热机事故典型

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一起液态排渣炉炉膛爆炸事故的分析

侯明生 (四川省电力公司 成都 610061)

〔摘 要〕 介绍了一起由炉膛底部水冷壁管过热爆管引发炉膛灭火继而发生炉膛爆炸的事故过程和原因分析，提出了相应的防范措施。 〔关键词〕 锅炉 爆管 炉膛爆炸

2000年1月某电厂发生了一起液态排渣炉炉膛爆炸事故。事故的情况比较特殊，有必要对事故的原因作深入的分析，找出防范措施，以防止类似事故的发生。事故发生在2号炉，该炉1977年9月投入运行，运行参数为：主蒸汽流量230 t/h，主蒸汽压力9.8 MPa ，主蒸汽温度530℃。 1 事故前的情况

事故前2号炉基本是满负荷运行，当班渣口值班员10:20看到炉底靠后墙侧流出一股象流渣一样的液体，落在地面上溅开，象电焊火花一样耀眼。约10:50又看到捞渣机上方炉底侧流出一股象流渣一样的液体，落地同样溅发出耀眼的火花。随后听到一声巨响。

10:53，一个正在2号炉8 m层炉水取样槽旁边工作的焊工突然发现乙侧观测孔喷出火星，随后又喷出两股带火星的烟灰，他顿时感到炉膛压力反正要出事，随即转身顺着旁边的楼梯往下跑，快跑下楼梯时，听到一声巨响。

10:54， 锅炉监控人员听到一声巨响(应为焊工听到的同一声响)，锅炉房有大量汽浪和烟灰喷出，控制屏上2号炉炉膛负压冲至+200Pa随后降至-200Pa，汽包水位降至-320mm，一次风水柱大量喷出，灭火保护火焰光柱全部熄灭。据此判断2号炉已熄灭，运行人员立即拉开2号炉给粉电源开关，作紧急停炉操作。 2 设备损坏情况

(1) 炉本体在4号角8 ～22.5 m高度爆裂开，缝宽最大约400 mm；3号角后墙折焰处过热器连箱爆开一条长约500 mm的缝；尾部烟道过热器后墙向后爆开最宽处有500 mm的缝；整个后墙外移突出，最大位移达420 mm；乙侧水冷壁管向外位移，最大达150 mm。

(2) 炉本体前墙、侧墙10.95，13.7 m层各有一根圈梁被炉墙外挤，在拐角处圈梁连接螺栓M20被折断，掉落在8 m平台上。后墙16.05，18.75 m层尾部烟道楼梯平台处外圈梁被挤断，支撑梁(槽钢140×5)被挤弯。其余除5.6，23.85 m层圈梁比较完整外均被炉墙体挤变形，挤弯连接螺栓，甚至脱出孔眼。 (3) 空预器上部烟道整个侧面被爆开，最大缝隙560 m；炉墙保温面脱落约1/3。

(4) 炉底水冷壁爆管40根，有49个爆口，爆口最大为190 mm×60 mm，最小*5 mm。爆口分布在约9 m2的面积内，爆口面积约占炉底总面积的3/5。爆口附近结焦均已崩开。结焦厚220～380 mm，炉底析铁厚20～50 mm。 3 事故原因分析

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由于该机组没有计算机事故追忆系统，事故瞬间的变化过程只有通过事故发生后的其它取证进行分析。从炉膛损坏情况看，炉膛的中部损伤最严重，可以断定完全是炉膛爆炸所产生的后果。所以事故的分析，首先要从炉膛爆炸的起因分析起。 3.1 炉底水冷壁爆管

(1) 事故之初发生炉底水冷壁爆管。 事后查看，爆管有49个口，破口处管径明显变粗，管壁明显减薄，均呈喇叭状，属内爆特征。除此外炉底水冷壁管没有出现爆炸冲击损伤、变形、撕裂的情况。这说明炉底水冷壁爆管在炉膛爆炸之前。反过来说，如果炉膛先爆炸，水冷壁被爆炸撕裂，水冷壁里的水随之泄压，炉底水冷壁不可能再产生那么多爆口。另外事故时在锅炉旁工作的电焊工，先看到观测孔喷出几股带火星的烟灰(当属炉膛爆管瞬间引起炉膛压力反正)，数秒钟后才听到爆炸声，也说明炉底水冷壁爆管在炉膛爆炸之前。

(2) 从炉底水冷壁爆管爆口处管径变粗、破口呈喇叭口状看属过热鼓包爆管。事后对爆管进行金相分析和机械性试验，结论是爆管为短时过热爆管。

(3) 查看炉底水冷壁爆管所有爆口的分布，发现都集中在出渣口附近熔渣集存区域，且爆口处几乎都有析铁。由此可以判断，由于炉底所筑耐火层的破损或裂纹(事故前渣口值班员两次看到炉底漏出流渣，说明是炉底局部有损坏)，流渣从破损的耐火层下漏，流渣里的析铁熔化了炉底，析铁接触到炉底水冷壁管，使水冷壁管短时过热爆破。另外炉底水冷壁制造为平管，在下漏的析铁加热上部外管壁时，管内汽水分离，造成局部水循环变坏，也会加剧管壁过热爆破。 3.2 炉膛爆炸

事故后调查，排除了炉膛熄火后人为点火的可能性。锅炉装设有GAZ-Ⅲ灭火保护，在事故前是投入运行的。由于该产品设计上的缺陷，没有事故前后的炉膛负压追忆功能，给事故分析带来了难度。而从其具有的首次跳闸记忆及事故状态记录中，记录了首次跳闸时间为10:55:00，原因为灭火，但同时记录有给粉中断，接点闭合，灭火保护投入开关接点未闭合，保护出口MFT接点闭合的逻辑错误。事故后立即对灭火保护进行试验，试验证明保护完好正常。经过反复论证，灭火保护可能在事故中正确动作，也可能在保护动作时运行人员同时拉开了2号炉给粉电源开关。

既然锅炉底部水冷壁爆管，炉膛灭火后又即刻切断了给粉，炉膛为什么会爆炸？

要发生炉膛爆炸必须具备3个条件：①有燃料和助燃空气的积存；②燃料在空气中混合的浓度在爆炸极限内；③有足够的点火能源。

第一个条件：该炉的灭火保护，厂家整定为检测到灭火后延时3 s动作，如果再考虑到保护动作后到给粉机停转约需1 s的时间，这样，至少大约4 s时间，运行系统仍然依照事故前锅炉带高负荷的状况不间断地向锅炉送粉和送风。再有，从水冷壁爆管到灭火保护检不到火的这段短暂的时间内，锅炉燃烧不完全，炉膛内已积存有未燃烧的煤粉。综合以上两个因素，可以说该条件是满足的。

第二个条件：由于炉底存在有液态炉渣和析铁，热容量很大，炉底水冷壁爆管喷出的水，立刻变成较高温度的水蒸气，和炉膛里的煤粉混合。高温水蒸气和煤粉可发生水煤气反应：

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产生的H2和CO都是可燃气体。根据资料介绍，煤粉中只要掺入少量的可燃气体，就可以改变原来煤粉的爆炸特性，致使混合物的爆炸极限下限下降。在上述第一个条件中所述的进入炉膛的煤粉量，经计算已基本达到爆炸极限下限浓度。由于H2和CO可燃气体的产生，可燃物的浓度肯定超过爆炸极限下限。第二个条件也满足。

第三个条件 ：由于炉底有熔化的析铁存在，随着水冷壁爆管铁水上扬，铁水具有足够的点火能量。 从以上分析，可以得出这样的结论：即使该炉的灭火保护能正确动作，锅炉带高负荷的情况下，在炉底存在一定 数量熔化的析铁时，炉底水冷壁爆管，此时完全具备炉膛爆炸的条件，发生炉膛爆炸。 3.3 管理上存在的问题

(1) 煤粉细度较长时间超标。2号炉属平底锅炉，为防止炉底积存液态析铁，控制煤粉细度防止析铁产生是最重要、最有效的一项措施。经查证发生事故之前几个月，特别是在高负荷情况下，煤粉细度超标，造成炉底积存了一定数量的析铁。

(2) 运行人员调整风量不及时，煤粉燃烧不充分也是产生析铁的原因。

(3) 炉底耐火层维护、更换失控。根据现场规程规定，1999年5月小修时，就应更换炉底；后经有关人员检查、研究，认为可以不更换，但没有提出和执行相应的检查、监控的一系列防范措施，造成炉底在运行中破损。

(4) 在爆管前，通知2号炉排污，当时2号炉的负荷为240 t/h，违反了只能在额定负荷的80%时才能排污的规定。排污造成锅炉水循环的恶化，加重了锅炉水冷壁过热的可能性。 3.4 设备存在的问题

(1) 这次事故暴露出所装灭火保护存在设计功能不完善，制造质量不高，抗干扰能力差等问题。 (2) 锅炉是70年代产品， 锅炉设计结构抗爆能力差。另外，炉底水冷壁设计比较平坦，炉渣流动不畅，容易造成析铁在炉底的积存。 4 主要结论及防范措施

通过对这次事故的分析，可以得出：对于液态排渣炉，炉底存在析铁时，炉底水冷壁爆管有引发炉膛爆炸的可能性。特别是在锅炉带高负荷时这种危险性更大。要防止这种事故的发生，主要应做好以下几方面的工作：

(1) 确保运行中炉底耐火层的完好，防止炉底水冷壁过热爆管。

(2) 采取保证煤粉细度，运行中正确调整锅炉的给风量等措施，确保炉底不留存大量析铁。 (3) 采用质量更好的灭火保护装置，缩短炉膛灭火到保护动作的整定时间。 (收稿日期：2001-03-03)

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制粉系统爆炸与粉仓温度高的防范对策

尹民权 王富楼 柳 朝 (山东邹县发电厂 邹城 273522)

〔摘 要〕 邹县发电厂自投产以来，经常发生制粉系统爆炸和煤粉仓粉温高，还发生粉仓爆炸事故，多次造成重大设备损坏和严重经济损失。通过分析研究，找出制粉系统爆炸、粉仓粉温高的原因，提出制粉系统运行技术和设备改进的措施。

〔关键词〕 燃煤电厂 制粉系统 爆炸原因 预防及改造

山东邹县发电厂Ⅰ、Ⅱ期工程共4台300 MW机组。锅炉均为东方锅炉厂生产的DG1000/170-1型亚临界压力中间再热自然循环燃煤汽包炉。每台锅炉配置4套仓储式制粉系统，乏气送粉，均采用DTM350/700低速滚筒式球磨机。每台锅炉设有2个煤粉仓，每个粉仓的容积为440 m3。煤粉仓上部设一台型号为GX-500的螺旋可逆式输粉机(绞龙)，可保证4套制粉系统相互输送煤粉，在绞龙和煤粉仓上装有4根吸潮管。 自锅炉投产以来，制粉系统多次发生爆炸和粉仓温度高等情况，既造成设备严重损坏，又严重威胁人身及电厂生产的安全，还对生产环境造成严重污染。至今，因制粉系统爆炸构成的考核事故就有3次，障碍达几十次之多。

1 制粉系统爆炸及煤粉仓粉温高的危害 1.1 制粉系统爆炸的危害

制粉系统爆炸会引起设备损坏、少发电、降低经济效益，甚至造成人身伤亡事故。

如1992年5月26日，1号炉丁制粉系统爆炸，引燃给水电动门电缆、制粉系统控制电缆，被迫停炉，少发电399万kWh。 再如1993年5月10日，1号炉乙粉仓内煤粉烧结，影响给粉机出粉。在给粉间处理13号给粉机时，煤粉突然喷出爆燃，烧坏部分热控电缆，导致紧急停炉保护动作停炉。迫使电网对外拉路限电672万kWh， 系统周波由49.95 Hz降至49.45 Hz，少发电1 440万kWh。3号炉试运过程中发生2次煤粉仓爆炸，后1次将煤粉仓的顶棚掀起、11号皮带烧坏，一名现场施工人员烧伤致死。 1.2 煤粉仓粉温高的危害

4台锅炉煤粉仓普遍存在粉温高的现象，造成以下后果：为了防止因粉仓顶棚温度太高而烤坏输煤皮带，只好使皮带连续运行不停车；有时粉仓冒正压向外喷火，烧坏上部皮带等设备；3号炉投产初期因粉温高影响正常运行，只好加装一套氮气灭火系统，靠经常充氮维持运行；由于粉仓温度有时超过400℃，使粉仓顶棚预制件烧坏，大面积脱皮，局部塌陷，顶部4架钢筋砼梁均有烧坏现象。 2 制粉系统爆炸原因及防范措施 2.1 制粉系统爆炸原因分析

从多次爆炸后的现场情况看，引爆点主要在容易长期积煤或积粉的位置。引爆的热源主要是磨煤机与排粉机入口热风门不严形成的。根据制粉系统的运行工况和爆炸情况分析，制粉系统爆炸的主要原因如下。 2.1.1 与煤粉细度、风粉浓度及燃煤成份有关

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煤粉爆炸的前期往往是自燃。一定浓度的风粉气流吹向自燃点时，不仅加剧自燃，还会引起燃烧， 而接触到明火的风粉气流随时会产生爆炸。造成流动煤粉爆炸的主要因素是风粉气流中的含氧量、煤粉细度、风粉混合物的浓度和温度。

煤粉愈细，爆炸的危险性就愈大。粗煤粉爆炸的可能性就小些，当煤粉粒度大于0.1 mm时几乎不会爆炸。当煤粉浓度大于3～4 kg(煤粉)/m3(空气)或小于0.32～0.47 kg(煤粉)/m3(空气)时不易引起爆炸。 因为煤粉浓度太高，氧浓度小；煤粉浓度太低，缺少可燃物。只有煤粉浓度为1.2～2 kg/m3时最易产生爆炸。而邹县电厂制粉系统煤粉浓度在0.3～0.6 kg/m3范围内变动，因此存在爆炸的危险。

