打造工匠精神 激发创新活力
吕 鉴
吕四港发电公司出品
双月刊
2022年6月 第8期
打造工匠精神 激发创新活力
吕 鉴
吕四港发电公司出品
双月刊
2022年6月 第8期
吕电风光
蒙殿武
超超临界机组高温紧固件螺栓超声波探伤工艺分析
08
沈忠慰
浅析发电厂电气自动化技术
12
彭晖
660MW机组循环水泵出口液控蝶阀常见故障分析及处理
15
车金刚
660MW汽轮机TSI系统重要保护隐患分析及措施
18
师国庆 刘国庆
简述发电企业参与电力现货市场
04
刘志强
电厂化学水处理运行中存在的问题及策略研究
28
于利祥
超超临界火力发电厂输煤栈桥消防安全性措施探讨
23
目录
Contents
特别策划
理论探讨
经验交流
简述发电企业参与电力现货市场
摘要：随着我国电力市场化改革的不断走深走实，电力企业的生产经营方式正发生着巨大的转变。发电企业与电力市场的联系愈发紧密，特别是电力现货市场开放以后。本文通过简要介绍电力现货市场的概念和规则，阐述发电企业参与电力现货市场交易过程中面临的某些问题，并提出应对措施，希望能为发电企业参与电力现货市场提供帮助。
关键词：电力 现货市场 发电企业
一、前言
中发〔2015〕9号文以及其他有关电力市场化改革的政策文件的发布，为深化电力体制改革指明了具体的方向，加快推动电力市场建设，促进电力行业健康发展的目的越来越明确。国家发展改革委员会和能源局在2017年8月共同发布了《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》，明确了作为第一批电力现货市场建设试点的 8 个地区，此后8个试点地区陆续打响了现货交易的攻坚战。8个电力现货市场试点地区于2019 年 6 月已陆续启动模拟试运行模式，这标志着建立符合国情、省情、网情的电力市场体系逐渐拉开帷幕。2021年4月，江苏省作为被国家发展改革委、能源局列为的第二批电力现货市场试点地区，于2022年1月启动了现货市场模拟试运行。这标志着江苏电力现货市场建设开启了新篇章。后面又相继启动了第二次、第三次模拟试运行。
二、电力现货市场的概念和意义
国内现货市场通常专指商品即时物理交割的实时市场，通俗地讲，是指买卖电力商品时，买家一手交钱，同时卖家一手交货的实物交割。主要包括日前市场、实时市场以及备用、黑启动、调频等辅助服务市场，以短时交易和实时交易为主，电力现货市场与中长期市场相互协调、相互兼容、相互衔接，构成比较成熟的电力交易市场。
由于电能发用双方实时平衡、电能峰谷波动大等系统运行特性，导致电力现货市场中的电价随着时间频繁波动。这一特征使电力现货市场在电力市场体系中发挥着发现价格、引导供需的核心作用。电力现货市场可切实地反映电力商品在时间和空间上的供需关系，引导发电企业和用户响应市场价格波动，调整发用电行为，缓解电网阻塞、提升电网调峰能力。同时，也可以落实电力中长期交易的合同交割，调节发用电偏差，为电力中长期市场提供价格参考。电力现货交易采用全电量集中竞价、集中优化出清的方式，可以促进电量交易的充分竞争，优化配置电力能源和资源。电力现货市场采用分区、节点电价的价格机制能够给出位置信号，引导电源、电网的投资者量化决策，合理规划。
三、江苏省电力现货交易规则
师国庆 刘国庆
吕鉴
特别策划
吕鉴
特别策划
现试运行阶段江苏电力现货方式分为日前电力现货市场及实时电力现货市场，日内电力现货市场、辅助服务市场等暂未开放。
（一）参与主体及参与方式
参与江苏电力现货市场的主体包括发电厂商、售电公司、电力用户、独立辅助服务提供者等。江苏实行优先消纳新能源电力，供热机组以热定发、核电机组优先发电的规定，燃煤发电机组全年参与剩余电能量现货市场竞价；日前电能量市场采用发用两侧均申报量价信息的方式组织交易（试行期间用户侧不报量不报价，只作为价格接收者）。
（二）出清方式
省内日前现货市场和实时现货市场均采用系统边际电价，全电量申报、集中竞争、统一出清。以运行日短期系统负荷预测、省间受电计划预测、风光出力预测、电网安全等为边界条件，考虑电力平衡、电网运行安全、机组运行特性等约束条件，采用SCUC和SCED算法进行集中优化出清。出清结果得到以15分钟为时间间隔的运行日96点的机组组合、发电出力以及系统边际电价，以系统边际电价统一出清。
四、参与电力现货市场交易过程中面临的问题
（一）现货价格变化莫测
发电企业的发电平均成本和发电企业的销售策略，影响中长期交易的电量和电价，在相当长的一段时期内，市场主体面临的都是唯一确定的电量价格。但在现货市场中，发电侧面临的是以15分钟为时间间隔的运行日96点的电能量价格，一天内的电能价格有 96 个，它们受到风光出力、发电机组检修、容量约束、电网检修安排、市场电力需求、市场交易结果信息等多方面因素的影响，现货价格变化的幅度难以确定，预测难度极高。特别是随着新能源装机迅速发展，发电量快速增长，火电机组的发电空间被逐步压缩。由于新能源发电靠“天”吃饭，出力难以预测且不具备调节能力，导致电力现货交易市场行情更加变幻莫测。
（二）报价策略不够完善
试运行以来，发电方已在江苏现货交易技术支持平台上进行了三次量价申报，虽没有真实结算，但执行了确定机组启停和发电机组出力的出清结果，后两次试运行还进行了模拟结算。通过模拟结算试运行，我们深刻认识到发电企业参与现货市场的报价策略不够完善，现货政策本身的专业性和复杂性，以及与中长期交易的巨大差异，使发电企业处于比较茫然和不知所措的状态。在报价时进行试探性报价，根据以往的经验和出清过的价格，在原价格基础上抬高或者降低报价，或者增减报价出力区间段数和长度，或在最后容量段的报价中，把价格报至“天花板价”，进行博弈性报价。电力现货市场是瞬时性变化的，存在诸多不可控因素，现货竞价策略中没有一成不变的交易策略和方案，面对电力现货市场需要用心去研究和配置。
（三）联动机制不够成熟
吕鉴
特别策划
吕鉴
特别策划
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现货市场的影响因素很多，包括风电出力、太阳能发电出力、发电机组检修、发电成本、电网检修安排、容量约束、市场电力需求、调峰能力等。对于其中的不可控因素，很难做到预测准确和掌握清晰，但对于可控因素比如机组出力、机组检维修情况、发电边际成本、调峰能力等，我们要精确控制，以确保发电企业在现货市场中有足够的竞争力，这就需要生产、财务、燃料、营销相互配合、协同作战，实现对现货市场的变化莫测从容应对。
五、应对措施
