电机解列进行。 (3) 就地转速表、DEH、TSI转速表及有关信号指示正常,远方、就地脱扣试验合格,调速系统动作正常,高、中压主汽门、调速汽门无卡涩现象,且阀门严密性试验合格。 (4) 做机械超速试验前禁止做“喷油试验”,以免影响保安器动作的准确性。 (5) 试验中应注意机组振动、差胀、轴向位移、各轴承金属温度的变化,轴封压力、温度正常。 (6) 电超速保护试验和机械保护试验应分别做两次,两次动作转速差应小于18rpm。 (7) 升速率应控制在100rpm/min左右,最大不超过150rpm/min。 (8) 超速试验时高低压旁路严禁开启。 (9) DEH控制系统在“自动”方式。 (10) 试验时应派专人到机头监视转速,必要时,立即手动脱扣停机。 4.5.3试验步骤 (1) 试验前的人员分工准备工作已做好,机组开始减负荷。 (2) 负荷减至5MW时退发电机主保护,发电机解列。 (3) 启动交流润滑油泵和高压调速油泵运行。 (4) 在DEH上点击“超速试验”按钮。 (5) 点击“AST超速试验”按钮,按钮的字变色,DEH自动将目标转速设定为3270 rpm,并以100 rpm /min的速率提升转速;检查振动、差胀、轴向位移、各轴承金属温度的变化正常。 (6) 当转速达到3270 rpm时,AST电磁阀动作,AST母管油压消失,检查高、中压主汽门、调速汽门、各抽汽逆止门、高排逆止门迅速关闭,机组转速明显下降,“主汽门关闭”信号发,记录动作转速并检查ETS首出正常。 (7) 试验结束后,按“复位”按钮。 (8) 若先做DEH 109%超速则应先解除TSI 109%超速保护,若先做TSI 109%超速则应先解除DEH 109%超速保护,以试验该超速保护通道动作的正确性。 (9) 试验中若机组转速超过3270rpm,109%超速保护未动,应立即就地或远方手动脱扣停机,原因未查清严禁启动机组。 4.6“机械超速”保护试验 4.6.1试验周期、条件及要求同上。 4.6.2试验步骤 (1) 试验前的人员分工准备工作已做好,机组开始减负荷, (2) 值长负责联系和协调全面的试验工作。 (3) 负荷减至5MW时退电跳机保护,发电机解列。 (4) 启动交流润滑油泵运行。 (5) 在DEH上点击“超速试验”按钮。 (6) 点击“机械超速试验”按钮,按钮的字变色,DEH自动将目标转速设定在3365rpm,并以100rpm/min的速率提升转速;检查振动、差胀、轴向位移、各轴承金属温度的变化正常。 (7) 当转速至3330~ 3360rpm时,机械飞锤动作,隔膜阀上腔的附加保安油压消失,检查高、中压主汽门、调速汽门,各抽汽逆止门、高排逆止门迅速关闭,机组转速明显下降,“主汽门关闭”信号发,记录动作转速。 (8) 试验中若机组转速超过3360rpm飞锤不动作,应就地或远方手动紧急停机,原因未查清严禁启动机组。 (9) 试验应进行两次,转速差不应超过18rpm,动作转速在3330-3360rpm范围内为合格。 (10) 试验结束后挂闸恢复。 4.7喷油试验 1) 汽轮机正常运行2000小时或启动或停机过程中全速阶段进行此试验。 2) 启动交流润滑油泵和顶轴油泵运行。 3) 试验时,分别做“NO1”、 “NO2”动作试验。 4) 在保安操纵箱上取下试验手柄锁紧销,做“NO1”试验时,将试验手柄旋转置“NO1”位置。将“NO1”试验滑阀按下,当“NO1”顶出指示灯亮时记录试验油压,松开“NO1” 试验滑阀,待指示灯熄灭后将试验手柄扳置原位。 5) “NO2”的做法与“NO1”相同。 6) 试验完毕,将试验手柄置原位锁紧。 7) 将飞锤动作油压与上次试验油压比较,若相差较大时应查明原因。 4.8阀门活动试验 4.8.1试验条件: (1) DEH控制必须在“操作员自动”方式。 (2) 机组并网后,带低负荷时,可进行阀门活动试验。 (3) DEH画面选择在阀门试验画面。 (4) 做该试验时无其它试验进行,且应有热控人员在场。 (5) 试验时应有专人就地观察阀门实际动作情况。 4.8.2 高压主汽门活动试验步骤 (1) 4个主汽门可逐个进行活动试验。 (2) 以左高主汽门活动试验为例:在DEH画面点击阀门试验画面,“主门活动试验允许”黄色指示灯亮时,点击 “左高主活动试验”按钮。 (3) 检查左高主汽门回关到一个中间位置(非全关),此时“左高主开”黄色指示灯灭。 (4) 试验过程中各个主汽门的阀位变化可以从阀位棒图反应出来。 (5) 试验结束时,点击 “阀门试验取消”按钮,左高主汽门重新全开。 (6) 主汽门活动试验也可在就地通过手动旋转活动试验针阀进行。 4.8.3 调门活动试验条件: (1) 调速汽门在线活动试验必须满足下列条件: (2) 油开关闭合 (3) 负荷小于100MW (4) 阀门切换已经完成,并且汽机处于单阀方式运行 (5) 汽机处于自动控制方式 (6) 协调控制切除 (7) 伺服卡工作状态正常 4.8.4 调门活动试验步骤: (1) 以1#高调门试验为例: (2) 在DEH画面点击阀门试验画面,“调门活动试验允许”指示灯亮。点击“GV#1活动试验”按钮,按钮上的字变色,“调门活动试验允许”指示灯灭,1#高调门从当前位置开始缓缓关闭; (3) 当阀门开度小于20%时,停止关闭,进入阀位恢复阶段,即1#高调门再重新缓缓开启; (4) 当恢复到试验前的阀位时,停止开启,“GV#1活动试验”按钮上的字恢复原来颜色,同时“调门活动试验允许”指示灯重新点亮,1#高调门试验结束。 (5) 试验过程中各个调门的阀位变化可以从阀位棒图反应出来。阀门试验的关闭和开启速度为10%/min,即10分钟走完全行程。 (6) 高调门可逐个进行试验,阀门开度小于20%时进入恢复阶段;中调门不能逐个试验,只能同时活动,阀门开度小于85%时进入恢复阶段;低调门阀门开度小于85%时进入恢复阶段。 (7) 调门在线活动试验时应投入功率闭环,否则汽机负荷波动较大。 (8) 调门活动试验开始后禁止立即取消试验,至少应等待30秒,否则可能导致阀位震荡。 (9) 调门在线活动试验过程中,如果在阀门试验关闭阶段点击“阀门试验取消”按钮,则该阀门停止继续关闭,立即转入阀门试验恢复阶段。阀门试验恢复阶段“阀门试验取消”按钮无效。 4.9 高、低压加热器水位保护试验 4.9.1试验规定及条件: (1) 机组大、小修后启动前必须进行高、低加水位保护试验。 (2) 高、低加系统中热控回路或保护有关的阀门检修后应进行该项试验。 (3) 联系热工短接“汽机跳闸”信号。 (4) 按下“挂闸”按钮,灯亮。 (5) 正常投入高、低加,确认各阀门开关位置正常。 (6) 试验在机组启动前停机状态进行。 4.9.2高加水位保护试验 (1) 联系热工短接#1高加水位低(L)值接点,#1高加发低(L)值报警信号,恢复#1高加水位低(L)值接点,水位低(L)值报警信号消失。 (2) 联系热工短接#1高加水位高(H)值接点,#1高加发高(H)值报警信号,恢复#1高加水位高(H)值接点,水位高(H)值报警信号消失。 (3) 短接#1高加水位高高(HH)接点,#1高加高(HH)值报警信号发, #1高加自动打开危急疏水阀;恢复#1高加水位高高(HH)值接点, 水位高(HH)值报警信号消失,#1高加危急疏水阀联关,恢复原运行状态。 (4) 短接#1高加水位高高高(HHH)接点,#1高加水位(HHH)报警信号发,自动打开危急疏水阀、抽汽管道疏水阀,联关高加抽汽电动门、抽汽逆止门,联关高加进、出水门,高加解列。 (5) #2高加水位保护试验与#1高加保护试验相同。 4.9.3低加水位保护试验 (1) 联系热工分别短接#4、#5、#6、#7低加水位低(L)值接点, #4、#5、#6、#7低加发低(L)值报警信号,恢复各低加水位低(L)值接点,水位低(L)值报警信号消失。 (2) 联系热工分别短接#4、#5、#6、#7低加水位高(H)值接点, #4、#5、#6、#7低加发高(H)值报警信号,恢复各低加水位高(H)值接点,水位高(H)值报警信号消失。 (3) 短接#4、#5、#6、#7低加水位高高(HH)接点, #4、#5、#6、#7低加高(HH)值报警信号发,自动打开各危急疏水阀;恢复#4、#5、#6、#7低加水位高高(HH)值接点, 水位高(HH)值报警信号消失,各低加危急疏水阀联关,恢复原运行状态。 (4) 短接#4低加水位高高高(HHH)值接点, #4低加水位发(HHH)报警信号,自动关闭相应抽汽逆止门、电动门,自动打开相应抽汽管道疏水阀, 联关低加进、出水门,#4低加解列; (5) 短接#6、#5低加水位高高高(HHH)值接点, #6、 #5低加水位发(HHH)报警信号,自动关闭上一级来疏水阀、相应抽汽逆止门、电动门,相应抽汽管道疏水阀自动打开, #6、5低加水侧走旁路,联关#6低加进水门、#5低加出水门、#6、#5低加解列; (6) 短接7低加水高高高(HHH)接点, 7低加水位(HHH)报警信号发,联开相应低加危急疏水阀, #7低加水侧走旁路,联关#7低加进水门和出水门,#7低加解列。 (7) 试验完毕,恢复原状态。 4.10 除氧器的水位保护 4.10.1除氧器高水位保护试验 (1) 联系热工短接除氧器水位至2700mm接点,发水位高“H”报警信号,水位正常后“H”报警信号消失. (2) 联系热工短接除氧器水位至2750mm接点,发水位高高“HH”报警信号,联开除氧器至凝汽器溢流阀,水位低于2700mm (HH)信号消失。 (3) 联系热工短接除氧器水位2800mm接点,发水位高高高(HHH)报警信号, 联开除氧器至凝汽器溢流阀,联关三段抽汽至除氧器电动门、逆止门。 (4) 试验结束恢复正常。 4.10.2除氧器低水位保护试验 (1) 热控模拟给水泵启动,条件满足,电泵送试验电源,合上电泵开关。 (2) 联系热工短接除氧器水位2300mm接点,发水位低“L”报警信号,水位正常后“L”报警信号消失。 (3) 联系热工短接除氧器水位900mm接点,发水位低低“LL”报警信号。 (4) 试验结束恢复正常。 4.10.3除氧器压力保护试验 (1) 此试验联系热控短接接点(在开机前做)。 (2) 除氧器压力大于0.98MPa压力高报警。 (3) 三段抽汽压力大于0.2 MPa时联开三段至除氧器供汽门。 4.11自动主汽门、调速汽门严密性试验 4.11.1试验规定 (1) 每年一次; (2) 机组大修后或自动主汽门、调门检修过应进行此项试验,检查自动主汽门、调速汽门的严密性; (3) 试验在并网前进行,机组转速稳定在3000rpm。 (4) 做本试验时无其它试验进行; (5) 试验时保持汽压、汽温、真空稳定,汽压一般为额定压力的75%左右; (6) 交流润滑油泵、顶轴油泵及盘车马达运行。 4.11.2自动主汽门严密性试验 (1) 在DEH 盘上点击“阀门试验”按钮,然后点击“主汽门严密性试验”,该灯亮进入严密性试验状态。 (2) 检查“左高主关”、“右高主关”、“左中主关”和“右中主关”黄色指示灯亮,高/中/低压调门保持开启状态,转速惰走。 (3) 试验结束后,点击“取消阀门试验”按钮,主汽门重新打开,汽机超速,OPC电磁阀动作,转速恢复3000rpm。(为防止汽机超速,可在结束试验时打闸停机,然后进行升速控制,转速恢复3000rpm)。 (4) 转速降至(1000×试验时压力/额定汽压)以下的转速为试验合格,否则应停机消除缺陷后再进行严密性试验。 (5) 在试验过程中汽机本体疏水阀应关闭。 (6) 在试验过程中若转速降至临界转速且下降速度较慢,机组振动大超限时应打闸停机, 停止试验。 4.11.3调门严密性试验 (1) 在DEH 盘上点击“汽机启/停”按钮,然后点击“停机”按钮。 (2) 检查高/中/低压调门缓慢关闭,转速惰走。 (3) 试验结束后,点击“启机”按钮,通过升速控制来使汽机转速恢复3000rpm。 4.12 真空严密性试验 4.12.1试验规定 (1) 机组大、小修后应进行此项试验; (2) 真空系统检修后的启动做此项试验; (3) 运行中每月做一次真空严密性试验或必要时做此项试验; (4) 试验时机组负荷保持在80-100%额定负荷以上稳定运行; (5) 试验前试转备用真空泵运行正常,处于良好备用状态; (6) 无其它试验进行。 4.12.2试验步骤 (1) 抄录有关数据,如真空及排汽温度等。 (2) 关闭真空泵入口空气门。 (3) 关完后开始记时,每分钟记录一次真空值。 (4) 第五分钟后开启真空泵入口空气门。 (5) 取第三分钟至第五分钟真空下降的平均值, 其评价标准为: 0.133Kpa/min以下为优;0.27KPa/min以下为良;0.4KPa/min以下为合格。 (6) 试验时若真空下降5Kpa以下时应立即停止试验,开启真空泵入口空气门,必要时启动备用真空泵。 (7) 若严密性试验不合格应分析查找其原因。 4.13电动给水泵保护试验 4.13.1试验前的准备工作 (1) 将电动给水泵电源开关送至“试验”位置。 (2) 启动辅助润滑油泵运行,检查油压大于0.15MPa。 (3) 满足电泵其它启动条件。 (4) 试验在锅炉点火前进行。 4.13.2电动给水泵事故按钮试验 (1) 启动电动给水泵。 (2) 就地打电泵事故按钮,电泵跳闸并报警。 4.13.3电泵7阀联动试验 (1) 启动电泵将最小流量阀投“自动”。 (2) 联系热工短接给水流量大于170T/H接点,检查最小流量阀应自动关闭。 (3) 热工断开给水泵流量小于160T/H接点,最小流量阀应自动开启。 4.13.4给水泵倒转保护 (1) 开启电泵出口门。 (2) 热工短接转速倒转接点,电泵出口门应自动关闭。 (3) 试验完毕恢复接点。 4.13.5电泵辅助油泵联动试验 (1) 启动电泵后短接润滑油压大于0.3MPa接点,辅助油泵应自动停止。 (2) 短接润滑油压小于0.1 MPa接点辅助油泵应联动。 (3) 短接润滑油压小于0.08MPa接点电泵跳闸。 4.13.6电泵其它保护试验: 启动电动给水泵开启出口门,联系热控分别短接下列报警、跳闸保护接点,电泵给水泵跳闸,电泵出口门联关,每项试验做完后恢复短接点。 (1) 前置泵轴承温度75℃报警,90℃报警; (2) 润滑油压0.1MPa报警,0.08MPa停机; (3) 给水泵径向轴承温度75℃报警,90℃报警; (4) 给水泵推力轴承瓦温80℃报警,95℃报警。 (5) 液力偶合器径向轴承温度85℃报警,95℃报警; (6) 液力偶合器推力轴承温度85℃报警,95℃报警; (7) 工作冷油器入口油温110℃报警,130℃跳闸; (8) 工作冷油器出口油温75℃报警; (9) 润滑冷油器出口油温55℃报警; (10) 润滑冷油器入口油温65℃报警; (11) 给水泵电机线圈温度120℃报警,130报警; (12) 给水泵运行时给水流量小于160t/h且最小流量阀关闭延时30秒; 4.14 凝结水泵保护试验 4.14.1凝泵事故跳闸联锁试验 (1) 将A、B凝泵电源开关送至试验位置,将两台凝泵放至“联锁” 位。 (2) 启动A凝泵。 (3) 就地打A凝泵事故按钮,B凝泵应联动。 (4) 用同样方法做B凝泵联A凝泵试验。 4.14.2凝结水母管压力低联动试验 (1) 联系热工断开凝结水母管压力低接点。 (2) 启动A凝泵运行,确认B凝泵在“联锁”位。 (3) 热工恢复凝结水母管压力小于1.5MPa接点,B凝泵联动。 (4) 用同样方法做凝结水母管压力低联A凝泵试验。 4.14.3凝结水泵联锁试验 (1) 短接凝泵出口流量小于100T/H接点凝泵再循环开,短接凝泵出口流量大于110T/H接点凝泵再循环关. (2) 联系热工短接除氧器水位高Ⅲ值信号凝泵再循环开,试验完毕恢复设定值。 4.14.4凝泵跳闸保护试验 (1) 凝泵电源送试验位置,启动凝泵运行。 (2) 联系热工分别短接凝汽器水位低至150mm接点,发低L报警并开补水阀; 凝汽器水位低至0mm接点,发低LL报警,跳凝结水泵。 (3) 试验完毕恢复短接点。 4.15真空泵试验 4.15.1试验条件 (1) 真空泵检修工作结束,真空泵汽水分离器水位正常。 (2) 检查各系统正确,将真空泵送电。 (3) 关闭真空泵入口手动门。 (4) 压缩空气气源正常。 4.15.2真空泵气动阀试验 (1) 启动真空泵运行, 入口气动阀前后压差大于3KPa检查入口气动阀开启。 (2) 停真空泵,检查入口气动阀关闭。 4.15.3真空泵的事故互联试验 (1) 将真空泵电源开关送试验位置。 (2) 启A真空泵运行,将B真空泵联锁开关置“联锁”位。 (3) 就地打A真空泵事故按钮。 (4) A真空泵跳闸B真空泵联动。 (5) 用同样方法做B联A试验。 4.15.4凝汽器真空低联泵试验 (1) 确认两台真空泵电源开关在试验位置,真空泵联锁开关置“联锁”位。 (2) 启动A真空泵。 (3) 联系热工短接真空低-74.8KPa接点,检查B真空泵应联动。 (4) 用同样方法做真空低联A泵试验。 4.16 循环水泵试验 4.16.1试验条件 (1) 将循环泵电源开关送试验位置,联锁开关置“联锁”位。 (2) 检查循环水泵出口蝶阀油站及电动门送电,系统正常,出口蝶阀置“远控”位。 4.16.2循环水泵出口碟阀联动试验 (1) 启动A循环水泵运行, 检查蝶阀自动开启。 (2) 检查一切正常后就地打A循环水泵事故按钮,A循环水泵跳闸,联关A循环水泵出口蝶阀. (3) 用同样的方法做B循环水泵出口蝶阀联关试验。 4.16.3循环水泵出口蝶阀油站联动试验 (1) 在循泵就地油站上缓慢开启油站泄压手动门,注意油站压力的变化,当油压降至14.5MPa时油站油泵联动。 (2) 缓慢关闭油站泄压手动门,当油压升至17MPa时油站油泵自停。 4.17 开式循环冷却水泵联锁试验 4.17.1开冷泵事故联锁试验 (1) 检查开式循环冷却水系统正常,启动甲冷却水泵,联锁开关置“联锁”位。 (2) 就地打甲冷却水泵事故按钮, 乙冷却水泵联动, 甲冷却水泵跳闸,复置冷却水泵按钮。 (3) 用同样方法做乙冷却水泵联甲冷却水泵试验及事故跳闸联锁试验。 4.17.2 冷却水泵出口压力低联泵实验 (1) 启动甲冷却水泵,检查出口压力正常,泵运行正常。 (2) 检查冷却水泵 “联锁”投入,关闭甲冷却水泵出口压力开关一次门。 (3) 缓慢开启甲冷却水泵出口压力开关排污门,当甲冷却水泵出口压力降至0.1MPa时乙开冷却水泵联动,复置甲冷却水泵开关按钮,恢复原状态。 (4) 停甲冷却水泵,用同样的方法做乙冷却水泵出口压力低联甲冷却水泵试验。 第五章  汽轮机的停机 5.1 停机前的准备工作: 5.1.1 接到停机命令后,联系各岗位值班员做好停机前的准备工作(必要的工器具、报表及停机操作票)。 5.1.2 停机前将辅汽联箱切为邻机来汽供给,检查联箱压力正常。 5.1.3 联系电气、热工,分别试转交、直流润滑油泵、顶轴油泵、空试盘车电机正常。盘车马达的联锁开关放在“自动”、“连续”位置。 5.1.5 停机前,按启停记录表记录各金属温度、胀差、总胀一次,停机时每30分钟记录一次,盘车装置投运以后,每小时记录一次,直到盘车装置停止为止。 5.2 正常停机 5.2.1 停机前的各项准备工作都已做好,通知锅炉、电气,机组准备减负荷。 5.2.2 设定设定负荷变化率1MW/min,目标值负荷60MW,机组开始减负荷。 5.2.3 负荷减至45MW,三抽压力降低后可将除氧器汽源切换为辅汽联箱供汽。 5.2.4 当除氧器压力滑降后,汽封供汽压力不能维持时,切换汽封汽源为辅汽供汽。 5.2.5 负荷减至40MW,以1.7℃/min的降温速度停用高加汽测。 5.2.6 负荷减至40MW,根据加热器水位停用疏水泵; #6低加疏水倒凝汽器。 5.2.7 排汽缸温度高于80℃,检查低负荷喷水投入。 5.2.8 根据锅炉需要,投入旁路系统。 5.2.9 当机组负荷小于40MW时, 检查以下低压门组各疏水门应自动开启: (1) 再热热段总管疏水阀 (2) 甲侧再热蒸汽管道疏水阀 (3) 乙侧再热蒸汽管道疏水阀 (4) 中压主汽门疏水阀 (5) 中压导汽管疏水阀 (6) 中压缸疏水阀 (7) 三段抽汽管道疏水阀 (8) 三段抽汽逆止门前疏水阀 (9) 三段抽汽逆止门后疏水阀 (10) 三段抽汽至除氧器管道疏水阀 (11) 四段抽汽逆止门前疏水阀 (12) 四段抽汽逆止门后疏水阀 (13) 五段抽汽逆止门前疏水阀 (14) 五段抽汽逆止门后疏水阀 (15) 六段抽汽电动门前疏水阀 (16) 低旁前启动疏水阀 (17) 低旁前经常疏水阀 (18) 低旁后疏水阀 5.2.10当机组负荷小于15MW时, 确认以下高压门组各疏水阀自动开启: (1) 主蒸汽总管疏水阀 (2) 左侧主蒸汽管道疏水阀 (3) 右侧主蒸汽管道疏水阀 (4) 高压导汽管疏水阀 (5) 高压主汽门疏水阀 (6) 内缸疏水阀 (7) 高压缸排汽端疏水阀 (8) 高排逆止门前后疏水阀 (9) 冷段再热蒸汽管道左侧疏水阀 (10) 冷段再热蒸汽管道右侧疏水阀 (11) 高旁疏水阀 (12) 一段抽汽逆止门前疏水阀 (13) 一段抽汽逆止门后疏水阀 (14) 二段抽汽逆止门前疏水阀 (15) 二段抽汽逆止门后疏水阀 5.2.11解列停机 (1) 负荷减至5MW,启动交流润滑油泵,检查各油压正常。启动一台顶轴油泵运行,检查顶轴油压正常。联系电气、锅炉、关小调门减负荷到零,打闸停机,打闸后检查高、中压调门、自动主汽门、抽汽逆止门及高排逆止门关闭、有功功率到零。再联系电气将发电机与系统解列,严禁带负荷解列发电机。 (2) 发电机解列后,密切注意汽机转速应无上升,显示盘及CRT上显示转速下降,主汽门关闭光字亮,确认各阀门开度指示到零,抽汽逆止门、抽汽电动门及高排逆止门关闭,就地确认各阀门已关到位。 