典型事故案例分析201102.doc

目 錄一、供電部分11 某變電站800kV罐式斷路器操動機構(gòu)漏油缺陷分析12 幾則330kV變壓器短路故障分析及抗短路能力核算情況23 風(fēng)偏線路故障分析44 某110kV變2號主變差動保護誤動作分析65 500kV某變電站274開關(guān)A相故障分析96 220kV主變因冷卻器全停跳閘原因分析及對策127 某110kV變電站站2號主變故障分析及處理138 某區(qū)域極端天氣突發(fā)線路跳閘故障的調(diào)查分析149 某220kV線路鳥害跳閘情況調(diào)查分析16二、電廠部分1910 鍋爐脫硫系統(tǒng)增壓風(fēng)機改造和GGH差壓過高的原因分析1911 某電廠鍋爐爐后包墻水冷壁管泄漏分析與處理2412 某廠1號機組DPU全部停機原因分析及預(yù)防措施2513 某廠4號爐MFT動作滅火原因分析2614 發(fā)電機內(nèi)冷水管路因異物造成堵塞的分析處理2815 某電廠1號主變A相總烴異常升高的原因分析與處理措施3216 某電廠220kV GIS雷擊故障分析3437典型事故案例分析 2011年第2期一、供電部分某變電站800kV罐式斷路器操動機構(gòu)漏油缺陷分析1. 缺陷概況某變電站800kV罐式斷路器是國內(nèi)某電氣高壓開關(guān)有限公司生產(chǎn)的LW56-800型斷路器，目前已安裝6臺，生產(chǎn)日期為2009年79月。從2010年4月至6月，在保護調(diào)試、設(shè)備驗收等過程中，共有15相次發(fā)生漏油，漏油部位分別為：儲能筒與工作缸之間、表座與工作缸之間、油泵螺絲斷裂、安全閥與工作缸之間、油箱砂眼、機構(gòu)防慢分部件漏油。其中機構(gòu)防慢分部件漏油是2010年10月后陸續(xù)發(fā)生，制造廠分析是該處零部件加工質(zhì)量問題，目前已更換零部件處理了兩臺，其余4臺還沒有處理，計劃在年內(nèi)處理完畢。其余5項故障已于2010年9月前處理完畢。儲能筒與工作缸之間的漏油在修復(fù)后又重復(fù)發(fā)生，且在斷路器操作2030次后發(fā)生漏油概率較多。其它部位經(jīng)修復(fù)后恢復(fù)正常。2. 故障原因分析2010年6月末，由兩家單位分別對儲能筒與工作缸之間漏油缺陷進行了原因分析。經(jīng)過對這部分的零部件尺寸、材質(zhì)和機械強度檢驗，兩家單位的檢驗結(jié)果基本一致，基本符合產(chǎn)品的技術(shù)要求。電科院綜合檢驗結(jié)果及結(jié)構(gòu)特點，提出漏油缺陷的主要原因是安裝過程未能保證工作缸和儲能筒之間的通孔對中。3. 缺陷處理方案根據(jù)檢驗結(jié)果和原因分析報告，提出改進部分零部件材質(zhì)、尺寸和裝配工藝的方案，其裝配采用工作缸和儲能筒起吊后垂直對中方式。4. 試驗驗證2010年7月8日，將發(fā)生3次漏油的機構(gòu)返廠按處理方案進行零部件更換，工作缸和儲能筒起吊后垂直對中方式安裝，連接斷路器進行2000次機械操作，2000次操作后解體檢查密封部件。試驗驗證結(jié)果：工作缸和儲能筒之間的密封良好，解體檢查密封零件完好。5. 現(xiàn)場處理方案根據(jù)現(xiàn)場條件研究分析，制定出現(xiàn)場處理方案：更換18相斷路器工作缸與儲能筒之間的密封套組件，禁錮螺栓提高一個等級，裝配采用螺栓寸動方式（垂直對中方式在現(xiàn)場有難度）。更換裝配完進行特性等相關(guān)試驗，其總機械操作次數(shù)為30次，檢查密封狀況。6. 現(xiàn)場實施及檢查2010年7月15日開始按現(xiàn)場處理方案進行現(xiàn)場更換和更換后機械特性、操作次數(shù)試驗。在完成全部18相更換和試驗后，對其中操作次數(shù)最多的一相（約200多次）滅弧室進行解體檢查，查看其內(nèi)部在多次操作以后磨損掉的雜質(zhì)情況。經(jīng)開蓋解體檢查，在滅弧室中間部位絕緣支撐件底部位有少許小顆粒雜質(zhì)，其中有細小金屬微粒，經(jīng)過現(xiàn)場多位專家查看認定，此種情況屬正常狀態(tài)。根據(jù)開蓋檢查結(jié)果，有多個單位參加會議并確定對開蓋檢查的一相、及操作次數(shù)較多的其它兩相進行絕緣耐壓試驗。由于只對一相進行了開蓋檢查，會議要求制造廠提供其它滅弧室制造過程質(zhì)量控制的相關(guān)文件，以了解同批次的制造質(zhì)量。（陜西院供稿）TU返回UT幾則330kV變壓器短路故障分析及抗短路能力核算情況1. 某變電站1號主變事故分析及抗短路核算情況（1）故障經(jīng)過2010年7月2日，某變1101開關(guān)C相爆炸，引起110kV BC相相間短路，1號主變重瓦斯保護動作跳閘。故障持續(xù)時間880ms，流過變壓器中壓與高壓繞組的短路電流分別為10.4kA與3.65kA。（2）試驗情況事故后技術(shù)人員進行了常規(guī)試驗和局放試驗，除油色譜數(shù)據(jù)異常外，其它試驗數(shù)據(jù)均正常。變壓器本體乙炔70.2，總烴223.0。色譜數(shù)據(jù)表明，變壓器內(nèi)部存在能量較高的放電性故障。（3）返廠檢查情況7月10日吊罩檢查，發(fā)現(xiàn)B、C相繞組最外部調(diào)壓繞組有輕微可見變形，三相墊塊移位、突出。隨后通過進一步解體發(fā)現(xiàn)B相高壓繞組有明顯放電痕跡。（4）抗短路能力核算結(jié)果電科院依據(jù)2008版國標校核結(jié)果表明，該變壓器110kV側(cè)至少應(yīng)能承受10168.5A的短路電流。西變廠校核結(jié)果表明，該變壓器110kV繞組在10165A短路電流下尚有2.25受力安全裕度，在3570A短路電流下330kV繞組也相應(yīng)有1.00的受力安全裕度，按訂貨技術(shù)協(xié)議要求，該變壓器應(yīng)能承受母線短路電流2s。經(jīng)過實際短路電流的驗證，變壓器未能經(jīng)受住短路沖擊，說明該變壓器不滿足訂貨技術(shù)協(xié)議的要求。2. 某變電站2號主變事故分析及抗短路核算情況（1）故障經(jīng)過2010年7月4日，因動物誤進入35kV配電室，某變2號變壓器35kV側(cè)母線發(fā)生BC相間故障，后轉(zhuǎn)換為ABC三相故障，主變差動、輕、重瓦斯保護動作跳閘。