在目前的现货交易模式下，发电企业是基于企业欲达成的生产目标、发电成本、竞价空间以及对日前与实时价格的模糊预测来制定交易报价策略，以达到预期目标和获取收益。有很多因素影响日前市场与实时市场的电价，包括天气变化、市场行为、市场供需关系等多个方面，需要发电企业用心统计分析历史数据，以找出价格变化规律。虽然现货市场刚起步，现货价格有效数据有限，给现货价格分析带来了很大的难度，但价格分析和预测是现货交易制定交易策略不可缺少的重要环节。因此，分析和预测现货电价非常重要。在价格预测过程中，一是要选择合适的时间周期。首先要对现货价格历史数据进行统计分析，以分钟、小时、日、周、月等不同的时间周期分析现货价格方向、均值等发现价格规律。时间周期的选择对分析较为重要，相似的时间节点通常会呈现出相似的价格规律。二是要精准统计分析。对选定的基于某个时间周期的价格、价差数据进行精准统计分析，作为对未来预测的重要依据。统计分析的内容包括价差方向统计、特定时点价格特性、价格均值规律、价格出现的概率等。三是开展相关性分析。分析和预测电价是基于历史数据进行的，而历史数据受到新能源出力等多种因素的影响，要研究这些多种因素对电价的影响程度，就需要对影响价格的多种因素进行相关性分析。短期系统负荷预测偏差、天气环境预测偏差、电力生产成本、市场供需关系等多种因素形成了现货价格和价差。通过对价格形成机制的研究和数据的不断积累，分析现货价差、价格与多种条件因素的相关关系，达到更加精确预测现货价格和制定最优报价策略的目的。
对发电企业而言，在现货交易出清结果后，需要积极进行复盘，总结经验教训。同时，全力进行成本管控，积极投入人力和物力组织生产，以获得效益最大化为目标进行生产经营管理，这一过程顺利推进的基础是拥有完善的营销管理机制和制度。因此，企业应尽快建设一支专业化的电力营销队伍以及与市场化需求相匹配的管理制度，通过营销成绩考核激励提高工作成效。对电力交易营销人员而言，除了需要了解最基础的电力现货市场交易规则、电网运行规律之外，还应该加强对市场信息的把握，包括电网停运和机组检修、电网阻塞特性、天气变动、电力供需、用电预测等因素。为了方便信息获取，发电企业最好建构一套电力现货市场信息系统，用于辅助电力现货交易决策，对成本和市场变化进行精准的判断。
另外，确保设备安全稳定运行也是重中之重。一是要加强设备运行维护，做好发电设备性能试验和技术改造，提高发电设备的可靠性，以满足系统调峰调频、无功及电压支持、平衡响应等需要。二是提高生产运营管理水平，优化发电设备的检修流程，最大限度地降低检修时间和生产运行成本。三是要优化配煤掺烧方式，保证机组的“调得起、跟得上”的机组出力和爬坡性能，为电力现货市场交易保驾护航。
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六、结语
发电企业作为电力市场的重要组成部分，在电力现货市场下，应该积极面对未来电力化改革，尤其是现货市场不断发展所带来的机遇和挑战。本文提出的几点建议，希望可以助力发电企业应对电力现货市场的发展。
参考文献：
[1]姜立宝.电力市场新形势下火电企业营销策略探索[J].企业管理,2017(S2):367-368.
[2]孙毓群.发电企业电力现货市场交易风险管控探究［J］.科技创新与应用，2019（30）：195-196.
[3]王彦.电力现货市场交易存在的问题及应对方法研究[J].经营者，2022（17）.
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特别策划
超超临界机组高温紧固件螺栓超声波探伤工艺分析
摘要：本文从超声波探头选择、仪器灵敏度调节、探伤位置的确定、探伤信号的区别几个方面介绍了高压紧固件螺栓超声波探伤工艺。
关键词： 高温紧固件 超声波 灵敏度 信号
0 前言
螺栓是锅炉、汽机、蒸汽等压力管道阀门上的重要紧固零件，由于其在加工、安装、应用等过程中随复杂的应力、温度等作用，使螺栓部位可能发生开裂。螺栓按结构分为带中心孔和不带中心孔两种；按紧固方式分为栽丝型（如汽缸螺栓）和两端紧固型。螺栓螺纹根部产生的裂纹沿螺栓横断面发展的横向裂纹、中心孔加热不当产生的内裂纹也是横向裂纹，因此将直探头放在螺栓端面上探测，如果探头声束指出性好，刚好与裂纹面垂直，对发现裂纹最为有利，且仪器调节、检验方便，因此得到广泛应用。为对该方法发现的裂纹进行验证，可用斜探头辅助，下面针对直探头问题展开讨论。
1 探头的选择
螺栓为细长的柱状，直探头脉冲反射式探伤时在螺栓里脉冲所持续时间对应的声称一般不大于4λ，故只要侧壁反射声束的路程大于直接传播的声程4λ，侧壁干扰即可避免，并减少杂乱信号，如图1即：2w-α>λ
式中w——声束入射点至侧壁反向点的距离；α——入射点至被测点的距离，即为螺栓长度；λ——波长。
图1 不受侧壁干扰的最小距离
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理论探讨
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理论探讨
从图1可以看出式中d——探头声束轴线至侧壁的距离，f—超声波频率，根据c=λf，故需由此式可以看出，原则上需选择频率较高的直探头。
声波在传播过程中会发生衰减，根据固体材质衰减方程：a=C1f+C2f2，其中C1与C2分别为散射引起的衰减系数与吸收引起的衰减因素，f为声波频率，故对于长的螺栓，尤其只能从一个端面探伤，晶片频率不宜过高。
直径较小的螺栓，端面面积不大，如果螺栓钻有顶针孔或中心孔，可供放置探头的面积很小，如果有一部分晶片外露时，声束指向会变坏，综和各种因素以及实际工作经验，螺栓超声波直探头选择时可以参考以下数据：1）直径小于M30螺栓，晶片频率f宜选用5MHz，直径宜选用φ小于12mm；2）直径M36～M76螺栓，晶片频率f宜选用5MHz，直径宜选用φ14mm；3）直径大于M76螺栓，晶片频率f宜选用5MHz或2.5MHz，直径宜选用φ14mm或φ20mm。
2 仪器灵敏度调节
由于螺栓的结构特征以及直探头的特性，决定螺栓探伤的灵敏度调节有：人工裂纹调节、螺栓端面底波波高调节、螺纹波调节。
2.1 人工裂纹调灵敏度
利用结构尺寸与被探螺栓相同的无缺陷螺栓，在靠退刀槽第一道或第二道螺纹的根部加工制作一深度为1mm的人工裂纹，作为调灵敏度的参考试块。选取1毫米深度是因为从大量断裂螺栓的断口发现，裂纹的旧痕迹最小深度约为1mm左右。对于栽丝型螺栓（如汽缸螺栓），人工裂纹是加工在栽丝端。调整灵敏度时，探头放置在远离人工缺陷的另一端，使人工裂纹最大波高为满刻度的60%即可。
