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1、机组启动程序序号步骤专业归属1接调度命令:机组启动2检查所有检修工作结束,工作票终结,设备系统完好,现场清洁,照明、保温良好。3各岗位了解机组大、小修情况,设备变更及缺陷消除情况,并通知各专工到达现场。4通知外围各岗位做好机组启动前的准备工作:1、除灰:投入灰斗加热装置,烟气走旁路。2、输煤:通知输煤原煤仓上满颗粒度合格的原煤,煤泥值班员做好机组启动前的准备工作。3、化学:化学制水系统运行正常,除盐水储备充足;化学采样、加药系统投运正常。5公用系统启动前的检查:1、工业水系统投入正常。2、压缩空气系统投入正常。3、启动炉点火(首次启动),机组辅汽联箱投入正常。4、闭冷水系统投入正常。5、消防水
2、系统正常、消防设施齐全。6、生产通讯系统正常。7、厂用电、UPS系统、直流系统运行正常;柴油发电机备用良好。6投入 EH油系统。7投入润滑油系统。8投入顶轴油系统。9投入连续盘车。10投入凝结水系统,除铁器走旁路,对凝结水系统冲洗;锅炉冷渣系统冲洗 11凝结水系统冲洗合格,除氧器上水,对除氧器冲洗;12除氧器冲洗合格,根据锅炉要求对除氧器加热到合适的温度。13根据锅炉要求,启动给水泵锅炉上水至点火水位(100),上水前确认省煤器再循环门关闭,上水完毕开启省煤器再循环门。根据具体情况选择投用底部加热:1、开启蒸汽推动管路疏水门及推动联箱疏水门,稍开联箱甲、乙入口门,待暖管结束后关闭疏水门,全开联
3、箱甲、乙入口门。2、待联箱蒸汽压力达到0.81.3MPa时,逐个开启推动分门。3、蒸汽推动投入后,注意蒸汽压力不得低于0.8MPa,否则停止推动。4、监视汽包水位变化,高于可见水位时,开启事故放水保持水位。5、监视汽包壁温差不超过40,否则停止推动。6、汽包壁温平均温度达到100,可以停止推动。14联系中调对电气母线进行充电:1、充电前GIS检查项目:1)检查断路器、隔离开关、接地开关的位置指示器是否正常。2)检查控制箱内的指示灯、加热器工作是否正常。3)检查SF6气体压力表是否正常,当发现在同一温度下相邻两次读数差值大0.01-0.03MPa时,应立即通知检修人员进行气体检漏。4)检查断路器
4、和避雷器的动作计数器指示数,并做好记录。5)检查盆式绝缘子外露部分有无损伤、裂纹。6)检查组合电器各配管及阀门有无损伤,阀门开闭位置是否正确,管道法兰(绝缘)与支架是否良好。7)检查断路器空气箱有无漏气(压缩空气操作)和漏油(液压机构操作)现象。2、GIS检查正常,线路保护压板投退正确,联系调度线路恢复热备用(合线路侧刀闸)。3、检查母差保护投入正常,联系调度(对端投入充电保护)给母线充电。充电完毕监视母线电压正常。15投入炉前燃油系统,维持油压正常。16投入空冷系统,送轴封,保持供汽压力在(58)KPa,温度在(121155),汽机开始抽真空。17检查确认炉内装入足够的床料,最小流化风量试验
5、合格,油枪雾化试验良好,冷渣器冷却水投运正常。当机组真空抽至-75KPa,申请调度锅炉准备点火。18启动一台引风机,调整炉膛负压;启动“J”阀风机,调整风压在4555KPa之间;启动二次风机,同时维持二次风量为最小,调整炉膛负压。启动一次风机,调节炉膛负压,然后置于自动方式。 将一次风流量调至最小流化值以上,调整总风量在2540。将所有风机出口风门置于自动方式,将各风量调节器置于自动方式。19锅炉通风吹扫5-10分钟。在锅炉每次冷启动前或当给煤机均跳闸(床温低于640)且无任何启动燃烧器在运行时,必须对炉膛进行吹扫。炉膛吹扫的条件如下:1、播煤风风道打通且风压正常。2、燃油快关阀关闭到位。3、
6、无紧急停炉指令。4、所有给煤机停运。5、所有石灰石给料机停运。6、无热态启动条件。(床温大于640闭锁吹扫)7、所有二次风挡板?8、过热器、再热器烟气挡板全开。9、无MFT、OFT动作条件。10、一次风量大于90000NM3h。11、总风量大于25。20锅炉点火。点火条件如下:1、恢复主燃料切除状态(MFT)2、所有二次风调节挡板应处于最小开度位置,二次风量适当。3、调整一次风机出力,以维持90000Nm/h的最小流化风量(相当于1.2m/s)。4、风道点火器和炉膛流化风调节挡板就位,已经建立合适的燃烧风量。5、投入油枪和点火器冷却风、风道挡板密封风、看火孔吹扫风;投入火检冷却风。6、关闭再热
