2023年某公司热电站主要设备维护规程

XXXXXXX化工有限责任公司

热电站主要设备维护规程

xxxxx化工有限责任公司

二O一五年五月

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★内部资料，注意保密

热电站主要设备维护规程

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发布日期：2015年5月30日实施日期：2015年6月1日

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XD-260/9.81-M型循环流化床锅炉维

护检修规程

1总则

i.i规程适用范围

本规程适用于XD-260/9.81-M型循环流化床锅炉的维护和

检修。

1.2设备结构简述

XD-260/9.81-M型循环流化床锅炉由汽包、锅炉本体和辅机

三大部分组成。

a.汽包汽包内径1600mm,壁厚100mm,材质P355GH。

b.锅炉本体此锅炉为中温、低倍率循环流化床锅炉，由旋

风分离器、膜式水冷壁、过热器、中间喷水减温器、省煤器和空

气预热器等组成。

c.辅机引风机、返料风机、一次风机和二次风机。

工艺流程概述

本锅炉是一台引进国外中温、低倍率循环流化床锅炉的先进

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技术后，由本厂自行设计开发制造的高温高压低倍率循环流化床

燃煤锅炉。该炉具有高效、低磨损，中温分离，灰循环安全易控；

运行可靠性高，启动迅速等特点。本炉方案已经国外专家确认。

锅炉为紧身封闭布置，由前部及尾部两个竖井烟道组成。前

部竖井是炉膛，为悬吊结构，炉膛四周由膜式水冷壁组成。自下

而上依次为一次风室、浓相床、悬浮段、一级蒸发管、三级过热

器，二级过热器，一级过热器，二级蒸发管及高温省煤器。在炉

膛的锥段部分的前后墙布置有二次风，二次风通过喷嘴进入炉膛。

尾部是尾部受热面烟道竖井，采用支承结构，布置有低温省煤器

上段，锅炉尾部SCR装置，低温省煤器下段及管式空气预热器。

两个竖井之间由两个并列的旋风分离器柔性连通，分离器下部接

回送装置及螺旋除灰器。经旋风筒分离下的回送灰（控制床温）

经回送装置从炉后通过变频罗茨风机送入炉膛。从分离器分离下

来的多余的灰经螺旋除灰器排走。前后墙折弯处以下的燃烧室

及分离器内部均设有防磨内衬，前部竖井采用敷管炉墙，外置金

属护板；后部竖井采用护板式轻型炉墙。由24根型钢柱承受锅

炉全部重量。

锅炉采用床下点火，分级燃烧，一次风率为55-60%（根据

煤质变化调整）。正常运行时，一次风经一次风机加压，流经一

次风的三段空气预热器，被加热的一次风经一次风热风道进入点

火燃烧器的一次风进口，然后再依次经过一次风室，水冷布风板，

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风帽，进入炉膛，流化床料，并提供密相区燃烧所需的空气。密

相区为湍流床，由于循环灰的给入点位于密相区，使得床温能够

始终控制在850-95(TC制之间，这样的温度环境有利于石灰石与

燃料中的硫发生反应，达到最佳的脱硫效果；空气的分级送入，

又造成低温缺氧燃烧环境，降低了NO,的生成量。在这一区域，

燃烧中大部分热量被释放，未燃尽的粒径较小的碳粒进入了悬浮

段继续燃烧，在悬浮段的前后墙布置二次风，二次风采用大口

径，以增加二次风的刚度，增强穿透力，二次风的布置既满足沿

炉膛截面的变化达到一定的烟速要求；又满足二次风有一定的穿

透力的要求，这样二次风既能吹掉包裹在进入悬浮段未燃尽的碳

粒上的灰壳，使得在悬浮段保证空气与炙热的碳粒及时有效的结

合，又能在悬浮区段造成的氧化环境，补充碳粒进一步燃烧所需

的空气。同时保证沿炉膛高度有合理的烟速，以保证烟气含灰量

的稳定，确保炉膛上部受热面的吸热。所以二次风的引入高度及

速度是确保二次风达到上述效果的关键。炉膛内设置的SNCR设

在二次风后，以便使富氧生成的NOx与喷人的氨及时反应，并在

高温的炉膛中有足够的反应空间及时间，由于高钠煤的强粘结性

及燃烧需要的温度综合考虑，在前后墙折弯处下部的炉膛四周的

膜式水冷壁上铺满耐火衬，减少了炉膛的吸热，使整个燃烧室的

烟温在860-95(TC左右，并且沿炉膛的整个截面温度场均匀。另

外，蒸发管下部的炉膛高度达22米左右，而炉膛内的烟速在4〜

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5m/s,所以烟气能在蒸发管下部的炉膛停留4〜5秒，这样足以使

