整套课件教程：单元机组集控运行教材

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1、单元机组集控运行教材单元一单元机组的滑参数启动任务一单元机组启动的概念和启动方式任务二汽轮机辅助系统运行任务三锅炉辅助系统运行任务四配汽包锅炉单元机组冷态(滑参数)启动下一页返回单元一单元机组的滑参数启动任务五中压缸启动任务六强制循环汽包锅炉单元机组冷态启动任务七配汽包锅炉单元机组热态(滑参数)启动任务八配其他锅炉单元机组启动上一页下一页返回单元二单元机组正常运行调整维护任务一锅炉的正常运行监视调整任务二汽轮发电机组正常运行监视调整上一页下一页返回单元三单元机组的停运任务一单元机组停运方式概念及分类上一页下一页返回单元四单元机组事故分析及处理任务一锅炉典型事故任务二汽轮机典型事

2、故任务三电气方面的事故处理上一页返回单元一单元机组的滑参数启动任务一单元机组启动的概念和启动方式任务二汽轮机辅助系统运行任务三锅炉辅助系统运行任务四配汽包锅炉单元机组冷态(滑参数)启动下一页返回单元一单元机组的滑参数启动任务五中压缸启动任务六强制循环汽包锅炉单元机组冷态启动任务七配汽包锅炉单元机组热态(滑参数)启动任务八配其他锅炉单元机组启动上一页返回单元一单元机组的滑参数启动各独立单元之间无横向联系，并且各单元自身所需新蒸汽的辅助设备均用支管与各单元的蒸汽总管相连，各单元自身所需厂用电取自本单元发电机电压母线，这种系统称为单元系统。锅炉直接向与其联系的汽轮机供汽，发电机与变压器直接联系

3、，这种独立单元系统的机组称单元机组。典型的单元机组系统如图1一1所示。大型机组通常都是以锅炉一汽轮机一发电机组成单元制运行方式。在这种运行方式中，锅炉和汽轮发电机共同维持外部负荷需要，也共同保证内部运行参数稳定。单元机组的输出电功率与负荷要求是否一致反映了机组与外部电网之间能量供求的平衡关系;主蒸汽压力反映了机组内部锅炉与汽轮发电机之间能量供求的平衡关系。下一页返回单元一单元机组的滑参数启动就负荷控制而言，锅炉和汽轮机是一个不可分割的整体，是一个联合的被控对象。单元制系统与非单元制系统(母管制系统)相比，系统中任一主要设备发生故障时，整个单元机组都要被迫停止运行，而相邻单元之间不能互相支援;

4、锅炉、汽轮机、发电机之间不能切换运行，运行的灵活性较差;当机组负荷发生变化时，汽轮机调节汽门开度随之改变，单元机组没有母管的蒸汽容积可以利用，而锅炉的调节迟缓较大，必然引起汽轮机入口汽压的波动，使得单元机组对负荷变化的适应性较差。单元机组系统简单(管道短、发电机电压母线短、管道附件少)，发电机电压回路的开关电器较少，系统本身的事故可能性减少，操作方便，便于滑参数启停，适合锅炉一汽轮机一发电机集中控制。上一页下一页返回单元一单元机组的滑参数启动单元机组运行的原则是在保证安全的前提下，尽可能提高机组运行的经济性。因此，单元机组在启停过程中，首先应保证机组的安全，尽量减少启停过程中的各项损失，实

5、现最优化启停。机组最优化启停是指在保证机组零部件应力、胀差、轴向位移等指标不超限的前提下，机组以最高的经济性，在最短时间内启动、停运。上一页返回任务一单元机组启动的概念和启动方式一、单元机组启动的概念单元机组启动是指从锅炉点火开始，经历升温升压、暖管，当锅炉出口蒸汽参数达到要求值时，对汽轮机冲转，将汽轮机转子由静止状态升速到额定转速，发电机并网并接带负荷的全部过程。单元机组是炉机电纵向联系的整体生产系统。在单元机组的启停过程中，机炉电之间相互联系、相互制约，因而各环节的操作必须协调一致、相互配合。单元机组多为大容量、高参数机组，其体积庞大、结构复杂，各设备及部件在启停过程中所处条件不同，使各

6、部件本身沿金属壁厚方向或部件之间产生温差，温差导致膨胀不均，从而产生热应力，降低设备的使用寿命。下一页返回任务一单元机组启动的概念和启动方式因此，对单元机组的启停应寻求合理的方式，使机组在启停过程中各部件的热应力、热变形、热膨胀以及机组振动维持在较好的水平。二、单元机组的启动方式单元机组的启动方式有不同的分类方法。 (一)按冲转时进汽方式分类对于中间再热式汽轮机，按冲动转子时的进汽方式分为高中压缸启动和中压缸启动两种方式。(1)高中压缸启动。启动时，蒸汽同时进入高中压缸冲动转子，对高中压缸合缸的机组，可使分缸处加热均匀，减小热应力，缩短启动时间。上一页下一页返回任务一单元机组启动的概念和

7、启动方式(2)中压缸启动。汽轮机冲转时，高压缸不进汽而用中压缸进汽冲转，待汽轮机转速升至规定值时，才逐渐向高压缸送汽。采用中压缸启动时，中压缸为全周进汽方式，中压缸和中压转子加热均匀;随再热蒸汽压力的升高，对高压缸进行暖缸，高压缸和高压转子受热也比较均匀，从而减小了启动过程中汽缸和转子的热应力。采用中压缸启动，在中速暖机结束后，高、中压转子的温度一般都升到150以上，使高、中压转子温度高于其脆性转变温度，提高了机组在高速下的安全性。采用中压缸进汽，流经低压缸的蒸汽流量较大，能更有效地带走低压缸后几级鼓风产生的热量，保持低压缸排汽部分在较低的温度水平。在启动初期，启动速度不受高压缸热应力和胀差的

8、限制，缩短了启动时间。但是，采用中压缸启动，控制方法比较复杂。上一页下一页返回任务一单元机组启动的概念和启动方式 (二)按控制进汽量的阀门分类汽轮机冲转时，为控制进入汽轮机的蒸汽流量，可以使用调节汽门、自动主汽门或电动主汽门以及自动主汽门或电动主汽门的旁路阀。根据阀门的不同启动分为: (1)用调节汽门启动。启动时，电动主汽门和自动主汽门全开，进入汽轮机的蒸汽流量由调节汽门控制。 (2)用自动主汽门或电动主汽门启动。启动前，调节汽门全开，由自动主汽门或电动主汽门来控制进入汽轮机的蒸汽量。这种启动方式，可以使汽轮机全周进汽，汽轮机加热比较均匀，但容易使自动主汽门或电动主汽门磨损，造成关闭不严的

9、后果。上一页下一页返回任务一单元机组启动的概念和启动方式 (3)用自动主汽门或电动主汽门的旁路阀启动。在启动前，调节汽门全开，由自动主汽门或电动主汽门的旁路阀来控制进入汽轮机的蒸汽量。在启动升速过程中，汽轮机全周进汽，受热比较均匀，这对汽缸壁较厚的机组是有利的。(三)按启动前金属温度或停运时间分类高中压缸启动时按调节级金属温度划分，中压缸启动时按中压缸第一压力级处金属温度划分。(1)冷态启动。金属温度低于180200时的启动为冷态启动。(2)温态启动。金属温度在200350时的启动为温态启动。 (3)热态启动。金属温度在350以上时的启动称为热态启动。有的又将金属温度在450以上的启动称为

10、极热态启动。上一页下一页返回任务一单元机组启动的概念和启动方式也有按机组停运后至再次启动的时间来划分的，停运1周时间为冷态启动，停运48h为温态启动，停运8h为热态启动，停运2h为极热态启动。 (四)按蒸汽参数分类单元机组的启动方式按新蒸汽参数分类，可以分为额定参数启动和滑参数启动。 (1)额定参数启动。从汽轮机冲转直至机组带上额定负荷的整个过程中，自动主汽门前的蒸汽参数始终为额定值的启动称为额定参数启动。这种启动方式存在下列缺点:开始冲转时由于蒸汽量小，只有部分调节汽门开启，蒸汽节流损失大，汽轮机进汽室加热不均匀;锅炉在升温升压过程中，由于蒸汽负荷小，水循环差;上一页下一页返回任务一

11、单元机组启动的概念和启动方式用高温高压的蒸汽加热管道和汽轮机，使金属内产生较大的温度梯度;锅炉在升温升压过程中不断地排汽，损失工质和热量，影响机组启动的经济性。由于额定参数启动具有上述缺点，目前单元机组已基本不再采用这种启动方式。 (2)滑参数启动。滑参数启动是在锅炉点火、升温升压过程中，利用低温低压的蒸汽进行暖管，当锅炉参数达到一定值时汽轮机冲转、暖机，机组并网接带负荷，随着蒸汽温度和蒸汽压力的升高，机组负荷逐步增加，当蒸汽参数达到额定值时，机组达到额定出力的启动方式。上一页下一页返回任务一单元机组启动的概念和启动方式滑参数启动的主要优点是:滑参数启动时，采用容积流量大的低参数蒸汽加热设

12、备部件，金属温差小，对锅炉汽包、汽轮机转子和汽缸等加热比较均匀，温升平稳、热应力小，机组启动的可靠性好;滑参数启动的经济性好，在滑参数启动过程中，主蒸汽管道上的阀门全开，减少了节流损失;锅炉不必大量对空排汽，减少了工质和热量损失，从而减少燃料消耗;自锅炉点火至机组并网带负荷时间短，辅机用电量减少;滑参数启动时间短，这样就提高了设备的利用率，增加了机组运行调度的灵活性;在滑参数启动过程中，汽轮机可以采用全周进汽，调节汽门处于全开位置，操作调节简化;滑参数启动过程中减少了蒸汽排放所产生的噪声，改善了操作环境。上一页下一页返回任务一单元机组启动的概念和启动方式滑参数启动应具备的必要条件:非再热机

13、组的凝汽器疏水管必须有足够大的直径，以满足锅炉从点火到汽轮机冲转前所产生的蒸汽能直接排入凝汽器;采用滑参数启动的机组，其轴封系统供汽、除氧器加热蒸汽等需装设辅助汽源;汽缸和法兰螺栓加热系统有关的管道直径应适当加大，以满足法兰螺栓及汽缸加热需要。由于滑参数启动与额定参数启动相比具有很多优点，因此单元机组大都采用滑参数启动方式。滑参数启动又可分为真空法和压力法两种方式。1)真空法滑参数启动。锅炉点火前，全开主蒸汽管道上的电动主汽门、自动主汽门、调节汽门，用盘车装置转动汽轮机转子，抽气器投入工作，真空区一直扩展到锅炉汽包。上一页下一页返回任务一单元机组启动的概念和启动方式锅炉点火后，锅水在真空状

14、态下汽化，由于汽轮机已用盘车装置转动，蒸汽压力在0. 1 MPa以下就可冲动汽轮机转子并升速。此后，锅炉按照要求升温升压，直至机组正常运行。采用真空法滑参数启动时，全部启动过程由锅炉控制，比较困难;这种启动方式真空系统庞大，抽真空也比较困难;在启动初期蒸汽的过热度低，汽轮机容易发生水冲击事故;另外，对具有中间再热的单元机组，采用真空法启动是困难的，因为真空法进入汽轮机的蒸汽汽温低，高压缸排汽温度也低，再热器一般在低温区使再热汽温无法提高，低压缸也因为蒸汽温度低而使最后几级叶片水分过大。目前，单元机组很少采用真空法滑参数启动，而采用压力法滑参数启动。上一页下一页返回任务一单元机组启动的概念和

15、启动方式2)压力法滑参数启动。锅炉点火前，关闭自动主汽门和调节汽门，只对汽轮机抽真空。锅炉点火后，自动主汽门前的蒸汽参数达到要求时，开冲转阀进行冲转、升速。机组并网后，全开调节汽门，机组滑压运行，由锅炉控制主蒸汽参数，随主蒸汽参数的提高，机组负荷增加。压力法滑参数启动克服了真空法的缺点，目前大容量机组几乎都采用压力法滑参数启动。机组启动时尽量选用合理的启动方式。合理的启动方式也就是合理的加热方式，在启动过程中，使机组各部分热应力、热变形、胀差及转动部分的振动均维持在允许范围内，尽快将机组金属温度均匀升至额定负荷下的工作温度。上一页返回任务二汽轮机辅助系统运行一、凝结水系统的运行凝结水系统的主

16、要功能是将凝汽器热井中的凝结水由凝结水泵输送到凝结水除盐装置，然后再由凝结水升压泵升压，通过轴封加热器及各低压加热器加热后送到除氧器，期间对凝结水进行加热、除氧、化学处理和除去杂质。此外，凝结水系统还向其他部分提供水源，如有关设备的密封水、减温器的减温水、各有关系统的补给水以及汽轮机低压缸喷水等。 (一)凝结水泵的运行1.泵的启动(1)启动前的准备工作。下一页返回任务二汽轮机辅助系统运行1)确认电动机转向正确(正确方向为俯视逆时针)，试转时应先拆除联轴器销轴和调整垫，在电动机上单独进行。 2)检查水泵进口管道、出口管道、再循环管道系统中所有的高点处是否能排除空气。3)检查水泵的密封、冷却等辅

17、助水系统的水源是否处于供给状态。4)开通密封水，初步调整填料压紧程度，使泄漏水成滴状滴出。注意，水泵启动后，其泄漏量将增大。5)从联轴器处扳动转子，检查其转动是否灵活。6)检查凝汽器热井水位是否满足泵的灌注高度。7)检查电动机控制保护系统是否可靠。上一页下一页返回任务二汽轮机辅助系统运行 (2)启动与运行。1)关闭出口门。2)开通泵的密封水、冷却水管路。3)开通泵的抽气管路。4)开通进口阀，使泵充满水。5)启动水泵，然后迅速开启出口阀。6)发现下列情况之一应停泵检查:电流波动大，或超过额定值;水泵有明显振动;电动机绕组或轴承处温升超过规定值。7)正式调整填料压盖压紧程度，使泄漏水成滴状漏出

18、。上一页下一页返回任务二汽轮机辅助系统运行 8)投入正常运行后，值班人员应注意下列事项:每天检查并记录水泵的运转情况，如电流，电压以及泵进、出口压力等;每班至少三次查看密封水泄漏情况，发现漏水多或不漏水等不正常现象时，应调整填料压盖的压紧程度。2.泵的停止 (1)关闭出口门。 (2)切断电源，然后关闭入口门。(3)关闭冷却水管路。 (4)确认转子停止后，关闭密封水管路。(5)停运期间，如果进口处于负压状态，应保持密封水的注入。上一页下一页返回任务二汽轮机辅助系统运行 (6)停运后如处于或面临结冰温度，应采取放水措施。 (二)低压加热器的运行低压加热器通常都是随主机启动和停止的，加热器温

19、度不论是上升还是下降，均以2 /min的温度速率为宜，且不应超过3/min。1.启动若加热器启动前所有阀门都处于关闭状态，则必须进行如下操作:(1)打开汽侧和水侧所有的排气口。 (2)缓慢将给水进口阀的手动旁路阀打开，开始向加热器水侧(即水室)注水，随着注水，空气或其他防腐气体将从水室的启动排气口逸出。上一页下一页返回任务二汽轮机辅助系统运行(3)当所有空气或其他气体从水侧排尽后，关闭水室的启动排气口。(4)打开水侧进口阀，关闭水侧旁路阀。(5)根据情况，采用下述一种或两种方法，使给水慢慢流过加热器。1)当加热器水侧温度已稳定，但还没有达到设计给水温度时，可打开水侧出口阀的旁路阀，并继续监

20、视加热器，使给水按建议的温度速率上升。2)当加热器设计给水温度已达到并且稳定后，可用下列方法打开给水出口阀:如加热器后面的管路中无压力或流量，则打开水侧出目的旁路阀，使其建立压力或流量直至压力平衡，然后打开水侧出口阀，关闭出口阀的旁路阀;上一页下一页返回任务二汽轮机辅助系统运行如加热器后面的管路中有压力而无流量，只需打开给水出口阀就行;如在加热器后面的管路中有压力和流量(如水侧走旁路)，则在慢慢关闭水侧旁路阀的同时慢慢打开给水侧出口阀。(6)打开疏水出口阀。 (7)使用逐级疏水时，打开疏水进口阀，进行正常的逐级疏水。(8)打开加热器蒸汽阀，给水温升按前述要求。(9)当蒸汽从壳体启动排气口逸

21、出时，应立即关闭此门。(10)调整疏水调节器，使加热器疏水水位尽量保持正常水位。如果确信调节器工作正常，可关紧绕过调节器的旁路阀。上一页下一页返回任务二汽轮机辅助系统运行2.正常工况下运行注意事项(1)加热器端差的增加，其原因可能是超载运行、泄漏或管子结垢。(2)疏冷段的疏水端差上升，其原因可能是低水位管子结垢，或疏冷段内包壳存在泄漏。(3)启动排气直接进入大气，运行排气进入凝汽器，启动时各排气口应单独排放。3.正常停机程序 (1)关闭壳体运行排气阀。 (2)慢慢地关闭通往加热器的蒸汽进口阀。 (3)关闭疏水进口阀。上一页下一页返回任务二汽轮机辅助系统运行(4)关闭疏水出口阀。 (5)

22、缓慢地打开旁路阀，同时慢慢地关闭水侧进口阀。4.低压加热器保护低压加热器保护主要指疏水水位控制。 (1)正常水位。当加热达到运行温度并稳定运行时，一定要保持控制水位。通常由液位控制器控制水位。水位表连在壳体上以便操作人员进行就地观察。一般水位允许偏离正常水位约38mm. (2)低水位。低于正常水位38mm为低水位，水位的进一步降低会使疏冷段进口露出水面，而使蒸汽进入该段。这将破坏该段的正常工作，造成疏水端差增大，严重的会产生汽水两相流，冲蚀疏冷管段管子。上一页下一页返回任务二汽轮机辅助系统运行如果疏水温度高于给水进口温度11 27. 5 ，则疏冷段可能部分进水和漏汽。 (3)高水位。高于正

23、常水位38mm为高水位。当加热器处于高水位时，开始有传热管浸没在水中，使可用的有效传热面积减少，导致加热器性能下降(给水出口温度降低)。高水位由下列情况造成:疏水调节器运行不正常或有故障;逐级疏水的加热器之间压差不够;超载;管子损坏。如果管子泄漏，则要立即采取措施堵塞坏管子，以避免高压水对邻近管束的冲蚀损害。5.其他上一页下一页返回任务二汽轮机辅助系统运行 (1)停机保护。若停机时间较长，应将壳侧和水室的水放尽，然后进行充气或使用合适的化学抑制剂保护。(2)污垢及清洗。管子表面一层薄薄的氧化层是保护管子免受化学侵蚀所必需的，在加热器设计时已考虑在内了，但系统内因化学成分失调造成污垢增厚会损

24、害加热器，使其性能变差。加热器因积垢而性能变差，可以从给水总温升的降低看出来，同时污垢过厚还会使水流动阻力增加。污垢可用机械方法(高压水喷射等)和化学清洗去除。化学清洗除下的污垢不可以残留在里面。(三)轴封加热器及轴封风机运行1.轴封加热器运行上一页下一页返回任务二汽轮机辅助系统运行轴封加热器用凝结水来冷却由各段轴封和高中压调节汽门主汽阀阀杆漏出的汽气混合物，使混合物中蒸汽凝结成水，从而回收工质，又使热量传给主凝结水;提高了经济性，同时将混合物的温度降低到轴封风机长期运行所允许的温度。轴封加热器工作运行中大部分蒸汽凝结成水，通过虹吸管疏入凝汽器，不凝结气体和少量蒸汽则由轴封风机抽出并排入

25、大气。必须监视水位指示器中的水位，如果水位指示器中的水位已达195 mm，表明凝结水已淹没换热器，使传热恶化。另外冷却水量不能小于200t/h，否则将难以维持所需真空条件。2.轴封风机运行上一页下一页返回任务二汽轮机辅助系统运行轴封风机用来抽出轴封加热器内的不凝结气体，以保证加热器在良好的换热条件下工作，并维持一定的汽封压力，它是保证汽封系统安全运行的一个重要设备。风机投运前要试转。首先脱开联轴器单独对电动机进行试转0. 51h，检查电气系统、转向、轴承温度及振动是否正常。电动机正常后，连接联轴器进行风机试转，先由人工盘动，应轻松灵活且动静之间无碰磨声，方可进行风机运转。风机启动时，进风口

26、前的阀门应关闭，待风机达到额定转速2 920r/min后，再慢慢开启阀门至预定位置。风机启动前及运行中应定期检查油杯是否有足够润滑油，运行中定时巡视风机内部是否有响声和轴承振动的情况。上一页下一页返回任务二汽轮机辅助系统运行二、给水系统的运行给水系统是把经过除盐及除氧后的凝结水从除氧水箱中输出，送至锅炉省煤器入口。在输送的过程中，给水在各台高压加热器中被加热，以提高给水温度。 (一)给水泵的运行目前300MW机组采用两台50%容量的汽动给水泵，设有一台30%容量的电动给水泵作为备用给水泵。1.启动前的检查(1)连接全部管道并清理干净，确认防护罩完好;(2)润滑油系统已冲洗完毕并验收合格;上

27、一页下一页返回任务二汽轮机辅助系统运行(3)用手盘动转子灵活无卡涩;(4)各仪表正确无故障;(5)检查机械密封冷却水、冷油器和电动机的冷却水系统;(6)对相关设备、系统进行检查(液力藕合器、最小流量阀、给水箱、各阀门等)。2.启动(1)充水前的准备。1)启动冷却水系统;2)向机械密封冷却器供水;3)检查机械密封回路上的过滤器;上一页下一页返回任务二汽轮机辅助系统运行4)开启最小流量系统的手动阀;5)关闭放排气接管;6)关闭给水排气管，包括机械密封系统。(2)充水及排气。1)开启进口阀10%20 % ;2)至排气嘴流出的水中无气泡时，关上水嘴;3)机械密封回路排气;4)入口阀全开，确认入

28、口压力正常;5)手动盘泵无障碍。上一页下一页返回任务二汽轮机辅助系统运行(3)启动。 1)启动电动机，使泵在最低转速(1 0001500r/min)上运行(汽泵用辅汽);2)观察最小流量阀功能;3)观察机械密封水温度;4)观察轴瓦温度;5)升速至正常压力;6)缓慢开启出口阀;7)观察最小流量开关点;上一页下一页返回任务二汽轮机辅助系统运行8)开启点:130m3/h;9)关闭点:260 m/h3.停止(1)停机备用。1)降低转速;2)观察最小流量阀功能，当泵流量小于最小流量时，最小流量阀应开启;3)将转速降到最低(1 0001 500r/min)4)停止;5)观察机组情况。上一页下一页

29、返回任务二汽轮机辅助系统运行(2)停机检查。1)降低转速直至最小流量;2)观察最小流量阀开闭点;3)降至最低转速(1 0001 500 r/min );4)停止(若是电动给水泵，则启动辅助油泵);5)观察泵情;6)关闭出口阀;7)关闭最小流量管上的截止阀。(3)放水。上一页下一页返回任务二汽轮机辅助系统运行 1)关闭吸入管上的吸入阀;2)关闭冷却水(须在壳体温度80进行);3)停止供油;4)打开排水阀。4.正常维护 (1)正常运行期间要定期检查、定点运行;(2)泵应始终运行平稳，无噪声且无振动;(3)避免出口阀门最小流量开启条件下长时间运行(造成最小流量阀部分负荷性汽蚀磨损);(4)注意

30、性能限制曲线;上一页下一页返回任务二汽轮机辅助系统运行(5)轴承温度不得超过90;(6)检查油管路上滤油器是否堵塞，允许压差0. 06MPa;(7)泵运转时供水(油)管线截止阀不得关闭; (8)平衡水压力比进入压力高0. 05 0. 1 MPa ;(9)检查密封回路温度(80); (10)检查前置泵及主泵前过滤器是否堵塞;(11)检查冷却水流量和温度，最大温差不超过10 ; (12)设泵的运行日志，对如下参数定时记录:额定流量、入口压力、出口压力、平衡回水压力、油压、介质温度。上一页下一页返回任务二汽轮机辅助系统运行 5.暖泵一旦泵处于备用，就从给水母管引入热水至主泵，使其加热，从而防

31、止设备温度层出现。热水通过吸入管流回给水箱，这样泵就处于随时启动的状态。(二)给水泵汽轮机启停1.机组启动前的准备 (1)机组各部套齐全，各系统安装准确，连接牢固，无松动和泄漏情况，内部清洁度符合有关规定。(2)油系统已经冲洗验收合格。 (3)高、低压主汽阀的蒸汽管已冲洗干净。上一页下一页返回任务二汽轮机辅助系统运行(4)机组配备的所有仪器、仪表、测点齐全，安装接线正确牢固，并已验收合格。仪器、仪表指示正确、清晰，性能稳定，标志明显。(5)机组四周整洁干净，保温良好，保温层不得有开裂、脱落、水浸、油浸现象。 2.辅助系统启动(1)汽轮机已遮断，电源供电，冷却水具备，厂用压缩空气已送气，蒸汽

32、汽源正常。 (2)启动低压油系统。步骤如下:启动给水泵汽轮机润滑油箱排烟风机;接通事故油泵电源，压力开关使事故油泵自启动;启动1号主油泵，试验2号主油泵正常后备用;停事故油泵。上一页下一页返回任务二汽轮机辅助系统运行 (3)启动高压油系统。启动前高压蓄能器压力为8. 6MPa，低压蓄能器压力为0. 18MPa，抗燃油蓄能器压力为8. 8MPa。 (4)暖泵。(5)检查确认保安装置工作正常，轴承进油温度45左右，抗燃油温3545。(6)高、低压主汽阀与调节汽阀做活动试验，确信主汽阀和调节汽阀遮断正常无卡涩现象，指示灯工作正常。(7)蒸汽品质合格。(8)启动汽封系统。给水泵汽轮机冲转前，应投入

33、汽封供汽，供汽表压约为0. 13 MPa，温度为150177 。上一页下一页返回任务二汽轮机辅助系统运行(9)建立真空。给水泵汽轮机投入汽封供汽后，应立即开启给水泵汽轮机排汽真空蝶阀，建立真空。 (10)疏水。确认真空建立后，汽缸、进汽管、蒸汽阀门和管道上所有疏水口全部打开。 3.机组启动(1)手动或遥控操作使危急遮断装置复位，建立一次和二次安全油压。若“汽轮机复位”灯亮，“汽轮机已遮断”灯灭，表示挂闸成功。 (2)按下MEH操作盘上的“低压主汽阀开”或“高压主汽阀开”按钮，灯亮。(3)按下MEH操作盘上“阀位增加”带灯按钮，调节汽阀开启，汽轮机开始升速。上一页下一页返回任务二汽轮机辅

34、助系统运行 (4)在MEH操作盘上的“转速定值”窗口给定“3 100”数字显示，当“转速窗口”显示了同一数值，表示汽轮机转速已升到3100r/min, CCS允许投入。计算机通过软件自动平稳地从“转速自动”切换到“锅炉自动”，操作盘上“锅炉自动”灯亮，“转速自动”灯灭，此时，汽轮机转速随锅炉给水协调控制系统CCS来的给水量信号而变化。(5)在转速自动方式下，对于操作盘上的“转速升”和“转速降”按钮，若操作该按钮在10s以内，升速率为200r/min，连续按下按钮超过10s,升速率为2000r/min，一旦自动切换到锅炉自动，控制器的远方指令使升速率限制在1 000r/min 。上一页下一页返

35、回任务二汽轮机辅助系统运行任务二汽轮机辅助系统运行(6)在冷态启动时，在到达3 1 00r/min以前，升速率为200r/min，在700r/min左右运行时，进行机组检查，时间不超过5 min;然后升速到2 2002 300r/min进行高速暖机30min。在热态启动时，700r/min时的检查时间不超过2min，然后快速升到3 100r/min。 (7)启动过程中，在冷油器出口油温达55或轴承回油温度达60时，开启冷油器冷却水。正常运行中，冷油器出口油温约维持在45 。(8)机组负荷达40%时，关闭给水泵汽轮机汽缸与蒸汽管道的所有疏水，关闭高压和低压主汽阀的电动疏水门。4.运行方式(1

36、)主机定压运行。上一页下一页返回任务二汽轮机辅助系统运行1)单台汽动给水泵时，高、低压汽源混合做功，最高负荷为主机65 %额定负荷。2)两台汽动给水泵时，受泵最小流量限制，运行负荷大于35 %额定负荷，在主机35 %额定负荷以上为低压汽源单独工作。(2)主机滑压运行。1)单台汽动给水泵时，受给水泵汽轮机最低转速3 1 00r/min限制，最低运行负荷为30%额定负荷，在主机30%额定负荷以上为低压汽源单独工作，最高为60 %额定负荷。2)两台汽动给水泵时，最低运行负荷为主机40 %额定负荷。5.机组停机上一页下一页返回任务二汽轮机辅助系统运行(1)当主机负荷下降至25%额定值时，打开汽

37、缸和蒸汽管道的全部疏水阀，同时打开高、低压主汽阀前的电动疏水阀。 (2)随着主机负荷继续下降，CCS会自动降低给水泵汽轮机转速，当给水泵汽轮机转速降到“锅炉自动”的最低转速3 100r/min时，按下MEH操作盘上“脱扣”带灯按钮。1)主汽阀和调节汽阀迅速关闭，相应指示灯亮。给水泵汽轮机重新切“手动”方式，以备下次启动。2)转速惰走期间，注意振动变化情况。(3)如果给水泵汽轮机停机时间长，则应进行下列工作:1)若主机负荷继续小于30%额定值，锅炉由电动给水泵供水，则应迅速关闭给水泵汽轮机排汽蝶阀，以免破坏主机真空。上一页下一页返回任务二汽轮机辅助系统运行2)汽轮机应在真空解除后，停止汽封送

38、汽。3)保证给水泵汽轮机干燥。4)切除MEH控制器回路。 (三)高压加热器的运行1.高压加热器的投入 (1)机组启动时的投入。1)机组启动时，高压加热器水侧一般随机投入，即在电动给水泵启动前就开启高压加热器水侧入口三通阀和出口电动截止阀。2)发电机并网后，可开启高压加热器抽汽电动阀，高压加热器汽侧随机组负荷增加逐步加热至工作温度。上一页下一页返回任务二汽轮机辅助系统运行 3)当3号高压加热器汽侧压力小于除氧器压力时，疏水排至高加危急疏水扩容器;当3号高压加热器汽侧压力大于除氧器压力时，高压加热器疏水排至除氧器水箱。(2)机组运行中的投入。1)开启1号高压加热器水侧出口排气阀，缓慢开启水侧注

39、水阀，严格控制加热器温升不大于5/min，待1号高压加热器水侧出口排气阀排出连续水流时关闭该阀，高压加热器水侧压力逐渐升至与给水母管压力相等。2)开启高压加热器水侧出口电动截止阀。3)开启高压加热器水侧入口三通阀，关闭高压加热器水侧注水阀。上一页下一页返回任务二汽轮机辅助系统运行4)缓慢开启1 3号高压加热器抽汽电动阀，严格控制高压加热器汽侧温升率小于5 /min，直至抽汽电动阀全开。5) 3号高压加热器汽侧压力大于除氧器压力时，高压加热器疏水排至除氧器。6)开启13号高压加热器汽侧空气至除氧器门。2.运行过程的监督在高压加热器系统正常运行时，运行人员应随时对设备和系统各部件进行监视，以确

40、保系统安全运行。(1)疏水水位监视。在高压加热器系统运行时，应时刻注意观察水位的变化，保证水位在高水位和低水位之间。上一页下一页返回任务二汽轮机辅助系统运行(2)当水位上升过快，并发出高水位报警信号时，应加强监视，如果危急疏水阀开启后，水位没有继续上升，但报警信号仍未消失，则应检查疏水系统，排除故障。(3)如果危急疏水阀开启后，水位仍继续上升，直至高压加热器解列，则有可能是高压加热器管子破裂或管口密封焊口泄漏，应检查高压加热器，找出问题及时维修。(4)对于排空的安全阀排放口，应定期检查，防止杂物堵塞出口，保证超压时安全阀能及时起跳。(5)运行中，应随时观察高压加热器给水的进、出口温度是否正

41、常，如有偏差，则应检查抽汽是否正常。只有保证抽汽参数才能保证给水出口温度。上一页下一页返回任务二汽轮机辅助系统运行同时，也必须保证除氧器正常运行，使进水温度符合要求。 (6)对运行中各设备的工作压力也应注意观察，当压力不正常时，应找出原因，使其恢复正常，以保证设备正常、安全地运行。 (7)为保证系统安全正常运行，应定期对各部件和各种监测元件进行检查、校验，如有损坏，必须进行维修和更换。3.运行注意事项 (1)设备解列后，应及时关闭抽汽阀，切断进汽，防止汽侧超压升温损坏设备。同时，应手动使三通阀和给水闸阀处于可靠的关闭状态。(2)机组甩负荷及事故停运时，应立即切断给水，关闭抽汽阀，防止切断给

42、水后蒸汽继续进入设备，使内部剩余水升温升压。上一页下一页返回任务二汽轮机辅助系统运行甩负荷切断给水可避免抽汽消失后，低温给水继续进入设备使设备快速冷却产生较大的热应力。 (3)设备非事故停运时，应由高压到低压逐级缓慢关闭抽汽阀，并控制其温降小于2 /min ,等设备汽侧壳体内压力消失后再停给水。(4)设备投运时，高压加热器保护系统必须同时投运，严禁无保护投运。保护系统各种装置、元件必须经常检验，保证保护动作可靠，水位控制准确。(5)为保证给水三通阀和给水闸阀动作迅速、可靠，应对这两阀门定期进行检查。应定期将给水自动旁路保护系统动作一次，应通过升高高压加热器疏水水位进行自动动作以检验保护系统

43、是否灵敏可靠。上一页下一页返回任务二汽轮机辅助系统运行 4.高压加热器的保养设备在停运期间的保养好坏将直接影响其使用寿命，保养中，应特别做好设备停运后的防腐工作。保养措施如下: (1)设备短期停运(1个月内)时，须将其汽侧和水侧均充满凝结水。 (2)设备停运时间超过一个月时，为防止内部装置生锈腐蚀，须将设备内部的剩余水排放干净，并用压缩空气将内部吹干，密封各管口，抽去内部空气，形成真空后充入氮气，充氮压力为0. 10. 15 MPa，并经常检查压力，当氮压低于0. 03 MPa时，应补充氮气，使氮压维持在0. 050. 1 MPa 。上一页下一页返回任务二汽轮机辅助系统运行三、除氧器系

44、统的运行(一)除氧器启动1.除氧器上水 (1)启动一台凝结水泵，调节除氧器进水调节汽门向除氧器进水。(2)待除氧器水位上升至正常值，调节进水流量300t/h，调节水箱至凝汽器溢流阀维持除氧器水位。2.除氧器加热(1)稍开备用汽至除氧器加热进汽总阀及备用汽调整阀暖管，结束后，关闭其前后疏水阀、放空气阀。上一页下一页返回任务二汽轮机辅助系统运行 (2)逐渐开足除氧器加热汽总阀及调整阀。(3)启动除氧器循环泵。 (4)调整除氧器加热汽调节汽门，使水温缓慢上升，除氧器本体及管道无冲击。待除氧器内部起压后，适当关小进汽调节汽门，维持除氧器内部压力不大于0. 196MPa。3.除氧器定压运行当主机负荷

45、在80MW以下时，维持除氧器在0. 147MPa压力下进行定压运行。定压运行时，因压力低、蒸汽比容大、流速高，要求加热蒸汽从除氧器两端进汽管同时进入除氧器，以防振动。上一页下一页返回任务二汽轮机辅助系统运行 4.除氧器滑压运行 (1)主机负荷大于80MW时，稍开抽汽至除氧器隔离阀，暖管结束后，关闭并放去疏水。(2)用备用汽调节汽门调节除氧器内部压力小于或等于抽汽压力后，逐渐开足第四级抽汽至除氧器隔离阀。关闭备用汽至除氧器总阀及调节汽门，稍开备用汽至除氧器管道上疏水阀，在切换过程中，除氧器内部压力应无突变现象。(3)投入除氧器水位自动调节及有关保护，除氧器进入滑压运行。5.门杆漏汽上一页下

46、一页返回任务二汽轮机辅助系统运行当除氧器进入滑压运行时，才能将门杆漏汽送入除氧器，以提高机组热经济性。在运行中必须做到，一旦凝结水泵停止运行，则门杆漏汽管上逆止阀立即关闭严密，以防除氧器超温。6.除氧器的正常运行与维护(1)进汽压力:0.980 7MPa;(2)滑压范围:0. 1470. 785 MPa ;(3)最高工作压力:0. 780MPa;(4)出水温度:174. 5;(5)出水含氧量: 7g/L;(6)进水压力与内部压力差:0. 024 0. 058 8MPa;上一页下一页返回任务二汽轮机辅助系统运行(7)最大出力:1 080t/h 。 7.除氧器事故处理 (1)压力变化。1)汽

47、压升高。若除氧器内部压力突然升高，应立即检查除氧器进水压力、流量是否正常，增加进水压力与除氧器内部压力差至正常;若汽源为备用汽，应检查备用汽参数及进汽调节汽门开度是否正常。如果汽压自动调节失灵，应立即改为手动。2)汽压降低。除氧器内部压力突然降低，应立即检查进水流量、压力与负荷是否相适应，降低进水压力与内部压力差至正常;上一页下一页返回任务二汽轮机辅助系统运行若为备用汽源，应检查其参数及调节汽门开度;检查各进汽电动阀、抽汽逆止阀状态是否正常，保证抽汽管路畅通;除氧器滑压运行时若内部压力降至0. 196MPa以下，调整无效时，应将汽源切至备用汽。(2)水位变化。1)水位升高。若除氧器水位升高

48、较快，应立即调整除氧器进水流量，使之与给水流量相适应。控制进水压力与除氧器内部压力差在正常范围内。若水位自动调节失灵，应切为手动旁路调整。水位继续升高到I值，发出“除氧器水位高”报警，此时应汇报班长，并判明原因，采取有效措施降低水位。水位高至值，除氧器溢流阀自动打开，若水位仍不下降，应开启其他放水阀。水位高至值，第四级抽汽至除氧器电动逆止门应自动关闭，并发信号。上一页下一页返回任务二汽轮机辅助系统运行 2)水位降低。若除氧器水位下降较快，应立即调整除氧器进水流量。若水位调节失灵，应立即切为手动或旁路调节;水位降至I值，发“除氧器水位低”信号并报警，此时应汇报班长，联系有关专职检查系统工况是

49、否正常。主要检查各加热器放水阀、除氧器放水阀是否误开，向系统供水量是否过大，以及锅炉是否严重漏泄等，并采取有效措施提高水位。除氧器水位无法维持，降低至值时应联跳给水泵，并停机。(3)除氧器振动和汽水管道冲击。1)若除氧器振动大，应立即汇报班长，并根据水侧是否过负荷，疏水、汽水是否排入不当，喷管、淋水盘箱是否损坏等不同原因采取有效对策消除振动。上一页下一页返回任务二汽轮机辅助系统运行2)汽水管道冲击。有关汽水管、供汽管发生水冲击，应立即停止供汽、水，充分暖管，疏水后再进行操作;如除氧器水位高后向汽水管道倒水，应立即放水，降低除氧器水位，并且开启有关汽水管道上的疏水阀门。 (二)除氧器停止与停

50、运后保养1.除氧器停止(1)在机组减负荷过程中，应注意除氧器压力、温度、进水流量与负荷是否相适应，维持除氧器水位正常。(2)机组负荷降为80MW时，开启备用汽至除氧器总阀及调节汽门，暖管结束后，关闭其前后疏水阀。上一页下一页返回任务二汽轮机辅助系统运行 (3)逐渐开足备用汽至除氧器总阀及调节汽门后，逐渐关闭第四级抽汽至除氧器隔离阀，稍开其前、后疏水阀。此时，用备用汽源调节汽门维持除氧器压力正常。 (4)除氧器用备用汽源时，内部压力0. 196MPa，并且没有压力突变现象。 (5)紧急停机时，应立即关闭除氧器进水、进汽阀门，除氧器处于停用状态。 (6)若主机停运后给水泵暂不停用，除氧器必须维

51、持运行。2.停运后的保养(1)因除氧器壳体与封头均为不锈钢复合钢板，且内部零件全用不锈钢，故除氧器停运后不需做防氧处理。上一页下一页返回任务二汽轮机辅助系统运行 (2)水箱壳体采用锅炉低碳钢板，内部组件也采用低碳钢，故停运后要采取措施防止氧气等有害气体腐蚀。 (3)若用充氮方法，保持期间氮气压力0. 049 MPa 。四、轴封和真空系统的运行(一)轴封系统的运行冷态启动时，轴封可以在抽真空之前投入;但热态启动时必须先投轴封后抽真空，而且轴封供汽温度要求比较高。冷态、温态启动时，轴封供汽温度为150260 ，热态、极热态启动时，轴封供汽温度为250350 。上一页下一页返回任务二汽轮机辅

52、助系统运行1.运行方式冷态启动时，机组抽真空阶段，辅助蒸汽(温度不宜超过250，过高会影响转子寿命)经辅助汽源控制站向系统供汽，并自动维持供汽压力在0. 123 MPa。在以后的冲转升至带负荷过程中，轴封系统的汽源切换过程如下:(1)冲转到低负荷阶段。此阶段供汽由辅助蒸汽和再热冷段蒸汽联合供汽，供汽自动维持母管压力为0. 123MPa。(2) 25%负荷到60%负荷阶段。当机组负荷升至25%负荷时，再热冷段已经能满足全部汽封供汽要求，供汽全部由再热冷段提供，并自动维持供汽压力为0. 123MPa。上一页下一页返回任务二汽轮机辅助系统运行( 3 ) 60%以上负荷阶段。当负荷增加到60%以上

53、时，高、中压缸轴端漏汽超过低压缸轴端汽封所需的供汽量。此时蒸汽母管压力升至0. 130MPa，所有供汽站的调节汽门自动关闭，溢流站调节汽门自动打开，将多余的汽通过溢流站排至8号低压加热器，若8号低压加热器遇事故或停运，可将多余的蒸汽通过溢流站排至凝汽器，至此汽封系统进入自密封状态，汽封母管压力维持在0. 130MPa。 (4)机组甩负荷阶段。当机组甩负荷时，机组无备用辅助汽源或辅助汽源的参数达不到要求，此时辅助汽源和再热冷段供汽不能利用，必须关闭电动截止阀(包括旁路上的电动截止阀)。当汽封供汽母管压力降至0. 118MPa时，溢流调节汽门已自动关闭，高压供汽调节汽门自动打开，供汽由高压汽源调节

54、站供给。上一页下一页返回任务二汽轮机辅助系统运行2.轴封系统的投运(1)确认辅汽系统运行正常。1)冷态启动，辅汽母管温度为150260 ，供汽压力为0. 8MPa。2)温态启动，辅汽母管温度为210260 ，供汽压力为0. 8MPa。(2)轴封系统检查完毕。(3)确认轴封系统的疏水阀均开启，就地开启轴封加热器A或B风机运行，连锁投入，如果机组停机时间较长，应对轴加水封筒注水。 (4)全开轴封回汽至轴封加热器汽阀，稍开辅汽调整阀前电动截止阀，全开辅汽联箱至轴封供汽总阀对轴封系统暖管疏水。上一页下一页返回任务二汽轮机辅助系统运行 (5)确认暖管正常后，全开辅汽调整阀前电动截止阀，关闭各处疏

55、水阀。 (6)检查轴封母管参数是否正常。3.轴封系统的运行维护(1)轴封母管压力为0. 130MPa，汽封各处不冒汽。(2)各供汽调整阀及溢流阀在自动位，并动作正常。(3)轴封加热器为微负压运行(-6. 3kPa)，保证汽封微负压。(4)轴封加热器风机振动，声音正常。4.轴封系统的停止上一页下一页返回任务二汽轮机辅助系统运行(1)当主机凝汽器真空降至零后，才可停止轴封供汽。(2)关闭轴封各供汽调整站前截止阀。 (3)切断减温站进口手动阀及旁路手动阀，切断汽封调节汽门压缩空气气源。(4)停止轴封加热器风机运行。 (5)开启轴封母管各处排大气疏水阀。5.轴封系统异常分析轴封系统运行不正常时，主

56、要有两种现象，一种是汽轮机轴端冒汽，另一种是凝汽器真空降低。上一页下一页返回任务二汽轮机辅助系统运行轴端冒汽有两种原因，一是溢流站工作不正常，导致轴封供汽母管压力过高，此时可打开电动旁路阀以维持轴封母管正常压力;另外一种原因是轴封加热器过负荷，这时可通过调节轴封加热器的冷却水量或轴封风机的风门来保证汽封回汽腔维持一定负压(-6. 3 kPa )，如果仍然漏汽，说明轴封加热器容量不够。如果轴封母管压力过低(如上所述，若开旁路阀调节母管压力，却又调整不当会导致轴封母管压力过低)，会影响凝汽器真空，从而影响整机经济性。轴封系统的运行中，除了要维持轴封母管的正常参数范围以外，还要特别注意疏水情况

57、，而这与系统的设计密切相关，如果设计不合理，会严重影响轴封系统的运行。上一页下一页返回任务二汽轮机辅助系统运行(二)真空系统运行凝汽器的真空系统由凝汽器、凝结水泵和真空泵等设备组成，其作用是维持汽轮机在一定背压下运行，同时把排汽凝结成水送回锅炉参加热力循环。目前300MW机组主要采用真空泵来抽出不凝结气体。1.运行方式 (1)启动方式。在泵组启动时，真空泵内形成水环，并把真空泵组系统内的气体排出;只有当气动蝶阀的前后压差达到3kPa(此值可以整定)时，气动蝶阀才开启，凝汽器内气体经气动蝶阀抽入真空泵，这样就避免了因启动真空泵而引起大量空气经真空泵灌入正在工作的凝汽器真空系统，确保凝汽器正常

58、工作。上一页下一页返回任务二汽轮机辅助系统运行 (2)正常运行工况。300MW机组配置了两台100%容量的真空泵组，一台处于“手动操作”运行状态，另一台备用，处于“自动操作”状态。当真空泵的吸入压力低于预定压力(5. 2kPa)时，处于“自动操作”运行状态的备用泵组自动停泵，并关闭气动蝶阀，处于“手动操作”运行状态的真空泵继续运行。当真空泵的吸入压力高于预定压力(14. 7kPa)时，备用真空泵立即自动投入，从而使真空泵泵组始终保持在预先设定的吸力范围运行。(3)事故处理。若真空泵电机过负荷，泵事故跳闸，报警联动备用泵。当凝汽器排汽压力高于14. 7kPa时报警，当凝汽器排汽压力高于19.

