第一篇：典型大气污染处理设备
典型大气污染处理设备
摘要：较为典型的大气污染处理设备的综述介绍。关键词：大气污染
处理设备
净化
1.3 吸附浓缩+ 催化燃烧法
通过分析并比较各种处理有机废气的技术与工 艺,人们提出了结合的处理工艺技术,此工艺技术适
用于大风量、低浓度的苯类、酮类、醛类、醇类等多种 有机废气治理。采用活性炭纤维吸附浓缩、热空气 脱附和催化燃烧三种组合工艺净化有机废气。工艺 流程图如图1 所示。图1 流程示意图
1气流分布器;3热风机;5预热室;7集气器;9解吸循环。
2.1.2 工艺流程
PSA 工艺流程如图2 所示。图2 PSA 工艺流程
2.1.3 工艺技术指标及特点
1.低能耗: 本工艺所采用的压力在0.1～2.5 MPa。
2.纯度高: 回收有机产品纯度可到达97 %～ 99 %。
3.工艺流程简单: 可实现多种气体的分离,此
工艺对杂质有较强的承受能力,无须复杂的预处理 工序。
4.自动化程度高: 装置的运行有计算机控制, 操作方便,启动后短时间内便可得到合格的产品。5.适应性强:变压吸附装置稍加调节就可以变 换生产能力,改变原料中的杂质含量和进口压力等 工艺条件。
6.吸附剂使用周期长:一般使用10 a 以上,且
稍加新的吸附剂就可以延长使用,检修时间少,开工 率高。
7.设备适应性强: 可在室外常温下运行,不需 绝热保温或加热及冷却。
8.工艺周期短:操作周期小于10 min。2.2 光催化降解技术
纳米TiO2 光是一种光触媒,光触媒就是使用光 的能量在某种媒介上使有害气体发生分解反应。采 用TiO2 半导体纳米材料及紫外光,其工作原理是通 过光催化氧化反应净化消除挥发性有机气体。所谓 光催化氧化反应, 就是让特定波长的光照射纳米 TiO2 半导体材料,可以激发出“电子-空穴”对(一种 高能粒子),这种“电子-空穴”和周围的水、氧气发 生反应后,就产生了具有极强氧化能力的自由基活 性物质,可将气体中的甲醛、苯、氨气、硫化氢等有害 污染物氧化、分解成CO2、H2O 等无毒无味的物质。故不存在吸附饱和和二次污染问题。光催化净化法自1988 年国际首例光催化净化 装置以来,该方法只应用于消除半封闭或封闭空间 微量有害气体的除臭或杀菌,首次应用光催化净化 第 5 期 唐运雪:有机废气处理技术及前景展望 33 有机废气处理技术及前景展望 中国环保频道www.xiexiebang.com 法治理废气污染是在解决珠江三角洲某饲料厂的恶 臭问题。光催化降解有机污染物比较完全,最终生 成CO2 和无机物。因此,光催化净化技术被认为是 具有广阔应用前景的新净化技术。
珠江三角洲某饲料厂用光催化降解技术处理恶
臭问题,饲料工业的废气主要化学组成为各类烯烃、醛类、脂肪酸类、甲基酮类、芳香族化合物等等。该 工程工艺设计以光催化氧化单元为中心,使用防水 防油的布袋除尘器对废气进行预处理,光源采用紫 外线杀菌灯作为人工光源,纳米二氧化钛作为光催 化剂。工艺流程图如图3 所示。
图3 饲料工业废气去除示意图
工艺操作参数: 1.布袋除尘器。为防止废气中的颗粒物对光
源和光催化剂的覆盖黏结,必须对废气进行预处理, 除去其中的颗粒物,以减轻光催化氧化单元的处理 负荷。除尘单元选用脉冲袋式除尘器,过滤滤速为2 m/ min ,滤层阻力1 200～1 500 Pa。
2.风机。选用3 台型号为46.3 的风机, 除尘器负压运行,光催化单元正压运行。3.稳流室。稳定进气的浓度与风速以提高后
设备的处理效率,废气在该室中的流速小于3 m/ s。4.光催化氧化装置。光催化氧化室是处理的
主体单元,废气在该装置的截面流速为1.5 m/ s ,停 留时间为1.73 s。催化剂纳米TiO2 粉体负载在纤 维材料上。
5.吸附室。用于进一步吸附分解有机废气,提 高净化效率,废气的截面流速为1.5 m/ s ,滤层初阻 力为34 Pa ,终阻力为250 Pa。
光催化氧化法治理废气,有投资少,运行费用
低,无二次污染的优点。由于其对进气中颗粒物的 浓度要求较高,因此一般和布袋除尘器组合使用。2.3 膜技术
膜分离是选用人工合成的或天然的膜材料为隔 障,来分离混合气体或液体的过程。该法是一种新 的高效分离方法。用膜分离法可回收的有机物包括
脂肪族和芳香族化合物,卤代烃、醛、酮、腈、酚、醇、胺、酯等。该法最适合处理有机物浓度较高的废气, 回收效率可以达到97 %以上。膜分离技术的传统工 艺如图4 所示。
图4 典型膜分离工艺回收有机废气
有机废气进入压缩机压缩后进入冷凝器中冷
凝,其中冷凝下来的有机物可以回收,余下未冷凝的 部分通过膜分离单元分成两股,一部分回流至压缩 机,另一部分直接从系统中排出。为保证渗透过程的 进行,膜的进料侧压力需高于渗透后气流的侧压力。膜分离法回收有机气体最早使用于汽油回收方 面。日本东电和日本钢管公司回收汽油蒸汽的膜分 离装置从1988 年开始投入运行,至1998 年报道止, 这些装置运行良好,分离膜未出现更换情况,最长使 用时间已经超过9 a。美国在膜法回收有机气体上 也已有不少应用实例。我国在膜法回收有机气体方 面的研究起步较晚,尚无工业运行装置,中科院大连 化物所和浙江大学等都在积极研究和开发此类有机 气体回收装置。2.4 生物技术
生物控制法是近年来发展起来的空气污染控制 技术,其实质就是在适宜的环境条件下,附着在滤料 介质中的微生物利用废气中的有机成分作为碳源和 能源,维持生命活动,并将有机物分解成为CO2 和 H2O 的过程,有机氮被转化为氨气,继而转化为硝 酸,硫化物先转化为硫化氢,继而氧化为硫酸。除含 氯较多的有机物分子难以降解外,一般的气态污染 物在生物过滤器中的降解速度为10～100 g/ m3·h , 生物过滤器对挥发性有机物的去除率可达95 % ,对 恶臭物质达99 %。
用于净化有机废气的生物膜处理装置,有生物 滤池、生物滴滤池和生物洗涤塔三种形式。美国新泽西州的Lawrenceville ,采用生物滴滤
池处理挥发性有机物、有害空气物质(HAPS)和海边 污水处理厂的恶臭气体的排放。
该污水处理厂位于加利福尼亚州的圣地亚哥市 的海空基地,处理的废气来自工业废水、炼油厂的处 理池,废气中主要的污染物质为酚、亚甲基氯化物、丁酮、苯、甲苯、二甲苯、硫化氢。1.处理流程: 污染气体向上流,同循环的液体
一起运行,经过两个生物滴滤池(填料是455 kg 的活 34 湖南有色金属 第 21 卷
有机废气处理技术及前景展望 中国环保频道www.xiexiebang.com 性炭)处理后再排放。
2.系统的设计参数:空气的进气流速为3 000 m3/ h;反应器的面积为3.1 m ×9.1 m ,完全由玻璃 纤维合成树脂制成,滤床体积为31 m3 ,气体停留时 间为36 s。
3.处理效果及运行情况:该工艺对废气总的去
除率达到85 %,水厂的气体污染物在采用生物滴滤处 理前,通过了4 个独立的250 kg 的活性炭吸附柱进行 预处理。活性炭一个月更新与再生,每年的花费为 36 000美元,生物滴滤池的年费用为5 000 美元。生物降解法广泛应用于有机物废气处理中,与
常规的处理法相比,生物法具有设备简单,运行费用 较低,二次污染较少的优点,有机物去除率在90 %以 上,生物技术的处理气体具有多样化,(如烷烃类、醛
类、醇类、酮类、羧酸类、酯类、醚类、烯烃类、多环芳 烃类、卤素类化合物)。
生物处理技术在欧洲及美国已得到广泛的应
用,设备及工艺多,技术较为成熟。而目前我国这方 面的研究不多,技术的应用也比较少,但是,随着人 们对生物法净化有机废气这一经济有效的处理工艺 认识的加深,污染物净化要求的提高,生物降解法在 我国的有机物处理中将会逐步地更新与发展。结 语
对于有机气体的净化处理,无论是广泛采用的
传统处理方法,还是新开发的处理技术,由于其适用 范围、去除性能、投资运行费用等多方面因素,皆制 约了单元处理技术的应用。目前,除了推广有机物 的单元处理工艺外,重点开发不同单元处理工艺的 组合技术,以达到提高去除效率,降低投资运行费 用,减少二次污染的目的。