一般挥发份Vdaf大于25%，发热量高的煤，爆炸的可能性就大，邹县电厂设计燃用煤发热量Qy23 525 kj/kg，挥发份Vdaf42.07%，也是容易产生爆炸的原因之一。 2.1.2 磨煤机入口积煤自燃

磨煤机处积煤主要发生在入口上部6.5 m的管道上。在此处开有4个孔洞，分别与回粉管、再循环管，和2个防爆门连接。从一侧过来的热风与对应过来的风粉形成涡流，从给煤机落下来的湿煤就被冲击粘在开孔上方管道的内壁上(见图1)。在运行中人工无法清除此处的积煤，同时从预热器来的一次风温达300℃以上。在制粉系统停运后，由于磨煤机入口风门不严，漏过的热风使磨煤机入口处温度达100℃以上，容易将入口处积煤引燃，燃烧的煤进入磨煤机就会引起爆炸。 2.1.3 细粉分离器处积粉自燃

细粉分离器处积粉自燃主要发生在细粉分离器入口方形管道下部的较平缓段上。因为此水平段正上方开有一个方形防爆门，因而使该处的通流面积增大，风粉气流的流速下降，增加了积粉的可能性。 2.1.4 热风门内漏

通过分析可知，1995年4号炉丙制粉系统发生爆炸的主要原因就是丙排粉机近路热风门不严。特别是丙排粉机热风调门只能关至70%，以致大量的热风内漏造成该制粉系统半年内9次爆炸。 2.1.5 再循环风门处积粉自燃

乏气中较细的煤粉，容易积存在排粉机出口的再循环风门处。由于此系统不常使用，在制粉系统停运时，从磨煤机热风门漏过的热风，在系统负压下经再循环流向排粉机，会引起该处积粉自燃。燃烧的焦块掉入排粉机或磨煤机内，就会引起爆炸。 2.2 制粉系统爆炸的防范措施 2.2.1 防止磨煤机入口积煤

磨煤机入口6.5 m处积煤，主要是湿煤在气流冲击下粘上去的。不论制粉系统在运行中还是在停运时，都有可能将积煤引燃。如果将回粉管向上移到落煤管入口(见图1)，将粉与煤的预混阶段提前，就减少了积煤的可能性。如果在磨煤机入口上方的管道内加一个混合器(见图1)，可使粉、煤、风得到良好的混合，既可防止在6.5 m处积煤，又能缓解下部料斗斜坡积煤，还解决了添加钢球时钢球掉入热风门卡涩风门的问题。

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图1 磨煤机入口上部管道图 2.2.2 对细粉分离器进行改造

对细粉分离器入口切向处积粉，可通过在风道内加装导流板，增加局部扰动，提高该处的流速，增强气流对下部积粉的冲刷，予以解决。同时，在加装导流板后，因风粉气流均匀，还可提高分离效率。 2.2.3 改进粗粉分离器

原粗粉分离器内锥体下方回粉档板(百叶窗)，经常堆积杂物或煤粉，不但造成风粉气流短路，影响回粉，也经常自燃引起爆炸。把3、4号炉粗粉分离器的内锥体由倒锥形改为阶梯(撞击)式之后，消除了隐患，取得了经验。 将1、2号炉的粗粉分离器，更换为新型的SD-CB轴向Ⅲ型撞击式粗粉分离器。阻力由原来的240×9.8 Pa降至80×9.8 Pa，出力可提高14%，总电耗可下降21%。 通过对4台锅炉粗粉分离器的改造，不但解决了内部积粉问题，还提高了锅炉的效率。 2.2.4 消除热风门内漏

制粉系统设计有启、停程序，热风总门操作采用电动执行机构。但自投产以来从未使用过该程序，且此电动风门不严，造成漏风。可以将磨煤机入口热风总门改装成(或增加)一只手动总门以减少漏风。还可将自然冷风门位置从热风调门前改至热风调门后，使其处于负压区，这不但可以解决漏入热风造成磨煤机入口温度高的问题，还可以解决运行中热风从自然冷风门外漏污染环境问题。 2.2.5 加强运行管理

锅炉正常运行中，应对制粉系统的近路风风门，特别是容易积粉的磨煤机再循环风门等，坚持定期吹扫工作制度。随着自动化程度的提高和全能值班制度的实行， 应进一步加强对新值班人员的培训，以达到系统熟，操作到位。

3 煤粉仓温度高的原因及防范措施 3.1 煤粉仓温度高的原因 3.1.1 煤粉仓结构存在问题

(1) 由于原粉仓内壁面角度和内锥体角度太小(粉仓横向仓壁设计倾角为71.6°，底部内锥体角度为65°)，使仓壁及内锥体易积粉(见图2)，造成粉仓温度高。

(2) 粉仓顶部四周因安装时留下一段高约600mm，深约540 mm，约45°的死角(见图2)，当煤粉落入粉仓内，比较细的煤粉会到处飞扬，慢慢落在该处，长时间堆积。遇上仓内温度高时，积粉便会自燃。 图2 横向粉仓改造示意图

(3) 在粉仓顶部横向装有2个人孔门，其中北侧人孔门封闭不严(见图2)，空气漏进粉仓引起煤粉自燃，高温气体聚积将粉仓顶棚烤裂。

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(4) 用16 Mn钢板焊接而成的煤粉仓下部内锥体，将粉仓分成2部分，每1部分又分割成6个小的仓格，每1仓格同样采用厚度为10 mm的钢板焊接成内锥体。由于粉仓下部所有内锥体的表面积达100 m2以上，而锥体外表面又没有采取保温措施，再加上给粉间封闭不严，冬季环境温度低，造成粉仓内锥体内表面结露积粉。

3.1.2 人为因素影响

(1) 吸潮阀不按规定操作。在煤粉仓上部装有吸潮管(见图3)。按规程要求，制粉系统运行时煤粉仓吸潮阀必须开启，制粉系统停运时吸潮阀应关闭。但在实行运行中，制粉系统到粉仓的吸潮阀，应开启而没有开启，备用制粉系统到粉仓(绞龙)的吸潮阀应关闭而未关闭，按规定在绞龙停止运行时吸潮阀应关闭，但在实际运行中，也经常在开启位置。 该开的吸潮阀不开，不但潮气不能吸出，粉仓内的负压也很难建立和保证。该关的吸潮阀不关，增加了粉仓的漏风，为粉仓内可燃气体和煤粉混合物爆燃提供了必要条件。特别是当制粉系统频繁启停时，各吸潮阀不能按规定及时开启和关闭，就会加剧粉温的升高。

规程规定在排粉机由制粉乏气倒向近路风后，应及时关闭制粉系统各吸潮阀，但在运行中也常常没有按要求进行操作。

(2) 锁气器失去作用。细粉分离器下部有2道锁气器，它的作用一是防止漏风，二是在制粉系统爆炸后防止火源进入粉仓。由于有的炉只剩1道锁气器起作用，因而易引起粉仓起火。 如在1992年大修中将1号炉细粉分离器下部第2道锁气器去掉，改装在木屑分离器下部(见图3)。因煤粉经常从木屑分离器向外溢，故第2道锁气器重锤被人为地用铁丝拉起，使其处于开启位置。由于只剩第1道锁气器，封闭不严，加上换向档板不关，在粉仓温度高时，高温气体被吸上去， 引燃木屑分离器小筛子上的木屑等杂物及锁气器内的积粉。以上火源又落入粉仓内引燃煤粉，形成恶性循环。

(3) 绞龙下粉插板未关闭。在绞龙的下方设有4个下粉口，分别与4个制粉系统联接。在每个下粉口安装一只手动插板(见图3)，只有在绞龙进行送粉时，需要授粉的下粉口插板才打开。但在实际运行中，各炉绞龙的下粉插板经常处于开启或半开启状态，特别是绞龙两端(甲、丁制粉系统)的下粉插板经常在全开位置。因此也就使粉仓形不成负压，绞龙内应封闭也无法封闭。

(4) 换向档板问题。在每台制粉系统的木屑分离器下方，设有一只手动换向档板(见图3)。其作用是把细粉分离器下来的煤粉分别切换到粉仓或绞龙。当制粉系统停止运行时应使档板关闭粉仓一侧，以防止空气进入粉仓。但在实际运行中，当制粉系统停运时，此换向档板很少切向粉仓侧进行封闭。

(5) 管理制度方面。在投产初期，电梯都由运行人员自己管理，不论白天晚上，运行人员到锅炉上部操作吸潮阀及换向档板都很方便，也能及时到位。但在1991年以后电梯划归实业公司电梯班管理，白天，运行人员使用电梯需找电梯班来人操作，晚上则需步行到标高32 m处操作，所以就造成制粉系统启停后，不能及时按规定进行就地操作。直到1997年这一制度才改变，到位情况有了明显好转。 图3 粉仓上部布置图

1989年修改颁发的运行规程中，只规定了磨煤机启动后开启粉仓吸潮阀，但没有规定在制粉系统停运后关闭吸潮阀；只规定了在制粉系统启动时将换向档板切向粉仓，但未规定在制粉系统停运后将换向档板切向绞龙，封闭粉仓。

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(6) 技改后遗留的问题。为了节省锅炉点火用油，加装了煤粉预燃室点火装置，增加4台新给粉机，将给粉机与粉仓连接的短节长度，由200 mm改为900 mm(见图2)，但给粉机加长的短节未进行保温；在将粉仓上部不适合的板式锁气器改为锥式锁气器后，锁气器的外部也未进行保温，所以会增加粉仓内壁结露。 3.2 煤粉仓温度高的防范措施 3.2.1 改进煤粉仓结构和保温

(1) 因为3、4号炉粉仓采用钢板结构，外部保温效果差，造成粉仓内壁结露积粉，粉仓温度经常升高。虽于1989年把粉仓外部的保温全部进行了更换，但因粉仓内壁为钢板结构，结露问题仍没有彻底解决，后来就在粉仓内壁浇灌一层砼。 由于顶棚烧裂漏风，在1993年大修中将3号炉甲粉仓梁及顶棚全部更换。在1997年5月份大修中又将3号炉乙粉仓4架梁及顶棚全部进行了更换。为了防止在高温下石子钙化后体积膨胀，将外部砼胀掉。采用耐火水泥配比，并将骨料由石子改为焦宝石。

(2) 由于原粉仓内壁面角度和内锥体角度太小。1997年利用1号炉大修时间，对甲、乙煤粉仓进行了改造。在粉仓内壁打出麻坑，浇上一层耐火砼，使两壁角度由原71.6°变为77°。又在原内锥体上加焊一层钢板，使底部内锥体角度由原65°改为70°(见图2)，以消除积粉。

(3) 粉仓顶部四周安装时留下的死角，已用砼浇灌，使其与壁面平齐，根除了此积粉点。

(4) 原细粉分离器至粉仓下粉管之间设计为换向式档板，不严密，易漏风、粉。已将4台炉的下粉换向档板全部更换成插板式闸板门(见图3)，解决了漏风问题。

(5) 因原绞龙改为链式输粉机后一直无法使用，为了减少粉仓漏风，现已将绞龙所有下粉口用砼浇灌封堵。原入孔门盖子为平板式，容易变形漏风，已将入孔门盖板改为翻盖式，采用不锈钢板外加硅酸铝毡保温。改变入孔门位置，由横向轴线布置改为纵向，在防爆门轴线两侧的粉仓内壁布置。 3.2.2 改进吸潮管通路及防爆门

(1) 原煤粉仓吸潮管出口与粗粉分离器入口的煤粉管道相接，因系统负压小，易被沉积的煤粉堵塞。为了提高其负压，现已将吸潮管出口从粗粉分离器入口管道改接到排粉机入口管道上，出口负压由3.0 kPa提高到7.0 kPa。但是煤粉仓内负压过大，漏风反而会增加，从1号炉改后的情况看，因负压大，第2道锁气器、木屑分离器等处的漏风明显增加。最好加装1只负压表，调整煤粉仓负压，维持在300 Pa左右，不得大于500 Pa。

(2) 原膜片式防爆门，在多次粉仓爆炸时均未打开，加之防爆门铁皮经常腐蚀漏风，难以起到防爆门的作用。现已全部用重力(翻版)式入孔门代替，采用铝板结构和黄砂密封，效果良好。 3.2.3 加强运行管理

控制好磨煤机出口温度，防止含水分过大的煤粉进入粉仓。定期降粉位，防止煤粉长时间在仓内存留。避免输粉机内积粉，特别是临时停炉，一定要密封粉仓，防止自燃。修订和完善现场运行规程。 (修改稿收稿日期：2000-04-28)

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某电厂2号锅炉灭火 分析与防治对策

杨文启 梁 国 (贵州清镇电厂 清镇 551418)

某电厂2号炉为武汉锅炉厂生产的WGZ/ 13.7-7型超高压固态排渣煤粉锅炉，设计燃用劣质烟煤与无烟煤的混合煤，煤的特性是发热量、挥发份低且变化大；着火、燃尽困难且不稳定。1999年7月2～3日对锅炉进行了冷态动力场试验，从试验各工况来看，一次风均无贴墙现象，一次风出口气流轨迹比改造前远离水冷壁，对炉内结焦有所改善，试验各工况气流在炉内形成强风环，当量直径比均小于改造前的强风环当量直径比，形成位置适中，无偏斜现象。

