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单元机组直流系统蓄电池核对性充放电时运行操作浅谈【关键词】蓄电池、充放电、操作【摘要】随着设备管理部“蓄电池维护及管理细则”的实施，蓄电池核对性充放电工作即将定期实行，由于我厂单元机组直流系统接线方式较特殊，本文对蓄电池核对性充放电时直流系统的操作提出了一些指导性意见，供运行人员参考。【正文】直流系统简图操作原则一） 空出充电母线，用备用充电器对需要核对性充放电的蓄电池组进行充放电。二） 充电器不得单独长期向直流负荷供电。三） 两段直流母线并列运行时，1A（1B）直流母线/充电母线联络闸刀和直流母线联络1A（1B）闸刀不得同时合上，以防止两组蓄电池并列运行。四） 直流母线上各负荷不得停止供电。操作步骤（以1A蓄电池组核对性充放电为例）一）运行人员接到1A蓄电池组核对性充放电工作票后，进行以下操作：1) 检查#1A充电器输出电压在正常范围内，运行方式在“自动”位置。2) 检查直流母线联络1A闸刀和直流母线联络1B闸刀在断开位置。3) 拉开1A直流母线/充电母线联络闸刀。4) 检查直流1A段母线由1A充电器供电正常。5) 取下1A直流母线/充电母线联络闸刀上机械闭锁钥匙，合上直流母线联络1A闸刀。6) 停用#1A充电器。7) 检查直流1A段母线由1B直流母线供电正常。8) 拉开1A充电器闸刀。9) 合上#01充电器1A闸刀。10) 将#01充电器选择手柄切至“切1A段”。11) 开起#01充电器（对1A蓄电池组浮充运行）12) 将1A蓄电池组和#01充电器交维护人员，对1A蓄电池组进行核对性充放电。二）蓄电池组核对性充放电后的恢复操作1) 检查1A蓄电池组核对性充放电工作已结束，工作票终结。2) 检查1A蓄电池组电压在正常范围内。3) 停用#01充电器。4) 拉开01充电器1A闸刀。5) 将#01充电器选择手柄切至“停用”6) 合上1A充电器闸刀。7) 开起#1A充电器（浮充、自动）。8) 检查#1A充电器输出电压正常。9) 拉开直流母线联络1A闸刀。10) 检查直流1A段母线由#1A充电器供电正常。11) 取下直流母线联络1A闸刀上机械闭锁钥匙，合上1A直流母线/充电母线联络闸刀。12) 检查直流系统运行正常。浅谈机组发电热耗率近期#2机的热耗明显大于#1机，以300MW出力为例：#1机8460kJ/kWh，#2机8801 kJ/kWh，对设计额定工况7918 kJ/kWh而言，两机均偏大，这与机组参数未达到额定及有些阀门状态没符合要求及 采用单阀运行方式有关。首先见图：机组发电热耗率与负荷关系（该图由#1机组循环热效率试验得出）热耗率（kJ/kg）880086008400820080007800顺序阀定压三阀全开单阀定压四阀全开五阀全开 负荷MW 100 150 200 250 300 350图中分别将个工况的发电热耗率按顺序阀定压、单阀定压、三阀全开滑压，四阀全开滑压和五阀全开滑压（仅240MW）绘制成曲线。由图可知，单从汽机的经济性而言，202MW以上负荷顺序阀定压运行方式最经济，该点以下负荷运行时，三阀滑压和四阀滑压较经济，而三阀滑压比四阀滑压方式发电热耗率略低些。原因可归结为：与顺序阀定压相比，机组滑压运行时主汽压较低，这一因素使循环热效率降低，但高压调门节流损失减少使得高压缸效率提高，引起循环热效率增加。同时，滑压方式运行时进汽压力降低使得蒸汽比热下降，高压缸排汽温度上升，循环吸热量减少，循环热效率提高，并且因给水流量减少使小机耗汽量减少，汽轮机作功量增加。机组在202MW以下负荷运行时，初参数降低对循环热效率的负面影响小于调们节流损失减少、高压缸排汽温度上升和小机耗汽量减少对循环热效率的正面影响，因此该负荷段采用四阀全开滑压运行方式热效率降低，而202MW以上负荷段则结论相反，宜采用顺序阀定压运行方式。而单阀运行方式，因六个高压调门节流运行，节流损失较大，高压缸热效率远低于同负荷其他运行方式，由此对热耗的负面影响是决定性的，因此这种运行方式经济性最差。（机组高负荷区滑压定压转换点负荷应根据：机、炉在内的整台机组的能耗及机组经济运行方式而定，可以考虑在250MW负荷点）#2机的热耗明显大的原因有以下几点：1）汽水系统的阀门内漏，这可以从疏水集管W2、W3、B1、B3、B4的温度得到证明。2）#2机的轴封蒸汽溢流阀在300MW出力，轴封蒸汽压力设定0.025MPa时的开度为50左右，#1机开度为25左右，说明该路向凝结器排汽量#2机大。3）#2机#7低加水位一直偏低运行（由于系统设计原因，#7低加危急疏水阀及正常疏水调节阀全开才能维持水位，否则水位保护会动作），存在疏水带汽现象。#6低加实际运行中疏水端差有7.8，大于设计疏水端差（5.6），说明水位控制偏低。4）两机辅汽近期由#2机供。5）#2炉过热器减温水量较大，最大时达到230吨左右。过热器减温水的过量投运不仅使参与低效率附加循环的流量增加，而且降低了主汽温，从两方面增加了发电热耗率，降低了循环热效率。根据制造厂提供的数据，过热器减温水量每增加主蒸汽流量的1，热耗增加0.04。