火电厂机组气力输送除灰渣系统设计运行总结b

第一篇：火电厂机组气力输送除灰渣系统设计运行总结b

工艺流程及主要设备布置

4.1除灰系统

除灰系统采用粉煤灰高压气力输送集中系统，电除尘器灰斗内的粉煤灰由灰斗进入仓泵，仓泵内粉煤灰与空压机出口的压缩空气混合，在压缩空气的压力驱使下，气灰混合物一并送至灰库，灰库内气体经过库顶脉冲袋式除尘器逸出。

本期工程设三座灰库，两粗一细，两座粗灰库分别供两台炉使用，细灰库两台炉公用。每座灰库直径为Ф12米，容积为2000m，三座灰库可贮存两台机组设计煤种42小时的灰量，校核煤种27个小时的灰量。灰库内粉煤灰分三路排出，一路为粉煤灰卸料系统，粉煤灰可直接装车进行综合利用；另两路装设湿式搅拌机，将粉煤灰调湿成含水率约20%左右的湿灰用汽车运至综合利用场地或灰场。

锅炉电除尘器灰斗下的灰处理按一台炉为一个单元设计，每个灰斗下安装一台流态化仓泵。一电场灰斗下的仓泵用两根Ф219×9灰管将灰送至灰库；二电场灰斗下的仓泵用一根Ф219×9灰管将灰送至灰库；

三、四电场灰斗下的仓泵共设一根去往灰库的灰管。为了便于仓泵的检修维护，在每个灰斗出口设一个手动插板门。

在粗、细灰需要分开贮存的情况下，每台炉一电场灰斗的灰分别进入一座粗灰库，两台炉二、三、四电场灰斗的灰均进入细灰库。

每台炉总灰量设计煤种为40.9t/h，校核煤种为63.2t/h，系统出力按校核煤种总灰量的120%设计，即为76.0t/h。

为了保证除尘器灰斗卸灰畅通，设置了三台气化风机，两台运行，一台备用。参数为：流量Q=13 m/min，压力P=68.8KPa；空气电加热器设3台，功率70kW。

本期工程每台炉的输送系统共设置三台空气压缩机，其中两台运行，一台备用。空压机参数为，流量Q=35m/min，压力P=0.75MPa。为防止物料受潮堵管，在每台空压机出口设置一套空气干燥净化装置，每台炉设三个储气罐为系统提供稳定的气源。系统仪表用气来自机务仪用压缩空气系统。

为使灰库卸灰流畅，在每台灰库的库底均设有呈放射状气化槽。灰库气化风机将空气送入电加热器加热，加热的空气吹进气化槽，使出库底的灰处于悬浮状态便于流动，确保库底的灰处于流态化状态。灰库气化风机设四台，参数为：流量Q=15m/min，压力P=88.8KPa．其中三台运行，一台备用；空气电加热器设3台，功率60kW。

3333除灰仪用气取自机务专业的仪用压缩空气母管，每炉设一台4m仪用储气罐，布置在除尘器区域。从机务仪用气母管接出一根Ø133X4的管道，由厂区管架送至除尘器区域仪用贮气罐和灰库仪用储气罐，仪用气母管分别接至库顶和卸料层，供灰库控制用气和布袋除尘器脉冲反吹用气。

4.2 除渣系统

3锅炉除渣装置采用刮板捞渣机，除渣系统采用机械除渣系统，按一台炉为一个单元进行设计，每台炉设一台刮板捞渣机，系统按连续运行设计。

锅炉排渣首先进入刮板捞渣机，在刮板捞渣机内遇水冷却后，由捞渣机直接刮至锅炉房外的渣仓内，在渣仓下装车运至灰场。刮板捞渣机的溢流水通过地沟溢流至溢流水池，由溢流水泵输送至自动排污滤水器过滤后再经水水热交换器冷却后返回刮板捞渣机继续冷渣。溢流水池内沉积的渣再由排浆泵送往刮板捞渣机。

为防止渣仓内的渣滴水，在渣仓底部设置析水元件，以排掉渣在渣仓内堆积时析出的水。渣仓的析水自流至锅炉房外的污水池，由污水泵输送至刮板捞渣机内。

本期工程每台炉设置一座直径为φ8m的渣仓，渣仓有效容积230 m3，每座渣仓可贮存一台炉设计煤种约30 小时的渣排放量，校核煤种约 20 小时的渣排放量。

4.3 石子煤输送系统 本期锅炉制粉系统采用中速磨煤机，每台磨煤机配1个石子煤斗，磨煤机排出的石子煤进入布置于磨煤机旁边的石子煤斗中暂时储存，磨煤机与每个斗之间设一个阀门，每个石子煤斗的有效容积为1.5m，能储存每台磨煤机约8小时的石子煤排放量。当石子煤斗装满需要排放时，上部阀门关闭，人工打开石子煤斗的出口门，将石子煤排放到活动石子煤斗中，然后用叉车将活动石子煤斗叉起，运至锅炉房外，直接装自卸汽车运至灰场。该系统采用定期运行，每8小时运行一次，其实际运行时间可根据实际运行中磨煤机排出的石子煤量的多少来确定。

