电厂#1炉炉水PH异常的原因分析.docx

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电厂#1炉炉水PH异常的原因分析

#1炉炉水PH异常的原因分析

陈俐

1月20日至1月22日，#1炉炉水品质出现异常，主要表现为在炉水的磷酸根加药量很小的情况下，炉水的PH值很高达9.70左右，23日开始趋于正常，经过分析，我认为可能是以下原因造成的：

1、锅炉发生了磷酸盐隐藏现象。

1月19日0：

00-6：

00，#1炉的负荷较低在150MW，而到6：

00以后，#1机的负荷增大到280MW以上，由于#1炉的负荷急剧升高，磷酸盐的浓度降低很快，但炉水的酚酞碱度突然上升，PH值也从9.3上升至9.5以上，这是典型的磷酸盐隐藏现象，发生此现象时，磷酸盐溶液以结晶析出并伴有游离氢氧化钠产生，因此炉水磷酸根下降而酚酞碱度上升，在这样的情况下，锅炉中不能再加入磷酸盐溶液。

但此时由于值班员未能立即判断出锅炉发生了盐类隐藏现象，而#1炉磷酸盐加药系统从12月15日开始投入自动控制运行（根据炉水的磷酸根值高低来自动控制，在磷酸根低于1.0mg/l以下时，磷酸盐加药泵开始自动加药），磷酸盐泵根据炉水中的磷酸根含量自动不断地向锅炉加药，导致炉水的PH值在20日零点的时候已经上升至9.70左右。

20日、21日尽管对炉水的磷酸根含量控制低限从0.5mg/l下降到0.3mg/l，但由于机组负荷较高，磷酸根溶液的隐藏现象还比较严重，因此在22日白班向锅炉加入了1公斤磷酸氢二钠及撤出精处理混床C后，炉水品质开始趋于正常。

2、#1机精处理混床的出水水质稍差加剧了炉水品质异常现象。

在本月21日，#1机精处理混床C的出水导电度开始缓慢上升，从21日的0.062us/cm上升至23日的0.089us/cm，22日精处理混床A的钠离子也开始缓慢上升，在这样的运行情况下，如果在炉水水质正常时，精处理混床的开始失效阶段将不会影响炉水水质，但由于此时炉水品质异常，精处理混床释放出的微量碳酸盐和钠离子等可在锅炉内产生化学反应，使锅炉内产生更多的游离氢氧化钠，从而使炉水的PH值难以降低。

根据以上原因，为了避免类似情况发生，我认为今后必须在运行中采取以下措施：

1、由于#1磷表的分析滞后现象很严重达15分钟，同时在锅炉负荷变化较大，相应的磷酸根含量变化较大的情况，为了避免磷酸盐隐藏现象发生，磷酸盐加药系统必须撤至手动控制运行。

2、加强技术培训工作，培养运行值班人员分析异常情况的能力，并能在较短的时间内汇报并处理。

3、加强精处理混床的运行监督，遇到特殊情况，必须在还没有到达失效终点的情况下，撤换混床运行。

#2炉空预器气脉冲回火分析

刘宏芳

近段期间#2锅炉空预器气脉冲吹灰运行有些不正常，在吹灰过程中经常出现回火或点火器不能点燃乙炔气体现象，尤其是空预器B侧，经过10来炮吹灰后就会出现每间隔二炮左右一次回火现象，这样影响气脉冲的安全运行和空预器的吹灰效果。

虽然运行操作员在吹灰过程中不断地进行乙炔流量和空气流量的调整，但效果甚微。

为此我们对近段期间空预器气脉冲吹灰的不正常现象进行跟踪分析，分析出了气脉冲回火现象的原因，经过检修人员的处理，使#2锅炉空预器气脉冲吹灰恢复到以前正常状态，为能够举一反三分析出类似情况，及时分析出气脉冲出现的问题，减少气脉冲吹灰回火或哑炮现象，针对本次气脉冲出现的问题，下面列出前段时间气脉冲吹灰过程中的出现主要现象来进行分析。