主蒸汽温度降低1，热耗增加0.03。针对上述原因可采取以下对策：1）解决阀门内漏问题。2）调整低加水位控制阀门控制精度，保证低加水位控制在正常范围。3）机组额定出力运行6个月后，单阀运行方式改为顺序阀运行方式。4）控制减温水量，根据燃烧情况及时进行炉膛吹灰。5）建议对主汽温测点进行重新校核，DCS采集的主汽温可能偏高。6）合理配煤，减少锅炉受热面结渣。 我厂主变冷却器控制回路存在的问题我厂主变冷却方式为强迫油循环风冷，在实际运行中，冷却器控制回路存在一些不足。它将会影响冷却系统运行的可靠性，加快变压器油的劣化速度，甚至会影响主变的安全运行。下面就这些缺陷作简单的分析：汽机MCC B来汽机MCC A来KMS1KMS21、我厂主变冷却器采用双路电源控制，电源分别取自于汽机MCC A和汽机MCC B，两电源共用一条母线，如下图： 这样，当KMS1（或KMS2）故障需要更换时，有两种方法可供选择：1）带电更换。由于总控制箱的空间狭小，电源相间距离较近，因此，更换时及易造成相间短路，甚至烧断母线，使冷却器全停而被迫停运发变组。况且，这样也不符合安规。2）强制冷却器全停保护出口，降低发电机出力，控制主变上层油温不大于75度，停运所有冷却风扇，然后将母线停电再更换。此法对于冬季工况也许还行，但对于夏季工况，恐怕是不行了。由此可见，这两种方法都带有一定的危险性，有必要对该回路进行改进。如果将母线分段，加一分段刀闸DK，就可以避免上述现象的发生。如图虚线所示：DK正常运行时，分段刀闸处于合闸状态。当KMS1损坏需要更换时，先段开KMS1，再拉开分段刀闸DK，使已损坏的设备与工作电源可靠隔离，也就可以在不带电的情况下更换KMS1了。（二）、我厂主变辅助冷却器的启动方式有两种，一种是按主变的上层油温启动，另一种是按主变的负荷电流启动。由于进入电力市场，机组负荷的变化极其频繁，使启动辅助风扇的电流继电器KC及时间继电器KT1频繁启动、返回，辅助冷却器的启停也过于频繁。长期这样下去，将有可能烧坏电流继电器KC及时间继电器KT1，还会缩短冷却器电气设备的使用寿命。目前我们的常用做法是改三运、一备、一辅助为四运、一备，不投辅助冷却器，有利地保护了冷却器及其附属设备。但电流继电器KC及时间继电器KT1还会频繁启动、返回。（这一点#2主变尤为明显）鉴于此，可将电流继电器KC返回系数人为调小，或者干脆取消这一回路。浅谈#1炉磨煤机启动时存在的问题目前#1炉有好几台磨煤机的热风调节挡板存在严重内漏现象，这给磨煤机的启动带来很大的麻烦。而现在磨煤机的启动逻辑不利于磨煤机的顺利启动。磨煤机的出口温度只有达到65度左右，有时甚至要达到68度才允许启动磨煤机。磨煤机启动后要等待50秒才允许开给煤机出口煤闸门，而只有等此门开足才能启动给煤机，但此时磨煤机出口温度不能超过80度并且磨煤机进口热风隔绝门必须在开启状态，两者不可缺其一，否则就不允许启动。就#1炉目前的设备现状来看，好几台磨煤机的热风调节挡板存在严重内漏现象，势必造成启磨时先开启热风隔绝门暖磨（当然此时热风调节挡板在全关位置），当出口温度达到启磨条件，磨煤机启动后再关闭热风隔绝门，等给煤机出口煤闸门开启后，再打开热风隔绝门，然后启动给煤机。这样做主要是因为自磨煤机启动后到给煤机启动这段时间较长，在这段时间里由于热风调节挡板漏风严重导致磨煤机出口温度上升较快，将会闭锁给煤机的启动。启磨时热风隔绝门这样的开关，显然对锅炉的扰动是比较大的，给锅炉的安全运行带来隐患。但是怎样才能避免这种情况发生呢？我个人有以下看法：1、硬件方面：加强检修质量、维护力度，将磨煤机热风调节挡板的漏风量减少到最低限度。2、软件方面：、将启磨条件之一的磨煤机出口温度修改至60；、将磨煤机启动后允许开给煤机出口闸板的时间缩短至25秒或者更短。3、运行操作方面：、每次启磨时，根据当前运行工况，充分做好事故预想；、启磨时，各岗位人员合理分工，加强联系，密切配合；、充分熟悉每台磨煤机的不同特性，不断总结经验，提高操作水平。我厂、机组定冷水系统运行中的几点想法和建议我厂两台300MW机组发电机冷却方式采用“水氢-氢”方式，即定子线圈水内冷，转子线圈氢内冷，铁芯和机构部件氢气冷却。其中定子线圈冷却水系统是一个组装式的闭式循环系统。其主要特点是：采用高纯度的冷却水通过定子线圈空心导线将发电机运行中定子线圈所产生的热量带走，以防止发电机定子线圈绝缘发生过热现象，危及发电机的安全运行（若定冷水中断25秒后，发电机将自动解列）。同时用离子交换器对定冷水进行在线软化，控制其电导率，正常运行中则通过DCS系统对冷却水的电导率、流量、压力和温度等参数进行监控。定冷水系统的正常运行是确保机组安全运行的重要前提。机组正常运行中定冷水系统的主要参数监视：定冷水进水温度在4550，并且要求定冷水温氢温12。定冷水流量55T/H左右，发电机进水压力0.2MPa（12米层）,氢水差压0.035MPa，定冷水PH值7左右，定冷水水箱水位在正常范围内。 我厂#1、2机组自投产以来，定冷水系统的运行和维护工作中仍有一些不尽如人意的地方。