5.2.12转子惰走,注意记录惰走时间和机组的最大振动值。 5.2.13排汽缸温度<80℃,检查后缸喷水自动退出。 5.2.14停用发电机空冷器,关闭空冷器回水总门。 5.2.15转速到零,检查盘车投入运行,注意检查转子转动方向正确,电流正常,倾听机组内部应无金属摩擦声。 5.2.16注意监视转子偏心率的变化。 5.2.17保持润滑油温度在30±2℃。 5.3 停机后的操作 5.3.1 全面检查所有可能使汽缸进汽、进水的阀门全部关闭严密,严防汽轮机进入冷气、冷水。 5.3.2 注意监视上、下缸温差,低压缸排汽温度及凝汽器水位的变化,发现问题及时汇报,并查找原因积极采取措施,每30分钟记录一次缸温表。 5.3.3 确认高 、低压旁路均已停用,汽包压力已到零,方可开启凝汽器真空破坏门,停止真空泵运行,关闭真空泵分离器水箱补水门,关闭真空破坏门密封水供水门,关闭真空泵冷却水门。 5.3.4 真空到零停轴封,关闭辅汽至轴封供汽总门,开启轴封系统各疏水门。 5.3.5 停止轴加风机运行。 5.3.6 停止一台循环水泵运行。 5.3.7 锅炉停止上水后,经值长同意后,停止电动给水泵的运行。 5.3.8 锅炉停止上水后,除氧器停止加热,压力调整切“手动”,关闭辅汽至除氧器电动门、调节门、注意辅汽联箱压力的变化。 5.3.9 除氧器停止上水,水位调节切“手动”,关闭除氧器水位调节阀及旁路门,注意监视凝汽器水位及凝结水母管压力的变化,凝结水再循环阀应联锁开启。 5.3.10 停止凝结水泵运行。 5.3.11 凝汽器停止补水,热井水位调节切“手动”,关闭凝汽器水位调节阀及旁路门,关闭补水总门。 5.3.12 停止EH油泵运行。 5.3.13 汽机润滑油温度<32℃, 停开式循环冷却水升压泵运行。 5.3.14 高压内缸下半内壁金属温度小于150℃,停止盘车运行。 5.3.15 解除顶轴油泵联锁,停止顶轴油泵运行。 5.3.16 解除交、直流油泵联锁,停止交流油泵运行。 5.3.17 解除主油箱排烟风机联锁,停止排烟风机运行。 5.3.18 停止另一台循环水泵运行,冷却塔停止补水。 5.4.停机过程中注意事项: (1) 在负荷降低过程中,应经常注意检查调速汽门是否卡涩,胀差变化情况; (2) 减负荷过程中,要及时调整轴封供汽压力,凝汽器、除氧器水位; (3) 注意高中、低压缸胀差,如胀差向负值增大,应放慢减负荷速度,必要时投用汽缸夹层加热系统;如负胀差急剧增大时,应停止减负荷或提高轴封供汽温度; (4) 汽轮机降速过程中,凝汽器保持真空供旁路系统的排汽,调节汽封供汽压力、注意倾听汽轮机声音,同时,利用较高真空、充分疏水。 (5) 盘车装置运行及停止规定: a) 高中压内缸内下壁温度在150℃以下,上下缸温差应小于50℃时应停止盘车运行。 b) 在盘车装置连续运行中,因特殊原因需停止盘车时,应经总工同意。并且每30分钟手动盘车180度直至高压内下缸温度在150℃以下;停止前应记录高中压上下缸温度和转子晃动度,再次启动盘车时应先盘车180度再投入连续盘车。 c) 盘车装置停运后,停止顶轴油泵; d) 关闭盘车装置喷油门。 e) 停止润滑油泵运行,停止排烟风机运行。 5.5 滑参数停机 5.5.1 滑参数停机前的准备工作,同正常停机。 5.5.2汇报值长,汽机已做好各项停机前的准备工作,联系锅炉、电气和各岗位值班员。 5.5.3设定设定减负荷率为2MW/min,目标负荷100MW,机组开始减负荷。 5.5.4 随着蒸汽参数的降低,逐渐全开调速汽门,机组负荷降到100MW,主蒸汽温度降到500℃,稳定15min,测量机组振动,待高、中压缸金属温度均下降后,继续按滑参数停机曲线降温、降压、负荷随着下降。 5.5.5设定设定减负荷率为2MW/min,目标负荷40MW,机组开始减负荷。 5.5.6负荷减至40MW时,在该负荷下停留70分钟。 (1) 根据低加水位,停止低加疏水泵,开启低加至凝汽器疏水门。 (2) 当机组负荷小于40MW时, 检查以下低压门组各疏水门应自动开启: a) 再热热段总管疏水阀 b) 左侧再热蒸汽管道疏水阀 c) 右侧再热蒸汽管道疏水阀 d) 中压主汽门疏水阀 e) 中压导汽管疏水阀 f) 中压缸12级后疏水阀 g) 三段抽汽管道疏水阀 h) 三段抽汽逆止门前疏水阀 i) 三段抽汽逆止门后疏水阀 j) 三段抽汽至除氧器管道疏水阀 k) 四段抽汽逆止门前疏水阀 l) 四段抽汽逆止门后疏水阀 m) 五段抽汽逆止门前疏水阀 n) 五段抽汽逆止门后疏水阀 o) 六段抽汽电动门前疏水阀 p) 低旁前启动疏水阀 q) 低旁前经常疏水阀 r) 低旁后疏水阀 (3) 排汽温度高于80℃,检查低负荷喷水自动投入。 5.5.7检查机组各部金属温降正常后,设定设定减负荷率为0.3MW/min,目标负荷25MW,机组开始减负荷。 5.5.8负荷减至25MW时,在该负荷下停留60分钟。 5.5.9负荷减至15MW时,在该负荷下停留30分钟。 (1) 当机组负荷小于15MW时, 确认以下高压门组各疏水阀自动开启: a) 主蒸汽总管疏水阀 b) 左侧主蒸汽管道疏水阀 c) 右侧主蒸汽管道疏水阀 d) 高压导汽管疏水阀 e) 高压主汽门疏水阀 f) 内缸疏水阀 g) 高压缸排汽端疏水阀 h) 高排逆止门前后疏水阀 i) 冷段再热蒸汽管道左侧疏水阀 j) 冷段再热蒸汽管道右侧疏水阀 k) 高旁疏水阀 l) 一段抽汽逆止门前疏水阀 m) 一段抽汽逆止门后疏水阀 n) 二段抽汽逆止门前疏水阀 o) 二段抽汽逆止门后疏水阀 (2) 当主蒸汽压力滑至1.471MPa、温度滑至260℃,联系电气、锅炉、关小调门减负荷到零。启动交流润滑油泵和顶轴油泵,检查各油压正常,打闸停机,打闸后检查高、中压调门、自动主汽门、抽汽逆止门及高排逆止门关闭、有功功率到零。再联系电气将发电机与系统解列,严禁带负荷解列发电机。 5.5.10发电机解列后,密切注意汽机转速应无上升,显示盘及CRT上显示转速下降,主汽门关闭光字亮,确认各阀门开度指示到零,抽汽逆止门、抽汽电动门及高排逆止门关闭,就地确认各阀门已关到位。 5.5.11转子惰走,注意记录惰走时间和机组的最大振动值。 5.5.12转速到零,投入盘车装置运行,注意检查转子转动方向正确,电流正常,倾听机组内部应无金属摩擦声。 5.5.13注意监视转子偏心率的变化。 5.5.14润滑油温度调至30±2℃。 5.5.15其余操作按正常停机规定。 5.6 滑参数停机过程中的注意事项: (1) 主蒸汽降温速度<1.5℃/min; (2) 再热汽降温速度<2.5℃/min; (3) 主蒸汽压力下降速度为0.049~0.098MPa/min;若汽压、汽温下降速度过快,应立即联系锅炉调整。 (4) 高中压外缸及高压内缸温度与法兰温差<40℃;其它金属降温、温差控制指标按冷态滑参数启动规定执行。 (5) 主蒸汽温度低于高压内缸下半内壁温度35℃时;应停止降温降压。 (6) 主、再热蒸汽温差<40℃。 (7) 主、再热蒸汽过热度>50℃。 (8) 高中、低压缸相对膨胀接近允许值时,停止降温、降压和减负荷。 (9) 滑参数停机过程中,由于蒸汽参数较低,不允许进行汽轮机的喷油试验、超速试验及影响高中压自动主汽门、调门开度的阀门活动试验和其它试验。 (10) 注意监视轴向位移、胀差、热膨胀、振动、支持轴承金属温度、推力轴承温度及各轴承回油温度的变化。 第六章 辅 机 运 行 6.1 辅机运行通则 1.1辅机启动前的检查 (1) 检查检修工作确已结束,现场整洁无杂物和垃圾,转动部分的安全罩已装复,有关表计应投运。 (2) 检查道路畅通,楼梯、栏杆完好;常用照明及事故照明完好且光线充足。 (3) 检查管道保温完整,支吊架齐全完好;所有人孔门、检查门等已关闭严密。 (4) 检查各油箱、转机轴承油位正常,油质合格。 (5) 检查转机地角螺栓牢固,电机接线接地良好,有关系统恢复到备用状态,转机具备投运条件,测量电动机绝缘合格后送上电源。 (6) 所有辅机处于良好备用状态,辅机联锁和保护试验正常并投运。 (7) 检查DCS操作系统及CRT画面显示正常,信号报警正常。 1.2辅机启动 (1) 设备的正常启动、停止操作必须得到值长、机长的命令,操作完毕后应及时汇报。 (2) 当辅机在启动或运行中跳闸,在查明原因和故障消除前,不得再次启动。 (3) 对拆掉电源检修后或第一次启动的转机,要试验转机方向正确。 (4) 每次操作结束后,应全面检查,确认一切正常,并将操作内容认真清楚的记录在运行日志上。 (5) 设备系统投运后,其“联锁”开关一般均投入(缺陷情况除外),以保证自动联锁。 (6) 做好定期检查、维护、切换及试验工作,按时记录设备运行工况,认真填写定期试验结果。 1.3辅机运行中的检查维护 (1) 设备运转平稳,无异音、泄漏等现象。 (2) 润滑油位、油质、油压、油温正常,冷却水、密封水压力、流量正常。 (3) 轴承温度、振动正常。 (4) 电机电流正常,电机线圈温度及轴瓦温度正常。 (5) 靠背轮接合处完整,防护罩罩好,地角螺丝牢固。 (6) 监测、保护装置运行正常。 (7) 运行中发现设备异常情况要及时汇报、联系,尽可能消除,并做好记录,影响安全的异常情况应做好事故预想。 1.4管道系统操作注意事项 (1) 较大的系统从检修转为运行前,应先进行充压,排尽系统内的空气;操作时应先开空气门,然后稍开水(或其它介质)门,直至空气管中有水冒出,再关闭空气门,开大水(或其它介质)门;操作中注意控制进水速度,防止进水太快引起管道振动。 (2) 蒸汽管道等通过热介质的系统,投运前应先充分暖管,以排除积水,防止管道水击引起强烈振动。 (3) 热力系统中一、二次串联布置的疏水门、空气门,一次门用于系统隔绝,二次门用于调整或频繁操作,除非特殊情况,不得将一次门做为调整用,防止一次门门芯吹损后,不能起到隔绝系统的作用。 6.2.循环水系统 采用单元制再循环供水系统,两台机共设一座循环水泵房,每台机有两台循环泵供水,中间两台泵的出水管上设联络管。主厂房内设有凝汽器铜管胶球清洗系统。电厂运行期间循环水系统连续运行。循环水补充水水源为黄河水厂除砂降浊后的黄河水和工业废水处理后回用水。该系统配置有自动加氯系统,以抑制系统中微生物的形成。循环水补给水的处理方式为加硫酸和加稳定剂处理,浓缩倍率约为3.5。 循环水系统可以由启动状态开始运行直到系统全负荷运行,亦可在一台循环水泵或半侧凝汽器运行的情况下发电机进行低负荷(70%以下)运行。 循环水系统配置有两套独立的凝汽器铜管胶球清洗装置。每侧对应于半侧凝汽器。清洗装置为自动的,可连续或定期运行。清洗装置可使铜管清洁,从而提高热传导能力。 为维持循环水系统的水质,系统必须按要求排污。排污方式主要为将部分循环水回水送至生水箱作为原水进行处理。 每座冷却塔补充水接自补给水母管。冷却塔设有喷淋防冻装置,冬季运行时起防冻作用。 设备规范: a.循环泵为上海凯泉泵业(集团)有限公司包头分公司生产的卧式单级双吸离心泵, 型号:KQSN1000-M27/792(T) 各参数如下: 项 目 单 位 一机两泵 流 量 m3/H 9072 扬 程 m 21.8 转 速 r/min 585 泵的效率 % 85.5 轴 功 率 kW 630 配套电动机功率 kW 710 轴承座处振动保证值(双振幅值) mm 小于0.076 配套电机 型 号 YKK560-10 功 率 kw 710 转 速 r/min 585 频 率 Hz 50 电 压 V 6000 效 率 % 98 绝缘等级 F 工作方式 连续 冷却方式 空冷 防护等级 IP54 重 量 Kg 6520 b.循环水坑排污泵 单 位 循环水坑排污泵 型 号 80YW50-12 型 式 立式液下 台 数 台 2 流 量 t/h 50 扬 程 m 12 效 率 % 61 必需汽蚀余量 m / 转 速 r/min 1480 轴功率 kw 3.3076 入口压力 MPa(g) 大气压力 转 向 从电机端向泵看 顺时针 重 量 kg 290 配套电机 型 式 立式 型 号 Y132S-4 功 率 kw 5.5 转 速 r/min 1480 电 压 V 380 效 率 % 98 绝缘等级 F 工作方式 S1 冷却方式 自扇风冷 防护等级 IP54 重 量 kg 90 c. 冷水塔 塔型:双曲线自然通风逆流式冷却塔 填料型式:改型双向波或S波塑料淋水填料 配水型式:一个竖井,管槽内外区均为压力配水,塔内采用反射Ⅲ型喷头。 冷却面积: 2500m2 冷却水池直径: 59.046m 冷却塔高度: 75m 配水槽高度: 9.230m 淋水层高度:    6.32 m 水池深度: 2.00m 运行水位: 1.6~1.8m d.电动蝶阀: 型 式: 电动法兰式蝶阀,立式 工作压力: 0.20Mpa(g) 工作温度: ≤80℃ 工作介质: 循环水 开阀时间: 30±2秒 关阀时间: 30±2秒 e.液控蝶阀: a) 循环水系统液控止回蝶阀为蓄能罐式液控缓闭自动保压二阶段关闭止回蝶阀. b) 液控止回蝶阀开启时间为30~45秒。 c) 液控止回蝶阀关闭方式:前75°快关,快关时间2.5~15秒;后15°慢关,时间为20~40秒之间。 f.蝶阀油站: 油泵: 型 号 10SCY14—1B 压 力 35 MPa 流 量 10ml/r 电机: 型 号 Y112M-4 功 率 4KW 转 速 1400 r/min 皮囊式蓄能器: 型 号 NXQ2-L40/31.5-H 公称容量 40L 充气压力 9MPa 油箱容积: 200L 6.2.1循环水系统的运行 6.2.1.1循环水系统投运前的检查和准备 (1) 确认检修工作已经结束,系统各阀门位置正确,放水门关闭。 (2) 检查循环水泵轴承油位正常(油位在油位计1/2处),循环水泵密封水投入,循环水泵出口蝶阀关。 (3) 检查冷水塔水池及吸水井拦污栅清理干净,循环水补给水系统投用正常,冷却塔水位补至正常1.6-1.8m(溢流水位1.85m),吸水池水位正常。 (4) 循环水化学加药系统可以投运。 (5) 检查循环泵出口碟阀液压油站油泵电机及凝汽器冷却水进、出口电动门已送电。 (6) 开启凝汽器冷却水进、出口电动门。 (7) 检查出口蝶阀控制箱各指示灯正确,蝶阀油站油位、油压正常。 (8) 循环水泵电机绝缘良好送动力电源。 (9) 循环水泵热工、电气保护联锁良好,各表计投入。 6.2.1.2循环水系统的投运 循环水泵“顺控”启动 (1) 检查循环水泵处于完好的备用状态; (2) 在DCS上将循环水泵联锁开关置“解除”位置; (3) 将待启动的循环水泵顺控按钮置“投入”位置; (4) 将待启动的循环水泵出口碟阀开关置“自动”位置; (5) 在DCS上按下循环水泵“顺控启动”按钮,循环水泵启动,循环水泵出口碟阀联锁开启至全开,蝶阀油站油泵自动停止. (6) 检查碟阀各指示正常,循泵的电流、出口压力正常,泵的振动、瓦温、电机线圈温度及泵组声音正常. (7) 一台循环泵启动另一台备用时,将“联锁”开关放置“投入”位置,备用泵顺控置“投入”位置,当运行泵跳闸后备用泵自启。 循环水泵的手动启动 (1) 检查循环水泵处于完好的备用状态,检查凝汽器A、B侧循环水出、入口阀开启; (2) 在DCS上将循环水泵联锁开关置“解除”位置,循环水泵顺控按钮置“退出”位置,就地出口碟阀开关置“自动”位置; (3) 在DCS上按下循环水泵“启动”按钮,启动循环水泵运行,联锁开启循环水泵出口碟阀。检查碟阀各指示正常,循泵的电流、出口压力正常,泵的振动、瓦温、电机线圈温度及泵组声音正常. 6.2.2循环水系统正常运行中的检查维护 (1) 循环泵电机电流正常; (2) 检查循泵轴承油位在油位计1/2处;循环水泵密封水正常。 (3) 循环泵及电机无异音,轴承振动正常; (4) 循环水泵出口压力正常,在0.2MPa左右,检查循环水母管压力正常,循环水在凝汽器中温升正常,凝汽器的循环水进、出口差压正常; (5) 循环水泵轴承金属温度<75℃、电机轴承金属温度<85℃,电机线圈温度<110℃。 (6) 检查循泵出口蝶阀液压油站油位正常(大于1/3)、油压正常(14.5—17MPa)、蓄能器压力正常,碟阀开度正常;换向阀的换向手柄处于“复位”状态并锁定。 6.2.3循环水系统的停止 (1) 检查循泵出口碟阀就地开关在“自动”位置,解除循环水泵“联锁”,循环水泵顺控在“投入”位。 (2) 在DCS上按下循环水泵“顺控停止”按钮,检查其出口碟阀逐渐关闭,停循环水泵电机,检查循泵不应倒转。 6.2.4凝汽器半边解列与恢复 6.2.4.1 凝汽器的半边解列 (1) 当凝汽器一侧管子发生泄漏或凝汽器运行中需半面清洗时,凝汽器可进行半面清洗。 (2) 接值长、机长解列命令后将机组负荷减至70% 以下。 (3) 停运解列侧胶球清洗系统。 (4) 关闭解列侧凝汽器抽空气门,注意机组真空的变化。 (5) 关闭解列侧凝汽器进水电动蝶阀,注意真空的变化,排汽温度不大于60℃,否则继续降低负荷,若真空下降很快超过报警值,应立即恢复原运行方式。 (6) 关闭解列侧凝汽器出水电动蝶阀。 (7) 开启解列侧循环水进、出口水室放水门及放空气门,并注意真空的变化。 若检修有工作应按其工作票要求认真做好其它安全措施,方可允许检修工作。 (8)放水时密切注意循环水坑水位。 6.2.4.2凝汽器半边解列后的投运 (1) 确认检修工作结束并已办理工作票结束手续,检查人孔盖、端盖上好。 (2) 关闭解列侧凝汽器水室放水门。 (3) 稍开解列侧凝汽器进水电动门灌水,待水室排尽空气后关闭其放空气门。 (4) 全开解列侧凝汽器进水电动门。 (5) 开启解列侧凝汽器出水电动门。 (6) 开启解列侧凝汽器抽空气阀,注意真空应上升。 (7) 全面检查一切正常后汇报机长、值长,增加负荷恢复原运行方式。 6.2.5循环水泵的故障处理 6.2.5.1若出现下列情况之一,应立即停止循环水泵运行 (1) 泵组发生强烈振动或清楚地听到泵组有明显的金属磨擦声时; (2) 泵或电机轴承温度≥90℃或轴承冒烟或电机着火时; (3) 电机线圈温度>115℃或电机冒烟时; (4) 威胁人身或设备安全时; (5) 冷却塔水位过低时。 6.2.5.2循环泵跳闸 (1) 检查跳闸泵出口蝶阀应联关,否则应立即手动关闭防止循环水泵倒转。 (2) 若一台循环泵跳闸另一台运行,根据真空下降情况减负荷。 (3) 若两台循环水泵均跳闸将引起凝汽器真空急剧下降,保护动作汽机跳闸。 (4) 关闭所有至凝汽器的疏水,机组跳闸前负荷应尽可能减至最低。 (5) 凝汽器水侧断水后造成排汽缸温度升高,需低压缸排汽温度50℃以下方可启动循环水泵通水。 (6) 若因6kV失电造成应尽快恢复。 (7) 若因循环泵入口水池水位低造成应检查滤网是否清洁,冷水塔水位是否过低,若水池水位较低暂不能恢复时,为防止循环泵跳闸应减少机组负荷,停止一台循环泵并减少对外供水量,尽快增加补水量。 6.2.5.3循环泵发生异常振动和噪音. 6.2.5.3.1原因: (1) 冷却塔水位过低或出口滤网堵。 (2) 轴承损坏。 (3) 泵内有异物卡住或进出口蝶阀误关。 (4) 叶轮损坏。 (5) 转子弯曲。 (6) 电机振动大。 (7) 电机转子与水泵转子中心不一致。 6.2.5.3.2处理: (1) 冷却塔水位过低应立即设法提高冷却塔水位,塔池出口滤网堵应联系检修及时清扫。 (2) 检查出口蝶阀误关时应迅速打开。 (3) 其它原因振动大应联系检修查找原因。 6.3 胶球清洗装置的运行 a.胶球清洗装置技术规范 制 造 厂 : 青岛华泰电力设备有限公司 装球室型号: ZQ-24 装 球 数 量: 400只(每台装球室) 胶 球 直 径: 23 mm 胶 球 材 料: 海绵橡胶 收球网型号: SF-1400-I 胶球泵型号: 125JQ-15 扬 程: 15 m 流 量: 90 m3/h 吸上真空高度: 7.2m b. 胶球泵电机参数: 名 称 单 位 参 数 型 号 Y160M-4 型 式 卧 式 额定电压 V 380V 频 率 Hz 50 功 率 kW 11KW 转 速 r/min 1460 绝缘等级 F 防护等级 IP54 6.3.1胶球清洗运行有两种控制方式,自动控制(程控)方式和手动控制(手控)方式,在自动控制方式下,可实现全程自动顺序控制进行清洗和收球. (1) 胶球清洗装置启动前状态: (2) 护翼式收球网在张开位置,处于反冲洗状态,收球装置出口门在关闭状态。 (3) 胶球清洗泵停运,泵出口门关闭,泵轴承油位正常。 (4) 收球室处于送球状态,收球室放水门关闭,装置出口门关闭 (5) 开装球室出口阀,待室中充水量达一半左右时关闭。 (6) 开启装球室手孔,加入合格胶球。 (7) 开装球室出口阀,放气管放出水后关闭装球室放气阀。 6.3.2胶球清洗系统控制方式 6.3.2.1在手动控制(手控)方式: (1) 将收球网置于“收球”位置“收球”灯亮,确认收球网板在关闭位置。 (2) 检查胶球泵入口门开启,启动胶球泵运行,检查胶球泵运行正常。 (3) 开启胶球泵出口电动门,其开启灯亮,检查装球室空气放完后关闭空气门。 (4) 开启装球室切换阀,将装球室切换至清洗位置,其开启灯亮。 (5) 开启装球室出口电动门,其开启灯亮,进行清洗,从装球室上盖观察窗检查胶球运行情况,应能看到有胶球不断返回。 6.3.2.2在“程控”方式下 投运:手动给出启动信号, (1) 顺控第一步:开#1胶球泵入口电动门; (2) 顺控第二步:启动#1胶球泵; (3) 顺控第三步:置#1收球网于收球位; (4) 顺控第四步:开#1胶球泵出口电动门; (5) 顺控第五步:开1号装球室出口门; (6) 顺控第六步:开1号装球室切换阀。 