旋风分离器切割粒径以下的碳粒燃尽，保证高的燃烧效率，然后

高温烟气夹带固体粒子向上依次流经一级蒸发管、三级过热器，

二级过热器，一级过热器，二级蒸发管和高温省煤器管束，约80%

的热量被吸收，烟温降至400-5002进入旋风分离器进行气固分

离。分离下来的再循环粒子一部分进入回送装置通过回料器从炉

膛后部分四点回送至密相床以控制床温，其余部分落入螺旋除灰

器，从旋风分离器出来的烟气流经尾部竖井，热量被低温省煤器

和空气预热器吸收，烟温降至约130-15(TC后排出锅炉。

1.3设备主要性能

额定蒸发量260t/h一次风预热温度

150℃

额定压力9.81MPa二次风预热温度

150℃

额定蒸发温度540℃排烟温度

140℃

给水温度158℃设计燃料

II类烟煤

工作介质水、蒸汽热效率

90%

2设备完好标准

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2.1零部件完整齐全，质量符合要求

2.1.1汽包、本体零部件完整齐全，质量符合技术标准。

2.1.2各部配合、安装间隙均符合要求，热膨胀、受压等均不超

出规定。

2.1.3仪表仪器、信号联锁和各种安全装置、自动调节装置定期

校验，保持完整齐全、灵敏准确。

2.1.4管线、管件、阀门、支架等安装合理，牢固完整，标志分

明，符合技术要求。

2.L5防腐油漆完整无损，标志分明，符合技术要求。

2.1.6场地平整，道路通畅，照明、消防、通讯以及给排水系统

正常。

2.2设备运转正常，性能良好，达到铭牌出力或查定能力。

2.2.1设备运转平稳，无松动、杂音及不正常振动等现象。

2.2.2各部温度、压力、流量等运行参数符合规定要求。

2.2.3生产能力达到铭牌出力或核定能力。

2.3技术资料齐全、准确

2.3.1设备技术档案应及时填写，档案内容应包括产品合格证、

质量证明书、使用说明书及设备技术性能、运行统计、检修记录、

评级记录、缺陷记录、事故记录、润滑记录、监测和检验记录等，

新设备应有安装及调试记录。

2.3.2设备的操作规程、维护检修规程及相应的安全技术规程齐

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全。

2.3.3设备的总图及易损件图纸或易损件图号目录齐全。

2.3.4设备检修工时定额、备品备件消耗及储备定额齐全。

2.4设备及环境整洁，无跑冒滴漏。

2.3技术资料

2.3.1有产品合格证、质量证明书、使用说明书、总装配图、

零部件图。

2.3.2有安装、试车、验收资料。

2.3.3设备档案、检修及验收记录齐全，填写及时、准确。

2.3.4设备运转时间和累计运转时间有统计、准确率100%。

2.3.5设备易损件有图样。

2.3.6设备操作规程、维护检修规程齐全。

2.4设备及环境

2.4.1设备清洁、表面无灰尘；油垢。

2.4.2基础及周围环境蹬洁。

2.4.3设备及管线、阀门等无泄漏。

3设备的维护

3.1日常维护

3.1.1保持炉体整洁，设备完好，严格按操作规程启动、运转与

停车，并作好运转记录。

3.1.2保持炉体上、下交通通畅，炉体平台和楼梯无杂物。

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3.2.2各辅机运转正常，无杂音，无震动。

3.2定期检查（见表1）

表1

检查项目检查内容检查指标检查周期

水冷壁测量壁厚DL/T5047-95半年

过热器同上DL/T5047-95半年

省煤器同上DL/T5047-95半年

返料装置检查浇注料和小风DL/T5047-95半年

帽

烟风道人孔、保温、密封DL/T5047-95每天

风帽磨损和损坏情况DL/T5047-95半年

引风机振动、油位、冷却参照制造厂标准1小时

水、地角螺丝

返料风机同上同上1小时

一次风机同上同上1小时

二次风机同上同上1小时

炉内浇注和保厚度、裂痕、磨损相关图纸半年（有机会

温情况停车）

压力管道测厚、焊缝探伤按压力容器管理要12个月

求（或参照压力容

器管理要求）

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汽包腐蚀情况根据化学监督规程半年

分析

安全阀校验参照制造厂标准一年

整炉系统规定记录、操作运操作法确定指标1小时

行数据

3.3润滑

3.3.1按设备润滑表的要求，做好润滑油的添加或更换工作。

润滑部位加油方油品牌号加油量换油周期

式

引风机轴根据油品分析

承人工加46#润滑机加至油位结果，

返料风机油油a大修时全部或

轴承局部更换

一次风机

轴承

二次风机

轴承

3.3.2油品质量标准及换油指标。

项目质量标准试验方式换油指标

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运动粘度（40℃）,45.9

mm2/sW0.03

酸度,mgKOH/g无

机械杂质有

水分^180℃

闪点，℃

3.4锅炉常见故障及处理方法

故障现象故障原因处理方法

锅炉锅壳损坏内、外壳腐蚀进行补焊或部分更换

人孔门关不严焊补、打磨

过热器、省煤器变形整形或更换

等损坏破损

烧毁

炉墙损坏墙砖损坏修补

安全阀漏汽更换阀座或阀芯

达到开启压力不开吹洗安全阀

启更换弹簧

没到开启压力自动清扫杂物

开启

回座迟缓

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4检修周期和检修内容

4.1检修周期

a.随时进行日常维护；

b.设备新装投运12个月进行第一次大修，以后每3年大修

一次。

4.2检修内容

4.2.1日常工作

a.消除油、水、汽系统的管线、阀门和接头处的跑冒滴漏;

