热能动力设备与应用专业毕业论文

长沙电力职业技术学院2011届课程设计题目汽轮机凝汽系统检修方案设计专业热能动力设备与应用姓名XXX学号XXX指导老师XXX时间2013年6月4日前言本次课程设计主要是汽轮机凝汽系统检修方案设计是以汽轮机设备及检修、热力发电厂等为基础的一门综合课程设计。汽轮机设备检修是一门对电厂发电组汽轮机设备出现不同故障的相应的检修手段。可以归纳为通过定期的对汽轮机进行相应的常规检查和维护，来确保各设备的的正常运行。热力发电厂是一门对电厂发电机组的热力系统分析的课程，可归纳为是通过对电厂各热力系统的分析来了解电厂各热力系统的运行状况。从本次课程设计中，我们可以获得综合运用所学的基本理论、基本知识、基本技能，独立分析和解决实际问题的能力；培养应用现代信息技术手段获得信息、利用信息解决问题的能力和相应的思维方式；培养严肃、认真、科学的工作作风和勇于进取开拓的创新精神。目录前言一、绪言1课程设计目的和任务411目的412任务42课程设计的要求4121选题和资料收集4122分析计划阶段5二、火电厂简介521主要设备简介522汽轮机本体的构成523汽轮机的辅助系统与设备624汽轮机常见的故障和检修6三、凝气设备的基本情况831凝汽设备的基本组成832凝气设备的作用933凝汽器的工作原理934对凝汽器的要求1035凝汽器的结构类型10四、凝汽器的检修21五、检修安全措施内容23六、汽轮机运行规程2661汽轮机本体规范及其主要参数26611本体规范及主要参数2662凝汽器及辅属设备规范、特性27621凝汽器加热器除氧器主抽气器辅助抽气器规范2763汽轮机的启动与接带负荷28后记29参考文献30一、绪言1课程设计目的和任务11目的（1）系统地总结、巩固并应用汽轮机设备及检修课程中已学过的理论知识，重点掌握汽轮机凝汽系统结构与基本检修方法及工艺；（2）通过设计对汽轮机的局部检修过程作初步了解，培养自己的管理水平；（3）了解不同类型机组的结构特点及检修的新工艺、新方法。12任务对某火电厂汽轮机凝汽系统进行分析，根据所学汽轮机设备及检修、热力发电厂等有关知识，提出该凝汽设备的配置，根据机组的运行情况，设计凝汽系统的检修方案，并说明设计依据。2课程设计的要求课程设计过程分为选题和资料收集阶段、分析和计划阶段、设计（论文）阶段、课程设计说明书写阶段，具体内容和任务如下121选题和资料收集根据课程设计提出的任务，收集相关资料并整理。资料包括某火电厂汽轮机本体结构、凝汽系统基本情况、汽轮机运行规程等。122分析计划阶段（1）分析并确定汽轮机凝汽系统型式、特点；（2）分析并确定检修方案涉及的内容；（3）对本课程设计进行合理安排。二、火电厂简介21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22汽轮机本体的构成汽轮机（STEAMTURBINEPROPER）主要分为主机、辅机、油系统、调节四大部分组成。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。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。23汽轮机的辅助系统与设备汽轮机的辅助系统有凝结水系统、给水系统、循环水系统、开式水系统、闭式水系统、真空系统、辅助蒸汽系统、压缩空气系统、调节保护、油系统等。