汽轮机高参数冷态冲转后异常现象及分析
51-50-3型汽轮机高参数冷态冲转后异常现象及分析
林春、郭国忠
（福建永安火电厂发电部 366013）
摘要：分析介绍了51-50-3型汽轮机倒汽倒水现象的原因、汽水来源、现象、与对策及在某次采用特殊高参数冷态冲转试验后出现的异常现象及分析判断。
关键词：高参数冲转；缸温；排汽温度；倒汽倒水
1.引言
汽轮机倒汽倒水现象是指机组在停机或大幅度甩负荷后由于隔离措施不完善，导致来自外界公用系统的汽、水沿着管道进入汽机内部的现象。汽轮机一旦发生倒汽倒水现象轻则使排汽温度持续居高不下，延长盘车时间，重则使汽机超速，汽缸、转子表面因迅速的温变产生巨大热应力，导致出现裂纹或永久性变形。倒汽倒水现象对于热态或极热态汽轮机而言危害性是非常大的，这一点已有很多的事故经验教训。所以在汽轮机停机之后一定要严密监视缸温、排汽温度等关键参数变化趋势，严防倒汽倒水现象的发生。本文将以51-50-3型汽轮机为例，通过分析汽机发生倒汽倒水现象的原因、汽水来源、对缸温及排汽温度的影响、与对策，来对某次高参数冲转试验后出现的异常现象进行剖析。
2.倒汽的原因、来源、对缸温及排汽温度的影响与对策
图1 51-50-3型汽轮机部分系统图
A．电动主汽门或其旁路门未关严，使来自锅炉的余汽或邻机的新蒸汽经由自动主汽门，导汽管，调速汽门进入汽机内。发生时高压缸先进汽，使
缸温异常变化、排汽温度上升，且上缸温度变化幅度与速率都高于下缸，
发现后应立即手动关闭摇紧主汽母管联络门、电动主汽门及其旁路门，
全开电动主汽门前所有疏水门，排放余汽。
B．抽汽逆止阀与相应管道上隔离门未关严，使来自公用系统或抽汽管道内余汽有可能经卡涩的逆止门倒入汽缸。发生时高、低压缸都有可能先进
汽使缸温异常变化、排汽温度上升，但下缸反应更迅速。发现后应立即
手动关闭摇紧抽汽管道上隔离门，关闭抽汽逆止阀前后疏水门，待停止
盘车后检修逆止阀。
C．轴封进汽门未关严，使轴封供汽经转子轴端进入汽缸内。发生时高、低压缸同时进汽，缸温发生异常变化，排汽温度上升，但上、下缸温变化
幅度与反应时间相差无几。发现后应立即手动关闭并摇紧轴封进汽总门
及调节阀前后手动门。
D．新蒸汽或汽平衡母管至集汽箱进汽门未关严，使得蒸汽一路由集汽箱进入法兰螺栓加热装臵，另一路由集汽箱疏水门进入疏水扩容器。发生时
缸温发生异常变化，排汽温度上升，但法兰螺栓温度变化更为明显。发
现后应立即手动关闭摇紧新蒸汽或汽平衡母管至集汽箱进汽门及集汽箱
疏水门与左右法兰螺栓加热进汽总门。
E．凝疏门未关严，使来自锅炉的余汽或邻机的新蒸汽经凝疏管由凝结器喉部进入汽机内。发生时低压缸先进汽，对高压缸温度几乎没有影响但排
汽温度迅速上升，发现后应立即手动关闭摇紧主汽母管联络门、凝疏门，全开电动主汽门前所有疏水门，排放余汽。
F．高加至低加疏水手动门未关严，使来自除氧器的蒸汽或高加水侧漏水有可能经卡涩的逆止门倒入热井。发生时对缸温几乎没有影响，排汽温度
上升。发现后应立即手动关闭摇紧高加至低加疏水手动门及高加至除氧
器疏水门，开启高加汽侧疏水排地沟门，如高加钢管有泄漏还应退出高
加水侧，开启水侧放门。
G．#4低加出水电动门未关严，使来自除氧器的蒸汽有可能经卡涩的逆止门倒入热井。发生时对缸温几乎没有影响，排汽温度上升。发现后应立即
手动关闭摇紧#4低加出水电动门。
H．门杆漏汽手动门未关严，使来自除氧器的蒸汽有可能经卡涩的逆止门，由自动主汽门、高压轴端及二级抽汽管倒入高压缸。发生时缸温有异常
变化，排汽温度上升。发现后应立即手动关闭摇紧门杆漏汽手动门。
3. 倒水的原因、来源、对缸温及排汽温度的影响与对策
A．热井除盐水补水门未关严。热井水位较低时对缸温与排汽温度几乎没有影响。发现后应立即手动关闭热井除盐水补水门。
B．低压给水至抽汽联动装臵进水门未关严，使得低压给水经抽汽逆止阀泄水管进入热井。发生时短时间内对缸温并无影响，但排汽温度将持续上
升。发现后应立即手动关闭摇紧低压给水至抽汽联动装臵进水门。
C．凝结水至氢站联络门未关严，使得来自邻机的凝结水有可能经卡涩的逆止门倒入热井。热井水位较低时对缸温与排汽温度几乎没有影响。发现
后应立即手动关闭凝结水至氢站联络门。
4. #4机高参数冷态冲转后异常现象介绍
某厂#3，4机为武汉汽轮机厂于上世纪七十年代生产的单缸、单轴、纯凝
汽式老机组，型号为51-50-3。两机因对外供热需要，恢复了主汽母管，但为安全考虑中间装有两道隔离门。#4机组大修后，决定利用邻机的新蒸汽对#4机独立进行冲转试验。因试验时经主汽母管节流后#4机电动主汽门前参数仍高达483℃、9.0Mpa远超过运行规程中规定的冷态滑参数启动时要求的冲转参数150℃、0.3Mpa。为了避免在冲转时因巨大的温差带来的破坏性的热应力，同时也为了能使上下汽缸均匀受热，采用了全开自动主汽门、调速汽门通过电动主汽门旁路门冲转的操作方法。冲转试验在转速升至2800R/Min后结束，当班运行人员在打闸停机，转子正常惰走结束后立即投入连盘运行。值班人员在随后的定时巡回检查抄表时，发现上下缸温、热膨胀在缓慢上升，怀疑可能是发生了倒汽倒水现象。同时其他人员也发现在此过程中排汽温度却稳中有降，热井水位在连盘的头两小时内热井水位始终保持在0.72米未有上升。
5. 异常现象的疑点分析
从上文对汽机发生倒汽倒水的原因、对缸温及排汽温度影响的分析可以看出如果只发生倒水至热井现象时，在水位未能淹没汽缸时对缸温变化几乎没有影响，而一旦水位上涨失去控制淹没了汽缸缸温必定会急剧下降。故从现场缸温变化趋势及一直保持稳定的热井水位来看可以排除发生了倒水现象。
汽轮机如果发生倒汽现象时，蒸汽因参数不同；进入汽机的方式与路径不同；发生倒汽时汽缸温度温度不同所以对缸温、热膨胀、差胀的影响各有差异。但在发生倒汽现象时都有一个共同的特点既：后汽缸排汽温度必定上升，这也是现场中判断汽机是否发生倒汽现象最直接明显的“硬指标”。所以，当班运行人员在仔细检查所有可疑的热力系统后，果断地排除了发生倒汽现象的可能性。那到底是何原因导致这种怪异现象的发生呢？
6. 异常现象原因分析
在排除了倒汽倒水的可能之后，当班运行人员注意到自动主汽门处金属温度呈现出与上下缸温截然不同的逐步下降趋势。现将投入连盘后3小时内缸温、自动主汽门处金属温度、排汽温度变化抄表描绘成曲线图如下所示：
图2 缸温、自动主汽门处金属温度、排汽温度变化曲线图
自动主汽门处金属温度在刚投入连盘时温度为仍高达325℃较同一时间的上缸温188℃超出整整137℃。在试验结束打闸之后，汽机已经被证明并没有其它任何外来汽水热源，自动主汽门处及其前的主汽管壁金属温度都远高于汽缸与转子温度，不能排除这样一种可能性的存在，即：自动主汽门处金属及其前的主汽管的蓄热在巨大的温差驱使下经导汽管的热传递使得缸温继续保持上升趋势。由于没有真正的汽水热源进入低压缸，所以排汽温度稳中有降。又由于自动主汽门处及其前的主汽管金属质量远小于汽缸及转子金属质量总合，故这种热传递作用不会持续很久，缸温等上升幅度很有限，而且以自动主汽门处金属温度为代表的热源温度下降幅度、速度必定大于受热体汽缸及转子。实际上汽缸温度在120分钟内爬升到最高的207℃之后就逐步地稳定下降，总升幅为19℃。运行人员的这种判断在随后接连几天的数次同条件冲转试验后必定出现的类似异常现象身上得以充分得验证。
51-50-3型汽轮机在普通的滑参数停机过程中由于规定新蒸汽温度要低于调节级处缸温，而且差值被严格控制在35℃以内。所以不存在打闸停机后自动主汽门处及其前的主汽管壁金属温度高于缸温的现象，自然也就不会有上述的热传递现象发生。
7. 结束语
本文介绍的51-50-3型汽轮机在某次高参数条件下进行的冲转试验,并出现了一些异常现象。虽然现象比较特殊，很容易被误认为是“倒汽、倒水”
但通过剖析疑点，对今后类似现象的分析与处理将具有一定的借鉴作用。
[参考文献]
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[3]詹正辉.福建省永安火电厂汽机运行规程. 福建省永安火电厂.2002.1.
