余热电站汽轮机运行规程(改)

汽轮机运行规程

第一章设备系统简介

第一节主机规范

第二节热力系统

第三节调节保安润滑系统

第四节DEH装置的使用简介

第五节辅机规范

第二章汽轮机的启动

第一节汽轮机在下列情况下禁止启动

第二节启动前的准备及联系工作

第三节启动前汽轮机设备及系统的检查

第四节汽轮机的冷态启动

第五节带负荷

第五节汽轮机的热态启动

第七节汽轮机的温态启动

第三章汽轮机组的正常维护

第三章停机

第一节正常停机前的准备

第二节停机操作程序

第五章辅机的运行维护

第六章汽轮机组的事故处理

第一节事故处理原则

第二节故障停机

第三节凝汽器真空下降

第三节油系统工作失常

第五节汽轮机轴向位移增大

第六节机组不正常的振动和异音

第七节水冲击

第七节周波变化

第九节甩负荷

第十节管道破裂

第十一节厂用电中断

第十二节失火

第十三节辅机故障 .

第一章设备系统简介

第一节主机规范

本电厂１＃机为洛阳矿山机械厂生产的BN10-1.5/0.35 型补汽凝汽式汽轮机。系纯低温、低压余热单缸、冲动、补汽凝汽式汽轮机。

1 主汽门前蒸汽压力：1.5+0.

2 -0.1 MPa

主汽门前蒸汽温度：350 +20 -30 ℃

2 补汽压力：0.35 +0.15 -0 1MPa

补汽温度：155 +25 -15 ℃

3 发电功率:

进汽45 t/h 、补汽8t/h 10ＭＷ

4 冷却水温度：正常2

5 ℃最高33 ℃

5 汽轮机转向（从机头向机尾看）：顺时针方向

6 汽轮机额定转速：3000 r/min

7 汽轮机转子临界转速：1580——1630 r/min

8 额定工况排汽压力：0.007Mpa（绝）

9 汽轮机设计功率：10ＭＷ

10 汽轮机在工作转速下，其轴承处允许最大振动：0.03 mm

11 过临界转速时轴承处允许最大振动：0.15 mm

12 汽轮机中心距运行平台：750 mm

13 汽轮机本体主要件重量

（a）上半总重（连同隔板上半）14.3 t

（b）下半总重（不包括隔板下半）16 t

（c）汽轮机转子总重 6.45 t

（d）汽轮机主体重量47t

二、结构概述

机组转子由一单列调节级和十个压力级组成，其中末两级为扭叶片。其余压力级叶片均为我国自行设计新型直叶片。在第四压力级后进行补汽。装于前汽缸上蒸汽室内的配汽机构是提板式调节汽阀，借助机械杠杆与调速器油动机相连。汽轮机转子通过一副刚性联轴器与转子相连，在汽机端联轴器上有盘车齿轮。盘车装置装于２与３轴承座盖上，电机驱动，通过齿轮减速达到5.7r/min所需要的盘车速度，当转速高于盘车速度时，盘车装置能自动退出。

第二节、热力系统

一、主蒸汽系统

锅炉来的新蒸汽经由电动隔离门、主汽门后分两路左右导汽管

进入１＃汽轮机。蒸汽在汽轮机中膨胀作功后排入凝汽器凝结成水。来自低压锅炉的补

汽经补汽阀从第四压力级后进入汽轮机作功。凝结水由凝结水泵升压后，经汽封加热器到除氧器。经除氧后的凝结水，由给水泵升压后进入锅炉，重新被加热蒸发成新蒸汽。

二、汽封系统

汽轮机前后汽封近大气端的腔室和主汽门、调速汽门、及补汽阀等各低压阀杆近大气端的漏气

均有管道与汽封加热器相连，使汽封侧保持-0.006MPa～-0.004MPa 的微真空压力,以保证蒸汽不漏入大气。同时将此漏气加热凝结水以提高机组的经济性。前后汽封的平衡室和各阀杆的高压漏气端均与均压箱相连。均压箱内压力由电动调节阀调整，维持在0.003MPa-0.03MPa(表压). 当汽封系统中压力低于0.003MPa 时,在运行时调整电动调节阀从新蒸汽中补充蒸汽,当汽封系统中压力高于0.003MPa 时，多余的蒸汽通过电动调节阀排入凝汽器中。

三、真空系统

蒸汽在汽轮机中膨胀作功后排入冷凝器凝结成水，在冷凝器内部形成真空，为了去除在运行中逐渐积聚在冷凝器中的空气，在冷凝器两侧装有抽气管，合并后接到射水抽气器进口，由射水抽气器将空气吸出排入大气。射水抽气器由专门水泵提供压力水。射水抽气器能替代启动抽气器，能在较短时间内形成冷凝器的真空。

第三节、调节、保安、润滑系统

一、调节系统

1.本机组调节系统采用电液调节控制系统（DEH），该系统主要由和利时T180透平控制器，电液转换器、液压伺服机构、调节气阀等组成。

2、调节系统的启动

当具备启机条件时，手推危机遮断油门大弹簧罩，手拉磁力断路油门锁销建立保安油压，缓慢开启主汽门，只有当主汽门开启后，才允许WOODWARD505 启动汽轮机。

3.T80透平控制器

T80的内部元件均为工业级元件。这些元件包括cpu（中央处理单元）、cpu的存储器。所有的继电器、所有的输入∕输出电路以及串行通讯接口。T80模块支持Modbus RTU协议模块，可以通过通讯电缆与远方的DCS系统或操作员站相连，实现远方遥控监视操作，协同工厂DCS完成控制功能。

该调节器有以下功能：

●转速控制

●负荷控制

●压力控制

●自动并网功能

●超速保护（OPC）

●负荷、主蒸汽流量、压力最大限制功能。

●超速保护试验

●假并网试验

●仿真试验

调节器接收转速传感器输入的转速信号、功率传感器输入的电功率信号以及过程控制、辅助控制等回路输入的控制信号，解算后输出标准电流信号给电液转换器。

4.汽轮机的运行监视与保护

汽轮机超速时，危机遮断器动作，使危机保安装置泄油，主汽门、调速汽门关闭，机组停机。

电磁阀接受来自保护系统的停机信号，立即切断保安油路，关闭主汽门的同时关闭调节汽阀、

补汽门。

二、供油系统

主油泵出口油压：0.953Mpa; 主油泵入口油压0.078MPa 润滑油压：0.08~0.12MPa 本机组采

用集中供油装置。油箱、辅助油泵、事故油泵、冷油器、滤油器及吸油喷射器和有关管路配件

分别提供压力油和润滑油。

压力油：正常情况下，压力油由汽轮机主轴上的主油泵供给，在启、停过程中有辅助油泵供给。

主要有以下作用：

1）、保安：通过保安系统，作为主汽门、补汽门、调节汽阀的动力油，实现对机组的保护。

2）、调节：一路经电液转换器转换成二次油压的控制信号；一路引入油动机作为动力油开启调

节汽阀；一路引入主汽门作为保安油。

3）、两只射油器的出油：一路供主油泵入口，使主油泵进口维持一定正压，一路供润滑系统经

冷却及过滤后形成润滑油，供给各轴承润滑和冷却。

三、保安系统

1.本机组保安系统包括液压安全装置和电气安全保护装置。

液压安全装置包括：危机遮断油门、自动关闭器、磁力断路油门、电磁阀等。其中危急遮断器

动作转速３２７０～３３６０转/分。

第四节、DEH装置的工作简介

1.电气安全保护系统

电气保安系统由智能转速表、电调节器超速保护、电磁阀、8500B系列传感器及监视保护仪。液位计等组成。

（1）智能转速表设有报警、超速开关量输出，可对机组转速越限、超速进行保护。

（2）和利时T80调节器除调节功能外，还具有超速保护功能。可设定超速报警、停机点。

（3）电磁阀动作，切断保安油路，使主（补）汽门、调节汽阀徐素关闭。

（4）8500B系列传感器及监视保护仪，由各传感器及转速监视保护仪、双通道轴瓦震动监视保护仪、单通道轴向位移监视保护仪、单通道汽缸膨胀监视保护仪、单通道油箱油位监视保护仪，双通道胀差模块、电源组合而成的。所有插件装于标准框架内，对机组的转速、震动、轴位移、汽缸膨胀、油箱油位、胀差提供可靠保护，监视点超限时，可及时发出报警，或使得电磁阀动作，切断保安油路。当具备启机条件时，手推危急遮断油门大弹簧罩，手拉磁力断路油门锁销建立保安油压.