随着有机产品的大量使用,有机物污染已引起 世界的高度重视,控制这类污染已成为各国的一项 义不容辞且刻不容缓的任务。我国是一个发展中国 家,面临经济发展和环境保护的双重任务。为促使 经济、社会、环境的协调发展,开发经济有效的有机 物的净化处理技术已成为我国解决有机污染的重要 课题。在目前已经开发应用的处理技术中,吸附浓 缩+ 催化燃烧组合法以及PSA 法更适合我国国情, 在国内有机废气治理领域更具发展前途。参考文献: 1 Byeong2kyulee ,J ungbum Cho.Risk analysis of volatile organic com2 pounds through daily life cycle the industrial city KoreaJ.Water , Air ,and Soil Pollution ,2002 ,(2):15548.3 M.L.Gubkina ,N.S.Polyakov.Elution and frontal dynamics of ad2 sorption of organic substances on activated carbon J.Russian Chemical Bulletin ,2002 ,51(9):1 6753 575.5 梁克民,王惠文,赵志芳,等.催化燃烧消除有毒和污染气体 J.化工进展,2002 ,21(7):51430.8 W.E Waldron ,S.Sircar.Parametric study of a pressure swing ad2 sorption processJ.Adsor ption ,2000 ,6 :1798.10 陈健,古共伟.我国变压吸附技术的工业应用现状及展望J.化工进展,1998 ,(1):14-16.
第二篇：典型超纯水设备清洗用水处理解决方案
典型超纯水设备清洗用水处理解决方案
典型超纯水设备清洗用半导体清洗用水主要应用于电解电容器生产铝箔及工作件的清洗电子管生产、电子管阴极涂敷碳酸盐配液、显像管和阴极射线管生产配料用纯水、黑白显像管荧光屏 生产、玻壳清洗、沉淀、湿润、洗膜、管颈清洗用纯水、液晶显示器的生产、屏面需用纯水清洗和用纯水配液晶体管生产中主要用于清洗典型超纯水设备，另有少量用于药液配 制，集成电路生产中高纯水清洗典型超纯水设备。
典型超纯水设备工艺流程
预处理系统-反渗透系统-中间水箱-粗混合床-精混合床-纯水箱-纯水泵-紫外线杀菌器-抛光混床-精密过滤器-用水对象(≥18MΩ.CM)(传统工艺)
预处理-反渗透-中间水箱-水泵-EDI装置-纯化水箱-纯水泵-紫外线杀菌器-抛光混床-0.2或0.5μm精密过滤器-用水对象(≥18MΩ.CM)(最新工艺)预处理-一级反渗透-加药机(PH调节)-中间水箱-第二级反渗透(正电荷反渗膜)-纯水箱-纯水泵-EDI装置-紫外线杀菌器-0.2或0.5μm精密过滤器-用水对象(≥17MΩ.CM)(最新工艺)
预处理-反渗透-中间水箱-水泵-EDI装置-纯水箱-纯水泵-紫外线杀菌器-0.2或0.5μm精密过滤器-用水对象(≥15MΩ.CM)(最新工艺)
处理系统-反渗透系统-中间水箱-纯水泵-粗混合床-精混合床-紫外线杀菌器-精密过滤器-用水对象(≥15MΩ.CM)(传统工艺)
达到标准
纯化水标准，注射水标准 显像管、液晶显示器用纯水水质(经验数据)集成电路用纯水水质
国家电子级纯水标准
美国SEMI标准
为满足用户需要，达到符合标准的水质，尽可能地减少各级的污染，延长设备的使用寿命、降低操作人员的维护工作量.在工艺设计上，取达国家自来水 标准的水为源水，再设有介质过滤器，活性碳过滤器，钠离子软化器、精密过滤器等预处理系统、RO反渗透主机系统、离子交换混床(EDI电除盐系统)系统 等。系统中水箱均设有液位控制系统、水泵均设有压力保护装置、在线水质检测控制仪表、电气采用PLC可编程控制器，真正做到了无人职守，同时在工艺选材上采用 推荐和客户要求相统一的方法，使设备与其它同类产品相比较，具有更高的性价比和设备可靠性。
第三篇：电厂设备典型常见故障分析与处理
电厂设备常见故障分析与处理
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日期： 年 月 日
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运行维护技术培训教材——电厂设备常见故障分析与处理
目 录
一、电厂设备汽机专业常见故障分析与处理
1、汽前泵非驱动端轴承温度高„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„10
2、汽前泵非驱动端轴承烧毁„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„10
3、开式水泵盘根甩水大„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„10
4、IS离心泵振动大、噪音大„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„11
5、单级离心泵不打水或压力低„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„12
6、电前泵非驱动端轴瓦漏油严重„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„12
7、采暖凝结水泵轴承烧毁„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„13
8、磷酸盐加药泵不打药„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„13
9、胶球系统收球率低„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„13
10、胶球泵轴封漏水„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„14
11、氢冷升压泵机械密封泄漏„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„14
12、开式水泵盘根发热„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„15
13、开式水泵轴承发热„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„15
14、采暖补水装置打不出水„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„16
15、低压旁路阀油压低„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„16
16、小机滤油机跑油漏到热源管道上引起管道着火„„„„„„„„„„„„„„„„„„16
17、发电机密封油真空泵温度高„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„17
18、循环水泵出口逆止门液压油站漏油„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„17
19、循环水泵出口逆止门液压油站油泵不打油„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„18 20、主油箱润滑冷油器内部铜管泄漏„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„18
21、顶轴油油压力低„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„19
22、主油箱MAB206离心式油净化装置投不上 „„„„„„„„„„„„„„„„„„„19
23、汽泵、汽前泵滤网堵塞造成给水流量小„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„20
24、冷段供高辅联箱和四段抽气供小机节流孔板泄漏„„„„„„„„„„„„„„„„„20
25、汽泵入口法兰泄漏„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„21
26、高加正常疏水和事故疏水手动门法兰泄漏„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„21
27、采暖补水装置不进水„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„21
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运行维护技术培训教材——电厂设备常见故障分析与处理
14、烟风道系统常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„41
15、离子燃烧器常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„42