7、器侧烟气挡板,开启过热器侧烟气挡板。21吹扫结束,投入空预器连续吹灰。(有无辅助联箱气源。)22申请中调,锅炉点火,点火成功作如下调整:1、锅炉点火后及时调整一次风量,注意维持最小流化风量;调整二次风箱压力大于密相区压力2-3KPa,以防烧毁下二次风喷口。2、点火初期控制燃油压力,防止火焰贴壁,烧毁膨胀节。3、根据温升及风室温度及时调整油枪出力,控制床温上升率在6080/h以内;4、加强对油燃烧器的调整,保持雾化、燃烧良好,防止发生尾部烟道再燃烧。投油后到就地检查油燃烧器是否着火。若点不着火,禁止连续投油,必须经过充分通风后重新点火。5、控制点火风道出口温度980,两侧烟温差30,风室温度在8
8、70以下并注意汽包壁温变化率t56h,并注意过、再热器金属管壁不超温;6、点火初期,当主蒸汽流量小于10时,注意炉膛出口烟气温度不超过482,防止烧毁再热器。7、锅炉点火后,汽包上水前关闭省煤器再循环门。23测定发变组、励磁变绝缘合格。1、测定子绝缘时:主变中性点刀闸、发电机中性点刀闸、发变组出线刀闸已断开,发电机出口PT在退出位置,封闭母线加热装置投运。2、测转子绝缘时:拉开励磁柜交直流刀闸,取下转子电压保险3、测励磁系统绝缘时:断开全部整流桥。24发电机启动前应做如下试验:1、低压厂用系统联动试验2、励磁调节装置A套、B套联动试验3、主开关、灭磁开关及厂用电开关的拉、合闸试验4、主汽门关闭
9、联跳主开关,灭磁开关试验5、整流柜风机联锁试验。25检查发变组保护投退正确,汇报中调发变组转热备(合上发变组出口刀闸)。26检查主变中性点接地刀闸合上。(零序过流保护在投入位置,间隙过压保护在退出位置)27汽包压力达0.15MPa关闭炉侧空气门,联系机侧投入高低旁。 28汽包压力达0.20.4MPa时,关闭炉侧所有疏水门,冲洗校对就地水位计,并进行定排一次;开启炉水、蒸汽、给水取样一次门。通知化学开启炉水、蒸汽、给水取样二次门,投入连排、加药、通知热工冲洗表管。29汽包压力达0.5MPa以前,通知维修人员热紧有关法兰,人孔门螺丝。30根据汽温投用减温水,投用前进行反冲洗;当再热器有汽流通时,调
10、节再热器侧烟气挡板调节再热汽温。31整个启动过程中,定期监视记录锅炉各部件膨胀情况(上水前、上水后、并网后、满负荷),如有异常,应降低甚至停止升压,采取加强排污、调整燃烧等措施消除膨胀异常,待异常消除后继续升压。32给煤系统启动前的检查1、确认煤仓煤量足够。2、查证煤仓下电动插板门全部开启。3、给煤机内无异物,电机、轴承温度正常,润滑油正常。4、给煤机下截止门开启。5、开启给煤密封风门,建立风量5000NM3/h;调节播煤风风量约30000NM3/h。6、清扫电机及其减速器正常。33启动投煤1、投煤的条件:1)床温大于640(根据煤种定);2)锅炉主联锁条件完全正常;3)无MFT动作信号;4)
11、播煤风正常:2、投煤方法:启一台给煤机(一般先启中间给煤机);将其出力调至炉膛额定燃料量的5,约5T/h运行90秒,停止给煤机。观察床温开始降低,随后升高;烟气含氧量一开始不变,随后降低几个百分点。如此脉动给煤三次,并获得以上结果,以适当给煤量(约5T左右)投入该给煤机运行。34当锅炉主汽参数具备下列值时,汇报值长,联系汽机准备冲转: 1、主汽压力1.52.0MPa,主汽温度250280;2、再热汽温度与主汽温差不大于50;3、主汽过热度50以上; 4、化学化验主蒸汽品质合格。5、各设备无重大缺陷,锅炉运行正常、燃烧稳定、汽包水位正常。35汽轮机冲转前的检查:1、检查汽轮机保护ETS系统投入正