2、系统工作过程

（1）启动前，电调准备就绪，DEH总阀位信号为零，主汽阀和所有调节阀都关闭。

（2）复位手动停机阀，建立安全油，实现挂阀；开启主汽门。

（3）单击主控画面上“运行”按钮，DEH自动进入转速控制状态。如是抽汽机组，此时中压及低压油动机全开。

（4）设置升速率和目标转速，改变转速给定，逐步提升总阀位，调节阀随之逐步提升，冲转汽轮机。

（5）摩擦检查后，继续提升总阀位，完成升速、暖机、过临界等升速过程。该过程可由DEH按预定的升速曲线自动完成，也可由操作员分布给出目标转速和升速率，逐步完成。

（6）如是抽汽机组，当机组并网带上一定的电负荷之后，就可以投供热。控制策略经DEH 控制器运算后发出阀门开度控制指令，逐渐投入供热，机组由纯冷凝工况转为抽汽工况运行。

（7）若机组甩去全部负荷时，DEH的OPC快关回路使高压调节阀和旋转隔板快关，然后切换由转速回路控制，将汽轮机的转速控制在额定转速附近，维持空转。

（8）若机组发生遮断动作，系统能快速泄掉安全油和快关油，使所有阀门快速关闭，遮断机组进汽。

第五节、辅机规范

1 凝汽器：

型式：N－1600－2 型双流程二道制表面式

冷却面积：1600 ㎡冷却水量：3950t/h

冷却水温：25～33℃冷却水压：0.25MPa

2 冷油器：

YL-20 冷却面积：20 ㎡

冷却水量：44t/h

3 水环真空泵：

工作水压力：0.351Mpa

工作气流量：1124m3/h

4 空气冷却器（4 组）：

冷却能力：90kW 冷却空气量：3.4m 3 /s

冷却水量：25m 3 /h 冷却水压：0.2MPa(表)

冷却水最高允许温度：33℃

5 除氧水箱：

水箱容积：20 m 3 工作压力（真空度）：≥700mmHg 工作温度：40℃~50℃出水含氧量:≤0.05mg/L

额定出力:50t/h 除氧方式：真空除氧

6 汽封加热器：

JQ-20 换热面积：50 m 3 加热水量：50t/h 工作压力：1Mpa

第二章、汽轮机的启动

第一节、汽轮机在下列情况下禁止启动

汽轮机组遇有下列情况之一，应采取措施设法消除，否则禁止启动：

1 主要表计（如转速表、负荷表、轴向位移表等）或任一保安装置失灵。

2 隔离汽门、主汽门、补汽门、调速器门有卡涩现象,或不能严密关闭时。

3 调速系统不能维持汽轮机空负荷运行或甩去全负荷后不能控制转速。

4 盘车装置及任一台辅助油泵工作不正常。

5 油质不合格或油箱油位低于最低油位、或润滑油压低于正常值时。

6 汽轮发电机组振动超过0.05mm.。

7 汽轮发电机组转动部分有明显磨擦声。

8 凝汽器排汽安全阀有缺陷。

9 因发生异常情况停机，汽机本体设备有明显损坏，尚未查明原因并修复前。

第二节、启动前的准备及联系工作

1. 汽机范围内检修工作结束后，运行人员应掌握设备检修和改进排烟风机情况，影响启动的工作票应全部竣工，检修的安全措施已拆除。工作场所清扫干净，现场照明良好。

2.检查和投入各种仪表及保护装置，保护动作正常，各仪表测点指示正确，表计齐全。

3.各电机开关在断开位置，联锁开关在撤出位置，测量各电机绝缘应合格。

4.检查各转动机械完好，盘动转子灵活，油位正常，油质良好。各动力设备及电动阀门送电。各辅助设备试验良好。电动阀门行程校验完好且开关正常。

5.准备好启动所需工具、量具，如：振动表、听音棒、F 扳手、电筒、记录表纸等。

6.:试验事故闪光报警信号应正常。

第三节、启动前汽轮机设备及系统的检查

1、润滑油管道系统中所有的设备均应处于完好状态。系统清洗所用的临时滤网及堵板均应拆

油箱中的油位应正常，油箱中无积水，使用的32 # 汽轮机油，油质可靠，应符合GB11120－89 的

规定。检查油箱液位计动作的灵活性。

油箱及冷油器的放油口应关闭严密，通往仪表管路上的旋塞应打开。

检查滤油器在工作位置。

2、交流电动油泵，检查有无漏油现象，油路是否畅通，油压是否正常。检查直流电源，启动

直流电动油泵，检查有无漏油现象，油路是否畅通，油压是否正常。

3、检查滑油温度，当油温高于45 ℃时，冷油器应投入运行。当滑油温度低于25 ℃时，应

对滑油进行预热，使滑油温度不低于上述最低值。

二、汽水系统的检查

1. 主汽门前蒸汽管路、补汽管路上的闸阀进行手动和电动开关检查。

2.主蒸气管路、补汽管路上的隔离阀、主汽门、补汽门应关闭，直接疏水门开启，汽缸上的直

接疏水门开启，启动时能影响真空的阀门及汽水可倒回汽缸的阀门均应关闭。

3. 汽封管路上通向汽封加热器的阀门开启，汽封加热器疏水门开启。汽封加热器抽气风机进气

阀开启。

4.各水位计使用正常。

5.各蒸汽管道的布置都应能自由膨胀，在冷却状态下测定机组各测点的位置并作记录，以便暖

机时作为测量热膨胀值的依据。

三、机组滑销系统的检查

在冷态下测量各膨胀点的间隙并作记录，调整热膨胀指示器零点。确保汽轮机本体自由膨胀。

三、调节系统的检查

数字调节器组态

1 调节器的操作、维护必须专人负责。有关部件操作、维护说明见调节器用户手册。

2 按照汽轮机、发电机运行要求进行组态。组态经运行验证后，应设定程序密码，以防随意

3、检查调节器、调节汽阀及连杆外部情况，应灵活无卡涩现象，EDH 调节器自检合格。调节

汽阀连杆上各支点润滑良好，调节汽阀的位置符合要求。各保安装置处于断开位置。

4、将危急遮断器处于合闸位置，手动试验应灵活可靠，然后将其致于脱扣位置。

5、主汽门、补汽门及调节汽门在全关位置。

6、对自动保护装置和各种信号装置的电气系统进行检查。各压力表旋塞应开启。

7、复查主蒸汽管路上的隔离阀，主汽门及补汽阀是否处于关闭位置。完成上述各项检查工

作后，可对汽轮机供汽暖管，并打开各疏水阀。

五、凝结水系统

（1）下列阀门应开启：凝泵进水门；射水泵进水门、空气阀水封门；凝结水再循环门；凝泵空

气门、水封门；凝汽器水位计水侧汽侧考克；软化水补水－、二次门；汽封加热器凝结水进出

水门，凝结水至除氧器进水门；

（2）下列阀门应关闭：凝汽器热井放水门；凝泵出口门；汽封加热器凝结水旁路门；凝结水母

管隔离门；

（3）凝汽器补水至1/2-3/4，

六、循环水系统

（1）下列阀门应开启：循环泵进水门；空冷器出水阀、冷凝器进、出水门；冷油器出水阀；冷

却水滤网进出水门；相应冷却塔进水门；

（2）下列阀门应关闭：循环泵出水电动门；凝汽器水侧放水门；空冷器进水阀；冷油器进水阀。

凝汽器水侧放空气门（放尽空气后关闭）；凝汽器水侧放水门；冷却水滤网旁路门，

第四节、汽轮机的冷态启动

一、电动隔离汽门前主蒸汽管路暖管

稍开机组进汽总门旁路门开始暖管，逐渐提升压力到0.20—— 0.30 MPa，暖管20——30 min，再按每分钟增加0.10——0.15 MPa 的升压速度提升到正常工作压力，温度提高速度不超过 5 ℃/min 。在升压过程中可适当关小疏水阀门。管道内压力升到正常压力时，应逐渐将电动隔离阀前的总汽门开大，直至全开，关闭旁路门。

二、在升压过程中，应随时检查管道支吊及膨胀情况，如有异常情况应排除方能继续升压。补汽门投入时，应参照上述方式进行，并暖管至电动隔离阀前。

三、转子未转动前，严禁蒸汽漏入汽缸及用任何方式预热汽轮机。

四、启动油泵

1.起动高压交流电动油泵，听侧交流电动油泵运转声音。油泵出口油压应稳定在~0.953 MPa （表压）左右。

2.起动交流润滑油泵，听侧油泵运转声音，调整滑油压力调节阀，保持润滑油压在0.08~0.12 MPa

（表压）数值。

3. 启动直流润滑油泵，听侧油泵运转声音，保持润滑油压在0.08~0.12 MPa （表压）数值。检查全部轴承回油口，确保各轴承有足够的滑油通过。

四、检查盘车装置

操作盘车装置，盘动汽轮机发电机转子，注意检查电机旋转方向。监听通流部分有无金属摩擦和碰撞等不正常声音。

六、调节系统及保护装置静态检查试验

1.在电动隔离阀关闭的状态下，进行调节保护装置试验，在试验过程中切记不可停止盘车，以免因隔离汽门不严而有蒸汽漏入汽缸，引起转子弯曲。

2. 接通保安油路，旋转手轮开启主汽门，检查各部分有无卡涩现象;各连接处油管接口有无漏

油。

3.将主汽门开启至1/3的开度后，手推危急遮断器切断保安油路，检查主汽门、调节汽阀和补

汽阀是否迅速关闭。

4.手推危急遮断装置将危急遮断油门挂闸，仍维持主汽门1/3 开度，分别使轴向位移遮断器和

磁力断路油门动作，检查主汽门、调节汽阀和补汽阀是否迅速关闭。确认保护装置一切正常后，

将各保护装置恢复正常位置，接通主汽门保安油路。对电调系统进行静态编程及调试工作必须

由专业调试服务人员完成，并由用户对调试过程与结果进行记录。七、检查主汽门是否处于

关闭状态

八、电调“复位”

