吕鉴2023第1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

潘聪聪

660MW机组火电厂发电机结构及灵活性改造研究

08

旷维顺

浅谈动静叶引风机比较 

13

刘畅

某厂660MW火电机组捞渣机上水封改造浅析

15

陆小锋

19

汽轮发电机组振动的影响因素分析

04

25

于利祥

低压二氧化碳消防系统在火力发电厂原煤仓的应用

22

理论探讨

经验交流

发明创造

汽轮发电机组振动的影响因素分析

轮发电机组轴承振动的大小直接关系到机组能否安全运行，而对于发电厂 来说安全运行能带来最大的经济效益。引起汽轮发电机组轴承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。下面就这几个影响因素分别进行一个简单的介绍。

汽轮发电机转子是一个高速旋转的机械，如果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。所以，汽轮发电机转子在装配时每装配-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还应该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一个合格的范围内。

在厂家制造过程中，产生汽轮发电机转子不平衡量较大的原因主要尼机械加工精度不够和装配工艺质量较差，所以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较小。另外，如果机组的设计不当也会引起机组的振动。例如在设计阶段机组支持轴承的选用也是非常重要的，如果轴承选取不当，也会因为轴承的稳定性较差，汽轮发电机转子哪怕是极小的不平衡量也会引起机组较大的振动:轴承的油膜形成不好也极易诱发油膜振荡而产生振动。

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，很多汽轮发电机纽的轴承振动过大都尼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。针对现场的安装和检修情况，下面重点介绍对机组振动有明显影响的几个因素。

2.1 轴承的标高

不管是汽轮机还是发电机转子，其两端都是由轴承支撑的，如果两端的轴承标高不在设计要求的范围内，那么转子两端轴承的负荷分配就不合理。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等；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。

因此在汽轮发电机大修或者安装时，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。因为制造厂家提供的数据是根据机组冷态时的情况再综合一般机组受热后膨胀的情况得出的，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。

李锋

理论探讨

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2.2 轴承自身特性

轴承自身特性对机组振动也会产生影响，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可起的振动较大，所以必须将轴承各连接螺栓柠紧。在现场，经常发现由于连接螺栓未拧紧而引起振动的现象。

2.3 机组中心

严格来讲，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、轴系连接的同心度和平直度。关于轴承标高对机组振动的影响，前而已经讲到。现重点介绍其它的两个方而:

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"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。

2.4 滑销系统

不论是汽轮机还是发电机，当机组带负荷受热后都要产生膨胀，但是不能让其自由膨胀，滑销系统就是用于引导机组膨胀的。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。

2.5 动静间隙

汽轮机转子与汽缸和汽、轴封之间以及发电机转子与静子之间都存在间隙。当汽轮机转子与汽缸之间的间限过大时，汽轮机内效串会降低:当汽轮机与轴封之间的问隙过大时可能会引起蒸汽外漏或者空气内漏，从而影响机组的效串和真空: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事。但是，它们之间的问险又不能过小，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、端部汽时以及发电机转子与静子之间的间隙是非常重要的。

2.6 转子中心孔

现代汽轮机转子大轴大都留有中心孔，在中心孔两端用堵头封堵，在检修期间如果不慎让异物(包括油、水等)进入中心孔，在转子装复回原后开机，机组肯定会出现振动异常的现象。

2.7 活动部件

检修期间如果有活动部件进入汽轮机,大修后开机活动部件可能在汽流的冲击下撞伤甚

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至损坏汽轮机叶片，从而造成严重的事故，并引发机组振动:如果发电机内存在活动部件，一方面可能一起发电机内部短路，另一方面可能引起机组振动的不稳定，这将会对机组振动的诊断带来困难。

如果在机组设计制造，安装和检修期问各方面都能保证质量，那机组就不会发生振动大而影响运行了吗?答案是否定的，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。

3.1 机组膨胀

前而已经讲到，机组的滑销系统对机组报动的影响情况，而机组的膨胀是受其滑销系统制约的。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，则机组各部分的膨胀就不一样，这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。

3.2 润滑油温

轴颈在轴瓦内的稳定性如何决定了机组诱发振动的可能性有多大，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。润滑油在抽瓦内形成的油膜如何又是影响转子稳定性的一个重要影响因素，油质的形成除了与轴承乌金有关外，还有一个重要因素就是润滑油温，润滑油油温应该在一个合理的范围内，过高过低都对油膜的形成不利。

3.3 轴封进汽温度

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的影响。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问隙的影响，这两方面对机组振动的影响机理在前面已经述及。

3.4 机组真空和排汽缸温度

机组真空和排汽缸温度总是相辅相成的，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，所以会对机组的振动产生影响。

3.5 发电机转子电流

当电流通过发电机转子时会产生热量，这部分热量就要会使发电机转子产生膨胀，当发电机转子本身存在一定量的质量不平衡时，由于膨胀会使该不平衡量产生的力矩发生改变。从而引起机组的振动变化；当发电机转子自身存在膨胀不均时，即使冷态情况下质量平衡较好，也会由于膨胀的不均匀性产生动态的质量不平衡，而这一质量不平衡在发电机转子恢复到冷态时也会随之消失。