16、直流燃烧器与旋流燃烧器常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„42
17、点火枪常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„44
18、送风机及油站常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„44
19、离心式一次风机及油站常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„45 20、引风机及油站常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„46
21、密封风机常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„47
22、磨煤机及油站常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„47
23、给煤机常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„49
24、除灰空压机常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„50
25、冷干机常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„50
26、仪用空压机常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„51
27、空气预热器气动马达运行声音异常故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„52
28、干燥器常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„52
29、负压吸尘器常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„53 30、火检风机常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„53
31、等离子水泵常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„54
32、电动挡板门常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„54
33、气动插板隔绝门常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„55
34、电除尘常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„55
35、除灰MD、AV泵常见故障 „„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„56
36、一、二电场除灰系统输灰不畅发生堵灰常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„57
37、三、四、五电场除灰系统输灰不畅发生堵灰常见故障„„„„„„„„„„„„„„58
38、灰库顶切换阀常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„58
39、灰库给料机常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„59 40、灰库搅拌机常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„59
41、细灰库落料伸缩节常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„60
42、灰库气化风机常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„60
43、立式排污水泵常见故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„61
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23、盘式除铁器故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„76
24、#8皮带犁煤器故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„77
25、排污泵故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„77
26、皮带伸缩装置故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„78
27、多管冲击式除尘器故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„78
28、斗轮机行走变频器故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„79
29、斗轮机回转变频器故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„80 30、6kV开关进退困难„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„80 31、6kV开关不能正常合闸与分闸„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„81
32、引风机油站故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„81
33、变压器油温表故障„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„81
34、主封母线微正压装置频繁动作„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„82
35、变压器假油位„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„82
36、变压器渗漏油„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„83
37、变压器油色谱分析异常„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„83 38、220kV升压站SF6断路器频繁打压„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„84
39、电源接通后，电动机不转，然后熔丝绕断„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„84 40、通电后电动机不转动，有嗡嗡声„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„85
41、电动机过热或冒烟„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„86
42、电动机轴承过热„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„86
43、电动机有不正常的振动和响声„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„87
44、电动机外壳带电„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„87
45、电动机运行时有异常噪声„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„88
四、电厂设备热工专业常见故障分析与处理
1、取样表管堵„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„89
2、温度测点波动„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„89
