锡电技术专刊第五期

锡电技术专刊

攻/坚/克/难

TECHNICAL

SPECIAL 

ISSUE

2023年

第五期

目录

Contents

01

锡电公司油脂管理

浅谈差动保护的原理

继电保护装置CPU异常分析

皮带撕裂的原因及防范措施

电机绝缘测试原理及影响因素

带式输送机常见事故的预防处理

破碎站频繁停机故障分析及解决办法

电除尘高频整流变绝缘油色谱异常分析

10kV系统常见故障引起的保护动作分析

发电机负序电流产生原因、危害及运行注意事项

火力发电厂高温动力管道实际运行状态优化评估技术

660MW机组EH油系统常见的故障原因分析及处理方法

电除尘系统高频变压器分压电阻测量方法和故障原因分析

优化GIS室外设备防冻措施

冬季启停机空冷岛防冻方法

极寒地区智能化巡检机器人在空冷岛上的应用

节能降耗

02

调平脱硝喷氨降低氨逃逸

汽水取样离子交换柱树脂循环利用

基于我厂660MW锅炉焖炉时间分析

攻坚克难

03

脱硝系统稀释风风源改造

改造输煤除尘器降低粉尘

解决卸煤沟刮板机回程带料问题

卸煤沟刮板机起坡处冻粘技术改造

输煤系统5#、6#仓给煤机程序改造

高寒地区褐煤机组烟气提水的结构与应用探讨

高精度智能一次调频同源测控装置的应用简介

技术革新

04

每一个人都是会发光的小宇宙 

         

在新征程上，集团公司加快建设世界一流企业的内部条件日益成熟、外部环境十分有利，但也存在一些制约集团公司可持续发展的短板弱项。要以党的二十大精神为指引，增强机遇意识，强化战略主动，深刻认识“十四五”后三年时间窗口的重要性，深刻认识集团公司“十四五”战略谋划与建设世界一流企业的一致性，锚定“中国最好、世界一流”能源供应商愿景，在“1244”战略引领下，到2025年底，规模和效益要实现新突破，做强做优火电、水电、风电、光伏、气电、核电“六种电力”，协同发展电力、煤炭煤化工、金融、环保、商贸物流和新兴产业“六大产业”，坚定不移推进高质量发展，加快建设世界一流企业。

    2023年是全面贯彻落实党的二十大精神的开局之年，是实施“十四五”规划承上启下的关键之年，也是集团公司“两年打基础、三年促发展”的转折之年。要以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，深入贯彻党的二十大精神、中央经济工作会议部署和中央企业负责人会议要求，坚持稳中求进、进中提质，完整、准确、全面贯彻新发展理念，更好统筹发展和安全，集中打好新能源提速增效、煤电提质增效、煤炭煤化工扩能增效、新产业开发拓展“四大攻坚战”，系统推进本质安全、科技创新、数字智慧、管理升级、人才强企、党建提升“六大工程”，着力推进高质量发展，全面实现质的有效提升和量的合理增长，为全面建设社会主义现代化国家开好局、起好步贡献中国大唐力量。

围绕全年主要奋斗目标，扎实做好2023年重点工作。要抓保供增效，巩固经营向好态势；抓转型发展，优化产业结构布局；抓创新驱动，着力塑造发展新优势；抓数字智慧工程，推动实现管理升级；抓对标提升，加快建设世界一流企业；抓风险防控，坚决守住红线底线。

要坚持党的领导，加强党的建设，以奋发有为的姿态抓好各项任务落实。要讲政治，坚定捍卫“两个确立”、坚决做到“两个维护”；要强党建，更好发挥党建工作对高质量发展的引领保障作用；要敢担当，着力提振干事创业精气神；要重实干，奋力实现全年各项任务目标。

董事长致辞

机组在极寒天气启停过程中空冷岛易发生冻结，我厂也发生过因空冷岛凝结水管道冻裂导致空冷岛退列的情况。空冷岛冬季启停过程中易发生冻结的原因一是由于蒸汽量少或进汽蝶阀不严导致小流量蒸汽进入空冷岛凝结并结冻；二是在停机过程中空冷岛凝水管中的凝结水还未排走就直接冻结；三是打闸停机后因空冷岛进汽中断，原来已进入空冷岛的蒸汽直接冻结在散热片管束上。当气温回升冻结在散热片管束上的冰融化流入凝结水管道，由于凝结水管道处于空冷岛二层背阴处且冷风通过风机室风筒直吹导致凝结水冻结。综合以上原因分析并结合我厂近几年冬季启停机经验，制定了如下空冷岛防冻措施。

一、启机过程中空冷岛防冻措施

1、机组启动前全关空冷岛各列进汽蝶阀、抽真空手动门、凝结水回水电动门、凝结水电动门旁路手动门，各空冷风机苫布已铺开。

2、机组启动前排汽装置抽真空采用旁路系统抽真空，排汽装置压力下降后开启空冷岛各列凝结水回水电动门。

3、排汽装置压力降至40Kpa后关闭空冷岛各列凝结水回水电动门，排汽装置继续抽真空至15Kpa。

4、主汽压力升至0.2Mpa，开启高旁门至3%进行暖管。

5、主汽压力升至1MPa，开启高旁门至5%，随着主汽压力的升高逐渐开大高旁门至60%。

6、主汽压力升至1.5Mpa，高旁开至60%时开启第4列凝结水回水电动门的旁路手门，逐渐开大空冷岛第4列的两个抽真空手动门，注意维持排汽装置压力稳定。

7、当再热蒸汽压力升至2Mpa，空冷岛第4列的两个抽真空手动门全开，关闭排汽装置抽真空旁路手动门。

8、再热压力升至2.2Mpa，逐渐开大低旁。

9、当排汽装置压力升至30Kpa且真空泵入口压力低于20Kpa时开启空冷岛第4列凝结水回水电动门，开启空冷岛第4列进汽蝶阀，逐渐开大低旁至40%。

10、当空冷岛第4列凝结水温度和抽汽口温度均大于50℃时，通知汽机专业摇开空冷岛第4列的2、4、6空冷风机苫布，根据背压启动空冷岛第4列逆流风机。

11、根据背压和空冷岛最小防冻流量逐渐投入其它列空冷凝汽器（投入前先开启凝结水回水电动门的旁路手动门并逐渐全开抽真空手动门后方可投入该列空冷凝汽器），根据凝结水温度和抽汽口温度摇开投入列的2、4、6空冷风机苫布。

12、当空冷岛全部进汽后根据需要摇开顺流风机苫布。

二、停机过程中空冷岛防冻措施

1．停机前将接入排汽装置的公用系统疏水倒入临机，将本机辅汽联箱及其管道疏水倒至无压疏水系统。

2．检查空冷凝汽器进汽蝶阀、凝结水电伴热带投入并加热正常。

01

『防寒防冻』

冬季启停机空冷岛防冻方法

作者：李雪峰

01

『防寒防冻』

  图1：空冷岛风机单元结构图

近年来，国内大量空冷岛通过加装线缆式测温温度场监控系统实现对管束翅片的温度监控，但线缆式测温仍为点测温形式，只能反映单点温度，以点代面，监测散热器表面温度，在大量布置时，敷设线缆又会遮挡散热面积，往往存在测点监测不全面的缺点。

红外热成像测温技术作为一种非接触式测量方法，是目前国内外研究应用的一个热点，并得到了越来越广泛的应用。该测温形式具有非接触式、反映速度快的优点，基于红外成像的测温仪可测量物体的温度场分布，监视整体温度分布动态。

本文针对2×660MW直接空冷机组，应用红外热成像测温技术结合巡检机器人，达到对整个空冷岛的大面积管束进行全覆盖温度测量、显示、报警及数据分析等功能，有效保障了空冷岛在冬季运行安全，提高机组冬季运行经济性。

·07·

01

『防寒防冻』

极寒地区智能化巡检机器人在空冷岛上的应用

作者：王磊

·08·

01

『防寒防冻』

1空冷岛的基本情况：        本文的空冷岛为2台660MW直接空冷机组配套空冷岛，每台机组空冷岛为8×7单元，风机单元结构与常规空冷A型结构布置不同，为M型布置结构，其特点是将原有的大A型散热器，拆为并列布置的两个小A，形成M型结构，较常规空冷，散热管束长度变短，减低了阻力损失，提高了抗冻性能，风机单元结构形式如图1。

3.红外热成像仪的选择

表1：7mm与15mm焦距镜头红外热成像仪的视角尺寸、辨识尺寸对比

·09·

01

『防寒防冻』

表2：不同距离下的红外热成像仪与接触式测温对比表

·10·

01

『防寒防冻』

图3 ：监视系统界面                   图4：热成像仪的存储记录的红外图像

01

『防寒防冻』

优化GIS室外设备防冻措施

·12·

『节能降耗』

作者：姜磊

02

『节能降耗』

『节能降耗』

·15·

02

『节能降耗』

汽水取样离子交换柱树脂循环利用

作者：赵飞龙

1、树脂再生方法

2、试验效果

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『节能降耗』

·17·

02

『节能降耗』

基于我厂660MW锅炉焖炉时间分析

作者：卫冰洁

第一章  绪论

第二章  计算与分析

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02

『节能降耗』

·19·

02

『节能降耗』

·20·

02

『节能降耗』

b.拉应力对氧化皮脱落的影响： （式5）

·21·

02

『节能降耗』

·22·

02

『节能降耗』

第三章  结论

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03

『攻坚克难』

·24·

03

『攻坚克难』

浅谈差动保护原理

作者：李佳良

一、背景

        在电力系统中短路故障是不可避免的，而短路故障会引起线路中的电流增大，进而导致线路中的设备损坏。如何在故障发生的第一时间切除故障，减轻电气设备的损坏程度，防止故障进一步扩大，保障电力系统的安全稳定运行，成为电力系统发展亟待解决的问题。继电保护技术就在这一背景下应运而生。差动保护作为继电保护技术中具有代表性的短路保护，被不断优化并广泛应用。

二、原理

        基尔霍夫在1845年提出了节点电流定律，他指出：电路中任一节点上，在任一时刻，流入节点的电流之和总是等于流出节点的电流之和。差动保护的原理正是基于节点电流定律而研究诞生。根据基尔霍夫第一定律（以下简称KCL定律）可知，我们可以把被保护的电气设备看成是一个节点，则正常运行状态下流进被保护设备的电流应和流出的电流相等，这种情况下，被保护设备两侧的电流矢量和应为0。而当设备出现短路故障时，由于短路导致出现分支电路，流进被保护设备的电流与流出的电流不相等，此时被保护设备两侧的电流矢量和不为0。因此，通过对被保护设备各侧的电流监测计算就可判断出是否出现故障。（如图1，差动保护的原理图）