另一方面，如果发电机转子内部本身存在短路情况，当电流通过发电机转子时会产生

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局部放热过大的现象，此处的转子由于受到较多的热量堆积而使膨胀较大。这就与其他地方的膨胀产生差别，又会形成一动态的质量不平衡。

3.6 断叶片

当汽轮机发生断叶片时，转子的质量分布明显发生改变，因此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，因为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，而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向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。

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660MW机组火电厂发电机结构及灵活性改造研究

摘要：2021年9月22日，《中共中央国务院关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》指出，实现碳达蜂、碳中和，是以习近平同志为核心的党中央统筹国内国际两个大局作出的重大战略决策，《意见》要求加快现役煤电机组节能升级和灵活性改造，构建以新能源为主体的新型电力系统，提高电网对高比例可再生能源的消纳和调控能力。

关键词：哈尔滨电机厂；发电机；定子；转子；

哈尔滨电机厂660MW发电机定子线圈端水电接头设计和安装工艺存在严重质量缺陷，据统计集团公司系统内共有32台哈电600MW级汽轮发电机组，截至目前已有19台/次在检修或运行中出现过水电接头缺陷，故障率高达59.37%。

此型号发电机定子绕组水电接头存在设计缺陷，无法通过全面的金属检测对水盒与水盒盖焊缝质量进行检验，焊缝泄漏的问题较为频繁。跨接股线通过“L”型固定块与水盒盖把合，跨接股线于水盒盖钎焊强度低，在运行中易发生接触不良的缺陷。

在进行20%深度调峰工况下运行时，定子线圈铜线因大电流发热而产生轴向膨胀，同时定子铁心也因磁负荷而产生热膨胀。线圈导体发热量与电流的平方成正比，在深度调峰运行时，定子电流值大幅变化，温度随之产生较大变化，引起轴向膨胀收缩；但铁心磁负荷并无明显变化，因而就产生了铜铁膨胀差。目前发电机的定子线圈槽楔不能很好地应对铜铁膨胀差造成的定子线圈的松动问题，此外定子线圈电流的变化也引起相互间电磁力的变化，进而引起振动变化，特别是在线圈端部产生松动和磨损。

发电机线圈由内部的铜线和包覆的绝缘材料组成，两类材料热膨胀系数差别很大。无论是在频繁起停机的两班制运行还是负荷深调的负荷循环方式运行，在负荷快速增加或减少时，绝缘材料与导体之间会形成很大的剪切应力，同时汽轮发电机转子在运行时承受高速旋转产生的离心力、线圈与绝缘之间的摩擦力及线圈发热引起的热膨胀力，转子铜线在高温下长期承受以上应力，容易导致因蠕变产生的塑性变形，进而诱发匝间短路、绝缘磨损、堵塞通风孔、局部过热等故障发生。因此有必要对发电机转子调峰适应性改造。

发电机在深度调峰工况下运行，负荷大幅升降，内部绝缘材料与导体两类材料热膨胀

潘聪聪

理论探讨

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系数差别很大，之间会形成很大的剪切应力，同时汽轮发电机转子在运行时承受高速旋转产生的离心力、线圈与绝缘之间的摩擦力及线圈发热引起的热膨胀力，转子铜线在高温下长期承受以上应力，会诱发一系列设备问题。主要问题如下：

（1）发电机组定子绕组水电接头存在设计缺陷，无法通过全面的金属检测对水盒与水盒盖焊缝质量进行检验，焊缝泄漏的问题较为频繁。

（2）在深度调峰工况下运行时，定子线圈槽楔不能很好地应对铜铁膨胀差造成的定子线圈的松动问题，易引起线圈端部的松动和磨损。

（3）深度调峰方式下运行，转子线圈与绝缘之间长期摩擦易产生过热及变形，诱发匝间短路、绝缘磨损、堵塞通风孔、局部过热等故障发生。

（4）随着新型电力系统对煤电机组频繁的灵活性深度调峰要求越来越高，其运行模式与燃机发电机运行工况相似，势必出现燃机发电机曾经出现的问题，如：

滑移不畅，热态转子不平衡，振动大；

匝间绝缘移位；

匝间短路，严重者包间短路。

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图1 频繁调峰运行导致转子端部绝缘穿出和失效

3.2 上、下层线圈股线连接结构改造

改造前上、下层线圈股线连接采用钎（锡）焊与把合相结合的方式，采用感应钎焊工艺，焊接强度低于真空钎焊，如个别股线在运行中出现松动或开焊，将形成雪崩效应。

改造后上、下层线圈采用装配式柔性连接片结构，通过不锈钢螺栓及压板将镀银的上、下层线圈连接片压紧在水盒盖镀银导电面上。螺栓与压板之间放置碟形弹簧，螺栓按照规定力矩把紧后，用锁片锁紧螺栓。