5．除灰渣系统控制方式

35.1除灰系统的顺序控制采用以微处理器为基础的可编程控制器(PLC)，顺控逻辑设计符合工艺系统的控制要求。

PLC控制系统对整个工艺系统进行集中监视、管理和自动顺序控制，并可实现远手操。控制室不再设常规控制仪表盘。

5.2所有设备能就地操作，LCD操作员站上设有远方/就地操作切换闭锁功能。粉煤灰处理系统正常在自动方式下运行。运行人员通过LCD操作站，即通过LCD画面和键盘，对整个工艺系统进行监视和控制。

5.3 粉煤灰处理系统具有自动、软手动、就地三种方式，其中自动方式为经常运行方式，软手动方式使操作员能通过运行员工作站对控制系统中的子系统进行控制。就地方式时，使运行人员通过就地控制箱上设置的按钮，手操控制每个设备。自动—就地方式的切换开关设在就地控制箱上。

5.4 自动运行时，操作员可以通过键盘发出程序“启动”命令，使粉煤灰处理系统按程序启动各子程序，当条件不满足或选择设备故障时，屏幕上显示出故障原因，并显示出运行人员操作指导内容。当发出“系统停止”命令时或联锁保护动作时，系统程序立即停止，以免损坏设备，影响人身安全。程序的状态显示在LCD屏幕上。

5.5 手动方式时，通过LCD键盘启停某一子系统。联锁保护回路与自动方式一样。操作人员负责选择系统程序起停的设备。

5.6 用于每个灰斗输灰的各种阀门分别装有就地开关，这些开关布置在就地控制盘上。5.7 当某一灰斗到达高灰位时发出报警信号，并中断正常除灰程序而首先输送高灰位灰斗的灰。

5.9 灰库设料位计，用于远距离连续监视和控制料位，高／低灰位时报警，极限高灰位时终止向灰库输送操作。

5.10整个程序结束时，输送空压机继续运行一段时间，以清扫管路。

6.除灰渣系统运行情况

机组自2006年12月份投运后，除渣系统运行基本正常，简述如下：

6.1 除渣系统运行情况

6.1.1 刮板捞渣机运行正常，但刮板捞渣机刮板的耐磨片已基本磨掉，需要更换。渣仓及附属设备运行正常，没有出现问题。6.1.2 渣水闭式循环系统运行正常，主要有下列问题：1)自动排污滤水器原设计网孔为1.5mm，运行后发现堵塞，后来更换至4mm孔径，后来很少堵塞。2)自动排污滤水器排污管阀门(3/4”)太小，容易堵塞，已加大。3)

排污泵备用泵出口容易堵塞。4）换热器运行正常，没出现过问题。6.2 除灰系统运行情况

6.2.1 空压机排气温度偏高，#2电机轴承异音，需一个小时处理时间，除此之外，没出现过故障。6.2.2 灰斗气化风机轴承损坏过两个，维修需一天左右，出现过两次。6.2.3 灰斗气化风电加热器加热棒烧坏过两次，更换需一天时间。

6.2.4 仓泵进出料阀磨损不严重，仓泵排气阀磨损严重，开关经常不到位，阀体经常磨透，导致排气管磨损。仓泵出口的补气环磨损严重。

6.2.5 灰库下粉煤灰卸料装置排尘风机磨损严重，后来厂家更换为布袋除尘器+排尘风机，但装车时冒灰严重，估计是吸尘风机选择太小。

6.2.6 灰库布袋除尘器已更换过两次。灰库灰位较高时气化风机安全阀容易跳。

第二篇：大型机组电厂除灰渣系统设计优化与节能降耗论文

摘要：根据现阶段我国实践中应用的大型机组电厂除灰渣系统，本文主要从设计环节阐明了许多节能降耗的策略与方法，具体来说，主要涉及到常规除湿渣系统、风冷钢带机-渣仓方案以及除灰系统三个方面展开分析，希望能够为将来科学设计上述系统提供指导和借鉴。

关键词：大型机组;除灰渣系统;设计优化;节能降耗

进入新世纪，“节能”已经突破了传统的节约电能，逐渐演化为一种全新的“能”，主要涉及到电能、水能、土地资源，有时候还涉及到投资与运行检修等方面。本文主要从广义方面展开研究，希望能够不断优化设计，实现节能降耗的目标。

1常规除湿渣系统

1.1两种系统方案对比分析

刮板捞渣机一级直接上渣仓(一级方案)和捞渣机-碎渣机-刮板输送机-渣仓(二级方案)进行对比，通过若干项目的技术经济对比，同时经由许多电厂的研究之后发现，如果条件准许，最好选择前者。同时还属于《除灰技规》修编所提倡的方法。具体拿600MW来说，通过前者捞渣机出力大约为60t/h，每炉对比结果如下：投资降低数额达到100万元，每年电能消耗减少数量达到11.25万kWh。对比检修成本并未获得较为准确的数据，然而，通过电厂检修工作者的意见，后者的成本相对较高。

1.2减小捞渣机高度或者长度

现阶段，600MW机组一级方案捞渣机基本上是42～50m长，极大值是66m。其长度数值的提高，投资成本随之提高。第一，锅炉下联箱水平长度主要取决于炉型，这个指标保持固定；第二，长期的实践发现，完全能够使用单渣仓，通过该方式能够降低捞渣机头部在渣仓顶部的高度，同时，应将渣仓顶部开槽使得捞渣机斜升段部分放入的型式，通过这种方式来减小捞渣机高度。

