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电力安全生产信息汇编2010年第7期（总第72期）浙江省电力试验研究院汇编内部交流一、电厂部分关于某电厂锅炉满负荷运行时运行氧量偏低问题的分析某电厂锅炉烟气两侧温度偏差大原因分析50MW汽轮机叶片断裂的原因分析及修复660MW超超临界机组主汽温波动原因分析及探讨汽轮机跳闸故障的分析及建议660MW超临界压力直流锅炉再热汽温偏差大原因分析及调整黑龙江院信息几篇二、供电部分某500kV变电站1号主变跳闸原因分析某供电局110kV马平牵Ⅰ线避雷线发热问题调查某500kV变电站2号主变A相油中氢气异常增长的分析某500kV变电站HGIS故障分析开关类设备孔销配合异常潜伏性故障分析某330kV变电站330kVHGIS33521C相刀闸气室潜伏性故障分析绝缘润滑脂涂覆过量潜伏性故障分析电力安全生产信息汇编2010年第7期1一、电厂部分关于某电厂锅炉满负荷运行时运行氧量偏低问题的分析某电厂4台机组锅炉满负荷运行时，运行氧量无法提高到设计值。受电厂邀请，电科院派锅炉专业人员与6月18日～21日，对4台锅炉的运行情况进行了解分析，并对有关参数进行了测试。1.运行情况了解现场查阅运行情况，主要有关参数如表1。表1有关运行数据机组负荷MW省煤器出口氧量%排烟氧量%引风机出口烟气温度℃增压风机入口压力Pa增压风机挡板开度%增压风机电流A引风机入口烟压Pa引风机挡板开度%1号2800.14/04.6145375100223约-2300小于702号3000.68/0.974.4132-14584193约-3600713号2701.73/1.225152430100193约-2300小于704号3001.61/1.625150348100208约-2300小于70备注记录时，环境温度约为38.5℃；对于2号锅炉，继续增加送风，当引风开度达到上限78%左右时，能将氧量提升到1.8%左右，此时实际就地测量氧量在2.3%～2.5%左右；从表中数据可以看出：（1）3台锅炉DCS显示运行氧量均在2%以下，1号炉昀低，基本为0。（2）1、3、4号机组增压风机调节挡板已经全开，且入口烟气压力已经达到300Pa以上（正常运行情况下，一般要求维持微负压），已经没有任何调节余量。（3）1、3、4号锅炉引风机开度均在70%以下，目前还有调节余量。（4）2号锅炉引风机入口烟气负压比其它几台机组要高出1300Pa以上，说明2号机组风烟系统阻力远大于其它机组；（5）2号锅炉排烟温度相对其它机组要低。（6）4台机组虽然增压风机型号一致，但是工作状况差异较大，动叶全开情况下，电流差别加大。据电厂反应，增压风机动叶磨损较厉害，因此每台风机动叶情况不一致，导致电流差异大。（7）送风机还有足够调节余量，在表中没有列出。电力安全生产信息汇编2010年第7期2（8）2号锅炉引风机由于开度大于78%时工作不稳定，目前上限设定为78%。2.对参数的调整及比对测试（1）1号锅炉DCS显示氧量与空预器入口实测值比对就地对空预器入口烟气O2及CO进行测量，结果见表2，表3。由表中数据可以看出：277MW负荷时，1号锅炉严重缺氧燃烧，A侧空预器入口出CO含量已经在20000ppm（即2%）以上，B侧达15000ppm以上，这种运行方式存在极大的安全隐患，如尾部烟道二次燃烧、积灰，锅炉水冷壁高温腐蚀等；且化学不完全燃烧损失极大，锅炉效率低。虽然就地实际测量空预器入口出氧量为0.7%左右，比表盘显示的0.14%要高，但是实际在如此低氧量即高CO情况下，氧量计的测量是存在偏差的。250MW测试时，实际就地氧量测量在2.0%以上，比DCS高约0.7%～0.9%左右。该工况下，风机出力可以满足将实际运行氧量提高到2.5%以上。表2277MW工况下DCS氧量与就地实测对比表3250MW工况下DCS氧量与就地实测对1号炉（负荷250MW）A侧O2(%)A侧CO(ppm)B侧O2(%)B侧CO(ppm)实测值约2.0约20ppm约2.2约18ppm表盘值0.901.5（2）2号锅炉DCS显示氧量与就地实测值比对及调整对2号锅炉就地空预器入口氧量进行实测，与DCS显示值对比见表4，二者也存在一定偏差。对2号锅炉增加送风量，提高氧量，当引风机开度达到78%时，增压风机开度87%左右，锅炉表盘显示氧量约1.8%，就地实际测量2.4%～2.5%左右，CO基本为0。表42号锅炉DCS氧量与空预器入口实测对比1号炉（负荷277MW）A侧O2(%)A侧CO(ppm)B侧O2(%)B侧CO(ppm)10.7254300.518442211843111333430.4210400.615471平均0.721633.6670.715749表盘值00.142号炉（300MW）A侧O2(%)B侧O2(%)实测值2.81.51表盘值1.82.4电力安全生产信息汇编2010年第7期3（3）3号锅炉DCS显示氧量与空预器入口实测值比对对3号锅炉空预器入口进行氧量实测及CO排放测量，结果见表5。