火力发电厂汽机专业A级检修修前技术分析.docx
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火力发电厂汽机专业A级检修修前技术分析
火力发电厂汽机专业A级检修修前技术分析
(一)汽机设备概况
某热电有限责任公司6号机组为320MW单抽供热式汽轮发电机组,汽轮机为哈尔滨汽轮机厂生产的C250/N320-16.67/537/537/0.4型亚临界、一次中间再热、双缸双排汽、单抽供热式汽轮机。
主蒸汽流量926t/h,再热蒸汽压力3.49MPa,再热温度537℃。
机组热力系统采用单元制方式,三级高压加热器(内置蒸冷却段和疏水冷却段),一级除氧器和四级低压加热器组成八级回热系统,各级加热器疏水逐级自流。
汽轮机第四级抽汽用于加热除氧器和供汽动给水泵动力汽源。
供热抽汽进入热网加热器,其疏水通过疏水泵进入除氧器。
2018年改造在热再抽出部分抽汽经减温减压后外供生产抽汽用,最大供汽量100T/H。
(二)运行分析
1、热耗率分析:
THA工况下试验热耗率为8643.54kJ/kWh,参数修正后热耗率为8248.91kJ/kWh,比设计热耗率7958.00kJ/kWh高290.91kJ/kWh。
75%THA工况下试验热耗率为8559.41kJ/kWh,参数修正后热耗率为8326.72kJ/kWh。
50%THA工况下试验热耗率为8673.23kJ/kWh,参数修正后热耗率为8619.89kJ/kWh。
从试验结果来看,机组存在高、中压缸效率偏低等问题;在经济性运行方面,存在过热减温水流量偏大、部分加热器端差超标等问题。
以THA工况为例对机组进行热经济性分析,本次试验热耗率为8643.54kJ/kWh,比设计热耗率7958.00kJ/kWh高685.54kJ/kWh,分析各因素影响热耗率数值。
2、汽轮机缸效分析:
(1)THA工况下,高压缸效率为83.24%,比设计值低3.33%,计算影响机组热耗率50.92kJ/kWh。
THA工况下,中压缸效率为92.28%,比设计值低0.83%,计算影响机组热耗率9.05kJ/kWh。
(2)THA工况下,一段抽汽温度为382.3℃,比设计值低10.9℃;四段抽汽温度为341.5℃,比设计值高10.1℃;二段抽汽温度为314.9℃,比设计值低15.4℃。
50%THA工况下,主汽温度为537.8℃,比设计值高0.8℃;再热汽温度为533.8℃,比设计值低3.2℃。
建议检修中重点检查通流部分间隙、隔板汽封以及叶顶汽封,重点对通流部分各级动静叶片是否存在损伤或结垢情况进行检查;对缸内可能存在漏汽的部位进行重点检查并处理。
缸效率及各段抽汽温度汇总表
参数名称
单位
THA设计值
THA
75%THA
50%THA
高压缸效率
%
86.57
83.24
80.21
78.51
中压缸效率
%
92.28
91.44
91.42
89.24
主蒸汽温度
℃
537.0
535.3
535.9
537.8
一段抽汽温度
℃
393.2
382.3
369.0
372.2
二段抽汽温度
℃
330.3
314.9
303.8
308.2
三段抽汽温度
℃
434.8
434.7
431.9
431.8
四段抽汽温度
℃
331.4
341.5
341.0
343.6
五段抽汽温度
℃
276.6
277.4
274.7
275.9
六段抽汽温度
℃
182.0
206.9
205.9
210.1
3、回热系统性能影响分析
回热系统性能分析以THA试验工况为例,从统计数据可以得出:
主给温度偏低,比设计值低11.7℃;2号加热器温升不足,比设计值低6.6℃;2号加热器下端差比设计高4.4℃。
