关于锅炉烟气SNCR脱硝技术在运行中存在的问题探讨

我们沿海公司烟气脱硝技术采用了SNCR脱硝技术，自2014年7月1日投产，经过近一年的运行，相对稳定，能达到脱硝的目的。然而在运行中也发现了一些问题，如氨逃逸检测装置显示不准确，无法知道氨水是否喷的过量；运行中烟气氧含量过高时，就需要较低的NOx排放，需加大氨水的喷入量，将烟气NOx原始深度由100多mg/m3降至10~30 mg/m3，NOx上传折算值才能合格，脱硝效率将达到70~90%。在停炉检修过程中发现，一、二次风空预器管腐蚀情况比较严重，损坏的速度比较快，运行两到三个月，空预器管要损坏100多根，漏风量加大，烟气中的氧含量也随之上升，达到10%左右，NOx排放要维持在较低值运行才能达标排放。

«烟气脱硝和烟气控制及锅炉节能技术研讨会»（美国燃料技术公司北京福克环保科技有限公司2010年11月出版）一书第5.2.2条对SNCR的评价，我认为对我们的设备检修和运行具有一定指导意义，现将原文摘录如下，结合实际，共同分析，以应对上述出现的问题：SNCR工艺系统简单，布置方便，不需催化剂，较适合于锅炉负荷稳定、烟气NOx含量低的锅炉。为防止出现高的氨逃逸对下游设备的腐蚀、堵塞经及环境的二次污染，脱硝效率宜控制在20~50%。适用于燃用烟煤或褐煤600MW等级以下容量锅炉，当采用烟煤或褐煤、采用低氮燃烧技术NOx浓度或总量不满足要求时采用SNCR工艺。

这段话我们能分析出如下几点，也是我们要做好的几点：

1、SNCR适合我们公司锅炉脱硝，未投入SNCR和低氮燃烧时，NOx原始浓度只有100至300mg/m3,短时出现400 mg/m3浓度，锅炉属于烟气NOx含量低的锅炉。

2、SNCR是低氮燃烧技术的补充，脱硝应以低氮燃烧为主，SNCR为辅；应加强低氮燃烧技术的试运和投运。

3、SNCR在运行中氨逃逸会造成下游设备的腐蚀，应控制脱硝效率在20~50%，方能保证设备安全长期运行。

4、减少锅炉本身的漏风量，降低烟气中的氧含量，才能让NOx的上传数据的折算值接近NOx实际值，减少氨水的投用量，减少氨对设备的腐蚀危害。有计划的更换掉盲堵管较多，损坏严重的空预器。

5、如果低氮燃烧技术投用效果好，将减少氨水的使用量，降低环保运行费用。反之，氨水用量大，环保运行费用高，设备腐蚀加重。（沿海公司  王开锋）

影响锅炉汽温变化的因素

    锅炉运行中，如果汽温过高， 将引起过热器、蒸汽管道、阀门以及汽轮机汽缸、转子部分金属强度降低，导致设备使用寿命缩短，严重时甚至造成设备损坏事故（如爆管）。因此过高的汽温对设备安全是一个大威胁。汽温过低将引起机组效率下降，使煤耗上升、汽耗上升，同时过低的汽温很可能还引起蒸汽带水，给汽轮机的安全稳定运行带来危害。所以规程规定机组额定负荷下新蒸汽温度在+5度至—5度之间变化。

      影响过热器温度变化的因素

1、燃烧性质的变化，主要指燃料的挥发份，含碳量，发热量等的变化，当煤颗粒变粗 时，燃料在炉内燃烬时间长，汽温将升高，当燃料水分增加时，使烟汽体积增大，增加了烟气流速，对流过热器的吸热量增加，蒸汽温度升高，燃烧挥发份，含碳量。发热量高的煤都使得汽温升高。

2、风量及其配比的变化，炉内氧量增大时，由于低温冷风吸热，炉膛温度降低，使炉膛出口温度升高；在总风量不变的情况下，一二次配风的变化也会引起汽温的变化，当下层风量不足时，部分煤燃烧不完全，使得燃烧中心上移，炉膛出口烟温升高，汽温亦升高。

3、给水温度的变化，给水温度升高，蒸发受热面产汽量增多，从而使汽温降低，反之给水温度降低汽温将升高。

4、受热面清洁程度的变化，水冷壁和屏面积灰积焦或管内结垢时、受热面的吸热将减少，使炉膛出口温度升高，汽温也升高；当过热器积焦或积灰时，由于传热不好，将使汽温降低。

5、锅炉负荷的变化，锅炉热负荷增加时，烟气体积增大，炉膛出口烟温升高，对流受热面吸热量增大，汽温升高，反之下降。

6、饱和蒸汽温度和减温水量的变化，由于某原因水位上涨蒸汽带水，将使汽温降低，在用减温水调节汽温时，当减温水的温度或流量变化时将引起蒸汽温度的变化。

       因而锅炉在运行调整中要及时控制蒸汽温度，保证汽温在正常的范围里波动，保证锅炉及机组高效经济安全的运行。（孙进）

电动机缺相运行

简介：三相交流电动机在工业生产中应用十分广泛，但是在生产当中电动机因缺相及容量选择不当运行而造成烧毁的事故在生产中占有很大的比例，怎样减少这些问题的出现，全面提高电动机的使用效率，是一个值得认真思考的问题，我根据自己多年的工作实际和有关资料，现提出预防电动机单相运行的措施，仅供参考，不足之处，请提出宝贵意见。

