吕鉴2023第3期

打造工匠精神 激发创新活力

吕   鉴

吕四港发电公司出品

吕电风光

韩涌

一起由励磁涌流引起的机组负荷大幅波动事件的原因分析

火力发电企业节能减排创新管理研究

16

彭晖

火电厂阀门内漏的诊断和治理措施

21

1、3、4号炉高温受热面金属状况的情况分析

04

高压、低压加热器讲解

浅谈汽轮发电机组振动影响分析

经验交流

理论探讨

1、3、4号炉高温受热面金属状况的情况分析

摘要：2号机组A级检修，发现部分高温取样管金属老化严重。通过对比2号机及3号机检修时取样管金属老化状态及运行时的壁温情况，找到一个阈值623℃。通过这一个阈值，以及查看1、3、4号炉的高温受热面壁温值，找到疑似有老化趋向的高温受热面管，结合机组检修或长期停备进行检查。

关键词：高温受热面 阈值 623℃

2号机组A级检修，发现部分高温受热面取样管金属组织存在一定老化，华东所对取样管老化评级最严重为4-5级，等同于4.5级，江苏方天对取样管老化评级最严重为3.5级，因此我公司2号锅炉高温受热面取样管金属组织老化均未达到5级。我公司4台锅炉同一年投入运行，运行至今，都已临近10万小时。需要对老化严重的取样管查看其日常运行壁温情况进行分析，找出其他机组潜在的老化等级较高的高温受热面管材。

后屏第33排第6根，分上中下三段取样，材质都为A-213S30432。

（2）运行温度（图中上限温度为640℃，下限为600℃）

杨滨海

理论探讨

经验交流

从DCS中查看，发现仅一年中，2号炉后屏第33-6点壁温长期高于600℃。

后屏第33排第6根晶界有较多严重粗化的第二相，部分呈链状分布，且较多三叉晶界处存在粗大第二相。下、中、上三段的老化等级3-5级，其中上部取样管的老化等级较高。

末过第53排第10根，分上中下三段取样；末过第54排第8根，分上中下三段取样，材质都为A-213S30432。

末过第53-10点近一年壁温趋势（600℃-640℃）

理论探讨

末过第54-8点近一年壁温趋势（600℃-640℃）

末过第53排第10根取样的三段中，上段和中段晶界有较多严重粗化的第二相，部分呈链状分布，且较多三叉晶界处存在粗大第二相。下段显微组织中无明显粗化第二相析出。中上段的老化等级为4-5级，下部取样管的老化等级为2-3级。

末过第54排第8根取样的三段，晶内存在粗大的第二相，晶界有较多严重粗化的第二相，部分呈链状分布，且较多三叉晶界处存在粗大第二相。上中段的老化等级4-5级，下部取样管的老化等级也为3-4级。

通过对比末过第53-10点与第54-8点最近一年的壁温趋势，发现第54-8点金属壁温基本处于625度以上，而第53-10点的金属壁温仅有零星几次超过625摄氏度。下图中温度显示范围为625-640℃，黄色曲线代表的是第54-8点的壁温曲线，红色曲线代表的是第53-10点的壁温曲线。

理论探讨

末再第63排第11根，分上下三段取样，其中上段材质为SA-213TP310HCbN，下段为A-213S30432。

（2）运行温度（图中上限温度为640℃，下限为600℃）

理论探讨

经验交流

末再第63排第11根下段晶界有较多严重粗化的第二相，部分呈链状分布，且较多三叉晶界处存在粗大第二相，而下段取样未见第二相析出，老化等级均为4-5级。

后屏第18排第11根；第33排第10根。位置靠下，都是出口段出弯处。材质A-213S30432。

（2）运行温度（图中上限温度为640℃，下限为550℃）

后屏第18-11点检修之前近一年壁温趋势（600℃-640℃）

后屏第33-10点检修之前近一年壁温趋势（600℃-640℃）

理论探讨

经验交流

后屏过热器管18-11奥氏体晶内分布少量细小第二相，晶界存在粗化的第二相，组织老化2～3级，外壁存在大量粗大晶粒，大晶粒尺寸约0.35mm，其余部分晶粒较均匀，晶粒度8～9级。

后屏过热器管33-10母材组织为细小奥氏体晶粒，晶粒度8～9级，晶内分布较多的细小第二相，晶界有明显粗化的第二相析出，组织老化4级。热影响区组织发生粗化，晶粒度2～3级，与外壁粗晶组织类似，粗晶的晶内分布较多的细小第二相，晶界未见粗化的第二相析出。

末过第43排第8根，材质SA-30432；第51排第11根出入口靠近下弯各取一段，出口段材质为A-213S30432，入口段材质为SA-213TP347H。

末再第63-4、63-5点临近点62-6检修之前近一年壁温趋势（600℃-640℃）

末再第63-4、63-5点临近点64-6检修之前近一年壁温趋势（600℃-640℃）

理论探讨

经验交流

末级再热器管第63-5点奥氏体晶内分布少量的粗化的第二相，晶界有明显粗化的第二相析出，组织老化4级。外壁存在粗晶，晶粒度2～3级，最宽处约0.25mm，其余部分晶粒较均匀，晶粒度8级。

2023年2号炉A级检修取样取样几处受热面管段老化等级都较高，但是同一管段的不同标高的取样管，寿命等级也不同。越靠近顶棚位置的取样管老化等级都为4-5级；而从管屏弯头向上1米以内的取样管，老化等级相对略低，2-3级或3-4级。