流過2號變壓器低壓側(cè)繞組電流為10.4kA，時間673ms。（2）試驗情況事故后的試驗表明，絕緣電阻、油色譜、直流電阻、變比、繞組變形等試驗數(shù)據(jù)異常。尤其是乙炔值從0增長到257ul/l，三比值1/0/2，變壓器內(nèi)部存在突發(fā)性電弧放電，涉及固體絕緣；該變壓器鐵芯接地，A相低壓繞組存在明顯變形。（3）抗短路能力核算該變壓器于1991年出廠，按照短路阻抗進行核算，該變壓器35kV側(cè)繞組至少應(yīng)能承受15517A短路電流。西變廠按照2008版國標校核的結(jié)果表明，該變壓器僅能承受7800安短路相電流。按照變壓器出廠文件，該變壓器應(yīng)能承受母線短路電流2s。經(jīng)過實際短路電流10400A的驗證，變壓器未能經(jīng)受住短路沖擊，因此該變壓器不滿足出廠技術(shù)條件的要求。3. 某變電站3號聯(lián)變事故分析及抗短路核算情況（1）故障經(jīng)過2010年7月24日，某變?nèi)柭?lián)變發(fā)生單相故障，本體重瓦斯、本體輕瓦斯、壓力釋放動作，壓力釋放閥處有大量油跡，三號聯(lián)變兩側(cè)開關(guān)3340、3342、2212開關(guān)跳閘。C相中壓繞組最大電流1600A，故障持續(xù)70ms。（2）試驗情況事故后進行了常規(guī)試驗，均為合格。但從供電局提供的色譜數(shù)據(jù)分析，（變壓器本體氫氣972，一氧化碳362，二氧化碳1092，甲烷237.3，乙烷18.4，乙烯218.9，乙炔365.97ppm，總烴1049.19ppm），從數(shù)據(jù)判斷設(shè)備內(nèi)存在放電性故障。（3）抗短路能力核算結(jié)果該變壓器為2005年出廠，西變廠按照2008版國標校核的結(jié)果表明，該變壓器高壓繞組至少應(yīng)能承受3395A，中壓繞組應(yīng)能承受3735A的短路電流，且按照變壓器出廠文件，該變壓器應(yīng)能承受母線短路電流2s。但經(jīng)過實際短路電流1600A的驗證，變壓器未能經(jīng)受住短路沖擊。因此該變壓器不滿足出廠技術(shù)條件的要求。（陜西院供稿）TU返回UT風(fēng)偏線路故障分析 2010年3月19日20日，我國北方出現(xiàn)強風(fēng)和沙塵暴天氣，局部瞬時風(fēng)力達到11級以上。受此次惡劣天氣影響，全國輸電線路出現(xiàn)大范圍風(fēng)偏故障，部分地區(qū)發(fā)生倒塔斷線事故，山西省220 kV及以上輸電線路發(fā)生故障24條次。1. 線路故障類型山西省輸電線路受大風(fēng)影響，出現(xiàn)四種類型的故障。導(dǎo)線對桿塔構(gòu)件短路發(fā)生跳閘次數(shù)最多，達12次，占50%，其現(xiàn)象為導(dǎo)線或跳線對桿塔構(gòu)件放電，均為實際搖擺角超過允許搖擺角引起；緊湊型線路相間短路為6次，占25%，均為中相對兩邊相短路；金具斷裂引起的掉串有2次，占8%；通道內(nèi)構(gòu)筑物、異物引起的輸電線路跳閘有4次，占17%。2. 風(fēng)偏故障原因分析（1）強風(fēng)是風(fēng)偏放電的最直接原因根據(jù)各地氣象部門資料和現(xiàn)場查詢，發(fā)生風(fēng)偏故障的區(qū)域均出現(xiàn)了少有的強風(fēng)，瞬時風(fēng)速可大于30 m/s。通過對不同風(fēng)速下絕緣子串的搖擺角計算結(jié)果與工頻電壓下能夠引起空氣間隙放電的最小搖擺角進行對比，可推算出故障發(fā)生時的最小風(fēng)速值。以220 kV原代線70號為例計算，見表1、表2、表3。表1 220 kV原代線70號塔地形參數(shù)桿號呼稱高/m前檔距/m后檔距/m代表檔距Ld/m塔位標高/m邊線高差h1/m邊線高差h2/m7127398299368995.540.148.67021299253952.3-48.6-8.26921253273960.58.261.7表2 220 kV原代線70號塔絕緣子參數(shù)桿型絕緣子型號懸垂串串數(shù)懸垂串重量/N懸垂串長度/m絕緣子受風(fēng)面積/mm2風(fēng)壓（25）Pj/N2C-ZB1-21FXBW4-220/1002546.2523.0810.04298.420 2表3 220 kV原代線70號塔導(dǎo)線參數(shù)代表檔距Ld/m計算截面積/mm2最大風(fēng)應(yīng)力/N.mm2比載g1/10-2N.mm2比載g4（25）/10-2N.mm2比載g6（25）/10-2N.Mm2368333.371.993.11292.60374.0583應(yīng)用直線桿塔搖擺角方法，計算結(jié)果見表4。表4 220 kV原代線70號塔各種風(fēng)速下絕緣子的搖擺角風(fēng)速V /m.s-1相應(yīng)搖擺角/(）工頻放電搖擺角/()2545.91462646.152746.402846.652946.923047.19由表4可以看出，當風(fēng)速超過26 m/s時，220 kV原代線70號邊相導(dǎo)線就可能對桿塔放電，而距該故障點最近的原平氣象站記錄到的最大風(fēng)力達32.4 m/s ，因此，風(fēng)力大是線路跳閘的直接原因，通過對其他線路故障點的風(fēng)偏驗算也印證了這一點。（2）設(shè)計裕度小是造成風(fēng)偏放電的內(nèi)在原因本次故障線路均系按110500 kV架空送電線路設(shè)計技術(shù)規(guī)程（DLT 5092-1999）設(shè)計的線路，與現(xiàn)行的110750 kV架空輸電線路設(shè)計技術(shù)規(guī)程（Q/GDW179-2008）相比，該設(shè)計規(guī)程標準偏低、設(shè)計裕度小。