此方法简单可靠，但要求被探螺栓的探测面需打磨到与所制作的螺栓参考试块相同的光洁度，对于使用多年的螺栓（表面氧化皮层很厚），即使经过打磨，各个螺栓之间的光洁度总是有差别的，同一螺栓探测面各部位的耦合情况也不尽相同，其灵敏度也在变化。为此，在不出现过多杂波、不影响探伤的情况下，应尽量提高探伤灵敏度，以便发现较小的缺陷。
2.2 按螺栓端面的底波波高调灵敏度
对于给定规格和形状的螺栓，在底面反向条件相同时，1毫米深人工裂纹的反射波波高与端面底波波高具有一定的比值，即具有一定的分贝差，通过实验求出分贝差，即可用端面底波作为参考信号来调整灵敏度。探伤时，衰减器投入一定的分贝数，其值等于实验的分贝差；探头放置在探测面上的适当位置，将底波信号调到某一特定高度。而后将衰减器置于零分贝，即为探伤灵敏度。
此方法不要求探测面有很高的光洁度，去掉锈垢及氧化皮即可。在实际探伤过程中能较好地检测到螺栓柱体的缺陷，但对根部的裂纹不易检测，而且螺栓的规格和形状不同，其底波与裂纹的分贝差亦各异，因此若采用此种方法，需要对各种规格和形状的螺栓实验出相应的分贝差，以便根据被探螺栓的规格和形状分别选用；此外，被探螺栓的底面反射
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条件亦必须与做实验所用的螺栓相近。
2.3 用螺纹波调节灵敏度
一般裂纹是沿横断面发展，正好与主声束垂直，信号非常强烈，而螺纹是扩散声束在螺纹上的反射，信号较弱，如果把裂纹反射波看成有用的信号，螺纹波看作为一种噪声，则可以利用这种信号来调节仪器灵敏度和探伤（一般这种信噪比在6～10分贝以上）。具体方法是：衰减器置于零分贝，探头置于深测面上，调节仪器使荧光屏上相应于螺栓被探测端的位置出现数个螺纹波，其波高为满刻度的30～40%，即为探伤灵敏度。
此方法操作简单，不需要参考试块，不要求探测面有过高的光洁度，调整的灵敏度比用前两种方法调整的都要高，易出现其它杂波（如变形波）的干扰，要求探伤人员必须具有较丰富的辨别这些干扰信号的经验。用这种方法调节灵敏度进行探伤时，探头放在不同位置，螺纹波波高可能有变化，要随时进行调整。
3 探伤位置的确定
一般每一个螺栓都应分别在两个端面上进行探测，这样可以核对可疑信号的位置，帮助探伤。对于较短的螺栓，一般是从这一端检查另一端的裂纹。但对柔性螺栓和刚性改型螺栓，由于结构关系，发现另一端小裂纹有困难，在这种情况下，应以检查探头放置端的螺纹根部裂纹为主。
汽轮机高压缸结合螺栓的长度在半米以上（甚至超过一米），声波衰减较大，声束射至下端面的声能较弱，加上由于声束截面增加，边界影响造成的杂乱信号增强，因此不能发现小裂纹。一般也是以探测放置探头端为主，只有在不拆卸的情况下检查时，才从这一端检查另一端，但这时只能发现大裂纹。
螺栓探伤移动探头的方式一般采用列状或W状，探头移动速度要适中，移动间距不大于探头半径，移动时探头还要适当转动。探头晶片不要露出螺栓端面或覆盖中心孔，否则会因边界干扰现象使灵敏度降低，且声束扩散的增加也会形成较多的干扰信号。
4 探伤信号的区别
4.1 紧固螺栓裂纹波有如下特点：
1）波形：因裂纹因垂直声束，故裂纹波形清晰、陡直、尖锐。
2）部位：螺栓裂纹一般螺纹根部，出现在接合面附近一至二道螺纹处，中心孔裂纹，一组出现在高温加热区。
3）声程：从两端面探伤，裂纹波的声程之和等于螺栓长度。
4）底波的变化：对于较大的裂纹，底波明显的减弱，甚至消失，如将扫描速度调慢（即增大探测范围），还可以看到裂纹的多次反射信号。
5）螺纹波的变化：紧靠裂纹波之后的螺纹波将由于裂纹的遮挡而消失或减弱。
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6）强区：采用第一种方法调节灵敏度时，裂纹波波高应大于或等于满刻度的80%；采用第二种方法灵角度时，裂纹波波高应在3分贝以上；第三种方法用灵敏度时，裂纹波波高应比螺纹波波高大6～10分贝以上。此外，对于中心孔的裂纹，还可以用斜探头加以核对。
4.2 假信号的识别
在螺栓探伤中，除了底波和裂纹波外，还有其他一些固有信号、变型波信号及顶针孔造成的杂波等，有时把它们统称为假信号，探伤时对此应注意识别。
1）迟波：当纵波直探头置于螺栓端部时，扩散纵波波束在侧壁产生波型转移，转换成横波，此横波在另一侧面又转换为纵波，最后经底面反射回探头，从而在示波屏上出现一个回波，由于转换的横波声程长、波整小，传播时间较直接从底面反向的纵波长，因此转换后的波总是出现在第一次底波之后，故称迟波。
2）退刀槽波：在刚性螺栓的探伤中，由于螺纹与颈部交接处均有退刀槽，它有时会形成很强的反射信号，其位置与产生裂纹的位置很接近、对此种螺栓，只从一端检验很难判断是退刀槽反射波还是退刀槽附近的裂纹反射波，这时就要分别从两端探测，以便复核。此种反射波的特点是，当从退刀槽侧的端面上探测时，该侧的退刀槽反向波不出现。
3） 变形波： 用手沾着机油拍打可在细颈部找到波型转换点，变形波会跳动；细查整个四周几乎都有；对于带中心孔的螺栓，当探头移近中心孔时，扩散声束射在中心孔内壁产生变形波，再射至螺纹上。这种波的声程有时正好处在要观察的高温加热区内，最大特点是一出现就是一丛，中间高，两头低，几乎整圈都有。
经过上述对伪陷波的识别总结，其超声波显示屏上反射波的特性可一目了然，但在现场螺栓检验中，还应注意经验的积累，科学的分析具体的波形变化，掌握恰当的操作方法，才可以正确判定所检验螺栓的质量。
5 结束语
多年的螺栓检验工作经验表明超声波探伤是准确、可靠的，但是要保证螺栓的使用质量万无一失，除必须坚持定期超声检验外，还要对螺栓的选料、加工、安装、检修的工艺掌握好，并依据DL/T694-2012《高温紧固件螺栓超声波检测技术导则》定期进行无损检验和理化检验，确保螺栓的质量。
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理论探讨
浅析发电厂电气自动化技术
摘要：随着经济和科技的大力发展，国家对于电力的研究也越来越重视，人们对电力的需求度非常高，这就要求着发电厂要提升发电的效率，电气自动化不仅能提高效率和经济利益，还能减低投入的成本，因此，实现电气自动化的重要性不言而喻。发电厂要想和时代相呼应，跟随经济的不断发展从而取得更好的效果，就必须实现电气的自动化。为了实现电气自动化，就要对电气自动化技术进行研究，本文对发电厂的电气自动化技术进行了探讨。
关键词：发电厂；电气自动化；技术