2022年3号炉A级检修时同样对末过、末再、后屏进行取样，取样结果显示除末再的老化等级为4，其余取样管的老化等级皆为2-3级。通过对比老化等级为4级的取样管与老化等级为2-3级的取样管的壁温趋势，发现在同样温度区间的趋势图中有明显的分层。如下图所示：图中红线代表末再64-6点的壁温趋势，黄线代表末过50-7点的壁温趋势，绿线代表末再64-6点的壁温趋势。分层明显，末再64-6点的壁温波动区域高于末过两点的波动区域。

末过43-8、51-11点与末再64-6点检修之前近一年壁温趋势（600℃-640℃）

通过改变趋势温度范围，找到老化等级为4的取样管壁温与老化等级为2-3的取样管壁温，发现末过43-8、51-11点与末再64-6点区分温度为623℃。如下图所示：图中红线代表末再64-6点的壁温趋势，黄线代表末过50-7点的壁温趋势，绿线代表末再64-6点的壁温趋势。

末过43-8、51-11点与末再64-6点检修之前近一年壁温趋势（600℃-623℃）

理论探讨

因此，以623℃这一温度对高温受热面管材进行评估，寻找疑似老化等级为4的受热面管屏。

根据2、3号机组取样管金相结果分析结果，查看长期超过623℃的壁温测点：

5-14、5-15、5-16、33-10、34-6、34-11、34-12、34-13、34-14、34-15、34-16、34-17、34-18。

8-8、10-8、24-8、48-8、46-8、44-6、

64-4、64-5、64-6、64-7、64-9

1号炉的后屏过热器根据DCS现有采样点发现共计13个点的温度经常性的超过623℃，短期超过640℃。初步认为1号炉后屏过热器状况良好，两侧的壁温相对较高，机组检修时可以抽取两侧5排以内出口侧下端的管段，中间管屏的出口段靠近顶棚处进行取样检查。

1号炉的末级过热器根据DCS现有采样点共发现6个点的温度经常性的超过623℃，短期超过640℃。初步认为1号炉1号炉末级过热器运行状态良好，仅有部分管道的壁温相对

较高，机组停备时间较长时可以根据壁温较高位置，在出口段出弯处进行取样分析。

1号炉的末级再热器根据DCS现有采样点共发现5个点的温度经常性的超过623℃，短期超过640℃，但这几点与上述的屏式过热器与末级过热器不同，超温次数、频次较多，且过去一年的温度都大于623℃，温度水平较高，需要在较长时间的停备消缺时践行割管取样。

根据2、3号机组取样管金相结果分析结果，查看长期超过623℃的壁温测点：

5-11、20-12、34-11、34-14、34-15、34-16、34-17、34-18

36-7

42-6、44-6、50-6、52-6、52-7、52-11、58-6、60-6、62-6、63-5、63-6、63-10、63-11、64-4、64-5、64-6、64-7、64-8、64-9、64-10、64-11、65-5、65-6、66-6、66-10、66-11、67-11、68-6、69-3.

4号炉的后屏过热器根据DCS现有采样点发现共计8个点的温度经常性的超过623℃，短期超过640℃。而且，主要是第34屏，建议机组检修时一方面查看节流孔状态，另一方面对34屏及左、右两屏进行取样，检查组织及金相状态。

4号炉的末级过热器根据DCS现有采样点发现共计1个点的温度经常性的超过623℃，短期超过640℃，末级过热器的状况较好。

4号炉的末级再热器根据DCS现有采样点发现共计29个点的温度经常性的超过623℃，短期超过640℃，整体超温的位置偏右，建议调整燃烧，并且在机组停备时间较长时对出口侧上下两段进行取样检查。

根据2、3号机组取样管金相结果分析结果，查看长期超过623℃的壁温测点：

3-11、9-11、9-12、9-14、27-15、32-11

44-6、44-9

理论探讨

经验交流

50-6、52-4、52-5、52-11、54-6、56-6、58-6、60-6、62-6、64-6、66-6、68-6。

3号炉的后屏过热器根据DCS现有采样点发现共计6个点的温度经常性的超过623℃，短期超过640℃。末级过热器有两个点。末级再热器根据DCS现有采样点发现共计12个点的温度经常性的超过623℃，短期超过640℃。整体超温的位置偏右，建议调整燃烧，并且在机组停备时间较长时对出口侧上下两段进行取样检查。

3号炉的壁温测点数目数目相对较少，后屏共90个测点，代表率为13.2%，末过共72个测点，代表率为8.6%，末再共66个测点，代表率为8.6%，超温测点相同管屏的相邻管及相邻管排应同样进行抽样检查，重点抽查位置应为中上段。

根据2、3号炉检修时取样管金属老化规律及壁温状态，对照1、3、4号锅炉受热面运行壁温，可以得出以下结论：我公司1、3、4号炉后屏过热器、末级过热器的部分受热面管壁温偏高，与2号锅炉相当，管材有潜在的老化风险，但数量不多，老化等级均未达到5级，锅炉无需降参数运行。

为确保高温受热面的安全可靠运行，特采取以下措施：

（1）机组等级检修时，在壁温较高的管屏区域增加同屏或相邻屏受热面管的壁温测点，且在炉膛内高温受热面近顶棚位置加装壁温测点，监视管壁壁温最高值；

（2）机组等级检修时，根据受热面运行壁温取样金相分析，进行老化评级；

（3）加强燃烧调整，避免锅炉偏烧，降低高温受热面热偏差，降低壁温。

理论探讨

经验交流

摘要：某发电厂2号机组参与机组协调控制的三块有功功率变送器由于受到励磁涌流的干扰，导致采集的机组实发功率突降，机组协调被切除，进而引起机组负荷大幅波动。本文详细介绍了引起2号机组功率突降的原因、查找故障的经过以及通过此次事件今后应注意的事项以及预防措施。