但从1999年12月5日至2000年1月13日，锅炉先后发生7次灭火，多次炉膛负压波动。 1 锅炉运行中出现灭火的情况

(1) 1999年12月5日2:13，炉膛正压高达3 000 Pa，保护动作炉内熄火，此时乙侧捞渣船放渣门螺栓断，在进行检修，乙侧无水封。

(2) 1999年12月10日14:36，炉膛正压992 Pa， 保护动作熄火。

(3) 2000年1月11日14:00，锅炉负荷192 MW， 炉膛负压，保护动作熄火。

(4) 2000年1月11日17:19，锅炉负荷200 MW， 炉膛负压高达2 333Pa，保护动作熄火。

(5) 2000年1月12日0:04，炉膛负压高达 1716 Pa，保护动作熄火，当时投有4支油枪，仍燃着未灭。11:20取燃煤化验发热量为19.6 MJ/kg，挥发份为8.99%。

(6) 2000年1月12日19:10，4号给粉机卡死，锅炉负荷200 MW，20:02炉膛负压高达2 263 Pa，保护动作熄火；当时单制粉系统运行，投有4支小油枪仍燃着未灭。

(7) 2000年1月13日，锅炉负荷198 MW，炉内燃烧不稳，21:34炉膛正压高达1 300 Pa，保护动作熄灭，重新点燃后21:50恢复正常。 2 影响锅炉灭火的原因分析

根据锅炉多次灭火的情况来看，锅炉灭火前炉内燃烧都不稳定，灭火时负荷都很高，灭火的发生来得很快，按上述情况分析原因如下：

(1) 锅炉炉膛内结渣严重时，不断发生掉焦，当大块焦渣掉入捞渣船的水池中时，不但溅起大量的水花，同时产生大量的水蒸气，引起炉内负压波动，当波动超过保护定值时，保护动作造成锅炉灭火。 (2) 捞渣机故障频繁，一方面链条刮扳捞渣机性能与质量较差，另一方面由于渣块的不断掉落，对捞渣机的伤害较大，造成捞渣机不能持久稳定运行。当捞渣机发生故障停运时，锅炉渣斗的渣门关闭不严，又无水封，漏风严重，大量冷风从炉底进入负压的炉膛，致使火焰中心抬高与偏斜，甚至破坏炉内的动力场，使炉内燃烧性能恶化，两侧温差变大，均匀性变坏，结渣性增大，掉渣量增多增大，对捞渣机的伤害更加

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严重，形成恶性循环。与此同时，灼热的大渣块掉入捞渣船的水池中，突然产生大量的水蒸汽，引起炉膛负压大量程波动，破坏炉内燃烧稳定。

(3) 煤质差挥发份低着火困难，而且变化大，根据厂内燃煤工业分析，发热量变化从16～24MJ/kg，挥发份变化从7%～19%，这种变化容易引起炉膛燃烧稳定性发生变化；再加上有时给煤机卡涩，给煤量时多时少，不但影响粉位高度不足，而且造成三次风带粉量变化；另外给粉机卡涩，销子断裂等时有发生，对锅炉燃烧造成严重的影响，尤其是给粉机突然停止供粉或粉位低造成供粉时有时无，对锅炉燃烧影响甚大。 (4) 由于受习惯操作方式方法的影响，对新型燃烧器特性掌握不够，对其的运行操作还不能适应，风粉比例配合不够恰当，以致对锅炉燃烧造成不利影响。

(5) 下一次风的稳燃型直接点火燃烧器的喷口刚性不足，使用一段时间后发生变形，使稳定回流区发生变化，气流不规范，造成燃烧稳定性下降。

(6) 受压部件的泄漏，如：吹灰蒸气管、水冷壁管等泄漏都会造成炉内负压波动而灭火。 3 锅炉防灭火对策

(1) 捞渣机对锅炉燃烧稳定十分重要，应修则修，修则修好，保证质量；同时建议在捞渣船的上部适量加装防冲破渣梁，一方面可增加捞渣船的刚性，保护捞渣机刮板，同时起到破渣的作用；或选择更好的捞渣机更新。

(2) 加强煤场管理，对不同煤种要分堆存放，锅炉煤斗进煤时尽力做好混煤工作，拟出混煤措施，严格执行。

(3) 对制粉系统的设备要提高检修维护质量，适当的时候对煤粉仓进行一次全面的检查。

(4) 根据2号炉冷态试验结果，在低负荷运行时采用正宝塔配风为宜；当负荷在100～120 MW时一次风粉可只投下两层，煤质特差时投下3层；负荷在120～170 MW时投用下3层；而负荷在170～ 200 MW时则应投全部4层，采用均匀布风。

(5) 下两层一次风由直流式燃烧器改为稳燃型燃烧器后，阻力有所增加，根据冷态试验结果，由于改造的下两层一次风气流刚性弱于未改造的上两层一次风气流刚性；因此配风时下两层一次风管的风速不能低于27 m/s，且下一次风使用的给粉机转速不宜超过450 r/min，中下一次风使用的给粉机转速不宜超过470 r/min。

(6) 由于锅炉下两层一次风燃烧器的侧二次风的敏感性较强，建议低负荷时应全关运行；高负荷时开度一般不要超过50%；必要时可安排两人进行调试，一人观察，另一人进行调整，寻找最佳运行工况。 (7) 由于锅炉燃用劣质烟煤与无烟煤的混合煤，发热量与挥发份都较低且变化较大，建议制出的煤粉细度R90不宜超过8%。

(8) 锅炉运行一段时间后检查发现下一次风口侧板变形较严重，说明刚性不足，应给予加固，或在适当的时候换新。 (收稿日期：2000-08-31)

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420t/h无烟煤锅炉改造前后的运行分析

谭建坤

(广东省电力试验研究所，广东 广州 510600)

〔摘 要〕 介绍了连州电厂420t/h无烟煤锅炉的改造情况， 并根据运行数据和试验结果，对锅炉改造 前后的状况进行了分析和比较，结果说明改造后锅炉的稳燃及其它性能得到了明显的改善，为无烟煤锅炉的改造提供了借鉴。

〔关键词〕 锅炉；改造；运行分析

连州电厂2台125 MW机组的420 t/h锅炉由哈尔滨锅炉厂制造。机组于2000年先后投入商业运行。在调试期间和运行初期，锅炉燃烧稳定性一直较差，多次发生灭火现象，严重影响了机组的经济运行和安全性。为了彻底解决问题，先后对1，2号锅炉进行了必要的改造，取得了较好的效果。 1 设备简介

锅炉型号为HG-420/13.7-WM2，单锅筒、自然循环、集中下降管、一次中间再热、∏型布置的固态排渣煤粉炉。炉膛为正方形9 580 mm× 9 580 mm，顶棚管标高为44 450 mm。设计煤种为当地劣质无烟煤。 锅炉采用钢球磨中间仓储制，一炉两磨，热风送粉。燃烧设备为四角切向布置直流式，假想切圆直径为639 mm，逆时针方向旋转，三次风对冲布置。燃烧器布置(改造前和改造后)如图1所示，其中：上、下两层燃烧器为百叶窗水平浓淡式，带侧边风，中间一层为双通道自稳式燃烧器，带有腰部风。点火方式采用高能点火器—轻油—煤粉两级点火。燃烧器设计特性参数如表1所示。为保证燃料充分燃尽，在水冷壁上敷设了一定面积的卫燃带。 2 改造前运行情况

2号锅炉在调试期间和投产初期，燃烧稳定性一直比较差，经常发生灭火现象，甚至有时1天灭几次火； 并存在再热器汽温偏差大，热风温度达不到设计值等缺陷。为了改善锅炉稳燃，技术人员进行了大量的燃烧试验并采用了一些稳燃措施以期找到最佳的燃烧方式，主要是调整二次风的不同配风方式和在保证一次风不堵粉的前提下尽量降低一次风速。试验逐步按上下大、中间小的二次风配比，将下二次风关至10%左右、中下二次风和双通道燃烧器腰部风全关、油枪风开至30%、中上二次风为50%、上上和上下二次风为60%至80%，变成了下、中一次风喷口集中燃烧的布置方式，形成高浓度高温的着火区，着火区温度调整后比调整前提高了300～400℃。至此，锅炉的燃烧基本稳定。 图1 改造前后燃烧器的布置 3 改造措施 3.1 燃烧器改造

为了彻底解决锅炉燃烧稳定性问题采取了以下改造措施：

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(1) 取消中下二次风；

(2) 中上二次风风口尺寸适当增大和位置下移，加装小油枪和稳燃罩； (3) 下一次风与中一次风靠近；

(4) 三次风改为自引式，射流方向维持对冲布置； (5) 最下层油枪的位置由下部风室移至上部风室。

另外，在燃烧器区域水冷壁增铺50 m2的卫燃带，进一步增加燃烧区域温度水平。 这次改造就是将原来燃烧器的一、二次风口的均等配风布置改为一次风集中布置方式。

一次风集中布置的结构特点在于把燃烧器的一次风口相对集中地布置在一起，使煤粉气流的着火和燃烧相对集中，有利于提高燃烧器区域局部热负荷和温度水平，以改善燃料的着火条件。实践证明，这种结构型式最适合于燃用挥发分低的贫煤和无烟煤，而连州电厂燃用的正是该类煤种。 3.2 提高热风温度

为了提高热风温度，在1号锅炉改造中，割除了上级空预器前的少部分省煤器，以期提高空预器前烟温，从而提高热风温度。但是，实践证明，割管措施并不理想，烟温没有多大提高，热风温度偏低也未改善。因此，此项改造未在2号锅炉上应用。 3.3 解决再热汽温偏差问题

为了减少再热汽温偏差(A侧比B侧汽温高)，决定对水平烟道上的A侧高温再热器进行割管处理，减少受热面，降低换热量。这是减少汽温偏差的最直接方法。 4 改造前后对比分析

锅炉改造后一直运行稳定，没有发生由于燃烧不稳而引起锅炉灭火的事故；在机组频繁调峰时，锅炉启停灵活、时间短，成功地为电厂节约了能源，增加了效益。

为了鉴定改造效果，在改造前后分别进行了2次锅炉热效率测试。在额定出力下，锅炉热效率测试的部分试验数据见表2，从表中可得出如下几点结论：

(1) 改造后锅炉热效率比改造前提高了0.5%。 其中机械不完全燃烧损失q4并没有降下来，还上升了0.16%；排烟热损失q2降低了0.74%；其它损失变化不大，基本可以忽略。由于q2的降幅大于q4的升幅，所以，总的锅炉热效率有所提高。

(2) 炉膛出口烟温提高了50℃。通过增铺50 m2卫燃带和一次风集中布置，有利于提高炉膛温度水平，能改善燃料的着火条件。

(3) 热二次风温仍然偏低于设计值40℃，而空预器前烟温已达到设计值，热风偏低的原因不在于外部烟气温度不够。

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(4) 锅炉蒸汽流量418 t/h时，再热器两侧均投2～3 t/h的减温水，再热器进口汽温基本相等， 再热器出口汽温A侧比B侧稍大4～6℃，偏差不明显。改造前为了消除两侧汽温偏差，A侧减温水要比B侧多投6～8 t/h。

(5) 燃烧器经过改造，一、二次风的配风布置更加合理，为二次风的配风提供了可调整手段，可以通过燃烧调整试验，找出最佳的配风方式，进一步提高锅炉效率。 5 结束语

连州电厂2号炉的改造吸取了实际经验，遵循了无烟煤锅炉的设计和改造的基本原则。一次风集中布置和加铺卫燃带，使煤粉燃烧相对集中，能量集中；合理减少高温再热器的受热面，解决汽温偏差问题。从锅炉改造后的运行情况表明，锅炉的稳燃及其它性能得到了明显的改善，从而提高了电厂的经济效益。 参考文献：

1 徐通模，金定安，温 龙.锅炉燃烧设备. 西安：西安交通大学 出版社，1993 (收稿日期：2003-02-01)

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锅炉受热面管道事故分析

邵天佑

(华能丹东电厂，辽宁 东港 118300)

1 试生产期间锅炉受热面管道事故统计

华能丹东电厂2台锅炉，为引进英国巴布科克能源有限公司生产的亚临界自然循环燃煤型锅炉，最大连续蒸发量1 165 t/h。在机组168 h试运行以及试生产期间的半年多时间里，2台锅炉先后发生受热面爆管、漏泄、管段变形等损坏事故总计10次(见表1)，造成多次停机停炉。

锅炉受热面由水冷壁、过热器、再热器及省煤器组成，其中过热器包括一级、屏式、末级及顶棚包墙过热器；再热器包括一级、末级再热器。在发生的10次受热面管损坏事故中，90%为过热器爆管或漏泄，其中包墙过热器5次，占总数的50%。

过热器是锅炉承压部件中工作温度最高的受热面，管内流过的是高温高压蒸汽，其传热性能较差，而管外又是高温烟气，所处环境恶劣，因此损坏事故的比例非常大。 2 锅炉受热面管道损坏原因及处理

华能丹东电厂试生产期间锅炉受热面管道事故原因主要可分为设计、制造、安装及其它原因。而制造及设计因素达8次之多，占总数的80%。从统计数据中可以看出，爆管大多数为单根短时过热超温爆管。其中属制造原因的有：联箱内部存有制造时产生的金属机械加工残留物，造成爆管占3次，因弯管应力损伤及钢管母材缺陷引发事故3次，共占总次数的60%。属设计原因的有：因管排固定卡设计不合理，造成爆管、漏泄2次，占总次数的20%。

2.1 联箱管堵塞引起的爆管

主要是过热器入口联箱内接管处开有直径不等的节流孔，当有异物堵塞节流孔时，管内工质流通不畅，造成管段短期过热变形、爆管。解决办法是对2台锅炉的末级过热器、屏式过热器入口联箱全部用内窥镜检查。在已检查过的2台锅炉末过、屏过共96个入口联箱的9个联箱内，发现并取出联箱制造时残留的金属机械加工或切割时铁水凝固残留物10余块(片)，这些残留物绝大部分在机组安装前与母材有不同程度粘连，随着机组运行汽流的长期作用，逐渐脱落，并在联箱内随蒸汽流动方向移动，当堵塞住节流孔时，发生短时超温爆管。 2.2 受热面管子母材缺陷