1.3将捞渣机关断门取消，减小锅炉高度

伴随捞渣机质量的改善，许多取消关断门设备已经在实践中得到检验，捞渣机检修时间明显大于锅炉大修期，这样设置关断门的作用相对较小，因此，可以将其取消。

1.4后续水处理系统的设计优化

首先，不断将水处理系统简化。利用高效浓缩机等进行处理以后，笔者认为不应再次送至捞渣机，可以输送到统一的废水进行处理；第二，就那些换热系统来说，例如换热等设备，建议取消它们。

1.5将调速装置引入到主要设备之中

由于除渣系统的工况与煤质等条件存在一定关系，引入调速装置尽管成本相对较高，然而却可以充分确保除渣设备的顺利工作，能够在长期工作中发挥非常明显的节能效果。

1.6将搅拌用水泵取消

笔者认为可以通过两个方式来进行，一是直接将水压满足搅拌水水压条件的水（进水等）向搅拌机供应，其次，要是水压无法满足相关标准，可以设置管道泵于灰库运转层搅拌水支管上，其和搅拌机联锁运行。一则可以降低投资与占地，而且还可以节约能源，此外，非常便于调节水量，节约用水。

2风冷钢带机-渣仓方案

2.1建议使用的渣仓方案

风冷钢带机-后续机械输送系统-渣仓方案和风冷钢带机-后续气力输送系统-渣仓对比来说，前者的优势非常突出，而在大型机组里面，风冷钢带机-碎渣机-斗提机-渣仓方案的应用非常广泛。从投资、消耗能量、以及工作成本等方面进行分析，其优势突出，同时还属于《除灰技规》中建议使用的方案。

2.2干除渣方案的冷却风量的控制

按照许多电厂调试结果表明，到达炉膛的风量一定要低于锅炉总进风量的1%，要是大于该标准，那么将会在一定程度上影响到锅炉燃烧效率，鉴于此，锅炉渣量必须相对较小，否则它的冷渣效果将受到影响(现阶段，通常情况下，我国使用的大型机组每炉最大渣量往往都低于15t/h)。关于每一家设备供应商在实践中使用的其它后续降温方法，仍然需要大量的项目实践来加以验证。

2.3干渣仓的利用

对于那些使用干除渣的项目，要是省煤器灰、脱硫灰要求气力输送系统，在这种情况下，笔者认为应当将其送至干渣仓。因它们为属稀相输送，所以，它们送到干渣仓具有相对较短的距离，这样就非常方便进行输送，能够在降低输送气量，同时还能够节约能源和成本。

3除灰系统

第一，取消省煤器灰的气力输送系统；第二，尽量降低气力输送的距离；第三，科学改善仓泵与管道的配置；第四，适当降低同时运行的支管数量；第五，增设一套虚拟气灰比测量装置；第六，采用全厂集中空压机站；第七，科学设置仓泵低料位与电除尘器灰斗计数量；第八，关于热膨胀，应当科学设置固定支架的位置，利用这种方式尽量使固定支架上热膨胀力为0；第九，灰库和渣仓地面冲洗水，可排至排至沉煤池，要是实践中使用湿法脱硫，还能够通过泵把冲洗水传输到相应的脱硫浓缩池。经过浓缩处理之后和脱硫灰浆一起，经由真空皮带机进行过滤，然后排出。

4结语

综上所述，通过上文中的优化设计，并应用科学合理的节能方法，除灰渣系统能够降低投资成本，尤其是其能够降低占地面积，降低运行成本，最终使其运行效益有所提升。

参考文献:

[1]吕文杰.热电厂除灰渣系统技术改造[J].石化技术,2012,03:33-35.[2]翟煤源.大型机组电厂除灰渣系统设计优化和节能降耗[J].山东工业技术,2015,19:171.[3]汤虎,邵明勇,董德宇.大型燃煤机组锅炉底渣输送方式选型研究[J].中国电力教育,2011,03:144-145.[4]王学根.600MW超临界燃煤发电机组节能降耗实践[J].能源与节能,2012,03:48-50.

第三篇：火电厂燃料系统运行工作范围

燃料系统运行工作范围、工作内容及有关要求

一、工作范围（包括但不限于以下工作范围）

1、输煤系统

燃煤的输送（包括燃料系统#1～#7输煤皮带、斗轮机及其所属设备等的现场操作运行管理工作）；程控室设备的使用和管理；火车来煤的接卸和配合采样；各岗位卫生的清扫；输煤系统的日常运行、检查、定期试验；杂物的定期分拣（燃料部提供所需工程车辆）等。

