锋速达通风降温系统
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河北负压风机增压风机失速的原因分析电力工程电压等级与变电站继
【关键词】： 增压风机 失速分析 漳电脱硫
【引言】：近年来，由于我国国民经济的迅速发展，对电力的需求增长更快，作为主要电源供应的燃煤发电机组也逐年增加，燃煤火力发电装置排放物对人类生存直接构成危害，我国火力发电用煤主要是高灰分、高硫分煤的比例比较大，而且几乎不经过任何洗选等预处理过程，同时，火力发电硫氧化物排放的总量最大而且集中，因此，火力发电需要对尾气硫化物进行脱除，目前在发电厂应用最多的脱硫技术是比较成熟的石灰石-湿法，石灰石-湿法技术关键是脱硫工程中增压风机的正常运行，只有保证增压风机正常运行，才能保证脱硫工程正常运行，乃至整个机组的正常运行
增压风机是大容量轴风机，是直接影响主机安全运行的重要因素，同时也是环保评价我厂脱硫投入率的前提，轴硫分风机失速信号测点就是风机叶片前后的烟气流量的差压前后的反应，运行对DCS增压风机筒振重点监测是十分必要的，正常情况下烟气流入静叶挡板门通过动叶旋转至增压风机出口，烟气流与动叶形成很小的夹角当经过叶片后形成平行的流线状态为最好。当烟气与某一叶片形成有扰动角度时，这时绕过叶片的烟气流在叶片背面形成涡流，叶片之间的气道受阻，轻则筒振增大，失速报警信号发出。重则，扰动气流破坏相邻的边界层，使之多个动叶间烟气流通道被气流团阻塞（包括级间叶片气流团剧烈扰动导致末级叶片背压升高）不采取措施风机喘震增大引起共振，导致叶片折断轴变形断裂等严重后果。
#6脱硫工程运行,增压风机静叶挡板开度60%,增压风机出口温度异常升高、电流下降、筒振升高、失速报警信号发、出口压力下降，增压风机内声音异常，静叶挡板门各静叶轴承座振动增大，造成#6增压风机失速有以下原因：
1、 脱硫工程中出入口烟气挡板门内置扇形板任意一扇脱落或销子断使扇门
不能开启，都会导致增压风机入口流量不足或出口阻力增大。
1）、烟气工程入口挡板门没有完全开启或挡板门的一扇脱落，造成入口风量不足，增压风机不能正常工作，发生喘振，造成失速，经检查入口挡板门在全开位置，没有发现任意一扇脱落开不起来，也没有发现销子断裂，挡板门的主轴转动自如；
2） 、烟气工程出口挡板门没有完全开启，或挡板门的一扇脱落，造成入口风量不足，增压风机不 能正常工作，发生喘振，造成失速，经检查入口挡板门在全开位置，没有发现任意一扇脱落开不起来，也没有发现销子断裂，挡板门的主轴转动自如；
3）、烟气工程烟道中的支撑多,支撑不合格,支撑上积灰,造成工程阻力大,经专家测试工程支撑不是造成增压风机失速的原因;
2、GGH积灰造成烟气阻力大，GGH打开人孔检查后，发现换热元件上积灰严重，增压风机入口烟尘含量高，造成工程积灰，造成GGH积灰严重的原因有：
1）、烟气中灰尘含量高，携带的烟尘黏结在换热器元件上，造成换热元件堵塞而使增压风机阻力增大；
2）、GGH蒸汽吹扫的蒸汽品质差，没有过热度，蒸汽吹扫要求蒸汽压力在0.9Mpa左右，饱和蒸汽的温度在175℃，而我们的蒸汽压力也就170多度，只属于饱和蒸汽，而没有过热度，饱和蒸汽吹至GGH就会瞬间变为湿蒸汽，吹至GGH和GGH上的灰尘黏结，吹扫的次数越多沉积死灰的机率越大，长时间运行使GGH上沉积灰垢而导致GGH前后压差增大，而导致增压风机出口阻力大，我们的低压水冲洗压力只有0.04Mpa的压力，而吹灰器要求压力在0.3-0.5Mpa，远远不能达到吹灰器的要求，因此在脱硫工程停运后低压水冲洗的效果也不是很好；
3）、GGH设计可能有问题，上一次国家环保来检查，一位专家问GGH换热元件的高度有多少，他说GGH换热元件的高度超过40cm应该用两套吹灰器，低于40cm用一套吹灰器，我们厂#5、6脱硫工程吹灰器换热正好40cm，而我们的GGH只有一套吹灰器，再加上烟气中含尘量比较大，一套向下吹扫的吹灰器远远不能满足吹扫，如果GGH上、下各有一套吹灰器，可能对GGH换热元件的吹扫会效果更好一点。
