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锅炉专业试运教训第一节 加强锅炉设计、制造、安装、调试全过程监督，防止锅炉“四管”泄漏锅炉水冷壁、过热器、再热器和省煤器管简称为锅炉“四管”。随着锅炉容量的迅速增加，“四管”的传热面积和长度几乎是成比例的增加。由于每根管子出厂时的长度是一定的，所以大容量锅炉不但“四管”的制造焊口数量增加，而且安装焊口也增加，例如600MW机组锅炉安装焊口约3.5万个，1000MW机组锅炉安装焊口约5.5万个。“四管”膨胀设计不当容易引起应力超标；“四管”支吊设计、安装不当引起应力过大；错用原料材质；焊接质量不良；安装时吊装不当造成管材受伤；安装时管道落入异物；安装时强力对口；调试时超温过热。以上这些原因都易引起“四管”泄漏，影响工期。集团公司最进几年来，在试运和试生产过程中机组因“四管”泄漏影响机组正常运行的案例较多，下面进行举例分析，希望在以后的工作中能够吸取教训，避免类似问题重复发生。例1：西塞山一期（2300MW）1号、2号炉过热器出口联箱管排和联箱焊口泄漏，在试运时停炉。原因是锅炉制造厂在设计中过热器出口联箱管排膨胀量不够，锅炉厂少设计一个膨胀弯，导致焊口承担热应力过大出现裂纹。通过增加一个膨胀弯加以解决。例2：中宁一期（2330MW）1号炉锅炉厂水冷壁焊口质量差，水冷壁发生泄漏，对高温过热器造成冲刷，导致高温过热器爆管。例3：扬州公司（2330MW）6号炉低温过热器泄漏（位置在低温过热器入口段），泄漏原因是低温过热器管上产生一条纵向裂纹导致爆管。例4：扬州公司（2330MW）6号炉水冷壁泄漏（后墙水冷壁拉稀管鳍片处），泄漏原因是水冷壁被鳍片拉裂。例5：池州一期（2300MW）机组在试运中锅炉墙式再热器管在运行中发生爆管。爆管原因是运行时管材超温，再热器母材存在内伤。例6：大方一期（4300MW）2号炉分隔屏爆管（过热器从左至右数第4屏30m左右第2、3根）。爆管原因是：管内有杂物堵塞造成汽流不畅而导致局部超温爆管。例7：潍坊二期（2670MW）3号炉试运期间（2006年10月11日），锅炉高温再热器发生泄漏（高温再热器左数第30排第一圈出口端集箱下第一个焊口，材质SA-213T91，规格76.24.5mm；左数第23排第五圈出口端集箱下第一个焊口，材质SA-213T91，规格50.84mm）。原因是安装时强力对口导致焊口应力集中，在后续的热处理和试运期间，应力未得到很好的消除产生泄漏。例8：2006年10月18日，潍坊二期（2670MW）3号机组试运期间，锅炉低温再热器发生泄漏。原因是锅炉厂低温再热器管道存在设计缺陷，引起管子膨胀受阻，拉裂管子产生泄漏。经锅炉厂重新进行应力计算后对低温再热器管排敛迹块进行了部分割除。例9：邹县四期（21000MW）7号机组在机组吹管第一阶段水冷壁发生泄漏（D4喷燃器下部水冷壁）。泄漏原因是因鳍片热应力作用而拉开一小孔所致。例10：青岛二期（2300MW）4号机组投入运行后，2006年2月19日屏式再热器入口底部弯头泄漏。原因是屏式再热器出口管接近出口联箱变径处有一铁块，异物造成蒸汽流量减少，引起屏式再热器短时超温过热爆管。例11：新乡一期（2660MW）2号机组试运期间，2007年6月12日、22日、29日共三次发现高温过热器管。三次爆管爆口在炉膛内的标高基本相同，是典型的短期超温过热爆管特征。原因是由过热器管内异物堵塞造成的过热爆管。例12：宿州一期（2660MW）1号机组2007年9月8日，发现高温再热器爆管（高温再热器南数第45排东数第6根管），爆口为喇叭状，并吹损相邻高温再热器管子23根。原因是减温器制造装配工序错误，造成减温器圆柱销与预埋件根部无法满焊，圆柱销在机组运行中脱落进入高温再热器管子，引起高温再热器管子短时高温过热爆管。例13：2007年10月3日，长沙一期（2600MW）机组在整套试运中锅炉受热面爆管，检查发现确定为高温过热器左侧起第16片、迎火面起第10根管第一个固定卡处母材爆管。锅炉爆管割口检查，在过热器联箱内找到金属异物，为锅炉厂组装减温器工艺用材。10月18日11：15锅炉点火，15：30汽轮机冲转，16：30发电机并网，爆管处理时间为4天。从以上问题可以看出，影响“四管”泄漏的因素较多，“四管”一旦泄漏，处理时间最短也要3天，严重制约试运时间，影响着机组的经济性和安全性，为避免类似问题在今后试运和投产机组上重复出现，防止“四管”泄漏的发生，应重点做好以下几点：1、 在工程设计阶段，要组织开展锅炉设计评审工作。为加强对锅炉设计的监督，要组织对锅炉厂的设计进行评审，评审可由项目法人单位组织，参加人员由设计院、监理公司、安装单位及外聘专家等经验丰富的人员组成，对评审发现的问题要及时联系锅炉厂进行处理。评审的重点内容：根据锅炉结构特点，审查影响锅炉膨胀的有关部件（如炉顶和集箱相连的管排过渡段是否能满足膨胀要求、锅炉烟道中低温过热器、低温再热器、省煤器和前后包墙的距离是否达到膨胀所需的间距，组成低温再热器、低温过热器管排的管子之间的固定方式、管排间防止管子出列的滑块长度等）；根据锅炉联箱的结构特点，审查联箱检查手孔设置情况；审查受热面材料选取情况；结合国内同类型新投产锅炉运行中出现的其他情况进行评审；锅炉设计评审在第二次设计联络会完成。