电厂化学除盐技术

化学除盐就是将RH树脂和ROH树脂（或混合）放入两处（或一个）离子交换器内，用RH树脂除掉水中的金属离子，用ROH除掉水中的酸根，使水成为纯水。

一，原理：化学除盐原理主要有两个交换反应，一个是除盐反应，一个是再生反应。

1， 除盐：当含盐水流过RH树脂层时，水中的金属离子与RH树脂中的H+发生交换反应。水中的Na+.Ca2+.Mg2+等离子扩散到树脂的网孔内并留在其中，而网孔内的H+则扩散到水中，结果，水中除了少数残余的金属离子外，阳离子换成了H+。经过RH树脂处理后的水，再经过ROH树脂层时，水中的酸根离子与ROH发生交换反应。水中的Cl-.So42-.HSio3-等离子扩散到树脂网孔内并留在其中，而网孔的OH-则扩散到水中。结果，水中除了少数酸根外，阴离子换成OH-，水中的H+与OH-相遇合成水。水经过RH阳树脂和ROH阴树脂处理后，水中的金属阳离子被交换成H+，酸根离子被交换成OH-，相结合成水，原水中的盐类被除去。

2， 再生：RH树脂和ROH树脂，经过交换后，分别转变为RNa.R2Ca.R3Mg和RCL.R2So4.RHSio3等新型树脂。这些新型树脂不能再起除盐作用，这种现象叫做树脂的失效。使失效的树脂重新恢复成最初类型的树脂的过程叫做再生。再生是离子交换反应的可逆性反应。RH阳树脂去脂失效后采用一定浓度的酸溶液再生，ROH阴树脂失效后采用一定浓度的碱溶液再生。在生产中，RH的再生液一般用4-5%的盐酸或3-4%的氢氧化钠溶液。

二，设备和运行

1， 复床：水处理使用的离子交换器有多种形式，其运行方式也各不相同，常见的有复床除盐和混床除盐。

⑴设备结构：离子交换器的主体是一个密闭的圆柱型壳体，体内有进水，排水和再生装置。进水装置多采用喇叭口型，以便使水分布均匀。排水装置，多采用穹型多孔板加石英砂垫层的方式。进再生液装置有辐射型，支管型。

⑵运行步骤：交换器的运行分为四个阶段：交换除盐，反洗，再生和正洗。①交换除盐：在除盐运行阶段，被处理的水流经过阳离子交换器，再进入阴离子交换器，除盐过后的水送入除盐水箱。阳离子交换器内装入一定量的RH树脂，在阳离子交换器内装入一定量的ROH树脂，在阳离子交换器内，水中的酸根离子与ROH树脂中的OH交换，酸根离子被交换在树脂上，经过两种交换处理后的水，送入除盐水箱，交换器运行若干小时后，出水含盐量增加，水的导电率大。当运行到出水导电率明显大并达到一定值时，说明交换剂已经失效，不能生产出合格的水。②反洗：树脂再生前需要反洗。这是因为交换是在较大的压力下进行的，树脂颗粒间压得很紧，这样在树脂层内会产生一些破碎的树脂。此外，在阳离子交换树脂层表面几厘米的厚度内还会积累一些水中悬浮物，这些破碎的树脂是和悬浮物不利于交换剂的再生，所以，反洗的目的就是用清水松动交换剂层，清洗树脂层内的悬浮物，破碎树脂和气泡等。反洗水经底部反洗进水门进入交换器内，由下而上的流过树脂层，再进入排水门排入地沟。反洗时，要求树脂膨胀30-40%，使树脂得到充分清洗。反洗一直进行到出水澄清为止。③再生：再生是一项重要的操作过程，再生开始前，打开空气门和排水门，放掉交换器内一部分水。使水位降到树脂层上10-20厘米处，关闭排水门。然后将一定浓度的再生液送进交换器内，由再生装置将再生液均匀分布整个树脂层上，并将交换器内的空气经空气管排出。当交换器内的空气排完再生液充满筒体后，关闭空气门，打开排水门，此时，再生液流过树脂层，并与失效树脂发生离子交换反应，使失效树脂得到再生。再生过程中的废液从排水门排走。④正洗：待树脂中再生后的废液基本排完，树脂中仍有残留的再生剂和再生产物，必须把它们洗掉，交换器方能重新投入运行。正洗时，清水沿运行路线进入交换器，由排水门排入地沟。正洗开始时，排出的废液中仍有再生剂和再生产物，随着正洗的进行，出水中的再生剂和再生产物逐渐减少，同时除盐的交换反应也开始发生，当排出的水基本符合水质标准时，即可关闭排水门，结束正洗，投入运行或备用。