因弯管部位应力集中造成断裂漏泄，钢管直段存在缺陷，钢管壁厚厚薄不均造成漏泄、爆管各1次。此类事故的发生随机性大，彻底根治难度较大， 唯一的办法是在机组计划检修时，对锅炉受热面全面进行宏观检查，壁厚测量、胀粗测量，发现减薄及胀粗超标管及时更换，特别要加大对弯管处及应力集中处的检查力度，以减少爆管次数。 2.3 设计原因

锅炉前包墙过热器上部拉稀管排固定管卡设计不合理，原设计中只在每组管排的两端用螺栓固定，而其余管排中间均没有固定，由于每组管卡跨度较大，运行时因高温作用，卡子变形并与管排磨损，造成管壁减薄，直至

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漏泄。同时由于不断振动，在管子应力集中区产生疲劳裂纹造成漏泄。对这部分的管卡固定方式加以改进，在每组管卡的管与管之间部分均进行焊接固定，这样运行时振动减少，可有效地避免磨损事故及振动产生疲劳裂纹导致漏泄事故的再次发生。 2.4 安装质量

对于已发生的安装原因造成的漏泄事故，主要是省煤器弯管部位与炉后墙固定筋板销钉端部相碰磨损，造成省煤器管漏泄。正常的安装程序固定用销钉应从炉内向外插装，但实际安装时，由于施工人员采用由外向内插销钉的错误作法，销钉端部过长与省煤器管排接触相碰，运行时磨损造成漏泄。 2.5 其它原因

对前包墙过热器弯管处疲劳裂纹断裂性缺陷补焊处理时，裂纹源没有彻底消除掉，运行时补焊部位裂纹再次扩展，造成二次漏泄。因此对漏泄管段受热面修复时，有条件换管的一定要换管处理，对暂无条件换管的，也要认真将扩展性缺陷挖除干净，方可进行补焊处理，并做好记录，在机组大小修时重新换管处理。 3 锅炉受热面管道的二次损坏

锅炉受热面发生事故类型很多，主要有短时超温过热、磨损疲劳、母材缺陷等原因，除此之外，受热面管损坏后造成的二次漏泄数量也较大，因为锅炉受热面承受高温高压，一旦爆管或漏泄，将对旁边的管子造成严重的威胁，经常发生锅炉爆管后，爆口喷出的汽流将邻近管子壁厚冲刷减薄，造成联锁漏泄事故的发生。从附表中可以看出，在10次损坏事故中，共损坏受热面管19根，因被冲刷造成二次损坏管数多达6根，占总数的32%。对这种损坏的预防，要加强运行监督管理，发现有超温超压及其它异常情况及时采取有效措施，受热面爆管确认 后，停机停炉要果断，避免事故的扩大。 4 结束语

火电厂相当大的一部分事故是由锅炉引起的，而过热器又是锅炉受热面事故的主角，如何确保过热器不发生漏泄、爆管等事故是解决受热面管损坏的关键。除了设计上从结构、布置以及选择最佳的过热器系统等多方面进行综合考虑外，还应在现场合理正确地选用钢材，避免管子超温运行；对设计方面存在的问题及制造、安装时遗留的缺陷，要及时进行处理；在机组检修时，要加大宏观检查、壁厚测量及蠕胀测量的力度。

（收稿日期：2003-01-13）

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除氧器补水管道振动分析及处理

罗存存

(略阳发电厂，陕西 略阳 724300)

热力发电厂汽水管道振动是常见的威胁安全生产的因素，尤其对人身安全构成极大威胁。略阳发电厂5号机组除氧器化学除盐水补水管就曾长期剧烈振动，并发生过补水逆止门爆炸停机事故。 1 振动概况

略阳发电厂5号机除氧器为东方锅炉厂生产的高压喷雾填料式除氧器，工作压力0.49 MPa。为了提高系统补水安全性、操作性，增加了一条除盐水补水管道至除氧器补水系统如图1所示： 图1 增加除氧器补水管后的补水系统

正常情况下，4，5号机除氧器并列运行，汽源由5号机5段抽汽提供，抽汽参数301℃，0.69 MPa，除盐水补水压力1.2 MPa，温度20℃左右。

振动情况是，开始补水时振动几下，补水中不振，补完后振动30～45 min，表现为剧烈的、如放炮似的连续间隔振动，整个管道从21 m除氧头一直至0 m补水门处都在振颤，非常可怕，补水管道发生过多次不安全情况。在原因分析不准确情况下，将补水逆止门3次改变位置，改变与除氧头的距离，提高逆止门压力等级，但未取得任何效果。 2 原因分析

从振动发生在补水后30～45 min可以看出，问题应该出在补水逆止门后一段空管道内，而不是逆止门前满水管道内。

振动机理分析认为：逆止门后*108管道至除氧头有4.2m距离，补水后这段管道是低温的，此时除氧头上部是压力0.49 MPa，温度约200℃的蒸汽，查焓—熵图其比容约为0.45 m3/kg，这些蒸汽立即填充空管道，并急剧降温凝结，凝结成0.001 m3/kg的水滴，当一团蒸汽在管壁上凝结为水滴时，比容相差400多倍，则在汽团凝结成水后突然形成局部真空，周围压力蒸汽要来填充因凝结而形成真空的空间，形成巨大的冲击，如此连续凝结冲击，管壁也在升温趋于平衡，这个过程造成了连续的剧烈振动。据专家计算，这种冲击力量可达数十吨。

经过分析，可以看出振动来自管道内部，管道长度只是加大振动而已。另外，经检查，除盐水补水门确有少量泄漏，凉水不断进入除氧头，这又延续了振动的时间。 3 处理方案及实施

由原因分析可以看出，因为阀门微漏时有发生，故必须从根本上解决问题，并提高系统适应性。处理的思路只有一条，就是不给其汽水交汇凝结的空间。

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处理方案是，在紧贴除氧头处，除盐水补水管加一U型水封如图2，这样补水后，只有水封后很短约100 mm空管子空间，振动能量将大为减少。另外，U型水封还可以吸收来自管道的冷热膨胀，保护焊口及逆止门。

图2 改进方案示意 4 改进效果

实施后至今，1年多时间补水管道从未发生振动，各阀门管道也完好无损，收到了极好的效果。 事实上，火电厂许多汽水管道都存在振动，可应用类似手段，把参数相差较大的汽水介质交汇空间减小来消除振动，会收到事半功倍的效果。 (收稿日期：2002-11-21)

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锅炉燃烧器烧损原因及防治对策

高小涛 (江苏省电力试验研究所 南京 210029)

〔摘 要〕 针对某发电厂400t/h锅炉存在的锅炉燃烧器严重烧损问题，进行了燃烧器热 态试验。根据试验情况，详细分析了燃烧器烧损的原因，提出解决燃烧器烧损问题的方案。 〔关键词〕 锅炉 燃烧器 烧损 防治

近几年，江苏先后进行了20多台大型国产锅炉的低负荷稳燃技术改造，总体上取得了良 好的效果和经济效益。但是，在改造过的燃烧器中，有相当一部分存在着烧损、变形的问题。 锅炉燃烧器的损坏，不仅会增加检修费用和检修工作量，而且对锅炉的安全运行构成严重威 胁，破坏了炉内燃烧工况，也易带来水冷壁结焦和高温腐蚀等问题，使锅炉运行的安全性和 经济性受到影响。为此需采取必要的措施，以保证燃烧器的安全运行。

下面以某发电厂2号炉为例分析燃烧器烧损原因，并提出解决对策。 1 2号炉设备概况及燃烧器烧损情况

2号炉系上海锅炉厂70年代设计制造的SG50410-M型单汽包、超高压、中间再热、自然循 环、固态排渣煤粉锅炉。呈π型无中间走廊全露天布置。燃烧方式为中间储仓式、乏气送粉。在炉膛四角布置直流式煤粉燃烧器，每角布置四层二次风、一层三次风、三层一次风，其布置顺序为(从下至上)二、一、一、二、一、二、二、三(作二次风使用)。燃烧器出口气流在 炉膛中心形成 600 mm的假想反转切圆。炉膛近似正方形，深 8 357 mm、宽9 600 mm、高31 951 mm、容积1 871 m3，四周采用膜式水冷壁。炉内上部沿烟气 流向布置前屏过热器、后屏过热器、对流过热器。炉顶及竖井转弯烟道三面包覆管为低温过 热器。竖井从上至下布置有高温再热器、低温再热器、省煤器及回转式空气预热器。锅炉主 要设计参数如表1。 燃烧器设计参数如表2。

该厂在1998年大修中对2号锅炉燃烧器进行了改造，将中层一次风喷嘴改为浓稀相直流 燃烧器。 1999年小修检查发现：2号角浓稀相燃烧器烧损严重，中间及上部变形、开裂，上 二次风喷嘴烧掉；3号角上层一次风喷嘴烧掉。 2 燃烧器热态试验 2.1 试验煤种工业分析

Mt=6.20%，Mad=1.31%，Vr=18.55%， St=0.84%，Qnet,ar=25 366J/kg。 2.2 炉膛温度测试

在125 MW负荷工况下，利用炉膛四周及燃烧器的看火孔和打焦孔，用远红外辐射高温仪 进行测量。测得的2号炉炉膛温度为880～1 430℃，平均温度在1 220℃，其中1、2、3号角炉 膛温度在同一水平，4号角明显偏低其它角近200℃。

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2.3 热态一次风管风速测试

在110 MW负荷工况下，利用防尘毕托管进行测量，结果如表3。 2.4 燃烧器出口温度测试

在125 MW负荷工况下，利用K型热电偶在燃烧器出口测得温度如表4。 3 2号炉燃烧器烧损原因分析 3.1 炉膛温度偏高

炉膛火焰中心温度偏高，炉膛高温烟气对燃烧器的辐射换热增强，导致燃烧器喷口壁面 温度增高。这是导致燃烧器烧损的一个原因。 3.2 炉膛火焰中心偏斜

燃烧器热态试验结果表明：从四角测得的炉膛温度和燃烧器喷口的温度分布明显不均。 炉膛火焰中心偏斜，也会导致燃烧器烧损。从一次风管风速测量结果看，同层四角燃烧器的 一次风喷口风速明显不均，各层喷口一次风速均低于设计值。同层一次风喷口风速偏差大， 是造成炉膛火焰中心偏斜的一个原因。一次风速偏差大及一次风速偏低都会导致燃烧器喷口 的损坏。 3.3 运行控制方面的原因 3.3.1 煤粉着火距离太近

3.3.1.1 一次风速太小会造成煤粉着火距离太近。在运行中，控制的一次风总风压太低， 就可能造成着火距离太近，从而引起燃烧器喷口的过热变形直至损坏。

3.3.1.2 二次风风速太低也会造成着火距离太近，造成燃烧器喷口的损坏。 3.3.2 煤种变化的影响

煤质变好，挥发份提高后，一次风喷口的煤粉着火距离变近，运行人员未能及时调整好 一次风和二次风，以适应煤种的变化。 3.3.3 煤粉细度太细

从两个月的煤质分析报告看，电厂运行煤种的可燃基挥发份在15%～23%，灰份在25%左 右，对应控制煤粉细度R90zj应为 14.5%～21%，而运行控制的煤粉细度R90为12%左右，造成一次风喷口的煤粉着火距离太近， 从而引起燃烧器喷口的过热变形直至损坏。 3.4 低负荷运行时上层一次风喷口冷却不够

在低负荷运行时，未投用的一次风喷 嘴，几乎处于干烧状态，得不到足够冷却，从而造成燃烧器的过热、变形直至损坏。

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3.5 燃烧器设计方面的原因 3.5.1 材质方面

燃烧器选用的合金钢材料，不能满足锅炉正常运行时燃烧器耐磨损、耐高温的要求。 3.5.2 结构方面

煤粉浓缩、预热燃烧器的喷口结构设计不够完善，在喷口处产生强烈的热回流造成喷口 温度过高，使喷口过热变形、损坏。 4 燃烧器烧损的防治对策 4.1 改进燃烧器设计

4.1.1 改善燃烧器结构和防磨性能

对煤粉直接点火燃烧器的预热筒，设计时应对筒壁厚度及内筒长度进行适当改进，选择 优质合金钢材料，增加防磨耐热性能。对于煤粉浓缩、预热燃烧器，设计时应充分考虑燃烧 器的耐磨损、预热室的耐高温性能。

4.1.2 上层一次风喷口增加周界风设计

周界风可以起到这样的作用：高负荷时，周界风是开的，此时周界风的作用是加强一次风强度，防止煤粉扩展而冲刷周围水冷壁， 并及时补充燃烧所需氧量；周界风的存在也削弱了水冷壁附近的还原性气氛，避免水冷壁发 生高温腐蚀；在低负荷时，可以满足在停用1台排粉机时，上层一次风喷口的冷却要求，防 止燃烧器的烧坏。根据江苏省电厂锅炉燃烧器调研情况看，在高负荷时，投运周界风还可有 效地控制燃烧器的煤粉着火距离。 4.2 确保炉膛设计切园正确

利用停炉机会，检查燃烧器的安装角 度，确保炉膛设计切圆的正确。做好2号炉一次风速的冷、热态的调匀试验及二次风的冷态 挡板特性试验，保证炉膛火焰的中心不偏斜。 4.3 加强运行控制调整