九、至主汽门前暖管

1. 微开电动隔离汽门的旁路门，按每分钟0.10~0.15 MPa 的速度将管路压力提高到正常压力，

在升压过程中及时检查管路膨胀和支吊情况。

2. 当管路压力升到正常压力时，逐渐开大隔离门，直至全开，然后再倒回半转，再关闭旁路

门。

十、凝汽系统投入运行

1.将循环水泵排空气阀打开，排掉循环水泵内的空气。启动一台循环水泵，待压力正常后逐渐

开启水泵出水门，关闭冷凝器出水管上的放气阀门。检查循环水泵的运转情况。

2.向凝汽器热井灌水（凝结水或化学处理过的水）到热井水位3/4 刻度，将加水阀门关闭。开

启凝结水泵进口阀门。开启凝结水泵到凝汽器汽侧的抽空气管路上的阀门。检查凝结水泵充水、

水封及水位等情况，开启凝结水泵，缓慢开启凝结水泵出口阀门，用再循环门保持热井水位。

3.开启水环真空泵，先开冷却水水阀，开补水阀补水，后开抽气阀。抽凝汽器真空，检查真空

泵工作情况。为了使冷凝器真空迅速升高，允许在凝汽器抽真空时，向汽封送汽，但必须盘车，

防止转子局部受热而弯曲。

十一、冲动转子

1.冲转应具备的条件

1)主油压：0.93MPa，润滑油压：0.08~0.15MPa，机组各轴承回油正常，冷油器出口油温不

2) 低于25℃

3) 主蒸汽温度达280℃以上，蒸汽压力在1.0MPa 以上。

4) 真空度达-0.061MP 以上。

5) 调节级上下温差在50℃以内。

5.冲转前15 分钟开启本体疏水、三通疏水、汽缸结合面疏水。

6> 盘车装置连续运行正常；辅助油泵连续运行正常。

7> 投入轴向位移保护、低油压保护、推力瓦块温度保护、轴承回油温度保护及超速保护。记录汽缸膨胀值。

2.确认电调自检合格后，扣上危机遮断器油门，将手动停机阀复位；将T800 调节器投入工作；缓慢旋转主汽门操纵座手轮，打开主汽门，此时调速汽门应处于关闭状态，转子不得有冲动或升速现象。发出复位指令；投入T800允许启动联锁指令；检查一切正常后，发出运行指令，转子将冲动并缓慢升至500r/min 进行低速暖机20~30 分钟；转子冲动后，盘车应自动退出，停运盘车电机，记录冲动时间__________；

3.转子冲动后，低速暖机阶段，应检查通流部分、轴封、主油泵等处有否不正常响声；注意各

轴承的温升及各部位的膨胀、后汽缸排汽温度，振动情况，。冲转后发现异常（如盘车齿轮不能

脱扣、汽机内部动静摩擦等）应立即打闸停机，检查原因并设法消除。（转子一旦静止，则必须

投入盘车装置连续运行），暖机过程中，凝汽器真空维持在-0.05~- 0.07 MPa（表）,当轴承进口油温高于40~45 ℃时，将冷油器投入运行，冷油器出口油温保持在35~45 ℃之间。

十二、升速

1.升速应进行的检查

低速暖机后，肯定机组一切正常，以200r /min的速度升速至1200r /min 左右进行中速暖机

40~60 分钟；、中速暖机结束并检查正常后，可由电调整继续自动暖机过程，以200r /min 的速度提升转速至2500r /min 进行高速暖机20~30 分钟；当通过临界转速<1600r /min 左右> 时，应加速平稳越过，不得在此停留，记录临界转速范围______，最大振动__________；再次检查油温、油压、油箱油位，各轴承的温度及回油情况，油泵的工作情况，汽轮机各部位的膨胀情况，机组振动情况。汽缸上、下半的温差，应不超过50℃.。确认一切正常后，电调继续升速，直至达到额定转速。其间应注意检查油系统压力变化情况，当确认主油泵已处于正常工作状态后，可停运高压电动油泵。

2.暖机升速过程中应注意下列事项：

【a】当机组发出不正常响声或振动大于0.05mm（非临界转速下），应立即降速使振动下降至合

【b】格并查找原因。暖机15min 再升速；若振动仍未消除，须再次降速运转30min 再升速。【c】若经二次降速暖机后振动仍不能消除，则必须停机检查。

【b】当汽轮机热膨胀有显著变化时，应停止升速并作全面检查。

【d】当油系统出现不正常的现象时（如油温过高或油压过低等），应停止升速，查明原因。

【e】当主油泵开始工作时，注意检查确认并使其处于运行状态，缓慢全关辅助油泵出口门，停

【f】止辅助油泵，全开辅助油泵出口门，作为备用。关闭时注意油压的变化情况，油压不正常下降时，立即全开，查明原因。开启辅助油泵出口门时注意油泵不应倒转，否则应立即关闭出口门，检查原因

【e】严格控制金属温升速度及汽缸的金属温差。

3.升速过程中应进行下列调整

凝汽器真空逐渐提高，应防止升速过快。用凝结水再循环门控制热井水位在水位计3/4 左右。一般情况下，真空应逐渐升至－0.09MPa（表）以上，排汽缸温度应不大于100℃。调节主蒸

汽管路、汽缸本体疏水阀门，疏水排出后，关闭疏水阀门。暖机结束后，机组膨胀正常，可逐

渐全开电动隔离阀，关闭旁路门。

十三、机组达到额定转速后，应进行下列检查及调整

主油泵进、出口油压

脉冲油压

轴承油温、瓦温及润滑油压

检查电调装置是否输出正确

分别使各保安装置动作，试验主、补汽门、调节汽阀是否迅速关闭，使电磁换向阀动作，

补汽门是否关闭。

汽轮机第一次起动、大修后、停机一个月后，应进行危急遮断器动作试验，超速动作试验安排在带20%额定负荷运行一小时后运行。

将负荷降到零，先进行电超速试验，投入“超速试验许可”，将转速提升至3270r/min，此时，危急遮断器应动作，否则立即手击危急遮断油门，停机调整危急遮断器动作转速。

