锅炉上水泵
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锅炉结构及工作原理
锅炉结构及工作原理 锅炉结构及工作原理锅：是指锅炉的水汽系统，由汽包、下降管、联箱、水冷壁、 过热器和省煤器等设备组成。（1）锅的任务是使水吸热，最后变化成一定参数 的过热蒸汽。其过程是：给水由给水泵打入省煤器以后逐渐吸热，温度升高到汽 包工作压力的沸点，成为饱和水；饱和水在蒸发设备（炉）中继续吸热，在温度 不变的情况下蒸发成饱和蒸汽； 饱和蒸汽从汽包引入过热器以后逐渐过热到规定 温度，成为合格的过热蒸汽，然后到汽轮机做功。汽包：汽包俗称锅筒。蒸汽锅 炉的汽包内装的是热水和蒸汽。汽包具有一定的水容积，与下降管 ，水冷壁相 连接，组成自然水循环系统，同时，汽包又接受省煤器的给水，向过热器输送饱 和蒸汽；汽包是加热，蒸发、过热三个过程的分解点。下降管：作用是把汽包中 的水连续不断地送入下联箱，供给水冷壁，使受热面有足够的循环水量，以保证 可靠的运行。为了保证水循环的可靠性，下降管自汽包引出后都布置在炉外。联 箱：又称集箱。一般是直径较大，两端封闭的圆管，用来连接管子。起汇集、混 合和分配汽水保证各受热面可靠地供水或汇集各受热面的水或汽水混合物的作 用。 （位于炉排两侧的下联箱，又称防焦联箱）水冷壁下联箱通常都装有定期排 污装置。水冷壁：水冷壁布置在燃烧室内四周或部分布置在燃烧室中间。它由许 多上升管组成，以接受辐射传热为主受热面。作用：依靠炉膛的高温火焰和烟气 对水冷壁的辐射传热，使水（未饱和水或饱和水）加热蒸发成饱和蒸汽，由于炉 墙内表面被水冷壁管遮盖，所以炉墙温度大为降低，使炉墙不致被烧坏。而且又 能防止结渣和熔渣对炉墙的侵蚀；筒化了炉墙的结构，减轻炉墙重量。水冷壁的 形式：1.光管式 2.膜式过热器：是蒸汽锅炉的辅助受热面，它的作用是在压力 不变的情况下，从汽包中引出饱和蒸汽，再经过加热，使饱和蒸汽成为一定温度 的过热蒸汽。省煤器：布置在锅炉尾部烟道内，利用烟气的余热加热锅炉给水的 设备，其作用就是提高给水温度，降低排烟温度，减少排烟热损失，提高锅炉的 热效率。减温装置：保证汽温在规定的范围内。汽温调节：1、蒸汽侧调节（采 用减温器） 2、烟气侧调节（采用摆动式喷燃器）炉炉就是锅炉的燃烧系统，由 炉膛、烟道、喷燃器及空气预热器等组成。工作原理：送风机将空气送入空气预 热器中吸收烟气的热量并送进热风道， 然后分成两股： 一股送给制粉系统作为一 次风携带煤粉送入喷煤器，另一股作为二次风直接送往喷煤器。煤粉与一、二次 风经喷燃器喷入炉膛集箱燃烧放热， 并将热量以辐射方式传给炉膛四周的水冷壁 等辐射受热面， 燃烧产生的高温烟气则沿烟道流经过热器， 省煤器和空气预热器 等设备，将热量主要以对流方式传给它们，在传热过程中，烟气温度不断降低， 最后由吸风机送入烟囱排入大气。炉膛：炉膛是由一个炉墙包围起来的，供燃料 燃烧好传热的主体空间，其四周布满水冷壁。炉膛底部是排灰渣口，固态排渣炉 的炉底是由前后水冷壁管弯曲而形成的倾斜的冷灰斗， 液态排渣炉的炉底是水平 的熔渣池。 炉膛上部是悬挂有屏式过热器， 炉膛后上方烟气流出炉膛的通道叫炉 膛出口。空气预热器：是利用锅炉排烟的热量来加热空气的热交换设备。它是装 在锅炉尾部的垂直烟道中。煤粉在炉膛燃烧产生的热量，先通过辐射传热被水冷壁吸收，水冷壁的水沸腾汽化，产生大 量蒸汽进入汽包进行汽水分离（直流炉除外） ，分离出的饱和蒸汽进入过热器，通过辐射、 对流方式继续吸收炉膛顶部和水平烟道、 尾部烟道的烟气热量， 并使过热蒸汽达到所要求的 工作温度。发电用锅炉通常还设置有再热器，是用来加热经过高压缸做功后的蒸汽的，再热 器出来的再热蒸汽再去中、低压缸继续做功发电。锅炉的工作原理基本相同。 锅炉的作用是将燃料的化学能转变为热能，并利用热能加热锅 内的水使之成为具有足够数量和一定质量（汽温、汽压）的过热蒸汽，供汽轮机使用。现在 火力发电厂的锅炉容量大、 参数高、 技术复杂、 机械化和自动化水平高， 所以燃料主要是煤， 并且煤在燃烧之前先制成煤粉，然后送入锅炉在炉膛中燃烧放热。概括地说，锅炉是主要工 作过程就燃料的燃烧、热量的传递、水的加热与汽化和蒸汽的过热等。整个锅炉由锅炉本体 和辅助设备两部分组成。锅炉本体：锅炉本体是锅炉设备的主要部分，是由“锅”和“炉”两部 分组成的。“锅”是汽水系统，它主要任务是吸引收燃料放出的热量，使水加热、蒸发并最后 变成具有一定参数的过热蒸汽。它由省煤器、汽包、下降管、联箱、水冷壁、过热器和再热 器等设备及其连接管道和阀门组成。(1) 省煤器。位于锅炉尾部垂直烟道，利用烟气余热加 热锅炉给水，降低排烟温度，提高锅炉效率，节约燃料。(2) 汽包。位于锅炉顶部，是一个 圆筒形的承压容器，其下是水，上部是汽，它接受省煤器的来水，同时又与下降管、联箱、 水冷壁共同组成水循环回路。 水在水冷壁中吸热而生成的汽水混合物汇集于汽包， 经汽水分 离后向过热器输送饱和蒸汽。(3) 下降管。是水冷壁的供水管道，其作用是把汽包中的水引 入下联箱再分配到各个水冷壁管中。 分小直径分散下降管和大直径集中下降管两种。 小直径 下降管管径小，对水循环不利。(4) 水冷壁下联箱。联箱主要作用是将质汇集起来，或将工 质通过联箱通过联箱重新分配到其它管道中。 水冷壁下联箱是一根较粗两端封闭的管子， 其 作用是把下降管与水冷壁连接在一起，以便起到汇集、混合、再分配工质的作用。(5) 水冷 壁。位于炉膛四周，其主要任务是吸收炉内的辐射热，使水蒸发，它是现代锅炉的主要受热 面，同时还可以保护炉墙。(6) 过热器。其作用是将汽包来的饱和蒸汽加热上成具有一定温 度的过热蒸汽。(7) 再热器。其作用是将汽轮机中做过部分功的蒸汽再次进行加热升温，然 后再送到汽轮机中继续做功。“炉”是燃烧系统，它的任务是使燃料在炉内良好的燃烧，放出 热量。它由炉膛、燃烧器、点火装置、空气预热器、烟风道及炉墙、构架等组成。 （1） 炉 膛。是由炉墙和水冷壁转成的供燃料燃烧的，燃料在该空间内呈悬浮状燃烧，释放出大量的 热量。 （2）燃烧器。位于炉膛四角或墙壁上，其作用是把燃料和空气以一定速度喷入炉内， 使其在炉内能进行良好的混合以保证燃料及时着火和迅速完全地燃烧。 分直流燃烧器和旋流 燃烧器两种基本类型。 （3）空气预热器。位于锅炉尾部烟道，其作用是利用烟气余热加热燃 料燃烧所需要的空气，不仅可以进一步降低排烟温度，而且对于强化炉内燃烧、提高燃烧的 经济性、干燥和输送煤粉都是有利的。锅炉效率可提高 2%左右。分管式和回转式两种。 （4） 烟风道。是由炉墙、部分受热面管道及包墙管等组成的管道，用以引导烟气的流动，并经各 个受热面进行热量交换，分为水平烟道和尾部烟道。辅助设备辅助设备包括通风设备（送、 引风机） 、燃料运输设备、制粉系统、除灰渣及除尘设备、脱硫设备等。三、燃煤锅炉的工 作过程由原煤仓落下的原煤经给煤机送入磨煤机磨制成煤粉。 在原煤磨制过程中， 需要热空 气对煤进行加热和干燥， 因此外界冷空气通过送风机送入锅炉尾部烟道的空气预热器中， 被 烟气加热成为热空气进入热风管道。 其中一部分热空气经排粉机送入磨煤机中， 对煤进行加 热和干燥， 同时这部分空气也是输送煤粉的介质； 另一部分热空气直接经燃烧器进入炉膛参 与煤粉的燃烧。 从磨煤机排出的煤粉和空气的混合物经燃烧器进入炉膛内燃烧。 煤粉在炉膛 内迅速燃烧后放出大量的热量，使炉膛火焰中心的温度具有 1500 度或更高的温度。炉膛四 周内壁布置有许多的水冷壁管， 炉膛顶部布置着顶棚过热器及炉膛上方布置着屏式过热器等 受热面。 水冷壁和顶棚过热器等是炉膛的辐射受热面， 其内部的工质在吸引炉膛的辐射热的 同时，使火焰温度降低，保护炉墙不致被烧坏。为了防止熔化的灰渣黏结在烟道内的受热面 上，烟气向上流动到达炉膛上部出口处时，其温度要低于煤灰的熔点。高温烟气经炉膛上部 出口离开炉膛进入水平烟道， 与布置在水平烟道的过热器进行热量交换， 然后进入尾部烟道， 并与再热器、省煤器、和空气预热器等受热面进行热量交换，使烟气不断放出热量而逐渐冷 却下来，使得离开空气预热器的烟气温度通常在 110-160 度之间。低温烟气再经过除尘器除去大量的飞灰， 最后只有少量的细微灰粒随烟气由引风机送入烟囱排入大气。 煤粉在炉膛中 燃烧后所生成的较大灰粒沉降到炉膛底部的冷灰斗中， 被冷却凝固落入排渣装置中， 形成固 定排渣。由给水泵送向锅炉的给水，经过高压加热器加热后进入省煤器，吸收锅炉尾部烟气 的热量后进入汽包， 并通过下降管引入水冷壁下联箱再分配给各个水冷壁管。 水在水冷壁中 吸收炉膛高温火焰和烟气的辐射热， 使部分水蒸发变成饱和蒸汽， 从而在水冷壁内形成了汽 水混合物。汽水混合物向上流动并进入汽包，通过汽包中的汽水分离装置进行汽水分离，分 离出来的水继续循环。 旋风分离器由简体、引入管、项帽、溢流环、简底导叶和底板等部件组成。 旋风分离器是一种分离效果很好的汽水分离设备。 其工作原理及工作过程是： 较高流速的汽 水混合物，经引入管切向进入简体而产生旋转运动，在离心力的作用下，将水滴抛向筒壁， 使汽水初步分离。分离出来的水通过筒底四周导叶，流人汽包水容积中。饱和蒸汽在筒体内 向上流动，进入顶帽的波形板间隙中曲折流动，在离心力和惯性力的作用下，小水滴被抛到 波形板上，在附着力作用下形成水膜下流，经简壁流入汽包水容积，使汽水进―步分离，而 饱和蒸汽从顶帽上方或四周引入汽包蒸汽空间。 电站锅炉随参数容量的不同， 其汽包内部装置也不完全―样， 现以高压和超高压锅炉的汽包 为例，介绍其内部装置、它们的布置及主要作用。 沿汽包长度在两侧装设若干旋风分离器，每个旋风分离器筒体顶部配置有百页窗(波形板)分 离器， 它们的主要作用是将由上升管引入的汽水混合物进行汽和水的初步分离。 在汽包内的 中上部，水平装没蒸汽清洗孔板，其上有清洁给水层，当蒸汽穿过水层时，便将溶于蒸汽或 携带的部分盐分转溶于水中，以降低蒸汽的含盐。靠近汽包的顶部设有多孔板，均匀汽包内 上升蒸汽流，并将蒸汽中的水分进一步分离出来。