2011-05电厂事故分析 - 图文

某电厂4号机组A小机调节系统故障调查

1. 简述

2011年3月10日，某电厂4号机组A小机低压调门反馈出现不随转速指令下降改变的现象。通过检查后发现：在给水指令下降时，转速指令下降，低调门指令也相应下降，但调门实际开度不变，小机实际转速下不来。低调门指令下降到零时，调门开度依然不变。当CCS协调转速指令上升时，调门指令及开度都随指令变化而变化。也就是调门的开度可以上升，但不能下降。打闸后再启小机，调节系统恢复正常运行。 2. 调查情况

2011年3月11日，通过分析4号机组A小机阀门的指令、反馈等历史数据（3月1日开机到3月11日），发现从开机开始，4号机组A小机的控制就不正常，从3月3日开始，反馈与指令偏差大于2%，到3月6日，明显工作不正常，到3月10日，通过正常的指令，已经不能控制调节门了。打闸后再启小机，能够暂时恢复正常运行，但时间一长，又会出现相同的情况，在3月11日下午时，反馈与指令有2%左右的偏差。根据电厂的记录此故障以前共出现五次，日期为：20101120；20101129；20101213；20110122；20110310。因此可以判断4号机组A小机的电液转换器在20101120以前就已经存在故障。3月10日A小机的转速控制情况见表1。

表1 3月10日A小机的转速控制情况

时间 05:47 05:50 05:59 08:05 08:17 09:48 09:49 10.02 转速1 4821.57 4817.13 4825.68 5322.69 5316.25 4893.89 打闸 挂闸恢复 转速2 4821.66 4817.2 4825.56 5322.7 5316.3 4893.9 低调门反馈 41.92 41.7 41.67 48.66 52.33 41.7 低调门指令 35.20 6.69 0.28 0.01 50.24 0.00 给水指令 4799.25 4801.8 4796.4 5329.7 5356.75 4819.75 4号机组A小机的电液转换器采用VOITH的动圈式电液转换器，信号和位移是一一对应的关系，是一个比例环节。分析认为，产生故障的原因可能是线圈在低电流时有剩磁或液压部分有故障。电厂应尽快联系厂家以便确定原因。

3. 建议

建议在发生反馈故障大时，测量电液转换器两端的电压，以进一步排除控制系统的问题；由于小机的高调门已经退出运行，可以考虑采用高调门的电液转换器进行替换；在没有处理好该故障前，运行人员应严密监视A小机的运行情况，一旦发生偏差过大，要及时打闸再重新启机。

某电厂协调控制系统锅炉指令不跟踪原因分析

1. 故障现象简介

某发电有限责任公司2×330MW扩建工程控制系统，采用新华XDPS400+系统，将FSSS、DAS、DEH、SCS、MCS、ECS都包含其中。近期多次发生在AGC作用突降负荷时，机组汽机、锅炉侧动作不一致，及机组超压现象。

（1）2010-01-19，06：14，1号机组AGC投入，一次调频投入，协调控制系统以CCBF方式运行，机组实际负荷303.87MW，机前压力15.86MPA，压力设定值16.00MPA，实际煤量174t/h，AGC指令312.30MW，锅炉燃料量达上限信号触发，机组负荷指令闭锁增。06：15，AGC负荷指令突降至275.80MW，锅炉主控输出、实际煤量都未随之变化，汽机主控输出按设定速率减少，机组负荷随之下降，机前压力开始上升，06：16，AGC负荷又增加到297.32MW，抵消了压力上升的趋势。未造成机组超压。

（2）2010-01-09，04：00，2号机组机组AGC投入，一次调频投入，协调控制系统以CCBF方式运行，机组实际负荷301.87MW，机前压力16.21MPA，压力设定值16.30MPA，实际煤量170t/h，AGC指令323.09MW，锅炉燃料量达上限信号触发，机组负荷指令闭锁增。04：01，AGC负荷指令突降至279.48MW，锅炉主控输出、实际煤量都未随之变化，汽机主控输出按设定速率减少，机组负荷随之下降，机前压力开始上升，04：04，机前压力大于设定值，锅炉主控指令开始逐步减少，但已无法遏制压力上升趋势。04：06，运行人员将CCS切手动，手动迅速减煤，并增大汽机调门开度，由于锅炉燃料调整惯性大，不能马上使压力下降。04：08，机前压力达17.3MPA，机前压力上升速度越限，高旁阀发出6%调节开指令，高旁动作。04：09，机组实际负荷达310MW，机前压力开始下降，降至17.3MPA以下，高旁关闭。 2. 锅炉主控计算回路简介

图1为该机组处于CCBF方式下的锅炉主控指令计算回路组态图，在以锅炉跟随为

基础的协调方式运行时，汽机侧调节机组负荷，锅炉侧调整主汽压力。为减少主汽压力的波动幅度，增加了机组负荷指令对锅炉主控的前馈作用。机组负荷变化时，在汽机调门开度快速响应这一变化的同时，先有锅炉主控计算回路中的机组负荷对锅炉主控的前馈作用（对机组负荷指令微分计算，直接作用于副调节器输入端），使燃料指令提前增大或减小，微分作用随时间推移逐步减弱直至消失，此时锅炉指令信号与热量信号偏差显现，主调节器根据二者偏差进行计算，向消除此偏差的方向动作，实现了最后锅炉主控回路的微调。由于在机组负荷变化时已提前改变了燃料量，削弱了主汽压力波动的幅度，既保证了机组能够快速响应AGC负荷变化需求，又使机组的稳定状况得到改善，是目前电厂普遍采用的运行方式。

图1 机组CCBF方式下的锅炉主控指令计算回路组态图

3. 故障现象原因分析

（1）主调节器积分饱和严重

对组态及历史趋势进行分析，每次出现锅炉指令不同步跟踪机组负荷指令现象发生时，在这之前锅炉燃料量指令达上限信号也一直触发。该信号导致锅炉主控发增闭锁信号，使CCBF上限值保持在触发增闭锁的水平上，间接的闭锁了锅炉主调节器的增大，如图2所示，进一步使CCBF上限与信号触发时CCBF方式下的锅炉主控主调输出保持一致。虽然该信号闭锁了主调节器增大，但这期间由于机组实际负荷一直低于AGC要求负荷，主调节器输入偏差一直为正，PID调节器内部积分作用仍在继续，等发生突降负荷工况时，闭锁信号消失，积分作用产生的超调影响已比较严重，即使输入偏差信号立即为负，也需要在克服前面超调作用的影响后才能显示它的作用，此时汽机侧调门已动作一定时间，锅炉减煤动作不及时，造成了减负荷后期压力的大幅波动。

图2 锅炉主控上下限及BF1、RB调节输出

（2）闭锁信号消失触发主调节器处于跟踪状态，抵消了机组负荷指令对炉控的前馈作用

如图3所示，当锅炉燃料量指令达上限信号消失时，将触发一个2s的脉冲，产生一个BF方式跟踪信号，使锅炉主控主调节器处于2s的跟踪状态。设计此项跟踪的目的，在于一般处于锅炉燃料达上限或下限时，锅炉主控输出与实际的燃料量不一定在同一个水平，为了防止闭锁信号消失时出现扰动，使锅炉主控输出2s内跟踪到实际煤量水平，再在此基础上进行调节。实际运行中发现，这种作用在负荷平稳过程中动作正常，但出现突降负荷时，由于它跟踪的是校准后的燃料指令均值，与机组负荷指令对炉控前馈的差值，而前馈作用已作用在主调节器后，这个2s的跟踪实际上又引入了前馈的反作用，与调节器后的正作用相抵消，最终使机组负荷指令对炉控的前馈作用未在整个计算回路中起到超前调节的作用。 4. 解决方案

（1）消除CCBF锅炉主控回路中主调节器积分饱和现象

新华XDPS2.0组态中提供一种闭锁型偏差PID运算模块，具有抗积分饱和功能（图3）

图3 闭锁型偏差PID运算模块

与普通PID模块相比多了两个输入：闭锁增开关LI、闭锁减开关LD。通过LI功能可以消除积分饱和现象。当LI为1时，降闭锁PID运算模块的整个增方向的运算，使此时偏

差E为正，积分作用被禁止。不存在积分饱和。

实际组态中，将锅炉燃料量指令达上限信号接入LI引脚，但发生达上限情况时，不仅通过原来的逻辑使主调节器的输出不能往增大的方向进行，还同时闭锁了PID调节器的积分作用。保证了当闭锁信号消失时，所有的调节都是在原闭锁的基础上进行，而不用再去克服过去的积分饱和作用的影响，调节更为迅速。

（2）对主调节器的跟踪限定条件

对上述问题分析后认为，原有的设计目的已然达到，但这种作用包含的范围过于广泛。当机组AGC投入、机组突降负荷，这时锅炉指令达上限信号消失时，不触发锅炉主控主调节器处于跟踪状态，保证能使机组负荷指令对炉控的前馈作用及时作用到锅炉主控回路中。在对此进行修改时，最先考虑使用速率监视功能块，但发现实际的机组负荷指令是不断变化的，单纯用速率监视不能正确反应突降负荷状况。最后采用纯滞后模块DELAYL来实现，参数经试验取得。具体修改如图4所示

图4 锅炉主控回路修改图

5. 实施效果

（1）一号机组运行情况

临时监视点1为修改后的锅炉主控主调节输出，临时监视4为是否闭锁跟踪功能投入（为0时闭锁投入），锅炉主控主调输出为原组态中主调节器的输出。根据趋势可以看出，按照原有逻辑，机组负荷指令突降后，锅炉指令在高限信号消失后，锅炉主控输出立即跟踪，出现了阶跃性增加，抵消了机组负荷对炉控的前馈作用，造成最终锅炉主控输出指令实际未减少。修改后，在锅炉指令高限消失的同时，由于组态逻辑判断出属于机组降负荷工况，临时监视4置为0，闭锁跟踪功能投入，锅炉主控主调输出（临时监视点1）未出现阶跃，保证了负荷指令对炉控前馈顺利作用在锅炉主控输出中。