2、 在锅炉制造阶段，应重点做好如下工作：锅炉制造过程中要由项目法人单位委托有资质的单位对锅炉进行监造。监造单位应定期向项目法人单位以书面材料形式汇报锅炉监造情况。锅炉监造内容以锅炉协议中“设备监造”部分规定的质量监督点内容为准，其中对于超（超）临界锅炉内部清洁度的检查、受压元件材料的核对应特别作为重点关注的内容。为保证锅炉监造效果，稳中各项目法人单位在与监造单位签订的监造协议中应明确制定相关考核条款，使监造工作真正落到实处。锅炉设备出厂必须有监造人员的检查放行记录，放行记录应随发货清单一起提交。各项目法人单位应不定期派员到锅炉厂检查监造情况、抽检设备制造质量。监检单位应按照监检合同列为监检工作的重要内容。项目法人单位应向锅炉制造单位了解锅炉设备部件分包情况，并将分包情况及时通知监造单位和监检单位，监造单位和监检单位应相应调整监造（监检）内容、计划。3、 在锅炉安装阶段，应重点做好发下工作：有条件的项目法人单位应尽早配置性能可靠的相关检查设备，并根据锅炉设备进场情况及时组织有效的现场检查（如对设备制造运输过程中造成的缺陷，特别是裂纹、麻点、砂眼、撞伤及厂家焊口的咬边等现象，要进行仔细的检查，发现超标的要及时进行处理）。监理单位应在监理实施细则中明确将防止锅炉“四管”泄漏工作作为监理工作的一项重点内容，制定切实可行的防止锅炉“四管”泄漏的实施细则并报项目法人单位审批，实施细则要明确防止锅炉“四管”泄漏工作的专责人。其中旁站内容中应至少包含所有受热面管子通球旁站，所有联箱、大口径管道内部清理检查旁站等内容。安装单位应明确将锅炉“四管”无泄漏作为安装的主要目标，制定切实可行的防止锅炉“四管”泄漏工作的实施细则并报监理单位审批，实施细则要明确防止锅炉“四管”泄漏工作的专责人。其中：安装单位应配置足够数量的性能可靠的内窥镜设备，锅炉联箱及联络管应全部采取内窥镜检查。超（超）临界锅炉在100%焊口无损检验的基础上，地面组合及现场安装的RT射线探伤比例均不低于50%，水冷壁焊口应100%进行RT检查。超（超）临界锅炉地面组合后的受热面管排宜组织二次通球检查。监检单位配备足够数量性能可靠的现场检查（测）设备，及时提供现场监检信息及报告。从施工工艺和工序上集思广益，确保安装质量。目前超临界和超超临界锅炉的下部水冷壁均为螺旋水冷壁，螺旋水冷壁管子较细、刚性差，在吊装和施焊过程中容易产生波浪形变形，项目法人单位和监理单位、安装公司要共同制订螺旋段水冷壁的吊装和施工方案，确保螺旋段水冷壁不发生变形。各受热面管排和集箱的过渡散管如进行组合，一定要和集箱进行组合，这样散管弯曲角度好控制，管口不齐(散管长度偏差)也可以提前进行修正，还避免了强力对口。在安装中一定要求水冷壁密封焊接、刚性梁和受热面的焊接、炉顶密封件和受热面的焊接要有高压焊工操作，保证焊接质量。要加强监督，确保受热面管口在施工过程中的及时封堵，要求施工单位在管排通球、打磨坡口后封堵并贴封条，防止异物落入，电厂和监理公司要加大对管口封堵的监督和考核力度。在受热面对口过程中，要防止强力对口和折口。4、 在调试阶段，应重点做好如下工作：锅炉酸洗临时管道应采用氩弧焊打底焊接，严控临时管道异物污染受热面管道；酸洗后水冷壁人口联箱应进行割管检查，清理内部杂物。为保证吹管效果，吹管方案应参照锅炉厂的推荐意见制定；吹管后应根据不同锅炉特点进行必要的割管或拍片检查，主要检查部位如下：带有节流孔圈的水冷壁入口联箱及管段、带有节流孔圈的屏式过热器入口联箱及管段、带有节流孔圈的高温过热器入口联箱及管段、带有节流孔圈的高温再热器入口联箱及管段等。为防止锅炉酸洗及吹管后割管时的二次污染，监理单位应全过程进行旁站监督。电厂应高度重视锅炉受热面壁温测点的安装质量及数量。加强对过热器、再热器管壁温度的监测，发现超温应及时分析原因，并尽可能首先从运行调整着手解决超温问题。锅炉启停应严格按锅炉厂提供的启停曲线进行，控制锅炉参数和各受热面的管壁温度在允许范围内，并严密监视，及时调整，防止锅炉炉各参数大起大落。锅炉启停过程中应检查和记录各联箱、汽包、水冷壁等的膨胀指示器指示、分析是否正常。锅炉泄漏报警装置应早安装、早调试，吹管阶段就应投入使用。5、 要重视锅炉吹灰器的安装和调试质量，防止吹灰器内漏或退不回来损坏锅炉受热面。在安装阶段，要使吹灰器吹灰管和炉墙预留孔的中心保持同心，并考虑锅炉膨胀对吹灰器的影响。吹灰器管路安装完成后，要及时进行吹扫，保持管路的清洁，防止热态投运后卡涩阀门。在调试阶段，逐一试验吹灰器，发现的缺陷及时消除，使之进退灵活，运行可靠，既防止受热面结渣、积灰造成的受热面管壁过热，又无内漏造成的对受热面的冲刷。第二节 加强锅炉运行调整和燃料管理，保证锅炉稳定燃烧 锅炉燃烧工况的好坏对锅炉以至整个电厂的经济性和安全性有很大的影响。从安全方面，燃烧过程是否稳定直接影响到锅炉运行的可靠性。燃烧不稳将引起蒸汽参数发生波动；炉膛温度过低，将影响燃料着火和正常燃烧，易引起锅炉灭火，造成机组停运；炉膛温度过高或火焰中心偏斜，将可能引起水冷壁和炉膛出口处结焦或烧损设备，并增大过热器的热偏差，造成过热器的局部管壁超温等。