国产600MW机组锅炉案例分析.doc

国产600MW机组运行中常见问题的分析及预防措施地点（电厂）盘电二期时间2001.9.28事故现象： 试运中C、B磨曾相继发生震动大和石子煤堵塞故障。石子煤箱堵死，无法清理。原因分析： 原设计没有清理手孔。处理过程： 改造C、B及其余各磨排渣系统，增加能进行干排渣的孔门。防范措施： 借鉴盘电二期经验。国产600MW机组运行中常见问题的分析及预防措施地点（电厂）盘电二期时间2001.11事故现象： 防冻问题。原因分析： 减温水、吹灰器及闭冷水等管路没有设计低位放水管，无法放净管道内存水，冬季易冻住。处理过程： 目前没处理。防范措施： 管道的防冻一直是困扰着生产生活的实际问题，是我们设备治理的薄弱环节。需要我们做过细的工作。要从设计、基建阶段入手，彻底解决。关键作好以下几方面：1、 要进行全面的风险分析，确定冬季防冻的主要部位。并提出解决方案。2、 设计施工要保证质量，确保管道的倾斜度、保温材料符合要求。国产600MW机组运行中常见问题的分析及预防措施地点（电厂）盘电二期时间2001.11事故现象： 连排安全门经常起座原因分析： 连排管路上的节流缩孔设计仅减压50%，另外50%必须靠调节阀节流，从而导致连排罐超压，安全阀起座。处理过程： 目前没处理。防范措施： 应与设计单位联系，提出解决方案。国产600MW机组运行中常见问题的分析及预防措施地点（电厂）盘电二期时间2002.11事故现象： 2002年11月29日凌晨，运行人员检查31密封风机承力轴承处冷却水管漏水。待将32密封风机启动后，将31密封风机停运。经检查发现，承力轴承座地脚断裂，地脚螺栓脱落3条，推力轴承地脚螺栓脱落2条，风机主轴严重偏斜。后经进一步解体检查，发现推力和承力轴承箱端盖破裂，推力轴承严重损坏，风机主轴（联轴器侧）晃度达到0.45mm。原因分析： 检查轴承座断裂面，发现箱体（灰铁）铸造晶粒非常粗糙，且断裂处内部存在轻微的锈痕。由此说明此轴承座铸造质量不佳，可能在生产制作时已存在此原始裂纹，或基础改造前风机较大振动导致轴承座产生此裂纹。此轴承在风机基础改造为钢性基础之前，其轴向振动长期超标，一般在0.07mm以上，最大时达到0.20mm。由此推断，当风机运行时过程中，当此裂纹扩展到一定深度，风机受到其它外界因素干扰后（如基础共振），轴承座的强度不足以维持其稳定，加之风机运行时轴承的轻微振动，导致轴承座突然断裂。轴承座断裂后造成风机主轴偏斜，主轴挤压轴承箱端盖后，端盖破裂。推力轴承端盖破裂后的碎片进入轴承内部，导致轴承严重损坏。轴承损坏后产生的高温（记录显示最高温度为796）致使仍在转动的风机主轴过热后产生弯曲。处理过程： 1、加工新的轴承座和轴承端盖，临时安装，待此备件到达现场后进行更换。2、风机主轴进行校直，将弯曲处晃动校至小于0.05mm。重新对转子进行动平衡，将转子不平衡力降至11.7g（厂家规定标准为小于19g）。3、2002年12月5日早2：15启动#31密封风机，试运8小时之后，风机及其轴承各项指标均符合要求。防范措施： 1、重新设计选型2、采用一次风增压风机3、直接从一次风冷风道取风（利用预热器前后压差）国产600MW机组运行中常见问题的分析及预防措施地点（电厂）北仑港电厂时间1997.事故现象：北仑港电厂KPAV100磨煤机减速机齿轮损坏背景资料：北仑港#1机600MW机组配备6台HP983磨，使用德国连克公司KPAV100型减速机。大唐盘电两台600MW机组配12台ZGM123磨煤机。其中11台为德国连克公司SXJ180型减速机，一台为北京电力设备总厂（良乡）产SXJ180型减速机，齿轮为德国连克公司配套生产。国华定州电厂2台600MW机组配12台ZGM113磨煤机。使用北京电力设备总厂（良乡）产SXJ160型减速机，齿轮为德国连克公司配套生产。