凝汽器长周期运行经验介绍

浅谈如何实现电动机长周期运行

浅谈如何实现电动机长周期运行发表时间：2018-05-31T10:18:20.493Z 来源：《电力设备》2018年第2期作者：韩春龙刘东宇王广明 [导读] 摘要：电力，对当今人类社会的影响不用赘述，尤其是在工业生产中，电力已经成为动力之源。而电动机作为转化电能为机械能的核心设备，在工业中的应用有目共睹，那么如何提高电动机的运行稳定性，实现长周期运行便成了设备人员工作的重中之重。（大庆石化公司化工二厂供电车间黑龙江大庆 163714）摘要：电力，对当今人类社会的影响不用赘述，尤其是在工业生产中，电力已经成为动力之源。而电动机作为转化电能为机械能的核心设备，在工业中的应用有目共睹，那么如何提高电动机的运行稳定性，实现长周期运行便成了设备人员工作的重中之重。本文以大庆石化公司化工二厂近7年在电动机管理工作中积累的经验，数据为基础，浅谈一下如何实现电动机长周期运行的问题。关键词：电动机长周期故障电能，对当今人类社会的影响不用赘述，尤其是在工业生产中，电力已经成为动力之源。而电动机作为转化电能为机械能的核心设备，在工业中的应用有目共睹，那么如何提高电动机的运行稳定性，实现长周期运行便成了设备人员工作的重中之重。本文以化工二厂近7年在电动机管理工作中积累的经验，数据为基础，浅谈一下如何实现电动机长周期运行的问题。 1 近七年的检修数据汇总 3 原因分析 1、管理制度的建立和实施 2015年3月，在分厂主管领导的极力支持和推动下，分厂建立了《化工二厂电动机日常维护及维修实施细则》，明确了电动机检修和日常管理的分工，纠正了生产车间根深蒂固的“电动机是供电车间的，我们只管用”的极端错误思想。“实施细则”建立前，电动机的检维修工作由供电车间负责组织，化建公司具体实施。由于没有严谨、明确和针对性的制度约束，电动机的日常维护管理水平不高，对检修单位的约束力有限，电动机处于“用而不管；管而不修；修而不用”的状态，这是导致电动机检修率居高不下且连年上升的深层次原因。“实施细则”的建立和实施，明确了相关各方的工作内容和责任，尤其是让生产车间对电动机的重视程度提升到了前所未有的高度，这为我厂电动机检修率的下降打下了坚实的基础。 2、检修质量的提升从今年4月份起，我厂的部分电动机检维修任务由维修车间承担。截至10月31日，因机械故障检修的电动机共6台，同比2014年第四季度与2015年第一季度的共31台，以今年4月份为分界点的上半年和下半年电动机检修频次下降了80.65%。其主要原因是：相较于化建公司，我厂维修车间检修人员无论在技术能力、业务素质还是责任心上都有质的差别，检修质量有了可靠的保证，电动机检修频率的下降是必然结果。 3、检修必要性判定的科学化由于专业知识和检测手段的限制，供电车间对转动设备机械故障的原因、程度和后果判定不够专业、不够科学，存在不必要的过度检

变压器运行方式

1主题内容与适用范围本规程规定了电力变压器(下称变压器)运行的基本要求、运行方式、运行维护、不正常运行和处理，以及安装、检修、试验、验收的要求。本规程适用于电压为1kV及以上的电力变压器。 2引用标准 GB1094.1～1094.5电力变压器 GB6450干式电力变压器 DL400继电保护和安全自动装置技术规程 SDJ7电力设备过电压保护设计技术规程 SDJ8电力设备接地设计技术规程 SDJ9电气测量仪表装置设计技术规程 SDJ2变电所设计技术规程 DL/T573-95电力变压器检修导则 3基本要求 3.1保护、测量、冷却装置 3.1.1变压器应按有关标准的规定装设保护和测量装置。干式变压器有关装置应符合相应技术要求。 3.1.2装有气体继电器的油浸式变压器，无升高坡度者，安装时应使顶盖沿气体继电器方向有1%～1.5%的升高坡度。 3.1.3变压器的冷却装置应符合以下要求： a.按制造厂的规定安装全部冷却装置； b.风扇的附属电动机应有过负荷、短路及断相保护；

3.1.4变压器应按下列规定装设温度测量装置： a.应有测量顶层的温度计(柱上变压器可不装)，无人值班变电站内的变压器应装设指示顶层最高值的温度计； b.干式变压器应按制造厂的规定，装设温度测量装置。 3.2有关变压器运行的其它要求 3.2.1变压器应有铭牌，并标明运行编号和相位标志。 3.2.2变压器在运行情况下，应能安全地查看顶层温度。 3.2.3室内安装的变压器应有足够的通风，避免变压器温度过高。 3.2.4变压器室的门应采用阻燃或不燃材料，并应上锁。门上应标明变压器的名称和运行编号，门外应挂“止步，高压危险”的标志牌。 3.3技术文件 3.3.1变压器投入运行前，应保存好技术文件和图纸。 a.制造厂提供的说明书、图纸及出厂试验报告； 3.3.1.2检修竣工后需交： a.变压器及附属设备的检修原因及检修全过程记录； 3.3.2每台变压器应有下述内容的技术档案： a.检修记录； b.预防性试验记录； c.变压器保护和测量装置的校验记录； 4变压器运行方式 4.1一般运行条件 4.1.1变压器的运行电压一般不应高于该运行分接额定电压的105%。对于特殊的使用情况，允许在不超过110%的额定电压下运行。