任一步骤故障,则顺控自动退出。 6.3.3运行中的正常维护 (1) 检查胶球泵电机及泵轴承温度、振动正常。 (2) 各截门位置正确,系统无泄漏现象。 (3) 检查胶球泵的出、入口压力正常。 (4) 检查控制盘电源及各信号、灯光指示显示正常。 (5) 检查收球网前后差压正常。 6.3.4胶球清洗系统的停止 (1) 胶球系统运行一定时间(一般清洗1小时)后关闭装球室电动门,切换至收球位置其关闭灯亮。 (2) 收球时间约30min后关闭装球室出口电动门,其关闭灯亮。 (3) 停止胶球泵运行。 (4) 关闭胶球泵出口电动门,其关闭灯亮。 (5) 确认上述各电动门位置正确,胶球泵已停运,开启装球室排空气门及装球室放水门。 (6) 检查装球室水放尽后,打开装球室统计收球率,若收球率较低可延长收球时间并做分析判断。 (7) 胶球清洗结束,将收球网打开至反冲洗位置 6.3.4.2胶球清洗系统的“程控”停运 手动给出启动信号, (1) 顺控第一步:关1号装球室切换阀; (2) 顺控第二步:关1号装球室出口门; (3) 顺控第三步:关1号胶球泵出口门; (4) 顺控第四步:置1号收球网于反洗位; (5) 顺控第五步:停止1号胶球泵; (6) 顺控第六步:关1号胶球泵入口门。 6.4开式循环冷却水系统的运行 a.循环水冷却水升压泵及排污泵技术规范 单 位 冷却水升压泵 型 号 KQSN350-M19/303 型 式 卧 式 台 数 台 2 流 量 t/h 1150 扬 程 m 20 效 率 % 83 必需汽蚀余量 m 5.7 转 速 r/min 1480 轴功率 kw 69.6 入口压力 MPa(g) 0.18 转 向 从电机端向泵看 逆时针 重 量 kg 1075 配套电机 型 式 卧 式 型 号 Y280M-4 功 率 kw 90 转 速 r/min 1480 电 压 V 380 效 率 % 98 绝缘等级 F 工作方式 S1 冷却方式 自扇风冷 防护等级 IP54 重 量 kg 600 b.电动旋转滤网技术参数 型号规格: DLS-500 运行方式及控制: 全自动运行、程序控制; 工作流量: 1150m3/h; 工作压力: 0.18MPa(g); 设计水温: 20℃; 最高水温: 33℃; 水 源: 二次循环冷却水; 6.4.1系统投运前的检查和准备 (1) 检查循环水系统已投入,循环水泵运行正常,循环水母管压力正常。 (2) 检查确认冷却水升压泵入口电动滤网前后隔离门开启、旁路门关闭,滤网放水电动门、放空气门关闭,滤网差压正常。 (3) 检查冷却水升压泵入口门开启、出口电动门关闭,循环冷却水回水总门开启。 (4) 检查冷却水系统所有电动门送电,冷却水升压泵电机送电。 (5) 有关控制电源、气源、压力表计应正常投入。 (6) 冷却水系统已检查正常。 6.4.2冷却水系统的投运 (1) 检查正常后启动一台冷却水升压泵运行,泵出口电动阀联动开启。 (2) 检查泵出口压力、振动、声音、电流、轴承温度等正常。 (3) 投入冷却水升压泵“联锁”开关。 (4) 检查冷却水母管压力、泵进口滤网差压正常。 (5) 检查冷却水系统无泄漏。 6.4.3冷却水系统的运行维护: (1) 检查冷却水升压泵振动正常,轴承、电机不过热,电机电流正常、轴承温度正常。 (2) 检查泵出口压力及冷却水母管压力正常,当母管压力低于0.10MPa时,另一台冷却水升压泵应联启。 (3) 检查备用泵处于良好备用,系统无泄漏。 (4) 检查水冷却器工作正常,备用冷却器良好备用并定期切换; (5) 检查冷却水升压泵进口滤网差压正常,冷却水滤网应定期清洗,清洗过程如下: a) 控制电机启动,同时打开排污管出口电动排污阀,滤芯开始进行反冲洗,反冲洗臂主轴旋转一周后,所有滤芯都得到一次反冲洗。 b) 反冲洗结束后反冲洗臂停止旋转,电动排污阀同时关闭,反冲洗完毕。 c) 反冲洗有自动(压差或时间控制)、手动两种工作方式。 6.4.4冷却水系统的停运 (1) 确认冷却水系统所有冷却器已不再用冷却水。 (2) 解除备用冷却水升压泵联锁,停止冷却水升压泵运行,检查其出口电动阀联关。 6.4.5冷却水升压泵的切换 (1) 检查备用泵良好,启动备用泵运行,检查其出口电动阀联开。 (2) 检查启动泵运行正常停止原运行泵,注意其出口电动阀联关。 (3) 检查停运泵备用良好,投入泵“联锁”。 6.4.6开式循环冷却水系统的联锁保护 (1) 冷却水升压泵启动,其出口电动门联开,泵停止其出口电动门联关。 (2) 联锁投入,运行泵事故跳闸备用泵自启动。 (3) 联锁投入,冷却水母管压力低于0.10MPa时备用泵联动。 6.5凝结水系统的运行 a.凝汽器 制造厂家: 哈尔滨汽轮机厂有限责任公司 型 号: N—8550—5型 型 式: 单壳体,对分双流程,表面式 冷却面积: 8550㎡ 冷却水量: 18800t/h 冷却水工作压力: 0.18 MPa(g) 水室设计压力: 0.25MPa 设计进水温度: 20℃ 管内平均循环水流速: ≤2.1m/s 清洁系数: 0.85 凝汽器背压: 0.0049 MPa (a) 管径*壁厚: ф25×1.0mm (主凝结区 空气冷却区) ф25×1.5mm (顶部三排及通道外侧) 管板材质: HSn70-1b BFe-1-1 冷却管总数: 12612 根 总 长 约: 7690mm 凝汽器净重: 218.4t 凝汽器满水时: 692t 凝汽器运行时: 51.6t b. 凝结水泵 型 号: ZD12NLT-280 流 量: 334t/h(额定抽汽工况的流量) 扬 程: 278m(额定抽汽工况的流量) 出水总压力: 2.72MPa(额定抽汽工况的流量) 效 率: 83% 轴功率: 304kw 旋转方向: 逆时针(从电动机向凝泵看) 制造厂: 郑州电力机械厂 配用电机 型 号: 三相立式异步电动机 功 率: 355KW 电 压: 6KV 额定电流:       42.3A 转 速: 1486r/min 绝缘等级: F 制造厂: 郑州电力机械厂 c轴封加热器技术规范 型 式: LQ-70-14 制 造 厂: 哈尔滨汽轮机有限责任公司 冷却表面积: 70m2 设计压力 : 汽侧:0.6MPa 水侧:2.16MPa 工作压力: 汽侧:0.095MPa 水侧:1.8MPa 设计温度: 汽侧:300℃ 水侧:90℃ 6.5.1系统投用前的检查和准备 (1) 检查凝结水系统无检修工作,系统阀门位置正确,确认工业水系统投运,水压正常. (2) 确认化学除盐水系统投运,检查凝汽器补水调门前后手动门开启,开启凝汽器补水调门,向凝汽器充水,进行凝汽器冲洗,并及时联系化学化验凝汽器水质,注意循坑水位。 (3) 凝汽器冲放水合格后,关闭凝汽器底部放水门,将水位补至正常水位480mm,补水调门投“自动”。 (4) 检查轴加、各低加进、出口门开启,旁路门关闭,除氧器上水调节阀前、后隔绝门开启、旁路门关闭,凝结水再循环调门前后隔绝门开启、旁路门关闭, 再循环调门投“自动”。 (5) 检查凝泵电机油位(从油标接口中心向上60-70mm)正常,油质良好。 (6) 凝泵启、停试验及保护试验合格,凝泵密封水、轴承冷却水投入,凝泵入口门开启、出口门关闭,压力截流装置正常,各放水门关闭,泵排空气阀开启。 (7) 凝泵电机动力电源已送好,各电动门已送电,电机接线良好,试转电机转向正确。 6.5.2凝结水泵的启动 (1) 确认凝结水泵入口门开启、出口门关闭。 (2) 确认凝汽器水位正常,各仪表工作、指示正常。 (3) 将凝结水泵联锁开关置“解除”位置。 (4) 按下凝结水泵启动按钮,检查泵启动正常,出口门联开,泵的电流、声音、振动及轴承温度、电机线圈温度正常,再循环门自动调节正常,注意调整凝泵轴承冷却水、机械密封水压力、水量正常,检查盘根冷却水回水畅通。 (5) 调节除氧器水位调节阀控制除氧器进水量,除氧器冲放水质合格后将除氧器水位补至最低水位,除氧器水位投“自动”,并全面检查系统管道阀门无泄漏。 (6) 凝结水系统投运后注意凝结水至其它系统用减温水、冷却水及补水,视各系统情况可随时投运,注意凝结水系统各放水门应关闭严密,检查轴加、各低加无泄漏现象。 (7) 将另-台凝泵联锁开关置“投入”位置,投凝泵备用。 6.5.3凝结水系统的停运 (1) 接到凝泵停止通知后:确认给水泵已停运,本体疏水扩容器无蒸汽进入且温度低于60℃,低压缸排汽温度已低于50℃以下。 (2) 解除凝结水泵“联锁”。 (3) 按凝泵“停止”按钮,检查凝泵出口门应联关,泵的电流、出口压力到零,停止凝汽器的补水,注意凝汽器水位变化。 6.5.4凝结水泵正常轮换 (1) 检查备用凝泵备用良好,按正常的启动步骤启动备用泵,检查一切正常后停原运行泵。 (2) 检查原运行泵联锁投入正常,备用良好。 6.5.5凝结水系统正常运行中的检查和维护 (1) 检查凝泵电机油位正常、油质合格,无漏油现象。 (2) 检查凝泵转向正确、 轴承温度、振动、电机线圈温度正常,盘根不发热并有少量漏水,备用泵处于良好的备用状态。 (3) 检查运行泵的电流、压力正常,压力节流装置正常。 (4) 泵推力轴承温度<70℃; (5) 电机轴承温度<70℃; (6) 电机绕组温度<100℃; (7) 检查凝汽器水位在480mm (8) 检查凝结泵的轴承冷却水压力(0.24-0.40MPa)、机械密封水压力(0.24-0.40MPa)正常。 (9) 当凝结水流量大于110 T/H时其再循环阀应关闭,流量低于100 T/H时其再循环阀应开启。 (10) 检查凝泵入口滤网压差小于0.06MPa。 (11) 检查系统各调节阀在“自动”且调节正常。 (12) 检查系统无泄漏现象。 6.5.6凝结水系统的联锁保护 (1) 凝结水泵联锁投入,当一台运行泵事故跳闸后备用泵应联动。 (2) 凝结水泵联锁投入,当凝结水母管压力小于1.5 MPa备用泵应联动。 (3) 凝结水泵允许启动条件: a) 凝泵远方控制; b) 热井水位正常; c) 无保护动作; d) 入口电动门开; (4)凝结水泵入口电动门(单操); 6.5.7凝泵出口压力、电流下降。 (1) 检查凝汽器水位是否正常,水位低时及时补水。 (2) 检查凝泵密封水系统是否正常。 (3) 检查凝泵进口空气门是否开启。 (4) 采取以上措施无效时启动备用泵,停故障泵,联系检修处理。 6.6凝汽器真空抽气系统的运行 6.6.1系统投运前的检查和准备 (1) 真空泵启动前系统检查完毕,工作票结束,各阀门位置正确。 (2) 确认所有电动门电源、气动门气源已送,单操开关均正常。 (3) 开启真空泵汽水分离器补水阀向分离器注水, 汽水分离器水位正常(580~620mm)后,关闭汽水分离器补水阀,检查各放水门关闭。 (4) 检查所有表计一次门开启,所有联锁保护试验已全部合格。 (5) 关闭真空破坏门,检查密封水良好,水位正常(1/2以上)。 (6) 测量真空泵电机绝缘合格,并送动力电源。 (7) 检查凝汽器水位应在正常范围内。 6.6.2真空泵的启动 (1) 将真空泵联锁开关置“解除”位置,启动泵顺控按钮置“投入”位置。 (2) 按下真空泵顺控启动按钮,检查真空泵启动正常,泵电流、声音、振动、轴承温度正常。 (3) 当真空泵吸气端气动碟阀前后压差>3Kpa时应自动打开,检查凝汽器真空应逐渐上升。 (4) 开启真空泵冷却器冷却水进、出口门。 (5) 将备用真空泵顺控按钮置“投入”位置,真空泵联锁开关置“投入”位置,检查备用泵备用良好。 (6) 启动时若一台真空泵抽速太慢可启动第二台真空泵运行,待真空上升至所需的真空值时停一台真空泵做备用。 (7) 真空泵“程启”步序,按真空泵“程启”按钮。 a) 关真空破坏门。 b) 关真空泵入口门。 c) 启动主驱动马达。 d) 泵入口气动碟阀前后压差>3Kpa。 e) 系统入口阀打开。 f) 泵组运行。 6.6.3真空泵的停止 (1) 若正常切换应先启动备用泵,检查一切正常后再停止原运行泵,并注意停用泵的气动门应联关,否则应手动关闭,并检查真空正常。 (2) 若停机后停止真空泵时应确认无汽水进入凝汽器。 (3) 解除真空泵联锁, 停止真空泵运行,检查真空泵的入口气动门应联关。 (4) 关闭真空泵分离器的补水总门,停冷却器冷却水。 (5) 若停用时间较长则应放尽泵体及气水分离器的剩水。 (6) 真空泵组的“程停”步序 a) 按真空泵“程停”按钮。 b) 关真空泵入口阀。 c) 主驱动马达“停”。 d) 真空泵停用。 6.6.4真空系统的正常运行维护 (1) 检查真空泵电机电流、轴承温度(<75℃)、振动、声音正常。 (2) 检查真空泵汽水分离器水位正常(580~620mm),补水调门动作良好。 (3) 检查真空破坏门密封水良好,水位正常(1/2以上)。 (4) 检查真空泵入口冷却水温不大于33℃。 (5) 检查凝汽器真空正常,无明显的变化。 6.6.5真空泵的轮换 (1) 检查备用泵备用良好,按正常的启动步骤启动备用泵,检查一切正常后停原运行泵。 (2) 停原运行泵时, 应注意入口气动阀应联关,否则应手动关闭。 (3) 检查停用泵备用良好,顺控及联锁投入正常. 6.6.6真空泵的联锁保护 (1) 运行泵跳闸或打事故按钮,备用泵联动。 (2) 真空泵启动,当吸气端入口气动碟阀前后压差>3Kpa时气动阀联开。 (3) 真空泵停止,入口抽汽气动蝶阀联关。 (4) 凝汽器真空降至-74.8KPa时备用真空泵联动。 6.7旁路系统的运行 本厂汽轮机采用高压旁路(主蒸汽)和低压旁路(再热蒸汽)二级串联旁路系统装置,高压旁路系统装置由高压旁路阀(高旁阀)、喷水调节阀、喷水隔离阀等组成,低压旁路系统装置由低压旁路阀(低旁阀)、喷水调节阀、喷水隔离阀等组成。电动旁路阀系统,当正在动作中的控制电源突然断电时,此时各阀能停留在断电前的位置;当控制电源恢复时,各阀门能在原位置的基础上进行正常调节。 (1)改善机组的启动性能。 设备容量:30%B-MCR。 机组在各种工况下(冷态、温态、热态和极热态)启动时,投入旁路系统控制锅炉蒸汽温度使之与汽机汽缸金属温度较快地相匹配,从而缩短机组启动时间和减少蒸汽向空排放,减少汽机循环寿命损耗,实现机组的最佳启动。 (2)在启动或停机时,可保护布置在烟温较高区的再热器,以防烧坏。 (3)回收工质,减少噪音。 高压旁路阀技术数据表 高压蒸汽转换阀 高压喷水调节阀 高压减温水隔离阀 型 号 Y966Y-P54.514V T961Y-25I T961Y-25I 型 式 角型 角型 直通型 驱动方式 电动 电动 电动 设计参数 入口 压力 MPa(g) 13.75 25.0 25.0 温度 ℃ 545 200 200 流量 t/h 144 17.221 17.221 出口 压力 MPa(g) 4.93 25.0 25.0 温度 ℃ 399.0 200 200 工作参数VWO/TRL) 入口 压力 MPa(a) 13.239 16.80 16.80 温度 ℃ 535 180.1 180.1 流量 t/h 144 17.715 17.715 出口 压力 MPa(a) 4.385/3.916 6.8 11.8 温度 ℃ 377.8/368 -- -- 关闭压差 MPa(a) 13.7 21.5 21.5 流量特性 修正等百分比 等百分比 ON/OFF 阀座口径 mm 112 30 30 需要转矩 NM 750 150 150 阀杆行程 mm 75 40 40 阀体材质 12Cr1MoV 合金钢 合金钢 泄露率(或等级) 0.00 0.00 0.00 接 口 连接方式 焊接 焊接 焊接 入口接管材质 12Cr1MoV 20G 20G 出口接管材质 20G 20G 20G 入 口 mm φ194x20 φ60x6 φ60x6 出 口 mm φ325x13 φ60x6 φ60x6 重 量 kg 975 146 146 低压旁路阀技术数据表 低压蒸汽转换阀 低压喷水调节阀 低压减温水隔离阀 型 号 Y966Y-P54.55V T967H-10 J961H-10 型 式 角型 直通型 直通型 驱动方式 电动 电动 电动 设计参数 入口 压力 Mpa(a) 5.0 4.5 4.5 温度 ℃ 545 80 80 流量 t/h 161.715 48 48 出口 压力 MPa(a) 1.0 3.9 3.9 温度 ℃ 200 80 80 工作参数VWO/TRL 入口 压力 MPa(a) 3.947/3.525 2.48 2.48 温度 ℃ 535 50 50 流量 t/h 161.715 47.92 47.92 出口 压力 MPa(a) 0.686 温度 ℃ 160 -- -- 关闭压差 MPa(a) 4.35 3.9 3.9 流量特性 修正等百分比 等百分比 ON/OFF 阀座口径 mm 220 50 60 需要转矩 NM 750 135 175 阀杆行程 mm 80 40 40 阀体材质 12Cr1MoV WCB WCB 泄露率(或等级) 0.00 0.00 0.00 接 口 连接方式 焊接 焊接 焊接 入口接管材质 12Cr1MoV 20 20 出口接管材质 Q235 20 20 入 口 mm φ325x13 φ89x4 φ89x4 出 口 mm φ529x7 φ89x4 φ89x4 重 量 kg 1060 180 150 高、低压旁路系统的投入与切除 6.7.1启动前应检查高、低压旁路电动门及喷水阀电机电源送好 6.7.2旁路系统正常维护 1)检查旁路系统各电动门电源送好, 2)高旁后温度应控制在377.8℃,保持高旁喷水量和高旁流量相匹配,避免再热冷段产生水击。 3)低旁后汽温应控制在80℃以下。 4)高旁后压力不大于4.30MPa,低旁后压力不大于0.60MPa。 6.7.3旁路系统的热工联锁: 6.7.3.1出现下列情况之一,高旁闭锁开或高旁联关。 (1) 旁路喷水调节阀打不开,则旁路阀关闭。 (2) 当高压旁路阀关闭时,其喷水调节阀则同时关闭,并自动闭锁温度自控系统。 (3) 低压旁路阀打开时,其喷水阀稍超前开启。 (4) 当低压旁路阀快速关闭时,高旁则不须随动,但可以手动(遥控)关闭。 6.7.4.2机组在运行中有下列情况之一发生时,低旁应能自动关闭,全程动作时间不大于8 秒。 (1) 凝汽器真空下降到设定值。 (2) 低旁出口温度高于设定值。 (3) 低旁减温水压力低于设定值。 (4)凝汽器超温(80℃) 6.8电动给水泵组的运行 (1)给水泵技术数据(上海电力修造总厂有限公司) 项 目 单 位 运 行 工 况 项 目 泵 型 号 FK5D32M 铭牌工况 (1.1倍VWO工况) 经济运行工况 (额定抽汽工况) 进水温度 ℃ 180.1 178.1 进水压力 MPa(a) 1.92 1.9 进水流量(不含轴封漏水) t/h 552 479.95 出水流量 t/h 528 479.95 给水泵出口压力 MPa(g) 16.8 16.8 扬 程 m 1713.71 1711.82 效 率 % 82.02 82.6 必需汽蚀余量 m 32.15 26.33 转 速 r/min 5128 4972 出水压力 MPa(g) 16.8 16.8 轴 功 率 kw 3056 2708.61 抽头压力 MPa(g) 11.5 - 抽头流量 t/h 24 - 最小循环流量 t/h 132 120 重 量 kg 6900 进口/出口公称直径 mm 273X7/273X28 进口/出口公称压力 MPa(g) 2.5/36 轴承形式 对开式径向滑动轴承+瓦块式推力轴承 旋转方向 顺 时针(从电动机 向 给水泵 看) 配套电机 型 号 YKS710-4 功 率 3800 KW 电 压 6 KV 定子电流 416 A 转 速 1493 r/min 绝缘等级 F 防护等级 IP54 冷却方式 水――空冷 效 率 97.71% (2) 前置泵的技术数据 项 目 单 位 运 行 工 况 项 目 泵 型 号 FA1D56A 铭牌工况 (1.1倍VWO工况) 经济运行工况 (额定抽汽工况) 进水温度 ℃ 180.1 178.1 进水压力 MPa(a) 1.011 0.968 流量(不含轴封漏水) t/h 552 479.95 扬 程 m 104.09 107.09 效 率 % 81.28 78.61 必需汽蚀余量 m 3.69 3.41 转 速 r/min 1493 1493 出水压力 MPa(g) 1.92 1.9 轴 功 率 kW 192.44 177.99 进口/出口公称直径 进口/出口公称直径 进口/出口公称直径 进口/出口公称压力 进口/出口公称压力 进口/出口公称压力 重 量 重 量 重 量 轴承形式 进口/出口公称直径 旋转方向 进口/出口公称压力 驱动方式 重 量 (3) 液力偶合器 型号:YOT46-508,进口型号:R16k.1 辅助油泵电机:型号:Y100L2-4,功率3KW, 电压380V, 转速1450, 频率50HZ 液力偶合器性能参数(进口偶合器参数待补) 名 称 单位 额定负荷 最大 设计值 输出功率 KW 2708.61 3056 滑 差 % 6 ≤3 滑差损耗 KW 162.5 91.68 固定损耗 KW 54 61.12 输入功率 KW 2925 3208.8 输入转速 r/min 1493 输出转速 R/min 4972 5128 旋转方向 主动轴 逆 时针(从 电动机 向 偶合器 看) 从动轴 逆 时针(从 给水泵 向 偶合器 看) 调速范围 25~100% 工作油泵型式 离心泵 润滑油泵型式 齿轮泵 辅助油泵型式 齿轮泵 工作油压 MPa.g 0.15~0.25 工作油流量 m3/h 43.02 润滑油压 MPa.g 0.15~0.25 润滑油流量 m3/h 17 油冷却器 工作油冷器冷却水量 m3 ≥120 工作油冷却面积 m2 ≥54 工作油冷器冷却水温 OC ≤38 工作油冷器冷却水压 MPa 0.4~0.6 润滑油冷器冷却水量 m3 ≥27 润滑油冷却面积 m2 ≥16 润滑油冷器冷却水温 OC ≤38 润滑油冷器冷却水压 MPa 0.4~0.6 冷却水源: 循环水 (4) 最小流量装置 每台给水泵配置一套最小流量装置,控制方式:自动连续调节。