1、 DCS和DEH各有的一幅监视定冷水系统的画面中没有定冷水流量、压力和定冷水水箱水位等重要参数数值的显示，仅仅要靠定冷水泵电流的变化，或参数报警时，或靠值班人员的就地检查才能发现问题，这对正常的运行监视和分析是极为不利的，有可能造成事故性质的扩大。2、 现阶段两台机组定冷水水箱的补水均采用化补水，当定冷水水箱低报警时，补水电磁阀打开，此时需开启凝输泵进行补水，当补水电磁阀关闭后，停用凝输泵。此种补水方式存在着不足之处，因为补水电磁阀的控制电源由安装在水箱顶部的水位控制器控制，当定冷水水箱水位降至400mm接通补水电磁阀电源，补水电磁阀打开，但是平时凝输泵是停运的，因此水箱并未开始补水，只有当水位降至350mm时上才发出“水箱液位低”报警信号，运行人员及时发现才能启动凝输泵进行补水，这样一则延长了补水电磁阀的通电时间，容易造成设备损坏。再则延误了补水时间，若系统存在泄漏现象，不利于及时发现和处理。从确保机组安全运行的角度出发，建议将水箱水位低报警值定为400mm。3、 冬天气温较低，在机组低负菏运行时，经常会造成定冷水水温低于氢温的现象，此时虽然定冷水水温调节阀已关闭，但是定冷水水温仍处于偏低状态，如果机内氢气湿度偏高，则将造成定子线圈结露。（定冷水箱加热装置从未投运过）。4、 机定冷水泵出口逆止阀故障时运行中无法隔离（无出口阀）。鉴于定冷水系统存在的上述现象，本人对此提出几点建议，以供参考。1、 加强对画面的监视和就地设备的巡检。2、 在集控室画面增加压力、流量、水位等信号。3、 定冷水水箱补水采用凝输泵不停运的方式，或采用凝结水补水（值允许范围）4、 当定冷水温度低于氢温，若定冷水温调节阀不严密，则应关闭其隔离阀，或在定冷水值允许范围内，采用凝结水补水（凝结水水温通常在左右，远大于化补水温度）。5、 定冷水泵出口加装隔离阀，（现机组已安装）。以上不足之处，敬请大家批评指正。低负荷运行对燃烧的影响及其调整最近一段时期以来，由于电煤供应紧张，造成我厂机组出力严重不足。长时间低出力运行，对机组运行不利，在此，仅就其对燃烧的影响作一些分析 。影响燃烧的因素大致有以下几点：1、 锅炉负荷及煤质锅炉负荷降低时，其燃烧率也降低，从而炉膛平均温度降低，着火困难。另外，根据煤质的不同，锅炉稳燃负荷也有较大的不同。煤质差时，锅炉最低稳燃的负荷就要升高。2、 煤粉浓度对着火稳定性的影响。煤粉浓度对着火稳定性有很大的影响。煤粉浓度高可使单位体积燃烧热强度增大，使着火提前。而且煤粉浓度高，煤中挥发分逸出浓度增大，促进了煤粉的着火。因此，煤粉浓度高，对着火稳定有着促进作用。3、 一、二次风温、混合度及一次风比率。一次风率增大，使着火热增加，着火推迟。一、二风混合过早，相当于提高了一次风率，同样使着火推迟。另外，提高风温可提高炉内温度水平，有利于锅炉稳燃。4、 煤机出口温度。提高磨煤机出口温度，可减少煤粉气流着火热，并提高炉内温度水平，使着火提前，有利于锅炉稳燃。5、 煤粉细度。煤粉越细，煤粉加热升温、挥发分逸出及燃烧反应速度越快，从而使着火提前。并且煤粉越细，燃尽时间越短，燃烧越彻底。在机组低负荷运行时，我们应根据实际情况，及时调整燃烧，保证机组稳定运行。我厂磨煤机的最大出力在38T/H，对应的风量为56T/H。最小出力为9T/H，对应的风量为40T/H。煤量与风量呈线性对应关系。因此在机组低负荷运行时，磨煤机出力也相对较低。此时，煤粉浓度相对降低，一次风率相对增大，这对锅炉燃烧产生不利影响。因此，运行中可尽可能提高磨出口温度，以提高炉内温度水平；适当提高磨辊液压加载力，提高煤粉细度；降低一次风压，以减小一次风率；根据煤质及实际燃烧情况，及时投油助燃，稳定燃烧。以上是本人对机组低负荷运行时对燃烧的影响问题的一些看法，不当之处，敬请指正。磨煤机冷、热风调节挡板实际运行中遇到的一些问题我厂制粉系统采用一次风冷风调节挡板控制磨煤机出口温度（防止煤粉爆燃），一次风热风调节挡板控制磨煤机一次风流量（防止堵煤，堵粉）。冷、热一次风混合后进入磨煤机（一次风提供干燥、输送煤粉的作用）。为能提供安全，可靠输送煤粉的一次风，运规中规定当磨煤机一次风流量低（小于40T/H，延时20S）；磨煤机一次风流量低低（小于24T/H，延时3S）；磨煤机出口温度高高高（大于90，延时3S）时磨煤机将跳闸，机组RB。机组在正常运行方式时，控制方式CCS方式下，四台磨煤机、给煤机自动、冷，热一次风调节方式自动。如遇冷一次风调节挡板卡涩（因实际开度指令与就地实际反馈偏差大）故障磨煤机、给煤机、冷、热一次风调节挡板均退出自动，保持原有状态，确保故障磨煤机出口温度不大于90和一次风流量不小于40T/H。燃烧所需要的煤量由其他三台磨煤机分摊提供。若遇热一次风调节挡板卡涩，故障磨煤机、给煤机自动、热一次风调节挡板退出自动。由冷一次风调节挡板参与调节，控制磨煤机出口温度不大于90，此时若在减负荷过程中或给煤量有一较大扰动时，为确保磨煤机出口温度不大于90，冷一次风调节挡板将自动关小，易造成磨煤机出口一次风流量低于40T/H，引起磨煤机跳闸，机组RB。