电厂污水处理工程（共8篇）
电厂污水处理工程 篇1
福建沿海某发电厂围海工程软土地基处理方法
在沿海某发电厂围海造陆工程的勘察工作中,根据海积淤泥类软土的.分布特征、工程特性,通过地基处理方法比较,提出技术可行、施工方便、经济合理的软基处理方法.
作 者：陈金炼 Chen Jinlian 作者单位：福建省第二地质勘探大队,永安,366000刊 名：福建地质英文刊名：GEOLOGY OF FUJIAN年，卷(期)：28(2)分类号：P5关键词：围海造陆 软土 地基处理
电厂污水处理工程 篇2
关键词：火电厂,土建工程,技术问题
和其它的建筑施工一样, 火电厂的施工也应当遵循一定的原则和规律。但同时, 火电厂由于其独特性, 这使得它在建设的过程中具有一定的特殊性, 特别是火电厂的厂房施工, 施工量大、技术要求高和施工时间段的特点。因此, 这便对施工土建技术提出了比较高的要求。下面, 笔者结合发电厂土建工程经常出现的问题, 从构筑物基础、钢结构和预埋件等三个方面, 对电场土建工程的基础处理进行了一定的探讨。
一、构筑物基础建筑的技术处理
1、裂缝、麻面、露筋
火电厂的汽基座大多为体积较大的混凝土, 在施工的过程中, 如果没有做好浇注工艺以及适当的降温措施, 那么就会导致温度裂缝或者收缩缝, 有些裂缝甚至可以达到40到50毫米。在混凝土成型的后期则会出现麻面、蜂窝或者露筋等问题, 影响到混凝土的耐久性和强度。
对于温度裂缝以及收缩裂缝的问题, 首先应当在施工的过程中进行连续浇筑, 防止因为混凝土供应不足而导致的冷缝问题, 还应当财务分层浇筑的施工方法, 并且将分层控制在30到40厘米之间, 在振捣的过程中则应当尽量地快插慢拔, 在振捣的过程中, 应当合理地控制振捣时间, 以混凝土表面出现浮浆为宜。从而防止由于上下层分层离析造成的裂缝。另外, 还应当消除振动棒抽出时产生的孔洞, 消除混凝土内部的气泡, 同时在浇筑完毕之后, 应当按照规定及时的进行养护。
2、胀膜和跑膜
火电厂的混凝土一般采泵送连续浇筑的方法, 在浇筑的过程中, 如果出现胀模或者跑模的现象, 就会造成混凝土流出, 从而严重地影响到工程的质量。针对胀膜和跑膜的问题, 应当财务螺栓对拉的形式。通过这种方式分散一定的侧压力, 从而减少胀膜的现象, 同时, 对周围的支撑系统也起到一定的固定作用。在条件允许的情况下, 还可还可以采用短对拉螺杆与基础底板, 以及表层筋端头进行搭焊连接, 并充分利用现结构配筋, 以减少拉杆筋的用量。若对混凝土表面有要求, 不能采用对拉螺栓, 则应用槽钢或架管进行加固。
3、上层钢筋的塌陷、位移
基座基础的上层和下层钢筋之间的间距一般比较大, 如果在施工的过程中绑扎不牢固, 受到冲击时则会出现上层钢筋塌陷、位移或者是垫块被压碎的现象, 最终影响到混凝土浇筑的质量。为了防止上层钢筋脱落的问题, 基础上层筋除中部应与基础短柱插筋绑扎牢固基础上层筋除中部应与基础短柱插筋绑扎牢固外, 还应用铁丝将表层筋与短柱竖向插筋交叉扎牢, 并将表层筋四周用铁丝固定于模板上, 其间距应≯1.0m。基础面积越大, 则马凳筋也应越多。
二、上部结构的技术处理
上部结构的问题技术问题一般表现在以下几个方面:其一, 火电厂建筑的框架层一般比较高, 而且上部的载荷比较大, 因此, 基层的承载力便显得尤为重要, 如果基坑的回填土不够密实, 则会引起个别的框架部位的框架梁底浇筑的混凝土下沉。其二, 如果混凝土的浇筑过程中, 浇筑的质量不够高, 则会出现局部框架注烂根或者夹层等现象。其三, 在主厂房的设计过程中一般会要求梁柱节点外齐平的方案。因此, 钢筋必须传入柱筋内部, 因此往往会出现框架梁柱节点以及两端部两侧表面混凝土过厚的现象。这样, 在拆模之后往往会出现表面裂缝的问题。
针对梁底局部下沉的问题, 除了要保证基坑土回填的质量, 还应当考虑到土体变形等因素, 应当适当地增加底部支撑的竖向载荷值。在支撑时, 尽量选择通长加厚垫木作为支撑。并且加设扫地杆分散支柱的受到的压力, 主厂房所用的混凝土一般具有比较高的浓稠度, 因此在浇筑的过程中, 为了保证浇筑质量应当保证混凝土的流动性, 防止在箍筋间插入振捣棒困难的情况。另外, 在浇筑的过程之前, 应当先泵入20厘米的统计砂浆, 并且控制好每次下料的数量, 在浇筑的过程中, 应当连续浇筑并振捣, 中间不应当停止, 以免造成夹层。针对梁柱裂缝的问题, 浇注前, 应在柱模板下口抹水泥砂浆托盘, 并对缝隙进行封堵以确保不漏浆;结构层上方后敷设的配管, 应将两管交叉重叠部位的露面混凝土表面局部凿除, 并将该部位管道进行煨弯避让, 找平层施工时在管顶加放防止产生裂缝的钢板网片, 以避免楼面产生裂缝。
三、金属结构和预埋件的技术处理
在土建工程的设计过程中, 一般不会考虑到现场接料的问题。因此, 施工经验不足, 很容易发生材料的尺寸不准确, 接头位置设置不合理等问题, 从而造成浪费问题。一般地, 预埋件大多按照标准图集进行加工, 而很少考虑到结构部位钢筋密集的情况, 因此, 往往会出现预埋件无法放入结构内部或者预埋件的尺寸过大, 下部出现空鼓的现象, 或者钢制结构的支撑系统没有按照规定放大样, 造成安装过程中, 栓罗位置偏位, 从而影响到工程质量。
