1、 600MW超临界火电机组培训教材汽机分册安徽华电宿州发电有限公司 600MW超临界火电机组培训教材汽 机分册编写：楚洪磊初审：刘 平审核：吕顺喜批准：张代新安徽华电宿州发电有限公司前 言安徽华电宿州发电有限公司计划总装机容量为3200MW，其中一期工程装机两台600MW超临界火电机组，二期工程计划装机两台1000MW超超临界火电机组。一期工程汽轮机是由上海汽轮机有限公司制造的引进型超临界中间再热凝汽式汽轮机，型号为：N600/24.2/566/566，DCS控制系统为美国西屋公司OVATION分散控制系统。汽机分册主要包括安徽华电宿州发电有限公司一期工程汽轮机的概况和运行原理、辅助系统介绍、
2、主辅设备运行操作以及机组的试验、事故处理、二十五项反措等方面的内容，希望对运行人员的学习和培训工作能有所帮助。本教材是根据西南电力设计院和安徽电力设计院的设计技术资料、设备制造厂家说明书，结合二十五项反措和本工程实际情况编写而成。在编写此教材中，由于部分技术资料欠缺及设备未经生产调试，部分内容与我厂设备有一定差异，有待根据设备到货和现场执行情况进行完善修改。本教材所涵盖内容仅作为培训参考用书，如与相关设备说明书、上级法规及我厂相关的规程、规定相抵触，应以上级规程、规定为准。全书共分八章，主要参与编写人员有楚洪磊、马士东、袁洪涛、何胜等。另外，在教材编写过程中，公司各级领导和相关专业人员给予了大
3、力支持和帮助并为编写工作提出了许多宝贵意见，在此表示衷心的感谢。由于时间仓促，编写水平的限制，书中难免存有许多不妥之处，敬请批评指正，以备继续修改完善。编 者 2006.06.17 82目 录 第一章 概 述1第一节 全厂概况1第二节 热控及信息管理系统4第二章 汽轮机辅助设备7第一节 凝汽器设备7第二节 真空泵组19第三节 高压加热器23第四节 低压加热器30第五节 轴封加热器35第六节 除氧器38第七节 循环水泵44第八节 凝结水泵48第九节 冷却水塔51第三章 给水泵组及其驱动汽轮机54第一节 汽动给水泵组54第二节 电动给水泵组61第三节 小汽轮机及其系统68第四章 汽轮机总体介绍81
4、第一节 汽轮机概述81第二节 汽轮机本体84第五章 汽轮机组的系统102第一节 主、再蒸汽系统102第二节 旁路系统108第三节 回热抽汽系统111第四节 主凝结水系统116第五节 主给水及除氧系统124第六节 加热器的疏水与放气系统131第七节 辅助蒸汽系统136第八节 汽轮机轴封系统139第九节 凝汽器抽真空及其连接管道系统143第十节 循环水系统148第十一节 闭式冷却水和开式冷却水系统1573第十二节 汽轮机供油系统157第十三节 主机抗燃油系统164第十四节 发电机氢气冷却系统168第十五节 发电机密封油系统173第十六节 发电机定子冷却水系统178第六章 汽轮机的运行和维护183第
5、一节 汽轮机启停概述183第二节 冷态启动190第三节 热态启动199第四节 汽轮机正常停机202第五节 汽轮机事故停机205第六节 汽轮机的正常运行和调整208第七节 汽轮机组的试验211第七章 汽轮机组自动控制系统223第一节 主要名词术语解释223第二节 热工自动化水平223第三节 分散控制系统（DCS）简介227第八章 汽轮机典型事故及预防245第一节 概 述245第二节 汽轮机大轴弯曲事故247第三节 汽轮机进水事故249第四节 汽轮发电机组振动事故253第五节 汽轮机油系统事故260第六节 汽轮机通流部分磨损事故264第七节 汽轮机叶片损坏事故266第八节 凝汽器真空下降268第九
6、节 其它故障271附1：热机部分基本常识273汽轮机培训教材 概 述 第一章 概 述第一节 全厂概况1、厂址概述宿州电厂地处宿州市埇桥区，根据可行性研究报告审查意见，优先选择王楼厂址为本工程厂址。厂址位于宿州市北部、距市区18km。厂区西靠打鼓山，南接王楼，北临曹庄。厂址东侧紧临国铁京沪线和206国道，南侧1km处有国铁符夹线。厂区地势西高东低。电厂采用新汴河地表水资源、调水资源、城市中水作为循环水补充水源，距离厂址直线距离约16km；灰场采用厂址西北部约6km处的牛口山谷。铁路专用线拟从符夹线上闸河站接轨，专用线长约6km；进厂公路从206国道引入，长约2.0km。2、自然地理条件素有安徽北
