电厂汽机运行操作知识点汇总

电厂汽机运行操作知识点汇总（共4篇）

篇1：电厂汽机运行操作知识点汇总

电厂汽机运行操作知识点汇总

1、起动前进行新蒸汽暖管时应该注意什么?

1)低压暖管的压力必须严格控制。

2)升压暖管时，升压速度应严格控制。

3)主汽门应关闭，防止蒸汽漏入汽缸。电动主汽门后的防腐门及调节汽门和自动主汽门前的疏水应打开。

4)为了确保安全，暖管时应投入连续盘车。

5)整个暖管过程中，应不断的检查管道、阀门有无漏水、漏汽现象，管道膨胀补偿，支吊架及其它附件有无不正常现象。

2、汽轮机起动前为什么要保持一定的油温?

机组起动前应先投入油系统，油温控制在35～45℃之间，若温度低时，可采用提前起动高压电动油泵，用加强油循环的办法或使用暖油装置来提高油温。

保持适当的油温，主要是为了在轴瓦中建立正常的油膜;如果油温过低，油的粘度增大会使油膜过厚，使油膜不但承载能力下降，而且工作不稳定。油温也不能过高，否则油的粘度过低，以至难以建立油膜，失去润滑作用。

3、起动前向轴封送汽要注意什么问题?

轴封送汽应注意下列问题：

1)轴封供汽前应先对送汽管道进行暖管，使疏水排尽。

2)必须在连续盘车状态下先轴封送汽。热态起动应先送轴封供汽，后抽真空。

3)向轴封供汽时间要必须恰当，冲转前过早地向轴封供汽，会使上、下缸温差增大，或使胀差正值增大。

4)在高、低温轴封汽源切换时必须谨慎，切换太快不仅引起胀差的显著变化，而且可能产生轴封处不均匀的热变形，从而导致摩擦、振动等。

4、为什么转子静止时严禁向轴封送汽?

因为在转子静止状态下向轴封送汽，不仅会使转子轴封段局部不均匀受热;产生弯曲变形，而且蒸汽从轴封段处漏入汽缸也会造成汽缸不均匀膨胀，产生较大的热应力与热变形，从而使转子产生弯曲变形。

5、汽轮机冲转条件中，为什么规定要有一定数值的真空?

汽轮机冲转前必须有一定的真空，一般为60kPa左右，若真空过低，转子转动就需要较多的新蒸汽，而过多的乏汽突然排至凝汽器，凝汽器汽侧压力瞬间升高较多，可能是凝汽器汽侧形成正压，造成排大气安全损坏，同时也会给汽缸和转子造成较大的热冲击。冲动转子时，真空也不能过高，真空过高不仅要延长建立真空的时间，也因为通过汽轮机的蒸汽量较少，放热系数也小，使得汽轮机加热缓慢，转速也不易稳定，从而会延长起动时间。

6、汽轮机冲转时为什么凝汽器真空会下降?

汽轮机冲转时，一般真空还比较低，有部分空气在汽缸及管道内未完全抽出，在冲转时随着汽流冲向凝汽器;冲转时蒸汽瞬间还未立即与凝汽器铜管发生热交换而凝结，故冲转时凝汽器真空总是要下降的。当冲转后进入凝汽器的蒸汽开始凝结，同时抽气器仍在不断地抽空气，真空即可较快的恢复到原来的数值。

7、为什么热态起动时先送轴封汽后抽真空?

热态起动时，转子和汽缸金属温度较高，如先抽真空，冷空气将沿轴封进入汽缸，而冷空气是流向下缸的，因此下缸温度急剧下降，使上下缸温差增大，汽缸变形，动静产生摩擦，严重时使盘车不能正常投入，造成大轴弯曲，所以热态起动时应先送轴封汽，后抽真空。

8、为什么低压加热器最好随机起动?

低压加热器随机起动，能使加热器受热均匀，有利于防止铜管胀口漏水，有利于防止法兰因热应力大造成的变形。对于汽轮机来讲，由于连接加热器的抽汽管道是从下汽缸接出的，加热器随机起动，也就等于增加了汽缸疏水点，能减少上下汽缸的温差。此外，还能简化机组并列后的操作。

9、暖机的目的是什么?

暖机的目的是使汽轮机各部金属温度得到充分的预热，减少汽缸法兰内外壁，法兰与螺栓之间的温差，转子表面和中心的温差，从而减少金属内部应力，使汽缸、法兰及转子均匀膨胀，高压差胀值在安全范围内变化，保证汽轮机内部的动静间隙不致消失而发生摩擦，同时使带负荷的速度相应加快，缩短带至满负荷所需要的时间，达到节约能源的目的。

10、汽轮机起动升速时，排汽温度升高的原因有哪些?

汽轮机起动升速时，排汽温度升高的原因有：

1)凝汽器内真空降低，空气未完全抽出，汽气混合在一起，而空气的导热性能较差，使排汽压力升高，饱和温度也较高。

2)主蒸汽管道、再热蒸汽管道、汽缸本体等大量的疏水疏至膨胀箱，其中扩容器出来的蒸汽排向凝汽器喉部，疏水及疏汽的温度要比凝汽器内饱和温度高4～5倍。

3)暖机过程中，蒸汽流量较少，流速较慢叶片产生的摩擦鼓风热量不能及时带走。

过临界转速时应注意什么?

1)过临界转速时，一般应快速平稳的越过临界转速，但亦不能采取飞速冲过临界转速的做法，以防造成不良后果。

2)在过临界转速过程中，应注意对照振动与转速情况，确定振动类别，防止误判断。

3)振动声音应无异常，如振动超限或有碰击摩擦异声等，应立即打闸停机，查明原因并确证无异常后方可重新起动。

4)过临界转速后应控制转速上升速度。

11、机组并网初期为什么要规定最低负荷?

机组并网初期规定最低负荷，主要是考虑负荷越低，蒸汽流量越小，暖机效果越差。此外，负荷太低往往容易造成排汽温度升高，所以一般规定并网初期的最低负荷。但负荷也不能过高，负荷越大，汽轮机的进气量增加越多，金属又要进行一个剧烈的加热过程，会产生过大的热应力，甚至差胀超限，造成严重后果。

12、为什么停机时必须等真空到零，方可停止停止轴封供汽?

如果真空未到零就等于轴封供汽，则冷空气将自轴端进入汽缸，使转子和汽缸局部冷却，严重时会造成轴封摩擦或汽缸变形，所以规定要真空至零，方可停止轴封供汽。

13、盘车过程中应注意什么问题?

1)监视盘车电动机电流是否正常，电流表指示是否晃动。

2)定期检查转子弯曲指示值是否有变化。

3)定期倾听汽缸内部及高低压汽封处有无摩擦声。

4)定期检查润滑油泵的工作情况。

14、为什么负荷没有减到零，不能进行发电机解列?

