机组运行可靠性分析论文

摘要：随着国家环保政策的要求，确保实现国家“十二五”主要污染物总量减排目标，燃煤电站烟气脱硫装置取消旁路是电力行业发展的必然趋势。本文主要分析了脱硫装置取消烟气旁路后，对机组运行方式及安全性的影响因素，为机组取消旁路后的可靠性运行提供参考。以下是小编精心整理的《机组运行可靠性分析论文(精选3篇)》的相关内容，希望能给你带来帮助!

机组运行可靠性分析论文 篇1：

9FA燃气轮机联合循环发电机组润滑油泵组运行可靠性分析

摘 要：本文介绍了晋江燃气电厂的9FA燃气轮机联合循环发电机组，其交流润滑油泵电机在运行中出现了故障，通过对故障原因的分析，提出了应对解决措施；为进一步保证润滑油泵组运行可靠性，实施了技术改造工程。技术改造工程取得良好效果，可供同类型电厂借鉴。

关键词：交流润滑油泵；故障分析；应对措施；可靠性；技术改造

引言

福建晋江燃气电厂安装4台S109FA 350MW燃气—蒸汽联合循环发电机组，燃气轮机、蒸汽轮机、发电机由哈尔滨动力设备股份有限公司生产，GE公司提供技术支持。燃机型号为PG9351FA，汽轮机型号为158#（D10优化型），三压、一次中间再热、单轴、双缸双排汽，发电机为390H全氢冷，采用静态励磁。余热锅炉型号为NG-109FA-R，由杭州锅炉集团有限公司生产的高、中、低三压，一次中间再热、卧式、无补燃、自然循环余热锅炉[1， 2]。

该电厂4台机组共配有8台交流润滑油泵，每台机组配备两台交流润滑油泵，一用一备，承担着对燃气轮机、汽轮机和发电机的8个支撑轴承的冷切、润滑和平衡轴向推力的作用，并为发电机密封氢气提供所需油。作为机组重要辅助设备，任一台交流润滑油泵组在运行中发生故障，都会严重影响整个机组的安全性和可靠性，即使另一台泵能够正常运行，但因失去备用，机组次日不能正常启动，因为一旦运行中出现油泵再次故障，那么机组将被迫事故停机。

1 交流润滑油泵组故障情况

晋江燃气电厂4台机组已于2010年底全部竣工发电[3]。交流润滑油泵组主要由润滑油泵和油泵电机两大重要部件组成，投产配置润滑油泵为德国科尔法公司制造的NSSV系列ALLWEILER NSS125-315-1300油泵。流量：6965 lpm，出口压力：8.9 bar，转速：2975 r/min，输出功率：186.5 kW，最大工作温度：93.33℃。因基建时泵组为普通款配置，所以各机组油泵配备的电机品牌也不统一，分别有：ABB、西门子、贝得三个品牌。

该厂四台机组交流润滑油泵组存在长期过载、运行时绕组温度高、轴承震动大等问题，自机组投产以来，一直无法彻底解决，极易造成润滑油泵电机烧毁等事故，特别是在夏季运行时危险性更高，严重影响机组的安全运行。经统计，该厂#1～4机8台交流润滑油泵组投运以来，运行中发生的电机损坏事故共3起，故障几率约为37%，电机检修时发现绕组与引线重大缺陷返送修理厂处理事件5起，故障几率约为62%，机械故障（震动原因）损伤事件1起，故障几率约为12%[4]。

2 交流润滑油泵电机存在问题

（1） 定子绕组端部附着润滑脂

三种型号电机的检修中均发现绕组端部附着残留的润滑脂，如图1所示。主要原因是加油过程中，由于驱动端和非驱动端排油孔堵头不能拧开，长期处于封堵状态，轴承油腔经过多次定期补充油脂后已填满空间，废旧油脂不能排出，只能通過轴承内油盖与转轴之间的间隙，甩到定子绕组端部上，如图2所示。轴承油腔充满油脂会引温度升高，绕组表面沾满的油垢将直接阻碍绕组通风及散热，且对绝缘漆也会起溶解浸蚀作用。