7、大门之称的宿州市，位于黄淮平原南端，与苏、鲁、豫3省11县接壤，北邻江苏徐州市和山东菏泽市，西接河南商丘市，东连江苏淮阴市。1999年春，撤地建市，设立省辖宿州市。宿州电厂厂址地貌为山间冲积平原，厂址区地势呈西高东低，地形略有起伏，场地标高在27.834.8m之间(1956年黄海高程系，下同)，最大高差在7m左右。厂址下覆基岩为寒武系灰岩、泥灰岩及砂质页岩等，上部地层为第四系全新统更新统冲积层。厂区内基本上为耕地，通常种植小麦、玉米、大豆、棉花等旱季作物。厂址位于宿州市规划的市区范围以外，周围无城市居民区，无名胜古迹、文物及自然保护区，附近无机场及军事设施。厂址区不压矿。近场区自新生代以来新构
8、造运动主要表现为有规律的升降运动，运动速度缓慢而平稳；历史上近场区未有破坏性地震的发生，现代地震活动的强度和频度相对较低。厂址区地震基本烈度为6度。3、气象条件气温：多年极端最高气温：40.3(1988年7月8日、1972年6月11日、1978年7月9日)多年极端最低气温：-23.2(1955年1月6日)多年年平均气温：14.4多年最热月平均气温：32.4(7月份)多年最冷月平均气温；-6.2(1月份)气压：多年极端最高气压：1045.8hPa(1970年1月5日)多年极端最低气压：979.4hPa(1956年8月3日)多年平均气压： 1013.4hPa多年月平均最高气压：1023hPa多年月
9、平均最低气压：999.7hPa 降雨量：多年年最大降雨量：1481.30mm(1954年)多年年最小降雨量：560.40mm(1968年)多年年平均降雨量：890.10mm多年月最大降雨量：960.80mm多年日最大降雨量：216.90mm一小时最大降水量(mm)：77.4mm蒸发量：多年年平均蒸发量：1745.5mm多年月最大蒸发量：272mm多年日最大蒸发量：52.1mm湿度：多年年平均相对湿度：71%多年月平均最高相对湿度：81%历年最小相对湿度：2%(1956年2月6日)多年月平均最低相对湿度：66%历年最大绝对湿度：40.4% (1953年7月12日)历年最小绝对湿度：0.2%(19
10、77年2月21日)积雪：多年最大积雪深度：22cm冻土深度：多年最大冻土深度：15cm风速：多年最大风速20m/s(1967年11月25日)厂址处百年一遇洪水位、百年一遇内涝水位：厂址处百年一遇洪水位为29.60m，百年一遇内涝水位为29.60m。对厂址有威胁的河流是黄涧沟。4、投资结构投资结构：华电宿州电厂一期(2600MW)工程由中国华电集团公司和安徽宿州华源电力发展有限公司共同出资建设，出资比例为97%和3%，由安徽华电宿州发电有限公司负责建设。5、设计思想安徽华电宿州发电有限公司一期工程建设2600MW超临界，全烟气脱硫的燃煤机组，工程规划容量按3200MW考虑，留有扩建余地。6、电厂
11、供水水源宿州市可供电厂使用的水资源分三大块：地表水资源、调水资源、城市中水。7、厂址防洪厂址东侧为黄土丘陵区，厂址受蚰蜒峁南沟和蚰蜒峁北沟山洪的影响，该两条山洪沟均为黄土冲沟。汇水而积较小，南沟汇水面积1.499km2，北沟汇水面积2.267km2，流域为黄土覆盖，大部分己开垦为耕地，沟口距厂址1.5km，沟段经过多年整地造田，已无明显的沟槽，因此山洪出沟口后呈漫流形式下泄。因电厂厂址距沟口较远，且山洪已大面积漫流，对厂址略有影响。另据现场踏勘及调查，遇特大山洪电厂厂址处漫流量最大淹没深度较浅，洪水时间过程较短，因此可将电厂围墙加固兼作防洪堤。8、出线方向及电压等级宿州发电厂一期建设规模为26
12、00MW，出线向东，有足够的走廊，电压等级为500KV两回出线。9、煤源及交通运输铁路专用线拟从符夹线上闸河站接轨，专用线长约6km；进厂公路从206国道引入，长约2.0km。10、贮灰场及运灰渣道路利用厂址西北约6km的鹰山与狼山之间的山间谷地作为本工程的贮灰场，按干灰碾压灰场设计。本期灰场按10年左右堆灰容量征地，初期堤坝按5年左右堆灰容量设计。为方便汽车向灰场运灰，电厂至灰场设专用运灰道路，其中电厂至灰场道路采用混凝土路面，路面宽6m，长约6km，灰场内运灰道路泥结碎石路面，路面宽6m，长约2km。第二节 热控及信息管理系统1、全厂管理信息系统全厂管理信息系统包括两部分： SIS系统和M
