150mw机组简介

150mw机组简介（共5篇）

1.150mw机组简介 篇一

600MW火力发电机组节水降耗研究

要】：本文依据电厂设计的水质平衡，对电厂内部的水用户的用水情况进行统计分析，寻找问题“对症下药”。同时对全厂水资源和废水资源进行合理的调配，降低设备的耗水量，对全厂废水合理回用，尽量做到循环用水、梯级用水、一水多用。通过实施完善全厂水网监测系统，优化掌握全厂用水情况，提高水资源利用效率，把我们的电厂真正建设成为一个本质安全、资源节约、环境友好、具有一流竞争力的企业。

【关键词】：600MW火电机组，节水，研究

水务管理的思路和主要内容包括以下几点：

一、回归设计：按设计说明书中节水设计原则和方案调整各系统运行方式，达到设计标准和要求。

二、进行水平衡试验，找出潜在的节水效益点，减少不合理的用水方式和耗水，配备必要的用水计量关口表计，并定期校验。

三、优化运行，通过对全厂水资源和废水资源进行合理的调配，降低设备的耗水量，对全厂废水合理回用，尽量做到循环用水、梯级用水、一水多用。

四、提升管理，深挖潜力，采用新技术、新工艺，通过节能改造以及标准运行方式的制定、实施来降低可控耗水量。节水采取的措施及主要工作

几年来，沧东公司在深度节水方面采 取的措施和进行的主要工作如下： 1.1 回归设计

沧东公司的生产用水和生活用水按照系统划分成淡化水系统、生产水系统、化学水处理系统、除盐水及机组汽水循环系统、闭式冷却水系统、除灰渣水系统、煤场用水系统、脱硫用水系统、厂区生活水系统、消防水系统、废水处理系统、绿化用水系统12个子系统，自09年末实现4台机组商业运营后，对照设计说明，规范水系统运行方式，制定各系统用水标准和节水措施，逐步实现回归设计。

1.2 全厂水平衡试验

2010年09月份，四台机组全部投运近一年，为了查清全厂目前的用水状况，摸清全厂的取水量、用水量、排水量、耗水量及耗水分布，正确评价现在的用水状况，为对水资源的合理利用提供科学的数据，进行一次全厂水平衡试验，从平衡测试结果来看，在全厂总负荷率90.7%的情况下，全厂水系统取、用、耗等方面的整体水平不错，发电耗水率为0.203 m3/MW.h，但在本次测试过程中，发现了一些用水不合理之处：一期除渣系统用水方式运行不合理；煤场用水系统运行方式不合理，生产耗水量大；一期脱硫系统滤布冲洗水箱溢流量大、用水量分步不合理等，试验结束后均进行优化整改。2013年8月份，再次进行全厂水平衡试验，在90％平均负荷下，全厂发电耗水率为0.199，复用水率为96.2％，完全达到95％复用水率的要求，节水工作取得显著成效。

1.3 在实现回归设计基础上，根据全厂水平衡试验结果，对部分系统运行方式进行优化调整 1.3.1 一期亚临界锅炉连排方式调整 1、2号机组汽包锅炉连排按设计要求，连排流量为20t/h，平均每天排水达到960吨，锅炉补给水量相应增加，虽然设计考虑连排水回收至脱硫系统利用，但是汽包加热后的工质达到300℃排放，造成热源浪费，导致煤耗增加。公司对一期锅炉采用了固体碱化剂处理，连排方式进行优化。由原来粗放的连续排污方式，改为定期排污方式。根据GBT12145-2008标准要求控制：控制锅炉水质（炉水氢电导≤1.5us/cm）标准，平均每台锅炉每周连排开启一次，一次累积排放流量为300-400吨，每周节约除盐用水约6000吨。水价按6元折算，每周节约水费36000元。凝结水（压力3.5MPa，温度40℃）加热至汽包炉水（压力16MPa，温度300℃），忽略热损失，每吨水可节约标煤39kg，全年节约标煤约11147吨。