12、常。2、检查高、中压主汽门,高中压调速汽门均在关闭位置。3、盘车指示灯亮,转速指示4.3r/min。4、盘车脱扣指示灯亮。5、盘车自动/手动钥匙开关在“自动”位置。6、超速保护钥匙开关在“投入”位置。7、“单阀控制”按钮灯亮。8、“功率回路”、“压力回路”、“供热抽汽压力回路”在退出位置,“转速回路”在投入位置。9、检查低压缸喷水在“自动”位置。10、检查排汽装置热水井水位在“自动”位置,排汽装置水位正常。11、汽轮机本体及主、再热蒸汽、抽汽管道疏水控制在“自动”位置。12、检查汽轮机胀差正常,上下缸温差正常。13、开启启动油泵,维持安全油压正常(1.960.1MPa)。14、主蒸汽压力0.9
13、8Mpa,主蒸汽温度250300,主蒸汽与再热蒸汽温度差不大于50。15、润滑油温3845,润滑油油压在0.0980.0196Mpa,EH油油压为140.2Mpa。16、空冷系统真空在75kpa以上。17、盘车运行正常,连续盘车时间不小于4小时。18、大轴晃动值不得超过原始晃动值0.02mm。36汽轮机冲转、升速、暖机、定速1、在DEH“控制方式”中选择“操作员自动方式”。2、在DEH画面,按“挂闸”按钮,检查高、中压自动主汽门全开。3、在DEH盘上按下“GV控制”,设定“目标值”500r/min,“升速率”100r/min,点击“进行”键,检查调速汽门开度。转子冲动后,检查盘车应自动脱扣(否
14、则立即打闸),转速超过200转/分后停止盘车电机运行,关闭盘车进油门。转速在500r/min,进行摩擦检查。4、摩擦检查结束后,转速恢复500r/min进行低速暖机,进行机组全面检查。5、当转速达到200r/min以上时,盘车停运后应检查停运顶轴油泵。6、低速暖机投入夹层加热装置。1)逐渐开启联箱进汽电动门。2)调节联箱进汽电动门,控制高压缸胀差在(0.53)mm,当高压缸胀差小于0.5mm时可适当关小电动进汽门,当高压胀差超过3mm时可适当打开电动进汽门。高压缸允许胀差为+5-2.5mm。3)在加热过程中,调节上下夹层分路进汽门来调整高压缸内缸及外缸金属温度,上下缸温差。4)关闭联箱疏水门。
15、5)在投入汽缸夹层加热过程中,保持联箱压力不超过4.4MPa。7、低速暖机结束后,设定“目标值”1500r/min,“升速率”100r/min,点击“进行”键,转速达到1500r/min进行中速暖机,并对机组全面检查正常。8、中速暖机结束后(约30分钟),设“目标值”3000r/min、“升速率”100r/min,点击“进行”键,注意通过临界转速时机组升速率的变化和振动情况;通过临界转速时轴承盖振动不超过0.10mm(全轴系中各转子在弹性支承下的临界转速:高压1661r/min低压1827r/min发电机转子988r/min),严禁降速暖机,硬闯临界。9、转速到达3000r/min,检查主油泵
16、工作正常,安全油油压1.960.1MPa,润滑油油压0.0980.0196MPa,停止启动油泵、交流润滑油泵,列为备用。10、当空冷凝汽器凝结水温度大于35时,按顺须依次启动空冷风机。11、升速过程中,在缓慢增加一、二次风量,逐步投入另外给煤机运行,增加给煤量,加强燃烧的同时,应调整高、低旁路系统,配合锅炉升温升压(注意监视高压缸排气温度变化情况),升压速度不大于0.02MPa/min,升温速度不大于1.5/min。12、在升速暖机过程中,严格监视胀差、轴向位移的变化,使其保持在正常范围内;低加应随机启动。13、在升速过程中,应对发电机滑环碳刷进行一次全面检查。14、组定速后,进行全面检查,确
17、认一切正常,按规定做有关试验。1)手打危机保安器试验;2)主汽门、调气门严密性试验;3)超速试验4)发变组假同期试验(严防超速)5)发电机零起升压试验37试验正常,申请中调,发电机与系统准备并列。1、核实主变中性点接地刀闸确在合的位置。2、检查#1.2整流柜内脉冲切换开关确在“运行”位置3、检查#1.2整流柜内交、直流刀闸确已合好。4、检查主变出口刀闸确已合好5、检查AVR在“自动”方式6、在DCS上合上灭磁开关。7、选择“励磁系统介压”。8、检查发电机定子电压升至13.8KV且三相电压应平衡。9、检查励磁电流及电压空载值应正确,并记录数值。10、给上发电机同期装置电源。11、将同期装置“自准