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图2 改造前的水盒盖   

图3 改造后的水盒盖  

图4 改造后上下层线圈连接

3.3 在深度调峰工况下运行时，定子线圈槽楔不能很好地应对铜铁膨胀差造成的定子线圈的松动问题，易引起线圈端部的松动和磨损的问题。

改造后定子绕组槽内固定结构优化为径向波纹板固定、轴向可滑移结构，楔下增设一层波纹板，改用双层高强度弹性绝缘波纹板，配合槽楔和楔下垫条。解决定子线圈端部松动问题。

3.4 机组深度调峰方式下运行，转子线圈与绝缘之间长期摩擦易产生过热及变形，诱发匝间短路、绝缘磨损、堵塞通风孔、局部过热等故障发生。

为避机组深度调峰对转子线圈的影响，本次主要对转子以下方面进行改造：

（1）转子护环绝缘瓦由双层升级为多层复合式摩擦阻尼的绝缘瓦。

（2）转子槽衬和楔下垫条滑移层材料升级。

（3）采用燃机的高强度高滑移的匝间绝缘对接处加粘绝缘粘带，提高接缝处绝缘强度，使用粘接胶对端弧位匝间绝缘进行粘接。

（4）端部挡风板采用高强度铝合金横向风区挡板。

4.1 发电机定子线圈水电接头改造

在现有定子槽型不变的情况下更换新型定子线圈，改造后线圈水盒盖的水嘴位置发生变化，从紧贴水盒盖一侧边缘移动至水盒盖中心，水盒立式焊接，四周的焊缝没有水嘴的阻挡，实现了水盒和水盒盖钎焊缝的可检、可探。

水盒盖的结构也发生变化，采用水电分离结构，原来的水盒盖与“L”型块装配跨接股线，新型的水盒盖上有4条螺丝孔，可直接安装柔性导电连接片，原有的上下层线圈间股线连接结构改为装配式柔性连接片结构，在线圈安装过程中通过控制节距距离，确保满足设计图纸要求；同时在柔性连接片安装时，根据要求控制柔性连接片长度，补偿线圈产生的轴向位移和切向位移。

采用装配式柔性连接片结构结构，通过高强度不锈钢螺栓及压板将镀银的上、下层绕组连接片压紧在水盒盖镀银导电面上，为了保证连接片与水盒盖导电面可靠压紧，螺栓与压板之间放置碟形弹簧，螺栓按照规定力矩把紧后，用锁片锁紧螺栓。柔性连接片安装连接牢固，避免原有锡焊L型块连接可靠性差的隐患。柔性连接片结构统同时满足了上下层线圈两者升温或降温的速率不完全一致而形成的不均匀的热膨胀差。显著提高机组安全可靠性。

4,2 发电机定子槽楔改造

现有定子线圈槽内固定切向采用半导体侧面垫条固定，径向采用槽楔和径向波纹板固定结构，当发电机频繁调峰运行以及电磁振动综合作用下，单层波纹板弹性不足，造成槽楔松动。改造后，槽内固定结构优化为径向波纹板固定加轴向可滑移结构，楔下增设一层波纹板，改用双层高强度弹性绝缘波纹板，配合槽楔和楔下垫条，提升槽内径向整体弹性和支撑性。

4.3 发电机转子调峰适应性改造

（1）转子护环绝缘瓦由双层升级为多层复合式摩擦阻尼的绝缘瓦。

（2）转子槽衬和楔下垫条滑移层材料升级。

（3）采用燃机的高强度高滑移的匝间绝缘对接处加粘绝缘粘带，提高接缝处绝缘强度，提高接缝处绝缘强度。使用燃机机组的高性能、高可靠性粘接胶对端弧位匝间绝缘进

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行粘接，提高绝缘可靠性。端部挡风板采用高强度铝合金横向风区挡板，可增强结构限位，提高可靠性，降低绝缘板磨损风险。

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摘要：引风机因其输送的是含尘且温度较高的烟气,风量大,风压高,其运行的可靠性、耐磨性、经济性和价格将直接影响电厂的初投资及今后的运行经济效益。目前国内大型机组锅炉所配备的引风机中,主要为静叶可调轴流风机或动叶可调轴流风机两种型式,也有少量的离心风机。根据国内机组的负荷特性,一般都要求机组具备调峰能力和变负荷运行方式。离心式风机调峰经济性差,运行电耗大,必须采用变频调速系统来调节风机的风量和风压,以适应运行工况的变化。此外,离心式风机设备体积大,重量大,从而给检修和维护带来很大困难。在大型引风机选型时,一般采用静调轴流引风机或采用动调轴流引风机。因此本文将主要针对静叶可调和动叶可调轴流式引风机选择,进行技术性能对比及综合经济比较,以推荐合理的引风机选型。

关键词：火电；引风机；动叶；静叶。

1.1 静叶可调轴流式风机。静叶可调,即风机进口导叶在运行中依靠调节机构进行调节,从而达到改变风压、风量的目的。静叶可调轴流式风机由进气箱、进口调节门、整流导叶环的机壳、扩压器和转子组成。电动机通过刚挠性联轴器直接传动风机主轴。叶片为钢板压型形成扭曲叶片,与轮毂焊接。

1.2 动叶可调轴流式风机。动叶可调,即风机叶片角度在运行中依靠液压调节机构进行调节,以改变风机风压、风量。动叶可调轴流式引风机由进气箱、带整流导叶环的机壳、扩压器和转子组成。电动机通过中间轴传动风机主轴。机壳具有水平中分面,便于安装和检修。转子由叶轮、轴承箱、中间轴、液压调节机构等组成。叶轮轮毂采用低碳合金钢(轮毂和承载环为锻件) 焊接结构,叶片用高强度螺钉直接固定于轮毂内的叶柄上。