（2） ABB电机绕组过热

对#1机ABB油泵B电机检修过程中，发现定子绕组端部绕组绑扎带、槽口槽衬及相间绝缘纸已失去弹性，脆化严重，如图3所示。有的线圈漆包线有龟裂情况、绕组端部发黑，如图4所示，引出线W1、V2相接线鼻端套管出现过热情况。这些都是电机长期高温运行造成的现象。

（3） 西门子电机绕组引出线绝缘套管严重过热、破损现象

对#3机交流润滑油泵A、B电机检修时，发现绕组引出线绝缘套管出现严重过热、破损现象，如图5所示，电机运行工况恶劣，绕组绝缘迅速恶化，具有薄弱点，运行中存在一定安全隐患。

（4） 电机结构不同

从上文可知，目前该厂油泵电机使用了三个不同品牌：ABB、SIEMENS、贝得，各电机结构也有所不同，更换备用电机如不是同一款，将增加一定工作量，抢修中会延长工期，而且由于油泵电机能耗大，厂家已停止生产。

3 交流润滑油泵组电机频出故障分析

3.1 设计问题

润滑油系统为模块化设计，泵组设计存在缺陷，具体表现为泵转子靠卡簧悬挂在泵上轴承，且卡簧强度不够，一旦出现金属疲劳、温度过高等问题，极易出现严重事故。2013年，#1机交流润油泵A运行中发生过该类故障。油泵、电机垂直安装在箱体上，由于箱体基础严重变形，原设计厂家没有考虑此情况，无任何加强、防护措施，从而使电机机座支撑点不够牢固，造成震动严重超标，同时震动会造成轴承负载增加，导致各部温度升高，从而引起轴承过热。

3.2 电机负载问题

交流润滑油泵电机在一定程度上受到机械设备的的影响，使其效率水平低，能耗量高，运行中一直存在电流较大问题。电机负载电流过大，电机温升明显升高，绝缘劣化速度也会加快。自基建期间至今，共发生3起油泵电机绕组接地故障，其共同特点是运行时电流均大于对侧电机电流，如表1所示。

3.3 油泵泵体震动问题

由于润滑油系统的模块化设计，油泵电机垂直安装在箱体上，而箱体基础较软，容易造成震动，尤其是B电机（箱体中间）比A电机（箱体外侧）震动严重，特别是电机修后负载运行时，震动偏大，造成轴承负载增加，导致温度升高，从而引起绕组过热。

3.4 运行环境温度高

我厂油泵电机F级绝缘（最高155℃），考虑到制造工艺和材料因素，国内一般按照B级（最高130℃）考核。机组在运行期间，润滑油箱温度在63℃左右，电机运行环境温度在40℃上下，这也是电机运行时的上限温度，对电机极为不利。夏季测量一A油泵电机外壳最高达90℃，由于没有内部测点，根据检查情况分析，绕组温度可能超过130℃，造成绝缘损伤。

3.5 维护保养不当

端部绕组有残留的润滑脂，说明加油量过大或者加油过于频繁，造成轴承油腔温度升高，端部绕组附着的润滑脂也会造成散热不畅，引起温升。

4 具体措施与技术改造

4.1 具体措施

（1） 针对加油问题，采取在油泵电机驱动端和非驱动端轴承室加装排油管。电机加油时，可以打开堵头，形成回油，提高加油质量。同时加强加油过程质量管理和控制加油周期，不多加，也不欠加。

（2） 为加强电机内部温度的监测，在电机绕组和轴承上加装温度测点，以通过网线将电机实时温度上传到集控室DCS上，设置报警温度，便于监视。安装绕组测点6只，轴承测点2只。如图6、图7所示。

