锡电技术专刊

2022年06月

生产技术专刊

Special issue of production technology

第四期

技术专刊

03

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创新是民族进步之魂

科技是国家强盛之基      

技术专刊

感谢语

       每一场旅途都是时间淬炼和阅历的丰富，每一段成长都饱含经历的珍贵和岁月的沉淀，每一个人都是会发光的小宇宙。

       自第一期《锡电技术专刊》编辑出版以来，得到了锡电公司生产人员的积极响应。成为期刊后，我们有了更加丰富的内容，有了更大的与同事们互动的空间，有了更为广阔的交流平台，同时，也有了更多的责任。无论文章以怎样的面孔展现，我们的性质和宗旨不变。为此，本刊编辑部对生产人员的支持与参与表示衷心的感谢，我们也在此保证，将会认真对待大家的投稿，尊重各位的劳动成果。

        大唐锡电坚信，每一位员工都是星辰，都将在适合自己的天空熠熠发光，我们将致力于为每一位员工构建独一无二的专属舞台，让曾经的梦想在这里扬帆起航。

       

目

录

TECHNICAL SPECALI ISSUE ▎

盈利攻坚篇

03

第二章

机组检修篇

08

配煤掺烧实施阶段性分析

烟气提水系统经济运行探索

第三章

技术总结篇

15

2号机组B级检修总结

第四章

管理风采篇

53

锡电1号机组锅炉PC失电事故

筛分车间刮板机改造

空冷机组U型螺栓断裂原因分析和处理

GTSDC+SEDC启动抑制分析

电厂输灰系统输灰不畅原因及处理方法

防止尿素溶液管道结晶措施

磨煤机经济性防磨措施

信息化手段提升输煤系统定期工作

干式变压器的试验项目及标准

汽车煤接卸系统刮板断裂原因分析

L-1150轮式装载机SR电机原理研究

发电机励磁碳刷电流不均衡问题分析

圆锥滚子轴承在定子冷却水泵上应用

风机失速的原理及其预防

测定水汽中铁离子含量影响因素分析

刊首语

01

第一章

深入开展锡电公司特色“三讲一落实”活动

第五章

技海拾贝篇

55

基于我厂输灰系统的经济性优化调整

浅析磁性开关在除灰圆顶阀的应用

发电厂中油在线监测系统的使用

基于SIS系统的网络架构优化

刊首语

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01

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抓深抓实技术管理

深入推进“大干50天 保供争效 控亏减亏”工作

       距离年底仅有近50天的时间，完成全年生产经营目标任务艰巨且繁重，需要付出加倍的努力和辛苦，全力以赴打好打赢“保供”和“争效”这两场攻坚战。

       锡电公司积极响应“大干50天，保供挣效，控亏减亏”工作号召。

三是严把检修质量，并不断进行总结提炼；

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02

       已压降财务费用516.04万元，取得了阶段性的成果。

       目前测算，通过以上措施结合合理资金调度减少当年融资额度将财务费用控制在年度目标内基本可以实现。

       本着直接从生产厂家采购的原则，分别与磨煤机厂家、空压机厂家、真空泵厂家、DCS厂家以及南瑞继保等公司签订了系列单一来源合同，较与从中间商采购节省费用100余万元；电缆、绝缘鞋和其他大宗材料等物资直接从生产厂家采购，也为公司节省了大额费用。物资管理部后续将继续与生产厂家拓展框架协议项目，进一步降低生产经营成本。

       为打赢2021年“降本增效、盈利攻坚”战，计划部结合电力市场的调峰需求和公司的单位发电成本，合理调整辅助调峰报价策略，确保我厂调峰收益颗粒归仓，并为下一步工作提供有效数据支撑。截止10月底，辅助调峰盈利1385万元，。

四、发电部、维护部不断摸索规律，提升两个细则盈利能力：

        发电部、维护部在公司领导的带领下紧密配合，根据两个细则的指标进行分析，横向制定出适合我厂的方案，持续做好各项考核的统一和分析工作，通过不断调整，不断对比，不断优化，截止10月底，两个细则实现累计盈利580万元。

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提质增效创新工作室   牛海鑫 丛培永 王玉民

邻炉启动磨煤机一次风联络风道技术改造研究

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第一章                 

提质增效

图1 临炉启动磨煤机一次风联络风道布置图

3、运行控制措施

3.1、当两台机组均正常运行时，磨煤机入口一次风联络风道增加两道隔离板（靠近两台炉启动磨煤机侧联络风道处），防止两台机组磨煤机一次风道窜风，影响人身和设备安全运行。

3.2、当两台机组均停运时，其中一台机组启动时，磨煤机入口一次风到联络风道增加两道隔离堵板，机组启动使用风道燃烧器提升一次风温度，满足机组启动要求。

3.3、当两台机组中的一台机组运行时，为缩短启动时间，节省启动油耗，快速提升磨煤机出口风温，稳定锅炉燃烧，采用磨煤机一次风道联络措施。当单机运行临炉启动时，做好启动磨煤机隔离堵板后，启动机组单侧一次风机。启动机组用临炉一次风启动本炉启动磨煤机后需加强磨煤机入口、出口温度等参数的监视，调整磨煤机出、入口风温通过运行机组启动磨煤机冷热风调门进行调整，本炉启动磨煤机冷热总一次风调门、快关门关闭，防止两台机组一次风系统串联运行，造成事故。当通过临炉进行磨煤机出、入口风温调整，调整失效时，全关运行机组启动磨煤机冷、热、总一次风调门和快关门，停运启动磨煤机运行，当启动机组仅有启动磨煤机运行且无大油枪运行时，立即手动MFT。

3.4、单机运行临炉启动时，运行机组启动磨煤机一次风量不进入本锅炉，炉膛总风量较显示值偏低，此时需通过氧量情况对二次风量进行修正，增加启动磨煤机对应的风量；运行机组一次风压在自动状态下跟踪本机组总煤量，此时根据临炉启动磨煤机煤量情况适当增加本炉一次风压偏置+0.3kPa左右，防止运行机组磨煤机运行异常；若运行机组制粉系统和烟风系统故障，立马恢复机组正常运行方式，切除临炉加热系统运行；启动机组总风量控制在700-800t/h，防止低风量保护动作。

3.5、启动机组若发生灭火或燃烧不稳定情况，锅炉会触发MFT保护动作，此时运行磨煤机会跳闸，但入口一次风挡板不会动作，此时应立即手动点击运行机组启动磨煤机紧急停磨，联锁关闭运行机组启动磨煤机入口一次风挡板，启动机组启动磨煤机出口温度快速上涨无法控制时投入启动磨煤机消防蒸汽系统运行，并注意关注磨煤机入口防爆门动作情况；运行机组做好一次风量突增、燃烧强化对汽水系统压力温度的影响，防止中间点温度突升导致锅炉MFT动作。

3.6、机组启动后，当炉膛温度达到500℃以上且至少五台磨煤机稳定运行后，视负荷情况，及早停运启动磨煤机运行，恢复两台炉正常运行方式（拆除原运行机组启动磨煤机风室堵板，加装两台启动磨煤机联络风道两块隔离堵板）。

4、改造前后效果对比

4.1、1号机组启动

2021年5月28日1号机组启动，此次启动2号机组检修，1号机组属于常规启动（技术改造前启动），锅炉从点火至具备冲车参数耗油量20.08t，启动时间7.5h，磨煤机出口温度最低为43.49℃，炉膛负压波动-1000～517Pa，启动过程中启动磨煤机燃煤量增加困难，汽水参数提升时间延长；机组启动参数见图2。

图2 1号机组启动参数曲线

4.2、2号机组启动

2021年6月4日2号机组检修后启动，此次启动利用改造后的联络系统进行启动，锅炉从点火至具备冲车参数耗油量5.21t，启动时间5.5h，磨煤机出口温度最低为60.99℃，炉膛负压波动-400～400Pa，启动过程较同期1号机组参数提升迅速；机组启动参数见图3。

图3 2号机组启动参数曲线

4.3、主要参数比较

4.4、与热一次风母管联络技术比较

两台机组热一次风母管联络是在每台机组的主一次风管道进行相连，两台机组正常运行中联络门关闭，两台炉单独运行，遇有机组启动时开启联络风门，提供启动机组热一次风，该运行方式在使用过程中对运行机组一次风压的影响较大，如遇联络门隔离不严密将无法进行单炉制粉系统检修工作，存在风险性，而本改造将上述风险控制在单台磨煤机内，可有效降低运行风险。

4.5、经济性比较

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06

低质褐煤分选搭接皮带工程顺利投运

本次技改投入改造资金30万，主要为改造图纸编制、改造材料耗用和施工费用，按照单次启动锅炉点火至冲车时间点节约15吨柴油、启动时间缩短两小时计算，单次启动可节约启动费用15万以上，两次启动可将成本收回，如果按照启动全成本折算，单次启动节约的费用可达20万元。

4.6、启动效果

两次机组启动煤质相近，均未投入大油枪运行，对比两次启动的参数可见，技术改造后的2号机组炉膛负压波动小，安全性能可靠，启动时间缩短，启动油耗明显降低，经济性提升。

结论

临炉启动磨煤机一次风联络风道技术改造的成功应用解决了严寒地区使用劣质高水分褐煤的启动安全风险问题，缩短了机组启动时间，能够快速响应电网对电厂快速启动的要求，同时节约了启动耗用和启动时间，降低了启动费用，提升了机组运行的经济性，对同样需求的企业具有良好的借鉴意义。该系统首次设计为试验型产品，联络风道未使用风道挡板，而使用硬质堵板，在操作上缺少灵活性，如遇突发状况不能及时恢复运行机组的启动磨煤机运行，存在一定的风险，后续可根据运行效果对堵板位置更换为风门，增加运行的灵活性。同时，由于存在临炉磨煤机入口风门参与本炉磨煤机的参数调整，给运行调整上增加了误操作的风险，在单元制机组DCS物理隔离的要求下，如有可靠的切换装置将降低该风险。

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凝泵变频受汽泵密封水影响的相关改造及节能分析

提质增效创新工作室 张晓明

1、课题简介

大唐国际锡林浩特发电公司现有2×660MW超超临界直接空冷两台机组，每台机组设置1台100%BMCR容量的汽动给水泵。汽动给水泵前置泵与主泵同轴布置在汽机房13.7米运转层平台，由小机驱动。除氧器安装标高41.3m，运行压力0.147-1.141MPa。

汽动给水泵轴端密封采用迷宫密封结构，汽动给水泵轴端密封水取自凝结水泵出口轴封加热器后杂项母管，其作用一是确保汽泵密封水压力高于汽泵泵体内给水压力，二是汽泵密封水对轴端起到降温作用。汽泵迷宫密封水压力要求0.776～1.75MPa，凝结水温度＜70℃。因机组正常运行期间，凝结水温度受机组背压影响，夏季最高温度可达65℃左右，需提高凝结水压力以满足汽泵冷却水出水温度要求。存在一定的安全隐患，且凝结水泵变频调节的节能工作无法开展。我厂针对上述问题，成立节能安全小组，针对此项问题进行了相关的改造，从而保证机组安全及经济运行。

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2、工作内容

本项目于2021年06月完工，具体工作内容为增加汽泵迷宫密封冷却水冷却器，布置于汽机房0米，取水口由精处理、轴封加热器后杂项母管改至凝结水泵出口母管处，并增加冷却器旁路及冲洗管路。系统投运初期确保水质合格后投入冷却器，保证汽泵安全。冷却水取自闭式水系统。凝结水泵变频器及除氧器上水调门逻辑进行优化。

2.1、冷却水系统相关改造

增加冷却器及取水点位置改造前/后参数对比

从上表运行参数可以看出，系统改造前存在问题：

除氧器上水调门在高负荷运行期间，上水调门无法全开。

汽泵迷宫密封冷却水供水温度偏高，上表记录时间为冬季运行，机组背压在正常范围内，凝结水温度较低，如夏季运行工况，凝结水温度上升，导致冷却水供水调门开度偏大，调节余量较小，影响机组安全运行，凝结水泵变频压力也会随之提高，影响机组经济运行。

针对上述问题进行改造：

1、增加汽泵迷宫密封冷却水冷却器，冷却器换热面积55m2，冷却水采用闭式水冷却。满足冷却水出水温度33℃～35℃。

2、凝结水取水点位置的改变，因增加冷却器后冷却器存在压损。考虑节能影响，设计汽泵迷宫密封冷却水取水点位置在杂项母管，即精处理、轴封加热器后，将冷却水取水点位置改至凝结水泵出口，并增加管道冲洗装置，系统投运初期冲洗管道水质合格后进入汽泵，防止汽泵机封损坏。从运行数据中得出，取水点位置改变后，增加的冷却器压损小于精处理、轴封加热器压损，效果较好。

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阀解体后，当天安排车辆发往东汽，并驻东汽催盯进度，协调投料加工，确保中压联合汽阀在2号机停机前到达锡电现场。由于合理策划主线工作，2号机检修工期由原定的35天缩短至24天，为锡电的赢利攻坚、强发电量创造了良好的局面。

       严格按照“外包队伍十禁令”及外包工程“六道关口”开展外包工程管理，认真贯彻落实集团公司“六严六查”要求、对标“四不两直”督查通报，认真履行业主带班职责，严格安全技术交底和三讲一落实，全程旁站监护。在螺旋水冷壁换管、四大管道支吊架测试调整更换、脱硫吸收塔喷淋管加固等项目的检修现场，针对事故案例中频繁出现的用电、高空作业、受限空间作业、交叉作业等，从公司领导、部门到安全组，每日上下午分别检查确认，做到动态检查的频繁化，保持锡电公司检修管理的安全态势。

4、科学组织，齐心奋战，检修过程流畅。

       检修伊始公司在生产办公楼206会议室召开了2号机组C级检修动员会，对检修工作进行全面部署。

       会议提出六点要求：一是C修结束后机组要实现零缺陷启动；二是检修期间要继续落实好“两票三制”、作业指导书、“三措两案”等技术文件的“回头看”管理工作；三是各专业技术组要充分发挥相应职能，检修期间要组织召开专项技术监督会议；四是检修期间原则上不允许夜间作业，必须夜间作业的，执行“一事一议、一日一批”制；五是必须严格执行“零违章”管理要求；六是认真吸取以往检修教训，以质检点为抓手，切实有效地进行质量管控。

       通过动员会，各部门目标更加明确，深知干好本次检修，就是助力公司实现“降本增效、盈利攻坚”，从而使各生产部门人员干劲更加十足，确保检修顺利开展。

       维护部与输煤业务部深度融合，积极沟通，全体参修人员大力弘扬锡电人艰苦奋斗、勇于担当、务实创新的工作作风，团结协作，密切配合，亮点突出，确保工作有序进行，完成了机组检修的全部既定项目。本次检修共计209项工作，维护部承担191项，仅18项工作外委。

       处理结果：解体密封瓦间隙过大，最大值0.44mm，标准0.17-0.20mm，将备件密封瓦加工恢复标准间隙。

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       处理结果：解体发现轴封接合面密封胶过少，运行期间冲蚀导致泄露，清理接合面涂抹汽缸密封脂后回装，机组启动后无泄漏。油挡解体发现下油挡间隙过大，解体值0.35mm，标准0.15-0.20，调整后回装正常，机组启动后无泄漏。

       处理结果：煤油浸泡，松动螺栓与螺母。损伤的及时更换新螺栓，安装时涂抹防高温咬合剂。

       处理结果：煤油浸泡，松动螺栓与螺母。损伤的及时更换新螺栓，安装时涂抹防高温咬合剂。

       处理结果：检查滤网螺纹扣，重新紧固；更换蓄能器皮囊。

       处理结果：更换3处碟片，重新定位紧固。

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（7）空冷岛检修：打压发现空冷岛5列有泄漏。

       处理结果：重新焊接处理，保压合格。

       处理结果：断裂螺丝取出，更换高强度螺栓，增加摇臂紧固螺栓垫片；销子复位，进行阀门活动试验，正常；更换新轴，更换阀门密封组件；清理焊渣等杂物，研磨密封面。

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        处理结果：

       1.采用铲刀、砂纸等适当的工具对起泡脱落部位进行打磨并适当扩大打磨区域，完全去除该部位附着力差的图层，以防止后续脱落。

       2.采用砂纸打磨去除该区域内的锈蚀、并将周围完好的图层打磨呈羽毛状倾斜边缘良好过渡。

       3.彻底清除砂粒油污等异物并在处理区域涂透平油临时防锈。

（10）烟气提水冷却塔2号机氟塑料器第3模块注水检查发现20处泄漏；脱硫净烟道内部防腐检查发现5处泄漏孔洞；集水槽盒处焊口处开裂约3米。

       处理结果：铜堵头进行封堵；进行防腐处理；重新焊接，焊接完毕后进行防腐处理。

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（11）高温再热器左数第29屏由外向内数第3圈水平段由于磕碰伤管。

       处理结果：已更换。

（12）冷灰斗水冷壁左前角近喉口处飞灰冲刷减薄至5.0mm（设计7.0mm）。

       处理结果：已焊接保温钩钉用耐火水泥防护。

（13）低再二层前包墙至竖直管段左数第37排梳型夹板焊口开裂，管排下沉。

       处理结果：回拉管排，重新焊接固定已完成。

（14）B密封风机驱动端轴承一颗滚珠损伤。

       处理结果：已更换新轴承。

（15）B引风机油站2#液压油泵联轴器梅花垫损伤。

       处理结果：已更换。

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（16）2号机引风机液压油泵电机检查，检查A、B两台引风机液压油泵电机定子绕组引出线均出现绝缘老化现象，因液压油站运行温度高，电机长时间过热运行导致电机绕组引出线出现绝缘老化。

       处理结果：更换电机定子绕组绝缘完成试运电机正常运行。

（17）2号炉7层炉管检漏测点取样处未开孔，影响测量的精确度。

       处理结果：拆除测量装置后，联系机务专业及保温队，配合拆除保温后进行炉壁开缝工作，回装测量装置进行传动，确认正常投入使用。

（18）静电除尘器部分电磁振打海帕伦橡胶圈损坏压扁开裂。

       处理结果：检查发现阴极振打海伯伦橡胶圈损坏80个，已经全部更换并进行定位调整。

（19）脱硝氨空混合器及稀释风管道检查发现氨空混合器及稀释风管道内积灰严重。

       处理结果：清理氨空混合器及稀释风管道内积灰，并增加稀释风管道压缩空气吹扫管。

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第三章                 

      锡电1号机组锅炉PC 失电事故

2021年5月8日凌晨2点14分，锡电公司1号机组锅炉PC A段母线失电面对随时都有可能锅炉灭火的危急情况，所有当值运行人员几乎行动一致，按照公司及部门对我们日常培训的注意事项和要点，分工明确，各司其职，竭尽所能，进行了一场争分夺秒的生死赛跑，将机组在“非停”的边缘挽救了回来。

运行方式

01

1号机组负荷300MW，A、C、D、E磨煤机运行，总燃料量230t/h，炉前燃油循环建立，机组协调方式运行，AGC退出。锅炉PC A段母线电压395V，锅炉PC B段母线电压397V。