并设置手动旁路阀,最小流量阀后设置手动隔离阀。最小流量阀及手动旁路上设置多级节流装置。 6.8.1下列情况之一禁止启动电动给水泵。 (1) 电泵勺管控制失灵。 (2) 电泵最小流量阀开关不正常。 (3) 除氧器给水箱水位低至“低Ⅱ值”。 (4) 电泵前置泵进口门未开。 (5) 电泵出口逆止门不严。 (6) 电泵偶合器油箱油位低于油标线最低油位。 (7) 电泵润滑油压低于0.15MPa。 (8) 电机绝缘不合格时。 (9) 电泵低油压及油泵连锁试验不合格时。 6.8.2电动给水泵启动前的准备工作。 (1) 给水泵系统已检查完毕,检修工作已全部结束。 (2) 表计齐全,各压力表、流量表一次门开启,信号及仪表电源已送好。 (3) 泵组有关电动门、气动门开关良好。 (4) 电泵所有联锁保护试验已做且全部合格。 (5) 电泵油箱油位正常,油质合格,辅助润滑油泵运行正常,油系统无漏油现象,各轴承回油畅通,润滑油滤网一侧投运且滤网压差小于0.06MPa,润滑油压在0.2 MPa以上。 (6) 除氧器水位正常。 (7) 电泵最小流量阀前、后隔绝门开启,最小流量阀“自动”灵活可靠,并且在开启位置。 (8) 电泵中间抽头一次门关闭。 (9) 电机空冷器冷却水、电泵机械密封冷却水正常,工作油、润滑油冷油器冷却水进、回水门开。 (10) 电泵电机绝缘合格送电。 (11) 检查液力耦合器勺管放在10%位置。 (12) 电泵润滑油温在35-50℃。 6.8.3电动给水泵的启动 (1) 检查辅助润滑油泵运行,润滑油压在0.2Mpa、油温大于35℃。 (2) 检查各轴承回油畅通,润滑油滤网前、后差压小于0.06MPa。 (3) 电动给水泵保护试验合格,保护投入。 (4) 检查最小流量阀在“自动”位置并且开启。 (5) 检查各冷却水系统畅通、给水系统阀门位置正确。 (6) 请示机长,启动电动给水泵运行,检查电流、瓦温、各轴承振动、泵组声音、各冷却水、密封液温度正常。 (7) 检查润滑油压在0.12-0.25 MPa,手动停止辅助油泵运行。 (8) 检查偶合器工作油压在0.12-0.3 MPa。 (9) 检查润滑油冷却器回水调门调整正常,调整控制润滑油温度在35-50℃之间。 (10) 检查工作油冷却器回水调门调整正常,注意调整控制工作油温度在35-70℃之间。 (11) 根据电机出口风温投入电机空冷器冷却水,控制空冷器入口风温在25-45℃、出口风温在65℃以下。 (12) 检查一切正常后操作勺管输出,给水泵转速应平稳上升,当给水泵出口流量>170 T/H时,最小流量阀应自动关闭。 6.8.4电动给水泵“顺控”启动步骤: (1) 将电泵的顺控启停按钮投“自动”。 (2) 当电泵启动指令发出后检查下列程序应正确: a) 启动辅助油泵运行。 b) 关闭电泵出口阀。 c) 开前置泵入口阀。 d) 最小流量阀投自动,勺管位置为10%。 e) 启动电动给水泵运行。 f) 开电泵出口电动门。 6.8.5电动给水泵正常运行中的检查维护及保护定值。 (1) 检查电泵电机电流正常。 (2) 检查给水泵组转向正确、无摩擦、无异常声音。 (3) 检查电机、给水泵轴承振动正常。 (4) 检查前置泵进、出口压力正常。 (5) 检查电泵出口压力应满足锅炉要求。 (6) 检查液力偶合器油箱油位正常,油质良好。 (7) 检查润滑油压、工作油压正常。 (8) 检查电动给水泵组无泄漏,各冷却水投入正常。 (9) 给水泵的化学加药门和取样门应开启,给水泵停运此门应关闭. (10) 给水泵勺管调节灵活,转速变化平稳. (11) 除氧器水位正常。 电泵各参数正常值及保护定值: 名称 正常 报警1 报警2 前置泵非驱动端径向轴承温度 <75℃ ≥75℃ ≥90℃ 前置泵驱动端径向轴承温度 <75℃ ≥75℃ ≥90℃ 前置泵推力轴承内侧温度 <75℃ ≥75℃ ≥90℃ 前置泵推力轴承外侧温度 <75℃ ≥75℃ ≥90℃ 主泵传动端径向轴承温度 <75℃ ≥75℃ ≥90℃ 主泵自由端径向轴承温度 <75℃ ≥75℃ ≥90℃ 主泵推力轴承内侧温度 <80℃ ≥80℃ ≥95℃ 主泵推力轴承外侧温度 <80℃ ≥80℃ ≥95℃ 液力偶合器轴承温度 <85℃ ≥85℃ ≥90℃ 润滑冷油器入口油温 45-65℃ ≥75℃ ≥80℃ 润滑冷油器出口油温 35-50℃ ≥55℃ ≥65℃ 工作冷油器入口油温 60-100℃ ≥110℃ ≥130℃跳闸 工作冷油器出口油温 35-60℃ ≥60℃ ≥70℃ 电机轴承温度 <80℃ ≥80℃ ≥90℃ 电机定子线圈温度 <120℃ ≥120℃ ≥130℃ 电机冷却器温度 <50℃ ≥55℃ 偶合器润滑油母管压力 <0.1MPa >0.30MPa 偶合器润滑油母管压力 <0.1 MPa报警联辅助油泵, >0.3MPa停辅助油泵 >0.15MPa允许电机启动 ≤0.08MPa跳闸 润滑油滤网差压 <0.06 MPa ≥0.06MPa 主泵、前置泵入口滤网差压 <0.06 MPa ≥0.06MPa 给水泵进口压力 1.4 MPa 1.25 MPa延时30秒跳泵 转速监测 反转时报警 最小流量阀 给水泵流量>170 T/H最小流量阀关闭;给水泵流量< 160T/H且最小流量阀未开延时30秒跳闸 6.8.6电动给水泵的停止 (1) 将电动给水泵解除“联锁”。 (2) 将勺管控制由“自动”切为“手动”控制,缓慢调整勺管降低电泵转速,注意最小流量阀在流量小于160T/H应自动开启。 (3) 关闭电泵出口电动门,当电泵勺管降至10%时启动辅助润滑油泵运行. (4) 停电泵,检查润滑油压正常。 (5) 电机出口风温低于40℃时,停空冷器冷却水,并关闭其出口门。润滑油冷油器和工作冷油器出口油温低于35℃时,关闭其冷却水进水门。 (6) 若电泵做热备用应保持辅助润滑油泵运行,将勺管放至10%位置,开启电泵出口门备用,并做好相关工作。 (7) 若电泵停运检修,根据工作票的需要认真做好相应的措施。 6.8.7 电动给水泵的“顺控”停止步骤: (1) 检查电泵的顺控启停按钮置“自动”。 (2) 发出电泵停运指令,进行以下检查: a) 最小流量阀投自动位置。 b) 辅助油泵启动。 c) 勺管手动且关至最小位10%。 d) 电泵出口电动门关。 e) 电动给水泵电机停运。 6.8.8电动给水泵的备用条件 (1) 将投备用的泵的顺控启停按钮投“自动”,备用按钮投“备用”位置(此时泵会自动将泵的进、出口阀打开,勺管投自动且跟踪、最小流量阀投自动、辅助油泵开启)。 (2) 电泵辅助油泵运行,油压大于0.15Mpa、油温大于35℃. (3) 前置泵进口门全开,最小流量手动隔离门全开,电泵出口门开启. (4) 电泵无检修工作,电源正常. (5) 最小流量阀“自动”并在开启位置。 (6) 前置泵、给水泵的冷却水、机械密封冷却水正常。 (7) 勺管放至10%位置。 (8) 检查给水泵组联锁按钮投入“联锁”位置。 (9) 除氧器水位正常。 (10) 电泵无反转信号。 (11) 入口给水压力不低。 6.8.9电动给水泵的联锁 (1) 运行电泵跳闸,备用电泵连动。 (2) 电泵勺管的最大开度限定为90%。 6.8.10电动给水泵的故障处理 6.8.10.1遇到下列情况之一,应立即按事故按钮紧急停泵。 (1) 泵组突然发生强烈振动或泵组内部有清楚的金属磨擦声时。 (2) 任一轴承断油冒烟或轴承金属温度达到极限值时。 (3) 电动机冒烟着火时。 (4) 电泵油系统着火无法立即扑灭,并危及泵组安全运行时。 (5) 润滑油压降至0.1MPa启动辅助油泵后,油压继续下降至0.08MPa而保护未动时。 (6) 工作冷油器入口温度高于130℃或偶合器内冒烟着火时。 (7) 偶合器油箱油位降至最低经补油无效时。 (8) 泵体大量泄漏或给水管道破裂无法隔离,威胁到人身及设备安全时。 (9) 给水泵严重汽化时。 (10) 跳闸保护拒动时。 6.8.10.2紧急停泵的操作步骤 (1) 立即按电动给水泵事故按钮或停泵按钮停泵。 (2) 检查电泵辅助油泵应自启,否则应手动启动。 (3) 检查关闭电动给水泵出口门及中间抽头一次门。 (4) 根据油温、风温停用冷油器、空冷器水侧。 (5) 汇报机长、值长,做好记录。 6.8.10.3 出现下列情况之一时电动给水泵跳闸。 (1) 手动停运指令发出及打事故按钮。 (2) 工作油进口油温≥130℃。 (3) 润滑油压≤0.08MPa。 (4) 给水流量<160t/h最小流量阀未开启延时30S。 (5) 给水泵入口压力低至1.25MPa延时30秒。 (6) 电机电气保护动作。 (7) 直流控制电源失电。 (8) 6kV电源失电。 6.8.10.4液力偶合器工作异常 a) 现象: (1) 偶合器工作油排油温度异常升高。 (2) 偶合器内有异音或发生剧烈振动。 (3) 泵组启动后转速不上升,勺管排油温度超限或偶合器冒烟。 b) 处理: (1) 检查工作冷油器运行情况,查找故障原因并设法迅速消除。 (2) 工作油温升高汇报值长、机长,检查冷油器冷却水是否投入正常,如排油温度升高至130℃保护未动作,应紧急停泵。 (3) 如启动后转速不上升,勺管排油温度超限或耦合器冒烟时应紧急停泵。 6.8.10.5电动给水泵汽化的现象、原因及处理: a) 现象: (1) 电泵出口压力及电流摆动且有下降趋势。 (2) 泵内有冲击噪音,振动增大。 (3) 电泵流量、入口压力及平衡盘压力剧烈摆动。 b) 原因 (1) 机组甩负荷引起除氧器压力突然降低或给水流量突然减少。 (2) 电泵出力过小而最小流量阀未开。 (3) 前置泵、电动给水泵入口滤网堵塞。 (4) 除氧器水位过低。 (5) 除氧器水箱补水过快导至除氧器压力突降。 (6) 前置泵入口门误关. c) 处理 (1) 发生汽化应紧急停止电泵。 (2) 查明原因设法消除。 (3) 调整除氧器压力及水位在规定范围内。 (4) 清理前置泵进口滤网。 (5) 电动给水泵汽化停运后,如惰走时间正常,原因查清消除后可再次启动或投入备用。 6.8.10.6电泵油系统故障 a) 油压、油位同时下降 (1) 立即汇报机长,检查油系统,特别是压力油管道是否泄漏,如漏油设法消除或减少漏油,消除漏油点。 (2) 检查工作冷油器、润滑冷油器铜管是否破裂漏油,如漏油汇报机长,联系检修向油箱加油。 (3) 油压低于正常值时应启动辅助润滑油泵运行,检查润滑油滤网是否堵塞,必要时切换滤网运行。 (4) 当漏油严重不能消除也无法补救时停止给水泵运行。 b) 油位不变,油压下降 (1) 油压降至0.1MPa时辅助油泵应自动启动,否则手动启动辅助油泵运行,检查油压下降的原因。 (2) 检查润滑油滤网是否有堵塞现象,必要时切换滤网运行。 (3) 联系热工确认油压表是否指示正确。 (4) 经采取措施无效,润滑油压降至0.09MPa时 应启动备用电泵运行, 紧急停故障泵退出备用,联系检修消除缺陷后恢复备用. c) 油位下降,油压正常 (1) 油箱油位下降、油压正常,一般是回油管道、法兰或轴承回油间隙漏油所致,应设法消除。 (2) 检查压力油管道、各冷油器是否有轻微漏油, 并设法消除。 (3) 检查油箱放油门是否误开或泄漏,泄漏时应及时处理。 (4) 油位下降时应及时补油,补油无效应启动备用电泵运行,停故障泵。 d) 油温升高 (1) 若电动给水泵工作冷油器入口油温升高,应检查并确认工作冷油器出口油温是否正常,检查工作冷油器冷却水压力是否正常,查找油温升高的原因并设法迅速消除。 (2) 若冷油器脏污造成油温高应切换给水泵运行。 (3) 若偶合器易熔塞熔化引起应更换易熔塞。 (4) 采取措施无效,工作冷油器入口油温高达130℃保护未动时应立即停泵。 (5) 若轴承金属温度或回油温度突然升高应检查升高原因,若各金属温度、回油温度普遍升高应检查润滑冷油器出口油温、油压时否正常。 (6) 若金属温度、回油温度升高达到保护动作值而保护未动时应立即停泵。 6.9高压加热器的运行 高加技术规范 名 称 单 位 GJ1 GJ2 型 式 立式U型管表面式加热器 水侧设计压力 MPa 22 22 汽侧设计压力 MPa 4.8 2.5 总加热面积 m2 500 470 水侧工作压力 MPa 18 18 汽侧工作压力 MPa 4.012 1.909 水侧设计温度 ℃ 270 250 汽侧设计温度 ℃ 390/270 450/250 水侧工作温度 ℃ 207/247.5 178.1/207 汽侧工作温度 ℃ 377/250.5 441.5/210 抽 汽 流 量 T/h 42.86 21.55/64.41 给 水 流 量 T/h 480 480 给水流程数 2 2 换热管数量 980 980 设 备 总 长 m 7.3 7.3 制 造 厂 家 青岛青力锅炉辅机有限公司 6.9.1高加投、停的原则 6.9.1.1高加的投运: (1) 高加可以随机启停、也可当机组带一定负荷后,再投运和启停高加。 (2) 在投高加时应先投水侧,后投汽侧。 (3) 按#2、#1高加顺序逐个投入。 6.9.1.2高加停运: (1) 按#1、#2高加逐个停运。 (2) 高加停运时应注意给水温度及汽包水位的变化。 (3) 高加停运控制给水温度变化率不应大于1.7℃/ min。 6.9.2.遇到下列情况之一时禁止投运高加: (1) 高加保护试验不合格,联锁动作失灵。 (2) 高加汽、水侧安全门动作不正常。 (3) 高加钢管泄漏。 (4) 高加主要仪表失灵。 (5) 高加主要汽、水疏水阀控制不灵活。 (6) 保温不全,现场没有清理。 (7) 设备系统存在其它严重影响安全运行的缺陷。 6.9.3高压加热器的投运 6.9.3.1投运前的检查: (1) 所有仪表齐全、完好,各压力表、水位计、调整仪一次门开启,所有表计投入。 (2) 各电动门电源、气动门气源已送,且开关均正常。 (3) 高加所有联锁保护试验已做,且全部全格。 (4) 检查高加系统正常,系统各阀门位置正确。 (5) 检查各段抽汽逆止门前、后疏水阀开启。 (6) 确认高加保护投入,高加逐级疏水系统正常、危急疏水调节阀在自动位置。 6.9.3.2高加水侧投运: (1) 检查高加进口电动四通阀在关闭状态,给水走旁路,给水母管压力正常。 (2) 检查高加出口电动阀在关闭状态。 (3) 开高加水侧排空气阀,稍开高加注水一、二次阀向高加缓慢注水; (4) 待排空气阀溢出水后关闭水侧排空气阀; (5) 在高加充水过程中,应随时检查高加水侧压力是否降低及汽侧水位有无变化,以确定高加是否泄漏。 (6) 待高加内部压力与给水压力相等后,开启出口电动阀、出口电动阀全开后开启入口电动阀,此时高加通水,关闭注水一、次门。 (7) 注意给水温度、压力的变化,并检查确认高加无泄漏现象。 6.9.3.3高加汽侧投运: (1) 机组已准备进入中速暖机阶段; (2) 确认#2、#1、高加抽汽管道疏水阀在开启位置,否则应“手动”开启,注意凝汽器真空的变化。 (3) 开启高加汽侧排气阀,开启抽汽逆止阀,稍开抽汽电动阀控制压力小于0.05MPa进行暖管30分钟,空气放尽后关闭汽侧排气阀,缓慢开启高加至除氧器空气门。 (4) 按#2、#1的顺序逐渐点动开启各高加进汽电动门,控制高加出水温升率不应大于2℃/min,并注意高加水位的变化。 (5) 高加汽侧投运完毕后抽汽管道疏水阀应关闭。 (6) 当高加汽侧压力大于除氧器压力0. 25MPa以上时,高加疏水应切至除氧器运行。 (7) 检查高加逐级疏水汽液两相流调节装置各阀门位置正确,高加水位正常,危急疏水阀关闭。 6.9.3.4.1高加水侧顺控启: (1) 开启高加出口电动门。 (2) 开启高加进口电动门。 6.9.3.4.2.高加汽侧顺控启: (1) 开抽汽逆止门前后疏水门; (2) 开抽汽逆止门; (3) 开抽汽电动隔离门(暖管渐开); (4) 关抽汽逆止阀前后疏水门; 6.9.4高压加热器的停运 6.9.4.1高加手动停运 (1) 依次缓慢关闭#1、#2高加进汽电动门,控制给水温度变化率不应大于1.7℃/min,并注意汽包水位及给水温度的变化。 (2) 当高加进汽电动门全关后,关闭一、二段抽汽逆止阀,开启一、二段抽汽管道疏水门。 (3) 关闭高加疏水至除氧器电动门,各高加危急疏水阀动作正常以维持水位正常。 (4) 关闭#1、#2高加至除氧器空气门。 (5) 若隔离水侧则待汽侧全部停用且泄压后方可关闭进、出口电动门,水侧旁路开启,注意给水压力、流量、温度的变化。 (6) 开启水侧放空气阀,防止进汽阀不严泄漏,给水升温而超压。 (7) 若检修有工作,根据具体工作认真做好系统隔离措施。 6.9.4.2高加“顺控”停。 高加水侧顺控停: (1) 关闭高加进口电动门。 (2) 关闭高加出口电动门。 高加汽侧顺控停: (1) 关抽汽电动隔离门; (2) 关抽汽逆止门; (3) 开抽汽逆止阀前后疏水门。 6.9.5高压加热器运行中的正常维护 (1) 检查各高加水位在正常范围内。 (2) 检查高加应无水冲击和振动。 (3) 检查高加逐级疏水各门位置正确和危急疏水门动作正常。 (4) 检查高加水侧进出口压力、温度正常。 (5) 检查高加汽侧压力、温度正常。 (6) 检查高加系统无泄漏。 (7) 注意各高加温度、温升、端差的变化,发现问题及时查明原因并汇报处理。 6.9.6 高加的保护及联锁(高加基准线上1150mm处为水位0位,即正常水位中心线,此为实际值) 6.9.6.1水位保护 (1) 高加水位+50mm发高(H)值报警,-50mm发低 (L)值报警。 (2) 高加水位高+250mm发高(HH)值报警,并自动打开危急疏水阀,水位正常后危急疏水阀自动关闭。 (3) 高加水位高+500mm发(HHH)值报警,联关高加抽汽逆止门、抽汽电动门、联关高加进、出水门、水侧走旁路,高加解列;并自动打开危急疏水阀、抽汽管道疏水阀。 6.9.6.2 一、二段抽汽逆止门前后疏水门保护 自动开:高加顺控指令; 保护开: (1)电负荷<10%; (2)汽机跳闸; (3)相应高加解列; (4)相应抽汽电动隔离阀未开; (5)相应抽汽逆止阀未开; 自动关:高加顺控指令 保护关:电负荷>10% 6.9.6.3一、二段抽汽电动门保护 自动开:顺控指令 自动关:顺控指令 保护关: (1) 高加解列; (2) 汽机跳闸; 6.9.6.4一、二段抽汽逆止门保护 自动开:顺控指令 自动关:顺控指令 保护关: (1) 高加解列; (2) 汽机跳闸; 6.9.7高加停用维护: (1) 短期停用时汽侧采用湿贮存保养,水侧适当调节除氧水的PH值在10。 (2) 停运时间在半月以上时,水侧与汽侧均须充氮,氮气纯度不低于99.5%,冲氮压力为0.05-0.1MPa。 6.9.8高加的故障处理 6.9.8.1 高加紧急故障停运条件 (1) 汽、水、管道、壳体或阀门爆破危及人身及设备安全时。 (2) 水位升高经处理无效,水位计满水时。 (3) 水位计失灵,无法监视水位时。 (4) 水位计爆破又无法切断时。 (5) 水位自动调整失灵无法控制水位时。 6.9.8.2 高加紧急停运操作 (1) 立即解列高压加热器,使水侧走旁路,适当减负荷20MW。 (2) 汇报机长,注意给水压力、温度。 (3) 检查解列高加各阀门动作正确。 (4) 关闭高加至除氧器空气门。 (5) 注意除氧器压力和水位的变化。 (6) 检查抽汽电动门、逆止门关闭,抽汽管道的疏水门开启。 6.9.8.3 给水温度下降 a) 原因: (1) 高加水位过高; (2) 机组负荷降低; (3) 抽汽管电动门、逆止门没全开,抽汽管道疏水门误开; (4) 空气侧存有空气; b) 处理: (1) 高加水位升高保护不动作时应紧急停用高加。 (2) 高加汽侧凝聚空气时进行放空气操作。 (3) 高加进水温度降低应检查负荷、除氧器压力及温度是否正常,并进行相应的调整。 (4) 高加进汽压力下降时应对照负荷,若负荷正常应检查各抽汽电动门、抽汽逆止门未开足或误关,检查抽汽管道的疏水是否误开。 (5) 高加传热不佳端差上升时应检查高加水位是否低,水位低时应及时调节,并检查危急疏水阀是否关闭。 6.9.8.4 高加水位升高 a) 现象: (1) 加热器水位指示上升; (2) 加热器水位高报警; (3) 加热器出水温度下降。 b) 原因: (1) 汽液两相流疏水调节阀调节失灵; (2) 加热器泄漏; (3) 水位计失灵。 c) 处理: (1) 校对高加水位计,检查高加出水温度及疏水温度是否降低,确认高加水位升高。 (2) 检查疏水调门是否动作正常,当疏水调门自动失灵无法控制水位时应紧急停用高加。 (3) 当高加水位上升达到+250mm时发高(HH)值报警,并自动打开危急疏水阀, (4) 若危急疏水阀开启后高加水位仍有上升,当高加水位升至高+500mm时发(HHH)报警值,高加应自动解列,否则手动紧急解列高加,确认各阀门动作正确。 (5) 查明水位高原因,联系检修处理。 (6) 若高加水位实际不高、可能热工电接点水位有问题或水位高误发,应联系检修处理。 (7) 若高加水位波动大应联系检修尽快检查处理。 (8) 如果高加水位高,并同时出现相应抽汽管道内发生水冲击,应立即紧急停用高加,并检查机组运行情况,如高加水位引起汽机水冲击,按汽机水冲击处理。 