关键词：励磁涌流；协调；变送器；负荷；波动

    众所周知，电力变压器在空载合闸投入电网时，由于变压器铁芯磁通的饱和及铁芯材料的非线性特征，会产生幅值相当大的励磁涌流，由此可能导致变压器差动保护误动作，同时造成绕组变形，从而减少变压器的寿命。励磁涌流中含有多个谐波成份及直流分量，这将会降低电力系统供电质量，同时涌流中的高次谐波对连接到电力系统中的敏感电力电子器件有极强的破坏作用。本文介绍了一起由于参与机组协调控制的有功功率变送器受到变压器空载合闸时产生的励磁涌流的干扰而发生机组负荷大幅波动的事件，提出了防止此类事件的再次发生应该采取的防范措施。

某发电厂2号机组负荷414MW,协调控制方式。运行人员监盘发现2号机组协调被切除，定子负序电流由70A突增至1843A后回落，2号主变出口电压由513kV降至506kV，汽机1、2号主调门由55%突增至100%后突降至28%，机组负荷大幅波动，最低降至310MW，最高涨至500MW。运行人员手动将锅炉主控切至手动，稳定煤量，待机组各项参数稳定后投入机组协调系统,2号机组恢复正常运行。

接到运行人员通知后，继保和热工专业人员对所属设备进行了详细的检查，热工人员发现导致2号机组协调被切除的原因是由于参与机组协调控制的发电机三个有功功率变送器输出送至DEH的实际负荷值与机组负荷指令（AGC指令）偏差大于50MW所致。事故发生前，机组正常运行时的实际负荷为414MW，突然下降至329MW，而机组AGC指令一直维持413MW,实际负荷与负荷指令相差84MW,达到机组切除协调的定值50MW，机组协调被切除，协调控制方式由“1”变为“0”。机组协调切除后，机组负荷持续大幅波动，直至运行人员把锅炉主控切至手动方式后，机组负荷才逐渐趋于稳定。

特别策划

通过2号机组实际负荷、协调控制方式和锅炉主控控制方式变化曲线认真分析后，专业人员确定造成此次2号机组负荷大幅波动的直接原因是由于参与机组协调控制的发电机三块有功功率变送器的输出值突降所致。专业人员对其它机组检查后还发现，在2号机组发生负荷突降的同时，1、4号机组（3号机大修，处于停机状态）的实际负荷也发生了突变，但是幅度较小，未达到切除机组协调的定值（50MW），所以很快机组负荷稳定下来，对机组未造成大的影响，而且各台机组的定子负序电流、主变高压侧电压均发生了突变。因为3台机组均受到了不同程度的干扰，由此可以判断此次事件是由于电网的原因所致，通过询问省电力公司调度值班人员和对侧变电站的值班人员后得知对侧变电站（距离某发电厂大概40km）值班人员当时正在对其所管辖的一台主变进行空载合闸操作，因此继保专业人员初步判断此次异常事件与变压器空载合闸的励磁涌流有关。

2号机组参与协调控制的发电机三块有功功率变送器是由浙江涵普生产的FPW-201型双路输出的变送器，经和浙江涵普技术人员沟通后得知，此种型号的变送器无滤波功能，此次出现的这种异常情况的根本原因就是由于励磁涌流中的谐波干扰所致，并提供了FPW-201型功率变送器在实验室加入各次谐波后的试验数据，如下表所示：

理论探讨

FPW-201型功率变送器叠加各次谐波后的试验数据

表中的试验数据是在FPW-201型三相三线有功功率变送器电压回路加入100V电压、电流回路加入5A电流，功率因数为1.0，频率为50HZ的情况下叠加20%各次谐波的条件下所得，变送器的输出端串入一个250Ω的高精度标准电阻。从试验数据中可以看出，当功率变送器的电压或电流回路中叠加各次谐波后，相对于基波来说，变送器的输出值及标准表的测量值均会有上升或下降，但变送器输出值与标准表测量值比对，此时误差未超过变送器的等级指数，也就是说在谐波干扰的情况下，变送器反应的是基波和各次谐波的叠加量，此时变送器本身并未超差，但是由于谐波的干扰，变送器的输出将降低或升高，从表4-1试验数据中可以看出，若受到三次谐波的干扰，变送器的输出将升高；若受到五次谐波或七次谐波的干扰，变送器的输出将降低。因此可以确定2号机组此次出现的功率突降异常现象就是由于参与机组协调控制的三块有功功率变送器受到了变压器空载合闸时励磁涌流中五次谐波或七次谐波的干扰所致，而1、4号机受谐波干扰较小，故对其影响较小。

继保专业人员从机组故障录波器记录的波形中也查出2号机组发生负荷突降时，发电机定子电流中五次谐波最大达到了0.97kA,谐波含量达到了8%，七次谐波最大也达到了0.90kA, 谐波含量达到了7.5%。

此外，对于机组协调切除后负荷持续大幅波动的现象，热工专业人员也查明了原因：2号机组协调方式由于实际负荷值与AGC指令偏差大于50MW原因切除后，汽机和锅炉主控仍然在自动方式，相当于还是在协调方式运行。汽机处于调功模式，但功率调节PID被短路不起作用，负荷指令直接加到机主控站，炉主控PID被切换，切至机PID2，接受功率运算输出，实际上机和炉都处于调功模式，因此产生运算错误，导致机组负荷持续大幅波动。