建议重点对2号高压加热器水室分程隔板及疏水冷却段包壳密封情况进行检查,彻底消除内漏;并合理调整疏水液位。
THA工况回热系统运行参数与设计值对比
参数名称
单位
设计值
THA工况
本次试验偏差值
主给水温度
℃
278.6
266.9
-11.7
1号加热器温升
℃
29.8
33.8
4.0
1号加热器上端差
℃
-1.6
0.9
2.5
2号加热器温升
℃
43.2
36.6
-6.6
2号加热器上端差
℃
0
3.5
3.5
2号加热器下端差
℃
5.5
9.9
4.4
3号加热器温升
℃
30.4
24.3
-6.1
3号加热器上端差
℃
0.16
-0.22
-0.4
5号加热器温升
℃
31.7
33.2
1.5
5号加热器上端差
℃
2.8
-2.9
-5.7
6号加热器温升
℃
33.6
32.3
-1.3
6号加热器上端差
℃
2.7
-0.5
-3.2
4、冷端系统性能分析
该机组冷端系统主要参数如表9-7所示。
从试验数据来看,该机组冷端系统整体性能良好。
冷端系统主要参数汇总表
参数
单位
THA工况
75%THA工况
50%THA工况
排汽压力
kPa
9.294
7.860
5.818
排汽压力对应饱和温度
℃
44.4
41.2
35.6
循环水入口温度
℃
32.7
32.0
28.0
循环水出口温度
℃
43.4
40.5
35.2
循环水温升
℃
10.7
8.5
7.2
凝汽器端差
℃
2.4
1.6
1.0
热井温度
℃
45.2
41.7
36.0
过冷度
℃
0.2
0.4
0.6
5、减温水流量分析
THA工况下,机组过热减温水流量为11.215t/h,影响机组热耗率3.04kJ/kWh;再热减温水流量为3.370t/h,影响机组热耗率8.69kJ/kWh,建议改善锅炉燃烧,加强运行调整。
6、重大和频发的设备缺陷;
6号机冷再供辅汽调整门在较大开度(40%以上),通流量较大时发生阀门突然关闭现象,影响辅汽供汽安全。
初步分析当辅汽大流量时,辅汽管路振动造成阀门门芯脱落所致。
建议对辅汽阀门进行检修。
6号机3号凝泵,频率45Hz以下,振动5mm/s以下,45Hz以上,振动变大。
建议对6号机3号凝结水泵振动配重处理,消除45Hz以上振动偏大问题。
频率(Hz)
振动(mm/s)
45
5.5
45.4
9
46
12
47
12.2
48
12
48.3
11
49
10
49.7
9.7
50
8.9
50.6
8.7
6号机1号循环水泵振动偏大,设备可靠性差,影响对循环水泵的经济调度。
建议开展对6号机1号循环水泵检修,消除振动提高设备可靠性。
6号机低压旁路关闭状态下存在内漏,门后温度51..9℃,对应汽轮机低压缸排汽温度40℃,高于集团公司低旁后温度与排汽温度偏差不超过5℃的标准。
建议对6号机低旁检查研磨,A级检修中对内漏阀门重点处理。
6号机汽轮机本体保温较差,机组停运后,高中压缸温差偏大建议对6号机本体保温修复,重点修复下缸保温。
7、设备的试验状况及设备健康水平。
6号机运行中包括设备定期切换、危急保安器喷油不停机试验、抽汽逆止门活动试验、真空严密性试验开展情况正常,除中压主汽门不具备局部行程活动试验外,其余汽门活动试验满足试验要求,正常开展试验。
存在问题1:
6号机组存在四抽、六抽温度偏高现象。
分析原因低压汽缸有热变形,低压内缸中分面出现张口。
处理措施:
检查隔板汽封、叶顶汽封及高中压缸过桥汽封是否存在磨损情况;调整通流间隙至合格范围内,不要超标;检查通流部分各级动静叶片是否存在损伤或结垢情况;对缸内可能存在漏汽的部位进行重点检查。
对可能存在泄漏的部位,如隔板与汽缸联结处的环形间隙、各隔板套上下半的水平结合面(尤其是各段抽汽口附近的水平结合面)以及隔板和动叶的环形汽封间隙进行检查调整。