59、 7kPa时汽轮机自动脱扣，以保证机组安全运行。上一页下一页返回任务二汽轮机辅助系统运行 2.真空泵的投运 (1)启动前的准备。检查泵的轴承位置是否有足够的润滑油量;检查冷却水管是否接好。机组注水。机组注水前，先打开泵排水管道，用水冲洗泵，直到冲洗清洁后，关闭排水管道，开始机组注水。打开输入调节器前的阀门，汽水分离器开始注水，通过连接管道使真空泵的水位不断增加，为加快注水速度，可同时打开旁通阀。当水位上升至侧盖上自动排水时，关闭旁通阀，稳定5 min，检查液面有无变化，检查管路是否畅通，有无漏水现象，如一切正常，即说明注水已达到要求。轴的密封水采用内部供水，不需外接管路和控制设备。上一页

60、下一页返回任务二汽轮机辅助系统运行密封水供水后，填料应有少量液体泄漏，一般以12滴/s为宜，如无液体泄漏，应当调松填料压盖;如泄漏量太大，则应适当调紧填料压盖。(2)启动。按“启动”按钮，机组即投入运行。机组启动后打开环形断流阀。机组启动前气动蝶阀已整定，当蝶阀前后压差达到3kPa时蝶阀自动打开(这时不需手动打开)，真空装置即开始工作。刚开始启动时，可同时开启两台真空泵，当真空达到后停一台真空泵备用。检查电动机电流、分离器水位、机组振动、轴承温度是否正常;检查真空泵填料压盖的松紧情况，填料函允许有少量液体泄漏，以不形成流线为标准。上一页下一页返回任务二汽轮机辅助系统运行(3)停机。按“停

61、机”按钮，水泵停止转动，关闭输入调节器前的补充水阀门及热交换器冷却水阀门。停机后系统内多余的水由自动排水阀排掉，如果泵停机较长时间(两个月或者两个月以上)，则应打开真空泵汽水分离器、热变换器等部件底部放水螺塞，放掉其中多余的水，必要时做防锈处理。3.维护 (1)如果泵内液体中积有杂质，可暂时打开排水管道，使杂质随液体排出。 (2)定期打开侧盖上的观察孔，检查泵的内部装置。(3)运转期间要随时观察填料的松紧程度。上一页下一页返回任务二汽轮机辅助系统运行使用新填料时，由于会遇水膨胀，安装时应稍放松填料压盖，运行后通过水温来检查，如上升则放松填料压盖。当填料盖是松的，水温仍上升时，则应更换新的填

62、料。(4)轴承润滑。对于2BE1353-0型真空泵，第一次加油应在运行1 000 h后进行，以后每隔4 000运转小时加一次油。轴承润滑必须严格遵守以下规定:不同牌号的润滑剂不能混合使用，否则会降低油质量。特殊情况下应偏移标准润滑参数。如果泵在以原始为依据的高温下运行或环境脏时，应缩短时间间隔。润滑剂采用锉基润滑脂23。加油时要清洗两个加油嘴，每个轴承的加油量为每个油嘴加40g。上一页下一页返回任务二汽轮机辅助系统运行五、抗燃油(EH)系统的运行在机组的启动过程中，EH油系统的启动是比较早的。提前进行油循环的目的是检查油系统的完好程度，净化油系统，提高油质，并将油温调节至所需的温度。一般盘

63、车投入之后，即可启动EH油系统进行油循环。 (一)EH油系统的运行操作1.预启动在机组启动期间，EH油系统应进行升温、升压。系统规定，严禁在EH油温小于10时启动EH油系统，因此在启动前必须首先检查油温，若油温低于10时，应投入油加热装置。加热器可采取自动控制方式，也可手操。上一页下一页返回任务二汽轮机辅助系统运行注意油位应在正常油位之上时，才可投入加热器，否则，将导致加热器损坏。暴露在外的加热部分过热使EH油碳化，手动操作时，在温度达到20时，应手动停止。油温合格后，可启动油泵，启动前打开截止阀(启动严格按照运行规程进行)。油箱中的油通过14 m的金属滤芯，经油泵输出，再经过10 m滤芯

64、、单向阀汇集于高压母管，母管上有溢流阀和蓄能器维持正常工作压力，再生装置保证EH油油质。高压母管向阀门油动机、EH油试验块、AST母管和OPC母管提供EH油。高压母管通过高压主汽阀液压控制块上的一个节流孔给AST母管提供EH油，通过中压调节汽阀液压控制块上的一个节流孔给OPC母管提供EH油。上一页下一页返回任务二汽轮机辅助系统运行正常情况下，AST电磁阀、隔膜阀堵住了AST母管泄油口，OPC电磁阀堵住了OPC母管泄油口，在AST母管和OPC母管之间有一个单向阀。预启动期间，汽轮机未挂闸， AST母管、OPC母管均无压力，EH油通过无压力回油管直接返回油箱。2.启动、正常负荷运行汽轮机挂闸后

65、，AST电磁阀、OPC电磁阀均关闭，AST母管和OPC母管压力建立，从而可实现对各阀门的控制。启动方式不同，阀门开启顺序不一样;不同的阶段，阀门的开度不一样。这些都是由DEH控制器根据所选择的方式、操作员操作命令和机组本身的状态确定，通过电液转换机构来实现的。上一页下一页返回任务二汽轮机辅助系统运行3.非正常运行机组超速、低真空、低润滑油压、低EH油压、推力轴承磨损以及用户选择的脱扣方式均以“非正常运行”论。一旦汽轮机脱扣，EH油通过AST电磁阀或隔膜阀直接排放至油箱。(二)EH油系统的运行维护1.过滤器保压3 min应无外渗漏、变形 (1)油泵出口高压过滤器的更换原则为该泵累计工作3个月

66、更换一次或每年更换一次;如果油箱油温为45时压差开关报警或泵出口压力大于系统压力1. 5 MPa以上，则油泵进口滤油器每年更换一次。(2)伺服执行机构进油高压过滤器每年更换一次。上一页下一页返回任务二汽轮机辅助系统运行(3)再生装置的硅藻土及纤维滤芯应在再生装置油温45、筒内油压超过0. 3 MPa时更换，另外，若再生装置投运48h后抗燃油的酸值(大于0. 25 )不下降，则应更换。一般一年更换一次。 (4)供油装置回油过滤器的更换一般每年一次。2.高压蓄能器第一个月每周检查一次氮气压力，以后每月检查一次，必要时给予充气。3.低压蓄能器前三个月内每月检查一次氮气压力，以后每隔三个月测一次气

67、压，必要时充气，检查应在回油压力高未报警或停泵时进行。上一页下一页返回任务二汽轮机辅助系统运行4.执行机构每隔两年检查一个调节汽阀伺服机构，必要时检查其他的机构。5.油箱每隔一年清洗一次磁性插杆，每隔四年清洗一次油箱。六、润滑油系统的运行(一)启动工况系统启动前，应确认系统中油质满足启动运行清洁度要求，油箱油位在最高油位。关闭冷油器的冷却水阀，加热油温，启动交流润滑油泵，开启排烟风机，润滑油系统进行循环，启动高压启动油泵，启动顶轴油泵，投入盘车运行。上一页下一页返回任务二汽轮机辅助系统运行当机组冲转到1 200r/min时，自动切除顶轴装置。在机组升速期间，高压启动油泵、系统润滑泵应正

68、常工作，一台供调节、保安系统用油，一台供机组润滑油，当机组升速到2 850r/min左右时，主油泵投入工作，运行时可根据控制室高压启动油泵功率表或电流表指示变化情况停运高压启动油泵。机组到3 000r/min定速后可停交流润滑油泵。 (二)正常运行工况机组正常运行时，油系统由位于前箱内的主油泵供油。主油泵出来的高压油分为两路，一路送保安系统，另一路作为射油器的动力油源。射油器吸油取自油箱，1号射油器为主油泵提供油源，2号射油器向机组各轴承、发电机氢密封空侧及盘车装置供油，作润滑、冷却、密封用。上一页下一页返回任务二汽轮机辅助系统运行在机组正常运行时，需根据冷油器出口油温调整冷油器的水量，控

69、制轴承进油温度在规定值内。(三)停机工况当机组正常或事故(打闸或跳闸)停机时，应检查交流润滑油泵自启动情况，如未联动，应立即手动启动，高压启动油泵根据情况决定是否启动。当汽轮机转速下降到1 200r/min时启动顶轴装置。如交流润滑油泵一旦失效，应联动直流事故油泵保证安全停机。机组盘车期间，应停高压启动油泵，停盘车后方可停顶轴油泵和润滑油泵。 (四)维护上一页下一页返回任务二汽轮机辅助系统运行(1)机组正常运行时，主油泵正常出口油压为2 MPa，当其下降到1. 8MPa时，应启动高压启动油泵和交流润滑油泵，并查明原因做好停机准备。 (2)轴承润滑油压力为0. 080. 12MPa。当润滑油

70、压降至0. 049 MP。时，报警并启动交流润滑油泵，如果交流润滑油泵启动后，油压继续下降，应立即打闸停机。当润滑油压降至0. 039 MPa时，应启动直流事故油泵并立即检查系统油压降低的原因。当油压降至0. 029 MPa时，应停止盘车。(3)油泵之间的低油压连锁试验每半个月做一次。 (4)轴承进油温度为4046 ，轴承回油温度为70 。上一页下一页返回任务二汽轮机辅助系统运行正常运行过程中要根据润滑油母管油温调整冷油器水量，保证轴承进口油温。(5)正常运行时，油箱油位高值不能超过+250mm。-250mm时低油位报警，最低油位-300mm。系统正常启动前，油箱油位应处于最高油位。(6)

71、冷油器切换前，必须确认备用的冷油器充满油，防止切换时油压突降而造成断油事故。检查备用冷油器是否充满油，可观察冷油器回油窥视窗上是否有连续油流流动。在切换阀两边的进油管上用注油门连接。正常运行时注油门打开，让备用冷油器始终处于注满油状态。 (7)运行中油净化器装置须保持运行以不断清除油中水分和杂质。上一页下一页返回任务二汽轮机辅助系统运行七、密封油系统的运行 (1)在发电机的气体置换和升氢压阶段，如果发电机内气压低于0. 16 MPa，密封油箱的油是难以自动排出的。在这种工况下，如果密封油箱的油位过高，需要排油，最好先切除排油电磁阀的电源，避免它长期带电而损坏，启动氢侧油泵运行，然后手动操作

72、氢侧油泵出口专设的阀门排油，排完后一定要关好阀门。(2)当发电机内气压为零时，氢侧泵出口油压不要高于0. 5 MPa，一般调至0. 350. 45 MP。较为合适。因为随着机内气压升高，氢侧泵吸入端油压将会相应跟随提高，因而油泵出口油压也会自动升高，反之亦然。上一页下一页返回任务二汽轮机辅助系统运行而空侧泵进口和出口油压则不受机内气压影响，必须人为给定，一般机内气压低于0. 16MPa时，油泵出口油压维持在0. 500. 55 MPa之间为好，待机内气压超过0. 16MPa以后，再将空侧泵出口油压提高至0. 650. 75 MPa之间。 (3)冷油器及定子冷却水系统水冷却器开始通循环水时，

73、应先关闭循环水出口阀门，然后打开进水阀门，待冷却器内充满水(从冷却器上部排气门检查)，再逐步缓慢打开出口阀门。这样做的目的是除尽冷却器的空气，防止在冷却器内形成气膜，影响冷却效果。 (4)由于平衡阀的作用，使得氢侧油压总是跟随空侧油压而变化，所以空侧油路是不准断油的。如果空侧油路断油，平衡阀将关闭，密封瓦内氢侧油压将降至零。上一页下一页返回任务二汽轮机辅助系统运行(5)启动密封油系统时，在密封瓦内空侧油压顺着引压管反馈到压差阀活塞腔内之前，差压阀的阀芯总是处于全关状态。如果此时向密封瓦供油，最好是手动操作控制，以避免在压差阀来不及动作的时间内密封油压过高而喷进发电机内。一般要等密封瓦内空侧

74、油压升至0. 07 MPa，再缓慢投入压差阀，它才能正常发挥作用。同理，油压平衡阀也应该先手动操作控制，等密封瓦内两侧油压基本相等时，再投入平衡阀。 (6)当发电机内气压低于0. 02MPa时，投入压差阀和平衡阀后，油一气压差值可能会高于整定值，这是因为这两种阀门的阀芯与阀座之间在设计和制造上留有一定的间隙，它的目的之一是避免调节汽门绝对关严，让压力油能漏过调节汽门供给密封瓦，保证密封瓦不致烧坏。上一页下一页返回任务二汽轮机辅助系统运行如果油一气压差大于0. 07 MPa，应暂时改为手动调节(操作压差阀前后的截止门即可)，待机内气压降至0. 02MPa时，再恢复自动调节。 (7)平衡阀、压

75、差阀在机组投运初期，常见故障是被油中脏物卡住，遇这种情况应拆开进行清洗。随着机组运行时间的推移，管子内壁被冲刷干净，油也被净化，情况就会好转。(8)密封油压调节站上有3台CWC-288型(或CWD-288A型)双波纹管差压计。在表头下方各装有一只专用仪表阀，运行操作时一定要记住:不要同时操作两个手轮关表或开表，否则有可能损坏表计，只可先操作一只手轮，使表计测量头内两侧油压(气压)平衡，然后再操作另一只手轮。手轮顺时针方向(阀杆拧进)是开表计，反时针方向(阀杆退出)是关表计，手轮均要拧到位。上一页下一页返回任务二汽轮机辅助系统运行八、循环水系统的运行 (一)循环水泵的运行1.运行前的准备(1

76、)从泵的吸入池清除所有的外来杂物，如木头、纤维织品，金属丝等，并在泵运行时，防止有新的杂物继续进入泵的吸入池。(2)确定泵的进入池水位是否在允许高度，若小于允许值，则可能产生漩涡和进入空气，引起振动和汽蚀，此时应增加泵淹没深度。 (3)检查电动机转向是否正确。 (4)机组冷却润滑水系统一定要在泵启动前向机组供水，首次启动时，橡胶导轴承要充水冲洗20min。上一页下一页返回任务二汽轮机辅助系统运行 (5)检查填料的压紧程度，勿太紧或太松，同时注意填料压盖是否压得均匀，新装上的轴套填料应在试运一周内压紧。(6)安装好出口压力仪表，以检测系统阻力，因为在通常情况下运行时，由于系统的变化，需要调节

77、阀门。 2.启动与停止满足启动条件后，可以启动泵。按出口阀开启或关闭的情况，可分为两种启停方式: (1)关闭出口阀启、停。打开机组冷却润滑水系统的阀门，向橡胶导轴承供水5 min ;排气阀处于工作状态;采用一个双速电动阀门，泵和阀门同时启动，阀门在15s内全开;阀门与泵电动机连锁，当阀门关闭至30时，泵电动机断开电源，阀门关闭时间为45s。上一页下一页返回任务二汽轮机辅助系统运行 (2)开出口阀启、停。先将阀门开至30，启动电动机，阀门继续开启到全开;停泵时，关阀门至30 时，电动机断开电源，阀门关闭时间不少于45s。3.注意事项(1)水泵未注水或真空状态下，千万不能启动。由于停泵后系统产

78、生回流，会在泵内产生真空，在泵重新启动前，要有足够的时间让空气进入泵内，以消除真空。在泵和出口阀之间应装一放气阀。(2)泵不能长时间在严重汽蚀情况下进行操作。(3)出口阀关闭时不能运行，反转时间不能超过5 min(4)观察振动和测量噪声，如有异常(如振动大、噪声大等)，应停泵慎重检查。上一页下一页返回任务二汽轮机辅助系统运行 (5)检查电流强度和泵的实际运行工况，与泵标准性能曲线对照，如差别不大，则泵运行正常。 (6)调整填料的压紧程度，以有少量的水连续不断地从填料函处冒出为佳。 (7)停泵时，在泵完全停止转动后，方能中断冷却润滑水。待出口阀关闭时，泵的电源应切断。 (8)事故停机发生后，

79、应立即关闭出口阀，此时，排出管路内的应力变幅极大，因此要充分注意基础和各连接之间的状态。(9)详细做好运行日记，故障记录完备。上一页下一页返回任务二汽轮机辅助系统运行 (二)循环水泵维护1.运行日志如实记录运行情况，运行日志应包括下列内容:开停机时间、测量数据时间(数据包括泵附近的温度、输送液体温度、吸入水位、排出压力、振动、噪声、轴承冷却润滑水量、水压、水温、电流强度、电压、频率等)及有无异常情况。应将上述测量得到的数据进行处理，然后与泵的标准性能曲线比较，以便制定更完善的运行方案。2.运行检查应做如下周期性检查:上一页下一页返回任务二汽轮机辅助系统运行(1)检查填料函填料，保证有适

80、当的泄漏。(2)检查轴套螺母与轴套填料的密封，新装的轴套填料应在试运一周内压紧，以消除任何松动。(3)检查管路系统是否泄漏。 (4)检查电动机电流强度和工作温度。九、开式和闭式冷却水系统运行(一)开式冷却水系统开式冷却水系统设有两台开式循环冷却水泵，容量均为100 %，互为备用，并联连接，夏季水温高时可同时投入使用。上一页下一页返回任务二汽轮机辅助系统运行开式冷却水取自循环水供水母管，经滤网过滤，由开式冷却水泵升压后供给各用户使用。回水汇至循环水出水管。1.开式循环冷却水系统的启动(1)启动前系统应检查完毕。(2)确认循环水系统运行。(3)确认开式泵连锁开关“断开”，启动A泵或B泵，确认电

81、流正常。(4)电流正常后开启A或B泵出口阀门。(5)检查泵声音、振动、温度是否正常，泵出口压力是否正常。(6)确认系统及泵部无泄漏、甩水。(7)开启备用泵出口阀门，投入开式泵连锁开关。上一页下一页返回任务二汽轮机辅助系统运行2.停止 (1)确认开式水用户完全停止后方可停开式循环。 (2)断开连锁开关，关出口阀门。 (3)停泵，电流到零，压力到零。3.运行维护(1)检查泵入口压力是否为0. 03 MPa，出口压力是否为0.2 0.3MPa。(2)对滤网进行定期清洗、排污工作，非异常情况不得开启滤网旁路阀。(3)认真进行对系统及泵部的检查维护，做好设备定期切换工作。上一页下一页返回任务二汽

82、轮机辅助系统运行(4)开式水出口母管压力低至0. 19MPa发出低水压报警时，需调整水压。 (5)滤网差压0. 05MPa高报警时，需及时清洗滤网。(二)闭式循环冷却水系统1.系统组成闭式循环冷却水系统由膨胀水箱、闭式水循环冷却水泵、闭式循环热交换器以及连接管阀门等组成。工作流程为:凝结水向膨胀水箱补水至水位正常，闭式水循环冷却水泵从膨胀水箱取水升压后经闭式循环热交换器冷却，然后进闭式循环水系统各用户，用户用水经回水母管送至闭式循环冷却水泵循环使用。上一页下一页返回任务二汽轮机辅助系统运行闭式循环水水质较好，膨胀水箱补水来自凝结水，进水量由调整阀控制，水位过高时由溢流阀排至低位放水母管。

83、在闭式循环冷却水泵的进出口管道上均可通过化学药品混合箱对水质进行净化，以保证循环水水质。2.闭式循环冷却水系统的运行 (1)启动。1)启动前对系统检查完毕。2)确认凝结水系统已投运，膨胀水箱补水至正常水位。3)闭式泵连锁开关在“断开”位，启动A泵或B泵。4)电流正常后开启A泵或B泵出口阀，泵出口压力0. 35 0. 45 MPa5)检查泵组声音、振动及温度是否正常，系统有无泄漏。上一页下一页返回任务二汽轮机辅助系统运行6)将备用泵出口阀开启，投入闭式泵连锁。(2)停止。1)确认闭式循环水所有用户均不需冷却水时，才能停止闭式循环水系统。2)断开连锁，关出口阀。3)停泵，电流为零，泵出口压力为

84、零。4)若膨胀水箱需要放尽余水，开启水箱底部放水阀放水。(3)运行维护。1)膨胀水箱水位须正常。2)泵出口压力0. 36 0. 45 MPa。入口滤网差压小于0. 05 MPa上一页下一页返回任务二汽轮机辅助系统运行 3)闭式水热交换器入口水温不大于42 ，出口水温不大于33时，调整开式冷却水出水阀。4)滤网定期清洗，设备定期倒换。5)闭式泵出口母管压力低至0. 3 MPa时发闭式循环水低水压报警。6)闭式水热交换器出口水温达35时发闭式水温度高报警。7)膨胀水箱水位异常(高或低)时发报警信号。上一页返回任务三锅炉辅助系统运行一、锅炉风烟系统的运行锅炉风烟系统主要由空气预热器、送风机和引

85、风机等设备及其连接管道组成。 (一)空气预热器的运行国产300MW机组锅炉的空气预热器除早期少数采用管式空气预热器外，目前大多采用回转式空气预热器。管式空气预热器体积庞大，受热面容易发生低温腐蚀和堵灰，因而目前大型锅炉上已很少采用。回转式空气预热器又有受热面旋转和风罩旋转两种型式。对于采用冷一次风机的燃煤锅炉，通常采用三分仓式空气预热器。1.空气预热器轴承油循环系统的运行下一页返回任务三锅炉辅助系统运行空气预热器的轴承油循环系统，是为维持空气预热器的支持轴承(下轴承)和导向轴承(上轴承)的润滑油温度和赫度在需要的范围内，以保证轴承润滑良好而设置的辅助系统。该轴承循环系统是一个闭式循环系统，

86、由油箱、油泵、冷油器和若干阀门组成。每台空气预热器的上、下轴承，一般设置有型式相同且各自独立的轴承油循环系统。空气预热器的上、下轴承位于油箱中。油箱油位正常时，轴承浸在油中运行，轴承的润滑条件与油的赫度有密切的关系，而油的赫度主要受油温变化的影响，因此运行中保持合适的油温，是十分必要的。油温的合理控制范围，应根据现场使用的油种而定。油温的调节方法通常有以下几种: (1)冷却水量调节。上一页下一页返回任务三锅炉辅助系统运行采用该方式时，冷油器进、出口油门开启，冷油器旁路门关闭，通过调节冷油器进水门的开度，改变冷油器的冷却水量，使油温得到改变。采用该方式调节油温时，油温变化的延迟较大。 (2

87、)冷油器旁路调节。采用该方式时，冷油器进水门和冷油器进、出口油门均开启，通过调节冷油器旁路，来改变不经过冷油器的流量，从而达到改变油温的目的。采用该方式时油温变化延迟时间小且调节幅度也较大。(3)润滑油泵间歇投停调节。因润滑油温只需要控制在一定的范围内，可以通过润滑油泵的间歇投停来调节油温。上一页下一页返回任务三锅炉辅助系统运行采用这种方式，冷油器进水门和冷油器进、出口油门均开启，冷油器旁路关闭，当润滑油温上升至一定数值时，投入润滑油泵运行，润滑油通过冷却，油温下降，当下降到一定温度，停润滑油泵。这种方式简单、便于实现自动，已被普遍采用。轴承油循环系统在投运前，应先检查油质良好、油位正常，

88、备压力表、温度表完整并投用，系统各阀门处于规定位置，投入冷却水系统，并将滤油器置工作位置，然后启动油泵。油循环建立后应检查系统有无泄漏、油箱油位的变化情况、滤油器前后的压差和油泵出口油压是否正常，当油压过高或过低时应及时联系检修进行处理。上一页下一页返回任务三锅炉辅助系统运行正常运行中，应定期检查油泵出口压力、油温、油箱油位、滤油器前后压差及油系统有无漏油现象等，空气预热器正常运行期间，如发生轴承油循环系统故障时，一般允许短期停用，但必须尽快修复。 2.空气预热器的启动及停用 (1)空气预热器的启动。空气预热器启动前应先按规定建立支持轴承和导向轴承的油循环，并对所属设备进行全面检查。对于电

89、气部分经检修后的启动，应先校验电动机的转向是否符合要求，以免反转造成密封件的损坏。空气预热器启动前，该预热器所属的吹灰系统、灭火系统、水冲洗系统、漏风控制系统等均应正常且阀门位置符合启动前的要求，吹灰器在退出位置，吹灰器进汽门关闭严密。上一页下一页返回任务三锅炉辅助系统运行启动时，应先手动盘车盘动或电动盘车“点动”转子试转一周，检查驱动和转动部件有无卡涩、撞击等异常情况，然后改用电动盘车连续运转，并进一步检查有无明显的摩擦现象，检查正常后方可停用电动盘车，启动主电动机运行。空气预热器有关风门、挡板的开启，一般应与主电动机开关的合闸联动。主电动机启动正常后应立即投上电动盘车装置自启动连锁，以

90、便在主电动机故障跳闸时，电动盘车能自动投入，避免转子因停转造成受热面不均而损坏设备。上一页下一页返回任务三锅炉辅助系统运行空气预热器启动正常后应检查电流是否正常，全面检查电动机、减速箱及机械部分的振动、轴承温度、运转情况、风门挡板的联动、附属设备的运行等是否正常，发现异常情况及时分析处理，根据规定投入预热器的漏风控制装置，以改善空气预热器的漏风问题。 (2)空气预热器的停用。停炉后空气预热器的正常停用操作，应在排烟温度降至80时方可进行。停用最后一台空气预热器前，应先检查所有的引风机、送风机、一次风机是否均已停用。空气预热器停用前，应将电动盘车退出自启动状态，将漏风控制装置完全回复位置，停

91、用漏风控制装置，然后停用预热器。上一页下一页返回任务三锅炉辅助系统运行空气预热器停用后，检查风口、挡板应联动正常，并按规定停用该预热器的上、下轴承油循环系统。空气预热器故障停用时，应马上检查电动盘车是否投运正常，如未能投入，应立即手动启动，如仍无法使之投运时，则应采用手动盘车装置盘动转子，继续维持预热器转动，须将空气预热器进口烟温降至200以下时，方可停止盘车。3.空气预热器的运行与维护空气预热器运行时应通过对电流的监视，及时发现异常情况，及时进行处理。上一页下一页返回任务三锅炉辅助系统运行锅炉正常运行中，应经常对预热器进、出目的氧量、风温、烟温、风压差、烟压差进行检查和分析，以便从这

92、些参数的变化中判断空气预热器漏风及堵灰情况的变化，通过对烟温的分析还能防止在预热器部位发生可燃物再燃烧。空气预热器运行时，应定期对电动机、机械部分及辅助设备和系统进行全面的巡查，发现设备缺陷及时联系检修处理，确保机组的安全运行。为了减少预热器的漏风，目前已有相当一部分300MW机组锅炉的空气预热器，采用了一种自动跟踪间隙的漏风控制装置。该装置在预热器内部烟气和风的交界处以及一次风和二次风的交界处，均设置了中心端固定而外端可弯曲的扇形密封板。上一页下一页返回任务三锅炉辅助系统运行密封板由电动执行机构驱动，定时作下弯运动，当密封板上的传感器探头和预热器转子T型钢上的传感瓣接触时便停止下弯，改

93、为上升运行，当密封板与T型钢板之间的间隙达到设定的要求时便停止。通过上述途径，使扇形密封板始终与预热器的热变形相吻合，并使间隙保持在较小范围内，从而达到减少漏风的目的。对于具有漏风控制装置或其他型式密封装置的预热器，正常运行时这些装置应尽量投入运行，以降低锅炉辅机电耗和预热器部分的热量损失，提高锅炉运行的经济性。为保证空气预热器受热面的清洁，提高传热效率，运行中应定期对其进行吹灰工作。上一页下一页返回任务三锅炉辅助系统运行停炉前和锅炉启动正常后也应对空气预热器进行吹灰，以清除受热面上的未燃尽可燃物质，防止发生再燃烧现象。一般规定运行8h就要对空气预热器冷热端各吹灰30min，然后再两端同

94、时吹灰30min。在锅炉熄火前也必须对空气预热器冷热段吹灰30min。当空气预热器发生严重堵灰时，还应利用停炉机会用碱水或热水对其进行冲洗。在用水冲洗时，若附着物冲不干净时，可将冲洗水适当加热(6070 )。冲洗时，预热器底部放水门应开启。冲洗结束后还应投入暖风器(或其他加热装置)，通过送风机将加热后的空气送入预热器对其进行干燥，避免发生锈蚀，干燥期间，预热器应保持运转状态。(二)送、引风机的运行1.风机的启动和停用上一页下一页返回任务三锅炉辅助系统运行(1)风机启动前应具备的条件。不论是离心式风机还是轴流式风机，启动前一般应具备如下条件:1)风机及附属设备完整，检修工作已结束，电动机和

95、机械部分应分别符合厂用电动机运行规程和电业工作安全规程的有关规定。2)与风机有关的各风、烟系统，设备完整，检修工作结束，检修人员已撤离现场。各风门、挡板经校验正常，位置符合要求。 3)风机及与之有关的润滑油系统、冷却系统、液压油系统、自动及程序控制系统、保护及连锁装置以及各仪表均符合启动前的要求。4)风机及各附属设备的电源、气源等均已送上。 (2)风机启动应遵循的原则。上一页下一页返回任务三锅炉辅助系统运行 1)风机启动前应先将与之有关的润滑油系统、冷却系统、液压油系统、保护及连锁装置、巡测装置投入运行。2)风机正常启动前可采用近控、遥控或程控等方式启动，但进行风机试转时，一般采用就地近控

96、的方式启动。 3)为保证设备的安全，风机应在最小负载下启动，为此，离心风机启动前应关闭该风机的进、出口门和调节门。待风机启动正常，电流降至空载值时立即开启进、出门，并操作调节门，保持炉膛负压正常和风量符合要求。这是因为离心式风机的轴功率P是随着风量Q的增加而增大的，如图1-2所示。为了减小启动时的风机轴功率，即减小启动时的风机流量，因此离心式风机应在出、入口门和调节门全关的情况下启动。上一页下一页返回任务三锅炉辅助系统运行对于轴流风机而言，轴功率P是随着风量Q的增加而相应减少的，如图1 -2所示。从中可以看出动叶角度越小、风量越大时风机的轴功率将越小，据此，轴流风机应在调节门或动叶关至最小

97、且进、出口门全开的情况下启动。 4)一次风机或排粉机试转启动时应确认系统内无积粉或积煤，以免大量可燃物进入锅炉，引起烟道内可燃物再燃烧或炉膛爆炸。5)风机启动正常后应对风机的运行工况进行全面检查，其中包括:电动机及机械部分的振动、轴承温度、电流、风量、风压、电动机绕组和铁芯温度、转动部分有无碰壳或金属摩擦声以及各附属设备及系统的运行情况等。风机试转启动时，还应检查转向是否符合要求。 (3)风机的停用。上一页下一页返回任务三锅炉辅助系统运行 300MW机组锅炉的吸风机、送风机及一次风机一般均采用两台风机并联运行的方式。锅炉正常运行中，当并联运行的两台风机因故需停运一台时，应先将机组的负荷减至

98、50%，开启有关的连通风门并将需停用风机的负荷逐步转移至另一台风机上去，待该风机的负荷已降至最低时，便可停用该风机。离心式风机停用前应先关闭进、出口门，轴流式风机应在风机停用后再关闭进、出口门，以使风机停用时的负载最小和防止发生通过停用风机大量漏风的现象。风机停用时应检查与之有关的各联动设备动作情况是否正常，各附属设备和系统应按有关规定进行相应的停用。2.风机的运行和调节离心式风机和轴流式风机调节的基本方法通常有以下几种。上一页下一页返回任务三锅炉辅助系统运行 (1)离心式风机的常用调节方式。1)节流调节。节流调节是利用设置在风机进口或出口管路上的节流挡板，通过改变其开度来改变风机工作点的

99、位置，达到调节风机风量的目的。节流挡板设置在风机出口管路上的调节方式，称为风机出口节流调节。在该方式下如需减少风量，则可通过关小节流挡板、增大系统阻力的方法来实现，如图1-3所示。这种调节方法，由于是通过改变系统阻力来实现的，因而在关小节流挡板时将使局部阻力增加，运行经济性下降;此外，对于具有驼峰状Q-P曲线的风机，当挡板关得过小即系统阻力增加较多时，风机的工作点便有可能落入不稳定工况区域运行，如图1 -4中的B点，使风机发生喘振现象。上一页下一页返回任务三锅炉辅助系统运行风机发生喘振时风压及流量将出现剧烈的波动，气流发生猛烈撞击，使风机产生强烈的振动和噪声，对锅炉的燃烧工况及风机本身的安

100、全运行都带来严重的威胁。因此，目前300MW机组锅炉的风机，一般不采用这种调节方式。节流挡板设置在风机进口管路上的调节方式，称为风机进口节流调节。这种调节方法是通过改变风机进口节流挡板的开度，使风机进口阻力改变，从而改变了风机进口压力和性能，使风机工作点相应移动，达到调节风量的目的，如图1 -5所示。采用这种调节方式时，如需减少风量，则可关小节流挡板。2)入口导向器调节。上一页下一页返回任务三锅炉辅助系统运行入口导向器调节方式，通过改变风机入口导向器叶片的角度，使风机叶片进口气流的切向分速度发生变化，从而使风机的特性曲线得到改变。当外界系统阻力未变时，由于风机特性曲线的改变，使风机的运行工

101、作点位置相应改变，从而达到风量调节的目的，如图1 -6所示。3)变速调节。变速调节方式，通过改变风机叶轮的工作转速，使风机的特性曲线发生变化，从而达到改变风机运行的工作点和调节风量的目的。改变风机的转速，通常采用以下方法来实现:采用变频调速电动机或在异步电动机的转子回路中串联一个可变电阻，用改变电阻值的大小来改变电动机的转速;采用液力联轴器、电磁联轴器、皮带传动或齿轮传动等方式来改变风机的转速;上一页下一页返回任务三锅炉辅助系统运行用变速小汽轮机或直流电动机驱动风机。采用变速调节方法，由于风机没有附加阻力所产生的额外能量损失，因而是最经济的调节方法。但是采用变速调节，将增加设备的复杂性。

102、4)组合方式调节。组合方式调节，即在一台风机同时采用两种调节方式，常见的有进口导流器调节和变速调节的组合。(2)轴流式风机的常用调节方式。1)动叶调节。动叶调节是在风机运行中，通过改变风机叶片的角度，使风机的特性曲线发生改变，来实现改变风机运行工作点和调节风量的目的。这种调节方式，由于经济性和安全性均较好，且每一个叶片角度对应一条性能曲线，叶片角度的变化几乎和风量呈线性关系，因而在目前300MW机组锅炉的轴流风机中是一种普遍采用的调节方式。上一页下一页返回任务三锅炉辅助系统运行 2)节流调节。轴流式风机的节流调节原理与离心式风机相同，也是通过改变管路阻力使风机工作点和风量得到改变的。此外，

103、轴流风机在高效工况区附近的效率下降较快，因此采用节流方式调节风量，是极不经济的。3)变速调节和进口静叶调节。采用变速调节和进口静叶调节时，系统阻力不变，风量随风机特性曲线的改变而改变，因此风机的工作点不易落入不稳定工况区域运行。 (3)风机的联合运行。为了提高锅炉运行的灵活性和可靠性，现代大容量锅炉，大多采用数台风机联合运行的方式。上一页下一页返回任务三锅炉辅助系统运行联台运行一般又有串联和并联两种方式，在300MW机组的锅炉上，风机串联运行应用较少而并联运行应用极为普遍。 1)风机的串联运行。风机串联运行时，气体依次通过两台或两台以上的风机向系统输送风量，因而可以获得较高的风压，如图1-