2.1 耐磨性能比较。叶轮和叶片的磨损随烟气的含尘量、灰尘粒子的粒径和硬度不同而不同,烟气中硬质粒子含量越高,粒径越大,磨损情况就越严重。在外界烟气条件相同的情况下,风机叶片的磨损程度与风机的转速有关。理论与实验均表明,风机叶轮的耐磨寿命与风机转子速度的平方成反比,因此,静叶可调风机的转速低于动叶可调风机,因而其耐磨性较好。动叶可调引风机通过在叶片的表面喷焊耐磨层来改善叶片的耐磨性能。叶片采用低碳合金钢,经过数控加工铣切并压制成型,表面喷焊耐磨层,其喷焊的硬质合金针对电厂引风机烟气含尘量高的特点而特别研制。由于烟气含尘量较低和风机耐磨性的提高,引风机无论采用静叶可调轴流式或动叶可调轴流式都是可行的。

2.2 调节方式比较。(1)静叶可调轴流式风机是借助静叶反向调节可获得负旋绕来增加流量和压头,这样就可以选择比流量、压头最大值稍低的参数,使该工况点位于风机效率的

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最高点,使低负荷时的风机效率降低得相对少一些。运行实践表明,静叶可调轴流式风机对叶轮进口气流条件不敏感,可以采用简单的调节方式来获得较好的调节性能,使风机在较大的负荷变化范围内获得较高的平均效率。(2)动叶可调轴流式风机是利用改变动叶角度来进行流量和压头调节的。这种调节方式不仅可以增加流量和压头,而且可在一定范围内减小流量和压头,这样就可以使风机在较大的负荷变化范围内获得较高的平均效率。其工况范围不是一条曲线,而是一个面,所以流量变化范围大,高效率运行区宽广。对于大容量机组,特别是大容量变工况机组采用动叶可调轴流式风机,其节能效果非常显著,可降低运行成本。

2.3 检修维护比较。动叶可调轴流式风机检修工作量不大，经常需要维护检修的是其动叶片。在每次机组小修期间，可对风机转子进行检查，如果没有伤及叶片母材而只是耐磨层被磨损时，不需要更换叶片。但动叶可调风机由于其叶片的耐磨性和运行安全性均较静调风机差，故其总的维护费用是较高的。静叶可调轴流式风机结构较简单，风机转速较低，部件制造和检修费用也比较低。当叶片运行磨损后，静叶可调风机叶片无法现场更换，需返厂更换并焊接上新叶片。这种修复进行4-5次后，需要更换整个叶轮，但其作为引风机时，其运行安全性均较高，故在一个大修期内总的运行检修费用较低。

3.1 安全可靠性。动叶可调风机除了叶轮叶片、后导叶磨损问题外，还存在动叶断裂、电动头卡涩，使动叶关闭不能吸风及液压系统漏油等潜在危险，一旦因此造成风机停运，损失将很大，而静叶可调风机只存在叶片、后导叶磨损问题。

3.2 占地面积。在相同机型下，动叶可调风机转速比静叶可调风机高一个档次；在相同转速条件下，动叶可调比静叶可调风机机号大一个档次；同时动叶可调风机还需要动力油站及冷却水系统，而静叶可调风机不需要，因而动叶可调风机总的占地面积大于静叶可调风机。

3.3 安装与拆卸。由于静叶可调周柳引风机结构简单，其安装与拆卸不需要特别的技术；而动叶可调轴流引风机由于结构复杂，其安装与拆卸需要专门的技术，很不方便。

3.4 风机耗电量。机组运行模式是由电厂的负荷性质，电厂在电网中地位等许多因素决定的。年利用小时数越大，机组处于高负荷、高效率区运行时间长，发电效率越大；反之，机组大部分时间处于调峰工况，则发电效率越低。

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某厂660MW火电机组捞渣机上水封改造浅析

摘要：目前燃煤电厂锅炉排出的灰渣主要通过捞渣机进行清理，捞渣机灰斗与锅炉水冷壁链接部位需要考虑锅炉膨胀和整体密封，主要是水密封，即水封槽和水封插板。在实际燃煤电厂投用水封后易发生水封槽堵塞、锅炉水冷壁膨胀受阻问题，这种情况发生多是由于炉膛灰渣进入水封槽内造成，由此而造成炉底漏风现象，影响锅炉的安全燃烧。2022年1号锅炉进行上水封改造，使用非金属膨胀节为主的柔性密封结构替代原有上水封结构。该项改造有效防止灰渣堵塞及锅炉膨胀受阻问题，消除炉底漏风现象，并取得一定的经济收益。

关键词：捞渣机；上水封；堵塞、膨胀受阻

火力发电机组每台锅炉设一套独立的除渣系统系统。锅炉排出的渣经渣井、关断门落入水浸式刮板捞渣机内经冷却水冷却、粒化后，由刮板捞渣机连续捞出，直接排至位于捞渣机头部的渣仓暂存，渣仓的渣由运渣自卸汽车定期运至灰场[1]。在火力发电机组实际运营过程中，捞渣机上水封槽体极易出现积渣、变形现象，导致锅炉炉底漏风，锅炉膨胀受阻，破坏炉底密封性能及炉管结构，这必然会对机组运行的安全性和经济性带来较大的影响。在捞渣机实际运行过程中，当燃用含灰量大、灰熔点低的煤种时，炉膛结焦、掉焦严重，直接影响捞渣机上水封运行。当上水封积渣、变形情况发生时，会对锅炉运行的经济性和水冷壁安全性带来较大的影响，严重时还会造成锅炉限负荷、停炉等。因此针对捞渣机上水封积渣、变形问题要做好预防和治理措施，使其保持良好的工作状态，为机组安全、稳定的运行打下良好的基础。