18、,手准”切换开关切至“自准”位置。12、检查发电机电压、频率与系统一致。13、在DCS上点击“同期请求DEH允许”按钮,并通知汽机监盘人员。14、在DEH上点击“同期允许”按钮。15、在DCS上点击“同期投入”。16、检查主开关自动合闸(并列瞬间要密切监视发电机三相电流、负序电流、有功、无功等主要参数,防止主开关非全相)。17、检查有功负荷已带至5初始负荷(6.75MW)。18、检查无功负荷带至4MVar(防止进相运行)。19、汇报中调,发电机与系统并列成功。20、退出同期装置。21、退出发电机误上电保护、断路器端口闪络保护、启/停机保护。22、停用封闭母线微正压装置。38锅炉升温、升压带负荷
19、至额定值1、机组并列后,在DCS画面上全面检查各设备的指示状态、有无异常报警。2、机组并列后,根据发电机风温情况,及时投发电机冷风器冷却水,控制进风温度不得超过40;投入主冷油器冷却水,维持润滑油温在3845之间。3、根据锅炉和汽机情况停旁路系统。4、机组并列后,按锅炉升温、升压曲线和汽机的要求,在逐步加强燃烧的同时,应缓慢减小油燃烧器出力,降低风道燃烧器温度至540。5、当床温升至830时关闭风道点火器,将氧量控制在3.56.5;当停运油燃烧器时,必须保持有少量冷却风,控制风道内壁温度下降梯度,视情况停风道燃烧器冷却风;停运油燃烧器时,及时调整总一次风量,维持不变。6、撤出油枪30min后,
20、通知除灰值班员投入布袋除尘器。7、负荷升至13.5MW时,主汽及高压蒸汽管道各疏水门自动关闭。8、负荷升至27MW时,再热及低压蒸汽管道各疏水门应自动关闭。9、根据情况,投入“调节级压力回路”、“功率回路”。10、升负荷至35MW时,将旁路给水切换为主给水管供水,汽包水位由给水泵勺管控制11、升负荷至40MW,三抽至除氧器管道暖好管,开启三抽至除氧器供汽门,关闭辅汽至除氧器供汽电动门、调整门和三抽至除氧器疏水门,除氧器转为滑压运行。12、根据床压值(8KPa)投运冷渣器进行排渣。布风板床压值也不得小于3.3KPa,否则会使布风板过热和磨损。13、升负荷至50MW,倒厂用电由高厂变带。14、当高
21、压内缸温度达400时,切除汽缸夹层加热装置,关闭汽缸夹层加热进汽手动门和联箱进汽电动门,注意夹层联箱进汽电动门应关闭严密,防止联箱超压,否则开启部分疏水。15、负荷高于70MW时,投入供热抽汽(供暖时)。1)检查供热抽汽快关门后疏水门已开启、开启供热抽汽逆止门前后疏水门、开启供热蒸汽管道疏水门、供热蒸汽联箱疏水门,开启供热抽汽快关门的旁路门进行暖管。2)暖管结束后按0.02Mpa/min进行升压。3)在DEHCRT画面中选择“供热抽汽控制”面板。4)开启供热抽汽快关门。5)关闭供热抽汽快关门的旁路门。6)关闭供热抽汽系统各疏水门。7)根据供热压力调整供热抽汽调整门,注意机组负荷、供热抽汽压力、
22、流量和温度变化。8)经值长同意,投入“供热抽汽压力回路” 。9)操作过程中应注意机组负荷、调门开度、机组振动、轴向位移、胀差、轴承温度等。16、升负荷至75MW,投高加。17、负荷升至100MW时,对机组进行全面检查,机组由单阀切为顺阀控制。18、将轴封供汽切换为三抽供汽。注意调整轴封供汽压力,轴封压力自动调整器投入“自动”,汽源倒换后,微开备用汽源疏水门。 19、当负荷升至额定负荷时,校对就地水位计一次,对锅炉作全面检查,做好记录。20、启动石灰石系统向炉内加石灰石,控制SO2排放量在规定值范围内。21、依次启动斗提机、链斗输渣机、冷渣器锅炉排渣,维持床压正常(8KPa左右)22、据实际情况
23、投入一次调频、协调控制、AVC控制。23、升负荷过程中,严密监视锅炉过热器、旋风分离器、再热器各处的壁温不超过规定值;低过:450,屏过:545,旋风分离器:460,高过:550,屏再:574(启动阶段650)。24、升负荷过程中,注意轴向位移、相对膨胀、汽缸膨胀情况,严格监视各轴承温度、油压、回油温度,使其保持在正常范围内;注意检查除氧器、凝结水箱、高、低加水位在正常范围内。25、升负荷过程中及带满负荷后,应对发变组系统及保护回路进行全面详细的检查,接头无过热、碳刷无冒火、跳跃现象,并注意发电机、主变温度测量装置的指示变化。发电机绝缘分定子绝缘与转子绝缘二项。1.定子绝缘的测量:地点在发电机