104、7所示。 2)风机的并联运行。目前300MW机组锅炉的主要风机如吸风机、送风机、一次风机等，大多采用两台性能相同的风机并联布置的联合运行方式。风机在并联方式下运行时，出口风压相同，总流量为各风机出口流量之和，如图1 -7(b)所示。采用并联方式运行时，可以通过增、减设备运行台数来适应较大范围流量改变的需要，既可保证每台风机运行的经济性，又增加了锅炉运行的安全可靠性。上一页下一页返回任务三锅炉辅助系统运行风机并联运行时，无论在稳定工况下或风量调节过程中，均应尽量保持各风机的负荷相同(可以通过各风机的电流和出口风量来判断)，以避免发生“抢风”现象，发生“抢风”现象时，两台并联运行风机的电流和风

105、量将出现很大的偏差，此时若开大“小风量风机”的风门或关小“大风量风机”的风门，原来风量大的风机会突然跳到小风量运行，而另一台则会突然跳到大风量运行，使得两台风机始终无法并列运行。“抢风”现象是由于并联运行中小风量的那台风机，已落入不稳定工况区域运行所造成的，因而“抢风”实际上是一种故障状态，应按风机失速的有关处理方法，采取降低系统阻力或降低锅炉负荷的措施，尽快使风机回到稳定工况区域运行。上一页下一页返回任务三锅炉辅助系统运行为使并联运行风机的负荷能尽量保持相同，应禁止采用单台风机处于自动运行方式，而另一台风机处于手动状态的运行方式。此外，在风机自动控制回路中还应设有偏置装置，以便在并联运行

106、的各台风机特性存在差异时，通过改变偏置值来达到各风机出力的基本相等。 (4)风机的正常运行和调整。正常运行中，风机的电流不仅是风机负荷的标志，也是一些异常事故的预报，因此必须重点加以监视。风机的进、出口风压，不仅反映了风机的运行工况，还反映了锅炉及所属系统的漏风或受热面的积灰和结渣情况，应经常进行检查和分析。上一页下一页返回任务三锅炉辅助系统运行风机及其电动机的轴承温度、振动、润滑油量、润滑情况、各种形式的冷却系统、液压系统、转动部分的声音、电动机的绕组和铁芯温度等应定期进行检查，发现异常情况及时进行分析和处理。并联运行的两台风机正常运行时，连通风门应保持开启位置，以便在一台风机故障跳闸转

107、为单风机运行时，可通过连通风门仍保持锅炉运行工况正常。一般情况下，只有在一台空气预热器故障停用时，方可关闭送风机和一次风机的连通风门。一次风机或排粉机的负荷，应根据制粉系统的出力即输送、干燥煤粉的需要和锅炉燃烧所需一次风量的需要进行调节，送风机则应根据锅炉总风量的需求和炉膛出口氧量的高低来调节。上一页下一页返回任务三锅炉辅助系统运行锅炉总风量，一般包括进入锅炉的所有一次风和二次风量，它和锅炉负荷或燃料量有关。对于输送高温介质的风机(如吸风机、热一次风机、排粉机等)，由于工作环境差，应特别注意冷却系统的工作情况，防止轴承温度过高造成设备的损坏。锅炉除尘器的除尘效率及工作情况，将直接影响吸风

108、机的使用寿命和安全运行，为了尽量减少烟气中的含尘量，以减少对吸风机叶片的磨损和防止发生叶片断裂等事故，除尘器的正确投、停和确保除尘器的高效运行是十分重要的。上一页下一页返回任务三锅炉辅助系统运行正常运行时，吸风机应根据炉膛负压进行调节，在进行除灰、清渣或观察炉内燃烧情况时，炉膛负压应保持比正常值更高一些，在自动调节系统中，为了保持炉膛负压稳定，一般还将送风机的调节，作为吸风机调节的前馈信号，以改善自动系统的调节质量。锅炉受热面发生结渣、积灰时，由于烟气通道局部堵塞，通流截面减少，将使引风机电流增大，进口负压升高，风机运行工作点向不稳定工况区域方向移动，不但影响风机运行的经济性，严重时甚至会

109、使风机进入不稳定工况区域运行。为此，应定时对锅炉各受热面吹灰，经常保持受热面的清洁。为了降低锅炉辅机电耗，提高机组运行的经济性，除了经常保持受热面清洁外，还应尽量减少锅炉各部分的漏风，尤其是空气预热器的漏风。上一页下一页返回任务三锅炉辅助系统运行预热器的漏风，不但使送风机、吸风机、冷一次风机的出力同时增加，而且还将使风机的运行工作点偏离高效区，严重时甚至由于风量不足而造成机组出力的下降。二、制粉系统的运行(一)对制粉系统运行的要求制粉系统是锅炉机组的重要辅助系统，它的运行好坏，将直接影响到锅炉的安全性和经济性。制粉系统的正常运行，主要表现在一次风压，磨煤机风量，出口温度，磨煤机进出口压差以

110、及煤粉细度、均匀度和湿度的稳定上。上一页下一页返回任务三锅炉辅助系统运行一次风压过高，则一次风量及其风速也大，燃料的着火将延迟;一次风压过低，则容易造成一次风管堵塞，并由于燃料着火点的提前，有可能造成燃烧器喷目的烧坏。如果一次风压忽高忽低，必将造成锅炉燃烧的不稳定，严重的甚至引起锅炉的熄火。磨煤机出口温度过高，容易发生煤粉爆炸;出口温度过低，又易引起磨煤机和一次风管堵塞，并将由此而影响到制粉系统的出力。防止煤粉的自燃和爆炸是制粉系统运行中一个十分重要的问题。对制粉系统的基本要求如下:(1)制造并连续供给锅炉燃烧所需的煤粉; (2)在煤质发生变化等情况下，仍能保证供给质量合格的煤粉;上一页

111、下一页返回任务三锅炉辅助系统运行 (3)降低制粉的电耗和钢耗，提高制粉系统运行的经济性，以满足锅炉燃烧的需要;(4)防止发生煤粉自燃和爆炸等事故，保证制粉系统和锅炉机组的安全运行。 (二)直吹式制粉系统的运行与调整1.直吹式制粉系统的启动直吹式制粉系统，按运行时系统内工作压力的不同，可分为正压系统和负压系统两种。正压制粉系统，按一次风机所处位置的不同，又可分为热一次风机和冷一次风机等形式。在直吹式制粉系统中，制粉系统的出力就是进入炉膛的燃煤量，也就是说制粉量是随锅炉的负荷变化而变化的。上一页下一页返回任务三锅炉辅助系统运行中速磨一般有E型、MBF型、HP型、MPS (ZCM )型等多

112、种型式。制粉系统的投运必须满足一定的条件，现代锅炉将这些条件做入逻辑程序控制中，须待所有条件均满足后方能启动制粉系统。(1)启动前的检查。制粉系统启动之前，必须对所属设备和系统进行全面认真的检查，检查内容主要应包括:1)给煤管道、落煤管道、煤粉管道、冷热风管道、密封风管道等设备完整，系统所属各入孔门、检查门均已关闭。2)给煤机本体、煤量称重装置、磨煤机本体、分离器等设备完整，齿轮箱油位正常，磨煤机盘车装置已脱开。上一页下一页返回任务三锅炉辅助系统运行 3)制粉系统所属的煤闸门、风门等已校验正常，位置符合启动前要求。4)磨煤机所属的密封风系统、润滑油系统、液压油系统经试转正常并已置启动前位置

113、。5)冷却水系统已投入运行，消防蒸汽系统已处于热备用状态。6)磨煤机出口分离器的折向门和各密封风门的开度已按需要调整好。7)磨煤机落渣箱已清理干净。落渣门开启，出渣门关闭。8)原煤仓中贮煤量充足。9)制粉系统所属的连锁、保护，经校验正常并已置启动前状态，各仪表及报警装置已投入运行。上一页下一页返回任务三锅炉辅助系统运行10)对于碾磨件为非接触式的磨煤机(如HP磨等)，还应检查磨辊与衬瓦的间隙应符合要求。 (2)直吹式制粉系统的启动程序。配有中速磨煤机的直吹式制粉系统，启动程序一般为:1)启动润滑油系统。2)启动密封风机，建立所需的密封风压。3)开启磨煤机进、出口门及冷、热风门。 4)投入该

114、层煤粉燃烧器的引燃油枪。5)对于碾磨件为接触式的磨煤机(如MPS磨等)，为了防止空磨启动损坏设备，启动前应先适量加煤。上一页下一页返回任务三锅炉辅助系统运行 6)确认下列允许启动磨煤机的条件均已达到:磨煤机润滑条件已满足;密封风与磨煤机进口风压之差符合规定要求;磨煤机风量正常;磨煤机出口温度符合启动要求;相应层的引燃油枪着火正常;不存在磨煤机跳闸或停止的条件。 7)启动磨煤机。8)启动给煤机(当磨煤机在停用过程中，未按正常停磨要求进行吹扫时，应先吹扫30s，然后再启动给煤机)。9)调整磨煤机出力和出口温度，使之符合要求。10)将磨煤机风量、风温、煤量等投入自动运行。上一页下一页返回任务三

115、锅炉辅助系统运行 2.直吹式制粉系统的停用直吹式制粉系统的停运，除因锅炉保护、连锁动作跳闸或制粉系统故障跳闸外，一般按是否具备通风吹扫条件，可分为快速停运和正常停运两种方式。当磨煤机进口一次风量过小或在密封风与磨煤机进口一次风压差过低情况下停用制粉系统时，应采用快速停运方式，禁止对系统进行降温和通风吹扫;除上述情况外，制粉系统均应按正常方式先进行降温，并经通风吹扫后方可停用该系统。这是因为一次风量过小时，易造成煤粉管积粉或阻塞;而密封风压差过低时如对磨煤机进行通风吹扫，不但会造成磨煤机内风粉混合物从磨煤机的轴封处向外喷出并吹入给煤机内造成积粉，而且还将使煤粉进入磨辊轴承内，造成设备的损坏。上

116、一页下一页返回任务三锅炉辅助系统运行 (1)直吹式制粉系统的快速停运程序。1)当磨煤机进口一次风量过小或密封风压差过低时，磨煤机跳闸保护将动作，使磨煤机跳闸并联动给煤机、刮煤机跳闸。如保护不动作，应立即手动将其停用。2)确认煤量、风量、出口温度均退出自动状态，关闭该层制粉系统燃料风门。3)立即关闭该磨煤机的进、出口门和热风调节门、热风隔绝门。4)开启该磨煤机的消防蒸汽灭火门向磨煤机内充入蒸汽，以防内部积粉自燃或发生爆炸等异常情况。5)消防蒸汽灭火门开启10min后如磨煤机出口温度无异常变化时，即可关闭该消防蒸汽灭火门。上一页下一页返回任务三锅炉辅助系统运行 6)对落渣箱进行一次清理。7

117、)消防蒸汽灭火门关闭1h后可停用该磨煤机的密封风机。8)磨煤机停用后如不再维持备用状态，当冷油器出口油温已降至规定值时，可停用该磨煤机的润滑油系统。 (2)直吹式制粉系统的正常停运程序。1)投入该层煤粉燃烧器的引燃油枪(相邻层重油枪)。2)逐步将给煤机的给煤量(给煤机转速)降至允许的最低值。3)开大冷风调节门、关小热风调节门维持磨煤机风量，直至热风调节门关闭，再关闭热风隔绝门，对磨煤机进行通风冷却。4)磨煤机出口温度降至规定值后停用给煤机并联跳刮煤机。上一页下一页返回任务三锅炉辅助系统运行5)给煤机停用后，继续维持一定的风量对磨煤机及煤粉管道进行通风吹扫30s，然后停用磨煤机。 6)确认该

118、磨煤机的煤量、风量、出口温度均退出自动控制，关闭该层制粉系统所属的燃料风门。7)继续对该制粉系统进行通风吹扫和冷却，当磨煤机出口温度降至70 以下并稳定10min后，关闭磨煤机的进、出口门(磨煤机停止通风冷却后，如发生出口温度上升时应立即开启消防蒸汽灭火门向磨煤机内充入蒸汽)。8)根据机组负荷和燃烧情况可停用该层燃烧器的相邻层重油枪。9)对落渣箱进行一次清理。10)制粉系统通风结束1h后，可停用密封风机。上一页下一页返回任务三锅炉辅助系统运行 3.直吹式制粉系统的运行与调整 (1)直吹式制粉系统的运行监视。直吹式制粉系统运行时，应经常监视磨煤机电流、火焰信号、风量、出口风压、出口温度、进出

119、口压差和给煤量等参数，通过运行分析及时发现问题，及时进行调整，确保制粉系统的正常运行。制粉系统运行时，应定期对各转动设备的声音、振动、轴承温度以及磨煤机润滑油系统的运行情况，进行全面的检查，如:油温、油压、油位、油质及滤油器、冷油器的工作情况等;还应对系统的漏煤、漏风、漏粉及给煤机的运行情况进行检查，发现设备缺陷及异常情况应及时分析处理并进行消除。 (2)直吹式制粉系统常见异常工况运行分析。上一页下一页返回任务三锅炉辅助系统运行1)给煤量减少或中断。当发生原煤仓走空、走洞、搭桥、落煤管(从原煤仓到给煤机之间的管段)或给煤管(从给煤机到磨煤机之间的管段)发生走空、堵煤、给煤机出现故障等情况时

120、，都将造成磨煤机给煤量减少甚至中断。此时磨煤机电流及进出口风压差将下降，磨煤机风量和出口风温自动运行时热风门将自动关小，冷风门将自动开大;如手动运行时则将使磨煤机出口温度和风量均升高。对于碾磨件为接触式的磨煤机，当煤量低于允许值或给煤量中断时磨煤机还将发出金属摩擦声和出现剧烈的振动。具有断煤跳闸保护的磨煤机，发生断煤并延迟一定时间后将使磨煤机跳闸。2)磨煤机阻塞。当磨煤机风量过小、给煤量过大或磨煤机制粉能力下降时，将导致煤粉在磨煤机内堆积造成阻塞。上一页下一页返回任务三锅炉辅助系统运行发生磨煤机阻塞时，磨煤机出口温度、一次风量、出口风压均将下降，进出口风压差将增大。该制粉系统所属的一层煤粉

121、燃烧器火焰不稳，严重时层熄火保护动作，使该磨煤机跳闸。 3)煤粉管阻塞。当燃烧器喷口结焦、磨煤机风量过小或出口温度过低、磨煤机出口各煤粉管内煤粉浓度分配不均匀时，将易使某些风粉混合物流速过低的煤粉管发生阻塞。发生煤粉管阻塞时的最显著特点是磨煤机出口风压升高和阻塞煤粉管的温度及磨煤机进出口风压差明显下降。火焰检测装置测不到火或火焰的亮度差，实地观察燃烧器喷口处无煤粉喷出或仅有很少的煤粉喷出，锅炉两侧的汽温差和烟温差将增大。 (3)直吹式制粉系统的运行调整。上一页下一页返回任务三锅炉辅助系统运行1)直吹式制粉系统出力调整的方式。直吹式制粉系统出力的调整是根据锅炉负荷的需要调整给煤量，并根据给煤

122、量的变化，相应调整磨煤机冷、热风调节门的开度，使磨煤机的风量及出口温度与制粉系统的出力相适应。2)影响直吹式制粉系统出力的因素。制粉系统出力包括磨煤出力、干燥出力和通风出力。运行中要维持制粉系统的较大出力，必须合理地进行调整，使磨煤出力、干燥出力和通风出力三者在最佳工况下互相平衡。3)直吹式制粉系统煤粉细度的调节。制粉系统煤粉细度的调节，通常是通过改变分离器内煤粉的离心力或制粉系统的通风量来实现的。磨煤机上部的粗粉分离器，应用最广的是离心式分离器。上一页下一页返回任务三锅炉辅助系统运行离心式分离器一般又有固定式和旋转式两种型式。固定式离心分离器的调节，通常是通过改变安装在磨煤机上部的可调切

123、向叶片角度(即折向挡板开度)来改变风粉气流的流动速度和旋转半径，从而达到改变煤粉的离心力和粗细粉分离效果的目的。在这种型式的分离器中，在一定调节范围内，煤粉细度将随折向挡板开度的增大而变粗。对于旋转式分离器的调节，主要是通过改变分离器的转速来实现的。 4)直吹式制粉系统的风量调节。对于直吹式制粉系统的风量调节，既要考虑对燃烧工况的影响，还要综合考虑制粉系统的出力、干燥能力、煤粉细度等多种因素的影响。直吹式制粉系统的通风量实际上也就是磨煤机的一次风量，它的调节是通过改变磨煤机冷、热风门的开度来实现的。上一页下一页返回任务三锅炉辅助系统运行在调节磨煤机风量时，应注意冷、热风的比例应恰当，以便在

124、满足风量调节的同时使磨煤机出口温度符合要求。一次风机自动运行时，则按一次风压与出力最高的磨煤机煤量的对应函数关系，维持一次风母管压力正常。5)制粉系统出力的调节。正常运行中，直吹式制粉系统的出力应根据锅炉负荷的需要来进行调节。直吹式制粉系统的出力，通常是通过调节给煤量和风量来实现的。当系统的磨煤出力、干燥出力或通风出力任一条件受到限制时，均应降低该制粉系统的出力，尽快恢复系统的正常运行，以确保制粉系统运行的安全性.当燃煤的水分过高时，由于干燥剂温度受到预热器加热能力的限制无法升高，此时磨煤机的出力往往会因干燥出力不足而受到限制。上一页下一页返回任务三锅炉辅助系统运行有时在冷风门关闭，热风门

125、开足的情况下磨煤机出口温度仍不能维持正常值时，只能减少给煤量，采取降低制粉系统出力的办法来满足干燥出力的要求。当磨煤机的碾磨部件由于磨损严重，造成磨煤出力下降，经调整加载力仍不能减少石子煤中的煤粉含量时则应适当增加通风量;当锅炉燃烧工况不允许增加一次风量时，则应降低制粉系统出力运行。6)磨煤机出口温度的调节。对于磨煤机出口温度，不同类型的制粉系统和煤种有不同的允许值。磨煤机出口温度主要靠调节一次风的冷、热风比例来达到。当需要降低磨煤机出口温度时，则关小热风门，开大冷风门，在维持风量不变的情况下将磨煤机出口温度降至需要值。上一页下一页返回任务三锅炉辅助系统运行 7)磨煤机润滑油系统的参数调节

126、。磨煤机润滑油系统的运行将直接影响磨煤机的正常运行，因此磨煤机运行中应经常检查油压是否正常，如发现压力波动、升高或降低，都表明油泵或系统存在异常情况，应迅速查明原因，并排除故障。当滤油器压差大于规定值时，应及时切换至备用滤油器运行，并将其清洗后再作备用。磨煤机运行时，润滑油的温度应控制在规定的范围内，因为润滑油温度与润滑油压之间有极其密切的关系，当油温升高时，通常油压将相应下降。因此，当发现润滑油温度超过规定值时，应及时采取降温措施，防止因润滑油油压过低，造成磨煤机低油压保护动作而跳闸。(三)中间贮仓式制粉系统的运行与调整1.启动前的检查上一页下一页返回任务三锅炉辅助系统运行制粉系统启动

127、前，应按运行规程或制粉系统检查卡的要求，对下列设备进行全面检查:给煤机及其电动机、磨煤机及其电动机、变速箱、润滑油站、排粉机及其电动机、粉仓、给粉机，以及制粉系统各风门、挡板、管道等。2.中间贮仓式制粉系统的启动 (1)冷炉点火时磨煤机的启动。按上述要求对设备进行全面检查且符合启动条件后，方可启动制粉系统，冷炉制粉时，空气预热器出口风温应达到150以上。首先，投入磨煤机润滑油系统，启动一台润滑油泵，将备用润滑油泵置连锁位置，检查油循环正常，供油压力大于0. 2MPa，冷却水畅通。上一页下一页返回任务三锅炉辅助系统运行其次，全开磨煤机入口风门，关闭磨煤机入口自然冷风门，开启各一次风门。暖磨完

128、毕，磨煤机出口温度达60时，启动给煤机进行制粉，并根据给煤量，调整磨煤机入口热风门和压力冷风门的开度，维持磨煤机入口风压为-400 - 200Pa，磨煤机出、入门压差1 2002 000Pa，控制磨煤机出口温度略低于煤质所允许的温度。此外，还应将煤粉仓及输粉机(或称绞笼)的吸潮管打开，保持煤粉仓内有轻微的负压，以便将粉仓内的潮气吸出。(2)乏气送粉制粉系统的“倒风”。在乏气送粉的制粉系统中，不论磨煤机运行与否，当排粉机需要运行，以便向炉内输粉燃烧时，即需要进行“倒风”操作。上一页下一页返回任务三锅炉辅助系统运行当煤粉仓内粉位高，需停用磨煤机或磨煤机因故跳闸停运时，可通过“倒风”，切断磨煤机

129、风源，而排粉机入口直接吸收温风，向一次风管内输粉。排粉机运行中，如需启动相连的磨煤机时，应将热风倒入磨煤机内作干燥介质，同时切除排粉机入口温风，将制粉乏气作为一次风输粉。“倒风”操作在乏气制粉的制粉系统运行中是很重要的。如果操作不当，会引起燃烧恶化，甚至造成锅炉熄火或放炮。因此，在“倒风”时，一定要谨慎操作。“倒风”操作的具体方法如下:1)启动磨煤机将排粉机风源由近路温风倒向制粉乏气的操作方法和步骤:开启磨煤机入口总风门，关闭自然冷风门，微开入口热风门、压力冷风门;上一页下一页返回任务三锅炉辅助系统运行稍开排粉机入口乏气门，同时稍关排粉机入口热风门和压力冷风门;逐渐开大磨煤机入口热风门、压

130、力冷风门和排粉机入口乏气门。同时逐渐关小排粉机入口热风门和压力冷风门，直至关闭。在整个操作过程中，应保持磨煤机出口温度不超过70 ，排粉机出口风压不变;关闭排粉机入口近路风总门。 2)磨煤机停运，将排粉机风源由制粉乏气倒向近路温风的操作方法和步骤:开启排粉机入口近路风总门;逐渐开启排粉机入口热风门和压力冷风门，同时逐渐关闭磨煤机入口热风门、压力冷风门和排粉机入口乏气门;调整排粉机入口热风门和压力冷风门的开度，维持排粉机出口温度不超过100 ，排粉机出口风压不变;关闭磨煤机入口总风门，开启自然冷风门;关闭制粉系统各吸潮阀。上一页下一页返回任务三锅炉辅助系统运行 3.中间储仓式制粉系统的停运中

131、间储仓式制粉系统停运前，首先应逐渐减少给煤量，直至减至零，然后停用给煤机。在减煤的同时应缓慢关小磨煤机入口热风门，开大磨煤机入口压力冷风门，保证排粉机出口风压不变，逐渐将磨煤机出口温度降至60 ,对磨煤机进行降温抽粉。当粗粉分离器回粉管锁气器已不动作，磨煤机进出口压差小于1 000Pa，且系统内确无存煤时，停用磨煤机。用乏气送粉的制粉系统，若锅炉仍需进粉时，则应进行“倒风”操作，如不需送粉时则可停用排粉机。停用排粉机前，应先逐渐停用该排粉机对应的给粉机，并对一次风管进行吹扫5一10min，一次风管吹扫结束后缓慢关闭磨煤机入口热风门和压力冷风门，然后停止排粉机的运行。上一页下一页返回任务三锅

132、炉辅助系统运行制粉系统转动设备停运后，应关闭磨煤机入口总风门，开启自然冷风门。三、定期和连续排污系统的运行连续排污，也叫表面排污。这种排污方式，是连续不断地从炉水表面将浓度最大的炉水排出，连续排污在汽包上水后、汽轮机冲转前投入。定期排污，又称为间断排污或底部排污。锅炉定期排污的周期和排污量，一般应根据汽水品质的要求，由化学人员确定。进行定期排污操作时，应严格执行电业工作安全规程的有关规定，操作方法一般如下:(1)联系监盘人员，并征得其同意后方可进行定期排污工作。上一页下一页返回任务三锅炉辅助系统运行 (2)定期排污开始前应先适当提高汽包水位，并严格监视水位的变化，必要时可将给水改为手动调节

133、。(3)认真检查排污系统，确认同一排污母管上的其他锅炉来进行排污时，方可将本炉通往排污母管上的总门开启。(4)水冷壁下联箱的排污，应逐侧逐个进行，严禁同时对两只或以上的联箱进行排污工作。(5)排污时，应先全开一次门，微开二次门进行暖管，然后再缓慢开大二次门，如发生管道冲击时，应将二次门关小，待管道水冲击现象消失后方可继续开大二次门。 (6)定期排污应在锅炉工况及负荷稳定时进行，每个排污点的排放时间应严格按照规定要求执行。上一页下一页返回任务三锅炉辅助系统运行一只联箱排放结束后，先将二次门关闭后再关闭一次门。四、工业水系统的运行工业水系统用户主要有磨煤机轴承及减速器润滑油冷却器、磨煤机润滑油

134、冷却器、风机轴承冷却器、空气预热器冷油器、送风机油站、引风机油站、空压机冷却器、捞渣机、碎渣机用水、水泵轴承冷却水等。工业水与循环水系统相互切换时，必须先开门后关闭，以防断水，而且需通知有关部门岗位及调整冷油器油温、发电机风温及内冷水温。在循环水滤网后设备由工业水带时，应关闭循环水至滤网截门，否则当循环水压低时，工业水将串人循环水系统，造成工业水压降低，使各转机温度上升。上一页下一页返回任务三锅炉辅助系统运行工业水泵运行时，经常检查盘根不过热、不甩水;电动机温度不超过70 ;泵内及电机内无异音;各部分振动正常。应经常检查泵出、入口及母管压力，如果因补给水中断，造成母管压力下降，应及时将工业

135、水切换为循环水，并注意各转机轴承温度和冷油器油温，通知锅炉注意监视转机冷却水。上一页返回任务四配汽包锅炉单元机组冷态(滑参数)启动单元机组的冷态启动，一般均采用滑参数启动，其启动的过程大致相同，即启动前的准备和辅助设备及系统投运、锅炉点火升温升压和暖管、汽轮机冲转和升速、机组并网和接带负荷至负荷升至额定值。一、启动前的准备工作启动前准备工作的任务是使设备和系统处于准备启动的状态，达到随时可以启动的条件。(一)单元机组启动前的检查工作单元机组启动前的检查工作基本上是炉、机、电分别进行的，检查的范围包括炉、机、电主辅机的一次设备及监控系统。锅炉的检查工作包括炉内检查、炉外检查、汽水系统检查、转动

136、机械检查与试验、操作盘的检查等。下一页返回任务四配汽包锅炉单元机组冷态(滑参数)启动汽轮机的检查工作除检查本体设备是否完好外，按各管道系统，如主蒸汽系统、凝结水系统、给水系统、循环水系统、油系统等进行检查，有关阀门开关状态应符合规程的要求，电动阀、调节汽门和各主要辅机都要经过试验，确保其性能良好。发电机的检查包括发电机本体、励磁系统和高压一次回路的检查，冷却系统和辅机的检查，控制、信号和保安系统的检查。在发电机设备检查完毕后，用绝缘电阻表检查发电机定子绕组、全部励磁回路以及变压器的绝缘电阻，并将绝缘电阻值与以前相应阻值(同样温度和空气湿度条件下)比较，如绝缘不良，必须找出原因并采取措施。上一

137、页下一页返回任务四配汽包锅炉单元机组冷态(滑参数)启动单元机组在安装或大修后的第一次启动前，应该检查所有曾经进行检修过的部位，肯定检修工作已经结束;详细了解检修时改动过的设备和系统，掌握改进后设备的性能和操作方法。检查轴承内是否油位正常，油质合格，冷却水畅通，无漏油漏水现象。对转动机械进行一定时间的试运转，在试转前应进行盘车，检查是否有卡涩现象;试转中注意电动机电流是否正常，转动方向是否正确，有无明显的机械振动和摩擦，轴承和电动机温度是否正常等。机组启动前应进行相关的试验工作，并符合要求。试验项目主要包括锅炉水压试验、炉膛严密性试验、连锁试验、汽轮机控制系统的静态试验、阀门试验、转动机械试

138、验以及电气设备绝缘试验等。上一页下一页返回任务四配汽包锅炉单元机组冷态(滑参数)启动单元机组均设有一系列保证安全的保护装置，如超速保护、窜轴保护、低油压保护、低真空保护、低汽温保护等。除因启动过程的特殊条件(如汽轮机的低汽温保护和低真空保护，由于启动过程中汽温低，真空系统不稳定)不能投入外，其他各项保护应尽量投入。 (二)辅助设备及系统的投运单元机组容量较大，启动准备工作也比较复杂，根据实践经验，应特别重视以下各点。1.润滑油温度提高和调节润滑油温度一般采用油流循环加热的方法，所以要根据季节不同、气温不同而适当提前启动润滑油泵来提升润滑油温。上一页下一页返回任务四配汽包锅炉单元机组冷

139、态(滑参数)启动 2.锅炉水压试验锅炉水压试验可分为工作压力试验和超压试验。锅炉大、小修或承压部件临时检修后，必须进行常规的水压试验(再热器除外)，其试验压力应等于汽包工作压力。承压部件严重损坏或大面积更换受热面后，锅炉要进行超压水压试验(包括再热器)，其试验压力为汽包工作压力的1. 25倍，再热器试验压力为工作压力的1. 5倍。水位计只参加工作压力下的水压试验，不参加超压试验。安全阀不参加水压试验。对于锅炉出口不设主汽阀的单元机组，锅炉进行水压试验时，压力水一直打到汽轮机电动主汽阀前，水压试验完毕，主蒸汽管内放水应在锅炉点火前完成，否则可能引起主蒸汽管道的水冲击。上一页下一页返回任务四配

140、汽包锅炉单元机组冷态(滑参数)启动 3.锅炉上水确认除氧器水质合格即可进行锅炉上水的操作。锅炉上水可用电动给水泵、凝结水输送泵或汽动给水泵前置泵上水，根据系统特点确定上水方式。若上水时锅炉内有水，应通知化学人员检查水质是否合格，若水质合格，将汽包水位调到要求水位，若水质不合格放掉重上。锅炉上水时通过调节省煤器入口给水电动阀旁路阀，控制给水流量3060t/h，在汽包水位计出现水位时，应关小给水调节旁路阀，使水位缓慢上升到要求水位，进水全部时间夏季大于2h，冬季大于4h;锅炉上水温度低于104 ，实际到汽包时不超过90 。上水时省煤器再循环门关闭，点火后打开。上一页下一页返回任务四配汽包锅炉单

141、元机组冷态(滑参数)启动4.抽真空系统和轴封供汽采用射水抽气器的系统，射水泵启动前应将射水箱补水至正常水位，然后逐台检查和试验射水泵的低水压自启动和相互自启动。真空打到冲转所要求的数值之前，轴封供汽管路暖管、疏水。在连续盘车后才可向轴封供汽，以免转子产生热弯曲。所用轴封汽源来自辅助蒸汽系统。轴封送汽后，应检查轴封抽气器、轴封冷却器水位和内部压力是否正常，防止轴封蒸汽压力过高而沿轴泻出，造成蒸汽顺轴承油挡间隙漏入油中，恶化油质。5.盘车预暖汽轮机上一页下一页返回任务四配汽包锅炉单元机组冷态(滑参数)启动在冷态启动的初始阶段，蒸汽对汽缸内壁的放热属于膜状凝结放热，其放热系数高达4 65217

142、445 W/(K ) ;蒸汽对转子表面的放热属于珠状凝结放热，其放热系数又可达膜状凝结的15 20倍，由此引起的热冲击是相当剧烈的。为此，近年来国内外先进机组都用盘车预热汽轮机的方式，即在盘车状态下用阀门控制小流量加热汽轮机，可避免金属温升率过大，直到汽轮机转子温度高于金属材料的脆性转变温度(150)。盘车预暖汽轮机除了能减小启动时的热冲击外，还有以下几个优点:(1)可避免转子材料的脆性断裂。(2)可以缩短或取消中速暖机。上一页下一页返回任务四配汽包锅炉单元机组冷态(滑参数)启动 (3)盘车预暖汽轮机可在锅炉点火前用辅助汽源进行，缩短机组启动时间，节约能源。盘车投入之前应先投入顶轴油泵，顶

143、轴油泵和盘车装置之间的连锁关系是润滑油压低，顶轴油泵不能启动;润滑油压低或顶轴油泵未启动，盘车电机不能启动;盘车手柄未推进，盘车也不能启动。在大修后第一次启动一般应就地先手动盘车，检查汽轮机转子转向正确，如无卡涩现象，则就地控制盘将汽轮机盘车投入运行。6.发电机一变压器组恢复备用发电机冷却系统投入发电机一变压器组恢复备用，一定要在汽轮机冲转前完成。汽轮机一经冲转，整个发电机一变压器组回路即认为已经带电。上一页下一页返回任务四配汽包锅炉单元机组冷态(滑参数)启动采用水冷的汽轮发电机组，应先将发电机进行外部循环反复冲洗，直至水质化验合格。进水到回水箱水位的2/3处，打开发电机的水冷却系统。在发

144、电机冷却水回水箱已经投入的情况下，对水冷泵逐台检查，校验低水压自启动和相互自启动符合要求。氢气冷却的汽轮发电机组，在发电机转子处于静止时，首先将发电机氢气冷却系统投入运行，然后逐步将发电机密封油系统投入运行，逐步升压至发电充氢后，如果发电机内的氢纯度合格，定子内冷凝水水质、水温、压力以及密封油压等符合规程要求，气体冷却器通水正常，方可启动转子。二、锅炉点火和升温升压锅炉点火是单元机组启动操作的正式开始，启动的主要操作在控制室。上一页下一页返回任务四配汽包锅炉单元机组冷态(滑参数)启动锅炉点火首先点燃油燃烧器(点火油嘴)，炉温提升后点燃煤粉燃烧器。机额定氢压运行。充氢时应保持密封油压力，以免

145、漏氢。油枪的点燃从最下排开始，点火前须将燃油和蒸汽的压力、温度调至规定值。点火后注意风量的调节和油枪的雾化情况。逐渐投入更多油枪，建立初投燃料量(汽轮机冲转前所投燃料量)。点火后即开启各级受热面的疏放水阀，用于暖管和放尽积水，待积水疏尽后应及时关闭，以免蒸汽短路影响受热面的冷却。过热器出口疏水兼有排放锅炉工质、抑制升压速度的作用，可推迟关闭。过热器出口疏水门关闭后即投入汽轮机旁路，其开启方式和开度视锅炉升压升温控制的需要而定。点火后的一定时期内，过热器和再热器内无蒸汽流量或流量很少，以监视和控制炉膛出口烟温的方法来保护受热面和控制燃烧率。上一页下一页返回任务四配汽包锅炉单元机组冷态(滑参数

146、)启动若为一级大旁路，则这一控制必须保持到汽轮机进汽之前。点火过程中要注意水冷壁回路的水循环，监视汽包水位和汽包上下、内外壁温差，一旦汽包壁温差超过限值，应立即降低升压速度。锅炉停止给水时应开启省煤器再循环阀，保护省煤器。初投燃料量应保证汽轮机冲转、升速、初负荷所需要的蒸汽量。通过控制燃烧率和投用受热面旁路、汽轮机旁路等手段来控制锅炉出口过热蒸汽的升压、升温速度并匹配冲转参数。 1.点火前的吹扫上一页下一页返回任务四配汽包锅炉单元机组冷态(滑参数)启动点火前应打开所有烟道挡板及阀门，先启动回转式空气预热器，然后顺序启动引风机和送风机各一台，以排除烟道及炉内残存的可能引起爆燃的气体和沉淀物，

147、满足炉膛、烟道和空气预热器的吹扫要求，并防止回转式空气预热器点火后受热不均匀而变形。对炉膛和烟道进行吹扫时，先启动引风机，后启动送风机，以保证炉内有一定的负压，防止出现正压。另外，对煤粉炉的一次风管道应吹扫35 min;对燃油管及油喷嘴也应进行吹扫，以保证点火时油路通畅，防止点火时爆燃。2.锅炉点火上一页下一页返回任务四配汽包锅炉单元机组冷态(滑参数)启动吹扫完毕，锅炉主燃料跳闸装置自动复位，进行燃油系统漏油试验，检查快关阀及炉前油系统漏油是否合格;然后将燃油系统从燃油再循环回路切换至燃油工作回路。轻重油漏油试验检查，需要确认轻重油的快关阀和回油阀之间的管路是否严密。试验方法是在保持快关阀

148、前后压力相等的情况下，将快关阀关闭，要求其保持压差为零达5 min;开启回油阀，检查油压能否降低到脱扣动作，并能保持5 min，然后关闭回油阀。现在，不少机组采用重油作为锅炉点火到机组带20%一30%额定负荷的主要燃料。其点火方式是:用轻油点火器分别点燃重油及煤粉燃烧器，或用轻油点火器点燃重油燃烧器，再用重油燃烧器点燃煤粉燃烧器。上一页下一页返回任务四配汽包锅炉单元机组冷态(滑参数)启动一般用油燃烧器控制锅炉热风温度达规定数值，再投煤粉燃烧器。轻油点火器的轻油是靠高能发火器引燃的。轻油容易燃烧，对锅炉受热面的沾污也小，但价格较贵。点火时，点火油嘴一般同时使用对角的两只(四角布置)，然后定期

149、调换使用另外两只，以使锅炉各部分均匀受热。在冷态点火时，炉膛温度比较低，对燃烧重油的锅炉应注意未燃尽的重油易使受热面沾污，影响传热，会造成局部温度偏差。3.锅炉升温升压从锅炉点火到汽压升至工作压力的过程即升压过程。锅炉升温升压过程，各金属部件处于热不稳定状态，如果控制不当，会对某些部件的安全造成不利影响。为此，升压过程要格外重视。上一页下一页返回任务四配汽包锅炉单元机组冷态(滑参数)启动(1)升压速度和汽包金属壁热应力。升压速度快，汽包上下壁温差大，热应力大，严重时汽包会发生拱背变形，产生裂缝。在升压初期，汽包内压力较低，汽包金属主要承受由温差引起的热应力，而此时各种温差往往比较大，故升压

150、率应控制小一些。另外，在低压阶段升高单位压力相应的饱和温度上升值大，因此升压初期的升压速度应特别缓慢，并应采取措施加强汽包内水的流动，从而减小汽包上下壁温差。控制升压速度的手段是控制好燃料量，此外，还可加大向空排汽量;对于中间再热单元机组，可以用旁路系统调整阀进行升压速度控制。在锅炉的升压阶段，升压速度过快将影响安全运行，但如果升压速度过慢，则将延长机组的启动时间，这是不经济的。上一页下一页返回任务四配汽包锅炉单元机组冷态(滑参数)启动 (2)水冷壁保护。升压初始阶段，水冷壁管内含汽量少，水循环不正常，燃烧器少，各水冷壁金属温度不同，会引起下联箱变形或管子损坏。对膜式水冷壁，更应注意其受热

151、的不均匀性。水冷壁的受热情况，可通过装在下联箱上的膨胀指示器加以监视。在检查中若发现异常情况，应暂缓升压，查明原因进行处理后，方可继续升压。在升压过程中，必须采取一定措施，促使水冷壁受热均匀。(3)过热器、再热器保护。过热器、再热器是锅炉的主要部件，其中的工质温度和管壁金属温度都是锅炉中最高的。在启动过程中，过热器、再热器的安全十分重要，应满足两个要求:上一页下一页返回任务四配汽包锅炉单元机组冷态(滑参数)启动过热汽温、再热汽温应符合汽轮机冲转、升速、并网升负荷等要求;过热器、再热器管壁温度不超过金属材料的许用温度，其联箱、管子等不产生过大的热应力。单元机组的锅炉在启动过程中靠自身蒸汽冷却

152、过热器。在点火一段时间后，逐渐有蒸汽产生，但蒸汽量很小，容易发生过热器各管中的蒸汽流量不均。同时，点火升压初期炉温低，燃烧不稳定，火焰充满度差，也容易使流经过热器的烟气分配不均匀。这样对于蒸汽流量少而受烟气加热强的管子，便可能发生超温。因此，在点火升压初期，还应尽量保持稳定的燃烧工况，控制炉膛出口烟温偏差。随着升压过程的进行，过热器要依靠锅炉产生的蒸汽来进行冷却。上一页下一页返回任务四配汽包锅炉单元机组冷态(滑参数)启动流经过热器的蒸汽，对于中间再热单元机组，则通过旁路系统排入凝汽器，以减少工质损失。升压过程中，流经过热器的蒸汽流量对过热器的安全有影响。再热器的保护。启动过程中再热器的安全

153、监护除点火初期控制炉膛出口烟温外，在升温、升压过程中的保护主要是通过高低压旁路实现。 (4)省煤器保护。启动初期间断给水，使局部水汽化，该处壁温升高。汽包锅炉均设再循环管，在锅炉启动初期，开启再循环管上的阀门，使汽包与省煤器形成自然循环回路，汽包内的水经再循环管下降进入省煤器入口，在省煤器中受热上升，又进入汽包。重新上水时，应关闭再循环门，防止给水直接进入汽包。上一页下一页返回任务四配汽包锅炉单元机组冷态(滑参数)启动(5)空气预热器的保护。对于空气预热器，首先要防止二次燃烧，其次是不正常的热变形。二次燃烧主要是在启动初期燃烧不完全的燃料带到尾部受热面存积下来，随烟温逐渐升高，燃料逐步氧化