责任人:
某
存在问题2:
6号机低压旁路关闭状态下存在内漏,门后温度51..9℃,对应汽轮机低压缸排汽温度40℃,高于集团公司低旁后温度与排汽温度偏差不超过5℃的标准。
处理措施:
对6号机低旁检查,消除内漏。
责任人:
李康
存在问题3:
6号机冷再供辅汽调整门在较大开度(40%以上),通流量较大时发生阀门突然关闭现象,影响辅汽供汽安全。
处理措施:
解体检查冷再供辅汽调整门。
责任人:
某
存在问题4:
6号机汽轮机本体保温较差,机组停运后,高中压缸温差偏大。
处理措施:
对6号机本体保温修复,重点修复下缸保温。
责任人:
某
存在问题5:
6号机3号凝泵,频率45Hz以下,振动5mm/s以下,45Hz以上,振动变大,最大为47Hz时,振速12mm/s。
处理措施:
对6号机3号凝结水泵检修后振动配重处理,消除45Hz以上振动偏大问题。
责任人:
某
存在问题6:
6号机1、2、3号高加上端差偏离标准值,6号机3号高加下端差偏大,并经水位调整试验无效,具体数值及标准见下表
上端差
上端差标准
下端差
下端差标准
1号高加
4.5
-1.7
4.3
5.6
2号高加
2.3
0
4.2
5.6
3号高加
2.5
0
10.2
5.6
处理措施:
利用机组检修机会检查蒸汽冷却段及疏水冷却段包壳的完整性。
对高加水室隔板检查,消除泄漏。
检查是否存在换热面脏污现象。
责任人:
某
存在问题7:
6号机汽动给水泵性能下降,对比同样给水流量时,6号机汽泵转速同历史数据偏高100-200r/min,
处理措施:
对6号机汽动给水泵检修,恢复给水泵性能。
责任人:
某
存在问题8:
6号机工业抽汽出口电动门旁路门内漏关闭不严,检修措施隔离困难,疏水系统不合理。
处理措施:
6号机工业抽汽出口电动门旁路及疏水系统优化责任人:
李康
(三)点检分析
主机点检分析:
存在问题1:
6号机汽轮机振动,各瓦振动良好,最大瓦振为4瓦在30um左右,其它各轴瓦瓦振都低于30um,各轴承轴振都低于80um,轴承温度和汽缸膨胀量均符合规程规定。
处理措施:
结合汽轮机本体A修对各瓦进行例行检查,如果有缺陷,予以消除。
测量轴瓦各配合间隙(紧力)不符合标准的进行调整。
责任人:
某
存在问题2:
汽轮机热耗及缸效偏低。
处理措施:
(1)将汽、轴封间隙按照间隙标准下限值调整;
(2)更换磨损严重间隙超标的围带汽封,
(3)两个低压内缸中分面研磨,消除低压内缸张口大缺陷;
(4)研磨处理隔板中分面,确保中分面无间隙,贴合吃线良好;
(5)汽轮机本体转子叶片、隔板叶片喷砂除垢;
(6)检查处理隔板级间密封不良窜汽情况,减少级间漏汽及抽汽温度超温。
责任人:
某
存在问题3:
盘车只在机组启停时运行,目前工作正常,轴承、齿轮润滑良好无异音。
处理措施:
在盘车解体后,测量各齿轮啮合间隙,检查齿面磨损情况,不符合标准的进行调整修理。
责任人:
某
存在问题4:
EH油系统,包括:
EH油泵、EH油箱、溢流阀、EH再生装置、蓄能器、油动机及系统阀门。
系统运行正常,油压正常,无内外漏。
处理措施:
EH油系统进行标准项目检修,油动机、控制块、蓄能器、外委检修。
各部位滤芯进行更换。
清扫EH油箱。
油泵对轮缓冲垫检查,有老化破损的予以更换。
责任人:
某
存在问题5:
润滑油系统,包括:
润滑油箱、交流润滑油泵、直流润滑油泵、附属阀门等。
系统运行正常,油压正常、油质合格,无内外漏。
1号排烟风机振动偏大,壳体有渗油现象。
处理措施:
润滑油系统进行标准项目检修油箱清扫、冷油器清扫、滤网清扫、油泵解体检查、射油器检查、1号排烟风机解体后检查轴径磨损情况和轴弯曲情况,消除振动和渗漏油。