锅炉冷态试验方案
丰华热力有限公司热电厂 TG-90/3.82-MS型中温、中压循环流化床锅炉 （1#炉） 冷态试验方案 编制： 审核： 批准： 山东省显通安装有限公司 年月日
一、概述 循环流化床锅炉在启动之前，必须进行锅炉本体和有关辅机的冷态试验，以了解各运转机械的性能、布风系统的均匀性及床料的流化特性等，为热态运行提供必要的数据与依据，保持锅炉顺利点火和安全运行。 二、编制依据 1.《电力工业锅炉监察规程》 2.《电力建设施工及验收技术规范》（锅炉机组篇）DL/T5047-1995 3.《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》 4.《锅炉设计说明书》 5.《锅炉使用说明书》 6.《锅炉运行规程》 三、设备概况 丰华热力有限公司热电厂锅炉为太原锅炉厂生产的TG-90/3.82-MS型中温、中压循环流化床锅炉。是一种新型、高效、低污染的清洁燃煤锅炉，可掺烧50%生物质，燃烧效率达97%，尤其可燃烧含硫较高的燃料。 该锅炉是自然循环的水管锅炉，采用由绝热式旋风气固式旋风分离器组成的循环燃烧系统，炉膛为膜式水冷壁结构，过热器分高低二级过热器，中建设喷水减温器，尾部设三级省煤器和一、二次风预热器。 四、锅炉主要技术经济指标和有关数据 1 主要设计参数： 额定蒸发量90t/h 额定蒸汽压力 3.82MPa 额定蒸汽温度450℃ 给水温度150℃ 一次风预热温度 147℃ 二次风预热温度 147℃ 排烟温度 130℃ 热效率设计煤种全煤87.34%，掺烧50%生物质91.68%
脱硫效率≥90% 低位发热量烟煤成分16700KJ/Kg 生物质成分 17090KJ/Kg 低热值燃料的颗粒度要求≤8mm 2 主要辅机设备规范 引风机： 引风机配用电动机： 一次风机： 一次风机配用电动机： 二次风机： 二次风机配用电动机：
汽轮机冲转安全注意事项正式样本
文件编号：TP-AR-L6545 There Are Certain Management Mechanisms And Methods In The Management Of Organizations, And The Provisions Are Binding On The Personnel Within The Jurisdiction, Which Should Be Observed By Each Party. （示范文本） 编制：_______________ 审核：_______________ 单位：_______________ 汽轮机冲转安全注意事 项正式样本
汽轮机冲转安全注意事项正式样本 使用注意：该管理制度资料可用在组织/机构/单位管理上，形成一定的管理机制和管理原则、管理方法以及管理机构设置的规范，条款对管辖范围内人员具有约束力需各自遵守。材料内容可根据实际情况作相应修改，请在使用时认真阅读。 1. 参加机组试车的所有工作人员应严格执行《空分机组岗位操作规程》《空分安全技术规程》及现场有关安全规定，确保调试工作安全可靠进行。 2．试运行前必须确认自洁式过滤器、空冷系统、预冷系统以及其他容器内的人员已全部撤出。 3. 如在汽轮机组启动过程中危及人身及设备安全时，应立即停止启动工作，必要时停止机组运行，分析原因，提出解决措施。 4. 如在调试过程中发现异常情况，应及时调整，采取相应措施，并立即汇报车间领导。 5. 调试全过程均应有各专业人员在岗，以确保
设备运行的安全。 6.启动运行过程中发生异常巨大响声，严重漏油着火，蒸汽管线严重泄漏等危及设备、人身安全时应及时联系打闸停车。 7.试运行时对运行设备的旋转部分不得进行清扫、擦拭或润滑。擦拭机器的转动部分时，不得把棉纱、抹布缠在手上。 8．不得在仪表气管线、栏杆、防护罩或运行设备的轴承上坐立或行走。 9．不得在高温高压蒸汽管道、水管道的法兰盘和阀门、水位计等有可能受到烫伤危险的地点停留。如因工作需要停留时，应有防止烫伤及防汽、防水喷出伤人的措施。 10．试运行中及试运的设备检修均应办理工作票。
锅炉冷态空气动力场试验..