154、升温达到自燃温度后出现的;因此，启动时应密切监视空气预热器出口烟温，当发现排烟温度突然不正常地升高时，应立即停炉或停止启动，进行灭火处理;为了防止回转式空气预热器异常的变形，锅炉点火前，空气预热器必须启动。三、暖管机组冷态启动前，主蒸汽管道、再热蒸汽管道、自动主汽门至调节汽门间的导汽管、电动主汽门、自动主汽门、调节汽门的温度接近于室温。上一页下一页返回任务四配汽包锅炉单元机组冷态(滑参数)启动锅炉点火后，利用所产生的低温蒸汽对主蒸汽管道、再热蒸汽管道及管道上的阀门进行预热的过程，称为暖管。暖管的目的是减小启动时温差产生的热应力;避免启动中蒸汽凝结成水引起管道冲击和汽轮机水冲击;启动时，如果

155、不预先暖管并充分排放疏水，由于较长的管道要吸热，就不能保证冲转参数的要求。汽轮机的法兰螺栓加热装置、轴封供汽系统、汽动油泵和蒸汽抽气器的供汽管道同时进行暖管。对于单元机组，锅炉点火升压和暖管是同时进行的。锅炉汽包至汽轮机电动主汽门之间的主蒸汽管道上的阀门在全开位置，电动主汽门及其旁路阀处在全关位置。再热机组通过汽轮机旁路系统对再热蒸汽管道进行暖管。同时，也可通入少量蒸汽，在盘车状态下对高、中压缸进行暖缸。上一页下一页返回任务四配汽包锅炉单元机组冷态(滑参数)启动在进行暖管操作时应注意管道疏水。在暖管过程中，主蒸汽管道和再热蒸汽管道中的疏水，一般经过疏水扩容器排至凝汽器，此时凝汽器已经接带热

156、负荷，所以循环水泵、凝结水泵和抽气器在暖管前应投入运行。四、汽轮机冲转升速 (一)冲转方式汽轮机如果采用高压缸进汽冲转时，可以采用调节汽门冲转、自动主汽门冲转或电动主汽门旁路阀冲转。调节汽门冲转是在自动主汽门和电动主汽门全开情况下，通过操作调节汽门冲转。该方式可以减少对蒸汽的节流，但汽缸进汽部分周向温度分布不均。启动过程均由调节汽门控制，操作方便灵活。上一页下一页返回任务四配汽包锅炉单元机组冷态(滑参数)启动用自动主汽门冲转时，调节汽门全开，汽轮机进汽部分周向受热均匀。但自动主汽门处于节流和被冲刷的状态，易造成关闭不严，降低了自动主汽门的保护作用。当在转速升至2 900r/min左右时，要

157、进行阀切换。用电动主汽门旁路阀(或启动阀)冲转时，自动主汽门和调节汽门全开，电动主汽门全关，缓慢开启旁路阀冲转。这种冲转方式可以使汽轮机进汽部分周向受热均匀，也可以避免自动主汽门的冲刷，但需要进行阀切换。(二)冲转前的准备1.冲转参数的选择上一页下一页返回任务四配汽包锅炉单元机组冷态(滑参数)启动冲转时主蒸汽压力的选择应综合考虑锅炉、汽轮机以及旁路系统，要从便于维持启动参数稳定出发，同时考虑除氧器用汽情况，锅炉所产生的蒸汽流量能满足冲转、升速，并能顺利通过临界转速，且有一定的裕度。由此要求主蒸汽压力高一些。当采用调节汽门冲转时，为使进汽部分金属加热均匀，需要增大蒸汽的容积流量，冲转蒸汽压力

158、应尽量选择低一些。因此，不同的冲转方式，主蒸汽压力的取值范围不同。机组冷态启动前，汽轮机各零部件的温度比较低，为了减小热冲击，在选择冲转参数时，主蒸汽温度的选择要保证与调节级处高压内缸内壁温度合理匹配。再热蒸汽温度应与中压缸进汽室的温度相匹配。上一页下一页返回任务四配汽包锅炉单元机组冷态(滑参数)启动汽轮机冲转时，除了要合理选择主蒸汽和再热蒸汽参数外，还对凝汽器的真空有一定的要求。 2.其他冲转条件汽轮机在盘车状态，盘车电流正常;蒸汽品质必须合格;汽轮机所有疏水阀开启;低压缸喷水阀在“自动”，凝结水压力正常;检查汽轮机润滑油温、油压正常;检查转子偏心度30%额定负荷时，切换到三冲量，即只以

159、汽包水位偏差为依据调节给水调节汽门开度，这样可以消除低负荷时蒸汽流量、给水量测量不准的影响。锅炉运行中应密切监视汽包水位，一旦自控失灵或运行工况剧烈变化时，迅速将自动切换为手动，避免对调节汽门大开或大关的调节方法，保持水位相对稳定。手动时应注意虚假水位现象的判断和操作。若在水位升高的同时，蒸汽流量增大而压力却降低，说明水位的升高是暂时的。此时应稍稍等待水位升至高点后，再开大给水调节汽门，但若有可能造成水位事故时，则可先稍关调节汽门，但应随时做好开大调节汽门的准备。上一页下一页返回任务一锅炉的正常运行监视调整若在水位升高的同时，蒸汽流量和压力都减小，说明水位的升高是由于汽包水空间的物质不平

160、衡引起的，应立即关小给水调节汽门。(四)燃烧的调节机组运行过程中，锅炉蒸发量必须随时满足负荷变化的需要，这时应对进入炉膛的燃料量和风量进行调节，使炉内燃烧随时满足锅炉蒸发量的需要，此过程即燃烧调节。燃烧调节应在保证锅炉安全、经济运行的条件下进行。1.燃烧调节的任务燃烧调节就是燃料量和风量的调节与配合，调节的主要任务是: (1)为满足外界负荷的要求，除保证数量合适的蒸汽量外，还必须保证合格的蒸汽品质，即蒸汽参数稳定在规定范围内。上一页下一页返回任务一锅炉的正常运行监视调整(2)燃烧调节必须在保证安全可靠的前提下进行，不要因燃烧调节而导致蒸汽参数的波动超过规定值，引起受热面超温、水冷壁和炉膛出

161、口受热面结焦，甚至爆管等不安全因素。(3)按燃料量调整最佳空气量，尽可能减少锅炉不完全燃烧损失，保证燃烧过程的经济性，最大限度提高锅炉效率。 (4)维持炉膛负压不变是保证机组安全经济运行的必要措施。要完成上述燃烧调节任务，在满足机组对蒸汽量需要的前提下，运行人员要随时对炉内燃烧情况的好坏进行观察和判断，保证燃烧良好。正常稳定的燃烧说明风煤配合恰当，煤粉细度适宜。此时火焰明亮稳定，高负荷时火焰颜色可以偏白些，低负荷时火焰颜色可以偏黄些，火焰中心应在炉膛中部，火焰均匀地充满炉膛，但不触及四周水冷壁。上一页下一页返回任务一锅炉的正常运行监视调整着火点位于离燃烧器不远处。火焰中没有明显的星点，有星

162、点可能是煤粉分离现象、煤粉太粗或炉膛温度过低，从烟囱排出的颜色呈浅灰色。如果火焰白亮刺眼，表明风量偏大或负荷过高，也有可能是炉膛结渣。如果火色暗红闪动则有几种可能是风量偏小或送风量过大或冷灰斗漏风量大，致使炉温太低，还可能是煤质方面的原因，如煤粉太粗或不均匀、煤水分高或挥发分低时，火焰发黄无力，煤的灰分高致使火焰闪动等。低负荷燃油时，油火焰呈白橙光亮而不模糊。若火焰暗红或不稳，说明风量不足，或油压偏低，油的雾化不良。若有黑烟，通常表明根部风不足或喷嘴堵塞。火焰紊乱说明油枪位置不当或角度不当，均应及时调整。上一页下一页返回任务一锅炉的正常运行监视调整燃烧过程的稳定性直接关系到锅炉运行的可靠性

163、。燃烧过程的经济性要求保持合理的风煤配合，一、二次风配合和送引风配合，此外还要求保持适当高的炉膛温度。合理的风煤配合就是要保持最佳的过量空气系数;合理的一、二次风配合就是要保证着火迅速、燃烧完全;合理的送引风配合就是要保持适当的炉膛负压、减少漏风。当运行工况改变时，这些配合比例如果调节适当，就可以减少燃烧损失，提高锅炉效率。对于煤粉炉，为达到上述燃烧调节的目的，在运行操作时应注意燃烧器的出口一、二、三次风速和风率，各燃烧器之间的负荷分配和运行方式，炉膛风量、燃料量和煤粉细度等各方面的调节，使其达到较佳数值。上一页下一页返回任务一锅炉的正常运行监视调整2.影响燃烧的因素锅炉运行中，煤质往往变

164、化较大。任何燃烧设备对煤种的适应总有一定的限度，因而运行煤种的这种变动对锅炉的燃烧稳定性和经济性均将产生直接的影响。煤的成分中，对燃烧影响最大的是挥发分。挥发分高的煤，着火温度低，着火距离近;燃烧速度和燃尽程度高。但烧挥发分高的煤，往往是炉膛结焦和燃烧器出口结焦的一个重要原因。与此相反，当燃用煤种的挥发分低时，燃烧的稳定性和经济性均下降，而锅炉的最低稳燃负荷升高。当燃用挥发分较低的劣质煤时，希望有比较大的切圆直径;但是燃烧切圆直径过大，一次风煤粉气流可能偏转贴墙，以致火焰冲刷水冷壁，引起结焦和燃烧损失增加。上一页下一页返回任务一锅炉的正常运行监视调整运行中常用改变一、二次风的动量比的方式改

165、变切圆直径。煤的发热量低于设计值较多时，燃料使用量增加。对直吹式制粉系统的锅炉，磨煤机可能要超出力运行，一次风量增加，煤粉变粗;对中储式制粉系统，煤粉管内的粉流量大，为避免堵粉，也需要提高一次风速。一次风速的增大和煤粉变粗都会对着火产生不利影响，尤其在燃用挥发分低的差煤时。发热量低的煤往往灰分都高，也会使着火推迟、炉温降低，燃烧不稳和燃尽程度变差。水分对燃烧过程的影响主要表现在水分多的煤，水汽化要吸收热量，使炉温降低、引燃着火困难;推迟燃烧过程，使飞灰可燃物增大;水分多的煤，排烟量也大，排烟损失增加。此外，水分过高还会降低制粉系统的出力，或发生磨煤机堵煤、煤粉管堵粉等不安全因素。上一页下一页

166、返回任务一锅炉的正常运行监视调整煤粉越细，单位质量的煤粉表面积越大，加热升温、挥发分的析出着火及燃烧反应速度越快，因而着火越迅速;煤粉细度越小，燃尽所需时间越短，飞灰可燃物含量越小，燃烧越彻底。煤粉炉中，一次风中的煤粉浓度(煤粉与空气的质量之比)对着火稳定性有很大影响。高的煤粉浓度不仅使单位体积燃烧释热强度增大，而且单位容积内辐射粒子数量增加，导致风粉气流的黑度增大，可迅速吸收炉膛辐射热量，使着火提前。此外，随着煤粉浓度的增大，煤中挥发分逸出后其浓度增加，也促进了可燃混合物的着火。因此，不论何种煤，在煤粉浓度的一定范围内，着火稳定性都是随着煤粉浓度的增加而加强的。上一页下一页返回任务一锅

167、炉的正常运行监视调整提高煤粉气流初温可减少煤粉气流的着火热，并提高炉内的温度水平，使着火提前。提高煤粉气流初温的直接办法是提高热风温度。锅炉负荷降低时，燃烧率降低，炉膛平均温度及燃烧器区域的温度都要降低，着火困难。当锅炉负荷降低到一定数值时，为稳定燃烧必须投油助燃。影响锅炉低负荷稳燃性能的主要因素是煤的着火性能、炉膛和燃烧器的稳燃性能。同一煤种，在不同的锅炉中燃烧，其最低稳燃负荷可能有较大的差别;对同一锅炉，当运行煤质变差时，其最低负荷值要升高;燃用挥发分较高的好煤时，其值则可降低。随着负荷的增加，炉温升高，对燃烧经济性的影响一般是有利的。一、二次风的混合特性也是影响炉内燃烧的重要因素。上

168、一页下一页返回任务一锅炉的正常运行监视调整 3.燃烧调节锅炉运行中负荷的变化是最为经常的。高负荷运行时，由于炉膛温度高，着火与混合条件也好，所以燃烧一般是稳定的，但易产生炉膛和燃烧器结焦、过热器、再热器局部超温等问题。燃烧调整时应注意将火焰位置调整居中，避免火焰偏斜;燃烧器全部投入并均匀分配燃烧率，防止局部过大的热负荷;应适当增大一次风速，使着火点离喷燃器有一定距离。此外，高负荷时煤粉在炉内的停留时间较短而排烟损失较大，为此可在条件允许的情况下，适当降低过量空气系数运行，以提高锅炉效率。在低负荷运行时，由于燃烧减弱，投入的燃烧器数量少，炉温较低，火焰充满度较差，使燃烧不稳定，经济性亦较差。

169、上一页下一页返回任务一锅炉的正常运行监视调整为稳定着火，可适当增大过量空气系数，降低一次风率和风速。煤粉应磨得更细些。低负荷时应尽可能集中燃烧器运行，并保证最下排燃烧器的投运。为提高炉膛温度，可适当降低炉膛负压，以减少漏风，这样不但能稳定燃烧，也能减少不完全燃烧热损失，但此时必须注意安全，防止炉膛喷火伤人。此外，低负荷时保持更高些的过量空气系数对于抑制锅炉效率的过分降低也是有利的。无烟煤、贫煤的挥发分较低，燃烧时的最大问题是着火。燃烧配风的原则是采取较小的一次风率和风速，以增大煤粉浓度、减小着火热并使着火点提前;二次风速可以高些，这样可增加其穿透能力，使实际燃烧切圆的直径变大些，同时也有利

170、于避免二次风过早混入一次风粉气流。上一页下一页返回任务一锅炉的正常运行监视调整燃烧差煤时也要求将煤粉磨得更细些，以强化着火和燃尽;此时要求较大的过量空气系数，以减少燃烧损失。挥发分高的烟煤，一般着火不成问题，需要注意燃烧的安全性，可适当减小二次风率并多投一些燃烧器分散热负荷，以防止结焦。为提高燃烧效率，一、二次风的混合应早些进行。煤质好时，应降低空气过量系数运行。(1)燃料量的调节。运行中，燃料量随锅炉负荷的变化而变化，燃烧率也必须随时进行调整，以适应蒸发量的要求，不同的制粉系统，调节存在着区别。1)配中间储仓式制粉系统锅炉的燃料量调节。上一页下一页返回任务一锅炉的正常运行监视调整中间

171、储仓式制粉系统的特点是制粉系统出力的大小与锅炉负荷不存在直接的关系。当负荷改变时，所需燃料量的调节可以通过改变给粉机的转速(给粉量)和燃烧器投入的数量来实现。当锅炉负荷变化不大时，改变给粉机的转速就可以达到调节的目的;当锅炉负荷变化较大，改变给粉机转速已不能满足调节幅度时，则应先以投停给粉机作粗调节，再以改变给粉机转速作细调节。投停给粉机时应力求成层投停、对角投停，以维持燃烧中心和空气动力场的稳定;调节给粉机转速时应平稳操作，不做大幅度的调节，以免粉量骤变导致炉膛负压及锅炉参数波动。当需投入备用的燃烧器时，应先开启(或开大)一次风门至所需开度，对一次风管进行吹扫，待一次风压指示正常后，方可启动

172、给粉机进行给粉，并开启相应的二次风，观察着火状况是否正常。上一页下一页返回任务一锅炉的正常运行监视调整相反，在停运燃烧器时，则应先停给粉机，并关闭相应的二次风，而一次风应继续吹扫数分钟后再关闭，以防止一次风管内发生煤粉的沉积。为保护停运燃烧器，通常需要对其一、二次风喷口保持一个微小的通风量。运行中要限制给粉机的转速范围。转速过大，一次风中煤粉浓度大，一次风速易低，可能导致煤粉管堵塞，且给粉机过负荷时也易发生事故;反之则煤粉浓度过低，使着火不稳，易发生灭火。其具体转速范围应由锅炉燃烧调整试验确定。2)配直吹式制粉系统锅炉的燃料量调节。大型锅炉的直吹式制粉系统，通常都装有若干台磨煤机，也就是具

173、有若干个独立的制粉系统。上一页下一页返回任务一锅炉的正常运行监视调整当锅炉负荷变动不大时，可通过调节运行着的制粉系统的出力来解决。对于中速磨，当负荷增加时，可先开大一次风机的进风挡板，增加磨煤机的通风量，以利用磨煤机内的存煤量作为增加负荷的缓冲调节，然后再增加给煤量，同时开大二次风量。相反，当负荷减少时，则应是先减少给煤量，然后降低磨煤机的通风量。不同型式的中速磨，由于磨煤机内存煤量不同，其响应负荷的能力也不同。对于双进双出钢球磨，当负荷变化时，则总是磨煤机通风量首先变化，其次才是给煤量的相应调节，这种调节方式可以使制粉系统的出力对锅炉负荷作出快速的响应。当锅炉负荷有较大变动时，需启动或停

174、止一套制粉系统。上一页下一页返回任务一锅炉的正常运行监视调整减负荷时，当各磨煤机出力均降至某一最低值时，即应停止一台磨煤机，以保证其余各磨煤机在最低出力以上运行;加负荷时，当各磨煤机出力上升至其最大允许值时，则应增投一台磨煤机。在确定启动或停止方案时，必须考虑到制粉系统运行的经济性、燃烧工况的合理性，必要时还应兼顾汽温调节等方面的要求。各运行磨煤机的最低允许出力，取决于制粉经济性和燃烧器着火条件恶化(如煤粉浓度过低)的程度;各运行磨煤机的最大允许出力，不仅与制粉经济性、安全性有关，而且要考虑锅炉本身的特性。对于稳燃性能低的锅炉或烧较差煤种时，往往需要集中火嘴运行，因而可能推迟增投新磨的时间

175、;炉膛、燃烧器结焦严重的锅炉，高负荷时都需要均匀燃烧出力，因而也常降低各磨的上限出力。上一页下一页返回任务一锅炉的正常运行监视调整燃烧器投运层数的优先顺序则主要考虑汽温调节，低负荷稳燃等的特性。燃烧过程的稳定性，要求燃烧器出口处的风量和粉量尽可能同时改变，以便在调节过程中始终保持稳定的风煤比。因此，应掌握从给煤机开始调节到燃烧器出口煤粉量产生改变的时滞，以及从送风机的风量调节开关动作到燃烧器风量改变的时差，燃烧器出口风煤改变的同时性可根根这一时滞时间差的操作来解决。一般情况下，制粉系统的时滞总是远大于风系统的，所以要求制粉系统对负荷的响应更快些，当然过分提前也是不适宜的。锅炉运行中应对此作

176、出一些规定。上一页下一页返回任务一锅炉的正常运行监视调整在调节给煤量和风量时，应注意监视辅机的电流变化、挡板开度指示、风压以及有关参数的变化，防止电流超限和堵塞煤粉管等异常情况的发生。 (2)风量调节。进入炉内的空气分为一次风、二次风(有的还有三次风)及少量漏风。一、二次风是两个独立的系统，前者主要是为了满足磨煤机制粉需要，后者则为调节进入锅炉的总空气量。1)送风量的调节。当锅炉负荷发生变化时，伴随着燃料量的改变，必须对送风量进行相应的调节。送风量调节的依据是炉膛出口过量空气系数，一般按最佳过量空气系数调节风量，以取得最高的锅炉效率。上一页下一页返回任务一锅炉的正常运行监视调整锅炉运行

177、中，除了用氧量监视供风情况外，还要注意分析飞灰、灰渣中的可燃物含量，排烟中的CO含量，观察炉内火焰的颜色、位置、形状等，依此来分析判断送风量的调节是否适宜以及炉内工况是否正常。送风量的调节方法，离心式风机通常是通过电动执行机构操纵送风机进口导向挡板，以改变其开度来实现的;轴流式风机，通过改变风机动叶的安装角进行调节。容量较大的锅炉通常都装有两台送风机，当两台送风机都在运行而需要调节送风量时，一般应同时改变两台送风机进口挡板开度，以使烟道两侧的烟气流动工况均匀。在调节风量时应注意观察风机电流、风压、炉膛负压、氧量等指示值的变化，以判断调节是否有效。上一页下一页返回任务一锅炉的正常运行监视调整

178、风量调节时若出现风机的“喘振”(喘振值报警)，应立即关小动叶，降低负荷运行。如果喘振是由于出口风门误关闭引起的，则应立即开启风门。负荷变动调整风量时，一般负荷增加时应先增加风量，再增加燃料量;负荷降低时应先减少燃料量再减少风量，这样动态中始终保持总风量大于总燃料量，确保锅炉燃烧安全并避免燃烧损失过大。近代锅炉的燃烧风量控制系统多用交叉限制回路(如图2-10所示)实现。在机组增负荷时，锅炉负荷指令同时送到燃料控制系统和风量控制系统。对于调峰机组，若负荷增加幅度较大或增负荷较快时，为了保持汽压不致很快下降，也可先增加燃料量，然后再紧接着增加送风量。上一页下一页返回任务一锅炉的正常运行监视调整低

179、负荷情况下，由于炉膛内过量空气相对较多，因而在增加负荷时亦允许先增加燃料量，随后增加风量。2)炉膛负压与引风量的调节。目前电站锅炉大都采用既有送风机又有引风机的平衡通风方式，使炉膛烟气压力低于大气压力，即炉膛为负压。炉膛负压是反映炉内燃烧工况是否正常的重要运行参数之一。如果炉膛负压过大，将会增大炉膛和烟道的漏风。若冷风从炉膛底部漏入，会影响着火稳定性并抬高火焰中心，尤其是低负荷运行时极易造成锅炉灭火;若冷风从炉膛上部或氧量测点之前的烟道漏入，会使炉膛的主燃烧区相对缺风，使燃烧损失增大，同时汽温降低。如果炉膛负压偏正，炉内的高温烟气就要外冒，这不但会影响环境、烧毁设备，还会威胁人身安全。上一页

180、下一页返回任务一锅炉的正常运行监视调整炉膛负压除影响漏风之外，还可反映炉内燃烧的状况。运行实践表明，当锅炉燃烧工况变化或不正常时，最先反映出的现象是炉膛负压的变化。如果锅炉发生灭火，首先反映出的是炉膛负压剧烈波动并向负方向到最大，然后才是汽压、汽温、水位、蒸汽流量等的变化。因此运行中加强对炉膛负压的监视是十分重要的。大容量锅炉的负压测点通常装在炉膛上部的大屏下方。在相同时间如果从炉膛排出的烟气量等于燃料燃烧产生的烟气量，炉膛负压就保持不变。因此，当锅炉变化负荷时，随着进入炉内的燃料量和风量的改变，燃烧后产生的烟气量也随之改变，此时，应相应调节引风量，使炉膛负压为规定值。上一页下一页返回任务

181、一锅炉的正常运行监视调整引风量的调节方法与送风量的调节方法基本相同。对于离心式风机采用改变引风机进口导向挡板的开度进行调节;对于轴流式风机则采用改变风机动叶安装角的方法进行调节。大型锅炉装有两台引风机，与送风机一样，调节引风量时需根据负荷大小和风机的工作特性来考虑引风机运行方式的合理性。负荷波动时，引风机调整程度要根据炉膛负压规定值来确定。正常运行时，炉膛负压一般保持在20 50Pa，在除灰、清渣或观察炉内燃烧时，炉膛负压应保持较高些，为50 100 Pa 。当锅炉负荷变化需要进行风量调节时，为避免炉膛出现正压，在增加负荷时应先增加引风量，然后再增加送风量和燃料量;减少负荷时则应先减少燃料量

182、和送风量，然后再减少引风量。上一页下一页返回任务一锅炉的正常运行监视调整运行中即使保持送、引风机的调节挡板开度不变，由于燃烧工况的波动，炉膛负压也是脉动变化的，即指示值围绕规定值左右轻微摆动。但当燃烧不稳定时，炉膛负压产生大幅度的变化，强烈的负压波动往往是锅炉灭火的先兆。这时，必须加强监视并检查炉内火焰燃烧状况，分析原因并及时进行适当的调节和处理。烟气流经烟道及受热面时，将会产生各种阻力，这些阻力是由引风机的压头来克服的。(3)燃烧器调节。燃烧器保持适当的一次风、二次风、三次风的配比，即保持适当的速度和风率，是建立正常的空气动力场，使风粉均匀混合，保证燃料良好着火稳定燃烧的必要条件。上一页

183、下一页返回任务一锅炉的正常运行监视调整一次风速决定了煤粉的着火条件，二次风速的大小影响炉内气流混合扰动情况，三次风速对主燃烧器煤粉气流的燃烧和它本身携带的细粉燃烧都有影响。不同燃料和不同结构的燃烧器，对一次风、二次风、三次风的配比要求不同。合理的风速和风率，应考虑到燃烧过程的稳定性，以及整个机组运行的安全可靠性和经济性。双蜗壳燃烧器的一次风速靠改变一次风量进行调节。当一次风量增大时，开大一次风挡板，其风速和风量成正比增加。二次风速的调节借助二次风量的变化来实现。燃烧器出口二次风切向速度可利用风速挡板进行适当调节，以改变燃烧器出口气流的打一散状态。为使在关小风速挡板后风量不致减少，对装在风速

184、挡板前的二次风挡板进行调整。在关小风速挡板时，需开大风量挡板，以保持风量不变。上一页下一页返回任务一锅炉的正常运行监视调整轴向叶轮式旋流燃烧器一次风轴向风速借助一次风量来调节，二次风切向速度或旋流强度可根据燃料与工况变化的需要，通过调节二次风叶轮的位置来实现。四角布置的直流燃烧器，由于其燃烧方式是靠四股气流组织的，所以一次风、二次风量和风速的选择是决定炉膛良好的空气动力工况的基本条件。因此，必须注意四股气流的调节和配合，任何不当的一次风、二次风配比，都会破坏气流的正常混合和扰动，从而造成燃烧恶化。调节一次风速和二次风速可用改变一次风量、二次风量的方法，或改变各层燃烧器的风量分配的方法(改变

185、上中下各层二次风的风量和风速)，或改变风速挡板的位置调节出口风速的方法(有的直流燃烧器具有可调的二次风出口风速挡板)。上一页下一页返回任务一锅炉的正常运行监视调整炉内燃烧工况的好坏，不仅与一次风和二次风有关，而且与炉膛的热负荷及燃料在炉内的分布情况有关，即与燃烧器的负荷分配及投停方式有关。为保持燃烧器处理一次风和二次风速度，有时要停用一部分燃烧器，尤其在低负荷运行时。投停或切换燃烧器时，必须全面考虑对燃烧、汽温等方面的影响，不可随意进行。在投停燃烧器或改变燃烧器负荷时，应注意风量和粉量的配合，对停用的燃烧器，运行中须投入适量的空气进行冷却，以保证喷口的安全。停上投下可降低火焰中心，保证燃烧

186、。对燃烧器切换时，应先投入备用的，以防中断或减弱燃烧。四角布置的燃烧方式，宜分层停用，必要时对角停用，定时切换，以保证水冷壁均匀受热。上一页下一页返回任务一锅炉的正常运行监视调整只有在适应锅炉负荷和保证锅炉参数时，为维持稳定燃烧才停用燃烧器，此时应以燃烧安全为主，燃烧经济性是次要的。二、直流锅炉的运行调节 (一)直流锅炉调节的特点由于直流锅炉的加热、蒸发和过热三个区段没有明确的分界，当燃料量和给水量的比例发生变化时，过热区长度发生变化，将引起汽温较大的变化。直流锅炉出口汽温的变化，同汽水通道上所有中间截面工质焓值的变化是相互关联的。当锅炉工况变动时，首先反映出来的是过热器入口汽温变动，然后

187、是过热器各中间截面汽温逐渐向后变动，最后导致过热器出口汽温变动。为维持锅炉出口汽温的稳定，可以把过热区段某一点的温度作为超前信号。上一页下一页返回任务一锅炉的正常运行监视调整直流锅炉水容积小，没有厚壁汽包，又采用薄壁、小直径管子，其工质和金属的蓄热较小，自平衡能力较差。任何工况的扰动对汽温、汽压的影响都要比汽包锅炉大得多。由于直流锅炉惰性小，对工况扰动的适应性差。因此，对其自动调节设备和系统在稳定可靠及灵敏度等方面要求较高。但主动增减负荷时，参数的变化能迅速适应工况变化。直流锅炉参数的稳定主要取决于汽轮机蒸汽负荷与锅炉蒸发量的平衡及燃料量与给水量的平衡。如果汽轮机蒸汽负荷与锅炉蒸发量能够平

188、衡，则汽压稳定;如果燃料量与给水量平衡，则汽温稳定。由于直流锅炉的加热、蒸发和过热三个区段没有固定界限，它的汽压、汽温和蒸发量之间是相互依赖紧密联系的，即汽压和汽温的调节是不能分开的。上一页下一页返回任务一锅炉的正常运行监视调整(二)直流锅炉的运行特性1.燃料量和给水量变动对过热蒸汽温度的影响在稳定工况时，给水和过热蒸汽应满足一定平衡关系(质量流量平衡和热量平衡)，即Q的表达式为:由上面三个式子可得:上一页下一页返回任务一锅炉的正常运行监视调整由式(2一4)可得:从式(2-5)可以发现，要在不同负荷下保持一定的汽温，应保持一定的燃水比。2.燃料量和给水量变动对过热蒸汽压力的影响当燃料量

189、增加，汽轮机调节汽门开度不变时，如给水量随燃料量增加，保持燃水比不变，则由于蒸汽流量增大而使汽压升高;如给水量不变，燃水比增大，为保持汽温必须增加减温水量，蒸汽流量增大使汽压升高;如给水量和减温水量都不变，汽温升高，蒸汽比体积增大，汽压也会上升。上一页下一页返回任务一锅炉的正常运行监视调整3.直流锅炉的动态特性工况变动时，直流锅炉的加热段、蒸发段和过热段之间的分界面将前后移动，内部工质的数量和热量也将改变，锅炉蒸发量暂时不等于给水量时，将影响过热蒸汽温度。图2一11中的曲线表示出了直流锅炉的动态特性。 (1)汽轮机调速阀开度变动。当汽轮机调速阀突然开大( )时，蒸汽流量D急剧增加，由于燃料

190、量尚未改变，汽压p将迅速降低。如这时的给水压力和给水阀开度未变，给水流量也将由于汽压降低而有所增大。汽压降低则饱和温度降低，将使锅炉金属和工质释放贮热，产生附加蒸发量。随后，蒸汽流量将逐渐减少，最终与给水量相等，保持平衡。同时汽压降低速度逐渐缓慢而趋于稳定.上一页下一页返回任务一锅炉的正常运行监视调整(2)燃料量的变化。燃料量突然增加( B)时，各处传热增多，但是由于金属的热容量，在短暂迟滞后蒸发量才增大，随后又稳定下来与给水量保持平衡。之所以有短时间的蒸发量超过给水量是由于热水段和蒸发段的缩短。随蒸发量的增大，锅炉压力也将升高，给水量会自动减小。给水量减小，燃料量增大，则燃料量与给水量之

191、比增大，出口汽温将明显上升。但在变动初期，汽温变化缓慢，这是由于蒸发量的增大与管壁金属贮热的作用，过热汽温的变化有迟滞。过热段起始部分的汽温迟滞较小，出口部分汽温的迟滞较大而且变化速度较小。如果燃料量增加的速度和幅度都很急剧，可能由于热水段末端发生突然膨胀，使锅炉瞬间排出大量蒸汽。这时汽温将首先下降，然后又逐渐上升。上一页下一页返回任务一锅炉的正常运行监视调整(3)给水量变化。给水量增大( G)时，蒸汽流量也会增大。但由于燃料量未变，热水段和蒸发段都将变长。锅炉内部工质贮量将增多，使蒸发量暂时小于给水量。在最初阶段，蒸汽流量是逐渐增加的，但在最终稳定状态时，蒸发量必将等于给水量。由于锅炉给

192、水增大时燃料量未变，燃料量与给水量之比减小，出口汽温下降。但由于金属贮热作用，汽温下降有些迟滞。给水量突增时，汽压先上升又逐渐下降，最后稳定在稍高的水平。最初由于蒸汽流量增大使汽压升高，但由于汽温下降，体积流量减小故汽压又略有降低。(三)直流锅炉参数调节1.蒸汽压力调节上一页下一页返回任务一锅炉的正常运行监视调整直流锅炉汽压调节的任务，就是保持锅炉蒸发量和汽轮机所需蒸发量相等。只要时刻保持住这个平衡，过热蒸汽压力就能稳定在给定数值上。在汽包锅炉中，要调节蒸发量，是依靠调节燃烧来达到的，与给水量无直接关系。给水量是根据汽包水位来调节的。但在直流锅炉内，炉内燃烧率的变化并不最终引起蒸发量的改变

193、，而只是使出口汽温升高。由于锅炉送出的蒸汽量等于进入的给水量，因而只有当给水量改变时才会引起锅炉蒸发量的变化。直流锅炉汽压的稳定，从根本上说是靠调节给水量实现的。如果只改变给水量而不改变燃料量，则将造成过热汽温的变化。因此，直流锅炉在调节汽压时，必须使给水量和燃料量按一定的比例同时改变，才能保证在调节负荷或汽压的同时，确保汽温的稳定。上一页下一页返回任务一锅炉的正常运行监视调整这说明汽压的调节与汽温的调节是不能相对独立进行的。炉内燃烧率的变化可以暂时改变蒸发量，且与给水量的扰动相比，燃烧率的扰动要更快使蒸发量(汽压)有所反映。因此，在外界需要锅炉变负荷时，如先改变燃料量，再改变给水量，就有

194、利于保证在过程开始时蒸汽压力的稳定。2.蒸汽温度调节直流锅炉运行时，为维持额定汽温，锅炉的燃料量B与给水流量G必须保持一定的比例(燃水比)。上一页下一页返回任务一锅炉的正常运行监视调整若给水量G不变而燃料量B增大，由于受热面热负荷成比例增加，加热段长度和蒸发段长度缩短，而过热段长度相应延长，过热汽温就会升高;若B不变而G增大，由于热负荷没改变，所以加热段和蒸发段延伸，而过热段长度随之缩短，过热汽温就会降低。因此直流锅炉主要是靠调节燃水比来维持额定汽温的。若汽温变化是由其他因素引起(如炉内风量)，则只需稍稍改变燃水比即可维持给定汽温不变。直流锅炉的这个特性是明显不同于汽包锅炉的。对于汽包锅炉

195、，由于有汽包，所以燃水比基本不影响汽温.机组高压加热器因故障停投时，锅炉给水温度就会降低。上一页下一页返回任务一锅炉的正常运行监视调整若给水温度降低，在同样给水量和燃水比的情况下，直流锅炉的加热段将延长，过热段缩短，过热汽温会随之降低;再热器出口汽温则由于汽轮机高压缸排汽温度的下降而降低。因此，当给水温度降低时，必须改变原来设定的燃水比，即适当增大燃料量，才能保持额定汽温。在燃水比不变的情况下，炉膛结焦会使过热汽温降低。这是因为炉膛结焦使锅炉传热量减少，排烟温度升高，锅炉效率降低。当增大过量空气系数时，炉膛出口烟温基本不变。但炉内平均温度下降，炉膛水冷壁的吸热量减少，致使过热器进口蒸汽温度

196、降低，虽然对流式过热器的吸热量有一定的增加，但前者的影响更强些。在燃水比不变的情况下，过热器出口温度将降低。过量空气系数减小时，结果与增加时相反。上一页下一页返回任务一锅炉的正常运行监视调整若要保持过热汽温不变，也需要重新调整燃水比。随着过量空气系数的增大，辐射式再热器吸热量减少不多，而对流式再热器的吸热量增加。对于具有对流式汽温特性的再热器，出口再热汽温将升高。当火焰中心升高时，炉膛出口烟温明显上升，再热器无论显示何种汽温特性，其出口汽温均将升高。此时，水冷壁受热面的下部利用不充分，致使1 kg工质在锅炉内的总吸热量减少，由于再热蒸汽的吸热是增加的，所以过热蒸汽吸热减少，过热汽温降低。由

197、上述分析可见，直流锅炉的给水温度、过量空气系数、火焰中心位置、受热面清洁程度对过热汽温、再热汽温的影响与汽包锅炉有很大的不同。上一页下一页返回任务一锅炉的正常运行监视调整对于直流锅炉，上述因素的影响相对较小，且变动幅度有限，它们都可以通过调整燃水比来消除。所以，直流锅炉只要调节好燃水比，在相当大的负荷范围内，过热汽温和再热汽温均可保持在额定值。 (1)过热汽温调节。燃水比的变化是过热汽温变化的基本原因。保持燃水比基本不变，则可维持过热器出口汽温不变。当过热蒸汽温度改变时，首先应该改变燃料量或者改变给水量，使汽温大致恢复给定值，然后用喷水减温的方法精确地保持汽温。燃水比的调节普遍采用汽水行程

198、中的某一中间工况点的参数做控制信号。中间点一般选为具有一定过热度的过热蒸汽处，如分离器出口。上一页下一页返回任务一锅炉的正常运行监视调整低负荷时炉膛单位辐射热增加且燃水比稍稍变大，将使中间点的焓值升高。因此，不同负荷下中间点焓值的设定值并不是一个固定值，设计人员应将这个特性绘制成曲线指导运行，或输入计算机进行自动控制。在实际运行中，由于给粉量的控制不可能很精确，因而只能将保持燃水比作为粗调，以喷水减温对过热汽温进行细调。(2)再热汽温调节。由于过热汽温用控制燃水比进行调节，也就同时使再热器内的蒸汽流量与燃料量大致成比例地变化，对再热汽温也起了粗调作用。直流锅炉的再热汽温调节仍可采用蒸汽锅炉

199、的烟侧调温方式，喷水减温只作为微调和事故喷水之用。上一页下一页返回任务一锅炉的正常运行监视调整对于再热汽温长期偏高或偏低的问题，可通过改变中间点温度设定值的方法加以解决，降低中间点温度，则再热汽温降低，提高中间点温度，再热汽温升高。该方法的实质依然是变动燃水比的控制值。直流锅炉的汽压、汽温调节是不能分开的，它们只是一个调节过程的两个方面。因此，汽压和汽温的调节应协调进行。外界负荷增加，在燃料量、喷水量和给水泵转速不变的情况下，汽压、汽温都会降低。汽压上升而汽温下降是一般给水量增加的结果。如果给水阀开度未变，则有可能是给水压力升高使给水量增加。当给水压力上升时，不但给水量增加，而且喷水量也自

200、动增大。因此，应同时减小给水量和喷水量，才能恢复汽压和汽温。上一页下一页返回任务一锅炉的正常运行监视调整当中间点的温度持续超出对应负荷下预定值较多时，有可能是给水量信号或磨煤机煤量信号故障导致自控系统误调节而使燃水比严重失调，此时应全面检查。判断给煤量、给水量的其他相关参数信号，并及时切换至手动。因此，即使采用了协调控制，也不能取代对中间点温度和燃水比进行的必要监视。(四)超临界压力直流锅炉的运行特点超临界压力锅炉与亚临界压力锅炉相比，其主要区别在于蒸汽参数更高，工质特性有显著的变化，由此带来若干运行上的不同特点。1.工质特性变化水的饱和温度随压力的升高而升高，汽化潜热则相应减少，当压力高

201、于临界压力时，汽化潜热等于零。上一页下一页返回任务一锅炉的正常运行监视调整水在临界压力22.1 MPa下被加热至临界温度374. 15时即全部以液相转为蒸汽，不存在两相区，水变成蒸汽是连续的，并以单相形式进行。在超临界压力下，水到蒸汽的变化只经历加热阶段和过热阶段，没有饱和蒸汽区，这就是与亚临界压力锅炉的实质性区别，也决定了在超临界压力下只能采用直流锅炉。 2.运行特点超临界压力机组一般都采用变压运行或复合变压运行。对变压运行的机组，启动和低负荷运行过程均处于亚临界状态，一般设计成在75%负荷以上进入超临界状态，为此，超临界压力锅炉必须配置相应的启动系统，以完成锅炉启动过程中参数从亚临界到

202、超临界的转换。上一页下一页返回任务一锅炉的正常运行监视调整 (1)汽水分离器的干湿态转换。超临界压力锅炉在启动过程中，对启动系统的运行具有特殊的要求。锅炉上水后，汽水分离器中保持一定的水位。点火后，进入水冷壁的水受到加热，开始产生蒸汽，此时汽水分离器的作用相当于汽包，处于湿态。分离出来的蒸汽进入过热器进一步加热，水则回收或排放。随燃烧率的增加，产汽量逐渐增加，分离器内水越来越少，约到35%负荷时，产汽量与进入省煤器的给水量相等，汽水分离器已无水位，由湿态转变为干态，此过程称为干湿态转换。在启动过程中汽水分离器的水位是自动控制的，当干湿态转换完成后，各水位控制阀均处于关闭位置。分离器干湿态转