停机过程中若负荷不能减到零，一般是由于调节汽门不严或卡涩，或是抽气逆止阀门失灵，关闭不严，从供热系统倒进大量蒸汽等引起。这时如将发电机解列，将要发生超速事故;故必须先设法消除故障，采用关闭自动主汽门、电动主汽门等办法，将负荷减到零，再进行发电机解列停机。

15、汽轮机油中进水有哪些因素?如何防止油中进水?

油中进水是油劣化的重要因素之一，油中进水后，如果油中含有有机酸，则会形成油渣，若有溶于水中的低分子有机酸，除形成油渣外还有使油系统发生腐蚀的危险。油中进水多半是汽轮机轴封的状态不良或是发生磨损，轴封的进汽过多所引起的，另外轴封汽回汽受阻，如轴封加热器或 汽封加热器满水或其旁路水门开度过大，轴封高压漏汽回汽不畅，轴承内负压太高等原因也往往直接构成油中进水。

为防止油中进水，除了在运行中冷油器水侧压力应低于油侧压力外，还应精心调整各轴封的进气量，防止油中进水。

16、什么叫循环水温升?温升的大小说明什么问题?

凝汽器冷却水出口温度与进口水温的差值，温升是凝汽器经济运行的一个重要指标。

温升大的原因有：蒸汽流量增加;冷却水量减少;铜管清洗后较干净。

温升小的原因有：蒸汽流量减少;冷却水量增加;凝汽器铜管结垢污脏;真空系统漏空气严重。

17、凝汽器端差的含义是什么?端差增大有哪些原因?

凝汽器压力下的饱和温度与凝汽器冷却水出口温度之差称为端差。

对一定的凝汽器，端差的大小与凝汽器冷却水入口温度、凝汽器单位面积蒸汽负荷、凝汽器铜管的表面洁净度，凝汽器内的漏入空气量以及冷却水在管内的流速有关。一个清洁的凝汽器，在一定的循环水温和循环水量及单位蒸汽负荷下就有一定的端差值指标，一般端差值指标是当循环水量增加，冷却水出口温度愈低，端差愈大反之;单位蒸汽负荷愈大，端差愈大，反之亦然。实际运行中，若端差值壁端差指标值高的太多，则表明凝汽器冷却表面铜管污脏，姿势导热条件恶化。端差增加的原因有：凝汽器铜管水侧或汽侧结垢;凝汽器汽侧漏入空气;冷却水管堵塞;冷却水量减少等。为什么凝汽器半面清洗时，汽侧空气门要关闭?

由于凝汽器半面的冷却水停止，此时凝汽器内的蒸汽未能被及时冷却，故使抽气器抽出的不是空气和蒸汽的混合物，而是未凝结的蒸汽，从而影响了抽气器的效率，使凝汽器真空下降，所以凝汽器半面清洗时，应先将该侧空气门关闭。

19、凝汽器水位升高有什么危害?

水位过高，会使凝结水过冷却。影响凝汽器的经济运行。如果水位太高，将铜管淹没，将使整个凝汽器冷却面积减少，严重时淹没空气管，使抽气器抽水，凝汽器真空严重下降。

20、什么叫加热器的端差?运行中有什么要求?

进入加热器的蒸汽饱和温度与加热器出水温度之间的差称为“端差”。在运行中应尽量使端差达到最小值。对于表面式加热器，此数值不得超过5～6℃。

21、为什么射水箱要保持一定的溢流?如何调整溢流流量?

因为抽气器抽来的具有一定温度的汽气混合物排行到射水箱内，使射水箱水温逐渐升高。由于水温的提高，影响抽气器的工作效率，降低汽轮机真空，故在运行中应连续不断的向射水箱补充一部分温度较低的冷水，以维持射水箱的水温。

22、除氧器空气门为何要保持微量冒汽?

除氧器工作原理是用蒸汽将水加热致该压力下的饱和温度，使凝结水中的溶解气体(包括氧气)分离出来，从除氧头空气门排出，如果空气门不开，则分离出来的氧气无法跑掉，又会重新溶解在给水中，起不到除氧的目的。如果空气门开的过大，虽能达到除氧效果，但有大量蒸汽随同氧气一起跑掉，造成热量及汽水损失，所以在保证除氧效果的前提下，尽量关小空气门，保持微量冒汽，以减少汽水损失。

23、冷油器串联和并联运行有何优缺点?

冷油器串联运行的优点是，冷却效果好，油温冷却均匀;缺点是，油的压降大，如果冷油器漏油，油侧无法隔绝。

冷油器并联运行的优点是，油压下降少，隔绝方便，可在运行中修理一组冷油器;缺点是，冷却效果差，油温冷却不均匀。

24、加热器运行要注意监视什么?

加热器运行要监视以下参数：①进、出加热器的水温;②加热蒸汽的压力、温度及被加热水的流量;③加热器疏水水位的高度;④加热器的端差。

25、一般泵运行中检查哪些项目?

一般泵运行中检查项目如下：

1)对电动机应检查：电流、出口风温、轴承温度、轴承振动、运转声音等正常，接地线良好，地脚螺栓牢固;

2)对泵体应检查：进、出口压力正常，盘根不发热和不漏水，运转声音正常，轴承冷却水畅通，泄水漏斗不堵塞，轴承油位正常，油质良好，油圈带油正常，无漏油，联轴器罩固定良好;

3)与泵连接的管道保温良好，支吊架牢固，阀门开度位置正常，无泄漏;

4)有关仪表应齐全、完好、指示正常。

26、提高机组运行经济性要注意哪些方面?

1)维持额定蒸汽初参数;

2)维持额定再热蒸汽参数;

3)保持最有利真空;

4)保持最小的凝结水过冷度;

5)充分利用加热设备，提高给水温度;

6)注意降低厂用电率;

7)降低新蒸汽的压力损失;

8)保持汽轮机最佳效率;

9)确定合理的运行方式;

10)注意汽轮机负荷的经济分配。

27、在主蒸汽温度不变时，压力升高和降低对汽轮机工作的影响?

在主蒸汽温度不变时，主蒸汽压力升高，整个机组的焓降就增大，运行的经济性就高。但当主蒸汽压力超过规定变化范围的限度，将会直接威胁机组的安全，主要有以下几点：

1)调速级叶片过负荷;

2)主蒸汽温度不变，压力升高时，机组末几级的蒸汽湿度增大;

3)高压部件会造成变形，缩短寿命。

主蒸汽压力降低时，汽轮机可用焓降减小，汽耗量要增加，机组的经济性降低，汽压降低过多则带不到满负荷。

28、排汽压力过高对汽轮机设备有哪些危害?