辅助的设备有高压加热器、低压加热器、除氧器、凝汽器、油系统设备油箱、启动泵、直交流润滑泵、冷油器、滤油器等、控制系统设备（DEH、TSI、ETS、开机盘、高中压油动机等）24汽轮机常见的故障和检修常见故障与处理（见下表）序号故障现象故障原因处理方法1油箱油位下降系统漏由，事故放油门漏检查、消漏、加油2油系统着火系统漏油，油滴到蒸汽管上；或轴承油档漏油；或润滑油压太高，油从油档处喷出消除漏油用灭火器扑灭火焰，火大停机，开启事故放油门3机组振动转子不平衡转子热弯曲，动静部分摩擦汽封局部摩擦对中不良轴承失油干摩擦推力瓦严重磨损造成动静部分摩擦轴承油膜失稳或破坏造成油膜振荡轴承座不稳定电机磁场中心不对电机线圈匝间短路找平衡停机，盘车2H后再启动停机，盘车2H后再启动重新找中心查明失油原因，进行处理停机处理推力瓦调整轴承比压重紧地脚螺栓或二次灌浆调整磁场中心处理线圈调整空气间隙电机空气间隙偏差超标4推力瓦块温度高瓦块接触不均匀装配质量不合标准前轴承瓦销钉不到位，上下瓦前后错位进油量少仪表误差解体研修解体重装重装销钉检查进油孔检查调整5运行中推力瓦块温度急剧上升转子轴向位移超过标准，瓦块严重磨损停机检查6轴向推力增大进入汽轮机主蒸汽带水高加漏水进入汽缸内通汽部分的机械损坏蒸汽温度急剧下降动叶流道积有盐垢调整蒸汽参数检修推力瓦，修补或换瓦揭缸检查，视破坏情况作相应处理调整蒸汽参数清理汽道盐垢7支持轴承钨金磨损及脱落轴承钨金间隙处落入杂质油间隙不对瞬间断油轴电流腐蚀油质劣化、杂渣、水分等超标清理轴瓦，研修轴和轴瓦调整间隙启动直流油泵，检查油系统测轴瓦绝缘及更换绝缘垫，研刮轴瓦加强滤油及油质处理，研刮轴瓦8汽缸法兰接合面漏气汽缸法兰接合面局部不平整汽缸变形螺栓松紧顺序和紧力不均，不对称或紧力不够暖机或机组启动过快涂料不均或有杂质研刮，加网垫，刷镀研刮法兰接合面按螺栓松紧顺序对称拧紧控制启动温升时间严格控制涂料质量，重涂涂料9调节系统不能维持空负荷运行调节汽门阀芯漏调节汽门开度不对或未关严调节系统整定值偏差油质不良造成调节部套卡涩研磨阀芯或重新调整重新调整汽门开度重新调整重新滤油10调节系统摆动管内有空气油压不稳，调速蝶阀偏斜调节汽门卡涩调节系统迟缓率过大特性曲线不符合要求调节系统部套漏油消除空气解体检查解体检查检查连接件尺寸更换部件，使特性曲线合格消除漏油11危急遮断器拒动或动作没规律油有杂质，芯杠卡涩油门卡涩芯杠弯曲弹簧变形或断裂主轴上安装遮断器的孔与轴线不垂直滤油，清洗解体检修油门更换更换更换主轴12主汽门不严阀杠卡涩阀芯阀座不严密油动机卡涩解体、检查研磨阀芯解体检查13调节汽门不严阀杠卡涩阀芯阀座不严密汽门开度不对调节汽门操纵座的滑架与外壳套之间间隙过小，发生卡涩现象解体、检修研磨阀芯重新调整增大操纵座滑架与外壳套之间隙14抽汽逆止阀不严密电磁阀失灵操纵座活塞卡涩阀杠与密封圈卡涩操纵座回水孔不畅通阀芯、阀座不严密解体检修解体检查增大间隙疏通、增大回水孔研磨阀芯15凝汽器铜管漏铜管磨损腐蚀铜管和管板胀口松动作水压试验，检漏重新胀管或换管16抽汽器失效射水泵故障逆止阀失灵解体检修解体检修三、凝气设备的基本情况31凝汽设备的基本组成凝气设备是由凝汽器、循环水泵、凝结水泵、抽气设备以及这些部件之间的连接管道和附件组成。32凝气设备的作用321凝汽器用来汽轮机排气，使之凝结为水，再由凝结水泵送到除氧器，经给水泵送到锅炉。凝结水在发电厂是非常珍贵的，尤其对高温、高压设备。因此在汽轮机运行中，监视和保证凝结水是非常重要的。322在汽轮机排气口造成高度真空，使蒸汽中所含的热量尽可能被用来发电，因此，凝汽器工作的好坏，对发电厂经济性影响极大。