电厂运行及检修维护技术问答培训资料课件(锅炉、汽机、电气都很详细)

1、电网“正常方式”或“检修方式快速保护投运，相间故障（不重合）3、电网内任一元件发生故障（或无故障）跳闸，应不影响其它设备严重过5、110kV及以下电压等级的系统发生故障，应不致于影响5敏的双差动保护来切除元件短路故障对保持系统的暂态及静态稳定较为有利，若重合闸失败，且重合闸整定新的扰动，系统稳定可能破坏。从故障类型来看，在500kV线路所发生瞬时性；而相间故障则以永久性故障居多。这样当线路选择三相或综合则可避免重合闸于相间永久性故障，而通过合理整定重合时间，在大多当出线发生相间故障，重合失败会对机组发生冲击当线路发生单相接地故障，如采用三相重合闸则非无法及时释放，造成重合闸时产生操作过电压，而采用单相重合闸可以重合闸方式下，可泄放部分非故障相的残余电荷，从而抑止三相重合闸采用单相重合闸，发生单相接地故障，故障相跳闸后，两非故障相继续运行，加强了我厂大机组与系统的联系，有利于提高我厂与系统的暂高。但当线路末端附近故障时，必须在收到确认为对侧送来的内部故障信号后才出口跳闸，因而延迟了切除故障的时间；同时对内部故障，对判别元件保护范围的稳定性要求高，因其反应的范围小，故对通过过渡式只有当线路两端的超范围元件同时动作时，才能出口跳闸。当线路内较强，动作可靠性高，但也增加了外部故障时不必要动作的概率，故安选择性是指首先由故障设备或线路本身的保护切除故障，当故障设备或线路本身的保护或断路器拒动时，才允许由相邻设备、线路的保护或断路灵敏性是指在设备或线路的被保护范围发生金属性短路时，保证装置应具速动性是指保护装置应能尽快地切除短路故障，其目的是为了提高系统稳定性，减轻故障对设备和线路的损坏程度，缩小故障波及范围，提高自答：一般先合母线侧开关，再对中间开关进行合环。这样做主要是基于下面的考虑：如果线路在存在故障的情况下投运，而线路保护拒动或者开关拒跳的话，将启动失灵保护跳开其所有相邻开关，停运相邻设备。如影响面较大；而先合母线侧开关的话，同样发生上述情况，只将对应的答：大型发变组高压侧断路器大都采用分相操作，当机构或控制回路的原（反时限特性）动作的话，因动作时间较长使安全考虑，要求装设非全相保护，当确证发电机发生非全相运行时应以全相运行时间）同时出口该开关第一、第二跳圈，三跳该开关。二期发件鉴定后，经本装置一定延时，再次三跳非全相运行的开关，再经一定答：母线上某一个连接元件（如一条出线、一台变压器）故障，该连接元件的保护发出跳闸指令后，对应的断路器却由于某种原因拒绝动作，此时由其相邻元件的保护作远后备保护来切除故障。但在高压电网中，由于电源支路的助增作用，实现远后备保护在灵敏度上往往难以满足，而且动作时间较长，切除范围也有所扩大。因此，在超高压电网中，除要求连接元件的快速保护双重化外，还要装设开关失灵保护，当连接元件故障，断路器因故未能切除故障时，尽快把与该断路器相邻的断路器切们特地规定了“开关带电冷备用”这一状态，以尽量避免带电侧隔离闸答1）避雷器的最大持续电压指的是能确保避雷器长期安全运行时所施充电电容效应等因素，该电压值一般在系统额定电压（相电压）的基础雷器所在系统接地方式的不同，其额定电压的选择范围也不同。一般象答：主要优点是：1、可靠性高。由于每相母线均封闭于相互隔离的外壳磁场，故短路时母线相间的电动力可大为减小。一般认为只有敞开式母答：发电机与系统发生失步时，将出现发电机的机械量和电气量与系统之抗减小，因此振荡中心往往落在发电机附近或升压变压器范围内，使振荡过程对机组的影响大为加重。由于机端电压周期性的严重下降，使厂用辅机工作稳定性遭到破坏，甚至导致全厂停机、停炉、停电的重大事故障均有快速保护切除，而振荡电流则要在较长时间内反复出现，若无答：1、有多个断口可使加在每个断口上的电压降低，从而使每段的弧隙（3）开关联锁条件不满足（主要可能是某侧闸刀三相状态不一致或联锁电源失去4）有保护动作信号未复归（5）开关两侧同期条件不满足答：在交流电压作用下，引起介质内部电荷运动，并消耗能量的现象称为1．由介质极化所引起的损耗。它是在电压作用下，介质发答：需要重点监视的参数有：发电机定、转子电流和电压；发电机各线棒湿度；发电机铁芯端部温度；定子冷却水导电度；主变上层油温，高低无功功率、功率因数、频率、发电机电能表等表计和变送器提供参考电定子绕组一相绝缘损坏引起的单相接地故障；转子绕组（励磁回路）接答：对发电机可能出现的故障和不正常工作状态，应根据发电机的实际情个及以上的并联分支而构成二个或三个中性点引出端时，才装设该保（5）低励、失磁保护：为防止大型发电机低励或失磁为了可靠切除故障，则应装设反应外部短路的过电流或低阻抗保护。该保答：反映发变组短路故障的保护有：瓦斯保护、变压器差动保护、发变组（3）发变组解列后，如随之将汽机跳闸，转子转速下降，或失灵，则电压与频率均会升高，但因频率升高慢而引起过励磁。即使答：发电机正常运行中发出的是三相对称的正序电流。发电机转子的旋转方向和旋转速度与三相正序对称电流形成的正向旋转磁场的转向和转速一致，转子的转动与该磁场无相对运动，即同步。当系统发生不对称短路或负荷三相不对称时，发电机定子绕组就流有负序电流。该负序电锲和阻尼条，而在转子端面附近沿周界方向形成闭合回路，这就使转子端部、护环内表面、槽锲和小齿接触面等部位局部灼伤，严重时会使护环受热松脱，给发电机造成灾难性的破坏，这是负序电流对发电机的危正常情况下，因转子气隙磁通密度的非正弦分布，转子各部位大齿部分和可以看出发电机中性点附近发生接地，中性点的三次谐波电压将降至接近零，而且各相三次谐波电压同相位，属零序分量，因此可以在发电机中当095％区域（从机端算起）发生接地故障，出现高的基波当95100％区域（从机端算起）发生接地故障，基波零升流时发电机出口处解开，发电机绕组无电压，125返回，但电流仍机中性点变压器二次侧）组成，一是095％部分，反映的是发电机定子绕组单相接地时，中性点电压（基波）的升高；因在中性点附近接地时，反映中性点基波电压升高的保护存在死区，所以增加第二部分即从上述情况可以看出，当发电机零起升流期间，因发电机本身电势很答：发电机额定功率因数实际上是指当发电机同时在额定有功功率和额定视在功率运行工况（一般在滞相方式）下运行时的功率因数值，同样的额定有功功率机组，如果其额定功率因数越低，则说明其运行时带无功发电机运行中，从理论上讲，在同样的机端电压下，如果在同样的有功出力下，功率因数越高，那么所发的无功越少，发电机电势就越低，发电机励磁系统正常运行情况下，功率因数允许高于额定值，直至在一定范发电机运行中，如果要降低功率因数至额定值以下，则必须降低其有功出（1）当发电机正常运行时，供给发电机一定的励磁电流以维持发电机出（2）当电力系统突然短路或负荷突然增、减时，对发电机进行强励磁和答：励磁系统的主要功能为使发电机机端电压稳定在设定值附近，同时还具有增加系统稳定的作用。在发电机运行中，首先要使得机端电压设定值在一定范围内，通常应在额定值附近，随着系统无功需求的变化，由励磁系统自行调节无功出力，一般不改变其电压设定值，但当厂用电电压偏移正常值较大时，应适当调整设定值；第二，正常运行中，发电机应保证有一定的无功储备，即在额定有功出力下，保持功率因数高于额定值，或者在低于额定有功出力时，保持发电机定、转子电流均低于额定值；第三，为了保持发电机运行时一定的稳定储备，要按系统要求控制功率因数限值和无功进相范围；第四，事故情况下需要大量无功负荷转子间磁场联系减弱，发电机易失去静态稳定。为了确保一定的静态稳定裕度，励磁控制系统（AVR）在设计上均配置了低励限制回路，即当（2）过励限制：为了防止转子绕组过热而损坏，当其电流越过一定的值时，该限制起作用，通过AVR综合放大回路输出一减小励磁的调节信过激磁，从而产生过热、损坏。