15MW汽轮机透平油带水的原因分析及解决方案

汽轮机油系统担负着机组轴承的润滑，冷却，机组的调速、保安任务以及密封等作用，是汽轮机安全运行的关键。汽轮机油质的好坏与汽轮机能否正常运行关系非常密切，而汽轮机运行的好坏直接影响着整个电厂的安全与生产。所以对汽轮机的透平油的质量好坏要引起足够的重视，汽轮机油监督的主要质量指标有：外状、运动粘度、机械杂质、水分、酸值、破乳化度、闪点、液相锈蚀等。一般新油的指标都是符合质量标准的，当新油加入到汽轮机油系统运行后，由于系统不清洁或潮汽、水分进入油中，油质就会劣化。所以对汽轮机透平油中带水的问题要引起足够的重视。

透平油里是怎么进入水分的呢？通过对生产实际的的分析以及查阅相关资料，我们归纳了以下几点原因：

一、轴封系统布置不合理

如果汽轮机高压缸前段轴封间隙调整得不合适，导致轴封供汽从该处沿轴颈窜入轴承室，造成油中带水，油质恶化。

1．轴封间隙的调整的轴向分布的规律应该是外侧小、内侧大。因为轴封外侧端部距离轴承很近，转子、汽缸垂弧冷热态变化对轴封间隙影响很少，转子过临界转速时该部位的晃度小，不易发生摩擦。即使发生摩擦，由于距支点近，钢度相对大一些，不易因晃度巨增而造成弯轴事故，而轴封里侧的情况则恰恰相反，这部分汽封间隙运行状态下的不确定度大，为易弯轴的部位，为保持安全，应该调大一点。可见，汽封由于在轴封段的最外侧，调得小些对避免轴封漏汽会有关键性作用。

2．高压缸轴封（端部汽封）的作用在于阻止蒸汽沿着转子漏出。高压缸前后的端部汽封所承受的压差比较大，不但压差存在，为了不使动静机件发生碰磨，而总要留有一定间隙，间隙的存在肯定要导致漏汽，漏汽量一般要达到总汽量的0.5%。由于以上两个原因，很容易使该处的蒸汽沿转子进入轴承室，引起轴承温度升高，使油系统中带有由蒸汽凝结而成的水。如果汽轮机高压缸前段轴封间隙调整得不恰当，导致轴封供汽从该处沿轴颈流入轴承室，就可能导致油中带水，从而引起油质恶化。可见解决油系统中带水的问题关键是消除轴封漏汽。

3．轴承附近的缸体结合面泄露的蒸汽。结合面包括：高压缸结合面、轴封套结合面。汽缸在受到快速加热和冷却时，尤其是汽缸端部靠轴封处，由于该部位的约束紧固螺栓跨距大，对汽缸的约束力明显弱于其他部位，所以最易发生变形，在靠近猫爪内侧凹窝处易产生蒸汽外泄，高温蒸汽冲刷到轴承箱上使油中带水。

4．前、后轴封供汽联在同一根母管而引起供汽分配不均的问题。高压前轴封段共留有2个腔室，后轴封则留有1个腔室。高压蒸汽漏入前轴封di1腔室后被引入第2腔室抽汽加热给水。漏入前轴封第2腔室蒸汽与漏人前轴封di1腔室的蒸汽再与空气混合，被稍低于1个大气压的轴封加热器引走。由于供汽位置在轴端外侧，若它的压力调整不当可能使轴封供汽量大于轴封抽汽量而导致油中带水。

二、轴承内回油产生抽吸使用，使轴承室内形成负压

 主油箱上排烟风机运行时会使回油管内产生负压，增加了轴承室的负压，从油档空隙处不断吸人气体。高、中压轴封进汽量过大，会造成高压缸前、后轴封及中压缸前轴封第一腔室成为正压，向外大量漏汽，漏汽进入轴承腔室凝结之后，就是导致油中带水。

三、外缸有变形

机组启、停机过程中，由于汽加热装置使用不当，或加、减负荷速度过快，会导致中压外缸温度差超限，这样长时间积累造成外缸变形，从而引起中压前轴封套与中压外缸连接洼窝处的汽缸法兰结合面产生内张口，中压外缸内蒸汽，通过内张口流经中压前轴封套向外大量泄漏。漏汽进入轴承箱内，造成油中带水。

四、补充新油带人水

汽轮机油系统需要定期维修时，将新油通过油化器补充到油气系统中，所补新油，只能将油中的游离水和杂质处理调，以目前处理条件，20 mg/l 以下的非饱和水是很难去除的；同时，油化验处理合格的油，打人高位油箱，在需要时进行自动补充。由于机房内温度高，湿蒸汽流入高位油箱后形成游离水，而这些水又会在补油时进入油系统。

五、冷油器泄露

冷油器投运后由于操作及设备工艺问题导致泄露，是同时冷却水压大于油压，水进入油中。

六、运行人员对运行指标的重视不够

作业区制定了对均压箱压力调整范围和前后汽封冒汽量的运行指标。但是，一部分责任心不强的操作人员为了省事，把汽封调大，使前轴封漏汽压力升高，进入前轴承箱的蒸汽增多，如此不能及时调整均压箱的压力和前后汽封冒汽量，使前汽封的溢汽向油中渗漏。

油系统中带水对汽轮机的安全运行有相当大的危害，当空气中和汽轮机内的水蒸汽进入润滑油系统后凝结成水，当油和水混合在一起后，再被搅动油即被乳化，而透平油被乳化后能使调节系统中套筒及滑阀等部件严重锈蚀，造成滑阀卡涩，降低系统灵敏度，加重机组运行负荷。同时，还会造成轴承和轴颈的磨损，引起调节系统和保安装置动作失灵或误动，严重时会导致机组超速甚至飞车。如果乳化液沉积于油循环系统中，就会妨碍油的循环，影响散热，造成供油不足，容易导致轴承烧瓦。汽轮机油乳化使汽轮机油的氧化加速，酸值升高，产生较多的氧化沉积物，从而进一步延迟了汽轮机油的破乳化时间，造成恶性循环。

为了避免油带水这种情况的发生，同时我们采取了一些改进措施：

 1.针对轴封系统结构问题，在大修期间对轴封间隙做了合理调整，减少了轴封漏气。

2.提高运行操作水平及责任心，在变负荷工况下，加强了对轴封供汽压力的监调.