4）、我们#5、6脱硫工程经常在小烟气量的运行方式下运行，如果在这种运行方式下三台循环泵运行，会导致石膏浆液在吸收塔烟气入口干湿交汇处结垢形成一个平台，使许多石膏浆液反流至GGH换热元件上，由于烟气温度高，石膏浆液不能得到及时冲洗结垢，蒸汽吹扫不起作用，使换热元件堵塞，因此，在脱硫工程停运期间应该停运循环泵，在小烟气量运行的情况下，应该停运一台循环泵，在脱硫工程停运或检修时，应对GGH进行低压水冲洗，并用干燥风进行干燥。
5）、当除雾器冲洗不能正常冲洗时，烟气中携带的一些细小的石膏颗粒经过除雾器进入GGH，黏结在GGH上，在#6脱硫工程C级检修时，在吸收塔至GGH烟道平台上就沉积着许多的灰垢和石膏垢，在GGH净烟气侧沉积上石膏以后旋转到原烟气侧，如果GGH得不到及时的吹扫，原烟气温度高，会在GGH上形成死垢，而不容易冲洗，在吹灰器吹扫时，吹扫走的只是软垢，长时间运行容易造成换热元件堵塞而造成增压风机出口阻力大。
6）、要经常校对GGH前后压差，发现压差增大增加蒸汽吹扫次数，如果压差超过规定，应进行高压水冲洗，保证GGH换热元件在洁净的环境下运行，并且利用脱硫工程停运期间对GGH换热元件进行检查，保证GGH下次启动的可利用率。
7）、在脱硫工程正常运行时，可通过蒸汽吹扫正常吹灰，也可在线高压水冲洗，如果在线冲洗不起作用，可以在脱硫工程停运以后离线高压水冲洗，然后低压水冲洗，采取措施无效后联系消防车对GGH进行冲洗，冲洗后启动脱硫工程。
8）、运行人员必须根据规定对GGH进行吹扫，保证GGH的正常运行。
3、吸收塔除雾器堵塞，#6脱硫工程C级检修时，打开人孔检查发现#6吸
收塔一级除雾器70%-80%堵塞，8个单元不同程度损坏，一级除雾器冲洗水向上喷嘴50%堵塞，向下70%堵塞，一级除雾器向上冲洗水管齐根断开；二级除雾器30%堵塞，冲洗水喷嘴向上30%堵塞，向下70%堵塞。造成除雾器堵塞的原因有：
1）、喷嘴堵塞造成冲洗水量不足，不能够对黏结在除雾器上的细小石膏和灰尘及时清理，3小时后石膏形成板结而不容易冲洗而结垢。
2）、部分喷嘴损坏，冲洗角度不够90度，造成冲洗面积不够，使冲洗有盲区，除雾器冲洗应覆盖整
个表面，相邻喷嘴喷射出的圆锥形必须适当搭接、部分重叠，以确保冲洗水对整个除雾器表面有一定的覆盖程度，冲洗覆盖率应为100%-300%，而我们的除雾器覆盖面积还达不到100%，一般情况下除雾器断面上瞬时冲洗耗水量约为1-4m3/（m2.h）。
3）、工艺水水质差，除雾器冲洗水管道管壁脱落，造成喷嘴堵塞，尤其向下冲洗的喷嘴堵塞比较严重， 除雾器冲洗水冲洗的要求压力适中，冲洗压力低时，冲洗效果大，冲洗压力过高时则易造成烟气带水，除雾器正面的水压应控制在0.25Mpa以内，背面的冲洗水应大于0.1Mpa，一级除雾器的冲洗水应高于二级除雾器。
4）、在C级检修以前运行中发现#6吸收塔除雾器冲洗水部分冲洗水流量变小，在运行中应该坚持冲洗， 保证冲洗周期，不管水的流量有多大，都应该依次对每个冲洗水门开启，保证畅通的喷嘴所对应的除雾器 得到冲洗。
5）、经过对除雾器的清理，C级检修结束后，#6脱硫工程启动后，#6增压风机能够正常进入工作区域， 保证脱硫工程的正常运行。
6）、经常性的校对除雾器的前后压差，保证除雾器前后压差的准确性，保证运行人员准确判断和可操作性。
4、增压风机失速的原因还有增压风机与工程不匹配，增压风机出力跟不上，造成风机失速，还有增压风机在安装过程中，安装水平差。
5、热工信号误发 #6脱硫工程C级检修以前，造成#6增压风机失速的原因主要是除雾器堵塞，造成增压风机出口阻力大，而#5、6脱硫工程经常性的失速的主要原因是GGH换热元件不洁净，造成增压风机出口阻力大失速。
【结语】：