针对上述问题, 在处理焊接材料使时, 应当在满足规定要求的前提下, 对接头的位置和数量进行一定的安排。从而减少或者避免浪费的现象。对于在寒冷地区使用的钢筋, 应当充分重视钢筋的冲击韧性, 防止在施工过程中出现冷脆断裂的现象。对于较大的预埋件, 应当对其放置位置预先进行核对, 并格局而实际的情况对预埋件锚筋的位置进行调整, 以免造成浪费或者工期延误。对于尺寸在300mm以上的平面预埋铁件, 应提前在表面开排气孔, 以避免混凝土下部产生空鼓, 并尽量采用拉紧螺栓将电缆隧道预埋件固定在模板表面, 以防止其凹进混凝土内;对所有钢结构包括支撑系统在加工制作前进行放大样, 以便于发现设计中存在的问题, 并避免在高空进行吹割处理。
火电厂建设过程中的土建问题还有很多, 以上只是笔者一些粗浅的意见, 更多的还需要同仁是实际的工程中不断地探索实践, 并不断地总结, 推动电厂土建工程的不断发展。
参考文献
[1]陈志坚:《提高火力发电厂土建施工质量的措施》, 《建材技术与应用》, 2010 (09) 。
[2]束廉阶、陈国华、陆玉明:《火力发电厂超高度多管集束式钢内筒烟囱的设计、制作与施工》, 《建筑施工》, 2002 (05) 。
浅谈电厂土建工程的技术处理 篇3
【关键词】电厂；土建工程
0.前言
随着经济水平的飞速发展，人类对能源的使用需求量越来越大，在这其中电能是当今运用最广泛的能源。为了适应经济的发展水平，提高供电量势在必行，建造电厂是实现这一目标的必要前提。然而电厂的建造的土建工程量较大，工程相对复杂，技术处理方面也相对严格。
1.火力发电厂土建工程项目浅析
1.1火力发电厂土建工程的工程特点
和其它的建筑施工一样，火电厂的施工也应当遵循一定的原则和规律。但同时，火电厂由于其独特性，这使得它在建设的过程中具有一定的特殊性，特别是火电厂的厂房施工，施工量大、技术要求高和施工时间段的特点。而且土建工程产值约占整个电厂工程部分施工产值的50%～55%左右，是电厂工程中最早开展的工作，也是其他安装工作正常顺利开展的基础。除此之外，电厂土建工程质量控制过程比其他的工程都要长，还比其他工程控制难度大的多，控制项目也多很多。控制好电厂土建工程就成了是否提高工程效率与工程质量的关键因素。因此，必须把质量控制中的工作做细才能取得良好的质量控制效果。只有根据专业工程的特点，落实好施工质量控制人员的技术，只有把工程质量控制好了，工程才能达到预期的目标。
1.2火力发电厂建造存在的问题
第一，在构筑物基础建筑的技术处理方面。由于火电厂的汽基座大多为体积较大的混凝土，所以在施工的过程中，如果没有做好浇注工艺以及适当的降温措施，将会出现裂缝、麻面、露筋等问题，影响到混凝土的耐久性和强度。不仅如此，火电厂的混凝土一般采泵送连续浇筑的方法，在浇筑的过程中，如果出现胀模或者跑模的现象，就会造成混凝土流出，从而严重地影响到工程的质量。并且基座基础的上层和下层钢筋之间的间距一般比较大，如果在施工的过程中绑扎不牢固，受到冲击时则会出现上层钢筋塌陷、位移或者是垫块被压碎的现象，最终影响到混凝土浇筑的质量。第二，在上部结构的技术处理方面。火电厂建筑的框架层一般比较高，而且上部的载荷比较大，因此，基层的承载力便显得尤为重要，如果基坑的回填土不够密实，则会引起个别的框架部位的框架梁底浇筑的混凝土下沉。还有就是如果混凝土的浇筑过程中，浇筑的质量不够高，则会出现局部框架注烂根或者夹层等现象。第三，在金属结构和预埋件的技术处理方面。由于施工经验不足，很容易发生材料的尺寸不准确，接头位置设置不合理等问题，从而造成浪费问题。以上还算其次，这样现象的发生，往往会导致预埋件无法放入结构内部或者预埋件的尺寸过大，下部出现空鼓的现象，或者钢制结构的支撑系统没有按照规定放大样，造成安装过程中，栓罗位置偏位，从而影响到工程质量。
以上三个方面的技术层面是电厂土建工程中的较为重要的部分，但绝对不是全部。当然，其他的问题也相对容易避免或解决。接下来就仔细说说如何面对解决以上的电厂土建工程的技术处理层面的问题。
2.火力发电厂土建工程的技术处理
2.1结合发电系统的土建工程的细节处理
对于温度裂缝以及收缩裂缝的问题，首先应当在施工的过程中进行连续浇筑，防止因为混凝土供应不足而导致的冷缝问题，还应当财务分层浇筑的施工方法，并且将分层控制在30到40厘米之间，在振捣的过程中则应当尽量地快插慢拔，在振捣的过程中，应当合理地控制振捣时间，以混凝土表面出现浮浆为宜。从而防止由于上下層分层离析造成的裂缝。另外，还应当消除振动棒抽出时产生的孔洞，消除混凝土内部的气泡，同时在浇筑完毕之后，应当按照规定及时的进行养护。
针对胀膜和跑膜的问题，应当财务螺栓对拉的形式。通过这种方式分散一定的侧压力，从而减少胀膜的现象，同时，对周围的支撑系统也起到一定的固定作用。若对混凝土表面有要求，不能采用对拉螺栓，则应用槽钢或架管进行加固。
为了防止上层钢筋脱落，基础上层筋除中部应与基础短柱插筋绑扎牢固基础上层筋除中部应与基础短柱插筋绑扎牢固外，还应用铁丝将表层筋与短柱竖向插筋交叉扎牢，并将表层筋四周用铁丝固定于模板上，其间距应≯1.0m。
针对梁底局部下沉的问题，除了要保证基坑土回填的质量，还应当考虑到土体变形等因素，应当适当地增加底部支撑的竖向载荷值。在支撑时，尽量选择通长加厚垫木作为支撑。并且加设扫地杆分散支柱的受到的压力，主厂房所用的混凝土一般具有比较高的浓稠度，因此在浇筑的过程中，为了保证浇筑质量应当保证混凝土的流动性，防止在箍筋间插入振捣棒困难的情况。另外，在浇筑的过程之前，应当先泵入20厘米的统计砂浆，并且控制好每次下料的数量，在浇筑的过程中，应当连续浇筑并振捣，中间不应当停止，以免造成夹层。针对梁柱裂缝的问题，浇注前，应在柱模板下口抹水泥砂浆托盘，并对缝隙进行封堵以确保不漏浆；结构层上方后敷设的配管，应将两管交叉重叠部位的露面混凝土表面局部凿除，并将该部位管道进行煨弯避让，找平层施工时在管顶加放防止产生裂缝的钢板网片，以避免楼面产生裂缝。