1、气脉冲吹灰时乙炔流量无法调整到8.0m3/h以上。

2、乙炔流量显示与以往偏差很大，从今天吹灰参数上看，乙炔流量测量显示值明显偏小。

在乙炔流量调在6.8m3/h左右也会发生回火现象。

3、点火器点火不正常。

在122炮中有10多炮出现无法点燃乙炔现象。

针对第1点现象，我们联系检修人员对气脉冲系统回路进行检查，检查对象主要是气脉冲的乙炔气源的回火防火器和乙炔与空气的混合器，检查时发现气脉冲的混合器孔堵塞比较严重，并且有变形现象。

根据混合器堵塞现象分析主要是由于气脉冲吹灰过程中发生回火较多，在混合器表面生成碳黑。

堵塞混合器的筛孔。

经过更换混合器后空预器A侧气脉冲吹灰回火现象明显减少。

但对空预器B侧影响较少。

对于第2点现象，我们在气脉冲吹灰过程中对乙炔流量进行多次调整，在空气量210～220m3/h范围内，将乙炔流量从6.8m3/h逐渐增加到8.5m3/h，空预器B侧回火仍然较多，而且随着乙炔流量的增加，气脉冲回火次数增加不明显，在以往在这样的乙炔流量下，气脉冲吹灰只会出现哑炮现象。

再将乙炔流量调节阀开大，乙炔流量基本无明显变化，为此分析认为乙炔流量测量特性已发生变化，乙炔流量在8.5m3/h左右和空气流量在220m3/h的混合比例与以往区别很大，从回火现象来看，目前的乙炔混合比例浓度明显偏大。

乙炔流量显示明显小于实际流量。

经过联系热控人员对乙炔流量计从新标定后，气脉冲吹灰时回火现象明显好转，从标定后运行到现在空预器B侧回火从每隔2炮发生一次回火下降到122炮中只有2次回火左右。

空预器A侧基本没有发生回火。

对于第3点由于点火器点火不正常。

在122炮中有10多炮出现无法点燃乙炔现象。

与乙炔和空预器混合比有一定关系，但是正是由于前一炮无法点燃而造成乙炔和空气的浓度增加，在以后的一炮中势必产生回火现象。

在气脉冲吹灰中这种现象也发生多次。

通过上述的原因分析，经热控人员的处理，目前#2锅炉空预器气脉冲吹灰已明显好转，基本恢复到刚投运期间的状态，为此也希望运行和检修人员共同维护好吹灰设备，确保气脉冲正常吹灰，以提高锅炉经济运行。

#2机氢冷器冷氢温度不一致的原因分析与对策

王亨海

#2机2000年5月小修时，对氢冷器的冷却水管路进行了改接，将原来的四路冷却水管改为八路。

改接后发现正常运行中各氢冷器的冷氢温度出现了不一致。

其中DEH中上两个测点温度要高出下两个测点约8℃。

当时运行中机组振动并未出现异常，所以怀疑是氢冷器A、B两点出口温度显示不准。

本次#2机春节调停后，在冷态情况下观察氢冷器各测点温度发现其出口温度基本一致，开机后，随着要组负荷的增加，各氢冷器的出口温度偏差逐步增大，因此基本排除了测点不准确的因素。

随后在机组80MW负荷下手摸就地各氢冷器出水温度，发现有明显的偏差。

其中就地A、B侧（汽机低压缸侧）出水温度要高于C、D侧。

因为当时机组负荷较低，适当手动关小C2、D1两个出水阀的开度，检查DEH上对应的A、B两个氢冷器出口温度稍有变化。

因此基本可确认冷氢温度的不一致是由于氢冷器本身的热容量不同或内部阻力不同所造成的。

为了确保调节的安全性，在机组满负荷工况下，就地用红外测温仪测量各氢冷器的回水温度，发现A、B侧的回水温度要高出C、D侧约10℃，而同为氢冷器C，C1、C2两个氢冷器的出水温度偏差也达5℃，同时发电机靠近汽机侧的热氢温度要高于励磁机侧的热氢温度。

