北方港装运煤炭预防滞期的几点要领

   一，查库存。在公司要发运煤炭前一个星期，查看好公司炉型适宜煤炭的库存数量，最好将北方五个港口的库存都筛选一遍。特别是要说明的在京唐港的老港库存就不用去统计，因为老港作业太慢。                 

   二，选煤种。在有了各个港口库存的数据之后，我们要进行煤种的筛选，一看该煤炭的性价比，二看该煤炭的数量是否充足。符合这两个条的，就可以选定煤种了。        

   三，定港口。在选定煤种后，我们要查看各个港口进港和在锚地海轮的数量，根据该港码头泊位的多少，来判断如果再来船只需要多长时间才能靠泊装货，将靠泊时间最短的港口选择为装船港。  

   四，排船期。确定好煤种和港口后，我们就可以寻船了，而且船期不能时间太长的，最好较近期的船只为首选，以防港口存煤和天气等突发原因造成不必要的滞港。（燃料部   杨加林）

凝泵使用变频调速技术的改进

变频调速技术是当代先进的调速技术之一，它不仅能够为我们提供良好的工艺条件，满足用户的使用要求，更重要的是这类技术应用在发电厂风机，泵类等具有平方转矩特性的负载时，可以节约大量的能量，最大节能比率可以达到60%—75%。因此应用此项技术进行节能改造将会有非常明显的经济意义，同时它也具有优良的环境意义和优异的速度调节性能。

对于变频改造项目来说，应从实际出发，根据系统的要求，全面考虑，综合比较。首先是必须保证变频调速装置的可靠，稳定运行。其次是节能降耗和技改投资的回收。再次是尽可能避免更换原有电机，减少系统的变动。最后变频调速装置尽可能安装在现成的厂房，机房或控制室等建筑内，避免增加土建工程，减少技改成本。

采用变频器对凝泵进行控制的目的：

（1）完善了工艺过程，由水位变送器提供的4—20ma反馈信号，通过除氧器水位自动调节系统，控制变频输出，自动保持除氧器水位的稳定。由于变频器的调速平滑，控制精确度高，所以水位的波动值很小，能充分满足现场工艺要求，同时减少了汽机司机对挡板阀门调节的工作量和随机性。

（2）启动和软停机功能。采用变频调速装置后，风机、水泵启动时可以从0转速逐渐平稳的升到所需转数，减少了启动冲击和机械摩擦、震动，改善了凝泵的启动特性，延长了电动机的使用寿命。

（3）接受DCS调控、启动、停止、手动、自动切换等命令，并能显示设备状态、运行参数、故障诊断等。操作简便，易于观察。并且具有完善灵敏的故障检测、诊断、报警、跳闸等功能，保证电机的始终安全运行。

（4）节能，降低成本。投入变频装置后，凝泵闸门处于全开位置，节流损失降到0，轻载时实现节能运行。（建湖公司 周斌）

怎样提高三号炉的运行效率

三号秸秆炉自2012年年底投入运行至今已经两年多了，通过这么长时间的运行我们已基本掌握了锅炉的运行操作，学会了一些故障处理。但目前我们又遇到了新的问题：运行效率低。就这种问题我谈谈自己的认识，与大家共勉。

首先我认为作为运行人员应当认真抓好运行管理。这包括严格控制运行参数，每一参数在控制范围内能够减少各种异常情况，及时发现设备缺陷并处理，对放渣管、放灰管堵塞的及时疏通。其次我认为我们应当提高点火成功率。保证点火时的参数控制，避免在点火时在炉膛内形成焦块，为以后的日常运行提供保障。还有就是控制给料。料的组成与运行周期、料耗都有很大的关系。稻草的比例、水份过高后将直接影响到锅炉的负荷和高温过热器处积灰，稻草比例高、水份大了后高温过热器处烟温上升，一旦超过了灰的熔点后在过热器管壁上就形成了焦块，这样锅炉的负荷下降，并且烟气通道也会逐步变小，最后使锅炉被迫停炉。减少给料中的铁钉的含量，料中的大量的铁钉被一二次风吹到三次风床面上后直接影响副床流化。最后导致埋管吸热少，效率下降，锅炉负荷下降，锅炉被迫停炉。控制给料颗粒，料中含有一些长的木条容易卡在给料通道处，造成锁气器跳闸，锅炉单侧给料，锅炉负荷下降，安全性能下降。最后我认为应当提高检修工艺，减少设备重复维修。每次停炉后应当对锅炉整个系统进行全面详细检查，对缺陷及时处理，避免缺陷扩大化。（建湖公司   姚佩江）

凝汽器真空低的原因分析

摘要：由于凝汽器真空度下降使汽轮机组运行的安全性、可靠性、稳定性和经济性降低。根据相关参数的变化和电厂运行检修规程，提出相应的处理方法，以保证机组在合理的背压下运行，提高机组运行的安全性、可靠性、稳定性和经济性。通过对汽轮机凝汽器真空度下降原因的分析，介绍了凝汽器真空度下降的危害及主要特征，分析了真空度下降的原因，提出了预防真空度下降的措施。

关键词：凝汽器；真空度；原因分析；预防措施

凝汽设备是凝汽式汽轮机组的一个重要组成部分，它的工作性能直接影响整个汽轮机组的安全性、可靠性、稳定性和经济性。而凝汽器真空度是汽轮机运行的重要指标，也是反映凝汽器综合性能的一项主要考核指标。凝汽器的真空水平对汽轮发电机组的经济性有着直接影响，如机组真空下降1%，机组热耗将要上升0.6%～1%。因此保持凝汽器良好的运行工况，保证凝汽器的最有利真空；是每个发电厂节能的重要内容。而凝汽器内所形成的真空受凝汽器传热情况、真空系统严密性状况、冷却水的温度、流量、机组的排汽量及抽气器的工作状况等因素制约。因此有必要分析机组凝汽器真空度下降的原因，找出预防真空度下降的措施。

一、汽轮机凝汽器真空度下降的主要特征

    （1）排汽温度升高；

（2）凝结水过冷度增加；

（3）真空表指示降低；

（4）凝汽器端差增大；

（5）机组出现振动；

（6）在调节汽门开度不变的情况下，汽轮机的负荷降低。

二、汽轮机凝汽器真空度下降原因分析

    引起汽轮机凝汽器真空度下降的原因大致可以分为外因和内因两种。外因主要有循环水量中断或不足、循环水温升高、后轴封供汽中断、抽气器故障等；内因主要有凝汽器满水（或水位升高）、凝汽器结垢或腐蚀，传热恶化、凝汽器水侧泄漏、凝汽器真空系统不严密，汽侧泄漏导致空气涌入等。

