汽机半年工作总结123
设备部201*年上半年工作总结
一、上半年工作情况（一）主要指标完成情况1、可靠性指标完成情况
可靠性指标：201*年上半年两台机组共停机1次，上报集团公司为非停。累计非停时间达120.34小时，等效可用系数97.23%。总体看来，201*年上半年两台机组运行稳定。
2、环保指标完成情况：
201*年上半年鲁北公司环保设施运行正常，二氧化硫、氮氧化物、烟尘均达到国家排放标准。工业废水全部回收利用，废水达到零排放。上半年各项指标排放情况如下：
（1）二氧化硫累计排放量998.86吨，同比去年下降（或上升）910.14吨，占总量指标的30.65%。
（2）氮氧化物累计排放量1827.44吨，同比去年上升（或下降）194.22吨，占总量指标的56.08%。
（3）烟尘累计排放量432.26吨，同比去年上升（或下降）161.12吨，占总量指标的13.27%。
（4）脱硫投运率和脱硫效率：201*年上半年鲁北公司脱硫设施投运率为97.54%，同比去年下降（或上升）1.39%。脱硫效率为94.55%，同比去年上升（或下降）5.21%。（二）主要工作亮点
1、点检发现设备重大隐患
（1）、2月份2B给水泵推力瓦温度高、润滑油压低，推力瓦温度高原因为：进油管路加装节流孔板，导致油量不足所致；润滑油压低原因为：耦合器内部油压信号管路裂纹所致，及时处理后泵运转正常。（2）、2月10日点检发现1号机2号高调门门杆凸肩变径处断裂，原因为：调门长期满行程运行，阀杆在油动机的拉力作用下，产生应力松弛，强度降低，最终从调门阀杆凸肩变径处发生断裂，制定了运行相应措施，并在大修时更换了阀杆。
（3）、3月8日巡检发现2号机高低旁油站主油泵出口液压软管呲油，发现漏油后及时进行了更换，分析原因为此高压软管使用超过了厂家规定的使用年限，对其它软管也进行了更换，避免了长时间蓄能器压力低导致高低旁停运故障的发生，甚至影响机组安全稳定运行。
（4）、4月16日调速点检员巡检过程中发现2号发电机氢侧密封油箱补油管道及溢油管道都有流量，此情况容易引起密封油含气量的增多，及时联系运行人员对氢侧密封油箱的补油量进行调整，避免了密封油系统同时补、排油情况和含有空气的空侧密封油进入氢侧密封油箱情况的发生，减缓了氢气纯度劣化的趋势
（5）、5月11日，点检员现场检查发现2号机2B定冷水泵有刺耳异音，定冷泵轴承振动5丝，温度39℃，在正常范围内，电机电流无异常，且地脚螺栓无松动，查询点检记录发现，轴承振动较往常大2丝。结合现场实际情况可得出轴承振动变大的原因为轴承滚珠或滚道出现不平滑现
象。即安排检修人员进行解体检查并更换轴承，解体后发现驱动端轴承滚道出现许多麻坑，检修完毕后投入正常。
（6）、5月23日22时36分，点检员在查看实时信息系统时发现2号机2B给水泵工作油回油温度高达91℃，立即到现场进行检查，并通知运行人员.点检员就地温度表显示回油温度58℃，就地测温显示56℃，回油温度正常，确定回油温度测点故障，告知运行人员。经热控人员处理，温度测点故障消除。
2、技改效果明显：
（1）、供热系统改造：1、2号机组供热系统自投运两年来，故障率比较高，主要集中在供热减压阀与减温器两大设备上，减压阀的问题主要有频繁卡涩、多次发生阀杆断裂、盘根泄漏等，减温器的问题主要是内套管冲掉，减温喷水系统完全冲毁，新更换的减温器安装后不到一周即再次发生同样的问题。由于系统故障频繁，严重影响了我厂的生产任务，同时由于设备的安全隐患比较大，也给生产人员人身安全带来了巨大的威胁。利用2号机大修机会对供热系统进行了改造，对减压阀、减温器两大设备进行了更换，解决了减温器长期振动大致使混合套管脱落、悬臂式减压阀门杆经常断裂的问题，目前已累计安全稳定运行120天。（2）、2号机启动疏水扩容器技改，改造前机组启停机时主再热疏水直接排至扩容器后流入地沟，造成大量高品质工质的浪费，大修期间对启动疏水进行了改造，增加一个疏水扩容器，并将主再热蒸汽的疏水管道