323在正常运行中凝汽器有除气的作用，能除去凝结水中的含氧，从而提高给水质量防止设备腐蚀。33凝汽器的工作原理331凝汽器中真空的形成主要原因是由于汽轮机的排汽被冷却成凝结水，其比容急剧缩小。如蒸汽在绝对压力4KPA时蒸汽的体积比水的体积大3万多倍。当排汽凝结成水后，体积就大为缩小，使凝汽器内形成高度真空。凝汽器的真空形成和维持必须具备三个条件凝汽器铜管必须通过一定的冷却水量。凝结水泵必须不断地把凝结水抽走，避免水位升高，影响蒸汽的凝结。抽气器必须把漏入的空气和排汽不凝结的气体抽走。34对凝汽器的要求有较高的传热系数和合理的管束布置。凝汽器本体及真空管系统要有高度的严密性。汽阻及凝结水过冷度要小。水阻要小。凝结水的含氧量要小。便于清洗冷却水管。便于运输和安装。35凝汽器的结构类型目前火电厂和核电站广泛使用表面市凝汽器，其特点是冷却介质与蒸汽经过管壁间接换热，从而保证了凝结水的洁净。351表面式凝汽器如图所示，冷却水管2装在管板3上，冷却水从进水管4进入凝汽器，先进入下部冷却水管内，通过流水室5流入上部冷却水管内，在由冷却水出水管6排出。蒸汽进入凝汽器后，在冷却水管外汽侧空间冷凝。凝结水汇集在下部热井7中，由凝结水泵抽走。这样，凝汽器的内部空间被分为两部分，称为汽侧；另一部分为冷却水空间，称为水侧。凝汽器的传热面分为主凝结区10和空气冷却区8两部分，这两部分之间用隔板9隔开。蒸汽进入凝汽器后，先在主凝结区大量凝结，到达空气冷却区入口处时，蒸汽流量已大为减少。剩下的蒸汽和空气混合物进入空冷区，蒸汽继续凝结。到空气抽出口11处，蒸汽的分压力明显减少，所应对的饱和温度降低，空气和很少凉的蒸汽得到冷却。空气被冷却后，容积流量减少，抽气器负荷减轻，抽汽效果好。352凝汽器的类型按冷却介质分表面式凝汽器和空冷式凝汽器。按冷却水流程分单流程和双流程、多流程凝汽器。按抽气口位置分气流向侧式、气流向心式、气流向上式、气流向下式。353凝汽器的运行3531机组运行时对凝气设备的要求为了保证完成凝汽器的任务，机组运行时对凝汽器提出了一些要求。1传热性能要好2减小过冷度3减小汽阻和水阻3532凝汽器运行对汽轮机组运行的影响1凝汽器压力升高1KPA，会使汽轮机的汽耗量增加15252凝结水的含氧量也和过冷度有关，当过冷度增大，则含氧量增加，将影响蒸汽的品质。3凝结水的过冷度增加1，机组耗煤量将增加013。4循环水泵的耗电量占机组总发电量的122。5凝汽器运行的要求保证达到最有利真空、减小凝结水的过冷度和保证凝结水品质合格。354凝汽器内空气的影响进入凝汽器的空气来源一是有新蒸汽带入汽轮机，由于锅炉给水经过除氧，该量极少；二是通过汽轮机设备中处于真空状态下的低压各级与相应的回热系统、排气缸、凝气设备等不严密处漏入的，这是空气的主要来源。设备严密性正常时，漏入凝汽器的空气不排汽量的万分之一。漏入空气量虽小，但危害严重，主要表现为以下几个方面1空气使凝结水过冷度增加2空气使凝汽器真空下降3空气使机组运行的经济性下降4空气使凝结水含氧量增加355真空除氧凝结水含氧量大是导致铜管及凝结水系统管道阀门腐蚀、降低设备寿命的重要原因，故超高压以上机组的凝汽器一般都设有真空除氧装置，其形式多为淋水盘式。一般真空除氧装置在大约60额定负荷以上工作时的除氧效果较好，满负荷效果最好。但在低负荷和机组启动时，由于蒸汽量少，蒸汽在上部管束就已凝结，不能到达热井加热凝结水，而且凝汽器压力低，漏入的空气量增大，使凝结水的含氧量增加，过冷度也增加，这时真空除氧效果较差。