燃机联合循环机组运行与维护

1、燃气蒸汽联合循环发电设燃气蒸汽联合循环发电设 备的运行维护备的运行维护 华北电力大学能源动力与机械工程学院华北电力大学能源动力与机械工程学院 2021-6-291 p 联合循环发电设备的运行维护 燃气蒸汽联合循环发电机组带负载时的正常运行维护 是最基本的、最经常的工作。 在正常运行中，保证设备工作的安全性乃是首要的任务， 在机组出现不正常工况时，必须尽快采取措施，恢复主、 辅机的正常运行条件，或者限制负载直至停机。 保证正常运行过程中的经济工况，对于大功率燃气蒸 汽联合循环发电设备，偏离合理工况不大的数值，都会 导致过量消耗燃料。 2021-6-292 机组的正常运行，是指决定机组安全和经济运

2、行的参是指决定机组安全和经济运行的参 数在允许范围内波动时，负载维持不变或缓慢变化这数在允许范围内波动时，负载维持不变或缓慢变化这 样一种状况。样一种状况。 为了维持机组正常运行，运行人员应注意：为了维持机组正常运行，运行人员应注意： 监视并控制机组的各主要参数；监视并控制机组的各主要参数； 监视机组的调节系统、各自动装置以及机组各独监视机组的调节系统、各自动装置以及机组各独 立部件和机构的工作情况；立部件和机构的工作情况； 检查并试验保护元件、事故信号以及备用设备的检查并试验保护元件、事故信号以及备用设备的 自动投入装置；自动投入装置； 2021-6-293 l 联合循环发电设备运行监视联合

3、循环发电设备运行监视 定期试验定期试验切换备用设备；切换备用设备； 定期定期抄表和填写运行日志、切换操作簿和设备抄表和填写运行日志、切换操作簿和设备 故障登记簿；故障登记簿； 定期定期向不集中润滑部件添加润滑剂向不集中润滑部件添加润滑剂。 此外此外，运行人员还应根据负载的变化，对运行机组间，运行人员还应根据负载的变化，对运行机组间 的负载进行合理分配，调整燃气轮机、余热锅炉、汽的负载进行合理分配，调整燃气轮机、余热锅炉、汽 轮机在变工况时的参数变化，完成相应的切换操作。轮机在变工况时的参数变化，完成相应的切换操作。 2021-6-294 一一燃气轮机运行监视燃气轮机运行监视 燃气轮机运行检查项

4、目主要包括与负载对应的排烟温度 场、振动、燃料流量和压力、滑油压力变化和启动时间 等等。 燃气轮机记录的数据应是正常状态下机组的启动参数以 及稳定状态下的关键运行参数。所谓稳定状态是指在 15min时间内，叶轮室的温度变化不超过2.8。 2021-6-295 l 联合循环发电设备运行监视联合循环发电设备运行监视 1.1. 排烟温度的变化和温度场分布偏差变化排烟温度的变化和温度场分布偏差变化 排烟温度的变化和分布偏差的变化是衡量燃料分配 系统、燃烧室和高温部件工作状况的一个很重要的 参数。 负载和排烟温度之间的关系需通过观察和比较上述 数据获得。环境温度和大气压力对排烟温度的高低 也有一定的影响

5、。高的排烟温度可以表明内部零件 的磨损、过量漏气或压气机的积垢等。 2021-6-296 燃油流量分配器对燃料分配不均以及个别喷油嘴工 作不良会造成排气温度场不均匀。 在燃油分配器及喷油嘴工作正常的情况下，排气温 度有较大的差异很可能是燃烧室、高温通道部件已 损坏或排气热电偶出现故障。 对排气温度场应严密监视，这样可尽早发现故障点，以 便及时采取措施，使部件的损坏率保持在最低限度。机 组排气温度分布偏差超过允许值，则机组会遮断停机。 2021-6-297 2.2. 燃料流量与压力的变化燃料流量与压力的变化 燃料流量与压力的变化与机组出力大小也有一定的对应 关系，故应当监测燃料系统的工作状况。