为了避免这种现象的发生，当V/f超过功功率，将造成系统电压下降和无功严重缺损，甚至导致系统稳定的破发电机的等效电抗越小，吸收的无功电流越大，致使失磁的定子绕组过时间内异步运行，即发电机在较少的有功功率下失磁运行，不致造成发答：发电机正常运行时，励磁回路之间有一定的绝缘电阻和分布电容，它们的大小与发电机转子的结构、冷却方式等因素有关。当转子绝缘损坏时，就可能引起励磁回路接地故障，常见到是一点接地的故障，如不及励磁回路的一点接地故障，由于构不成电流回路，对发电机不会构成直接到危害。那么对于励磁回路一点接地故障的危害，主要是担心再发生第保护出口停机；另一套保护由发电机承包商东芝提供，装在发电机励磁#2机：设有一套直流叠加式转子接地保护，装在发电机励磁机的装置上，#3/＃4/＃5机：由发电机承包商东芝提供一套转子接地保护，装在发电机励磁控制盘上，保护动作后通过86－3继电器跳汽机，然后再由逆功经变压器的高变比变换后，反映到高压侧为一阻值放大的电阻，这样就构成了高电阻接地，同时电阻的造价却大大降低；二是将中性点的一些答1）检验差动保护是否躲得过励磁涌流的影响（1）变压器内部绕组相间短路2）中性点直（3）比较严重的绕组匝间短路故障4）变压器外断线故障等，但差动保护对此无反应。又如变压器绕组发生少数线匝的烈的油流向油枕方向冲击，但表现在相电流上却并不大，因此差动保护不会反应，但瓦斯保护却能灵敏地反应。因此变压器差动保护不能代替答：当变压器在运行中，需进行下列工作时需将重瓦斯保护由跳闸改为信更换硅胶及处理呼吸器时，在上述工作完成后，经1小时试运行后，方答1）发现变压器着火时，首先检查变压器的断路器是否已跳闸，如未（4）扑灭变压器火灾时，应使用二氧化碳答：这样做主要是为了防止油流静电现象的发生。因为通过一系列的试验研究表明，油在绝缘油道中流动时，会在油纸表面产生电荷分离，在局部位置形成电荷积累，并随流速升高而加剧，变压器绝缘性能越好，积累电荷越不易泄漏掉。积聚的空间电荷使局部直流场强升高，当超过该处的绝缘耐受强度时，有可能产生静电放电。如果运行电压下的高场强现连续的局部放电，甚至造成绝缘击穿。因而对于运行中的强油风冷变压器，适当控制油的流速，特别是降低油温较低时的流速是抑制和防止流静电电荷的产生和积累有可能比油温较高时严重。因此，一般规定在答：铜损（短路损耗）是指变压器一、二次电能量之和。由于线圈多用铜导线制成，故称铜损。它与电流的平方成正答：变压器的短路阻抗即将变压器一侧短路，在另一侧加额定电流时测得答：变压器的调节分接头一般装在高压侧绕组上。这主要考虑高压侧绕组答：充油的电力设备（如变压器、电抗器、电流互感器、充油套管、充油在老化过程中会分解出各种气体，同时，如果电力设备内部发生过热或障的性质直接相关，因此在设备运行过程中，定期测量溶解在油中体组成和含量，可以及早发现充油电力设备内部是否存在着潜伏性故障。此外，对浮在油面的气体或气体继电器内的气体组成和含量进答：绝缘材料在使用和保管过程中，随着时间的增长，其性能会出现逐渐导体的棱角、边缘处附近的气体会发生局部放电，绝缘层内部空隙的气泡，由于电场强度集中，也会产生局部放电，局部放电使其邻近的绝缘绝缘材料的热分解、氧化、变质、电气性能下降以及绝缘强度下降，甚至发生热击穿，此外，过热加速了绝缘材料内的化学反应，导致绝缘材温度、化学气体以及微生物等的作用，使绝缘材料的老化速度加快，寿所以当系统发生单相接地时，接地保护将以较短的时限将故障回路切除；因采用中电阻接地，单相接地时健全相电压升高不多，接地时，接地电流较小，允许接地负荷继续运行，但接地点电流将高于答：灭磁开关合上后，发电机机端电压建立，这时相应中压母线工作电源），机还未并网，所以一般它与系统之间存在频差，从而导致上述两个输入有压，一侧无压，其同期继电器公用；另外四台备用电源开关还配置各（42机汽机PC电源、MCC母线电源开关：同期电压从PC工作电源进#3、4、5机：（3）保安MCC保安电源开关：各配置一只同期继电器，电压从工作保安答：我厂一期中压厂用电切换设计有自动快速切换、手动切换，没有自动慢速切换。二期中压厂用电切换设计有自动快速切换、自动慢速切换及厂用电系统正常情况下切换为手动切换。切换方式有两种：一是厂用电从厂用电系统事故情况下切换为快速切换。一期自动快速切换是在发变组保护动作而启/备变保护没有动作的情况下，经过“快速同期鉴定继电器”鉴定同期条件满足后，出口合备用电源开关。二期自动快速切换是在发“快速同期鉴定继电器”鉴定同期条件满足后，出口二期自动慢速切换是在当发变组保护动作，自动快速切换失败，母线电压一期中压厂用电切换设计上考虑了工作电源开关与备用电源开关并列运行ENABLE:灯亮表示装置投用OUTPUTCLOSED:灯亮表示开关同期条件满足UPPERVOLTAGELIMIT（LINE灯亮表示开关进线侧电压值没有越高限LOWERVOLTAGELIMIT（LINE灯亮表示开关进线侧电压值没有越低限PHASEANGLELIMIT：灯亮ΔU:亮表示开关两侧电压差正常LL/LB：亮表示开关进线和母线侧均有电压，且两侧电压满足同期条件关并列运行时，工作电源开关和备用电源开关电流表都有指示，且比正，＃（1）在厂用电从启/备变切换至厂总变供电过程中，若碰到工作电源开关合上后，备用电源开关未自动跳开，应立即将备用电源开关的同期开关置“MANU”位置，手动将备用电源开关分一次，若再断不开，检查并确认工作电源开关、备用电源开关进线电流表确有指示后，将工作电源开（2）在厂用电从厂总变切换至启/备变供电过程中，若碰到备用电源开关合上后，工作电源开关未自动跳开，应立即将工作电源开关的同期开关置“MANU”位置，手动将工作电源开关分一次，若再断不开，检查并确认工作电源开关、备用电源开关进线电流表确有指示后，将备用电源开跳开，应立即手动将工作电源开关分一次，若再分不开，手动将备用电答11、2机组，若厂用电自动切换失败，须手动送电，在合备用电源开关前，必须确认四段中压母线上工作电源开关及所有负荷开关（不（23、4、5机组若厂用电自动切换失败，设计上有无压切换回路，四段中压母线上备用电源开关会自动合上，若无压切换也失败，也须手动送电。在合备用电源开关前，必须确认四段中压母线上工作电源开关及动开启,若柴油发电机手动启动也失败,立即考虑切换至全厂保安PC备油泵等是否启动，必要时手动开泵，保安段上各设备正常后可考虑停用有联锁关系，因此＃3、4、5机组厂用电恢复1．将该中压母线上的所有负荷开关（包括变压器开关、2．将该中压母线上的工作电源及备用电源工作开关改为检修状态，将母出口继电器没有复归的话，再次手动送电时，因防跳回路动作，备用电接地闸刀分闸状态反馈信号不正确：＃小锅炉与油库区域：单独设置LP－4盘，电源取自锅炉MCC－1C。#2机组：汽机区域：配置两台正常照明变，电源取自汽机照明/暖通MCC；一台事锅炉区域：配置四台正常照明变，电源取自汽机照明/暖通MCC；一台事#3机组4、5机组类似）/事故照明变一台，电源取自机组保安MCC－A；二者对应的配电盘安装控制室、电子室照明电源单独配置：分别配置一台正常照明变（电源答：电气设备事故跳闸，如该设备为电动机则应先确认备用电机是否自启其余参照规程中有关《发变组保护装置动作处理规定》以及变压器、电动及相关专业人员，根据各方意见，综合决定是否隔离相应回路，同时做指示、信号报警以及某些保护如馈线接地、低压厂变差动保护（如果保述功能的投用，比较严重的情况是当低压厂变内部故障时，如果差动保3.增大线损。在输送一定电力时，电压降低，电流相应增大，引起线损增5.发电机出力降低。如果电压降低超过5%，则发电机出力也要相应降低。6、2000kW及以上电动机，为反应电动机相电流的不平衡，并作为短路主答：当电动机运行中电压消失或降低到一定值时，电动机将停转。