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范文一：火电厂主要设备
火力发电厂?主要设备及?其作用介绍? 一次风机:干燥燃料,将燃料送入?炉膛，一般采用离?心式风机。
送风机:克服空气预?热器、风道、燃烧器阻力?，输送燃烧风?，维持燃料充?分燃烧。
引风机:将烟气排除?，维持炉膛压?力，形成流动烟?气，完成烟气及?空气的热交?换。
磨煤机:将原煤磨成?需要细度的?煤粉，完成粗细粉?分离及干燥?。
空预器:空气预热器?是利用锅炉?尾部烟气热?量来加热燃?烧所需空气?的一种热交?换装置。提高锅炉效?率，提高燃烧空?气温度，减少燃料不?完全燃烧热?损失。空预器分为?导热式和回?转式。回转式是将?烟气热量传?导给蓄热元?件，蓄热元件将?热量传导给?一、二次风，回转式空气?预热器的漏?风系数在8?,10,。
炉水循环泵?:建立和维持?锅炉内部介?质的循环，完成介质循?环加热的过?程。
燃烧器:将携带煤粉?的一次风和?助燃的二次?风送入炉膛?，并组织一定?的气流结构?，
?混合，达到煤粉在?炉内迅速完?全燃烧。煤使煤粉能迅?速稳定的着?火，同时使煤粉?和空气合理
粉燃烧器?可分为直流?燃烧器和旋?流燃烧器两?大类。
汽轮机本体?
汽轮机本体?是完成蒸汽?热能转换为?机械能的汽?轮机组的基?本部分，即汽轮机本?身。它与回热加?热系统、调节保安系?统、油系统、凝汽系统以?及其他辅助?设备共同组?成汽轮机组?。汽轮机本体?由固定部分(静子)和转动部分?(转子)组成。固定部分包??括汽缸、隔板、喷嘴、汽封、紧固件和轴?承等。转动部分包?括主轴、叶轮或轮鼓?、叶片和联轴?器等。固定部分的?喷嘴、隔板与转动?部分的叶轮?、叶片组成蒸汽热能转换??为机械能的?通流部分。汽缸是约束?高压蒸汽不?得外泄的外?壳。汽轮机本体?还设有汽封?系统。
汽轮机:汽轮机是一?种将蒸汽的?热势能转换?成机械能的?旋转原动机?。分冲动式和?反动式汽轮?机。
给水泵:将除氧水箱?的凝结水通?过给水泵提?高压力，经过高压加?热器加热后?，输送到锅炉?省煤器入口?，作为锅炉主?给水。
高低压加热?器:利用汽轮机?抽汽，对给水、凝结水进行?加热，其目的是提?高整个热力?系统经济性?。
除氧器:除去锅炉给?水中的各种?气体，主要是水中?的游离氧。
凝汽器:使汽轮机排?汽口形成最?佳真空，使工质膨胀?到最低压力?，尽可能多地?将蒸汽热能?转换为机械?能，将乏汽凝结?成水。
凝结泵:将凝汽器的?凝结水通过?各级低压加?热器补充到?除氧器。
油系统设备?:一是为汽轮?机的调节和?保护系统提?供工作用油?，二是向汽轮?机和发电机?的各轴承供?应大量的润?滑油和冷却?油。主要设备包?括主油箱、主油泵、交直流油泵?、冷油器、油净化装置?等。
在发电厂中?，同步发电机?是将机械能?转变成电能?的唯一电气?设备。因而将一次?能源(水力、
煤、油、风力、原子能等)转换为二次?能源的发电?机，现在几乎都?是采用三相?交流同步发?电机。在发电厂中?的交流同步?发电机，电枢是静止?的，磁极由原动?机拖动旋转?。其励磁方式?为发电机的?励磁线圈F?LQ(即转子绕组?)由同轴的并?激直流励磁?机经电刷及?滑环来供电?。同步发电机?由定子(固定部分)和转子(转动部分)两部分组成?。定子由定子?铁心、定子线圈、机座、端盖、风道等组成?。定子铁心和?线圈是磁和?电通过的部?分，其他部分起?着固定、支持和冷却?的作用。
转子由转子?本体、护环、心环、转子线圈、滑环、同轴激磁机?电枢组成。
主变压器:利用电磁感?应原理，可以把一种?电压的交流?电能转换成?同频率的另?一种电压等?级的交流电?的一种设备?。
6KV、380V配?电装置:完成电能分?配，控制设备的?装置。
电机:将电能转换?成机械能或?将机械能转?换成电能的?电能转换器?。
蓄电池:指放电后经?充电能复原?继续使用的?化学电池。在供电系统?中，过去多用铅?酸蓄电池，现多采用镉?镍蓄电池
控制盘:有独立的支?架，支架上有金?属或绝缘底?板或横梁，各种电子器?件和电器元?件安装在底?板或横梁上?的一种屏式?的电控设备?。
1、汽轮机冲转?前应具备那?些条件,
主汽压、主汽温、再热汽温应?符合规程要?求;主油压与润?滑油压正常?;润滑油温正?常;大轴弯曲度?正常;发电机密封?油压、内冷水压正?常，且有关差压?正常;汽轮机金属?温差、差胀、轴向位移正?常;轴承温度正?常。
2、启动前应先?对主、辅设备检查?那些项目,
检查并确认?所有的检修?工作结束;工具、围栏、备用零部件?均已收拾干?干净;所有的安全?设施均已到?位(接地装置、保护罩、保护盖);拆卸下来的?保温层均已?装复，工作场所整?齐整洁;检查操作日?志，从事主辅设?备检修的检?修工作目标?已经注销。
3、汽轮机有那?些不同的启?动方式,
按启动过程?中主蒸汽参?数分:额定参数启?动和滑参数?启动。
按启动前汽?轮机金属温?度(内缸或转子?表面)水平分:冷态启动;温态启动;热态启动。按冲转时汽?轮机的进汽?方式分:高中压缸启?动;中压缸启动?。
按控制汽轮?机进汽流量?的阀门分:调节阀启动?;自动主汽阀?或电动主汽?阀启动。 4、汽轮机热态?启动的金属?温度水平是?如何划分的?,
金属温度低?于150?,180?者称为冷态?启动;金属温度在?180?,350?之间者称为?温态启动;金属温度在?350?以上者称为?热态启动。有时热态又?分为热态(350,450?)和极热态(450?以上)。
5、热态启动应?具备的条件?是什么,
上、下缸温差在?允许范围内?;大轴晃度不?允许超过规?定值;启动参数的?匹配要符合?规程要求;润滑油温不?低于35,40?;胀差应在允?许范围内。
6、汽轮机支持?轴承的工作?原理是什么?,
根据建立液?体摩擦的理?论，两平面之间?必须形成楔?形间隙;两平面之间?有一定速度?的相对运动?，并承受载荷?，平板移动方?向必须由楔?形间隙的宽?口移向窄口?;润滑油必须?具有一定的?粘性和充足?的油量，才能保证两?平面间有油?膜存在。
轴颈放入轴?瓦中便形成?油楔间隙。当连续地向?轴承供给具?有一定压力?和粘度的润?滑油之后，轴颈旋转时?与轴瓦形成?相对运动，粘附在轴颈?上的油层随?轴颈一起转?动，并带动相邻?各层油转动?，进入油楔向?旋转方向和?轴承端部流?动。由于楔形面?积逐渐减小?，带人其中的?润滑油由于?具有不可压?缩性，润滑油被聚?集到狭小的?间隙中而产?生油压。随着转速的?升高，油压不断升?高。当这个油压?超过轴颈上?的载荷时，便把轴颈抬?起，使间隙增大?，则所产生的?油压有所降?低。当油压作用?在轴颈上的?力与轴颈上?载荷平衡时?，轴颈便稳定?在一定的位?置上旋转，轴颈与轴瓦?间形成油膜?隔开，建立了液体?摩擦。
7、中压缸启动?有何意义,
中压缸启动?是汽轮机启?动时，关闭高压调?节阀、开启中压调?节阀，利用高、低压旁路系?统，先从中压缸?进汽启动后?切换为高、中压缸联合?允许的启动?方式。
中压缸启动?可以充分加?热汽缸，加速热膨胀?;中压缸启动?在热态启动?时，可以缩短锅?炉点火至冲?转时间;中压缸启动?可以解决热?态启动参数?高，造成机组转?速摆动，不易并网的?问题;启动初期，低压缸流量?增加，减少末级鼓?风摩擦，提高了末级?叶片的安全?性;对特殊工况?有良好的适?应性，主要体现在?空负荷和极?低负荷运行?方面。
8、汽轮机盘车?装置有何作?用,
在汽轮机启?动冲转前和?停机后，使转子以一?定的转速连?续地转动，以保证转子?均匀受热和?冷却的装置?称为盘车装?置。
在汽轮机冲?转前要用盘?车装置带动?转子作低速?转动，使转子受热?均匀，以利机组顺?利启动;启动前盘动?转子，可以用来检?查汽轮机是?否具备运行?条件，如动静部分?是否存在摩?擦，主轴弯曲度?是否正常等?;停机后，投入盘车装?置，可搅合汽缸?内的汽流，以利于消除?汽缸上、下温差，防止转子变?形，有助于消除?温度较高的?轴颈对轴瓦?的损伤。
9、汽轮机热态?启动应注意?那些问题,
汽轮机的热?态启动是在?盘车连续运?行前提下先?送轴封汽，后抽真空，且轴封供汽?温度应根据?转子表面和?汽缸温度水?平及胀差确?定;热态启动时?应加强疏水?，防止冷水冷?汽进入汽缸?，真空应适当?保持高一些?;热态启动时?，法兰螺栓加?热装置的投?入，要根据汽缸?的温度水平?而定;根据高压缸?调节级金属?温度在热态?启动曲线上?确定汽轮机?冲转参数、初负荷(系指高压缸?调节级汽温?与金属温度?不匹配度低?于精确匹配?线以下所确?定的最低负?荷)、5%额定负荷保?持时间及其?升速率，注意汽轮机?高压缸调节?级蒸汽温度?与其金属不?匹配度须在?,56,111?之间;主蒸汽温度?要在最低过?热度为50??的情况下向?汽轮机送汽?，主汽阀前蒸?汽参数应处?于主汽阀启?动蒸汽参数?曲线所示的?标有在切换?转速下、主汽阀进口?的最低汽温?的曲线上;热态启动的?冲转及带负?荷方式与冷?态启动相同?，但要求顺利?迅速地进行?;机组升负荷?过程中，要密切注
意?主蒸汽温度?、胀差、缸胀和机组?的振动情况?，主蒸汽温度?的剧烈变化?对汽轮机的?一切运行状?态都可能造?成严重后果?。
10、多级冲动式?汽轮机的轴?向推力有那?几部分构成?,其平衡措施?有那些, 多级冲动式?汽轮机轴向?推力的构成?:动叶上的轴?向推力;叶轮轮面上?的轴向推力?;汽封凸肩上?的轴向推力?;转子凸肩上?的轴向推力?。
多级冲动式?汽轮机轴向?推力的平衡?措施:叶轮上开设?平衡孔;设置平衡活?塞;采用汽缸反?向对置，使汽流反向?流动;采用推力轴?承。
11、汽轮机启动?前的主要准?备工作有那?些,
确认按电厂?规程对所有?系统进行检?查正常;辅助设备各?项试验正常?;主要仪表完?备准确;各项保护装?置校验正确?投入运行;有关辅机、辅助设备按?规程投入运?行正常;发电机水冷?、氢冷、密封油、氢气系统投?入运行正常?;盘车投入，大轴弯曲正?常，检查转动部?分声音正常?;当锅炉具备?点火条件时?，开始抽真空?。
12、汽轮机禁止?启动的规定?有那些,
调节系统卡?涩，摆动不能消?除;危急保安器?动作不灵;自动主汽门?或调节汽门?卡涩或动作?不灵;辅助油泵、盘车装置工?作失常;上、下缸温差超?过规定值;转速表、轴向位移表?等主要仪表?失常;油质不合格?;大轴挠度超?过规定值等?。
13、汽轮机滑销?系统有何作?用,
保证汽缸定?向自由膨胀?，并能保持汽?缸与转子中?心一致，避免因膨胀?不均匀造成?不应有的应?力及伴同而?生的振动。
14、启动前向轴?封供汽应注?意什么问题?,
轴封供汽前?先对送汽管?道进行暖管?，使疏水排尽?;必须在连续?盘车状态下?向轴封供汽?;向轴封供汽?时间必须恰?当;要注意轴封?供汽温度与?金属温度的?匹配;在高、低温轴封汽?源切换时不?能太快，否则容易引?起胀差的显?著变化，导致轴封处?不均匀的热?变形。 15、高压油采用?汽轮机油的?供油系统有?那些主要设?备构成,
一台由汽轮?机主轴直接?带动的离心?式主油泵;一台交流高?压辅助油泵?;一台交直流?低压润滑油?泵;二台注油器?;两台冷油器?;还有滤油器?、过压度降低?对机组运行?有以下几点?影响:阀及润滑油?低油压发讯?器等。
16、汽轮机供油?系统有那些?作用,
供给调节系?统和保护系?统的用油;供给轴承润?滑用油;供给各运动?付机构的润?滑用油;向发电机氢?密封油系统?提供密封油?;供给盘车装?置和顶轴装?置用油。
17、影响胀差的?因素有哪些?,
答案要点:影响胀差的?因素主要有?:
(1)主、再蒸汽的温?度变化率;
(2)负荷的变化?速度;
(3)轴封供汽温?度的高低及?供汽时间的?长短;
(4)蒸汽加热装?置的投入时?间和所用汽?源;
(5)暖机时间的?长短;
(6)凝汽器真空?的变化;
(7)摩擦鼓风损?失;
(8)转子回转效?应;
(9)汽轮机滑销?系统畅通与?否;
(10)汽缸保温和?疏水的影响?。
18、启动过程中?可以通过哪?些手段控制?胀差,
答案要点:启动过程中?可以通过以?下手段来控?制胀差:
(1)控制主、再蒸汽的温?度变化率;
2)控制负荷的?变化速度 (
(3)调整轴封供?汽温度的高?低及供汽时?间的长短;
4)调整蒸汽加?热装置的投?入时间和所?用汽源的温?度; (
(5)暖机时间的?长短;
(6)在升速过程?中也可适当?调整凝汽器?真空。
19、在主蒸汽压?力不变时，主蒸汽温度?升高对汽轮?机运行有何?影响,运行中应如?何处理, 答案要点:主蒸汽温度?升高对机组?运行影响:
制造厂设计?汽轮机时，汽缸、隔板、转子等部件?根据蒸汽参?数的高低选?用钢材，对于某一种?钢材有它一?定的最高允?许工作温度?，在这个温度?以下，它有一定的?机械性能，如果运行中?温度高于设?计值很多时?，势必造成金?属机械性能?的恶化，强度降低，脆性增加，导致汽缸蠕?变变形，寿命缩短，叶轮在轴上?的套装松弛?，汽轮机运行?中发生振动?或动静摩擦?，严重时使设?备损坏，故汽轮机在?运行中不允?许超温运行?。
主蒸汽温度?升高的处理?:
(1)主蒸汽温度?升高到54?0?时，联系锅炉恢?复正常，并报告值长?;
(2)主蒸汽温度?升高到54?5?，再次联系锅?炉恢复正常?，并报告值长?减去部分负?荷，直至汽温恢?复正常。在此汽温下?运行不得超?过10分钟?，否则打闸停?机，并做好超温?延迟时间记?录。 20、在主蒸汽压?力不变时，主蒸汽温度?降低对汽轮?机运行有何?影响,运行中应如?何处理, 答案要点:主蒸汽温(1)主蒸汽温度?下降，使汽轮机做?功的焓降减?少，故要保持原?有出力，则蒸汽流量?必须增加，因此汽轮机?的汽耗增加?，经济性下降?。另外，由于蒸汽流?量增加，还可能造成?通流部分过?负荷。
(2)主蒸汽温度?急剧下降，使汽轮机末?几级的蒸汽?湿度增加，加剧了末几?级叶片的汽?蚀，缩短了叶片?使用寿命。
(3)主蒸汽温度?急剧下降，会引起汽轮?机各金属部?件温差增大?，热应力和热?变形也随着?增加，且胀差会向?负值变化，因此机组振?动加剧，严重时会发?生动静摩擦?。 (4)主蒸汽温度?急剧下降，往往是发生?水冲击的预?兆，会引起转子?轴向推力增?加。一旦发生水?冲击，则机组就要?受到严重损?害。若汽温骤降?，使主蒸汽带?水，引起水冲击?，后果极其严?重。
主蒸汽温度?降低的处理?:
(1)应加强监视?机组的振动?、声音、轴向位移、推力瓦温度?、差胀、汽缸金属温?度、高中压转子?应力趋势等?变化;
(2)主蒸汽单管?温度降至5?25?时，联系锅炉恢?复正常;
(3)两平行主蒸?汽管温度偏?差不大于1?4?，否则应与锅?炉核准表计?，并要求锅炉?恢复正常，两管最大温?差不准超过?42?;
(4)主蒸汽温度?降至500??时，开电动主闸?门前及高导?疏水门，当主蒸汽温?度降至49?0?时，开各缸疏水?门;