3.保持冷油器油压大于水压，启停循环水泵时，严格执行操作规范，避免冷却水瞬间升高造成冷油器内部损坏，而导致油中进水。在机组运行中还应第七进行冷油器放水放油检查，发现冷油器泄露，应及时判断原因，确定异常设备后，尽快进行冷油器的切换，隔离工作。

4.加强对主油箱系统排烟风机的运行调整，保持轴承箱在一定的微负压下运行，避免负压过大导致油中进水。

    5.加强了运行中对主油箱定期放水以及化学油质抽测工作。当发现油系统中已经进水，油中进水后，要及时采取过滤及排污的方法，大限度排除水分，还要避免金属表面锈蚀。通过在运行汽轮机油中添加防锈剂（目前国内汽轮机油中普遍使用的防锈剂为“十二烯基丁二酸”，又称“746”防锈剂，油中的添加量一般为0.02%～0.03%。），以防在金属表面发生氧化反应。防锈剂在使用中将不断被消耗，可在油箱中放置监视棒，运行中定期观察、记录油系统的锈蚀情况，根据液相锈蚀试验结果及时补加。汽轮机油一旦发生乳化应及时处理，避免乳状液“老化”后不易破坏。可采用物理、化学方法来破环乳化液，其物理方法是采取加热、沉降、离心分离、机械过滤、高压电脱水等方法，达到油—水分离的目的。化学方法是在乳化的汽轮机油中加入适当的破乳化剂后，可减小或破环乳状液的稳定性，使油水分离，起到破乳化的作用。通常根据乳状液的类型选择HLB值不同的破乳剂，若是W/O型的乳状液，可选用HLB值≥7的破乳剂，以替代HLB值为3.5～6的乳化剂。

通过一系列的改造和改进，透平油的含税远小于200mg/l的合格标准，保证了机组安全稳定的运行。为企业创造了更大的经济利润。（建湖公司  沈玮）

变压器运行中异常声响分析

变压器运行时，电流通过铁芯产生交变磁通就会发出“嗡嗡”的均匀电磁声，声响的强弱正比于运行电压和负荷电流的大小。这是变压器正常运行的声响。如果出现其它的声响，则说明变压器出现了故障。现以6/0.4KV配电变压器为例分析如下：

1.变压器“吱吱”声当分接开关调压之后，响声加重。以双臂电桥测试其直流电阻值，均超过出厂原始数据的2%，属接触不良，系触头有污垢而引起的。

处理方法：旋开分接开关的风雨罩，卸下锁紧螺钉，用扳手把分接开关的转轴左右往复旋转10~15次，即可消除这种现象，修复后立即装配还原。

2、变压器“噼啪”的清脆击铁声这是高压引线通过空气对变压器外壳的放电声，系变压器油箱上部缺油所致。处理方法：用清洁干燥的漏斗从油枕注油孔加入经试验合格的变压器油，补油量加至油面线+20℃处为宜。如条件允许，应采用真空注油法以排除绕组中的气泡。

3.变压器沉闷的“噼啪”声这是高压引线通过变压器油对外壳放电，属绝缘油中含有水分，造成对地距离不够。驱潮的方法：短接变压器低压侧引线柱，并在其高压侧接入低压三相交流电，用调压器调整此电压，使流过变压器高压绕组的电流不大于其额定电流。该电流不仅使高压和低压绕组产生铜损，同时也产生漏磁通。漏磁通通过铁芯和结构件，产生涡流损耗。铜损和铁损产生的热量能使变压器油、绕组、铁质部件的水分受到均匀加热而散发出来，均通过油枕呼吸塞排出箱外。此时若低压绕组开路，则有16~22V的输出电压，也可作为油箱产生涡流发热的电源。其做法是：从配电变压器的低压绕组a、b、c、端子上，分别接出10~16mm²塑料铝芯线，分别在油箱外壳上、中、下缠绕3匝之后，均接于配电变压器低压绕组中性线端子上，所产生的涡流发出的热量能使配电变压器油箱受到均匀加热，进一步提高配电变压器的干燥质量。这里需要指出，若焙烘的温度高于配电变压器的额定温度，去掉B相电源后即可降低干燥时的温度。（建湖公司 田正华）

循环流化床锅炉料层差压及炉膛差压的控制

随着循环流化床锅炉在国内的推广，锅炉操作人员的操作水平有了很大提高，对正常运行中的一些参数（如：汽温、汽压、床温）的控制基本都能掌握，但对复杂的物料循环系统的控制，一些新投产锅炉操作人员，还不能完全掌握。料层差压和炉膛差压是物料循环系统中两个主要控制参数，是反映炉内物料及循环灰量多少的两个主要主参数，反映了锅炉物料循环系统的运行情况，对锅炉的稳定运行有很大影响，正常运行中床温、负荷等参数与其有极大关系，运行过程中，根据工况将料层差压、炉膛差压调整到最佳数值，可以使炉的灰渣可燃物及飞灰可燃物损失大大降低，从而提高锅炉效率及经济效益，节约能源。

 1.1 料层差压的概念

料层差压是表征流化床料层高度的物理量，一定的料层高度对应一定的料层差压。因为在流化状态下，流化床的料层差压，同单位面积上布风板上流化物料的重力与流化床浮力之差大约相等，对于正在运行的流化床锅炉，根据燃用煤种和料层差压来估算料层厚度是十分有用的。