4.3.1 运行人员应及时掌握入炉煤种的变化，根据煤质分析报告，相应调整好制粉系统的 运行，保证煤粉细度在最佳范围。

4.3.2 锅炉运行人员应经常观察煤粉的着火情况，控制煤粉的着火距离离一次风喷口出口 约500～800 mm。根据煤粉浓缩、预热燃烧器的壁温情况及时调整补气门的开度。

4.3.3 运行人员在高低负荷工况时，都应调整好炉内燃烧，调整好一次风、二次风的配比， 保证炉膛火焰不偏斜。

4.4 重新进行燃烧器设计计算

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针对目前煤种比原设计煤种要好的情 况。重新进行燃烧器设计计算。新设计燃烧器时，应考虑适当减少一次风喷口面积，提高一 次风喷口风速至25～28 m/s。燃烧器改造后，要确定合理的燃烧器壁温热电偶安装位置，以 便运行中能真正起到监测作用。 (修改稿收稿日期：2000-06-22)

200MW机组高加疏水管爆管原因及防范措施

刘孝文 (贵州贵阳发电厂 贵阳 550002)

〔摘 要〕 通过对贵阳发电厂9号机组高加系统疏水管弯头爆管事故的分析，找出高加疏水系统调节设备存在的问题，并从改进设备和加强管理两方面提出防止爆管的措施。

〔关键词〕 高加疏水管 爆管 分析 防范

贵阳发电厂9号机系东方汽轮机厂生产的超高压中间再热三缸二排汽、单轴凝汽式汽轮机，型号为

N200-12.7/535/535-5，于1995年10月投产。该机的回热系统包括3台高加、1台除氧器和4台低加，给水温度243.34℃。机组正常运行时，高加疏水为逐级自流方式。疏水逐级自流管上都设有疏水调节装置，每个疏水调节阀均由单独的一套气动单冲量调节系统加以控制。经4年多运行之后，该疏水控制系统已不能保证加热器维持正常水位。1999年3月8日，9号机91号高加疏水管中三通型弯头发生爆裂，6月22日，92号高加疏水管弯头再次发生爆管，影响机组的安全、经济运行。笔者以92号高加疏水管爆管为例，对9号机高加疏水系统存在的问题以及防范措施进行分析和介绍。

1 事故经过

1999年6月22日，9号机正常运行，带负荷190 MW。12:32，92号高加底部疏水管90。弯头突然爆管，大量汽水喷涌而出，冲坏了旁边的疏泵变频调节柜。随即切液调运行，负荷降至120 MW，92号、93号疏水泵跳闸，高加解列。紧急停运高加系统后，于12:45机组投入电调运行，负荷恢复至180 MW。经检查，92号高加疏水弯头因汽水冲刷，造成管壁减薄(壁厚由原来的4.5 mm减薄至0.7 mm左右)而发生爆管。

2 爆管原因分析

(1) 9号机组回热系统疏水调节采用的是气动薄膜式调节装置。该装置自投运以来，由于长时间受到汽水两相流动的冲蚀，调节阀执行机构出现卡涩等故障，调节阀灵敏度变差，阀门开度的调节速度不能适应负荷变动的要求，经常无法维持高加正常水位。当水位过低时，疏水中夹带蒸汽，造成疏水管道及弯头(尤其是90。弯头)长时间受汽水冲刷而致爆管。

(2) 由于高加疏水调节系统存在上述问 题，而运行人员又未能根据负荷变动情况及时调整疏水阀开度，因此运行调整中常将疏水调节阀置于强开位置。这样虽然防止了高加水位过高造成水位保护动作，遇保护失灵而使汽轮机进水，但也使高加时常处于低水位运行，甚至出现无水位运行的状态，从而加剧了对疏水管路的冲刷，导致爆管。

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(3) 由于种种原因，9号机加热器疏水系统自投运以来，从未对疏水管道、弯头作过探伤检查，对管路、弯头壁厚受冲蚀情况缺乏应有的金属监督，以致未能及时发现并更换被严重冲刷的管段和弯头而导致爆管。

3 防范措施

3.1 配置性能良好的加热器疏水调节装置

由于高加无水位运行或高水位运行对机组的安全、经济性都有较大影响，为确保高加保持正常疏水水位，我厂在1999年8月9号机大修期间，针对原有疏水调节装置存在的弊端，对高加疏水调节装置进行了改进，即在疏水管路上加装了一套“新型液位自动控制装置”(原疏水调节装置暂保留)。

该新型液位自动控制装置投入运行后， 使高加在不同负荷下均能保持正常水位。经对改造前后两套装置的运行试验和经济分析表明，改造后机组的给水温度提高了3.4～5.2℃，煤耗降低约1g/kWh，提高了机组的安全性和经济性。

3.2 加强高加的运行监视和调整

当发现高加水位异常、疏水自动调节装置失灵或故障时，运行人员应及时以手动方式调整加热器疏水量，保证加热器水位正常。

3.3 加强对回热系统管道的金属监督工作

定期对高、低压加热器疏水管路进行测厚和探伤检查，及时了解系统管道、弯头的健康状况，以便采取措施，防范于未然。9号机92号高加疏水管弯头爆管发生后，在9号机大修中，对回热系统所有管路进行了测厚和探伤检查，并根据检查结果将受冲蚀严重的高加疏水管弯头(90。)，由原来 159×4.5、20号无缝钢管弯头全部更换成 159×6、1Cr18Ni9Ti热压弯头。

(收稿日期：2000-03-21)

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给水泵汽轮机油中带水原因分析及对策

曾 贤 (广东湛江发电厂 湛江 524099)

湛江发电厂1号机组的给水泵汽轮机是东方汽轮机厂引进WH技术生产的G6.6-0.78(8)型，单轴、单缸、新蒸汽内切换凝汽式汽轮机，汽机控制是纯电调调节，其润滑油系统单独设置。该给水泵汽轮机自1994年投入运行以来，油中带水现象十分严重。特别是在80%以上负荷运行时，油中带水现象更加明显，每天必须放水3次，长期下去将造成油质恶化，影响机组的安全运行。 1 油中带水的原因

根据现场 的观察、试验、分析，认为1号机组的给水泵汽轮机油中带水的主要原因有以下几方面：

(1) 给水泵汽轮机的主汽门、调节门的门杆漏汽直接接在汽轮机轴封回汽管道上(如图1所示)，使轴封回汽不畅通，造成汽轮机前轴端汽封腔室向外大量漏汽，汽进入轴承腔室凝结之后进入油系统造成油中带水。

图1 汽轮机轴封加热系统

(2) 油箱的排油烟风机直接装于油箱上部，且风机出力大(734 Pa)，当风机运行时，使油箱上部及轴承回油腔室形成过大负压，轴封处有蒸汽外漏，很容易被吸入轴承腔室内，凝结后的水量也增加。

(3) 给水泵汽轮机的轴封供汽是来自主机轴封供汽系统，但主机轴封汽源至给水泵汽轮机汽封腔室的管道上没有调节门，当主机轴封站自动调节系统故障时，汽封供汽腔室压力无法调整，压力一高，汽机轴封往外漏汽量就大，汽吸入轴承腔室也导致油中带水(如图1所示)。

(4) 在停机检修时发现汽机前轴端汽封档板只由上下2个螺丝钉固定，档板靠得不够紧密。这也会使汽机前轴端汽封处蒸汽外漏，汽进入轴承腔室凝结之后进入油系统，造成油中带水。 2 采取对策及效果

湛江发电厂在1998年1号机组大修时，根据给水泵汽轮机油中带水的原因，对1号机组的给水泵汽轮机采取了以下改进，并收到了良好的效果。

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(1) 如图2所示，在油箱上加装一支与大气连通的吸气管(直径为80 mm)，使油箱保持微正压(因在运行中曾多次试验过，把油箱上面的人孔盖子打开，用一块布包住，运行效果比较好，经测量此时油箱的负压为350～450 Pa)。

图2 油箱加吸气管

(2) 将汽轮机主汽门及调节门的门杆漏汽单独引至轴封加热器，确保了汽机轴封回汽畅通。 (3) 汽轮机前轴端汽封档板另外加装2个紧固螺丝，使轴端汽封档板靠得紧密牢固。 (4) 定期对排油烟风机管道放水，防止管内凝结水倒回到油箱。

通过采取以上对策之后，1号机组的给水泵汽轮机运行2年以来，油中带水现象不再出现，这对机组的安全文明生产起到了很好的作用。

(收稿日期：2000-08-05)

一起由凝结水泵检修引起的事故

罗 震 (湖北武汉钢电股份有限公司 武汉 430082)

2001年7月4日某电厂发生了一起因凝结水泵检修而引起机组跳闸和一台给水泵损坏的事故。当时2号机运行，因发现凝结水泵出力不足，负荷带不起来，于是联系检修。检修人员办票清理B凝结水泵入口滤网 。约半小时后，检修人员将B凝结水泵入口滤网打开。这时运行人员发现机组真空急剧下降，A凝结水泵电流剧烈波动，除氧器水位下降，凝汽器水位上升。运行人员立即启动备用射水泵

以维持真空，并降负荷。约2 min后真空降至-80.99 kPa，但低真空保护没有动作。此时运行人员意识到可能是凝结水泵检修引起的，立即去紧B凝结水泵入口手动门并终止检修工作，但效果不明显，除氧器水 位继续下降，于是继续大幅降负荷。约7 min后，A给水泵电流开始波动，A给水泵汽蚀。4 min后，停A给水泵，启动B给水泵，B给水泵仍处于轻微汽蚀状态中。此时运行人员意识到了关键所在，立即去关A、B凝结水泵的空气门，但为时已晚，凝结水泵中的空气一时没法排出，水不能打走。又约4 min后，凝

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汽器满水，真空由-83.9 kPa降至-77.9 kPa，低真空保护动作。就地检查，发现B给水泵的平衡管被打坏，漏水严重，于是停B给水泵。 1 事故原因

1.1 检修人员和运行人员均忽视了关闭凝结水泵空气门1，2(见图1)，检修票签发人没有在工作票中填写这一安全措施，运行人员也没有进行补充，从而当检修人员打开B凝结水泵入口滤网时，大气与凝汽器和A凝结水泵泵体相通，导致真空急剧下降、A凝结水泵进空气打不出水来。这是根本原因。

1.2 低真空保护没有按规定动作(真空低至-83 kPa时保护应动作)，导致了事故扩大， 使B给水泵损坏。 1.3 运行人员判断事故不及时，处理事故不果断，导致了B给水泵损坏。经认真分析判断，B给水泵损坏是因处理故障的时间 过长导致除氧器水位下降，使给水泵发生汽蚀，造成给水泵平衡鼓与衬套咬死，以及叶轮与密封环轻度碰磨。

1-A凝结水泵空气门 2-B凝结水泵空气门 滤1-A凝结水泵入口滤网 滤2-B凝结水泵入口滤网

图1 凝汽器及凝结水泵系统图

2 防事故措施

2.1 重新对工作票签发人和工作票许可人进行资格认定这是一起因运行人员对系统不熟悉而产生的事故。但作为工作票签发人和工作票许可人却同时忽视了一条明显的安全措施，暴露出工作责任心不强的问题。工作票签发人接到检修任务就填票，但填写安全措施时较随便，考虑不全面；工作票许可人接票后只按照所填写的安全措施去完成，却不考虑措施是否全面，过分相信和依赖检修人员。因此，对于工作 票签发人和工作票许可人的人选，一方面要求他们有较高的业务技能，对现场系统相当了解；另一方面要求他们有很强的工作责任心。

2.2 加强技术培训，提高运行人员的业务水平

在这起事故中，作为运行人员，一是没有将系统可靠地隔离开来，就交与检修；二是判断事故能力欠缺，当凝结水泵电流摆动而打不出水时，没有作出及时而准确的判断。三是处理事故不果断，当除氧器水位降至危险水位时没有及时打闸停机，从而导致给水泵损坏。这都说明运行人员业务水平欠佳。因此，要

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抓好以下两方面的工作：一是组织系统图背画考试，以加强对现场系统的了解；二是经常开展反事故演习，以提高判断和处理事故的能力。

2.3 对机组运行中的设备检修要加强管理

机组运行中有设备要检修时，应将检修方案报告相关领导和专业技术人员，并经领导批准。同时强调，应将设备可靠退出系统，技术人员应到现场进行确认和指导，然后方可动工检修。很显然，在此次凝结水泵检修过程中，如果有专业技术人员在场监督和指导，事故是可以避免的。 2.4 加强保护装置的检查，确保其动作的准确性

一方面要在启动前对保护进行动作试验，另一方面要加强平时的维护和检查工作。 2.5 搞好备用机组的可靠性管理，尽量减少机组运行时对重要设备进行检修

对凝结水泵出力不够这一缺陷，虽在2号机启动前已提出，但检修人员没有提前检修，从而导致在运行中检修而发生了事故。

（收稿日期：2001-09-13）

锅炉频繁跳机的原因探讨及对策

刘定平 (湖北武汉钢电股份有限公司 武汉 430082)

〔摘 要〕 针对锅炉投运后经常出现燃烧不稳而频繁跳机的问题，经试验调整和分析，找出了跳机原因，并提出了有效的解决措施。

〔关键词〕 锅炉 燃烧 MFT 1 前 言

武汉钢电股份有限公司2号炉自1998年投产以后，由于调试、设备和运行调整等多方面的原因，发现锅炉抗干扰能力十分差，经常突然发生跳机事故(以下简称MFT)。最频繁时1个月内跳机6次。