责任人:
某
存在问题6:
顶轴油系统,包括:
顶轴油泵、滤网、管道、分配调整装置等。
系统运行正常,油压正常、油质合格,无内外漏。
顶轴油系统自投运以来一直存在着流量偏小,在运行时工况不稳定,经常会造成出口油压波动,系统压力下降,影响正常顶轴和盘车,入口滤网采用缠绕钢丝网型,因滤网滤油后油质颗粒度大导致油泵频繁损坏。
同时现用分油器组件零部件不够集成,布局不合理、外观很不美观,而且操作和维护不方便。
去轴瓦的顶轴油压力调节截止阀精确度和灵敏度不够高,系统压力调节不够稳定,压力波动大,重复精度很差,工作人员需频繁调整。
处理措施:
在本次大修中,进行技术改造,更换顶轴油装置。
责任人:
李康
存在问题7:
密封油系统,包括:
交流密封油泵、直流密封油泵、差压阀、密封油箱、附属阀门等。
系统运行正常,油压正常、油质合格,氢侧交流油泵机械密封有渗漏油现象。
油泵出现过对轮垫老化破损现象。
处理措施:
在本次大修中,检查更换氢侧交流油泵机械密封,检查更换各油泵对轮缓冲垫。
责任人:
某
存在问题8:
高压调速汽门6号机高调门出现过连杆断裂现象。
处理措施:
宏观检查以及联系金相人员检查高调门连杆有无缺陷,必要时进行更换。
责任人:
某
辅机点检分析:
存在问题1:
小汽轮机本体检修及小机调速汽门油动机门杆漏油返厂进行恢复性检修工作。
汽动给水泵前轴承温度偏高,对汽泵进行芯包检修。
对汽泵前置泵进行解体A修,更换轴套、轴承、机封。
采取措施:
1、应结合小汽轮机本体A修及给水泵小机油动机门杆漏油返厂进行恢复性A修工作。
对汽前泵进行解体A修,更换轴套、轴承、机封,保证前置泵安全运行。
对小汽轮机进行揭缸A修工作。
责任人:
某
未列入此次检修标准A修项目及其原因说明:
2、3号电动给水泵主泵:
该泵经检测振动、出力、电流均正常。
机组2012年7月A修以来,只是定期试运,运行时间短达不到A修周期。
以上项目降级检修。
电泵及液力耦合器:
6号机组电泵液力耦合器运行正常,电动给水泵各轴瓦、电机轴瓦、液藕轴瓦振动均处于优良值,且长期处于备用状态,因此本次A修中只对电动给水泵进行C修。
存在问题2:
6号机2号高加上端差大,原因可能是加热器水室隔板漏泄;2高加疏水端差大,原因可能是疏冷段漏泄。
机组运行期间回热加热器全部投入运行,投入率100%,各工况下给水温度达到设计值。
6号机组320MW高压加热器运行参数表
参数名称
单位
设计值
300MW
偏差
最终给水温度
℃
273.2
271.0
-2.2
1号高加温升
℃
28.9
35.6
6.7
1号高加上端差
℃
-1.7
-0.9
0.8
1号高加下端差
℃
5.6
5.1
-0.5
2号高加温升
℃
42.4
37.8
-4.6
2号高加上端差
℃
0.0
6.3
6.3
2号高加下端差
℃
5.6
7.1
1.5
3号高加温升
℃
29.8
24.3
-5.5
3号高加上端差
℃
0.0
2.8
2.8
3号高加下端差
℃
5.6
5.6
0.0
5号低加温升
℃
31.3
34.7
3.4
5号低加上端差
℃
2.8
2.2
-0.6
5号低加下端差
℃
5.6
8.0
2.4
6号低加温升
℃
33.1
31.2
-1.9
6号低加上端差
℃
2.8
6.9
4.1
6号低加下端差
℃
5.5
5.0
-0.5
7号低加温升
℃
24.4
18.3
-6.1
7号低加上端差
℃
2.7
4.0
1.3
7号低加下端差
℃
5.5
-
-
采取的措施:
在机组检修中,排查水室隔板是否有泄漏,更换水室隔板垫子;
在机组检修中,制定2号高加疏水包壳冲刷孔洞、焊缝开裂等疏水包壳漏泄缺陷处理方案,本次A修中予以实施。