汽包中心线以下 150mm 左右设有事故放 水管口；正常水位线下约 200mm 处设有连续排污管口，再下面布置加药管。下降管入口处 还装设了十字挡板．以防止下降管口产生漩涡斗造成下降管带汽。 汽包内有哪些汽水分离装置？其工作原理如何？ 答：汽包内比较常用的汽水分离装置是旋风分离器、波形板分离器（百叶窗）和多孔板。 从水冷壁、对流管束或沸腾式省煤器来的汽水混合物进入汽包内的汇流箱，然后从切向 进入旋风分离器。高速旋转产生的离心力，使汽水混合物中的水滴甩至筒壁，形成水膜，在 重力作用下流入汽包水容积。 从旋风分离器顶部波形板分离器出来的蒸汽经汽包蒸汽空间的 重力分离后，再次经汽包顶部的波形板分离器分离。 为了防止蒸汽局部流速过高，将波形板分离器的水膜撕破而带水，影响汽水分离效果， 在波形板分离器的上部装有多孔板。 利用多孔板产生的阻力， 使蒸汽沿汽包长度均匀的进入 过热器。多孔板上的孔径约为 10mm，蒸汽流经多孔板的速度，中压锅炉未 8～10m/s，高压 炉为 6～8m/s，超高压炉为 4～6m/s。除氧器的工作原理： 除氧器是作为驱除锅炉给水中所含的溶解氧的设备， 以保护锅炉避免氧腐蚀。 工作原理给水的除 氧是电站锅炉或工业锅炉防止腐蚀的主要方法。 在容器中， 溶解于水中的气体量是与水面上气体 的分压成正比。采用热力除氧的主法，即用蒸汽来加热给水，提高水的温度，使水面上蒸汽的分 压力逐步增加，而溶解气体的分压力则渐渐降低，溶解于水中的气体就不断逸出，当水被加热至 相应压力下的沸腾温度时，水面上全都是水蒸汽，溶解气体的分压力为零，水不再具有溶解气体 的能力，亦即溶解于水中的气体，包括氧气均可被除去。除氧的效果一方面决定于是否把给水加 至相应压力下的沸腾温度， 另一方面决定于溶解气体的排除速度， 这个速度与水和蒸汽的接触表 面积的大小有很大的关系。 除氧器的主要作用是除去锅炉给水中的氧气和其它不凝结气体， 以保证给水的品质。 若水中溶解 氧气，就会使与水接触的金属被腐蚀，同时在热交换器中若有气体聚积，将使传热的热阻增加，降低设备的传热效果。因此水中溶解有任何气体都是不利的，尤其是氧气，它将直接威胁设备的 安全运行。在火电厂采用热力除氧，除氧器本身又是给水回热系统中的一个混合式加热器，同时 高压加热器的疏水、 化学补水及全厂各处水质合格的高压疏水、 排汽等均可汇入除氧器加以利用， 减少发电厂的汽水损失。 一、无头除氧器工作原理 来自低压加热器的主凝结水（含补充水）经 进水调节阀调节后，进入除氧器，与其他各路疏水在除氧器内混合，经喷头或多孔管喷出，形成 伞状水膜， 与由下而上的加热蒸汽进行混合式传热和传质， 给水迅速达到工作压力下的饱和温度。 此时，水中的大部份溶氧及其他气体基本上被解析出来，达到除氧的目的。从水中析出的溶氧及 其他气体则不断地从除氧器顶部的排汽管随余汽排出器外。 进入除氧器的高加疏水也将有一部分 水闪蒸汽化作为加热汽源， 所有的加热蒸汽在放出热量后被冷凝为凝结水， 与除氧水混合后一起 向下经出水口流出。 为了使除氧器内的水温保持在工作压力下的饱和温度， 可通过再沸管引入加 热蒸汽至除氧器内。除氧水则由出水管经给水泵升压后进入高压加热器。 二、除氧设备技术参 数 本公司除氧器设备为东方锅炉厂有限责任公司制造，除氧器的型式为：无头卧式，型号为： YC2010。主要技术参数如下：设计出力 2010t/h、最大出力 2110t/h，设计压力为 1.33MPa 、设 计温度为：376℃滑压运行范围 0.15～1.012MPa。 三、 除氧设备的结构 1、除氧器结构 本除 氧器为卧式双封头、 喷头、 再热沸腾管结构。 外直径为 3850mm， 总长约 31800mm， 总高 5660mm。 外壳封头壁厚为 28mm，筒身壁厚为 25mm，材质均为 16MnR。左、右封头上装设有 DN600 的 人孔，供检修除氧器内件用。筒身顶上设有 DN250 的安全阀二只及其它接口。内件主要由混合 水室，喷头，再热沸腾管，及下水管等组成。除氧器设三个支座，两端滚动，中间限位。相邻两 支座间距为 10000mm，筒体下方装设了防涡流装置的出水口三个及放水口等，筒身上还装设有 单室平衡容器，就地磁翻板水位计，就地温度计，压力表等配套附件。在除氧系统上还装配有进 水调节阀，进汽调节阀，溢流电动调节阀等。除氧器共布置有两只进口喷头（流量为 1200t/h， 由荷兰 STORK 公司进口） ，由于喷头弧形圆盘的调节作用，当机组负荷大时，喷头内外压差增 大，弧形圆盘开度亦增大，流量随之增大。当机组负荷小时，喷头压差降低，弧形圆盘开度亦减 少，流量随之减少。使喷出的水膜始终保持稳定的形态，以适应机组滑压运行。 四、除氧设备 的启动 1、启动前的检查 （1）确认真空泵启动许可条件均满足，汽轮机轴封汽已投运，轴封压 力正常。 （2）从 DCS 画面上启动真空泵运行，检查真空泵进口负压应逐渐增大，入口气动阀 自动打开。 （3）检查真空泵电动机启动电流和返回时间正常、轴承振动、气水分离器水位和排 气正常。 （4）检查板式热交换器工作正常，真空泵入口密封水温度正常。 （5）按同样步骤， 依次启动另外两台真空泵。 （6）当机组真空正常后，根据情况停用一台真空泵作备用。 （7） 启动真空系统可以用真空泵启动功能组投入。 2、除氧器的投入步骤 （1）确认除氧器启动排气 电动门、连续排气旁路门在开启位置。 （2）当凝结水系统冲洗合格后，开启除氧器冲洗放水门， 除氧器上水冲洗。 （3）除氧器水质合格后，将水位降至-900mm，关闭除氧器冲洗放水门。 （4） 投除氧器辅汽加热，开启辅汽至除氧器调门前后隔离门，缓慢开启辅汽至除氧器压力调节阀，控 制除氧器给水温升率不大于 4.26℃/min，加热过程中注意除氧器振动情况，如振动大时，应减缓 加热速度。 （5）除氧器投加热过程中，继续用凝结水泵将除氧器上水至正常水位。 （6）当除 氧器水温达到 100℃以后，关闭启动排气电动门，将辅汽至除氧器压力调节阀投入自动，检查除 氧器温升率不大于 4.26℃/min，除氧器压力逐渐上升到 0.147MPa。 （7）辅汽加热过程中，应 控制除氧器水位，如凝汽器未建立真空，禁止开启溢流、放水至凝汽器电动阀。 （8）凝结水系 统启动后，根据需要，除氧器水位调节投自动。 （9）当四抽压力达到 0.147MPa，检查除氧器 压力、水位正常，开启四段抽汽至除氧器电动阀，除氧器由辅汽切至四抽供汽，辅汽至除氧器压 力调节阀关闭，除氧器由定压运行变为滑压运行。 （10）当四段抽汽电动阀后逆止阀已开后， 应检查四段抽汽至除氧器电动阀前气动疏水阀关闭。 （11）根据给水含氧量调节除氧器的连续 排气电动门。 3、除氧器的停运 （1）当负荷小于 20％额定负荷时，除氧器由四抽切换为辅汽 加热，维持 0.147MPa 定压运行。 （2）当机组停止运行后，根据具体情况决定是否停止除氧器上水。 （3）除氧器若停运两个月以上，应采用充氮保护，切断一切汽源、水源，放尽水箱余水， 关闭放水阀，全面隔离后开启充氮总门和隔离门，对除氧器充氮并维持一定压力。 五、除氧设 备的正常运行 (1) 当机组正常运行后，关闭除氧器顶部排汽管路上的二只电动截止阀，排汽经 节流孔板排出。 (2) 汽轮机甩负荷时，当机组进入除氧设备的抽汽压力小于 0.15MPa 时应自动 关闭抽汽门， 紧急打开备用汽源并投自动压力调节使除氧设备维持在 0.15MPa 压力下定压运行。 当给水泵停运时关闭备用汽源，关闭进、出水阀门，除氧设备进入停运状态。 (3) 除氧设备在 正常运行情况下如发现出水含氧量不合格时，可适当开大排气阀开度。 (4) 运行中应经常监督 水位，使之应保持在正常水位值，当水位过高或过低时自动水位调节器应该动作，如发生故障应 及时处理。 (5) 正常运行时，各种阀门、水位表、压力表、温度计等应该齐全，灵敏和可靠， 并应经常检查。(6) 按运行规程要求定时检测并记录除氧设备运行压力、温度、水位、出水含氧 量和出力等参数。 [size=+0] 六、 除氧器联锁保护 （1） 当除氧器水位升高到高Ⅰ值时， 报警。（2） 当除氧器水位升高到高Ⅱ值时，联锁开启除氧器溢放水至凝汽器电动门。 （3）当除氧器水位升 高到高Ⅲ值时，联开#3 高加危急疏水调节门、联关四段抽汽至除氧器电动门和四抽逆止门 1、2 及 4 抽电动总门。 七、加热汽源的调节 当机组采用滑压运行时，作加热汽源的汽机四段抽汽至 除氧器管道上不装设调节阀，除氧器内工作压力随四段抽汽压变化而相应变化。此时，调节阀装 设在备用汽源至除氧器的管道上。若四段抽汽压力降至 0.147MPa 时，除氧器汽源应自动切换至 辅助汽源，此时，除氧器作定压运行。压力信号由装在除氧器上信号管发出，再通过电子仪表控 制进汽调节阀，当机组负荷上升，四段抽汽压力回升到 0.147Mpa 时，辅助汽源亦应自动切换至 四段抽汽。当机组作定压运行时，调节阀装设在加热蒸汽汽源前，压力信号由除氧器发出，再通 过电子仪表控制进汽调节阀。压力信号亦引至集控室压力表，供运行人员监视用。[size=+0] 八、 除氧设备的停运保护 除氧设备若停运在一周以内者，可以稍开备用汽源并关闭其它各种汽、水 进出阀，进行热态保护，内部压力可维持在 0.02MPa 。当设备较长时间停运（一周以上）时， 应放净内部积水进行充氮保护，维护充氮压力 0.02MPa ，或采用其它保护措施（如放防防腐剂 等） ，以防除氧器内壁受氧气或其它有害气体的侵蚀。 除氧器(作用) 用它来除去锅炉给水中的 氧气及其它气体,保证给水的品质,同时除氧器本身又是给水回热系统中的一个混合式加热器,起 了加热给水、提高给水温度作用。 2、除氧器工作原理： （膜式除氧器） 膜式除氧器应用了射流 和旋转技术，并采用了比表面积很大的填料―液汽网盒。 除氧器总体设计成两级除氧结构。 第 一级：除氧装置由起膜装置和淋水箅子所组成。 汽轮机的凝结水和化学补充水以及其它低于饱 和温度下的各种疏水都进入起膜装置的水室中混合， 混合后的水经过固定在上、 下管板上的起膜 喷管的喷孔以射流方式在起膜喷管的内壁上形成高速向下旋转的水膜。 