电厂600MW机组电机检修试卷

电厂600MW机组电机检修试卷（共5篇）

电厂600MW机组电机检修试卷 篇1

600MW电机检修试卷

一、判断题（正确的请在括号内打

“√”，错误的请在括号内打“×”每题1分，共25分）

1、绕线式三相异步电动机只有适当增加转子回路电阻才能增大起动转矩，回路电阻过大，起动转矩反而下降。

2、当电动机绕组节距正好等于极距时，绕组被称为整距绕组。

3、三相异步电动机负载和空载下起动，其起动电流不相等。

4、当转差率S＞1时，异步电动机处于电磁制动状态。

5、低压电机的绝缘电阻不小于0.5兆欧。

6、汽轮发电机通常采用凸极式转子，水轮发电机通常采用隐极式转子。

7、鼠笼式异步电动机的启动性能比绕线式好。

8、三相异步电机的磁极对数越多，其转速越快。

9、鼠笼式电动机在冷态下允许启动俩次，每次间隔时间不小于5min.10、直流电动机的电枢绕组电阻很小，所以一般不允许全压启动。

11、在一台鼠笼式异步电动机上，调换任意两相电源线相序，应可以使电动机反转。（）

12、发电机定子线棒在运行中产生电晕现象，主要在三个部位处发生：线棒内部电晕、线棒端部电晕和引线电晕。

13、由于发电机轴电压一般只有3～5V，故不会对发电机产生不良后果。

14、电气设备是瓷质部分可以视为不带电的部分。

15、在发生人身触电事故时，为了解救触电人，可以补经允许就可以断开相关的设备电源，事后立即向上级汇报。

16、在发生人身触电事故时，为了解救触电人，可以补经允许就可以断开相关的设备电源，事后立即向上级汇报。

17、．发电机直流耐压试验，主要考核的是定子槽部绝缘。

18、．发电机交流耐压试验，主要考核的是定子端部绝缘。

19、绝缘油老化的主要原因是受热、氧化、受潮。20、10kv系统一相接地后，非接地相的对地电压为线电压。

21、新工人未经培训、不懂安全操作知识便上岗操作而发生事故，应由自己负责。

22、额定电压是指相电压。

23、企业必须开展安全教育、普及安全知识、倡导安全文明、建立健全安全教育制度。

24、在发生人身触电事故时，为了解救触电人，可以不经允许就可以断开相关的设备电源，事后立即向上级汇报。

25、兆欧表使用前应将指针调到零位。

二、选择题（请将正确答案的代号填入括号内，每题

1分，共63分）

1、在纯电感的交流电路中，电流与电压的相位（）A.超前90°； B.滞后90°； C.相同。

2、三相三角形连接的绕组的交流电动机，它的线电压与相电压（）。A.差倍； B.相等 ； C.差倍。

3、发电机在运行中出现激磁电流增大，功率因数增高，定子电流随之增大，电压降低，机组产生振动现象，这是由于（）。

A.转子本体发生故障；B.转子线圈发生一点接地；C.转子线圈发生两点接地故障引起的。

4、当电源电压高于发电机额定电压时，使发电机运行中（）。

A.转子表面和转子绕组温度升高；B.定子绕组温度升度；C.会降低运行的稳定性。

5、一般常说的悬挂式护环结构是指（）。

A.中心环与轴接触； B.中心环不与轴接触； C.中心环采用弹性与轴接触。

6、电力系统发生短路故障时，其短路电流为（）。

A.电阻电流； B.容性电流； C.电感电流； D.电容、电感电流。

7、现场使用的行灯的电压不准超过（）。A.24； B.36V； C.60V。

8、测量设备对地绝缘工作前后应对设备（）。A.拆线； B.对地放电； C.挂接地线。

9、直流电机主极与转子最小或最大与平均的空气间隙误差不大于（）A.5%； B.10%； C.15%。

10、在绕线式异步电机转子回路中，串入电阻是（）。A.改善电机启动性能； B.改变电机转速； C.减小运行电流。

11、笼式电机应避免频繁启动，在正常情况下，电动机空载连续启动次数不得超过（）。A.二次； B.三次； C.五次。

12、发电机定子绕组受各种因素的综合作用，使防晕层外表及线圈主绝缘表面发生腐蚀，在各种因素中形成影响最大的是（）。A.热； B.电； C.机械。

13、在（）级及以上大风、暴雨及大雾等恶劣天气，应停止露天高空作业。

A、5 B、6 C、7 D、4

14、测量一次回路直流电阻显著增大时应（）。

A、注意观察 B、继续运行 C、检查处理 D、加强监视

15、电流互感器正常工作时二次侧回路可以（）。A、开路B、短路 C、装熔断器 D、接无穷大电阻

16、交流10KV母线电压是指交流三相三线制的（）。A、线电压 B、相电压 C、线路电压 D、设备电压

17、正弦交流电的三要素是最大值、频率和（）A、有效值 B、最小值 C、周期 D、初相角

18、我们使用的照明电压为220V，这个值是交流电的（）A、有效值 B、最大值 C、恒定值 D、瞬时值

19、遇电气设备着火时，应使用（）进行灭火。A、水 B、泡沫灭火器 C、二氧化碳灭火器 20、测量10KV以上变压器绕组绝缘电阻，采用（）V摇表。A、2500 B、500 C、1000 D、1500

21、用1000V摇表测量二次回路的绝缘电阻值，二次回路绝缘电阻标准是：运行中设备不低于（）MΩ

A、2 B、1 C、5 D、10

22、把交流转换成直流的过程叫（）

A、变压； B、稳压； C、整流； D、滤波

23、将一根导线均匀拉长为原长的2倍，则它的阻值为原阻值的（）倍 A、2； B、1； C、0.5； D、4

24、凡在离地面（）米及以上的地点进行工作，都应视作高处作业。A、1 B、1.5 C、2 D、2.5

25、如果触电者心跳停止而呼吸尚存，应立即对其施行()急救。

A、仰卧压胸法； B、仰卧压背法； C、胸外心脏按压法； D、口对口呼吸法

26、铝合金制的设备接头过热后，其颜色会呈()色。A、灰；

B、黑；

C、灰白；

D、银白

27、变压器铭牌上的额定容量是指()功率。A、有功；

B、无功；

C、视在；

D、最大

28、隔离开关的主要作用是()。

A、断开电流；

B、拉合线路；

C、隔断电源；

D、拉合空母线

29、电气设备外壳接地属于()。

A、工作接地；

B、防雷接地；

C、保护接地；

D、大接地

30、测量绕组直流电阻的目的是（）

A、保证设备的温升不超过上限

B、测量绝缘是否受潮

C、判断接头是否接触良好

D、判断绝缘是否下降

31、A级绝缘材料的最高工作温度为（）A、90

B、10

5C、120

D、130℃

32、对三相异步电机的绕组改接后（）。

A.可直接用在单相电源上； B.一相串一电容，可用在单相电源的上； C.把电机其中两相串联，另一相串一适当电容，就可用在单相电源上。

33、电缆两芯或三芯之间发生绝缘击穿故障，称为（）故障。A.断线； B.闪络； C.接地； D.短路。

34、高压设备发生接地时，室内不得接近故障点（）。A.2m ； B.4m ； C.6m。

35、同步电动机不对称运行时,会使()发热。A.定子绕组； B.定子铁芯； C.转子表面。

36、异步电动机在正常运行中发生一相断线，此时电动机（）。A.转速不变； B.转速下降； C.停止转动。

37、电机B级绝缘材料，其最高允许工作温度为（）。A.120℃； B.105℃； C.130℃。

38、用铸铁焊条焊电机端盖裂纹时，端盖须加热到（）℃再焊。A.100； B.150-200； C.250-350。

39、轴承因氧化不易拆卸时，可用（）℃左右的机油淋浇在轴承内圈上，趁热拆除。A.60； B.100； C.150。

40、将铸铝转子改为铜条转子时，一般铜条截面积只要是槽截面积的（）﹪就行了。A.70； B.75； C.85。

41、中小型电机中滚动轴承的间隙超过（）㎜时，应停止使用.A.0.03； B.0.06； C.0.08。

42、层间绝缘宽度应为槽形中间宽度的（）倍。A.1.5-1.8； B.2-2.5； C.2.5-3。

43、电机绕组预烘温度可以比绝缘耐热等级高（）℃左右。A.5-10； B.15-20； C.15-30。

44、电机绕组预烘温度一般控制在（）℃左右。A.80； B.100； C.110。

45、当电机绕组预烘温度下降到（）℃时，即可浸漆。A.50； B.60-80； C.80-85。

46、刷握离换向器表面的距离一般为（）㎜。A.1.5； B.2-3； C.3-3.5。

47、直流发电机主磁极与换向极的正确顺序为（）。A.N-s-S-n； B.N-n-S-s； C.N-S-n-s。

48、由于直流电机受到换向条件的限制，一般直流电机中允许通过的最大电流不应超过额A.0.25MPa B.0.3MPa C.0.35MPa D.0.45MPa 63、600MW发电机转子风区有（）个。A.5 B.7 C.9 D.11