1.3.2 精处理运行方式细化

实现精处理混床氨化运行，短时间可提高处理水量，减少树脂再生酸碱消耗，考虑到在运行后期，易造成树脂吸附氯离子释放，造成炉水水质恶化，只能通过连排进行补救，增加了水耗，专业通过优化运行方式，监督炉水水质和混床出水水质，兼顾混床周期制水量，实现节水与安全兼顾。运行方式细化后，精处理混床周期制水量由原来18万吨，降至15万吨，运行周期由12天降至10天，混床再生次数由每月5次增加至6次，再生增加盐酸：2.5吨；液碱：1.6吨，再生水耗量300吨。对比两台机组连排损耗除盐水每周6000吨，每月近24000吨。两台机组精处理混床每月再生增加水耗600吨，实际每月减少水耗23400吨，扣除酸碱用量，不计降低煤耗，单节水费用一项，两台机组每月至少节约11万元。

1.3.3 辅汽供汽方式调整

沧东公司一期2×600MW亚临界机组，二期2×660MW超临界机组，为节省高品质蒸汽，规范了一、二期辅汽供汽，制定标准运行方式，正常情况下，一、二期辅汽联络门开启，全厂辅汽系统由一期四抽供汽，二期四抽、冷再管路备用。

1.3.4 海淡供汽标准运行方式

一期两台亚临界机组额定抽汽量250t/h，最大抽汽量400t/h，二期两台超临界机组额定抽汽量50t/h，最大抽汽量100t/h，为保证运行经济性，制定海淡供汽的标准运行方式并严格执行。正常由一期机组抽汽带海水淡化装置运行，二期机组供汽管路备用，特殊工况下由值长视机组实际情况，及时合理调整供汽方式。

1.3.5 针对脱硫系统水耗高情况组织专题会议，分析原因，采取对策

（1）由于净烟气带走的水蒸汽占脱硫水耗的绝大部分，增加入口含湿量和降低入口烟气量可以明显降低吸收塔蒸发水耗，是整个脱硫系统节水的有效手段。根据西安热工院燃烧调整试验结果，通过采取合理调整锅炉配风、降低锅炉氧量，系统运行方式优化等措施，明显降低脱硫系统水耗，目前一、二期脱硫耗水量为364 m3/h，较设计值（560 m3/h）低196 m3/h。

（2）海水淡化主要产品为淡水和蒸汽的凝结水，原设计海淡凝结水主要用于除盐后的锅炉补给水，但随着锅炉定连排方式的改变及海淡制水能力大幅提升，海淡凝结水量大幅增加，为合理利用，对脱硫供水系统进行改造，海淡凝结水在满足除盐制水前提下，其余全部用于脱硫补水，不足部分采用生产水，这样脱硫系统补水由原设计的一路生产水，变更为生产水和海淡凝结水两路。

1.3.6 灰渣系统用水优化

（1）一期两台机组为水力除渣，原设计两台渣仓析水全部排放至化学工业废水处理系统，现已直接回收至捞渣机补水。

（2）二期两台机组为干排渣系统，炉底密封原设计为水封，现全部改为机械密封。（3）二期灰库气化风机冷却水出口，原设计为外排地沟，现全部回收至脱硫工艺水箱。1.3.7 输煤系统深度节水

（1）输煤系统喷淋抑尘加湿装置实现自动功能，由煤流信号控制加湿抑尘装置，即减少运行人员操作量又大大减少了加湿水量，由设计的130m3/d，降低到目前50 m3/d。

（2）严格控制输煤系统冲洗用水量，煤场斗轮机行走站台冲洗由每天冲洗一次，改为三天冲洗一次；同时地面卫生不再进行水冲洗，采用擦洗方式，由原来的2次/天，优化为1次/天。