02

事故原因

1号机锅炉变A高压侧电缆A相穿零序CT上方约15cm处接地，保护动作，跳1号机锅炉变A高压侧开关（10BBA14）。

发电部 任思敏、王赟霆、倪福源

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事件经过

02:14:25 

       监盘发现1号机锅炉变A高、低压侧开关跳闸，锅炉PC A段母线失电。A密封风机跳闸，A/B引风机A轴承冷却风机跳闸，备用联启正常。

02:14:25-02:15:31 

       A、C、E给煤机相继跳闸，仅剩D给煤机运行，锅炉总燃料量降至89t/h。

02:17:22  紧急投入B、D、E层共12支油枪。

02:17:52

         A、C、E磨煤机出口温度高跳闸，炉膛负压最低摆至-1100Pa。

02:18:06 

        启动B、F磨煤机运行，总燃料量恢复至230t/h，其中B、D、F磨总煤量194t/h。解除机、炉主控，手动调节水煤比至3.8，稳定机组工况。

02:18:08 

        热一次风母管压力12.8KPa，A一次风机失速。立即解除A、B一次风机动叶自动，手动调节，重新并列A、B一次风机运行。

02:19:00   启动电力设备事故应急预案（编号9009）。

02:37:12 

        机侧主汽温度最低降至566℃、再热气温最低降至553℃后回升。

02:40:00

        就地检查1号机锅炉变A高压侧开关（10BBA14）保护装置报“高压侧零序过流I段动作”。 热工专业回复：1号机锅炉变A高压侧开关先行跳闸，低压侧开关联跳。继保专业回复：故障录波显示1号机锅炉变A高压侧电缆A相接地。

04:09:00 

       将1号机锅炉变A高、低压侧开关停电，测量锅炉PC A段母线绝缘合格。合1号机锅炉PC母联开关，恢复锅炉PC A段负荷。

04:22:20

       启动A磨煤机运行，退出油枪。锅炉吹灰动力电源恢复，投入空预器吹灰。

04:52:00   投入机组协调，恢复负荷。

技术总结

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01

1、 电气设备隐患排查存在盲区。

2、 A、C、E给煤机跳闸后，总燃料量降至89t/h，总燃料量指令230t/h，“总燃料量指令与反馈偏差>100t/h联锁切除燃料主控”逻辑未触发。但此时给水主控尚在自动位，未受实际总燃料量影响而大幅下降，若给水流量<538t/h，则汽泵再循环将联开，进一步加剧锅炉给水流量下降，可能会导致给水流量低MFT（低一值357.4t/h，延时20s；低二值268.1t/h，延时2s）。从这一角度分析，此次燃料主控没有第一时间切除，也间接为事故处理争取了时间，但并不能认为该逻辑未触发是合理的。

02

1、 严格设备管理，利用机组检修机会全面排查电缆接头、绝缘耐压。

2、 优化热工逻辑，发生非RB工况下，此时给煤机连续跳闸时燃料量不计入锅炉主控中，直接解除给水主控，防止给水流量大幅降低，造成给水流量低保护动作。

3、 加强运行技术培训，注意锅炉实际水煤比和显示水煤比的差异，作为处理事故的依据，当机组干态时储水罐液位高需加强顶棚过热器壁温和汽温监视，防止温度骤降，受热面管束进水，从而造成汽轮机进汽温度骤降形成水冲击事件。

4、 做好事故预想，优化处理步骤，确保机组在网运行。

暴露问题

整改措施

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筛分车间刮板机改造

 输煤业务部 郭云飞

存在问题：

       二系统筛分车间331刮板机运行时粉尘浓度大，现场污染大视线差，盖板横向拉筋经常性断裂，不利于运行人员点检设备，严重影响设备运行效率。

改造措施：

       经过现场查找原因后发现刮板机盖板与底板之间空间小，通过性较差，从M208胶带机头部溜槽落入刮板机块煤时，块煤撞击刮板机原有盖板横向拉筋，盖板变形损坏，不能完全密封，同时引起二次扬尘。经过多次现场技术论证，确定在原有刮板机侧板上方用200mm槽钢加高箱体，侧板位置加高改造后底板与盖板的空间加大，块煤撞击不到刮板机盖板及箱体上方横向拉筋。

改造效果：

       通过改造提高了物料通过性，避免堵料，降低了刮板和链条负荷，提高了使用寿命。同时减少横向拉筋开裂，避免二次扬尘，有效降低了粉尘浓度，减少环境污染，有效改善了现场作业环境。

                                                           改造后的效果图

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摘要：锡林浩特发电厂在进行空冷岛定修时，发现风机叶片u型螺栓存在断裂情况，对螺栓的材质、硬度等进行金相检查，并结合螺栓的断口的宏观检查及断裂螺栓的分布情况，确定为所在地区季风影响，造成螺栓疲劳断裂，对存在问题的螺栓进行更换，确保机组安全稳定运行。

关键词：空冷机组 空冷风机 叶片螺栓 螺栓断裂

       锡林浩特发电厂共两台空冷机组，1号、2号空冷岛朝向南，东西向并排布置，锡林浩特地区南向、西向季风较多，最大风力10级。

        根据空冷岛风机螺栓断裂情况分布统计，螺栓断裂情况主要集中在空冷岛边缘区域迎风侧。

       （1）宏观检查，疲劳断口由疲劳裂纹源区、疲劳裂纹扩展区和瞬时断裂区组成，从 U 型螺栓断口分析，断口处没有明显变形，断口齐整，具有典型的“贝壳”状“海滩状”条纹，具有疲劳断口的典型特征，据此可判断螺栓断口为疲劳断口。

       

      

        （2）微观检查：用扫描电镜对螺栓断口处进行检测，微观形貌图断口区存在韧窝特征，据此断定螺栓断口为疲劳断口。

图一 疲劳断口示意图

图二 风机螺栓断口图

（3）材质检查：

图四 螺栓材质分析

图三 螺栓断口微观形貌图

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       风机组运行过程中，进风口对周围环境形成负压区，外部气流不断汇入。由于自然环境中，不同季节不同时段会出现不同强度的自然风， 特别是较强的横向自然风，会使风机流场产生大的波动，影响风机组的运行状态，这就相当于在风机叶片上施加了不同频率、不同强度的附加外力，风机在不间断外力作用下，会产生两种结果：

（1） 在不间断挥舞方向外力作用下，造成 U 型螺栓与叶片叶根接触处产生疲劳损伤，造成 U 型螺栓松动，在叶片带动下 U 型螺栓与螺栓过孔不断碰撞、挤压，造成螺栓疲劳损伤，损伤达到一定程度后断裂。

（2）现场实际使用过程中，虽然在风机选型时，考虑了横向风对风机整体性能的影响，选型及叶片设计时已适当增加安全系数，但是由于横向风是实时变化的，它对风机的影响也是不确定的，所以从风机方面提高安全系数效果不明显。此次断裂螺栓和叶片均为机组边缘风机相对于中间位置，也说明了外缘风机受自然横向风的影响最大。

图五 横风对风机作用力分析示意图

        根据图五，当有横向风通过风机时，在叶轮下方形成负压，叶尖处将产生涡流，破坏叶片运转频率和阻力变化。由于横向风为大小不规律性， 产生的阻力及频率也是不规律的，叶片受到不同方向的力，使螺栓所受的拉应力不断的发生变化，长时间在极端工况下运行，在气动力

交变载荷作用下，螺栓发生疲劳，最终造成断裂。

（1）将风机叶片u型螺栓材质由40Cr调质处理更换为15CrMV。

（2）加强风机组巡检，巡检时注意风机发出异常声音时，停运风机检查 U 型螺栓松动及叶片的根部情况在风机叶片u型螺栓未到货前，加强风机叶片螺栓检查频次，每周进行一次停风机系统检查，对断裂的螺栓进行更换处理。

（3）定期检查螺栓拧紧力矩满足厂家要求。

（4）U 型螺栓安装到位，叶片脖颈受力均匀，避免造成叶片加紧部分变形产生了裂纹，此裂纹运行中逐步发展至最后断裂。

（5）对外围风机进行技术改造，外围风机安装横向风导流装置。

        此次空冷岛螺栓断裂的原因为受当地环境气候特点的影响，在不同的季节和时间段内，会出现较强的自然风作用。由于自然风是一个随机变量，在实际中其风速大小随时在不断变化，对风机的影响也是十分复杂的。特别是较强的横向自然风的影响，使直接空冷系统的工作产生了较严重的波动，并使风机系统管网阻力增加，此项阻力作用在风机叶片上，使叶片挥舞方向承受强度和频率不规律的附加外力， 从而产生附加的应力作用，造成 U 型螺栓在螺纹处断裂。

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GTSDC+SEDC启动抑制分析

设备部 梁显顺

       2021年9月9日07时30分左右，锡泰直流线路因雷击引发单极闭锁故障，约2分钟后恢复正常，系统扰动引起锡电公司两台机组发生轴系扭振。两台机组的机端次同步阻尼控制扭振抑制系统（简称GTSDC）、附加励磁阻尼控制扭振抑制系统（简称SEDC）均启动抑制作用，在约2s时间内扭振快速衰减直至消失，10s后扭振抑制功能退出。两台机组的扭振保护装置（简称TSR）启动录波，但未积累疲劳。以下对各设备的情况进行说明。

       9月9日7时30分左右， #1机组SEDC启动控制，持续约10s后返回。下图为#1机组三相电流、三相电压和有功功率的波形。

       从波形上看，在2s时刻之前（启动抑制之前）即已测量出扭振振荡，模态2振荡幅值较小，约0.121rad/s，模态1较为明显，最大约0.274rad/s。2s时刻SEDC启动控制，在2~4s时间区间扭振快速衰减直至消失，扭振抑制功能在约10s后退出。

       励磁系统接收到的SEDC控制指令和输出的励磁电流如下图所示。

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       #2机组SEDC扭振抑制的波形情况与1#机组基本一致，电气量波形如下图所示。

       从录波波形可以看出，约第1.75s开始，明显出现了电流扰动，有功功率波动,功率最大摆动约15%；约3s后，电流和功率逐渐平稳。 

1号机实测的转速、扭振量，以及计算出的SEDC控制指令如下：

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      2号机实测的转速、扭振量，以及计算出的SEDC控制指令如下：

       励磁系统接收到的SEDC控制指令和输出的励磁电流如下图所示。 

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      此次扭振过程，#1机、#2机的SEDC均快速启动，励磁系统接受到了扭振控制信号，除了因为电压闭环控制，直流的励磁电流存在低频振荡分量之外，还有小幅度的次同步电流分量，实现了扭振抑制功能，扭振幅度较小、衰减速度也比较快，

不到2s时间内扭振即消失。

      9月9日7时30分左右，#1机组GTSDC启动控制，持续约10s后返回。下图为#1机组三相电流、三相电压和装置计算有功出力的波形。

      从录波波形可以看出，在第2.0s之前，明显出现了电流扰动，有功功率波动；约3s后，电流和功率逐渐平稳。

1号机GTSDC上位机控制装置实测的转速、扭振量、GTSDC控制指令如下：

       从波形上看，在第2.0s之前测出了扭振振荡，2个模态都有，模态2振荡幅值较小，约0.121rad/s，模态1较为明显，最大约0.274rad/s。2s时刻GTSDC启动控制，在不到2s的时间内扭振衰减消失，整个扭振抑制过程持续约10s后返回。在GTSDC扭振抑制启动之前及退出之后，GTSDC工作在无功死区状态，输出电流（抑制变高压侧电流）为工频。

      

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       经过计算，模态1的衰减时间常数为0.469s，模态2的衰减时间常数为0.804s。1号机GTSDC下位机控制装置实测的数据如下：

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       从下位控制器录波可以看出，在收到上位控制器模态指令信号后，下位机马上由手动无功模式切换为扭振抑制模式，且整个过程中对模态电流跟踪较好。

 机组扭振模态频率21.56Hz和26.54Hz，分别对应于电气频率50±21.56Hz和50±26.54Hz，对霍尔电流进行谐波分析，可以看到STATCOM输出的电流几乎全部为模态电流，此电流注入发电机用以平息模态振动。

      #2机组GTSDC扭振抑制系统的波形情况与#1机组基本一致，电气量的波形如下。

      从录波波形可以看出，电气量波动情况与1号机组一致。

      2号机GTSDC上位机控制装置实测的转速、扭振量、GTSDC控制指令如下： 

  

      从扭振衰减过程波形看，2号机组抑制过程的波形与1号机组一致。经过计算，模态1的衰减时间常数为0.423s，模态2的衰减时间常数为0.935s，相比1号机组，模态1衰减更快，模态2衰减更慢一些。

      从下位控制器录波可以看出，在收到上位控制器模态指令信号后，下位机马上由手动无功模式切换为扭振抑制模式，且整个过程中对模态电流跟踪较好。

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      机组扭振模态频率21.56Hz和26.54Hz，分别对应于电气频率50±21.56Hz和50±26.54Hz，对霍尔电流进行谐波分析，可以看到STATCOM输出的电流几乎全部为模态电流，此电流注入发电机用以平息模态振动。

      此次扭振过程，在SEDC和GTSDC的综合作用下，扭振衰减速度很快，不到2s时间内扭振即消失。振荡过程中，#1机组的模态1的衰减时间常数为0.476s，模态2的衰减时间常数为1.256s。#2机组的模态1的衰减时间常数为0.423s，模态2的衰减时间常数为0.935s。

      由于两台机组的PCS-987R扭振保护的启动定值门槛较高，且扭振幅度衰减很快，在本次系统扰动过程中，扭振保护均未启动。四方TSR保护启动录波门槛值较低，有录波。南瑞TSR启动录波门槛值较高，未启动录波。

      此次扭振过程中，在SEDC和GTSDC的综合作用下，扭振衰减速度很快，不到2s时间内扭振即消失，且TSR保护未累积疲劳。在此期间华润五间房电厂1号机组因疲劳越限导致TSR保护动作跳机（无抑制措施），一定程度上证明了我厂扭振抑制系统的综合抑制效果。本次启动各模态的扭振抑制效果如下：

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电厂输灰系统输灰不畅的原因及处理方法

       【摘要】大唐锡林浩特发电公司静电除尘输灰系统采用正压浓相气力输灰系统，每台炉一电场分为A、B两侧，A、B两侧各4台仓泵分别串联设一根输灰管道，将除尘器收集的灰输送到灰库。每台炉设置3台气化风机，正常运行中，2用1备。近期1号机组在涨负荷过程中一电场A侧输灰管道频繁堵塞，且灰斗落灰不畅，导致静电除尘器3个灰斗出现高高料位，被迫退出1电场A侧高压柜。在分析输灰系统堵塞原因的基础上，对电除尘输灰系统的运行方式进行优化，采取措施后输灰系统恢复正常输灰，避免机组降负荷事件的发生。

       【关键词】静电除尘器；输灰系统；堵管；落灰不畅

       内蒙古大唐国际锡林浩特发电有限责任公司输灰系统采用正压浓相气力输灰系统，输灰系统连续运行方式。机组投产后未曾发生输灰管道频繁堵管现象。2021年9月3日，1号机组在涨负荷过程中出现灰斗落灰不畅、输灰管道频繁堵管现象，引发1电场A侧2、3、4号灰斗出现高高料位，造成高压柜被迫退出运行。经过系统检查以及对堵管现象分析，明确堵管原因，对输灰系统运行方式进行优化，输灰系统恢复正常。

       2021年9月3日09时50分，根据调度指令安排，1号机组开始涨负荷至450MW，11:50当负荷涨至450MW持续120分钟后，电除尘一电场A侧2、3、4号灰斗相继出现高料位，输灰系统开始出现输灰不畅现象，14:30负荷继续涨至600MW，电除尘一电场A侧2、3、4号灰斗相继出现高高料位，因负荷上涨，燃煤量增加，锅炉产灰量增加，电除尘输灰系统负担加大，造成一电场A侧2、3、4号灰斗出现高高料位，高压柜被迫退出运行。

       3.2 因区域性供煤不足，1号机组长期低负荷，导致进入静电除尘器烟气温度降低，电除尘灰斗温度降低，灰的流动性下降。

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       3.3 通过对输灰管道各弯头切割检查未曾发现管道有异物堵塞，可以排除异物堵塞的可能性，但在输灰管道底部沉积有少量积灰，导致在下一循环输送时出现输灰不畅现象。

       3.4 因输灰管道不畅通频繁发生堵塞导致输灰管道温度降低，可能造成输灰管道干灰结露结垢，导致输灰管道变细，影响输灰出力。

       3.5 1电场A侧出现高料位后，停运1电场A侧高压柜，细灰在二电场被收集，造成1电场灰斗沉降灰增多，灰质变粗，导致输灰困难。

     目前燃煤发电厂配煤掺烧压力较大，输灰系统负担加重，当输灰系统输灰不畅时，及时对系统进行全面检查并分析堵管原因，合理调整运行参数，使输灰系统恢复正常运行，保证机组安全稳定运行。

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发电部 赵飞龙

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防止尿素溶液管道结晶措施

     设备部  卢国亮

       响应集团公司的要求，我厂使用尿素作为脱硝系统的还原剂，采用尿素水解的形式制造氨气。我厂的脱硝系统从尿素制备区至尿素水解区的尿素溶液管道设计为单路，长约400米。尿素制备区出口尿素溶液浓度为50%，温度为40～50℃，结晶点为18℃，闪点为72.7℃。因锡林浩特冬季环境温度较低，尿素溶液管道易结晶堵管，为了防止尿素溶液温度低于结晶温度，造成脱硝系统停运，现采取防结晶措施如下：

       1.辅汽联箱至油区加热蒸汽母管供汽调节门开度不能低于10%，蒸汽温度不低于180℃，蒸汽压力不低于0.3Mpa。

       2.尿素溶液管道的蒸汽伴热管道共有10个疏水阀，对疏水情况、保温状况巡检及记录要求如下：

       2.1天气温度低于0℃时要求：

①发电部每值巡检不少于3次。

②责任维护人员每天巡检不少于1次。

③设备部点检每天巡检不少于1次。

       2.2天气温度高于0℃时要求：

①发电部每值巡检不少于1次。

②责任维护人员每两天巡检不少于1次。

③设备部点检每周巡检不少于1次。

       2.3天气温度低于0℃时，缺陷发现人第一时间通知脱硝点检和维护人员，脱硝点检接到通知必须即刻组织处理直至处理完毕。

一、蒸汽伴热管道正常投运保证措施

二、电伴热正常投运保证措施

       尿素溶液管道电缆伴热分5段敷设，分别设置5个壁温测点，温度数据上传DCS系统，温度低于40℃时设低温报警。管道温度低于40℃时电伴热自动投运，温度高于50℃时电伴热自动停运。

       1.发电部每周一白班进行1次手动电伴热投运试验（手动投运伴热，温升3℃以上视为试验合格）。

       2.天气温度低于0℃时，缺陷发现人第

一时间通知脱硝点检和维护人员，脱硝点检接到通知必须即刻组织处理直至处理完毕。

三、运行调整措施

       1.天气温度低于0℃时，水解器液位保持在不低于1000mm运行。

       2.天气温度低于0℃时，将尿素溶液出口温度调整为50℃。

       3.在尿素溶液管道投运前，先投入蒸汽伴热，管线壁温均高于40℃后方可输送尿素溶液。

       4.系统停运24小时以上，用冲洗水冲洗尿素溶液管道10分钟以上。

四、其他措施

       为保证脱硝系统的可靠性运行，技改增加一路备用尿素溶液管线，为尿素溶液的输送提供了双重保障

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磨煤机经济性防磨措施

            设备部  王玉民

       我厂磨煤机设备自投产至今最高运行时间已达到1A磨9375h、2A磨8522h，常规工况以底中上层6台磨为运行磨，备用G磨用于满负荷时投用，仅运行1000h左右，磨煤机定检时间为1500h-2000h。

       目前磨煤机主要存在吹损和磨损两大方面，吹损主要集中在中架体一次风出口右上方迎风面和直吹磨辊护板，而直吹的2号磨辊磨损较大也有直接关系，1号炉磨煤机吹损主要在检修大门位置，2号炉磨煤机吹损主要在人孔门右上方位置。