b.1个月测定一次润滑油油质，油质机械杂质不合格时用滤

油机串联滤油或部分调换润滑油，酸值、粘度超标时，必须换油；

半年小修一次。

c.检查水位计、压力、温度表记，调整报警信号；

d.电动机常规测试检查及电器系统的一般故障处理排除；

e.备用设备每月维护保养一次，启动运转半小时

4.2.2大修

a.彻底清扫受热面外壁的结焦和积灰。

b.省煤器检查其外壁磨损、内壁腐蚀和管路漏水等。

c.汽包检修要隔绝与其他炉的汽、水、压缩空气、油、电等

的联系，汽包内部温度降到401以下时，才能进入工作，并保

证良好的通风。

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d.水冷壁检查管子变形、附件烧坏或脱落、管子烧粗和磨损。

e.过热器检查吊挂管、防磨罩磨损和焊口泄露等缺陷。

f.空气预热器检查腐蚀、磨损、管子断裂等。

g.各风机检查其磨损、振动和轴承故障。

5、下列情况应立即停止锅炉运行：

5.1、锅炉缺水，使水位在锅炉汽包水位计中消失。

5.2、锅炉满水，使水位超过汽包水位计中的上部可见水位时。

5.3、炉管爆破，不能保持水位正常时。

5.4、所有水位计损坏时。

5.5、锅炉汽水管道破裂威胁设备及人身安全时。

6、出现下列情况时应请示停止锅炉机组运行（停炉时间由总工

程师决定）。

6.1、水冷壁管、蒸发管、省煤器管、过热器管或减温器管泄漏

时。

6.2、燃烧室内与烟气接触的汽包或联箱上的绝缘材料脱落时。

6.3、炉墙裂缝且有倒塌危险或炉架横梁烧红时。

6.4、汽温或过热器壁温超过允许值，经调整和降低负荷仍未恢

复正常时。

6.5、锅炉给水，炉水或蒸汽品质严重低于标准，经处理仍未恢

复正常时。

6.6、锅炉严重结焦而难以维持运行时。

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汽轮机维护规程

1、总则

1.1、工艺流程简述

CB25—8.83/5.0/0.7型汽轮机：高温高压单缸一级调整抽汽背

压式汽轮机。

从锅炉出来的新蒸汽经由2根蒸汽母管进入位于机组头部两侧

的主汽阀，再通过高压调节阀（群阀提板）七个一组调节阀进入

喷嘴，蒸汽经1个双列调节级，再通过低压调节阀（群阀提板）

五个一组调节阀进入喷嘴，一个单列调节级,6个压力级做功后，

由后汽缸排汽口排入排汽管网。在复速级后设一级可调工业抽汽。

2、汽轮机主要技术规范

2.1.汽轮机设计主要技术参数

项目单位名称备注

制造厂家青岛捷能汽轮机厂

型号CB25—8.83/5.0/0.7

额定功率MW25

最大功率MW

r/mi

额定转速3000

n

r/mi

临界转速1680

n

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从机头向发电机端看为顺时针方

转子旋转方向

向

主轴承双振幅mm0.025

r/mi

盘车转速9

n

上汽缸重量

汽缸重量t

下汽缸重量

转子重量t8.83

总重t〜45

主蒸汽阀前主蒸汽压力MPa8.83

主蒸汽阀前主蒸汽温度℃535

额定317.8

进汽量t/h

最大333.6

上限5.99（绝对）

抽汽压力MPa5

下限4.669（绝对）

上限1.199（绝对）

背压排汽压力MPa0.7

下限0.499（绝对）

抽汽温度℃459

背压排汽温度℃240

额定180

抽汽量t/h

最大200

2.2、汽轮机结构

型汽轮机为单缸、单轴、冲动、高温次高压、抽背式，具有

一级调整抽汽及一级背压排汽。汽轮机结构包括静止部分和转

子部分。

静止部分包括前、后汽缸、隔板套、隔板、前后轴承座、前

后轴承和前后汽封。前汽缸借助前端的猫爪与前轴承座相连，前

轴承座支撑在前座架上，后汽缸则支撑在左右两个后座架上。为

了确保机组在运行中的膨胀和对中，前座架上布置了轴向导向键,

使机组在运行中可以自由向前膨胀和上下膨胀，在后座架上有横

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向键，后汽缸尾部有轴向导板，保证了汽缸在膨胀时的对中，同