356真空严密性真空严密性差是造成汽轮机真空低的主要原因，在根据工程调试的经验，真空系统易泄漏空气的薄弱环节有（1）凝汽器热井、低压加热器玻璃管水位计经常出现漏点、缺陷，漏入空气，造成严密性下降。（2）轴封加热器水位自动调节失灵导致水位偏低，水封无法建立，导致空气漏入。（3）采用迷宫式水封的给水泵，其密封水排至凝汽器，水封无法有效建立，导致空气漏入。（4）低压缸防爆门、小汽机排汽管防爆门、凝汽器入孔门等也经常由于密封不严，或防爆门出现裂缝，导致空气漏入。（5）大机、小机低压轴封由于轴封压力不能满足需要，造成轴封泄漏，另外，汽封间隙的大小、汽封的完好程度也是造成轴封泄漏的重要因素。（6）凝结水泵进口法兰、凝泵水封泄漏也经常导致凝结水溶氧不合格。（7）管道安装。目前的新建机组，安装质量较好，压力管道均进行水压试验，真空管道均进地灌水试验，由于法兰，阀门盘根等原因导致泄漏的情况较小。（8）部分低压管道上的疏水阀、排汽阀，关闭不严，导致真空泄漏。根据实际情况及分析研究，可采用以下处理措施（1）机组运行过程中维持轴封系统各疏水U形水封的正常工作。（2）机组运行过程中维持好轴封加热器的正常水位。（3）按设计要求调整汽轮机轴端汽封间隙，减小轴端漏汽量。（4）运行中严格控制低压汽封供汽压力、温度，遇到汽封系统运行不正常，应及时进行分析，不可随意提高汽封供汽压力、温度。（5）负压部位管道设计时，应充分考虑膨胀问题，应设有一定长度的弯头或膨胀节。（6）运行中应尽量避免剧烈工况出现。（7）及时更换泄漏的阀门。357真空下降的常见原因及预防措施汽轮机凝汽器真空高低直接对机组的经济、安全、可靠运行有着重大影响。不论是新还是老机组，在正常运行中，汽轮机设备真空变低，通常发生的较为缓慢地下降，个别情况真空急剧下降，此时汽轮机必须立即按规定降负荷随后检查设备及系统，判断急剧下降的原因，并消除它。真空急剧下降的原因很多，但现象明显，故不难于查寻，再者真空急剧下降的情况较少，而真空缓慢下降才是带有普遍性的问题。现对汽轮机正常运行中，较为常见的凝结器真空缓慢下降的表征、原因与处理方法如下3571汽轮机轴封压力不正常（1）表征机械真空表、真空自动记录表的指示值下降、汽轮机的排汽缸温度的指示值会上升。（2）原因在机组启动过程中，若轴封供汽压力不正常，则凝结器真空值会缓慢下降，当轴封压力低时，汽轮机高、低压缸的前后轴封会因压力不足而导致轴封处倒拉空气进入汽缸内，使汽轮机的排汽缸温度升高，凝结器真空下降。而造成轴封压力低的原因可能是轴封压力调节伐故障；轴封供汽系统上的阀门未开或开度不足。（3）处理当确证为轴封供汽压力不足造成凝结器真空为缓慢下降时，值班员必须立即检查轴封压力、汽源是否正常，在一般情况下，只需要将轴封压力调至正常值即可。若是因轴封汽源本身压力不足，则应立即切换轴封汽源，保证轴封压在正常范围内即可，若是无效，则应该进行其它方面检查工作。3572凝结器热水井水位升高（1）表征机械真空表、真空自动记录表、汽轮机的排汽缸温度的指示值下降、而凝结器电极点、就地玻管水位计值会上升。（2）原因凝结器的热水井水位过高时，淹没凝结器铜管或者凝结器的抽汽口，则导致凝结器的内部工况发生变化，即热交换效果下降，这时真空将会缓慢下降。而造成凝结器的热水井水位升高的原因可能是除盐水补水量过大；机组4低加凝结水排水不畅；凝结水系统上的阀门开度不足造成的。（3）处理当确证为凝结器的热水井水位升高造成凝结器真空为缓慢下降时，值班员必须立即检查究竟是什么原因使凝结器真水位上升，迅速想办法将凝结水位降至正常水位值。