                  1号炉检修大门吹损情况                            采取高铬铸铁材质防磨

2号炉磨煤机重点区域采取高铬铸铁材质防磨

       磨损主要体现在磨辊和磨盘，自今年2月份按照公司节能降耗、盈利攻坚方案部署掺烧劣质煤以来，磨煤机磨损有着明显加剧，按照最终磨损数据来看，平均运行1000h 1号磨辊磨损5.8mm；2号磨辊7.88mm；3号磨辊6.4mm（大混配煤质平均5mm）；磨盘磨损10mm（大混配煤质平均8mm）；磨盘磨损较为严重，定检过程中发现磨盘上余煤里沙子和矿石等杂物较多，在不断落煤覆盖的情况下，煤质里沙子矿石无法甩出，加剧了磨盘磨损。       

       其中以2A磨为例，截止目前已累计运行8522h，随着2月份以来掺烧劣质煤的比例增加，磨损趋势逐渐增加，按照4次定检情况来看，3个磨辊磨损也存在偏差（迎风面磨辊磨损最大，碾磨过程中也承受吹损原因），煤质中杂物较多，作为承碾压的磨盘来说磨损较大。磨盘磨损已达到70％（原厚度125mm）目前已达到堆焊要求。

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 我厂采取的措施：

        针对磨煤机防磨措施，目前主流防磨方案主要有耐磨陶瓷或高铬铸铁防磨两种，经市场调研还出现了聚瓷钢材质新型防磨装甲护板，基建初期经过对周边电厂磨煤机防磨调研，大多采用价格较低的耐磨陶瓷进行整体防磨，但是局部吹损严重部位出现大面积脱落现象，最终我厂采取高铬铸铁与耐磨陶瓷组合式防磨方案，运行2000h运行防磨效果良好，运行4000h后一次风右上角（2号辊位置）陶瓷区域吹损掉落严重，高铬铸铁区域虽然存在吹损情况，相比陶瓷的耐磨性及寿命还是有明显优势。

         结合防磨改造经济性和使用效果，目前防磨方案采取严重区域采取高铬铸铁材质进行防磨，普通区域采用耐磨陶瓷防磨；迎风面辊支架护板和加载架护板采用高铬铸铁材质；此方案降低维护成本，延长定检周期，同时保证设备的安全运行。

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利用“二维码”信息化手段提升输煤系统

定期工作管理

设备部 郭可意

        定期工作执行的好坏，直接影响设备、系统是否能安全可靠运行，公司能否正常生产发电，间接影响人身安全。

       由于输煤系统设备较多、给油脂点位及种类复杂，管理难度较大，之前的定期工作管理模式无法满足需要，无法做到实时、准确、直观的反应定期工作执行情况。通过总结设备日常维护管理，综合专业经过讨论和试验，结合信息化手段，决定定期工作采用先进的“二维码”信息化手段为每个输煤设备建立单独“二维码”台账，在对应的“二维码”内录入给油脂标准、要求及台账，录入定期工作执行过程中的人员执行影像资料（影像资料带实时日期），明确每个地点的加油型号以及加油量。

       本着“多一双眼睛发现，少一个漏洞出现”的原则，定期工作“二维码”面向各级相关管理、技术人员开放，任何人员在任何地点、任何时间通过扫描“二维码”都能随时了解输煤系统定期工作的执行情况，并对定期工作进行监督管理，及时发现定期工作中的不足并督促改正。

       “二维码”定期工作方案实施以来，输煤系统的定期管理工作有了较大的提高，按照“以点带面”的原则，该定期工作管理方案已经在锡电公司全面开始推行实施。

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干式变压器的试验项目及标准

干式变压器，依靠空气对流进行冷却，一般用于局部照明、电子线路。机械设备等变压器，在电力系统中，一般汽机变压器、锅炉变压器、除灰变压器、除尘变压器、脱硫变压器等都是干式变压器，变比为6000V/400V和10KV/400V，用于带额定电压380V的负载。简单的说干式变压器就是指铁芯和绕组不浸渍在绝缘油中的变压器。

2、干式变压器的性能特点：

高安全性

高可靠性

节能环保

SG10变压器无可燃性树脂，在使用过程中不助燃，能阻燃，不会爆炸及释放有毒气体、不会对环境、其他设备和人体造成危害，对湿度、灰尘、污染不敏感；运行无局部放电及永无“龟裂”的可能。

高、低压线圈均选用NOMEX绝缘材料、并经VPI真空加压设备多次浸渍H级无溶剂浸渍漆，并多次高温烘培固化。产品为H级（180℃），而主要绝缘材料是C级（220℃），过负荷能力强，有很好的抗短路能力。在通风良好的情况下，允许过载20%运行。

产品寿命结束后，钢、铁等材料易回收；所有使用NOMEX纸燃烧时不会释放有毒物质；其他绝缘材料能降解、不污染环境；产品的损耗低、节能；噪音低、设计灵活。

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       （1）干式变压器的试验项目分为常规试验,特殊试验(也叫型式试验)。常规试验为每台变压器出厂前必须要做的试验,分别是:

1）直流电阻试验

2）工频耐压试验

3）变比试验.

4）倍频耐压试验(即常说的感应)

5）空载试验

6）负载试验

7）绝缘试验.

        型式试验是新型号产品要做的试验,分别是:

1）雷电冲击试验

2）局部放电量试验

3）突发短路试验.

       （2）日常工作中接触的试验也就是预防性试验有干式变压器大修试验和小修试验：

       大修试验项目：

1）变压器直流电阻标准：1.6MVA以上变压器各相或各分支的直流电阻值，在校正了由于引线长度不同而引起的误差后相互间差别以及与初次(出厂或交接时)测量值比较，相间差不得大于最小值的2%，线间差不得大于最小值的1%。 1.6MVA及以下变压器各相或各分支的直流电阻值，在校正了由于引线长度不同而引起的误差后相互间差别以及与初次(出厂或交接时)测量值比较，相间差不得大于最小值的4%，线间差不得大于最小值的2%。

2）变压器绝缘电阻（包括绕组绝缘、铁芯绝缘、穿心螺杆绝缘），绝缘电阻值自行规定，基本按电压等级1kV绝缘电阻不低于1MΩ的原则，一般不低于上次值的70% 。

3）变压器耐压试验：按规程要求试验电压，耐压时间能通过，耐压过程中无放电、无击穿，耐压前后绝缘电阻值无明显变化。

       小修试验项目：变压器直流电阻，变压器绝缘（包括绕组绝缘、铁芯绝缘、穿心螺杆绝缘）。标准同大修试验相同。

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设备部 孟庆铭

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汽车煤接卸系统刮板断裂原因分析

输煤业务部 隋月、柴永利

       为贯彻公司“突围脱困”盈利攻坚理念，降低上煤成本，同时解决临时堆煤场汽车来煤卸车、煤场短途倒运装车、短途倒运车辆在坑口半移动式破碎站卸煤过程中的扬尘问题，减少粉尘的无组织排放，达到环保标准要求，锡电公司以现有已建设输煤系统为基础，利用锡矿公司二期输煤系统原煤储煤仓东侧空地区域，建设汽车煤接卸系统。

       设计采取新增一台卸煤刮板机，再利用锡矿公司现有半移动式破碎站，通过新增胶带机安装于生产系统Z21转载站处，刮板机、破碎站来煤通过新增M402胶带机转运给既有M205/M305带式输送机，最终输送至原煤仓进行存储。这种方式即降低了倒运成本和设备使用成本，又解决了环保问题。

汽车煤接卸系统流程图

       汽车煤接卸系统6月末完成调试，系统运行基本稳定，但频繁出现刮板机刮板断裂情况，根据现场设备运行状态和刮板断裂位置，现对刮板断裂原因进行简要分析。

       刮板断裂位置集中在链条和刮板连接处、刮板两端与中间部分焊接处，推断刮板结构型式、铸造（锻造）工艺和焊接工艺可能存在缺陷。

       （1）从现场情况看，机头起坡角度9°，角度大，且起坡点没有过渡。在起坡点处形成一个明显的钝角拐点，导致刮板在经过此处时跳动，和压链块卡阻撞击，造成刮板疲劳断。

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刮板断裂图

        机尾上托板和与之连接的上托板之间焊接处明显不平，刮板通过时卡阻（图3）。

机尾有压链板处的滑道高于其他部位，刮板通过时卡阻（图4）。

1、在质保期内，协调刮板机供货厂家更换质量合格的刮板。

2、在条件允许时，对槽箱进行改造，减小机头仰角的同时，将过渡处进行平滑处理。

3、加装托链板；压链板只在局部安装造成跳链，局部安装的压链板对刮板形成的压力有限，在刮板受力不均的情况下，容易发生跳链。全程加装压链板，也能使刮板通过拐点处时能平滑通过。

4、处理明显凸凹处，使之尽量平整。

5、设置保护措施：如果设备有压力保护设施，当刮板与压链板直之间压力达到一定值时，系统自动停机，会避免和减少跳链。

通过对刮板断裂原因分析和解决措施，为后续系统安全稳定运行提供了解决问题的基本思路；通过改进，系统经济运行、降本增效的成效会逐步显现。

                 槽箱起坡点                                      起坡点处形成低洼地带

                    图3                                                          图4 

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故障分析

Fault analysis

L-1150轮式

装载机SR电机原理研究及其变换器故障分析

 输煤业务部 李宏亮

       摘要：L-1150轮式装载机采用了SR电机技术，本文主要对比了SR电机的优势，分析了该设备SR电机的运行原理，常见故障的分析与处理。

       开关磁阻电动机的思想并不新颖，其基本思想早在19世纪中期就得到了发展 。开关磁阻电动机英文名称为Switched Reluctance Motor，国际上简称SR电机，利用电磁原理产生电动机转子上的扭矩，是“可变磁阻电动机”家族中的成员，这个电机系列也包括了步进电动机等。L-1150轮式装载机便使用了最新一代SR电动机和驱动技术，用于移动采矿设备。其结构原理如图1所示。

图1：开关磁阻电机结构原理

       开关磁阻电动机的转子没有任何的磁力和绕组，只是一块成型的铁芯，形成一排凸磁极配置，磁极向外凸出，转子可拥有不同数量的磁极，磁阻定义为磁场中材料的阻抗。开关磁阻的定子与交流电动机的定子类似，具有多个凸磁极。SR电动机是通过改变与转子角有关的相开和相闭的运行方式，因此叫“开关磁阻”电动机,每个磁极包含一个独立的绕组，两个绕组之间都互不交叠，类似于直流电动机中的磁场。

       开关磁阻技术目前被广泛应用于各个领域，其之所以能够取得成功，离不开目前的数字控制技术。用于激励定子线圈的晶体管开关被称为 IGBT（绝缘栅双极晶体管），目前IGBT 的额定电流和额定电压可以满足高功率应用需求，这些技术的出现也为目前交流传动系统的推广铺平道路。和传统交流传动系统不同，开关磁阻电机传动系统的电机线圈和每个IGBT 紧密相连，因此，不会出现交流系统可能发生的“直通”故障，大大提高了传动装置的耐用性，开关磁阻系统开关频率越低，传动系统效率往往越高。

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       SR技术的突出优势包括：

1.1 比AC或DC电动机更加坚固耐用，因为在电动机的任何运动部件上都没有线圈。

1.2 转子的转动惯量大大低于DC电动机，有益于齿轮的寿命，尤其是在频繁启动和停止的情况下。

1.3 没有换向器的维护，因为没有任何的电刷或电刷装置。

1.4 定子非常类似于DC电动机的场磁极，简化了绕线与安装，没有交叠的相线圈。

1.5 与同级别的DC电动机相比体积小。

1.6与AC变频控制相比，具有简单、耐用的电子控制。

1.7 高级的容错控制。

1.8 类似传统DC电动机一样可持续低速扭矩输出。

1.9 可实现高速运转，仅受轴承和电磁同步约束的限制。

1.10 可以在低速下运行，甚至在较短的时间内零速度时提供满额定扭矩。

1.11 系统是一个四象限结构，通过简单地改变线圈的激磁时间就可以实现作为电动机或发电机正转或反转运行，而线圈中的电流方向却不改变。

       L-1150的SR变换器结构设计由SR主控制板，门控制板（相控和斩波），IGBT以及带平衡电阻的直流电容组成，在变换器上没有用到磁场部件。SR变换器采用模块化设计和制造，具有如下功能：

       此SR变换器既可以用于交流电整流变换为直流，替代整流单元用于电源功能，将发电机发出的交流电变换为直流电，供给直流母线。同时也可以用于驱动开关磁阻电机的驱动单元。SR变换器是可以叠加使用的，可以根据电机负载的大小并联使用变换器，同类型的L950, D950, L1150 和 L1350电机使用一个变换器，L1850和 L2350电机有两个变换器，在高压配电柜内的变换器总数可以达到12个。这种模块化设计使得现场应用具有很大的灵活性，SR变换器所使用的功率器件IGBT安装在控制面板和冷却液流动的散热板之间，CAN冷却泵控制冷冻液的流量，从而实现SR变换器的动态温度控制。如果CAN通讯出现故障，冷却泵将按默认速度运行，也能确保SR变换器的正常工作，SR变换器结构设计如图2所示。

图2：SR变换器结构

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       通过两个 IGBT 模块控制开关磁阻电机中的线圈。一个开关用作高端 IGBT 开关，连接在正极总线和开关磁阻电机线圈一端。一个开关用作低端 IGBT 开关，连接负极总线和开关磁阻电机线圈另一端。同样的，转换器也由二极管和总线电容组成，二极管用于惯性滑行和耗散线圈中的能量，而总线电容用于储存直线总线上的能量。

       通过给定子绕组连续加电形成旋转磁场，转子则努力与受到激励的定子磁极对齐，在接近对齐时，将该磁极关闭，下一个磁极开启。开关磁阻电机在关闭前一个磁极之前打开下一个磁极，使这些扭矩持续。定子磁极电流不断转换，确保转子上的磁极持续被定子绕组产生的磁场吸引。SR电机控制原理图如图3 所示。

图3：SR电机控制原理

       钥匙开关打开，LINCS II启动后，面板向直流总线提供15VDC。由于绝缘监控器工作电压是15V，因此，如果出现绝缘监控器告警，可以在此状态下进行大部分隔离故障诊断工作。

当传动系统已启动时（已选择启动传动系统或高速运行），开始使用+15V 给线圈加电，以便发电机旋转时可以产生电压。直流总线上的电压将上升到 500VDC，对每个面板上的电容充电。随着机器开始移动，发电机电压将上升到 700VDC，同时电机速度增加。

       机器行走时，电机IGBT从直流总线断开电流，给线圈加电，以产生行走扭矩。可在 LINCS 中调整最大速度和扭矩。机器行走时，IGBT 打开，同时转子接近磁极。产生的磁性将转子拉向磁极。当转子接触磁极，IGBT 关闭。线圈压缩，产生少量能量，通过二极管将能量反馈到直流总线，下一组线圈利用能量将转子拉向下一个位置。

       当转子在相应的磁极下面时，将指示 IGBT 打开较短时间。当转子远离磁场，它产生返回到线圈的能量，然后能量通过二极管到达直流总线上面。由于在制动时 4个电机产生的能量比发动机和寄生装置消耗的要多，因此多余的能量通过制动格栅耗散。

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       L-1150装载机高压柜内总共包含6个SR变换器，其中2个用于发电机功能，提供直流电源给直流母线，其余4个SR变换器分别控制4个SR电机，从而达到控制和驱动4个电动轮的功能。发动机运行时或电气柜中的 LED 发出红光（面板上的 LED 闪烁表明提供 24 伏电源）时不要打开制动格 栅盖或接触格栅上的任何组件。如果出现故障，格栅可以在发动机关闭后保持长达 5分钟的充电状态。目前遇到的SR变换器故障报警有如下几种：

       这种故障一般属于总体故障代码，因为车载电脑只给出是几号变换器有故障，没有给出更加详细的故障代码，所以比较难判别故障点，此时需要拆下报故障的SR变换器单元，通过以下测试步骤判断故障点：

       1）通过测试台测试变换器的主控板、门极触发板，若是通过测试台测试后依旧报此故障，则可以判断出是SR变换器的电路板有故障，可以通过在测试台上更换全新的电路板来甄别是那一块板卡有问题，最终可以判断出是哪些板卡故障，从而可以通过对故障板卡的更换，实现对SR变换器的维修[7-2].

        2）如上所述，如果通过测试台测试各板卡功能正常，则可以判断出是SR变换器的功率单元部分有故障，可以通过对IGBT、电流霍尔、直流母线电容、均压电阻分别进行测试，最终判断出故障点并予以更换维修。

        对于这种故障代码车载电脑都会明确给出是几号变换器的哪一组门极驱动故障，对于这种故障，可以直接在车上拆除有故障的门极驱动板，通过测试台测试确认故障，再对有故障的变换器更换全新门极驱动版，从而达到修复的目的。

        SR变换器所使用的IGBT模块自带RTD温度传感器，检测变换器冷却背板及IGBT温度，若是温度较高会发出高温报警给车载电脑。这种故障代码都是IGBT模块本身的NTC温度传感器发生故障，需要更换对应相的IGBT，从而达到修复的作用。

       这种故障一般是由以下3种原因引起的，第一种有可能缺少冷却液，SR变换器运行时，功率单元产生大量热量，需要背板冷却液进行冷却，若是缺少冷却液，会造成这种故障报警，所以第一需要检查冷却液是否充足，不足的话需要补充冷却液。第二种情况，如果冷却液足够，那么进行冷却液循环的水泵是否正常，若是发生水泵堵塞或停机，冷却液不能有效的循环散热，也会造成高温报警，需要更换新的冷却水泵。第三种情况是：SR变换器的散热除了冷却液之外，高压柜内的风冷循环也很重要，高压柜顶部风机若是工作不正常，也会导致柜内空气温度过高而报警，此时需要检查高压柜顶部风机，除了能正常工作运转以外，是否能根据柜内空气温度进行动态的转速调节。

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发电机励磁碳刷电流不均衡问题分析与处理

引言

       发电机励磁碳刷和滑环是发电机动静接触和交换能量的设备，碳刷作为发电机中唯一一个需要不断更换的易耗元件，是发电机励磁系统的重要组成部分。但在发电机运行过程中常出现碳刷电流不均衡现象，使得流过部分碳刷的电流升高，随着运行时间的增长，碳刷电流升高会使碳刷温度升高，损坏碳刷表面组织结构，引起碳刷冒火，严重时还会形成环火，对发电机安全稳定运行造成直接威胁。

       我厂2×660MW汽轮机直接空冷超超临界燃煤发电机组采用东方电气股份有限公司制造的QFSN-660-2-22B型发电机，额定励磁电压为425.8V，额定励磁电流4663.7A。励磁碳刷个数为128个（正、负极各64个），现用碳刷为上海摩根碳制品有限公司制造的型号为NCC634软石墨碳刷，碳刷规格为高100 mm，厚度25.4 mm，宽 38.1 mm。碳刷的电流密度范围为7-13A/cm²，每个碳刷上可通过电流为56-100[1]。

      

       

        发电机励磁装置采用型号为PCS-9400机端处自并激静止可控硅励磁系统，励磁变压器由发电机机端提供励磁电源，励磁电流通过碳刷和随转子转动的滑环，送至发电机转子绕组上，当转子转动时形成一个旋转磁场以切割定子绕组，在定子绕组上得到交流电动势。励磁滑环分为正、负两极，采用螺旋状接触面，对应各个滑环位置，同时安装有4组刷架，刷架下部为直流母线端子排，通过电缆与刷架相连。发电机正常运行时，碳刷在压簧的作用下始终与滑环紧密接触，为发电机提供励磁。如果滑环与碳刷出现故障，会影响励磁系统的正常运行，导致磁场异常，影响机组安全稳定运行。因此，滑环与碳刷的正常运行对发电机正常运行至关重要。