3、温度测点坏点„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„90
4、吹灰器行程开关不动作或超限位„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„90
5、低加液位开关误动作„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„91
6、石子煤闸板门不动作„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„91
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5、托辊不转、声音异常„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„104
6、清扫器清扫不干净„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„104
7、清扫器声音异常„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„105
8、减速机轴承有不规则或连续声音„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„105
9、减速机齿轮有不规则或连续声音„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„105
10、减速机振动„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„105
11、减速机温度高„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„106
12、减速机输入或输出轴不转„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„106
13、减速箱漏油„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„107
14、滚筒轴承有异音、发热„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„107
15、滚筒胶面严重磨损或掉落，造成皮带打滑或跑偏„„„„„„„„„„„„„„„„„107
16、制动器制动架闸瓦不能完全打开„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„108
17、制动器制动时间过长„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„108
18、制动器闸瓦温升高，磨损快，制动轮温升高„„„„„„„„„„„„„„„„„„„108
19、制动器闸瓦磨损快„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„109 20、液力偶合器油温升高„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„109
21、液力偶合器运行时易熔塞喷油„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„109
22、液力偶合器运行时漏油„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„110
23、液力偶合器停车时漏油„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„110
24、液力偶合器启动、停车时有冲击声„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„110
25、液力偶合器噪声大„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„110
26、柱销联轴器声音异常„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„111
27、柱销联轴器驱动失效„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„111
28、落煤筒漏粉„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„111
29、落煤筒堵煤„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„111 30、多管冲击式除尘器压差不正常„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„112
31、多管冲击式除尘器风机振动大„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„112
32、多管冲击式除尘器水箱补不满水„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„113
33、多管冲击式除尘器风机启动时联轴器有异音„„„„„„„„„„„„„„„„„„„113
34、叶轮给煤机挑杆与挡煤板卡死„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„113
电力技术实用资料（鉴赏2015）
运行维护技术培训教材——电厂设备常见故障分析与处理
65、多吸头排污泵渗油„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„123 66、供油泵不吸油，压力表与真空表剧烈跳动„„„„„„„„„„„„„„„„„„„123 67、供油泵油泵不吸油，真空度高„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„124 68、供油泵压力计有压力，但油泵仍不上油„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„124 69、供油泵流量低于设计要求„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„124 70、供油泵消耗功率过大„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„125 71、供油泵内部声音反常，油泵不上油„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„125 72、供油泵振动„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„125 73、供油泵轴承过热„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„126 74、斗轮机液压系统油泵噪音大„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„126 75、斗轮机液压系统工作压力不稳定„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„127 76、斗轮机液压系统油压不足，油量不足，液压缸动作迟缓„„„„„„„„„„„„„127 77、斗轮机臂架升降不均匀，有抖动现象„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„127 78、斗轮机液压系统油路漏油„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„128 79、斗轮机轴承声音异常„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„128 80、斗轮机斗轮驱动失效„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„128 81、斗轮机行走机构减速机启动不了„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„128 82、犁式卸料器犁不干净„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„129 83、犁煤器犯卡„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„129 84、犁煤器轴断„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„129