1、设备系统概述 天津国投津能发电有限公司一期工程#2机组锅炉为上海锅炉厂引进美国ALSTOM公司的技术生产的超超临界参数变压运行螺旋管圈直流锅炉，型号为SG-3102/27.46-M532，单炉膛双切圆燃烧方式、一次中间再热、平衡通风、固态排渣、全钢架悬吊结构、半露天Π型布置。设计煤种为平朔安太堡煤，校核煤种I为晋北烟煤，校核煤种II为云峰混煤。采用中速磨冷一次风正压直吹式制粉系统，配6台MPS275辊盘式磨煤机，正常运行，5运1备，其中A磨采用微油点火方式。燃烧方式采用低NOx同轴燃烧系统（LNCFS），48只直流燃烧器分6层布置于炉膛下部四角和中部，在炉膛中呈双切圆方式燃烧。 炉膛宽度34290mm，深度15544.8mm。炉膛由膜式壁组成，炉底冷灰斗角度为55°，从炉膛冷灰斗进口集箱（标高7500mm）到标高51996.5mm处炉膛四周采用螺旋管圈，在此上方为垂直管圈。螺旋管圈与垂直管圈过渡采用中间混合集箱。炉膛上部及水平烟道从前至后分别布置分隔屏过热器、后屏过热器、末级过热器、末级再热器，后烟井分成前后两个分隔烟道，前烟道布置有低温再热器和省煤器，后烟道布置有低温过热器和省煤器，在前后烟道中省煤器下部布置调温挡板，用于调节再热汽温。锅炉采用机械干式出渣系统。 锅炉启动系统采用带循环泵的内置式启动系统，锅炉炉前沿宽度方向垂直布置4只汽水分离器和2个贮水箱。当机组启动，锅炉负荷低于最低直流负荷30%BMCR时，蒸发受热面出口的介质流经分离器进行汽水分离，蒸汽通过分离器上部管接头进入炉顶过热器，而饱和水则通过每个分离器下方连接管道进入贮水箱中，贮水箱上设有水位控制。贮水箱下疏水管道引至一个三通，一路疏水至炉水循环泵入口，另一路接至大气扩容器疏水系统中。 过热器汽温通过煤水比调节和三级喷水来控制，第一级喷水布置在低温过热器出口管道上，第二级喷水布置在分隔屏过热器出口管道上，第三级喷水布置在后屏过热器出口管道上，过热器喷水取自省煤器进口管道。再热器汽温采用尾部挡板调节，燃烧器摆动仅作为辅助调节手段，另外低温再热器出口管道上设置微量喷水，微量喷水取自给水泵中间抽头。 锅炉一次汽系统采用100％高压旁路（三用阀）＋65％低压旁路配置，过热器系统不设安全阀，再热器出口设有4只带有控制安全功能的安全阀。
汽轮机冲转安全注意事项正式版
Through the joint creation of clear rules, the establishment of common values, strengthen the code of conduct in individual learning, realize the value contribution to the organization.汽轮机冲转安全注意事项 正式版
汽轮机冲转安全注意事项正式版 下载提示：此管理制度资料适用于通过共同创造，促进集体发展的明文规则，建立共同的价值观、培养团队精神、加强个人学习方面的行为准则，实现对自我，对组织的价值贡献。文档可以直接使用，也可根据实际需要修订后使用。 1. 参加机组试车的所有工作人员应严格执行《空分机组岗位操作规程》《空分安全技术规程》及现场有关安全规定，确保调试工作安全可靠进行。 2．试运行前必须确认自洁式过滤器、空冷系统、预冷系统以及其他容器内的人员已全部撤出。 3. 如在汽轮机组启动过程中危及人身及设备安全时，应立即停止启动工作，必要时停止机组运行，分析原因，提出解决措施。 4. 如在调试过程中发现异常情况，应
及时调整，采取相应措施，并立即汇报车间领导。 5. 调试全过程均应有各专业人员在岗，以确保设备运行的安全。 6.启动运行过程中发生异常巨大响声，严重漏油着火，蒸汽管线严重泄漏等危及设备、人身安全时应及时联系打闸停车。 7.试运行时对运行设备的旋转部分不得进行清扫、擦拭或润滑。擦拭机器的转动部分时，不得把棉纱、抹布缠在手上。 8．不得在仪表气管线、栏杆、防护罩或运行设备的轴承上坐立或行走。 9．不得在高温高压蒸汽管道、水管道的法兰盘和阀门、水位计等有可能受到烫
汽轮机开、停车操作票
汽轮机组正常停车操作步骤 接到停车操作指令后，方可进行如下操作： （）1.试验各辅助油泵运行是否正常，机电联系信号正常。 （）2.1.27MPa和0.49MPa减温减压器处于热备状态。 （）3.向主控室发出“注意”“减负荷”信号，逐渐降低机组负荷，同时逐渐关闭排汽阀。 （）4.抽汽和背压系统低于指标范围时，投入减温减压器。 （）5.抽汽调压器切除时，机组负荷不能低于25%，抽汽退出后关闭抽汽阀。（注意抽汽退出时，应缓慢进行，并且注意观察背压排汽压力。） （）6.机组负荷为零时向主控室发出“注意”“停机”信号，同时全关背压排汽阀，打开背压放空阀。 （）7.机组解列后，手拍危急遮断油门，关闭主汽门，退出保护电源，开启辅助油泵。 （）8.开启抽汽和背压管路，汽机本体各疏水。 （）9.停下轴封加热器，关闭蒸汽调节阀，打开排空阀，关闭汽封蒸汽调节阀。（）10.转子静止后投入盘车装置，连续盘车。 （）11.关闭前轴承滑销冷却水和空冷器冷却水。 （）12.冷油器出口油温低于35℃时停用冷却水，并且关闭空冷器冷却水。 （）13.关闭主汽轮机隔离阀打开主汽门前后疏水。 （）14.记录转子惰走时间并完成其他各项操作。 时间：负责人：操作工： 汽机突然断电停机操作步骤 一.停机操作步骤： （）1.手拍危急遮断器，迅速关闭主汽门。 （）2.启动汽动油泵，并且注意汽动油泵压力。 （）3、迅速开启1#、2#减温减压装置，调整1.27MPa及0.49MPa系统蒸汽压力，并维持正常。 （）4、手动关闭背压排汽阀，开启背压放空阀。 （）5、手动关闭抽汽排汽阀，手动打开对空排汽阀。 （）6、迅速开启汽动给水泵保证锅炉及后工段供水。先开1#、2#汽动给水泵，在与调度联系开3#、4#汽动给水泵。 （）7、退出保护电源开关。 （）8、转子静止后，利用8#、9#造气系统发电机发电，进行连续盘车。 二.注意事项： 1、启动汽动油泵时注意进汽压力，防止超速或润滑冷却油量不足。 2、汽轮机转速应明显下降。 3、在机组转速下降到临界转速时检查机组振动，推力轴承温度，倾听内部 声音。 4、转子静止后要连续盘车，并记录惰走时间。 5、注意监视1.27MPa及0.49MPa系统蒸汽压力，并且注意监视汽动油泵进 汽压力。 6、注意汽动给水泵主汽门的复位，电子调速电源送上后，迅速开启汽动给 水泵保证锅炉及后工段供水。 时间：负责人：操作工：
循环流化床锅炉-冷态试验措施
循环流化床锅炉冷态试验措施 委托单位： 委托项目： 二О一三年七月二十九日
编制：审核：批准：