1.4 提升管理，深挖节水潜力 1.4.1 全厂水网监测系统实施完善

为优化全厂用水情况，达到节能降耗要求，多年来沧东公司一直持续开展水平衡优化工作，定期进行水平衡试验，通过对全厂水资源和废水资源进行合理的调配，降低耗水量。但由于以往系统运行方式未真正实现标准化、加之用水计量关口表记不全以及表记测量精准度差等基础因素影响，导致以往水平衡试验数据、报告存在一定偏差，对用水综合分析缺乏指导意义。沧东公司地下管网全部采用直埋式布置，受管材、沉降等因素影响，随着运营时间增长，地下管网泄漏情况时有发生，且不易发现。为深度节水，对水的使用进行全面统筹与管理，公司从12年年初，从全厂角度综合制定节水方案和水平衡的优化方案，针对地下管网泄漏，按排专业分区分片进行检查、盘点，有针对性的进行改造、完善，彻底杜绝地下管网漏泄，同时，针对以往水平衡试验报告及水网分布特点完善全厂水网监测功能，按系统分步、设置26处测点，全部加装远传超声波流量计，同时针对4台机组凝补水流量计低流量时显示不准情况，全部进行更换，并将所有水网监测系统流量测点全部引入PI系统，真正实现了实时监控，对制水、外供水、内部生产、生活水全覆盖，并增加了预警功能，通过全厂水网监测系统实施，使得大指标变小、小指标变细、细指标变实，制水、耗水、供水情况一目了然，2012年末水网不平衡率降至±3%以下，今年6月份达到1.34％。图1-图2为水网监测系统主要画面：

图1：全厂水网监测平衡图

图2：全厂水网监测数据统计

1.4.2 锅炉疏放水系统改造、高品质疏水回收

出于防寒防冻及管道运行正常疏水考虑，在设计时四台锅炉共有本体伴热疏水、燃油管道伴热疏水、蒸汽吹灰疏水、#1磨（等离子、微油）暖风器疏水等8项高品质蒸汽疏水，疏水汽源均引自机组辅助蒸汽联箱，以往疏水全部排入定扩容器或无压放水母管,为节能降耗，将以上高品质蒸汽疏水进行改造，直接引致暖风器疏水箱及凝汽器低压扩容器，回收利用。新增疏水管道与原疏水管道并列运行，在每道疏水管道上均装有截止阀，实现两套系统的可靠倒换，同时便于各疏水系统单独隔离系统进行检修，为减少渗漏点阀门全部采用焊接连接。目前#2、3、4机组已经全部改造完毕。

1.4.3 锅炉吹灰汽源改造

沧东公司一期600MW机组锅炉本体吹灰汽源取自过热器分隔屏出口集箱，汽源参数：压力P=18.2MPa，温度T=443℃。由于压力高，炉膛受热面吹损比较严重，同时目前调节门后压力设定值为1.6MPa，采用一次汽源，节流损失大，影响机组经济性。在经过可研和校核计算后，采用屏再入口蒸汽作为蒸汽吹灰汽源，蒸汽的压力、过热度完全能满足要求，目前#2机组在今年2月份C修中已经改造完毕，运行效果良好，可降低供电煤耗0.2g/kWh。#1机组计划今年大修中实施改造。同时二期660MW机组改造正在可研中。

1.4.4 开展无渗漏专项治理

为消除和减少设备或系统的跑、冒、滴、漏现象，公司制定《无渗漏治理方案》，开展无渗漏专项治理，对存在内漏的阀门彻底治理；对各种水泵进行了无漏泄综合治理；对地下管网分区、分片盘查，对经常漏泄管段制定可行性方案，进行改造治理；由于沧东公司室外供汽管路较多（四抽、冷再至海水淡化供汽管路、辅汽管路、神华港务公司供汽、海丰公司供汽管路），以往冬季防寒防冻期间大量疏水外排既不经济又不美观，针对此现象，公司制定可行疏水改造方案，从2012年开始进行专项治理，目前该项工作正在持续实施中，确保今年防寒防冻期间不疏水排汽，杜绝“小白龙”现象。

1.4.5 工业废水、生活污水回收利用：

工业废水回收处理的废水主要有：精处理再生废水、化学水处理排水、含油废水处理排水、以及#3锅炉疏水排放（未改造回收），目前废水回收再利用率达到100％，正常运行期间日均处理废水230吨，全部用于输煤系统。输煤系统冲洗水补水来源有：化学处理合格的工业废水、煤水处理装置回收的燃煤冲洗水、生产水，系统如图3所示，其中含煤废水处理系统经过两年来的治理，日处理含煤废水量已经达到200吨额定出力，现在输煤系统每天使用冲洗水500吨左右，其中自身处理200吨、工业废水补充230吨，生产水补水70吨，生产水补水量由以前近300吨/天得到大幅降低。