(5)汽温继续下?降，应按规定减?负荷，直至停机;(450?减负荷到零?，430?故障停机)。 21、汽轮机真空?下降对汽轮?机的运行有?何影响,真空下降应?如何处理, 答案要点:汽轮机真空?下降对汽轮?机运行的影?响主要有:
(1)汽轮机的理?想焓降减小?，出力降低，经济性下降?;
(2)汽轮机真空?下降，排汽压力升?高，相应的排汽?温度也升高?，可能造成排?汽缸及轴承?等部件膨胀?过度，引起汽轮机?组中心改变?，产生振动;
(3)由于排汽温?度升高，引起凝汽器?冷却水管的?胀口松弛，影响了凝汽?器的严密性?，造成凝结水?硬度增大;
(4)排汽的比体?积减小，流速降低，末级就产生?脱流及漩涡?。同时还会在?叶片的某一?部位产生较?大的激振力?，频率降低，振幅增大，极易损坏叶?片，造成事故;
(5)可能使汽轮?机的轴向推?力增大。
凝汽器真空?下降的处理?:
(1)检查排汽温?度与真空对?照表，确定排汽压?力是否升高?;
(2)查找原因并?迅速消除，及时投入备?用抽汽设备?;
(3)根据要求降?低负荷，直至停机。
(4)汽轮机的排?汽温度不准?超过70?;空负荷不准?超过100??。
22、什么是监视?段压力,运行中如何?对监视段压?力进行分析?,
答案要点:调节级汽室?压力和各段?抽汽压力称?为监视段压?力。
除了汽轮机?最后一、二级外，调节级压力?和各段抽汽?压力均与主?蒸汽流量成?正比变化。根据这个关?系，在运行中通?过监视调节?级压力和各?段抽汽压力?，可有效地监?督通流部分?是否工作正?常。
在安装或大?修后，应在正常运?行工况下对?汽轮机通流?部分进行实?测，求得机组负?荷、主蒸汽流量?与监视段压?力之间的关?系，以作为平时?运行监督的?标准。
在同一负荷(主蒸汽流量??)下，监视段压力?升高，则说明该监?视段后通流?面积减少，或者高压加?热器停运、抽汽减少。多数情况下?是因叶片结?垢而引起通?流面积减少?，有时也可能?因叶片断裂?、机械杂物堵?塞造成减少?段压力升高?。
如调节级和?高压I段、II段压力?同时升高，在可能是中?压调门开度?受阻或者中?压缸某级抽?汽停运。
监视段压力?不但要看其?绝对值升高?是否超过规?定值，还要监视各?段之间压差?是否超过规?定值。若某个级段?的压差过大?，则可能导致?叶片等设备?损坏事故。
23、造成汽轮机?大轴弯曲的?原因有哪些?,
答案要点:造成汽轮机?大轴弯曲的?原因是多方?面的，主要有:
(1)动静部分摩?擦，装配间隙不?当，启动时上、下缸温差大?，汽缸热变形?，以及热态启?动大轴存在?热弯曲等，引起转子局?部过热而弯?曲。
(2)处于热状态?的机组，汽缸进冷汽?、冷水，使转子上下?部分出现过?大温差，转子热应力?超过材料的?屈服极限，造成大轴弯?曲。
(3)转子原材料?存在过大的?内应力，在高温下工?作一段时间?后，内应力逐渐?释放而造成?大轴弯曲。
(4)套装转子上?套装件偏斜?、卡涩和产生?相对位移。有时叶片断?落、转子产生过?大的弯矩以?及强烈振动?也会使套装?件和大轴产?生位移，造成大轴弯?曲。
(5)运行管理不?严格，如不具备启?动条件而启?动，出现振动及?异常处理不?当，停机后汽缸?进水等，造成大轴弯?曲。
24、汽轮机轴向?位移增大的?原因有哪些?,
答案要点:汽轮机轴向?位移增大的?主要原因有?:
(1)汽温汽压下?降，通流部分过?负荷及回热?加热器停用?;
(2)隔板轴封间?隙因磨损而?漏汽增大;
(3)蒸汽品质不?良，引起通流部?分结垢;
(4)发生水冲击?;
(5)负荷变化，一般来讲，凝汽式汽轮?机的轴向推?力随负荷的?增加而增大?;对抽汽式或?背压式来讲?，最大的轴向?推力可能在?某一中间负?荷。
(6)推力瓦损坏?;
(7)凝汽器真空?下降;
(8)电网频率下?降。
25、汽轮机轴向?位移增大应?如何处理,
答案要点:轴向位移增?大的处理要?点:
(1) 发现轴向位?移增大时，应特别注意?推力瓦块温?度及其回油?温度，注意汽机振?动情况，听汽轮机内?部是否有异?常声音。
(2) 轴向位移增?大到报警值?(+1，-1.45?)时，应迅速降负?荷，使其降到报?警值以下，报告班长查?明原因进行?处理，并作好记录?。
(3) 轴向位移增?大到动作值?(+1.2，-1.65?)时，若保护未动?作，同时推力瓦?块温度升高?到95?时，应紧急故障?停机。
(4) 轴向位移增?大，振动增加显?著，轴承回油温?度显著升高?至75?时，应紧急故障?停机。 (5) 轴向位移增?大虽未达到?极限值，但推力瓦温?度明显升高?，任一推力瓦?块温度升高?到95?时，虽经减负荷?处理仍不能?恢复时，应故障停机?。
26、汽轮机升负?荷阶段的注?意事项有哪?些,
答案要点:(1)应按规程规?定严格控制?升负荷率，并选择一定?的负荷段停?留暖机，以控制金属?各部件之间?的温差和胀?差;
(2)应按规程规?定严格控制?升温、升压速度;
(3)加负荷过程?中还应经常?检查和监视?调节系统工?作正常、稳定，调门控制油?压或指令、油动机开度?与当时负荷?相对应，调节保安系?统各部分油?压均正常;
(4)加负荷过程?中还应加强?对机组振动?和声音的检?查，尤其是推力?瓦温度的检?查; (5)负荷增加时?，凝汽器水位?、除氧器水位?、轴封汽压力?、油温、氢温、内冷水温、加热器水位?都容易变化?，要加强监视?检查;
(6)随着负荷的?增加，应注意真空?的变化，及时调节循?环水的量;
(7)应在负荷达?额定值前，先把蒸汽参?数提升到额?定值;
(8)主蒸汽温度?350?以上时，节流各管道?疏水，防止疏扩超?压，主蒸汽温度?400?以上时再关?闭管道及本?体疏水门;
(9)及时调整加?热装置，当高外上缸?温度达40?0?以上时，可停止加热?装置; (10)门杆漏汽压?力高于除氧?器压力时倒?向除氧器;
(11)150MW?负荷汽温汽?压额定时，与锅炉联系?投入高加运?行，并将疏水倒?向除氧器，高加不投入?时，负荷不超过?180MW?。
27、在主蒸汽温?度不变时，主蒸汽压力?升高对汽轮?机运行有何?影响,运行中应如?何处理, 答案要点:(一)主蒸汽压力?升高对运行?的影响主要?有:
在主蒸汽温?度不变时，主蒸汽压力?升高，整个机组的?焓降就增大?，运行的经济?性提高。但当主蒸汽?压力升高超?过规定变化?范围的限度?，将会直接威?胁机组的安?全，主要有以下?几点: (1)机组末几级?的蒸汽湿度?增大，使末几级动?叶片的工作?条件恶化，水冲刷严重?。 (2)使调节级焓?降增加，将造成调节?级动叶片过?负荷。
(3)会引起主蒸?汽承压部件?的应力升高?，将会缩短部?件的使用寿?命，并有可能造?成这些部件?的变形，以至于损坏?部件。
处理:
(1)主蒸汽压力?升高到13?.23MPa?时，应联系锅炉?恢复主汽压?力并汇报值?长; (2)主蒸汽压力?升高到13?.72MPa?时，应立即汇报?值长，并采取措施?以恢复正常?，并做好延迟?时间记录。
28、在主蒸汽温?度不变时，主蒸汽压力?降低对汽轮?机运行有何?影响,运行中应如?何处理, 答案要点:主蒸汽压力?降低对运行?的影响主要?有:
(1)在主蒸汽温度不变时，主蒸汽压力??降低，整个机组的?焓降就减小?，运行的经济?性降低。 (2)主蒸汽压力?降低后，若调节阀的?开度不变，则汽轮机的?进汽量减小?，各级叶片的?受力将减小?，轴向推力也?将减小，机组的功率?将随流量的?减小而减小?。对机组的安?全性没有影?响。 (3)主蒸汽压力?降低后若机?组所发功率?不减小，甚至仍要发?出额定功率?，那么必将使?全机蒸汽流?量超过额定?值，这时若各监?视段压力超?过最大允许?值，将使轴向推?力过大，这是危险的?，不能允许的?。
处理:
(1)主蒸汽压力?低于规定压?力时，联系锅炉恢?复正常;
(2)主汽压力继?续降低时，注意高压油?动机开度(或调节阀开?度)不应超过规?定值，否则应减去?部分负荷，并注意汽温?、轴向位移、胀差等变化?。
29、汽轮机正常?运行中应对?哪些参数进?行监视,
答案要点:汽轮机正常?运行中应监?视的参数主?要有:
(1)蒸汽参数。主蒸汽、再热蒸汽的?压力和温度?;调节级汽室?、高压缸排汽?口和各段回?热抽汽的的?蒸汽压力和?温度;排汽压力和?排汽温度。
(2)汽轮机状态?参数。机组的转速?和功率;转子轴向位?移和相对胀?差;转子的振动?和偏心度;高、中压缸及其?进汽阀门金?属温度;旁路管道金?属温度;汽缸的内、外壁和法兰?内、外壁温差;上下缸温差?;各支持轴承?和推力轴承?的金属温度?。
(3)油系统参数?。压力油和润?滑油供油母?管压力;冷油器后油?温和轴承回?油温度;调节系统控?制油的压力?和温度;密封油压、油/氢压力差;各油箱的油?位和油质。
(4)各辅机的运?行状态。加热器和水?泵的投入和?切除;给水、凝结水、循环水的压?力和温度;各水箱的水?位。
30、从冲转到额?定转速的过?程中要经过?哪几个阶段?,升速暖机过?程中应注意?什么问题, 答案要点:从冲转到额?定转速的过?程中要一般?要经过冲转?、摩擦检查及?低速暖机;升速到中速?暖机;升至全速三?个阶段。
升速暖机过?程中应注意?的问题主要?有:
(1)转子冲动后?，应检查盘车?装置应自动?退出，
停止转动;
(2)冲转后，高排逆止门?应开启，为此要特别?注意汽轮机?高、低压旁路的?匹配; (3)摩擦检查要?抓紧进行，不要让转速?降得太低;
4)对大机组，低速暖机主?要是在低速?下对机组进?行全面检查?，并进行一些?配合操作，停(
留时间不?需太长;
(5)升速过程中?应严格控制?升速率，通过临界转?速时要平稳?，不得停留; 6)升速阶段要?特别注意监?视机组的振?动，防止振动超?过规定值; (
(7)升速暖机过?程中要特别?注意监视机?组膨胀及胀?差情况;
(8)升速过程中?，对轴温、轴瓦温度、轴承回油温?度等也应加?强监视;
(9)升速过程中?还应加强氢?密封油温度?及空氢侧油?压差的监视?和调整; (10)及时调整凝?汽器、轴加水位，根据油温、风温、内冷水温的?变化情况投?各冷油器、冷风器和冷?水器的水侧?。
31、汽轮机冲转?条件中，为什么规定?要有一定数?值的真空,
答案要点:汽轮机冲转?前必须建立?一定的真空?，一般为60?kPa左右?。若真空过低?，转子转动就?需要较多的?新蒸汽，而过多的乏?汽突然排入?凝汽器，凝汽器汽侧?压力瞬间升?高较多，可能使凝汽?器汽侧形成?正压，造成排大气?安全薄膜损?坏，同时也会给?汽缸和转子?造成较大的?热冲击。
冲动转子时?，真空也不能?太过高，真空过高不?仅要延长建?立真空的时?间，也因为通过?汽轮机的蒸?汽流量较少?，放热系数也?小，使得汽轮机?加热缓慢，转速也不易?稳定，从而延长汽?轮机的启动?时间。
32、汽轮机启动?时为什么要?限制上、下汽缸的温?差,
答案要点:汽轮机上、下缸存在温?差，将引起汽缸?的变形。上、下缸温度通?常是上缸高?于下缸，因而引起汽?缸的拱背变?形，俗称猫拱背?。汽缸的这种?变形使下缸?底部径向动?静间隙减小?甚至消失，造成动静部?分的摩擦，尤其当转子?存在热弯曲?时，动静部分摩?擦的危险更?大。 上下缸温差?是监视和控?制汽缸热翘?曲变形的指?标。大型汽轮机?高压转子一?般是整锻的?，轴封
部分在?轴体上车旋?加工而成，一旦发生摩?擦就会引起?大轴弯曲发?生振动，如不及时处?理，可能引起永?久变形。汽缸上下缸?温差过大常?是造成大轴?弯曲的初始?原因，因此汽轮机?启动时一定?要限制上下?缸的温差。
33、汽轮机冷态?滑参数启动?时何时向轴?封供汽,向轴封供汽?时应注意哪?些问题, 答案要点:汽轮机冷态?滑参数启动?时在冲转前?15分钟向?轴封供汽。
向轴封供汽?时应注意的?问题有:
(1)严禁在转子?静止状态下?向轴封供汽?，并尽量缩短?冲转前向轴?封送汽时间?; (2)在送轴封供?汽前应对轴?封供汽联箱?及轴封供汽?压力调节阀?前的管道进?行充分暖管?，并充分疏水?，以防止水通?过轴封系统?进入汽轮机?。
(3)启动一台轴?抽风机运行?，正常后开启?其入口门，将另一台投?入备用。 (4)向各轴封供?汽并保持调?整门后汽压?，轴抽真空调?整到正常值?。 34、试叙述汽轮?机的冲转操?作。
答案要点:1.检查冲转条?件全部满足?，记录以下参?数:主、再热蒸汽温?度、压力、高压缸第一?级金属温度?、中压缸第一?静叶持环温?度、偏心率、真空、轴向位移、差胀、盘车电流、润滑油压力?、温度、EH油温度?。
2.联系锅炉，停用旁路系?统，检查一、二、三级减温水?应关闭，高压缸排汽?通风阀关闭?。
3.在挂闸前，DEH应处?于自动状态?，DEH操作?盘“自动”，“DPU01?主控”，“双机运行”，“,TC监视?”，“单阀”，“旁路切除”灯亮。
4.按下“挂闸”按钮，并保持两秒?以上，检查TV1?、TV2、GV1~GV6、IV1、IV2均在?关闭位置，RSV1、RSV2自?动开启并全?开，单操开启高?排逆止门。
5.按“主汽门控制?”按钮，灯亮，GV1~GV6缓慢?开启至全开?。
6.按下“升速率”键，设定升速率?为100r?/min;按下“目标值”键，设定“目标值”为600r?/min/min，“保持”灯亮。
7.通知锅炉、电气及汽机?值班员准备?冲转。按下“进行”健，灯亮，“保持”灯灭，机组开始升?速。
8..当转速达到?600r/min时，“进行”灯灭，此时进行全?面检查。
35、防止汽轮机?大轴弯曲的?技术措施有?哪些,
答案要点:(1)汽缸应具有?良好的保温?条件;
(2)主蒸汽管道?、旁路系统应?有良好的疏?水系统;
(3)主蒸汽导管?和汽缸的疏?水符合要求?;
(4)汽缸各部分?温度计齐全?可靠;
(5)启动前必须?测大轴晃动?度，超过规定则?禁止启动;
(6)启动前应检?查上、下缸温差，超过规定则?禁止启动;
(7)热态启动中?要严格控制?进汽温度和?轴封供汽温?度;
(8)加强振动监?视;
(9)汽轮机停止?后严防汽缸?进水。
36.汽轮发电机?组的振动有?哪些危害,
答案要点:(1)汽轮发电机?组的大部分?事故，甚至比较严?重的设备损?坏事故，都是由振动?引起的，机组异常振?动是造成通?流部分和其?它设备元件?损坏的主要?原因之一; (2)机组的振动?，会使设备在?振动力作用?下损坏;
(3)长期振动会?造成基础及?周围建筑物?产生共振损?坏。
37.汽机停机方?式有几种，分别是什么?,
汽机停机的?方式可分为?正常停机和?故障停机。正常停机按?停机过程参?数的不同，可分为滑参?数停机和定?参数停机。故障停机分?为一般故障?停机和紧急?故障停机，即破坏真空?紧急停机。 38.汽机快速冷?却有哪几种?方式，快冷时应注?意什么,
种方式: 汽机快速冷?却有以下几?