如果这时没有及时将停运电机的电源开关脱扣，当电压恢复时，所有电动机将会同时自启动，超过额定电流几倍的启动电流经过变压器绕组，使变压器严重过载的同时，将产生很大的电压降，使得母线电压降得很低，造成所有的电动机根本就无法启动。为了避免这种情况的发生，在电动机动将电动机电源开关或接触器脱扣，当电压恢复时，由运行人员人为控答：断路器、负荷开关、隔离开关都是用来闭合和切断电路的，但它们在荷开关只可切断负荷电流，短路电流是由熔断器来切断的，隔离开关则不能切断负荷电流，更不能切断短路电流，只用来切断电压或允许的小答1）图略其有灭弧功能，可以切断回路故障时的短路电流，故可起到短路保护作49：指热继电器：用于设备过负荷保护。当负荷电流超过一定值且持续一2．将低压厂变对应的10.5kV(3.15kV)开关改为检修状态（包括在开关柜3．将低压厂变的冷却风扇、空间加热器、温控器（如有的话）对应的电源开关打至“OFF”5．在相应的开关上挂“禁止合闸，有人工作”警告牌6．在低压厂变本体放置“在此工作”牌1．押回电气工作票，对马达本体进行外观检查，外观应脚螺丝已紧固，马达接线和接地线良好，马达与所带机械设备靠背轮脱4．与电气检修负责人一起到现场试转马达，测量电流、振动及温升，马达线用绝缘材料加以包护隔离，以免引起相间短路，同时应注意不得触及（7）三相设备应分相测试，同时应测量一相对地及对其它相的绝缘（13）记录测试时的环境温度、气象条件（定会造成触电危险，这种情况下，必须用其它方法（如万用表）判断是答：电机烘潮过程中应每隔半小时测量一次绝缘电阻，随时判断是否已烘上升，绝缘内部水分扩散，使绝缘电阻下降，并可能降得很低。经过一定子绝缘的测量地点在发电机中性点接地柜。定子绝缘必须在转子为静止或盘车状态、发电机充氢至额定压力、定子冷却水已投运且冷却水#1机组定子绝缘测量前应解开发电机中性点压变接地点，拉开发电机PT#2机组定子绝缘测量前应解开发电机中性点压变接地点及励磁变中性点#3、＃4、＃5机组定子绝缘测量前应拉开发电机中性点压变接地闸刀，#2机转子绝缘测量由检修人员进行。要求在20℃时对地绝缘大于100MΩ,在30℃时对地绝缘大于50MΩ。#3、＃4、＃5机用500V摇表，对地绝缘应大于1MΩ。高压侧绝缘应在断开高压侧接地闸刀或拆除接地线情况下，在中压开关柜中压和PC母线的测量应拉出该母线上所有开关，将母线PT拉出（或将PT3．就地检查设备情况，变压器是否有过热现象，有无异味，户外变压器套1.若电动机及所带设备原在静止状态，则转动不起来，若3.若电流表接在断相的一相上则电流为0，若接在其它答1）所有的中压开关均可在就地开关本体上进行机械分合操作，但我（2）所有的中压开关在热备状态或试验位置时均可进行就地电气分闸操（4）所有低压厂用变压器电源开关在热备状态均可进行就地电气合闸操答1）空气开关在“ON”位置，负荷状态指示灯显示正常，热偶指示灯正常，且远方状态指示正常；对于只有空气开关直接向配电盘送电的回（2）开关故障继电器K5掉牌（一期）或者MCR24有保护动作信号（二期）当出现＃2机厂用电中断时，柴油发电机将自启动，但若原来运行的#2锅炉PC开关原来运行中，不存在汽机PC开关类似情况。但若运行中1．断开锅炉PC-2A上除锅炉保安MCC工作电源A（52AB）开关外所有负荷产生测量误差的原因一是电流互感器本身造成的，二是运行和使用条件造运行和使用中造成的测量误差过大是电流互感器铁芯饱和和二次负载过大答：运行中的电流互感器二次回路开路时，二次电流等于零，二次磁势等于零，一次电流及磁势均不变，且全部用来激磁。此时合成磁势较正常直流正极接地有造成保护误动的可能。一般跳闸线圈（如出口中间继缘不良就会引起保护误动。直流负极接地与正极接地道理相同，如回路如上图，当直流接地发生在A、B两点时，将电流继电器触点短接，将路寻找分段处理的方法，以先信号和照明部分后操作部分，先室外部分不论回路接地与否均应合上。当发现某一专用直流回路有接地时，应及（2）用仪表检查时所用仪表的电阻不应低于2000Ω/V；当直流接地发生在充电设备、蓄电池本身和直流母线上时，不到接地点的。当直流采用环路供电方式时，如果不断开环路也是不能在表计上出现接地指示。所以在拉路查找时，往往不能一下子全部拉掉答：根据不同回路设计，报警原因可能有：①开关热偶动作②开关控制变#2机：汽机/锅炉PC联络开关在汽机/锅炉变差动动作时，低压侧开切换可以实现外，其它回路均不能实现自动切换，而两电源间手动切换源除了保安MCC母线失电时，备用或保安电源会自动切换外，其它答：短路对电气设备的危害主要有热效应和电动力效应。短路电流远远超过正常运行电流。它在绕组中产生的热量大大超出正常电流产生的热量，使设备绝缘承受高温，造成绝缘迅速老化甚至烧损。短路电流使绕#2机：汽机或锅炉保安MCC失电或低电压继电器动作，且正常工作电源小开关（熔丝）处分别挂“有人工作，禁止合闸”警告牌拉出PT分别挂“有人工作，禁止合闸”警告牌大量无功缺额时，这时应汇报值长，了解情况后，联系调度先减一部分如果经处理定、转子电流仍超过额定值，应根据运规中发电机过负荷事磁势减少后，转子电流增加，其表现的现象为跟平时比较同样的转子电流下转子电压增加较多，同时发电机振动有所反映。这时应降低励磁电流甚至机组有功功率，确保励磁电流低于额定电流，并汇报。同时注意使得AVR输出误增加，在转子负荷本身比较高的情况下，会导致励磁电流超限。这时应检查AVR通道是否进行自动切换，若没有，且另外备用答：电动机启动时，若有电气保护动作跳闸，则根据保护的动作情况，原中过流保护动作：可能是由电机带载启动、电机或其机械设备卡涩、电机缺相、鼠笼条断、电源电压低、过流保护延时时间整定不合理或者反时限速断保护动作：可能是由于电机本身或电缆引线存在短路、速断定值整定差动保护动作：可能是由于电机本身或电缆引线存在短路、差动CT开路、随着锅炉工作压力的提高，汽、水间重度差的减小，推动循环动力，或者说有效压头随之减少。强迫循环则是在循环回路的下降管侧增设炉水循环泵，提供额外压头，以弥补自然循环驱动力的不足，提高锅炉水循环的可靠性。其水循环动力由炉水泵及运动压头共同提供。除量，保证受热面的冷却，也藉此加速各承压部件间金属温度均匀，有利割成若干个回路，供水管道复杂的麻烦得到改善，整个水冷壁可以构成为小，加以采用节流圈来调整各管的出口蒸汽干度。因此万一产生管子爆裂时，管径小和节流圈都有助于对泄漏量的遏制，以减少对邻近管子定期排污是在锅炉水冷壁下联箱处间断进行的。目的是排除积聚在锅炉下连续排污是在汽包中炉水表面连续不断地将浓度最大的炉水排出。目的是：＃#2炉安全阀布置情况：#2炉过热器安全阀的起跳压力设定保证各安全阀逐个起跳，同时电磁泄过热器安全阀。道理同上。同样电磁泄压阀排放量不包括在安全阀总排#3、4、5炉安全阀布置：1.双色水位计：根据连通器原理和汽、水对光有不同的折3.差压式水位变送器：利用“水位—差压”转换的平衡容器，采用压力补汽包水位计在正常运行时，其显示应略有波动，如无波动则说明连通管堵答：在省煤器的给水管路上装逆止阀的目的，是为了防止给水泵或给水管路发生故障时，水从汽包或省煤器反向流动，因为如果发生倒流，将造省煤器入口和汽包之间装再循环管和再循环阀的目的是为了保护省煤器的安全，因为锅炉点火，停炉或其他原因停止给水时，省煤器内的水不流动就得不到冷却，会使管壁超温而损坏，当给水中断时，开启再循环阀，就在汽包—再循环管—省煤器—汽包之间形成循环回路，使省煤3.炉膛局部结渣后，使结渣部分水冷壁吸热量减少，循环流速下降，严重5.炉膛内结渣掉落时，可能砸坏冷灰斗水冷壁管，或者堵塞排渣口而使锅1.必须了解煤的特性。煤的灰熔点低，应注意及时清渣，2.调整好燃烧，注意一、二次风配合，避免供风不足或燃料与空气的混合不良以及火焰偏斜。供风不足或燃料与空气的混合不良，燃料达不到完答：受热面的结渣发生于呈熔融态的灰粒与壁面的碰撞。产生结渣要基本二个条件：灰粒与壁面碰撞；灰粒在碰撞壁面时呈熔融态，能够黏附在在近炉壁区域温度较低。