              图1 差动保护原理图                                              图2 差动保护动作特性图

        差动保护的保护范围为被保护设备各侧用于差动保护的电流互感器的二次绕组之间的全部设备，包括该范围内的线路电缆在内。例如图1所示，在该差动保护范围A～B之间存在接地故障时，电流互感器一次侧I1与I2矢量不再相等，对应的二次侧I11与I22也将不再相等，此时保护能够正确动作；而当故障发生在C、D侧时，此时在被保护范围内，电流互感器所测电流值仍为被保护设备的所有支路，一次侧I1与I2矢量依然相等，因此保护不应动作。

三、结语

   

25·

03

『攻坚克难』

胶带撕裂的原因及防范措施

作者：范仲金

·26·

03

『攻坚克难』

第三章  结论

·27·

03

『攻坚克难』

作者：项佳耀

一、背景提出

         继电保护装置属于电子产品，由许多逻辑功能器件组成，即各类功能芯片及其外围电路和数据通信总线组成，通过微型处理器的强大运算能力实现复杂的保护逻辑。逻辑功能器件劣化将会造成不同程度装置缺陷的发生，严重时将对保护装置逻辑、装置行为造成影响，甚至导致装置误动、拒动的发生。

二、异常分析

         微机型保护装置发展已较成熟，通常在分析缺陷时将其分为交流插件、CPU插件、开入插件、开出插件、人机交互插件和电源插件。

        锡电公司2020年两台机组均投入运行，截止目前已发生多次继电保护装置运行中CPU内存异常导致装置闭锁的情况。原因可能为CPU总线上相连的器件间通信异常引起的，一方面表现为装置运行过程中，CPU频繁对Flash芯片进行擦写操作，最终造成擦写次数过多造成Flash损坏，保护CPU记录事件时无法正常读写Flash，检测程序判断Flash出错，保护装置输出内存错误告警；另一方面，总线异常导致保护CPU从RAM读写采样值时出错，由于CPU自身无法判断采样值错误导致告警。

        目前保护装置提供的许多自检信息是用于反映各器件是否存在缺陷，如利用模式校验法检查RAM存储内容，利用奇偶校验法或求和校验法检查ROM存储内容，利用定时器监视法检查CPU运行情况，对比冗余数据、检查通道报文格式等手段判断芯片是否失效，当失效的情况达到一定次数或一定频率时装置输出告警信号，同时保护装置能通过自动初始化、重发重收、冗余配置等容错机制以提高可靠性。

三、结论

        继电保护装置作为电子产品，内部设计复杂多样、制作工艺繁多，目前的运维人员对装置内部器件存在的潜质缺陷的发现能力还有待加强，需要根据装置内部器件和其间关系构建详细的装置档案，对器件运行状态和通信状态加强监视。

         图1 继电保护装置面板                                                     图2 装置硬件结构框

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『攻坚克难』

作者：范仲金

一、电机绝缘测试原理

        旋转电机的绝缘电阻是与使用绝缘材料的条件与类型，以及如何使用这些材料的工艺技术相关的。一般来讲，绝缘电阻与绝缘厚度成正比，与导体表面面积成反比。

        一般我们通过在电机绕组与大地之间施加测试直流电压，通过仪表测量之间流过的电流来测量绕组的绝缘电阻。如下图所展示的通过集总参数所表达的绝缘电阻测量的基本原理图。

总电流表达为：

        定子绕组的绝缘系统包括了由多种不同材料（云母，玻璃，环氧或聚酯的聚合物基体）之间形成的多个界面。根据上图中所示的在施加直流测试电压情况下电机绕组对大地出现了4类电流，其传导过程原理上由所谓的界面极化机制所决定。

        总电流主要决定于漏电流（IL）和传导电流（IG），即 

其中：

        表面漏电流（IL）：随时间不变化的一类电流，一般存在于定子绕组中各匝端表面，或裸露导体之间及转子绝缘绕组中。表面漏电流的幅值决定于温度，导电材料的数量，以及绝缘表面上的潮湿或污染程度。

        传导电流（IG）：在一定时间内是恒定，其流过的路径是从接地表面到（承受）高压的导体之间的整体绝缘，决定于绝缘系统的类型。

二、绝缘电阻测试的影响因素

        1、 表面条件的影响

绕组表面漏电流IL主要受到以下几个因素的影响：

        槽外侧的绕组表面出现的油及碳粉；

        在大型机组或直流电机中具有相对较大裸露爬电表面积，造成表面漏电流会非常高；

       在绕组端部中采用了应力可控半导体材料涂层，其包含杂质，将导致表面漏电流增加；

        由于上述因素所带来的污染造成绝缘电阻或极化指数下降，可通过绕组清洁或干燥方式恢复电机绝缘。

·29·

03

『攻坚克难』

2、 潮湿影响

        由于绕组温度低于环境的凝露点，而形成一层潮气，与绕组表面是否清洁无关；

某些类型的绕组绝缘系统所采用的材料与结构本身具有很强的吸湿性；

对于热态的电机，在进行绝缘测试时，一般在绕组温度下降到凝露点以下进行测量。而对于长时间没有运行的设备，需要对进行干燥处理。

3 、温度的影响

         对于给定的绝缘系统，温度的增加，将为绝缘材料中更多载流子提供的移动能量，导致绝缘材料中释放更多流子，使绝缘材料电阻率降低。在某时刻下进行绝缘测试时，将影响到总电流IT的电流分量—传导电流IG，所以测量的绝缘阻值与电机绕组温度的关系是成反比例的。

        基于此，在进行绝缘测量时，需要记录当前的环境温度，并尽量保证与历史测量记录的环境条件一致，若无法保证，需要将对应环境温度所测量的绝缘阻值统一归算到一个温度下以利于进行对比。

4 、测试电压幅值的影响

        理论上，在不超过额定电压峰值的任意测试电压作用下都应获得相同的绝缘阻值；在实际情况中，随着测试电压等级的增加，绝缘阻值将略微下降；在良好绝缘情况下，并完全干燥状态时，在测试电压逐渐升高而绝缘阻值显著的下降，很可能表示绝缘存在问题。这些问题很有可能是由于绝缘系统存在破损，也有可能是污染或潮气的引起，或其他情况所导致的；当采用超出电机额定电压以上的测试电压将给绝缘阻值带来显著的变化。