根据以上在运行中热一次风调节挡板卡涩后出现的冷一次风调节挡板自动关小的情况，能否在逻辑上也采用当热一次风调节挡板卡涩后（因实际开度指令与就地实际反馈偏差大），故障磨煤机、给煤机、冷、热一次风调节挡板均退出自动，保持原有状态，确保故障磨煤机出口温度不大于90和一次风流量不小于40。燃烧所需要的煤量由其他三台磨煤机分摊提供，减少磨煤机跳闸，机组RB的几率。还有，在运行中若遇冷一次风调节挡板退出自动后，磨煤机出口温度手动调节时，设定值无法跟踪实际值，故操作人员在手动对磨煤机出口温度手动调节稳定后重新投入自动时，扰动较大，是否可以使设定值SP=实际值，使磨煤机出口温度实现无扰切换。浅谈凝结水、给水溶氧超标的原因和处理 热力设备被腐蚀的最主要原因是水中含有的活性气体氧，水中含有氧对长期运行的热力设备来说是十分严重的问题，特别是会加剧高温、高压设备的腐蚀，增加设备的维修费用，减少设备的运行年限。引起凝结水、给水含氧量超标的原因很多，所涉及的范围很广，大体上有化学方面的原因，包括取样、药品、化验等。汽机上的原因，包括除氧器填料层的损坏、凝汽器淋水盘的损坏、管道布置和结构不合理、低压管道和阀门漏空气、真空泵出力差、除氧器进水量太大、除氧器加热蒸汽不足、除氧器向空排气门开度过小等等许多方面。阵对我厂机组凝结水、给水出现的含氧量超标，从汽机方面来看，分析有以下几方面的原因。一、给水含氧超标的原因1 凝结水含氧超标引起给水含氧超标2 负荷变化引起给水含氧量不合格3 自动调节不好引起凝结水量突增4 加热蒸汽突然减少5 除氧器损坏或管道不合理二、凝结水含氧超标的原因1 备用凝泵的密封水压力太低2 凝泵长期运行引起密封装置磨损3 真空系统阀门法兰、格兰漏空气4 小机真空不好5 轴加水位的疏水状况不良（现以改进）6 低负荷时轴封汽压力不够7 循环冷却水量太大，使凝结水过冷度过大采取措施1 适当减缓升负荷的速度，使水温能跟上加热蒸汽压力2 调整自动装置，使自动装置调节灵敏和不产生过调3 大修时检查除氧器内部4 更换凝结水泵密封装置5 改进现有的凝泵密封水管路（增大管径）或清洗滤网，使密封水压力不低于0.2MPA6 给经常操作的真空系统阀门涂上黄油或加水封7 处理好小机的问题8 加强监视和维持轴封汽压力正常9 根据不同的季节及时调节冷却水量，使凝结水过冷度符合要求10 机组低负荷运行时，由于凝结水流量的减少，引起除氧器雾化效果差，降低了除氧器的除氧能力，建议将除氧器进水管道由一路改为三路进水，低负荷时及时关掉一路，使喷雾头发挥更好的雾化效果以上的一些分析和看法仅从以往的经验和理论出发，是否正确还需经过实践的检验，尚有许多不足和不当之处还请原谅。试分析锅炉虚假水位对锅炉运行的影响及如何应对何为“虚假水位”。“虚假水位”就是暂时不真实水位。当汽包压力突降时（如汽包、过热器安全门动作、发电机组负荷突升等原因），由于锅水饱和温度下降到相对应压力下的饱和温度而放出大量热量来自行蒸发，于是锅水内汽泡增加，体积膨胀，使水位上升，形成虚假水位。又当汽包压力突升（如发电机组负荷突降等），则相应的饱和温度提高，一部分热量被用于锅水加热，使蒸发量减少，锅水中汽泡量减少，体积收缩，促使水位降低，同样形成虚假水位。众所周知，汽包水位正常是保证锅炉安全运行的条件之一。运行中汽包水位如果过高，会影响汽水分离效果，使饱和蒸汽的湿度增加，含盐量增多，容易造成过热器流通面积减小，阻力增大，热阻提高，管壁超温，甚至爆管；另外蒸汽湿度增大还会导致汽轮机效率降低，轴向推力增大等。严重满水时过热器蒸汽温度急剧下降，使蒸汽管道和汽轮机产生水冲击，造成汽轮机叶片断裂等严重的破坏性事故。汽包水位过低会破坏锅炉的水循环，严重缺水而又处理不当，会造成炉管爆破，甚至酿成锅炉爆炸事故。对于高参数大容量锅炉，因其汽包容量相对较小，而蒸发量又大，其水位控制要求更严格，只要给水量与蒸发量不相适应，就会在短时间内出现缺水或满水事故。因此锅炉运行中一定要保持汽包水位在正常的范围内。锅炉运行中，汽包水位是经常变动的，引起水位变化的原因一是锅炉外部扰动，如负荷变化；另一个原因是锅炉内部扰动，如锅炉内燃烧工况的改变。出现外扰和内扰时，都将使物质平衡遭到破坏，即给水流量与蒸汽流量的不平衡，它们的状态变化越大，则水位扰动越大。锅炉负荷突变、灭火、安全门动作、燃烧不稳等运行情况不正常，都会产生虚假水位。例：我厂#1机组在调试期间的一次因水位高高保护动作，锅炉发生MFT，进而联跳汽轮机和发电机。从故障发生到跳机，原因比较清楚：由于落煤管堵塞，给煤量突然从31T/H变为0T/H；落煤管通畅后给煤量又快速增到40T/H，使锅炉内燃烧工况突变，引发汽包水位的剧烈变化，运行人员来不及应变，造成汽包水位高高，锅炉MFT，进而跳汽轮机和发电机。所以，机组正常运行中对锅炉 水位应勤调整、勤分析；保持汽包水位的稳定，应做到以下几点：1、 控制好水位，必须对水位认真监视。要保证就地水位计清晰、准确。 若水位指示无波动或不清晰时，应立即汇报并冲洗水位计，定期对照各水位计指示（各水位计指示偏差不大于30mm），准确判断锅炉水位的变化。