6、通常通过对燃料系统的压力大小变化来监视。燃料压力 的变化能反映出机组燃料系统中油滤、喷油嘴、管路等 通路是否堵塞或测试仪表工作是否正常。 但如果燃料前置系统压力自身有波动或明显改变，则与 机组的燃料系统工作正常与否无关。 2021-6-298 3.3. 机组的振动机组的振动 就GE燃气轮机而言，在一般情况下，机组的振动值不应 超过12.7mm/s，超过12.7mm/s时，机组控制系统就开始 报警；若超过25.4mm/s时，机组就会自动跳闸。 如果机组运行一直很正常，仅在某次启动过程中突然振 动值增加，这往往是由于上次停机后盘车工作不正常所 造成的。为防止这种情况发生，停机后要对盘车工作情 况予

7、以监视，发现不正常及时采取措施。 2021-6-299 机组冷态启动的振动值通常要比热态启动的振动值高一 些，有时还会超过报警值。如果机组达到全速后，振动 值能降到报警值以下仍属正常情况。若机组一直存在振 动不正常的情况，其主要原因是由于转子不平衡或机组 对中不好所造成的，要重新平衡转子或重新对中。此外， 燃烧振荡也有可能造成机组的振动。 通过对上述这些运行参数的严密观察和监视，可以将这 些参数作为有效安排维修工作和下一次停机时所需材料 的依据。 2021-6-2910 二二余热锅炉一汽轮机的运行监视余热锅炉一汽轮机的运行监视 为了保证余热锅炉一汽轮机运行时具有最佳的经济性，必 须做到： 1）

8、保持汽轮机有合理的配汽方式，主蒸汽温度尽量保 持额定； 2）余热锅炉各受热面烟气侧洁净，传热端差接近设计 值，合理地安排对余热锅炉受热面进行吹灰； 3）凝汽器端差、循环水温升正常，凝结水过冷度、真 空严密性试验符合要求，并保持在最有利真空下运行； 4）热力系统的汽、水损失应符合要求，汽、水没有短 路点； 5）最小热损失和凝结水损失。 2021-6-2911 凝汽器压力下的饱和温度与凝汽器冷却水出口温度之差凝汽器压力下的饱和温度与凝汽器冷却水出口温度之差 称为端差。称为端差。 对一定的凝汽器，端差的大小与凝汽器冷却水入口温度、 凝汽器单位面积蒸汽负荷、凝汽器铜管的表面洁净度，凝 汽器内的漏入空气

9、量以及冷却水在管内的流速有关。一个 清洁的凝汽器，在一定的循环水温度和循环水量及单位蒸 汽负荷下就有一定的端差值指标. 2021-6-2912 一般端差值指标是当循环水量增加，冷却水出口温度愈低， 端差愈大，反之亦然；单位蒸汽负荷愈大，端差愈大，反之 亦然。实际运行中，若端差值比端差指标值高得太多，则表 明凝汽器冷却表面铜管污脏，致使导热条件恶化。 端差增加的原因有：凝器铜管水侧或汽侧结垢；凝汽器 汽侧漏入空气；冷却水管堵塞；冷却水量减少等。 此外，还应特别注意监视汽轮机排汽温度，汽轮机推力和支持轴承的瓦 温和油温，机组振动，监视段压力，润滑油、液压油油箱油位和系统油 压，发电机氢冷系统氢压，

10、冷却水系统水压和流量等等，并检查汽包、 除氧器就地水位计工作正常、指示清晰，与控制盘一致。 2021-6-2913 l 控制控制损失损失 燃气一蒸汽联合循环发电机组运行中的性能损失大体上分两燃气一蒸汽联合循环发电机组运行中的性能损失大体上分两 类，不可控制的损失和可以控制的损失。类，不可控制的损失和可以控制的损失。 1、不可控制的损失不可控制的损失 不可控制的损失通常是环境条件引起的，如大气温度、大 气压力、湿度和透平年龄。 2021-6-2914 2 2可控制的损失可控制的损失 2021-6-2915 可控损失是指可控损失是指可通过采取措施加以控制的损失可通过采取措施加以控制的损失。 1 1

11、）进气过滤器的压降。进气过滤器的压降。这可通过清洗或更换过滤器得到解 决。 2）压气机脏污。压气机脏污。压气机水清洗能减少部分压损。 3）燃料热值。燃料热值。在许多电站引入了在线分析器，它能实时分 析燃料的热值，监视透平性能，而且还能计算燃料费用。 4）燃气透平背压。燃气透平背压。在这种情况下，运行人员相对无所作为， 因为下游通道设计已经定形无法改变。如果有排气消音 器，可拆除这种消音器来减少背压增加出力。此外，对 于烧重质燃油的余热锅炉可通过吹灰来降低燃气透平背 压。 2021-6-2916 5）余热锅炉效率。余热锅炉效率。余热锅炉安装热电偶，它的各个区段 的效率就能加以监控。 6）汽轮机脏

