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锅炉结构及工作原理1205


锅炉结构及工作原理 锅炉结构及工作原理锅:是指锅炉的水汽系统,由汽包、下降管、联箱、水冷壁、 过热器和省煤器等设备组成。(1)锅的任务是使水吸热,最后变化成一定参数 的过热蒸汽。其过程是:给水由给水泵打入省煤器以后逐渐吸热,温度升高到汽 包工作压力的沸点,成为饱和水;饱和水在蒸发设备(炉)中继续吸热,在温度 不变的情况下蒸发成饱和蒸汽; 饱和蒸汽从汽包引入过热器以后逐渐过热到规定

温度,成为合格的过热蒸汽,然后到汽轮机做功。 汽包:汽包俗称锅筒。蒸汽锅炉的汽包内装的是热水和蒸汽。汽包具有一定的 水容积,与下降管 ,水冷壁相连接,组成自然水循环系统,同时,汽包又接受 省煤器的给水,向过热器输送饱和蒸汽;汽包是加热,蒸发、过热三个过程的分 解点。 下降管:作用是把汽包中的水连续不断地送入下联箱,供给水冷壁,使受热 面有足够的循环水量,以保证可靠的运行。为了保证水循环的可靠性,下降管自 汽包引出后都布置在炉外。 联箱:又称集箱。一般是直径较大,两端封闭的圆管,用来连接管子。起汇 集、 混合和分配汽水保证各受热面可靠地供水或汇集各受热面的水或汽水混合物 的作用。 (位于炉排两侧的下联箱,又称防焦联箱)水冷壁下联箱通常都装有定 期排污装置。 水冷壁: 水冷壁布置在燃烧室内四周或部分布置在燃烧室中间。 它由许多上升 管组成,以接受辐射传热为主受热面。作用:依靠炉膛的高温火焰和烟气对水冷 壁的辐射传热,使水(未饱和水或饱和水)加热蒸发成饱和蒸汽,由于炉墙内表 面被水冷壁管遮盖,所以炉墙温度大为降低,使炉墙不致被烧坏。而且又能防止 结渣和熔渣对炉墙的侵蚀;简化了炉墙的结构,减轻炉墙重量。 水冷壁的形式:1.光管式 2.膜式过热器:是蒸汽锅炉的辅助受热面,它的作用 是在压力不变的情况下,从汽包中引出饱和蒸汽,再经过加热,使饱和蒸汽成为 一定温度的过热蒸汽。 省煤器:布置在锅炉尾部烟道内,利用烟气的余热加热锅炉给水的设备,其 作用就是提高给水温度,降低排烟温度,减少排烟热损失,提高锅炉的热效率。 减温装置:保证汽温在规定的范围内。汽温调节:1、蒸汽侧调节(采用减温器) 2、烟气侧调节(采用摆动式喷燃器)炉炉就是锅炉的燃烧系统,由炉膛、烟道、 喷燃器及空气预热器等组成。 工作原理: 送风机将空气送入空气预热器中吸收烟气的热量并送进热风道, 然后 分成两股: 一股送给制粉系统作为一次风携带煤粉送入喷煤器, 另一股作为二次 风直接送往喷煤器。煤粉与一、二次风经喷燃器喷入炉膛集箱燃烧放热,并将热 量以辐射方式传给炉膛四周的水冷壁等辐射受热面, 燃烧产生的高温烟气则沿烟 道流经过热器,省煤器和空气预热器等设备,将热量主要以对流方式传给它们, 在传热过程中,烟气温度不断降低,最后由吸风机送入烟囱排入大气。 炉膛:炉膛是由一个炉墙包围起来的,供燃料燃烧好传热的主体空间,其四周 布满水冷壁。 炉膛底部是排灰渣口, 固态排渣炉的炉底是由前后水冷壁管弯曲而 形成的倾斜的冷灰斗, 液态排渣炉的炉底是水平的熔渣池。 炉膛上部是悬挂有屏 式过热器,炉膛后上方烟气流出炉膛的通道叫炉膛出口。 空气预热器:是利用锅炉排烟的热量来加热空气的热交换设备。它是装 在锅炉尾部的垂直烟道中。

煤粉在炉膛燃烧产生的热量,先通过辐射传热被水冷壁吸收,水冷壁的水沸腾汽化,产生大 量蒸汽进入汽包进行汽水分离(直流炉除外) ,分离出的饱和蒸汽进入过热器,通过辐射、 对流方式继续吸收炉膛顶部和水平烟道、 尾部烟道的烟气热量, 并使过热蒸汽达到所要求的 工作温度。发电用锅炉通常还设置有再热器,是用来加热经过高压缸做功后的蒸汽的,再热 器出来的再热蒸汽再去中、低压缸继续做功发电。 锅炉的工作原理基本相同。 锅炉的作用是将燃料的化学能转变为热能,并利用热能加热 锅内的水使之成为具有足够数量和一定质量(汽温、汽压)的过热蒸汽,供汽轮机使用。现 在火力发电厂的锅炉容量大、参数高、技术复杂、机械化和自动化水平高,所以燃料主要是 煤,并且煤在燃烧之前先制成煤粉,然后送入锅炉在炉膛中燃烧放热。概括地说,锅炉是主 要工作过程就燃料的燃烧、热量的传递、水的加热与汽化和蒸汽的过热等。整个锅炉由锅炉 本体和辅助设备两部分组成。 锅炉本体:锅炉本体是锅炉设备的主要部分,是由“锅”和“炉”两部分组成的。 “锅”是汽水系统,它主要任务是吸收燃料放出的热量,使水加热、蒸发并最后变成具有 一定参数的过热蒸汽。它由省煤器、汽包、下降管、联箱、水冷壁、过热器和再热器等设备 及其连接管道和阀门组成。(1) 省煤器。位于锅炉尾部垂直烟道,利用烟气余热加热锅炉给 水,降低排烟温度,提高锅炉效率,节约燃料。(2) 汽包。位于锅炉顶部,是一个圆筒形的 承压容器,其下是水,上部是汽,它接受省煤器的来水,同时又与下降管、联箱、水冷壁共 同组成水循环回路。 水在水冷壁中吸热而生成的汽水混合物汇集于汽包, 经汽水分离后向过 热器输送饱和蒸汽。(3) 下降管。是水冷壁的供水管道,其作用是把汽包中的水引入下联箱 再分配到各个水冷壁管中。 分小直径分散下降管和大直径集中下降管两种。 小直径下降管管 径小,对水循环不利。(4) 水冷壁下联箱。联箱主要作用是将质汇集起来,或将工质通过联 箱重新分配到其它管道中。 水冷壁下联箱是一根较粗两端封闭的管子, 其作用是把下降管与 水冷壁连接在一起,以便起到汇集、混合、再分配工质的作用。(5) 水冷壁。位于炉膛四周, 其主要任务是吸收炉内的辐射热,使水蒸发,它是现代锅炉的主要受热面,同时还可以保护 炉墙。 (6) 过热器。 其作用是将汽包来的饱和蒸汽加热上成具有一定温度的过热蒸汽。 (7) 再 热器。 其作用是将汽轮机中做过部分功的蒸汽再次进行加热升温, 然后再送到汽轮机中继续 做功。 “炉”是燃烧系统,它的任务是使燃料在炉内良好的燃烧,放出热量。它由炉膛、燃烧器、 点火装置、空气预热器、烟风道及炉墙、构架等组成。 (1) 炉膛。是由炉墙和水冷壁转成 的供燃料燃烧的,燃料在该空间内呈悬浮状燃烧,释放出大量的热量。 (2)燃烧器。位于炉 膛四角或墙壁上, 其作用是把燃料和空气以一定速度喷入炉内, 使其在炉内能进行良好的混 合以保证燃料及时着火和迅速完全地燃烧。分直流燃烧器和旋流燃烧器两种基本类型。 (3) 空气预热器。位于锅炉尾部烟道,其作用是利用烟气余热加热燃料燃烧所需要的空气,不仅 可以进一步降低排烟温度,而且对于强化炉内燃烧、提高燃烧的经济性、干燥和输送煤粉都 是有利的。锅炉效率可提高 2%左右。分管式和回转式两种。 (4)烟风道。是由炉墙、部分 受热面管道及包墙管等组成的管道,用以引导烟气的流动,并经各个受热面进行热量交换, 分为水平烟道和尾部烟道。辅助设备辅助设备包括通风设备(送、引风机) 、燃料运输设备、 制粉系统、除灰渣及除尘设备、脱硫设备等。三、燃煤锅炉的工作过程由原煤仓落下的原煤 经给煤机送入磨煤机磨制成煤粉。在原煤磨制过程中,需要热空气对煤进行加热和干燥,因 此外界冷空气通过送风机送入锅炉尾部烟道的空气预热器中, 被烟气加热成为热空气进入热 风管道。其中一部分热空气经排粉机送入磨煤机中,对煤进行加热和干燥,同时这部分空气 也是输送煤粉的介质; 另一部分热空气直接经燃烧器进入炉膛参与煤粉的燃烧。 从磨煤机排 出的煤粉和空气的混合物经燃烧器进入炉膛内燃烧。 煤粉在炉膛内迅速燃烧后放出大量的热 量,使炉膛火焰中心的温度具有 1500 度或更高的温度。炉膛四周内壁布置有许多的水冷壁

管, 炉膛顶部布置着顶棚过热器及炉膛上方布置着屏式过热器等受热面。 水冷壁和顶棚过热 器等是炉膛的辐射受热面,其内部的工质在吸引炉膛的辐射热的同时,使火焰温度降低,保 护炉墙不致被烧坏。 为了防止熔化的灰渣黏结在烟道内的受热面上, 烟气向上流动到达炉膛 上部出口处时, 其温度要低于煤灰的熔点。 高温烟气经炉膛上部出口离开炉膛进入水平烟道, 与布置在水平烟道的过热器进行热量交换,然后进入尾部烟道,并与再热器、省煤器、和空 气预热器等受热面进行热量交换, 使烟气不断放出热量而逐渐冷却下来, 使得离开空气预热 器的烟气温度通常在 110-160 度之间。低温烟气再经过除尘器除去大量的飞灰,最后只有少 量的细微灰粒随烟气由引风机送入烟囱排入大气。 煤粉在炉膛中燃烧后所生成的较大灰粒沉 降到炉膛底部的冷灰斗中,被冷却凝固落入排渣装置中,形成固定排渣。由给水泵送向锅炉 的给水,经过高压加热器加热后进入省煤器,吸收锅炉尾部烟气的热量后进入汽包,并通过 下降管引入水冷壁下联箱再分配给各个水冷壁管。 水在水冷壁中吸收炉膛高温火焰和烟气的 辐射热,使部分水蒸发变成饱和蒸汽,从而在水冷壁内形成了汽水混合物。汽水混合物向上 流动并进入汽包,通过汽包中的汽水分离装置进行汽水分离,分离出来的水继续循环。 旋风分离器:由简体、引入管、项帽、溢流环、简底导叶和底板等部件组成。 旋风分离器是一种分离效果很好的汽水分离设备。 其工作原理及工作过程是: 较高流速的汽 水混合物,经引入管切向进入简体而产生旋转运动,在离心力的作用下,将水滴抛向筒壁, 使汽水初步分离。分离出来的水通过筒底四周导叶,流人汽包水容积中。饱和蒸汽在筒体内 向上流动,进入顶帽的波形板间隙中曲折流动,在离心力和惯性力的作用下,小水滴被抛到 波形板上,在附着力作用下形成水膜下流,经简壁流入汽包水容积,使汽水进—步分离,而 饱和蒸汽从顶帽上方或四周引入汽包蒸汽空间。 电站锅炉随参数容量的不同, 其汽包内部装置也不完全—样, 现以高压和超高压锅炉的汽包 为例,介绍其内部装置、它们的布置及主要作用。 沿汽包长度在两侧装设若干旋风分离器,每个旋风分离器筒体顶部配置有百页窗(波形板)分 离器, 它们的主要作用是将由上升管引入的汽水混合物进行汽和水的初步分离。 在汽包内的 中上部,水平装没蒸汽清洗孔板,其上有清洁给水层,当蒸汽穿过水层时,便将溶于蒸汽或 携带的部分盐分转溶于水中,以降低蒸汽的含盐。靠近汽包的顶部设有多孔板,均匀汽包内 上升蒸汽流,并将蒸汽中的水分进一步分离出来。汽包中心线以下 150mm 左右设有事故放 水管口;正常水位线下约 200mm 处设有连续排污管口,再下面布置加药管。下降管入口处 还装设了十字挡板.以防止下降管口产生漩涡斗造成下降管带汽。 汽包内有哪些汽水分离装置?其工作原理如何? 答:汽包内比较常用的汽水分离装置是旋风分离器、波形板分离器(百叶窗)和多孔板。 从水冷壁、对流管束或沸腾式省煤器来的汽水混合物进入汽包内的汇流箱,然后从切向 进入旋风分离器。高速旋转产生的离心力,使汽水混合物中的水滴甩至筒壁,形成水膜,在 重力作用下流入汽包水容积。 从旋风分离器顶部波形板分离器出来的蒸汽经汽包蒸汽空间的 重力分离后,再次经汽包顶部的波形板分离器分离。 为了防止蒸汽局部流速过高,将波形板分离器的水膜撕破而带水,影响汽水分离效果, 在波形板分离器的上部装有多孔板。 利用多孔板产生的阻力, 使蒸汽沿汽包长度均匀的进入 过热器。多孔板上的孔径约为 10mm,蒸汽流经多孔板的速度,中压锅炉未 8~10m/s,高压 炉为 6~8m/s,超高压炉为 4~6m/s。 除氧器的工作原理: 除氧器是作为驱除锅炉给水中所含的溶解氧的设备, 以保护锅炉避免氧腐蚀。 工作原理给水 的除氧是电站锅炉或工业锅炉防止腐蚀的主要方法。 在容器中, 溶解于水中的气体量是与水 面上气体的分压成正比。采用热力除氧的主法,即用蒸汽来加热给水,提高水的温度,使水 面上蒸汽的分压力逐步增加, 而溶解气体的分压力则渐渐降低, 溶解于水中的气体就不断逸

出, 当水被加热至相应压力下的沸腾温度时, 水面上全都是水蒸汽, 溶解气体的分压力为零, 水不再具有溶解气体的能力,亦即溶解于水中的气体,包括氧气均可被除去。 除氧的效果一方面决定于是否把给水加至相应压力下的沸腾温度, 另一方面决定于溶解气体 的排除速度,这个速度与水和蒸汽的接触表面积的大小有很大的关系。 除氧器的主要作用是除去锅炉给水中的氧气和其它不凝结气体,以保证给水的品质。若 水中溶解氧气,就会使与水接触的金属被腐蚀,同时在热交换器中若有气体聚积,将使传热 的热阻增加,降低设备的传热效果。因此水中溶解有任何气体都是不利的,尤其是氧气,它 将直接威胁设备的安全运行。 在火电厂采用热力除氧, 除氧器本身又是给水回热系统中的一 个混合式加热器,同时高压加热器的疏水、化学补水及全厂各处水质合格的高压疏水、排汽 等均可汇入除氧器加以利用,减少发电厂的汽水损失。 一、无头除氧器工作原理 来自低压加热器的主凝结水(含补充水)经进水调节阀调节 后,进入除氧器,与其他各路疏水在除氧器内混合,经喷头或多孔管喷出,形成伞状水膜, 与由下而上的加热蒸汽进行混合式传热和传质, 给水迅速达到工作压力下的饱和温度。 此时, 水中的大部份溶氧及其他气体基本上被解析出来, 达到除氧的目的。 从水中析出的溶氧及其 他气体则不断地从除氧器顶部的排汽管随余汽排出器外。 进入除氧器的高加疏水也将有一部 分水闪蒸汽化作为加热汽源, 所有的加热蒸汽在放出热量后被冷凝为凝结水, 与除氧水混合 后一起向下经出水口流出。 为了使除氧器内的水温保持在工作压力下的饱和温度, 可通过再 沸管引入加热蒸汽至除氧器内。除氧水则由出水管经给水泵升压后进入高压加热器。 二、 除氧设备技术参数 本公司除氧器设备为东方锅炉厂有限责任公司制造, 除氧器的 型式为: 无头卧式, 型号为: YC2010。 主要技术参数如下: 设计出力 2010t/h、 最大出力 2110t/h, 设计压力为 1.33MPa 、设计温度为:376℃滑压运行范围 0.15~1.012MPa。 三、 除氧设备的结构 1、除氧器结构 本除氧器为卧式双封头、喷头、再热沸腾管结 构。外直径为 3850mm,总长约 31800mm,总高 5660mm。外壳封头壁厚为 28mm,筒身壁 厚为 25mm,材质均为 16MnR。左、右封头上装设有 DN600 的人孔,供检修除氧器内件用。 筒身顶上设有 DN250 的安全阀二只及其它接口。内件主要由混合水室,喷头,再热沸腾管, 及下水管等组成。除氧器设三个支座,两端滚动,中间限位。相邻两支座间距为 10000mm, 筒体下方装设了防涡流装置的出水口三个及放水口等, 筒身上还装设有单室平衡容器, 就地 磁翻板水位计,就地温度计,压力表等配套附件。在除氧系统上还装配有进水调节阀,进汽 调节阀, 溢流电动调节阀等。 除氧器共布置有两只进口喷头 (流量为 1200t/h, 由荷兰 STORK 公司进口) ,由于喷头弧形圆盘的调节作用,当机组负荷大时,喷头内外压差增大,弧形圆 盘开度亦增大,流量随之增大。当机组负荷小时,喷头压差降低,弧形圆盘开度亦减少,流 量随之减少。使喷出的水膜始终保持稳定的形态,以适应机组滑压运行。 四、除氧设备的启动 1、启动前的检查 (1)确认真空泵启动许可条件均满足,汽轮 机轴封汽已投运,轴封压力正常。 (2)从 DCS 画面上启动真空泵运行,检查真空泵进口 负压应逐渐增大, 入口气动阀自动打开。(3) 检查真空泵电动机启动电流和返回时间正常、 轴承振动、气水分离器水位和排气正常。 (4)检查板式热交换器工作正常,真空泵入口密 封水温度正常。 (5)按同样步骤,依次启动另外两台真空泵。 (6)当机组真空正常后, 根据情况停用一台真空泵作备用。 (7)启动真空系统可以用真空泵启动功能组投入。 2、 除氧器的投入步骤 (1)确认除氧器启动排气电动门、连续排气旁路门在开启位置。 (2) 当凝结水系统冲洗合格后,开启除氧器冲洗放水门,除氧器上水冲洗。 (3)除氧器水质合 格后,将水位降至-900mm,关闭除氧器冲洗放水门。 (4)投除氧器辅汽加热,开启辅汽 至除氧器调门前后隔离门, 缓慢开启辅汽至除氧器压力调节阀, 控制除氧器给水温升率不大 于 4.26℃/min,加热过程中注意除氧器振动情况,如振动大时,应减缓加热速度。 (5)除 氧器投加热过程中,继续用凝结水泵将除氧器上水至正常水位。 (6)当除氧器水温达到

100℃以后,关闭启动排气电动门,将辅汽至除氧器压力调节阀投入自动,检查除氧器温升 率不大于 4.26℃/min,除氧器压力逐渐上升到 0.147MPa。 (7)辅汽加热过程中,应控制 除氧器水位,如凝汽器未建立真空,禁止开启溢流、放水至凝汽器电动阀。 (8)凝结水系 统启动后,根据需要,除氧器水位调节投自动。 (9)当四抽压力达到 0.147MPa,检查除 氧器压力、水位正常,开启四段抽汽至除氧器电动阀,除氧器由辅汽切至四抽供汽,辅汽至 除氧器压力调节阀关闭,除氧器由定压运行变为滑压运行。 (10)当四段抽汽电动阀后逆 止阀已开后,应检查四段抽汽至除氧器电动阀前气动疏水阀关闭。 (11)根据给水含氧量 调节除氧器的连续排气电动门。 3、除氧器的停运 (1)当负荷小于 20%额定负荷时,除 氧器由四抽切换为辅汽加热,维持 0.147MPa 定压运行。 (2)当机组停止运行后,根据具 体情况决定是否停止除氧器上水。 (3)除氧器若停运两个月以上,应采用充氮保护,切断 一切汽源、水源,放尽水箱余水,关闭放水阀,全面隔离后开启充氮总门和隔离门,对除氧 器充氮并维持一定压力。 五、除氧设备的正常运行 (1) 当机组正常运行后,关闭除氧器顶部排汽管路上的二 只电动截止阀,排汽经节流孔板排出。 (2) 汽轮机甩负荷时,当机组进入除氧设备的抽汽 压力小于 0.15MPa 时应自动关闭抽汽门,紧急打开备用汽源并投自动压力调节使除氧设备 维持在 0.15MPa 压力下定压运行。当给水泵停运时关闭备用汽源,关闭进、出水阀门,除 氧设备进入停运状态。 (3) 除氧设备在正常运行情况下如发现出水含氧量不合格时,可适 当开大排气阀开度。 (4) 运行中应经常监督水位,使之应保持在正常水位值,当水位过高 或过低时自动水位调节器应该动作,如发生故障应及时处理。 (5) 正常运行时,各种阀门、 水位表、压力表、温度计等应该齐全,灵敏和可靠,并应经常检查。(6) 按运行规程要求定 时检测并记录除氧设备运行压力、温度、水位、出水含氧量和出力等参数。 六、除氧器联锁保护 (1)当除氧器水位升高到高Ⅰ值时,报警。 (2)当除氧器水 位升高到高Ⅱ值时,联锁开启除氧器溢放水至凝汽器电动门。 (3)当除氧器水位升高到高 Ⅲ值时,联开#3 高加危急疏水调节门、联关四段抽汽至除氧器电动门和四抽逆止门 1、2 及 4 抽电动总门。 七、 加热汽源的调节 当机组采用滑压运行时, 作加热汽源的汽机四段抽汽至除氧器管 道上不装设调节阀,除氧器内工作压力随四段抽汽压变化而相应变化。此时,调节阀装设在 备用汽源至除氧器的管道上。若四段抽汽压力降至 0.147MPa 时,除氧器汽源应自动切换至 辅助汽源,此时,除氧器作定压运行。压力信号由装在除氧器上信号管发出,再通过电子仪 表控制进汽调节阀,当机组负荷上升,四段抽汽压力回升到 0.147Mpa 时,辅助汽源亦应自 动切换至四段抽汽。当机组作定压运行时,调节阀装设在加热蒸汽汽源前,压力信号由除氧 器发出,再通过电子仪表控制进汽调节阀。压力信号亦引至集控室压力表,供运行人员监视 用。[size=+0] 八、 除氧设备的停运保护 除氧设备若停运在一周以内者, 可以稍开备用汽源并关闭其 它各种汽、水进出阀,进行热态保护,内部压力可维持在 0.02MPa 。当设备较长时间停运 (一周以上)时,应放净内部积水进行充氮保护,维护充氮压力 0.02MPa ,或采用其它保 护措施(如放防防腐剂等) ,以防除氧器内壁受氧气或其它有害气体的侵蚀。 除氧器(作用) 用它来除去锅炉给水中的氧气及其它气体,保证给水的品质,同时除氧器本身又是给水回热系 统中的一个混合式加热器,起了加热给水、提高给水温度作用。 2、除氧器工作原理: (膜式 除氧器)膜式除氧器应用了射流和旋转技术, 并采用了比表面积很大的填料—液汽网盒。除 氧器总体设计成两级除氧结构。 第一级:除氧装置由起膜装置和淋水箅子所组成。 汽轮机 的凝结水和化学补充水以及其它低于饱和温度下的各种疏水都进入起膜装置的水室中混合, 混合后的水经过固定在上、 下管板上的起膜喷管的喷孔以射流方式在起膜喷管的内壁上形成 高速向下旋转的水膜。 向下流动的水膜与上升的加热蒸汽接触后产生强烈的热交换过程, 当