5、 剩余电荷对绝缘阻值测量的影响

        若在绝缘中存在剩余或未释放的极化电荷，将导致绝缘电阻测量出现误差。因而，在测量绝缘电阻之前，绕组必须完全放电。

        在通过较高直流测试电压进行绝缘绕组测量之后，必须将绕组接地。

·30·

03

『攻坚克难』

作者：隋月 

一、输送带跑偏的基本规律

        输送带跑偏是带式输送机常见的一种故障，在生产中通过实践和探索总结出了输送带跑偏的基本规律，为预防和处理故障提供了可靠的依据，输送带跑偏的基本规律是：

        1、偏大不偏小，滚筒与托滚两侧直径大小不一，输送带运行过程中就会向大的一侧跑偏。

       2、偏高不偏低，支乘装置造成输送带两侧不再同一个水平面上，输送带运行中便向高的一侧跑偏。

       3、偏紧不偏松。输送带两侧的松紧度不同，运行中输送带则向紧的一侧跑偏。

       4、偏后不偏前。以输送带运行方向为准，托辊或滚筒不在运行方向的垂直截面上，一侧后一侧前，则输送带在运行中便会向后的一侧跑偏。

二、输送带跑偏的原因

        1、传动滚筒或机尾滚筒两头直径大小不一；

       2、滚筒或托辊表面有煤泥或其他附着物；

       3、机头传动滚筒与尾部滚筒不平行；

       4、传动滚筒、尾部滚筒轴中心线与机身中心线不垂直；

      5、托辊安装不正；

      6、给料位置不正；

      7、滚筒中心不在机身中心线上；

      8、输送带接头不正或输送带老化变质造成两侧偏斜；

      9、机身不正；

三、输送带跑偏预防与处理

1、预防措施：

（1）提高安装质量；

（2）提高输送带接头质量；

（3） 加强巡回检查与维护；

（4）保证装载不偏；

（5）保证清扫装置正常。

2、处理方法：

（1）自动托辊调偏：当输送带跑偏范围不大时，可在输送带跑偏处，安装调心托辊。

（2）单侧立辊调偏：输送带始终向一侧跑偏，可在跑偏的一侧跑偏范围内加装若干立辊，使输送带复位。

（3）适度拉紧调偏：当输送带跑偏忽左忽右，方向不定时说明输送带过松，可适当调整拉紧装置以消除跑偏。

（4）调整滚筒跑偏：输送带在滚筒处跑偏，检查滚筒是否异常或窜动，调整滚筒至水平位置正常转动，消除跑偏。

（5）校正输送带接头调偏：输送带跑偏始终一个方向，而且最大跑偏在接头处，可校正输送带接头与输送带中线垂直消除跑偏。

（6）垫高托辊调偏：输送带跑偏方向、距离一定，可在跑偏方向的对侧垫高托辊若干组，消除跑偏。

（7）调整托辊跑偏：输送带跑偏方向一定，检查发现托辊中线与输送带中线不垂直，就可调整托辊、消除跑偏。

（8）消除煤泥调偏：输送带跑偏点不变，发现托辊、滚筒粘着煤泥，就要消除煤泥跑偏。

（9）校正给料调偏：输送带轻载不跑偏，重载跑偏，可调整给料重量及位置消除跑偏。

（10）校正支架调偏：输送带跑偏方向、位置固定，跑偏严重，可调整支架的水平和垂直度，消除跑偏。

        通过对胶带跑偏的有效预防及处理，避免胶带边胶损伤，甚至造成胶带撕裂的故障扩大，确保胶带系统的安全稳定运行。

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03

『攻坚克难』

破碎站频繁停机故障分析及解决方法   

作者：范仲金 

        破碎站运行过程中频繁出现停机现象，不仅影响生产线的生产效率，而且还会对设备有很大危害。分析造成破碎机突然停机的原因，并落实相应解决措施。

一、原因分析

        1、物料湿度较大，易粘黏引起堵料，破碎后的物料易粘附于筛孔和衬板两侧，导致破碎腔容积减少，筛孔通过率变低，造成物料堵塞。

        2、给料过量、过快当反击式破碎机给料过量、过快时，来不及破碎排出，引起堵料。

        3、排料速度过慢，进料过多、过快会导致堵料，排料速度过慢，也会导致大量的物料堵在机器内部，从而就造成堵塞，使设备无法正常运转。

        4、料过硬、过多或粒度过大，超过了破碎机限定的最大范围，在反击板和板锤之间破碎不充分时，也会堵塞排料口。

        5、设备部件磨损，如果反击式破碎机主要部件受到磨损（如板锤、反击板的磨损），物料破碎效果不好也会造成堵料现象。

        6、三角皮带松动，传送动能不足，如果三角皮带过松，就无法起到带动槽轮的作用，影响物料的破碎，或者使已破碎的物料不能顺利排除，引起堵塞。

       7、反击破主轴受损，主轴是破碎机各个部件正常运行的“命脉”，若主轴受损，那设备各个部件都会受到“牵连”而不能正常运转，从而使设备停止运动，造成物料堵塞。

       8、操作不当，堵料引起的原因中有一部分是操作人员的失误，可能对流程不熟悉或一时的失误造成堵料。

       9、破碎腔设计不当，破碎腔是反击式破碎机进行物料破碎加工的主要场所，完成之后由下部排出，若设计不当，物料很容易在破碎腔下部引起堵料。

二、解决措施

        1、可以在反击板和进料口预先加热，安装烘干装备，或者对物料进行日晒，以便降低物料的含水量。

        2、在给料过程中，要留意电流表指针偏偏转角度，当给料大的时候，反击破电流表的指针就会偏大，当超过机械的额定电流时，就会引发超负荷运行，当在这类情景下工作时间过长就会引发物料堵塞甚至烧坏机械的电机，当出现这类情景时，一方面要立即减小给料量，通过调整喂料机械进行调整。

        3、避免机器超负荷工作，应根据机器的处理能力调节进料速度；在生产中应根据实际情况，及时调整排料口大小，使破碎后的物料能够顺利排出，若破碎的物料发生改变，也应该相应的调整排料口的大小。

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03

『攻坚克难』

         4、物料在进入破碎腔之前，应先明确该反击式破碎机的适用物料，特别是对物料性质的要求，保证破碎机给料的正确；投入破碎腔内的物料不易过多，为此可以在给料口安装一个电铃及报警闪铃灯以控制给料，避免投入过多的物料造成堵塞；对大块物料进行粗破后再投入破碎腔内，使物料尽可能的达到或接近破碎要求，以避免物料的堵塞。

        5、保证物料的破碎效果，减少物料的堵塞。

        6、在生产破碎过程中，注意检查三角皮带的松紧度，若有不当，及时调节。

        7、操作维修人员需多注重主轴的维护维修，润滑及时，做好维护，出现问题及时解决，避免影响正常的生产。

        8、设备操作人员应经过严格的训练，合格之后才能上岗，不仅要熟悉设备的操作规范，也要了解整个生产线的流程。

         9、可以改进破碎腔，采用曲线型破碎腔，即破碎腔的啮角从上向下逐渐减小，这种破碎腔型有利于已破碎的大块物料向下降落，还可使细小的物料从破碎区内自由卸出，使物料能够顺利排除，减少物料的堵塞。为避免设备设计不当引起各种问题，最好选购有保障的大厂商的机器。

        通过以上措施，最大程度解决破碎机频繁启停的问题，提高系统的可靠性和稳定性。

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03

『攻坚克难』

电除尘高频整流变绝缘油色谱异常分析

作者：冯庆明

1、异常经过及处理

前言

        电除尘器高频电源是利用高频开关技术而形成的逆变式电源，其供电电流是一系列窄脉冲构成，可以给电除尘器提供具有从接近纯直流到脉动幅度很大的各种电压波形。高频电源控制方式灵活多样，可根据电除尘器运行工况选择最合适的电压波形，减少电除尘能耗，提高除尘效率；另外，高频电源还有体积小、重量轻、节省电缆用量，三相平衡供电等诸多优点。

  1、异常 经过       

        我公司单机电除尘配备20台高频整流变，全公司共计配备40台高频整流变，经过前段时间对全公司电除尘高频整流变绝缘油色谱分析全面排查化验，发现1号机出现8个色谱异常油样，2号机出现17个色谱异常油样，共计25个色谱异常油样。

2、异常处理

      根据色谱化验结果，截至目前已完成对1号机1A14B、1B13B、1A24B、1B11A四台整流变以及2号机2A24A整流变的吊芯检查工作。检查结果如下：

        1A14B经过解体检查发现该整流变采样回路的分压电阻板存在局部过热变黑的迹象。

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03

『攻坚克难』

        1B13B解体检查发现分压电阻板有发黑痕迹，有一组引线断裂，高压线圈外绝缘层、硅堆表面二极管存在发黑迹象，测量高压线圈的直阻数据正常，测量二极管通断正常。

         根据以上两台变压器拆解结果以及数据测量结果显示，由于采样回路分压电阻过热造成安装底板出现发黑迹象，由于分压电阻个别引线断裂，造成局部放电的发生，进而造成距离放电点较近的高压线圈外绝缘层、硅堆二极管表面出现被灼烧发黑的现象。

1A24B经过解体检查发现该整流变采样回路的分压电阻板存在局部过热变黑的迹象。

1B11A分压电阻表面存在破损，测量阻值大于550兆欧。

2A24A 解体吊芯检查，变压器芯子外表面未发现异常过热、发黑等现象，通过与设备厂家沟通分析，推测此变压器油箱内部电抗器、采样板等部件可能存在异常放电、过热现象，计划后续继续开展相关排查工作。 

        根据以上整流变拆解情况分析，造成整流变绝缘油色谱数据异常的原因为分压电阻批次、型号存在异常，择机进行全面更换处理，结合其他现场发生过的引起整流变色谱异常的案例，计划后续增加高压硅板连接线更换、高压采样板更换等设备升级工作。

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『攻坚克难』

作者：马占福

一、系统简介

        我厂10kV系统采用的为南瑞继保生产的PCS系列综合保护装置，保护配置方面涵盖了差动速断保护、比率差动保护、过流保护、负序过流保护、零序过流保护、非电量保护，能够准确、可靠、快速、灵敏的动作于10kV系统所发生的故障。10kV厂用系统接地方式为中性点经电阻接地（高厂变中性点经电阻接地），接地阻值为30.3Ω。零序阻抗与正序阻抗的比值大于3，属于小电流接地系统。

二、背景

        近一年以来，10kV系统保护装置共计动作4次，均为正确动作，能够及时切除故障点，有效防止事故扩大。其中最为常见故障的为电缆绝缘破损造成接地、短路以及电机内部故障等。简要分析其中一次动作原因及过程，以供参考。

三、保护动作分析

1、事件经过

       2022.10.03 05：48，1号机脱硫10kV 1C浆液循环泵开关柜保护装置动作，就地查看装置报文为零序过流保护动作，外接零序电流0.665A。零序过流保护定值为0.4A，动作时间0.1s。

        查看1号机组故障录波装置，05：48，1号机高厂变B分支中性点出现零序电流，峰值0.627A，判断保护装置正确动作。（注：存在误动的原因：1、保护装置故障，出现误动。2、零序CT故障或CT二次回路异常等问题，出现误动。）

        保护装置正确动作后，故障切除，1号机高厂变B分支中性点零序电流消失。

2、动作分析

       2022.10.03 05：48，故录装置共启动三次录波。

      第一次录波：

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『攻坚克难』

        现象为：10kV母线B段A相电压降低，B.C相电压升高，同时零序电压升高，高厂变中性点出现零序电流。零序电流0.568A，持续时间为28ms，保护动作延时时间为100ms，未满足保护动作条件，因此保护未动作。

零序过流保护动作逻辑图如下：

        我厂高厂变接地方式为中性点经电阻接地，接地阻值为30.3欧。为小电流接地系统。小电流接地系统：零序阻抗与正序阻抗的比值大于3（中性点不接地或经消弧线圈和阻抗接地）；大电流接地系统：零序阻抗与正序阻抗的比值小于3。

       第二次录波：

        现象为：10kV母线B段A相电压降低，B、C相电压升高，同时零序电压升高，高厂变中性点出现零序电流。零序电流0.632A，持续时间为16ms，保护动作延时时间为100ms，未满足保护动作条件，因此保护未动作。

        第三次录波：

        现象为：10kV母线B段A相电压降低，B、C相电压升高，同时零序电压升高，高厂变中性点出现零序电流。零序电流0.627A，持续时间为124ms，保护动作延时时间为100ms，满足保护动作条件，保护装置动作出口。 

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『攻坚克难』

作者：赵启坤

1、发电机负序电流产生的原因：

        正常运行的发电机定子电流为三相对称的稳态正序电流，当因各种原因发生不对称运行时，发电机将产生负序电流，其主要原因有系统出现不对称负荷、系统或发变组发生不对称短路、发变组发生非全相运行。

2、发电机负序电流危害：

        负序电流对发电机的主要危害在于负序电流流过定子绕组时，负序电流产生的负序磁场同样以同步转速旋转，但与正序旋转磁场的旋转方向相反，因而，以同步转速旋转的发电机转子将以两倍速同步切割该负序磁场，在励磁绕组及转子本体中感应出两倍工频的附加电流，在转子表面产生涡流，使发电机转子产生发热和附加损耗，危害转子槽楔及接头、护环等部位，同时由于气隙合成磁场所产生的交变磁力矩作用在定子基座和转子转轴上，将引起两倍工频的附加振动。另外，负序电流会增大变压器的附加能量损失，使变压器的铁芯磁路产生附加发热，同时，负序电流的大小和持续时间长短的变化有引起继电保护装置动作的可能。

3、发电机承受负序电流的能力：

        以锡电公司所采用的东方电机有限公司生产的额定电流为19245A的QFSN-660-2-22B型汽轮发电机为例，该电机说明书中列出的承稳态和暂态负序电流的能力分别为：当三相负载不对称，且每相电流不超过额定定子电流IN时，其负序电流分量I2与额定电流IN 之比（I2/IN）应不大于8%。当发生不对称故障时，短时负序电流(I2/IN)2t应不大于10s（详见图1）。