根据这一现象，采用就地手动关小氢冷器C2、D1两个出水阀开度的方法使各氢冷器的出口冷氢温度基本一致。

在调节过程中发现各氢冷器内部的流动阻力相差较大，现氢冷器C2的回水阀开度只有2圈左右。

夏季闭式水温上升后，这么小的阀门开度很难保证其出口冷氢温度在要求的46℃左右，因此夏季闭式水温升高后，运行人员可能还需调整各氢冷器的出水阀开度。

考虑到氢冷器的温度变化是设备在检修后才出现的，因此在适当的机会仍应对氢冷器的换热效果、内部管路阻力情况进行检查、分析。

#1发电机、励磁机磁场接地报警原因分析

郭向健

2月23日13：

30，#1发电机磁场接地报警、主励磁机磁场接地报警，复归光字牌信号后，又重复出现报警，对发电机励磁回路及主励磁机励磁回路进行动态试验，确认接地检测装置均工作正常，随即主励磁机磁场接地出现持续报警，检测主励磁机磁场对地泄漏电流达1mA以上，发电机磁场对地泄漏电流达2mA，对发电机励磁机小室检查发现小室内结露现象严重，励磁机小室外罩靠发电机大轴端底部有凝结水滴出，分析发电机、励磁机磁场接地接地的原因是小室因结露而使湿度升高，造成发电机、励磁机磁场绕组对地绝缘下降，使泄漏电流增加至整定值而报警。

分析认为造成励磁机小室结露的原因有二，一是环境湿度大，23日因气候突变，环境湿度达95%以上，地面潮湿，主厂房内闭冷水管道表面都因结露而滴水，而励磁机小室由于有明显漏风现象，使原先小室内空气的闭式循环受到较大影响，小室内空气湿度也上升；二是励磁机进风温度偏低，当时励磁机进风温度为26.3度，因空冷器回水调节阀内漏，在较小开度下冷却水流量也较大，造成励磁机进风温度偏低，根据厂家说明书的要求，励磁机进风温度最低推荐为40度，应保持在50度以下，适当的降低温度是有利的，但温度过低，在环境湿度偏大的情况下，就容易在励磁机的底座、端盖等不发热部件表面引起冷凝，造成结露现象的发生。

为防止结露现象的再次发生，可以采取以下一些措施来保证励磁机的安全运行：

1、通过调节空冷器的回水调节阀的开度来控制励磁机的进风温度在40～50度之间；

2、消除励磁机小室门缝漏气现象，一方面可以消除由于漏气可能导致灰尘吸进励磁机，另一方面可以减小环境湿度对励磁机小室内的影响。

另外，在汽机冲转以前，必须保证励磁机空冷器已通水并投入运行，以防止励磁机空载运行时过热现象的发生。

再热蒸汽喷水减温对经济性的影响

庄婷刘宏芳

我公司两台机组为300MW亚临界中间再热机组，为保护再热器，在再热器入口都设转置了喷水减温器，设计意图是在再热蒸汽调温手段失灵的危急工况下喷水，以保护再热器的安全，但在实际运行中，由于燃烧器摆角灵敏度欠佳，再热器喷水调温已作为正常调温手段而被长期、频繁的启用。

近日在电力杂志上发现一计算再热蒸汽喷水减温工况的计算实例，觉得有必要摘录一些精华，与运行操作人员共同学习，以求提高运行操作人员对此问题的认识，强化机组的经济运行。

再热蒸汽喷水减温工况的计算实例是以300MW机组的设计数据为基准，在机组功率、各计算点上热力学参数不变的热质平衡计算中，人为地制造一个内扰----由给水泵中间抽头分流1t/h给水作为再热蒸汽喷水。