旋转的水膜流出起膜管时, 水温基本上接近了饱和温度, 水中的溶解氧将被除掉 90%—95%。 水膜流出起膜管后形成椎形裙体, 并在重力和蒸汽流的作用下被冲破而形成水滴, 降落在淋 水箅子上。 淋水箅子由五层 30 ㎜× 30 ㎜等边角钢构成,除氧水经过各层箅子同蒸汽进一步 的进行热交换,同时也为除氧水进入液体网填料盒进行均匀分配。 液汽网填料盒是除氧器 第二级除氧装置。 液汽网填料盒根据实际情况设计成单层或双层。液汽网是一种新型高效 填料,它是由不锈钢扁丝(0.1 ㎜× 0.4 ㎜)以 Ω 形编织成的网套,把液体网按其自然状态盘 成圆盘,圆盘直径相当于液汽网盒框体的内径,在圆盘的上下用扁钢和 Φ14 钢筋将其固装 在液汽网的框体内, 除氧水经过液汽网盒使汽水更加充分接触,可将水中溶解最大限度地 高析出来,这一除氧过程保证了除氧器在变工况运行时的适应性能和稳定性能

机组大修总结 1、概述 #2 机组于 2004 年 9 月 6 日开始大修,至 2004 年 11 月 28 日结束。本次大修化学分厂标准 项目 18 项,非标项目 1 项。化学分厂#2 机组大修重点工作是大修解体技术监督检查、锅炉 的酸洗工作。 在本次大修中分厂加强了大修过程管理和物资材料消耗管理工作, 确保了大修 安全、优质、低耗的奋斗目标,取得了比较好的效果。从大修技术监督检查总体方面来看, #2 机组热力设备未发现明显结垢、腐蚀、积盐现象,设备健康状况良好。 2、#2 机组大修管理工作 为做好#2 机组大修工作,分厂根据公司要求编制了#2 机组大修前设备诊断,并制定了“化 学分厂#2 机组大修管理办法”。本办法从大修前准备、大修标准项目、非标项目、大修过 程监督、大修质量验收、大修安全措施和大修考核细则等几个方面,都提出了具体的规定和 要求,并在大修中严格考核执行。 2.1 大修前完成了#2 机组大修安全、技术考试。对重点项目编写安全、技术措施。 2.2 完成了大修作业技术交底工作。 2.3 完成了#2 机组大修技术监督程序卡。 2.4 完成了锅炉酸洗非标项目的各项准备工作及酸洗小型模拟试验工作, 并对漂洗一步工艺 进行了改进,使整个酸洗工作得以顺利进行。 2.5 针对大修解体监督检查发现的问题,及时提交了#2 机组大修解体检查报告。 2.6 在技术监督工作方面,除完成大修解体监督检查外,还对热力系统、油系统设备大修后 回装状态进行了检查并作了详细的记录。 2.7 为确保检查质量, 做到修必修好, 分厂加强了对检修工艺标准等制度措施执行情况的检 查,检修项目修后履行验收制度,班组不得自行减少应修项目。

2.8 大修中分厂加强了对物资、材料使用的管理。为有效的控制材料费用消耗,分厂设立了 大修材料消耗统计及班组作业工时、材料消耗登记卡片,并加强检查,使每一项材料消耗都 落实到每一具体设备上,从而避免了大修材料费用超支和浪费现象。 2.9 为保持大修文明生产, 每天作业完工后坚持清扫整理作业现场, 每个作业项目完工后将 余料清净。 3、大修技术监督 a、#2 机组概况:机组型号:N200—130/535/535 型 主要参数:额定功率:200000 千瓦;新蒸汽压力:130 绝对大气压;冷却水温度:200℃; 给水温度:240℃;转速:3000 转/分。 锅炉型号:HG—670/140—9 主要参数:锅炉额定蒸发量:670 吨/小时;饱和蒸汽温度:286℃;过热蒸汽温度:540℃。 b、两次大修期间机组运行的有关情况 ①、锅炉设备启停情况 #2 机组上一次锅炉酸洗是 1995 年,上一次大修是 1999 年 9 月。在两次机组大修期间机组 共进行了两次小修及两次中修; 共启停 50 次其中非计划停机 17 次运行小时数为 41790 小时. ②、机炉设备防腐蚀情况 机炉的防腐蚀方法为带压放水余热烘干法,此种防腐的有效期为 7 天,不适合#2 机组大修 期间的防腐,因此在大修期内,热力设备的金属表面遭到氧腐蚀,尤其是汽轮机的隔板和叶 片上更明显。 ③、汽器漏泄情况 #2 机组复水器自 2000 年至 2004 年 11 月共微漏 194 次,运行找漏堵漏 4 次。 3.1 锅炉部分: 3.1.1 汽包 汽包解体检查汽包内壁、 清洗孔板及旋风分离器上附着少量红褐色铁锈, 汽包底部有少量黑 褐色沉渣;旋风分离器倾倒 4 个,并且乙侧倾倒较多;中间位置清洗孔板脱落两个;加药管 上有黑褐色附着物;排污管外壁上比较清洁,排污管孔有少量堵塞。汽包甲侧有水位线位置 略有偏高,乙侧未见水位线;并且在清洗孔板上 50mm 处汽包内壁水平位置有一圈砖红色附 着物。 在此次大修中, 加药管、乙侧排污管进行了彻底清理。锅炉酸洗后检查, 汽包内清洁, 金属内壁为银灰色,无附着物。

3.1.2 水冷壁 本次大修共割取水冷壁管 2 根甲侧、乙侧各一根,位置是甲侧由前向后数第 80 根,标高 26 米乙侧由前向后数第 81 根,标高 26 米,检查管外壁完好,管内壁平滑呈红褐色,附着物均 匀分布。 酸洗垢量: 甲侧水冷壁:向火侧为 373.5g/m2 含铜量为 1.82g/m2;背火侧为 200.32g/m2,含铜量为 0.56g/m2。酸洗后管内壁平滑。 乙侧水冷壁:向火侧为 410.8g/m2,含铜量为 0.67g/m2;背火侧为 383.7g/m2,含铜量为 1.76g/m2。酸洗后管内壁平滑。 3.1.3 后屏过热器: 割管位置:甲数第 11 排外 9。 检查情况:内壁平滑呈钢灰色,有少量褐色附着物下弯头处有 积水。此次大修中后屏过热器管中间 10 排热段外 8 圈更换. 3.1.4 前屏过热器: 割管位置:甲数第 7 排外 7。 检查情况:内壁有钢灰色氧化层有少量腐蚀包,下弯头处有褐 色腐蚀包,外壁无过热现象。 3.1.5 对流过热器: 割管位置:乙数第一排外迎火面。 检查情况:内壁有一层厚的钢灰色氧化层.在此次大修中对流过热器管全部更换. 3.1.6 冷段再热器: 入口割管位置:由前向后数 12 排下 1。 检查情况:内壁呈棕褐色,有明显的腐蚀包酸洗后管内壁有浅的片状腐蚀坑。 出口割管位置:由前向后数 13 排外 1。 检查情况:内壁呈红褐色,有突起状腐蚀产物,其下有点状小坑。

3.1.7 热段再热器: 入口割管位置:乙数第 16 排外 2。 检查情况:管内壁有棕褐色氧化膜,层状,表面凸凹不平;酸洗后管内壁有大量较深的腐蚀 坑。 出口割管位置:由甲-乙 37 排。 检查情况:管内壁有一层钢灰色氧化层酸洗后管内壁光滑。 3.1.8 低温省煤器: 割管位置:甲后管箱前数第 10 排,上数第二根。 检查情况:管内壁呈红褐色,内壁有小的氧蚀包。 酸洗垢量:139.4 g/m2 酸洗后管壁内表面局部有氧腐蚀小坑。 3.1.9 高温省煤器: 割管位置:由前向后数 104 排上数第二根。 检查情况:管内壁有棕红色附着物。 酸洗垢量:151.7g/m2 酸洗后管内表面有腐蚀小坑。 3.2 汽轮机及其辅机 3.2.1 汽轮机本体 汽轮机部分隔板和少量转子叶片上有锈蚀现象具体情况如下: ①转子:低压缸转子无明显的红棕色附着物, 第 28、 29、 30、 31 级转子叶片背汽侧锈蚀严重, 其中 31 级转子叶片最严重,33、34、35 级叶片背汽侧有明显的锈蚀;中压缸转子大轴弯曲, 更换新的,检查发现少量叶片背汽侧有轻微的锈蚀,有少量红棕色附着物;高压缸转子叶片 上附着少量红褐色物质;中压缸一、二级围带无氧化铁积集. ②隔板:低压缸隔板:第 28、29、31、32、35、37 级下隔板和 36 级上下隔板锈蚀最严重表 面粗糙,呈褐色;30、34 级下隔板较好,有少量锈蚀包;27 级上隔板背汽侧锈蚀严重,表 面粗糙。总体来看,低压缸隔板背汽侧都有锈蚀现象。 ③中压缸隔板:21、22 级隔板较好;20、23、24 级上下隔板背汽侧有少量红棕色附着物; 锈蚀最严重的是 25 级上下隔板和 26 级下隔板,整个隔板都严重锈蚀,表面粗造。 ④高压缸隔板附有少量红褐色物质。

隔板的这种锈蚀与机组停备用期间系统不严密有关。 3.2.2 凝汽器: 凝汽器的检查 凝汽器宏观检查,#1、2 复水器内的空冷区铜管较好;#3 复水器空冷区内的堵管较多,并 且由于滤网漏泄,石子较多。 总的来看,铜管内有积水,水平两侧有蓝绿色铜锈,无新垢生成。 在此次大修中凝汽器更换了部分铜管,具体情况如下: #1 复水器:上水室:新换铜管 792 根加堵铜管 198 根; 下水室:空冷区铜管全部更换下水室共换新铜管 1441 根 堵管 59 根。 #2 复水器:上水室:新换铜管 1013 根加堵铜管 151 根; 下水室:空冷区铜管全部更换下水室共换新铜管 1762 根堵管 29 根。 #3 复水器:上水室:新换铜管 502 根堵管 106 根; 下水室:空冷区铜管全部更换下水室共换新铜管 1684 根 堵管 40 根。 3.2.3 热水井: 热水井内较好,#1 凝汽器内角铁脱落 1 根,#2 热水井内角铁脱 落 1 根,#3 热水井由于凝汽器换铜管而将角铁全部拆下,在大修结 束时回装好。 3.2.4 连排扩容器: 连排扩容器内壁有一层黑褐色粘泥状附着物。 3.2.5 脱氧器: 水箱内壁有少量凸起的锈蚀产物,水箱底部有少量积渣,除氧头内装置完好。 3.2.6 主汽门、调速汽门及蒸汽滤网:

主汽门、调速汽门和蒸汽滤网上无积盐,有少量土褐色和砖红色附着物。 3.2.7 循环水泵: 循环水泵有轻微腐蚀,无结钙垢现象,在泵室有泥与铁锈的混合物,表面粗糙。 3.2.8 给水泵、凝结水泵: 无腐蚀和积盐现象;给水泵转子上有一层厚的红褐色附着物。 3.2.9 低压加热器: #2、3 低压加热器管外壁有红棕色附着物,隔板处有磨损现象;#1、2、3 低压加热器管内 壁有大量的红棕色附着物,#4 低压加热器管内较干净。 3.2.10 热力设备检查后综合评价 3.2.11 汽轮机转子、隔板和叶片的结盐、腐蚀评价 汽轮机转子、隔板和叶片基本不结盐设备腐蚀、结盐程度属于一类;低压缸和初凝区隔板基 本无氧腐蚀. 3.2.12 凝汽器铜管腐蚀、结垢评价 凝汽器铜管基本无结垢,均匀腐蚀<0.005mm/a.,设备腐蚀、结垢程度属于一类。 3.2.13 水冷壁向火侧结垢速率的评价 水冷壁管向火侧的结垢速率是 43.5g/(m2 a)在标准 40~80 g/(m2 a)的范围内因此水冷壁管 向火侧结垢速率属于二类. 3.2.14 省煤器管内腐蚀的评价 省煤器管内壁有轻微的氧腐蚀,点蚀深度≤1mm, 管内壁腐蚀属于二类。产生氧腐蚀的原因 是给水中含微量溶解氧凝汽器漏泄时溶解含量氧增加. 3.2.15 水冷壁管内壁腐蚀的评价 水冷壁管内壁基本没有腐蚀,腐蚀程度属于一类。 3.2.16 过热器、再热器管内腐蚀的评价 过热器管内基本无腐蚀,腐蚀程度属于一类。再热器管内有轻微氧腐蚀,点蚀深度≤1mm, 属于二类腐蚀。 3.2.17 本次大修发现热力设备存在的主要问题

本次大修热力设备存在的主要问题是在停备和大修期间金属设备内表面遭到氧腐蚀, 尤其是 汽轮机隔板更为明显。原因是机组停炉时没有采取有效的防腐措施,带压放水、余热烘干法 不适合大修这种长时间停运机组。 3.2.18 改进措施及建议 机组的金属设备在大修期间产生的氧腐蚀, 比运行时产生的氧腐蚀更严重, 腐蚀产物也将严 重影响启动水质,并有可能在水流缓慢处析出,形成水垢。因此机组在大修期间应采取有效 的防腐措施,防止设备的氧腐蚀。通过实验室小型实验和#5 机组停炉时的实际加入,证明 使用 SW-ODM 防腐剂是有效的停炉防腐方法。此方法能保证金属在大修停备用期间免遭或减 少氧腐蚀,既保护了金属设备,又使启动水质得到改善, 3.2.19 锅炉设备的酸洗 #2 炉在本次大修期间进行了酸洗。采用盐酸酸洗,酸洗液的浓度是 5%,采用 JL—110 固体 缓蚀剂浓度是 0.5%,采用柠檬酸漂洗,亚硝酸钠钝化。酸洗结束后对解体设备进行了检查, 汽包、水冷壁、下联箱、监视管内的铁锈已清洗干净,汽包内金属表面有银灰色钝化膜。监 视管内所放的试片的腐蚀速度为: 汽包钢是 1.80g/m2h, #20 钢是 1.90g/m2h 符合部颁标准 腐蚀速度小于 10 g/m2h 的要求,并且钝化膜用硫酸铜检验时间在 12-30 秒之间,达到了部 颁优良的标准,因此这次锅炉酸洗是成功的。本次酸洗共洗下沉积物 3099Kg。 3.2.20 机组启动跟踪试验 #2 机组大修后启动水质较好,凝结水、给水在启动初期都有一段短暂的浑浊时间,很快水 质变澄清,水质的各项指标在机组并网后 15 个小时基本合格,从机组并网到水质合格所用 的时间比以前短, 这与锅炉酸洗时用亚硝酸钠钝化镀膜有关, 说明酸洗时用亚硝酸钠镀膜能 起到一定的防腐蚀作用。 3.3 油、氢监督部分 3.3.1 油系统检查 3.3.1.1 前箱 内部各滑阀均解体返班检查, 前箱打开时检查主油泵、 各滑阀外侧及前箱内比均无明显的腐 蚀现象。前箱底部无明显油泥。 3.3.1.2 主油箱 主油箱上盖打开后清扫过程中看主油箱底部杂质较少,油泥也较少、油浸部分无锈蚀。 主油箱的滤网、磁力架抽出,滤网有一处一寸长裂口网上杂质很少,磁力架上有带状的黑色 杂质很多。取样回班分析,其成分主要是金属颗粒及其氧化物、纤维等物质。 3.3.1.3 反冲洗

检查滤芯和滤网小杂质较多,有少量油泥及氧化物、线头等物。内壁、管路均无锈蚀现象。 3.3.1.4 冷油器 解体后发现#1-#3 冷油器隔板上均有片状锈蚀。三台冷油器外壳的出口管附近均有锈蚀点, 检查冷油器内有部分铜管锈死堵管现象,并更换了 29 根铜管。 密封油系统的冷油器铜管上杂质较多,但无锈蚀现象。 3.3.1.5 因在机组大修前其油质颗粒度就长期不合格其杂质多为金属物引起相关单位的高 度重视在大修期间就这个问题也进行了原因查找与分析.经检查发现高压油泵上一片叶轮掉 了一块其材料为铸铁.研磨后带入油系统中造成油质颗粒度不合格在机组中造成隐患这次将 原因查找到后对这叶轮进行了更换。消除了隐患。 3.3.2 机组回油及处理 本次大修系统共回油 23.4 吨。9 月 15 日开始对回油进行倒罐过滤处理,每过滤一遍清扫油 罐一次,并用面粘至无杂质。至 9 月 22 日倒罐过滤 3 遍,分析油颗粒度 4 级,存于#6 罐备 用 10 月 25 日在机组上油前又将机组用油从#6 罐过滤了一次放在#7 罐中油质化验合格。26 日上午 9 时机组上油启动#2 泵于 13:35 分上油结束共上油 19 吨。 在油循环过程中#2 机又从 #1 高位油箱补过二次新油至使#2 机原用油没有全部回到#2 机主油箱中。后又因油质颗粒度 不合格经厂领导同意将机组中的部分油反回油班上新油。 3.3.3 油循环油质跟踪分析 从 11 月 3 日开始,对已回主油箱的油质进行净态油质分析颗粒度 4 级通知分厂及汽机检修 班组。 11 月 21 日密封油系统开始进行油循环。 到 12 月 1 日机组启机共循环 11 天每天按分 厂及生产部的安排,配合现场各系统大流量冲洗分别从密封油系统、润滑系统、调速系统的 多点进行取样分析,24 小时不间断跟踪试验。确保汽机大修后各项试验的完成。至 12 月 1 日启机前为止共进行颗粒度分析 83 次。 本次大修油循环时颗粒度一直较差,合格时较少。杂质多为氧化产物、橡胶及砂粒。11 月 30 日生产部决定将系统中一部分油反回油班并将新油进行补充。共反回机组油 2 吨,同时 又向系统中补充原#2 机备用油和新油共 3.31 吨。 到启机时油质颗粒度也油没达到合格标准。 到 12 月 10 日为止油系统还在循环滤油,油质颗粒度已达到 4 级。 同时油班又对返回的 2 吨#2 机油进行了过滤处理。经 3 次过滤后颗粒度已达 4 级。 3.3.4 电气设备大修 本次大修电气方面主要是 5122 开关大修、#2 主变、#2 高工变检查。#2 低工变因 PH 值不合 格进行了换油处理。 电气设备大修回装后,按要求对 5122 开关、#2 主变、#2 高工变油进行简化分析(包括微水 分析),并按要求对#2 主变进行色谱分析,试验结果正常。小车开关也进行了换油。

3.3.5 启机前的辅机油质分析工作 机组启机前,对油班所监督的辅机油质情况也进行全面的分析和检查。 本次大修#2 机 3 台给水泵换油后油质不是很好,11 月 14 日发现#1 泵油质浑浊,有水分, 颗粒度 6 级。通知汽机滤油处理,15 日分析油质合格。其它2台泵油的颗粒度均合格备用。 9 月锅炉制粉班发现#1 磨煤机油质不好要求我班进行油质化验发现油质乳化严重, 通知锅炉 后换油处理,合格。 #2 机旋转滤网的油也进行了更换换油后油质合格. 3.3.6 充、排氢 本次大修充、排氢工作顺利完成。 2004 年 8 月 31 日 20 时开始进行排氢, 9 月 1 日 0: 20 分化验含氧 0.5%; 氮纯度 97.6%合格。 3 时充空气合格。共用氮气瓶 40 瓶. 11 月 29 日前夜开始充氢,17:15 开始化验至 22:50 充氮合格共用氮 59 瓶。11 月 30 日 0 时 50 分化验机内氢气质量充氢合格并通知值班员。 11 月 30 日上午做机组启机前试验时化验氢纯度不合格, 氢纯度仅为 90.4%.并及时通知有关 领导和电气值班员.电气运行及时排污补氢后化验氢纯度 98.8%合格。 3.3.7 大修期间耗油情况 #32 油:#2 主、辅机油用油共 8.285 吨。 其中主机用油 5.315 吨。 #25 油:2570kg 。 #45 油:1500kg 。 4、化学检修设备 4.1 完成除氧剂加药泵及其系统的检查 主要包括:计量泵、转子流量计及其加药管路的检查。 4.2 完成机组取样冷却水系统的大修 主要包括:两台冷却水泵的大修,生水来、回水总门的更换工作,板式冷却器的检查,过滤 器的解体清扫,阀门检查等。并重新进行了水箱、管路、阀门的防腐刷油。

4.3 完成高压加药泵的解体检查,及液压传动油的更换工作。 4.4 完成循环水加酸系统的大修工作。主要包括:加酸喷射器的检修更换,加酸衬里管路的 漏泄检查及部分管件的更换。 4.5 完成酸洗加酸泵的解体检修及锅炉酸洗工作。 4.6 完成Ⅰ期加药间储药罐、阀门及管路的拆除、整理及防腐刷油工作。 4.7 化学所属设备存在主要问题 4.7.1 取样冷却水泵在解体后发现轴承上润滑脂局部劣化,轴承运行超过周期,内部游隙 0.20mm。机械密封磨损严重,联轴器弹性块橡胶断裂。 4.7.2 除氧剂加药泵的解体检修,发现变速箱油质劣化,漏油较为严重。 4.7.3 循环水加酸喷射器的喷嘴的变形严重,专用螺栓腐蚀不能再用,个别管件、弯头腐蚀 漏泄。 5、化学仪表设备 5.1 对凝结水、发电机内冷水、炉水、给水电导度表进行了检修校验,并填好效验记录。 5.2 对各导电度表的发送器电极进行清洁处理。 5.3 凝结水导电度表更换新的变色树脂。 5.4 对给水、炉水PH表进行了检修校验,并填好效验记录。 5.5 对甲、乙侧连排电动执行器的电缆进行了绝缘测试。 5.6 更换甲、乙侧连排电动执行器。 5.7 更换#2 取样架 28 高压阀门。 5.8 更换了 2 块冷却水泵出口压力表进行。 6、#2 机组现存问题 6.1 机组启动阶段水、汽质量较差,应加强锅炉停、备用保护工作。 6.2 #2 机组在线化学仪表配装率低。 6.3 一期三台机组集中取样器共用一套冷却水系统, 在夏季三台机组同时运行时, 不能保证 取样温度在合格范围内。

加强电厂化学监督确保机组安全
"放松化学监督,厂无宁日"。看到这句话,大家一定会记起当年震惊全国的天津大港电厂的 氢脆爆管事故。这个事实告诉我们,电厂化学是火电厂生产过程不可缺少的技术专业之一, 而化学技术监督则是火电厂安全生产的重要保证之一, 它和其他技术监督一起为火电厂的安 全经济运行保驾护航。 化学技术监督的任务是保证电力设备长期稳定运行和提高设备健康水平; 化学技术监督 工作的方针是"安全第一,预防为主";化学技术监督的目的是及时发现问题,消除隐患,防 止电力设备在基建、启动、运行和停、备用期间,由于水、气、汽、油、燃料品质不良而引 起的事故,延长设备的使用寿命,保证机组安全、可靠运行;化学技术监督工作的依据就是 国家、行业以及网省公司制订的各种标准、导则、规程、规范、准则、条例、管理办法等。 化学技术监督具有涉及面广、技术性强等特点。 化学技术监督的主要对象是火力发电厂的工质, 是靠调整、 控制各种类型工质的监督指 标在导则或标准规定的范围内, 来控制或延缓锅炉、 汽机等热力设备的结垢、 积盐和腐蚀等, 以防止其发生损坏事故。 我们知道:火电机组一旦安装就位并投入运行,锅炉、汽轮机、发电机、凝汽器等大型 设备均已成定局,想随意更换几乎不可能,但供给机炉的水、汽、煤等的质量则可以通过化 学工作人员的努力进一步提高。化学在电厂是一个小专业,但它是一个十分有活力的、活泼 的小专业,而不是不重要的专业。机组建成后要吃东西一一水、煤,这些东西必须"清洁卫 生",而且还要合"胃口",只有这样,才能为机组的安全、经济运行提供化学方面的保证, 不然机组也会象人一样生病一一结垢、积盐、腐蚀等。假如我们将热力系统中流动的水、汽 看作是人体中流动的血液,那么血液中如果有癌细胞,它流到哪,就烂到哪,机组也一样, 水汽质量不好,受害的只能是热力设备本身。 1 影响热力设备安全的重要化学因素 长期以来,大家都认为化学问题是慢性病,不会直接威胁机组的安全,特别是当许多问 题一起出现时,化学问题往往被主设备出现的问题所掩盖,而得不到关心和重视,其实随着 机组容量的增大和参数的提高, 化学显得越来越重要, 由化学原因引起的设备事故也逐渐体 现出突发性、快速性等特点,而且只要是化学原因引起的腐蚀破坏往往遍布于整个设备,而 决不可能只在与之接触的设备的局部发生:另外化学有时候象温柔的杀手,就象癌前期,当 积聚到某一水平时会突然爆发,而这时往往面积大,程度深,已经无法挽回。所以重视化学 监督指标的微量变化, 加强化学监督管理, 是防止热力设备发生突发性损坏事故的有力保证。 1.1 炉水低 PH 值 由炉水低 PH 值引起锅炉设备大面积腐蚀损坏的事故触目惊心。在众多的监督指标中, 给水、炉水的 PH 值是关键控制指标之一。炉水 PH 值异常,特别是低 PH 值时,会导致热 力设备大面积损坏,严重影响火电厂的安全生产,产生低 PH 值的情况有以下几种:

1)补给水呈酸性。由于炉外水处理操作不当或误操作,会使再生用酸直接进入除盐水, 或阴床深度失效,除盐系统直接出酸性水,都会造成除盐水 PH 值偏低,从而使供给锅炉的 水 PB 值偏低,在高温高压或垢下浓缩的情况下引起锅炉腐蚀爆管。这种情况在电力系统已 有发生。 2)酸洗残液引起炉水或局部炉水 PH 值极低:酸洗后酸洗液没有彻底冲洗干净,特别是 系统死角处的残留,在锅炉再启动后,会引起炉水 PH 值大幅度下降,随着温度和压力的升 高,锅炉设备在低 PH 值条件下发生快速、剧烈的反应,从而引起氢脆爆管。已有两台锅炉 酸洗后曾经发生过类似现象; 另外, 酸洗过程中, 如果水位控制不当, 酸洗液漫人到过热器, 机组再启动时则会引发过热器的大面积爆管事故, 严重威胁机组安全经济运行。 这种情况在 大、小机组中都有发生的先例。 3)凝汽器突然大量泄漏或长期微漏,由此带入炉水的 CL-在水冷壁管垢下发生水解.也 会引起垢下 PH 值下降。有资料报道,这种情况下炉水 PH 值局部会下降至 2 以下。如果此 时化学监督不到位,不能及时发现隐患,或处理时机延误,同样会导致锅炉大面积爆管。这 种情况已在不少于两个电厂发生过。 4)向炉内添加酸式磷酸盐或磷酸盐暂时消失现象恢复时使炉水出现低 PH 值,八十年代 国内外先后推广应用协调磷酸盐水工况,为了控制 R 值在要求的范围内,需要向炉水加入 一定量的酸式磷酸盐(磷酸二氢钠或磷酸氢二钠)。由于盐类消失现象的存在,酸式磷酸盐会 在炉管壁发生沉积和溶解过程,引起炉水 PH 值下降,有资料报道,发生这种情况时炉水 PU 值可降至 5 以下,从而引起炉管发生大面积的酸式磷酸盐腐蚀。 1.2 蒸汽质量差 汽轮机的通流截面是按要求设计的,当叶片严重积盐时,将减少蒸汽的通流截面.引起 蒸汽通流量减少,从而导致汽轮机带负荷能力下降,直至达不到额定出力而停机,严重影响 机组的经济性。 蒸汽中的二氧化硅、钠、铁等含量控制不当,就会引起汽轮机通流部分严重积盐。从而 导致机组带负荷能力下降。这种情况在超高压、和亚临界机组中均发生过。 另外盐份在汽轮机叶片上沉积,还会引发腐蚀,腐蚀点将成为应力集中源,在转子的高 速旋转下,会发生叶片断裂,断叶片会连续破坏相邻叶片,引起汽轮机振动,严重时会造成 飞车事故。这种情况在我国过去曾发生过。 1.3 发电机内冷水水质不良 发电机内冷水水质不良会导致发电机烧毁事故, 华能岳阳电厂一号机组发电机定子绝缘 损坏重大事故已经给我们敲响了警钟。 发电机内冷水是一个独立的水循环系统, 而且发电机 线圈的通流面积又很狭小,如果内冷水水质不良或者引起线圈内结垢,或者引起线圈腐蚀, 最终均造成线圈堵塞,影响线圈换热,严重时导致线圈发热,以至于烧毁绝缘装置,绝缘击 穿的后果将不堪设想。

2 严格执行监督制度防止突发性事故发生 化学监督导则》(DL/T561-1995)、《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》(GB/ T12145-1999)以及《华东化学技术监督条例》均给出了水汽质量劣化时的处理原则,它是防 止热力设备发生突发性事故的法宝,当水汽质量劣化时,一定不能轻视,必须严格执行三级 处理制度,否则,就会立即给我们点"颜色"看了。 3 加强化学监督确保机组安全 做好化学监督工作,是保证火力发电机组安全、经济、稳定运行的基础,为此,应注意 加强以下各方面工作。 3.1 正确理解水汽质量标准,努力提高水汽品质 如何提高水汽品质,如何理解水汽质量标准呢?我们说"标准中的规定值"是指机组可保 持长期可靠运行的控制极限值, 也就是指杂质的最高允许含量。 机组正常运行时的控制值不 应只满足这个值,而应尽量控制在水汽质量的期望值范围内。认识到了这一点.我们就应该 把主要精力放在水汽品质的控制上,围绕水汽品质这个中心,不遗余力地净化热力系统,提 高水汽质量。这需要实事求是地制订水汽质量期望值并认真落实,严格执行。 我们追求高的水汽品质合格率, 但不仅仅以此来判断化学监督工作的好坏。 只有真实可 靠的水汽品质数据才能及时暴露机组存在的问题, 为我们准确及时地调整运行工况提供可靠 的依据。 化学监督工作的好坏,应以热力设备检修时的实际结果作为依据.并以此改进工作。近 年来,我省各厂热力设备结垢积盐现象均有好转,但与外省相比仍有较大差距,与国外机组 相比,差距更大,比如,从我省统计的数据来看,水冷壁管结垢率最小的为 19.4g/m2.y, 但江苏某电厂投产以来, 其热力设备的结垢率一直维持在 10g/m2. y 左右, 在国外就更小, 其汽包炉可以 10 年以上不清洗,直流炉可以终生不清洗。国内,热力设备的清洗一般以结 垢量或运行时间为依据,而国外已发展到用压力损失作为依据。 3.2 加大加深化学监督的全过程管理 造成热力设备通流部位积盐、结垢、腐蚀,影响机组安全经济运行的途径是多方面的, 它存在于我们电力生产的整个过程中, 以往我们对热力设备的化学技术监督只注重于运行时 的水汽品质合格率, 以水汽质量合格率的高低来衡量我们监督工作的好坏, 而忽略了对运行 以外环节的监督。其实,不管哪一个环节监督不到位,都会给设备带来威胁,化学上看似很 小的工作,对机组的安全影响却非同一般,比如取样头,其安装位置不对或方式不对,取出 的样就不具有代表性,实际上就等于失去了监督,同时也就失去了控制。所以,化学技术监 督应贯穿电力生产建设的全过程。 经过多年努力, 大家已经对生产过程中的化学监督有了比较深刻的认识, 但基建项目的 化学监督仍未能引起足够的重视, 如不少基建单位没有化学监督专责人, 或有的基建项目无

化学监督负责人等; 有的机组在基建过程中完全失去了化学监督, 或对化学监督存在的问题 熟视无睹,造成设备还未投运,甚至还未安装就发生了严重的腐蚀,给国家造成重大经济损 失。 另外,机组停用时,由于空气中的氧、二氧化碳和湿份的影响,设备表面不可避免地会 发生腐蚀,一方面,这些腐蚀产物成为再启动时水汽品质的主要污染源,另一方面,停用时 因腐蚀使金属表面粗糙,这种粗糙的表面又会促进运行中腐蚀的进行。由此可见,必须重视 停用保护和冷态启动工作。 应该注意到,无论何时,放松对监督指标的控制或出于某种需要临时降低要求,其后果 不象误操作那样立即反映出来,往往有个潜伏期,但是一旦问题积累,情况恶化,就难以挽 回,且造成的后果非常严重,损失巨大。我们在这方面的教训非常深刻,必须认真吸取,真 正把技术监督作为企业的一种自觉行为。从思想和行动上加以高度重视。 3.3 加强凝汽器管理,防止凝汽器泄漏 凝汽器泄漏是整个热力系统最大的污染源,我们称它为"万恶之源"。为了管好凝汽器, 应继续贯彻执行《安徽省火电厂凝汽器铜管管理条例》和《华东电网火电厂凝汽器管材管理 办法》特别注意凝汽器的运行维护和停备用保护及检漏装置的投运等工作。 目前,老机组在更换铜管时,都能按《条例》执行,严把质量关,基建机组基本做到了 100 涡流探伤,但在凝汽器的维护保养、停用保护等方面还有很多工作没被重视,特别是胶 球清洗装置和循环水杀菌系统不能正常投运。另外,对循环水水质监督重视不够,有些单位 将冲灰水、生活污水直接排入循环水,更有甚者把化学废水也排入到了循环水系统,其中的 有害离子比如 S2-、NH4、NO2-等对铜管的腐蚀将产生重大影响。也有的单位完全放弃了对 凝汽器循环冷却水的监督,待凝汽器铜管结垢了还弄不清原因。 3.4 重视凝结水处理装置的投运 300MW 及以上机组均设计了凝结水处理系统, 凝结水 100 的经过处理是提高水汽质量, 降低热力设备积盐结垢的有效途径, 但专业人员对凝混床的认识不足, 特别是采用十八胺进 行停炉保护的机组,为防止凝混床树脂污染,启动初期常解列凝混床,而有的厂则由于凝结 水温度高,或凝水树脂被污染抑或设备缺陷等原因,也存在擅自解列凝混床的现象,还有的 表面上看凝混床在投运。而实际上旁路门几乎全开,氢型运行的凝混床可以 20 天以上不失 效。由此可见,必须首先提高对凝混床的认识.才能解决凝混床的正常投运问题。 3.5 重视开展机组的热化学性能试验 由于每台机组的性能差异, 其水汽品质必然存在差异, 热化学试验即是根据每台机组的 特性来确定水汽品质, 以便提供建立经济安全的机组运行工况的基础资料, 达到节能降耗的 目的。另外由于机组调峰频繁,各单位均不注意负荷变化速率,其实,通过热化学试验我们 可以知道每台机组的负荷变化速率对水汽品质的影响均不相同, 长期采用不适宜的负荷变化 速率是引起汽轮机积盐和腐蚀的重要原因之一。

3.6 重视辅助水系统的监督 辅助水系统的监督,包括发电机内冷水、炉循泵冷却水、闭式冷却水等等,由于这些指 标不参加总水汽品质合格率的统计, 往往被忽视。 华能岳阳电厂发电机绝缘损坏事故给我们 敲响了警钟,我省个别机组也已出现发电机线棒冷却水流量减少,压圈铜管结垢堵塞的现 象.就监督报表来看,大多数电厂的内冷水均有各种各样的问题,千万不可掉以轻心。 3.7 加强燃煤监督,降低发电成本 燃煤的质量监督是火电厂化学监督的一个重要组成部分, 它直接关系到锅炉的安全经济 运行。火力发电厂的燃煤费用约占发电成本的 70-80,随着电力体制改革的深入,厂网分开, 发电企业自负盈亏, 发电用煤实行按质计价, 燃煤的科学化监督管理对锅炉的安全运行和电 厂经济效益的提高显得越来越重要。 加强对全省火电公司人厂煤和入炉煤的煤质监督, 及时 发现各火电企业燃煤采制化方面存在的问题并加以解决, 以保证采制规范, 化验结果正确可 信是降低发电成本的根本途径。 3.8 提高化学人员素质 一方面随着电力改革的不断深入和电力技术快速发展, 与进口机组配套的国外先进技术 和化学仪表将不断涌入,答对化学人员的素质要求越来越高。另一方面,由于历来对化学专 业认识不足, 认为化学简单、 轻松, 随便什么人都可以胜任等, 使得化学人员层次差别较大, 业务素质和分析基本功比较欠缺,特别是化学仪表专业人员。所以,强化培训化学人员的业 务技能显得尤为重要。 各单位应组织技术人员系统培训基本功, 应通过化学监督网等途径加 强监督条例、法规的宣传、贯彻和培训工作。只有人的素质提高了,才能有效发挥先进设备 的优势,才能体现先进技术的高效性。 最后请我们牢记"放松化学监督、厂无宁日"这句话,共同铺就化学监督这块基石。 1. 火力发电厂及其生产过程: 电力工业的能源主要是水能、燃料热能和原子能。利用燃料热能发电的工厂叫火力发电 厂。 发电厂的设备主要(fa dian chang de she bei zhu yao)由锅炉、汽轮机、发电机、凝汽器、 水泵等组成。主要生产过程是,锅炉中的水吸收燃料燃烧时放出的热量,变成具有一定 压力和温度的蒸汽送入汽轮机。在流经汽轮机时,通过喷嘴降低压力和温度,提高蒸汽 流动速度。这种高速的蒸汽流冲动汽轮机转子上的叶片旋转,并带动同一轴上的发电机 转子旋转而发出电来。做完功的蒸汽送入凝汽器中被凝结成水(或送至热用户) ,然后 由给水泵提高压力后再送回锅炉继续加热,进行往复循环。 由此可见, 电能的生产过程(you ci ke jian _dian neng de sheng chan guo cheng)是一系列的 能量转换过程。即在锅炉内把燃料的化学能转变成蒸汽的热能;在汽轮机内把蒸汽的热 能转变成轴旋转的机械能;在发电机内把机械能转变成电能。 2.汽轮机部分组成及其作用: 汽轮机部分是有汽轮机本体、调速系统、危急保安器及油系统组成。 (1)汽轮机本体:由锅炉输出的高温高压蒸汽吹动叶轮转动,将热能转换为机械能。 (2)调速系统:使汽轮机在负荷变化时,自动增大和减小蒸汽的进汽量,保持汽轮机

在额定转速(3000r/min)下稳定运行。 (3)危急保安器:当汽轮机调速系统失灵,转速超过 3300 r/min,危急保安器动作,将 主汽门关闭,防止汽轮机损坏。 (4)油系统:它是供给汽轮机和发电机各处轴承的润滑油和调速系统用油。 3.郎肯循环过程: 郎肯循环是火力发电厂最简单的理论循环,其循环系统主要由锅炉、汽轮机、凝汽器、 给水泵等设备组成。 其循环过程是: 作为工质的给水经给水泵升压后打入锅炉省煤器内, 这个过程为水的绝热压缩过程;水在省煤器内预热,然后进入锅炉炉膛水冷壁内被加热 成饱和蒸汽,在流通过热器被加热成过热蒸汽,这个过程为定压加热过程;从锅炉出来 的过热蒸汽,经蒸汽管道进入汽轮机中,进行膨胀做功(汽轮机带动发电机转动发出电 能) ,这个过程是绝热膨胀过程;做完功后的蒸汽被排入凝汽器中进行冷却,放出热量 凝结成水,这个过程为定压放热过程。凝结水再通过一惟设备及给水泵重新送回锅炉加 热。从而完成了一个循环过程。 由上述可知,实现郎肯循环,工质要在动力设备中完成吸热、膨胀、放热、压缩等四个 过程。 4、热交换的基本方式: 热交换就是由于温差而引起的两个物体或同一物体各部分之间的热量传递过程。在发电 厂中,热交换的好坏直接影响着发电厂的经济性。热交换一般通过热传导、热对流和热 辐射三种方式来完成。 热传(re4 chuan2)导: 热传导(导热)是指直接接触的物质各部分分子间进行热量传递过程。 热对流: 热对流是指流体各部分发生相对位移而引起的热量交换。 热辐射: 热射线传播热能的过程叫做热辐射。 5.换热器: 换热器是将热量由热流体传给冷流体的设备,通常在发电厂中按其用途和结构分为三 类:表面式、蓄热式和混合式。 6.离心泵: 电力生产中需要各种各样的泵,离心泵应用最为广泛。火电厂的给水泵、循环水泵、凝 结水泵均为离心泵。下面我们对离心泵的一惟基础知识进行一下介绍。 (1)离心泵的工作原理: 在泵内充满液体的情况下,叶轮旋转产生离心力,叶轮槽道中的液体在离心力的作用下 甩向外围,流进泵壳,使叶轮中心形成真空,液体就在大气压力的作用下,由吸入池流 入叶轮。这样液体就不断的被吸入和打出。在叶轮里获得能量的液体流出叶轮时具有较 大的动能,这些液体在螺旋形泵壳中被收集起来,并在后面的扩散管内把动能变成压力 能。 (2)离心泵的主要结构形式: 离心泵的结构复杂形式繁多,电厂常用的几种主要形式如下: 单吸单级泵: 单吸单级离心泵在电厂应用很广泛。一般流量在 5.5~300 ,扬程 8~150m 。 双吸单级离心泵: 双吸单级泵实际上等于两个相同的叶轮背靠背地装在同一根轴上并联地工作,这种泵不 但流量大,而且能自动地均衡轴向力。一般流量在 120~ ,扬程在 10~110 ,电厂的循

环水泵大部分采用此种结构形式。 分段式多级离心泵: 分段式多级离心泵用途较广泛,高、中、低压电厂锅炉给水泵大部分均采用这种结构形 式的给水泵。这种形式的泵实际上等于将几个叶轮装在同一根泵轴上串联地工作,所以 泵的扬程较高。 7.汽轮机本体概述: 滨州魏桥热电有限公司的汽轮机发电机组全部采用南京汽轮(电机)集团有限责仁公司 的系列产榀。 在邹平魏桥两地的电厂涵盖了 C12—3.43/0.981—2 型, C15—3.43/0.981—1 型,B25—8.83/0.981—2 型,C30—8.83/0981—1 型,C60—8.83/0.981 型,N60—8.83 型 和 N135—13.24/535/535 型等多种型号汽轮机机组。汽轮机转向:机头向机尾方向看顺时 针方向。额定转速: 3000r/min。 1)C12-3.43/0.981-2 (C15-3.43/0.981-1) 型式:中压单缸、单抽凝汽 主汽门前蒸汽压力 3.43+0.2-0.29MPa 主汽门前蒸汽温度 535+10-15℃ 额定功率: 12 MW (15 MW) 2)B25-8.83/0.981-2 型式: 高压、单缸、背压 主汽门前蒸汽压力 8.83± 0.49 MPa 主汽门前蒸汽温度 535+5-10℃ 额定功率: 25 MW 3)C30-8.83/0.981-1 型式:高压单缸非调整抽汽式 主汽门前蒸汽压力 8.83± 0.49 MPa 主汽门前蒸汽温度 535+5-10℃ 额定功率:30 MW 4)C60—8.83/0.981 型式:高温高压、单缸、可调整抽汽、冲动式汽轮机 主汽门前蒸汽压力:8.83± 0.49 MPa 主汽门前蒸汽温度:535+5-10℃ 额定功率:60 MW 5) N135-13.24/535/535 型 型式:超高压中间再热、双缸双排汽、单轴冲动凝汽式汽轮机 新 蒸 汽压 力: 13.24 Mpa 主汽门前蒸汽额定压力:13.24MPa 新蒸汽温度: 535 ℃ 主汽门前蒸汽额定温度:535 ℃ 再热 蒸汽温度: 535 ℃ 额定真空:- 96.1 Kpa 额定功率:135 MW 机组允许运行真空(报警): -83.5 KPa 8.汽轮机调节系统: (一)汽轮机调节系统的仁务: 现代火力发电厂中基本都用汽轮发电机组(简称机组)提供电能。电力生产的仁务是供 给电力用户一定数量和一定质量的电能。 由于电力用户对电能的需要是随时变化的,而电能又无法少量储存。因此汽轮机应该能

够及时地改变它所发出的功率,以适应用户耗电量的变化。 供电质量的指标主要有两个:一是频率,二是电压。 (二)对汽轮机调节系统的要求: (1)在正常参数下,当主汽阀全开时,调节系统应能维持机组在额定转速下稳定的运 行。 这一要求, 是为防止机组在甩负荷后严重超速, 以及便于机组并列和解列而提出的。 (2)机组运行中负荷的摆动,应在允许范围内。为此,调速不等率、迟缓率、调压不 等率等各项指标,都必须控制在合理的范围内。 (3)在设计?围内,机组能在高频率、低参数情况下带满负荷,供热机组能达到供汽 出力。 (4)当机组突然甩负荷至零时,调节系统应能将机组转速控制在危急保安器动作转速 以内。 (三)汽轮机调节系统主要构成: 转速感受机构:感受汽轮机转速变化,并将其变换成位移变化或油压变化的信号送至传 动放大机构。按其原理分机械式、液压式、电子式三大类。 传动放大机构:放大转速,感受机构的输出信号,并将其传递给执行机构。如系统中的 滑阀、油动机以及杠杆。 执行机构:通常有调节汽门和传动机构两部分组成。根据传动放大机构的输出信号,改 变汽轮机的进汽量。如系统中的调节阀和油动机活塞连接的杠杆。 反馈装置:为保持调节的稳定,调节系统必须设有反馈装置,使某一机构的输出信号对 输入信衡骧行反向调节,这样才能使调节过程稳定。反馈一般有动态反馈和静态反馈两 种。如杠杆反馈、窗口反馈、弹簧反馈。 (四)汽轮机的主要调节方式及传动机构的结构形式: 汽轮机的主要调节方式: 1)节流调节,2)喷嘴调节,3)滑压调节。 我公司 60MW 及下机组均采用喷嘴调节,135MW 机组(ji1 zu3)采用滑压调节。 汽轮机传动机构的结构形式: 1)提板式传动。2)杠杆式传动。3)凸轮式传动。 我 公 司 C12—3.43/0.981—2 型 和 C15—3.43/0.981—1 机 组 采 用 提 板 式 传 动 。 B25—8.83/0.981—2 型 C30—8.83/0.981—1 型 C60—8.83/0.981 型和 N60—8.83 型机组采 用凸轮式传动,N135—13.24/535/535 型机组采用杠杆式传动。 (五)汽轮机调节系统的主要概念: 1)速度变动率: 单机运行从空负荷到额定负荷, 汽轮机的转速由 降低至 , 该转速变化值与额定转速 之 比称为速度变动率,以 表示。 即 较小的调节系统具有负荷变化灵活的优点,适用于担负调节负荷的机组; 较大的调节 系统负荷稳定性好, 适用于担负基本负荷的机组; 太大, 则甩负荷时机组容易超速; 太 小调节系统可能出现晃动,故一般取 4% ~ 6% 。 速度变动(su du bian dong)率与静态特性曲线有关,曲线越陡,则速度变动率越大,反之 则越小。 2)重叠度: 采用喷嘴调节的汽轮机,一般都有几个调节汽门。当前一个调节汽门尚未完全开启时, 就让后一个调节汽门开启,即称调节汽门具有一定的重叠度。调节汽门的重叠堕悫常为 10%左右,也就是说,前一个调(zuo3 you4 _ye3 jiu4 shi4 shuo1 _qian2 yi1 ge4 diao4)节汽