203、换前，锅炉内也要存在一个汽水膨胀阶段。上一页下一页返回任务一锅炉的正常运行监视调整 (2)负荷与蒸汽温度调节。与亚临界压力直流锅炉相同，改变给水量才能改变锅炉负荷，过热蒸汽出口温度也主要取决于煤水比，用煤水比来保持过热器中间点温度不变，再用喷水细调过热器出口蒸汽温度。 (3)热应力控制。超临界压力机组因压力和温度都很高，尤其是变压运行时，因此，将热应力作为机组启动时升速率及并网后负荷变化率的控制依据。 (4)给水品质与亚临界压力直流锅炉相比，品质要求更高。三、循环流化床锅炉的运行调节循环流化床锅炉运行参数的调节主要包括汽压、汽温、给水、燃烧调节和负荷调节等，汽温和给水调节与煤粉炉基本相同。

204、上一页下一页返回任务一锅炉的正常运行监视调整蒸汽压力的调节是通过燃烧调节来实现的，当蒸汽压力升高时，减弱燃烧;蒸汽压力降低时，加强燃烧。(一)燃烧调节循环流化床锅炉的燃烧调整的方法与煤粉炉及火床炉有着很大的差别。流化床锅炉的燃烧调节，主要是通过对给煤量、返料量、一次风量、一次风配比、二次风配比、床温和床高等的控制和调整来完成。1.给煤量调节锅炉运行中，当燃煤性质一定时，给煤量应与锅炉负荷相适应，当锅炉负荷发生变化时，给煤量也要相应成正比变化。再者，运行中若煤质发生变化时给煤量也要发生相应的变化。上一页下一页返回任务一锅炉的正常运行监视调整改变给煤量和改变风量应同时进行。2.风量调节对于

205、循环流化床锅炉，风量调节不仅仅是一次风量的调节，还有二次风量，二次风上、下段和三次风以及回料风的调节与分配。 (1)一次风量的调节。一次风的作用是保证物料处于良好的流化状态，同时为燃料燃烧提供部分氧气。基于这一点，一次风量不能低于运行中所需的最低风量。运行中，通过监视一次风量的变化，可以判断一些异常现象，如:风门未动，送风量自行减小，说明炉内物料增多，可能是物料返回量增加的结果;如果风门不动，风量自动增大，表明物料层变薄，阻力降低。上一页下一页返回任务一锅炉的正常运行监视调整原因可能是煤种变化，含灰量减少;料层局部结渣，风从较薄处通过;也可能物料回送系统回料量减少。一次风量出现自行变化时，

206、要及时查明原因，进行调整。(2)二次风量调整。二次风一般在密相床的上部喷入炉膛，一是补充燃烧所需要的空气;二是可起到扰动的作用，加强气一固两相的混合;三是改变炉内物料浓度分布。二次风口的位置也很重要，将二次风喷口设置在密相床上部过渡区灰浓度较大的地方，就可将较多的碳粒和物料吹入上部空间，增大炉膛上部的燃烧份额和物料浓度。运行中二次风量主要根据烟气中含氧量来调整，氧量低说明炉内缺氧，应增加二次风量，反之则应减少二次风量，一般控制过热器后烟气中含氧量在3%5%之间。上一页下一页返回任务一锅炉的正常运行监视调整(3)风量配比。把燃烧所需要的空气分成一、二次风，从不同位置分别送入流化床燃烧室。在密

207、相区内造成欠氧燃烧形成还原性气氛，大大减少热力型NOx的生成;分段送风还控制了燃料型NOx的生成，这是循环流化床锅炉的主要优点之一。但分成一、二次风的目的还不仅仅如此，一次风率(一次风量占总风量的份额)直接决定着密相区的燃烧份额。在同样的条件下，一次风率增加，必须导致密相区燃烧份额变大，此时就要求有较多的温度较低的循环物料返回密相区，带走燃料燃烧释放的热量，以维持密相区温度。如果循环物料不足，必然会导致床温过高，无法多加煤，负荷带不上去。上一页下一页返回任务一锅炉的正常运行监视调整如果二次风分段送入，第一段的风量必须保证下部形成一个亚化学当量的燃烧区(过量空气系数小于1. 0)，以便控制N

208、Ox的生成量，减少NOx的排放。 (4)播煤风和回料风调整。播煤风和回料风是根据给煤量和回料量的大小来调整的。负荷增加，给煤量和回料量必须增加，播煤风和回料风也相应增加。播煤风和回料风是随负荷增加而增大的，因此只要设计合理，在实际运行中只根据给煤量和回料量的大小来做相应调整就可以了。3.料层高度的调整和控制上一页下一页返回任务一锅炉的正常运行监视调整维持相对稳定的床高或炉膛压降在运行中是十分必要的，通常是把循环流化床某处作为压力控制点，并监测此处压力，用料层压降来反应料层高度的大小。有时料层高度也会用炉床布风板下的风室静压表来反应。冷态试验时，风室静压力是布风板阻力和料层阻力之和。从设计角

209、度考虑，布风板压降一般占炉膛总压降的20%25 %，少数情况下可适当增减，这是保证流化质量所要求的。由于布风板阻力相对较小，所以运行中通过风室静压力大致估出料层阻力，也就是说，由静压力变化情况，可以了解运行中沸腾料层的高低与流化质量的好坏。风室静压增大时，说明料层过厚;风室静压降低时，说明料层减薄。良好的流化燃烧时，压力表指针摆动幅度较小且频率高;如果指针变化缓慢且摆动幅度加大时，流化质量较差。上一页下一页返回任务一锅炉的正常运行监视调整运行中，床层过高或过低都会影响流化质量，引起结焦。放底渣是常用的稳定床高的方法，在连续放底渣情况下，放渣速度是由给煤速度、燃料灰分和底渣份额确定的，并要与

210、排渣机构或冷渣器本身的工作条件相协调。在定期放渣时，通常的做法是设定床层压降或控制点压力的上限作为开始放底渣的基准，而设定的压降或压力下限则作为停止放渣的基准。这一原则对连续排渣也是适用的。如果流化状态恶化，大渣沉积将很快在密相区底部形成低温层，故监测密相区各点温度可以作为放渣的辅助判断手段。风机风门开度一定时，随着床高或床层阻力的增加，进入床层的风量将减小，故放渣一段时间后风量会自动有所增加。4.炉膛差压的调整与控制上一页下一页返回任务一锅炉的正常运行监视调整炉膛差压是指燃烧室上部区域与炉膛出口之间的压力差，是一个反应炉膛内循环物料浓度大小的参数。炉内循环物料越多，炉膛差压越大，反之越小

211、。一般情况下，炉膛差压应控制在0. 712kPa之间。同时，炉膛差压还是一个反应返料装置工作是否正常的参数，当返料装置堵塞，返料停止后，差压会突然降低，甚至为零。在运行中，应根据不同的负荷保持不同的炉膛差压。差压太大时，应从放灰管中放掉部分循环物料以降低炉膛差压。 5.床温的调整与控制维持床温是流化床锅炉稳定运行的关键。目前，床温大多选在800 950范围内，当燃用无烟煤时床温可控制在9501 050 。上一页下一页返回任务一锅炉的正常运行监视调整选用此床温基于两个原因:一是避免炉床结焦;二是此温度是炉内脱硫的最佳温度。引起炉内温度变化的原因是多方面的。循环流化床的燃烧室热惯性很大，调节

212、床温的方法通常采用:前期调节法、冲量调节法和减量给煤法。所谓前期调节法，就是当炉内床温、汽压稍有变化时，及时根据负荷调节燃料量，不要等炉温、汽压变化较大时才开始调节，否则运行将不稳定，波动较大。冲量调节法就是当炉温下降时，立即加大给煤量。加大的幅度是炉温未变化时的12倍，同时减少一次风量，增大二次风量，维持12min后，恢复原给煤量。23min后炉温若没上升，重复上述过程即可。上一页下一页返回任务一锅炉的正常运行监视调整减量给煤法，则是指炉温上升时，不要中断给煤量，而是将给煤量减小，同时增加一次风量，减小二次风量，维持2一3 min，观察炉温，如果温度停止上升，将给煤量恢复到正常值。(二)

213、负荷的调节流化床锅炉因炉型、燃料种类和性质的不同，负荷变化范围和变化速度也各不相同。对于循环流化床锅炉，负荷可在25%110%范围内变化，升负荷速度一般为每分钟50%70%，降负荷速度为每分钟10%15%。变负荷能力与煤粉炉相比要强得多。因此，对调峰电站和供热负荷变化较大的中小型热电站，循环流化床锅炉得到了广泛的应用。上一页下一页返回任务一锅炉的正常运行监视调整对于无外置式换热器的循环流化床锅炉，其变负荷的调节一般采用如下方法:(1)采用改变给煤量来调节负荷。(2)改变一、二次风比，以改变炉内物料浓度分布，从而改变传热系数，控制对受热面的传热量来调节负荷。炉内物料浓度改变，传热量必然改变。

214、 (3)改变循环灰量来调节负荷。调节循环灰收集器或炉前灰渣斗的回送量，增负荷时加煤、加风、加灰渣量;减负荷时减煤、减风、减灰渣量。(4)采用烟气再循环，改变炉内物料流化状态和供氧量，从而改变物料燃烧份额，达到调整负荷的目的。上一页下一页返回任务一锅炉的正常运行监视调整 (5)改变床层高度，以改变密相区与受热面的传热，从而达到调节负荷的目的。有外置式换热器的循环流化床锅炉，可通过调节冷热物料流量比例来实现负荷调节，负荷增加时，增加外置换热器的热灰流量;负荷降低时，减少外置换热器的热灰流量。外置换热器的热负荷最高可达锅炉总热负荷的25%一30%。在锅炉变负荷的过程中，汽水系统的一些参数也发生变

215、化，因此在进行燃烧调整的同时，必须进行汽压、汽温和水位等的调节，以维持锅炉的正常运行。上一页返回任务二汽轮发电机组正常运行监视调整一、运行监视根据机组自身运行特点，选择发生异常可能较多且对机组正常运行有严重威胁的参数作为监视项目，对其他一般参数及辅机阀门的启停开关情况作定期和不定期检查。当某一参数发生变化时，应判断该参数的变化是否属于正常变化，检查与其相关的参数变化是否正常。对汽轮发电机组运行中出现的各种报警应特别重视，及时采取相应措施，消除报警原因。有时机组的某个项目会经常出现误报警，对这种缺陷应及时消除，决不允许轻易将报警停用。运行人员在定期巡回检查中应通过眼看、手摸、耳听、鼻闻来判断设

216、备运行情况，并按规定的线路和规定的内容进行检查，做到认真细致不漏项。下一页返回任务二汽轮发电机组正常运行监视调整机组运行中，经常监视的参数有:负荷、转速、主蒸汽及再热蒸汽压力和温度、真空、润滑油及EH油油压和油温、调节级级后压力及各抽汽口压力、轴向位移、胀差、振动、凝汽器和除氧器水位、推力瓦和推力瓦的瓦温及回油温度、给水母管和轴封母管压力等。1.机组负荷与主蒸汽流量监视机组负荷变化可能是运行人员根据负荷曲线或调节要求主动操作的结果，也可能是由于电网频率变化或调节系统故障引起的。主蒸汽流量一般随机组负荷变化而变化，如果负荷变化与主蒸汽流量变化不对应，通常是主蒸汽参数变化、真空变化、抽汽量变化等

217、引起的。上一页下一页返回任务二汽轮发电机组正常运行监视调整遇到对外供汽抽汽量较多时，应注意该段抽汽与上一段抽汽的压差是否过大，以免隔板应力超限，造成动静部件碰撞摩擦。当机组负荷变化时，对给水箱水位和凝汽器水位应及时检查和调整。随负荷和主蒸汽压力的变化，各段抽汽压力也发生变化，由此影响到除氧器、加热器及轴封供汽压力的变化，对这些设备也应进行调整。轴封压力不能维持时，应切换汽源。机组增减负荷时，还需调整循环水泵运行台数，注意给水泵再循环阀的开关、调速泵转速的变化及高压加热器疏水的切换。 2.主蒸汽压力监视主蒸汽压力的变化一般是锅炉蒸发量与汽轮机负荷不相适应的结果，它是蒸汽质量的重要指标。上一页

218、下一页返回任务二汽轮发电机组正常运行监视调整当变化幅度较小时，由锅炉侧调整，汽轮机侧可不干预。当变化幅度超过规定的允许范围时，除锅炉进行调整外，汽轮机侧也应采取相应措施，调整机组负荷或旁路阀开度，以保证机组的安全。主蒸汽压力升高时，如其他参数和调节汽阀开度不变，则进入汽轮机的流量要增加，机组的焓降也增加，使机组负荷增大。主蒸汽压力降低时，因汽轮机焓降减小，经济性将会降低。 3.主蒸汽温度监视主蒸汽温度的变化一般是因锅炉燃烧调整、减温水调整或燃料与水比例不当等所致。主蒸汽温度异常对汽轮机和锅炉也会带来不利影响。上一页下一页返回任务二汽轮发电机组正常运行监视调整主蒸汽温度升高时，蒸汽的理

219、想焓降增加，并且排汽湿度降低，将有利于汽轮机热效率的提高。但从设备可靠性和使用寿命方面看，汽温高于允许值，无论是在幅度上还是在累计时间上都必须严格加以限制。否则汽温过高，一方面使材料强度降低，另一方面使零件超量膨胀而引启动静间隙和装配紧力的变化，由此对汽轮机的主蒸汽门、调节汽门、高压缸前几级静叶和动叶都将造成较大的危害。在高温条件下，金属材料的蠕变速度将加快，会引起设备损坏或缩短使用寿命。主蒸汽温度降低，蒸汽的理想焓降减小，排汽湿度增大，汽轮机效率降低。如果主蒸汽温度降低时若仍维持额定负荷，则蒸汽质量流量的增加对末级叶片极为不利。同时汽温降低还使汽轮机各级反动度增大，轴向推力增大。上一页下一

220、页返回任务二汽轮发电机组正常运行监视调整主蒸汽温度无论是升高还是降低，如果变化速度过快，将使机组部件间出现温差，产生热应力和热变形，汽轮机胀差增大，影响动静之间的间隙，严重时会造成动静摩擦及振动事故。汽温变动时，应要求锅炉尽快恢复，超过极限值时应按规定减负荷或打闸停机。4.再热蒸汽参数监视再热蒸汽压力是随着蒸汽流量变化而改变的，再热蒸汽温度随主蒸汽温度和机组负荷变化。再热蒸汽温度变化对中压缸和低压缸的影响，类似于主蒸汽温度的变化。运行中，如发生中压调节汽阀或自动主蒸汽阀误关等故障时，应迅速处理，设法使其恢复正常。上一页下一页返回任务二汽轮发电机组正常运行监视调整 5.真空监视真空是影响机

221、组运行安全性和经济性的主要参数之一。真空降低，即排汽压力升高时，汽轮机理想焓降将减少，在进汽量不变条件下，机组负荷将下降。如果真空下降时维持满负荷运行，蒸汽流量必须增加，可能引起汽轮机前几级过负荷。真空严重恶化时，排汽室温度升高，会引起机组中心变化，从而产生较大的振动。所以运行中发现真空降低时要找出原因并按规程规定进行处理。运行中真空降低的主要原因有凝汽器严密性不好、抽气器故障、抽气管路漏气或堵塞、轴封系统故障、循环水泵故障使循环水量减小或中断等。上一页下一页返回任务二汽轮发电机组正常运行监视调整真空较高时，可以提高机组热效率，但循环水泵耗电一般较大，排汽湿度也较大。过高的真空，蒸汽在汽轮

222、机的末级膨胀不足，影响末级的正常工作。因此，运行中应根据设备特点和气候情况，调节循环水流量，保持真空在最有利值。6.胀差监视胀差是汽轮机状态的一个重要指标，它反映动静之间的轴向间隙。正常运行中，由于汽缸和转子的温度已趋于稳定，一般情况下胀差变化很小，但决不能因此而放松对它的监视。当机组运行中蒸汽温度或工况大幅度快速变动时，胀差变化有时也是很大的，严重时可能出现动静碰撞的情况。上一页下一页返回任务二汽轮发电机组正常运行监视调整机组启动过程中，胀差大时，应检查主蒸汽温度是否过高，必要时适当降低主蒸汽温度;使机组在稳定转速和稳定负荷下暖机;适当提高凝汽器压力，减少蒸汽流量;增加汽缸和法兰加热装置

223、的进汽量，使汽缸迅速胀出。汽轮机胀差正值大的原因有:启动暖机时间不足，升速或增负荷过快;汽缸夹层、法兰加热装置用汽温度太低或流量太小，引起加热不足;汽轮机进汽温度升高;轴封供汽温度升高，或轴封供汽量增大;真空过高，使进入汽轮机的蒸汽流量增大;滑销系统轴承台板滑动卡涩，汽缸胀不出;汽缸保温脱落或有穿堂冷风;双层缸夹层中流入冷汽或冷水等。上一页下一页返回任务二汽轮发电机组正常运行监视调整胀差负值大的原因有:负荷下降速度过快或甩负荷;汽温急剧下降;水冲击;轴封汽温降低;汽缸夹层、法兰加热装置加热过度;轴承油温过低;双层缸夹层中流入高温蒸汽(如进汽管漏汽)等。7.轴向位移监视监视汽轮机转子的轴向位

224、移，是监视推力轴承的工作情况和汽轮机动静部分轴向间隙变化的重要指标。推力轴承监视的项目有推力瓦块金属温度和推力轴承回油温度，近年来，一些机组还装设了瓦块乌金磨损量指示表等。运行人员可根据这些表监视汽轮机推力瓦的工作情况和转子轴向位移的变化。引起轴向位移增大的原因有:轴承润滑油油质恶化、推力轴承结构有缺陷或工作失常、轴向推力增大等。上一页下一页返回任务二汽轮发电机组正常运行监视调整推力瓦工作失常的初期，较难从推力瓦回油温度来判断。当轴向位移增加时，运行人员应对照运行情况，检查推力瓦温度和推力瓦回油温度是否升高及胀差和缸胀情况。在对轴向位移监视时，注意反向轴向推力。如果轴向位移表指示为负值，说

225、明轴向推力反向，此时由推力轴承的非工作瓦块承受轴向推力。8.监视段压力监视监视段压力即调节级级后压力与各段抽汽压力的统称。运行中可以通过对监视段压力的监视来监视机组负荷的大小和通流部分的工作情况。运行中应根据制造厂提供的监视段压力与蒸汽流量(或机组负荷)之间的关系曲线进行监视。上一页下一页返回任务二汽轮发电机组正常运行监视调整如果在同一负荷下监视段压力升高，说明通流面积减小，通常是通流部分结盐垢，此时机组内效率降低，轴向推力增加。如果调节级和高压缸各段抽汽压力同时升高，而中低压缸各段抽汽压力降低，可能是中压调节汽门开度受到了限制。如果某加热器停用，相应的抽汽段压力也升高。 9.机组振动监视

226、机组正常运行时允许有一定程度的振动，但强烈的振动可能是设备故障或调节不当造成的。汽轮机的大部分事故，尤其是设备损坏事故，大都表现出异常振动，而振动又会加速设备的损坏。因此，运行中要注意监视机组的振动，保障设备的安全。上一页下一页返回任务二汽轮发电机组正常运行监视调整不同机组或同一台机组的不同轴承，自有其振动特点和变化规律，因此运行人员应经常注意机组振动情况及变化规律，以便在发生异常时能够正确判断和处理。带负荷运行时，一般定期在机组各支持轴承处测量汽轮机的振动，振动应从垂直、横向和轴向三个方向测量，垂直和横向测量的振动值视转子振动特性而定，也与轴承垂直和横向的刚性有关。每次测量轴承振动时，应

227、尽量维持机组的负荷、参数、真空相同，以便比较，并应做好专用的记录备查。有问题的轴承要加强监测。运行条件改变，机组负荷变化时，也应该对机组的振动情况进行监视和检查。一般规定额定转速为3 000r/min的汽轮机，轴承振动在0. 025 mm及以下为良好，0. 05mm及以下为合格。出现异常振动时，应对振动不正常原因进行分析。上一页下一页返回任务二汽轮发电机组正常运行监视调整正常带负荷时，各轴承的振动在较小范围内变化。当振动在规定范围内增加较大时，应及时汇报，并认真检查新蒸汽参数、润滑油温度和压力、真空、排汽温度、轴向位移和汽缸膨胀的情况等。大容量汽轮机越来越注重提高其支撑重量和刚性，转子轴颈

228、和轴承之间油膜对振动的阻尼，使轴承振动往往不能反映汽轮机转子的真正振动情况。为此，大型机组大都配有直接测量轴颈振动的装置，实践证明，轴颈振动不但比轴承振动更能灵敏地反映汽轮机的振动情况，而且还可利用轴颈振动和轴承振动值与相位的差，进一步分析机组振动的原因。单元机组一般装有振动保护装置，当振动超过规定值时使汽轮机跳闸。上一页下一页返回任务二汽轮发电机组正常运行监视调整 10.轴瓦温度监视运行中支持轴承工作情况通过监视轴瓦温度和润滑油回油温度来监督。如果发现任一轴承回油温度超过75 (或突然升高到70 )、轴瓦金属温度超过85 、回油温度升高、轴承冒烟或润滑油压低于规定值时，要停止汽轮机运行。

229、为保证轴瓦的润滑和冷却，运行中要经常检查润滑油油箱油位、油质和冷油器的运行情况;为保证油膜的稳定性，润滑油的进油温度应维持在规定范围内。11.发电机、主变压器的监视上一页下一页返回任务二汽轮发电机组正常运行监视调整发电机及变压器需要监视的参数有发电机有功功率、无功功率、定子电压、定子电流、转子电压、转子电流、频率、发电机温度、主变压器温度和冷却系统参数等。 (1)发电机电压。电压是电能质量的重要指标之一。为保证提供良好的电能质量，必须保持发电机电压在规定范围内。另外，监视和控制发电机电压，是为保证机组和系统的安全。发电机电压规定不得低于额定电压的90% ,如果电压低于该值，则机组有可能与电

230、力系统不同步而造成事故。发电机电压过低，直接接在发电机的厂用电系统的电压也必然降低，影响厂用电动机的可靠运行，发电机本身会因电流增大限制负荷。上一页下一页返回任务二汽轮发电机组正常运行监视调整现代发电机磁路是按相当高的磁饱和程度设计的，当发电机电压升高时，由于磁饱和，会使定子铁损大大增加，定子铁芯温度升高而损害绝缘。铁芯过度饱和，还会使主磁通的某些部分被排挤出铁扼以外，与沿机架的金属部件形成回路，并在其中感应出很大的电流，引起发热，使转子护环表面及端部其他部件发热。所以正常运行时，发电机电压不能超过额定值的110% ,般应保持在额定值的5%以内，此时发电机可以维持额定出力。 (2)发电机温

231、度。运行中的发电机，除发出有功功率和无功功率以外，本身也要消耗一部分能量，所消耗的能量主要有机械损耗、铜损、铁损，这些损耗都会转化为热能，并导致发电机温度升高。上一页下一页返回任务二汽轮发电机组正常运行监视调整发电机有效部分中的导磁材料和导电材料的工作温度在200以下时，不会影响其电磁和机械性能。但发电机有效部分的绝缘材料的耐热性能较差，工作温度过高会加速绝缘老化，缩短使用寿命。故发电机有效部分的允许温度应按其绝缘材料的耐热等级来确定。各种绝缘材料的允许温度如表2-1所示。 (3)主变压器监视。变压器运行时，由于变压器铁芯中存在铁损，绕组中存在铜损，使之温度升高。为防止变压器绝缘材料和绝缘

232、油老化，应控制变压器运行温度在允许值以内。变压器运行时，不仅要监视上层油温，还要监视上层油温升。 (4)频率监视。电网频率是表示电能质量的重要参数之一，它取决于整个电网有功负荷的供求关系。上一页下一页返回任务二汽轮发电机组正常运行监视调整发电机正常运行时，应保证电网在额定频率 0. 2 Hz的范围之内。发电机在电网频率降低的情况运行时，由于转子转速降低，发电机端电压降低，要维持正常的电压就必须增大转子的励磁电流，以致转子和励磁回路温度升高。同时由于转速的降低，两端风扇鼓风的风压以与转速平方成正比的关系下降，使冷却风量减少，定子线圈和铁芯温度升高。因此，在电网频率降低时，必须密切注意监视发电

233、机电压和定子、转子线圈及铁芯温度，不可使其超温。 (5)冷却系统监视。大容量汽轮发电机组一般都采用氢冷或水冷。氢冷系统主要监视氢气纯度和压力;水冷系统主要监视水质，以及有无漏水现象。上一页下一页返回任务二汽轮发电机组正常运行监视调整氢气和空气的混合气体中，若氢气含量在5%一75 %，便有爆炸的危险性。当氢气纯度下降到接近于爆炸危险的混合物时，就不允许发电机继续运行。运行中要求氢气纯度应不低于98%随着氢气压力的提高，氢气的传热能力提高，对直接氢冷的发电机负荷值可增大，但对于定子绕组水冷、转子绕组氢冷的发电机，当氢气压力升高到高于额定值时，对水冷式定子绕组的温升不产主影响，所以对此类发电机在

234、氢气压力高于额定值时，不能增加负荷。当氢压力降低时，氢气的传热能力降低，负荷允许值减小。对水内冷发电机冷却水质要求比较严格，由于冷却水不断在铜质线棒中循环，水中铜离子增加，导电度增大。上一页下一页返回任务二汽轮发电机组正常运行监视调整因此，每天应对冷却水进行化验分析，确定冷却水的导电率及所含杂质的种类和含量，并进行适当的排污。 (6)发电机励磁。当汽轮机转速达额定值时，发电机开始励磁，这时调节励磁电流一般应保持发电机电压为额定值的95%左右。在并列过程中，应注意不要发生过励磁。发电机端电压如果在额定值5%的范围内变动，则能在额定出力下运行。在未满额定值的95%时，若转子电流为额定值，机组负

235、荷应按比例降低。在进相区域运行时，应防止静子铁芯过热，需进一步限制发电机出力。 (7)发电机有功功率和无功功率。在电力系统中，由于电网运行方式的改变或用户电负荷的改变，使电网中有功功率和无功功率失去平衡，引起电网频率和电压的变化。上一页下一页返回任务二汽轮发电机组正常运行监视调整因此，在运行中应按照预定的负荷曲线或调度命令，对各发电机的有功功率和无功功率进行调整，温差系统有功功率和无功功率的平衡，使频率和电压维持在允许范围内。发电机有功功率的调整，在正常情况下是根据频率和有功功率的变化，由汽轮机调节系统改变调节汽门开度，调节进入汽轮机的蒸汽流量，从而改变输出功率。发电机无功功率的调整，是根

236、据功率因数表或无功表及电压表的指示，通过调节励磁电阻、改变励磁电流来实现的。当有功功率不变而无功功率增加时，功率因数下降;当有功功率不变而无功功率降低时，功率因数增加。在调整无功负荷时，应注意不使发电机进相运行，以维持机组运行的稳定。上一页下一页返回任务二汽轮发电机组正常运行监视调整二、机组运行中的维护机组运行中的维护操作，包括例行的定期维护操作和为设备系统的维修工作而进行的操作。例行的定期维护操作，是根据机组设备系统的特点，为防止出现异常运行情况而预先安排的预防性维护工作。此外，当设备系统发生缺陷时，为防止缺陷扩大或方便对其维修，需要将某些设备退出运行。当设备缺陷消除后，又需要将设备尽快

237、投入运行。维护操作大部分在辅助设备上进行，但如果操作中考虑不周，也会造成事故，故在机组带负荷运行过程中进行操作时，运行人员对操作方法和设备变化规律要有清楚的了解。定期维护操作的项目很多，如各种滤网的定期清扫、辅机轴承加油、运行辅机的定期切换或试转、冷油器检漏、电动机测量绝缘等。上一页下一页返回任务二汽轮发电机组正常运行监视调整这些工作都是较简单的运行操作，操作周期由运行管理部门预先排定，运行人员严格按规定执行.循环水泵进口滤网根据其前后水位差进行清扫，发电机内冷水滤网根据其前后压力差进行清扫。清扫循环水泵进口滤网时要特别注意人身安全，冲洗滤网的水喷嘴堵塞时应及时清理。取出发电机内冷水滤网清

238、扫时，要注意防止滤网上的垃圾落入系统，清洗完毕恢复系统时要放尽空气，防止空气进入发电机内冷水系统。辅助轴承添加润滑油的工作一般一周进行一次，如有缺油可随时添加。转速较高、温度较低的轴承应使用黏度较低的润滑油，反之则使用黏度较高的润滑油。上一页下一页返回任务二汽轮发电机组正常运行监视调整运行中，因泄漏、蒸发、生成乳化物或油渣及排除沉淀物等会损耗部分润滑油，必须定期向轴承内补充。轴承内油质恶化时，需及时更换新油。加油前都要注意核对油种，不可错用，也不能使用不同牌号和种类的油混加。加油时用专用工具加入油孔内，油量应合适。汽轮机辅机一般都有一台备用，辅机运行一段时间后要调换运行，一般电厂都规定每

239、半月进行一次。当备用辅机因经济性能较差等原因不适合长期运行时，将备用辅机启动试运行半小时左右。对机组运行时不能试启动的辅机，一般安排每月测量一次马达绝缘，潮湿季节还需缩短测量周期。辅机调换运行或试运行时应注意以下几点:上一页下一页返回任务二汽轮发电机组正常运行监视调整 (1)启动或停用一台辅机时不能影响系统的正常运行，尤其是在原备用辅机开启后停用另一台辅机时，要做好待停辅机出口止回阀不能关闭的预想。最好先关出口阀，再停一台辅机，然后再慢慢开足出口阀备用。 (2)原备用辅机启动后，要确认该辅机运行状况正常后才能停用另一台辅机，为此，启动后应对运行情况进行仔细的检查。(3)在调换和试开的过程中

240、，两台辅机并联运行时要注意避免一台辅机长时间没有流量的空载状态运行，防止辅机闷泵运行损坏设备。容积式泵类要绝对避免闷泵运行。 (4)辅机调换或试开后，自启动连锁等保护仍要投入使用。上一页下一页返回任务二汽轮发电机组正常运行监视调整冷油器检漏的方法是打开冷油器顶部水室放空气阀放水，当用干净容器接盛的水中有油花时，应进一步检查油位计油位下降情况，确认冷油器漏油后应设法隔绝泄漏的冷油器，堵塞漏管。有的机组运行时，冷油器顶部水侧为负压，放不出水，这时应暂时关小冷油器出水阀，用顶部放气阀强行放水查漏，查漏结束恢复冷油器出水阀原来的位置，以免影响油温。一般电动机在备用或运行状态都应保持空冷器通水，轴

241、承的润滑充足，冷却水畅通。考虑到大型电动机的启动电流大，高压油断路器的油质容易变坏等因素，对大型电动机的启动一般有如下规定: (1)启动时合闸脉冲送出持续时间不少于2S，运行人员应监视启动全过程。上一页下一页返回任务二汽轮发电机组正常运行监视调整 (2)正常情况下的鼠笼式电动机一般允许在冷态下启动2次，每次间隔不少于5min，热态下只允许启动1次。只有在处理事故时，以及启动时间不超过23s的电动机才可以多启动1次(电动机运行中为热态，停用4h后为冷态)。(3)电动给水泵启动时间不可超过20s，若超过应立即停止。(4)电动给水泵冷态第一次启动时间若小于15s，允许停用后立即再启动一次，如启动

242、时间大于15s，则两次启动需间隔30min(5)电动给水泵热态启动的间隔时间，无论上次启动时间为多少，均需在60min以上。上一页下一页返回任务二汽轮发电机组正常运行监视调整(6)当进行动平衡校验或其他试验时，启动的间隔时间为:200kW以下的电动机，不应少于30min; 2005 000kW的电动机，不应少于60min 5000kW以上的电动机，不应少于120min。三、机组运行中的试验操作机组运行时，需要对一些保护装置和重要监视设备进行定期试验，以便及时发现这些设备可能存在的问题，及时进行处理，保持这些设备在运行中经常处于准确可靠的状态。 1.高、中压主蒸汽阀和调节汽门全行程活动试验机

243、组带负荷运行时进行高、中压主蒸汽阀和调节汽门活动试验的主要目的是检查主蒸汽阀或调节汽门阀芯是否有脱落现象。上一页下一页返回任务二汽轮发电机组正常运行监视调整进行高、中压自动主蒸汽阀和调节汽门阀杆全行程活动试验时，由于汽轮机进汽量大幅度变化，对锅炉影响较大，应注意维持主蒸汽压力及负荷相对稳定。高、中压主蒸汽阀活动试验不得同时进行，左右两侧主蒸汽阀试验也不得同时进行。试验时应注意监视主蒸汽压力和温度、再热蒸汽压力及温度、轴向位移及汽轮机振动、发电机出力的变化等，并现场监视阀杆有无卡涩现象，试验装置是否良好。在实际操作中，常采用同一侧的高压主蒸汽阀和高压调节汽门同时试验的方法，中压主蒸汽阀和调节

244、汽门也采用这种方法。 2.排汽缸喷水电磁阀的动作试验上一页下一页返回任务二汽轮发电机组正常运行监视调整为了防止低真空时汽轮机排汽缸温度超过允许值，引起机组振动等异常运行情况，排汽缸都装设有凝结水喷水装置，由电磁阀根据排汽缸温度自动控制。排汽缸喷水电磁阀在长时间不用后容易卡涩，机组正常运行时，应对排汽缸喷水电磁阀进行定期动作试验。试验前，将排汽缸喷水电磁阀出水阀关闭，启动电磁阀开钮，检查电磁阀杆是否在开足位置，出水阀前水压表指示应上升到凝结水压力，这说明电磁阀动作正常。恢复时，启动电磁阀关钮，检查电磁阀阀杆是否已到关闭位置，电磁阀动作试验结束后，将电磁阀出水阀仍然恢复到开足位置。 3.真空系

245、统严密性试验真空系统严密性试验用来检验汽轮机真空系统严密不漏空气的程度。上一页下一页返回任务二汽轮发电机组正常运行监视调整真空系统严密性试验一般不测量单位时间漏入凝汽器的空气量，而是通过试验，计算出凝汽器抽空气阀关闭后平均每分钟的真空降低值。汽轮机平均每分钟的真空降低值，不但和汽轮机真空系统漏空气量有关，而且与当时凝汽器的热负荷有关，与其他运行工况变动也有很大关系，如循环水量的变化，等等。为此，真空严密性试验应在主机运行状态稳定时进行，负荷应大于80 %额定负荷。机组负荷不同，不但凝汽器热负荷不同，而且会使汽轮机真空系统的范围和真空值发生变化，从而影响漏入真空系统的空气量。如果试验时真空低

246、至正常运行允许值，则应停止试验，并立即将系统恢复。上一页下一页返回任务二汽轮发电机组正常运行监视调整试验进行时，先关闭凝汽器抽空气总阀，待该阀门开度至“零”时开始记录。每0. 5 min记录真空读数一次，5 min后将系统恢复，开足抽空气总阀。试验刚开始时，空气分压力低，稍有漏空气对真空的影响还不大，没有代表性，算出的平均值是不能准确地反映真空严密性的。一般取后3 min真空下降平均值作为真空严密性试验结果。真空系统严密性标准是:0. 13 kPa/min为优，0. 27 kPa/min为良，0. 4kPa/min为合格。 4.汽轮机超速试验上一页下一页返回任务二汽轮发电机组正常运行

247、监视调整考虑到转子在低温脆性转变温度以下时承受过大的离心应力有可能造成脆性断裂，规定机组应带25%一30%负荷暖机3 4h，待转子中心孔温度均匀升高到低温脆性转变温度以上后方可进行超速试验。汽轮机超速试验包括电超速试验和机械超速试验，试验规定转速不同，均可在DEH系统设置实现，以检查超速保护装置能否正常工作。上一页返回图2-1过热器的汽温特性返回图2 -2工质吸热量与压力关系返回图2 -3挡板调温对过热汽温的影响返回图2 -4过热汽温分段控制系统返回图2 -5温差控制系统返回图2 -6分隔烟道挡板调温返回图2 -7再热汽温调节系统返回图2 -8各种因素对水位的影响返回图2-9水位控制系统示意返

248、回图2-10风煤交叉限制原理返回图2-11直流锅炉动态特性示意图返回表2-1绝缘材料允许温度返回单元三单元机组的停运任务一单元机组停运方式概念及分类返回任务一单元机组停运方式概念及分类单元机组停运分正常停运和故障停运两大类。正常停运是指由于电网需要，有计划地停运;故障停运是指由于单元机组发生异常情况，保护装置自动动作或人为地切断汽轮机的进汽而停运。故障停运又可分为紧急故障停运和一般故障停运。当发生的故障对设备、系统构成严重威胁时，必须立即打闸解列并破坏汽轮机真空进行紧急故障停运。一般故障停运可按规定机组稳妥地停下来，不必破坏真空。正常停运分为停机备用和停机检修，按停运过程中蒸汽参数是否变化，

249、又可分为额定参数停运和滑参数停运两种方式。根据停运目的不同，可以选择不同的停运方式。下一页返回任务一单元机组停运方式概念及分类一、额定参数停运如果设备和系统有一些小缺陷需要停运处理，只需机组短时间停运，缺陷处理后就立即恢复运行，这时要求机组停运后机炉金属温度保持较高水平，以便重新启动缩短启动时间。对于这种情况，一般采用额定参数停运。通过关小调节汽门逐渐减负荷停机，而主蒸汽参数保持不变。由于关小调节汽门仅使流量减小，不会使汽轮机金属温度大幅度下降，因此能以较快速度减负荷。1.停机前准备停机前运行人员要根据机组设备和系统的特点和运行的具体情况，预想停机过程中可能发生的问题，制定解决问题的措施。上一

250、页下一页返回任务一单元机组停运方式概念及分类根据停运性质与时间长短，妥当处理原煤斗煤量与各制粉系统的调配，以便燃尽各煤斗的煤;尽量在燃烧稳定的时候，对各受热面进行全面彻底的吹灰;试验油枪是否做好减负荷时稳定燃烧的准备;停炉前，应对锅炉设备进行全面检查，记录所有缺陷。检查汽轮机交流润滑油泵、发电机密封油备用泵、汽轮机直流润滑油泵启动试验运行正常，汽轮机顶轴油泵启动试验运转正常，汽轮机盘车电机启动试验运转正常;检查各自动调节状态正常、阀门灵活无卡涩。2.减负荷上一页下一页返回任务一单元机组停运方式概念及分类合理选择减负荷的方式，使机组所带的有功负荷减少，在有功负荷下降过程中注意用调节励磁变阻器

251、来调整无功负荷，维持发电机端电压不变。减负荷后发电机定子和转子电流相应减少，线圈和铁芯温度降低，运行人员应及时减少通入气体冷却器的冷却水量;氢冷发电机组的发电机轴端密封油压可能因发电机温度降低改变了轴密封结构而发生波动，运行人员应及时调整，同时对氢压也作相应调整。在减负荷过程中，要注意调整汽轮机轴封供汽，以控制胀差和保持真空;减负荷速度应满足汽轮机金属温度下降速度不超过11. 5 /min的要求;为使汽缸和转子的热应力、热膨胀及胀差都在运行范围内，每减去一定负荷后，要停留一段时间，使转子和汽缸的温度均匀下降，减小各部件间的温差。上一页下一页返回任务一单元机组停运方式概念及分类对于汽缸和法兰厚

252、度、宽度较大的机组，在减负荷过程中，转子收缩快，汽缸收缩滞后，因而造成负胀差增大，应特别注意。随着机组负荷的降低，锅炉需要进行燃烧调整，逐渐减少燃料量，根据负荷情况由上到下，逐台停止制粉或送粉泵统，保证燃烧稳定;减负荷时要注意监视锅炉汽温、汽压和水位;及时停用减温水，以维持汽温;根据锅炉燃烧调整的要求及时投入汽轮机旁路系统;所有主燃烧器停运后，即可准备停油枪灭火。在减负荷的各阶段应进行必要的系统切换和有关附属设备的停运，如负荷降一定值，启动电动给水泵运行，停止一台汽动给水泵运行，若电动给水泵运行正常，停止另一台汽动给水泵;上一页下一页返回任务一单元机组停运方式概念及分类将厂用电由高厂变切至启

253、/备变供电;高压加热器从高压至低压依次停止，并注意给水温度变化;除氧器抽汽压力降至一定值，确认辅汽供除氧器的调节汽门自动打开，进行除氧器汽源切换;减负荷过程中，监视机组振动、差胀、轴向位移、轴承金属温度、汽缸膨胀、汽缸上下壁温差、蒸汽柜内外壁温差、低压缸排汽温度、除氧器、凝汽器、高低压加热器水位等正常。3.发电机解列后转子惰走和盘车当有功负荷降至接近零时，拉开发电机断路器，发电机解列。同时应将励磁电流减至零，断开励磁开关。机组解列后，抽汽管道止回阀应自动关闭，此时密切注意汽轮机的转速变化，防止超速。上一页下一页返回任务一单元机组停运方式概念及分类机组停运过程中如负荷不能降到零，一般是由于调节