2、燃油系统

燃油的接卸；机组用油的供给；燃油系统的日常运行、检查、定期试验；泡沫消防系统的定期试验和使用；油库值班室的卫生清扫等。

二、工作内容及要求（包括但不仅限于以下内容及要求）：

1、负责火车来煤的接卸及配合采样工作，不因人为责任造成押车、煤样化验结果严重超差。

2、负责卸煤沟篦子及轨道两侧积煤、杂物的清理。

3、负责滚筒筛、除杂物机筛出杂物的分拣。

4、负责煤场周围及道路旁排水沟的杂物清理工作。

5、根据来煤和存煤情况积极组织上煤，不因人为责任造成原煤仓堵仓或空仓。

6、按照要求做好燃煤的掺配工作。

7、负责输煤系统、燃油系统所有设备的定期试验、运行、巡检工作。发现缺陷及时通知检修处理，不因人为责任造成设备严重损坏或系统瘫痪。

8、负责基础数据的统计和录入工作。并负责数据的保密性。

9、负责两票的办理和安措的执行，不因人为责任造成事故的发生。

10、负责对运行人员按照公司的要求进行必要的技术培训和安全教育。

11、负责处理输煤系统、燃油系统出现的突发事件。

12、负责厂区深井泵检修维护工作。

三、所派人员的配置要求：

1、应符合甲方岗位说明书或其它管理标准的具体要求； / 2

2、为保证燃料工作的正常进行，燃料系统运行每班配备的工作人员数量必须达到安全生产运行人员配置标准。

四、其他：

甲方委托公司安全生产管理部、燃料部负责该部分作业的全过程管理、考核工作，考核细则见甲方相关文件规定。/ 2

第四篇：单元机组运行原理考点总结[最终版]

【热应力】因为温度原因产生变形，而变形受到约束从而产生应力。

【疲劳】材料长期在交变应力作用下发生破坏

【蠕变】在一定的温度、应力之下，随着时间延续，材料发生连续的、缓慢的塑性变形（不可恢复）。

【松弛【在一定的温度之下，材料总变形不变，随着时间延长，所受到的应力逐渐减小（弹性变形减小，塑性变形增大的过程）。

【脆性】材料承受冲击载荷的能力 ①冷脆性（<180℃冷态启动）②兰脆性200~300℃，蓝色绣膜，在该温度下，脆性变小，韧性增大，承受冲击载荷的能力强 ③热脆性 随着温度的上升，脆性又升上来了。

【汽缸热翘曲】启动时上、下缸温度不同，变形不同，发生翘曲。【原因】①上、下缸散热面积不同〈上缸连接进汽管，下缸连接凝结水排水管和抽汽管道（散热面积比上缸多）〉②下缸的保温效果差③受热不同:进入汽缸为过热蒸汽上缸吸热多，下缸凝结水吸热少。

【对策】⑴尽量保持上下缸吸热状态基本一致ⅰ停运时及时投盘车ⅱ启动时早点投盘车，使蒸汽在周向上流动起来⑵加强下缸的保温（但效果并不明显）⑶ 零米平台外部是冷空气，应将厂房大门紧闭。

【危害】汽缸的回转中心线变化，转子也会发生一定弯曲，但是变化不同，产生轴、叶片动静摩擦，一级叶片脱落剃光头。

【法兰螺栓加热装置投晚了】汽缸热了，法兰、螺栓没热，密封性变差，外面会有开口。因为里面膨胀，外面不能膨胀到位，所以外张口。

【法兰螺栓加热装置投入过早】会出现内张口，呈立椭圆。

【转子热翘曲的起因】投盘车过晚，造成转子上下部分受热不均。

【转子弯曲的原因】①未投盘车（停

机时，由热态到冷态的过程）②蒸汽参数不合适会造成转子的弯曲③由于胀差。

【胀差】⒈绝对膨胀（可通过改变蒸汽流量温度，流速调整绝对膨胀）死点：膨胀时位置不变的点。汽缸和转子死点不一样（决定膨胀方向不一样），温升不一样，△L不一样。2.【相对膨胀】由于死点和绝对膨胀不一样，导致相对膨胀量不一样，越是容量大的机组相对胀差的控制越严格。

【正胀差】当转子的膨胀量大于汽缸膨胀量时是正胀差，原因：转子受热比汽缸受热强。一般只有操作不当才会出现负胀差。

【胀差的危害】胀差使间隙变小，产生动静碰摩，伤叶片；小量动静碰膜产生振动，发出尖锐的声音（金属摩擦）

【解决胀差过大的方法】①停止增加进汽量，甚至减小进汽量 ②停止蒸汽升温。

【胀差影响因素】公式ΔT，①轴封供汽（防止漏气，加热汽缸）②摩擦鼓风③转速，转速升高，离心力大，转子变短（泊松现象），对绝对膨胀是有利因素。④法兰螺栓加热装置，投入过早，法兰膨胀，汽缸没膨胀，绝对膨胀过大。投入过晚，汽缸绝对膨胀量不够，造成胀差变大。⑤机组容量:机组容量增大，Mr/Ar变小，胀差难控制。

【单元机组特点】机炉之间联系紧密，负荷相互对应，节流损失减小，机炉相互依存（同时启停）。

【抽汽管道在下缸的原因】①加热器（高低加）一般在0m平台，引管道方便。②加热器易发生漏水，若管道在上部，水进入汽轮机危险。

【高压叶片结垢比低压叶片结垢严重】蒸汽对盐的溶解度比湿蒸汽低 【胶球清洗时对机组运行的影响】凝汽器水侧结垢特点是紧密度高，在结垢不严重时清洗

胶球受摩擦较大，掉下来的东西和水垢进入水库污染。

【启动】由静止状态转变为运行状态的过程。

【依照汽机进汽部分金属温度】冷态启动：＜180℃温态启动：180＜＞350℃热态启动：＞350℃极热态：＞450℃

【依照蒸汽参数】①额定参数（原始、母管制，有缺陷）②滑参数启动（真空法、压力法）

【依照进汽门】①高压调节汽门 ②自动主汽门或电动主汽门的旁路门。【依照进汽缸】①高中压缸联合启动（传统）②中压缸启动（经济、快速）。【滑参数启动】经济、能量损失小，启动时间短①压力法(使汽轮机保持一定的压力状态，然后送汽，凝汽器建立真空)较柔和，常选用 ②真空法（汽轮机建立真空，时间很长）伴随着状态的剧烈变化

