第一篇：火力發電廠主要設備及其作用介紹

火力發電廠主要設備及其作用介紹

一次風機：干燥燃料，將燃料送入爐膛，一般采用離心式風機。

送風機：克服空氣預熱器、風道、燃燒器阻力，輸送燃燒風，維持燃料充分燃燒。

引風機：將煙氣排除，維持爐膛壓力，形成流動煙氣，完成煙氣及空氣的熱交換。

磨煤機：將原煤磨成需要細度的煤粉，完成粗細粉分離及干燥。

空預器：空氣預熱器是利用鍋爐尾部煙氣熱量來加熱燃燒所需空氣的一種熱交換裝置。提高鍋爐效率，提高燃燒空氣溫度，減少燃料不完全燃燒熱損失。空預器分為導熱式和回轉式。回轉式是將煙氣熱量傳導給蓄熱元件，蓄熱元件將熱量傳導給一、二次風，回轉式空氣預熱器的漏風系數在8～10％。

爐水循環泵：建立和維持鍋爐內部介質的循環，完成介質循環加熱的過程。

燃燒器：將攜帶煤粉的一次風和助燃的二次風送入爐膛，并組織一定的氣流結構，使煤粉能迅速穩定的著火，同時使煤粉和空氣合理混合，達到煤粉在爐內迅速完全燃燒。煤粉燃燒器可分為直流燃燒器和旋流燃燒器兩大類。汽輪機本體

汽輪機本體是完成蒸汽熱能轉換為機械能的汽輪機組的基本部分，即汽輪機本身。它與回熱加熱系統、調節保安系統、油系統、凝汽系統以及其他輔助設備共同組成汽輪機組。汽輪機本體由固定部分（靜子）和轉動部分（轉子）組成。固定部分包括汽缸、隔板、噴嘴、汽封、緊固件和軸承等。轉動部分包括主軸、葉輪或輪鼓、葉片和聯軸器等。固定部分的噴嘴、隔板與轉動部分的葉輪、葉片組成蒸汽熱能轉換為機械能的通流部分。汽缸是約束高壓蒸汽不得外泄的外殼。汽輪機本體還設有汽封系統。

汽輪機：汽輪機是一種將蒸汽的熱勢能轉換成機械能的旋轉原動機。分沖動式和反動式汽輪機。

給水泵：將除氧水箱的凝結水通過給水泵提高壓力，經過高壓加熱器加熱后，輸送到鍋爐省煤器入口，作為鍋爐主給水。

高低壓加熱器：利用汽輪機抽汽，對給水、凝結水進行加熱，其目的是提高整個熱力系統經濟性。

除氧器：除去鍋爐給水中的各種氣體，主要是水中的游離氧。

凝汽器：使汽輪機排汽口形成最佳真空，使工質膨脹到最低壓力，盡可能多地將蒸汽熱能轉換為機械能，將乏汽凝結成水。

凝結泵：將凝汽器的凝結水通過各級低壓加熱器補充到除氧器。

油系統設備：一是為汽輪機的調節和保護系統提供工作用油，二是向汽輪機和發電機的各軸承供應大量的潤滑油和冷卻油。主要設備包括主油箱、主油泵、交直流油泵、冷油器、油凈化裝置等。

在發電廠中，同步發電機是將機械能轉變成電能的唯一電氣設備。因而將一次能源（水力、煤、油、風力、原子能等）轉換為二次能源的發電機，現在幾乎都是采用三相交流同步發電機。在發電廠中的交流同步發電機，電樞是靜止的，磁極由原動機拖動旋轉。其勵磁方式為發電機的勵磁線圈FLQ（即轉子繞組）由同軸的并激直流勵磁機經電刷及滑環來供電。同步發電機由定子（固定部分）和轉子（轉動部分）兩部分組成。定子由定子鐵心、定子線圈、機座、端蓋、風道等組成。定子鐵心和線圈是磁和電通過的部分，其他部分起著固定、支持和冷卻的作用。

轉子由轉子本體、護環、心環、轉子線圈、滑環、同軸激磁機電樞組成。

主變壓器：利用電磁感應原理，可以把一種電壓的交流電能轉換成同頻率的另一種電壓等級的交流電的一種設備。

6KV、380V配電裝置：完成電能分配，控制設備的裝置。

電機：將電能轉換成機械能或將機械能轉換成電能的電能轉換器。

蓄電池：指放電后經充電能復原繼續使用的化學電池。在供電系統中，過去多用鉛酸蓄電池，現多采用鎘鎳蓄電池

控制盤：有獨立的支架，支架上有金屬或絕緣底板或橫梁，各種電子器件和電器元件安裝在底板或橫梁上的一種屏式的電控設備。

1、汽輪機沖轉前應具備那些條件？

主汽壓、主汽溫、再熱汽溫應符合規程要求；主油壓與潤滑油壓正常；潤滑油溫正常；大軸彎曲度正常；發電機密封油壓、內冷水壓正常，且有關差壓正常；汽輪機金屬溫差、差脹、軸向位移正常；軸承溫度正常。

2、啟動前應先對主、輔設備檢查那些項目？

檢查并確認所有的檢修工作結束；工具、圍欄、備用零部件均已收拾干干凈；所有的安全設施均已到位（接地裝置、保護罩、保護蓋）；拆卸下來的保溫層均已裝復，工作場所整齊整潔；檢查操作日志，從事主輔設備檢修的檢修工作目標已經注銷。

3、汽輪機有那些不同的啟動方式？

按啟動過程中主蒸汽參數分：額定參數啟動和滑參數啟動。

按啟動前汽輪機金屬溫度（內缸或轉子表面）水平分：冷態啟動；溫態啟動；熱態啟動。按沖轉時汽輪機的進汽方式分：高中壓缸啟動；中壓缸啟動。

按控制汽輪機進汽流量的閥門分：調節閥啟動；自動主汽閥或電動主汽閥啟動。

4、汽輪機熱態啟動的金屬溫度水平是如何劃分的？

金屬溫度低于150℃～180℃者稱為冷態啟動；金屬溫度在180℃～350℃之間者稱為溫態啟動；金屬溫度在350℃以上者稱為熱態啟動。有時熱態又分為熱態（350～450℃）和極熱態（450℃以上）。

5、熱態啟動應具備的條件是什么？

上、下缸溫差在允許范圍內；大軸晃度不允許超過規定值；啟動參數的匹配要符合規程要求；潤滑油溫不低于35～40℃；脹差應在允許范圍內。

6、汽輪機支持軸承的工作原理是什么？

根據建立液體摩擦的理論，兩平面之間必須形成楔形間隙；兩平面之間有一定速度的相對運動，并承受載荷，平板移動方向必須由楔形間隙的寬口移向窄口；潤滑油必須具有一定的粘性和充足的油量，才能保證兩平面間有油膜存在。

軸頸放入軸瓦中便形成油楔間隙。當連續地向軸承供給具有一定壓力和粘度的潤滑油之后，軸頸旋轉時與軸瓦形成相對運動，粘附在軸頸上的油層隨軸頸一起轉動，并帶動相鄰各層油轉動，進入油楔向旋轉方向和軸承端部流動。由于楔形面積逐漸減小，帶人其中的潤滑油由于具有不可壓縮性，潤滑油被聚集到狹小的間隙中而產生油壓。隨著轉速的升高，油壓不斷升高。當這個油壓超過軸頸上的載荷時，便把軸頸抬起，使間隙增大，則所產生的油壓有所降低。當油壓作用在軸頸上的力與軸頸上載荷平衡時，軸頸便穩定在一定的位置上旋轉，軸頸與軸瓦間形成油膜隔開，建立了液體摩擦。

7、中壓缸啟動有何意義？

中壓缸啟動是汽輪機啟動時，關閉高壓調節閥、開啟中壓調節閥，利用高、低壓旁路系統，先從中壓缸進汽啟動后切換為高、中壓缸聯合允許的啟動方式。中壓缸啟動可以充分加熱汽缸，加速熱膨脹；中壓缸啟動在熱態啟動時，可以縮短鍋爐點火至沖轉時間；中壓缸啟動可以解決熱態啟動參數高，造成機組轉速擺動，不易并網的問題；啟動初期，低壓缸流量增加，減少末級鼓風摩擦，提高了末級葉片的安全性；對特殊工況有良好的適應性，主要體現在空負荷和極低負荷運行方面。

8、汽輪機盤車裝置有何作用？

在汽輪機啟動沖轉前和停機后，使轉子以一定的轉速連續地轉動，以保證轉子均勻受熱和冷卻的裝置稱為盤車裝置。

在汽輪機沖轉前要用盤車裝置帶動轉子作低速轉動，使轉子受熱均勻，以利機組順利啟動；啟動前盤動轉子，可以用來檢查汽輪機是否具備運行條件，如動靜部分是否存在摩擦，主軸彎曲度是否正常等；停機后，投入盤車裝置，可攪合汽缸內的汽流，以利于消除汽缸上、下溫差，防止轉子變形，有助于消除溫度較高的軸頸對軸瓦的損傷。

9、汽輪機熱態啟動應注意那些問題？

汽輪機的熱態啟動是在盤車連續運行前提下先送軸封汽，后抽真空，且軸封供汽溫度應根據轉子表面和汽缸溫度水平及脹差確定；熱態啟動時應加強疏水，防止冷水冷汽進入汽缸，真空應適當保持高一些；熱態啟動時，法蘭螺栓加熱裝置的投入，要根據汽缸的溫度水平而定；根據高壓缸調節級金屬溫度在熱態啟動曲線上確定汽輪機沖轉參數、初負荷（系指高壓缸調節級汽溫與金屬溫度不匹配度低于精確匹配線以下所確定的最低負荷）、5%額定負荷保持時間及其升速率，注意汽輪機高壓缸調節級蒸汽溫度與其金屬不匹配度須在－56～111℃之間；主蒸汽溫度要在最低過熱度為50℃的情況下向汽輪機送汽，主汽閥前蒸汽參數應處于主汽閥啟動蒸汽參數曲線所示的標有在切換轉速下、主汽閥進口的最低汽溫的曲線上；熱態啟動的沖轉及帶負荷方式與冷態啟動相同，但要求順利迅速地進行；機組升負荷過程中，要密切注意主蒸汽溫度、脹差、缸脹和機組的振動情況，主蒸汽溫度的劇烈變化對汽輪機的一切運行狀態都可能造成嚴重后果。

10、多級沖動式汽輪機的軸向推力有那幾部分構成？其平衡措施有那些？

多級沖動式汽輪機軸向推力的構成：動葉上的軸向推力；葉輪輪面上的軸向推力；汽封凸肩上的軸向推力；轉子凸肩上的軸向推力。

多級沖動式汽輪機軸向推力的平衡措施：葉輪上開設平衡孔；設置平衡活塞；采用汽缸反向對置，使汽流反向流動；采用推力軸承。

11、汽輪機啟動前的主要準備工作有那些？ 確認按電廠規程對所有系統進行檢查正常；輔助設備各項試驗正常；主要儀表完備準確；各項保護裝置校驗正確投入運行；有關輔機、輔助設備按規程投入運行正常；發電機水冷、氫冷、密封油、氫氣系統投入運行正常；盤車投入，大軸彎曲正常，檢查轉動部分聲音正常；當鍋爐具備點火條件時，開始抽真空。

12、汽輪機禁止啟動的規定有那些？

調節系統卡澀，擺動不能消除；危急保安器動作不靈；自動主汽門或調節汽門卡澀或動作不靈；輔助油泵、盤車裝置工作失常；上、下缸溫差超過規定值；轉速表、軸向位移表等主要儀表失常；油質不合格；大軸撓度超過規定值等。

13、汽輪機滑銷系統有何作用？

保證汽缸定向自由膨脹，并能保持汽缸與轉子中心一致，避免因膨脹不均勻造成不應有的應力及伴同而生的振動。

14、啟動前向軸封供汽應注意什么問題？

軸封供汽前先對送汽管道進行暖管，使疏水排盡；必須在連續盤車狀態下向軸封供汽；向軸封供汽時間必須恰當；要注意軸封供汽溫度與金屬溫度的匹配；在高、低溫軸封汽源切換時不能太快，否則容易引起脹差的顯著變化，導致軸封處不均勻的熱變形。

15、高壓油采用汽輪機油的供油系統有那些主要設備構成？

一臺由汽輪機主軸直接帶動的離心式主油泵；一臺交流高壓輔助油泵；一臺交直流低壓潤滑油泵；二臺注油器；兩臺冷油器；還有濾油器、過壓度降低對機組運行有以下幾點影響：閥及潤滑油低油壓發訊器等。

16、汽輪機供油系統有那些作用？

供給調節系統和保護系統的用油；供給軸承潤滑用油；供給各運動付機構的潤滑用油；向發電機氫密封油系統提供密封油；供給盤車裝置和頂軸裝置用油。

17、影響脹差的因素有哪些？

答案要點：影響脹差的因素主要有：（1）主、再蒸汽的溫度變化率；（2）負荷的變化速度；

（3）軸封供汽溫度的高低及供汽時間的長短；（4）蒸汽加熱裝置的投入時間和所用汽源；（5）暖機時間的長短；（6）凝汽器真空的變化；（7）摩擦鼓風損失；（8）轉子回轉效應；

（9）汽輪機滑銷系統暢通與否；（10）汽缸保溫和疏水的影響。

18、啟動過程中可以通過哪些手段控制脹差？

答案要點：啟動過程中可以通過以下手段來控制脹差：（1）控制主、再蒸汽的溫度變化率；（2）控制負荷的變化速度

（3）調整軸封供汽溫度的高低及供汽時間的長短；（4）調整蒸汽加熱裝置的投入時間和所用汽源的溫度；（5）暖機時間的長短；

（6）在升速過程中也可適當調整凝汽器真空。

19、在主蒸汽壓力不變時，主蒸汽溫度升高對汽輪機運行有何影響？運行中應如何處理？

答案要點：主蒸汽溫度升高對機組運行影響： 制造廠設計汽輪機時，汽缸、隔板、轉子等部件根據蒸汽參數的高低選用鋼材，對于某一種鋼材有它一定的最高允許工作溫度，在這個溫度以下，它有一定的機械性能，如果運行中溫度高于設計值很多時，勢必造成金屬機械性能的惡化，強度降低，脆性增加，導致汽缸蠕變變形，壽命縮短，葉輪在軸上的套裝松弛，汽輪機運行中發生振動或動靜摩擦，嚴重時使設備損壞，故汽輪機在運行中不允許超溫運行。主蒸汽溫度升高的處理：

（1）主蒸汽溫度升高到540℃時，聯系鍋爐恢復正常，并報告值長；

（2）主蒸汽溫度升高到545℃，再次聯系鍋爐恢復正常，并報告值長減去部分負荷，直至汽溫恢復正常。在此汽溫下運行不得超過10分鐘，否則打閘停機，并做好超溫延遲時間記錄。

20、在主蒸汽壓力不變時，主蒸汽溫度降低對汽輪機運行有何影響？運行中應如何處理？

答案要點：主蒸汽溫（1）主蒸汽溫度下降，使汽輪機做功的焓降減少，故要保持原有出力，則蒸汽流量必須增加，因此汽輪機的汽耗增加，經濟性下降。另外，由于蒸汽流量增加，還可能造成通流部分過負荷。（2）主蒸汽溫度急劇下降，使汽輪機末幾級的蒸汽濕度增加，加劇了末幾級葉片的汽蝕，縮短了葉片使用壽命。

（3）主蒸汽溫度急劇下降，會引起汽輪機各金屬部件溫差增大，熱應力和熱變形也隨著增加，且脹差會向負值變化，因此機組振動加劇，嚴重時會發生動靜摩擦。（4）主蒸汽溫度急劇下降，往往是發生水沖擊的預兆，會引起轉子軸向推力增加。一旦發生水沖擊，則機組就要受到嚴重損害。若汽溫驟降，使主蒸汽帶水，引起水沖擊，后果極其嚴重。主蒸汽溫度降低的處理：

（1）應加強監視機組的振動、聲音、軸向位移、推力瓦溫度、差脹、汽缸金屬溫度、高中壓轉子應力趨勢等變化；

（2）主蒸汽單管溫度降至525℃時，聯系鍋爐恢復正常；

（3）兩平行主蒸汽管溫度偏差不大于14℃，否則應與鍋爐核準表計，并要求鍋爐恢復正常，兩管最大溫差不準超過42℃；

（4）主蒸汽溫度降至500℃時，開電動主閘門前及高導疏水門，當主蒸汽溫度降至490℃時，開各缸疏水門；（5）汽溫繼續下降，應按規定減負荷，直至停機；（450℃減負荷到零，430℃故障停機）。

21、汽輪機真空下降對汽輪機的運行有何影響？真空下降應如何處理？ 答案要點：汽輪機真空下降對汽輪機運行的影響主要有：（1）汽輪機的理想焓降減小，出力降低，經濟性下降；

（2）汽輪機真空下降，排汽壓力升高，相應的排汽溫度也升高，可能造成排汽缸及軸承等部件膨脹過度，引起汽輪機組中心改變，產生振動；

（3）由于排汽溫度升高，引起凝汽器冷卻水管的脹口松弛，影響了凝汽器的嚴密性，造成凝結水硬度增大；

（4）排汽的比體積減小，流速降低，末級就產生脫流及漩渦。同時還會在葉片的某一部位產生較大的激振力，頻率降低，振幅增大，極易損壞葉片，造成事故；（5）可能使汽輪機的軸向推力增大。凝汽器真空下降的處理：

（1）檢查排汽溫度與真空對照表，確定排汽壓力是否升高；（2）查找原因并迅速消除，及時投入備用抽汽設備；（3）根據要求降低負荷，直至停機。

（4）汽輪機的排汽溫度不準超過70℃；空負荷不準超過100℃。

22、什么是監視段壓力？運行中如何對監視段壓力進行分析？ 答案要點：調節級汽室壓力和各段抽汽壓力稱為監視段壓力。

除了汽輪機最后一、二級外，調節級壓力和各段抽汽壓力均與主蒸汽流量成正比變化。根據這個關系，在運行中通過監視調節級壓力和各段抽汽壓力，可有效地監督通流部分是否工作正常。

在安裝或大修后，應在正常運行工況下對汽輪機通流部分進行實測，求得機組負荷、主蒸汽流量與監視段壓力之間的關系，以作為平時運行監督的標準。

在同一負荷（主蒸汽流量）下，監視段壓力升高，則說明該監視段后通流面積減少，或者高壓加熱器停運、抽汽減少。多數情況下是因葉片結垢而引起通流面積減少，有時也可能因葉片斷裂、機械雜物堵塞造成減少段壓力升高。

如調節級和高壓I段、II段壓力同時升高，在可能是中壓調門開度受阻或者中壓缸某級抽汽停運。監視段壓力不但要看其絕對值升高是否超過規定值，還要監視各段之間壓差是否超過規定值。若某個級段的壓差過大，則可能導致葉片等設備損壞事故。

23、造成汽輪機大軸彎曲的原因有哪些？

答案要點：造成汽輪機大軸彎曲的原因是多方面的，主要有：

（1）動靜部分摩擦，裝配間隙不當，啟動時上、下缸溫差大，汽缸熱變形，以及熱態啟動大軸存在熱彎曲等，引起轉子局部過熱而彎曲。

（2）處于熱狀態的機組，汽缸進冷汽、冷水，使轉子上下部分出現過大溫差，轉子熱應力超過材料的屈服極限，造成大軸彎曲。

（3）轉子原材料存在過大的內應力，在高溫下工作一段時間后，內應力逐漸釋放而造成大軸彎曲。

（4）套裝轉子上套裝件偏斜、卡澀和產生相對位移。有時葉片斷落、轉子產生過大的彎矩以及強烈振動也會使套裝件和大軸產生位移，造成大軸彎曲。

（5）運行管理不嚴格，如不具備啟動條件而啟動，出現振動及異常處理不當，停機后汽缸進水等，造成大軸彎曲。

24、汽輪機軸向位移增大的原因有哪些？

答案要點：汽輪機軸向位移增大的主要原因有：

（1）汽溫汽壓下降，通流部分過負荷及回熱加熱器停用；（2）隔板軸封間隙因磨損而漏汽增大；（3）蒸汽品質不良，引起通流部分結垢；（4）發生水沖擊；

（5）負荷變化，一般來講，凝汽式汽輪機的軸向推力隨負荷的增加而增大；對抽汽式或背壓式來講，最大的軸向推力可能在某一中間負荷。（6）推力瓦損壞；（7）凝汽器真空下降；（8）電網頻率下降。

25、汽輪機軸向位移增大應如何處理？ 答案要點：軸向位移增大的處理要點：

（1）發現軸向位移增大時，應特別注意推力瓦塊溫度及其回油溫度，注意汽機振動情況，聽汽輪機內部是否有異常聲音。

（2）軸向位移增大到報警值(+1，-1.45㎜)時，應迅速降負荷，使其降到報警值以下，報告班長查明原因進行處理，并作好記錄。

（3）軸向位移增大到動作值(+1.2，-1.65㎜)時，若保護未動作，同時推力瓦塊溫度升高到95℃時，應緊急故障停機。

（4）軸向位移增大，振動增加顯著，軸承回油溫度顯著升高至75℃時，應緊急故障停機。

（5）軸向位移增大雖未達到極限值，但推力瓦溫度明顯升高，任一推力瓦塊溫度升高到95℃時，雖經減負荷處理仍不能恢復時，應故障停機。

26、汽輪機升負荷階段的注意事項有哪些？

答案要點：（1）應按規程規定嚴格控制升負荷率，并選擇一定的負荷段停留暖機，以控制金屬各部件之間的溫差和脹差；

（2）應按規程規定嚴格控制升溫、升壓速度；

（3）加負荷過程中還應經常檢查和監視調節系統工作正常、穩定，調門控制油壓或指令、油動機開度與當時負荷相對應，調節保安系統各部分油壓均正常；

（4）加負荷過程中還應加強對機組振動和聲音的檢查，尤其是推力瓦溫度的檢查；（5）負荷增加時，凝汽器水位、除氧器水位、軸封汽壓力、油溫、氫溫、內冷水溫、加熱器水位都容易變化，要加強監視檢查；