1、在实际运行操作方面，控制吸收塔石膏浆液的PH值，防止石膏浆液过饱和，过饱和度一般应控制在120%-130%，PH值应控制在5.2-5.8之间，浆液浓度应控制在10%-15%之间。
2、在脱硫工程停运之前应先对GGH进行高压水冲洗，然后停运，并且对吹灰器喷嘴进行检查是否堵塞，离线低压水冲洗后应该打开GGH上部人孔进行干燥，保证换热元件的干燥性，防止下次启动时换热元件积灰。
3、在脱硫工程停运以后应对除雾器多次冲洗。
4、正常运行中要严格执行GGH和除雾器的吹扫规定。
5、严格监视GGH压差和除雾器前后压差，发现压差有问题及时联系热工对表计校对，保证运行中的正确判断。
6、不管是蒸汽吹扫，还是高压水、低压水冲洗，都应该在厂家提供的资料范围内进行工作，保证吹扫的可靠性。
7、GGH积垢堵塞和除雾
电力工程电压品级有220/380V（0.4 kV），3 kV、6 kV、10 kV、20 kV、35 kV、66 kV、110 kV、220 kV、330 kV、500 kV。随着机电制造工艺的提高，10 kV电念头已批量生产，所以3 kV、6 kV已较少使用，20 kV、66 kV也很少使用。供电工程以10 kV、35 kV为主。输配电工程以110 kV以上为主。发电厂发机电有6 kV与10 kV两种，现在以10 kV为主，用户均为220/380V（0.4 kV）低压工程。
凭据《城市电力网划定设计划定规矩》划定：输电网为500 kV、330 kV、220 kV、110kV，高压配电网为110kV、66kV，中压配电网为20kV、10kV、6 kV，低压配电网为0.4 kV（220V/380V）。
发电厂发出6 kV或10 kV电，除发电厂自己用（厂用电）之外，也能够用10 kV电压送给发电厂四周用户，10 kV供电范围为10Km、35 kV为20~50Km、66 kV为30~100Km、110 kV为50~150Km、220 kV为100~300Km、330 kV为200~600Km、500 kV为150~850Km。
2.变配电站种类
电力工程各类电压品级均经由过程电力变压器来转换，电压升高为升压变压器（变电站为升压站），电压下降为降压变压器（变电站为降压站）。一种电压变为另外一种电压的选用两个线圈（绕组）的双圈变压器，一种电压变为两种电压的选用三个线圈（绕组）的三圈变压器。
变电站除升压与降压之额外，还以规模年夜小分为枢纽站，区域站与终端站。枢纽站电压品级通常是三个（三圈变压器），550kV /220kV /110kV。区域站一般也有三个电压品级（三圈变压器），220 kV /110kV /35kV或110kV /35kV /10kV。终端站一般直接接到用户，年夜大都为两个电压品级（两圈变压器）110kV /10 kV或35 kV /10 kV。用户自己的变电站一般只有两个电压品级（双圈变压器）110 kV /10kV、35kV /0.4kV、10kV /0.4kV，其中以10kV /0.4kV为最多。
3.变电站一次回路接线方案
1）一次接线种类
变电站一次回路接线是指输电线路进进变电站以后，所有电力装备（变压器及进出线开关等）的相互毗连方式。其接线方案有：线路变压器组，桥形接线，单母线，单母线分段，双母线，双母线分段，环网供电等。
2）线路变压器组
变电站只有一路进线与一台变压器，而且再无成长的情况下采用线路变压器组接线。
3）桥形接线
有两路进线、两台变压器，而且再没有成长的情况下，采用桥形接线。针对变压器，联络断路器在两个进线断路器之内为内桥接线，联络断路器在两个进线断路器之外为外桥接线。
4）单母线
变电站进出线较多时，采用单母线，有两路进线时，一般一路供电、一路备用（分歧时供电），两者可装备用电源互自投，多路出线均由一段母线引出。
5）单母线分段
有两路以上进线，多路出线时，选用单母线分段，两路进线划分接到两段母线上，两段母线用母联开关毗连起来。出线划分接到两段母线上。