新規(guī)程已將220 kV、500 kV輸電線路重現(xiàn)期分別由15 a、30 a一遇提高到30 a、50 a一遇，反映出我國電力規(guī)劃設(shè)計管理部門已意識到原建設(shè)標準偏低；舊規(guī)程定義的是最大設(shè)計風(fēng)速，設(shè)計中就以此作為工程中的最大風(fēng)速取值，而新規(guī)程定義了基本風(fēng)速，設(shè)計中會根據(jù)實際高度折算到對應(yīng)高度的最大風(fēng)速，與實際風(fēng)速更加吻合；新規(guī)程將風(fēng)壓不均勻系數(shù)提高到0.75，也說明原規(guī)程中的取值偏小，對風(fēng)速打的折扣太大。因此，按原規(guī)程設(shè)計的輸電線路抵御強風(fēng)能力不足，是造成風(fēng)偏放電的內(nèi)在原因。（3）微地形環(huán)境也是故障的一個重要原因本次風(fēng)偏故障桿塔所處的地理位置均屬于特殊地形下的微氣象區(qū)，根據(jù)其地理特征可分為兩類。第一類是位于海拔較高（均在1 900 m以上）的山頂突出上行風(fēng)位置。這些桿塔附近山體呈東西走向，線路附近地表沒有明顯遮擋物，桿塔所處位置突兀，高山效應(yīng)強勁，風(fēng)力加速作用明顯，桿塔兩側(cè)水平檔距較大，導(dǎo)線橫向擋風(fēng)截面較大，導(dǎo)線在瞬時大風(fēng)所受橫向風(fēng)力較大，如500 kV神忻、線。第二類是位于峽谷交匯處、具有狹管效應(yīng)的漏斗形谷底附近，如220 kV榮原、線。以上兩類均為山西典型的微地形、微氣象區(qū)域，運行經(jīng)驗表明，其風(fēng)速明顯高于一般地區(qū)，容易引發(fā)風(fēng)偏跳閘。3. 放電機理及影響因素當強風(fēng)作用在導(dǎo)線和絕緣子串的風(fēng)壓面上時，導(dǎo)線風(fēng)偏角增大，同時，導(dǎo)線出現(xiàn)一定程度的偏轉(zhuǎn)和位移，導(dǎo)線與桿塔構(gòu)架間空氣間隙的絕緣強度小于工作電壓時發(fā)生空氣擊穿，放電電弧會分別在導(dǎo)線和構(gòu)架上留下電氣燒痕。在間隙減小、空間場強增大時，導(dǎo)線金具的尖端和桿塔構(gòu)件的尖端上會出現(xiàn)局部高場強，使放電更容易在這些位置發(fā)生，從現(xiàn)場觀測到的放電痕跡來看，一部分放電出現(xiàn)在腳釘、防振錘和角鐵邊緣尖端上正說明了這一點。風(fēng)偏跳閘重合成功率較低，這是因為風(fēng)的連續(xù)性使導(dǎo)線與桿塔的間隙在重合閘動作時段內(nèi)仍保持在一個較小距離的范圍內(nèi)，同時，第一次放電發(fā)生后空氣出現(xiàn)游離，間隙中導(dǎo)電離子增多，間隙的絕緣強度明顯降低；其次重合閘時系統(tǒng)中存在一定的操作過電壓，在過電壓作用下，導(dǎo)線在風(fēng)偏擺動時容易再次發(fā)生間隙擊穿，而且第二次擊穿在間隙距離較大時就可以發(fā)生，從桿塔上的放電燒痕位置說明了這一點。4. 建議（1）新建線路設(shè)計要嚴格執(zhí)行新規(guī)程，并在此基礎(chǔ)上適當提高風(fēng)偏校驗水平。（2）充分掌握沿線微地形、微氣象情況，盡量避開此類區(qū)域，確實無法避開，應(yīng)提前采取預(yù)防性措施，如增加桿塔強度，縮小檔距，加大塔窗尺寸等。（3）細分線路氣象區(qū)段，實行差異化設(shè)計，對不同的區(qū)段要采用不同的設(shè)計標準。（4）安裝氣象在線監(jiān)測系統(tǒng)，掌握沿線實際氣象條件，為新建線路提供可靠依據(jù)。（山西院供稿）TU返回UT某110kV變2號主變差動保護誤動作分析1. 跳閘情況簡介某 110kV 變電站2 號主變采用許繼WBH-812A/R1 微機變壓器保護裝置，于2010年11月12日14時04分27秒835毫秒，跳開2 號主變 102、302、502 開關(guān)。1號主變于14：54分恢復(fù)送電，該變電站全站負荷102710kW，跳閘損失負荷8000kW。2. 保護動作前運行方式保護動作前運行方式如圖 1 所示：（1）1號主變：處檢修狀態(tài)（進行101-3刀閘大修）；（2）10kV母處檢修狀態(tài)（進行10kV母母線絕緣熱縮、10kV母避雷器改造工作）；（3）2號主變運行于110kV 母，帶35kV所有負荷及10kV 段負荷。圖 1 2號主變保護動作前運行方式3. 處理情況2 號主變差動保護動作后，經(jīng)上級部門處理于14:54分合上101開關(guān)，恢復(fù)1號主變供電；14:59分合上301開關(guān)，送出35kV 負荷；15:09分合上501開關(guān)，逐步恢復(fù)10kV 段負荷，整個過程持續(xù)時間約1小時。經(jīng)現(xiàn)場檢查，2號主變本體及三側(cè)開關(guān)一次設(shè)備無異常、主變油樣化驗及高壓試驗結(jié)果無異常。檢查二次比率差動保護邏輯正確，保護定值正確，通過對現(xiàn)場保護動作報告及錄波圖分析，發(fā)現(xiàn)2號主變中壓側(cè)電流相序與高、低壓側(cè)不符。隨后現(xiàn)場保護人員對2號主變進行模擬量采樣測試，結(jié)果判斷為2號主變35kV側(cè) CT 二次回路接線可能存在錯誤，經(jīng)現(xiàn)場檢查后，發(fā)現(xiàn)302CT 二次相序接反，進行調(diào)相后于23:30分恢復(fù)2號主變供電，測試向量正確。（經(jīng)查閱歷史工作記錄，發(fā)現(xiàn)某變于2010年8月至9月進行 35kV 母線改造，9月27日在母線恢復(fù)供電期間，因母線電壓相序錯誤曾進行過一次倒相工作。）4. 原因分析（1）該變35kV母線在2010年曾進行過改造，工程完工并經(jīng)驗收后，于9月27日恢復(fù)35kV母線供電，按照啟動方案的順序，母線帶電后，發(fā)現(xiàn) 35kV 母線電壓相序為負相序，由于歷史原因，某變 35kV 母線為正相序，但該變所有用戶均為負相序，在線路側(cè)進行調(diào)相后方可滿足對用戶需求。施工人員在未核對某變歷史運行方式的情況下，將1號及2號主變中壓側(cè)電纜A、C相進行調(diào)相處理，但未同時將CT二次部分進行相應(yīng)相序調(diào)整，導(dǎo)致進入主變WBH-812A/R1保護裝置高、中、低三側(cè)電流相序不一致（高、低壓側(cè)為反相序，中壓側(cè)為正相序），在保護裝置中產(chǎn)生差動電流。