13、IS系统。SIS系统实现功能为： （1）数据采集、储存、备份功能；在线维护功能；数据传送功能；系统显示功能；计算和统计功能；报表功能；查询等功能。（2）计算功能：就是基本数据的计算(如：累加、平均、最大值、最小值、加权平均等)，根据数学模型进行机组运行、性能和经济指标的计算。（3）统计功能：就是主设备和重要辅助设备的运行台帐自动生成(包括运行时间、启停次数、异常运行时间、启停状态等)，并同时对项目内容进行注解。2、MIS系统MIS系统实现功能为：（1）设备资产管理系统：设备管理、物资管理、状态检修、两票管理、工程管理。（2）生产管理系统：运行管理、生产技术管理、安全监察、班组管理。（3）经营管
14、理系统：财务管理接口、综合计划管理、统计管理、燃料管理、全面预算管理、经济技术指标分析、竞价上网决策支持管理。（4）行政管理系统：企业网站、人力资源管理、办公自动化、政工管理、档案资料管理、综合查询。3、单元机组控制系统单元机组控制系统采用美国艾默生OVATION分散控制系统，是以功能及被控设备为对象，在硬件及软件分配上以被控对象、功能区域及工艺过程来设立子系统，对一个设备的控制，包括输入/输出、报警、联锁相对集中在一块或几块模件，一个子系统的控制集中在一个CPU中，提高了单一对象处理的独立性，减少了DCS系统内信号的通讯量。大量的事件处理在I/O总线内或I/O模件内实现，不需要经过通讯总线，
15、这样降低了总线通讯的负荷。 (1) 控制水平锅炉、汽轮机、发电机及厂用电均采用计算机监控为主要手段，设置少量的用于机组停运的控制设备（即硬手操），运行人员在机、炉、电、网控单元集中控制室通过操作员站实现对机组的控制，即机组的正常起停、运行工况的监视和调整及异常、事故工况的报警、处理等。(2) 设计概况两台机组共用一个单元控制室，单元控制室内布置有机、炉、电操作员站、电气网控操作员站、全厂的火灾报警、消防、水网、灰网的操作员站和值长站。单元控制室内不设常规的锅炉、汽轮机、发电机控制盘。每台机组配置一台炉膛火焰工业电视、电气数显表等。DCS操作员站上布置有少量硬接线的操作开关，主要有锅炉紧急跳闸（
16、MFT）、汽轮机紧急跳闸、交流润滑油泵、直流润滑油泵、汽轮机真空破坏门、锅炉安全门（PCV）等。4、辅助生产控制系统辅助生产控制系统集中控制室分为水、煤、灰三个控制网络，运行人员在网络控制室内通过上位机实现辅助车间及系统的控制，同时留有实现全厂辅助生产系统集中控制的通讯接口。为实现对无人值班场所设备的监控，在单元控制室、水系统网络控制室、灰系统网络控制室装有闭路电视显示器。5、控制系统概况(1) DCS分散控制系统DCS分散控制系统包括：数据采集系统（DAS）、模拟量控制系统（MCS）、炉膛安全监视保护系统（FSSS）、旁路控制系统（BPS）、主要的辅机顺序控制系统（SCS）包括电气发电机/变
17、压器和厂用电顺序控制系统SCS。与DCS控制系统有接口的控制系统有：HVAC（暖通）、DEH、MEH、TSI、SIS、发变组保护、启动/备用变保护、6KV厂用电监控系统、控制直流系统、动力直流系统、电气同期控制装置、发-变组微机保护控制装置、电气公用设备微机保护控制装置、凝汽器胶球清洗控制装置。其中MEH采用与DCS一体化的设备，其人-机接口由DCS操作员站完成。(2) 辅助车间网络控制室水网络公用集中控制室布置在补给水处理车间，包括：凝结水精处理及再生系统、汽水取样及净水系统、补给水处理、雨水泵房、工业废水及生活污水、循环水加石灰等系统的控制。灰网络公用集中控制室布置在两台锅炉电除尘之间的电