定电流的（）倍。

A.1.5-2； B.2-2.5； C.3-4。

49、直流发电机转速太低会引起（）。

A.磁场线圈过热； B.电机温度升高； C.电枢发热。

50、换向片间的电压忽然(),可能是由于绕组断路或脱焊造成的。A、升高； B.降低； C.居中。

51、一般三相电源通常都连成（）。A.三角型或星型； B.V型； C.Z型。

52、发电机在同一负荷下运行时，它的出入口风温差（）才属正常。A.不变； B.变化大； C.变化小。

53、自耦变压器的中性点（）。

A.不准接地； B.必须经大阻抗接地； C.必须接地。

54、在电路的任一回路中，电压升与电压降（）。A.相差大； B.代数和为零； C.相等。

55、交流接触器可作为电动机的（）。

A.起、停操作用;B.过负荷保护;C.两相或单相短路保护。

56、电机浸漆前检查绕组是否短路，各绕组直流电阻其相差不超过平均电阻值（A.1% B.5% C.4%

57、电机预烘温度控制()左右。A.120±5℃ B.80±5℃ C.100±5℃

58、在室温下，用4号粘度计，粘度为（）秒。A.10-14 B.30-38 C.18-22

59、第一次烘干绝缘电阻绝对值在（）以上。A.0.5兆欧 B.3兆欧 C.6兆欧 60、当绕组温度冷却到（）时方可浸漆。A.50-70℃ B.20-30℃ C.80-100℃ 61、600MW发电机的额定氢压是（）A.0.3MPa B.0.35MPa C.0.414MPa 62、600MW发电机整体气密试验的标准是（）。

三、简答题（每题1分，共

25分）

1、运行中发电机定子线棒损坏原因分析。

2、常用的减少接触电阻的方法有哪些？

3、为了安全生产，电气工作人员应具备哪些条件？

4、影响绝缘材料绝缘电阻的主要因素有哪些？

5、电机转子接地故障原因分析。）

6、发电机定子水路正反冲洗及水压实验。

7、R60＂/R15＂〈1.3绝缘受潮判定。

8、发电机氢气湿度超标危害。

9、分析绕线式电机转子回路串入的电阻是否越大越好。

10、电机转子常用的通风系统形式有哪些？

11、电机转子护环的作用是什么？

12、现场对汽轮发电机进行干燥的一般方法有哪些？

13、发电机产生电晕的原因主要是什么？

14、电动机不能转动的原因主要有那些？

15、直流电动机的调速方法有哪些？

16、高压交流电动机大修时一般都要进行哪些试验项目？

17、电机绕组浸漆前应作那些检查？

18、异步电动机启动方法可分为哪两大类？

19、在电气设备上工作，保证安全的组织措施是什么？

20、在现场对汽轮发电机进行干燥的一般方法有哪些？

21、异步电动机“扫膛”有何危害？

22、何谓安全检查生产中的“三不伤害”？

23、直流电机的间隙应如何计算？标准为多少？

24、三相异步电动机的转子有哪些类型？

25、异步电动机在何种情况下发热最严重？

四、多选题（每题1分，共

37分）

1、他励直流发电机励磁绕组由()供电与电枢()A.两路电源；B.独立电源；C.有关；D.无关。

2、常用的减少接触电阻的方法有哪些？（）

A、磨光接触面，扩大接触面 B、加大接触部分压力，保证可靠接触 C、涂抹导电膏，采用铜、铝过渡线夹

3、正弦交流电的三要素是：（）。

A、有效值 B、最大值 C、频率 D、初相角

4、引起绝缘材料老化的主要原因有：（）。

A、热 B、电 C、光 D、氧化

5、电气设备按其电压高低分为下列两种：（）A、低压电气设备 B、中压电气设备 C、高压电气设备 D、超高压电气设备

6、各类作业人员在发现直接危及人身、电网和设备安全的紧急情况时，有权：（）

A、切断电源 B：停止作业

C：采取可能的紧急措施 D：撤离作业场所

7、使用钳形电流表时，下列（）注意事项和做法正确？ A、注意钳形电流表的精度 B 戴绝缘手套，站在绝缘垫上

C 不触及其他设备

D 注意保持头部与带电部分的安全距离

8、在带电设备周围严禁使用（）（夹有金属丝者）进行测量工作。A、钢卷尺 B 皮卷尺 C 线尺 D 直尺

9、高处作业安全带（绳）应挂在（）上，并不得低挂高用。

A、牢固的构件 B 专为挂安全带用的钢架 C 钢丝绳 D 脚手架

10、设备不停电时的安全距离：10KV及以下为（）m;35KV（）m；

110KV 为（）m

A、2 B 1.5 C 1 D 0.7

11、下列所述（）是在电气设备上安全工作的组织措施： A、工作许可制度 B 操作票制度 C 工作监护制度 D 工作票制度

12、对发电机定子绕组换位的目的，是为了减少漏磁引起的涡流损耗和附加损耗，换位方式有()度和()度。A.180； B.270； C.360； D.540。

13、直流电机产生火花有（）等原因。A.电气； B.机械； C.气候； D.化学。

14、汽轮发电机大轴上安装接地碳刷是为了消除（）对地的（）。A.轴瓦； B.过电电压； C.静电电压； D.大轴。

15、标准麻花钻头顶尖角为()度，三角形螺纹的牙形角为()角。A.120±2； B.118±2； C.60； D.45。

16、()和()必须与电枢串联连接.A.串励绕组;B换向极;C.主磁极； D.补偿绕组。

17、高压电动机大修时的测量和试验项目有()

A.定子绕组的绝缘电阻和吸收比;B.直流电阻;C.直流耐压和泄漏电流；D.交流耐压;E空载试验。

18、电机的浸漆和烘干一般须经过()等三个步骤。A.预烘;B.浸漆;C.烘干。

19、安全带的使用原则是（），不与腐蚀性化学品及火接触。A.平挂平用;B.高挂低用;C.低挂高用。

20、电流互感器的二次线圈严禁（），电压互感器的二次线圈严禁（）。A.开路;B.接地;C.短路。

21、直流电动机电刷在刷握内应（），接触面达（）以上。A.活动自由，无偏斜;B.不得活动;C.75％； D.80％。

22、发电机转子磁化后，要进行退磁处理，一般退磁有两种方法：（）和（）法。A.直流;B.交直流同时退磁;C.交流退磁。

23、引起绝缘材料老化的主要原因有（）等。A.热;B.电;C.光； D.氧化。

24、万用表在使用完后，应将表计切换开关放在（）档位置，或交流电压的()档。A.1;B.0;C.最低； D.最高。

25、在500v以下带电作业中应注意：带电部位应在操作人的（），距头部不小于()。A.后面;B.前面;C.0.3米； D.0.5米。

26、发电厂设备检修质量特性的具体表现是（）。

A.安全可靠性;B.经济性;C.设备性能指标考核;D.技术进步;E.检修管理水平

27、高压设备发生接地时，室内不得接近故障点（）以内，室外不得接近故障点（）以内。进入上述范围人员必须穿绝缘靴，接触设备的外壳和架构时，应戴绝缘手套。A.4m； B.4m； C.10m； D.8m。