时横向销与汽轮机中心线的交点形成了机组的膨胀死点。

转子部分包括整段转子和套装叶轮片以及联轴器。它前后支

撑在前轴承和后轴承上，在汽缸中与喷嘴组及各级隔板组成了汽

轮机的流通部分，借助刚性联轴器与发电机转子相连。前端的支

撑点为推力轴承前轴承，在运行中形成转子的相对死点。汽轮机

后端联轴器还装有盘车装置的传动齿轮，在启动前和停车后可以

进行电动盘车。

前后汽封、隔板汽封均为梳齿式结构。

本机组本体为前、后两段组成的单汽缸结构，通流部分由一

双列调节级，一单列调节级和两压力级共四级组成。高压段配汽

采用提板式调节汽阀，由高压油动机控制，中压段配汽采用带平

衡室的旋转隔板，由中压油动机控制。高压油动机装于前轴承座

±o中压油动机置于后汽缸右侧的托架上。

3、完好标准

3.1、零部件无质量缺陷，各项技术指标符合要求。

3.2、在各种工况下正常运行，达到各项工艺指标规定。

3.3.所有保护装置、信号、指示仪表、记录仪表完整、指示正

确，动作可靠。

3.4、所有辅助设备技术工况及运行情况良好。

3.5、所使用的水、油、汽必须合格。

3.6、设备基础及联接紧固件必须完好、牢固可靠。

3.7.防腐、保温层完整、涂色标志符合规定。

3.8、阀门、管线敷设合理、无堵塞、无泄漏、无锈蚀。

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3.9、现场整齐、通风照明良好。

3.3技术资料

3.3.1有产品合格证、质量证明书、使用说明书、总装配图、

零部件图。

3.3.2有安装、试车、验收资料。

3.3.3设备档案、检修及验收记录齐全，填写及时、准确。

3.3.4设备运转时间和累计运转时间有统计、准确率100%。

3.3.5设备易损件有图样。

3.3.6设备操作规程、维护检修规程齐全。

3.4设备及环境

3.4.1设备清洁、表面无灰尘；油垢。

3.4.2基础及周围环境蹬洁。

3.4.3设备及管线、阀门等无泄漏。

4、汽轮机的定期检查

部件名标准项目特殊项目重大特殊项目

称

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检查汽缸及喷嘴有无测量气缸接合检查台板松动及二

裂纹、冲刷、损伤及面间隙及纵横次灌浆情况。

接合面是否有漏气痕向水平。检查汽缸裂纹及焊

迹等缺陷。测量调整隔板补。

汽

检查汽缸螺栓、疏水套及隔板的洼更换喷嘴、隔板，

孔、压力表及温度计、窝中心，及隔检查轴承或调整汽

套管等。板弯曲变形。

缸缸水平、修研汽缸

检查隔板（套）及叶检查汽缸联接接合面。

片有无裂纹、冲刷、螺栓。更换汽缸大部

损伤、变形等缺陷。更换汽缸螺栓分保温层。

检查清扫部分滑销，两个以上。

修补汽缸保温层。

检查高、低压轴封，大量调整汽封更换20%以上汽封。

汽封汽封，对汽封梳齿、间隙。更换轴封、外壳。

汽封块，弹簧进行修

理，调整或更换。

测量汽封间隙。

转检查主轴、叶轮、平进行叶轮及键叶片调频、重装或

衡盘、轴封套、联轴槽、叶片（根）更换叶片。

器、轴颈、推力盘的探伤。拆装或更换叶轮平

子

磨损，松动及裂纹情测量叶轮、联衡盘、推力盘、轴

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况。轴器、推力盘封套、联轴器。

测量转子轴颈扬度，的端面园跳

联轴器对轮找正。动。

检查叶片、拉筋、复

环、钾钉的结垢、腐

蚀、松动、裂纹、脱

焊及损伤情况。

检查主轴承。大量修研轴瓦修刮轴承座及台板

球面及垫铁接基础加固灌浆。

轴测量轴承及油挡间隙