（3） 加装临时轴流风扇。由于润滑油模块环境温度高，特别是夏天，空气不对流，造成电机运行温度高。采取在4台机组就地加装临时冷却风机强制通风，有力改善电机散热条件。通过观察，采用此手段后，可以降低电机表面温度至少8℃，效果明显。在目前采取技术手段不能降温的情况下，此方法比较有效。

（4） 针对油泵电机绝缘发生劣化趋势，长期运行后可能存在一定安全隐患，在加强巡视检查的同时，要缩短检修周期，检查轴承润滑情况和绕组绝缘情况，必要时更换备用电机。

（5） 对于修后电机负载运行震动偏大问题，建议机务检查机座是否平整，对轮连接是否在同一水平线，由于设备中心处空间比较狭窄，应使用更合适的工具与仪器检测，保证各数据的合格。

4.2 技术改造

針对交流润滑油泵组电机运行中频出的故障，虽然已采取相应改进措施，但效果并不太明显，滑油泵组长期过载、温度高、震动大，运行所带来的隐患并没有消除。为彻底消除隐患，经过调研讨论，确定了方案[5]。将原油泵改造为日本大晃机械工业株式会社生产的DVCW-250D-JHA润滑油泵，该润滑油泵主要优点有：（1） 轴承为强制性润滑，减小轴承磨损；（2） 缓冲胶圈联轴器形式改变为弹性柱销式联轴器，大大提升了设备的安全性； （3） 泵叶轮为优化性设计，运行性能优越。泵组配备的动力电气设备是新型高效率ABB电机（国产），设备参数符合最新技术标准。参考兄弟燃气电厂数年前已对交流润滑油泵进行的改造，使用的DVCW-250D-JHA润滑油泵与电机至今运行状态良好，满足油系统运行要求。2014年10月2日，利用#2机组停机进入D级检修机会，开始实施#2机交流油泵B改造工作，并于同年10月7日，新交流油泵电机现场安装就位，电源接线完成后空载试运2小时合格，机械连接进行负载试运5小时，润滑油泵负载试运合格，顺利通过试运。同年10月9日，正式启动运行，更换前后润滑油泵B参数对比，如表2所示。

从表2可知，改造后节能效果显著，交流润滑辅助油泵电流从310 A降至260 A左右，电流下降50 A，每天可节省厂用电量：

1.732*380 V*50 A*0.85*24=671.323 kWh （1）

每年可节省厂用电量24.5万kWh，按0.55元/kWh计算，一年节省134 768元。

5 结束语

通过对交流润滑油泵B的改造，有效遏制了泵组运行期间震动大、温度高不安全现象。技改后，设备机械噪音明显减弱，电机震动、温度等运行参数得到大幅度降低，已达到理想值，提高了电机运行稳定性，各项技术指标达到预期效果。目前该电厂#2机两台交流油泵均已改造完成，择时将对其他三台机油泵改造，以彻底消除隐患，为机组的安全稳定运行和节能降耗打下了坚实的基础。本文可为同类型电厂提供借鉴。

参考文献

中国华电集团公司. 大型燃气-蒸汽联合循环发电技术丛书：设备及系统分册[M]. 北京： 中国电力出版社， 2009.

福建晋江天然气发电有限公司. 集控运行规程： 电气分册[M]. 2014.

清华大学热能工程系动力机械与工程研究所， 深圳南山热电股份有限公司. 燃气轮机与燃气——蒸汽联合循环装置[M]. 北京： 中国电力出版社， 2007.

福建晋江燃气电厂. 安全事件汇编[Z].

刘养浩. 某厂S109FA联合循环拔电机组润滑油泵轴承故障的原因分析[J]. 福建建材， 2014（11）： 80-82.