应当说燃烧调整得当，使得燃料气流迅速而稳定地着火，在炉膛中充分发展，均匀混合和完全燃烧，炉膛内的温度场和壁面的热负荷分布正常合理，达到锅炉设计值，是锅炉设备达到安全可靠运行的必要条件。从经济性方面，对燃烧调整得当就可减少锅炉的各项热损失，提高热效率。对于现代化火力发电机组，锅炉热效率每提高1，将使整个机组热效率提高0304，标准煤耗下降34g(kWh)。近年来，随着燃煤市场的放开，造成电厂燃煤供应紧张，许多电厂在试运和试生产期间实际燃用煤种和设计煤种差别较大，锅炉由于燃煤问题发生灭火事故的案例屡次发生。下面进行举例分析。例1：西塞山一期(2300MW)机组1号、2号锅炉给粉机下粉不畅，炉膛负压大造成炉膛灭火，MFT动作停机。主要原因是入炉煤质低劣，煤的低位发热量很低，严重偏离设计煤种，入炉煤量变化突然，给粉机进口插板开度小，给粉机下粉不畅，影响锅炉稳定燃烧。 例2：中宁一期(2330MW)机组1号炉MFT动作，首出“炉膛火焰丧失跳闸”，1号机组跳闸。原因为煤质差，燃烧不稳定，运行人员采取措施不及时，未及时投油助燃。 例3：扬州公司(2330MW)机组6号炉6-l号磨运行中跳闸(跳闸首出原因是煤层火焰丧失)，炉膛负压晃动增大，负压保护动作，锅炉MFT。原因为当日使用挥发分6与挥发分25左右的燃煤按1：1的比例掺混。由于两种掺配煤挥发分偏差较大，其中一种挥发分太低，并且掺配不可能绝对均匀，造成着火不稳定，存在分段燃烧的可能，引起燃烧不稳。例4：广安二期(2300MW)fruR 3号锅炉在300MV满负荷工况运行时，炉膛负压摆动越限，MFT动作锅炉灭火。原因为锅炉燃用煤质和设计煤质差别较大，而且煤粉细度过粗。从以上案例可以看出，燃煤煤质变差对锅炉燃烧性能影响较大，严重影响锅炉的安全性和经济性。为保证试运及投产后锅炉不因燃煤煤质变化而发生事故。应重点做好以下几点。1、 加强燃料管理，使燃煤尽量接近设计煤种；加强对入厂煤的分类堆放，采取人工混煤掺烧，对燃煤掺配提出要求，加强燃煤掺配技术指导，加强人员培训，使掺配煤质尽量接近设计煤质。2、 因目前煤炭市场煤质不可控，试运和试生产期间燃用劣质煤不可避免，为保证锅炉稳定燃烧，应从燃烧调整方面多做以下工作：2.1 配风原则：一次风量和一次风速应适当低些，有利于着火。如对劣质烟煤，一般一次风率为18%20，一次风速为18ms左右。但一次风速也不宜过低，否则气流刚性差、扰动弱、卷吸能力小反而不利于着火和燃烧。2.2 二次风速应适当高些，以利于穿透和混合。对于劣质烟煤一般采用4050ms。各组二次风门开度应当为倒塔形，即上二次风开大，中二次风较小，下二次风最小，下二次风速应以托住煤粉为原则。2.3 燃烧器的投停：当燃用劣质煤负荷变化时，应当以停上层投下层为原则，以利于燃尽。2.4 煤粉细度和湿度：煤粉细度细和湿度低对着火和燃尽有利，对劣质烟煤一般Rgo为10左右，煤粉水分控制在1以下。2.5 燃用劣质煤如燃烧调整困难，应及时投油助燃。3、 应注意煤质变差带来的其他影响，煤质变差不但影响稳燃，而且如果含硫量大，会造成空气预热器低温腐蚀(如西塞山公司长时间燃用高硫煤引起空气预热器低温段腐蚀)造成空气预热器、水平烟道易积灰及引风机抢风，负荷加不上去。后来通过改变吹灰方式，由双边同时吹灰改为两边单独吹灰，提高吹灰压力才加以解决。第三节 加强设计审查及试运管理，防止原煤斗堵煤近年来，大中型火力发电机组制粉系统大多采用直吹式系统。当直吹式系统发生断煤事故时，会造成锅炉出力下降，汽压降低，影响机组的负荷率。部分电厂在试运和试生产中，多次发生制粉系统断煤现象，主要原因为原煤斗设计不合理，煤流动不畅；原煤水分过大或煤中有异物造成堵塞，现举例说明。例1：潍坊二期(2670MW)3号炉原煤仓频繁堵煤，原因为原煤仓和水平面夹角过小，造成煤流动不畅。例2：2006年8月，章丘二期(2300MW)3号机组试运期间，3台原煤斗四壁粘煤，煤斗容积缩小，上煤频繁，以致燃煤供应不上影响机组负荷，造成机组投油助燃降负荷运行。原因为原煤斗非圆锥面收缩角度过大。例3：滕州二期(2350MW)3号、4号机组原煤斗给煤机下煤不正常，经常堵煤。原因为原煤仓和水平面夹角过小，造成煤流动不畅。例4：大通一期(2300MW)1号机组原煤斗易堵煤。原因为原煤仓和水平面夹角过小，造成煤流动不畅。例5：攀枝花(2150MW)循环流化床机组原煤斗堵煤严重，曾造成因断煤停炉事故的发生。原因为原煤斗落煤口设计太小，另外煤中水分过大也是原因之一。例6：襄樊二期(2600MW)6号机并网92min后，21：05，6号炉MFT，原因为A磨煤机断煤导致炉膛压力波动大，致使炉膛负压保护动作跳炉。处理措施为试运期间尽量燃用煤质较好的煤种，空气炮和疏松机定期投用防止下煤不畅。要杜绝原煤仓堵煤事故，保证机组投运后的安全稳定运行，关键要加大原煤斗图纸审查力度，多方面消除影响原煤仓安全运行的因素，做到事前控制。1、 原煤斗设计时各个弧面或平面和水平夹角要尽量大，各个弧面或平面和水平夹角不小于72，组成原煤斗的各个面交线和水平夹角不小于55。原煤斗内部各个部分之间的过渡要圆滑，以利于煤的流动防止堵煤。2、 加强原煤管理，去除煤中杂物，使进入原煤斗的煤符合有关规定。3、 原煤斗入口增加煤箅子，燃料分场人员定期清理，防止杂物进入煤仓。