针对金属结构和预埋件的技术，在处理焊接材料使时，应当在满足规定要求的前提下，对接头的位置和数量进行一定的安排。从而减少或者避免浪费的现象。对于在寒冷地区使用的钢筋，应当充分重视钢筋的冲击韧性，防止在施工过程中出现冷脆断裂的现象。对于较大的预埋件，应当对其放置位置预先进行核对，并格局而实际的情况对预埋件锚筋的位置进行调整，以免造成浪费或者工期延误。对于尺寸在 300mm 以上的平面预埋铁件，应提前在表面开排气孔，以避免混凝土下部产生空鼓，并尽量采用拉紧螺栓将电缆隧道预埋件固定在模板表面，以防止其凹进混凝土内；对所有钢结构包括支撑系统在加工制作前进行放大样，以便于发现设计中存在的问题，并避免在高空进行吹割处理。
2.2 如何避免出现技术问题的前提
在加强工程施工质量的管理方面，要严格工程质量检验，严守质量关，把事故扼杀在摇篮里；建设优秀的施工队伍；建立严格的质量管理体系。在电厂土建工程项目的质量管理方面要着重电力工程质量分析，加强质量保证与控制，这样才能才能确保电力工程高质量完成。
3.结语
火力发电厂的土建工程的必要性及复杂性决定了其建造的难度，然而并不能因为有困难就停止发展的脚步，这样不符合时代的发展。迎难而上，劈惊斩浪，克服众多问题，建造更安全、更高效的发电厂是必然的趋势，希望本篇文章提及的几个电厂土建工程技术处理问题阐述能给后来者有所启迪，有所帮助！■
【参考文献】
[1]陈志坚.提高火力发电厂土建施工质量的措施，建材技术与应用，2010（09）.
电厂水处理试题 篇4
1.氨——氯化铵缓冲溶液缓冲PH值范围是（A）。（A）8~11；（B）4~6；（C）5~7；（D）11~13。
2新的或久置不用的玻璃电极应置于蒸馏水中浸泡（C）h。（A）4；（B）8；（C）24；（D）12。
3阳床失效后，最先穿透树脂层的阳离子是（C）。（A）Fe3+；(B)Ca2+；(C)Na+；(D)Mg2+。.水中氯离子必须在（B）溶液中测定。（A）酸性；（B）中性；（C）碱性；（D）弱酸性。
5.氯的杀菌能力受水的（B）影响较大。（A）PH值；（B）碱度；（C）温度；（D）含盐量。
6.离子交换树脂的（A）是离子交换树脂可以反复使用的基础。（A）可逆性；（B）再生性；（C）酸碱性；（D）选择性。
7.循环式冷却水中，二氧化碳含量的减少将使（A）析出。（A）CaCO3；（B）CaSO4；（C）CaCL2；（D）Ca(OH)2。
8.热力发电是利用（C）转变为机械能进行发电的。（A）化学能；（B）电能；（C）热能；（D）风能。
9.过热蒸汽是指（B）的蒸汽。（A）高温高压；（B）温度高于同压力下饱和温度；（C）压力大于1个大气压；（D）温度大于100度。10.电厂减少散热损失主要是减少设备外表面与空气间的换热系数，通常利用增加（A）厚度的方法来增大热阻。（A）保温层；（B）绝缘层；（C）钢管壁；（D）厂房墙壁。11.计算离子交换器中装载树脂所需湿树脂的重量时，要使用（C）密度。（A）干真；（B）湿真；（C）湿视；（D）真实。
12.混床的中间配水装置位于（D）。（A）混床罐体的中间；（B）分层后阳离子交换树脂侧；（C）分层后阴离子交换树脂侧；（D）分层后阴阳离子交换树脂交界处。
13.滴定完毕后，滴定管下端嘴外有液滴悬挂，则滴定结果（A）。（A）偏高；（B）偏低；（C）无影响；（D）低20%。
14.提高交换器中全部离子交换剂的交换能力平均利用率可通过（A）来实现。（A）提高树脂层高度；（B）提高水流速；（C）增大交换剂粒度；（D）提高水流温度。
15.提高再生液温度能增加再生程度，主要是因为加快了（B）的速度。（A）离子反应；（B）内扩散和膜扩散；（C）再生液流速；（D）反离子的溶解。
16.鼓风式除碳器一般可将水中的游离CO2含量降至（B）以下。（A）50mg/L；（B）5mg/L；（C）10mg/L；（D）15mg/L。
17.玻璃器皿洗净的标准是（D）。（A）无污点；（B）无油渍；（C）透明；（D）均匀润湿，无水珠。
18.除盐设备使用的石英砂在投产前常需要（C）。（A）大量水冲洗；（B）用5%碱浸泡；（C）用除盐水浸泡24小时；（D）用15%的盐酸浸泡。
19.除盐设备经过大修后，进水试压，应从（B）。（A）底部缓慢进水，中排排出，然后关闭所有阀门；（B）底部缓慢进水，开空气门，至反洗排水排出，然后关闭所有阀门；（C）正冲洗，然后关闭所有阀门；（D）中排进水，底部排水。
20.用烧杯加热液体时，液体的高度不准超过烧杯高度的（C）。（A）1/3；（B）3/4（C）2/3；（D）1/2。
21.遇到不同类型的树脂混在一体，可以利用它们（C）的不同进行简单的分离。（A）酸碱性；（B）粒度；（C）密度；（D）选择性。22.逆流再生除盐设备大反洗后，再生时，再生剂用量要比通常再生多（A）倍。（A）1；（B）2；（C）0（D）3。
23.混床再生时，为了获得较好的混脂效果，混脂前，应把混床内的水面降至（C）。（A）上部窥视孔中间位置；（B）阴阳树脂分界面；（C）树脂层表面上100~150mm；（D）树脂层表面不见水。24.001×7型树脂是（A）。（A）强酸阳离子交换树脂；（B）弱酸阳离子交换树脂；（C）强碱阴离子交换树脂；（D）弱碱阴离子交换树脂。
25.测定水中活性硅时，加入1、2、4酸的目的是（C）。（A）消除磷酸盐的干扰；（B）调整水样PH值；（C）使硅钼黄变为硅钼蓝；（D）防止沉淀。