关键字：缺相原因  预防措施  电动机容量的选择

一、电动机缺相运行产生的原因及预防措施

１、熔断器熔断

⑴故障熔断：主要是由于电机主回路单相接地或相间短路而造成熔断器熔断。

预防措施：选择适应周围环境条件的电动机和正确安装的低压电器及线路，并要定期加以检查，加强日常维护保养工作，及时排除各种隐患。

⑵非故障性熔断：主要是熔体容量选择不当，容量偏小，在启动电动机时，受启动电流的冲击，熔断器发生熔断。

熔断器非故障性熔断是可以避免的，不要片面认为在能躲过电机的启动电流的情况下，熔体的容量尽量选择小一些的，这样才能够保护电机。我们要明确一点那就是熔断器只能保护电动机的单相接地和相间短路事故，它绝不能作为电动机的过负荷保护。

２、正确选择熔体的容量

　　  一般熔体额定电流选择的公式为：额定电流＝Ｋ×电动机的额定电流

⑴耐热容量较大的熔断器（有填料式的）Ｋ值可选择1.5～2.5。

⑵耐热容量较小的熔断器Ｋ值可选择４～６。

　　对于电动机所带的负荷不同，Ｋ值也相应不同，如电动机直接带动风机，那么Ｋ值可选择大一些，如电动机的负荷不大，Ｋ值可选择小一些，具体情况视电机所带的负荷来决定。

　　此外，熔断器的熔体和熔座之间必需接触良好，否则会引起接触处发热，使熔体受外热而造成非故障性熔断。

　　在安装电动机的过程中，应采用恰当的接线方式和正确的维护方法。

⑴对于铜、铝连接尽可能使用铜铝过渡接头，如没有铜铝接头，可在铜接头出挂锡进行连接。

⑵对于容量较大的插入式熔断器，在接线处可加垫薄铜片（0.2mm），这样的效果会更好一些。

⑶检查、调整熔体和熔座间的接触压力。

⑷接线时避免损伤熔丝，紧固要适中，接线处要加垫弹簧垫圈。

３、主回路方面易出现的故障

⑴接触器的动静触头接触不良。

　　其主要原因是：接触器选择不当，触头的灭弧能力小，使动静触头粘在一起，三相触头动作不同步，造成缺相运行。

　　预防措施：选择比较适合的接触器。

⑵使用环境恶劣如潮湿、振动、有腐蚀性气体和散热条件差等，造成触头损坏或接线氧化，接触不良而造成缺相运行。

　　预防措施：选择满足环境要求的电气元件，防护措施要得当，强制改善周围环境，定期更换元器件。

⑶不定期检查，接触器触头磨损严重，表面凸凹不平，使接触压力不足而造成缺相运行。

　　预防措施：根据实际情况，确定合理的检查维护周期，进行严细认真的维护工作。

⑷热继电器选择不当，使热继电器的双金属片烧断，造成缺相运行。

　　预防措施：选择合适的热继电器，尽量避免过负荷现象。

⑸安装不当，造成导线断线或导线受外力损伤而断相。

　　预防措施：在导线和电缆的施工过程中，要严格执行“规范”严细认真，文明施工。

⑹电器元件质量不合格，容量达不到标称的容量，造成触点损坏、粘死等不正常的现象。

　　预防措施：选择适合的元器件，安装前应进行认真的检查。

⑺电动机本身质量不好，线圈绕组焊接不良或脱焊；引线与线圈接触不良。

　　预防措施：选择质量较好的电动机。

二、单相运行的分析和维护

　　根据电动机接线方式的不同，在不同负载下，发生单相运行的电流也不同，因此，采取的保护方式也不同。

　　例如：Ｙ型接线的电动机发生单相运行时，其电机相电流等于线电流，其大小与电动机所带的负载有关。

　　当△型接线的电动机内部断线时，电动机变成∨型接线，相电流和线电流均与电动机负载成比例增长，在额定电流负载下，两相相电流应增大1.5倍，一相线电流增加到1.5倍，其它两相线电流增加√３／２倍。

当△型接线的电动机外部断线时，此时电动机两相绕组串联后与第三组绕组并联接于两相电压之间，线电流等于绕组并联之路电流之和，与电动机负荷成比例增长，在额定负载情况下，线电流增大３／２倍，串接的两绕组电流不变，另外一相电流将增大１／２倍。

　　在轻载情况下，线电流从轻电流增加到额定电流，接两相绕组电流保持轻载电流不变，第三相电流约增加1.2倍左右。

　　所以角型接线的电动机在单相运行时，其线电流和相电流不但随断线处的不同发生变化，而且还根据负载不同发生变化。

　　综上所述，造成电动机单相运行的原因无非是以下的几种原因造成的：

１、环境恶劣或某种原因造成一相电源断相。

２、保险非正常性熔断。

３、启动设备及导线、触头烧伤或损坏、松动，接触不良，选择不当等造成电源断一相。

４、电动机定子绕组一相断路。

５、新电机本身故障。

６、启动设备本身故障。

只要我们在施工时认真安装，在正常运行及维护检修过程中，严格按标准执行，一定可以避免由于电动机单相运行所造成的不必要的经济损失。

三、电动机容量的选择

电动机容量的选择

电动机的选择主要是容量的选择，如果容量选小了，一方面不能充分发挥机械设备的能力，使生产效率降低，另一方面电动机长时间在过载的情况下运行，会过早损坏，同时还可能出现启动困难，经不起冲击负载等。容量选大了，不仅使设备投资费用增加，而且电动机经常在轻载情况下运行，运行效率和功率因数（对异步电动机而言）都会下降。电动机容量的选择应根据以下三项原则进行。