4、 在寒冷地区，原煤斗应考虑增加保温或加热装置，防止煤中水分大时发生堵煤。第四节 优化设备选型，加强质量监督，提高锅炉辅机设备可靠性 锅炉的辅助转动设备较多，在试运中，锅炉转动设备的主要故障有出力不足或出力过大、效率低、机械部分卡涩、机械振动、轴承温度高等。这些故障原因复杂，涉及设计、制造、安装、调试各个环节，影响因素多，且在试运和试生产期间不易消除，严重影响机组的安全性和经济性，应引起足够重视。近年来公司系统内试运机组转动设备出现的问题较多。现举例说明。例l：西塞山一期(2300MW)l号机组空气预热器、水平烟道易积灰及引风机抢风，负荷加不上去，是因为长时间燃用高硫煤引起空气预热器低温段腐蚀、原煤灰分大以及烟气设计流速偏低造成的。例2：池州一期(2300MW)1号、2号机组引风机单耗大，经常发生抢风现象，设备性能差。原因是设备选型不合理，运行稳定性差。例3：潍坊二期(2670MW)3号机组空气预热器间隙调整装置扇形板卡，造成空气预热器过流跳闸。例4：青岛二期(2300MW)3号机组空气预热器漏风率设计值为在机组投运时不大于6，投运一年后，一个大修期内不大于8。而实际空气预热器漏风率偏大，在1112范围之内。例5：六安一期(2135MW)1号、2号机组一、二次风机设计无联络管，运行方式不利于优化运行。例6：扬州公司(2300MW)5号送风机、引风机、一次风机在运行中轴承温度突然升高，频繁损坏。原因为制造厂选配的轴承较差所致。例7：大龙一期(2300MW)l号机组一次风机选型过小，造成一次风压偏低。例8：青岛二期(2300MW)3号炉引风机增减出力时存在严重的抢风现象，影响机组安全运行，原因为设备选型容量偏大。例9：可门一期(2600MW)1号机组1A、1B一次风机运行，单磨运行，1B一次风机入口风道冒烟，风道发烫。原因为两台风机并联运行时，由于负荷低，存在抢风现象，导致一台风机低负荷时无法排风，在风机持续运转时，导致空气温度升高，入口处冒烟。例10：邹县四期(21000MW)7号机组吹管第一阶段结束时，发现B引风机振动大，原因是制造厂家质量问题，叶轮和主轴之间的联结螺栓强度不够，导致振动。从上述例子可以看出，风机、空气预热器等转动设备出现故障的原因较复杂，牵扯设备选型、设备制造、安装等方面，下面简要分析一下发生故障的原因和应采取的措施。1、 设备选型：目前设计院在风机等设备选型过程中，一般三大风机压力裕量、风量裕量参照DL5000 2000火力发电厂设计技术规程选定。但有些工程由于选型裕量偏大，造成抢风。建议新建工程在三大风机选型时，要做好设备调研工作，了解同类机组风机性能试验情况，并与锅炉厂、磨煤机厂进一步配合后确定各风机风量裕量、风压裕量，同时三大风机设备的选型还考虑空气预热器的漏风率。建议在风机设备选型中，一次风漏风率可选择低，一次风、二次风、烟气的裕量在规程允许的范围内尽量取下限，这样风机最佳工况和实际运行工况比较吻合。空气预热器选型中，应要求锅炉厂将密封装置做成双密封结构，密封调节装置要成熟可靠，业绩要多，为减少一、二次风间的携带漏风，空气预热器的旋转方向要先二次风，再一次风，以降低一次风漏风率。2、 在锅炉辅机安装中，重点对空气预热器中心筒垂直度调整，推力轴承、导向轴承水平度调整，空气预热器密封间隙调整，风机联轴器找正等影响试运安全性和经济性的关键工序进行监督，确保达到设备说明书的技术要求。在安装阶段，还要重视刈风机轴承的检查，确保各部间隙达到设计值。3、 对于锅炉专业来讲，调试阶段主要是考验锅炉二大风机和制粉系统等转动设备。在分步试运阶段，主要原则是具备调试条件的设备早试转，早发现问题，早处理。试转时问应不低于8h。并且在试转时将电动机电流尽量达到没备热态时的数值，使设备在热态工况下接受考验，确保了试运阶段转动设备的可控、在控。4、 做好转动设备试运期间的事故预想。锅炉主要辅机一般采用并联运行，运行中一台发生故障停用而另一台正常运行时，自动调节系统中的RB功能将增大正常运行辅机的负载，维持锅炉各参数正常，并根据锅炉燃烧情况确定是否投入一定数量的油枪维持锅炉稳定燃烧。下而就试运期间的辅机常见故障简要介绍一下出现的原因和应采取的措施。4.1 轴流风机失速。目前大容量机组为提高机组的经济性，送风机、引风机、一次风机大多采用轴流风机，风机在不稳定工况区域运行会造成轴流风机失速。由于受热面严重积灰结焦或风烟系统的风门、挡板操作不当造成风、烟系统的阻力增加，或风量调节过程中造成的风机特性曲线的改变，均有可能使风机工作点落入不稳定工况区域而导致失速现象的发生。发生失速的风机电流、风量及进出口压力将出现大幅度的摆动，风机噪声明显增加，机壳及风道或炯道振动。当该振动频率与风道或烟道的固有频率合拍时将使风机和风道或烟道发生剧烈的振动，这种现象称为喘振。当两台并联的轴流风机负载偏差过大时，极易造成一台风机进入不稳定工况区域运行，也就是所谓的 “抢风”现象。发生风机失速时炉膛出口氧量将降低。当引风机发生失速时炉膛压力变正，送风机发生失速时炉膛负压增大，锅炉燃烧不稳，严重时导致锅炉灭火。当风机发生失速时要迅速关小未失速风机的动叶或静叶，使两台并联运行风机的电流、动叶开度相接近(但应使失速风机的开度略大于未失速风机的开度)直至失速现象消失。