18、除尘配电间内，包括：除灰系统、电除尘系统及全厂空压站系统的控制。汽轮机培训教材 汽轮机辅助设备第二章 汽轮机辅助设备第一节 凝汽器设备一、凝汽器的作用与特性要求凝汽器的主要用途是在汽轮机的排汽室处建立并维持所要求的真空，使蒸汽在汽轮机中膨胀降到较低的压力，以提高蒸汽的可用焓降，将更多的热能转变为机械功；同时将汽轮机的排汽凝结成水，再重新加热升压作为锅炉给水循环使用，以降低制水成本。而且凝汽器还有除氧的功能。另外，凝汽器又是热力系统中压力最低的汽、水汇集器，接收机组启、停时旁路系统排出的蒸汽、凝结水再循环及各种疏放水。作为大容量，高参数机组的凝汽器应符合下列特性： (1）结构上有较高的严密性。为
19、让蒸汽在汽轮机内尽可能多地作功，凝汽器的工作压力很低，即有很高的真空度，这就要求凝汽器本体及真空系统具有高度的严密性，以防止空气漏入，影响凝汽器内换热条件，降低真空和污染凝结水。但是要使凝汽器本体与真空系统做到绝对严密是不安可能的，因此必须设置真空设备（真空泵等）来不断地抽出漏入凝汽器的空气。其次，水侧的密封性要好，以防止循环水渗透使凝结水水质变坏。这一点对于对水质要求严格的大机组来说更为重要。 (2）较高的平均传热系数。其换热管束一般采用导热性能好的铜管、薄壁合金管或不锈钢管，同时要尽量避免管束内外壁积垢，降低其汽侧空间空气的含量等，而且汽阻要小。凝汽器内蒸汽由其进口经管束流向抽气口，不可避
20、免会产生流动阻力，这需要合理的布置管束，使汽阻尽可能小而均匀，以免造成凝结水的过冷度及含氧量增大。大型机组凝汽器的汽阻不应超过0.270.4KPa。 (3）循环水流动阻力（即水侧阻力）要小。影响循环水在凝汽器内流动阻力的主要因素是管束的布置、管口的形状和内壁的清洁度。水侧阻力对循环水泵的流量、压头和耗功都有一定的影响。大多数双流程凝汽器的水阻在0.049MPa以下，单流程凝汽器的水阻也不超过0.039MPa 。 (4）凝结水的含氧量要小。若由凝汽器热井流出的凝结水含氧量太大，会引起主凝结水系统中管道和设备的腐蚀。为保证其含氧量达到标准，应减小凝结水的过冷度。凝汽器内设置回热通道或真空除氧装置，
21、可减小凝结水的过冷度。 (5）能够不停机进行水室和管束内壁清洗。本机组的凝汽器在结构和设计上都充分考虑了上述的特性要求。二、双背压凝汽器的特点与目前大多数汽轮发电机组凝汽器具有单一设计压力值不同，本机组采用双背压凝汽器，这种凝汽器具有一些独特的性能。如果汽轮机有多个排汽缸，而且相应地有多壳凝汽器分别接收这些排汽缸的排汽，或者虽然是单壳凝汽器，但是该凝汽器设计成具有多个独立的蒸汽室，分别接收各个排汽缸的排汽，那么通过采取一定的措施，可以使多壳凝汽器的各个壳内或者凝汽器的各蒸汽室内达到不同的设计压力值，这种凝汽器称为多压凝汽器，它可以使汽轮机在多种不同的背压值下运行。在一定的条件下，采用多压凝汽器
22、的经济性会优于采用单压凝汽器，特别对于大容量机组，其经济性将更为明显，双背压凝汽器是最见的多压凝汽器。本公司600MW超临界机组具有对称的两个排汽缸四个排汽口，采用的是双壳体双背压凝汽器，冷却水依次流过各独立壳体的冷却管，使各壳体或汽室在不同压力下运行。典型的双压凝汽器原理图如图2-1 所示。图2-1 典型的双压凝汽器原理图图2-2 凝汽器的传热过程 图2-2a表示出常规单压凝汽器的传热过程，其中，温度为tw1的冷却水流过冷却管全长L并吸收热量Q 后，温度升高至tww2 ，冷却水温升t。蒸汽在温度tk下凝结成水，凝汽器压力Pk即温度tk对应下的饱和压力，其中t为端差。图2-2b为双压凝汽器的传
23、热过程，其中中部的垂直分界线相当于图2 -1中的隔压板，它把整个凝汽器的传热过程分隔成独立的两部分，左部相当于图2-1 中低压汽室，右部相当于图2-1中的高压汽室，冷却水在各个汽室吸收热量后温度升高，最后升至tww2。两个汽室内各自的传热过程与单压凝汽器相类似，如图2-2中实线所示。从图2-2 中不难看出，鉴于冷却水是先流经左汽室并且温度升高至twm后才流经右汽室，并且将温度升高至tww2 ，因此左汽室内蒸汽温度和相应的蒸汽压力较低，故称低压汽室，而右汽室内蒸汽温度和相应的蒸汽压力高，故称高压汽室。从而也可以看出，在双压凝汽器中由于不但沿冷凝管长度方向放热量和单位冷却表面的热负荷更加趋于均匀，