1、发热  电动机在运行时，必须保证电动机的实际最高温度等于或者小于电动机绝缘允许的最高温度。

2、过载能力  电动机在运行时必须有一定的过载能力。即所选电动机的最大转矩或最大允许工作电流必须大于运行过程中可能出现的最大负载转矩和最大负载电流。

3、启动能力  由于鼠笼式异步电动机的启动转矩一般比较小，所以电动机必须有可靠的启动负载转矩。

四、结束语

    只要我们在日常的生活生产中加强对于电气设备的维修及保养，勤巡检、勤发现、勤动脑、勤思考，认真对待出现的问题，对于电动机选型方面，严格对待慎重分析，相信像上述所出的问题都会避免。这样不仅对于企业来说可以减少不必要的投资费用以及因设备故障所造成的经济损失，而且对于我们自身素质和实际能力及水平的提高都会相应的提高。

参考文献：

刘秀谦：《电动机单相运行的原因及预防》   科技信息  2009-01-25 期刊

邢志超：《电动机单相运行的防护》   黑龙江科技信息   2009-11-15 期刊

衣锡三：《泵站电机容量选样及功率损耗》  山东水利科技   1995-06-25

                                        （沿海公司   徐锡海）

完善背压机组热工保护系统可靠性措施浅析

热工保护系统是火电机组不可缺少的重要组成部分，热工保护的可靠性对提高机组主辅设备的可靠性和安全性具有十分重要的作用。特别是我厂背压机组改造后，随着园区热用户的增加，供热负荷也急骤增涨，在机组满负荷运行状态下，供热负荷短时大幅度波动对机组的安全运行带来了一定影响，在机组的实际运行过程中，不可控的因素也时常发生，使得热工保护出现误动，造成机组停机，这不仅给企业的运营带来额外损失，还会因危及电网稳定和用汽企业的生产安全而产生负面影响。因此，根据我厂背压机组改造以来的实际运行情况，我对如何完善和提高机组热工保护系统可靠性谈谈自己的看法。

一、提高机组热工保护系统可靠性的意义

背压式汽轮机的进汽量和排汽量相对于原抽凝机组增大了很多，蒸汽参数的要求越来越高，热力系统相对越来越复杂。为提高机组的经济性，汽轮机的动静间隙、轴封间隙都选择的较小。在机组启动、运行或停机过程中，因运行人员操作不当或某些相关设备故障，很容易使汽轮机的转动部件和静止部件发生摩擦，引起叶片损坏、大轴弯曲、推力瓦烧毁等恶性事故。为了保证机组安全启停和正常运行，需对汽轮机的轴向位移、转速、振动等机械参数，以及轴承回油温度、轴瓦温度、润滑油压、伺服油压等热工参数进行监视和异常保护。当被监测的参数超过报警值时，发出报警信号；在超过极限值时保护装置动作，关闭主汽门，实现紧急停机。实现这一控制功能的系统我们称之为汽轮机保护系统，也称为危及遮断系统或ETS系统。在运行参数达到危险值时，保护系统动作，安全地将机组停运，从而软化机组或设备故障，避免出现重大设备损坏或其他严重的后果。但在主辅设备正常运行时，保护系统因自身故障而引起动作，造成主辅设备停运，称为保护误动，并因此造成不必要的经济损失；在主辅设备发生故障时，保护系统因发生故障而不动作，称为保护拒动，并因此造成事故的不可避免和扩大。因此，提高热工保护系统的可靠性，减少或消除系统失灵和热工保护误动、拒动具有非常重要的意义。

二、机组热工保护类型以及产生误动和拒动的原因分析

我厂背压机组ETS保护主要有：

1.汽机超速保护。超速保护是汽轮机保护的一项重要内容，当汽轮机转速超过根据转子材料、重量和结构设计所能承受的最大安全转速时，机组停止运行，防止事故扩大。我厂超速保护进入ETS的有两个。一是有两路转速传感器将转速信号送至505控制器，当转速达3270 r/min时，505控制器发出停机信号至ETS系统，ETS保护动作实行紧急停机。二是另有三路转速传感器将转速信号送至DCS系统，经逻辑三取二，当转速达到3300r/min时，ETS保护动作而实行紧急停机。除ETS保护外，还有电超速保护和机械超速保护。因此，我厂背压机有多重的超速保护，发生保护误动和拒动的概率非常小。除非DCS卡件故障或保护电源消失。DCS卡件故障易造成误动和拒动，保护电源消失只能造成保护拒动。在平时工作中，只要我们密切监视各个转速参数，在停机时要反复检查相关DCS卡件，并做动作试验，同时还要检查保护电源接线是否存在虚接等现象，只有这样才能杜绝超速保护误动和拒动的发生。

2. 轴向位移大保护。轴向位移是指大轴轴向推力盘与轴向推力轴承之间的相对位移，即汽轮机轴向推力轴承处动静部分的水平间隙。因为推力轴承承受蒸汽作用在转子及动叶片的轴向推力，并确定了转子的轴向位移，因此，轴向位移就表明了推力轴承所承受力的大小，也表明了推力瓦块表面乌金的磨损程度。为了保证设备的安全，它应保持在合理的设计范围之内。在我厂实际应用中，南汽厂规定轴向位移零位以负推到位定零点，以大轴向发电机侧移动为正方向，因此轴向位移报警和跳机值就各有正负两个，报警值为≥+1mm或≤-0.6mm；跳机值为≥+1.3mm或≤-0.7mm 。我厂背压机轴向位移传感器有两路，报警采用逻辑‘或’，当任一路轴向位移大，则发出报警信号，这样有利于运行人员及时发现，或因单通道信号线路故障时也能及时报警，提醒运行人员及时联系热工人员检修；跳机采用逻辑‘与’，即两路轴向位移大信号均到达时才发出跳机信号，这有利于防止因单通道信号线路故障时造成误跳机。