改接入该扩容器最终回收至凝汽器，既可以降低机组启停时大量对外排汽的噪音，更重要的是可以回收大量的品质优异的汽水，每次启停机可回收优质汽水约70-80吨，直接节约除盐水约150吨左右。同时为保证设备检修排污需要维持原接至启扩的有压放水管道不变。
（3）、1、2号汽轮机4瓦改造成可倾瓦，1、2号机4号轴承温度自投产以来一直居高不下，经过多次检修后没有好转，为了保障机组正常运行，将4瓦改造成可倾瓦，彻底处理两台机组存在的4号轴承温度高的重大缺陷，保证了机组的安全运行。
（4）、1、2号汽轮机油挡改造：1、2号汽轮机汽轮机#1～#4瓦油挡间隙偏大且油挡磨损积碳严重更换了气密性油挡更换处理，现在运行情况良好，气密性油挡可以有效防止油挡积炭，保证了机组的安全运行。（5）、1、2号机真空泵加装冷却装：由于我厂闭式水温度高、影响真空泵的抽气效率，1、2号机真空泵工作液冷却装安装后，凝汽器真空较安装前提高了1kPa,经济效益非常显著。
（6）1、2号机开式泵改造：1、2号机开式水泵自运行以来，经常发生轴承损坏、电流变大无法运行重大设备故障，给机组安全运行带来重大安全隐患，分析原因为泵选型为单吸泵存在问题，后改造更换为双吸离心泵，自投运以来运行良好，轴承从未损坏，也未发生其他异常情况，运行安全性高，日常维护方便，大大增强了机组运行的安全性。
二、工作中存在的问题和不足
1、夏季环境温度升高后，由于开式循环水水温度升高，造成闭式水温度同时升高，造成凝汽器真空度下降，影响机组的安全经济运行。2、1、2号机循环水泵为不耐海水材质，且循环水泵安装必须汽蚀余量不够，存在着汽蚀、腐蚀而老化、振动大的现象，存在着安全运行隐患。3、2号机由于空氢侧密封油串油导致发电机氢气纯度频繁不合格，给机组正常安全生产带来隐患。
4、2号机发电机轴瓦振动较大，振动值为100-140um，未确定真正的原因，给机组正常安全生产带来隐患。
5、设备备品备件不完备，在设备突发事故时不能及时更换，造成检修工期延长。
6、大多点检员比较年轻，经验较少，应该多提供给年轻点检员外出深造的机会。
三、下半年工作计划（一）工作目标
1、密切监视2号机7、8瓦振动，分析清楚原因所在，待有停机消缺或小修中消除7、8瓦振动。
2、研究制定降低我厂循环水温度的方案，作出可行性报告。3、消除2号机发电机氢气纯度频繁不合格的现象。
（二）重点工作及保障措施
1、每日检查监视1、2号汽轮机各轴瓦振动与温度变化值、研究分
析汽轮机各轴瓦振动高的原因。
2、每日检查油系统是否有漏点、及时消除，防止火灾发生。
3、每日检查监视1、2号发电机管路、汽、励端密封瓦有无漏氢情况。4、定期、准确对设备进行点检，对数据及异常情况进行分析，对出现的缺陷、隐患及时制定消缺措施并进行处理，对不能及时消除的缺陷、隐患制定相应的预防措施，防止其扩大，影响生产。
扩展阅读：汽轮机真空系统的维护及故障分析123
一、前言
茂名石油化工公司炼油厂二催化装置气压机系统采用的是凝气式汽轮机带动，其中的冷凝器为双道制双流程N5001型复水器。其主要作用是保持汽轮机部分的真空，使蒸汽尽可能膨胀作功直到较低压力；其次是将汽轮机排汽凝结成纯净的水，供给其他系统。本装置的气压机复水系统如下图所示，在正常生产过程中，起着至关重要的作用。如图11：气抽凝汽器冷凝水出扩容器冷凝水出凝结水冷凝水进冷凝水进蒸汽或含有气体的管线凝结水或冷凝水管线图11气压机复水系统复水器及其它附属设备运行失常，不仅直接影响到汽轮机的经济性能而且关系到工厂的能源消耗。为了确保装置的“安、稳、长、满、优”生产，保证凝汽设备的正常运行是非常必要的。其运行维护的主要指标是凝汽器真空度、冷凝水的过冷度和冷凝水的质量。下面就本装置的实际运行情况并结合一些资料上的经验公式及图表来分析：