排汽压力过高对汽轮机设备的危害有：

1)汽轮机可用焓降减小，出力降低;

2)排汽缸及轴承等部件膨胀过度，引起汽轮机组中心改变，产生振动;

3)排汽温度升高，引起凝汽器铜管的胀口松弛，影响了凝汽器的严密性，造成凝结水硬度增大;

4)排汽的比体积减小，流速降低，末级就产生脱流及旋涡。同时还会在叶片的某一部位产生较大的激振力，频率低，振幅大，极易损坏叶片，造成事故。

29、单台冷油器投入操作顺序是什么

1)检查冷油器放油门关闭;

2)微开冷油器进油门，开启空气门，将空气放尽，关闭空气门;

3)在操作中严格监视油压、油温、油位、油流正常;

4)缓慢开启冷油器进油门，直至开足，微开出油门，使油温在正常范围;

5)开启冷油器冷却水进水门，放尽空气，开足出油门，并调节出水门。

30、单台冷油器退出操作顺序是什么?

1)确定要退出以外的冷油器运行正常;

2)缓慢关闭退出冷油器出水门，开大其他冷油器进水门，保持冷油器出油温度在允许范围内;

3)冷油器出油温度稳定后，慢关进水门，直至全关;

4)慢关退出冷油器出油门，注意调整油温，注意润滑油压不应低于允许范围，直至全关;

5)润滑油压稳定后关闭进油门。

31、主蒸汽管道如何进行暖管?

1)稍开隔离门，使管内压力维持在0.25 MPa(a)左右，加热管道，温升速度5～10℃/min，暖管时间20~30min;

2)管内壁温度达130～140℃时，以0.25 MPa/min速度提升管内压力，使之升到正常数值;隔离门逐渐开大至全开。

3)开始暖管时，开大疏水门，及时排出凝结水;随着管壁温度和管内压力的升高，逐渐关小疏水门。

32、冲动转子前应具备哪些条件?

1)确认各系统运行正常;

2)油压油流正常,油温不低于35℃，润滑油压≥0.15Mpa;

3)确认速关阀,抽汽速关阀处于关闭状态,各保护装置处于正常位置;

4)主蒸汽压力≥3.0Mpa,温度≥300℃;

5)交流辅助油泵出口压力≥0.8 MPa，油箱油位正常。

6)确认调速汽门关闭,将手动脱扣器挂闸,打开油系统启动阀,建立油压。

7)建立启动油，建立速关油，关闭启动油速关阀全开。

8)先将汽轮机保护总联锁投入，再将具备投入条件的各分联锁保护依次投入(发电机故障保护和凝汽器低真空保护在机组并网后投入)。

9)在DCS界面上投入505“允许启动”，汽轮机准备启动。

33、如何用半自动方式进行冲转,升速启动?

1)在WOODWORD505控制面板上,按下复位键(RESET)二次;

2)按运行键(RUN)，505自动升速到：1#机600r/min,暖机45分钟，全面检查一次，真空≤-0.085Mpa，盘车退出后停盘车电机;

3)按Enter键，转速设定：1200 r/min，按Enter键，升速到设定转速，暖机90—120分钟，全面检查一次;

4)按Enter键，转速设定2250，按Enter键，升速到2250，过临界1580左右应平稳快速通过，暖机15分钟，全面检查一次;

5)按Enter键，转速设定3000，按Enter键，升速到3000，暖机10分钟，全面检查一次;

34、半自动方式启动注意事项?

1)暖机时间可以根据现场情况，由运行人员设定。

2)升速时，运行人员可以通过触点控制汽机的升速停止和继续。

3)注意调节热井水位，联系化学化验凝结水品质，化验合格后凝结水回收至除氧器。

35、暖机注意事项?

1)机组声音、振动、胀差、缸胀、轴向位移正常，如果振动超过0.05mm，维持此转速不变，30分钟后再升速，如果振动仍未消除，需再次降速运转30分钟，再升速，如果仍未消除，则停机检查。

2)冷油器出口油温在35℃以上，才可通过临界转速，3)排汽温度不能超过100℃。

4)超越临界转速时，应加快通过，不得停留，最大振动(外壳上)不能超过0.1mm。

5)当汽温达到380℃，关闭主蒸汽管上的所有疏水门。

6)当转速达到额定转速时，主油泵出口油压升至1.0 MPa，应停用交流辅助油泵。

7)转速达到3000转/分钟时检查：

⑴检查主油泵油压，润滑油压，轴向位移，油箱油位。

⑵检查轴承油温，当冷油器出口油温达到45℃时，投冷油器，开出水阀，用进水阀调节油温。

⑶检查机组振动，声音，真空正常，膨胀情况应正常。

⑷全面检查一切正常后，向值长汇报，机组可以并网。

36、汽轮发电机组并网后进行哪些操作?

1)机组各项试验完毕，全面检查一切正常后，通知电气发电机并列，同时通知余热锅炉运行人员，发电机准备并列、升负荷，填好记录窗体和日志。

2)发电机并列后，带负荷500kW，暖机10分钟。余热锅炉应避免主蒸汽压力、温度波动过大，检查机组运行应正常，将发电机故障保护投入。

3)以100kW/min的升负荷率将负荷增至3000kW负荷，暖机20～30分钟，投入低真空保护。

4)带负荷后注意发电机入口风温，冷油器出口油温在正常范围内。3000kW负荷暖机结束后，以100kW/min的速度增负荷至所需负荷或额定负荷。加负荷过程中注意：串轴、缸胀、胀差、振动、轴承及回油温度变化。

5)根据轴封供汽母管压力逐步退出轴封供汽。

6)汽轮机负荷达到3000kW时，除氧器、低压加热器汽侧投入运行。打开二级抽汽手动门，向除氧器供汽，除氧器进汽电动阀投自动，同时停止减温减压器工作，除氧器投入正常工作。打开低压加热器进汽门，低压加热器投入运行。关闭二级抽汽疏水，三级抽汽疏水。

37、机组在并网及升负荷期间，应注意监视哪些参数的变化?

1)轴承的振动

2)各轴承温度，轴承的回油温度。

3)凝汽器真空

4)低压缸排汽温度。

5)轴向位移及汽缸胀差。

6)主蒸汽温度变化率，汽缸金属温度的变化率。

7)润滑油的温度，润滑油压。

8)汽机转速。

9)负荷以及抽气器的工作情况，轴封冒汽情况。

38、热态、半热态启动的原则有哪些?