12、污。汽轮机脏污。大多脏污都发生在低压透平中，还有一 些叶片侵蚀问题，通过计算蒸汽的焓值及透平段的动 力输出，能了解到问题所在并采取正确的措施。 7）凝汽器压力。凝汽器压力。管壁的脏污及通过冷凝器水量的不充足 会导致汽轮机排汽的压力增加，从而增加了冷凝器出 口的压力和温度。 8）凝结水过冷度。凝结水过冷度。这也能导致损失，是由于凝结水必须 再加热，在余热锅炉中总的可用能就减少了。 2021-6-2917 3.3. 控制损失控制损失 随着技术的不断进步，有些不可控损失因素如大气温度也 开始变成可控因素了。 在燃气轮机进气区段加装进气冷却装置，在炎热的夏季可 控制进气温度，消除了大气温度高对燃气轮机

13、出力与效率 的影响，使燃气轮机在设计点附近运行。当然对未装进气 冷却装置的燃气轮机来说，大气温度所引起的损失依然是 不可控的。 2021-6-2918 l 联合循环发电设备的水洗联合循环发电设备的水洗 由于污染物的沉积堵塞了气流通道，不但会引起压气机出力下降、机 组功率下降和热耗升高，而且还会对叶片产生腐蚀而降低机组寿命， 严重时甚至出现压气机喘振。 此外，余热锅炉受热面积灰也将导致锅炉排烟温度升高，产汽量下降。 定期定期清除燃机热通道上的积垢以及余热锅炉受热面的积灰成为烧劣质油清除燃机热通道上的积垢以及余热锅炉受热面的积灰成为烧劣质油 的燃机运行的一项重要任务的燃机运行的一项重要任务。 积垢

14、或积灰的主要原因： 压气机进气口吸入的脏物淤积在叶片上，致使压气机被污染； 烧原油或渣油机组透平高温燃气通道部件的积灰。 2021-6-2919 早期的小型燃气轮机普遍采用固体化合物摩擦除垢法，即 机组在全速及降负载时，把坚果壳或谷物通过固定在压气 机进气喇叭口上的喷射环均匀喷入压气机内达到除垢效果。 但由于这种清洗方式，会对通流部分叶片增加磨损，而且 还可能堵塞火焰筒的冷却缝隙和透平高温空心叶片冷却通 道，因此现代大型燃气轮机己不采用这种除垢方法，而广 泛应用水洗除垢水洗除垢方法。 2021-6-2920 一、压气机的水洗 压气机的清洗方法有两种类型： 在线清洗：即机组在全速或一定负载下运行

15、时，将清洗液 喷入压气机内。优点是能够在不停机的状态下完成清洗， 但在线清洗不如离线清洗有效； 离线清洗：压气机在盘车转速时将清洗液喷入其内。 在线清洗只能作为离线清洗的补充而不能代替它。 2021-6-2921 1.在线压气机清洗 1）压气机在线清洗必须在燃气轮机全速运行、带部分负 载时进行。如果机组在基本负载状态下运行，则应降 低负载。 2）压气机在线清洗时进口温度必须高于10。 3）压气机在线清洗时进口导叶（IGV）应在全开位置。 4）由于在线水洗时，洗涤剂没有浸泡时间，一般采用不 含洗涤剂的除盐水。 2021-6-2922 当机组在沿海条件下使用时，若在运行中喷水清洗压气机 中的积盐，

16、则清洗下来的盐将被带到透平中，将使透平的 热腐蚀现象加剧。因此，宜在停机后喷水清洗积盐。 在线水洗可能会使燃烧室的火焰探测器镜片上产生水雾， 从而导致燃气轮机熄火保护动作跳机，而且还会增加压气 机的压比，并减少喘振裕度。 2021-6-2923 2.压气机的离线清洗 停机后的液体清洗，又称离线清洗、浸湿清洗，是指在停 机后用启动机带动机组转动，自压气机进口喷入清洁液进 行清洗。 加入清洗剂的目的是提高清洗含油污垢的效果，清洗剂要 求的化学成分见表。清洗剂加在除盐水中，在冬季还需添 加甲醇或酒精等防冻剂。为了提高水洗效果，一般要求把 清洗水加热到85与清洁剂相混合用作清洁液。 2021-6-29