1)蒸汽逆流冷?却
2)蒸汽顺流冷?却
3)压缩空气逆?流快冷
4)压缩空气顺?流快冷
快冷应注意?以下几个方?面问题:
1)快速冷却的?安全评价
2)投冷却系统?时间的选择?
3)冷却介质的?选择
4)顺流冷却和?逆流冷却的?选择
39.什么是甩负?荷试验,
甩负荷试验?是在汽轮发?电机并网带?负荷情况下?，突然拉掉发?电机主断路?器，使发电机与?电力系统解?列，观察机组的?转速与调速?系统各主要?部件在过渡?过程中的动?作情况，从而判断调?速系统的动?态稳定性的?实验。
甩负荷试验?应在调速系?统运行正常?，锅炉和电气?设备运行情?况良好，各类安全门?调试动作可?靠的条件下?进行。甩负荷试验?，一般按甩负?荷的1/2、3/4及全负荷?3个等级进?行。甩额定负荷?的1/2、3/4负荷实验?合格后，才可以进行?甩全负荷实?验。
40.简述紧急故?障停机的步?骤。
(1)手打危急保?安器，检查并确认?自动主汽门?、调节汽门、抽汽逆止门?已关闭。 (2)投入启动油?泵和交流润?滑油泵向轴?承供油，调整氢压和?密封油压。
(3)需破坏真空?的紧急停机?(即前面介绍?需紧急停机?的1,13)，应停止抽气?器并打开真?空破坏门，必要时给发?电机加上励?磁。
(4)当因进水紧?急停机时，打开汽轮机?的全部疏水?门，并一直向轴?封供汽，直至转子静?止。 (5)注意转子惰?走情况。
41.汽轮机发生?哪些情况需?要紧急停机?,
发生以下情?况:
1)汽机主油箱?油位下降到?报警值，补救无效;
2)汽轮发电机?组任一轴承?断油;
3)汽轮发电机?组任一轴承?回油温度超?过允许值且?轴瓦金属温?度达95?时; 4)汽轮发电机?组及其油系?统着火无法?扑灭;
5)轴封冒火花?;
6)汽机内部出?现金属撞击?声;
7)主汽或再热?器温3分钟?内下降50??及以上;
8)发生水冲击?;
9)机组发生强?烈振动;
10)汽机工况已?达保护跳闸?条件而保护?拒动;
11)汽轮机任一?缸中断进汽?;
12)发生严重危?及人身设备?安全的紧急?情况
42.汽轮机的停?机过程有何?特点,停机过程如?何分类,
汽轮机的停?机过程是启?动的逆过程?。在停机过程?中汽轮发电?机组的输出?功率由运行?工况降至零?，与电网解列?，主汽门关闭?，其转速由于摩擦鼓风作??用逐渐降至?零。在停机过程?中汽轮机的?进汽量逐渐?减小至零;高、中压级前的?蒸汽参数逐?步降低，其汽缸和转?子等零件被?逐渐冷却。
按停机过程?中进汽参数?变化的特点?，可分为额定?参数停机和?滑参数停机?。按停机的原?因或目的可?分正常停机?和事故停机?两大类。正常停机又?可分为大修?停机和调峰?停机两种;事故停机分?为一般事故?停机和紧急?事故停机两?种。
大修停机后?汽轮机要揭?开汽缸进行?检修，而揭开汽缸?必须待汽缸?金属温度降?至100?左右才能进?行。因汽缸保温?较好，靠停机后自?然冷却，需要较长的?时间。为了缩短冷?却降温的时?间，在降负荷过?程中，采用逐步降?低主蒸汽压?力和温度的?办法(即滑参数停?机)，进行强制冷?却。 调峰停机是?在电网负荷?低谷期间，将某些机组?停机备用，待电网负荷?增大时，再将此机组?启
动。由于机组启?动时间与冲?转时汽缸最?高金属温度?有关:冲转前汽缸?的金属温度?愈高，启动时加热?的温升量愈?小，在热应力相?同的条件下?，启动所需的?时间愈短。因此调峰停?机应采用滑?压停机，或额定参数?停机，在降负荷过?程中尽可能?保持主蒸汽?和再热蒸汽?温度不变，使停机后汽?缸的金属温?度较高，以缩短下一?次启动的时?间，减小启动损?失，提高调峰的?机动性。 43.大修停机过?程如何进行?,有什么特点?,
大修停机过?程可明显的?分为:降负荷;打闸停机与?电网解列;转速逐渐降?至零(惰走过程);停机后的处?理四个阶段?。为了使机组?充分冷却，对于中间再?热机组，或可以切换?为单元制的?机组，多采用滑参?数停机。在降负荷过?程中，可保持调节?阀开度不变?，逐步降低主?蒸汽和再热?蒸汽的温度?，并相应降低?主蒸汽压力?，以保证蒸汽?的过热度和?排汽湿度在?允许范围内?。为了便于锅?炉操作，蒸汽的降温?和降压交替?进行，并适当安排?暖机，使转子中心?孔的温度也?按一定的速?度降低，避免出现过?大的热应力?和负胀差。适时切换除?氧器供汽和?轴封供汽、停用高压加?热器和一台?给水泵、一台循环水?泵。在尽可能低?的负荷下，锅炉熄火，打闸停机与?电网解列。在惰走过程?中，随润滑油压?降低，辅助润滑油?泵应自动投?入。适时停用主?抽气器，使凝汽器真?空为零时，转速为零，停止向轴封?供汽，立即投入盘?车设备，进行连续盘?车，直至汽缸温?度降至10?0?。
44.大修停机后?进行快速冷?却可采用哪?些冷却介质?,强制冷却应?注意哪些问?题, 大修停机后?，在惰走过程?，可采用低温?过热蒸汽进?行冷却。在盘车过程?，可采用空气?冷却。 强制冷却应?注意:设计合理的?冷却系统，组织冷却汽?流，使汽缸和转?子均匀冷却?;控制冷却介?质的温度及?流量，以控制金属?的冷却速度?不超过1??min，使热应力在?允许的范围?内;要控制汽缸?的内、外壁温差和?上、下缸温差，使它们符合?运行规程的?有关规定，同时要避免?出现负胀差?。
45.与大修停机?相比，调峰停机过?程有何特点?,应注意什么?问题,
调峰停机是?在电网低谷?期间，某些机组停?机;而当电网负?荷增加时，再将这些机?启动投入运?行。由于启动前?汽轮机的金?属温度愈高?，启动过程金?属的温升量?相应减小，启动速度可?以加快。为了缩短下?一次启动的?时间，减少启停损?失，提高电网调?度的机动性?，在调峰停机?过程中，尽可能保持?机组的金属?温度在较高?的水平。调峰停机的?特点是:在降负荷过?程中，或保持蒸汽?参数为额定?值，或采取滑压?停机，尽可能保持?主蒸汽和再?热蒸汽温度?不变;在尽可能高?的负荷下打?闸停机;在汽机打闸?停机后，锅炉才能熄?火;凝汽器内真?空为零后，才能停止轴?封供汽和轴?封抽气，防止冷空气?由轴封漏入?汽缸。
调峰停机也?应该严格控?制机组降负?荷速度;适时切换除?氧器供汽和?轴封供汽、停用高压加?热器和给水?泵、循环水泵;同时避免机?组被过分冷?却。
46.与正常停机?相比，事故停机过?程有何特点?,一般事故停?机与紧急事?故停机有何?差异, 事故停机过?程的特点是?:主汽门和调?节阀迅速关?闭，负荷瞬间降?到零，机组与电网?解列，进入惰走阶?段。
一般事故停?机与紧急事?故停机的差?异在于:打闸停机后?，要不要立即?破坏凝汽器?的真空。一般事故，允许机组继?续转动，不需立即破?坏凝汽器真?空。按正常停机?的惰走过程?，适时停主抽?气器，转速降到零?时，凝汽器真空?也降至零，停止向轴封?供汽，投入盘车装?置进行盘车?。而紧急事故?停机打闸停?机后，要立即破坏?凝汽器的真?空，以增加转子?的摩擦鼓风?作用，使转
速迅速?降至零。
47.紧急事故停?机对机组有?何不利影响?,哪些事故必?需实行紧急?事故停机, 由于紧急事?故停机破环?凝汽器真空?时，大量冷空气?进入凝汽器?，对凝汽器和?低压缸迅速?冷却，产生很大的?“冷冲击”，会造成凝汽?器铜管急剧?收缩，使其胀口松?动，产生泄漏。而且使低压?缸和低压转?子的热应力?增大，有时还会诱?发机组振动?增大。
必需实行紧?急事故停机?的事故包括?:(1)汽轮机的机?械故障。机组振动突?然超限;转子轴向位?移超限;汽缸内有异?常声音或动?、静部分发生?摩擦;轴承金属温?度过高;严重超速等?。(2)润滑油系统?故障。润滑油压降?至30~40kPa?(表压)，无法恢复;系统大量漏?油，需停交流润?滑油泵;油箱油位降?至最低油位?，可能影响正?常供油;发电机密封?油压降低，且低于氢压?等。(3)重大災害。车间起火，无法补灭;发生破坏性?地震等
48.何谓惰走曲?线,测绘惰走曲?线有何作用?,
在停机的惰?走过程中，转速随时间?的变化的曲?线，称为惰走曲?线。惰走曲线反?映转子的机?械状态和主?汽门、调节阀等的?严密性，可以利用它?进行上述问?题的判断。如果惰走时?间增长，则说明阀门?严密性欠佳?，有蒸汽漏入?汽缸，对转子产生?作用力;若惰走时间?缩短，则说明动、静部分存在?摩擦，或系统严密?性不佳;若转速突降?对应的转速?偏高，则说明轴承?润滑有故障?或缺陷。
49.紧急事故停?机与一般事?故停机停机?过程有何不?同之处,
事故停机是?在设备或系?统出现异常?、可能危及安?全运行时，保护系统动?作或操作员?按动“停机”按钮，主汽门和调?节阀快速关?闭，机组瞬间降?负荷至零，与电网解列?，进入惰走阶?段，使机组降速?至零的停机?过程。紧急事故停?机与一般事?故停机之间?的差别是前?者在主汽门?关闭后，立即打开凝?汽器的真空?破坏阀，破坏凝汽器?的真空。使汽缸内的?压力瞬间升?至大气压力?，加大转子惰?走过程的摩?擦鼓风作用?，迫使转速迅?速降至零，以避免转子?长时间转动?，而使机组损?坏或事故扩?大。而一般事故?停机，则无须在主?汽门关闭后?，立即破坏凝?汽器的真空?。 50(简述滑参数?停机的主要?操作。
(1)停机前的准?备。试验高压辅?助油泵、交直流润滑?油泵、顶轴油泵及?盘车装置电?机;为轴封、除氧器和准?备好低温汽?源;并对法兰螺?栓加热装置?的管道进行?暖管。 (2)减负荷。
1)带额定负荷?的机组，先将负荷按?规定速度降?到80,85%或更多一些?。
2)通知锅炉减?弱燃烧降低?蒸汽温度和?压力(大概1?/min的降?温速度)，同时逐渐将?调节汽门全?开，稳定运行一?段时间。
3)待汽缸法兰?温差减小后?，按滑参数停?机曲线分阶?段(每一阶段的?温降约为2?0,40?)交替降温、降压、减负荷，直至负荷减?至较低值。
(3)解列发电机?停机和转子?惰走
(4)盘车。当转子完全?静止后，应立即投入?盘车装置，防止转子产?生热弯曲。 51(简述滑参数?停机的注意?事项。
(1)滑停时，最好保证蒸?汽温度比该?处金属温度?低20,50?为宜。过热度始终?保持50?，低于该值。开疏水门或?旁路门。
(2)控制降温降压速度。新蒸汽平均??降温速度为?1,2?/min，降压速度为?19.7kPa/min，当蒸汽温度?低于高压内?上缸壁温3?0,40?时，停止降温。
(3)不同负荷阶?段降温降压?速度不同。较高负荷时?，可快些，低负荷时，降温降压应?缓慢进行，以保证金属?降温速度比?较稳定。
(4)正确使用法?兰螺栓加热?装置，以减小法兰?内外壁温差?和汽轮机的?胀差。因为法兰冷?却的滞后会?限制汽缸的?收缩。
(5)减负荷应等?到再热汽温?接近主蒸汽?温度时，再进行下一?次的降压。防止滑停结?束时，因再热蒸汽?降温滞后于?主蒸汽降温?，使中压缸温?度还较高。
(6)滑停时，不准做汽轮?机的超速试?验。因为新蒸汽?参数较低，要进行超速?试验就必须?关小调节汽?阀，提高压力，当压力提高?后，就有可能使?得新蒸汽的?温度低于对?应压力下的?饱和温度。此时再开大?汽阀做超速?试验，就有可能有?大量凝结水?进入汽轮机?造成水冲击?。 52(真空下降的?危害有哪些?,
1)导致排汽压?力升高，做功能力(焓降)减小，使机组出力?减小。
2)排汽缸和轴?承座受热膨?胀，轴承负荷分?配发生变化?，机组产生振?动。 3)凝汽器铜管?受热膨胀产?生松弛、变形、甚至断裂，造成凝汽器?泄漏。
4)排汽容积减?小，使末级产生?脱流和旋涡?。
5)若保持负荷?不变，将使轴向推?力增大和叶?片过负荷。
53(真空下降的?现象有哪些?,
1)真空表指示?下降;
2)低压缸排汽?温度升高;
3)凝汽器端差?明显增大;
4)凝结水过冷?度增大;
5)在汽轮机调?节汽门开度?不变的情况?下，负荷降低。
54.真空急剧下?降的原因有?哪些,如何处理,
1)循环水中断?
(1)主要表征:凝汽器真空?急剧降落;排汽温度显?著升高;循环水泵电?机电流和进?出口压差到?零。
(2)原因及处理?:
?循环水泵出?口压力、电机电流摆?动，通常是循环?水泵吸入水?位过低、入口滤网脏?堵所致，此时应尽快?采取措施，提高水位或?清除杂物。
?若循环水泵?出口压力、电机电流大?幅度下降则?可能是循环?泵本身故障?引起。启动备用循?环水泵，关闭事故泵?的出水门;若两台泵均?处于运行状?态同时跳闸?时，即使发现并?未反转时，可强行合闸?;无备用泵，应迅速将负?荷降到零，打闸停机。
?循环水泵运?行中出口误?关，备用泵出口?误开，造成循环水?倒流，也会使真空?急剧下降。若在未关死?前及时发现?，应设法恢复?供水，根据真空情?况紧急减负?荷;若发现较晚?，需不破坏真?空紧急停机?。
?循环水泵失?电或跳闸。需不破坏真?空紧急停机?。
2)射水抽气器?工作失常
若射水泵出?口压力、电机电流同?时到零，说明射水泵?跳闸;若射水泵出?口压力、电机电流下?降，则是由于泵?本身故障或?水池水位过?低。发生以上情?况均应启动?备用射水抽?气器，水位过低时?应补水至正?常水位。
3)凝汽器满水?
凝汽器在短?时间内满水?，一般是由于?铜管泄漏严?重(同时凝结水?硬度增大)，大量循环水?进入汽侧或?凝结水泵故?障(出口压力和?电机电流减?小甚至到零?)所致。处理方法是?:立即开大水?位调节阀并?启动备用凝?结水泵，必要时将凝?结水排入地?沟，直至水位恢?复正常。 4)低压轴封供?汽中断
轴封供汽中?断的可能原?因有:负荷降低时?未及时调整?轴封供汽压?力使供汽压?力降低;汽封系统进?使轴封供汽?中断;轴封压力调?整器失灵，调节阀芯脱?落。因此在机组?负荷降低时?，要及时调整?轴封供汽压?力为正常值?;若是轴封压?力调整器失?灵应切换为?手动，待修复后投?入;若因轴封供?汽带水造成?，则应及时消?除供汽带水?。
5)真空系统管?道严重漏气?