1试验目的 为保证循环流化床锅炉烟风系统各风量显示准确、炉内燃烧稳定、返料装置返料正常可靠、确定锅炉临界流化风量，同时为锅炉热态运行提供参考数据，对循环流化床锅炉进行锅炉冷态试验；试验内容包括：烟风系统风量测量装置标定、布风板阻力试验、料层阻力试验、锅炉流化质量检查、返料器特性试验、风门特性试验等内容。 2设备概况 2.1锅炉设备概况 XXXXXX动力车间3×260t/h循环流化床锅炉，锅炉型号为DG260/9.82 -Ⅱ1，由东方锅炉（集团）股份有限公司制造，高温分离，低循环倍率循环流化床燃煤锅炉。该炉具有热效率高、经济性好、低磨损、高温分离、灰循环安全易控；运行可靠性高，适应变负荷及调峰能力强、启动迅速等特点。 锅炉采用单汽包、自然循环、单炉膛、管式空气预热器、平衡通风、循环流化床燃烧方式、固态排渣、全钢构架、悬吊结构。 锅炉由一个膜式水冷壁炉膛，两台冷却式旋风分离器和一个由汽冷包墙包覆的尾部竖井(HRA)三部分组成。 炉膛内布置有4片屏式过热器管屏。锅炉共设有四台给煤装置，给煤装置全部置于炉前，在前墙水冷壁下部收缩段沿宽度方向均匀布置。炉膛底部是由水冷壁管弯制围成的水冷风室，水冷风室两侧布置有一次热风道，进风型为从风室两侧进风。炉膛下部左右侧的一次风道内布置有两台点火燃烧器。两个排渣口布置在炉膛后水冷壁下部，分别对应两台滚筒式冷渣器。 炉膛与尾部竖井之间，布置有两台冷却式旋风分离器，其下部各布置一台“U”阀回料器。在尾部竖井中从上到下依次布置有高温过热器、低温过热器、省煤器和卧式空气预热器。过热器系统中设有两级喷水减温器。 锅炉整体呈左右对称布置，支吊在锅炉钢架上。锅炉钢架为两侧带副柱的空间桁架。 锅炉高温过热器、低温过热器受热面吹灰系统采用蒸汽吹灰方式，共布置4台全伸缩型机械式蒸汽吹灰器，省煤器共布置6台半伸缩型机械式蒸汽吹灰器，空气预热器采用激波吹灰器的吹灰方式。 2.2锅炉主要辅机主要参数
汽轮机组操作票2014228132355622
___#汽轮机组操作票 班值：_____________主操：___________________编号：________________ 操作开始时间：年月日时分，终结时间：年月日时分操作任务： #汽轮机组冷态低参数启动 序 号操作项目执行 情况 时间 1 系统准备工作结束，试验高压调速油泵，交、直流润滑油泵、顶轴油泵、盘车电机均正常。 2 冲车前连续盘车应大于24小时，开启交流润滑油泵，投入联锁，启动排油烟机，开启顶轴油泵，手动投入盘车：压住投入装置上的手柄，同时反时针旋转蜗杆上的手轮，直至小齿轮与转子上的盘车大齿轮完全啮合，启动盘车电机，投入连续盘车，将汽机总保护开关切换到投入位置，投入润滑油压低保护。 3 联系调度，开启一台循环水泵，开启凝汽器进、出水电动门，开启出水管放空气门，见水后关闭。 4 根据锅炉需要开启一台给水泵运行，根据锅炉汽包压力，适当调整给水泵 频率，保证锅炉供水压力。 5 联系锅炉将主蒸汽压力升至1.0 Mpa以上后送汽暖管至#2电动主汽门前，开启门前所有疏水门，全开#1电动主汽门，开启锅炉至汽机隔离门之旁路门暖管，压力保持在0.2～0.3Mpa，金属温升速度不超过5℃/min,暖管时间20～30分钟。 6 开启一台凝结水泵，投入联锁，开再循环调整门调整凝汽器水位，保持凝结水泵出口压力1.0 Mpa以上，联系化水人员化验凝结水如不合格，开启凝汽器补水门，开启凝结水启动放水门2～3圈。 7 第一阶段暖管结束后，进行第二阶段暖管，暖至自动主汽门门前，开启防腐门及导汽管疏水门，开启#2电动主汽门之旁路门暖管，压力保持在0.2～0.3Mpa， 暖管时间20分钟。 8 暖管结束后，关闭#2电动主汽门旁路门，联系锅炉以0.1Mpa/min的速度将压力提升到1.5～2.0 Mpa，适当控制疏水门。 备注： （注：√表示已执行，若有未执行项，在备注栏说明原因。）
2021年循环流化床锅炉的冷态试验
循环流化床锅炉的冷态试验 一、 欧阳光明（2021.03.07） 二、冷态试验前的准备工作 冷态试验前必须做好充分的准备工作，以保证试验顺利进行。 1.锅炉部分的检查与准备 将流化床、返料系统和风室内清理干净，不应有安装、检修后的遗留物；布风板上的风帽间无杂物，风帽小孔通畅，安装牢固，高低一致；返料口、给玉米芯口、给煤（砂）口完好无损，放渣管通畅，返料阀内清洁；水冷壁挂砖完好，防磨材料无脱落现象，绝热和保温填料平整、光洁；人孔门关闭，各风道门处于所要求的状态。 2.仪表部分的检查与准备 试验前，对与试验及运行有关的各机械零点进行调整且保证指示正确。准备与试验及运行有关的电流表、电压表、压力表、~1500PaU型压力计、乳胶管。在一、二次风机和引风机进出口处进行温度和压力测点以及仪表的安装。布风板阻力和料层阻力的差压计、风室静压表等准备齐全并确定性能完好、安装正确。测定好风机频率百分数与风机转速的对应关系。 3.炉床底料和循环细灰的准备 炉内底料一般可用燃煤的冷渣料或溢流灰渣。床料粒度与正常运行时的粒度大致相同。选用的底料粒度为0~6mm，有时也可选用粒度为0~3mm的河沙。如果试验用炉床底料也做锅炉启动时的
床料，可加入一定量的易燃烟煤细末，其中煤的掺加量一般为床料总量的5~15%，使底料的热值控制在一定范围内。床底料的准备量为3~5m3。在做物料循环系统输送性能时，还要准备好粒度为0~1mm的细灰3~5m3。 4.试验材料的准备 准备好试验用的各种表格、纸张、笔、称重计、编织袋。 5.锅炉辅机的检查与准备 检查机械内部与连接系统等清洁、完好；地脚螺栓和连接螺栓不得有松动现象；轴承冷却器的冷却水量充足、回路管畅通；润滑系统完好。 6.阀门及挡板的准备 检查阀门及挡板开、关方向及在介质流动时的方向；检查其位置、可操作性及灵活性。 7.炉墙严密性检查 检查炉膛、烟道有人孔、测试孔、进出管路各部位的炉墙完好，确保严密不漏风。 8.锅炉辅机部分的试运转 锅炉辅机应进行分部试运，试运工作应按规定的试运措施进行。分部试运中应注意各辅机的出力情况，如给煤量、风量、风压等是否能达到额定参数，检查机械各部位的温度、振动情况，电流指示不得超过规定值，并注意做好记录。 三、风机性能的测定 起动风机前，各风机进口风门全关，出口风道上的风门全开。
汽轮机冲转安全注意事项(标准版)
汽轮机冲转安全注意事项(标 准版) Safety management is an important part of enterprise production management. The object is the state management and control of all people, objects and environments in production. ( 安全管理 ) 单位：______________________ 姓名：______________________ 日期：______________________ 编号：AQ-SN-0313