（2）35kV母線改造工程完工投運（2010年9月27日約20：30）后，由于負荷電流較?。?010年9月27日約21：30，35kV側(cè)一次電流約5A、二次側(cè)電流約0.03A），無法進行向量測試，所以未能及時發(fā)現(xiàn)中壓側(cè)電流相序問題。后因工作銜接失誤，在運行過程中未及時安排補做向量測試工作。（3）35kV母線改造工程完工后，一直采用1號、2號主變并列運行方式，主變負荷小，未達到差流越限告警值.2010年11月12日，進行101-3刀閘檢修工作，運行方式改為2號主變帶全站負荷，當負荷增大時差動電流相應(yīng)增大。07時29分10秒899毫秒報差流越限告警信號（差流越限動作門檻值為 0.5Iop，Iop = 0.5*0.4Ie = 0.55A，告警信息出現(xiàn)時，保護裝置采集差流值為 0.578A，達到差流越限動作門檻，報差流越限告警信息），由于此前上傳調(diào)度監(jiān)控組的告警信號不完善，本次差流越限告警信號未上傳至調(diào)度監(jiān)控組。14時04分27秒782毫秒時，差流增大至滿足比率差動動作條件，比率差動保護動作跳閘。（4）通過現(xiàn)場分析，現(xiàn)場保護人員按照此接線方式加模擬量采樣值，根據(jù)差動回路各電流值數(shù)據(jù)，說明正常情況下此回路會產(chǎn)生差動電流，且在負荷增大的情況下會導(dǎo)致跳閘。5. 暴露問題（1）施工方管理不嚴。施工前現(xiàn)場勘察不到位，施工過程粗放、不規(guī)范，沒有進行拆接線記錄，導(dǎo)致恢復(fù)接線時發(fā)生相序錯誤。（2）現(xiàn)場施工人員考慮不周。在進行一次相序的更換后，未及時調(diào)整相應(yīng)二次相序，遺留技術(shù)隱患。（3）生產(chǎn)管理存在薄弱環(huán)節(jié)。在設(shè)備投運后，由于負荷太小驗收單位無法進行相量測試，但在后續(xù)工作中未及時安排補做此項工作，造成設(shè)備隱患。（4）設(shè)備管理單位在驗收環(huán)節(jié)把關(guān)不嚴，未能及時發(fā)現(xiàn)設(shè)備存在的潛在隱患，設(shè)備竣工驗收結(jié)束后，相關(guān)人員未能在修試記錄中履行簽字確認手續(xù)。（5）遠動信息上傳存在遺漏，該變電站至調(diào)度監(jiān)控組的告警信號不完善，本次差流越限告警信號未上傳至監(jiān)控組。 （寧夏院供稿）TU返回UT500kV某變電站274開關(guān)A相故障分析2010年6月16日21時26分，500kV某站220kV清蠡線A相發(fā)生接地故障，220kV清蠡線兩側(cè)線路保護及某站220kV母差保護動作，跳開220kV 號母線上所有開關(guān)（母聯(lián)202開關(guān)、2號主變212開關(guān)、清東線280開關(guān)、清鄧線276開關(guān)），根據(jù)現(xiàn)場一次設(shè)備檢查及保護信息分析，判斷為274開關(guān)A相罐體內(nèi)部接地故障。1. 故障前情況（1）天氣簡況故障時，該地區(qū)雷雨，氣溫20，大風(fēng)。（2）運行方式500kV系統(tǒng)、220kV系統(tǒng)正常運行方式，具體為：清鄧線275、清孫線278、清固線281、3號主變213上1號母線運行，清蠡線274、清鄧線276、清東線280、2號主變212上2號母線運行。故障時現(xiàn)場無工作。2. 故障后檢查故障發(fā)生后，省電力公司生技部組織超高壓公司和省電力研究院相關(guān)人員對開關(guān)進行了檢查。（1）故障開關(guān)相關(guān)信息開關(guān)廠家：沈陽高壓開關(guān)有限責任公司；型號LW12-220；出廠日期2003年8月；投運日期2004年6月；出廠編號20039.004；額定電壓252kV；額定電流3150A；額定短路耐受電流50kA；套管為NGK公司2003年產(chǎn)品。（2）保護裝置動作分析母線RCS-915AB及BP-2B兩套母差保護分別于5ms和8.3ms動作，約42ms跳開母線上全部開關(guān)，切斷故障。清蠡線RCS-931BM保護及PSL-602G保護分別于16ms和20ms動作跳A相，故障錄波器測距為0.001km，短路點故障電流為42.6kA。因母差保護及線路保護均動作，故障點為母差保護及線路保護的重疊區(qū)域，經(jīng)分析判斷故障點位于274開關(guān)A相內(nèi)部。3. 現(xiàn)場檢查、解體檢查情況（1）現(xiàn)場檢查274開關(guān)三相均在分位，A相滅弧室罐體北側(cè)法蘭螺栓及開關(guān)氣動機構(gòu)管路有放電痕跡，兩側(cè)套管內(nèi)壁均有腐蝕現(xiàn)象。三相開關(guān)SF6壓力值分別為A：0.53MPa、B：0.55MPa、C：0.54MPa，均在正常范圍內(nèi)。274開關(guān)氣動機構(gòu)空氣壓力為0。（2）A相故障開關(guān)解體檢查發(fā)現(xiàn)，絕緣拉桿表面被電弧燒黑，絕緣拉桿高電位處連板軸銷檔圈兩端被燒熔且翹起，連板根部有明顯電弧灼燒痕跡，與支撐絕緣子連接的地法蘭處有明顯放電點。絕緣拉桿表面（漆層）中部多處部位燒蝕，與支撐絕緣子連接的動觸頭支架內(nèi)開孔處有放電點。（3）對274開關(guān)非故障相（B、C相）進行了解體檢查，兩相開關(guān)動靜觸頭無明顯異常，支撐絕緣子內(nèi)壁向上表面存有粉塵，絕緣拉桿無異常，但動觸頭拐臂側(cè)對應(yīng)罐體底部均存有金屬屑，且B相滅弧室內(nèi)發(fā)現(xiàn)一小塊紙屑。對B、C相絕緣拉桿進行耐壓及局放試驗，未發(fā)現(xiàn)異常。4. 試驗檢查情況 故障發(fā)生4小時后，對274開關(guān)進行了SF6氣體分解物檢測及微量水試驗，測試結(jié)果如表1，表2所示。