254、汽门不严或卡涩，或是抽汽止回阀失灵，关闭不严，有蒸汽进人汽缸引起。这时如将发电机解列，将要发生超速事故。因此，必须设法消除故障，采用关闭自动主汽门、电动主汽阀等办法，将负荷减到零，再进行发电机解列。按下汽轮机的脱扣按钮，或在机头把汽轮机脱扣手柄置于“脱扣”位置，锅炉M FT。锅炉MFT后，停止全部油枪，关闭燃油跳闸阀，开启燃油再循环阀，对油枪吹扫5 min后退出，关闭炉前油进油手动总阀，关闭油枪油角阀前隔离阀。锅炉保持30%的风量，对炉膛吹扫5 min，手动减少送风机风量至10%左右，停止一侧引、送风机，保持另一侧引、送风机运行稳定。上一页下一页返回任务一单元机组停运方式概念及分类汽轮机脱扣

255、(打闸)前，启动汽轮机交流润滑油泵、发电机密封油备用泵;就地检查润滑油压力不低于要求值;如果润滑油压力过低，启动汽轮机直流润滑油泵。汽轮机脱扣断汽后，转子惰走，转速逐渐降到零。随着转速下降，汽轮机的高压部分出现正胀差，其原因是高压部分转子比汽缸冷却快。而中压部分出现负胀差，主要原因是转子受泊桑效应和鼓风摩擦的影响。所谓泊桑效应是转子高速旋转时，叶片、叶轮所产生巨大的离心力作用在转子上，该离心力与转速的平方成正比。当转速下降时，离心力减小，作用在转子上的径向力减小，从而使转子直径变小，而沿转子轴向增长，在相对膨胀指示上正胀差增大。上一页下一页返回任务一单元机组停运方式概念及分类鼓风摩擦是因为停

256、止进汽后，积聚在汽轮机内部的蒸汽使摩擦热量增大，这些热量也会使转子轴向增长。因此，在脱扣前要检查各部分的胀差，并把降速过程中胀差可能变化量考虑进去。如果脱扣前胀差较大，则应采取一定的措施，以免在惰走过程中出现动静间隙消失，导致摩擦事故。转子惰走时间是指从汽轮机打闸关闭自动主汽门切断进汽，到转子完全静止的时间。根据转速随时间降落关系绘成的曲线叫惰走曲线。新机组投入运行一段时间，待各部件工作正常后即可在停机时测绘转速与时间的关系曲线，此曲线即该机组的标准惰走曲线。如图3-1所示，惰走曲线可分为三段:第一阶段转速下降速度较快;第二阶段曲线较平坦;第三阶段转速急剧下降。上一页下一页返回任务一单元机

257、组停运方式概念及分类每次停机都应记录转子惰走时间，并尽量检查转子的惰走情况，通过把惰走时间、惰走情况与该机组的标准惰走曲线相比较，可以发现机组惰走时的问题。如果转子惰走时间急剧缩短，可能是轴承摩擦或机组动静部件摩擦;如果惰走时间显著增长，则说明可能主蒸汽管道上阀门不严，或抽汽管道止回阀不严，致使有压力的蒸汽从不严密处进入汽轮机。转速到零，破坏真空，同时停止轴封供汽。轴封供汽不能停用过早，否则冷空气将从轴端吸入汽缸内，使轴封段转子急剧冷却，造成转子变形，甚至发生动静摩擦。但是，如果转子静止后仍不停用轴封供汽，又会使上下缸温差增大，并造成转子热弯曲。上一页下一页返回任务一单元机组停运方式概念及

258、分类在转子惰走阶段使凝汽器保持一定的真空，尽可能做到转子静止，真空到零。这是因为停机惰走时间与真空维持时间有关，每次停机以一定的速度降低真空，便于对惰走曲线进行比较;有利于限制停机过程中排汽缸温度的升高，也有利于汽缸内部积水的排出，减少停机后汽缸金属的腐蚀;惰走过程中真空降得过慢，机组降速至临界转速时停留时间长，对机组安全不利;惰走阶段真空降得太快，尚有一定转速时真空已经降至零，汽轮机末几级的鼓风摩擦损失产生的热量多，易使排汽温度升高，也不利于汽缸内部积水的排出;如果转子已经静止，还有较高的真空，这时轴封供汽又不能停止，会造成上下缸温差增大和转子热弯曲。上一页下一页返回任务一单元机组停运方式

259、概念及分类转子惰走时要及时调整双水内冷发电机的水压，调整氢冷发电机的密封油压。转子静止后.立即投入连续盘车，汽缸金属温度降到规定值时，可转为定期盘车。在连续盘车过程中如盘车故障停止，或特殊情况需中途停止，重新投入盘车时，应先使转子转动180，停留一段时间，到转子偏心率指示为0，方可投入连续盘车。盘车过程中，汽缸内有明显的摩擦声，应停止连续盘车，改为每隔1520min转动转子180 ，不允许强行盘车;如转子卡住，隔1h之后试着盘车，要是不成功，再隔1h之后，重复尝试，不允许强行盘车。盘车期间监视润滑油温和油压、各轴承金属温度、盘车电流、汽轮机缸温、上下缸温差正常。上一页下一页返回任务一单元机

260、组停运方式概念及分类转子惰走结束，如果盘车因故不能投运，由于汽缸上下温差或其他原因，转子将逐渐发生弯曲，最大弯曲部位一般在调节级附近，最大弯曲值约出现在停运后210h之间，因此在这段时间内启动是危险的。汽轮机在盘车状态时，必须投入辅助油泵的连锁开关，防止润滑油压过低时，盘车未跳闸，以保护机组各轴瓦。同时，油泵连锁投人后，若交流油泵发生故障可联动直流油泵开启，避免轴瓦损坏事故。盘车结束，润滑油泵连续运行一段时间，以冷却轴颈和轴瓦。停机后要检查高压缸排汽止回阀关闭是否严密。如果停机后高压缸排汽止回阀没有关严或卡死，将发生再热器及再热蒸汽管道中的余汽或再热器事故减温水倒入汽缸，而使汽缸下部急剧冷却，

261、造成汽缸变形、大轴弯曲等不利设备的影响。上一页下一页返回任务一单元机组停运方式概念及分类锅炉停止上水后，停电动给水泵，停止凝结水泵;送、引风机停止后，预热器入口烟温降至规定值以下时，停止预热器。转子静止后，要立即测量定子线圈、转子回路的绝缘电阻，检查励磁回路变阻器和灭磁开关上的各触点，检查发电机冷却通风系统等。4.锅炉降压和冷却锅炉停止燃烧后，即进入降压和冷却阶段。在此阶段中，必须防止汽包等部件因冷却速度太快而产生过大的热应力。一般在最初48h内，应关闭锅炉各处门、孔、挡板(抢修时加强冷却除外)，以避免冷空气进入。上一页下一页返回任务一单元机组停运方式概念及分类此后如有必要，可逐渐打开烟道

262、挡板及炉膛各门、孔，进行自然通风冷却;同时进行一次进水和放水，促使内部水的流动，使各部分冷却均匀。在降压冷却时，要注意汽包上下壁温差不应超过50 ，以限制其热应力。二、滑参数停运如果机组停运后要进行检修，希望机组各金属温度尽快冷却下来，可选用滑参数停运。在停运过程中，调节汽门保持全开，依靠主蒸汽和再热蒸汽参数逐渐降低减小负荷、降低转速，直至完全停运。 1.停运过程上一页下一页返回任务一单元机组停运方式概念及分类(1)准备工作。在机组停运前，除做好与额定参数停运相似的准备工作外，还应将除氧器、轴封供汽汽源切换到备用汽源上，对法兰螺栓加热装置的管道送汽暖管。 (2)机组滑停。在额定蒸汽参数下，使

263、机组负荷降到额定负荷的15%20 %。随后减弱燃烧，使蒸汽参数滑降，逐渐开大调节汽门，并使机组在此条件下运行一段时间。具体做法是先保持主蒸汽温度不变，降低主蒸汽压力，使调节汽门全开，然后按规定的滑降速度降低汽温，因为再热蒸汽温度下降滞后于主蒸汽温度，所以应待再热蒸汽温度下降后，再进行下一阶段的降压降温。伴随着每阶段的降压降温，机组负荷逐渐降低，金属温度也逐渐下降。当蒸汽参数较低时，机组也降到了较低负荷。一般金属温度下降的速度不要超过1. 5 /min。上一页下一页返回任务一单元机组停运方式概念及分类当负荷、蒸汽参数滑降到足够低时，可采用两种方式停机。滑参数停运过程中，当降到较低负荷后，汽轮机

264、打闸停机，锅炉同时熄火，发电机解列。采用这种方法停机，汽缸金属温度一般都在250以上，停转后必须投入盘车装置。如果锅炉维持最低负荷燃烧后熄火，此时汽轮机调节汽门全开，可利用锅炉余热继续发电，待负荷到零时发电机解列。随着余汽量的减少，转速逐渐降低，快到临界转速时，可用降低凝汽器真空的办法，使机组迅速通过临界转速。采用这种方法停机，可使汽缸金属温度在150左右，停机后即可开缸检修。图3 -2为300MW机组滑参数停运曲线。2.滑参数停运的特点(1)机炉联合停运。上一页下一页返回任务一单元机组停运方式概念及分类(2)机炉金属冷却均匀。(3)缩短汽轮机开缸时间。(4)低负荷时锅炉稳定性差。(5)可以

265、充分利用锅炉余热发电，减少了热量和工质损失。(6)对通流部分沉积的盐垢有清洗作用。3.滑参数停运应注意的问题 (1)滑参数停运过程中，主蒸汽温度应保持50的过热度。保证蒸汽的过热度，以免引起汽轮机水冲击事故。 (2)当汽温低于法兰内壁温度时，应投法兰螺栓加热装置，冷却汽缸法兰。上一页下一页返回任务一单元机组停运方式概念及分类在机组减负荷过程中，当汽温低于法兰内壁温度时，应投法兰螺栓加热装置，冷却汽缸法兰，以防出现过大的负胀差值。在投入法兰螺栓加热装置时，应控制法兰内外壁温差在允许范围内。汽源可以是滑降的主蒸汽，也可以同时使用低温汽源，使加热联箱的汽温低于金属温度20 50较为适宜。(3)滑参

266、数停运过程中，不允许进行超速试验，防止蒸汽带水引起水冲击。当滑停到发电机解列时，蒸汽参数已经很低，如果做超速试验，需关小调节汽门升压，蒸汽的干度降低，再开大调节汽门做超速试验，就可能使汽轮机发生水冲击事故。(4)停运过程中的不同阶段，蒸汽参数下降速度不同。滑参数停运时平均降压速度为0. 020. 03 MPa，温降率控制在11. 5 /min。上一页下一页返回任务一单元机组停运方式概念及分类开始阶段汽压汽温下降速度可快一些;负荷较低时，汽压汽温的下降速度应缓慢，以保证金属温度平稳变化。(5)采取有效手段，控制蒸汽参数的滑降。蒸汽参数滑降的主要手段是进行燃烧调整，并相应减少给水量。在减弱燃烧时

267、，应适时投人油枪以防灭火过早，要注意温差燃烧的稳定性。在锅炉灭火时，要及时停用减温水，以防汽温骤降。汽包炉还应注意保持汽包水位。(6)合理使用旁路系统，回热设备随机滑停。中间再热机组要合理使用汽轮机旁路系统，将多余蒸汽排入凝汽器，注意保证高中压缸进汽均匀，防止汽轮机无汽运行。在条件许可的情况下，高低压加热器和除氧器可随主机进行滑降停运，这样对提高机组热效率、减小损失、加强汽缸疏水和降低温差有利。上一页下一页返回任务一单元机组停运方式概念及分类 (7)进水或轴瓦磨损事故停运后不能盘车(一般紧急停机)。三、配直流锅炉机组的停运 1.配外置分离器直流锅炉机组停运配外置分离器直流锅炉停运方法有投用启

268、动分离器和不投用启动分离器两种，前者用于检修停运，后者用于热备用停运。投用启动分离器停运基本程序是:锅炉降压，汽轮机开调节汽门，机组降负荷，负荷降至与启动分离器容量相适应时投入启动分离器，保持锅炉本体压力不变，降低启动分离器压力，降负荷，直至锅炉熄火、汽轮发电机解列。不投用启动分离器停运时，关闭调节汽门，机组降负荷，直至锅炉熄火，汽轮发电机组解列。上一页下一页返回任务一单元机组停运方式概念及分类 2.配内置分离器直流锅炉机组停运与通常的滑参数停运有所不同，在主蒸汽温度与再热蒸汽温度基本不变时，机组降压降负荷，负荷降至35% MCR左右，汽轮发电机快速减负荷停机，锅炉熄火。熄火后的过程分为短期

269、停机和长期停机两种情况。停机时间小于8h称为短期停机，大于8h称为长期停机。对于短期停机，熄火后维持给水流量10% MCR使分离器水位升至AN阀打开位置，再停止给水泵。长期停机应在熄火后即停止给水泵。停机后可采用一些冷却措施，如国外有些机组采用强迫通风等。四、停运后的保养1.锅炉的保养上一页下一页返回任务一单元机组停运方式概念及分类锅炉在冷备用期间会受到腐蚀危害，为防腐应不使空气进入停用锅炉的汽水系统;保持金属内表面干燥:在金属表面形成具有防腐蚀作用的薄膜(钝化膜);使金属浸泡在含有除氧剂或其他保护剂的水溶液中。锅炉停运后具体的保养方法如下:(1)湿法保养。用湿法保养时，在机组停用后向汽水系

270、统充满除氧水。依靠其他汽源、水泵等维持系统正压，以防止氧气侵入，同时可添加联氨等除氧剂。为此，系统内的水应不断循环，以保证水内这些化学药品良好混合。在无除氧水可用时，可以添加诸如氢氧化钠或氨等防蚀剂，在这种情况下，建议定期监测pH值并定时进行水的循环。 (2)干法保养。上一页下一页返回任务一单元机组停运方式概念及分类用干法保养时，在设备停用后应在热态和尚有压力的条件下，将水、汽系统放空，为此，应首先打开疏水阀和空气阀，接着根据需要投入凝汽器抽真空装置，锅炉可以采用带压放水，利用余热烘干的办法进行干法保护。采用干法保护时，只有将汽水系统中的空气湿度始终保持在50%以下才有防腐效果，因而需监视水

271、、汽系统出口湿度来确定其干燥状况。此外，也可以单独使用具有吸潮性能的干燥剂(如硅胶)或以此作为干法保护的补充。 (3)惰性保养。惰性保养一般使用含氧量少于0. 01%的氮气。氮气注入充水系统或注入全部放空的系统内，并维持系统正压，以防止氧气侵入。上一页下一页返回任务一单元机组停运方式概念及分类锅炉停用保养方法较多，为了便于选择，以下列出了有关原则: 1)对大型超高压汽包锅炉和直流锅炉，由于过热器系统较为复杂，水汽系统内的水不易放尽，故大都采用充氮法和加热蒸汽压力法。2)停用时间的长短。对短期停运的锅炉，应采用压力防腐法;对长期停用和封存的锅炉设备应用干燥剂法、联氨法和氨液法。3)环境温度。采

272、用湿法保养时，应注意冬季不应使炉内温度低于0 ,以防止冻坏设备。 2.汽轮发电机组的保养停机后需做好的工作:确认已切断与汽缸连接的汽水来源，防止汽水倒入汽缸，引起上下缸温差增大，甚至损坏设备;上一页下一页返回任务一单元机组停运方式概念及分类严密监视低压缸排汽温度及凝汽器、加热器水位，严禁满水;停运循环水系统前，应检查无蒸汽排向凝汽器;除氧器无水时，切断加热汽源;锅炉卸压后，应打开机组的所有疏水阀和排大气阀，冬天应做好防冻工作，所有设备及管道不应有积水;做好汽轮机房通风、防冻工作。随着机组容量的增大、蒸汽参数的不断提高，保温条件改善，使得停机后自然冷却时间越来越长，额定参数停机允许停止盘车一般

273、需要7d，滑参数停机需要4d左右时间。在这段时间内汽轮机处于连续盘车状态，无法对汽轮机本体和轴承等设备进行检修工作。自然冷却大量占用了消缺检修时间，降低了机组的可利用率。在事故抢修情况下尤为突出。上一页下一页返回任务一单元机组停运方式概念及分类投入强制冷却系统使机组快速冷却，由停机到停盘车的时间缩短25d，有明显的经济效益，与滑参数停机相比还有节约厂用电和节油的效益。汽轮机强制冷却采用压缩空气或蒸汽作为冷却介质，冷却方式有蒸汽顺流冷却、蒸汽逆流冷却、空气顺流冷却和空气逆流冷却四种方式。蒸汽顺流冷却是利用停炉后锅炉的余热、邻机或炉的蒸汽，对锅炉底部加热产生少量蒸汽，通过加热器等受热面后蒸汽具有

274、一定的过热度，进入汽轮机内，在低速下带走汽轮机内部的热量，达到冷却金属部件的目的。上一页下一页返回任务一单元机组停运方式概念及分类蒸汽逆流冷却方式是在汽轮机低速(500r/min左右)状态下进行的，冷却汽源由邻机抽汽和除氧器的汽平衡管供给，采用高压缸逆流、中压缸顺流的冷却方式。两种汽源根据冷却各阶段的汽缸金属温度进行混合调节。混合的蒸汽一路从高压缸排汽止回阀前进入高压缸，部分逆流经通流部分到高压导管、调节汽门和防腐汽阀等排出，部分经高压内缸夹层，外缸调节级处疏水及高压轴封第一段溢汽管到抽汽疏水管排出;第二路引入法兰螺栓加热系统;第三路从高压缸排汽止回阀后经锅炉再热器、中压联合汽门顺流进入中压

275、缸，部分蒸汽经中压通流部分后，从中压缸后部及抽汽疏水管排出，部分蒸汽经低压缸进入凝汽器。上一页下一页返回任务一单元机组停运方式概念及分类压缩空气顺流冷却是压缩空气经过滤和加热后，空气导入温度与金属匹配，分别导入高压缸、中压缸、法兰螺栓和夹层进行冷却。空气逆流冷却采用纯净的压缩空气，按与蒸汽逆流冷却相同的流程对汽轮机进行冷却。停机后，还要对低压缸进行防腐处理。防止腐蚀的方法可以用化学吸附和通风干燥两种，电厂通常采用通风干燥。金属温度降到一定值后向低压缸送人经过加热的热风，热风在低压缸吸收水分后由真空破坏门排出。一般经2 3h，排汽缸湿度降至15%左右，即达到了防止腐蚀的目的。汽轮机在快速冷却时

276、，空气在高压缸和中压缸吸热，空气中的蒸汽过热度增大，在低压缸吸收水分后排出，也可以起到防腐的作用。发电机组保养应根据自身特点、环境、系统等制定保养措施。上一页返回图3 -1转子惰走曲线返回图3 -2 300MW机组滑参数停运曲线返回单元四单元机组事故分析及处理任务一锅炉典型事故任务二汽轮机典型事故任务三电气方面的事故处理返回任务一锅炉典型事故锅炉常见的事故主要有:燃烧事故;水位事故;制粉系统事故;承压部件爆管及损坏;空气预热器低温腐蚀、堵灰;省煤器的磨损、泄漏;锅炉辅助设备事故，等等。一、锅炉燃烧事故锅炉燃烧事故是发电厂常见事故，其中锅炉的灭火打炮和烟道再燃烧是火力发电厂较典型的常见燃烧事

277、故。出现灭火事故时，如能及时发现，正确处理，则锅炉能很快恢复正常运行;如未能及时发现，没有停止供粉，或者已发现，而是增加燃料企图用爆燃的方法使炉膛恢复着火，其后果往往是扩大事故，引起炉膛或烟道爆炸，造成设备严重损坏，因此，必须尽最大努力防止这类事故发生。下一页返回任务一锅炉典型事故(一)炉膛灭火炉膛灭火:是指锅炉在正常运行中的突然熄火现象。1.炉膛灭火的现象炉膛负压突然增大;炉膛风压表指示在最大负值，一、二次风压表指示减小;炉膛内变暗发黑;从看火孔甚至看不到火焰;蒸汽流量、汽压、汽温急剧下降;锅炉水位瞬时下降而后又上升，排烟温度下降。2.炉膛灭火产生的原因及预防措施(1)煤质太差或煤种突变。

278、煤质太差，煤中挥发分低，水分、灰分高，都会造成着火困难，燃烧不稳，易引起灭火。同时煤粉易结焦或煤种突变，也易引起灭火。上一页下一页返回任务一锅炉典型事故因此，在燃用低质燃料时要加强检查，密切监视燃烧工况，精心调节。煤种变更时，运行人员应及时了解情况，做好相应的燃烧调节下作，采取有效的措施防止灭火事故的发生。 (2)燃烧器故障。燃烧器运行不正常，煤粉自流或煤粉过粗，使未完全燃烧的煤粉进入烟道;油枪雾化不良，严重漏油，枪头脱落。喷燃器口烧坏，气流方向紊乱，燃烧工况恶化，容易引起灭火。(3)炉膛温度低。当燃料中的水分、灰分高时，容易造成炉膛温度低。当锅炉低负荷运行时，送风量过大或者漏风过多，或因

279、炉底渣门开启时间过长，漏入大量冷风，都会造成炉膛温度过低而导致灭火。上一页下一页返回任务一锅炉典型事故因此当锅炉采用水分、灰分高的煤种时，应调整燃烧，在低负荷时，甚至可投油助燃以稳定火焰;正常运行时，送风量不宜过大要控制适当;炉膛负压也不宜调整过大，以免漏风增大。炉膛各门孔的开启时间不宜过长。(4)燃烧调整不当。风粉比例配合不当，直流喷燃器四角气流方向紊乱，混合不好，旋流喷燃器扩展角度不合适，一次风速过高或过低等都会造成火焰不稳定而导致灭火。因此锅炉运行人员应切实做好燃烧调整工作。(5)机械设备故障。全部引风机或送风机跳闸或停电，仓储式制粉系统事故以及直吹式制粉系统给煤机故障或停电，都会造

280、成灭火。上一页下一页返回任务一锅炉典型事故(6)其他原因。此外，水冷壁管发生严重爆漏，大量汽、水喷出可能将炉膛火焰扑灭，炉膛上部巨大的结渣块掉渣，也可能将炉膛火焰扑灭。应及时打渣和预防结焦，防止大渣块形成。3.灭火的处理方法发生灭火后，正确的处理方法是:应立即停止给粉机(或一次风机)、停止制粉系统，完全切断供给炉膛的燃料;将所有的自动调节切换为手动调节;关小减温水和锅炉给水，控制汽包水位在较低值，以免重新点火后水位过高超限;减小送、引风量至最低负荷值，提高炉膛负压并吹扫不少于5 min。原因查明消除后再重新投油点火，并逐渐提高负荷到正常值。如果造成灭火的原因不能在短时间内消除，应按正常程序

281、停炉。上一页下一页返回任务一锅炉典型事故(二)炉膛爆燃炉膛爆燃通常可分为内爆和外爆两类，内爆是指承压部件的爆管，外爆是指炉内燃料的爆燃。炉膛爆燃:炉膛内突然向外喷火或突然发生气体爆炸的现象。1.炉膛爆燃(外爆)的机理及原因分析当炉膛或烟道内积存的燃料和空气混合形成爆炸性混合物，即在受限空间内1 m3的空气中含有0. 05 kg以上的煤粉，并被引燃时，锅炉便会发生爆炸。炉膛爆燃是锅炉的重大事故之一。炉膛爆炸是炉膛中积存的可燃混合物瞬间爆燃，从而使炉内压力突然升高，超过了结构设计的允许值，而造成水冷壁、刚性梁及炉顶、炉墙破坏的现象。上一页下一页返回任务一锅炉典型事故爆炸要具备三个条件或称三

282、要素，缺一不可。一是有燃料和助燃空气的积存;二是燃料和空气的混合物达到了爆燃的浓度;三是有足够的点火源。锅炉正常运行时，进入炉膛的燃料和空气会在极短的时间内消耗掉，燃烧生成的烟气随即排出炉外，因而炉内不具备空气与燃料积存的条件，也就不会发生锅炉爆炸事故。但是，当局部燃烧器熄火或炉膛灭火时，如未能及时切断已熄火燃烧器的燃料，便有可能导致炉膛发生爆炸。炉膛爆炸的起因是综合性的。它与锅炉机组及其辅机的结构设计、制造质量、安装和运行管理水平有一定的联系。但主要原因是因运行人员对设备结构、系统不熟悉造成的;其次是设计上缺乏必要的防爆措施，如熄火保护和连锁、报警、跳闸等系统不完善。上一页下一页返回任务一

283、锅炉典型事故归纳起来可从以下几个方面进行讨论:(1)炉膛积存物达到一定浓度。锅炉熄火后，燃料漏入炉膛，在未进行吹扫或吹扫不彻底的情况下进行点火。燃料漏入停用炉膛，受到火花或其他火源的引燃。点火未成功，使炉膛内或烟道内积存可燃性混合物，而又未及时进行炉膛吹扫重复点火产生爆燃。炉内燃烧不正常时，仍大量增加燃料引起爆燃。点火器能量过小，部分燃烧器失去火焰或炉膛已熄火，保护装置未动作，继续投入燃料而引起爆燃。锅炉长期处于低负荷运行，在烟道内沉积了一定数量的未燃尽可燃物，当可燃物被扰动时，也可引起爆燃。 (2)设计上缺乏安全防爆的必要手段。上一页下一页返回任务一锅炉典型事故可靠的熄火保护和可靠的连

284、锁、报警、跳闸系统是国产机组安全防爆的必要条件，如火焰检测器的光敏元件质量不过关。(3)炉膛及刚性梁结构欠佳。国产锅炉，以前有光管轻型炉墙，现有膜式壁和膜式顶棚炉墙。今后方向应当向全膜式全焊接的气密性结构发展，以增加抗爆能力。(4)防爆门不起防爆作用。国产锅炉普遍装设防爆门，一般将防爆门装在水平烟道两侧墙上。但是，由于爆炸发生的瞬间，在压力激波未传到炉膛上部时，炉膛已经炸坏。就是在燃烧区，由于防爆门的惰性，也不能在瞬间打开。(5)运行人员误判断、误操作。上一页下一页返回任务一锅炉典型事故在已发生的炉膛爆炸事故中，其中不少是因为运行人员责任心不强造成，其次是他们对设备性能结构及系统不熟，对炉

285、膛爆炸机理不清楚造成。 (6)采用“爆燃法”点火。所谓“爆燃法”点火，就是在锅炉灭火后，不按运行规程“先切断燃料，再以大于25%的额定风量进行吹扫炉膛，时间至少为5min，然后再按点火程序点火”的规定，而是立即投油，甚至投粉，利用炉膛熄火瞬间余热，进行爆燃点火。炉膛灭火后，严禁利用炉内余热强送燃料进行爆燃。(7)制粉系统及设备存在缺陷。国产给粉机的通病是出力不足、卡涩、给粉不均匀。上一页下一页返回任务一锅炉典型事故对于四角切圆燃烧的锅炉，常常会造成四角给粉不均匀及燃烧不稳定。再加上一、二次风的管道阻力不均，阻力越大给粉越少，使燃烧恶化，造成灭火。风扇磨直吹式制粉系统中，由于各台磨煤机磨损程

286、度不同，出力不同，这也可能导致给粉不均匀，使锅炉缺角燃烧导致炉膛灭火甚至爆炸。另外未按图纸技术文件安装施工也是一方面原因。2.防爆措施(1)防止锅炉熄火是预防炉膛爆炸的主要措施。 (2)充分发挥炉膛安全监控系统FSSS的作用。确保其长期投运和动作准确可靠。上一页下一页返回任务一锅炉典型事故 (3)采用全焊膜式(包括膜式顶棚)、全焊接的气密炉膛，并采用双面满焊，确保焊接质量。炉墙承受挤压的强度由过去的2 942Pa左右增大到6 865 Pa左右，将承受推力的强度提高到9 807Pa以上。 (4)机组取消防爆门。增加程序控制防爆保安系统:程序控制点火，灭火保护、连锁、报警、跳闸系统等。(5)加

287、强对运行人员培训，使他们熟悉设备系统和炉膛爆炸机理，熟练掌握防爆措施。增强责任心，对待事故沉着冷静，慎重处理。 (6)严禁采用“爆燃法”点火。熄火时，应立即切断燃料，然后按规程点火。点火前必须以大于25%的额定风量抽吸至少5 min上一页下一页返回任务一锅炉典型事故(7)在炉膛负压波动较大时(如打焦、启动、燃料变更、制粉系统设备故障、低负荷运行、降负荷、停炉等情况)，应精心调整燃烧，严格控制负压，及时投油助燃。另外要求施工单位应严格按图纸、技术文件和有关规程安装施工，对水冷壁四角的焊接及刚性梁接头的安装，尤应确保质量。 (三)烟道再燃烧烟道再燃烧是由于烟道内沉积大量可燃物经氧化升温，在一

288、定的条件下引起复燃的现象。1.发生烟道再燃烧时可能出现的现象(1)烟道内烟温和锅炉的排烟温度急剧升高。(2)炉膛燃烧不稳定。上一页下一页返回任务一锅炉典型事故 (3)氧量表或二氧化碳表指示不正常。(4)锅炉运行参数变化，一般情况下，过热汽温、再热汽温、省煤器(非沸腾式)出口水温、热风温度等全部或部分上升。2.发生烟道再燃烧的原因分析(1)燃烧工况失调。(2)低负荷运行时间过长。(3)锅炉启停频繁。(4)吹灰不及时。 3.发生烟道再燃烧时的处理上一页下一页返回任务一锅炉典型事故(1)发现烟气温度不正常升高时，应检查风、燃料的配合情况，一、二次风配比以及燃烧工况，适当增加空气量，使炉内燃烧

289、充分。有燃料混烧时，应停用部分燃料，改为单一燃烧方式，进行受热面的吹灰处理。 (2)当烟气温度急剧上升，炉膛负压波动剧烈，采取措施无效时，可判定为烟道再燃烧，应立即停炉;停止向炉膛供给燃料，停止送、引风机，严密关闭烟气和空气挡板以及烟道周围的孔门，利用蒸汽吹灰管或专用的蒸汽消防管向烟道送入蒸汽以消除再燃烧;打开省煤器再循环阀以保护省煤器;打开过热器疏水阀以保护过热器;对再热机组应开启旁路系统并开启事故喷水以保护过热器和再热器。上一页下一页返回任务一锅炉典型事故 (3)当确认烟道内燃烧完全扑灭后，可小心启动引风机，逐渐开启其进口挡板，抽出烟道中的烟气和蒸汽，待锅炉冷却后，应对烟道内受热面进行

290、全面检查。 (4)如果是在引风机外壳内发现火星或火焰，应立即关闭其进口挡板并停止引风机的运行，以免风机损坏。(四)锅炉结焦1.锅炉结焦时的现象 (1)若燃烧室结焦，各部烟气温度及蒸汽温度均可能升高，或烟温差不正常。(2)除渣时，发现有大块焦渣或除渣量减少。上一页下一页返回任务一锅炉典型事故2.锅炉结焦原因(1)燃煤的灰熔点偏低;(2)风量不足，燃烧工况不佳;(3)燃烧室热负荷偏大，炉内温度偏高;(4)煤粉细度偏大;(5)燃烧器工作不正常;(6)未按规定进行除渣或除渣不彻底，在灰渣斗内存渣过多或存渣时间过长。 3.锅炉结焦的处理(1)当发现锅炉结焦时，应采取以下措施:调整火焰中心位置，适当增

291、加过剩空气量;及时清除焦渣，防止结成大块焦渣。上一页下一页返回任务一锅炉典型事故 (2)如果从燃烧室不易清除部位结焦时，为维持锅炉继续运行，应适当降低锅炉蒸发量。 (3)当燃烧室内结有不易清除大块焦渣且有坠落损坏水冷壁的危险时，应及时停炉。4.防止结焦应采取的措施针对炉膛结焦情况，采取了一些防止结焦的措施:加强燃烧调整，使四角燃烧器配风均匀，各层一、二次风均匀，燃烧中心不偏斜。同时要求运行人员保持过热器后氧量(表盘指示)在5%一7% ;更换被烧坏的喷嘴，将其壁厚加大，增强刚性，并重新校对中心切圆。上一页下一页返回任务一锅炉典型事故做烟花示踪录像冷态试验以指导热态运行;打去部分卫燃带，降

292、低炉温以减少结焦;及时调整给粉机转速，使表盘指示转速与实验室测量的转速一致，尽量使四周各层一次风的煤粉浓度均匀。并根据一次风喷嘴出口燥粉气流着火情况进行调整，使着火起始点在出口200 300mm处，以拉开燃烧高温区;适当提高一次风风速，使一次风速从设计值19. 4m/s调到上层两排为2527m/s，下层两排为2325 m/ s。二、锅炉受热面事故在锅炉事故中，受热面四管(包括水冷壁、过热器、再热器、省煤器)泄漏爆管事故占各类事故总数的40%70%。另外有一部分是喷水减温器事故和空气预热器事故。上一页下一页返回任务一锅炉典型事故当受热面爆管时，高温高压的汽水喷出，锅炉不能正常运行，严重时要停

293、炉限电、造成人身伤亡事故。因而，防止受热面爆管事故，对保持机组的安全经济运行最为重要。(一)水冷壁爆管损坏事故1.锅炉水冷壁爆管损坏时的现象严重损坏时炉膛内有爆破声;炉膛燃烧不稳，炉膛内呈正压;从检查孔、门、炉墙等不严密处向外喷烟气或蒸汽;给水流量不正常地大于蒸汽流量;炉膛及各段烟温下降，汽包水位迅速下降，蒸汽压力、流量和给水压力下降;排烟温度可能降低;甚至造成锅炉灭火等。2.水冷壁爆管损坏的原因及预防措施(1)锅炉点火、停炉工作不符合要求。上一页下一页返回任务一锅炉典型事故冷炉进水时，水温或进水速度不符合规定，点火时，升压、升温或升负荷速度过快;停炉时，冷却过快;都会使炉内冷热不均，产生

294、过大的热应力，以致水冷壁爆管损坏。故在停炉时必须严格按规程操作。(2)管内结垢腐蚀。锅炉给水质量不符合标准，给水处理不当或监督不严，使水冷壁管内部结垢腐蚀，影响传热，使管壁温度升高、承压强度下降，以致产生鼓泡、泄漏甚至爆管。同时锅炉停炉备用时，也容易产生氧化腐蚀。因此，应加强化学监督，保证给水质量。尽可能杜绝垢下腐蚀，一旦发现水冷壁管鼓泡，出现垢下腐蚀迹象时，要及时进行酸洗。要进行水冷壁管测厚工作，重点检查水冷壁管位于热负荷较强区域的焊口、弯头等部位的向火侧壁厚减薄情况，以便更换已腐蚀减薄的管子。此外要做好停炉期间的保养工作。上一页下一页返回任务一锅炉典型事故(3)管外磨损。使用高灰分燃料

295、的锅炉，喷燃器附近的水冷壁保护不好时，易被煤粉磨损、减薄引起爆管。故要经常检查喷燃器的工作情况，防止煤粉气流偏斜，对喷燃器周围的管子应注意保护。此外，打焦、吹灰方式不正确，也易磨损管子。大块焦渣下落时，有可能砸坏管子。注意打焦、吹灰的正确方法，防止大块焦渣砸坏管子。(4)水循环不良。锅炉点火时，水冷壁管热膨胀受阻，造成损坏;炉膛内严重结焦，定期排污门大量漏水，锅炉长时间在低负荷运行等，都可能使正常的水循环遭到破坏，可能造成膜态沸腾，引起传热恶化，使管子金属过热而损坏。锅炉启动、停炉和负荷变化大时应严格执行规程制度，防止水循环障碍和管壁超温。检查炉内加药管的开孔情况，保证加药均匀，避免个别循环回

296、路炉水浓度偏高。上一页下一页返回任务一锅炉典型事故(5)制造、安装或检修质量不良。钢材的制造、焊接质量不好，弯管不符合要求，管壁温度接近安全极限，或管壁温度长期波动，都会使金属管壁变薄，管子受热后不能自由膨胀，引起爆管事故。所以应加强金属监督工作，安装时应按图纸和技术文件施工，应按要求留出足够的膨胀间隙，并填以石棉绳或采用其他措施，以免异物落入，卡死管子。防止锅炉缺水和灭火事故及频发性事故的发生。此外，有的电厂锅炉在大修时对水冷壁酸洗后又碱煮，没有将清除下来的铁锈清理干净而堵塞在管中，因为管壁超温而引起水冷壁爆管事故。3.水冷壁爆管损坏后的处理上一页下一页返回任务一锅炉典型事故发现水冷

297、壁损坏后，可依以下原则处理:(1)如果水冷壁损坏不严重，不致在短时间内扩大事故，而且在适当加强给水后，尚能维持锅炉正常水位，可暂时运行一段时间。但在这段时间内应加强监视，密切注意事故发展的情况。以便等备用炉投入或高峰负荷过去后再停炉。(2)如果水冷壁损坏严重，炉膛燃烧很不稳定，有可能造成炉膛灭火，或对锅炉加强进水后仍无法维持正常水位，而且事故很快就会扩大，则应立即停炉。停炉后引风机应继续运行，抽出炉中的汽和水。停炉后继续加强进水，如果水位可维持，应尽力保持水位;如无法维持水位，则应停止进水，但省煤器再循环门不应开启。上一页下一页返回任务一锅炉典型事故(二)过热器和再热器爆管事故过热器、再热

298、器在锅炉的总受热面中占有很大的比例，处在烟温很高的区域，其工作条件是锅炉受热面中最为恶劣的，受热面管壁温度接近于钢材允许的极限温度。当金属的温度升高时，它的持久强度下降。所以容易形成爆管事故。1.过热器(或再热器)爆管时的现象自过热器检查孔、门可看到或听到蒸汽喷出的声音;炉膛负压减小或变正压;蒸汽流量不正常地小于给水流量;烟道两侧有较大的烟温差，过热器损坏一侧烟温降低，过热汽温有异常变化等。再热器爆管的现象与过热器爆管现象相似，其差别是:自再热器检查孔、门可看到汽水喷出或听到汽水喷出的声音。上一页下一页返回任务一锅炉典型事故再热器损坏一侧烟温降低，再热汽温有异常变化等。同时，汽轮机中压缸汽

299、压有所下降。2.过热器、再热器管损坏的原因及预防措施过热器损坏的原因及预防措施: (1)蒸汽品质不合格。锅炉给水质量不符合标准，给水处理不当或化学监督不严，汽水分离设备结构不良或不严密，过热器管内积盐结垢，使管子流通截面减少，流动阻力增加，蒸汽流量减少，管子不能得到充分的冷却。同时盐垢热阻大，管子的导热能力降低，不能很快地将管壁吸收的热量传递给管内的蒸汽，容易造成管子过热超温鼓泡以致破裂。运行时应保持良好的炉水和蒸汽品质，注意减温系统的正常运行，防止过热器结垢或过热。上一页下一页返回任务一锅炉典型事故(2)过热器长期过热。过热器如长期超温运行，会使承压管子金属蠕变而造成损坏。管外烟侧的高温

300、腐蚀，也会造成管子损坏。如制造有缺陷，安装、检修质量差，管材不符合要求，低负荷时减温器未解列造成水塞，等等，也会造成过热器长期过热而损坏。运行时做好锅炉的燃烧调整工作，火焰中心不应偏斜。保持稳定的蒸汽温度，严禁过热蒸汽温度超过规程规定的允许值。注意吹灰，防止管外高温腐蚀。注重管子的选材和管子的制造、安装质量。低负荷时及时调整减温器。锅炉检修时，对过热器进行详细检查，发现不正常现象时，及时消除。再热器管损坏的原因及预防措施:(1)管外磨损和高温腐蚀。上一页下一页返回任务一锅炉典型事故管外烟气中飞灰的磨损和高温腐蚀是造成再热器管泄漏、爆管的主要原因。预防措施:在容易磨损的地方加装防磨瓦、加装均

301、流板，降低烟气的流速，减缓磨损。合理吹灰，防止磨损和高温腐蚀。对不易加装防磨瓦的管子进行表面喷涂技术处理。锅炉检修时，应详细检查，发现不正常现象时，及时消除。 (2)再热器超温。再热蒸汽对热偏差较为敏感，由于再热器中的蒸汽压力比过热器中的低，比热容小、密度小，总焓值较小，相对应的温度变化在同一运行时刻大于过热蒸汽。所以再热蒸汽更容易引起汽温的变化。这样再热器遇到热偏差时，汽温很容易升高，再热器的管壁金属比过热器的更容易超温。上一页下一页返回任务一锅炉典型事故再者管内的对流换热系数比过热蒸汽小得多，再热蒸汽对管壁的冷却能力差，这也是管壁比较容易超温的原因。再热器出口钢管高温氧化速度快，容易出