图3：工业废水回收利用系统

厂区生活污水系统经过近阶段优化、改造治理，目前系统自动运行正常，且处理后的中水指标已完全满足城市绿化用水要求，正在进行绿化试验，试验结束后，夏季厂区绿化用水将全部由中水替代生产水，冬季期间将用于煤场喷洒或捞渣机补水。

1.4.6 脱硫废水排放治理

脱硫废水处理系统是石灰石-石膏湿法脱硫系统的重要组成部分。

一、二期脱硫废水处理量分别为11.5t/h和13t/h。为保证脱硫系统的高效、经济运行，同时兼顾节能环保工作要求，沧东公司成立了脱硫废水综合治理小组，针对脱硫废水系统目前存在的问题，从系统设计、设备缺陷、运行调整等方面进行逐一盘查，制定整改计划和措施，有针对性的进行了治理。经过大力治理，目前脱硫废水处理品质已基本达到国家一级排放标准。为减少水源浪费，实现零排放目标，目前专业对脱硫废水综合利用正在进行积极研究，下一步将脱硫废水进行回收利用，真正实现“零排放”。

1.5 节水降耗成果

几年来，公司在节水节汽方面狠下功夫，精细管理，多措并举，取得显著成效，目前夏季大负荷期间，机组负荷率100％，四台机组生产耗水15876吨/天，与设计耗水量21594吨/天相比，下降5718吨/天。图4-图5为投产来发电水耗统计。(设计水耗：一期0.36kg/kwh；二期0.33kg/kwh。现在全厂水耗：0.24kg/kwh)

图4：发电量、制水量及发电水耗量统计图

图5：发电水耗率统计图 1.6 海淡制水能力提升

由于沧东公司生产和生活用水来源于海水淡化装置的淡化水，因此公司在海淡制水能力的提升上也高度重视，采取一系列措施，提高制水能力。

1.6.1 海水淡化设计规范

一期01、02海水淡化装置主要技术规范：（见表一）二期03海水淡化装置主要技术规范：（见表二）1.6.2 影响低温多效海水淡化装置制水能力的主要因素

主要影响因素包括：加热蒸汽供汽压力、海水温度、蒸发器换热管结垢、设备健康水平和可靠性等，公司围绕上述几方面深入开展各项工作，海淡制水能力得到大幅提升。

（1）加大设备检修维护力度，提升设备健康水平，提高海水淡化设备运行可靠性，将可靠性管理列入指标考核，高标准、严要求，海水淡化非停等同主机对待，2012年与2011年比较，1号海水淡化可用系数由86%提高到98%，2号海水淡化可用系数由96%提高到99%，3号海水淡化可用系数由94%提高至95%。

（2）回归设计，海水淡化运行参数参照热力平衡图调整，将海水淡化造水比、产水量列入小指标竞赛。

表一：一期01、02海水淡化装置技术规范 项目 单位 技术参数

单套的生产能力 蒸馏水产量 凝结水产量 额定蒸汽耗量 水质（TDS）产水率（GOR）

m3/d m3/h m3/h t/h ppm

10000 357.8 108.9 50 ≤5

kg/kg 8.33 耗功（不包括照明和电加热）kWh/m3 1.20 设计海水温度

蒸汽压变化范围（绝压）变工况能力

℃ MPa %

25（最大为30，最小为-0.5）0.30-0.55 50-100

项目 工艺方式 出力

造水比（GOR）效数

进水条件（TSS）产品水质量(TDS)产品水温度 额定产品水量 凝结水质量(TDS)凝结水温度 单位 技术数据

TVC－MED m3/d 12500 kg/k 10.2

6效，再循环效4效，直流效2效

mg/L 300（建议＜50）mg/L ≤5 ℃

＜35 t/h 456.2 mg/L ≤2.5 ℃

＜40 额定凝结水量 进料方式 额定蒸汽耗量 t/h 115.5

凝结水回热，一级平流进料

t/h 51 额定加热蒸汽压力（绝压）MPa 0.55 额定加热蒸汽温度 ℃

320 最低加热蒸汽压力（绝压）MPa 0.3 设计海水温度 负荷调节范围 ℃ %

25（最大为30，最小为-1.5）40～110

表二：二期03海水淡化装置技术规范

（3）提高制水能力，专业先后进行了一系列试验：通过CV阀调整提高抽汽压力试验，海水淡化制水对抽汽压力的需求试验，单机供汽海水淡化制水能力试验，积

累试验数据。通过调整EV阀，减少海水淡化针型阀的节流作用，可提高机组运行的经济性，自动调整在四抽供汽母管压力在0.52MPa恒压下运行，高于此压力，通过EV阀调节；当低于此压力时，可通过CV阀调节，兼顾海水淡化制水和机组运行的经济性要求。