向下流动的水膜与上升的 加热蒸汽接触后产生强烈的热交换过程， 当旋转的水膜流出起膜管时， 水温基本上接近了饱和温 度，水中的溶解氧将被除掉 90%―95%。 水膜流出起膜管后形成椎形裙体，并在重力和蒸汽流 的作用下被冲破而形成水滴，降落在淋水箅子上。 淋水箅子由五层 30 L×30 L等边角钢构成， 除氧水经过各层箅子同蒸汽进一步的进行热交换， 同时也为除氧水进入液体网填料盒进行均匀分 配。 液汽网填料盒是除氧器第二级除氧装置。 液汽网填料盒根据实际情况设计成单层或双层。 液汽网是一种新型高效填料，它是由不锈钢扁丝（0.1 L×0.4 L）以 ? 形编织成的网套，把液体 网按其自然状态盘成圆盘，圆盘直径相当于液汽网盒框体的内径，在圆盘的上下用扁钢和 Φ14 钢筋将其固装在液汽网的框体内， 除氧水经过液汽网盒使汽水更加充分接触，可将水中溶解最 大限度地高析出来，这一除氧过程保证了除氧器在变工况运行时的适应性能和稳定性能机组大修总结1、概述＃2 机组于 2004 年 9 月 6 日开始大修，至 2004 年 11 月 28 日结束。本次大修化学分厂标准 项目 18 项，非标项目 1 项。化学分厂#2 机组大修重点工作是大修解体技术监督检查、锅炉 的酸洗工作。 在本次大修中分厂加强了大修过程管理和物资材料消耗管理工作， 确保了大修 安全、优质、低耗的奋斗目标，取得了比较好的效果。从大修技术监督检查总体方面来看， ＃2 机组热力设备未发现明显结垢、腐蚀、积盐现象，设备健康状况良好。2、＃2 机组大修管理工作为做好#2 机组大修工作，分厂根据公司要求编制了#2 机组大修前设备诊断，并制定了“化 学分厂＃2 机组大修管理办法”。本办法从大修前准备、大修标准项目、非标项目、大修过 程监督、大修质量验收、大修安全措施和大修考核细则等几个方面，都提出了具体的规定和 要求，并在大修中严格考核执行。2.1 大修前完成了#2 机组大修安全、技术考试。对重点项目编写安全、技术措施。2.2 完成了大修作业技术交底工作。2.3 完成了#2 机组大修技术监督程序卡。2.4 完成了锅炉酸洗非标项目的各项准备工作及酸洗小型模拟试验工作， 并对漂洗一步工艺 进行了改进，使整个酸洗工作得以顺利进行。2.5 针对大修解体监督检查发现的问题，及时提交了#2 机组大修解体检查报告。2.6 在技术监督工作方面，除完成大修解体监督检查外，还对热力系统、油系统设备大修后 回装状态进行了检查并作了详细的记录。2.7 为确保检查质量， 做到修必修好， 分厂加强了对检修工艺标准等制度措施执行情况的检 查，检修项目修后履行验收制度，班组不得自行减少应修项目。2.8 大修中分厂加强了对物资、材料使用的管理。为有效的控制材料费用消耗，分厂设立了 大修材料消耗统计及班组作业工时、材料消耗登记卡片，并加强检查，使每一项材料消耗都 落实到每一具体设备上，从而避免了大修材料费用超支和浪费现象。2.9 为保持大修文明生产， 每天作业完工后坚持清扫整理作业现场， 每个作业项目完工后将 余料清净。3、大修技术监督a、＃2 机组概况:机组型号：N200―130/535/535 型主要参数：额定功率：200000 千瓦；新蒸汽压力：130 绝对大气压；冷却水温度：200℃； 给水温度：240℃；转速：3000 转/分。锅炉型号：HG―670/140―9主要参数：锅炉额定蒸发量：670 吨/小时；饱和蒸汽温度：286℃；过热蒸汽温度：540℃。b、两次大修期间机组运行的有关情况①、锅炉设备启停情况#2 机组上一次锅炉酸洗是 1995 年，上一次大修是 1999 年 9 月。在两次机组大修期间机组 共进行了两次小修及两次中修； 共启停 50 次其中非计划停机 17 次运行小时数为 41790 小时.②、机炉设备防腐蚀情况机炉的防腐蚀方法为带压放水余热烘干法，此种防腐的有效期为 7 天，不适合#2 机组大修 期间的防腐，因此在大修期内，热力设备的金属表面遭到氧腐蚀，尤其是汽轮机的隔板和叶 片上更明显。③、汽器漏泄情况＃2 机组复水器自 2000 年至 2004 年 11 月共微漏 194 次，运行找漏堵漏 4 次。3.1 锅炉部分：3.1.1 汽包汽包解体检查汽包内壁、 清洗孔板及旋风分离器上附着少量红褐色铁锈， 汽包底部有少量黑 褐色沉渣；旋风分离器倾倒 4 个，并且乙侧倾倒较多；中间位置清洗孔板脱落两个;加药管 上有黑褐色附着物；排污管外壁上比较清洁，排污管孔有少量堵塞。汽包甲侧有水位线位置 略有偏高，乙侧未见水位线；并且在清洗孔板上 50mm 处汽包内壁水平位置有一圈砖红色附 着物。 在此次大修中， 加药管、乙侧排污管进行了彻底清理。锅炉酸洗后检查， 汽包内清洁， 金属内壁为银灰色，无附着物。3.1.2 水冷壁本次大修共割取水冷壁管 2 根甲侧、乙侧各一根，位置是甲侧由前向后数第 80 根，标高 26 米乙侧由前向后数第 81 根，标高 26 米，检查管外壁完好，管内壁平滑呈红褐色，附着物均 匀分布。酸洗垢量：甲侧水冷壁：向火侧为 373.5g/m2 含铜量为 1.82g/m2；背火侧为 200.32g/m2，含铜量为 0.56g/m2。酸洗后管内壁平滑。乙侧水冷壁：向火侧为 410.8g/m2，含铜量为 0.67g/m2；背火侧为 383.7g/m2，含铜量为 1.76g/m2。酸洗后管内壁平滑。3.1.3 后屏过热器：割管位置：甲数第 11 排外 9。检查情况：内壁平滑呈钢灰色，有少量褐色附着物下弯头处有积水。此次大修中后屏过热器管中间 10 排热段外 8 圈更换.3.1.4 前屏过热器：割管位置：甲数第 7 排外 7。检查情况：内壁有钢灰色氧化层有少量腐蚀包，下弯头处有褐色腐蚀包，外壁无过热现象。3.1.5 对流过热器：割管位置：乙数第一排外迎火面。检查情况：内壁有一层厚的钢灰色氧化层.在此次大修中对流过热器管全部更换.3.1.6 冷段再热器：入口割管位置：由前向后数 12 排下 1。检查情况：内壁呈棕褐色，有明显的腐蚀包酸洗后管内壁有浅的片状腐蚀坑。出口割管位置：由前向后数 13 排外 1。检查情况：内壁呈红褐色，有突起状腐蚀产物，其下有点状小坑。3.1.7 热段再热器：入口割管位置：乙数第 16 排外 2。检查情况：管内壁有棕褐色氧化膜，层状，表面凸凹不平;酸洗后管内壁有大量较深的腐蚀 坑。出口割管位置：由甲－乙 37 排。检查情况：管内壁有一层钢灰色氧化层酸洗后管内壁光滑。3.1.8 低温省煤器：割管位置：甲后管箱前数第 10 排，上数第二根。检查情况：管内壁呈红褐色，内壁有小的氧蚀包。酸洗垢量：139.4 g/m2 酸洗后管壁内表面局部有氧腐蚀小坑。3.1.9 高温省煤器：割管位置：由前向后数 104 排上数第二根。检查情况：管内壁有棕红色附着物。酸洗垢量：151.7g/m2 酸洗后管内表面有腐蚀小坑。3.2 汽轮机及其辅机3.2.1 汽轮机本体汽轮机部分隔板和少量转子叶片上有锈蚀现象具体情况如下:①转子:低压缸转子无明显的红棕色附着物， 28、 第 29、 30、 级转子叶片背汽侧锈蚀严重， 31 其中 31 级转子叶片最严重，33、34、35 级叶片背汽侧有明显的锈蚀；中压缸转子大轴弯曲， 更换新的，检查发现少量叶片背汽侧有轻微的锈蚀，有少量红棕色附着物；高压缸转子叶片 上附着少量红褐色物质;中压缸一、二级围带无氧化铁积集.②隔板:低压缸隔板：第 28、29、31、32、35、37 级下隔板和 36 级上下隔板锈蚀最严重表 面粗糙，呈褐色；30、34 级下隔板较好，有少量锈蚀包；27 级上隔板背汽侧锈蚀严重，表 面粗糙。总体来看，低压缸隔板背汽侧都有锈蚀现象。③中压缸隔板：21、22 级隔板较好；20、23、24 级上下隔板背汽侧有少量红棕色附着物； 锈蚀最严重的是 25 级上下隔板和 26 级下隔板，整个隔板都严重锈蚀，表面粗造。④高压缸隔板附有少量红褐色物质。隔板的这种锈蚀与机组停备用期间系统不严密有关。3.2.2 凝汽器：凝汽器的检查凝汽器宏观检查，＃1、2 复水器内的空冷区铜管较好；＃3 复水器空冷区内的堵管较多，并 且由于滤网漏泄，石子较多。总的来看，铜管内有积水，水平两侧有蓝绿色铜锈，无新垢生成。在此次大修中凝汽器更换了部分铜管，具体情况如下：#1 复水器:上水室:新换铜管 792 根加堵铜管 198 根；下水室:空冷区铜管全部更换下水室共换新铜管 1441 根堵管 59 根。#2 复水器:上水室:新换铜管 1013 根加堵铜管 151 根；下水室:空冷区铜管全部更换下水室共换新铜管 1762 根堵管 29 根。#3 复水器:上水室:新换铜管 502 根堵管 106 根；下水室:空冷区铜管全部更换下水室共换新铜管 1684 根堵管 40 根。3.2.3 热水井：热水井内较好，#1 凝汽器内角铁脱落 1 根，＃2 热水井内角铁脱落 1 根，＃3 热水井由于凝汽器换铜管而将角铁全部拆下，在大修结束时回装好。3.2.4 连排扩容器：连排扩容器内壁有一层黑褐色粘泥状附着物。3.2.5 脱氧器：水箱内壁有少量凸起的锈蚀产物，水箱底部有少量积渣，除氧头内装置完好。3.2.6 主汽门、调速汽门及蒸汽滤网：主汽门、调速汽门和蒸汽滤网上无积盐，有少量土褐色和砖红色附着物。3.2.7 循环水泵：循环水泵有轻微腐蚀，无结钙垢现象，在泵室有泥与铁锈的混合物，表面粗糙。3.2.8 给水泵、凝结水泵：无腐蚀和积盐现象；给水泵转子上有一层厚的红褐色附着物。3.2.9 低压加热器：＃2、3 低压加热器管外壁有红棕色附着物，隔板处有磨损现象；＃1、2、3 低压加热器管内 壁有大量的红棕色附着物，＃4 低压加热器管内较干净。3.2.10 热力设备检查后综合评价3.2.11 汽轮机转子、隔板和叶片的结盐、腐蚀评价汽轮机转子、隔板和叶片基本不结盐设备腐蚀、结盐程度属于一类；低压缸和初凝区隔板基 本无氧腐蚀.3.2.12 凝汽器铜管腐蚀、结垢评价凝汽器铜管基本无结垢，均匀腐蚀＜0.005mm/a.，设备腐蚀、结垢程度属于一类。