某厂660MW火电机组配套捞渣机上水封系统的结构主要是由水封插板、水封槽、挡渣网（挡灰板）、水封插板挂架及进回水管道等组成，如图1所示。

图1 水封密封装置

刘畅

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其结构是将水封插板挂架与锅炉冷灰斗底部水冷壁焊接，水封插板通过螺栓或焊接方式与水封插板挂架连接，水封槽通过进水管注水后，水封插板浸泡在水中，从而保持炉膛密闭性，通过挡灰板将炉膛掉落的灰渣阻挡在外，防止进入水封槽内。由于炉膛辐射热影响，其水封插板及挡灰板受到高温炙烤，水封插板依赖于水封槽内的介质进行冷却。水封插板下沿与水封槽底部距离，应当大于锅炉在相应标高的膨胀量，防止膨胀不畅。

3.1 挡渣网脱落

某厂捞渣机上水封挡渣网采用312钢材质，2000*850*8mm编制网，网孔大小10mm，中间设置0.5mm钢板，如图2所示。

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图2 挡渣网结构图

挡渣网通过螺栓连接在固定耳板上，耳板与冷灰斗底部部水冷壁焊接。炉膛掉焦及灰渣，造成挡渣网连接螺栓磨损加剧，受到灰渣冲击条件下，容易造成挡渣网脱落。由于燃用煤种改变，在燃用含灰量大、灰熔点低的煤种时，情况更加剧烈。

脱落的挡渣网进入捞渣机槽体。被刮板随灰渣清理进入渣仓后，会堵塞排渣口，导致排渣不畅，严重时渣仓满渣将导致机组被迫停运。同时挡渣网掉落后，水封槽失去保护，灰渣更容易进入水封槽内。

3.2 炉底漏风

煤种改变，特别是含灰量大的煤种燃用，将导致锅炉灰渣量上升。由于挡渣网内钢板较薄，容易破损和变形，部分灰渣仍能穿过挡渣网进入水封槽中；在挡渣网掉落后，灰渣将更容易进入水封槽，导致水封槽堵塞。水封槽为矩形结构，当多处堵塞后，在两短边的进水口将不能将冷却密封用水输送至整个水封槽，个别部位水封槽内介质被蒸发后，造成炉底漏风，水封破坏。水封破坏后，火焰中心严重上移，导致运行中的磨煤机火焰闪烁，稳定性较差[2]。

同时失去水封冷却的水封插板、水封槽将在炉膛热辐射强烈炙烤下，将产生变形及开

裂。水封槽溢流堰易被积灰堵塞，容易造成溢流不均，渣井得不到均匀的冷却。无溢流水经过、冷却不足处浇注料容易脱落，造成渣井超温。

3.3 锅炉膨胀受阻

水封槽内积渣后，灰渣遇水部分溶解，在炉膛热辐射炙烤下凝固，形成类似水泥状坚硬固装物，填充至水封插板下沿与水封槽底部间，造成炉底可膨胀间隙变小或消失，锅炉相应标高膨胀受阻，导致水封插板、水封槽变形、开裂，甚至致使水冷壁变形、泄漏。

3.4缺陷原因分析

由于现有上水封结构原因，不能避免灰渣进入上水封槽体内，所以只有改进上水封结构，取消水封槽，才能从根本上治理炉底漏风及锅炉膨胀受阻。

4.1柔性密封装置结构

新型密封装置采用柔性密封，取消水封槽结构，主要由导流板、导流板挂架柔性密封装置（非金属膨胀节）、固定法兰、新型浇注料构成，如图3所示。

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图3 柔性密封装置结构图

导流板挂架与原水封插板挂架焊接，不锈钢导流板通过螺栓与导流板挂架连接，非金属膨胀节安装在导流板外，通过与导流板挂架固定的上法兰、与渣井焊接的下法兰固定。通过非金属膨胀节实现炉底密封和锅炉膨胀。

4.2柔性密封装置优点

（1）改造后的柔性密封装置内侧设置导流板，起到防止介质中灰渣磨损膨胀节的作用，也防止灰尘沉积在非金属膨胀节沟纹处；膨胀节导流板采用310及以上不锈钢板材质，厚度8mm，强度较高，不易变形。取消挡渣网，有效防止挡渣网脱落对渣仓排渣的影响。

（2）柔性密封装置所使用材料能满足承受高温烟气和空气及烟气的腐蚀和磨损的要

求，其结构不少于10层，包含但不限于：进口阻燃材料层、密封金属层、保温层。膨胀节蒙皮采用氟橡胶玻纤布、不锈钢丝网和硅氟橡胶复合而成，具有耐烟气腐蚀及氯离子腐蚀的特性。与高温空气或烟气接触面设有金属隔热层（防尘套），隔热层既起隔热作用，也起防止烟气中灰尘进入补偿器内部的作用。