炉内的煤粉及灰粒随气流运动，或从气流中分温度而改变。如果存在足够的冷却，则在与壁面碰撞前原呈熔融态的颗粒会重新固化，失去黏附能力，不产生结渣；反之如果没有得到充分冷结渣的形成与煤炭特性、炉内温度场、速度场、煤粉或者说灰粒的粒度密炉内气流的贴壁冲墙既影响燃烧过程，也促进颗粒与壁面的碰撞；气流速在相同的流动状态下，气流中越粗、越重的颗粒，越容易分离出去，碰撞壁面的机会也更多。因此在煤粉炉中都需要进行空气动力场试验，通过调整各喷嘴出口风速、风量来保证气流不贴壁冲墙；保证在近壁区域产生结渣的可能就小。当然结渣还与分离颗粒在此区域的停留时间，即运动速度有关，与煤炭灰的熔融特性有关，与灰粒度相关。较大的灰粒热容大，冷却固化不易。锅炉热负荷增大，炉内总体及近壁面温度水平提高，对灰粒的冷却能力随之减弱，容易导致结渣。受热面的清洁程度影响近壁面温度水平，从而影响结渣的形成。煤炭灰的熔融特性与煤粉细度、煤炭的偏析度、煤炭的燃烧特性、煤炭灰的组成、炉内燃烧气氛等有关。若氧化性气氛则熔融温度高，还原性气氛则低，因此炉内燃烧1.仪表分析。根据给水流量、主蒸汽流量、炉膛及烟道温、壁温、省煤器水温和空气预热器风温、炉膛负压、引风机调节挡板万一出现因故受阻、堵塞，要及时处理、疏通。因此在该部位巡检时一要注意排渣口的畅通状况，二要注意锅炉落渣状况，如落渣的大小、多少及偏差情况等，由此能间接反映出锅炉上部的结渣状态。对于二期锅炉还应注意落渣口下面渣斗的水位状况，水位过高、过低对锅炉运行均锅炉落渣因失去了水冷却、破裂功能，致使高温熔渣相互粘结起来而形成“搭桥”现象。此后，即使下部渣斗又被排空，而落渣口上“搭桥”答：锅炉受热面有二种腐蚀：高温腐蚀和低温腐蚀防止受热面低温腐蚀的措施：利用暖风器或热风再循环，适风煤比偏大，出力大注意风煤配比，防止熄火煤炭灰份过高注意磨煤机出力，防止堵塞炉膛温度低冷灰斗漏风量大保持对于油火焰同样可以根据油枪火焰情况判断火焰不稳定油枪与配风器配合不当火焰中放蓝花配风器位置不当或喷嘴周围结焦调整配风器，清除结焦的黑线或条喷嘴中个别分配孔或况下，煤粉浓度依靠一次风量来控制。风煤比必须满足最佳状态（即与煤粉中挥发份组织燃烧所需的燃烧空气量大体接近）并避免处于0.3~0.6（煤/风）之间的爆燃区域。同时一次风量应避免煤粉系统产生爆燃危险性之间的平衡（1）煤中的水分（2）煤的可磨性系数（3）入磨煤的颗粒或略烫的，如果手摸运行着的煤粉管道不热或与相邻管道比较，温度明减弱。检查该喷嘴的火检状况。一般应出现无火检信号或信号不稳、偏答：我公司各机组空预器均为立式三分仓转子回转式。除空预器外壳、转1．空预器吹灰系统作用：清除积灰、积油，防止2．转子驱动装置（包括电动马达、气动马达、变速4．密封装置（包括径向、环向、周向密封及LCS装置时，硫酸蒸汽便凝结在受热面上，对金属壁面产生严重腐蚀，称为低温腐蚀。同时，空气预热器除正常积存部分灰分外，酸液体也会粘结烟气可以维持运行，但使引风机负荷增加，限制了锅炉出力，严重影响锅炉答：空预器密封分为径向密封、轴向密封、环向密封。除空预器热端密封使漏风大，导致六大风机出力损耗增大，机组运行经济性下降。密封间隙过小不仅使驱动马达电流增大，同时易引起空预器答:空预器堵灰严重时参数的变化:显增大3）空预器漏风量增大，排烟温度增大4）引风机电流有所增大5）可能引起炉膛负压的晃动6）送风机、一次风机电流有所增大7）送风机出口风压增大8）一次风机出口风压有所增大9）伏的，如果二台并列运行，其总的特性曲线在低流量时呈现一段∞型线段，如果运行中系统阻力特性曲线刚好穿越该段，则风机运行就存在二发生附面层分离，在流道中形成涡流，使该流道部分堵塞。气体被挤向相邻二流道，使上游的流道气流进气角减小，下游的流道气流进气角增大，既而造成下游叶片发生附面层分离。下游流道发生堵塞，进而有部分气流挤向该中间流道，气流进气角变小，使该叶片工况恢复正常。这样各叶片依次发生附面层分离，造成风机压力波动，出力减少。通常在2、引风机（包括锅炉六大风机）启动前检查已完成，风机满足启动许可条件，已可启动。但启动风机时往往还需要巡检人员留在就地的目的：一是观察风机启动时的状况，一旦发生异常情况需要立即处理、汇报，以进行一次检查，看其运行状况是否正常。具体要求是：当风机启动时发生如运规中“泵类、风机、电动机异常”章节中所述的需紧急停运的情况是，应果断按接地紧急事故按钮停运风机，随后马上汇报机组长。若风机启动后无明显异常，则应按热机辅机规程中的“辅机启动后检查”（1）PPS盘上显示MFT首出原因2）所有磨煤机跳闸,磨煤机热风隔闸主汽轮机9）电除尘A、B跳闸10）锅炉吹灰器跳闸11）高压旁路控制复位12）全开所有燃料风档板13）全开所有辅助风档（1）切断进入炉膛的所有燃料：所有磨煤机、给煤机、一次风机跳闸，点膛吹扫。如因低风量MFT，则所有配风器、二次风隔离门维持原开度一1、厂用电中断后，确认锅炉MFT动作，各油枪三位阀、油跳闸总阀自动关闭，磨煤机进口冷、热风门关闭通大气挡板开启，否则应手动启动，确认空预器上、下轴承油系统运行1、厂用电中断后，确认锅炉MFT动作，各油枪三位阀、#3、4、5机组答：锅炉过热器的出口汽温决定于省煤器及水冷壁吸热量与过热器受热面锅炉负荷对出口汽温的影响：不同类型受热面的出口汽温特性与锅炉负荷对流参半）的出口汽温少受锅炉负荷的影响。锅炉负荷增加，投入炉内受热面的吸热量虽有增大，由于理论燃烧温度不变，炉内辐射的有效温不上蒸汽流量的增大，结果使出口汽温降低；对于对流受热面其吸热量既因炉膛出口烟温升高、受热面烟/汽二侧的温差增大而增大，也因烟蒸汽流量的增大，其结果是出口汽温随负荷增大而升高。屏式受热面的换热方式是对流、辐射均有，二者特性相抵消，使出口汽温受锅炉负荷影响不大，关键看哪种特性占优势。三种受热面的恰当匹配可以减少锅煤炭特性对汽温的影响：入炉煤炭水份的增加，增大了烟气的热容，使理论燃烧温度和炉内有效辐射温度下降，水冷壁吸热量和蒸发量减少，而与此同时烟气容积和热容增加，炉膛出口烟温变化不大，流经对流受热面的流速和温差增大，吸热量增加，结果导致对流受热面的出口汽温增加，而辐射受热面的出口汽温常是略有降低。煤炭中灰份的增大，增大高；如果积灰倾向大，则受热面出口汽温降低。二者均增大，则不容易判断。灰份的另一个影响是与燃煤挥发份类似、趋势相反的。燃煤挥发火焰中炭黑浓度大，火焰黑度大。二者都使炉内换热量增大，炉膛出口烟温降低，结果使辐射过热器的出口汽温升高，对流过热器的出口汽温运行操作的影响主要是过量空气系数、给水温度、吹灰、排污。过量空气系数增大，使煤粉燃烧速度增加、火焰长度缩短，同时热容增加使炉膛出口烟温减小，二者相抵。因高压加热器投运方式的改变使锅炉给水温度改变，而给水温度对出口汽温的影响是：给水温度增加，饱和蒸汽和给水的焓差减小，蒸发量增大，结果使出口蒸汽温度下降；反之则壁吹灰时，水冷壁吸热能力增大，炉膛出口烟温下降，对流受热面出口答：锅炉正常运行中，过（再）热器的工作压力相对于管子的设计应力都敏感，同时不同材质间的价格差异极大，制造商为遏制锅炉造价总是尽可能用足材质的温度特性，减少高材质金属的用量，使是材质对超温的影响更加敏感。因此，过（再）热器受热面的损坏多因周期性的超温或疲劳引起，而不是压力所致。具体地讲，受热面管子的损坏多开始于管径的增大。金属在长期的应力下会发生蠕变，蠕变速度随工作温度增大而增大并在高到与材质相对应的一定温度后，急剧增大。蠕变使材料强度下降，管径因塑性变形而增粗，管壁变薄；管子受到腐蚀或磨损，也使管壁变薄，管壁的工作应力增大，促进蠕变，其结果也是产生塑性变形和管径增粗，并最终经历多次管径增粗后破坏。当然有的破坏是因材化而产生疲劳，造成疲劳损坏。经常的原因有吹灰器定位或操作不当使引起管壁超温的原因有受热面热负荷高，管内汽侧温度高，或管壁的热阻大，使管壁处于高的温度下超过管壁金属材质的允许值。