   针对此次2号机组发生的由于励磁涌流的原因导致机组负荷大幅波动的异常事件，热工和继保专业人员制定了周密的防范措施：

（1）热工专业对机组协调系统的逻辑进行优化：机组协调运行方式下由于功率偏差等原因切除后，汽机和锅炉主控仍然在自动方式，出现控制混乱，所以将协调切除信号作为锅炉主控切手动条件。当协调切除后，直接进入机跟随模式，这样既可以便于锅炉稳压，又能防止机组负荷大幅波动。

（2）继保专业对参与机组协调控制的有功功率变送器的二次回路进行优化，在电流电压接入功率变送器之前加装滤波装置，防止励磁涌流影响功率变送器的性能，造成变送器的输出突降或突增。

（3）对国内和国外的有功功率变送器是否有滤波功能进行调研，找到合适的替代品对现有的变送器进行更换，保证机组的安全稳定运行。

励磁涌流对电力系统的危害性很大，不仅会使保护装置误动作，同时涌流中的高次谐波对连接到电力系统中的敏感电力电子器件有极强的破坏作用，通常大家都比较重视在继电保护方面对励磁涌流的抑制措施，而忽视了励磁涌流对测量回路及其它回路的影响，比如本文中励磁涌流对机组协调控制系统的影响也很大，所以励磁涌流对继电保护之外的影响也应该引起大家的足够重视。

[1]郭文涛. 一起发电机组过负荷的原因分析及防范措施.水电站机电技术,2011年12月,34卷第06期:37～39.

 [2]郝治国，张保会，诸云龙，顾丕骥.变压器空载合闸励磁涌流抑制技术研究.高压电器,2005年4月,41卷第2期:81～84.

理论探讨

经验交流

摘 要：本文从我国发电企业的实际运营情况出发，对发电企业节能减排创新管理进行研究。分析了我国火力发电以煤为主的能源结构，在此基础上得出发电企业所面临的能源难题。针对以上情况，提出火力发电企业进行能源管理和节能减排创新管理的措施，为发电企业决策提供依据。

关键词：火力发电企业 节能减排 创新管理

进入新世纪以来，我国启动了一系列的电力体制改革举措，电力工业迎来了新一轮高速成长期，特别是“厂网分开”的制度创新，我国发电企业取得了长足的发展，市场化建设成绩斐然。但是我们也必须清醒的认识到，在当前新的历史发展形势下，由电源建设决定的电力生产力已经不再是决定电力发展的主要矛盾，一次能源的有效供给与环境保护已上升为电力发展的主要矛盾。在电力工业大力发展的形势下，如何保障经济社会发展对电力需求的同时最大限度的节约化石能源的使用量以及如何在保障经济社会发展对电力需求的同时减少三废的排放量成为我国发电企业巫需解决的关键问题。

我国是一个以煤炭为主要能源的国家，煤炭的需求量一直增长。20世纪50年代煤炭在中国的一次能源消费结构中的比重为90%以上。在以后发展的几十年，由于我国石油工业的发展，煤炭的需求比重逐年下降。依据我国的能源资源条件、煤炭开发情况和供需变化，到2020年我国的煤炭消费在能源结构中仍将维持在60%以上。

作为火力发电企业，煤炭为电厂需求的主要能源。随着近年来煤电双方供求关系的市场化以及工业发展用煤需求的快速增长，煤炭价格一路飙升，这给火力发电企业带来巨大的生产经营压力。虽然合同煤在发电企业总用煤量中占有相当比例，但是相当部分的用煤量需要电厂自行从市场购入。然而上网电价是相对刚性的，电价“市场煤”与“计划电”的持续矛盾，使企业的经营压力增大，资金链十分脆弱，发电企业处境艰难。

此外，煤炭企业提供的用于发电的煤炭品质下降现象，进一步增加了电力企业的生产成本。由于政策要求的电煤供应价格和煤炭的市场价存在一定的价差，导致煤炭企业的收益受损，因此，煤炭行业采取降低煤炭的质量，以次充好的措施，来弥补其损失。劣质煤可能造成煤炭燃烧不彻底，发热量不够，对发电机组造成损害，最终可能导致设备停机，影响发电企业的安全生产。

以上问题都是影响发电企业安全生产和企业盈利的重要问题，需要发电企业在内部管理控制中予以重视并着手解决。

特别策划

理论探讨

火力发电所用煤炭在锅炉中燃烧后，排放的燃煤锅炉烟气是气体和烟尘的混合物，其中包含大量的大气污染物，如二氧化硫、二氧化氮、二氧化碳碳氢化合物等。据相关资料显示，“十一五”期间我国燃煤电厂二氧化硫排放总量呈上升趋势,与“十一五”规划确定的到 2010 年我国主要污染物的排放总量降低10%的目标差距很大。2002年，我国温室气体二氧化碳的排放量占全球二氧化碳排放总量的14.6%。我国在参与《联合国气候变化框架公约》活动中面临巨大压力，如不能采取有效措施，减少温室气体排放将可能影响我国国际形象和地位。

鉴于以上压力，我国环保部门的监管举措日趋严格。相比以前情况，发电企业面临的环保形势也日益严峻。发电企业因个别项目违反环保要求而导致“项目停批”和“区域限批”现象时有发生。发电企业的节能减排同样面临严峻的局势，由于我国煤炭资源灰分、硫分偏高，我国火力发电企业污染气体的排放量也占到全国排放量的相当比例，如火电企业二氧化硫排放量占全国排放量的54%，我国发电企业成为节能减排重点治理对象。以上这些问题的解决已成为制约电厂发展的重要因素。

在面临诸多发展问题的情况下，发电企业寄希望于政府采取政策解决所有问题是不现实的。发电企业必须认真分析问题产生原因，调整企业内部燃料管理和节能减排管理模式，通过持续管理创新，化挑战为机遇，提高企业效益和竞争力，谋求企业的长足发展。