重点检查1、2、3号高压加热器水室分程隔板是否变形,连接和密封是否良好,如有缺陷,应及时消除;责任人:
某
存在问题3:
凝结水系统设备包括:
凝结水泵、轴封加热器、5-8号低加、出口调门、附属阀门等。
凝结水系统无泄漏情况,泵出、入口门关闭严密。
1、2、3号凝结水泵运行参数
设备名称
1号凝结水泵
2号凝结水泵
3号凝结水泵
泵体振动μm
报警值
实测值
报警值
实测值
报警值
实测值
60
30
60
50
60
70
推力轴承温度℃
报警值
实测值
报警值
实测值
报警值
实测值
90
52
90
45
90
43
机械密封
无泄漏
无泄漏
目前6号机组1、2号凝结水泵运行时泵的振动优良、轴承温度、声音均无异常,电机电流正常,本次A级检修进行常规解体检修。
6号机3号凝泵,频率45Hz以下,振动5mm/s以下,45Hz以上,振动变大,最大为47Hz时,振速12mm/s。
采取措施:
对6号机3号凝结水泵检修后振动配重处理,消除45Hz以上振动偏大问题。
6号机3号凝结水泵:
该泵经检测振动、出力、电流均正常。
机组2017年5月检修过,只在机组大负荷启动、达不到A修周期。
2号机凝结水泵:
该泵经检测振动、出力、电流均正常,只在机组大负荷下变频水泵检修启动、达不到A修周期。
3号凝结水泵推力瓦冷却器运行周期长,冷凝管堵塞严重,更换冷却器。
责任人:
某
存在问题4:
小机润滑油系统
小机润滑油系统主要包括:
交流润滑油泵、直流润滑油泵、附属阀门等,6号机1/2号交流油泵机封漏油,现场每天进行保洁。
采取措施:
对小机油系统进行标准项目检修,对1/2号交流油泵的机封进行更换。
责任人某
存在问题5:
真空系统包括:
真空泵、真空泵入口阀门、气动蝶阀、逆止门等。
自由端轴承振动μm
22
17
15
≤70
驱动端轴承温度
43℃
45℃
42℃
≤85
自由端轴承温度
41℃
39℃
37℃
≤85
6号2号真空泵运行中有异音,本次安排常规检修
责任人:
梁建伟
1、2号真空泵运行参数
设备名称
A真空泵
B真空泵
标准值
驱动端轴承振动μm
19
20
≤70
存在问题6:
定冷水系统
定冷水系统设备包括:
定冷水泵、定冷水箱、冷却器、树脂交换器、附属阀门等。
系统设备无外漏情况,附属阀门关闭严密。
水泵振动、温度、电流等参数均正常,运转无异音。
定冷水泵运行参数
设备名称
项目
单位
实际值
标准值
1号定冷水泵
垂直振动
μm
17
≤50
水平振动
μm
15
≤50
轴承室表面温度
℃
47
≤75
电流
A
71
≤84
2号定冷水泵
垂直振动
μm
19
≤50
水平振动
μm
21
≤50
轴承室表面温度
℃
53
≤75
结论:
结论:
设备正常,本次A修开展标准项目检修。
。
责任人:
某
存在问题7:
开式水系统设备主要包括:
开式冷却水泵、开式水滤网及附属阀门。
开式冷却水泵
设备名称
轴承振动μm
出口压力MPa
1号开式冷却水泵
报警值
实测值
0.40
50
26
2号开式冷却水泵
报警值
实测值
0.41
50
23
系统设备无外漏情况,附属阀门关闭严密。
开式冷却水泵振动、温度、电流等参数均正常,运转无异音。
开式水系统进行常规项目A修项目。
责任人:
梁建伟
闭式水泵
设备名称
驱动端轴承振动μm
驱动端轴承振动μm
出口压力MPa
1号闭式水泵
报警值
实测值
报警值
实测值
0.17
50
21
50
23
2号闭式水泵
报警值
实测值
报警值
实测值
0.165
50
19
50
27
闭式水泵:
设备正常,本次A修开展标准项目检修。
存在问题8:
循环水系统设备主要包括:
凝汽器、凝汽器出、入口蝶阀、胶球清洗系统、循环水泵、循环水冷却塔等。