与此同时还应迅速采取降低系统阻力的措施，如加大燃料风、辅助风或烟气调温挡板的开度(必要时还可以开启停用燃烧器的有关风门)，检查风、烟系统的风门或挡板位置使之符合要求，加强吹灰，消除受热面积灰、结焦现象，风、烟系统如有旁路通道，还应根据情况打开旁路通道。处理风机失速的过程还应参照炉膛出口氧量及时调整锅炉负荷，维持各参数正常，引风机发生失速时应适当减少风量，送风机发生失速时也应及时关小以维持炉膛负压正常。风机失速属故障状态，如不及时处理则造成风机叶片断裂或设备严重损坏事故，因此一旦发生，应迅速处理。当采用上述各项措施仍无效时，应停用该风机。4.2 轴流风机调节装置故障。轴流风机调节装置一般采用动叶调节和静叶调节两种形式。风机调节装置故障常见原因有：动叶调节液压缸有缺陷或卡涩、动叶叶柄推力轴承损坏、动叶叶柄或静叶调节机构处结垢造成传动阻力增加、伺服马达或执行机构故障、动叶调节油压过低、液压缸或液压油系统漏油等。如因动叶训节油油压过低，应立即启动备用油泵设法恢复油压正常。如因卸压阀定值偏低或误动造成的，除应设法恢复油压正常外，还应联系检修处理。发现动叶调节油压过低时还应检查油箱油位及系统是甭漏油，如有漏油现象应设法消除并及时补充维持油箱油位正常。如因严重漏油造成油压过低、油位无法维持或动叶自行开大、关小使风机或锅炉参数无法维持在正常范围内，应停用该风机。当液压缸卡涩、动叶叶柄推力轴承损坏、动叶叶柄或静叶调节机构结垢造成调节阻力增加无法进行调节时，应维持风机原开度运行并联系检修进行处理。当出现风机所属油泵伞部故障停用或液压油系统无法阳液压缸供油的情况，在确认短期内无法恢复时，锅炉应迅速将负荷减至50后停用该风机。在风机调节装置发生故障无法关小的情况下停用该风机，为防止设备损坏，应在维持该风机原开度下进行，停用后及时关闭其进口或出口隔离挡板或风门。4.3 辅机轴承温度高。造成轴承温度高的主要原因：轴承存在缺陷，如滚动轴承的滚珠或滚柱有缺陷，轴或轴承座与轴承的紧力不够产牛相对运动而摩擦发热，轴承间隙过小或不均匀，滑动轴承刮研不良或由于表面裂纹、破损、剥落等影响油膜的稳定性和均匀性使轴承发热等。润滑故障。无论足滚动轴承或滑动轴承，均借助润滑介质来防止动静部分直接接触产生摩擦，如润滑介质的数量不足或质量不好(如乳化)均会因润滑不良而造成轴承发热。冷却不良。造成轴承冷却不良的主要原因有冷却风量或水量不足或中断、润滑油脂过多、周围环境温度过高、辅机流通介质温度过高(如排烟温度过高将影响到引风机主轴承的散热)以及带有润滑油系统的轴承油温过高、油量过小等。运行工况的变化影响。如轴向推力过大易造成轴承温度过高，轴承因振动而承受冲击负载，严重时将影响油膜的稳定性，使轴承发热。在锅炉辅机轴承温度出现升高现象时，应及时分析和找出原冈，进行针对性处理。如因缺油引起时，应补充润滑油。如因润滑油油质不良造成的，应及时调换合格的润滑油。辅机在运行中进行换油工作时，应在保持油位的情况下，一边加新油一边进行放油一卣至油质合格、油位正常为止。如因冷却介质不足或中断引起的，应及时增加或设法恢复使其正常。如环境温度过高，可增设临时通风机，进行强制对流散热。如流通介质温度过高，则应设法降低流通介质的温度。当推力轴承温度高时，可降低该辅机的负载以降低轴向推力，使温度下降，同时还应检查轴承温度升高是否由其他异常情况所造成。由于轴承严重振动引起的，还应查找振动的原因，并设法消除。如因轴承本身缺陷或润滑油系统故障应及时联系处理。在缺陷未消除前应重点监视缺陷的发展情况。4.4 辅机振动。辅机振动是试运中较为常见的一种故障，其主要原因有基础或机座的刚度不够或不牢固。辅机、电动机或轴承座地脚螺丝断裂或松动；转子不平衡(可能原因为原始动平衡未校好，运行中发生辅机转子或风机叶片不均匀的积灰、腐蚀、磨损或局部损伤、断裂或叶片固定不牢固，转子上的平衡块移位或脱落，轴流风机发生失速时由于叶片间气体流道内的气流不平衡所造成的转子受力不平衡等)；辅机和电动机轴不同心，转子或联轴器和轴不同心；轴承间隙过大，轴承或减速箱损坏，转子或联轴器与轴松动，联轴器螺栓松动等造成转子的紧固部分松弛；转子变形或碰壳，回转式空气预热器动、静间的摩擦。发现辅机振动增大时应对振动部位实测振动值，并通过实地检查和参数分析找出引起振动增大的原因，根据不同的原因做相应的处理。由于风机失速造成的振动应尽快使风机回到稳定工况区域运行。由于设备缺陷引起的故障，如振动未超过极限值，应尽量维持运行并加强监视。如发生风机叶片断裂、辅机内部强烈撞击或振动超过规定的极限应立即停用该辅机。4.5 回转式空气预热器故障处理。故障常见原因有机械部分卡涩、液力耦合器或联轴器故障或脱开；电动机故障或保护误动，造成电气有关保护动作跳闸；电动机失电，空气预热器停转。应尽快根据现象分析原因，采取措施，正常运行时空气预热器停用或停转时，均应立即关闭该空气预热器风侧及烟气侧的隔绝风门和挡板，以免转子由于两侧温差过大而造成严重变形。此外，还应立即投入盘车装置，必要时还应开启该空气预热器烟气侧人孔门进行冷却。另外回转式空气预热器还要防止二次燃烧，如发现窄气预热器冒烟着火，应立即停止锅炉运行。