（3）非金属膨胀节必须采用进口耐高温耐腐蚀合金膜与碳纤维材料及苯基乙烯基夹丝布，苯基乙烯基夹厚度不低于6mm，达到100%气密性。

（4）渣井浇注料改造为新型耐高温、耐磨、无需水冷浇注料，防止浇注料脱落造成渣井外壁超温。

（5）不再需要水封供水及水封槽体液位控制，简化系统，降低设备维护和人工劳动力成本。

4.3 使用效果评估

某厂1号锅炉捞渣机上水封于2022年6月改造完毕并投入使用，在机组满负荷运行后，检查该柔性密封装置，无明显漏风现象；炉膛膨胀良好，未出现受阻情况；非金属膨胀节表面温度45℃，未出现灼烫、开裂等问题，运行情况良好。

2022年8月，大唐华东院进行锅炉修后性能试验，在同等负荷条件下，排烟温度降低5至8℃，降低锅炉排烟热损失，降低供电煤耗0.8至1.28g/kW·h，提升锅炉效率，每年节约燃料成本208至332万元，同时降低污染物排放。

通过改造原捞渣机上水封结构，利用柔性密封替代原有水封槽密封，简化密封结构，提高密封装置抗灰渣影响能力，降低设备更换及劳动力维护成本。该厂1号锅炉捞渣机上水封经改造后，水封积渣、锅炉膨胀受阻、炉底漏风问题已得到有效改善，并取得一定的经济效益。

[1] 高贤亮. 我公司锅炉炉底水封改造[J].硅谷，2012（3）.

[2] 连英华，林超. 炉底水封破坏对锅炉运行的影响级改进措施[J].华电技术，2013（35.2）.

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石灰石-石膏湿法脱硫吸收塔中氯离子问题的探究

现阶段，我国环保相关的法律法规已经越来越健全了，烟气脱硫系统的应用也更加的广泛了，大部分的火电厂都已经增设了烟气脱硫装置，都在努力的缓解日益严重的酸雨问题。石灰石-石膏湿法脱硫工艺应用的较为广泛，其脱硫效率高、吸收剂分布广并且工艺成熟，但也有很多因素会对其脱硫效率产生影响，吸收塔浆液中的氯离子含量就是一个重要的影响因素，当其含量过高时，浆液就具有更强的腐蚀性，同时还会降低副产品石膏的品质，石灰石的溶解度受到影响，从而降低了系统整体的脱硫效率，因此，我们应采取积极有效的防治措施，从而为脱硫系统的稳定运行提供有效的理论支持。

在石灰石-石膏湿法脱硫系统中，所产生的氯化物的最主要来源就是脱硫吸收剂、补充水以及原料煤，氯离子在脱离吸收剂中的含量约为0.01%，而其在脱硫工艺水中的含量则为20-150mg/L，在FGD系统中的氯元素几乎都是来源于烟气中的氯化氢，导致这一现象出现的根本原因则是煤中的含氯量过高。我国所生产的原煤中，氯的含量大概为0.1%，还有一小部分煤中氯的含量能达到0.35%，还有一部分高灰分煤的氯含量达到了4%。在原材料煤中，氯元素几乎都是以无机物的形式存在的，常见的无机物有氯化镁、氯化钙、氯化钠以及氯化钾等。

2.1 腐蚀性较强

氯离子对于不锈钢是有着极强的腐蚀性的，其具体表现为会破坏钝化膜，并且还会降低其PH值。当PH值达到某一较低的值时，不锈钢就会对氯离子变得越来越敏感，并且出现我们常见到的点蚀这一现象。同时金属的应力腐蚀、选择性腐蚀、缝隙腐蚀以及孔蚀等现象都可能是由氯离子引起的。如果氯离子的含量超过了2%，那么就不可以继续使用这一不锈钢了，建议选择其他抗腐蚀性能力较高的材料，如玻璃鳞片衬里和氯丁基橡胶等。可见，如果石灰石-石膏湿法脱硫吸收塔浆液中的氯离子含量较高，那么与浆液产生接触的部位就很容易受到腐蚀，如设备、管道以及罐体等，为了避免这一问题的出现，就不得不选用抗腐蚀性能更加的设备和材料，势必就会增加成本。

2.2 吸收塔内的化学反应被抑制

在湿法脱硫系统的吸收塔浆液中，氯化物存在的最主要产物就是氯化钙，随着钙离子浓度的不断增加，石灰石的溶解反应就会受到限制，液相的碱度会随之降低，那么吸收塔内的化学反应也会被抑制，二氧化硫的去除率就会受到影响。氯离子的扩散系数增加，那么吸收塔浆液中的硫酸根离子就会被排斥，无法实现二氧化硫正常的化学吸收和物理吸

陆小锋

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收，脱硫反应就无法顺利进行了，大大的降低了系统整体的脱硫效率。同时在吸收塔浆液中氯离子不断增加的情况下，浆液的性质可能也会随之发生改变，在浆液中会产生大量的气泡，那么吸收塔就可能出现浆液溢流的情况，浆液还可能会进入到原烟道中。