1)停机12小时以内为汽轮机热态启动，停机12～24小时为汽轮机半热态启动。

2)主蒸汽参数应达到额定参数。

3)冲转前，连续盘车不少于2小时，缸胀、胀差在允许范围内。

4)热态启动时，应先向轴封送汽，后抽真空。真空应高于-80KPa，尽量缩短向轴封送汽时间。

5)冷油器出口温应在38℃-45℃之间。

6)启动前，必须充分暖管和疏水。

39、停机前的准备工作有哪些?

1)司机接到值长停机的命令后，应填好停机操作票。并做好停机前的一切准备工作。

2)试验好辅助油泵，交、直流润滑油泵和盘车电动机，活动自动主汽门应灵活。

3)通知电气、余热锅炉、化水运行人员汽轮机准备停机。

4)汽轮机以100kW/min的速度减负荷，在减负荷过程中注意调节系统是否卡涩。最好同余热锅炉降负荷相配合，避免余热锅炉安全门起座或电动排汽门打开，大量向空排汽。减负荷至3000kW时，关闭除氧器、低压加热器进汽门，开启二级、三级抽汽管道疏水门。

5)在减负荷过程中，要加强监视汽缸各处温度的变化。

6)在减负荷过程中，及时调整轴封压力，根据轴封压力，向轴封供汽。随负荷下降注意给水泵流量、电流，及时开再循环;及时调整凝结水再循环。

40、汽轮机如何进行停机操作?

1)负荷到零，通知电气解列，手拍危机遮断器;检查联关自动主汽门，调节汽门，抽汽逆止门;关闭电动主汽门。

2)主油泵出口油压低于0.65MPa时，启动辅助油泵。

3)记录汽轮机转子惰走时间，听声音，检查振动。

4)停射水泵。

5)开启并调整汽封送气阀门。

6)调整真空，转速到零，真空到零。

7)转速到零，关闭轴封供汽阀门，启动盘车装置连续盘车，盘车联锁保护投入，听声音，检查振动。启动交流润滑油泵，停止辅助油泵运行。

8)打开汽缸和主蒸汽管道疏水门，打开各设备放水门。开启一、二、三级抽汽管道疏水，开启轴封汽管疏水。

9)凝汽器水位低于100mm，解除联锁，停止凝结水泵运行，关闭再循环门。

10)排汽缸温度低于50℃，确认无汽、水排向凝汽器时，停止凝汽器通循环水，关循环水出水门、进水门，开水室放水门，放空气门;停止循环水泵。

11)汽轮机上汽缸内壁温度降至150℃停盘车，停止交流润滑油泵运行，停止排烟机运行，根据润滑油温度关小冷油器入口水门，冷油器出口油温下降到35℃以下时，停用冷油器，停用时先停水侧，后停油侧。

12)发电机进口风温下降到30℃以下时，停用发电机空气冷却器。

13)主蒸汽管道、汽轮机本体及管道和有关设备经过充分疏、放水后，应关闭疏水门和放水门。

14)根据需要开启低压加热器、除氧器系统防腐装置。

事故处理

1、事故处理原则有哪些?

1)机组发生事故，值班人员要坚守岗位，必须根据事故现象，对照有关表计(或CRT屏显示数据)的变化，迅速查明原因，采取相应的措施，果断处理，消除事故或将事故影响限制在最小的范围内。应尽可能迅速地将事故现象汇报给值长。

2)处理事故时，首先应解除人身和设备的危险。必要时应立即解列故障设备，维持机组正常运行。

3)当出现危及汽轮发电机设备安全，情况紧急时，运行人员有权立即打闸停机。并保护好事故现场和做好运行记录。

4)操作人员接到命令，应重复命令，不明白之处，应问清楚。操作完毕后，应向发令人汇报。运行值班人员对自己不了解的异常情况及事故现象，应及时报告值长，共同观察分析、判断处理。

5)事故发生在交接班时间，接班人员应在交班人员的统一指挥下协助处理。待事故消除后，方可办理交接班手续。

6)汽轮机保护动作后，自动主汽门关闭，汽轮机无蒸汽运行时间不许超过3分钟。

7)当发生本规程没有列入的事故象征时，运行人员应根据自己的判断，主动采取措施进行处理。若不是紧急情况，应请示值长或有关领导，共同研究处理。

8)故障停机时，必须先将主汽门、调速汽门、抽汽逆止门关闭严密后，方可解列发电机，以避免汽机超速扩大事故。

9)事故处理完毕后应将事故发生时间、现象、原因及处理过程详细记录在运行日志上。

2、发生哪些情况应破坏真空紧急停机?

1)听到汽轮机内部有明显的金属摩擦声或撞击声，轴承座振动增大到80μm，振动保护装置拒动。

2)汽轮机发生水冲击，主蒸汽温度直线下降50℃，汽缸结合面、自动主汽门门杆、调节汽门杆、轴封处冒白汽。

3)油系统着火不能立即扑灭，威协机组运行。

4)汽轮机转速升高到3360r/min，超速保护装置拒动时。

5)蒸汽、水、油系统严重泄漏，威协机组安全。

6)任何一个轴承漏油或轴承油温急剧升高，轴承回油温度升高超过75℃或轴承冒烟。

7)推力轴承瓦块钨金温度超过95℃，支持轴承钨金温度超过100℃。

8)润滑油压低于0.08MPa，而低油压保护不动作时。

9)轴向位移超过±0.6mm，而保护拒动时。

10)主油箱油位突然下降到最低油位以下(-200mm以下)，无法补充时。

11)发电机内冒烟着火时。

3、破坏真空紧急故障停机步骤?

1)出现需破坏真空紧急故障停机情况时，运行人员应立即按停机按键，关闭自动主汽门和调节汽门及抽汽逆止阀。

2)通知电气值班人员汽机故障停机，报告值长并通知余热锅炉、化水值班人员。

3)开启真空破坏门，破坏凝汽器真空，停止射水泵运行。

4)启动交流润滑油泵，注意润滑油压指示应正常

5)注意调整轴封供汽压力。

6)开启本体疏水、电动主汽门前后、轴封管疏水门，完成运行规程停机规定的其它操作。

4、发生哪些故障可不破坏真空停机?

1)主蒸汽进汽压力高于4.02MPa，报告值长申请将主蒸汽压力恢复到正常水平，超过30分钟应停机。

2)主蒸汽压力低于3.53MPa,继续下降至1.86MPa，超过30分钟应停机。

3)主蒸汽温度高于410℃，及时通知锅炉尽快恢复，超过30分钟应停机。

4)主蒸汽温度低于375℃，报告值长申请减负荷，继续降低至340℃，炉侧无法恢复时，应停机。

5)凝汽器真空低于-60Kpa，低保护拒动。

6)调节汽门阀杆脱落或折断，调节汽门卡死。

7)调速系统故障，不能维持运行。

8)在发生可不破坏真空的故障停机时，其操作时除去不破坏凝汽器真空外，其它操作项目与破坏真空紧急故障停机步骤相同。

5、主蒸汽压力升高如何处理?