汽轮机冲转安全注意事项(标准版) 1.参加机组试车的所有工作人员应严格执行《空分机组岗位操作规程》《空分安全技术规程》及现场有关安全规定，确保调试工作安全可靠进行。 2．试运行前必须确认自洁式过滤器、空冷系统、预冷系统以及其他容器内的人员已全部撤出。 3.如在汽轮机组启动过程中危及人身及设备安全时，应立即停止启动工作，必要时停止机组运行，分析原因，提出解决措施。 4.如在调试过程中发现异常情况，应及时调整，采取相应措施，并立即汇报车间领导。 5.调试全过程均应有各专业人员在岗，以确保设备运行的安全。 6.启动运行过程中发生异常巨大响声，严重漏油着火，蒸汽管
线严重泄漏等危及设备、人身安全时应及时联系打闸停车。 7.试运行时对运行设备的旋转部分不得进行清扫、擦拭或润滑。擦拭机器的转动部分时，不得把棉纱、抹布缠在手上。 8．不得在仪表气管线、栏杆、防护罩或运行设备的轴承上坐立或行走。 9．不得在高温高压蒸汽管道、水管道的法兰盘和阀门、水位计等有可能受到烫伤危险的地点停留。如因工作需要停留时，应有防止烫伤及防汽、防水喷出伤人的措施。 10．试运行中及试运的设备检修均应办理工作票。 11．试运行中应经常检查油系统是否漏油。严防油漏至高温设备及管道上。 12．参与试车人员应充分了解被试验设备和所用试验设备、仪器的性能。严禁使用有缺陷及有可能危及人身和设备安全的设备。 13．进行系统调试工作前，应全面了解系统设备状态。对与已运行设备有联系的系统调试应办理工作票，同时采取隔离措施，必要的地方应设专人监护。
汽轮机参数(TRL、THA、T-MCR、VWO等)
1．额定功率（铭牌功率TRL）是指在额定的主蒸汽及再热蒸汽参数、背压11.8KPa 绝对压力，补给水率3％以及回热系统正常投入条件下，考虑扣除非同轴励磁、润滑及密封油泵等所耗功率后，制造厂能保证在寿命期内任何时间都能安全连续地在额定功率因素、额定氢压（氢冷发电机）下发电机输出的功率。此时调节阀应仍有一定裕度，以保证满足一定调频等需要。在所述额定功率定义条件下的进汽量称为额定进汽量。 2．最大连续功率（T－MCR）是指在1.额定功率条件下，但背压为考虑年平均水温等因素确定的背压，（设计背压）补给水率为0％的情况下，制作厂能保证在寿命期内安全连续在额定功率因素、额定氢压（氢冷发电机）下发电机输出的功率。该功率也可作为保证热耗率和汽耗率的功率。保证热耗率考核工况：系指在上述条件下，将出力为额定功率时的热耗率和汽耗率作为保证，此工况称为保证热耗率的考核工况。 3．阀门全开功率（VWO）是指汽轮机在调节阀全开时的进汽量以及所述T-MCR 定义条件下发电机端输出的功率。一般在VWO下的进汽量至少应为额定进汽量的1.05倍。此流量应为保证值。上述所指是由主汽轮机机械驱动或由主汽轮机供汽给小汽轮机驱动的给水泵，所需功率不应计算在额定功率中，但进汽量是按汽动给水泵为基础的，如果采用电动给水泵时，所需功率应自额定功率中减除（但在考核热耗率和汽耗率时是否应计入所述给水泵耗工，可由买卖双方确定）。 二.锅炉 1.锅炉额定蒸发量，即是汽轮机在TRL工况下的进汽量。对应于：汽轮机额定功率TRL，指在额定进汽参数下，背压11.8KPa，3％的补给水量时，发电机端带额定电功率MVA。
2.锅炉额定蒸发量，也对应汽轮机TMCR工况。对应于：汽轮机最大连续出力TMCR，指在额定进汽参数下，背压4.9KPa，0％补给水量，汽轮机进汽量与TRL 的进汽量相同时在发电机端所带的电功率MVA。 3.锅炉最大连续出力（BMCR），即是汽轮机在VWO工况下的汽轮机最大进汽量。对应于：汽轮机阀门全开VWO工况，指在额定进汽参数下，背压 4.9KPa，0％补给水量时汽轮机的最大进汽量。 注： a.汽机进汽量和锅炉蒸发量是按机组采用汽动给水泵考虑的。 b.在TMCR工况下考核汽机热耗和锅炉效率的保证值。在VWO工况下考核汽机最大进汽量和锅炉最大连续出力保证值。 c.一般说，汽机TMCR时的出力比之TRL时的出力大5％左右。汽机VWO时的进汽量比之TMCR时的进汽量多3～5％，出力则多4～4.5％。 d.如若厂用汽需用量较大时，锅炉BMCR的蒸发量考虑比汽机VWO时的进汽量再增多3％左右。 e.不考虑超压条件。 f.TMCR工况下汽机背压4.9KPa为我国北方地区按冷却水温为20℃的取值。在我国南方地区可根据实际冷却水温取值，调整为5.39KPa或更高些。 ６００ＭＷ机组 １机组热耗保证工况（ＴＨＡ工况）机组功率（已扣除励磁系统所消耗的功率）为６００ＭＷ时，额定进汽参数、额定背压、回热系统投运、补水率为０％．２铭牌工况（ＴＲＬ工况）机组额定进汽参数、背压１１．８ＫＰa、补水率３％，回热系统投运下安全连续运行，发电机输出功率（已扣除励磁系统所消耗的
锅炉冷态通风试验措施
编号：大唐抚州/锅炉-009-2015江西大唐抚州电厂新建工程2×1000MW机组 锅炉冷态通风试验措施 华北电力科学研究院有限责任公司 二○一五年七月
1.设备系统概述 江西大唐抚州电厂新建工程设计2×1000MW超超临界燃煤发电机组，配套建设烟气脱硫、脱硝装置。锅炉为东方锅炉股份有限公司生产的超超临界参数、变压直流炉、对冲燃烧方式、固态排渣、单炉膛、一次再热、平衡通风、露天布置、全钢构架、全悬吊π型结构锅炉，型号为DG3060/27.46-Ⅱ1。锅炉设有带炉水循环泵的内置式启动系统。配套汽轮机为东方汽轮机有限公司制造的超超临界、一次中间再热、四缸四排汽、单轴、双背压、八级回热抽汽凝汽式汽轮机，型号为N1000-26.25/600/600；配套发电机为东方电机厂有限责任公司制造的水－氢－氢冷却、自并励静止励磁发电机，型号为QFSN-1000-2-27。 自给水管路出来的水由炉侧一端进入位于尾部竖井后烟道下部的省煤器入口集箱中部两个引入口，水流经水平布置的省煤器蛇形管后，由叉型管将两根管子合二为一引出到省煤器吊挂管至顶棚管以上的省煤器出口集箱。工质由省煤器出口集箱从锅炉两侧引出到集中下水管进入位于锅炉下部左、右两侧的集中下降管分配头，再通过下水连接管进入螺旋水冷壁入口集箱，经螺旋水冷壁管、螺旋水冷壁出口集箱、混合集箱、垂直水冷壁入口集箱、垂直水冷壁管、垂直水冷壁出口集箱后进入水冷壁出口混合集箱汇集，经引入管引入汽水分离器进行汽水分离。湿态运行时从分离器分离出来的水从下部排进储水罐，蒸汽则依次经顶棚管、后竖井/水平烟道包墙、低温过热器、屏式过热器和高温过热器。转直流运行后水冷壁出口工质已全部汽化，汽水分离器仅做为蒸汽通道用，启动系统投入暖管系统处于备用状态。汽机高压缸排汽进入位于后竖井前烟道的低温再热器，经过水平烟道内的高温再热器后，从再热器出口集箱引出至汽机中压缸。 过热汽温度采用煤/水比作为主要调节手段，并配合二级喷水减温作为主汽温度的细调节，过热器共设二级（左右两侧共4个）减温器，分别布置在低温过热器至屏式过热器、屏式过热器至高温过热器之间。再热器调温以烟气挡板调节为主，同时在低温再热器出口管道上安装的事故喷水装置进行辅助调温。为消除汽温偏差，屏式过热器至高温过热器汽水管路左右交叉布置，低温再热器至高温再热器汽水管路左右交叉布置。同时为减小流量偏差使同屏各管的壁温比较接近，在屏过进口集箱上管排的入口处、高过进口分配集箱上管排的入口处（除最外圈