随着国家对电力企业的投入力度不不断地加大，我国的电力工程也有了很大的进展。发电厂的电气自动化技术的发展，对于我国经济的发展以及社会稳定都有着重要的影响。为了维持社会的稳定，人们用电安全问题得到保障，促进我国的经济发展以及电力行业的发展，提高电力企业的经济利益，对发电厂电气自动化技术的研究迫在眉睫。本文阐述了发电厂电气自动化的重要性，以及电气自动化技术在发电厂中的应用并对其进行了分析研究。
一、发电厂电气自动化的重要性
随着计算机行业的迅猛发展，人们的生活越来越离不开电子产品的使用，对用电的需求也逐步增加。科学技术的不断发展，象征着信息化的时代来临了，电子信息技术的快速发展也为电气自动化技术的发展提供了基础，发电厂为了提高发电效率，满足人们对于用电的需求，也必须跟着时代共同发展，现在发电厂的电气自动化的技术已经基本成型，不仅提高了电网运行的效率，降低了发电成本，增强了发电企业在市场上的竞争力。计算机对信息的整合、控制、转化等工作催生了电子信息技术的快速发展，也为自动化技术的发展奠定了基础[1]。
随着电气自动化在发电厂的应用越来越广泛，人们的研究也越来越成熟，电气自动化的本质是利用电子信息技术提供的便利实现对电力系统的自动化控制。同时发电厂的电力系统稳定性和可靠性的提高，也促进了电气自动化技术的发展。加强电子自动化技术的研发，成为了电力系统中十分重要的一个环节，体现出电气自动化的重要性。
二、发电厂电气自动化的内容
发电厂电气自动化系统的内容主要有电网调度自动化、电力系统信息自动传输、电力管理系统自动化、供电系统自动化、发电厂自动化、电力系统反事故自动化。对发电厂自动化技术的研究是为了更好地对电气自动化系统的上述内容进行自动化控制，降低人力成本、减轻工作人员的负担、提高了发电的效率。还能保证电力系统运行稳定。其中电气自
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理论探讨
动化系统最重要的是变电站电气自动化，其直接影响着整个电网运行的安全和稳定。
发电厂电气自动化的实现必须建立在发电厂电气自动化系统的基础上，该系统所具备的功能就是协调管控主控系统和发电设备，以此实现数据共享和数据交换[2]。
三、发电厂自动化监控系统
（一） 集中监控系统
集中监控系统的功能是完全发挥集中处理器的作用，将监控系统中国一切单独功能整合在一起，不仅是系统的运行和维护都变得方便，还简化了系统的结构设置。不过集中监控系统也有很大的缺点，如集中监控系统在监控网络终端较多的情况下，对主机布线的问题增加了成本，对系统的稳定性也造成了一定的影响。
（二） 远程监控系统
模拟电路是远程监控系统的工作基础，这种监控模式较为传统其工作内容是在系统运行时硬件系统对数据进行采取和判断，远程监控系统没有软件的参与，无法判断故障是否出现以及进行远程调节，运用不善将会对电网造成威胁。
（三）总线监控系统
目前大多数发电厂的监控系统多为总线监控系统，它是目前阶段发电厂采用的较为先进的一种监控技术，总线监控系统的优势在于，系统中所有监控接点都在总线上连接着，提升了系统的安全可靠性，并且有效减少了投资成本、维护成本以及布线的复杂性。优势明显。
四、电气自动化在发电厂中的应用
（一）发电厂变电站自动化技术应用
变电站自动化技术是将现代通信技术和计算机技术与变电站的电气设备的结合，通过其的功能优化特点，有针对性的变电站的运行进行自动化的检测和控制。发电厂应用变电站自动化技术，能较为全面的收集到系统的数据以及信息，再通过计算机的数据分析功能对收集到的信息和数据进行分析和判断，，达到调控的目的。这种技术经过了冗长的历史时期的发展，仍然与国外的变电站自动化技术有着较大的差距，我国应更努力的对变电站自动化技术进行创新性研究，合理完善相关管理机制，系统的对发电站自动化进行管理，改变比人技术落后的现状。
（二）发电厂电网调度自动化技术
根据目前的现状，电网调度自动化技术是我国发电厂对电气自动化研究的重点，现代电力系统的核心内容也同样是电网调度自动化技术，电网调度自动化技术还是现代电力系统的重要组成部分。
要想建立电网调度自动化技术的发展，离不开电子信息技术的支持，要想完善电网调度自动化技术，同时也离不开计算机技术与自动控制技术的协调支持。计算机的不断发
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展，同时也带动了我国电力运行系统的发展，在这发展的几十年里，电力运行系统已经取得了足够大的进步，电网调度自动化技术在电力运行系统之间相互联系，相互促进。电力运行系统与电网调度自动化技术之间都是至关重要，不可或缺的。
电力运行系统中的电网调度自动化系统直接影响着电力系统的安全和稳定，促进其经济的发展。随着信息化时代的来临，信息技术的飞速发展，电网调度系统也在不断革新，同时信息技术的发展使得电网调度系统还将面临不安全网络因素的威胁，因此，除了不断加深电网调度的自动化程度外，还应增强自身抗干扰能力，从而为电网调度系统的安全稳定提供可靠的保障[3]。
（三） 发电厂中配电网自动化技术的应用
随着经济的发展，科学技术的进步带动了计算机行业的发展，使发电厂的配电网自动化技术也更好更快地发展了起来。随着社会的发展和经济的进步，人民群众的生活对电力需求量的不断增加，没有电力的生活简直举步维艰，国家也对用电问题越来越重视，制定了许多相关的法律法规，同时也不断地加大对电网设施的建设，使得配电网自动化领域取得了快速的发展和长足的进步，但对配电网自动化技术运用和技术的革新的要求也越来越迫切，因此智能配电系统的诞生为配电网自动化技术的发展提供了动力，电网故障解除问题也得到了解决。这一系列的发展提高了电力行业和单位的经济效益，保障了人们的安全。
五、结语
随着经济和科技的发展，我国对电力能源的需求有了越来越高，为了确保我国的电力资源能够持续稳定对人民和其他行业供应，则要保障发电厂的发电工程稳定运行。要想确保这一目的的进行，就必须要实现发电厂的电气自动化技术的发展，本文对发电厂的电气自动化技术的重要性进行了探讨，并具体分析了电气自动化技术在发电厂中的自动化控制的应用，以及变电站自动化技术、配电网自动化技术、电网调度自动化技术方面的应用，希望我国能更加重视对发电厂电气自动化技术的研究，促进电力企业的发展，我国电力行业的发展，进而促进供电的规模，为人们提供好的生活。
参考文献：
[1]罗威.发电厂工程中电气自动化技术分析[J].科技风，2017(24):180.
[2]陈帝清.浅谈发电厂电气自动化技术[J].中国高新技术企业，2014(27):121-122.
[3]彭洪波.发电厂电气自动化技术探讨[J].科技与企业，2013(24):338.
[4]李莉娜 ， 包春杰.关于发电厂电气自动化技术的应用研究[J].科技风 ，2013(16):118.