通过对钢电公司锅炉特点进行分析，结合有关试验调整，弄清了导致2号炉频繁MFT的原因，提出了相应的解决办法，经实践应用和检验，取得了良好的效果。 2 设备状况

2号锅炉是由武汉锅炉厂专门为其设计的贫煤掺烧高炉煤气锅炉，该锅炉为670 t/h超高压、中间再热、自然循环、固态排渣煤粉炉。锅炉在燃煤的同时可掺烧1.5×105 m3/h的高炉煤气，设有4层共16只煤粉燃烧器、2层共8只高炉煤气燃烧器、3层共12只点火油枪。燃烧器采用四角双切圆的布置方式，大切圆直径为792 mm，小切圆的直径为542 mm，2个燃烧角分别为2。58′和2。2′，整个燃烧器分上、下两组，燃烧器喷口布置形式如图1所示。

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制粉系统采用中间储仓式热风送粉，每台锅炉配备2台DTM380/720型低速钢球磨煤机。为了保证煤粉着火稳定，一次风相对集中布置，一次风喷口加装了V型扩流锥，产生高温回流区，为了保证煤质变化时锅炉能安全高效燃烧，两层一次风口之间布置了一层小调节二次风。 3 锅炉频繁MFT的原因分析

2号锅炉于1997年12月安装调试完毕，移交给生产单位。尽管锅炉属于特殊炉型，但有1号炉成功的安装、调试及试运经验，因此移交生产的速度较快。但移交生产后不久，出现与1号炉完全不同的燃烧 特性。机组无论是在小负荷还是在大负荷，均出现燃烧不稳，抗干扰能力差。炉膛负压稍有摆动，就出现MFT。先后组织了燃烧分析，并进行了给粉机调平试验、锅炉空气动力场试验、不同煤粉细度燃烧调整试验、底层加投高炉煤气试验，同时调整了相关辅助设备的状况。通过上述4项试验和调整，并进行分析比较，查明锅炉出现燃烧不稳频繁发生MFT的6种主要原因。 图1 燃烧器喷口布置图

3.1 一次风速偏高，且各燃烧器出口一次风速相差较大保持适当的一、二、三次风速和风率是建立正常的炉内空气动力场和稳定燃烧的必要条件。若一次风速过高，则通过单位截面积的气流量将过大，

达到风粉混合物着火温度所需的吸热量就要多，因而达到着火所需的时间就延长，着火的稳定性也较差。但一次风速过低时，又会引起燃烧器喷口过热烧坏及煤粉管道堵粉等故障，因此，合适的一次风速对燃烧的稳定性起着重要的作用。我厂锅炉设计煤种为晋东南贫煤，设计的一次风速为24 m/s，而实际燃烧的煤种为长治、鹤壁、陆安、平顶山和攸县等地的混煤，干燥无灰基挥发份Vr在20%左右，根据此煤种一次风速应为30～35 m/s，对2号炉的一次风速实际测量结果见表1。

从表1可以看出 ，绝大多数一次风速均在35 m/s以上，明显偏高，且从火嘴出口处观察着火情况，发现着火距离均在200 mm以上，着火距离偏大，这是造成着火及燃烧不稳定的一个重要因素。同时从表1还可以看出，各风管一次风速相差较大，也就是说各燃烧器出口的一次风还没有调平，这对四角切圆燃烧的稳定性是极不利的。 3.2 缺角或缺边燃烧

四角切圆燃烧的一个主要特点，就是一次风粉混合物射入炉内后，一方面卷吸炉内的高温烟气，同时受上游邻角扫过来的高温火焰的直接对冲，使着火条件优越，着火稳定性好，另外四角射流互相联系，互相影响。一方面加强了一次风和二次风的混合，强化了燃烧，同时使燃烧中的煤粉颗粒外面包着的外壳互受撞击，容易脱落，加快了煤粉粒内部燃烧，有利于煤粉的燃烬。

由于2号炉在运行过程中，经常出现给粉机频繁跳闸，严重时达10台次/班以上，有时一次联跳2～3台给粉机，这样就造成了缺角或缺边燃烧。从每次发生的炉膛负压波动造成保护动作跳闸的情况来看，绝大多数均存在缺角或缺边燃烧现象，特别是底层燃烧器的缺角或缺边燃烧，是造成炉内燃烧不稳定的主要原因之一。 3.3 煤质方面的影响

2号锅炉实际燃烧的煤质与设计煤种有较大差异，其煤质状况见表2。

由于实际燃烧的混合 煤混有部分无烟煤，虽然干燥无灰基挥发份较高，但灰分较多，发热量偏低，加上混配不均匀，因此，对稳定着火和燃烧产生了一定的影响。 3.4 给粉量不均匀

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适当提高煤粉浓度是提高稳燃能力的重要措施之一，这是因为煤粉的输送浓度越大，一方面用来输送介质的热量就小，所需的着火热降低。另一方面着火区域的煤粉挥发份浓度会相应提高，使着火温度降低。

但在实际运行中发现，由于给粉机的实际转速与BTG盘和CRT上显示的转速不一致，加上每个给粉机的插板开度也不一致，使得每个燃烧器出口的煤粉浓度也就不一致，因此各燃烧器的着火情况就不一样，给粉量偏小的燃烧器，一次风速会增加，着火不稳定，严重时会造成局部灭火和爆燃，从而引起炉膛负压波动，出现突发MFT。 3.5 高炉煤气不能正常投运

为了充分利用武钢高炉煤气的富裕量，减少排放，降低成本，我厂锅炉与同类型的670 t/h锅炉相比，一个明显的区别就是在锅炉底部设计了两层高炉煤气燃烧器，最大掺烧量可达1.5×105 m3/h，整个炉膛比同类型锅炉高4 m，而最下层煤粉燃烧器距冷灰斗的距离为4.5 m，这与不掺烧高炉煤气的同类型锅炉相比明显偏大，因此在不投高炉煤气的情况下，即在全烧煤的工况下，就会造成锅炉底部温度偏低，对底层煤粉火嘴的着火和稳定燃烧均会造成不利影响。我厂2号炉于1998年11月首次投入高炉煤气运行，且断断续续，影响了锅炉的燃烧稳定性。 3.6 燃烧调整不及时

燃烧调整的好坏，直接关系到炉内燃烧的稳定性，运行人员应根据不同的负荷要求及时调整燃料量，同时要相应地调整送、引风量，以保证燃烧所需的最佳空气量；根据煤质的变化及着火情况，及时调整一、二次风配比及煤粉细度等，以保证炉内最佳燃烧工况。在实际运行中发现运行人员对燃烧调整不及时，主要体现在以下两个方面： (1) 由于负荷的变化而增减燃料量时，为了保证炉膛负压一般只调整了引风量，而没有及时调整送风量。 (2) 煤质变化时，不能及时调整一、二次风的配比及煤粉细度等，这主要是由于入炉煤质化验的结果严重滞后，且只分析了挥发份，而没有及时分析热值等，不能及时指导运行人员的燃烧调整。 4 解决问题的对策 4.1 一次风速调平

通过冷态空气动力场试验和热态调整试验，对各个一次风出口风速进行标定与调平，同时为了加强日常运行监视与调整，对原采用的一次风监测静压表进行改造更换，新安装了4套PT4-Ⅱ型一次风速在线监测装置，使日常运行各一次风速均保持在30 m/s左右。 4.2 彻底解决给粉机频繁跳闸问题

通过对给粉机解体清理，彻底解决给粉机卡、堵、跳等问题；对粉仓进行密封改造，防止粉仓进水及煤粉吸潮结块；对木屑分离器和煤粉筛进行改造和完善，提高其使用效果，并要求运行人员加强清理，以减少煤粉中的木屑等杂物；适当提高磨煤机出口温度，降低煤粉中的水分含量，使给粉机的工作状况得到改善 ；将给粉机的转速调节由滑差改为变频调速，解决给粉机频繁出现转速同步和卡跳；在锅炉运行中当多台给粉机跳闸造成缺角或缺边燃烧时，及时投油稳燃。

4.3 对给粉机转速重新校对

调整各个给粉机的插板开度使其保持一致，同时对给粉机的转速进行重新校对，使其实际转速与BTG盘和CRT上显示一致。

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4.4 适当提高煤粉浓度，特别是底层煤粉浓度

保持下层给粉机转速在500 r/min以上，同时对每层给粉机转速限定最低不能低于300 r/min。 4.5 取消一次风压自动调节

由于一次风总风压是用改变二次风档板开度来调节的，在运行中发现炉膛负压与一、二次风压有关并相互影响，当一次风压投自动的情况下，炉膛负压与一、二次风压之间的波动存在相互叠加的可能，因此，取消一次风压的自动调节，改为手动调节，避免二次风档板随炉膛负压的波动而波动，对炉膛负压的稳定有好处。 4.6 投入高炉煤气正常运行

尽可能的多掺烧高炉煤气，以提高锅炉底部温度，同时在没有高炉煤气的情况下，应严密关闭高炉煤气层的二次风档板，减少锅炉底部漏风。 4.7 改善煤质状况

由于混煤的着火和稳燃主要取决于活性较好的煤，因而混煤中无烟煤的比例不能太大。通过化验分析，最后将无烟煤按20%进行混配。

4.8 提高运行人员燃烧调整的及时性

当炉内燃料改变时应相应地调整送、引风量，当煤质变化时，及时调整一、二次风量的配比。为此，将入炉煤取样选在细粉分离器下进粉仓入口处，并提高入炉煤质化验的及时性，同时增加入炉煤的发热量指标化验，以便及时指导运行人员的燃烧调整。

通过以上8项措施的逐项落实，从1999年6月起，经过2年的实践检验，仅发生过一次因燃烧不稳定而出现的MFT，大大提高了机组的安全运行水平。 (收稿日期：2001-09-23)

给水泵汽化现象的分析

付建斌 毛大彬 (甘肃兰州第二热电厂 兰州 730020)

1 汽化前运行方式

某热电厂高、低压给水母管均为分段母管制，并在炉侧设有联络母管。其系统如图1所示。

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图1 高低压给水母管系统图

汽化前1号炉运行，负荷100 MW，1号给水泵运行，3号给水泵备用，2，4号泵退出备用，机侧母管压力12.6 MPa，除氧器压力、水位和温度正常。 2 汽化经过

2001年5月18日，2号给水泵暖泵管发生泄漏，申请隔离消缺，因其出口门不严，需扩大隔离。具体措施为：关闭高压给水一、二段和二、三段联络门；为了使3号给水泵保持备用，决定先将2号机高加大旁路开启，炉侧给水母管投入。当炉侧母管投入后，1号机侧给水流量由390 t/h下降至

115 t/h，炉侧给水温度由219℃下降至181℃(因部分给水经2号机分流)。待炉母管投入后，机侧在关闭给水母管联络门后，1号给水泵电流出现轻微摆动，并逐渐加剧，1号给水泵入口管发出异音。检查除氧器水位、压力和温度均正常，遂立即启动3号给水泵，保证锅炉供水，并迅速开启高压母管联络门，一切恢复正常。在此过程中，炉侧给水压力

由12.2 MPa下降至10.8 MPa，汽包水位最低至-102 mm，流量由390 t/h下降至340 t/h，机侧流量最高425 t/h。 事发后查找原因 未果，决定于5月25日按原隔离方式重新进行操作，为了避免炉侧给水温度下降，制定了炉母管先充压至正常，待机侧关闭母管联络门后，再开启炉侧联络门的方案。在炉侧联络门开启后，又出现与“5.18”同样现象，遂立即恢复原运行方式。在机侧联络门关闭后，发现1号机侧给水流量由390 t/h上升至425 t/h，炉侧给水流量和温度未发生变化。 3 原因分析

(1) 从“5.18”经过分析，给水泵有汽化象征，但除氧器水位、压力和温度无变化，可以排除因除氧器原因造成汽化。 (2) 从“5.25”经过分析，机、炉侧给水流量有35 t/h的差值，说明通过炉母管有35 t/h的通流量，且成为唯一的异常因素，故需对其流向进行详细分析。

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(3) 经查2号机炉侧给水管道疏放水门无任何泄漏情况，故可排除系统外漏的可能。

(4) 通过系统内漏检查，发现3号给水泵暖泵管流量较大，且为唯一可通流处，可确定机、炉35 t/h流量差为该处通流量。由机、炉流量表计安装位置可看出，在机侧母管投入时，这部分流量不经过1号机流量表计，而是直接通过机侧母管流通，故机侧给水流量对此无显示，其流程为：1号给水泵出口→高压给水母管→3号给水泵出口→3号给水泵暖泵管→3号给水泵泵体→3号给水泵入口管→低压给水母管→1号给水泵入口。在机侧母管隔断后，这部分流量经1号机高加和流量表计，通过炉侧母管返回3号给水泵处，故机侧流量表计增加了35 t/h的流量。其流程为：1号给水泵出口→1号机高加→机侧给水流量表→炉侧给水母管→3号给水泵出口→3号给水泵暖泵管→3号给水泵泵体→3号给水泵入口管→低压给水母管→1号给水泵入口。

(5) 对这部分流量进一步分析可发现，在机侧母管投入时，其通过3号给水泵暖泵管返入低压母管，水温保持除氧器出水温度150℃左右，形成一个由1号泵出口到入口的循环。在炉侧母管投入，机侧母管隔离时，该部分流量经过了1号机高加加热、温度上升至217℃后，经3号给水泵暖泵管返入低压给水母管，使低压给水母管的水温发生变化。据计算，低压母管水温升高5.52℃左右，在其压力不变的情况下，饱和水的平衡状态被打破，导致给水泵入口发生汽化。 (6) 入口汽化导致1号给水泵出力降低，造成炉给水压力下降。 4 防范措施

(1) 3号给水泵暖泵流量偏大，应对其节流孔进行检查核算和调整。

(2) 在进行同类系统隔离操作时，应全面考虑系统流量的变化情况，以防止同类情况的发生。 (3) 在进行同类母管切换过程中，要制定预案，防止形成环路，影响炉给水温度。

（收稿日期：2001-12-06)