常见的冷凝设备运行失常及其危害见表11。
表11凝汽设备运行失常的危害
失常项目凝汽器真空度恶化，排汽压力升高危害汽轮机有效热降减少，汽耗增加，机组功率降低；工厂热力系统循环热效率降低冷凝水过冷却度增大冷凝液中含氧量升高，加剧设备和管道腐蚀；循环热效率降低，工厂能耗提高冷凝水质量不佳影响给水质量和蒸汽品质二、具体分析
（一）、凝汽器真空度恶化的分析
凝汽器中蒸汽在密闭容器中近似等压凝结，因此凝汽器的压力单值取决于蒸汽温度，既汽轮机排气温度所对应的饱和压力。凝汽器中蒸汽的温度tn，随凝汽器换热条件的变化而改变，tn变化引起凝汽器的压力（或真空）随即发生变动。
凝汽器结构和冷却面积以及被冷凝蒸汽负荷（即凝汽器每平
kgh）一定时，凝汽器中蒸汽
2方米冷却面积所冷凝的蒸汽量（
m温度tn与冷却水进口温度t1和端差δt有如下关系：
tn＝t1+Δt+δt上式见图12：
图12凝汽器中两种流体的温度变化示意图tnδt△tt1式中δt是凝汽器中蒸汽温度与冷却水出口温度的温差，一般设计为２～３℃，它主要随冷却面积的增大而减少。
凝汽器真空度恶化的原因，我们可以用凝汽器的特性曲线来分析。如下图：其中t1：进口冷却水温；d0：凝汽器设计负荷；D：凝汽器冷凝蒸汽量（kg／h）；Ｗ：进水量（m3／h）；
δt/d0d/d0,%凝汽器端差、冷却水温和凝汽器负荷关系曲线首先计算出凝汽器的d／d0值，根据实际水温查出凝汽器运行正常时的δt值，然后实地测出冷却水温升Δt，再根据：tn＝t1+Δt+δt公式计算出凝汽器的蒸汽温度tn，并查出对应的饱和压力，换算成真空值与实际凝汽器真空值相比较找出运行失常的原因。实际生产运行中常见的问题如下：
１.凝汽器的负荷和冷却水的入口水温不变，而冷却水温升Δt超过标准值，冷却水入口压力增加，端差δt在标准范围内或少许超过标准值。
可能原因：凝汽器冷却水管板脏污，出口有空气，使冷却水量减少。
消除方法：清洗干净凝汽器水管的脏污，排除空气，保证冷却水量。
２.凝汽器内水位升高，而冷却水出口水温无多大变化，端差δt增大，凝结水水温降低，过冷度增大，气抽排出的空气和蒸汽混合物明显增加，凝汽器真空度下降。
可能的原因：（１）凝结水泵本身故障或其泄露空气严重致使凝结水抽不出，水为过高。（２）凝汽器冷却管破裂致使冷却水
流入凝结水中。
消除方法：若是凝结水泵本身问题且不能马上解决时，马上切换备用泵，恢复凝汽器的正常工作，然后查找漏空气部位或其它缺陷加以消除。
３.凝汽器负荷和冷却水入口水温不变，而冷却水温升Δt超过标准值，冷却水入口压力降低，凝汽器水阻降低。
可能原因：冷却水压力下降
消除方法：联系提高循环冷却水压力，使其正常工作。４.凝汽器负荷改变的情况下，凝结水温度比以前高，端差δt增大，冷却水温稍增大，而凝汽器证明没泄露。
可能原因：凝汽器冷却水管脏，结垢。消除方法：刷洗干燥冷却水管，冷却水加氢。
5.汽轮机排气温度上升，而冷却水出口温度不变，端差δ
t增加，凝结水温度降低，过冷度增加，气抽抽出空气的温度和冷却水入口温差无变化，证明真空系统泄露。
可能原因：轴封蒸汽压力低或已没，有空气泻入。或是凝结水泵入口处水封不严密，有空气泻入。
消除方法：调整轴封蒸汽使其达到正常标准，搞好凝结水泵的水封。
6.现象同5，但实验证明没有过量空气泻入凝汽器，气抽排除的空气量大，内部有冲击声。