因此超温可归为烟侧及汽侧二方面原因。从汽侧而言，管壁温度由蒸汽流经将热量带走来维持。蒸汽带走热量的能力，即汽侧的放热系数是决定于质量流量的，后者又决定于通流阻力系数和压差。在并列管束中，各管间的流量分配决定于各管间的阻力系数分布。管子长度不一，管内径和粗糙度公差、焊口毛刺、弯头失圆、管内异物等流阻力系数最大的管子就是流量最小的流量偏差管，其壁温高，容易超温。锅炉投运初期进行尽可能多的管子管壁温度测定，就是对导致流量不均匀的制造、安装质量的判别。汽侧另一个原因是管内壁的结垢。水垢的导热系数很小，当管子结垢后，管壁需要通过水垢层的传导才能转移给蒸汽，从而使管壁处于较高的温度。水垢起源于蒸汽带盐，主要由通流阻力增加。从烟气侧而言，主要是局部烟温高造成的温差大及局部流速高而导致烟侧放热系数大。二者常常是伴生的，都使局部的受热面热负荷增大。烟气流量决定于受热面前后的压差及通流面积和通流阻力，各并列管束间的流量分配决定于各管间的通流面积和通流阻力系数。如果管束出现积灰、结渣或存在节距不匀，则各管间的通流面积和通流阻力系数不一，局部流量不匀，流量大的部分烟温降落小烟温高。由此导致的热偏差表现为管子的出口汽温和壁温不均匀。在对冲式燃烧锅炉中，常存在二侧烟温低，中心区域烟温高；在四角切圆燃锅炉点火初期，炉内燃烧已进行，烟气流经各受热面，水冷壁可由管动。在此期间必须对过热器、再热器进行保护，使金属壁温低于其许用温度。锅炉启停中控制金属温度升温速率和炉膛出口烟温。这一方面着眼于各部分壁厚方向的温度分布均匀性、各部分之间的对于设计上工况最恶劣的管子加强检测，并在停炉期间对管子进行检查、维修有利于提高运行的可靠性和可用率；检查吹灰器的定位，防止炉水品质，保证汽水分离器的可靠工作，防止结垢发生；在煤种变动期在炉膛内的偏流，同时十分重要。注意减温水量的变化趋势，及时分析答：上水阶段：内壁温度大于外壁温度，形成内外壁温差，因此在汽包内在点火升温初期，炉内只有少量的油枪投入，炉内的火焰充满度很差，水冷壁的吸热不均匀性很大。受热面及工质的温度很低，工质的汽化潜热行，情况好一些；在自然循环锅炉中因水循环尚未建立，汽包内的水流动很慢，与下部汽包壁所接触得都是几乎静止的水，传热与升温都相对换热方式是凝结放热，换热系数与受热速度比汽包下部要大好多倍。金设限。锅炉启动初期升温、升压速度应该严格控制，不能超越多主要原第二阶段是随着锅炉内吸热量和炉水温度的升高、蒸汽的产生、水循环逐渐建立，汽包上下壁温差逐渐缩小，升温升压速度可以有所增大，但仍第三阶段是锅炉汽压升高到接近额定值，此时金属的工作应力已因内压而接近设计值，虽然这时汽包上、下温度已接近均匀，热应力已低，但若有较大的热应力附加到工作应力上，仍将是危险的。因此上升速度也受答：停炉过程中汽包下部与炉水接触，其内壁温度与当时压力下的饱和温度相同，外壁温度高于内壁，汽包上部与蒸汽接触，因压力降低，汽包很小，其结果是汽包上部的壁温较下部为高，外壁较内壁为高，使汽包上部受压，下部受拉，与进水时的情况相同。停炉后也大致如此。因此如果仍然维持引风机运行，将使炉水温度很快下降，使汽包受力更加恶2、蒸汽负荷的扰动，其中包括蒸汽管道阻力的变化和主部汽水在压力升高时的“自凝结”过程和压力降低时的“自蒸发”过程答：燃煤挥发份高，着火容易，燃烧迅速。使着火点离燃烧器距离近，同强度增大，容易在该区域附近形成结渣。炉膛水冷壁部分结渣严重，会进一步促使该区域吸热量减少，导致上部结渣情况加剧。使过热器、再在运行调整上应加大磨煤机一次风流量，降低磨煤机出口温度；合理调整答：1.保持煤种的稳定，减少负荷大幅度扰动2.尽量减少锅炉漏风，特别是油枪处和底部漏风3.风量不宜过大，粉不宜太粗，开启制粉系统操作要缓慢4.投停油枪应考虑对角，尽量避免非对角运行8.保持合理的一次风速，炉膛负压不宜过大整试验，确定最合理、经济的运行方式和参数控制的要求，为锅炉的安（1）炉膛冷态空气动力场试验（2）锅炉负荷特性试验（验（4）最佳过剩空气系数试验（5）经济煤粉细度试验（6）燃烧器的答1）输入─输出热量法（正平衡法）低位放热量Qdw22441.3kJ/kg其中因同品种煤的煤质变化也较大，又根据其放热量及灰熔点的不同，一号炉：进口煤与平三煤一起掺烧，比例为：进口煤40％左右平三煤60%大末煤或优二煤：80～60％平三煤：20～40%优一煤原则上放在二期锅炉中使用，且必须与平二煤一起掺烧，优一煤的造成燃烧器区域局部缺氧和热负荷过高。为了降低燃烧器区域的热负荷，在设备状况和运行参数允许的前提下，可采用中间层燃烧器停运的结渣，或火焰中心下移导致炉膛底部热负荷升高和火焰直接冲刷冷灰（4）确定不同负荷下的最佳过剩空气系数，调整一、二次煤配比，以及燃料风、辅助风的配比等，使煤粉燃烧良好而不在炉壁附3.加强锅炉运行工况的检查和分析。应每班对锅炉结渣情况进行就地检查。发现严重结渣应及时处理。对易结渣的燃煤要分析减温水量的变化和炉膛出口温度的变化规律，以及壁温变化情况。如采用正常手段无法答：水位过高（锅炉满水）的危害：水位过高，蒸汽空间缩小，将会引起蒸汽带水，使蒸汽品质恶化，以致在过热器内部产生盐垢沉淀，使管子过热，金属强度降低而发生爆炸；满水时蒸汽大量带水，将会引起管道答：汽包水位反映了汽包锅炉蒸汽流量与给水量之间的平衡关系，如汽包水位过高，会影响汽包内汽水分离器的正常工作，造成汽包出口的蒸汽热器、汽机水击。汽包水位过低，则可能破坏锅炉的水循环工况，造成汽包水位保护分高水位保护与低水位保护二部分。信号取自二个电接答：锅炉严重缺水后，水位低到什么程度无法判断，有可能水冷壁管已部分干烧、过热，如果强行进水，温度很高的汽包和水冷壁管，被温度较低的给水急剧冷却，会产生巨大的热应力，有可能造成管子和焊口大面积损坏，同时因过热金属的热容所产生的蒸汽会导致压力剧增，甚至发为了保证煤粉进入炉膛后能顺利着火、燃烧，第一台磨煤机投运时，除了2、磨煤机投运后要关注空预器进口烟温应有明显上升，炉膛火焰TV将3、磨煤机投运后，将对锅炉工况、参数产生一定的答：汽包水位计是运行人员监视锅炉正常运行的重要工具，锅炉内部工况都依靠它来反应。当所有水位计都损坏时，水位的变化失去监视，调整机组负荷和汽水平衡随时在变化，失去对水位的监视，就无法控制给水量。当锅炉在额定负荷下，给水量大于或小于正常给般锅炉几分钟就会造成严重满水或缺水。所以，规程规定当所有水位计答：磨煤机的干燥通风量是指将煤粉由初始水分干燥到规定煤粉水分所需两者会不相等，可以通过调节一次风初温来改变干燥通风量，使两者相力比送风机大。一旦锅炉发生灭火，炉膛温度下降，原来膨胀的烟气也会冷却收缩，此时送风机还是保持原来的出力运行，则必然产生负压急答：锅炉氧量计装设在省煤器出口至空预器进口的烟道中。另外为了计算#4炉也将陆续在此处装氧量计。同时二期各机组在烟囱处安有氧量计导电性能，其导电率随温度上升而上升。外界氧分子在氧化锆晶格的氧两个电极。一个电极与烟气接触，另一个与标准氧气接触，由于两侧氧5、氧量过大，烟气流速增大，使空预器出口灰分含碳量增答：锅炉一次风配风量应满足两方面要求：一是满足磨煤机制粉的输送出校正后给定，其中为了保证在炉膛中的燃料能完全燃烧，锅炉必需始终处于送风量大于燃料量的状态。为此，风量控制设计中还加入了热量信答：1.保证正常的汽温和汽压2.使蒸发量适应外界负荷的需要3.均4.保证炉水和蒸汽品质合格5.维持燃烧经济，尽量减少热损失答：我厂锅炉是按燃用晋北烟煤设计，煤质有一定的波动范围。因此合适到煤质主要指挥发份指标。原则上讲燃用煤挥发份高，则应适当增加一次风量，降低磨煤机出口温度。运规中对一次风量的具体规定是：磨煤Vad>30％时，应根据情况增加一次风量510对磨煤机出口温度的具体规定是：运行中的磨煤机出口温度控制在65℃~80℃,当燃煤挥发份Vad>30%时，磨煤机出口温度不宜高于70℃,当Vad<25%时，磨煤4、燃用单一煤种时，控制燃煤低位热值最低为19000kJ/kg，低于源启动磨煤机。