给粉机电源切换引发锅炉MFT原因分析及对策

张为义

(铜陵发电厂，安徽 铜陵 244012)

〔摘 要〕 简要分析了铜陵电厂3号机组因给粉机电源切换引发锅炉MFT的原因，介绍了由此采取的 改进措施，以及改进后的试验结果。

〔关键词〕 给粉机电源；切换；变频器；启动指令

铜陵电厂3号机组为国产引进型300 MW燃煤发电机组，锅炉制粉系统采用中间仓储式热风送粉系统，配有16台给粉机，煤粉燃烧器由下而上分A、B、C、D四层布置，给粉机采用AB公司的1336Plus变频器启动与调节转速。机组在投产后的几年中曾发生2次因A、B层工作电源跳闸，在切换至备用电源过程中，使A、B层给粉机跳闸，导致锅炉因燃烧不稳引发MFT(主燃料跳闸)。 1 事故原因分析

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1.1 电气回路

3号机组给粉总电源设计分2路分别供给A、B层及C、D层变频器，其中A、B层工作电源来自400 V甲段，备用电源来自400 V乙段；C、D层工作电源来自400 V乙段，备用电源来自400 V甲段。这样不管是甲段失电还是乙段失电均可通过切换使A、B层及C、D层变频器有电。该电源自动切换是单向的，即工作电源失电后可自动切换至备用电源，反过来则不能自动切换，只能通过手动切换。 1.2 变频器控制回路

从电气电源切换回路及事后试验看，工作电源跳闸后，备用电源能正常投入，因此电源切换回路应不是引起给粉机跳闸的主要原因。为此分析了变频器控制回路及FSSS(锅炉炉膛安全监测系统)系统逻辑，变频器控制回路如图1，图中19，21端子为变频器启动指令。AB公司的1336Plus变频器控制是由控制输入信号来启动与停止电机的，运行时要求接入19，21端子的启动指令一直是闭合的，当启动给粉机时，FSSS系统来的启动脉冲指令(2s)使继电器K1带电，继电器通过自保持回路使K1一直带电，触点闭合，从而使变频器启动。接入19，21的触点一旦断开，变频器将停止工作。

根据对变频器控制回路的分析，可以看出由于继电器K1在A、B层给粉总电源切换过程中的瞬间失电，K1的自保持触点返回，使变频器启动指令断开，从而使给粉机停止工作，导致锅炉因燃烧不稳引发MFT。 2 改进措施

2.1 变频器相关组态的设置

该变频器软件功能丰富，除了有过流、过热、接地、过压、欠压等保护功能外，其中的掉电保护功能具有在短时断电情况下的工作能力，当变频器的输入电源掉电时，驱动器有以下2种工作方式：掉电故障参数无效和掉电故障参数有效。掉电故障参数无效的工作过程为：在输入电源掉电时刻，驱动器继续工作，释放直流总线中存储的能量直至总线电压下降到额定电压的85%，此刻驱动器输出关断，直流总线放电变慢，驱动器保持其逻辑控制信号和工作状态直到总线电压降到允许工作的最小值(额定电压的60%)，如果电源在达到最小值之前恢复供电，总线电压又升到额定值的85%水平，驱动器则恢复向电机输出功率，并重新开始运行。如果变频器断电时间较长，使总线电压低于允许工作的最小值时，驱动器将自动跳闸，并显示欠电压故障，同时输出故障触点信号。为此将变频器的掉电保护参数设为无效，内部组态将“Power Loss Ride”项设置为“Disable”。 图1 变频器控制回路 2.2 变频器控制回路的修改

由于给粉总电源切换过程中，继电器K1失电，使变频器失去启动指令，故须取消原控制回路中的K1、K2继电器及相应回路，变频器19，21端子启动指令改为直接采用由FSSS系统发出的长脉冲信号，变频器启动后该指令一直存在；只有当给粉机有人为停止指令或有MFT等跳闸条件发出时，FSSS系统发出的长脉冲信号才断开，从而使变频器停止工作。修改后的控制回路更为简单可靠。 2.3 电气电源切换回路的修改

在原电源切 换回路中，工作电源掉电后，是靠其回路中的一只延时继电器的触点来启动备用电源，经测试，工作电源掉电后，切换至备用电源的时间为900～950 ms，这个时间超出了变频器掉电后总线电压降到最小值的时间，即使变频器启动指令存在，备用电源投入后，变频器依旧不能启动。为此对电源切换回路进行了修改，取消了延时继电

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器，将工作电源的接触器常闭辅助触点替代延时继电器的触点。修改后的回路经多次测试，工作电源掉电后，切换至备用电源的时间缩短为30 ms，30 ms的切换时间一方面满足了变频器短时断电保持工作能力的时间要求，另一方面又由于给粉机的惯性作用，在

30 ms内不会使煤粉管道内的粉量瞬间大幅减少而影响炉内燃烧的稳定。另外在备用电源启动回路中增加了当工作电源掉电后，如果备用电源在0.5 s内未切换成功，将闭锁备用电源投入的保护。 2.4 FSSS系统给粉机控制逻辑的修改

正常情况下，工作电源切换至备用电源的时间能够满足炉膛的燃烧安全，但为了防止因某种不可预见原因使给粉总电源切换时间过长，对炉膛燃烧的安全构成威胁，在FSSS系统给粉机控制逻辑中增加了以下2种保护：一种是当FSSS系统接收到给粉总电源故障后延时1 s发出停止变频器工作的指令，另一种是当变频器总线电压降到允许工作电压的最小值时，变频器将发出欠压故障信号，FSSS系统接收到变频故障信号后延时1 s发出停止变频器工作的指令。修改后的给粉机控制逻辑如图2。

TDE：延时接通，TDD：延时断开，TSS：单脉冲 图2 修改后的给粉机控制逻辑 3 试验结果

经过对以上有关回路及逻辑的修改，在机组停运时，关闭粉闸门挡板，启动所有给粉机，将给粉机转速调节至900 r/min，分别进行A、B层变频器电源及C、D层变频器电源切换，电源切换中未发生变频器跳闸现象，同时给粉机转速未发生变化。在机组启动点火过程中，A层4台给粉机运行(转速为500 r/min)时，进行A、B层变频器工作与备用电源切换，未发生变频器跳闸现象，给粉机转速在现场用光电测速仪测量仅下降了3 r/min，锅炉燃烧稳定，炉膛负压及A层煤粉燃烧器火焰强度信号无明显的变化。

(收稿日期：2002-09-13)

引风机振动增大原因的诊断与处理

刘建国1，徐 阳2

(1.石门电厂，湖南 石门 415300；2.江西电力职工大学，江西 南昌 330032)

〔摘 要〕 在历次处理引风机故障经验的基础上，通过分析、现场检测、诊断，认为其基础支持刚度不足是风机高负荷振动增大超标的主要原因，采用加固基础解决了问题。 〔关键词〕 引风机支持刚度；振动；诊断；处理

1台300 MW机组锅炉配备2台型号为AN25eb、静叶可调轴流式引风机。 该风机自投运以来，因振动超标等问题采取过一些措施，但风机振动特性仍表现在空载或低负荷运行时振动小，在高负荷、满负荷时振动增大现象，且多次被迫降负荷或停风机处理，振动威胁着机组安全经济运行。

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1 振动诊断 1.1 原因分析

(1) 引风机振动，一般来说其振动源应该来自风机本身，如转动部件材料的不均匀性；制造加工误差产生的转子质量不平衡；安装、检修质量不良；锅炉负荷变化时引风机运行调整不良；转子磨损或损坏，前、后导叶磨损、变形；进出口挡板开度调节不到位；轴承及轴承座故障等，都可使引风机在很小的干扰力作用下产生振动。

但由于采取了一系列相应的处理措施，如风机叶轮和后导叶进行了防磨处理，轴承使用进口优质产品，轴承箱与芯筒端板的连接高强螺栓采取了防松措施，对芯筒的支承固定进行了改进，还增加了拉筋；严格检修工艺质量，增加引风机运行振动监测装置等，解决了一些实际问题，风机低负荷运行良好，但高负荷振动增大现象仍未能解决。

(2) 该风机在冷态下启动升至工作转速和低负荷时振动小，说明随转速变化由转子质量不平衡引起振动的问题影响不大；从风机振动频谱分析看出风机振动主要是工频振动，可以排除旋转失速，喘振等影响。 (3) 用锤击测量风机叶片的自振频率，该风机工作频率(叶片防磨后)为16.5 Hz，叶片一阶频率已大于K=7，故对第一类激振力是安全的；该风机进口导叶24片，第二类激振力频率为16.5×24=396 Hz，但频谱分析中，未发现有400 Hz左右的频率，可以认为第二类激振力对叶片振动和风机振动的影响不大。 (4) 风机振动主要是高负荷或满负荷振动增大，且振动不稳，出现波动或周期性振动。

① 振动不稳可能与锅炉燃烧调整、烟气流速、两台并联运行风机的流量分配等有关，同时也反映了风机支承刚度差、可能有局部松动等问题。风机进入高负荷发生振动增大现象，若在此情况下继续长时间运行，主轴承可能受损，其基础、台板、叶轮与主轴联接部件就有可能被振松，进而使振动更加恶化，最终导致停运风机解体检修。

② 从风机运行承力情况看，高负荷时，风机出力增大，根据作用力与反作用力原理，结果使支承转子的作用力增大和风机支承基础负荷增大，如果风机支承基础刚度或相关连接刚度不足，其承载抗扰性能就差。风机振动尽管振源来自风机本身，由于风机结构特点，空载或低负荷存在振动，但没超标；当风机支承刚度不足又在高负荷运行时，会使风机原存在但没超标的振动提供放大振动的条件，出现上述高负荷振动增大特征，故分析认为风机高负荷振动增大由支承刚度不足引起。 1.2 现场检测与诊断 1.2.1 现场检测

风机钢支架下为混凝土基础支承，有关结构如图1所示。图中A、B、C三组支承，每组左右各1个。 为了更进一步判断振动与风机支承刚度不足的关系，2000年11月在机组发电负荷240 MW运行情况下，用测振仪对该风机在其出口靠后导叶部位沿机壳圆周方向和风机支架基础进行振动测量，其结果分别示于图2和图1(注：图中长度单位mm，振动测量单位祄)。 1.2.2 分析诊断

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由图2可以看出引风机各个位置径向和轴向的振动差别较大，水平位置的径向振动分别为226 祄和230 祄，垂直方向振动分别为26 祄和12 祄，相差10～20倍，由此可判断风机横向支承刚度较差。该风机外壳经左右两侧钢板支承后分别座落在两个水泥基座上，沿轴向共有3组支承，中间支承组在出口后导叶处，是引风机轴承组及转子叶轮等的主要受力支承，为主要研究对象。 由图1中间支承看出，外壳水平振动为247 祄，支架处振动123 祄，下部83 祄，水泥座上部振动77 祄，中部48 祄，下部22 祄，从振动衰减特性看抗振性能较差。B水泥座高1 520 mm，厚700 mm， 虽风机钢板支承为下部横向加强，但因水泥支座较高相对单薄，横向刚度较差。前面分析高负荷风机出力增大时，其转子惯性力、轴承及基础支承力增大，引起风机振动的扰动力也会相应增大，当基础支承横向刚度差时，抗扰动性弱，此时就会明显显出风机振动增大现象，这与检测结果是一致的。 图1 引风机结构示意和支承基础振动情况 1.3 诊断结论

由以上分析、故障处理经验和现场检测证明，风机支承刚度不足是风机高负荷振动的主要原因。 2 振动处理

(1) 考虑到风机各支承组受力情况，烟气经过引风机获得能量后，因流体的冲击扰动作用，在引风机A、B、C三组支承中，A支承主要承受风机重力，B、C支承除受风机重力外，还要承受风机运转时产生的动负荷，所以B、C支承的刚度不足对其振动影响大，故在加强B、C基础钢架情况下，主要加强B、C水泥支承刚度。为了加强支承，同时兼顾检修维护空间，又整齐美观，于是将B、C水泥支承各组的内侧从地面0 mm向上沿支承700 mm打毛，0 mm向下-300 mm打至基建时的一次浇铸面并凿毛，然后按C20砼标准充实加固，如图3所示阴影部分为新加基础。

图2 沿引风机后导叶圆周方向振动测量情况 图3 加强风机B、C基础支承刚度示意

(2) 风机解体检查，更换原损坏零部件等并进行常规检修调整工作，检查并拧紧所有振松的联接螺栓及A、B、C支承各地脚螺栓。

2001年5月机组停运扩大性小修中进行了上述处理后开机，负荷从0升至满负荷300 MW的过程中，在180，240，270，300 MW各工况沿风机后导叶圆周外壳多次现场检测，其测振结果如表1。 从上述测量结果和风机运行至今的实践证明：处理是成功的。 (收稿日期：2003-01-14)

汽轮机水冲击的危害及预防

关国荣，王 雄

(粤华发电有限责任公司，广东 广州 510731)

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汽轮机水冲击，即水或冷蒸汽(低温饱和蒸汽)进入汽轮机而引起的事故，是汽轮机运行中最危险的事故之一。此类事故在国内外时有发生，会造成严重后果，因而要求锅炉和汽机运行人员予以高度重视。一旦发生此类事故，必须正确、迅速、果断地处理，以免造成汽轮机设备的严重损坏。 1 水冲击的危害 1.1 动静部分碰磨

汽轮机进水或冷蒸汽，使处于高温下的金属部件突然冷却而急剧收缩，产生很大的热应力和热变形，使相对膨胀急剧变化，机组强烈振动，动静部分轴向和径向碰磨。径向碰磨严重时会产生大轴弯曲事故。 1.2 叶片的损伤及断裂