2.1  循环水量中断或不足

2.1.1循环水中断。循环水中断引起真空急剧下降的主要特征是：真空表指示回零；凝汽器前循环水泵出口侧压力急剧下降；冷却塔无水喷出。循环水中断的原因可能是：循环水泵或其驱动电机故障；循环水吸水口滤网堵塞，吸入水位过低；循环水泵轴封或吸水管不严密或破裂，使空气漏人泵内等。循环水中断时，应迅速卸掉汽轮机负荷，并注意真空降到允许低限值时(600mmHg)进行故障停机。

2.1.2循环水量不足。循环水量不足的主要特征是：真空逐步下降；循环水出口和人口温差增大。由于引起循环水量不足的原因不同，因此有其不同的特点，所以可根据这些特征去分析判断故障所在，并加以解决：

(1) 若此时凝汽器中流体阻力增大，表现为循环水进出口压差增大，循环水泵出口和凝汽器进口的循环水压均增高，冷却塔布水量减少，可断定是凝汽器内管板堵塞，此时可采用停机清理的办法进行处理。

(2) 若此时凝汽器中流体阻力减小，表现为循环水进出口压差减小，循环水泵出口和凝汽器出口循环水压均增高，冷却塔布水量减少，可断定是凝汽器循环水出水管部分堵塞，例如出口闸门未全开或布水器堵塞等等。

(3) 循环水泵供水量减少，一般可从泵人口真空表指示的吸人高度增大、真空表指针摆动、泵内有噪音和冲击声、出口压力不稳等现象进行判断、此时应根据真空降低情况降低负荷，并迅速排除故障。

2.2  循环水温升高

当电厂的循环冷却水为开式循环方式时，受季节影响大，特别是夏季，循环水温升高，影响了凝汽器的换热效果。当循环水进口温度升高时，其吸收热量就减少，蒸汽冷凝温度就越高，冷凝温度的升高可使排汽压力相应升高，降低蒸汽在汽机内部的焓降，使得凝汽器内真空下降。循环水温越高，循环水从凝汽器中带走的热量越少，据测算，循环水温升高5℃，可使凝汽器真空降低1％左右。对于采用冷却塔的闭式循环供水系统，水温冷却主要取决于冷却水塔的工作状况。由于飞散及蒸发损失，循环补充用水是较大的，及时补充冷水是保持冷却水塔有效降温的重要方面，应定期检查冷却塔内的分配管是否正常，出水是否完好，这些因素都直接影响水的分布均匀性，影响其散热性能，通过每年清洗垫料，真空可恢复2％-3％，这样降低凝汽器进口水温是提高真空的有效途径，这比提高循环水量更为有效。可见，循环水温度对真空影响是很重要的。

2.3  后轴封供汽不足或中断

后轴封供汽不足或中断，将导致不凝结气体从外部漏入处于真空状态的部位，最后泄漏到凝汽器中，过多的不凝结的气体滞留在凝汽器中影响传热，凝结水过冷度增大，不但会使真空迅速下降，同时还会因空气冷却轴颈，严重时使转子收缩，胀差向负方向变动，轴封失汽，常由轴封汽压自动调节失灵或手动调节不当引起，都应开大调门，使轴封汽压力恢复正常，当轴封汽量分配不均引起个别轴封漏人空气时，应调节轴封汽分门，重新分配各轴封汽量，汽源本身压力不足，应设法恢复汽源，轴封汽不足或中断在处理过程中，应关闭轴封漏汽门。

2.4  抽气器故障

抽气器工作不正常引起真空下降的特征有：循环水出口水温与排汽汪 度的差值增大；抽气器排气管向外冒水或冒蒸汽；凝结水过循环度增大，但经空气严密性试验证明真空系统漏气并未增加。引起抽气器工作不正常的原因和处理原则如下：

(1) 冷却器的冷却水量不足，使两段抽气器内同时充满没有凝结的蒸汽；降低了喷嘴的工作效率。此时应打开凝结水再循环门，关小通往除氧器的凝结水门，必要时往凝汽器补充软化水。

(2) 冷却器内管板或隔板泄漏，使部分凝结水不通过管束而短路流出；冷却器汽侧疏水排出不正常，也可造成两段抽气器内充满未凝结的蒸汽。

(3) 冷却器水管破裂或管板上胀口松驰或疏水管不通，使抽气器满水，水从抽气器排气管喷出。

(4) 喷嘴磨损或腐蚀，使抽气器工作变坏。此时，抽气器的用汽量将增大，通过冷却器的主凝结水的温升也增大。

发生上述情况，应迅速进行处理，启动备用抽气器。

2.5  凝汽器热负荷过高

由于机组主蒸汽管自动主汽门前、调节汽门前疏水，低压加热器疏水以及抽汽逆止阀等多处疏水，均接入凝汽器，增加了凝汽器换热强度，当循环冷却水量一定或不足时，就会导致凝汽器真空度下降。改进的方法是将以上疏水系统加分流管道及阀门或直接接至电厂的疏水扩容器或疏水箱，以降低凝汽器的热负荷。

     2.6  凝汽器满水(或水位升高)

凝汽器汽侧空间水位过高引起真空下降的原因是：

(1) 凝汽器汽侧空间水位升高后，淹没了下边一部分铜管，减少了凝汽器的冷却面积，使汽轮机排汽压力升高即真空降低。

(2) 如凝汽器水位升高到抽空气管口高度，则凝汽器真空便开始下降。根据凝结水淹没抽气口的程度，开始时真空降低缓慢，以后便迅速加快，这时连接在凝汽器喉部的真空表指示下降，而连接在抽气器上的真空表指示上升。如果不及时采取必要的措施，将有水由抽气器的排气管中冒出。

造成凝汽器满水的可能原因如下：凝结水泵故障；凝汽器铜管破裂，此时凝结水水质恶化；；备用凝结水泵的进出口阀门关闭不严或逆止阀损坏，水从备用泵倒流回凝汽器内；正常运行中误将凝结水再循环门开大；凝汽器冷却面结垢或腐蚀，传热恶化。

当凝汽器内铜管脏污结垢时，将影响凝汽器的热交换，使凝汽器端差增大，排汽温度上升，此时凝汽器内水阻增大，冷却通流量减小，冷却水出入口温差也随之增加，造成真空下降。凝结器冷却面结垢对真空的影响是逐步积累和增强的，因此判断凝汽器冷却面是否结垢，应与冷却面洁净时的运行数据比较。凝汽器冷却面结垢的主要原因是循环水水质不良，在铜管内壁沉积了一层软质的有机垢或结成硬质的无机垢，严重地降低了铜管的传热能力，并减少了铜管的通流面积。当结垢过多，真空过低时，就必须停机进行清洗。