启动第一台磨煤机时，在满足磨煤机点火能源的条件下扫程序。一般情况下磨煤机不能长时间在低负荷下运行。停止磨煤机时要保证足够的风量和吹扫时间，防止煤粉积存在磨煤机内或煤粉管道意手动“MFT”后保护动作正确性。当发现所有正常运行的炉膛火焰监锅炉“MFT”后必须按规定进行炉膛吹扫，炉膛吹扫风量不得小于30%应投油助燃。在低负荷燃烧阶段，不得进行炉膛吹灰，在运行中发现锅答：虚假水位是汽包、水冷壁内汽水混合物中含汽量剧变（或称汽水混合度变化，而汽、水温度基本不变，从而导致工质含汽量（即比容）的变化。这种含汽量变化不同于由于外部热量交换而引起的所谓“自蒸发”或“自凝结”状态。如内部汽压急速下降，工质饱和温度下降，导致原来还是液体的水汽化为蒸汽，因蒸汽比容远比液体大，使汽水总体积增大，表现为高的虚假水位。汽压急速上升则反之。外因为水冷壁受外部要控制好汽包水位，首先要掌握锅炉的汽、水平衡，树立水位“三冲量”的概念。给水与蒸汽流量的偏差，既是破坏水位的主要因素，也是要掌握各负荷下给水量（蒸汽量）的大致数值。对汽泵、电泵的最大出力燃烧操作上避免汽压、燃烧的过大扰动，以减少虚假水位影响。在水位事再叠加一个同趋势的虚假水位。如果掌握得好，在处理中可利用虚假水对操作中会出现的虚假水位及其程度应有一定的了解，并且事先采取措施答：1、作为操作者，当汽包水位准备手动干预时，在以维护汽包水位在规定范围内的总目标上，要保持给水流量和蒸汽流量平稳，因为这是维系汽包水位动态平稳的关键因素。调节给水泵时，就以调节给水流量等于蒸汽流量作为原则，二者相等，意味着汽包的进出平稳，控制好水（4）完善高、中压下汽缸挡风板，加强下汽缸的这是因为滑参数停机到发电机解列，主汽门前的蒸汽参数已降得很低，而状态。此外如要进行超速试验，则需采用调门控制机组转速，这完全有可能使主蒸汽压力升高、过热度减小，甚至出现蒸汽温度低于该压力所答：做超速试验时，调门前汽压会突升突降，如果过热度低，会产生下列转速达到临界转速时，振动达到最高峰值，当转速越过临界转速时，振转子产生强迫振动的主要特点是：振动的频率和转子的转速一致，波形多呈正弦波，除在临界转速以外，振动的幅值随转速升高而增大，且答：汽轮机静态特性曲线即稳态情况下汽轮机的功率与转速之间的关系曲负荷波动对机组的影响。右端较陡是为使机组稳定经济负荷，当电网频率下降时，使汽轮机带上的负荷较小，防止汽轮机发生过负荷。至于中频率稍有变化，汽轮机所带负荷就会来回晃动，严重时从满载晃动到空载，实际上使汽轮机无法正常运行。所以除特殊情况外，汽轮机调节特补充一点，我们厂机组在GOV方式下运行，汽机负指令控制，不受电网频率影响。但这与汽轮机调节系统具备是否有差特轴封回汽不畅(如轴加真空偏低、有轴封回汽阀的机组其回汽阀未调整2、保证空气不内吸。发生空气内吸的主要原因是轴封供汽压力太低或轴缸，使高温轴封段急剧冷却、高温汽缸也以较高温降速率进行冷却。这种冷却的后果有两方面。一是在转子高温轴封段产生巨大的热应力，严超限，使汽缸发生不同程度的变形。总之，在热态、极热态开机的低负对高、中压缸轴封而言，国内的一般要求是：根据汽机调节级内缸内上壁但是，由于系统设计的原因，这在热态、极热态启动时难以做到。尽极热态启动时达到轴封汽温度与调节级内缸内上壁金属温度相一致是轴封汽温过高，对高、中压轴封而言(尤其是机组冷态热度即可。低压轴封汽温度过高，易引起该区域金属过度膨胀、与低压动。东芝机组的轴封蒸汽降温措施是：从轴封母管来的较高温度的蒸汽经低压缸内部饱和蒸汽冷却，再送至各低压轴封段。阿尔斯通的设计是使用减温水直接降温，这种设计在许多国家是不被许可的。其理由是一旦减温器控制故障，极易发生低压轴封带水、进而使低压末级叶片的安答：答案参阅上题。作为补充材料，现将运行部对轴封电加热器投撤的规轴封调节阀开，根据轴封汽温度与汽机金属温度的匹配情况，选择投运汽源切换至＃1机冷再供给，并根据轴封汽温度与汽机金属温度的辅汽至轴封调节阀关小，撤出轴封电加热器运行，并注意轴封汽母管压答：1．滑停中主、再热蒸汽应保持50℃及以上的过热度，以保证蒸汽不数停机的低负荷阶段，往往由于锅炉控制不当，使蒸汽温度滑降速度过答：众所周知，所谓机组热态、极热态即是汽缸温度水平较高的状态。其具体值的规定与汽机的汽缸结构、机组容量有关。本公司设备温度水平可以说在调节级处存在一定程度的冷却作用，在此也可以明确地说，在机组的热态、极热态启动初期，按照目前的冲转参数，尽管有相当的蒸汽温度富裕和一定的过热度，由于调节级的巨大焓降，对高、中压缸联东芝公司对二期机组给出了各种启动状态的调节级处的蒸汽、金属壁温的无论是热态、极热态启动，还是温态、冷态启动，对金属的热应力控制是必须注意的，二期运行规程中对东芝机组的控制限额已作了明确的规随着负荷的上升，金属壁温再逐渐回升。在这个过程中由于温3、过度的负温差，将发生过度的上、下缸温差、汽缸变形，严综上所述，机组热态、极热态启动时，为什么要将负荷尽快带到与调节级答：汽缸存在温差将引起汽缸变形，通常是上缸温度高于下缸，因而上缸变形大于下缸，使汽缸向上拱起，俗称猫拱背。汽缸的这种变形使下缸底部径向间隙减小甚至消失，造成动静摩擦，损坏设备。另外还会出现隔板和叶轮偏离正常时所在的垂直平面的现象，使轴向间隙答：机组冲转前要求汽机有足够的高压差胀，由于泊桑效应，高压转子要保留一定的收缩间隙。所以当机组热态开机时，由于汽缸的金属温度很高，汽缸并没有收缩多少，但转子的收缩比汽缸大的多，可能造成高压答：汽轮机启动或停机时，汽缸与转子均会受热膨胀，受冷收缩。由于汽转子与汽缸沿轴向膨胀的差值，称为差胀。差胀为正值时，说明转子的轴向膨胀量大于汽缸的膨胀量；差胀为负值时，说明转子的轴向膨胀量3．控制升速率及高、低速暖机时间。带负荷后，根据汽缸温度掌握升负荷4．冲转暖机时及时调整真空答：要回答汽轮机推力轴承故障的主要危害的问题，首先要知道推力轴承在机组正常运行或盘车状态，转子与汽缸的相对位置是由推力轴承来汽轮机不发生轴向动静摩擦。因此，专业上称推力轴承是转子与汽缸间其原因一般有润滑油温偏高、润滑油温过度低、润滑油压低、推力轴承进/回油不畅、轴向推力大、蒸汽参数异常、机组负荷高、加热器运行方式改变、机组轴向振动异常、蒸汽品质长期不合格导致通流部分结垢等。推力瓦温度过高，有可能损伤推力瓦，严重时发生烧瓦、轴向位加热器运行方式改变、系统周波异常、蒸汽品质长期不合格导致通流部分结垢、断叶片、缸胀异常、推力瓦磨损、推力盘磨损、机组轴向振动异常、凝汽器真空异常等。轴向位移异常超出许可范围将导致机组轴向凝结水产生过冷却现象说明凝汽设备工作不正常。由于凝结水的过冷却必须增加锅炉的燃料消耗，使发电厂的热经济性降低。此外，过冷却还会使凝结水中的含氧量增加，加剧了热力设备和管道的腐蚀，降低了1.真空系统工作不良或真空系统泄漏，凝汽器汽侧积聚太2.运行中的凝汽器水位过高，淹没了一些冷却水管，形成了凝结水的过冷3.凝汽器冷却水管排列不佳或布置过密，使凝结水在冷却水管外形成一层水膜。此水膜外层温度接近或等于该处蒸汽的饱和温度，而膜内层紧贴铜管外壁，因而接近或等于冷却水温度。当水膜变厚下垂成水滴时，此答：凝结水系统停运前应先确认凝结水所有用户已可停供凝结水，低压缸排汽口温度小于50℃,汽包已泄压。答4号机组共有4个取样点，其位置是1）低压凝汽器A侧取样点泄漏。然后比较该侧凝汽器及热井的测量值，如热井数值大，则B侧泄答：运行中凝汽器半边隔离时，水侧是可以隔离的，汽侧不可隔离，依然答：循环水中断，排汽温度将很高，凝汽器的拉筋、低压缸、钛管将受热横向膨胀，由于受热相对比较均匀，膨胀量差异小，因此在凝汽器钛管端部与管板接口处的胀口应力不大。但如果此时通入循环水，钛管首先导致钛管承受很大的拉应力，钛管二端胀口有可能拉松，造成凝汽器泄连排全开也无法使上述指标好转。