302、现严重的氧化腐蚀。为了再热器工作的安全可靠，在运行时必须注意不使热偏差过大。设计应力求简单，以减少流动阻力。注重管子的选材、管径的尺寸和管子的制造、安装质量。出口钢管应使用抗氧化能力更好的钢材。3.过热器和再热器爆管损坏后的处理过热器、再热器爆管，应及时停炉，以免爆破口喷出的蒸汽吹扫邻近的管子以致事放扩大。上一页下一页返回任务一锅炉典型事故只有在损坏很小，过热蒸汽温度尚能维持在正常范围内，不会危及其他管子时，才可适当降低锅炉出力，保持燃煤锅炉煤粉仓较低粉位，并加强检查，争取调度停炉处理，防止事故迅速扩大，待备用炉投入运行或高峰负荷过去后再停炉。在过热器系统中，屏式过热器由于其工作条件较差，

303、也容易发生爆管事故。 (三)省煤器爆管事故1.省煤器管损坏时的现象严重损坏时，汽包水位迅速下降，给水流量不正常地大于蒸汽流量，从省煤器检查孔、门可看到汽、水喷出或听到汽、水喷出的声音。上一页下一页返回任务一锅炉典型事故省煤器下部灰斗内有湿灰或冒汽;省煤器后两侧烟气温差增大，泄漏侧烟温偏低，烟道阻力增加，引风机电流增大。2.省煤器管损坏的原因及预防措施(1)管子内壁的腐蚀。给水品质差，水中含氧多，会造成管内壁腐蚀，以致损伤省煤器管。为此首先保证合格的给水品质，保持给水中较高的pH值，以防氧腐蚀和其他腐蚀。其次要求省煤器中有合理的流速。最后保证除氧器的正常运行，使水中含氧量符合质量标准的要求。

304、锅炉检修时，应将省煤器内的积水全部放尽，并将省煤器管子烘干，以防腐蚀。对磨损的管子应及时更换。(2)管外飞灰磨损。在燃用高灰分燃料时，其磨损问题要特别加以注意。上一页下一页返回任务一锅炉典型事故磨损与烟气的速度、烟气中灰粒的浓度、气流冲刷受热面的角度、管束的排列情况、灰粒的性质有关。对于省煤器易被磨损的管子采取加防磨瓦的措施。在启动时应及时开启和关闭省煤器再循环阀。低负荷运行时不允许给水中断。运行中应经常注意省煤器两侧烟温有无偏差，发现偏差时应查明原因，予以消除。如果省煤器管泄漏引起的烟温偏差，应尽快停炉处理，以免吹损其他管子。 (3)其他原因。给水流量、给水温度的变化影响壁温变化，引起热

305、应力过大，管子的焊接质量不好也会使管子损坏，等等。运行中应尽可能保持给水流量和温度稳定，避免给水量的猛增猛减。严把管子的焊接质量。上一页下一页返回任务一锅炉典型事故3.省煤器管损坏时的处理损坏时，应尽量维持汽包水位，待备用炉投入运行后再停炉，如果水位不能维持或因尾部烟道堵灰严重无法疏通而使锅炉无法运行时，应停炉。停炉后仍应维持汽包水位。只有当过热器后烟气温度低于400时，才允许停止向锅炉上水。另外，停炉后，严禁开启汽包与省煤器间的再循环阀，以免炉水经省煤器泄漏处漏掉。(四)减温器事故1.表面式减温器(1)表面式减温器损坏时的现象。过热蒸汽温度降低，各导汽管之间的温差增大。过热蒸汽含盐量升高

306、。严重时，蒸汽管道发生水冲击等。上一页下一页返回任务一锅炉典型事故(2)表面式减温器损坏的原因及预防措施。减温器通水量变化过大。减温器结构上存在缺陷，U形减温水管弯头曲率半径过小。检修质量不良，电火焊误伤水管等。注意运行调整，消除减温器制造缺陷，严把检修质量关。(3)表面式减温器损坏时的处理。根据蒸汽温度变化情况，适当降低锅炉蒸发量，尽快解列减温器。必要时，开启过热器及蒸汽管道疏水阀。尽快启动备用锅炉或增加其他锅炉的蒸发量，及早把故障锅炉停运。2.喷水式减温器(1)喷水式减温器常损坏的部位。减温器的事故多发生在水室，主要是裂纹。对于单喷头及双喷头减温器，主要是喷头及喷水管断裂。上一页下一

307、页返回任务一锅炉典型事故(2)喷水式减温器常损坏的原因分析及预防措施。变更原设计条件，造成水温就等于饱和蒸汽温度，与过热蒸汽的温差较小。水室工艺结构不良，水室结构复杂，变截面过多，需焊接处也较多，零件设计厚薄不均，振动疲劳断裂。在高速蒸汽汽流冲击下易产生剧烈振动造成疲劳裂纹。焊接及机加工质量不良。以劣代优，或碳钢、珠光体钢和奥氏体钢混用。未投高压加热器等。文丘里管式减温器的工作原理正确，雾化效果好，蒸发段短，是不应否定的。问题是要从上述各因素入手，解决所存在的问题。遵守原设计条件并在改造工艺性上下功夫。在上述问题未得到很好解决时，可采用笛形管式或蜗壳式喷水减温器加以过渡。上一页下一页返回任

308、务一锅炉典型事故(五)空气预热器事故1.空气预热器积灰、腐蚀及漏风现象空气预热器中的积灰、腐蚀及漏风问题较普遍。空气预热器的积灰有两种:松散积灰和粘聚积灰。松散积灰是由于烟气中含有大量的飞灰，当烟气流过空气预热器的受热面时，烟气中的飞灰积在空气预热器的受热面上。粘聚积灰是由于烟气中的酸蒸汽或水蒸气在低温受热面上凝结与灰一起黏聚在金属表面上。空气预热器积灰后传热能力变差，阻力增加，漏风量增大，引风机和送风机的电耗增加。由于空气预热器冷端温度较低，当冷端的烟气温度低于烟气的露点温度时，烟气中蒸汽就会凝结，造成粘聚积灰。上一页下一页返回任务一锅炉典型事故2.空气预热器积灰、腐蚀及漏风的原因分析

309、及预防措施由于燃料中含有少量的硫，燃烧生成SO2，在高温下有部分再氧化成SO3，进而与烟气中水蒸气结合成H2SO4。而含有H2SO4蒸汽的烟气露点将会升高，当管壁温度低于露点温度时， H2SO4就在管子表面凝结而腐蚀管子。腐蚀往往伴随着堵灰，构成恶性循环。当锅炉投油助燃时， H2SO4对空气预热器的腐蚀加剧。其原因是油中含有一定的钒，在燃烧时，钒与氧反应生成了V2O5， V2O5是SO2转化成SO3的催化剂。上述分析不难发现，导致空气预热器腐蚀、堵灰的原因，第一是有腐蚀源，即燃料中含硫，并转化为硫酸;第二是有腐蚀、堵灰的条件，即管壁温度低于烟气露点。上一页下一页返回任务一锅炉典型事故通常，

310、前者通过安装脱硫装置解决，而对于没有安装脱硫装置的机组则与设计、施工质量及运行水平等多种因素有关。防止空气预热器腐蚀、堵灰的措施:从总体来看，应从设计、制造、安装及运行维修等方面全面考虑，综合治理。必须提高空气预热器冷端的温度，使烟气温度高于烟气的露点。锅炉启动过程中采用热风再循环，提高空气预热器入口风温。加暖风器，提高空气预热器入口风温。加隔板可防止上级空气预热器的下部发生腐蚀。运行经验证明，在锅炉低负荷运行时，此方法对防止空气预热器下部腐蚀、堵灰特别有效。采用更高效、更先进的空气预热器。采用低氧燃烧、低过量空气运行，是防止低温腐蚀和堵灰的好办法，对燃油炉尤为有效。上一页下一页返回任务一

311、锅炉典型事故但是，前提是必须调整好燃烧。否则将会适得其反。堵住漏风。三、锅炉水位事故锅炉水位事故是锅炉恶性事故之一。如果处理不当，易造成炉管爆破或汽轮机叶片损坏，甚至导致锅炉爆炸和人身伤亡，应引起高度重视。锅炉水位事故有缺水、满水和汽水共腾等情况。(一)缺水事故缺水分为轻微缺水和严重缺水两种:当水位虽低于规定的最低水位，但在水位计上仍有读数时为轻微缺水;当水位不但低于规定的最低水位，而且水位计上无读数时为严重缺水。上一页下一页返回任务一锅炉典型事故1.锅炉发生缺水事故时的现象水位警报器发出水位低信号，各种水位计指示过低，蒸汽流量大于给水流量，过热蒸汽温度升高等。2.造成锅炉缺水的原因及预防

312、措施(1)水位计(表)不准确，无法判断汽包的真实水位。当水位计的蒸汽连通管堵塞或泄漏时，水位计指示偏高;当水位计水连通管堵塞或泄漏时，则水位表指示偏低或不动作。连通管的堵塞是由于结垢、污垢或冬季冻结所致。另外，电源中断将导致电气水位计无法正确指示等。水位计不准确，会造成运行人员的误判断，因而也是造成锅炉缺水的原因之一。所以，必须做好对水位计的监视、校对、冲洗、维护工作，发现缺陷应及时消除，经常保持各水位计动作灵敏、指示正确。上一页下一页返回任务一锅炉典型事故(2)自动给水控制或调整机构失灵。给水自动调节装置失灵或其他机械故障(如给水阀卡涩或阀芯脱落等)都可能造成缺水事故，运行人员对此应保持

313、警惕，正确判断，并及时消除给水自动调节装置的缺陷。(3)给水压力降低。给水压力降低，汽包进水减少，会造成锅炉缺水。给水泵故障、给水管破裂、给水阀故障以及并列运行炉“抢水”等，均会使给水压力降低。故应对给水压力和给水流量严加监视，注意控制给水流量与蒸汽流量相适应。(4)受热面汽水管损坏，将消耗大量工质，容易造成锅炉缺水。如果损坏严重，水位无法保持时应立即停炉，以免扩大事故。上一页下一页返回任务一锅炉典型事故(5)排污不当或排污阀泄漏。锅炉排污时一次开多组，排污阀开得过多，大量放水，将造成汽包水位下降。另外，排污后排污阀未关或关闭不严密，泄漏大量炉水，将促使缺水事故的发生。因此，在排污时水位应

314、保持略高，每次只准开一组排污阀，排污阀排污延续时间不超过30s，排污后应关闭严密。在排污时如遇满水事故，应加强放水;当发生缺水或其他事故时，应立即停止排污。 (6)负荷骤变。当外界负荷突然增加，将引起锅炉汽压骤降导致汽包水位瞬间升高(虚假水位)，这时为了恢复汽压而过分加强燃烧，则会引起蒸汽带水，恶化蒸汽品质;反之，如果外界负荷突减(或跳闸)，则引起锅炉汽压骤升，汽包水位骤减。上一页下一页返回任务一锅炉典型事故如此时减弱燃烧，将促使水位降低。若安全阀突然跳开，又会使水位突然升高。所以，当负荷骤变时，须严密监视水位，预防水位事故的发生。(7运行人员过失。大量锅炉水位事故是运行人员监视不严、工作

315、疏忽、判断错误或操作不当而造成的。在负荷突变时，不注意虚假水位现象，操作不当，以致造成锅炉缺水等。如因监视不严，而失去水位，为防止误判断(是轻微还是严重缺水)，对一般高压以下锅炉可采用叫水法来判断。缺水叫水法的步骤是:开启水位计放水阀，关闭汽阀，以冲洗水管;然后再缓慢地关闭放水阀，此时如出现水位，则为轻微缺水;若没有水位出现，则为严重缺水。上一页下一页返回任务一锅炉典型事故对高压以上的锅炉，由于汽包水体积相对较小，在很短的时间内就会将水蒸干，靠运行人员到汽包处叫水以查验缺水情况是来不及的。故高压以上锅炉不宜采用叫水法，主要还是依靠仪表来判断;同时，还应有水位保护装置，以保证安全。若判明为轻

316、微缺水，应增加给水量，必要时可投入备用给水管路，逐渐恢复正常水位。若判明严重缺水，则严禁向锅炉进水，应立即熄火停炉。因为严重缺水时，水位低到何种程度无法判断，水冷壁管有可能部分烧干过热，此时如强行进水，由于温差过大，会产生巨大的热应力，加上有大量水突然蒸发成蒸汽，压力突然升高，可能造成水冷壁爆管事故。上一页下一页返回任务一锅炉典型事故 (二)满水事故当锅炉水位高于水位表最高安全水位刻度线时叫满水事故。满水也有轻微和严重满水两种:当水位虽高于规定的最高水位但在水位计上仍有读数时为轻微满水;当水位不但高于规定的最高水位，而且水位计上已经无读数时为严重满水。锅炉发生满水时，其现象与锅炉缺水现象相

317、反。造成锅炉满水事故的原因与锅炉缺水事故的原因相似。常见满水的原因:运行人员疏忽大意，对水位监视不严或误操作，运行人员擅离职守，放弃了对水位及其他仪表的监视;水位表故障造成假水位而运行人员未发现;水位报警器及给水自动调节器失灵而未被及时发现;给水压力过高，运行人员过失，等等，都可能导致锅炉满水。上一页下一页返回任务一锅炉典型事故一般高压以下锅炉也可以用叫水法来判断满水是轻微的还是严重的。其步骤是:开启水位计放水阀，关闭水阀，以冲洗汽管，然后再缓缓关闭放水阀。此时若有水位出现，为轻微满水;否则为严重满水。若判明为轻微满水，应减少给水量，开启事故放水阀;如无事故放水阀，则开启水冷壁下联箱放水

318、阀;如过热蒸汽温度下降，应将减温器解列，打开过热器疏水阀，通知汽轮机运行人员打开汽轮机侧主蒸汽管道上的疏水阀，同时应降低锅炉负荷。若证实为严重满水，则应立即停炉，并停止锅炉给水，同时开启事故放水阀、过热器疏水阀和主蒸汽管道疏水阀。严密监视水位，若发现水位在水位计上重新出现，可陆续关闭放水阀，保持正常水位。待事故原因查明和事故消除后，方可重新点火、并网。上一页下一页返回任务一锅炉典型事故 (三)汽水共腾锅炉蒸发表面汽水共同升起，产生大量泡沫并上下波动翻腾现象叫汽水共腾。汽水共腾形成原因:锅水品质太差，负荷增加和压力降低过快等。汽包内发生汽水共腾时，其若干现象与锅炉满水现象相同，如过热汽温急剧

319、下降，主蒸汽管有水冲击声，法兰及汽轮机轴封冒汽等。但有以下两个特点可供正确判断:一是水位计的水位急剧波动，看不清水位，其他水位表的指针摆动;另一个是炉水和蒸汽含盐量明显增大。汽水共腾产生的原因是炉水含盐量过大，在汽包水面上出现很多泡沫。当泡沫破裂时，汽泡中的蒸汽逸出，同时把溅出的水滴带走。上一页下一页返回任务一锅炉典型事故含盐量越大、负荷越高，则泡沫越多，泡沫层越厚，故蒸汽带走的水分也越多。若判明为汽水共腾，应降低锅炉负荷，全开连续排污阀，并开启锅炉事故放水阀;若无事故放水阀，应开启水冷壁下部联箱放水阀，同时加强给水，以改善炉水品质。注意保持正常水位，将减温器解列，打开过热器疏水阀和蒸汽

320、管道上的疏水阀，通知汽轮机运行人员打开汽轮机侧主蒸汽管道上的疏水阀，并通知化验人员化验汽水品质。经上述处理后，若汽水共腾现象已消除，而且汽水品质已合格，则可恢复正常负荷。加强对汽水品质进行严格的化学监督，加强水处理和锅炉排污，控制炉水含盐量不超过规定标准，是防止汽水共腾的有效措施。上一页下一页返回任务一锅炉典型事故四、锅炉辅助设备及系统故障(一)风机故障1.引风机故障时的现象 (1)振动或窜轴。振动的同时也可能发生异声和撞击;有时也会出现转子与外壳摩擦或风机轴与外壳轴封相碰的现象，用振动表测量振动时，数值已超过允许值的范围。(2)轴承温度过高。轴承温度超过正常允许值，用手摸轴承盖时，会感到

321、烫手。(3)引风机外壳泄漏。引风机压力侧外壳漏灰或负压侧外壳漏风等。2.引风机故障的原因及预防措施上一页下一页返回任务一锅炉典型事故(1)引风机振动。检修时静平衡或找中心不准确;运行中焊在叶轮上的平衡块脱落;风机叶片因磨损、腐蚀、积灰严重，失去平衡(严重时会造成引风机叶片飞出事故);轴瓦磨损而使轴与轴瓦间的间隙过大;叶轮变形，叶轮轴孔与轴间有间隙而松动;两侧进风时，两侧挡板调节不一致或某侧烟道堵灰，以致两侧进风相差过多;风机与烟道共振，轴承的螺母或地脚螺丝的螺母松动;轴承支架不牢固，等等。预防措施:应提高风机安装检修质量，做好叶轮的平衡试验;运行中注意风机的异常变化;两侧进风时，注意两侧挡

322、板调节一致;预防烟道堵灰。(2)引风机轴承温度过高。上一页下一页返回任务一锅炉典型事故轴承安装、检修质量差，如轴与轴承安装不正，轴瓦间隙过小，轴与轴瓦接触不良，轴瓦有缺陷，风机轴与电动机轴不同心等;油质低劣或缺油，如润滑油质不良(变质或黏度不合要求)，油位过高、过低或缺油等;冷却水不畅通或中断;风机振动过大;排烟温度过高等。预防措施:采用规定的润滑油，保证冷却水畅通;严把轴承安装、检修质量。注意润滑油油位的高低;防止排烟温度过高。 (3)引风机外壳泄漏。引风机外壳漏风、漏灰是飞灰长期磨损的结果。运行时应提高除尘器的效率，减少飞灰对风机叶轮和外壳的磨损;对易磨损的地方还可加防磨措施，如外壳内

323、装设铸铁或铸石防磨瓦，叶片采用耐磨材料等。上一页下一页返回任务一锅炉典型事故 3.引风机故障的处理引风机出现异常振动后首先应检查风机内有无摩擦和不正常的声音;风机和电动机的轴承是否发热，有无撞击，螺母是否松动等;风机两侧挡板开度是否对称，两侧负压相差是否偏大等。当引风机发生振动、摩擦和撞击，但还没有发展到危险的程度时，则应降低引风机出力并加强监视;如果振动、摩擦和撞击加剧，则应停运引风机，设法消除故障。如果轴承温度高于规定的控制值，应检查轴承内油量是否充足，是否清洁，冷却水是否畅通;若加油或换新油或增大冷却水后，温度仍继续升高，则应停止风机，消除故障。上一页下一页返回任务一锅炉典型事故

324、当引风机发生剧烈振动、撞击或摩擦，而且轴承温度超过规定的温度，且继续升高时，应立即借助事故按钮停止风机运行。此时应该以手指按住事故按钮不放，以防监盘人员重合闸，使事故扩大。如果锅炉设置有两台风机，其中一台运行，一台备用。当运行中一台有故障时，应立即停用故障风机，投入备用风机。如果两台风机同时运行，其中一台有故障，应尽可能增加另一台出力，停用故障风机;若不能满足负荷要求，则应降低锅炉负荷。当全部引风机停止运行，而且没有立即启动的可能则按正常程序停止锅炉运行。如果引风机故障跳闸，而在跳闸前未见异常时，跳闸后可重合闸一次，若重合闸成功且连锁可靠，可按正常次序启动其他转动机械。上一页下一页返回任务一

325、锅炉典型事故(二)制粉系统故障1.制粉系统自燃制粉系统发生自燃时，检查门处发现火星;自燃管壁温度升高，甚至暗红;煤粉温度升高;制粉系统负压变正压;炉内变正压，火焰发暗;防爆门破裂;风压变化。发生自燃的原因主要是停磨时吹扫时间不够，有时积粉;磨煤机出口温度太高，尤其断煤时;粉仓严重漏风;煤粉积存过久有外来火源。磨煤机入口自燃时加大给煤，压住回粉锁气器减少或切断磨煤机通风，必要时用灭火器灭火。一次风管自燃时，应断绝风源，待熄灭后再清扫。上一页下一页返回任务一锅炉典型事故爆燃后应停运，消除火源。停磨必须按规定吹扫干净，严格控制其出口温度，不许超过规定，消除外来火源，杜绝粉仓漏风，定期检查灭火消

326、防系统及设备。2.断煤和堵煤发生断煤时，磨煤机出口温度升高，进、出口压差减小，进口负压增大，磨煤机电流下降，排粉机电流先上升后下降;低速磨煤机钢球撞击声增大，中速磨煤机内的撞击声减小;断煤信号动作。发生断煤可能由于给煤机故障或原煤水分过大，以致落煤管、给煤机和磨煤机入口处堵塞;原煤中有大块煤或石头卡住给煤机;原煤仓断煤或堵塞等。上一页下一页返回任务一锅炉典型事故适当关小磨煤机入口热风门，开大冷风门，以控制磨煤机的出口温度;迅速消除给煤机故障或疏通落煤管;如短时间不能恢复供煤，应停止磨煤机运行。加装振动器，碎煤机筛投入运转，加木块分离器，充分发挥干煤棚作用;缩短煤斗内存煤时间。发生堵煤时，磨

327、煤机进、出口压差增大，入口负压减小，磨煤机出口温度急剧下降，风压晃动，磨煤机内撞击声减弱而沉闷;磨煤机向外冒粉，排粉机、磨煤机电流下降，回粉管锁气器动作频繁。发生堵煤主要是调节不当，如风量过小、煤量过多等，煤太湿，给煤机中煤自流也可能造成磨煤机堵塞。上一页下一页返回任务一锅炉典型事故减少给煤量或停止给煤机运行，适当加大磨煤机通风量，开大排粉机入口风门进行抽粉;加强对磨煤机大瓦温度的监视;如处理无效，应停止磨煤机运行。掌握给煤机调节特性，减少入口漏风，防止煤的自流，注意风门开度实际大小，风量不要太小，监盘时应注意表计指示所传递的信息等。上一页返回任务二汽轮机典型事故汽轮机常见的事故主要有:

328、动静部分发生摩擦、叶片振动、损坏、脱落;大轴弯曲、裂纹;汽轮机进水事故;轴承事故;转子振动、超速;汽轮机真空下降;隔板强度不够;汽缸内外壁温差大、裂纹;调节系统卡涩、失灵;汽轮机辅机事故，等等。一、汽轮机通流部分事故 (一)动静部分发生摩擦动静部分发生摩擦分为径向和轴向两种情况。在径向方面发生磨损，主要是汽缸热变形和转子热弯曲的结果。当汽缸的变形程度使径向间隙消失的时候，便产生轴封与转子摩擦，同时又不可避免地使转子弯曲，从而产生恶性循环。下一页返回任务二汽轮机典型事故在轴向方面，沿通流方向各级的汽缸与转子的温差并不一致，热膨胀也不同。在启动、停机和变工况运行时，转子与汽缸膨胀差超过极限数值时

329、，使轴向间隙消失，造成动静部分摩擦。1.事故原因(1)动静间隙调整不当。(2)动静部套加热或冷却时，膨胀或收缩不均匀。(3)受力部分机械变形超过允许值。(4)推力轴承或主轴瓦损坏。(5)机组强烈振动。(6)转子套装部件松动有位移。上一页下一页返回任务二汽轮机典型事故(7)通流部分的部件损坏或硬质杂物进入通流部分。(8)在转子弯曲或汽缸严重变形的情况下强行盘车。 2.事故象征由于这些事故发生在气缸内，无法直接观察，因而只能根据事故的原因、特征进行判断。一般有下列特征:(1)机组振动增大，甚至强烈振动，轴封冒火。(2)前后汽封处可能产生火花。 (3)汽缸内部有金属摩擦声音。(4)有大轴挠度指示

330、表计的机组，指示值将增大或超限。上一页下一页返回任务二汽轮机典型事故 (5)若是推力轴承损坏，则推力瓦温度升高，轴向位移指示值可能超过限值并发出信号。 (6)上下汽缸温差可能急速增加超过允许值;转子与汽缸的胀差指示可能超过极限值。3.事故处理方法通过各种特征，如机组振动大、汽缸内有金属摩擦声或汽封处产生火花等，结合有关表计指示值变化判断是动静摩擦事故，应立即破坏真空果断地故障停机，不要采取降负荷或降转速继续暖机，以致延误了停机时间而扩大事故，加剧设备的损坏。停机时要记录转子惰走时间，静止后进行手动盘车。上一页下一页返回任务二汽轮机典型事故如果盘车不动，不要强行盘车，必须全面分析研究，采

331、取适当措施。停机后若重新启动时，需要严密监视胀差、温差及轴向位移与轴承温度的变化，并注意倾听内部声音和监视机组的振动。如果停机过程转子惰走时间明显缩短，甚至盘车启动不起来，或者盘车装置运行时有明显的金属摩擦声，说明动静部分磨损严重，要揭缸检修。4.防范措施 (1)加强轴向位移和胀差的监视。(2)注意机组参数的选择和控制。在启停过程中注意保持参数和负荷平稳，适当地控制轴封进汽温度和排汽温度。在机组热态启动时，注意冲转参数的选择，保持蒸汽有充分的过热度和足够的高于汽缸内壁温度的温差。上一页下一页返回任务二汽轮机典型事故严格控制蒸汽参数的变化，以防止发生水冲击，损坏推力轴瓦。机组运行中控制监视段

332、压力不得超过规定值，以防止隔板等通流部件过负荷、轴向推力过大以及通流部件破损等情况发生。 (3)严格监视转子挠度。应严格监视转子挠度指示，不得超限。机组检修时一定要检查大轴的弯曲情况并作好记录。(4)严格监视上下汽缸温差和法兰内外壁温差。在机组启停过程中，应严格控制，不使其超限。 (5)严格控制机组振动。振动超限的机组不允许长期运行，要求机组在工作转速和临界转速下的振动都不应过大，大容量机组应创造条件直接监督机组的轴振动。上一页下一页返回任务二汽轮机典型事故 (6)加强对叶片安全监督。防止叶片及其连接件的断落。对新装机组最好能在安装前或大修后用水平尺检查隔板的变形情况，以防止因隔板变形引起

333、动静摩擦。(7)按规程规定进行盘车。停机后应按规程规定进行盘车，如因汽缸上下温差过大等因素造成动静摩擦使盘车不能正常投人或手动也不能盘动时，不可强行盘车，应待其自然冷却，摩擦消失后，方可投人盘车。(二)汽轮机叶片损坏与脱落1.事故原因造成叶片断裂或脱落的原因很多，它与设计、制造、材质、安装、检修工艺和运行维护等因素均有关系，归纳起来有下列几个方面。上一页下一页返回任务二汽轮机典型事故 (1)机械损伤。外来的机械杂质随蒸汽进入汽轮机内打伤叶片。汽缸内部固定零部件脱落，如阻汽片、导流环等，造成叶片严重损伤。因轴承或推力瓦损坏、大轴弯曲、胀差超限以及机组强烈振动，造成通流部分动、静摩擦，使叶片损

334、坏。(2)腐蚀和锈蚀损伤。叶片的腐蚀常发生在开始进入湿蒸汽的各级，这些级段在运行中，蒸汽干、湿交替变化，使腐蚀介质易浓缩，引起叶片腐蚀。另外长期停机备用的机组往往会因空气中的潮气或蒸汽漏入机内造成叶片严重锈蚀。叶片受到侵蚀削弱后，不但强度减弱，而且叶片被侵蚀的缺口、孔洞还将产生应力集中现象，侵蚀严重的叶片，还会改变叶片的振动频率，从而使叶片因应力过大或共振疲劳而断裂。上一页下一页返回任务二汽轮机典型事故水蚀一般多发生在末几级湿蒸汽区的低压段长叶片上，尤其是末级叶片。水蚀是湿蒸汽中分离出来的水滴对叶片冲击造成的一种机械损伤，而末级叶片旋转线速度高，并且蒸汽湿度大，水滴多，故水冲蚀程度更严重。

335、受水蚀严重，叶片将出现缺口、孔洞等，叶片强度降低，导致断裂损坏。 (3)水击损伤。汽轮机发生水击时，前几级叶片的应力会突然增加，并骤然受到冷却，使叶片过载，末几级叶片则冲击负荷更大。叶片遭到严重水击后会发生变形，其进汽侧扭向内弧，出汽侧扭向背弧，并在进、出汽侧产生细微裂纹，成为叶片振动断裂的根源。上一页下一页返回任务二汽轮机典型事故水击有时会使叶片拉筋断裂，改变了叶片连接形式，甚至原来成组的叶片变成单个叶片，改变了叶片振动频率，降低叶片的工作强度，致使叶片发生共振，造成断裂。(4)叶片本身存在的缺陷。设计应力过高或结构不合理，如叶片顶部太薄，围带铆钉头应力大，常在运行中发生应力集中，铆钉头

336、断裂，围带裂纹折断使叶片损坏。叶片振动特性不合格，运行中因共振产生很高的动应力，使叶片损坏。叶片材质不良或错用材料，如叶片材料机械性能差，金属组织有缺陷或有夹渣、裂纹;叶片经过长期运行后材料疲劳性能和振动衰减性能等降低而导致叶片损坏。加工工艺不良，例如叶片表面粗糙，留有刀痕，围带铆钉孔或拉筋孔处无倒角，等等，都会导致应力集中而损坏叶片。上一页下一页返回任务二汽轮机典型事故(5)运行维护原因。电网频率变动超出允许范围，过高、过低都可能使叶片振动频率进入共振区，产生共振而使叶片断裂。机组过负荷运行，使叶片的工作应力增大，尤其是最后几级叶片，蒸汽流量增大，各级烩降也增加，使其工作应力增加很大而严

337、重超负荷。主蒸汽参数不符合要求，频繁而较大幅度地波动，主蒸汽压力过高，主蒸汽温度偏低或水击，以及真空过高，都会加剧叶片的超负荷或水蚀而损坏叶片。蒸汽品质不良使叶片结垢、腐蚀，叶片结垢后将使轴向推力增大，引起某些级过负荷。腐蚀则容易引起叶片应力集中或材质的机械强度降低，都能导致叶片损坏。停机后由于主蒸汽或抽汽系统不严密，使汽水漏入汽缸，时间一长，使通流部分锈蚀而损坏。上一页下一页返回任务二汽轮机典型事故2.事故象征(1)汽轮机内部或凝汽器内有突然的响声。(2)当断落的叶片落入凝汽器时，则会将凝汽器铜管打坏，使凝汽器内循环水漏入凝结水中，导致凝结水硬度和导电度突然增大，凝结水水位增高，凝结水泵

338、电动机电流增大。 (3)机组振动通常会明显变化，有时还会产生瞬间强烈抖动，其原因是叶片断裂脱落，使转子失去平衡或摩擦撞击。但有时叶片在转子中间级断落，并未引起严重动、静摩擦，在工作转速下机组振动不一定明显增大，只有在启动、停机过程中的临界转速附近，机组振动会出现明显增大。上一页下一页返回任务二汽轮机典型事故(4)叶片损坏较严重时，会使蒸汽通流面积改变，从而使蒸汽流量、监视段压力、调速汽阀开度等与功率的关系都会改变。(5)如果断落叶片发生在抽汽级处，则叶片可能进入抽汽管道，造成抽汽止回阀卡涩或进入加热器，使加热器的管子受撞击断裂，导致加热器疏水水位升高。(6)在停机惰走过程或盘车状态下，有可

339、能听到金属摩擦声，惰走时间减少; (7)在启动和停机过程中，通过临界转速时机组振动将会明显地变化。3.事故处理方法上一页下一页返回任务二汽轮机典型事故这种事故发生在汽缸内，只能根据叶片断裂事故可能出现的象征进行综合判断。当清楚地听到缸内发生金属响声或机组出现强烈振动时，判断为通流部分损坏或叶片断落，则应紧急故障停机，准确记下惰走时间，在惰走和盘车过程中仔细倾听缸内声音，经全面检查、分析研究，决定是否需揭缸检查。4.防范措施 (1)加强对频率的管理。电网应保持在额定频率和正常允许变动范围内稳定运行。根据叶片损坏事故的分析统计，电网频率偏离正常值是造成叶片断裂的主要原因，因此对频率的管理极为重

340、要。 (2)避免机组过负荷运行。特别是防止既是低频率运行又是过负荷运行。上一页下一页返回任务二汽轮机典型事故对于机组提高出力运行，必须事先对机组进行热力计算和对主要部件进行强度核算，并确认强度允许后才可行，否则是不允许的。(3)加强对运行参数监视。机组启停和正常运行时，必须加强对各运行参数(例如汽压、汽温、出力、真空等)的监视，运行中不允许这些参数剧烈波动。严格执行规章制度，启停必须合理，防止动静部件在运行中发生摩擦。 (4)加强汽水品质监督。防止叶片结垢、腐蚀。(5)当振动突增时果断处理。当机组运行中振动突然增加，听到甩脱叶片的撞击声，机组内部有摩擦声以及凝汽器管子突然泄漏等情况是掉叶片

341、的事故象征，应按规程规定，果断停止机组进行检查，切不可拖延时机，否则会对高速转动的机组造成严重损坏。上一页下一页返回任务二汽轮机典型事故 (6)停机后加强对主汽阀严密性检查。防止汽水漏入汽缸。停机时间较长的机组，包括为消除缺陷安排的工期较长的停机，应认真做好保养工作，防止通流部分锈蚀损坏。二、汽轮机大轴弯曲和断裂事故 (一)大轴弯曲事故1.弯曲现象汽轮机大轴弯曲事故，是汽轮机恶性事故中最为突出的一种。多发生在大容量汽轮机中，汽轮机大轴弯曲事故，大多数是在机组启动(特别是热态启动)过程中或滑停过程和停机后发生的。大轴弯曲通常分为热弹性弯曲和永久性(或塑性)弯曲两类。上一页下一页返回任务二

342、汽轮机典型事故热弹性弯曲是由于转子内部温度分布不均匀，引起转子沿径向热膨胀不均或受阻而产生的弯曲。当转子内部温度均匀后，这种热弯曲会自然消失;不致成为设备事故;而永久性弯曲则不同，它是由于转子局部区域受到急剧加热(或冷却)时，该区域与临近部位产生很大的温度偏差，使受热(或冷却)部位的热膨胀(或收缩)受到约束，而产生高的压缩(或拉伸)热应力，当其应力值超过转子材料在该温度下的屈服极限时，转子产生局部压缩(或拉伸)塑性变形。当转子温度均匀后，该部位存在拉伸(或压缩)残余应力，致使塑性变形不消失，转子表现出永久弯曲，这对电厂来说，是很严重的设备事故。汽轮机大轴产生弯曲时，由于转子质量中心与回转中心

343、不重合，存在偏心。上一页下一页返回任务二汽轮机典型事故引起汽轮机转子振动，且随转速升高而振动加剧。因此，低转速下的转子偏心大和高转速下的振动大是汽轮机大轴弯曲的主要表现形式。2.弯曲原因汽轮机大轴弯曲的原因是多方面的，在运行中造成大轴弯曲主要表现在以下几种情况。 (1)动静部分摩擦。动静部分摩擦使局部受热，引起大轴热弯曲;弯曲又加剧摩擦，处理不当可能造成永久弯曲。汽轮机在设计制造、安装等方面存在的缺陷。(2)汽缸进水。汽缸进水后，汽缸与转子急剧冷却，造成汽缸变形，转子弯曲。机组停机后，汽缸温度仍较高，若汽水系统隔离不当，就会造成汽缸进水。上一页下一页返回任务二汽轮机典型事故(3)汽轮机

344、在不具备启动条件下启动。机组热态启动前，大轴晃度值超过规定值，对应的偏心距也大。当转速升高时，不平衡离心力增大，将会引起机组更为显著的振动。(4)机械应力过大。转子的原材料存在过大内应力或转子自身不平衡。转子动平衡质量不高或转子质量平衡定位不完善，造成转子在升速时，产生异常振动。可能引起机组动静部分摩擦引起大轴弯曲。套装转子在装配时偏斜也会引起大轴弯曲。(5)轴封供汽操作不当。如果汽轮机启动使用高温轴封蒸汽时，轴封蒸汽系统必须充分暖管，否则疏水将被带入轴封内，轴封体不对称冷却，使大轴产生弯曲。上一页下一页返回任务二汽轮机典型事故3.防范措施(1)在设计制造、安装检修方面。在设计制造汽轮机时

345、，要保证做到机组结构合理、通流部分膨胀通畅、动静间隙合适，主蒸汽和再热蒸汽管及汽轮机本体有完善的疏水装置。安装检修时，应按要求调整汽封间隙，不能任意缩小动静部分的径向间隙;在联轴器找中心以后，要保证大轴晃动度值小于0. 05 mm;机组要有良好的保温设施，下缸下部应有挡风板。为确保机组安全运行，对机组的胀差、汽缸的膨胀、大轴晃动度、轴或轴承振动、轴向位移、汽缸壁温等设置测点与测量表计，各种仪表计工作要正常，指示正确。(2)在运行方面。上一页下一页返回任务二汽轮机典型事故汽轮机运行人员必须严格按照运行规程操作，任何疏忽大意都会造成不堪设想的事故。汽轮机运行时，一旦确认汽轮机存在设备缺陷且可能

346、造成大轴弯曲时，必须停机予以消除。只有设备本身处于健康的状况下才能在运行中采取防范措施。1)热态启动条件的控制。汽轮机启动前应严格执行连续盘车大于4h的要求，大轴偏心、晃动度、上下汽缸温差、冲转蒸汽参数必须符合规程规定，否则禁止启动。热态启动一般要求主蒸汽、再热蒸汽温度高于汽缸金属温度50 ，以防止汽缸和转子受到冷冲击，避免机组产生振动。2)振动值的控制。上一页下一页返回任务二汽轮机典型事故在机组启动升速过程中，有专人监视各轴承的振动。如果发现异常，应立即停止升速，并查明原因。在中速暖机或升速过程中发现任一轴承振动或轴承处轴振动超过限定值时，应立即打闸停机，转速到零投入连续盘车，并测量大轴

347、晃动度。若大轴晃动度发生变化，应分析原因，并盘车24h，直到大轴晃动度恢复到原始值，方可再次冲转汽轮机。严禁降速暖机或强行硬闯临界转速。汽轮机振动保护装置必须投用。运行中发现振动超限而保护拒动时，必须手动打闸停机。3)进汽疏水的控制。严格做好防止汽轮机进冷汽、冷水。4)启、停和变工况运行控制。机组在启、停和变工况运行时，应按规定的曲线控制参数变化，严格控制汽轮机胀差及轴向位移的变化。上一页下一页返回任务二汽轮机典型事故5)不转动时的控制。转子在不转动情况下，禁止向轴封供汽和进行暖机。 (二)大轴断裂事故汽轮机大轴断裂事故后果极为严重，可以造成机毁人亡。造成大轴断裂的原因很复杂，国内外已发生

348、的事故表明，大轴断裂大都发生在机组严重超速事故中，其原因除超速产生的离心力、剧烈振动的破坏外，又同轴系质量的不平衡、轴系共振、油膜失稳以及转动部件质量、轴系联接件质量不良有关。1.引起大轴断裂的原因及现象(1)振动过大。上一页下一页返回任务二汽轮机典型事故振动过大，会加速汽轮机转动部件的损坏。偏心过大会导致振动。钢材在较大应力下并处于腐蚀性介质中时，有可能发生腐蚀裂纹。这种裂纹随着运行时间扩展，最后导致脆性断裂。 (2)蠕变和热疲劳。这类事故多发生在整锻转子上，整锻转子受叶轮、叶片离心力的作用，内孔存在切向拉应力，转子被加热时，内孔的热应力也是切向拉应力，二者叠加，综合应力很高。转子外表面

349、加热时受压应力，冷却时受拉应力，综合应力小于内孔。然而转子表面承受温度变化所产生的热应力首当其冲，因此低周热疲劳易从表面开始，即转子裂纹一般出现在表面。随着裂纹的扩展，转子在横断面上沿裂纹平行方向和垂直方向的刚度有了差异，而使转子弯曲。这种情况发展到一定程度，便会在机组的振动上反映出来。上一页下一页返回任务二汽轮机典型事故(3)轴承安装或加工不良。加工表面粗糙度高，刀痕处产生应力集中;推力轴承装配不当，影响推力瓦块或整个轴承的自动调整性能;轴承紧固不牢;使轴承失去正常承载能力。(4)汽轮机严重超速，也会导致大轴断裂。此外，在运行中，转子断裂的现象，随断裂的位置不同而有很大差别。汽轮机内部发

350、生断轴，则整个汽轮机发生振动，同时带有强烈的撞击声，使汽缸、轴封、轴承遭受严重损坏。汽轮机外部轴的前端发生断轴时，前轴承强烈振动，并有强烈的撞击，使汽轮机调速系统、保安装置、主油泵等被轴折断部分所驱动而遭受损坏。2.防范措施上一页下一页返回任务二汽轮机典型事故(1)严格把关。对水质的酸碱度、大轴质量、轴承安装应严格把关。(2)探伤检查。检修时应定期对汽轮机发电机大轴、大轴内孔、发电机转子护环等部件进行探伤检查，以防止产生裂纹，导致轴系严重损坏事故。 (3)减少轴系不平衡因素。必须正确设计制造和精良安装推力轴承及各支持轴承，采取有力措施，防止油膜振荡的发生。为防止联轴器螺栓断裂事故，采用抗疲