2.8  凝汽器水侧泄漏

凝汽器铜管泄漏，是凝汽器最常遇到的故障之一。凝汽器铜管泄漏，将使硬度很高的冷却水进入凝汽器汽侧，凝汽器水位升高，真空下降，此外还使凝结水质变坏，造成锅炉和其它设备结垢和腐蚀，严重时可导致锅炉爆管。确认凝汽器铜管泄漏时应立即对铜管做堵管处理。

2.9  凝汽器真空系统不严密，汽侧泄漏导致空气涌入

真空系统不严密，存在较小漏点时，不凝结的汽体从外部漏人处于真空状态的部位，最后泄漏到凝汽器中，过多的不凝结气体滞留在凝汽器中影响传热，使真空异常下降，这类真空下降的特点是下降速度缓慢，而且真空下降到某一定值后，即保持稳定不再下降，这说明漏汽量和抽气量达到平衡。真空系统不严密漏气量增多时，表现的主要现象是：汽轮机排气温度与凝汽器出口循环水温的差值增大、凝结水过冷却度增大。此时应立即查找漏气原因和漏气点并予以消除。下面介绍一下一般容易发生漏气的地点，以便查找和消除。

(1) 轴封蒸汽未及时调整好造成轴封断汽，使空气从轴封处漏入，特别是在负荷突然降低时容易发生，应十分注意。

(2) 汽轮机排汽室与凝汽器的连接管段由于热变形或腐蚀穿孔引起漏气。

(3) 汽缸变形，从法兰接合面不严密处漏入空气。

(4) 自动排气门或真空破坏门水封断水。

(5) 凝汽器水位计接头不严密，或其它与真空系统连接的设备或管道上的计量表连接管有缺陷。

(6) 真空系统的管道法兰接合面、阀门盘根等不严密，特别是抽气器空气抽出管上的空气门盘根不严密等。

三、凝汽器真空下降的预防措施

真空系统庞大，与真空有关的设备系统分散复杂，真空下降事故至今仍在汽轮机事故中占相当大比重，需要时刻做好真空下降预防工作。

(1) 加强对循环水供水设备的维护工作，确保循环水供水设备的正常运行。

(2) 提高抽气器工作性能，加强对凝结水泵及射水泵、射水泵抽气器等空气抽出设备的维护工作，确保其正常运行，抽气器切换要严防误操作。

(3) 轴封供汽压力自动、凝汽器水位自动要可靠投用，调整门动作要可靠，并加强对凝汽器水位和轴封汽压力的监视。

(4) 对凝汽器的汽水、水封设备的运行加强监视分析，防止水封设备损坏或水封头失水漏空气。

(5) 汽水系统化学补充水接至凝汽器。补充水温度低，吸收排汽热量可降低凝汽器温度。

(6) 坚持定期进行汽轮机真空严密性试验，监视真空系统严密程度。若结果不合格时，应对汽轮机真空系统进行查漏，堵漏。

(7) 低真空保护装置应投入运行，整定值应符合设计要求，不得任意改变报警、停机的整定值。

(8) 在运行中若凝结水水质不合格，但硬度又不高，可能是由于管板胀口不严有轻微的泄漏所致。这时，若停运凝汽器，不易找出泄漏处。可以考虑的应急做法是在循环水泵吸入口水中加适量的锯木屑。木屑进入水室中，在泄漏处受到真空的作用会将“针孔”堵塞，可使水硬度维持在合格范围内。

(9) 可以考虑加装凝汽器铜管杀菌灭藻装置，防止微生物在铜管内壁蔓延。

(10) 提高凝汽器胶球自动清洗装置的投入率。

(11) 可以考虑定期进行凝汽器铜管硫酸亚铁补膜工作。

(12) 加强运行管理，对下列各参数定时记录，以便分析比较：凝汽器的真空，排汽温度，凝结水的水质、温度，循环水进出口水温、压力，凝汽器热井水位，循环水泵电流值等。

总之，影响汽轮机凝汽器真空的因素来自很多方面：设计、安装、制造、运行管理等。例如真空严密性差、轴封系统欠合理、轴封漏汽量多、凝汽器热负荷过高、循环水量不足、冷却水温高等均可使真空难以达到理想的水平。对可能引起汽轮机凝汽器真空度系统故障的因素定时检查，及时发现问题，及时查明原因，采取措施予以解决，确保机组的安全经济运行。（建湖公司   金泽森）

循环硫化床锅炉结焦

摘要   循环流化床锅炉是八十年代发展起来的高效率、低污染和良好综合利用的燃烧技术，由于它在煤种适应性和调节负荷能力以及污染物排放上具有的独特优势，使其得到迅速发展。循环流化床锅炉的原理及其脱硫工艺等加工技术的发展，带来了社会效益和经济效益。

关键词  循环流化床    锅炉  结焦

1.引言

循环流化床锅炉采用流态化的燃烧方式，是介于煤粉炉悬浮燃烧和链条炉固定燃烧之间的燃烧方式，即通常所讲的半悬浮燃烧方式。自循环流化床燃烧技术出现以来，循环流化床锅炉已在世界范围内得到广泛的应用。循环流化床锅炉是一种国际公认的洁净煤燃烧技术，以其燃料适应性广、脱硫效果好、NOx排放量低、负荷调节性能好等优点在我国燃煤电站中方兴未艾。我国循环流化床锅炉技术已步入世界先进水平，循环流化床锅炉总装机容量也居世界第一位，但是，我国锅炉的脱硫现状还不很乐观，脱硫系统的可用率、锅炉脱硫效率等，因此循环流化床锅炉的应用加工还存在不少问题，离国际先进水平有一定差距。

2.循环流化床锅炉的特点

 由于在循环流化床内气、固两相混合物的热容量比单相烟气的热容量大几十倍甚至几百倍，因此循环流化床锅炉中燃料的着火、燃烧非常稳定。在床内沿炉膛高度所进行的燃烧和传热过程，基本上是在十分均匀的炉膛温度下(一般为850℃～930℃)进行的，从而可使循环流化床锅炉达到98%～99%的燃烧效率。在钙与燃料中的硫摩尔比为115～215的情况下可以达到90% 以上的脱硫效率。由于循环流化床锅炉是中温燃烧，而且燃烧过程是在整个炉膛高度上进行的，所以可以方便地组织分级燃烧，因而可以有效地抑制NOx的生成，降低NOx的排放。由于炉内气、固两相流对受热面的传热是在整个炉膛内进行的，不需在床内布置埋管受热面，因而完全避免了埋管的磨损问题。而布置在炉膛出口外的高效分离器可将大部分固体颗粒从烟气中分离出来，大大减少了尾部烟道中烟气的粉尘浓度，减少了尾部受热面的磨损。