28、违章分为（）和管理性违章四种。

A.作业性违章； B.装置性违章； C.指挥性违章； D.习惯性违章。

29、线圈自感电势的大小与线圈电流的变化率成（），电流变化越快，自感电势越（）。A.正比； B.反比； C.大； D.小。30、发电机失磁时（）

A.同步电势Ed增大； B.δ增大； 励磁电流衰减至零； D.发电机转子加速。

31、造成异步电动机单相起动的主要原因有（）。A.闸刀开关或接触器接触不良； B.保险丝断开或未拧紧； C.传动机械被卡住； D.电动机出线端连接不牢；

32、影响发电机电压变化的主要因素有（）。A.定子电流的影响； B.转子电流的影响； C.功率因数的影响； D.发电机阻抗的影响。

33、电机线圈节距比β＝y/τ，β>1为（），β<1为（），β＝1为（）。

4、异步电动机定子绕组下线（单层）的操作。

A.短节距； B.长节距； C.整节距。

34、绝缘材料随着温度的（），电阻率（）。升高； B.不变； C.下降； D.为零。

35、发电机定子绕组换位的目的是为了减少漏磁引起的（A.铜损； B.铁损； C.涡流损耗； D.附加损耗。

36、涂覆漆包括（）。

A.硅钢片； B.漆包线； C.防电晕漆； D.覆盖漆。37、600MPa发电机的定子和转子绕组的绝缘等级分别是（A.A B.B C.F D.H

五、综合题（每题1分，共

19分）

1、导线连接及连接后的绝缘恢复。

2、锯割圆钢的操作。

3、用直流法判断三相鼠笼式异步电动机定子绕组首尾端。）和（）。）

5、异步电动机的轴承有变色现象该怎么办？

6、电动机进行绕线模芯计算时，对线圈直线部分伸出铁芯的长度，一般取多少毫秒？ 7、600MW发电机定子膛内照明灯必须是什么灯？

8、600MW发电机组装时进行气隙的测量应在那几点位置？

9、异步电动机启动方法分为哪两大类？

10、三相异步电动机的转子有那些类型？

11、6KV等级以上电机用1KV或2.5KV摇表测绝缘电阻，绝缘电阻应大于多少MΩ？

12、起吊转子，将转子吊放在事先准备好的两根弧形木上，用蓬布盖好，注意大齿应向什么方向？

13、电动机解体检修应按什么原则？

14、东电600MW发电机定子线棒采用的是什么换位方法？

15、如果三相异步电动机过载，超过最大转距，电动机将会怎样？

16、直流电动机的电枢绕组电阻很小，所以一般允许还是不允许全压启动？

17、电动机的额定电压是指什么？

18、汽轮发电机转子护环的拆装时的加热温度，一般控制在多少摄氏度？

19、涂覆漆包括覆盖漆、硅钢片漆、漆包线漆和什么漆？

电厂600MW机组电机检修试卷 篇2

1 发电机定子吊装方法介绍

1.1 行车吊装定子方法简述

行车吊装定子专用装置主要用于600 MW及以上火电发电机组发电机定子吊装作业。本吊装方法主要是通过在汽机房2台行车上组装临起吊装置, 利用2台行车和4×200 t液压提升装置, 来完成从汽机房零米吊物孔到运转层定子基础的起升、平移及就位工作。

发电机定子吊装专用装置主要由吊梁、长扁担梁、悬挂梁、端梁、液压提升装置组件、钢丝绳和连接件等组成, 它们之间通过销轴连接组合成一套整体起吊系统。专用装置设计经过详细计算校核, 并经过现场应力测试, 完全可满足定子吊装的能力。其步骤是将吊装装置各部件按要求组装成一套起吊系统, 悬挂在2台行车大梁上, 再利用装于吊装装置上的劳辛格升降发电机定子。

1.2 液压提升架吊装定子简述

液压提升架吊装发电机定子主要用于300 MW及以上火电发电机组发电机定子吊装作业。其吊装过程是先在主厂房A排墙外正对发电机横向中心线或发电机基础纵向中心线处组装提升架, 利用移运架上的4×200 t液压提升装置提升发电机定子至运转层, 再通过卷扬机沿拖运轨道将发电机定子拖运至发电机基础上就位。

整个液压提升架吊装系统由3部分组成:吊装架部分, 由移动架及固定架两部分组成;转盘部分, 由上下层转向座及二块环形厚钢板等组成;拖运轨道部分, 由4根高1.05 m, 长12 m箱形梁及2根高0.6 m, 长10.4 m的箱形梁组成。该装置自行设计, 且经过反复详细的强度计算和现场验证, 可满足多地点、不同运行层高发电机定子的吊装。

2 两种定子吊装方法比较分析

2.1 两种定子吊装方法应用情况

2.1.1 行车吊装定子方法应用

由于行车吊装定子专用装置我公司2006年才开始设计制作, 工程运用实践时间不长, 目前已成功完成于长沙电厂、金竹山电厂二期工程的600 MW发电机定子吊装。

华电长沙电厂2×600 MW超临界机组安装工程, 发电机采用东方电机股份有限公司生产的静态励磁式、水氢氢汽轮发电机, 型号为QSFN-600-2-22C, 发电机定子中段净重约248 t, 尺寸规格9 140 mm×3 820 mm×3 860 mm。2007年6月11日从发电机定子吊装准备开始, 到6月14日吊装就位完成。施工全过程处于安全、稳定、快速、优质的可控状态, 以高效率、高速度、高质量完成了吊装任务。

金竹山电厂二期600 MW超临界安装工程, 发电机为哈尔滨电机厂生产水氢氢冷发电机, 型号为QFSN-600-2YHG发电机。定子重量300 t, 外形尺寸为10 420 mm×4 000 mm×4 332 mm。发电机定子于2008年10月9日开始组装吊装专用工具, 到10月14日发电机定子落到基础上。整个定子吊装过程在安全、快速、高效中圆满完成。

2.1.2 液压提升架吊装定子方法应用

液压提升架吊装定子方法于2004年开始使用, 至今已圆满完成了湛江奥里油600 MW、金竹山电厂一期600 MW、鲤鱼江B电厂600 MW等10多个工程的定子吊装任务。

湛江奥里油发电厂2×600 MW工程发电机由哈尔滨电机厂有限责任公司生产, 型号QSFN-600-2, 发电机定子净重300 t, 外形尺寸为1 0420 mm×4 000 mm×4 332 mm。发电机定子采用液压提升装置从A排外吊装就位, 于2005年1月10日开始组装液压提升装置, 到1月17日发电机定子落到基础上。整个定子吊装过程安全、顺利。

湖南华润鲤鱼江发电B厂2×600 MW工程采用东方电机厂有限责任公司生产水氢氢冷发电机, 发电机定子重310 t, 发电机定子采用液压提升装置沿其基础纵向中心线处吊装就位, 于2006年9月22日开始组装液压提升装置, 到10月4日发电机定子落到基础上, 共用12天时间安全、顺利完成。

2.2 两种定子吊装方法对比分析

行车吊装定子和液压提升架吊装发电机定子从安全可靠性、技术上来讲都是可行的, 但从起吊装置、实施过程、经济效益、安全等各方面比较分析, 仍存在较大不同。

2.2.1 起吊装置具体参数比较

起吊装置具体参数比较如表1所示。

2.2.2 实施过程比较

实施过程比较如表2所示。

2.2.3 经济效益比较

(1) 制作费用。

根据实际发生费用统计, 行车吊装定子装置制作费用为102.3万元, 液压提升架吊定子装置制作费用为173.8万元。

(2) 机械费用。

一个台班按300元, 150 t履带吊使用一个台班按8 000元考虑, 汽机房行车不考虑, 通过计算可知:行车吊装定子需使用5 t卷扬机5天, 共需机械费用1 500元;液压提升架吊定子需使用5 t卷扬机和150 t履带吊, 所需机械费用合计约121 200元。

(3) 人工费用。

行车吊装定子人工费用为11 250元, 液压提升架吊定子人工费用为49 500元。

3 行车吊装定子的优越性

从上节对发电机吊定子两种吊装方法的对比分析, 行车吊定子方法从制作、安装、安全等各方面都比液压提升架吊装定子相对要好些, 具有一定的优越性, 具体体现在:

(1) 制作方面:行车吊定子装置部件相对液压提升架吊定子装置的部件要少约70余件, 总重量轻65 t, 因此行车吊定子装置比液压提升架吊定子装置的制作时间少15天左右。

(2) 安装方面:1) 行车吊定子装置相比液压提升架吊定子装置具有部件少、重量轻的特点, 现场便于运输和组装;2) 行车吊定子由于起吊装置安装简单, 且主要利用汽机房行车起吊, 从整个吊装工艺和过程来讲比液压提升架吊定子方法要简便、快捷;3) 行车吊定子由于整个装置放于行车上面, 完全不要考虑起吊装置和定子对地面基础的荷载影响。

(3) 工期方面:1) 行车吊定子装置运输方便, 安装简单, 周围影响因素较少, 大大缩短了整个定子的吊装时间, 相比液压提升架吊定子方法所用时间少了约10天。2) 行车吊定子从汽机房吊物孔进行, 完全不占用汽机房及A排外设备安装的位置和通道, 不要考虑汽机房预留问题, 因此, 行车吊定子方法不会对土建及其他设备的安装工期造成影响。

(4) 安全方面:1) 行车吊定子方法相比液压提升架吊定子方法, 高空作业少, 吊装过程环节简单, 因此, 安全隐患及风险少, 便于现场安全管理和控制。2) 行车吊定子装置全部安装于行车上, 利用行车吊装, 仅需对行车的大梁进行受力校核, 满足要求即可, 相比液压提升架吊装定子校核环节少, 安全可靠性高。

(5) 经济效益方面:从人、机、材等方面对行车吊定子方法和液压提升架吊定子方法的费用计算比较, 行车吊定子的人工费约少3.8万元, 机械费用少12万元左右, 材料及制作费用约少71.5万元, 总计比液压提升架吊定子的直接费用少87.3万元左右。如考虑工期、管理等其它间接成本, 其费用还要少得更多。