如何保证气化炉长周期运行

如何保证气化炉长周期运行气化炉是煤化工装置的核心和龙头，决定了全系统装置能否长周期、满负荷、安全、稳定地运行，也决定了产品的成本效益。在调查中了解到，目前煤化工装置运行的无论是干煤粉还是水煤浆煤气化炉，单炉最长连续运行时间都达到了200多天,但各个类型炉型之间依旧有差别。同样是水煤浆气化炉（包含备用炉），有连续运行300多天的，也有连续运行550天的。业内专家指出，影响气化炉长周期运行的是综合因素，考量的是企业的综合实力，企业应当着重在烧嘴精度、喷嘴与气化炉流场结构、排渣系统的优化设计，提高灰水系统运行周期和保持煤质稳定上下功夫。优选喷嘴材料和处理工艺喷嘴是气化炉的核心设备，喷嘴使用寿命是决定气化炉生产周期长短的关键因素，60%的气化炉停车都与喷嘴有关。伊泰煤制油公司总经理刘尚利认为，喷嘴寿命周期在100~150天，到时候必须停下来更换，喷嘴损坏会直接造成气化反应氧碳比失调，使气化炉进料紊乱，甚至引发超温、过氧爆炸等严重事故。因此，除了喷嘴加工精度外，使用中的监控和管理也非常重要的。华东理工大学洁净煤技术研究所周志杰副教授认为，提高喷嘴的寿命需要对其结构设计优化，煤浆中的固体颗粒对喷嘴材料的磨损很大，应尽量降低煤浆流动速度，还要探索采用耐高温、耐磨材料或者堆焊耐磨合金加热处理工艺制造喷头。陕西鑫立喷嘴研制开发有限公司技术部部长胡战卜则表示，烧嘴的运行与氧煤比、水煤浆流速等因素有关，要提高烧嘴及气化炉稳定运行周期，今后还应探索外氧气流和水煤浆流的最佳角度结构设计，使喷射结构和角度更合理，达到最好的混合、雾化效果，使水煤浆反应充分，有效气含量提高，煤渣含碳量降低。在运行中为保护烧嘴，有煤化工企业通过在烧嘴前端浇注保温材料，使烧嘴盘管及外头端部与炉内火焰有效隔离，炉内火焰不会直接对冷却水盘管和外喷头进行烧蚀，减少烧嘴外头端部因受热冲击产生的龟裂，消除了冷却水盘管和外头角焊缝处受炉内高温气体的影响引起的热应力损坏，延长了烧嘴使用周期，保障了气化装置的长周期稳定运行。重视挂渣机理基础研究神华宁煤集团煤化工公司烯烃公司总工程师黄斌介绍说，干煤粉气流床要实现长周期、稳定、高效运行，取决于煤粉输送系统的稳定性、喷嘴与气化炉流场结构的匹配性以及排渣系统的优化设计。多位业内人士证实，由于气化炉流场、排渣系统优化设计问题，目前运行的粉煤气化炉，部分所排细灰、煤渣的含碳量高达到6%。由于水冷壁炉是“以渣抗渣”，必

(新)高桥焦化长周期运行

延迟焦化装置长周期运行探讨中石化股份有限公司上海高桥分公司炼油厂二○○○年十月延迟焦化装置长周期运行探讨

我厂延迟焦化装置自一九九六年投运生产，该装置的性质特点是原料较重、操作温度较高、半连续半间歇操作、操作波动大。从投产四年来的生产状况来看，我装置最长生产周期是连续正常生产约12个月（1998年7月10日至1999年7月12日）。我们有长周期运行的一点经验，但同时装置还存在着相当多影响到长周期运行的问题，如分馏塔顶气相负荷较大、顶循环线腐蚀较严重等。一、影响装置长周期运行的问题： 1．分馏塔： ⑴塔顶气相负荷较大：分馏塔自投产以来，就有塔顶气相负荷较大的问题，其原因为分馏塔取热流程不太合理、回流取热未优化、注水量偏高都有可能是造成热负荷较高的原因。 ⑵上层塔盘浮阀缺损严重：我装置的分馏塔为浮阀塔盘，在生产过程中，塔内气相线速度大，上层塔盘浮阀有损坏、缺失现象，塔内热量上移，又促使浮阀更快缺失。实际生产中暴露出的如分馏塔顶压力高、汽柴油携带焦粉量大、分馏塔热负荷增大等现象都与此有关。现装置用自产柴油作封油，因焦粉含量高，常出现管线堵塞而使辐射进料泵封油压力偏低甚至供应不上，泄漏严重而影响生产。空冷、换热器、冷却器则因焦粉堵塞而使冷却效果降低。 ⑶硫腐蚀严重：分馏塔顶部塔盘、塔内壁、塔顶挥发线、顶空冷、顶循环回流线、顶循环空冷等部位硫腐蚀较严重。顶循环线已被蚀穿多次。 2．加热炉： ⑴炉膛温度超高：当装置处理量较大时，可能造成炉膛温度过高，有时达到甚至超过800℃（控制指标≯800℃），出现炉管外壁氧化脱皮及炉壁鼓泡等现象。 ⑵炉管结焦：炉管结焦与原料性质、异常波动（如辐射进料泵抽空、跳电等）、操作是否平稳、仪表指示偏差等多种因素有关。

汽轮机在运行中的维护常识

汽轮机在运行中的维护常识集团企业公司编码：（LL3698-KKI1269-TM2483-LUI12689-ITT289-

汽轮机在运行中的维护常识汽轮机正常运行中的维护，是保护汽轮机的安全与经济运行的重要环节之一。汽轮机的维护是汽轮机运行人员的职责，勤于检查分析情况，防止事故发生，并尽可能提高运行的经济性。一、汽轮机运行人员基本工作配备必要的操作、维护人员后必须进行专门训练，务必使他们熟悉机组的结构、运转特性和操作要领。运行人员的基本工作有以下几个方面： 1、通过监盘，定时抄表(一般每小时抄录一次或按特殊规定时间抄录)，对各种表计的指示进行观察，对比、分析，并做必要的调整，保持各项数值在允许变化范围内。 2、定时巡回检查各设备、系统的严密性，各转动设备(泵、风机)的电流，出口压力，轴承温度，润滑油量、油质及汽轮机振动状况，各种信号显示、自动调节装置的工作，调节系统动作是否平稳和灵活，各设备系统就地表计指示是否正常。保持所管辖区域的环境清洁，设备系统清洁完整。