和紧力，必要时进行触面。更换轴承、推力轴

承

修刮，调整或焊补。更换数量较多承或重注轴承合

的油挡片。金。

检查调速系统所有部更换调速器、更换调速齿轮及涡

件的磨损情况，并测涡轮组等轴承轮组。

调速系

量尺寸和间隙，必要及系统调整工

统

时修理或更换。作。

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检查或测量齿轮、蜗O

盘车装轮磨损情况，必要时

置进行修理或更换。

检查油泵、汽动油泵清理全部油更换油管在10%以

油系统的磨损情况。管、油门。上。

检查油箱、滤网、滤检查电动门、

油器、调压伐、溢油排油机，必要

伐及管道，并修理。时修理或更

换。

检查主、辅抽气器、清洗冷却器。

抽气器喷嘴、扩散管及附件，

更换磨损件并进行水

压试验。

加热器进行加热器、疏水冷更换10%以上

及疏水却器、轴加热器的水的加热器管

冷却器压试验，消除泄漏检子。

查修理汽水系统及附

件。

检查主汽门、抽汽门、检查主蒸汽管更换汽、水管道上

背气门、排汽门等重道，给水管道的各段、法兰、弯

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汽水要伐门有无裂纹、松的焊口、法兰头等。

动、冲蚀、漏气等缺及内壁冲蚀情

陷，视情况进行修理况（必要时进

管道

或更换，并做好水压行测厚检查）。

试验。检查修理汽水

阀门

检查修理各汽门、滤分离器和冲洗

网、减温、减压器等，装置等。

消除泄漏。

检查修理电动汽、水

阀门的传动装置及管

道支吊架、膨胀器的

调整。

5、设备的日常维护

5.1.机组正常运行中，运行人员必须认真合理地进行调整，保

证安全、稳定、经济的运行。

5.2、加强巡回检查制度，定时定点检查机组的声音、振动、推

力瓦块温度，各轴瓦油压、油温及各汽、水、油系统的严密

情况等，严防漏油着火。

5.3、机组在运行中，油泵油温应保持在35—45C,温升一般不

应超过10—15七，检查发电机的出、入口风温，及时调整冷

却水量，保证风温在规定范围内。

5.4、检查调节系统动作应正常，各油动机动作平稳，无超温现

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象。

5.5、在各种工况下正常运行，达到各项工艺指标规定。

5.6、所有保护装置、信号、指示仪表、记录仪表完整、指示正

确，动作可靠。

5.7、所有辅助设备技术工况及运行情况良好。

5.8、所使用的水、油、汽必须合格。

5.9、设备基础及联接紧固件必须完好、牢固可靠。

5.10.防腐、保温层完整、涂色标志符合规定。

5.11、阀门、管线敷设合理、无堵塞、无泄漏、无锈蚀。

5.12.搞好文明生产，做好所管理的设备卫生，保持清洁

5.13.现场整齐、通风照明良好。

6、汽轮机检修内容

6.1、小修

6.1.1、检修和清洗过滤器

6.1.2、清除油、水、汽系统管线、阀门、法兰的泄漏缺陷

3.1.3、消除运行中发生的故障缺陷

6.1.4、对运行中振动和轴位移较高的轴承进行修理

6.2、中修

6.2.1、包括全部小修项目

6.2.2、解体检查径向轴承或止推轴承，测量瓦量、瓦背紧力、

油封间隙、转子窜量和分窜量，必要时进行调整或更换零部件,

清扫轴承箱

6.2.3、检查、测量各轴颈、推力盘的完好情况，必要时进行修

理

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6.2.4、各联轴器部件清洗，检查轮毂和螺栓配合、磨损情况，