17、24 1 1、离线水洗的条件、离线水洗的条件 离线水洗前必须使燃气轮机得到充分冷却，水洗时清 洗水温度与燃机轮间温度差不能超过65，以防止燃 机发生热震。即透平轮机间温度不能高于150。 当压气机进口温度低于5时，不得进行水洗。 2021-6-2925 2.2. 主要准备操作主要准备操作 关闭雾化空气系统进气和排气（在雾化空气母管前） 管路上的水洗隔离阀； 关闭压气机抽气隔离阀和各控制空气管路上的阀门； 强制打开压气机进口导叶（IGV）； 关闭火焰监测器前的阀门，因为水和清洗剂会污染 火焰监测器的石英玻璃窗，造成起动点火时火焰监 测器检测不到火焰，致使启动失败； 开启压气机和透平本体以及相关管

18、道的低点疏水阀， 并将水引至污水池。 2021-6-2926 3.3. 离线离线水洗步骤水洗步骤 离线水洗需在启动机将机组拖动至高速盘车状态下进行。 离线清洗的过程一般可分以下4个阶段： （1）浸湿及浸透阶段。浸湿及浸透阶段。喷入少量的清洁液使各处污垢物 均被浸湿，以利于清洗。 （2）清洗阶段。清洗阶段。喷入较多的清洗液进行清洗除垢，喷射 时间约5min，然后让清洗剂浸泡20min。 2021-6-2927 （3）漂洗阶段漂洗阶段。喷入较多的水来漂洗，清洗时间15 20min。冲洗效果可通过目视检查压气机进口处、进口导 叶、一级动叶的清洁程度，以及从排放出来的水的清洁 度来判断。水的清洁度还可

19、采用测定其电导率来检查杂 质含量。 （4）干燥阶段干燥阶段。使机组内所有液体均排出，为了清除所 有积水，最好先拖动燃气轮机，然后停机、再拖动、最 后停机，整个过程约需2060min。 2021-6-2928 有的机组把浸湿与清洗两者合在一起，即只有清洗、漂洗及 干燥三个阶段。 停机清洗所需的清洗剂的数量，视机组的大小、结垢的情 况、清洗剂的成分和清洗经验来确定。 2021-6-2929 二、透平的水洗 透平通道中的停机水洗已作为烧重油或原油燃气轮机的 一种标准清洗方法， 能彻底清除任何温度下形成的积垢，相应地它的成本较 高，操作也较复杂。 要求机组停机冷却，并且需在透平进口加装喷嘴以喷入 清洗

20、液。有的机组为简化设备，把其燃油喷嘴设计成能 兼作清洗喷口之用。 燃气轮机在高速盘车转速下将清洗水注入燃烧系统，并 保持结垢层能得到较长时间的浸泡（约2030min）， 以便水能渗透过表面的MgO垢层，泡松紧贴金属的MgSO4 后，启动机组，结垢层由于受热膨胀自动剥落清除。 2021-6-2930 水洗结束后，恢复机组正常起动前的状态，并在24h以 内使燃气轮机在全速空载状态下运转5min，以干燥机 组。 对于透平热通道结垢较严重的烧重油机组，GE公司建 议一次水洗干燥后立即启动到空载运行，停机后透平 轮间温度降到150，再进行第二次水洗，并启动烘干。 这种方式特别适用于燃气轮机和余热锅炉汽轮

21、机分 期建设的分轴联合循环发电机组在做性能验收试验前 的燃气轮机水清洗。 通常，烧重油或原油燃气轮机的压气机和透平往往是 一起进行水洗。 2021-6-2931 三、余热锅炉的水洗 烧重油联合循环机组余热锅炉受热面积灰较严重，吹灰 效果不明显时，可以结合余热锅炉大小修用高压碱性水 对受热面自上而下进行冲洗。 对于强制循环余热锅炉，由于螺旋管卧式布置，水洗效 果较好，水洗后余热锅炉出力基本能够恢复到新炉水平， 而自然循环余热锅炉水洗效果则较差。 上述水洗方式较适合于采用炉墙外保温技术的余热锅炉。 由于炉墙采用普通锅炉钢板，而水洗排水中含有极具腐 蚀性的H2S04，所以水洗会加速烟道的损坏，水洗后