（6）隨著負荷的增加，應注意真空的變化，及時調節循環水的量；（7）應在負荷達額定值前，先把蒸汽參數提升到額定值；

（8）主蒸汽溫度350℃以上時，節流各管道疏水，防止疏擴超壓，主蒸汽溫度400℃以上時再關閉管道及本體疏水門；

（9）及時調整加熱裝置，當高外上缸溫度達400℃以上時，可停止加熱裝置；（10）門桿漏汽壓力高于除氧器壓力時倒向除氧器；

（11）150MW負荷汽溫汽壓額定時，與鍋爐聯系投入高加運行，并將疏水倒向除氧器，高加不投入時，負荷不超過180MW。

27、在主蒸汽溫度不變時，主蒸汽壓力升高對汽輪機運行有何影響？運行中應如何處理？

答案要點：

（一）主蒸汽壓力升高對運行的影響主要有：

在主蒸汽溫度不變時，主蒸汽壓力升高，整個機組的焓降就增大，運行的經濟性提高。但當主蒸汽壓力升高超過規定變化范圍的限度，將會直接威脅機組的安全，主要有以下幾點：

（1）機組末幾級的蒸汽濕度增大，使末幾級動葉片的工作條件惡化，水沖刷嚴重。（2）使調節級焓降增加，將造成調節級動葉片過負荷。

（3）會引起主蒸汽承壓部件的應力升高，將會縮短部件的使用壽命，并有可能造成這些部件的變形，以至于損壞部件。處理：

（1）主蒸汽壓力升高到13.23MPa時，應聯系鍋爐恢復主汽壓力并匯報值長；

（2）主蒸汽壓力升高到13.72MPa時，應立即匯報值長，并采取措施以恢復正常，并做好延遲時間記錄。

28、在主蒸汽溫度不變時，主蒸汽壓力降低對汽輪機運行有何影響？運行中應如何處理？

答案要點：主蒸汽壓力降低對運行的影響主要有：

（1）在主蒸汽溫度不變時，主蒸汽壓力降低，整個機組的焓降就減小，運行的經濟性降低。

（2）主蒸汽壓力降低后，若調節閥的開度不變，則汽輪機的進汽量減小，各級葉片的受力將減小，軸向推力也將減小，機組的功率將隨流量的減小而減小。對機組的安全性沒有影響。

（3）主蒸汽壓力降低后若機組所發功率不減小，甚至仍要發出額定功率，那么必將使全機蒸汽流量超過額定值，這時若各監視段壓力超過最大允許值，將使軸向推力過大，這是危險的，不能允許的。處理：

（1）主蒸汽壓力低于規定壓力時，聯系鍋爐恢復正常；

（2）主汽壓力繼續降低時，注意高壓油動機開度（或調節閥開度）不應超過規定值，否則應減去部分負荷，并注意汽溫、軸向位移、脹差等變化。

29、汽輪機正常運行中應對哪些參數進行監視？ 答案要點：汽輪機正常運行中應監視的參數主要有：

（1）蒸汽參數。主蒸汽、再熱蒸汽的壓力和溫度；調節級汽室、高壓缸排汽口和各段回熱抽汽的的蒸汽壓力和溫度；排汽壓力和排汽溫度。

（2）汽輪機狀態參數。機組的轉速和功率；轉子軸向位移和相對脹差；轉子的振動和偏心度；高、中壓缸及其進汽閥門金屬溫度；旁路管道金屬溫度；汽缸的內、外壁和法蘭內、外壁溫差；上下缸溫差；各支持軸承和推力軸承的金屬溫度。

（3）油系統參數。壓力油和潤滑油供油母管壓力；冷油器后油溫和軸承回油溫度；調節系統控制油的壓力和溫度；密封油壓、油/氫壓力差；各油箱的油位和油質。（4）各輔機的運行狀態。加熱器和水泵的投入和切除；給水、凝結水、循環水的壓力和溫度；各水箱的水位。

30、從沖轉到額定轉速的過程中要經過哪幾個階段？升速暖機過程中應注意什么問題？

答案要點：從沖轉到額定轉速的過程中要一般要經過沖轉、摩擦檢查及低速暖機；升速到中速暖機；升至全速三個階段。升速暖機過程中應注意的問題主要有：

（1）轉子沖動后，應檢查盤車裝置應自動退出，停止轉動；

（2）沖轉后，高排逆止門應開啟，為此要特別注意汽輪機高、低壓旁路的匹配；（3）摩擦檢查要抓緊進行，不要讓轉速降得太低；（4）對大機組，低速暖機主要是在低速下對機組進行全面檢查，并進行一些配合操作，停留時間不需太長；

（5）升速過程中應嚴格控制升速率，通過臨界轉速時要平穩，不得停留；（6）升速階段要特別注意監視機組的振動，防止振動超過規定值；（7）升速暖機過程中要特別注意監視機組膨脹及脹差情況；

（8）升速過程中，對軸溫、軸瓦溫度、軸承回油溫度等也應加強監視；（9）升速過程中還應加強氫密封油溫度及空氫側油壓差的監視和調整；

（10）及時調整凝汽器、軸加水位，根據油溫、風溫、內冷水溫的變化情況投各冷油器、冷風器和冷水器的水側。

31、汽輪機沖轉條件中，為什么規定要有一定數值的真空？

答案要點：汽輪機沖轉前必須建立一定的真空，一般為60kPa左右。若真空過低，轉子轉動就需要較多的新蒸汽，而過多的乏汽突然排入凝汽器，凝汽器汽側壓力瞬間升高較多，可能使凝汽器汽側形成正壓，造成排大氣安全薄膜損壞，同時也會給汽缸和轉子造成較大的熱沖擊。

沖動轉子時，真空也不能太過高，真空過高不僅要延長建立真空的時間，也因為通過汽輪機的蒸汽流量較少，放熱系數也小，使得汽輪機加熱緩慢，轉速也不易穩定，從而延長汽輪機的啟動時間。

32、汽輪機啟動時為什么要限制上、下汽缸的溫差？

答案要點：汽輪機上、下缸存在溫差，將引起汽缸的變形。上、下缸溫度通常是上缸高于下缸，因而引起汽缸的拱背變形，俗稱貓拱背。汽缸的這種變形使下缸底部徑向動靜間隙減小甚至消失，造成動靜部分的摩擦，尤其當轉子存在熱彎曲時，動靜部分摩擦的危險更大。

上下缸溫差是監視和控制汽缸熱翹曲變形的指標。大型汽輪機高壓轉子一般是整鍛的，軸封部分在軸體上車旋加工而成，一旦發生摩擦就會引起大軸彎曲發生振動，如不及時處理，可能引起永久變形。汽缸上下缸溫差過大常是造成大軸彎曲的初始原因，因此汽輪機啟動時一定要限制上下缸的溫差。

33、汽輪機冷態滑參數啟動時何時向軸封供汽？向軸封供汽時應注意哪些問題？ 答案要點：汽輪機冷態滑參數啟動時在沖轉前15分鐘向軸封供汽。向軸封供汽時應注意的問題有：

（1）嚴禁在轉子靜止狀態下向軸封供汽，并盡量縮短沖轉前向軸封送汽時間；（2）在送軸封供汽前應對軸封供汽聯箱及軸封供汽壓力調節閥前的管道進行充分暖管，并充分疏水，以防止水通過軸封系統進入汽輪機。

（3）啟動一臺軸抽風機運行，正常后開啟其入口門，將另一臺投入備用。（4）向各軸封供汽并保持調整門后汽壓，軸抽真空調整到正常值。

34、試敘述汽輪機的沖轉操作。

答案要點：1.檢查沖轉條件全部滿足，記錄以下參數：主、再熱蒸汽溫度、壓力、高壓缸第一級金屬溫度、中壓缸第一靜葉持環溫度、偏心率、真空、軸向位移、差脹、盤車電流、潤滑油壓力、溫度、EH油溫度。

2.聯系鍋爐，停用旁路系統，檢查一、二、三級減溫水應關閉，高壓缸排汽通風閥關閉。

3.在掛閘前，DEH應處于自動狀態，DEH操作盤“自動”，“DPU01主控”，“雙機運行”，“ＡTC監視”，“單閥”，“旁路切除”燈亮。

4.按下“掛閘”按鈕，并保持兩秒以上，檢查TV1、TV2、GV1~GV6、IV1、IV2均在關閉位置，RSV1、RSV2自動開啟并全開，單操開啟高排逆止門。

5.按“主汽門控制”按鈕，燈亮，GV1~GV6緩慢開啟至全開。

6.按下“升速率”鍵，設定升速率為100r/min；按下“目標值”鍵，設定“目標值”為600r/min/min，“保持”燈亮。

7.通知鍋爐、電氣及汽機值班員準備沖轉。按下“進行”健，燈亮，“保持”燈滅，機組開始升速。

8..當轉速達到600r/min時，“進行”燈滅，此時進行全面檢查。

35、防止汽輪機大軸彎曲的技術措施有哪些？ 答案要點：（1）汽缸應具有良好的保溫條件；（2）主蒸汽管道、旁路系統應有良好的疏水系統；（3）主蒸汽導管和汽缸的疏水符合要求；（4）汽缸各部分溫度計齊全可靠；

（5）啟動前必須測大軸晃動度，超過規定則禁止啟動；（6）啟動前應檢查上、下缸溫差，超過規定則禁止啟動；（7）熱態啟動中要嚴格控制進汽溫度和軸封供汽溫度；（8）加強振動監視；

（9）汽輪機停止后嚴防汽缸進水。36.汽輪發電機組的振動有哪些危害？

答案要點：（1）汽輪發電機組的大部分事故，甚至比較嚴重的設備損壞事故，都是由振動引起的，機組異常振動是造成通流部分和其它設備元件損壞的主要原因之一；（2）機組的振動，會使設備在振動力作用下損壞；（3）長期振動會造成基礎及周圍建筑物產生共振損壞。37.汽機停機方式有幾種，分別是什么？

汽機停機的方式可分為正常停機和故障停機。正常停機按停機過程參數的不同，可分為滑參數停機和定參數停機。故障停機分為一般故障停機和緊急故障停機，即破壞真空緊急停機。

38.汽機快速冷卻有哪幾種方式，快冷時應注意什么？ 汽機快速冷卻有以下幾種方式： 1）蒸汽逆流冷卻 2）蒸汽順流冷卻 3）壓縮空氣逆流快冷 4）壓縮空氣順流快冷 快冷應注意以下幾個方面問題： 1）快速冷卻的安全評價 2）投冷卻系統時間的選擇 3）冷卻介質的選擇

4）順流冷卻和逆流冷卻的選擇 39.什么是甩負荷試驗？

甩負荷試驗是在汽輪發電機并網帶負荷情況下，突然拉掉發電機主斷路器，使發電機與電力系統解列，觀察機組的轉速與調速系統各主要部件在過渡過程中的動作情況，從而判斷調速系統的動態穩定性的實驗。

甩負荷試驗應在調速系統運行正常，鍋爐和電氣設備運行情況良好，各類安全門調試動作可靠的條件下進行。甩負荷試驗，一般按甩負荷的1/

2、3/4及全負荷3個等級進行。甩額定負荷的1/

2、3/4負荷實驗合格后，才可以進行甩全負荷實驗。40.簡述緊急故障停機的步驟。

（1）手打危急保安器，檢查并確認自動主汽門、調節汽門、抽汽逆止門已關閉。（2）投入啟動油泵和交流潤滑油泵向軸承供油，調整氫壓和密封油壓。（3）需破壞真空的緊急停機（即前面介紹需緊急停機的1～13），應停止抽氣器并打開真空破壞門，必要時給發電機加上勵磁。

（4）當因進水緊急停機時，打開汽輪機的全部疏水門，并一直向軸封供汽，直至轉子靜止。

（5）注意轉子惰走情況。

41.汽輪機發生哪些情況需要緊急停機？ 發生以下情況：

1）汽機主油箱油位下降到報警值，補救無效； 2）汽輪發電機組任一軸承斷油；

3）汽輪發電機組任一軸承回油溫度超過允許值且軸瓦金屬溫度達95℃時； 4）汽輪發電機組及其油系統著火無法撲滅； 5）軸封冒火花；

6）汽機內部出現金屬撞擊聲；

7）主汽或再熱器溫3分鐘內下降50℃及以上； 8）發生水沖擊； 9）機組發生強烈振動；

10）汽機工況已達保護跳閘條件而保護拒動； 11）汽輪機任一缸中斷進汽；

12）發生嚴重危及人身設備安全的緊急情況

42.汽輪機的停機過程有何特點？停機過程如何分類？

汽輪機的停機過程是啟動的逆過程。在停機過程中汽輪發電機組的輸出功率由運行工況降至零，與電網解列，主汽門關閉，其轉速由于摩擦鼓風作用逐漸降至零。在停機過程中汽輪機的進汽量逐漸減小至零；高、中壓級前的蒸汽參數逐步降低，其汽缸和轉子等零件被逐漸冷卻。

按停機過程中進汽參數變化的特點，可分為額定參數停機和滑參數停機。按停機的原因或目的可分正常停機和事故停機兩大類。正常停機又可分為大修停機和調峰停機兩種；事故停機分為一般事故停機和緊急事故停機兩種。

大修停機后汽輪機要揭開汽缸進行檢修，而揭開汽缸必須待汽缸金屬溫度降至100℃左右才能進行。因汽缸保溫較好，靠停機后自然冷卻，需要較長的時間。為了縮短冷卻降溫的時間，在降負荷過程中，采用逐步降低主蒸汽壓力和溫度的辦法（即滑參數停機），進行強制冷卻。

調峰停機是在電網負荷低谷期間，將某些機組停機備用，待電網負荷增大時，再將此機組啟動。由于機組啟動時間與沖轉時汽缸最高金屬溫度有關：沖轉前汽缸的金屬溫度愈高，啟動時加熱的溫升量愈小，在熱應力相同的條件下，啟動所需的時間愈短。因此調峰停機應采用滑壓停機，或額定參數停機，在降負荷過程中盡可能保持主蒸汽和再熱蒸汽溫度不變，使停機后汽缸的金屬溫度較高，以縮短下一次啟動的時間，減小啟動損失，提高調峰的機動性。

43.大修停機過程如何進行？有什么特點？

大修停機過程可明顯的分為：降負荷；打閘停機與電網解列；轉速逐漸降至零（惰走過程）；停機后的處理四個階段。為了使機組充分冷卻，對于中間再熱機組，或可以切換為單元制的機組，多采用滑參數停機。在降負荷過程中，可保持調節閥開度不變，逐步降低主蒸汽和再熱蒸汽的溫度，并相應降低主蒸汽壓力，以保證蒸汽的過熱度和排汽濕度在允許范圍內。為了便于鍋爐操作，蒸汽的降溫和降壓交替進行，并適當安排暖機，使轉子中心孔的溫度也按一定的速度降低，避免出現過大的熱應力和負脹差。適時切換除氧器供汽和軸封供汽、停用高壓加熱器和一臺給水泵、一臺循環水泵。在盡可能低的負荷下，鍋爐熄火，打閘停機與電網解列。在惰走過程中，隨潤滑油壓降低，輔助潤滑油泵應自動投入。適時停用主抽氣器，使凝汽器真空為零時，轉速為零，停止向軸封供汽，立即投入盤車設備，進行連續盤車，直至汽缸溫度降至100℃。44.大修停機后進行快速冷卻可采用哪些冷卻介質？強制冷卻應注意哪些問題？ 大修停機后，在惰走過程，可采用低溫過熱蒸汽進行冷卻。在盤車過程，可采用空氣冷卻。

強制冷卻應注意：設計合理的冷卻系統，組織冷卻汽流，使汽缸和轉子均勻冷卻；控制冷卻介質的溫度及流量，以控制金屬的冷卻速度不超過1℃∕min，使熱應力在允許的范圍內；要控制汽缸的內、外壁溫差和上、下缸溫差，使它們符合運行規程的有關規定，同時要避免出現負脹差。

45.與大修停機相比，調峰停機過程有何特點？應注意什么問題？

調峰停機是在電網低谷期間，某些機組停機；而當電網負荷增加時，再將這些機啟動投入運行。由于啟動前汽輪機的金屬溫度愈高，啟動過程金屬的溫升量相應減小，啟動速度可以加快。為了縮短下一次啟動的時間，減少啟停損失，提高電網調度的機動性，在調峰停機過程中，盡可能保持機組的金屬溫度在較高的水平。調峰停機的特點是：在降負荷過程中，或保持蒸汽參數為額定值，或采取滑壓停機，盡可能保持主蒸汽和再熱蒸汽溫度不變；在盡可能高的負荷下打閘停機；在汽機打閘停機后，鍋爐才能熄火；凝汽器內真空為零后，才能停止軸封供汽和軸封抽氣，防止冷空氣由軸封漏入汽缸。

調峰停機也應該嚴格控制機組降負荷速度；適時切換除氧器供汽和軸封供汽、停用高壓加熱器和給水泵、循環水泵；同時避免機組被過分冷卻。

46.與正常停機相比，事故停機過程有何特點？一般事故停機與緊急事故停機有何差異？

事故停機過程的特點是：主汽門和調節閥迅速關閉，負荷瞬間降到零，機組與電網解列，進入惰走階段。

一般事故停機與緊急事故停機的差異在于：打閘停機后，要不要立即破壞凝汽器的真空。一般事故，允許機組繼續轉動，不需立即破壞凝汽器真空。按正常停機的惰走過程，適時停主抽氣器，轉速降到零時，凝汽器真空也降至零，停止向軸封供汽，投入盤車裝置進行盤車。而緊急事故停機打閘停機后，要立即破壞凝汽器的真空，以增加轉子的摩擦鼓風作用，使轉速迅速降至零。47.緊急事故停機對機組有何不利影響？哪些事故必需實行緊急事故停機？

由于緊急事故停機破環凝汽器真空時，大量冷空氣進入凝汽器，對凝汽器和低壓缸迅速冷卻，產生很大的“冷沖擊”，會造成凝汽器銅管急劇收縮，使其脹口松動，產生泄漏。而且使低壓缸和低壓轉子的熱應力增大，有時還會誘發機組振動增大。必需實行緊急事故停機的事故包括：（1）汽輪機的機械故障。機組振動突然超限；轉子軸向位移超限；汽缸內有異常聲音或動、靜部分發生摩擦；軸承金屬溫度過高；嚴重超速等。（2）潤滑油系統故障。潤滑油壓降至30~40kPa(表壓)，無法恢復；系統大量漏油，需停交流潤滑油泵；油箱油位降至最低油位，可能影響正常供油；發電機密封油壓降低，且低于氫壓等。（3）重大災害。車間起火，無法補滅；發生破壞性地震等

48.何謂惰走曲線？測繪惰走曲線有何作用？

在停機的惰走過程中，轉速隨時間的變化的曲線，稱為惰走曲線。惰走曲線反映轉子的機械狀態和主汽門、調節閥等的嚴密性，可以利用它進行上述問題的判斷。如果惰走時間增長，則說明閥門嚴密性欠佳，有蒸汽漏入汽缸，對轉子產生作用力；若惰走時間縮短，則說明動、靜部分存在摩擦，或系統嚴密性不佳；若轉速突降對應的轉速偏高，則說明軸承潤滑有故障或缺陷。

49.緊急事故停機與一般事故停機停機過程有何不同之處？

事故停機是在設備或系統出現異常、可能危及安全運行時，保護系統動作或操作員按動“停機”按鈕，主汽門和調節閥快速關閉，機組瞬間降負荷至零，與電網解列，進入惰走階段，使機組降速至零的停機過程。緊急事故停機與一般事故停機之間的差別是前者在主汽門關閉后，立即打開凝汽器的真空破壞閥，破壞凝汽器的真空。使汽缸內的壓力瞬間升至大氣壓力，加大轉子惰走過程的摩擦鼓風作用，迫使轉速迅速降至零，以避免轉子長時間轉動，而使機組損壞或事故擴大。而一般事故停機，則無須在主汽門關閉后，立即破壞凝汽器的真空。50．簡述滑參數停機的主要操作。

（1）停機前的準備。試驗高壓輔助油泵、交直流潤滑油泵、頂軸油泵及盤車裝置電機；為軸封、除氧器和準備好低溫汽源；并對法蘭螺栓加熱裝置的管道進行暖管。（2）減負荷。

1）帶額定負荷的機組，先將負荷按規定速度降到80～85%或更多一些。

2）通知鍋爐減弱燃燒降低蒸汽溫度和壓力（大概1℃/min的降溫速度），同時逐漸將調節汽門全開，穩定運行一段時間。

3）待汽缸法蘭溫差減小后，按滑參數停機曲線分階段（每一階段的溫降約為20～40℃）交替降溫、降壓、減負荷，直至負荷減至較低值。（3）解列發電機停機和轉子惰走

（4）盤車。當轉子完全靜止后，應立即投入盤車裝置，防止轉子產生熱彎曲。51．簡述滑參數停機的注意事項。

（1）滑停時，最好保證蒸汽溫度比該處金屬溫度低20～50℃為宜。過熱度始終保持50℃，低于該值。開疏水門或旁路門。

（2）控制降溫降壓速度。新蒸汽平均降溫速度為1～2℃/min，降壓速度為19.7kPa/min，當蒸汽溫度低于高壓內上缸壁溫30～40℃時，停止降溫。

（3）不同負荷階段降溫降壓速度不同。較高負荷時，可快些，低負荷時，降溫降壓應緩慢進行，以保證金屬降溫速度比較穩定。

（4）正確使用法蘭螺栓加熱裝置，以減小法蘭內外壁溫差和汽輪機的脹差。因為法蘭冷卻的滯后會限制汽缸的收縮。

（5）減負荷應等到再熱汽溫接近主蒸汽溫度時，再進行下一次的降壓。防止滑停結束時，因再熱蒸汽降溫滯后于主蒸汽降溫，使中壓缸溫度還較高。

（6）滑停時，不準做汽輪機的超速試驗。因為新蒸汽參數較低，要進行超速試驗就必須關小調節汽閥，提高壓力，當壓力提高后，就有可能使得新蒸汽的溫度低于對應壓力下的飽和溫度。此時再開大汽閥做超速試驗，就有可能有大量凝結水進入汽輪機造成水沖擊。