危急遮断器动作后，将自动关闭器手轮旋到底，等转速低于3000 r/min后，按程序重新起动。

汽轮机第一次起动或大修后，危急遮断器动作试验应进行三次，第一、二次转速差不应超过18r/min，第三次和前二次动作转速的平均值之差不应超过30r/min。

试验之前，应先手打闸检查主、补汽阀和调节汽阀关闭情况。

冷态起动的机组，应在额定转速下暖机1-2小时后进行试验。

已经运行了2000小时以上的机组，也应降负荷进行危急遮断器动作试验。

对机组进行全面检查，一切正常后将发电机并入电网。

第五节、带负荷

一、除特殊需要外，汽轮机不应长时间空负荷运行。空负荷运行时，后汽缸温度不应超过

120℃，发电机并列后，即带上10%的额定电负荷（1100kw）。带负荷后不应超过60~70 ℃。

二、以150 Kw/min 提升速度增加负荷，负荷增加应均匀，负荷增加到50% 额定负荷时，停

留10~20 分钟，然后继续增加负荷。

二、增加负荷时应注意检查

1>检查调节系统工作情况，二次油压与油动机的开度，负荷应相适应。

在增加负荷时要注意调速系统、轴向位移、振动、真空、轴承温度、油温、风温等情况，发现

不正常因素，立即停止增加负荷，采取措施予以消除。

及时调整轴封汽压力、冷油器出油温度、发电机冷却水温度及进风温度。

根据负荷增加程度，逐渐开大凝结水至除氧器门，调整凝结水再循环门，保持冷凝器的正常水

位。

注意检查汽轮机热膨胀是否均匀。

注意检查机组振动情况。当轴承振动加大时，应停止增加负荷，在该负荷运行30min。

如果振动没有消除，应降低10～15％负荷继续运行30min，若振动仍没有消除，应迅速查明原

因，汇报值长后停机处理。

根据轴封均压箱压力情况，调整轴封蒸汽门及往凝汽器排汽门，保证正常轴封压力。润滑油温

升至40℃后，全开冷油器水侧出口门，用进口水门调节出油温度。

2>当机组需投入补汽门时，需注意：

1 须在机组已带额定负荷的30%以上时，方可缓慢打开补汽门。投入补汽时应特别注意机组振

动情况。

2 在机组满负荷运行时，应适当降低负荷，推荐降到85%的额定负荷且机组稳定运行后，再

缓慢打开补汽门。

3 在机组投入补汽门过程中，机组振动增大时，应停止继续开大补汽门，运行30 分钟后，振

动仍未消除，可使电磁换向阀动作，关闭补汽门，也可关闭补汽门前电动门，退出补汽，并查

明原因。

第六节、汽轮机的热态启动

汽轮机停机时间短，汽缸和转子处于较高温度时的启动称为热态启动，复速级处上汽缸壁温

在150℃以上，停机四小时以内，汽轮机再启动，视为热态启动。

热态启动应特别注意下列事项：

1.自动主汽门前蒸汽温度高于复速级上汽缸壁温50-100℃，且蒸汽至少有50℃过热度。一般冲

转前主蒸汽参数应达到额定值。

2.冲转前汽轮机至少连续盘车2 小时。

3.先向轴封供汽后抽真空。冲转前机组真空在－0.09MPa（表）以上。

4.检查合格后，即可以较快速度升至额定速度。

5.在额定转速下检查无异常现象即可并网逐渐带至额定负荷。热态启动过程中如果机组振动超过0.03mm 时应立即停机，重投盘车

6.严密监视热膨胀的变化

第七节、汽机的温态启动

1.汽轮机停机时间在3 小时以上8 小时以内的启动称为温态启动。

2.按暖机要求暖机，暖机时间可以缩短。

3.其余操作同热态操作。

第三章、汽轮机的正常维护

一、汽轮机正常运行中的维护和检查：

1 保持设备清洁，注意保护保温层

2 至少每1 小时抄表一次，，并根据运行日报分析有无异常情况，发现仪表读数与正常数值有

差别时，应查明原因。平时应做好事故预想。

3 注意检查各运行泵的电流、压力、轴承、电机温度及振动。

4 负荷变化时，应及时调整轴封压力和凝汽器水位。

5 定期检查和校准各种仪表。

6 对油系统要定期检查.并做到：保持管道的清洁、畅通、无漏油，冷油器应定期冲洗。按时

放出油箱底部的积水和油垢，补充新油，保持油位正常。滤网无堵塞现象。滤油器前后压差超

过0.05 MPa 时应切换、清洗滤网。定期检查汽轮机油的质量。

7 各轴承、杠杆关节及前轴承座与座架间滑动面定期加注润滑油、脂。调节汽阀杠杆上的球形头拉杆及支架转轴处应使用耐高温油脂，叉形接头处使用二硫化钼润滑。

8 定期冲洗滤水器滤网

9 电动油泵定期进行试验。

10 保安系统定期进行试验

11 每周定时将主汽门、电动隔离阀等重要阀门的阀杆上、下移动一、二次，防止阀杆卡死。此操作应在低负荷时进行。

12 若汽轮机经常带固定负荷，应定期以短时间内变动负荷的方法检查调节汽阀开关情况。

13 汽轮机运行中周波不应超过50±0.5 Hz

14 各轴承进油温度应保持在35~45 ℃范围内，温升一般不超过10~15 ℃，润滑油压应保持

在0.08~0.15 Mpa（表）范围内。

15 定期进行真空系统严密性试验和凝汽器水侧清洗。

16 按规定进行设备轮换和各种试验。

二、将备用冷油器投入运行时应注意：

1 从放油门放油检查，肯定备用冷油器油侧无积水和油渣。

2 缓慢开启备用冷油器入口油门充油，同时开启油侧排气旋塞排出空气，空气全部排除后关闭排气旋塞。注意在充油过程中不应使油系统油压发生波动。

3 开启备用冷油器水侧排气旋塞和进水门，使水侧通水，空气排除后，关闭排气旋塞。

4 慢慢开大油侧出油门和水侧进水口，注意不应引起润滑油压和油温的波动。

5 冷油器油侧压力应大于水侧压力，用进水门调节冷却水量。

6 若将运行中的冷油器停下来，应缓慢关闭油侧和水侧的阀门。关水侧阀门时，应先关进水门后关出水门。

三、在下列情况下应特别注意监视汽轮机运行情况：

a 负荷急剧变化。

b 蒸汽参数或真空急剧变化。

c 汽轮机内部出现不正常声音。

四、机组正常运行时的控制数据：

1 主汽门前蒸汽参数正常变化范围：压力：1.6 +0.

2 -0.2 MPa （绝对）温度：320 +50 -20 ℃

2 当主汽门前蒸汽压力为1.4 MPa （绝对）或蒸汽温度为300 ℃时，冷却水温为25 ℃时机

组仍能发出额定功率并长期运行。

3 当主汽门前蒸汽压力小于1.

4 MPa （绝对），或蒸汽温度为300 ℃时，应按规定减负荷运行。

4 下列情况下，允许汽轮机带额定电功率长期运行。

a. 蒸汽压力降到1.4 MPa （绝对），蒸汽温度降到300℃时，冷却水温度不超过25 ℃.

b. 冷却水进水温度升高至33 ℃，但应满足下列条件：蒸汽参数不低于额定值：冷凝器保持计算的耗水量：

c 后汽缸真空低于-0.0867MPa 时，机组应减负荷运行。真空降至-0.0733MPa 时负荷应降至零。真空降至-0.067MPa 时应事故停机.

第四章、停机

第一节、正常停机前的准备

1、停机前，应做好与水泥中控、公司总降值班人员的联系工作；

2、试转各辅助油泵、盘车电机应正常，任一台辅助油泵不正常时，禁止停机。

3、降负荷时，应检查调节汽阀阀杆有否卡涩现象，如有卡涩，应逐渐关闭主汽门或电动隔离阀，减负荷停机。，此过程中应保证轴封供汽的可靠；

4、准备好停机所需工具，如振动表、F 扳手、电筒等；

5、记录膨胀、振动及有关仪表读数。

6 降负荷时，随时注意机组的膨胀及振动情况。

7 密切观察凝汽器热井水位，注意调整主凝结水再循环管道上的阀门开度。

第二节、停机操作程序

1. 以100KW/min 的速度逐渐减负荷；

2、调整凝结水再循环门维持热井水位，逐渐关闭至除氧器进水门；

3、负荷至1500KW左右，投入新蒸汽调整轴封用汽；

4、根据锅炉上水量，调整给水再循环阀；

5、电负荷减到零，得到“解列”信号后，撤出发电机保护开关，将机组解列，打闸关闭主汽门，

将主汽门操纵座手轮关到底。检查主汽门是否关闭严密。当补汽门投入时，应先将补汽门关闭，检查关闭严密后，再“解列”关主汽门。

6、起动辅助油泵运行，检查油泵工作应正常；

7、手推危急遮断油门或手动电磁阀停机，注意检查主汽门、补汽门及调节汽门应立即关闭。开始记录情走时间____________；

8、调整射水抽汽器运行，关小进水门及空气门，降低真空，维持真空与转速同步下降。

9、真空降至“0”Mpa 时，关闭轴封送汽门；

300MW机组运行规程(锅炉部分)

1 设备技术规范与热工定值 1.1锅炉设备特性 1.1.1北京巴·威有限公司为耒阳电厂二期工程生产的二台B﹠WB-1025/17.2-M锅炉为单汽包、单炉膛平衡通风、中间一次再热、固态排渣、“w”火焰燃烧方式、露天戴帽布置、亚临界压力、自然循环燃煤锅炉； 1.1.2锅炉为双拱炉膛，炉膛宽度为21m，上炉膛深度为8.4m，下炉膛深度为15.6m，炉高为 45.12m(由水冷壁下集箱到顶棚)，水冷壁下集箱标高为7.6m，汽包中心线标高为56.99m，炉拱标高为25.37m，.前后拱上各布置8支浓缩型EI-XCL双调风旋流燃烧器，下射式喷射，火焰呈“W”形。每台燃烧器配备火焰检测器和点火器，火检配备二台探头冷却风机，点火器由高能点火装置和点火油枪组成，其推进机构采用气动驱动方式。油枪采用机械雾化，燃用轻柴油，16支油枪可带负荷30％MCR以上。在前后墙上各布置一个分隔风箱，在下炉膛前后墙布置了分级风，二次风调节系统采用推拉式轴向调风结构。水冷壁为膜式水冷壁，在热负荷较高的区域布置内螺纹管。有4根集中下降管； 1.1.3过热器由顶棚、包墙、一级过热器、屏式过热器及二级过热器组成。顶棚管处于炉膛和水平烟道上部；包墙管为膜式结构；一级过热器位于后竖井烟道；屏式过热器位于炉膛上部；二级过热器位于折焰角上方；一级喷水减温器布置在一级过热器出口集箱到屏式过热器进口集箱的连接管上，二级喷水减温器布置在屏式过热器出口集箱到二级过热器进口集箱的导管上，一二级减温器均采用文丘里式； 1.1.4再热器分低温、高温两部分：低温部分布置在竖井前部，由四个水平管组形成，高温部分布置在水平烟道内；低温再热器进口处有事故喷水，正常调温由烟气挡板调节； 1.1.5省煤器位于尾部竖井后烟道下部的低温区，由与烟气成逆流布置的水平管组和悬吊一级过热器水平管组的引出管组成。给水从锅炉左侧引入省煤器下集箱。省煤器前后上集箱通过90度弯头和T形管接头连到一起，给水经由左右两根导管引入锅筒； 1.1.6配备正压直吹式制粉系统，离心式一次风机和密封风机各二台，四台瑞典SVEDALA双进双出磨煤机，八台沈阳STOCK称重给煤机； 1.1.7风烟系统配两台动叶可调轴流式引、送风机、离心式一次风机，二台三分仓回转式空预器； 1.1.8五台ATLAS生产的20Nm3/min无油空压机供两台机组仪用和厂用共用； 1.1.9二台BE型电除尘器，设计效率为99.68％，除灰渣系统采用就地集中控制，包括:炉底渣灰系统，省煤器水力输送系统，溢流水系统； 1.1.10炉膛、水平烟道及尾部受热面配有蒸汽吹灰器； 1.1.11锅炉可带基本负荷和带负荷调峰；锅炉能以滑压和定压模式运行；滑压运行范围为 30-90％BMCR。

水轮机冷却塔节能改造的条件

水轮机冷却塔节能改造的条件水轮机冷却塔节能原理用水力驱动风机，而不是传统的电力。是以水轮机取代电机作为风机动力源，水轮机的工作动力来自循环水泵所具有的设计能量，换句话说：是能源的二次利用。该设计能量是在循环系统设计时必须保留的。改造后用水轮机的输出轴传动变速箱驱动风机旋转，达到节能目的，并确保水轮机设计参数时不另增水泵电耗。水泵是必须具有富余扬程的，其来处有如下几个方面： 1、从流体力学方面计算，在计算设备和管路阻损及提升高度、输送距离的每个环节中，汽蚀、结垢等原因会使效率降低，所以必须放有一定余量以保证长期的正常运行，而水泵的富余扬程部分是完全可以用于水轮机取代电机驱动。 2、在计算出总的阻损后还应再乘1.1~1.3倍，并以此作为水泵选型的依据。 3、在水泵选型时，因没有恰好与选定参数一致的扬程和流量，而往往选择扬程较大的水泵. 4、系统中必然存在的富余流量可在很大程度上转化为富余扬程。流量和富余扬程的关系？流量和富余扬程之间是一种相互依存的关系。对水轮机节能改造而言，富余流量的存在有着至关重要的作用，尤其注意现场阀门的开启程度，阀门开启程度小于40%的，基本可以确定能改造。水轮机节能改造的前提条件水轮机是利用水泵的余压做功的，因此节能改造的成功与否，关键要看系统中水泵的富余流量和富余扬程，如果水泵没有富余流量和富余扬程（即没有余压），则不能用水轮机进行节造，但这种情况在现实工作中极为少见（采购时的疏忽）。水轮机节能改造后的工作情况一般情况下冷却塔布水器工作压力仅需0.5~1m，而从水轮机出口的压力仅势能部分就可以满足布水要求，水轮机取代了上塔阀门而工作。水轮机冷却塔在北方严寒地区冬季使用时应采取的防冻措施，解决防冻问题主要有以下几种方法可供选择： 1、工业用冷却塔在冬季使用不需要风机运转时，关闭水轮机阀门，循环水直接进补水系统运行。碰到特别寒冷时可以在循环水中添加防冻剂； 2、加装消冰管； 3、设置室内水箱及时排净存水。冷却塔节能改造的周期：一般情况下，合同签订后45天交货，改造时间需要4~5个无雨天。冷却塔节能改造的经济回报节能投资是一种长期性的高回报投资，相比于其他投资方式更为稳妥，风险更低，直观能看到节能率。东莞盈卓节能科技有限公司的报价是基于客户提前支付1年半至2年电费就可免费使用8年多的设备。也就是说1年半至2年内全部收回投资，政府还有节能奖励。这种投资所带来的效益是显而易见的。