（2）二号机组运行情况

2. 综合分析

（1） GCr15高碳铬轴承钢

由元素分析得知，轴承圈及滚柱与GCr15钢的元素含量非常接近，由于材质不明，本文将失效轴承作为该牌号看待，并以此作为材质分析的基础。GCr15钢是高碳铬轴承钢的代表钢种，综合性能良好，淬火与回火后具有高而均匀的硬度、良好的耐磨性和高的接触疲劳寿命，热加工变形性能和切削性能均好，但有回火脆性倾向。该钢用于制造壁厚≤12mm、外径≤250mm的各种轴承套圈，也用作尺寸范围较宽的滚动体。

该轴承钢在制作成轴承套圈或圆柱滚子前，有多种交货状态，一般要求球化退火使组织均匀且易加工，加工成零件后需淬回火，对于该失效轴承套圈（壁厚小于12mm），淬火后要求硬度不低于63HRC，常规回火后要求硬度为60～65HRC，按照这个要求，失效套圈的硬度正常，应该能满足服役要求（耐磨性及接触疲劳寿命）。

（2）疲劳点蚀及疲劳脱落

对于高副（即高压强）接触的机械零件，理论上是点、线接触，但实际上在载荷作用下材料发生弹性变形后，理论上的点、线接触变成了很小的面接触，在接触处局部会产生很高的应力，这样的应力称为表面接触应力。实际中的高副零件所受的接触应力都是循环变化的，在接触循环应力作用下，首先在金属表面上形成很小的微裂纹，之后裂纹沿着与表面成锐角的方向发展，当到达一定深度后，又越出零件表面，最后有小片的金属剥落下来，在零件的表面形成小坑，这种现象称为疲劳点蚀（简称点蚀）。点蚀是接触应力作用下的失效形式，属于疲劳破坏。轴承发生点蚀破坏后，在运转时通常会出现较强的振动、噪声和发热现象。

套圈和滚动体表面的疲劳点蚀是滚动轴承的一种最基本和常见的失效形式，也是通常作为滚动轴承寿命计算的依据。当接触应力很大时，金属表面可能会形成宏观可见的裂纹，使得大片金属剥落，也就是疲劳脱落。根据宏观检查的结果来看，套圈表面点蚀及脱落现象严重（图1），属于使用寿命内提前失效（仅7个月）。

（3）疲劳点蚀及疲劳脱落对套圈开裂的影响

从宏观分析可知，除了靠近挡圈处的断口外，大部分的断口自由表面的位置均伴随着疲劳点蚀和疲劳脱落，点蚀和脱落处正好为断口的断裂源位置（图3、图4），说明套圈的脆性断裂与疲劳点蚀和脱落存在内在的联系。点蚀处横断面微观观察发现的微裂纹和宏观发现的表层裂纹（图4）在造成点蚀和剥落的同时，使套圈的有效承载面积大大减少，也可能成为断裂源，在振动的作用下致使套圈脆性断裂。

（4）套圈开裂的根本原因

从上面的分析可知，套圈疲劳点蚀及脱落是导致套圈断裂的直接原因。宏观和微观分析得知套圈表面变形严重且出现疲劳脱落，表明套圈接触应力过大，这就是套圈加速疲劳的原因，那是什么导致了套圈的接触应力过大呢？宏观检查发现套圈内壁有多处不同于点蚀的尖锐磨痕及剥落（图9），个别位置还发现宏观裂纹。这说明轴与轴承内圈之间的间隙过大，出现相对滑动摩擦，造成滚柱不能正常滚动，内圈直接承受很大的接触应力，轴承超载工作，导致疲劳点蚀和疲劳脱落。因此轴承内圈与轴装配不良（应过盈配合）、轴承间隙过大是套圈断裂的根本原因。

此外，在用切割片对来样进行加工的过程中，碎片进一步出现断裂和裂纹，说明淬火后的轴承钢抗冲击及振动性能较差，据电厂技术人员介绍，捞渣机内导轮在运行过程中承受一定的冲击载荷，因此也不能排除由于冲击造成套圈断裂的可能。

（5）套圈及圆柱滚子的显微组织及碳化物分布对断裂的影响

套圈及圆柱滚子的显微组织为细小结晶马氏体+隐晶马氏体+颗粒状碳化物+少量残留奥氏体，无粗大的针状马氏体，白亮区域马氏体的视场份额也在正常范围之内（在50%以内，评为3级），属于正常的淬回火组织。

非金属夹杂物及碳化物不均匀性观察发现，有较多的硫化物夹杂，滚柱的碳化物有网状分布，轴承圈的碳化物有带状分布，但均在标准允许范围之内。碳化物带状组织对轴承零件的使用性能造成不良影响，试验研究结果证明，随着碳化物带状偏析程度的加剧，淬火加热时过热敏感性增加，高低碳带之间的显微硬度差加大，接触疲劳寿命下降。套圈及滚柱中硫化物夹杂的出现较多，根据资料，近年的研究认为适量的硫化物对轴承钢寿命并无有害影响。从切削加工角度讲，适当放宽对硫的严格控制是可行的。但是，硫化物的分布与碳化物带状形貌有着共生的现象、如果有碳化物带状形貌，必然可以观察到带状分布区域存在大量的条状硫化物，夹杂沿碳化物带状方向的分布。所以，即使硫化物本身对材料性能的影响可以忽略不计，但是其对组织碳化物分布的间接影响必须予以考虑。

综上所述，失效轴承零件的组织正常，但碳化物带状分布及硫化物夹杂对套圈的断裂起到一定促进作用，但并非套圈断裂的主要原因。 3. 结论

（1）失效套圈及滚柱材质及热处理规范不明，经检查，它基本符合GCr15钢的元素成分，为淬回火状态，硬度参考JB/T 1255-2001，属于正常范围。

（2）失效套圈及滚柱组织正常，失效套圈碳化物呈带状分布，带状组织中伴随较多的硫化物夹杂，但均在GB/T 18254-2002标准允许范围之内。碳化物带状分布及硫化物夹杂会降低套圈的接触疲劳寿命，对套圈的断裂有一定的促进作用，但不是断裂的主要原因。

（3）轴承内圈与轴装配不良、轴承间隙过大可能是套圈断裂的根本原因。轴承间隙过大导致轴承内圈直接承受很大的接触应力，加速套圈的疲劳点蚀及脱落，减少套圈有效承载面积，成为套圈断裂的开裂源，最终导致套圈碎裂。同时，由于轴承钢淬火后硬而脆，也不能排除轴承在运行过程中受到异常冲击载荷导致断裂的可能性。

某电厂2号烟气脱硫系统脱硫率低的原因分析

2011年3月6日，电厂反映其2号脱硫系统脱硫率较低。广东电科院赴现场进行了分析并开展了初步的吸收塔增效剂试验，详细情况如下。 1. 脱硫系统介绍

电厂1、2号机组为600MW燃煤发电机组，配备2套石灰石－石膏湿法脱硫装置，该工程采用阿尔斯通技术，设计处理机组的全部烟气量。表1给出了主要设计参数。

表1 FGD 装置参数

序号 1 2 3 4 5 项 目 单位 数值 3FGD装置烟气处理量（BMCR） Nm/h（湿态） 2037970 3FGD装置进口烟气SO2浓度（设计煤种） mg/Nm（干态，实际氧） 1556 3FGD装置出口烟气SO2浓度（设计煤种） mg/Nm（干态，实际氧） 125 3FGD装置进口烟气粉尘浓度 mg/Nm（干态，实际氧） 166 设计脱硫效率 ％ 92 2. 情况介绍

3月7日上午，2号机组满负荷运行，原烟气SO2浓度（6%O2）在1600mg/Nm3左右，吸收塔浆液pH在5.7左右，系统脱硫率在80%左右。3月7日9:09，烟气系统的主要运行参数如表2所列。可以看出，在原烟气SO2浓度和设计值接近，pH已较高（5.75）的情况下，脱硫率仅为78%，明显低于设计值（92%）。

据电厂介绍，脱硫率明显下降是从3月3日开始的，3月3日10:03烟气系统的主要运行参数如表2所列。可以看出，脱硫率可达91%。

表2 2号脱硫系统运行主要参数

序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 参数 机组负荷 原烟气SO2/O2浓度 原烟气温度 原烟气粉尘浓度 增压风机动叶开度 吸收塔浆液pH值 吸收塔浆液密度 吸收塔液位 净烟气SO2/O2浓度 脱硫效率 3月7日9:09运行数据 608MW 1875mg/Nm/ 4% 136℃ 76mg/Nm 70% 5.75 1131kg/m 8.72m 423mg/Nm/ 3% 78% 33333月3日10:03运行数据 604MW 1207mg/Nm/ 5% 132℃ 70mg/Nm 72% 6.01 1142kg/m 8.45m 114mg/Nm/ 5% 91% 3333

电厂近期对吸收塔浆液进行了分析。吸收塔浆液中的盐酸不溶物、Cl-、F-均很低，说明进入系统的杂质不多，且废水排放充分。此外，吸收塔浆液的密度正常，亚硫酸钙含量也基本正常。存在的主要问题是由于pH较高，碳酸钙的含量较高。

对石灰石浆液进行了分析，其成分也完全正常。 3. 脱硫率低的原因分析

（1）近期脱硫率下降的原因

从3月3日开始，2号脱硫系统的脱硫率开始下降，由90%左右下降至80%左右。我们认为，3月3日前后系统的脱硫能力并未发生变化，脱硫率下降的主要原因是运行参数发生变化和燃煤有变化。