                                                  图1：发电机不平衡负荷能力曲线 

4、锡电公司两台发电机运行中负序电流情况介绍：

      锡电1、2号发电机在投运前开展短路试验时，两台发电机定子电流在升至额定值的全部过程中三相电流均是平衡的，负序电流均很低（接近于0A），但两台机组均在并网后立即出现接近200A的负序电流，且负序电流不随机组功率增加（定子电流增加）而发生明显变化，排除发电机定子绕组不平衡导致负序电流产生的可能。

         在1、2号机组168试运期间，通过对锡电公司两台机组对应的高厂变、励磁变高压侧三相电流进行了检查，确认高厂变、励磁变高压侧电流三相平衡，排除两台机组厂内负荷不平衡导致定子电流三相不平衡。

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『攻坚克难』

        同时，通过对华能锡林浩特热电厂、国家能源胜利电厂、京能五间房电厂、华润五间房电厂等接入同一系统的发电厂开展调研得知，与锡电公司两台机组接入同一系统的机组均存在类似数值的负序分量，且接入锡盟直流换流站的五间房两电厂负序电流较接入胜利交流站的机组略高（与锡盟换流站连接的机组负序电流在350A左右）。由此推断，可能是因直流换流站的存在导致1000kV交流系统三相不平衡，各发电机组的负序分量均来源于系统，且与锡盟换流站联系越紧密，该机组的负序电流越大。

        调取锡电公司2020年及2021年机组运行数据，发电机组的负序电流稳态值约为200A，按照发电机负序电流稳态允许值计算公式（I2/IN）计算为1.03%，满足负序电流分量I2与额定电流IN 之比不大于8%的要求。自2022年1月始，锡电公司两台机组负序电流由200A降低至140A左右稳定，按照发电机负序电流稳态允许值计算公式计算为0.7%，系统不平衡度有所改善。

        2022年5月30日，锡泰直流闭锁导致电网扰动，系统潮流重新分布，电压、电流出现较大波动，导致锡电公司两台发电机组有功功率、无功功率、定转子电压电流均出现波动，期间两台发电机负序电流出现突增，以增幅较大的2号机组为例，负序电流由182A开始升高，最高升至2183A，负序电流超稳态允许值持续时间30ms（约1.5个周波），按照发电机负序电流暂态允许值公式(I2/IN)2t计算得出，该数值为0.000385s，小于发电机负序电流暂态允许值10s（祥见图2、图3）。

                                                       图2.发电机负序电流最大值

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『攻坚克难』

                                      图3.发电机负序电流超稳态值持续时间

5、防止负序电流损坏发电机的运行注意事项：

       1）新投运或大修后的机组应对照《发电机技术数据汇总表》检查发电机定子绕组直流电阻、定子及出线相间及各相对地绝缘电阻及吸收比，发电机转子绝缘、交流阻抗等参数合格，发电机本体CT、出口PT试验合格，电压、电流回路接线良好。

        2）机组启动前确保发电机负序过负荷的正反时限保护定值合理，保护正确投入。

        3）发电机启励后应检查定子电压三相平衡，并网前定子电流为0A，必要时开展发电机短路试验及空载试验，确认二次接线正确并核实短路特性曲线、空载特性曲线与出厂测定一致。

        4）正常运行中如因系统原因导致负序电流突增，应及时降低有功功率以确保负序电流在允许范围内，密切关注发电机定转子温度，进出风温度，发电机振动等参数，防止发电机温升超限或因振动增大导致轴瓦磨损。

        5）发电机出现不对称运行时，运行人员应迅速查明原因，尽量降低发电机的不对称度，如在发电机并列或解列过程中出现非全相运行，应立即降低发电机有功功率至最低，再将发电机解列（因锡电公司发电机出口断路器为三相联动式机构，开关动作时三相同时动作可靠性高，故非全相保护设置在主变高压侧）。

        6）若因处置不及时或保护未动作等原因，非全相运行超过发电机负序电流允许水平，即发电机负序承载能力 I2/IN (最大稳态值）>8%,(I2/IN)2t（最大暂态值）>10s 时，必须经过抽转子检查无问题后，经总工程师批准方可启动并列。

        7）长期存在负序电流的机组，日常运行中转子上的倍频电流流经转子各部件，因不同部件使用的材料不同，其热容量也不同，如护环的热容量较转子本体小，在负序电流的长期作用下护环与转子本体之间可能因存在温差使护环失去紧力。应利用检修机会抽转子进行检查，检查转子表面是否有过热痕迹，护环、转子槽楔及搭接部位是否有过热松动痕迹。

        抽转子检查时还应重点检查转子表面、大齿、槽楔、护环等部位，在负序磁场作用下，因转子表面和大齿导磁性能较好，故产生的感应电流较大，同时在集肤效应作用下导致转子表面和大齿电流密度大，容易出现局部温度升高和过热。

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        同时，通过对华能锡林浩特热电厂、国家能源胜利电厂、京能五间房电厂、华润五间房电厂等接入同一系统的发电厂开展调研得知，与锡电公司两台机组接入同一系统的机组均存在类似数值的负序分量，且接入锡盟直流换流站的五间房两电厂负序电流较接入胜利交流站的机组略高（与锡盟换流站连接的机组负序电流在350A左右）。由此推断，可能是因直流换流站的存在导致1000kV交流系统三相不平衡，各发电机组的负序分量均来源于系统，且与锡盟换流站联系越紧密，该机组的负序电流越大。

        调取锡电公司2020年及2021年机组运行数据，发电机组的负序电流稳态值约为200A，按照发电机负序电流稳态允许值计算公式（I2/IN）计算为1.03%，满足负序电流分量I2与额定电流IN 之比不大于8%的要求。自2022年1月始，锡电公司两台机组负序电流由200A降低至140A左右稳定，按照发电机负序电流稳态允许值计算公式计算为0.7%，系统不平衡度有所改善。

        2022年5月30日，锡泰直流闭锁导致电网扰动，系统潮流重新分布，电压、电流出现较大波动，导致锡电公司两台发电机组有功功率、无功功率、定转子电压电流均出现波动，期间两台发电机负序电流出现突增，以增幅较大的2号机组为例，负序电流由182A开始升高，最高升至2183A，负序电流超稳态允许值持续时间30ms（约1.5个周波），按照发电机负序电流暂态允许值公式(I2/IN)2t计算得出，该数值为0.000385s，小于发电机负序电流暂态允许值10s（祥见图2、图3）。

                                                       图2.发电机负序电流最大值

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摘 要：目前火电领域大量超超临界机组均面临管道膨胀异常问题，本文针对役前高温动力管道从设计、制造及施工等各方面提出了如何有效避免服役期间出现高温压力管道膨胀异常问题的全面监督审查方案；针对在役机组已存在的管道膨胀异常问题，建立了成套完善的根本原因分析方法和管道实际运行状态优化评估技术。 

关键词：高温动力管道 膨胀

Optimization assessment techniques for the actual operating conditions of fossil-fuel                                                       power station power pipelines

                                                                      Zhaodan

(Inner Mongolia Datang International Xilinhot Power Generation Co., ltd, Inner Mongolia xilinhot city, 026000，China)

Abstract：At present, a large number of ultra-supercritical units in thermal power field are facing the problem of abnormal pipeline expansion，In this paper, the design, manufacture and construction of pre-service high-temperature power pipeline are discussed, and the overall supervision and examination scheme is put forward；Aiming at the problem of abnormal expansion of pipeline existing in-service units, a complete set of fundamental cause analysis method and optimal evaluation technology of pipeline running state are established.

Key words：High temperature power pipeline、Expansion

一.引言

        随着火力发电机组控制水平和设备可靠性的提高,火电项目由常规的管控手段向适度多元化的方向发展。火力发电机组高温高压管系的安全需要金属材料的可靠性和力学可靠性（强度、刚度、稳定性）来共同保证。

1.1管道支吊架的作用—管系应力及设备推力

      管道支吊架的主要功能是承载管道重量、控制管道热位移和限制管道振动。管道设计时，通过合理布置支吊架来调整管系应力和端口推力。因此管道支吊架由于设计选型布置不合理、安装错误、制造缺陷、或运行中遭受冲击荷载和维护不当等会产生各种各样的功

作者：赵丹

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『攻坚克难』

能异常和失效，这些都将直接影响管系应力的安全，及相连的设备端口推力，进而影响机组的安全稳定运行。

        管道支吊架状态失效与异常将改变支吊架体系的载荷分配，影响管道的热胀冷缩和导致管道振动。当支吊架载荷偏离设计要求较大时时，将使管道的应力状态恶化，即管道局部应力增大，有的甚至超过了材料本身的许用应力，这将使管道中原有缺陷特别是焊缝缺陷会不断的发展，进而导致管道爆口泄露事故发生，严重的时候可能会导致管道断裂；如果支吊架的载荷严重偏离设计要求还会导致管道与设备连接处的端部推力和力矩超过设备能够承受的范围，可能导致设备基础发生松动、位移、端部接口有提前失效的风险，或端部接口提前就失效了。如果管道热胀冷缩受到限制，热胀应力超出材料允许值时将使局部管道随着机组的投运和停运反复产生塑性变形，使管道遭受低周疲劳而失效。支吊架检验调整的目的就是通过检查及时发现存在的问题、并采取措施及时进行调整纠正，从而均衡支吊架的载荷，降低局部峰值应力，优化管道应力水平消除管道振动，并且使管道对设备的推力和力矩满足设计要求，从而使管道能长周期安全运行。

1.2目前技术条件下的问题

        调研发现因近年电力建设迅猛发展，随着大容量、高参数机组不断投产，专业技术人员严重地被稀释，无论从工程设计、设备制造还是建设安装都出现技术力量下降的情况，使得各种隐患缺陷尤其炉外高温高压管道的安全事故的发生机率明显增加，将给机组顺利投产及和安全稳定运行带来极其不利的影响。

        因此，有必要在机组主管道设计、安装阶段对四大管道各支吊架的设计数据、安装状态及受力情况根据设计标准、安装规范要求进行校核、检查，及时发现存在的问题，通过分析研究采取预控措施并实施改进调整，消除各种支吊架隐患缺陷，从而保证在机组168试验并正常投运前，四大管道及其支吊架的安装状态应该符合规范和设计要求，满足管道安全运行所需条件。同时建议开展相关技术培训，做到“能发现问题”。制定“预防性维修大纲”，建立在役机组完整的四大管道应力与支吊架安全评估及管理体系，从而持久的保障管系的应力安全。