第五节 多管齐下，防止锅炉汽温过低锅炉出口汽温过低除了影响机组热效率外还将使汽轮机末级蒸汽湿度过大，严重时还有可能产生水击，甚至产生汽轮机叶片断裂损坏事故。汽温突降时，除了对锅炉各受热面的焊口及连接部分将产生较大的热应力外，还有可能使汽轮机的胀差出现负值，严重时甚至可能发生叶轮与隔板的动静摩擦而造成汽轮机的剧烈振动或设备损坏。造成锅炉气温下降的原因较多，主要有：燃料与给水的比例失调，给水量偏大或燃料量偏小，其中包括燃料量数值未变化，但由于燃料品质变化所造成的实际发热量减少等；燃烧工况恶化，部分燃烧器熄火、炉膛火焰中心下降，风量减少，过热器受热面严重积灰或结焦、低温过热器侧烟温调温挡板关小等造成过热器受热面对流传热减弱；给水温度降低，主蒸汽压力大幅度下降、减温水压力升高或减温自动失灵造成的减温水量不正常的增大。集团公司系统内，试运和试生产机组锅炉出口汽温达不到锅炉厂设计值的事例较多，现举例分析说明。例l：广安三期(2600MW)5号机组正常运行时(不小于80额定负荷)，锅炉主蒸汽温度、再热蒸汽温度偏低(低于额定温度约6.5)；主蒸汽压力低于额定压力11.5MPa左右。按照主、再热汽温及主蒸汽压力对机组供电煤耗的影响进行估算，由于主、再热汽温、压力不能达到设计值，使5号机组供电煤耗上升4.3g(kWh)左右，原因为锅炉炉内燃烧组织不良。例2：潍坊二期(2670MW)3号机组炉膛出口烟温低，再热器温度达不到设计值。满负荷时最高可调整到540左右。采取增加氧量、提高煤粉细度等影响经济性的手段时，满负荷时最高可调整到550左右。机组385MW负荷时，锅炉再热汽温只有515，与设计值相差2654。影响煤耗约34g(kWh)。再热汽温低的主要原因是烟气温度达不到设计值。因该锅炉为了低负荷稳燃和低NOx排放设计了浓淡分离器，使炉膛高度比燃用通常煤种锅炉炉膛增加了6m，该炉设计主燃烧器区域(浓侧燃烧器)热负荷较高，而淡侧燃烧器(总高度4.524m)和SOFA燃烧器(总高度4.856m)热负荷低，淡侧燃烧器与SOFA燃烧器间距为5m，造成炉膛出口及其下游的烟气温度远远低于设计值，引起再热器温度达不到设计值。例3：池州一期(2300MW)l号、2号机组再热汽温低。原因为设计问题和煤质偏离规范太多。锅炉出口汽温偏低与锅炉设计、燃用煤种偏离程度，试运期间燃烧调整等方面有关，为使公司系统新建机组避免出现锅炉出口汽温偏低现象，应在以下几个方面采取措施：1、 锅炉设备定货阶段：应在招标书中要求锅炉厂提供锅炉污染系数选取的数值和依据，并要求提供锅炉出口汽温达到设计值的技术保证措施，以便项目法人单位在订货时进行对比选择。2、 在试运和试生产期间，做好锅炉配煤工作，使燃用煤种尽量接近设计煤种。3、 加强试运和试生产期间的锅炉燃烧调整，保证锅炉出口汽温达到设计值。要及时调整燃料和给水的比例；增加燃料量或减少给水量。适当提高过热汽压或降低减温水压力，关小减温水调节门或关闭减温水隔绝门，如有烟气挡板，应开大低温侧的调温挡板。必要时还可以开启低温侧的过热器有关疏水阀。如因燃烧工况变化引起锅炉汽温过低时，应及时进行燃烧调整，设法提高炉膛火焰中心，如合理调整燃烧器配风，增加上层燃烧器的负荷和降低下层燃烧器的负荷、将燃烧器摆角适当上调等，必要时还可增设燃烧器以提高炉膛热负荷和热负荷分布的均匀性。如因风量偏小造成的，应增加风量，维持炉膛出口氧量及锅炉燃烧工况的正常。如因给水温度突降造成汽温过低时，要及时投入高压加热器；如因过热器、再热器受热面严重积灰或结焦引起的，应加强对过热器、再热器受热面的吹灰。第六节 加强阀门监督，规范运行操作，提高热力系统经济性在电厂热力系统管路中，阀门是必不可少的部件。一个电厂要使用上千只各种各样的阀门，这些阀门不仅控制着机组的热力过程，而且关系着机组的经济运行和安全。对电站阀门的要求是性能好、强度高、操作方便、维修简单等。在公司系统内多次发生由于阀门故障造成整个系统或整个机纰停运或影响经济性的事件，现举例分析说明。例l：池州一期(2300MW)2号机组在带负荷切换主给水管路时主给水电动门打不开。停机解体检查电动门杆弯曲，阀芯内套螺纹滑丝。例2：青岛二期(2300MW)3号机组锅炉给水大旁路调节阀前截止门由于设备制造质量工艺不良而泄漏，停机更换处理，造成机组非停。例3：青岛二期(2300MW)3号机组锅炉事故放水一次门由于设备制造质量工艺不良而泄漏，停机更换处理，造成机组非停。例4：广安三期(2600MW)5号机组再热事故喷水调节门、过热二级喷水调节门调节特性差。原因为调节阀质量差，不线性。过热器B侧三级减温水调节门关不到位。例5：邹县四期(21000MW)7号炉低温再热器出口集箱排汽电动门内漏、7号炉A侧一级减温水放空气手动门内漏、7号炉八侧二级减温水放空气手动门内漏，门杆断裂、7号炉主蒸汽A侧取样门内漏、7号炉主蒸汽B侧取样门内漏、7号炉给水取样门内漏、7号炉B侧省煤器出口给水压力表一次门漏汽、7号炉A侧过热器一级减温管路放空气电动门内漏、7号炉A侧过热器二级减温管路放空气电动门内漏、7号炉末级过热器出口集箱排汽电动门内漏。例6：章丘二期(2300MW)3号、，1号机组部分阀门不严，影响机组热效率。例7：池州一期(230OMW)1号、2号机组锅炉高压疏、放水阀门严密性差，热损失大。