  交换器在除盐->反洗->再生->正洗的全过程叫做一个运行周期，经过复床除盐的水仍不能满足高参数锅炉的给水水质要求，为此，可以将复床除盐水再经过混床处理，以提高水质的纯度。(建湖公司　　高建春)

浅淡安全阀的保养维修及常见故障诊断

摘要：安全阀作为电厂受压系统的超压保护装置，理所当然地受到非常的重视。为使安全阀在工作中始终保持良好状态。除了设计、制造等必要条件外，还同正确地选用、安装和使用等因素有关。而安全阀的维修及故障诊断工作也是不忽视的。安全阀的使用寿命和功能作用的维持很大程度上取决于维修和诊断，因此从这一点上来说，安全阀的维修和诊断有着重要的意义。

关键词：保养　维修　故障诊断

一、安全阀的保养

1、安全阀在安装使用前，应在试验台上调整到规定的压力，并检查关闭件以及可拆卸连接处的密封性，调整和检查好的安全阀应进行铅封。

2、对使用中的安全阀应作定期检查。应特别注意阀座和阀瓣密封面以及弹簧的状况，并注意观察调整螺杆及调节螺钉的锁紧螺母有否松动，若发现问题应及时采取适当措施。

3、对每一个安全阀应建立使用卡片，使用卡片中应保存供货厂商的阀门合格证的副本，以及阀门维修、检查和调整记录的副本。

4、应根据有关安全规程，对安全阀进行定期校验。

5、安装在室外的安全阀要采取适当的防护措施，以防止雨、雪尘埃、锈污等脏物侵入安全阀及排放管道。当环境温度低于摄氏零度时还应采取必要的防冻措施以保证安全阀动作的可靠性。

二、不可修理的安全阀

1、阀瓣和阀座密封面损坏，已经无法修复。

2、导向零件锈蚀严重，已经无法修复。

3、调节圈锈蚀严重，已经无法进行调节。

4、弹簧腐蚀，已经无法使用。

5、附件不全而无法配置。

三、安全阀的维修

安全阀的修理主要包括拆卸、研磨及装配。安全阀的检修中应注意去污及采取防护、防锈、以及异物落入回路的措施等。

（一）、安全阀的拆卸顺序（以带手柄的弹簧安全阀为例）

1、拆除锁和轴，取出横杆（手柄），拧松保护罩（阀帽）固定螺钉，取下保护罩。

2、从阀杆上旋下提升螺母。

3、记录调整螺杆与阀盖轭架的相对位置。

4、记录上调节圈相对于下调节圈的位置（并按此位置重装阀门）。

5、旋松调整螺杆的涣紧螺母和调整螺杆，卸去弹簧的预紧力。

6、旋出连接阀盖和阀体的螺母，取出阀盖。

7、取出包括阀杆、弹簧座以及弹簧在内的组合件。

8、取出阀瓣及其组件。

9、记录下调节圈相对与阀座密封面的位置，卸下调节圈。

10、记录阀座密封面与阀座外延台阶的位置或测量阀座密封面与阀体法兰面的位置尺寸。

当阀门拆卸完毕后，应检查阀座和阀瓣的密封面，若有凹穴，划痕等缺陷，应用研磨加以修复。如果密封面损伤严重，须重新进行加工或更换。

（二）安全阀的研磨

安全阀密封面损坏引起介质泄漏是安全阀最常见的故障之一。以研磨手段修复密封面损伤是最常用的方法．合理选用研具（依据阀门阀芯和阀座尺寸制作）和研座剂，正确掌握研磨工艺是安全阀修理所必需掌握的技能。

应特别注意：一台阀门研磨完毕后，需把磨盘或平板放在经磨床磨削平整的铸铁平板上进行修整（一般采用粗研磨），然后放到一志专用的磨床磨削平整的铸铁平板上，用干研磨的方式检查磨头的平整度，直到认为平整度达到要求时，才可继续另一阀门的研磨。从研磨方法上讲，研磨可以分成手动研磨和研磨机研磨。手动研磨一般适用于小口径、小研磨量的密封面；而大口径、大研磨量的最好采用研磨机进行研磨，以降低劳动强度，提高工作效率。