3．润滑油压低保护。一定的润滑油压是为各轴承提供一定流量润滑油的保障，也保证了轴承有一定的润滑油膜厚度，油压过低将直接影响轴承的正常工作和汽轮机本体安全。我厂润滑油压低保护使用三只压力控制器为信号源，并采用三选二为跳机逻辑，当润滑油压低于0.02Mpa时，三选二停机信号送至ETS保护系统，实现紧急停机。润滑油压保护出现误动和拒动的可能性较少，只有当三个信号回路中至少有两路产生短路时才会发生误动；当三个信号回路中至少有两路产生开路时才会发生保护拒动。另外，压力控制器取压管泄漏造成取压管油压低于0.02Mpa时，也有可能导致保护动作。因此，只要在机组停机的情况下，认真检查信号回路的每一个接线端子，严防端子接线虚接或短路；平时应加强对仪表管路的巡检，发现管路或阀门接头处有泄漏时必须及时处理，防止事故发生。

4．轴承振动保护。振动包括各个轴承处的振动，它指的是各轴承处汽轮机动静部分之间的径向间距，应保持在合理的设计允许范围之内。同时，振动又是反映汽轮机转子动、静平衡程度的重要依据，通过分析各轴承处的振动幅值，可以了解转子的动平衡特性。我厂轴承振动有4个测点，分别是汽机前轴承振动、汽机后轴承振动、发电机前轴承振动、发电机后轴承振动。报警和跳机逻辑均为‘或’，报警定值为≥60um，跳机定值为≥80um。因为轴承振动测量采用电涡流振动探头，引起振动保护误动的原因大多数是干扰所致，防止保护误动的方法：1是信号电缆屏蔽要接地良好，保证仪表侧一端接地。信号回路中的电缆接头处接触要良好，最好采用焊锡熔接，同时确保屏蔽和绝缘良好。2是仪表的安装位置应避开变频器、电焊机、电机等干扰源。

5.轴承回油温度高保护。轴承回油温度高保护主要采用安装在各轴瓦上方回油杯中的电接点远传温度计来实现的。测点共有6个，分别是推力轴承回油温度2个、汽机前轴承回油温度1个、汽机后轴承回油温度1个、发电机前轴承回油温度1个、发电机后轴承回油温度1个。报警值为≥65℃，跳机值为≥75℃。过去我厂回油温度高跳机信号只取其电接点信号，由于机械表抗震能力较差，长期运行使表针容易脱落，引起保护误动；另外由于是单信号回路，仪表附近经常有油污，运行人员在打扫卫生时容易误触电缆，造成信号电缆短路引起误跳机。因此，在机组改造中我们采用了热电阻信号远传型电接点温度计，将每个回油温度信号分成两路传送至DCS，一路热电阻信号经DCS逻辑分出65℃报警和75℃跳机，同时将热电阻的75℃跳机信号和电接点75℃跳机信号再组成逻辑‘与’，即当两路75℃信号均到达时保护动作，这样就减少了因单回路信号电缆短路或开路引起的误跳机；为了防止因单回路信号电缆断路引起保护拒动，我们将电缆接头全部采用焊锡熔接，加厚绝缘层，并用扎带加固，从而提高了保护的可靠性。

6.推力瓦温度和轴瓦温度高保护。推力瓦温度和轴瓦温度均采用PT100热电阻测量信号，报警值为≥100℃，跳机值为≥110℃。推力瓦温度高报警逻辑为十选一，推力瓦温度高跳机逻辑为十选三；轴瓦温度因均为单点单通道热电阻信号，报警和跳机逻辑为‘或’。因此轴瓦温度高保护误跳机的频率最高，只要信号回路断线或接触不良就会引起保护误动。防止轴瓦温度保护误动措施有两个：一是加强运行人员的操作安全意识，注意保护机本体上的热工保护信号电缆，特别是在机本体上的操作（包括打扫卫生）等，防止因误操作引起保护回路信号电缆断线，造成误跳机。另一个防护措施是信号电缆接头全部采用焊锡熔接，加强电缆接头绝缘强度和牢固性。

7. 伺服油压低保护。伺服油压又称为控制油压，是保证电液转换器工作的高压油系统。伺服油压低保护定值为1Mpa,为了提高保护的可靠性，防止出现保护误动或拒动，伺服油压低保护我们采用了两路信号，保护逻辑为‘与’。两个信号分别取自电接点压力表和压力变送器。这样有利于防止因单一信号故障引起保护误动。但在运行中要密切注意仪表参数，加强巡检力度，发现仪表差值较大，应及时通知热控人员处理，防止保护拒动。

8.505保护、发电机主保护、手动停机等保护，因不需单独设检测传感探头，故发生保护误动和拒动的可能很小，只要我们平时在停机时经常检查各接线端子，除尘防热，防止端子松动虚接，就一定能避免保护误动和拒动的发生。同样，保护电源是AST电磁阀的驱动电源，关系到电气、热控两个专业，平时一定要加强各接线端子的紧固，防止在保护动作时失电而拒动。

三、完善热工保护的原则与措施

1.尊重原热工保护设计。原有的热工保护项目是设备厂家经多年的研究和实践设计出来的，较为成熟，电厂作为设备的使用者在征得厂家同意前不应随意对其进行更改、更不能进行删减，只能进行补漏和完善。

2.建立设备试运记录 。对重要热工保护系统所用的硬件设备实行跟踪记录。热工保护系统的可靠性与系统硬件设备的可靠性直接相关，所以必须保证系统硬件设备的可靠性，尤其是保护出口卡件的可靠性，常规的做法是每次保护投入运行前对检测元件及卡件进行校验，确认合格就可以使用（因为我们没有设备厂家专业的检测设备，但可以用万用表测量卡件输入电压和电流来确认卡件是否有过载现象；板卡上的元件如继电器，可通过测量继电器动作时的接触电阻值来判断是否合格）。但是实际应用中还是会出现校验合格的检测元件或卡件在运行中故障造成设备误动的事件。这是因为热控设备尤其是电子设备对环境要求比较苛刻，电子间的温度和湿度应严格控制在规定范围内，而且与卡件寿命（卡件使用年限）也有一定关系。因此，重要卡件要有备品备件，并定期更换。平时要定期除尘，确保卡件散热。有些特殊的故障还会很隐秘的存在，所以很可能将事故隐患忽视。基于此类情况出现的可能，在做保护试验时只有做好记录，严格跟踪保护系统校验的每一个过程，才能有效避免事故的发生。