1、循环流化床可以实现中温燃烧，因此，氮氧化物的排放量远低于煤粉炉，仅为200mg/m左右³；同时，可实现在燃烧过程中直接脱硫，且脱硫效果高，技术设备经济简单，因此，其脱硫的初投资远低于煤粉炉中加烟气脱硫。

2、燃料实用性广，且燃烧效率高，特别适用于低热值煤。

3、排出的灰渣活性广，易实现综合利用，无二次灰渣污染。

4、负荷调节范围大，在30%—110%下可以稳定燃烧，无需助燃油支持。

5、可以实现压火热备用，这样在热启动时在床温大于650℃的条件下可以直接投煤运行，低负荷时运行安全性好，适用于调峰运行。

3.循环流化床锅炉的工作原理

燃料煤首先被加工成一定粒度范围内的筛分煤，然后由给煤机经落煤管送入到循环流化床密相区进行燃烧，其中许多细颗粒物料将进入到稀相区继续燃烧，并有部分随烟气飞出炉膛。飞出炉膛的大部分细颗粒由旋风分离器分离后经返料器送回炉膛重新燃烧。燃烧过程中产生的大量高温烟气，流进过热器、省煤器、空气预热器等受热面，进入除尘器除尘后洁净的烟气由引风机排至烟囱进入大气。循环流化床锅炉燃烧在整个炉膛内进行，而且炉膛内具有很高的颗粒浓度，高浓度颗粒通过床层、炉膛、分离器和返料装置，再返回炉膛，进行多次循环，颗粒在循环过程中进行燃烧和传热。

4.结焦可分为高温结焦和低温结焦。

高温结焦是指床层整体温度水平较高而流化正常时所形成的结焦。当床料中含碳量过高而未能适时调整风量或返料量时就有可能出现高温结焦。高温结焦的特点是面积大，甚至波及整个床，而且从高温结焦表面上看基本是熔融的，冷却后呈深褐色，质坚块硬，并夹有少量气孔。

低温结焦就是当床层整体温度低于灰渣的变形温度，由于局部超温或低温烧结引起的结焦。低温结焦的特点是带有许多嵌入的未烧结的颗粒。低温结焦不仅会在启动过程或压火是出现在床层内，有时也会出现在炉膛以外，如高温旋风分离器的灰斗内，返料机构内。

结焦时在炉膛内可以看到有炽热的白色火星在炉膛内不停的翻滚；床层的温度突然上升并超过了灰熔点；有时也会发生床温测点的温度变化较大，其实那时是焦块在测点的附近翻滚；同时一次风室的压力变化也较大。

5.循环流化床锅炉结焦的原因

（1）运行中操作不当，造成床温超温而结焦。

（2）运行中一次风量保持太小，如低于最低流化风量，使物料不能很好地流化而堆积，悬浮段燃烧份额下降，这改变了整个炉膛的温度场，使锅炉的出力下降，这时若盲目的加大给煤量，会造成炉床超温而结焦。

（3）燃煤制备系统故障造成燃料中出颗粒份额较大，这样就会造成密相床超温而结焦。

（4）煤种变化范围较大，如突然燃烧挥发分较低的煤种时由于运行人员调整不及时时间长了就容易结焦

（5）在点火过程中出现的低温结焦和高温结焦。低温结焦一般是在点火过程中，整个流化床的温度还较低，只有400到500℃，但由于点火过程中风量较小，布风板均匀性较差，流化效果不好，使局部达到了着火温度，虽然尚未流化但此时的风量却足以使之迅速燃烧，致使该处物料温度超过了灰熔点发现不及时而结焦。这种结焦发现及时只要用专用工具将焦块扒出就可以重新启动。高温结焦是在点火后期料层以全部流化，床温已达到着火温度，此时料层中可燃成分很高，是床料燃烧异常，温度急剧上升，火焰呈刺眼的白色，当温度超过灰熔化温度时，就可能发生结焦。对于这两种结焦，只要认真做好冷态试验，控制好温升速度及临界流化风量并按点火过程操作就可以避免结焦。

（6）返料风机故障造成返料突然中断处理不当也会发生结焦，这种情况也会发生在点火后期撤油枪后在投返料时由于床层中未燃尽的物质较多，返料投不上使床温超温而结焦。发生这种情况时应当及时减少给煤量和增加流化风量，及时查找原因并排除故障就能避免结焦。

（7）由于空预器漏风较严重，加上布风板上的风帽由于运行时间长后有堵塞。这样在运行中冷渣机下渣不畅时容易在下渣口处产生结焦现象。在发生这种结焦现象时运行人员应当加强监视料层差压，及时疏通。

6.结束语

结焦在日常运行中运行人员通过对参数的分析，及时的调整、处理是可以将事故避免或缩小的。在事故处理时应当遵循宁可熄火不可结焦的原则。

参考文献

【1】路春美  程世庆 王永征编 循环流化床锅炉设备与运行 中国电力出版社

【2】西北电力建设集团公司 党黎军编  循环流化床锅炉的启动调试与安全运行

（建湖公司  姚佩江）

关于我厂三相异步电动机缺相运行的分析及其预防措施

三相交流电动机在我厂电气专业运行中应用十分广泛，但三相交流电动机因缺相运行造成烧毁的事故在生产中比较多，例如#3炉上料#1皮带电机因为缺相运行时间较长，而烧毁电机，造成#3炉压火，#2机停机的重大安全缺陷。给我厂造成了较大经济损失，就此我分析了三相电动机缺相运行后烧毁的故障现象及△接法的电动机和Y接法的电动机缺相时各相电流的变化和产生的后果及保护措施。

一、 造成电动机缺相运行的原因有：

保险丝选择不当或安装不好，使熔丝断一相。开关接触器的触头接触不良。导线接头松动或断一根线。有一相绕组开路。

二、电动机缺相运行的后果

1、缺相时电机电流的变化

正常起动或运行时，三相电机为对称负载，三相电流大小相等，小于或等于额定值。出现一相断线后，使一相线电流为零，另两相线电流会增大。例如，对于三角形接法的电动机，在额定值下正常运行时，每相绕组的相电流为电动机额定电流（线电流）的1/√3倍。当U相断开，U、W两相绕组串联后再与V相绕组并联接在V、W两相电源上运行。在额定负载不变时，V相绕组的相电流将是最大，为正常运行时的2倍（即为电动机额定电流的1.16倍），而U、W两相的相电流仍不变，而线路上的线电流增大到额定电流的√3倍。由于V相绕组的相电流比正常运行时增大了一倍，引起绕组过热。对于星形接法的电动机，当U相断开，V、W两相绕组 串联接在电源V、W两相上运行。在额定负载不变时，U相电流为零，V、W两相绕组的电流增大到额定电流的√3倍，使绕组过热。从上述分析可知，两种接法的电动机，当发生缺相运行时，都会使某一相绕组（三角形接法）或某两相绕组（星形接法）的相电流和线电流增大。但增大的电流不能使熔丝熔断，可如果长期缺相运行，温度上升很快，容易烧毁电动机。事实证明，当电动机的负载为额定负载的40%以上发生缺相运行时，绕组的相电流就会超过正常值。所以在实践中60%-70%以上的电动机烧毁事故都是缺相运行所致，故对电动机的缺相防护十分重要。