作者：卢旺先

机组运行可靠性分析论文 篇2：

燃煤电站烟气脱硫装置无旁路探讨

摘 要：随着国家环保政策的要求，确保实现国家“十二五”主要污染物总量减排目标，燃煤电站烟气脱硫装置取消旁路是电力行业发展的必然趋势。本文主要分析了脱硫装置取消烟气旁路后，对机组运行方式及安全性的影响因素，为机组取消旁路后的可靠性运行提供参考。

关键词：燃煤电站；脱硫；旁路；取消

1. 引言

目前，我国已投运的主要燃煤电站脱硫装置都设有旁路，目的是保证FGD发生故障或检修时，烟气可以直接通过旁路进行排放，保证主机的安全稳定运行。随着脱硫技术的发展、国家环保政策的要求和脱硫装置可靠性的提高：新建或在建的机组已规定不宜设置旁路烟道，已投运的机组将根据国家环保规划逐步取消。取消旁路后，脱硫系统成为主机组烟气系统的延伸，其安全稳定运行状况的好坏，对整套机组的安全运行有着直接的影响。以下结合某电厂利用检修机会进行旁路封堵后为保证机组稳定运行所采取的措施，探讨机组无旁路可靠性运行的方法。

2. 无旁路脱硫系统的特点

燃煤电站取消旁路后，烟气系统更加简洁，脱硫系统更为重要。具有以下特点：

（1）增加风机与引风机合二为一，脱硫系统相当于锅炉系统的一部分，引风机将成为整个脱硫系统的动力核心，负责克服脱硫系统的阻力排往烟囱。

（2）原增压风机进出口挡板、净烟气挡板、高低压密封风机、旁路挡板将取消。

（3）在吸收塔入口设置事故喷淋系统，防止入口烟气温度过高造成吸收塔内壁及烟道的损坏。

（4）脱硫系统的安全运行与否直接影响到主机的可靠运行。

3. 取消旁路脱硫系统存在的问题：

取消旁路后，对脱硫系统的运行可靠要求尤为重要。

（1）脱硫系统向锅炉侧返湿气问题。

由于吸收塔没有出入口的挡板，因此在冷态调试过程中在引风机未启动、循环泵运行情况下， 喷淋浆液从上而下形成活塞效应，将吸收塔内气体挤压到烟道内，并有可能进入引风机，造成引风机内部产生凝结水，严重时可能会导致电除尘结水，致使灰斗积灰板结及腐蚀烟道。

事故喷淋系统工作时，如排水不畅，也易造成喷淋水流入引风机系统，造成引风机内部产生凝结水。

（2）脱硫系统中油污污染问题。

锅炉在启动过程或负荷较低过程中，为保证机组正常启动或稳定负荷，需采用投油方式，这样会造成烟气中含有一定的油污，在吸收塔中被洗涤到吸收塔浆液中，容易引起结垢、堵塞、腐蚀、浆液中毒等现象。

（3）吸收塔出入口烟气温度高问题。

需增设烟道事故喷淋装置，如果吸收塔循环泵均跳闸、入口烟温超过吸收塔设计温度、出口烟气温度超过净烟气烟道设计温度、空预器停转会导致烟温急剧升高，即使锅炉紧急MFT，仍然会有部分高温烟气进入脱硫系统。为了避免高温烟气损坏吸收塔，需要设置事故喷淋降温系统。

（4）吸收塔公用系统的安全可靠性问题。

公用系统安全可靠性直接影响到脱硫系统的投运，同时也可导致主系统停运。

4. 取消旁路脱硫系统的运行方式及可靠性分析

取消旁路后，脱硫系统将不可避免成为锅炉风烟系统的必经之路，其设备运行的安全性和可靠性直接影响了主机的运行。脱硫系统的启停必须与主机启停保持同步，但运行方式与设置旁路时有很大的不同，其关键点如下：

4.1 无旁路脱硫系统启停方式：

（1）控制好启机前每次吸收塔进浆液的时间， 尽量缩短浆液在吸收塔内的循环时间，保证进浆液时间与锅炉烟风系统投运和锅炉点火在时间控制上达到间隔最短。

在锅炉点火前8小时，将吸收塔内液位进至10.5米，氧化风机及搅拌器根据吸收塔液位及时启动。锅炉点火前，启动一台吸收塔浆液循环泵，主机侧根据系统启动步骤进行锅炉吹扫及点火。