真空系统漏?入的大量空?气，最终都汇集?到凝汽器中?，使传热热阻?增大，真空异常下?降。运行中真空?管道严重漏?气，可能是由于?膨胀不均使?管道破裂，或误开与真?空系统连接?的阀门所致?。若是真空管?道破裂漏气?则应查漏补?漏予以解决?;若是误开阀?门引起的，应及时关闭?。 6)冬季运行时?，利用限制凝?汽器冷却水?入口流量保?持汽轮机排?汽温度，致使冷却水?流速过低而?在冷却水出?口管道上部?形成汽塞，阻止冷却水?的排出，也会导致真?空急剧下降?。 55.真空缓慢下?降的原因有?哪些,如何处理,
因为真空系?统庞大，影响真空因?素较多，所以最容易?发生，查找原因也?比较困难。引起真空缓?慢下降的原?因通常有:
1)循环水量不?足
循环水不足?表现在同一?负荷下，凝汽器循环?水进出口温?差增大。找出循环水?不足的原因?，采取相应的?方法进行处?理。
2)凝汽器水位?升高
导致凝汽器?水位升高的?原因可能有?:凝结水泵入?口汽化(凝结水泵电?流减小)、铜管破裂(凝结水硬度?增大)、软水门未关?、备用凝结水?泵的逆止门?损坏(关备用泵的?出口门后水?位不再
升高?)等。处理方法分?别为:启备用泵，停故障泵;关闭备用泵?的出水门，更换逆止门?;关补充水门?;降低负荷停?半面凝汽器?，查漏堵管。
3)射水抽气器?工作水温升?高
工作水温升?高，使抽汽室压?力升高，降低了抽气?器的效率。当发现水温?升高时，应开启工业?水补水，以降低工作?水温。
4)真空系统管?道及阀门不?严密使空气?漏入
真空系统是?否漏入空气?，可通过严密?性试验来检?查。此外，空气漏入真?空系统，还表现为凝?结水过冷度?增加，凝汽器传热?端差增大。
5)凝汽器内冷?却水管结垢?或脏污
其表象是:随着脏污日?益严重，凝汽器传热?端差也逐渐?增大，抽气器抽出?的空气混合?物温度也随?着增高。经真空严密?性试验证明?不是由于真?空系统漏入?空气而又有?以上现象时?就可确认凝?汽器真空缓?慢下降是由?凝汽器表面?脏污引起，应及时进行?清洗。
6)冷却水温上?升过高
通常发生在?夏季，采用循环供?水更容易出?现这种情况?。为保证凝汽?器真空应适?当增加循环?水量。
56(汽轮机进水?的主要征象?有哪些,
1)汽轮机轴向?位移、振动、胀差负值大?;
2)上下缸温差??43?。
3)抽汽管上下?温差大于报?警值，抽汽管振动?，有水击声和?白色蒸汽冒?出。 4)主蒸汽或再?热蒸汽温度?急剧下降。
5)主蒸汽或再?热蒸汽管道?振动，轴封有水击?声，管道法兰、阀门、密封环、汽缸结合面?和轴封处有?白色湿蒸汽?冒出。
6)推力瓦乌金?温度和回油?温度急剧增?高。
7)加热器满水?或汽包、凝汽器满水?。
8)监视段压力?异常升高，机组负荷骤?然下降。
各机组发生?水冲击的原?因不同，上述象征不?一定同时出?现。
57.发生汽轮机?进水时如何?处理,
当机组发生?水冲击事故?时，应立即破坏?真空紧急停?机，密切监视推?力瓦温度、回油温度、振动、轴向位移和?机内声音，开启汽轮机?本体及有关?蒸汽管上的?疏水门，注意转子惰?走情况。停止后，立即投入盘?车，注意盘车电?流并测量大?轴弯曲值。转子如果在?停机过程中?没有发现任?何不正常情?况，可小心谨慎?地重新启动?。若停机或再?次启动有异?常情况时，应开缸检查?。 58.叶片断落的?一般象征有?哪些,
1)汽轮机内部?或凝汽器内?有突然的响?声，伴随机组突?然发生振动?。
2)当叶片不对?称脱落较多?时，使转子不平?衡，引起机组振?动明显增大?。 3)调节级围带?飞脱堵在下?一级静叶片?上时，使通流部分?堵塞，导致调节汽?室压力升高?。 4)低压末级叶?片飞脱落入?凝汽器内时?，除了有较强?的撞击声，且若打坏铜?管，会使凝结水?的硬度和导?电率突增，热井水位增?高，凝结水的过?冷度增大。
5)若机组抽汽?部位叶片断?落，则叶片可能?进入抽汽管?。使抽汽逆止?阀卡涩，或进入加热?器使管子损?坏，水位升高。
59.叶片断落如?何处理。
如果危急保?安器未动作?，应立即手打?危急保安器?，破坏真空紧?急停机。若需重新启?动，必须做超速?试验，经调整合格?，确认正常，才可以重新?启动。危急保安器?动作后主汽?门不能关闭?，多数原因是?阀杆卡涩、弹簧松弛或?阀座中有杂?物，此时应强行?关闭，并立即关闭?电动主汽门?破坏真空紧?急停机。待缺陷消除?后才可重新?启动。
60(汽轮机轴承?损坏的危害?有哪些,
轴承损坏事?故，主要针对汽?轮发电机组?的推力轴承?和支持轴承?而言。当油膜被破?坏，除会引起轴?承烧瓦事故?外，还会引起如?下严重后果?。
(1)轴瓦乌金烧?熔时，转子因轴颈?局部受热而?弯曲，引起轴承振?动和噪声。 (2)推力瓦乌金?烧熔时，转子向后窜?动，轴向位移增?大，将引起汽轮?机通流部分?碰磨，导致机组损?坏。
(产生汽轮机?轴承损坏的?原因有哪些?, 61
1)润滑油压过?低。造成油压过?低的原因有?:主油泵磨损?;入口滤网脏?堵;油系统逆止?门不严密，使部分油从?辅助油泵倒?流入油箱;各轴承的压?力进油管及?连接法兰漏?油等。 2)润滑油温过?高。冷油器运行?失常使润滑?油温升高，油的粘度下?降。
3)润滑油中断?。造成润滑油?中断的原因?有:主油泵故障?;油系统管道?堵塞;油箱油位过?低使主油泵?不能正常工?作等。
4)油质不良。包括:油质劣化，油中含有机?械杂质;油中含水。
5)轴瓦与轴的?间隙过大。轴瓦间隙正?常为轴径的?0.001,0.003倍。若过大，一是油从轴?瓦中流出速?度过快，难形成连续?油膜;二是随轴上?负荷的增大?，更多的润滑?油被挤出，使油膜厚度?减小
6)乌金脱落。产生原因:轴承振动过?大;乌金质量不?良或乌金材?料因疲劳而?变形;推力轴承负?载过大;浇铸乌金时?温度过高，使发生大小?不一的块状?剥落。
7)发电机或励?磁机漏电。使推力瓦块?产生电腐蚀?，承载能力下?降。
62(汽轮机轴承?损坏的处理?原则如何,
1)当发现轴向?位移逐渐增?加时，迅速减负荷?使恢复正常?，特别注意推?力瓦金属温?度和回油温?度。
2)当推力轴承?轴瓦乌金温?度及回油温?度急剧升高?冒烟，振动增大，说明轴瓦烧?损，此时应立即?手打危急保?安器，解列发电机?。
63.若因焊接问?题引起高压?给水管道破?裂时的处理?步骤有那些?, (1)发现给水不?正常并判断?为高压给水?管路破裂;
(2)联系锅炉，降负荷维持?水位;
(3)水位不能维?持，紧急停机;
(4)汇报值长，联系电气;
(5)联系检修处?理;
(6)恢复音响声?光报警。
64.凝结水系统?启动前必须?具备的主要?条件,
(1)凝结水补充?水箱水位正?常，至凝汽器热?井的补充水?管路充水，补充水泵已?灌水; 2)凝结水系统?，(给水箱已冲?洗完毕。凝结水系统?已充水放气?，凝汽器热井?、除氧器给水?箱充水至较?高水位。
(3)凝结水泵再?循环电动门?开启，凝结水最小?流量再循环?、除氧器给水?箱、凝汽器热井?水
于可运行状?态。 位等自动?控制装置处?
65.在运行中停?止5#低压加热器?的操作步骤?是什么,
1.关闭#5低加连续?排汽门。
2.关闭五段抽?汽电动门，开启五段抽?汽电动门前?、逆止门后疏?水阀。
3.若#5低加有检?修工作，应首先开启?#5低加凝结?水旁路门，然后关闭#5低加凝结?水进口门后?，再关出口门?。
4.对#5低加进行?隔离:
A..五段抽汽电?动门#5低加凝结?水进、出口门、旁路门切电?。
B.关闭#5低加出口?门前事故放?水一次手动?门及二次电?动门、并切电。
C.关闭#3高加至#5低加逐级?疏水调节阀?前截门。
D.关闭#5低加逐级?疏水调节阀?前、后截止门。
E.关闭#5低加事故?疏水调节阀?前、后截止门。
F.关闭#5低加连续?排汽门。
G.关闭#5低加启动?排汽门。
H.关闭五段抽?汽逆止门前?、后疏水阀。
I.开启#5低加汽、水侧放水门?泄压至零。
66.影响给水溶?氧量的因素?有那些，如何保证给?水溶氧量的?合格,
(1)排汽阀开度?，一二次加热?蒸汽的比例?，主凝结水流?量和温度的?变化，补水率的调?整，给水箱中再?沸腾管的运?行状况，疏水箱来的?疏水;
(2)合适的排汽?阀的开度，调整一二次?加热蒸汽的?比例，注意调整主?凝结水流量?稳定，必要时投入?再沸腾管，保持疏水箱?来水的连续?、均匀和小流?量。
67.在运行中停?止单只高加?的操作步骤?是什么,
(1)联系值长适?当降低机组?负荷(负荷按电厂?规程);
(2)高压加热器?疏水自动、保护解列;
(3)逐渐关闭高?压加热器进?汽门，控制给水温?度下降在规?定范围内(给水温度下?降速率按?厂规程); 电
(4)关闭高压加?热器向除氧?器疏水门;
(5)开启高压加?热器汽侧放?水门;
(6)开启抽汽逆?止门前后疏?水门;
(7)关闭高压加?热器进水门?、出水门(自动旁路打?开);
(8)检查高压加?热器无水位?。
68.汽动给水泵?的启动操作?过程如何,
(1)启动前的检?查及准备
(2)送轴封
(3) 启动前置泵?
(4) 小机的启动?
1)小机的启动?有冷态和热?态之分，当小机从额?定负荷停机?后，在半小时内?启动时为热?态启动，在0.5~12小时范?围内再启动?为半热态启?动，停机时间超?过12小时?为冷态启动?。 2)冷态启动:
A.冲转条件满?足要求
B.冲转
小机挂闸、开启高低压?自动主汽门?、选择转速自?动方式，以100r?/min/min的升?速率升速至?600r/min，暖机至少2?0分钟，转速超过4?0r/min，注意盘车装?置应自动脱?扣，否则立即手?动停止盘车?装置运行，注意监视轴?向位移及机?组振动，注意轴承金?属温度及回?油温度的变?化。
低速暖机结?束，以200r?.min/min的升?速率升速至?1800r?/min 暖机25分?钟，并对机组进?行全面检查?。
高速暖机结?束后以30?0r/min/min的升?速率升速至?3000r?/min，过临界转速?时应注意平?稳、快速地通过?，不得停留。振动值不得?超过0.125mm?。
在就地手打?危机保安器?，注意高低压自动主汽门??、调速汽门应?快速关闭无?卡涩，小机转速应?明显下降。
检查一切正?常后，小机重新挂?闸， 开启高低压?自动主汽门?，以300r?/min/min的升?速率升速至?3000r?/min
对机组进行?全面检查，一切正常。
关闭小机本?体及其它所?有疏水阀。
69. 汽动给水泵?的停止操作?过程如何,
(1)汽动给水泵?停止前的检?查。
(2)正常停机时?，负荷降至1?80MW，先启动电动?给水泵并检?查一切正常?后，将待停的汽?动给水泵负?荷转移到电?动给水泵后?方可停止汽?动给水泵运?行。
(3)汽动给水泵?的停止:
A停运泵负?荷到零，关闭停运泵?出口门。
B将机组转?速降至30?00r/min后，就地手打危?机保安器停?机，注意高、低压自动主?汽门及调速?汽门应快速?关闭无卡涩?，机组转速应?明显下降。
C开启小机?本体疏水阀?，注意监视凝?汽器真空的?变化。
D停止前置?泵。
E连续盘车?12小时以?上，直到汽缸完?全冷却后，停盘车，停交流油泵?及排烟风机?。 F若给水泵?停运后需做?备用或检修?做相应操作?。
70.冷态启动中?，凝汽器抽真?空操作。
(1)关闭凝汽器?真空破坏阀?。
(2)开启凝汽器?真空破坏阀?的密封水供?水门，注水至溢流?管出水后，调整供水门?开度，保持有少量?溢流。
(3)开启二台真?空泵分离水?箱补水门，开启二台真?空泵泵体放?空气门，关闭真空泵?泵体放空气?门，将分离水箱?补水至正常?水位。
(4)启动二台真?空泵运行，开启两台泵?的出口门。
(5)开启真空泵?密封水冷却?器的冷却水?进水二次门?，投入真空泵?密封水冷却?器。注意运行中?及时调整，保证冷却器?出口、真空泵入口?密封水温度?不大于25??。
(6)检查凝汽器?真空应上升?，当真空上升?至-0.075MP?a以上时，可停运一台?真空泵运行?。将该泵投入?备用。
71.那些原因可?能引起除氧?器水位低，应如何处理?,
(1)进水减少或?补水中断，应加大进水?或补水;
(2)误开事故放?水阀，应关严事故?放水阀;
(3)凝结水再循?环阀开度过?大，应关小或全?关凝结水再?循环阀;
(4)锅炉进水突?然增加或排?汽量、排污量大，应关小锅炉?排污阀或暂?停排污。 72.什么是加热?器出口端差?。若在加热器?运行中端差?不正常增大?，可能的原因?有哪些。 加热器汽侧?压力下的饱?和温度与加?热器出口水?温度的差值?。若端差不正?常增加，可能的原因?有:
(1)加热器受热?面结垢;
(2)汽侧抽空气?系统工作不?正常;
(3)加热器水位?高，淹没部分受?热面;
(4)水侧旁路们?漏水
(5)抽汽电动阀?或逆止阀开?度不足或卡?涩导致节流?
除氧器水位?高的常见原?因及处理方?法。 73.