22、必须 及时排尽积水并启动燃气轮机烘干受热面。 2021-6-2932 四、清洗的间隔和功率的恢复 燃气轮机在运行过程中，对压气机透平通流部分的油 污和积垢需要经常清洗，以保持机组的出力和排气温度 与原先正常值接近，以降低油耗率，提高经济性。 压气机的积垢速度与周围环境的大气状况、空气过滤情压气机的积垢速度与周围环境的大气状况、空气过滤情 况、机组润滑油的密封情况等有关。况、机组润滑油的密封情况等有关。积垢程度可以通过 机组的一些性能指标恶化来判断，如功率、压比的下降 程度等。目前不少机组是以功率降低（燃气初温不变时） 的情况来确定，如规定功率下降达2或更多时，确认 是由于积垢所致，就需对压气机

23、进行清洗。 2021-6-2933 透平的积垢速度主要与燃油的钒含量直接相关，此外还透平的积垢速度主要与燃油的钒含量直接相关，此外还 与机组运行方式相关，与机组运行方式相关，如经常启停的调峰机组积灰会因 热胀冷缩自然剥落一部分，机组出力也会有所恢复。有 时烧过重油的机组，因燃料供应问题，中断烧重油改烧 轻油后，机组出力也能部分恢复。 由于水洗必须停机冷却后才能进行，因此水洗频度越高， 机组实际可运行时间将越短。其次排烟室除内衬板是不 锈钢件外，其余全为普通锅炉钢板。而水洗排水中含有 极具腐蚀性的S03，所以水洗将加速排烟室的损坏。这些 都是制定水洗周期必须考虑的因素。 2021-6-2934

24、根据保持机组平均出力95的要求，统计得出机组实 际烧重油运行时间：一般烧高钒重油的燃气轮机运行 150200h左右进行一次水洗；烧低钒原油的机组则可 延长到500h左右。 2021-6-2935 燃气轮机在线和离线清洗不可能象机组解体后的清洗那样， 能把各处的积垢彻底地清除。 用上述方法清洗后的机组功率不可能全部恢复，而只能恢复 大部分。即每次清洗后都不能恢复到上一次清洗后的功率， 随着运行时间的推移，机组的功率仍将逐渐下降，但与不清 洗的机组相比较，功率下降的速度要慢得多。 2021-6-2936 p 联合循环发电设备的备用保养 作为调峰用的燃气一蒸汽联合循环发电机组经常处于备用 状态，因此

25、设备的备用保养是一项重要的工作。 2021-6-2937 一、燃气轮机的备用保养 通常，燃气轮机停运一周内，可不作任何保养。如果有 条件，也可以对压气机、透平进行一次水洗，并可对压 气机进气滤网进行反吹或清扫。 如果燃气轮机停用时间超过一周，每周全速空载运行1h， 对燃机内部进行干燥，防止湿气冷凝后进入透平榫头裂 隙内; 2021-6-2938 燃气轮机停运时间超过三周时，应当每天盘车1h，防止腐 蚀性积垢在透平叶轮榫头内形成。 对于长期停运的燃气轮机，应至少每两个月带负载运行1h， 并记录数据。 二、余热锅炉的备用保养 1.停用保养的重要性停用保养的重要性 余热锅炉备用期间，当汽侧压力降至零

26、后，外界空气必然 会大量进人锅炉水汽系统内。此时，空气中的氧便溶解在 炉管金属的内表面上的水膜中，使水膜饱含溶解氧，很易 引起金属的腐蚀。 溶解氧浓度大的地方，电极电位高而成为阴极；溶解氧浓 度小的地方，电极电位较低而成为阳极，在这里金属便遭 到电化学腐蚀。 沉积物中有些盐类物质还会溶解在金属表面的水膜中，使 水膜中的含盐量增加，因而加速溶解氧的腐蚀。 如果余热锅炉经常启停，运行腐蚀中生成的亚铁化合物， 在锅炉下次停用时又被氧化为高价铁化合物，这样的腐蚀 过程就会反复进行下去。所以经常启停的锅炉腐蚀尤为严 重。 调峰运行联合循环余热锅炉腐蚀的危害性是非常大的。为 此，在余热锅炉停用期间，必须对