»不特别提出就指：一般指滑参数压力法的高中压缸联合启动】

【再热器调温方法】①调烟气挡板②调火焰中心高度③烟气再循环④二级事故喷水减温⑤汽汽交换器

启动前汽轮机的超速试验，超过3360转叫【飞车】危急保安器动作。【高低压旁路】作用：防止再热器干烧，保护再热器。只有高压旁路会有工质损失，能量损失，噪音污染。高低压串联旁路：当中压缸进汽量较少时需要一个与中压缸并联的旁路将多余部分蒸汽输送走。

【母管制】没有再热器，没有高压旁路，排汽进入中压缸，没有低压旁路，只有大旁路（叫做凝结水疏通管），进汽参数不稳定，不能用中压缸启动。【启动系统作用】①保护再热器②可以调整蒸汽流量的分配③旁路的容量可以决定汽轮机全甩负荷时锅炉的最低稳燃负荷④可以使汽缸不进汽时进行暖管暖机的操作

【高低压串联旁路流量（容量）】是额定负荷的0.09 保证锅炉的低负荷稳燃；大旁路流量是额定负荷的0.36 若没有大旁路则高低压串联旁路流量（容量）要增加

【一般在启动时】希望有50℃的过热度，旁路上装减温减压装置。因为蒸汽要适应后边（中、低压缸、凝汽器）设备的温度（较低）减温减压装置上的热引到回热系统

低压区：上升一个压力，温度变化大 高压区：上升一个压力，温度变化小 【启动前准备工作】

1、炉内：①看受热面是否完好无损 ②燃烧器附近是否正常（上次停炉时由于风量不足可能造成破坏）

2、炉外：汽包，看人孔门严？，安全门防爆门完好？若人孔门（无弹簧，有门轴，把手）启动时未关好，进冷气，使炉内本来温度低的环境燃烧不稳定

3、汽水系统：（承压部件的严密性）进行水压试验

4、转机 联轴器安全罩完好？盘车自如？润滑油位高于内圈最低点

5、上水 ⅰ水质（除氧水、除盐水）ⅱ水温冷态启动<90℃（保证汽包上下温差不太大）ⅲ水位上到低水位（允许最低水位）：因为点火后，产生蒸汽，水位升高（防止出现水位事故）ⅳ上水速度适中 流速快换热快温差大 一般用省煤器的旁路门上水（流量较小，控制精细）上完水后，观察水位，若不变化，说明承压部位（水冷壁、省煤器）密封良好。若水位下降，寿命承压部件泄漏或下联箱有门泄漏；若水位升高，说明上水门没关严

6、水压试验 分工作压力实验和超压试验 做工作压力试验之前，将安全门压死，开空气门，将汽包内空气排尽，上满水，关闭空气门，再观察锅炉，检查汽包上部分的门是否漏，没有异常时升压（用给水泵升）升到0.1额定压力时进行锅炉的全面检查，升到0.9减慢升压速度 升到工作压力后停止升压，观察五分钟，若五分钟内压降<5kg/cm3，水压试验成功，之后进行【超压试验】①关死联络管上阀门（水位计承压能力小）②清场③升压速度每分1 kg/cm3到1.2~1.25工作压力后停止升压，观察压力变化，若5分钟压降<5kg/cm3，超压试验合格④降到工作压力，检查锅炉，然后继续降压，降到一个大气压时打开空气门，复原安全门，打开水位计的联络门

【汽轮机】①汽轮机本体（膨胀指示、金属温度指示）②辅机（给水泵）检查转动是否灵活③联系电气、热工、对测控仪表进行校核④汽水、蒸汽、凝结水、给水、除氧、空气、循环水系统逐一进行检查 ⑤投油系统（润滑油）转子的回油温度75℃-90℃ 运行时油温高用冷油器（水和油进入换热面）冷却，油压高于水压⑥投盘车 测轴弯曲用千分表 ⑦建立真空（标志汽机准备工作结束）用射水，射汽抽汽器，保证200~300水银柱高度

【汽缸进水危害】

1、打叶片

2、一部分和高温蒸汽换热，一部分有水换不可热，温差大 【点火】① 投空预器，（烟气温度<120℃不允许投冷风，用暖风器加热（送风机后）②引风机，③送风机

【点火具备的条件】①投空预器②引、送风机建立负压③一次风管吹扫（逐根吹扫）将残余易燃物吹到炉膛，随气流吹走，防止爆燃。爆燃后果：出现一个正压（炉膛向外膨胀）尾部受热面爆燃，温度局部升高造成变形甚至金属失效（大机组爆燃绝对不允许发生，燃料量大，体积变化不多，能承受的压力小）④锅炉正常点火标志着启动的开始，先投油后投粉