1.2 料层差压的高、低对燃烧的影响

料层差压对流化床锅炉的稳定运行有很大影响，料层过薄，料层容易吹穿而产生沟流，流化不均而引起局部结渣，难以形成稳定的密相区，同时还会造成放渣含碳量高，燃烧不完全，增加了灰渣热损失。

料层过厚会增加风机压头，气泡增加，扬析夹带量增加，流化质量下降，底部大颗粒物料沉积，危及安全运行，风机电耗增加，锅炉效率下降。因此，料层厚度应维持在适当的范围，一般认为500mm左右为好。

1.3 如何控制料层差压

正常运行中，风门开度是不变的，如料层差压增加，说明料层增厚，可以采取排放冷渣来减薄料层，注意一次排放量不要太大，以免影响流化，排放后应将冷渣门关严以免漏入冷风引起冷渣管结渣，如有条件最好采取连续排渣。不同厂家料层差压的测量方式不同，一般采用风室静压，作为参照，风室静压等于布风机阻力加料层阻力。在冷态试验中测定不同风量下的布风板阻力，运行中可以通过风室静压，估算料层差压和料层厚度。

对于0≤13mm的物料，为保证最低流化风量，风室静压要控制在8KPa以上，这时对应的料层差压为正常运行料层控制的小值。循环流化床锅炉用一次风机、风压相对煤粉炉风机风压较高，运行中有风道撕裂现象，风机压头和风道的强度、风室的设计静压值也就决定了风室静压控制的大值，正常运行中一般都要留有余量。

以上谈到的是料层差压控制的小值和大值，提供了控制的大上下限，运行稳定后，应寻找控制的最佳值。

料层差压随时间的变化曲线，斜率小时对应的料层差压数值为最佳值。现在一般采用DCS控制，微机可以做出料层差压曲线，曲线斜率小时，对应料层差压为小。

如果没有DCS微机控制，也可凭经验。放渣后，床温升高，说明料层控制过厚放渣后，床温下降，说明料层控制过薄。

2 炉膛差压的概念

炉膛差压是表征流化床上部悬浮物料浓度的量，炉膛上部空间一定的物料浓度，对应一定的炉膛差压，对于同一煤种炉膛上部物料浓度增加，炉膛差压值越大，炉膛差压与锅炉循环灰量成正比。

 2.1控制炉膛差压的意义

流化床内物料粒子浓度是决定炉膛上部蒸发受热面传热强度的主要因素之一，试验表明，床、管之间放热系数随粒子浓度成直线关变化。因此，锅炉炉膛差压越高，锅炉循环灰量越大，将有更多的循环灰被带到炉膛上部悬浮段参加二次燃烧，锅炉出力也就越大。对于同一煤种，物料浓度增加，炉膛差压值增加，对炉膛上部蒸发受热传热强度越大，锅炉出力越强，反之锅炉出力越弱

循环流化床锅炉密相区中，燃料燃烧在密相区的燃烧热，有一部分由循环系统的返回料来吸收，带到炉膛上部放热，才能保持床温的稳定，如果循环量偏小，就会导致密相区放热过大，流化床温度过高，无法增加给煤量，带不上负荷，因此，足够的循环灰量是控制床温的有效手段。

2.2如何控制炉膛差压

控制炉膛差压主要靠调整循环灰量来实现，当循环灰量少，炉膛差压小，床温偏高，不能满足负荷的需要时应适当增加二次风量及给煤量，这样炉膛上部颗粒浓度增加，燃烧份额也得到增加，水冷壁的吸热量增加，旋风分离器入口物料浓度增加，物料循环量增加，负荷增加。有时因燃料含灰量高，循环量逐渐增加，床温过低燃烧无法维持，这时应放掉一部分循环灰，来降低炉膛差压。（建湖公司彭海金）

汽轮机推力瓦温度高的原因和解决办法

摘 要：推力瓦温度偏高是电厂汽轮机存在的问题现象之一，在运行过程当中推力瓦温度偏高会影响汽轮机的正常发挥，对汽轮机安全生产和运行效率产生较大的影响；为保证汽轮机正常的运转工作，对于推力瓦温度偏高的原因分析和分析后的处理，是现阶段汽轮机正常运行中要解决的一个重要问题；本文结合一些实际例子，对推力瓦温度过高的原因进行了一些有效的剖析，并根据剖析的结果来介绍一些常见的处理方法。

关键词：汽轮机；推力瓦；温度高；处理方法

1 概述

推力瓦是汽轮机重要部件，它有着极其重要的作用；推力瓦主要是用来确定转子在汽缸的轴向位置，并保持定子和转子存在一定有效的间隙；在运转过程中还能够承载消化转子的轴向推力。

现在很多实践表明，导致机组保护停机的原因里面，推力瓦温度过高的因素占据很大一部分，有关推力瓦的温度升高的原因很多，我们不仅要分析找出相应的问题，而且在查找问题原来症结上找出原始的因素，譬如一些潜在的推力瓦块钨金的磨损、推力瓦承受的轴向力都是要我们要考虑的辅助因素。对推力瓦温度升高问题的解决的不恰当性会导致无法预料的其他连锁反应，必然会造成整个汽轮机的无法使用，对安全生产和效率生产起着负面的作用。

2 推力瓦温度高的原因分析

2.1其中一瓦块温度高

在汽轮机整个机组运行中，时常会伴随有推力瓦块其中温度偏高的现象，这一普遍现象的发生，我们要引起高度的重视；我们要针对问题找出相应的原因，并着手原因的分析解读，找出符合矛盾的最直接最恰当最贴近于发生情况的原因和理由。