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660MW机组循环水泵出口液控蝶阀常见故障分析及处理
液控蝶阀是循环水系统的主要设备之一，它的可靠与否关系着循环水系统的安全与稳定，而循环水系统的运行状况直接影响着机组的真空品质和汽轮机效率，严重故障时可直接导致机组跳闸。
1 液压系统动作原理介绍
系统油压小于设定压力14.5MPa且油泵设置在自动状态，电动油泵会自动启动，给系统充压，直至系统油压大于设定压力17.0MPa。系统油压只有在设定压力范围内蝶阀才可以正常开关，否则无法操作或操作时间将会变长或缩短。
2 故障现象、分析及处理措施
2.1 系统不保压
液压油系统出现最多的故障就是不保压。蝶阀无任何操作的情况下，液压油站油泵启动间隔一般为4-6天，时间较长时可达22天，低于4小时则视为系统不保压。YB-N46抗磨液压油有一定黏度，油泵频繁启停会导致油温缓慢上升，由于液压油系统没有设置换热器，如果热量不能及时被周围环境带走，油温就会持续上升。
系统不保压的主要原因是：⑴O型圈表面被高压、高速油流冲刷致强度下降，损坏后形成缺口，从该处泄漏；⑵O型圈长时间使用会老化，致使韧性下降，受热致强度不足，损坏后缺口处泄漏；⑶安装工艺差，O型圈没安装到位、压偏或破损等原因造成泄漏。
插装阀密封圈损坏会出现内漏，保压时间与内漏量有直接关系。当出现系统不保压的情况时，必须及时更换新密封圈，避免已损坏的O型圈缺口进一步扩大，保压时间变短。
2.2 油泵加载时间长
由于液压系统较小，油泵初次投入时一般90秒左右就可以加载到停泵压力17.0MPa，若加载时间超过2分钟，则判断为油泵不起压。故障原因可能是：电机反转，电机接线调相后即可解决；泵出口接头位于油箱内靠近顶部，如果接头松动或者O型圈损坏导致的漏油是无法看到的，需仔细排查才可确认，重新紧固接头或更换O型圈即可。
2.3 内漏
彭晖
吕鉴
理论探讨
吕鉴
经验交流
在液压系统内窜油，导致不保压或阀门误动，称为内漏。造成内漏的原因有多种，如密封件损坏、动作部位有异物致卡涩、部件损坏等。油站液压模块部件较多，每个部件都需要配置质量合格的密封件才能正常工作。若尺寸较大，安装过程中容易损坏，造成阀门内漏，保压性能降低，或插装阀无法动作，最终蝶阀拒动；若尺寸较小，会造成插装阀不严密，起不到密封效果；若材质不耐油，会降低密封件的使用寿命，O型圈损坏后造成插装阀内漏。
2.4 外漏
外漏缺陷现象明显，可直观地发现故障部位、损坏部件。
2.5 蝶阀拒动
在系统带电油压正常建立的前提下，操作人员发出“开阀/关阀”指令后，蝶阀不动作或者动作缓慢，称为蝶阀拒动。若开阀操作中拒动，会导致泵憋压运行；若关阀操作中拒动，会使循环水系统水压下降，循环水泵跳闸，机组循环水中断跳闸，循环水泵停运后循环水倒流回前池，泵倒转，并且冲击泵前旋转滤网，造成循环水泵或旋转滤网损坏，必须极力避免。
发现蝶阀拒动，首先应排除电气、热控通讯故障，其次再查找机械方面，拒动的原因主要是由于油路不通或不畅。
2.6 蝶阀不动作
拒动的根本原因是油路不通，液压缸活塞两端没有液压油流入、流出。电气系统接到蝶阀开关指令后相关电磁阀应带电，若电磁阀正常带电后油路仍不通，则要检查控制模块上电磁阀机械部分是否卡涩或磨损，清洗后仍不正常，则需解体检查或更换新件。
2.7 蝶阀动作缓慢
动作缓慢的根本原因是油路流动但不畅，液压缸活塞两端尽管有液压油流动，但流量较小，无法在蝶阀厂家规定的时间（30～80秒）内完成开关阀行程。油路不畅的原因包括：
⑴调速阀调整开度过小会导致油路不畅，完全关闭时可导致蝶阀无法执行开阀指令。如果蝶阀可以正常关闭而开启缓慢，可以确定为调速阀开度过小或阀芯卡有异物的原因。
⑵电磁阀机械部分卡涩，导致电磁线圈尽管带电但衔铁动作不到位，致使油路不畅，蝶阀动作缓慢。
⑶液压缸尾端的角度、速度调节杆调整不当，会适当减小开关阀时间。
2.8 蝶阀偷开
蝶阀自动缓慢开启，称为阀门偷开。由于偷开的持续时间较长，运行人员很难发现系统设备异常，但一旦蝶阀开启一定开度，将会造成循环水倒流，偷开的蝶阀对应循环水泵倒转，引起叶轮止退锁母松动甚至叶轮脱落的危险，蝶阀开度较大时最直接的影响就是循
吕鉴
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吕鉴
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环水系统压力降低，影响冷却效果，机组经济性降低，严重时凝汽器真空不符合要求而导致机组跳闸的事故。
吕鉴
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660MW汽轮机TSI系统重要保护隐患分析及措施
摘要：本文主要介绍了660MW汽轮机EPRO TSI系统控制柜存在的保护卡件集中在同一背板，容易产生保护误动或拒动的隐患。提出针对性的改造方案，将重要保护卡件分散独立，使TSI系统的保护更加可靠。
关键词：TSI，隐患，保护，分散
0 引言
汽轮机监视仪表(turbine supervisory instruments，TSI)系统用来连续测量汽轮机的转速、振动、膨胀、偏心、轴向位移等机械参数，并将测量结果送入控制、保护系统。其一方面，供运行人员监视、分析旋转机械的运转情况;另一方面，在参数越限时执行报警和保护功能。以其所监视的轴向位移为例，汽轮机轴向位移过大时，轻则可能造成烧瓦、轴颈局部弯曲事故，重则会导致汽轮机发生摩擦、碰撞，从而造成叶片折断、大轴弯曲、隔板和叶轮碎裂等恶性事故。因此，TSI 系统对于机组的安全运行起着至关重要的作用。同时，对TSI 系统的稳定性提出了更高的要求。[1]
本文以某厂660MW汽轮机TSI系统卡件配置及存在的隐患，通过改造将660MW汽轮机TSI系统轴振卡件、超速卡件、轴位移卡件的分散在不同背板上，保证每个汽轮机TSI系统测量元件从源头开始，到最终逻辑组态，都是独立，大大提高汽轮机轴振保护、超速保护、轴位移保护的可靠性，为汽轮机系统的安全运行提供了重要保障。
1 改造前TSI系统卡件配置及隐患分析
1.1 改造前TSI系统卡件配置