电力技术实用资料（鉴赏2015）
运行维护技术培训教材——电厂设备常见故障分析与处理
故障现象：开水泵在运行过程中盘根甩水大，造成轴承室内进水轴承损坏。原因分析：
1）、盘根压兰螺丝松，2）、盘根在安装时压偏未安装到位，盘根安装时未挫开90°，接口在一条直线上。3）、盘根材质太硬将轴套磨损。处理方法：
1）、将盘根压兰螺丝进行均匀紧固，但不能紧固太紧，造成盘根与轴抱死发热。2）、安装盘根时对称均匀地将盘根压入盘根室内，接口必须错开90°以上
3）、将盘根更换为柔韧性发软的盘根（浸油盘根或高水基盘根），有条件的话将盘根改造为注胶盘根。
检修后效果：使用注胶盘根，盘根甩水在每分钟10~20滴，减小泵体的维护检修工作量。防范措施：
1）、盘根应选用耐磨柔韧性比较好的盘根。2）、安装盘根时应正确安装。
4、IS离心泵振动大、噪音大
故障现象：泵体振动大，并且泵体有异音 原因分析：
1）、泵轴与电机轴不同心。2）、泵轴弯曲。
3）、泵体各部件动静摩擦。4）、轴承间隙过大或损坏。
5）、泵转子不平衡。
6）、地脚不牢。
7）、对轮连接梅花垫损坏。
处理方法：
1)、将泵与电机重新找正。2)、将泵轴校正或更换新轴。3)、检查、调整泵内动静间隙。4）、更换或修复轴承。5)、泵转子找动平衡。
1电力技术实用资料（鉴赏2015）
运行维护技术培训教材——电厂设备常见故障分析与处理
处理后的效果：油档处无漏油，回油正常。防范措施：
1)、加强巡视，发现油位低，及时检查油档处是否漏油。
2)、加强点检及时检查供油压力是否超出设计压力并加强电泵的滤油工作。3)、提高检修质量。
7、采暖凝结水泵轴承烧毁
故障现象：采暖凝结水泵检修后试运时轴承烧毁
原因分析：检修人员责任心不强在泵体检修后轴承室未加油造成轴承烧毁
防范措施：加强检修检修人员的责任心，加强检修三级验收过程。在设备试运前应全面检查轴承室油位和所有紧固螺栓是否紧好。
8、磷酸盐加药泵不打药
故障分析：磷酸盐加药泵启泵后运转正常，泵体无异音，盘根压兰无泄漏，出口压力为零。原因分析：
1)、泵出口泄压阀未关闭 3)、泵出口安全阀泄漏
2)、泵体体出入口单向阀钢球上和单向阀阀座上有杂物或钢球变形。3)泵体单向阀接合面垫片损坏。处理方法：
1)、将泵出口泄压阀关闭。
2)、检查安全阀阀座和阀芯是否有麻坑和其它缺陷，如有则进行研磨，或更换安全阀。3)、检查单向阀钢球上是否有污垢变形、阀座上有杂质裂纹等，仔细清理钢球和阀座接合面并更换接合面垫片。
防范措施：定期对加药泵入口滤网检修检查清理，发现滤网破损，应及时更换。
9、胶球系统收球率低处理
故障现象：胶球系统投运后收球率不到10%。原因分析：
1)、收球网未关到位。
2)、收球网有缺陷，胶球无法回到收球室。3)、胶球泵出入口门打不开。处理方法：
3电力技术实用资料（鉴赏2015）
运行维护技术培训教材——电厂设备常见故障分析与处理
4)、解体检查，测量轴，或校正或更换。5)、解体检查硬更换两端的轴承。6)、更换机械密封密封圈。7)、更换机械密封弹簧。防范措施：
1)、设备检修时应精心检修。2)、认真检查设备，做好事故预想。
12、开式水泵盘根发热
故障现象：开式水水泵盘根运行过程中盘根发热。原因分析： 1)、填料压的过紧。
2)、盘根密封冷却水水量不足。3)、盘根安装不当或材料规格不当。处理方法：
1)、填料不应压的过紧。2)、增大密封冷却水水量。
3)、选用合适的盘根，并进行正确安装。防范措施：
1)、按要求安装盘根。
2)、利用大小修对冷却水管道进行检查。3)、及时维护合发现问题。
13、开式水泵轴承发热 故障现象：泵轴承过热 原因分析：
1)、轴承室内油位过低。2)、轴承间隙不对。3)、泵与电动机中心不好 处理方法：
1)、注油至正常油位。2)、调整轴承间隙。
5电力技术实用资料（鉴赏2015）
运行维护技术培训教材——电厂设备常见故障分析与处理
2)、滤油机下方没有放置油盘。
3)、滤油机下方热源管道未保温在点检时未发现。防范措施：
1)、加强培训力度，提高员工工作责任心。
2)、滤油前应先检查接口是否绑扎牢固，无问题后在再开滤油机。3)、滤油机下方应放置油盘
4)、应将绑扎的滤油胶管改为带专用接头的滤油管。
5)、加强点检力度，认真检查滤油机下方热源管道保温是否完善。并做好隔离措施。
17、发电机密封油真空泵温度高
故障现象：发电机密封油真空泵在运行过程中泵体温度最大达到85℃。原因分析：
1)、发电机密封油真空泵出入口滤网堵塞 2)、发电机密封油真空泵出口管道堵塞 处理方法：
1)、更换发电机密封油真空泵出入口滤网
2)、检查发电机密封油真空泵出口管道。发现管道排气口在厂房房顶未保温，在出口处管道冻结，造成排气不畅。后在13.7米平台上方用锯弓将管道锯开一斜口，进行临时排气。在小修时将管道并到密封油排油风机入口管道上。处理后的结果：泵体运行正常。防范措施：
1)、在冬季应加强点检工作，发现排气口处有结冰应及时处理。2)、应及时检查密封油真空泵油位，发现油位低应立即补油。
18、循环水泵出口逆止门液压油站漏油处理
故障现象：循环水出口逆止门液压油站阀块有一螺丝死堵漏油严重，造成油箱油位下降，油泵出口压力低。
原因分析：螺丝死堵密封“O”型圈损坏。
处理方法：先用〔20槽钢焊接到阀体上将油缸回座杆档住，使阀门在油站无油压后无法关闭，然后将油泵停运，更换新的“O”型圈。防范措施：
1)、大小修应对液压油站的所有密封“O”型圈进行更换。
7电力技术实用资料（鉴赏2015）
运行维护技术培训教材——电厂设备常见故障分析与处理
防范措施：
1)、应使用耐腐蚀的氟橡胶密封件。2)、对铜管检漏时应件隔离门关严。3)、工作结束后，将所有法兰紧固均匀。
21、顶轴油油压力低
故障现象：顶轴油系统压力低。原因分析： 1)、顶轴油泵损坏。2)、顶轴油泵出力调整低。3)、油管泄漏。消除方法：
1)、更换新顶轴油泵。
2)、将顶轴油泵出口压力调到合适范围内。3)、查出油管泄漏点，进行补焊处理。防范措施： 1)、加强设备巡检
2)、检修顶轴油泵时，严格按照检修工艺处理。
22、主油箱MAB206离心式油净化装置投不上。
故障现象：主油箱MAB206离心式油净化装置投运后，转动正常。分杂分水效果差 原因分析： 1)、比重环孔径过小 2)、分离温度不对 3)、流量过大
4)、沉淀桶中聚满沉淀物 5)、碟片组间被堵塞
6)、油净化装置出入口门未打开 处理方法：
1)、更换大孔径的比重环 2)、调整分离温度 3)、降低流量
9电力技术实用资料（鉴赏2015）
运行维护技术培训教材——电厂设备常见故障分析与处理
处理后的效果：运行一年多，一直未泄漏。
防范措施：在机组小修期间，将法兰节流孔板更换为焊接节流孔板。
25、汽泵入口法兰泄漏
故障现象：汽泵入口法兰泄漏严重
原因分析：由于汽泵入口给水管道振动大，在启泵前水锤造成泵入口法兰泄漏 处理方法：先将泵入口法兰螺栓螺栓紧固，然后在泵入口给水管道上加一固定支架。处理后的效果：运行一年多，一直未泄漏。防范措施：
1)、要求运行人员在汽泵前泵前灌水时应先将泵体排空阀打开，开启前置泵入口给水阀门时应逐渐开大，不得一下全开。
2)、加强对给水管道支吊架检查，发现变形，焊口开裂应及时处理
26、高加正常疏水和事故疏水手动门法兰泄漏
故障现象：高加正常疏水和事故疏水手动门法兰漏水严重 处理方法：将高加解裂后将齿形垫片更换为金属缠绕垫片。
防范措施：将所有高加系统法兰垫片都更换为金属缠绕垫片，系统投运后，将法兰进行热紧。紧固法兰螺栓应对角均匀紧固
27、采暖补水装置不进水
故障现象：采暖系统分水联箱压力低，整个采暖系统压力低于0.4MPa，采暖补水装置闪蒸箱安全门动作，溢流管排水口返汽。
原因分析：采暖补水装置闪蒸箱为与水箱为浮球阀隔断，当闪蒸箱水水位高时将不锈钢浮球浮起阀门打开，水位下到一定高度时浮球阀关闭，如果不锈钢浮球有裂纹进水，则浮球无法浮起阀门打不开，水箱内进不了水，采暖系统就不进水，系统压力降低。
处理方法：将采暖补水装置闪蒸箱人孔打开，将不锈钢浮球取出，检查是否进水，并查出裂纹，重新补焊。防范措施：
1)、加强巡视，发现问题及时处理。
2)、在采暖系统轮修时，应全面检查浮球阀进行检查，并将浮球连接杆处进行加固补焊。
28、高加加热管泄漏
故障现象：高加水位“高”、“高－高”报警。水位计指示高 原因分析：