发电企业在争取政府宏观调控政策支持的基础上,要做到自身政策的改进首先，为了保证发电企业安全生产，发电企业要建立完善自身的供应链。目前煤炭能源紧缺现象日益严重，给电力企业造成困难，采取煤电联营是解决这问题的出路。火电企业应积极开拓煤炭开发业务，煤电一体化，建立完善的集团内部供应链，优化企业的供应链，获取更大的新业务的收益。其次，发电企业燃料管理方面，企业要严把煤炭进厂质量关。关键要做好煤炭管理人员的选拔工作，提高煤炭管理人员的素质，凡是发现煤炭检测过程中不按规范操作，职业道德差的员工，马上进行处理。同时应对煤炭检测的程序进行规范，对煤炭的调运环节、采样环节、制化样环节严格管理和监督。再次，为了避免劣质煤对发电机组的损害，同时提高劣质煤的利用率，减少污染排放，可以采取配煤掺烧的方法，即通过煤粉进入炉膛前将不同的煤种依据一定原则按一定比例进行混配。最后，通过技术手段对发电机组和辅助构造进行改造，实现节能增效。在发电企业内部建立标准，使每位员工都成为节能减排的践行者。

本文通过对发电企业燃料管理问题和企业节能减排状况进行分析，提出了发电企业节能减排创新管理的各种对策，使发电企业面临的巨大的节能减排压力得以缓解，对火力发电企业节能减排工作具有一定指导意义。

[1]陈运辉,谷志红,牛东晓.发达国家绿色电力推广的部分措施及启示[J]电力需求侧管理,2008,5:68-71.

理论探讨

理论探讨

[2]高树婷.我国温室气体排放量估测初探[J].环境科学研究.1994,7(6):56-59.

[3]孙一峰,孙荣华,王索宇.发电企业节能减排工作的探索与实践[J].华东电力,2010,38(7):1005-1007.

[4]宣杰,孙文敏.发电企业节能减排的思考[J].经济纵横,2010,3:105-108.

理论探讨

理论探讨

热力系统阀门主要分为截止阀、闸阀、蝶阀、调节阀、安全阀等，在系统的运行中起着控制介质流向、隔离或连接不同系统、调节流量、保证系统安全运行等作用。阀门内漏会不可避免产生汽水损失，造成能量损失，导致系统补给水量就要增加，相对所消耗的煤量也要增多，同时阀门内漏腐蚀将使阀门寿命降低，损坏过快，不仅影响公司的经济效益，而且影响机组的安全性。而阀门内漏现象在许多电厂普遍存在，防止阀门内漏是火力发电厂节能减排的重要举措。

从电厂安全生产方面而言，阀门内漏将使运行中的设备无法隔离消缺，主要体现在安全措施无法执行到位，严重威胁检修人员的安全作业。

（1）汽水损失增加。阀门内漏导致机组内汽水流失，阀门内漏个数越多，汽水损失越大。

（2）热经济性降低。经过加热、升压后的工质未经利用直接泄漏排地沟（或大气）。

（3）机组效率降低。高温、高压工质未经利用，直接排入凝汽器，导致凝汽器热负荷增加，机组真空下降，汽轮机效率明显降低。

（4）内漏阀门数量的增加，徒增阀门修复、研磨和更换费用。

（5）机组补给水率增大。阀门漏泄导致水的流失，使机组不能正常经济运行，需要对系统进行补水，导致机组的补给水率增大。

在实际生产中，造成阀门内漏的原因较多，主要有以下几方面：

（1）阀门质量差造成内漏。不合格的阀门产品进入生产现场，或阀内件材质选型及热处理差，硬度不够，易被高速流体冲坏，使阀门在使用过程中产生内漏。

（2）阀门调试不好引起内漏。

（3） 热力系统水质不合格，管道冲洗不干净造成阀门内漏。

（4）运行人员操作不当造成阀门内漏。

特别策划

（1）选择合格的疏水阀门。在疏水阀门选购时，应选择合格的供应商，并对疏水阀门一定周期内的严密性进行确认。

（2）加强落实检修验收责任。要成立防治阀门内漏的组织机构，指定责任人兑现考核，建立阀门内漏检查和治理的台账，严把阀门检修验收关。阀门检修、研磨或修复后应由专业人员来检验密封面的结合程度，检修质量不合格应坚决返工。

（3）在疏水门前后管道外壁上加装管壁温度测点，然后引至DCS系统。这样，疏水门内漏情况就一目了然。不仅为检修提供了依据，而且使疏水阀门泄漏状况公开化，便于各级技术人员对疏水阀门的泄漏情况进行监督管理。

（4）规范阀门操作。在汽轮机启动、停机过程中，运行人员应严格执行规程中对疏水阀门开启和关闭的规定，按时开启、关闭疏水阀门，严禁早开、晚关疏水阀门，以免蒸汽过度冲刷造成疏水阀门损坏。在手动关闭阀门时必须关严，以避免阀门被冲刷。在开关阀门时，尽可能避免阀门在小开度长时间运行，对于关断型阀门原则上只能全关或者全开，不允许半开半关状态，以防阀门结合面冲刷导致阀门内漏。对于设置有一、二次门的热力管道，为了预防阀门内漏，阀门的操作顺序应为开启时先开一次门，再开二次门，通过二次门进行节流调整；关闭时先关二次门，再关一次门，这样做的目的是保护一次门；对一些蝶阀，现场应清楚地标识开关的位置，这些阀门如果关到位后就不应再加力关，否则，开关过头均会造成阀门冲刷；开关不同型号的阀门时应选择对应型号的扳手或用手操作，防止用力不当拧坏阀门。