原因分析：1、连克公司认为：齿轮损坏是由于北仑港电厂未按连克公司要求定期进行设备检修，使轴承损坏，进而引起齿轮损坏。（CE公司曾向电厂方保证齿轮箱设计运行15年）2、北仑港电厂认为：齿轮自身强度裕度设计偏低（理由是对其他4台损坏的减速机解体检查发现齿轮都已损坏，最严重的一台小齿轮全部脱落，但轴承并未损坏。）处理过程：更换减速机防范措施：1、 有必要对北仑港事故进一步了解，掌握事故原因。2、 有必要继续向北京电力设备总厂索要有关减速机的资料，包括检修方法、检查周期、方式等。3、 备品配件的定制应考虑准备整台减速机。4、 多了解设备设计原理，从本质上解决问题，作为设备的管理，不能只是知道设备坏了怎么修，而应清楚为什么会损坏，要有相关的技术支持，而不是推测。国产600MW机组运行中常见问题的分析及预防措施地点（电厂）盘电二期时间2001.11事故现象： 天津大唐盘山发电有限责任公司两台600MW机组所配套的送风机为上海鼓风机厂生产的FAF-26.6-12.5-1型动叶调整型轴流风机，共计四台。2002年11月23日在对4锅炉2送风机检查过程中发现其中11叶片顶部边缘被异物击落约60*40mm，其余5片叶片边缘均有不同程度损伤的痕迹。后经风道内部检查发现一块150*100*3mm被击打变形涂有蓝灰色油漆的铁板。进一步检查确认风机入口消音器的一片消音片定位铁片脱落，相应对侧的铁片已经出现裂纹。所有消音片的定位片均在两端点焊15mm左右，消音片存在6-7mm晃动。原因分析： 通过对风机机壳内部和消音器得检查，可以判定造成风机叶片被击坏的原因为：消音器的消音片定位铁片脱落后落入风机管网，进而将风机叶片击伤。此判断已经得到天津大唐盘山发电有限责任公司和上海鼓风机厂技术人员一致认可。上海鼓风机厂技术人员认为此定位片应为6mm厚的钢板，且与管壁满焊。处理过程：天津大唐盘山发电有限责任公司技术人员与上海鼓风机厂技术人员协商后，决定将叶片全部更换为一套新叶片。更换工作已于2002年11月23日16：00至25日21：00完成。同时经现场服务人员同意，将4机组的两台送风机消音器定位片进行了进一步焊接、加固。防范措施： 1、风机更换叶片工作完毕后，于25日22：40启动。风机轴承振动值超过叶片更换前（最大为1.3mm/s）振动值，说明书规定值为小于4.5mm/s。更换叶片后的轴承振动值记录见下表：动叶开度（）振动值（mm/s）测点1测点2测点3304.1-4.42.83.0404.02.02.5503.52.02.5-3.2602.81.82.2702.42.22.8-3.42、 新更换叶片的1、2、16角度与其它叶片角度不同步，造成运行时出力与其它叶片不一致，各叶片受力不均匀。但由于时间紧张，此台机组立即要启动并网发电，现场服务人员未进一步处理。3、 因为原叶片受到冲击，有可能造成叶柄锁紧螺母松动，进而风机运行时个别叶片角度轻微摆动，气流紊乱，影响风机出力和轴承振动。4、3机组两台送风机消音器的消音片定位片焊接方式与4机组送风机消音器的消音片定位片焊接方式相同，有待机组停运后进一步检查、加固。5、在我厂的风机安装中要抓好按装质量，特别是对可能掉入风道内的所有部件都要认真检查。国产600MW机组运行中常见问题的分析及预防措施地点（电厂）山东聊城电厂时间2002.9.26事故现象： 9月26日C空压机主机头温度高至118,其冷却风扇停运,并且C空压机紧急停运不下来,检查发现6KV开关室C空压机开关控制保险熔断,并有焦糊味。后运行人员打开C空压机柜门，强启冷却风扇，温度逐渐降低，在6KV开关室就地停运C空压机。