3.在热工保护系统中，尽可能地采用冗余设计 过程控制站的电源和DPU冗余设计已成为普遍，对一些保护执行设备(如跳闸电磁阀)的动作电源也应该监控起来。对一些重要热工信号也应进行冗余设置，并且对来自同一取样的测点信号进行有效的监控和判断，同一参数的多个重要测点的测量通道应布置在不同的卡件以分散由于某一卡件异常而发生危险，从而提高其可靠性。重要测点就地取样孔也应该尽量采用多点并相互独立的方法取样，以提高其可靠性，并方便故障处理。一个取样，多点并列的方法有待考虑改进。总之，冗余设计对故障查找、软化和排除十分快捷和方便。

4.尽量采用技术成熟、可靠的热控元件 随着热控自动化程度的提高，对热控元件的可靠性要求也越来越高，所以，采用技术成熟、可靠的热控元件对提高DCS系统整体可靠性有着十分重要的作用。根据热控自动化的要求，热控设备的投资也在不断地增加，切不可为了节省投资而“因小失大”。在合理投资的情况下，一定要选用品质好、运行业绩佳的就地热控设备，以提高DCS系统的整体可靠性和保护系统的安全性。

5.对保护逻辑组态进行优化。在我厂背压机组中，温度高保护是主辅机设备保护的必不可少的一项重要保护。由于温度元件受产品质量、接线端子松动、现场环境等各种因素的影响，在运行一定周期后极其容易导致信号波动，从而引起保护误动现象的发生。因此，可在温度保护中增加加速度限制(坏质量判断)，具体措施为：1是利用DCS的品质判断模块来检测信号是否为坏点。2是对温度保护增加速率限制功能，当系统检测到温度以≥20℃/s的速率上升时，即闭锁该温度保护的动作，并且在DCS系统画面上报警，同时通知热控检修人员进行排查故障。我们两台机组的轴瓦温度高保护误动可能性最大，应考虑采取这一措施。这样通过优化保护逻辑组态，对提高保护系统的可靠性、安全性，降低热控保护系统的误动、拒动率具有十分重要的意义。

6.严格执行定期维护制度。做好机组的大、小修设备检修管理，及时发现设备隐患，使设备处于良好的工作状态。做好日常维护和试验。停机时，对保护系统彻底检修、检查，并进行严格的保护试验。

结束语：随着热电厂高新技术的快速发展，发电设备日趋高度自动化和智能化，系统的安全性、可靠性变得日益重要。但无论多么先进的设备，都不可能做到绝对可靠。对热工保护系统在技术上、管理制度上应采取相应的措施后，可以极大地提高热工保护的可靠性，从而提高机组的安全性和经济性。（沿海公司   徐亚华）

探析火力发电厂汽轮机运行的节能降耗

火力发电厂是高耗能企业，在能源日益紧张的当代，对火力发电厂汽轮机运行的节能降耗工作展开研究迫在眉睫。本文从凝汽器真空、给水温度这二个方面，探讨了相应的节能降耗措施，以期促进火力发电厂经济效益的提高和可持续发展。

　　1、凝汽器真空的影响因素及其改善措施

　　影响火力发电厂汽轮机真空的因素有很多，如冷却水温、冷却水量、凝汽器管材和结构、抽气系统的能力、凝汽器清洁系数等等。凝汽器的真空状态将直接影响到汽轮机的安全和稳定运行，因此要想提高能源的转换效率，就必须将凝汽器维持在最佳真空状态。

　　1.1 空气泄漏及改善措施

　　漏入的不可凝气体，会在冷却管的周围形成气膜，严重影响凝汽器的性能。一般说来，容易发生空气泄漏的地方主要有：真空破坏门、汽机低压缸安全阀、汽机排汽口和凝汽器连接处、凝汽器的测量表计等附件、低压抽汽管道及加热器、低压轴封等等。为了检查出空气泄漏的地点，在机组停运检修期间，维修人员常常采用灌水的方式进行检漏，而在机组正常运行时，维修人员则常常采用氮质谱检漏仪或者是卤素检漏仪来进行检漏。一旦发现有空气泄漏，立刻采取适当的方式，保证机组的密封性良好。

　　1.2 凝汽器管结垢及改善措施

　　凝汽器管结垢包括汽侧结垢和水侧结垢，汽侧的垢层主要由氧化铁、氧化铜和油污等组成，水侧的垢层主要由循环水带入的污物沉积和小生物在管内的繁衍等组成。在实际运行中，水侧的垢层对凝汽器真空的影响比较大一些，目前对水侧污垢进行防治主要有以下两种途径：（1）将一定浓度和数量的有机或无机杀虫剂定期添加在进水口处，可以抑制进水口及进水管中生物的附着和繁衍；（2）将有效的过滤装置安装在循环水进水口及凝汽器进水口处，可以有效滤除水中的杂物和小生物。