2.3 石膏的品质降低

当湿法脱硫吸收塔浆液中的氯化物浓度不断增加时，那么也势必会增加石膏中剩余的脱硫剂量，副产物石膏中的氯离子含量也会增加，当氯离子含量增加到某一特定值后，那么就不得不使用大量的冲洗水来冲洗石膏，虽然能够有效的降低氯离子的含量，但也会影响到石膏的品质。从下表中我们可以看到，随着氯离子含量的不断上升，这对副产品石膏中的含水率是有着不利的影响的，大大的降低了石膏产品的脱水性能。当石膏产品被用作水泥缓凝剂时，对其内部的氯离子含量是有着明确的要求的，其是不能大于0.1%的，所以，当氯离子的含量不断增加时，那么火电厂就应及时的采取有针对性的对策来去除氯离子，不但增加了成本，也提升了后续处理工艺的复杂程度。

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表1 不同氯离子浓度时的石膏含水率

2.4 增加了火电厂用电

氯离子的配位能力是非常强的，当其浓度较高时就会与烟尘中的氯离子、锌离子和铁离子的金属离子产生化学反应并生成新的络合物，而这些络合物又会将碳酸钙颗粒或是钙离子包裹起来，那么就会降低其化学活性，从而影响到吸收塔浆液的利用率，在吸收塔的浆液中就会剩下大量的碳酸钙，此时浆液的PH值是不会随之上升的，系统整体的脱硫效率就会下降。而如果仍想保持原有的脱硫效率，此时就必须增加溶液和溶质，浆液循环系统的电耗就会大大提升。

在对上述的内容进行分析后，我们知道氯离子对于石灰石-石膏湿法脱硫系统是有着很大的危害的，并且也是影响系统稳定运行的一个重要因素，当氯离子在吸收塔浆液中的含量过高时，我们就应立即采取措施，而在不显著增加成本的前提下，我们可采用的最有效措施就是做好脱硫废水的排放工作。

某地区热电厂2×300MW机组烟气脱硫工程控制氯离子的含量采用了以下几种办法：要想尽可能的不直接回收吸收塔，从而最大限度的降低吸收塔浆液中的氯离子含量，那么液水建议采用石灰石浆液制备；在对石膏进行脱水作业时，有一部分氯离子是会被一起带走的，那么在脱水石膏作业时应尽可能的不去冲洗石膏饼；应配有专人定期的测量湿法脱硫吸收塔浆液中氯离子的含量，确保吸收塔浆液中氯离子含量是符合要求的；选择材料时，应尽量选择氯离子含量低的煤、工艺水和石灰石；当发现浆液中氯离子的含量仍在上升，应进一步的对石膏浆液进行脱水处理并增加废水的排放量，设置完善的废水处理系统，置换新鲜的石膏浆液，确保脱硫废水的排放是符合相关要求的，充分的提升系统整体的脱硫效率。

通过以上的论述，我们可以得到以下三个结论：（1）在火电厂的石灰石-石膏湿法脱硫系统中，我们在选择和确定石膏脱水处理和废水处理系统的工艺过程和参数时，应充分的考虑到吸收塔浆液中氯化物的含量和产品石膏的去向；（2）在脱硫系统的运行过程中，我们可以依据煤中的氯含量来控制吸收塔浆液中的氯离子浓度，如果是高硫煤，吸收塔浆液中的氯离子浓度应在3%-3.5%的范围内，如果是低硫煤，其浓度应为2%左右；（3）对于石灰石-石膏湿法脱硫系统来说，应确保其各项参数都是最优的，吸收塔的浆液密度控制在1080-1150kg/m3的范围内，浆液的ph宜在5.3-5.8之间，大大的提升了系统的脱硫效率，确保系统运行的安全性和高效性。

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低压二氧化碳消防系统在火力发电厂原煤仓的应用

摘要：本文对沿海某电厂超超临界火力发电厂4×660MW机组原煤仓低压二氧化碳消防系统初步分析，提出原煤仓在非正常运行工况下采用二氧化碳气体进行惰化保护，尽最大可能减少火灾事故的发生。

随着我国超超临界火电机组的快速发展，火力发电厂原煤仓安全稳定运行更为重要，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，损失、影响巨大。新版《火力发电厂与变电所设计防火规范（GB50229-2019）》规定，原煤仓、煤粉仓（无烟煤除外）应设置采用惰性气体作为灭火介质的固定灭火系统，并将该条文列为强制性条文。因此，采取有效的消防措施，是火电厂消防工作管控的重要环节之一。

低压二氧化碳消防系统惰化保护目的在于产生惰化空间，通过维持一定浓度的二氧化碳，减少保护区内氧气浓度，降低保护区内潜在的火灾危险。在事故发生后临时向原煤仓中充入CO2惰性气体实施惰化保护的措施，对于小于2000m³的小型原煤仓还可以适用，对于几万立方的大型原煤仓则根本无法实现。因此，美国NFPA68/69防爆标准中明确指出，大型原煤仓着火后的灭火是很困难的，应该考虑控制预防，而不是消防灭火。