锅炉点火成功后，主機进行调整，保证原烟气压力在0至-200pa之间，在锅炉排烟温度达到80℃时，除灰运行按照一、二、三、四的顺序投入电场运行，投入电除尘高压控制柜，电流极限设置在10%，观察除尘器出口的烟气含尘浓度低于200mg/Nm3。锅炉投油燃烧时，应加强电除尘电场运行情况监视，观察二次电压、电流及火化率的变化，出现大幅波动时，适当降低对应电场电流极限。锅炉事故灭火后，应继续保持电除尘及输灰系统运行，视事故工况，停运电除尘。微油点火期间打开吸收塔底部排放门，同时加大供浆量，保证塔内浆液迅速置换，防止浆液中毒。浆液置换直至浆液合格。

主机侧启动另一侧风烟系统之前，脱硫运行根据根据净烟气温度及脱硫率及时启动第二台吸收塔浆液循环泵。

（2）机组正常停机时，锅炉正常停炉通风，并投入1 台浆液循环泵运行，保证吸收塔内不超温。通风结束引风机停运后，吸收塔入口温度降到68℃以下，根据吸收塔液位，停止循环泵和氧化风机运行。锅炉停炉期间，如果锅炉有运行操作或锅炉高温烟气进入吸收塔，使吸收塔入口温度超过90℃或吸收塔出口超过70℃时，应启动事故喷淋装置或除雾器冲洗。必要时启动浆液循环泵进行降温。

4.2 事故喷淋装置的控制策略

当吸收塔入口烟温达到145℃时，DCS发出声光报警；达到160℃时，启动事故喷淋系统；净烟气出口温度达到57℃时，DCS发出声光报警；达到65℃时，启动事故喷淋系统；（温度测点>85℃，三取二延迟60s）或（温度测点>80℃，三取二延迟600s）触发MFT；三台循环泵跳闸，且原烟气温度大于80℃，联锁启动事故喷水；

4.3 关键设备可靠性分析

制浆系统部分重要设备已实现备用，没有备用的主要设备主要集中在：斗提机、振动给料机、石灰石浆液箱搅拌器及浆液箱本体，吸收塔供浆管路及附属阀门。在正常运行中，应采取保持高液位、高料位的方法，避免因单独设备出现问题，没法延长检修时间，导致机组非停。

石膏脱水系统主要设备已实现备用，风险主要集中在管道方面，防磨防腐的问题应引起重视。

吸收塔浆液循环泵、吸收塔搅拌器、氧化风机均实现备用功能。

工艺水为双路水源，一路来自工艺水箱，满足正常的工艺水及除雾器冲洗水需要；一路来自工业水。

在引风机出口与吸收塔入口之间的烟道最低点位置设置烟道疏水管道。防止吸收塔溢流或事故喷水量过大造成管道积水现象，损坏烟道或引风机设备。

对于锅炉低负荷或启动时期投油问题，可以加入消泡剂，在一定程度上减少油污的污染，加大废水排放量，设置浆液抛弃系统，把含有油污污染的浆液直接排放掉，保证脱硫系统的正常运行。

5. 结束语

取消旁路挡板已成为电力脱硫行业发展的必然趋势，其关键点在于如何提高脱硫装置的可靠性及运行的可控性。本文结合某电厂的旁路挡板封堵后运行方式及关键设备的可靠性分析，对现有即将取消旁路的机组具有一定的借鉴意义。

参考文献

[1] 北京博奇电力科技有限公司. 湿法脱硫系统安全与节能降耗. 北京：中国电力出版社，2010；

[2] 陈创社、郝向辉等.无旁路烟气脱硫装置运行可靠性探讨. 郑州：华电技术，2009。

作者简介：

李海洋Li Haiyang（1983- ），男，江苏徐州人，本科，学士，助理工程师，2007年6月毕业于徐州师范大学（现：江苏师范大学）电子与信息工程专业，一直在阜阳华润电力公司技术支持部从事热控技术工作，现任职热控专业工程师。