对联轴器轮毂、螺栓等进行无损探伤

6.2.5、检查止推轴承表面粗糙度及测量端面跳动

6.2.6、清洗检查危急遮断器，测量危急遮断器飞锤与轴位移凸

台及危急保安器飞锤头部间隙

6.2.7、检查、调整各振动探头，轴位移探头及所有报警信号、

联锁、安全阀及其它仪表装置

6.2.8、检查各弹簧支架，有重点的检查管道、管件、阀门等的

冲刷情况，进行修理或更换

6.2.9、检查清理调节阀的传动机构，试验主汽阀动作情况

6.2.10、机组检修前复查中心线，检修后重新找正

6.3大修内容

1）、包括全部中修全部内容

2）、拆卸汽缸、清洗检查转子密封、喷嘴、叶轮、隔板、缸体等

零件腐蚀、磨损、冲刷结垢等情况，并进行无损探伤

3）、转子清洗除垢、宏观检查、形位公差检查。有关部位进行无

损探伤，及测振探头检查

4）、宏观检查叶轮、转子进行无损探伤，根据检查和检验情况决

定转子是做动平衡还是更换

5）、检查叶片腐蚀情况、叶根的紧固情况以及积垢情况，测定各

单独叶片或成组叶片的静频率

6）、检查清洗汽缸体封头螺栓及中分面螺栓，并做无损探伤

7）、汽缸、隔板无损探伤，汽缸支座螺栓检查及导向销检查

8）、解体检查调节阀、错油门、高压及中压油动机等，测量有关

部位间隙，阀头、阀座探伤检查

9）、解体检查主汽阀、危急保安器等安全保护装置

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10）、盘车机构检查、修理

11）、清洗各级汽封、平衡盘密封、轴端汽封等，测量各部位汽

封间隙，修理或更换损坏件

12）、检查转子在缸体中的轴向工作位置，测量各通流部位轴向

间隙，视情况进行调整

13）、汽缸、隔板与轴承座洼窝中心检查，并根据情况进行调整。

必要时测量汽缸、轴承座中分面的水平度，视情况进行调整

14）、所有检测部位，全部做好检修前原始记录，以便安装时对

八昭、、

7、常见故障及处理

7.1汽轮机真空下降

汽轮机运行中，凝汽器真空下降，将导致排汽压力升高，可

用始减小，同时机组出力降低；排汽缸及轴承座受热膨胀，轴承

负荷分配发生变化，机组产生振动；凝汽器铜管受热膨胀产生松

弛、变形，甚至断裂；若保持负荷不变，将使轴向推力增大以及

叶片过负荷，排汽的容积流量减少，末级要产生脱流及旋流；同

时还会在叶片的某一部位产生较大的激振力，有可能损伤叶片。

因此机组在运行中发现真空下降时必须采取如下措施：

7.1.1发现真空下降时首先要对照表计。如果真空表指示下降，

排汽室温度升高，即可确认为真空下降。在工况不变时，随着真

空降低，负荷相应地减小。

7.1.2确认真空下降后应迅速检查原因，根据真空下降原因采取

相应的处理措施。

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7.L3应启动备用射水轴气器或辅助空气抽气器。”

7.L4在处理过程中，若真空继续下降，应按规程规定降负荷，

防止排汽室温度超限，防止低压缸大气安全门动作。汽轮机真空

下降分为急剧下降和缓慢下降两种情况。

7.2真空急剧下降的原因和处理

7.2.1.循环水中断循环水中断的故障可以从循环泵的工作

情况判断出。若循环泵电机电流和水泵出口压力到零，即可确认

为循环泵跳闸，此时应立即启动备用循环泵。若强合跳闸泵，应

检查泵是否倒转；若倒转，严禁强合，以免电机过载和断轴。如

无备用泵，则应迅速将负荷降到零，打闸停机。循环水泵出口压

力、电机电流摆动，通常是循环水泵吸入口水位过低、网滤堵塞

等所致，此时应尽快采取措施，提高水位或清降杂物。如果循环

水泵出口压力、电机电流大幅度降低，则可能是循环水泵本身故

障引起。如果循环泵在运行中出口误关，或备用泵出口门误门，

造成循环水倒流，也会造成真空急剧下降。

7.2.2.射水抽气器工作失常如果发现射水泵出口压力，电

机电流同时到零，说明射水泵跳闸；如射水泵压力.电流下降，

说明泵本身故障或水池水位过低。发生以上情况时，均应启动备

用射水磁和射水抽气器，水位过低时应补水至正常水位。

7.3.3.凝汽器满水凝汽器在短时间内满水，一般是凝汽器铜

管泄漏严重，大量循环水进入汽侧或凝结水泵故障所致。处理方

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法是立即开大水位调节阀并启动备用凝结水泵。必要时可将凝结

水排入地沟，直到水位恢复正常。铜管泄漏还表现为凝结水硬度

增加。这时应停止泄漏的凝汽器，严重时则要停机。如果凝结水

泵故障，可以从出口压力和电流来判断。

7.4.4.轴封供汽中断如果轴封供汽压力到零或出现微负压，

说明轴封供汽中断，其原因可能是轴封压力调整节器失灵，调节

阀阀芯脱落或汽封系统进水。此时应开启轴封调节器的旁路阀门，

检查除氧器是否满水（轴封供汽来自除氧器时）。如果满水，迅速

降低其水位，倒换轴封的备用汽源。

7.3真空缓慢下降的原因和处理

因为真空系统庞大，影响真空的因素较多，所以真空缓慢下

降时，寻找原因比较困难，重点可以检查以下各项，并进行处理。

7.3.1.循环水量不足循环水量不足表现在同一负荷下，凝

汽器循环水进出口温差增大，其原因可能是凝汽器进入杂物而堵

塞。对于装有胶球清洗装置的一机组，应进行反冲洗。对于凝汽

器出口管有虹吸的机组，应检查虹吸是否破坏，其现象是：凝汽

器出口侧真空到零，同时凝汽器入口压力增加。出现上述情况时，

应使用循环水系统的辅助抽气器，恢复出口处的真空，必要时可

增加进入凝汽器的循环水量。凝汽器出人口温差增加，还可能是

由于循环水出口管积存空气或者是铜管结垢严重。此时应开启出

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口管放空气阀，排除空气或投入胶球清洗装置进行清洗，必要时