24、使换热面能充分地被利用；而且由于单压运行时冷却水温升曲线如抛物线形状，而当分隔成两个腔室时，冷却水的温升曲线就接近成直线（当腔室分成无穷多时，冷却水的温升曲线就成为直线），使得各压力区的冷却水是在较小的温差下进行热交换，因此做功能力损失减小，即同样的冷却面积可以达到更大的换热量。当换热量一定时，蒸汽在双压凝汽器内比在单压凝汽器内低的压力下凝结。这一结论可从凝汽器的传热方程式中得到证明。说明双背压凝汽器内蒸汽平均温度将小于单压凝汽器内蒸汽温度，这正是多压凝汽器的主要优越性所在。三、凝汽器的性能参数本机组凝汽器采用哈尔滨汽轮机厂有限责任公司制造的N-38000-5型凝汽器，其主要技术参数如下：型号
25、：N-38000-5凝汽器型式：双背压、双壳体、双进双出、双流程、表面式冷却面积：38000冷却水量：63660t/h冷却水温：23凝汽器平均背压：0.00588MPa水室设计压力：0.4MPa冷却管总根数：37228冷却管材质：TP316循环倍率：60（THA工况凝汽量）冷却管内水流速：2m/s凝汽器出口凝结水含氧量：20g/L凝汽器热井容积：110 m3清洁系数：0.9冷却水工作压力：0.2MPa年平均运行背压（冷却水温23）：5.88kPa铭牌工况满发时凝汽器背压：11.8kPa凝汽器设计工况水阻：65kPa凝汽器汽侧进口允许最高温度：80凝汽器循环水允许温升：9凝汽器出口凝结水过冷度：
26、0.5凝汽器设计端差： 4.598/4.526(LP/HP)四、凝汽器的结构N-38000-5型凝汽器的结构见图2-3，采用双壳体、双背压、双进双出、双流程、横向布置结构。凝汽器刚性地坐落在水泥基础上壳体板下部中心处设有固定死点座，运行时以死点为中心向四周自由膨胀。凝汽器与后汽缸之间设有橡胶补偿节，可补偿相互间的胀差循环水连通管及后水室均设有支架支撑并且允许自由滑动，以适应凝汽器的自身膨胀。后水室处的管板与壳体间布置有波形补偿节，用以补偿壳体与冷却管纵向热膨胀差值和改善冷却管的振动情况，同时可减少凝汽器冷却管与管板间焊口处所承受的拉力或压力。凝汽器下部有四个小支承座和四个大支撑座，呈对称布置。
27、在每个支撑座下面布置有调整垫铁。1、主凝结区凝汽器在主凝结区安装了30812根250.5mm , L = 13078mm 的TP316 不锈钢管，5416根250.7mm , L = 13078mm 的不锈钢管安装在空冷区和项部三排及通道处侧。管子两端胀接在管板上。借助中间管板支撑，冷却管由进水侧向出水侧呈抬高形式布置，以减少运行中的振动，同时，停机时冷却水也可因冷却管的倾斜而将管中的水排出。凝汽器的冷却管排列呈带状，周围的汽流通道可以使汽流进入管束内部并减少汽流阻力。每个管束中心区为空气冷却区，用挡汽板与主凝结区隔开。不凝结气体与蒸汽经过空气冷却区时，使蒸汽能够大量的凝结下来，剩下的少部分蒸
28、汽随同不凝结气体进入空气管。低压缸排出的蒸汽进入凝汽器后，迅速地分布在冷却管的全长上，通过管束间和两侧的通道使蒸汽全面地沿冷却管表面进行热交换并被凝结成水，部分蒸汽则由管束两侧的通道流向管束的下面，对淋下的凝结水进行回热，剩余未凝结的少量蒸汽和被冷却了的空气汇集到空冷区的抽空气管内，被真空系统的抽真空设备抽出。图2-3 凝汽器结构2 、壳体凝汽器壳体结构具有足够的刚度和强度要求。能够在充水、高真空运行、安全阀排放及地震力等各种危险工况的组合条件下，保证其变形不危害凝汽器的安全运行，并能防止来自汽轮发电机组的振动的影响。凡是与凝汽器壳体相连的管道接口，若工质温度在150 及以上者均设隔热套管。疏
29、水、疏汽工作温度超过400者，均采用合金钢。流量分配装置和挡板具有足够的强度，以防止高速、高温汽流冲击凝汽器管和内部构件。凝汽器可安全可靠地接收来自各路的排汽及疏水。为了防止凝汽器喉部的变形传给汽轮机排汽缸及凝汽器壳体，凝汽器喉部加装了足够的纵向和横向用于加强喉部刚性的撑杆。为了改善汽流流动状态，喉部一般制成扩散形，其扩散角（单侧）一般不宜大于30以防止汽流脱流。低压旁路三级减压减温装置安装在凝汽器喉部前水室侧，当低压旁路运行时，排汽缸温度不应超过限定值。凝汽器壳体下部有较大的存水空间，可存储5分钟的凝结水量。凝结水集水箱为矩形，位于凝汽器下部壳体的底部，装有凝结水出水管及排水管，排水管上的真