原因分析： C空压机卸载运行30分钟后，电脑控制器发出跳闸6KV电机指令，同时也发出跳闸冷却风扇指令，风扇得到跳闸指令后跳闸正常，6KV电机F-C断路器接触器未跳开，控制回路跳闸线圈一直带电，使跳闸线圈烧坏，直流保险熔断，C空压机冷却风扇跳闸后，使空压机主机头温度高至118处理过程：更换控制保险，更换控制回路跳闸线圈 防范措施： 1、经常监视空压机的运行状况，发现异常及时处理。2、 适当设定空压机的运行方式及连锁压力定值，防止空压机电机频繁启停。3、 对类似F-C断路器柜进行检查，防止机械部分卡涩拒动。4、 加强运行人员培训，学会电气开关柜的紧急处理。国产600MW机组运行中常见问题的分析及预防措施地点（电厂）山东聊城电厂时间2002.9.28事故现象： 9月28日3：00检查人员巡查时发现F4旋风子乏气管道温度高达280，11：00检查发现A2旋风子乏气管道温度高达300，而F磨煤机，A磨煤机均在停运状态。原因分析： 1、旋风子乏气档板关闭不严，开度显示全关，而实际未全关，存在回火现象。2、F4乏气管道档板1前有积粉，机组启动后F4磨煤机、A磨煤机未运行，F4、A2乏气管道档板前有积粉，长时间积粉导致温度上升。3、备用磨媒机对应的二次风档板开度偏小，冷却效果不好。处理过程：1、适当开大冷却风档板开度，监视温度是否下降2、运行人员每半小时用点温仪测量乏气管道温度，如果温度继续不正常升高，及时汇报，联系检修人员从乏气档板前吹扫口用压缩空气吹扫。 防范措施： 1、磨煤机停运备用尤其长期停运时应彻底抽空余粉，防止积粉。2、运行中应加强对备用磨煤机尤其长时间未投运的磨煤机旋风子及乏气管道温度测量，发现异常及时汇报国产600MW机组运行中常见问题的分析及预防措施地点（电厂）盘电二期时间2002.10事故现象： #4炉2号送风机入口动叶断裂原因分析： #42送风机入口消音器片铆钉脱落导致消音器片脱落造成送风机叶片折断。处理过程：更换全部叶片 防范措施： 1、 在检修时注意检查消音器、暖风器的部件有无松动，脱落现象。2、 保证我厂风机入口烟道及烟道内各设备均安装牢固，焊接满足要求。国产600MW机组运行中常见问题的分析及预防措施地点（电厂）盘电二期时间2001.07事故现象： A/C/D/E磨煤机拉杆关节球轴承脱出原因分析：1、磨煤机加载拉杆中心与加载油缸中心安装时找正偏差较大，造成关节求轴承受力过大2、加载拉杆关节球轴承轴套M8的顶丝固定不牢固，造成关节求轴承脱出采取措施：处理过程： 1、适当调整磨煤机加载拉杆中心与加载油缸中心，使其中心一致2、重新紧固加载拉杆关节球轴承轴套M8的顶丝，在关节球轴承轴套上焊接压板 防范措施： 1、保证加载拉杆中心与加载油缸的中心度。2、紧固加载拉杆关节轴承轴套的顶丝。1、 设法避免磨煤机的振动，如防止原煤“三块”进入磨内。2、 加强日常点检。3、 保证最初安装的质量，目前国华定电正在进行磨煤机安装，对一些技术要求一定不能放松。国产600MW机组运行中常见问题的分析及预防措施地点（电厂）盘电二期时间2001.11事故现象： 火检探头问题：个别火检（B1、E1、E4）在模拟量正常情况下，开关量信号经常消失，复位后正常；当摆动火嘴角度小于10，火检信号不稳定；原因分析： 炉火检探头采用美国COEN公司产品，其设备可调范围小，对油、煤火焰识别能力差，性能不稳定，另外还存在以下两个缺陷处理过程： 防范措施： 更换性能稳定的火检探头国产600MW机组运行中常见问题的分析及预防措施地点（电厂）盘电二期时间2001.11事故现象： 火检冷却风机出口风压低；风机运行中电机温度高，经常过负荷跳闸；入口滤网经常差压大；冷却风压低及低低（跳闸锅炉）定值不合理，经常联启备用风机；原因分析： 风机出口火检冷却风管设计不合理，管径过大阻力太小，导致火检风机运行时超出力，甚至过负荷跳闸；处理过程： 实际测量风机出口风量，并根据风机运行曲线及火检探头所需冷却风量，确定风机工作点；在燃烧器四角冷却风管道上，加装4个截止阀，用以调节风机出力、风压，并调整四角冷却风压力，使之平衡；建议增加火检风压模拟量远传信号以加强监视，便于及时发现并清理入口滤网；增加备用冷却风源以备两台火检冷却风机均跳闸后应急使用；建议可以取消此项保护，并进入光字牌报警；防范措施： 1、火检冷却风机选型要考虑裕量大一些。