（5）定期检查阀门状态及时复紧阀门。机组启动后，除了所有疏放手动门必须关严外，对于电动疏放水门，应在电动关闭完毕后立即手动压关一次，各疏放水门关闭后应根据阀门后管道温度指示分析判断该阀门是否内漏，对于疏水门后没有温度指示的，则利用红外线测温仪测量阀门前后管壁温度来判断阀门是否内漏。

防治发电厂系统阀门内漏是降低机组热耗、提高机组经济性的基础工作，各级技术人员应做好阀门内漏的预防和运行维护工作，阀门购买严格把关，安装检修注重质量，运行操作规范到位，监督检查执行到位，让每一位员工从思想上用心去做，阀门内漏治理就能取得成效，火力发电厂经济性将得到大幅度提高。

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吕四港江苏大唐国际吕四港发电有限责任公司一期 4台660MW 超超临界燃煤发电机组，配置哈尔滨锅炉厂有限责任公司生产制造，由三菱重工业株式会社提供技术支持的超超临界参数变压运行直流锅炉。锅炉型号：HG-2000/26.15-YM3。型式为П 型布置、一次中间再热、单炉膛、平衡通风、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构，燃用烟煤。锅炉为四墙切圆燃烧方式，采用改进型低 NOx PM（Pollution Minimum）主燃烧器和 MACT（Mitsuibishi Advanced Combustion Technology）型低 NOx分级送风燃烧系统。

2.1 空预器局部堵灰使空预器差压高，在回转运行过程中，堵塞部分交替经过烟气仓、一次风仓、二次风仓，会造成一次风压、二次风压、炉膛负压的周期性波动，严重影响锅炉安全稳定运行。

2.2 由于空预器差压升高，烟气阻力增大，将会引起引风机电耗上升且容易引发引风机失速，严重时引风机、送风机、一次风机发生抢风现象或风机跳闸，机组RB动作，影响机组负荷。

2.3 沉积在空预器蓄热元件上的硫酸氢氨、水蒸汽、三氧化硫腐蚀蓄热元件，影响预热器的换热；而空气预热器腐蚀时，受热面光洁度严重恶化，加重了空气预热器的积灰。

在锅炉运行过程中，通过脱硝系统、燃烧系统、制粉系统的优化调整，降低NOx 的生成量，同时有效控制脱硝后的氨气逃逸量，降低硫酸氢氨的生成量；通过空预器进出口温度的优化控制以及空预器吹灰方式的优化调整，降低硫酸氢氨在空预器受热元件上沉积量。

3.1对锅炉脱硝系统各喷氨口流量按设计曲线进行准确标定，保证脱硝系统催化剂区域氨气均匀分布。避免局部氨气流量过高、过低问题，降低“氨逃逸”，从而缓解空气预热器堵塞。

3.2 通过低氮燃烧器与锅炉燃尽风配合调整降低脱硝入口NOx 生成量，减少脱硝系统用氨量，进而降低脱下系统“氨逃逸”，缓解空气预热器堵塞。

3.3优化空气预热器吹灰方式，减缓空气预热器堵塞。从三分仓回转式空气预热器说明以及空气预热器吹灰器说明书中了解到，空气预热器热端吹灰器主要用于机组启停，防止空气预热器热端发生二次燃烧，空气预热器冷端吹灰器主要用于空气预热器清理积灰。运行中可以加强冷端吹灰。

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3.4规范锅炉脱硝系统出口NOx 的控制，降低脱硝系统喷氨量，降低氨逃逸根据国家环保节能减排工作要求，在保证环保参数合格的情况下NOx 排放值沿上限运行。

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摘要：火力发电厂汽轮发电机组在设计制造、安装、检修和运行时都有可能引起过大振动，主要分析振动的影响因素分析。

关键词：汽轮发电机组 振动 影响因素

汽轮发电机组产生振动的大小直接影响到机组能否安全运行和整个电厂的经济效益。引起汽轮发电机组振动过大或者异常的原因有很多，既有设计制造方面的原因，也有运行方面的原因，还有安装和检修等方面的原因。

汽轮发电机组转子的质心与旋转中心不重合则会因为转子的不平衡而产生一个离心力，这个离心力会对轴承产生一个激振力而使之引起机组振动，如果这个离心力过大，则机组的振动就会异常。汽轮发电机组转子装配时每装配一级叶片都应该对该级叶片进行动平衡试验，整个转子装配完成后在出厂之前对整个转子进行低速和高速动平衡，以确保转子的不平衡量在合格范围内。

产生汽轮发电机转子不平衡量较大的主要原因是机械加工精度不够和装配工艺质量较差，必须提高机械加工精度，同时保证装配质量，从而才能保证转子的原始不平衡量较小。另外，如果机组的设计不当也会引起机组的振动。

汽轮发电机组在安装和检修过程中的工艺质量对机组振动的影响非常大，根据对现场机组振动的分析，很多汽轮发电机组的轴承振动过大都是由于安装和检修不当引起的，或者说机组的振动很多时候都是可以通过安装或检修来解决的。

两端的轴承标高不在设计要求的范围内，转子两端轴承的负荷分配不合理。负荷较轻的一边，轴瓦内的油膜将会形成不好或者根本不能建立油膜，这样就会诱发机组的自激振动、油膜振动和汽流激振。而负荷较重的一边，由于吃力太大，会引起轴瓦温度升高，当轴瓦乌金温度达到一定值时，很容易产生轴瓦乌金过热现象，从而造成机组的振动。