当进入汽轮机通流部分的水量较大时，会使叶片损伤和断裂，特别是对较长的叶片。 1.3 推力瓦烧毁

进入汽轮机的水或冷蒸汽的密度比蒸汽的密度大得多，因而在喷嘴内不能获得与蒸汽同样的加速度，出喷嘴时的绝对速度比蒸汽小得多，使其相对速度的进汽角远大于蒸汽相对速度进汽角，汽流不能按正确方向进入动叶通道，而对动叶进口边的背弧进行冲击。这除了对动叶产生制动力外，还产生一个轴向力，使汽轮机轴向推力增大。实际运行中，轴向推力甚至可增大到正常情况时的10倍，使推力轴承超载而导致乌金烧毁。 1.4 阀门或汽缸接合面漏汽

若阀门和汽缸受到急剧冷却，会使金属产生永久变形，导致阀门或汽缸接合面漏汽。 1.5 引起金属裂纹

机组启停时，如经常出现进水或冷蒸汽，金属在频繁交变的热应力作用下，会出现裂纹。如汽封处的转子表面受到汽封供汽系统来的水或冷蒸汽的反复急剧冷却，就会出现裂纹并不断扩大。 2 水冲击的原因及预防 2.1 锅炉方面

(1) 锅炉蒸发量过大或不均，化学水处理不当引起汽水共腾。 (2) 锅炉减温减压阀泄漏或调整不当，汽压调整不当。

(3) 启动过程中升压过快，或滑参数停机过程中降压降温速度过快，使蒸汽过热度降低，甚至接近或达到饱和温度，导致管道内集结凝结水。

(4) 运行人员误操作以及给水自动调节器的原因造成锅炉满水。 2.2 汽轮机方面

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汽轮机启动过程中，汽水系统暖管时间不够，疏水不净，运行人员操作不当或疏忽，使冷水汽进入汽轮机内。如某厂一台200 MW汽轮机组启动过程中发生大轴弯曲事故，其原因为：

(1) 根据汽缸壁温记录，从09:49:00汽机冲转开始高压上下缸温差开始拉大，到09:59:00达到42℃，结合运行人员操作情况综合分析认为：夹层加热装置暖管疏水不充分，开机投夹层加热时高压缸进水或冷蒸汽，而机组此时又突然掉闸，使继续进入汽缸的水或冷蒸汽不能及时被较高温度的蒸汽带走，造成上下缸温差增大，汽缸变形，导致动静碰磨，机组振动，大轴弯曲。

(2) 冲转过程中没有及时监视到汽缸温度以及上下缸温差的变化，没有及时发现高压缸进水或冷蒸汽；汽机跳闸后没有全面检查，没发现缸温已超标，就再次挂闸冲转，且升速过快，没有及时发现机组振动异常增大。

(3) 在机组停运状态下由于阀门泄漏而使汽缸夹层联箱积水，而运行人员提前投入夹层加热装置，且夹层加热系统暖管至投夹层加热的时间较短，造成夹层加热系统暖管疏水不充分。 2.3 其他方面

(1) 再热蒸汽冷段采用喷水减温时，由于操作不当或阀门不严，减温水积存在再热蒸汽冷段管内或倒流入高压缸中，当机组启动时，积水被蒸汽带入汽轮机内。

(2) 汽轮机回热系统加热器水位高，且保护装置失灵，使水经抽汽管道返回汽轮机内造成水冲击。 (3) 除氧器发生满水事故，使水经除氧器汽平衡管进入轴封系统。

(4) 启动时， 轴封管道未能充分暖管和疏水，也可能将积水带到轴封内；停机时，切换备用轴封汽源，因处理不当使轴封供汽带水。 3 防止汽轮机水冲击的措施 3.1 设计方面

(1) 正确设置疏水点和布置疏水管。在锅炉出口至汽轮机主汽阀间的主蒸汽管道上，每个最低点处均应设置疏水点；主蒸汽管道的疏水管不得与锅炉任何疏水管的联箱连接，再热蒸汽管道的最低点处亦应设置疏水点。 (2) 汽封供汽管应尽可能短，在汽封调节器前后以及汽封供汽联箱处均应装疏水管。 (3) 疏水管应有足够的通流面积，以排尽疏水。

(4) 设置可靠的水位监视和报警装置，除氧器、加热器和凝汽器应装高水位报警；加热器水位高时，应有自动事故放水保护、抽汽逆止门应能自动关闭。 3.2 运行维护操作方面

(1) 在机组启、停 过程中要严格按规程规定控制升(降)速、升(降)温、升(降)压、加(减)负荷的速率，并保证蒸汽过热度不少于80℃。

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(2) 蒸汽 管道投用前(特别是轴封供汽管道，法兰，夹层加热系统和高中压导汽管)应充分暖管，疏水，严防低温水汽进入汽轮机。

(3) 要严密监视锅炉汽包水位，注意调整汽压和汽温。 (4) 注意监视除氧器，凝汽器水位，防止满水。

(5) 定期检查加热器水位调节及高水位报警装置；定期检查加热器高水位事故放水门、抽汽逆止门动作是否正常。 (6) 机组热态启动前应检查停机记录和停机后汽缸金属温度记录。若有异常应认真分析，查明原因，及时处理。 (7) 启、停机过程中，应认真监视和记录各主要参数。包括主、再热汽温，压力，各缸温度，法兰、螺栓温度，缸差，轴向位移，排汽温度等。

(8) 机组冲转过程中因振动异常停机而必须回到盘车状态时，应全面检查，认真分析，查明原因，严禁盲目启动。当机组已符合启动条件时，应连续盘车不少于4 h，才允许再次启动。

(9) 当汽轮机发生水冲击时，应立即破坏真空、停机。在停机过程中应注意机内声音、振动、轴向位移、推力瓦温、上下缸温差及惰走时间，并测量大轴幌度。如无不正常现象，在经过充分疏水后，方可重新启动。在重新启动过程中，若发现汽机内部或转动部分有异音，或转动部分有摩擦，应立即拍机，并进入人工盘车。

(收稿日期：2002-11-27；修回日期：2003-02-05)

从一起电源故障谈DCS电源可靠性

张宏伟

(新乡火电厂，河南 新乡 453011)

电源是DCS能否正常工作的重要环节，基于微处理器和动态存储器的DCS对电源要求特别严格，为尽量避免因电源故障引起DCS系统失灵，各分散控制制造厂家对硬件的配电部分都十分重视，除提高电源部件本身的可靠性外，一般采用2路单相交流220 V供电，一路故障后可以自动切换至另一路，但是在实际应用中仍会出现一些问题，下面以新乡火电厂4号机DEH系统的一起电源故障为例进行分析探讨。 1 设备概况

新乡火电厂4号机电调系统于2000年10月改造为汽轮机数字电液控制系统DEH-IIIA型，该系统是采用高压抗燃油的电站汽轮发电机组的实时控制系统，其硬件是由XDPS-400系列的分散处理单元DPU(双路冗余)、工程师站、操作员站及I/O卡件组成，根据系统电源可靠性要求，其供电系统采用2路交流220V输入，一路 来自不间断电源系统(UPS)，一路来自热工变，这2路电源经过配电箱滤波之后得到2路正常电源，作为I/O电源，并提供1路切换后的电源，作为DPU等设备和其它调试设备的电源。同时，配电箱还具有报警功能，可分别输出各路电源的掉电报警。其配电箱原理见图1。

图1 DEH-IIIA电源配电箱原理 2 故障现象

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2001-08-01，4号机热工盘所属部分电动门指示灯突然闪烁烧毁，造成卧盘上电动门短时失去监视，同时4号机正常运行中DEH突然由自动跳为手动，经检查发现DPU11电源灯灭，DPU的工作方式由DPU11主控切换成DPU31主控，进一步检查发现DEH系统两路电源正常，而DPU11已被烧坏，初步判断为突发的电源不稳引起DPU11故障。 3 原因分析

由图1我们可以看到，到DEH配电箱的供电一路来自不停电电源(UPS)，一路来自热工变。其中来自热工变的电源为主供电源，在双路电源都带电的情况下由来自热工变电源提供切换输出向2路DPU送电，在热工变故障的情况下由来自UPS的电源向2路DPU供电。由于在DPU11烧坏的同时热工盘所属部分电动门指示灯也突然闪烁烧毁，而其电源都取自4号机热工变，因此可以判断这次故障是由于热工变供电系统的不稳定造成的。 4 应对措施

DCS的电源故障由于牵涉的信号比较多，影响较大，处理不好容易造成停机等事故，因此往往需要谨慎处理。针对这次电源引起的故障现象，意识到热工变电源不稳定，有可能会再次出现类似的问题，为了提高DEH系统的可靠性，防止事故的再次发生，决定切除热工变电源，并在条件许可时将原取自热工变的电源改为取自另一路UPS电源。由于热工变是主供电，因此我们做了较多的事故预想，根据DEH图纸和以前UPS、热工变2路电源切换情况，以及电源模块之间，DPU与DPU之间，自动与手动之间的切换情况及试验记录，采取了如下措施： (1) 确认电源模块工作正常，确认AST电磁阀供电情况正常； (2) 另送一路UPS电源至4号机组DEH主控制柜(不送电)；

(3) 在4号机组DEH主控制柜背面下方轨道加装5点端子排，下口接入新拉的UPS电源并标好极性(不送电)； (4) 确认DEH主控DPU为DPU31，检查DPU31、DPU11电源接线方式(切换电源供电)并查明极性； (5) 确认4号机UPS、热工变闸门盘供DEH电源接线位置；

(6) 在机组稳定运行的情况下将4号机DEH切至手动，手动运行时禁止加减负荷，同时运行人员加强机组各参数监视，保证机组正常运行；

(7) 拉出热工变闸门盘供DEH电源小车开关，断开热工变闸门盘供DEH电源；

(8) 热 工变电源停用后，检查DEH主控DPU31是否工作正常，如果DPU31没有失电，DEH全面检查后恢复DEH自动运行，新送的一路UPS电源不送电。如果DPU31失电(当电源切换继电器故障时会出现这种情况)，应立即拆出DPU31电源线，接至加装的端子排上口送来的UPS电源端子上，接好线后送电；

(9) 在机组停运时更换DPU11，并将原取自热工变的电源更改为取自另一路UPS电源。 5 小 结

由于DCS系统的重要性和复杂性，其电源故障就好象后院起火一样，处理起来十分困难，因此，保证DCS供电电源的质量和配电箱的合理设计就显得特别重要。通过对这次DEH电源故障的处理，总结出以下经验： (1) 对DEH(DCS)的供电回路除要求高度可靠外还要保证供电的品质，最好把UPS作为DEH(DCS)的主供电电源；

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(2) DEH-I IIA系统DPU电源在2路供电都正常时应分别取自2路供电电源，以减少电源之间的相互影响，同时在一路电源故障时该路DPU供电应能自动切换至另一路，以保证DPU的冗余配置；

(3) 最好能定期(在机组停运时)进行DCS系统电源的切换试验，以防止切换继电器故障。

(收稿日期：2002-11-11)

主汽门突然关闭的原因分析及处理对策

邓 涛，罗 鹏，蒙映峰

(虹源发电有限责任公司，广西 桂林 541003)

桂林虹源发电有限责任公司2台135 MW机组于2000年10月投入运行，该机组DEH由上海汽轮机厂提供，采用FOXBORO公司智能自动化仪表系列构成的凝汽式汽轮机数字电液调节控制系统，可由操作员站通过CRT各画面控制汽轮机冲转、升速、阀切换、并网、带负荷，具有两种互为跟踪的控制方式，即自动和手动，并可相互切换。 该系统自投用以来，1号机组出现了在运行中两个主汽门突然自动关闭，导致甩负荷的事件，当时1号机带90 MW负荷，各项参数都正常。主汽门TV1和TV2突然关闭，负荷迅速降至0，由于运行人员处理不及时，导致继电保护动作，跳机停炉。 1 原因分析

开始汽轮机冲转升速时， 汽轮机处于主汽门控制方式，此时4个调速汽门GV全开，转速由TV控制，TV的开度指令根据PID运算得出，控制原理逻辑如图1所示。 图1 TV控制原理逻辑

正常时，当转速达到2 950 r/min时，进行阀切换，转入调门控制，此时SUM开始快速累加，TV指令也跟着快速增加，主汽门加速开启，当TV1与TV2反馈平均值大于90时，THI为1，TV的指令变为100并一直保持下去，这时主汽门处于全开状态，控制方式已转入调门控制方式。在以后并网、加负荷及正常运行时，TV始终全开，THI始终为1，保持100的开度指令输出。而TV控制回路的PID模式也处于跟踪状态。 图2为1号机甩负荷时的历史趋势。

图2 1号机甩负荷时的历史趋势由于外部原因导致TV1的阀位反馈减小，当两者之和小于90时，THI由1变0，此时，控制逻辑发生变化，首先TV控制回路中的PID模块不再处于跟踪状态，它开始进行运算，参与控制。在控制逻辑里，PID的设定值在并网前代表转速设定，其值为0～3 000 r/min，而在并网后却代表功率设定，其值为0～135 MW，当时带90 MW负荷，一旦PID投入运算，它的设定值为功率值，比实际转速小太多，PID的输出将很快从100降为0，从历史趋势图可以看出，只用了6 s。

此时，TV的开度指令不再为100这个常数，而是SUM与PID输出之和，从上面分析得知PID输出很快降为0，下面须确认SUM的值。从历史数据可知SUM也为0，所以TV的开度指令在6 s之内降为0，导致两个TV同时关闭造成这次事件。正常情况下，经过升速时的累加，SUM的值在200左右，不为0，但通过分析逻辑可以看出当DEH切过手动或打闸时， 可将SUM的值清为0。经查，此前运行人员因为汽压波动，曾切过手动控制，使SUM为0。从图2还可以看

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