表1 分解物檢測結(jié)果（L/L）項目A相B相C相SF6氣體分解物檢測（L/L）二氧化硫大于10000硫化氫大于10000有無粉塵大量深灰色粉塵無無正常值SO22且H2S2缺陷值SO25或H2S5測量儀器廈門加華（量程100L/L）表2故障后微量水試驗（ppm）項目監(jiān)測原理測量儀器測量時間A相B相C相微量水含量阻容法日立信A60117日1：242301143120露點法17日3：0023401251105. 故障原因分析及結(jié)論（1）放電原因分析根據(jù)故障后解體情況分析，絕緣拉桿高電位處連板軸銷檔圈兩端被燒熔且翹起，說明軸銷檔圈翹起后，該處電場畸變；根據(jù)非故障相開關(guān)內(nèi)存在異物，推斷本相開關(guān)內(nèi)部同樣存在雜質(zhì)，在絕緣拉桿表面積累，導(dǎo)致絕緣拉桿表面絕緣性能降低。因此，本次故障放電起始點為連扳軸銷擋圈，電弧沿絕緣拉桿表面對支撐絕緣子的地法蘭貫通放電。電弧對絕緣拉桿表面漆層燒蝕，漆層脫落。當開關(guān)內(nèi)部發(fā)生放電故障時，短路電流通過罐體端蓋（機構(gòu)側(cè)）、外殼、氣動機構(gòu)管路及接地扁鐵流向接地網(wǎng)，在罐體端蓋螺栓連接處放電，同時造成氣動機構(gòu)管路對其支撐角鐵放電破損，機構(gòu)內(nèi)氣體泄漏，壓力表壓力降為零。（2）故障后微量水增加及瓷套內(nèi)壁腐蝕原因分析目前，現(xiàn)場SF6氣體濕度測定方法主要為露點法和阻容法。使用露點法測量原理的儀器，在測量中如有褐色、黑色等粉末會吸附在露鏡表面,產(chǎn)生與水分吸附在露鏡表面類似的結(jié)果，嚴重影響測量精度。使用阻容法原理的儀器，當氣體中含有某些高分子氣體時，在多孔氧化鋁探頭上可能會產(chǎn)生與水分相似的反應(yīng)，影響測量精度，若SF6氣體內(nèi)粉末多的話, 還會使阻容法測試儀內(nèi)多孔氧化鋁探頭污染，甚至損壞。因此SF6開關(guān)故障后氣體微量水測量，受試驗儀器的影響，易造成數(shù)據(jù)不準確。分析認為，故障后開關(guān)微水含量增長現(xiàn)象的原因，是環(huán)氧樹脂等有機絕緣材料,在高溫電弧作用下碳化并生成水，同時，開關(guān)發(fā)生內(nèi)部放電時產(chǎn)生的高溫造成罐體溫度上升，導(dǎo)致緊貼罐體的吸附劑中吸附的水份發(fā)生釋放。瓷套釉面腐蝕是由于故障中產(chǎn)生的低氟化物，與水結(jié)合生成腐蝕性極強的氫氟酸所致。故障中SF6氣體在高溫電弧的作用下分解生成低氟化物，這些低氟化物遇到水后會產(chǎn)生氫氟酸，對含有硅的瓷套釉面產(chǎn)生腐蝕并再次生成水。（3）結(jié)論274開關(guān)A相內(nèi)部故障是由于絕緣拉桿高電位連板軸銷檔圈翹起，使電場畸變，同時罐體、套管內(nèi)部及絕緣拉桿表面存在微粒雜質(zhì)，造成沿絕緣拉桿表面閃絡(luò)。因此，放電過程為絕緣拉桿高壓側(cè)連板檔圈沿拉桿表面對地法蘭放電，電弧將絕緣拉桿表面漆層燒蝕。6. 故障處理情況超高壓分公司對故障開關(guān)進行了更換，更換后的開關(guān)交接試驗結(jié)果正常。7. 采取措施（1）制造廠應(yīng)嚴格控制廠內(nèi)加工、裝配工藝，同時加強廠內(nèi)及現(xiàn)場安裝時罐體內(nèi)潔凈度控制，避免開關(guān)內(nèi)存在尖角部位的微粒雜質(zhì)造成絕緣破壞。（2）加強對罐式斷路器及GIS設(shè)備的帶電局放檢測及SF6氣體成分分析，及時發(fā)現(xiàn)可能存在的內(nèi)部異常放電現(xiàn)象。（3）加強設(shè)備缺陷分析總結(jié)工作，對故障缺陷率較高的設(shè)備進行抽檢，發(fā)現(xiàn)批次質(zhì)量問題及時治理，避免重大設(shè)備事故的發(fā)生。（4）故障后應(yīng)認真檢查瓷套內(nèi)壁腐蝕損傷情況，避免受損瓷套重新用于設(shè)備中。（河北院供稿）TU返回UT220kV主變因冷卻器全停跳閘原因分析及對策1. 事故情況2010年6月，某220kV變電站發(fā)生3號主變跳閘及110kV母失壓事故。事故主要原因為3號主變風(fēng)冷全停延時跳主變?nèi)齻?cè)開關(guān)。目前，220kV主變壓器冷卻方式一般均采用強迫油循環(huán)風(fēng)冷卻方式，運行中一旦冷卻器控制裝置故障或工作電源消失，將導(dǎo)致冷卻器全停。如主變上層油溫達到或超過75時，保護將在20min時切除主變?nèi)齻?cè)電源，釀成重大的主變跳閘事故。因此，及時、迅速地分析處理冷卻器控制裝置故障，迅速恢復(fù)主變冷卻器正常運行十分重要。2. 冷卻器原因分析本次事故是因主變風(fēng)冷段電源接觸器 1C 在運行過程中損壞，觸點不能接通。由于該風(fēng)冷系統(tǒng)采用進線自投的方式，因此在接觸器出線失電的情況下不能自動切換，導(dǎo)致風(fēng)冷系統(tǒng)失電后全停延時跳閘。直接原因為3號主變壓器風(fēng)冷系統(tǒng)的電源接觸器存在質(zhì)量問題，導(dǎo)致其在運行過程中發(fā)生損壞。3. 應(yīng)對措施（1）冷卻器控制回路直流電源失去時必須及時連續(xù)發(fā)告警，且確保告警監(jiān)視回路的全面性。（2）冷卻器控制回路直流電源失去后不得引起冷卻器全停。（3）冷卻器全停后必須可靠告警。（4）冷卻器交流控制電源失去后也應(yīng)告警。（5）所用電380V低壓母線應(yīng)具有三相電壓監(jiān)視和監(jiān)控報警功能，缺相運行時必須有報警信號。主變冷卻器的交流電源監(jiān)視繼電器必須選用能監(jiān)測三相電壓的繼電器。任意一相電壓失壓異常時，均能快速完成主變冷卻器工作電源與備用電源之間的自動切換。（6）選用新型的智能變壓器冷卻器控制柜，由PLC實現(xiàn)邏輯功能，減少繼電器數(shù)量，簡化回路，從而減少設(shè)備的故障率和維護量。保證設(shè)備能夠長期穩(wěn)定運行，保障主設(shè)備運行安全。（貴州院供稿）TU返回UT某110kV變電站站2號主變故障分析及處理1. 事故經(jīng)過2010年9月22日09時51分，某110kV變電站站2號主變差動、重瓦斯保護動作， 2號主變兩側(cè)開關(guān)跳閘?