6.10低压加热器的运行 低加技术规范(一) 名 称 单位 JD-220-15(JD4) JD-300-15(JD5) 汽侧 水侧 汽侧 水侧 设计压力 MPa 0.6 2.5 0.6 2.5 工作压力 MPa 0.5252 1.6 0.2722 1.6 设计温度 ℃ 290 180 230 150 工作温度 ℃ 273.6 152.7 202.6 127.2 流量 T/h 18.63 415.38 202.6 127.2 有效容积 m3 4.29 2.27 4.16 1.9 传热面 m2 / 220 / 300 制造厂家 哈尔滨汽轮机厂有限责任公司 低加技术规范(二) 名 称 单位 JD-280-7(JD6) JD-265-7(JD7) 汽侧 水侧 汽侧 水侧 设计压力 MPa 0.6 2.5 0.6 2.5 工作压力 MPa 0.0699 1.6 0.0161 1.6 设计温度 ℃ 120 120 90 90 工作温度 ℃ 92.1 86.1 55.5 50.7 流量 T/h 18.74 348.86 10.9 348.86 有效容积 m3 4.02 1.76 7.8 1.7 传热面 m2 / 280 / 265 制造厂家 哈尔滨汽轮机厂有限责任公司 6.10.1低加投退的原则 (1) 低加应随机启动,应按#6、5、4顺序依次投入低加(停用时按相反顺序进行)。 (2) 低加投运前保护试验合格,检查系统正常。 (3) 通过低加的凝结水温升、温降率在任何情况下应控制2℃/ min左右。 (4) 低加投运时先投水侧,后投汽侧。 6.10.2遇到下列情况之一禁止投入低加: (1) 低加保护及联锁试验不合格; (2) 低加汽、水侧安全门动作不正常; (3) 低加钢管泄漏; (4) 低加主要参数显示失灵; (5) 抽汽逆止门卡涩; 6.10.3低加的投运 6.10.3.1投运前的检查: (1) 所有仪表齐全、完好,各压力表、水位计、调整仪一次门开启,所有表计投入。 (2) 各电动门电源、气动门气源已送,且开关均正常。 (3) 低加所有联锁保护试验已做,且全部全格。 (4) 检查低加系统正常,系统各阀门位置正确。 (5) 确认低加保护投入,低加正常疏水、危急疏水调节阀在自动位置。 (6) 检查各段抽汽电动门疏水阀开启。 (7) 检查低加疏水泵绝缘合格,已送电。 (8) 检查低加疏水泵入口门开启、出口电动门关闭。 6.10.3.2低加水侧投运: (1) 低加水侧的注水排空气可与凝结水系统的注水排空气同时进行,并从低压至高压依次进行。 (2) 开启各低加进、出口门,关闭其旁路门,打开各低加水侧排空门见水后关闭。 (3) 注意凝泵电流、母管压力及各低加水位的变化。 6.10.3.3低加汽侧随机启动投运 (1) 当汽机冲转后检查低加水侧运行正常,抽汽管道疏水门开启。 (2) 开启六段抽汽电动门,五、四段抽汽逆止门和抽汽电动门。 (3) 开启各低加至凝汽器空气门。 (4) 随主机进汽量的增加应检查各加热器水侧温升正常,疏水阀动作正常,各低加水位在正常范围内。 (5) 当负荷至40MW左右时根据加热器水位,启动一台低加疏水泵运行,将另一台低加疏水泵投备用,关闭低加疏水至凝汽器电动门。 (6) 关闭六、五、四段抽汽管道疏水门。 6.10.3.4低加在机组带负荷后的投运 (1) 应先投水侧,后投汽侧; (2) 缓慢开启低加水侧进水门,打开水侧排空气门,当水侧排空结束后,缓慢开启低加出口门,关闭低加旁路门;注意凝泵电流、母管压力及各低加水位、除氧器水位的变化。 (3) 检查各段抽汽管道疏水阀在开启位置,否则手动打开。 (4) 开启各抽汽逆止门,依次从低压至高压稍开各段抽汽电动门进行暖管。 (5) 开启低加至凝汽器空气门。 (6) 逐渐开大低加进汽电动门直至全开,注意控制温升率不大于2℃/ min。 (7) 检查低加水位正常,疏水调整门动作良好。 (8) 关闭各段抽汽管道的疏水阀。 (9) 检查低加疏水水位正常,启动一台低加疏水泵运行,将另一台低加疏水泵投备用,关闭低加疏水至凝汽器电动门。 6.10.4低加正常运行中的检查维护 (1) 检查各低加水位在正常范围内。 (2) 检查各低加内无冲击和振动。 (3) 检查各低加逐级疏水和事故疏水阀动作调整正常。 (4) 检查各加热器的抽汽压力、温度正常,加热器进出口温度、端差的变化正常,并检查各低加无泄漏,发现问题及时查明原因并汇报处理。 (5) 检查低加水位在正常范围内,低加疏水泵调节正常。 (6) 检查疏水泵电机运转声音及电流、出口压力正常。 (7) 检查疏水泵及电机轴承温度<95℃,疏水泵轴承振动<0.05mm。 6.10.5低加的停运 6.10.5.1低加的随机滑停 (1) 当机组负荷减至40MW左右时,检查各低加抽汽管道疏水门自动开启; (2) 当机组负荷减至40MW左右时,停止低加疏水泵,疏水倒至凝汽器。 (3) 当汽机打闸后检查各低加抽汽电动门、逆止门应自动关闭; (4) 根据停运时间长短,采取相应保养措施。 6.10.5.2低加的故障停运 (1) 低加停运应先停汽侧,后停水侧; (2) 关闭故障低加的进汽电动门、逆止门, 开启抽汽管道疏水阀,注意温降速度; (3) 关闭故障低加至凝汽器空气门; (4) 关闭上级至本级疏水隔离门,注意上一级低加的事故疏水门动作正常; (5) 开启故障低加的旁路门,关闭进、出水门,注意凝结水流量的变化及除氧器水位; (6) 关闭故障低加的正常疏水门和事故疏水门; (7) 若低加有检修工作,根据具体工作认真做好相应的安全措施。 6.10.6低加疏水泵的运行 6.10.6.1低加疏水泵的启动 (1) 检查疏水泵进口门开启、出口门关闭; (2) 检查疏水泵轴承油位正常、油质良好,轴承冷却水投入; (3) 检查低加疏水水位在正常值, 启动低加疏水泵运行, 检查泵电流、振动、声音、轴承温度、出口压力等正常,开低加疏水泵出口门。 (4) 检查低加疏水水位正常。 (5) 将另一台低加疏水泵联锁开关至“联锁”位置。 6.10.6.2低加疏水泵的切换 (1) 按正常的启动步骤启动备用泵,检查一切正常后停原运行泵。 (2) 将停用泵投备用,检查联锁开关投入正常。 6.10.7低加的保护及联锁: a) 水位保护及联锁: (1) #4、#5、#6低加水位+100mm、#7低加水位+50mm发高(H)值报警。 (2) #4、#5、#6低加水位+155mm、发高(HH)值报警;且自动打开相应低加危急疏水阀,水位正常后危急疏水阀自动关闭。 (3) #4、#5、#6低加水位+310mm、发高(HHH)报警,关闭相应抽汽逆止门、电动门,自动打开相应抽汽管道疏水阀;自动打开水侧旁路门,关闭进、出水电动门,低加解列。 (4) #4、#5、#6低加水位-150mm,、#7低加水位-50mm低 (L)值报警。 (5) #4、#5、#6低加水位-310mm,、#7低加水位-100mm低 (LL)值报警。 b) #4、#5抽汽逆止门前后疏水门保护: 保护开: (1) 汽机跳闸; (2) 相应低加解列; (3) 电负荷﹤25%; (4) 相应抽汽电动隔绝阀未开; (5) 相应抽汽逆止门未开; 保护关: (1) 电负荷﹤26%; c. #4、#5抽汽电动隔绝阀保护: 保护关: (1) 汽机跳闸; (2) 相应低加解列; d. #4、#5抽汽逆止阀: 保护关: (1) 汽机跳闸; (2) 相应低加解列; 6.10.8低加的故障处理 (1) 低加水位高时应校对低加水位计,检查低加疏水调整门调节自动是否正常,否则联系检修处理。 (2) 若低加钢管泄漏无法维持正常水位,汇报值长停用该台低加。 (3) 若低加水位升高并同时出现相应抽汽管道内发生水冲击声时,应立即切除该台低加,并注意机组运行情况,若机组发生水冲击按水冲击进行处理。 (4) 低加停用后要注意除氧器压力,检查除氧器运行是否正常。 6.10.9 低加水位异常的原因及处理 6.10.9.1原因: (1) 低加疏水调节失灵。 (2) 低加泄漏。 (3) 系统有关阀门状态不正确。 6.10.9.2 处理: (1) 检查有关调节阀工作是否正常。 (2) 检查有关阀门状态并恢复正常。 (3) 若低加泄漏则应停止泄漏低加运行。 6.11 除氧器的运行 除氧器规范: 型 式: 卧式内置式除氧器 设 计 压 力: 1.36Mpa 设 计 温 度: 250℃ 工 作 压 力: 0.18~1.175 Mpa 最高工作温度: 180.1℃ 最 大 出 力: 600 t/h 额 定 出 力: 530t/h 进 口 水 温: 148.4℃(额定纯凝工况)、 139.8(额定抽汽工况) 出 水 温 度: 175.2℃(额定纯凝工况) 、178.1℃(额定抽汽工况) 除氧水含氧量: ≤5ug/L 安全阀开启压力: 1.3Mpa 有 效 容 积: 110m3 6.11.1除氧器的启动 (1) 检修工作已结束,系统恢复正常。 (2) 凝结水水质合格。 (3) 检查除氧器水位自动保护及调节系统正常。 (4) 启动凝结水泵,确认凝结水系统空气放尽,开始缓慢进水,小流量(小于20 t/h)上水至1300mm(水箱中心线下500mm)时,停止上水。 (5) 缓慢投除氧器加热,以不大于1.5℃/min的温升率加热至炉规定的上水温度。 (6) 除氧器水温达要求时,缓慢开始上水,调节除氧器进汽压力调节阀,同时加大进汽量,保持除氧器压力为0.18 MPa,温度稳定,上至正常水位,水位正常后投入除氧器水位自动控制。 (7) 根据除氧器溶氧调节排氧门开度,保持氧量合格。 6.11.2特别注意事项 (1) 上水前应先排尽凝结水系统空气,确认凝结水系统充满水,才能使用凝结水喷嘴上水,防止水击现象损坏喷嘴。 (2) 当水位低于1200mm(水箱中心线下600 mm)时,不得启动除氧器; (3) 除氧器水温升速度应控制在1-1.5℃/min。 (4) 除氧器上水时应缓慢均匀,不能大幅度调节,严禁使喷嘴突然满负荷运行,特别是起动期间,当蒸汽不足时,会引起压力快速下降,应减少上水量,设法调节除氧器压力稳定后,再缓慢增加喷嘴流量,否则会造成喷嘴损坏。 (5) 在除氧过程得到控制及除氧效果满足要求的情况下,可以关闭四个排气阀中的一个或二个,以便使蒸汽损失减小到最低。 (6) 除氧器停止上水后,尽量保持除氧器的温度(缓停机),可关闭除氧器排氧门,应意识到,过一段时间后,除氧器中将出现负压。 (7) 除氧器在备用期间,应保持除氧器在过压状态(高于大气压力),防止氧气进入除氧器内部引起腐蚀。 (8) 当排氧门关闭后,除氧器从大于100℃冷却至低于100℃时,除氧器内部将出现负压。 (9) 进行除氧器内部检查时,先排空,打开除氧器人孔进入之前,应进行24小时平衡通风,并进行氧量测定,除氧器内部温度应与环境温度相同。 6.11.3除氧器运行中的正常维护 (1) 检查除氧器和管道应无水冲击声和振动。 (2) 检查除氧器压力维持在0.18-0.98MPa,除氧器水箱水温正常。 (3) 检查除氧器水箱水位正常在2500mm左右。 (4) 检查给水箱出口含氧量<5ug/L。 (5) 检查系统无泄漏。 6.11.4除氧器压力保护 (1) 除氧器压力大于0.98MPa报警。 (2) 三段抽汽压力大于0.2MPa联开三段抽汽至除氧器电动门,联关辅汽至除氧器电动门。 (3) 除氧器压力降至0.2MPa时, 联开辅汽至除氧器电动门,联关三段抽汽至除氧器电动门。 6.11.5除氧器水位保护 (1) 除氧器水位低至2300mm发低(L)报警。 (2) 除氧器水位高至2700mm发高(H)报警。 (3) 除氧器水位高高(HH)至2750mm联开除氧器至管道疏水扩容器溢流阀,水位低于2700mm联关除氧器至炉疏水扩容器溢流阀。 (4) 除氧器水位高高高(HHH)至2800mm 联开除氧器至管道疏水扩容器溢流阀,联关三段抽汽至除氧器电动门、逆止门,联开三段抽汽管道疏水阀。 6.11.6除氧器的故障处理 6.11.6.1 含氧量不合格: (1) 除氧器加热不足时应调整除氧器汽源压力。 (2) 适当调整排氧门开度加大排氧量。 (3) 确认化验是否正确。 (4) 凝泵入口处管道漏空气。 6.11.6.2 除氧器水位过高: (1) 检查除氧器水位自动是否正常,否则改为手动关小调整,联系处理。 (2) 检查除氧器水位调节旁路是否误开,误开时应立即关闭。 (3) 检查、校对除氧器水位,检查并确认锅炉上水系统正常。 (4) 当除氧器水位高至2750mm时除氧器至管道疏水扩容器溢流门,应自动开启,否则手动开启。 (5) 当除氧器水位高至2800mm时联开除氧器至管道疏水扩容器溢流阀,联关三段抽汽至除氧器电动门、逆止门,联开三段抽汽管道疏水阀;密切注意除氧器水位,防止发生水位大幅度波动。 6.11.6.3 除氧器水位过低: a) 原因: (1) 除氧器水位调门自动失灵指示开度过小或关闭; (2) 除氧器溢流门误开; (3) 凝结水泵工作失常; (4) 凝结水系统泄漏,放水门不严或误开; (5) 凝结水再循环误开; (6) 凝结水至循环水放水门误开; (7) 凝结水各减温水调门开启过大。 b) 检查和处理: (1) 检查除氧器水位自动是否正常,否则应切为手动开大调门,增加补水维持除氧器水位正常。 (2) 检查凝泵再循环、除氧器溢流、放水门、排污门是否误开,误开立即关闭。 (3) 检查凝泵工作是否正常,否则启动备用泵。 (4) 若凝结水系统泄漏应隔离之。 (5) 当除氧器水位降至2000mm水位调门全开仍不能恢复,可开启除氧器水位调节旁路门,并可根据水位情况,适当降低负荷,并汇报机、值长。 (6) 除氧器水位降低时密切注意给水泵运行情况以防给水泵汽化。 6.11.6.4 除氧器振动: (1) 除氧器由于突然补水量增大引起振动,应放慢补水速度。 (2) 除氧器满水引起振动,应放水并减小补水。 (3) 进水温度过高,在除氧器内引起沸腾时应及时调整除氧器压力。 (5) 启动暖管不充分时延长暖管疏水时间。 (6) 避免除氧器进汽、进水的剧增剧减。 6.12 轴封系统的运行 6.12.1 轴封系统 本机组轴封系统采用高、低压轴封分别供汽的方式,去往高、低压缸汽封的密封蒸汽分别由高压供汽压力调节站和低压供汽压力调节站分别供汽。汽源来自辅汽联箱和除氧器,启动时由辅汽联箱供汽,联箱汽源来自邻机,当三段抽汽压力大于联箱压力时,辅汽联箱汽源切为三段供给。正常运行时由除氧器供汽。 (1) 正常运行时轴封压力维持为17.71——20.71KPa之间,高压轴封供汽温度为160℃左右,低压轴封温度应控制在121℃—155℃之间。 (2) 为防止低压轴封壳体可能的变形和损坏, 检查轴封蒸汽应该有14℃以上的过热度; (3) 为了防止汽封部位由于热应力而造成转子损坏,当机组启动和停机时,要尽量减小轴封蒸汽和转子表面的温差。 (4) 送轴封前应保证盘车运行正常。 (5) 热态启动应先送轴封后抽真空。 6.12.2轴封系统的投入 (1) 确认轴封系统各疏水阀开启,系统各阀门位置正确。 (2) 检查辅汽联箱运行正常,稍开辅汽至轴封供汽电动门暖管。 (3) 检查轴加风机入口门开启,启动一台轴加风机运行,检查风机转向、振动正常,备用风机投自动。 (4) 开启轴封减温器自动调门前后截止门,检查减温器喷水阀投自动。 (5) 暖管10min后开启辅汽联箱至轴封供汽管电动门向轴封送汽,开启高、低压轴封供汽调整门, 检查轴封供汽调整门动作正常,调整轴封压力和温度在正常范围内。 (6) 关闭辅汽联箱至轴封供汽管上疏水门。 6.12.3轴封系统运行中的检查与维护 (1) 检查轴封供汽压力在17.71—20.71KPa,高、低压轴封处无冒汽、吸汽现象。 (2) 检查高压轴封供汽温度为160℃左右,低压轴封温度在121-155℃。 (3) 检查轴加风机转向正确、振动正常,风机及电机无异音; (4) 检查轴加水位正常、压力正常; (5) 检查轴封供汽调整门、溢流门工作正常。 6.12.4轴封系统的停止 (1) 机组停运、凝汽器真空到零后,方可中断轴封供汽。 (2) 关闭轴封供汽总门、调整门前后截止门和减温水门。 (3) 停止轴加风机。 (4) 开启轴封系统各疏水阀。 6.12.5轴加风机定期切换。 (1)按正常的启动步骤,启动备用风机,检查一切正常后停原运行风机。 (2)将停用风机投备用。 6.13 汽缸夹层加热装置运行 6.13.1. 汽缸夹层加热的目的: 汽缸夹层加热装置用于汽机滑参数启动过程中控制高压缸胀差,用新蒸汽加热汽缸夹层使汽缸壁各部分金属温度之间温差大大减小,缩短了启动时间,提高了汽轮机的安全性。汽缸加热装置在投入使用时要谨慎对待,控制温差在允许范围内,防止加热过快或加热不足造成设备损坏事故。 6.13.2.冷态滑参数启动时,汽缸加热装置投用方法: (1) 主汽门前压力0.294~0.49MPa时即可暖管至汽缸加热混温联箱;机组冲转后,汽缸加热即可投入; (2) 开启联箱疏水截止阀,疏水完毕后关闭疏水门。 (3) 开启汽缸加热联箱二次手动截止门,调整一次电动截止门(根据联箱压力决定)。 (4) 开启高压缸上、下夹层进汽门,保持混温联箱压力0.294MPa~0.49MPa,然后根据汽缸金属温度和胀差调节联箱压力,控制高压缸胀差在+0.5~+3mm,当高压缸胀差小于0.5mm时可适当关小电动截止阀,当高压缸胀差大于3mm时可适当开大电动截止阀,高压缸允许胀差为﹢5.5~-3.0mm。 (5) 在加热过程中,可通过调节上、下缸进汽管截止阀来调节高压缸内缸及外缸金属温度,上下缸温差。 (6) 每隔十五分钟记录一次有关参数,勤调细调,避免过调。 6.13.3.汽缸加热装置投入后调节原则: (1) 保持联箱压力大于一段抽汽压力,内缸温度比外缸高50℃左右。 (2) 上下汽缸温差<35℃; (3) 联箱压力<4.4MPa,当联箱压力达4.4MPa时,发压力高报警信号。 (4) 热态启动冲转前根据汽缸上、下温差适时投入汽缸夹层加热,调整汽缸上、下温差符合启动要求,缩短机组启动时间;其它操作按冷态汽加热投用方法执行。 6.13.4.汽缸加热装置投入后注意事项: (1) 投入汽缸加热前,联箱、管道要充分疏水; (2) 调节汽缸加热进汽量时,注意转速变化; (3) 注意调整联箱压力,不得使联箱超压; (4) 全属温升、温差、胀差控制指标按照汽轮机启动规定执行; (5) 汽轮机升速过程中,高压外缸温度跟不上内缸时,应适当延长暖机时间; (6) 注意汽缸各部温差、胀差在规定范围之内。 6.13.5.汽缸加热装置的停用: (1) 当高压内缸内壁金属温度达到400℃左右时,且胀差及各部温差在规定范围时即可停用汽缸夹层加热装置; (2) 关闭联箱进汽一次电动门,然后关闭二次手动截止门; (3) 上、下缸夹层加热进汽门保持1/4开度,防止截止阀关闭不严漏汽,而使联箱内压力过高。 (4) 继续监视各金属温差及胀差等变化。 6.14 辅助蒸汽系统的运行 辅汽联箱系统的运行 6.14.1本机辅汽联箱压力0.98MPa、温度为350℃.其汽源共有三路:启动锅炉来汽(第一台机组启动时)、邻机供汽和本机三段抽汽来汽,在机组启动或停机时辅汽联箱用汽由邻机辅汽联箱供给,当机组启动运行正常三段抽汽压力大于联箱时,可切换为三段抽汽供给, 邻机辅汽联箱供汽作为热备用汽源。 6.14.2辅汽联箱投入前的检查及准备 (1) 检查三段抽汽至辅汽联箱电动门、手动门关闭。 (2) 检查辅汽联箱至除氧器用汽、生水加热器、轴封供汽、至主厂房采暖、磨煤机消防、燃油伴热、辅汽联络母管门关闭。 (3) 检查邻机辅汽联箱来汽门关闭,疏水门开启。 (4) 检查所有电动门已送电且调试正常,开关灵活,仪表、信号投入正常。 (5) 辅汽联箱安全门试验合格。 (6) 检查辅汽联箱底部疏水阀开启。 6.14.3辅汽联箱的投入 6.14.3.1由邻机辅汽联箱供汽 (1) 辅汽联箱具备投入条件后,检查邻机联箱压力、温度正常,开启邻机联箱至辅汽联箱联络门进行暖箱。 (2) 暖箱结束后,开启邻机联箱至辅汽联箱联络门,关闭辅汽联箱疏水阀。 (3) 检查联箱压力、温度正常。 6.14.3.2由三段抽汽供汽 (1) 三段抽汽压力大于联箱压力时开启三段抽汽至辅汽联箱电动门。 (2) 缓慢关闭邻机联箱至辅汽联箱联络门,注意邻机、辅汽联箱压力的变化。 (3) 检查辅汽联箱压力、温度在正常值。 6.14.3.3辅汽联箱向有关系统供汽 (1) 检查联箱工作正常。 (2) 开启用汽系统管道的疏水门。 (3) 稍开用汽系统的隔离门进行充分暖管后全开。 6.14.4辅助蒸汽系统的停运 (1) 当确认用汽系统不再用汽时关闭联箱各用汽系统的隔离门。 (2) 关闭联箱各供汽门。 (3) 开启有关系统疏水门。 6.14.5辅助蒸汽系统的正常运行维护 (1) 检查辅汽辅汽联箱压力0.98MPa、温度为350℃。 (2) 检查辅汽联箱无振动和不正常的冲击声。 (3) 检查辅汽联箱系统无泄漏。 (4) 检查至各系统用汽正常。 6.15 油净化装置的运行 油净化装置并联于汽轮机润滑油系统之中,来油取自于汽轮机主油箱,经净化后重新回到主油箱。既可与汽机油系统同时运行,又可单独运行,对主油箱作循环净化。润滑油净化装置由进口过滤器、电加热器、真空分离装置、储水器、吸附装置、反冲装置、控制柜、输油泵、真空泵、一二级精滤器等组成。 6.15.1润滑油净化装置设备规范 a. 设备性能 型 号: ZTL-6D 型 式: 真空式 流 量: 6000 L/H 本体外形尺寸 1700mm×1100mm ×1750 mm 处理后油的品质: 油质含水: 水分含量小于0.005%(50mg/kg) 去杂质能力: 对于5μm~15μm的杂质,去除效率≥98%。 油净化装置出口油质符合JB/T5262-91及 SAE标准4级。 