四、安全阀常见故障诊断

安全阀选择或使用不当，会造成阀门故障。这些故障如不及时消除，则会影响阀门的功能和寿命，甚至不能起到安全保护作用。常见的故障：

（一）、阀门泄漏：即在设备正常工作压力下，阀瓣与阀座密封面处发生超过允许程度的渗漏。原因及处理：

1、脏物落到密封面上，可使用提升扳手将阀门开启几次，把脏物冲去。

2、密封面损伤。应根据损伤程度，采用研磨或车削后研磨的方法加以修复。

3、由于装配不当或管道载荷等原因，使零件的同轴度度遭到破坏，应重新装配或排除管道附加的载荷。

4、阀门开启压力与设备正常工作压力太接近，以致密封面比压力低。当阀门受震动或介质压力波动时更容易发生泄露。应根据设备情况对开启压力进行适当的调整。

5、弹簧松弛从而使整定压降低并引起阀门泄露。可能是由于高温或腐蚀等原因所造成。应根据原因采取更换弹簧，甚至调换阀门（如果属于选用不当的话）等措施。如果仅仅是由于调整不当引起，则只需把调整螺杆适当拧紧。

（二）阀门启闭不灵活，其主要原因及处理是：

1、调节圈调整不当，致使阀门开启过程拖长或回座迟缓。应重新加以调整。

2、因内部运动零件有卡阻现象，这可能是由于装配不当，脏物混入导向套或零件腐蚀等原因造成。应查明原因消除之。

3、排放管阻力过大，排放时建立起较大背压，使阀门开启不足，应减少排气管道阻力。

（三）开启压力值变化

安全阀调整好以后，其实际开启压力相对整定值允许有一定的偏差。超出标准规定的允许范围则认为是不正常的。造成开启压力值变化的原因可能有：

1、由于工作温度变化而引起。例如当阀门在常温下调整而用于高温下时，开启压力常常有所降低。这可以通过适当旋转调整螺杆来加以调节。但如果是属于选型不当致使弹簧腔室温度过高时，则应调换适当型号的阀门。

2、由于弹簧腐蚀引起，应调换弹簧。在介质具有强腐蚀性的场合，应当选用表面包覆氟塑料的弹簧或选用带波管隔离机构的安全阀。

3、由于背压变动而引起的，当背压变化量较大时，应选用背压平衡式波纹管安全阀。

4、由于内部运动零件有卡阻现象，应检查消除之。

（四）阀门频跳或颤振，其可能的原因如下：

1、阀门排放能力过大（相对于必需排量而言），应当使选用阀门的额定排量尽可能接近设备的必需排放量。

2、进口管道太小或阻力太大。应使进口管内径不小于进口通径或者减少进口管道阻力。

3、排放管道阻力过大，造成排放时过大背压。应降低排放管道阻力。

4、调节圈调整不当，使回座压力过高，应重新调整调节圈位置。

5、弹簧刚度太大，应改用刚度较小的弹簧。

五、结束语

对安全阀维护保养及常见故障原因进行了分析并提出了具体解决方法，虽然目前安全阀基本采用机械和热控保护为主，有些故障不易发生，但充分掌握安全阀维护维护保养及常见故障原因和消除方法，在日常维护和故障发生时处理起来才能得心应手，对保证设备的安全运行有着重要的意义。(建湖公司　王金铸)

DCS系统在电厂电气控制系统中的应用

火电厂集机、炉、电等控制系统进行集控运行，可以大大提高热力发电机组运行安全可靠性和节能经济性，已成为现代火电厂自动化系统节能降耗改造研究的重要方向。火电厂DCS分散控制系统，已在远程集控自动调度、无人值班变电站等工程领域中得到广泛推广应用，并取得非常良好的应用效果。但由于各种因素的影响，在火电厂电气控制系统中，绝大多数依然采用常规控制模式或相对独立的电控系统，没有真正意义上全部纳入到火电厂DCS分散控制系统中，与单元机组机、炉广泛采用DCS系统间存在很大不协调问题，直接影响到汽轮发电机组机、炉、电等系统的集中控制管理技术水平和发电厂电能生产运营效益。要实现火电厂机、炉、电等系统进行全面集控运行，就必须对电厂现有的独立电气控制系统　（IECS）　进行技术升级改造，将其有效纳入到面向发电机组服务的DCS分散控制系统中，进而实现一体化智能自动控制。