3、按运行规程的规定或临时措施，做好保护装置和辅助设备的定期试验和切换工作，保证它们安全，可靠地处于备用状态。 4、除了每小时认真清晰地抄录运行记录表外，还必须填写好运行交接班日志，全面详细地记录8h值班中出现的问题。二、汽轮机运行监视在汽轮机运行中，操作人员应对汽轮机本体、凝汽系统和油系统进行全面的监视。主要监视的项目有：新汽压力和温度、真空(或排汽压力)、段压力、机组振动、转子轴向位移、汽缸热膨胀、机组的异声、凝汽器的蒸汽负荷、循环水的进口温度及水量、真空系统的密闭程度、油压、油温、油箱油位、油质和油冷却器进出口水温等。特别是对各项的变化趋势进行检查和记录，这对防止事故发生、查明事故原因和研究处理措施都是很必要的。 1、监视段压力检查在汽轮机中，汽轮机第一级后压力与通过汽轮机蒸汽流量近似成正比，如因结垢使流通面积小于设计值，欲维持相同的蒸汽流量或功率，

电厂机组长周期运行措施

神华亿利能源有限责任公司电厂机组长周期运行控制措施批准：朱宏审核：杨明喜编制：设备技术部 2012年1月1日

通过2011年电力公司提升运营效率锅炉燃烧优化调整活动，神华亿利电厂燃烧小组成员针对各阶段调整试验的不足，不断完善参数控制。在继续保持机组低床压、低氧量、控制总风量运行基础上，为了保证我厂机组长期经济运行，现制定如下措施：一、目的：为了确保神华亿利电厂1、2、3、4号机组安全稳定运行，预防非计划停运。保证机组连续运行大于120天，实现180天最终目标（调停机组无检修累计计算）。二、时间：2012年1月1日—2012年12月31日三、组织措施：组长：刘利平副组长：朱宏李宝明成员：杨明喜、夏传弟、李永红、李亚祥、边银四、工作重点：严格执行各项措施，各部门巡检员、点检员增加现场设备点巡检次数，对所有转动机械严格执行设备定期轮换制，加强各转动设备轴承温度、冷却水温度、油温的检查力度，发现温度有异常时，立即进行处理，做到重点设备重点检查。五、控制措施：（一）锅炉专业措施 1、燃煤粒度调整：加强入炉煤煤质、粒度管理，运行人员根据

锅炉燃烧情况及时调整入炉煤变化；在燃煤发热量3800大卡以上时尽量采用最大15mm粒径的筛板上煤，当发热量小于3800大卡时，采用最大粒径10mm上煤，并且10mm粒径比列小于5%。同时低床压、低负荷运行时采用最大粒径10mm的筛板上煤。 2、二次风门比例调整：在机组负荷140MW内，上二次风开度增大时，锅炉主再热蒸汽温度能提高2-5℃，二次风开度定为上下风门开度为1:2；调整左右侧油枪助燃风分门开度，炉内床温偏差减小3℃，但尾部烟道两侧氧量偏差增大，为了控制氧量偏差，暂时规定左右侧油枪助燃风分门以调节氧量为主；调整前后墙二次风分门开度，炉内燃烧参数未见明显变化。 3、低氧量燃烧：锅炉在高低负荷时氧量在1-3%之间燃烧良好，飞灰含碳未有明显增加，运行中进一步降低氧量，控制锅炉总风量，降低各风机电流。 4、风机运行方式：继续保持单台高压流化风机、二次风机运行。 5、给煤机运行方式：机组正常运行中，各给煤机煤量尽可能均匀调整，禁止两侧给煤量偏大，以防水冷壁磨损。 6、返料器松动风与返料风阀门开度调整：在单台高压流化风机运行状况下，松动风阀门开度保持20%、返料风阀门开度在25%；当两台高压流化风机运行时，松动风阀门开度保持30%、返料风阀门开度在45%。这样既保证锅炉返料正常，又能降低高压流化风机电流2A，同时有利于炉内循环灰蓄积。 7、一二次风量比列调整：在保证一次流化风量前提下，增加负

变压器运行维护规程

变压器运行维护规程 1 ?主题内容与适应范围 1.1本规程给出了设备规范，规定了其运行、操作、维护与变压器异常或事故情况下进行处理的基本原则和方法。 1.2本规程适用于变压器运行管理。 2?引用标准 DL/T572- 95电力变压器运行规程 GB/T15164油浸式电力变压器负载导则 3 ?设备规范（见表1）表1主变压器运行参数

4 ?主变正常运行与维护 4.1 一般运行条件 4.1.1主变运行中的顶层油温最高不允许超过95C,为防止变压器油质劣化过速，正常运行时，顶层油温不宜超过85C。 4.1.2主变的运行电压一般不应高于该变压器各运行分接额定电压的105%。 4.1.3主变的三相负载不平衡时，应监视电流最大的一相，且中性线电流不得超过额定电流的25%。 4.1.4主变中性点接地方式按调度命令执行。正常运行方式下主变压器中性点接地。 4.2主变周期性负载的运行 4.2.1主变在额定使用条件下，全年可按额定电流运行。 4.2.2主变允许在平均相对老化率小于1或等于1的情况下,周期性地超额定电流运行。但超额定电流运行时，周期性负载电流（标么值）不得超过额定值的1.5倍, 且主变顶层油温不允许超过105C。 4.2.3当主变有较严重缺陷（如冷却系统不正常、严重漏油、有局部过热现象、油中溶解气体分析结果异常等）或绝缘有弱点时，不宜超额定电流运行。 4.3主变短期急救负载的运行 4.3.1主变短期急救负载下运行时，急救负载电流（标么值）不得超过额定值的1.8倍, 且主变顶层油温不允许超过115C ,运行时间不得超过半小时。 4.3.2当主变有较严重缺陷或绝缘有弱点时，不宜超额定电流运行。 4.3.3在短期急救负载运行期间，应有详细的负载电流记录。 4.4主变的允许短路电流应根据变压器的阻抗与系统阻抗来确定。但不应超过额定电流的25倍。 4.5短路电流的持续时间不超过下表之规定