二、役前四大管道应力与支吊架安全评估

2.1检验周期的规范性要求

        首先应从“管系受力、元件材质与焊接三个方面”对火力发电厂主要管道进行科学的寿命管理[1]。因此除了做好金属材料的金属监督，也应加强管道的应力评估与调整。火力发电厂金属技术监督规程中指出，“管道安装完毕和机组每次A级检修，应对管道支吊架进行检验”。火力发电厂汽水管道与支吊架维修调整导则中第3.2节中有专门强调管道系统膨胀问题，特意指出在“新机组投运前，应取得完整的管道设计和安装记录”，并指出相关调整工作应在“机组投运前进行”。

        对于四大管道等重要管道，每年应在热态的时候逐个进行目测一次，并记入档案。在四大管道等重要管道投运后3万到4万h及以后的每次大修，还要进行一次全面检查，以消除支吊架缺陷，改善管道的受力状况，延长管道及其附件的使用寿命。其他管道支吊架即使未发现明显问题，也应最少每8万h进行一次支吊架全面检查与调整。从规范的要求可以看出，为保证管系的力学安全性，应在机组服役前，对管道及支吊架进行科学的检验。在机组服役后，也应定期检查，保证管系的力学安全性。

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结合目前管系支吊架检验与调整的专业现状，如管道、支吊架产品质量参差不齐、安装队伍水平良莠不齐，综合五大电力集团以及其他电力集团的经验反馈，管系及支吊架的一些重大隐患往往可以在基建期发现，并且由于相关参建、设计、监理等单位均在现场，易于整改。

2.2役前四大管道应力与支吊架安全评估的内容

      役前四大管道应力与支吊架安全评估工作应从管系设计会审阶段介入，并随着管系及支吊架的选型、安装等工作同步进行。

2.2.1管系设计与应力校核

        应在管系设计会审阶段介入役前管道应力与支吊架安全评估工作。查阅管道流程图、管道设计图、支吊架安装详图等，获取管道和支吊架相关信息，如管道和管道元件材料和尺寸、设计压力和设计温度、支吊架的冷热位移和荷载等。校核设计图纸中是否设计有误，如偏装是否正确、吊架选型是否正确；支吊架荷载是否缺项；设计院、锅炉厂、汽机厂提资数据是否异常等。根据其他现场的经验反馈，提出设计优化的建议。

        根据管道的设计参数和管系布置，利用专业管系应力计算软件对主汽、热段、冷段、主给水管道的原始数据和计算书重新进行管系有限元分析，对设计应力、设备的端口推力进行复核,从而确定是否存在管道设计或支吊架选型不符。

2.2.2支吊架质量监造

        目前国内支吊架产品竞争激励，产品质量参差不齐。从其他各大电力集团的经验反馈看，部分役前以及在役机组的管系膨胀异常的缺陷与支吊架荷载性能密切相关。

        因此对于直接影响管系应力安全的支吊架，建议对其制造质量进行监造，从根源上确保管系支吊架的正常运行。监造主要涉及使用材料质量、加工工艺、主要零部件的质量（弹簧、高温管夹、连接件等）、外观防腐等方面的内容[2]。相关检验要求如下表所示。

根据其他电厂的经验反馈，管系支吊架的质量监造应重点检查以下两个方面：

       1、成品的理论重量（是否偷工减料）；

       2、变力弹簧支吊架、恒力弹簧支吊架的荷载性能（综合判定是否满足使用要求）；

2.2.3管系与支吊架安装过程监督

        管系与支吊架安装过程监督是目前役前管道支吊架检验调整普遍开展的工作，也是各大电力集团重点关注的阶段。

        役前管系与支吊架安装过程监督工作应根据关键节点进行，关键节点可选取吹管试验和168试验。期间管道支吊架检验与调整工作包含多次现场状态检验和缺陷指导调整工作

对管道及支吊架进行冷态检验后，记录各个支吊架存在的问题，对重大缺陷应该拍照记录，得出完整的管道及支吊架运行状态评估报告。主要检验内容有：

       检查管道安装情况

       检查支吊架安装情况

       检查支吊架弹簧功能件

       检查支吊架中间连接件

       检查支吊架根部

       检查支吊架管部

       检查液压阻尼器

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『攻坚克难』

        应根据检查结果，对管系及支吊架运行状态进行评估。若有重大缺陷，应及时上报，并进行专项分析与处理。

2.2.4管系与支吊架状态（满功率）评估

        机组启动至带满负荷后，即“168试验”时，应对四大管道支吊架进行热态复检，校验其承载和位移的准确性。

        根据主四大管道及其支吊架的实际状态排查的结果,对其进行力学模型简化,然后分析计算实际运行条件下的管系应力状态，并给出管系应力与支吊架状态评估。

若热态检验时发现管系及支吊架与设计存在较大差异，应及时上报，并进行专项分析与处理。

三、结论

        由于支吊架行业比较特殊，电厂无专门的专业技术人员对接，造成管系支吊架的质量，尤其是荷载性能的检验工作在电力行业是普遍欠缺的。

        因此建议加强电厂技术人员的相关知识培训，加强管系支吊架的质量监督，而且建议介入支吊架的制造过程，将支吊架监造纳入驻厂监检范围，严格执行监检制度，从根源上杜绝管系支吊架的制造缺陷。针对支吊架行业比较特殊，电厂无专门的专业技术人员对接，造成管系支吊架的质量，尤其是荷载性能的检验工作在电力行业普遍欠缺的情况，应加强电厂技术人员的管道应力与支吊架的专业培训。

        目前役前管系应力与支吊架安全评估工作是零散的在开展，主要集中在管系与支吊架安装过程的监督，前置的管系设计校核、支吊架质量监造，以及后续的支吊架运行、维护、管理等相关工作是处于事实上的失控状态，没有系统性的管理。针对此种情况，建议借鉴核电站的管理经验，建立“役前管系应力与支吊架安全评估预防性维修大纲”，将管系及支吊架自设计阶段至后期运维阶段，纳入全寿命周期管理。即在电厂安装阶段，以及后续的检修期间，明确支吊架每次检查的内容和范围，机组检修前直接导出需要检验的项目确保满足规范要求，做到“全过程，全覆盖，无遗漏”。

         由于电站管道系统错综复杂，管道支吊架数量数以千计，并具有不同的安全等级。具体操作时，应建立“管系及支吊架数据库”，内嵌“预防性维修大纲”，系统自动将需检验的内容，实现管理的自动化与信息化。

【参考文献】

［1］《火力发电厂汽水管道与支吊架维修调整导则》（DL/T616－2006） ［2］《火力发电厂管道支吊架验收规程》（DL/T 1113-2009

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660MW机组EH油系统常见的

  故障原因分析及处理方法

摘要：在汽轮机数字电液控制系统中，EH油系统作为重要组成部分，如果EH油系统出现故障，将会影响汽轮机数字电液控制系统的正常运行。为了确保EH油系统工作稳定，针对660MW机组EH有系统在运行过程中，出现EH油压波动、伺服阀内漏、EH油温升高、油管振动、抗燃油油质恶化、EH油系统泄漏等故障进行分析，同时总结经验对今后的日常维护提供参考依据。

关键词：汽轮机 EH油系统 伺服阀 变量柱塞泵

引言：随着科学技术的不断发展，作为发电设备的汽轮机组，越来越向大容量、高参数方向发展，以便获得尽量高的热效率，降低制造、安装和运行成本。这样设备更加复杂了，特别是在变工况过程中，需要综合控制的因素更多了，单纯液压调节系统已无法满足要求，随着计算机的发展与应用，汽轮机的控制系统由纯液压调节系统发展为电液并存式调节系统，并已在国内许多电厂得到了很好的应用。660MW汽轮机采用EH油，其具有良好的抗燃性，这个系统是汽轮机控制系统的重要组成部分，并且最大限度的保障汽轮机在运行时的安全问题。因为汽轮机组一旦发生故障，将会对汽轮机整体运行效果造成威胁。

         EH油压波动是指在机组正常工作的情况下（非阀门大幅度调整），EH油压上下波动范围大于1.0MPa。EH系统中通常配置两台恒压变量柱塞泵作为主油泵。恒压变量泵是通过泵出口压力的变化自动调整泵的输

输出流量来达到压力恒定的目的，所以，从

理论上讲恒压泵是有一定的压力波动。但如果压力波动范围超过1.0MPa，我们则认为该泵出现调节故障。出现EH油压波动现象，主要是由于泵的调节装置动作不灵活造成的。调节装置分为二部分：调节阀和推动机构。调节阀装在泵的上部，感受泵出口压力变化并转化成推动机构的推力，其上的调整螺钉用于设定系统压力。当调节阀阀芯出现卡涩或摩擦阻力增大时，不能及时将泵出口压力信号转换成推动机构的推力，造成泵流量调整滞后于压力变化，使泵输出压力波动。出现这种情况，可以拆下调节阀并解体，清洗相关零件，检查阀芯磨损情况，复装后基本可以消除该阀故障。推动机构在泵体内部，活塞产生的推动力克服弹簧力来决定泵斜盘倾角。当推动活塞发生卡涩或摩擦力增大时调节阀输出的压力信号变化不能及时转化成斜盘倾角（即泵输出流量）变化，使泵的输出压力发生波动。出现这种情况，需清洗推动机构的相关零件，并检查推动活塞的表面质量。