1、电厂电气DCS系统控制的基本原则

从电厂DCS分散控制系统及IECS电气控制系统的功能特性来看，要实现将电气控制纳入到DCS系统中，就必须遵守火电厂电气控制的基本原则，即：DCS系统必须充分利用原有的专用微机数字化测控、保护、监视等继电保护装置，如发-变组保护系统、发电机励磁调节系统、故障录波系统等，也就是说这些保护装置和系统运行工况状态、动作结果、以及经过装置处理后的数据信息，均需要通过对应通信通道送入到电厂DCS系统中。另外，在保证上述控制装置系统在DCS系统中能够高效稳定正常运行的同时，能够从DCS系统中完全脱离进行独立运行，以确保电厂电气系统运行具有较高安全可靠水平。

2、电厂电气DCS控制系统的主要功能构成

2.1电气DCS控制系统的主要操控功能

火电厂电气DCS控制系统的主要功能构成包括：①发变组各开关、刀闸的分合闸操控，同期装置的起动、以及同期方式的自动选择；②发电机励磁系统的自调节，灭磁开关、励磁调节器开关、以及整流柜开关得远程操控，自动电压调节器（AVR）增、减磁的智能自动控制；③发电厂升压站220kV、110kV等电压等级变电站各侧开关、刀闸的远程操控；④厂用电6kV，400V各段母线侧的开关远程操控；⑤重要辅机系统电动机跳、合闸回路的自动控制。

2.2电气DCS控制系统的监控范围

我厂电气DCS系统的监视范围主要包括：①110kV变电站侧母线和各间隔中的开关设备的电压、电流、频率、以及开关状态等数据信息，以及其各种保护设备动作事件记录信息；②发电机与变压器组中的各侧电压、电流、频率、功率、温度、以及开关状态等数据信息，以及发变组继电保护装置的动作事件信息；③发电机励磁系统中的电压、电流、动作信号、以及开关状态等信号，以及同期装置的动作事件信息；④厂用电6kV、400V系统各段母线侧的电压、电流、频率、功率，以及在厂用电系统中所吃用的高低压电动机起动电流数据、开关动作信号等。

3、电气控制系统引入到电厂DCS系统中的关键问题

3.1系统设备间的搭配

为了提高电厂DCS系统在电气控制系统中使用可靠性，首先，电厂电气专业相关技术人员应该对系统变送器控制状态、点表清单、以及明细等进行详细归类总结，然后由热控专业人员依据电气人员所列变送器相关明细表进行分配。在分配过程中，由于火电厂电气专业性非常强，且相互测控保护装置控制逻辑较强，因此在机组综合控制系统的控制功能设计、控制逻辑设计、以及在DCS系统中相关位置分配等关键性问题处理时，必须由电厂热控专业与电气专业相关技术人员的共同谈论配合完成。另外，电厂电气专业相关专业技术人员还应就电气DCS系统设置过程中可能存在的技术问题，与DCS系统的生产厂家相关技术人员进行及时信息交流，以便对电厂DCS系统对电气控制系统的特殊化功能要求能够更深入的了解，进而便于厂家在电厂DCS系统硬件选配和软件功能设置等方面，均给予特定的关注和特殊对待。

3.2时钟控制的配置

为了实现电厂DCS系统与电气控制系统间紧密无缝链接，就必须关注时钟控制配置问题。实际工程中，很多电气控制装置在功能配置设计过程中，并未充分注视到时钟控制问题，也没有指定相应的装置间时钟控制对接方法，进而造成电厂DCS系统在进行集中控制时，一些特殊的带时标数据信息在系统间共享时产生紊乱等问题，进而影响到电厂电气控制系统的实际运行质量水平。

3.3电气DCS系统功能的分配

在运行过程中，热工专业与电气专业间存在很多关联关系，同一过程站中若电气控制与热工控制均存在，那么任何专业进行项目参数的修改均会引起另外一方出现拒动、误动等问题。因此，实现电厂DCS系统在电气控制系统中功能过程站的合理分配，就必须要热工、电气等专业间针对DCS系统中存在同一过程站问题进行充分关注，采取有效措施或控制逻辑，便于专业间的相互干扰。