2、火检备用风源取自密封风机。1、 加强点检，发现入口滤网差压大时及时进行清理，必要时将滤网差压信号接入集控室，加报警信号。返回目录国产600MW机组运行中常见问题的分析及预防措施地点（电厂）盘电二期时间2001.11事故现象： 炉水循环泵壳与吸入集箱温差大问题：在3号炉试运过程中，曾发现随着负荷升高，炉水泵泵壳与吸入集箱温差不断增大（停运的炉水泵更大），温差最大时超过100。原因分析： 经过反复观察和分析后发现，原来这是因为泵壳温度热偶型号与其补偿导线不同处理过程： 更换后一切正常防范措施： 1、 安装中注意泵壳温度热偶型号与其补偿导线的匹配。2、 泵壳与集箱处的保温都要保持完好。国产600MW机组运行中常见问题的分析及预防措施地点（电厂）盘电二期时间2001.11事故现象： 当炉水温度在97121区间时，若控制不当炉水循环泵体会发生剧烈振动。原因分析： 原因可能是下降管带汽处理过程： 停运振动大的泵，仅保留一台炉水泵运行防范措施： 检查下降管破旋格栅是否正确安装。能否达到防止下降管带汽。国产600MW机组运行中常见问题的分析及预防措施地点（电厂）盘电二期时间2001.11事故现象： 炉水循环泵电机未设计电加热器， 原因分析： 设计中没有考虑冬季停炉备用状态。处理过程： 冬季锅炉停运后应加强对炉水泵的监视，增加必要的保温手段，长期停运或没有可靠的保温手段时，应将电机腔室内水放空，待下次锅炉上水前再向电机注水，泵启动前应进行点动防范措施： 冬季锅炉停运后应加强对炉水泵的监视，增加必要的保温手段，长期停运或没有可靠的保温手段时，应将电机腔室内水放空，待下次锅炉上水前再向电机注水，泵启动前应进行点动国产600MW机组运行中常见问题的分析及预防措施地点（电厂）盘电二期时间2001.11事故现象： 炉水循环泵冷态运行时电机超额定电流 原因分析： 电机容量选型偏小处理过程： 建议尽量减少冷态运行时间，泵启动后锅炉应尽快点火。与外方调试工程师交涉后，一致同意提高其保护定值防范措施： 建议尽量减少冷态运行时间，在锅炉快点火前再启动泵。国产600MW机组运行中常见问题的分析及预防措施地点（电厂）盘电二期时间2001.11事故现象： 炉前来油调节门、二减左调门及油区再循环基地调节阀经常操作不动原因分析： 炉前来油调节门、二减左调门及油区再循环基地调节阀等力矩小处理过程： 更换力矩合适的电动头。防范措施： 建议选用力矩合适的电动头。国产600MW机组运行中常见问题的分析及预防措施地点（电厂）盘电二期时间2001.12事故现象： 试运中发现氧量表盘指示始终偏高，在投入氧量校正自动后，在保证氧量的前提下，送风机出力及总风量与设计值相差很大（偏小）。原因分析： 经实测对比发现右侧省煤器出口氧量指示正确，但左侧省煤器出口氧量指示仍偏高，原因：氧量计处有漏风；空预器出口氧量计指示不准，原因：没有操作平台，无法接近氧量计，目前仍未标定处理过程： 将这两个氧量计拆下来用标气标定防范措施： 重视并控制一次取样点的安装质量，消除漏风。国产600MW机组运行中常见问题的分析及预防措施地点（电厂）盘电二期时间2001.12事故现象： 关于空预器跳闸后的处理原因分析： 处理过程： 机组运行中，若空预器跳闸后，应立即进行手动盘车，若盘不动则不能强行盘车；同时，机组应快速减负荷至300MW，停运该侧吸、送风机，并将该空预器隔绝，关闭其进出口烟气、二次风、一次风挡板，待入口烟温下降后再进行盘车。