产生瓦块温度升高的现象原因有很多种，我们简单陈述以下几种： 2.1.1安装不恰当，在安装在过程中，热工测点安装发生错误； 2.1.2固定推力瓦瓦块定位销钉松动； 2.1.3安装前没有对每一块瓦块的厚度进行安装前的实际测量，结果安装过后，可能出于某一个瓦块的厚度超过标准值。

解决以上几种问题，都必须要将推力轴承拆开分解来进行仔细的检查；根据上面所列出的原因进行对照分析；对于安装不恰当的热工测点要进行重新的正确安装；对于瓦块定位销钉的情况进行重新的校正；要重新测量瓦块的厚度，保证其厚度的一致性，若是发现某瓦块的厚度确实超过其他瓦块的平均厚度0.02毫米，则需要将推力瓦的突出部分加以涂色，整体组装后与推力盘进行研磨直至达到合格要求。

2.2 瓦块普遍温度高

2.2.1推力瓦瓦块的油楔过小或者由于异物堵塞，都会造成润滑油的进、回油量发生不足；在确定在油温和油压正常的情况下，可对油楔通过研磨手段进行处理，处理完成进行试运行，在试运行当中再仔细观察推力瓦温度的变化，一旦回归于正常，此类问题就得到了解决，如果不是则需要进一步确认原因。

2.2.2转子的制造质量造成推力盘的瓢偏偏大。转子的质量偏大或者质地的不均匀。能够导致运行时产生推力在某一时间的同时承受的推力不同，相差较大；在一个持续的高速度运转的每个瓦块上，偏离的推力不断变化，致使油膜不稳定；油膜的不稳定又将导致整个推力瓦温度产生误差，致使温度偏高。此类情况要检查转子造成推力盘的瓢偏情况，在不能自己解决的情况，可通知厂方协助解决。

2.3 上半、下半瓦块温度高

2.3.1 轴承和轴颈的上下振幅度不一致，可能导致某一部分区域的瓦块温度偏高。这很容易理解，当轴颈前振幅值大于轴承前振幅值较多时，由于上半瓦块承受的推力大于下半，这样会造成推力工作面上部瓦块的温度高于下半瓦块的温度。反之，则情况相反。

2.3.2定位销钉配合紧力不够。定位销钉起的作用就在于稳定性；如果定位销钉的紧力不够，会导致组装时，全体部件错位，不见得错位会造成推力的大小变化的差异，使得上面和下面的瓦块运动的不一致，进而使得部分瓦块温度偏高。

2.3.3球面及球面座的光洁度起着较大的作用，在设计生产过程中或者由于安装时不到位，可能导致运行中球面的自位性能较差，让上面以及下面的推力瓦面产生温度差异或偏高。

3推力瓦温度高处理实例

3.1实例1--某电厂#3机组：

生产商：武汉汽轮机厂 ；生产年限：2007年

型号： C25-4.9/0.98型单抽、单缸、次高压、冲动式可调整抽汽凝汽式汽轮机。

出现现象：机组在转速800r/min试运行中，在进行一段时间后发现，推力瓦工作瓦温度升高，停机检查时发现下半推力瓦块有2块磨损。

检查：测量瓦块平均厚度差均小于0.01mm（排除瓦块厚度原因）；发现瓦块的定位销钉松动（将推力瓦块顶起）。

处理：把所有销钉全部拧紧后。

结果：推力瓦瓦温回复正常。

3.2 实例2--某发电厂#2机组

生产商：东方汽轮机厂；生产年限：2012年

型号：汽动给水泵汽轮机系生产的G16-1.0型单轴、单缸、蒸汽外切换、变转速、凝汽式汽轮机。

出现现象：机组在转速800r/min试运行中，在进行一段时间后发现，发现推力瓦块总体瓦温偏高，上部工作瓦块温度比下半工作瓦块高，上部达到86℃以上，最高接近100℃的报警值。

检查：发现推力瓦进油孔处节流孔板与设计不符（偏小），推力瓦块进油楔比较小，推力支撑联合轴承的尽力为0.08mm。

处理：

（1）使用手段调整球面紧力达到0.02mm。

（2）将原节流孔扩孔增加进油量并对推力瓦瓦块的油楔拆下全部修刮。

（3）将推力瓦进行厚度测量，并涂色复装后与推力盘进行研磨修复。

结果：处理后，再次开机，推力瓦最高温度76℃（设计钨金温度正常值≤85℃）。

结语：汽轮机正常的运行离不开推力瓦，而推力瓦的瓦温直接影响到汽轮机的正常运行。长久以来，有很多因为推力瓦温度升高的问题，造成了汽轮机工作效率低下和安全隐患的问题。人们对于推力瓦的温度增高的现在有了明确的认识，通过以上推力瓦瓦温过高的原因分析，我们找到了解决问题的方法，发生问题能够快速有效的解决；不仅如此，我们还要去寻找产生原因的“原因”，严格控制安装流程，避免安装失误；严格生产规章制度，对每一个部件进行检查落实，同时包括保证推力瓦的进场部件严格把关；这样才能保证推力瓦正常的运行，也同时维护了汽轮机的安全生产和生产的效率。参考文献

　　[1]陈汝庆.汽轮机原理及运行[M].北京：中国电力出版社，2000. [2]郭廷秋.大型火电机组检修实用技术丛书/汽轮机分册[M]. 北京：中国电力出版社，2007.（陈家港公司 汪浩）

常见电气操作的注意事项

还记得2014年陈家港热电电气操作人员跑错间隔合上接地刀闸，导致对应母线失电，造成了严重的操作事故。在电力系统中，对系统安全稳定、安全运行的要求相当的严苛。电厂运行人员在改变运行方式或事故处理的倒闸操作中。有时会因自身责任造成电气误操作致使发生或扩大电力事故。这些恶性误操作事故,轻则造成设备损坏、电量损失,重则造成电网稳定性破坏、人身伤亡。长期以来,电力系统内为了避免电气误操作事故的发生,在加强人员的安全思想教育和业务技能培训。提高和完善设备的防误闭锁功能。规范现场规程和规章制度,不断加大管理、考核力度等方面做了许多工作，同时也投入很多资金。但是从事故的统计情况来看。电气误操作事故并没有因此杜绝。误操作事故表面上是随机的、突发的,实质上有着必然性、可预防性。误操作事故时有发生,而且许多误操作事故的性质和原因是相似的,为此,需要深入研究误操作现象,寻找其内在的规律,在此基础上寻找预防良策。