27、其水汽系统采取保养措 施。 2021-6-2939 2. 备用备用余热锅炉的保养方法余热锅炉的保养方法 防止锅炉水汽系统发生停用腐蚀的方法所需遵循的几个基本 原则： A.不让空气进入锅炉水汽系统内。 B.保持停用锅炉水汽系统金属表面的干燥。 C.在金属表面造成具有防腐蚀作用的薄膜（即钝化膜）， 以隔绝空气。 D.使金属表面浸泡在含有除氧剂或其他保护剂的水溶液中。 2021-6-2940 保持压力法保持压力法 锅炉停运后，关闭各有关阀门，利用锅炉的残余压力， 防止空气漏入，同时控制炉水pH值在9.810.4范围内， 维持有一定的碱度。 但因系统的严密性差，一般停炉后压力只能维持20h左右，这一方

28、法 主要应用于设备的短期停用。 如果对停用的锅炉汽压降到0.5MPa时重新启动燃气轮机 加热，升压至34MPa，或者用电厂的备用蒸汽加热，汽 压保持在0.5MPa以上，则操作简单且有利于再启动。 2021-6-2941 汽汽侧充氮、水侧碱式保养法侧充氮、水侧碱式保养法 停炉后向系统加注Na3PO4保养液，控制PO43含量在 10001200mgL范围内。当锅炉压力降至0.2 0.3MPa时，向系统注入氮气，并维持系统的压力在 0.05MPa 以上，以防空气渗入。该方法常因系统不严 密，致使氮气压力无法维持。 2021-6-2942 二二甲基酮肟（甲基酮肟（wowo）法）法 类似于氨联胺保护法的

29、新型湿法保护。二甲基酮肟 是联氨的替代品，既是除氧剂又是良好的金属钝化剂。 在锅炉停止运行后，不进行放水而是用加药泵将二甲基酮 肟注入，使锅炉汽水系统各部分都充满加有二甲基酮肟的 水，而且各处的浓度都很均匀。 开始把二甲基酮肟浓度维持在300mgL以上，pH10.5， 稳定后控制pH为1010.5，二甲基酮肟浓度在200300mg L，该方法可用于联合循环机组的余热锅炉、除氧器的 保养。 十八烷基胺十八烷基胺保护法保护法 十八烷基胺又称薄膜胺或成膜胺，分子式为C18H37NH2， 不溶于水，可溶于有机溶剂，对碳钢、不锈钢、铜合金等 均有缓蚀作用。 2021-6-2943 用于热力机组的停用保护

30、是一种崭新的方法，其对 金属的保护是基于在金属的表面形成一层憎水性的 保护膜，这层膜起到物理隔层的作用，因而阻止材 料与水或湿气及侵蚀性气体的接触，提高金属的耐 蚀性，以达到保护作用。 它保养范围广，即锅炉本体、过热器、再热器、汽 轮机及整个热力系统都能保养，是一种十分有前途 的停用保护方法。 2021-6-2944 l 成膜胺在热力机组停用保护的应用使用工艺：成膜胺在热力机组停用保护的应用使用工艺： 一般要求是成膜胺的加速度要快，系统的浓度25mg L，成膜时间1h，pH维持在9左右，补药完毕后，要保证 一定的循环时间。 缺点：由于十八烷基胺在一定温度下会分解，所以只能 在机组降参数后停机过

31、程中才能使用。 目前十八烷基胺的使用方法有两种，一是以十八烷基胺 为主体，添加化学剂，将其乳化，可直接加人锅内；二 是采用特殊物理方法将十八胺制成乳浊液，不合任何添 加剂。两者使用可靠，只要控制好工艺都可取得好效果。 2021-6-2945 保持保持给水压力法给水压力法 保持给水压力法是在锅炉内充满除氧合格的给水。用水泵顶 起压力至0.10.15MPa，并且每天分析水中的溶解氧一次， 使其保持含氧合格。但在冬季要做好防冻工作，使锅内的水 温保持在5以上。 2021-6-2946 热热炉放水、余热烘干法炉放水、余热烘干法 停炉后在锅炉压力降低至0.30.5MPa，炉膛温度降至120时 进行放水（

32、称带压放水），当水放尽后利用燃气轮机引人部分 热量至炉膛，将锅内湿汽除去，从而达到防腐目的。 这种方法是使锅炉金属表面经常保持干燥或使金属表面与空气 隔绝达到防止金属腐蚀的目的。此方法适用于锅炉检修期间的 保护。 p 备用余热锅炉保养方法选择备用余热锅炉保养方法选择 余热锅炉停用保养方法较多，而且它们的特点和适用范围 也不一样： （1）对大型的余热锅炉，由于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（如有外来汽源加热时）为宜。 （2）对短期停运的锅炉，采用的保养方法应能满足在短时间内 启动的要求，应采用蒸汽压力法和给水压力法。对长时间备用 的锅炉设备应用热炉放水法、二甲基酮肟法