垃圾吊运行规程(DOC)

关于颁发《垃圾吊运行规程》通知好运行管理、建立良好的生产秩序，提高运行人员的技术水平，做到有章可循、有规可依、人人有专责、事事有人管，确保我公司发电设备安全、经济、稳发、多供。根据原电力部颁发的《电力工业技术管理法规》、原水电部颁发的全国地方小型火电厂《垃圾吊运行规程》的有关部分，参照同类型电厂和设备制造厂家的《安装使用说明书》及有关资料，编制了本公司《垃圾吊运行规程》。一、下列人员应熟悉和执行本规程：总经理、副总经理、运行管理人员、相关专业的技术人员、安全监察人员。二、下列人员应熟知和执行相应规程，并接受考试：垃圾吊运行人员。三、本规程由以下人员编写、审定、批准：编写：审定：批准：四、本规程在执行中如与上级规程相抵触时，按上级规程执行；如发现错误或不当之处应随时向运行部报，以便及时进行修订补充，使本规程日臻完善。特此通知！上海天马再生能源有限公司二零一五年十月

目录第一章垃圾吊设备简介 (3) 第二章垃圾吊的运行操作 (6) 第三章垃圾吊的检查和保养 (11) 第四章垃圾吊故障原因及处理 (19) 第五章垃圾吊大修后的试验 (19) 第六章垃圾库管理 (28)

第一章垃圾吊设备简介 1、设备概述：上海环境天马再生能源有限公司的垃圾吊（QZLY20t-32.5m-A8-12m3型）设备主要由构架主体、转动机械和电气设备、液压抓斗四大部分组成。构架主体有两部分，分别是大车架、小车架；转动机械有起升机械、大车运行机构、小车运行机构等；电气部分由电控设备和输电线路、电缆桥架组成；液压抓斗由液压缸和抓斗组成。该垃圾吊用于上海环境天马再生能源有限公司垃圾焚烧线的进料系统。焚烧线的日处理垃圾量2000t/d，并有10%连续超负荷运行能力。本项目建设4条处理垃圾500t/d的焚烧线，安装2台半自动桥式抓斗起重机，起重机可在手动/半自动之间自由切换，正常情况下采用手动方式运行：手动抓料、倒料、给料斗投料。所有工序均为手动。 1.1垃圾吊设备简图小车轨道抓斗大车小车 1.2垃圾吊及液压抓斗技术参数起吊重量：20T 起升高度：38m 轨道跨度：32.5m 最大抓合容量：12m3控制方式：半自动及手动抓斗重量：8.3t 提升机构电机功率：235kw 小车行走电机功率：2x5.5kw 大车行走电机功率： 4x5.5kw 抓斗电机功率：45.3kw 速度调节方式：变频调速垃圾坑长度x宽度：86m x27m 钢丝绳缠绕方式：2进/2出抓斗型式：电动液压六瓣抓斗起重机整机工作级别：A8 垃圾吊控制室地面标高：23m 轨底标高：31.30米钢丝绳直径：24mm

电厂锅炉检修技术措施

一、工程概况及特点 1、工程概况神华亿利能源有限责任公司电厂（4×200MW）煤矸石电厂工程位于内蒙古鄂尔多斯市达拉特旗树林召镇。厂址建于亿利化学工业有限公司工业园区内。总装机容量4×200MW，一次全部建成。本工程采用循环流化床锅炉、直接空冷凝汽式汽轮机、发电机采用空冷式。神华亿利能源有限责任公司电厂4×200MW工程采用EPC总承包形式，由山东电力工程咨询院总承包； #1-#4机组主厂房土建及安装由内蒙古电建二公司承建；化学系统、循环水泵房由东北电建二公司承建；空冷系统由中国十五冶承建。锅炉制造厂：上海锅炉有限公司型号：SG-690/13.7-M451 型式：超高压再热参数、单汽包自然循环、岛式布置、全钢架支吊结合的循环流化床锅炉。锅炉采用高温绝热旋风分离器进行气固分离，运转层标高为10m。锅炉采用岛式紧身封闭布置、全钢结构、炉顶设置轻型钢屋盖。锅炉采用支吊结合的固定方式，锅炉运转层标高为10m。锅炉采用单锅筒自然循环、集中下降管、平衡通风、绝热式旋风气固分离器、循环流化床燃烧方式、滚筒冷渣器，后烟井内布置对流受热面，过热器采用两级喷水调节蒸汽温度，再热器采用以烟气挡板调节蒸汽温度为主、事故喷水装置调温为辅。锅炉采用平衡通风，炉膛的压力零点设置在旋风分离器进口烟道内。循环流化床内物料的循环是由送风机（包括一、二次风机）和引风机启动和维持的。从一次风机出来的燃烧空气先后经由暖风器、一次风空气预热器加热后一路进入炉膛底部一次风室，通过布风板上的风帽使床料流化，并形成向上通过炉膛的固体循环； 6台给煤机布置在炉前，连接炉前大煤斗和落煤管，根据锅炉负荷要求的燃料量将破碎后的燃煤输送到落煤管进口。锅炉共设置四台水冷滚筒式冷渣器，分布于炉膛下部，布置在零米层，采用以水冷为主、风冷为辅的双冷却形式。 2、编制依据 1.神华亿利能源有限责任公司电厂#4机组A级检修锅炉标段招标文件 2.《发电企业设备检修导则》 DL/T838-2003 3.《火力发电厂焊接技术规程》DL/T 869-2004 4.《火力发电厂异种钢焊接技术规程》DL/T 752-2001 5.《焊接工艺评定规程》DL/T 868-2004 6.《电力建设施工及验收技术规范》（2004年版） 7.《钢熔化焊对接接头射线照相和质量分级》 UDA 621.791.65.05GB 3323—87

中小型冷却塔的节能环保改造

中小型冷却塔的节能环保改造 1 玻璃钢冷却塔在河南神火铝业有限公司的应用河南神火集团有限公司是以煤炭、发电、电解铝生产及产品深加工为主的大型企业集团，中国企业500强，河南省百户重点企业，河南省重点扶持的七家煤炭骨干企业及七家铝加工企业，河南省第一批循环经济试点企业。现有总资产160亿元，员工26000人,拥有10余家全资、控股、参股企业。其子公司河南神火铝业公司基础完善、实力雄厚，集铝电解、铝加工、发电、碳素阳极块生产于一体。拥有电解铝厂3个，铝加工厂2个，自备电厂2个，碳素厂2个，总资产逾70亿元。几年来公司始终以技术进步引导企业发展，进行了多项科技创新、技术改造，槽控机防雷技术、不停电开停槽技术、给电解槽增加“看门狗”装置等多项科技创新成果均创同行业的先例。其中于08年，对一台200m3/h的冷却塔进行了两次成功改造，不仅冷却效果明显变好，而且节能环保，经济和社会效益显著。有着良好的市场前景。该公司永城铝厂铸造车间于04年6月份建成投产，共有4条铸锭生产线加上辅助设施用水，单小时循环水量约800m3/h，整个循环冷却水系统按循环水量的1.15倍计算约920m3/h，共配置6台开式200m3/h的冷却塔，运行方式为5台运行1台备用，至09年运行近5年，进行设备改造经济划算。 1.1 运行原理介质水在起到冷却作用后进入顶部，湿热的水自淋水系统淋入塔内，到淋水填料上，便分成膜状下落，干燥的空气经过风机的抽动后，自进风网处进入冷却塔内；饱和蒸汽压力大的高温水分子向压力低的空气流动，当水滴和空气接触时，一方面由于空气与水的直接传热，另一方面由于水蒸汽表面和空气之间存在压力差，在压力的作用下产生蒸发现象，将水中的热量带走即蒸发传热，从而达到降温之目的，满足生产使用。 1.2 冷却塔的组成及功能简介主要构件为：冷却风机（电机、减速器及扇叶）、风筒、收水器、气流分配装置、淋水填料、淋水系统、塔体、进风百叶窗、立柱等，结构简图见图1。

锅炉检修规程

第一篇总则第一章总则 1.本规程为检修锅炉机组标准检修项目的检修质量和工艺要点，特殊项目的检修可参照执行。 2.本规程是参考《火力发电厂锅炉机组检修导则（DL/T748—2001）》和各设备制造厂家技术文件编制而成。第二章检修前的准备第一节检修前必须进行的工作 1.制定施工组织措施、安全措施和技术措施，以上所有措施必须通过上级主管部门审批。 2.落实物资(材料、备品配件、用品、安全用具、施工机具等)和检修施工场地。 3.根据本规程制定检修工艺卡、检修文件包，准备好技术记录。 4.确定需要测绘和校核的备品配件图，并做好有关设计、试验和技术鉴定工作。 5.制定实施大修计划的网络图或施工进度表。 6.组织检修人员学习本检修规程，掌握检修计划、项目、进度、措施及质量要求，特殊工艺要进行专门培训。做好特殊工种和--------------------------------------------------------------