（4）根据试验数据，制定了CV阀调整策略，并在机组检修过程中实施。后续将实现CV阀自动调节，满足海水淡化制水需求。沧东公司节水方面下一步主要工作

1、充分利用全厂水网监测系统平台，进一步加强了日常监督管理，发现生产、生活用水异常升高，相关部门及时分析查找原因并积极采取措施。

2、加强现场非生产用水方面管理，消防和非生产用水严格履行审批手续，实施有效监督，提高节约意识，杜绝能源浪费现象。

3、对脱硫废水综合利用进行积极探索研究，将脱硫废水进行回收利用，用于煤场喷洒、冲洗及一期捞渣机补水，真正实现废水“零排放”。

4、持续推行生活污水回收再利用试验、改造工作，处理后的中水全部用于绿化、煤场喷洒及一期捞渣机补水。

5、制定节水控制措施，并严格执行，提高全员节水意识。

6、深挖潜力，从运行方式进一步优化调整和项目改造入手，降低水耗。利用今年#

1、3机组检修机会，对两台锅炉疏水系统进行改造，将高品质疏水回收至暖风器、凝汽器；提升含煤废水系统处理能力，将日处理量由目前200吨/天提高到400吨/天以上，届时煤场用水全部为自身处理及工业废水补水，煤场实现生产水“零补水”。

7、地下管网泄漏治理，针对漏泄量较明显的系统，如一、二期热网系统、厂区生活水系统、消防水系统等进行彻底治理改造，根治泄漏。

目前沧东公司在全厂用水优化、制水能力提升方面已经迈出重要一步，但这只是一个良好的开端，在这方面仍有较大的提升空间，我们会以此为契机，进一步落实各项节能降耗措施，以实际行动践行“降本增效”的号召，行动上积极、措施上得力，为提高机组的经济运行水平而不懈努力。建议

火电厂节水是一项系统工程，随着节能环保压力不断增大，节水技术联合使用成为发展趋势，从设计至投运、生产各个环节、各个专业必须融为一体，总体考虑节水效果，同时各公司应深入实施完善全厂水网监测系统，优化掌握全厂用水情况，提高水资源利用效率，把我们的电厂真正建设成为一个本质安全、资源节约、环境友好、具有一流竞争力的企业。

2.150mw机组简介 篇二

汽轮发电机组在运行中, 油质不合格、润滑油压低、机组振动、过载、轴向推力过大及转子不平衡、不对中等原因, 皆可能引起轴承的不正常磨损, 但油质不合格是导致轴承磨损最常见最直接的原因。根据机组运行状况及轴瓦和轴颈损伤事故现象, 分析轴颈与轴瓦磨损的特点及原因, 得出临时供油滤网未拆除, 导致轴瓦进油量减少是造成轴承乌金磨损的根本原因, 并提出相关预防措施。

1 机组设备及介绍

N175-13.24/535/53型汽轮机是东方汽轮机厂制造的超高压150 MW机型, 为一次中间再热、单轴、冲动式、双缸双排汽冷凝汽式汽轮机。汽轮机本体为高中压合缸, 为改善启动条件, 加快启动速度, 机组设置了高压缸预暖系统。启动前高压缸应充分暖缸, 高压内缸调节级处下半内壁金属温度应达到150℃。暖机时转速, 可选中速1100 r/min暖机10 min, 高速2300 r/min暖机10 min, 3000 r/min暖机30 min。机组DEH设置的临界转速区1300~1450 r/min, 1680~1800 r/min, 2000~2150 r/min, 临界转速区升速率内部已设定为每分钟提升500 r/min。临界转速计算值1387.6 r/min, 发电机转子一阶;1745.4 r/min高中压转子一阶;2063.1 r/min低压转子一阶。轴承金属温度报警值105℃, 跳机值115℃;推力瓦金属温度报警值105℃, 跳机值110℃。机组振动报警值127μm, 跳机值250μm。正常润滑油压0.14~0.18 MPa。