通过计算模型得出：

①当给水泵中间抽头分流1t/h给水作为再热蒸汽喷水后，低压再热蒸汽流量增加，排挤了汽轮机的进汽量0.8448t/h，同时回热系统高压加热区段主给水流量减少，导致再热之前的高加抽汽量减少0.125t/h，两者共同影响使高压缸排汽量减少了0.8448-0.125=0.7198t/h；②每1t/h再热蒸汽喷水引入再热器入口，使再热蒸汽相对增加量1-0.7198=0.28021t/h，即机组在定功率下将1t/h给水短路于回热加热系统高压段和汽轮机高压缸，作为再热蒸汽喷水在低压高温状态下于中低缸的做功增量，最终使机组低压系统中工质流量增加了0.28021t/h；③系统在低压区段热平衡和物质平衡下，该0.28021t/h的工质增量，分散于蒸汽再热之后的各级抽汽量和汽轮机的排汽量中。

因此再热蒸汽喷水减温使机组循环热经济性下降是必然的。

计算结果表明，再热蒸汽喷水减温不合理运行方式下，随再热蒸汽喷水量增加，汽轮发电机组的热耗率、发电标准煤耗率均成比例地线性升高，汽轮发电机组的绝对电效率、全厂热效率成比例地线性降低，规律十分明显。

机组定功率下每增加1t/h再热蒸汽喷水量，各主要经济指标的相对变化为：

①汽轮发电机组的热耗率平均升高1.833kJ/kWh；②汽轮发电机组的绝对电效率平均降低0.016%；③全厂热效率平均降低0.00816%；④机组发电标准煤耗率平均升高0.06404g/kWh。

综上所述，再热蒸汽每增加1t/h喷水可使机组发电标准煤耗率升高0.06404g/kWh，这表明违背热功转换原则的再热蒸汽喷水调温对机组运行的经济性影响是很大的。

如果运行操作人员能在确保机组安全可靠性的基础上，精心操作，努力降低机组的再热喷水量，年平均每台机组能降喷水量1t/h，如以年发电量30亿kWh、每吨收到基标准煤价格350元计，则两台机就此一项每年可节约变动成本13万元以上，效益非常可观。

#1机润滑油系统异常情况分析与改进措施

王亨海

本月#1机在正常运行中多次出现高压备用密封油泵（SOP）自启的现象。

SOP自启定值为0.082MPa，正常运行中机头有关表计显示的润滑油压为0.092MPa，距离压力开关的动作值已经不远，如果压力开关的定值稍有偏差或者油系统中压力稍有波动，均可能造成压力开关的动作。

SOP自启后仪控人员已对压力开关重新进行过校验，现基本可排除压力开关定值飘移这一原因。

因此，本人认为造成#1机SOP自启的主要原因在油系统内部，其理由如下：

1、对比两台机的润滑油压力值，#2机为0.135MPa，#1机为0.095MPa，#2机高出#1机0.04MPa，#2机的油压是#1机的1.42倍，其油压偏离的相对值在30%以上。

#1机主机润滑压力本身偏低是造成SOP经常性自启的最主要原因。

如果#1机正常运行时的润滑压力能达到#2机的值，即使压力开关PS3636-4有所偏离也不会造成高压备用密封油泵的自启。

2、从#1机主机润滑油压力变化的历史数据分析，其油压有下降趋势。

#1机在调试阶段曾出现过交流油泵运行时主机润滑油压力偏低问题，后来对交流油泵的叶轮作了改型，同时更换了交流油泵的电机后，主机润滑油压力偏低的问题得到了解决。

交流油泵工作时润滑油压力可达0.11～0.12MPa，主油泵单独运行时润滑油压力可达0.11MPa。

主机润滑油压力的降低发生在#1机中修之后，由于#1机的注油器存在汽蚀问题，99年6月#1机中修时更换了主机注油器，这以后主油泵单独运行时，汽机的润滑压力只能达到0.10MPa，而主油泵出口压力仍保持在接近1.9MPa的范围。