在停机后用高压水进行冲洗。

7.2.2.凝汽器水位升高导致凝汽器水位升高的原因可能是

凝结水泵入口汽化或者凝汽器铜管破裂漏入循环水等。凝结水泵

入口汽化可以通过凝结水泵电流的减小来判断，当确认是由于此

原因造成凝汽器水位升高时，应检查水泵入口侧兰盘根是否不严，

漏入空气。凝汽器铜管破裂可通过检验凝结水硬度加以判断。

7.3.3.射水抽气器工作水温升高工作水温升高，使抽气室

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，降低工作水温度。

7.4.4.真空系统漏人空气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，并且凝汽器端差增大。

7.4、汽轮机超速

7.4.1调速汽门不能正常关闭或关闭不严；

7.4.2调节系统迟缓率过大或调节部件卡涩；

7.4.3调节系统动态特性不良；

7.4.4调节系统整定不当，如同步器调整范围、配汽机构膨胀间

隙不符合要求等。

7.4.2汽轮机发生超速事故的处理：

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7.4.2.1、发生超速事故应手打危急保安器，破坏真空故障停机，

大闸后应检查自动主汽门、调汽门、抽汽止回阀迅速关闭，转速

应下降；

7.4.2.2、如果转速超过3360r/min而危急保安器未动作，应立

即手打危急保安器，破坏真空紧急故障停机；

7.4.2.3,如果危急保安器动作，自动主汽门、调速汽门、抽汽

止回阀卡住或关不严时，应设法关闭上述阀门或立即关闭电动主

汽门和抽汽门；

7.4.2.4.如果采取上述措施后，机组转速仍不降低，应迅速关

闭与汽轮机相连的一切汽门，以切断汽源；

7.4.2.5、必要时可将发电机励磁投入，增加制动力；

7.4.2.6,机组停运后，要求全面检查与修复调节、保安系统的

缺陷，否则不允许机组再次启动；

7.4.2.7.机组重新启动时，要注意检查机组的振动情况，在并

网前，要求做危急保安器动作试验，动作转速合格后，方允许机

组并入电网。

7.5、汽轮机水冲击

7.5.1.来自锅炉及主蒸汽系统由于误操作或自动调整装置失灵,

锅炉蒸汽温度或汽包水位失去控制，有可能使水或冷蒸汽从锅炉

经主蒸汽管道进入汽轮机。严重时会使汽轮机发生水冲击。汽轮

机进水时，必须迅速破坏真空，紧急停机，并开启汽轮机本体和

主蒸汽管道上的疏水门，进行疏水。凡因水冲击引起停机时，应

正确记录转子惰走时间及惰走时真空变化。在惰走过程中仔细倾

听汽轮机内部声音，检查窜轴表指示及推力瓦块和同油温度。对

于中间再热机组，因主蒸汽温度下降发生水击时，由高压缸进水,

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就使得负轴向推力增大，所以要重点监视非工作瓦块金属温度。

在滑参数启动和停机过程中，由于某种原因调速汽门突然关小，

造成汽压升高，则可能使蒸汽管积水。在滑参数停机时，如果降

温速度太快而汽压没有相应降低，使蒸汽的过热度很低，就可能

在管道内产生凝结水，到一定程度，积水就可能进入汽轮机。

7.5.2.来自再热蒸汽系统再热蒸汽系统中通常设有减温水装置，

用以调节再热蒸汽温度。水有可能从再热蒸汽冷段反流到高压缸

或积存在冷段管内，其现象是：冷段止回阀法兰冒白汽，高压外

缸下缸金属温度降低。发生上述现象时，应立即通知锅炉人员将

减温水门关闭。

7.5.3.来自抽汽系统水或冷蒸汽从抽汽管道进入汽轮机，多数

是加热器管子泄漏或加热器系统故障引起。其现象是：某台加热

器水位升高，加热器汽侧压力高于抽汽压力，壳体或管道有水冲

击声，抽汽止回阀门杆冒白汽或溅水滴，胀差向正值发展。发现

上述情况时，首先开大加热器疏水调节阀。如果确认加热器泄漏，

立即将其停止。另外，若除氧器漏水，水可能从抽汽、门杆漏汽

倒入汽缸。

7.5.4.来自轴封系统汽轮机启动时，如果汽封系统暖管不充分，

疏水将被带人汽封内。事故情况下，当切换备用汽源时，轴封也

有进水的可能。在正常运行中，轴封供汽来自除氧器的机组，若

除氧器满水时，轴封就要带水，轴封加热器满水也有可能使水倒

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入轴封。发现轴封进水时，应立即开启轴封供汽管道的疏水阀，