劳动力的安排，确定检修项目施工、验收负责人。 7.锅炉机组检修开工前，应对锅炉机组进行有关试验、分析、诊断，确定影响机组运行的问题，并在检修中解决。 8.设备检修必须建立完善的质量保证体系和质量监督体系。第二节检修施工 1.检修施工过程中，应按现场工艺要求和质量标准进行检修工作。 2.检修应严格执行拟定的技术措施。安全措施应符合《电业安全工作规程》（热力和机械部分）的相关规定。 3.检修过程中，应做好技术资料记录、整理、归类等文档工作。第三节检修质量要求 1.检修工作应严格执行检修规程和设备技术资料中的设备质量要求。 2.主要材料及备品备件应进行实验，达到技术标准规定后方可使用。 3.设备解体后应进行全面检查和必要的测量工作，与以前的技术记录和技术资料进行对照比较，掌握设备的技术状况。 4.根据本检修规程规定对设备进行检修，经检修符合标准的机件方可回装。 5.质量检查、验收和分部试运。 ①质量检查、验收与分部试运应根据本检修规程规定执行； ②质量检验要实行检修人员的自检和验收人员的检查相结合。 ③对设备检修的质量应实行三级验收制度。（工人自检，班组检查，车间检查） ④锅炉机组检修质量的验收应包括：转动设备试运行，水压 --------------------------------------------------------------

电厂锅炉运行规程[1]

锅炉运行规程（二00七年三月修订）江苏省淮海盐化有限公司热电分厂二00七年三月前言一、本规程根据《电力工业技术管理法规》、部颁《锅炉运行规程》和制造厂锅炉使用说明书，并吸取了同类型锅炉机组的有关规定及经验，结合本厂实际情况编订，现予颁发。二、本规程经分厂，生产技术部审核后予以颁布。三、下列人员必须熟悉本规程： 1.锅炉运行班长及锅炉运行人员； 2.运行管理人员 3.其它相关人员本规程审批程序编写初审复审审批总目录第一篇运行管理制度第一章总则第二章岗位责任制度第一节班长岗位责任制第二节司炉岗位责任制第三节副司炉岗位责任制第三章交接班制度第四章培训制度第五章巡回检查制度第六章运行监护操作制度第七章设备定期维护制度第八章运行分析制度第九章设备清洁管理及文明卫生制度第二篇锅炉机组的运行第一章设备及燃料的简要特性第二章锅炉检修后检查和验收第一节锅炉设备的验收第二节锅炉检修后的检查第三节锅炉进水第四节水压试验第五节过热器反冲洗第六节转动机械的试运行及联锁试验第七节漏风试验第三章锅炉机组的启动

第一节启动前的检查第二节启动前的准备第三节锅炉烘炉第四节锅炉点火第五节锅炉升压第六节汽包水位计冲洗操作第七节安全阀的校验第八节主蒸汽管暖管操作第九节锅炉并汽第四章锅炉运行中的监视和调整第一节锅炉运行调整任务第二节锅炉水位的调整第三节锅炉燃烧调整第四节蒸汽压力的调整第五节蒸汽温度的调整第六节锅炉排污第七节除尘器的运行第八节转动机械的运行第九节锅炉除渣与打焦第十节锅炉设备的运行和维护第五章锅炉机组的停止第一节停炉前的准备第二节正常停炉第三节检修停炉第四节停炉后的防腐保养第五节停炉后的防冻第六章锅炉机组的事故及故障处理第一节事故处理总则第二节事故停炉第三节故障停炉第四节锅炉满水第五节锅炉缺水第六节汽包水位计损坏第七节汽水共腾第八节锅炉排管、水冷壁管损坏第九节省煤器损坏第十节过热器管损坏第十一节减温器损坏第十二节蒸汽及给水管道的损坏第十三节锅炉及管道的水冲击第十四节烟道二次燃烧第十五节锅炉结焦第十六节负荷骤减（甩负荷）

电厂锅炉专业总结

2007年年度发电部锅炉专业总结 2007年即将过去，这一年里在公司、安生部、发电部的领导下，按照公司年初制定的生产目标和任务，做为发电部锅炉运行专责工程师能够严格执行并认真落实，保证了本专业的安全、经济运行，完成了本年度的安全生产任务,特别是在保“元旦”、“春节”、“五一”、“十一”节日用电,在保“两会”及党的“十七”政治用电期间,制定了详细的措施,未出现了任何异常情况,确保了用电的安全,在年内凡大的操作如:开停机、主要设备的试验、大小修后的设备验收等工作,都是亲自到现场指导监督,在日常运行中加强了运行人员的技术培训工作,提高了运行人员技术水平,积极参加并认真落实了集团公司安评复查整改工作和集团公司运行规程审核修订的工作,能够协调好与维护部、安生部及运行各值的工作关系,具体主要体现在如下几个方面：一、安全运行方面 1.针对#6、#7炉在冬季、夏季大负荷期间，炉内结焦问题，在总工、安生部的领导下，组织了本专业的燃烧调整工作，统计了相关数据并进行了分析研究，制定了相关运行措施，根据公司来煤煤种的不同，逐渐摸索出合理的配烧方式和最佳的运行模式，使今年掉焦情况明显低于去年,特别是对准格尔、张家口煤的配烧，在本着确保安全的前提下，降低了公司运营的成本。 2.针对往年运行中出现喷燃器烧损问题，今年加强了这方面的工作，分析、研究、总结了以往的现象、原因、措施，分别从煤质方面、一次风风速、一次风风温和喷燃器构造等方面着手，采取了相应

的措施，确保了今年未出现喷燃器烧损现象的发生。 3.针对#6、#7炉捞渣机因运行年头长，设备老化，容易出现故障而影响机组运行的情况，采取了由除灰班长与零米值班工共同加强对捞渣机的巡检工作，发现问题及时联系检修处理，避免了事故的扩大,在今年未因捞渣机故障造成机组降负荷甚至被迫停炉的事故的发生. 4.针对脱水仓经常出现溢流问题，组织了除灰专业进行了分析，通过零米与回水泵两岗位之间反复调试，在目前设备状况下（灰管路积灰,流通面积变窄），在保证除灰、除渣系统正常的情况下，在保证捞渣机、渣泵正常运行的前提下，控制额外用水量，多用回水,减少溢流情况的发生. 5.天然气调压站系统、油站系统泄漏检查做为防火重点的天然气升压站，检漏工作非常重要，尤其在系统有泄漏点后，从新制定巡检路线和巡检次数，并建立了检漏记录。在油站运行中除正常巡检外，配备了油气浓度检测仪，建立了检漏记录，尤其在汽车卸油过程中,加强了油气浓度的测检工作,确保了安全卸油工作,强化了油站出入登记制度和防火制度. 二、经济运行方面 1.按照公司的月度指标计划，认真执行并加以落实，首先确保每月发电量任务的完成，没有因锅炉专业问题造成机组出力受阻,如因#6炉屏过第一点温度测点指示偏高问题，影响#6炉指标，经过认真分析、观察,在对照其材质查阅了相关资料后,并报总工批准进行

配电房电气设备维护保养规程

配电房电气设备维护保养规程一、干式变压器的维护保养规程处于运行或停运的变压器每年例行维护一次，停止运行的变压器在投入使用前增加维护一次。维护步骤： 1.断开待维护变压器的压侧断路器，并悬挂相应标示牌。 2.断开变压器高压侧的负荷开关，确认在断开位置后合上接地开关，并悬挂相应标示牌。 3.进入变压器室，首先应用高压验电器确认该台变压器是否在停电状态，然后检查外壳，瓷瓶及引线有无变形现象，有破损应及时更换。 4.重新紧固引线端子，销子，接地螺丝，进入线螺丝，如有松动，应拆下螺丝用细平锉轻锉接触面，用手触摸无任何凹凸不平的感觉后，用干净的布条擦去灰尘，抹上凡士林，换上新的弹簧垫圈，紧固螺丝。 5.检查变压器周边照明，散热，除尘设备是否完好，并用干净的布擦去变压器身及瓷瓶上的灰尘。 6.检查变压器高压侧负荷开关，确保操作灵活，接触良好，促动部分作用润滑处理。 7.用2500V的摇表测量变压器高低压线线圈绝缘阻值（对地和相间）确认符合要求（在室温30摄氏度时，10KV变压器高压侧大于20M欧姆，低压侧大于13M欧姆）。在测试前接好接地线，测定完毕后，应进行放电。 8.检查变压器室及变压器有无遗留工具后，撤离现场，将维护结果详细记录备案。二、低压配电柜的维护，每半年一次。 1.维护前的准备：低压配电柜维护的前一天，应通知各回路用户拟停电的起止时间。将维护所需的实用工具和安全工具准备好，确定维护负责人和参加人员。 2.先停掉待维护配电柜供电母线的全部负荷，断开该母线变压器高压侧负荷开关，检查确认无电后，用25平方毫米的导线通过电阻诸葛吧电容柜的电容器对地放电后，挂上接地线和标识牌。 3.检查母线接头有无变形，有无放电的痕迹，紧固链接螺丝确保链接紧密，母线接头处有脏物时应清除，螺母有修饰现象应更换。 4.检查配电柜中各种开关，取下灭弧罩，检查触头表面，若有麻点，可用平锉擦平平接触面并保持触头原有形状。若烧伤面积超过1平方毫米，则应更换触头。紧固进出线螺丝，用高压空气清洁柜内尘土，试验操动机构的分合闸情况。 5.检查电流互感器和各种仪表的接线，并逐个接好。 6.检查熔断器的容体和插座是否接触良好。有无烧损。 7.检查柜内有无遗留工具后，合上抽屉柜门。