作者：李海洋， 陈官平

机组运行可靠性分析论文 篇3：

1050MW超超临界锅炉印尼煤掺烧分析

摘  要：由于近期煤炭资源供应紧张、煤价上涨、环保要求进一步提高，导致燃煤不可能在生产中使用单一煤种，使用的煤种多变为机组运行带来许多新问题，比如结焦、爆燃、污染物的排放等。为了研究掺烧印尼煤对火电机组运行的影响，笔者对某电厂1050MW超超临界机组进行印尼煤的掺烧试验并从安全可靠性分析、制粉系统评估、原烟气污染物排放的方面展开分析。从结果表明：适量掺烧低灰熔点印尼煤满足对锅炉运行安全性的要求，并可降低机组SO2排放量。

关键词：燃煤锅炉 掺烧试验 印尼煤

1.前言

近来煤炭资源供应紧张，煤价上涨，许多燃煤电厂开始研究燃烧价格较低的经济煤种，为扩大火电厂的燃用煤种资源，了解低灰熔点印尼煤的燃烧情况，需要对锅炉进行掺烧试验和调整，以确定最佳的运行方案。本文将根据煤种特性，燃烧特性等提出试验方案，通过现场试验掺烧低灰熔点印尼煤对锅炉的影响进行分析。

2.概述

试验锅炉部分是东方锅炉2×1050MW复合变压运行的超超临界本生直流锅炉，一次再热、单炉膛、尾部双烟道结构，采用烟气挡板调节再热汽温，固态排渣、全钢构架、全悬吊结构、平衡通风、露天布置、前后墙对冲燃烧，燃用烟煤。配有48只DRB-4ZTM煤粉燃烧器，前后墙各布置三层，每层各8只。后墙下层采用微油点火系统。制粉系统为中速磨煤机正压直吹式系统，每台锅炉采用六台HP1203/Dyn型中速磨煤机，每台磨煤机对应锅炉的一层8只燃烧器。前墙由下到上分别为E、D、C层，后墙由下到上分别为A、B、F层。在燃烧器上方前后墙上各布置8只NOx喷口。

3.试验的煤种的分析及试验方案

3.1对比试验煤种与常用煤种

试验用煤与常用煤煤种参数如表1所示

3.2煤种分析

由表1中对比分析可以得出

本批次印尼煤热值较高，含硫量正常，全水稍高，挥发分偏高，主要关注制粉系统的积粉爆燃等问题;同时煤灰软化温度ST较低，灰分较低，但掺配的煤质大混和富动53均属高灰煤，应重点关注炉膛的结渣情况，捞渣机和碎渣机的运行情况。

3.3试验工况

本次试验分2个工况进行，如表2

每一工况对炉内结渣情况检查。观察水冷壁和大屏结渣情况、渣井的掉渣情况并采用高温测温仪测量炉内炉膛出口处的烟气温度，分几层在各个观火孔测量。记录试验期间锅炉主汽压力、温度、流量、炉后各段烟温及排烟温度、热风温度、冷风温度、炉膛出口氧量、系统风压、一次风风压、减温水量、磨煤机出力、磨煤机出口温度等。

4.安全可靠性分析

4.1锅炉主要参数对比

本次掺烧试用煤种印尼煤在该电厂锅炉掺烧1仓，2仓工况，由于2号机组的整体负荷较高，试验期间主要观察锅炉的运行情况，同时对两种工况的运行情况的安全性进行观察。发现锅炉在两个工况下主、再蒸汽参数均能达到设计要求，过热器、再热器减温水量正常;省煤器出口烟温正常;三大风机正常运行。在相对稳定运行状态下根据DCS记录分别统计了以上数据，详细情况见下表3。