351、劳性能较好的钢种。同时还要定期对螺栓进行探伤检验。(4)防止发生机组超速。以免超速后由于其他技术原因引起设备扩大损坏，造成轴系断裂。上一页下一页返回任务二汽轮机典型事故(5)对发电机控制。发电机出现非全相运行时，应尽力缩短发电机不对称运行的时间，加强对机组振动的监视，确保汽轮发电机组和轴系不受损伤。三、汽轮机进水事故汽轮机进水称为水冲击，简称水击。汽轮机水击事故是一种恶性事故，如处理不及时，将损坏汽轮机本体。 1.水击发生的原因 (1)来自锅炉和主蒸汽系统。锅炉的蒸发量过大或蒸发不均引起汽水共腾。锅炉减温器泄漏或调整不当，运行人员误操作或给水自动调节失灵造成锅炉满水。上一页下一页返回任务

352、二汽轮机典型事故主汽管道或锅炉的过热器疏水系统不完善，可能把积水带到汽轮机内。滑参数停机时，由于控制不当，降温降得过快，使汽温低于当时汽压下的饱和温度而成为带水的湿蒸汽，都会导致蒸汽管道集结凝结水而进入汽轮机。(2)来自再热蒸汽系统。对中间再热机组再热器减温水装置故障或误操作，可能使水进入汽轮机。再热器疏水系统设计不合理，机组启动中没有充分暖管或疏水排泄不畅;也可能使水由再热蒸汽冷段管内倒流入汽轮机高压缸。(3)来自抽汽系统及加热器。高、低压加热器水管破裂，再保护装置失灵，抽汽止回阀不严密，水由抽汽管道返回汽轮机内。除氧器满水也可能使水进入汽轮机。上一页下一页返回任务二汽轮机典型事故在过

353、去发生的进水事故中，抽汽系统故障占的比例最大。(4)来自汽封系统。汽轮机启动时汽封供汽系统管道没有充分暖管和疏水排除不充分，使汽、水混合物被送入汽封。停机过程中，切换备用汽封汽源时，因备用系统积水而未充分排除就送往汽封。(5)来自凝汽器。停机后，忽视对凝汽器水位的监督，发生凝汽器满水，倒入汽缸。 (6)来自疏水系统。汽轮机启动中没有充分暖管或疏水排泄不畅;或把不同压力的疏水接在一个联箱上。除了上述几种原因外，由于不同机组的热力系统不同，还会有其他水源进入汽轮机的可能性。上一页下一页返回任务二汽轮机典型事故 2.水击象征(1)主蒸汽温度急速下降。(2)主汽阀和调速汽阀的阀杆、法兰、轴封等处可

354、能冒白汽。(3)机组振动逐渐增大，直到剧烈振动。(4)转子的轴向位移增大，推力轴承乌金温度迅速上升，机组转动声音异常。(5)汽缸上下温差变大，下缸温度要降低很多。 (6)汽轮机负荷骤然下降。3.处理方法上一页下一页返回任务二汽轮机典型事故汽轮机水击事故是汽轮机运行中最危险的事故之一，运行人员必须迅速、准确地判断是否发生水击，一般应以主蒸汽温度是否急剧下降作为依据(水击初始并不一定发生主汽阀和调速汽阀阀杆、法兰等处冒白汽)，同时应检查汽缸上下温差变化，因为汽轮机进水时，下缸温度必然下降较大。待确认发生水击事故时，应立即破坏真空紧急故障停机。 (1)破坏真空紧急故障停机。 (2)开启汽轮机缸体

355、和主蒸汽管道上的所有疏水门，进行充分排水。(3)检查并记录推力瓦乌金温度和轴向位移数值。(4)正确记录转子惰走时间及真空数值。上一页下一页返回任务二汽轮机典型事故(5)惰走中仔细倾听汽缸内部声音。(6)注意惰走过程中机组转动声音和推力轴承工作情况，如惰走时间正常，经过充分排除疏水，主蒸汽温度恢复后，可以重新启动机组。但这时要特别小心仔细倾听缸内是否有异音，并测量机组振动是否增大，如果发生异常，应立即停止启动，揭缸检查。 (7)如果因为加热器满水，应迅速关闭加热器进水门;若是由于除氧器满水，应进行紧急放水，维持正常水位;若是由于再热器喷水，迅速关闭锅炉事故喷水;若是由于抽汽管倒流造成机内进水

356、，应迅速手动关闭抽汽阀门，对抽汽管要充分排水。4.防范措施上一页下一页返回任务二汽轮机典型事故在运行维护方面应采取如下措施: (1)加强监督。加强炉水品质监督和管理，保持炉水及蒸汽品质，防止因炉水品质不良引起汽水共腾。加强汽包水位的监视与调节，防止负荷急剧变化时产生虚假水位。加强主蒸汽温度和再热蒸汽温度的控制。在自动调节不稳定或燃烧不正常时，应采取必要的操作措施，如将自动切为手动控制，投油助燃防止锅炉灭火等。注意监督汽缸金属温度变化和加热器水位，当发现有进水的危险时，要及时地查明原因，注意切断可能引起汽缸进水的水源。加强除氧器水位监督。 (2)定期检查。上一页下一页返回任务二汽轮机典型

357、事故定期检查、试验加热器水位保护，保证其工作性能符合设计要求;当高压加热器保护不能满足运行要求时，要禁止高压加热器投入运行;定期检查加热器水位调节装置，保证水值调节装置和高水位报警装置工作正常;定期检查加热器管束，一旦发现泄漏情况要及时检修处理;定期检查除氧器水位调节装置，杜绝发生满水事故;定期检查减温装置的减温水门的严密性，如发现泄漏应及时检修处理。 (3)注意维护。热态启动时，主蒸汽和再热蒸汽要充分暖管，保证疏水畅通。在汽轮机滑参数启动和停机的过程中，汽温、汽压都要严格按照运行规程保持必要的过热度。在锅炉熄火后，蒸汽参数得不到可靠保证的情况下，一般不应向汽轮机供汽。上一页下一页返回任务二

358、汽轮机典型事故在汽轮机低转速情况下进水，对设备的威胁要比在额定转速或带负荷运行状态大得多。因为在低转速下一旦发生动静摩擦，就容易造成大轴弯曲。另外在汽轮机带负荷情况下进水，因为蒸汽量较大，汽流可以使进入的水均匀分布，从而使因温差引起的变形小一些，一旦进水排除后，汽缸的变形也可以较快的恢复。汽轮机进水虽然可引起严重的事故，但是只要处理得当，在运行和检修中加强注意，并在运行中严密监视胀差、偏心值、上下缸温差、振动值及轴向位移等重要参数，严格按运行规程操作，就一定能避免汽轮机进水事故的发生。上一页下一页返回任务二汽轮机典型事故四、轴承事故 (一)汽轮发电机轴瓦乌金熔化或损坏1.事故原因(1)由

359、于发生水击或机组过负荷，引起推力瓦损坏。(2)轴承断油。一般由以下原因引起:运行中油系统切换时发生误操作;启动或停机过程中润滑油泵工作失常;汽轮机启动、升速过程中，在停止高压电动油泵时没注意监视油压，此时若向主油泵入口供油的射油器工作失常或电动油泵出口止回阀卡涩等使主油泵失压，且电动润滑油泵又没联动起来便引起断油;上一页下一页返回任务二汽轮机典型事故油箱油位过低，空气进入射油器使润滑油压下降或油系统中进入空气;油系统积存空气未能及时排除，往往会造成轴瓦瞬间断油;厂用电中断事故停机中，直流油泵因故没能及时投入造成轴瓦断油;油管道断裂或油系统泄漏造成油压下降而使轴瓦供油中断;轴瓦在运行中移位，

360、如轴瓦转动，造成进油孔堵塞而断油;安装或检修时油系统内留有棉纱、抹布等杂物造成油系统堵塞而断油。(3)机组强烈振动。由于机组强烈振动，会使轴瓦油膜破坏而引起轴颈与乌金研磨损坏，也可能使轴瓦在振动中发生位移，造成轴瓦工作失常或损坏。 (4)轴瓦本身缺陷。上一页下一页返回任务二汽轮机典型事故在轴瓦加工制造过程中，乌金浇铸质量不良，如浇铸乌金前瓦胎清洗不净，没有挂锡或挂锡质量不符合要求，在运行中发生轴瓦乌金脱胎或乌金龟裂等问题。(5)润滑油中夹带有机械杂质。损伤乌金面，引起轴承损坏。(6)油温控制不当。引起轴承油膜的形成与稳定，都会导致轴瓦乌金损坏。2.事故象征(1)轴承回油温度超过75或突然连

361、续升高至70(2)主轴瓦乌金温度超过85 ，推力瓦乌金温度超过95 。(3)回油温度升离且轴承内冒烟。上一页下一页返回任务二汽轮机典型事故(4)润滑油压下降至运行规程允许值以下，油系统漏油或润滑油泵无法投入运行。 (5)机组振动增加。 3.事故处理方法在机组运行中发现以上象征，证明轴瓦已发生异常或损坏，应立即打闸故障停机，检查损坏情况，采取检修措施进行修复。4.防范措施为杜绝断油事故，必须严格执行以下几点: (1)低油压保护一定要可靠;上一页下一页返回任务二汽轮机典型事故 (2)直流油泵要作全容量启动运行试验一段时间，以考验泵的性能和熔丝是否合适; (3)直流油泵在检修期间，如无特殊措

362、施，不允许主机启动运行;(4)注意在切换高压油泵为主油泵运行的操作过程时要缓慢，并密切注意油压变化;在切换冷油器操作时，要严格监护，防止误操作，并密切注意油压; (5)油系统的油质和清洁度必须完全合格，以防止油系统内的设备卡涩和油泵入口滤网的堵塞。(二)支持轴承和推力轴承故障的其他原因汽轮机轴承分为支持轴承和推力轴承两种。上一页下一页返回任务二汽轮机典型事故支持轴承和推力轴承是保证机组安全运行的重要部件，而轴承油膜的稳定性又是保证支持轴承和推力轴承安全运行的重要条件，汽轮机运行中，轴承发生烧瓦事故的主要原因是由于转子轴向推力增大或润滑油系统存在的缺陷，致使油膜破坏而引起的。不论是支持轴承还

363、是推力轴承，都会在运行中出现异常、事故，甚至损坏机组，其原因还有以下几个方面。 1.检修方面的原因由于检修方面的原因造成径向支持轴承或推力轴承工作失常，大多发现在大、小修后机组启动或试运过程中，或者启动前的试验中。上一页下一页返回任务二汽轮机典型事故主要原因有:轴承乌金面接触不良;在调整各轴承润滑油分配量时，轴承润滑油入口油孔调整失当;油管中残留异物(棉纱、破布、漆片、沙土);调整轴瓦垫片时忘记开油孔;轴承间隙、过盈量的过大或过小;润滑油系统充油时，放进了脏油或油中含水等都会造成运行中轴承工作失常、断油、烧瓦。2.运行方面的原因轴封漏汽过大造成油中有水而又没及时滤过，油中有水破坏了轴承的润

364、滑条件。润滑油温调整不当，太高或太低，使轴承油膜形成不好，引起轴承处于半液体摩擦状态，并伴随有机组的振动，构成轴承润滑不良的恶性循环，使轴承发生故障。上一页下一页返回任务二汽轮机典型事故运行中清扫冷油器或润滑油过滤网后，投入前没排净油系统内的空气，使汽轮机在运行中瞬间断油。冷油器中润滑油压应大于冷却水的压力，但是在夏季运行中，为降低润滑油温开大冷却水补充水门，如控制不好有时会使水压大于油压，一旦此时冷油器铜管泄漏，会造成油中大量存水。润滑油过滤网及主油箱上的过滤网应根据网前网后压差增大的情况及时清扫，否则压差过大时会毁坏过滤网。若碎网片进入油系统中，则会造成严重后果。运行中主蒸汽温度骤然降

365、低，造成汽轮机水击，使推力增大。或汽水质量不合格，汽轮机叶片严重结垢，通流面积减少，使转子的推力增大，造成推力轴承损坏。上一页下一页返回任务二汽轮机典型事故五、汽轮机超速事故当汽轮机的转速超过危急保安器动作转速时称为汽轮机超速。超速事故是汽轮机事故中最为危险的一种事故。当严重超速时，则可能使叶片甩脱、轴承损坏、大轴断裂，甚至整个机组报废。所以汽轮机在设计时，考虑了多道保护措施，以防汽轮机超速。但是在运行中这种事故仍时有发生，运行人员必须引起足够重视。1.事故原因(1)调速系统有缺陷。不合格的调速系统，汽轮机一旦甩掉全负荷后，机组不能维持转速在危急保安器动作转速以下，转速飞升过高，其原因为:

366、调速汽阀不能正常关闭或漏汽量过大。上一页下一页返回任务二汽轮机典型事故调速系统迟缓率过大，调节部件或传递机构卡涩。调速系统的速度变动率过大。调速系统动态特性不良。调速系统整定不当，如同步器调整范围、配汽机构膨胀间隙不符合要求等。(2)汽轮机超速保护系统故障。危急保安器动作过迟或不动作，将会引起超速。原因如下:重锤或飞环导杆卡涩;弹簧受力后产生过大的径向变形，以致与孔壁产生摩擦;脱扣间隙大，撞击子飞出后不能使危急保安器滑阀动作;另外危急保安器滑阀卡涩、自动主汽门和调速汽阀卡涩、抽汽止回阀不严或拒动、蒸汽返入缸内，都能引起汽轮机超速。(3)运行操作、调整不当。由于油质管理不善，例如汽封漏汽大而

367、蒸汽进入油内，引起调速和保安部套生锈卡涩。上一页下一页返回任务二汽轮机典型事故主蒸汽品质不合格，含有盐分，机组又长期带某一固定负荷运行，将会造成自动主汽门和调速汽阀阀杆结盐垢而卡涩。超速试验时操作不当，转速飞升猛增。2.事故象征(1)功率表指示到零。(2)转速或频率表指示值连续上升。(3)机组声音异常，振动逐渐增大。(4)主油压迅速升高。3.事故处理方法 (1)如果危急保安器未动作，转速超过3 360r/min，应立即手打危急保安器，破坏真空故障停机。上一页下一页返回任务二汽轮机典型事故 (2)如果危急保安器动作，而自动主汽门、调速汽阀或抽汽止回阀卡住或关闭不严时，应设法关闭以上各汽阀

368、或者立即关闭电动主汽阀和抽汽阀。(3)如果采取上述办法后机组转速仍然不降低，则应迅速关闭一切与汽轮机相连的汽阀，以截断汽源。(4)必要时可以要求电气人员将发电机励磁投入。(5)机组停下后，必须全面检修好调速与保安系统的缺陷。重新启动后，在并列前，必须做危急保安器超速试验，确认动作转速正常方可并列投入运行。4.防范措施上一页下一页返回任务二汽轮机典型事故 (1)作调速系统动、静态特性试验。对新装机组或对机组的调速系统进行技术改造后，应进行调速系统动态特性试验，以保证汽轮机甩负荷后，飞升转速不超过额定值。汽轮机甩负荷后应保持空负荷运行。汽轮机大修后或为处理调速系统缺陷更换了调速部套以后均应做汽

369、轮机调速系统试验。调速系统的速度变动率和迟缓率应符合技术要求。 (2)作超速试验。调节保安系统定期试验是检查该系统是否处于良好状态，在异常情况下是否能正常动作，防止机组严重超速的主要手段之一。按规程规定进行试验。机组大修后、甩负荷试验前、危急保安器解体检查以后，运行2 000 h以上，都应做超速试验。对具有注油试验设备的机组，在运行2 000h后可用注油试验代替超速试验。上一页下一页返回任务二汽轮机典型事故但在注油试验不合格时，仍应作超速试验。超速试验要严格按照规定进行，高速下不宜停留时间过长。此外，超速试验次数要力求减少。在做超速试验时，升速应平稳，注意防止转速突然升高，并应事先采取防止

370、超速的技术措施等。 (3)检查试验汽轮机的各项附加保护。如电超速保护、微分器、磁力断路油阀等，要进行严格的检查试验，保证符合技术要求，并经常投入运行。 (4)检查主汽阀、调节汽门并进行试验。高中压主汽阀、调节汽门要开关灵活，严密性合格。机组大修后、甩负荷试验前，必须进行主汽阀和调节汽门严密性试验，并保证符合技术要求。上一页下一页返回任务二汽轮机典型事故按照规定定期进行自动主汽门、调节汽门的活动试验，以及抽汽止回阀的开关试验。当汽水品质不符合要求时，要适当增加活动次数和活动行程范围。增加活动行程时，应注意主汽阀前后的压差不宜过大，防止因其压差过大而自动关闭。运行中发现主汽阀、调节汽门卡涩时，

371、要及时消除。消除前要有防止超速的措施。主汽阀卡涩不能立即消除时，要进行停机处理。在汽轮机运行中，注意检查调节汽门开度和负荷的对应关系以及调节汽门后的压力变化情况。若有异常，应检查阀座是否升起或阀芯是否下移，尤其是对提板式配汽机构的检查更应注意。(5)加强对蒸汽品质和油质的监督。加强对蒸汽品质的监督，防止蒸汽带盐使阀杆结垢，造成卡涩。上一页下一页返回任务二汽轮机典型事故加强对油质的监督，定期进行油质分析化验，防止油中进水或杂物造成调节部套卡涩或腐蚀。(6)加强机组运行和停机后的保护。采用滑压运行的机组，调速阀门开度要留有裕度，不应开到最大开度。机组长期停止时，应注意做好停机保护工作，防止汽水

372、或其他腐蚀性物质进入(或残留在)汽轮机及供油系统内，引起汽阀及调节部套锈蚀。在停机时，采用先打危急保安器关闭主汽阀和调节汽门，确信发电机电流倒送后，再解列发电机的方法，可以避免发电机解列后由于主汽阀和调节汽门不能严密关闭造成的超速。但应注意打闸至发电机解列时间不能拖得过长，因这时机组处于无蒸汽运行状态，时间过长，会使排汽缸温度升高，胀差增大。上一页下一页返回任务二汽轮机典型事故六、汽轮机主要辅机事故(一)给水泵故障给水泵是保证锅炉供水的核心设备，对其发生的故障必须判断正确，处理迅速，以保证锅炉不间断供水。由于各电厂的设备和系统不同，给水泵事故处理方法也会有差别，只能原则地介绍几种常见的故障

373、。对具有特殊系统和设备的电厂，应根据实际情况制订出切合实际的事故处理规则。1.给水泵入口发生严重汽化现象 (1)汽化的象征。给水泵入口压力、出口压力急剧摆动。给水泵入口处产生剧烈的沙沙声。水泵电流亦随着压力摆动。上一页下一页返回任务二汽轮机典型事故(2)发生汽化的原因可能是:给水泵超负荷运行，使给水泵入口管内的水流速过大、压力降低而引起汽化;除氧器内压力突然降低。给水泵入口过滤网被杂物堵塞，给水泵入口处压力降低而引起汽化。给水泵入口管路内侵入空气。 (3)处理方法。若断定给水泵入口发生严重汽化时，应进行如下处理:启动备用泵，降低运行给水泵的流量;若无备用给水泵时，应立即联系司机、司炉适当减

374、小机组负荷，以消除给水泵入口汽化。分析、寻找给水泵入口产生汽化的原因，采取相应措施及时消除。给水泵入口管内侵入空气时，应及时停止运行，设法排除泵内空气。上一页下一页返回任务二汽轮机典型事故当启动备用给水泵或降低机组负荷后水泵的入口汽化现象仍不消失时，则汽化的原因可能是给水泵入口侵入空气，这种情况一般是由给水泵入口管路系统切换，管内空气排出不合理而引起的。若给水泵入口过滤网被堵而引起汽化，则应在给水泵容量能满足需要的情况下，停止给水泵，清扫入口过滤网。在正常情况下，给水泵入口过滤网应有计划地定期清扫。 2.给水母管压力异常降低故障(1)给水母管压力下降的原因。汽轮机负荷突然增高，引起锅炉用水

375、量猛然增大。锅炉给水调节器在运行中调节失灵。给水加热器、锅炉省煤器、过热器或水冷壁管大量漏水。电力系统供电频率降低。给水管路大量泄漏。上一页下一页返回任务二汽轮机典型事故 (2)处理方法。发现给水流量增大，给水母管压力降低时，应根据给水母管最低压力要求，启动备用给水泵，若无备用泵时，应通知司机降低机组负荷。母管制给水系统应降低全厂总负荷。若发现由于锅炉给水管漏水造成给水母管压力降低时，除提高给水母管压力外，还应增大除氧器软化水的补水量，防止引起除氧器水位下降过低。若给水母管压力降低而给水流量与电流反而偏低，厂内照明发暗，则说明由于供电频率下降引起给水母管压力降低。在这种情况下采用启动给水泵

376、的方法是不能提高给水压力的。应通知司机、司炉，要求降低主蒸汽压力运行，以保证锅炉正常供水。上一页下一页返回任务二汽轮机典型事故由于给水母管压力降低，使给水泵联动后的操作如下:投入联动泵的电源开关，消除给水母管压力降低的灯光和音响信号;根据给水泵的流量，对联动泵的再循环门进行调整或关闭;查找给水泵被联动的原因;若由于机组负荷摆动过大或锅炉给水调节器调整不当而引起联动，则应根据机组负荷和给水母管压力选择运行方式。其具体操作应根据运行规程中的规定执行。备有汽动给水泵的电厂，在厂用电源中断和给水压力不足而又无备用泵的情况下，应及时投入汽动给水泵。 (二)除氧器故障除氧器在运行中发生故障，会直接影响

377、到锅炉的供水水量和供水水质，必须及时采取正确的处理措施，保证电厂持续稳定安全运行。上一页下一页返回任务二汽轮机典型事故 1.除氧水中溶解氧不合格(1)原因。凝结水含氧量过高;化学软化补充水温过低;除氧水量过大，超过除氧器的设计值;除氧塔的排气阀开度过小;加热蒸汽压力不足;除氧塔内部损坏，如筛盘倾斜、筛孔堵塞、喷嘴损坏等;加热蒸汽压力调整器调整不稳;化验取样器内部泄漏，化验不准确等。 (2)处理方法。针对上述引起除氧水溶解氧量升高的原因，采用试验的手段逐个排除，最后针对确定的原因制订出解决措施。常见的引起溶解氧量增高的原因，大多是化学软化补充水温度低，除氧水箱内给水产生过冷，除氧塔排气阀开度

378、过小，加热压力不足等。上一页下一页返回任务二汽轮机典型事故 2.除氧器振动(1)产生振动的原因。除氧器进水量过大或化学补充水温度过低;新投入运行的除氧器，与运行除氧器并列后给水温度低于运行除氧器内给水温度15以上;除氧器下水母管检修完后，在投入使用时往除氧器内排空气量过大、过急;除氧器水箱内水位过高，与加热蒸汽进汽管处的蒸汽直接接触而发生水击，或水倒流抽汽管流进管内而发生水击。 (2)处理方法。除氧器发生振动，有时较轻微，而有时很剧烈。若发生剧烈振动，则必须迅速采取果断措施，防止事故扩大。若根据振动的象征判断是由于除氧水量过大引起的振动，则应将除氧水与其他除氧器均衡调整。上一页下一页返回

379、任务二汽轮机典型事故若因化学软化补充水量过大或温度过低而引起的振动，除采取往其他除氧器内进行均衡调整外，还可将部分化学软化补充水补入凝汽器内进行加热，或采取其他加热措施。若是因为除氧水箱内水位过高引起的振动，则应立即采取对除氧水箱排水的措施。若是由于除氧器加热汽管因水击而引起除氧器振动时，则可暂时停止抽汽，待水击消除后重新启用抽汽。对除氧器下水母管检修后的投入，一定要缓慢操作，使管内空气通过除氧器逐渐排出，绝不可求快而操作过急。新投入运行除氧器的水温与运行中除氧器的水温差，一定不得超过规定的15。上一页下一页返回任务二汽轮机典型事故 3.除氧器水位下降过快(1)原因。锅炉水管或给水管路泄

380、漏;锅炉排污水量过大;化学软化补充水量不足;锅炉安全阀或除氧器溢流筒动作跑水;由于运行人员误操作引起跑水。 (2)处理方法。若由于锅炉内部水管爆破或安全阀动作引起除氧器水位下降过快，则应当立即停止锅炉排污和非生产用汽，增大除氧器的化学软化水补水量。在采取上述措施后情况仍不好转而又威胁到锅炉的安全时，在征得有关领导同意的情况下，可设法往凝结水系统中补充工业水，以保证锅炉在事故状态下的用水。除氧器溢流筒动作，多数是由于除氧器内加热压力升高所引起的。上一页下一页返回任务二汽轮机典型事故在恢复正常状态时，首先必须把除氧器内压力降低后才可重新灌水，然后再将除氧器内压力恢复到正常值。若除氧器水位下降发

381、生在给水系统切换之后，则可能是由于系统切换错误造成的，必须及时对切换过的系统进行全面复查。 4.除氧器水位上升过快(1)原因。化学软化补充水量过大;凝汽器冷却水管破裂;工业水窜入凝汽器系统中。(2)处理方法。发现除氧器水位异常升高时，应从化学软化补充水、供汽系统的运行状况进行分析。若软化补充水量已限制至最低，应联系化验人员对除氧器水质进行分析，寻找水位升高的原因。上一页下一页返回任务二汽轮机典型事故在必要的情况下，可将化学软化补充水全部停止，或采用往疏水箱排水的方法降低除氧器内水位。5.除氧器加热压力不稳(1)原因。机组负荷不稳;除氧器化学软化水补充量不稳;并列运行除氧器的其中一台压力自动

382、调整器失灵或加热蒸汽阀损坏。 (2)处理方法。联系汽轮机司机和化学软化水处理人员，要保持机组负荷和软化水补充量的稳定。通过观察分析，确定故障是由于压力调整器失灵引起的，应将失灵的压力调整器改为手动调整，并请热工专业的人员进行处理。若故障是由于蒸汽调整阀失灵引起的，应请汽轮机检修人员进行处理。上一页返回任务三电气方面的事故处理一、发电机变压器组主要事故及处理1.励磁系统故障引起发电机振荡或失步除系统故障外，由于大型发电机的功率因数高，励磁系统故障或欠励磁运行均可能造成发电机振荡或失步。这时可降低发电机有功负荷，增加励磁。如果由于发电机失磁造成发电机失步，对系统运行有较大影响，因此规定未经试验不

383、准发电机无励磁运行。发电机失磁时应立即将发电机手动解列，或经一定时间，失磁保护动作，将发电机解列。对于经过试验，准许无励磁运行的机组，在发电机失磁时要立即把负荷减至40 %额定负荷左右，将自动调节励磁退出，在规定时间内恢复励磁，超过规定时间不能恢复时，则应将发电机解列。下一页返回任务三电气方面的事故处理发电机减至40 %额定负荷要有两个条件，即定子电流不超过规定值，转子各部分温度不超过允许值。2.发电机定子接地只要证实确是发电机定子接地，应立即解列，断开励磁。证实接地所用时间愈短愈好，最多不超过30min。3.转子一点接地发生转子一点接地故障时，应申请尽快安排停机处理。虽然一点接地构不成回路

384、，可以继续运行，但有可能发展成两点接地故障。两点接地时部分线匝被短路，转子电流增大，发热烧毁。4.冷却系统故障上一页下一页返回任务三电气方面的事故处理当水内冷发电机定子泄漏冷却水不严重时，若将水压降低其漏水消失，可监视运行，申请停机处理;若降低水压仍然漏水，则应减负荷停机，当定子、转子漏水，并伴随定子、转子绕组接地(检漏仪也发出信号)时，应立即停机。另外，水内冷发电机断水时间超过允许值，也应停机。氢内冷发电机氢压达不到额定值时，应降低机组负荷;如不能维持最低运行氢压，应停机处理。大型强油导向循环冷却变压器，停止冷却系统(风扇、水泵、潜油泵全停)允许运行时间，在额定负荷时一般为20min，为

385、保证正常运行，大型变压器强油循环冷却系统必须有两路可靠电源，互为备用，且自动连锁。上一页下一页返回任务三电气方面的事故处理 5.发电机变压器组内部短路发电机变压器组内部发生短路故障时，将伴随有冲击系统、表计摆动、机组运转噪声突变、有短路弧光、发电机变压器组主开关、灭磁开关和厂用电分支开关掉闸、备用电源自投、汽轮机甩负荷等现象。如果发电机变压器组内部发生短路，继电保护拒绝动作，发电机一变压器组的主开关不能自动掉闸，灭磁开关不能自动跳开灭磁，故障将会扩大。此时必须手动断开主开关、灭磁开关及厂用电分支开关。当备用电源自投未动作时，手动强制送厂用电、锅炉和汽轮机按紧急甩负荷的各项步骤进行处理。上一

386、页下一页返回任务三电气方面的事故处理二、电力系统事故及处理电力系统事故包括短路、突然甩负荷、联络线掉闸、系统稳定性破坏而产生的振荡或解网等。1.电力系统事故使机组频率异常电力系统频率降低不多，一般对机组本身影响不大。但由于一些重要的辅机(如给水泵、风机等)因频率降低，转速下降而影响出力，从而限制机组的出力。系统频率下降幅度较大(46Hz以下)时，高压以上机组调节汽门因油压降低而自动关闭，致使系统出力更为短缺，引起系统频率进一步下降，形成恶性循环，导致整个系统瓦解。发生这一类事故时，应使系统中的机组尽可能增加有功负荷，弥补系统出力不足。上一页下一页返回任务三电气方面的事故处理当电力系统瓦

387、解或突然甩负荷，使系统频率升高，应迅速降低机组有功出力，避免系统失稳或机组超速。2.电力系统事故使机组电压异常当电力系统突然甩负荷时，会使发电机电压升高，端电压升高是由两方面原因造成的，一是因为汽轮发电机组转速升高，使电压升高(电势与转速成正比少);二是甩负荷时，定子的电枢反应磁通与漏磁通消失，使此时的端电压等于全部励磁电流产生的磁场所感应的电势。现代汽轮发电机组，一般都装设电压自动调整装置，电压升高值并不大;有些机组虽无电压调整器，但电压升高值一般也不超过额定电压的50%一60 %，这个数值是汽轮发电机能够承受的。上一页下一页返回任务三电气方面的事故处理但是发电机端电压升高，将使变压器和

388、发电机的磁通密度增加，导致铁芯损耗加大，温度升高;由于端电压升高，设备绝缘受到威胁，甚至破坏。此时要进行发电机减磁，在励磁调节器自动调节投入运行时，可实现自动强减;在手动调节励磁运行时，要迅速减励，降低无功。一般运行尽可能保持励磁调整装置可自动投入状态，当自动调节部分因故不能投入时，应切换到备用励磁运行。主励在手动状态运行只能作为一种操作过渡状态，因在这种运行方式下没有强励。如果此时电力系统发生事故，则应手动迅速增大励磁，减少有功，防止出现失步。在事故处理过程中，为保持系统稳定，应尽可能让发电机多带无功，保持端电压在较高的水平上，必要时可降低有功出力，使发电机电流不致长期过载。上一页下一页返

389、回任务三电气方面的事故处理 3.系统短路系统短路会产生较大电流，将对单元机组产生有害的巨大电动力，并引起发热。 (1)定子线圈端部受到很大的电磁力作用，这些力包括定子线圈端部与转子线圈端部相互间的作用力，定子线圈端部与铁芯之间的作用力。 (2)转子轴承受到很大电磁力矩的作用。力矩可分为两种:一种是短路电流使定子、转子绕组产生电阻损耗的有功电流分量所造成的阻力矩，它与转子的转向相反;另一种是突然短路过渡过程中才出现的冲击交变力矩，这种力矩比前一种大。两种力矩都作用在发电机的转轴、机座和底脚螺钉上。上一页下一页返回任务三电气方面的事故处理 (3)引起定子线圈和转子线圈发热。发热量与短路电流的

390、平方和流过时间成正比，由于短路电流衰减较快，大电流作用时间短，再加上大型发电机定子采用内冷，冷却效果较好，只要及时切除短路电流，机组发热是可承受的。系统短路还会使变压器绕组受到两个方向的作用力，一个是轴向作用力，将各绕组本身上下两端压紧，其压力可达几百吨;另一个是径向作用力，即高低压绕组间的作用力，使低压绕组受向内压缩力、高压绕组受向外拉伸张力，其力也可达几百吨。可能造成线圈绷断、变形或严重位移。为防止系统短路对单元机组的损坏，机组应设置相应的保护作为系统的后备保护，以保证系统发生故障时，能及时可靠地解列机组。上一页下一页返回任务三电气方面的事故处理系统故障引起发电机解列时，发电机因甩

391、负荷使电压迅速升高，此时需自动或手动恢复发电机电压至正常值，汽轮机与锅炉也应按甩负荷作相应的动作。此时，可使机组转入仅带厂用电的运行方式;若汽轮机调节系统失灵，则可能会使转速上升，引起危急保安器动作停机;若转速超过危急保安器动作值时，危急保安器拒动，则将引起机组严重超速，此时应手打危急保安器，破坏真空紧急停机。当自动主汽门卡涩时，应强行关闭，并立即关闭电动主汽阀，破坏真空紧急停机，待缺陷消除后才允许机组重新启动。危急保安器未动者，在机组重新启动前，必须做危急保安器超速试验。上一页下一页返回任务三电气方面的事故处理发电机甩负荷时，锅炉应切除部分燃烧器，适当减少风量，必要时投入油枪以稳定燃烧，

392、并将全部自动切为手动，保持汽压、汽温、水位，开启过热器疏水和旁路系统，做好重新带负荷运行的准备。对具有FCB功能的机组，发电机甩负荷时(电网故障)，则可切换为带厂用电运行。电网事故消除后，应按电力调度所的命令，将单元机组重新并入电网，带负荷运行。三、厂用电中断事故厂用电源是指供给发电设备的动力电源，操作电源，照明电源以及热控、保护、计算机和仪表等用的交、直流电源。一般发电厂的厂用电源有交流6kV , 380V和直流220V, 48V等电压等级。上一页下一页返回任务三电气方面的事故处理厂用电源一般在同一电压等级中采用母线分段布置的形式。同一段母线一般又都有两路电源可向其供电。正常运行时由其

393、中一个电源向母线供电，另一个电源合闸投入作为备用。同一种辅机的电源，一般分别接自不同的厂用电母线，所以厂用电源故障时对锅炉造成的影响，就有局部厂用电源故障失电和全部厂用电源失电两种情况。厂用电源故障失电，一般是由于电力系统故障、发电机故障、厂用变压器故障、人员误操作或保护动作时备用电源自投不成功所造成的。此外，厂用母线故障，如发生短路、接地等异常情况也将造成厂用电源故障失电。上一页下一页返回任务三电气方面的事故处理发生厂用电源故障失电时，失电母线上的电压指示到0，该母线上所有设备的电源都失去，电动门指示灯熄灭，各电动机电流均到0;有低电压保护的辅机合闸开关释放、运行指示灯熄灭、停用指示灯闪

394、光并报警;无低电压保护的辅机(如空气预热器、吸风机等)虽也停转且电流到0，但运行指示灯仍亮。失电母线上的各备用辅机或备用厂变，也由于电源失去而失去备用作用。当6kV母线失电时，母线上的低压厂用变压器将同时失电，如备用电源自投不成功时，将造成该380V低压厂用母线也失电。当部分6kV厂用电源发生故障失电时将出现机组负荷、锅炉流量、压力、汽包水位等参数的急剧下降，锅炉燃烧不稳，严重时可能导致锅炉熄火。当厂用电源全部失去时，锅炉灭火，机组负荷到0，热控、保护、计算机及仪表等也有可能同时失电。上一页下一页返回任务三电气方面的事故处理发生部分6kV厂用母线失电时，若锅炉尚未灭火，应迅速投入助燃油枪以

395、稳定燃烧，计算机控制系统的RB功能将快速减负荷至50%，并通过自动调节维持锅炉各参数正常。若锅炉已灭火，则严禁向炉膛继续供给燃料，并立即按锅炉灭火紧急停炉的规定进行处理。当发生部分380V低压厂用母线失电时，应立即启动失电辅机的备用设备，复置失电辅机的开关，迅速调整锅炉各参数正常，尽量保持锅炉运行工况稳定，并联系电气迅速恢复电源。1. 6kV厂用电中断由于电网故障;厂用变压器或线路故障，备用电源未投入;保护误动作或电气误操作等，均会造成厂用电中断。上一页下一页返回任务三电气方面的事故处理当一段厂用电中断时，该段6kV电动机停转，电流到0;辅机跳闸信号报警;RB工况发生，BMS自动进行燃烧

396、选择切断;汽压、汽温、蒸汽流量、机组负荷剧降;锅炉燃烧不稳或灭火。当二段同时失去时，交流照明灯熄，事故照明灯亮，机组声音突变;所有运行辅机突然停转，电流到零，备用辅机不联动，辅机出口压力、流量突然下降;锅炉MFT动作;机组负荷下降到零;蒸汽流量、汽压、汽温、真空迅速下降;汽包、凝汽器、除氧器、加热器水位升高。一段6kV电源失去，锅炉未灭火时，机组迅速降低负荷至50%左右;保持单侧风机运行;复位跳闸电机开关，关闭掉闸风机动叶和出口挡板，关闭空气预热器进口烟气挡板。上一页下一页返回任务三电气方面的事故处理调整风量及燃料量，维持各参数正常，并注意调整两侧烟温;注意监视和调整主蒸汽温度、再热蒸汽温

397、度，再热蒸汽温度两侧偏差不能超过规定值;要求电气尽快恢复电源，电源恢复后，逐渐重新启动掉闸的转动机械，视情况逐渐恢复机组正常运行。二段6kV电源失去，锅炉MFT动作，否则手动紧急停炉;厂用电全部失去后，汽轮机按不破坏真空故障停机处理;立即启动汽轮机直流润滑油泵、空侧直流密封油泵和小汽轮机直流事故油泵，注意保持润滑油压、密封油压正常;将各失电辅机联动开关放在停用位置;禁止向凝汽器排汽和疏水，关闭旁路系统;就地调整高压汽源供轴封用汽。上一页下一页返回任务三电气方面的事故处理 2. 380V电源中断当380V电源中断时，380V电动机停止转动，电流到零，声光报警;与中断电源有关的热工、电气仪表

398、指示异常，其电动门、调节门不能操作;锅炉可能灭火。一段380V电源中断而未造成灭火时，复位跳闸辅机开关;锅炉运行方式切为手动，机炉协调控制自动退出;调整运行各参数正常，尽量保持稳定; 迅速查明原因;尽快恢复电源;因失电遥控不能操作的设备，进行就地操作。二段380V电源中断引起锅炉灭火，按锅炉灭火处理。3.发电厂直流系统事故处理上一页下一页返回任务三电气方面的事故处理发电厂的直流系统是发电厂操作、控制及保护装置、事故备用动力、通信设备、记录仪、测量表计和信号显示系统的工作电源，是厂用电系统的最重要组成部分。直流系统对发电机组的安全运行有着至关重要的作用，应保证在任何情况下都能可靠地向负荷供电

399、。由于直流系统在发电厂中所处地位的重要性，无论发电厂发生何种事故，都要求其能够向用电设备可靠地供电，所以，在直流系统发生事故时，值班人员应尽快处理，及时恢复。 (1) 220 V直流电源中断。上一页下一页返回任务三电气方面的事故处理220 V直流电源在大容量发电机组中普遍应用于控制与保护系统以及电磁阀和信号回路，一旦直流220 V电源中断将使所有利用220 V直流控制的设备拒动，保护系统因电源消失退出运行，电磁阀释放，电磁安全门动作，锅炉灭火。在停机过程中，如果汽轮机抽汽止回阀因失电无法关闭，将引起汽轮机进水等恶性事故的发生。 220 V直流系统事故处理的原则是:若220 V直流电源消失

400、将引起发电机组停运。此时，由于发电机组发电机一变压器组单元保护电源消失引起保护退出运行，不能将发电机组与系统解列，运行人员应通知网控将发电机与电力系统解列。根据事故现象及保护光字牌信号，判断故障性质，尽快隔离故障点，恢复220 V直流系统送电。上一页下一页返回任务三电气方面的事故处理如属直流220 V母线段故障，在母线分段运行的情况下，尽快恢复非故障母线段的运行，尽可能恢复保护自动装置的一路供电。对于重要的电磁阀等可采用人工手动操作的方法操作，以保证机组设备不受损坏。事故处理要判断准确，分析清楚，防止事故扩大化。(2) 48V直流电源中断。48 V直流电源在大型发电机组中用于炉、机、电的程序控制系统中，有部分电厂的炉、机保护也用此电源作为工作电源。因此，一旦直流系统48V电源中断，将要使整个发电机组的主、辅设备控制失灵，炉、机保护可能全部退出运行，为此在发生直流48 V电源中断时，运行人员应当立即采取措施，尽快恢复48 V电源供电。上一页返回

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