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       一般情况下，运行时碳刷与滑环接触面接触良好，各个碳刷运行工况相同近，每个碳刷的电流大小接近，刷体的平均温度较低，碳刷的电流相对平衡。我厂2台发电机在正常运行下励磁碳刷电流均出现不均衡现象。通过测量显示，碳刷与滑环接触表面温度一般在60℃～90℃之间，碳刷无明显振动，个别碳刷存在卡涩、发热现象，温度情况尚可；但碳刷均流情况较差，碳刷最高电流达到85A，最小为13，电流分布极不均匀。对电流低的碳刷表面用砂纸打磨后，电流恢复正常，但在运行一段时间后电流值又变小，且流过128块碳刷刷辫的电流总和与励磁电流最大存在约100A左右的差值，也就是说约有100A左右的励磁电流没有经过刷辫，而是直接从刷握流过。碳刷电流不均衡影响了机组的安全稳定运行。

        对2台发电机碳刷电流进行测试，发现均存在碳刷电流不均衡问题，且2台发电机问题基本相似，因此本文基于2号发电机A—D区碳刷电流数据进行分析。从定期工作的数据可知碳刷存在电流不均衡问题，有的电流高达80 A，有的电流13，电流偏差较大。

       造成碳刷电流不均衡的原因主要可能有以下几点：

       （1）碳刷备件存放过程中，如果碳刷品质差，碳刷易受潮，不利于形成良好的氧化膜，从而加剧碳刷的磨损。

       （2）碳刷运行一段时间后，会出现卡涩、磨短或弹簧压力不均匀等问题，使得碳刷在运行过程中接触电阻增大，流过碳刷的电流变小，励磁电流会分流至电阻较小的碳刷上，易造成其温度升高，这也是电流分配不均衡的一个重要原因。

       （3）由于发电机励磁碳刷靠近发电机8号轴承位置，油雾渗漏会对滑环碳刷造成污染，加上发电机长期运行，碳刷刷架碳粉积

聚较多，使碳刷接触电阻增大，引起碳刷电流分布不均衡。

       （4）碳刷和刷握间隙配合存在问题，导致碳刷卡涩或者被吸附在刷握上，电流未全部通过碳刷刷辫流入，部分电流通过刷握流走，引起碳刷电流不均衡，长期运行易出现过热现象。

       （5）碳刷在运行过程中经常出现跳动现象，加剧了碳刷磨损，产生大量碳粉，聚集在刷握内造成碳刷卡涩，也可能导致碳刷发生崩角，使碳刷和滑环接触不良，分流量减小，引起碳刷电流分布不均匀，从而造成部分碳刷过载。

       （6）发电机个别碳刷弹簧压力偏大，导致碳刷电流分布不均衡。我厂所用碳刷刷握为恒压弹簧结构，按照规定，弹簧压力应保持在14N。如果弹簧压力过小，碳刷与滑环表面的接触电阻增大，引起碳刷发热；弹簧压力过大，虽然接触电阻变小，接触压降降低，但摩擦发热现象加剧。弹簧压力保持在一个合理的范围内，才能同时控制接触发热和摩擦发热，避免碳刷电流不均衡。

       基于上述原因分析，结合日常运行维护经验，采取以下措施，处理了发电机碳刷电流不均衡的问题。

       （1）检修时对滑环表面存在毛刺、不光滑的位置进行打磨，对发电机滑环以及刷架上聚集的碳粉、油污进行吹扫、清理，疏通刷架风道，确保滑环及刷架冷却通风效果良好。

       

设备部 孟庆铭

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       （2） 对电流经常出现偏高或偏低的碳刷刷架及刷握进行配套更换，调整了刷握与滑环之间的间隙。

       （3）严格执行碳刷装配工艺，装配碳刷前对碳刷表面进行研磨，并对弹簧进行检查。经测试，弹簧压力均正常，减少了因弹簧压力不均匀造成电流偏差大的问题。

       （4）当运行中的碳刷磨损至原碳刷高度的2/3时，要及时更换碳刷。更换碳刷前对其表面进行研磨，直至表面光滑，并保证碳刷在刷握内上下活动自如。刷握下边缘和滑环工作表面之间的距离控制在2-3mm，距离过小，会碰撞滑环表面，易受损；距离过大，碳刷跳动易产生火花。每次更换的碳刷数量不超过每极碳刷数量的10%，并做好碳刷更换记录。

       （5）调整碳刷刷握弹簧压力，利用低负荷期间更换部分刷握大压力弹簧。采取以上措施后，经测试2台发电机励磁碳刷电流不均衡问题得以改善，电流偏差大碳刷个数明显减少。（如上图）

       为了防止发生发电机碳刷电流不均衡问题，提出以下防范措施。

       （1）机组停运时，对发电机滑环、碳刷、刷架、刷握进行清理，防止在滑环处积灰过多形成碳粉堆积，造成通风不良。发电机检修时，重点检查滑环附近的积灰情况及轴瓦是否漏油，并在发电机大修时将发电机端盖揭开对滑环进行整体吹灰及清洗。

       （2）检查刷握与滑环、碳刷与刷握之间的间隙是否合适，间隙太大会造成碳刷卡涩，影响碳刷电流的均匀分配。

       （3）加强发电机轴瓦渗油情况监视，防止轴承漏油。油污与碳粉混合在一起不但会影响滑环的散热效果，还会导致滑环与碳刷接触不良。

       （4）加强碳刷的维护，定期对碳刷进行检查，并及时更换已经被磨短的碳刷。更

换新碳刷前，必须按照滑环外圆尺寸对新碳刷进行研磨，尽量保持碳刷与滑环的接触面能达到80%以上，且合理调整滑环和刷握间隙，避免因间隙配合不良影响碳刷正常运行。

       （5）加强日常维护监视工作，用钳形电流表和红外成像仪定期对碳刷电流、温度进行测试并做好记录，掌握每个碳刷的电流和温度情况，将碳刷电流控制在10-60 A，刷体温度控制在80 ℃以下，发现碳刷电流偏低或偏高时及时处理，避免因碳刷电流过大引起环火，影响发电机的安全稳定运行。（如图）

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圆锥滚子轴承在 660MW 超超临界发电机定子

冷却水泵上的应用

 设备部 许艳春

       我厂定冷水泵是东方电机厂配套大连宝源科建电力设备制造有限公司，型号为65-250，属于原厂设备，材质为不锈钢（1Cr18Ni9Ti），此类型泵一直用于600MW机组，最初设计流量100m3/h，转速2970r/min，使用轴承为驱动端和非驱动端各一盘，型号为6308；现应用为660MW机组，设计流量115m3/h，转速2960r/min，现在叶轮直径加大了，轴加长了，轴向推力相应增加了，使用仍为驱动端和非驱动端各一盘深沟球轴承，型号仍为6308，6308的轴承无法长时间承受增加的轴向推力，轴承更容易磨损，轴承使用寿命大大缩短。

       我厂1号机组2019年12月投产，2号机机组2020年7月投产，2019年8月22日，1A定冷水泵过电流109A，额定电流80.8A，运行人员将1A定冷水泵切至1B定冷水泵运行，点检与维护人员到就地检查发现1A定冷水泵轴承室有冒烟现象，就地测量轴承室温度约96℃左右，正常运行轴承处温度约40℃左右。从轴承室底部放油发现，油脂颜色发黑，初步判定，轴承已损坏。解体检查发现驱动端轴承保持架损坏，轴承内圈与轴粘在一起，整个轴报废，轴承处有明显超温的痕迹。2020年8月06日，2号机组定冷水泵在定期切换过程中，2A定冷水泵电流突增至112A，解体2A定冷水泵同样发生轴承内圈与轴粘在一起，整个轴报废。见下图：

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       按照轴承损坏的实际情况看，有以下几个方面会引起;

       第一，轴承室缺油可能引起干摩擦，轴承室的有效装油容积约400ml，所用油是DTE732号汽轮机油，当时油杯显示是高液位，而且解体检修时排出了与正常运行相匹配油量；因此排除轴承室缺油。

       第二，轴承安装调整不到位，安装有偏差或未装到轴承位，造成轴承游隙过大或过小，解体复查轴承间隙，都符合要求。

       第三，轴承本身磨损，瞬间抱死，结合2A定冷水泵电流，在2A定冷水泵出现故障前电流并没有波动，定冷水泵电流是瞬间增到最大，解体轴承室发现驱动端轴承保持架已经损坏，认为轴承损坏是造成定冷水泵故障的直接原因。

        我厂发电机定子冷却水泵已无法保证机组安全稳定运行，积极组织点检、汽机检修专家成立课题攻关小组。通过对定子冷却水泵结构及运行工况进行分析探讨，制定发电机定子冷却水泵改造措施、方案。

       我厂定子冷却水泵结构为卧式单级单吸悬臂离心泵，转子部分有泵轴、叶轮、轴套、联轴器等；转子由泵轴上的两个深沟球轴承支撑，轴承装在泵的轴承室内。深沟球轴承是最具代表性的滚动轴承，内外圈滚道都有圆弧状深沟，主要用于承受径向载荷及少部分轴向载荷。见下图；

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       动叶可调轴流风机具有体积小、质量轻、低负荷区域效率较高、调节范围宽广、反应速度快等优点 ,近年来国内大型火力发电厂已普遍采用动叶可调轴流风机。火力发电厂大型锅炉运行时，通常采用两台风机并联运行方式，运行过程中，由于系统阻力变化、运行方式不合理或系统阀门状态错误等原因，容易造成运行的风机失速，影响锅炉的安全稳定运行，处理不当时可能导致锅炉灭火，甚至设备损坏事故，对锅炉的安全稳定运行构成威胁，应引起高度重视。

1、失速机理

       轴流风机是据机翼理论进行气动设计的，叶型上的压升取决于翼型的升力，而翼型的升力除与翼型的形状有关外，主要取决于冲角α，当叶型确定后，轴流风机叶片与气流方向相对位置如图1（a）所示，当空气顺着机翼叶片进口端按图所示的流向流入时冲角α=0°，叶片将气流分成上下两股贴着翼面流过，由于翼型截面几何结构决定了流经叶型“腹部”的气流量将大于流经叶片“背部”的气流量。两者压差形成了垂直于叶面“升力”暨风机的压头。由于叶片与气流之间以及气流与气流之间存在摩擦力，因此叶片上存在平行于叶片的阻力。当进口气流相对速度的方向与叶片安装角之差约为零时（冲角α=0°）气流阻力小，风机效率高。

轴流风机失速机理探讨

图1 轴流式风机叶片气流方向

       如图1（b）所示，若冲角继续增大，叶背的边界层受到破坏，在叶背的尾端出现涡流区，即所谓“失速”现象。随着冲角α的增大，气流的分离点前移，叶背的涡流区从尾端扩大到叶背部，脱离现象更为严重，甚至出现流道阻塞的情况。此时由于气流突然脱离叶型的背面，产生很大旋涡，作用于叶片的升力大幅降低，阻力大幅增加，风机压头降低。

风机的叶片由于加工及安装等原因在形状和安装角上存在偏差，同时流体的来流流向也不完全均匀。因此当运行工况变化时，各个叶片进口的冲角就会存在偏差，如果某一叶片进口处的冲角先一步达到临界值时，就首先在该叶片上发生脱流，如图2所示，假设在叶道2首先由于脱流而出现气流阻塞现象，叶道受堵塞后，通过的流量减少，在该叶道前形成低速停滞区，于是原来进入叶道2的气流只能分流进入叶道1和3。

维护部 赵博文

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这两股分流来的气流又与原来进入叶道1和3的气流汇合，从而改变了原来的气流方向，使流入叶道1 的气流冲角减小，而流入叶道3 的冲角增大，由此可知，分流的结果将使叶道1内的绕气流情况有所改善，脱流的可能性减小，甚至消失。而叶道3内部却因冲角增大而促使发生脱流。

       叶道3内发生脱流后又形成堵塞，使叶道3前的气流发生分流，其结果又促使叶道4内发生脱流和堵塞，这种现象继续下去，使脱流所造成的堵塞区沿着与叶轮旋转相反的方向相对移动。 

       试验表明，脱流的传播相对速度W1远小于叶轮本身旋转角速度W。因此，在绝对运动中，可以观察到脱流区以W－W1的速度旋转，方向与叶轮转向相同。这一现象称为旋转脱流。

       如图3所示为风机叶片的速度三角形，以固定转速和安装角的叶轮讨论。

图3 叶片进口处的速度三角形

图2 动叶中旋转脱流的形成

结论1：若叶片转速和安装角度不变，风道阻力越大失速风险越大。

结论2：若叶片转速和气流速度（风机流量）不变，动叶开度增大，失速风险增加。

结论3：若叶片安装角度和气流速度（风机流量）不变，转速增大，失速风险增加。

       轴流风机的失速特性是由风机叶型的特性决定的，同时也受到风道阻力、运行工况等系统特性的影响，图4是动叶可调式轴流式风机的特性曲线，其中，鞍形曲线M为风机不同安装角的失速点连线，工况点落在马鞍形曲线的左上方，均为不稳定工况区，这条线也称为失速线。

       1、在同一叶片角度下，管道阻力越大，阻力曲线越陡，风机工况点越靠左上方，风机运行越接近于不稳定工况区。与上述速度三角形的结论1“风道阻力越大失速风险越大”吻合。在同一叶片角度下，管道阻力越大，风机风量相对降低，容易引发失速。

       2、在管路阻力特性不变的工况下，由A、B、C、D四个风机运行点可以看出，风机动叶开度越大，越接近不稳定工况区。与上述速度三角形的结论2：“动叶开度增大，失速风险增加。”相吻合。

       3、以变频电机、小汽轮机等为动力源的轴流风机，均是转速调节型。根据泵与风机的相似定律，在相同的安装角度下，工作转速升高一倍，全压增加到原来的四倍，流量增加到原来的两倍。管路阻力特性不变的工况下，风机转速越大，风机运行点越接近不稳定工况区。与上述速度三角形的结论3吻合。

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       风机失速时，炉膛压力大幅变化，当达到炉膛压力保护动作值时，锅炉MFT保护动作，严重时可能造成炉膛损坏。

       风机失速时，叶轮内将产生一个到数个旋转脱流区，叶片依次经过脱流区要受到交变应力的作用，这种交变应力会使叶片产生疲劳。叶片每经过一次脱流区将受到一次激振力的作用，此激振力的作用频率与旋转脱流的速度成正比，当脱流区的数目增加时，则作用于每个叶片的激振力频率也呈倍数变化。如果这一激振力的作用频率与叶片的固有频率成整数倍关系，或者等于、接近于叶片的固有频率时，叶片将发生共振。此时，叶片的应力显著增加，甚至可达数十倍以上，可能使叶片产生断裂。一旦有一个叶片疲劳断裂，将会造成全部叶片打断。

       风机失速后处理不当，可能导致风机工况进一步恶化，造成风机抢风或喘振。

图4 动叶调节轴流风机特性曲线

       由风机失速机理可以看出，失速的发生和气流方向与叶片间冲角直接相关。在管道阻力增加、动叶角度增大、转速增高等不利工况下促使风机进入不稳定工作区。

 风机运行控制上，在排除设计、选型、安装等客观原因外，管道阻力、动叶角度、转速三者往往是相互关联的。风机失速的直接原因主要是风烟系统阻力大于风机所能够提供的能量，导致风机在失速区边缘运行。造成阻力增大的原因多种多样，在此列举几种常见的原因。

        1、机组改造过程中，加装脱硝催化剂、脱硫吸收塔、除尘设备等环保设施，增加换热设备导致系统阻力增大，风机失速裕度不足。

       2、炉膛区域燃烧状况不佳，配煤掺烧不良等原因造成炉膛挂焦，风机出力增大。

       3、烟风系统流场分布不均，灰量大等原因造成脱硝催化剂堵灰，因空预器冷端温度较  低、脱硝氨逃逸较大造成空预器冷端堵灰。

       4、脱硫除雾器冲洗不及时，或喷头脱落等原因使冲洗效果下降，造成除雾器污堵、压差增大。

       5、一次风机、送风机入口冬季结霜，春季杨柳、柳絮堵塞，或保温棉等异物堵塞清理不及时造成阻力增加。

       6、一次风、送风暖风器堵塞，压差增大。

       7、设备问题，如烟气挡板脱落、开关反馈不一致等原因造成阻力增加。

       8、运行方式不当。如二次风门开度过小，二次风箱压力过高造成叶片开度过大。一次风压设定过高，磨煤机风门开度过小，磨煤机通风台数不足，造成叶片开度过大等。

       9、风机并列方式不佳，出力不平衡。

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       10、运行中氧量控制过大，或系统漏风大，致烟气量过大，引风机动叶过开。

       11、机组发生异常，如RB保护动作（非一次风机跳闸）、一台或多台磨煤机跳闸，系统通风量突降。

       风机失速的预防主要在考虑风机选型留足出力裕量、安装角度精确的基础上，以减少系统阻力为根本手段，以限制出力（限制动叶开度、限制最高转速等）为控制手段，兼顾报警、连锁设置的四方面考虑。

       设计、选型、安装阶段要尽量选择风机特性曲线没有驼峰的风机，如果风机的性能曲线有驼峰，应使风机一直保持在其稳定区工作。风机选型裕度方面要保证机组满负荷时段不进入不稳定工作区，且留有一定的安全裕度。安装、检修时要检查动叶伺服机构及动叶实际角度与执行机构的对应情况，必要时进行定位，以保证风机动叶开度与出力的匹配。

       减少系统阻力方面：

       2.1要定期对系统阻力进行监测，特别是脱硝催化器差压、空预器差压，除尘器压降，脱硫系统差压等，并建立台账。发现阻力增加要及时查找原因，并关注风机动叶开度及电流变化。高负荷时，适当控制总风量，在保证燃烬的基础上降低氧量，避免过剩空气量过大造成送、引风机超出力。

       2.2合理掺配煤，高负荷时段安排高热量煤种，控制满负荷给煤量，降低总烟气量。合理控制入炉煤的硫分，减少循环浆泵的运行台数，减少硫酸氢铵的生成。

       2.3加强锅炉配风调节，优化脱硝运行方式，加强脱硝喷氨控制，防止尿素过喷，降低氨逃逸率，避免下游设备由于硫酸氢铵凝结导致的系统阻力增加。

       2.4加强对锅炉本体及尾部烟道、脱硝反应器、空预器的吹灰，以减小烟道系统阻力。

       2.5加强脱硫除雾器差压监视，及时进行冲洗，降低系统阻力。

       2.6及时清理风机入口滤网杂物，避免风机入口堵塞。

       2.7加强空预器吹灰的管理，特别是吹灰频次及吹灰汽源压力的保证，并检查吹灰进汽阀后压力正常，已保证吹灰质量。

       2.8加强对空气预热器烟气侧差压的监视，有增大趋势时及时采取措施，必要时进行空预器热解或采取在线高压水冲洗等手段，降低空预器差压，保证空气预热器差压不超限值。

       3、限制出力方面

       3.1运行人员及专业人员要掌握机组负荷、风压、风量与动叶开度的对应关系，随时控制风机的运行参数，当接近失速线时，应通过限制负荷、减小风量等手段及时调整风机出力，使其远离失速线，保证风机在稳定工作区工作。

       3.2尤其当风烟系统阻力发生变化后，应重点监视风机的运行工况及参数变化，对照风机特性曲线，使其在稳定工作区内运行。正常运行中要对风机最大动叶开度、风机出入口差压、风机电流等参数做到心中有数。当重点参数达到或邻近边界值时及时预警。给下一步调整做好预想。

       3.3负荷较高时，风机有失速风险，可通过降低负荷变化率、限制机组负荷、控制总风量等方法，避免风量、燃料量大幅波动后，风机进入不稳定工作区，造成引风机失速。

       3.4运行中加强一次风压控制，避免风压过高，如降负荷时采取延缓停磨时间、低负荷运行时开启备用磨煤机冷、热风及一次风挡板增加通风量等。

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4、报警、连锁方面

       4.1设置风机动叶指令与反馈偏差大报警，风量、风机电流偏差大报警等，失速报警开关定值整定准确，失速探头的安装位置正确，确保失速前旋转脱流阶段及时判明异常。

       4.2当通过试验或运行经验发现风机余量不足时，通过技术手段对风机出力进行限制，电流或动叶开度达到某一限制闭锁动叶“开”。（该限制由试验或运行经验确定）。

       4.3优化一次风压自动调整逻辑，在保证制粉系统通风量前提下，风压定值取低限运行。

        在遇到风机失速的情况时，要及时发现、及时处理，同时在正常设备运行的过程中，要多进行相关事故预想、事故演练；同时机组检修期间，要积极进行相关防止风机失速的工作，才能在后续的运行期间，提高设备、机组的可靠性。

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石墨炉原子吸收法测定水、汽中铁离子含量影响因素

原因分析及对策

发电部 哈申图雅

摘要：本文就原子吸收光谱法—石墨炉法测定水、汽中铁离子的含量进行了探讨，相信对原子吸收光谱法的推广应用具有一定的促进作用。由于此种方法主要适用于样品中微量及痕量组分分析，在对水汽中铁离子进行测定中，我们发现了影响测定结果的各项因素，本文就此进行研究，充分掌握这项技术，使得提高此项检测工作的准确性和高效性，望为同行业的人提供一下借鉴和帮助。

关键词：石墨炉法；水、汽；铁离子； 影响因素；

In this paper, the determination of iron ion in water and steam by atomic absorption spectroscopy graphite furnace method is discussed, and it is believed that it will promote the popularization and application of atomic absorption spectroscopy. Since this method is mainly suitable for the analysis of trace and trace components in samples, in the determination of Iron Ion in water vapor, we have found various factors affecting the determination results, so as to improve the accuracy and efficiency of this testing work, we hope to provide reference and help for the people in the same industry.