4 结语

通过对行车吊定子和液压提升架吊定子两种不同吊定子方法工艺的比较和分析, 认为采用行车吊定子方法具有一定的优越性, 可作为今后火力大型600 MW及以上机组发电机定子吊装的重要参考方案。当然, 行车吊装定子方法, 还可从材料、结构等方面做进一步的深入研究, 达到行车吊定子专用装置的优化设计, 提高发电机定子吊装的高效率和安全可靠性。

摘要：主要针对火电厂600MW及以上机组发电机定子2种吊装方法比较, 从制作、安装、吊装方法、安全及经济效益等方面进行详细的分析, 最终说明了利用行车吊定子工艺的技术先进性。

电厂600MW机组电机检修试卷 篇3

关键词：超临界机组 供热改造 技术经济 发电标煤耗 蒸汽参数

中图分类号：TM62 文献标识码：A 文章编号：1674-098X（2015）07（a）-0096-02

近年来，随着节能减排政策的逐步深入，环保要求逐渐严格，传统凝汽式电厂正在面临挑战，亟需改变思路，调整运行方式，提高机组经济性。该文对某电厂600MW超临界凝汽式机组供热改造进行了分析，与新建供热机组相比，对现有纯凝机组进行供热改造具有投资少、工期短、设备利用率高等优点。热电联产在提高能源利用率，减少冷凝损失，降低机组煤耗的同时，还可向用户提供高品质热源。这对节约能源、改善环境和社会经济发展具有重要意义。

1 某电厂供热改造方案研究

1.1 600MW机组供热改造抽汽原则

目前常规供热参数大致分为以下几档：（1）4.0 MPa等级，400℃以上；（2）1.5～2.5 MPa，300～400℃；（3）1.0 MPa，350℃以下；（4）0.3～0.6 MPa，350℃以下。从上述数据可以看出，热用户要求的抽汽参数较为分散，相应的抽汽口选择位置也较分散。对于600MW机组供热改造应遵循以下基本原则：（1）抽取蒸汽不影响机组正常的发电，即利用锅炉设计裕量产生蒸汽来外供；（2）可抽出的蒸汽量及参数应能满足用户要求；（3）抽出口方便接出，尽量避免主机的改造；（4）供汽参数在汽轮机50%负荷或以上时应能达到接口处要求的蒸汽参数要求；（5）抽汽参数尽可能接近用汽参数，避免高能低用。

1.2 周边供热负荷现状分析

电厂位于佛山市三水区白坭镇，距离中国（三水）国际水都饮料食品基地8km，该基地现有6家工业用汽企业。据该片区供热负荷前期调查，目前片区内统计在案的可以替代的自备小锅炉最大蒸发量100t/h，考虑基地能源规划需求，近期热负荷及远期热负荷增长情况，近现期（2014—2016年）最大热负荷可达163.2 t/h，平均热负荷为138.1t/h，用汽性质为中压，预计远期（2017—2020年）还可增加热负荷约40t/h。

1.3 供热方案分析

电厂现有上海汽轮机厂生产的2×600MW超临界燃煤纯凝机组，型号：N600-24.2/566/566，型式：超临界、一次中间再热、三缸四排汽、单轴、双背压、凝汽式汽轮机。查机组THA工况热平衡图，汽轮机低温再热蒸汽、高温再热蒸汽、回热抽汽的压力、温度、流量如表1所示。

结合热负荷情况及热用户用热参数要求，确定电厂改造后每台机组的供热能力要求（电厂侧）100 t/h，最高蒸汽压力1.8 MPa，温度300℃。根据机组特点及区域供热参数要求，供热方案可选如下：方案（一）再热热段管道开孔抽汽；方案（二）利用压力匹配器混合高排蒸汽+三段抽汽。

为满足机组对外供热参数要求，忽略供热抽汽接口至供热联箱间的散热损失，根据质量和能量守恒计算可选方案的抽汽参数如表2、表3所示。

根据《热电联产项目可行性研究技术规定》、机组THA工况下热平衡图，以及区域远期供热参数计算出可选方案的热经济指标见表4。

供热方案（一）再热热段管道开孔抽汽优点是系统简单，控制、调节及布置方便，对锅炉本体及汽轮机本体的影响较小，供热抽汽不会引起再热器的超温；缺点是由于采用高品质的热源直接减温减压，因此热经济性较差。此外，因蒸汽减温器前管道温度太高，减温器前管道及减温器材质需采用进口的A335P91材质，减温器前的阀门需采用进口合金钢阀门，价格昂贵，初投资较高。

供热方案（二）利用压力匹配器混合高排蒸汽+三段抽汽优点：（1）由于采用低品位的热源供热，热经济性优于方案（一）；（2）蒸汽参数较低，管道材料采用国产材料即可，初投资相对较低，且工期可保证；（3）系统配置比较灵活，可根据不同的热负荷参数自由调节。缺点是从高排抽汽有可能引起再热器的超温，导致再热器喷水，对锅炉本体安全性可能造成影响，控制系统接口较方案（一）复杂且调节性能不如方案（一）精确。

2 供热改造后节能效益分析

2.1 节能比分析

电厂供热改造项目年供热量444.95×104GJ，折算到压力1.8 MPa，温度256℃时年供热量约152.25万吨，年供电量为620000万kWh，改造前机组年供电煤耗统计值为311.91 g/kWh，故年耗标煤量为1936100万吨。

2.2 热电分产与热电联产能源利用效率分析对比

按年供热量444.95×104GJ，压力1.8 MPa，温度256℃测算，年供热量约152.25万吨，对热电分产及热电联产能源利用效率计算如下（热电分产以建设相同供热规模的分散供热锅炉和相同供电规模的凝汽机组为对象。供热改造后机组的节约标煤量是指与改造前热电分产耗煤量对比见表5。

热电分产能源利用效率=[年供热量+年供电量×3600kJ/kWh]/[（分散供热锅炉年标煤消耗量+凝汽机组年标煤消耗量）×标煤低位热值]

集中供热锅炉年标煤消耗量=年供热量/（锅炉总效率×标煤的低位热值）

锅炉总效率包括锅炉热效率和自用电量、汽量的影响，按《工业园区热电联产规划范本》的推荐值取为0.75，电厂热电联产与热电分产的能源利用效率评价详见表6。

从上表分析，热电联产的能源利用效率较热电分产提高约4%。实施供热改造项目方案（一）年节约标煤约8.24万吨，方案（二）年节约标煤约8.4万吨，其中方案（一）能源利用效率比热电分产提高1.71个百分点，方案（二）能源利用效率比热电分产高1.76%，两个方案均有良好的经济效益和社会效益。

3 结论及建议

通过对电厂机组供热改造方案分析，推荐采用高压缸排汽+三段抽汽进行配汽的方式为区域提供热源，可在不影响机组正常发电的条件下实现对外供汽，具有较好的经济效益与良好的社会效益。

机组供热改造后，由于供热量的增加，高排抽汽后将会引起再热器超温，根据厂家意见，可通过锅炉自身的汽温调节方式和利用再热系统的事故喷水能实现再热器运行正常，锅炉可不作改造能满足抽汽要求。其中，需要注意机组随负荷降低，再热器喷水减温水量将增大的问题，建议机组低负荷运行时尽可能采用中下磨的运行方式。

参考文献

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[2]刘卫平，沙威，刘新利，等.评价热电联产机组经济性的节能比分析方法[J].中国电力，2010（9）：41-44.

[3]周琳，谭锐，卫栋梁，等.东汽纯凝600MW级火电机组供热改造探讨[J].东方电气评论，2012（2）：8-13.