33、和十八烷基胺保护 法等。 2021-6-2947 （3）在冬季应预想到锅炉内存水和溶液是否有冰冻的可能。如有 温度低于0的情况，则不宜采取二甲基酮肟法等湿法保护。 （4）内外防腐相结合，确保设备安全。在做好设备停用后的内部 保护工作的同时，设备停用前要求做好锅炉的吹灰工作，以防止 受热面积灰吸湿而引起设备的管外腐蚀，达到内外结合，确保设 备安全。 2021-6-2948 三、汽轮机的备用保养 （1）隔绝一切可能进入汽轮机内部的汽、水系统并开启本体疏水阀。 （2）隔绝与公共系统连接的有关汽、水阀门，并放尽其内部的剩 汽、剩水。 （3）所有的主、再热汽管道、旁路系统的疏水阀均应开启。 （4）放尽凝

34、汽器热井、循环水进、出水室等剩水。 （5）放尽加热器汽侧剩水，加热器水侧采用湿保养。 （6）冬季机组停运后，应进行防冻。对于室外可能会造成冰冻的 设备与系统，应采用保温、放尽剩水或定期启动等办法防止 结冰。 2021-6-2949 长期停备用的汽轮机机组在保养中不应有严重的锈蚀。 钢铁的锈蚀与周围空气湿度成正比。周围的相对湿度低于60 时，锈蚀速度显著下降，35时，几乎为零，高于60，锈蚀 速度直线上升。当相对湿度低于70时，部件上形成锈蚀膜层， 而低于50时几乎无锈蚀。因此，汽轮机可采用热风干燥保养。 对于汽轮机的保养，可通过主蒸汽疏水管道上的空气注 入接头向汽缸内充注压缩空气，进入汽缸后的

35、压缩空气 流经高、中、低压汽缸，最后由凝汽器的真空破坏阀排 出。 操作时，先用压缩空气将汽轮机内部剩余的水份吹扫予 以干燥，然后用干燥空气定时通入汽机内部，使相对湿 度维持最低限度。 若联合循环机组停运时间超过一周，必须对汽轮机本体 进行热风干燥保养。 2021-6-2950 p 燃气轮机发电设备的寿命管理 燃气轮机安全可靠、经济地运行和经常处于良好的备用 状态是两项最基本的要求，因此需要有一个合适的维修 和检修计划。 根据所在地的环境、运行方式、机组性能和技术参数的 变化以及运行经验制定最佳运行保养项目和检修周期。 现代维修观念是以设备的工作可靠性为中心的，即根据 设备的工作特点和需要，采取

36、相适应的定期维修、视情 维修和状态监控相结合的维修策略。 燃气轮机维修检查次序通常为先高温部件、后其他部件 次序分为燃烧检查、热通道检查和大修三个等级， 2021-6-2951 一、燃气轮机的检修周期 GE公司检查间隔期基准：以天然气为燃料、机组正常启以天然气为燃料、机组正常启 停、基本负载运行、无蒸汽或水喷注的工况条件下停、基本负载运行、无蒸汽或水喷注的工况条件下。 2021-6-2952 实际上，燃料选择、负载设定、水或蒸汽喷注、尖峰负 载运行、机组遮断、起动方式、热通道部件的设计等因 素都会影响检修周期。因此，对于表中建议的检修周期， 要根据运行情况进行修正，从而得出可能的实际检修周 期。 1.1. 以时间为基准的维修间隔期的确定以时间为基准的维修间隔期的确定 2021-6-2953 2021-6-2954 2 2、以启动次数为基准的维修间隔期的确定、以启动次数为基准的维修间隔期的确定 2021-6-2955 用累计运行小时和累计起动次数为判别的方法是独立的， 对比此两项准则的计算结果，只要其中一项达到规定值只要其中一项达到规定值 后，就要进行相应的检查。后，就要进行相应的检查。 2021-6-2956 二、影响维修周期的主要因素 1 1、燃料的种类、燃料的种类 燃料种类的影响实际