2、 随时监视蒸汽流量、给水流量、汽包压力和给水压力等主要数据，发现 不正常时，及时分析、处理。3、 正常运行时，保持给水流量与蒸汽流量平衡，维持汽包水位在50mm范围内。发现异常情况，立即查明原因，及时处理。4、 汽包水位自动失灵时，应立即切为手动，维持汽包水位正常。不得随意开启汽包事故放水阀来调整水位。5、 在机组升降负荷、启停给水泵、高压加热器投入或解列、锅炉排污、向空排汽或安全门动作以及事故状态下，应对汽包水位所发生的变化超前进行调整。 当锅炉出现虚假水位时，首先应正确判断；运行人员应经常监视负荷的变化，并对具体情况具体分析，才能采取正确的处理措施。当负荷急剧增加而水位突然上升时，应明确：从蒸发量大于给水量这一情况来看，此时水位上升现象是暂时的，很快就会下降，切不可马上减少给水量，而应强化燃烧，恢复汽压，待水位下降时，马上增加给水量，使其与蒸汽流量相适应，恢复正常水位。如负荷上升的幅度较大，引起水位变化幅度也很大，此时若不控制就会引起满水时，就应先适当减少给水量，以免满水，同时强化燃烧，恢复汽压；当水位刚有下降趋势时，立即加大给水量，否则又会造成水位过低。也就是说，不管遇到什么情况应做到判断准确，处理及时。锅炉省煤器管过热器管损坏原因、处理及预防措施锅炉受热面爆漏主要指过热器、水冷壁、省煤器和再热器管子的爆漏，也称“四管爆漏”。当受热面发生爆漏时，高压高温的汽水冲出，不仅影响机组安全，而且也直接威胁人身安全。据统计，我国大机组“四管”爆漏引起的非计划停运时间占总非计划停运时间的40%左右，是影响机组安全经济运行的主要因素。对于一线运行的工人，如何调整机组燃烧工况，减少“四管”爆漏发生的概率也至关重要，本次主要从以下几个方面对“四管”爆漏中的省煤器管和过热器管损坏现象，发生机理及预防进行简单分析。省煤器管一、省煤器管损坏的原因分析1、飞灰磨损： 对固态排渣煤粉炉而言,省煤器的爆管事故多是由于飞灰磨损引起.当含有大量飞灰的烟气冲刷管壁时,就会从金属管子上削去极其微小的一块金属屑,时间一长,管壁即因此而变薄,强度降低,结果造成管子爆破损坏.实验表明管子金属被灰粒磨去量及冲击次数有关,飞粒动能越大,冲击次数越多,则磨损越严重.灰粒的动能有与烟速的平方成正比,考虑到运行时间,于是可得到下式: G()T=c 2g2gT管壁单位表面积的磨损量,g/m时间;g重力加速度飞灰流速G飞灰质量流量，Gc-考虑飞灰磨损性是系数，与飞灰性质和管束的结构特性有关。 -烟气中的飞灰浓度 由上式可以看出，省煤器管磨损与以下因素有关：（1）烟气的速度-省煤气管金属被磨去的数量与灰粒子的动能和单位时间内单位表面上被冲击的次数成正比。受热面的磨损量正比于烟速的三次方，即烟速增加一倍，磨损量就增加为八倍，可见烟气速度对受热面磨损影响极大。所以控制烟气流速对减轻磨损是非常有效的。 （2）烟气中灰粒的浓度-烟气中灰分愈多，灰粒冲击管壁的次数增多，因而磨损加剧。所以，燃用多灰分的煤时，磨损严重。（3）气流冲刷受热面的角度。 对横向冲刷的第一排管子，在偏离迎风气流约3040处磨损最严重。（4）管束排列情况对磨损的轻重和磨损部位都不相同 错列管束较顺列管束的磨损严重些。因为烟气进入管束后，流通截面收缩，流速会增加30%40%，而且气流方向急剧改变，冲刷作用加强。在以后各排管子，则因灰粒经前两排碰撞后，丧失了大部分动能，磨损减轻。（5）烟气中煤灰特性对磨损也有相当影响 煤灰的特性包含煤灰的磨损性的煤灰的颗粒特性，即灰粒的质量、硬度、颗粒大小、外形以及灰分、颗粒尺寸的分布。灰粒越粗，越硬，磨损越严重。这些因素都决定着燃料的性质和燃料磨制的加工方式。（6）漏风 锅炉漏风使烟气量增加，烟气流速升高，而且炉膛漏风还使炉膛出口烟温升高，烟速进一步增加。另外，省煤器穿墙管处漏风，会造成穿墙部位管子局部磨损严重；入孔门与检查孔等处漏风，也都造成其附近管排的局部磨损。（7）空气预热器局部堵灰。空气预热器局部堵灰使流经省煤器的烟气偏流和产生涡流，造成局部烟速升高而磨损。通过上述分析可以看出，省煤器易磨损的部位有：（1）当烟气从水平烟道进入省煤器的垂直烟道时，由于烟气转折所造成的离心力作用，使大部分灰粒抛向尾部烟道的后墙，引起该部位飞灰浓度大大增加。因此，靠近锅炉后墙的省煤器管容易受到飞灰磨损。（2）由于烟气走廊处烟气阻力要比其它处的阻力小得多，故该处的流速就将大大提高，处在烟气走廊两侧的管子或弯头就会受到严重磨损。2、热疲劳损坏：给水温度和流量的变化,引起管壁温度变化,造成管子热应力,引起疲劳损坏。3、腐蚀：省煤器管的外表面，因为温度降低而有凝结水时，水和烟气中的SO2和SO3作用生成亚硫酸或硫酸，使管壁遭受腐蚀，严重时会穿孔。省煤器管内壁由于给水中含有溶解的氧和二氧化碳，在高温时氧被析出，会对管内壁造成腐蚀，使管壁变薄或穿孔。4、焊接质量差。二、省煤器管损坏的现象及处理。省煤器管损坏的常见现象有：1、严重损坏时，汽包水位迅速下降，给水流量不正常地大于蒸汽流量；2、从省煤器检查孔、门可以看到汽、水喷出或听到汽、水喷出的声音；3、损坏侧省煤器的烟温下降；4、烟道阻力增加，引风机电流增大；5、省煤器细灰斗内放出潮湿的细灰。