首先我们先来总结下电气操作事故的原因。1.人员技术素质不高2.不遵守倒闸操作的规定，习惯性违章3.防误闭锁装置不完善或管理不严4.对操作对象无规律可偱，没有对操作对象进行归纳，没有找出被操作设备之间的联系。5.精神状态不良，忙中出错。

然后我们就可以对其归纳出相应的防范措施

1.对于人员素质不高，我们可以加强技术培训，提高人员素质。随着电力系统新设备、新技术的不断推广使用，对运行人员除进行新设备、新技术的原理、性能等理论知识的培训，在倒闸操作方面进行设备操作配合的强化训练，才能避免因运行人员业务不熟悉，操作票漏项、顺序填倒造成的误操作事故。

2.对于不遵守倒闸操作的规定，习惯性违章加强安全思想教育，提高职工安全责任心，设备是我们电气工作人员的衣食父母。不严格执行“安规”、“两票”等于拿自己的生命开玩笑。电气运行人员是设备的主人，是电气倒闸操作的直接执行者，提高他们的安全责任心，充分发挥其主观能动性，才是避免电气误操作事故发生的根本和基础。并严格按以下流程处理(1)接受调度操作任务。(2)指定合格的操作人、监护人，并交待操作任务。(3)填写操作票。(4)审核操作票。(5)进行模拟预演。(6)准备操作工具。(7)接受操作执行命令。(8)实际操作。(9)操作后全面复查。(10)操作终了汇报。(11)盖章。(12)做好各种记录。(13)操作评价等13道工序。这就是操作票规定的标准化程序。

3.完善防误闭锁装置，加强防误操作装置的管理。(1)要提高各级领导对防误闭锁装置的认识，要舍得在防误闭锁装置上投资。(2)要选用可靠性高、设计合理、功能完备的防误闭锁装置。要加强运行人员，安装检修人员对防误闭锁装置的安装、使用、检修的培训教育，提高运行检修人员对防误闭锁装置性能、构造的了解，掌握正确的使用和检修方法。(3)要严格执行防误闭锁装置运行维护规程和管理制度，加强对防误闭锁装置的维护管理，确保已装设的防误闭锁装置正常运行。只有这样，才能真正做到“五防”。

4.实施到岗到位，严把操作质量关

对于有计划的操作都必须有第二监护人，就是一般的操作也应做到监护到位，谨慎操作。操作时必须做到“四个对照”，实施操作监护到位，严把现场质量关，及时纠正习惯性违章，有效地避免电气误操作事故的发生。（建湖公司  周斌）

关于三相异步电动机的节能

与单相异步电动机相比，三相异步电动机运行性能好，并可节省各种材料。按转子结构的不同，三相异步电动机可分为笼式和绕线式两种。笼式转子的异步电动机结构简单，运行可靠，重量轻，价格便宜，得到了广泛的应用。主要缺点时调速困难。绕线式三相异步电动机的转子和定子一样也设置了三相绕组并通过滑环，电刷与外部电阻器连接，调节变阻器电阻可以改善电动机的启动性能和调节电动机的转速。三相异步电动机的节能有七种节能措施，可以分别采用，也可多项同时采用。分别为以下：

（1） 电动机应首先考虑选用高效节能电动机，然后再按需要考虑其他性能指标，以便节约电能。

（2） 提高电动机本身的效率，如将电动机自冷风扇改为它冷风扇，可在负荷很小或户外电动机在冬天时，停用冷风扇，有利于降低能耗。

（3） 将定子绕组改接成星三角混合串接绕组，按负载轻重转换星型接法或三角形接法，有利于改善绕组产生的磁动势波形及降低绕组工作电流，达到高效节能的目的。

（4） 采用其他连续调速运行方式。如使用调节调速器，变级电动机，电磁耦合调速器，变频调速装置等。

（5） 更换“大马拉小车”电动机，“大马拉小车”除了浪费电能外，极易造成设备损坏。另外，合理调整电动机配套使用，可使电动机运行在高效率工作区，达到节能的目的。

（6） 合理安装并联低压电容进行无功补偿，有效地调高功率因数，减少无功损耗，节约电能。

（7） 从接头处通往电能表及通往电动机的导线截面应满足载流量，且导线应尽量缩短，减小导线电阻，降低损耗。

总之，对电动机采取一些必要的技术节能措施，即对电网安全稳定运行有利，也可使用户减少电费支出。（建湖公司徐钦）

论电厂电气设备的检修管理

摘要：电气设备的检修与管理是电厂正常运转的重要保障部分，其检修质量以及检修的是否及时对于电厂的运行有着重要的意义。本文就电厂电气设备的检修管理进行简要的论述。

关键词：电气设备   检修    管理

1 电气设备检修与管理的重要性

电厂的电气设备主要由变压器，电气主接线及厂用电，配电装置，变电站设备等组成。由于电厂输出电压较高，电流较大的原因，其电气设备安装要求也相应比较高。设备质量以及设备的选型，施工质量等多方面决定了电厂的运行安全。电厂电气设备接线牢靠度，正确性，变电设备接地线安装，设备固定螺丝的旋紧，电气仪表设备的焊接等等多方面都是影响供电质量的因素，因此在进行电厂电器设备的检查与修理过程中，必须通过健全的检修控制体系来对运行的电气设备进行监控，保障电气设备的安全运转。