原TSI系统设置两个机柜，一个TSI机柜，一个TSI拓展柜，机柜都有单独的电源系统。每个机柜有两路电源供电，一路交流220V UPS电源，一路交流220V保安段电源，两路电源进柜后分设一级大空开，经空开后进入24V直流电源模块，24V电源模块出口经端子排汇接后供背板供电，每个背板是双电源同时供电（见图6）。每个机柜内有两个背板，TSI机柜内卡件配置情况见图1，TSI拓展柜内卡件配置情况见图2。
车金刚
吕鉴
理论探讨
吕鉴
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1.2 改造前TSI系统存在的隐患
TSI重要保护信号共用一个背板，1-9瓦X/Y向轴承振动分别共用一个背板，轴向位移和三个电超速信号共用一个背板，见图1、2。某厂曾在2017年4月2号机组发生当个探头故障，导致整个背板内所有测点变坏点，险些引起机组非停。
每个机柜系统都是24V电源模块出口经端子排汇接后送每个背板供电（见图6），这样一个背板故障，将会影响另一个背板电源正常供电。各个机柜的电源报警取至电源模块上的常闭接点，设置不合理，如果电源模块输出24V故障，报警不一定能输出。
汽轮机振动保护是任一瓦的X向或Y向的保护值与上该瓦另一向的报警值或相邻瓦的报警值，输出跳机信号，此逻辑是在DCS逻辑中实现的。如果相邻瓦的振动在同一背板上，单一背板故障容易引起振动保护的误动，甚至是拒动。
汽轮机轴位移保护是轴位移1和轴位移2保护值相与，轴位移3和轴位移4相与，之后再相或，这种“两与一或”逻辑是通过继电器硬回路搭接实现的，最后继电器输出两个信号至汽轮机ETS机柜，在DCS逻辑中实现两个信号相或的逻辑。这种实现方式，若盘柜间的电缆故障短路，会引起保护误动，同时故障也不容易查出，同时就地接线较多，引起故障点也较多，接线易松动，保护可能出现拒动。
汽轮机超速保护是超速1、超速2、超速3三个信号三取二输出，这种“三取二”逻辑是通
图1 原TSI柜卡件配置及背板
吕鉴
理论探讨
吕鉴
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图2 原TSI拓展柜卡件配置及背板
过继电器硬回路搭接实现的，最后继电器输出两个信号至汽轮机ETS机柜，在DCS逻辑中实现两个信号相或的逻辑。这种实现方式，若盘柜间的电缆故障短路，会引起保护误动，同时故障也不容易查出，同时就地接线较多，引起故障点也较多，接线易松动，保护可能出现拒动。
综上所述，汽轮机轴振大保护、轴向位移大、TSI超速保护作为汽轮机的主重要保护，一旦TSI机柜电源失去，或者同一背板、接线故障，存在机组非停的风险，甚至是保护拒动，造成汽轮机严重损坏的事故。鉴于TSI上述保护及电源系统存在的隐患，必须采取相应的改造措施，提高TSI系统保护的可靠性，保证汽轮机的安全稳定运行。
2 TSI卡件分散独立及背板、电源优化
在汽轮机TSI机柜内，将原1-9号轴承X向探头卡件重新分散组合，将1X、3X、5X、7X、9X卡件布置在一排背板上，2X、4X、6X、8X卡件布置在另一排背板上；轴向位移1、轴向位移4分别布置在TSI机柜的两排背板上，超速1、超速2以此类推，将重要保护的轴位移、超速卡件分散在不同背板上。见图3所示。
图3 优化后TSI柜卡件配置及背板
吕鉴
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在汽轮机TSI扩展柜，在柜内增加卡槽、TSI背板、背板供电电源空开等，根据施工图纸搭接内部接线，将原1-9号轴承Y向探头卡件重新分散组合，保留1Y、3Y、5Y、7Y、9Y卡件，2Y、4Y、6Y、8Y引入新增加的卡槽背板上，这样就避免了相邻瓦的振动在同一背板上。同时将轴向位移2、轴向位移4卡件分别布置在TSI扩展柜的两排背板上，超速3也布置在TSI扩展柜内，将重要保护的轴位移、超速卡件分散在不同背板上。如图4所示。
重新布置卡件后，TSI机柜及扩展柜内需重新配线，送出模拟量及跳闸信号，送至汽轮机ETS控制柜相应卡件，负责接收各卡件的模拟量及跳闸信号，进行ETS逻辑组态。取消原超速三取二搭接的硬回路（见图5）输出回路（ZJ15是超速1输出继电器，ZJ16是超速2输出继电器，ZJ17是超速3输出继电器，ZJ14是超速三取二输出继电器，其它数字、字母是相应继电器的接点、线圈），及轴位移“两与一或”硬回路（通过卡件直接勾接硬回路，再通过继电器输出），直接继电器输出送干接点至汽轮机ETS机柜。
图4 优化后TSI拓展柜卡件配置及背板
吕鉴
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吕鉴
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图5 原超速保护三取二硬回路
原TSI机柜和扩展柜的背板电源都是一路220V UPS电源，一路220V保安段电源，经一级空开后进入24VDC电源模块，后经端子排汇接后直接送往每个底板。见图6。由图6两路24VDC电源模块直接给背板供电，若其中某一背板接线等其他故障导致电源短路时，会造成所有背板电源失电，重要保护参数将失去监视甚至保护误动。因此，在24V电源模块出口增加二级空开Z1、Z2、Z3、Z4,见图7，避免越级跳闸现象，扩大事故的影响。同时将原来电源失电报警从电源模块上的常开点，改为在二级空开后，并将同类电源的通过继电器串联，实现UPS供电的24V电源失电报警和保安供电的24V电源失电报警，这样可以更早的检测到电源的失电状态，提早报警，提醒技术人员。
3 总结
在汽轮发电机组中，TSI 系统是汽轮机轴系检测保护的重要装置，因而近年来受到越来越多的重视。但是，就目前的实际情况来看，TSI 系统从控制柜组装出厂，就带有原始缺陷，使TSI系统运行的可靠性存在大大的隐患，不仅会影响该系统的正常运行，也大大地削弱了该系统的保护功能。因此，需要设备厂家及使用维护人员，积极采取有效的措施，不断促进 TSI 系统运行可靠性的提升[2]。
参考文献
[1] 姜烈伟. Epro MMS6000 应用于 TSI 系统中的问题研究[J].自动化仪表.2017年1月；
[2] 吴辉 TSI 系统运行的可靠性探讨[J].企业技术与开发.2011年11月.