2、运行中电动机缺相时①、当满载时缺相，电动机处于过流状态即电流超过额定电流，表现为电机噪声大，转速急速下降且无力，电机温度急速上升导致烧坏电机。②、轻载运行电动机断相时，电动机会因为惯性的作用下继续运转一段时间，但转速偏低，未断相的绕组电流迅速增加，使这相绕组由于温升过高而被烧毁。因此，一般在电动机的控制电路上都会设置有断相保护。

3、启动时缺相：转子左右摆动，有强烈的“嗡嗡”声。电动机不能起动、其绕组电流为额定电流的4～7倍。发热量为正常温升的16～49倍，因其迅速超过允许温升而使电动机烧毁。总之，电动机运行时有一相断线，会产生如下后果：①电动机无法正常运行造成温升过高绝缘降低减少寿命②在短时间内不断电的话会烧毁绝缘烧坏电动机造直接经济损失③断线点带电，容易造成触电或伤亡事故。

三、电动机缺相运行的保护措施

（1）断路保护。对电动机及其线路的短路大电流作及时的切断 保护。否则很大的短路电流会很快烧毁电动机、线路及其他设备，造成重大损失。对于500伏以下的低压电动机，一般采用熔丝或断路器的电磁瞬时脱扣器作短路保护。

（2）过载（过负荷）保护。对于电动机的过载电流，熔丝不一定能熔断。所以要单独设置切断过载电流的保护装置，当电动机过载20%运行时，热继电器在20分钟内动作，切断电源。电动机一般采用 热继电器或断路器的热脱扣器进行过载保护。

（3）断相运行保护（又称缺相运行保护或两相运行保护）。缺相运行保护也是一种过载保护，而一般的热继电器不能可靠的保护电动机免于缺相运行（带断相保护装置的热继电器除外）。所以在条件允许时，应单独设置缺相运行保护装置。常用的保护方法有：1、采用带断相保护装置的热继电器作缺相保护；2、欠电流继电器断相保护；3、零序电压继电器断相保护；4、断丝电压继电器断相保护；5、带饱和电流互感器保护。

（4）失压和欠压（低电压）保护。为了防止电动机在过低电压下启动和运行，以及电动机在运行中突然断电后又恢复供电时的自启动，一般均采用失压和欠压保护。交流接触器的电磁机构、断路器的失压脱扣器、自耦减压启动器的欠压脱扣器及电压继电器都可起失压和欠压保护作用。当电源电压低到额定电压的35%-70%时，电磁铁会释放，失压脱扣器会动作而切断电源。

（5）接地或接零保护。当电动机外壳带电时，防止人触及机壳而触电的保护装置。由于电机在我们日常生活中用途很广泛，且工作时难免会出现各种故障，如负载经常变化，或经常发生过载、堵转以至烧毁电机绕组等现象。对于这样运行的电机必须加装各种保护装置，以保证设备和人身安全。（建湖公司  金崇勇）

我对脱硫塔的理解

    近年来国家对环境标准的渐趋严格，环保要求越来越高，我公司从去年开始实施燃煤锅炉烟气脱硫除尘改造项目，采用炉内喷钙联合炉后烟气脱硫方式，核心技术是循环流化床干法烟气脱硫技术。随着项目的开展，对我来说认识了一个新事物脱硫塔和文丘里，在这里谈谈我对脱硫塔的理解，和大家共勉。

循环流化床干法烟气脱硫系统主要由脱硫塔系统、物料（脱硫灰）再循环系统、尾部增湿（气水）系统、脱硫布袋除尘器及炉内喷钙系统组成。

脱硫塔系统指锅炉出口烟道到脱硫塔底部入口、脱硫塔顶部出口到机械预除尘器入口的烟道和脱硫塔部分。每台锅炉尾部烟气脱硫系统设置一台脱硫塔，每台脱硫塔对应有一套灰循环系统和喷水系统。

脱硫塔是尾部烟气脱硫系统的核心设备，其包括下部整流装置、烟气进入口、雾化喷嘴安装口、加料口、回料口、顶部封盖、烟气径向出口等。锅炉出来的原烟气温度约为140℃左右，从底部进入脱硫塔，在脱硫塔的进口段，高温烟气与加入的吸收剂、循环脱硫灰充分预混合，进行初步的脱硫反应，在这一区域主要完成吸收剂与HCl、HF的反应。

然后烟气通过脱硫塔下部的文丘里管的加速，进入循环流化床床体；物料在循环流化床里，气固两相由于气流的作用，产生激烈的湍动与混合，充分接触，在上升的过程中，不断形成絮状物向下返回，而絮状物在激烈湍动中又不断解体重新被气流提升，使得气固间的滑落速度高达单颗粒滑落速度的数十倍；脱硫塔顶部结构进一步强化了絮状物的返回，进一步提高了塔内颗粒的床层密度，使得床内的Ca/S比高达50以上，SO2充分反应。这种循环流化床内气固两相流机制，极大地强化了气固间的传质与传热，为实现高脱硫率提供了根本的保证。

在文丘里的出口扩管段设有喷水装置，喷入的雾化水用以降低脱硫反应器内的烟温，使烟温降至75℃左右（高于烟气露点20℃左右），从而使得SO2与Ca(OH)2的反应转化为可以瞬间完成的离子型反应。吸收剂、循环脱硫灰在文丘里段以上的塔内进行第二步的充分反应，生成副产物CaSO3•1/2H2O，此外还有与SO3、HF和HCl反应生成相应的副产物CaSO4•1/2H2O、CaF2、CaCl2•Ca(OH)2•2H2O等。

无论烟气量如何变化，烟气在文丘里以上的塔内流速均保持在4～6m/s之间，为满足脱硫反应的要求，烟气在该段的停留时间至少为3秒以上，通常设计时间在6秒左右。烟气在上升过程中，颗粒一部分随烟气被带出脱硫塔，一部分因自重重新返回流化床中，进一步增加了流化床的床层颗粒浓度和延长吸收剂的反应时间。