门开启到阀后压力为阀前压力的 90%左右时, 后一个调节汽门随即开(zuo you shi _hou yi ge diao jie qi men sui ji kai)启。 如果调节汽门没有重叠度,执行机构的特性曲线就有波折,这是调节系统的静态特性也 就不是一根平滑的曲线,这样的调节系统就不能平稳地工作,所以调节汽门必须要有重 叠度。 3)迟缓率 调节系统在动作过程中,必须克服各活动部件内的摩擦阻力,同时丈于部件的间隙,重 叠度等影响,使静态特性在升速和降速时并不相同,变成两条几乎平行的曲线。换句话 说,必须使转速多变化一定数量,将阻力、间隙克服后,调节汽门反方向动作才刚刚开 始。同一负荷下可能的最大转速变动 和额定转速 之比叫做迟缓率(又称为不灵敏度) , 通常用字母 表示,即 调节系统迟缓率过大造成对汽轮机运行的影响有: (1)在汽轮机空负荷时;由于调节系统迟缓率过大,将引起汽轮机的转速不稳定,从 而使并列困难。 (2)汽轮机并网后,由于迟缓率过大,将会引起负荷的摆动。 (3)当机组负荷骤然甩至零时,因迟缓率过大、使调节汽门不能立即关闭,造成转速 突升,致使危及保安器动作。如危急保安器有故障不动作,那就会造成超速飞车的恶性 事故。 迟缓率不可能为零,理论上迟缓率为零的调节系统也是不稳定的。 最好的迟缓率是: =0.3% ~ 0.4% 。 4)一次调频及二次调频 一次调频:电负荷改变而引起电网频率变化时,电网中全部并列运行的机组均自动地按 其静态特性承担一定的负荷变化以减小电网频率的改变,称为一次调频。一次调频不能 精确地维持电网频率不变,只能缓和频率的变化程度。 二次调频:二次调频就是在电网频率不符合要求时,操作电网中某些机组的同步器,增 加或减少他们的功率,使电网频率恢复正常。一般来讲要靠二次调频才能精确地维持电 网频率的恒定。 (六)我公司的 C12—3.43/0.981—2 型汽轮机采用径向钻孔泵全液压(xing2 qi4 lun2 ji1 cai3 yong4 jing4 xiang4 zuan1 kong3 beng4 quan2 ye4 ya1)调节系统,C30—8.83/0.981—1 型机组采用的是电控油(xing2 ji1 zu3 cai3 yong4 de0 shi4 dian4 kong4 you2)电液伺服阀控 制的电液调节系统,C60—8.83/0.981 型机组采用的是低压透平油 DDV 阀控制的电液调 节系统。 N135—13.24/535/535 型机组采用的是高压抗燃油电液伺服阀控制的电液调节系 统。 9.汽轮机保护系统: 为了确保汽轮机的运行安全,防止设备损坏事故的发生,除了要求调节系统动作可靠显 外,还应具备必要的保护系统。保护参数的作用是对主要运行参数:转速、轴向位移、 真空、油压、振动等进行监视,当这些参数值超过一定的范围时,保护系统动作,使汽 轮机减少负荷或者停止运行。保护系统对某些被监视量还有指示作用,对维护汽轮机的 正常运行有着重要意义。 10.汽轮机油系统: 它主要由油箱、主油泵、注油器、辅助油泵、冷油器、滤油器、抽油烟风机装置、顶轴 油系统等和连接它们的管道及附件组成。 主要(zhu yao)设备及功能: 1)油箱:

润滑油箱是个大型的碳钢容器,油泵从油箱里供给所需的油以满足各种需要,一切的油 也均回到油箱。抽油烟风机装置、液位指示器、装在油箱顶部。三台辅助油泵在零米地 面,均是卧式油泵。各种泵的出口用管道连接到相应的供油总管。逆止阀用以防止油从 系统中回流。 (用来储油,同时起分离气泡、水分、杂质和沉淀物的作用。 ) 油箱的容量应满足: (1)应满足润滑及调节系统的用油量。 (2)保证在交流电源失掉且冷油器断水书

四、汽轮机主要辅助设备
1.汽轮机的辅助设备主要有哪些? 汽轮机设备除了本体, 保护调节及供油设备外, 还有许多重要的 辅助设备。主要有凝汽设备,回热加热设备,除氧器等。 2.凝器设备由哪些设备组成? 汽轮机凝器设备主要由凝汽器、循环水泵,抽汽器,凝结水泵等 组成。 3、凝汽设备的任务是什么? 凝汽设备的任务是: (1)、在汽轮机的排汽口建立并保持高度真空。 (2)、把汽轮机的排汽凝结成水,在由凝结水泵送至除氧器。成 为供给锅炉的给水。 此外,凝汽设备还有一定的真空除氧作用。 4.凝汽器的工作原理是怎么样的? 凝汽器中真空的形成主要原因是由于汽轮机排汽被冷却成凝结 水,其比容急剧缩小。如蒸汽在绝对压力 4kPa 时蒸汽的体积比水的 体积大 3 万多倍。当排汽凝结成水后,体积就大为缩小。使凝汽器形 成高度真空。 凝汽器的真空形成和维持必须具有三个条件。

(1)、凝汽器铜管必须通过一定的冷却水量。 (2)、凝结水泵必须不断地把凝结水抽走,避免水位升高,影响蒸 汽的凝结。 (3)、抽汽器必须把漏入的空气和排汽中的其它气体抽走。 5、什么是凝汽器的最佳真空? 在排汽量和循环冷却水量一定的条件下, 增大循环冷却水量使汽 轮机输出的功率增加,同时输入循环冷却水的循环水泵耗功随之增 加,当输出净功率为最大时,所对应的真空即凝汽器的最佳真空。 6、什么是凝汽器的热力特征曲线? 凝汽器内压力的高低是受许多因素影响的, 其中主要因素是汽轮 机排入凝汽器的蒸汽量、冷却水的进口温度、冷却水量。这些因素在 运行中都会发生很大的变化。 凝汽器的压力与凝汽量、 冷却水进口温度、 冷却水量之间的变化 关系称为凝汽器的热力特性。 在冷却面积一定, 冷却水量也一定时, 对应于每一个冷却水进水温度, 可求出凝汽器压力与凝汽量之间的关系, 将此关系绘成曲线, 即为凝 汽器的热力特征曲线。 7.什么是凝汽器的冷却倍率? 凝结 1kg 排汽所需要的冷却水量,称为冷却倍率。其数值为进 入凝汽器的冷却水量与进入凝汽器的汽轮机排汽量之比,一般取 50~80。 8、什么是凝汽器的极限真空?

凝汽设备在运行中应该从各方面采取措施以获得良好真空。但真 空的提高也不是越高越好, 而有一个极限。 这个真空的极限由汽轮机 最后一级叶片出口截面的膨胀极限所决定。 当通过最后一级叶片的蒸 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, 反而会降低经济效益。 简单的说, 当蒸汽在末级叶片中的膨胀达到极 限时,所对应的真空称为极限真空,也有的称之为临界真空。 9、什么是凝汽器的额定真空? 一般汽轮机铭牌排汽绝对压力对应的真空是凝汽器的额定真空。 这是指机组在设计工况、额定功率、设计冷却水温时的真空。这个数 值并不是机组的极限真空值。 10、什么是空冷机组及空冷系统? 所谓空冷电站, 是指用空气作为冷源, 直接或间接来冷凝汽轮机 组排汽的电站。采用空气冷却的机组,称为空冷机组。能完成这一任 务的系统,称为空气冷却系统,简称空冷系统。 11、空冷系统根据蒸汽冷凝方式的不同可以分为哪几种? 空冷系统根据蒸汽冷凝方式的不同, 可分为直接空冷系统和间接 空冷系统。 12、直接空冷系统的原理是什么? 直接空冷系统的原理是: 汽轮机的排汽直接进入空冷凝汽器的冷 却部件, 冷却空气在管外流动, 蒸汽冷凝成水并把热量传给外界空气, 而凝结水则用泵送回锅炉的给水系统中。 13、直接空冷系统的优缺点是什么?

直接空冷系统的优点是:设备少,系统简单,基建投资较少,占 地少,空气量调节灵活,防冻性能好。 这种系统的缺点是: 运行时粗大的排汽管道密封困难, 维持排汽 管内的真空困难,风机噪声大,启动时形成真空需要的时间较长。 14、凝汽器为什么要有热井? 热井的作用是集聚凝结水, 有利于凝结水泵的正常运行。 热井贮 存一定数量的水, 保证甩负荷时不使凝结水泵马上断水。 热井的容积 一般要求相当于满负荷时约 0.5~1min 内所聚集的凝结水流量。 15、抽汽器的作用是什么? 抽汽器的作用是不断地将凝汽器内的空气及其它不凝结的气体 抽走,以维持凝汽器的真空。 1. 16、什么是给水的回热加热? 发电厂锅炉给水的回热加热是指从汽轮机某中间级和抽出一部 分蒸汽, 送到给水加热器中对锅炉给水进行加热, 与之相应的热力循 环热力系统称为回热循环和回热系统。 加热器是回热循环过程中加热 锅炉给水的设备。 17、为什么采用回热加热器后,汽轮机的总汽耗增大了,而热耗率和 煤耗率却是下降的? 汽耗率增大是因为进入汽轮机的 1kg 蒸汽所做的功减少了, 而热 耗率和煤耗率的下降是由于冷源损失减少, 给水温度提高使给水在锅 炉的吸热量减少。 18、加热器有哪些种类?

加热器按换热方式不同, 分表面式加热器与混合式加热器两种形 式。按装置方式分立式和卧式两种。 按水压分低压加热器和高压加热器。 一般管束内通凝结水的称为 低压加热器,加热给水泵出口后给水的称高压加热器。 19、什么是表面式加热器?表面式加热器主要有什么优缺点? 加热蒸汽和被加热的给水不直接接触, 其换热通过金属壁面进行 的加热器叫表面式加热器。在这种加热器中,由于金属的传热阻力, 被加热的给水不可能达到蒸汽压力下的饱和温度, 使其热经济性比混 合式加热器低。优点是由它组成的回热系统简单,运行方便,监视工 作量小,因而被电厂普遍采用。 20、什么是混合式加热器?混合式加热器的主要优缺点是什么? 加热蒸汽和被加热的水直接混合的加热器称混合式加热器。 其优 点是传热效果好, 水的温度可达到加热蒸汽压力下的饱和温度 (即端 差为零),且结构简单、价格低廉。 缺点是每台加热器后均需设置给水泵, 使厂用电消耗大, 系统复 杂。故混合式加热器主要做除氧器使用。 21、加热器疏水装置的作用是什么? 加热蒸汽在加热器中放出热量后凝结成的水称为加热器的疏水。 加热器疏水装置的作用是可靠的将加热器内的疏水排出, 同时防止蒸 汽随之漏出。 22、高压加热器一般有哪些保护装置?

高压加热器的保护装置一般有如下几个: 水位高报警信号、 危急 疏水门、给水自动旁路、进汽门、抽汽逆止门联动关闭、汽侧安全门 等。 23、什么是高压加热器给水自动旁路? 当高压加热器内部钢管破裂, 水位迅速升高到某一数值时, 高压加 热器进、出水门迅速关闭,切断高压加热器进水,同时让给水经旁路 直接送往锅炉,这就是高压加热器给水自动旁路。对于大机组来说, 这是一个十分重要的保护装置。 24、什么是蒸汽冷却段、主凝结段、疏水冷却段? 25、轴封加热器的作用是什么? 汽轮机采用内泄式轴封系统时, 一般设有轴封加热器 (亦称轴封 冷却器),用以加热凝结水,回收轴封漏气,从而减少轴封漏气及热 量损失,并改善车间的环境条件。 26、进入锅炉的给水为什么必须经过除氧? 这是因为,如果锅炉给水中含有氧气,将会使给水管道、锅炉设 备及汽轮机通流部分遭受腐蚀, 缩短设备的寿命。 防止腐蚀最有效的 办法是除去水中的融解氧和其它气体,这一过程称为给水的除氧。 27、给水除氧的方式有哪两种? 除氧的方式分物理除氧和化学除氧两种。物理除氧是设除氧器, 利用抽汽加热凝结水达到除氧目的; 化学除氧是在凝结水中加化学药 品进行除氧。 28、除氧器的压力等级和结构形式有哪些?

根据除氧器中的压力不同,可分为真空除氧器、大气式除氧器、 高压除氧器三种。 根据水在除氧器中散布的形式不同, 又分淋水盘式、 喷雾式和喷 雾填料式三种结构形式。 29、除氧器的工作原理是什么? 水中溶解气体量的多少与气体的种类, 水的温度及各种气体在水 面上的分压力有关。 除氧器的工作原理是: 把压力稳定的蒸汽通人除 氧器加热给水,在加热过程中,水面上水蒸气的分压力逐渐增加,而 其它气体的分压力逐渐降低, 水中的气体就不断地分离析出。 当水被 加热到除氧器压力下的饱和温度时,水面上的空间全部被水蒸气充 满, 各种气体的分压力趋于零, 此时水中的氧气及其它气体即被除去。 30、除氧器加热除氧有哪两个必要的条件? 热力除氧的必要条件是: (1)、必须把给水加热到除氧器压力对应的饱和温度。 (2)、必须及时排走水中分离逸出的气体。 第一个条件不具备, 气体不能全部从水中分离出来; 第二个条件 不具备时,已分离出来的气体会重新回到水中。 还需指出的是: 气体从水中分离逸出的过程, 并不是在瞬间能够 完成的,需要一定的持续时间,气体才能分离出来。 31、大机组采用高压除氧器有哪些优缺点? 32、 喷雾填料式除氧器的工作原理和特点是什么?

目前大机组采用的喷雾填料式除氧器即保持了喷雾式除氧器的 优点又增设了填料层弥补其不足, 因而是一种除氧效果比较理想的除 氧器。 喷雾填料式除氧器的凝结水经喷嘴雾状喷出, 加热蒸汽对雾状 水珠进行第一次加热,使 80%~90%的溶解氧逸出,经第一次加热 的凝结水流入填料层,在填料层形成水膜,减小了水的表面张力,第 二次加热的蒸汽进入除氧器下部向上流动, 对填料层上的水膜再次加 热, 除去残留水中的气体, 分离出的气体和少量蒸汽由塔顶的排气管 排出。 实质上喷雾填料式除氧器是对水进行了两次加热除氧, 因而除 氧效果好,出水含氧量可小于 0.007mg/L。此外还有低负荷适应性较 好、出力大的优点。
机组冷态启动技术措施 机组冷态启动技术措施 1.给水冲洗。机组启动前(或锅炉水压试验前)要尽可能用加有氨的除盐水冲 洗凝器和高低压给水系统, 冲洗方式为排放式和循环式相结合,具体操作步骤如 下: (1)凝器冲洗。启动补给水泵向凝器进水,至凝器水位达到 50mm 时停止进水, 取样化验如水质不合格, 开启凝汽器排水阀将水排尽。 如此开放式冲洗循环进行, 每次冲洗排水前均取样化验,如排水含铁量小于 1000ppb 为冲洗结束。 (2)低压给水系统冲洗。开启补给水泵、凝结水泵和凝升泵向除氧器内进水, 至除氧水箱充满水后停止进水,取样化验如水质不合格,开启排水阀将水排尽, 如此开放式冲洗循环进行, 每次冲洗均取样化验含铁量小于 100ppb 为冲洗结束。 2.锅炉本体冷态冲洗。低压给水系统冲洗结束后,应对高压给水系统及炉本体 进行冲洗。具体操作步骤如下:开启凝泵、凝升泵、给水泵向锅炉进水,至汽包 能观测到水位时, 化验炉水水质如不合格,开启排污阀和有关疏水阀进行排放式 冲洗,冲洗反复进行,每次冲洗前均化验含铁量,当含铁量小于 200ppb 为冲洗 结束。 3.给水及炉水的点火前的热态冲洗。具体操作步骤如下:点火前 6 小时,启动 补水泵、凝泵、凝升泵、电动给水泵向锅炉内进水,同时开启辅汽联箱至除氧器 进气阀向除氧器送汽, 使除氧器水尽可能达到低参数下运行的饱和温度,满足溶 氧小于 30ug/l,热态冲洗时应投用给水加氨装置和给水加二甲基酮肟装置,控 制热态冲洗水质为 PH=9.0-9.4,二甲基酮肟含量为 50-100ug/l 范围内。给水 合格质量标准: (1)硬度≤5umol/l;(2)Fe≤75ug/l;(3)溶解氧≤30ug/l;

(4)二氧化硅≤80ug/l。炉水合格标准为:(1)炉水含铁量 200ug/l;(2) 炉水澄清。如不符合上述标准,开启有关排污阀进行排污。 4.不合格蒸汽汽机不冲转。锅炉点火后如蒸汽品质不合格应开启锅炉过热器向 空排汽阀排汽, 直至蒸汽品质合格后方可进入汽轮机,汽轮机冲转时的蒸汽质量 标准如下:(1)氢导≤1us/cm;(2)二氧化硅≤50ug/kg;(3)Fe≤50ug/kg; (4)Cu≤15ug/kg;(5)Na≤20ug/kg。 5.不合格凝结水和疏水不回收。机组启动后如凝结水品质较差时应开启凝泵出 口凝结水排放阀进行排放,回收时质量标准如下:(1)硬度≤10umol/l;(2) Fe≤80ug/l;(3)Cu≤30ug/l;(4)二氧化硅≤80ug/l;(5)投凝结水精处 理时 Fe≤1000ug/l 时方可回收,否则应进行排放。 6.并网 8 小时后上述水汽质量应按正常运行时质量标准控制,数据计入当月水 汽合格率。 7.凝结水精处理系统投运。 (1) 接到机组启动的通知后,化学人员应做好凝结水精处理系统投运前的 准备工作,联系集控人员将凝混床小旁路阀全关。 (2) 机组冲转后,值长应及时通知化学人员,化学人员接到通知后,每半 小时对凝结水、过热蒸汽水进行取样,分析十八胺浓度,直至十八胺浓度小于 0.5mg/l 停止分析。 (3) 当凝结水中十八胺含量<0.5mg/l 时,投运凝结水精处理系统,正常 后联系机组长安排关闭凝水大旁路阀,同时应严密监视设备运行情况,发现异常 及时处理。 机组启动阶段化学监督制度 主题与内容 1.1 本制度规定了机组启动阶段化学监督主要内容。 1.2 本制度适用于托电公司机组启动阶段的化学监督工作。 1.3 为避免热力设备大面积腐蚀结垢, 集控运行和化学运行人员必须严格执行 本制度的有关规定。 2 引用标准 2.1 根据《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》(GB12145-1999)、《火力 发电厂水汽化学监督导则》 (DL/T561-1995)和《中国大唐集团公司化学技术监 督制度》、《中国大唐集团公司技术监控预警制度》、《中国大唐集团公司二十 五项反措实施导则》,制订本制度。 2.2 本制度由发电部负责解释,本制度自发布之日起执行。 3 工作内容 3.1 锅炉水压试验 3.1.1 锅炉检修工作结束后,进行水压试验必须用除盐水。 3.1.2 水压试验的用水质量要求为:氯离子含量小于 0.2mg/L,联氨含量为 200~300 mg/L,pH 值为 10~10.5(用氨水调节)。根据计算和经验,托电 1 台锅 炉的一、二次汽进行 1 次水压试验需要 1000 吨除盐水,600 公斤 40%的联氨和 600 公斤 25~28%的氨水。可以将联氨和氨水倒入凝结水补水箱内的除盐水中用 于锅炉水压试验。 3.2 冷态冲洗 3.2.1 凝汽器的冷态冲洗

凝结水补水箱→凝汽器→排水,冲洗至凝汽器排水澄清透明。 3.2.2 低压给水系统的冷态冲洗 建立小循环:凝汽器→凝结水泵→精处理旁路→轴封加热器→低压加热器→除氧 器→凝汽器,进行循环冲洗。边冲洗边由凝汽器排水,至排水水质澄清透明时,通 知化学运行人员投入精处理系统,关精处理旁路门。冲洗时,化学监督人员启动 精处理出口的加氨、加联氨泵,调节精处理出口水样的 pH=9.0~9.5,同时取样 化验除氧器出口铁含量至小于 75?g/L 时,低压给水系统冲洗结束,锅炉可以上 水。 低压给水系统的冷态冲洗阶段就得 100%投运凝结水精处理设备,严禁凝结水精 处理设备退出运行或部分旁路运行。 3.2.3 高压给水系统和炉本体的冷态冲洗 低压给水系统冲洗合格后,建立高压冲洗系统: 凝汽器→凝结水泵→精处理→轴 封加热器→低压加热器→除氧器→给水泵→高压加热器→省煤器→汽包→水冷 壁→定排。控制冲洗水 pH 值为 9.0~9.5,N2H4 含量 10~50μ g/L,上至汽包高 水位后停止上水,开锅炉底部放水进行排放,如此反复进行,直至省煤器前给水 含铁量小于 75μ g/L,二氧化硅含量小于 80μ g/L,炉水含铁量小于 200μ g/L 时,冷态冲洗结束,锅炉可以点火。 3.2.4 冷态冲洗监测项目标准及周期,见表 1。 3.3 热态冲洗 锅炉点火升压至 0.5~1.0MPa,最大限度地开启锅炉连排和定排,直至炉水澄清 含铁量小于 200μ g/L,热态冲洗结束,锅炉才可继续升温升压至汽机冲转参数。 所有冲洗过程中,分别将有关仪表管、取样管等管路同时进行冲洗。 3.4 汽机冲转 蒸汽品质必须符合启动时蒸汽品质标准时方可冲转。(见表 2,机组启动时水汽 控制标准) 3.5 凝结水回收 汽机冲转后,化验凝结水水质,严格执行凝结水回收标准,当凝结水水质符合回 收标准后可以回收凝结水。(见表 2,机组启动时水汽控制标准) 3.6 机组启动时的监督要点 3.6.1 除氧器打循环,启动给水加氨,尽快提高除氧器水质的 pH 值。当 pH 值为 9.0~9.5 时才允许给锅炉上水,否则继续进行除氧器打循环过程,直至 pH 值合 格。 3.6.2 汽机冲转前蒸汽品质必须符合启动时蒸汽标准,否则不准冲转。 3.6.3 机组启动过程中,加强监督给水水质,使给水水质符合启动时给水标准。 当发现炉水浑浊时,应加大炉水加药量及定排、连排,必要时申请采取降压及停 炉放水等措施,直至炉水澄清。 3.6.4 凝结水水质必须符合启动时凝结水回收标准,方可回收。进入凝结水精处 理装置的水的含铁量应小于 1000μ g/L,否则冲洗排放。 3.6.5 高、低压加热器疏水以及暖风器疏水含铁量大于 400μ g/L 时,不予回收。 3.6.6 检验发电机氢气纯度应大于 96%、露点在-5~-25℃之间,发电机内冷水电 导率<2μ S/cm,才允许发电机并网。 3.6.7 值长要将锅炉上水、点火、汽机冲转、发电机并网的具体时间及时通知化 学运行班长。化学运行班长要将机组启动过程中锅炉上水、点火、冲转、并网、

凝结水回收时间和有关分析数据详细记录在运行日志和报表内, 并将机组启动水 质情况及时汇报值长。 3.6.8 机组带负荷后应加强对除氧器溶氧监督,督促单元长对除氧器的运行进行 调整,尽快使溶氧达到运行控制标准。 3.6.9 机组投入运行后,及时对各水、汽质量进行全面化验分析,并根据水质情 况调整加药量和排污。 3.7 机组并网 8 小时后水汽指标按正常运行标准控制(见表 3)。 如果水汽不合格,按水汽异常“三级处理”原则执行化学监督工作。当水、汽质 量劣化时,应迅速检查取样是否有代表性,化验方法以及计算结果是否正确,并 综合分析系统中水、汽质量的变化,确认劣化判断无误后,化学运行班长及时向 值长汇报,提出建议。值长应责成有关部门采取措施,使水、汽质量在允许的时 间内恢复到标准值,若不能恢复,继续恶化,按下列“三级处理”原则处理。 一级处理: 有因杂质造成腐蚀结垢积盐的可能性,应在 72 小时内恢复至标准值。 二级处理:肯定有因杂质造成腐蚀结垢积盐的可能性,应在 24 小时内恢复至标 准值。 三级处理:正在进行快速腐蚀结垢积盐,如水质不好转,应在 4 小时内停炉。 在异常处理的每一级中, 如果在规定的时间内不能恢复正常,则应采用更高一级 的处理方法。对于汽包炉,恢复标准值的办法之一是降压运行。 炉水出现异常时,还应测定炉水中氯离子含量、含钠量、电导率和碱度,以便查 清原因,采取对策。 处理等级 项 目 凝 结 水 给 水 炉 水 一级处理 电导率>0.2μ S/cm pH>9.5 或 pH<9.0 (氢导 25℃) pH<9.0 溶解氧>7μ g/L 硬度>2μ mol/L 电导率>0.3μ S/cm (氢导 25℃) 二级处理 电导率>0.35μ S/cm 电导率>0.4μ S/cm (氢导 25℃) (氢导 25℃) pH<8.5 溶解氧>20μ g/L 三级处理 电导率>0.60μ S/cm 电导率>0.65μ S/cm pH<8.0 (氢导 25℃) (氢导 25℃) 3.8 在下列情况下, 化学运行班长和主值必须共同给值长发出化学监督告警通知 单, 在通知单中要求停止正在进行的机组启动工作,待化学监督指标化验合格后 才能进行下一阶段的启动工作: 1、锅炉水压试验不加氨水和联氨; 2、没通知化学化验水质锅炉就上水; 3、没通知化学化验水质锅炉就点火; 4、炉水没水样锅炉就点火; 5、没通知化学化验水质就回收凝结水; 6、没通知化学化验过热蒸汽品质汽机就冲转; 7、没通知化学化验发电机内冷水就并网; 8、机组启动时,没 100%投入精处理设备运行;