52．真空下降的危害有哪些？

1）導致排汽壓力升高，做功能力（焓降）減小，使機組出力減小。2）排汽缸和軸承座受熱膨脹，軸承負荷分配發生變化，機組產生振動。3）凝汽器銅管受熱膨脹產生松弛、變形、甚至斷裂，造成凝汽器泄漏。4）排汽容積減小，使末級產生脫流和旋渦。53．真空下降的現象有哪些？ 1）真空表指示下降； 2）低壓缸排汽溫度升高； 3）凝汽器端差明顯增大；

5）若保持負荷不變，將使軸向推力增大和葉片過負荷。4）凝結水過冷度增大；

5）在汽輪機調節汽門開度不變的情況下，負荷降低。54.真空急劇下降的原因有哪些？如何處理？ 1）循環水中斷

（1）主要表征：凝汽器真空急劇降落；排汽溫度顯著升高；循環水泵電機電流和進出口壓差到零。（2）原因及處理：

①循環水泵出口壓力、電機電流擺動，通常是循環水泵吸入水位過低、入口濾網臟堵所致，此時應盡快采取措施，提高水位或清除雜物。

②若循環水泵出口壓力、電機電流大幅度下降則可能是循環泵本身故障引起。啟動備用循環水泵，關閉事故泵的出水門；若兩臺泵均處于運行狀態同時跳閘時，即使發現并未反轉時，可強行合閘；無備用泵，應迅速將負荷降到零，打閘停機。

③循環水泵運行中出口誤關，備用泵出口誤開，造成循環水倒流，也會使真空急劇下降。若在未關死前及時發現，應設法恢復供水，根據真空情況緊急減負荷；若發現較晚，需不破壞真空緊急停機。④循環水泵失電或跳閘。需不破壞真空緊急停機。2）射水抽氣器工作失常

若射水泵出口壓力、電機電流同時到零，說明射水泵跳閘；若射水泵出口壓力、電機電流下降，則是由于泵本身故障或水池水位過低。發生以上情況均應啟動備用射水抽氣器，水位過低時應補水至正常水位。3）凝汽器滿水

凝汽器在短時間內滿水，一般是由于銅管泄漏嚴重（同時凝結水硬度增大），大量循環水進入汽側或凝結水泵故障（出口壓力和電機電流減小甚至到零）所致。處理方法是：立即開大水位調節閥并啟動備用凝結水泵，必要時將凝結水排入地溝，直至水位恢復正常。

4）低壓軸封供汽中斷

軸封供汽中斷的可能原因有：負荷降低時未及時調整軸封供汽壓力使供汽壓力降低；汽封系統進使軸封供汽中斷；軸封壓力調整器失靈，調節閥芯脫落。因此在機組負荷降低時，要及時調整軸封供汽壓力為正常值；若是軸封壓力調整器失靈應切換為手動，待修復后投入；若因軸封供汽帶水造成，則應及時消除供汽帶水。5）真空系統管道嚴重漏氣

真空系統漏入的大量空氣，最終都匯集到凝汽器中，使傳熱熱阻增大，真空異常下降。運行中真空管道嚴重漏氣，可能是由于膨脹不均使管道破裂，或誤開與真空系統連接的閥門所致。若是真空管道破裂漏氣則應查漏補漏予以解決；若是誤開閥門引起的，應及時關閉。

6）冬季運行時，利用限制凝汽器冷卻水入口流量保持汽輪機排汽溫度，致使冷卻水流速過低而在冷卻水出口管道上部形成汽塞，阻止冷卻水的排出，也會導致真空急劇下降。

55.真空緩慢下降的原因有哪些？如何處理？

因為真空系統龐大，影響真空因素較多，所以最容易發生，查找原因也比較困難。引起真空緩慢下降的原因通常有： 1）循環水量不足

循環水不足表現在同一負荷下，凝汽器循環水進出口溫差增大。找出循環水不足的原因，采取相應的方法進行處理。2）凝汽器水位升高 導致凝汽器水位升高的原因可能有：凝結水泵入口汽化（凝結水泵電流減小）、銅管破裂（凝結水硬度增大）、軟水門未關、備用凝結水泵的逆止門損壞（關備用泵的出口門后水位不再升高）等。處理方法分別為：啟備用泵，停故障泵；關閉備用泵的出水門，更換逆止門；關補充水門；降低負荷停半面凝汽器，查漏堵管。3）射水抽氣器工作水溫升高

工作水溫升高，使抽汽室壓力升高，降低了抽氣器的效率。當發現水溫升高時，應開啟工業水補水，以降低工作水溫。

4）真空系統管道及閥門不嚴密使空氣漏入

真空系統是否漏入空氣，可通過嚴密性試驗來檢查。此外，空氣漏入真空系統，還表現為凝結水過冷度增加，凝汽器傳熱端差增大。5）凝汽器內冷卻水管結垢或臟污

其表象是：隨著臟污日益嚴重，凝汽器傳熱端差也逐漸增大，抽氣器抽出的空氣混合物溫度也隨著增高。經真空嚴密性試驗證明不是由于真空系統漏入空氣而又有以上現象時就可確認凝汽器真空緩慢下降是由凝汽器表面臟污引起，應及時進行清洗。6）冷卻水溫上升過高 通常發生在夏季，采用循環供水更容易出現這種情況。為保證凝汽器真空應適當增加循環水量。

56．汽輪機進水的主要征象有哪些？

1）汽輪機軸向位移、振動、脹差負值大； 2）上下缸溫差≥43℃。

3）抽汽管上下溫差大于報警值，抽汽管振動，有水擊聲和白色蒸汽冒出。4）主蒸汽或再熱蒸汽溫度急劇下降。

5）主蒸汽或再熱蒸汽管道振動，軸封有水擊聲，管道法蘭、閥門、密封環、汽缸結合面和軸封處有白色濕蒸汽冒出。

6）推力瓦烏金溫度和回油溫度急劇增高。7）加熱器滿水或汽包、凝汽器滿水。

8）監視段壓力異常升高，機組負荷驟然下降。

各機組發生水沖擊的原因不同，上述象征不一定同時出現。57.發生汽輪機進水時如何處理？

當機組發生水沖擊事故時，應立即破壞真空緊急停機，密切監視推力瓦溫度、回油溫度、振動、軸向位移和機內聲音，開啟汽輪機本體及有關蒸汽管上的疏水門，注意轉子惰走情況。停止后，立即投入盤車，注意盤車電流并測量大軸彎曲值。轉子如果在停機過程中沒有發現任何不正常情況，可小心謹慎地重新啟動。若停機或再次啟動有異常情況時，應開缸檢查。

58.葉片斷落的一般象征有哪些？

1）汽輪機內部或凝汽器內有突然的響聲，伴隨機組突然發生振動。2）當葉片不對稱脫落較多時，使轉子不平衡，引起機組振動明顯增大。

3）調節級圍帶飛脫堵在下一級靜葉片上時，使通流部分堵塞，導致調節汽室壓力升高。

4）低壓末級葉片飛脫落入凝汽器內時，除了有較強的撞擊聲，且若打壞銅管，會使凝結水的硬度和導電率突增，熱井水位增高，凝結水的過冷度增大。

5）若機組抽汽部位葉片斷落，則葉片可能進入抽汽管。使抽汽逆止閥卡澀，或進入加熱器使管子損壞，水位升高。59.葉片斷落如何處理。

如果危急保安器未動作，應立即手打危急保安器，破壞真空緊急停機。若需重新啟動，必須做超速試驗，經調整合格，確認正常，才可以重新啟動。危急保安器動作后主汽門不能關閉，多數原因是閥桿卡澀、彈簧松弛或閥座中有雜物，此時應強行關閉，并立即關閉電動主汽門破壞真空緊急停機。待缺陷消除后才可重新啟動。60．汽輪機軸承損壞的危害有哪些？

軸承損壞事故，主要針對汽輪發電機組的推力軸承和支持軸承而言。當油膜被破壞，除會引起軸承燒瓦事故外，還會引起如下嚴重后果。

（1）軸瓦烏金燒熔時，轉子因軸頸局部受熱而彎曲，引起軸承振動和噪聲。

（2）推力瓦烏金燒熔時，轉子向后竄動，軸向位移增大，將引起汽輪機通流部分碰磨，導致機組損壞。

61．產生汽輪機軸承損壞的原因有哪些？

1）潤滑油壓過低。造成油壓過低的原因有：主油泵磨損；入口濾網臟堵；油系統逆止門不嚴密，使部分油從輔助油泵倒流入油箱；各軸承的壓力進油管及連接法蘭漏油等。

2）潤滑油溫過高。冷油器運行失常使潤滑油溫升高，油的粘度下降。

3）潤滑油中斷。造成潤滑油中斷的原因有：主油泵故障；油系統管道堵塞；油箱油位過低使主油泵不能正常工作等。

4）油質不良。包括：油質劣化，油中含有機械雜質；油中含水。

5）軸瓦與軸的間隙過大。軸瓦間隙正常為軸徑的0.001～0.003倍。若過大，一是油從軸瓦中流出速度過快，難形成連續油膜；二是隨軸上負荷的增大，更多的潤滑油被擠出，使油膜厚度減小

6）烏金脫落。產生原因：軸承振動過大；烏金質量不良或烏金材料因疲勞而變形；推力軸承負載過大；澆鑄烏金時溫度過高，使發生大小不一的塊狀剝落。7）發電機或勵磁機漏電。使推力瓦塊產生電腐蝕，承載能力下降。62．汽輪機軸承損壞的處理原則如何？

1）當發現軸向位移逐漸增加時，迅速減負荷使恢復正常，特別注意推力瓦金屬溫度和回油溫度。

2）當推力軸承軸瓦烏金溫度及回油溫度急劇升高冒煙，振動增大，說明軸瓦燒損，此時應立即手打危急保安器，解列發電機。

63.若因焊接問題引起高壓給水管道破裂時的處理步驟有那些？（1）發現給水不正常并判斷為高壓給水管路破裂；（2）聯系鍋爐，降負荷維持水位；（3）水位不能維持，緊急停機；（4）匯報值長，聯系電氣；（5）聯系檢修處理；（6）恢復音響聲光報警。

64.凝結水系統啟動前必須具備的主要條件？

（1）凝結水補充水箱水位正常，至凝汽器熱井的補充水管路充水，補充水泵已灌水；（2）凝結水系統，給水箱已沖洗完畢。凝結水系統已充水放氣，凝汽器熱井、除氧器給水箱充水至較高水位。

（3）凝結水泵再循環電動門開啟，凝結水最小流量再循環、除氧器給水箱、凝汽器熱井水位等自動控制裝置處于可運行狀態。

65.在運行中停止5#低壓加熱器的操作步驟是什么？ 1.關閉#5低加連續排汽門。

2.關閉五段抽汽電動門，開啟五段抽汽電動門前、逆止門后疏水閥。

3.若#5低加有檢修工作，應首先開啟#5低加凝結水旁路門，然后關閉#5低加凝結水進口門后，再關出口門。

4.對#5低加進行隔離：

A..五段抽汽電動門#5低加凝結水進、出口門、旁路門切電。

B.關閉#5低加出口門前事故放水一次手動門及二次電動門、并切電。

C.關閉#3高加至#5低加逐級疏水調節閥前截門。

D.關閉#5低加逐級疏水調節閥前、后截止門。

E.關閉#5低加事故疏水調節閥前、后截止門。

F.關閉#5低加連續排汽門。

G.關閉#5低加啟動排汽門。

H.關閉五段抽汽逆止門前、后疏水閥。

I.開啟#5低加汽、水側放水門泄壓至零。

66.影響給水溶氧量的因素有那些，如何保證給水溶氧量的合格？

（1）排汽閥開度，一二次加熱蒸汽的比例，主凝結水流量和溫度的變化，補水率的調整，給水箱中再沸騰管的運行狀況，疏水箱來的疏水；

（2）合適的排汽閥的開度，調整一二次加熱蒸汽的比例，注意調整主凝結水流量穩定，必要時投入再沸騰管，保持疏水箱來水的連續、均勻和小流量。67.在運行中停止單只高加的操作步驟是什么？

（1）聯系值長適當降低機組負荷（負荷按電廠規程）；（2）高壓加熱器疏水自動、保護解列；

（3）逐漸關閉高壓加熱器進汽門，控制給水溫度下降在規定范圍內（給水溫度下降速率按電廠規程）；

（4）關閉高壓加熱器向除氧器疏水門；（5）開啟高壓加熱器汽側放水門；（6）開啟抽汽逆止門前后疏水門；

（7）關閉高壓加熱器進水門、出水門（自動旁路打開）；（8）檢查高壓加熱器無水位。

68.汽動給水泵的啟動操作過程如何？（1）啟動前的檢查及準備（2）送軸封

（3）啟動前置泵（4）小機的啟動

1）小機的啟動有冷態和熱態之分，當小機從額定負荷停機后，在半小時內啟動時為熱態啟動，在0.5~12小時范圍內再啟動為半熱態啟動，停機時間超過12小時為冷態啟動。

2）冷態啟動：

A.沖轉條件滿足要求

B.沖轉

小機掛閘、開啟高低壓自動主汽門、選擇轉速自動方式，以100r/min/min的升速率升速至600r/min，暖機至少20分鐘，轉速超過40r/min，注意盤車裝置應自動脫扣，否則立即手動停止盤車裝置運行，注意監視軸向位移及機組振動，注意軸承金屬溫度及回油溫度的變化。

低速暖機結束，以200r.min/min的升速率升速至1800r/min 暖機25分鐘，并對機組進行全面檢查。

高速暖機結束后以300r/min/min的升速率升速至3000r/min，過臨界轉速時應注意平穩、快速地通過，不得停留。振動值不得超過0.125mm。

在就地手打危機保安器，注意高低壓自動主汽門、調速汽門應快速關閉無卡澀，小機轉速應明顯下降。

檢查一切正常后，小機重新掛閘，開啟高低壓自動主汽門，以300r/min/min的升速率升速至3000r/min

對機組進行全面檢查，一切正常。關閉小機本體及其它所有疏水閥。69.汽動給水泵的停止操作過程如何？

（1）汽動給水泵停止前的檢查。

（2）正常停機時，負荷降至180MW，先啟動電動給水泵并檢查一切正常后，將待停的汽動給水泵負荷轉移到電動給水泵后方可停止汽動給水泵運行。（3）汽動給水泵的停止：

A停運泵負荷到零，關閉停運泵出口門。

B將機組轉速降至3000r/min后，就地手打危機保安器停機，注意高、低壓自動主汽門及調速汽門應快速關閉無卡澀，機組轉速應明顯下降。

C開啟小機本體疏水閥，注意監視凝汽器真空的變化。

第二篇：火力發電廠原理及設備介紹

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火力發電廠原理及設備介紹 火力發電一般是指利用石油、煤炭和天然氣等燃料燃燒時產生的熱能來加熱水，使水變成高溫、高壓水蒸氣，然后再由水蒸氣推動發電機來發電的方式的總稱。以煤、石油或天然氣作為燃料的發電廠統稱為火電廠。火力發電站的主要設備系統包括：燃料供給系統、給水系統、蒸汽系統、冷卻系統、電氣系統及其他一些輔助處理設備。火力發電系統主要由燃燒系統（以鍋爐為核心）、汽水系統（主要由各類泵、給水加熱器、凝汽器、管道、水冷壁等組成）、電氣系統（以汽輪發電機、主變壓器等為主）、控制系統等組成。前二者產生高溫高壓蒸汽；電氣系統實現由熱能、機械能到電能的轉變；控制系統保證各系統安全、合理、經濟運行。火力發電的重要問題是提高熱效率，辦法是提高鍋爐的參數（蒸汽的壓強和溫度）。90年代，世界最好的火電廠能把40％左右的熱能轉換為電能；大型供熱電廠的熱能利用率也只能達到60％～70％。此外，火力發電大量燃煤、燃油，造成環境污染，也成為日益引人關注的問題。熱電廠為火力發電廠，采用煤炭作為一次能源，利用皮帶傳送技術，向鍋爐輸送經處理過的煤粉，煤粉燃燒加熱鍋爐使鍋爐中的水變為水蒸汽，經一次加熱之后，水蒸汽進入高壓缸。為了提高熱效率，應對水蒸汽進行二次加熱，水蒸汽進入中壓缸。通過利用中壓缸的蒸汽去推動汽輪發電機發電。從中壓缸引出進入對稱的低壓缸。已經作過功的蒸汽一部分從中間段抽出供給煉油、化肥等兄弟企業，其余部分流經凝汽器水冷，成為40度左右的飽和水作為再利用水。40度左右的飽和水經過凝結水泵，經過低壓加熱器到除氧器中，此時為160度左右的飽和水，經過除氧器除氧，利用給水泵送入高壓加熱器中，其中高壓加熱器利用再加熱蒸汽作為加熱燃料，最后流入鍋爐進行再次利用。以上就是一次生產流程。火力發電廠的基本生產過程 火力發電廠的主要生產系統包括汽水系統、燃燒系統和電氣系統，現分述如下：

（一）汽水系統： 火力發電廠的汽水系統是由鍋爐、汽輪機、凝汽器、高低壓加熱器、凝結水泵和給水泵等組成，也包括汽水循環、化學水處理和冷卻系統等。水在鍋爐中被加熱成蒸汽，經過熱器進一步加熱后變成過熱的蒸汽，再通過主蒸汽管道進入汽輪機。由于蒸汽不斷膨脹，高速流動的蒸汽推動汽輪機的葉片轉動從而帶動發電機。為了進一步提高其熱效率，一般都從汽輪機的某些中間級后抽出作過功的部分蒸汽，用以加熱給水。在現代大型汽輪機組中都采用這種給水回熱循環。此外，在超高壓機組中還采用再熱循環，既把作過一段功的蒸汽從汽輪機的高壓缸的出口將作過功的蒸汽全部抽出，送到鍋爐的再熱汽中加熱后再引入氣輪機的中壓缸繼續膨脹作功，從中壓缸送出的蒸汽，再送入低壓缸繼續作功。在蒸汽不斷作功的過程中，蒸汽壓力和溫度不斷降低，最后排入凝汽器并被冷卻水冷卻，凝結成水。凝結水集中在凝汽器下部由凝結水泵打至低壓加熱再經過除氧氣除氧，給水泵將預加熱除氧后的水送至高壓加熱器，經過加熱后的熱水打入鍋爐，再過熱器中把水已經加熱到過熱的蒸汽，送至汽輪機作功，這樣周而復始不斷的作功。在汽水系統中的蒸汽和凝結水，由于疏通管道很多并且還要經過許多的閥門設備，這樣就難免產生跑、冒、滴、漏等現象，這些現象都會或多或少地造成水的損失，因此我們必須不斷的向系統中補充經過化學處理過的軟化水，這些補給水一般都補入除氧器中。

（二）燃燒系統 燃燒系統是由輸煤、磨煤、粗細分離、排粉、給粉、鍋爐、除塵、脫流等組成。是由皮帶輸送機從煤場,通過電磁鐵、碎煤機然后送到煤倉間的煤斗內,再經過給煤機進入磨煤機進行磨粉，磨好的煤粉通過空氣預熱器來的熱風，將煤粉打至粗細分離器，粗細分離器將合格的煤粉（不合格的煤粉送回磨煤機），經過排粉機送至粉倉，給粉機將煤粉打入噴燃器送到鍋爐進行燃燒。而煙氣經過電除塵脫出粉塵再將煙氣送至脫硫裝置，通過石漿噴淋脫出流的氣體經過吸風機送到煙筒排人天空。

（三）發電系統 發電系統是由副勵磁機、勵磁盤、主勵磁機（備用勵磁機）、發電機、變壓器、高壓斷路器、升壓站、配電裝置等組成。發電是由副勵磁機（永磁機）發出高頻電流，副勵磁機發出的電流經過勵磁盤整流，再送到主勵磁機，主勵磁機發出電后經過調壓器以及滅磁開關經過碳刷送到發電機轉子，當發電機轉子通過旋轉其定子線圈便感應出電流，強大的電流通過發電機出線分兩路，一路送至廠用電變壓器，另一路則送到SF6高壓斷路器，由SF6高壓斷路器送至電網。火力發電廠的基本生產過程 這里介紹的是汽輪機發電的基本生產過程。火力發電廠的燃料主要有煤、石油（主要是重油、天然氣）。我國的火電廠以燃煤為主，過去曾建過一批燃油電廠，目前的政策是盡量壓縮燒油電廠，新建電廠全部燒煤。火力發電廠由三大主要設備——鍋爐、汽輪機、發電機及相應輔助設備組成，它們通過管道或線路相連構成生產主系統，即燃燒系統、汽水系統和電氣系統。其生產過程簡介如下。1．燃燒系統 燃燒系統如圖1－l所示，包括鍋爐的燃燒部分和輸煤、除灰和煙氣排放系統等。煤由皮帶輸送到鍋爐車間的煤斗，進入磨煤機磨成煤粉，然后與經過預熱器預熱的空氣一起噴入爐內燃燒，將煤的化學能轉換成熱能，煙氣經除塵器清除灰分后，由引風機抽出，經高大的煙囪排入大氣。爐渣和除塵器下部的細灰由灰渣泵排至灰場。中國電力（http://www.tmdps.cn）