单母线分段运行方式比力多。通常是一路主供，一路备用（不合闸），母联合上，当主供断电时，备用合上，主供、备用与母联互锁。备用电源容量较小时，备用电源合上后，要断开一些出线。这是比力经常使用的一种运行方式。
对于出格重要的负荷，两路进线均为主供，母联开关断开，当一路进线断电时，母联合上，来电后断开母联再合上进线开关。
单母线分段也有益于变电站内部检修，检修时可以停失落一段母线，若是是单母线不分段，检修时就要全站停电，哄骗旁路母线可以不停电，旁路母线只用于电力工程变电站。
6）双母线
双母线主要用于发电厂及年夜型变电站，每线路路都由一个断路器经过两个隔脱离关划分接到两条母线上，这样在母线检修时，就能够哄骗隔脱离关将线路倒在一条件母线上。双母线也有分段与不分段两种，双母线分段再加旁路断路器，接线方式复杂，但检修就很是利便了，停电范围可削减。
4.变配电站二次回路
1）二次回路种类
变配电站二次回路包括：丈量、庇护、控制与旌旗灯号回路部门。丈量回路包括：计量丈量与庇护丈量。控制回路包括：就地手动合分闸、防跳联锁、实验、互投联锁、庇护跳闸和合分闸执行部门。旌旗灯号回路包括开关运行状态旌旗灯号、事故跳闸旌旗灯号与事故预告旌旗灯号。
2）丈量回路
丈量回路分为电流回路与电压回路。电流回路各类装备串联于电流互感器二次侧（5A），电流互感器是将原边负荷电流统一变为5A丈量电流。计量与庇护划分用各自的互感器（计量用互感器精度要求高），计量丈量串接于电流表和电度表，功率表与功率因数表电流端子。庇护丈量串接于庇护继电器的电流端子。微机庇护一般将计量及庇护集中于一体，划分有计量电流端子与庇护电流端子。
电压丈量回路，220/380V低压工程直接接220V或380V，3KV以上高压工程全数经过电压互感器将各类品级的高电压变为统一的100V电压，电压表和电度表、功率表与功率因数表的电压线圈经其端子并接在100V电压母线上。微机庇护单元计量电压与庇护电压统一为一种电压端子。
3）控制回路
（1）合分闸回路
合分闸经由过程合分闸转换开关进行操作，常规庇护为提醒操作人员及事故跳闸报警需要，转换开关选用预合-合闸-合后及预分-分闸-分后的多档转换开关。以使哄骗不合错误应接线进行合分闸提醒与事故跳闸报警，国家已有尺度图设计。采用微机庇护以后，要进行远分合闸操作后，还要到就地进行转换开关对位操作，这就失往了远分操作的意义，所以应取消不合错误应接线，选用中心自复位的只有合闸与分闸的三档转换开关。
（2）防跳回路
当合闸回路泛起故障时进行分闸，或短路事故未破除，又进行合闸（误操作），这时候就会泛起断路器频频合分闸，不仅容易引发或扩年夜事故，还会引发装备损坏某人身事故，所以高压开关控制回路应设计防跳。防跳一般选用电流启动，电压连结的双线圈继电器。电流线圈串接于分闸回路作为启动线圈。电压线圈接于合闸回路，作为连结线圈，当分闸时，电流线圈经分闸回路起动。若是合闸回路有故障，或处于手动合闸位置，电压线圈起启动并经由过程其常开接点自连结，其常闭接点马上断开合闸回路，保证断路器在分闸进程中不能马上再合闸。防跳继电器的电流回路还可以经由过程其常开接点将电流线圈自连结，这样可以减轻庇护继电器的出口接点断开负荷，也削减了庇护继电器的连结时间要求。
有些微机庇护装配自己已具有防跳功能，这样就能够不再设计防跳回路。断路器操作机构选用弹簧储能时，若是选用储能后可以进行一次合闸与分闸的弹簧储能操作机构（也有用于重合闸的储能后可以进行二次合闸与分闸的弹簧储能操作机构），由于储能一般都要求10秒左右，当储能开关经常处于断开位置时，储一次能，合完以后，将储能开关再处于断开位置，可以跳一次闸；跳闸以后，要手动储能以后才能进行合闸，此时，也能够不再设计防跳回路。
（3）实验与互投联锁与控制
对于手车开关柜，手车推出后要进行断路器合分闸实验，应设计合分闸实验按钮。进线与母联断路，一般应凭据要求进行互投联锁或控制。
（4）庇护跳闸