9、锅炉点火后没进行热态冲洗; 10、锅炉点火前没进行冷态冲洗; 11、在凝结器管发生泄漏凝结水品质超标时,没及时查找、堵漏。 3.9 值长接到化学监督告警通知单后,应严格执行通知单中的有关要求。

表 1 机组冷态冲洗监测项目标准及周期 水样名称 监测项 单位 标准 目 除氧器出口 Fe ?g/L ≤75 Fe ?g/L ≤75 pH 9.0~9.5 给水 N2H4 ?g/L 10~50 SiO2 ?g/L ≤80 Fe ?g/L ≤200 炉水 pH 9~10

监测周期 1 小时 1 小时 1 小时 1 小时 1 小时 1 小时 1 小时

备注 低压系统冲洗时 高压系统冲洗时

高压系统冲洗时

表 2 机组启动时水汽控制标准 水样名称 监测项 单位 目 电导率 μ S/cm 汽轮机冲转 SiO2 μ g/kg 前过热蒸汽 铁 μ g/kg 钠 μ g/kg YD μ mol/L 锅炉启动时 铁 μ g/L 给水标准 O2 μ g/L SiO2 μ g/L pH YD μ mol/L 机组启动时回 铁 μ g/L 收凝结水标准 SiO2 μ g/L 外状

标准 ≤1 ≤60 ≤50 ≤20 ≤5.0 ≤75 ≤30 ≤80 9.0~9.5 ≤10 ≤1000 ≤80 无色透明

监测周期 备注 2 小时 2 小时 2 小时 2 小时 2 小时 2 小时 2 小时 2 小时 2 小时 2 小时 2 小时 2 小时 2 小时

电导率以氢离子 交换后 25℃

表 3 机组正常运行时水汽及氢气控制标准 水样名称 分析项目 单位 YD μ mol/l O2 μ g/l 凝结水泵出口 氢电导率(25℃) μ S/cm 钠 μ g/l

标准 ≈0 ≤30 ≤0.3 ≤10

备注 电导期望值< 0.2μ S/cm

氢电导率(25℃) SiO2 凝结水经高速 混床处理后 钠 铁 除 氧 器 O2 YD 氢电导率(25℃) 溶解氧 N2H4 给 水 pH 铁 油 pH 磷酸根 氯离子 炉 水 SiO2 电导率(25℃) 总含盐量 钠 SiO2 蒸 汽 铁 氢电导率(25℃) 电导率 YD 发电机内冷水 pH 铜 YD 疏 水 铁 注:监测周期为 2 小时

μ S/cm μ g/l μ g/l μ g/l μ g/l μ mol/l μ S/cm μ g/l μ g/l μ g/l mg/l mg/l mg/l mg/l μ S/cm mg/l μ g/kg μ g/kg μ g/kg μ S/cm μ S/cm μ mol/l μ g/l μ mol/l μ g/l

≤0.2 ≤15 ≤5 ≤8 ≤7 ≈0 ≤0.3 ≤7 10~30 9~9.5 ≤20 ≤0.3 9~10 0.5~3 ≤1 ≤0.25 <50 ≤20 ≤10 ≤20 ≤20 ≤0.3 <2 ≤2.0 7~9 ≤40 ≤5.0 ≤50

电导期望值 <0.15μ S/cm

电导期望值< 0.2μ S/cm

总含盐量为参 考指标

什么叫冷态清洗和热态清洗?

答:冷态清洗就是在锅炉点火前,用除盐水冲洗包括高压加热器、低压加热器、 除氧气、省煤器、水冷壁、汽包等部件在内的水汽系统。 热态清洗就是在锅炉启动过程中,当水温(以炉本体水汽系统出口水温为准)升 高到一定数值后,应暂时停止升温,并在一段时间维持锅内水温,使水仍然沿着 高压系统冷态清洗时的循环回路流动。在这段时间内,锅炉本体水汽系统中的杂 质可以被流动着的热水清洗出来。 洗出来的杂质在水通过覆盖过滤器和混合床除 盐装置时不断的被除掉,这样进行的清洗过程成为热态清洗。

在锅炉冷态冲洗过程中,炉水循环泵应尽可能保持较大的循环流量 ,以保证冲洗效果;热态冲洗的 温度应当控制在炉水温度 260—290℃之间,冲洗效果最好

一、 连排扩容器
连续排污扩容器也称连续排污膨胀器,是与锅炉的连续排污口连接的,用来将锅 炉的连续排污减压扩容。 排污水在连续排污扩容器内绝热膨胀分离为二次蒸汽和 废热水,并在扩容器内经扩容、降压、热量交换,然后排放。二次蒸汽由专门的 管道引出,一般的引入除氧器,热能得以回收利用。废热水通过浮球液位阀或溢 流调节阀自动排走。 连续排污阔容器设计与制造应按压力容器 GB150—98 进行。 连续排污量随锅炉给水负荷变化自动调节,保持相对稳定的排污率。 对二次蒸汽和废热水作为热源加以利用, 可以回收部分锅炉连续排污损失的热 量,提高锅炉效率。 型号表示方法 LP——连续排污膨胀器 XX——几何容积(立方米) -X——改型次数 过程: 锅炉排污水连续均匀地连入排污扩容器, 排污水在外壳中部的圆筒隔板中作切 向运动, 并且立即汽化成二次蒸汽,它经过上部百页窗式的汽水分离器进行汽水 分离后, 再经连排顶部的出口引进除氧器,而留下的排污水则通过水位调节阀排 放。 二、定期排污扩容器 定期排污扩容器是将锅炉定期排污水或压力比定期排污扩容器更高的排出的 废热水,经过减压、扩容分离出二次蒸汽和废热水。二次蒸汽排入大气或作为热 源利用,废热水一般经排污降温池排入下水系统。 锅炉排污水具有和锅炉相同的工作压力及其压力下的饱和水温, 在定期排污扩 容器前设有节流阀降低压力,以便在定期排污膨胀器内扩容、降温,分离出二次 蒸汽。 三、疏水扩容器 疏水扩容器用于较高压力和温度疏水管路中的疏水扩容。 经疏水扩容器分离出 的蒸汽被引入热交换器或除氧器,而分离出的疏水则被引入疏水箱,然后送入锅 炉的给水系统。 型号表示方法 S K (疏水扩容器) X X (几何容积 m3) - X (改型次数)
连续扩容器是与锅炉的连续排污口连接的,是用来将锅炉的连续排污减压扩容,排污水在连 排扩容器内绝热膨胀分离为二次蒸汽和废热水,并在膨胀器内经扩容、降压、热量交换,然 后排放,二次蒸汽由专门的管道引出,一般进入除氧器,废热水通过浮球液位阀或溢流调节 阀自动排走,一般进入定排扩容器,热能可以得到回收再利用。连续排污量随锅炉给水负荷 变化自动调节,保持相对稳定的排污率。二次蒸汽和废热水作为热源加以利用,可以回收部 分锅炉连续排污损失的热量,提高锅炉效率。 来自锅炉的连续排污水为锅炉工作压力下的饱和水, 温度高、 焓值大, 若突然降低其压力, 水的汽化点降低, 使原来的饱和状态被破坏, 一部份水放出过热热量成为新压力下的饱和水, 一部分水吸收蒸发潜热而成为蒸汽。这种蒸发称为闪蒸蒸发。
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连续排污膨胀器就是利用闪蒸蒸发的原理来获得二次蒸汽的, 其有一定参数的锅炉排污水 从管道突然被输入体积比管道大若干倍的膨胀器后,压力降低,体积增大,从而闪蒸蒸发出 蒸汽。
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同时,连续排污膨胀器依靠离子分离,重力分离和分子摩擦力分离来将气、水分开,从而 获得低含盐量的二次蒸汽,排污水从切向管进入膨胀器,使流体旋转,产生的蒸汽沿膨胀器 上升, 经过一段空间后再通过百叶窗汽水分离装置最后分离, 从而完成汽与水的整个分离过 程。

汽轮机技术问答 除氧器的工作原理: 液面上的蒸汽分压越高,空气分压越低,液体的温度越接近饱和温度, 则液体中溶解的空气量越少,所以在除氧器中,尽量将水加热到饱和温度,并尽 量增加液体的表面积,以加快汽化的速度,是液面上蒸汽分压升高,空气分压降 低,这样就可以达到除氧的效果了。 除氧器振动的原因: (1):除氧器过负荷。 (2):上水温度太低。 (3):进汽管振动。 (4): 再沸腾开度大。 (5):二次门开度大。(6):除氧器喷嘴脱落喷雾层内压力波动。 为什么规定汽缸上下温差不大大于 50℃: 汽缸之间存在温差,将引起汽缸变形,通常是上缸温度大于下缸温度,而 上缸变形大于下缸,使汽缸向上拱起,汽缸的这种变形,使下缸底部径向间隙减 少,甚至消失,造成动静摩擦,损坏设备,另外还会出现隔板和叶轮偏离正常时 所在的垂直平面现象,使轴向间隙变化,甚至引起轴向动静摩擦。 凝汽器真空下降的危害: (1):排汽压力升高,可用焓降减少,不经济、机组出力降低。 (2):排汽缸轴承座等受热部件膨胀,可能引起中心变化,使机组振动。 (3) : 排汽温度升高使凝汽器铜管胀口松弛, 破坏了凝汽器的真空严密度。 (4):使汽轮机轴向推力发生变化。 (5):使汽轮机后部轴瓦温度高。 (6):使排汽容积流量减少,对末级叶片工作不利。 机组空负荷时排汽温度为何升高: (1):空负荷运行时,由于蒸汽的节流,蒸汽到排汽缸已经膨胀到很抵压 力,但有较大大过热度,因而排汽温度与凝汽器内的压力不是对应关系。 (2):由于空负荷运行,进入汽轮机的蒸汽量少,少量的蒸汽被高速转动 的叶轮撞击和扰动,形成一种鼓风作用,这种机械撞击和鼓风作用,象摩擦产生 热一样,使排汽温度升高。 凝汽设备的任务: (1):在汽轮机排汽口建立并保持真空。 (2):把汽轮机中作完功的排汽凝结成水,并除去凝结水中的氧气和其它

不凝结的气体,使其作为锅炉的给水。 旁路系统的作用: (1):保证锅炉最低负荷繁荣蒸发量。(2):回收工质和部分热量并减 少排汽噪音。 (3):事故和紧急停炉时排出炉内蒸汽以免超压。 (4):保护再热器。 (5):冲车前建立汽水循环、清洗系统。 (6):冲车时维持主再热蒸汽参数达到一个预定的水平,以满足各种启动条件。 盘车的作用: (1):防止转子受热不均匀,产生热弯曲,而影响再次启动后损坏设备,在 启动或停机中启动盘车减少转子因温差大而产生的热弯曲。 (2):启动前盘动转子,可以用来检查汽轮机是否具备启动条件。 (3):盘车时启动油泵能使轴承均匀冷却。 (4):冲转时可以减少转子启动摩擦力,减少叶片冲击力。 加热器端差增大的原因: (1):加热器受热面结垢。(2):加热器汽侧空间聚集了空气。(3):加 热器水位高。 (4):加热器旁路门漏水。 凝汽器真空的建立: 汽轮机的排汽进入凝汽器汽侧, 循环泵不间断地把冷却水送如凝汽器水侧铜管 内,通过铜管把排汽的热量带走,使排汽凝结成水,其他容积急剧减少(约减少到 原来的三万分之一)因此原为蒸汽所占的空间就形成了真空。 冷态冲车的条件: 主蒸汽压力:1.8—2.0Mpa 主蒸汽温度:260—280℃再热蒸汽温度高于: 100℃ 真空:60—66Kpa EH 油压: 14.0±0.05 蒸汽品质合格、主机油质合格, 调速油压: 2.0±0.05Mpa 润滑油压: 0.1±0.02 Mpa 冷 油器油温:42—45℃ 主轴晃动不超过原始值的 0.02mm 空冷系统各保护静态实验良 好。 为什么规定转速到零真空到零方可停轴封: 若转子静止,真空还未到零则不能停止轴封供汽,若停止则冷空气必然由轴端汽封 进入汽轮机内部,转子轴端会冷却,可能造成大轴弯曲或轴封摩擦,若转子停止真 空到零后继续向轴封供汽,会造成上下缸温差增大,转子受热不均匀,发生热弯曲, 轴封漏汽量过大,还能引起汽缸内部压力升高,排汽安全门动作。 顶轴油泵的作用: 汽轮发电机组在启动和停机前,应先将该装置投入,将汽轮发电机转子顶起, 以减少轴颈和轴瓦之间的摩擦力矩,使盘车装置顺利地投入工作。 低油压保护: (1):当轴承润滑油压降到 0.07Mpa 时,低油压报警信号发,同时联动交流润 滑油泵。 (2):当轴承润滑油压降到 0.06Mpa 时,联动直流润滑油泵同时汽轮机停机。 (3):当轴承润滑油压降到 0.03Mpa 时,停止盘车。 紧急停机的条件:

(1):汽轮机转速升高到 3300 转/分,危急保安器未动作时。 (2) : 机组突然发生强烈振动时, #1、 2 瓦达到 0.04mm, #3—7 瓦达到 0.08mm.。 (3):机组任一轴承断油冒烟,轴承回油温度或密封瓦回油温度急剧升高到 75。 (4):清楚听到汽轮机内有金属摩擦声。(5):汽轮机发生水冲击时。 (6)转子轴向位移突然超过极限值或推力瓦温度积聚升高 90℃。 (7):油系统着火威胁机组安全,无法扑灭时。 (8):主油箱油位急剧下降, 补油无效时。 (9):发电机漏氢着火。(10):润滑油压降到 0.06Mpa,低油压保护未动 作时。 (11):轴封处冒火花时。(12):主要管道破裂无法维持运行时。 (13)循环水中断而空冷保护未动作时。 故障停机的条件: (1):主、再热蒸汽温度超过 550℃或在 545℃连续运行超过 30 分钟仍不能 恢复时。 (2):主蒸汽压力超过 14.3Mpa 并在 14.3Mpa 连续运行超过 30 分钟仍不能恢 复时。 (3):危急保安器误动作,而主油开关不动作汽轮机无蒸汽运行超过 3 分钟 (4):调速系统发生故障,不能维持机组运行时。 (5):发电机内冷水断水超过 30 秒,断水保护不动作时。 (6):高、中、低压胀差超过极限值,采取紧急措施无效时。 (7):凝汽器真空下降到 57 / 53.8Kpa 以下,短时间不能恢复时。 (8):主、再热蒸汽温度在 10 分钟内直线下降 50℃以上。 启动过程中控制的数据: (1):主、再热蒸汽温升:≤1.0~1.5℃/分 (2):主再热蒸汽管壁温升:≤5~6℃ (3):自动主汽门壁和调速汽门壁温升:≤4~5℃/分 (4):汽缸内外壁温升:≤3~4℃ (5):上下缸温差:高压内缸:≤35℃,高压外缸和中压缸≤50℃。 (6):汽缸外壁和法兰内壁温差:≤15℃。 (7):高中压缸法兰内外壁温差:≤100℃ (8):高中压缸上下法兰温差≤15℃,左右温差:≤10℃ (9):高中压缸法兰与螺栓温差:≤35℃ (10):主再热蒸汽左右两侧温差:≤15℃ (11):高压内缸外壁比外缸内壁高:≤20~40℃ (12):汽缸加热蒸汽温度比高压外刚上缸内壁高 100~150℃,法兰、螺栓 加热联箱压力不超过 0.8Mpa,夹层加热联箱压力不超过 4.0Mpa。 (13):高压胀差:+6 ~ -2.8mm (14):中压胀差:+6~ -3mm (15):低压胀差:+7.5~ -4.5mm (16 ):转子轴向位移:+1.0~-1.2mm 时保护动作。正常值:0~0.6mm (17):转速在 1000 以下振动不超过 0.03mm (18):转速在 3000 以下振动不超过 0.05mm (19):通过临界转速时,震动不超过 0.10mm

(20):主推力瓦块和副推力瓦块的钨金温度不超过 90。 (21):各轴承回油温度小于 65℃,75℃时打闸,各轴承钨金温度 95℃报警, 105℃停机 (22):排汽温度空负荷时达 80℃投汽缸喷水,最高不超过 120℃带负荷时不 超过 60℃ 锅炉灭火的处理: (1):根据气温汽压降负荷到 10MW,监视主、再热汽温应炉要求关抽头 门,开被本体及管道疏水,投汽缸喷水,控制低压负胀差,关小凝结泵凝升泵出 口门控制除氧器水位,解列高加汽侧,维持除氧器压力,监视机组振动、串轴、 胀差等。 (2):如机侧主、再热汽温降至 460℃时减负荷到零,降至 430℃时打闸, 机组打闸后,无蒸汽运行不的超过 3 分钟否则解列发电机。 (3):待炉恢复后,根据气温气压带负荷气温无明显回升不的加负荷,缸 温应同步升高。 热态启动的补充规定: (1):轴封供汽的温度必须与汽缸温度想匹配,当高压内下缸内壁温度 350℃以下时用厂用联箱供给当高压内下缸内壁温度 350℃以上时用主汽供给。 (2):轴封供汽管道暖管前必须将联箱疏水先开启,并将高压前后、中压 前后、低压轴封供汽分门开启,待轴封供汽管道内的疏水充分放尽后,关闭各分 门,轴封系统开始暖管。 (3):轴封供汽投入时,首先开启低压轴封供汽,待低压轴封处冒汽确证 无水后再向中高压轴封供汽。 (4):加热装置暖体时,必须提前将进回汽联箱疏水门开启,及法螺回汽 联箱分门总门开启,保证法兰螺栓均匀受热暖体,暖体温度以机侧为准,且高于 高压内缸下壁温度 50~100℃。 (5):主机抽真空时维持 53~60Kpa. (6):投Ⅰ级旁路时主蒸汽温度一炉侧为准,且高于高压内缸下壁温度 50~100℃ (7):管道疏水由排大气导疏扩时,只开高排逆止门后疏水即可。 (8):冲车开本体疏水时,必须将电闸门前疏 水导疏扩关小,然后再开 启其它本体及各抽汽逆止门前后疏水,空冷机保证本体疏水箱内无水或低水位。 (9):冲车前应开启部分高中压自动主汽门,维持 3—5 分钟后再进行冲 车。 (10):在冲车前发生缸温突降应即使查找原因,只有当汽缸温差回升到 正常值,方可冲车。 (11)冲车前只投Ⅱ、Ⅲ级减温水,禁止开抽头门,只有并网后应炉要求 方可开启抽头门。 (12):机组点火前,将高中压缸本体疏水门,各抽汽管道疏水门开启 60 分钟后关闭。 (13):为了防止高中压导管积水太多,停机后待炉主汽压力回零后,开 启高压导管疏水。 禁止启动的条件: (1):危急遮断器动作不正常;高中压主汽门、调速汽门卡涩不能关严; 严密性实验不合格;抽汽逆止门卡涩后动作不灵活。

(2):调节系统不能维持汽轮机空负荷运行;或机组甩负荷后不能维持转 速在危急遮断器动作转速以下。 (3):高压外缸调节区域和中压缸温差大于 50℃,内缸调节区域上下缸 温差大于 35℃。 (4):主轴晃动值大于原始值的 0.02mm。 (5):汽轮机盘车中,动静部分之间有明显的金属摩擦声。 (6):主油箱油质不合格及油系统充油后,油位指示在零位以下。 (7):顶轴系统及盘车装置不能正常投入。 (8):主机及主蒸汽管道,再热蒸汽管道保温不完整。 (9):高中低压缸账差超过极限值。 (10):汽轮机各系统有严重泄漏。 (11):主要仪表、热工仪表失灵。 (12):主要保护装置失灵及未投。 (13):空冷系统中的主要设备动作不正常,不能满足程控启动条件。 (14):空冷系统中,环境温度≤+5℃时,主断流保护不合格,主冷水温 度低于 16℃保护未投或不合格,竖管加热装置不能投入。 (15):空冷系统中,百叶窗执行机构动作不灵活、未进入程控。 (16):在环境温度≤+5℃时,各扇段进出口阀门不严,漏流较大 锅炉点火前的操作: (1):检查内冷水、密封油系统投入正常,顶轴油泵盘车装置连续运行。 (2):将管道疏水排大气、本体疏水导疏扩、低加疏水逐级导通。 (3):开启压缩泄油门,10 分钟后关闭高压油泵出口门及压缩泄油门, 启动高压油泵,缓慢开启高压油泵出口门。 (4):凝汽器通水至正常值,开启∮159 直通门,启动凝升泵凝结水系统 充水。 (5):联系锅炉除氧器上水并投加热。 (6):通知带厂用机组维持压力 0.5Mpa。 (7):关闭真空破坏门,启动一台射水泵,主机抽真空。 (8):四抽管道、轴封供汽管道暖管。 (9):待真空达 13Kpa 以上,汇报值长,汽机具备启动条件。 锅炉点火后的操作: (1):锅炉见压后,开启电闸门旁路门暖管 10~15 分钟后开启电闸门, 关闭旁路门 (2):炉汽压 0.2Mpa、真空 40Kpa,根据炉要求投入Ⅰ、Ⅱ旁路及Ⅱ、Ⅲ 级减温水,投入汽缸喷水。 (3):真空稳定后,将管道疏水倒疏扩,关闭排大气。 (4):轴封供汽暖管到联箱,维持压力 0.02~0.03,同时加热装置暖管。 (5):冲车前 10—15 分钟向轴封供汽,投入轴抽风机及轴封抽汽器。 (6):冲车前开启低加进汽门,将低加疏水导通后导入凝汽器。 (7):投入猫爪冷却水,及时启动低位水泵及本体疏水泵。 防止断油烧瓦的技术措施: 一:正常运行时对机组的检查项目: (1):主油箱、高位油箱、油净化、密封油箱的油位,滤油机运行情况。

(2):主油箱油位下降快,补油无效时,应立即启动直流润滑油泵停机。 (3):注意监视油温情况。 (4):注意监视机组的振动、串轴、胀差。 (5):定期实验高压、交流、直流油泵,做低油压实验。 (6):定期化验油质,校验油位计、油压表、油温表。 (7):冷油器切换时应进行充分的放空气。 (8):直流润滑油泵电源应有足够的容量并可靠。 (9):油系统阀门不得垂直布置,大修完毕油系统应进行清理。 (10):利用停机时对油泵出口逆止门进行检查。 防止除氧器满水的技术措施: (1):机组正常运行时,除氧器水保持在 1.9—2.0M (2):当水位 2.2M 时,应全开凝结泵凝升泵再循环门,必要时关小凝结泵 凝升泵出口门 (3):当水位 2.4M 时,应开启除氧器溢流门,联系锅炉加大上水量,用锅 炉汽包事故放水门调整水位。 (4):当水位 2.6M 时,凝结泵凝升泵联跳,否则应手动拉跳,停低加疏水 泵运行,将低加疏水导入凝汽器,关闭其对应抽汽逆止门及进汽门,开启其疏水 门。 (5):如水位任在上涨,应关闭高压前后、中压前轴封供汽门。 (6) : 处理事故中, 监视排汽温度和低压胀差的变化, 低压胀差超限时打闸, 轴封倒备用汽源,投汽缸喷水。 防止汽缸进冷气冷水措施: (1):维持循环泵运行,扇段排空,A107、A108 开,循环泵运行 5 小时且排汽 温度小于 50℃时停运,停止凝结泵凝升泵给水蹦运行,开启给水大旁路,关闭 高加进出口门。 (2):下列阀门应关闭: 所有本体疏水导疏扩、高排逆止门前后疏水导疏扩、Ⅰ级旁路前后疏水导疏 扩、Ⅱ级旁路前疏水导疏扩、热段疏水导疏扩、电闸门前后疏水导疏扩、电闸门 前疏水总门、凝汽器补水门、主汽供轴封一二次门及各分门、高中低压轴封供汽 各分门、 轴封一二次漏汽、 门杆漏汽、 轴封供汽联络门、 轴加进出口门及旁路门、 夹层及法螺加热联箱来汽一二次门及总门、法螺回汽联箱各分门及导凝汽器总 门、四抽供除氧器电动门、除氧器一二次进汽门、联扩至除氧器手动门、轴封供 汽门、 二抽供厂用一二次门、 厂用供除氧器一二次门、 各加热器进汽门、 各低加、 轴加、轴抽疏水导凝汽器直通门。 (3):下列阀门应开启: 高中压导管、高中压调门疏水导疏扩、夹层、法螺供汽联箱及法螺回汽联箱 疏水导疏扩、 主汽供轴封联箱疏水及一二次漏汽疏水导疏扩、轴封供汽联箱疏水 导术扩、门杆漏汽导疏扩、电闸门前后疏水排大气、Ⅰ级旁路后Ⅱ级旁路前疏水 排地沟、 四抽电动门后疏水排地沟、 热段疏水排地沟、 高排逆止门后疏水派地沟、 轴封供汽联络门后疏水排地沟、各高低加汽侧放水门,注意缸温变化,20 分钟 抄表一次。 热态启动的条件: (1):主、再热蒸汽温度高于汽缸最高温度 50~100℃,且有不低于 50℃的过