，F(xiàn)場檢查發(fā)現(xiàn)2號主變壓力釋放閥有噴油現(xiàn)象，2號主變本體瓦斯繼電器有氣體，現(xiàn)場主變油溫為34.09，油位顯示為7（滿刻度為10，故障前為5），主變本體外部及附件無發(fā)現(xiàn)異常，站內(nèi)其它一次設(shè)備正常；2號主變本體重瓦斯、差動保護動作（C相故障，折算至一次高壓側(cè)故障電流值為3980A），同時2號主變本體壓力釋放、本體突發(fā)壓力啟動，10kV母聯(lián)備自投正確動作。2. 設(shè)備型號型號：SZ11-K-50000/110TH 主變制造廠家：特變電工衡陽變壓器有限公司 套管型號：ETA-126/630（干式） 套管制造廠家：沈陽傳奇套管有限公司制造時間：2010-01-01 投產(chǎn)日期：2010-07-293. 事故前運行方式110kV江東線、四江線掛110kV I母線運行，1號主變、2號主變在運行狀態(tài)，2號主變空載運行（尚未有10kV出線）。故障發(fā)生時溫度24，陰雨天氣，無雷（通過雷電定位系統(tǒng)核對）。4. 現(xiàn)場檢查情況2號主變于7月29日投運，投運之前交接試驗合格；投運后夜巡測溫、主變鐵芯夾件接地等相關(guān)測量均無異常。9月22日事故后取油樣分析，分析結(jié)果為乙炔含量578L/L，總烴含量974L/L；高壓C相直流電阻614.3m，與A、B相直流電阻相差70.49%，初步判斷主變高壓C相繞組出現(xiàn)內(nèi)部故障；鐵芯、夾件絕緣電阻與交接試驗比較偏?。焕@組變形試驗結(jié)果正常。9月28日現(xiàn)場拆卸變壓器附件，在拆卸高壓C相套管時，發(fā)現(xiàn)高壓C相套管接線頭內(nèi)氧化嚴重，主變C相線圈壓板上有水跡，C相高壓引線端部出線絕緣受潮、碳化，周圍鐵芯其他金屬緊固件生銹；A、B相正常。拆卸完成后，隨即將主變運至衡陽變壓器廠進行吊罩檢查。5. 返廠檢查情況（1）對主變C相進行解體檢查，發(fā)現(xiàn)C相高壓線圈第一餅燒斷4股，第二餅有燒蝕痕跡，但并未斷股。（2）C相高壓引線由于受潮起皺。（3）C相高壓繞組并無明顯變形現(xiàn)象。（4）對C相套管接線頭內(nèi)密封圈與A、B、O相套管接線頭內(nèi)密封圈作比較，發(fā)現(xiàn)A、B、O相套管接線頭內(nèi)密封圈有明顯壓痕，而C相套管接線頭內(nèi)密封圈無明顯壓痕。（5）低于主變正常油位的所有部件均不存在滲漏油情況，油枕未發(fā)現(xiàn)進水痕跡，A、B、C三相高壓套管頂部接線頭均有水跡和氧化現(xiàn)象，C相情況較為嚴重，C相套管密封圈比A、B相略小，C相線圈上壓板和引線均有受潮痕跡。對高壓引線絕緣、高壓引線層壓木支架及油中含水量進行試驗，結(jié)果均高于正常值。分析認為：主變因C相高壓套管頂部密封不良而進水受潮，導(dǎo)致內(nèi)部短路。6. 原因分析通過C相套管頂部密封結(jié)構(gòu)進行分析和密封性試驗，發(fā)現(xiàn)套管頂部密封結(jié)構(gòu)存在以下有待改進之處：（1）套管頂部接線頭無防松措施，變壓器在運行過程中由于振動、風(fēng)力作用等外部因素，存在松動的可能，導(dǎo)致套管頂部密封不良。（2）套管導(dǎo)電桿同時承擔密封和緊固作用，水平方向無可靠固定措施，套管頂部接線頭可能會在外力作用下松動。由于以上問題，套管在運行中受外部因素影響可能會導(dǎo)致頂部密封不良。7. 解決措施沈陽傳奇套管有限公司承諾對此種套管做相應(yīng)改進，于2010年10月20日前，向特變電工衡變有限公司提供套管密封結(jié)構(gòu)的改進方案，并對廣東電網(wǎng)公司的同類套管進行處理。（廣東院供稿）TU返回UT某區(qū)域極端天氣突發(fā)線路跳閘故障的調(diào)查分析1. 故障概況2010年3月5日下午，某區(qū)域遭遇強對流天氣，當?shù)爻霈F(xiàn)大風(fēng)、暴雨、強雷暴和冰雹等極端氣象，共有12個縣市受災(zāi)。突發(fā)極端氣候?qū)е率【W(wǎng)5條220kV及1條500kV輸電線路相繼發(fā)生跳閘。發(fā)生跳閘的輸電線路有220kV安華路、220kV三列、路、三后線、增列線以及500kV卓三線，故障跳閘細節(jié)情況見表1。表1 2010年3月5日某區(qū)域220kV及上輸電線路跳閘故障列表序號電壓等級線路名稱現(xiàn)場檢查情況故障性質(zhì)1220kV安華路05號塔A相絕緣子閃絡(luò)。雷擊故障2220kV三列路2號塔（耐張塔）B相大號側(cè)絕緣子串閃絡(luò)6片，跳線處有麻點。雷擊故障3220kV三列路30-31號塔之間與三后線導(dǎo)線混搭，導(dǎo)線上有灼傷痕跡。風(fēng)偏放電4220kV三后線30-31號塔之間與三列路導(dǎo)線混搭，導(dǎo)線上有灼傷痕跡。風(fēng)偏放電5220kV增列線88號塔A相小號側(cè)上子導(dǎo)線耐張線夾及絕緣子（導(dǎo)線往橫擔第二片）存在放電點。但與故障錄波不對應(yīng)。風(fēng)偏放電6500kV卓三路未找到故障點。風(fēng)偏放電2. 故障調(diào)查分析通過對故障錄波器、線路保護錄波、雷電定位查詢信息及故障桿塔結(jié)構(gòu)、相位排列等綜合信息進行分析，基本上確認了大多數(shù)線路故障的性質(zhì)。調(diào)查分析表明，220kV安華路的跳閘故障是雷擊引起，并經(jīng)雷電定位系統(tǒng)所驗證，雷電流近12kA，且故障為雷電繞擊05號塔右邊相(A相)導(dǎo)線，在絕緣子上也發(fā)現(xiàn)了雷擊閃絡(luò)點。220kV三列路的跳閘也是雷擊跳閘引起，在三列路20號塔發(fā)現(xiàn)了故障點，其大號側(cè)B相絕緣子（雙串玻璃瓶）有明顯的雷擊閃絡(luò)痕跡，同時雷電系統(tǒng)也查詢到時間和空間相符合的雷擊事件，雷電流為26kA。調(diào)查表明，220kV三列路和220kV三后線跳閘故障為同一故障事件，為風(fēng)偏引發(fā)的同塔雙回相間故障(三列路B相對三后線A相)。通過故障錄波圖的分析顯示，兩條線路故障是同時(時間偏差在1ms內(nèi))發(fā)生的。且故障電流有反相特征，表明是相間短路(沒有接地過程)。