应该根据制造厂家的技术要求，再结合现场的实际情况对机组轴承标高进行认真的调整。由于各台机组的实际情况不尽相同，因此受热后的膨胀也不完全一样，所以必须结合各厂的实际情况对机组轴承标高进行调整。

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主要包括轴瓦的紧力、顶隙和连接刚度等几个方面。轴瓦紧力和顶隙主要影响轴承的稳定性，如果轴承的稳定性太差，在外界因素的影响下容易使机组振动超标。轴承的连接情况主要对轴承刚度产生影响，若轴承刚度不够，在同样大小的激振力下引起的振动较大，必须将轴承各连接螺栓拧紧。

机组中心应包括转子与汽缸或静子的同心度、支撑转子各轴承的标高、轴系连接同心度和平直度。

如果转子与汽缸或静子的同心度偏差过大，则可能会引起汽流激振、电磁激振和动静碰磨。若发生碰磨，则会使转子发生热弯曲而引起不稳定普通强迫振动。当联轴器法兰外圆与轴颈不同心、联轴器法兰止口或螺栓孔节园不同心、端面瓢偏、连接螺栓紧力明显不对称时，不论圆周和端面中心数据调整的如何正确，当把连接螺栓拧紧后，都会使轴系不同心和不平直。当转子处于旋转状态时，轴系同心度和平直度会直接产生振动的激振力，引起机组的振动。

当由于某种原因使滑销系统卡涩时，机组的膨胀就会受到限制，当机组的膨胀受到限制时就会引起机组较大的振动，严重时以至于不能开机或者引起动静碰磨，从而造成更大的破坏。由于膨胀受到限制而无法开机的现象在现场经常出现，因此在检修和安装期间应该对此引起高度重视。

当汽轮机转子与汽缸之间的间隙过大时，汽轮机内效率会降低；当汽轮机与轴封之间的间隙过大时可能会引起蒸汽外漏或者空气内漏，从而影响机组的效率和真空；当发电机转子与静子之间的间隙过大时同样会影响发电机的效率。间隙又不能过小，否则将引起动静碰磨，会使机组的振动超标。因此合理调整隔板汽封、端部汽封以及发电机转子与静子之间的间隙是非常重要的。

机组大修期间，对汽轮机叶片上的结垢进行清理，进行除垢时保证除垢方法正确性，注意对整个转子都要进行除垢，否则可能会在转子上产生新的质量不平衡。

机组的振动除了与上面阐述的各方面因素有关外，还与机组的运行状况存在很大的关系。

当滑销系统本身不存在问题时，如果运行人员操作不当，机组也会出现膨胀不畅的问题。最明显的例子是在开机过程中，当机组的暖机时间不够或者升速加负荷过快，则机组

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各部分的膨胀就不一样，一方面会产生热应力，减少机组的寿命；另一方面就会引起过大的膨胀差，从而影响机组的开机过程。当机组的膨胀不充分时，极易引起机组的动静碰磨而产生振动。

轴颈在轴瓦内的稳定性决定机组诱发振动的可能性，当稳定性太差时，外界因素的变化很容易引起机组振动的产生。而油在轴瓦内形成的油膜又是影响转子稳定性的一个重要影响因素，油膜的形成除了与轴承乌金有关外，还有一个重要因素就是油油温，油油温应该在一个合理的范围内，过高过低都对油膜形成不利。

每一轴封的进汽温度都不一样，在运行规程所允许的范围内调整轴封进汽温度会对机组的振动产生一定影响。轴封进汽温度对机组振动的影响主要表现为进汽温度对轴承座标高的影响和温度对端部汽封处动静间隙的影响。

机组真空和排汽缸温度相辅相成，其中一个因素的变化必然引起另一个因素的改变。对于轴承座坐落在排汽缸上的机组来说，排汽缸温度的变化主要表现在对轴承座标高的影响上，会对机组的振动产生影响。

当汽轮机发生断叶片时，转子的质量分布明显发生改变，机组的振动会发生明显的变化，这种情况在现场有时可能不会被察觉，振动的变化既包括振动大小的变化，也包括振动相位的变化，现场大多数仪表只能监视振动大小的变化。为了尽量避免断叶片的现象发生，除了在设计制造和安装检修期间采用适当的措施来保证外，运行中在增减机组负荷时应尽量平稳。

总之，机组振动影响着机组安全运行，在机组正常运行的时，时刻注意机组的振动，以免振动影响机组的安全运行。

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高压加热器，是利用汽轮机的部分抽气对给水进行加热的装置。该装置由壳体和管系两大部分组成，在壳体内腔上部设置蒸汽凝结段，下部设置疏水冷却段，进、出水管顶端设置给水进口和给水出口。当过热蒸汽由进口进入壳体后即可将上部主螺管内的给水加热，蒸汽凝结为水后，凝结的热水又可将下部疏冷螺管内的部分给水加热，被利用后的凝结水经疏水出口流出体外。本装置具有能耗低，结构紧凑，占用面积少，耗用材料省等显著优点，并能够较严格控制疏水水位，疏水流速和缩小疏水端差。

低压加热器的作用是利用在汽轮机内做过部分功的蒸气，抽至加热器内加热给水，提高水的温度，减少了汽轮机排往凝汽器中的蒸汽量，降低了能源损失，提高了热力系统的循环效率。结构是较多的采用直立管板式加热器。加热器的受热面一般是用黄铜管或无缝钢管构成的直管束或U形管束组成的。被加热的水从上部进水管进入分隔开的水室一侧，再流入U形管束中，U形管在加热器的蒸气空间，吸收加热蒸气的热量，由管壁传递给管内流动的水，被加热的水经过加热器出口水室流出。