3.2.13 水冷壁向火侧结垢速率的评价水冷壁管向火侧的结垢速率是 43.5g/(m2 a)在标准 40～80 g/(m2 a)的范围内因此水冷壁管 向火侧结垢速率属于二类.3.2.14 省煤器管内腐蚀的评价省煤器管内壁有轻微的氧腐蚀，点蚀深度≤1mm， 管内壁腐蚀属于二类。产生氧腐蚀的原因 是给水中含微量溶解氧凝汽器漏泄时溶解含量氧增加.3.2.15 水冷壁管内壁腐蚀的评价水冷壁管内壁基本没有腐蚀，腐蚀程度属于一类。3.2.16 过热器、再热器管内腐蚀的评价过热器管内基本无腐蚀，腐蚀程度属于一类。再热器管内有轻微氧腐蚀，点蚀深度≤1mm， 属于二类腐蚀。3.2.17 本次大修发现热力设备存在的主要问题本次大修热力设备存在的主要问题是在停备和大修期间金属设备内表面遭到氧腐蚀， 尤其是 汽轮机隔板更为明显。原因是机组停炉时没有采取有效的防腐措施，带压放水、余热烘干法 不适合大修这种长时间停运机组。3.2.18 改进措施及建议机组的金属设备在大修期间产生的氧腐蚀， 比运行时产生的氧腐蚀更严重， 腐蚀产物也将严 重影响启动水质，并有可能在水流缓慢处析出，形成水垢。因此机组在大修期间应采取有效 的防腐措施，防止设备的氧腐蚀。通过实验室小型实验和#5 机组停炉时的实际加入，证明 使用 SW-ODM 防腐剂是有效的停炉防腐方法。此方法能保证金属在大修停备用期间免遭或减 少氧腐蚀，既保护了金属设备，又使启动水质得到改善，3.2.19 锅炉设备的酸洗#2 炉在本次大修期间进行了酸洗。采用盐酸酸洗，酸洗液的浓度是 5%，采用 JL―110 固体 缓蚀剂浓度是 0.5%，采用柠檬酸漂洗，亚硝酸钠钝化。酸洗结束后对解体设备进行了检查，汽包、水冷壁、下联箱、监视管内的铁锈已清洗干净，汽包内金属表面有银灰色钝化膜。监 视管内所放的试片的腐蚀速度为： 汽包钢是 1.80g/m2h， ＃20 钢是 1.90g/m2h 符合部颁标准 腐蚀速度小于 10 g/m2h 的要求，并且钝化膜用硫酸铜检验时间在 12－30 秒之间，达到了部 颁优良的标准，因此这次锅炉酸洗是成功的。本次酸洗共洗下沉积物 3099Kg。3.2.20 机组启动跟踪试验＃2 机组大修后启动水质较好，凝结水、给水在启动初期都有一段短暂的浑浊时间，很快水 质变澄清，水质的各项指标在机组并网后 15 个小时基本合格，从机组并网到水质合格所用 的时间比以前短， 这与锅炉酸洗时用亚硝酸钠钝化镀膜有关， 说明酸洗时用亚硝酸钠镀膜能 起到一定的防腐蚀作用。3.3 油、氢监督部分3.3.1 油系统检查3.3.1.1 前箱内部各滑阀均解体返班检查， 前箱打开时检查主油泵、 各滑阀外侧及前箱内比均无明显的腐 蚀现象。前箱底部无明显油泥。3.3.1.2 主油箱主油箱上盖打开后清扫过程中看主油箱底部杂质较少，油泥也较少、油浸部分无锈蚀。主油箱的滤网、磁力架抽出，滤网有一处一寸长裂口网上杂质很少，磁力架上有带状的黑色 杂质很多。取样回班分析，其成分主要是金属颗粒及其氧化物、纤维等物质。3.3.1.3 反冲洗检查滤芯和滤网小杂质较多，有少量油泥及氧化物、线头等物。内壁、管路均无锈蚀现象。3.3.1.4 冷油器解体后发现#1-#3 冷油器隔板上均有片状锈蚀。三台冷油器外壳的出口管附近均有锈蚀点， 检查冷油器内有部分铜管锈死堵管现象，并更换了 29 根铜管。密封油系统的冷油器铜管上杂质较多，但无锈蚀现象。3.3.1.5 因在机组大修前其油质颗粒度就长期不合格其杂质多为金属物引起相关单位的高 度重视在大修期间就这个问题也进行了原因查找与分析.经检查发现高压油泵上一片叶轮掉 了一块其材料为铸铁.研磨后带入油系统中造成油质颗粒度不合格在机组中造成隐患这次将 原因查找到后对这叶轮进行了更换。消除了隐患。3.3.2 机组回油及处理本次大修系统共回油 23.4 吨。9 月 15 日开始对回油进行倒罐过滤处理，每过滤一遍清扫油 罐一次，并用面粘至无杂质。至 9 月 22 日倒罐过滤 3 遍，分析油颗粒度 4 级，存于#6 罐备 用 10 月 25 日在机组上油前又将机组用油从#6 罐过滤了一次放在#7 罐中油质化验合格。26 日上午 9 时机组上油启动#2 泵于 13:35 分上油结束共上油 19 吨。 在油循环过程中#2 机又从 #1 高位油箱补过二次新油至使#2 机原用油没有全部回到#2 机主油箱中。后又因油质颗粒度 不合格经厂领导同意将机组中的部分油反回油班上新油。3.3.3 油循环油质跟踪分析从 11 月 3 日开始，对已回主油箱的油质进行净态油质分析颗粒度 4 级通知分厂及汽机检修 班组。 月 21 日密封油系统开始进行油循环。 12 月 1 日机组启机共循环 11 天每天按分 11 到 厂及生产部的安排，配合现场各系统大流量冲洗分别从密封油系统、润滑系统、调速系统的 多点进行取样分析，24 小时不间断跟踪试验。确保汽机大修后各项试验的完成。至 12 月 1 日启机前为止共进行颗粒度分析 83 次。本次大修油循环时颗粒度一直较差，合格时较少。杂质多为氧化产物、橡胶及砂粒。11 月 30 日生产部决定将系统中一部分油反回油班并将新油进行补充。共反回机组油 2 吨，同时 又向系统中补充原#2 机备用油和新油共 3.31 吨。 到启机时油质颗粒度也油没达到合格标准。 到 12 月 10 日为止油系统还在循环滤油，油质颗粒度已达到 4 级。同时油班又对返回的 2 吨#2 机油进行了过滤处理。经 3 次过滤后颗粒度已达 4 级。3.3.4 电气设备大修本次大修电气方面主要是 5122 开关大修、#2 主变、#2 高工变检查。#2 低工变因 PH 值不合 格进行了换油处理。电气设备大修回装后，按要求对 5122 开关、#2 主变、#2 高工变油进行简化分析（包括微水 分析），并按要求对#2 主变进行色谱分析，试验结果正常。小车开关也进行了换油。3.3.5 启机前的辅机油质分析工作机组启机前，对油班所监督的辅机油质情况也进行全面的分析和检查。本次大修＃2 机 3 台给水泵换油后油质不是很好，11 月 14 日发现#1 泵油质浑浊，有水分， 颗粒度 6 级。通知汽机滤油处理，15 日分析油质合格。其它２台泵油的颗粒度均合格备用。9 月锅炉制粉班发现#1 磨煤机油质不好要求我班进行油质化验发现油质乳化严重， 通知锅炉 后换油处理，合格。#2 机旋转滤网的油也进行了更换换油后油质合格.3.3.6 充、排氢本次大修充、排氢工作顺利完成。2004 年 8 月 31 日 20 时开始进行排氢， 月 1 日 0： 分化验含氧 0.5%； 9 20 氮纯度 97.6%合格。 3 时充空气合格。共用氮气瓶 40 瓶.11 月 29 日前夜开始充氢，17:15 开始化验至 22:50 充氮合格共用氮 59 瓶。11 月 30 日 0 时 50 分化验机内氢气质量充氢合格并通知值班员。11 月 30 日上午做机组启机前试验时化验氢纯度不合格， 氢纯度仅为 90.4%.并及时通知有关 领导和电气值班员.电气运行及时排污补氢后化验氢纯度 98.8%合格。3.3.7 大修期间耗油情况#32 油：#2 主、辅机油用油共 8.285 吨。其中主机用油 5.315 吨。#25 油:2570kg 。#45 油:1500kg 。4、化学检修设备4.1 完成除氧剂加药泵及其系统的检查主要包括：计量泵、转子流量计及其加药管路的检查。4.2 完成机组取样冷却水系统的大修主要包括：两台冷却水泵的大修，生水来、回水总门的更换工作，板式冷却器的检查，过滤 器的解体清扫，阀门检查等。并重新进行了水箱、管路、阀门的防腐刷油。4.3 完成高压加药泵的解体检查，及液压传动油的更换工作。4.4 完成循环水加酸系统的大修工作。主要包括：加酸喷射器的检修更换，加酸衬里管路的 漏泄检查及部分管件的更换。4.5 完成酸洗加酸泵的解体检修及锅炉酸洗工作。4.6 完成Ⅰ期加药间储药罐、阀门及管路的拆除、整理及防腐刷油工作。4.7 化学所属设备存在主要问题4.7.1 取样冷却水泵在解体后发现轴承上润滑脂局部劣化，轴承运行超过周期，内部游隙 0.20mm。机械密封磨损严重，联轴器弹性块橡胶断裂。4.7.2 除氧剂加药泵的解体检修，发现变速箱油质劣化，漏油较为严重。4.7.3 循环水加酸喷射器的喷嘴的变形严重，专用螺栓腐蚀不能再用，个别管件、弯头腐蚀 漏泄。5、化学仪表设备5.1 对凝结水、发电机内冷水、炉水、给水电导度表进行了检修校验，并填好效验记录。5.2 对各导电度表的发送器电极进行清洁处理。5.3 凝结水导电度表更换新的变色树脂。5.4 对给水、炉水ＰＨ表进行了检修校验，并填好效验记录。5.5 对甲、乙侧连排电动执行器的电缆进行了绝缘测试。5.6 更换甲、乙侧连排电动执行器。5.7 更换＃2 取样架 28 高压阀门。5.8 更换了 2 块冷却水泵出口压力表进行。6、#2 机组现存问题6.1 机组启动阶段水、汽质量较差，应加强锅炉停、备用保护工作。6.2 #2 机组在线化学仪表配装率低。6.3 一期三台机组集中取样器共用一套冷却水系统， 在夏季三台机组同时运行时， 不能保证 取样温度在合格范围内。加强电厂化学监督确保机组安全&放松化学监督，厂无宁日&。看到这句话，大家一定会记起当年震惊全国的天津大港电厂的 氢脆爆管事故。这个事实告诉我们，电厂化学是火电厂生产过程不可缺少的技术专业之一， 而化学技术监督则是火电厂安全生产的重要保证之一， 它和其他技术监督一起为火电厂的安 全经济运行保驾护航。化学技术监督的任务是保证电力设备长期稳定运行和提高设备健康水平； 化学技术监督 工作的方针是&安全第一，预防为主&；化学技术监督的目的是及时发现问题，消除隐患，防 止电力设备在基建、启动、运行和停、备用期间，由于水、气、汽、油、燃料品质不良而引 起的事故，延长设备的使用寿命，保证机组安全、可靠运行；化学技术监督工作的依据就是 国家、行业以及网省公司制订的各种标准、导则、规程、规范、准则、条例、管理办法等。 化学技术监督具有涉及面广、技术性强等特点。化学技术监督的主要对象是火力发电厂的工质， 是靠调整、 控制各种类型工质的监督指 标在导则或标准规定的范围内， 来控制或延缓锅炉、 汽机等热力设备的结垢、 积盐和腐蚀等， 以防止其发生损坏事故。