26.测定水中硬度时，若冬季水温较低，络合反应速度较慢，可将水样预热到（B）后再进行测定。（A）15~20℃；（B）30~40℃；（C）40~50℃；（D）50~60℃。
27.化学加药计量泵的行程可调节范围一般应在（D）。（A）10%~50%；（B）50%左右；（C）50%~80%；（D）20%~80%。28.氢型高速混床运行失效控制指标为电导率（A）µS/cm。（A）大于0.2；（B）大于1.0；（C）大于0.3；（D）大于0.5。29.混床再生好坏的关键是（A）。（A）树脂分层彻底；（B）阴阳树脂再生彻底；（C）树脂清洗彻底；（D）风混彻底。
30.机组正常运行时，为了防止汽包内有水渣积聚，锅炉排污率应不小于（D）。（A）1%；（B）2%；（C）0.5%；（D）0.3%。
31.锅炉给水PH应该控制在（C）
(A)8.5—9.0
(B)8.0—9.2
(C)8.5—9.2
(D)8.0—9.0 32.锅炉运行时炉水磷酸根维持在（C）
(A)1—15mg/L(B)5—20mg/L(C)5—15mg/L
(D)10—15mg/L 33.锅炉正常运行时，饱和，过热蒸汽二氧化硅含量应该控制在（C）
(A)小于等于10ug/L.(B)小于等于15ug/L
(C)小于等于20ug/L
(D)小于等于25ug/L 34.运行中炉水PH必须严格控制在（A）
(A)9—11(B)8.5—9.2
(C)8.0—9.0
(D)8.5—9.0 35.离子交换器运行压差大于（A）就必须要进行大反洗。(A)0.14Mpa（B）0.15Mpa
（C）0.20Mpa
（D）0.10Mpa 36.反渗透产水出水电导应该不大于（A）
（A）10us/cm
（B）5us/cm
（C）15us/cm
（D）20us/cm 37.混床出水电导和二氧化硅应控制在（A）
（A）电导小于0.2us/cm.二氧化硅小于20ug/L
（B）电导小于0.1us/cm.二氧化硅小于20ug/L（C）电导小于0.2us/cm.二氧化硅小于15ug/L（D）电导小于0.2us/cm.二氧化硅小于10ug/L 38.混合离子交换器运行压差应控制在（A）以内。
（A）0.1Mpa
（B）0.2Mpa
（C）0.3Mpa
（D）0.25Mpa 39.反渗透设备运行时，一般进水压力调整在（A）
（A）1.6Mpa
（B）2.5Mpa
（C）1.5Mpa
（D）2.0Mpa 40.保安过滤器运行最大压差应该不大于（A）
（A）0.15Mpa
（B）0.20Mpa
（C）0.10Mpa
（D）0.25Mpa 41.给水硬度(A)为合格
（A）0mmol/L
（B）1mmol/L
（C）2mmol/L
（D）3mmol/L 42.我公司钠离子交换器再生时需配稀盐液（A）
（A）6立方
（B）5立方
（C）7立方
（D）8立方 43.我公司水处理酸碱计量箱容积各是（A）
（A）1立方
（B）2立方
(C)3立方
(D)4立方 44.我公司混床离子交换器运行最大出力是（A）
（A）60t/h
（B）40t/h
（C）50t/h
（D）70t/h 45.钠离子交换器再生时配制的稀盐液密度一般控制在（A）
（A）1.038—1.043g/cm3
（B）1.028—1.043g/m3
（C）1.038—1.053g/cm3（D）1.028—1.053g/cm3 二．多选题。（每道小题5分）
1．软化水制水系统包括（acdf）等设备。
a.曝气泵。b.反渗透。C.锰砂过滤器。d.活性炭过滤器。e.混床。f.钠床。
2.混床投运后需要监测的主要项目是（acd）。a.导电度。b.磷酸根。c.二氧化硅。d.PH.e.氯根。
f.硬度。
3.测定炉水二氧化硅时需要使用的药品是（ace）。a.酸性钼酸铵。b.铬黑T。c.草酸。
d.酚酞。
e.1-2-4酸。
f.甲基橙。
4.磷酸盐测定需要做（abdef）项目。
a.配制标准色。
b.加钼酸铵-硫酸。
c.加酚酞。d.加氯化亚锡-甘油溶液。e.取水样50ml化验。f.对照比色。5.离子交换器进行正洗时需要操作（ace）。a.正洗进水阀。b.反洗进水阀。
c.正洗排水阀。
d.反洗排水阀。e.排空气阀。f.进再生液阀。6.反渗透设备启动需要操作（abde）等。
a.保安过滤器排气。
b.启动加压泵。
c.启动曝气泵。
d.启动高压泵。e.调整浓水排放量。f.化验碱度。7.离子交换器大反洗的目的是（ab）。
a.松动交换剂层。b.清除交换剂层的悬浮物和杂质。c.提高PH.d.减少含盐量。
8.进行水汽取样时应做到（abde）等。
a.取样点是合理的。
b.正确的保存样品。c.取水样100ml.d.调整合适的取样流量。
e.冲洗取样管和取样瓶。
f.调整冷却水的流量。
9.运行人员在巡回检查时要做到（acde）等。a.了解所辖设备状况。b.擅自处理异常情况。
c.检查要做到眼看，耳听，手摸，鼻嗅。d.发现问题及时做好记录。
e.对特殊运行方式加强检查。
f.出现设备故障时应该首先保障设备安全。
10.化学运行是保障（abc）的责任机构。
a.热力系统正常供水。b.监督，控制全厂热力系统水汽品质。
c.防止热力设备运行期间腐蚀，结垢。
d.安全运行一百天。11.制水人员必须根据热力设备用水情况（ace）保质保量的满足热力系统的用水需求。
a.及时调整制水设备的合理运行工况。
b.佩戴安全帽.c.保证制水设备的安全运行。d.测出水电导。e.出水合格。12.锰砂过滤器反洗需要操作（abcd）等。
a.反洗进水阀。
b.进水阀。
c.排空气阀。