只有在循环流化床这种气固两相流动机制下，才具有最大的气固滑落速度。同时，脱硫反应塔内能否获得气固最大滑落速度，是衡量一个干法脱硫工艺先进与否的一个重要指标，也是一个鉴别干法脱硫工艺能否达到较高脱硫率的一个重要指标。当气流速度大于10m/s时，气固间滑落速度很小或只在脱硫塔某个局部具有滑落速度，要达到很高的脱硫率是不可能的。

喷入脱硫塔用于降低烟气温度的水，以激烈湍动的、拥有巨大的表面积的颗粒作为载体，在塔内得到充分的蒸发，保证了进入后续除尘器中的灰具有良好的流动状态。

由于流化床中气固间良好的传热、传质效果，SO3全部得以去除，加上排烟温度始终控制在高于露点温度20℃以上，因此烟气不需要再加热，同时整个系统也无须任何的防腐处理。

净化后的含尘烟气从脱硫塔顶部侧向排出，然后转向进入脱硫后除尘器进行气固分离。经除尘器捕集下来的固体颗粒，通过除尘器下的脱硫灰再循环系统，返回吸收塔继续参加反应，如此循环。多余的少量脱硫灰渣通过气力输送至脱硫灰库内。由于大量脱硫灰的循环，脱硫除尘器的入口烟气粉尘浓度高达600～1000g/Nm3，经脱硫后布袋除尘器后的烟气含尘浓度低于30mg/Nm3，最后经引风机排往烟囱。

经过前段时间的调试，采用炉内喷钙联合炉后烟气脱硫方式，达到了预期效果，满足了环保要求，但在返料灰的建立和保持脱硫剂的顺畅上还有待进一步的提高。（建湖公司  徐俊之）

浅谈汽轮机的常见故障及检修方法

随着科学技术的发展、先进的技术在汽轮机上普遍应用、电子、机械化的提升，汽轮机高性能，大容量，大参数等方面的发展，单机容量综合制造，机组结构优化，内部结构复杂紧凑技改，控制系统要求自动调节可靠。计算机通信技术数据实时信息分析处理的研发应用。ETS保护、保安系统、505E调节系统、油系统、自动控制精确性等方面技术合理创新。降低了汽轮机安装，调试，运营的成本，有效地保证了机组安全稳定经济运行。

一、汽轮机机组调速系统常见故障及检修方法

1、汽轮机机组505E调速系统，高压调速汽门、是由PID积分、微分、比较处理控制。它的常見故障伺服油压下降不正常、溢流阀卡涩、油管回油量不足、电液转换器滤网堵塞、无颤振，这些常見故障导致机组启停次数的增加，

因此检修方法，利用停机的机会把电控油泵滤网清洗，电控油泵检查、溢流阀清洗、电液转换器滤网清洗，反复冲洗，油过滤处理。

2、对执行机构的检查、分析运行参数，根据DCS曲线中历史趋势求得迟缓迟缓率0.4﹪, 利用停机机会分段排查故障点，找出缺陷原因、对症下药.从处理缺陷上大多数电液转换器存在卡涩现象，这一现象检修方法：把电液转换解体清洗，更换电液转换器，组装完成后重新找中，然后做拉阀试验，对拉阀试验参数进行比较，调整在允许范围之内。

3、在线进行润滑系统油滤网清洗,检查是否有乌金金属。在线进行检查把化验取样阀打开放水是否有水，无水则关闭。

4、对保安系统启动及挂闸装置检查，保证电子阀动作自如无卡涩。保安系统的检查主要是AST电子阀检查，建立安全、泄掉事故油，主汽门关闭、调速汽速关闭。OPC电子阀检查、主要是发电解列、DEH转速3090RMP，不泄安全油、建立亊故油、2S-4S恢复正常，保安系统动作不灵敏、调速系统卡涩迟缓率≤0.4﹪。检修方法；定期在线过滤汽轮机透平油杂物、过滤汽轮机透平油中水分，对卡涩的设备停机解体检查消缺清洗，对配汽机构添加二硫化钼，利用调速系统自身动力特性，要求配汽机构、保安系统、调试、动作灵活性，调速系统迟缓率≤0.2﹪。

 二、汽轮机机组调速系统常见故障检修方案

1、严格把控设备质量，确保设备稳定运行。机组设备的质量问题是关系到机组稳定经济运行，如果机组设备的质量没有保证，那就无法谈及机组的稳定运行，为了提升汽轮机自身质量，一方面建议汽轮机制造厂商，应该不断提高汽轮机设备的生产工艺水平。同时严格控制汽轮机设备的质量检测，坚决禁止不合格的汽轮机产品投入实际的生产运行中，另一方面汽轮机的用户—也可以在汽轮机设备制造期间派专人住生产厂家监制，以确保汽轮机设备质量符合国家标准，符合客户实际要求。

2、提升安装工艺水平，确保设备安装质量。汽轮机的调速系统的安装工艺也是设备稳定安全运行的有效保证，汽轮机调速系统在安前首先在现场对设备进行解体检查。并且对所有部件及管道清理，有必要的管道进行化学清冼。汽轮机调速系统在组装过程中，对设备组装要符合装配工艺要求，清洁要求，间隙配合要求，过盈配合要求。管道安装严格执行管道焊接工艺要求，汽轮机调速系统在安装过程中，到安装现场进行对设备安装监护，安装应按《汽轮机设备指导书》安装工艺要求，执行制造厂家技术要求。

三、不断完善检修技术，健全汽轮机设备检修方案

1、维护汽轮机调速系统的稳定，就必须加强调速系统的检测，完善检修技术，避免设备亊故的发生.。

2、汽轮机调速系统动作特性，必须按照汽轮机静态曲线运行，加强检修责任心，加强汽轮机设备定期保养，维护，确保调速系统动作自如，调速系统迟缓率保证≤0.2﹪，速度变动率保证在4﹪-5﹪。

3、加强运行人员的智能培训，多元化，既会运行，又会干检修，发现问题及时处理，避免亊故的发生。

4、汽轮机调速系统油在线定期过滤处理，过滤机械杂物，利用真空滤油机加热装置把油温加热到70℃左右，提高调速系统油冲洗过滤效果。

总之，要总结经验、吸取教训，寻找减少一般事故和杜绝重大事故的客观规律，釆取切实有效的防范措施，才能使热电步入良好的安全循环轨道。

汽轮机调速系统作为汽轮机组主要的组成部分，在电力系统得以广泛应用，由于汽轮机调速系统工作环境不一样，维护保养的差异，监控的差异，一旦发生异常，对电力网络运行和供热网络运行将产生巨大影响，因此。对汽轮机的检测和保养维护要有完善的管理制度，培养合格的人材，加强汽轮机检修队伍的综合培养，提高检修队伍的工艺水平，积累成熟的运行经验和检修经验，及时发现汽轮机的设备缺缺，以最快的速度消缺，防止事故扩大，随时保障汽轮机组安全稳定经济运行。（建湖公司   朱福同）