3.4电气DCS系统的调试

当电厂DCS系统中引入电气控制系统后，就会增加有关热控、电气专业间相互配合的内容，尤其是有关调试组织方法、技术措施、以及操控技术重点等均较原有DCS控制系统有很大差异。因此，当电气控制系统进入到电厂DCS集控系统中，在电气人员对DCS系统还不是不熟悉的情况下，如何加强热控技术人员与电气技术人员间的运行操控配合，对于充分发挥电厂DCS系统的集控功能非常重要。（沿海公司　徐锡海）

布袋除尘器的运行与维护

近年由于国家加大环境保护力度，对于锅炉的烟气排放采取了更加严格的检测管理措施。我厂为适应时代形势也及时的将我厂锅炉的环保设施进行了升级改造。对其中烟气除尘系统进行了大幅度的改造，将1、#2、#3炉除尘效率较低的电除尘改为效率较高的布袋除尘，对#4、#5炉的布袋除尘前加装一级电除尘器，确保烟气中烟尘浓度低于40mg/m3。在改造后的运行过程中几次出现由于布袋除尘器差压大导致的停炉。因此我们有必要在运行过程中加大对布袋除尘器的了解，能及时掌握布袋除尘器的运行状况，保证其工作良好，保障锅炉的安全运行。

布袋除尘器工作原理：布袋式除尘器是一种干式滤尘装置。它适用于捕集细小、干燥、非纤维性粉尘。滤袋采用纺织的滤布或非纺织的毡制成，利用纤维织物的过滤作用对含尘气体进行过滤，当含尘气体进入袋式除尘器后，颗粒大、比重大的粉尘，由于重力的作用沉降下来，落入灰斗，含有较细小粉尘的气体在通过滤料时，粉尘被阻留，使气体得到净化。伴着粉末重复的附着于滤袋外表面，粉末层不断的增厚，布袋除尘器阻力值也随之增;脉冲阀膜片发出指令，左右淹没时脉冲阀开启，高压气包内的压缩空气通了，如果没有灰尘了或是小到一定的程度了，机械清灰工作会停止工作。

在袋式除尘器的日常运行中，由于运行条件会发生某些改变，或者出现某些故障，都将影响设备的正常运转状况和工作性能，要定期地进行检查和适当的调节，目的是延长滤袋的寿命，降低动力消耗及回收有用的物料。日常工作中要做到以下几点：

一、要经常检查控制阀、脉冲阀以及定时器等的动作情况。脉冲阀橡胶膜片的失灵是袋式除尘器常见故障，它直接影响清灰效果。该设备属于外滤式，袋内装骨架，要检查固定滤袋的零件是否松弛，滤袋的张力是否合适。支撑框架是否光滑，以避免磨损滤袋。清灰采用压缩空气。因此要求除油雾及水滴，且油水分离器必须经常清洗，以防运动机构失灵及滤袋的堵塞。二、处理风量和各测试点压力与温度是否与设计相符。三、滤袋的安装情况，是否有在使用后掉袋、松口、磨损等情况发生，可目测投运后烟囱的排放情况来判断。四、避免结露，使用中要避免气体在袋室内冷却到露点以下，特别是在负压下使用袋式除尘器更应注意。由于其外壳常常会有空气漏入，使袋室气体温度低于露点，滤袋就会受潮，致使灰尘不是松散地，而是粘糊地附着在滤袋上，把织物孔眼堵死，造成清灰失效，使除尘器压降过大，无法继续运行，有的产生糊袋无法除尘。要避免结露，必须保持气体在除尘器及其系统内各处的温度均高于其露点25～35℃（如窑磨一体机的露点温度58℃，运行温度应在90℃以上），以保证滤袋的良好使用效果。