图1为3月3日全天机组负荷、原烟气SO2含量、脱硫率、pH和石灰石供浆量的趋势。可以看出，为了消化吸收塔内过量的石灰石，10时以后6个小时的时间，吸收塔基本停止了石灰石供浆。因此，13时以后，pH开始明显下降，脱硫率自然也出现下降。此外，3月6日以后燃料也有改变，烟气中SO2含量明显上升，也导致脱硫率进一步下降。

从表2中也可以明显看出运行参数和烟气参数的区别。3月3日，原烟气SO2/O2浓度为1207mg/Nm3/5%、pH高达6.01。3月7日，原烟气SO2/O2浓度明显升高至1875mg/Nm3/4%、pH降至5.75。

图1 3月3号脱硫系统主要参数

（2）2号系统脱硫能力不足的原因

从3月3日的运行参数可以看出，当原烟气SO2含量明显低于设计值且pH非常高时，脱硫率才能接近设计脱硫率。从3月7日的运行参数可以看出，当原烟气SO2含量接近设计值、pH仍比较高时，脱硫率已明显低于设计脱硫率。以上均说明，2号脱硫装置的脱硫能力已明显不足。我们认为脱硫能力不足的原因，是吸收塔喷淋系统存在问题，具体说明如下：

目前，2号吸收塔系统在吸收塔浆液密度为1132kg/m3时，A/B/C循环泵的电流分别为55A/56A/54A。而在2008年2号系统调试期间，在浆液密度维持在1070～1120kg/m3之间时，A循环泵的运行电流约为56.62～59.61A，B循环泵的运行电流约为58.82～62.86A，C循环泵的运行电流约为62.01～65.30A。

图2为离心泵的典型性能曲线，从图中可以看出，泵的流量和所需功率是成正比的。而在电压不变时，电流基本上与功率成正比，因此，目前循环泵电流明显减小，说明循环泵的流量已明显减少。图3显示了液气比与脱硫率的关系。显然，若循环泵的流量明显下降，脱硫率就会明显下降。

图2 离心泵典型性能曲线 图3 液气比与脱硫率的关系

引起循环泵流量下降可能的原因有：循环泵叶轮损坏、循环泵入口管道堵塞、循环泵出口管道堵塞等。考虑到循环泵入口没有滤网，叶轮的使用时间不长，我们认为出口管道的堵塞是最大的可能。最有可能发生堵塞的地方应为吸收塔喷淋层水平段、喷淋分支管和各喷嘴的分支段等部位，但堵塞的具体位置和原因需系统停运检查后才能掌握。 4. 吸收塔增效剂试验简介

（1）试验情况简介

3月7日，广东电科院锅炉所对2号脱硫系统进行了吸收塔增效剂的应用试验。吸收塔增效剂是从吸收塔地坑加入的，分2次加入，每次加入500kg，共加入1吨。第一次在9:20加入，第二次在10:20加入。图4为吸收塔增效剂添加前后脱硫率和pH的趋势，表3为增效剂添加前后系统主要参数的对比。从图4吸收塔增效剂添加后2号烟气系统运行情况和表3可以看出，增效剂对系统脱硫能力的提升作用明显，在系统其它参数基本相同的情况下，脱硫率由不到80%提升至90%以上，其中最大提升了16个百分点。

（2）增效剂应用对脱硫系统的影响

目前，由广东电科院开发的吸收塔增效剂（Ι型）已在瑞明、韶关、湛江电厂进行了试用。对系统的影响主要表现在以下几方面：

1）明显提高系统的脱硫能力

几个电厂的应用均表明，吸收塔增效剂可以明显提高系统的脱硫能力，其能力的提升至少和增加1层喷淋层相当。

图4 吸收塔增效剂添加前后脱硫率和pH趋势 表3 吸收塔增效剂添加前后系统主要参数对比

序号 参 数 增效剂添加前3月7日9:09运行数据

增效剂添加后3月7日10:23运行数据 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 机组负荷 原烟气SO2/O2浓度 原烟气温度 原烟气粉尘浓度 增压风机动叶开度 吸收塔浆液pH值 吸收塔浆液密度 吸收塔液位 净烟气SO2/O2浓度 脱硫效率 608MW 1875mg/Nm/ 4% 136℃ 76mg/Nm 70% 5.75 1131kg/m 8.72m 423mg/Nm/ 3% 78% 3333605MW 1815mg/Nm/ 4% 139℃ 74mg/Nm 70% 5.80 1009kg/m 8.78m 137mg/Nm/ 4% 92% 33332）不利的影响

不利的影响主要表现在对废水的品质有影响。其次，当吸收塔浆液的杂质很多时，可能会造成吸收塔浆液起泡。 5. 结论与建议

（1）结论

2号脱硫系统脱硫能力下降的原因是3台循环泵的流量均有明显的减少，循环泵流量减少的原因很可能是出口管系存在堵塞。

（2）建议

1）控制燃煤的硫含量

目前脱硫系统能适应的燃煤硫含量约为0.5%。若使用添加剂，系统能适应的燃煤硫含量约为0.9%。

2）合理控制运行参数

在系统脱硫能力不足的情况下，平衡脱硫效果和系统可靠性成为两难的选择。若要提高脱硫率，势必会造成吸收塔浆液成分的恶化，易导致除雾器或GGH出现堵塞。反之则脱硫效果不理想。折衷的建议如下：控制吸收塔浆液pH在6以内，控制吸收塔浆液碳酸钙含量在5%左右。

3）进一步优化运行

目前情况下，对系统的运行提出了更高的要求，建议：实现石灰石供浆的自动控制，仍采用间歇供浆的方法，但每次pH的升幅只能是0.1。即使是运行人员手动控制，也必须遵守每次pH的升幅不超过0.1；对石灰石供浆密度进行分析（长远应增加在线密度测量）。运行人员应掌握不同工况时所需石灰石供浆量的计算方法，当发现实际供浆量与

预期明显不符时（尤其是实际供浆量明显高于理论值时）应及时查找原因并做相应调整（无论供浆是在自动还是手动状态）。

4）进一步加强设备的维护

目前情况下，对系统（包括电除尘器）的维护提出了更高的要求，如设备的缺陷（如除雾器冲洗水阀故障、GGH吹灰器故障、电除尘器故障、工艺水阀门内漏等）无法得到及时处理，势必会严重影响系统的可靠运行。

5）可考虑进一步开展脱硫添加剂的应用试验。

某电力有限公司2号锅炉A磨爆燃调查分析

1. 事件经过

2011年3月29日上午8：00， 2号机组负荷270MW，目标负荷300MW，升负荷过程中，四套制粉系统同时运行，引风机动叶74％开度（最大限制开度75％），脱硫增压风机动叶全开，准备停A制粉系统。

08：00：30开始减2号炉A给煤机转速，同时逐渐关闭热风门、打开冷风门，08：00：32冷风门开至100％，08：00：34热风门关到0位，08：00：41停运给煤机开始抽粉，此时磨煤机出口温度65.7℃，随后该温度逐渐下降，最低至63℃，然后又突然在35s内上升至85℃，之后又下降至70℃，接着快速上升，在1分多钟内最高上升至260℃，之后下降至230℃，又上升。

8：07在242℃左右，2号炉A制粉系统停运抽粉过程中突然爆燃，现场传来响声，立即停止运行，停运输粉机。检查其粗、细粉分离器、磨煤机入口等多个防爆门爆开，粗粉分离器及细粉分离器内部均有积粉自燃，零米磨煤机间电动葫芦架上有积粉自燃，联系消防队灭火，通知检修卡死细粉分离器下粉锁气器，打开输粉机检查孔检查，未发现异常。汇报有关领导，将A给煤机、磨煤机、排粉机、零米电动葫芦拉电。11：00经处理后，详细检查A制粉系统各部分无积粉自燃现象，输粉机正常，重新启动输粉机运行。 2. 检查情况

（1）现场检查情况

粗、细粉分离器、磨煤机及排粉机等17个防爆门破裂，右侧木块分离器检查孔板

烧焦变形。

（2）运行检查情况 1）煤样化验检查

事件发生后，检查2号锅炉上煤方案为：28日21：20，2号锅炉上煤为[Q=5247/S=1.10%/V=30.26%][40--100]与混煤[Q=4845/S=0.42%/V=25.22%]按照1：1配比混上；29日6：05，2号炉上煤方案为神混3[Q=4768/S=0.59%/V=28.13%]与平一[Q=5065/S=1.04%/V=29.36%]按照1：1配比混上。

运行部对当时2号锅炉A制粉系统在给煤机部位取煤样的化验结果为：应用基低位发热量Qnet,ar=4706kcal/kg，分析基挥发分Vad=25.00%。实际煤质在要求范围内，但与上煤方案不符。

2）运行操作检查

通过A制粉系统停运过程的历史追忆记录，调查制粉系统积粉自燃情况，主要过程补充如下：

7：52，打开磨煤机入口冷风门在52%开度左右，磨煤机入口风温度下降；8：00，停止给煤机，此时磨煤机入口风温为147.7℃，全关磨煤机入口热风门，全开磨煤机入口冷风门，磨煤机出口温度由66℃逐渐下降到最低63℃。

从A制粉系统停运过程曲线图中可以看出，在A制粉系统停运过程中，磨煤机出口温度和各段压力都出现过两次异常上升和波动的问题，其中，8:01，A制粉系统各段压力异常上升，主要情况如下：