我们知道：火电机组一旦安装就位并投入运行，锅炉、汽轮机、发电机、凝汽器等大型 设备均已成定局，想随意更换几乎不可能，但供给机炉的水、汽、煤等的质量则可以通过化 学工作人员的努力进一步提高。化学在电厂是一个小专业，但它是一个十分有活力的、活泼 的小专业，而不是不重要的专业。机组建成后要吃东西一一水、煤，这些东西必须&清洁卫 生&，而且还要合&胃口&，只有这样，才能为机组的安全、经济运行提供化学方面的保证， 不然机组也会象人一样生病一一结垢、积盐、腐蚀等。假如我们将热力系统中流动的水、汽 看作是人体中流动的血液，那么血液中如果有癌细胞，它流到哪，就烂到哪，机组也一样， 水汽质量不好，受害的只能是热力设备本身。 1 影响热力设备安全的重要化学因素 长期以来，大家都认为化学问题是慢性病，不会直接威胁机组的安全，特别是当许多问 题一起出现时，化学问题往往被主设备出现的问题所掩盖，而得不到关心和重视，其实随着 机组容量的增大和参数的提高， 化学显得越来越重要， 由化学原因引起的设备事故也逐渐体 现出突发性、快速性等特点，而且只要是化学原因引起的腐蚀破坏往往遍布于整个设备，而 决不可能只在与之接触的设备的局部发生：另外化学有时候象温柔的杀手，就象癌前期，当 积聚到某一水平时会突然爆发，而这时往往面积大，程度深，已经无法挽回。所以重视化学 监督指标的微量变化， 加强化学监督管理， 是防止热力设备发生突发性损坏事故的有力保证。 1．1 炉水低 PH 值 由炉水低 PH 值引起锅炉设备大面积腐蚀损坏的事故触目惊心。在众多的监督指标中， 给水、炉水的 PH 值是关键控制指标之一。炉水 PH 值异常，特别是低 PH 值时，会导致热 力设备大面积损坏，严重影响火电厂的安全生产，产生低 PH 值的情况有以下几种： 1)补给水呈酸性。由于炉外水处理操作不当或误操作，会使再生用酸直接进入除盐水， 或阴床深度失效，除盐系统直接出酸性水，都会造成除盐水 PH 值偏低，从而使供给锅炉的 水 PB 值偏低，在高温高压或垢下浓缩的情况下引起锅炉腐蚀爆管。这种情况在电力系统已 有发生。 2)酸洗残液引起炉水或局部炉水 PH 值极低：酸洗后酸洗液没有彻底冲洗干净，特别是 系统死角处的残留，在锅炉再启动后，会引起炉水 PH 值大幅度下降，随着温度和压力的升 高，锅炉设备在低 PH 值条件下发生快速、剧烈的反应，从而引起氢脆爆管。已有两台锅炉 酸洗后曾经发生过类似现象； 另外， 酸洗过程中， 如果水位控制不当， 酸洗液漫人到过热器， 机组再启动时则会引发过热器的大面积爆管事故， 严重威胁机组安全经济运行。 这种情况在 大、小机组中都有发生的先例。 3)凝汽器突然大量泄漏或长期微漏，由此带入炉水的 CL-在水冷壁管垢下发生水解．也 会引起垢下 PH 值下降。有资料报道，这种情况下炉水 PH 值局部会下降至 2 以下。如果此时化学监督不到位，不能及时发现隐患，或处理时机延误，同样会导致锅炉大面积爆管。这 种情况已在不少于两个电厂发生过。 4)向炉内添加酸式磷酸盐或磷酸盐暂时消失现象恢复时使炉水出现低 PH 值，八十年代 国内外先后推广应用协调磷酸盐水工况，为了控制 R 值在要求的范围内，需要向炉水加入 一定量的酸式磷酸盐(磷酸二氢钠或磷酸氢二钠)。由于盐类消失现象的存在，酸式磷酸盐会 在炉管壁发生沉积和溶解过程，引起炉水 PH 值下降，有资料报道，发生这种情况时炉水 PU 值可降至 5 以下，从而引起炉管发生大面积的酸式磷酸盐腐蚀。 1．2 蒸汽质量差 汽轮机的通流截面是按要求设计的，当叶片严重积盐时，将减少蒸汽的通流截面．引起 蒸汽通流量减少，从而导致汽轮机带负荷能力下降，直至达不到额定出力而停机，严重影响 机组的经济性。蒸汽中的二氧化硅、钠、铁等含量控制不当，就会引起汽轮机通流部分严重积盐。从而 导致机组带负荷能力下降。这种情况在超高压、和亚临界机组中均发生过。另外盐份在汽轮机叶片上沉积，还会引发腐蚀，腐蚀点将成为应力集中源，在转子的高 速旋转下，会发生叶片断裂，断叶片会连续破坏相邻叶片，引起汽轮机振动，严重时会造成 飞车事故。这种情况在我国过去曾发生过。 1．3 发电机内冷水水质不良 发电机内冷水水质不良会导致发电机烧毁事故， 华能岳阳电厂一号机组发电机定子绝缘 损坏重大事故已经给我们敲响了警钟。 发电机内冷水是一个独立的水循环系统， 而且发电机 线圈的通流面积又很狭小，如果内冷水水质不良或者引起线圈内结垢，或者引起线圈腐蚀， 最终均造成线圈堵塞，影响线圈换热，严重时导致线圈发热，以至于烧毁绝缘装置，绝缘击 穿的后果将不堪设想。 2 严格执行监督制度防止突发性事故发生 化学监督导则》(DL／T561-1995)、《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》(GB／ T)以及《华东化学技术监督条例》均给出了水汽质量劣化时的处理原则，它是防 止热力设备发生突发性事故的法宝，当水汽质量劣化时，一定不能轻视，必须严格执行三级 处理制度，否则，就会立即给我们点&颜色&看了。 3 加强化学监督确保机组安全 做好化学监督工作，是保证火力发电机组安全、经济、稳定运行的基础，为此，应注意 加强以下各方面工作。 3．1 正确理解水汽质量标准，努力提高水汽品质如何提高水汽品质，如何理解水汽质量标准呢?我们说&标准中的规定值&是指机组可保 持长期可靠运行的控制极限值， 也就是指杂质的最高允许含量。 机组正常运行时的控制值不 应只满足这个值，而应尽量控制在水汽质量的期望值范围内。认识到了这一点．我们就应该 把主要精力放在水汽品质的控制上，围绕水汽品质这个中心，不遗余力地净化热力系统，提 高水汽质量。这需要实事求是地制订水汽质量期望值并认真落实，严格执行。我们追求高的水汽品质合格率， 但不仅仅以此来判断化学监督工作的好坏。 只有真实可 靠的水汽品质数据才能及时暴露机组存在的问题， 为我们准确及时地调整运行工况提供可靠 的依据。化学监督工作的好坏，应以热力设备检修时的实际结果作为依据．并以此改进工作。近 年来，我省各厂热力设备结垢积盐现象均有好转，但与外省相比仍有较大差距，与国外机组 相比，差距更大，比如，从我省统计的数据来看，水冷壁管结垢率最小的为 19．4g／m2．y， 但江苏某电厂投产以来， 其热力设备的结垢率一直维持在 10g／m2． 左右， y 在国外就更小， 其汽包炉可以 10 年以上不清洗，直流炉可以终生不清洗。国内，热力设备的清洗一般以结 垢量或运行时间为依据，而国外已发展到用压力损失作为依据。 3．2 加大加深化学监督的全过程管理 造成热力设备通流部位积盐、结垢、腐蚀，影响机组安全经济运行的途径是多方面的， 它存在于我们电力生产的整个过程中， 以往我们对热力设备的化学技术监督只注重于运行时 的水汽品质合格率， 以水汽质量合格率的高低来衡量我们监督工作的好坏， 而忽略了对运行 以外环节的监督。其实，不管哪一个环节监督不到位，都会给设备带来威胁，化学上看似很 小的工作，对机组的安全影响却非同一般，比如取样头，其安装位置不对或方式不对，取出 的样就不具有代表性，实际上就等于失去了监督，同时也就失去了控制。所以，化学技术监 督应贯穿电力生产建设的全过程。经过多年努力， 大家已经对生产过程中的化学监督有了比较深刻的认识， 但基建项目的 化学监督仍未能引起足够的重视， 如不少基建单位没有化学监督专责人， 或有的基建项目无 化学监督负责人等； 有的机组在基建过程中完全失去了化学监督， 或对化学监督存在的问题 熟视无睹，造成设备还未投运，甚至还未安装就发生了严重的腐蚀，给国家造成重大经济损 失。另外，机组停用时，由于空气中的氧、二氧化碳和湿份的影响，设备表面不可避免地会 发生腐蚀，一方面，这些腐蚀产物成为再启动时水汽品质的主要污染源，另一方面，停用时 因腐蚀使金属表面粗糙，这种粗糙的表面又会促进运行中腐蚀的进行。由此可见，必须重视 停用保护和冷态启动工作。应该注意到，无论何时，放松对监督指标的控制或出于某种需要临时降低要求，其后果 不象误操作那样立即反映出来，往往有个潜伏期，但是一旦问题积累，情况恶化，就难以挽 回，且造成的后果非常严重，损失巨大。我们在这方面的教训非常深刻，必须认真吸取，真 正把技术监督作为企业的一种自觉行为。从思想和行动上加以高度重视。3．3 加强凝汽器管理，防止凝汽器泄漏 凝汽器泄漏是整个热力系统最大的污染源，我们称它为&万恶之源&。为了管好凝汽器， 应继续贯彻执行《安徽省火电厂凝汽器铜管管理条例》和《华东电网火电厂凝汽器管材管理 办法》特别注意凝汽器的运行维护和停备用保护及检漏装置的投运等工作。目前，老机组在更换铜管时，都能按《条例》执行，严把质量关，基建机组基本做到了 100 涡流探伤，但在凝汽器的维护保养、停用保护等方面还有很多工作没被重视，特别是胶 球清洗装置和循环水杀菌系统不能正常投运。另外，对循环水水质监督重视不够，有些单位 将冲灰水、生活污水直接排入循环水，更有甚者把化学废水也排入到了循环水系统，其中的 有害离子比如 S2-、NH4、NO2-等对铜管的腐蚀将产生重大影响。也有的单位完全放弃了对 凝汽器循环冷却水的监督，待凝汽器铜管结垢了还弄不清原因。 3．4 重视凝结水处理装置的投运 300MW 及以上机组均设计了凝结水处理系统， 凝结水 100 的经过处理是提高水汽质量， 降低热力设备积盐结垢的有效途径， 但专业人员对凝混床的认识不足， 特别是采用十八胺进 行停炉保护的机组，为防止凝混床树脂污染，启动初期常解列凝混床，而有的厂则由于凝结 水温度高，或凝水树脂被污染抑或设备缺陷等原因，也存在擅自解列凝混床的现象，还有的 表面上看凝混床在投运。而实际上旁路门几乎全开，氢型运行的凝混床可以 20 天以上不失 效。由此可见，必须首先提高对凝混床的认识．才能解决凝混床的正常投运问题。 3．5 重视开展机组的热化学性能试验 由于每台机组的性能差异， 其水汽品质必然存在差异， 热化学试验即是根据每台机组的 特性来确定水汽品质， 以便提供建立经济安全的机组运行工况的基础资料， 达到节能降耗的 目的。