油质外状: 透明 净化后油颗粒度: 3~4级 (MOOG SAEA-6D) 设备本体重量(净重/充油): 915㎏/1100㎏ 最大功率(启动时): 53.2 KW 制造厂家: 扬中市华能电力设备修造厂 b.供油泵 型 号:    CBG2100 流 量:          100L/min 扬 程:          0.6MPa 电动机(防爆型) 型 号:     YB2-100L-2       功 率:        3.0KW     电 压:         380V 转 数:         2900r/min c.电加热器 加热器功率:         48KW 电 压:         380V 温度控制范围:        30~70℃ d.润滑油贮油箱 润滑油贮油箱总有效容积为40m3,用来贮存汽机油系统事故放油或给油系统上油。贮油箱内有两个腔室;净油室和污油室,容积分别为:10m3 、 30 m3 。 e.润滑油输送泵(润滑油从储油箱至汽机主油箱) 型号: 2CY-30/6.3-1 流量: 30m3/h 扬程: 15~35m 吸上高度: 7m.H2O 驱动装置:电动机(防爆型) 型号: YB160L-4 功率: 15 KW 电压: 380 V 转速: 1460 r/min f.输油泵(润滑油从汽机主油箱至储油箱,室内布置) 型号: 2CY-30/6.3-1 流量: 30m3/h 扬程: 15~35m 吸上高度: 7m.H2O 驱动装置:电动机(防爆型) 型号: YB160L-4 功率: 15 KW 电压: 380 V 转速: 1460 r/min 6.15.2油净化装置启动前的检查准备工作 (1) 检查分离器干净、机罩锁紧螺钉拧紧。 (2) 检查主油箱油位正常,与油净化装置连接处无渗漏,系统无泄漏现象。 (3) 检查净化装置油池中油位正常。 (4) 检查分离机电机转向正确(顺时针),刹车松开。 (5) 检查各表计投入,进油及旁路电磁阀动作正常。 (6) 检查油净化装置控制柜绝缘合格,动力电源及控制电源送好,灯光信号良好。 6.15.3油净化装置的运行(与主油箱连接) (1) 检查主油箱至油净化装置供油总门开启,供油泵入口门开启。 (2) 检查油净化装置至主油箱门开启。 (3) 检查系统正常后启动真空泵运行,检查真空泵电流正常,使真空度稳定在-0.08~0.095之间。 (4) 打开进油阀,当真空雾化分离器油位正常时启动输油泵. (5) 启动加热系统,并将温度设置为50-70℃. (6) 打开真空油净化器进出油阀进行调节,投入冷却水. 6.15.4油净化装置运行中的维护 (1) 检查分离器进口油温度正常在50-70℃。 (2) 检查分离器的噪音和振动正常。 (3) 检查供油泵及分离器出口压力正常。 (4) 检查真空泵电机电流正常。 (5) 检查主油箱油位正常,系统无泄漏现象。 (6) 检查电加热器电流、电压正常。 6.15.5油净化装置的停运 (1) 停机前关闭加热系统6分钟后,停止真空泵。 (2) 关闭进油阀,待油排完后停止输油泵。 (3) 打开调节阀,使真空表指示为零,关闭冷却水系统,最后关断电源。 6.15.6油净化装置的报警 (1) 当加热器出口油温高于设定上限温度值,声光报警器发出报警信号; (2) 当分离器出油口的压力低于设定压力时,声光报警器发出报警信号。 6.16 润滑油、顶轴油泵和盘车装置系统的运行 设备规范: a主 油 泵 型 式 : 蜗壳式离心泵 转 速: 3000r./min 流 量: 2800L/min 进口压力: 0.098MPa 出口压力: 1.96MPa b交流润滑油泵 流 量: 2700L/min 出口压力: 0.2744MPa 工作转速: 2950r/min 电机型号: 交流防爆三相异步电动机 电机功率: 30KW 工作电压; 380V c直流事故油泵 流 量: 2700L/min 出口压力: 0.2744MPa 工作转速: 3000r/min 电机型号: 直流电动机 电机功率: 30KW 工作电压; 220V d高压启动油泵 型 号: SNH210R40E6.7 流 量: 321L/min 出口压力: 2.0MPa 电机型号: YB160L-2 电机功率: 18.5KW 工作转速; 2930 r/min e顶轴油泵: 型 号: 25CCY14-1B1 出口压力: 31.5MPa 出口流量: 37.5L/min 工作转速: 1500r/min 电机型号: YB180M-4 电机功率: 18.5KW f盘车装置: 型 号: DDZP7.5-II 转 速: 4 r/min 电机功率: 7.5KW 电 压: 380V g.排烟风机: 风 量: 25 m3/min 风 压: 4116Pa 工作转速: 2890r/min 电机型号: YB112M-2 电机功率: 4KW 工作电压: 380V 6.16.1润滑油系统运行前的检查 (1) 启动前检查所有工作结束,系统各阀门位置正确,所有仪表齐全完好,各压力表一次门开启。 (2) 确认油箱油位正常(1946mm),油位计活动灵活,化验油质合格,主油箱底部放水检查无积水,确认主油箱事故放油门关闭。 (3) 交、直流油泵,顶轴油泵、盘车、排烟风机电源已送,联锁试验合格。 (4) 确认主机润滑油冷油器六通阀一侧投入, 一侧备用,检查润滑油滤网一侧投入, 一侧备用。 (5) 油箱油温低于10℃时应投油箱电加热器提高油温,当油温大于35℃时停电加热。 (6) 启动主油箱排烟风机,另一台风机做备用。 6.16.2 润滑油系统的投运 (1) 检查油箱油温高于21℃时可启动交流润滑油泵,向润滑油系统充油排空,检查油泵运行正常,泵出口油压0.098—0.12MPa。 (2) 将直流油泵置“联锁“备用。 (3) 检查冷油器水侧投入,将冷油器回水调门投自动,并注意润滑油冷油器回水调门动作正常。 (4) 检查油系统无泄漏现象。 6.16.3 顶轴油泵及盘车装置的启动 (1) 汽轮机冲转前连续盘车时间不少于2小时。 (2) 热态启动前盘车装置必须连续运行。 (3) 顶轴油泵及盘车装置必须在润滑油系统投运后方可启动。 (4) 在锅炉打压时盘车必须连续运行。 (5) 顶轴油泵的启动。 a) 检查顶轴油泵入口母管门开启。 b) 确认顶轴油泵入口门已开启,油箱油位正常。 c) 检查顶轴油泵至顶轴油母管系统正确。 d) 启动一台顶轴油泵运行,检查其电流、压力正常,运行良好,系统无泄漏。 e) 检查各瓦顶轴油压正常。 (4) 盘车装置的启动 a) 检查顶轴油泵运行正常,顶轴油压正常。 b) 检查润滑油压力正常。 c) 检查盘车控制开关在“远方”。 d) 在DCS上按下盘车的启动按钮,检查盘车装置应正常运转,转速稳定在4rpm,盘车电流正常,检查偏心率正常、稳定在0.07mm以内,倾听机组动静部分无金属摩擦声。 6.16.4润滑油、顶轴油泵及盘车装置的运行维护参数 6.16.4.1 运行整定参数 (1) 交流润滑油泵起动 油温21℃以上 (2) 盘车暖机 油温35℃以上 (3) 润滑油温      40-45℃正常 (4) 轴承回油温度  65℃以下正常 (5) 轴承回油温度 65℃报警 (6) 轴承回油温度 75℃停机 (7) 径向轴承金属温度 90℃以下正常 (8) 径向轴承金属温度 95℃报警 (9) 推力轴承金属温度 85℃以下正常 (10) 推力轴承金属温度 90℃报警 (11) 轴承润滑油压 0.098—0.12MPa正常 (12) 轴承润滑油压 0.08MPa润滑油压低报警 (13) 轴承润滑油压 0.07MPa交流润滑泵油泵投入 (14) 轴承润滑油压 0.06MPa直流润滑泵投入 (15) 轴承润滑油压 0.05MPa停机 (16) 轴承润滑油压 0.03MPa停盘车 (17) 顶轴油压 8.8~16.7MPa 正常 (18) 油箱油位     1946mm正常,H 2206mm, L 1746mm 6.16.4.2 切换冷油器 切除投运的冷油器并把备用冷油器投入运行的过程如下: (1) 备用冷油器投入水侧。 (2) 核实切换阀确系全开,备用冷油器充满油。 (3) 适当转动手轮,稍稍提起套筒。转动六通阀到备用冷油器运行位置。转动手轮降低锥形套筒使其落座。用于旋紧足以确保套筒就位。 (4) 当操作六通阀时,不要使用阀门扳手或任何其他辅助杠杆转动手轮。 6.16.4.3备用冷油器的维护 附注:备用冷油器必须充满油并准备随时投运。 6.16.5润滑油、顶轴油泵及盘车装置系统的停止。 (1) 润滑油、顶轴油泵及盘车装置系统的停止是指在汽轮机停机后的停止。 (2) 当汽缸高压内下缸内壁金属温度小于150℃可停止盘车运行。 (3) 停止顶轴油泵运行。 (4) 停止交流润滑油泵运行。 (5) 解除排烟风机联锁,停排烟风机。 (6) 切断冷油器的冷却水。 6.16.6润滑油泵、顶轴油泵及盘车装置的联锁 6.16.6.1交流润滑油泵的联锁保护 (1) 汽机跳闸,联启交流润滑油泵。 (2) 汽机润滑油压小于0.07MPa(汽机不是零转速),联启交流润滑油泵。 6.16.6.2直流润滑油泵的联锁保护 (1) 润滑油压小于0.06MPa联启直流润滑油泵。 (2) 交流润滑油泵事故跳闸联启直流润滑油泵。 6.16.6.3顶轴油泵的联锁保护 (1) 一台顶轴油泵运行,顶轴油泵跳闸联启备用顶轴油泵(备用顶轴油泵在“联锁”位)。 (2) 投联锁,汽机非零转速且转速200rpm,顶轴油压力低联启一台顶轴油泵。 (3) 投联锁,汽机跳闸联启一台顶轴油泵。 6.16.6.4盘车的联锁保护 (1)汽机转速大于1rpm且小于3rpm同时满足以下条件盘车自动联启: a) 任一台顶轴油泵运行延时15秒; b) 润滑油压大于0.098-0.12MPa。 c) 盘车在“远控”位置且盘车电机就地安全开关置于“ON”位置。 (2)当出现以下情况时盘车跳闸: a) 润滑油压小于0.03MPa; b) 盘车电机过电流; c) 盘车电机就地安全开关置于“OFF”位置; d) 运行中顶轴油泵跳闸。 6.16.7 异常运行及事故处理 6.16.7.1 润滑油压力下降 a) 现象: (1) “润滑油压力低”报警 (2) DCS-CRT及就地润滑油压力表指示下降至0.08MPa (3) 汽轮发电机组轴承金属温度及回油温度上升 b) 原因: (1) 主油泵或注油器工作不正常 (2) 压力油管泄漏 (3) 冷油器泄漏 (4) 主油箱油位过低 (5) 汽轮机交流润滑油泵或汽轮机直流润滑油泵出口逆止门不严 c) 处理: (1) 润滑油压力下降至0.07MPa,汽轮机交流润滑油泵应自动启动;油压下降至0.06MPa,汽轮机直流润滑油泵应自动启动,否则手动启动汽轮机交流润滑油泵,无效时启动汽轮机直流润滑油泵;注意监视汽轮发电机组各轴承金属温度和回油温度变化; (2) 检查主油箱油位,如油位低应启动润滑油输送泵,及时补油至正常油位; (3) 检查主油泵进出口压力,若主油泵、注油器工作失常,应汇报值长,联系检修处理; (4) 检查润滑油管路是否有泄漏,应设法隔离及堵漏; (5) 对冷油器进行查漏,若是冷油器泄漏,应切换冷油器; (6) 检查汽轮机交流润滑油泵和汽轮机直流润滑油泵出口压力表,若出口逆止门不严,应汇报值长,联系检修人员处理; (7) 润滑油压力降至0.05MPa,汽轮机应自动脱扣,否则手动脱扣汽轮机。 6.16.7.2 主油箱油位下降 a) 原因: (1) 油管路泄漏; (2) 冷油器泄漏 b) 处理: (1) 发现主油箱油位突然下降,应及时对油系统进行全面检查。若油管道破裂漏油时,应设法隔离或堵漏,并联系检修处理。油管路破裂严重时,视情况进行紧急停机处理。注意在靠近高温管道处做好防火措施; (2) 对冷油器进行查漏,若冷油器泄漏,应及时切换至备用冷油器运行; (3) 油位计故障,联系检修处理; (4) 若主油箱油温低引起油位下降,将油温提高至正常值; (5) 虽经补油而油位仍降至443mm无法维持时,应破坏真空紧急事故停机。 6.16.7.3 润滑油温异常升高 a) 现象: (1) 冷油器出口油温高; (2) 机组各轴承温度及其回油温度高报警。 b) 原因及处理: (1) 冷油器冷却水量少或冷却水温度高,应增加冷却水量及降低冷却水温度; (2) 冷油器脏污,切换到备用冷油器运行,同时联系检修处理; (3) 润滑油温自动调节失灵,应手动调节至油温正常; (4) 机组振动大、轴封漏汽大等均会导致油温升高,针对不同原因按有关规定处理。 6.17 EH油系统的运行 6.17.1系统投运前的检查 (1) 检修工作全部结束,工作票收回,现场清理干净,系统管道设备处于完好状态。 (2) 所有表计完好,各压力表、液位表一次门开启,联系热工人员将所有表计投入。 (3) 检查系统各阀门位置正确。 (4) 确认EH油箱油位正常,油质合格,油箱油温大于21℃,否则投入油箱加热装置,并检查油加热装置联锁投入。 (5) EH油冷却器投入。 (6) 确认EH油泵、EH油冷却泵、再生装置油泵电源已送。 6.17.2 EH油系统的启动 (1) 确认EH油温大于21℃,EH油泵入口门、出口门在开启状态。 (2) 启动一台EH油泵,检查油泵轴承振动、温度、泵内声音、出口压力正常,滤网前后压差及油箱油位正常,EH油母管压力在14.0±0.5MPa之间,检查系统无泄漏。 (3) 在DEH上将EH油泵联锁开关投入。 (4) 启动EH油过滤泵,投入油再生装置。 6.17.3运行中的检查及维护 (1) EH油系统压力在14MPa。 (2) EH油温正常在40—55℃,冷油器工作正常,回水调节电磁阀动作可靠。 (3) EH油泵电机温度正常,油泵及电机振动正常、无异音。 (4) 检查回油母管压力小于0.35MPa,油箱油位正常。 (5) 高、低压蓄能器工作正常, 高压蓄能器:充氮压力 8.4-9.2MPa (6) 检查EH油循环泵运行正常,冷油器滤网、再生装置滤网无堵塞。 6.17.4 EH油系统的停止 (1) 解除EH油泵联锁开关。 (2) 停止原运行EH油泵。 (3) 停止EH油过滤泵及再生装置。 6.17.5 EH油泵的切换 (1) 解除EH油泵联锁。 (2) 启动备用泵,检查运行正常后停止原运行泵。 (3) 将停止EH油泵投备用,投入EH油泵联锁。 6.17.6 EH油系统的保护联锁 (1) EH油箱油位低于510mm, 油箱油位低报警。 (2) EH油箱油位低于430mm, 油箱油位低低报警。 (3) EH油箱油位低于270mm, 动作停机。 (4) EH油母管压力高至16.2MPa, 压力高报警。 (5) EH油母管压力低至11.2MPa低报警,并且联动备用EH油泵。 (6) EH油母管压力降至9.8MPa,动作停机。 (7) EH系统回油压力大于0.35MPa时报警。 (8) EH油温大于57℃冷却油泵启动,,冷却水回水电磁阀打开. (9) EH油温小于37℃冷却油泵停止,冷却水回水电磁阀关闭. (10) EH油箱油温低于20℃时发报警信号,手投油箱电加热器,当油温高于50℃时停加 热器。 (11) 运行EH油泵跳闸,备用油泵自动启动。 6.17.7 EH油再生装置投运步骤: (1) 检查EH油再生油泵入口门开启。 (2) 启动EH油再生油泵,检查油泵运行正常。 (3) 缓慢开启EH油硅藻土过滤器旁路门预热,硅藻土过滤器入口油门在关闭状态。 (4) 检查精密过滤器出油管发热时,缓慢开启硅藻土过滤器入口油门,同时逐渐关闭硅藻土过滤器旁路门。 6.17.8 EH油再生装置停运步骤: (1) 开启EH油滤油泵至机械过滤器入口油门。 (2) 关闭硅藻土过滤器入口油门。 6.17.9 再生装置有关注意事项: (1) 再生装置投运要求EH油温在40—55℃之间。 (2) 再生装置运行时,EH油温在43—54℃时,硅藻土过滤器或精密过滤器顶部压力达0.35Mpa时,应及时通知检修更换该过滤器。 (3) 再生装置投运及停运时各机机长应做好记录。 (4) 具体执行时要征求调试同意后方可执行。 6.17.10 EH油系统的故障处理 6.17.10.1 EH油压低 a) 现象: (1) EH油压低报警。 (2) DEH及就地EH油压指示下降。 b) 原因: (1) EH油箱油位低。 (2) EH油泵故障或EH油泵出口滤网堵塞。 (3) EH油系统泄漏或误操作。 (4) 高压蓄能器氮压降低或到零。 (5) 油动机伺服阀泄漏。 (6) 供油装置安全溢流阀失灵。 c) 处理: (1) 当EH油压力降至11.2MPa时发“EH油压低报警信号”,备用EH油泵应自启动,否则手动启动备用EH油泵运行。 (2) 检查EH油系统有无泄漏,如有则在保证系统运行的前提下隔离泄漏点,汇报值长联系检修。 (3) 检查EH油泵出口滤网,若差压大时启动备用泵, 停原运行泵清洗滤网。 (4) 检查EH油泵出口压力,若出口压力低应启动备用EH油泵,停止原运行泵,汇报值长联系检修。 (5) 检查高压蓄能器内氮压低于8.4MPa汇报值长,通知检修重新充气。 (6) 若油动机伺服阀泄漏汇报值长减负荷,并根据伺服阀泄漏情况调整机组负荷,并通知检修处理。 (7) EH油压力降至9.8 MPa停机保护应动作,否则故障停机。 6.17.10.2 EH 油箱油温高 a) 现象: (1) EH 油箱油温指示高; (2) EH 油箱油温高报警。 b) 原因: (1) 安全溢流阀动作导致溢流; (2) 冷却水温过高; (3) 冷却水控制开关失灵; (4) 冷却水进出水门没开; (5) 冷却水控制电路故障。 c) 处理: (1) 若安全溢流阀动作导致溢流,应重新调整整定值或更换此阀。 (2) 若冷却水进出水门没开应开启。 (3) 冷却水控制回路故障应联系检修。 (4) EH油温大于57℃,检查冷却水回水电磁阀应开启。 第七章 汽轮机事故处理 7.1事故处理的原则 (1) 发生故障时,运行人员应迅速解除对人身和设备的威胁,找出发生故障的原因,并积极正确迅速的消除故障,同时应注意非故障设备的正常运行,必要时可增加非故障设备的负荷,以保证对用户的正常供电。 (2) 在处理事故过程中,运行人员应设法保证厂用电的供给,坚守岗位,集中全部精力来维持设备的正常运行,防止故障的扩大和蔓延,正确迅速的执行上级的命令。 (3) 机组发生故障时,运行人员一般应按下述方法进行正确处理: a) 根据仪表指示和机组外部的现象,肯定设备确已发生故障。 b) 迅速消除对人身和设备的危险,必要时应立即解列(或停用)发生故障的设备。 c) 迅速查清故障的性质,各岗位人员应互通情况,密切配合,在值长和机长的统一领导下迅速排除故障,在故障的每一阶段都必须尽可能迅速的汇报值长、机长和上一级领导以便及时采取正确的对策,防止事故扩大。 d) 处理事故时,动作应正确,迅速,不应急躁,在处理事故过程中接到所有命令应复诵一遍,如未听懂应及时问清,否则不应执行,命令执行后应及时向发令人汇报。 e) 若上级命令有明显危及人身和设备安全时,运行人员应拒绝执行,并向上一级汇报。 f) 事故处理过程中,不能进行交接班,接班人员应在当班人员的领导下协助处理事故,只有在操作告一段落,经双方机长协商,值长同意后方可进行交接班。 g) 事故消除后,运行人员应将事故发生的时间,地点,现象,原因,经过及处理方法详细记录在运行日志本上,班后应认真的总结分析,并从中吸取经验教训。 7.2 紧急停机和故障停机的条件及处理 7.2.1 遇到下列情况之一,应破坏真空紧急停机。 (1) 机组转速升至3330,而危急保安器不动作时。 (2) 机组突然发生强烈振动,或轴振达到254um. (3) 汽轮发电机组有明显的金属摩擦声和撞击声。 (4) 汽轮机发生水冲击时。 (5) 汽轮发电机组任一轴承断油、冒烟,轴承回油温度急剧上升超过75℃。 (6) 油系统着火无法扑救,且严重威胁机组安全运行时。 (7) 轴封、挡油环处发生多点火花或火环时。 (8) 发电机冒烟着火时。 (9) 油系统大量漏油,主油箱油位降至443mm无法补救时。 (10) 轴向位移突然增大超过﹢1.0或小于-1.2。 (11) 推力瓦任一金属温度急剧上升到95℃。 (12) 汽轮机高压差胀大于﹢6mm或小于-3.30mm,低压差胀大于﹢7mm或小于-4mm。 (13) 润滑油压降至0.05MPa时。 7.2.2 遇到下列情况之一,应立即汇报机长,值长,得到同意后按不破坏真空进行故障停机处理,并通知锅炉,电气值班员。 (1) 主汽温度、再热汽温上升到545℃且运行超过30min, (2) 主汽温度上升至550℃。 (3) 主、再热蒸汽温度非正常下降至432℃仍无法恢复时。 (4) 主蒸汽压力升高到14.2MPa,连续运行30min不能恢复或超过14.2MPa。 (5) 凝汽器真空降低,虽经减负荷至最低仍不能恢复并继续下降至-62.29kPa时。 (6) 主、再热蒸汽管道、高压给水管道或承压部件破裂,机组无法运行时。 (7) DEH工作失常,不能控制汽机转速、负荷时。 (8) EH油泵或EH油系统故障,危及机组安全或EH油压小于9.8 MPa时。 (9) 高、中压主汽门、调门卡涩。 (10) 厂用电源全部失去. (11) 低压缸排汽温度高至121℃时。 (12) 当热控DCS系统全部操作员站出现故障(所有CRT“黑屏”或“死机”),且无可靠的后备操作监视手段时。 (13) 当任一保护动作应跳而未跳时(属破坏真空停机的除外)。 7.2.3破坏真空紧急停机操作步骤 (1) 在控制盘上按“停机”按钮或机头就地“脱扣”,检查交流润滑油泵、顶轴油泵自动启动,否则手动启动,确认润滑油压正常。 (2) 检查负荷到零,发电机逆功率保护动作,发电机解列,机组转速下降,高、中压自动主汽门、调门以及各抽汽电动门、逆止门和高排逆止门关闭。 (3) 开启真空破坏门,停真空泵运行。 (4) 检查主、再热蒸汽管道各疏水阀是否在关闭状态,否则应立即手动关闭,检查低压缸喷水减温阀自动开启。 (5) 检查辅汽联箱汽源切换正常,轴封供汽压力、温度正常。 (6) 尽量切断或减少进入凝汽器的汽水,注意低压缸排气温度,凝汽器热井水位、除氧器水位的变化. (7) 转速到0,检查盘车装置自动投入且运行正常,记录盘车电流、转子偏心率及转子惰走时间。 (8) 完成停机的其它操作。 7.2.4不破坏真空故障停机的操作步骤 (1) 汇报值长、机长,申请停机,接到故障停机命令后,应快减负荷,并进行厂用电切换。 (2) 通知锅炉注意调整水位。 (3) 启动交流润滑油泵、顶轴油泵运行,检查顶轴油压、润滑油压正常。 (4) 在汽机控制盘上按下“停机”按钮或在机头“脱扣”,检查负荷到零,发电机逆功率保护动作,发电机解列,机转速下降,高、中压自动主汽门、调门以及各抽汽电动门、逆止门和高排逆止门关闭。 (5) 检查主、再热蒸汽管道各疏水阀自动打开,汽机本体疏水阀开启,本体疏水扩容器减温水自动打开。 (6) 手动开启高、低压旁路,检查旁路减温水自动投入,凝汽器后缸喷水阀联锁开启,凝汽器真空、注意监视凝汽器、除氧器水位。 (7) 确认辅汽联箱汽源切换正常、压力正常,轴封供汽压力、轴封温度正常。 (8) 转速到零,投入盘车运行,记录盘车电流、转子偏心率及转子惰走时间。 (9) 完成停机的其它操作。 7.3 主汽压力异常: (1) 主蒸汽的额定压力为13.24MPa,主蒸汽压力超过13.24MPa时,应进行调整,正常运行中主蒸汽压力不应超过13.73MPa。  (2) 若负荷降低过快,引起主汽压力升高,应设法稳定负荷,待汽压恢复后,再进行降低负荷工作。 (3) 若锅炉原因造成蒸汽压力升高,在其它运行条件允许的前提下,可适当增加负荷,注意调节级不超压。 (4) 若机组在满负荷下运行,可适当开启高、低压旁路或开启主蒸汽疏水,尽快恢复汽压,但要严密监视再热器压力,凝汽器真空及排汽缸温度。 (5) 主汽压力超过14.2MPa应汇报机长、值长,连续运行时间超过30分钟不能恢复或者超过14.2MPa应故障停机,全年累计运行不超过20小时。 (6) 主汽压力下降时,应尽快恢复,若因负荷增加过快,引起主蒸汽压力下降时, 应稳定负荷,待汽压恢复正常后方可加负荷。检查高旁是否误开,若误开应及时关闭。 (7) 若因锅炉原因造成主汽压力下降,则应汇报值长、机长适当减负荷,待主汽压力恢复正常后,再加负荷。 7.4 主、再热汽温异常 (1) 主、再热汽温额定值为535℃,正常运行中温度升至540℃时, 应尽快调整恢复, 主、再热汽温度在545℃全年累计运行时间不超过20小时。 (2) 主、再热汽温上升至540℃时,汇报机长、值长,并尽快恢复,在负荷低的情况下可适当增加负荷,并记录超温时间, 主、再热汽温上升至545℃连续运行超过30分钟时,应汇报值长,故障停机. (3) 主、再热汽温上升超过545℃时应立即汇报机长、值长,故障停机。 (4) 主、再热汽温下降至512℃,应汇报值、机长开始减负荷,汽温每下降1℃减负荷2.5MW, 汽温下降至492℃时开启汽机导管疏水,汽温下降至452℃,减负荷至零后,如汽温继续下降到432℃仍不能恢复,汇报值长、机长故障停机。 (5) 汽压正常,汽温在10分钟内直线下降50℃以上,汇报值长、机长,故障停机。 (6) 运行中汽温变化时,应加强对机组的振动、声音、差胀、轴向位移、推力轴承、支持轴承金属温度、高中压上、下缸金属温差及监视段压力的监视。 (7) 运行中主蒸汽压力、温度同时下降时,应以汽温下降处理为主,并尽快调整恢复。 7.5 汽轮机保护误动作 7.5.1现象: (1) 主汽门关闭报警、发电机解列、炉MFT可能动作。 (2) DEH指示负荷到零,DEH显示高、中压主汽门、调门全部关闭. 7.5.2原因: (1) 汽机ETS系统误动作,包括遥控停机保护信号误动。 (2) 人员误操作。 7.5.3处理: (1) 检查交流润滑油泵、顶轴油泵联动,汇报机、值长并检查跳闸记忆,确认跳闸原因。 (2) 如果汽机脱扣是ETS保护系统误动引起,则按事故停机步骤停机,并及时联系热控处理正常后恢复。 (3) 如果汽机“脱扣”是由于人员误操作引起,则应尽快恢复机组运行。 7.6 凝汽器真空下降 7.6.1现象: (1) 真空指示下降,低压缸排汽温度升高。 (2) 机组负荷下降。 7.6.2原因: (1) 循环水中断或循环水量不足。 (2) 轴封供汽压力低或低压轴封带水。 (3) 凝汽器满水。 (4) 真空泵故障或真空泵分离器水位高。 (5) 真空破坏门误开。 (6) 凝汽器热负荷过大。 (7) 水封阀密封水门误关,真空系统阀门误操作。 (8) 低压缸大气薄膜破损。 (9) 低压旁路误开。 (10) 真空系统有泄漏处。 7.6.3处理: (1) 发现真空下降时,应首先核对有关表计, 核对低压缸排汽温度和凝结水温度,并迅速查明真空下降原因立即处理, 同时汇报机、值长,真空下降3KPa时应立即启动备用真空泵。 (2) 当时进行与真空系统有关的操作时应立即停止,恢复原系统。 (3) 检查轴封压力是否正常,负荷低时应立即切换汽源,提高轴封压力。 (4) 检查循环水系统进、出口水温是否增大,循环水压力是否降低,循环水室是否有空气。 (5) 检查热井水位及凝结水泵工作是否正常,热井水位高时及时放水,凝泵工作失常时倒泵运行。 (6) 检查真空破坏门是否误开,误开应立即关闭。检查密封水是否中断。 (7) 检查真空泵工作是否正常,各气动门开关位置是否正确。检查真空泵汽水分离器水位是否正常,水位高时放水,水温高时开大水冷器冷却水门。 (8) 检查低旁是否关闭。 (9) 若循环水泵跳闸,应检查泵出口蝶阀是否联关, 若未联关应立即手动关闭出口蝶阀。 (10) 检查循环水、真空系统各阀门位置是否正确。 (11) 检查低压缸大气薄膜是否破损。 (12) 在凝汽器真空下降时,应加强监视各轴径振动、胀差、排汽温度、轴向位移等参数的变化。 (13) 若采取措施无效,真空仍继续下降,至- 72.59KPa.汇报值、机长,根据真空情况减负荷,真空每下降1KPa减负荷20MW。 (14) 如机组已减负荷至0,真空无法恢复,真空下降至- 62.29Kpa,真空低保护动作,保护未动时,应汇报值长、机长故障停机,必要时关闭高、低旁及主、再热管道的疏水。 (15) 凝汽器真空下降时,视后缸排汽温度情况,开后缸喷水阀,排汽温度不应大于60℃。 7.7 润滑油系统的故障 7.7.1主油泵工作失常: a) 现象: (1)前箱内有噪音。 (2)主油泵出口压力下降。 b) 原因: (1)主油泵叶轮损坏。 (2)前箱内压力油管泄漏。 c) 处理: (1)检查主油泵入口压力是否正常,前箱内有无异音,管道有无泄漏,密切监视主油泵出口及润滑油压的变化。 (2)汇报值长、机长,联系检修检查确认主油泵工作情况。 (3)若确认主油泵工作失常,应及时启动润滑油泵运行,汇报值长、机长,并根据情况采取相应的措施准备停机。 7.7.2润滑油压降低 a) 现象 (1) 润滑油压指示下降; (2) 润滑油压低报警; (3) 机组各轴承及回油温度升高。 b) 原因 (1) 主油泵工作失常; (2) 主油箱油位过低; (3) 润滑油供油管道泄漏; (4) 交、直流油泵出口逆止阀不严; (5) 润滑油过压阀误动; (6) 润滑油滤网堵塞。 c) 处理 (1) 润滑油压下降时,应及时分析查找原因,检查主油泵工作是否正常,当润滑油母管压力降至0.08MPa时,“润滑油压低”报警信号发, 润滑油母管压力降至0.07MPa时,检查交流润滑油泵联启;当润滑油母管压力降至0.06MPa时, 检查直流润滑油泵联启。 (2) 当润滑油母管压力降至0.05MPa时, 汽机跳闸,检查顶轴油泵联启,否则应手动启动。 (3) 若是由主油箱油位降低所致,应按油位下降处理。 (4) 若是交、直流油泵出口逆止阀不严或过压阀误动,应及时联系检修处理。 (5) 若是供油管道喷油且无法隔离应进行故障停机,严重时应紧急停机。 (6) 启动直流油泵,并汇报机长、值长, 注意监视汽轮发电机各轴承金属温度的变化。 (7) 润滑油压下降时,应加强对机组各轴承及回油温度和振动的监视。 7.7.3.主油箱油位下降 a) 现象 (1) 油箱油位指示下降; (2) 油箱油位低报警; (3) 润滑油压可能波动。 b) 原因 (1) 油系统管道漏油或冷油器铜管泄漏; (2) 油系统有关的放水门、排空气门、或放油门误开; (3) 油箱油温低。 c) 处理 (1) 核对油箱油位确认油位下降,应立即查明原因做相应处理,必要时应紧急补油。 (2) 若是润滑油管道破裂所致,应设法隔离或堵漏并联系检修处理,减少漏油,并做好防火措施;若冷油器泄漏所致应及时切换冷油器并联系检修处理。 (3) 当管道泄漏严重无法隔离且油位迅速下降至443mm时,应紧急停机。 7.7.4油箱油位升高 a) 现象 (1) 油位显示升高; (2) 油位高报警; b) 原因 (1) 轴封母管供汽压力太高; c) 处理 (1) 发现油箱油位升高,应进行油箱底部放水检查,并化验油质,必要时联系检修滤油. (2) 若轴封压力升高引起油位升高,应适当调整轴封压力。 (3) 运行中油箱油位不应高于2206mm。 7.7.5 油系统着火 (1) 值班人员一旦发现火情,应立即采取相应的措施,若不能立即扑灭,应立即打火警电话“119”通知消防队,并汇报值长、机长及有关领导。 (2) 值班人员严守工作岗位,加强对机组的运行监视, 在消防队到来之前,应注意不使火势蔓延至非故障设备和电缆处,同时应防止烧伤及窒息。 (3) 如火势蔓延无法控制且严重威胁到机组安全运行时,应破坏真空紧急停机。 (4) 根据情况,若主油箱着火,开启主油箱事故放油门,放油速度应适当,以使转子在未静止之前润滑油不中断。 (5) 若油管道泄漏引起着火,在转子静止后,应立即停润滑油泵,每间隔30分钟盘车180度。 (6) 若火灾己扑灭,启动润滑油泵、顶轴油泵按盘车规定进行盘车。 (7) 油系统着火可使用干式灭火器、二氧化碳灭火器或泡沫灭火器,严禁用水和沙子灭火。 7.7.6 润滑油温升高 a) 现象 (1) 润滑油温度显示值升高; (2) 润滑油温度高报警; (3) 轴承金属温度升高; (4) 各轴承回油温度升高。 b) 原因 (1) 冷油器冷却水温升高或冷却水量明显减少; (2) 冷油器脏污严重; (3) 润滑油压太低; (4) 油质恶化; (5) 冷油器冷却水回水调门失灵或误关。 c) 处理 (1) 若油温缓慢上升,应检查冷却水压及冷却水温正常,若由于冷油器回水调门失灵,应联系检修处理。 (2) 若冷油器脏污所致,应及时切换并通知检修处理。 (3) 若油温高导致轴承温度升高,则按轴承温度高处理。 7.7.7 盘车电机故障处理 7.7.7.1 若盘车运行中故障,查明故障原因,并尽快联系有关人员处理。 (1)若汽缸金属温度>150℃,应按下表进行手动盘车。 金属温度 盘车间隔时间 手动盘车角度 >450℃ 不停 连续盘车 350℃~450℃ 15分钟 每15分钟盘180度 250℃~350℃ ~~~ 30分钟 每30分钟盘180度 150℃~250℃ 1小时 每1小时盘180度 (2)如果轴系应该每M分钟180度,第一个180度应在轴系静止M/2时盘180度,此后手动盘车应M分钟进行一次,在最后一次手动盘车180度后的M/2时开始连续盘车。 (3)如果在盘180度以前,因盘车故障引起转子静止时间为t分钟,在盘过180度后,只能在t时间后,才能重新投入连续盘车。 (4)如果因某种原因需盘车几分之一转,那么在连续盘车前应手动盘车360度(含前面的 几分之一转)。 (5)汽机热态时,如果手动盘车不动,则禁止盘车。但必须保证顶轴油泵,交流润滑油泵正常运行,且润滑油温正常。 7.8 EH油系统的故障处理 7.8.1 EH油压低 a) 现象: (1) EH油压低报警。 (2) DEH及就地EH油压指示下降。 b) 原因: (1) EH油箱油位低。 (2) EH油泵故障或EH油泵出口滤网堵塞。 (3) EH油系统泄漏或误操作。 (4) 高压蓄能器氮压降低或到零。 (5) 油动机伺服阀泄漏。 (6) 供油装置安全溢流阀失灵。 c) 处理: (1) 当EH油压力降至11.2MPa时发“EH油压低报警信号”,备用EH油泵应自启动,否则启动备用EH油泵运行。 (2) 检查EH油系统有无泄漏,如有则在保证系统运行的前提下隔离泄漏点,汇报值长联系检修。 (3) 检查EH油泵出口滤网,若差压大时启动备用泵, 停原运行泵清洗滤网。 (4) 检查EH油泵出口压力,若出口压力低应启动备用EH油泵,停止原运行泵,汇报值长联系检修。 (5) 检查高压蓄能器内氮压低于8.4MPa汇报值长,通知检修重新充气。 (6) 若油动机伺服阀泄漏汇报值长减负荷,并根据伺服阀泄漏情况调整机组负荷,并通知检修处理。 (7) EH油压力降至9.8 MPa停机保护应动作,否则故障停机。 7.8.2 EH 油箱油温高 a) 现象: (1) EH 油箱油温指示高; (2) EH 油箱油温高报警。 b) 原因: (1) 安全溢流阀动作导致溢流; (2) 冷却水温过高; (3) 冷却水控制开关失灵; (4) 冷却水进出水门没开; (5) 冷却水控制电路故障。 c) 处理: (1) 若安全溢流阀动作导致溢流,应重新调整整定值或更换此阀。 (2) 若冷却水进出水门没开应开启。 (3) 冷却水控制回路故障应联系检修。 (4) EH油温大于57℃,检查冷却水回水电磁阀应开启。 7.9 汽轮机进水 7.9.1.现象 (1) 汽轮机上下缸温差≥50℃。 (2) 轴向位移、差胀、振动指示增大报警。 (3) 加热器满水,加热器水位异常报警。 (4) 抽汽管振动,有水击声,抽汽管道法兰有白色蒸汽冒出。 (5) 主再热蒸汽温度指示急剧下降。 (6) 主再热蒸汽压力指示急剧下降。 (7) 主蒸汽或再热蒸汽管道振动,轴封有水击声,管道法兰、法门密封环、汽缸结合面,轴封有白色蒸汽冒出。 (8) DCS-CRT显示轴封母管温度急剧下降。 (9) 汽轮机振动骤增,声音异常。 7.9.2.原因 (1) 给水自动调节失灵,造成汽包满水。 (2) 锅炉汽包压力急剧下降。 (3) 过热器或再热器减温器喷水阀失灵打开。 (4) 主再热器管道疏水不畅。 (5) 机组负荷突然变化。 (6) 炉水品质不合格。 (7) 加热器管泄漏或疏水不畅,抽汽逆止门、电动不严或卡涩。 (8) 高中压缸疏水不良 (9) 轴封母管和轴封供汽管疏水不畅; (10) 除氧器满水,抽汽逆止门、电动不严或卡涩。 7.9.3处理 (1) 汽轮机上下缸温差达50℃,应保持机组负荷检查原因。 (2) 开启汽轮机本体及有关蒸汽管道疏水阀。 (3) 主蒸汽压力急剧下降至减负荷值,运行人员应以高负荷率降负荷,直到主蒸汽压力、温度恢复。 (4) 若因过热器或再热器减温喷水阀失灵打开且主再热蒸汽温度急剧下降,引起汽轮机进水,应隔离过热器或再热器减温器喷水。 (5) 若因加热器满水引起汽轮机进水,应立即停用满水的加热器,并隔离放水。 (6) 若汽轮机上下缸温差达50℃或正常运行时主、再汽温度快速下降至485℃或发现主蒸汽、再热蒸汽管道法兰、法门密封环、高中压汽缸结合面有白色蒸汽冒出,按紧急故障停机处理。 (7) 记录汽轮机惰走时间,惰走时仔细倾听汽轮机内部声音。 (8) 汽轮机转子停止后盘车,严格执行停机时盘车运行规定。 (9) 汽轮机进水紧急故障停机后,若汽轮机再启动时,汽缸上下温差必须<50℃,转子偏心应<0.07mm。 (10) 汽轮机符合启动条件后,启动汽轮机,在启动过程中,应注意监视轴向位移、差胀、振动、轴承温度等参数及汽轮机本体的有关蒸汽管道疏水情况,如汽轮机重新启动时发现有异音或动静摩擦声,应立即破坏真空停机。 (11) 汽轮机进水时,如汽轮机轴向位移、差胀、振动、轴承温度达到跳闸值,惰走时间明显缩短或汽轮机内部有异音,应停机检查。 7.10机组异常振动 7.10.1现象: (1) DEH及TSI轴径振动指示增大,“振动大”报警。 (2) 就地机组振动明显增大。 7.10.2原因: (1) 机组负荷、参数骤变。 (2) 润滑油压、油温变化、油质恶化。 (3) 汽轮发电机组动静部分磨擦。 (4) 发电机静子、转子电流不平衡。 (5) 汽轮机进水或发生水冲击。 (6) 汽机断叶片或内部构件损坏脱落。 (7) 汽轮机膨胀不畅或不均。 (8) 机组轴瓦工作不正常. (9) 电网频率异常. (10) 低压缸轴封供汽温度不正常引起转子中心破坏. (11) 汽缸金属温差大,引起汽缸变形或大轴弯曲过大。 (12) 转子存在着质量不平衡或轴瓦间隙未调整好。 7.10.3处理: (1) 汽机在转速<2900rpm,任一轴径振动≥125um, 发“轴振动大”报警信号,必要时应打闸停机查找原因;在机组转速大于2900rpm或并网后振动增大到125 um发报警信号,应适当减小负荷,查找原因进行处理。 (2) 若机组负荷或进汽参数骤变,引起振动增加时,应稳定负荷和进汽参数,同时检查机组膨胀、胀差、轴向位移、上下缸温差的变化,如汽缸进水、汽轮机发生水冲击时应立即紧急停机。 (3) 检查润滑油压、油温是否正常,否则调整润滑油温、油压至正常。 (4) 就地倾听汽轮发电机内部声音,如发现汽轮机内部发出金属摩擦声或轴封内冒火花,应立即打闸停机。 (5) 如因发电机引起振动,应降低负荷,检查发电机静子、转子电流是否平衡,否则应查明原因。 (6) 在机组转速大于2900rpm或并网后当机组轴振达到254um应紧急停机。 7.11 轴向位移异常 7.11.1现象: (1) DEH及TSI轴向位移显示增大或者显示“轴向位移大”报警。 (2) 推力轴承工作异常,金属温度、回油温度升高。 (3) 调节级压力、监视段压力升高。 (4) 机组声音异常,振动增大。 7.11.2原因: (1) 进汽参数低,蒸汽流量大,汽轮机叶片过负荷。 (2) 汽轮机发生水冲击。 (3) 汽轮机叶片通流部分严重结垢或叶片脱落。 (4) 推力轴承断油或推力瓦块磨损。 (5) 凝汽器真空下降。 (6) 加热器故障切除。 (7) 电网周波下降。 7.11.3处理: (1) 发现轴向位移异常,应立即核实查找原因,汇报值长、机长,适当减负荷。 (2) 由于主蒸汽参数、再热汽参数降低,引起机组过负荷,应提高蒸汽参数,适当减小机组负荷。 (3) 若凝汽器真空下降,应立即查找原因,采取措施后,真空仍无法恢复,按规定减负荷。 (4) 机组负荷超限应及时调整,减负荷至正常值。 (5) 汽轮机叶片结垢,应汇报值长、机长降低机组出力,使轴向位移以及监视段压力恢复正常。 (6) 汽轮机发生水冲击,应立即破坏真空停机。 (7) 轴向位移小于-1.0mm或大于+0.8mm时,轴向位移大报警,密切注意推力轴承金属温度,机组运行情况,并汇报机长、值长进行减负荷。 (8) 当轴向位移增大,并出现不正常的声音或剧烈振动时, 应紧急停机。 (9) 轴向位移增大至动作保护值时,≥+1.0mm或≤-1.2 mm时,停机保护未动应立即破坏真空停机。 7.12汽轮发电机组轴承温度升高 7.12.1现象: (1) DCS及DEH轴承金属温度指示升高。 (2) 就地轴承回油温度升高。 (3) 轴承温度高报警。 7.12.2原因: (1) 润滑油温升高或润滑油压降低,轴承缺油或断油。 (2) 轴承本身损坏或油质不合格。 (3) 轴承内有杂物或进、出口油管堵塞。 (4) 轴承动静部分磨擦。 (5) 轴封漏汽过大。 (6) 机组过负荷。 7.12.3处理: (1) 轴承温度升高时,应检查轴承回油温度及润滑油压、润滑油温、轴封压力是否正常。 (2) 若润滑油温升高所至,应立即查明油温升高的原因,并进行调整。 (3) 若润滑油压下降或轴承内有杂物,轴承进、出油管堵,应汇报值长、机长,启动交流油泵运行,并查明原因进行处理。 (4) 轴封压力升高,轴封漏汽大,应查明原因,进行调整。 (5) 如必要时,可启动交、直流油泵及顶轴油泵运行。 (6) 当汽轮机任一轴承及发电机轴承金属温度达到90℃或推力轴承回油温度达到65℃应汇报机、值长减负荷。 (7) 当汽轮发电机组任一轴承金属温度达到90℃或推力轴承回油温度达到75℃,应破坏真空紧急停机。 7.13 汽轮机严重超速 7.13.1现象: (1) 机组突然负荷至零,发电机解列。 (2) DEH盘指示转速上升至危急保安器动作值并继续上升。 (3) 汽轮机发出不正常声音。 (4) 主油泵出口压力及润滑油压上升。 7.13.2原因: (1)发电机甩负荷到零,汽机调速系统工作不正常。 (2)发电机解列后高中压主汽门、调门及各抽汽逆止阀卡涩或关闭不到位。 7.13.3处理: (1) 立即破坏真空紧急停机,(若电跳机动作主汽门关闭)确认高、中压自动主汽门、调速汽门各抽汽逆止门均关闭严密,锅炉尽快卸压。 (2) 倾听机组内部声音,记录转子惰走时间。 (3) 对机组进行全面检查,查明超速原因,待机组故障消除并确认设备正常后方可重新启动,并应校验危急保安器及各超速保护装置动作正常后方可并网带负荷。 (4) 重新启动过程中应对机组振动、内部声音、轴承温度、轴向位移等进行重点检查与监视,发现异常应停止启动。 7.14机组甩负荷 7.14.1发电机跳闸,电跳机保护未动作,0PC超速动作,机组未超速。 a) 现象: (1) DEH盘负荷指示到零,机组转速升高到3090rpm后又稳定在3000rpm左右,DEH画面显示高、中压调门关闭,高、中压主汽门开启,并且高压调门延时4~5秒后重新开启, 中压调速汽门在转速低于3000rpm后重新开启维持3000rpm。 (2) “主汽门关闭”信号未发。 b) 处理: (1) 判断故障原因,确认各转机运行正常,汽机本体无故障,维持机组3000rpm运行。 (2) 切换轴封汽源,维持轴封压力、温度正常。 (3) 全面检查机组运行情况正常,各参数在规定范围内。 (4) 检查后汽缸喷水阀已自动投入,低压缸排汽温度正常。 (5) 确认机组无异常,汇报机、值长,尽快并网。 (6) 若电气故障,短时间不能恢复,汇报值长、机长,按正常停机处理。 7.14.2发电机跳闸,电跳机保护动作,主汽门关闭停机。 (1) 立即启动交流油泵运行,确认高、中压主汽门、调速汽门关闭,注意机组转速,防止超速。 (2) 分析事故原因。 (3) 其它处理按故障停机处理。 7.14.3机组负荷到零,主汽门关闭。 (1) 如果保护正确动作,按事故停机处理。 (2) 若危急保安器或者汽机保护误动,启动交流油泵运行,查明原因,联系检修处理。 (3) 对机组进行全面检查,待保护误动确认并消除后“复置”冲转。 7.15机组断叶片 7.15.1现象: (1) 汽轮机内部有明显的金属撞击声。 (2) 机组振动增大。 (3) 汽轮机监视段压力异常,轴向位移、推力轴承金属温度异常变化。 (4) 凝结水硬度、导电率明显上升。 7.15.2处理: (1) 若汽机叶片在运行中损坏或断落,不一定同时出现上述现象。 (2) 若出现下述现象之一时,应立即破坏真空紧急停机。 a) 汽轮机内有明显的金属撞击声。 b) 汽轮机发生强烈振动。 (3) 正常运行中如发现调节级压力或某两段抽汽压力异常变化时,应立即进行综合分析,如出现相同工况下负荷不变,轴向位移、推力瓦温度有明显变化或轴承振动有明显增大时,应汇报值长,申请减负荷停机。 (4) 若汽轮机低压叶片断落打破凝汽器铜管,使凝结水硬度、导电率上升,但机组无异音,振动无明显变化,应汇报机、值长,凝汽器半边运行铜管堵漏。 7.16 厂用电中断 7.16.1部分厂用电中断: a) 现象: (1) 部分6KV或380V转机停用,备用泵自启动。 (2) 跳闸泵声光报警。 b) 处理: (1) 检查备用泵或风机应联动,否则手动启动。 (2) 恢复联动泵“启动”按钮和跳闸泵“停止”按钮。 (3) 调整并全面检查各运行参数在正常范围内。 (4) 尽快恢复厂用电的供给。 (5) 若厂用电不能迅速恢复,各运行参数超过了正常值时,应按相应规定进行处理。 7.16.2厂用电全停 a) 现象: (1) 交流照明灯全部熄灭,事故照明灯亮。 (2) 所有运行的交流转机突然停转,电流到零,备用辅机不能自投,声光报警发出。 (3) 机房内声音突变。 (4) 锅炉MFT,汽轮机、发变组跳闸。 (5) 汽压、汽温、真空迅速下降。 b) 处理: (1) 厂用电中断时,确认机组汽机跳闸后,确认汽机转速下降,直流润滑油泵联锁启动运行,否则立即手动启动。 (2) 关闭高、低旁路,禁止向凝汽器排汽水。 (3) 将各失电辅机联锁解除,复置“停止”按钮。 (4) 检查380VPcIA备用电源投入正常后,应启动交流润滑油泵、顶轴油泵及盘车电机运行,油压正常后停止直流润滑油泵。 (5) 汇报机、值长,尽快恢复厂用电源,首先保证油泵、盘车及循环水泵的电源,以便及早盘车。 (6) 汽机跳闸惰走过程中,应注意倾听机组各部分声音正常,汽机的高、低压缸差胀、振动、轴向位移、上下缸温差正常。 (7) 凝汽器真空未到零时,设法保持轴封供汽正常;若真空已接近为零,可打开真空破坏门进行泄压。 (8) 当380V备用电源因故暂不能投入时,转子静止后应按盘车电机跳闸之有关规定处理。 (9) 厂用电恢复后对机组进行全面检查,按值长的命令根据机组所处状态做好恢复工作。 (10) 汽轮机转子静止后,若大轴出现暂时弯曲,应进行直轴工作。 7.17高压加热器故障 7.17.1.高加紧急故障停运条件 (1) 汽水管道阀门爆破,危及设备、人身安全时。 (2) 水位升高经处理无效,水位升高至保护动作值。 (3) 水位计失灵,无法监视水位。 (4) 水位自动调整门失灵,无法控制水位。 7.17.2高加紧急停运操作 (1) 立即解列故障加热器,使水侧走旁路,并按规定带负荷。 (2) 汇报机长,注意给水压力、温度。 (3) 检查解列高加各阀门动作正确。 (4) 关闭高加至除氧器空气门。 (5) 注意除氧器压力和水位的变化。 (6) 检查抽汽电动门、逆止门关闭,抽汽管道的疏水门开启。 7.17.3给水温度下降 a) 原因 (1) 高加水位过高; (2) 机组负荷降低; (3) 抽汽管电动门、逆止门没全开,抽汽管道疏水门误开; (4) 空气侧存有空气; b) 处理 (1) 高加水位升高,保护不动作时,应紧急停用高加。 (2) 高加汽侧凝聚空气时,进行放空气操作。 (3) 高加进水温度降低,应检查负荷、除氧器压力及温度是否正常,并进行相应调整。 (4) 高加进汽压力下降时,应对照负荷,若负荷正常应检查各抽汽电动、抽汽逆止门未开足或误关,检查抽汽管道的疏水是否误开。 (5) 高加传热不佳,端差上升时应检查高加水位是否低,水位低时应及时调节,并检查危急疏水阀是否关闭。 7.17.4高加水位升高 a) 现象 (1) 加热器水位指示上升; (2) 加热器水位高报警; (3) 加热器出水温度下降。 b) 原因 (1) 汽液两相流疏水阀调节失灵; (2) 加热器泄漏; (3) 水位计失灵。 c) 处理 (1) 校对高加水位计,检查高加出水温度及疏水温度是否降低,确认高加水位升高。 (2) 检查两相流疏水阀前,后截门开度是否正常,疏水阀进汽门开度是否过大,可稍作调整,效果不明显时,可开启疏水阀旁路门,注意监视本加热器水位及下一级加热器水位。 (3) 当高加水位继续上升达到+250mm时(水位0位为基准线上1150mm处),发高(HH)值报警,并自动打开危急疏水阀, (4) 若危急疏水阀开启后,高加水位仍有上升,当高加水位升至高+500mm,发(HHH)报警值时,高加应自动解列,否则手动紧急解列高加,确认各阀门动作正确。 (5) 查明水位高原因,联系检修处理。 (6) 若高加水位实际不高、可能热工电接点水位有问题或水位高误发,应联系热工处理。 (7) 若高加水位波动大,应联系热工尽快检查处理。 (8) 如果高加水位高,并同时出现相应抽汽管道内发生水冲击,应立即紧急停用高加,并检查机组运行情况,如高加水位引起汽机水冲击,按汽机水冲击处理。 7.18 低压加热器故障 (1) 低加水位高时,应校对低加水位计,检查低加疏水调整门调节是否正常,自动是否正常,否则联系检修处理。 (2) 若低加铜管泄漏无法维持正常水位,汇报值长,停用该台低加。 (3) 若低加水位升高,并同时出现相应抽汽管道内发生水冲击声时,应立即切除该台低加,并注意机组运行情况,若机组发生水冲击,按水冲击进行处理。 (4) 低加停用后,要注意除氧器压力,检查除氧器运行是否正常。 (5) 低加水位异常的原因及处理: a)原因 (1) 有关的气动调节阀失灵. (2) #6、#5、#4低加泄漏. (3) 系统有关阀门状态不正确. b)处理 (1) 检查有关气动调节阀工作情况,恢复正常. (2) 检查有关阀门状态,并恢复正常. (3) 若低加泄漏,则应停止泄漏低加运行. 7.19 除氧器故障 7.19.1含氧量不合格 (1) 除氧器加热不足时,应调整除氧器汽源压力。 (2) 适当调整排氧门开度,加大排氧量。 (3) 确认化验是否正确。 7.19.2除氧器水位过高 (1) 检查除氧器水位自动是否失灵,否则改为手动关小调整,联系处理。 (2) 检查除氧器水位调节旁路是否误开,误开时应立即关闭。 (3) 检查凝泵再循环是否动作正常。 (4) 检查、校对除氧器水位,检查并确认锅炉上水系统正常。 (5) 当除氧器水位高至2750mm时,除氧器至凝汽器溢流门电磁阀应自动开启,否则手动开启。 (6) 当除氧器水位高至2800mm时,联开除氧器至凝汽器溢流阀,联关三段抽汽至除氧器电动门、逆止门,联开三段抽汽管道疏水阀。 7.19.3除氧器水位过低 a) 原因 (1) 除氧器水位调门自动失灵指示开度过小或关闭; (2) 除氧器溢流门误开; (3) 凝结水泵工作失常; (4) 凝结水系统泄漏,放水门不严或误开; (5) 凝结水再循环误开; (6) 凝结水至定排放水门误开。 (7) 凝结水各减温水调门开启过大。 b) 检查和处理 (1) 检查除氧器水位自动是否失灵,否则应切为手动,开大调门,增加补水维持除氧器水位正常。 (2) 检查凝泵再循环、除氧器溢流、放水门是否误开,否则关闭。 (3) 检查凝泵工作是否正常,否则启动备用泵。 (4) 若凝结水系统泄漏应隔离之。 (5) 当除氧器水位降至2000mm水位调门全开仍不能恢复,可开启除氧器水位调节旁路门,并可根据水位情况,适当降低负荷,并汇报机、值长。 (6) 除氧器水位降低时,密切注意给水泵运行情况以防给水泵汽化。 7.19.4除氧器振动: (1) 除氧器由于突然补水量增大引起振动,应放慢补水速度。 (2) 除氧器满水引起振动,应放水并减小补水。 (3) 进水温度过高,在除氧器内引起沸腾时应及时调整除氧器压力。 (4) 启动暖管不充分时,延长暖管疏水时间。 (5) 避免除氧器进汽、进水的剧增剧减。 7.20 凝汽器水位异常 7.20.1凝汽器水位高 a) 原因: (1) 凝泵故障。 (2) 凝汽器铜管泄漏。 (3) 除氧器水位调节失灵或凝泵再循环误开。 (4) 凝汽器水位调门失灵。 (5) 低加疏水水位调整不正常。 b) 处理: (1) 凝汽器水位高时,检查凝汽器补水自动是否失灵,否则切手动关小调门补水。 (2) 检查凝泵是否故障,若故障应启动备用泵运行。 (3) 若除氧器水位自动失灵,切手动增加除氧器补水量。 (4) 化验凝结水水质,若凝汽器铜管泄漏,应进行凝汽器半边查漏。 (5) 凝汽器水位过高时应注意凝汽器真空。 (6) 检查低加疏水水位调整是否正常,否则恢复正常. (7) 检查低加的水位,若因事故疏水阀误开, 尽快恢复正常. (8) 采取措施无效时应及时开启轴加出口凝汽器水位调整门调整,尽快恢复至正常水位。 7.20.2.凝汽器水位低 a) 现象: (1) 凝汽器水位低报警。 (2) 电接点水位计和DCS上显示水位低。 (3) 凝泵出口压力低并摆动或备用凝泵联动。 b) 原因: (1) 凝汽器补水调门自动失灵。 (2) 凝结水系统泄漏或系统放水门误开。 (3) 除氧器水位补的过高或除氧器放水门误开。 c) 处理: (1) 凝汽器补水调节失灵时切手动,开大补水门, 必要时启动除盐水输送泵补水。 (2) 检查凝结水系统是否泄漏或放水门是否误开。 (3) 检查除氧器水位正常,放水门在关闭状态。 7.21旁路装置故障 7.21.1原因 (1) 高、低压旁路自动失灵。 (2) 热工信号误发。 7.21.2处理: (1) 若旁路自动失灵,应立即关闭高旁,联系热工处理。 (2) 若热工信号误发,应立即关闭高旁,汇报班、值长,联系热工处理。 (3) 若旁路开启后无法关闭,将负荷控制在允许范围内,密切注意机组振动、轴向位移、 高排压力、温度、真空及各轴承温度等参数,联系检修尽快检查处理,必要时申请停机处理。 7.22离心泵的故障处理 7.22.1发现下列情况之一,应按事故按钮紧急停泵,并汇报机长、值长. (1) 严重威胁设备人身安全时. (2) 水泵或电机发生强烈振动或清楚地听到泵内有明显的金属摩擦声时。 (3) 轴承冒烟或着火时。 (4) 电机冒烟或着火时。 7.22.2 发生下列情况投入备用泵、停止故障泵。 (1) 泵汽化不打水。 (2) 电机温升超过65℃或电机温度超过110℃。 (3) 轴承温度超过规定值。 (4) 盘根发热冒烟、泄漏严重。 (5) 轴承振动超过规定值。 7.22.3运行泵跳闸,备用泵联动 (1) 确认运行泵跳闸,备用泵联动正常,复位各操作开关。 (2) 检查联动泵运行正常。 (3) 分析跳闸原因,消除缺陷后,启动运行,检查一切正常后,停联动泵备用。 7.22.4运行泵跳闸,备用泵没联动 (1) 确认运行泵跳闸,电流到零,备用泵没联动。 (2) 迅速启动备用泵,复位跳闸泵按钮.检查运行泵一切正常。 (3) 查明跳闸及不联动原因,消除缺陷后启动运行, 停原备用泵备用。 7.22.5凝泵出口压力、电流下降。 (1) 检查凝汽器水位是否正常,水位低时及时补水。 (2) 检查凝泵密封水系统是否正常。 (3) 检查凝泵进口空气门是否开启。 (4) 采取以上措施无效时,启动备用泵,停故障泵,联系检修处理。 7.22.6循环泵跳闸 (1) 检查跳闸泵出口蝶阀应联关,否则应立即手动关闭防止循环水泵倒转。 (2) 若一台循环泵跳闸,另一台运行,根据真空下降情况立即减负荷。 (3) 若两台循环水泵均跳闸,将引起凝汽器真空下降,保护动作而使汽机跳闸。 (4) 关闭所有至凝汽器的疏水,机组跳闸前负荷应尽可能减至最低。 (5) 凝汽器水侧断水后,造成排汽缸温度升高,需低压缸排汽温度50℃以下方可启动循环水泵通水。 (6) 若因6KV失电造成,应尽快恢复。 (7) 若因循环泵入口水池水位低造成,应检查滤网是否清洁,冷水塔水位是否过低,若水池水位较低暂不能恢复时,为防止循环泵跳闸,应减少机组负荷,停止一台循环泵,并增加补水量。 7.22.7循环泵发生异常振动和噪音. a) 原因: (1) 冷却塔水位过低或出口滤网堵. (2) 止推轴承、导瓦损坏. (3) 泵内有异物卡住或进出口蝶阀误关. (4) 叶轮损坏。 (5) 转子弯曲。 (6) 电机振动大。 (7) 电机转子与水泵转子中心不一致。 b) 处理: (1) 冷却塔水位过低,应立即设法提高冷却塔水位,塔池出口滤网堵,应联系检修及时清扫。 (2) 检查进、出口蝶阀误关时应迅速打开。 (3) 其它原因振动大,应联系检修查找原因。 (4) 当循环水泵振动、瓦温、线圈温度超过规定值时,停循环水泵运行。 7.22.8 泵不打水、电流压力下降的原因及处理 a) 原因: (1) 电动机旋转方向不正确。 (2) 泵入口吸入压力低、入口滤网堵塞。 (3) 泵内没有充满水、有空气。 (4) 在真空状态下工作的泵吸入管有空气。 (5) 入口门头脱落或入口门误关。 (6) 泵的通流部分堵塞。 (7) 泵叶片损坏、卡圈间隙大或磨损。 (8) 盘根轴封处不严漏空气。 (9) 周波低 b) 处理: (1) 旋转方向不正确时,可停泵联系检修处理,周波低时联系电气恢复。 (2) 泵吸入压力低时,采取增大吸入压力的措施,无效时启动备用泵。停故障泵。 (3) 泵内有空气时,停泵放空气后再启动。 (4) 其它原因应停泵联系检修进行处理。 7.22.9 电动机过载的原因及处理: a) 原因 (1) 泵的出力超过规定值 (2) 电流电压下降 (3) 盘根压的过紧。 (4) 泵或电机内动静部分磨擦。 b) 处理 (1) 如果是泵出力引起电动机过载应启动备用泵或节流出口门来控制。 (2) 电源电压低时联系电气恢复。 (3) 其它原因应联系检修处理。 7.22.10 泵振动大的原因及处理: a) 原因 (1) 泵和电机中心不正 (2) 转子弯曲 (3) 转子不平衡。 (4) 基础地脚螺丝有松动。 (5) 管道振动 (6) 泵汽化。 (7) 轴承损坏或油质不好。 b) 处理 泵振动大首先启动备用泵,停故障泵,如汽化、管道振动,应采取措施消除泵汽化、管道振动。油质不好引起应换油后再启动,如系其它原因应联系检修处理。 7.22.11 轴承发热的原因及处理 a) 原因 (1) 轴承检修不良。 (2) 泵和电动机中心不正。 (3) 润滑油不足或油质恶化、油环卡涩、轴承冷却水不足。 (4) 轴承磨损。 b) 处理 (1) 如系润滑油不足或油质不好引起时,应及时补油或换油,冷却水不足时应及时调整。 (2) 如系其它原因应停泵联系检修处理。 7.22.12盘根发热的原因及处理 a) 原因 (1) 盘根压的太紧或不正 (2) 盘根冷却水量不足。 (3) 密封水量不足。 b) 处理 (1) 冷却水或密封水量不足时及时调整冷却水量。 (2) 如系其它原因应停泵联系检修处理。 7.23厂房内失火 7.23.1失火原因 (1) 汽机油系统、锅炉燃油系统泄漏; (2) 制粉系统爆炸或自燃; (3) 电缆故障或室内配电装置故障; (4) 变压器或互感器故障; (5) 工作人员不慎失火。 7.23.2失火处理原则: (1) 根据集控火灾报警系统及现场情况,一旦发现火情应立即到现场,按消防规程的要求进行灭火处理,若火势严重应迅速联系消防队、同时汇报领导。 (2) 在消防队未到之前,各值班人员在值长的统一指挥下进行灭火,并设法控制火灾区域不使其蔓延。 (3) 各值班人员不得擅离岗位,加强对机组运行设备的监视并排除故障设备的运行,若火情危及设备或机组安全运行时,应紧急停止该设备及机组运行。 (4) 对装有自动灭火系统的区域,应检查各自动系统是否投入,否则应立即手动投入。 (5) 对于汽机油系统着火时,在打闸盘车后应保证润滑油泵运行,当火势危及主油箱或临近设备时,应立即打开主油箱事故放油阀,但应尽可能保证机组惰走时间所需的润滑油。 (6) 遇电气设备着火应先切断电源,然后用CO2、1211等灭火器灭火,禁止用泡沫灭火器灭火。 (7) 油系统着火应使用干粉、CO2、1211等灭火器灭火,严禁用沙子或水灭火。 7.24 管道故障 7.24.1管道泄漏或破裂 (1) 设法隔离故障管道。 (2) 若无法隔离且泄漏或破裂较轻,没有危及人身及设备安全时,应维持运行,汇报机长、值长,并联系检修处理。 (3) 若严重泄漏,危及设备和人身安全时,应申请停机。 7.24.2蒸汽管道发生异常振动 (1) 应检查管道疏水及暖管情况,开启有关疏水。 (2) 检查管道的支吊架是否正常。 (3) 若抽汽管道振动,应检查是否因加热器满水引起。 (4) 当检查蒸汽管道振动是由于水冲击引起时,按水冲击处理。 7.24.3汽水管道故障处理中的原则 (1) 尽可能不使工作人员和设备遭受损害。 (2) 尽可能不停运行设备。 (3) 先关来汽、来水阀门,后关送汽、送水阀门。 (4) 先关离故障点近的阀门,若无法接近隔离点,应扩大隔离范围,待可以接近隔离点时,应迅速缩小隔离范围。 7.24.4管道泄漏或破裂时的其它注意事项: (1) 若漏出的汽水有可能导致保护装置误动时,可汇报值长同意后,联系热工部将保护暂时解除。 (2) 采取必要的防水及防止电气设备受潮的临时措施。 (3) 管道泄漏或破裂时切勿乱跑,以防被汽、水烫伤、吹伤。 7.25 仪表及DCS数据指示失常 (1) 发现仪表及DCS数据指示变化,应先检查设备运行状态和对照有关表计、数据指示,并弄清指示变化的原因,分析判断是设备运行异常还是仪表等故障。 (2) 确认系统仪表故障时,应立即通知电控人员处理,重要表计故障直接影响运行参数的监视时,应汇报机、值长,在故障表计未修复以前,采取必要的措施,参照有关表计加强监视机组的运行状态。 (3) 关于重要带保护的表计故障,应汇报值长、机长和有关领导,经有关领导同意后,先解 除相应保护再进行处理。 附: 1) 机组主要热力特性汇总表 2) 机组启、停机曲线 1.汽轮机主要热力特性: 夏季 工况 最大纯凝 工况 额定纯凝 工况 额定抽汽 工况 最大抽汽 工况 高加停用 工况 75%额定 工况 50%额定 工况 40%额定 工况 30%额定 工况 出力KW 135000 157178 150019 135001 121840 135000 112501 75000 60000 45000 热耗值KJ/KW.h 8532.2 8199.4 8211.9 7270.1 6577.2 8404.8 8262.4 8505.6 8675.2 8950.4 主汽压力MPa 13.24 13.24 13.24 13.24 13.24 13.24 13.24 13.24 13.24 13.24 再热汽压MPa 3.522 3.962 3.770 3.928 3.937 3.428 2.753 1.841 1.483 1.129 主汽温度℃ 535 535 535 535 535 535 535 535 535 535 再热汽温℃ 535 535 535 535 535 535 535 535 535 535 主汽流量t/h 426.01 480 455.54 478.69 480 372.83 328.58 217.09 174.15 132.31 再热蒸汽流量t/h 376.50 423.93 403.01 422.37 423.46 360.96 293.12 195.16 159.61 119.32 排汽压力MPa 11.8 5.1 4.9 4.0 3.5 4.7 4.1 3.5 3.2 3.0 排汽流量t/h 299.34 325.56 310.87 223.81 164.22 289.80 232.47 160.27 131.26 102.25 补给水率% 3 0 0 0 0 0 0 0 0 0 给水温度℃ 239.2 246.1 243.1 245.5 245.7 175.3 225.3 204.3 193.8 181.2 2.机组启动曲线 图1 机组冷态启动曲线 图2 滑参数停机曲线 图3 正常停机曲线 图4 热态启动曲线(内缸温度下半350℃) 本文档由香当网(https://www.xiangdang.net)用户上传

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    文档贡献者

    聆听雨寂

    贡献于2019-06-29

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