汽轮机的运行和维护

汽轮机的运行和维护第一节汽轮机正常运行维护 20.1.1 汽轮机正常运行维护工作 1. 各岗位运行人员应认真监盘及操作、调整，随时注意各参数、各仪表的变化，发现情况及时处理及时汇报，并采取措施处理； 2. 操作员、巡检员按要求定时、正确抄表，对各参数进行分析比较，如发现有参数偏离正常值，应查明原因，采取相应的措施，并汇报主值班员或值长；将值班中机组发生的异常及操作情况完整记录在运行日志内，并做好交接班及各项记录； 3. 应定时、定线对设备进行巡回检查。巡检时应带必要的工器具及防护用具，认真做到看、摸、嗅、听，仔细核实各运行及备用设备所处的状况正常与否，发现异常情况应找出原因，采取措施，保证机组正常运行； 4. 发现缺陷，及时联系消缺并做好必要的防范措施，对于有可能影响机组或设备、系统安全、经济运行的缺陷，还应作好记录，做好事故预想，并汇报主值班员、单元长值长； 5. 机组保护必须正常、正确、可靠投入； 6. 按照定期工作制度要求完成设备定期切换、定期试验工作； 7. 经常检查辅助各辅机无异常振动、无异常声音，转机轴承油位、油温正常，油质良好，并及时监督有关人员添加或更换； 8. 配合化学,监督凝结水、给水、炉水、蒸汽、发电机定子冷却水、润滑油、EH油品质； 9. 进入电子间、6kV开关室、380V开关室、网控室，禁止无线通信设备的使用，若有携入者，必须呈关机状态； 10. 在接班前、交班前、巡回检查、工况变化应对设备进行听音检查； 11. 对油系统重点检查，严防漏油着火事故的发生。发现问题及时汇报联系相关部门进行处理，做隔离措施时，应注意不要影响热工信号，必要时，由热工确认、解除可能误动的保护； 12. 经常检查机组运行情况和监视表计指示。当发现表计指示和正常值有差异时，应查明原因。设备出现故障时，应及时联系、汇报，并采取必要措施；备用设备应处于良好的备用状态，联锁在投入位置，备用设备进、出口门应处于相关位置； 13. 异常情况下应特别注意机组运行情况： 1) 负荷急剧变化； 2) 蒸汽参数或真空急剧变化； 3) 汽轮机内部有不正常的声音； 4) 系统发生故障； 5) 自动不能投入时。 14. 设备运行中应严密监视其运行参数和运行状态，检查各运行设备的电流、声音、温度、振动、轴承油位等应正常。除事故处理外，严禁设备超出力运行； 15. 新投入运行或异常运行的设备要加强巡检和监视；

常减压装置长周期运行攻关方案

广西东油沥青有限公司常减压装置长周期运行攻关方案编制：审核：批准： 2020年1月

常减压装置长周期运行攻关方案一、装置简介：常减压装置所采取的工艺技术路线为原油预热－电脱盐－原油预热－初馏塔－初底油换热－常压炉－常压塔－减压炉－减压塔的生产工艺。二、生产难点一）电脱盐运行目前常减压电脱盐设备为长江三星能源科技股份有限公司生产的电脱盐成套设备，为加工劣质原油及生产更好的沥青产品，于2016年11月停工大检修期间，对电脱盐系统进行全面升级改造，将常减压装置现有的电脱盐系统第一级和第二级级两台Φ3200×14000（T/T）罐上的4台全阻抗电源改为对劣质原油适应性强的智能响应电脱盐电源，并配套响应控制系统；增加射频导纳油水界面仪，并对电脱盐罐内部分电极板做相应改造。2016年12月中旬装置进入开工期，电脱盐系统于2016年12月25日投入生产运行，然而由于加工原油的多样化、劣质化，电脱盐系统还是会出现电流波动现象，脱后含盐含水偶尔有超标现象。二）塔顶腐蚀目前常减压装置初顶、常顶、减顶脱水铁离子满足≤2.0mg/L指标要求，偶尔有超标现象，目前采取的延缓腐蚀速率手段如下：

1、根据酸性水分析数据调整塔顶中和剂、低温缓蚀剂的注入量； 2、注剂、注水喷嘴更换为高效喷嘴，提高注剂、注水效果； 3、对初顶、常顶空冷进行二次返注水； 4、按时定点测厚。三、长周期运行及攻关项目一）电脱盐电脱盐做为常减压装置的“咽喉”，有着至关重要的作用，因此电脱盐的平稳操作对常减压的长周期运行，至关重要。具体长周期运行参考指标如下：主要操作参数及指标

机组长周期运行总结

竭诚为您提供优质文档/双击可除机组长周期运行总结篇一：电厂机组长周期运行措施神华亿利能源有限责任公司电厂机组长周期运行控制措施批准：朱宏审核：杨明喜编制：设备技术部 20XX年1月1日通过20XX年电力公司提升运营效率锅炉燃烧优化调整活动，神华亿利电厂燃烧小组成员针对各阶段调整试验的不足，不断完善参数控制。在继续保持机组低床压、低氧量、控制总风量运行基础上，为了保证我厂机组长期经济运行，现制定如下措施：一、目的：为了确保神华亿利电厂1、2、3、4号机组安全稳定运行，预防非计划停运。保证机组连续运行大于120天，实现180天最终目标（调停机组无检修累计计算）。