(1)进水量过大?;减小进水量?。
(2)给水泵故障?;启动备用给?水泵
(3)凝汽器泄漏?(凝汽器热井?水位同时升?高);对凝汽器查?漏
(4)锅炉突然降?负荷;查明锅炉原?因，迅速处理，必要时，开启事故放?水阀放水。 74.主凝结水旁?路的作用，常见类型及?其特点。
主凝结水旁?路的作用是?当某台加热?器故障解列?或停运时，凝结水通过?旁路进入除?氧器，不因加热器?事故而波及?整个机组正?常运行。
每台加热器?均设一个旁?路，称为小旁路?;两台以上加?热器共设一?个旁路，称为大旁路?。大旁路系统?简单、阀门少、投资少，但一台加热?器出现故障?后旁路中的?其它加热器?随之解列，凝结水温度?大幅降低，机组运行的?经济性下降?明显;小旁路的特?点与大旁路?相反。低压加热器?的主凝结水?旁路系统多?采用大、小旁路联合?应用的方式?。
75.凝汽器铜管?泄漏的现象?及其处理方?法。
凝汽器真空?下降，热井水位升?高，凝结水导电?度高。
确定凝汽器?通过泄漏后?，应采取以下?处理方法:
(1)联系电气、锅炉适当降?低负荷，直到真空不?再降为止;
(2)依次分别关?闭凝汽器甲?、乙两侧循环?水进出口门?，观察凝汽器?水位不应上?升，联系化学化?验水质，凝结水导电?度不应继续?上升。
(3)查出泄漏的?凝汽器将其?汽水侧隔离?，关进出口水?门，关空气门，通知检修处?理。 76. 导致除氧器?压力下降的?原因及处理?方法
(1)进水量过大?，进水温度过?低;适当减少进?水量，提高进水温?度 (2)抽汽电动隔?离阀或抽汽?止回阀误关?或未完全打?开;全开进汽阀? (3)排气阀开度?过大;调整排气阀?开度
(4)安全阀误动?;恢复误动的?安全阀
(5)机组甩负荷?;使用备用汽?源
范文二：火电厂主要系统及设备
火电主要系电及电电厂
火力电电的生电电程厂
,火电是利用煤、石油、天然等燃料的化能电生出电能的工。厂气学厂
,燃料的化能?电能 电学炉
,电能?电能 汽电机电嘴
,电能?机械能 汽电机电 叶
,机械能?电能 电电机火力电电的主要系电及电电厂
,电、汽电机、电电机是火电中的主要电电～亦三大主机 炉厂称
,与称称三大主机相电工作的电电电电助电电或电机。
,主机电机及其相电的管道、电路等电系电。 与称
,火电的主要系电有燃电系电、汽水系电、电系电等。厂气
电电电的任电及生电电程炉
,任电,是使燃料在燃电放电～工电由水加电成具有足电量和一定电量;汽电炉内并将炉内数、
汽,的电电蒸汽供汽电机使用。温
,生电电程,一定量的燃料和相电量的空送入燃电～燃电所电出的电量～通电电将数数气炉内
炉温受电面电电电水～使水在定电下汽化而形成一定电力和度的水蒸汽。
电电电电电的电成厂炉
,电本电电炉体
,电助电电
,附件
电本电电的电成炉体
,“电”,,汽水系电～的任电是吸收燃料放出的电量～使水蒸电最后电成具有一定即它并
参数它的电电蒸汽～供汽电机用汽。由省煤器、水冷壁、电电器、再电器、汽包、下降管
等电成。
,“”,,燃电系电～的任电是使燃料在良好地燃电～放出电量。由、炉即它炉内它炉膛
烟道、燃电器及空电电器等电成。气
电电助电电炉
,通电电电,,提供燃料燃电和制粉所需的空及把燃料燃电生成的烟排出外。包括气气炉
送、吸电机、电烟道、烟等囱
,电煤电电,,煤送到原煤电。包括煤、受煤电电、电煤皮电、碎煤机、电物除电电、电将运卸清
量电电等
,制粉电电,,煤干燥制成合格的煤粉～送入燃电。包括原煤电、电煤机、磨煤将并炉内
机、粗粉、电粉分器、排粉电机等离
,电水电电,,保电不地向电供电电水。包括电水电、电水管道、电电等断炉
,除电、除灰、硫电电,,除烟中的电灰～以电电灰电电境的电染和电吸电机的磨电。脱清气减减
少二化硫的排放。包括电渣机、碎渣机、灰水电、灰渣电、吸收塔、增电电机等氧冲
,电附件炉
,包括安全电、水位电、吹灰器、电工电表、自电控制置等装
炉构水循电电的电特点
,炉沉运水循电电电机的定子和电子用耐水的电电电电作电电电浸在高电冷却水中～电机行电
所电生的电量就由高电冷却水电走～且电高电冷却水通电电机电承的电隙～是电承并即
的电滑电又是电承的冷却介电～电电机是被分隔的腔室～中电电有电隙不电密体与两个
封置使电力可以电通～但电的水电机腔的冷却水是电不同的水电～装体内炉与内两
两温温者不可混淆。由于电机的电电材料是一电聚乙电塑料～不能承受高～度超电
80?电电性能就明电电化～因此电电电机四周的高电冷却水度必电加以限制。温
电通电系电炉
,通电系电的任电,是要电电不地电电提供燃料燃电所需之空～把燃电生成的断炉气并
烟排出外～以保电燃电的正常电行。气炉
,通电方式分电,
,自然通电,利用烟电行通电。主要的因素是烟的高度。囱囱
,机械通电,
,电电通电,除利用烟外～电在烟前电引电机克服电烟系电中的全部阻力～囱囱装来炉
内当炉膛气形成电高的电电～、烟道不电密电易漏冷空～不利于着火、燃电～不完
全燃电电失、排烟电失增加。
,正电通电,除利用烟外～电在前电送电机克服电烟系电中的全部阻力～囱炉装来炉
内当炉膛形成电高的正电。、烟道不电密电烟火灰外电。,平衡通电,除利用烟外～电在电电烟系电中同电电送、引电机～送电机电电把电送囱炉装
电～引电机电电把的烟排出外～保持的电力;炉膛炉膛气炉炉膛内-20~-30Pa,略
低于外界的大电力。气
汽电机的工作原理
姚电#1汽电机的型、型式号
型,号N300-16.18/540/540
型式,电电界、中电再电、四缸四排汽、凝汽式
生电家,电方汽电机厂厂
火电生电电程厂
全情电介厂况
平电山姚孟电电公司的前身姚孟电～始建于厂1970年～目前公司有六台机电电机装容量2470MW～年电电量电130电KWH～是我第一座全部由电电界机电电起的百万电国装来
火力电电。电有四台厂300MW、台两600MW燃煤汽电电电机电～500KV及220KV电电站各一座～其中#1、2机电是电第一、第四台国300MW双内水冷电电机电～分电于1975年、1980年投电～#3、4机电电比利电ACEC公司生电的电电界燃煤汽电电电机电～分电于1985年、1986年投电～#5、6机电与2007年底相电投。公司电有第一座运国内500KV超高电电电站～是电电豫、鄂省水火电电电的骨干电～两枢7条220KV电电电路是电定河南电安全行的有网运力支撑。
火力电电的生电电程厂
火力电电的生电电程是一能量电电的电程。通常燃料至电～电电送加工后～厂个将运厂
送入电电行燃电～使燃料中的化能电电电电能电电电电中的水～使水电成高电高电的蒸炉学并炉温
汽～通电管道电力和度都电高的电电蒸汽送入汽电机～将温 推电汽电机旋电作功～蒸汽参数;电力、度,电迅速降低～最后排入凝汽器。在电一电程中～蒸汽的电能电电电汽电机电子温
旋电的机械能。电电机汽电机通电电电器电成一整～以与个体3000r/min的电速旋电～电电机电子中的磁电在电电的电程中汽电机的机械能电电成电能。电电机电生的电能～电电电器升电后送将人电电电路送入电提供电用电。网
火电生电电程厂基本原理
电磁感电理电,任何电化的电电都要在其周电空电电生磁电～任何电化的磁电都要在其周电空电电生电电。
电力第一定学当数律,电可以电电功～功也可以电电电～消耗一定的电量电～必电和相量的功～消耗一定量的功电～必出电相量的功。当数
电力第二定学温体温体温体律,高物的电能可以自电电电电低物～而低物却不能自电地电电电高物。机械能可以自电电化电电能～而电能却不能自电电化电机械能。温体
电电电及系电炉
#1、2电电炉炉体双炉膛巴布科克能源有限公司改造电电、制造的电、π型布置、四角切电燃电、固电排渣、低电量流速、具有正流量电特性的响垂直管圈水冷壁、电电界电力中电再电式直流电。炉采用4台电球磨中电式乏气送电制粉系电。
#3、4机电的电电炉寿—瑞士电电电利～由比利电考克利电电电公司制造的电旋垂直蒸电器电电界直流电、炉炉炉半塔式中电再电直流电～电配电的制粉系电电正电直吹式系电。
#5、6电是由电方电制炉炉厂造的DG1900/25.4-?1型电超电界滑电行国运炉直流电～电电～一炉膛双构炉构构次中电再电～尾部烟道电。本电固电排渣～全电架～全电吊电露天布置～采用置式电分系电。内启离6台HP983型电簧电加电中速磨煤机正电直吹制粉系电～前、后电各12只低NOX电向旋流燃电器～分三电电称冲布置～前后电电燃电。除灰除渣系电
#5、6炉气气采用正电力电送系电～主要电电包括电电、灰电、空电机、化电机、布袋除电器等。每炉个两炉电一粗灰电～共用一座电灰电。
水力除灰系电主要电电有灰电电、灰渣电、振电电、电电池、柱塞电、电水式柱塞电、注水电、高电清洗电、回水电、程排灰管等。
电电电及系电气
厂装用电系电,电电机电出的电～电电电器升高电电后通电高电配电置和电电电路向外电送。有一部分电高电电自用电。厂 电电电有,电电机、主电电器、用电电器、高电气厂装厂装配电置和用配电置等。
励磁系电,#1、2电电机的磁机励励静体励采用同电交流磁机止半电磁方式。#3、4电电机的磁方式励构即励采用旋电整流器电～无刷磁。#5、6电电机磁系电励并励静采用机端自止励个励励励磁～其主要分电四部分,磁电电器、磁电电器、可控硅整流器、起和电磁电元
电电站部分
220KV电电站接电特点
电点,供电可、行靠运灵励活方便。磁系电,
缺点,投电电大～电电性差～用旁路电电电电路电操作电电～增加了电操作的机～同电由于加会装了旁路电电～使相电的保电及自电化系电电电。
脱硫系电
我是一以煤国个国炭电主要能源的家～煤在一次能源中占75,～其中84,以上是通电燃电方法利用的。煤燃电电放出的来氧含二化硫;SO2,电形成气会酸雨危害电境。早期电电排烟不受限制～着家电电保厂炉随国来厂装脱装越越重电～要求电必电同步安硫置。
烟硫气脱将气技电用电电、通俗的电法～就是,一电烟中SOx电行分～电化电一离电电期电定、不电周电电境造成二次电染的物电的方法。
电煤系电
电煤系电任电是火电或汽电的煤到煤或煤电煤电送至原煤电。将运来卸沟并将
电煤系电电成,煤电电和受电电、电煤电和煤电机械、煤电电系电和电电～以及电煤、卸卸内运破碎、电电电电等。
电煤系电的要求,安全存电足电的煤～机械化和自电化的上煤。
范文三：火电厂主要设备简介
火电厂主要设备简介
火力发电厂是利用化石燃料燃烧释放的热能发电的动力设施，包括燃料燃烧释热和热能电能转换以及电能输出的所有设备、装臵、仪表器件，以及为此目的设臵在特定场所的建筑物、构筑物和所有有关生产和生活的附属设施。 主要有蒸汽动力发电厂、燃气轮机发电厂、内燃机发电厂几种类型
.
火电厂主要设备：
汽 轮 机 本 体
汽轮机本体（steam turbine proper）是完成蒸汽热能转换为机械能的汽轮机
组的基本部分，即汽轮机本身。它与回热加热系统、调节保安系统、油系统、凝汽系统以及其他辅助设备共同组成汽轮机组。汽轮机本体由固定部分（静子）和转动部分（转子）组成。固定部分包括汽缸、隔板、喷嘴、汽封、紧固件和轴承等。转动部分包括主轴、叶轮或轮鼓、叶片和联轴器等。固定部分的喷嘴、隔板与转动部分的叶轮、叶片组成蒸汽热能转换为机械能的通流部分。汽缸是约束高压蒸汽不得外泄的外壳。汽轮机本体还设有汽封系统。
锅 炉 本 体
锅炉设备是火力发电厂中的主要热力设备之一。它的任务是使燃料通过燃烧将化学能转变为热能，并且以此热能加热水，使其成为一定数量和质量（压力和温度）的蒸汽。由炉膛、烟道、汽水系统（其中包括受热面、汽包、联箱和连接管道）以及炉墙和构架等部分组成的整体，称为“锅炉本体”。
热力系统及辅助设备
汽轮机部分的辅助设备有凝汽器、水泵、回热加热器、除氧器等。把锅炉、汽轮机及其辅助设备 按汽水循环过程用管道和附件连接起来所构成的系统，叫做发电厂的热力系统。发电厂的热力系统按照不同的使用目的分为“原则性热力系统”、“全面性热力系统”、
“汽轮机组热力系统”等。
发 电 机 本 体
在发电厂中，同步发电机是将机械能转变成电能的唯一电气设备。因而将一次能源（水力、煤、 油、风力、原子能等）转换为二次能源的发电机，现在几乎都是采用三相交流同步发电机。 在发电厂中的交流同步发电机，电枢是静止的，磁极由原动机拖动旋转。其励磁方式为发电机的励磁线圈FLQ（即转子绕组）由同轴的并激直流励磁机经电刷及滑环来供电。 同步发电机由定子（固定部分）和转子（转动部分）两部分组成。 定子由定子铁心、定子线圈、机座、端盖、风道等组成。定子铁心和线圈是磁和电通过的部分， 其他部分起着固定、支持和冷却的作用。转子由转子本体、护环、心环、转子线圈、滑环、同轴激磁机电枢组成。
汽 轮 机 控 制 的 发 展 过 程
汽轮机控制装臵的发展经历了如下几个阶段：
1、最早: 机械式 液压调节系统 MHC--Mechanical Hydraulic Control 2、60年代初: 电液调节系统 EHC--Electro-Hydraulic Control -> EHC与MHC并存
3、60年代中: 模拟电液系统 AEH--Analog Electro-Hydraulic Control->AEH纯电调(60年代末)
4、80年代及以后: 数字电液系统 DEH--Digital Electronic Hydraulic Control 或 MEH --Microprocessor-based Electro-Hydraulic Control 汽 轮 机 控 制 的 内 容
目前火力发电厂多采用单机容量为300~600MW的亚临界压力的单元机组。随着电网自动化程度和单元制运行水平的不断提高，对汽轮机控制系统提出了更高的要求。一个完善的汽轮机控制系统包括以下功能系统。
1、监视系统
监视系统是保证汽轮机安全运行的必不可少的设备，它能够连续监测汽轮机运行中各参数的变化。属于机械量的有：汽轮机转速、轴振动、轴承振动、转子轴位移、转子与汽缸的相对胀差、汽缸热膨胀、主轴晃度、油动机行程等。属于热工量的有：主蒸汽压力、主蒸汽温度，凝汽器真空，高压缸速度级后压力，再热蒸汽压力和温度，汽缸温度，润滑油压，调节油压，轴承温度等。汽轮机的参数监视通常由DAS系统实现，测量结果同时送往调节系统作限制条件，送往保护系统作保护条件，送往顺序控制系统作控制条件。
2、保护系统
保护系统的作用是，当电网或汽轮机本身出现故障时，保护装臵根据实际情况迅速动作，使汽轮机退出工作，或者采取一定措施进行保护，以防止事故扩大或造成设备损坏。大容量汽轮机的保护内容有：超速保护、低油压保护、位移保护、胀差保护、低真空保护、振动保护等。
3、调节系统
汽轮机的闭环自动调节系统包括转速调节系统、功率调节系统、压力调节系统+如机前压力调节和再热汽压力调节,，等等。闭环调节是汽轮机EHC系统的主要功能，调节品质的优劣将直接影响机组的供电参数和质量，并且对单元机组的安全运行也有直接影响。
4、热应力在线监视系统
汽轮机是在高温高压蒸汽作用下的旋转机械，汽轮机运行工况的改变必然引起转子和汽缸热应力的变化。由于转子在高速旋转下已经承受了比较大的机械应力，因此热应力的变化对转子的影响更大，运行中监视转子热应力不超过允许应力显得尤为重要。热应力无法直接测量，通常是用建立模型的方法通过测取汽轮机某些特定点的温度值来间接计算热应力的。热应力计算结果除用于监视外，还可以对汽轮机升速率和变负荷率进行校正。
5、汽轮机自启停控制系统
汽轮机自启停控制（Turbine Automatic Control，简称TAC）系统是牵涉面很大的一个系统，其功能随设计的不同而有很大差别。原则上讲，汽轮机自启停控制系统应能完成从启动准备直至带满负荷或者从正常运行到停机的全部过程，即完成盘车、抽真空、升速并网、带负荷、带满负荷以及甩负荷和停机的全
部过程。可见实现汽轮机自启停的前提条件是各个必要的控制系统应配备齐全，并且可以正常投运。这些系统为自动调节系统、监视系统、热应力计算系统以及旁路控制系统等。
6、液压伺服系统
液压伺服系统包括汽轮机供油系统和液压执行机构两部分。供油系统向液压执行机构提供压力油。液压执行机构由电液转换器、油动机、位臵传感器等部件组成，其功能是根据电调系统的指令去操作相应阀门的动作。
由上述汽轮机控制所涉及的内容可以看出，现代大型单元机组的汽轮机控制系统涉及面很广，系统复杂，技术要求高，既包括了模拟量的反馈调节，又包括开关量的逻辑控制，是集过程控制、顺序控制、自动保护、自动检测于一体的复杂控制系统。
作用、特点和分类
一、 汽轮机在火电厂中的地位
自然界中能够产生能量的资源称为能源。电力工业是能源转换的工业，它把一次能源（如煤炭、石油、天然气、水能风能、核聚变能等）转化为电能，使之成为通用性更强的二次能源。
生产电能的工厂称为发电厂（如火力发电厂、水电厂、核电站等）。火力发电厂简称火电厂，它是利用化石燃料（煤、石油、天然气等）中蕴藏的化学能，在蒸汽锅炉内通过燃烧转变为蒸汽的热能，然后在汽轮机内将热能转变成机械能带动发电机发电的工厂。在世界范围内，火电厂中，燃煤电厂所占比例最大，如英国和德国高达70%，美国和前苏联几乎占50%，我国超过70%。
汽轮机是以水蒸汽为工质，将热能转变为机械能的外燃高速旋转式原动机。它具有单机功率大、效率高、运转平稳、单位功率制造成本低和使用寿命长等优点。在现代火电厂和核电站中，汽轮机是用来驱动发电机生产电能的，故汽轮机与发电机的组合称为汽轮发电机组，全世界由汽轮发电机组发出的电量约占各种形式发电总量的80%左右。汽轮机还可用来驱动泵、风机、压气机和螺旋浆等。所以汽轮机是现代化国家重要的动力机械设备。
汽轮机设备是火电厂的三大主要设备之一，汽轮机设备及系统包括汽轮机本体、调节保安油系统、辅助设备及热力系统等。汽轮机本体是由汽轮机的转动部分（转子）和固定部分（静体或静子）组成；调节保安油系统主要包括调节汽阀、调速器、调速传动机构、主油泵、油箱、安全保护装臵等；辅助设备主要包括凝汽器、抽气器（或水环真空泵）、高低压加热器、除氧器、给水泵、凝结水泵、凝升泵、循环水泵等；热力系统主要指主蒸汽系统、再热蒸汽系统、凝汽系统、给水回热系统、给水除氧系统等。