8:01:46，磨煤机入口风压从-1050Pa突升至最高+3.58Pa(顶表)，并持续异常大幅度波动；

8:01:46，磨煤机出口风压从-3016Pa突升至-2586Pa，并持续异常大幅度波动； 8:01:47，粗粉分离器出口风压从-4855Pa突升至-2955Pa，并持续异常大幅度波动； 8:01:47，排粉机入口风压从-6035Pa突升至-3978Pa，并持续异常大幅度波动； 8:02:08，A制粉系统各段负压逐渐恢复正常，但磨煤机出口温度由63℃开始上升，于8:03:32最高上升到84.8℃的最高值，随后逐渐下降，排粉机入口温度保持在65℃，无异常升高。

8:04，A制粉系统各段压力第二次异常突升，压力突变主要情况如下：

8:04:20，磨煤机出口压力由-3015Pa突升至-1743Pa，并持续异常大幅度波动； 8:04:21，磨煤机入口压力由-1050Pa突升至-314Pa，并持续异常大幅度波动；

8:04:21，排粉机入口压力由-7999P突升至-3914Pa，并持续异常大幅度波动； 8:04:21，粗粉分离器出口压力由-6037Pa突升至-3609Pa，并持续异常大幅度波动； 8:04:30，磨煤机出口温度开始由70℃再次上升，8:06:24磨煤机出口温度最高达到261℃的最高值；8:05排粉机入口温度开始升高（之前基本稳定不变）。

8:06，A制粉系统各段压力第三次异常突升，压力突变主要情况如下：

8:06:51，磨煤机出口压力由-3015Pa突升至-48Pa；8:06:51，磨煤机入口压力由-1049Pa（顶表）突升至-0.6Pa；

8:06:51，粗粉分离器出口压力由-5225Pa突升至+240Pa； 8:06:52，排粉机入口压力由-6395Pa突升至-60Pa；

与此同时，A制粉系统发生爆燃，8:07:23，运行紧急停运磨煤机、排粉风机。 3. 自燃起源的调查

（1）A制粉系统自燃起源分析

A制粉系统从停运过程到爆燃时，主要有以下特点：

1）各段压力先后两次持续异常波动，时间约6min，有一定的持续过程； 2）制粉系统第一次发生各段压力异常突升和波动时，磨煤机出口温度明显上升，超过停运抽粉要求的温度，但排粉机入口温度基本保持不变；

3）制粉系统第二次发生各段压力异常突升和波动时，磨煤机出口温度迅速上升，排粉机入口温度滞后30s才开始上升，而且上升幅度比磨煤机出口温度小；

根据以上几个现象，初步分析如下：

1）2号炉A制粉系统在停运过程中存在着火源，但着火初期并不稳定，导致磨煤机第一次发生各段压力异常突升和波动后，又逐渐恢复正常，随后再发生第二次制粉系统各段压力异常突升和波动，并最终引起爆燃。

2）磨煤机第一次发生各段压力异常突升和波动时，发生在刚停给煤机不久，此时磨煤机出口煤粉浓度高，未达到爆炸浓度，因此未能形成爆燃；

3）此次爆燃发生在制粉系统抽粉6min以后，而且磨煤机出口温度已急剧上升到最高261℃，说明磨煤机内的余煤爆炸性不强，只在煤粉浓度达到爆炸浓度且煤粉已着火到一定程度后才发生爆燃。

4）制粉系统第一次发生各段压力异常突升并持续一段时间，此时磨煤机出口温度异常升高，但排粉机入口温度保持稳定；第二次出现各段压力异常突升时，同样是磨煤机出口温度迅速上升，排粉机入口温度滞后并上升缓慢，说明A制粉系统着火源在磨煤

机出口温度测点附近。

（2）A制粉系统自燃起源现场检查

对A磨煤机出口温度测点附近检查，发现磨煤机出口温度测点上方右侧木块分离器检查门有明显着过火的痕迹，外表面油漆鼓起、烧焦、变形，说明右侧木块分离器内部已持续着火一段时间，见图1；打开右侧木块分离器检查，内部有已经着过火的木块和焦碳，说明内部的木块和煤粉均已着火并持续燃烧，见图1和图2。

图1 A磨右侧木块分离器检查门烧损 图2 A磨右侧木块分离器内部煤粉烧过后的焦碳

扩大检查范围，对A磨煤机出口温度测点下方管段进行内部检查，A磨煤机出口料斗和防爆门附近上升直管段均有磨损积粉点，但均未发现明显着火的痕迹；磨煤机出口温度侧点周围没有发现磨损穿孔积粉点。

在右侧木块分离器下部挡板门接口与磨煤机出口温度侧点之间的管壁，发现有明显着过火的痕迹，贴壁的煤粉已烧成灰白颜色，与周围其他管壁的颜色明显不一致。由于磨煤机出口管内部条件恶劣，拍照距离远，未能拍出清晰的照片。初步分析该部位有火的主要原因是：右侧木块分离器格栅被木块等杂物堵塞后，由于磨煤机出口煤粉气流往上快速流动，在木块分离器下部挡板门的接口处形成局部回流（或类似抽真空原理），接口下方贴壁处的气流往下冲刷，木块分离器格栅着火产生的部分高温烟气随之贴壁往下流动（见图3），使该处贴壁的煤粉受高温烘烤变成灰白颜色。

由于A制粉系统发生爆燃后，在磨煤机出口木块分离器附近参数如磨煤机出口温度迅速下降，磨煤机出口压力不再异常波动；另外，由于制粉系统爆燃后紧急停运排粉机，右侧木块分离器下挡板接口不可能再形成局部回流区，因此，可以判断木块分离器内部格栅的着火时间，发生在制粉系统爆燃前的异常运行工况期间。

另外，由于A制粉系统给煤机刚停运不到2min，就发生磨煤机出口温度异常升高的情况，而磨煤机出口温度测点，距离右侧木块分离器格栅下方约1.5米远，说明在给煤机停运前，木块分离器格栅的积粉、木块已开始暗燃。

图3 A磨煤机右侧木块分离器下部挡板门接口形成回流示意图

查找A制粉系统启停记录和右侧木块分离器的清理记录，28日15：00启动A制粉系统，23：30停运A制粉系统，29日7：00才启动A制粉系统，8：00停运A制粉系统。期间一直没有清理木块分离器和粉筛的记录。

综合以上调查情况分析，A制粉系统爆燃的主要过程如下：

2号锅炉A制粉系统在运行中，右侧木块分离器格栅被木块和杂物堵塞，造成积粉且未及时发现和清理，积粉发生自燃后引燃木块等易燃物，形成稳定着火源，由于实际上煤的煤质爆炸性不强，制粉系统各段压力和温度先后异常波动两次，但运行人员未能及时发现和作紧急停运处理，导致A制粉系统停运过程中，风粉混合气流中的煤粉浓度不断降低，达到爆炸浓度后，由稳定着火源引燃爆燃。 4. 2A制粉系统爆燃原因分析

（1）采用中储式制粉系统磨制烟煤，是导致制粉系统容易爆燃的设备原因。中储式制粉系统设备复杂，可能存在的积粉点部位多，难以完全消除，而烟煤积粉时容易发生自燃，导致制粉系统容易爆燃。根据制粉系统选型规范和防爆要求，燃煤挥发份Vdaf>25%时不宜采用中储式制粉系统，根据化验结果分析，本次来煤挥发份Vdaf已大于25%，因此容易发生爆燃事件。

（2）2号炉A制粉系统木块分离器格栅堵塞积粉未及时清理，是导致积粉自燃着火的主要原因。木块分离器格栅木块和杂物逐渐积累后，容易发生堵塞，造成积粉，如不及时清理，长期积粉自燃造成温度逐渐升高着火，并引燃木块和塑料块等易燃物，产生稳定的着火源，在停止制粉系统过程中，煤粉浓度满足爆炸条件，发生爆燃。

（3）2号炉A制系统在停运过程中，风粉混合物达到爆炸浓度，是制粉系统容易发生爆燃的主要原因。制粉系统在停运过程中，煤粉浓度逐渐降低，达到爆炸浓度，当系统内有火源时，就容易发生爆燃。

（4）运行操作不当，是导致2号炉A制粉系统爆燃的主要操作原因。制粉系统运行中未及时清理木块分离器，制粉系统停运过程中，曾先后两次出现各段压力、磨煤机出口温度明显异常升高，但运行人员都没有及时发现，未能及时作紧急停运处理，最终导致制粉系统发生爆燃事件。

某水电厂4号机断路器短路事故分析

2011年4月11日16时41分，某水电厂4号发电机进行空载升压，发电机出口804号断路器在分闸位置。16时43分，发电机的机端电压已经有12.7kV，这时804号断路器本体靠发电机端发生A、C相间短路。事故20ms后，发电机、变压器差动保护动作，切除故障。事故原因不清。电厂要求广东院高压所派技术人员进行调查分析。

4号发电机断路器是ABB（意大利）公司1998年产品，1999年9月15日投入运行，主要技术参数为：型号HG12，额定电压17.5kV（使用电压12.7kV），额定电流6300A，额定开断短路电流50kA。

事故现场发现A、C相事故短路点有一条浅浅的痕迹，沿着表示相别的标示纸贯穿相对地之间，见图1和图2。在断路器B相发现表示相别的标示纸有些透明的窟窿，这些窟窿有可能是电腐蚀造成的，见图3。电厂人员原来认为这些标示纸都是薄膜，应该是绝缘的，但也没有任何依据。现场拿了一张新的标示纸撕开，看见胶粘纸内有银白物质，类似铝薄，见图4。

图1 断路器A相相对地短路点 图2 断路器B相相对地短路点

图3 断路器B相表示相别的标示纸 图4 断路器表示相别的标示纸的反面

为了鉴定这些标示纸的绝缘水平，拿了一张新的标示纸进行绝缘耐压试验。当电压加到3kV时标示纸开始爬电，7.6kV时开始着火。又在断路器的B相进行耐压试验（还贴着原来的标示纸），当电压升到8kV（运行电压是7.96kV）时标示纸开始爬电。贴在断路器的标示纸的上部和下部有一点绝缘距离，所以爬电电压比较高。