660MW机组点火至汽机冲转阶段的相关操作
660MW机组点火至汽机冲转阶段的相关操作 随着我厂二期#5机组调试时间的临近，根据江苏太电汽机启停操作指导，结合其他600MW电厂的一些操作，本人就机组点火至汽机冲转阶段的操作步骤进行简要汇总，供大家参考学习，不对之对请与本人联系，进行讨论与补充，完善操作，为今年的顺利发电做好前期准备工作。1、锅炉进行冷态、温态水质冲洗，在此本人建议增加温态冲洗，有利水质快速变好，温态冲洗水温控制在70-80度左右，汽水分离器出口水质含铁量≤100μm/L冲洗完毕。 2、锅炉点火后，高旁开度置10%，低旁关闭。 3、锅炉升压后，当再热蒸汽压力（低旁前）达到0.3MPa时，低旁逐步开启，并控制再热汽压力在0.3MPa。低旁喷水隔离阀打开，喷水调节阀控制低旁后蒸汽温度在180℃以下。 4、检查升温过程中汽缸金属温度无明显上升。供轴封拉真空与锅炉点火可以交*进行，但需保证在炉起压前机已供轴封拉真空，以便凝汽器接受锅炉过来的高温疏水。 5、锅炉分离器压力＞0.5MPa，主汽压力＜0.5MPa时，高压旁路置最小开度20%，并保持该开度。同时，压力设定值置0.5MPa。高旁自动维持定压0.5MPa。期间进行锅炉热态冲洗，汽水分离器出口水质含铁量≤100μm/L冲洗完毕。 6、高旁减温减压后温度＞295℃，高旁喷水隔离阀打开。高旁喷水调节阀控制高旁后温度。高旁后温度设定为300℃。 7、汽压力＞0.5MPa后，高旁逐步开大。当高旁开度＞60%后，高旁压力设定值转自动。随着锅炉升负荷，主汽压力升高，高旁压力设定值随动，保持高旁开度基本不变。 8、由锅炉控制机组升压速度，按启动曲线提升主汽压力。 9、当主汽压力达到冲转压力（8.6MPa）后，高旁退出设定值自动方式，转到定压方式，设定值为冲转压力。高旁自动维持机前压力为8.6MPa，直至机组冲转、并网及带30%负荷，高旁全关后退出。 10、低旁开度＞50%后,可逐步提高压力设定值，保持再热压力不超过0.7MPa。按启动曲线提升再热汽压力，当再热汽压力达到0.7MPa时，低旁转成定压控制。维持再热压力为0.7MPa，直至机组冲转、并网及带30%负荷，低旁全关后退出。 11、升压过程中，锅炉应控制适当的燃烧率，使主汽温度、再热汽温度按启动曲线升至满足冲转要求的数值。汽温、汽压满足要求后，锅炉维持燃料量不变，准备汽机冲转。 12、冲转条件检查： 高中压缸上下缸温差＜41.7℃ 主蒸汽和再热蒸汽有56℃以上的过热度 冷再热蒸汽压力不超过0.828MPa（a） 转子的偏心率不大于0.076mm 油温38～45℃ 凝汽器压力＜24.7kP a（a） 连续盘车4小时以上 低压缸喷水处于随时投用状态 汽轮机所有疏水阀开启 冲转方式为带旁路方式（即高、中压缸联合启动） 机侧所有相关保护投入 冲转参数： 主蒸汽：压力 8.6MPa 温度 375℃ 再热蒸汽：压力 0.7MPa 温度 335℃ 13、冲转：
参数的选择与汽轮机内效率分析
参数的选择对汽轮机内效率浅析 原创：孙维兵连云港碱厂22042 摘要：简要叙述电力和工业用汽轮机的内效率，以及蒸汽初、终参数选择对对全厂能耗的影响。 关键词：汽轮机内效率蒸汽参数能耗 一、汽轮机内效率 1、背压汽轮机数据模拟本表来源某碱厂6000kw背压机组，带下划线的为表计显示值。其他为计算或模拟值。
本机组型号B6－35 /5，设计蒸汽压力℃，排汽压力。设计内效率%。 由于蒸汽和喷管叶片的磨擦生热，被蒸汽吸收后汽温提高，在下一级得到利用，机组级数越多，利用次数越多，总内效率有所提高。热机内效率η＝100％×实际焓降÷理想焓降，汽轮机的内效率表示的是设计的汽轮机组的完善程度，相当于存在的所有不可逆损失的大小，即实际利用的焓降与理论上能达到的焓降的比值。 严济慈说：“所费多于所当费，或所得少于所应得，都是一种浪费”。提高热机的热效率的方法有二种，一是提高高温热源的温度，二是降低低温热源即环境的温度；低温热源变化较小，因此提高蒸汽初温和初压就成为提高机组的热效率的途径。相对地，提高热机的内效率则基本上只有一种方法，即设计更完善的机组使汽机内部各种不可逆损失减少到最少。 从热力学第二定律上看，冷源损失是必不可少的，如果用背压抽汽供热机组，它是将冷源损失算到热用户上，导致所有背压热效率接近100%，但内效率差距仍然很大。 2、纯碱行业真空透平机、压缩透平机和背压汽轮机相对内效率比较
各个背压供热机组热效率都接近100%，但汽耗率分别为、、、kg/kwh，即消耗同样多的蒸汽量发出的电能有大有小。小容量汽轮机的汽封间隙相对较大，漏汽损失较大，同时由于成本投资所限，汽轮机级数少，设计的叶型也属早期产品，所以容量小的机组内效率很低。目前电力系统主力机组亚临界压力汽轮机组都较大，总内效率高达90-92%，热力学级数达到27级；相比于发电用汽轮机，工业汽轮机级数少，内效率偏低，明显是不经济的。 3、喷咀和喷管。冲动式汽轮机的蒸汽在静止的喷咀中膨胀加速，冲击汽轮机叶片。对喷咀来说，存在临界压力和临界压力比。如渐缩喷管，流量达到最大值时，出口压力p2与进口压力p1之比βc约为，当背压p2下降低于βc ×p1时，实际流量和汽体的速度不再增加，相当于压力降白白损失了。反动式汽轮机内效率较高，但单级压降较冲动式更小。纯碱厂常用的压缩工业汽轮机有11级，但压力降能力较小，实际运行时内效率不高。真空岗位的工业汽轮机，只有一级双列速度级，单级压力降能力是有限的，如果选择的排汽参数太小，那
汽轮机冲转过程中几个重要问题解释