2．汽水系統 汽水系統流程如圖1－2所示，包括鍋爐、汽輪機、凝汽器及給水泵等組成的汽水循環和水處理系統、冷卻水系統等。水在鍋爐中加熱后蒸發成蒸汽，經過熱器進一步加熱，成為具有規定壓力和溫度的過熱蒸汽，然后經過管道送入汽輪機。在汽輪機中，蒸汽不斷膨脹，高速流動，沖擊汽輪機的轉子，以額定轉速（3000r／min）旋轉，將熱能轉換成機械能，帶動與汽輪機同軸的發電機發電。在膨脹過程中，蒸汽的壓力和溫度不斷降低。蒸汽做功后從汽輪機下部排出。排出的蒸汽稱為乏汽，它排入凝汽器。在凝汽器中，汽輪機的乏汽被冷卻水冷卻，凝結成水。凝汽器下部所凝結的水由凝結水泵升壓后進入低壓加熱器和除氧器，提高水溫并除去水中的氧（以防止腐蝕爐管等），再由給水泵進一步升壓，然后進入高壓加熱器，回到鍋爐，完成水—蒸汽—水的循環。給水泵以后的凝結水稱為給水。汽水系統中的蒸汽和凝結水在循環過程中總有一些損失，因此，必須不斷向給水系統補充經過化學處理的水。補給水進入除氧器，同凝結水一塊由給水泵打入鍋爐。3．電氣系統 電氣系統如圖1－3所示，包括發電機、勵磁系統、廠用電系統和升壓變電站等。發電機的機端電壓和電流隨其容量不同而變化，其電壓一般在10～20kV之間，電流可達數千安至20kA。因此，發電機發出的電，一般由主變壓器升高電壓后，經變電站高壓電氣設備和輸電線送往電網。極少部分電，通過廠用變壓器降低電壓后，經廠用電配電裝置和電纜供廠內風機、水泵等各種輔機設備和照明等用電。

5、按蒸汽壓力和溫度分類 中低壓發電廠：蒸汽壓力一般為3.92MPa（40kgf/cm2）、溫度為 450℃的發電廠，單機功率小于25MW； 高壓發電廠：蒸汽壓力一般為9.9MPa（101kgf/cm2）、溫度為 540℃的發電廠，單機功率小于100MW； 超高壓發電廠：蒸汽壓力一般為13.83MPa（141kgf/cm2）、溫度 為540/540℃的發電廠，單機功率小于20MW； 亞臨界壓力發電廠：蒸汽壓力一般為16.77MPa（171kgf/cm2）、溫度為540/540℃的發電廠，單機功率為 300MW直至1000MW不等； 超臨界壓力發電廠：蒸汽壓力大于22.11MPa（225.6kgf/cm2）、溫度為550/550℃的發電廠，機組功率為 600MW及以上。

6、按供電范圍分類 區域性發電廠：在電網內運行，承擔一定區域性供電的大中型發電廠； 孤立發電廠：不并入電網內，單獨運行的發電廠； 自備發電廠：由大型企業自己建造，主要供本單位用電的發電廠（一般也與電網連）。

二、火電廠的生產流程 火電廠種類雖然很多，但從能量轉換的觀點分析，其生產過程是基本相同的，都是將燃料燃燒的熱能通過鍋爐產生高溫高壓水蒸氣，推動汽輪機做功產生機械能，經發電機轉變為電能，最后通過變壓器將電能送入電力系統。

三、火電廠特點 與水電廠和其他類型電廠相比，火電廠有如下特點：

1、布局靈活，裝機容量的大小可按需要決定。

2、建造工期短，一般為水電廠的一半甚至更短。一次性建造投資少，僅為水電廠的一半左右。

3、煤耗量大，目前發電用煤約占全國煤炭總產量的25%左右，加上運煤費用和大量用水，其生產成本比水力發電要高出3—4倍。

4、動力設備繁多，發電機組控制操作復雜，廠用電量和運行人員都多于水電廠，運行費用高。

5、汽輪機開、停機過程時間長，耗資大，不宜作為調峰電源用。

6、對空氣和環境的污染大。火力發電用煤品種及過程分析 電力是國民經濟發展的重要能源，火力發電是我國和世界上許多國家生產電能的主要方法。煤炭在鍋爐內燃燒放出的熱量，將水加熱成具有一定壓力和溫度的蒸汽，然后蒸汽沿管道進入汽輪機膨脹做功，帶動發電機一起高速旋轉，從而發出電來。在汽輪機中做完功的蒸汽排入冷汽器中并凝結成水，然后被凝結水泵送入除氧器。水在除氧器中被來自抽氣管的汽輪機抽汽加熱并除去所含氣體，最后又被給水泵送回鍋爐中重復參加上述循環過程。顯然，在這種火力發電廠中存在著三種型式的能量轉換過程：在鍋爐中煤的化學能轉變為熱能；在汽輪機中熱能轉變為機械能；在發電機中機械能轉換成電能。進行能量轉換的主要設備——鍋爐、汽輪機和發電機，被稱為火力發電廠的三大主機，而鍋爐則是三大主機中最基本的能量轉換設備。1．電站鍋爐。發電用鍋爐稱為電站鍋爐。目前，在我國大型電廠多用煤粉爐和沸騰爐。電站鍋爐與其它工廠用的工業鍋爐相比有如下明顯特點：①電站鍋爐容量大；②電站鍋爐的蒸汽參數高；③電站鍋爐自動化程度高，其各項操中國電力（http://www.tmdps.cn）

作基本實現了機械化和自動化，適應負荷變化的能力很強，工業鍋爐目前僅處于半機械化向全機械化發展的過程中；④電站鍋爐的熱效率高，多達90%以上，工業鍋爐的熱效率多在60～80%之間。2．電站用煤的分類。火力發電廠燃用的煤通常稱為動力煤，其分類方法主要是依據煤的干燥無灰基揮發分進行分類。3．煤粉的制備。煤粉爐燃燒用的煤粉是由磨煤機將煤炭磨成的不規則的細小煤炭顆粒，其顆粒平均在0.05~0.01mm，其中20~50μm（微米）以下的顆粒占絕大多數。由于煤粉顆粒很小，表面很大，故能吸附大量的空氣，且具有一般固體所未有的性質——流動性。煤粉的粒度越小，含濕量越小，其流動性也越好，但煤粉的顆粒過于細小或過于干燥，則會產生煤粉自流現象，使給煤機工作特性不穩，給鍋爐運行的調整操作造成困難。另外煤粉與O2接觸而氧化，在一定條件下可能發生煤粉自然。在制粉系統中，煤粉是由氣體來輸送的，氣體和煤粉的混合物一遇到火花就會使火源擴大而產生較大壓力，從而造成煤粉的爆炸。鍋爐燃用的煤粉細度應由以下條件確定：燃燒方面希望煤粉磨得細些，這樣可以適當減少送風量，使q2、q4損失降低；從制粉系統方面希望煤粉磨得粗些，從而降低磨煤電耗和金屬消耗。所以在選擇煤粉細度時，應使上述各項損失之和最小。總損失蟬聯小的煤粉細度稱為“經濟細度”。由此可見，對揮發分較高且易燃的煤種，或對于磨制煤粉顆粒比較均勻的制粉設備，以及某些強化燃燒的鍋爐，煤粉細度可適當大些，以節省磨煤能耗。由于各種煤的軟硬程度不同，其抗磨能力也不同，因此每種煤的經濟細度也不同。4．煤粉的燃燒。由煤粉制備系統制成的煤粉經煤粉燃燒器進入爐內。燃燒器是煤粉爐的主要燃燒設備。燃燒器的作用有三：一是保證煤粉氣流噴入爐膛后迅速著火；二是使一、二次風能夠強烈混合以保證煤粉充分燃燒；三是讓火焰充滿爐膛而減少死滯區。煤粉氣流經燃燒器進入爐膛后，便開始了煤的燃燒過程。燃燒過程的三個階段與其它爐型大體相同。所不同的是，這種爐型燃燒前的準備階段和燃燒階段時間很短，而燃盡階段時間相對很長。5．發電用煤的質量要求。電廠煤粉爐對煤種的適用范圍較廣，它既可以設計成燃用高揮發分的褐煤，也可設計成燃用低揮發分的無煙煤。但對一臺已安裝使用的鍋爐來講，不可能燃用各種揮發分的煤炭，因為它受到噴燃器型式和爐膛結構的限制。發電用煤質量指標有： ①揮發分。是判明煤炭著火特性的首要指標。揮發分含量越高，著火越容易。根據鍋爐設計要求，供煤揮發分的值變化不宜太大，否則會影響鍋爐的正常運行。如原設計燃用低揮發分的煤而改燒高揮發分的煤后，因火焰中心逼近噴燃器出口，可能因燒壞噴燃器而停爐；若原設計燃用高揮發分的煤種而改燒低揮發分的煤，則會因著火過遲使燃燒不完全，甚至造成熄火事故。因此供煤時要盡量按原設計的揮發分煤種或相近的煤種供應。②灰分。灰分含量會使火焰傳播速度下降，著火時間推遲，燃燒不穩定，爐溫下降。③水分。水分是燃燒過程中的有害物質之一，它在燃燒過程中吸收大量的熱，對燃燒的影響比灰分大得多。④發熱量。為的發熱量是鍋爐設計的一個重要依據。由于電廠煤粉對煤種適應性較強，因此只要煤的發熱量與鍋爐設計要求大體相符即可。⑤灰熔點。由于煤粉爐爐膛火焰中心溫度多在1500℃以上，在這樣高溫下，煤灰大多呈軟化或流體狀態。⑥煤的硫分。硫是煤中有害雜質，雖對燃燒本身沒有影響，但它的含量太高，對設備的腐蝕和環境的污染都相當嚴重。因此，電廠燃用煤的硫分不能太高，一般要求最高不能超過2.5%。火力發電現狀描述 1990年火電站能源消費為21998.6萬t標煤，占全國能源總消費的22.29％。發電消費煤炭27204萬t，占煤炭總消費量的25.78%，其中直接燃用原煤26320萬t，占原煤總消費量的25.6％。1994年，發電消費煤炭40053.1萬t，占煤炭總消費量的31.1％。表5.9給出近年火電發電能源消費量。1994年全國單機600kW及以上發電機組總容量為172440.45MW，占總裝機容量的86%。汽輪機組中高溫高壓及以上參數機組共901臺，109003.9 MW，占汽輪機組總容量的67％。1990年、1994年火電機組平均發電煤耗指標見表5.10。減排技術描述 1.電廠節能 2000年前中國電力部門的減排對策是著重強調節能技術改造。目前中國火力發電中，燃煤電廠的熱效率為30％左右，與國外相比差距較大。主要原因是：機組構成中，20萬kW以上的大容量高參數機組偏低，不到40％，2.5萬kW以下中溫中壓、小火電機組占1／4，而且國產20萬kW機組的熱效率又比國外同類型的低。火電廠近期主要節能技改措施見表5.11。近期火電節能措施還包括:(1)淘汰10萬kW以下煤耗高的中、小火電機組，實行以大替小或改為供熱機組。(2)對現有10萬kW以上高壓機組要有針對性的進行改造。在推廣節能技改措施的同時，特別注意解決機組設備原有的各種缺陷。(3)發展高參數、大容量機組。新建機組以30、60萬kW為主，其供電煤耗不得超過330g(標煤)/(kW·h)。到2000年，10萬kW以上火電機組容量增加到近2億kW，年平均增長1000萬kW。(4)對已有的引進型30，60萬kW機組進行改進提高，將其供電煤耗降至330g(標煤)/(kW·h)以下。對占裝機容量約20％的20萬kW機組，改造1050萬kW。(5)大力發展熱電聯供機組，到2000年，熱電機組凈增1000萬kW以上，熱電機組的供電煤耗不超過280g(標煤)/(kW·h)。在高硫煤產區及有低熱值燃料的地區發展流化床熱電聯產機組。(6)積極開展電網的經濟調度，采取措施，統籌兼顧，努力提高大機組的發電比重。(7)沿海經濟發達地區，要建一批燃氣蒸汽聯合循環機組，以滿足沿海經濟發展加快對電力的急需和峰谷日益增大的需要。中國電力（http://www.tmdps.cn）

2.采用先進的火電發電技術 2000年后，火力發電廠還要進一步采取節能降耗措施，使常規火電廠供電煤耗從2000年的367g(標煤)/(kW·h)，降低到2010年的347g(標煤)/(kW·h)，在條件合適的地區大力推廣熱電聯產。作為減排溫室氣體的重要對策，2000年以后將逐步采用先進的發電方式或技術，包括：(1)發展更高蒸汽參數的超臨界及超高臨界的1000MW容量等級的汽輪發電機組。(2)開發并推廣大容量循環流化床鍋爐。(3)開發大容量增壓流化床聯合循環發電技術。(4)開發研究整體煤氣化聯合循環發電技術。減排技術經濟評價 常規30萬kW和60萬kW燃煤機組將是中國目前和今后一段時期內火電發展的主要機組，因此將其作為減排評價的參考技術(baseline)。現將各種可能采用的技術與其比較，燃料價格和各種發電技術的技術經濟參數列在表5.12和表5.13上。** 根據實際和規劃項目數據 *** 推測及估計該技術國產化以后的數據。各發電技術的經濟成本和減排成本計算結果分別見圖5.2、圖5.3。常規脫硫燃煤電站和常壓流化床燃煤電站對于減少SO2排放具有較好的效果，但與常規燃煤電站相比，發電能源效率和CO2排放并沒有得到改善，所以不能作為溫室氣體減排技術。PFBC和IGCC發電能源效率有很大改善，但是由于仍然以煤炭為燃料，單位發電量的減排量相對較少，減排增量成本比較高。由于中國能源資源中，煤炭資源占有最重要的地位，燃煤火電也將長期在中國占主要地位，因此PFBC和IGCC等高效燃煤發電技術對中國溫室氣體減排的作用是不能低估的。應用前景 中國發電以燃煤火電為主的局面在相當長的時間里仍難以改變。2000年以后，先進的火電發電方式或技術將在中國具有很大的市場和減排潛力，但2010年前，先進的火電發電方式或技術在中國將處于示范項目建設階段，還不能在減排方面發揮明顯的作用。2010年前，低碳化石燃料發電在整個火力發電中占有的比例不會有明顯的提高，火電減排將主要靠提高常規火電的效率。考慮到如能落實上述各種提高能源轉換效率的措施，期望到2010年火電供電煤耗可降低到320g(標煤)/(kW·h)，與1990年的供電煤耗水平相比，可減少發電用煤近1.5億t，減少CO2排放約1億t。減排的障礙分析和政策建議(1)火電制造技術的限制 過去幾十年中，中國已經形成了若干個電力設備制造集團和每年生產1000多萬千瓦的成套發電設備生產能力，能夠以比較低廉的制造成本和價格向國內供應發電設備。與發達國家的相比，中國生產的電力設備，特別是常規燃煤火電機組，無論從質量上和能源效率上都有一定的差距。80年代以后，中國陸續引進了國外大機組制造技術的許可證和專利，對提高國產機組的質量和效率起了推動的作用。但目前引進技術生產的機組仍沒有完全達到設計水平或大批量生產的能力，還不能完全滿足國內裝機需求。(2)高效發電新技術應用方面的限制 在中國具有廣泛應用前景，國際上近期已經商業化，或即將商業化應用的發電新技術包括大容量高溫燃氣輪機組、IGCC、第二代PFBC發電等。國內在這些發電技術的開發方面也進行了一系列的工作，但與國外的進展水平相比差距很大。由于國內技術水平的限制，發電新技術國產化和商業化還需要一定的時間，短期內造價和成本很難迅速降下來，必然限制新技術的近期應用。近期限制這些發電新技術應用的因素還有以下幾個： 首先，發電新技術的投資高于常規火電廠的投資，在電力投資資金短缺的情況下，特別是在缺電問題沒有得到根本解決的時候，電力企業將首先考慮用有限的資金解決缺電問題。建設常規火電廠比采用新的發電技術投資風險小，需要的投資額較少，資金籌集也較容易，建設方案也更容易落實和實施。電力企業的這種投資取向將影響這些技術的應用。另外，發電新技術不僅初投資較大，發電成本一般也比較高，經濟競爭能力較差。如果沒有政府的政策鼓勵，在市場機制下企業將很難單純出于節能、環保和溫室氣體減排的目的而采用這些新技術。

變壓器是變電站的主要設備，分為雙繞組變壓器、三繞組變壓器和自耦變壓器即高、低壓每相共用一個繞組，從高壓繞組中間抽出一個頭作為低壓繞組的出線的變壓器。電壓高低與繞組匝數成正比電流則與繞組匝數成反比。

變壓器按其作用可分為升壓變壓器和降壓變壓器前者用于電力系統送端變電站，后者用于受端變電站。變壓器的電莊需與電力系統的電壓相適應。為了在不同負荷情況下保持合格的電壓有時需要切換變壓器的分接頭。按分接頭切換方式變壓器有帶負荷有載)調壓變壓器和無負荷無載)調壓變壓器。有載調壓變壓器主要用于受端變電站。

電壓互感器和電流互感器。它們的工作原理和變壓器相似它們把高電壓設備和母線的運行電壓、大電流即設備和母線的負荷或短路電流)按規定比例變成測量儀表、繼電保護及控制設備的低電壓和小電流。在額定運行情況下電壓互感器二次電壓為l00V/，電流互感器二次電流為5A或1A。電流互感器的二次繞組經常與負荷相連近于短路,請注意:絕不能讓其開路，否則將因高電壓而危及設備和人身安全或使電流互感器燒毀。

開關設備。它包括斷路器、隔離開關、負荷開關、高壓熔斷器等都是斷開和合上電路的設備。斷路器在電力系統正常運行情況下用來合上和斷開電路故障時在繼電保護裝置控制下自動把故障設備和線路斷開，還可以有自動重合閘功能。在我國，220kV以上變電站使用較多的是空氣斷路器和六氟化硫斷路器。

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隔離開關（刀閘)的主要作用是在設備或線路檢修時隔離電壓，以保證安全。它不能斷開負荷電流和短路電流，應與斷路器配合使用。在停電時應先拉斷路器后拉隔離開關送電時應先合隔離開關后合斷路器。如果誤操作將引起設備損壞和人身傷亡。

負荷開關能在正常運行時斷開負荷電流沒有斷開故障電流的能力，一般與高壓熔斷絲配合用于10kV及以上電壓且不經常操作的變壓器或出線上。

變電站還裝有防雷設備，主要有避雷針和避雷器避雷針是為了防止變電站遭受直接雷擊將雷電對其自身放電把雷電流引入大地。在變電站附近的線路上落雷時雷電波會沿導線進入變電站，產生過電壓。另外，斷路器操作等也會引起過電壓。避雷器的作用是當過電壓超過一定限值時，自動對地放電降低電壓保護設備放電后又迅速自動滅弧，保證系統正常運行。目前，使用最多的是氧化鋅避雷器 2.變配電站種類

電力系統各種電壓等級均通過電力變壓器來轉換，電壓升高為升壓變壓器（變電站為升壓站），電壓降低為降壓變壓器（變電站為降壓站）。一種電壓變為另一種電壓的選用兩個線圈（繞組）的雙圈變壓器，一種電壓變為兩種電壓的選用三個線圈（繞組）的三圈變壓器。

變電站除升壓與降壓之分外，還以規模大小分為樞紐站，區域站與終端站。樞紐站電壓等級一般為三個（三圈變壓器），550kV /220kV /110kV。區域站一般也有三個電壓等級（三圈變壓器），220 kV /110kV /35kV或110kV /35kV /10kV。終端站一般直接接到用戶，大多數為兩個電壓等級（兩圈變壓器）110kV /10 kV或35 kV /10 kV。用戶本身的變電站一般只有兩個電壓等級（雙圈變壓器）110 kV /10kV、35kV /0.4kV、10kV /0.4kV，其中以10kV /0.4kV為最多。3.變電站一次回路接線方案

1）一次接線種類

變電站一次回路接線是指輸電線路進入變電站之后，所有電力設備（變壓器及進出線開關等）的相互連接方式。其接線方案有：線路變壓器組，橋形接線，單母線，單母線分段，雙母線，雙母線分段，環網供電等。

2）線路變壓器組

變電站只有一路進線與一臺變壓器，而且再無發展的情況下采用線路變壓器組接線。

3）橋形接線

有兩路進線、兩臺變壓器，而且再沒有發展的情況下，采用橋形接線。針對變壓器，聯絡斷路器在兩個進線斷路器之內為內橋接線，聯絡斷路器在兩個進線斷路器之外為外橋接線。

4）單母線

變電站進出線較多時，采用單母線，有兩路進線時，一般一路供電、一路備用（不同時供電），二者可設備用電源互自投，多路出線均由一段母線引出。

5）單母線分段

有兩路以上進線，多路出線時，選用單母線分段，兩路進線分別接到兩段母線上，兩段母線用母聯開關連接起來。出線分別接到兩段母線上。

單母線分段運行方式比較多。一般為一路主供，一路備用（不合閘），母聯合上，當主供斷電時，備用合上，主供、備用與母聯互鎖。備用電源容量較小時，備用電源合上后，要斷開一些出線。這是比較常用的一種運行方式。

對于特別重要的負荷，兩路進線均為主供，母聯開關斷開，當一路進線斷電時，母聯合上，來電后斷開母聯再合上進線開關。

單母線分段也有利于變電站內部檢修，檢修時可以停掉一段母線，如果是單母線不分段，檢修時就要全站停電，利用旁路母線可以不停電，旁路母線只用于電力系統變電站。

6）雙母線

雙母線主要用于發電廠及大型變電站，每路線路都由一個斷路器經過兩個隔離開關分別接到兩條母線上，這樣在母線檢修時，就可以利用隔離開關將線路倒在一條件母線上。雙母線也有分段與不分段兩種，雙母線分段再加旁路斷路器，接線方式復雜，但檢修就非常方便了，停電范圍可減少。

4.變配電站二次回路

1）二次回路種類

變配電站二次回路包括：測量、保護、控制與信號回路部分。測量回路包括：計量測量與保護測量。控制回路包括：就地手動合分閘、防跳聯鎖、試驗、互投聯鎖、保護跳閘以及合分閘執行部分。信號回路包括開關運行狀態信號、事故跳閘信號與事故預告信號。

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2）測量回路

測量回路分為電流回路與電壓回路。電流回路各種設備串聯于電流互感器二次側（5A），電流互感器是將原邊負荷電流統一變為5A測量電流。計量與保護分別用各自的互感器（計量用互感器精度要求高），計量測量串接于電流表以及電度表，功率表與功率因數表電流端子。保護測量串接于保護繼電器的電流端子。微機保護一般將計量及保護集中于一體，分別有計量電流端子與保護電流端子。