在日常运行过程中布袋除尘器老是会发生这样那样的异常，导致锅炉运行困难。在我们厂生产过程中遇到的布袋异常主要有：一、布袋除尘器除尘效果差，烟尘超标。造成这种现象的原因有以下几种（1）布袋旁通阀不严（2）布袋除尘器布袋损坏（3）布袋除尘器布袋脱落（4）初层由于长期运行被破坏。二、布袋除尘器前后差压大，锅炉正压。造成这种现象的原因有以下几种（1）布袋除尘器喷吹由于故障不工作（2）仓泵长时间工作异常导致灰斗满仓，除尘器通风不畅。（3）布袋长时间工作，喷吹效果不好，布袋孔隙被堵（4）锅炉运行中的炉外脱硫由于差压太大导致塌床，尾部烟道被堵死，锅炉引风机抽不出气，我们沿海公司#5炉在2015年8月份就是由于投运了炉外脱硫，由于空压机全停导致压缩空气压力低，脱硫塔塌床和布袋不喷吹，最终导致#5炉大正压，锅炉四台给煤机中三台皮带被烧毁，造成了重大经济损失（5）空压机异常导致压缩空气压力不够，锅炉喷吹不起立，孔隙被堵死。（6）布袋由于温度低结霜，导致孔隙被堵死（7）引风机功率不足导致。三、布袋除尘器喷吹漏气，不能正常工作。

在日常生产过程中我们要严格监视好布袋除尘器的运行状况，确保其在良好的工况下运行。这样才能保障我们烟气排放的合格，保障安全经济高效生产。对于发现的布袋问题要及时汇报及时处理。（沿海公司杨定勇）

建湖公司2号炉长期备用防腐分析

锅炉在冷备用、热备用或检修期间所发生的腐蚀损坏称为停用腐蚀。主要是因为停炉期间金属内表面没有完全干燥以及大气中的氧气不断漏入造成的，虽然停炉期间锅炉受热面的内部和外部同时发生腐蚀，但内部腐蚀比外面腐蚀更严重，所以停用腐蚀主要指受热面的内部腐蚀。停用期间发生的腐蚀与运行过程中发生的腐蚀一样，都属于电化学腐蚀，它比锅炉正在运行过程中发生的氧化腐蚀要严重得多，再加上残留的盐垢，腐蚀性更加强烈。实践证明；产生严重腐蚀的锅炉多是停炉期间形成，而在运行中又发展所造成的。因此我们必须重视#2煤炉在长期停运中的保护，对避免锅炉腐蚀，确保安全运行，延长锅炉的使用寿命有着重要的意义。

停炉以后，随着压力、温度的降低，锅炉中的水蒸气凝结成水，锅炉内部会出现真空，外面空气漏入炉内，氧气在有水分和水蒸汽的情况下，很容易对金属产生腐蚀。由于锅炉结构上的原因，如果不采用一定的措施，停用腐蚀是不可避免的。当金属受热面内部结有水溶性盐垢，它吸入水分时会形成浓度很高的盐溶液，使停用腐蚀加剧，并会形成溃疡内腐蚀。这种情况在过热器入口处是经常存在的。因为分离后的饱和蒸汽在进入过热器时总是带有少量炉水，饱和蒸汽进入过热器后吸收热量，炉水蒸发变成蒸汽，而炉水中含的盐分沉积在过热器入口管内壁上。

为了避免或者减轻停用腐蚀，应采用停炉保护措施。停炉保护的方法很多，主要分为两类；湿法保护和干法保护。湿法保护常用于停用时间较短的情况。例如，一个月以内。湿法保护常用的方法是将锅炉内充满除过氧的水，或含碱的水溶液，保持0.3~0.5Mpa的压力，以避免空气漏入。如果停炉时间较长，或空气较冷，为避免冻坏设备，应采用干法保护。方法是停炉后，水温降到70~80℃时，将炉水全部放掉，利用锅炉内的余热将受热面内的水全部蒸发掉，并用压缩空气将炉内没有烘干的水汽全部吹掉，然后在汽包内放置盛放无水氯化钙的容器，然后将人孔封闭，定期检查，发现干燥剂成粉状时要更换。也可充氨气或氮气进行保护，其准备工作与用干燥剂一样。因为氨气或氮气比空气轻，所以充氨气或氮气保护时，应从上部充入，从下部排空气。为避免空气漏入，应保持0.3~0.5Mpa的压力，压力降低时及时补充氨气或者氮气。

通过以上分析和总结，使我们认识到停炉期间防腐的重要性。所以我们必须认真对待2号炉长期停运防腐工作，这样才能处于备用状态。（建湖公司　汤乃江）

距离保护在电力系统中的实际运用

摘要：距离保护是通过测量被保护线路始端电压和线路电流的比值而动作的一种保护。反应短路故障点到保护安装点间阻抗大小，也称之为阻抗保护。距离保护广泛运用在110KV及以上电压输电线路中，通过保护装置所显示的测量值，能准确地计算出线路故障的位置，从而为故障的排除提供精确的地点，缩短故障查找的时间，有利于系统正常运行方式的恢复。下面我将结合森达陈家港热电2015年12月14日曾经发生过的距离保护动作导致并网恒热999线路开关运行中跳闸，全厂机、炉停运，厂用电中断的情况与大家共同探讨。