学习心得

近段时间，我学习了电气设备检修中关于低压电器检修的一些知识，现总结一下自己的体会，和学到的内容。

低压电器一般都有两个基本部分：一个是感测部分，它感测外界的信号，作出有规律的反应，在自控电器中，感测部分大多由电磁机构组成，在受控电器中，感测部分通常为操作手柄等；另一个是执行部分，如触点是根据指令进行电路的接通或切断的。

低压电器的种类繁多，分类方法有很多种。

1.按动作方式可分为：

（1）手动电器--依靠外力直接操作来进行切换的电器，如刀开关、按钮开关等。

（2）自动电器--依靠指令或物理量变化而自动动作的电器，如接触器、继电器等。

2.按用途可分为：

（1）低压控制电器--主要在低压配电系统及动力设备中起控制作用，如刀开关、低压断路器等。

（2）低压保护电器--主要在低压配电系统及动力设备中起保护作用，如熔断器、热继电器等。

3.按种类可分为：

刀开关、刀形转换开关、熔断器、低压断路器、接触器、继电器、主令电器和自动开关等。

在日常工作中，我们检修各种低压电器设备，常遇到的问题包括：触头的故障，电磁系统的故障，灭弧系统的故障。通过这段时间的加深学习，我全面了解了低压电器各种可能出现的故障，并掌握了如何维修，维护。在日后工作中，当厂里的低压电器设备发生故障时，我必然可以更快的发现故障点，并排除，保障设备经济，平稳的运行。（建湖公司  朱文）

如何提高热电厂的经济性

     1.提高循环热效率

循环热效率一般是40%--50%，是火电厂最大的热损失，提高循环热效率是提高单元制发电机组运行经济性的主要内容，其措施如下：

（1）额定的蒸汽规范。提高蒸汽参数可以提高发电机组的热经济性，维持发电机组额定参数是经济运行的主要内容。如果降低运行发电机组的初参数，会降低其经济性。所以监盘人员应密切监视新蒸汽参数，并及时调整，使之不超过规定的范围。

（2）保持最佳真空。提高汽轮机真空可以增加可用焓降减少蒸汽损失，提高循环效率，但循泵电耗要增加，故要使汽轮机在最佳真空下运行。具体办法如下：1，合理的凝汽器热井水位2，保持凝汽器管束的清洁，提高冷却效果3，提高真空系统的严密性4，轴封供汽压力正常。

（3）充分利用回热加热设备，提高给水温度，利用汽轮机抽汽加热凝结水和给水，使这部分抽汽不排入凝汽器，就可以减少被循环水带走的热量，即减少所谓冷源损失。由于给水温度提高，使每千克蒸汽在锅炉中的吸收热量下降，从而提高了单元制发电机组的经济性。

    所以正常运行中应尽可能把全部高、低压加热器投入运行，并加强运行维护管理，提高其运行效果。其具体措施如下：①提高加热器检修质量，消除泄漏现象；②清扫加热器管子，保持表面清洁，降低其端差；③消除加热器旁路门和隔板的内漏现象，防止给水短路；④改进加热器空气管安装位置，防止加热器内部积存空气；⑤消除低压加热器不严密，防止空气漏入；防止高压加热器保护失灵，保证高压加热器投入；⑥高低压加热器随机组启停，提高启停中加热器利用率，减小温差应力。

2保证各主要设备的经济运行

火电厂设备庞大、复杂，要保证各设备的安全经济运行，应从设备管理及维护、设备改造、提高职工素质、运行等角度出发。（1）建立完善、可靠的设备管理制度，进行科学化管理。（2）善于根据现场设备情况及技术发展情况对设备进行技术改造，以取得更佳的生产效果。（3）提高员工的业务素质，强化职工的主人翁意识，树立起高度的工作责任心，加强职工技能的培训，以保证电厂的安全经济运行。

2.1维持锅炉的经济运行

   锅炉效率一般为90-94%，在锅炉的热损失中排烟损失q2和机械部不完全燃烧热损失q4是最主要的热损失，为提高锅炉的热效率，主要采取措施减小这两项热损失，具体措施如下：

  （1）保持运行工况的稳定：外界负荷变化时，锅炉就要进行一系列的调节，使给煤量，空气量，给水量做相应的改变，以保证汽温汽压，水位的稳定。汽温，汽压，水位偏离规定值会影响到机组的安全经济。比如：汽压偏低，将使锅炉煤耗增加，汽机汽耗增加。汽温偏高，使金属强度下降，设备损坏。水位过高，使蒸汽品质恶化，会使过热器结垢，使管子损坏，汽机效率降低，甚至发生蒸汽带水，发生水冲击事故。

  （2）提高给水品质，这不但是保证蒸汽品质的的重要条件，还可以减轻受热面结垢

  （3）严格执行巡回检查制度，发现设备缺陷尽早处理，尽可能消除不安全因素

  （4）保证合理的烟气流速，避免过热器有较大的磨损。

  （5）尽量减少炉膛，烟道等处的漏风，因为这会使炉内过量空气系数增大，排烟容量增大，从而导致q2、q4的增加，使锅炉热效率降低，经济下降。

  （6）保证炉内良好的燃烧动力工况。当炉内燃烧动力工况不好时，就可能出现流化不良，燃烧条件恶化，火焰充满度差，火焰中心不当，一次风偏斜严重，火焰贴墙、冲壁等现象。这些又进一步导致q2、q4的增加，炉内及炉膛出口结渣，造成炉内和烟道热负荷不均，可能造成水循环故障、过热器热偏差过大等。燃烧工况极度恶化时，甚至会出现熄火结焦等恶性事故。

2.2维持汽轮机的经济运行

     除前述与循环效率有关的一些主要措施外，汽轮机运行中还应注意方面如下：

   （1）合理分配负荷，尽量使发电机机组在调节气阀全开的情况下工作，以减少主蒸汽在进入汽轮机前的节流损失。

    （2）尽量回收各项疏水，清除漏水漏气，减少凝结水损失及热量损失，降低补水率。

   （3）凝结水出现过冷度，可凝结水中含氧量增加，引起设备腐蚀，而且凝结水本身的热量被循环水带走而造成浪费。一般过冷度煤增加1°，燃料消耗量增加0.1-0.15%，因此汽轮机过冷度只允许在2°以内。减小过冷度的方法有：运行中严密监视凝汽器水位，以免管束被淹没。注意真空系统的严密性，以防空气进入。保证抽气器正常工作。