d.反洗排水阀
e.进盐液阀。
13.钠床再生需进行（abde）等步骤。
a.小反洗
b.大反洗。
c.进碱。
d.置换。
e.正洗。14.反渗透启动操作内容有（abd）等。
a.启动加压泵。
b.开排气阀。
c.开正洗排水阀。d.启动高压泵。
e.启动曝气泵。
15.混床运行需操作（abce）等。a.进水阀。
b.正洗排水阀。
c.排空气阀。
d.进碱阀。
e.出水阀。
16.混床再生步骤有（abcef）等。
a.反洗排污。
b.自然沉降。c.预喷射。
d.进盐液。
e.混脂。f.正洗。
17.运行水质劣化或设备发生故障时值班人员应（acd）。
a.保持镇定，迅速解除对人身或设备危害。b.发生异常时首先检查仪表指示是否正确，不必考虑化验药品，分析操作是否正确。c.及时报告值长和上一级部门。
d.异常消除，及时做好记录。
18.电动机和水泵启动前应检查（abcd）等。
a.周围清洁无杂物。
b.润滑油油位保持在轴承高度1/3处。c.电动机接线良好。电源，电压符合要求后通知电气人员送电。d.各水箱，药箱液位均应在1/2以上。19.混床再生接触酸碱时应注意（abcd）等。
a.卸酸碱泵严禁反转,以防叶轮脱落。b.卸酸碱时工作人员必须戴安全帽，耐酸碱手套，穿防护服。c.操作酸碱系统不可用力过猛，以防损坏。d.碱系统要注意防冻。20.酸雾吸收器的作用（abcd）。
a.吸收酸储罐酸雾。b.吸收计量箱酸雾。c.卸酸过程中所排酸雾。d.防止空气污染，保护环境。问答题：
1.简述我公司化学制水工艺流程。
答：地下水经→原水泵→蓄水池→生水泵→曝气塔→曝气池→曝气泵→锰砂过滤器→活性炭过滤器→钠离子交换器→软化水箱→加压泵→保安过滤器→高压泵→一级反渗透装置（RO）（加氨水至除盐水箱）→除二氧化碳器→中间水箱→中间水泵→混床→除盐水箱→除盐水泵→主厂房。
2.制水系统运行所监督化验项目及控制指标是什么？
答;每次启动时做一次水质试验，包括硬度，碱度，氯根，电导率，二氧化硅。
钠床出水硬度小于等于30ug-N/L.氯根小于等于生水。混床出水电导小于等于0.2us/cm.二氧化硅小于20ug/L.3.试分析炉水磷酸根超出标准的原因及处理办法。答： 原因：①分析操作和试验药品是否正确。
②Na3PO4浓度过高或加药量过多。
③连续排污门是否关得太小或关死。
处理办法： ①重新分析，检查试剂是否标准。②调整浓度或减小药泵出力。③检查排污门。
④严格监督蒸汽品质，增加定期排污。
4.锅炉正常运行时化学专业的水，汽化验项目及指标是什么？ 答：项目有PH,磷酸根，二氧化硅和硬度。
指标：炉水PH 9—11 给水PH 8.5—9.2 炉水磷酸根5—15mg/L 饱和蒸汽，过热蒸汽二氧化硅小于等于20ug/L 给水硬度为小于等于5umol/L 凝结水硬度小于等于5umol/L 5.简述手动启动一级反渗透装置运行操作方法。
答：首先检查软化水箱液位及软化水箱出口阀状态，检查电源已送上。然后1.开反渗透加压泵出口门。（开度一格）。2.开保安过滤器排气阀。待保安过滤器排气阀有水流出，关闭保安过滤器排气阀。3.启动反渗透加压泵。约一分钟后启动反渗透高压泵。4.开浓水排放阀，产水超标排放阀。用浓水排放阀或反渗透高压泵出口阀调整产水流量在9m3/h.产水超标排放阀约一分钟后或以电导率合格为准，关闭产水超标排放阀。设备进入运行状态。6.反渗透设备在运行过程中出现高压泵进口压力低，试分析原因和简述处理办法。
答：原因：1）过滤器压差大，使过滤器出水流量不足。2）过滤器进出口阀门开度不够。3）保安过滤器内压差过大。
处理：1）提高过滤器流量或投入备用过滤器，对过滤器进行反洗。
2）检查系统阀门，恢复过滤器进出口门正常开度。3）更换保安过滤器内的滤芯。绘图题：
电厂化学水处理专业试题 篇5
一、填空：（25分）
2、进行硬度测定时，对碳酸盐硬度较高的水样，在加入缓冲溶液前，应先稀释或加入所需 EDTA标准溶液的沉淀，使滴定终点拖后。
3分离出来析出沉淀物。
4、工业盐酸带花黄色的原因是含有3+杂质。
5、锅炉停炉后的保养分为干保养法和湿保养法，湿保养法有：联氨法、氨液法、压力法和碱液法等。
6度应适当。
78、氢氧化钠中常含有少量的碳酸钠，是因为其具有很强的9、离子交换树脂长期使用后颜色变深，物 污染所致，一般可用ＨＣＩ和ＮaＯＨ进行处理。
10、测定溶氧时，配制的碱性靛蓝二磺酸钠缓冲液放置不超过小时。
二、判断题：（5分）
1、水泵在运行过程中，出现不上水情况，一般应先入口流量是否不足。（√）
2、活性碳过滤器应用于水处理设备中最主要的作用是脱氯和除去有机物。（√）
3、饱和蒸汽对硅的溶解携带量与饱和蒸汽的压力之间关系是随压力增大而减小。（ⅹ）
4、热力系统中的CO2主要是由有机物的分解生成的。(×)
5、在进行锅炉的定期排污时，为了不影响锅炉的水循环，每次排放时间不超过1min。(√)
三、简答题
1、锅炉启动前，化学人员应做哪些准备工作？
答：（1）锅炉点火前应化验给水、炉水是否合格，均合格方可通知锅炉点火；
（2）加药设备及其系统应处于良好的备用状态，药箱应有足够药量；
（3）所有取样器应处于备用状态，所有阀门开关灵活；
（4）排污门应灵活好使；
（5）化验药品应齐全，仪器应完整；
2、树脂漏入热力系统有何危害？
答：树脂漏入热力系统后，在高温高压的作用下发生分解，转化成酸、盐和气态产物，使炉水PH值下降，蒸汽夹带低分子酸，给锅炉的酸性腐蚀和汽轮机腐蚀留下隐患。
3、锅炉在运行中，锅炉水的磷酸根含量突然降低，原因有哪些?