防范措施： 1、 应将空预器电流信号接入控制室计算机主画面，运行人员随时监视空预器电流，当发现空预器电流异常增加时，及时采取措施，防止空预器在运行中发生跳闸。2、 一旦发生跳闸，则按盘电二期的操作经验进行。国产600MW机组运行中常见问题的分析及预防措施地点（电厂）盘电二期时间2001.12事故现象： 暖风器投运时存在撞管问题原因分析： 这是由于暖风器系统疏水不畅引起的处理过程： 将疏水器的旁路阀打开数圈，将积水疏净即可。为了避免撞管现象发生，建议更换现有疏水阀。防范措施： 1、 确实保证暖风器系统的疏水畅通，包括监视疏水阀有无损坏，同时经常监视暖风器凝结水箱的压力，当压力超过正常值时，及时进行处理。2、 检查暖风器管卡的固定情况，发现有松动现象时及时进行处理。3、 保证疏水阀的数量。国产600MW机组运行中常见问题的分析及预防措施地点（电厂）盘电二期时间2001.12事故现象： 对于两侧暖风器出口风温不同问题原因分析： 这是由设计原因引起的：两台暖风器共用一个汽源调节阀处理过程： 防范措施： 若想彻底解决这个问题，应增加为两套调节阀，用蒸汽汽源来控制和调节出口的风温高低。国产600MW机组运行中常见问题的分析及预防措施地点（电厂）盘电二期时间2001.11事故现象： 关于空预器入口烟温、出口风温低问题：试运过程中，尤其在燃用大同煤时或全炉吹灰后，空预器入口烟温及出口一、二次风温度均较低，达不到设计值原因分析： 1、 空预器入口烟温低必然会造成出口风温低的问题。2、 省煤器、低温过热器处理过程： 在锅炉结焦不严重的情况下，尽量减少锅炉本体吹灰频率，增加空预器吹灰次数，并坚持投好一、二次风暖风器，以提高热风温度及排烟温度。防范措施： 1、 在锅炉结焦不严重的情况下，尽量减少锅炉本体吹灰频率，增加空预器吹灰次数，并坚持投好一、二次风暖风器，以提高热风温度及排烟温度。2、 在过热器、再热器不超温的情况下适当提高炉膛火焰中心温度。3、 省煤器、低温过热器处的烟温情况也应监视，给水温度如何等应综合判断。国产600MW机组运行中常见问题的分析及预防措施地点（电厂）盘电二期时间2001.8事故现象： 两台送风机动叶指令相同时，电流及风机出力相差较大（送风机A出力大）原因分析： 送风机动叶执行机构调节特性不好，送风机B动叶执行机构带载能力差，调节特性非线性，且在80100区间其反馈也非线性，处理过程： 为调整两台风机出力相等，在各种不同负荷下，应分别对送风机B加510的偏置值（BIAS），且应根据不同的工况进行调整，否则两侧风机送风量不同，对空预器的冷却效果也不同，还会影响炉膛的正常燃烧工况，严重时甚至会发生两台风机抢风，出力小的风机会发生喘振现象防范措施： 1、 更换该动叶执行机构，并调整到与送风机A动作特性相同。在此之前，运行人员应加强调整，使两台风机出力匹配。2、 动叶的实际位置必须与显示位置保证一致。国产600MW机组运行中常见问题的分析及预防措施地点（电厂）盘电二期时间2001.7事故现象： 送风机润滑油站加热器控制回路测温元件无效，按照厂家说明书，当润滑油温40，加热器自动断开，现在无论温度多少，该测温元件都不动作，导致冬季送风机油站无法正常投停原因分析： 测温元件坏处理过程： 尽快更换该测温元件防范措施： 做好备件准备。保证备件质量。国产600MW机组运行中常见问题的分析及预防措施地点（电厂）盘电二期时间2001.11事故现象： 炉水循环泵电机注水压力低无法满足连续注水需要原因分析： 处理过程： 炉水循环泵电机凝结水注水管路由原设计的6号低加入口引出点改至凝泵出口引出防范措施： 适当提高电机的注水压力。国产600MW机组运行中常见问题的分析及预防措施地点（电厂）盘电二期时间2001.11事故现象： 在锅炉大负荷运行阶段，由于汽源压力较高，使得吹灰器汽源电动截止门在带压工况下无法正常打开原因分析： 该阀门电机选型偏小处理过程： 未处理防范措施： 建议选用大功率电动头的阀门，解决上述问题。