另外由于机组调峰频繁，各单位均不注意负荷变化速率，其实，通过热化学试验我们 可以知道每台机组的负荷变化速率对水汽品质的影响均不相同， 长期采用不适宜的负荷变化 速率是引起汽轮机积盐和腐蚀的重要原因之一。 3．6 重视辅助水系统的监督 辅助水系统的监督，包括发电机内冷水、炉循泵冷却水、闭式冷却水等等，由于这些指 标不参加总水汽品质合格率的统计， 往往被忽视。 华能岳阳电厂发电机绝缘损坏事故给我们 敲响了警钟，我省个别机组也已出现发电机线棒冷却水流量减少，压圈铜管结垢堵塞的现 象．就监督报表来看，大多数电厂的内冷水均有各种各样的问题，千万不可掉以轻心。 3．7 加强燃煤监督，降低发电成本 燃煤的质量监督是火电厂化学监督的一个重要组成部分， 它直接关系到锅炉的安全经济 运行。火力发电厂的燃煤费用约占发电成本的 70-80，随着电力体制改革的深入，厂网分开， 发电企业自负盈亏， 发电用煤实行按质计价， 燃煤的科学化监督管理对锅炉的安全运行和电 厂经济效益的提高显得越来越重要。 加强对全省火电公司人厂煤和入炉煤的煤质监督， 及时发现各火电企业燃煤采制化方面存在的问题并加以解决， 以保证采制规范， 化验结果正确可 信是降低发电成本的根本途径。 3．8 提高化学人员素质 一方面随着电力改革的不断深入和电力技术快速发展， 与进口机组配套的国外先进技术 和化学仪表将不断涌入，答对化学人员的素质要求越来越高。另一方面，由于历来对化学专 业认识不足， 认为化学简单、 轻松， 随便什么人都可以胜任等， 使得化学人员层次差别较大， 业务素质和分析基本功比较欠缺，特别是化学仪表专业人员。所以，强化培训化学人员的业 务技能显得尤为重要。 各单位应组织技术人员系统培训基本功， 应通过化学监督网等途径加 强监督条例、法规的宣传、贯彻和培训工作。只有人的素质提高了，才能有效发挥先进设备 的优势，才能体现先进技术的高效性。最后请我们牢记&放松化学监督、厂无宁日&这句话，共同铺就化学监督这块基石。 1. 火力发电厂及其生产过程： 电力工业的能源主要是水能、燃料热能和原子能。利用燃料热能发电的工厂叫火力发电 厂。 发电厂的设备主要(fa dian chang de she bei zhu yao)由锅炉、汽轮机、发电机、凝汽器、 水泵等组成。主要生产过程是，锅炉中的水吸收燃料燃烧时放出的热量，变成具有一定 压力和温度的蒸汽送入汽轮机。在流经汽轮机时，通过喷嘴降低压力和温度，提高蒸汽 流动速度。这种高速的蒸汽流冲动汽轮机转子上的叶片旋转，并带动同一轴上的发电机 转子旋转而发出电来。做完功的蒸汽送入凝汽器中被凝结成水（或送至热用户） ，然后 由给水泵提高压力后再送回锅炉继续加热，进行往复循环。 由此可见， 电能的生产过程(you ci ke jian _dian neng de sheng chan guo cheng)是一系列的 能量转换过程。即在锅炉内把燃料的化学能转变成蒸汽的热能；在汽轮机内把蒸汽的热 能转变成轴旋转的机械能；在发电机内把机械能转变成电能。 2.汽轮机部分组成及其作用： 汽轮机部分是有汽轮机本体、调速系统、危急保安器及油系统组成。 （1）汽轮机本体：由锅炉输出的高温高压蒸汽吹动叶轮转动，将热能转换为机械能。 （2）调速系统：使汽轮机在负荷变化时，自动增大和减小蒸汽的进汽量，保持汽轮机 在额定转速（3000r/min）下稳定运行。 （3）危急保安器：当汽轮机调速系统失灵，转速超过 3300 r/min，危急保安器动作，将 主汽门关闭，防止汽轮机损坏。 （4）油系统：它是供给汽轮机和发电机各处轴承的润滑油和调速系统用油。 3.郎肯循环过程： 郎肯循环是火力发电厂最简单的理论循环，其循环系统主要由锅炉、汽轮机、凝汽器、 给水泵等设备组成。 其循环过程是： 作为工质的给水经给水泵升压后打入锅炉省煤器内， 这个过程为水的绝热压缩过程；水在省煤器内预热，然后进入锅炉炉膛水冷壁内被加热 成饱和蒸汽，在流通过热器被加热成过热蒸汽，这个过程为定压加热过程；从锅炉出来 的过热蒸汽，经蒸汽管道进入汽轮机中，进行膨胀做功（汽轮机带动发电机转动发出电 能） ，这个过程是绝热膨胀过程；做完功后的蒸汽被排入凝汽器中进行冷却，放出热量 凝结成水，这个过程为定压放热过程。凝结水再通过一惟设备及给水泵重新送回锅炉加 热。从而完成了一个循环过程。由上述可知，实现郎肯循环，工质要在动力设备中完成吸热、膨胀、放热、压缩等四个 过程。 4、热交换的基本方式： 热交换就是由于温差而引起的两个物体或同一物体各部分之间的热量传递过程。在发电 厂中，热交换的好坏直接影响着发电厂的经济性。热交换一般通过热传导、热对流和热 辐射三种方式来完成。 热传(re4 chuan2)导： 热传导（导热）是指直接接触的物质各部分分子间进行热量传递过程。 热对流： 热对流是指流体各部分发生相对位移而引起的热量交换。 热辐射： 热射线传播热能的过程叫做热辐射。 5.换热器： 换热器是将热量由热流体传给冷流体的设备，通常在发电厂中按其用途和结构分为三 类：表面式、蓄热式和混合式。 6.离心泵: 电力生产中需要各种各样的泵，离心泵应用最为广泛。火电厂的给水泵、循环水泵、凝 结水泵均为离心泵。下面我们对离心泵的一惟基础知识进行一下介绍。 (1)离心泵的工作原理: 在泵内充满液体的情况下，叶轮旋转产生离心力，叶轮槽道中的液体在离心力的作用下 甩向外围，流进泵壳，使叶轮中心形成真空，液体就在大气压力的作用下，由吸入池流 入叶轮。这样液体就不断的被吸入和打出。在叶轮里获得能量的液体流出叶轮时具有较 大的动能，这些液体在螺旋形泵壳中被收集起来，并在后面的扩散管内把动能变成压力 能。 (2)离心泵的主要结构形式: 离心泵的结构复杂形式繁多，电厂常用的几种主要形式如下： 单吸单级泵: 单吸单级离心泵在电厂应用很广泛。一般流量在 5.5~300 ，扬程 8~150m 。 双吸单级离心泵: 双吸单级泵实际上等于两个相同的叶轮背靠背地装在同一根轴上并联地工作，这种泵不 但流量大，而且能自动地均衡轴向力。一般流量在 120~ ，扬程在 10~110 ，电厂的循 环水泵大部分采用此种结构形式。 分段式多级离心泵: 分段式多级离心泵用途较广泛，高、中、低压电厂锅炉给水泵大部分均采用这种结构形 式的给水泵。这种形式的泵实际上等于将几个叶轮装在同一根泵轴上串联地工作，所以 泵的扬程较高。 7．汽轮机本体概述： 滨州魏桥热电有限公司的汽轮机发电机组全部采用南京汽轮（电机）集团有限责仁公司 的系列产榀。 在邹平魏桥两地的电厂涵盖了 C12―3.43/0.981―2 型， C15―3.43/0.981―1 型，B25―8.83/0.981―2 型，C30―8.83/0981―1 型，C60―8.83/0.981 型，N60―8.83 型 和 N135―13.24/535/535 型等多种型号汽轮机机组。汽轮机转向:机头向机尾方向看顺时 针方向。额定转速： 3000r/min。 1）C12-3.43/0.981-2 （C15-3.43/0.981-1） 型式：中压单缸、单抽凝汽主汽门前蒸汽压力 3.43+0.2-0.29MPa 主汽门前蒸汽温度 535+10-15℃ 额定功率: 12 MW （15 MW） 2）B25-8.83/0.981-2 型式: 高压、单缸、背压 主汽门前蒸汽压力 8.83±0.49 MPa 主汽门前蒸汽温度 535+5-10℃ 额定功率: 25 MW 3）C30-8.83/0.981-1 型式：高压单缸非调整抽汽式 主汽门前蒸汽压力 8.83±0.49 MPa 主汽门前蒸汽温度 535+5-10℃ 额定功率:30 MW 4）C60―8.83/0.981 型式：高温高压、单缸、可调整抽汽、冲动式汽轮机 主汽门前蒸汽压力：8.83±0.49 MPa 主汽门前蒸汽温度：535+5-10℃ 额定功率：60 MW 5） N135-13.24/535/535 型 型式：超高压中间再热、双缸双排汽、单轴冲动凝汽式汽轮机 新 蒸 汽压 力： 13.24 Mpa 主汽门前蒸汽额定压力:13.24MPa 新蒸汽温度： 535 ℃ 主汽门前蒸汽额定温度：535 ℃ 再热 蒸汽温度： 535 ℃ 额定真空：- 96.1 Kpa 额定功率：135 MW 机组允许运行真空(报警): -83.5 KPa 8．汽轮机调节系统： （一）汽轮机调节系统的仁务： 现代火力发电厂中基本都用汽轮发电机组（简称机组）提供电能。电力生产的仁务是供 给电力用户一定数量和一定质量的电能。 由于电力用户对电能的需要是随时变化的，而电能又无法少量储存。因此汽轮机应该能 够及时地改变它所发出的功率，以适应用户耗电量的变化。 供电质量的指标主要有两个：一是频率，二是电压。 （二）对汽轮机调节系统的要求: （1）在正(_zai4 zheng4)常参数下，当主汽阀全开时，调节系统应能维持机组在额定转 速下稳定的运行。这一要求，是为防止机组在甩负荷后严重超速，以及便于机组并列和 解列而提出的。 （2）机组运行中负荷的摆动，应在允许范围内。为此，调速不等率、迟缓率、调压不 等率等各项指标，都必须控制在合理的范围内。 （3）在(_zai)设奸?围内，机组能在高频率、低参数情况下带满负荷，供热机组能达到 供汽出力。 （4）当机组突然甩负荷至零时，调节系统应能将机组转速控制在危急保安器动作转速 以内。 (三）汽轮机调节系统主要构成:转速感受机构：感受汽轮机转速变化，并将其变换成位移变化或油压变化的信号送至传 动放大机构。按其原理分机械式、液压式、电子式三大类。 传动放大机构：放大转速，感受机构的输出信号，并将其传递给执行机构。如系统中的 滑阀、油动机以及杠杆。 执行机构：通常有调节汽门和传动机构两部分组成。根据传动放大机构的输出信号，改 变汽轮机的进汽量。如系统中的调节阀和油动机活塞连接的杠杆。 反馈装置：为保持调节的稳定，调节系统必须设有反馈装置，使某一机构的输出信号对 输入信衡骧行反向调节，这样才能使调节过程稳定。