　　与此同时，要定期对凝汽器冷却管进行清洗，清洗方式主要有机械清洗和化学清洗两种，下面分别做一个详细的介绍：（1）机械清洗。根据清洗中凝汽器是否减负荷或者是停运，机械清洗又可以分为在线机械清洗和离线机械清洗两种。其中，在线机械清洗又可以分为毛刷清洗和胶球清洗，胶球清洗可以使凝汽器管清洁系数达到95%，目前在我国已经非常普遍。毛刷清洗则主要用于小型发电厂和工业冷却器，它是在每根冷却管内放置一只相应尺寸的毛刷，管子的两端装有收刷筐，通过管道阀门系统来改变凝汽器的冷却水流向，使得毛刷在管内来回移动，从而达到清洁的目的。使用毛刷清洗时，系统的运行维护工作量较小，但是初始所需的投资比较大，而且毛刷的使用寿命一般为5年，一旦要更换毛刷或者是收刷筐，就必须要停机。离线机械清洗需要凝汽器部分减负荷，并需要人工操作，目前常用的方法有使用高压水进行冲洗、使用气水混合进行冲洗、使用金属或塑料刮垢器去除硬垢、以及使用人工毛刷进行捅洗等等。（2）化学清洗。在线的化学清洗，一般是在系统中加入氧化或非氧化杀虫剂；离线的化学清洗，一般是根据不同垢层的组成选用无机酸和各种有机溶剂作为清洗剂，清洗剂可以充以空气或氮气使其发泡然后进入管子，也可以以液体形式通过浸泡或循环除垢。

　　在具体操作时，火力发电厂需要根据停机时间、清洗费用、清洗效率和机组的负荷率等多种因素来决定是否清洗和清洗的方式。

　　1.3 凝汽器运行工况的影响及改善措施

　　在运行过程中，冷却水温、传热性能、冷却水流量、冷却管内的积垢等因素都会对凝汽器的真空状态产生影响，因此运行人员要采用适当的估算方法来判断各种因素对凝汽器真空的影响程度，以便采取适当的措施降低凝汽器压力。一般说来，对凝汽器运行工况进行改善时要重点考虑以下几个方面的因素：（1）冷却管的材料类型。在电厂中常用的凝汽器管材有铜镍管和不锈钢两种，铜镍管的传热性能和抗微生物污染能力比不锈钢强，而不锈钢的抗氨腐蚀能力较强，在实际中要充分考虑工作环境的影响进行选择；（2）管束的更换。对于已经投运的凝汽器，改进管束布置是改善热经济性的良好途径；（3）循环水量的调节。对于不同的机组热负荷和冷却水量，其最佳的冷却水量各不相同，因此在实际运行中，常常选用调速泵来提高运行的灵活性。

　　2、给水温度的影响及改善措施

　　2.1 给水温度的影响

　　给水温度对于锅炉所需燃料的数量有着直接的影响，如果给水温度过低，那么升温所需燃料的数量就会更多，并且在升温过程中会有大量的热量随着锅炉的排烟而损失，从而导致锅炉的热效率降低，因此必须提高给水温度来达到节能降耗的目的。

　　2.2 提高给水温度的措施

　　在实际操作过程中，提高给水温度的措施主要有以下三种：（1）加热器经常保持正常水位运行。加热器经常保持在正常水位运行，能够保证回热的经济性和主、辅设备的安全运行；（2）提高高加投入率。为了提高高加投入率，要加强高加运行维护，确保高加保护动作的正常运行；要保持高加水位的稳定；要及时清洗高压加热器换热管内的沉积物，降低换热管积垢部位的内外温差应力和热应力；要按照规程规定，对机组启停严格投入或解列高加；（3）利用各种检修机会对加热器进行检漏。要利用机组大小检修的各种机会，对加热器进行检漏，检查加热器的钢管是否有漏点，检查水室隔板的密封性是否良好，一旦发现漏点要及时采取相应措施给予消除。

　　　3、结语

　　现代社会，人们日益高涨的能源需求和能源短缺之间的矛盾日益凸显，节能降耗工作迫在眉睫。汽轮机在火力发电厂的发电过程中，发挥着举足轻重的作用，因此对其节能降耗工作展开研究具有重要的现实意义。对于火力发电厂的汽轮机而言，节能降耗不仅可以提高企业的经济效益，而且可以提高企业在激烈市场竞争中的竞争力。随着科学技术的飞速发展，火力发电厂汽轮机的节能降耗措施层出不穷，本文只是着重从运行调整方面对其展开了研究，研究的范围和内容还不够深入，需要在今后的工作中进一步进行总结。（建湖公司  马如健）

汽轮机水冲击分析

一、汽轮机水冲击的概念

    汽轮机水冲击，即水或冷蒸汽（低温饱和蒸汽）进进汽轮机而引起的事故，是汽轮机运行中最危险的事故之一。此类事故在国内外时有发生，会造成严重后果，因而要求锅炉和汽

机运行职员予以高度重视。一旦发生此类事故，必须正确、迅速、果断地处理，以免造成

汽轮机设备的严重损坏。

    首先是关于汽轮机发生水冲击的现象有：

   （1）主蒸热汽温10分钟内下降50度或50度以上；

   （2）主气门法兰处汽缸结合面，调节气门门杆，轴封处冒白汽或溅出水珠；

   （3）蒸汽管道有水击声和强烈振动；

   （4）负荷下降，汽轮机声音变沉，机组振动增大；

   （5）轴向位移增大，推力瓦温度升高，差胀减小或出现负差胀。

 二、水冲击的危害

   （一）部分碰磨

    汽轮机进水或冷蒸汽，使处于高温下的金属部件忽然冷却而急剧收缩，产生很大的热应力和热变形，使相对膨胀急剧变化，机组强烈振动，消息部分轴向和径向碰磨。径向碰磨严重时会产生大轴弯曲事故。

   （二）叶片的损伤及断裂

    当进进汽轮机通流部分的水量较大时，会使叶片损伤和断裂，特别是对较长的叶片。

   （三）推力瓦烧毁

    汽轮机的水或冷蒸汽的密度比蒸汽的密度大得多，因而在喷嘴内不能获得与蒸汽同样的加速度，出喷嘴时的尽对速度比蒸汽小得多，使其相对速度的进汽角远大于蒸汽相对速度进汽角，气流不能按正确方向进进动叶通道，而对动叶进口边的背弧进行冲击。这除了对动叶产生制动力外，还产生一个轴向力，使汽轮机轴向推力增大。实际运行中，轴向推力甚至可增大到正常情况时的10倍，使推力轴承超载而导致乌金烧毁。