对比两台机目前的主油泵出口压力，#1机要高于#2机，而经过注油器后#1机的润滑油压力要低于#2机，因此，注油器的更换是引起主机润滑油压力下降的最主要原因。

3、近段时间以来#1机润滑油压力逐渐有所下降，但下降幅度并不明显，出现这一现象的可能原因有：

（1）注油器出现了汽蚀，造成局部流动阻力增大；

（2）主机冷油器长期运行后管道阻力有所增加，造成润滑油压力的下降；（3）BOP出口逆止阀不严，存在少量的倒油现象；（4）冷油器换向阀切换不到位，造成备用冷器也投入运行，又存在一定程度的节流。

#1机现长期采用冷油器A运行，但冷油器B侧温度很高，说明冷油器的三通切换阀存在泄漏。

因此可能造成A、B冷油器均处于节流运行状态。

根据以上的原因分析，我们可采取下列对策：

现阶段，由于油系统的问题一时难以处理，为防止SOP的多次自启，可先将#1、#2试验块的自启压力定值进行互换，现#1试验块的自启定值为0.082MPa，#2试验块的自启定值为0.076MPa。

正常运行中，因为#1试验块位置较高，#2试验块处的油压要高于#1试验块处，因此合理的自启值应为两者互换。

考虑到冷油器三通阀存在泄漏这一缺陷，在大修前采用两台冷油器并列运行方式，以尽量减少冷油器的阻力损失。

大修中对#1机的油系统进行全面检查，消除油系统内部可能存在的泄漏，逆止阀关闭不到位等问题，处理冷油器三通阀切换不到位的缺陷，检查注油器的工作情况，必要时更换注油器。

根据机组以前的运行数据，正常情况下，更换注油器后，能够解决#1机润滑油压力低的问题，如果汽机润滑油压力还不能提高，那就得考虑对主油泵进行改进了。

我们知道，国产引进型300MW机组，是引进美国西屋公司的技术制造生产的，由于美国的电网频率是60Hz，汽机的工作转速为3600r/min，其主油泵的设计工作压力为2.2～2.4MPa（西屋公司的说明书中有这一定值）；而中国的电网频率为50Hz，正常运行时，主油泵的出口压力只能达到1.9MPa左右，远低于西屋公司的设计值，这才是造成这一类型机组运行中润滑油压力偏低的最关键因素。

而国产机组的油泵自启定值，有关保护定值均套用西屋的原始设计，于是造成了运行中备用油泵易自启的现象。

如果想从源头上解决问题，对主油泵作改进，加大主油泵出力是最有效的办法。

3月14日，将#1机的主机冷油器由A运行改为并列运行后，主机油压由0.1MPa上升至0.12MPa，这证明原主机冷油器A侧存在节流现象。

目前SOP自启的问题暂时能得以解决，但#1机润滑油压力偏低问题仍存在，大修时对这一问题还应引起高度重视。

#1炉省煤器烟道振动分析

刘宏芳、庄婷

我厂锅炉是上海锅炉厂引进美国CE公司技术、设计制造的300MW亚临界、中间一次再热控制循环汽包炉，#1、#2锅炉均在95年投产运行，从锅炉调试到现在，二台锅炉均出现一个共同的问题，就是每台锅炉在负荷250MW以上后省煤器处发生不同程度的振动，振动时尾部烟道极其附近范围内均可感觉到低沉的轰鸣声，经过我厂环保监测站对此处的噪音测量，测的省煤器26.5m处噪音为83.5db，32.4m处噪音为84.3db。

这些振动声音对运行巡检、检修人员带来较大的影响，同时由于长时间的振动会对附近的低温过热器和省煤器造成疲劳破坏。

为此我厂在投产初期就与上海锅炉厂有关人员进行分析，根据分析认为省煤器振动原因主要是由于声学振动引起，这一直持续到2000年锅炉安全性评价中，经过北仑电厂的有关技术人员对其厂发生的类似情况进行了处理介绍，和对我厂二台锅炉省煤器振动情况提出建议后，在#2锅炉小修期间我厂在后烟井32.5米至41.4米层省煤器管排之间加装4屏省煤器防震板，以改善#2炉尾部后烟井震动。