2 电厂电气设备的“五防”管理

在电力系统中，电气设备因不具备“五防”功能而造成的误操作事故时电力行业的大灾难，它直接影响到电网的安全运行以及其它企业生产的正常供电，严重时甚至造成电气设备损坏、企业停产,以及造成人身伤亡。做好避免电力生产重大事故的措施，是保证电力系统安全稳定运行的重要条件，是制造，设计，安装，调试，生产等各个单位的共同任务。因此，应加大并完善电厂电气设备的“五防”。发电厂电气装置微机避免误操作装置是电厂不可少的重要的电气设备之一，是有效避免电气人员误入间隔和误操作的一项重要的技术保障措施，是保障电力系统安全生产和安全运行的重要手段之一。“五防”管理包括：避免带负荷拉合隔离开关，避免带电挂接地线，避免带接地线合隔离开关，避免误分合断路器，避免误入带电间隔；为了确保电力系统及电网供电的安全性和电厂安全生产的可靠性和经济性，必须加强电气设备的“五防”管理。

3 电厂电气设备的检修管理

3.1电气设备分级检修的管理

电厂电气设备的分级时实施具体检修的首要步骤，主要由系统、设备分级；运行技术参数数据的采集评估：设备故障的典型模式；影响程度的分析；制定故障预防措施等

3.2电气设备的监测检修

电厂电气设备的状态监测技术时设备检修的基础。状态监测主要是通过在线或循检的方式监测各系统，设备各项主要运行参数通过分析判断其运行状态，检查内部缺陷，监测缺陷的发展趋向

3.3电气设备故障检修的具体措施

常见电厂电气设备故障主要出现在线路故障及设备故障两方面。

3.4提高检修人员的素质

计划性检修要求技术人员熟练掌握一个专业方面的知识，而监测检修需要一个多能型技术人才，在设备运行、设备故障处理和设备检修过程中均能够把损失降到最低点，保证设备利用率和整体效率。

电厂的电气设备检修与管理，是一项长期的监控过程。而且需要电厂的各个部门的积极配合。通过监督管理体系的建立来有效的保障设备的正常运行，同时也要注重电厂技术人才的培训和培养，加强日常的技术培训，建立专业的技术人才队伍，通过有效的设备管理和专业人员的检修，保障了电厂企业电气设备的运行，同时增加了企业的效益和竞争力，，为电厂企业的长期发展打下了坚实的基础。（建湖公司  金崇勇）

锅炉水循环故障的论述

在锅炉实际运行过程中，由于各种原因自然水循环可能会出现一些不正常或不安全的情况。自然循环锅炉的主要故障有:上升管中工质产生循环停滞、循环倒流和汽水分层、下降管带汽等。

一:循环停滞:当上升管直接引入汽包的汽空间时，由于管子上部只有蒸汽而无水的流动，在管内出现了清晰的汽水分界面，这就是自由水面。当发生循环停滞时，由于上升管的水速较低，虽然此时的热负荷也较低。但是由于热量不能及时被带走，管壁仍会超温。在形成自由水面的管子里，由于水面以上的管段只有蒸汽缓慢地流动。其冷却效果较差。我们在炉升温升压初期常靠定排帮助建立水循环。

二:循环倒流:并列上升管组的受热不均不仅会造成循环停滞，还会造成循环倒流。所谓循环倒流是指循环流速为负值时的流动情况。当发生循环倒流时，水在上升管中向下流动，而蒸汽由于密度小总是在水中趋向于向上流动。如果水的流速大于蒸汽在水中向上的流速，汽泡将被水带走。如果蒸汽在水中向上的流速大于水的流速，汽泡会向上窜动进入汽包。以上两种情况对管壁都没有直接危险。但是，如果蒸汽与水的流速相近或相等时，汽泡将停留在某一位置，开逐渐集聚增加。甚至占据管子整个截面，阻止汽包内的水流入管子，形成汽塞，易造成传热恶化。受热弱的上升管引入汽包的汽空间，一般不会发生循环倒流。循环倒流一般都发生在引入汽包的水空间的受热弱的上升管中。避免发生措施如增加独立循环回路;引出管尽可能引入汽包的水空间;降低循环回路的阻力。

三:汽水分层;当汽水混合物在水平或微倾斜的管中流动时，由于汽水密度的不同，水在下面流，汽在上面流动。汽水之间会出现一个清晰的分界面，这种现象叫做汽水分层。在垂直管里不会出现汽水分层现象。出现汽水分层现象时，上壁接触的蒸汽温度高，下壁接触的是水，温度较低。上、下壁之间产生温差热应力。避免产生的措施如避免水平布置或倾斜度小于15度的沸腾管。

四:下降管带汽;自然循环锅炉的下降管内工质如果含汽，会使下降管内工质的平均密度减小，重位压差减小，同时下降管中含蒸汽，平均容积流量要增加，下降管的流速就会增加，因而流动阻力也增加。所以重位压头减小，对水循环不利，增加了循环停滞，倒流、自由水面等不正常流动现象的可能，因而尽量避免或减少下降管带汽。（建湖公司  汤乃江）