   （4）保证轴封工作良好，避免轴封漏气量增加。

3.降低厂用电

     对燃煤发电厂来说，输煤系统，各大风机，泵所消耗的电能占厂用电很大的比重，所以，降低这些负载的用电量，对降低厂用电效果很明显。具体措施如下：

    （1）降低循泵的耗电量:尽可能减少管道的阻力，维持循环水管的虹吸作用，保证凝汽器在最有利真空下运行的前提下，合理调配循泵的运行。

    （2）降低引，送风机的耗电量：在不影响流化的前提下，以试验的流化风运行。及时补焊各风道的漏风，通过吹灰减少烟气的阻力，加强对除尘器的维护和防堵灰的方法，也可使引，送风机的电耗减少。   

     （3）减少卸煤、上煤时皮带的空载运行。（建湖公司  刘大勇）

关于发电厂锅炉结焦问题

    摘要：锅炉的结焦问题是比较普遍存在的，结焦对锅炉运行的经济性与安全性均带来不利影响，严重的结焦会导致锅炉被迫停炉，极大地影响锅炉的安全性和经济性。

　　关键词：锅炉；结焦

　　1 结焦的危害主要表现在以下一些方面：

　　锅炉热效率下降：受热面结渣后，使传热恶化排烟温度升高，锅炉热效率下降；燃烧器出口结渣，造成气流偏斜，燃烧恶化，有可能使机械未完全燃烧热损化学未完全燃烧热损失增大；使锅炉通风阻力增大，厂用电量上升。

　　影响锅炉出力：水冷壁结渣后，会使蒸发量下降；炉膛出口烟温升高，蒸汽出口温度升高，管壁温度升高，以及通风阻力的增大，有可能成为限制出力的因素。

　　影响锅炉运行的安全性：结渣后过热器处烟温及汽温均升高，严重时会引起管壁超温；结渣往往是不均匀的，结果使过热器热偏差增大，对自然循环锅炉的水循环安全性以及强制循环锅炉的水冷壁热偏差带来不利影响；炉膛上部结渣块掉落时，可能砸坏冷灰斗水冷壁管，造成炉膛灭火或堵塞排渣口，使锅炉被迫停止运行；除渣操作时间长时，炉膛漏入冷风太多，使燃烧不稳定甚至灭火。

　　2 锅炉结渣原因是多方面的，防止或解决锅炉结渣问题首先应找出结渣的原因，从多方面入手，加以解决。防止和减少锅炉结渣的具体措施如下：

　　要有合适的煤粉细度。煤粉粗，火炬拖长，粗粉因惯性作用会直接冲刷受热面。再则，粗煤粉燃烧温度比烟温高许多，熔化比例高，冲墙后容易引起结渣。但是，煤粉太细也会带来问题，一是电耗高，制粉出力受到影响，二是炉膛出口烟温升高，易引起结渣。

　　适当提高一次风速可以减轻燃烧器附近的结渣。提高一次风速可推迟煤粉的着火，可使着火点离燃烧器更远，火焰高温区也相应推移到炉膛中心，可以避免喷口附加结渣。提高一次风速还可以增加一次风射流的刚性，减少由于射流两侧静压作用而产生的偏转，避免一次风气流直接冲刷壁面而产生结渣。

　　炉膛出口温度场应尽可能均匀。降低炉膛出口残余旋转，均匀的温度分布可使密排对流管束中烟气温度低于开始结渣温度。应用三次风、二次风反切来减少残余旋转，必须能够很准确地计算出主旋气流和反切气流的动量矩以及合成气流的动量矩，而且通过运行调试来观察是否满足运行要求。

　　组织合理而良好的炉内空气动力场是防止结焦的前提。

　　燃烧中心温度高达1400~1600度。当灰渣撞击炉壁时，若仍保持软化或熔化状态，易黏结附于炉壁上形成结渣，尤其是在有卫燃带的炉膛内壁，表面温度很高，又很粗糙，更易结渣，而且易成为大片焦渣的策源地。因此必须保持燃烧中心适中，防止火焰中心偏斜和贴边。

　　炉内旋转气流对燃烧器射流的冲击力和作用点。旋转强度大，射流偏转加剧，实际切圆增大；一次风射流刚性；射流两侧补气条件差异；燃烧器组长宽比及燃烧器喷口间隙。当燃烧器组高宽比越大时，燃烧器组中间部分从上下两侧获取补气的条件越差，射流偏转加剧。

　　四角煤粉浓度及各燃烧器配风应尽量均匀：煤粉喷口煤粉量分配不均匀的状况必然造成炉膛局部缺氧和负荷分配不均匀，在燃烧空气不足的情况下，炉膛结渣状况恶化。当燃烧器配风不均匀或者锅炉降负荷，燃烧器缺角或缺对角运行时，炉内火焰中心会发生偏斜。运行时要尽量调平四角风量，避免选择合理的炉膛出口温度：根据经济技术比较，对煤粉炉最经济的炉膛出口温度在1200~1400度之间，但实际上，为了防止对流受热面结渣，炉膛出口温度不能过高。在炉膛出口布置屏式受热面的锅炉，对一般性结渣性煤应小于1200度。

　　控制合理的炉内过量空气系数a：过量空气系数a增加，受热面的积灰、结渣趋势减弱。主要归因于炉膛出口烟温降低，炉膛壁面处的烟温降低。过量空气系数过低容易造成氧量不足，在炉内出现还原性气氛，熔点较高的Fe2O3还原为熔点较低的FeO，从而使灰熔点大大降低，这样就增加了结渣的可能性。

保证空气和燃料的良好混合，避免在水冷壁附近形成还原性气氛，防止局部严重积灰、结渣：当一、二次风的位置、风速、风量设计不合理时，尽管炉内总空气量大，但仍会出现局部区域的炽热焦碳和挥发分得不到氧量而出现局部还原性气氛。当煤粉炉烟气含氧量低于3时，由于局部缺氧，将会使CO含量急剧增加。

　　应用各种运行措施控制炉内温度水平。

　　第一，炉内温度水平高，将使煤中一些易挥发碱性氧化物汽化或升华（1400度以上），使碱金属化合物在受热面上凝结（1000~1100度）。碱金属直接凝结在受热面上会形成致密的强黏结性灰。第二，可在初始灰层中形成产生低熔点复合硫酸盐反应的条件，还会使含有碱性化合物的积灰外表层黏结性增强，加速积灰过程的发展。第三，煤灰呈熔化或半熔化状态，熔融灰会直接黏在受热面上，产生严重结渣。

　　措施：加大运行中过量空气系数，增加配风的均匀性，防止局部热负荷过高和产生局部还原性气氛，调整四角风粉分配的均匀性，防止一次风气流直接冲刷壁面，必要时采取降负荷运行。（建湖公司   王建东）