30、空隔离门能在1 小时内排出正常水位下的全部凝结水。 凝汽器壳体上部布置有7 、8 共壳体的低压加热器两台，两组第三级减温减压器。还布置有抽汽管组，经过凝汽器上部引出。在每一根抽汽管道上都装有补偿节，抽汽管道及补偿节上均设不锈钢套管。凝汽器上部与低压缸之间采用橡胶补偿节结构，以补偿凝汽器与低压缸的相对膨胀。3、水室水室与前后管板之间采用螺栓连接，水室作成蜗壳状能使水充满全部冷却管。每个水室设置供排气和排水用的接口。同时每个水室应提供足够数量满足供检漏设计用的接口。排气阀采用双向呼吸阀，并确保设备在各种异常工况下均能安全运行。每个水室设置快开式的圆形焊接结构的人孔门。为保证操作人员进入水室底部时安
31、全，在水室进出口设置安全格栅。凝汽器中每一中间管板穿管孔洞两侧有足够好的导角，以防止不锈钢管在运行中被切断。运行时冷却循环水由连通管进入凝汽器的两个前水室，流经低压凝汽器的两个管束区后，由两个后水室流出，经连通管进入高压凝汽器的两个后水室，流经两个管束区后，进入前水室，最后排出循环水呈双进双出的双流程流动，在冷却水进口、出口管道上均装有双金属温度计测量冷却水进、出口温度。4、热井热井具有足够大的容积，不小于TMCR 工况下三分钟的凝结水量。凝结水出水口设置防涡流装置，并在该处设置滤网，它高出热井底部515cm 。热井设置有一根放水管并设两道真空隔离门。热井内靠近管板一侧设置分隔档，将热井分为静
32、段、盐段两部分。在盐段设置放水门定期放水取样，以监视冷却管与管板胀接严密性，防止硬水进入凝结水系统。五、凝汽器的运行在汽轮机启动以前，应先将凝汽器投入运行并投入主抽气设备，使凝汽器形成一定真空，启动前应关闭凝汽器上所有放水阀门，打开循环水出口、入口门。为了启动凝结水泵，凝汽器的汽侧应预先注入由储水箱来的除盐水至高水位计的1/2 或3/4 处，并进行凝结水的再循环。凝汽器运行中可通过磁浮液位计来观测凝汽器内的水位，蒸汽用红色显示，水用绿色显示，气满则全红，水满则全绿。水位计液面高度就是凝汽器水位的高度。凝汽器采用电接点水位报警器，分别测量凝汽器的低水位，低水位，正常水位，高水位，高位和高水位，并
33、通过二次仪表接点液面计显示报警。通过磁浮液位计液面的高度可预测冷却管是否已浸入凝结水中，当发现浸入情况时，会发生凝结水的过冷现象，甚至使凝汽器内的传热将恶化，机组的真空受到影响，因此应尽快查找原因，采取措施消除这种现象。在运行中还要定期检查凝汽器水侧和汽侧的严密性，以及凝结水的含氧量、含盐量、硬度、碱度等数值，严防冷却管内发生微生物的腐蚀。在汽轮机的正常运行中或机组检修完毕再次启动后，或当凝汽器真空偏离设计给定值时，均应进行真空严密性试验。若机组长期停运时，必须将凝汽器内的冷却水和凝结水排净，防止生锈腐蚀。六、凝汽器胶球清洗装置为了保持凝汽器内部经常处于清洁状态，提高机组运行的经济性，防止或减
34、轻凝汽器不锈钢管腐蚀，延长其使用寿命及改善运行条件，机组运行时，需要对凝汽器的冷却水进行净化及对凝汽器的不锈钢管进行经常性清洗，凝汽器胶球自动清洗装置是目前清洗冷却水管广泛采用的一种设备。1、胶球清洗装置工作过程本机组采用青岛华泰电力设备有限公司生产的胶球清洗装置，它的清洗系统由二次滤网（净水器）、装球室、循环单元（包括胶球泵）、收球器（网）、阀门管道及自动控制部分组成（见图2-4）。其工作过程是：清洗时把密度（湿态）与循环水相近的海绵橡胶球装入装球室，其数量约等于每一个流程中不锈钢管数的713% ，湿态球直径较不锈钢管内径大12mm 。然后启动循环单元的胶球泵，胶球就在比循环水进口压力略高一