24、出口任一PT小车开关上口(或0#PT小车开关上口)。定子绝缘必须在转子为静止或盘车状态(发电机充氢至额定压力、定子冷却水已投运且冷却水导电度在0.2S/cm左右方可测量),定子绝缘测量前应解开发电机中性点接地点(拉出#0PT小车),拉出发电机出口PT小车(#1、2、3)。用2500V摇表测量,其值不应低于以前同一线圈温度和空气湿度时的1/3-1/5,且最低不得低于每千伏1兆欧(13.8M)。测量时,必须戴绝缘手套,先验明无电后,方可进行。测量完毕,必须对地放电。2.转子绝缘测量:拉开励磁柜交直流刀闸,取下转子电压保险。用1000V或500V摇表测量,其绝缘电阻不得低于0.5M。当转子绝缘电阻小
25、于0.5兆欧而大于2000欧时,请示领导批准可投入运行。空压机的几个常见故障处理成都空压机的常见故障处理:润滑系统的故障1、击油针折断,应更换;2、油位过高或过低,调整油位至规定范围3、油牌号不对,应按说明书要求换油:4、润滑油太脏,应换洁净的润滑油。成都空压机的常见故障处理:各级压力不正常(偏低或偏高)1、进、排气阀的阀片或弹簧损坏,漏气,应更换;2、进、排气阀的阀座上夹有脏物,漏气,清除脏物;3、空气滤清器堵塞严重,应清洗;4、气管路有漏气或冷却器漏气,修理之;5、活塞环,气缸磨损严重,漏气,应更换。成都空压机的常见故障处理:排气量减小1、气阀漏气,研磨修理或更换新件;2、活塞环、刮油环、
26、气缸磨损过度,更换磨损件;3、空气滤清器堵塞,气管路漏气,清除滤网下粉尘,修理管路;4、活塞上止点间隙过大,减少气缸垫、降低余隙容积,5、空压机转速过低于额定转速,检查线路电压、频率检修或更换电机。成都空压机的常见故障处理:空压机有不正常的响声1、气缸内有响声 气缸内掉入异物或破碎阀片,清除异物或破碎阀片; 活塞顶部与气缸盖发生顶碰,应调整间隙; 连杆大头瓦、小头衬套及活塞横孔磨损过度,应更换之; 活塞环过分磨损,工作时在环槽内发生冲击,更换活塞环; 气缸内有水。2、 阀内有响声 进,排气阀组未压紧,应拧紧阀室方盖紧固螺母:; 阀片弹簧损坏,及时更换; 气阀结合螺栓、螺母松动,拧紧螺母; 阀片
27、与阀盖之间间隙过大,调整间隙,必要时更换阀片3、曲轴箱内有响声 连杆瓦磨损过度,换新瓦, 连杆螺栓未拧紧,紧固之; 飞轮未装紧或键配合过松,应装紧, 主轴承损坏,更换轴承; 曲轴上之挡油圈松脱,换新挡油圈。成都空压机的常见故障处理:机械故障活塞环卡死,气缸发生干磨,曲轴连杆咬死,滚动轴承损坏、系装配间隙过小或润滑油太脏、油位过低,应调整装配间隙或更换添加润滑油。成都空压机的常见故障处理:排气温度或冷却水排水温度过高(指水冷式)1、气缸拉毛使气缸过热,修理气缸,活塞;2、排气阀漏气或阀弹簧,阀片损坏、更换损坏零件;3、冷却水量不足,加大冷却水流量;4、冷却水路堵塞,气缸、气缸盖,冷却器内积垢过厚
28、或堵塞,清除水垢或堵塞物;5、进、排气阀结炭,使气体通道不畅,清理结炭。成都空压机的常见故障处理:排气压力表跳动1、进、排气阀片或弹簧滞住,检修;2、压力表损坏,更换之;3、仪表管路有异物。清理吹除浅析空压机工作原理 1)什么叫螺杆空压机:螺杆压缩机是一种工作容积作回转运动的容积式气体压缩机械。气体的压缩依靠容积的变化来实现,而容积的变化又是借助压缩机的一对转子在机壳内作回转运动来达到。1)螺杆压缩机的基本结构:在压缩机的机体中,平行地配置着一对相互啮合的螺旋形转子,通常把节圆外具有凸齿的转子,称为阳转子或阳螺杆。把节圆内具有凹齿的转子,称为阴转子或阴转子,一般阳转子与原动机连接,由阳转子带动
29、阴转子转动转子上的最后一对轴承实现轴向定位,并承受压缩机中的轴向力。转子两端的圆柱滚子轴承使转子实现径向定位,并承受压缩机中的径向力。在压缩机机体的两端,分别开设一定形状和大小的孔口。一个供吸气用,称为进气口;另一个供排气用,称作排气口。2)螺杆空压机工作原理作原理:螺杆压缩机的工作循环可分为进气,压缩和排气三个过程。随着转子旋转,每对相互啮合的齿相继完成相同的工作循环。1进气过程:转子转动时,阴阳转子的齿沟空间在转至进气端壁开口时,其空间最大,此时转子齿沟空间与进气口的相通,因在排气时齿沟的气体被完全排出,排气完成时,齿沟处于真空状态,当转至进气口时,外界气体即被吸入,沿轴向进入阴阳转子的齿