金属腐蚀的分类

由于材料与环境反应而引起材料的破坏或变质成为腐蚀。腐蚀也可以认为是除了单纯机械破坏以外的材料的各种破坏。

金属腐蚀可定义为：由于金属与环境反应而引起金属的破坏或变质，或除了单纯机械破坏以外金属的一切破坏，或金属与环境之间的有害反应。

金属腐蚀过程就是金属材料和环境的反应过程。环境一般指材料所处的介质、温度和压力等。

按腐蚀机理划分为电化学腐蚀和化学腐蚀。金属与介质发生电化学反应的腐蚀称电化学腐蚀，发生化学反应的腐蚀称为化学腐蚀。

如锅炉在水侧的腐蚀属于化学腐蚀；烟气侧温度在露点以上腐蚀为化学腐蚀。

按腐蚀的温度划分为低温度腐蚀和高温度腐蚀。

腐蚀介质的状态划分为干腐蚀和湿腐蚀。

按介质的种类划分为大气腐蚀、土壤腐蚀和海水腐蚀。

氧腐蚀

热力设备运行和停用时，都可能发生氧腐蚀。

运行氧腐蚀在水温较高的条件下发生，停用氧腐蚀在低温下发生。

两者本质上是相同的，但腐蚀产物的特点有区别。氧腐蚀是热力设备常见的一种腐蚀形式。

避免：热力除氧、化学除氧法。

酸腐蚀

热力设备和管道可能与酸接触，产生析氢腐蚀。

例如：水处理设备、给水系统、凝聚水系统和汽轮机低压缸的隔板、隔板套等部位都可能和酸性介质接触、产生析氢腐蚀。

水处理设备可能和盐酸接触，例如氢离子交换器再生时就和盐酸接触，产生腐蚀。

给水系统和凝结水系统因为游离CO2的溶解，使水的PH值低于7，产生析氢腐蚀，也就是通常所说的二氧化碳腐蚀。

应力腐蚀

1、包括应力腐蚀和腐蚀疲劳。无论是锅炉还是汽轮机，都会产生应力腐蚀。

2、比如锅炉的苛推脆化，锅炉汽包，过热器，再热器，高压除氧器，主蒸汽管道，给水管道的应力腐蚀。

3、汽轮机叶片的应力腐蚀破裂、汽轮机叶轮的应力腐蚀破裂和凝汽器铜管的应力腐蚀破裂等。

4、锅炉的介质浓缩腐蚀：主要是炉水蒸发浓缩产生浓碱或浓酸时出现的，尤其是当凝汽路泄露，漏入碱性水时情况更明显。腐蚀主要发生在水冷壁管，它是锅炉特有的一种泄露形态。

汽水腐蚀：当过热蒸汽温度超过450°C时，蒸汽会和碳钢发生反应生成铁的氧化物，使管壁变簿。这是一种化学腐蚀，而不是电化学腐蚀。因为它是干的过热蒸汽和钢化发生化学反应的结果。汽水腐蚀常常在过热器中出现，同时，在水平或倾斜度很小炉管内部，由于水循环不良，出现汽塞或汽水分层时，蒸汽也会过热、出现汽水腐蚀。（建湖公司  周晓芹）

差压式流量计工作原理及常见问题分析

在电厂蒸汽流量和水流量测量中，差压式流量计使用最广泛，测量装置中所选用的差压变送器和节流装置配合积算仪或DCS使用，组成差压式流量计，用来测量流量。在日常运行过程中，及时迅速的处理好现场仪表出现的各类问题，为保证生产正常运行和安全非常重要，同时也对我们热工人员现场仪表维修维护的技术水平提出了更高要求。现根据我厂差压式流量计中常见的问题及处理方法进行简单分析。

 一、差压式流量计组成

 差压式流量计由节流装置、差压变送器、三阀组、引压管、针型阀、积算仪或DCS等组成。

 二、差压式流量计工作原理

 通过引压管，将节流装置的差压引入差压变送器。来自正、负引压管的压力直接作用于差压变送器传感器双侧隔离膜片上，通过膜片内的密封液传导至测量元件上，测量元件将测得的差压信号转换为与之对应的电信号传递给转化器，经过放大器等处理转换为标准的4~20 mA电信号输出。

 三、差压变送器在流量测量装置中的应用方式

 差压变送器在流量测量装置中的应用方式是与节流元件相结合，利用节流元件的前后产生的差压值测量液体或蒸汽流量

节流元件采用的是标准孔板或喷嘴，取压方式选用的是角接取压或法兰取压。差压变送器的引压管的敷设采用坡度敷设方式，主要是为了利于将管道内的冷凝液回流到工艺管道内，避免积液。

四、差压式流量计常见故障分析

差压式流量计在测量过程中，常常会出现一些故障，故障的及时判定分析和处理，对正在进行的生产来说是至关重要的。根据日常维护中的经验，总结归纳了一些判定分析方法和分析流程。

（一）引压管堵塞

1．负引压管堵塞。当流量增加而负引压管又堵塞时，流量计示值会升高。当流量降低而负引压管又堵塞时，流量计示值下降。管道中流量不变（保持原流量），则其流量计示值不变。

2．正引压管堵塞。当流量增加时，流体管道中的静压力亦相应增加，设其增加值为P0，同时，因流速增加而静压降低，设其值为P1。若P0=P1，则流量计示值不变；若P0>P1，则流量计示值增加；若P0<P1，则流量计示值降低。当流量降低时，流体管道中的静压力亦相应降低，设其降低值为P1，同时，因流速降低而静压升高，设其值为P0。若P0=P1，则流量计示值不变；若P0>P1，则流量计示值下降；若P0<P1，则流量值升高。管道中流量不变（保持原流量），则其流量计示值不变。

（二）引压管泄漏

1．负引压管泄漏。当流量F增加，而负引压管泄漏时，则流量值会增加。当流量下降时，负引压管静压增高为P0，负引压管泄漏为P1。若P0=P1，则流量计示值不变；若P0>P1，则流量计示值升高；若P0<P1，则流量计示值下降。

2．正引压管泄漏。当流量增加时，负引压管静压下降为P0，正引压管泄漏为P1。若P0=P1，则流量计示值不变；若P0>P1，则流量计示值升高；若P0<P1，则流量计示值下降。