電壓測量回路，220/380V低壓系統直接接220V或380V，3KV以上高壓系統全部經過電壓互感器將各種等級的高電壓變為統一的100V電壓，電壓表以及電度表、功率表與功率因數表的電壓線圈經其端子并接在100V電壓母線上。微機保護單元計量電壓與保護電壓統一為一種電壓端子。

3）控制回路（1）合分閘回路

合分閘通過合分閘轉換開關進行操作，常規保護為提示操作人員及事故跳閘報警需要，轉換開關選用預合-合閘-合后及預分-分閘-分后的多檔轉換開關。以使利用不對應接線進行合分閘提示與事故跳閘報警，國家已有標準圖設計。采用微機保護以后，要進行遠分合閘操作后，還要到就地進行轉換開關對位操作，這就失去了遠分操作的意義，所以應取消不對應接線，選用中間自復位的只有合閘與分閘的三檔轉換開關。

（3）試驗與互投聯鎖與控制

對于手車開關柜，手車推出后要進行斷路器合分閘試驗，應設計合分閘試驗按鈕。進線與母聯斷路，一般應根據要求進行互投聯鎖或控制。（4）保護跳閘

保護跳閘出口經過連接片接于跳閘回路，連接片用于保護調試，或運行過程中解除某些保護功能。（5）合分閘回路

合分閘回路為經合分閘母線為操作機構提供電源，以及其控制回路，一般都應單獨畫出。

4）信號回路

（1）開關運行狀態信號由合閘與分閘指示兩個裝于開關柜上的信號燈組成：經過操作轉換開關不對接線后接到正電源上。采用微機保護后，轉換開關取消了不對應接線，所以信號燈正極可以直接接到正電源上。

（2）事故信號有事故跳閘與事故預告兩種信號，事故跳閘報警也要通過轉化開關不對應后，接到事故跳閘信號母線上，再引到中央信號系統。事故預告信號通過信號繼電器接點引到中央信號系統。采用微機保護后，將斷路器操作機構輔助接點與信號繼電器的接點分別接到微機保護單元的開關量輸入端子，需要有中央信號系統時，如果微機保護單元可以提供事故跳閘與事故預告輸出接點，可將其引到中央信號系統。否則，應利用信號繼電器的另一對接點引到中央信號系統。

（3）中央信號系統為安裝于值班室內的集中報警系統，由事故跳閘與事故預告兩套聲光報警組成，光報警用光字牌，不用信號燈，光字牌分集中與分散兩種。采用變電站綜合自動化系統后，可以不再設計中央信號系統，或將其簡化，只設計集中報警作為計算機報警的后備報警。5.變配電站繼電保護

1）變配電站繼電保護的作用

變配電站繼電保護能夠在變配電站運行過程中發生故障（三相短路、兩相短路、單相接地等）和出現不正常現象時（過負荷、過電壓、低電壓、低周波、瓦斯、超溫、控制與測量回路斷線等），迅速有選擇性發出跳閘命令將故障切除或發出報警，從而減少故障造成的停電范圍和電氣設備的損壞程度，保證電力系統穩定運行。

2）變配電站繼電保護的基本工作原理

變配電站繼電保護是根據變配電站運行過程中發生故障時出現的電流增加、電壓升高或降低、頻率降低、出現瓦斯、溫度升高等現象超過繼電保護的整定值（給定值）或超限值后，在整定時間內，有選擇的發出跳閘命令或報警信號。

根據電流值來進行選擇性跳閘的為反時限，電流值越大，跳閘越快。根據時間來進行選擇性跳閘的稱為定時限保護，定時限在故障電流超過整定值后，經過時間定值給定的時間后才出現跳閘命令。瓦斯與溫度等為非電量保護。

可靠系數為一個經驗數據，計算繼電器保護動作值時，要將計算結果再乘以可靠系數，以保證繼電保護動作的準確與可靠，其范圍為1.3~1.5。

發生故障時的最小值與保護的動作值之比為繼電保護的靈敏系數，一般為1.2~2，應根據設計規范要進行選擇。

4）變電站繼電保護按被保護對象分類

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（1）發電機保護

發電機保護有定子繞組相間短路，定子繞組接地，定子繞組匝間短路，發電機外部短路，對稱過負荷，定子繞組過電壓，勵磁回路一點及兩點接地，失磁故障等。出口方式為停機，解列，縮小故障影響范圍和發出信號。（2）電力變壓器保護

電力變壓器保護有繞組及其引出線相間短路，中性點直接接地側單相短路，繞組匝間短路，外部短路引起的過電流，中性點直接接地電力網中外部接地短路引起的過電流及中性點過電壓、過負荷，油面降低，變壓器溫度升高，油箱壓力升高或冷卻系統故障。（3）線路保護

線路保護根據電壓等級不同，電網中性點接地方式不同，輸電線路以及電纜或架空線長度不同，分別有：相間短路、單相接地短路、單相接地、過負荷等。（4）母線保護

發電廠和重要變電所的母線應裝設專用母線保護。（5）電力電容器保護

電力電容器有電容器內部故障及其引出線短路，電容器組和斷路器之間連接線短路，電容器組中某一故障電容切除后引起的過電壓、電容器組過電壓，所連接的母線失壓。

（6）高壓電動機保護

高壓電動機有定子繞組相間短路、定子繞組單相接地、定子繞組過負荷、定子繞組低電壓、同步電動機失步、同步電動機失磁、同步電動機出現非同步沖擊電流。7.220/380V低壓配電系統微機監控系統 1）220/380V低壓配電系統特點（1）應用范圍廣，現在工業與民用用電除礦井、醫療、危險品庫等外，均為220/380V，所以應用范圍非常廣泛。

（2）低壓配電系統一般均為TN—S，或TN—C—S系統。TN—C系統為三個相線（A、B、C）與一個中性線（N），N線在變壓器中性點接地或在建筑物進戶處重復接地。輸電線為四根線，電纜為四芯，沒有保護地線（PE），少一根線。設備外殼，金屬導電部分保護接地接在中性線（N）上，稱為接零系統，接零系統安全性較差，對電子設備干擾大，設計規范已規定不再采用。（3）220/380V低壓配電系統的保護現在仍采用低壓斷路器或熔斷器。所以220/380V只有監控沒有保護。監控包括電流、電壓、電度、頻率、功率、功率因數、溫度等測量（遙測），開關運行狀態，事故跳閘，報警與事故預告（過負荷、超溫等）報警（遙信）與電動開關遠方合分閘操作（遙控）等三個內容（簡稱三遙），而沒有保護。

（4）220/380V低壓配電系統一次回路一般均為單母線或單母線分段，兩臺以上變壓器均為單母線分段，有幾臺變壓器就分幾段，這是因為用戶變電站變壓器一般不采用并列運行，這是為了減小短路電流，降低短路容量，否則，低壓斷路器的斷開容量就要加大。

（5）220/380V低壓配電系統進線、母聯、大負荷出線與低壓聯絡線因容量較大，一般一路（1個斷路器）占用一個低壓柜。根據供電負荷電流大小不同，一個低壓開關柜內有兩路出線（安裝兩個斷路器），四路出線（安裝四個斷路器），以及五、六、八與十路出線，不象高壓配電系統一個斷路器占用一個開關柜。因此低壓監控單元就要有用于一路、兩路或多路之分，設計時要根據每個低壓開關的出線回路數與低壓監控單元的規格來進行設計。

（6）低壓斷路器除手動操作外，還可以選用電動操作。大容量低壓斷路器一般均有手動與電動操作，設計時應選用帶遙控的低壓監控單元，小容量低壓斷路器，設計時，大多數都選用只有手動操作的斷路器，這樣低壓監控單元的遙控出口就可以不接線，或選用不帶遙控的低壓監控單元。

第三篇：火力發電廠生產指標介紹

三、火力發電廠生產指標介紹

一、主要指標介紹

1、供電煤耗：指火力發電機組每供出單位千瓦時電能平均耗用的標準煤量。他是綜合計算了發電煤耗及廠用電率水平的消耗指標。因此，供電標煤耗綜合反映火電廠生產單位產品的能源消耗水平。

供電煤耗=發電耗用標準煤量（克）/供電量（千瓦時）=發電耗用標準煤量（克）/發電量X（1-發電廠用電率）（千瓦時）

2、1）2）影響供電煤耗的主要指標

鍋爐效率：鍋爐效率是指有效利用熱量與燃料帶入爐內熱量的百分比。空預器漏風率：是指漏入空氣預熱煙氣側的空氣質量流量與進入空氣預熱器的煙氣質量流量比。

3）4）力。

5）溫度。

6）排煙溫度:排煙溫度是指鍋爐末級受熱面（一般指）空氣預熱器后的煙氣溫度。對再熱汽溫：再熱汽溫度是汽輪機蒸汽參數狀態之一，是指汽輪機進口的再熱蒸汽主汽溫度：主汽溫度是汽輪機蒸汽狀態參數之一，是指汽輪機進口的主蒸汽溫度。主汽壓力：主汽壓力也是汽輪機蒸汽參數狀態之一，是指汽輪機進口的主蒸汽壓于鍋爐末級受熱面出口有兩個或兩個以上煙道，排煙溫度應取各煙道煙氣溫度的算數平均值。

7）8）飛灰可燃物 ：是指鍋爐飛灰中碳的質量百分比（％）。

汽輪機熱耗率 ：是指汽輪機發電機組每發出一千瓦時電量所消耗的熱量。以機組定期或修后熱力試驗數據為準。

9）真空度 ：是指汽輪機低壓缸排氣端真空占當地大氣壓的百分數。

10）凝汽器端差 ：是指汽輪機低壓缸排汽溫度與冷卻水出口溫度之差。11）高加投入率 ：是指汽輪機高壓加熱器運行時間與機組運行時間的比值。12）給水溫度：是指機組高壓給水加熱器系統出口的溫度值（℃）。13）發電補給水率 ：是指統計期內汽、水損失水量，鍋爐排污量，空冷塔補水量，事故放水（汽）損失量，機、爐啟動用水損失量，電廠自用汽（水）量等總計占鍋爐實際總蒸發量的比例。

注：以上指標偏離設計值對煤耗的影響見附表

3、綜合廠用電率 ：是指統計期內綜合廠用電量與發電量的比值，即：

綜合廠用電率=(發電量/綜合廠用電量)×100％。綜合廠用電量是指統計期內發電量與上網電量的差值，反應有多少電量沒有供給電網。

輔機單耗：吸、送風機、制粉系統、給水泵、循環水泵、脫硫等。

4、5、發電燃油量 ：是指統計期內用于發電的燃油消耗量。

發電綜合耗水率 ：是指發單位發電量所耗用的新鮮水量（不含重復利用水）。在統計耗水量時應扣除非發電耗水量。

6、100MW及以上機組A、B級檢修連續運行天數 ：是指100MW及以上機組經A、B級檢修后一次啟動成功且連續運行天數，期間任何原因發生停機則中斷記錄。

7、等效可用系數 ：等效可用系數是指機組可用小時與等效降出力停運小時的差值與統計期日歷小時的比值。

8、機組非計劃停運次數 ：機組非計劃停運次數是指機組處于不可用狀態且不是計劃停運的次數。

二、保證生產指標的措施

1、深入開展能耗診斷，認真落實整改措施，不斷提高能耗管理水平。

2、不斷深化對標管理，通過運行優化、設備治理、科技創新、節能改造等技術手段，不斷提高機組經濟運行水平。

3、深化運行優化，加強耗差分析，確定最優經濟運行方案，合理調整運行方式；

4、全面推行經濟調度，明確各臺機組調度順序，提升機組安全、經濟運行水平；

5、深化主輔網小指標競賽，充分調動運行人員認真監盤、精心調整的積極性，確保設備在最優狀態下運行；

6、加強節油管理，嚴格控制助燃用油，降低發電成本；

7、加強燃煤摻配及鍋爐燃燒調整，從煤種配比、風量配比、煤粉細度等方面合理優化，提高鍋爐燃燒效率。

四、火力發電廠運營指標介紹

一、運營指標介紹

1、計劃發電量 ：指集團公司下達給各二級單位的燃煤機組同期發電量計劃值（不含關停機組電量計劃）；二級單位下達給各電廠的燃煤機組同期發電量計劃值（不含關停機組電量計劃）。

2、實際發電量 ：是指統計期發電機實際發出的電能量。

2、發電利用小時 ：是指統計期發電量與機組平均容量的比值。

3、計劃停運小時：是指統計期機組A、B、C、D類計劃檢修的時間。

4、非計劃停運小時 ：依據集團公司（安運營銷【2007】90號文），非計劃停運小時是指統計期設備存在故障或缺陷，機組在計劃停運以外沒有運行的狀態時間。

5、停機小時 ：是指統計期所有停運小時之和，即計劃停運小時、非計劃停運小時、缺煤停運小時、市場原因停運小時、電網原因停運小時、其它原因停運小時之和。

6、等效可用系數

等效可用系數是指機組可用小時與等效降出力停運小時的差值與統計期日歷小時的比值。

等效可用系數=等效可用小時/統計期日歷小時=（可用小時-等效降出力停運小時）/統計期統計期日歷小時X100%

7、機組等效強迫停運率是指計算期內機組強迫停運小時與全部第1、2、3類非計劃降出力等效停運小時之和除以機組運行小時、強迫停運小時、全部第1、2、3類非計劃降出力等效停運小時三者之和的比值。

二、保證運營指標措施

1、認真做好電量計劃爭取工作，重點做好迎峰度夏、迎峰度冬期間電量、電價的爭取工作；

2、加強政策研究，積極爭取有利政策；

3、密切關注市場動態，積極爭取有效益的外送電量和轉移電量、交易電量；

4、加強與網、省兩級調度聯系，合理安排檢修技改，全力實現穩發多發，努力提高利用小時；

5、及時掌握網上需求，提高負荷接帶響應速度，在確保安全的前提下盡量壓上限運行；

6、切實做好日負荷爭取工作，把電量分解到每臺機組，落實到每個小時，以日促周、以周保月，確保全年電量目標圓滿完成。

7、開展電量優化工作，提高發電收益。

8、密切關注省內脫硝電價進展情況，及早爭取脫硝電價。

9、加強一次調頻和AGC的運行管理，提高動作合格率，避免電網考核。

三、防止非計劃停運措施

1、加強運行分析與管理，全面提升機組運行穩定性 1）加強運行分析，提高操作水平

加強設備運行監視與運行分析，做到勤調整、勤分析，提高機組運行的可靠性和經濟性。運行部門管理人員加強對運行設備及參數的定期巡視，做好系統運行方式的合理性、特殊運行方式風險性的分析，并制定相應的事故預案。

認真分析討論各異常事件，及時采取反事故措施，防止各類事故的重復發生。2）強化培訓，抓好基礎管理

組織開展機組的仿真機模擬操作培訓，提高員工反事故應急能力、事故處理過程各崗位的協調、溝通能力。

在班組中簽訂師徒合同，全面提高運行人員理論及技能水平。繼續定期開展技術講課，并對當月異常事件進行分析講解，以點帶面，深刻剖析事故原因，并及時制定預控措施，避免同類事故再次發生。

針對本技改情況進行專項培訓，使員工能盡快掌握設備的特性。3）堅持“兩票三制”，落實風險預控，提高巡檢水平，做到重點預防。認真執行“工作票、操作票”制度，防止“誤操作”的事件發生。

按照制定的巡檢路線，加強巡檢力度，及時發現機組存在的缺陷。堅持定期召開安全會的形式，堅持不懈的進行安全思想教育。加強安全管理和風險預控，把班組風險分析、事故預控、危險點提示常態化。

做好“迎峰度夏”、“迎峰度冬”工作。

2、加強燃煤(油)采購與質檢，優化配煤方式，保證機組安全穩定

加強燃煤（油）采購，強化燃料入廠監督，確保機組燃料供應 加強入廠、入爐煤質量檢驗監督，為合理摻配提供依據

合理摻配燃煤，加強煤場管理，提高輸煤設備可靠性

3、加強設備管理，全面提高設備健康水平 嚴格執行設備缺陷管理制度與風險預控管理制度，認真做好每日機組巡檢及定期設備隱患排查工作，巡檢或設備試轉過程中發現的重大缺陷、隱患及時聯系維護消除，盡可能地將缺陷和隱患消除在萌芽狀態，暫時不具備消除條件的，制定防范措施和應急預案，并研究治理措施，避免隱患擴大。

4、針對性開展機組運行健康狀況技術診斷，加強日常技術監督管理，提高設備運行的可靠性。

做好機組的日常技術監督，包括指標異常、定期試驗、機組測振分析、在線運行管理系統的維護等，利用現代化的管理手段，通過運行分析、風險評估，及時發現影響機組經濟穩定運行的不安全因素、系統設備缺陷，及時制定運行調整控制措施。

對于技術監督發現的問題，要認真落實，及時整改，把事故消滅在萌芽狀態，做到重大隱患早發現、早報告、早預防、早治理，力爭使設備狀況受控、在控，有計劃地停機檢修消缺，為拒絕“非停”奠定基礎。

五、燃料指標

一、燃料指標介紹

1、入廠標煤量 ：入廠標準煤量是指統計期內所購原煤折合到標準煤的噸數。入廠標煤量=（當月入廠煤實收數量×當月入廠煤熱值電廠月度入廠標煤量）/29271 我國目前采用標準煤為能源的度量單位，即每千克標準煤為29271千焦耳（7000千卡），也就是用焦耳去度量一切能源。

2、入廠標煤單價 ：入廠標煤單價是指統計期內所購原煤折合到單位標準煤量的平均價格（不含稅）。

電廠月度入廠標煤單價= 當月入廠原煤綜合價（不含稅）×29271/當月入廠煤熱值

3、入廠煤熱值：入廠煤熱值是指統計期內入廠煤低位發熱量的加權平均值。

4、入爐煤熱值 ：入爐煤熱值是指統計期內入爐煤低位發熱量的加權平均值。

5、入廠入爐煤熱值差 ：入廠入爐煤熱值差是指統計期入廠煤熱值與入爐煤熱值之差。

二、保證燃料指標措施

1、在提高重點合同煤量、應對電煤價格并軌的前提下，采取靈

活策略，積極開辟周邊和省外煤源，加大市場煤采購力度，建立長期、穩定、可靠、質量優、價格低的煤炭供應渠道，保障發電用煤，優化供煤結構。

2、密切關注區域電煤市場走勢，加強日成本分析，以標煤單價最優為原則及時調整煤炭采購結構。要繼續發揮燃料監督中心作用，加大燃料管理的監督、考核力度，強化廠內燃料全過程管理，確保責任落實到人、措施落實到位，堵塞管理漏洞，減少損耗；

3、加強考核，嚴控入廠入爐煤熱值差，最大限度降低燃料成本。

六、生產運營對標管理

1、對標管理的定義

對標管理也稱“標桿管理”，其基本內涵是企業通過規范且連續地將自己發展和經營管理過程中的標志性指標及管理實踐與標桿企業進行比較分析，幫助企業尋找、確認、跟蹤、學習并超越標桿企業而進行的實踐活動。

2、對標管理的意義

標桿管理方法蘊含科學管理規律的深刻內涵，較好地體現了現代知識管理中追求競爭優勢的本質特性，因此具有巨大的實效性和廣泛的適用性。標桿的力量是無窮的，通過瞄準標桿，企業能夠找到站在巨人肩膀上思考的機會。目前，標桿管理已經成為眾多企業快速學習成長和追求卓越的重要管理工具。

對標的關鍵，在于選擇和確定被學習的對象及借鑒的標準。因此，它的核心是“優中選優”，是動態的過程。對標管理的核心是“模仿”，但不是機械地模仿，而是在學習、借鑒基礎上的整合和創新。

3、對標類型；

1）內部對標：；在企業內部開展的對標管理，是開展其他類型對標的起；內部對標合作程度高，信息的相關性強，但績效改進的；

2）行業內對標：；采用國內、國際同行業內的最優秀的企業中最好指標或；這種對標方法由于瞄準企業和標桿企業之間不存在直接；

3）綜合性對標：；最常用的方法是內部對標、競爭性對標、行業內對對標管理的核心是“模仿”，但不是機械地模仿，而是在學習、借鑒基礎上的整合和創新。

4、開展對標管理的必要性

集團公司黨組在深入分析公司所處的發展現狀和內外部形勢的基礎上，決定在公司系統全面開展對標管理工作，經公司黨組會審議通過后，“中國電力投資集團公司關于對標工作的指導意見”已經以中電投辦〔2008〕12號文件印發，這是集團公司提出開展對標工作 的重要標志，對標管理將是今后公司管理方面的一項重要舉措。1）實現科學發展的內在要求

電力體制改革以來的實踐使我們深刻地認識到，市場競爭是嚴酷的。企業要在競爭中求生存謀發展，除了改進經營績效適應市場的要求之外，沒有別的出路。

2）市場競爭的外在壓力

集團公司發電主業與其它發電集團還有一定的差距，要保持并提高我們的市場份額，縮小差距，就要加快發展，更需要強化內部管理，取得優于別人的經營績效，提升核心競爭力。

企業通過持續不斷地衡量企業的投入指標和產出指標，與先進企業動態比較投入產出比，及早發現企業管理中的薄弱環節，找到關鍵差距所在，提高改進的效率和效益。

5、如何做好對標工作 5.1對標程序 1）建立指標體系

根據發電企業生產運營特點，制定科學、嚴謹、合理、完善的指標體系。目前生產運營系統指標體系已初步建立，指標包括：安全指標、生產技術指標、運營指標、燃料指標四部分，其中火電53個指標。

2）選擇標桿值和對比參考值

集團公司組織搜集同行業各類指標的數據，確定對標指標的標桿值和對比參考值，并定期發布和更新。

二、三級單位根據集團公司公

布的標桿值和對比參考值，結合本單位實際情況，選擇具有可比性的目標指標開展對標工作。

3）指標對比分析

各單位按照設定的指標體系收集、匯總整理本單位各類指標的實際完成值，并與標桿值進行對比分析，查找與先進企業在管理方式、管理手段、技術措施等方面存在的差距和產生差距的原因。