图6 原TSI机柜电源配置走线图(TSI扩展柜类似)
吕鉴
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吕鉴
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图7 对TSI机柜电源增加二级空开（TSI扩展柜类似）
超超临界火力发电厂输煤栈桥消防安全性措施探讨
摘要：本文对超超临界火力发电厂输煤上煤线栈桥火灾形成原因和火情发展规律做了详细的分析、探讨。提出对钢结构易积粉区域的改进、合理配置灭火器、加装探测报警系统、设置自动灭火系统喷头保护区等措施,及时有效发现和扑灭输煤栈桥系统发生的初期火情,尽最大可能减少火灾事故的发生。
关键词：火力发电厂 输煤栈桥 消防安全性 措施
0 引言
随着我国超超临界火电机组的快速发展，火力发电厂输煤系统安全稳定运行更显重要，一旦发生火灾，将会直接影响电厂的正常运行，甚至造成全厂停机或人身伤亡事故，损失、影响巨大。因此，采取有效的消防安全性措施，是火电厂消防工作管控重要环节之一。
1 输煤栈桥火灾发生的原因
超超临界火力发电机组燃料系统上煤线一般由转运站、碎煤机室、输煤栈桥、煤仓间等组成。其中，最容易发生火灾的部位是输煤栈桥。
1.1输煤栈桥建筑物内积煤粉引发火灾
输煤栈桥建筑物主要由钢结构与波纹板构成。室内各钢梁的结构布置极易造成煤粉的沉积或者由于皮带跑偏造成地面煤粉沉积（图1），给清理带来了极大的不便。由于火电厂用燃煤有不同程度的自燃能力，其次输煤栈桥相对封闭，从外形、角度、高度来看正好形成非直立的烟囱，当火灾发生时，其蔓延的速度较其它部位更快，很容易扩大至整条输煤栈桥。
于利祥
吕鉴
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吕鉴
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1.2输煤皮带摩擦过热引发火灾
输煤皮带托辊用润滑油或皮带上的煤粉，渗漏在皮带的底部，当皮带轴承、传动机构等过热时会引起火灾，特别是皮带运行期间发生火灾，造成的火势传播速度将进一步加快。
1.3动力电线过热引发火灾
输煤栈桥内的电线桥架是半放开式的，在输煤皮带的运转过程中，煤粉扬尘不断的沉积到电线桥架内。日积月累的煤粉不断的氧化导致发热，引起电缆绝缘层的温度超过了规定值引发火灾。
2 预防火灾的措施：
火电厂在输煤栈桥的设计与运行过程中，应针对火灾可能发生的部位及其原因、扑救的难度，采取相应的预防措施。充分考虑到初起火灾的灭火力量和火势发展过程中的灭火力量，做到防患于未然。
2.1筑物内火灾的预防
2.1.1减少室内钢梁的死角和凹坑部分，无法更改其结构时，可对突出钢梁使用难燃型材质进行密封外包装，设计一定的坡度，降低或减少粉尘的着落点。每天安排人员及时清理钢梁和地面积煤，避免火灾发生。
2.1.2输煤栈桥内墙与墙连接处封堵应选用不燃材质的轻质砖，外表做光面处理。
2.1.3在输煤栈桥的顶棚下端可分段设置防烟分区，设计挡烟垂壁（用不燃材料制成，垂直安装在建筑顶棚、梁或者吊顶下，能在火灾时形成一定蓄烟空间的挡烟分隔设施），并在防烟区的最顶部设置自然事故排烟装置（如图2），发生火险时可以有效减缓火势的蔓延速度，为火灾扑教争取宝贵时间。
图1
吕鉴
理论探讨
吕鉴
经验交流
2.1.4在输煤栈桥的沿线分段设置通风除尘装置，降低输煤栈桥内煤粉和粉尘的溶度，减少可燃物聚积，避免火灾发生。
2.2输煤皮带的防火措施
2.2.1输煤皮带应采用难燃胶带。
2.2.2在皮带跑偏的情况下应能自动切断电源，同时设置皮带联锁停运，使向该输煤皮带供煤的所有皮带系统的电源均应自动切断。
2.2.3每次上煤结束后，待输煤皮带的煤全部走空后，系统继续运行5-10分钟，巡检人员必须对带系统进行全面检查，保证皮带上不留有积煤，无异常烟雾和气味，并对死角积煤处进行温检查，发现异常及时汇报并进行处理。
2.2.4皮带机在运转过程中，要重点检查驱动机构、电器设备、托辊是否运转正常，检查有无摩擦。
2.2.5皮带机的防尘必须使用不燃或阻燃材料。
2.2.6输煤栈桥每隔20米配置移动式灭火器材。
2.3电缆桥架的防火措施
2.3.1在输煤栈桥外设置电缆桥架，尽可能缩短进入输煤栈桥内的电缆距离，对于进入栈桥内的电缆实行全密封封闭，电缆头与桥架接头处进行密封处理。
2.3.2电缆接头是影响电缆绝缘性能的关键部位，易成为引火源，应尽可能避免在栈桥内布置电缆接头，必须布置的在投入运行前对电缆接头做耐压和绝缘电阻测量，保证接头的连接良好。
3 火灾探测报警和灭火系统
图2
吕鉴
理论探讨
吕鉴
经验交流
火电厂消防报警系统设计中，通常将整个输煤系统作为一个探测和灭火区域，其区域报警控制盘和灭火控制盘设在煤控楼的控制室内，该区域报警系统与集控室的集中火灾报警控制器相连。
3.1火灾探测报警系统
火电厂输煤栈桥的探测报警系统一般采用感温电缆作为探测装置，优点是对区域环境状况要求不高，误报可能性较小，便于维护和保养。缺点是灵敏度不高。从一些电厂输煤栈桥火灾事故中可以看出，最后的火势基本是失去控制或依靠消防队伍进行扑救，这也违背了自动报警和灭火系统设计的初衷。
如果在皮带上方安装红外线温感探测仪，设定一个合适的报警温度，只要皮带上有起火点就会被探测到。同时，红外线温感探测仪与输煤皮带的驱动装置联锁，当接到报警信号后，相关皮带立即停止运行，能够及时有效的发现和扑救初起火灾。
3.2自动水喷淋灭火系统
通常火电厂输煤栈桥的自动水喷淋系统分为闭式和开式。
闭式系统（预作用自动喷水灭火系统）设置在整条输煤栈桥沿线，该系统控制主要利用火灾探测联动进行开启灭火系统，优点是灵敏度高，缺点是闭式喷头的动作温度（玻璃球65°破裂）与实际保护区域情况有出入。因为发生在输煤皮带的火灾，由于火源是移动的，以及栈桥内有烟窗效应，闭式喷头的动作速度往往小于火险蔓延的速度，很难在短时间内将火势控制住，尤其是在运转皮带上某段发生初起火灾时，通常是无效状态。
开式系统（水幕系统）设置在每个皮带的头部和尾部区域，该系统的优点是系统布置简便，投资较省，适用于火灾蔓延快、弥补闭式喷头因净空超高不能及时动作的场所。缺点是不具备直接灭火能力，而是利用密集喷洒所形成的水墙或水帘来阻断烟气和火势蔓延，因此属于防护系统。
建议在每条输煤皮带上方设置红外线温感报警系统与感温电缆同时对雨淋阀自动控制系统实施动作，起到初起火险第一扑救力量。
4 输煤栈桥设备
由于输煤栈桥是一个相对封闭的密封环境，积煤积粉较多，环境恶劣。消防系统投运时间较长，导致消防管道、喷头有不同程度的损坏（如图3），闭式系统雨淋阀动作时不能起到扑灭初起火灾的作用。
吕鉴
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经验交流
因此，每半月输煤栈桥组织一次喷淋试验就显得特别重要。由于输煤栈桥沿线是闭式自动喷淋系统，做试验的时候只能通过末端排水装置压力表及排水口（如图4）判断消防水压及消防设备是否完好。
图3
吕鉴
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图4
如果发现压力表压力低，末端排水口水流量小，说明消防水压力不足或者输煤栈桥沿线消防设施存在泄漏，如果是输煤栈桥消防设备存在泄漏，需要及时组织消缺，避免影响消防系统安全运行。
5 总结
超超临界火力发电厂每天燃料供应达几万吨，输煤栈桥消防工作管理，从技术上、管理上需不断提高认识，不断提高管理水平。随着消防探测及灭火技术的不断发展，将会有更多、更好、更有效的报警、灭火设施设备应用在输煤栈桥及整个输煤系统上，为电厂输煤系统安全稳定运行及有放控制火险莫定基础。