Key words：Graphite furnace process；Water, steam；Iron Ion；Influencing factor；

       监督给水、汽中铁的含量，是衡量水汽系统腐蚀的指标，是其他水质指标综合反映的结果。对铁含量进行限制的一个原因是防止腐蚀产物随给水进入锅炉在水冷壁管结垢。另外，为了防止汽轮机内沉积金属氧化物，检查蒸汽中铁的含量是非常重要的工作。

       原子吸收光谱法又称原子吸收分光光度法，是基于从光源发出的被测元素特征辐射通过该元素的原子蒸气时被其基态原子吸收，由辐射的减弱程度测定该元素含量的一种现代仪器分析方法。常用的非火焰原子化器就是石墨炉原子化器。其基本原理就是将样品通过进样器注入石墨管中，并以石墨管作为电阻发热体，通电后使电阻发热体升温，达到样品原子化的目的。石墨炉原子化器由加热电源、保护系统、石墨炉部分组成。加热电源提供大电流给石墨管两端的石墨锥、石墨帽，并传导给石墨管，使其产生高达3000℃的高温，将置于管中的被测元素变为基态的原子蒸汽，从而达到测定目的。

       石墨炉原子吸收光谱法有以下优点：1、测定效率高。使用石墨原子化器工作温度高，且升温的速度非常的快；2、实验灵敏度高。当使用石墨炉进行原子化的时候，基态的原子在吸收区内可以停留很长的时间这样就可以大大的提高对测定金属的反应，从而大大的提高实验的灵敏度和准确性；3、试样用量小。使用石墨炉原子吸收光谱法相对于其他测试方法来讲，试样用量非常的小。  

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       用石墨炉原子吸收仪测定水中痕量铁含量，将酸化后水样注入石墨管中，蒸发、干燥、灰化、原子化，测量原子化阶段铁元素产生的吸光度，再从标准工作曲线上查得与各吸光度相对应的待测铁元素的含量。

        PE900T型原子吸收仪；铁空心阴极灯；热解涂层石墨管；石墨炉自动进样器；玻璃器皿；氩气纯度大于99.998% 。

硝酸（优级纯）溶液（1+199）。

硝酸（优级纯）溶液（1+1）。

铁标准贮备液（100μg /mL）:国家标准物质单元素标准溶液。

铁标准中间溶液（1000μg/L）：准确移取铁标准贮备液1mL于100mL容量瓶中，用硝酸溶液稀释至刻度。

铁标准工作溶液（10μg/L）：准确移取铁标准中间溶液1mL于100 mL容量瓶中，用硝酸溶液稀释至刻度。此标液应于分析当天配置。

试剂水为高纯水。

       校准曲线的绘制：以硝酸溶液（1+199）为空白溶液和稀释溶液，以铁标准工作液为铁最高浓度标准校正工作溶液，各设置0μg /L，2μg /L，5μg /L，8μg /L，10μg /L的校正标准工作溶液，自动进样器自动进行稀释配置校正标准工作溶液，测定空白溶液和稀释标准工作溶液的吸光度(峰面积或峰高)。以浓度为横坐标，吸光度为纵坐标，绘制铁标准工作曲线，线性相关系数应大于0.995%。

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       取样前，向100mL取样瓶中加入硝酸溶液（1+1）1mL，然后采集水样100mL。在与测定铁标准工作溶液相同的条件下，将水样注入石墨管中，测得吸光度，由铁标准工作曲线得出水样中铁含量。

3.1取样过程影响因素及措施

       水样采集时应使用专用的磨口玻璃瓶，不宜用聚乙烯瓶，否则有可能因吸附被测定的铁离子使水样含铁量偏高或偏低，产生误差。

       在进行水汽中铁离子测定时，分析过程中一定要从各个环节避免污染，所用器皿均要用硝酸溶液（1+1）浸泡24h以上，或用温热的硝酸溶液（1+1）浸洗，再用高纯水清洗干净备用。

       取样架上的取样门不可随意开大，否则使水样量加大，阀门截留的腐蚀物从取样管壁上被冲刷下来，故水样含铁量超出实际值。因此在取样前应尽量避免开大取样门，保持水样稳定。取样时将水样流速调至约700mL/min进行取样。调整冷却水流量，保证水样温度不得高于40℃。

       水样运送与存放时，应注意检查水样瓶是否封闭严密，并应防冻、防晒。采集后的水样应及时分析，如遇特殊情况，存放时间不得超过72h。

       取样管应用紫铜或不锈钢。

       注入到石墨管中的样品量和吸收灵敏度并不完全呈现正比关系。这是因为随着样品注入量的变化在管中的扩散面积和渗透深度的影响。因此，只有在有限的范围内，可以使用指定浓度的溶液，注入不同的量来制备校准曲线。通常，校准曲线采用注入量相同，浓度不同的标准系列制备。

        最大样品注入量约 50L ，但是和渗透深度取决于样品的物理性质，如果扩散到低温部分，或溢出到注入口将会影响分析的准确性。因此，注入量 10 ~ 20L 较为理想。

       将进样针调至距离石墨管平台1-2mm 左右的位置，调节至进样针可注入石墨管口的中心为止。使用观察镜，监视进样针注入石墨管，如果针的位置太低，有可能会碰到石墨管壁而污染水样，且也会带走一部分水样而产生误差。如果取样针位置很高，会使水样粘到石墨管进样口，产生误差。

       保护气体氩气纯度大于99.998%，否则载气纯度低则会在实验过程中在石墨管中带入杂质污染石墨管，影响实验结果的准确性。确保仪器的氩气的输入在正确的压力下，如果输入的气体压力太大，石墨炉内保护气流会急剧减少，导致石墨管很容易烧蚀，另外压力太大也可能将石墨管挤碎。压力太小则起不到保护石墨管的作用。

       石墨炉在进行痕量元素分析时，尤其要注意所用的空白溶液的吸光度影响。当空白信号值

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很高时，要检查污染来源，首先可以对石墨管进行空烧（不加样品运行石墨炉程序），如分析信号仍然很高，则污染源来自石墨管或者石墨锥。这种情况下可以尝试连续多次对石墨管进行空烧，或者使用软件里的清洗温度程序（时间不能持续太长，约几秒钟）将污染物灼烧除去。如果仍有污染物残留，更换一个新的石墨管或者清洁石墨锥。

       打开石墨炉将石墨管取出，用棉签沾取酒精小心清洁整个石墨锥。

       最好使用光谱纯硝酸，以尽可能地降低试剂空白的吸光值，这一点对于低μg/L级铁的测试非常重要。为了避免整瓶光谱纯硝酸被污染，可专用一个100 mL试剂瓶（聚丙烯或聚四氟乙烯塑料瓶好些）配（1+1）硝酸溶液，在小瓶上画出50mL和100mL标线，先加入50mL试剂水，再将光谱纯硝酸倒入该瓶至100mL标线。

       除去样品溶液的溶剂，加热升温使滴入石墨管的样品溶液蒸发除去溶剂，而不允许待分析元素的任何损失。为什么分析时需二步干燥：一般是将温度快速升至略低于沸点，再缓慢地升温到刚好高于沸点并保持一定时间。

       分解样品中的有机物质和蒸发盐类。如果在原子化阶段存在有机物质或有机盐类，就产生背景吸收(化学干扰) ，导致分析结果的误差。因此，有机物质和盐类需要在灰化阶段除去。如果容许，灰化温度越高越好，尽可能除去有机物质和盐类。然而，随着灰化温度的升高，待测金属元素的挥发也可能产生，导致测定误差。因此，灰化温度必须要有限度。在决定灰化温度以前，必须检查目标金属的挥发 (蒸发)温度。

       在干燥和灰化阶段，石墨管中有 1L/min 的氩吹过。如果原子化阶段通氩气，灵敏度显著地下降。因此，氩一般停流。通常采用阶梯升温方式。当原子化阶段背景吸收较高，原子吸收、背景吸收的测定应该选择斜坡加热。

       加热时间内原子吸收峰应该能够返回到 0 。然而，当容易滞留在石墨管中的金属或背景吸收大不能返回到 0 ，加热时间不一定要强求峰返回到 0 ，此后可以增加清洁阶段。

       综上所述，实验过程中应该在取样、药剂、仪器、实验操作等各过程严格按照标准开展工作，避免各自产生的影响因素，方能保证化验结果准确无误，本厂使用石墨炉原子吸收法分析水汽中铁离子含量以来，经过长时间的摸索，现在标曲线理想，样品的重复性好，分析结果真实可信，为机组运行提供了有效、准确的判断依据，从而做到了更好的控制水汽中铁离子的含量，避免指标超标造成水汽系统的腐蚀。

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第四章                 

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深入开展锡电公司特色“三讲一落实”活动

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       为积极落实集团公司《关于进一步深入开展“三讲一落实”工作的通知》（大唐集团安〔2019〕509号）文件要求，进一步加强公司检修（操作）作业安全管理，提高作业人员安全意识，规范作业人员行为，预防和控制不安全事件发生，锡电公司于2020年5月开始在全厂作业班组中深入开展“三讲一落实”活动，经过三个阶段的学习宣贯执行，各作业班组开工前均能认真执行“三讲一落实”，有效的保障了现场作业安全，形成良好的安全态势。

第一阶段：

试点先行阶段

（2020.5.15-2020.8.25）

       维护部各班组“三讲一落实”讲解录制视频并上报、评选；邀请公司领导对“三讲一落实”形式、内容进行点评、审核；邀请公司领导及各常驻项目部对完善后的“三讲一落实”进行观摩、交流；制定了《锡电公司三讲一落实管理规定》。

第二阶段：

全面推广阶段

（2020.8.26-2020.11.25）

       邀请公司领导对维护部完善后的三讲一落实进行观摩、交流，对《锡电公司三讲一落实管理规定》进行宣贯，组织各作业部门及常驻项目部班组按计划轮流讲解。

第三阶段：

总结提高阶段

（2020.11.26-至今）

       各作业班组在认真执行“三讲一落实”的基础上定期总结，不断丰富“三讲”形式与内容，确保“三讲一落实”深入人心。形成“三讲一落实”样板三个，供各单位班组观摩，提高。

下一步计划：

       在目前“三讲一落实”内容的基础上逐步探索建立基于作业指导书、基于作业工序的“三讲一落实”，使作业人员熟悉工序作业风险点，确保工作安全有序进行。

开票必讲：所有使用工作票（操作票）的检修（操作）工作在开工前都必须开展“三讲一落实”活动。未开展“三讲”，不允许开工作业。

分级分类：分级：一级风险等级的检修作业公司领导（含安监部人员）参加讲解、二级风险等级的检修作业部门领导（含部门安全员）参加讲解、三级风险等级的检修作业班组自行讲解；分类：将所有检修作业按风险类别划分为动火、有限空间、高处作业、转动机械检修、高压试验、控制回路检修等类别，实行风险归类控制。

切合实际：讲解方式：简单、规范，避免形式化，注重实效性，一级原则不超8分钟，二级原则不超5分钟，三级原则不超3分钟。讲解内容：结合工作内容、作业指导书、事故案例，讲解安全、质量、工期风险。讲解地点：原则在作业地点。

       锡电公司三讲一落实工作已贯穿在安全生产各个班组、各个操作任务，各部门、班组积极创建三讲精品模板，争创安全生产模范岗。

       三讲一落实是指“讲任务，讲风险，讲措施，落实安全措施”，发电部化验班严格按照公司安全生产要求，积极开展操作前的三讲活动。化验班目前在岗员工5人，按照工作要求对不同的化验项目分别编写三讲标准卡，从油样、水样的采集，氢气的测定到变压器油色谱分析，汽轮机油抗燃油油质监督，水汽质量的监督监测，高温高压化验设备的使用，酸碱大宗药品验收等等。讲述内容分门别类，囊括每个油化验项目，每个水样化验内容，从进入现场如何正确佩戴安全帽，工作服的穿着要求，到在现场中不能行进中看手机，注意现场有无施工作业，化学检查进入有限空间作业的风险点分析和安全措施要求，再到实验室玻璃器皿、注射器的使用，从气瓶的操作规范到危化品的使用要求，从实验室用电安全到通风要求，每一台仪器的使用注意事项，班组长和技术员每日班前会对当日工作内容每一环节，逐条讲述，逐一嘱咐，全体成员积极响应，查缺补漏，共同完善，班组学习研讨氛围浓厚。

       都说巾帼不让须眉，化验班的女工们尽己所能为公司盈利攻坚、降本增效工作贡献一份力量，为公司圆满完成年度攻关任务添砖加瓦。

维护部 沈庆东

管理风采

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第五章                 

低频加热技术在极寒地区1000kV特高压

变压器领域的应用

       随着特高压电网发展和西北部能源中心的开发，越来越多的特高压变电站和电厂在北方低温地区检修，例如大唐锡林浩特电厂、特高压交流胜利等多个变压器处于北方低温地区，低温环境给油浸式设备现场检修和试验带来了极大挑战。其一是油浸式设备现场检修后按标准要求需进行热油循环干燥处理，在低温环境下热油循环升温时间大大增加，有时甚至无法达到工艺要求的温度标准；其二是特高压变压器局部放电试验要求在油温不小于5℃的温度下进行，但是在低温环境下根据标准静置168h后油温无法满足试验的要求，要进行局部放电试验必须对变压器油重新加热。

        变压器加热干燥的现有技术有多种，其中热油喷淋、热风循环、煤油气相干燥、真空干燥等需要在真空注油前实施。对于现场施工无法节省时间。热油循环是现场最常用的方法，然而加热效率有限，遇到了如前所述的问题。配合热油循环，采用短路法直接加热变压器器身，可有效解决该问题。工频电流短路法已成功应用于750kV变压器和±800kV换流变的处理，加热效果良好。但是由于其设备庞大、使用不便，未能得到推广使用，低频加热法属于短路法加热，具有短路法加热的所有优点，但与工频短路加热不同的是电源频率较低，无需补偿装置、装置小巧、工作电压低，便于使用。研究指出，热油循环的同时进行低频加热不单能大幅缩短工艺时间，对变压器绝缘的干燥效果也提升明显。

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       低频加热配合热油循环比单独使用热油循环的加热干燥效果更佳，绝缘纸中的水分扩散到热油中的速度取决于温度和水分含量热油循环中变压器绝缘纸板的加热时通过热油从外部加热的，因此温度梯度是由内而外温度升高，致使绝缘纸板内部水分分布达到由内而外含水量减少的平衡状态，无法使深层的绝缘彻底干燥。而通过绕组的发热低频加热技术使纸板的温度分布为由内而外温度降低，加上热油循环中不断滤除油中的水分，使绝缘纸板水分不断向油中析出，最终达到较好的干燥效果。

       低频加热在特高压1000kV变压器及±800kV换流变压器中都得到了应用，例如：在大唐锡林浩特电厂，对六台1000kV特高压变压器进行了低频加热辅助热油循环现场验证，与单独进行热油循环的加热效果进行了对比，结果表明低频加热技术对于特高压变压器在低温环境下的加热干燥具有很好的效果，能够明显提升滤油机热油循环效率。

二、项目背景

        内蒙古大唐国际锡林浩特电厂主变压器选用的特变电工沈阳变压器厂生产的DFP-270000/1000型，270MVA/1000kV 单相强迫油循环导向风冷（ODAF)无载调压低损耗变压器，绕组额定电压：高压（110kV/√3）-4*1.25%/低压22kV，调压方式：无载调压，额定电流：高压侧425A，低压侧21257.6/√3A，属于大唐系统内首例，采用低频加热辅助热油循环技术对变压器进行升温干燥的更是首例。

        大唐锡林浩特电厂位于锡林浩特市，冬季夜间气温低至－38℃。1000kV特高压变压器在冬季检修，现场低温环境对设备检修和试验带来了挑战。其一是油浸式设备现场检修后按标准要求需进行热油循环干燥处理，在低温环境下热油循环升温时间大大增加，有时甚至无法达到工艺要求的温度标准；其二是特高压变压器局部放电试验要求在油温不小于５℃的温度下进行，但是在低温环境下根据标准静置168h后油温无法满足试验的要求，要进行局部放电试验必须对变压器油重新加热。采用热油循环的同时进行低频加热不单能大幅缩短工艺时间，对变压器绝缘的干燥效果也提升明显，而且低频加热装置电源频率较低，无需补偿装置、装置小巧、工作电压低，便于使用。解决了低寒地区冬季变压器检修和试验的困难。

       1、低频加热法属于短路法加热，具有短路法加热的所有优点，但与工频短路加热不同的是电源频率较低，无需补偿装置、装置小巧、工作电压低，便于使用。

       2、低频加热辅助热油循环技术，对于特高压变压器在低温环境下的加热干燥具有很好的效果，能够明显提升滤油机热油循环效率。

       3、采用热油循环的同时进行低频加热不单能大幅缩短工艺时间，加热更均匀，工频下绕组发热受漏磁分布影响，漏磁大处发热增加，低频下绕组发热仅绕组直流电阻决定，发热功率在绕组中的分布较均匀。

设备部 杜海青

技海拾贝

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       4、低频加热配合热油循环比单独使用热油循环的加热干燥效果更佳，绝缘纸中的水分扩散到热油中的速度取决于温度和水分含量热油循环中变压器绝缘纸板的加热时通过热油从外部加热的，因此温度梯度是由内而外温度升高，致使绝缘纸板内部水分分布达到由内而外含水量减少的平衡状态，无法使深层的绝缘彻底干燥。而通过绕组的发热低频加热技术使纸板的温度分布为由内而外温度降低，加上热油循环中不断滤除油中的水分，使绝缘纸板水分不断向油中析出，最终达到较好的干燥效果。