4）制定整改措施、持續改進

企業依據對標分析所查找出的問題，制定并落實整改措施，持續改進工作，不斷地向先進企業看齊并努力超越。

集團公司根據對標過程的實踐，在總結經驗的基礎上，動態調整指標體系、標桿值及對比參考值，逐步達到對標過程的科學、規范、有效。

5.2 對標管理保障措施 1）正確認識對標工作 對標管理是企業為實現其發展戰略的重要管理手段之一。企業通過對標，不斷完善管理制度、規范管理流程、提高工作效率，實現在相同投入情況下獲得比其他企業更多的效益。這才是對標的根本目的。

2）對標工作應與日常工作相結合。對標工作應融入企業管理的日常工作中去，不能一蹴而就。因此，開展對標工作要有恒心，絕不能半途而廢。

3）完善制度 落實責任。結合本單位實際，制定相應對標工作

實施細則和考核制度，將各項指標分解到具體部門甚至落實到人，確保對標工作取得實效。

第四篇：熱電廠主要設備及其作用介紹

一次風機：干燥燃料，將燃料送入爐膛，一般采用離心式風機。

送風機：克服空氣預熱器、風道、燃燒器阻力，輸送燃燒風，維持燃料充分燃燒。

引風機：將煙氣排除，維持爐膛壓力，形成流動煙氣，完成煙氣及空氣的熱交換。

磨煤機：將原煤磨成需要細度的煤粉，完成粗細粉分離及干燥。

空預器：空氣預熱器是利用鍋爐尾部煙氣熱量來加熱燃燒所需空氣的一種熱交換裝置。提高鍋爐效率，提高燃燒空氣溫度，減少燃料不完全燃燒熱損失。空預器分為導熱式和回轉式。回轉式是將煙氣熱量傳導給蓄熱元件，蓄熱元件將熱量傳導給一、二次風，回轉式空氣預熱器的漏風系數在8～10％。

爐水循環泵：建立和維持鍋爐內部介質的循環，完成介質循環加熱的過程。

燃燒器：將攜帶煤粉的一次風和助燃的二次風送入爐膛，并組織一定的氣流結構，使煤粉能迅速穩定的著火，同時使煤粉和空氣合理混合，達到煤粉在爐內迅速完全燃燒。煤粉燃燒器可分為直流燃燒器和旋流燃燒器兩大類。汽輪機本體 汽輪機本體是完成蒸汽熱能轉換為機械能的汽輪機組的基本部分，即汽輪機本身。它與回熱加熱系統、調節保安系統、油系統、凝汽系統以及其他輔助設備共同組成汽輪機組。汽輪機本體由固定部分（靜子）和轉動部分（轉子）組成。固定部分包括汽缸、隔板、噴嘴、汽封、緊固件和軸承等。轉動部分包括主軸、葉輪或輪鼓、葉片和聯軸器等。固定部分的噴嘴、隔板與轉動部分的葉輪、葉片組成蒸汽熱能轉換為機械能的通流部分。汽缸是約束高壓蒸汽不得外泄的外殼。汽輪機本體還設有汽封系統。

汽輪機：汽輪機是一種將蒸汽的熱勢能轉換成機械能的旋轉原動機。分沖動式和反動式汽輪機。

給水泵：將除氧水箱的凝結水通過給水泵提高壓力，經過高壓加熱器加熱后，輸送到鍋爐省煤器入口，作

為鍋爐主給水。

高低壓加熱器：利用汽輪機抽汽，對給水、凝結水進行加熱，其目的是提高整個熱力系統經濟性。

除氧器：除去鍋爐給水中的各種氣體，主要是水中的游離氧。

凝汽器：使汽輪機排汽口形成最佳真空，使工質膨脹到最低壓力，盡可能多地將蒸汽熱能轉換為機械能，將乏汽凝結成水。凝結泵：將凝汽器的凝結水通過各級低壓加熱器補充到除氧器。

油系統設備：一是為汽輪機的調節和保護系統提供工作用油，二是向汽輪機和發電機的各軸承供應大量的潤滑油和冷卻油。主要設備包括主油箱、主油泵、交直流油泵、冷油器、油凈化裝置等。

在發電廠中，同步發電機是將機械能轉變成電能的唯一電氣設備。因而將一次能源（水力、煤、油、風力、原子能等）轉換為二次能源的發電機，現在幾乎都是采用三相交流同步發電機。在發電廠中的交流同步發電機，電樞是靜止的，磁極由原動機拖動旋轉。其勵磁方式為發電機的勵磁線圈FLQ（即轉子繞組）由同軸的并激直流勵磁機經電刷及滑環來供電。同步發電機由定子（固定部分）和轉子（轉動部分）兩部分組成。定子由定子鐵心、定子線圈、機座、端蓋、風道等組成。定子鐵心和線圈是磁和電通過的部分，其他部分起著固定、支持和冷卻的作用。

轉子由轉子本體、護環、心環、轉子線圈、滑環、同軸激磁機電樞組成。

主變壓器：利用電磁感應原理，可以把一種電壓的交流電能轉換成同頻率的另一種電壓等級的交流電的一種設備。6KV、380V配電裝置：完成電能分配，控制設備的裝置。

電機：將電能轉換成機械能或將機械能轉換成電能的電能轉換器。

蓄電池：指放電后經充電能復原繼續使用的化學電池。在供電系統中，過去多用鉛酸蓄電池，現多采用鎘鎳蓄電池

控制盤：有獨立的支架，支架上有金屬或絕緣底板或橫梁，各種電子器件和電器元件安裝在底板或橫梁上的一種屏式的電控設備。

1、汽輪機沖轉前應具備那些條件？

主汽壓、主汽溫、再熱汽溫應符合規程要求；主油壓與潤滑油壓正常；潤滑油溫正常；大軸彎曲度正常；發電機密封油壓、內冷水壓正常，且有關差壓正常；汽輪機金屬溫差、差脹、軸向位移正常；軸承溫度正常。

2、啟動前應先對主、輔設備檢查那些項目？

檢查并確認所有的檢修工作結束；工具、圍欄、備用零部件均已收拾干干凈；所有的安全設施均已到位（接地裝置、保護罩、保護蓋）；拆卸下來的保溫層均已裝復，工作場所整齊整潔；檢查操作日志，從事主輔設備檢修的檢修工作目標已經注銷。

3、汽輪機有那些不同的啟動方式？

按啟動過程中主蒸汽參數分：額定參數啟動和滑參數啟動。

按啟動前汽輪機金屬溫度（內缸或轉子表面）水平分：冷態啟動；溫態啟動；熱態啟動。按沖轉時汽輪機的進汽方式分：高中壓缸啟動；中壓缸啟動。

按控制汽輪機進汽流量的閥門分：調節閥啟動；自動主汽閥或電動主汽閥啟動。

4、汽輪機熱態啟動的金屬溫度水平是如何劃分的？ 金屬溫度低于150℃～180℃者稱為冷態啟動；金屬溫度在180℃～350℃之間者稱為溫態啟動；金屬溫度在350℃以上者稱為熱態啟動。有時熱態又分為熱態（350～450℃）和極熱態（450℃以上）。

5、熱態啟動應具備的條件是什么？

上、下缸溫差在允許范圍內；大軸晃度不允許超過規定值；啟動參數的匹配要符合規程要求；潤滑油溫不低于35～40℃；脹差應在允許范圍內。

6、汽輪機支持軸承的工作原理是什么？

根據建立液體摩擦的理論，兩平面之間必須形成楔形間隙；兩平面之間有一定速度的相對運動，并承受載荷，平板移動方向必須由楔形間隙的寬口移向窄口；潤滑油必須具有一定的粘性和充足的油量，才能保證兩平面間有油膜存在。

軸頸放入軸瓦中便形成油楔間隙。當連續地向軸承供給具有一定壓力和粘度的潤滑油之后，軸頸旋轉時與軸瓦形成相對運動，粘附在軸頸上的油層隨軸頸一起轉動，并帶動相鄰各層油轉動，進入油楔向旋轉方向和軸承端部流動。由于楔形面積逐漸減小，帶人其中的潤滑油由于具有不可壓縮性，潤滑油被聚集到狹小的間隙中而產生油壓。隨著轉速的升高，油壓不斷升高。當這個油壓超過軸頸上的載荷時，便把軸頸抬起，使間隙增大，則所產生的油壓有所降低。當油壓作用在軸頸上的力與軸頸上載荷平衡時，軸頸便穩定在一定的位置上旋轉，軸頸與軸瓦間形成油膜隔開，建立了液體摩擦。

7、中壓缸啟動有何意義？

中壓缸啟動是汽輪機啟動時，關閉高壓調節閥、開啟中壓調節閥，利用高、低壓旁路系統，先從中壓缸進汽啟動后切換為高、中壓缸聯合允許的啟動方式。中壓缸啟動可以充分加熱汽缸，加速熱膨脹；中壓缸啟動在熱態啟動時，可以縮短鍋爐點火至沖轉時間；中壓缸啟動可以解決熱態啟動參數高，造成機組轉速擺動，不易并網的問題；啟動初期，低壓缸流量增加，減少末級鼓風摩擦，提高了末級葉片的安全性；對特殊工況有良好的適應性，主要體現在空負荷和極低負荷運行方面。

8、汽輪機盤車裝置有何作用？

在汽輪機啟動沖轉前和停機后，使轉子以一定的轉速連續地轉動，以保證轉子均勻受熱和冷卻的裝置稱為盤車裝置。

在汽輪機沖轉前要用盤車裝置帶動轉子作低速轉動，使轉子受熱均勻，以利機組順利啟動；啟動前盤動轉子，可以用來檢查汽輪機是否具備運行條件，如動靜部分是否存在摩擦，主軸彎曲度是否正常等；停機后，投入盤車裝置，可攪合汽缸內的汽流，以利于消除汽缸上、下溫差，防止轉子變形，有助于消除溫度較高的軸頸對軸瓦的損傷。

9、汽輪機熱態啟動應注意那些問題？

汽輪機的熱態啟動是在盤車連續運行前提下先送軸封汽，后抽真空，且軸封供汽溫度應根據轉子表面和汽缸溫度水平及脹差確定；熱態啟動時應加強疏水，防止冷水冷汽進入汽缸，真空應適當保持高一些；熱態啟動時，法蘭螺栓加熱裝置的投入，要根據汽缸的溫度水平而定；根據高壓缸調節級金屬溫度在熱態啟動曲線上確定汽輪機沖轉參數、初負荷（系指高壓缸調節級汽溫與金屬溫度不匹配度低于精確匹配線以下所確定的最低負荷）、5%額定負荷保持時間及其升速率，注意汽輪機高壓缸調節級蒸汽溫度與其金屬不匹配度須在－56～111℃之間；主蒸汽溫度要在最低過熱度為50℃的情況下向汽輪機送汽，主汽閥前蒸汽參數應處于主汽閥啟動蒸汽參數曲線所示的標有在切換轉速下、主汽閥進口的最低汽溫的曲線上；熱態啟動的沖轉及帶負荷方式與冷態啟動相同，但要求順利迅速地進行；機組升負荷過程中，要密切注意主蒸汽溫度、脹差、缸脹和機組的振動情況，主蒸汽溫度的劇烈變化對汽輪機的一切運行狀態都可能造成嚴重后果。

10、多級沖動式汽輪機的軸向推力有那幾部分構成？其平衡措施有那些？

多級沖動式汽輪機軸向推力的構成：動葉上的軸向推力；葉輪輪面上的軸向推力；汽封凸肩上的軸向推力；轉子凸肩上的軸向推力。

多級沖動式汽輪機軸向推力的平衡措施：葉輪上開設平衡孔；設置平衡活塞；采用汽缸反向對置，使汽流反向流動；采用推力軸承。

11、汽輪機啟動前的主要準備工作有那些？ 確認按電廠規程對所有系統進行檢查正常；輔助設備各項試驗正常；主要儀表完備準確；各項保護裝置校驗正確投入運行；有關輔機、輔助設備按規程投入運行正常；發電機水冷、氫冷、密封油、氫氣系統投入運行正常；盤車投入，大軸彎曲正常，檢查轉動部分聲音正常；當鍋爐具備點火條件時，開始抽真空。

12、汽輪機禁止啟動的規定有那些？

調節系統卡澀，擺動不能消除；危急保安器動作不靈；自動主汽門或調節汽門卡澀或動作不靈；輔助油泵、盤車裝置工作失常；上、下缸溫差超過規定值；轉速表、軸向位移表等主要儀表失常；油質不合格；大軸撓度超過規定值等。

13、汽輪機滑銷系統有何作用？

保證汽缸定向自由膨脹，并能保持汽缸與轉子中心一致，避免因膨脹不均勻造成不應有的應力及伴同而生的振動。

14、啟動前向軸封供汽應注意什么問題？

軸封供汽前先對送汽管道進行暖管，使疏水排盡；必須在連續盤車狀態下向軸封供汽；向軸封供汽時間必須恰當；要注意軸封供汽溫度與金屬溫度的匹配；在高、低溫軸封汽源切換時不能太快，否則容易引起脹差的顯著變化，導致軸封處不均勻的熱變形。

15、高壓油采用汽輪機油的供油系統有那些主要設備構成？

一臺由汽輪機主軸直接帶動的離心式主油泵；一臺交流高壓輔助油泵；一臺交直流低壓潤滑油泵；二臺注油器；兩臺冷油器；還有濾油器、過壓度降低對機組運行有以下幾點影響：閥及潤滑油低油壓發訊器等。

16、汽輪機供油系統有那些作用？

供給調節系統和保護系統的用油；供給軸承潤滑用油；供給各運動付機構的潤滑用油；向發電機氫密封油系統提供密封油；供給盤車裝置和頂軸裝置用油。

17、影響脹差的因素有哪些？

答案要點：影響脹差的因素主要有：（1）主、再蒸汽的溫度變化率；（2）負荷的變化速度；

（3）軸封供汽溫度的高低及供汽時間的長短；（4）蒸汽加熱裝置的投入時間和所用汽源；（5）暖機時間的長短；（6）凝汽器真空的變化；（7）摩擦鼓風損失；（8）轉子回轉效應；

（9）汽輪機滑銷系統暢通與否；（10）汽缸保溫和疏水的影響。

18、啟動過程中可以通過哪些手段控制脹差？

答案要點：啟動過程中可以通過以下手段來控制脹差：（1）控制主、再蒸汽的溫度變化率；（2）控制負荷的變化速度

（3）調整軸封供汽溫度的高低及供汽時間的長短；（4）調整蒸汽加熱裝置的投入時間和所用汽源的溫度；

（5）暖機時間的長短；

（6）在升速過程中也可適當調整凝汽器真空。

19、在主蒸汽壓力不變時，主蒸汽溫度升高對汽輪機運行有何影響？運行中應如何處理？

答案要點：主蒸汽溫度升高對機組運行影響：

制造廠設計汽輪機時，汽缸、隔板、轉子等部件根據蒸汽參數的高低選用鋼材，對于某一種鋼材有它一定的最高允許工作溫度，在這個溫度以下，它有一定的機械性能，如果運行中溫度高于設計值很多時，勢必造成金屬機械性能的惡化，強度降低，脆性增加，導致汽缸蠕變變形，壽命縮短，葉輪在軸上的套裝松弛，汽輪機運行中發生振動或動靜摩擦，嚴重時使設備損壞，故汽輪機在運行中不允許超溫運行。主蒸汽溫度升高的處理：（1）主蒸汽溫度升高到540℃時，聯系鍋爐恢復正常，并報告值長；

（2）主蒸汽溫度升高到545℃，再次聯系鍋爐恢復正常，并報告值長減去部分負荷，直至汽溫恢復正常。在此汽溫下運行不得超過10分鐘，否則打閘停機，并做好超溫延遲時間記錄。

20、在主蒸汽壓力不變時，主蒸汽溫度降低對汽輪機運行有何影響？運行中應如何處理？

答案要點：主蒸汽溫（1）主蒸汽溫度下降，使汽輪機做功的焓降減少，故要保持原有出力，則蒸汽流量必須增加，因此汽輪機的汽耗增加，經濟性下降。另外，由于蒸汽流量增加，還可能造成通流部分過負荷。（2）主蒸汽溫度急劇下降，使汽輪機末幾級的蒸汽濕度增加，加劇了末幾級葉片的汽蝕，縮短了葉片使用壽命。

（3）主蒸汽溫度急劇下降，會引起汽輪機各金屬部件溫差增大，熱應力和熱變形也隨著增加，且脹差會向負值變化，因此機組振動加劇，嚴重時會發生動靜摩擦。

（4）主蒸汽溫度急劇下降，往往是發生水沖擊的預兆，會引起轉子軸向推力增加。一旦發生水沖擊，則機組就要受到嚴重損害。若汽溫驟降，使主蒸汽帶水，引起水沖擊，后果極其嚴重。主蒸汽溫度降低的處理：

（1）應加強監視機組的振動、聲音、軸向位移、推力瓦溫度、差脹、汽缸金屬溫度、高中壓轉子應力趨勢等變化；

（2）主蒸汽單管溫度降至525℃時，聯系鍋爐恢復正常；

（3）兩平行主蒸汽管溫度偏差不大于14℃，否則應與鍋爐核準表計，并要求鍋爐恢復正常，兩管最大溫差不準超過42℃；

（4）主蒸汽溫度降至500℃時，開電動主閘門前及高導疏水門，當主蒸汽溫度降至490℃時，開各缸疏水門；

（5）汽溫繼續下降，應按規定減負荷，直至停機；（450℃減負荷到零，430℃故障停機）。

21、汽輪機真空下降對汽輪機的運行有何影響？真空下降應如何處理？

答案要點：汽輪機真空下降對汽輪機運行的影響主要有：

（1）汽輪機的理想焓降減小，出力降低，經濟性下降；（2）汽輪機真空下降，排汽壓力升高，相應的排汽溫度也升高，可能造成排汽缸及軸承等部件膨脹過度，引起汽輪機組中心改變，產生振動；

（3）由于排汽溫度升高，引起凝汽器冷卻水管的脹口松弛，影響了凝汽器的嚴密性，造成凝結水硬度增大；（4）排汽的比體積減小，流速降低，末級就產生脫流及漩渦。同時還會在葉片的某一部位產生較大的激振力，頻率降低，振幅增大，極易損壞葉片，造成事故；（5）可能使汽輪機的軸向推力增大。凝汽器真空下降的處理：

（1）檢查排汽溫度與真空對照表，確定排汽壓力是否升高；

（2）查找原因并迅速消除，及時投入備用抽汽設備；（3）根據要求降低負荷，直至停機。

（4）汽輪機的排汽溫度不準超過70℃；空負荷不準超過100℃。

22、什么是監視段壓力？運行中如何對監視段壓力進行分析？

答案要點：調節級汽室壓力和各段抽汽壓力稱為監視段壓力。除了汽輪機最后一、二級外，調節級壓力和各段抽汽壓力均與主蒸汽流量成正比變化。根據這個關系，在運行中通過監視調節級壓力和各段抽汽壓力，可有效地監督通流部分是否工作正常。

在安裝或大修后，應在正常運行工況下對汽輪機通流部分進行實測，求得機組負荷、主蒸汽流量與監視段壓力之間的關系，以作為平時運行監督的標準。在同一負荷（主蒸汽流量）下，監視段壓力升高，則說明該監視段后通流面積減少，或者高壓加熱器停運、抽汽減少。多數情況下是因葉片結垢而引起通流面積減少，有時也可能因葉片斷裂、機械雜物堵塞造成減少段壓力升高。

如調節級和高壓I段、II段壓力同時升高，在可能是中壓調門開度受阻或者中壓缸某級抽汽停運。

監視段壓力不但要看其絕對值升高是否超過規定值，還要監視各段之間壓差是否超過規定值。若某個級段的壓差過大，則可能導致葉片等設備損壞事故。

23、造成汽輪機大軸彎曲的原因有哪些？

答案要點：造成汽輪機大軸彎曲的原因是多方面的，主要有：（1）動靜部分摩擦，裝配間隙不當，啟動時上、下缸溫差大，汽缸熱變形，以及熱態啟動大軸存在熱彎曲等，引起轉子局部過熱而彎曲。

（2）處于熱狀態的機組，汽缸進冷汽、冷水，使轉子上下部分出現過大溫差，轉子熱應力超過材料的屈服極限，造成大軸彎曲。

（3）轉子原材料存在過大的內應力，在高溫下工作一段時間后，內應力逐漸釋放而造成大軸彎曲。

（4）套裝轉子上套裝件偏斜、卡澀和產生相對位移。有時葉片斷落、轉子產生過大的彎矩以及強烈振動也會使套裝件和大軸產生位移，造成大軸彎曲。

（5）運行管理不嚴格，如不具備啟動條件而啟動，出現振動及異常處理不當，停機后汽缸進水等，造成大軸彎曲。

24、汽輪機軸向位移增大的原因有哪些？

答案要點：汽輪機軸向位移增大的主要原因有：（1）汽溫汽壓下降，通流部分過負荷及回熱加熱器停用；

（2）隔板軸封間隙因磨損而漏汽增大；（3）蒸汽品質不良，引起通流部分結垢；（4）發生水沖擊；（5）負荷變化，一般來講，凝汽式汽輪機的軸向推力隨負荷的增加而增大；對抽汽式或背壓式來講，最大的軸向推力可能在某一中間負荷。（6）推力瓦損壞；（7）凝汽器真空下降；（8）電網頻率下降。

