要写好一篇逻辑清晰的论文,离不开文献资料的查阅，小编为大家找来了《机组运行可靠性分析论文(精选3篇)》，欢迎阅读，希望大家能够喜欢。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。
机组运行可靠性分析论文 篇1：
9E燃机电厂凝结水泵变频器节能改造
摘 要：我公司5#、7#机凝结水泵电机共有4台185KW400V电机，由于投产比较早，自动化程度比较低，原来汽轮机组运行时，凝结水泵的出口压力较高（1.54 MPa），出口调节阀开度只在36%左右，阀门前后压差很大（达0.58 MPa），阀门的节流损失巨大，凝结水泵的能耗损失非常严重，而且严重影响了机组的安全经济运行，因此我们对4台凝结水泵电机进行变频改造，采用一拖一方案，通过降低电动机的转速，从而来降低水泵扬程，消除水泵出口调节阀的节流损失，不仅提高了自动化程度，而且提高了经济效益， 达到节能效果。
关键词：自动化；变频；安全；节能
1、前言
作为广东省第一家燃用管道天然气发电的燃机电厂，公司2004投资人民币12亿元引进GE公司生产的S109E燃气发电机组，并配套国产锅炉和汽轮机，2005年11月2*18万千瓦燃气-蒸汽联合循环机组发电。总装机容量为36万千瓦，作为广东电网统调调峰电厂，是珠海地区电网重要的保安、调峰电源。
电厂为巩固管理节能降耗成果，进一步降低发电成本，提高经济效益，针对机组运行指标现状和存在的差距，首先以凝结水泵变频改造为起点，展开了节能降耗技术改造的序幕。也为广东省省内同类型发电企业实施凝结水泵电机变频改造开了先河。
2、凝结水系统运行现状
电厂凝结水泵变频（以下简称凝结水泵变频）改造前凝结水系统运行情况是采用2台机组每台配置2台互为备用的凝结水泵，电机功率185kW，流量调节采用传统的阀门调节方式。正常情况下，一台凝结水泵运行，一台备用。通过除氧器水位调节阀调节除氧器水位。这样，不论在何种运行工况下，凝结水泵转速基本维持不变，出口流量只能由除氧器水位调节阀调节。除氧器水位调节阀为电动执行机构，动作频繁，易出现故障，降低了系统运行可靠性；凝结水母管压力高须提高管道系统的耐压性能，加大了系统泄漏的可能，增加了相关设备的维护费用。总之，凝结水泵出口压力高、除氧器水位调节阀节流损失大，使得凝结水系统效率降低、维护费用提高，最终导致能源浪费，发电成本提高。正常情况下除氧器工作压力是0.5MPa～0.8MPa，消除除氧器至凝结水泵的静压差及管道损失总压降约为0.4Mpa，凝结水母管压力在0.9MPa～1.2MPa左右即可满足要求。但是机组正常运行起来压力在1.54MPa，除氧器水位调节阀造成的节流损失相当大。综上所述，采用阀门控制方式存在以下弊端：①节流损失大，能量浪费严重；②机组调峰时凝结水泵运行效率大幅度降低，调节频繁易导致阀门和执行机构损坏，设备维护量大；③电机工频启动对电网和电机本体造成较大冲击；④自动化程度低、控制精度差。
3、改造基本方案和设备配置
为进一步提高设备利用率，降低厂用电率，我们对5、7号机组的凝结水泵采用西门子SINAMICS V50 高品质单机驱动变频调速柜进行变频改造，避免燃机低负荷运行期间凝结水泵电机出现“大马拉小车”现象以及停运期间因凝汽器热负荷较少，凝结水泵功率较大，消耗厂用电较多现象。由于低压变频器价格相对便宜，于是直接采用“一拖一”方案，排除了变频切工频的风险。
SINAMICS V50 装置由微处理器控制，采用现代化技术水平的绝缘栅双极型晶体管（IGBT）作为功率器件，因此具有很高的运行可靠性和通用性。采用脉冲频率可选的专用脉宽调制方法，可使电动机低噪声运行，全面而完善的保护功能为变频柜和电动机提供了良好的保护。
4、运行方式及控制逻辑
DCS系统可根据两台凝结泵的运行模式，自动调整控制对象和控制策略。根据不同负荷下的除氧器水位变化情况，调节凝结泵转速控制除氧器水位稳定。正常情况下，一台变频泵作为运行泵长期运转，另一台作为备用泵。变频器分为就地控制及远方控制两种，处于就地控制状态时，DCS输出的转速命令信号跟踪变频器转速反馈，对变频器远方操作无效。变频器受DCS控制时分自动、手动两种方式。手动状态时，运行人员通过改变画面转速控制块控制变频器转速。自动状态时，根据DCS内部设定的除氧器水位定值自动控制变频器转速。变频泵运行时，“变频器故障”联跳该泵的上口开关（该联锁在就地实现），“开关已跳”（即泵掉闸）的信号送DCS系统自动切换至备用泵。 