电厂600MW机组电机检修试卷 篇4

ddd发电厂1×300MW机组配套的HG-1025/18.2-YM6型锅炉系哈尔滨锅炉有限责任公司引进美国ABB-CE公司技术设计制造的亚临界压力、一次中间再热，Ⅱ型布置、控制循环汽包炉，锅炉设计燃用烟煤，采用钢球磨中间储仓式热风送粉系统、部分摆式喷嘴、平衡通风、固态间断排渣，锅炉本体为全钢架悬吊结构。

锅炉采用直流式燃烧器、四角布置、切园燃烧；每角燃烧器共有14只喷嘴，其中一次风喷嘴4只、二次风喷嘴8只，三次风喷嘴2只。

一、二次喷嘴采取间隔布置，三次风位于最顶层。本炉设有两层简单机械雾化油枪和一层侧点火空气雾化油枪，它们分别装于第三、五层（自下向上数）和最上层一次风喷口边的前后墙上，各油枪均配有高能点火装置，设计的主油枪入口额定工作压力为3.43MPa，油枪最大总出力为21.6吨／时，可满足锅炉30%BMCR的要求。

与本省已投运的电站锅炉相比，本锅炉燃烧器设计上有以下几个新特点：从型式上讲，采用了多种燃烧器，最底层的一次风喷口采用蒸汽引射的双通道自稳式煤粉燃烧器，其余三层一次风采用水平浓淡煤粉燃烧器，顶部两层三次风组合形成双通道引射式燃烧器，为提高低负荷时投用燃烧器的灵活性，在最上层一次风喷口边设置了侧点火油枪装置。从喷嘴摆动方式上讲，采用了部分喷嘴摆动和手动、自动摆动等多种摆动方式，不同喷嘴摆角差异较大，其中除下层二次风喷嘴、下油枪层喷嘴、底层一次风喷嘴、顶层三次风喷嘴固定外，顶部三只0FA喷嘴可手动调整上摆30º、下摆5º，其余喷嘴由气缸带动作分组整体摆动，上三层风下摆动27和20º，二次风可上下摆动30º，通过喷嘴的摆动实现了对再热汽温的粗调，各角燃烧器自下而上的排列顺序为二、一、二、一、二、一、二、一、二、二、二、三、二、三。

锅炉采用二级减温对过热汽温进行控制，第一级设于低过到分隔屏前的管道上，第二级设在末过前的连接管上。在墙再入口管上设置了事故喷水装置。为加快锅炉冷、热态启动速度，本炉还装有5%MCR的启动旁路系统。为了控制锅炉启停时炉膛出口烟温不超过538℃，保护再热器不超温，在炉膛出口装设了烟气温度探针。

根据燃烧特性，锅炉在炉膛、对流受热面、空预器等区域布置了墙式、长伸缩式吹灰器，吹灰采用微机程序控制。

锅炉热控设备采用机、电、炉单元集中方式分散控制系统(DCS)，为上海代表工业公司的MAX1000型系统，具有自动化程度高技术密集的特点，DCS系统所含功能性系统有：机炉协调控制系统(CCS)，数据采集系统(DAS)，锅炉安全监控系统(FSSS)，机组辅机顺序控制系统（SCS），汽轮机配置数字电液控制DEH-Ⅲ系统等。

锅炉主要特性参数如下： 1.1 锅炉主要设计性能参数

机组功率 过热蒸汽流量 过热蒸汽出口压力 过热蒸汽出口温度 再热蒸汽流量 再热蒸汽进口压力 再热蒸汽出口压力 再热蒸汽进口温度 再热蒸汽出口温度 给水温度

1.2 煤质资料（工业分析）

应用基水份 应用基灰份 可燃基挥发份 应用基低位发热量

设计煤种 7.74 32.78 23.2 18920

校核煤种 9.8 36.43 22.46 17070

单位 ％ ％ ％ kJ/kg

MCR 333 1025 18.3 541 822.1 3.81 3.64 319.4 541 279.4

ECR 300 908.5 17.27 541 744.1 3.40 3.25 317.9 541 273

单位 MW t/h MPa ℃ t/h MPa MPa ℃ ℃ ℃

1.3 锅炉配备主要辅机型号及台数 名称 送风机 一次风机 引风机 炉水循环泵

台数 2 2 2 3

型 号

FAF19-10.6-1 1688B/1025 AN30e

LUVC250×2-410/2

备 注

轴流、动叶可调 冷一次风机 轴流、静叶可调 筒式铜球磨 排粉风机 空预器 电除尘 4 2 2

MTZ3570 M5-29-11NO.21D 29-VI(T)-1880

三分仓、容克式

RWD/TL-1-230×2×32 三电场 锅炉整套启动前应具备的条件

2.1 锅炉冷态空气动力场试验已结束，并已提供有关数据。

2.2 锅炉已完成主蒸汽和再热蒸汽管的冲管，各管道系统已全部恢复正常。在冲管阶段发现的有关缺陷已全部消除，结尾项目和必要的修改项目均已处理完毕。

2.3 炉循泵对低压注水水质的要求比调试阶段锅炉对给水水质的要求高得多，为了缩短调试工期、节约除盐水，有必要安装两台炉循泵专用低压注水泵，注水泵间设置满足炉循泵运行中安全要求的联锁保护，并做到在机组的任何运行工况下，注水泵都不会丧失电源。机组启动前，上述工作应完成并检验合格。

2.4 锅炉工作压力下的水压试验合格。汽包、过热器、再热器安全门均在投用状态。PVC阀已整定好，一次门开启，电源送上，并投入自动状态。

2.5 电除尘气流均布试验、空升试验、振打试验等已结束，可投入使用。2.6 锅炉机组的安装及消缺工作（包括炉本体、烟道、一二次汽系统）均已结束，燃烧室、烟风道、空预器、电除尘内部确已无人工作，脚手架已全部拆除，内部杂物清理干净；各看火孔、打焦孔、人孔门、检查门均已关闭。

2.7 锅炉给水系统以及一、二次汽系统减温水管道已经冲洗干净，具备进水条件。

2.8 准备好足够的轻柴油和符合设计要求的原煤及合格的化学除盐水，制水能力能够满足启动阶段的要求。

2.9 锅炉辅机冷却水、冲灰水、出灰、出渣系统均已具备通水、通气条件，灰渣系统可以投用。

2.10 锅炉各辅机均已试转结束，具备投用条件。

2.11 热控气源已具备使用条件，空压机的自动联锁功能正常。2.12 锅炉燃油系统已充油备用，各调节阀、快关阀已经调试正常。2.13 各风门、挡板、电动阀门均已送气、送电。所有软、硬手操动作正常。2.14 制粉系统各设备均已试转合格，给粉机转速校验合格并空转48小时以上；粉仓内部清理干净，密封性符合要求，机械粉标指示正确。

2.15 锅炉各电气大联锁、热工保护、辅机自身联锁保护、光字牌信号等均已校验合格。

2.16 锅炉安全监控系统（FSSS）调试结束。CRT画面显示的系统状态、参数等应正确。

2.17 协调控制系统、辅机顺控系统均已调试合格，打印设备已具备随时打印数据条件。

2.18 所有热工仪表校好，指示正确，限位报警已整定好，正确可用。2.19 原煤仓加入合格的原煤，并是供工业分析数据，输煤系统可靠投入。2.20 检查制粉系统（蒸汽）灭火装置可用，防爆门应符合规程要求。2.21 分别启动各制粉系统排粉机进行通风试验，检查各风门是否灵活、方便，动态校验磨入口负压、差压、制粉系统各点负压是否正确。

2.22 调整各组火嘴暂处于水平状态。

2.23 炉膛火焰、汽包就地水位等工业电视系统监视及炉膛出口烟温探针具备投用条件，火检冷却风机调试结束并处于备用。

2.24 检查本体各吊件无松动，弹簧吊架临时固定应解除，各部位膨胀间隙合格，膨胀指示器指针处于零位。

2.25 设备和系统的保温工作已全部结束，仪表管，变送器的加热防冻装置可用，系统应标明介质流向，管道涂色符合要求。

2.26 锅炉定期排污，连续排污扩容器设备完整，阀门位置正确，事故放水系统正常。

2.27 炉本体及预热器吹灰器已调整试验完毕，程控功能正常。蒸汽吹灰系统完整可用。

2.28 现场消防设施齐全可用。特别加强对燃烧器区域的油枪及预热器部位的消防巡视与检查值班。增加临时照明，及时清理漏油。空预器的清洗水箱充足水备用，清洗水系统试验合格。

2.29 现场环境清洁，道路畅通。临时设施和脚手架尽量拆除。各平台栏杆安全可靠。下水道畅通，阴沟盖板齐全。各处照明充足，生活设施已投用。

2.30 设备及系统所有阀门，风门等各部件均已统一命名，挂牌齐全。运行规程、系统图、运行日志表等齐全，工具、劳保用品齐全。各岗位备有正式通讯装置，信号可靠。

2.31 集控室、计算机等重要场所空调装置已能投用。2.32 汽机高、低压旁路系统已调试结束，具备使用条件。2.33 锅炉化学加药系统调试完毕，备好药品。2.34 老厂来汽已具备供汽条件。

2.35 厂用电源可靠，自投功能正常。柴油发电机处于备用状态。2.36 工作照明良好，事故照明可随时投用。

2.37 调试、安装、运行三方人员配备齐全，名单张榜公布，分工明确。2.38 电梯经电厂验收合格，可以投运。2.39 备足Φ6.3、5.1、4.2mm油枪雾化片。3 锅炉整套启动方案 3.1 锅炉进水