作者：刘飞

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二、伺服阀内漏

日常维护过程中EH油泵运行中出口压力波动大且出口压力下降明显，故障特征主要为由于是定期轮换时间，运行人员将B油泵切换到A油泵运行，A油泵启动后，运行依然稳定，但A油泵出口手动门门杆轻微渗油。于是，运行人员又将A油泵切换到B油泵运行，此时，B油泵出口压力波动并突降至约10.685MPa，其他未发生异常，将B油泵一直运行至晚上，B油泵出口压力缓慢下降至9.8MPa左右，油箱油温也有所升高，约48℃左右，于是，经过分析认为有两方面的原因导致，第一，B油泵出力不足，第二，系统伺服阀存在内漏。通过分析决定当晚立即更换一台新油泵，经试运观察发现新油泵出口压力也趋于下降趋势，油箱油温处于异常状态，油泵电机电流比正常时高了1.5A左右，就地测量各阀门回油温度，发现1号高调、2号高调油动机回油温度较高，随机决定对其进行伺服阀更换，更换后油泵电机电流就下降了1A，油温也趋于稳定。EH油系统虽然有所好转，但没有彻底解决问题。一周之后B油泵出口油压又开始下降，当时认为，新更换的油泵也存在出力不足问题，于是决定将其他机组曾经运行最稳定一台旧油泵替换到现在的油泵。油泵换好后启动，油泵出口就地压力表（滤网前）显示约11.2MPa，系统就地压力表（滤网后）显示也是11.2MPa，sis画面显示10.685MPa，说明，压力变送器与压力表存在一定偏差。但是，仅仅运行了1小时，油泵出口就地压力表（滤网前）显示约11.5MPa，系统就地

压力表（滤网后）显示约10.5MPa，sis画面显示10.071MPa，系统油压下降过快，于是又切到A油泵运行，系统压力趋于稳定，此时判定油泵出口滤芯可能堵塞，虽然压差值未报警，可能有诸多原因，于是，重新更换油泵出口滤芯，将油泵出口滤芯更换，重新启动B油泵，油泵出口就地压力表（滤网前）显示约11.5MPa，系统就地压力表（滤网后）显示约11.5MPa，sis画面显示10.922MPa，且运行稳定。事后通过对伺服阀返厂检测，1号高调门伺服阀线圈出现了问题，极不稳定，2号高调门伺服阀漏量严重超标，达到5L/min。伺服阀的泄漏，加速了EH油的再循环，油温自然会升高。

          EH系统的正常工作油温为20℃～60℃，当油温高于57℃时，自动投入冷却系统。如果在冷却系统已经投入并正常工作的情况下，油温持续在50℃以上，则我们认为系统发热量过大，油温过高。油温过高排除环境因素之外，主要是由于系统内泄或冷却水系统故障造成的。

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03

『攻坚克难』

        造成系统内泄的原因主要有几种：

        1、安全阀泄漏。安全阀溢流压力应高于泵出口压力2.5～3.0MPa，如果二者的差值过小，会造成安全阀溢流。此时安全阀阀的回油管会发热。对于此故障可以通过重新调整安全溢流阀整定值或更换新的安全溢流阀来处理。

         2、蓄能器短路。正常工作时蓄能器进油阀打开，回油阀关闭。当回油阀未关紧或阀门不严时，高压油直接泄漏到回油管，造成内泄。此时，阀门不严的蓄能器的回油管会发热。此时可以通过排查系统各个阀门状态来消除此故障。

       3、伺服阀泄漏。当伺服阀的阀口磨损或被腐蚀时，伺服阀内泄增大。此时，该油动机的回油管温度会升高。此时可以通过更换伺服阀来消除此故障。

        4、卸荷阀卡涩或安全油压过低。当油动机上卸荷阀动作后发生卡涩会造成泄漏，当泄漏大时油动机无法开启，当泄漏小时造成内泄。此时，该油动机的回油管温度会升高。当安全系统发生故障出现泄漏时，安全油压降低，会使一个或数个卸荷阀关不严造成油动机内泄。此时可以通过检修或更换其卸荷阀。

        EH油管路特别是靠近油动机部位易发生高频振荡，振幅达0.5mm以上，我们称之为EH油管振动，其中以HP管为最多。油管振动会引起接头或管夹松动，造成泄漏，严重时会发生管路断裂。

        引起油管振动的原因有以下几个方面：1、机组振动。油动机与阀门本体相连，当机组振动较大时，势必造成油动机振动大，与之相连的油管振动也必然大。2、管夹固定不好。《EH系统安装调试手册》中规定管夹必须可靠固定，如果管夹固定不好，会使油管发生振动。3、伺服阀故障，产生振荡信号，引起油管振动。4、控制信号夹带交流分量，使HP油管内的压力交变产生油管振动。可以通过试验来判断是哪一种原因引起的振动。当振动发生时，通过强制信号将该阀门慢慢置于全关位置，关闭进油门，拔下伺服阀插头，测量振动。如果此时振动明显减小，说明是伺服阀或控制信号问题；如果振动依旧，说明是机组振动。对于前一种情况，打开进油门，使用伺服阀测试工具通过外加信号的方法将阀门开启至原来位置，如果此时没有振动，说明是控制信号问题，由热工检查处理；如果振动加大，说明是伺服阀故障，应立即更换伺服阀。

五、抗燃油油质恶化

抗燃油质的恶化主要包括：油中杂质含量（颗粒度）的超标和油的高温氧化与酸度的增加。抗燃油颗粒度运行指标为SAE 2级或NAS 5级，酸度指标为最大0.1（mgKOH/g）。高颗粒度会导致抗燃油系统中的精密元件产生摩擦损坏以及卡涩等问题；高酸度会导致抗燃油产生沉淀、起泡以及对系统中的精密元件的腐蚀，增加颗粒污染并对元件产生摩擦损坏等问题。另外，EH油中的氯离子含量增加时，也会使氯离子和铁产生化学反应，生成氯化铁，造成元

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『攻坚克难』

件腐蚀和油质污染，颗粒度增加。导致抗燃油颗粒度超标的主要原因有：安装检修环境不清洁；管路及系统中的元件清理不彻底；密封件老化脱落；管道内壁上有机物的融解和剥离；系统中相对运动的部件之间摩产生金属碎屑。导致抗燃油酸度超标的主要原因是：EH油局部过热和含水量过高，其中以局部过热最为普遍。因为EH系统工作在汽轮机周围，伴随着高温、高压蒸汽，难免有部分元件或管道处于高温环境中，温度增加使抗燃油氧化加快，氧化会使抗燃油酸度增加，颜色变深。

六、EH油系统泄漏

橡胶制作，无法使用其它材料代替。在对密封件进行更换时，一定要检查更换密封件的质量，避免系统中出现有质量缺陷的密封件，为此建议选用专业制造厂生产的密封件产品。若发现O型圈发生损坏要及时查明原因。若无法解决，应减少O型圈的更换周期，并将同周期更换的O型圈全部进行更换，防止类似缺陷发生。

结语：

        汽轮机作为一种重要的工业生产设备，其运行的安全性和稳定性，对发电企业来说，都有着至关重要的影响。而在汽轮机运行中，EH油系统作为保证其安全运行的重要系统，它能够对汽轮机运行状态进行保护，从而保证汽轮机正常运转。因此，对于EH油系统的要求就需要有较高的可靠性，为了避免事故的发生，我们应结合现场实际情况，总结每次异常的发生情况，提高日常维护检修技术水平，及时消除系统各类缺陷和故障，使EH油系统更加稳定、安全、高效地运行。

        本文就EH油系统中日常维护中出现的故障及处理方法做出简要介绍，希望能供大家共同参考学习，不足之处还请大家不吝指正。

参考文献：

1、王双立火力发电厂汽轮机油系统故障检修[J]低碳世界，2014, 03: 40-41

2、《EH系统的典型故障及处理》 新华控制工程有限公司

3、《660MW汽轮机数字电液控制说明书》 东方汽轮机有限公司

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『攻坚克难』

除尘系统高频变分压电阻测量方法和                    故障原因分析

一、系统简介

        锡电公司电除尘高频变是由北京信实德电气设备有限公司生产的HFR-Ⅲ型高频高压整流电源，它是利用高频开关技术而形成的逆变式电源，其供电电流是一系列窄脉冲构成，可以给电除尘器提供具有从接近纯直流到脉动幅度很大的各种电压波形。

二、背景

        锡电公司每台锅炉配置两台双室五电场静电除尘器，每个室分两个区，锅炉烟气流经静电除尘器的五个串联电场进行除尘后，由烟囱排出，每台锅炉有40台电除尘高频变压器。

        电除尘系统从2019年投入运行至今，曾多次出现“二次电压低跳闸”缺陷，经对多次故障原因的系统分析，确定故障原因主要集中在高频变内部的分压电阻上。

三、分压电阻的测量方法

        高频变压器内分压电阻选用的是RIP 124 100M K型号的高压高阻电阻器，由4个该型号电阻串并联组成分压电阻控制板。

                                                      分压电阻板原理图

       每个电阻器额定功率：15W（75℃）/10W（125℃）；最高工作电压：40kV；阻值：100兆欧。通过4个电阻器的串并联组合，最终形成一个阻值为100兆欧的分压电阻板。

       分压电阻板测量方法1：打开高频变上部端盖，将变压器油全部排空，铁芯抽出，解开分压电阻板两端接线，使用1000V绝缘电阻表测量绝缘值，测量结果在100±5兆欧证明分压电阻合格。

        分压电阻板测量方法2：此方法根据方法1进行改进，可在不进行高频变压器上端盖拆除和吊芯的情况下进行分压电阻值测量，此方法只能作为分压电阻测量时使用，无法判断分压电阻具体情况，如测量结果远大于100兆欧，仍需进行变压器吊芯，做进一步检查。

将刀闸箱内的电场侧刀闸摇至接地位，电源侧刀闸摇至悬空位，使用1000V绝缘电阻表，将电阻表“L”端与电源侧输出线连接，“E”端与地线连接，测量结果在100±5兆欧证明分压电阻合格；反向测量，将电阻表“L”端与地线连接，“E”端与电源侧输出连接，阻值无穷证明分压电阻合格。

作者：宋佳宾

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『攻坚克难』

                                                           高频变吊芯检查

四、分压电阻故障原因分析

        因分压电阻是高压、高阻、厚膜电阻器，属于压片电阻一种，并且分压电阻正常工况下一直处于变压器油内，部分涂膜在长期运行中老化、脱落与铁芯的固定件发生绝缘击穿放电，导致分压电阻损坏。分压电阻损坏后，阻值由100兆欧升至无穷，高频变控制板采集不到二次电压，导致二次电压低保护动作跳闸。

                                                          损坏的分压电阻

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04

『技术革新』

        锡林浩特发电公司2×660MW超超临界机组烟气脱硝系统采用高灰型选择性催化还原烟气脱硝（SCR）工艺，即SCR反应器布置在低温过热器出口和空气预热器之间，每台锅炉配置2台SCR反应器，稀释风风源选用热一次风，脱硝还原剂采用尿素水解制氨。1号机于 2019年12月12日开始投入运行，2号机于2020年7月11日正式投入运行。