图2 低频加热前后试验数据对比

       2020年6月20日，1号机主变A相变压器低频加热辅助热油循环工作完成，低频加热后绕组绝缘电阻换算至20℃下，HV侧绕组的绝缘电阻由原来的55600MΩ提升至16500MΩ，LV侧绕组的绝缘电阻由原来的26600MΩ提升至112000MΩ，均大幅高于低频加热前绝缘电阻，绝缘特性有较大幅度提高。

表2 低频加热升温记录表

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       通过降低施加电源的频率，可降低变压器短路阻抗中的漏电抗Xσ，同时也降低了附加损耗。对于一定的试验电流而言，即可降低试验电压，也同时减少了试验所需的感性无功，即意味着可减少无功补偿电容。进一步降低试验电源频率，直至短路阻抗中阻性分量（此时因频率低附加损耗极小，阻性分量主要由铜损分量即绕组电阻决定）占主导地位而感性分量几乎可以忽略（占阻性分量的1/3以下即可），此时电路几乎呈现纯阻性的特性，基本无需进行无功补偿，且试验电压较低，变频电源直接输出电压即可满足要求，而无需通过中间变压器将电压进行升高。

       因自内而外进行加热且功率大，加热效率高，大大减少加热时间，可显著加快变压器的绝缘干燥处理过程（热油循环），缩短变压器的现场安装施工周期，提高工作效率。

图3 变压器低频电流短路法加热装置系统原理接线图

       大唐锡林浩特电厂1A新变压器现场安装完毕后，在环境温度-5~16℃的条件下，进行低频负载加热同时启动一台滤油机进行循环处理，主体采用对角循环，下部进油，上部出油，滤油机流量控制10-12m³/h，循环过程中滤油机根据顶层面升温情况适时开启净油机加热器，开启加热、脱水脱气功能，启动低频加热设备开始加热，加热升温时要监测油顶层油温，控制升温速度小于15℃/h，从启动低频加热开始，始终保持开启一组 冷却器，并每隔2h切换至另一组冷却器，整个负载加热过程中交替启动冷却器，控制油顶层油温小于或等于75℃，当顶层油温达到70℃后，可以根据油温升高情况适当降低负载电流或关闭滤油机的加热功能，使油顶层温度稳定在70℃，耗时17.5h，当主体出口油温控制达到60℃时开始计时，保温48h，在整个升温保温阶段总耗时65.4h，加热结束后取油样测试，油试验结果合格。

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表2 低频加热升温记录表

       对比同型号主变仅采用热油循环的情况，保温措施为双层棉被包裹器身，采用2 台200kW的真空滤油机将油温从20℃提升至变压器出口油温60℃，耗时达72h，再加上保温48h,总耗时120h，尤其在冬季极寒天气，单独采取热油循环方式进行提温，变压器出口油温根本达不到工艺要求。可见采用低频加热后的效果非常显著，可大幅节省施工中油处理时间，同时通过绕组的发热低频加热技术使纸板的温度分布为由内而外温度降低，加上热油循环中不断滤除油中的水分，使绝缘纸板水分不断向油中析出，最终达到较好的干燥效果，大幅度提高变压器绕组的绝缘电阻。

       总之，采用低频加热辅助热油循环技术，解决了低温环境对1000kV特高压变压器检修和试验带来了困难，对于特高压变压器在低温环境下的加热干燥具有很好的效果，能够明显提升滤油机热油循环效率。

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基于我厂660WM褐煤机组气力输灰系统的

经济性优化调整

一、气力输灰系统的结构和原理

       本公司锅炉是由东方锅炉股份有限公司设计，锅炉为高效超超临界参数变压运行直流炉、一次再热、单炉膛、前后墙对冲燃烧、尾部双烟道、平衡通风、全紧身封闭、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构П型锅炉。

       本公司采用正压浓相气力输灰系统，单台炉除灰系统的设计出力200t/h。每台炉各设1套正压浓相气力除灰系统，用于输送锅炉电除尘器、省煤器灰斗中收集的飞灰。每台炉设4根灰管，除尘器一电场设2根粗灰管，省煤器飞灰进入其中1根粗灰管，二、三、四、五电场设2根灰管，2根粗灰管道在库顶部经管道切换阀能分别进入2座粗灰库。二、三、四、五灰管，直接进入细灰库并可切换到粗灰库。灰库之间可互为备用，即当其中一座灰库的设备故障或灰库气化槽维修时，其全部灰量能排入另外两座灰库。，干灰库下设干灰装车、湿灰装车。

       正压浓相气力输灰是根据气固两相流的气力输送原理，即利用压缩空气的静压和动压输送高浓度的物料，飞灰在仓泵内得到充分的流化，边流化边输送，将电除尘器灰斗的灰输送到灰库，然后由气卸干灰或经双轴搅拌机加湿后由汽车运往灰场。

       气力输灰系统的工作流程气力输送泵采用间歇式输送方式，仓泵每进、出一次物料即为一个工作循环。

       锅炉正常运行过程中，飞灰落入静电除尘器灰斗下方的仓泵中，然后被气力输

维护部   康晨、马生财

 送至灰库。当输送循环条件满足，仓泵的入口圆顶阀打开，物料在重力作用下落进仓泵中。在物料填充的过程中排气圆顶阀将打开并使空气从泵内排出，此时管路上的出口插板阀关闭以阻止空气通过输送管线被吸入除尘器。当达到上位机设定时间时，进口及排气圆顶阀关闭。当所有的入口和排气圆顶阀都已关闭并且密封后，经过一个短延时，出口插板阀打开。与其它系统的联锁条件具备，输送气阀打开，然后输送气将进入所有输灰泵，系统压力开始升高，将灰从每个灰泵排进管道输送到灰库。当输送压力达到预设压力值或输送气阀打开达到时间，部分或全部辅助输送气阀将关闭。当物料被输送至灰库后，发出输送管道压力下降的信号，输送气阀关闭，完成一次循环。

       在浓相气力输送技术中，堵塞与磨损问题经常出现，并且属于最不容易处理的技术故障，大约占总气力输灰技术故障3/5以上，在输送过程中，输灰管道高架空，并且管线长，很难对其检查和修复。因此，需要分析浓相气力输送技术中堵塞与磨损形成原因，进而分析技术处理方式。

       系统出力严重不足、对煤种变化适应性差、输灰堵管、系统耗气过大及管道磨损等。造成的原因如下：

       (1)原系统所配置的为NPT型仓泵输送系统，灰在仓泵内部流化效果较差，系统在输送的过程中没有流态化过程，也没有自动调节功能，故在输送过程中灰的流动性差。

       (2)原气力输灰系统省煤器仓泵的型号

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为NPT700/200，容积为0.7m3，理论设计出力为9.45t/h。实际运行中，由于这种仓泵的结构特点，每次如果进料太多的话，灰的流化效果很差，极易堵管，为防止不堵管，故每次进料一般不能超过30s，少输、勤输，由浓相输灰变成稀相输灰，系统的磨损也严重，输送相同量的灰，这种仓泵的动作频率高，阀门的寿命低。尤其煤种发生变化时，适应力差，经常发生输灰不畅，造成堵管。

       (3)管道磨损严重。管路介质流速对任何输灰系统来讲都是关键因素。根据理论公式，管路磨损速度与管道介质流速的3次方成正比。如果耗气量为原始设计耗气量的2倍，实际流速是设计流速的2倍，这样管路磨损速度就为正常磨损速度的8倍，为防止堵管而提高输灰压力治标不治本，却可以造成输灰管路的频繁泄漏。

       (4)管道配置不合理。我厂省煤器输灰系统共6个仓泵串联，设置了1根DN125的输灰管道，该输灰管道。当一电场的输灰管道发生故障时，省煤器输灰系统也不能正常运行。并且省煤器的设计出力严重不足，6台仓泵料位较高时，省煤器输灰系统输灰困难，易报堵管故障，故障后，输灰系统将憋压输灰，管道内沉降灰的输送能力大概是正常灰的三分之一，且输送时间长，磨损较严重，同时，电除尘器一电场将在省煤器高料位时承担其灰量，一电场出力超负荷，严重时将影响机组的安全稳定运行。

三、浓相正压气力输灰堵管原因理论分析

       在正常情况下，灰被流动的压缩空气悬浮在管道中且被带走，但在灰的重力作用下，一部分会渐渐沉降。因此愈接近管道底部，灰的浓度就愈高，而空气受到的阻力就愈大，速度就愈低。由于速度的降低，会有部分灰沉降到灰管。当沉降的干

灰数量在一个输送周期内不足以堵塞管道时，输送可正常运行。输送周期结束时，通过吹灰程序将沉降在灰管底部的干灰吹扫干净。相反，当沉降的干灰数量过多时，会造成灰管堵塞(堵管)，输送就不能进行。由此可见，灰管堵管实际就是在输送过程中，干灰在本身重力作用下过量沉降的结果。

       （1）使输送过程中所有的千灰不沉积在管道底部，即输送速度足以使灰悬浮于管道之中。

        使灰悬浮于管道的输送速度一般取决于以下几个因素 ：

       输送干灰的粒径（主要因素）、灰的密度（定值）、输送时空气密度（定值）、输送压力、输送温度、输送气体的粘度系数（取决于温度）

       （2）即使有部分灰沉降，但沉降在灰管底部灰量不足以产生堵塞。

       影响飞灰沉降的因素 ：

       管道输送流量、管道进口处干灰浓度、输灰周期、管道长度、管道直径

       提高输送速度是有效防止因灰径增大而产生堵管的措施之一。堵管故障时，应提高输送压力，以增大其输送速度。另外，由于省煤器及电除尘器不同电场干灰粒径是不同的，因而其输送速度也应有所不同．但目前几乎所有气力输灰设备对所有电场干灰的输送速度都设计相同．且一般是根据一电场干灰粒径设计，增加了对灰管磨损又使能耗增加。

当灰径增大时，如果输送速度不变(相应输送周期不变)，降低管道进口处飞灰浓度即灰气比是防止堵管的有效措施。当堵管送

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时，运行人员一般将落料时间降低进行输送。此时相应的输送灰气比也降低，从而避免了堵管。

       目前在气力输灰系统中，对一些输送距离较远系统，通常都增设助吹系统。助吹系统就是在输送管道上每隔一定距离设置一个助吹装置，当输管道内压力升高(即是有堵管倾向)到一定值时，吹扫装置自动开启，通入压缩空气以增加输送动力，避免堵塞。但增设助吹系统后，耗气量以及对管道的磨损将相应增加。

       减少输送周期的输灰量，通过将仓泵输送灰量减少而实现。一个输送周期输灰量的减少，减少了一个周期内沉积在管道内的干灰量，从而避免因沉积下灰量过多而造成的堵管。但这样的输送方式进料阀、出料阀、进气阀等启停非常频繁，其弯头磨损比较严重，如果部件阀门质不高，反而影响系统的运行可靠性。

A=V3*P*Φ*Q/K

式中A——磨损量：

V——灰的运动速度：

P——仓泵内压力：

Φ——灰粒径；

Q——灰的密度；

K——燃用煤的可磨性系数。

       磨损量与灰粒运动速度的3次方、与仓泵内压力、灰的粒径和炉内的物料浓度成正比，而与煤的可磨性系数成反比关系。

       （1）输送气流影响：输送时气流速度对管壁磨损的影响最大，在我们日常工作中合理选择气流速度是保证系统正常工作的关键。　　

        （2）撞击角的影响：撞击主要发生

在弯道处，由于突然改变气流方向，物料会直接撞击管壁，造成磨损。

       (3)根据磨损产生的原因，需要增大输送管线弯管的曲率半径，从而避免物料与管道产生过多的磨损，减小磨损程度。

六、结论与建议

       (1)气力输灰堵管根本原因就是输送速度低，而影响输送速度的因素包括外因和内因。外因就是一些人为的影响因素，如空压机流量不足、输送管道和阀门漏气(造成流量、压力不足)、灰库背压过高等。内因则是输送物料的粒径、密度。其中物料粒径增加是产生堵管主要的内因之一。

       (2)通过加强对气力输送设备的管理和维护，以保证输送在设计的输送速度下运行是避免输送管道堵管最为有效措施之一。

       (3)避免因干灰粒径增大而造成堵管的方法，一是增大输送速度，二是减少输送灰气比。其中减少灰气比是目前最为常用的防堵方法。

        (4)日常运行中应充分考虑干灰粒径分布和大粒径干灰所占比例。对不同电场的干灰应采用不同的输送速度，同时避免稀相输灰。这一方面可减少能耗，另一方面也可减少干灰对管道的磨损。

       (5)弯头磨损取决与灰的粒径，输灰频率，灰气比，与材质也有一定关系。其频繁损坏与，管道较长，管径较细及弯头较多有关。

       (1) 弯管部分应选用坚固耐磨材料制造，或者填充耐磨材料。利用金属陶瓷复合材料制造弯头可以有效地减少弯头的磨损，经工业运行证实：其耐磨寿命是淬火钢的十倍甚至几十倍，而且内表面光滑，运行阻力小。

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       (2) 将磨损显著的弯头外侧附加易更换的衬板，或者把弯头易磨损的部位加厚。并在弯头两端焊接法兰盘，方便随时更换。

       (3) 拆除原省煤器灰斗下部输灰系统中输灰管道、三通、弯头等附件，拆除原去灰库输灰管道；加装输送管道，省煤器灰管通往渣仓；改造后正常运行为向渣仓输送物料方式，与原有输送至灰库输送管道走向相反，将原有输送弯头调向，以减少管道弯头的个数为3到4个，减少输灰管道300米，降低输灰阻力及对输灰管道的运行磨损；省煤器与电除尘一电场Ａ、Ｂ侧分开输送管道；·

       (4) 对原有省煤器输送仓泵扩容，仓泵底部加装流化气，加粗输送管线，加装套管及补气。对仓泵出力在现有基础上提高,增加仓泵气化装置或改善仓泵输送系统,满足在不堵管的情况下仓泵的最大出力运行。

       (5) 通过日常对不同电场输送速度的观察，调整输送压力，使其符合实际输灰时灰气比，减少过大时产生的额外磨损与压缩空气损失，及过小时可能发生的堵管风险。应使其压力随着电场不同而变化。

       (6) 初始憋压、输送气气动门开度可调节、开助吹压力可调等，在煤质变化或电场未投等情况下，通过调整运行参数，确保系统稳定输送。由于输送压力降低导致如阀门及管道的磨损、密封圈的损坏等维护工作大大减少，同时也在一定程度上减少了压缩空气的消耗。

       (7) 我厂冬季天气寒冷，应保证除尘间室内气温及各穿墙管道及电缆与墙体的密封。如加装汽暖，一些暴露在外界的管道加装保温。

       (8) 电除器灰斗加装连续料位计，可直接观测灰斗料位，运行时可根据灰斗料位变化实时调整输灰频率，输灰压力，落料

时间。

       (9) 省煤器输灰系统运行过程中，根据灰斗料位调整落料时间，输灰频率，我厂2号机省煤器输灰系统灰量较小，其输灰频率不应与1号机相同。

       (10) 改变省煤器输灰系统运行方式，在仓泵加装料位计，使其落料摆动阀保持常开状态，灰斗与仓泵连成一个整体，即任一仓泵满灰时摆动阀关闭，开始输灰。提高输灰效率，降低能耗，减少因频繁开启，灰斗料位较低，改变实质为稀相输灰实际情况。

       (11) 鉴于多次临修电除尘内部检查发现壳体靠近室外侧壁上结露严重，由于温度较低，部分冰灰混合物造成下次启动初期的隐患。可将其暴露室外24个人孔门加装保温，同时检查壳体焊口有无开焊情况。

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浅析磁性开关在除灰落料阀应用中的优越性

维护部 王昊

       由图1可以看出气限开关系统由、2位5通磁性阀、快速泄放阀、气限位开关阀、执行器（气缸）、压力开关、落料阀、密封圈，一些气源管道组成。2位5通磁性阀作用：实现气源通断用来控制执行器的开关；快速泄放阀其实也是一个单向阀，当气缸打开时

摘要：传统的除灰系统都是将灰斗收集到的粉灰利用正压浓相输送的原理，将散灰输送到灰库，再利用汽车将散灰拉走再次使用，这个系统中最重要的部件就是落料阀和气缸，传统做法是利用气限位开关结合压力开关来检测落料阀的开、关位置；并进行信号远传，而利用气限位开关检测落料阀开关位置，气限位开关的故障率特别高，另外密封圈的破损率也特别高，为了解决传统系统存在的缺点，本文提出一种利用旋转切换阀结合磁性开关来检测落料阀开关位置的系统，并且详细阐述磁性开关在除灰落料阀应用中的优越性。

关键词：气限开关；压力开关；磁性开关；气缸；旋转切换阀；

       传统的除灰系统都是将灰斗收集到的粉灰利用正压浓相输送的原理，将散灰输送到灰库，再利用汽车将散灰拉走再次使用，这个系统中最重要的一个部件就是落料阀和气缸，传统做法是利用气限位开关结合压力开关来检测落料阀的开、关位置；并进行信号远传，而利用气限位开关检测落料阀开关位置，气限位开关的故障率特别高，另外密封圈的破损率也特别高，为了解决传统系统存在的缺点，本文提出一种利用旋转切换阀结合磁性开关来检测落料阀开关位置的系统，并且详细阐述磁性开关在除灰落料阀应用中的优越性。

       原有气限开关系统落料阀是使用充气密封圈实现密封的，如图1：当执行器关闭动作时，后部气缸充气，达到关闭位置时触动气限位开关使压缩空气通过，密封圈充气，同时使压力开关动作，送出落料阀关闭信号。

图1 气限开关密封系统

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图2 磁性限位开关系统

排出气缸无杆腔中多余的压缩空气，气限位开关作用：一方面用来通断密封圈充气。另一方面用来驱动压力开关动作与否，实现落料阀位置反馈；压力开关作用：实现气—电信信号转换；落料阀作用：实现物料的通断功能；密封圈：密封落料阀防止漏灰漏气造成输灰不畅。

       气限位开关故障率高维护成本高，一台炉40个仓泵一个仓泵两个气限开关，我厂2台炉就是160个，集合日常维护经验：当负荷在满负荷时，由于灰量大输送周期短落料时间也短，这时候气限位开关的动作频率增高，此时气限位开关的故障率陡然上升。密封圈一个仓泵；一大一小共两个，大的落料阀的;小的平衡阀的，密封圈常常因为密封压力不足或是压力开关故障而造成破损；密封圈检修工艺复杂，因为密封圈密封是落料阀和仓泵进行软连接的中间设备，那么检修的时候必须拆除落料阀才可以更换密封圈，所以导致检修工艺繁琐。由于密封圈更换时间长，必然造成输灰系统长时间退备。综上述不论是从设备可靠性角度还是从人员维护角度讲，气限位开关系统都不是很理想的控制系统。

       为了解决第三节中提到的气限位开关系统的不足，本文提出采用磁性开关系统结合旋转切换阀的方式来实现物料的通断；磁性开关系统的旋转切换阀是依靠气缸来推动的，如图2，当气缸关闭时，无杆腔内部充气旋转切换阀关闭，此时磁性限位开关关信号动作。关反馈送回DCS控制系统，当气缸有杆腔充气时，气缸活塞向右运动，气缸尾部通过快速泄放阀将多余压缩空气排出，同时活塞运动致打开位置磁性开关处；由磁性开关送出开信号，此时开反馈送DCS控制系统。

磁性开关系统由2位5通磁性阀、快速泄放阀、旋转切换阀、执行器、磁性位开关、一些气源管道等附属部件组成。2位5通磁性阀、快速泄放阀、执行器、的作用于气限位开关系统一样，执行器稍微和气限位开关系统有所区别，磁性位开关系统中的执行器是带有