关键词：距离保护  原理与结构  案例分析  实际应用

一、距离保护的原理与构成：

既然谈到距离保护，就得先要了解一下距离保护的工作原理和结构。我们知道输电线路的长度确定了，它的阻抗值随之也就确定了，那么在其范围内的任一个地点发生短路，其阻抗值都是小于线路的总阻抗值的。距离保护就是根据这个原理，根据距离的远近，确定其保护动作时限的保护。

距离保护的特点：一是保护区基本不受系统运行方式的影响；二是能够区分短路与负荷状态。距离保护的核心保护元件是阻抗继电器。最基本的距离保护的构成：由起动元件、方向元件、测量元件、时间元件、执行部分组成。

启动元件：发生短路故障时瞬时启动保护装置。

方向元件：判断短路方向；

测量元件：测量短路点至保护安装处距离；

时间元件：根据预定的时限特性动作，保证保护动作的选择性；

执行元件：作用于跳开断路器。

在实际运用中，特别是长距离的输电线路中，距离保护不是单纯的单一的距离保护，多为三段式距离保护，且配合线路的主保护（例如光纤差动保护）在使用，下面将结合110KV线路的三段式距离保护的工作原理作简要的介绍。

三段式距离保护的动作原理和三段式过电流保护的动作原理其实是一样的，区别是反映电流的变化和阻抗变化而已。

工作情况

①正常运行时起动元件及测量元件均不动作，距离保护元件可靠闭锁，保护不动作。②线路故障时起动元件动作，闭锁元件开放，测量元件测量至保护安装处的阻抗，在其保护范围内时（测量阻抗小于线路总阻抗时）动作，保护出口开关跳闸。

1、距离保护Ⅰ段的保护范围为线路全长的80-85%，即线路AB段的80-85%,瞬时动作。 动作过程：当故障点位于距离保护Ⅰ段范围内时，测量阻抗Zm小于动作阻抗，保护动作跳闸，切除故障。 

2、距离保护Ⅱ段的保护范围为AB段的全长，并延伸至BC段,但不超出保护2的距离保护Ⅰ段保护的范围（保护2距离Ⅰ段的保护范围为保护2本线路的80-85%，因此距离保护Ⅱ段的保护范围小于AB+80-85%BC），动作时间大于距离保护Ⅰ段Δt时限等级（Δt为0.3-0.6S，一般取0.5S）。距离保护Ⅱ段是为了保护距离保护Ⅰ段保护范围之外的15%-20%的线路且作为距离保护Ⅰ段的后备保护。

3、距离保护Ⅲ段作为下一线路的保护和本线路主保护的后备保护，动作阻抗应小于线路小负荷阻抗，动作时间大于本线路及相邻线路保护动作的时间。即当距离保护Ⅰ、Ⅱ段在故障时均不动作，距离保护Ⅲ段作为后备保护动作跳闸，切除故障。

此外为避免在系统振荡时距离保护装置误动作，应加设振荡闭锁装置。在电压互感回路断线时也将造成距离保护误动作，也应增设闭锁元件。

通过以上的介绍，我们知道了距离保护的原理，知晓了它是在保护范围内发生故障时，通过阻抗值的变化，由保护装置计算出故障点到保护装置安装点的距离的保护，也知晓了三段式距离保护构成以及动作时限的情况，下面我们将从具体的案例来看，距离保护在实际中的运用。

二、实际案例：

2015年12月14日，江苏森达陈家港热电运行丙值早班，当时的系统运行方式为：#1炉、#3炉、#4炉、#1机运行，#1机电负荷14.1MW，进汽179t/h，中压24 t/h，恒热999线路运行，热响993线路热备。#1电抗器带6KVⅠ、Ⅱ段，#2电抗器带6KVⅢ段、0段、Ⅳ段。

中午12:23，集控室照明灯突然熄灭，模拟屏光字牌发声光报警信号，电气监控画面显示恒热999线路开关跳闸，并网线路两侧电压为零。汽机DCS界面显示#1汽轮机机械超速保护动作，自动主汽门落座，告警信息显示#1汽轮机转速瞬间升至3194r/min。#1发电机出口开关跳闸，公司厂用电中断。