35、点的水流带动下，通过输球管进入凝汽器的进口管，与通过二次滤网来的主循环水混合并进入凝汽器的前水室。海绵球随水流经冷凝管流出，经收球网把球收回，进入收球网的网底，通过引出管又把球吸收到胶球泵，随后又打入装球室，依此再循环。由于海绵球是多孔柔软的弹性体，在循环水进出口压差的作用下进入凝汽器冷凝铜管。在铜管中海绵球呈卵形，与冷凝管内壁有整圈接触，这样在胶球经过冷凝管时，就把冷凝管的内表面擦洗了一次，这样使凝汽器冷却面达到了清洗的目的。图2-4 凝汽器胶球清洗系统图2、胶球清洗装置组成(1) 胶球。清洗胶球是整个清洗系统中最重要的一部分。清洗球的正确选择十分重要，它决定了冷凝器清洗系统能否发挥最大功效
36、。所选胶球的直径必须大于冷凝管的内径。如果胶球尺寸不够大，将起不到任何清洗作用。(2) 收球装置。收球装置安装于凝汽器的冷却水出水管中，其功能是将胶球从冷却水中分离、完成收球器自动反洗和保证系统正常运行。收球器主要部件有收球网、导流板、收球器、驱动机构等。椭圆形收球网将胶球引至出球管管口，收球网倾斜角度根据冷却水管中水量导流板状况而定。收球网由垂直格栅构成，这样得到较大的表面强度。导流板可产生涡流，它在避免杂质滞留网板外围的同时，将清洗球引至出球管。驱动机构由推力齿轮构成，用于调节收球网位置。当正常进行胶球循环时，收球网板覆盖整个管道横面，用于隔离胶球和冷却水。当进行反洗时，收球网板基本垂直于
37、水流方向，冷却水从后部反洗收球网，将网板上的杂质冲洗干净。如果驱动机械损坏或发生程控故障不能正常工作时，可通过手轮将网板调至运行位或反洗位。收球器还设有观察孔，可观察收球器内部的工作情况。 (3) 压差测量系统。压差测量系统通过持续测量收球网板的压差值（P ) ，来监测网板上的杂质量。运行中持续监测压差系统的运行情况。如果因出现程控故障而使压差值跌至运行中监测限值以下，控制器将发出相关信号。如果压差值达到“集球网板反洗”限值时，将自动启动集球，集球完毕后，网板转至反洗位。如果反洗后压差低于集球网板反洗限值，表示网板反洗成功，将继续进行清洗运行。如果集球时压差上升并达到了压差过高的限值时，控制系
38、统将立即开始启动网板的反洗，以避免收球网的损坏。同时发出报警信号。 (4) 循环单元。主要用于输送、收集和替换胶球。主要设备有胶球循环泵、集球器、胶球循环管等。胶球循环泵从收球器抽取胶球并将其输送至注球管。胶球循环泵是双通道离心泵。其主轴由一个永久润滑的凹槽滚珠轴承支撑。轴密封采用机械密封形式。胶球循环泵的叶轮采用特殊设计，能保证在泵的高效运转下不至于在运行过程中造成胶球损伤。(5) 集球器。集球器的作用是换球、集球、和放球。加球或取球时必须先关闭位于集球器出入口的隔离阀，打开顶盖即可加球或取球。当胶球泵关闭时，集球器的逆止阀可防止胶球的回流。当集球器处于运行位时，切换阀打开，胶球连同冷却水进
39、入集球器，从出水口流出。当集球器处于集球位时，切换阀关闭，水流经集球篮网孔流出，而胶球留在网篮上。3、胶球清洗的程控装置功能胶球清洗的程控装置是青岛华泰电力设备有限公司为安徽华电宿州发电有限公司一期工程生产的专用程控装置，其主要功能为： (l）程控功能。在程控方式下，对清洗设备的状态进行检测，当启动条件满足时，自动进行清洗、收球及反洗。 (2）手控功能。在手控运行方式下，系统中各设备可实现一对一的开关启停操作。(3）显示和报警功能。无论在程控方式还是手控方式，系统中各设备的状态，均在控制盘上有对应的显示。在程控方式下，如阀门收球网在规定的时间内动作不到位或电机超力矩，则发出相应报警。 (4）紧
40、急停机功能。当胶球清洗设备发生故障或出现其它异常现象时，可按下紧急停运按钮，则程控系统终止运行，同时切换到手控方式，进行事故处理。4、凝汽器胶球清洗装置的运行（1）本清洗装置是由DCS自动控制的，当凝汽器管子需要清洗时，程控器通过人工清洗指令按钮PB101、PB201（预先由用户设定的）依次开启或关闭相应执行机及胶球泵，自动完成一次清洗过程，各执行机动作开关状态指示在动态模拟屏上。（2）控制系统设有程序运行、停止、故障报警信号，并留有与DCS的专用硬接线通讯接口。（3）通过转换主令开关可以实现手动清洗或自动清洗。（4）操作步骤：当程控柜安装调试完毕，投入电源，按相应侧胶球启动按钮PB101或P