热度。 (2):转子弯曲值在允许范围内。 (3):汽缸下壁温差在允许范围内。 (4):高中低压胀差在允许范围内。 (5):具备滑参数启动的其它条件。 (6):循环泵启动运行正常。 冷热态启动的区别: (1):汽缸温度 150℃以下为冷态,150℃以上为热态。 (2):冷态先抽真空后供轴封,热态先供轴封后抽真空。 (3):冷态轴封供汽用厂用供给,热态轴封供汽高压部分用主汽供,低压部分 用厂用供。 (4):冷态盘车 2 小时,热态盘车不小于 4 小时。 (5):冷态暖机依据:整体膨胀 4,中压膨胀稍有,热态无其它原因可以快速 升速带负荷。 (6):冷态主汽压 1.8~2.0Mpa,汽温 260~280℃,热态主、再热气温高于缸 温 50~100℃,且有 50℃的过热度。 (7):冷态真空维持在 60~66Kpa,热态真空维持在 53~60Kpa。 影响胀差的因素: (1):汽轮机滑销系统畅通与否。 (2):控制蒸汽温升、温降和流量变化速度。 (3):轴封供汽温度的影响。 (4):汽缸、法兰、螺栓加热装置的影响。 (5):凝汽器真空的影响。 (6):汽缸保温和疏水的影响。 汽轮机调速系统的作用及任务: (1):作用:随时维持气轮机的功率与用户消耗的功率平衡,使汽轮机转速稳 定在规定转速内,保证宫殿质量及机组安全。 (2):任务:(1):稳定工况下,保证汽轮机转速不变,控制在规定值内。 (2) : 当负荷变化时, 保证转速的偏差在规定值内。 (3):当甩负荷时,保证转速不超过危急保安器动 作值。 加热装置的投入: (1):当主机抽真空后即可将夹层、法螺进回汽联箱疏水门开启,法螺回汽各 分门及至凝汽器总门开启。 (2):锅炉点火见压后,将主汽到夹层及法螺加热电动门全开,用手动门控制 进汽压力 0.05~0.1Mpa 左右暖管,监视联箱温度及汽缸、法兰、螺栓温度,控制 温升≤1.5℃。 (3):机组转速 500r/min,投入夹层及法螺加热装置,投夹层加热时,先将下 夹层进汽门全开, 上夹层进汽门根据上下缸温差及夹层温差进行调整。投入加热 后,关闭进回汽联箱疏水门,法螺进汽联箱压力维持在 0.6Mpa,夹层进汽联箱 压力维持在 3.0Mpa (4):机组并网加负荷过程中,严密监视机组胀差、上下缸温差、夹层法螺温 差及联箱压力等。 (5):当机组胀差、上下缸温差、法螺温差正常,法兰外壁温度达 400—420℃ 时可停止加热装置,停止时,应先关进汽总门及手动门、电动门,关回汽分门及 总门时,应注意进汽联箱压力,确证进汽门严密时再关回汽总门及分门。 热态启动时的投入:

(1):当主机抽真空后将法兰、法螺进回汽联箱疏水门开启,然后开启上下夹 层进汽门进行放水,10—20 分钟后,关闭上下夹层进汽门。 (2):当主蒸汽温度高于高压内缸上缸内壁温度 50℃时,夹层加热进汽联箱暖 管,当主汽温度接近法兰内壁温度时,法螺加热进行暖管,暖管时竟进回汽联箱 疏水开启,发落回汽联箱各分门几总门开启,用手动门控制进汽联箱压力暖管。 机组滑停时, 当主汽温度接近高压外缸内壁和法兰外壁金属温度时,投入加热装 置。 水冲击的现象: (1):主、再热汽温急剧下降。 (2):汽轮机振动增大,声音异常,并有水冲击声。 (3):电动主闸门、高、中压自动主汽门、调速汽门的门杆、法兰及汽封等处 大量冒白汽。 (4):负荷突然下降并摆动,串轴胀差异常变化,推力轴承温度和回油温度异 常变化。 (5):蒸汽或抽汽管道发生振动并有水冲击。 水冲击的原因: (1):锅炉满水或水位高引起蒸汽带水。(2):锅炉汽水共腾,加负荷过快。 (3):主、再热蒸汽减温水调整不当,造成气温急剧下降。 (4):一次减温水门不严,水漏入系统内。 (5): 加热器满水,或暖机时疏水没有排净。 (6):高加钢管破裂,其保护未动作或动作后给水未切断,同时抽汽逆止门不 严。 (7):炉推动返水。 轴向位移增大的原因: (1):高负荷时,气温、气压、真空过低。(2):汽轮机过负荷或负荷变化大。 (3):汽轮机发生水冲击。 (4):旁路系统误开。 (5):汽轮机通流部分结垢严重。 (6):推力轴承故障,任一主、调速汽门脱落。 (7):轴向位移表指示失灵。 机组各打闸按钮动作过程: (1)机头就地打闸按钮动作的是解脱滑阀,卸掉了附加保安油,使危急遮断器 滑阀移动到下止点,薄膜阀打开,AST 电磁阀不动作,AST 母管油接通了无压回 油母管,主汽门关闭,OPC 母管油从 AST 母管回到无压回油母管,调门关闭,汽 轮机停机 (2)桌面打闸按钮动作的是 MQ-66 电磁阀,MQ-66 电磁阀带电打开,解脱滑阀 打开,卸掉了附加保安油,使危急遮断器滑阀移动到下止点,,薄膜阀打开,AST 电磁阀不动作, AST 母管油接通了无压回油母管, 主汽门关闭, OPC 母管油从 AST 母管回到无压回油母管,调门关闭,汽轮机停机。 (3)微机内紧急停机按钮动作的是 AST 电磁阀,AST 母管油接通了无压回油母 管,主汽门关闭,OPC 母管油从 AST 母管回到无压回油母管,调门关闭,AST 电 磁阀动作, 同时使 MQ-66 电磁阀带电接通, 使解脱滑阀打开, 卸掉了附加保安油, 危急遮断器滑阀移动到下止点,薄膜阀打开,汽轮机停机。 (4) DEH 后备手操盘打闸按钮动作的是 AST 电磁阀, AST 母管油接通了无压回油

母管,主汽门关闭,OPC 母管油从 AST 母管回到无压回油母管,调门关闭,AST 电磁阀动作,同时使 MQ-66 电磁阀带电接通,使解脱滑阀打开,卸掉了附加保安 油,使危急遮断器滑阀移动到下止点,薄膜阀打开,汽轮机停机。 本机汽轮机超速保护有: OPC:动作转速为额定转速的 103%,值为 3090 转/分 机械超速:N#1 棒:动作转速为:3230 转/分,复位转速 3036 转/分 N#2 棒:动作转速为:3294 转/分,复位转速为 3054 转/分 AST:动作转速为额定转速的 112%,值为 3360 转分 1、说明 AST 油压如何建立的? 答(1)机组打闸后,需复位 AST 电磁阀组 (2)启动高压油泵,薄膜阀关闭 (3)启动 EH 主油泵,经一节流孔板后,AST 母管开始充油,加此节流孔板是 为了更快速的充油,AST 电磁阀组也开始充油,当 AST 母管压力与 EH 主油泵母 管压力相等后,AST 油压就建立了 2、说明 OPC 油压如何建立的? 答:(1) AST 油压建立正常 (2) 检查 DEH 后备手操盘 OPC 电磁阀组在投入位,即 OPC 电磁阀组在关 闭位 (3) 启动 EH 主油泵,经一节流孔板后,OPC 母管开始充油,加此节流孔 板是为了更快速的充油,当 OPC 母管压力与 EH 主油泵母管压力相等后,OPC 油 压就建立了。 3、为什么 OPC 动作只关闭调门? 答: OPC 与 AST 由一单向阀相连, 此单向阀保证 OPC 的油能进入 AST 母管, 但 AST 母管的油不能进入 OPC,故 OPC 动作后,OPC 油通过其电磁阀组进入无压回油母 管,但 AST 不能通过 OPC 母管进入无压回油母管。 4、为什么 AST 动作,主汽门调门全关? 答: OPC 与 AST 由一单向阀相连, 此单向阀保证 OPC 的油能进入 AST 母管, 但 AST 母管的油不能进入 OPC,故 AST 动作后,AST 油通过其电磁阀组进入无压回油母 管,OPC 油通过 AST 母管回到无压回油母管。 5、AST 电磁阀组装设两节流孔板的作用? 答:(1)为了保证 AST 电磁阀组的动作正常,让 EH 油在 AST 母管间循环流动, 防止 AST 电磁阀组腐蚀而使电磁阀动作不正常(2)为了使 EH 油在 AST 母管内循 环时不影响 AST 母管压力, 通过节流后实现了防腐的功能,也对系统产生很小的 影响 (3)为了检查 AST 电磁阀是否动作正常,可以实现在线实验(4)为了使 AST 电磁阀充油 6、j?6 三个节流孔板经入危急遮断器滑阀的三条压力油路有何作用? 答:1、挂闸油 在机组挂闸时,泄掉危机遮断器滑阀上腔油压,使危机遮断 器滑阀上移到上止点; 在机组正常运行时,使危急遮断器滑阀上腔进 入少量油,使其不至于腐蚀 2、中间油 在机组挂闸完毕后,发挂闸完毕信号; 在机组正常运行时,让调速油从中间通过进入 薄膜阀上腔

停机后除氧器的防冻措施: (1):校严厂用联箱至除氧器一二次进汽门并停电。(2):打开除氧器溢流门 及底部放水门。 (3):打开给水泵及管道放水门,并开启放空气门。 (4):稍开高加疏水至除氧器手动门,开启顶部放空气门,开启高加疏水逆止 门前后管道疏水门。(5):稍开除痒器一二次进汽门,开启进汽门前后疏水门。 (6):稍开轴封供汽门。(7):稍开炉连扩至除痒器供汽门。(8):稍开再 沸腾门。 (9):开启凝结水管道顶部放空气。(10):稍开除氧器消防蒸汽门。 (11):开启除痒器脱氧门。(12):开启炉疏水泵至除氧器上水门。 (13):开启除氧器安全门后疏水门。(14):开启除氧器所有水位计及压力变 送器排污门。 凝汽器灌水找漏 灌水前准备工作: (1) 负压系统负压表拆除。 (2) 各低加水位计准确良好。 (3) 汽轮机高压内缸最高温度在 150℃以下。 (4) 真空破坏门内掉水位监视物。 措施: 下列阀门开启: (1) 防腐门。所有本体疏水导疏扩。#1--#4 低加疏水导凝汽器直通门。 (2) ZC、ZJ 导凝汽器疏水门。凝结泵、凝升泵、低加疏水泵入口门及 抽空气门。 (3) 二级旁路后疏水导疏扩。#1、2 本体疏水泵出入口门。 (4) 法螺、夹层加热联箱及法螺回气联箱疏水导淑扩。 (5) #1--#7 抽逆止门前后疏水导疏扩。#1--#4 低加及轴加抽空气门, 疏水调整门。 (6) 轴封一、三、四漏疏水导疏扩。主汽供轴封联箱疏水导疏扩。A12 阀应开 50 度。 下列阀门应关闭: (1) 四抽供除氧器逆止门后疏水导疏扩及电动门。热段疏水导疏扩。 (2) 左、右高排逆止门后疏水导疏扩。一级旁路后、二级旁路前疏水导 疏扩。 (3) 本体疏水箱放水门。#1--#4 低加及轴加轴抽汽侧放水门。 (4) #1、2 轴抽风机入口门及壳体放水门。二级旁路后疏水排地沟。 (5) A3(A1)、A4(2)关闭。 操作: (1) 开启凝汽器补水门,联系职长凝汽器灌水找漏增启除盐泵。 (2) 空冷机在储水箱有水情况下,启动一台输送泵向凝汽器补水,冬季 在输送泵启动前应通知空冷塔值班员检查各扇形段在排水状态,A107、A108 全 开,检查门开,防止扇形段进水冻坏。 认真监视缸温变化。 (3) 派专人在真空破坏门监视水位,待水位补至喉部,达 9。5M 时,关

闭补水门,汇报职长。通知检修查漏。 (4) 查漏结束后,系统放水,恢复系统安装负压表。 主汽压力高的危害: 主汽压力高,调节级焓降过大,时间长了会损坏喷嘴和叶片,另外主汽压力升高 到极限,最末几级叶片蒸汽湿度增加,叶片遭受腐蚀增加,新蒸汽压力升高过多 还会导致导汽管、汽室、汽门等承压部件应力的增加,给机组的安全运行带来威 胁。 主汽压力低的危害:机组汽耗增加,经济性降低,当新蒸汽压力降低较多时,要 保持额定负荷,使流量超过末级通流能力,使叶片应力及轴向推力增加。 各转机电源分布 380V A 段:#1 内冷泵、#1 射水泵、#1 抗燃油泵、#1 低加疏水泵、#2 低加甲 疏水泵、#1 凝结泵、高压油泵。 380V B 段:#2 内冷泵、#2 射水泵、#2 抗燃油泵、#2 乙低加疏水泵、#2 凝结 泵、#8 工业泵。 保安段:#1、2 给水泵辅助油泵、空氢侧交流密封油泵、交流润滑油泵、#1 顶轴 油泵、盘车。 公用段:抗燃油循环泵、再生泵、生水泵、#3 辅机循环泵、#7、9 工业泵。 机侧专用盘:射水池管道泵、轴抽风机、本体疏水泵、排烟风机、齿轮油泵、低 位水泵。 炉侧专用盘:炉侧管道泵。 6KV A 段:#1 给水泵、#1 循环泵、#1 凝升泵、#1 辅机循环泵。 6KV B 段:#2 给水泵、#2 循环泵、#2 凝升泵、#2 辅机循环泵。 除氧器安全门整定: 除氧头压力:0.69MPa 安全门动作回座:0.68MPa. 水箱东:0.66MPa 安全门动作回座:0.62MPa.。 水箱西:0.64MPa 安全门动作回座:0.62MPa.。 除氧器水位 2.6m 联跳凝结泵、凝升泵,联开溢流门,联关#1—4 抽逆止门。 内冷水电磁阀保护:就地 550mm 微机 530mm 电磁阀关,就地 250mm 微机 230mm 电磁阀开。 密封油电磁阀保护:就地:220mm 微机:210mm 补油电磁阀开。就地 360mm 微机 350mm 补油电磁阀关就地:500mm 微机:510mm 排油电磁阀开。 各抽汽逆止门、高排逆止门在停机联关后,需切除保护。(必须在主汽门保护切 除前切除)否则自动开启。 中速暖机转速:1315 转/分。 主汽温度高低的危害: 高的危害: (1):造成金属机械性能的恶化。强度降低,脆性增加。 (2):导致汽缸蠕胀,摩擦变形。(3):使机组发生振动或动静摩擦。 低的危害: (1):使除末级叶片外,各级焓降都减少,反动度增加。 (2):转子轴向推力增加。(3):使循环热效率下降, 机组温度损失大。 热态启动的注意事项: (1):冲车前因锅炉向凝汽器排汽量很大,凝汽器真空保持在 53KPa 以上,为 此应注意中压主汽门、调速汽门、高排逆止门关闭严密,防止因漏汽而使汽轮机

冲动和受到冷却。 (2):主汽门调速汽门停机后冷却的快,在启动初期应注意这些部件的温升速 度,防止加热过快。 (3)为防止高压前汽封收缩和高压胀差出现负值,汽封送汽用高温备汽源。 (4):注意控制高压内外缸温差 20—40℃。 (5):升速时严密监视机组振动情况,振动超过极限值应打闸。 (6):加负荷的原则可根据汽缸的膨胀情况,如收缩时加负荷快些,同时坚固 高压胀差的变化趋势。 薄膜阀动作参数: 正常工作时超速保护母管(OPC)油压力为 14±0.5MPa 透平油压力为 1.96MPa, 当透平油压力降到 1.4MPa 时, 薄膜阀开启, 当超速保护 (OPC) 母管油压为 0 MPa 透平油压力升到 0.7MPa 时,薄膜阀关闭。 热态启动的要求: (1):在盘车连续运行 4 小时的情况下,先向轴封供汽让后再抽真空。 (2):高中压自动主汽门前新蒸汽参数达到要求后,开启自动主汽门用调速汽 门冲转。 (3):在冲转到 500r/min 先进行全面检查,确认个部件正常后,可直接升速到 3000r/min,从冲转到定速约 10 分钟 (4):定速检查正常后,即可并网,停止高压油泵,开大调速汽门加负荷,负 荷加到汽缸温度回升且稳定在一定数值时, 通知锅炉滑参数升温升压增加负荷到 额定值。 (5):投加热装置时,其汽源温度必须高于高压外缸上缸内壁温度 100℃ 停机操作: (1):通知电气以 1000K/W 分速度降负荷,当气温降到 500~520℃、汽压降到 9.0MPa 时调速汽门全开,要求锅炉滑压、降温。当三抽压力与除氧器压力差小 于 0.3MPa 联系锅炉解列高加汽侧,关及其疏水至除氧器电动门、手动门,开启 高加汽侧放水门。 (2):当负荷降到 100MW、空冷塔排两个扇形段,停一台循环泵。 (3):当除氧器压力降到 0.2 时,除氧器倒备用汽源,并关闭四抽电动门,稍 开后疏水门。 (4):根据低加水位及低加疏水泵电流。停止低加疏水泵运行,开启低加疏水 至凝汽器直通门,开启凝结泵、凝升泵再循环门,调整除氧器水位。 (5):主、再热汽温低于 350℃时,开启高中压缸疏水,同时开启主、再热蒸 汽管道及高中压导管疏水至疏扩门 (6):主蒸气温度和汽缸法兰温度接近时,可投入法兰螺栓加热装置。 (7):调整轴封压力正常,保持轴加、轴抽、除氧器、凝汽器水位正常。 (8):排汽缸温度达到 80℃时投汽缸喷水。严格控制高胀不得超过-2.8mm 低胀 不得超过+3mm,调整主机真空。 (9):负荷到零,应炉要求关闭抽头门,停止加热装置。 (10):启动高压油泵,注意高压油泵出口逆止门前油压应正常,断开低真空保 护。 (11):调整扇形段出水温度大于 25℃,保证一台循环泵正常运行。 (12)手动打闸,通知电气解列发电机,检查高、中压自动主汽门,调速汽门、 高排逆止门应关严,机组转速下降过程中注意高压油泵电流、调速、润滑油压,

扇形段排空,停射水泵,开真空破坏门。 (13):关闭电动主闸门,低加进汽门,解除主机保护及发电机保护(低油压保 护除外)解除主汽门及抽汽逆止门连锁。 (14):控制除氧器水位,给水大旁路,关闭高加进出水门,记录惰走时间。 (15):根据油温、发电机风温停主机冷油器,励磁机冷却水。 (16):当转速 500r/min 时启动顶轴油泵,检查母管压力 10.0MPa,开启盘车 润滑油门,投入盘车,测量大轴晃度。 (17):转子静止后,真空到零停止轴封供汽及轴抽风机,关闭备用汽源至除氧 器门,关闭轴封一、二次漏汽门。 (18):待锅炉上满水后,解除连锁,停止给水泵、凝结泵、凝升泵运行,关猫 爪冷却水。 滑停中出现那些情况停止降温、降压、减负荷: (1):调节级后蒸汽温度低于高压内缸最高温度 35℃时。(2):高中低压胀 差接近允许值。 (3):再热蒸汽温度低于主蒸汽温度。 (4): 主蒸汽过热度小于 80℃ (5):排汽缸温度超过 80℃。 滑销系统的作用:(1):保证汽缸自由膨胀,以免发生过大的热应力,而引起 热变形,损坏部件。(2):保持汽缸与转子的中心一致,以免由于膨胀而中心 变化,引起机组振动或动静部分摩擦。(3)保持动静部分轴向和径向之间符合 要求。 润滑油系统充油: (1):检查油系统检修工作结束,系统恢复,关闭冷油器放油门,密封油快排, 氢油分离器放油门、压缩泄油门、高压、交流、直流油泵出口门及#3 射油器入 口门。 (2):主油箱油位 350mm 以上,油质合格,联系电气高压、交流、直流油泵送 电。 (3):冷油器油侧入口门开启,出口门关闭,油侧放空气开启。 (4):启动交流润滑油泵,稍开出口门向冷油器充油,油侧放空气见油后关闭, 缓慢开启冷油器出口门开大交流润滑油泵出口门,维持油压 0.08~0.1MPa。 (5):润滑油系统充油后检查油系统是否泄漏,注意监视主油箱油位变化。 (6):启动主排烟风机及#3、4、5 瓦排烟风机。 暖机的目的,调整哪些参数可以达到充分暖机: 目的:低速暖机:是将机组各部件缓慢的加热,提高金属温度,减少金属部件因 温差而引起的热应力。 中速暖机:是为了防止金属脆性破坏,避免产生过大的热应力与热变 形。 调整参数:(1):汽轮机汽缸与转子相对膨胀正常。 (2):各部件温升速度及温差。 (3):中速暖机结束标志。 (4):金属温升各部件温差胀差振动调整在正常范围内。 引起机组振动大原因: (1):机组启动时疏水不畅及膨胀不均匀。

(2):启动中转子热弯曲及油膜振荡。 (3):运行中主、再热气温、压力、真空及油温、油压变化。 (4)发生水冲击或掉叶片。 (5):负荷及调速汽门开度变化,胀差及串轴变化。 (6):发电机励磁机运行情况。 (7):转子质量不平衡。(8):油温过高或过低,轴承油膜不稳定。 (9):转子中心不正。 (10):转子与汽缸径向间隙不均匀,产生激振力。(11):运行中动静磨损。 (12)转子支承系统钢度减弱。(13):转子落入偕振区巨振。 (14)电磁原理引起扰动力。 (15)膨胀不均匀,部件热膨胀不稳定。 主、再热蒸汽温度突然下降有何危害,如何处理: 主、 再热蒸汽突然下降有可能使机组发生水冲击,而水冲击将会引起整个机组的 严重损 坏,此外气温突然下降还会引起机组部件温差大,热应力增大,还会使机组胀差 负值增大,甚至发生动静摩擦,严重时导致设备损坏,气温下降往往不是两侧同 时发生,故因注意两侧温差。 汽温升高的处理: 540℃联系锅炉调整, 545℃连续运行 30 分不能恢复打闸, 550℃ 仍不能恢复打闸。 汽温降低的处理:510℃联系锅炉调整,460℃降负荷到零,430℃打闸。 启动前个轴封供汽应注意什么: (1):轴封供汽前应对各供汽管道进行疏水和暖管。 (2):必须在连续盘车状态下向轴封供汽,热态启动时应先供轴封,后抽真空。 (3):向轴封供汽必须选择恰当的时间,冲转前过早的向轴封供汽,会使上下 缸温差增大,或胀差增大。(4):要注意轴封供汽温度与汽缸金属温度相匹配。 (5):在切换高、低温轴封汽源时必须谨慎,切换太快不仅引起胀差的显著变 化,而且可能产生轴封处不均匀的热变形。 什么叫热冲击: 蒸汽与汽缸转子等金属部件之间在短时间内有大量的热交换, 金属部件内的温差 值直线上升,产生很大的热应力,甚至超过材料的屈服极限而损坏。 除氧器含氧量升高的原因:(1):进水温度过低或进水量过大。 (2):进水含氧量大。(3):除氧器进汽量不足。 (4):除氧器脱氧门开度小。(5):除氧器汽水管道排列不合理。 (6) 除氧器喷头堵塞或雾化不好。 (7):滑参数运行除氧器,机组负荷突然降低。 防止大轴弯曲的措施: 一:运行方面: (1):正常运行中注意高低加、除氧器、轴加、轴抽、生加、热网、凝汽器的 水位及本体疏水箱水位。 (2):对主、再热蒸汽温度的检查监视,如炉侧温度气温 10 分钟内直线下降 50℃应打闸停机,如炉侧气温缓慢下降可开启本体及管道疏水。 (3):对机组振动、串轴、胀差的监视。 二:启机方面:

(1):冲车参数应符合规定要求。 (2):启动时晃度不的大于原始值的 0.02mm. (3):禁止无盘车启动。 (4): 冲车前冷态盘车不得小于 2 小时,热态不得小于 4 小时。 (5):冲车过程中如果振动大应立即打闸停机,(500r/1 丝)(1300r/3 丝) (3000r/5 丝)(临界/10 丝)不能采取降速来降低振动。 (6):启动中带负荷时应控制高中低压胀差,主要是正胀差的控制。 (7):启动中控制缸温温差,高压内缸 35℃,外缸 50℃,中压缸 50℃。 (8):冲车时只投Ⅱ、Ⅲ级减温水。 (9):热态启动时应先送轴封,后抽真空。 三:停机方面: (1):停机前应先试验高压、交流、直流油泵、顶轴、盘车装置。 (2):汽缸温度的控制,滑停过程中炉侧温度直线 10 分钟下降 50℃应打闸。 (3):控制低压负胀差,逐渐关小轴封三漏、四漏至全关,必要时投入汽缸喷 水。 (4)打闸时关闭抽头门,转速 500r/min 启顶轴,转速到零投盘车转速及真空到 零停轴封。 轴封供汽如何倒: (1):机组启动过程中在四抽压力大于 0.4MPa 时可进行此操作。 (2):检查四抽电动门后疏水、除氧器一二次进汽门前疏水开启。 (3):缓慢开启除氧器一二次进汽门,同时调整轴封压力正常,关闭除氧器一 二次进汽门前疏水。 (4):缓慢开启四抽电动门,调整轴封压力,关闭四抽电动门后疏水。 (5):当除氧器压力达到 0.2 时缓慢开启除氧器供轴封供汽门,调整压力。 (6):通知带厂用机组注意厂用压力、关闭辅助蒸汽至除氧器一二次门。 循环泵启动: (1):联系班长、值长、主管、程控班监护。 (2):检查循环泵冷却水投入,电机及泵轴承油位正常。 (3):检查 A101、A102 阀开到位且在“远程”,A103、A104 阀关到位且在“远 程”。 (4):检查循环泵入口门开到位,出口门关到位,且在“远程” (5):检查循环泵投“单操”,A12 阀就地开启 50%,且各放空气开启。 (6):启动输送泵,各放空气见水后关闭,凝汽器补水至四值。 (7):通知塔值班员启动循环泵,就地专人监护,点击循环泵查看[允许条件] 应满足。 (8):联系电气启动循环泵,点击启动按钮,检查电机、泵是否正常、出口门 应开启,检查电流、声音、振动、出口压力正常。 (9):将 A12 阀切至“远程”,并调整系统压力在正常值。 轴封供汽的投入: (1):缓慢开启各低压轴封供汽门,调整轴封供汽压力,各低压轴封处冒汽后, 确证无水后再向高中压轴封供汽。 (2):投入轴封抽汽器,启动一台轴抽风机,用调整门控制轴封供汽压力 0.04~0.06MPa,关闭轴封联箱疏水,联系热工轴封供汽投自动。 高加打压措施: 一:准备工作:除氧器上水至 1.8~2.0M,抽头门关,联系锅炉加热器打压,各 电接点水位计好用,高加入口联成阀后压力表好用,容器班来人。

二:下列阀门关闭: 高加出口门、 及出口逆止门、 高加本体及管道疏水门、 放空气门见水后关闭、 #1~3 高加疏水调整门、#1、2 高加疏水导除氧器电动门,高加进汽门及抽汽逆止门。 三:下列阀门开启: 高加进水门、注水门,高加、蒸冷汽侧放水门、#1~3 段抽汽逆 止门前后疏水,高加入口联成阀强制手轮退出。 四:具体操作:联系电气启动给水泵,通知锅炉开给水泵出口门,通知锅炉开大 勺管,升压至 10.0 维持 5 分钟,就地监视加热器汽侧放水是否有水,根据水位 计及放水情况综合判断是否泄漏。 低加打压措施: 一:准备工作:凝汽器水位 2.0M,凝升泵良好备用,各水位计良好备用 φ 159 直通门开。 二:下列阀门关闭:#1~4 低加凝结水旁路、轴加、轴抽旁路关小,#4 低加出水 及旁路,启动放水电动门、手动门,凝结泵、凝升泵、出口门关小,轴加、轴抽、 #1~4 低加导凝汽器直通门,低加疏水泵出口门,#1~4 低加疏水调整门、轴加疏 水调整门,、汽缸喷水、猫爪冷却水,高加保护水,Ⅲ级减温水、Ⅱ级旁路减温 水、各低加进汽门及抽汽逆止门。 三:下列阀门应开启:各低加进出水门(#4 低加出口门关)、各低加汽侧放水, 凝结水再循环、各低加相对应的抽汽逆止门前后疏水门。 四:具体操作:联系电气启动凝升泵,开出口门,各低加放空气见水后关闭,调 整凝结水压力在 1.2MPa 维持 5 分钟,监视水位变化,判断低加是否泄漏,注意 缸温变化,打压结束后恢复系统。 锅炉一次汽打压: (1):高压内缸上缸内壁金属温度 100℃以下,盘车装置连续运行正常。 (2):关严甲、乙电闸门并停电,关严电闸门旁路。 (3)关严Ⅰ级旁路并停电。 (4):关严主汽供夹层、法螺联箱进汽总门、电动门、手动门、及上下夹层进 汽分门。 (5):关严主汽供法螺联箱进汽电动门、手动门,并联系电气加热装置各电动 门停电。 (6):关严主汽供轴封一二次总门及分门。 (7):关严电闸门前疏水总门及分门。 (8):关严Ⅰ级旁路前疏水总门及分门,(9):开启Ⅰ级旁路后疏水排大气。 (10):开启高排逆止门疏水排大气及导疏扩,开启夹层、法螺主汽供轴封联箱 疏水。 锅炉二次汽打压: (1):中压缸温度低于 100℃可进行次操作,盘车装置连续运行正常。 (2):炉二次汽打压应用给水泵抽头门进行。 (3):关闭Ⅰ、Ⅱ级旁路减压阀,并将旁路系统停电,关严热段疏水总门及各 分门。 (4):关闭Ⅰ级旁路后疏水排地沟、导疏扩,关闭Ⅱ级旁路前疏水排地沟、导 疏扩。 (5):关严高排逆止门,关闭高排逆止门后疏水排地沟、导疏扩。 (6):关闭法螺、夹层联箱,冷段供汽总门,及手动门电动门,关闭上下夹层

进汽门。 (7):联系锅炉再热器入口加堵板。 (8):开启高排逆止前疏水导疏扩、排大气。 (9):开启法螺、夹层联箱疏水门,开启Ⅰ级旁路前、Ⅱ级旁路后疏水排大气。 (10):检查缸壁金属温度。 调节系统性能: (1):调节系统的速度变动率 δ 可在 3~5%范围内任意调整。 (2):调节系统的速度迟缓率 ε 补大于 0.3%。 (3):汽轮机在空负荷时调节系统能维持空转。 (4):机组可以参加一次调频,在负荷变化时,机组能够迅速分担电网负荷变 化。 (5):额定参数下,汽轮机空转时转速摆动小于 9r/min。 调速系统静态试验: [1]:试验条件: (1):必须在锅炉点火前进行,且炉主汽压力倒零。油温:40±5℃, (2):电动主闸门及旁路门关闭,超速滑阀在工作位,盘车装置连续运行。 (3):高压油泵运行,油压 1.8~2.0MPa, EH 油压 14±0.5MPa。 [2]:试验方法:将高、中压自动主汽门调速汽门开启,手打危急保安器,检查 高、中压自动主汽门,调速汽门是否关闭到零位。 低油压保护试验: [1]:试验条件: (1):低油压保护试验必须在机组启动前,且锅炉点火前进行,电动主闸门及 旁路门关闭严密。 (2):交、直流润滑油泵试验良好,出口门关闭。 (3):高压油泵、盘车装置运行正常,润滑油压 0.08~0.1MPa, EH 油压 14±0.5MPa。。 (4):热工保护、信号装置好用,热工、电气人员配合。 [2]:试验方法: (1):投入主汽门联锁、低油压联锁、交、直流润滑油泵联锁。 (2):关闭低油压继电器来油门,缓慢开启继电器放油门,油压降到 0.07MPa 时油压低Ⅰ值信号来,交流润滑油泵联动。 (3):继续缓慢开启继电器放油门,油压降到 0.06MPa 时油压低Ⅱ值信号来, 直流润滑油泵联动,汽轮机跳闸,主汽门关闭信号来。 (4):继续缓慢开启继电器放油门,油压降到 0.03MPa 时,盘车应自动跳闸。 (5):解除主汽门、低油压、交直流油泵联锁,停止交直流润滑油泵,开启出 口门。 (6):试验结束后,将低油压继电器放油门关闭,来油门开启,投入盘车运行, 检查润滑油压表指示正常,恢复机组试验前状态。 串轴保护试验: 机组新安装或大小修后, 串轴保护装置调整或检修后,串轴保护发生误动后应进 行此试验。 [1]:试验条件: (1):串轴保护试验应在锅炉点火前进行,电动主闸门及旁路门关闭严密。

(2): 高压油泵运行, 盘车装置停运, 调速油压 1.8~2.0MPa, EH 油压 14±0.5MPa。 (3):热工人员配合,并记录串轴原始数值。 [2]:试验方法: (1):投入主汽门,串轴保护连锁,开启高中压自动主汽门。 (2):由热工人员顺时针方向旋转试验手轮,当手轮刻度旋转到+0.8mm 串轴大 报警发,旋转倒+1.0mm 时汽轮机跳,主汽门关闭信号来,将试验手轮退至零位。 (3):由热工人员逆时针方向旋转试验手轮,当手轮刻度旋转到-1.0mm 串轴大 报警发,旋转到-1.2mm 时汽轮机跳,主汽门关闭信号来,将试验手轮退至零位 固定好。 (4):试验过程中手轮指示和微机内串轴指示应一致,试验结束后恢复试验前 状态。 低真空保护试验: [1]:试验条件: (1):试验应在锅炉点火前进行,电动主闸门及旁路门关闭,高压油泵运行, 盘车运行,热工人员配合,EH 油压 14±0.5MPa。 [2]:试验方法: (1):投入主汽门联锁,开启高中压自动主汽门。 (2):检查低真空Ⅰ、Ⅱ值信号发,应热工要求投入低真空保护,此时汽轮机 跳闸,主汽门关闭信号来, (3)解除低真空联锁,试验结束恢复试验前状态。 发电机断水保护: [1]:试验条件: (1):发电机充氢,锅炉点火前电闸门及旁路门关闭,高压油泵、盘车装置运 行正常,EH 油压 14±0.5MPa,一台内冷泵运行,水压低于氢压 0.05MPa,另一 台内冷泵解除联锁,热工保护电源投入,热工、电气人员配合。 [2]:试验方法: (1):投入主汽门、各抽汽逆止门联锁,开启高中压自动主汽门,调速汽门。 汽轮机冷态启动时胀差的变化有什么规律? 冷态启动初期,投入轴封供汽,胀差变化为正向变大。冲车时,蒸汽流量变小, 温度不会出现波动,胀差均匀变化。并网后,由于流量、温度的变化快,胀差的 变化幅度较大。所以,并网后的胀差控制很重要,锅炉制粉的系统,油枪、喷燃 器投入时需要相互协调,控制汽温不出现剧烈变化。当汽轮机进入准稳态区时, 胀差达到最大。 汽轮机热态启动、甩负荷、停机时胀差的变化有什么规律? 当汽轮机甩负荷或停机时, 流过汽轮机通留部分的蒸汽温度会低于金属温度,由 于转子质量小,与金属接触面积相对大,所以转子比汽缸冷却快,即转子比汽缸 收缩的多,因而出现负胀差。热态启动时,转子、汽缸的金属温度高,若冲转时 金属温度偏低, 则蒸汽进入汽轮机后, 对转子和汽缸起冷却作用也会出现负胀差, 尤其对极热态启动,几乎不可避免地会出现负胀差。 为什么汽轮机打闸停机后,在惰走阶段胀差有不同程度的增加? 汽轮机打闸停机后,在惰走阶段胀差有不同程度的增加,是因为: (1) 打闸后调节汽门关闭,没有蒸汽进入通流部分,转子鼓风摩擦产生 的热量无法被蒸汽带走,使转子温度升高。

(2) 转子高速旋转时,受离心力作用,使转子发生径向和轴向的变形。 即大轴在离心力的作用下变粗、 变短, 这种现象称为回转效应 (又称泊桑效应) 。 当转速降低时, 离心力的作用减小, 大轴的径长又回到原来的状态, 即大轴变细、 变长,使胀差向正的方向增加;对于低压转子,由于其直径大,其回转效应更明 显。 机组启动时暖机的目的是什么? 机组启动时, 需要在某一转速或某一负荷下停留一段时间, 进行暖机。 其目的是: (1) 使汽缸和转子受热均匀,胀差在正常范围内,防止发生动静部分受 热膨胀不均匀,导致动静部分摩擦。 (2) 将蒸气参数稳定在某一水平,减小温度的变化,降低汽缸内外壁温 差。 (3) 使汽轮机转子受热均匀,整体温度水平高于转子的脆性转变温度, 防止转子发生脆性断裂。 循环冷却水中断事故处理预案 运行系统: #1—#6 机组正常运行, #1 机循环水带#3—#6 机冷却水。 220KV、 500KV 升压站正常方式。 事故一:#1 机两台循环泵跳闸 处理: 一、 两台泵同时跳闸,厂用电消失的可能性最大,此时应立即恢复厂用 电源,然后抢合两台循环泵,抢合成功则恢复#1 机组运行。 二、 抢合不成功,则一面安排#1 机组安全停运,一面进行下列操作: 1、 立即关闭#! 、 #2 循环泵出口门、 #1 机 3 台凝汽器进水或出水电动门。 2、 增启辅机循环泵,开大小水塔中央竖井回水门,关闭#3—#6 机冷却 水至循环水前池回水门,调整维持水塔水位正常。 3、 #3 或#5 机工业泵导工业水带,联系供水提压,启动备用工业泵,#3-6 机全开工业水与循环水联络门。 4、 加强各机组转机温度及主机油温的监视与调整。 5、 关闭#1 机循环水至#3—#6 机冷却水供水门,导#3—#6 机冷却水由#2 机接带。 6、 待#1 机循环泵缺陷消除启动前开启#1 机凝汽器进、回水电动门,准 备恢复。 7、 #1 机循环泵启动后,逐渐恢复#1 机组运行。 事故二:#1 机循环水供#3—#6 机冷却水门后至#3、#4 机之间循环冷却水管道严 重泄露 处理: 该缺陷发生后应视管道泄漏情况进行处理。尽量联系检修在管道不停运情况下, (不停机组)进行消缺。如果泄漏严重,无法维持运行按以下方案处理: 1、 #3 机工业泵导工业水带,开启#3 机工业水与循环水联络门,联系供 水提压,增启工业泵。 2、 关闭#4 机循环冷却水进、回水总门,增启辅机循环泵。严密监视并 调整#4—#6 机组各转机温度及主机油温正常,调整大、小水塔水位正常。 3、 关闭循环冷却水供#3 机冷却水总门。

4、 关闭#1 机循环水供#3—#6 机冷却水门,全关#1、#2 塔补水门,用回 水调整水位。联系检修处理漏点。 5、 如#3 机不能维持正常运行,停机处理。 6、 待缺陷消除后,恢复正常方式运行 事故三:辅机循环泵全部跳闸不能投运 处理: 1、 立即复归跳闸泵并关闭跳闸泵进、出口门及小水塔回水门。 2、 #3、#5 机全启工业泵,#5 机工业泵导工业水带,联系供水提压,开 启#3—#6 机工业水与循环水联络门。 3、 严密监视各转机温度及主机油温,合理调整各机组冷却水。 4、 维持大、小水塔水位正常。 5、 待某一辅机循环泵投运后,恢复正常方式运行。 事故四:辅机循环泵出口门后呲裂 处理: 1、 通知供水提压,将#3、#5 机工业泵入口导由工业水带。调整大水塔 水位。 2、 开启#3—#6 机工业水与循环水联络门,加强各转机温度及主机油温 的监视并合理调整冷却水。 3、 关闭小水塔回水门,关闭辅机循环水出口总门,停止运行的辅机循环 泵,关闭各辅机循环泵出入口门。 全开#1 机循环泵出口门 ,视各设备温度开启#2 机供#3—#6 机循环冷却水门 紧急故障停机 23 厂用电中断 23 速度变动率对汽轮机有何影响 23 排汽缸温度过高有何危害 24 汽轮机超速的技术措施 24 调速系统的性能 25 机组上下缸温差过大的危害 25 一次汽系统打压措施 25 微机系统故障 26 微机系统故障的停机处理 27 紧急故障停机 1、机组转速升高倒 3300 转/分,危机保安器未动作 2、 机组突然发生强烈振动时, #1、 2 瓦振动超过 0.04mm,#3_#7 瓦振动超过 0.08mm 3、清楚地听倒气轮机内部发生金属撞击和摩擦声 4、气轮机发生水冲击 5、轴封处冒火花 6、机组任一轴承断油冒烟,轴承回油温度或密封瓦回油急剧升高倒 75℃ 7、油系统着火威胁机组安全,无法扑灭 8、主油箱油位急剧下降补油无效时、 9、转子的轴向位移突然超过极限值或推力瓦温急剧升高倒 90℃ 10、润滑油压降倒 0.06MP,低油压保护未动作 11、发电机漏氢冒烟着火时

12、主管道破裂不能维持运行时、 13、循环水中断而空冷保护未动 厂用电中断 1、 现象 事故喇叭响,所有微机失电 2、 处理 1、 立即抢合直流润滑油泵和直流密封油泵 2、 室外打闸,关闭二、五抽供厂用蒸汽门 3、 强开 A103、A104 阀 4、 就地捅给水泵、循环泵、凝结泵、凝升泵、EH 油泵事故按钮 5、 就地关 A3 、A4 阀 6、 完成紧急停机的其他操作 7、 厂用电恢复后微机内复置各设备开关 8、 一切正常,等待命令做好重新启动的准备工作 速度变动率对汽轮机有何影响 1、 速度变动率£的大小, 直接影响机组的稳定工作, £越大机组越稳定, £最小不小于 2% 2、 £的大小直接影响并网机组的负荷,£越大负荷越小,反之则变化越 大,国产机组速度变动率=3%-6% 排汽缸温度过高有何危害 1、 排汽缸轴承座等受热部件膨胀,可能引起中心变化,汽轮机产生振动 2、 排汽温度过高,可能使凝汽器铜管胀口松弛,破坏了凝汽器真空的严 密性 3、 将使排汽容积流量减小,对末级叶片工作部利 4、 轴向推力发生变化 5、 后部轴瓦温度高等不良现象 汽轮机超速的技术措施 1. 各超速保护装置均应完好并正常投入且工作正常 2. 在正常参数下调节系统应能维持汽轮机在额定转速下运行 3. 在额定参数下,机组甩去额定负荷后,调节系统应能将机组转速维持 在危急保安器动作转速以下 4. 调节系统的速度变动率不大于 5%,迟缓率不大于 0.2% 5. 高中压自动主汽门及调速汽门应能迅速关闭严密,无卡涩 6. 调节保安系统的定期试验装置应完好可靠 7. 坚持调节系统的静态特性,汽轮机大修后或为处理调节系统缺陷更换 了调节部套后,均应作汽轮机调节系统试验 8. 对新装机组或对机组的调节系统进行技术给造后,应进行调节系统动 态特性试验,以保证汽轮机甩负荷后,飞升转速不超过规定值 9. 机组大修或安装后、危急保安器解体或调整后、停机一各月以后再次 启动时、机组甩负荷试验 前,都应做超速试验 10 机组每运行 2000H 后应进行危急保安器充油试验,试验不合格时,仍 需做超速试验

11 按规定定期进行自动主汽门、调节气门的活动试验,以及抽汽逆止门 的活动试验, 12 运行中发现主汽门、调节汽门卡涩时,要及时消除汽门卡涩,消除前 要有防止超速的措施,主汽门卡涩不能立即消除时,要停机处理、 13 加强对油质的监督,定期进行油质的分析化验,防止油中进水或杂物 造成调节部套卡涩或腐蚀 14 加强对蒸汽品质的监督,防止蒸汽带盐使门杆结垢造成卡涩 15 运行人员要熟悉超速象征,严格执行紧急停机规定 16 机组长期停运时,应注意做好停机保护工作,防止汽水或其他腐蚀性 物质进入或残留在汽轮机及调节供油系统内,引起气门或调节部套锈蚀 17 机组大修后应进行汽门严密性试验,试验标准和方法应按制造厂的规 定执行,运行中汽门严密性试验应每年进行一次 18 在汽轮机运行中,注意检查调门的开度和负荷对应关系以及调节汽门 后的压力变化情况,若有异常,及时性查找并分析原因。 19 为防止大量的水进入油系统中, 为加强监视和调整汽封压力不要过高, 前箱,轴承箱内的负压也不宜过高,以防止汽水和灰尘进入油系统中,一般前箱 和轴承箱的负压为:12----20mm 水柱为宜(或轴承室内油档列油或油烟喷出即 可)。 20 采用滑压动行的机组以及在机组滑参数启动过程中,调节汽门要留有 裕度,不应开到最大限度,以防同步器超过正常调节范围,发生甩负荷超速。 21 在停机时,应先打危急保安器,关闭主汽门和调节汽门,确认发电机 电流倒送后,再解列发电机,避免发电机解列后,由于主汽门和调节汽门不能严 密关闭造成超速, 但也应注意发电机解列至打闸的时间拖得太长,因这时属于无 蒸汽动行状态,时间过长,会使排汽缸温度升高,胀差增大。 调速系统的性能 1 调节系统的速度变动率可在 3—5%范围内任意调整 2 调节系统的迟缓率不大于 0.3% 3 机械同步器及功率限制器均可手动操作,同步器还可远方操作 4 汽轮机甩负荷时调节系统能维持空转 5 机组可以参加一次调频, 在负荷改变时机组能迅速地分担电网的负荷变 化 6 在额定参数下汽轮机空转时转速摆动小于 9r/min 机组上下缸温差过大的危害 答: 上下缸存在温差会引起汽缸的变形。一般上缸高于下缸温度,因而上缸变 形高于下缸,引起汽缸向上拱起,发生热翘曲变形,俗称“猫拱背”,汽缸的这 种变形使下缸底部径向动静间隙减小甚至消失,造成动静部分的磨擦,尤其当转 子也存在热弯曲时, 动静部分的磨擦的危害会更大。 汽缸发生“猫拱背”变形后, 还会出现隔板叶轮偏离正常时所在的垂直平面的现象,使轴向间隙发生变化,进 而引起轴向磨擦。 一次汽系统打压措施 答: 前提条件: 1 主再热蒸汽系统,给水除氧系统,疏扩系统,凝结水系统,夹层法螺加 热系统主汽供封系统,抽气系统,高中压自动主汽门,调速汽门检修工作结束,