二、时间：20XX年1月1日—20XX年12月31日三、组织措施：组长：刘利平副组长：朱宏李宝明成员：杨明喜、夏传弟、李永红、李亚祥、边银四、工作重点：严格执行各项措施，各部门巡检员、点检员增加现场设备点巡检次数，对所有转动机械严格执行设备定期轮换制，加强各转动设备轴承温度、冷却水温度、油温的检查力度，发现温度有异常时，立即进行处理，做到重点设备重点检查。五、控制措施：（一）锅炉专业措施 1、燃煤粒度调整：加强入炉煤煤质、粒度管理，运行人员根据锅炉燃烧情况及时调整入炉煤变化；在燃煤发热量3800大卡以上时尽量采用最大15mm粒径的筛板上煤，当发热量小于3800大卡时，采用最大粒径10mm上煤，并且10mm粒径比列小于5%。同时低床压、低负荷运行时采用最大粒径10mm的筛板上煤。 2、二次风门比例调整：在机组负荷140mw内，上二次风开度增大时，锅炉主再热蒸汽温度能提高2-5℃，二次风开度定为上下风门开度为1:2；调整左右侧油枪助燃风分门

电厂机组长周期运行管理制度汇总

企业标准电厂机组长周期运行管理制度（Q/SHYL-207-75）讨论稿 2012—月-- 发布2013—月-- 实施发布

目录 1目的 (2) 2适用范围 (2) 3引用标准及关联子系统 (2) 4专用术语定义 (2) 5执行程序 (2) 6职责 (2) 7防磨防爆管理办法 (2) 8考核与奖励 (3) 附录 (4) 附录1电厂锅炉防磨防爆奖惩管理办法 (4) 一．管理目的及目标为了合理安排机组检修，进一步优化机组运行参数，提高生产经营管控水平，降低生产经营成本。保障机组安全稳定运行，生产经营任务及指标顺利完成。达到机组长周期、安全、经济运行目的特制订本制度。同时，本制度替代《锅炉防磨防爆管理制度》。目标为机组连续运行100天，调停机组不在考核之内。二．适用范围本制度适用神华亿利能源有限责任公司电厂机组长周期运行考核事项。三、引用标准及关联子系统 3.1引用标准：神华神东电力《发电业务生产管理控制体系》神华亿利电厂《锅炉防磨防爆管理制度》能源电〔1992〕1069号文件防止火电厂锅炉四管爆漏技术导则神东电力公司《2012年生产对标创一流管理考核与竞赛办法》

《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》《火力发电厂金属技术监督规程》 DL438—2009 《火电厂用12Cr1MoV钢球化评级标准》 DL/T 773-2001 《火力发电厂金属材料选用导则》 DL/T 715-2000 《承压设备无损检测》 JB/T4730.1-4730.6-2005 《碳钢石墨化检验及评级标准》 DL/T786-2001 《高压锅炉用无缝钢管》 GB5310-2008 《火力发电厂燃煤锅炉的检测与控制技术条件》 DL/T 589-2010 《汽轮机安全监视装置技术条件》GB/T 13399-1992 3.2关联子系统：执行本子系统应熟悉和掌握下表所列的神华亿利能源公司电厂管理标准子系统的其他有关子系统： 3.2.1锅炉防磨防爆管理考核办法四、专用术语定义神华亿利能源公司电厂机组长周期运行管理制度：为各级管理层及各生产部门职责和权限为子系统。五、执行程序 5.1、考核管理部门：生产技术部 5.2、被考核对象：公司在册职工及外委单位（主辅机运行维护）人员； 5.3、本制度涉及的考核、奖励分配每月20日前均由生产技术部提出意见，人力资源部统计核算后，经厂部审批，根据机组实际运行情况，在不同的月份中，由财务部协助分别发放。六、组织机构及职责神华亿利能源有限公司电厂机组长周期运行管理实行二级管理体制，即领导小组为第一级，下设四个小组为第二级。

变压器的日常运行维护

变压器的日常运行维护对运行中的变压器要按规定进行巡视检查，监视运行情况，严格掌握运行标准，保证安全运行。 1、运行标准（1）允许温度根据新厂目前投入运行的一台1600KV A干式变压器这两年运行情况来看，夏季最高负荷时：电流在2100安培时，温度在105度左右，变压器运行正常，而干式变压器允许温度一般不宜超过110度，最高不得超过120度。（2）允许负荷变压器运行中的负荷应该在额定容量一下，也就是变压器的视在功率。变压器一般不应超过额定容量运行，但允许正常过负荷运行，过负荷运行时不能超过变压器容量的10％，而且要注意温升。（3）变压器三相不平衡负荷当三相不平衡时应该监视最大一相的电流，当发现三相电流严重不平衡时应及时进行调节单相用电设备负荷的平均分配。（4）允许波动电压变压器电源电压一般不得超过额定值的5％,也就是10KV线路电压不得超过10.5KV，不得低于9.5KV。 2、变压器维护（1）值班人员应该根据电压表、电流表、温度表指示，监视变压器的运行负荷情况，发现异常情况及时上报。（2）夏季负荷高峰时期要加强对变压器负荷电流、温度的巡视监测，经常查看冷却风扇的运行情况，发现异常及时解决处理。

（3）监视运行中的声音是否正常。（4）定期查看变压器引线接头、电缆、母线等处有无过热氧化腐蚀。（5）每年遇到外网停电时，要对变压器室内顶部和底部循环风口进行吸尘，保证风口的畅通。用抹布擦拭绕组浇注体外表灰尘，且查看绕组浇注体有无裂纹和表面过热损坏。查看变压器绕组的底角固定螺丝有无松动。（6）正常运行时尽量避免打开变压器室的前后门，防止小动物（如小鸟、老鼠等）进入变压器室造成事故。（7）经常打扫变压器室周围环境卫生，不得放置任何物体在变压器周围。（8）经常查看变压器室下方的电缆沟里是否有积水，造成变压器运行环境潮湿，发现后及时处理，避免变压器绕组吸潮。