2 事故过程

机组挂闸, 升速目标500 r/min, 升速率150 r/min。蒸汽参数, 主汽压力/温度1 MPa/298℃;再热压力/温度0.34 MPa/284℃。高压内缸下半内部金属温度181℃ (>150℃) , 高压内缸上半内部金属温度183℃, 偏心69μm。机组绝对膨胀:左侧为5.1 mm, 右侧为5.4 mm。

转速达到500 r/min后, 对各轴瓦进行全面检查, 正常, 偏心30μm。升速过程中, 机组最大振动值2X轴振36.3μm。暖机结束, 轴振最大值3X处30.8μm, 2X处24.8μm, 2Y处19.4μm。升速, 目标2300 r/min, 升速率每分钟300 r/min, 升速曲线及1#~3#瓦振动见图1。升速期间, 转速在500~1264 r/min时, 机组最大振动值见表1。临界区间, 机组轴振最大值见表2。

转速1920 r/min时, 2X轴振直线上升到报警值127μm, 转速1929 r/min时 (实际转速1940 r/min) , 手动打闸。打闸后, 各轴振和瓦振都急剧上升, 随即破坏真空。

打闸时, 2#轴承金属温度109℃。转子惰走期间, 最高193.8℃, 其他正常金属温度变化无异样 (图2) 。盘车惰投入。

3 事故现象

(1) 振动特征。机组振动主要体现在1#~3#轴承, 在转速1264 r/min之前, 各轴承振动趋势正常平稳。1300~1940 r/min, 临μm、轴承箱盖振动>100μm) 。

(2) 轴振探头间隙电压。振动探头正常间隙电压:-10 V左右。2#轴承轴振探头间隙电压变化, 1930 r/min, 间隙电压-15V;1940 r/min (打闸转速) , 间隙电压-20 V。

(3) 轴承温度。2#轴承金属温度变化趋势, 1600~1940 r/min, 温度58~115℃, 而其他轴承温度正常 (1940 r/min打闸时, 1#53.6℃, 3#48.5℃, 4#60.6℃) 。转子惰走期间, 2#轴瓦温度最高193.8℃。

(4) 轴承回油量。停机后盘车, 缸温110℃, 清扫2次2#、3#轴承进油临时滤网, 滤网较脏。清洗后, 回油量较大, 过一段时间界转速区表现较密集。升速过程中, 轴承振动变化趋势基本正常, 表现为临界区内振动增加, 过临界区振动减少。1940 r/min打闸停机后, 各轴承 (包括轴承盖) 振动剧烈, 特别是1350~1850 r/min临界转速区间, 振动发散、振动数值超限 (轴振>300后, 回油量小, 且2#轴承回油量很小, 说明油系统油质差。

(5) 轴承进油滤网。机组润滑油系统无供油母管切换滤网 (滤油器) , 各轴承加装临时进油滤网, 本次机组整套启动过程中, 临时滤网未拆除。

(6) 缸体膨胀。机组提前进行高压缸预暖, 时间已超过5 h。冲转时, 左右侧绝对膨胀都>5 mm (5.1/5.4 mm) , 偏心稳定在30μm, 高压内缸上下壁温差均在5℃以内, 说明缸体膨胀均匀, 基本达到中速暖机目的。停机盘车后, 汽缸左/右膨胀最大5.7/6 mm。

4 原因分析

根据轴瓦巴氏合金 (乌金) 特性, 当乌金温度升高到110℃时, 乌金强度显著降低 (乌金60℃时硬度为21.1 HB, 110℃时硬度为13.1 HB, 144℃时硬度为8.85 HB) ;不同型号的巴氏合金, 熔点不同, 但其熔点大致在180~240℃。实验证明, 不等温度上升到熔点时, 巴士合金的强度就已经开始下降, 其正常工作温度在110℃以下。事后多次检查进油滤网和回油量证实, 临时供油滤网未拆除, 轴瓦进油量减少, 是造成2#轴承乌金损毁的根本原因。