汽轮机冲转过程中几个重要问题解释 1、所有辅助设备及系统运行正常，无禁止启动条件存在。【释义】润滑油泵、顶轴油泵或盘车装置故障都不能使机组正常启动。依据《电力工业技术管理法规》第3-6-23条。 2、汽轮发电机组已连续盘车12小时以上，且盘车电流、转子偏心符合要求，高、中、低压缸胀差、轴向位移正常。【释义】汽轮机连续盘车可以消除转子残余应力、减少热弯曲，盘车电流、转子偏心符合要求、胀差和轴向位移正常说明转子无弯曲、动静无摩擦。 3、有关参数应稳定在下列值。 a) 主汽压力 4.0MPab) 主汽温度 380℃c) 再热汽压力 1.5MPad) 再热汽温度360℃【释义】主汽压力与再热压力的选择是可以满足冲转顺利通过临界转速至定速、带部分负荷并能顺利由中压缸进汽切至高中压缸联合进汽，蒸汽温度360~380℃，比蒸汽在4.0MPa下的饱和温度250℃高约110~130℃，且放热系数小，避免对机组产生热冲击。依据《阿尔斯通330MW汽轮机说明书》e) 凝汽器真空>82KPa【释义】真空70KPa以上不宜过高过低，在冲转时蒸汽在汽轮机内凝结有个过程，真空会有不同程度的降低，若真空过低，在冲转瞬间会有使大气排汽门动作的危险，且真空低使排汽温度升高，造成铜管胀口松弛，产生漏泄，真空过高对暖机不利且达到过高真
空加长了启动时间。f) EH油压12.4～14.6 MPa 【释义】EH油压的选择12.4～14.6 MPa是根据调速系统的动态特性，保证主汽门、调速汽门能够动作迅速，迟缓率小而且还能保证系统的安全稳定性。g) EH油温35℃～50℃ 【释义】EH油温35℃～50℃是因为EH油温过高时EH油油质会迅速劣化，而油温过低使EH油粘度增大使EH油泵过负荷，影响调速系统动作速度。h) 润滑油压0.15～0.2MPa 【释义】润滑油压选择0.15～0.2MPa是根据转子重量、转速、轴瓦的构造和润滑油的粘度来决定的，以保证运行中轴瓦与轴颈间形成良好的油膜，有足够的油量冷却轴承。i) 润滑油温35℃～40℃【释义】润滑油温35℃～40℃主要是为了在轴瓦中建立正常油膜，若低于30℃油的粘度增大，冷态启动冲动时间长，轴承摩擦耗功增加，承载能力降低，油膜工作不稳定并可能引起机组振动。依据部颁规程第75条（3）“升速前油温不应低于30℃。”之规定。j) 高、中压缸上、下温差【释义】上下缸温差过大将使下缸底部径向间隙减小，若大于90℃，将使底部径向间隙消失，易使动静部分摩擦，尤其是转子存在热弯曲时，这时冲动则动静部分摩擦的危险更大，汽缸上下温差过大，常是造成大轴弯曲的原始因素。依据二十五项重点要求第10.1.2.3规定。k) 联系化学化验蒸汽品质符合要求。【释义】蒸汽品质不合格会使汽轮机叶片结垢，从而使汽轮机效率下
汽机冲转操作及注意事项(刘水江)
汽轮机冲转操作及注意事项 一、汽轮机冲转参数要求 1、主蒸汽参数：压力为，温度400℃。 2、再热蒸汽参数：压力为，温度380℃。 3、主蒸汽品质合格：Fe≤50μg/L、Na≤20μg/L、SiO2≤30μg/kg、电导率≤μs/cm、Cu≤15μg/L。 4、润滑油温27-40℃，油压正常：，润滑油冷却器投入正常。 5、EH油压11MPa，油温40~50℃。 6、旁路开度在50~60%左右。 7、凝汽器压力≤-88kPa。 8、氢气纯度>97%，氢压~。 9、检查高、中压自动主汽门金属温度高于300℃，高中压缸上、下缸温差<42℃。 10、盘车运行正常，转子晃动度小于原始值的±。1号机应＜+；2号机应＜+。 二、汽轮机冲转操作 1、确认汽机连续盘车运行正常，运行4小时以上，机组各部声音正常。 2、确认汽机本体系统所有疏水手动门及调节门开启。 3、机组所有辅助设备系统运行正常，无异常报警信号。 4、汽轮机复位 在DEH操作员站“汽机控制”画面中，点击“启动方式”，在操作端上点击“中压缸”，按“执行”，点击“汽机复位”按钮，在操作端上选择“复位”，按“执行”，确认“复位”指示灯亮，安全油压建立，挂闸成功；确认中压主汽门已正常开启，高排通风阀已开启。 5、负荷限制器设置 在“汽机控制”画面中，点击“阀位限制”按钮，在操作端上将阀位限制设定为100%。 6、升速率设置 在“汽机控制”画面中，点击“升速率”按钮，在弹出的操作端上，选择升速率100rpm/min，按“执行”。（升速率设定选择：冷态启动100 rpm/min，温态150 rpm/min，热态和极热态300rpm/min。） 7、摩擦检查 在“汽机控制”画面中，用鼠标点击“转速设定”，在操作端上，选择目标转速200 rpm，按“执行”。此时高、中压主汽门应全开，中压调门逐渐开启，机组转速以100 rpm/min速率升速至200 rpm。就地检查汽轮机转速上升，检查盘车装置自动脱开，将盘车自动联锁投入。 确认实际转速达到200rpm时，在“目标转速”中，选择“阀全关”，按“执行”，确认所有高、中压调门全部关闭，汽机转速逐渐下降，进行摩擦检查。摩擦检查主要内容：汽缸及轴封听音无金属摩擦声，检查轴承及转速控制无异常等。 8、升速至1500rpm中速暖机 摩擦检查结束后确认机组无异常，点击“正暖”，在操作端上选择“投入”，按“执行”。选择“升速率”设定100rpm/min，选择“目标转速”设定1500rpm，按“执行”。确认高压主汽门全开，高调门逐渐开启，机组重新升速。确认汽轮机转速以100rpm/min速率上升，转速达到400rpm时，高调门阀位保持中调门逐渐开启。确认汽轮机转速由中调门控制升速至1500rpm，保持1500rpm转速进行中速暖机150min。 9、升速至3000rpm 1500rpm中速暖机结束，点击“正暖”，在操作端上选择“切除”，按“执行”，确认高
汽轮机运行考试题库及答案
一、填空题 1、运行班长（或值长）在工作负责人将工作票注销退回之前，不准将（检修设备）加入运行； 2、工作票中“运行人员补充安全措施”一栏，如无补充措施，应在本栏中填写：（“无补充”）不得（空白）。 3、汽轮机的基本工作原理是力的（冲动原理）和（反动原理）； 4、汽轮机的转动部分通常叫（转子），由（主轴）、（叶轮）、（动叶栅）、（联轴器）及其它装在轴上的零部件组成。 5、汽轮机的静止部分通常由（汽缸）、（隔板）、（汽封）、（轴承）等组成。 6、汽轮机的额定参数下的正常停机主要可以分为（减负荷）、（解列发电机）和（转子惰走）几个阶段。 7、根据电力法规要求：汽轮机应有以下自动保护装置：（自动主汽门）、（超速）、（轴向位移）、（低油压）和（低真空）保护装置。 8、汽轮机调速系统的静态试验是在汽轮机（静止）状态，起动（高压）油泵对调速系统进行试验，测定各部套之间的（关系）曲线，并应与制造厂设计曲线（基本相符）。 9、汽轮机的内部损失包括（进汽机构的节流）损失、（排汽管压力）损失、（级内）损失。 10、根据设备缺陷对安全运行的影响程度，设备缺陷分为（严重设备缺陷）、（重大设备缺陷）、（一般设备缺陷）三类。 11、运行设备出现（一、二）类缺陷，应迅速采取（有效）措施，严防扩大，并及时向有关领导汇报，需要（停机）处理的，及时提出（停机消缺）意见，严禁带病运行、拼设备。 12、汽轮机事故停机一般分为（破坏真空紧急停机）、（不破坏真空故障停机）、（由值长根据现场具体情况决定的停机） 13、汽轮机调节系统一般由（转速感受机构）、（传动放大机构）、（执行机构）、（反馈装置）等组成。 14、热电厂供热系统载热质有（蒸汽）和（热水）两种，分别称为（汽网）和（水热网）。 15、决定电厂热经济性的三个主要蒸汽参数是（初压力）、（初温度）、（排汽压力）。 16、汽轮机按热力特性分类分为（凝汽式汽轮机）、（调整抽汽式汽轮机）、（背压式汽轮机）。 17、对突发事故的处理，电力工人应具有（临危不惧）、（临危不乱）、（临危不慌）、（临危不逃）、果断处理的素质。