省煤器损坏的处理：1、 立即汇报，加强监视，检查。2、 若泄漏不严重，能维持汽包正常水位时，应减负荷运行，尽量降低汽压，加强对空预器的吹灰，根据情况及时投油助燃，及时向上级请示申请停炉。3、 若省煤器爆管，无法维持汽包水位，引起MFT处理。4、 停炉后,应加强进水,上水至高水位,控制汽包上.下壁温差在67以内,若汽包水位无法回升时停止进水。5、 停炉后,保留一组引.送风机运行,待炉内水汽基本排尽后停运.6、 停止电除尘运行. 三、省煤器管损坏的预防措施1、 安装时，在易磨损部位加装防磨衬套，尽量避免烟气走廊2、 防止省煤器管内壁的腐蚀。首先要保证合格的给水品质，保持给水中较高的PH值，以防氧腐蚀和其他腐蚀。其次要求省煤器中水的流速不能过低，非沸腾式省煤器蛇形管中水速应大于0.5m/S，沸腾式省煤器中水速应大于1m/S。因为水的流速过低，会增加腐蚀性气体在管壁上的停留机会，促使管壁腐蚀。运行中应尽可能保持给水流量和温度的稳定，避免给水量的猛增猛减。锅炉检修时，应将省煤器内的积水全部放尽，并将省煤器管子烘干，以防腐蚀。3、 运行中应经常注意省煤器两侧烟温有无偏差。发现偏差时应查明原因，予以消除。如果省煤器管泄漏引起的烟温偏差，应尽快停炉处理，以免吹损其他管子。4、 运行中防止磨损的措施：（1） 锅炉出力。保持锅炉在额定负荷下运行，尽量避免超负荷。（2） 煤粉细度。运行时应控制煤粉细度，尺寸不能过大，以免使飞灰颗粒增大，飞灰浓度增加，颗粒变硬。（3） 燃烧调整。调整好燃烧，可以控制飞灰可燃物的大小以及飞灰浓度。应将飞灰可燃物控制在许可的范围内。（4） 减少漏风。锅炉的漏风不但使锅炉效率降低，而且使烟速提高，对减少磨损不利。在运行中应控制炉膛负压不能过大，关好各处门、孔，防止冷风漏入炉内。过热器管一、过热器管损坏的原因分析1、过热器管长期过热：过热器处于高温高压下运行时，管子所受的应力主要是由于蒸汽造成的对管子的切向应力。在这种应力的作用下，使管子发生胀粗。当管子因超温而长期过热时，由于运行温度提高,即使管子所受应力不变，管子也会以加快了的蠕变速度而发生管径胀粗。蠕变速度的加快程度与超温的速度有关。随着超温幅度的提高，蠕变速度也会增加，于是随着超温运行时间的增加，管径就愈胀愈粗，慢慢地在各处产生晶间裂纹，晶间裂纹继续积聚并扩大就成为宏观轴向裂纹，最后以比正常温度、正常压力下小得多的运行时间而开裂爆管。运行中燃烧调整不正确，喷燃器运行方式不正确，风量、燃料量使用不当，炉膛负压控制不好，引起火焰中心偏斜或炉膛结渣等现象以及煤种变化或煤粉较粗引起火焰中心上移时，过热器吸热增加，就容易超温过热。2、过热器管短期过热：启动过程中，流过过热器管的蒸汽流量很小，这一方面是由于启动中锅炉本身蒸发量小，另一方面往往由于水压试验后留在过热器管内的水排不出去，所以，在启动时如升压速度控制不好，升压过快，就很容易造成过热器短时间超温过热，特别是处于高温半辐射区的前屏。3、烟气侧高温腐蚀：在高温对流过热器和高温再热器出口部位的几排蛇形管，管壁温通常都在550oC以上，因此会发生烟气侧腐蚀。过热器内部腐蚀和外部腐蚀的结果，使壁厚减薄，应力增大，以致引起管子产生蠕变，管壁更薄，最后导致应力损坏而爆管。4、蒸汽品质不合格：化学监督不严，汽水分离设备结构不良或不严密，过热器管内积聚盐垢，使管子的流通截面减少，流动阻力增加，流过该管子的蒸汽量减少，管子不能充分冷却。同时盐垢热阻大，导热性很小，不能较快地将管壁吸收的热量传递给管内的蒸汽，容易造成管子过热鼓泡以致破裂。5、 磨损：过热器有机械磨损和飞灰磨损。过热器管排上的管卡常会因过热变形或焊接不牢而开焊，造成管子振动并与管卡相磨。过热器的飞灰磨损一般都是由于存在烟气走廊，导致局部烟速过高而引起的。6、蒸汽侧腐蚀：过热管子在400OC以上时，可产生蒸汽腐蚀。二、过热器管损坏的现象及处理1、过热器管损坏的常见现象有：（1） 过热器检查孔、门可看到蒸汽喷出或听到蒸汽喷出声音；（2） 炉膛负压减小或变正压；蒸汽流量不正常地小于给水流量；过热器损坏侧烟温降低；（3） 过热蒸汽温度发生异常变化等。2、过热器管损坏的处理：（1） 立即汇报，加强监视，检查。（2） 若过热器管损坏不严重，过热汽温在允许范围内时，应减负荷滑压运行，尽量降低汽压，加强对空预器的吹灰，根据情况及时投油助燃，及时向上级请示申请停炉。（3） 若过热器管爆管严重，汽闻无法控制或难以维持稳定燃烧时，应立即停炉，防止吹坏邻近管子。（4） 停炉后,保留一组引.送风机运行,待炉内水汽基本排尽后停运.（5） 停止电除尘运行. 浅析#2炉主汽压力不稳原因我厂#2机组自投产以来锅炉主汽压力一直不稳，在进入电力市场期间导致大量负荷点不合格，严重时造成主、再蒸汽超温，严重影响对机组的安全、经济运行。造成锅炉汽压波动的原因有很多方面，如机组负荷波动、汽机调节性能不好，锅炉燃烧不稳等原因。在此本人就磨煤机影响锅炉气压的原因作以下简浅的分析。锅炉主汽压力的稳定关键在于锅炉热负荷与发电机电负荷的平衡，锅炉热负荷的稳定取决于锅炉热负荷与入炉煤量的平衡，保持入磨煤量与入炉煤量的平衡是保持锅炉热负荷稳定的关键。