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机械位置反馈的用来配套磁性限位开关使用的。磁性位开关作用：当有磁性物质靠近玻璃管时，在磁场磁力线的作用下，管内的两个簧片被磁化而互相吸引接触，簧片就会吸合在一起，使结点所接的电路连通。外磁力消失后，两个簧片由于本身的弹性而分开，线路也就断开了。旋转切换阀作用：通断物料。

       1、 磁性位开关制造材料广泛工艺简单价钱便宜一般也就30元一只，维护成本低，一般PP、PVDF材质可适用于强酸碱场所；SUS 304/316金属材质适用于高温高压桶槽。

       2、 布线接线规格最齐全，线路简单信号可靠。

       3、 接点容量广有50W/250VAC SPST或 30W/200VDC SPDT。

       4、 可做多点控制、安装容易、节省成本。

       5、 由于旋转切换阀不需要密封圈因此整个系统的运行效率高，退备时间短。

       6、 磁性开关更换方便，维护人员配置少，劳动强度低。

       7、 由于不需要压力开关进行气-电信号转换，因此整个系统的响应时间短，反馈信号灵敏准确，操作精度高。

       磁性开关在很多场合有它的优越性，在切换阀高频率动作中，磁性开关体现出了动作灵敏、信号可靠、故障率低等特性，获得了很好的经济效益和社会效益。例如采用密封圈气限位开关系统在密封圈故障时，最少也得两小时才能更换完毕密封圈，最少20分钟更换完气限位开关，并且由于数量大，备件储存量也大；气限开关一个最少1200元，2台炉共160个，按10％的故障率备备件的话，最少也花费得19200元，加上人工维护成本总共下来最少也得20000元；这还不包括密封圈的维护成本；而如果采用磁性开关的话不仅可以节约密封圈的成本，由于磁性开关价钱便宜，一个30元就按160个全量备备件就是4800元还不到5000元，加上人工也就是5500万元。

       显而易见磁性开关系统的经济性非常可观，另外由于磁性开关故障率低，更换频次低因此整个除灰系统可靠性特别高，运维人员的劳动强度较之前减半，目前这套系统已在锡林浩特电厂省煤器输灰系统中运行一年之久，现在运行状态非常良好，值得推广。

       [1]周晓君，李诗久，《气力输送理论与应用》

       [2]百度文库，《磁性开关动作原理及装置》

作者简介：

       王昊，(1995-)，男，助理工程师 ，内蒙古大唐锡林浩特发电有限责任公司维护部。

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探讨LEADLAG功能块

在我厂协调控制系统中的应用

维护部 彭铭戬

摘要：我厂DCS控制系统采用OVATION系统，leadlag功能块是ovation系统中非线性超前/滞后函数的功能块，因此功能块的输出为旧输出、旧输入、新输入、增益、超前和滞后时间常数的函数。因其自身良好的滤波特性，在我厂的负荷控制、压力、风量、燃料等自动控制回路均有应用，尤其是在PID自动控制回路中，针对一些扰动大，突升突降，稳定性不高的被测量参数，可以克服被测量参数的波动，使其输出值为平滑变动的数值，避免了自动控制系统的振荡，是自动控制系统的稳定性的一提高。应用在协调控制系统回路中，可以使机组尽快响应调度的负荷指令变化，保持主蒸汽压力和机炉主控中各参数在稳定范围内，保持机组的稳定和经济安全运行。

关键词：DCS;协调控制系统；LEADLAG

       鉴于Leadlag功能块在我厂自动控制逻辑中的广泛应用，特在此对leadlag的算法参数进行介绍。Leadlag功能块的输出分为以下动态和稳态两种情况:

       动态情况是指功能块输入值变化剧烈，在较大的区间内波动，其输出值计算方程如下：

       OUT = (K1 X IN1) + (K2 X OLDIN1) + (K3 X OLDOUT)；

       其中：

       OLDOUT = 前一输出

       IN1 = 模拟量输入变量

       OLDIN1 = 前一输入

       K1 = GAIN x (H + 2x LEAD)/H + 2x LAG)

       K2 = GAIN x (H + 2x LEAD)/H + 2x LAG)

       K3 = (2X LAG - H)/(2x LAG + H)

       H = 采样时间（回路时间）；lead值和lag值为手动输入值

       稳态情况下则是输入数值变化不大，波动在较小范围时输出公式如下

       OUT = IN x GAIN；

       根据计算方程公式可以进行推算，若认为采样时间和增益值为1，则在纯超前环节时，K1 = (1 + 2x LEAD) ；K2 = 1-（2x LEAD)；K3=-1；因此当LEAD值越大时，输入对输出的影响越大，以此实现超前调节，当在纯滞后环节时，K1 = 1/ (1 +2x LAG) ；K2 = 1/（1+2x LEAD)；K3=(2*LAG-1)/(2*LAG+1);当lag值越大时，输入对输出的作用越小，以此实现对输出的滤波滞后功能。

       由于如今风电，光伏发电等等新能源机组的增加，电力总量中新能源发电的占比越来

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越高，因此火电机组参与到电网的辅助调频，而随着电网出台的<<两个细则>>考核要求越来越严格，火电机组的负荷指令变化也越来越频繁，且波动幅度较大，而主蒸汽压力的设定值又有惯性大，迟滞性大等特点，而且主蒸汽压力的变化往往迟滞于负荷的变化，在负荷的快速变化下，主蒸汽压力控制回路的调节方向甚至会与负荷的调节方向相反，我厂自动控制回路中主蒸汽压力设定值作为协调控制中锅炉主控及汽机主控控制回路重要的设定参数 ，如若主汽压力设定值波动过大，对机组性能都会造成大幅干扰，不利于机组的安全稳定运行。

       我厂主蒸汽压力控制回路如下图所示：

图1-1 主蒸汽压力设定回路

图1-2主蒸汽压力设定值经LEADLAG功能块前后参数对比

       在我厂主蒸汽压力设定控制回路中，在AGC模式投入下AGC功率调节指令或经运行人员手动输入的指令，依次经空冷快速降负荷判断（若空冷甩负荷触发1则负荷指令变为450MW）、CCS是否退出判断（若CCS模式则跟踪实际负荷指令）、升降速率限制，最终输出单元机组负荷指令，机组负荷指令再经机组RB动作判断（若RB触发，则输出为RB发生时负荷目标值），经机组负荷对应压力的函数计算后，经变化速率限制,经3个LEADLAG块（在CCS投入模式下LAGTIME为15，否则为0），从而计算出主蒸汽压力设定值。

       在该控制回路中3个串联LEADLAG功能块可以避免当负荷指令大幅度、快速发生变化时，主蒸汽压力设定值随之发生大幅摆动突变现行，由于LEADLAG功能块的函数特性，使主蒸汽压力设定值的输出为平滑变动的曲线，也避免了因一次调频或AGC动作引起的主蒸汽压力设定值频繁摆与负荷控制回路动作方向相反，在此列举主蒸汽压力设定值经LEADLAG功能块前后曲线如下：

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       由图中列举部分曲线可分析得知，在T1时刻，主蒸汽压力设定值初始值增加，并稳定在一固定值一段时间后下降，在此期间，主蒸汽压力设定值变化相对较大，主蒸汽压力设定值的变化将引起锅炉主控输出，使风量，燃料，给水发生相应变化，然而由于锅炉侧控制对象本身的大惯性，大迟滞性，机组负荷响应速率及出力稳定性均大大降低，而经LEADLAG功能块计算输出后，使主蒸汽压力设定值呈平滑曲线增长趋势，并实现主蒸汽压力设定值由增长到降低的平滑过渡，大大减小了主蒸汽压力设定值的大幅波动。

       在T2时刻，主蒸汽压力设定值快速下降又急速上升，在此时间段内，及易引起锅炉主控输出的摆动，又因锅炉测控制对象的大迟滞性，大惯性，及易引起主蒸汽压力控制回路与负荷指令控制回路的动作方向相反，而在经LEADLAG功能块计算输出后，主蒸汽压力设定值并未降至原有设定值最低值，避免了主蒸汽压力设定值的大幅摆动，克服了主蒸汽压力设定值在突降转突升时锅炉主控回路的不稳定性，保持起主蒸汽压力控制回路与负荷指令控制回路的动作方向的一致性，快速响应机组负荷指令。

       锅炉发热量的改变具有较大的惯性和迟滞，通过加入锅炉负荷指令前馈，可以更合理的利用锅炉蓄热。而且锅炉主控中的前馈信号可以有效的提高机组协调控制系统的负荷响应能力，当负荷发生大幅度的摆动时，锅炉主控前馈信号可以迅速响应，让锅炉主控所控制的燃料，风量，给水子控制回路迅速响应，弥补PID控制回路的不足，减少锅炉侧设备对负荷响应的滞后性。我厂锅炉主控前馈控制回路如下图所示：

  图2-1 锅炉主控前馈控制回路

       我厂锅炉主控前馈由四部分组成：锅炉负荷微分前馈、锅炉压力微分前馈、锅炉压力偏差微分前馈、锅炉静态前馈组成。其中锅炉静态前馈可以根据机组负荷指令快速进行响应，经负荷指-数运算后输出作为锅炉主控的主要输出参数，锅炉负荷微分前馈则根据机组负荷指令与其经LEADLAG后的输出差值作为系数，最终将负荷微分前馈作为锅炉主控的输出。锅炉压力微分前馈根据机组主蒸汽压力设定值与其经LEADLAG后的输出差值作为系数，最终将负荷微分前馈作为锅炉主控的输出修正，锅炉压力偏差微分前馈则为主蒸汽

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压力偏差与其经LEADLAG后的输出差值作为系数，最终将主蒸汽压力偏差前馈作为锅炉主控的输出修正。

       以下列举锅炉负荷静态前馈控制回路和主蒸汽压力偏差微分前馈控制回路经LEADLAG功能块后的历史曲线：

2-2锅炉负荷静态前馈控制回路历史曲线

2-3主蒸汽压力偏差微分前馈历史曲线

       在锅炉负荷静态前馈控制回路曲线中T1，T2，T3时刻，主蒸汽压力偏差微分前馈控制回路曲线T1,T2时刻，当机组负荷指令发生变化时，在均出现负荷增加和减少的拐点，经LEADLAG功能运算后输出值均未变化至负荷指令的顶点和低点，实现了当负荷指令变向时，实现负荷静态前馈的快速响应，避免了由于惯性导致的锅炉静态前馈控制回路超调，最终准确快速的对锅炉主控的输出进行修正。强化了锅炉主控的负荷前馈作用，缩短负荷响应的滞后时间，提高负荷响应速率，极大限度的提升了机组的调节性能。

   一次调频是电网的静态补偿，其特点是通过电网中各机组调速系统的静态特性，利用机组的蓄能承受电网负荷的变化，最终使电网频率形成一个稳态频率偏差。当电网的频率偏离额定值时，电网中机组的控制系统就会自动的控制机组有功功率的增减，是电网频率维持稳定。当电网频率升高时，机组利用蓄热快速的使负荷下降，当电网频率降低时，使机组负荷快速

增加。而CCS（协调控制系统）中的一次调频回路在一次调频动作后，通过实际频率与标准频率的偏差计算出一次调频动作负荷值，最终作用于机组负荷设定值，确保与DEH控制回路的动作方向相同，防止DEH的调节作用被拉回，最终可以稳定负荷至所需要的值。

       以下为我厂一次调频CCS补偿控制回路图：

3-1一次调频CCS补偿控制回路

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       在该控制回路中，实时转速值与转速设定值的偏差经相应函数运算计算出一次调频动作所需调整负荷量，一次调频的动作分为两种情况，当汽轮机实际转速低于2998.2时，实时转速值与转速设定值的实时偏差值会与经LEADLAG后的输出值取最小值，当汽轮机实际转速低于3001.8时，实时转速值与转速设定值的实时偏差值会与经LEADLAG后的输出值取最大值，通过此种设置，可以在一次调频触发时加强一次调频负荷的输出。例如当转速降至2997转时，一次调频逻辑触发，一次调频负荷值上升，实时转速随之上升，而经LEADLAG功能块输出后的值会相对变化缓慢，输出值低于实时转速差值，经取小功能块判断后，LEADLAG功能块输出后的值最终传送至转速偏差函数计算块，使一次调频动作负荷的时间加长，调节作用加长，实际应用曲线如下图所示。

3-2 一次调频转速偏差响应曲线

4 结束语

       本文探讨列举了LEADG功能块在我厂协调控制系统中的几个应用，在我厂的协调控制系统中的主蒸汽压力设定回路 ，锅炉主控前馈回路，一次调频补偿回路均起到了重要作用，对于保持机组稳定性，提高机组出力致为关键，合理的利用LEADLAG功能块可以凭借其良好的滤波特性使协调控制系统动作更加的迅速，准确。

       [1] 朱北恒.火电厂热工的自动化系统试验.北京:中国电力出版社,2003.

       [2] 侯子良．中国火电厂自动化发展趋势及对策[J]．中国电力．1999.32(10)

       [3] 樊泉桂.火电厂锅炉设备分析[J]中国电力出版社.2001

       彭铭戬（1994-），男，高级工，内蒙古大唐锡林浩特发电有限责任公司维护部。

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发电厂中油在线监测系统的使用与维护

设备部 范炜

摘要：主变压器是发电厂中最重要的电气设备，是电厂与电网连接的核心部件。由于主变压器容量较大，故多采用油浸式。变压器使用性能的好坏，会直接关系到变压器本身，甚至是整个发电厂的安全稳定运行。因此保障主变压器就是运行维护工作的一项重要任务。变压器油的气相色谱分析则是判断变压器运行工况及故障分析一种重要手段。

关键词：火电厂 油变压器 色谱 在线监测安全、稳定、可靠运行

前言：发电厂通常采用离线测量的方法，定期或不定期的从运行的变压器中采集油样运用离线色谱分析仪进行色谱检测，以此来判断变压器的运行工况，或者分析运行中潜在的故障。这种方法虽然能够通过油样获取到各组份故障特征气体的含量，但是受到检测周期的限制很难及时发现变压器内部潜伏性的故障，难以及时预警，可能会造成变压器故障扩大，甚至变压器的损坏。变压器色谱在线监测装置，可以实时有效地监测变压器的运行工况，保障变压器安全、稳定、可靠的运行。

       运行中的电力设备一般只能按周期停电进行预试检查，而且变压器等密封设备根本看不到内部情况。变压器气相色谱分析可以很好的补充这一缺陷，而且经过对变压器油中溶解气体的分析和计算，可以准确的诊断变压器的运行工况或内部存在的故障。

       传统人工取油样化验分析的离线测量法，虽然分析结果准确度很高，但分析周期比较长，难以及时做出预警，且离线分析的脱气和测量比较复杂对工作人员要求较高。与之相比较，使用色谱在线监测不仅能够有效提高运行人员对于变压器运行状况的监督而且同时减轻了化验人员频繁取样化验的负担。变压器色谱在线监测系统可以定量、自动、快速的在线监测油浸式变压器油中溶解故障气体的含量及其增长率，并通过故障诊断专家系统预报设备故障隐患信息，避免设备事故,减少重大损失，提高设备运行可靠性。为电力系统的状态检修制度的实行提供有力保障。

于此同时对于在线监测的准确性、稳定性、可靠性就有了更高的要求，其直接关系到变压器安全、稳定、长周期、高效率运行。

        变压器油是由天然石油经过蒸馏、精炼而获得的一种矿物油。它是由各种碳氢化合物所组成的混合物，其中碳、氢两元素占全部重量的95%～99%。主要的碳氢化合物有环烷烃(50%以上)、烷烃(10%～40%)和芳香烃(5%～15%)组成。油变压器在正常运行过程中受到热、电和机械方面力的作用下逐渐老化，产生某些可燃性气体。同时变压器油在运行中受到温度、电场、氧气及水分和铜、铁等材料的催化作用会形成某些氧化物及其油泥、氢、低分子烃类气体和固体X蜡等，这就是绝

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缘油的劣化作用。正常的老化和劣化情况下，变压器油中仅能产生少量的气体，通常它们的含量在临界值之下，当变压器存在潜伏性故障时，其气体产生量和气体产生速率将逐渐明显，气相色谱方法获得油中溶解的特征气体浓度后，就可以对变压器的故障情况进行分析。

       气相色谱分析的特征气体主要有氢气（H2）、一氧化碳（CO）、甲烷（CH4）、乙烯（C2H4）、乙炔（C2H2）、乙烷（C2H6）、二氧化碳（CO2）、水（H2O）。在对所做油样的品质进行判定时，还要对总烃含量做判断。总烃即甲烷、乙烷、乙烯、乙炔四种烃类气体的总和。那么，我们要大概清楚在什么情况下会分解出什么气体。    

       运行中的变压器油在进行气相色谱分析的时候一般会检测出特征气体和总烃。那么这些气体又是从哪里来的呢？首先，绝缘油是由许多不同分子量的碳氢化合物分子组成的混合物，分子中含有CH3*、CH2*和CH*等化学基团，并由C-C键、C-H键合在一起。在电或热的作用下可以使某些C-H键和C-C键断裂，伴随生成少量活泼的氢原子和不稳定的碳氢化合物的自由基，它们通过复杂的化学反应迅速重新化合，重新形成氢气和低分子烃类气体。不同的键断裂需要不同的能量，在低能量故障时，如局部放电，C-H键(338kJ/mol)断裂生成氢气。通过离子反应促使最弱的C-H键断裂，主要重新化合成H2而积累。对C-C键的断裂需要较高的温度，然后逊色以C-C键、C=C键和C三C键的形式重新化合成烃类气体，依次需要越来越高的温度和越来越多的能量。乙炔仅在接近1000℃的时候才产生，满足这种条件的只有高温过热和放电；甲烷在低温下产生较多，主要是在低温过热和局部放电，随着温度的升高气体的产生速率反而下降了；乙烷始终未能成为主要的气体成份；乙烯在低温下产生很少，但随着温度升高到中高温过热时气体产生速率大大提高了。 其次，固体绝缘材料的分解也会产生部分特征气体。纸、层压板或木块等固体绝缘材料分子内含有大量的无水右旋糖环和弱的C-O键，它的热稳定性比油中的碳氢键要软，并能在较低的温度下重新化合。在生成水的同时生成大量的CO和CO2及少量的烃类气体，同时油被氧化。

三、气相色谱在线监测分析油样的取样方法 

       变压器油色谱在线监测系统由现场监测单元（色谱状态数据采集器）和主站单元主变油

色谱状态监测屏柜（数据处理服务器）及主站端设备（状态监测与预警软件）组成。现场监测单元即色谱数据采集器由油样采集单元、油气分离单元、气体检测单元、数据采集单元、现场控制处理单元、通讯控制单元及辅助单元组成。其中辅助单元包括置于色谱数据采集器内的载气，变压器接口法兰、油管及通信电缆等。

       其组成示意图如下图所示：

图3.1：变压器油色谱在线监测系统组成示意图

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       色谱分析是一种物理分离方法，它是利用混合物中各物质在两相间分配系数的差别，当含有各种混合物的溶质在两相间做相对移动时，各物质在两相间进行多次分配，从而使各组分得到分离的方法。

       分离原理：当混合物A和B在两相间做相对运动时，样品各组分在两相间进行反复多次的分配，由于不同物质的分配系数不一样，所以不同物质在色谱柱中的运动速度就不同，滞留时间也就不一样。分配系数小的组分会较快的流出色谱柱；分配系数愈大的组分就愈易滞留在固定相间，流过色谱柱的速度也就较慢。这样，当流经一定柱长后，样品中各组分得到了分离。当分离后的各个组分流出色谱柱再进入检测器时，记录仪或色谱数据工作站就描绘出各组分的色谱峰。