3573凝结器循环水量不足（1）表征机械真空表、真空自动记录表的指示值会下降，汽轮机的排汽缸温度的指示值上升，凝结器循环水的进、出口会波动，凝结器循环水的进、出口水温度会发生变化（进口温度正常，出口温度升高）。（2）原因当循环水量不足时，汽轮机产生的泛汽在凝结器中被冷的量将减小，进而使排汽缸温度上升，凝结器真空下降，造成循环水量不足的原因可能是循环水泵发生故障；循环水进水间水位低引起循环水泵汽化，使循环水量不足；机组凝结器两侧的进、出口电动门未开到位；在凝结器通循环水时，系统内的空气未排完。（3）处理当确证为凝结器循环水量不足造成凝结器真空为缓慢下降时，值班员应迅速汇报班长，同时，联系循环水泵人员检查循泵运行是否正常，进水间水位是否正常。迅速到就地检查机组凝结器的两侧进、出口电动门是否已经开到位，两侧进、出口压力是否波动。3574处于负压区域内的阀门状态误开（或误关）（1）表征机械真空表、真空自动记录表、汽轮机的排汽缸温度的指示值下降，发生的时间之前，值班人员正好完成与真空系有关操作项目。（2）原因由于机组启动过程中，人员操作量大，在此过程中难免会发生操作漏项或是误操作的情况，这是造成此类真空下降的主要原因。（3）处理当确证为处于负压区域内的阀门状态误开（或误关）造成凝结器真空为缓慢下降时，值班人员应迅速将刚才所进行过的操作恢复即可。3575轴封加热器满水或无水（1）表征机械真空表、真空自动记录表的指示值会下降，汽轮机的排汽缸温度的指示值上升，若是轴封加热器满水，则汽轮机的高、低压缸前、后轴封处会大量冒白汽，而此时轴封压力会上升，严重时，造成轴封加热器的排汽管积水，使轴封加热器工况发生变化，导致真空下降；若是轴封加热器无水，则大量的轴封用汽在轴封加热器中未进行热交换就直接排入凝结器内，增加了凝结器的热负荷，导致真空下降。（2）原因在机组启动过程中，由于调整不当或是轴封系统本身的原因使轴封加热器满水或是无水，将导致凝结器真空下降，造成轴封加热器满水或是无水的原因可能是轴封加热器铜管泄漏；轴封加热器至凝结器热水井的疏水门开度不足，或是疏水门故障；抽汽逆止门的回水门开度过大；轴封加热器汽侧进、出口门开度不足，疏水量减少，使轴封加热器无水。（3）处理当确证为轴封加热器满水或无水造成凝结器真空为缓慢下降时，司机迅速通知副司机检查轴封加热器的水位是否正常，若是满水则开启轴封加热器汽侧排汽管上的放水门排水至有蒸汽流出为止，同时检查轴封加热器的汽侧疏水门是否已达全开位置。若是轴封加热器无水，则将轴封加热器的水位调至1/2即可。在汽轮机机组启动过程中，经常碰到的凝结器真空缓慢下降的原因就是这种。当然，这不是绝对的，但是应该遵循这样的原则当凝结器真空缓慢下降时，值班员应根据有关仪表，表征，工况进行综合判断，然后进行相应的处理。358抽汽器抽气设备的任务是在机组启动时建立真空以及在运行中抽除从真空不严密处漏入空气和未凝结蒸汽。抽汽设备分射流式抽气器和容积式抽气器。随着蒸汽参数的提高和机组功率的增大，以及机组滑压参数运行的运用，大部分机组使用射水抽气器和真空泵。抽气器的工作情况也会影响凝汽器真空。主要存在两个问题；一是抽气能力；二是工作介质的物理性质。如当真空不严密或设计不合理，无法全部抽出凝汽器内的不凝结气体而引起不凝结气体累积。工作介质若是冷却水时，其夏季的水温可达35以上，而抽水气室的真空是由水温决定的饱和温度与饱和压力是一一对应的，届时所能达到的最高真空也只是冷却水温度对应的饱和压力。过冷却度增加的主要原因是漏入的空气量增加，或抽汽设备工作状况变差。