严重时，凝汽器水位升高或补水量异答：除氧器滑压运行最主要的优点是提高了运行的经济性。这是因为避免系统范围不同，凝汽器内真空也不同，而且相同的漏空气量，在负荷不空下降速率往往不准。因此试验记录8分钟数据，取后5分钟数据的平段时使用过热器减温水；正常运行时主蒸汽参数突降；启动阶段主蒸汽4．来自轴封蒸汽系统。系统疏水不畅；温度控制不当；低温段减温水故障答：通流部分结垢对汽轮机的安全经济运行危害极大。汽轮机动静叶槽道结垢，将减小蒸汽的通流面积。在初压不变的情况下，汽轮机进汽量将减少，汽轮机出力降低，此外，当通流部分结垢严重时，由于隔板和推将破坏配汽机构的正常工作，并且容易造成主汽门、调门卡死的事故隐患，有可能导致汽轮机在事故状态下紧急停机时主汽门、调门动作不灵答：纯冲动级汽轮机动叶片内蒸汽无压力降，但由于隔板汽封的漏汽，使一定的压力降，在动叶片前后产生压差。汽机转子叶轮和叶片前后的压减少汽轮机轴向推力，通常采用作转速发生变化也不知道。而一旦发电机跳闸，转速可能升高到危急保11．冷态启动超速试验，应按制造厂要求12．每个危急遮断器的超速试验，在同一情况下应做二次13．试验时应设专人严密监视汽轮机转速及各轴承的振动答：主要根据三方面判断1）机组在甩去额定负荷后，转速上升，如未则为良好3）转速衰减的波形只允许有一个，否则说明转速调节系统恢复原平衡位置的转速。运行人员掌握挂闸时机，避免在危急保安器飞锤尚未回缩之前，过早进行挂闸操作，致使飞锤与机械跳闸阀的拉钩碰汽轮机运行中各监视段的压力均与主蒸汽流量成正比例变化。监视这些压力，可以监督通流部分是否正常及通流部分结垢情况，同时可分析各表答：水击的产生原因是多方面的：在输送低温液体的管道、设备中，放气不彻底而投运设备、系统；在输送高温液体的管道、设备中，放气不彻底或介质温度差异大而投运设备、系统；在输送汽体的管道中，暖管不充分、介质温度差异大、疏水不充分；向拥有大能量（热能）的大容器另外，由于锅炉燃烧、汽包水位控制问题、加热器疏水水位控制问题流事故密封油泵、汽泵组A/B的直流事故润滑油泵自启动，否则应抢投恢复，应立即到就地手动打开高、低压凝汽器真空破坏阀，真空到零后立即停供轴封汽、确认轴加风机停运。停机过程中，若发生机组润滑油系统等故障需要加快降速停机时，应在机组转速降至2300r/min后，及4、如发电机事故密封油泵投运不成功，则马上紧急排氢至0.05MPa，确6、确认辅汽系统运行情况。#1机组厂用电中断时，辅汽应由其它正常运12、汽机保安电源恢复后,启动主机交流润滑油泵密封油泵、发电机密封油真空泵、发电机密封油再循环泵、汽泵组主油然后经直轴后，确认主机大轴弯曲度、机组动静部分声音、轴承金属温结水至闭式水补水隔离阀，以免闭式水温过度上升。待凝结水温正常后则适当手动调整密封水量。系统运行正常后，将系统恢复至原状态。注11.若机组需启动，则进行投轴封汽、抽真空。注意轴封13.注意高、低压胀差变化，严格控制在许可范围内并留应立即手动启动并确认主机润滑油压、发电机密封油压、汽泵组润滑油就地手动隔离高、中压疏水至凝汽器的一次阀。检查关闭可能倒入汽机5、如发电机事故密封油泵投运不成功，则马上紧急排氢至06、确认辅汽系统运行情况。#2机组厂用电中断时，辅汽应由其它正常运12.保安电源恢复后及时启动事故密封水泵，确认给水泵正常。若给水管道发生振动，则适当手动调整密封水量。系统运行正常B、发电机主密封油泵或发电机交流事故密封油泵、发电机密封油真空机直流事故密封油泵、汽泵组直流事故润滑油泵，各直流事故油泵置水、放气、进水。关闭取样冷却器闭式水事故放水阀。尽快投运闭式水结水至闭式水补水隔离阀，以免闭式水温过度上升。待凝结水温正常后整密封水量。系统运行正常后，将系统恢复至原状态。注意给水泵体上10.循环水系统投运后可恢复高、中压疏水至凝汽器的一隔离阀，进行投轴封、抽真空。必要时投运轴封电加热器。13.注意高、中、低压胀差变化，严格控制在许可范围内流事故密封油泵、汽泵组A/B的直流事故润滑油泵自启动，否则应抢投高压缸通风阀开启，确认机组转速下降。若凝汽器压力达60kPa.a或低未恢复，应立即到就地手动打开高、低压凝汽器真空破坏阀，真空到零后立即停供轴封蒸汽、确认轴加风机停运。停机过程中，若发生机组润滑油系统等故障需要加速停机时，应在机组转速降至2300r/min后，及行或冷却水切换至邻机供应，必要时开启事故冷却水阀投运事保证非故障仪用气站的可靠工作，慎防被相邻仪用气站拖垮而扩大事态。若仪用气失去，则在仪用气系统正常投运后及时复归相关气动控制4、如发电机事故密封油泵投运不成功，则马上紧急排氢至0.05MPa，确5.确认“凝汽器保护”动作，高、低压旁路关闭，汽机防进水保护动作，予以注意)，就地手动隔离高、中压疏水至凝汽器的一次阀。检查关闭7、确认辅汽系统运行情况。二期任一机组厂用电中断时，辅汽应由其它8、严密监视润滑油供油温度，必要时可投运主机冷油器事故冷却水或将行手动盘车(注意：手动盘车之前先把盘车马达控制开关闭锁至“STOP”未恢复，则进行手动盘车。在凝结水泵投运前，就地确认汽泵组动静部13、汽机保安电源恢复后,启动主机交流润滑油泵密封油泵、发电机密封油真空泵、发电机密封油再循环泵、汽泵组主油然后经直轴后，确认主机大轴弯曲度、机组动静部分声音、轴承金属温凝结水系统注水、放气、进水。关闭取样冷却器闭式水事故放水阀。尽4.投运凝结水系统，若凝结水温较高则对凝汽器进行换水，同时应隔离凝结水至闭式水补水隔离阀，以免闭式水温过度上升。待凝结水温正常后则适当手动调整密封水量。系统运行正常后，将系统恢复至原状态。注13.若机组需启动，则进行投轴封汽、抽真空。注意轴封15.注意高、低压胀差变化，严格控制在许可范围内并留答：发电机紧急排氢除了执行规程所述的操作步骤，保证氢压大于冷却水排气口不着火，排氢管无过热现象，否则，应降低排氢速度。同时避免送氢气时，应均匀缓慢地打开设备上的阀门和节气阀，使气体缓慢地放答：水氢氢冷却即定子线圈采用水内冷，转子线圈采用氢内冷，静子铁芯答：氢气纯度低主要可能由供氢纯度低或密封油油质差引起。汽轮机轴承很容易漏入湿蒸汽；在回油管路则大面积地接触空气。由于密封油和润滑油系统连通，这是造成发电机氢气中混入空气和水份的条件。当然氢气冷却器如有泄漏，在冷却水压力比氢压高的情况下，冷却水直接进入答：发电机内部氢气露点高，易使发电机转子护环干裂；氢气露点低使机2、汽轮机润滑油系统、顶轴油系统、密封油系金属温度不正常上升或降低，立即组织有关人员进行分析处理，情况严15、润滑油供油温度在机组盘车时应为10℃~35℃;机组冲转时应为30℃~40℃;正常运行期间为43℃~47℃,达55℃时发高报警，应采用措施降温，若采取措施无效，应按故障停机处理；达60℃,应紧急停16、机组启停过程中，要严密监视油质进水及乳化状况，20、主油箱油位应维持正常，当油位下降时应及时联系加油，油位下降符答：机组正常运行时电动给水泵处于备用状态，若密封水量过大主要导致本体上、下温差大、泵体温度水平低，在紧急情况下启动时往往发生振有时，密封水量过大，还会发生泵进水管道振动、密封水外泄引起泵轴答：惰走时间，是指主汽门和调门关闭时起，到转子完全停止的这一段时根据惰走时间，可以确定轴承、进汽阀门的状态及其它有关情况。如惰走时间延长，表明机组进汽阀门有漏汽现象或不严，或有其它蒸汽倒入汽或其它有关设备、操作引起的。对有顶轴油泵的机组，顶轴油泵的启动答：汽轮机惰走曲线分三段：第一段下降较快，第二段较平坦，最后急剧发电机的转子在惯性转动中因为转速高，鼓风摩擦损失很大。这部分能量损耗约与转子转速的三次方成正比，就是说转速下降一半，鼓风摩擦轴承等的摩擦阻力上。