本人通过长期观察发现在#2炉不能始终保持入磨煤量与入炉煤量的平衡，这是造成#2炉主汽压力波动大的主要原因，主要现象表现在以下几个方面。1、 加、减负荷时磨煤机一次风量不能及时响应煤量的变化，当加负荷时一次风量往往小于磨煤机入磨煤量所需风量，造成入炉煤量小于入磨煤量，锅炉汽压下跌，入磨煤量过调，当磨煤机风、煤匹配时，入炉煤量已大于发电机电负荷所需煤量，此时锅炉汽压恢复，由于煤量过调，汽压至设定值时继续上窜；机组协调将减煤，磨煤机减煤时一次风量往往大于磨煤机入磨煤量所需风量，造成入炉煤量大于入磨煤量，锅炉汽压不能及时回调，入磨煤量过调，当磨煤机风、煤匹配时，入炉煤量已小于发电机电负荷所需煤量，锅炉汽压至设定值时继续下跌；机组协调将加煤，如此反复造成锅炉汽压大幅度波动。减负荷时则反之。2、 磨煤机一次风量大幅度波动造成锅炉汽压不稳。这一现象以#2A磨煤机尤其严重， #2A磨煤机在正常稳定负荷时，其一次风量在4T/h（对应制粉出力在2至2.5 T/h）波动，造成入炉煤量严重不稳，致使锅炉汽压大幅度波动。在实际运行中本人试将#2A磨煤机风、煤量改为手动调节，锅炉汽压波动范围明显减小。#2A磨煤机一次风量波动大的原因是其热风调节挡板在回调时空行程过大（如热风调节挡板持续开至30%时，若风量过大需关小热风调节挡板时，则需关至22%以下方见效；反之亦然。）3、 磨煤机风量调节挡板不灵活。#2炉磨煤机风量调节挡板均出现过不同程度的卡涩现象，当磨煤机风量调节挡板卡住时，磨煤机一次风量就不能与该磨煤机当前煤量相匹配，致使入炉煤量与入磨煤量不相匹配。这一现象以#2D磨煤机尤其严重，目前#2D磨煤机热风调节挡板卡住频率越来越高。4、 磨煤机性能的影响。#2E磨煤机在正常稳定负荷运行时，其进口一次风压经常由7.5Kpa左右逐渐上升至9.0Kpa以上，此时加大风量吹扫又会逐渐回落到7.5Kpa左右，说明有原煤堆积在磨煤机内；原煤堆积过程入炉煤量小于入煤量，加大风量吹扫过程入炉煤量大于入煤量，造成锅炉汽压不稳。5、 给煤机煤量指令与实际煤量不一致对锅炉汽压的影响。#2炉部分给煤机经常出现给煤机煤量指令与实际煤量偏差1至2T的现象，而磨煤机一次风量曲线是是根据给煤机煤量指令制定的，在给煤机煤量指令与实际煤量出现偏差时，磨煤机将过渡到新的平衡状态，在过渡过程中将出现入炉煤量与入磨煤量不一致，造成锅炉汽压波动。以上是本人对锅炉汽压控制的粗浅认识，有很多不足之处，还望多多指教。一次风机振动高的原因一次风机作为锅炉的六大风机，它的运行状况直接影响锅炉运行的安全。一次风机主要作用是产生一定压力的一次风，部分经空预器加热成热一次风。冷、热一次风经调节、混合后进入磨煤机，对原煤进行加热、干燥，并将磨煤机碾磨成的煤粉送入炉膛进行燃烧。因磨煤机的阻力和煤粉的重量较大，故一次风需要较高的压力，故一次风机通常都选用离心式风机，以满足一次风压力的要求。一号机组从整套启动到168小时试运行结束至今，一直存在着一次风机振动高的现象，由于一次风机振动高和一次风机的原因导致机组跳闸的事故发生多起，一次风机运行不正常严重影响着机组安全运行。分析其中原因，一次风机振动高和以下几个方面有关。1、 一次风机选用离心式风机是满足一次风压力的要求，机组在正常运行时，空预器后一次风压力在10.3KPa左右，一次风机出口压力则在11KPa左右。空气在叶轮处受叶轮强烈压缩，空气的压力升高，体积缩小，温度升高。如此高的风压，一次风在风道中流动时，若风道的流动阻力发生改变时，则空气体积就会发生变化，从而破坏流体的流动特性，使流体在流动过程中发生涡流，撞击风道，引起风道振动，振动则由风道传至风机。振动高是离心式风机的共同缺点。2、 因一次风机是定速电动机拖动，电机与风机之间联接是刚性联轴器，故一次风机是定速离心式风机，其调节出口压力是由进口调节挡板所实现的。进口挡板是产生一次风机振动高的另一个原因。一次风道在设计时力求符合流体特性，但进口调节挡板改变了风道的流体特性。机组在额定负荷时，四台磨煤机运行，每台磨煤机风量在54T/H左右，其总的一次风量大约在220T/H，其时维持正常的一次风压，两台一次风机的进口调节挡板开度分别只有28%左右。28%的挡板开度，使进入风道的气流经过进口调节挡板时改变了方向，气流不是完全顺着风道流动，其流动方向和风道产生一定角度，则流体对风道产生一个力的作用。用矢量分解的方法可以将这个力分解成两个方向：一个方向和风道方向一致，这个方向上的力对风道的振动没有太大的影响；另一个和风道垂直方向的力，这个力的存在影响风道的振动。如果这个力的大小恒定，那对风道振动的影响也不会太明显，这个力若发生变化，就如给风道一个周期性的外力，使风道的受力随这个法向力不断变化，从而引起一次风道振动。一次风道振动的大小是受这个法向力平均大小所决定的。法向力的平均值越大，风道振动就越大。法向力的大小由流体流动方向和风道的角度所决定，也就是说，由一次风机进口调节动叶的开度所决定的。进口调节动叶的开度越小，流体和风道的角度就越大，法向力总的平均值越大。