当均压箱压力变化较小时，漏入的空气量变化不会大，过冷却度如果上升达3以上，可以判断抽汽设备工作不正常。若工作蒸汽压力降低，抽气器工作能力降低，若开大进气阀不能解决问题，则要检查喷嘴前的滤网是否被堵塞，当排气管明显有蒸汽时，可能是通过抽气器的冷却水量不足，使进入冷却器蒸汽不能充分凝结，导致冷却器汽侧压力增高，射水抽气器工作水温对抽气量影响很大，在空气门全关的情况下，抽气器所造成的最低压力就决定于工作水温下的饱和压力，当工作水温升高时，应降低射水池的水温。射水箱水温较高，是中小电厂真空度较差的一个容易忽略的问题。射水泵出现故障，进水温度较高，水箱水位低，水泵出口压力降低，电流减少，此时运行人员应停放故障泵开启水箱水温，让水位正常。射水抽气器出口尾管内生锈或结垢，会增大阻力，使射水器混合室内压力升高，影响出力。当真空严密性实验确定没有漏空气量时，抽气系统工作的失常，抽气量将降低，导致凝汽器端差增加，凝结水含氧量继续增加。目前采用的短喉管射水抽气器效率低，排水管距水箱液面距离短，使射水泵功耗增加，影响射水抽气器的工作性能；抽气器管阻增加，导致凝气器背压升高。3581检验处理的方法（1）改进低效率的抽气器，将其短喉管加长或选用其它高效的抽气器。（2）将射水抽气器在允许的范围内尽可能提高安装标高，保证排水管距液面有足够距离。（3）设计和安装抽气系统空气管道时，应尽量缩短抽气管道长度，加大管径，减少弯头和阀门数量。359清洁度的原因及措施凝汽器冷却表面积脏污，凝汽器铜管内结有不同程度的硬垢时，影响了循环水流量及其传热效果。凝汽器传热面的结垢和污染使传热系数降低，从而使凝汽器端差增大，真空下降。结垢和污染的来源分为两种即外部污染和内部结垢。3591外部污染对于开式循环水系统外部污染源主要是水中的泥沙、有机物及杂质；对于闭式循环水系统，主要是因循环水浓缩易结垢。由于江河水的污染日益严重，特别是水中的塑料薄膜、编织袋等垃圾，吸在滤网上不易被冲洗掉，增加了水阻力，影响循环水泵正常工作。这些杂物又容易从滤网的缝隙钻人系统，遮盖在凝汽器管板上，减少了冷却面积，同时还影响胶球清洗正常运行。因此，水中垃圾对循环水系统正常工作影响极大。为清除水中垃圾，目前采用滤网和凝汽器反冲洗装置。为提高凝汽器的清洁度，除控制结垢和污染的来源外，目前通常采用机械或化学方法清洗凝汽器。其中，最重要的是胶球清洗。广州球江电厂4台300MW机组，都配有胶球清洗装置，以前因种种原因未投入使用，1998年7月对胶球清洗装置进行了完善，使其投入运行，使用胶球清洗装置后，凝汽器真空提高了2KPA。3592内部结垢内部结垢主要是运行机组汽水品质控制不严，导致凝汽器汽侧结垢，降低了传热效果。如有些电厂凝汽器出口凝结水含氧量严重超标，为降低凝结水含氧量，可采用改进凝汽器补水方式和采用凝汽器喉部补水雾化设备等。广州珠江电厂的4台300MW机组均对原有凝汽器喉都补水装置和运行方式进行改进。据试验测量结果表明，凝结水含氧量下降很多，并严格控制汽水品质，大大降低了凝结水在凝汽器汽倒结垢的可能性。3593结垢清洗在凝汽器中，冷却面结垢对真空影响是逐步积累和增强的18，凝汽器结垢可使凝汽器阻力损失增大，凝汽器的管壁热阻也由于结垢使热阻变大，管壁结垢增大的热阻往往会成为传热过程中的主要热阻，针对这个热阻采取处理措施，收效应最为显著。在运行中对循环冷却水采用经过严格预处理的厂内水，同时合理安排清洗周期。