适当控制进汽量，检查除氧器水位、轴封抽汽器水位、轴封抽风

机运行情况，分别进行处理。

7.5.5.来自凝汽器凝汽器灌水而进入汽轮机的事故曾多次发生。

在汽轮机正常运行时，凝汽器水位是受到重视的，而且水位升高

会严重影响真空，所以在汽轮机正常运行时，凝汽器水位一般不

会灌人汽缸。但在停机以后，往往忽视以凝汽器水位的监视。如

果进入凝汽器的补水阀关闭不严，就会使水灌入汽缸，造成水击。

7.5.6.来自汽轮机本身疏水系统从疏水系统向汽缸返水，多数

是设计方面的原因造成的。如果不同压力的疏水接到一个联箱上，

而且泄压管的尺寸又偏小，这样压力大的漏水，就有可能从压力

低的管道进入汽缸。这时的事故现象，首先表现为上、下缸温差

增大，继而使汽缸变形，动静部分发生碰磨。汽轮机进水进冷蒸

汽的可能性是多方面的，根据不同机组的热力系统，还会有其他

水源进入汽轮机的可能性，所以运行人员要根据具体情况进行分

析。

为了预防发生水冲击，在运行维护方面着重采取以下措施：

7.5.6.E当主蒸汽温度和压力不稳定时，要特别注意监视，一

旦汽温急剧下降到规定值，通常为直线下降5(rc时，应按紧急

停机处理。

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7.5.6.2、注意监视汽缸的金属温度变化和加热器、凝汽器水位，

即使停机后也不能忽视。如果发觉有进水危险时，应立即查明原

因，迅速切断可能进水的水源。

7.5.6.3,热态启动前，主蒸汽和再热蒸汽要充分暖管、保证疏

水畅通。

7.5.6.4、当高压加热器保护装置发生故障时，加热器不以投入

运行。运行中定期检查加热器水位调节装置及高水位报警装置，

应保证经常处于良好状态。加热器管束破裂时，应迅速关闭抽汽

管上相应的进汽门及止回阀。

7.5.6.5、在锅炉熄火后蒸汽参数得不到保证的情况下，不应向

汽轮机供汽。

7.5.6.6对除氧器水位加强监督，杜绝事故发生。

7.5.6.7滑参数停机时，汽温、汽压按着规定的变化率逐渐降低，

保持必要的过热度。

7.5.6.8,定期检查再热蒸汽和工、II级旁路的减温水阀的严密

性，如发现泄漏应及时检修处理。

7.5.6.9、只要汽轮机在运转状态，各种保护就必须投入，不准

退出。

7.5.6.10.运行人员应该明确，汽轮机在低转速下进水，对设备

的威胁更大，此时尤其要注意监督汽轮机进水的可以能性。

7.6、汽轮机油系统事故

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汽轮机油系统事故产生的原因：

7.6.1、由于本身机械部分的损伤或破坏导致主油泵工作失常；

7.6.2、由于油系统的管道、阀门、冷却器等部件的安装检修不

良，运行中机组振动而松弛，以及储油设备破裂或误操作等原因

导致油系统漏油；

7.6.3、由于轴封间隙大、油系统不完善、汽轮机回油室负压过

高、轴封冷却器不正常或轴封冷却器不正常或轴封抽汽器容量不

足导致油系统进水；

7.6.4、油系统着火。

7.6.5汽轮机油系统事故的现象：

7.6.5.1、油系统压力下降、油量减少及主油泵声音异常；

7.6.5.2,油箱油位降低；

7.6.5.3、轴承油挡漏油，油管振动增加；

7.6.5.4、油系统着火。

7.6.6汽轮机油系统事故的处理：

7.6.6.1、启动辅助油泵，若仍不能维持油压则立即紧急停机。

7.6.6.2、发现油压降低或油箱油位下降时，应立即检查主油泵

出口的高、低压油管道及有关管件，并采取有效措施堵漏；

7.6.6.3、检查油箱放油阀是否误开.

7.7、汽轮机轴瓦损坏事故

7.7.1、轴瓦损坏的原因：

7.7.1.1、发生水击或机组过负荷，引起推力瓦损坏；

7.7.1.2、轴承断油；

7.7.1.3.机组强烈振动；

7.7.1.4,轴瓦本身缺陷；

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7.7.1.5,润滑油中夹带有机械杂质，损伤乌金面，引起轴承损

坏。

7.7.1.6、检修方面的原因；

7.7.1.7、由于安装或检修质量不高，造成轴承受力分配不均，

会使过载的轴承造成损坏；

7.7.1.8,油温控制不当，影响到轴承油膜的形成与稳定，严重

时会导致轴瓦乌金损坏；

7.7.1.9、运行方面的原因。

7.7.1.10,轴电流的存在，会造成轴承的损坏。

7.7.2事故象征：

7.7.2.1、轴承回油温度超过75℃或突然连续升高至70℃；

7.7.2.2、主轴瓦乌金温度超过85℃,推力瓦乌金温度超过95℃；

7.7.2.3,回油温度升高且轴承内冒烟；

7.7.2.4,润滑油压下降至运行规程允许值以下，油系统漏油或

润滑油泵无法投入运行；

7.7.2.5、机组振动增加。

7.7.3事故处理：在机组运行中发现以上象征且证明机组已发生

异常或损坏，应立即打闸紧急停机，检查损