循环水系统的运行与维护

第七篇循环水系统的运行与维护 1 系统设备概述 1.1 循环水系统为二次循环水供水系统，每台机由一座冷水塔、两台循泵及所属管道、阀门组成。两台循泵，一台为单速泵，一台为双速泵。四台循泵进水室之前有二个闸板联络，两台机组四台循泵联络后构成扩大的单元制，可根据季节开启联络门合理调度循泵。 1.2 循泵采用高效、单级、双吸、壳体为水平中开式离心泵。 1.3 循泵轴承采用巴氏合金滑动轴承，润滑油为#32/#46汽轮机油，泵的非驱动端装有向心球轴承，使转动部分轴向定位并平衡残余轴向推力。 1.4 循环水经循泵升压后，经出口液控蝶阀、循环水母管引入机房，分别供给凝汽器、冷油器、发电机空冷器、真空泵密封水冷却器以及给泵电机空冷器、工作、润滑冷油器等冷却用水，凝器循环水出水为有压排水，送入冷水塔自然冷却后进入循泵进口前池。 1.5 循泵轴承冷却水及格兰冷却水由泵自身水供给。 1.6 循泵出口蓄能罐式液控缓闭止回蝶阀 1.6.1 循泵出口配有型号DxPk41X-6的蓄能罐式液控缓闭止回蝶阀，采用PLC 控制操作系统，可实现远控操作（DCS控制）及就地控制（通过就地控制盘切换开关切换），蝶阀全开为90°,全关为0°。 1.6.2 蓄能罐式液压站主要技术性能和液压元件型号 1.6.3 液控蝶阀开启时为匀速开启,关闭时为先快关后慢关,开、关时间通过调整螺杆进行调整。 1.6.4 当蓄能器油压低于14.5MPa左右时联动油泵向蓄能器充压补油，油压达 17MPa左右时油泵自动停用。 1.6.5 液控蝶阀的就地操作（仅限于机组停用后阀门的调试或确认对系统无影响时）：检

查油缸油位正常，蓄能器进油门开启，蓄能器泄油门关闭，油压表及压力控制器进口门开启，油泵开关在关位置，主用电源切换开关在开位置，蝶阀控制方式开关在就地位置。合上电源开关，检查主用电源指示灯亮，阀门全开（全关）指示灯亮，将控制方式开关切至就地。投用油泵开关，检查油泵启动，控制油压表压力逐渐上升，注意油压至17MPa左右时油泵自动跳闸，油压低于14.5MPa左右时油泵联动向系统充油，检查系统无漏油，如油压不正常应联系调整。开启操作：揿开启按钮，检查蝶阀匀速开启至90°,时间约41s左右, 开阀过程中根据需要手揿停阀按钮，阀门可停止开启在任意位置；关闭操作：揿停阀按钮，注意蝶阀快关至20。后慢关至零，快关时间约5s左右，慢关时间约23-24S左右，操作结束将控制方式开关切至远控位置。 166 当厂用电中断、控制电源失电或电动油泵出现故障时，可通过手动油泵使蓄能器建立油压操作开关蝶阀。 2 循环水泵规 2.1 循泵规 2.2 配用电机规 3 循泵联锁保护及泵阀的试验 3.1 循泵的联锁

简析变压器的运行维护和事故处理

简析变压器的运行维护和事故处理发表时间：2015-10-09T16:19:50.250Z 来源：《基层建设》2015年7期作者：常晓闯 [导读] 阳西海滨电力发展有限公司 529800 从变压器运行的日常管理入手，探析变压器运行过程中易出现的故障，采取变压器日常维护的有效措施，是保证和实现电网系统有效运行的重要手段。常晓闯阳西海滨电力发展有限公司 529800 摘要：随着我国现代科学技术的发展，电力变压器在供电系统中有着极其重要的作用，是企业供电设备的核心之一，但由于变压器事故处理和维护水平低等原因，变压器故障问题发生的仍比较频繁，对企业的正常生产和运行产生非常严重的影响，变压器是电力系统的重要组成部分，变压器的运行状态影响着电网系统的安全与稳定。从变压器运行的日常管理入手，探析变压器运行过程中易出现的故障，采取变压器日常维护的有效措施，是保证和实现电网系统有效运行的重要手段。关键词：变压器；运行维护；故障处理电力变压器是电力系统的重要组成部分，在电力系统的运行过程中发挥着重要作用。由于变压器的设计制造工艺、技术以及变压器运行维护水平等方面的原因，在电力系统运行过程中，经常发生变压器故障。因此，在电力系统运行过程中，采取有效措施，防止变压器发生故障，加强对变压器的维护，对确保变压器及电力系统的安全稳定运行有着重要意义。 1、运行维护 1.1监视仪表及抄表。变压器运行中，运行人员应监视控制盘上的仪表，负荷不应超过额定值，电压不能过高或过低，并按规定及时抄录表计。过负荷时，应每半小时抄表一次，无人值班的变电所，每次检查变压器时，应记录其电压、电流和上层油温。 1.2变压器的巡视周期。有人值班的变电所，每天应按要求进行巡视，每天至少一次，每星期应有一次夜间检查，无人值班的变电所和室内变压器容量在 3 200 kVA 及以上者，每10 天至少检查一次，变压器在投入和停用后，都要进行检查，另外可根据气候变化等情况，增加检查次数，特别注意变压器的油位变化。此外，在瓦斯继电器发出告警信号时，亦应对变压器进行外部检查。 1.3变压器的铁芯，应每月进行一次铁芯电流测量，净油器中的吸附剂发现变色时，应及时更换。 2、变压器运行中出现的不正常现象 2.1渗漏油变渗漏油是变压器常见的缺陷，渗与漏仅是程度上的区别，渗漏油常见的部位及原因是：阀门系统，蝶阀胶材质安装不良，放油阀精度不高，螺纹处渗漏；胶垫接线桩头，高压套管基座流出线桩头，胶垫较不密封、无弹性，小瓷瓶破裂渗漏油；设计制造不良，材质不好。 2.2声音异常变压器内部音响很大，很不正常，有爆裂声；温度不正常并不断上升；储油柜或安全气道喷油；严重漏油使油面下降，低于油位计的指示限度；油色变化过快，油内出现碳质；套管有严重的破损和放电现象等，应立即停电修理。 2.3油温异常当发现变压器的油温较高时，而其油温所应有的油位显著降低时，应立即加油。加油时应遵守规定。如因大量漏油而使油位迅速下降时，应将瓦斯保护改为只动作于信号，而且必须迅速采取堵塞漏油的措施，并立即加油。 2.4油位异常变压器油位因温度上升而逐渐升高时，若最高温度时的油位可能高出油位指示计，则应放油，使油位降至适当的高度，以免溢油。 2.5 高压侧熔丝熔断或掉闸首先判断高压侧熔丝是否熔断，究竟是断了一相熔丝还是两相或三相，可通过表 1 中所列出的情况进行判断。表1熔丝熔断情况判断 2.6出现强烈气体变压器内部发生严重故障，油温剧烈上升，同时分解出大量的气体，使变压器油很快流入油枕．如装有瓦斯保护动作的变压器，其瓦