与高转速下的鼓风摩擦损失相比，这些机械损耗要小得多，并随转子转速的下降而下降，所以这时转子转速下降极为缓答：因盘车装置故障或其他确实需要立即停用盘车的检修工作，中断盘车15分钟转动转子180°),当盘车装置恢复使用时，在最后一次转动转4、机组启动过程的高、中、低压差胀在允许范围内，不得超过报警值，汽的过热度，且比第一级金属温度至少高出50℃;冷态启动时，主、再汽9、滑参数停机时，主汽压力最低值不得低于3.5Mpa，主汽13、尽量缩短机组在低负荷下运行，防止调节级过负荷而答：润滑油温低则粘度大，在高转速时不易建立油膜。冷态开机机组转速上升慢，油温的上升能够跟上转速变化要求，而极热态开机时转速上升工作不稳定，甚至造成油膜振荡或造成轴颈与轴瓦干摩擦，而使机组发而耗费并网时间，而极热态启动因蒸汽温度往往难以满足要求，为减少汽机寿命损耗，要求尽快并网带负荷，二者在操作要求上存在矛盾。为汽轮机油粘度受温度变化的影响：油温高，油的粘度小；油温低，油粘度大。油温过高或过低都会使油膜不好建立，轴承旋转阻力增加，工作不稳定，甚至造成轴承油膜振荡或轴承颈与轴瓦产生干磨擦，而使机组发粘度大，使油泵出力增大，会造成驱动电机过负荷跳闸，使盘车无法继续。总之，盘车阶段润滑油温过高或过低均不好，因此主机制造厂商对对于调节级，最危险的工况是在第一调节汽门刚全开，此时调节级焓降最大，而受汽流作用的动叶片数最少，相应的喷嘴进出口压差最大，调节级叶片弯曲应力最大。此时超压危害最大。而在额定负荷下工作，调节级焓降并不是最大，如果此时主蒸汽压力升高而没有超限，只要末级叶片湿度没有超过允许范围，调节级可以认为没有危险并不是可以随意升高的。主蒸汽汽压过高，调节级焓降过大，时间长了会损坏喷嘴和叶片，另外主蒸汽压力升高超限，最末几级叶片处的蒸汽答：由于安装的原因，#6低加的位置比7#低加低。在开机阶段，如果#6低加投用过早，由于当时＃6、＃7抽汽之间压差很小，无法克服＃6、答：汽机运行中低压缸末几级的蒸汽带有一定的湿度，属饱和蒸汽，因此行将使汽缸疏水被汽流带入汽轮机后部，使后面的叶片汽蚀加剧。所以57．案例分析1：某电厂一运行机组，操作员发现主机润滑油压力比前几天有所下降，怀疑是主机润滑油滤网有堵塞现象。就地检查结果是两台在汽机运工和机组长的安排下，汽机巡检员拿了对讲机到就地，一边和机组由于主机润滑油压力低而跳闸。请你分析该事故发生的原因，我们润滑油供油管路不允许设有滤网。看来这家企业的系统设计有违规之58．案例分析2：某电厂一运行机组，机组负荷380MW，操作员监盘发现运碰了该电动阀的关闭按钮导致该阀关闭，由于原因已经清楚，巡检员就在就地按该阀的开启按钮，开启了该电动阀，过了几十分钟后，该机组控制而上升，也就是说该泵的出力已增大。同理，被关出口阀的汽泵组妥当的操作方法之一：适当降低负荷，由一台汽泵组带出力，撤出出口阀被关闭的汽泵组“自动”控制，适当降低其转速，加强就地与集控室的妥当的操作方法之二：启动电动给水泵并与未关出口阀的汽泵组一同接带答：机组停机后，由于汽缸上、下部位之间存在温差，转子会因此产生弯后，随着汽缸上下部之间温差的减小，转子的弯曲也逐渐减小。此现象称为转子暂时性热弯曲。在转子的弯曲还处于较大时，不允许启动汽轮有其带动转子作不间断地转动，使转子四周温度均匀，以避免发生上述另外，汽轮机在启动、冲转前，也因用盘车装置带动转子旋转，以检查和确保汽轮机动静部件之间无碰摩情况发生，保证机组的安全运，＃#2机采用高速盘车。采用高速盘车的优点有1）使汽机各轴承均建拌作用，减少上下缸温差以及由此引起的热变形和热应力。但高速盘车随转速上升而上升；在高转速阶段，随转速上升而下降，其中就存在一最大滑差损失点，为66.7%最大转速。油温的变化情从油质化验报告等可判断主机冷油器的泄漏情况、程度。一旦怀疑冷油答：目的是按许可的金属温升率将缸温、转子温度提高到较高的水平，以寿命。另外使汽缸得以预膨胀，以改善机组胀差情况。与此同时，也有答：冷态启动冲转阶段将凝汽器压力控制得高一些，一方面可以增加蒸汽流量有利于汽缸加热膨胀，并带走鼓风损失产生的热量；另一方面可以答：为了防止因低负荷阶段因蒸汽流量少，无法及时带走鼓风摩擦损失产答：仪用气供应的是重要用户，诸如供应控制、调节、测量、保护、部分重要设备的吹扫、冷却等用户。因上述用户的设备用气压力有一个最低制、调节工作，因此系统的工作将会失常；测量、保护将因仪用气压力异常而导致测量不准、保护误动；部分重要设备将因吹扫、冷却能力不足而导致设备损坏。上述问题均将危及机组的安全运行，因此在仪用气厂用气主要供应一些辅助用户，如检修吹扫、空预器空气马达、炉膛火焰监视摄像头吹扫/冷却，二期中还有消防喷林控制阀、预留金工煅打用气。一期由于空预器空气马达、炉膛火焰监视摄像头吹扫/冷却用监视摄像头吹扫/冷却正常用气早已改接为仪用实际的考验。二期锅炉火焰监视摄像头吹扫/冷却用气为仪用气。二期低的情况下，只能微开进汽阀（暖管阀）缓慢对管道充压，直到管道壁温超过管道内蒸汽的饱和温度，方可提高升压速度；暖管中应加强管道蒸汽对管壁进行急剧凝结放热。凝结放热的放热系数相当大，如果不严格控制蒸汽压力，管内蒸汽压力升得过高，则蒸汽的饱和温度与管道内壁温差过大，蒸汽剧烈冷却，从而使管道内壁温度急剧增加，造成管道过大，也会使管道部件受到过分剧烈的加热，故低压暖管时，还应十分答：此问题主要从两个方面来回答。一是从汽源、汽量、与电加热器电源投、停的规定角度来叙述。二是从主机温度水平与轴封塞答：对东芝机来说，盘车装置是齿轮啮合型式。当主机转速大于盘车转速后，若盘车控制系统因故未能使盘车脱扣，则使盘车啮合摆轮与主机大轴上的盘车齿轮剧烈、高频碰撞、引发机组剧烈振动，同时极易使盘车装置、主机大轴盘车齿轮损坏、危及周围人员安全。对东芝机而言应立本公司的二号机盘车装置为涡轮蜗杆滑动套件型式，盘车是否脱扣视因此，二号机盘车装置一旦退不出应立即联系用程序)，运行人员应随带听棒、振动仪到现场进行摩擦检查。具体检查部位是：各猫抓处、各轴承处、汽机轴封部位、低压外缸、盘车脱扣确认，二号机还应确认励磁机部位的声音，在摩擦检查时应同时确认机答：主机润滑油净化系统短时停运对主机运行没什么影响。若润滑油净化酸值等指标下降。这些指标变差将会直接影响机组的安全运行。诸如轴#1机主机润滑油净化系统油箱中设有高、低液位开关各一个。油过滤输送泵投入自动后，根据该液位开关自动启停。正常运行时，当主油箱低层的油进入油净化系统油箱，主油箱液位下降，同时油净化系统油箱液位上升。当油净化系统油箱液位高时油过滤输送泵自启动，将油送回主油箱。主油箱液位相应上升。因此油净化系统的运行对主油箱液位有影#2机油净化系统设有二套。各设一台净化输送泵和过滤输送泵。正常情况一套运行。其启停分别由沉淀室和储油室液位控制，液位低启动，液位高停运。净化输送泵将油由主油箱送至油净化系统，过滤输送泵将油送泵容量大于过滤输送泵，主油箱液位将下降。但主油箱总的油体积变化将不大于沉淀室和储油室各自在高、低液位时储油量差值之和，主油答：机组运行中调速和润滑油系统的油中不免含有少量的水份。停机后水将凝聚在油箱底部、油管路内和调速系统的部件上。油箱底部的积水可件上的水份必须及时驱除，否则将造成调速部件和油管路的锈蚀。所以器。短时间即需启动的机组，凝泵和循泵没有必要停运。短时间不启动泵停运后，也可停止向凝汽器供循环水。凝泵停运后应及时确认闭式水答：润滑油老化是指润滑油因受热氧化引起润滑油热分解、碳化，油中低和润滑油系统正常工作的铁锈等杂质，还会产生不溶于水的油渍。常见原因：冷油器泄漏、轴封压力控制不当、空气中水份被吸入油系统且油#2机：20～25℃冬季一般会带来闭式水温过低的问题。我们一般采用停运开式水泵，减少答：汽泵在启动后，出水阀还未开启、出口压力低于给水母管压力时或总给水流量小，使汽泵向母管的流量为零或很小。而汽泵在运行中叶轮会产生摩擦热，如果不能被给水带走，会使泵内温度升高、汽化，造成叶轮汽蚀。为了防止汽蚀发生，就必须保证汽泵有一定的流量通过，这部BF方式下，汽机主控在收到负荷指令后，改变汽机进汽量，