反馈一般有动态反馈和静态反馈两 种。如杠杆反馈、窗口反馈、弹簧反馈。 (四)汽轮机的主要调节方式及传动机构的结构形式: 汽轮机的主要调节方式： 1）节流调节，2）喷嘴调节，3）滑压调节。 我公司 60MW 及下机组均采用喷嘴调节，135MW 机组(ji1 zu3)采用滑压调节。 汽轮机传动机构的结构形式： 1）提板式传动。2）杠杆式传动。3）凸轮式传动。 我 公 司 C12―3.43/0.981―2 型 和 C15―3.43/0.981―1 机 组 采 用 提 板 式 传 动 。 B25―8.83/0.981―2 型 C30―8.83/0.981―1 型 C60―8.83/0.981 型和 N60―8.83 型机组采 用凸轮式传动，N135―13.24/535/535 型机组采用杠杆式传动。 (五)汽轮机调节系统的主要概念: 1)速度变动率： 单机运行从空负荷到额定负荷， 汽轮机的转速由 降低至 ， 该转速变化值与额定转速 之 比称为速度变动率，以 表示。 即 较小的调节系统具有负荷变化灵活的优点，适用于担负调节负荷的机组； 较大的调节 系统负荷稳定性好， 适用于担负基本负荷的机组； 太大， 则甩负荷时机组容易超速； 太 小调节系统可能出现晃动，故一般取 4% ～ 6% 。 速度变动(su du bian dong)率与静态特性曲线有关，曲线越陡，则速度变动率越大，反之 则越小。 2)重叠度： 采用喷嘴调节的汽轮机，一般都有几个调节汽门。当前一个调节汽门尚未完全开启时， 就让后一个调节汽门开启，即称调节汽门具有一定的重叠度。调节汽门的重叠堕悫常为 10%左右，也就是说，前一个调(zuo3 you4 _ye3 jiu4 shi4 shuo1 _qian2 yi1 ge4 diao4)节汽 门开启到阀后压力为阀前压力的 90%左右时， 后一个调节汽门随即开(zuo you shi _hou yi ge diao jie qi men sui ji kai)启。 如果调节汽门没有重叠度，执行机构的特性曲线就有波折，这是调节系统的静态特性也 就不是一根平滑的曲线，这样的调节系统就不能平稳地工作，所以调节汽门必须要有重 叠度。 3)迟缓率 调节系统在动作过程中，必须克服各活动部件内的摩擦阻力，同时丈于部件的间隙，重 叠度等影响，使静态特性在升速和降速时并不相同，变成两条几乎平行的曲线。换句话 说，必须使转速多变化一定数量，将阻力、间隙克服后，调节汽门反方向动作才刚刚开 始。同一负荷下可能的最大转速变动 和额定转速 之比叫做迟缓率（又称为不灵敏度） ， 通常用字母 表示，即 调节系统迟缓率过大造成对汽轮机运行的影响有：（1）在汽轮机空负荷时；由于调节系统迟缓率过大，将引起汽轮机的转速不稳定，从 而使并列困难。 （2）汽轮机并网后，由于迟缓率过大，将会引起负荷的摆动。 （3）当机组负荷骤然甩至零时，因迟缓率过大、使调节汽门不能立即关闭，造成转速 突升，致使危及保安器动作。如危急保安器有故障不动作，那就会造成超速飞车的恶性 事故。 迟缓率不可能为零，理论上迟缓率为零的调节系统也是不稳定的。 最好的迟缓率是： =0.3% ～ 0.4% 。 4)一次调频及二次调频 一次调频：电负荷改变而引起电网频率变化时，电网中全部并列运行的机组均自动地按 其静态特性承担一定的负荷变化以减小电网频率的改变，称为一次调频。一次调频不能 精确地维持电网频率不变，只能缓和频率的变化程度。 二次调频：二次调频就是在电网频率不符合要求时，操作电网中某些机组的同步器，增 加或减少他们的功率，使电网频率恢复正常。一般来讲要靠二次调频才能精确地维持电 网频率的恒定。 （六）我公司的 C12―3.43/0.981―2 型汽轮机采用径向钻孔泵全液压(xing2 qi4 lun2 ji1 cai3 yong4 jing4 xiang4 zuan1 kong3 beng4 quan2 ye4 ya1)调节系统，C30―8.83/0.981―1 型机组采用的是电控油(xing2 ji1 zu3 cai3 yong4 de0 shi4 dian4 kong4 you2)电液伺服阀控 制的电液调节系统，C60―8.83/0.981 型机组采用的是低压透平油 DDV 阀控制的电液调 节系统。 N135―13.24/535/535 型机组采用的是高压抗燃油电液伺服阀控制的电液调节系 统。 9．汽轮机保护系统： 为了确保汽轮机的运行安全，防止设备损坏事故的发生，除了要求调节系统动作可靠显 外，还应具备必要的保护系统。保护参数的作用是对主要运行参数：转速、轴向位移、 真空、油压、振动等进行监视，当这些参数值超过一定的范围时，保护系统动作，使汽 轮机减少负荷或者停止运行。保护系统对某些被监视量还有指示作用，对维护汽轮机的 正常运行有着重要意义。 10．汽轮机油系统： 它主要由油箱、主油泵、注油器、辅助油泵、冷油器、滤油器、抽油烟风机装置、顶轴 油系统等和连接它们的管道及附件组成。 主要(zhu yao)设备及功能： 1)油箱： 润滑油箱是个大型的碳钢容器，油泵从油箱里供给所需的油以满足各种需要，一切的油 也均回到油箱。抽油烟风机装置、液位指示器、装在油箱顶部。三台辅助油泵在零米地 面，均是卧式油泵。各种泵的出口用管道连接到相应的供油总管。逆止阀用以防止油从 系统中回流。 （用来储油，同时起分离气泡、水分、杂质和沉淀物的作用。 ） 油箱的容量应满足： （1）应满足润滑及调节系统的用油量。 （2）保证在交流电源失掉且冷油器断水书四、汽轮机主要辅助设备1．汽轮机的辅助设备主要有哪些？ ．汽轮机的辅助设备主要有哪些？ 要有哪些汽轮机设备除了本体， 保护调节及供油设备外， 还有许多重要的 汽轮机设备除了本体， 保护调节及供油设备外， 辅助设备。主要有凝汽设备，回热加热设备，除氧器等。 辅助设备。主要有凝汽设备，回热加热设备，除氧器等。 2．凝器设备由哪些设备组成？ ．凝器设备由哪些设备组成？ 汽轮机凝器设备主要由凝汽器、循环水泵，抽汽器， 汽轮机凝器设备主要由凝汽器、循环水泵，抽汽器，凝结水泵等 组成。 组成。 3、凝汽设备的任务是什么？ 、凝汽设备的任务是什么？ 凝汽设备的任务是： 凝汽设备的任务是： ）、在汽轮机的排汽口建立并保持高度真空 （1）、在汽轮机的排汽口建立并保持高度真空。 ）、在汽轮机的排汽口建立并保持高度真空。 ）、把汽轮机的排汽凝结成水 （2）、把汽轮机的排汽凝结成水，在由凝结水泵送至除氧器。成 ）、把汽轮机的排汽凝结成水，在由凝结水泵送至除氧器。 为供给锅炉的给水。 为供给锅炉的给水。 此外，凝汽设备还有一定的真空除氧作用。 此外，凝汽设备还有一定的真空除氧作用。 4．凝汽器的工作原理是怎么样的？ ．凝汽器的工作原理是怎么样的？ 凝汽器中真空的形成主要原因是由于汽轮机排汽被冷却成凝结 凝汽器中真空的形成主要原因是由于汽轮机排汽被冷却成凝结 水，其比容急剧缩小。如蒸汽在绝对压力 4kPa 时蒸汽的体积比水的 其比容急剧缩小。 万多倍。当排汽凝结成水后，体积就大为缩小。 体积大 3 万多倍。当排汽凝结成水后，体积就大为缩小。使凝汽器形 成高度真空。 成高度真空。 凝汽器的真空形成和维持必须具有三个条件。 凝汽器的真空形成和维持必须具有三个条件。 ）、凝汽器铜管必须通过一定的冷却水量 （1）、凝汽器铜管必须通过一定的冷却水量。 ）、凝汽器铜管必须通过一定的冷却水量。 ）、凝结水泵必须不断地把凝结水抽走 （2）、凝结水泵必须不断地把凝结水抽走，避免水位升高，影响蒸 ）、凝结水泵必须不断地把凝结水抽走，避免水位升高， 汽的凝结。 汽的凝结。 ）、抽汽器必须把漏入的空气和排汽中的其它气体抽走 （3）、抽汽器必须把漏入的空气和排汽中的其它气体抽走。 ）、抽汽器必须把漏入的空气和排汽中的其它气体抽走。 5、什么是凝汽器的最佳真空？ 、什么是凝汽器的最佳真空？在排汽量和循环冷却水量一定的条件下， 增大循环冷却水量使汽 在排汽量和循环冷却水量一定的条件下， 轮机输出的功率增加，同时输入循环冷却水的循环水泵耗功随之增 轮机输出的功率增加，同时输入循环冷却水的循环水泵耗功随之增 加，当输出净功率为最大时，所对应的真空即凝汽器的最佳真空。 当输出净功率为最大时，所对应的真空即凝汽器的最佳真空。 6、什么是凝汽器的热力特征曲线? 、什么是凝汽器的热力特征曲线 凝汽器内压力的高低是受许多因素影响的， 其中主要因素是汽轮 凝汽器内压力的高低是受许多因素影响的， 机排入凝汽器的蒸汽量、冷却水的进口温度、冷却水量。 机排入凝汽器的蒸汽量、冷却水的进口温度、冷却水量。这些因素在 运行中都会发生很大的变化。 运行中都会发生很大的变化。 凝汽器的压力与凝汽量、 冷却水进口温度、 冷却水量之间的变化 凝汽器的压力与凝汽量、 冷却水进口温度、 关系称为凝汽器的热力特性。 关系称为凝汽器的热力特性。 在冷却面积一定， 冷却水量也一定时， 对应于每一个冷却水进水温度， 在冷却面积一定， 冷却水量也一定时， 对应于每一个冷却水进水温度， 可求出凝汽器压力与凝汽量之间的关系， 将此关系绘成曲线， 即为凝 可求出凝汽器压力与凝汽量之间的关系， 将此关系绘成曲线， 汽器的热力特征曲线。 汽器的热力特征曲线。 7．什么是凝汽器的冷却倍率？ ．什么是凝汽器的冷却倍率？ 排汽所需要的冷却水量，称为冷却倍率。 凝结 1kg 排汽所需要的冷却水量，称为冷却倍率。其数值为进 入凝汽器的冷却水量与进入凝汽器的汽轮机排汽量之比， 入凝汽器的冷却水量与进入凝汽器的汽轮机排汽量之比，一般取 50～80。 ～ 。 8、什么是凝汽器的极限真空？ 、什么是凝汽器的极限真空？ 凝汽设备在运行中应该从各方面采取措施以获得良好真空。 凝汽设备在运行中应该从各方面采取措施以获得良好真空。但真 空的提高也不是越高越好， 而有一个极限。 这个真空的极限由汽轮机 空的提高也不是越高越好， 而有一个极限。 最后一级叶片出口截面的膨胀极限所决定。 当通过最后一级叶片的蒸 最后一级叶片出口截面的膨胀极限所决定。 