1电力技术实用资料（鉴赏2015）
运行维护技术培训教材——电厂设备常见故障分析与处理
1)、循环水进水温度高，进出口水温端差小 2）、凝汽器有漏空气地方，密封不好 处理方法：
1)、检查水塔淋水盘水嘴是否有脱落，并安装好。
2)、凝汽器是一个庞大的系统，因此凝汽器检漏是一项工作量非常大的工作，主要是将所有与凝汽器系统接合面（包括法兰、焊口、人孔等）处喷氦气，然后在真空泵排气口处接一测头用仪器测量，如果接合面漏氦气就进入凝汽器内通过真空泵到排气口处，仪器就能显示出来。
在找漏过程中主要按照系统一处一处找。#2机真空低的主要问题是，主汽疏水阀门内漏，将疏水扩容器底部冲刷∮50mm的孔洞。另外机组在施工时在疏水扩容器开一人孔后封闭，由于焊接质量问题，焊缝有200mm长的裂缝，造成真空低，后将孔洞和裂纹进行补焊。
处理后的效果：真空度达到设计要求。防范措施：
1)、加强对主汽疏水门进行点检工作，发现内漏大小修时进行研磨或更换。2)、大小修时疏水扩容器进行测厚检查，发现壁厚减薄则进行更换。
3)、更换与凝汽器相连的法兰垫片和管道，必须将法兰螺栓紧固牢固，管道焊口进行检验。
31、锅炉暖风器疏水至除氧器管道接管座焊口开裂
故障现象：锅炉暖风器疏水到除氧器管道投运后，管道振动大造成管道阀门法兰泄漏，除氧器接管座开裂。原因分析：
1)、锅炉暖风器疏水管道水锤现象严重，造成管道振动大。2)、锅炉暖风器疏水至除氧器接管座材质重在质量问题。处理方法：
1)、在接管座开裂后机组降负荷，将四段抽汽和辅汽供除氧器管道阀门关闭，在泄漏处临时加一套管。在小修时更换接管座。
2)、将锅炉暖风器疏水管道改为用支架加固牢固，在小修时将原碳钢管更换为不锈钢管道，并将法兰门更换为焊接门。
3)、对除氧器其它接管座做金相分析。
处理后的效果：管道振动减少，系统运行稳定。
3电力技术实用资料（鉴赏2015）
运行维护技术培训教材——电厂设备常见故障分析与处理
原因分析：冬天温度低，由于加硫酸大部分在室外，原施工时管道未加伴管，造成管道内结晶将管道堵塞。
处理方法：将加酸管道加装伴热管。
处理后的效果：系统投运后酸管道一直未出现堵塞现象。
防范措施：冬季应加强对酸管伴热管道点检，发现不热应立即查找原因，并处理。
35、发电机漏氢
故障现象：发电机漏氢量量大，一天需补氢21m3/d, 原因分析：机组正常运行补氢量应小于14 m3/d,补氢量大应是氢气系统有漏点，存在漏点的地方主要是
1)、管道、阀门法兰接合面。2)、阀门盘根压兰处。3)、管道丝扣接口处
4)、密封油排油风机排气口处 5)、氢管道排污阀未关严
处理方法：将所有的法兰、丝扣接口处先用测氢仪测量是否有漏氢，然后用肥皂水喷到法兰合接口处，观察是否有气泡产生就可确认是否漏氢。然后将法兰或接口进行紧固或用胶粘。将系统管道漏点处理完后，最后确认排油风机排气口处也泄漏。说明发电机轴瓦处漏氢只能在机组小修时将发电机轴瓦进行调整。防范措施：
1)、打开氢管道排污门后应及时关闭，并确认关闭牢固。2)、大小修应对所有的接头和法兰及盘根泄漏处进行彻底处理。
36、给水再循环手动门自密封泄漏
故障现象：给水再循环手动门自密封泄漏严重，顺门体门架法兰漏水。原因分析：
1)、阀门自密封垫为钢体密封，质量存在问题，2)、阀门选型不符
处理方法：将系统隔离，系统消压后阀门解体，将自密封取出后发现自密封钢圈已冲刷出沟道，由于无备件，将自密封回装打磨后直接与阀体焊死。待小修时更换其它型号的阀门。检修后的效果：阀门投运一直未漏，效果比较好。防范措施：
5电力技术实用资料（鉴赏2015）
运行维护技术培训教材——电厂设备常见故障分析与处理
胀口处火焰被吸进去，则说明此根管泄漏。然后用加工好的锥形铜堵将两侧不锈钢管封堵好。并将所有的焊缝进行找漏，有泄漏处则进行补焊。处理后的效果：凝结水水质达到合格水平，安全防范措施：
1)、工作时严格按照安全、技术措施执行，做好隔离通风工作。2)、工作时应有专人监护，工作人数不少于3人。3)、做好防腐层和循环水的化学监督。
39、循环水泵轴承润滑冷却水滤网堵塞
故障现象；在春天季节中循环水泵轴承润滑冷却水滤网堵塞严重，基本上2~3小时就得进行清理。
原因分析：由于春天季节中从水厂供过来的补给水里，含有大量的柳絮，柳絮体积比较大无法通过20目的循环水泵轴承润滑冷却水滤网，造成滤网堵塞，清理工作量大。处理方法：
1)、原轴承润滑冷却水滤网只有两路，在滤网堵塞后，如果清理不及时就会使循环水泵轴承冷却水断水，造成循环水泵轴承烧毁，给机组带来很大的隐患。在小修时根据实际情况又增加了两路润滑冷却水滤网，这样如果有两路润滑冷却水滤网堵塞，则立即将另为两路润滑冷却水滤网阀门打开，就不致于轴承断水。
2)、润滑冷却水滤网堵塞后，应立即将堵塞的滤网更换，然后再将拆下的滤网进行清理。处理后的效果：能保证循环水泵轴承冷却正常用水。防范措施：
1)、加强点检力度，发现滤网堵塞应立即更换滤网。2)、更换下的滤网应及时清理，并备好。40、消防水管法兰泄漏造成跳机
故障现象：发电机励磁变压器旁消防水管道法兰泄漏造成，励磁变压器进水，发电机保护跳机。
原因分析：发电机励磁变压器旁设置有6KV配电室特殊消防水雨淋阀，由于法兰垫片使用胶皮垫，长期使用老化，造成泄漏跑水。
处理方法：将法兰垫片更换为金属缠绕垫片，并将发电机励磁变压器旁的所有消防水法兰作带压堵漏预防性卡具。防范措施：
7电力技术实用资料（鉴赏2015）
运行维护技术培训教材——电厂设备常见故障分析与处理
1)、使用质量过关的垫片。2)、清理结合面，使其平整、光滑。3)、螺栓对角紧时，紧力要合适。防范措施：
检修阀门时，应严格执行工艺标准。
9电力技术实用资料（鉴赏2015）
运行维护技术培训教材——电厂设备常见故障分析与处理
（2）电动机故障。（3）枪管烧变形或卡涩。（4）阀芯与阀座结合面损坏。
（4）吹灰器内管，提升阀密封填料损坏。（5）吹灰器入口法兰石墨金属缠绕垫失效损坏。处理方法：
（1）联系电热人员检查控制系统及膨胀电源线是否拉卡在设备上。
（2）吹灰器外枪管炉内部分烧弯曲变形迅速就地手动或用手动摇把退出，如枪管脱离滑动轴承支架应重新调整并校正枪管，如枪管变形严重应更换新的。
（3）隔绝单项系统后检修提升阀，用专用工具对提升阀进行拆卸并对阀芯与阀座进行研磨检修，如阀芯或阀座损坏严重及进行更换。
（4）隔绝单项系统后对内管密封填料进行更换，注意填料压盖螺栓适度拧紧。（5）重新更换法兰密封垫片。防范措施：
（1）严格检修工艺。
（2）加强点检，及时发现问题及时处理。
3、短吹灰器常见故障
吹灰器的是吹扫锅炉受热面集灰，保持受热面清洁的，以提高传热效果，保证锅炉热效率，防止受热面结焦的设备。故障现象：
（1）吹灰器启动失败及吹灰器不自退。（2）吹灰器内漏。
（3）吹灰器内管密封处漏汽严重，提升阀提升杆处漏水。（4）吹灰器入口蒸汽法兰漏汽。原因分析：
（1）控制部分故障。（2）电动机故障。
（3）螺旋管滑道，凸轮损坏卡涩。（4）阀芯与阀座结合面损坏。
（4）吹灰器内管，提升阀密封填料损坏。
1电力技术实用资料（鉴赏2015）
运行维护技术培训教材——电厂设备常见故障分析与处理
（4）阀门检修时，认真检查阀芯、阀座结合面损坏情况，根据检查制定检修方案。（5）阀门研磨过程中，严格按照检修文件包进行，选用合适的研磨工具。
（6）系统能隔绝重新更换相同规格的阀门，系统无法隔绝采用待压堵漏的方法进行修补。防范措施：
（1）严格检修工艺。
（2）加强点检，及时发现问题及时处理。
5、高压气动阀门常见故障 见汽机高压气动阀门常见故障。
6、暖风器管道常见故障
暖风器在冬季可以保持一、二风机入口温度为规定的环境温度（设计25℃）保护空气预热器前后温差和正常经济运行。故障现象：（1）管道振动。（2）支吊架松动。（3）法兰漏水。
（4）暖风器换热管冻，暖风器无法正常投运。原因分析：
（1）汽水两相流动。（2）支吊架拉杆螺栓松动。
（3）管道振动连接螺栓松，法兰漏水。
（4）系统操作不当，造成暖风器疏水不畅在暖风器内部冻住。处理方法：
（1）运行人员进一步调整暖风器供汽阀门开度。
（2）重新加装支吊架（滑动支架、固定支架），保证管道有一定的坡度。（3）重新拧紧拉杆连接螺栓并加装锁紧螺母点焊牢固。
（4）为了保证暖风器运行，在一次风机吸入口用劈柴和柴油点火，保证火焰全部吸入风道内部，可以烤化疏水。二次风入口由于与地面高度相距太远，需搭架子高度在6米以上用劈柴和柴油点火，保证火焰全部吸入风道内部，可以疏通冻住的疏水。防范措施：
（1）进入冬季加强点检，发现问题及时处理。
3电力技术实用资料（鉴赏2015）
运行维护技术培训教材——电厂设备常见故障分析与处理
（3）管子发生泄漏。（4）管排磨损。（5）管排变形。
（6）管子发生蠕胀现象。原因分析：