   （四）阀门或汽缸接合面漏气

    若阀门和汽缸受到急剧冷却，会使金属产生永久变形，导致阀门或汽缸接合面漏汽。

   （五）引起金属裂纹

    机组启停时，如经常出现进水或冷蒸汽，金属在频繁交变的热应力作用下，会出现裂纹。如汽封处的转子表面受到汽封供汽系统来的水或冷蒸汽的反复急剧冷却，就会出现裂纹并不断扩大。

  三、水冲击的原因及预防

  汽轮机发生水冲击的原因比较多，但总结下来主要有以下几个方面:

（一）锅炉方面

  (1）锅炉蒸发量过大或不均，化学水处理不当引起汽水共腾。 

 （2）锅炉减温减压阀泄漏或调整不当，气压调整不当。

 （3）启动过程中升压过快，或滑参数停机过程中降压降温速度过快，使蒸汽过热度降低，甚至接近或达到饱和温度，导致管道内集结凝聚水。

 （4）运行职员误操纵以及给水自动调节器的原因造成锅炉满水。

（二）汽轮机方面

  汽轮机启动过程中，汽水系统热管时间不够，疏水不净，运行职员操纵不当或疏忽，使冷水汽进进汽轮机内。

 （三）其他方面

  （1）再热蒸汽冷段采用喷水减温时，由于操纵不当或阀门不严，减温水积存在再热蒸汽冷段管内或倒流进高压缸中，当机组启动时，积水被蒸汽带进汽轮机内。

  （2）汽轮机回热系统加热器水位高，且保护装置失灵，使水经抽汽管道返回汽轮机内造成水冲击。

  （3）除氧器发生满水事故，使水经除氧器汽平衡管进进轴封系统。

  （4）启动时，轴封管道未能充分热管和疏水，也可能将积水带到轴封内；停机时，切换备用轴封汽源，因处理不当使轴封供汽带水。

 四、防止汽轮机水冲击的措施

 （一）设计方面

  （1）正确设置疏水点和布置疏水管。在锅炉出口至汽轮机主汽阀间的主蒸汽管道上，每个最低点处均应设置疏水点；主蒸汽管道的疏水管不得与锅炉任何疏水管的联箱连接，再热蒸汽管道的最低点处亦应设置疏水点。

  （2）汽封供汽管应尽可能短，在气封调节器前后以及汽封供汽联箱处均应装疏水管。

  （3）疏水管应有足够的通流面积，以排尽疏水。

  （4）设置可的水位监视和报警装置，除氧器、加热器和凝汽器应装高水位报警；

加热器水位高时，应有自动事故放水保护、抽汽逆止门应能自动封闭。

 （二）运行维护操纵方面

  （1）在机组启、停过程中要严格按规程规定控制升(降速、升(降）温、升(降)压、加(减)负荷的速率，并保证蒸汽过热度不少于80℃。

  （2）蒸汽管道投用前（特别是轴封供气管道，法兰，夹层加热系统和高中压导汽管）

应充分热管，疏水，严防低温水汽进进汽轮机。

  （3）要严密监视锅炉汽包水位，留意调整汽压和汽温。

  （4）留意监视除氧器，凝汽器水位，防止满水。

  （5）定期检查加热器水位调节及高水位报警装置；定期检查加热器高水位事故放水

门、抽汽逆止门动作是否正常。

  （6）机组热态启动前应检查停机记录和停机后汽缸金属温度记录。若有异常应认真

分析，查明原因，及时处理。

  （7）启、停机过程中，应认真监视和记录各主要参数。包括主、再热汽温，压力，各缸温度，法兰、螺栓温度，缸差，轴向位移，排汽温度等。

  （8）机组冲转过程中因振动异常停机而必须回到盘车状态时，应全面检查，认真分析，查明原因，严禁盲目启动。当机组已符合启动条件时，应连续盘车不少于4 h，才答应再次启动。

  （9）当汽轮机发生水冲击时，应立即破坏真空、停机。在停机过程中应留意机内声音、振动、轴向位移、推力瓦温、上下缸温差及惰走时间，并丈量大轴幌度。如无不正常现象，在经过充分疏水后，方可重新启动。在重新启动过程中，若发现汽机内部或转动部分有异音，或转动部分有摩擦，应立即拍机，并进进人工盘车。

 （三）汽轮机发生水冲击的处理措施

  （1）启动润滑油泵，打闸停机。

  （2）停射水泵，破坏真空，给水走液动旁路，稍开主气管向大气排气门。除通知锅炉以外疏水门外，全开所有疏水门。

  （3）倾听机内声音，丈量振动，记录惰走时间，盘车后丈量转子弯曲数值，盘车电动机电流应在正常数值且稳定。

  （4）惰走时间明显缩短或机内有异常声音，推力瓦温度升高，轴向位移，差胀超限时，不经检查不答应机组重新启动。（陈家港公司  孙海波）

高压断路器

    在发电厂的一次设备中，就单台设备而言，断路器是仅次于发电机、变压器的大型电力设备，但就需要数量和所占电站设备的投资大小而言，它又排在二者之前。它的动作可靠性直接关系着系统的安全和稳定，许多重大设备损坏或系统解列停电事故都是开关操作失常所致。

作为一名电气人员，对电气设备都应了解，当出现问题时能迅速判断并处理。现在我们来了解下高压断路器：

 一、高压断路器

    高压断路器又叫高压油开关，有多油和少油之分。它不仅可以切断或闭合高压电路中的空载电流和负荷电流，而且当系统发生故障时，通过继电保护装置的作用，切断过载电流和短路电流。它具有相当完善的灭弧结构和足够的断流能力。