        因脱硝稀释风来源为热一次风，热一次风含尘量较大，至机组投运以来多次导致氨空混合器及喷氨支管管道堵塞，影响脱硝SCR流场均匀性。为保证脱硝系统稳定运行，计划增加一路冷风作为稀释风风源。从锅炉冷一次风道引出两路风管，在引出管路上设置手动蝶阀，汇合后就近接入原热一次风主管，便于冷热风切换检修，同时在SCR出口烟道约29.00m处设置冷一次风加热器，加热后的稀释风温度不得低于180℃，将加热后的稀释风引回至稀释风主管道。在稀释风加热器进出口设置手动蝶阀，在主管道设置旁路蝶阀。现场设置操作平台，就近设置检修人孔，方便换热器安装检修操作。

改造后工艺流程图如下（云线内为本次改造内容）：

        改造后，稀释风采用冷一次风，通过换热器加热后喷入混合中，可以避免出现空预器漏风导致热一次风含尘量增加，造成管路堵塞的问题，同时原热一次风保留，与新增的冷一次风管路可以互为备用，增加系统运行的安全性与稳定性。1号机于2022年6月小修期间进行了脱硝稀释风改造，目前运行效果良好，计划2023年进行2号机脱硝稀释风改造。

脱硝系统稀释风风源优化

作者：卢国亮

04

『技术革新』

         卸煤沟刮板机回程带料严重，运行过程每班都会造成尾部积煤影响卸煤沟正常运行。每天需要需要对尾部积煤进行清理，无法连续生产，影响正常生产组织。为尽量减少停机对生产的影响，设备管理组经过现场实勘，对卸煤沟刮板回程带料进行技改。

        一、处理措施：

        1、割掉斜板，露出立筋；

        2、底板割孔。距离各立筋50mm割孔；

        3、原未处理的横梁上盖板、底板距离各立筋50mm割孔。

        4、焊接槽钢加固。

        注意事项：割掉斜板前，在斜板上打至少2个孔，注水，避免发生煤尘爆炸。

         二、底托链板距离头轴距离近，造成头部回程带料。

在横梁改造时观察横梁里侧侧板到4#破碎站料仓尾部的距离，若底托板伸到料仓内部，则割掉底托板伸到料仓内部的部分，必要时两端加托链板。

                                需要改造的部分                                                 底托板与料仓示意

         三、尾部伸缩缝改造

         尾部上托板底部焊接10mm左右的钢板（补板），宽度500-600mm（伸入底托板各50mm以上），在侧壁两端焊接托板，使补板牢固的固定在侧壁上。（没有图纸，需要现场测量托板焊接位置）

                                                                补板焊接示意图

         改造后卸煤沟刮板回程带料问题得到了解决，保障了卸煤沟连续作业，避免了人力清理积煤现象。

解决卸煤沟刮板机回程带料问题

作者：隋月

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『技术革新』

卸煤沟刮板机起坡处冻粘技术改造

作者：隋月

        卸煤沟刮板机起坡处冬季冻粘严重，每天需要停机清理冻粘，无法连续生产，影响正常生产组织。为尽量减少停机对生产的影响，设备组进行经过现场实勘，提出如下解决方案。

图1处是刮板机上托板平段到斜面的起坡处（拐点）铺满积煤。冬季积煤冻粘在上托板，越粘越厚，最终导致刮板链条不能顺利通过拐点。

一、原因分析

1、去除上托板拐点。将上托板拆除后从尾部到头部做成缓坡，可以解决拐点处冻粘.

2、在拐点处上托板下面安装加热板。

二、解决方案

（1）刮板机拐点外侧土方挖开，侧板开孔，加热板支架提前焊好后安装到上托板，使拐点处上托板始终在零度以上，煤不会冻粘到托板上，从而改善拐点冻粘。

（2）将原1#破碎站尾部水泥检修通道（3000*3000*3400）放到开挖处，便于后续检修。

二、解决方案

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04

『技术革新』

1、去除拐点、降低坡度有效解决拐点堆积冻粘，有效降低刮板拉伸阻力，延长刮板使用寿命，减小因冻粘问题 造成的清煤工作。

2、安装加热板后，可以解决冬季冻粘料快速脱离铁板，实现冻粘料自动清理。

3、铺设检修通道便于检修、清理积料，有效的节省维护时间，提高卸煤沟生产能力。

三、预期效果

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04

『技术革新』

         5#、6#仓给煤机运行过程中，主控室启动给煤机运行后，拍下现场急停按钮，给煤机停止工作；急停按钮恢复后，给煤机自动启动，存在极大安全隐患。

        通过研究给煤机启动原理及急停按钮工作原理，启动命令发出后采用启动命令中间变量作为自锁，启动后一直保持输出，急停按钮硬线未接入PLC系统，更改自锁点及方式对PLC控制程序进行修改，程序中增加一行，将“启动命令中间变量”后增加一计时器，作为“接触器返回信号延迟允许时间”；在自保持回路“启动命令中间变量” 后增加“接触器返回信号延迟允许时间”输出闭点，同时增加接触器运行信号作为自保持；远程点击启动后，首先采用“启动命令中间变量”作为自保持，当计时器时间到后，断开“启动命令中间变量”自保持回路，改为接触器运行信号作为自保持。当发生故障或急停，接触器运行信号消失后，自保持取消，给煤机停止工作且不会再自动启动。

                                                                      修改前的程序

          

     

                                                             修改后的程序

        通过此次改造解决了给煤机远程启动运行过程中拍下急停按钮，再次复位后给煤机自动启动的问题，避免了因此问题造成的人员伤亡，消除了设备安全隐患，提高了系统安全稳定性。

输煤系统5#、6#仓给煤机程序改造

作者：温东波

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04

『技术革新』

        目前火电机组因一次调频响应电网负荷的不足造成大范围考核事件时有发生。分析认为主要由调频负荷响应不同步、电网考核采用的频率信号和火电机组测量信号不同源、电厂 PMU 故障造成采集时钟不同步以及机组实际负荷受锅炉燃烧影响造成。

        电网考核采用的网频信号变化趋势理论上要提前于火电机组的转速信号，目前不少火电机组转速测量采用磁阻探头，该测量原理造成实际转速反馈偏差较大且迟延时间较长。同时由于抗干扰能力差，频率信号经常因为干扰出现偏差。

        一次调频信号来自 DEH 的转速卡。由于 DEH 的转速卡的量程为 0 到 1 万转，转速卡只有千分之一的精度，远低于 10 万分之一的精度，即没有办法达到 0.1 转的分辨率。因此机组一次调频的组态中，一次调频的函数死区常常没有按照规程设置在±2 转，而是设置在±1.6 转，造成了机组每个月的一次调频动作次数比正常情况增加 1 倍以上，对机组造成扰动，影响汽轮机调门的使用寿命等。

        

电网要求火电机组调频死区为 2r/min，在火电机组一次调频实际响应中经常出现调频幅值不足和迟滞问题。若人为把机组调频死区修改为小于 2r/min，虽可以提高一次调频的响应幅值，但是造成机组调阀动作过频甚至会影响机组安全运行。虽然电网送 DCS 系统有电网频率信号，但是量程一般为 45～55Hz，精度无法满足需求。时间比较长，难以满足快速响应的要求。

        为了大幅度提高一次调频合格率，减少调度的考核扣减的积分电量。在使用高精度频率信号源的同时，还需要对热工的控制逻辑进行优化，使调门动作的次数大量降低，可减少调门的寿命周期意外损耗，改善机组运行经济性等综合优化目标。

       针对以上诸多问题，我厂已经将加装高精度智能一次调频同源测控装置列入技改项目，利用机组的检修机会将对进一步对高精度智能一次调频同源测控装置进行安装和调试。

高精度智能一次调频同源测控装置的应用

作者：王昊

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『技术革新』

         输煤系统高质量除尘器改造

     助力公司洁净化生产深度管控工作

 1 项目简介 

2 项目方案

        （3）C2尾部增加除尘器方案 

作者：杨明旺

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『技术革新』

负压，除尘器未设置下灰斗，直接安装在C2皮带机导料槽上。电源引接至筒仓MCC配电间内。

        本次除尘器改造新增的三台除尘器，运行效果良好，除尘效果明显。Z26转运站改造前每次上煤作业，喷粉量在1吨以上，改造后导料槽出口未见明显喷粉现象，效果明显。粉尘清理工作由原来的每日清理延长至每半月清理一次。KC2头部护罩及C1尾部导料槽增加除尘器后，未见明显喷粉情况，区域环境得到了明显改善。C2皮带机由于喷粉、溢粉情况较为复杂，本次除尘器增加后导料槽喷粉问题得到了彻底解决，但犁煤器卸煤喷粉、胶带抖动扬尘等问题均未彻底解决。2023年计划对C2犁煤器区域进行封闭，对C2及KC2皮带机安装回程皮带清洗装置，持续推进输煤系统粉尘治理神华管控工作。

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04

『技术革新』

高寒地区褐煤机组烟气提水的结构与                        应用探讨

         中国已探明的煤主要分布在内蒙古等北方地区，煤中的水分较大，一般在15～30%。另外北方地区严重缺水，火电机组生产消耗大量的水，在我国北方地区，由于缺水的原因，火电机组的发展受到了很大的限制。探索回收燃煤燃烧后烟气中的水分，补偿火电机组水的消耗，则具有重大的社会效益。

        本文介绍了高寒地区褐煤机组烟气提水结构与应用。阐述换热器结构及优化设计、机械通风间接冷却塔设计及结构。通过实际投运情况，结合水质分析报告，对烟气冷凝水用途进行了分析，保证水质满足脱硫及工业用水要求，为北方燃烧褐煤机组降低水耗指标开辟了新的路径。

关键词：褐煤；烟气提水；氟塑料器；冷却塔

        大唐锡林浩特电厂2X660MW超超临界燃煤空冷机组，主机采用直接空冷、辅机采用间接冷却，煤种为褐煤，设置脱硫、脱硝，是国家大气污染防治行动规划的特高压线路配套电源。

        烟气提水的换热型式为烟气-水换热，主要为烟气提水换热器与机械通风冷却系统。

提水换热器布置于脱硫吸收塔出口和烟囱烟道进口之间，净烟气经换热器冷却后进入烟囱，排入大气。净烟气在冷却降温过程中部分湿饱和蒸汽凝结成水，凝结水在换热器底部的集水槽中不断聚集，并通过管道自流至收集池。