3.1.1 锅炉进水前汽机高、低压给水系统已经清洗结束，水质合格。联系化学制备足够的除盐水。

3.1.2 进水前应检查锅炉各疏、放水门，空气门在点火位置。3.1.3 炉循泵注水排气工作完成，低压冷却水已投入。

3.1.4 联系汽机投入除氧器加热，水温70～110℃，检查电动给水泵使其处于备用状态。

3.1.5 检查关闭锅炉给水总门，开启旁路隔绝门。3.1.6 锅炉进水方式有两种： 3.1.6.1 通过锅炉上水泵上水；

3.1.6.2 通过给水泵上水。启动电动给水泵，向锅炉缓慢进水。上水时间：夏季不少于2小时，冬季不少于4小时。

3.1.7 当水上至汽包可见水位时，减慢进水速度。当水进至汽包水位计+200mm处时，停止锅炉进水，关闭省煤器出口排气阀。

3.1.8 充分检查三台炉水循环水泵，将炉循泵所有仪表及联锅保护都投运。3.1.9 严格按锅炉运行规程、炉水循环泵调试大纲仔细、全面检查炉水循环泵，确认已经具备启动条件，逐一启动锅炉循环水泵（三台泵运行）。在泵启动过程中及启动后应密切监视泵的运行，详细记录各有关参数。

3.1.10 联系汽机维持辅汽联箱压力稳定（0.8～0.9MPa）。锅炉具体点火时间可视现场情况由试运指挥组决定。3.2 锅炉点火

3.2.1 点火前2小时，可联系汽机全开高、低旁路，对过热器、再热器抽真空。抽真空时应关闭过、再热器系统疏水门与空气门。抽真空完毕后，关闭高、低压旁路，并恢复上述疏水门、空气门在点火位置。

3.2.2 点火前8小时通知电除尘投入瓷瓶加热，点火前2小时，投入电除尘斗加热与振打装置。

3.2.3 点火前1小时，投入冲灰水及除渣系统。

3.2.4 点火前通知热工，投入炉膛出口烟温探针监测系统，炉膛火焰监视，汽包水位监视工业电视系统投用正常。

3.2.5 启动火焰监视冷却风机，检查火检及炉膛火焰监视器冷却风系统。3.2.6 通知燃油泵房启动燃油泵，打油循环。

3.2.7 根据锅炉安全监控系统FSSS的吹扫条件进行逐项检查与操作，按预热器、引送风机的启动条件，依次启动两组预热器及引、送风机，控制入炉总风量＞30%，对油系统进行轻油泄漏试验和炉膛的吹扫工作，投入锅炉总联锁。

3.2.8 检查油枪点火条件许可后，对角投入下层两只油枪，检查油枪雾化良好，待着火正常后，调整炉膛负压-49～-98Pa，30分钟后切换到下层另两只对角油枪运行。点火1小时后投入下层四只油枪。

3.2.9 锅炉点火后即通知化学人员，根据要求开启连排至定排扩容器排污阀。

3.2.10 当汽包压力达0.172MPa时，投入汽机高、低压旁路，关闭各空气门（应事先对Ⅰ、Ⅱ级旁路暖管）。

3.2.11 锅炉点火后即开启5%启动旁路。

3.2.12 锅炉点火后应投入空预器吹灰程控，定期对预热器吹灰。3.2.13 在锅炉没有建立起连续给水流量之前，省煤器再循环门应处于开启位置。

3.3 锅炉升温、升压

3.3.1 严格按锅炉冷态启动曲线（见附图）控制升温升压速度，通过投、停油枪，调整油压等方式控制燃烧率。

3.3.2 在油枪投运初期，应加强对燃烧情况的检查与监视，避免油枪缺角运行。

3.3.3 当锅炉建立起连续给水流量后，即可关闭省煤器再循环门。3.3.4 升压过程中应定期检查记录锅炉各部位膨胀情况，并作好记录。3.3.5 汽包压力升至0.2～0.3MPa时，冲洗汽包就地水位计。

3.3.6 汽包压力升至0.3～0.5MPa时，通知安装人员热紧螺丝，并通知热工对仪表管路进行排污与冲洗。投入给水流量表等。

3.3.7 锅炉升温、升压过程中应严格控制燃烧率使炉膛出口烟温在538℃以下，直到汽机达到同步转速。

3.3.8 锅炉第一次整组启动，其间各专业试验由现场指挥决定。3.4 锅炉蒸汽严密性试验及安全门校验（见大纲）。3.5 配合汽机冲转、暖机、并网。

3.5.1 当汽机侧过热蒸汽压力升至3.9～4.0MPa时，过热汽温350℃，再热汽温300℃，汇报值长，联系汽机冲转（热态、半热态开机参数由汽机决定）。

3.5.2 在汽机升速中，应满足汽机参数的要求。可通过调整高、低压旁路，启动旁路或改变燃烧率来维持主汽压及一、二次汽温在规定范围内。汽机冲转期间，尽量避免使用减温水，防止汽温大幅度波动。

3.5.3 在汽机冲转至3000r/min时，锅炉应对燃烧、油枪、冷灰斗、主要辅机，包括制粉系统及设备作全面检查（此时汽机、电气作试验），退出烟温探针。

3.5.4 当确认机组已并网后，关闭锅炉有关疏水门，视机组带初负荷的情况增投第二层油枪，逐步升负荷。

3.6 锅炉制粉、投粉、升负荷、洗硅。

3.6.1 按启动曲线进行升温、升压，配合汽机做好低负荷暖机。3.6.2 启动制粉系统。

3.6.2.1 当汽包压力5.0MPa，电负荷达50MW以上，二次风温达177℃以上即可启动一组制粉系统进行冷炉制粉。

3.6.2.2 启动制粉系统，当磨出口风温达60℃以上时，即刻给煤，调节热风门，使磨出口温度≯80℃。

3.6.2.3 制粉系统运行正常后，通知化学取样测定煤粉细度，调整折向门开度，控制煤粉细度合适。

3.6.2.4 制粉系统启动正常后，应及时调整燃烧，加强汽温水位的调整。同时应加强对制粉系统设备的巡回检查，特别是磨煤机大瓦温度，各段压差，磨后温度、锁气器、粉标动作是否正常等监视。3.6.2.5 根据燃烧情况及粉仓位适时启动第二套制粉系统。3.6.3 锅炉投粉

3.6.3.1 当粉仓粉位达2～3m，高温对流过热器后烟温达450℃，二次风温达177℃以上，即可投粉。

3.6.3.2 投粉前炉内燃烧稳定，油枪雾化良好，汽温、汽压、水位稳定。3.6.3.3 投粉时应按自下而上的原则对角逐只投入（应最先投用B层），单只着火稳定后，再投下一只。如投粉不着火应立即停止相应给粉机，进行充分吹扫后再重新投入。投粉时，给粉机应从低速逐渐升至所需要转速，投用D层给粉机时，可相应投入侧点火油枪运行。

3.6.3.4 投粉过程中要严密监视分隔屏、后屏、高过、高再壁温，适当调整减温水量，禁止超温运行。

3.6.3.5 当汽包压力达10.0MPa时，按化学要求开始洗硅。

3.6.3.6 当负荷达100～150MW时，要求汽机启动一台汽泵与电泵并列运行。适时进行给水方式切换。

3.6.3.7 当负荷达150MW以上时，要求汽机启动第二台汽泵，当第二台汽泵并列运行后，可将电动给水泵退出运行，投自动备用。投入给水自动（三冲量），加强监视，若给水自动失灵，立即切换手动控制。

3.6.3.8 负荷大于150MW，且总燃油量≤6吨／时，即可投用电除尘器，配合汽机投用高加。

3.6.4 锅炉断油全烧煤

3.6.4.1 锅炉第一次断油可机组负荷达80%MCR以上情况下进行，并具备下列条件方可断油：

a.炉膛温度在1400℃以上，给粉机运行12只以上；

b.机、炉、电设备运行工况稳定，燃烧工况良好，汽压、汽温正常，制粉系统运行正常，给粉机下粉均匀，运行稳定，双侧粉仓粉位≥3m。

c.煤粉细度符合规程要求。

d.由上至下逐层停用主油枪，相应增加燃煤量，保持负荷、汽压、汽温、水位正常。加强锅炉风量与燃烧情况的调整与监视，在主油枪全部停用后，可视燃烧情况逐只停用侧点火油枪。

3.6.4.2 锅炉全部断油后，仍应维持油系统循环保持油压稳定及吹扫蒸汽正常可用。若断油后发现燃烧不稳并判明锅炉未熄火后，应立即投主油枪助燃，查明原因并消除，为再次断油创造条件。

3.7 锅炉满负荷连续试运行

3.7.1 锅炉断油全烧煤后，逐渐机组负荷升至300MW运行，并根据锅炉运行规程的有关规定，进行调整和维持。

3.7.2 何时进入168小时连续运行计时，由试运指挥组决定。

3.7.3 在锅炉试运行期间，应加强定期工作（如测量粉仓位，清理木屑分离器等）并做好运行数据、设备缺陷及其处理情况的记录。启动过程中的安全注意事项： 4.1 人身安全