经现场现察和试验分析，确定事故原因是贴表示相别的标示纸引起的。该标示纸不是绝缘物体，却贴在主绝缘筒上，造成主绝缘筒的爬电距离不足，引起表面爬电闪络。据了解该断路器的标示纸已经运行了3个月。

在事故分析会上电科院提出3点意见供电厂参考： （1）应举一反三，检查所有标示纸的位置是否合适。

试验证实，该类标示纸不是绝缘物体，使用时应注意安全距离和对原来电场的影响。我们发现2号发电机的断路器也是这样贴法。该发电机组正在检修没有投入运行,如图5所示。有些干式厂用变的带电部分也悬挂这类标示纸，要仔细分析，最好取掉，如图6所示。

图5 2号发电机断路器A相表示相别的标示纸 图6 2号机励磁变的高电端也悬挂了标示纸

（2）该型断路器绝缘表面距离较短

虽然该断路器已经运行10多年，但该型断路器绝缘表面距离只有200mm，现在电网公司规定的10kV开关柜的有机绝缘表面爬距大于230mm。所以在污秽和潮湿条件下，该断路器表面爬距是不够的，要加强运行中的监视和加装驱湿器。

（3）增加故障录波器的测量

这次故障录波图没有发现发电机中性点的电压和电流波形，建议增加发电机中性点的电压和电流波形，以便分析发电机单相接地的状况。

某电厂1号机组振动异常分析

1. 概述

某电厂1号机组于2010年10月5日投产，在4个月的运行中，经历几次启停，机组振动等参数基本正常，目前机组带满负荷稳定运行。但在最近1个月的运行及停机过程中，存在两种振动异常现象，一是满负荷工况下机组1号瓦轴振波动大，二是机组在滑停惰走过程中轴系各瓦过临界轴振大。受电厂委托，2011年3月广东电网公司电力科学研究院派振动技术人员，对该异常问题进行监督分析。 2. 轴系结构及振动测量系统

机组轴系结构如图1所示，汽轮机的四根转子由5个轴承支撑，发电转子由两个轴承支撑。高压缸轴承为椭圆轴承，安装在球形座上；低压转子为改良的椭圆形轴承，安装在圆柱形壳内。转子端部汽封形式为：低压转子为相对的平齿汽封，中压转子为交替安装的高低齿迷宫式汽封，高压转子进汽端为平齿和高低齿的汽封，排汽端为平齿和斜齿汽封；所有转子叶顶均采用迷宫式汽封。机组采用全周进汽方式。

机组振动测量系统为MMS600系统，见表1；同时配置北京华科同安的TDM系统。机组轴系设计临界转速见表2。

HP 1 2 IP 3 LP1 4 LP2 5 6 G 7 EX 8 图1 轴系结构简图

表1 MMS600系统及其配置

轴承 类别 轴振X/Y 瓦振 键相 定值 1 2 45L/R 3 45L/R 4 45L/R 5 45L/R 6 45L/R 7 45L/R 8 45L/R 安装角 45L/R 说 明 传感器为PR6423型，灵敏度为8V/mm，DCS显示为单峰值的矢量合成 安装角 双45R 双45R 双45R 双45R 双45R 双135L 双135L 45L/R 说 明 传感器为PR9268/601，灵敏度为22mV/mm/s，DCS显示为有效值 跳机 报警 安装在2瓦处的右水平位置，从机头看发电机，机组顺时针旋转 采用瓦振，1-5号轴承11.8mm/s，6-8号轴承14.7mm/s，二取二 瓦振1-8轴承9.3mm/s，轴振仅报警，单峰80微米H和130微米HH。 表2 轴系临界转速

一阶r/min 轴系 2640 1920 1200 1320 720 Hz 轴段 3240 2100 1320 1320 720 二阶r/min 轴系 7860 5460 3480 3660 2040 轴段 10620 6840 4200 4200 2520 项目 高压转子 中压转子 低压转子I 低压转子II 发电机转子 机组轴系扭振频率 14，22，31，62，66，136，146 3. 机组振动异常情况

（1）满负荷工况1瓦轴振波动情况

机组在满负荷工况下，1号瓦轴振存在波动现象，单峰值从50～100μm左右，瓦振波动幅度较小，其它各瓦的波动幅度也较小，如图2所示。从TDM系统分析可知，振动波动主要是工频成分，伴随明显的低频成分，见图3。查看DCS系统历史数据发现，从机组调试投运初期开始，1号瓦轴振就存在随负荷变化明显的现象，波动幅度30～130μm不等，频度相对要低。同时，查看满负荷工况下，1号瓦的润滑油回油温度在7个轴承中最低，仅59.7℃，比温度第二低的5瓦还低7℃。

图2 1瓦轴振和瓦振波动现象

（2）停机惰走过临界振动大情况

机组在停机惰走过临界点的过程中，轴系振动存在明显峰值。在转速2600r/min、1200～700r/min范围、630r/min等均存在峰值。在1月26日、2月11日和2月20日三次滑停惰走时，轴系3-6号瓦轴振均在1200～700r/min出现大振动峰值。尤其是2月11日的停机，振动最大，达250μm，图4所示。

为了分析机组振动过临界点振动突然变化的原因，查看了TDM数据，发现在振动达到峰值区域，振动主要为工频成分；同时，查阅机组DCS数据，将前几次停机时的轴系振动变化一一列出，发现机组在停机惰走过程都存在2600r/min、1200r/min、940r/min左右的振动峰值，瓦振和轴振均呈现该特征。只不过前几次停机过程振动幅值没有最近三次滑停时的大，详见表3所示。由于在启动时升速率自动为600r/min/min，启动升速过程基本上看不到临界振动峰值，即使有也很小，因此，没有对启动升速过程振动对比分析。

图3 1瓦振动轨迹、波形及频谱

图4 2月11日停机过程振动曲线

4. 机组振动特征分析

（1）1号瓦轴振满负荷波动特征及原因分析

表3 机组几次停机惰走过程振动峰值情况

序号 1 2 3 4 5 6 7 8 打闸停机时刻 惰走至600r/min 时间（时长） 轴系峰值对应转速及最大轴振 1184/1000 60@3瓦@1000 2593/1173/940 109@4瓦@940 2593/1166/940 109@6瓦@2593 2640/1168/1000/940 131@1瓦@2640 2620/1172 106@1瓦@2620 2575/1172 124@6瓦@2572 备 注 机组首次冲转停机 机组未并网，跳机 19:52机组首次带1000MW，DCS跳机 984MW甩100%负荷试验后停机 228MW跳机 610MW跳机 2010.09.18 11:18:34（18min） 11:00:50 2010.09.24 06:35:34（20min） 06:15:28 2010.09.25 20:16:54（20min） 19:56:38 2010.10.05 23:48:40（28min） 23:20:52 2010.10.14 12:30:33（27min） 12:03:12 2010.10.20 21:02:02（28min） 20:34:42 2010.10.26 2570/1170/900/720/630 12:32:57 500MW 13:10:16（37min） 12:33:35 123um@4瓦@1170 12:33:35 102MW跳机 2010.11.05 05:09:18 至560r/min近37min 无数据 2630/1164/940/630 164um@5瓦@1164 2579/1164/921/890 250um@5瓦@921 2579/1156/921/890 200um@5瓦@1156 滑停，宽转速区域振动大问题显现，轴封蒸汽失去 滑停，宽转速区域振动最大，轴封蒸汽变化，引起摩擦 滑停，宽转速区域振动最大，轴封蒸汽变化，引起摩擦 9 2011.01.26 22:00:26（26min） 21:34:23 2011.02.11 04:12:24（32min） 03:40:32 2011.02.20 20:56:32（27min） 20:29:38 10 11 1）1号瓦振动波动特征

a）1号瓦轴振在低负荷工况下比较稳定，高负荷特别是满负荷工况波动较大。负荷变化，容易诱发轴振波动。

b）1号瓦轴振波动幅度较大，主要是1Y方向，1X轴振和瓦振也有波动，但幅值较小。

c）1号瓦轴心轨迹呈扁锤形。

d）除1号瓦外，其它各瓦在包括满负荷工况在内的所有稳定工况下，振动稳定，合格。

e）1号瓦轴振波动现象由来已久，从基建调试期起就一直存在，它与轴系结构有关。 2）1号瓦振动波动原因分析

a）结合其它参数来看，由振动测量系统本身的干扰或测量不准导致的可能性不大。 b）在同样的激振力下，1Y轴振比1X大得多，可能原因之一在于1号轴承在Y方向和X方向的动刚度不一致，即Y方向刚度弱、X方向刚度强有关。根据滑动轴承油膜与转轴旋转方向的关系分析，Y方向的油膜最薄，油膜刚度应比X方向要强。因此，有可能是轴承瓦块支撑刚度存在差异。

c）在同样的激振力下，1Y轴振比1X大得多，可能原因之二在于椭圆瓦在这两个方向的间隙不一样，活动约束不同，即Y方向间隙大，转轴活动空间大、X方向间隙小，转轴活动空间小。

d）1号瓦振动波动的诱因在于高压蒸汽的汽流激振。由于该型机组机头没有设计常规的主油泵轴，1瓦处转轴小而轻，如果承载较轻的话，轴瓦抵抗扰动能力差，很容易被激起振动，再加上前面2条原因，则极易导致振动反复波动。

e）运行一段时间后，同样工况下振动波动频率加大，表明轴瓦抗扰动能力进一步变弱。

（2）停机惰走过临界振动大特征及原因分析 1）停机惰走过临界振动特征

a）由表2的临界转速值可知，机组在720r/min、840r/min、1200r/min、1320r/min、2600r/min等转速附近，均存在临界转速区。在每次停机过程中，不论轴振和瓦振，均存在振动峰值。