从加装后情况来看#2锅炉省煤器振动明显减少。

最近通过上海锅炉厂关于锅炉省煤器声振的分析介绍，结合我厂实际情况作一简单分析。

由于300MW机组锅炉的炉膛尺寸较大，尾部烟道烟气流速相对较高。

当烟气横向流过一圆柱体管道受热面的两侧时，产生不稳定的旋涡脱落，从而形成所谓的卡门涡流，由于卡门涡流激励而引发振动。

在每一管道受热面两侧旋涡交替产生脱离，使得两侧的流体阻力不同，并有周期性的变化，在某一瞬间，阻力大的一侧烟气流动速度较慢、静压较高，而阻力较小的一侧（即旋涡脱流的一侧）烟气流动速度较大、静压较低，因而在阻力大的一侧产生一个垂直于流向的推力，当一侧的旋涡脱离后，在另一侧产生旋涡，这样产生一个垂直于流向与上述相反的推力，正是由于这种交替改变方向的横向推力，促使圆柱体管道受热面在与流向垂直的方向上形成激励，其激励频率就是卡门涡流形成或脱离的频率。

根据大量的试验旋涡脱离频率主要取决于烟气流动速度，和受热面管道直径，当卡门涡流频率与锅炉尾部烟道产生的气柱声学固有频率接近时，卡门涡流会激起气柱的振动，即发生共振。

根据我厂锅炉满负荷运行时的热力计算结果，省煤器进口烟气温度为462℃，出口烟气温度为351℃，省煤器处烟气流速为9.2m/s，炉膛宽度为14.022m，省煤器横向节距120mm，纵向节距为102mm，省煤器管子规格为ф51×6.5，根据这些相关参数计算出我厂锅炉省煤器处烟道气柱的3阶柱波固有频率与卡门涡旋频率也相近。

为避开二者频率相同，根据气柱的固有频率的计算参数，将尾部省煤器处的烟道分成几个较小的烟道，以提高烟道的声振频率，来避开二者的共振区，根据这一原理，通过上海锅炉厂的计算，在#2锅炉小修期间，在锅炉尾部32.5米至41.4米层省煤器管排之间加装4屏省煤器防震板，将此处的烟道分成5个通道，经过半年时间的运行考验#2锅炉省煤器处声振基本消除。

为此根据#2锅炉的经验计划在#1锅炉大修期间也将省煤器处同样安装隔板，以解决#1锅炉尾部烟道声振问题。

精处理再生进碱无流量原因分析

冯向东

3月6日白班再生精处理混床失效树脂，在进行到ART进碱再生阴树脂时，发现流量计瞬间显示了一个数字后就跳到了零，重新进行几次仍然发现相同的现象。

流量计最初一瞬间有数字显示，说明该流量计本身并无问题，是好用的。

就是说实际上没有流量，碱液打不进去。

那么是什么原因造成的呢？

经检查，ART及再生喷射器各气动阀门已经开关到位，可以排除阀门出错原因；再检查气动阀门操作用压缩空气压力在0.55MPa以上，也正常的，可以排除阀门不能正常操作的现象；检查自用水泵出口压力，运行时压力在0.5MPa左右，也是正常的；再检查ART床内压力，开空气门进行卸压后仍不能正常进碱，仔细检查发现ART床内阴树脂很多，其高度已经超过了中窥视孔，具体在什么位置看不出来，而进碱门A9就在中窥视孔上边位置，很有可能已经被树脂堵塞了，因为进碱管比较细，可能造成碱液打不进去的现象。