庇护跳闸出口经过毗连片接于跳闸回路，毗连片用于庇护调试，或运行进程中消除某些庇护功能。
（5）合分闸回路
合分闸回路为经合分闸母线为操作机构提供电源，和其控制回路，一般都应零丁画出。
4）旌旗灯号回路
（1）开关运行状态旌旗灯号由合闸与分闸指示两个装于开关柜上的旌旗灯号灯组成：经过操作转换开关不合错误应接线后接到正电源上。采用微机庇护后，转换开关取消了不合错误应接线，所以旌旗灯号灯正极可以直接接到正电源上。
（2）事故旌旗灯号有事故跳闸与事故预告两种旌旗灯号，事故跳闸报警也要经由过程转化开关不合错误应后，接到事故跳闸旌旗灯号母线上，再引到中央旌旗灯号工程。事故预告旌旗灯号经由过程旌旗灯号继电器接点引到中央旌旗灯号工程。采用微机庇护后，将断路器操作机构辅助接点与旌旗灯号继电器的接点划分接到微机庇护单元的开关量输进端子，需要有中央旌旗灯号工程时，若是微机庇护单元可以提供事故跳闸与事故预告输出接点，可将其引到中央旌旗灯号工程。否则，应哄骗旌旗灯号继电器的另外一对接点引到中央旌旗灯号工程。
（3）中央旌旗灯号工程为安装于值班室内的集中报警工程，由事故跳闸与事故预告两套声光报警组成，光报警用光字牌，不用旌旗灯号灯，光字牌分集中与涣散两种。采用变电站综合自动化工程后，可以不再设计中央旌旗灯号工程，或将其简化，只设计集中报警作为计较机报警的后备报警。
5.变配电站继电庇护
1）变配电站继电庇护的作用
变配电站继电庇护能够在变配电站运行进程中发生故障（三相短路、两相短路、单相接地等）和泛起不正常现象时（过负荷、过电压、低电压、低周波、瓦斯、超温、控制与丈量回路断线等），迅速有选择性发出跳闸饬令将故障切除或发出报警，从而削减故障酿成的停电范围和电气装备的损坏水平，保证电力工程稳定运行。
2）变配电站继电庇护的基本工作原理
变配电站继电庇护是凭据变配电站运行进程中发生故障时泛起的电流增加、电压升高或下降、频率下降、泛起瓦斯、温度升高等现象跨越继电庇护的整定值（给定值）或超限值后，在整按时间内，有选择的发出跳闸饬令或报警旌旗灯号。
凭据电流值来进行选择性跳闸的为反时限，电流值越年夜，跳闸越快。凭据时间来进行选择性跳闸的称为按时限庇护，按时限在故障电流跨越整定值后，经过时间定值给定的时间后才泛起跳闸饬令。瓦斯与温度等为非电量庇护。
靠得住系数为一个经验数据，计较继电器庇护动作值时，要将计较成效再乘以靠得住系数，以保证继电庇护动作的准确与靠得住，其范围为1.3~1.5。
发生故障时的最小值与庇护的动作值之比为继电庇护的活络系数，通常是1.2~2，应凭据设计规范要进行选择。
3）变配电站继电庇护按庇护性质分类
（1）发机电庇护
发机电庇护有定子绕组相间短路，定子绕组接地，定子绕组匝间短路，发机电外部短路，对称过负荷，定子绕组过电压，励磁回路一点及两点接地，失磁故障等。出口方式为停机，解列，缩小故障影响范围和发出旌旗灯号。
（2）电力变压器庇护
电力变压器庇护有绕组及其引出线相间短路，中性点直接接地侧单相短路，绕组匝间短路，外部短路引发的过电流，中性点直接接地电力网中外部接地短路引发的过电流及中性点过电压、过负荷，油面下降，变压器温度升高，油箱压力升高或冷却工程故障。
（3）线路庇护
线路庇护凭据电压品级分歧，电网中性点接地方式分歧，输电线路和电缆或排挤线长度分歧，划分有：相间短路、单相接地短路、单相接地、过负荷等。
（4）母线庇护
发电厂和重要变电所的母线应装设专用母线庇护。
（5）电力电容器庇护
电力电容器有电容器内部故障及其引出线短路，电容器组和断路器之间毗连线短路，电容器组中某一故障电容切除后引发的过电压、电容器组过电压，所毗连的母线失压。
（6）高压电念头庇护
高压电念头有定子绕组相间短路、定子绕组单相接地、定子绕组过负荷、定子绕组低电压、同步电念头失步、同步电念头失磁、同步电念头泛起非同步冲击电流。
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