4.1.1 机组启动试运应按启动验收委员会批准的整套启动措施进行，试运行中进行的各项试验应有专门的试验措施，试验人员应服从指挥的统一安排。

4.1.2 现场一切安全事项按《电业工作安全规程》执行。4.2 设备安全

4.2.1 防止锅炉灭火放炮

4.2.1.1 严格执行有关防止锅炉灭火放炮的规定。

4.2.1.2 要求燃用煤种尽量接近设计煤种，原煤工业分析每班一次，并将结果通知运行人员。

4.2.1.3 试运行期间每班分析一次煤粉细度，及时调整粗粉分离器折向门和制粉出力，保证煤粉细度合适。

4.2.1.4 加强煤中“三块”的处理，减少煤中杂物，定期清理木块及木屑分离器。

4.2.1.5 粉仓吸潮阀开度合适，保持粉仓内煤粉适当干度，按规定进行定期降粉工作。

4.2.1.6 加强对运行火嘴的检查，发现给粉机卡涩及下粉不均时应及时处理。

4.2.1.7 调整每台给粉机出力，保持给粉均衡，控制一次风出口风速25～28m/s。一次风管堵塞，疏通应缓慢谨慎，不可将大量煤粉突然送入炉膛，以防爆燃，禁止使用氧气等可燃气体吹扫、疏通堵粉管道。

4.2.1.8 投粉时应对角投入，不允许层给粉机单角运行或层给粉机非对角运行。

4.2.1.9 投粉时应有专人监视着火情况，保证燃烧良好，若投粉不着火应立即停止送粉，详细查明原因后方可再投。

4.2.1.10 做好锅炉安全监控系统FSSS的调试和投入工作，保证其动作及时、可靠。

4.2.1.11 判断锅炉发生灭火时，应立即紧急停炉，切除所有进入炉膛的燃料，加强吹扫，严禁强制炉膛吹扫条件，不利用爆燃法点火。

4.2.2 防止锅炉缺满水

4.2.2.1 要求两只就地水位计指示清晰可辨。

4.2.2.2 所有二次水位指示正确，并经常与就地水位进行校对，事故放水系统处于良好备用状态。

4.2.2.3 给水调节“自动”好用，发现失灵，立即切至“手动”。4.2.2.4 注意给水压力的变化及给水泵运行是否正常，发现异常应及时查明原因。

4.2.2.5 汽压、负荷大幅度波动时，应判明虚假水位的影响，避免由虚假水位造成给水调节失衡。

4.2.3 防止过热器、再热器超温爆管。

4.2.3.1 锅炉启动及运行过程中，在高、低旁未开，汽机未冲转前，应投入炉膛出口烟温探针，严格控制炉膛出口烟温不超过538℃。

4.2.3.2 调整、保持燃烧工况稳定，注意避免三次风大量携带煤粉，控制高过的两侧温差不超过50℃。

4.2.3.3 尽量使用过热器Ⅰ级减温，合理使用Ⅱ级减温。

4.2.3.4 严密监视各段汽温、壁温、合理调整各级减温水，避免受热面局部超温。

4.2.3.5 在任何运行工况，过热器、再热器壁温都不得超过相应的最高允许温度。

4.2.4 防止空预器发生二次燃烧。4.2.4.1 空预器二次燃烧的原因判断：

a.由于锅炉不完全燃烧给预热器蓄热元件带来的可燃性沉积物，在有氧气存在和一定温度的情况下会发生自燃，并导致金属融化和烧蚀，这就是空预器着火，即二次燃烧。

b.当锅炉频繁启停和设备热备用时，由于燃烧不良及锅炉余热的影响，是空预器最易发生二次燃烧的时期。c.调试期间，应采取相应措施防止燃油倒入低压蒸汽吹扫系统，由预热器蒸气吹扫将燃油喷在空预器受热面上。

d.如果正常运行的预热器烟气和空气出口温度异常升高，或是停运中的预热器烟气入口和空气出口温度异常升高，而且无法用当时的运行情况解释时，应予以极大关注，则很可能是预热器内部着火了。

4.2.4.2 预热器着火时应急措施： a.切断锅炉燃料供应，紧急停炉。

b.解列风机，关闭预热器烟气进口及空气出口挡板，严禁打开人孔门。c.打开预热器冷、热端冲洗管路上的阀门，投入冲洗水，同时检查疏水斗是否畅通，所有疏水管应全部开启。

d.维持预热器转动，以保证全部受热面得到消防水流。

e.只有确认二次燃烧已被彻底熄灭时，才能关闭清洗水阀门，当进入预热器内部检查时，可以手持水龙，扑灭任何残存的火源。

f.二次燃烧扑灭后，短期内应留人看守，以防复燃。

g.若不是燃油倒入蒸汽系统所引起的预热器二次燃烧，应先用蒸汽灭火，视具体情况再决定是否进行预热器水冲洗。

4.2.4.3 防止预热器二次燃烧的措施：

a.周密计划，认真消缺，尽量减少锅炉的启停次数。

b.经常检查燃油系统的运行状况，对雾化不良，冒黑烟或漏油的油枪及时处理。保证油枪对角投入，保持炉内良好的燃烧方式。

c.坚持预热器吹灰，并做好燃油系统与蒸汽吹扫母管的隔绝工作。d.停炉较长时间，应对预热器受热面进行检查，是否保持清洁（必要时可水冲洗受热面）。

e.加强监视烟、风温度指示，尤其在热备用状态和预热器突然故障停转的情况下，更应密切监视预热器上部烟风温度的变化。

4.2.5 防止锅炉煤粉管堵管的措施：

a.认真校对给粉机转速，DAS所显示的给粉机转速应与就地实际转速保持一致。

b.在168试运初期，手动操作使各台给粉机出力均匀，条件满足时投燃烧自动。

c.保持一次风速不低于22m/s（煤粉管内流速），锅炉投粉后密切监视一次风静压，若发现静压测点堵则应及时联系处理。经常检查一次风动压是否正常。发现管内动压明显降低，应及时降低给粉机转速，正常后方可升至需要转速。

电厂600MW机组电机检修试卷 篇5

1 除渣系统方案的2种设想

该工程锅炉采用超超临界参数、变压运行直流炉、带启动循环泵、单炉膛、一次中间再热、平衡通风、紧身封闭结构、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构Π型燃煤炉。锅炉最大连续蒸发量(BMCR)1900 t/h。锅炉在燃烧相应煤种时,1×600 MW机组灰渣量见表1。

注:(1)日运行小时数按20 h计,年运行小时数按6000 h计;(2)根据锅炉厂资料,炉底渣与飞灰配比为15:85。

针对该工程锅炉炉底排渣系统,提出刮板捞渣机除渣方案和风冷式钢带排渣机除渣2种方案。

1.1 刮板捞渣机除渣方案

刮板捞渣机除渣方案为机械除渣系统,按2×600MW机组容量设计,炉底渣采用“锅炉渣井+刮板捞渣机+渣仓”连续除渣方案,贮存在渣仓内的渣由汽车外运供综合利用或运到灰场堆放。渣水经澄清后循环使用,不对外排放。炉底渣系统采用单元制,渣水闭式循环系统为2台炉共用。其工艺流程如图1所示。

每台炉下配置1台较大倾角可变速的刮板捞渣机,在布置上将刮板捞渣机头部适当抬高和加长,使从刮板捞渣机水浸槽中捞出的渣在进入渣仓之前有足够的时间脱水。刮板捞渣机采用析水刮板,确保从刮板捞渣机排出的渣含水率<25%,可外运供综合利用或在灰场堆放。

刮板捞渣机正常运行出力3 t/h,最大运行出力28t/h,且留有足够的裕量,保证刮板捞渣机在停机时其上槽体以上积满渣时(4 h渣量),仍能带负荷起动,并能在1h内将其(4 h渣量)输送完毕。正常运行时刮板速度不应>1.0 m/min,最大运行出力时刮板速度不应>最4.0 m/min。

捞渣机的溢流水装置设有锯齿形溢流堰和平行斜板澄清器,以保证其携带的悬浮物浓度不超过于0.05%。

在每台炉的炉侧各布置1台渣仓,运渣汽车可直接在渣仓下装车。渣仓直径D8 m,通过对渣仓结构优化使其有效容积达240 m3,1座渣仓可贮存1台锅炉在MCR工况下设计煤种约96 h的渣量,校核煤种2约40 h的渣量。

2台炉设置1座直径D12 m高效浓缩机和1座标准循环水量500 m3/h冷却塔。冷却塔采用两室组合结构,可单室独立运行,塔体、均量散水头等与污水接触部件材质的选用充分考虑水质可能对它造成的影响。冷却塔底部积水池为半地上结构,有效容积为188 m3。