25、汽輪機軸向位移增大應如何處理？ 答案要點：軸向位移增大的處理要點：

（1）發現軸向位移增大時，應特別注意推力瓦塊溫度及其回油溫度，注意汽機振動情況，聽汽輪機內部是否有異常聲音。

（2）軸向位移增大到報警值(+1，-1.45㎜)時，應迅速降負荷，使其降到報警值以下，報告班長查明原因進行處理，并作好記錄。

（3）軸向位移增大到動作值(+1.2，-1.65㎜)時，若保護未動作，同時推力瓦塊溫度升高到95℃時，應緊急故障停機。

（4）軸向位移增大，振動增加顯著，軸承回油溫度顯著升高至75℃時，應緊急故障停機。

（5）軸向位移增大雖未達到極限值，但推力瓦溫度明顯升高，任一推力瓦塊溫度升高到95℃時，雖經減負荷處理仍不能恢復時，應故障停機。

26、汽輪機升負荷階段的注意事項有哪些？

答案要點：（1）應按規程規定嚴格控制升負荷率，并選擇一定的負荷段停留暖機，以控制金屬各部件之間的溫差和脹差；

（2）應按規程規定嚴格控制升溫、升壓速度；（3）加負荷過程中還應經常檢查和監視調節系統工作正常、穩定，調門控制油壓或指令、油動機開度與當時負荷相對應，調節保安系統各部分油壓均正常；（4）加負荷過程中還應加強對機組振動和聲音的檢查，尤其是推力瓦溫度的檢查；

（5）負荷增加時，凝汽器水位、除氧器水位、軸封汽壓力、油溫、氫溫、內冷水溫、加熱器水位都容易變化，要加強監視檢查；

（6）隨著負荷的增加，應注意真空的變化，及時調節循環水的量；

（7）應在負荷達額定值前，先把蒸汽參數提升到額定值；

（8）主蒸汽溫度350℃以上時，節流各管道疏水，防止疏擴超壓，主蒸汽溫度400℃以上時再關閉管道及本體疏水門；

（9）及時調整加熱裝置，當高外上缸溫度達400℃以上時，可停止加熱裝置；（10）門桿漏汽壓力高于除氧器壓力時倒向除氧器；（11）150MW負荷汽溫汽壓額定時，與鍋爐聯系投入高加運行，并將疏水倒向除氧器，高加不投入時，負荷不超過180MW。

27、在主蒸汽溫度不變時，主蒸汽壓力升高對汽輪機運行有何影響？運行中應如何處理？

答案要點：

（一）主蒸汽壓力升高對運行的影響主要有：

在主蒸汽溫度不變時，主蒸汽壓力升高，整個機組的焓降就增大，運行的經濟性提高。但當主蒸汽壓力升高超過規定變化范圍的限度，將會直接威脅機組的安全，主要有以下幾點：

（1）機組末幾級的蒸汽濕度增大，使末幾級動葉片的工作條件惡化，水沖刷嚴重。

（2）使調節級焓降增加，將造成調節級動葉片過負荷。（3）會引起主蒸汽承壓部件的應力升高，將會縮短部件的使用壽命，并有可能造成這些部件的變形，以至于損壞部件。處理：

（1）主蒸汽壓力升高到13.23MPa時，應聯系鍋爐恢復主汽壓力并匯報值長；（2）主蒸汽壓力升高到13.72MPa時，應立即匯報值長，并采取措施以恢復正常，并做好延遲時間記錄。

28、在主蒸汽溫度不變時，主蒸汽壓力降低對汽輪機運行有何影響？運行中應如何處理？

答案要點：主蒸汽壓力降低對運行的影響主要有：（1）在主蒸汽溫度不變時，主蒸汽壓力降低，整個機組的焓降就減小，運行的經濟性降低。

（2）主蒸汽壓力降低后，若調節閥的開度不變，則汽輪機的進汽量減小，各級葉片的受力將減小，軸向推力也將減小，機組的功率將隨流量的減小而減小。對機組的安全性沒有影響。

（3）主蒸汽壓力降低后若機組所發功率不減小，甚至仍要發出額定功率，那么必將使全機蒸汽流量超過額定值，這時若各監視段壓力超過最大允許值，將使軸向推力過大，這是危險的，不能允許的。處理：

（1）主蒸汽壓力低于規定壓力時，聯系鍋爐恢復正常；（2）主汽壓力繼續降低時，注意高壓油動機開度（或調節閥開度）不應超過規定值，否則應減去部分負荷，并注意汽溫、軸向位移、脹差等變化。

29、汽輪機正常運行中應對哪些參數進行監視？ 答案要點：汽輪機正常運行中應監視的參數主要有：（1）蒸汽參數。主蒸汽、再熱蒸汽的壓力和溫度；調節級汽室、高壓缸排汽口和各段回熱抽汽的的蒸汽壓力和溫度；排汽壓力和排汽溫度。

（2）汽輪機狀態參數。機組的轉速和功率；轉子軸向位移和相對脹差；轉子的振動和偏心度；高、中壓缸及其進汽閥門金屬溫度；旁路管道金屬溫度；汽缸的內、外壁和法蘭內、外壁溫差；上下缸溫差；各支持軸承和推力軸承的金屬溫度。

（3）油系統參數。壓力油和潤滑油供油母管壓力；冷油器后油溫和軸承回油溫度；調節系統控制油的壓力和溫度；密封油壓、油/氫壓力差；各油箱的油位和油質。

（4）各輔機的運行狀態。加熱器和水泵的投入和切除；給水、凝結水、循環水的壓力和溫度；各水箱的水位。

30、從沖轉到額定轉速的過程中要經過哪幾個階段？升速暖機過程中應注意什么問題？

答案要點：從沖轉到額定轉速的過程中要一般要經過沖轉、摩擦檢查及低速暖機；升速到中速暖機；升至全速三個階段。

升速暖機過程中應注意的問題主要有：

（1）轉子沖動后，應檢查盤車裝置應自動退出，停止轉動；

（2）沖轉后，高排逆止門應開啟，為此要特別注意汽輪機高、低壓旁路的匹配；

（3）摩擦檢查要抓緊進行，不要讓轉速降得太低；（4）對大機組，低速暖機主要是在低速下對機組進行全面檢查，并進行一些配合操作，停留時間不需太長；（5）升速過程中應嚴格控制升速率，通過臨界轉速時要平穩，不得停留；

（6）升速階段要特別注意監視機組的振動，防止振動超過規定值；

（7）升速暖機過程中要特別注意監視機組膨脹及脹差情況；

（8）升速過程中，對軸溫、軸瓦溫度、軸承回油溫度等也應加強監視；

（9）升速過程中還應加強氫密封油溫度及空氫側油壓差的監視和調整；

（10）及時調整凝汽器、軸加水位，根據油溫、風溫、內冷水溫的變化情況投各冷油器、冷風器和冷水器的水側。

31、汽輪機沖轉條件中，為什么規定要有一定數值的真空？ 答案要點：汽輪機沖轉前必須建立一定的真空，一般為60kPa左右。若真空過低，轉子轉動就需要較多的新蒸汽，而過多的乏汽突然排入凝汽器，凝汽器汽側壓力瞬間升高較多，可能使凝汽器汽側形成正壓，造成排大氣安全薄膜損壞，同時也會給汽缸和轉子造成較大的熱沖擊。

沖動轉子時，真空也不能太過高，真空過高不僅要延長建立真空的時間，也因為通過汽輪機的蒸汽流量較少，放熱系數也小，使得汽輪機加熱緩慢，轉速也不易穩定，從而延長汽輪機的啟動時間。

32、汽輪機啟動時為什么要限制上、下汽缸的溫差？ 答案要點：汽輪機上、下缸存在溫差，將引起汽缸的變形。上、下缸溫度通常是上缸高于下缸，因而引起汽缸的拱背變形，俗稱貓拱背。汽缸的這種變形使下缸底部徑向動靜間隙減小甚至消失，造成動靜部分的摩擦，尤其當轉子存在熱彎曲時，動靜部分摩擦的危險更大。

上下缸溫差是監視和控制汽缸熱翹曲變形的指標。大型汽輪機高壓轉子一般是整鍛的，軸封部分在軸體上車旋加工而成，一旦發生摩擦就會引起大軸彎曲發生振動，如不及時處理，可能引起永久變形。汽缸上下缸溫差過大常是造成大軸彎曲的初始原因，因此汽輪機啟動時一定要限制上下缸的溫差。

33、汽輪機冷態滑參數啟動時何時向軸封供汽？向軸封供汽時應注意哪些問題？

答案要點：汽輪機冷態滑參數啟動時在沖轉前15分鐘向軸封供汽。

向軸封供汽時應注意的問題有：

（1）嚴禁在轉子靜止狀態下向軸封供汽，并盡量縮短沖轉前向軸封送汽時間；

（2）在送軸封供汽前應對軸封供汽聯箱及軸封供汽壓力調節閥前的管道進行充分暖管，并充分疏水，以防止水通過軸封系統進入汽輪機。

（3）啟動一臺軸抽風機運行，正常后開啟其入口門，將另一臺投入備用。

（4）向各軸封供汽并保持調整門后汽壓，軸抽真空調整到正常值。

34、試敘述汽輪機的沖轉操作。

答案要點：1.檢查沖轉條件全部滿足，記錄以下參數：主、再熱蒸汽溫度、壓力、高壓缸第一級金屬溫度、中壓缸第一靜葉持環溫度、偏心率、真空、軸向位移、差脹、盤車電流、潤滑油壓力、溫度、EH油溫度。2.聯系鍋爐，停用旁路系統，檢查一、二、三級減溫水應關閉，高壓缸排汽通風閥關閉。

3.在掛閘前，DEH應處于自動狀態，DEH操作盤“自動”，“DPU01主控”，“雙機運行”，“ＡTC監視”，“單閥”，“旁路切除”燈亮。

4.按下“掛閘”按鈕，并保持兩秒以上，檢查TV1、TV2、GV1~GV6、IV1、IV2均在關閉位置，RSV1、RSV2自動開啟并全開，單操開啟高排逆止門。

5.按“主汽門控制”按鈕，燈亮，GV1~GV6緩慢開啟至全開。

6.按下“升速率”鍵，設定升速率為100r/min；按下“目標值”鍵，設定“目標值”為600r/min/min，“保持”燈亮。

7.通知鍋爐、電氣及汽機值班員準備沖轉。按下“進行”健，燈亮，“保持”燈滅，機組開始升速。8..當轉速達到600r/min時，“進行”燈滅，此時進行全面檢查。

35、防止汽輪機大軸彎曲的技術措施有哪些？ 答案要點：（1）汽缸應具有良好的保溫條件；（2）主蒸汽管道、旁路系統應有良好的疏水系統；（3）主蒸汽導管和汽缸的疏水符合要求；（4）汽缸各部分溫度計齊全可靠；（5）啟動前必須測大軸晃動度，超過規定則禁止啟動；（6）啟動前應檢查上、下缸溫差，超過規定則禁止啟動；

（7）熱態啟動中要嚴格控制進汽溫度和軸封供汽溫度；

（8）加強振動監視；

（9）汽輪機停止后嚴防汽缸進水。36.汽輪發電機組的振動有哪些危害？

答案要點：（1）汽輪發電機組的大部分事故，甚至比較嚴重的設備損壞事故，都是由振動引起的，機組異常振動是造成通流部分和其它設備元件損壞的主要原因之一；

（2）機組的振動，會使設備在振動力作用下損壞；（3）長期振動會造成基礎及周圍建筑物產生共振損壞。

37.汽機停機方式有幾種，分別是什么？

汽機停機的方式可分為正常停機和故障停機。正常停機按停機過程參數的不同，可分為滑參數停機和定參數停機。故障停機分為一般故障停機和緊急故障停機，即破壞真空緊急停機。

38.汽機快速冷卻有哪幾種方式，快冷時應注意什么？ 汽機快速冷卻有以下幾種方式： 1）蒸汽逆流冷卻 2）蒸汽順流冷卻 3）壓縮空氣逆流快冷 4）壓縮空氣順流快冷

快冷應注意以下幾個方面問題： 1）快速冷卻的安全評價 2）投冷卻系統時間的選擇 3）冷卻介質的選擇

4）順流冷卻和逆流冷卻的選擇 39.什么是甩負荷試驗？

甩負荷試驗是在汽輪發電機并網帶負荷情況下，突然拉掉發電機主斷路器，使發電機與電力系統解列，觀察機組的轉速與調速系統各主要部件在過渡過程中的動作情況，從而判斷調速系統的動態穩定性的實驗。

甩負荷試驗應在調速系統運行正常，鍋爐和電氣設備運行情況良好，各類安全門調試動作可靠的條件下進行。甩負荷試驗，一般按甩負荷的1/

2、3/4及全負荷3個等級進行。甩額定負荷的1/

2、3/4負荷實驗合格后，才可以進行甩全負荷實驗。40.簡述緊急故障停機的步驟。

（1）手打危急保安器，檢查并確認自動主汽門、調節汽門、抽汽逆止門已關閉。（2）投入啟動油泵和交流潤滑油泵向軸承供油，調整氫壓和密封油壓。

（3）需破壞真空的緊急停機（即前面介紹需緊急停機的1～13），應停止抽氣器并打開真空破壞門，必要時給發電機加上勵磁。

（4）當因進水緊急停機時，打開汽輪機的全部疏水門，并一直向軸封供汽，直至轉子靜止。（5）注意轉子惰走情況。

41.汽輪機發生哪些情況需要緊急停機？ 發生以下情況：

1）汽機主油箱油位下降到報警值，補救無效； 2）汽輪發電機組任一軸承斷油；

3）汽輪發電機組任一軸承回油溫度超過允許值且軸瓦金屬溫度達95℃時；

4）汽輪發電機組及其油系統著火無法撲滅； 5）軸封冒火花；

6）汽機內部出現金屬撞擊聲；

7）主汽或再熱器溫3分鐘內下降50℃及以上； 8）發生水沖擊；

9）機組發生強烈振動；

10）汽機工況已達保護跳閘條件而保護拒動； 11）汽輪機任一缸中斷進汽； 12）發生嚴重危及人身設備安全的緊急情況 42.汽輪機的停機過程有何特點？停機過程如何分類？

汽輪機的停機過程是啟動的逆過程。在停機過程中汽輪發電機組的輸出功率由運行工況降至零，與電網解列，主汽門關閉，其轉速由于摩擦鼓風作用逐漸降至零。在停機過程中汽輪機的進汽量逐漸減小至零；高、中壓級前的蒸汽參數逐步降低，其汽缸和轉子等零件被逐漸冷卻。

按停機過程中進汽參數變化的特點，可分為額定參數停機和滑參數停機。按停機的原因或目的可分正常停機和事故停機兩大類。正常停機又可分為大修停機和調峰停機兩種；事故停機分為一般事故停機和緊急事故停機兩種。

大修停機后汽輪機要揭開汽缸進行檢修，而揭開汽缸必須待汽缸金屬溫度降至100℃左右才能進行。因汽缸保溫較好，靠停機后自然冷卻，需要較長的時間。為了縮短冷卻降溫的時間，在降負荷過程中，采用逐步降低主蒸汽壓力和溫度的辦法（即滑參數停機），進行強制冷卻。

調峰停機是在電網負荷低谷期間，將某些機組停機備用，待電網負荷增大時，再將此機組啟動。由于機組啟動時間與沖轉時汽缸最高金屬溫度有關：沖轉前汽缸的金屬溫度愈高，啟動時加熱的溫升量愈小，在熱應力相同的條件下，啟動所需的時間愈短。因此調峰停機應采用滑壓停機，或額定參數停機，在降負荷過程中盡可能保持主蒸汽和再熱蒸汽溫度不變，使停機后汽缸的金屬溫度較高，以縮短下一次啟動的時間，減小啟動損失，提高調峰的機動性。

43.大修停機過程如何進行？有什么特點？

大修停機過程可明顯的分為：降負荷；打閘停機與電網解列；轉速逐漸降至零（惰走過程）；停機后的處理四個階段。為了使機組充分冷卻，對于中間再熱機組，或可以切換為單元制的機組，多采用滑參數停機。在降負荷過程中，可保持調節閥開度不變，逐步降低主蒸汽和再熱蒸汽的溫度，并相應降低主蒸汽壓力，以保證蒸汽的過熱度和排汽濕度在允許范圍內。為了便于鍋爐操作，蒸汽的降溫和降壓交替進行，并適當安排暖機，使轉子中心孔的溫度也按一定的速度降低，避免出現過大的熱應力和負脹差。適時切換除氧器供汽和軸封供汽、停用高壓加熱器和一臺給水泵、一臺循環水泵。在盡可能低的負荷下，鍋爐熄火，打閘停機與電網解列。在惰走過程中，隨潤滑油壓降低，輔助潤滑油泵應自動投入。適時停用主抽氣器，使凝汽器真空為零時，轉速為零，停止向軸封供汽，立即投入盤車設備，進行連續盤車，直至汽缸溫度降至100℃。

44.大修停機后進行快速冷卻可采用哪些冷卻介質？強制冷卻應注意哪些問題？

大修停機后，在惰走過程，可采用低溫過熱蒸汽進行冷卻。在盤車過程，可采用空氣冷卻。

強制冷卻應注意：設計合理的冷卻系統，組織冷卻汽流，使汽缸和轉子均勻冷卻；控制冷卻介質的溫度及流量，以控制金屬的冷卻速度不超過1℃∕min，使熱應力在允許的范圍內；要控制汽缸的內、外壁溫差和上、下缸溫差，使它們符合運行規程的有關規定，同時要避免出現負脹差。

45.與大修停機相比，調峰停機過程有何特點？應注意什么問題？

調峰停機是在電網低谷期間，某些機組停機；而當電網負荷增加時，再將這些機啟動投入運行。由于啟動前汽輪機的金屬溫度愈高，啟動過程金屬的溫升量相應減小，啟動速度可以加快。為了縮短下一次啟動的時間，減少啟停損失，提高電網調度的機動性，在調峰停機過程中，盡可能保持機組的金屬溫度在較高的水平。調峰停機的特點是：在降負荷過程中，或保持蒸汽參數為額定值，或采取滑壓停機，盡可能保持主蒸汽和再熱蒸汽溫度不變；在盡可能高的負荷下打閘停機；在汽機打閘停機后，鍋爐才能熄火；凝汽器內真空為零后，才能停止軸封供汽和軸封抽氣，防止冷空氣由軸封漏入汽缸。

調峰停機也應該嚴格控制機組降負荷速度；適時切換除氧器供汽和軸封供汽、停用高壓加熱器和給水泵、循環水泵；同時避免機組被過分冷卻。

46.與正常停機相比，事故停機過程有何特點？一般事故停機與緊急事故停機有何差異？

事故停機過程的特點是：主汽門和調節閥迅速關閉，負荷瞬間降到零，機組與電網解列，進入惰走階段。一般事故停機與緊急事故停機的差異在于：打閘停機后，要不要立即破壞凝汽器的真空。一般事故，允許機組繼續轉動，不需立即破壞凝汽器真空。按正常停機的惰走過程，適時停主抽氣器，轉速降到零時，凝汽器真空也降至零，停止向軸封供汽，投入盤車裝置進行盤車。而緊急事故停機打閘停機后，要立即破壞凝汽器的真空，以增加轉子的摩擦鼓風作用，使轉速迅速降至零。

47.緊急事故停機對機組有何不利影響？哪些事故必需實行緊急事故停機？ 由于緊急事故停機破環凝汽器真空時，大量冷空氣進入凝汽器，對凝汽器和低壓缸迅速冷卻，產生很大的“冷沖擊”，會造成凝汽器銅管急劇收縮，使其脹口松動，產生泄漏。而且使低壓缸和低壓轉子的熱應力增大，有時還會誘發機組振動增大。

必需實行緊急事故停機的事故包括：（1）汽輪機的機械故障。機組振動突然超限；轉子軸向位移超限；汽缸內有異常聲音或動、靜部分發生摩擦；軸承金屬溫度過高；嚴重超速等。（2）潤滑油系統故障。潤滑油壓降至30~40kPa(表壓)，無法恢復；系統大量漏油，需停交流潤滑油泵；油箱油位降至最低油位，可能影響正常供油；發電機密封油壓降低，且低于氫壓等。（3）重大災害。車間起火，無法補滅；發生破壞性地震等

48.何謂惰走曲線？測繪惰走曲線有何作用？

在停機的惰走過程中，轉速隨時間的變化的曲線，稱為惰走曲線。惰走曲線反映轉子的機械狀態和主汽門、調節閥等的嚴密性，可以利用它進行上述問題的判斷。如果惰走時間增長，則說明閥門嚴密性欠佳，有蒸汽漏入汽缸，對轉子產生作用力；若惰走時間縮短，則說明動、靜部分存在摩擦，或系統嚴密性不佳；若轉速突降對應的轉速偏高，則說明軸承潤滑有故障或缺陷。

49.緊急事故停機與一般事故停機停機過程有何不同之處？

事故停機是在設備或系統出現異常、可能危及安全運行時，保護系統動作或操作員按動“停機”按鈕，主汽門和調節閥快速關閉，機組瞬間降負荷至零，與電網解列，進入惰走階段，使機組降速至零的停機過程。緊急事故停機與一般事故停機之間的差別是前者在主汽門關閉后，立即打開凝汽器的真空破壞閥，破壞凝汽器的真空。使汽缸內的壓力瞬間升至大氣壓力，加大轉子惰走過程的摩擦鼓風作用，迫使轉速迅速降至零，以避免轉子長時間轉動，而使機組損壞或事故擴大。而一般事故停機，則無須在主汽門關閉后，立即破壞凝汽器的真空。

50．簡述滑參數停機的主要操作。

（1）停機前的準備。試驗高壓輔助油泵、交直流潤滑油泵、頂軸油泵及盤車裝置電機；為軸封、除氧器和準備好低溫汽源；并對法蘭螺栓加熱裝置的管道進行暖管。

（2）減負荷。1）帶額定負荷的機組，先將負荷按規定速度降到80～85%或更多一些。

2）通知鍋爐減弱燃燒降低蒸汽溫度和壓力（大概1℃/min的降溫速度），同時逐漸將調節汽門全開，穩定運行一段時間。

3）待汽缸法蘭溫差減小后，按滑參數停機曲線分階段（每一階段的溫降約為20～40℃）交替降溫、降壓、減負荷，直至負荷減至較低值。（3）解列發電機停機和轉子惰走

（4）盤車。當轉子完全靜止后，應立即投入盤車裝置，防止轉子產生熱彎曲。

51．簡述滑參數停機的注意事項。

（1）滑停時，最好保證蒸汽溫度比該處金屬溫度低20～50℃為宜。過熱度始終保持50℃，低于該值。開疏水門或旁路門。

（2）控制降溫降壓速度。新蒸汽平均降溫速度為1～2℃/min，降壓速度為19.7kPa/min，當蒸汽溫度低于高壓內上缸壁溫30～40℃時，停止降溫。

（3）不同負荷階段降溫降壓速度不同。較高負荷時，可快些，低負荷時，降溫降壓應緩慢進行，以保證金屬降溫速度比較穩定。（4）正確使用法蘭螺栓加熱裝置，以減小法蘭內外壁溫差和汽輪機的脹差。因為法蘭冷卻的滯后會限制汽缸的收縮。