原因是管道存有颗粒，操作后就难以完全严密，造成热水、蒸汽泄漏，每次经过研磨维修后，12月后便又出现内漏，稳定运行时间短。从上述例子可以看出，高温高压阀门对试运机组影响较大，在基建过程中，应采取的措施为：1、 阀门在安装以前，应根据阀的型号和出厂说明书检查它们是否符合设计要求，能否在所要求的条件下使用，特别对于调节阀，重点关注其调节特性和密封等级。当检查确认其符合规范和运行条件后，冉细致地检查阀门的外观，并消除存在的缺陷，清除阀门及其零件上的污垢和锈层，检查阀杆能否灵活转动，有无卡涩及歪斜现象。阀门在安装时，应在微开状态，防止和管道焊接时阀杆膨胀受阻造成弯曲变形。2、 在试运和试生产期间，必须按照运行规程和阀门制造厂家的规定来操作。在每次开启阀门之前，必须按升温的要求预热阀门，升温速度不要过快，避免热冲击。打开管道疏水门，把凝结水排出。如果阀门有旁路门，应预先开启旁路门，在每次开启阀门时，要防止水冲击的现象发生。关断阀门(如截止阀和闸阀)不能作为节流阀使用，应处于全关或全开位置，否则将加快密封面的损坏。3、 在试运和试生产期间，对于高温高压阀门，要经常检查其保温应完好无缺。如果阀门本体保温脱落，要及时处理好(没有保温的阀门，在运行中将受到周围环境温度的冷却，其温度要比阀门内表面温度低，易产生温度差，出现热应力，当阀门关闭时，阀门外壳冷却快，阀杆与闸板处于受压缩的状态。如果压缩应力过大，会使阀杆变形，产生永久弯曲)。4、 试运和试生产期间，要保持汽水品质的清洁，防止异物落入阀芯和阀座之间，碰伤结合面。浩成阀门内漏。第七节 优化设备选型，提高事故处理能力，保证制粉系统正常运行目前，大中型燃煤机组锅炉制粉系统大多采用直吹式制粉系统。在直吹式制粉系统中，锅炉的负荷与制粉系统的出力有着直接的相应关系，制粉系统的出力就是进入锅炉的燃料量，因此制粉系统中的落煤管、给煤机、磨煤机、煤粉管等任何一个环节出现故障，都将造成制粉系统出力下降而使锅炉负荷下降，对锅炉燃烧工况带来直接的影响，公司系统部分电厂在机组试运和试生产期间，多次发生因制粉系统故障而影响机组安全稳定经济运行的事例。例1：攀枝花公司(2150MW)1号、2号炉热风系统非金属膨胀节，运行中出现破损、拉裂较多，主要原因是1号、2号炉热风系统非金属膨胀节由于原材料、制造、安装质量和耐温性能较差，运行中出现破损、拉裂较多。例2：扬州公司(2330MW)6号锅炉一次风膨胀节设计采用挠性膨胀节，在运行中发生卡涩。例3：扬州公司(2330MW)6号锅炉给煤机皮带撕毁、磨煤机振动大、石子煤刮板磨损严重，原因是煤中带有木块、石块、铁件、较大粒度煤块等。例4：扬州公司(2330MW)6号锅炉磨煤机热风隔绝门内漏，原因是石墨填料损坏、锁紧装置锁不死造成漏风，将石墨填料更换成耐高温带金属丝石墨填料后解决。例5：扬州公司(2330MW)7号锅炉1号磨因积煤导致进口处着火，磨煤机进口风道水平进入磨煤机改为45。倾斜角进入磨煤机，同时加强石子煤设备维护和排放管理，防止石子煤系统运行异常造成磨煤机内部大量积煤。例6：中宁一期(2330MW)1号机组启D磨停E磨过程中，E磨跳闸，1min后C磨由于密封风与一次风差压低跳闸，汽包水位无法控制，锅炉MFT。原因是E磨给煤机入口被一件工作服堵塞，导致给煤机因皮带无煤跳闸，以及运行人员调整不当。例7：青岛二期(2300MW)3号机组磨煤机高压油泵系径向柱塞泵，油封频繁泄漏失压。原因是骨架油封设计强度不够，不能满足运行的要求。制造厂重新进行了设计，增加了强度才消除缺陷。磨煤机低压油泵系螺杆泵，试运期间频繁跳闸。现场检查为热偶继电器动作，分析为过滤器过滤精度高，短期内堵塞，致低压供油系统压降增大，低压泵扬程由此升高，低压泵电机过流，致过载保护动作。例8：章丘二期(2300MW)3号机组3B磨煤机小牙轮串轴，检查发现推力侧轴承锁紧装置松动，轴套位移。例9：潍坊二期(2670MW)3号机组启动后制粉系统故障频繁，不能稳定运行，主要缺陷有：热风关断门卡涩不能正常开启或关闭，影响了制粉系统出力及燃油指标。主要原因是门板与滑道及阀体热膨胀时卡涩，间隙不能满足要求，属施工单位设备选型问题。煤粉分离器回粉管频繁堵塞，煤粉细度增加，造成燃烧不稳及飞灰、大渣可燃物增加，影响机组煤耗。回粉管道直径较小及锁气器内部构造不合理，属厂家设备制造问题。另外燃煤中杂物过多，致使磨分离器堵塞严重。例10：青岛二期(2300MW)3号、4号机组制粉系统分离器结构选型不适合于设计的贫煤锅炉(煤粉细度R9()为812左右)。分离器内置锁气器挡板运行中经常关闭不到位，而造成锁气器严重漏风，导致了二次携带，加之煤中杂质经常堵塞分离器分离片，因此这种分离器难以达到锅炉稳定、经济燃烧所要求的煤粉细度。例ll：广安三期(2600MW)5号机组在机组满负荷运行时，6套制粉系统需全部运行，没有备用设备，造成机组发电厂用电率增加。原因是设备未安装风粉在线，也未对各送粉管道的风粉浓度及风速进行调平，运行人员无法对风粉浓度及风速进行调整。例12：池州一期(2300MW)1号、2号机组制粉单耗大。原因是制粉系统设备存在问题，而且煤质偏离大。要避免制粉系统在试运及投产后发生故障，应在以下几个方面多做工作：1、 要重视制粉系统的设备选型工作，特别是制粉系统中磨煤机分离器、热风隔绝门、非金属膨胀节的选型。