答案：锅炉水的磷酸根含量降低的原因主要有以下几个方面：
(1)给水硬度超过标准，如补给水、凝结水、疏水或生产返回水硬度突然升高而引起的给水硬度超过标准。
(2)锅炉排污量大或水循环系统中的阀门泄漏。
(3)锅炉负荷增大或负荷增大时产生“盐类暂时消失”现象。
(4)加药量不够，如加药泵被污物堵塞，泵内进空气打不上药，磷酸钠溶液浓度低或加药不及时等。
电厂设备典型常见故障分析与处理 篇6
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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
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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
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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）
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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：
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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。
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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。
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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
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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：
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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。
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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：
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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：
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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。
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（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。
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（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。
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（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。
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
（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：
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
（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。
电厂烟气脱硫废水处理 篇7
目前, 国内电厂脱硫多采用湿式石灰石膏法处理工艺, 烟气脱硫后排出的废水中含有大量亚硝酸盐、亚硫酸盐、有机物等还原性物质, 采用德国STEULER公司的废水中和还原处理工艺, 有效去除了废水中的还原性物质 (COD) 、六价铬、氟离子等。以某电厂脱硫废水处理为例, 经过中和还原等工艺的综合运用, 实际运行, 出水指标 (COD) 低于100mg/L、六价铬低于0.5mg/L、氟离子低于10mg/L。处理过程简便高效, 操作自动化程度高。脱硫废水处理能力达到并超过设计能力。
二、脱硫废水出入口构成及成分
烟气脱硫 (FGD) 废水的水质由燃煤发电机组的脱硫工艺、烟气成分、灰及吸附剂等多种因素决定。脱硫废水中的杂质除了大量的可溶性氯化钙之外, 还包括氟化物、亚硝酸盐等, 重金属离子如砷、铅、镉、铬离子等, 还有不可溶的硫酸钙及细尘等。根据脱硫废水入口的水质看:脱硫废水中主要的超标项目是p H值、悬浮物、汞、铜等重金属离子、氟的含量, 具体参数见表1。
三、脱硫废水处理系统
(一) 废水处理系统
1.废水处理工艺步骤
脱硫废水处理系统采用化学加药和泥浆连续处理废水。沉淀出来的固体物在沉淀池和澄清池中分离出来, 处理后的废水经砂滤进入出水箱, 经pH调节罐调节达到标准后排放。废水处理系统分为:还原沉淀、一级澄清、除氟、二级澄清、中和、砂滤和检验排放等。