b）据了解，国内几个西门子该型机组在停机惰走过程中均存在临界振动峰值现象。 c）机组定速空载、带负荷过程及满负荷状态下，机组轴系振动存在波动，但一旦

稳定，轴系即振动稳定，且不超过60微米。

d）最近三次机组滑停，在解列打闸时刻，轴封蒸汽压力和温度变化相对较大，虽停机时轴系振动与以前一样，但在降速过临界特别是1200～700r/min转速区域时，振动异常变大，振动主要是工频成分。

e）停机后再启动，并网带满负荷，机组振动基本能恢复到以前的水平。 2）降速过临界振动变大原因分析

a）机组过临界时，振动存在峰值，属正常现象。根据转子动力学知识，不论转子制造时平衡质量多好，都会存在残余质量不平衡激振力，进而在临界转速区域激发共振；不平衡质量越小、支承系统刚度越大、阻尼越大，则共振峰值就越小越缓。正因为如此，在汽轮机启动说明书中也明确指出，机组启动时要快速通过这些转速区域，避免共振。机组启动通过提高升速率可以避开临界转速振动共振的影响，但在停机过程中，由于转子处于自由惰走状态，在降速通过这些转速区域时，就会出现明显的共振峰值。每次停机过程的降速BODE图中均有该现象。

b）降速过临界振动异常变大，再次开机振动又能恢复，表明机组在热态停机前存在临时热弯曲。前三次机组解列打闸前，轴系振动并没有异常增大，表明在这个时刻以前，轴系的临时热弯曲变形影响尚不明显。

c）对比最近三次机组停机方式与此前停机方式分析，最近三次均是滑停，在滑停过程中，轴封蒸汽参数变化较大，特别是压力。由于本型机组低压轴封设计为平齿汽封，以前的运行中，曾多次发生因轴封蒸汽温度、压力突变促发转子轴封动静摩擦，进而导致低压转子振动增大的现象，因此怀疑这最近三次停机过程中，均可能因为轴封蒸汽参数的变化，导致机组在停机前或停机过程中发生动静摩擦，摩擦使转子产生临时热弯曲变形，这个热弯曲与转子固有残余不平衡叠加一起，导致机组在过临界时振动被异常放大。动静摩擦程度不一样，使得每次停机过临界振动增大的幅度不同。

d）本型汽轮机轴系设计为4轴段共5个支撑，转子各轴段的动力学响应的耦合影响作用比独立双支撑转子轴段的影响要大，机组降速过临界时，轴系3-6号瓦振动均相继在1200～700r/min区域出现较大峰值，怀疑与这种轴系支撑结构设计特性有关。即只要轴系有一个轴段或轴瓦振动增大，会很快影响到其它轴瓦的振动增大。 5. 结论及建议

（1）关于1号瓦轴振波动问题

目前机组满负荷工况1号瓦的波动，属该型机组正常变化现象，运行中采取尽量放

缓机组升降负荷的速率，减弱因主蒸汽流量和压力的突然变化而激起的波动。下次有机会时建议检查：

1）检查1号瓦振动测量系统，确保测量结果正确可靠，不受干扰。

2）检查1号瓦支撑刚度情况，合理调整轴瓦间隙，在厂家指导下，尽量取小间隙值。

3）在保证瓦温不超标的前提下，适当增加1瓦标高，增大承载。 （2）关于停机惰走过临界轴振大的问题

目前，机组在正常运行工况下，除1号瓦轴振在满负荷工况会大幅波动外，其它各瓦振动合格。为了减少机组停机惰走过临界轴振异常增大的影响，建议在解列停机等操作中注意：

1）控制轴封蒸汽参数尽量平稳，切忌长时间大幅波动变化，避免产生轴封动静摩擦；研究探寻停机时,轴封蒸汽的快速平稳切换和可靠供给的运行控制方式，避免在停机阶段发生动静摩擦，导致转子临时热弯曲，诱发过临界振动增大。

2）一旦停机过程发生动静摩擦，引发临时热弯曲，建议破坏真空快速停机，减少机组在高振动值下的停留时间。

3）如通过上述措施，仍不能有效控制机组惰走过临界轴振大的问题，还可利用机会对低压转子进行精细动平衡，尽量降低轴系不平衡激振力。

4）及时与制造厂家沟通，获取厂家同类机型振动控制策略与技巧。

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1. 390H发电机及转子接地保护概述

390H发电机是与S109FA燃气-蒸汽联合循环机组配套，由EX2100静态励磁系统提供发电机励磁电流。 2. 接地保护动作经过

2011年2月27日16:03，某厂390H发电机在正常运行中突然跳机。跳机前负荷350MW，无功100MVar。

从报警信息可知：机组由于接地保护动作而跳闸，且跳闸后机组超速引起电超速保护动作，机组Trip。（如果接地保护动作，发电机开关跳闸，机组能维持3000rpm运行，

则电超速保护不动，那机组就不会Trip。）

因此，维持机组热机系统的稳定后，就地检查发电机本体及励磁系统，未见明显异常；查各故障录波器，也没有发现故障情况。

万用表测得转子正、负极对地电压均为－48V，说明发电机接地保护确已动作，并保护锁存出口状态。因此，将发电机改冷备用，继续下列检查：

（1）取下发电机集电环电刷，测转子绕组，绝缘正常。

（2）拆开转子接地保护输出电缆，单独测励磁EX2100到发电机集电环的电缆，绝缘正常。

（3）检查发电机转子交流阻抗（盘车状态下），与原始值相同（经过温度折算后）。 （4）EX2100励磁柜、各卡件、励磁变压器等检查均未见异常。 于是，将发电机改热备用，重新启动机组。

励磁系统在机组95%转速后自动起励，全速后于21:18又发生了一次瞬间接地报警，但随后即自行恢复正常。再试励磁M1、M2手动、自动及相互切换，均正常。

由于接地保护动作的原因没能找到，于是在21:39将机组停役。继续分析、查找原因。

3. 事故分析及处理的经过

电气专业人员在充分讨论后，分析了如下几种可能情况：

（1）发电机转子本体存在热态故障接地点，且要在3000rpm和带负荷工况下才能显现。

（2）EX2100的转子接地保护装置存在问题。 （3）励磁回路上（除转子本体外）存在接地现象。 因此，本着先简单后复杂的原则，首先检查了第（2）项：

复归励磁EX2100的保护，重新启动系统。用万用表测励磁正/负极对地电压正常，约48V（正/负按0.2Hz跳变）；用10kΩ电阻在正或负极持续接地30s，保护没有变化；用4.4kΩ电阻在正或负极持续接地30s，保护发接地报警，此时，正/负极对地电压为15V；用2.2kΩ电阻在正或负极持续接地30s，保护发接地报警，此时，正/负极对地电压为8.7V；用1.1kΩ电阻在正或负极持续接地30s，保护发接地跳闸报警，此时，正/负极对地电压为4.9V，且接地电阻去除后，正/负极对地电压恢复为48V，但不再按0.2Hz正/负跳变。

以上试验说明：“EX2100的转子接地保护装置”正常。

随后，又检查了第（3）项：

再次对励磁EX2100各柜进行检查，均未见异常。故进行了励磁EX2100小电流加载试验（不带发电机转子绕组，即将发电机转子集电环上的电刷全部取下，改接假负载），也正常。

因此，故障的可能性缩小到第（1）项：发电机转子本体存在热态故障接地点。 以往同类型机组发电机转子曾出现过转子绕组匝间短路、集电环负极导电螺钉烧损、发电机转子护环内有一铝钉、线槽内发现尖针状铁屑及残余物等情况，均引起接地保护动作。另外，年前某9E机组的发电机转子也发生过因线棒松动而形成热态故障接地点，经2次连续返厂检修后才彻底解决。由于现在的故障现象与上述曾出现的案例相似，所以故障焦点也集中到发电机转子本体上。

但是，发电机转子若是本体故障，需要抽转子方能处理，难度很大。而目前发电机励磁回路中，只存在瞬间的一点接地，对设备不会造成损坏，所以，准备再次启动机组，模拟当时工况进行检查、确认。

于是，恢复励磁系统，并将励磁正、负极的对地电压引入电量分析仪录波；在Mark 6中对接地保护的接地电阻测量参数也设置曲线监视。

在机组启动后，Mark 6上发现接地电阻偶有变化，且与电量分析仪录取的对地电压波形相对应，只是持续时间都在5s内，不足以引发报警或跳闸。

仔细分析波形，接地电阻大小、持续时间长短、发生间隔均没有任何规律。但励磁整个系统上，确实存在某处无规则的接地是确定的。

于是再次停机，对励磁系统进行彻查。在对励磁直流电缆用2500V摇表测量时，发现励磁集电小室内有放电声，吊开小室罩壳，发现危险气体探头接线盒下的电缆护套接头松动，护套随着机组的振动随时能碰触到正极铜排，见图1。

电缆护套 接头松动 护套碰触 正极铜排

图1 集电小室照片

故障原因的意外发现，结束了故障查找。处理也相当简单：将电缆护套接头紧固，

并用绝缘丝带捆绑固定；另外，将正极铜排用绝缘护套包裹。然后恢复系统，重新启动后，机组一切正常。 4. 总结

发电机转子接地保护是发电机的重要保护，在保护动作后，应查找原因，消除故障。但具体在查找故障原因时，应拓展思路，既借鉴已有的案例，又不受其限制；要充分利用已有的技术手段来帮助故障的分析判断。