凝汽器的单侧运行的操作及注意事项

凝汽器的单侧运行的操作及注意事项一、凝汽器半边解列：（1）接值长、机长令，凝汽器准备单侧运行，将机组负荷减至70%以下维持运行。（2）检查并确认凝汽器解列侧胶球清洗系统停用。（3）检查循环水系统及循环水泵运行正常。（4）关闭解列侧凝汽器空气门，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50℃，否则继续降低负荷，若真空下降太快超过报警值，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。（注意：执行该项操作时，特别是在关闭解列侧凝汽器进水电动蝶阀和凝汽器出水电动蝶阀时，一定要到就地先手动操作进行蝶阀确认，以防关错凝汽器解列侧进、出水蝶阀，造成机组循环水的中断重大事故。）（7）加强对推力瓦温度、轴向位移、差胀的监视，如发现有异常情况应立即恢复原运行方式。（8）若检修有工作或进行试验时，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。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。（8）如果凝汽器循环水室需要放水时，应加强碟阀水坑水位的监视，并及时启动水坑排污泵运行。（9）另外，在凝汽器单侧运行期间，应加强对机组负荷、真空、低压缸排汽温度、凝结水温、循环水温度、真空泵的监视。发现有异常现象时及时进行处理。二、凝汽器半边解列后的投运（1）确认检修工作结束，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蝶阀，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蝶阀。（5）开启解列侧凝汽器出水电动蝶阀。

（6）开启解列侧凝汽器抽空气阀，注意真空变化。（7）全面检查一切正常后汇报值长，增加至额定负荷，恢复原运行方式。

长周期运行管理办法(综合版)(1)

炼化公司生产装置长周期运行管理办法（讨论稿）第一章总则第一条为了进一步加强炼化公司生产管理，大力降低生产成本，努力较减少非计划停工，提高装置运行效率和公司整体经济效益，激发职工的工作热情和积极性，实现公司炼油化工装置长周期运行的目标，特制订本办法。第二条本办法适用于公司炼油（常压、催化裂化、重整、苯抽提、柴油加氢）、化工（聚丙烯、液化气及干气精制、气体分馏、MTBE、乙苯/苯乙烯）等主要生产装置。第三条本办法对公司各厂炼油化工装置的运行周期实行统一计算，分级考核的管理办法，炼化公司机动设备部负责公司长周期运行管理和考核。各厂机动科为本厂生产装置长周期运行日常管理部门。第四条装置长周期运行的原则是在安全和经济效益的前提下，采用科学的手段和方法，保持和维护设备、设施性能，延长运行周期，确保装置实现安全、平稳、优质、高效运行。第二章长周期运行的有关定义和指标计算第五条装置运行周期：是指装置在两个停工大修之间的运行时间段（从停工大检修后连续装置进料开始至切断进料准备停工大检修止），以天计算。 “三年两修”是指装置连续运行17个月，运行周期不低于510天，安排一次大修；

“两年一修”是指装置连续运行23个月，运行周期日不低于690天，安排一次大修； “三年一修”是指装置连续运行35个月，运行周期日不低于1050天，安排一次大修； “四年一修”是指装置连续运行47个月，运行周期日不低于1410天，安排一次大修；第六条生产装置可靠度 1、可靠度=（运行周期日－非计划停工－装置临修）/运行周期日×100% 2、生产装置可靠度 “三年两修”应不低于98.5% “两年一修”应不低于98% “三年一修”应不低于98% “四年一修”应不低于98% 第七条非计划停工：是指因设备（含电气、仪表）故障或事故、操作失误以及水、电、气、风等系统公用工程等突发性原因造成生产装置切断进料；公司根据物料平衡情况及其它非装置自身原因安排的停工也属于非计划停工。第八条装置临修：在生产装置长周期运行时间内允许安排的以设备消缺、锅炉、压力容器、压力管道检验和安全阀校验及因工艺技术法规要求（或限制）进行除焦、换剂、催化剂再生等为主的短时间停工抢修。 “三年两修”原则上不安排临修；“两年一修”临修时间一般不超过7天；“三年一修”临修时间一般不超过10天；“四年一修”临修时间一般不超过