油量少无法形成有效油膜, 润滑失效, 极易造成干摩擦, 摩擦发热使轴承金属温度上升。2#瓦轴承金属温度从转速1664 r/min正要进入第二临界区 (1680~1800 r/min) 时开始上升, 升速率由DEH自动切换为每分钟500 r/min, 进油量少无法带走高升速率轴瓦摩擦瞬间产生的大量热量, 更加剧轴瓦乌金金属温度上升, 乌金强度随之快速下降, 而此时过临界区振动急剧变化, 使轴承乌金极易碾压变形甚至熔化损伤。机组打闸后, 2#瓦轴封金属温度最大上升到193.8℃, 乌金已严重熔化, 进油口已被熔化乌金堵塞 (图3) 。

油量少, 润滑油温上升快, 润滑油的粘度下降, 而油膜压力又与润滑油粘度成正比, 黏度下降必然导致润滑油膜的承载能力急剧降低乃至润滑油膜完全丧失承载能力, 从而造成低速碾瓦、磨损, 乌金面发生移位及乌金大面积起层脱落 (图4) 。乌金面碾压偏移及脱落的乌金屑末堵塞顶轴油囊, 顶轴油作用面积减少, 造成低转速下顶轴油压不正常, 进一步破坏油膜的形成, 转轴与乌金面摩擦力急剧增大, 从而加剧乌金面碾压和磨损, 产生更大的塑性变形。从翻瓦结果看, 2#瓦顶轴油囊已被磨损, 顶轴油孔一侧已被乌金堵死 (图5) 。

轴瓦乌金严重磨损和熔化, 造成转子下落。一方面, 转子下沉, 振动探头与转轴的间隙变大, 间隙电压瞬间变大甚至超过其测量范围 (间隙电压已超过-20V) , 振动测点变为坏点, 这就是2#瓦振动值直线上升随后振动测点变坏的直接原因。另一方面, 转子下沉, 使2#瓦轴封下部间隙减小, 引起转轴径向碰磨, 又因处于临界区, 这就是机组打闸后, 轴振、瓦振急剧放大的原因。

5 处理及预防措施

(1) 提高油质清洁度。对主油箱进行清理, 修复更换破损的主油箱出口滤网, 并对进各轴瓦的管道进行短接后, 整个润滑油和密封油系统进行循环, 提高油循环压力, 增加油循环时管道、焊口、三通、弯头处的振打次数, 以加快油管内机械杂物的脱落, 在轴承座及油箱内设置吸铁磁块和磁棒。并经常清洗。待油质合格后方可以进轴瓦再循环, 同时观察各瓦进油量和回油量, 以确保有足够的油量在轴瓦中润滑, 消除轴瓦供油不足的可能;

(2) 调整顶轴高度。待轴承全部恢复及油质合格后, 重新架百分表调整顶轴油压力, 测量轴颈顶起高度。在保证顶起高度0.05~0.08 mm情况下, 加大顶轴油量, 调整时兼顾调节油泵出口流量阀和顶轴油支路分配阀。

(3) 改变机组运行方式。为防止低转速下因失去油膜而造成干摩擦引起的烧瓦, 将顶轴油泵自启动转速由600 r/min改为1200 r/min。同时, 在汽轮机启动、停机阶段, 转速在0~2300 r/min时, 润滑油温控制在35~38℃, 提高润滑油黏度, 容易在低转速时建立稳定油膜;当转速在2300~3000 r/min时, 润滑油温控制在40~42℃, 防止油膜过厚造成油膜剪切力过大, 瓦温升高。

6 结论及建议

由于各轴承进油管道临时滤网未拆除, 滤网堵塞, 轴瓦进油量大幅减少, 是轴承乌金温度显著升高、碾压和磨损的根本原因。机组经过临界区时振动急剧变化, 是加剧轴承乌金碾压和磨损的直接原因。乌金碾压和磨损导致轴颈下沉引起动静碰磨, 是引起机组惰走期间振动发散, 轴振、瓦振急剧放大的间接原因。在机组安装阶段应提高润滑油温加强润滑油系统的大流量冲洗, 对润滑油管道冲洗效果不佳的拐角、盲道进行人工清洗, 在轴承座及油箱内设置吸铁磁块和磁棒, 保证润滑油质才能确保机组安全稳定运行。

参考文献

[1]高峻宏, 张志强, 于达仁.基于颗粒度分布在线监测的汽轮机轴承磨损状态识别[J].汽轮机技术, 2004, 46 (3) :185-189.