煤在受到热辐射、挤压、摩擦的条件下会产生自燃，煤的新鲜表面暴露在空气中产生氧化也会引起煤的自身发热产生自燃。

针对煤粉爆炸危险，《火力发电厂煤与制粉系统防爆设计技术规程（DL/T5203-2005）》规定：应采取有效措施防止空气与煤粉混合物及可燃物在原煤仓内积聚;应消除原煤仓上部的死角空间，防止可燃气体和煤粉积聚，在其上部应设置排除可燃气体和煤粉混合物的排气装置。规范同时规定：宜在原煤仓上部和原煤仓下部设置通入灭火用惰性气体的引入管（DN25mm）固定接口。（如图1）

于利祥

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按照《二氧化碳灭火系统设计规范(GB5019393(2010年版)》，扑灭固体深部位火灾时要求“喷放时间不大于7min，并在前2min内使二氧化碳的浓度达到30％”等。该规范对喷放流量及抑制时间提出具体的要求，目的是为了快速注入二氧化碳降低空间的氧含量，消除继续燃烧的条件，并最终扑灭火灾。

从常规灭火的角度，当然希望二氧化碳必须迅速喷放进入原煤仓内。但是，必须考虑到原煤仓内可能存在极不稳定的煤粉颗粒和易燃易爆气体混合而成的可燃性混合物，如果将大量二氧化碳快速注入原煤仓，不论注入的二氧化碳是液态还是气态，都将引起原煤仓内可燃性杂物激烈运动，极可能因灭火方法不当导致扩大事放！

一般情况下，过热燃烧现象是可以观察到的，但为了及早发现原煤仓内的危险，我们需要设置合适的探测装置。利用安装在原煤仓顶部的可燃气体探测器，监视一氧化碳和甲烷等气体浓度，当浓度超过设定值时，表明保护区内已发生氧化作用，探测系统将报警信号输送至控制系统自动启动二氧化碳惰化系统，或工作人员得到报警信号后人工启动系统。

在二氧化碳气体惰化环境下，人暴露在保护区内是有致命危险的，直接接触到液态的二氧化碳也会引起表面灼伤。因此系统启动前应有报警措施，警告所有现场工作人员并明确哪个保护区将进行二氧化碳喷放，设置适当的栅栏和警告牌等作为标识，非灭火人员立即撤离。

针对沿海某电厂原煤仓消防灭火的实际情况，本文建议：1、不要以快速、高流量的方式将药剂喷放进入原煤仓内，而是以均匀地、长时间地注入二氧化碳药剂，控制可燃气体的浓度在爆炸极限以下，建立并维持惰化空间。2、原煤仓消防探测报警系统除采用传统的感温探测器外，还需要在原煤仓上部的死角处设置可燃气体探测器，及时发现可燃气体聚集，采取相应预防措施。3、在原煤仓上部设置排除可燃气体和煤粉混合物的排气装置，及时消除可燃气体和煤粉混合物。

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图1

低压二氧化碳系统用于原煤仓的惰化保护在国内外已得到广泛的应用，随着人们对燃煤系统火灾保护重要性认识的提高，将有更多的电厂采用低压二氧化碳系统进行惰化保护，为火力发电厂安全稳定运行及有效控制火险莫定基础。

[1] 美国国家消防协会二氧化碳灭火系统规范 NFPS72

[2] 低压二氧化碳气体惰性保护装置 GB36660-2018

[3] 二氧化碳灭火系统设计规范（2010版） GB50193-93

[4] 火力发电厂与变电所设计防火规范 GB50229-2019

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输煤系统C5A、C8A皮带由于长时间磨损，皮带边胶磨损厚度不一，芯层内部受力改变，接头磨损变形等问题导致C5A、C8A皮带频繁跑偏，跑偏极限位置已超出滚筒、托辊边缘，直接与托辊架、机架接触，导致磨损进一步加剧，使用过程中会导致沿线皮带大量撒煤，给日常保洁造成极大负担和困扰。皮带跑偏也会导致皮带磨损情况急剧加速，影响皮带使用寿命和皮带稳定运行。

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发明创造

      皮带跑偏严重摩擦托辊架                 皮带跑偏严重沿线大量撒煤

为此，输煤点检结合现场状况，不断摸索寻找解决办法，期间通过在拉紧滚筒前后增加调偏托辊，调整拉紧配重箱配重，调整落煤点、滚筒重新包胶，更换矫正拉紧立柱等方式进行调整，但并未取得预期效果，未能有效抑制跑偏问题。后通过观察现场跑偏开关及跑偏托辊结构，深受启发，决定结合两者的结构及布置防止，在跑偏部位机架内侧增加竖向托辊及立辊，既能防止皮带跑出机架范围，又能通过旋转给予皮带反向作用力，使皮带回归正常位置。经过试验并调整立辊加装高度、位置、角度，成功抑制皮带跑偏问题。

皮带跑偏问题的治理，极大程度上减少了皮带沿线撒煤问题，提高了沿线文明生产水平，大大降低了维护保洁人员的劳动强度；皮带跑偏问题的解决也提高了皮带的使用稳定性和使用寿命，缩减皮带更换周期，提高皮带续航能力，使皮带在各种大负荷、保电期间也可以安全持续稳定运行，为公司的安全生产奠定坚实的基础，为公司4台机组的稳定运行保驾护航。

特别策划

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             调偏立辊布置图                     立辊调偏后现场文明生产状况

电话：0513-83826168

邮编：226246

地址：江苏省秦潭镇