（1）烟速过低。吹灰失灵。管子有泄漏。
（2）由于积灰，吹灰蒸汽温度低，尾部烟道漏风，给水品质不合格造成内壁腐蚀，外壁腐蚀。
（3）厂家焊口质量不佳，管子磨损及内外壁腐蚀，管子焊口附近应力集中，管材有缺陷造成泄漏。
（4）管排排列不均形成烟气走廊，尾部烟道后墙防磨板损坏，烟气流速过高，管夹子松动发生碰撞，吹灰不当。
（5）管排支架或活动连接块损坏或脱落，造成管排变形。
（6）运行中严重超温使管子过热，蒸汽品质有问题使管子内壁有大量的结垢，换管时管材不对。管内有异物造成管子蠕胀。
（7）各人孔门、看火孔关闭不严造成漏风，管子鳍片没有密封焊严。处理方法：
（1）适当提高烟速，检查吹灰器使其正常运行工作，杜绝受热面管子的泄漏。（2）清除积灰，加强吹灰，提高蒸汽温度，消除尾部烟道不严造成的漏风，提高汽水品质，长期停炉时应做好充氮保护。
（3）在焊接质量方面，采取有效的措施防止腐蚀和外壁磨损，消除管子的附加应力，换新管子时应进行光谱分析，保证不错用管子并不准使用有缺陷的材料。换管时确保无异物落入管子中，新管必须通球，保证吹灰蒸汽温度，加强吹灰管疏水。
（4）校正管排，消除烟气走廊，修复防磨护板，调整烟气流速，减少对迎风面管子的冲刷，调整、修理管夹自装置，使其牢固。
（5）检查恢复已损坏的支架和固定连接板，恢复开焊或脱落的活动连接块，按时吹灰。（6）保证各人孔门关闭严密，所有管子鳍片都应密封焊。（7）利用临修、小修对受热面进行全面检查。（8）提高检修人员检修素质，严格检修工艺。
9、水冷壁管排泄漏常见故障
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（3）保证焊接质量，采取有效措施防止腐蚀和外壁磨损，消除管子的附加应力，换新管应做光谱分析，保证不用错管子，并不准使用有缺陷的材料。换管时确保无异物落入管子中，新管子必须通球，防止炉膛上部结焦，保证吹灰蒸汽温度，加强吹灰管的疏水。（4）校正管排，消除烟气走廊修复修防磨护板，调整烟气流速，减少对迎风面管子的冲刷，调整、修理管夹自装置，使其牢固，适当吹灰。校正弯曲的管子，消除管子与管子之间的碰装和摩擦。
（5）按设计要求合理配煤。适当调整喷燃器摆动角度。加强炉膛吹灰，经常检查使炉膛各门孔关闭严密。修后炉膛出口受热面管排平整。
（6）检查恢复已损坏的支架和固定连接板，恢复开焊或脱落的活动连接块，按时吹灰，防止管排结焦，校正已变形的管排。
（7）严格运行操作，不使蒸汽超温，严格控制汽水品质，换新管时严把质量关，保证不错用管材，换管时防止异物落入管中，所换管子必须进行通球。
（8）保证各门孔关闭严密，内护板按设计要求安装焊接。所有管子鳍片都应有密封焊接。及时焊补各膨胀节，确保严密。防范措施：
（1）利用大小修按照防磨、防爆计划对受热面进行全面、仔细的检查。（2）提高检修人员检修素质，严格检修工艺。（3）制定应急预案，发现问题及时解决。
10、省煤器管排泄漏常见故障
省煤器是利用排烟余热加热给水，降低排烟温度，节省燃料。经过省煤器的给水提高了温度，降低了给水与汽包的温差，可以减少汽包的热应力，改善汽包的工作条件。故障现象：（1）管排积灰。
（2）管子内壁结垢、外壁腐蚀。（3）管子泄漏。（4）管排变形。
（5）管子发生蠕胀现象。（6）漏风。
（7）防磨罩损坏或脱落。（8）管子磨损。
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（1）利用临修、小修对受热面进行仔细检查。（2）严格检修工艺。
11、云母水位计常见故障
云母水位计是运行人员监护汽包水位的重要测量装置，通过观察水位可以有效的帮助运行人员进行操作，保证机组安全经济的运行，防止发生汽包烧干锅或汽包满水事故的发生。故障现象：（1）云母片泄漏。（2）云母片不清晰。原因分析：
（1）汽包水位计超期运行，造成云母片老化或表体变形，形成泄漏。（2）汽包水位计在运行中多次冲洗，使云母片减薄，形成泄漏。
（3）汽包水位计长期运行，汽包内水质差，水位计云母板内有结垢现象，使光线无法透过。
（4）紧固水位计云母板时，紧力过大或不均匀使石墨垫片呲开，造成光线无法透过。处理方法：
（1）如运行中处理，隔绝系统并拆下外罩充分冷却24小时，降低水位计螺栓与螺母热应力。
（2）汽包水位计应定期检修，在机组临修、小修中应及时更换云母片，避免应超期运行，造成老化。
（3）认真检查表体，发现云母板紧固螺栓和螺母有蠕胀超标或损坏现象时，应及时更换。发现表体有严重变形或沟道应更换水位计。
（4）汽包水位计更换云母板时，应选用透光率好的云母板，避免使用茶色的云母板。（5）紧固水位计云母板压盖螺栓时，用力要适中，各个螺栓的紧力要一致。（6）定期调整水位计后彩色玻璃为合适位置。防范措施：
（1）加强云母水位计检修工艺的培训，提高职工的检修水平。（2）加强点检，出现问题及时处理。
12、中央空调系统常见故障
中央空调系统在电厂运行中启到重要的作用，在夏季和冬季保证控制室电气设备正常
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（4）弹簧支吊螺杆没有调整。处理方法：
（1）弹簧加载螺栓松，需要重新调整。
（2）重新调整弹簧加载螺栓，保持压盖保持水平并上下动作灵活。（3）重新制作弹簧标记块并安装好。
（4）重新调整弹簧支吊架，保持螺杆长度合适。防范措施：
（1）加强点检，出现问题及时处理。
（2）利用临修、小修对弹簧支吊架重新进行调整。（3）提高员工检修工艺培训，严格检修工艺。
14、烟风道系统常见故障
烟风道系统由送、引、一次风及风道、烟道、烟囱及其附件组成的通风系统。烟风系统的作用是送风机、一次风机克服送风流程（包括空气预热器、风道、挡板、支撑）的阻力，将空预器加热的空气送至炉膛及制粉系统，以满足燃烧和干燥燃料的需要。通过引风机克服烟气流程（包括受热面、电除尘、烟道支撑、挡板等）的阻力，将烟气送入烟囱，排入大气。烟风系统可以根据设计需要保持炉膛的适当的压力。故障现象：
（1）人孔门漏风、灰。
（2）风道内支撑迎风面磨损严重。（3）档板门操作卡涩。轴头漏灰。原因分析：
（1）人孔门端盖钢板强度不够。密封垫损坏。螺栓强度不够。（2）煤中含灰量大。空气、烟气流速太高。（3）挡板门与风道两侧膨胀卡涩。
（4）挡板门轴头填料盒强度不够，密封调料材料少，质量差。处理方法：
（1）更换厚钢板，用石棉绳和水玻璃重新制作垫片。更换强度高的连接螺栓。（2）适当调整空气、烟气流速。对磨损严重的支撑进行更换，对磨损轻微的做好修补。（3）利用临修、小修传动挡板，切去影响的挡板。
（4）利用临修、小修重新更换轴头端盖并填加耐高温、耐磨的填料环。
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流，喷口都是狭长形。
旋流燃烧器是利用其能使气流产生旋转的导向结构，使出口气流成为旋转射流，托电二期锅炉为轴向叶轮式旋流燃烧器，前后三层对冲燃烧。燃烧器有一根中心管，管中可插油枪。中心管外是一次风环通道，最外圈是二次风环形通道。这种燃烧器对锅炉负荷变化的适应性好，并能适应不同性质的燃料的燃烧要求，且其结构尺寸较小，对大容量锅炉的设计布置位置较为方便。故障现象：
（1）炉膛燃烧吊焦。
（2）燃烧器入口插板门漏粉。（3）燃烧器出口浓向分流板磨损严重。（4）燃烧器外壳有裂纹。原因分析：
（1）没有按设计煤种供应燃料，造成燃料中灰分的ST温度过低，炉膛热负荷过高，炉膛出口烟道截面太小，喷燃器调整不当，炉膛门孔关闭不严，墙式吹灰器失灵，炉膛出口受热面管排不平整，造成受热面结焦。
（2）火焰中心偏向#1角，阻塞了喷口面积，使#1角阻力增大，发生结渣。（3）插板门安装不合适。法兰连接螺栓松动。（4）一次风流速过高。（5）燃烧器材料与设计不符。处理方法：
（1）严格按照设计煤种要求合理配煤。适当调整喷燃器摆动角度。加强炉膛吹灰，经常检查使炉膛各门孔关闭严密。修后炉膛出口受热面管排平整。（2）检查#1角燃烧器角度是否与其它三个角一致。（3）运行中测量各台磨风速，调整到合适的流量。
（4）利用临修、小修传动燃烧器入口二次风各挡板门是否开度一致。
（5）利用临修、小修重新调整插板门安装位置并对法兰连接螺栓重新进行热紧。（6）利用临修、小修重新更换浓向分流板。
（5）用补焊钢板的方法对有裂纹的燃烧器外壳进行加固。防范措施：
（1）加强点检，发现问题及时分析并做响应的调整。
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（2）液压调节头油管接头损坏。（3）轴承箱内部测点有松动。（4）风机轴承箱油管有损坏。（5）消音器与暖风器安装位置不对。处理方法：