凝汽器在初期结垢较松，污泥多，可用机械清洗法，但这种清洗法需要时间较长，且操作时，需一根根地洗刷，因而劳动强度大，易损伤铜管，已很少采用，也可采用干燥法及反冲洗法，但前者需要减负荷，要求排汽温度保持在506O，将半面凝汽器停用，放水后打开入孔，用风扇对其强迫通风，当管内微生物和软泥龟裂时，再恢复、通水冲走。这种方法耗费时间太长，只在一定水质条件下具有效果，而后者反冲洗，虽说不用停机，但清洗效果不够理想，因此现在在国内外不少机组都采用了胶球连续清洗法，这种方法方便、快捷，而且效果显著，如果采用带有4MM宽的金刚砂的海绵球，能去除铜管中的硬垢。当凝汽器结硬垢后，则可对凝汽器进行酸洗，针对水垢以碳酸盐为主，夹杂硅酸盐、硫酸盐等，可适当选择如硫酸或盐酸溶液，但一定要控制浓度、温度、酸洗时间，也可适当选用氨基磺酸作为主洗剂,要循环清洗，然后用水再冲洗，并且加工业磷酸三钠，由于循环水含盐量低，故运行一段时间后，铜管表面可生成一层致密CUOH保护膜，使铜表面与水隔离抑制腐蚀，清洗后，可大大提高传热系数，真空可相应的提高，安全性及经济性也都能大为提高。四、凝汽器的检修检修项目工艺方法及注意事项质量标准水室检修打开水室人孔盖或拆下水室更换冷却水管时做该项工作，用高压水枪将泥垢冲洗干净。水室应无泥垢，防腐层无严重脱落，人孔法兰结合面平整，橡皮垫完好无老化。凝汽器冷却水管内壁冲洗采用高压清洗水泵和高压水枪打胶球的办法进行冲洗，如果一次冲洗不干净可反复冲洗直至将铜管内壁污垢冲洗干净为止。胶球直径比铜管内径打1020MM汽侧检查和清理1检修加强板、加强筋是否完好。2检查各疏水口挡板是否完好无变形脱落。3检查排气进入口铜管表面气流冲蚀情况，冲蚀严重时应预先将铜管堵掉，大批铜管冲蚀严重时应更换铜管。4热水井出水滤网清洗、检查。5检查汽侧人孔盖结合面平整及密封情况。6装复人孔盖时必须检查工作已全部结束，汽侧内落物、垢物已清理干净，没有工作遗留在内，人员已全部从凝汽器出来，方可装复人孔盖。加强板，加强筋焊缝无裂纹脱焊；滤网清洁完好无破损，热水井底面杂物锈垢清理干净。人孔盖接合面平整，密封垫片完好。喉部检查1检查各钢管支撑、加强板、工字刚悍缝情况。2检查在喉部的进、出管道与喉部相连的焊缝情况。3检查与汽轮机排气口连接的波形接头焊缝检查。焊缝无裂纹、脱焊；波形接头焊缝应做无损探伤检查，无裂纹。水位计检查1检查板式磁浮子水位计翻板动作情况，水位计水位指示是否与实际水位相符。2试验方法从汽侧底部接出一根透明塑料管作为临时水位计。塑料管翻板灵活，水位计水位指示与实际水位相符。水位与翻板式磁浮子水位计的水位指示进行比较一致。铜管检漏凝汽器每次检修，铜管清洗干净和更换管子后，必须对冷却水管进行检漏。检漏方法为1用压缩空气吧铜管内壁和管口周围积水吹干。2对凝汽器注除盐水。3在水侧逐跟检查冷却水管胀口，并认真做好记录。水位注到凝汽器喉部高出冷却管300MM左右。汽侧真空严密性检查检查前提真空系统管道阀门和与该系统有关设备的检修工作已完毕。检查步骤1关闭凝汽器底部放水门和凝结水泵进水门。2打开真空系统与凝汽器联通的所有阀门。3灌水。检查部位凝汽器壳体焊缝，真空系统所有管道阀门及连接件。泄露部位消除后应再做一次严密性检查，直到无泄漏为止。五、检修安全措施内容一、检修前办理工作票，督促汽机工程师对水、汽、油、电等各系统做好隔离措施，并检查有无挂牌标识。二、揭缸。1、揭缸前检查有无按规定制作重大施工方案，方案制作是否完整、合格，另外还应填写危险施工作业票。2、有无制作作业技术交底指导书，对各参与揭缸人进行交底并签字确认。3、检查起重设备、工具。1）钢丝绳有无老化、断股、夹头有无松动，是否达到安全系数。