具体工艺步骤如下:
(1) 从FGD来的脱硫废水流入水质调节槽缓冲。水质调节槽的液位控制废水泵的启停和流量调节阀的开度, 废水以较为恒定的流量进入沉淀反应槽。
(2) 脱硫废水自水质调节槽至沉淀反应槽后, 在沉淀反应槽加入石灰浆使重金属离子形成难溶的氢氧化物沉淀, 然后加入还原剂使六价铬在此处被还原成三价铬。三价铬与氢氧根结合, 生成氢氧化铬沉淀。
(3) 脱硫废水溢流进入沉淀槽, 沉淀上部圆筒形为沉淀区, 下部为截头圆锥状的污泥区, 内部设有导流筒。经过澄清的废水溢流入除氟反应槽。用泵将污泥排入泥浆缓冲槽。
(4) 来自污泥脱水系统的滤液和沉淀槽上部出来的清水进入除氟反应槽, 加入石灰浆调pH至11.5, 同时加入除氟剂, 使除氟剂与氟化钙在此碱性条件下反应, 生成极难溶解的物质。除氟反应槽出来的废水进入除氟反应槽继续反应, 出水含氟量低于10mg/L。
除氟反应槽底部设有空气管, 鼓入氧化空气, 以降低废水的COD指标。除氟反应槽出来的废水经提升泵送至澄清槽。
(5) 脱硫废水经过除氟处理后通过提升泵送入澄清槽, 澄清槽上部圆筒形为沉淀区, 下部为截头圆锥状的污泥区, 内部设有导流筒。经过澄清的废水溢流进入中和槽, 用泵将污泥排入泥浆缓冲槽。
(6) 经过澄清的废水溢流进入中和槽后, 加入适量的工业盐酸, 调节废水的pH至6～9。中和后的废水由泵送至砂滤器。
(7) 中和后的废水进入砂滤器, 通过连续运行的砂滤器进一步除去悬浮颗粒。废水进入砂滤器由下向上通过砂层, 处理后的净水由上部出水口排出进入排水槽。
(8) 经砂滤后的净水进入排水槽, 在排水槽内进行p H检查, 以使最终的出水pH维持在6～9范围内。处理合格的废水排往电厂的排放口。不合格的废水由排水泵排往中和槽重新处理。
2.废水处理物理、化学反应机理
(1) 用石灰乳沉淀法进行中和处理。从FGD来的脱硫废水以恒定流量进入沉淀反应槽, 药剂制备系统来的石灰乳按不同的比例加入沉淀反应槽A、B, 将沉淀反应槽A的pH控制在6.5～7.5, 沉淀反应槽B的p H控制在8.5～10。
(2) 六价铬 (Cr6+) 还原处理。六价铬的化合物是剧毒物质, 为了去除有害的重金属铬, 必须将六价铬还原成三价铬, 并与氢氧根结合生成氢氧化铬沉淀。如果还原不彻底, 六价铬化合物在pH为10时也将不能生成沉淀而进入废水排放。
采用新的还原剂Na2S2O4, 可以直接在碱性条件下还原六价铬。
废水由沉淀反应槽A自流至沉淀反应槽B, 同时在沉淀反应槽B入口处二次投加石灰浆和还原剂, 调节pH在9.5～10.5, 六价铬在此处被还原成三价铬;同时, 三价铬与氢氧根结合, 生成氢氧化铬沉淀。各种重金属的氢氧化物在pH9.5～10.5条件下也达到比较完全的沉淀。
铬离子还原可以用比如Na HSO3这类在酸性环境下p H为2.0～2.5的弱还原剂, 或在中性或碱性高pH值下采用如Na2S2O4这样的强还原剂进行还原。
该工程脱硫废水采用碱性条件下的强还原剂Na2S2O4。剩余的Cr3+作为金属氢氧化物沉淀下来, 并在随后的沉淀池中和别的金属氢氧化物和硫酸钙一起被除去。形成的亚硫酸盐将在随后的除氟槽中被氧化成硫酸盐。
(3) 除氟处理。由沉淀槽上部出来的清水, 溢流进入除氟反应槽, 用石灰浆将废水调至pH为11.5, 加入价格低廉的除氟剂, 使除氟剂与硫酸钙及氟化钙在此碱性条件下反应, 生成极难溶解的物质硫酸钙铝复合盐和氟化钙铝复合盐, 出水含氟量远低于排放指标。还原剂的加入由连续的氟离子测量来控制。同时会进一步发生硫酸盐沉淀, 形成的污泥在随后的澄清池中去除掉。
(4) 废水的絮凝。在废水处理过程中沉淀出来的氢氧化物和化合物, 颗粒都很细, 分散在整个体系中, 很难沉降。
(5) 沉淀-固体物从废水中分离。在沉降阶段, 固体物质从液体中分离出来, 絮凝阶段形成的大颗粒絮凝物沉淀到澄清池的底部。
(6) 砂滤。废水进入砂滤器砂滤能有效去除悬浮物, 砂滤后的净水流入pH值最终控制槽。
(7) 检验排放。砂滤后的废水进入pH值最终控制槽, 使最终的出水pH维持在7～8范围内。对最终控制槽内的净水进行定时采样分析, 若指标不达标, 则将废水返回系统前级重新处理。若一切正常, 则排水槽中的水直接排放。
(二) 药剂制备系统
配制必要的化学药品, 装入相应的储罐和供给槽, 并送到各用料点。药剂制备系统包括:熟石灰浆液制备系统;盐酸投加系统;聚合铁投加系统;还原剂投加系统;PAM絮凝剂投加系统;除氟剂投加系统。
1.熟石灰浆液制备系统
熟石灰粉经加料器定量向石灰浆配制槽供料, 同时定量加入水, 搅拌混合均匀, 配制成10%的浆液。为防止配制槽内和供浆管内的悬浮物沉淀, 两台石灰循环供浆泵连续运行, 分别向沉淀反应槽和除氟反应槽供浆。
2.盐酸投加系统
盐酸直接由盐酸计量泵定量送往中和反应槽。同时也定期将盐酸送往pH计电极点。
3.聚合铁投加系统
聚合铁直接由聚合铁计量泵分别定量送往沉淀反应槽和除氟反应槽入口。
4.还原剂投加系统
定期取一定量的还原剂投入配制槽内, 配置成一定浓度的溶液。经计量泵定量送往废水处理系统的沉淀反应槽。
5.PAM絮凝剂投加系统
配制的PAM溶液直接由计量泵分别定量送往沉淀反应槽的出口和澄清槽中心管入口。
6.除氟剂投加系统
除氟剂粉经加料器定量向除氟剂浆配制槽供料, 同时定量加入水, 通过搅拌器搅拌混合均匀, 配制成10%的浆液。为防止配制槽内和供浆管内的悬浮物沉淀, 除氟剂循环供浆泵连续运行, 向除氟反应槽供浆。
(三) 污泥脱水系统
污泥脱水系统分为:污泥缓冲浓缩、污泥压滤、清洗等。
1.污泥缓冲浓缩
为了缓冲废水处理系统24 h/d连续运行, 而污泥脱水系统16 h/d运行的差异, 在澄清槽后设有污泥浓缩槽, 沉淀槽底部和澄清槽底部的污泥送到污泥浓缩槽内浓缩, 上部清水随压滤机产生的滤液一起回至废水处理系统, 下部污泥被分别用进料泵和压滤泵送至压滤机。
2.污泥压滤