【正常燃烧的条件】①风、粉配比合理②一、二次风配比合理③引、送风机配比合理

【过量空气系数的影响】①α增大，流速大，换热强，排烟温度降，排烟量升，排烟损失大②α减小，不完全损失升，效率降

【若点火过程中锅炉突然灭火】①首先切断燃料投送②加强锅炉的通风③重新做吹扫④重新点火，不允许爆燃 【锅炉升压过程】①锅炉点火时，空气门是开的（因为汽包内空气没排出，逐渐排出空气。道尔顿气体分压定律：N种气体组成，分压之和大于当地大气压时，认为空气不存在了。在1.5~2个大气压时，关空气（认为空气排尽）点火后产生蒸汽蒸汽从主汽管排出 ②达到2~3 个大气压时，要加强水冷壁下联箱的放水（因为只投入了一个对角，火焰可能偏斜，炉墙吸热不均匀，所以膨胀不均匀。）放水的目的是：将冷水放掉，让热水补充进来使水冷壁膨胀起来，减少水冷壁的热应力③过热器保护：点火初期过热器没有冷却工质，干烧，希望工质尽早出来要加燃烧负荷，烟温升高，可能导致过热器烧坏。若低负荷时冷却工质出来，则干烧时间会加长，所以很矛盾④当有工质到过热器后，注意再热器的干烧

【暖管】用汽暖，有大量的凝结水，需进行疏水。暖管汽是过热度不大的蒸汽，放出汽化潜热就成水了

【冲转】达到500转时，停止进汽，全面检查动静碰摩(检查振动、胀差、缸内状况)

【升速暖机】达到某一速度下，停在该转速下进行暖机（主要是汽缸升温，减小胀差）（冲转结束3000转，从汽机开始进汽就开始暖机了）暖机指停留在某一转速下用蒸汽加热金属部件，分低速暖机（冲转时），中速暖机，高速暖机。

快速闯临界转速区（1400转）。高速暖机时间长一点，使胀差合适。使（上下缸，法兰，法兰螺栓）温差合适，使振动符合要求。

在接近2900转每分时投调速系统，升速过程中，在规定转速下，投汽轮机润滑油系统。

锅炉运行调节工作量大；汽轮机运行监视工作量大。

【汽轮机发电机组与电网并网】自同期并网（常采用，与电网相位，频率一致）；准同期并网（与电网电压、相位、频率一致）。

【单台机组的最大容量不能超过整个电网容量的0.1】（防止机组退出时，对电网冲击过大）

【中压缸启动】在启动时高压缸不进汽，用中压缸进汽来冲动汽轮机转子。不进高压缸则走高压旁路，走再热器，然后进中压缸。

【倒缸】高压缸由逆流进汽倒换成正常进汽。

【倒暖】从逆止门引一小股蒸汽来冷却高压缸转子（转动摩擦升温），由疏水引出

【中压缸启动应具备的条件】①必须具备高低压串联旁路。②控制调节应是电液调节或电调节。③该逆止门应为可控启闭型或者在逆止门上加旁路门。④进一小股蒸汽再由疏水排走（叫做高压缸具有抽真空的功能）。

【中压缸启动的优势】中压缸启动进汽量变大，温度升高较快；中压缸启动快。

【启动过程】几乎中压缸进汽与高压缸逆流进汽是同时的，然后冲转。过临界时，中压缸旁路流量减小，中压缸进汽量增大，来快速通过临界转速区，达到3000R时，投调速系统，并网，接带负荷，高压缸倒缸（中压缸维持一定开度，高压缸逆止门、疏水门关掉，配合中压缸开度，减小湿度）。【额定参数停运】

1、锅炉：燃料制备（煤粉仓煤粉高度由一个重垂装置测量）

2、汽轮机：降负荷（不能降太快，防止金属温度降低，产生应力）【汽轮机转子惰走】发电机从电网解列、去掉励磁、自动主气阀和调节阀门关闭，转子依靠惯性，转速开始下降到完全静止的一段时间。（转速高时，有摩擦鼓风损失，下降的快；转速降低，下降变慢；转速继续降低，轴瓦处油膜被破坏，油膜不稳定，转动阻力大，真空被破坏，下降加剧）【油膜不稳定】①有一定的转速才能形成油膜 ②轴瓦间距大，油膜不稳定③上一次停机时轴封供汽未停，局部未收缩，造成间隙变大，伤瓦，油膜不稳定

【汽轮机降负荷过程中停锅炉的顺序】除氧器、高加、低加、凝结水泵、当汽轮机负荷降到0.1时，开旁路主汽门，关电动主汽门，当负荷降到零时，解列。

【最低允许水位】能够保证自然循环正常进行，保证蒸汽不进入下降管。【如果水位超过了最高允许水位】①饱和蒸汽含盐量增加，进入过热器后，过热器会析出沉淀附着在过热器管道上，过热器易爆管②汽水分离效果差，水进入过热器，过热器会直接爆管③再严重时，水直接进入汽缸，轻则打叶片，烧轴瓦，重则，汽缸揭开了（水密度大，受离心力，法兰螺栓折了）。【严重满水易引起过热器爆；严重缺水易引起水冷壁爆。轻微缺水时水循环变差】

【影响水位的因素】①给水，给水高，水量大②锅炉负荷，正常时蒸发量＜给水量，由于有连续的排污和定期排污，调峰时汽机升负荷要开汽门，汽包连续蒸发量增大水位下降（可能存在虚假水位，汽包蒸发量变大而压力变小，则饱和温度下降，此时的温度大于饱和温度则析出汽包，水位上升）③燃烧，强化燃烧，水位下降