巡視后在三后線30-31號檔距內(nèi)發(fā)現(xiàn)了導(dǎo)線閃絡(luò)痕跡。分析表明，本次相間故障與檔距偏大(1068m)及兩回導(dǎo)線配置不同(前者為400mm2，后者為300mm2)有很大關(guān)系，這與去年莫拉克臺風(fēng)引發(fā)的220kV白田路與220kV寧白線風(fēng)偏相間放電有相似之處。分析表明，220kV增列線跳閘故障很可能是風(fēng)偏所致，線路故障為A相(右邊相)非完全金屬性短路，與走廊樹木放電特征相似，短路電流不大，其電流大小只有686A，雙側(cè)保護測距數(shù)據(jù)不正常，列西變顯示距離為17km，但在相應(yīng)線段無法查明故障點的確切位置。因此，本次故障更具有風(fēng)偏放電的性質(zhì)。500kV卓三路跳閘故障為單相(B相)線路故障，保護測距顯示，故障點離變電站25km。從故障相別看，故障相位處中相位置，雷電繞擊可能性極小，因此可排除雷擊因素。從短路電流形態(tài)看，有金屬性短路特征。500kV卓三路為我省第一條緊湊型6分裂輸電線路，其塔頭尺寸遠比原有普通500kV桿塔小。因此很可能是風(fēng)偏引發(fā)的塔窗間隙放電或?qū)У鼐€放電。目前故障點仍未查明。從本次大范圍線路跳閘事件看，能被確認為雷擊故障的只有2條次，其余4條次大多數(shù)屬于風(fēng)偏放電，其中2條次是同塔雙回相間故障，2條次故障點尚未查明，有待進一步查實。從本次大范圍突發(fā)線路故障的調(diào)查情況看，期間所發(fā)生的大風(fēng)、雷電、暴雨夾雜冰雹這一特殊氣象給電網(wǎng)運行帶來很大影響，使當?shù)匕l(fā)生了多次跳閘故障。根據(jù)上述分析表明，大風(fēng)是引發(fā)線路跳閘的主要原因，占66%以上，其次是雷電，占33%。3. 措施與建議（1）針對大檔距同塔雙回相間風(fēng)偏放電問題，應(yīng)開展220-500kV輸電線路同塔雙回大檔距導(dǎo)線風(fēng)偏檢查和校核。（2）建議開展緊湊型輸電線路抗風(fēng)能力的復(fù)核，必要時可考慮在相應(yīng)塔位安裝風(fēng)偏監(jiān)測裝置。（3）故障錄波和保護錄波對于故障性質(zhì)分析和定性十分重要，今后各單位要加強對有關(guān)線路專責對故障信息的分析培訓(xùn)工作。同時繼電保護專業(yè)人員應(yīng)在線路故障查找時提供積極支持和協(xié)助，并認真做好故障錄波資料的收集歸檔。（福建院供稿）TU返回UT某220kV線路鳥害跳閘情況調(diào)查分析1. 故障跳閘情況2010年1月15日6時54分，某變電站220kV田安路電流差動保護和高頻保護動作，255開關(guān)跳閘A，重合成功，故障測距為3.4km，故障相別為C相，故障電流10.09A（二次）；對側(cè)變電站220kV田安路電流差動保護、高頻保護也相繼動作，開關(guān)跳閘，重合成功，故障測距5.5km，故障相電流3.95A（二次）。該線路全長6.35km，共有桿塔15基，于2009年12月23日投運。（1）故障檢查情況發(fā)生故障跳閘后，專業(yè)人員對故障段8-13號段進行了登桿檢查。在檢查10號塔時發(fā)現(xiàn)C相（雙回路塔的最下層）跳線串的橫擔角鋼內(nèi)側(cè)處有明顯放電痕跡（距絕緣子串掛點約15cm），其正下方的C相導(dǎo)線上也存在明顯放電痕跡（如圖1、2）。但未發(fā)現(xiàn)絕緣子串的放電痕跡，在絕緣子串第811片瓷瓶（靠導(dǎo)線側(cè)）和C相導(dǎo)線上有遺留少量白色鳥糞（如圖2），C相上方的中相橫擔及導(dǎo)線上也有鳥糞痕跡。經(jīng)實地察看，在10號桿C相絕緣子串正下方的地面上也有鳥糞痕跡，此外在線路下方的桿塔基面上也發(fā)現(xiàn)了鳥糞的痕跡。圖1 10號塔C相跳線掛點橫擔角鋼處的放電點圖2 鳥糞遺留在玻璃絕緣子的痕跡和導(dǎo)線上的放電點(從上方往下看)2. 故障原因分析本次故障跳閘發(fā)生在早上7點，從現(xiàn)場發(fā)現(xiàn)的鳥糞痕跡以及時間段看，本次跳閘故障顯然與鳥類活動存在直接的因果關(guān)系。據(jù)研究表明，鳥類一般在清晨覓食前排糞便，電網(wǎng)鳥糞閃絡(luò)也多發(fā)生在這一時段。由于鳥類糞便不但具有較大粘稠度，而且還具有相當高的電導(dǎo)率(8000S/cm，比一般水的電導(dǎo)率高幾十倍)，容易短路空氣絕緣距離，并產(chǎn)生電弧放電，鳥糞閃絡(luò)主要發(fā)生在110220kV等級的懸垂線段附近，耐張串一般不會發(fā)生。500kV等級則更少發(fā)生，這與本次故障特征是基本吻合的。從絕緣子表面、地面上明顯的鳥糞痕跡看，可以判斷本次鳥糞閃絡(luò)是由于鳥在橫擔處排糞所致，排出的鳥糞以細長的流線形自由下落，將絕緣子附近的絕緣間隙短接，并引發(fā)電弧放電（如圖3所示）。正常情況下，絕緣子串也是線路絕緣強度最薄弱的部位，很容易受外部因素引發(fā)絕緣間隙擊穿，加上鳥糞排泄點距離絕緣串很近，具良好導(dǎo)電性的鳥糞流體的介入使絕緣子周圍的電場分布發(fā)生嚴重畸變，很容易在鳥糞通道的下端與導(dǎo)線高壓端之間的空氣間隙引發(fā)局部電弧，進而導(dǎo)致整個間隙絕緣擊穿。橫擔支架鳥糞流體靠近導(dǎo)線側(cè)首先引發(fā)電弧圖3 鳥糞流體短接絕緣間隙的示意圖從絕緣子表面、地面的痕跡及放電痕跡上判斷，導(dǎo)致本次故障跳閘的鳥糞應(yīng)是大型鳥類的流質(zhì)糞便，其糞便量較大，并在其下落過程中，要形成一定長度的線形流體，造成導(dǎo)線經(jīng)鳥糞流體通道對橫擔放電。估計當時棲息于桿塔上鳥的數(shù)量可能不止一只，由于排糞位置較高，在風(fēng)力作用下糞便飄落四處，因此在地面上只能看到稀疏的少許糞便痕跡。10號塔周圍現(xiàn)場沒有看到鳥類筑巢的痕跡，分析認為，由于10號塔周圍沒有高大的樹木，可能是路徑此地的遷徙鳥類當作臨時棲息地所致。2009年12月15日，220kV田童路也發(fā)生了兩次鳥糞跳閘事件，現(xiàn)場巡線檢查表明，故障點在同一個位置（69號塔B相，測距位置都在10km處），兩次故障都重合成功，均屬于鳥糞引起的絕緣間隙短路故障，而且當時在桿塔上發(fā)現(xiàn)了大量的鳥糞痕跡。