污泥浓缩槽底部污泥用进料泵送往压滤机。通过压滤机压滤形成滤饼, 达到一定压力时打开压滤机将滤饼排掉。滤饼直接落入底层的装车泥斗, 定期装车外运。滤液排入废水处理系统除氟反应槽进行除氟及后续工艺处理。
3.清洗
压滤机装备有滤布酸洗再生系统, 定期用稀盐酸清洗滤布上形成的垢膜。对滤布进行酸洗再生, 恢复滤布的通透性, 减少过滤阻力。
四、运行效果
每天自行监测数据及环保部门不定期抽样化验数据表明, 至今出水一直稳定达标排放。产生的污泥干固率大于65%。废水的出口实际分析结果见表2。
五、结语
电厂电气运行故障及处理方法 篇8
关键词：电厂；电气运行；故障；处理方法
电气设备是电厂的主要设备，如果离开了电气设备，电厂将无法正常运行，电能的产生及输送都是依靠的电气设备，所以电气设备对电厂有着非常重要的意义。如果电气设备运行出现了故障，将会影响到电厂的发电及输送电，进而影响到人们的正常用电。但是当前在电厂中，仍然存在着一些电气运行故障，这些故障的产生严重地影响了人们的正常用电，所以对这些故障的解决措施进行研究是非常有必要的，只有排除了这些电气运行故障，才能够保证电厂的正常运行。
一、 电厂主要电气运行故障
（一） 导线故障
导线故障是电气运行的主要故障，导线故障主要可以分为电气设备绝缘层短路故障和导线温度升高故障。在电厂中，导线发挥着十分重要的作用，尤其是电气主接线，它是连接电厂电气设备的主要组成部分。但是电厂的环境较为复杂，如果导线受潮或者遭到磨损，将致使导线的绝缘层出现脱落等情况，一旦导线的绝缘层脱落，导线就被暴露在了外面，十分容易与其它的导线之间出现混线的情况，从而造成短路。一旦导线短路，将对电厂的正常供电造成严重的影响。而导线温度升高故障主要是由于电气设备的规格过小造成的，当电气设备所承载的负荷超过了其最大容量时，导线的温度就会大大升高，导线温度升高又会进一步使得电气设备出现故障，从而影响整个电厂的正常运行。当导线温度过高时，还可能会引发火灾，给电厂工作人员的人身安全带来威胁。
（二）定子端部处紧固件的绝缘发生磨损
当前国内电厂基本上都是采用的汽轮发电机进行发电，定子绕组是汽轮发电机的一个重要组成部分，所以说要保证汽轮机能够正常工作，必须要确保其定子绕组的固定性。但是当前许多电厂中汽轮发电机在使用年限过长之后，其端部处的绕组就会出现磨损的情况，而这些绝缘一旦发生磨损，将严重影响汽轮发电机的正常运行。
（三）发电机刷环碳刷冒火
在电厂运行过程中，还有一种常见的电气运行故障，那就是发电机刷环的碳刷出现冒火的现象，如果这种情况不能够得到及时的消除，将有可能进一步形成环火，而环火的形成将会使得发电机出现严重的故障，尤其是氢冷发电机，如果出现环火，极有可能导致发电机停运，给电厂和发电机本身都带来严重的危害。之所以会出现发电机刷环碳刷冒火的情况，主要是由于以下几个原因造成的：第一，碳刷的质量和规格问题。当机组在运行时，所使用的压簧和碳刷都是一样的，但是这些压簧压力是有所不同的，而且对于不同的压簧而言，其使用时间的长短也是不一样的，所以就会使得滑环与碳刷之间接触点的电阻出现不一样的情况，进而会使得压簧严重地受损变形，然后产生火花；第二，碳刷阻值的问题。虽然同一机组所使用的碳刷的型号都是一样的，但是这些碳刷的阻值却是不一样的，由于阻值的不一样，所以可能使得电流分配不够均匀，进而产生火花；第三，碳刷磨损过于严重。由于碳刷在工作的时候，是在刷盒中不断摇动的，而摇动就会使得刷块边缘出现脱落的情况，而这些脱落掉的部分就十分容易造成碳刷冒火；第四，工作人员的检查失误。工作人员定期会对机组进行检查，但是许多工作人员在进行检查的时候并没有及时地发现部分碳刷严重过热的情况，使得这些过热的碳刷仍然在继续运行，从而就使得滑环碳刷出现冒火的情况。
二、 电厂电气运行故障处理办法
（一） 导线故障处理
导线故障是电厂电气运行最常见的故障之一，针对导线故障，主要有以下几种处理方案：第一，针对导线绝缘损坏的情况，在对设备的线路进行铺设的过程中，应该尽可能保证导线是铺设在环境较为良好的地方，尽量使得导线避免受到腐蚀和雨淋，这样可以有效延长导线的使用寿命。同时为了有效避免因为突然停电对导线造成严重的损害，应该事先准备好备用电源，当停电情况发生时，要能够做到电源的及时自动切换，从而有效避免导线出现短路的情况；第二，要给导线安装合适的信号装置以及保护设备，安装信号装置的目的是为了监测导线的使用情况，避免导线的负荷过大从而使得导线出现短路等情况，而安装保护设备则是为了使得导线在负荷过大的时候能够及时被切断，从而尽可能降低导线故障所带来的损失。
（二）定子端部处紧固件绝缘磨损故障处理
当定子端部处紧固件出现磨损的情况时，首先要对紧固件进行细致的检查，从而确定其出现磨损的原因，如果是压簧的问题，要及时进行压簧更换。如果是端部紧固件的结构出现了问题，进而使得绝缘磨损，则应该对结构进行及时的改造。对于定子端部处紧固件绝缘磨损故障的处理，必须要首先找到出现问题的具体原因，然后再根据原因制定相应的处理方案。
（三） 发电机刷环碳刷冒火故障处理
如果发电机出现了刷环碳刷冒火的情况，有可能是由上述原因所造成的。首先，如果是因为刷环的质量和规格问题而引发的刷环冒火，则应该将刷环上的所有压簧都予以更换，将其换为同一型号统一规格的压簧，并且保证压簧的压力保持在基本相等的状态；其次，要定期的对发电机刷环进行检查，只有保证定期的检查，才能够及时地发现隐患，从而有效避免故障的产生；再次，对于新的碳刷必须要进行严格的检测，在进行碳刷的更换时，必须要确保新碳刷和旧碳刷的电阻值是一样的，所以必须要测定新碳刷的电阻值，这样才能够有效避免因电阻值不一致而导致的碳刷环冒火问题；最后，在电厂的运行主控室内必须要配置足够的碳刷，并且每一个碳刷都应该标明其电阻值。
参考文献：
[1]高飞.电厂电气运行故障及处理方法探讨[J].中国电子商务， 2014，（4）：238.
[2]王秋.电厂电气运行故障及处理方法探讨[J].中国化工贸易， 2014，（22）：78-78.
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