在每台炉下设置溢流水池并安装2台溢流水泵(一运一备),刮板捞渣机及渣斗的冷却溢流水自流至溢流水池,由溢流水泵输送到高效浓缩机澄清,澄清后清水流入冷却塔冷却后重复使用。高效浓缩机故障时,溢流水泵可将溢流水通过旁路直接输送至冷却塔。

在高效浓缩机下安装3台熄火水泵(两运一备),为渣斗提供密封槽冷却用水和冲洗用水,为渣仓、高效浓缩机冲提供反冲洗水,为积水池搅动喷嘴供水。

高效浓缩机排污自流至底部污水池,污水池内布置2台排污泵将高效浓缩机排污输送至刮板捞渣机槽体内,排污泵1台运行1台备用。为保证锅炉房零米的环境卫生,在刮板捞渣机下部设有排水沟通往溢流水池,在渣仓四周设地面排污沟和冲洗盘卷箱,清扫地面后的冲洗水由排污沟流入溢流水池。

1.2 风冷式钢带排渣机除渣方案

风冷式钢带排渣机除渣方案为干式排渣系统,1台炉为1个单元。炉底渣经渣井落在缓慢运动的风冷式钢带排渣机的输送钢带上,在输送过程中通过自然冷风将含有大量热量的热渣冷却成可以直接储存和运输的冷渣,冷却后的炉底渣进入碎渣机破碎后经斗式提升机输送至渣库,装车外运供综合利用,当渣暂时不能外运时,则运至灰场堆放。除渣系统连续运行,其工艺流程如图2所示。

每台炉配置1台风冷式钢带排渣机,排渣机正常运行出力3 t/h,最大出力28 t/h。炉底渣通过锅炉渣井落到风冷式钢带排渣机的输送钢带上,高温炉渣由输送钢带送出,送出过程中850℃的炉渣在传送中冷却。在正常运行工况下出口渣温<100℃,最大出力工况下出口渣温<150℃。冷却用的空气,是利用锅炉炉膛负压作用,由风冷式钢带排渣机壳体进风口进入设备内部,热渣中所含的热量,由风带入炉膛,将热渣从锅炉带走的热量再带入炉膛内,从而减少锅炉的热量损失。

冷却后的炉底渣进入碎渣机,破碎后经斗式提升机输送至渣库。每台炉设2台斗式提升机,1台运行1台备用。

每台炉设渣库1座,渣库直径为D8 m,有效容积为240 m3,1座渣库可容纳1台锅炉在MCR工况下设计煤种约96 h的渣量,校核煤种2约40 h的渣量。贮存在渣库中的干渣经干式卸料器或湿式双轴搅拌机加湿搅拌后装入自卸汽车送至综合利用用户,当渣暂时不能外运时,则运至灰场堆放。

2 除渣系统技术经济比较

2.1 两方案技术比较

刮板捞渣机除渣系统与风冷式钢带排渣机除渣系统的技术比较见表2。

2.2 两方案经济比较

2.2.1 投资比较

刮板捞渣机除渣系统与风冷式钢带排渣机除渣系统的投资(2台炉)比较见表3,风冷式钢带排渣机除渣系统比刮板捞渣机除渣系统多投资304万元。

万元

2.2.2 燃煤和运行费用

(1)年动力消耗比较。刮板捞渣机除渣系统年动力消耗见表4,风冷式钢带排渣机除渣系统年动力消耗见表5。

按照年动力消耗费单价为0.32元/(k W·h)考虑,该工程采用刮板捞渣机除渣系统年耗电量1 190 376k W·h,需花费38.1万元/a;采用风冷式钢带排渣机除渣系统年耗电量939 675 k W·h,需花费30.1万元/a。

(2)年耗水费用。刮板捞渣机除渣系统用水采用闭式循环,需补充水系统消耗用水。锅炉排渣装置的蒸发损失按下式计算[2]:

式中:A为锅炉排渣口面积,m2;E为水封排渣槽的蒸发量,E=73.238 kg/(m3·h)。经计算2台炉排渣装置的蒸发损失为4.6 t/h。锅炉按年运行330 d计,年蒸发损失3.04万t。按渣量的25%计,2台炉渣带走的水为1.46t/h,按锅炉年MCR工况运行6000 h计,年耗水0.876万t。

风冷式钢带排渣机除渣系统尽管除渣装置不耗水,但渣调湿外运需要调湿水量,按渣量的20%计,2台炉耗水1.164 t/h。按锅炉年MCR工况运行6000 h计,年耗水0.698万t。

该工程最终采用循环水排水作为除渣系统的补充水,年耗水费用不计。

(3)影响锅炉效率产生的燃煤费。干式排渣机依靠炉内负压从锅炉底部干式排渣机吸入的冷风,可吸收灰渣的物理显热,有利于提高锅炉效率。但冷却风作为燃烧所需空气从炉底送入,会使经过空气预热器的冷空气量相应减少,锅炉的排烟温度会上升,导致锅炉效率降低。

干排渣系统与水封式除渣装置比较,现有的干式排渣机的结构型式和干式排渣系统的布置方案,会使锅炉效率有所降低,一般情况下可能会降低0.5个百分点以上,即使对干式排渣机进行适当的堵漏,同时将干式排渣机两侧冷却风风门关闭,仍会使锅炉效率降低0.3个百分点左右。

为了保证在所有工况下干式排渣机的排渣温度不至过高,以满足后续设备的运行要求,冷却风量是按最大渣量进行设计和调整的。而实际运行时,由于锅炉负荷的变化、煤质变化、锅炉是否吹扫等因素的影响,大部分时段锅炉的排渣量会远少于最大渣量,现场实际运行时运行人员更多的是关注系统排渣是否超温。尽管目前部分设备有一定的进风量调节手段,但由于干式排渣机本身漏风非常严重,且调节机构的可调性差,不能做到有效调节进风量,因此,锅炉运行的大部分时段,冷却风被加热的温度会远低于实测值,对锅炉效率的影响会更严重。

20世纪80年代中期之前的电站锅炉,普遍采用漏风严重水力排渣槽,此后,普遍采用水封排渣槽和刮板捞渣机等水封式除渣装置,解决了漏风问题,提高了锅炉效率。干式排渣系统体积庞大、运转部件多,从结构和原理上解决不了漏风问题。

因此,风冷式钢带排渣机除渣系统会因降低锅炉效率而产生额外的燃煤费用。在此按锅炉效率降低0.5个百分点来考虑,每年需多燃标煤10 284 t。按煤价870元/t计算,则该系统比刮板捞渣机除渣系统需多花费燃煤费用为895万元/a(2台炉)。

(4)大、中修及日常维修费。针对除灰渣系统的综合维修费率目前尚无可靠的参考数据,根据本项目除渣系统的特点和同类系统的实际运行维护情况,2种方案的大中修和日常维护费用大体相同。

综上所述,刮板捞渣机除渣系统燃煤和运行费用为38.1万元/a;风冷式钢带排渣机除渣系统燃煤和运行费用为925.1万元/a。

2.2.3 经济指标比较

财务基准收益率按8%计算,所得税率为25%,增值税为17%,城乡维护建设税及教育费附加为11%,项目寿命按20 a考虑。固定资产折旧采用直线法,按综合折旧的方法进行计算,设备部分折旧年限取15 a。根据前述数据,可得两方案的经济指标(2台炉)如表6所示。

从经济指标的角度看,风冷式钢带排渣机除渣系统年费用较刮板捞渣机除渣系统多636万元刮板捞渣机除渣系统明显优于风冷式钢带排渣机除渣系统。

3 除渣系统模块的优化选择

刮板捞渣机系统使锅炉底渣的粒化、冷却、脱水、储运连续完成,整个系统简洁、工艺流程顺畅。捞渣机的溢流水通过由高效浓缩机、冷却塔等组成的回收水系统,输送到捞渣机重复使用,形成除渣系统用水闭式循环。投资少,年费用低,经济上有一定的优势,且大容量机组运行业绩多、安全可靠、系统简单、维护量小。

风冷式钢带排渣机系统简单、节水。但投资高、年费用高,对锅炉排渣量变化的适用性较差,系统可靠性有待运行考验。最重要的是会使锅炉效率降低。

4 结束语

综上所述,并从提高发电竟价上网能力、降低生产成本、保障系统可靠性诸因素考虑,最终选择刮板捞渣机除渣方案作为该工程的除渣系统方案。目前该项目的除渣系统已投运近2 a,刮板捞渣机运行稳定,达到了设计预期效果,并为除渣系统后续设计提供了宝贵经验。

参考文献

[1]范仁东.从实测数据分析风冷干排渣系统对锅炉效率的影响[J].电力技术,2010,19(7):63-65.