国产600MW机组运行中常见问题的分析及预防措施地点（电厂）盘电二期时间2001.7事故现象： 系统正常运行时，吹灰系统无法检修原因分析： 由于该系统各路吹灰器没有单独的手动隔离阀门处理过程： 增加手动隔离阀门（共6个），有效的解决了上述问题。防范措施： 吹灰器系统上装设去各路的分段门，有条件的话，最好在每支吹灰器前各加装一个手动隔断阀。国产600MW机组运行中常见问题的分析及预防措施地点（电厂）盘电二期时间2001.6事故现象： 磨煤机石子煤排渣门反馈开关可靠性差原因分析： 备件质量较差。处理过程： 更换质量好的开关。防范措施： 要求供货厂家保证电气元器件的供货质量，在设备到货验收时注意产品的合格证件及厂家的资质情况。返回目录国产600MW机组运行中常见问题的分析及预防措施地点（电厂）盘电二期时间2002年5月10日、17日事故现象：锅炉引风机喘振跳闸导致锅炉灭火原因分析： 两次锅炉MFT保护动作起因均为#1引风机喘振，并且都在机组在高负荷下增加负荷过程中，第一次#1引风机喘振报警后由于液压油管接头断开，油液压油压力低保护跳#1引风机，在事故分析过程中，把注意力主要集中在液压油管接头上，当时分析认为由于液压油管接头强度不够，在运行过程中发生松动，而在油压升高后断开，对#1引风机喘振及液压油压力低的原因未做深入分析，导致发生第二次事故。5月17日#1引风机第二次喘振跳闸后，现场检查发现两台油泵均因过流就地空气开关跳而跳闸，现场进行#1引风机动叶开关试验时发现当动叶开至100%（盘上反馈96%）时液压油压力瞬间突升至130bar，说明引风机跳闸的原因为：当动叶开至100%后，液压油压力升至130bar，第一次使液压油压力取样表管接头断开，液压油从取样表管处泄掉，故油泵在液压油全部漏完后也未掉闸；第二次取掉接头后，油泵长时间在130bar压力下工作，电机容量与油系统不匹配，导致两台油泵过流跳闸。造成风机喘振的原因主要有两个方面，一是风道阻力特性改变，使风机工作点落在稳定工作区外；二是当风机动叶突然开大或开度增加过快时，风机的通风量未能达到相应值，即通风量与动叶开度不匹配，使风机工作点落在稳定工作区外。两次#1引风机喘振均发生在加负荷过程中，由于加负荷时给煤量指令的前馈作用，使引送风机出力较快增加，动叶很快开大是导致风机喘振的一个原因；另外，预热器堵灰严重，导致引风机入口负压增大，使引风机在550MW负荷时已处于稳定工作区的边缘，从停机后风烟系统阻力试验结果可以看出：预热器水冲洗前烟气侧差压为1.2kpa，水冲洗后烟气侧差压为0.5kpa，试验时两台送风机电流均达到120A；而正常运行中，550MW负荷下预热器烟气侧差压为2.4kpa，预热器水冲洗后烟气侧差压降为0.8kpa，说明预热器堵灰是严重的，但停炉后检查时大家都感觉堵灰很轻，主要原因可能是预热器与其他厂相比余量较小。关于预热器堵灰的原因，与预热器冷端平均温度低有关，厂家推荐值为80以上，实际按照锅炉厂推荐控制为68.3；另外由于冬季启动供汽紧张，#3机启动过程中不投暖风器，导致预热器冷端低温腐蚀。主要原因为吹灰效果不好，检查时发现正常吹灰时，吹灰阀后压力仅为0.3Mpa，吹灰器厂家规定为0.8-1.5Mpa。处理过程： 防范措施： （1）当发现引风机或送风机喘振时，喘振风机的动叶延时2秒自动解为手动，值班人员应立即手动将喘振风机的动叶快速关回，直到喘振消失为止，同时严密监视另一台风机的电流，必要时可根据运行风机的电流适当关小其动叶，以防止超电流；在调整风机动叶的同时，要注意炉膛负压，当炉膛负压持续变正时，应适当降低机组负荷，待有关参数稳定后，再将两台风机出力调平。