某发电公司2号锅炉末级再热器管焊接接头失效分析

1. 概述

某发电有限公司2号锅炉于2008年12月30日安装调试后投入运行，至2011年1月底停机检修。末级再热器自机组投运以来运行正常，未出现爆管、泄漏事故。本次检修停机时逢春节，锅炉为自然冷却（缓冷），春节后开始检修。2011年3月16日水压试验中，试验压力升至3MPa左右时发现有泄漏现象。电研院及安徽电建一公司相关技术人员对末级再热器进口集箱短接管角焊缝和短接管对接焊缝进行了无损检测。

检测短接管角焊缝660条、短接管对接焊缝660条，发现短接管角焊缝开裂21个，对接焊缝开裂8个。 2. 现场检查

再热器进口集箱上短接管和再热器管的管轴线倾斜向下，裂纹均在管上部（见图1）。21个短接管与集箱连接角焊缝的开裂部位，均在角焊缝短接管侧熔合线附近，裂纹最长近2/5管周长；短接管与再热器进口管对接焊缝的开裂部位，亦在再热器进口管侧熔合线附近，裂纹最长近1/3管周长。裂纹开口间隙为外壁大。开口间隙最大部位在管上部，表1为发生泄漏区域材质明细。

a

b 角焊缝裂纹 c 对接焊缝裂纹

图1 发生泄漏位置示意图 表1 主要部件规格及材质

序号 部件名称 1 2 3 4 5 末级再热器进口集箱 末级再热器进口集箱上短接管 末级再热器进口管 规格（mm） φ63.5×4.5 φ63.5×4.0 材质 SA213T23 SA213T23 满足SA335P12 满足SA213T23

φ609.2×36.5 SA335P12 末级再热器进口集箱与短接管角焊缝 / 短接管与末级再热器进口管对接焊缝 / （1）金相检验

割取泄露位置存在裂纹的角焊缝和对接焊缝区域进行金相检验，采用4%硝酸酒精溶液腐蚀金相试样，采用Carl Zeiss Obsever Axio A1m 倒置式研究级金相显微镜观察试样显微组织。

a 泄漏部位低倍形貌 b 母材显微组织 500×

c 二次裂纹形貌

图2发生泄漏的角焊缝部位金相组织图片

图3 发生泄漏的对接焊缝部位金相组织图片

由图2和图3可知，此次发生泄漏的角焊缝和对接焊缝焊接接头中，母材非金属夹杂物评级为粗1级。母材晶粒度为6～8级，粗晶区为4～6级，焊接热影响区（粗晶区）晶粒长大明显。管子母材包括粗晶区金相组织为回火贝氏体组织，但热影响区组织较母材组织存在明显碳化物析出，并部分分布于晶界，这会导致晶界强度下降，图3（b）可见裂纹走向大部沿晶界扩展。粗晶区金相组织中晶粒内部碳化物呈明显位相分布。两处裂纹均起源于焊趾处，沿熔合线方向在粗晶区起裂，由角焊缝二次裂纹走向可以看出在应力作用下，裂纹由粗晶区向内扩展，裂纹尖端止于细晶区。

（2）显微硬度检验

采用岛津HMT-2型显微硬度计，对发生泄漏的焊接区域进行显微硬度检验，测试力为0.2kgN，结果见表2。

表2 显微硬度检验结果（单位：HV0.2）

角焊缝 母材 粗晶区 焊缝 259 258 270 265 349 326 325 330 263 268 270 269 对接焊缝 266 271 277 281 359 373 359 362 298 277 288 280 显微硬度检验结果显示粗晶区存在因碳化物二次析出而导致的晶内区域硬度升高。 （3）泄漏原因分析

此次发生的角焊缝及对接焊缝开裂失效，是由于焊接接头在运行过程中产生再热裂纹导致。T23钢材料具有一定的冷裂纹和再热裂纹倾向，特别是在环境温度低于20 ℃时施焊，结构拘束度较大且应力集中部位更容易产生冷裂纹和再热裂纹。再热裂纹通常发生在熔合线附近的粗晶区中，从焊趾部位开始，向细晶粒区发展并停止。产生原因是再加热时，第一次加热过程中过饱和固溶的碳化物再次析出，造成晶内强化，当晶界的塑性应变能力不足以承受松弛应力产生的应变时，就产生再热裂纹。另外，当焊接线能量偏大、结构拘束度大使焊接接头产生应力集中，加之如果现场焊后不能进行良好的热

处理，将进一步影响焊接应力的释放，也会导致再热裂纹的产生。

从此次发生泄漏的部位及金相组织检验结果看，发生泄漏的部位均存在较大的拘束应力，而焊缝熔合线及热影响区（粗晶区）是焊接接头的薄弱部位，就会导致焊缝在应力集中作用下产生再热裂纹，导致焊接接头发生泄漏失效。 3. 建议

（1）加强 T23管子的焊接管控，设专人进行不间断监督检查，严格按照相关焊接工艺施焊，在满足工艺要求的前提下，尽量减少焊接量输入。焊接过程中应避免未焊透、未熔合、咬边、夹渣、背面氧化严重等工艺缺陷。焊趾处应覆层或修磨使其圆滑过渡，以减少应力集中存在的条件。焊后需进行热处理并对焊口进行100%无损检测（角焊缝100%磁粉或渗透检测，对接焊缝100%射线检测）；

（2）鉴于上述锅炉泄漏发生在停炉期间，建议每次停炉均安排锅炉一次系统水压试验以避免再次启动后由于泄漏造成更大的经济损失；

（3）对未发生泄漏的角焊缝和对接焊缝进行应力状态检查，查找可能存在较大应力集中的区域，检查设备结构及悬吊系统，减小拘束及应力集中程度。

某发电机组汽轮机调门晃动原因分析与处理

1. 情况介绍

某发电有限公司2号机组采用了哈尔滨汽轮机厂提供的亚临界、一次中间再热、单轴、双缸双排汽、凝汽式N300-16.67/538/538型汽轮机，配有6个高压调门，DEH采用了新华控制工程有限公司生产的DEH-Ⅵ型汽轮机数字电液控制系统。该机组在2010年4月进行A级检修后，我院对机组高调门进行了流量特性测试，结果显示各调门流量特性良好；经调门控制参数优化整定后，机组整体流量特性具有较好的线性度，有效提高了机组的变负荷能力和一次调频效果。2011年1月初，电厂反映该机组GV4调门在近期的负荷调节过程中出现了晃动现象，导致机组负荷振荡，无法稳定控制。

为了解实际情况并查明存在问题，我院技术人员于2011年1月6日对机组进行了变负荷试验，发现当GV4调门关闭至40%左右时机组负荷突变，GV4调门指令开始出现振荡现象，如图1所示。仔细分析试验数据，发现在降负荷过程中，当GV4调门关闭至38.99%时，机组调节级压力突然大幅下降，引起负荷突变，随即GV4调门在控制回路作

用下快开，负荷回升；随着机组负荷指令的下降，当GV4调门开度指令再度下降至38.99%时，负荷再次突变；由此形成了机组负荷、GV4开度指令的振荡现象，如图2所示。 2. 原因分析及处理方法

从晃动现象推断，可能是GV4调门流量特性出现异常，导致机组负荷突变，进而引起调门晃动。为查清原因，对该机组的各高压调门进行了流量特性测试，测试结果如图3～6所示。

图1 变负荷试验过程GV4调门晃动现象 图2 变负荷试验曲线局部放大

100908070100908070

流量特性（%）流量特性（%）60504030201000102030405060708090100实际测量60504030201000102030405060708090100实际测量GV3开度指令（%）

GV4开度指令（%） 图3 GV3流量特性曲线 图4 GV4流量特性曲线

100908070100908070流量特性（%）流量特性（%）60504030201000102030405060708090100实际测量60504030201000102030405060708090100实际测量GV5开度指令（%）

GV6开度指令（%） 图5 GV5流量特性曲线 图6 GV6流量特性曲线

从测试结果中可以看到，当GV4调门的开度在26％～39％之间时，其流量特性存

在畸变情况，因此导致了GV4在负荷调节过程中机组进汽量突变，进而负荷突变的现象。调门流量的畸变特性无法通过控制参数进行修正，必须对调门设备本身进行检修才能解决根本问题。但由于2号机组正在生产运行中，无法对调门进行解体检修，因此决定采用改变阀门开启顺序的办法，来解决这一问题。

2号机组汽轮机高调门多阀方式下各调门的开启顺序为GV1/GV2、GV4、GV5、GV6、GV3，正常情况下最后一个调门基本处于关闭状态。因此，为了避免GV4参与负荷调节，DEH改用了GV1/GV2、GV6、GV5、GV3、GV4的开启顺序，同时，根据各调门的实际流量特性对控制参数进行了修改，调整后的阀门控制参数如表1所示。

表1 调整后的DEH阀门控制参数

函数 K+B K B F2 1 2 3 4 5 6 F3 1 2 3 4 5 6 7 8 9 序号 GV6 X Y X GV5 X Y GV3 Y X GV4 Y 4.91703 -200 -600 -2.5 7.5 97.5 107.5 800 0 0.49 60 81 91 95 97 99.98 100 0 0 7.5 97.5 100 100 0 12 23 29 35 41 49 99.98 100 4.91703 -300 -600 -2.5 7.5 97.5 107.5 400 0 0.49 60 80 86 93 97 99.98 100 0 0 7.5 97.5 100 100 0 14.5 25 31.5 35 40 49 99.98 100 4.91703 -400 -600 -2.5 7.5 97.5 107.5 800 0 0.49 60 77 90 94 97 99.98 100 0 0 7.5 97.5 100 100 0 10.5 22.5 28 35 41 50 99.98 100 4.91703 -500 -600 -2.5 7.5 97.5 100 400 0 0.49 55 68 78 90 96 99 100 0 0 7.5 97.5 100 100 0 13 30 38 48 58 64 70 100 采用新的阀序后，GV4基本处于关闭状态，GV6、GV5、GV3三个调门主要参与负荷调节过程，从之后的变负荷试验数据中可以看到，机组负荷控制稳定，各阀门交替区域内负荷变化连续，说明机组具有了较好的流量特性，能够保证机组的变负荷能力和一次调频性能。