（1）利用临修，拆下轴承箱整个转子，更换轴封骨架密封。（2）紧固液压调节头油管接头。（3）联系热工紧固轴承箱内部测点螺栓。（4）更换损坏的轴承箱油管。
（5）利用小修重新更换消音器与暖风器前后位置。防范措施：
（1）加强点检，发现问题及时处理。
（2）提高职工的检修工艺培训，严格检修质量。（3）定期检查油位和油取样工作。
（4）利用临修、小修对送风机进行全面、仔细的检查。
19、离心式一次风机及油站常见故障 故障现象：
（1）一次风机周期性振动超标。（2）电机润滑油站润滑油乳化。
（3）电机润滑#1油泵启动后系统压力不足联启#2油泵。（4）一次风机入口有异音 原因分析：
（1）叶轮轴向密封环铜条损坏。入口调节挡板门开度不一致。暖风器、消音器间距小造成吸风量不足。
（2）油冷却器端盖螺栓松油水连通。
（3）#1油泵出口阀门内弹簧卡涩，动作失灵。（4）消音器与暖风器安装位置不对。处理方法：
（1）利用临修，更换新的铜密封环，联系热工重新传动入口调节门，保持两侧开度一致。（2）检查并处理两侧调节挡板们执行机构，保持一致。
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（1）加强点检，发现问题及时处理。
（2）提高职工的检修工艺培训，严格检修质量。（3）定期检查油位和油取样工作。
（4）利用临修、小修对引风机进行全面、仔细的检查。
21、密封风机常见故障 故障现象：
（1）密封风机振动超标。（2）轴承箱轴封漏油。（3）滤网报警。原因分析：
（1）风机低部支撑框架强度不够。（2）风机轴承损坏。（3）轴承箱润滑油变质。（4）轴承轴封（毛毡）失效。（5）电机、风机地脚螺栓松动。（6）滤网堵。处理方法：
（1）在风机底座钢梁上重新加固横梁。（2）重新更换新的轴承。
（3）进一步调整轴承端盖膨胀间隙，保证轴承良好运行。（4）定期更换轴承箱润滑油及轴封毛毡。（5）检查电机及风机外壳地脚螺栓。（6）清理密封风机入口滤网。防范措施：
（1）加强点检，发现问题及时处理。
（2）提高职工的检修工艺培训，严格检修质量。（3）定期检查油位和油取样工作。
（4）利用临修、小修对密封风机进行全面、仔细的检查。
22、磨煤机及油站常见故障 故障现象：
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（8）重新调整喷嘴环通流截面。重新调整磨辊加载螺栓，保持受力均匀。适当提高一次风量。
（9）定期清理或更换磨煤机密封风滤网。防范措施：
（1）利用临修、小修对磨煤机内部进行彻底的检查。（2）加强点检，出现问题及时处理。
（3）提高职工的检修工艺的培训，严格检修工艺的质量。（4）利用临修、小修对磨煤机进行全面、仔细的检查。
23、给煤机常见故障 故障现象：
（1）给煤机皮带卡涩，给煤机跳。（2）给煤机驱动马达及减速箱振动大。（3）给煤机轴承有异音（4）给煤机皮带损坏。（5）清扫链连接销磨损严重。（6）清扫电机损坏。原因分析：
（1）原煤斗有大块煤、木头、耐磨陶瓷砖卡涩给煤机。（2）给煤机驱动滚筒上的缓冲销松动。（3）轴承不定期补油造成轴承进粉损坏。（4）给煤机皮带长时间运行磨损。（5）清扫链伸长磨损连接销。（6）清扫电机骨架密封损坏。处理方法：
（1）通知输煤专业人员加强巡检，发现大煤块、木头等不合格物及时进行清理。（2）更换驱动滚筒缓冲销。
（3）更换轴承及轴护套，检查润滑脂油管是否畅通。（4）定期调整给煤机皮带，保持张紧滚筒在中间位置。
（5）适当调整落煤口调节板，减少煤块下落缓冲力。定期调整清扫链长度。（6）更换清扫电机骨架密封。对磨损严重的皮带进行更换。
第四篇：废旧设备处理申请
关于处理废旧物品的请示
XXX局
根据《关于做好“十三五”时期广播电视出版基础设施建设调查工作及2016年中央投资安排工作的通知》文件精神，我台即将进行机房、业务用房改扩建和环境整治等工作。由于历年来存有了大量废旧设备、元器件、消防器材等，妨碍施工，急需处理，以方便基础设施建设的开展。经台班子会研究，拟通过公开招标的方式处理一批废旧物品。
妥否，请批复
XXX台
2016年9月21日
第五篇：主要设备跳闸处理方案
汽机主要设备跳闸处理方案
批准：
审核：
编制：
韶关市坪石发电厂有限公司（2013年11月25日B厂）
1.转动设备运行及跳闸后处理规定：
1.1 机组正常运行中备用设备必须投联锁。1.2 设备定期轮换工作必须按规定严格执行。1.3 设置再循环门的设备，再循环门必须投自动。
1.4 运行中再循环门如因自动故障或调整需要切为手动，应始终保持大于5%的开度。
1.5 正常情况下，鼠笼式转子的电机，允许在冷态下(铁芯温度50℃以下)，启动2次，每次间隔时间不得小于5分钟；允许在热状态下(铁芯温度50℃以上)启动一次．只有在处理事故时，以及启动时间不超过2--3秒的机组可以多启动一次。
1.6 转动设备跳闸后如备用设备未正常联启或联启后跳闸，应立即联系热工及电气查明原因，在就地、开关室、及DCS上未发现明显故障的情况下可抢合一次原运行设备。
1.7 其它规定应严格按照运行规程中“辅机系统启停及运行维护”执行。
2.主要设备跳闸处理 2.1给水泵跳闸处理：
2.1.1 电泵跳闸或联启不成功应立即检查原因，如无明显电气及机械故障应按1.5条进行抢合，抢合不成功按给水中断处理
2.1.2 发现给水泵全部跳闸，机、炉、电应立即相互通知。同时汇报值长、专工，锅炉手动MFT，停止两台引风机运行，复位一二次风机开关，关闭各烟风门挡板，采用采用压火处理。
2.1.3 汽机快速减负荷，减负荷速率以锅炉对空排汽电动门不动作为原则，负荷至零，汽机打闸停机。
2.1.4 汽轮机打闸后，在给水恢复之前禁止开启主、再热蒸汽管道及一、二级旁路门前疏水，禁止投入旁路系统。
2.1.5 MFT后关闭连排电动门调整门，停止一切排污吹灰工作，关闭给水母管调节门，关闭各化学取样二次门，联系汽机关闭主、再热蒸汽管道疏水门。2.1.6 水泵故障处理好后，如汽包就地水位计水位低至看不见水位，则禁止进水，何时进水及进水时间由生产副总（总工)决定；如经确认有可视水位则联系汽机启动给水泵进水，前期进水应谨慎缓慢，并加强对汽压，炉膛负压，烟道负压的监视。
2.1.7 水位上至正常水位后，等待值长命令，锅炉进行点火，按热态启动方式逐步恢复机组正常运行。
2.2循环水泵跳闸处理：
2.2.1发现循环水泵跳闸，应立即检查备用泵是否联启，如泵未联启而出口门联开，应立即关闭出口门。
2.2.2 检查跳闸泵出口门是否关闭，泵是否倒转，倒转情况下禁止启动循环水泵。2.2.3 出口门全关，跳闸泵及备用泵在检查无明显电气及机械故障后，允许按1.5条规定抢合。
2.2.4 循环水泵全停，短时间无法启动，汽轮机应立刻打闸，发电机解列，启动电泵，打闸小机，锅炉手动MFT后压火。
2.2.5 汽轮机打闸后禁止开启旁路及至凝汽器所有疏水，汽轮机保持闷缸状态，待循环水系统恢复后才允许开疏水。
2.2.6 循环水泵全停后应关闭所有循环水泵出口门，全开凝汽器进出、水门，维持开式水泵运行，同时通知临机注意真空。
2.2.7 加强检查所有开式水用户运行情况，注意开式水温度。
2.2.8 缺陷处理完毕，循环水泵具备启动条件，检查低压缸排汽温度低于50℃，启动循环水泵。
2.3凝结水泵跳闸
2.3.1 凝结水泵跳闸，如备用泵联启不成功应立即检查原因，如无明显电气及机械故障应按1.5条抢合备用泵及跳闸泵。
2.3.2 如两台凝结水泵全部无法启动，应立即汇报值长，通知锅炉、电气快速减负荷，锅炉关闭所有排污，停止冷渣器运行，汽机停止高、低加汽侧。2.3.3 开启除氧器排汽门降低除氧器压力，同时注意给水泵入口压力保持0.9MP以上。
2.3.4 除氧器压力降至0.65MPa以下，启动凝结水输送泵向除氧器上水。2.3.5 事故处理过程中如除氧器水位低于-600mm给水泵全部跳闸或凝汽器水位达上限真空急剧下降，汽轮机应立即打闸，机组按给水中断处理。
2.3.6 凝结水泵故障处理完毕后应立即启动，降低凝汽器水位，关闭除氧器排汽门，停凝结水输送泵，补充除氧器水位至正常值，如给水泵全停，应待锅炉通知后方可启动电泵为锅炉上水。
2.4 定、转子冷却水泵跳闸处理
2.4.1定、转子冷却水泵跳闸，应立即检查备用泵是否联启，如运行泵未联启，可立即抢合一次备用泵和跳闸泵。如抢合不成功，发电机断水30秒后应立即故障停机。
2.4.2 停机后发电机空冷器保持正常投入。
2.4.3 定、转子冷却水泵具备启动条件后，应汇报值长，通知电气启动水泵运行，如是启动转子冷却水泵，应及时安排人员调整转子冷却水压力。
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