运行中凝结水压力随负荷降低而下降，原来的“凝结水压力低联启备用泵”的逻辑有可能将备用泵联启，反而增加了系统的不稳定性，所以将定值降低为0.18Mpa，逻辑回路不变，同时“凝结水压力报警”保留。为了保证机组的良好备用，机组正常运行期间备用的出口电动门处于全开状态。 凝结水压力低闭锁低压旁路门保护：采用原来的回路和定值。在机组启动初期使用变频运行时，可将除氧器C-1关到一定位置，使凝结水有足够的压力保证低旁的正常运行。凝结水泵低水位保护：采用原来的回路和定值。为改善除氧器水位、凝器器水位自动调节系统的调节品质，提高控制水平，在本次变频装置改造自动控制方案中使用目前该领域针对除氧器水位控制最新研究成果，引入了一些先进的控制思想，主要思想是将变频凝结水泵的转速信号引入控制系统中，与水位偏差相平衡，保证水位的相对稳定（控制在一定的区间内），并引入机组的主蒸汽流量信号，以提高系统的负荷适应能力和补偿变频凝结水泵转速信号引起的偏差，使系统只是在机组负荷发生变化的过程中和水位自发扰动变化的过程中动作，变频凝结水泵的转速信号与上述扰动变化量相平衡后，系统处于等待状态。
5、数据分析
改造前、后在不同工况下凝结水泵及电动机的运行参数：
从表中可以查到每小时可节约电流185A。折合电量为： UICOS￠=1.732×0.4×185×0.901=115.35Kwh ，按上网电价0.65元/kWh，每小时节约合人民币74.99元，全年每套机组按330小时计算，每套机组节约电费25万元/台机组。两套机组节约厂用电费用50万元。而4套变频器改造的成本为100万元，运行2年可全部收回成本。随着集团对厂用电率考核越来越严格，本次改造对降低厂用电率做出了卓著的贡献。
6、安全可靠性分析
变频调速解决了启动时大电流对电机的冲击，延长了电机的使用寿命。异步电机直接启动时，其最大启动电流约为额定电流的7倍。而变频启动时，基本上无冲击电流，其电流是从零开始，随着转速的上升而增加，最大不会超过额定电流，这就消除了对电机的冲击应力，延长了电机的使用寿命。采用变频调速控制后，如果变频器长时间运行在1/2工频以下，随着电机转速的下降，电机散热能力也下降，同时电机发热量也随之减少。所以电机的本身温度其实是下降的，仍旧能够正常运行而不至温度过高。提高了凝结水泵的运行可靠性，延长了水泵的寿命。采用变频调速后，低负荷时，凝结水泵低速运转，泵必需的汽蚀余量（NPSH）降低，降低了泵内发生汽蚀的可能性（因泵必需的汽蚀余量近似与转速的平方成正比），延长了水泵的寿命。变频调速运行时，其出口门和调节阀可全开，利用转速调节流量和压力，改善了由于阀门调节时对管系的冲击，降低了调节阀前后管系泄漏的可能性；也由于高压变频器的软起动，有效消除“水锤”效应和空化现象，减小对管网和泵的冲击，延长泵体寿命和减小管网及附件的损耗，从而减少了维护工作量，提高了系统的安全可靠性。变频调速运行，凝结水的压力比定压运行低，使得在定压运行时出现的凝结水压力高造成凝结水管道振动大、凝结水最小流量调整门漏流、给水泵机械密封冷却水管道振动和噪音大、调整门容易多次损坏的现象得以消除或减缓。维护量减少。采用变频调速后，避免因通过阀门控制使泵过多偏离额定工作区而引起的振动。通常情况下，变频调速系统的应用主要是为了降低泵的转速，由于启动缓慢及转速的降低，相应地延长了许多零部件，特别是密封件、轴承的寿命。变频调节时，由于小流量时的转速低，这就降低了泵及系统的噪声，改善了运行环境。 变频调节时，调节手段变得简单、可靠，提高了自动装置的投入率。
7、结束语
西门子SINAMICS V50 高品质单机驱动变频调速柜在我厂投运以来，运行稳定，凝结水泵变频改造技术后，经过不同负荷工况下的试运行，节能效果非常好，取得了圆满成功，有效地解决了凝结水系统管道在低负荷震动大、阀门节流大、以及控制系统滞后、相互耦合严重、控制对象特性不确定的难题。使用间断式调节系统方案控制变频调速凝结水泵，实现对除氧器水位的控制。同时低压变频器，价格还不高，测试投资回收期限，一般需要两年左右时间。随着目前国产变频器的迅速发展，使得变频器的性能价格比会有更大提高，利用变频器进行节能技术改造前景更加广阔。
作者：易文平
机组运行可靠性分析论文 篇2：
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