2）卡环有无裂纹、破损，螺栓有无滑牙，是否达到安全系数。3）检查葫芦有无滑链，葫芦钩有无变型，链扣焊口有无被腐蚀、卡链等现象。4）行车刹车、润滑系统是否良好、可靠。5）各起重设备有无试吊合格证明。4、检查是否只有一个人负责指挥，并佩戴明显的指挥袖章。5、起重人员是否持证上岗，人员搭配是否合理可靠。6、起吊场地是否完备。1）灯光是否充足。2）吊物在空中移动时下方是否撤离人员，有无避开下方重要设备。3）摆放位置是否合理，有无核算承载力。7、揭缸组织机构人员是否全部到位，是否办理业主和主要负责人签字确认和下达揭缸令。8、起吊时工作人员不准把头手伸入接合面。9、起吊过程中要密切注视各承重点有无发生意外，如钢丝绳、行车、卡环等发生不正常的声音或断裂现象。10、外缸放置时必须加木枕铺垫，并围栏定置、标识。11、汽缸孔洞必须及时封盖，并做好围栏、警戒。12、清理、打胶外缸法兰接合面时，心须使用专用撑架。13、如果汽缸盖要进行翻缸时，必须考虑场地是否足够宽大，钢丝绳和专用起重设备是否能够承受得住翻转时可能受到的动负载，钢丝绳结法要正确，不致于发生滑脱、弯折或尖锐边缘发生摩擦，并保持重心平稳，指挥人员和协作人员要注意站位，以防翻转时被打伤。三、抽转子。1、制作重大施工方案，填写危险施工作业票，制作作业技术交底指导书并对作业人员交底和签字确认。2、检查起重设备。3、钢丝绳结法是否正确。4、组织机构人员是否全部到位，是否办理业主和各负责人签字确认并下达开工令。5、密切注视转子起吊、抽移过程中的平衡度，以免发生碰撞线圈和绝缘棒。6、应定置在电厂指定的放置点，并围栏、警示（根据定置图放置大件设备）。四、扣缸必须执行上缸证制度。五、校转子动平衡时必须做到1、只准在一个人负责指挥下进行校验工作。2、用警示带或围栏围好，无关人员不准入内。3、不准站在钢丝正对面。4、用电动机和皮带拖动转子时，应有防止皮带断裂时打伤人的措施。六、一般不允许在汽机平台内动火作业，如果必须动火时，要做到1、办理一级动火工作票。2、准备好必备的灭火器材。3、清理管道内的余氢气和积油。4、气瓶应放在下层或0米层。七、滤油时应设专人监护，远离火源，滤油机下方加装油盆和接好地线，如果大于2M3体积的油灌必须接地线。八、拆卸自动主汽门、调速门时注意要均衡地放松弹簧，以防止拆除过快弹簧飞出伤人。九、扣缸。参照揭缸安全监督内容和执行上缸证制度。十、热松紧螺栓时，加热棒端头做好绝缘，以防触电。十一、发电机转子做试验时必须做好隔离警戒。十二、使用千斤顶、小坦克时，接触面必须加专用垫片或要块，计算出设备承重力度，使用千斤顶时不能加长手柄，检查保险销和润滑性能是否良好。被吊升起时不断加枕木作铺垫保护。执行同起同降平衡升降的原则。十三、做好现场文明施工，必须按电厂文明施工要求按照检修现场文明施工规定执行。六、汽轮机运行规程61汽轮机本体规范及其主要参数611本体规范及主要参数类别1、2机型式N6351型单缸、中压、中温、冲动、冷凝式额定负荷6000瓩经济负荷5000瓩转速（按汽流方向为顺时针）3000转/分制造厂青岛汽轮机厂汽压额定34MPA最高36MPA最低31MPA汽温额定435最高445最低420转子叶轮双列复速级一级单列冲动级9级临界转速汽轮机1832转/分发电机1960转/分排汽压力额定负荷0083MPA经济负荷0073MPA冷却水温设计27最高33汽轮机三级不调整抽汽工作时参数类别1、2机级数工况抽汽参数（MPA/）抽汽量（公斤/小时）抽汽室位置供用设备经济负荷08/3042500一级抽汽额