3. 建議目前我省鳥害問題主要是鳥窩枝條或草造成的短路跳閘，因鳥糞引發(fā)的短路故障比例相對較小，是否要廣泛采取防范措施值得研究。建議在鳥害季節(jié)期間加強巡視，及時帶電登桿拆除鳥窩，有效遏制鳥害問題的發(fā)生。針對近期發(fā)生的鳥糞故障跳閘事件，建議在山區(qū)線路少數(shù)鳥類頻繁棲息的桿塔上，可適當加裝一些驅(qū)鳥裝置，可在絕緣間隙較小的懸垂線段上端部周圍加裝一些簡單有效的防鳥刺裝置，防止鳥類棲息在絕緣子掛點附近，可有效防止鳥糞引發(fā)的閃絡(luò)故障。（福建院供稿）TU返回UT二、電廠部分鍋爐脫硫系統(tǒng)增壓風(fēng)機改造和GGH差壓過高的原因分析1. 概述某電廠鍋爐為上海鍋爐廠生產(chǎn)的SG-1036/17.47-M874型亞臨界控制循環(huán)汽包爐，單爐膛、型結(jié)構(gòu)、平衡通風(fēng)，四角切圓燃燒、擺動燃燒器調(diào)溫、固態(tài)排渣，一次中間再熱，全鋼架懸吊式結(jié)構(gòu)、露天布置、正壓直吹式制粉系統(tǒng)。二臺鍋爐采用一套脫硫系統(tǒng)，一臺GGH、一臺脫硫吸收塔，每臺鍋爐配一臺增壓風(fēng)機。由于國家環(huán)保政策的不斷加強，二爐一塔的脫硫系統(tǒng)布置無法滿足國家對火電機組脫硫的要求，電廠擬進行脫硫系統(tǒng)改造，保留原有GGH、吸收塔作為一臺鍋爐的脫硫系統(tǒng)，新建一套脫硫系統(tǒng)（GGH與吸收塔）作為另一臺機組的脫硫系統(tǒng)。采用原脫硫系統(tǒng)的鍋爐其脫硫系統(tǒng)的煙氣流動通道相對較大，流動阻力會有所降低，電廠準備對增壓風(fēng)機進行改造，提高增壓風(fēng)機的運行效率，減少增壓風(fēng)機耗電，降低脫硫廠用電率。電廠就增壓風(fēng)機改造事宜咨詢我公司，因為對增壓風(fēng)機目前運行出力裕量缺乏準確了解，相約在現(xiàn)場對增壓風(fēng)機運行狀況了解后，再對改造方案提出分析意見。2. 現(xiàn)場檢查情況我公司專業(yè)人員至電廠現(xiàn)場就增壓風(fēng)機改造進行現(xiàn)場調(diào)查。因恰逢電廠脫硫GGH差壓大幅度波動，就同時對GGH差壓波動、除霧器差壓變化和脫硫系統(tǒng)運行參數(shù)進行調(diào)查，并與電廠有關(guān)人員進行了分析討論。（1）增壓風(fēng)機改造電廠脫硫系統(tǒng)目前采用一爐一臺增壓風(fēng)機布置，投產(chǎn)初期增壓風(fēng)機出力裕量較大，在機組滿負荷時增壓風(fēng)機動葉開度在40%以下；投產(chǎn)后隨著GGH堵塞程度加重和鍋爐本體及煙道漏風(fēng)增加，增壓風(fēng)機動葉開度逐漸增大。大修前機組滿負荷時增壓風(fēng)機動葉最大開度在80%以上；大修后機組滿負荷時增壓風(fēng)機動葉最大開度在50%左右?，F(xiàn)場調(diào)查時由于GGH差壓較大，在1號/2號機負荷分別為241.1/238.9MW時，增壓風(fēng)機動葉開度分別為51.7%/57%。（2）脫硫系統(tǒng)運行參數(shù)變化運行反映脫硫系統(tǒng)GGH差壓波動從7月12日開始，9-10點二臺機組負荷在230240MW，GGH差壓在0.32kPa；下午開始，GGH在線高壓水沖洗，以后進行連續(xù)沖洗，16日GGH差壓降低到0.23kPa，遂停止GGH連續(xù)在線高壓水沖洗，其間機組負荷最高250260MW。7月19日8:30，二臺機組負荷220240MW，GGH差壓0.33kPa，采用蒸汽吹灰對GGH差壓上升沒有影響，GGH差壓開始快速上升；12:00，GGH差壓上升至0.5kPa。14:00，GGH差壓上升至0.65kPa，開始在線高壓水沖洗；16:30，GGH差壓上升至1.05kPa，增壓風(fēng)機出口壓力達到4.3kPa；在線高壓水沖洗結(jié)束后，17:30，機組負荷250MW左右，GGH差壓回落至0.55 kPa；此后GGH差壓經(jīng)歷快速上升，在線高壓水沖洗后回落，停止沖洗后再快速上升的過程，GGH差壓最高達到1.1kPa。經(jīng)詢問，在GGH差壓異動發(fā)生前，7月初開始脫硫吸收塔的除霧器煙氣流動阻力（煙氣壓差）從正常的600700Pa，逐漸上升到1.00kPa，在GGH差壓達到1.10kPa的最高值時，除霧器的煙氣壓差也上升到最高1.7kPa。據(jù)了解，7月上旬電廠進行擴建端廢水池清理，十天左右脫硫廢水沒有外排，吸收塔液位高位運行，除霧器沖洗頻率減少。（3）脫硫塔結(jié)構(gòu)原煙氣從GGH引入脫硫吸收塔，進口煙道下沿高度9.2米，從吸收塔頂部引出，吸收塔頂部設(shè)置德國Munters公司生產(chǎn)的二層除霧器。從GGH引入的原煙氣進口煙道存在拱形結(jié)構(gòu)，防止吸收塔液位過高或漿液起泡沫時從進口煙道漏入GGH中。吸收正常時吸收塔液位控制在79米，一般在7米左右。從GGH檢修時的檢查情況看，GGH 側(cè)的原煙道都沒有漿液淌過的痕跡，也不存在石膏板結(jié)。而吸收塔側(cè)的原煙道安裝有疏水管，存在較嚴重的石膏板結(jié)現(xiàn)象。（4）現(xiàn)場脫硫系統(tǒng)運行參數(shù)調(diào)查時二臺機組負荷在 240MW 左右。脫硫系統(tǒng)運行參數(shù)見表1。表1 脫硫系統(tǒng)運行參數(shù)鍋爐編號機組負荷MW增壓風(fēng)機GGH壓差/Pa除霧器壓差/Pa煙氣流量t/h動葉開度/%風(fēng)機電流/A進口煙溫/進口煙壓/Pa出口煙壓/Pa煙氣壓升/Pa原煙氣側(cè)凈煙氣靜壓1號爐241.151.7175133.7-113249026773501125/6865658052號爐238.957.0182138.8-12323802687825從表中數(shù)據(jù)分析，二臺機組負荷在240MW，GGH凈煙氣側(cè)阻力為539Pa，GGH二側(cè)總的煙氣阻力為889Pa；除霧器煙氣阻力為565Pa；增壓風(fēng)機動葉開度已較大，達到51%57%。如果機組負荷增加到滿負荷，增壓風(fēng)機出力已不