汽已达到膨胀极限时， 如果继续提高真空， 不可能得到经济上的效益， 汽已达到膨胀极限时， 如果继续提高真空， 不可能得到经济上的效益，反而会降低经济效益。 简单的说， 当蒸汽在末级叶片中的膨胀达到极 反而会降低经济效益。 简单的说， 限时，所对应的真空称为极限真空，也有的称之为临界真空。 限时，所对应的真空称为极限真空，也有的称之为临界真空。 称为极限真空 9、什么是凝汽器的额定真空？ 、什么是凝汽器的额定真空？ 一般汽轮机铭牌排汽绝对压力对应的真空是凝汽器的额定真空。 一般汽轮机铭牌排汽绝对压力对应的真空是凝汽器的额定真空。 这是指机组在设计工况、额定功率、设计冷却水温时的真空。 这是指机组在设计工况、额定功率、设计冷却水温时的真空。这个数 值并不是机组的极限真空值。 值并不是机组的极限真空值。 10、什么是空冷机组及空冷系统？ 、什么是空冷机组及空冷系统？ 所谓空冷电站， 是指用空气作为冷源， 直接或间接来冷凝汽轮机 所谓空冷电站， 是指用空气作为冷源， 组排汽的电站。采用空气冷却的机组，称为空冷机组。 组排汽的电站。采用空气冷却的机组，称为空冷机组。能完成这一任 务的系统，称为空气冷却系统，简称空冷系统。 务的系统，称为空气冷却系统，简称空冷系统。 11、空冷系统根据蒸汽冷凝方式的不同可以分为哪几种？ 、空冷系统根据蒸汽冷凝方式的不同可以分为哪几种？ 空冷系统根据蒸汽冷凝方式的不同， 空冷系统根据蒸汽冷凝方式的不同， 可分为直接空冷系统和间接 可分为直接空冷系统和间接 空冷系统。 空冷系统。 12、直接空冷系统的原理是什么？ 、直接空冷系统的原理是什么？ 直接空冷系统的原理是： 汽轮机的排汽直接进入空冷凝汽器的冷 直接空冷系统的原理是： 却部件， 冷却空气在管外流动， 蒸汽冷凝成水并把热量传给外界空气， 却部件， 冷却空气在管外流动， 蒸汽冷凝成水并把热量传给外界空气， 而凝结水则用泵送回锅炉的给水系统中。 而凝结水则用泵送回锅炉的给水系统中。 13、直接空冷系统的优缺点是什么？ 、直接空冷系统的优缺点是什么？ 直接空冷系统的优点是：设备少，系统简单，基建投资较少， 直接空冷系统的优点是：设备少，系统简单，基建投资较少，占 地少，空气量调节灵活，防冻性能好。 地少，空气量调节灵活，防冻性能好。 这种系统的缺点是： 运行时粗大的排汽管道密封困难， 维持排汽 这种系统的缺点是： 运行时粗大的排汽管道密封困难， 管内的真空困难，风机噪声大，启动时形成真空需要的时间较长。 管内的真空困难，风机噪声大，启动时形成真空需要的时间较长。14、凝汽器为什么要有热井？ 、凝汽器为什么要有热井？ 热井的作用是集聚凝结水， 利于凝结水泵的正常运行。 热井的作用是集聚凝结水， 利于凝结水泵的正常运行。 有 热井贮 存一定数量的水， 保证甩负荷时不使凝结水泵马上断水。 热井的容积 存一定数量的水， 保证甩负荷时不使凝结水泵马上断水。 内所聚集的凝结水流量。 一般要求相当于满负荷时约 0.5～1min 内所聚集的凝结水流量。 ～ 15、抽汽器的作用是什么？ 、抽汽器的作用是什么？ 抽汽器的作用是不断地将凝汽器内的空气及其它不凝结的气体 抽走，以维持凝汽器的真空。 抽走，以维持凝汽器的真空。 1. 16、什么是给水的回热加热？ 、什么是给水的回热加热？ 发电厂锅炉给水的回热加热是指从汽轮机某中间级和抽出一部 分蒸汽， 送到给水加热器中对锅炉给水进行加热， 与之相应的热力循 分蒸汽， 送到给水加热器中对锅炉给水进行加热， 环热力系统称为回热循环和回热系统。 加热器是回热循环过程中加热 环热力系统称为回热循环和回热系统。 锅炉给水的设备。 锅炉给水的设备。 17、为什么采用回热加热器后，汽轮机的总汽耗增大了，而热耗率和 、 什么采用回热加热器后，汽轮机的总汽耗增大了， 煤耗率却是下降的？ 煤耗率却是下降的？ 蒸汽所做的功减少了， 汽耗率增大是因为进入汽轮机的 1kg 蒸汽所做的功减少了， 而热 耗率和煤耗率的下降是由于冷源损失减少， 给水温度提高使给水在锅 耗率和煤耗率的下降是由于冷源损失减少， 炉的吸热量减少。 炉的吸热量减少。 18、加热器有哪些种类？ 、加热器有哪些种类？ 加热器按换热方式不同， 分表面式加热器与混合式加热器两种形 加热器按换热方式不同， 式。按装置方式分立式和卧式两种。 按装置方式分立式和卧式两种。 按水压分低压加热器和高压加热器。 一般管束内通凝结水的称为 按水压分低压加热器和高压加热器。 低压加热器，加热给水泵出口后给水的称高压加热器。 低压加热器，加热给水泵出口后给水的称高压加热器。19、什么是表面式加热器？表面式加热器主要有什么优缺点？ 、什么是表面式加热器？表面式加热器主要有什么优缺点？ 加热蒸汽和被加热的给水不直接接触， 加热蒸汽和被加热的给水不直接接触， 不直接接触 其换热通过金属壁面进行 的加热器叫表面式加热器。在这种加热器中，由于金属的传热阻力， 的加热器叫表面式加热器。在这种加热器中，由于金属的传热阻力， 被加热的给水不可能达到蒸汽压力下的饱和温度， 使其热经济性比混 被加热的给水不可能达到蒸汽压力下的饱和温度， 合式加热器低。优点是由它组成的回热系统简单，运行方便， 合式加热器低。优点是由它组成的回热系统简单，运行方便，监视工 作量小，因而被电厂普遍采用。 作量小，因而被电厂普遍采用。 20、什么是混合式加热器？混合式加热器的主要优缺点是什么？ 、什么是混合式加热器？混合式加热器的主要优缺点是什么？ 加热蒸汽和被加热的水直接混合的加热器称混合式加热器。 其优 加热蒸汽和被加热的水直接混合的加热器称混合式加热器。 点是传热效果好， 水的温度可达到加热蒸汽压力下的饱和温度 即端 （ 点是传热效果好， 差为零），且结构简单、价格低廉。 差为零），且结构简单、价格低廉。 ），且结构简单 缺点是每台加热器后均需设置给水泵， 使厂用电消耗大， 系统复 缺点是每台加热器后均需设置给水泵， 使厂用电消耗大， 杂。故混合式加热器主要做除氧器使用。 故混合式加热器主要做除氧器使用。 21、加热器疏水装置的作用是什么？ 、加热器疏水装置的作用是什么？ 加热蒸汽在加热器中放出热量后凝结成的水称为加热器的疏水。 加热蒸汽在加热器中放出热量后凝结成的水称为加热器的疏水。 加热器疏水装置的作用是可靠的将加热器内的疏水排出， 同时防止蒸 加热器疏水装置的作用是可靠的将加热器内的疏水排出， 汽随之漏出。 汽随之漏出。 22、高压加热器一般有哪些保护装置？ 、高压加热器一般有哪些保护装置？ 高压加热器的保护装置一般有如下几个： 水位高报警信号、 危急 高压加热器的保护装置一般有如下几个： 水位高报警信号、 疏水门、给水自动旁路、进汽门、抽汽逆止门联动关闭、 疏水门、给水自动旁路、进汽门、抽汽逆止门联动关闭、汽侧安全门 等。 23、什么是高压加热器给水自动旁路？ 、什么是高压加热器给水自动旁路？当高压加热器内部钢管破裂， 水位迅速升高到某一数值时， 高压加 当高压加热器内部钢管破裂， 水位迅速升高到某一数值时， 热器进、出水门迅速关闭，切断高压加热器进水，同时让给水经旁路 热器进、出水门迅速关闭，切断高压加热器进水， 直接送往锅炉，这就是高压加热器给水自动旁路。对于大机组来说， 直接送往锅炉，这就是高压加热器给水自动旁路。对于大机组来说， 这是一个十分重要的保护装置。 这是一个十分重要的保护装置。 24、什么是蒸汽冷却段、主凝结段、疏水冷却段？ 、什么是蒸汽冷却段、主凝结段、疏水冷却段？ 25、轴封加热器的作用是什么？ 、轴封加热器的作用是什么？ 汽轮机采用内泄式轴封系统时， 汽轮机采用内泄式轴封系统时，一般设有轴封加热器 亦称轴封 一般设有轴封加热器（ （ 冷却器），用以加热凝结水，回收轴封漏气， 冷却器），用以加热凝结水，回收轴封漏气，从而减少轴封漏气及热 ），用以加热凝结水 量损失，并改善车间的环境条件。 量损失，并改善车间的环境条件。 26、进入锅炉的给水为什么必须经过除氧？ 、进入锅炉的给水为什么必须经过除氧？ 这是因为，如果锅炉给水中含有氧气，将会使给水管道、 这是因为，如果锅炉给水中含有氧气，将会使给水管道、锅炉设 备及汽轮机通流部分遭受腐蚀， 备及汽轮机通流部分遭受腐蚀， 缩短设备的寿命。 缩短设备的寿命。 防止腐蚀最有效的 办法是除去水中的融解氧和其它气体，这一过程称为给水的除氧。 办法是除去水中的融解氧和其它气体，这一过程称为给水的除氧。 解氧和其它气体 27、给水除氧的方式有哪两种？ 、给水除氧的方式有哪两种？ 除氧的方式分物理除氧和化学除氧两种。物理除氧是设除氧器， 除氧的方式分物理除氧和化学除氧两种。物理除氧是设除氧器， 利用抽汽加热凝结水达到除氧目的； 化学除氧是在凝结水中加化学药 利用抽汽加热凝结水达到除氧目的； 品进行除氧。 品进行除氧。 28、除氧器的压力等级和结构形式有哪些？ 、除氧器的压力等级和结构形式有哪些？ 根据除氧器中的压力不同，可分为真空除氧器、大气式除氧器、 根据除氧器中的压力不同，可分为真空除氧器、大气式除氧器、 高压除氧器三种。 高压除氧器三种。 根据水在除氧器中散布的形式不同， 又分淋水盘式、 喷雾式和喷 根据水在除氧器中散布的形式不同， 又分淋水盘式、 雾填料式三种结构形式。 雾填料式三种结构形式。29、除氧器的工作原理是什么？ 、除氧器的工作原理是什么？ 水中溶解气体量的多少与气体的种类， 水中溶解气体量的多少与气体的种类， 水的温度及各种气体在水 面上的分压力有关。 除氧器的工作原理是： 面上的分压力有关。 除氧器的工作原理是： 的工作原理是 把压力稳定的蒸汽通人除 氧器加热给水，在加热过程中，水面上水蒸气的分压力逐渐增加， 氧器加热给水，在加热过程中，水面上水蒸气的分压力逐渐增加，而 其它气体的分压力逐渐降低， 水中的气体就不断地分离析出。 当水被 其它气体的分压力逐渐降低， 水中的气体就不断地分离析出。 加热到除氧器压力下的饱和温度时， 加热到除氧器压力下的饱和温度时，水面上的空间全部被水蒸气充 满， 各种气体的分压力趋于零， 各种气体的分压力趋于零， 此时水中的氧气及其它气体即被除去。 此时水中的氧气及其它气体即被除去。 30、除氧