（5）減負荷應等到再熱汽溫接近主蒸汽溫度時，再進行下一次的降壓。防止滑停結束時，因再熱蒸汽降溫滯后于主蒸汽降溫，使中壓缸溫度還較高。

（6）滑停時，不準做汽輪機的超速試驗。因為新蒸汽參數較低，要進行超速試驗就必須關小調節汽閥，提高壓力，當壓力提高后，就有可能使得新蒸汽的溫度低于對應壓力下的飽和溫度。此時再開大汽閥做超速試驗，就有可能有大量凝結水進入汽輪機造成水沖擊。52．真空下降的危害有哪些？

1）導致排汽壓力升高，做功能力（焓降）減小，使機組出力減小。

2）排汽缸和軸承座受熱膨脹，軸承負荷分配發生變化，機組產生振動。

3）凝汽器銅管受熱膨脹產生松弛、變形、甚至斷裂，造成凝汽器泄漏。

4）排汽容積減小，使末級產生脫流和旋渦。

5）若保持負荷不變，將使軸向推力增大和葉片過負荷。53．真空下降的現象有哪些？ 1）真空表指示下降； 2）低壓缸排汽溫度升高； 3）凝汽器端差明顯增大； 4）凝結水過冷度增大；

5）在汽輪機調節汽門開度不變的情況下，負荷降低。54.真空急劇下降的原因有哪些？如何處理？ 1）循環水中斷

（1）主要表征：凝汽器真空急劇降落；排汽溫度顯著升高；循環水泵電機電流和進出口壓差到零。（2）原因及處理：

①循環水泵出口壓力、電機電流擺動，通常是循環水泵吸入水位過低、入口濾網臟堵所致，此時應盡快采取措施，提高水位或清除雜物。

②若循環水泵出口壓力、電機電流大幅度下降則可能是循環泵本身故障引起。啟動備用循環水泵，關閉事故泵的出水門；若兩臺泵均處于運行狀態同時跳閘時，即使發現并未反轉時，可強行合閘；無備用泵，應迅速將負荷降到零，打閘停機。

③循環水泵運行中出口誤關，備用泵出口誤開，造成循環水倒流，也會使真空急劇下降。若在未關死前及時發現，應設法恢復供水，根據真空情況緊急減負荷；若發現較晚，需不破壞真空緊急停機。

④循環水泵失電或跳閘。需不破壞真空緊急停機。2）射水抽氣器工作失常

若射水泵出口壓力、電機電流同時到零，說明射水泵跳閘；若射水泵出口壓力、電機電流下降，則是由于泵本身故障或水池水位過低。發生以上情況均應啟動備用射水抽氣器，水位過低時應補水至正常水位。3）凝汽器滿水

凝汽器在短時間內滿水，一般是由于銅管泄漏嚴重（同時凝結水硬度增大），大量循環水進入汽側或凝結水泵故障（出口壓力和電機電流減小甚至到零）所致。處理方法是：立即開大水位調節閥并啟動備用凝結水泵，必要時將凝結水排入地溝，直至水位恢復正常。4）低壓軸封供汽中斷

軸封供汽中斷的可能原因有：負荷降低時未及時調整軸封供汽壓力使供汽壓力降低；汽封系統進使軸封供汽中斷；軸封壓力調整器失靈，調節閥芯脫落。因此在機組負荷降低時，要及時調整軸封供汽壓力為正常值；若是軸封壓力調整器失靈應切換為手動，待修復后投入；若因軸封供汽帶水造成，則應及時消除供汽帶水。

5）真空系統管道嚴重漏氣

真空系統漏入的大量空氣，最終都匯集到凝汽器中，使傳熱熱阻增大，真空異常下降。運行中真空管道嚴重漏氣，可能是由于膨脹不均使管道破裂，或誤開與真空系統連接的閥門所致。若是真空管道破裂漏氣則應查漏補漏予以解決；若是誤開閥門引起的，應及時關閉。

6）冬季運行時，利用限制凝汽器冷卻水入口流量保持汽輪機排汽溫度，致使冷卻水流速過低而在冷卻水出口管道上部形成汽塞，阻止冷卻水的排出，也會導致真空急劇下降。

55.真空緩慢下降的原因有哪些？如何處理？

因為真空系統龐大，影響真空因素較多，所以最容易發生，查找原因也比較困難。引起真空緩慢下降的原因通常有：

1）循環水量不足

循環水不足表現在同一負荷下，凝汽器循環水進出口溫差增大。找出循環水不足的原因，采取相應的方法進行處理。

2）凝汽器水位升高

導致凝汽器水位升高的原因可能有：凝結水泵入口汽化（凝結水泵電流減小）、銅管破裂（凝結水硬度增大）、軟水門未關、備用凝結水泵的逆止門損壞（關備用泵的出口門后水位不再升高）等。處理方法分別為：啟備用泵，停故障泵；關閉備用泵的出水門，更換逆止門；關補充水門；降低負荷停半面凝汽器，查漏堵管。

3）射水抽氣器工作水溫升高

工作水溫升高，使抽汽室壓力升高，降低了抽氣器的效率。當發現水溫升高時，應開啟工業水補水，以降低工作水溫。

4）真空系統管道及閥門不嚴密使空氣漏入

真空系統是否漏入空氣，可通過嚴密性試驗來檢查。此外，空氣漏入真空系統，還表現為凝結水過冷度增加，凝汽器傳熱端差增大。

5）凝汽器內冷卻水管結垢或臟污

其表象是：隨著臟污日益嚴重，凝汽器傳熱端差也逐漸增大，抽氣器抽出的空氣混合物溫度也隨著增高。經真空嚴密性試驗證明不是由于真空系統漏入空氣而又有以上現象時就可確認凝汽器真空緩慢下降是由凝汽器表面臟污引起，應及時進行清洗。6）冷卻水溫上升過高

通常發生在夏季，采用循環供水更容易出現這種情況。為保證凝汽器真空應適當增加循環水量。56．汽輪機進水的主要征象有哪些？

1）汽輪機軸向位移、振動、脹差負值大； 2）上下缸溫差≥43℃。3）抽汽管上下溫差大于報警值，抽汽管振動，有水擊聲和白色蒸汽冒出。

4）主蒸汽或再熱蒸汽溫度急劇下降。

5）主蒸汽或再熱蒸汽管道振動，軸封有水擊聲，管道法蘭、閥門、密封環、汽缸結合面和軸封處有白色濕蒸汽冒出。

6）推力瓦烏金溫度和回油溫度急劇增高。7）加熱器滿水或汽包、凝汽器滿水。

8）監視段壓力異常升高，機組負荷驟然下降。各機組發生水沖擊的原因不同，上述象征不一定同時出現。

57.發生汽輪機進水時如何處理？

當機組發生水沖擊事故時，應立即破壞真空緊急停機，密切監視推力瓦溫度、回油溫度、振動、軸向位移和機內聲音，開啟汽輪機本體及有關蒸汽管上的疏水門，注意轉子惰走情況。停止后，立即投入盤車，注意盤車電流并測量大軸彎曲值。轉子如果在停機過程中沒有發現任何不正常情況，可小心謹慎地重新啟動。若停機或再次啟動有異常情況時，應開缸檢查。58.葉片斷落的一般象征有哪些？

1）汽輪機內部或凝汽器內有突然的響聲，伴隨機組突然發生振動。2）當葉片不對稱脫落較多時，使轉子不平衡，引起機組振動明顯增大。

3）調節級圍帶飛脫堵在下一級靜葉片上時，使通流部分堵塞，導致調節汽室壓力升高。

4）低壓末級葉片飛脫落入凝汽器內時，除了有較強的撞擊聲，且若打壞銅管，會使凝結水的硬度和導電率突增，熱井水位增高，凝結水的過冷度增大。

5）若機組抽汽部位葉片斷落，則葉片可能進入抽汽管。使抽汽逆止閥卡澀，或進入加熱器使管子損壞，水位升高。

59.葉片斷落如何處理。

如果危急保安器未動作，應立即手打危急保安器，破壞真空緊急停機。若需重新啟動，必須做超速試驗，經調整合格，確認正常，才可以重新啟動。危急保安器動作后主汽門不能關閉，多數原因是閥桿卡澀、彈簧松弛或閥座中有雜物，此時應強行關閉，并立即關閉電動主汽門破壞真空緊急停機。待缺陷消除后才可重新啟動。

60．汽輪機軸承損壞的危害有哪些？

軸承損壞事故，主要針對汽輪發電機組的推力軸承和支持軸承而言。當油膜被破壞，除會引起軸承燒瓦事故外，還會引起如下嚴重后果。（1）軸瓦烏金燒熔時，轉子因軸頸局部受熱而彎曲，引起軸承振動和噪聲。

（2）推力瓦烏金燒熔時，轉子向后竄動，軸向位移增大，將引起汽輪機通流部分碰磨，導致機組損壞。61．產生汽輪機軸承損壞的原因有哪些？

1）潤滑油壓過低。造成油壓過低的原因有：主油泵磨損；入口濾網臟堵；油系統逆止門不嚴密，使部分油從輔助油泵倒流入油箱；各軸承的壓力進油管及連接法蘭漏油等。

2）潤滑油溫過高。冷油器運行失常使潤滑油溫升高，油的粘度下降。

3）潤滑油中斷。造成潤滑油中斷的原因有：主油泵故障；油系統管道堵塞；油箱油位過低使主油泵不能正常工作等。

4）油質不良。包括：油質劣化，油中含有機械雜質；油中含水。

5）軸瓦與軸的間隙過大。軸瓦間隙正常為軸徑的0.001～0.003倍。若過大，一是油從軸瓦中流出速度過快，難形成連續油膜；二是隨軸上負荷的增大，更多的潤滑油被擠出，使油膜厚度減小 6）烏金脫落。產生原因：軸承振動過大；烏金質量不良或烏金材料因疲勞而變形；推力軸承負載過大；澆鑄烏金時溫度過高，使發生大小不一的塊狀剝落。7）發電機或勵磁機漏電。使推力瓦塊產生電腐蝕，承載能力下降。

62．汽輪機軸承損壞的處理原則如何？

1）當發現軸向位移逐漸增加時，迅速減負荷使恢復正常，特別注意推力瓦金屬溫度和回油溫度。

2）當推力軸承軸瓦烏金溫度及回油溫度急劇升高冒煙，振動增大，說明軸瓦燒損，此時應立即手打危急保安器，解列發電機。

63.若因焊接問題引起高壓給水管道破裂時的處理步驟有那些？

（1）發現給水不正常并判斷為高壓給水管路破裂；（2）聯系鍋爐，降負荷維持水位；（3）水位不能維持，緊急停機；（4）匯報值長，聯系電氣；（5）聯系檢修處理；（6）恢復音響聲光報警。

64.凝結水系統啟動前必須具備的主要條件？

（1）凝結水補充水箱水位正常，至凝汽器熱井的補充水管路充水，補充水泵已灌水；（2）凝結水系統，給水箱已沖洗完畢。凝結水系統已充水放氣，凝汽器熱井、除氧器給水箱充水至較高水位。

（3）凝結水泵再循環電動門開啟，凝結水最小流量再循環、除氧器給水箱、凝汽器熱井水位等自動控制裝置處于可運行狀態。

65.在運行中停止5#低壓加熱器的操作步驟是什么？ 1.關閉#5低加連續排汽門。

2.關閉五段抽汽電動門，開啟五段抽汽電動門前、逆止門后疏水閥。

3.若#5低加有檢修工作，應首先開啟#5低加凝結水旁路門，然后關閉#5低加凝結水進口門后，再關出口門。

4.對#5低加進行隔離：

A..五段抽汽電動門#5低加凝結水進、出口門、旁路門切電。

B.關閉#5低加出口門前事故放水一次手動門及二次電動門、并切電。

C.關閉#3高加至#5低加逐級疏水調節閥前截門。D.關閉#5低加逐級疏水調節閥前、后截止門。E.關閉#5低加事故疏水調節閥前、后截止門。F.關閉#5低加連續排汽門。G.關閉#5低加啟動排汽門。

H.關閉五段抽汽逆止門前、后疏水閥。I.開啟#5低加汽、水側放水門泄壓至零。

66.影響給水溶氧量的因素有那些，如何保證給水溶氧量的合格？

（1）排汽閥開度，一二次加熱蒸汽的比例，主凝結水流量和溫度的變化，補水率的調整，給水箱中再沸騰管的運行狀況，疏水箱來的疏水；

（2）合適的排汽閥的開度，調整一二次加熱蒸汽的比例，注意調整主凝結水流量穩定，必要時投入再沸騰管，保持疏水箱來水的連續、均勻和小流量。67.在運行中停止單只高加的操作步驟是什么？

（1）聯系值長適當降低機組負荷（負荷按電廠規程）；（2）高壓加熱器疏水自動、保護解列；

（3）逐漸關閉高壓加熱器進汽門，控制給水溫度下降在規定范圍內（給水溫度下降速率按電廠規程）；（4）關閉高壓加熱器向除氧器疏水門；（5）開啟高壓加熱器汽側放水門；（6）開啟抽汽逆止門前后疏水門；

（7）關閉高壓加熱器進水門、出水門（自動旁路打開）；（8）檢查高壓加熱器無水位。

68.汽動給水泵的啟動操作過程如何？（1）啟動前的檢查及準備（2）送軸封

（3）啟動前置泵（4）小機的啟動

1）小機的啟動有冷態和熱態之分，當小機從額定負荷停機后，在半小時內啟動時為熱態啟動，在0.5~12小時范圍內再啟動為半熱態啟動，停機時間超過12小時為冷態啟動。2）冷態啟動：

A.沖轉條件滿足要求 B.沖轉

小機掛閘、開啟高低壓自動主汽門、選擇轉速自動方式，以100r/min/min的升速率升速至600r/min，暖機至少20分鐘，轉速超過40r/min，注意盤車裝置應自動脫扣，否則立即手動停止盤車裝置運行，注意監視軸向位移及機組振動，注意軸承金屬溫度及回油溫度的變化。

低速暖機結束，以200r.min/min的升速率升速至1800r/min 暖機25分鐘，并對機組進行全面檢查。

高速暖機結束后以300r/min/min的升速率升速至3000r/min，過臨界轉速時應注意平穩、快速地通過，不得停留。振動值不得超過0.125mm。在就地手打危機保安器，注意高低壓自動主汽門、調速汽門應快速關閉無卡澀，小機轉速應明顯下降。

檢查一切正常后，小機重新掛閘，開啟高低壓自動主汽門，以300r/min/min的升速率升速至3000r/min

對機組進行全面檢查，一切正常。關閉小機本體及其它所有疏水閥。69.汽動給水泵的停止操作過程如何？

（1）汽動給水泵停止前的檢查。

（2）正常停機時，負荷降至180MW，先啟動電動給水泵并檢查一切正常后，將待停的汽動給水泵負荷轉移到電動給水泵后方可停止汽動給水泵運行。（3）汽動給水泵的停止：

A停運泵負荷到零，關閉停運泵出口門。

B將機組轉速降至3000r/min后，就地手打危機保安器停機，注意高、低壓自動主汽門及調速汽門應快速關閉無卡澀，機組轉速應明顯下降。

C開啟小機本體疏水閥，注意監視凝汽器真空的變化。

D停止前置泵。

E連續盤車12小時以上，直到汽缸完全冷卻后，停盤車，停交流油泵及排煙風機。F若給水泵停運后需做備用或檢修做相應操作。70.冷態啟動中，凝汽器抽真空操作。（1）關閉凝汽器真空破壞閥。

（2）開啟凝汽器真空破壞閥的密封水供水門，注水至溢流管出水后，調整供水門開度，保持有少量溢流。

（3）開啟二臺真空泵分離水箱補水門，開啟二臺真空泵泵體放空氣門，關閉真空泵泵體放空氣門，將分離水箱補水至正常水位。

（4）啟動二臺真空泵運行，開啟兩臺泵的出口門。

（5）開啟真空泵密封水冷卻器的冷卻水進水二次門，投入真空泵密封水冷卻器。注意運行中及時調整，保證冷卻器出口、真空泵入口密封水溫度不大于25℃。

（6）檢查凝汽器真空應上升，當真空上升至-0.075MPa以上時，可停運一臺真空泵運行。將該泵投入備用。

71.那些原因可能引起除氧器水位低，應如何處理？（1）進水減少或補水中斷，應加大進水或補水；（2）誤開事故放水閥，應關嚴事故放水閥；（3）凝結水再循環閥開度過大，應關小或全關凝結水再循環閥；

（4）鍋爐進水突然增加或排汽量、排污量大，應關小鍋爐排污閥或暫停排污。

72.什么是加熱器出口端差。若在加熱器運行中端差不正常增大，可能的原因有哪些。

加熱器汽側壓力下的飽和溫度與加熱器出口水溫度的差值。若端差不正常增加，可能的原因有：（1）加熱器受熱面結垢；

（2）汽側抽空氣系統工作不正常；（3）加熱器水位高，淹沒部分受熱面；（4）水側旁路們漏水

（5）抽汽電動閥或逆止閥開度不足或卡澀導致節流 73.除氧器水位高的常見原因及處理方法。（1）進水量過大；減小進水量。（2）給水泵故障；啟動備用給水泵

（3）凝汽器泄漏（凝汽器熱井水位同時升高）；對凝汽器查漏

（4）鍋爐突然降負荷；查明鍋爐原因，迅速處理，必要時，開啟事故放水閥放水。

74.主凝結水旁路的作用，常見類型及其特點。

第五篇：火力發電廠工作總結

設備技術科二月份總結

二月份電廠共發電5238萬KWh,設備技術科在廠部的領導下，從設備管理和技術管理的細節入手，重點檢查、督促了設備點檢、潤滑、原始記錄等方面，使之規范標準，并且結合工分制的試運行，繼續加強專業管理和考核的力度，從而使電廠的專業管理逐步走向了正規，主要的工作如下：

一、本月我們主要根據電廠設備技術科的工作職責和標準組織工作，從設備和技術管理的基礎入手，繼續兩檢查一公布制度，對全廠的設備技術的基礎管理全方位的監督和指導。

二、本月，由于春節和鍋爐檢修的原因，我們對全廠進行了三次專業綜合檢查，共檢查23項次，考核17項，共考核工分51分，問題集中在點檢和記錄的書寫上。經過檢查和考核，崗位人員對專業管理逐步重視，各項制度標準得到了的落實。

三、及時配合各車間做好備品備件的提報、催貨和驗收工作，對現在制約電廠的幾個大改造項目的備品逐一落實，1#2#芯筒改造的耐熱不銹鋼板已經到廠；3#爐風機改造的協議已經簽訂，4月中旬備件將到廠；在公司的協調下，鏈斗機已經開始發貨，即將開始安裝。給煤機皮帶及微機房的空調等還在和相關部門積極協調。

四、本月設備運行情況：2月11日下午，3#鍋爐汽包左側人孔門墊子漏，停機爐處理，檢修3天，對左右兩側的墊子進行了更換，同時對鍋爐的其他地方進行了全面的檢查和檢修，處理了一些不停車不能處理的一些缺陷，2月14日中午并網。2月16日下午，3#爐一次風機聯軸器的柱銷斷，緊急停爐，四個小時后汽機并網。其余設備正常。

五、本月還組織相關專業對08年的技改和節能項目進行統計上報。同時還對鍋爐石灰石倉的改造制定了方案，材料計劃已經上報，待材料到廠后，組織施工。

六、消耗情況

本月共出庫375522.50元，其中：勞保18392.83元，酸16996.26元，堿3748.87元，裝載機費用62367.75元，不列入考核的91500.93元（一期給水泵一臺，3#爐雙色水位計一臺），電廠維修費用175994.69元（33.6元/萬度），其中鍋爐車間28392.84元（5.4元/萬度），汽機車間86681.81元（16.5元/萬度），電儀車間54734.54元（10.4元/萬度），裝載機班6185.5元（1.2元/萬度）。本月比上月92193.31元，增加了83801.38元，主要大項有：DEH濾芯2329元；磁翻板液位計2222元；一期給水泵配件63447元；3#機高加放水門11160元；電儀車間高壓電機修理費26495元；在線檢測備品4928元；1#空壓機的電腦控制板9226元；

爐渣可燃物含量分別為：2.0％，1.5％，1.3％，分別比上月的1.20％，1.03％，0.39％，上升0.8、0.47、0.81 飛灰可燃物含量分別為：0.4％，0.7％分別比上月的0.17％，0.26％，上升0.23、0.44 噸煤產汽3.63t，比上月的3.43t，上升0.2t 耗酸16.22噸，噸水耗酸0.459千克 耗堿13.84噸，噸水耗堿0.39千克

七、修舊利廢情況

本月共修舊利廢10項，修舊33件，其中電儀車間8件，汽機車間21件，鍋爐4件，另外汽機車間利用廢舊的管道20米，改造了一號機排煙風機出口管道。八、二月工作計劃

1、二月份設備科將繼續做好兩檢查一公布的工作，進一步細化設備技術管理的工作，推進各車間的專業管理工作。

2、配合山東迪爾安裝公司做好芯筒的預制和石灰石倉的技改。

3、繼續落實備品提報和采購工作。對鏈斗機加緊催貨，以解決長期人工拉渣的問題。催購氣力輸灰的備品備件、給煤皮帶、空調。

4、配合車間做好檢修工作。