高压加热器和低压加热器的区别

（1）高压加热器简称高加，是接在高压给水泵之后的加热给水的混合式加热器，用来提高给水温度，提高经济效益的。低压加热器是接在轴封加热器之后的，用来加热上高压除氧器的凝结水的，也是提高凝结水温度，提高经济效益的。

（2）高加和低加的工作方式是基本相似的，加热器里面布满了小细管，管内走锅炉给水和凝结水，管外来的是从汽轮机抽出的各段抽汽，经过换热，分别提高给水和凝结水的温度，抽汽被凝结成水，变成疏水，高压加热器的疏水一般去高压除氧器，低压加热器的疏水一般通过疏水泵打到凝汽器。

（1）上端差是指高压加热器抽汽饱和温度与给水出水温度之差。

（2）下端差是指高加疏水与高加进水的温度之差。

（1）钢管水侧结垢，管子堵得太多。

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（3）疏水水位上升。

（5）误开或调整加热器的旁路门不合理。

（6）隔板泄漏。

高、低压加热器在运行时都应保持一定水位，但不应太高，因为太高会淹没钢管，减少蒸汽和钢管的接触面积，影响热效率。严重时会造成汽轮机进水的可能。如水位太低，则将有部分蒸汽经过疏水管进入下一级加热器，降低了下一级加热器的热效率。同时，汽水冲刷疏水管、降低疏水管的使用寿命，因此对加热器水位应严格监视。

（1）进、出加热器的水温。

（2）加热蒸汽的压力、温度及被加热水的流量。

（3）加热器汽侧疏水水位的高度。

（4）加热器的端差。

（1）受热面结垢，严重时会造成加热器管子堵塞，使传热恶化

（2）汽侧漏入空气。

（3）疏水器或疏水调整门工作失常。

（4）加热器钢管泄漏。

（5）内部结构不合理。

（6）加热器汽水分配不平衡。

（7）抽汽逆止门开度不足或卡涩。

（1）上端差过大，为疏水调节装置异常，导致高加水位高，或高加泄漏，减少蒸汽和钢管的接触面积，影响热效率，严重时会造成汽机进水；

（2）下端差过小，可能为抽汽量小，说明抽汽电动门及抽汽逆止门未全开；或疏水水位低，部分抽汽未凝结即进入下一级，排挤下一级抽汽，影响机组运行经济性，另一方面部分抽汽直接进入下一级，导致疏水管道振动。

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两台凝结水泵运行时，凝结水通过各加热器的流量增加，加热器热交换量增大，从而各低压加热器疏水量增加而水位升高，另外，两台凝结水泵运行时，凝结水母管压力升高，低压加热器疏水受阻，同样会使低压加热器水位升高。

（1）关闭高、低压加热器进汽门及逆止门，并就地检查在关闭位置；

（2）开启高、低压加热器旁路电动门（或关闭联成阀），关闭高、低压加热器进、出口门；

（3）开启高、低压加热器危急疏水门；

（4）关闭高、低压加热器疏水门，开启有关高、低压加热器汽侧放水门；

（5） 其他操作同正常停高、低压加热器的操作。

加热器的停运，会使给水温度降低，造成高压直流锅炉水冷壁超温，汽包炉过热，汽温升高，抽汽压力最低的那级低压加热器停运，还会使汽轮机末几级蒸汽流量增大，加剧叶片的侵蚀。加热器的停运，还会影响机组的出力，若要维持机组出力不变，则汽轮机监视段压力升高，停用的抽汽口后的各级叶片、隔板的轴向推力增加，为了机组的安全，就必须降低或限制汽轮机功率。

（1）给水温度下降（高压加热器水侧进、出口温升下降），这样使相同负荷下煤量增多，汽温升高，相应减温水量增大，排烟温度下降，煤耗增大。

（2）疏水温度降低。

（3）CRT上高压加热器水位高或极高报警。

（4）就地水位指示实际满水。

（5）正常疏水阀全开及事故疏水阀频繁动作或全开。

（6）满水严重时抽汽温度下降，抽汽管道振动大，法兰结合面冒汽。

（7）高压加热器严重满水时汽轮机有进水迹象，参数及声音异常。

（8）若水侧泄漏则给水泵的给水流量与给水总量不匹配。

（1）水温度降低，影响机组效率。

（2）若高压加热器水侧泄漏，给水泵转速增大，影响给水泵安全运行。

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（3）严重满水时，可能造成汽轮机水冲击，引起叶片断裂，损坏设备等严重事件。

高压加热器满水时的处理：

（1）核对就地水位计，判断高压加热器水位是否真实升高。

（2）若疏水调节阀“自动”失灵，应立即切至“手动”调节。

（3）当高压加热器水位上升至高值时，事故疏水阀自动开启。否则应手动开启，手动开启后水位明显下降，说明事故疏水阀自动失灵，告维修处理。

（4）手动开启事故疏水阀后水位无明显下降。根据给水泵的给水流量与给水总量是否匹配，若匹配说明疏水管道系统有堵塞，要求检修处理，若不匹配说明高压加热器水侧有可能泄漏，汇报值长，减负荷至额定负荷的80%-90%左右，将高压加热器撤出并进行隔离。在撤出过程中严格控制好汽温，以及加强对凝结水系统监视及调整。告维修查漏处理。

（5）当高压加热器水位上升至极高时，高压加热器应保护动作，否则应立即手动紧急停用。检查逆止门及电动阀自动关闭，否则手动关闭。告维修处理。汇报值长要求修改负荷曲线。

（6）当高压加热器满水严重而影响机组安全运行时，应立即解列停机。

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