4.2炉内结渣情况和干渣机排渣情况

此次试验期间观察锅炉内结渣情况。工况1下屏过区域无明显挂焦现象，吹灰期间渣井观察孔处未出见现大面积大渣掉落的情况，少许大渣经液压装置挤碎后能正常掉落。工况2下渣量相对较多，捞渣机观察孔处无大渣搭桥情况。

4.3减温水投运情况

试验期间锅炉减温水整体投运情况正常，水冷壁、过热器及再热器壁温正常，无报警、超温情况发生。各级减温水流量如表4所示。

4.4炉膛烟温

试验期间整体负荷处于700MW～800MW，负荷率不高，选取B侧对在锅炉侧墙观火孔位置对炉膛的4层燃烧器与SOFA风B侧侧墙墙喷口位置进行了炉膛测温。炉膛燃烧器喷口位置测温情况基本正常，其中后墙喷口附近炉温相对前墙稍高。详细数据如表5所示。

5.制粉系统评估

5.1磨煤机运行情况

本批次印尼煤属低灰熔点煤软化温度为1190℃，哈式可磨系数51。干燥无灰基挥发分Vdaf为48.28%。本次掺烧印尼煤期间，磨出口温度控制上限65℃，适当提高了一次风量正偏置（+10t/h ～ +25t/h），单台磨一次风量裕量充足，机组负荷较为稳定期间将煤量投自动运行。详细参数如表6所示。

试验期间对磨制印尼煤的磨煤机顶部出口粉管和弯头易积粉外壁位置进行红外点温测试，最高温度均未超过60℃，无超温情况。

5.2石子煤排放情况

试验期间观察燃用印尼煤的磨煤机的石子煤排放量正常，整体的石子煤颜色偏黑，无发白等燃烧过的迹象。

6.原烟气污染物排放

掺烧2仓印尼煤与1仓印尼煤相比，随着印尼煤掺配比例的提高，原烟气污染物NOX和SO2均有所降低，试验期间脱硝和脱硫设备均能正常运转。详细数据如表7所示。

7.结论及建议

本文通过试验电厂掺烧验结果可以得出，掺烧1仓、2仓低灰熔点印尼煤时，锅炉燃烧稳定，运行安全，每套制粉系统均可稳定运行。磨制印尼煤的磨煤机石子煤排放量正常，整体颜色偏黑，无发白情况。主辅机电流无异常，减温水量正常，主再热蒸汽未超温，水冷壁无超温现象。在机组稳定运行期间，锅炉炉膛测温结果正常，无大面积大渣掉落情况，捞渣机观察孔处无大渣搭桥情况。但随着印尼煤掺烧比重升高后，鍋炉排渣量也会随之增多。 掺烧试验期间，原烟气NOx和SO2生产量正常，维持在正常水平，脱硝和脱硫系统能正常工作，且随着掺烧比例上升后，SO2生产量有所降低。试验期间对各燃用印尼煤磨煤机分离器出口顶部、煤粉管道弯头及膨胀节易积粉处进行管壁红外点温测试，均无超温情况。综上所述，试验电厂可进行2仓低灰熔点印尼煤掺烧工作。本次试验期间机组负荷大部分时间处于700～800MW之间，负荷率不高，炉膛的结渣情况较为良好。但后续若有连续高负荷运行情况，炉膛温度随之上升，印尼煤燃烧环境变恶劣，结渣倾向相应增加，建议运行人员加强关注炉膛结渣情况。通过本次掺烧试验结果表明适量掺烧低灰熔点印尼煤对锅炉运行安全并无太大影响，并可降低机组SO2排放量。不仅为该电厂掺烧经济煤种提供了一种行的可行性，也为其他电厂掺烧印尼煤提供了借鉴。

参考文献：

[1]章德龙. 超超临界火电机组培训系列教材.锅炉分册[M].北京-中国电力出版社，2013.

作者：郭昊波 胡尧地