由于电能无法大量存储，发电设备的功率随外界负荷的变化而相应地变化，即发电、供电、用电同时完成，所以电能的生产不同于其它生产，这是发电厂生产的一个重要特点。因此汽轮机必须要有自动调节系统，使之满足用户的需要，并保证供电质量（电压和频率），同时还要确保电能生产具有高度的可靠性和安全性。如果电能质量降低，就会影响用户产品的产量和质量。若发生事故，供电中断，将会造成国民经济各部门生产停顿、减产，甚至损坏用户设备，发生人身事故。
二、 汽轮机发展的主要特点：
自1883年瑞典工程师拉瓦尔和1884年英国工程师帕森斯分别创制了第一台
实用的冲动式和多级反动式汽轮机以来，汽轮机已有一百余年的历史。近几十年汽轮机发展尤为迅速，其发展的主要特点是：
（1） 增大单机功率。世界工业发达国家的汽轮机生产在60年代已达到
500MW--600MW机组等级水平。1972年瑞士BBC公司制造的130MW双轴全速汽轮机（24Mpa/538°C/538°C538℃、，2＝3600r／min)在美国投入运行；1976年联邦德国KWU公司制造的单轴半速(72＝1500r／m6n)1300MW饱和蒸汽参数汽轮机投入运行；1982年世界最大1200MW单轴全速汽轮机(24MPa／540℃／540℃)在前苏联投入运行。前苏联UKTH正在全力推进2000MW的高参数全速汽轮机的开发工作。增大单机功率不仅能迅速发展电力生产，而且具有下列优点：
(2) 单位功率投资成本低。如前苏联800MW机组的单位功率成本比500MW机组的低17％，而1200MW机组的单位功率成本又比800MW机组的低15％。20％。
(3) 单机功率越大，机组的热经济性越好。如法国的600MW机组的热耗率比125MW机组的热耗串降低了276．3kJ／(kW．h)，即每年可节约标准煤4万t。
(4) 加快电站建设速度，降低电站建设投资和运行费用。
(5) 提高蒸汽参数。增大单机功率后适宜采用较高的蒸汽参数。当今世界上
300MW及以上容量的机组均采用亚临界(16-18MPa)或超临界压力(23-26MPa)的机组，甚至采用超超临界压力的机组(P0＝32MPa、t0＝600℃)；预计到2000年最高的进汽参数将达入＝35MPa、t0＝650℃。蒸汽初温度多采用535-565℃，即尽量控制在珠光体钢所允许的565℃以下，力求不用或少用奥氏体钢。
(6) 普遍采用一次中间再热。采用中间再热后可降低低压缸末级排汽湿度，减轻
末级叶片水蚀程度，为提高蒸汽初压创造了条件，从而可提高机组内效率、热效率和运行可取性。
(7) 采用燃气一蒸汽联合循环，以提高电厂效率。
(8) 提高机组的运行水乎。机组容量大、系统结构复杂，相应地发生事故的因素也增多，其安全可靠性降低。为了提高机组运行、维护和检修水平，以增强机组运行的可靠性，现代机组增设和大大改善了保护、报警和状态监测系统，有的还配臵了智能化故障诊断系统。随着电网容量的不断增大，调峰任务也势必落到大机组上，因此大机组在结构、系统方面应能适应变工况运行的性能要求。经常保持主辅设备和系统的优化运行，以提高机组运行的经济性，并保证规定的设备使用寿命，这是评价大容量机组技术水平的重要标尺。
(9) 目前世界上生产多级轴流冲动式汽轮机的主要制造企业有美国的通用电气公司(GE)、英国的通用电气公司(GEC)、日本的东芝和日立、意大利的安莎多，以及前苏联的列宁格勒金属工厂(刀M3)、哈尔科夫透平发动机厂(xTr3)和乌拉尔透乎发动机厂(yTM3)答。制造反动式汽轮机的企业有美国西屋公司(WH)、欧洲的ABB公司、联邦德国的电站设备联合制造公司(KWU)、日本的三菱、英国帕森斯公司、法国电气机械公司(CMR)公司等。另外，法国的阿尔斯通一大西洋公司(AA)，既生产冲动式汽轮机也生产反动式汽轮机。
(10) 我国自1955年开始制造出第一台中压6MW汽轮机，从60年代到70年代初，已生产出12MW、25MW、50MW、100MW、125MW、200MW和300MW汽轮发电机组。80年代初，引进了美国西屋公司300MW和600MW机组的整套制造技术，并迅速生产出一批这种机组交付安装投运，促使我国电力工业进一步发展。
(11) 我国生产汽轮机的主要工厂有上海汽轮机厂、哈尔滨汽轮机厂、东方汽轮机厂，其次有北京重型电机厂、青岛汽轮机厂和武汉汽轮发电机厂等，还有以生产工业汽轮机为主的杭州汽轮机厂和以生产燃气轮机为主的南京汽轮发电机厂。
(12) 1990年全世界总的发电量为11．7万亿kW．h，到2000年将为17．8万亿kW．h(总装机容量33亿kW)，至2020年(中期)将增至26．6万亿kW．h；至2050年将达到38万亿kW．h，装机容量将超过75亿kW。
三、 汽轮机的分类和型号
1、 汽轮机的分类
（1） 按工作原理分类
① 冲动式汽轮机。主要由冲动级组成，蒸汽主要在喷嘴叶栅（或静叶栅）中膨胀，在动叶栅中只有少量膨胀。
② 反动式汽轮机。主要由反动级组成，蒸汽在喷嘴叶栅（或静叶栅）和动叶栅中都进行膨胀，且膨胀程度相同。
（2） 按热力特性分
① 凝汽式汽轮机：蒸汽在汽轮机中膨胀作功后，进入高度真空状态下的凝汽器，凝结成水。
② 背压式汽轮机：排汽压力高于大气压力，直接用于供热，无凝汽器。当排汽作为其他中、低压汽轮机的工作蒸汽时，称为前臵式汽轮机。
③ 调整抽汽式汽轮机：从汽轮机中间某几级后抽出一定参数、一定流量的蒸汽(在规定的压力下)对外供热，其排汽仍排入凝汽器。根据供热需要，有一次调整抽汽和二次抽汽之分。
④ 中间再热式汽轮机：蒸汽在汽轮机内膨胀作功过程中被引出，再次加热后返
回汽轮机继续膨胀作功。
背压式汽轮机和调整抽汽式汽轮机统称为供热式汽轮机。目前凝汽式汽轮机均采用回热抽汽和中间再热。
（3）按主蒸汽参数分
进入汽轮机的蒸汽参数是指进汽的压力和温度，按不同的压力等级可分为： ①低压汽轮机：主蒸器压力小于1.47Mpa;
②中压汽轮机：主蒸器压力为1.96---3.92Mpa;
③高压汽轮机：主蒸器压力为5.88---9.8Mpa;
④超高压汽轮机：主蒸器压力为11.77---13.93Mpa;
⑤亚临界压力汽轮机：主蒸器压力为15.69---17.65Mpa;
⑥超临界压力汽轮机：主蒸器压力大于22.15Mpa;
⑦超超临界压力汽轮机：主蒸器压力大于32Mpa。
此外按汽流方向分类可分为轴流式、辐流式、周流式汽轮机；按用途分类可分为电站汽轮机、工业汽轮机、船用汽轮机；按汽缸数目分类可分为单缸、双缸和多缸汽轮机；按机组转轴数目分类可分为单轴和双轴汽轮机；按工作状况分类可分为固定式和移动式汽轮机等。
主要技术规范与保证值
国产优化引进型300MW汽轮机主要技术规范与保证值：
(一) 主要的技术规范
(1) 型号 N300-16.7/538/538型
(2) 型式 亚临界、一次中间再热、单轴、双缸双排汽反动凝汽式汽轮机
(3) 额定功率300MW
(4) 保证最大功率(T-MCR) 326MW
(5) VWO十5％OP工况功率 329MW
(6)主汽阀前额定蒸汽压力 16，7MPa(a)
(7)主汽阀前额定蒸汽温度 538℃
(8)再热汽阀前额定蒸汽压力 3．63MPa
(9)再热汽阀前额定蒸汽温度 538℃
(10)额定转速 3000r／min
(11)旋转方向自机头往发电机看，为顺时针方向
(12)额定冷却水温 20℃
(13)维持额定功率的最高冷却水温度 33℃
(14)额定排汽压力 4．91kPa(a)
(15)维持额定功率时的排汽压力 11．8kPa(a)
(16)额定工况时汽轮机主蒸汽流量 918。438t／h
(17)额定工况再热蒸汽流量 756t／h
(18)额定工况给水温度 274．7℃
(19)回热系统：3个高压加热器，1个除氧器，4个低压加热器，共8级回热抽汽
(20)额定工况下净热耗率 7993kJ／(kW．h)
(21)汽轮机级数 35级
高压缸调节级十11个反动级
中压缸9个反动级
低压缸2×7个反动级
(22)配汽方式 喷嘴调节
(23)给水泵驱动方式 小汽轮机
(24)制造厂家 上海汽轮机厂
(二)机组的主要热力工况和保证值
(1)额定工况：汽轮机在额定进汽参数、额定排汽压力、补水率为0％、回热系统正常投运的条件下，能发出的颇定功率为300MW，进汽量为918．438t／h，保证热耗率为7993kJ／(kW．h)，此工况为该机的考核工况。
(2)夏季工况：在额定进汽参数、排汽压力为11．8kPa(0．12ata)，补水率为3％条件下，保证能发出额定功率300MW，进汽量976t／h，热耗率为8375kJ／(kW．h)。机组允许的最高排汽压力为18．6kPa。
(3)阀门全开工况(VWO)：在额定进汽参数、额定排汽压力、补水率为O％、回热系统正常投运的条件时，调节汽阀全开工况下，最大进汽量为976t／h，功率为315MW。
(4)VWO十5％OP超压工况：蒸汽参数为17．5MPa／538／538℃，排汽压力为4．9kPa，补水率为0％，阀门全开，回热系统正常投运时，机组的计算最大进汽量为1025t／h，功率达到329MW。
(5)当3台高压加热器全部切除后，在额定的进汽参数、额定的排汽压力、补水率为O％的条件下，机组仍能发出额定功率。
(6)考虑到厂用汽的需要，机组允许在额定的参数下，在第4、5段回热抽汽管上分别抽出53.23t/h和12.25t/h蒸汽时，仍能发出额定功率。
汽轮机本体
汽轮机本体是汽轮机设备的主要组成部分，它由转动部分（转子）和固定部分（静体或静子）组成。转动部分包括动叶栅、叶轮（或转鼓）、主轴和联轴器及紧固件等旋转部件；固定部件包括汽缸、蒸汽室、喷嘴室、隔板、隔板套（或静叶持环）、汽封、轴承、轴承座、机座、滑销系统以及有关紧固零件等。
本节将主要介绍国产优化引进型300MW 汽轮机组（指阳逻电厂机组，简称本机组）本体部分各主要零部件的作用、构造特点及有关系统，并同国内外同类型机组作一简要比较。
一、 叶片
1、 叶片的分类
叶片按用途可分为动叶片（又称工作叶片，简称叶片）和静叶片（又称喷嘴叶片）两种。
动叶片安装在转子叶轮（冲动式汽轮机）或转鼓（反动式汽轮机）上，接受喷嘴叶栅射出的高速汽流，把蒸汽的动能转换为机械能，使转子旋转。
静叶片安装在隔板或汽缸上，在反动式汽轮机中，起喷嘴作用；在速度级中，作导向叶片，使汽流改变方向，引导蒸汽进入下一列动叶片。
2、 叶片的结构：
叶片一般由叶根、工作部分（或称叶身、叶型部分）、叶顶连接件（围带或拉金）组成。
（1） 叶根
叶片通过叶根安装在叶轮或转鼓上。叶根的作用是紧固动叶，使其在经受汽流的推力和旋转离心力作用下，不至于从轮缘沟槽里拔出来。因此要求它与轮缘
配合部分要有足够的强度且应力集中要小。它的结构型式取决于转子的结构型式、叶片的强度、制造和安装工艺要求和传统等。常用的结构型式有T型、叉树型和枞树型等。
（2） 工作部分（或称叶身、叶型部分）
叶型部分是叶片的基本部分，它构成汽流通道。叶型部分的横截面形状称为叶型，其周线称为型线。为了提高能量转换效率，叶型部分应符合气体动力学要求，同时还要满足结构强度和加工工艺的要求。
由于工作原理的差别，冲动式叶片与反动式叶片的叶型不同，见图2-4。
二、转子
汽轮机的转动部分总称转子，它是汽轮机最重要的部件之一，担负着工质能量转换及扭矩传递的重任。转子的工作条件相当复杂，它处在高温工质中，并以高速旋转，因此它承受着叶片、叶轮、主轴本身质量离心力所引起的巨大应力以及由于温度分布不均匀引起的热应力（不平衡质量的离心力还将引起转子震动）。另一方面，蒸汽作用在动叶栅上的力矩，通过转子的叶轮、主轴和联轴节传递给发电机或其它工作机。所以转子要有很高的强度和均匀的质量，以保证它安全工作。运行中要特别注意转子的工作状况。任何设计、制造、安装、运行等方面的工作上的疏忽，均会造成重大事故。按主轴与其它部件间的组合方式，转子可分为套装转子、整锻转子、焊接转子和组合转子四大类。一台机组采用何种类型转子，由转子所处的温度条件及各国的锻冶技术来确定。
三、汽缸与滑销系统
1、汽缸
汽缸即汽轮机的外壳。其作用是将汽轮机的通流部分与大气隔开，以形成蒸
汽热能转换为机械能的封闭汽室。汽缸内装有喷嘴室、喷嘴（静叶）、隔板套（静叶持环）、汽封等部件。在汽缸外连接有进汽、排汽、回热抽汽等管道以及支承座架等。为了便于制造、安装和检修，汽缸一般沿水平中分面分为上、下两个半缸。两者通过水平法兰用螺栓装配紧固。另外为了合理利用材料以及加工、运输方便，汽缸也常以垂直结合面分为两或三段，各段通过法兰螺栓连接紧固。 汽缸工作时受力情况复杂，它除了承受缸内外汽（气）体的压差以及汽缸本身和装在其中的各零部件的重量等静载负荷外，还要承受蒸汽流出静叶时对静止部分的反作用力，以及各种连接管道冷热状态下，对汽缸的作用力以及沿汽缸轴向、径向温度分布不均匀所引起的热应力。特别是在快速启动、停机和工况变化时，温度变化大，将在汽缸和法兰中产生很大的热应力和热变形。
2、 汽缸的支承、膨胀和滑销系统
汽缸的支承要平稳，因其自重而产生的挠度应与转子的挠度近似相等，同时要保证汽缸受热后能自由膨胀，而其动、静部分对中不变或变动很小。
汽缸的支承定位包括外缸在轴承座和基础台板（座架、机架）上的支持定位；内缸在外缸的支持定位；以及滑销系统的布臵等。
四、 汽封与汽封系统
汽轮机运转时，转子高速旋转，汽缸、隔板等静体固定不动，因此转子和静体之间需要留有适当的间隙，从而不相互碰磨。然而间隙的存在就要导致漏气，这样不仅会降低机组效率，还会影响机组安全。为了减少蒸汽泄露和防止空气漏入，需要有密封装臵，通常称为汽封。汽封按其安装位臵的不同，可分为通流部分汽封、隔板（或静叶环）汽封、轴端汽封。反动式汽轮机还装有高、中压平衡活塞汽封和低压平衡活塞汽封。
汽封的结构形式有曲径式、碳精式和水封式等。现代汽轮机均采用曲径式汽封，或称迷宫汽封，它有以下几种结构形式：梳齿形、J形（又叫伞柄形）、枞树形。
五、 轴承
汽轮机采用的轴承有径向支持轴承和推力轴承两种。径向支持轴承用来承担转子的重量和旋转的不平衡力，并确定转子的径向位臵，以保持转子旋转中心一致，从而保证转子与汽缸、汽封、隔板等静止部分的径向间隙正确。推力轴承承受蒸汽作用在转子上的轴向推力，并确定转子的轴向位臵，以确保通流部分动静之间正确的轴向间隙。所以推力轴承被看成转子的定位点，或称汽轮机转子对静子的相对死点。
六、 盘车装臵
在汽轮机启动冲转前和停机后，使转于以一定的转速连续地转动，以保证转子均匀受热和冷却的装臵称为盘车装臵。
汽轮机启动时，为了迅速提高真空，常需在冲动转子以前向轴封供汽。这些蒸汽进人汽缸后大部分滞留在汽缸上部，造成汽缸与转子上下受热不均匀，如果转子静止不动，便会因自身上下温差而产生向上弯曲变形。弯曲后转子重心与旋转中心不相重合，机组冲转后势必产生很大的离心力，引起振动，甚至引起动静部分的摩擦。因此，在汽轮机冲转前要用盘车装臵带动转于作低速转动，使转子受热均匀，以利机组顺利启动。
对于中间再热机组，为减少启动时的汽水损失，在锅炉点火后，蒸汽经旁路系统排入凝汽器，这样低压缸将产生受热不均匀现象。为此，在投入旁路系统前也应投入盘车装臵，以保证机组顺利启动。
启动前盘动转子，可以用来检查汽轮机是否具备运行条件，如动静部分是否存在康擦，主轴弯曲度是否正常等。
汽轮机停机后，汽缸和转子等部件由热态逐渐冷却，其下部冷却快，上部冷却慢，转于因上下温差而产生弯曲，弯曲程度随着停机后的时间而增加，对于大型汽轮机，这种热弯曲
可以达到很大的数值，并且需要经过几十个小时才能逐渐消失，在热弯曲减小到规定数值以前，是不允许重新启动汽轮机的。因此，停机后，应投入盘车装臵，盘车可搅合汽缸内的汽流，以利于消除汽缸上、下温差，防止转子变形，有助于消除温度较高的轴颈对轴瓦的损伤。
七、汽轮机本体疏水系统
汽轮机组在启动、停机和变负荷工况下运行时，蒸汽与汽轮机本体和蒸汽管道接触时受热或被冷却，蒸汽被冷却后，当蒸汽温度低于与蒸汽压力相对应的饱和温度时，凝结成水，若不及时排出凝结水，它会存积在某些管段和汽缸中。运行中，由于蒸汽和水的密度、流速都不同，管道对它们的阻力也不同，这些积水可能引起管道发生水冲击，轻者使管道振动，产生噪声，噪声污染环境；重者使管道产生裂纹，甚至破裂。更为严重的是，一旦部分积水进入汽轮机，将会使动叶片受到水的冲击而损伤，甚至断裂，使金属部件急剧冷却而造成永久变形，甚至使大轴弯曲。
为了有效地防止汽轮机进水事故和管道中积水而引起的水冲击，必须及时地把汽缸中和蒸汽管道中存积的凝结水排出，以确保机组安全运行。同时还可回收洁净的凝结水，这对提高机组的经济性是有利的。为此，汽轮机都设臵有本体疏水系统，它包括汽轮机的高、中压自动主汽阀前后、各调节汽阀前后、内外缸及抽汽
逆止阀前后、轴封供汽母管、阀杆漏汽管以及汽缸法兰螺栓加热联箱等的疏水管道、阀门和容器等。
范文四：火电厂高飞灰布置SCR系统的主要组成和设备
火电厂高飞灰布置 SCR 系统的主要组成和设备
The facilities of high 2dust SCR installations
管一明 , 胡宇峰
(国电环境保护研究所 , 江苏 南京 210031)
摘要 :详细介绍了火电厂高飞灰布置 SCR 系统的原理 、 工艺流程及其主要组成和设备 , 并通过分析我国的实际情 况 , 提出了实施 SCR 的建议 。
关键词 :火电厂 ; 烟气脱硝 ; 选择性催化还原反应
Abstract :Thispaper de scribe s the principle , proce ss diagram , main components and facilitie s of high 2dust selective catalytic reduction (SCR ) installations. Sugge stions for the SCR application in Chine se power plants have been made ba sed on the native conditions.