初步找出原因后，将部分树脂转移至CRT内，使ART内阴树脂高度降至窥视孔可见位置，也就是降到了进碱门A9以下位置，再重新进碱发现流量正常。

究其原因，是该床树脂较多，超过了设计的树脂高度，再加上进碱门位置设计偏低，富余量不够，阴树脂送进时，进脂孔正对着进碱门，一下子把进碱门堵塞了。

精处理再生系统床体设计的富余量太小，可以说是先天不足，床体设计高度不够，如在反洗树脂时按正常的流量，树脂就容易从反排门跑出来，现在只能在反洗时开空气门排水，而空气门接口已经在床体的顶部最高位置了，但还是发现空气门也容易被碎树脂堵塞，说明反洗时树脂的膨胀高度已经远远超过了床体高度。

运行中要解决不能进碱的问题，要控制好树脂的数量，每次添加树脂时不能过量，另外可以将部分碎树脂移出体外，以减少碎树脂占用的床体空间。

电除尘器工况的再分析及建议

许超

电除尘器除尘效果仍不佳，目前运行情况与今年1月份专题分析所述的基本上相同，#1炉电除尘器一、二、三电场平均二次电压值在50～55kV左右，而#2炉整流变A1、A2、B3和C2二次电压则仍明显偏低，其中#2炉A1、A2整流变二次电压比同一排其它电场平均低10～15kV，严重影响着#2炉A通道的除尘效果，与另三各通道（B、C、D）相比，我认为该通道的运行状态相对是最差的。

3月9日浙江电除尘器总厂赵锡勇副总一行五人来我公司，公司相关部门的专业技术人员向厂家详细介绍了#1、#2炉电除尘器的运行工况，针对存在的问题与厂家一起进行了认真讨论分析，并提出了各自的意见或看法。

厂家人员现场查看比较了#1、#2炉电除尘器运行参数后也认为，#1炉电除尘器基本正常，#2炉电除尘器部分整流变二次电压确实偏低，主要为整流变A1、A2、B3和C2，这与我们的看法比较一致。

应厂家要求，对#2炉电除尘器整流变运行方式进行了部分调整，效果同样不太理想，厂家另外还收资了部分电除尘器运行参数的历史记录，他们表示由于现在尚无法确定问题的原因，所以暂无法帮助提出解决问题的方法，具体情况要等到收资部分进行研析和电除尘器仔细内检后再定。

3月5日专门取了#1、#2炉飞灰样送浙江电除尘器总厂作比电阻检测，根据厂家出具的检测报告，当环境温度为100～150度时，#1炉飞灰比电阻为1×1011～1.3×1011Ω·cm，#2炉飞灰比电阻为2×1011～6.7×1011Ω·cm，

从数据看，两台炉飞灰比电阻值较正常，但这一结果与电场伏安特性曲线反映出的有所矛盾，特别是一电场，厂家表示也不排除实验结果有时欠准确的可能。

根据#2炉电除尘器目前状况，我个人建议：

1、#2炉电除尘器考虑做一次性能检测，这可以是专门做，也可以安排在#1炉电除尘器大修后一块做，但宜早不宜迟。

2、因为距离下半年#2机计划小修还较早，所以为确保今年烟气排放年检合格，应尽可能充分利用小修前可能有的停炉机会对#2炉整流变A1、A2电场进行全面细致的内检，如时间上允许，可考虑通知厂家一起参与帮助检查，并将检查范围扩大到整流变B3和C2电场。

3、为充分检验电除尘器大、小修检修质量，电除尘器大小修后至少做一次性能测试。

4、由于#2炉整流变A1二次电流在额定值1.2A时易输入过流保护跳闸，所以该整流变目前二次电流整定值限定在不大于1A左右运行，这也是影响该整流变二次电压有效升高的主要原因之一，必须予以解决。

嘉兴电厂汽机轴封系统改造回顾与建议

王亨海

嘉兴电厂一期工程安装有两台国产引进型300MW机组，其给水系统配有两台杭州汽轮机厂的小汽轮机，小汽轮机与主机共用一套轴封系统。

机组投产至今，对汽机轴封系统进行了多次试验和改造，但大、小机油箱油中进水问题一直未能彻底解决。

这里，对我厂汽轮机组的轴封系统改造情况作