循环水泵
设备名称
轴承振动μm
推力轴承温度℃
出口压力MPa
1号循环水泵
报警值
实测值
报警值
实测值
0.24
50
21
100
50
2号循环水泵
报警值
实测值
报警值
实测值
0.24
50
19
100
40
设备可靠性:
6号机1号循环水泵2021年1月份进行解体大修,不列入本次A修计划,本次将部分填料全部更换,更换破损托架及冷却塔附件;疏通喷头,使其通水正常;清理配水槽淤泥,增加水量。
其他项目按常规项目检修。
(四)缺陷分析
存在问题1:
主汽1号管疏水气动门旁路二道门内漏。
处理措施:
解体研磨
责任人:
某
存在问题2:
6号机轴封母管疏水排大气门手轮断裂。
处理措施:
更换阀门
责任人:
某
存在问题3:
高温辅汽母管联络门6号机侧放水一二道门内漏,管道焊缝处渗漏。
处理措施:
更换阀门、补焊焊缝泄漏处。
责任人:
某
存在问题4:
6号机1/4号导管疏水手动门轻微内漏。
处理措施:
解体研磨
责任人:
某
存在问题5:
主油箱1号排烟风机振动大,外壳渗油。
处理措施:
解体检查处理
责任人:
某
存在问题6:
6号机连通管漏汽
处理措施:
连通管外修
责任人:
李康
存在问题7:
6号2号真空泵运行中有异音.
处理措施:
1)清扫冷却器;2)检查泵体放水门;3)检查轴承和蛇形卡子。
责任人:
梁建伟
存在问题8:
6号机6段抽汽逆止后疏水汽动阀内漏:
处理措施:
本次检修更换新阀门。
工作负责人:
某
存在问题9:
小机调速汽门油动机门杆漏油:
处理措施:
本次将油动机进行外委修理,更换轴套,密封等部件,消除泄漏。
存在问题10:
冷却塔填料老化损坏、淋水不均。
处理措施:
本次将部分填料全部更换,更换破损托架及冷却塔附件;疏通喷头,使其通水正常;清理配水槽淤泥,增加水量。
责任人:
某
(五)技术监控、重大危险源、两防分析
存在问题1:
哈汽13项问题第3项叶片、叶冠存在断裂的隐患排查及吸取许昌4A低压转子末二级叶根存在裂纹缺陷问题。
处理措施:
结合本次A修对高中压转子末1级,低压转子末1-3级叶片、叶根进行探伤检测。
责任人:
李康
存在问题2:
哈汽13项问题第4、7、10项缸体、隔板、阀座存在缺陷隐患排查及吸取许昌4A#4中调门阀体变截面存在裂纹问题。
处理措施:
对汽缸喷嘴室、隔板焊缝、阀门阀组进行隐患排查和对中调门变截面位置进行探伤检测。
责任人:
某
存在问题3:
吸取信阳1号机高中压外缸螺栓断裂技术通报。
处理措施:
对受监紧固件螺栓进行相关探伤检测,材质20Cr1Mo1VTiB高温螺栓进行20%金相组织检查。
责任人:
某
存在问题4:
汲取许昌公司3号机组1号高导管焊口泄漏事件教训。
处理措施:
对6号机组2处高调门与弯头直接相连的焊缝进行隐患排查。
责任人:
某
存在问题5:
吸取安阳公司主汽管温度测点飞出事故问题。
处理措施:
对高压管道的温度测点焊缝进行探伤检测。
责任人:
梁建伟
存在问题6:
吸取信阳3号机高中压上缸平衡管插接焊缝裂纹和高调门、高主门门盖漏气管角焊缝裂纹问题。
处理措施:
对平衡管插接焊缝和高调门、高主门门盖漏气管角焊缝进行探伤检测。
责任人:
某
存在问题7:
汲取某汽轮机转子裂纹事故教训,防止汽轮机大轴损坏反事故措施补充重点要求。
处理措施:
对汽轮机、发电机转子大轴进行探伤检测。
责任人:
某
存在问题8:
汲取温度管座内壁冲刷教训,加强温度管座排查的重点要求。
处理措施:
对温度测点管座焊缝进行探伤检测,对温度测点套筒进行壁厚减薄情况排查。
责任人:
梁建伟
存在问题9:
汲取主蒸汽管道焊缝及三通
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