可能原因：气抽工作不正常，冷去水量不足，或是喷嘴结垢、堵塞。
消除方法：操作人员尽可能进行调整，或是开辅助气抽，停止发生故障的气抽检修。
7.汽轮机负荷变化较大，真空度下降较多。消除方法：适当降低机组负荷。
（二）、凝汽器真空度大幅度下降时的处理主要原因：
循环水中断或严重缺水；凝汽器内满水，可能是因为无盐水注入阀失灵；冷却水管破裂，冷凝水泵故障，冷凝水泵出口阀或管路堵塞等等引起；真空系统设备、法兰、阀门突然大面积损坏，陋入大量空气；气抽出现故障，气抽喷嘴堵塞、结垢，冷却水管破裂，空气阀门损坏突然关闭等等；
维护处理：
真空度下降到650mmHg时，应适当降低汽轮机负荷。并注意汽轮机各项指标不能超过规定，必要时切换备用机使用。
（三）、凝汽器冷却水系统的维护
为了确保凝汽器的正常使用，我们配置了两台凝汽器以备使用，并注意凝汽器的清洗。一般冷却水的逆向清洗对清除冷却管、水室内的机械堵塞具有良好的效果。逆向冲洗法可见图：至排水沟
（四）、真空系统的严密性检查
漏入真空系统的空气增加时，凝汽器中蒸汽的凝结放热过程由于不凝气体的影响，使放热系数显著降低，这就导致了机组真空度恶化。不凝气体和纯净蒸汽的重量百分比γK/γH2o与含不凝气体的蒸汽和纯净蒸汽放热系数的百分比之间的关系见图：αk/α,%Δt饱=110℃t饱=50℃γK/γ该图是用水平管在自然对流的情况下，饱和温度为110℃，在50℃时实验求得的。由图看出，蒸汽中一即使只有1%的空气量，放热系数便会下降50%之多。漏入真空系统的空气量决定于真空系统各部件的严密程度。汽轮机在运行中就可以经常进行真空系统严密性的检查。严密性检查的方法是：在汽轮机一定负荷下关闭气抽的空气阀门，使凝汽器处于气抽切除状态下，测定每分钟的真空下降值。我国电力规定：有水封时，每分钟的真空的下降值不应超过23mmHg；无水封时，不应超过34mmHg；实验时真空的下降幅度不超过正常真空的80%。
（五）、凝结水的过冷却
ΔΔH2o,%ΔΔ凝汽器下部热水井内冷凝水的温度为凝汽器内蒸汽压力对应的饱和温度，相当于汽轮机排气温度或凝汽器内蒸汽温度。冷凝水的实际温度低于上述数值时，称为冷凝水过冷却，低于的度数叫过冷度。一般冷凝水每过冷却1℃，该台汽轮机的热耗可因此增加0.5%。冷凝水过冷却还会引起水中氧含量的增加。如图：℃低于tk含氧量，μg/L℃℃℃沸腾温度℃在低于沸腾水温的各种温度时水中含氧量从而加速设备和管道腐蚀。产生过冷却原因和维护方法见表：可能原因（1）冷却管布置过低（2）结构设计时没有考虑使气流直接流向底部加热冷凝水，或该蒸汽通路过小（3）蒸汽侧流动阻力过大，底一般凝汽器汽阻为57mmHg，部蒸汽压力降低，对应的饱和温汽阻超过设计时，应进行适当改度降低造凝汽器进行必要的改造维护方法（4）真空系统漏入空气量过多进行真空系统严密度实验，确定或气抽工作不良，蒸汽分压力降低，对应的饱和温度降低（5）热水井水位过高，淹没冷却管（6）冷却水稳过低（7）蒸汽负荷过低检查和调整水位调节装置检查调整水位调整负荷和冷却水流量漏泄情况，找出漏泄并进行处理；查气抽工作情况，更换喷嘴三、结论：
为了维持汽轮机复水系统的正常运行，确保装置的安稳运行，必须要注意：
（1）、密切注意真空度的变化，准确记录各参数，根据经验的公式和图表准确的判断出引起真空度恶化的原因；
（2）、真空度大幅度下降时，要根据规程准确处理；（3）、注意凝汽器的真空系统的严密性检查；
（4）、注意冷却水的含氧量以及其对设备管道的损害；
四、参考文献：《化工机械手册》
《化工流体与机械》
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