系统恢复。除氧器水位维持在 2.2m 并投加热。 2 给水泵,凝结泵,凝升泵试转良好备用 3 高中压缸温测点准确齐全 4 高压缸温度在 150℃以下,否则应专业主管批准方可进行 下列阀门应关闭并较严 甲乙电动主闸门及旁路门,高中压自动主汽门及调速汽门,Ⅰ级旁路门及 减温水门,高排逆止门,高加进汽门,主汽及供夹层,法螺进汽门,主汽供轴封 门,给水泵抽头门,高加进出水门,甲乙电动主闸门前疏水总门及倒疏扩,排大 气,Ⅰ级旁路前疏水总门及导疏扩,排地沟,主汽供加热总门前疏水门,以上的 阀门均应停电。 下列阀门应开启 电动主闸门后疏水总门及防腐门,高中压本体及导管缸体疏水,再热蒸汽热 段疏水,抽气逆止门前后疏水,Ⅰ级旁路后Ⅱ级旁路前后疏水,高排逆止门后疏 水,疏扩上的高排逆止门前管道疏水,夹层法螺进汽联箱疏水门,法螺回汽各分 门及回汽联箱疏水门,高加大旁路 门,主汽供轴封联箱疏水门,轴封一次漏税 汽疏水门。 打压步骤及注意事项 升压应缓慢进行,同时检查防腐门是下有水流出,Ⅰ级旁路 后疏水管,加热 进汽联箱疏水管,主汽供轴封疏水管是否发热来判断电闸门,Ⅰ级旁路门,加热 装置进汽门及主汽供轴封门是否严密,若泄漏严重时应停昌升压,待采取措施关 严后再继续升压。 升压过程中应严密监视高中压缸温的变化,若缸温有明显变化 时,应停止升压,待查明原因采取措施后再继续升压。若高中压缸温度在 100℃ 以上,必须投入连续盘车。

微机系统故障 现象: 画面参数颜色由白色变为深蓝色,所有操作员站均无法操作 处理: 1. 通知电气,锅炉稳定负荷,参数,联系热工立即处理 2. 将电调由“自动”切为“手动” 3. 将高低加疏水调整门切为“手动” 4. 将轴封供汽调整门切为“手动”或改为旁路调整 5. 机零米就地调整主机冷油器油温在规定范围 6. 及时解列公用系统如:二五抽等 7. 故障末消除,机组仍在运行中,司机必须监盘并密切监视下列参数: 主,再热汽温度,串轴,胀差,真空等,有任一项参数达极限应故障停机 微机系统故障的停机处理 1. 启动高压油泵,视油压正常后打闸 2. 达到紧急停机条件时,按紧急停机处理,达到故障停机条件时,按故 障停机处理 3. 进入微机系统的设备阀门,在停机过程中需要操作时,可捅事故按钮 或手动开关

4. 故障消除扩机组再启动 a. 若机组在运行中故障已排除,电调由“手动”切“自动‘时,应遵照 DEH 画面内时”操作提示“,将高低加疏水扩轴封供汽调整门逐渐恢复自动,使 机组达到正常运行 b. 若机组已按故障停运,待故障排除后,查微机各画面显示状态与设备 状态对应,并做必要的试验确认故障已排除 c. 根据状态决定是否启动 机头就地打闸按钮动作的是解脱滑阀,卸掉了附加保安油,使危险急遮断器滑阀 移到下点,薄膜阀打开,AST 动作电磁阀下动作,AST 母管油接通了无压回油母 管,主汽门关闭,OPC 母管油从 AST 母管回到无压回油母管,调门关闭,汽轮机 停机。 桌面打闸按钮动作的是 MQ~~66 电磁阀, MQ~~66 电磁阀带电打开, 解脱滑阀打开, 卸掉了附加保安油,使危急遮断器滑阀移动下止点,薄膜阀打开,AST 电磁阀不 动作,AST 母管油接到了无压回油母管,主汽门关闭,OPC 母管回到无压回油母 管,调门关闭,汽轮机停机。 微机内紧急停机按钮动作的是 AST 电磁阀,AST 母管油到无压回油母管,主汽门 关闭,OPC 母管油从 AST 母管回到无压回油母管,调门关闭,AST 电磁阀动作, 同时使 MQ~~66 电磁阀带电接通,使解脱滑阀打开,卸掉了附加保安油,危急遮 断器滑阀移动到下止点,薄膜阀打开,汽轮机停机。 DEH 后备手操盘打闸按钮动作的是 AST 电磁阀, AST 母管油接通了无压回油母管, 主汽门关闭,OPC 母管油从 AST 母管回到无压回油母管,调门关闭,AST 电磁阀 动作,同时 使 MQ~~66 电磁阀带电接通,使解脱滑阀打开,卸掉了附加保安油, 使危急遮断器滑阀移动到下止点,薄膜阀打开,汽轮机停机。 OPC:动作转速为额定转速的 103%,值为:3090n/min 机械转速:NO1:动作转速为:3230n/min, 复位转速为:3036n/min. NO2::动作转速为:3294n/min,复位转速为:3054n/min. AST 动作转速为额定转速的 112%,值为:3360n/min 说明 AST 油压如何建立? 答:(1)机组打闸后,需要复位 AST 电磁阀组.。 (2)启动高压油泵,薄膜阀关闭 (3)启动 EH 主油泵,经一节流孔板后,AST 母管开始充油,加此节流孔 板为了更快速的充油,AST 电磁阀组也快速的充油,当 AST 母管压力与 EH 主油 泵母管压力相等后,AST 油压就建立了。 说明 OPC 油压如何建立的? 答:(1)AST 油压建成立正常 (2)检查 DEH 后备手操盘 OPC 电磁阀组在投入位,即 OPC 电磁阀组在关位 (3)启动 EH 主油泵,经一节流孔板后,OPC 母管开始 充油,加此 节流孔板是为了更快速的充油,当 OPC 母管压力与 EH 主油泵母管油压相等后, OPC 就建成立了。 、为什么 OPC 动作只关调门? 答:OPC 与 AST 由一单向阀相连,此单向阀保证 OPC 的进油能进入 AST 母管,但 AST 母管的油不能进入 OPC,故 OPC 动作后 OPC 油通过具电磁阀进入无压回油母

管,AST 不能通过 OPC 母管进入无压母管。 为什么 AST 动作,主汽门关闭? 答:OPC 与 AST 由一单向阀相连,此单向阀保证 OPC 的油 进入 AST 母管 ,但 AST 母管的油不能进入 OPC,故 AST 动作后,AST 油通过其电 磁阀组进入无压回油母管,OPC 油通过 AST 母管油到无压回油母管。 AST 电磁阀组装设两个节流孔板的作用? 答: (1)为了保证 AST 叫磁阀组的动作情况正常,让 EH 油在 AST 母管间循环流 动,防止 AST 电磁闪阀组腐蚀而使电磁阀动作不正常。(2)为了使 EH 油在 AST 母管内循环时不影响 AST 母管压力,通过节流后实现了防腐的功能,也对系统产 生很能小的影响 (3) 为了检查 AST 电磁阀是否动作正常, 可以实现在线实验 (4) 为了使 AST 电磁阀充油。 J¢6 三个节流孔板进入危急遮 断器滑阀的三条压力油路有何作用? 答:1。挂闸油 在机组挂闸时,泄掉危急遮断器滑阀上的油压,使危急遮断 器滑阀上移到上点, 在机组正常运行时, 使危急遮断器滑阀上腔油压进入少量油, 使其不至于腐蚀。 2.中间油 在机组挂闸完毕后,发持闸完全毕信号,在机组正常运行时, 让调速从中间通过进入薄膜阀上

发电厂输煤运行技术
一、本专业技术理论部分 (一)名词解释 〈一〉基本题 1、燃料:在燃烧过程中能放出大量热量的物质。 2、发热量:单位质量的煤完全燃烧时所放出的热量。 3、挥发份:煤在规定条件下隔绝空气加热并进行水分校正后的挥发物质。 4、皮带出力:单位时间内皮带输送物料的能力。 5、标准煤:收到基低位发热量为 29300kj/kg 的煤称为标准煤。 6、带式输送机:是以胶带兼作牵引机械和承载机构的连续运输机。 7、输煤系统:是指从卸煤装置直接把煤运到锅炉原煤斗,或者通过储煤设施转到贮煤场的整个运煤工艺流 程。 8、燃烧:燃料中的可燃成分发生剧烈的氧化作用并同时放出热量的过程。 9、液压传动:凡是以液体为工作介质来实现机械能传递的叫液压传动。

10、高位发热量:从弹筒发热量减去硫和氮的校正值后的发热量。或当一千克燃料完全燃烧,燃烧产物中 的水分保持液体状态时的热量。 11、低位发热量:从高位发热量减去煤燃烧后全部水的气化热的发热量。或当一千克燃料完全燃烧,燃烧 产物中的水分保持蒸汽状态时的热量。 12、破碎:就是利用机械力克服、破坏物料内部的结合力,使其由大块分裂成小块的过程。 〈二〉提高题 1、燃料管理:从燃料的采购、贮存、计量、直至混配制粉入炉的全过程管理。 2、闪点:燃油加热后析出的可燃气体同空气组成的混合气体,与明火接触瞬间闪火时的最低温度。 3、带传动:是由带轮和紧套在轮上的环形带所组成,靠带轮间磨擦力来传递动力的机械传动。 4、齿传动:是靠一对齿轮相互啮合,主动齿轮推动从动轮齿而传递运行和动力的机械传动。 5、除尘设备:凡是能够将粉尘从气体中分离出来,使气体得以净化,粉尘得到回收的设备,统称为除尘设 备。 6、斗轮堆取料机:是一种挖取和堆存煤炭、矿石、砂石等松散物料的重型高效率机械。 〈三〉难度题 1、容积式液压传动:以液体为工作介质,通过改变容积大小,将机械能转化为液压能的传动。 2、供电标准煤耗:扣除厂用电,向处供 1 千瓦小时电所消耗的标准煤量。 (二)填空题 〈一〉基本题 1、程序系统运行时的故障有(控制系统)和(机械系统)故障两大类。 2、大型火电厂中,常用的燃煤计量设备有(电子轨道衡)、(电子皮带秤)和核子秤。 3、集中程序控制的主要内容是程序启动和停止,(自动跨仓和停煤源)程序配煤和(事故音响信号)。 4、翻车机试运转的原则:先(电控)后机械,先手动后自动,先(空载)后重载。 5、堆取料机的取料作业方式有(斜坡层次)取料法和(水平)取料法。 6、堆取料机的堆料作业方式有回转堆料、(定点)堆料和(行走)堆料。 7、运煤机械应有(联锁装置),传动部分应有密封装置或(安全防护装置)。 8、电子皮带称是由称框、称重传感器,(测速传感器)和(信号处理)以及测量仪表四部分组成。 9、集中微机程序控制,是将所有设备按生产工艺流程的要求自动(启停)和(调节)。 10、输煤设备的控制系统分为皮带运输机的控制、卸煤设备的控制,(煤场机械)的控制和(给配煤)系 统设备的控制四个部分。 11、液压马达是一个使(液压)能转换(机械)能的能量转换装置。

12、油泵是一个使(机械)能变为(液压)能的能量转换装置。 13、减速箱和变速箱是主动机与(从动机)部件之间变换(速度)的机构。 14、驱动装置是带式输送机动力的来源,电动机通过联轴器,减速机带动(传动滚筒)转动,借助于(滚 筒)与胶带之间的磨擦力使胶带运转。 15、拉紧装置的作用就是保证胶带具有足够的(张力),使滚筒与胶带之间产生所需要的(磨擦力)。 16、动力用煤的煤质特性通常包括(煤)特性和(灰)特性两部分。 17、电厂常用的液体燃料主要有渣油,(裂化)重油与(燃料)重油,有时辅以原油或轻柴油。 18、锤式碎煤机的破碎过程是一部分煤块在高速旋转的锤头的(离心)力作用下被打到壳体板上被击碎, 另一部分煤在锤头产生的(冲击)力作用下被打到壳体板上被击碎,最后挤出筛板。 19、翻车机卸车线是几个设备联合作业,相继动作的作业线,各设备间相互(联锁)相互(制约)。 20、程序启动和停止是根据现场设备的备用情况及工作要求,逐一选择给、输、配煤设备及(除尘)等设 备,同时选择各交叉点(挡板)的位置,以确定整个程序运行设备。 21、带式输送机的缓冲托辊的作用是在受料处(减缓)物料对(工作面)的冲击,以保护胶带。 22、输煤系统一般由(卸煤)、上煤、配煤和(存储)四部分组成。 23、带式输送机的拉紧装置一般有(螺旋)拉紧器、车式拉紧装置和(重锤)拉紧装置三种。 24、煤质的工业分析有收到基(空气干燥基)、(干燥基)干燥无灰基四种。 25、煤中的灰分越高,煤的发热量就越(低),输煤量就越(多)。 26、带式输送机改向滚筒的作用是改变胶带的(缠绕)方向,使得胶带形成封闭的(环形)。 27、皮带称有(机械式)和(电子式)两大类。 28、液力耦合器有(普通)型,限矩型和(调速)型三大类。 29、叶轮给煤机拔煤机构主要有(调速电机)、主减速机,伞齿轮减速机、叶爪和(转轴)等组成。 30、输煤系统通常采用的除铁设备有(盘式)除铁器和(带式)除铁器。 〈二〉提高题 1、混煤作业是指依靠贮煤场设备进行有计划的堆取作业,以实现两种以上煤种的混匀料效果,达到锅炉燃 煤要求,即能保证燃煤的(发热量),又能降低燃料(成本),提高经济效益。 2、自动配煤的原则是当任何一个煤斗出现(低)煤位报警后,优先对(低)煤位煤斗进行配煤。 3、电厂运煤系统主要包括:来煤秤量、煤的受卸、贮存、运输、(计量)、(破碎)配仓等几个环节。 4、螺旋卸车机是由金属结构,大车行走机构、(螺旋起升)机构和(螺旋回转)机构等组成。 5、自动调心托辊可分为(槽形)自动调心托辊和(平形)自动调心托辊。 6、环式碎煤机主要破碎过程可分为:冲击、劈剪、(挤压)、(折断)滚碾几个过程。

7、转子式翻车机是指被翻卸的车辆中心与(翻车机)转子的回转中心基本(重合)的翻卸设备。 8、带式输送机的主动滚筒的表面采用人字型沟槽胶面滚筒,其主要优点是(磨擦)系数大、不易(粘煤)。 9、输煤系统的控制方式有就地手动控制、(集中手动)控制和(集中程序)控制三种。 10、输煤系统的控制和事故联锁采用了(出口继电器)或电机开关(辅助接点)来实现。 11、遇有电气设备着火时,对可能带电的电气设备以及发电机、电动机等,应使用干式灭火器、(二氧化 碳)灭火器或(1211)灭火器进行灭火。 12、轮斗机的梯子及围栏,应保持完整,照明应保证足够的亮度,起动时应先发出(音响信号)。推土机 配合轮斗机作业时,应保持(三)米的安全距离。 13、运煤皮带和滚筒上,一般应装(刮煤器)。禁止在运行中人工清理(皮带滚筒)上的粘煤或对设备进 行其它的清理工作。 14、油区的一切电气设备(如开关,刀闸,照明灯,电动机,电铃,自起动仪表接点等)均应为(防爆) 型,电力线路必须是暗线或电缆。不准有(架空)线。 15、火电厂的主要生产系统包括汽水系统、(燃烧)系统和(电气)系统。 〈三〉难度题 1、输煤系统一般包括卸煤机械,运煤设备,筛分破碎装置,(燃煤计量)装置及(取样)装置集中控制和 自动化设备等。 2、由发电机、变压设备、(输配电路)、(配电设备)等组成的总体称为电力系统。 3、 润滑在机械设备中的作用是控制磨擦、 减少磨损、 降温冷却、 防止磨擦面锈蚀、 密封作用、 (传递动力) 、 (减振)作用。 4、带式输送机系统设置联锁装置的作用是减少系统中输送机的(开停次数)。保证系统中的输送机能(顺 序启停)。当系统中重要部件出现故障时,系统会自动停止。 5、减速机振动异常或声音异常的原因有地脚螺丝松动,靠背轮中心不正,齿轮掉齿,(齿轮)磨损严重、 (轴承)故障等。 (三)选择判断题 〈一〉基本题 1、输煤系统排污水泵常见故障有两种:一、启动后不排水,二、异常振动。√ 2、输煤系统除铁设备的作用是除掉混在煤中的杂物,保证输煤系统及制粉系统的安全。× 3、给煤机运行中发生堵卡时,应将给煤机停止,并做好防误启动的措施后方可处理。√ 4、电磁除铁器所建立的磁场是非匀强磁场。√

5、带式输送机的传动原理是电机与减速机的传动原理。× 应为:带式输送机的传动原理是胶带与磨擦传动 原理。 6、一般情况下,煤种的变化必然引起煤质的变化,但煤质的变化却不一定是因煤种变化所致。√ 7、燃料油的发热量与煤的发热量近似相等。× 应为:燃料油的发热量比煤的发热量高得多。 8、皮带给煤机的运行给煤是靠胶带与煤斗间隙的磨擦作用将煤给到受煤设备上,因此带速不能过高。√ 9、 装卸桥的主梁在运行中会产生下绕, 因此主梁安装时有一定向上拱度, 一般为桥的宽度的 1/100。 × 应为: 装卸桥的主梁在运行中会产生下绕,因此主梁安装时有一定向上拱度,一般为桥的宽度的 1/1000。 10、落煤管堵煤信号装置是用来检测落煤管中有无堵塞现象。√ 11、螺旋拉紧器适用于 120 米以内的小功率的水平型新式输送机。× 应为 80 米。 12、倾斜型带式输送机的拉紧装置,应采用螺旋式拉紧器。× 应为重锤式拉紧器。 13、输送机胶带层数的多少与输送机滚筒直径无关。× 应为有关。 14、带式输送机的人字型沟槽滚筒有较高的磨擦系数,有良好的驱动性能。√ 15、我国燃油火电厂所用的燃油主要是重油,重油是炼油厂从原油中提炼出汽油、煤油、柴油等油品后的 残余物,重油中的碳和氢的含量高,水分和灰份的含量少,因此发热量高,是火电厂的优质燃料。√ 16、带式输送机的拉紧装置的作用之一是保证胶带足够的张力。√ 17、带式输送机的胶带越宽,煤粒越小,输送机的倾角越小,而带速可以较高。√ 18、带式输送机的立导辊是用来防止胶带运行跑偏的。√ 19、平等托辊一般为短辊,主要用在上托辊,支撑胶带运行。× 应为:平等托辊一般为长托辊,主要用在下 托辊,支撑空载段皮带。 20、槽型托辊一般由三个短托辊组成,槽角一般在 15° 或者 25° 。× 应为 20° 或 30° 。 21、缓冲托辊的作用就是在受料处减少物料对胶带的冲击,以保护胶带。√ 22、带式输送机运行中胶带的跑偏会使胶带边缘磨损加快,因此运行中要监视胶带的跑偏。√ 23、运行中电机轴承温度高的主要原因是滚珠已损坏。× 应为严重缺油。 24、带式输送机的减速器运行中温度缓慢升高,主要原因是缺油或油质不洁。√ 25、国家规定标准输煤皮带间含尘浓度不允许超过(A)。A、10 毫克/立方米;B、20 毫克/立方米;C、 5毫克/立方米。 26、挥发分含量对燃料燃烧特性影响很大,挥发分含量高则容易燃烧,(B)的挥发分含量高,所以很容 易燃烧。 A、无烟煤;B、褐煤;C、贫煤。 27、(C)是煤的组成成份中产生热量最高的元素。

A、碳;B、硫;C、氢。 28、当带式输送机中安装(A)皮带称时,带速不宜超过 2.5 米/秒。 A、电子;B、机械;C、核子。 29、环式碎煤机的特点之一是出料粒度均匀,并保证能在(C)毫米以下。A、10;B、20;C、30。 30、转子式翻车机其回转角度是(C)度。 A、120;B、150;C、175。 31、带式除铁器运行中强磁保持时间一般为(A)秒。 A、6;B、10;C、15。 32、运行中电机轴承温升的主要原因是(c)。A、滚珠已损坏;B、滚环间隙过小;C、严重缺油。 33、带式输送机启动时电机不转,并发出嗡嗡声,其主要原因是(B)。A、皮带过负荷;B、电机有故 障;C、操作按钮接触不良。 34、反击式碎煤机的(C)形板锤适用于粘性大,含水量高的物料。A、I;B、T;C、斧。 35、燃煤的热量其现行法定计量单位是(B)。A、卡;B、焦;C、大卡/千克。 36、一般油的(A)温度比闪点温度高3-6℃。A、燃点;B、着火点;C、沸点。 37、油中带水过多会造成(A)。A、着火不稳定;B、火焰暗红、稳定;C、火焰白橙光亮。 38、锤式碎煤机的振动超过1毫米时,应立即(B)。A、停机;B、停机检查;C、运行结束后检查。 39、碎煤机启动后电流来回摆动,其原因是(A)。A、给料不均匀;B、转子不平衡;C、大块卡住。 40、堆取料机液压系统运行中,如果油生泡沫应将系统中的(A)门打开。A、空气;B、支持;C、平 衡和稳定。 41、堆取机的斗轮被异物卡住时,液压系统中的(B)继电器会掉闸使斗轮全停。A、时间;B、压力; C、电流。 42、在程序配煤中,当遇有个别煤仓停用时,应具有(C)的功能。A、自动配煤;B、停止给煤;C、 自动跨仓。 43、堆取料斗轮装置的作用是(C)物料。A、挖取物料;B、堆存物料;C、挖取和运送。 44、机械式皮带称的称量误差通常在(C)%以上。A、1;B、3;C、5。 45、减速器连续运行中,其油温最高不能超过(B)℃。A、100;B、85;C、60。 46、程序控制具有自动停煤源的功能,这一功能主要是靠(A)来实现的。A、时间继电器;B、压力继 电器;C、电流继电器。 47、发电厂标准煤耗是指(B)。A、发电一千瓦时消耗的燃煤量;B、发电一千瓦时消耗的标准煤量; C、供电一千瓦时消耗的标准燃煤量。

48、在传动元件中,带传动主要用于(A)。A、传递扭矩;B、变换转速;C、传递动力。

〈二〉提高题 1、石油计量公式国家标准为m=(q20-1.10)V20。√ 2、离心泵启动后,空载时间不能过长。√ 3、灌油流速越快,磨擦越剧烈,产生静电压越高。√ 4、斗轮堆取料机安装完毕交使用前,首先进行空负荷试车,之后进行满负荷试车,满负荷试车时示得少于 4h。× 应为:6h 5、 门式斗轮堆取料机的大车行走机构的制动器动作两侧应一致, 松开时, 闸瓦与制动轮间隙为 0.5-0.7mm, 并保持均匀。√ 6、气垫带式输送机的胶带接头,只能用热接、冷接不能用机械连接。√ 7、输煤系统中的各主要设备的安装质量,属于输煤设备单位工程中的一项分部工程。√ 8、在输煤设备的启动控制中,信号和保护装置越多越好,只有这样才能最大限度地提高系统的稳定性。 × 应为:在输煤设备的自动控制中,装设一定数量的信号和保护装置是必要的,但不意味着信号和保护装置 越多越好。 9、 编程器的作用是: 编制并输入用户程序, 对用户程序进行编辑与调试, 但没有监控及必要的自诊断能力。 × 应为:编制并输入用户程序,对用户程序进行编辑与调试,监控及必要的自诊断。 10、可编程序控制是将大量的中间继电器、定时器、计数器等高度集成化后的产物。√ 11、电动机机械性故障产生的原因主要是轴承发热及损坏电动机振动过大而损坏。√ 12、红外线解冻库是采用煤气红外辐射器作热源,以辐射热进行解冻的,对外不产生火焰。√ 13、一般规定泵轴温度最高不超过(B)℃。A、60;B、70;C、80。 14、煤在空气中存放一年,则其热量一般会降低

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