30、沟内。当气体充满了整个齿沟时,转子进气侧端面转离机壳进气口,在齿沟的气体即被封闭。2压缩过程:阴阳转子在吸气结束时,其阴阳转子齿尖会与机壳封闭,此时气体在齿沟内不再外流。其啮合面逐渐向排气端移动。啮合面与排气口之间的齿沟空间渐渐件小,齿沟内的气体被压缩压力提高。3排气过程:当转子的啮合端面转到与机壳排气口相通时,被压缩的气体开始排出,直至齿尖与齿沟的啮合面移至排气端面,此时阴阳转子的啮合面与机壳排气口的齿沟空间为0,即完成排气过程,在此同时转子的啮合面与机壳进气口之间的齿沟长度又达到最长,进气过程又再进行。螺杆式空气压缩机的工作过程分为吸气、密封及输送、压缩、排气四个过程。当螺杆在壳体内转动时
31、,螺杆与壳体的齿沟相互啮合,空气由进气口吸入,同时也吸入机油,由于齿沟啮合面转动将吸入的油气密封并向排气口输送;在输送过程中齿沟啮合间隙逐渐变小,油气受到压缩;当齿沟啮合面旋转至壳体排气口时,较高压力的油气混合气体排出机体。压缩气供气系统组成及空压机控制原理压缩气供气系统组成:工厂空气压缩气供气系统一般由空气压缩机、冷干机、过滤器、储气罐、管路、阀门和用气设备组成。空气压缩机的控制原理:在工厂的空气压缩机控制系统中,普遍采用后端管道上安装的压力继电器来控制空气压缩机的运行。空压机启动时,加载阀处于不工作态,加载气缸不动作,空压机头进气口关闭,电机空载启动。当空气压缩机启动运行后,如果后端设备用
32、气量较大,储气罐和后端管路中压缩气压力未达到压力上限值,则控制器动作加载阀,打开进气口,电机负载运行,不断地向后端管路产生压缩气。如果后端用气设备停止用气,后端管路和储气罐中压缩气压力渐渐升高,当达到压力上限设定值时,压力控制器发出卸载信号,加载阀停止工作,进气口关闭,电机空载运行。工作原理:该系列净化器装有压力表、安全阀,当净化器的压缩空气压力超过额定压力的1.08倍时,安全阀自动开启排气,确保使用安全。待处理的压缩空气经进气口进入净化器,当穿越高效过滤层时,压缩空气通过拦截、惯性、扩散及吸附等效应,使其中的水、粉尘、油被阻隔截留并存积于净化器的底部,纯净的压缩空气经排气孔排出。2、开机前的
33、检查:准备好后,便可以开机使用;正式使用前应检查放水阀、安全阀、压力表、排气阀及各输气管道是否有漏气现象,确认各零部件均正常时,便可投入正式使用。3、使用前准备:根据使用用途,适用合适的输气管;根据使用需要,选用合适的输气管接头;可靠的连接好各输气管道。4、故障及处理方法EL系列净化器内部过滤层采用了优质耐用材料和超耐用设计,内部无需修理、清洗,如泄水阀、安全阀、排气阀、压力表有漏气或失灵现象时,维修非常简单、方便,可自行修理或换新。5、注意事项:所用气动设备之所需气量不得大于净化器所处理的气量。所选用之净化器型号应与待处理的压缩空气之气量相匹配。每使用8小时应将泄水阀打开,将净化器内的油水排
34、尽(应在排尽压缩空气后进行)。捷豹空压机统一问题解决,我公司出售一些列捷豹空压机,一切故障我公司秉承解决。在机组启动过程中,通过控制高压旁路阀门的开度对主汽压力进行控制。该过程分五个阶段进行。它们分别是:6 X4 ?( |1 s; q, a) 维持最低阀位阶段高压旁路阀门保持在设定的最低阀位上,锅炉在该阶段进行升温升压。b) 维持最低压力阶段高压旁路阀门逐渐开大,保证蒸汽压力维持在设定的最低值上2 g# F, O1 K6 oJ& b$ 9 _) h4 H) l1 B* c) 升压阶段高压旁路阀门的开度达到设定值,保持不变,进行升压。d) 定压阶段. K2 z6 B: t/ K主蒸汽压力升高到冲