当自动主汽门前进汽压力升高到3.92MPa时，运行人员应迅速报告值长，同时通知余热锅炉运行人员将蒸汽压力恢复到正常值。

当自动主汽门前进汽压力升高到4.02MPa时，运行人员应再次迅速报告值长，同时再次通知余热锅炉运行人员将主蒸汽压力恢复到正常水平，必要时关小主蒸汽关路隔离阀截流降压，维持自动主汽门前压力正常，减负荷并作好故障停机准备。自动主汽门前压力超过4.02MPa时，每次运行不得超过30分钟，若运行30分钟后，不能恢复正常水平，按故障停机处理。

6、主蒸汽压力降低如何处理?

自动主汽门上前汽压下降至3.60 MPa时，运行人员应迅速报告值长，并通知余热锅炉运行人员提高主蒸汽压力，尽快将主蒸汽压力恢复到正常水平。

汽压下降至3.53MPa时，报告值长申请减负荷，每降低0.1MPa，减负荷500KW，继续下降至1.86MPa，炉侧无法恢复时，按故障停机处理。

7、主蒸汽温度升高如何处理?

当自动主汽门前主蒸汽温度升高到400℃时，运行人员应迅速报告值长，同时再次通知余热锅炉运行人员将主蒸汽温度恢复到正常值，并做好停机准备。

当自动主汽门前进汽温度达410 ℃时，每次运行时间不得超过30分钟。自动主汽门前进汽温度不能恢复正常时，按事故停机处理。(全年累计不超过20小时)。

8、主蒸汽温度降低如何处理?

当自动主汽门前进汽温度低于370 ℃时，运行人员应迅速报告值长，同时通知锅炉运行人员将主蒸汽温度恢复到正常水平。若不能恢复时，向值长申请降负荷。每降低5 ℃，减负荷500KW，直至停机。

当进汽温度降为 300℃时，运行人员应迅速报告值长，锅炉无法恢复时，并且汽温有继续下降趋势，开启各部疏水，申请停机。

9、凝汽器真空下降如何处理?

1)发现凝汽器真空下降，应对照真空表与排汽温度，证明真空确已下降，运行人员应迅速报告值长。并通知锅炉运行人员。并分析查明原因采取措施，必要时投入备用射水泵和射水抽气器。

2)如真空急剧下降，增大循环水量，降低凝汽器水位，如仍不能维持，真空降至-0.087MPa，可申请减负荷，当负荷降至零真空低至-60Kpa应故障停机。按下表减负荷：

3)迅速查找真空下降原因并处理

10、运行中油压、油位同时降低如何处理?

1)检查各压力油管是否破裂漏油，如有异常，应立即采取措施消除。如无法消除，应根据情况故障停机。根据漏油部位，启动润滑油泵，并采取防火、灭火措施。

2)检查冷油器铜管是否破裂漏油，确已漏油应及时投入备用冷油器，停止故障冷油器，并将油箱油位加至正常。

3)根据主油泵入口压力和主油箱滤网前后的油压差，来分析判断滤网是否堵塞。

11、油压下降，油位不变如何处理?

1)调速油管断裂，检查前箱和减速箱回油量是否明显增大。

2)润滑油系统溢油门误动作。应根据润滑油压启动润滑油泵并汇报值长，在值长的监护下调整溢油门，使油压恢复正常。

3)备用油泵逆止门不严，使压力油返回油箱。应关闭备用油泵出口门，并及早消除漏油缺陷。发现油压下降，应立即启动辅助油泵，保证主油压正常。若油系统大量漏油威胁机组安全运行时，应故障停机。

4)检查润滑油滤网是否堵塞，发现滤网前后压差增大，应切换至另一组运行，然后联系检修人员清扫堵塞的滤网。

12、油压正常，油位下降如何处理?

1)检查油位指示是否正常。

2)放油门不严或误开，检查各放油门，关闭放油门，检查冷油器是否漏泄。

3)轴承回油管破裂漏油。

发现上述故障现象，应立即采取不同的措施进行消除，同时将油箱油位补至正常。若采取各种方法无效，油位降至最低数值，则应破坏真空，故障停机。

13、油系统着火如何处理?

1)油系统着火应根据不同部位，采取相应的灭火措施，将火扑灭或控制在最小范围内，维持机组运行。如果火势蔓延，威协机组运行，应破坏真空，故障停机，切断火区设备电源，通知并协助消防人员灭火。

2)调速油系统着火，禁止开辅助油泵和润滑油泵停机。威协主油箱时，开启事故放油门，并控制油位下降速度，以保证转子在惰走过程中轴承不断油，待转子停转后，方可将油放完。

14、汽轮机进水(或水冲击)如何处理?

1)发现水击时，立即打闸停机，解列发电机，并报告值长，通知电气已故障停机。开启交流润滑油泵，破坏汽轮机凝汽器真空。

2)迅速全开主蒸汽、抽汽管道及汽机本体疏水阀。

3)记录惰走时间，在汽轮机惰走时，仔细倾听机内声音，检查轴向位移、推力瓦温度、振动、轴承回油温度等情况。若在惰走时间内，未发现异常现象，主蒸汽温度恢复到正常数值时，按热机启动原则重新启动，启动前应充分疏水，否则禁止启动。

4)如是余热锅炉出现汽包满水，要求余热锅炉立即关闭锅炉电动主汽门，恢复到正常水位。

5)除氧器、低加满水，立即关闭相应抽汽门，及时排水降低水位。

6)在启动、并列及带负荷过程中，发现异常情况应立即停机处理。

15、转子轴向位移增大如何处理?

通知余热锅炉运行人员恢复主蒸汽参数至正常水平，汽轮机降负荷。如果是余热锅炉满水，水冲击严重，必须故障停机，并汇报值长。轴向位移值达到故障停机水平，按故障停机处理。

16、电网故障，发电机甩负荷如何处理?

1)根据信号CRT显示和表计指示，判断事故性质。

2)由于电网故障，发电机甩负荷与电网解列。汽轮机转速升高，汽机运行人员应用电调系统关小调速汽门，调整机组转速接近于3000r/min。维持厂用电。

3)调整轴封供汽、凝结水再循环门。

4)得到值长可以恢复运行的命令后，要对汽轮发电机组再次全面检查一次，一切正常后，通知电气，发电机可以并列。

5)发动机并列后迅速带负荷恢复正常运行。

17、部分厂用电中断如何处理?