对于磨煤机分离器，在选型时应要求厂家提供在磨煤机不同的出力工况下，挡板开度范围、挡板开度和煤粉细度的对应关系，还应在合同或技术协议中要求如在实际运行时达不到供货厂家的保证值，应由设备厂家无偿采取措施达到设计值。另外还应要求供货厂家提供分离器回粉管管径选择的依据。对于热风隔绝门，为避免在实际运行时受热发生变形卡涩，要采取带锁紧气缸的热风隔绝门，其盘根要采用耐高温带金属丝石墨填料。由于非金属膨胀节安装、维护及更换都较金属膨胀节方便，应尽量采用。非金属膨胀节定货时要提供工作介质压力、温度和流速，内部一定要有导流筒，导流筒一般应要求不锈钢材质，厚度一般为24mm，柔性伸缩节一般应有承载织物、不锈钢金属网、保温层、密封防腐层、外侧承载织物组成。2、 磨煤机在安装时要特别注意轴承的各部间隙应满足说明书的要求，滑动轴承刮研质量要满足要求，接触点要均匀。3、 试运和投产后要加强燃煤管理，使燃煤尽量接近设计煤种。4、 制粉系统常见事故的处理措施：4.1 煤粉管堵塞的处理措施。造成煤粉管堵塞的根本原因是煤粉管内风粉混合物的流速过低。磨煤机风量过小或出口温度过低将造成煤粉管内风粉混合物的流速过低。当磨煤机出口各煤粉管内的风粉混合物分配小均匀时，由于煤粉浓度高的煤粉管流动阻力大，造成风量反而比其他粉管小。造成磨煤机出口煤粉浓度分配不均匀的主要原因有分离器损坏或返回门(分离器分离出的粗粉回到磨煤机进行重新磨制的关断门)动作频繁甚至常开造成磨煤机出口处的气流遭到破坏等。一般来说，煤粉越粗，煤粉浓度的分配不均匀将越严重。此外，由于磨煤机出口各煤粉管的长度不同，因而阻力也不同，阻力大的煤粉管风量小，风粉混合物流速低，易发生堵塞现象。因此，在锅炉空气动力场试验时，应将出口各煤粉管的一次风，通过调整可调缩孔，使之分配均匀；磨煤机投运后，还应进行热态调整，使磨煤机出口各煤粉管内风粉混合物的流速基本一致。4.2 磨煤机油压低的处理措施。发生磨煤机润滑油压低但高于允许的低限值时，应立即查明原因并迅速设法提高油压。如因滤油器堵塞引起，应立即投人备用滤油器，将堵塞的滤油器退出运行并进行清洗。如因油温过高引起，应增加冷却水量以降低油温。当发现系统泄漏时应维持油箱油位交检修处理。当发生润滑油泵故障时要停用磨煤机。4.3 分离器堵塞处理措施。分离器堵塞的主要原因是锁气器动作失灵或被异物卡住；折向挡板被杂物卡住；原煤水分过大或分离器折向挡板角度太小等。应采取加强燃料管理，通过加装煤箅子等措施，除去煤中杂物，防止原煤水分过大。根据锅炉燃烧要求，适当调整分离器挡板角度。4.4 制粉系统断煤处理措施：当制粉系统发生断煤时，磨煤机出口介质温度升高，磨煤机进出口差压下降，磨煤机电流下降，钢球磨撞击声增大，其他类型磨煤机撞击声减小。造成断煤的原因有给煤机故障或原煤斗无煤，当原煤水分过大或有异物堵塞落煤管或卡死给煤机时，都可能发生断煤，因此，应加强原煤管理，去除煤中杂物。当出现断煤事故时，应先关小磨煤机入口热风门，开大冷风门，适当降低磨煤机出口介质温度，迅速查明原因并加以消除。第八节 加强运行管理、强化安装监督、严格设计审查，确保除尘、除灰系统设备的正常运行电除尘器是电厂的环保除尘设备，具有收尘效率高、处理烟气量大等优点，在当前环保要求越来越高的情况下，保证电除尘器的除尘效率及各项性能，是达到环保排尘要求的重要保证。电除尘器达到环保要求的除尘效果，一方面要从设备设计方面进行优化设计，另一方面要保证电除尘器的安装质量。随着干灰的综合利用及环保要求提高，电除尘器配套除灰多数采用气力除灰方式，气力除灰系统运行的可靠性直接影响电除尘器的安全运行。近几年，国内因电除尘器设计、制造、安装缺陷，以及气力除灰不畅，运行管理不到位等综合原因造成多起电除尘器整体坍塌、倒塌和损坏设备的重大安全事故，教训十分深刻。例l：2005年1月1日，系统外一电厂(2300MW)1号机组运行中，电除尘器发生整体坍塌事故。例2：2005年3月20日，系统外一电厂(2200MW)2号机组运行中，电除尘器的21A、22A灰斗发生整体坍塌。例3：2006年3月14日，池州一期(2300MW)2号机组运行中，A侧电除尘器发生坍塌事故。例4：西塞山一期(2300MW)机组在试运期间，电除尘器投运不正常，气力输灰设备不能满足煤质变化的出力能力，造成电除尘器灰斗大量积灰，从而导致电除尘器圈梁变形，电除尘器圈梁变形最大达140mm。例5：章丘二期(2300MW)3号机组运行中，干灰系统因设备选型和设备问题造成气力输灰系统输灰不畅，经常堵管，灰斗积灰过多，造成电除尘器电场投不上，灰斗变形，拉筋开焊，灰斗外部步道变形，电除尘器极板变形，阴极框架变形，极板限位板下沉等设备问题。例6：乌达一期(2150MW)1号机组电除尘器极板短路，除尘效率低，主要原因是安装质量差，板线极距不符合设计要求，投运后阳极板和阴极大吊梁膨胀不均，投运后造成极板短路。例7：广安二期(230()MW)机组在试生产期间因煤质变化较大，气力输灰系统的设计裕量满足不了实际煤质的变化，输灰不畅，时常出现出灰管堵，引起灰斗灰位高料位报警。例8：石门二期(2300MW)机组气力输灰系统在一电场输灰设备出现问题时，二电场输灰设备出力不够，易造成输灰管道