【汽包水位监视的特点】①机组容量越大，对水位监视越严格②当一次水位计和二次水位计不相符时，以一次水位计为准③一次水位计和汽包的实际水位相比略低（汽包内水中有气泡，而水位计的水中无气泡；水位计有一定的散热）。

【水位事故处理（针对轻微事故）】 原则：防止事故的扩大

【轻微满水位事故】①加强下联箱放水②减少给水，减少喷水减温量（防止蒸汽温度过低）③监视过热器管温度有没有突然降低（突然降低说明水进了过热器）

【严重满水】关隔绝门，停机

【轻微缺水】适当的增加给水流量，关上汽机和锅炉之间的隔离门防止事故扩大

【蒸汽压力调节】气压高：管子机械应力大，是诱发爆管的原因；低：影响正常循环效率。

汽压对气温的影响：气压高，则气温也高，同向变化。气压对水位的影响：气压高，饱和温度高，蒸发量下降，水位升高。

【气压变化的原因】外扰：负荷变化；内扰:燃烧工况变化。【判断】以汽轮机调阀为判断依据（若汽轮机调门没有动作，则可判断）【结论】汽轮机调门没有动作 P、D反向变化为外扰；P、D同向变化为内扰 【分析】PV=NRT(vrt均不变)汽机调门 p与n成正比，n是气体分子数。未动：若蒸汽流量d下降，则汽包内N上升，P上升，所以D、P反向变化。若阀门动作：U上升，蒸汽流量D上升，N下降，P下降

【内扰】的调节属于燃烧调节；外扰是由于外界负荷变化而引起的。外扰：外界负荷增加，压力升高，先增加引风量，再增大一次风量，再增加燃烧量和给水量。

【外界负荷急剧增加】汽压突然降低：先较少给水（此时是虚假水位，最终要加水）不行在下联箱的放水门，同时加粉涨风当水位一旦开始回落则立刻开始增大给水，升的比降得慢

【外界负荷急剧减小】汽压突然升高：水位下降（虚假水位）增大给水流量（目的是减小给水量）增大的给水跟不上水位变化则打开空气门，压力泄出去。

【调压基本手段】通过调节燃烧工况来调整蒸发量进而实现调压。

【汽温调节】气温过高：对过再热器承受了过高的温度，寿命缩短，会爆管。气温过低：循环效率下降，汽轮机的末级叶片受侵蚀增加（湿度增加）。

一级喷水减温是粗调；二级是细调。【影响过热气温的因素】①负荷和燃料对气温的影响，负荷上升，气温上升（风量上升，烟气流速上升，对流换热系数上升，气温上升。负荷上升，燃料量上升，炉膛出口烟温变化不大，函值上升，气温升高）②过量空气系数上升，气温上升，锅炉绝热燃烧温度下降，辐射放热量下降，但是炉膛出口烟温变化很小，△T不变，足以弥补燃烧温度的降低，气温升高③给水温度降低，则蒸汽温度上升。（蒸汽量少；调节燃烧函值下降）【减温水】（来自给水泵，中间抽头）【受热面的清洁状态】水冷壁受污染：受热差，蒸发量小，工质少了，而烟温上升。所以气温上升；过热器污染：气温下降。

若结胶一般在前面，气温升高；若积灰一般积在后面，气温下降。

【中间再热机组运行中的几个问题】①容易发生飞车（再热器储存蒸汽量大）②机炉配合问题③参加电网一次调频能力低 解决【办法】①加设中压自动主气门和调门②加装旁路③高压调门动态过调

【一次调频】自动，主力机组操作，快速升负荷至电网要求【二次调频】手动，所有机组同时手打同步器，转速静态特性平移使电网周波升高 »维持运行的原则】锅炉不能灭火；不能出现水位事故；使泄露占的发展速度较低（方法：降压运行）。

【单元机组事故处理的原则】控制事故范围，防止事故扩大。

【必须避免的恶性事故】伤害性的；人身伤亡；大面积停电。

»一般用时域信号判断设备是否正常；用频域信号判断故障源】

事故实例：

四管监测手段：

1、噪音；

2、振动。机上为负)

适用场合：调峰机组

【转机（异常时为振动大）原因】质量不平衡（静不平衡：力矩、动不平衡：；力偶）；不对中（平行、角度、组合）

【单元机组的协调控制】要求：外部适应外部电网负荷变化，内部参数运行稳定。原则：在安全经济的前提下尽量适用锅炉的蓄热能力。

【协调方式】炉跟机；机跟炉；机炉协调。

机跟炉系统图：

锅炉调负荷，汽机调气压

【工作过程】Pt：机前压力（Pt=Pk）要求升负荷 N-Ne为正，Uk开大，Pk上升，Pt与Po有一个比较。因为Pk上升，Pk大于Po所以Ut上升，D上升，Ne上升到Ne=N 【特点】①锅炉调负荷汽轮机调压力②机前参数相对较稳定③适应负荷的变化能力较低（原因：没有很好的利用蓄热能力）