某燃气机组电加热器爆破原因分析

某燃气发电厂联合循环机组的电加热器，是用于天然气燃烧前预热的换热装置，其主要技术参数见表1。处于试运行阶段的1号发电机组，按计划于某晚8点46分停机，同时操作人员判断电加热器也已停止工作。但是，晚上10点07分却发生了电加热器筒体爆破事件，同时引发天然气爆燃，所幸气源阀门已关断，因而火源在短时间内熄灭。为查找事件原因，对爆破的电加热器进行了现场检验与取样分析工作。

表1 1号机电加热器技术特性

项目 设计压力（MPa） 最高工作压力（MPa） 设计温度（℃） 最高工作温度（℃） 规格（mm） 容积（m） 总长（mm） 壳体材料 介质 额定功率（kW） 3参数 4.2 3.5 260 185 φ356×12 0.32 3910 筒体20G、封头16MnR 天然气 470

1. 试验方法与结果

（1）宏观检查

电加热器爆破的宏观形貌如图1～图3所示（图2中筒体上的方形缺口为取样部位，其形貌见图3）。爆口张开幅度较大，呈单侧撕开状，爆口边缘明显减薄，爆口附近筒体明显胀粗，爆破后电加热器筒体的外观测量数据见表2，从中可见爆口周围塑性变形量较大。爆口左右对称，其对称轴线正好与压力表接管座轴线前后重叠。断口中心位于管座角焊缝的熔合线处（见图3），该处断裂面呈楔形，即断裂面与内表面成45°左右的夹角。断口表面较为粗糙，呈褐色（氧化色）纤维状。中心区域以外的两侧断口边缘均出现收缩和拉边（即与内外表面成45°夹角的剪切唇），由此可见，该断口具有承受拉应力作用而发生韧性断裂的特征。

表2 爆破后筒体的外观测量数据

项 目 爆口尺寸 测量内容 爆口长度(mm) 爆口宽度(mm) 筒体最小壁厚(mm) 筒体壁厚变化 爆口边缘最小壁厚(mm) 断面最大收缩率(%) 端部外径(mm) 筒体外径变化 爆口末端最大外径(mm) 外径最大胀粗率(%) 测量结果 1080 860 13.5 7.5 44 φ356 φ372 4.5 检查发现，压力表接管座与筒体的连接方式为骑坐式角焊缝连接，角焊缝外观完好，断口上未见焊接缺陷，但在断口附近的筒体侧熔合线及热影响区上出现裂纹（见图3）。在对电加热单元进行宏观检查时，发现法兰上部表面油漆脱落且发蓝，下部则呈红褐色（见图4）。

B

A

C

D

图1 爆破的电加热器宏观形貌 图2 爆口的宏观形貌

E

（2）化学成分分析

图3 断口中心形貌 图4 电加热单元法兰外观形貌

对电加热器筒体取样进行化学成分分析，结果表明，筒体的化学成分符合有关标准

的技术要求。

（3）金相组织分析

在设备现场对爆破的1号电加热器筒体选取4点进行金相检验，检验结果见图5～图9，其金相组织均为铁素体＋珠光体，但各部位的组织形态出现明显差异。

在对筒体进行外径测量时，发现各部分存在不同程度的胀粗，胀粗量从爆口中心向两端逐渐递减，在A点处则几乎没有胀粗，因此认为A点处的金相组织接近于筒体的原始组织。相比之下爆口边缘B点的金相组织晶粒度明显细化，属于完全重结晶正火组织；爆口边缘E点横断面的金相组织中甚至出现了针状铁素体，局部有魏氏组织特征。二者均属于严重过热组织，表明这两部位的金相组织已发生完全相变，过热温度曾超过材料的AC3点（855℃）；爆口背面C点以及D点的金相组织中珠光体呈集群分布，组织不均匀，属于不完全重结晶组织，表明这两部位的金相组织发生了不完全相变，过热温度曾超过材料的AC1点（735℃）。金相检查还发现，爆口边缘横断面上分布有许多黑色孔洞（见图10）。

图5 A点的金相组织照片 图6 B点的金相组织照片

图7 C点的金相组织照片 图8 D点的金相组织照片

（4）硬度测试

图9 E点横截面的金相组织照片 图10 E点爆口边缘横截面的金相组织

对上述金相检验部位进行现场硬度测试，结果发现，相对于A点而言，B点的硬度值略有升高，而C、D两点的硬度值则略有降低。 2. 综合分析

（1）从爆口的宏观检查结果看，爆口处塑性变形量较大，管径明显胀粗，断口表面粗糙，具有承受拉应力作用而发生韧性断裂的特征。断口的中心位于压力表接管座角焊缝外表面的熔合线上，表明该处为裂纹的起始点。焊缝熔合线及其热影响区是筒体材料性能的薄弱部位，在拉应力作用下会优先萌生裂纹源，并在局部形成应力集中，进而裂纹加速扩展直至断裂。由于该管座与筒体的连接方式为骑坐式角焊缝连接，角焊缝外观完好，断口也未见焊接缺陷，而且该类型连接焊缝对筒体母材材质及强度的影响范围较小，因此可以排除因焊接缺陷引发筒体爆破的可能性。另外，电加热单元法兰上部表面油漆脱落且发蓝现象反映出该加热器有严重超温运行的迹象，而该法兰下部表面呈红褐色，表明上部加热温度明显高于下部。

（2）对电加热器筒体的化学成分分析结果符合有关标准的技术要求，表明没有错用材料。

（3）对电加热器筒体几处有代表性部位的金相检查结果发现其金相组织出现明显差异，这是由于筒体各处承受了不同程度的超温工况而产生的不同程度的过热组织。其中爆口中心处（筒体中间上部）所承受的过热温度最高，已超过材料的AC3点（855℃），其余受检部位（除了靠近封头部位）的过热温度也已超过材料的AC1点（735℃）。由于电加热装置是分几组控制的，因此判断在停机后，电加热装置实际上并未完全停止工作，只有其中分布在筒体下部的个别加热单元停止工作，从而导致筒体受热不均，这与法兰外观表象一致。在随后对电加热器控制保护系统的检测中证实了上述判断。

金相检查还发现爆口边缘横断面上分布有许多孔洞。分析认为工作状态下电加热器

筒壁主要承受拉应力作用，随着环境温度的升高材料的屈服强度和抗拉强度（这里指高温强度）不断下降，同时筒体内介质压力逐步上升，当拉应力超过材料的屈服强度时，在筒壁的应力集中区域内部的晶界、第二相、夹杂物等处产生微裂纹，进而微裂纹长大和串通形成孔洞，其最终发展结果将导致筒壁断裂。

（4）硬度测试结果发现，相对于A点而言，B点的硬度值略有升高，而C、D两点的硬度值则略有降低。这是由于A点组织完全相变后细晶强化的效果，而C、D两点因出现不完全相变组织使得其硬度值略有下降。

综上所述，1号机电加热器是由于短时超温运行而发生过热爆破。分析认为，在机组停机后，筒体内介质已停止流动并处于密闭状态，同时保持有工作压力，但此时由于控制保护系统存在缺陷，以至于电加热装置实际上并未完全停止工作，使得筒体内温度不断升高，而且筒体外安装有保温层也有助于筒体温度的升高（最高温度曾超过材料的AC3点855℃），同时内部介质的压力也会随之升高。随着温度的上升，筒体材料的强度不断下降，当筒壁所承受的拉应力超过材料的屈服强度甚至于抗拉强度时，在筒体温度最高区域的薄弱环节，即管座角焊缝熔合线及热影响区处优先萌生裂纹源，并在局部形成应力集中，进而在该处筒壁内部也有许多孔洞产生，随后裂纹加速扩展直至最终发生筒体爆破。

某厂3号机组全燃料丧失MFT动作分析

1. 事件经过

2011年4月29日，某厂3号机负荷280MW，机炉协调投自动，AGC未投。14时52分19秒，3号D磨一次风流量低，导致3号D磨跳闸，14时52分26秒，3号E磨一次风流量低，造成3号E磨跳闸，14时52分27秒，因3号B、3号A磨一次风流量低，造成3号B、3号A磨相继跳闸。进而3号炉因全燃料丧失MFT动作跳闸。 2. 分析及处理

当时机组运行稳定，事后通过查看历史曲线发现，当时燃油泵管路空管启动后，引起3号炉燃油进油流量异常增大（0到37t/h），而同时3号炉燃油回油流量仍为0，计算出3号炉燃油进油流量突然增加了37 t/h，而实际入炉油量为0。锅炉燃料指令未变，燃油量突增37t/h，折算出瞬时减少了给煤量80t/h。由于磨煤机热一次风门关小，导

致一次风压突变，一次风机动叶开度指令突然减少。由于两台一次风机出力不一致，一次风机发生失速，3A一次风机电流增大，而3B一次风机电流减少。最终各台磨煤机实际一次风量减小，造成D，E，B，A磨煤机短时间内相继跳闸。全燃料丧失引起锅炉MFT动作。

图1 计算燃油量增大后，煤量指令下降，磨热风挡板指令下降

图2 热一次风母管压力增大，风机动叶开度指令下降， 3A/3B一次风机电流变化

3. 防范措施

（1）目前暂时将油量变化置零。 （2）讨论一次风机失速防范措施。

（3）联系电试院专业人员，讨论完善3号炉燃料量计算回路，确保燃料量计算值准确可靠。

本文来源：https://www.bwwdw.com/article/xpkp.html