（三）引压管积液

当正引压管积液时，测量的流量会比管道内流体的实际流量小。当负引压管积液时，测量的流量会比管道内流体的实际流量大。

（四）平衡阀泄漏

当正引压管泄漏时，测量的流量会比管道内流体的实际流量小。

五）差压变送器的正负压室装反

当差压变送器的正负压室装反时，测量的流量会比管道内流体的实际流量小。此类故障在更换差压变送器时会遇到。

（六）孔板装反

当孔板装反时，测量的流量会比管道内流体的实际流量小。此类故障在装置生产初期较为常见，在正常生产时，可以不予以考虑。

（七）变送器硬件故障处理方法 

硬件故障处理方法有：（1）调查法：回顾故障发生前的打火、冒烟、异味、供电变化、雷击、潮湿、误操作、误维修。（2）直观法：观察回路的外部损伤、引压管的泄露，回路的过热，供电开关状态等。（3）检测法。1）短路检测：将怀疑有故障的部分与其它部分分开来，查看故障是否消失，如果消失，则确定故障所在，否则可进行下一步查找，如：智能差压变送器不能正常Hart远程通讯，可将电源从仪表本体上断开，在现场另加电源的方法为变送器通电进行通讯，以查看电缆是否叠加约2kHz的电磁信号而干扰通讯；2）短路检测：在保证安全的情况下，将相关部分回路直接短接，如：差变送器输出值偏小，可将导压管脱开，从一次取压阀外直接将差压信号直接引到差压变送器双侧，观察变送器输出，以判断引压管路的堵、漏的连通性。（4）替换检测：将怀疑有故障的部分更换，判断故障部位。如：怀疑变送器电路板发生故障，可临时更换一块，以确定原因。（5）分部检测：将测量回路分割成几个部分，如：供电电源、信号输出、信号变送、信号检测等分部检查，由简至繁，由表及里，缩小范围，找出故障位置。

（八）变送器参数设置错误

变送器参数设置错误也会导致流量测量不准确。比如工作模式设置错误、零点、量程设置错误等。

五、差压式流量计常见故障处理方法

（一）差压式流量计在正常运行时，出现的故障多是差压变送器的零点漂移、引压管的堵塞或泄漏和引压管积液

1．在现场判断差压变送器的工作正常与否时，通常只对差压变送器的零点和变化趋势进行检查。（1）零点检查：关闭三阀组的正、负压截止阀，打开平衡阀，此时差压变送器输出电流为4mA。如果不是4mA，则说明零点有漂移现象，需要对差压变送器的零点进行调整。（2）变化趋势检查：零点检查后，各阀恢复原来的开表状态，打开负压室的排气排污阀，此时差压变送器的输出为大。若打开正压室排气排污阀，则输出为小。在打开排气排污阀时，被测介质排出很少或没有，则说明引压管有堵塞现象，需设法疏通。

2．引压管堵塞。（1）一般情况下，引压管的堵塞原因主要是由于差压变送器引压管不定期排污或测量介质有杂质、带颗粒物等原因造成。（2）当引压管堵塞时，可使用钢丝或铁丝将其堵塞位置畅通，如无法疏通，则使用0.3MPa蒸汽加以冲洗。使用蒸汽冲洗后仍没有解决引压管堵塞，则应动用焊具，更换引压管的堵塞部分，使其恢复正常运行。

3．引压管泄漏。引压管的泄漏多为接头处的泄漏。比如根部阀与管子的接头处泄漏，三阀组与管子的接头处泄漏。当引压管接头泄漏时，可找到泄漏处，将其紧固即可解决泄漏。当引压管破裂时，只要将破裂处更换即可解决泄漏。

4．引压管积液主要指风量测量时。（1）差压式流量计在生产运行时，常常会出现引压管内部积存液体的现象。这种现象的出现，往往会致使风量测量不准，如果在变送器量程很小的情况下，甚至会造成变送器输出的一些波动。由于LNG装置中的介质多为空气，引压管的积液会严重影响流量的测量。（2）当引压管积液时，如果是一般的测量用差压式流量计，可以将根部阀关闭，打开三阀组上的排放阀，再慢慢的打开根部阀，将积液排出引压管及变送器，然后将三阀组上的排放阀关闭，即可解决因积液引起的测量误差。（3）当引压管积液时，如果差压式流量计参与控制，则应将控制回路改为手动控制，然后再进行处理。（4）当引压管积液时，如果差压式流量计带有联锁信号，则应先用HART手操器给差压式流量计一个工艺允许的强制信号，然后再进行处理。

（5）在风量测量时引压管积液如不及时排除，在冬季还易造成冰堵，从而使差压流量计无法正常工作。（6）当引压管有积液的可能时，要严格按要求敷设引压管，以利于积液流回管道；定时进行排液。并且加伴热，避免冰堵。

（二）典型故障案例分析

1．案例：（1）故障现象：我厂5#炉引风风量时常出现不准。流量计选用的是差压式流量计，其测量介质为空气。（2）处理步骤：出现风量异常情况时，首先进行现场确认，确认根部阀、排放阀的开关状态是否正常。结果均正确无误。然后又对引压管进行了检漏，结果也没有发现有泄漏的地方。我们又怀疑是不是引压管有堵塞。在我们进行引压管堵塞检查时，发现引压管有堵塞现象。由于每次疏通后不久又再次堵塞，我们对引压管路进行了改造，一是缩短引压管路。二是注重安装方式，避免管路积液积灰。三是差压变送器就地安装。（3）处理结果：通过上述处理，流量显示正常而且保证很长时间不再有堵塞现象发生。

2．案例2：（1）故障现象：我厂化水车间有一套水流量计显示不出流量。（2）处理步骤：首先进行了现场确认，确认根部阀、三阀组及平衡阀的开关状态是否正常。结果均正确无误。其次又对引压管进行了堵塞检查。结果发现压管没有堵塞现象，但根部阀前有堵塞现象，拆下根部阀检查正常，怀疑孔板内部堵塞。（3）处理结果：拆下孔板检查发现内部环室全部被水中杂质填满，堵塞严重。经清除杂质，恢复管路后一切显示正常。（沿海公司  徐亚华）