[2]国产300 MW汽轮机事故停机导致可倾瓦损坏的分析处理[C].鄂冀苏皖四省汽轮机学术交流论文集 (河北卷) , 49-54.

3.150mw机组简介 篇三

议

纪

要

会议议题：一二期除灰渣系统改造、二期脱硫、灰管除垢施工 时

间：二O O七年七月三日 地

点：厂办公楼三楼会议室 参加人员：

淮南洛河电厂：*** 福建龙净环保工程公司：** 大唐环境科技工程公司：** 北京欧华薪机电有限公司：** 监理公司：**

2007年7月3日，在厂办公楼三楼会议室征对大唐淮南洛河发电厂一二期除灰渣系统改造、二期脱硫、灰管除垢工程召开了周例会，有关事宜记录如下：

一、除灰系统改造进展及需协调的事宜 A、工程进度情况

1、#3炉省煤器的仓泵及管道安装完成；

2、#3炉除尘器下0米清理完成，排水沟已开挖；

3、#3炉除尘器下气化风管道安装完成;

4、#1炉除尘器下排水沟盖板的制作完成；

5、从综合管架到二期灰库的管架开工；

6、从二期灰库到三期灰库的管架开工；

7、综合管架上输灰管道的开始安装。

B、需协调的事宜

无

二、除渣系统改造进展及需协调的事宜 A、工程进度情况

1、#3炉、#4炉渣仓安装正在进行中；

2、灰控楼控制柜底坐正在安装。B、需协调的事宜

无 三、二期脱硫系统改造进展及需协调的事宜 A、工程进度情况

1、#3吸收塔基础完成二次灌浆。B、需协调的事宜

无

四、灰管除垢进展及需协调的事宜 A、工程进度情况

1、机械除垢发刀直径已达到398mm。B、需协调的事宜

无

五、会议纪要

1、灰渣及脱硫改造工程提供的进度计划须经相关分场、监理、设备部及厂部审核签字后生效，如主要节点进度不能按计划执行，将对施工单位按有关规定进行考核；

2、近期天气雨水较多，请灰渣及脱硫改造工程施工人员注意防滑、防坠落、防雷击，做好相应的防护措施，保证自身的人身安全，安监部要加强这方面安全监督；

3、请大唐环境脱硫工程施工部尽快提供主要设备的到货计划及图纸到厂计划；

4、施工单位要注意设备的防护，要做好防风、防雨的措施，建筑垃圾要及时运走，防止对周围环境造成污染；

5、在下次周例会中，各施工单位要对照进度计划，对本周中实际进度进行汇报，对耽误的工期要说明原因，并提出相应的补救方案；

6、南路灰管除垢工作本周内必须完成，下周开始进行二期灰管的除垢工作，并于7月31日前全部完成；

7、监理有关的电子表格已经发至各施工单位，请各施工单位严格按照规定格式进行验收、整改、开工等的报批工作；

8、二期渣仓基础验收记录今天必须提供，如不能提供，将重新组织验收，以保证基础质量的合格性；

9、脱硫开工报告提供的资料过于简单，无分包合同、分包单位资质、使用工器具的合格证、特种作业人员的上岗证等，请及时补齐；

10、在验收工作中，各施工单位必须先自验，然后再请监理、相关分场及职能部门验收，验收人员必须专业对口，不能代验；

11、龙净公司灰控楼送电前的试验已经做完，请抓紧时间提交送电报告；

12、灰库区制浆水泵尽快组织验收；

13、灰库区复盛空压机拆除，康普艾空压机液晶显示屏按图号购买配件更换；

14、一期渣系统改造的电缆要尽快到货。

15、大唐环境脱硫施工土建排水要注意不能排至电缆沟，电缆沟的防护方案必须经监理

及设备部共同认可。

16、干渣的MCC柜必须在四天内到货。

4.150mw机组简介 篇四

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？

5.150mw机组简介 篇五

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。