提高炼化企业长周期运行的措施与途径

第41卷第4期当代化工 Vol.41，No.4 2012年4月 Contemporary Chemical Industry April，2012 收稿日期： 2012-03-28 作者简介：易轶虎（1973-），男，山东淄博人，2006年毕业于中国石油大学获计算机应用硕士学位，2010年毕业于中国科学院沈阳自动化所获控制工程博士学位，工程师，石油化工管理干部学院教师,工作领域为炼化设备领域高层次专业技术人才培训。E-mail：siayyh@https://www.360docs.net/doc/a312061369.html,。提高炼化企业长周期运行的措施与途径易轶虎（石油化工管理干部学院, 北京100012）摘要：近年来，炼化装置运行周期不断延长，取得了很好的经济效益和社会效益，但与国际一流炼化企业相比，装置的长周期运行水平仍有不小的差距。总结目前炼化装置长周期运行现状，分析非计划停工因素，着重从日常管理、检修管理、专业管理等3个方面提出强化设备管理，提升长周期运行水平的经验和措施。关键词：炼化装置；设备；长周期；运行中图分类号：TE 980 文献标识码： A 文章编号： 1671-0460（2012）04-0360-03 Measures and Ways to Improve the Long Term Operation of Petrochemical Enterprises YI Yi-hu （Sinopec Management Institute, Beijing 100012，China ） Abstract : In recent years, the operation cycle of the refining and chemical unit continues continually increases, and good economic and social benefits have been achieved. But compared with world-class refining and chemical companies, there is still a big gap on the operation cycle of devices. In this paper, status quo of long-term operation of petrochemical enterprises was summarized, factors to cause unplanned shut-down were analyzed. Focusing on three aspects of day-to-day management, maintenance management, professional management, experiences and measures to strengthen equipment management were put forward to enhance the level of long-cycle run. Key words : Refining and chemical unit; Equipment; Long term; Operation 通过装置长周期运行，减少非计划停工，延长设备的使用寿命，增加有效生产时间，从而减少修理费用，是炼化企业提高经济效益的有效手段。目前炼化企业积极致力于装置长周期运行的实践和探索，从最初的1年1修、3年2修到3年1修，到目前4年1修，从中提升了效益，提高了设备管理水平。装置长周期运行其本质是设备的长周期运行，要想保证装置的长周期运行，必须保证设备的长周期运行而且在安全稳定的状态运行[1-4] 。 1 炼化装置非计划停工因素分析目前造成炼化装置非计划停工的直接因素很多，如图1所示，归纳起来主要有初期方案不完善、建造质量存在缺陷、检修维护不到位、运行管理存在薄弱环节。（1）初期方案不完善 2006年-2011年初，中国石化内因设计缺陷导致的炼油装置停工达到21次，其中因选才不当5次；因结构不合理16次。初期投资规划和设计方案是影响装置运行的先天因素。投资规模决定了装置硬件基础，适用适度的资金投入可以保证设备本质安全，同时能够保证装置的运行能耗处于合理的水平，而设计方案的选择决定了其既有的能力，是影响长周期运行重要因素。因方案的先天缺陷以及缺乏前瞻性，如未综合考虑节能、环保等要求，导致炼油装置不合理性在建成初期就过早暴露，虽然一次投资额可能会有所节省，但从长远来看非常不经济。（2）设备制造和工程建设质量存缺陷设备制造质量影响到单台设备本质安全，关键设备则对装置运行形成决定性影响。物资装备部门在采购中所推行的低价中标机制对装置长周期运行的影响已经显现。随着近年来各种问题的不断发生，设备质量升级也在不断改善，但是以前的欠账还没有完全还清。在工程建设方面，近年来实行的工程总包制度，使得总包单位对于工程质量的控制力有所减弱，对于工程质量的管理极其不利，长期形成的以包代管、层层转包的分包不规范行为极其普遍，因工程建设质量问题而造成的装置非计划停工时有

凝汽器端差和凝汽器过冷度详解

今天学习与凝汽器相关的专业术语。）学习内容摘要： 1、冷却倍率 2、凝汽器的极限真空 3、凝汽器的最有利真空 4、凝汽器端差 4.1、凝汽器端差的定义 4。2、影响凝汽器端差的因素 4.3、循环冷却水量和凝汽器端差的关系 5、凝汽器的过冷度 5。1、过冷度的定义 5.2、产生过冷度的原因 5。3、过冷度增加的分析 5。4、为什么有时过冷度会出现负值 1冷却倍率所谓冷却倍率，就是冷却介质的质量（冷源质量）与被冷却介质质量（热源质量）的商值。相当于冷却Ikg热源所需的冷源的质量。比如，凝汽器的冷却倍率=循环水量/排汽量，一般取50?80。 2、凝汽器的极限真空一般说来，需要采取各种手段，保证凝汽器有良好的真空。但是并不是说真空越高越好，二是有一个极限值的。这个极限值由汽轮机末级叶片出口截面的膨胀程度决定，当通过末级叶片的蒸汽已达到膨胀极限时，

如果继续提高真空，不可能得到经济上的效益，相反会降低经济效益。极限真空一般由生产厂家提供。 3、凝汽器的最有利真空同一个凝汽器，在极限真空内，提高真空，可使蒸汽在汽轮机中的焓降增大，从而提高汽轮机的输出功率，但是,提高真空，需要增大循环水量，循泵的功耗率增大.因此，就需要选择一个最佳工作点，即所提高的汽轮机输出功率与循泵增加的功耗率之差为最大时，此状态所对应的真空值为最有利真空。 4、凝汽器端差（端差在汽轮机的相关学习资料中讲得比较简单,没有详尽的资料,这里得出的结论是参考了几篇论文分析学习得出的）换管清洗请联系 188 038 18668 (1）凝汽器端差：凝汽器排汽压力所对应的饱和蒸汽温度与循环水出水温度的差值.端差则反映凝汽器传热性能、真空严密性和冷却水系统的工作状态况等,所以,在凝汽设备运行监测中，传热端差是一个非常重要的参数,是衡量凝汽器换热性能的一个重要参数。（2）哪些因素影响凝汽器端差: 对一定的凝汽器，端差的大小与凝汽器冷却水入口温度、凝汽器单位面积蒸汽负荷、凝汽器铜管的表面洁净度，凝汽器内的漏入空气量以及冷却水在管内的流速有关。凝汽器端差增加的原因有: A、凝器铜管水侧或汽侧结垢； B、凝汽器汽侧漏入空气； C冷却水管堵塞;