35、转所需压力时,机组主汽门开启,高压旁路阀门开始逐渐关小,旁路系统处于定压运行阶段。压力定值即为切换到该运行方式时的设定值。$ j- v+ t2 C4 l|e) 滑压阶段 a ?! y# D2 c( r V2 + Q/ G高压旁路阀门关小至全关时,切换到滑压运行方式,此时滑压定值跟踪主汽压力的实测值。当主汽压力继续升高的速率高于设定值时,高压旁路阀门便自动切换至定压运行方式。重新开启阀门限制升压率,直至阀门再次全关切回滑压运行方式。1、 斩波内馈交流调速系统构成1.1 调速控制装置构成;(1) 调速控制装置型号为KRH-2;(2) 起动柜、斩波柜、逆变柜(3) 具有就地控制:启动、停止、调速、全
36、速切换功能;具有远方控制;(4) DCS自动控制接口,转速指令信号4-20mA,转速输出信号4-20mA,自动/手动,调速控制ID信号。12 斩波内馈调速电机内馈调速电机的安装尺寸与原电机相同,并与斩波控制装置成为并联关系,当调速控制装置意外故障时,自动保护装置可以自动将电机切换成恒速运行,不至于造成电机停运,提高了系统的可靠性。2、斩波内馈调速系统基本原理斩波内馈调速是一种以低压(通常约为200-500V)控高压(6KV-10KV)的高效率调速技术,突出特征在于“内馈”与“斩波”两项高新技术的有机结合。21 内馈调速及其功率控制原理 根据电机学的理论,电机的转速与机械功率及电磁转矩成如下关系
37、:(1)PM/ T式中: 为电机转速PM 为电机轴功率T 为电磁转矩又,根据能量守恒,有, (2)因此 。 (3)其中:Pem 为电磁功率, p2 为转子损耗。公式(2)表明,电机转速可以通过电磁功率或损耗功率两种控制获得调节。电磁功率控制改变的是理想空载转速,调速是高效率的;损耗功率控制增大转速降,调速是低效率的。所有调速方法都归属于功率控制原理之中。这一原理便是内馈调速发明人屈维谦率先提出的“电机调速的功率控制理论”(即P理论)。由于电磁转矩在调速稳态时,取决于负载转矩的大小,当负载转矩一经为客观的工况所确定之后,电磁转矩就随之被决定了,因此,电磁转矩不仅与调速控制无关,而且不能随意改变。
38、动态转矩对转速的作用只表现在调速的过渡过程中,转矩的变化是功率控制和转速响应滞后的结果,在一定的功率控制作用下,动态转矩随转速响应自动减小,直至新的负载平衡时为零。因此,电机转速只能通过功率控制来实现。内馈调速是基于转子的高效率电磁功率控制调速,通过将转子的部分功率(即电转差功率)移出来,使转子的净电磁功率发生改变,于是根据P理论,电机转速就相应得到控制。为了获得高性能的调速,加强电机调速的内因,内馈调速在电机定子上另外设置了内馈绕组,用来接受电转差功率,有源逆变器使内馈绕组工作在发电状态,通过电磁感应将功率反馈给电机定子。使定子的有功功率基本与机械输出功率相平衡,内馈调速因此而得名。与变频调
39、速相比,斩波内馈调速只是控制对象不同,两者遵循的是同一原理,因此并不存在本质的区别。 22斩波的作用与意义斩波器的作用相当于按一定的频率、周期性地接通和关断的高速开关。控制斩波的占空比,就可以实现对逆变电流的控制,也就是控制了反馈到内部内馈绕组的电流和功率,从而实现内馈调速。其意义在于:(1) 使有源逆变器的功率因数可以高达0.9,且恒定不变。(2) 逆变电流的谐波有效值可以降低到移相控制的15%左右。 使内馈电机的定子电流畸变小于5%。(3) 有源逆变器的额定容量仅为电机容量的14.8%, 加上触发简单,使可靠性大为提高。(4) 附加电源容量亦为电机容量的14.8%,对于内馈调速电机,可大大
40、减小内馈绕组所占的铁心空间,简化工艺,降低成本。3、斩波内馈调速系统的控制及运行方式由于系统调速范围及运行特性的需要,设置了频敏变阻器启动和调速停止方式。(1)启动时,直接控制高压开关柜,电机经频敏启动,可以减小启动电流并增大启动转矩。(2)调速运行时,直流回路存在较大的电磁能量,如果直接停电,将产生过电压使可控硅损坏。所以调速停车时,设置的逻辑控制会自动转到全速后再停车。事故停电有断电和过压保护,防止了设备的损坏。(3)该调速设备可以在不停机的情况下自检。即设备可在全速运行状态时,可以用低电压小电流模拟调速运行,这样可在不影响运行的情况下检测斩波器和逆变器是否正常,给检修带来极大的方便。(4