02j01锅炉冷态空气动力场试验作业指导书
目录 1目的 2适用范围 3引用标准 4术语/定义 5职责 6作业程序 7报告和记录 8 危险源 9 危险源控制 修改记录
1 目的 检查燃烧器制造、安装质量。掌握炉内空气动力场特性，找出存在的问题，为热态运行、燃烧调整提供依据。进行一、二次风风门档板试验，掌握其特性。对送风机、引风机、一次风机和排粉风机进行运行考验。 2 适用范围 火力发电厂煤粉锅炉。 3 引用标准 3.1 GB/T19001-2000 idt ISO9001:2000《质量管理体系——要求》 3.2 GB10184—88《电站锅炉性能试验规程》 3.3锅炉制造厂有关技术标准。 4 术语／定义 4.1 本要求采用GB/T19000—2000 idt ISO 9000：2000《质量管理体系——基础和术语》中的术语及其定义。 4.2 必要时指顾客、总工、总公司领导要求时。 5 职责 5.1 本所热动室锅炉技术岗位工作人员为本作业的承担者。 5.2 工作负责人的职责：必要时编写试验方案，现场试验人员的安排、试验测点安装验收与试验场所安全监督、试验指挥与协调、现场结果的确认和必要时最终试验报告的编写。 5.3 试验参加人员的职责：负责试验仪器的准备、监督试验测点安全、试验测试与记录、数据分析和整理，配合负责人搜集资料。 6 作业程序 6.1 本作业承担者的基本要求 6.1.1 本作业承担者应熟悉锅炉主、辅机结构性能及其运行的专业知识。 6.1.2 本作业一般为5—8人，其中工作负责人1名。工作负责人应具有本岗初级及以上技术职称，并具有两年以上工作经验。参加者应从事本专业或相关专业的人员。 6.2 试验方案的制定 6.2.1 工作负责人接到任务后应立即收集试验机组锅炉的有关资料，必要时制定
锅炉冷态试验方案解析
锅炉冷态 试 验 方 案 编制：日期：审核：日期：批准人：日期：
一、锅炉冷态试验的目的： 1、为锅炉点火启动、热态安全、稳定运行提供必须的参数依 据。 2、掌握锅炉以及主要辅机的冷态特性，及时发现设备存在的 缺陷并为消除缺陷提供依据。 二、冷态试验的条件及准备： 1、锅炉所有的检修项目结束，检修工作票全部收回。 2、锅炉各人孔门、检查孔确定无人后关闭严密。 3、施工用的脚手架全部拆除，锅炉平台、楼梯栏杆完整，通 道通畅无障碍，现场照明充足，消防器材齐全。 4、各部膨胀指示器完整无卡涩，刻度清晰，并指示在冷态标 注位置。 5、锅炉所有表计完整，指示正确。 6、准备好足够的试验用床料，床料一般用从炉底排出的炉渣， 床料粒度要求和正常运行时燃料的料度(0-9mm)大致相同。 7、检查和清理风帽，防止风帽堵塞，检查风帽和布风板连接是 否严密和牢固。 8、准备好试验用的各种表格、纸张等。 三、主要试验内容：
1、布风板空板阻力试验； 2、冷态床料阻力特性试验； 3、布风均匀性试验； 4、锅炉辅机电气连锁试验； 5、油枪雾化试验； 6、锅炉保护试验； 7、电除尘器空载升压试验； 8、锅炉水压试验。 四、冷态试验方法： 1、布风板空板阻力试验 测定布风板阻力时，布风板上无床料，开始测定时，关闭所有炉门。启动引风机、一次风机，逐渐开大调节风门挡板，缓慢、平滑地增加风量。一般每次增加4000—6000mз/h风量，记录一次风风量、风压、风温和风室风压的数据，一直增加到最大风量。然后再从最大风量逐渐减少，并记录相对应的风量、风温、风压。用上行和下行数据的平均值作为布风板阻力的最后数据。在平面直角坐标系中用平滑的曲线；把这些点连接起来，便得到布风板机阻力的风量变化关系；曲线进行数学处理，即可得到布风板阻力的计算公式。试验时负压50-100Pa。 2、冷态料层阻力特性试验 测出在布风板上分别铺上400--500mm厚度时的风量、风温和风室压力，只有在床料接近临界流化时风量调节幅度要小一些。此
锅炉点火、汽轮机冲转安全技术措施(新编版)
( 安全技术 ) 单位：_________________________ 姓名：_________________________ 日期：_________________________ 精品文档 / Word文档 / 文字可改 锅炉点火、汽轮机冲转安全技术 措施(新编版) Technical safety means that the pursuit of technology should also include ensuring that people make mistakes
锅炉点火、汽轮机冲转安全技术措施(新编 版) 锅炉点火、汽机冲转时认真执行以下安全组织、技术措施： 一、锅炉上水水质应为合格的除盐水，上水温度与汽包壁温差应小于40℃，上水时间应大于2小时。 二、锅炉点火前，应用30％左右锅炉额定风量吹扫炉内5-10分钟。 三、锅炉点火后应及时就地直接观察着火情况，迅速调整并保持良好的燃烧状况。若冒黑烟或火炬点燃迟后，油雾化质量差，燃料－空气混合不好，喷射至水冷壁，10分钟内无法改善应停用并检查原因。此时电视观察炉膛火焰只能作为辅助手段。 四、锅炉点火后应及时投入空气预热器的吹灰系统，并定期对空气预热器进行吹灰。如空气预热器的吹灰系统不能投入时，应加
强对空气预热器及尾部烟道的检查，并严密监视空气预热器出、入口烟温和风温，油粉混烧时要保证完全燃烧，如燃烧不完全、烟囱冒黑烟经调整无效时应停止制粉系统的运行，严重时应停止锅炉机组的运行，防止空气预热器及尾部烟道发生二次燃烧。 五、在燃用局部燃烧器的状况下，为使炉内热负荷均匀，应对称投用，宜每隔30分钟更换一次。 六、高、低压旁路不能投用时，锅炉的升温、升压速度控制，可利用锅炉5%旁路和过热器、主蒸汽疏水门的开度进行调节。在此期间及吹管过程中应严格控制燃料量，使炉膛出口烟温不超过535℃。 七、锅炉升温、升压过程中应按照锅炉制造厂提供的启动曲线控制升温、升压速率，并使得汽包任意两点间的温差小于50℃。间断进水时应保持省煤器再循环门动作正确，进水时省煤器再循环门关闭，停止进水后省煤器再循环门开启。 八、升温、升压过程中，定期检查、记录锅炉膨胀情况，各处膨胀间隙正常，膨胀均匀，膨胀指示应安装正确、牢固，在冷态下