       变压器油色谱在线监测系统工作时，将变压器油采集到油样采集单元中，通过油泵进行油样循环，经调节和稳定到所需要的流量与压力后，采用中空纤维萃取式油气分离技术；油气分离单元快速分离油中溶解气体至气室，内置的微型气体采样泵把分离出来的气样输送到六通阀的定量管内并自动进样；在载气推动下，样气经过色谱柱分离，顺序进入气体检测器；数据采集单元完成A/D 数据的转换和采集，嵌入式处理单元对采集到的数据进行存储、计算和分析，描绘出各组分的色谱峰，从而计算出各种气体组分的含量并通过RS485/100M 以太网接口将数据上传至数据处理服务器（安装在主控室），最后由状态监测与预警软件进行数据处理和故障分析。如下图所示。

图3.2：系统原理示意图

       气相色谱分析的取样部位应注意，所取油样应能代表油箱本体的油。在线监测与智能诊断系统从变压器中取油、对油进行分析，然后把油送回到变压器中。取油口和回油口的选择对于油中溶解气体的精确分析是非常重要的。选择合适的取油口及回油口通常包括以下内容：

4.1.1确定取油口和回油口的位置

       通常从变压器的中上部取油，在变压器的其他部位回油。取油口位置的油应该能够充分代表变压器中的油。不推荐采用变压器冷却管道或压力管道处的阀门作为取油口（回油口）。不推荐取油口与回油口共用阀门。如下图所示。

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4.1.2确定取油口和回油口规格参数

       需确定取油口回油口接口阀门的类型、接口法兰（螺纹）规格及主要参数，并正确估算取油回油口与色谱数据采集器安装位置的距离，以便厂方加工相应接口法兰（附带足够长度的油管）。回油口阀门如是单向阀，请特别注明。安装对接法兰及油管时应拆除其单向阀阀芯及其它任何可能阻碍油流回变压器的部件。

       选择色谱数据采集器的安装位置时，应该考虑以下方面：

       ①色谱数据采集器应该安装在不影响变压器维护和不影响其它工作的位置；色谱数据采集器前后两侧应预留1.0 米的空间，以便用于色谱数据采集器的安装与维护。其正面应面向巡检通道；

       ②色谱数据采集器安装位置应尽量接近取油口和回油口的位置。色谱数据采集器安装位置确定后应正确估算取油口、回油口与安装位置的距离；

五、气相色谱在线监测系统的优势

5.1可以定量、在线监测H2、CO、CH4、C2H4、C2H2、C2H6、CO2、H2O等七种气体组分及微水的含量的浓度及相对增长率、绝对增长速度，最小监测周期为2 小时，可自行设置；高稳定性、高精度气体检测技术，误差范围为±10%，C2H2 最低检测限可达0.5μL/L，优于离线色谱±30%的指标；其他检测低限如下表所示：

图4.1：系统连接图

表5.1： 七种组份气体及微水的测量范围和检测低限（μL/L）

5.2循环取样方式，真实地反应变压器油中溶解气体状态；油气分离安全可靠，不污染、不排放变压器油；采用专用复合色谱柱，提高气体组分的分离度；采用特制的纳米晶半导体检测器，提高烃类气体的检测灵敏度；

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5.3采用嵌入式处理器控制系统，将油气分离、数据采集、色谱分析、浓度计算、数据报警、设备状态监控等多功能集于一体，不会出现数据丢失等情况，大大提高了系统的可靠性和稳定性；系统结构紧凑，安装维护简便，操作人性化；

5.4成熟可靠的通信方式，采用标准网络协议，支持远程数据传输；数据采集可靠性高，采用过采样技术Δ－Σ模数转换器，24 位分辨率，改变增益后量程与零点自动校准； 功能接口电路采用光耦隔离设计，进一步提高系统抗干扰性能；

六、气相色谱在线监测系统运行维护注意事项

       发现异常情况，如数据有明显增长或与之前数据有较大波动、系统报警等，以及变压器满载、过载运行时应相对缩短监测周期；在变压器经受大电流或过电压冲击之后应缩短监测周期，待监测数据恢复正常之后再转为正常监测。

       数据采集器面板上有数个绿色指示灯，分别为各运行状态下的指示灯，代表数据采集器处于不同的运行状态；数据采集器面板上一个“ALM”灯为设备运行告警指示灯，该灯亮时为红色指示，表示数据采集器处于告警状态。具体的告警内容可以从数据处理服务器中得知，现场处理需将采集器手动复位，若复位后不能解除报警状态，届时请通知相关负责人员或厂家技术人员作指导；：数据采集器内柱前压力指示表只有在采集数据时(根据采样方式与时间），才会有压力指示，正常压力指示在0.1MPa；

       运行维护人员在巡检时注意观查气瓶上减压阀压力表的变化，正常情况下减压阀低压侧输出压力应为0.4～0.45Mpa，非相关人员禁止擅自更改低压侧输出压力。高压侧压力指示的是当前气瓶内压力，此压力如果逐渐慢慢的下降到2～3MPa 时请与相关负责人联系；如气瓶内压力突然下降的很快则有可能是某处漏气，也请及时通知相关负责人员；如气瓶内压力表指示低于1Mpa，请关闭数据采集器电源，通知相关负责人员更换载气；玻璃干燥管内蓝色颗粒超过2/3 变为米白色时需更换干燥管，不锈钢干燥管由相关人员巡检设备时检查。

       运行人员在巡检时如发现系统的两根油管严重漏油或油管等处破裂,请及时关闭在变压器上两个阀门并切断数据采集器电源，通知相关负责人员。载气回路有任何操作后都需要进行检漏以防止载气回路漏气；载气回路检漏发现有渗漏时，可适当用检漏液判断渗漏位置，找出渗漏点后及时擦干残留的检漏液。

       在线监测系统投运后，该系统在变压器上的进出油口阀门必须是打开状态，不能关闭，因为设备在进行数据采集时内部安装的油泵会运行，如果进出口法兰关闭会使油泵工作电流增大而烧毁。如果因为某些原因要关闭进出油口阀门，必须先切断数据采集器电源；

       电力变压器油中特征气体的出现是变压器运行中的一个普遍存在的问题，变压器色谱在线监测作为一项有效措施,由于它检测周期短,而且灵敏度高,不受环境的影响,可定期对运行中的变压器进行监测。成为发现变压器的内部潜伏性隐患、预防事故发生的有效途径,使设备的潜伏性故障得到及时消除,有效避免重大设备事故,确保变压器与电力系统的安全稳定运行，对发电厂的安全经济运行具有重要的意义。

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基于SIS系统的网络架构优化

维护部 吴浩南

       主干网的通讯速度不低于1000Mbps，主干网到下层控制系统的连接通讯速度不低于100Mbps。主干网和室外网络的通讯介质采用光纤通讯。网络通讯协议采用工业标准的TCP/IP协议。与生产过程控制系统和外部网络相连接时，要求装设物理隔离设备。与生产过程控制系统和外部网络相连接时，要求装设物理隔离设备。

网络不存在瓶颈问题，要通过合理的结构划分和设备配置，保障网络安全并实现网络的均衡负载；交换设备的端口有一定的余量，以满足一定的冗余设计要求。对于敏感环节进行冗余链路连接，保证SIS的安全性和可靠性。

       1号机DCS系统、2号机DCS系统、辅控系统、脱硫系统、电除尘系统、ECMS系统、NCS系统、关口电量系统、炉管泄露系统均通过其工控机将点信息通过相应的通讯协议传输到对应的接口机，再通过单向隔离装置送到事实数据库服务器，保证黑客或病毒不能从过程控制级即网络安全一区进入SIS系统核心。

       网络一区需要连接的系统如下：

2.1.1 1号机组分散控制系统(DCS)：（100M多模光纤连接到SIS机柜光电转换器，通过超5类双绞线连接到接口机、单向物理隔离设备）。

2.1.2 2号机组分散控制系统(DCS)：（100M多模光纤连接到SIS机柜光电转换器，通过超5类双绞线连接到接口机、单向物理隔离设备）。

2.1.3 全厂辅助车间监控网(DCS)：（100M多模光纤连接到SIS机柜光电转换器，通过超5类双绞线连接到接口机、单向物理隔离设

摘要：近年来，随着网络安全形势日益严峻，尤其是国有发电企业的网络安全重要性显的尤为突出，通过SIS系统(厂级监控系统)，可对整个生产过程进行监控分析，对发电企业长期稳定安全运行起到重要作用，SIS系统的网络架构是整个系统的基础，直接影响到系统的稳定性，系统拓展能力，服务器的性能发挥，网络数据传输迟延等方面。本文介绍SIS系统的网络架构优化前后对比，对系统性能的提升进行分析。

关键词：发电企业；SIS系统；网络架构

       本系统是一个面向全厂的厂级监控信息系统，向下与DCS、辅控网、脱硫系统、NCS、ECMS等过程自动化系统相连，向上与MIS系统相连。SIS的功能分两个阶段实施，第一阶段是基础模块，SIS系统应提供日常生产需要的基础模块，包括数据采集、实时数据处理与管理，机组生产过程监视和管理、趋势图、数据一览、参数超限统计、机组性能计算和分析、综合报表、数据回放，趋势分析，运行绩效考核等，并向厂级管理信息系统（MIS）提供过程数据和计算、分析结果以满足电厂对于生产过程的管理要求等。第二阶段是机组稳定运行一年以后，SIS系统能够实现扩展功能，根据自身的需要有选择地选择扩展模块，如设备故障诊断、负荷分配（电网已明确负荷调度方式）、设备寿命管理、控制系统优化等。SIS系统采用千兆以太网作为信息传递和数据传输的载体，并提供相应的网络设备、接口设备、数据库服务器、应用功能站、网络管理站、计算机终端设备和过程管理软件包等来构成完整统一的系统，完成全厂主辅生产过程的统一监视、管理。SIS硬件应安全、可靠、先进。SIS系统应易于组态、易于使用、易于扩展。

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备）。

2.1.4 NCS控制系统：（100M多模光纤连接到SIS机柜光电转换器，通过超5类双绞线连接到接口机、单向物理隔离设备）。

2.1.5 电气厂用电管理系统（ECMS）（100M多模光纤连接到SIS机柜光电转换器，通过超5类双绞线连接到接口机、单向物理隔离设备）。

2.1.6关口电量采集系统（100M多模光纤连接到SIS机柜光电转换器，通过超5类双绞线连接到接口机、单向物理隔离设备）。

2.1.7 炉管泄漏检测系统（100M通讯电缆连接到SIS机柜光电转换器，通过接口机、单向物理隔离设备及电缆连接）。

2.1.8 脱硫系统（100M通讯电缆连接到SIS机柜485/232转换器，将转换器与接口机相连、接口机与单向物理隔离设备采用超5类双绞线通讯）。

1.1.9 电除尘系统（100M通讯电缆连接到SIS机柜光电转换器，通过超5类双绞线连接到接口机、单向物理隔离设备）。

2.1.10 其它（预留2个接口）。

2.2 SIS网络二区 

九大部分的数据信号经过正向隔离器送到一级交换机，实时数据库服务器收集一级交换机的网络数据，再经过正向隔离器输出到网络三区。

2.2.1实时数据库服务器

为保证系统具有高度可靠性，服务器系统（运行关键应用）选用全硬件冗余的工业标准容错服务器，服务器硬件满足以下要求：

2.2.1.1 服务器采用部件级冗余的工业标准容错服务器，实现CPU、芯片组、内存、PCI总线、SAS总线等几乎全部部件的冗余，可以保证在任何硬件损坏的情况下，服务器不间断运行。

2.2.1.2集成Gemini Engine控制芯片，可实现冗余硬件的故障切换。

2.2.1.3服务器硬盘，包括操作系统、应用软件和静态数据等均采用镜像（RAID 1）方式保护；同时服务器还具有内存动态数据

的镜像保护，保证实时数据的安全性。

2.2.1.4当出现硬件故障时，服务器具备自动故障自我检测、隔离和恢复功能。同时服务器可配置成自动报警，当服务器出现故障，能自动向管理人员报警，并可进行远程维护和管理。

2.2.1.5可集成 (SSS) [Single Server Safe] 集群软件，具有当发生故障时，通过进行系统的恢复处理，来实现高可用性。其监视功能可对硬件(NIC及磁盘监控)及软件(OS,服务/进程,用户应用程序)进行监控,配合容错服务器提高系统高可用性，确保业务在软硬件级别保持持续运转。

2.2.1.6容错产品能够在系统不中断运行的情况下，进行模块维护，并且在一切物理故障消除后，模块会自动重新同步运行，具有高达99.999%的可用性。

2.2.1.7服务器完全采用硬件容错方式，冗余部件在同一时钟周期做同样的工作，不需要使用任何软件和编写脚本程序，就能够在发生故障时进行切换，切换时间在毫秒级。

2.2.1.8服务器标配EXPRESSSCOPE Engine 3管理模块，通过服务器管理软件可轻松实现本地或远程管理、全面的实时故障管理、性能和负载监视、优化型服务器操作（通过易于使用、基于 Windows 的图形用户界面）。

2.2.1.9服务器系统有足够的数据库和应用程序的处理能力，并可根据处理信息量的增加而不断升级和扩充，服务器系统的升级和扩充只需增加硬件部件，而不应该修改系统软件，且不能影响系统的正常运行。

       SIS网络三区着重于应用层的网络硬件设备架构，主要有镜像数据库服务器、容错控制台、WEB服务器以及二级交换机。

2.3.1 镜像数据库服务器

镜像服务器位于SIS网络三区，通过单向物理隔离装置与二区进行隔离，实现对SIS区实时数据库的数据实时镜像。硬件选用全硬件冗余的工业标准容错服务器，配置采用与

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过程实时信息数据库服务器完全相同的要求，将实时数据库发出的数据作为同步镜像接受与储存，三区上层服务器全部调用来自镜像服务器的数据资料，进行处理计算后通过应用软件供客户调用。

2.3.2 容错控制台

       一旦出现某种程度的镜像数据库中数据与实时数据库中的数据存在较大偏差，或镜像服务器出现故障情况下，容错控制台会缓存一段时间的数据量并在镜像数据库服务器恢复正常后进行同步数据，容错控制台还可以进行数据包的压缩转换提高镜像服务器的读取速度，可以对错误的数据包进行驳回处理，对网络流量进行监控。

2.3.3 WEB服务器

       SIS的展示功能通过MIS网上的Web发布服务器为终端访问客户提供信息服务。 WEB服务器从镜像服务器中获取过程信息和计算结果，对客户端服务请求进行响应，为生产运行管理人员提供过程画面监视、工艺参数查询、历史趋势、考核统计、报表生成与打印、下达指令等基本操作。此外还附加了设备可靠性管理、运行排班管理、参数超限统计、机组性能计算和分析、综合报表、数据回放、小指标绩效考核等功能，使得WEB服务器的负荷率升高，网络容易出现拥塞。优化前的SIS系统网络拓扑图如下。

        优化后的SIS系统网络架构主要体现在网络三区，在二级交换机上拓展出核心交换机，将应用分析服务器、系统加固服务器、数据备份服务器连接在核心交换机上，降低了WEB服务器的计算负荷，减少了基础功能操作时给客户带来的延时，提高了附加功能模块的响应速度，各个服务器分别负责不同功能模块的计算处理。

配置数量：2台（互为冗余），中心交换机支持100MB和1000MB双绞线、1000MB光纤模块。具有1000MB交换机所要求的高性能，

高可靠性和组态灵活性，采用存储转发交换模式三层交换机。采用背板交换，有各自独立的交换引擎。采用模块化设计，可自由配置。每台核心交换机配有12个千兆光口、48个千兆电口。冗余引擎、冗余电源、冗余风扇配置。

       用以完成SIS系统所定义的机组性能计算和分析、阀门泄露管理、机组寿命分析、设备可靠性管理、参数超限统计、小指标绩效考核的过程管理功能站。功能站应根据其作用采用安全、可靠的PC服务器或PC机，它们应可作为镜像数据库服务器的客户机，从数据库中获取过程信息进行分析、计算和显示，并将计算分析结果存入数据库，供其它客户机或系统调用，亦可将分析计算结果直接发送到WEB服务器上显示出来，几乎不占用WEB服务器的CPU处理性能。

       对镜像数据库中的数据进行定期自动备

图2-1 优化前网络架构图

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份，对应用分析服务器中产生的报表等数据进行选择性备份。

3.4.1 满足国家相关规程规制有关主机加固的功能要求。

3.4.2 关键业务的操作系统提升为第四等级，达到国家电力行业在核心系统安全等级的最高要求，保证核心业务的稳定运行。

3.4.3 建立由内网核心到边界的完整防护体系，有效解决由于核心系统安全问题所引发的安全事故。

3.4.4 核心数据及核心业务的内核层防护（即使获得系统管理员权限也不能非法删改、拷贝数据、不能非法终止核心业务）。

3.4.5 安全审计，对所有用户（厂家维护人员）的操作进行记录以及取证回放，超级用户无法删除安全审计数据。

3.4.6 主机加固安全涉及还应包括：身份鉴别、安全标记、访问控制、可信路径、安全审计、剩余信息保护、入侵防范、恶意代码防范和资源控制等九个控制点。

优化后的网络架构图如图3-1所示：

图3-1 优化后的网络架构图

4 网络架构优化前后数据调用响应速度对比

       为了验证网络架构优化后SIS基础性能的提升程度，对网络架构优化前后数据的调用响应时间进行对比，首先对优化前的SIS系统进行测试。 

4.1.1 改变原有WEB服务器和镜像服务器IP地址，启用测试通道。

4.1.2 在镜像服务器安装发包工具，远方固定终端安装接包工具。

4.1.3 从镜像服务器发送固定的量的数据包，远方终端接收。

4.1.4 远方终端启动SIS系统点趋势查询工具，分别调取数据库中的一年时间段的1至8个点的趋势，并计时全部显示出来的响应时间。

4.2.1 改变原有WEB服务器、镜像服务器和应用分析服务器IP地址，启用测试通道。

4.2.2 在镜像服务器安装发包工具，应用分析服务器安装接包工具。

4.2.3 从镜像服务器发送固定的量的数据包，应用分析服务器接收。

4.2.4 远方终端启动SIS系统点趋势查询工具，分别调取数据库中的一年时间段的1至8个点的趋势，调取的点和优化前的点名一致，并计时全部显示出来的响应时间。

4.2.5优化前后试验各做10组，取时间的平均值。

       从测试结果中可以明显的看出优化前后的差别，优化后的数据调取速度明显加快。优化前后的调取响应时间随调用点个数的变化离散图如下图所示。

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       通过本次基于SIS系统的网络架构的优化，实现了SIS各部分功能在各种服务器上的均匀分配，减轻了WEB服务器的信息处理强度，提高了大数量用户同时在线浏览时服务器的处理速度不足，提升了系统的稳定性，以及调用历史数据的速度大幅提升；系统加固服务器强化了系统抗病毒及网络入侵的能力，数据备份服务器降低了运维人员备份历史数据的频次；核心交换机的架构加强了系统二次开发及扩展能力，经过对大量用户的调查反馈，用户对系统网络架构优化后的使用体验表示满意。

       [1] 李志球.计算机网络基础.4版.北京：清华大学出版社，2014.

       [2] 周昕.数据通信与网络技术.北京：清华大学出版社，2014.

       [3] 甘刚.网络设备配置与管理.北京：人民邮电出版社，2011.

       [4] 彭澎，吴震瑞.计算机网络教程.3版.北京:机械工业出版社，2008.

       [5] 王群.计算机网络安全管理.北京:人民邮电出版社，2015.

       [6] 刘永华,赵艳杰.计算机组网技术.北京:中国水利电力出版社，2008.

       [7] 中国互联网信息中心 CNNIC. tp:// www.cnnic.net.cn.

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