（2）防止空气预热器堵灰，当吹灰器吹灰阀后压力小于1.0Mpa时，应及时联系有关人员处理，但仍可以继续吹灰。吹灰次数、次序严格执行程序规定。（3）入口风温太低时，及时投入暖风器，保证冷端平均温度大于80，即排烟温度与冷风温度相加后除2大于80，防止预热器发生低温腐蚀。 国产600MW机组运行中常见问题的分析及预防措施地点（电厂）盘电二期时间2002年3月10日事故现象：锅炉吹灰器烧损原因分析： 来汽门未开而投入吹灰器，导致因为干烧变形犯卡不能退出。 处理过程： 2002年3月10日18：30，机组负荷大于360MW，按正常要求启动吹灰程序，对预热器及锅炉本体长吹灰器进行程序吹灰。19：00预热器吹灰结束，开始进行炉本体长吹灰器吹灰，此时正准备启动F磨煤机，光字排“吹灰程序故障”报警，值班人员立即调出吹灰画面，发现“锅炉本体吹灰压力低报警”，吹灰汽门在关闭位置，L1、R1长吹灰器在中间位置退不出炉外，当时正好有热控人员在场处理F磨煤机启动后无火检跳闸缺陷，立即通知其处理L1、R1长吹灰器退不出炉外缺陷，运行人员与热控人员配合在操作台、控制柜及就地采取退出措施无效，后经设备部及陡电检修人员检查发现L1、R1两支吹灰器已变形。防范措施： （1） 在投入吹灰程序后，运行人员要先检查进汽门开启，确证吹灰汽压力正常，防止干吹。（2） 当发现有吹灰器故障退不出时，禁止关闭进汽门，应尽快手动退出，无效时应切换为就地方式退出，并尽快联系检修人员处理。当采取措施无效时，应尽快将汽门节流至最小，已防止吹损受热面。国产600MW机组运行中常见问题的分析及预防措施地点（电厂）盘电二期时间2002年3月10日事故现象：锅炉一次风机抢风跳闸原因分析： 磨煤机跳闸后，一次风快关阀关闭，导致一次风母管压力迅速上升，由10.5kpa上升至11.9kpa，诱发两台一次风机抢风，出现抢风现象后，由于运行人员未检查一次风画面，使#2一次风机长时间超电流运行，导致过流掉闸。由于两台一次风机在正常运行中一直保持平衡状态，抢风的原因还需深入分析。处理过程： 2002年5月31日17：18 E磨煤机跳闸，降负荷至300MW，17：19 #1一次风机电流突降至82A，#2一次风机电流突升至326A，17：46 #2一次风机过流跳闸，#1一次风机电流突升至285A，由于机组负荷已至300MW，故RB保护未触发。防范措施： （1）在磨煤机跳闸时，要及时检查一次风画面。（2）建议增加一次风机抢风报警，当正常运行中一次风机电流大于额定工作电流时发报警信号，运行人员及时检查调整。（3）磨煤机跳闸后，要及时调整两台一次风机动叶至相同位置，避免一次风机进入喘振区域。国产600MW机组运行中常见问题的分析及预防措施地点（电厂）盘电二期时间2002年9月17日事故现象： 锅炉主汽压力波动原因分析：造成汽压波动的原因为机组负荷变化、协调手动控制、磨煤机启停三各因素叠加的结果。如果机组负荷稳定或解列协调后各参数稳定后再投入协调及AGC，汽压将不会频繁波动。处理过程： 2002年9月17日17：5019：40共六次汽压波动，最高压力17.15Mpa，最低压力15.25Mpa。解协调四次。防范措施： （1） 要把握好磨煤机的启停时机，减小因磨煤机启停对汽压的影响幅度。（2） 严格执行防止安全门动作技术措施，当解除机组协调后，要在各参数稳定后再重新投入，防止因急于投协调对汽压产生二次扰动。（3） 改变主汽压力设定值幅度一次不应超过0.2Mpa,投协调时，主汽压力设定值与实际值之差不应大于0.2Mpa。国产600MW机组运行中常见问题的分析及预防措施地点（电厂）盘电二期时间2001年5月31日事故现象：磨煤机切换导致汽包水位高灭火停机原因分析： 磨煤机在跳闸后煤粉管道内积存了大量的煤粉，磨煤机启动时通风量又较低，导致磨煤机再次启动后，炉内热负荷突然大幅度增加，使炉水迅速膨胀，汽包水