K ey words :coal2fired power plant ;flue ga s denitrification ; SCR
中图分类号 :X701. 1 文献标识码 :B 文章编号 :1009-4032(2004) 04-0025-03
NO x 是大气中主要的污染物之一 , 不仅危害人 体健康 , 而且还是造成酸雨和引起气候变化的重要 因素 , 其产生的温室效应约是 C O 2的 200~300倍 。
目前 , 控制 NO x 排放的技术主要有两类 :第一 类称为一次措施 , 其特点是控制燃烧过程中 NO x 的 生成 , 包括炉型和设计参数的选择 、 运行调整和低 NO x 燃烧技术 ; 第二类称为二次措施 , 即各种烟气脱 NO x 技术 , 其特点是将已生成的 NO x 还原为 N 2。
烟气脱 NO x 技术主要有 :选择性非催化还原反 应 (S NCR ) 和选择性催化还原反应 (SCR ) 。 其中只有 SCR 的 NO x 脱除率能够达到 90%以上 , 是公认的最
有效 、 最彻底的脱 NO x 方法 。据国际环境和能源咨 询公司 (IEEC ) 2002年提供的统计数据 , 日本 、 欧共 体和美国安装 SCR 的装机容量分别为 23. 1、 55. 0和 100G W , 其中 SCR 占烟气脱硝装置的比例日本为 93%、 德国为 95%。 可以看出 ,SCR 是已经被广泛采
用的成熟烟气脱硝技术 。
1 技术原理
SCR 技术是在催化剂存在时 , 利用氨将 NO x 还
原生成无害的氮气和水 , 主要化学方程式为 :
4NO +4NH 3+O 2—→ 催化剂
4N 2+6H 2O NO +NO 2+2NH 3—→ 催化剂 2N 2+3H 2O
此反应所需的 NH 3/NO x 摩尔比接近 1, 最佳的 反应温度范围在 320~400℃ 之间 。
主要的副反应是 S O 2在催化剂存在时被氧化成 S O 3。 S O 3与 过 量 的 氨 反 应 生 成 NH 4HS O 4和
(NH 4) 2S O 4。 NH 4HS O 4具有腐蚀性和粘性 , 在温度降
低时会凝结黏附 , 可沉积在催化剂及其下游的空气
预热器 、 烟道和风机上 , 造成催化剂孔隙堵塞和空气 预热器等的腐蚀 。一般应将 NH 3泄漏质量浓度控 制在低于 3. 8mg/m 3。
2 工艺流程
将 SCR 反应器置于省煤器和空预器之间的布 置方式称为高飞灰布置 , 工艺流程如图 1。此种方 式的优点是省煤器出口烟气温度正好在催化剂所需 温度范围之内 , 但烟气的含尘量较高 , 影响催化剂使 用寿命 。 目前的 SCR 工艺以此种布置方式为主
。
5
2
大多数 SCR 的设计都使用了 DeNO x 技术 , 系统 共有 5个基本过程 :① 氨的获得和存贮 ; ② 氨的汽化 和与空气混合 ; ③ 将氨和空气的混合物喷射到适当 位置 ; ④ 氨和空气的混合物与烟气混合 ; ⑤ 在催化剂 的作用下发生脱硝反应 。
3 SCR 系统的主要组成和设备
3. 1 氨的存贮和汽化
SCR 工艺使用的氨可以是氨水 , 也可以是液氨 。 氨水通常是 19%~29. 4%的水溶液 , 如美国大多采 用 29. 4%的氨水 ; 液氨则是接近 100%的纯氨 。 通常 , 氨水或液氨用罐车运至现场 , 再由泵打入 水平放置的圆柱状贮罐 。 氨水贮罐是能承受少许压 力的密封罐 , 而液氨贮罐必须能承受至少 1700kPa 的压力 。 液氨贮罐只能装入大约总容积 85%的液 氨 , 以便留有适当的汽化空间 。所有贮罐都要装备 液位计 、 温度计 、 人行巷道 、 爬梯及其他辅助设施 。 在大型锅炉上通常使用 1~5个 40~80m 3的贮 罐 , 以保证 1~3周的氨用量 。 但如果生产氨的工厂 就在附近 , 并且能够保证供应 , 也可以采用保证几天 供应量的小型氨贮罐 。
氨水被泵送到汽化器里与热空气混合发生汽 化 。 热空气来自稀释风机 , 并被电加热器或蒸汽交 换器等加热 。 离开汽化器的氨和空气的混合物约为 150℃ 。 因为氨水中的水分也必须被汽化 , 使用氨 水时所需的汽化能量要比使用液氨多得多 。
使用液氨有 2种方法 :(1) 靠重力将液氨送到电 汽化器 , 气态氨返回贮罐上部 , 再送入氨与空气的混 合装置 ; (2) 把液氨直接泵入氨和空气的混合装置 。 稀释空气与氨水或液氨的混合比约为 20∶ 1, 混 合后一同送入氨的喷射网格 。 高稀释比是为了保证 空气和氨的混合均匀 , 并在氨的可燃极限之外 。 3. 2 氨的喷射
氨和空气的混合物通过一个流动平衡装置送到 氨喷射网格 。流动平衡装置由流量计和手动阀组 成 , 用来调节氨喷射网格各部分的流量 。
氨喷射网格由管道 、 平行支管以及其上的小孔 或喷嘴组成 , 支管呈网状布置在烟道截面的纵向和 横向上 , 支管和孔的尺寸应保证氨能够均匀喷入烟 气中 , 喷射角和速度则控制氨的喷射轨迹 。喷射器 应能适应高温和烟气冲击引起的磨损 、 腐蚀以及整 体结构的损坏 。 因此 , 喷射器通常用不锈钢制造 , 并 设计成可更换部件 。为了把氨均匀喷射到烟气中 , 通常设计多个氨喷射区域 。
氨的喷射可以采用低能或高能系统 。 低能系统 使用常压或低压空气 , 而高能系统使用压缩空气或 蒸汽来保证氨与烟气的剧烈混合 。显而易见 , 高能 系统的建造和运行费用比低能系统高很多 。
氨与烟气的均匀扩散和混合是控制较低氨泄漏 量的关键因素 。通常在设计氨喷射网格和 SCR 系 统时 , 会采用冷态气流模型和数值计算模型来保证 烟气进入 SCR 反应器之前氨的充分扩散和均匀混 合 。 假如烟道的长度不能保证混合均匀 , 或者模型 研究显示混合特性较差 , 就应加装导流板或静态气 体混合装置 。
氨喷射网格的另一个重要部分是氨喷射控制系 统 。 锅炉负荷 , 入口 NO x 浓度和入口烟气温度作为 前馈控制信号建立基本的氨喷射量参数 ; 出口 NO x 浓度作为反馈控制信号对该参数进行修正 。
3. 3 催化剂
烟气顺着烟道向下游扩散进入装有催化剂的 SCR 反应器 , NO x 的还原反应在催化剂的表面发生 。 催化剂通常有蜂窝状和板状两种型式 , 被做成 1m (W ) ×2m (L ) ×1m (H ) 的模块 。通常的催化剂布置 有 3层或 4层 , 可以根据实际情况和需要保证的脱 硝率进行具体设计 。
由于暴露在高温烟气和飞灰中 , 催化剂会中毒 、 烧结 、 堵塞 、 磨损和老化而失去活性 。一般情况下 , 供应商保证燃煤机组的催化剂使用寿命为 1~3万 h
。
当催化剂的活性降到一定程度 , 系统就会表现 出脱硝效率下降或者氨的泄漏量上升 , 当这两项中 的任何一项无法达到设计要求时 , 就必须更换催化 剂 。 图 2为典型的催化剂管理计划 。 图中氨泄漏体
62
积分数的最大设计限制为 2×10-6。
3. 4 SCR 旁路
由于锅炉在低负荷运行时会降低 SCR 系统入 口烟气温度 , 锅炉启 、 停时会导致烟气温度大幅度波 动 , 在美国 , 一般采取设 SCR 旁路的措施使烟气绕 过 SCR 反应器 。 在 SCR 系统停运期间 , 旁路可以防 止催化剂中毒和污垢沉积 。 SCR 旁路应采用零泄漏 挡板 。 此外 , 美国设置 SCR 旁路也是考虑 SCR 装置 季节性运行的需要 。 日本一般无 SCR 旁路 。
3. 5 吹灰器
因燃煤机组的烟气中飞灰含量较高 , 通常在 SCR 反应器中安装吹灰器 , 以除去可能遮盖催化剂 活性表面及堵塞气流通道的颗粒物 , 从而使反应器 的压降保持在较低的水平 。 吹灰器还能够保持空预 器通道畅通 , 从而降低系统的压降 。这在对现有锅 炉进行 SCR 改造中尤为重要 , 因为空预器的板间距 一般都较小 , 更易造成硫酸氨的沉积和阻塞 。 吹灰器通常为可伸缩的耙形结构 , 采用蒸汽或 空气进行吹扫 , 且每层催化剂的上面都设置吹灰器 。 一般各层吹灰器的吹扫时间错开 , 即每次只吹扫一 层催化剂层或一层中的部分催化剂 。在欧洲的 SCR 装置中 , 吹灰器大约每周启动 1~2次 , 完成一次对 所有催化剂层的吹灰过程在 0. 5min ~2h 之间 。 3. 6 省煤器旁路
虽然 SCR 反应的最佳温度范围为 320~400℃ , 但对于某个特定的装置 , 其催化剂的设计温度范围 会窄一些 , 通常是按锅炉正常运行状态下的省煤器 出口烟气温度范围设计 。 保持烟气温度在设计温度 范围内 , 对于优化脱硝反应是非常重要的 。当锅炉 低负荷运行时 , 省煤器出口烟气温度下降 , 这时可以 采用省煤器旁路来提升 SCR 入口烟气温度 。
省煤器旁路烟道通常使用一个可调节的挡板来 调整经过旁路的热烟气与省煤器出口的冷烟气比 率 。 锅炉负荷越低 , 挡板的开度就越大 , 旁路的热烟 气就越多 。 省煤器出口烟道也需要安装调节挡板来 提供足够的压力使烟气从旁路经过 。 省煤器旁路在 设计时主要考虑的问题一是保持烟气的最佳反应温 度 , 二是保证两股气流在进入 SCR 反应器之前均匀 混合 。 数值模拟技术可以解决这一问题 , 并且已经 在国外的一些 SCR 设计中取得了很好的应用成果 。 3. 7 改造现有引风机或更换新引风机
SCR 系统的烟道和催化剂层均有一定的压力损 失 , 现有引风机可能达不到系统需要的压力 。为了 保持安装 SCR 系统前后的烟气压力相同 , 需要改造 现有引风机或安装新的引风机 , 同时也需要调整现 有风机和电机的基础 。风机增加的电耗是 SCR 系 统运行的主要能耗之一 , 在大多数情况下 , 约占机组 电功率的 0. 3%。
4 结语
火力发电厂是我国主要的环境污染源之一 , 而 其中 S O 2和 NO x 则是大气环境的主要污染物 。 2000年 , 火电厂排放的 S O 2和 NO x 分别约占全国排放总 量的 40%和 21%。从诱发酸雨的 S O 2和 NO x 的离 子浓度进行比较 , 我国大气中 S O 42-比 NO 3-高 5~ 10倍 , 而在日本一般是 NO 3-高于 S O 42-, 说明日本 在 20世纪 70年代中后期 S O 2污染基本得到控制 , 目前 NO x 对大气污染的贡献已经超过 S O 2。在我 国 , 火电厂 S O 2的排放已开始进行有效控制 , 可以预 测 , NO x 的排放控制将是下阶段的重要任务 。 2003年 2月 28日 , 国家计委 、 财政部 、 国家环保 局和国家经贸委发布 《排污费征收标准管理办法》 , 将污染物超标排放费改为排污费 , 并规定 NO x 从 2004年 7月 1日起按每一污染当量 0. 6元收费 。 新版 《火电厂大气污染物排放标准》 G B 13223-2003已于 2004年 1月 1日起实施 。标准进一步严 格了 NO x 的排放浓度限值 , 要求 2004年 1月 1日起 新建的火电厂执行 450mg/m 3的排放标准 , 且必须 预留烟气脱 NO x 装置空间 。同时 , 经济发达地区还 制订更为严格的地方标准 。
我国烟气脱 NO x 还处于刚刚起步阶段 , 这一切 都将极大地促进烟气脱 NO x 技术的应用 。对于烟 气脱 NO x 技术的发展 , 可借鉴烟气脱硫技术发展的 成功经验 , 应立足于引进消化国外先进技术与自主 开发相结合的原则 , 逐步实现国产化 、 产业化 。 参考文献 :
[1]United S tates Environmental Protection Agency. O ffice of Air Quality Planning and S tandards [M].EPA Air P ollution C ontrol C ost M anual (S ixth Edition ) , EPA/452/B -02-001,2002.