在并网线路跳闸、厂用电中断事故发生后，公司领导及各专业负责人先后赶至现场，协助处理异常。在确认备用并网线路热响993线路对侧有电压后，当班值长与市调联系，申请经备用热响993线路并网，但因恒热999线路跳闸原因不明，且对方变电站无人值班，需人到现场查清原因后方可送电，市调不能确定是否是我公司内部故障造成的并网线路开关跳闸（恒热999线对侧开关也跳闸），因此未同意经备用线路并网的请求。在此期间，我们尝试使用经10KV备用线路导入保安电源，进行事故处理。操作人员将#1、#2电抗器进线612、632开关断开、开关小车拉出（此项操作是为了避免110KV与10KV，可能会发生的不同电压等级的合环运行），合上备用电源10KV#0厂变（额定容量2000KVA）进出线100、600开关，将#0变投入。汽机专业两次分别启动#3、#2给水泵时，#0变出口600开关都出现跳闸，10KV备用电源无法正常使用。在我们检查继电小室保护动作情况时，发现线路保护屏显示恒热999线光纤差动保护动作，调取装置内部保护动作信息，在距公司保护装置接入点8.26Km处发生C相线路接地，接地阻抗值显示为1.640+j0.240Ω，由当班值长将我公司保护动作信息及时反馈给值班市调。因锅炉补水需要，为避免事故扩大，公司李总向市调钱雪峰主任强烈要求恢复备用热响993线供电，要求市调同意先送电，以补充锅炉给水。由于信息反馈及时，再加上公司领导协调，13:08，市调金鑫来电同意恒热999开关由热备用改为冷备用，并同意经备用并网线路热响993线送电。

17:33，市调金鑫在恒热999线路故障全面排除后，再次发令将恒热999线转入运行，将热响993线转为热备用。17:57，恢复原先系统运行方式。事后经与市调联系确认，异常原因为陈家港地区建筑施工过程中，吊车误碰110KV高压线路C相，（110KV线路为中性点直接接地系统）发生接地短路，直接导致并网线路恒热999线路两侧差动、距离保护动作，并网恒热999线路开关跳闸，#1汽轮机甩负荷，机械超速保护动作，自动主汽门落座，厂用电中断。

三、具体运用

在异常发生后，本着“四不放过”的原则，我们对此次事件进行了分析，根据线路保护屏告警信息，显示恒热999线差动保护动作，调取装置内部保护动作信息，在距公司保护装置接入点8.26Km处发生C相线路接地，导致距离保护、差动保护动作，跳并网线路恒热999开关。根据保护装置所反映出的信息，我们当时就能确定，距我公司保护装置接入点往恒久变方向8.26Km线路发生接地故障（从公司保护装置接入口处至响水220KV恒久变的全程的保护距离是34.41Km,这个数值是从我公司保护装置的出口至恒热线保护的接入口线路的全长）。接地阻抗值为1.640+j0.240Ω，从而为我们及时地判断出此次并网线路开关跳闸，厂用电中断事件为外网故障所致，首先排除了公司内部设备发生故障的可能，并在规定时间向市调反馈了这一情况，为外网故障的迅速查找和排除，提供了信息，缩短了故障的检查确认时间，为系统运行方式的恢复大大缩短了时间。可以想象，如果没有该保护装置所显示的信息，一是我们不能迅速确认故障的地点和原因，增加了我们排查故障的难度；二是市调在故障不确定是否是我公司内部原因的情况下，从系统安全运行的角度考虑，也不会同意我公司经110KV备用线路并网。由此可见距离保护在线路保护运用中的重要性。

四、结束语：

继电保护在电力系统的运行中起着举足轻重的作用，为电力系统和电力设备的安全运行保驾护航，虽然继电保护及其保护装置在实际工作中不需要我们进行具体的操作，但是熟知各类继电保护的工作原理、作用及其保护范围，知晓各类保护装置的定值和查询使用，在异常和事故发生时，为故障的查找和排除、系统运行方式的恢复，提供更为便捷和可靠的帮助。

参考文献：

《电力系统继电保护与自动装置》 中国电力出版社 李火元主编

《电气运行》   中国电力出版社  范绍彭主编

　　　　　　　　　　　　　　　　（陈家港公司　李军）