   主要作用：过载或短路保护，并且有很好的灭弧装置。

  二、高压隔离开关

   高压隔离开关又称隔离闸刀。高压隔离开关有户内式和户外式的，有手动、电动和气动的，有带接地开关和不接地开关的。

 1、将电气设备与带电的电源隔离，以保证被隔离的电气设备与电源之间有明显的断开点，断开点间应具有可靠的绝缘，并能保证其他电气设备的安全检修。由于它没有专门的灭弧装置，所以不能带负荷操作。

     2、改变运行方式。在双母线的电路中，利用隔离开关将电气设备或供电线路从一组母线切换到另一组母线上去。

     3、手动操作时应注意事项手动闭合、拉开隔离开关时应按照。慢－快－慢的过程进行。身体和脸部不能正面朝开关操作。

     4、操作人员必须带绝缘手套及穿电工鞋。

     5、隔离开关和断路器的操作应当很好配合，分闸时，先断开断路器，后断开隔离开关；合闸时，先合上隔离开关，后接通断路器。为了防止误操作，必须在断路器和隔离开关的操作机构上装设机械或电磁的连锁装置。

     主要作用：隔离电源，安全检修。

  三、高压负荷开关

      负荷开关的构造与隔离开关相似，只是加装了简单的灭弧装置。它也是有一个明显的断开点，有一定的断流能力，可以带负荷操作，但不能直接断开短路电流，如果需要，要依靠与它串联的高压熔断器来实现。

主要作用：短路保护，隔离电源，安全检修。

 四、高压熔断器（跌落式熔断器) 

     熔断器是一种结构简单，使用方便的保护电器。使用时将它串联在用电设备与电源间的线路中。当线路中的用电设备发生短路时，通过熔体的电流达到或超过某一定值，熔体自行熔断，切断故障电流，以保证用电安全。高压熔断器在电网中是最薄弱的发热元件，当过负荷（大电流或很长时间）或短路电流流过该熔件时，利用熔件本身产生的热量使之自行熔断，从而使电路开断，达到保护电网和电气设备的目的。

     跌落式熔断器其外型类似刀闸开关，有明显的断开点，常用于配电变压器和配电线路分支线的停、送电操作，并作为配电变压器的保护装置。跌落式熔断器灭弧时，会喷出大量游离气体，并发出很大的响声，所以这种熔断器一般只装于室外。操作时应注意以下几点：

  1)必须使用符合该操作耐压等级的绝缘棒、并应有人监护，操作时还应留意周围情况，以防发生事故。

   2)这种熔断器没有良好的灭弧装置，不能接通和断开较大的负荷电流。否则，容易产生电弧而引起相间短路或对地短路。

  3)拉闸时应先拉开低压侧的各分路开关，再拉开低压侧总开关，最后拉开高压跌落式熔断器。为了防止相间电弧短路，拉开高压跌落式熔断器时，一般规定为先拉断中间相，再拉背风的边相，最后拉断迎风的边相。这是因为配电变压器由三相运行改为两相运行，拉断中间相时所产生的电弧火花最小，不致造成相间短路。其次是拉断背风边相，因为中间相已被拉开，背风边相与迎风边相的距离增加了一倍，即使有过电压产生，造成相间短路的可能性也很小。最后拉断迎风边相时，仅有对地的电容电流，产生的电火花则已很轻微。

    4)合闸的顺序与拉闸的顺序相反，即先合高压后合低压。合上高压跌落式熔断器时，应先合迎风（上风）一相，再合背风（下风）一相，最后合上中间一相。

 5)拉，合闸时，操作人应戴符合该操作耐压等级绝缘手套和穿绝缘鞋、带护目镜，操作人站立的位置，应偏离跌落式熔断器（避免电弧烧伤），并且拉，合闸动作要迅速，以减少电弧延续时间，保证人身安全。

  主要作用：短路保护；隔离电源，安全检修。（建湖公司  成丽君）

现代分析测试技术在电厂水汽化学监督中的应用

　　随着我国火电厂机组参数的不断提高和容量的不断扩大，对于水汽的品质要求也越来越高。为了更好的监测水汽中的痕量组分和微量组分，必须不断提高现代分析测试技术，促进我国火电厂的进一步发展。下面主要对离子色谱技术、流动注射分析技术、电极在线监测技

术进行简要的介绍。

一、离子色谱技术

　　离子色谱技术的优势在于操作简单、灵敏度高、试样用量少、辅助试剂少，且能够迅速的对多种离子的显著特点进行检测，成为无极阳离子、无极阴离子以及铁、硅等组分测定的重要方法。

二、流动注射分析技术

在化学和物理不平衡的情况下可以使用流动注射分析技术来进行动态测定，流动注射分析技术是一种微量湿化学分析技术，其优势在于能够便利的实现在线监测、适应性强、试样和试剂节省、精度高、分析速度快。与此同时作为一种通用的溶液处理技术，FIA还可以与多种检测技术相结合，例如分光光度测定、原子吸收法、滴定、电导测定、电位测定等等。

三、电极在线监测技术

在电厂水汽化学过程的监督中一直广泛的使用电极在线监测技术。特别是结合电极技术和钝化扩散试剂添加系统，使电厂水汽监督中更为普遍的应用到了该技术。

除了离子色谱技术、流动注射分析技术和电极在线监测技术之外，还有氦质谱技术、原子吸收法等也可以进行火电厂的水汽化学监测。在水汽化学品质监测中应用现代分析测试技术具有智能化、自动化和在线仪表化的趋势，能够有效、准确的对电厂的水汽化学品质进行监督。（陈家港公司  朱敏）