        换热器将烟气中的热量带入闭式循环水系统中，通过机械通风间接空冷系统对闭式循环水进行冷却降温。

        凝结水收集系统包括烟道的底部收集装置，输送管路、水的加药化学处理、蓄水池等设备。

        烟气冷凝水通过化学处理系统，水质满足脱硫及工业用水要求，实现零排放。

作者：孟晓辉

1 工程概况及绪论

2 烟气提水工艺简介

3 提水换热器系统设计优化

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『技术革新』

        结构如图所示：

                              图3.1 立面图                                                  图3.2 平面图

        进行烟气流场模拟，模拟结果如下：

         图3.3 模块布置方案速度流线分布图                图3.4 第一进风面速度分布图 

                图3.5 第二进风面速度分布图                            图3.6 出口速度分布图 

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『技术革新』

公式1中水露点温度由经验公式计算，有下列公式：

      

        公式3中，           为烟气中水蒸汽的份额(18.13%)。

        据以上公式，按设计煤质计算，其烟气酸露点为115.8℃高于脱硫塔后的饱和湿烟气温度。

3.3 氟塑料的抗腐蚀能力

        烟气冷凝形成的稀酸易与金属发生氧化，烟气及飞灰不断冲刷破坏氧化膜，使得腐蚀行为非常强烈。燃烧过程中，燃料中的硫份转变成SO2，部分又被氧化成SO3，SO3溶于水成为H2S04溶液，部分SO2与水反应生成H2S03，此外烟气中含有卤族元素CL、F，卤族元素的露点在60℃左右，随浓度上升露点也会变化，盐酸露点接近水和亚硫酸的露点，即使少量的与其他冷凝酸结合的卤化物都会产生严重的腐蚀问题。

        通过水质全分析，其pH值为３左右，冷凝水会对金属换热器的造成严重的腐蚀后果，选用改性氟塑料材料。

                                                         图3.7 凝结水水质全分析

        氟塑料管换热器，主要零部件的材料为氟塑料，只要与烟气接触的零部件，均用氟塑料材料包覆。

                                                     

                                                      图3.8 氟塑料换热器图

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『技术革新』

                                                       图3.9 换热管箱模块结构图 

        （1）耐腐蚀性能、耐浓酸、浓碱，抗氧化剂，化学性能极稳定。

        （2）有固体中最低的表面能，高度的不黏耐附性和抗垢能力及极低的摩擦系数。

        （3）使用温度高范围广，具有优异耐热性。

        （4）耐压性能良好，超高的抗弯曲疲劳强度。

        （5）氟塑料管的换热性能综合性强，虽然其导热系数低，仅为0.19～0.23w/m2K（纯铁为80 w/m2K）[4]，但通过采用小管径，小壁厚管材来实现大的换热面积。氟塑料换热器体积小﹐结构紧凑﹐设备单位体积内传热面积为金属管换热器的4倍多。

        （6）有优良的耐侯性，在大气环境中不氧化不降解，寿命可达15～25年。

        （7）氟塑料有良好的减磨性，与金属的干摩擦系数为0.1～0.3，在液体润滑的情况下，为0.02～0.04，其动静摩擦系数都比较小。氟塑料换热器的磨损主要是灰粒对管子的冲击和切削作用，因此，润滑的表面能抵消和减轻灰分磨损[5]。

3.5 氟塑料管径选型优化

3.5.1 氟塑料管力学性能设计

        根据力学性能，圆形的氟塑料管截面能够承受最大的静水压。保证“外径/壁厚”比例系数不变，则承受的内压不变，达到合理的承压要求的管径系列为12/14, 8/10等。

        提水装置分割为若干并联模块，每个模块布置有限数量的氟塑料管。在每个模块中，总换热面积与管径无关。

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『技术革新』

3.5.2 管径与性能关系研究

        我们搭建了一维仿真模型，进行了计算。

                                  

                       

                                                          图3.10 一体化控制图

        仿真分析的结果表明，在同等的提水性能的前提条件下，管径越小越经济。

                                                     图3.11 管径相关指标分析图

        氟塑料管的承压极限约为1Mpa，系统的总体水阻小于该数值，并留有足够的安全系数，因而管内流速大大制约了管径的选取，关系如下所示：

        根据上图曲线分析结果，使用氟塑料管外径14mm，水速为1.2m/s。

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『技术革新』

4.1 换热器设备介绍

        采用氟塑料换热器，由管束及框架组成。换热型式为烟气-水换热器，水侧为独立的闭式循环水系统。

        换热器框架、梁、冲洗水管等需用金属材料的部件，均采用S32205双相不锈钢或904L超级奥氏体不锈钢。内部连接螺栓采用更高等级的C276材质。模块顶部的大管板采用S32205双相不锈钢或904L超级奥氏体不锈钢，具有可靠的抗腐蚀性。

氟塑料换热器采用U型管设计，吊装在水平烟道内，管束和外框架采行弹性联接，U型管束可以自由膨胀和收缩。在烟气流动时，氟塑料管微微颤动，可以缓冲和减轻灰份的切削磨损。

                                                     图4.1 烟气提水换热器设备外形图

                                                              图4.2 烟道内部布置图

        烟气提水换热器模块数量14个，单根换热管长25.10m，每个模块换热管数量760根，单个模块外形尺寸1220mm×2110mm×13000mm( 宽×深×高）。

4 烟气提水换热器结构介绍

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『技术革新』

                                                       图4.3 换热器主视图与俯视图

                                                              图4.4 换热器侧视图

        烟气提水机械通风间接空冷系统按功能分为：稳压系统、循环水泵及管道系统、地下水箱系统、风机单元系统、冷却单元及其管道系统。

       每台机组设置6个风机冷却单元，采用单侧进风背靠背布置。两台机组共12个风机单元，每个风机单元包含4个冷却三角。冷却三角采用全铝制双流程空冷管束，每个冷却三角入口安装有可调开度百叶窗。相邻2个百叶窗由1台调节型执行机构控制。

        烟气提水循环水间冷系统采用单元制，每台机组配2台循环水泵。正常运行时采用小型稳压罐稳定闭式水压力。

                                       图5.1 烟气提水机械通风间接空冷示意图 

5 烟气提水机械通风间接空冷系统结构介绍

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『技术革新』

5.2 机械通风冷却塔结构

        间接空冷塔的主体结构为混凝土结构，单台机组空冷总体尺寸（长×宽×高）72m×15.2m×15.7m，管束尺寸（长×宽×高）6425×2640×150mm，结构图见6.2。

                                                    图5.2 机械通风间冷塔结构示意图

        每个空冷散热器冷却三角由两个冷却柱、一个百叶窗和一个冷却三角框架组成，每个冷却柱由2个铝制管束组成。

5.3 循环水系统

        循环水系统由管道、循环水泵、阀门等组成，循环水进、出管道与空冷散热器管束底部的热水、回水联箱连接。

        循环水管道在塔内采用并联布置型式，合理选择各分配段管径，采用了阻力值较小的斜插三通，使循环水在流动过程中随着分流进入每一个冷却段，管内流速逐渐递减，最大程度保证流动过程中位置最远的冷却段与最近的冷却端间的流动阻力差尽量小。

循环水泵布置在热水管路上，向冷却塔空冷散热器方向出水，此种布置功耗稍小，设备承受的静压力较小。

         充、排水系统主要由管道、充水泵、阀门、地下储水箱等组成。

        充水泵布置在塔内埋地水箱内，充水泵向系统进行充水，进而对各自系统的每个风机冷却单元的空冷散热器进行充水。

        在充水过程中，将各风机冷却单元进出水管阀前的支管、地下循环水管道、塔内循环水管进行完全充水。冷却单元充水时，冲水泵快速对逐个风机冷却单元的散热器依次进行充水，通过调整进出口阀门开度实现自动快速完成。

        当系统或某个冷却段停运时，可通过排水系统将一个或几个冷却单元内的水排入地下贮水箱。

        防止落在空冷散热器表面的灰尘影响散热效果，定期进行清洗。

        清洗系统布置于塔外，清洗机架可以上下及左右移动。由喷出的清洗水对表面进行冲洗，然后清洗小车再移动至下一位置并重复清洗程序。这种移动式冲洗框架可以沿着散热器表面移动，利用压力较高的冲洗水将污染物冲洗干净。

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『技术革新』

        结合冷凝水水质特点及回用水水质要求，主要有2个去向：

         （1）脱硫工艺系统补水；（2）全厂工业用水。

（1）作为脱硫工艺补水，仅需调整提水的pH即可，调整pH后满足脱硫使用。

（2）烟气提水作为全厂工业用水，除 pH 较低，水中悬浮物含量高，可返回至再生水深度处理系统入口进行处理后使用。

        机械通风间接空冷系统及其附属设备在环境温度极端最高温度39.4℃和极端最低温度-42.4℃下能安全运行，控制系统的可利用率为100%。闭式循环水水量5000t/h，满足闭式冷却水进出口温度31.28℃、21.61℃。烟气提水量在机组THA工况下设计为78.8t/h，年利用小时5000h,单台机组全年提水量为78.8t/h×5000h=394000t。

        本厂结合实际投运经验进行提水系统经济性运行，每天统计烟气提水系统提水量，耗电量等指标，分析运行经济性，对烟气提水运行进行微调，使烟气提水系统达到最佳经济运行状态。

        烟气提水系统的运行降低了机组水耗，水耗达到0.14kg/KW.H，本年度水耗争取值为0.09。降低了烟气尘量，由3.12mg降至2.52mg/Nm*3。

        烟气提水系统的投运，助力公司在锡林浩特市节水型企业评选会上荣膺“锡林浩特市节水型企业”称号。

        结合现场实际工况研究处理，如图7.1所示：负荷400MW，烟气提水提水量92t/h。

                                                           图7.1 提水曲线图 

                 图7.2 循环稳压系统图                                                   图7.3 空冷系统运行图

        烟气提水系统的应用，不仅仅降低了机组水耗、除尘效果良好。烟气提水技术的投运使本厂补水指标大大降低，为富煤少水地区建设资源节约型，环境友好型企业指明了方向，同时作为大唐系统内第一家褐煤机组炉后烟气提水应用企业具有重大意义。

6 烟气提水的应用

7 烟气提水系统运行意义

期刊：锡电技术专刊第五期

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