41、)在集控室实现远方操作。该方式与本机操作相同,且更加方便;(5) DCS控制方式。远方操作指令在给定420mA控制信号下实现稳定、平滑调速,并在出现断线故障时能够保持原来给定转速,同时发出断线报警信号。4、系统可靠性产品的可靠性一般指产品连续无故障运行时间和抑制故障自动保护能力。主要决定于1 原理和设计可靠性;2。产品器件的可靠性;3。产品工艺的可靠性41设计原理可靠性这是非常重要的,特别是调速控制主电路,避免了电力电子器件的串并联,实现低压控制高压;控制主电路力求简单,可控电力电子器件尽量少,最大程度地保证产品可靠性。采用斩波技术使有源逆变器的控制脉冲不再移动,而是锁定在最小逆变角,因此,可
42、以采取诸如锁相环等抗强干扰电路,使有源逆变器的触发脉冲非常可靠,基本解决了有源逆变器可靠性的一大技术难题。 42 故障兼容能力 任何控制设备都不可能有百分之百的完全可靠,提高系统可靠性的关键在于提高系统的故障兼容能力。斩波内馈调速装置与调速电机恒速运行装置成为并联关系,当调速控制装置意外故障时,自动保护装置可以自动将电动机切换成恒速运行,不至于造成电动机停运,此时,电动机只是不能调速而已,可将故障影响缩小到最小限度。精心设计的DCS接口,全数字电路,具有256位的数模转换,突加给定缓冲,输入短线不影响调速运行等功能。系统由调速转全速,不是回到起动状态然后再转入全速,而是自动在当前转速基础上平滑
43、加速,待到转速接近额定值时,自动转入全速运行。避免了转换冲击。 43 电子器件YQT型斩波内馈调速产品的主要电力电子器件晶闸管选用了进口产品;主要电器产品采用真空接触器和进口继电器;电子器件采用PLC 可编程逻辑控制器进行程序控制,最大限度减小继电器数量,产品可靠性得到提高。全部集成电路芯片均采用进口器件。44 工艺方面 完善地电力电子器件的检测设备 ;完善的生产工艺和专用设施 ; 精确合理的结构布局等等,都使得斩波内馈调速产品的可靠性对比高压变频调速和串级调速都有较大的优势。5、应用情况以下为山东聊城热电有限责任公司#3循环泵电机及#3炉风机改造后的测试数据。51 3#乙循环泵电机电机技术参
44、数原电机:铭牌:Y1250-12/1730 电压:6KV 额定电流:153A 功率:1250KW 额定转速:495转/分改后电机:铭牌:YQT1250-12/1730 电压:6KV 额定电流:148A 功率:1250KW 额定转速:495-320转/分2000年12月在机组满负荷运行,循环泵运行实验原始数据工况 循环泵电压(V)KV 循环泵电流(I)A 循环泵转速(n)转/分 循环泵功率因数(cos) 循环泵消耗功率(Pxh)Kw 6 88 380 0.537 491.08 6 112 460 0.716 833.335试验结果的分析:循环泵运行转速为380转/分时,消耗的功率为491.08k
45、w;循环泵运行转速为460转分时,消耗的功率为833.355KW;循环泵低转速时,一小时少耗电342.27KW,即机组满负荷情况下,电机转速降低17%,但耗电量降低了41%。若电机按每年运行5000小时计算,可节约约171万千瓦时。按每度电0.3计算,可节约资金约51万元。该循环泵电机改造费用为112万元,因此,投资在2年多即可回收。若考虑机组的调峰,节电效果将会更明显,投资回收期进一步缩短。52 3#炉风机2001年5月,山东聊城热电有限责任公司对#3机组(100MW)甲乙引送四台风机中的乙送风机、乙引风机进行了内馈改造,现就乙引送风机试验结果如下:电机参数:乙引风机电机:YQT2710-8 710KW 电压6KV乙送风机电机:YQT2630-6 630KW 电压6KV乙引风机状态 机组负荷100MW 机组负荷60MW定速状态 低速状态 定速状态 低速状态挡板开度(%) 41 44.5 24 27电机转速(r/m) 748 421 748 474功率(KW) 260 210 213 138乙送风机状态 机组负荷100MW 机组负荷60MW定速状态 低速状态 定速状态 低速状态挡板开度(%) 84 93 39 48电机转速(r/m) 985 807 985 507功率(KW) 458 324 274 136由两台风机的试验数据可以看出,风机在低速时,节能效果非常明显。
限制150内