1)部分厂用电停电应自动投入备用电源，如自动失灵应要求电气恢复电源。

2)发现任一运行泵的电源到零，应检查联锁备用泵是否已联动，如未联动立即手动投入。如果其它运行泵也有同样现象，即可断定部分厂用电源发生故障，应投入备用泵，并迅速报告值长。

3)发现任何运行泵电流到零，备用泵不能联动时，应手动试投备用泵二次，再试投掉闸泵一次。

4)若凝结水泵电源中断时，应减负荷。在排汽温度不超过100℃的情况下维持运行，电源恢复前，如果凝汽器水位上升，维持不住正常水位时按故障停机处理。

18、厂用电全部中断如何处理?

1)厂用电全部中断，照明消失，各种泵电流指示到零。凝汽器真空迅速下降，冷油器、冷风器出口油温、风温迅速上升。

2)各泵抢投不成功时，立即减去汽轮机全部负荷，报告值长。

3)迅速通知电气恢复电源并关闭循环水泵出口门。

4)关闭凝结水再循环门。

5)当真空下降至-60Kpa时，启动直流润滑油泵，故障停机。严格监视凝汽器水位、低加水位、除氧器水位，转子静止后，手动盘车。

6)电源恢复后，立即启动盘车，启动交流润滑油泵，停止直流油泵运行，若汽轮机排汽缸温度过高时，应先关闭凝汽器循环水入口门，以防止循环水恢复后突然向凝汽器送水，造成突然冷却，使凝汽器铜管胀口漏水。排气温度50℃以下通循环水，启动循环水泵及凝结水泵。

7)电源恢复。严禁瞬间启动同一段厂变大容量辅机，按热机启动条件迅速启动,带负荷。

篇2：电厂汽机运行操作知识点汇总

2014年已经过去，回顾这一年来的工作情况，我们汽机运行乙班是一个具有团队精神、顾大局、识大体的班组，全班员工在车间领导的正确领导下，在全班员工的共同努力下，顺利完成了公司下达的各项经济利润指标和安全生产指标，取得了较好的成绩，严格执行两票三制，对不合格和有疑问的工作票坚决不予执行，制止无票工作，保证了全年两票的合格率达100%。重大操作，开停机数次，均未出现异常情况。一．四班运行期间

1.强化安全管理、严格两票三制、确保安全生产。在安全生产方面，利用班前.班后会.学习班的时间,认真贯彻落实“安全第一、预防为主”的工作方针，全面做好各项安全管理工作.本班多次发现处理不安全隐患，均未出现异常情况。说明了全班人员具有较高的安全意识和操作水平。

2.加强技术培训，提高岗位人员的理论知识和处理异常及事故的能力。圆满完成了公司、车间安排的学习任务并取得了较好的考试成绩，没有迟到旷课的现象发生。3.狠抓节能降耗工作，减少资源浪费。节能降耗工作执行的好坏，直接关系到企业的经济效益，关系到员工的经济利益，因此，我们班根据企业所面临的现状，必须做好节能降耗工作，每个人都要树立节能意识，从自己身边的点点滴滴的小事做起，节约一滴水一度电，严格控制各种滴漏跑冒现象。为公司的经济效益的完成做出应有的贡献。二．三班运行供热期间

1.由于担负全市的供暖任务，启动的机组多。人员分散，技术力量相对薄弱，我们班采用技术问答、现场考问、事故预想、假事故演习等形式进行多种形式的培训工作，以满足安全生产的需要。特别在供热问题上进行重点培训，防止出现安全问题，特别是车间领导在技术培训课上进行讲解，丰富了员工运行操作经验，提高了岗位人员的理论知识和处理异常及事故的能力。

2.合理分配机组负荷，根据供热需求及时调整直供水温度及供汽参数，达到机组运行经济效益最大化。要求加大对设备的巡回检查力度，做到对运行设备健康状况心中有数，做好设备的定期试验及轮换工作。

3.强化班组管理、树立一支具有团队精神的班组。在班组管理方面,一方面坚持人性化管理,坚持到职工中间，了解员工的思想动态，帮助解决员工工作、思想、生活方面的实际困难，为员工创造良好的工作环境及精神环境，使员工能有一个良好的心态，积极投入到工作中去。另一方面，积极宣传倡导团队精神和执行力意识，建立一支具有团队精神、顾大局、识大体、特别能战斗的团队。使员工认识到自己生活在一个团队中间，不能我行我素，树立层层负责的安全意识，树立对上级正确命令坚决服从和认真去执行的工作态度，提高员工执行力。再一方面，建立严格的考核制度，没有规矩不能成方圆，向全班人员传达公司的文件精神,做好员工的思想工作,认清当前公司面临的形势,适应形势的要求,使员工都能在自己的岗位上积极认真地工作,从而保证了安全工作的顺利进行。工作中存在的问题及不足

1.在安全管理上还有不细致的地方，人员管理上还有不到位的地方。

2.在理论技术方面还存在不足。3.在经济指标和节能降耗上分解不到位，运行分析还不够，分析不及时。4.两票三制、及定期切换试验制度还存在执行不到位的现象。5.在创新方面还存在不足。改进措施：

1.加强安全管理，要全方位进行大胆管理。

2.利用业余时间加强自身的理念技术学习，提高理论技术水平。

3.经济指标和技能降耗分解到位，加强技术分析，4.在两票三制、及定期切换试验制度的执行上加大检查和考核力度，确保安全工作的顺利进行。

5.在创新方面，要加强自身的技术学习，加强对现场设备及运行方式的研究，提出有价值的创新及合理化建议。总之,在今后工作中要认真、认真、再认真，细致、细致、再细致，努力把自己的本职工作做的更好。

篇3：电厂汽机运行故障排查与解决

电力是人们生活不可或缺的重要能源类型。电力企业在实际生产中必然会应用汽机, 然而其在运行中会不可避免地出现故障, 影响正常功能。为此, 需要强化对汽机故障的调查分析, 制定合理解决方案, 保障汽机功能性。

1 故障调查技术分析

针对电厂汽机故障, 需要选取有效的调查技术, 提高故障调查的准确性和有效性, 推动汽机的有效维护。

1.1 汽机性能调查技术

性能指标调查对分析电厂汽机故障具有十分重要的推动作用, 主要按照输入、演算、控制和输出4个流程进行。例如, 凝汽器运行异常主要是由于冷却水管内壁出现沉积物, 导致水管的基础性能下降。通过性能调查技术完成其调查和诊断, 主要采用温度传感器、超声波流量传感器等进行布置, 完成对水温的分析、记录和传递, 并由相关系统完成数值分析和存储, 最终完成对凝汽器的性能分析, 评价冷却管道的清洁程度。

1.2 轴承故障检测技术

轴承是汽机的关键组成部分, 且由于汽机主要是由金属构成, 在实际使用过程中, 会不可避免地发生磨损。在轴承的故障调查技术应用中, 可以采用轴承金属研磨检测、轴承倾斜检测和轴承金属接触检测等, 完成对轴承的故障诊断和分析。