适用场合：①新机组运行经验不足，保证参数稳定②带基本负荷的机组（调峰机组不能用）③锅炉带病运行 【炉跟机】

工作过程：电网要求升负荷 N-Ne为正上升，Ut上升，负荷上升了，Pt下降，Uk上升。

特点：①汽轮机调节负荷，锅炉调节压力；②机前参数相对不稳定（易出现虚假水位，因为靠Uk调节气压是大惯性量）③适应负荷变化的能力特别强。

适用场合:①带尖峰的机组②汽机带病运行③要求锅炉的蓄热能力强的机组。

【协调运行方式 】 工作过程：电网要求升负荷 N-Ne为正上升，作用在锅炉、汽机调节器上，Ut上升，Uk上升。Pt首先下降然后上升的较慢Po-Pt上升，Uk上升（作用在锅炉上为正），Ut下降。(作用在汽

【单元机组的滑压运行】

【优点】对汽轮机的影响①各级金属温度变化不大②滑压运行的参数都比较稳定③滑压由给水泵滑压，给水泵功耗小④节流损失小，经济性好⑤对主蒸汽管道压力低，延长寿命

【对锅炉的影响】①滑压运行在低负荷时水冷壁易出现膜态沸腾②滑压运行，过再热器承受压力小，不易爆管③降负荷时有助于自然循环。

第五篇：汽轮机组运行的优化要点总结

我班组运行的优化要点总结

如何使各种参数及辅机运行方式最接近理想的状态，即是我班组优化运行的目标。机组的优化运行是对运行机组性能的在线技术分析，及时发现问题，及时进行改进和调整，所以，这是一种动态操作模式。

1．我组运行优化工作的内容主要有以下几方面：

(1)根据机组的设计参数及数据、机组目前设备的性能状况，分析节能潜力。

(2)从机组设备和运行方式两方面进行改进和试验调整入手，确定机组可能达到的最佳运行

方式和各性能指标。2．运行人员优化操作的思路

在以上工作的基础上，如何找出影响当前机组运行经济性的主要问题，从而通过调整运行方式或运行参数使机组运行工况最大限度的接近最优的状态。例如，在一定的负荷和循环水进水温度条件下，对于已有的凝汽器来说，增加循环水流量可以使凝汽器压力降低，使汽轮机做功增加。但增加循环水量必然增加了循环水泵的耗功，只有在增加循环水量使汽轮机增加的做功大于循环水泵由此而增加的耗功时才是合理的。在分析后，运行人员的调整目标就是使凝汽器压力耗差与循环水泵电耗耗差之和达到最小值，此时机组的真空即为最佳真空。

又如对于主蒸汽压力来说，在不影响安全的情况下，压力越高的机组效率越高，但这只适用于额定工况下的情况。在减到部分负荷工况时，如果仍维持较高的主蒸汽压力，则将使调门节流损失增加，调节级效率降低，使高压缸排汽温度降低。过热蒸汽温度降低，因而降低了机组效率。所以，在运行中，最佳的主蒸汽压力应使主蒸汽压力降低产生的耗差、调门节流损失的耗差达到最小值。

对于回热系统和汽水系统，不论什么工况，总之各加热器只要控制好水位，保持加热器端差在设计值之内即能达到最佳状态。主蒸汽、过热蒸汽温度应保持规定范围内，过高将影响到汽轮机金属部件的寿命，偏低则不论什么工况都将使机组效率降低。

3．我组优化运行的监视要点

1．定期对汽轮机通流部分结垢的监督

在4台汽轮机中，通流部分的结垢监视是根据调节级压力（或各段抽汽压力）与流量是否成正比而判断的，一般采用定期对照分析调节级压力相对增长率的方法。一般规定，冲动式机组调节级压力的相对增长率不应超过10％，反动式机组不应超过5％。近代大型冲动式汽轮机常带有一定的反动度，因此该增长率控制应较纯冲动式机组更严格，这样有助于推断结垢的段落及结垢速度。

有时压力的升高也可能是其他的原因造成的。如：某一级叶片或围带脱落并堵到下级喷嘴上，特别是要看压力升高的情况是在短时内发生的，还是长期的渐变过程。

汽轮机通流部分结垢的原因，主要是蒸汽品质不良引的，而蒸汽品质的好坏又受到给水品质的影响。所以，要防止汽轮机结垢，首先要做好对给水和蒸汽品质的化学监督，并对汽、水品质不佳的原因及时分析汇报。2．轴向位移的监视

当轴向位移增加时，应对照运行工况，检查推力瓦温度和推力瓦油回温度是否升高及差胀和缸胀情况。如证明轴向位移表指示正确，应分析原因，并申请做变负荷操作，做好记录，汇报车间，并应针对具体情况，采取相应措施加以处理。3．汽轮机的振动及其监督

不同机组、同一台机组的不同轴承，各有其振动特点和变化规律，因此应经常注意机组振动情况及变化规律，以便在发生异常时能够正确判断和处理。

每次测量轴承振动时，应尽量选择在机组的负荷、参数、真空相同下进行比较，对有问题的重点轴承要加强监测。运行条件改变、机组负荷变化时，也应该对机组的振动情况进行监视和检查，分析振动不正常的原因。

正常加减负荷时各轴承的振动在较小范围内变化。当振动增加较大时(虽然在规定范围内)，应向车间汇报，同时认真检查新蒸汽参数、润滑油温度和压力、真空和排汽温度、轴向位移和汽缸膨胀的情况等，如发现不正常的因素，应立即采取措施予以消除，或根据机组具体情况改变负荷或其他运行参数，以观察振动的变化。