《循环水冷却塔节能改造可行性方案》

《循环水冷却塔节能改造可行性方案》化循环水冷却塔技改可行性计算 1、系统各单元实际运行参数及工作状况1.1循环水泵型号：rdl700-820a；向外供水实际压力：0.48mpa出口阀门开度：全开；额定电压：10kv额定电流：96.8a；实际电流：86-89a1.2风机部分电机额定功率：200kw；额定电压：380v电机额定电流：362a；电机实际电流：260a1.3冷却塔部分海鸥方形逆流塔：7台；设计流量4500m3/h；实际流量3800-4000m3/h；实际温差8-9℃；上塔管径：900；上塔阀门开度40o；系统回水压力0.25-0.26mpa；布水器高度：11米。 2、风机轴功率及系统富余能量核算2.1风机轴功率计算 p电机=3×u×i×cosφ=1.732×380×260×0.85=145.45kw受电机效率、传动轴效率、减速机效率等影响风机实际功率为：p风机=p 电机×η电机×η减速机×η传动轴=145.45×0.92×0.91× 0.98=119.33kw（说明：根据机械设计手册第二、四卷电机效率为0.9 2、传动轴效率为0.9 8、减速机效率为0.91）2.2系统富余压头计算目前上塔阀门没有完全打开，开度为400，阀门消耗的压头可由下列公式计算流速：v=q/s压头：h=§v2/2g其中：h-----系统中阀门所消耗的扬程 §-----阻力系数；查《水工业工程设计手册》水力计算表；取为

400阀门开度时，§=81v-----循环水系统水的流速g-----重力加速度9.81m2/sq-----实际流量：按实际3850m2/h计算s-----管道横截面积计算。v=q/s=1.68m/s。 h=§v2/2g=81×1.682/2×9.81=11.65m。目前系统回水压力按0.25mpa计，克服阀门阻力和布水高程11m 阻力，布水阻力按3m损失计算到达布水喷头余压为：25-11.65-11-2=0.35m理论计算与实际基本相差不大。从上计算可以看出，改造后将阀门全开，水轮机可利用的系统富余压头为：回水管阀前压力-布水管高程-布水管至塔顶高程-布水阻力=25-11-2=12m2.3系统实际富余能量计算 p=η水轮机×g×q×h÷3600η水轮机：贯流式水轮机效率93p 水轮机=0.93×9.81×3850×12÷3600=117.08kwp风机（水）=p水轮机×η减速机×η传动轴=117.08×0.91×0.98=104.41kw 3、水轮机改造条件判断水轮机输出功率为：p风机（水）=104.41kw；冷却塔风机需要的功率为：p风机=119.33kw。改造条件判断：p风机（水）/p风机（电）=104.41/119.33=0.875从计算结果看，回水压力在0.25mpa时，改造p水轮机/p风机为0.875，基本达到电机功率水平但仍有差距，回水压力在0.26mpa时则p水轮机=0.93×9.81×3850×13÷3600=126.84kwp风机（水）=p水轮机×η减速机×η传动轴=126.84×0.91×0.98=113.12kw改造条件判断：p风机（水）/p风机（电）

300MW火力发电厂岗位规范／机组维修／锅炉本体班长岗位规范(通用版)

( 安全管理 ) 单位：_________________________ 姓名：_________________________ 日期：_________________________ 精品文档 / Word文档 / 文字可改 300MW火力发电厂岗位规范／机组维修／锅炉本体班长岗位规Safety management is an important part of production management. Safety and production are in the implementation process

300MW火力发电厂岗位规范／机组维修／锅炉本体班长岗位规范(通用版) 1范围本规范规定了锅炉本体班长（高级工）岗位的岗位职责、上岗标准、任职资格。本规范适用于锅炉本体班长（高级工）工作岗位。 2岗位职责 2．1职能范围与工作内容 2．1．1职能范围与工作内容 2．1．2主持本班全面工作，负责锅炉受热面、过热器、再热器、省煤器、水冷壁、落灰斗、锅炉捞渣机、火嘴、二次风及锅炉长短吹灰枪的检修与维护。 2．1．3坚持“安全第一、预防为主”的方针，落实安全责任制，

做好安全措施的制定、布置、落实和检修工作。定期召开班安全活动会，对不安全现象进行检查、分析和解决。 2．1．4组织班员对本专业设备进行检修和消除缺陷，组织好设备大、小修。 2．1．5深入现场及时掌握工作进度，把好质量关。 2．1．6每日班前要到现场巡逻视所管辖设备运行情况，并及时安排消除缺陷工作。 2．1．7对本班员工的劳动纪律、工作态度等负责检查督促。 2．1．8对本班行政、技术、政治思想、安全、文明生产和优质检查维护工作负责，组织和指挥全班的各项工作。 2．1．9负责全班人员经济责任制的落实和考核，并定期向部门主任汇报。 2．1．10组织和领导全班人员学习班治、技术，开展常规培训，不断提高全班人员政治业务素质，搞好班组建设。 2．2技术管理要求 2．2．1积极组织全班人员开展技术革新、合理化建议和QC小

锅炉运行规程标准版本

文件编号：RHD-QB-K6179 （操作规程范本系列）编辑：XXXXXX 查核：XXXXXX 时间：XXXXXX 锅炉运行规程标准版本

锅炉运行规程标准版本操作指导：该操作规程文件为日常单位或公司为保证的工作、生产能够安全稳定地有效运转而制定的，并由相关人员在办理业务或操作时必须遵循的程序或步骤。，其中条款可根据自己现实基础上调整，请仔细浏览后进行编辑与保存。除严格执行设备设施通用管理制度外，还应执行以下规定： 1、司炉工负责锅炉及附属设备的运行、定时巡检（每小时1次），按规定填写《燃气/燃油锅炉运行记录》。 2、巡回检查路线（以天然气锅炉为例）：锅炉本体及燃烧机→安全附件→管道阀门→风机房→循环泵房→水处理及除氧→补水、除氧泵→软水箱。 3、巡检内容主要包括： ①锅炉及附机的控制操作系统是否正常。

②压力、供回水温度、水位、排烟温度在规定范围内。 ③安全附件、保护装置和仪表灵敏可靠，无泄漏现象。 ④受压部件可见部位无鼓包、渗漏；炉内燃烧情况良好，无漏水漏气声。 ⑤锅炉外壳、前后烟门及人孔、手孔完整牢固、无破损。 ⑥管道、阀门无泄漏，阀门开启灵活。 ⑦燃烧器运转有无异常响声，风机运行是否正常。 ⑧循环泵运转正常，无异常现象。 ⑨锅炉房照明良好，道路通畅，消防设施、可燃气体报警装置正常。 ⑩软水箱储水充足。

⑾如有下列情况，司炉人员应增加巡检次数：——设备存在某些暂时不影响安全运行的一般缺陷时。 ——新改装、长期停运或新检修后的设备投入运行时。 ——设备运行中发现可疑现象时。 4、定期维修保养锅炉、燃烧器及附属设备。这里写地址或者组织名称 Write Your Company Address Or Phone Number Here

电气设备维护保养规程完整

电力设备设施维修保养制度一、目的为加强医院电力系统运行管理工作，确保电力设备设施安全、正常运行，防范各类事故发生，特制定本制度。二、维护保养规程（一）配电室及附属设施 1、环境卫生：清洁、无杂物，保养周期为：1次/天； 2、门窗及防小动物设施：门窗开启灵活，无>10mm缝隙，通风网无>10mm小孔、无严重锈蚀，保养周期为：1次/月； 3、通风照明设施：无故障、保证通风照明正常，保养周期为：1次/月； 4、灭火器：正常有效。（二）低压配电盘、柜 1、配电盘、柜外观清洁，保养周期为：1次/月； 2、电器仪表应外表清洁，显示正常，固定可靠，保养周期为：1次/月； 3、继电器、交流接触器、断路器、闸刀开关应外表清洁，触点完好，无过热现象，无噪音，保养周期为：1次/月； 4、控制回路应压接良好、标号清晰，绝缘无变色老化，保养周期为：1次/月；

5、指示灯、按钮、转换开关应外表清洁，标志清晰，牢固可靠，转动灵活，保养周期为：1次/月； 6、各绝缘件有无破损、受潮，保养周期为：1次/月； 7、隔离开关应触头正常、开合正常，保养周期为：1次/半年； 8、操作机构应灵活好用，保养周期为：1次/半年； 9、母线排应清洁，有无松动，压接良好，色标清晰，绝缘良好，保养周期为：1次/年； 10、各进出线是否有老化现象，清除导线接头及接线端子表面污物和氧化层，保养周期为：1次/年； 11、配电盘、柜对地测试应接地良好，保养周期为：1次/年； 12、更换失效或有缺陷的电气元件，保养周期为：1次/年。（三）高压配电柜 1、必须定时巡视、查看柜内连接螺栓是否松动，保养周期为：1次/日； 2、清理柜内外积尘污物，紧固导体连接螺栓，对断路器等操动机构加注润滑油，保养周期为：1次/年； 3、高压预防性试验，周期为：1次/年。（四）变压器 1、维护保养的重要性、检查周期（1）变压器表面污秽物大量堆积，会构成电流通路，造成表面过热，损坏变压器。应该定期清理变压器表面污秽。

燃气蒸汽锅炉检修规程修改版

燃气蒸汽锅炉检修规程修改版 The final edition was revised on December 14th, 2020.