1.3 汽机异常振动调查技术

汽机在实际运行中, 可能会出异常振动的情况, 影响汽机运行安全。可以采用接触式检测或非接触式检测的方式完成对汽机异常振动的诊断, 为后续的维护和故障处理提供基础, 保障汽机的安全性和功能性[1]。

2 故障分类

根据以上三大故障调查技术, 结合工作实践, 可将电厂汽机运行故障分为四大类。

2.1 汽机真空下降

汽机真空下降是汽机性能调查发现的基础问题, 循环水系统、真空泵、凝汽器等都可能导致汽机真空下降, 并进而导致汽机的排气压力升高, 使得轴承座受到高压和高温的影响, 导致汽机出现振动, 甚至可能会出现凝汽器管断裂等情况, 危及汽机安全性。

2.2 注油器出口油压下降

注油器出口油压下降同样是电厂汽机运行故障调查中所发现的一大问题。以某火电厂为例, 故障调查中发现, 汽机使用初期的注油器出口压力为0.065 MPa, 属于正常范围, 但是随着汽机使用时间延长, 逐渐出现出口油压下降的情况, 如表1和图1所示。该电厂汽机故障前后变化明显, 可能是由于汽机油泵出口逆止阀密闭性不强, 或是注油器滤网堵塞, 进而导致了运行故障的发生[2]。

2.3 汽机轴承受损

轴承是汽机的重要组成部分, 汽机故障主要是由于轴承损坏造成。其损坏主要有两个原因, 具体如下:

(1) 质量问题。汽机轴承采购过程中, 对轴承性能和质量检查不够全面, 使得轴承自身出现质量问题。这也就导致轴承在实际运行中, 磨损现象严重, 一段时间后即损坏。

(2) 保养和维护问题。轴承在实际应用中, 如果不能得到有效保养和维护, 尤其是受到水冲击、温度变化等, 而维护又不够及时, 就将导致轴承长期处于不良状态, 进而损坏汽机。

2.4 汽机异常振动

汽机异常振动较为普遍, 且引发因素较多, 其中主要包括气流震荡、摩擦和转子热弯曲这几点。其中气流震荡可能是由于汽机负荷超出一定额度, 导致轴振动过大;还可能是由叶片和轴封等因素引起的气流激振。再如摩擦振动——由于摩擦的产生, 加速的转子发生热弯曲, 导致频振增大, 进而导致异常振动的发生[3]。

3 故障解决方案

结合电厂汽机运行故障调查结果, 制定合理解决方案, 完成对电厂汽机故障的处理和控制, 推动汽机稳定运行, 规避安全和质量隐患。

3.1 汽机真空下降解决方案

汽机出现真空下降故障后, 需采取合适的故障调查技术, 明确具体原因, 有针对性地提出适宜的解决方案。如果发生水循环中断故障, 需要及时开启备用循环泵, 清理循环水泵进水口和出水口的杂物, 且检查泵自身的状态;如果是真空泵出现故障, 则判断真空泵是否需要更换或修理;如果出现凝汽器满水的情况, 则主要是由于铜管泄漏, 严重时需停机修理。

3.2 注油器出口压力变化控制

结合故障分析, 判断是否出现汽机注油器出口逆止阀密闭效果不好的情况, 如果是, 首先需要及时对逆止阀进行更换和修理, 再将堵塞严重的滤网更换掉, 且对注油器内部的所有滤网进行全面清洗, 保障滤网功能性。另外, 还需定期展开加油和滤油工作, 达到控制注油器出口压力变化的目的[4]。

3.3 汽机轴承受损解决方案

首先, 需要对轴承的采购流程进行优化, 采购前将样品送至试验室, 展开轴承性能检测, 控制轴承质量关。其次, 对已采购的轴承也需进行检测。第三, 轴承安装过程中, 需避免杂物进入轴承。如果出现轴承偏移的情况, 需要对汽机负荷进行适当调整。最后, 强化汽机轴承维护工作。成立专门的维护小组, 重视轴承受损情况, 定期展开轴承外观、性能等方面的检查, 再对轴承中的润滑油进行补充, 避免油量不足导致轴承损坏。

3.4 汽机异常振动解决方案

由于汽机异常振动较为常见且因素较多, 故其解决较为繁琐, 需要结合引起振动的具体因素, 制定合理的解决方案。

(1) 油膜震荡和气流激振的处理。首先, 控制轴瓦, 先对轴瓦的比压进行适当增加, 再调整轴瓦顶部间隙, 控制轴瓦和轴颈之间的接触角 (通常情况下可以减少5~10°左右) , 再适当应用低粘度润滑油。

(2) 气流激振的控制。基于气流激振的基本性质, 需要结合长期记录绘制组曲线, 并结合曲线基本情况, 对其负荷变化率和负荷范围进行控制。

(3) 摩擦引起的振动控制。维护人员可以根据平时汽机运行正常时是否存在不规则噪音, 分析相应构件和润滑油的基本情况, 酌情更换之。尤其要尽可能避免转子热弯曲的情况发生[5]。

4 结束语

汽机作为电厂重要设备, 对电力企业服务具有深远影响。为了保障电厂汽机的稳定和安全运行, 需要定期展开故障调查, 详细对汽机性能和设备状态等进行检测, 及时发现故障点, 详细分析故障产生的主要原因。进一步, 制定科学合理的解决方案, 完成故障处理, 保障电厂汽机稳定运行, 最终促进电力企业社会价值的实现与经济效益的提升。

参考文献

[1]韩明.浅谈火电厂汽轮机运行故障处理技术[J].能源与节能, 2013 (12) :154-155.

[2]何坤贵.火电厂汽轮机运行故障对策技术研究[J].企业技术开发:学术版, 2015, 34 (1) :58-59, 69.

[3]殷富伦.浅谈火电厂汽轮机异常振动原因及处理措施[J].科技创新与应用, 2015 (27) :163.

[4]赵鹏.火电厂汽轮机运行故障对策研究[J].能源与节能, 2015 (11) :27-28.