使得风道振动加大，引起风机振动加大。这在一次风机运行时验正了这一点，一次风机在启动时其风道和风机的振动异常激烈，在控制室也能清晰听到风道振动产生的共鸣声，在进口调节挡板开度低于20%时，也同样产生如此强烈的振动，此时风机的振动值平均范围在7080m，风机振动明显高于正常运行时的值。因为在风机启动和低负荷时，一次风机的进口调节挡板开度偏小，风道存受的流体的法向力就越大，随着负荷的提高，风机进口调节动叶开度增大，风道所受的法向力减小，风道振动趋于平稳，正常运行时，风机振动在3050m范围内，可见，进口调节动叶的开度对风机和风道的振动有着明显的影响。在正常运行时，风机3550m的振动值比设计值高出许多，正常运行时的振动值也应和进口调节动叶的开度有关，因为一次风机设计时，考虑到机组运行一段时间会产生一次风道漏风，空预器漏风量增加，以及煤粉管道流动阻力增加的因素，一次风机留有足够的裕量，以防在上述因素出现时影响机组的负荷，故在机组新投产时，一次风机富裕量较多，进口调节动叶开度偏小，风道存受的法向力大而使风机振动居高不下。风机振动高高保护动作值为80m，风机如此高振动的存在已经影响到机组的安全运行。机组由于一次风机的原因使机组跳闸已多次发生。3、 一次风机振动高和一次风机以及一次风机电机的地基的稳定性有着必然的关系。一号机组168小时至今，运行时间不到半年，已发生两次一次风机电机轴承损坏的事故，损坏的轴承分别为两台一次风机电机。在对一次风机电机轴和一次风机轴中心时发现一次风机地基略有下沉，经处理后恢复正常。一次风机轴承的损坏和振动有着一定的关系，一次风机地基下沉是振动居高不下的另一个原因。由于上述种种原因，使一次风机振动居高不下。为了降低一次风机振动，可以从上述方面着手。空气的可压缩性是不可改变的，一次风道在设计时已经按照流体特性来进行的，一次风需要较高的压力而选用离心式风机是不可改变的因素。在运行中已经发现进口调节挡板的开度对振动有着密切的联系。取消风机进口调节挡板，利用液偶或变频技术将风机改为变速调节，就完全可以消除进口调节挡板对风机的影响。 变速调节的经济性相对于节流调节来说是肯定的。对安全运行而言，上述经济性只是一个副产品而言，变速调节可以在很大程度上消除由于进口调节挡板引起的风道和风机的振动，消除由于设计裕量大和振动高的矛盾，使流体流动时在最大程度上符合流体的流动特性，减小甚至消除风道的法向力。若采用液偶调节还可解决由于地基不稳造成对一次风机电机轴承和一次风机造成的损坏。上述问题不在讨论范围之内，只是顺便一提。12月5日MFT跳机及处理中的一些问题和对策1、 工作凝泵推力轴温高跳泵，工程师站查出最高为190的一点尖顶脉冲(盘面CRT显示为63)。从后来机组并网该泵带负荷情况来看，推力轴承和轴温显示均无异常。属误动，造成的原因有待分析。2、 备用凝泵未能及时自投，也不能CRT手启(主要是密封水压力低存在闭锁条件)，造成备泵不能及时投运，引起凝结水中断。备泵密封水它供(运行泵供给)，当运行泵跳闸的同时直接对备泵密封水的供给带来影响，一但联锁不成功，第一时间几乎失去再次启动的机会。建议：（1） 密封水回路改造 。（2） 联锁自启回路取消密封水压力低条件(对运行影响不大)。（3） 类似密封水压力低等低级别报警方式有待改进，便于运行及时发现、处理。3、 在确认备泵可投的情况下，即到开关室就地抢合成功，凝结水系统恢复。稍后两汽泵跳闸(首出除氧器水位LL)，给水中断，引起汽包水 位LL，MFT动作熄火、跳机。CRT及工程师站水位数据均未到保护值，相差很大。在凝结水中断期间，除氧器由于滑压运行四抽压力负荷下降，加之水箱水位不断下降，箱内的压力是变化波动的，另外，没有凝结水进入，箱内温度的升高对差压变送器也有影响。但与电接点(-1300)保护定值相差近400MM(工程师站数据)，差距太大。一但电接点故障或保护拒动，运行人员只能通过CRT指示判断处理，容易造成误判断和设备严重损坏。4、 跳机后6KV 2A段备用电源未自投，该侧高压母线失电，造成A主要低压厂变及母线PC、MCC失电，增大了事故处理和机组恢复的复杂性和操作、倒换的工作量。针对该情况的几点意见：（1） 快切及手切不成功原因是开关问题。正常处热备用状态情况下，快切装置如有异常，有报警和显示，且该装置正常及事故状态下的动作还是可靠的。关鍵是开关因检修等原因小车位置改变过，有些故障隐藏其中，运行中又无手段发现、确认。真有问题后果是严重的。运行上有效、也许是唯一的办法是，每次开关改热备后合环一次，以检验开关状态的完好性。技术部门最好是针对性地进行技改。（2） 对重要的主机低压厂变，建议低压联络回路加装自投回路(BZT)，提高低压供电可靠性，减少事故情况下母线PC和MCC的操作、倒换5、 电泵润滑油泵电源最好由汽机MCCA改接至保安2B段。因为，当6KV 2A母线故障失电，机组RB动作，在给水系统上有更可靠保证。6、 因保安2A段失电，#2B空预器主马达跳闸，但辅助马达未自起。7、 B侧送、引风机跳闸，可能是#2B送风油站备用电源工作(锅炉MCCA来)失电，跳送风，连跳同侧引风机。