燃气锅炉检修规程 1、检修内容、小修内容 1)、修理燃烧器电器控制及机械部分的接触不良及润滑不良。 2)、检查给水泵电机底座的紧固情况。 3)、不动高压部分，处理炉子外部设备的跑、冒、滴、漏等不正常现象。 4)、检修锅炉给水泵及清理水处理器。、中修内容 1)、检查处理锅炉汽包、加热管、联接法兰、接头、焊缝、阀门的泄漏等不正常现象。 2)、检查绝热层、加强内衬层的完好状况并给予处理。 3)、检修锅炉附件，使其运行正常。、大修内容 1)、包含中小修的所有项目。 2)、检查处理管道、汽缸表面裂纹、褶迭、局部腐蚀、碰伤变形、局部过热等故障。 3)、清洗(化学或手工)锅炉内积垢。 4)、测定锅炉重要部分壁厚。 5)、拆解燃烧器重要部件，更换重要备件。 6)、拆解锅炉本体及省煤器、冷凝器。 2、检修质量

采用观察、敲打、加压试机验收方式进行。 1)、各泄漏点完好无缺、加压到设计压力的倍后，20分钟无泄漏。 2)、绝热层、加强内衬层的完好无缺。 3)、汽、加热管无明显振动，支架稳定，紧固可靠。 4）、锅炉附件完好率应达98%以上。 5)、汽缸、加热管应无表面裂纹、褶迭、局部过热变形等情况。 3、验收中小修由操作工、维修工共同检修。小修由操作工、维修工自行验收，中修由生产部有关人员验收，大修由生产部联系相关的专门部门检修和验收。 4、交付使用验收合格后交付车间使用。操作人员应严格按燃气锅炉专门的操作规程进行使用和维护。风机检修规程一、检修前的注意事项 1.检修人员必须穿戴好劳动保护用品。 2.停机后必须将操作转换开关打至零位并拉开事故开关，挂好安全警示牌，与相关人员取得沟通,实行谁挂牌谁摘牌的原则。 3.检修中所使用的工具(特别是起重工具，设备)必须进行全面核查，确认符合安全要求，方可使用。二、检修内容 1.小修项目 1)检查紧固各部位联接螺栓。

电厂锅炉运行规程全文

济二电厂锅炉运行规程编制：审核：批准： 2009年6月15日发布 2009年6月 20 日实施

前言

目录 1锅炉机组运行规程 (6) 1.1设备及燃料的简要特性 (6) 1.1.1设备简要特性 (6) 1.1.2燃料特性 (13) 1.2锅炉机组检修后的检查与试验 (13) 1.2.1检修后的检查 (13) 1.2.2水压试验 (17) 1.2.3冲洗过热器 (19) 1.2.4转动机械的试运转 (20) 1.2.5漏风试验 (21) 1.2.6冷态试验 (21) 1.2.7烘炉 (23) 1.2.8煮炉 (25) 1.3锅炉机组的启动 (26) 1.3.1启动前的检查 (26) 1.3.3点火启动 (28) 1.3.4锅炉升压 (30) 1.3.5锅炉并汽 (33) 1.4锅炉运行中的控制与调整 (34) 1.4.1锅炉运行中的调整任务及参数控制范围 (34) 1.4.2水位调整 (34) 1.4.3汽压、汽温的调整 (36) 1.4.4锅炉燃烧的调整 (37) 1.4.5锅炉的排污 (38) 1.5流化床燃烧中几种异常情况 (40) 1.5.1流化床节涌故障 (40)

1.5.2流化床局部穿孔现象 (40) 1.5.3流化床分层故障 (41) 1.5.4流化床气泡故障 (42) 1.5.5沸腾结焦 (42) 1.5.6沸腾灭火 (43) 1.5.7流化床风帽坏 (44) 1.6锅炉的热备用、压火与启动 (45) 1.6.1热备用压火 (45) 1.6.2热备用启动 (46) 1.7锅炉机组的正常停炉与保养 (47) 1.7.1停炉前的准备 (47) 1.7.2停炉程序 (47) 1.7.3停炉后的冷却 (48) 1.7.4停炉后的防腐保养 (49) 1.7.5停炉后的防冻 (49) 1.8风机、液力偶合器的使用与维护 (50) 1.8.1风机的启动与运行 (50) 1.8.2液力偶合器的使用与维护 (52) 1.9电动机的运行 (55) 1.9.1电动机规范 (55) 1.9.2电动机的运行方式 (55) 1.9.3电动机的正常运行及维护 (57) 1.9.4电动机的不正常运行及事故处理 (59) 2事故处理规程 (62) 2.1处理总则 (62) 2.2故障停炉 (64) 2.2.1紧急停炉 (64) 2.2.2请求停炉 (64)

循环流化床锅炉运行规程

3＃循环流化床锅炉运行规程（试用行）编写：审核：批准：延安热电厂锅炉分场

目录第一篇锅炉机组的运行第一章锅炉设备规范和燃料特性 (4) 第一节锅炉设备规范 (4) 第二节燃料及石灰石特性 (13) 第二章锅炉机组启动或检修后的检查与试验 (14) 第一节启动前的检查与试验 (16) 第二节水压试验 (16) 第三节冲洗过热器 (17) 第四节漏风实验 (18) 第五节布风板的均匀性实验 (18) 第六节锅炉的烘炉与煮炉 (18) 第三章锅炉机组的启动 (19) 第一节启动前的准备 (19) 第一节锅炉点火 (20) 第二节锅炉的升压 (21) 第三节锅炉机组启动要求及注意事项 (22) 第四节锅炉的并列 (23) 第四章运行中的监视和调整 (23) 第一节运行调整的任务和目的 (23) 第二节水位的调节 (23) 第三节汽温和汽压调节 (24) 第四节燃烧的调节 (24) 第五节锅炉压火与热启动 (25) 第六节锅炉的排污 (25) 第七节锅炉的吹灰 (26) 第八节锅炉的排渣 (27) 第九节自动装置的运行 (27) 第十节转动机械运行 (27) 第五章锅炉机组的停止 (28) 第一节锅炉的停止 (28) 第二节锅炉的停炉后的冷却 (28)

第三节锅炉停炉检查项目 (28) 第四节锅炉的防冻 (29) 第五节锅炉停炉保护 (29) 第二篇锅炉机组事故处理第一节故障停炉 (30) 第二节锅炉缺水 (30) 第三节锅炉满水 (31) 第四节汽水供腾 (32) 第五节汽包水位计损坏 (33) 第六节给水管道水冲击 (33) 第七节蒸汽管道水冲击 (34) 第八节水冷壁管损坏 (34) 第九节主蒸汽管道爆破 (35) 第十节省煤器损坏 (35) 第十一节过热器管损坏 (36) 第十二节减温器损坏 (37) 第十三节烟道可燃物再燃烧 (37) 第十四节锅炉灭火 (38) 第十五节炉床超温及结焦 (38) 第十六节返料器结焦 (39) 第十七节负荷骤减 (39) 第十八节厂用电中断 (40) 第十九节风机故障 (41) 第三篇电除尘器运行规程第一章电除尘器的结构 (42) 第一节结构形式及规范 (42) 第二节主要技术特性 (42) 第二章设备的安全规程 (43) 第一节人身安全 (43) 第二节进入电除尘内部的安全注意事项 (43) 第三章电除尘器的运行 (43) 第一节电除尘器的运行前的检查 (43) 第二节电除尘器的运行、停止 (44) 第四章电除尘器辅助设备的运行 (45) 第一节电除尘器辅助设备的规范特性 (45) 第二节除灰系统运行注意事项 (45) 第三节除尘系统的运行 (45) 附录一：循环流化床锅炉的调整

冷却塔的节能潜力分析

冷却塔的节能潜力分析随着经济意识的增强，节能降耗已经越来越引起人们的高度重视。发电厂的热力系统及设备的节能给电厂运行和经营带来明显的经济效益。目前，节能降耗主要集中于三大主要设备和复杂系统，经过理论研究和广泛应用，已经取得很大经济效益。但是长期以来我们对循环水系统中冷却塔缺乏足够的重视。一方面，认为凝结器循环水入口温度为环境因素的单值函数；另一方面，它的维护比较繁重复杂，由于缺乏对冷却塔节能潜力的认识，甚至许多电厂忽略本文针对自然通风冷却塔的节能潜力和热力性能影响因素进行分析讨论，以其对发电厂优化运行和检修维护有所帮助和参考。 1 冷水塔节能潜力分析循环水1oC温差并存在的节能潜力冷却塔的工作过程是循环水从凝结器中吸收排气热量，以温度t1送入冷水塔经由压力管道分流至配水槽，热水通过喷溅装置散成细小均匀的水珠洒落到淋水填料上，沿填料层高度和深度与冷空气以蒸发，传导和对流等方式完成热交换。空气吸收热量和水分，其温度和湿度逐渐增加接近饱和状态由塔顶逸出，冷却后的循环水以温度t2返回凝结器。由此可见，冷却塔的出塔水温直接影响汽轮机的排气压力和循环热效率。运行的电厂中，冷水塔经常在偏离设计条件的环境下工作，出塔水温高于设计值导致真空下降，机组经济性降低。表2给出6种型号机组因为塔的冷却能力降低造成出塔水温升高1oC对机组经济性能影响。由此可见，运行电厂凝结器循环水进口温度升高1oC伴随的节能潜力。目前大多数冷水塔缺少性能检测，因热负荷增加或检修维护不当致使冷却塔出力不足，出口温度偏高是普遍现象。例如我公司135MW机组循环水淤泥浑浊，淋水填料严重结垢，出塔水温比相同条件下设计温度升高4oC，这台机组每年因此而损失的标准煤约达2706t，仅此一项经济损失约达55万元（煤价按200元 /t）。因此选择性能优良的淋水填料能降低出塔水温且有较小的通风阻力。据文献介绍，无论顺流还是逆流的冷却塔该换高性能的薄膜填料能导致冷却水降低 5~8 oC，对于现存的冷却塔等于提高50%的冷却能力或者增加的更多。重视淋水填料运行维护，减少冷却塔结冰和填料损坏，是提高冷却塔热力性能的重要手段。 1.3 淋水密度潜在的节能效益淋水密度是指单位面积淋水填料所通过的冷却水量，它也是影响冷却塔出力的主要因素之一。由于运行方式不当，维护不及时造成喷嘴堵塞、填料破损及生长藻类，致使换热面积减少、淋水密度增加。附图为淋水面积相对减少 1%~25%的出塔水温变化情况。