篇4：电厂汽机运行操作知识点汇总

关键词：吹灰系统 操作方式优化 远程控制 火电厂

中图分类号：TM62文献标识码：A文章编号：1674-098X（2013）5（a）-0066-02

吹灰系统是火力发电机组不可缺少的辅助设备，它用于将锅炉炉膛内管壁上附着的结焦有效清除，能有效防止锅炉“四管”因换热不均导致的爆管事故。神华国华定洲电厂二期2×660 MW机组吹灰控制系统采用Modicon TSX Quantum系列PLC，基建时期设计的机组日常吹灰采用一体化触摸屏（安装在配电室的控制柜门面上）控制，同时显示吹灰系统所有受控设备的各种运行状态、故障保护状态及程控装置自身的工作状态。由于触摸屏的安装位置较高，运行人员在吹灰操作时必须站立，而每天每台机组至少吹灰两次，每次近4 h，吹灰运行操作人员往往比较疲惫，也极易造成误操作事故。在机组投产后，这种矛盾日益凸显，因此，对现有的吹灰运行操作方式进行优化将非常必要。

1 项目研究内容

吹灰系统运行操作方式的优化，是在原有的吹灰器控制的基础上，取消现场触摸屏操作方式，在远端（主控室）增加上位机，实现在上位机上对吹灰器进行远程操作控制。具体研究内容如下。

（1）组态王6.5版软件的应用（画面连接及网络设置）；（2）Modicon PLC硬件功能和软件设置研究；（3）上位机硬件配置研究；（4）组态王应用软件与PLC的网络硬件连接；（5）吹灰器上位机运行操作的静态、动态功能调试；（6）吹灰器上位机运行操作功能的试投运与故障分析、处理。

通过对项目研究内容的深入分析，我们总结出该项目在软件和硬件方面的设计难点。软件设计上，既要充分满足吹灰器日常运行操作的需要，又要考虑如何减小故障出现的可能性，便于日后维护。再者，还要充分考虑用户的使用需求，进行人性化的操作界面设计。硬件方面，由于吹灰系统控制采用的是Modicon PLC系列，因此必须充分考虑硬件设备的兼容性。

2 项目实施过程

为了预留足够的项目调试时间，项目实施必须在机组停运后进行。在停机前需要准备好的硬件设备包括上位机、通讯网卡、组态王软件及其网络连接线等，机组停运后立即开展工作。具体实施过程如下。

（1）在主控室增设两台吹灰器PLC程控上位机，并通过交换机与PLC硬件连接，详见图1。

（2）在上位机的windows系统内安装组态王软件并进行画面组态。为了兼顾吹灰运行需要与运行人员的使用习惯，画面内容尽量与原来的触摸屏显示一致。需要特别说明的是，组态王软件要做好解密设置。

（3）在原PLC系统中安装Qtm以太网络通信硬件并进行相应设置，步骤如下：

①在PLC网络上设置相应的IP地址，使其与上位机通讯。在设置IP地址时，要保证其分配地址与上位机IP地址在同一网段内且唯一。

②打开Concept中相应的工程，在“Project”菜单下选择“Configurator”，弹出“PLC Configuration”，展开其子项“Config Extensions”，点击“Select Extensions”，将“TCP/IP Ethernet”的数量设为1，即以太网卡通讯模块的数量为1块。

③在“PLC Configuration”的子项“I/O Map”中，将以太网卡通讯模块配置在与物理机柜对应的槽位上。例如在“I/O Map”中的第一个机柜上安装了NOE模块，其槽位是13号槽，点击“I/O Map”中第一个机柜对应的“Edit”列中的按钮，由于只有一个机柜，所以该表中只有一行。在“Local Qauntum Drop”的13号槽上添加NOE模块。注意在添加以太网卡通讯模块时，要和加装的NOE硬件模块的型号一致。

④在完成以上配置后，点击“Config Extensions”中的“Ethernet/ I/O Scanner”，将对应槽位的以太网卡通讯模块IP地址填入。

（4）在完成上述设置后，需要将组态好的上位机程序重新下载至PLC内存中，步骤如下：

①连接至PLC系统，选择网络传输协议。（图2）

②打开在线控制面板，选择停止PLC运行选项。（图3）

③选择Download选项进行程序下装，下装完成后，重新启动PLC。（图4）

下装重启完成后，需要测试网络通讯是否畅通，如果不畅，检查一下网络硬件的连接及网络软件的设置是否正常。

（5）吹灰上位机的运行调试。打开吹灰上位机的组态王软件，软件显示为正常可操作界面。将吹灰器的动力电源停掉，在上位机上逐次进行模拟操作，操作方式与原来的触摸屏操作基本相同。

3 关键技术问题分析

3.1 网络传输问题

由于以太网通讯的网络传输距离有限，故不采用主机对上位机的通讯连接方式，而采用主机对交换机，交换机再对上位机的通讯连接方式，避免了由于传输距离过长导致上位机操作速度变慢的问题。

3.2 PLC以太网卡的安装和使用

需要对安装在PLC系统中的以太网卡进行技术攻关，包括通讯方式、接口、硬件组态及软件设置等，以便正确进行硬件安装、网络连接、硬件组态及离线代码下传等。

3.3 以太网卡通讯IP地址的设置

由于需要增加两台上位机（每台上位机对应一台机组），而使用一台交换机，所以IP地址设置时需要注意两个地址必须在同一网段内，这样属于同一网段的两个地址间的信息交换就不需要通过路由器。

3.4 组态王软件的使用

由于市面上盗版的组态王软件居多，正版软件往往涉及到加密狗的安装，以确保软件能够正常使用。此外，在组态王软件中需要进行正确的网络通讯设置，以确保网络连接通畅。

3.5 吹灰器上位机远程操作系统的静态、动态功能调试与故障处理

吹灰器上位机远程操作系统的静态功能调试采取离线方法，动态功能调试采取在线方法。若调试过程中出现故障则需解列吹灰器，查找、排除故障点后，再按照“离线-在线”的顺序进行调试。

4 结语

吹灰系统是火力发电机组重要的辅助设备，神华国华定洲电厂二期2×660MW机组的日常吹灰采用现场一体化触摸屏控制，运行人员劳动强度大，也极易造成误操作事故。因此，必须对原有的吹灰系统运行操作方式进行优化，在远端（主控室）增加上位机，将触摸屏控制界面和程序组态至上位机，再通过交换机与吹灰控制PLC连接和通讯，实现在上位机上对吹灰系统进行远程操作控制。项目实施后，极大的降低了吹灰运行人员的劳动强度，减小了误操作造成的不安全事故概率，确保了吹灰系统的安全稳定运行。

参考文献

[1]赵文亮.施耐德Modicon PLC和Vijeo Citect监控软件在电厂辅助车间水网系统中的应用[J].中国高新技术企业，2011（9）：60-62.

[2]袁亚辉，刘俊峰，郝鹏辉，等.Modicon Quantum PLC热备系统的典型故障及其解决方法[J].热力发电，2013（3）.

[3]刘秋振.MODICON PLC在输煤程控系统上的应用[J].硅谷，2012（15）：113-114.

[4]姜茂仁，刘国栋，杨国为.基于PLC和组态王的电源控制系统的设计与实现[J].计算机与现代化，2013（1）：130-133.