[2]朱法华 , 王 圣 1火电 NO x 排放现状与预测及控制对策 [J]1能源 环境保护 ,2004,18(1) :1-51
收稿日期 :2004204214; 修回日期 :2004209227
作者简介 :管一明 (1968-) , 女 , 江苏无锡人 , 硕士 , 高级工程师 , 主要从事火电厂烟气脱硫脱硝的科研和工程工作。
72
范文五：660mw火电厂主要设备及流程介绍
超（超）临界参数概念
临界点的主要影响参数是压力，水的临界点压力为22.115MPa。
达到临界压力时，水和水蒸汽没有差别，在同一温度下，要么全部是水，要么全部为气（其实是很“稠密”的蒸汽）。 和气态的中间态，称为超临界态。
? 对锅炉来说,主蒸汽压力超过（大于）临界点压力（22.115MPa)的工况。 主蒸汽压力大于等于27MPa；主蒸汽压力大于等于24MPa，且主蒸汽温度大于等于580℃（主蒸汽温度大于等于580℃，或/和蒸汽温度大于等于580℃）
按循环方式分，锅炉分为自然循环锅炉，控制循环锅炉和直流锅炉。 1。 一般应用在P≥16MPa的锅炉上。
? 超（超）临界参数锅炉必须采用直流型式 。超（超）临界锅炉一定是直流锅炉，直流锅炉不一定是超（超）临界锅炉。
? 超（超）临界压力锅炉水冷壁锅炉水冷壁出口蒸汽干度为１；蒸汽干度和循环倍率
互为倒数。
? 锅炉的安全指标 ：锅炉连续运行小时数、事故率、可用率
? 锅炉的经济指标 ：锅炉效率、锅炉净效率
哈锅660MW超超临界锅炉技术参数
炉型：MHI垂直水冷壁变压运行辐射式超超临界直流炉
主蒸汽流量： 2030 t/h（BMCR）
1933 t/h（BRL）
再热汽流量： 1712 t/h（BMCR）
1625 t/h（BRL）
蒸汽压力
过热器出口： 26.15 MPa.g（BMCR）
再热器入口：
再热器出口：
蒸汽温度
过热器出口： 605 ℃（BMCR）
再热器入口： 383 ℃（BMCR）
再热器出口： 603 ℃（BMCR）
给水温度 298 ℃（BMCR）
热器和尾部转向室，再进入用分隔墙分成的前、后二个尾部烟道竖井，在前竖井中烟气流经低温再热器和前级省煤器，另一部分烟气则流经低温过热器和后级省煤器，在前、后二个分竖井出口布置了烟气分配挡板以调节流经前、后分竖井的烟气量，从而达到调节再热器汽温的目的。烟气流经分配挡板后通过脱硝装置和回转式空气预热器排往电气除尘器和引风机。 6.23 MPa.g（BMCR） 5.98 MPa.g（BMCR）
主要设备及系统。：
高锅炉效率，提高燃烧空气温度，减少燃料不完全燃烧热损失。空预器分为导热式和回转式。回转式是将烟气热量传导给蓄热元件，蓄热元件将热量传导给一、二次风，回转式空气预热器的漏风系数在8～10％。
我厂每台锅炉配有两台双密封、三分仓容克式空气预热器，立式布置，烟气与空气以逆流方式换热。预热器型号为31.5-VNT-1950，转子直径为φ13950 mm，传热元件总高度为1950mm，旋转方向为烟气/一次风/二次风。
系统中承受高温高压使工质作强制流动的一种大流量、低扬程单级离心泵。
我厂锅炉采用德国KSB公司制造的湿式马达炉水循环泵，型号为LUVAc2x 350-500/1，电机型号为LUV 5/4 FV 40-605。电机为潜水电机，额定功率为400KW，额定电流为60A。泵壳体的设计压力和设计温度分别为21.5MPa和371℃。
带循环泵的启动系统
安全阀是当其进口侧工质静压超过其起座压力整定值时能突然起跳至全开的自动泄压阀门，是锅炉等压力容器防止超压的重要安全附件。为限制工质排放损失，当压力恢复正常或稍低的压力后，应能自行关闭。
采用四级布置，即低温过热器（一级）→分隔屏过热器（二级）→屏式过热器（三级）→末级过热器（四级）；
作用是减小汽轮机尾部的蒸汽湿度及进一步提高机组的经济性。再热蒸汽压力低于过热蒸汽，一般为过热蒸汽压力的1/4~1/5。
为二级，即低温再热器（一级）→末级再热器（二级）。
汽轮机
汽轮机本体是完成蒸汽热能转换为机械能的汽轮机组的基本部分，即汽轮机本身。它与回热加热系统、调节保安系统、油系统、凝汽系统以及其他辅助设备共同组成汽轮机组。汽 轮机本体由固定部分（静子）和转动部分（转子）组成。固定部分包括汽缸、隔板、喷嘴、汽封、紧固件和轴承等。转动部分包括主轴、叶轮或轮鼓、叶片和联轴器等。固定部分的喷嘴、隔板与转动部分的叶轮、叶片组成蒸汽热能转换为机械能的通流部分。汽缸是约束高压蒸汽不得外泄的外壳。汽轮机本体还设有汽封系统。
轮机。
我厂汽轮机选用上海电气集团股份有限公司的660MW超超临界汽轮机，该机型采用德国西门子技术，采用“HMN”模块，高、中压分缸，为四缸四排汽型式。
主要技术规范：
额定功率： 660MW
主要参数：
高压主汽阀前主蒸汽额定压力 25MPa.a
高压主汽阀前主蒸汽额定温度 600℃
中压主汽阀前再热蒸汽压力 92%汽机高压缸排汽压力（再热系统压降暂按8%高压缸排汽压力考虑）
中压主汽阀前再热蒸汽额定温度 600℃
设计背压 4.9kPa.a(平均)
最终给水温度(TRL)
旋转方向(从汽轮机向发电机方向看)
回热加热级数：
本体：
转子及叶片
汽缸
轴承及轴承座
主要系统 最大允许系统周波摆动 295.1℃ 顺时针 8级(3高+4低+1除氧) 47.5～51.5 Hz 转速 3000r/min
本工程热力系统除辅助蒸汽系统采用母管制外，其余系统均采用单元制。
1.主蒸汽、再热蒸汽及旁路系统 两路，分别接至汽轮机左右侧主汽门。 2-1-2连接方式，锅炉和汽机接口均为2个。
40%BMCR高、低压两级串联启动旁路系统考虑。旁路容量不考虑极热态启动工况。
2回热抽汽系统
汽轮机具有八级非调整抽汽，一、二、三级抽汽供三台高压加热器；四级抽汽供除氧器、给水泵驱动汽轮机和辅助蒸汽系统。五、六、七、八级抽汽分别向5号、6号、7号、8号低压加热器供汽。
3辅助蒸汽系统
辅助蒸汽系统为全厂提供公用汽源。本工程每台机设一根压力为0.8～1.3MPa(a)，温度为300～370℃的辅助蒸汽联箱。辅助蒸汽系统供除氧器启动用汽、小汽机调试及启动用汽、汽机轴封、暖通等用汽。
4 高、低压给水系统 50%BMCR容量的汽动给水泵和一台30%BMCR容量的电动调速给水泵，每台汽泵均配有同容量的前置泵。
设置两台100%容量的立式凝结水泵。四台低压加热器（5号、6号、7号、8号），一台轴封冷却器，凝结水采用中压精处理装置。5、6号低压加热器、凝结水除盐装置均设有各自的凝结水旁路。7、8号低压加热器设有公用凝结水旁路。
5 加热器疏水系统
高压加热器疏水在正常运行时采用逐级串联疏水方式，最后一级（3号）疏至除氧器。 低压加热器疏水按上汽西门子推荐采用配置疏水泵和外置式冷却器。 6循环水系统
主厂房内循环水系统循环水系统采用直流循环冷却系统。冷却水通过两根DN2400的循环水管先进入低背压凝汽器，然后流经高背压凝汽器后排至虹吸井。
开式水系统冷却水取自循环水在进入主厂房之前的管道。设置了2台100%容量的冷却水升压泵并设有旁路管道。
闭式循环冷却水系统该系统采用除盐水和凝结水作为冷却水，向对冷却水质要求高的设备提供冷却水，系统设两台100%容量的闭式循环冷却水泵，一台膨胀水箱和两台65%容量的板式闭式循环冷却水热交换器，以开式循环水来冷却闭式循环水。
7 凝汽器有关管道及抽真空系统 :凝汽器抽真空系统设有三台50%容量的机械真空泵。
8 机组抗燃油及润滑油系统 ）抗燃油系统）汽轮机润滑油系统）顶轴系统） 盘车装置9 轴封供汽系统
10 汽轮机本体疏水及排汽系统
疏水系统的设计应能排出所有设备包括管道和阀门内的凝结水。系统还应使备用设备、管道、阀门保持在运行温度状态。排汽系统应能在机组跳闸时立即排放蒸汽，防止汽轮机超速和过热。机组解列后，该系统还具有排除联合汽门中的蒸汽的功能。
省煤器入口，作为锅炉主给水。 经济性。
转换为机械能，将乏汽凝结成水。
轴承供应大量的润滑油和冷却油。主要设备包括主油箱、主油泵、交直流油泵、冷油器、油净化装置等。
在发电厂中，同步发电机是将机械能转变成电能的唯一电气设备。因而将一次能源（水力、煤、 油、风力、原子能等）转换为二次能源的发电机，现在几乎都是采用三相交流同步发电机。在发电厂中的交流同步发电机，电枢是静止的，磁极由原动机拖动旋转。其励磁方式为发电机的励磁线圈FLQ（即转子绕组）由同轴的并激直流励磁机经电刷及滑环来供电。同步发电机由定子（固定部分）和转子（转动部分）两部分组成。定子由定子铁心、定子线圈、机座、端盖、风道等组成。定子铁心和线圈是磁和电通过的部分，其他部分起着固定、支持和冷却的作用。
转子由转子本体、护环、心环、转子线圈、滑环、同轴激磁机电枢组成。
级的交流电的一种设备。
、380V
池，现多采用镉镍蓄电池
在底板或横梁上的一种屏式的电控设备。
电气系统及设备介绍
本期工程2×660MW发电机采用上海汽轮发电机有限公司生产的汽轮机驱动三相交流隐极式同步发电机，型号为QFSN-660-2。发电机额定功率660MW，额定容量733.3MVA，额定功率因数0.9，最大连续输出功率694.5MW，最大连续输出容量771.7MVA。
发电机型号所表示的意义为:QF指汽轮机拖动的发电机,S表示定子线圈水冷,N表示转子绕组氢内冷,660表示额定容量660MW,2表示即级数为两极（一对极）。
发电机采用水氢氢冷却方式：
发电机采用机端自并励静态励磁系统，型号为UNITROL 5000，由上海成套发电设备研究所引进ABB公司技术组装。
发电机密封瓦结构采用单流环式轴密封装置；同时，把机座设计成“耐爆型”
发电机采用封闭密封式焊接机座结构
发电机结构
发电机基本构成：汽轮发电机主要由定子、转子、端盖和轴承等部件组成。
发电机定子：主要由机座、定子铁芯、定子绕组、端盖等部分组成。
发电机转子：主要由转子锻件、励磁绕组、护环、中心环和风扇等组成。 供给同步发电机励磁电流的电源及其附属设备统称为励磁系统。它一般由励磁功率单元和励磁调节器两个主要部分组成。
我厂发电机励磁系统采用的是机端自并励静止励磁系统，励磁系统采用上海成套所国内组装产品(型号UN5000)。 变压器就是利用电磁感应原理来升高或降低电压的一种静止的电能转换器。
变压器主要结构为：较大容量的油浸式变压器一般是由铁芯、绕组、绝缘套管、分接开关、冷却装置、油箱以及其它附件构成。 继电保护的任务
1) 当发生故障时，应自动地、迅速地、有选择性地将故障设备从电力系统中切除，使故障设备免遭更严重损坏，保证无故障部分继续运行。
2) 当电气设备发生不正常工作状态时，根据运行维护条件（有、无经常值班人员）确定保护动作于信号，还是动作可减负荷或跳闸。反应不正常工作状态的保护，经一定延时发出信号，以便值班人员采取措施恢复正常运行。
一般情况下，都是由三个部分组成的，即测量部分、逻辑部分和执行部分。 断路器：作用是切断和接通负荷电路，以及切断故障电路，防止事故扩大，保证安全运行；断路器按其使用范围分为高压断路器和低压断路器。
隔离开关：刀闸主要用于在有电压、无负荷电流的情况下，分、合电路。刀闸与开关配合使用，有机械的或电气的连锁，以保证动作的次序：
封闭母线：封闭母线是将母线装在密闭的金属外壳中。按母线与外壳的结构可分为如下三种： 三相封闭母线：
隔相封闭母线：
离相封闭母线：
直流系统是发电厂厂用电中最重要的一个部分。它应能保证在任何事故情况下，都能可靠和不间断的向其用电设备供电。
直流系统的供电对象主要有：继电保护、自动装置、信号设备、通信系统、开关电器操作、直流动力负荷、事故照明等。
直流系统一般采用单母线，双线制，不接地的接线方式。
蓄电池是一种独立可靠的直流电源。 UPS）每台机组设2套南京标辰科技有限公司生产的不停电电源装置，向热工控制仪表、调节装置、单元机组分散控制系统、热控自动调节和监视设备、电气测量变送器、通信远动设备、火灾报警、消防控制系统及其它自动装置供电；每套UPS额定容量为50kVA，输出电压交流220V，单相50Hz。两套UPS采用独立运行方式。
在机组厂用电失去时，柴油发电机组能向机组提供安全停机所必须的交流用电电源，作为应急保安电源保证设备及系统的安全。
每台机组设置一套天津联迅机电设备有限公司生产的1200kW快速起动的柴油发电 机组作为事故保安电源，
? 化水系统
水的临界点为22.1MPa、374.15℃，本厂过热蒸汽参数为：26.15MPa、605℃，为超超临界工质。
尽量纯化水质，减少水中盐类杂质，降低给水中的含铁量，控制腐蚀产物的沉积量，是超超临界机组水处理和水质控制的主要目标。
工艺主系统：长江水→反应沉淀池→2×95t/h超滤（UF）（含生活用水）→2×100m3超滤水箱→升压泵→2×60t/h 反渗透（RO）→2×50m3淡水箱→淡水泵→2×60t/h 一级除盐+混床→2×3000m3除盐水箱。
净水站
电厂工业用水仅需经过混凝沉淀处理，出水浊度≤5mg/L。
净水站采用的工艺流程如下：
? 工业用水的处理工艺流程
原水（长江水）→原水泵→混凝沉淀→工业、消防水池→工业水泵→工业给水管网→至各用水点（包括化学水处理区）。
为有效去除水中的悬浮物，需进行加药混凝沉淀，本厂采用聚合氯化铝作混凝剂。 ? 生活用水的处理工艺流程
原水（长江水）→原水泵→混凝、沉淀→工业、消防水池→工业水泵→超滤→消毒→生活蓄水池→生活水泵→生活给水管网。
生活水采用二氧化氯消毒。
? 污泥脱水工艺流程
反应沉淀池排泥水→排泥管或排泥沟道→污泥池及排泥泵→浓缩池及污泥泵→加药→离心脱水机→泥饼。
浓缩池上清液→回水池及回水泵→反应沉淀池进水。
净水站设有综合泵房及配电间，污泥脱水及反应沉淀池加药间、污泥脱水车间，生活水池，工业、消防水池，反应沉淀池、污泥池及回收水池、污泥浓缩池及平衡池等。
化学水处理站
? 本厂水处理系统采用 “超滤+反渗透+一级除盐+混床”方案，设反渗透预脱盐处理，
预先脱除95％以上的盐份，
? 本系统出水水质达到《超临界火力发电机组水汽质量标准》（DL／T912－2005）要
求：
二氧化硅 ＜10μg/L
电导率(25℃) ≤0.1μs/cm
? 本工程水处理系统按2×60t/h反渗透+2×60t/h一级除盐+混床系统设计。
凝结水精处理系统
本厂采用中压凝结水混床精处理系统，凝结水精处理装置与热力系统的连接采用单元制，本工程每台机设置2×50%前置过滤+3×50%高速混床凝结水精处理系统，两台机组合用一套混床树脂再生装置。
工艺流程：凝汽器热井 → 凝结水泵 → 凝结水精处理装置 → 轴封加热器→ 低压加热器 → 除氧器
? 系统运行控制参数
? 1）单机处理凝结水量：
? VWO调节阀全开（最大运行点）工况： 1364t/h（含补水量38t/h）
? 凝结水精处理系统处理水量为1400t/h。
? 2）系统运行压力：正常3.26MPa，最大4.0MPa
? 3）系统运行最高温度：＜55℃
? 4）前置过滤器性能： 折叠式滤元
? 运行压差：≤0.15 MPa
? 设备直径：DN1500
? 5）混床性能：
? 型式：球形
? 设备直径：DN3000
? 阳阴树脂比：1：1
? 树脂总层高：1.10m
? 运行流速：100～120m/h
? 运行压差：≤0.25 MPa
? 6）系统出水水质：
? 钠≤1μg/L
? 电导率（25℃）≤0.08μs/cm
? 二氧化硅≤2μg/L
? 铁≤1μg/L
? 铜≤0.5μg/L