电厂化学水处理运行中存在的问题及策略研究
摘要：现当今，随着我国经济的飞速发展，人们的生活条件逐渐改善，人们对电力能源的供应需求也在不断增长。在电厂中，化学水处理就是更为科学地加工以及对水的处理，这样电厂的设备才能满足其标准要求，只有设备没有腐蚀问题，电厂的功能就可以实现正常的发挥。
关键词：电厂；化学水处理；运行；问题；策略
0 引言
电力能源支撑和推动了社会向前快速发展，在电厂的社会地位是不断提高。到二十一世纪，电厂内部运转构建在多类、各样先进的设施设备之上。脱离了能够高效、稳定且可靠的生产设备，电厂的运行将大打折扣，使电力能源的生产效率也将直接受到影响。在电厂内部，设备的运行与水关系密切，不少设备的工作要求为其提供特质的水。电厂化学水的处理有些难点，需要分析其中的难点所在，从而切实提高电厂的生产效率。
1 电厂化学水处理简介
在现今电厂生产过程中，采用电厂化学水处理主要是通过对电厂生产所需要的水进行处理加工，以此来满足电厂后续电力生产的需要，保证社会、人们正常生活过程中对电力资源的正常使用。电厂在进行生产的过程中一般对水的要求存在一定的特殊性，在处理初期所采用的水一般是自然水，首先需要进行一定的预处理过程，为了保证所采用的水后续能够满足电厂生产的需要。在电厂化学水处理运行中所采取的处理过程比较复杂，运用的方法也比较多样。现今电厂在进行化学水处理过程中一般采取的方法主要是全离子交换、反渗透结合电除盐、反渗透结合离子交换以及二级反渗透等等。电厂化学水处理由多个处理系统构成，在处理过程中还要注意防止处理工作中的细节问题，处理过程中面临着最难的一点就是关于对自然水的净化处理，对自然水进行处理的后续过程必须要注意运转过程中除氧和防渗漏等问题，只有相应的工作人员对各个环节严格把关，注意分析存在的难点与问题，才能保证电厂生产工作的稳定与安全。
2 电厂化学水处理的运行中存在的问题
刘志强
吕鉴
理论探讨
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经验交流
2.1超标运行中的除氧器
电厂在化学水处理的运行中，其热力设备是水处理的重要环节。工作水中会存在溶解氧的成分。虽然溶解氧必然存在无法全部清除，但是可以使用除氧器将溶解氧尽量减低到一定标准。以保障其不会再化学水处理中带来负面影响。一般情况下其溶解度应该控制在7μg/L以内。如果除氧器超标运行的话，必然导致这一数值无法保证。那么水处理中的溶解氧必然是超标的浓度。因为热力设备容易被溶解氧腐蚀，而且会将腐蚀物带入，使锅炉产生铁垢，易产生不必要的经济损失。
2.2电厂锅炉内水化学处理过程中存在的问题
电厂化学水处理运行中面临的难点问题还包括电厂锅炉内水的化学处理运行，锅炉内水的质量对锅炉的正常使用起着至关重要的作用。锅炉内水没有达到标准会导致后续的生产过程中发生不可预估的严重事故。如果锅炉内水的质量没有达到标准，就会出现结垢的情况，这就会导致锅炉在进行后续加热过程中受热不均匀，极易造成管壁出现鼓包情况，情况恶劣时还会造成爆管，出现一系列的安全隐患，影响后续的生产工作。
2.3设施保养较差
电厂化学水处理工作得以正常开展的保障因素较多，其中最为主要的一点就是设备设施的维护与保养。综合实际情况来看，由于设备保养不当而为电厂造成严重损失的案例不在少数。电厂热电系统整体规模较大，相应的结构复杂，随着而来的保养与维修工作难度较大。再加上部分维修人员专业素质不足，缺乏系统的理论知识，针对设备中已有的安全隐患，并未实行及时清除。
3 电厂化学水处理运行中问题的解决策略
3.1提高除氧设备的管理及维护
为了保障电厂化学水处理运行中溶解氧的浓度不超标，其工作重点应为对除氧设备的管理和维护。对于除氧设备的管理工作，要建立单独部门，要求专业人员对除氧设备进行维护，针对其设备的调试和监督管理上的工作。以确保其除氧设备在正常情况下运行，以此保障除氧的合格率可以达到97%以上。其中为保障工作顺利进行，其化学监管人员要积极配合监督调试人员的工作。而对于汽机给水的工作人员要予以重视，其操作流程需要规范化，以保障提升给水除氧的工作效率。
3.2优化处理流程减少污染物的含量
对于数家电厂的考察中发现其水处理的工作流程为：1.江水2.聚合氯化铝混凝3.沉淀4.过滤5.阳床6.除碳器7.阴床。为了减少污染物的含量其中优化工作流程可以改为：1.加热江水至30度曝气2.加氯3.聚合氯化铝混凝4.沉淀5.过滤6.高效过滤器除盐除碳7.混床。通过工作流程的优化可以有效降低水中有机物含量。在这样的优化过程里江水耗氧量可以大幅降低。对于木质纤维和木质硫磺酸的含量也有效的降低至可控范围。从而大幅降低酸碱消耗量，明显改善其混床运转的周期。
吕鉴
特别策划
吕鉴
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3.3注重日常维护
要求维护人员将溶解氧的浓度控制在合理范围内，禁止出现浓度超标的情况。安排专业人员构建一支高素质的管理与维护队伍，定期开展巡检工作，并在日常检查中密切注意各设备的运行状态。积极开展系统调试工作，保证设备的稳定运行，除氧合格率应为97%之上。设备停止运行后，管理人员需精准记录其停止时间、保养部位等。同时明确保养工作的重点，提高对锅炉水汽系统保养的重视，防止其金属面出现不同程度的腐蚀。针对水中存有的有机物，务必进行定期消毒处理，以防锅炉内壁结垢影响正常使用。强化对电厂化学水处理过程的监控，正确使用化学仪表，发挥其真正的作用。以此在监测水质变化的同时，为后续工艺参数的调整提供参考。例如常见的化学仪表———液位计、流量计，具有较强的动态监测作用。其中液位计能够精准测量出容器中介质液体的高低，整体结构简单，稳定性较好，对安装工艺要求较低，使用寿命长。而流量计则可帮助有关人员得出管道中的液体流量值，对于电厂实现自动化生产具有重要意义。
4 注意事项
作为管理人员，要提高思想意识，深入了解电厂化学水处理对电厂运行、发展的重大意义。自然界中的原水，内部含有的杂质和其他物质较多，这类原水或许对其他行业的生产没有危害，但对于电厂生产却威胁巨大。原水中的杂质，尤其是含铁、氧、盐丰富的原水，在不能得到有效的原水净化处理后，容易对电厂设备造成破坏。不言而喻，使用未达标的水，锅炉就会因为水中存有的杂质而结垢。锅炉结垢后，锅炉在受热时就达不到均匀的状态，从而就会导致传热的过程受阻，热传递效率降低。热传递效率降低了，电厂的生产成本就提高了，相同的产量要更多的人力、物力和时间成本投入，整体效益下降。为此，在电厂运行过程中，无论如何要重视化学水处理，最大限度避免锅炉结垢，避免管道腐蚀，避免蒸汽器受到破坏。
5 结束语
社会在不断发展，对电力能源的需求不断扩大。电厂在运行过程中，安全与效率、成本与效益需要把握好其中的平衡点。水处理是电厂生产中的重要一环，任何情况下均不能放松警惕。水处理涉及到原水净化及防腐除氧等多项内容，在具体的工作中，要结合实际情况，采取适宜的方式方法，规避原水中的杂质、沉淀物、氧气、盐等对设备带来的破坏，切实提高电厂的生产效率。
参考文献
[1]张小刚.基于电厂化学水处理运行中存在的难点分析[J].科技展望，2017，25(35):102.
[2]宋洪军.浅析电厂化学水处理技术发展与应用[J].黑龙江科学，2017，5(02):259.
[3]王友.电厂化学水处理设备设施腐蚀问题及处理办法探讨优先出版[J].中国高新技术企业,2018(06):56-57.
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