41、B201，程控器安要求完成一次一侧胶球清洗过程。PB102、PB202为每侧胶球清洗停止按钮。两侧胶球系统可同时进行清洗，也可每次只清洗一次。胶球清洗每天运行一次，每次30分钟，收球2030分钟。累计运行7次补充胶球，累计运行60次更换胶球。 手动操作的基本逻辑顺序为：收球网电动推杆处于收球位开启装球室出口门开启胶球泵入口门启动胶球泵开启胶球泵出口门开启装球室收放球切换门进行清洗（大约30 分钟）关闭装球室收放球切换门进行收球（大约20 分钟）收球结束关闭胶球泵出口门停止胶球泵运行关闭胶球泵入口门关闭装球室出口门收球网电动推杆处于反洗位。胶球程控柜模拟操作屏如图2-5示：图2-5胶球程控柜模拟
42、操作屏第二节 真空泵组一、真空泵的工作原理对于凝汽式机组，为了尽可能的降低排汽压力，除配置凝汽器外，还必须配置有效的抽真空设备，抽出系统内的不凝结气体，以建立和维持凝汽器的真空。另外轴封系统也需要抽气，以防止空气漏入汽缸。抽真空设备有射水式抽气器、射汽式抽气器、水环式真空泵等多种形式。其中真空泵是目前大、中型机组中广泛采用的抽气设备，较之于喷射式的抽气器（射汽式和射水式），它有使用安全、操作简便、运行经济、工作可靠、自动化程度高、结构紧凑、检修工作量小等许多特点。本机组采用水环式真空泵作为抽气设备。真空泵工作时还必须配备一套相应的附属设备，如热交换器，气水分离器及其阀门管道等，它们共同组成真空
43、泵组。水环式真空泵的工作原理如图2-6所示： 图2-6 水环式真空泵原理图 它的壳体内部形成一个圆柱体空间，叶轮偏心地装在这个空间内，同时在壳体两端面的半径处，适当位置上分别开有吸气口和排气口，吸气口和排汽口开设在叶轮的侧面，进行轴向吸气和排气。真空泵的壳体内充有适量工作水（或称密封水），带有若干前弯叶片的转子在泵体内旋转，由于受离心力的作用，水被甩向壳体圆柱表面而形成一个运动着的圆环，称其为水环。由于叶轮与壳体是偏心的，转子每转一周，转子上两个相邻叶片与水环间所形成的空间均会形成由小到大（由A 点到C 点）、又由大到小（由B 点到A 点）的周期性变化。当空间处于由小到大的变化时，该空间产生真
44、空，进气口便吸入气体。当空间由大变小时，该空间内的气体被压缩而产生压力，经排气门排出。由于转子是由若干叶片组成，每个相邻叶片与水环所构成的空间均处于不同的容积变化过程，所以当转子转动时，泵和吸气和排气均为一个连续、不间断的过程。由于在吸气过程中，叶片间的空间内为真空状态，不可避免地有一部分水被蒸发，也防之排出。为了保持水环恒定的径向厚度，在运行过程中必须连续向泵内补水。二、水环式真空泵机组性能本机组采用广东佛山真空泵压缩机有限公司生产的2BW4353-OEK4改进型真空泵作为抽真空设备，其型号的意义为：“2BW4”表示泵系列名称；“353-0”表示水环真空泵型号， “E”表示材料代号, “K”
45、表示不带大气喷射器。真空泵组采用远方/就地两种控制方式。每台汽轮机组配置三台50容量的真空泵组，正常运行时两台运行，一台备用。机组启动时，三台真空泵同时运行，可在规定的时间内达到规定的凝汽器压力（见表2-1）。表2-1启动抽气时间（min）凝汽器压力（MPa）150.034300.01450.0034三、真空泵组的工作流程由凝汽器抽吸来的气体经气体吸入口、气动蝶阀进入真空泵，该泵由电动机通过联轴器驱动。由真空泵排出的气体经管道进入汽水分离器，分离后的气体经止回阀从气体排出口排向大气。分离出来的水与通过水位调节器的补充水一起进入冷却器。冷却后的工作水，一路经孔板喷入真空泵进口，使即将抽入真空泵内气体中的可凝部分凝结，提高了真空泵的抽吸能力；另一路直接进入泵体，维持真空泵的水环和降低水环的温度。冷却器冷却水一般可直接取自开式水进水，冷却器出水接入开式水出水。真空泵的装置流程图见图2-7。图2-7 真空泵的装置流程四、真空泵的运行1、真空泵的启动前的准备真空系统投入运行前必须确认其分离器的水位正常，其工作水温度小于规定值，而且无真空泵跳闸信号。同时凝结水系统（凝结水泵启动且运行正常）和开式冷却水系统己经投入，而且机组的轴封系统也己经投入，否则汽轮机内无法形成真空。真空泵的启动准备工作如下： (1) 按系统检查真空系统各阀门处于正常位置。 (2) 所有压力表、流量表、液位表一次门开启