3号锅炉缺氧情况不严重，实测A侧氧量约2.4%，比DCS高约0.5%，B侧实测氧量约1.9%，与DCS显示相近。表53号锅炉DCS氧量与空预器入口实测对比3号炉（负荷270MW）A侧O2(%)A侧CO(ppm)B侧O2(%)B侧CO(ppm)12.5142.31322151.33432.9142.224平均2.466666714.3333331.933333323.666667表盘值1.94/1.99/（4）4号锅炉DCS显示氧量与空预器入口实测值比对300MW工况下，实测空预器入口氧量及CO，与DCS显示值比对见表6。从表6中数据可以看出，4号锅炉也存在一定程度的缺氧燃烧，空预器入口CO昀高也到达1000ppm以上。表64号锅炉DCS氧量与空预器入口实测对比4号炉（300MW）A侧O2(%)A侧CO(ppm)CO昀高(ppm)B侧O2(%)B侧CO(ppm)CO昀高(ppm)11.63204101.335053021.73404901.33605003170011001600900平均1.4333333453.33333/1.2436.66667/表盘值1.25//2.21//3.原因分析从运行数据分析来看，4台锅炉原因各有不同，但是本质原因基本一致。主要是烟气体积流量大于设计值，增压风机或引风机出力达不到要求。主要分析如下：（1）4台锅炉目前都燃用烟煤，烟气流量增大。（2）改烧烟煤后，1、3、4号锅炉排烟温度明显升高；目前夏季运行工况下，环境温度高，排烟温度进一步升高，导致烟气体积流量增大。（3）根据昀近空预器漏风试验的情况，1、3、4号锅炉空预器漏风较大，是导致烟气流量较大的另一原因。电力安全生产信息汇编2010年第7期4（4）2号锅炉目前氧量提不高的原因首先为引风机动叶限制78%，高于78%后引风机不能稳定工作。（5）2号锅炉在本次大修中对省煤器做了维修，排烟温度相对其它3台炉明显下降；空预器密封装置改造后，漏风量大大降低；这两点使得同样运行工况下的2号锅炉烟气体积流量相对与其它几台锅炉小，这是2号锅炉增压风机相对其它几台锅炉运行状况要好的原因。但是考虑到目前2号炉GGH阻力仅450～600Pa左右，如果考虑到以后GGH堵塞严重，以及目前运行氧量仍不够高的情况，实际2号炉增压风机余量也不一定足够。（6）增压风机叶片磨损，使得风机出力也受到一定影响。4.建议（1）尽快对4台锅炉的氧量计进行标定，确保DCS显示氧量能够反应锅炉实际炉膛出口氧量的变化情况。（2）在煤种不能改变、又要保证运行氧量的情况下，目前能降低烟气流量的手段有：降低排烟温度；减少空预器的漏风等。建议电厂可以针对这两点采用以下措施：加强吹灰，炉膛保证每天全面吹灰一次，其它受热面吹灰2次；在保证燃烧器的安全前提下适当关小冷一次风旁路门；调整密封间隙，减少空预器漏风；在保证一次风速、周界风量的前提下，适当降低一、二次风风压。（3）在增压风机出力不够时，适当维持增压风机入口正压，用引风机代增压风机带部分出力。对于2号锅炉，应尽量维持微负压运行，引风机负压自动设定值可在－50Pa左右。（电厂目前已经实施）（4）对于1号炉目前的运行情况，安全隐患极大，经济性很差，而且违反《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》中第3、5、6条中的有关条款要求，应立即停止该运行方式。在通过各种调整手段仍无法提高运行氧量的情况下，建议锅炉限负荷运行。建议尽量维持锅炉炉膛出口真实运行氧量在2.5%以上。（5）要彻底解决问题，需要从三个方面着手：增加受热面，降低排烟温度；对空预器改造，降低漏风；对增压风机进行增容改造。（6）考虑到目前4号炉计划进行汽轮机通流改造，改造后锅炉蒸发量将进一步加大，烟气流量进一步加大，辅机出力需要更大。因此锅炉辅机改造时，相比2号炉而言应要考虑更大余量，因此4号锅炉增压风机增容势在必行。（7）目前2号炉改布袋除尘后，烟道阻力增加较大（1300Pa以上），2号炉引风机改造后的余量仍显不够，4号机组改造时需要注意。电力安全生产信息汇编2010年第7期5（8）增压风机叶片磨损较为严重。据电厂反应，脱硫旁路烟道挡板关闭后，增压风机入口基本没有烟气回流，增压风机工作环境应与引风机较为相近，但是引风机叶片并没有出现明显磨损，因此需要对增压风机叶片材质及选型是否合适进行确认。（9）鉴于在目前电厂燃用的煤种情况下，实际飞灰可燃物含量正常时并不能表明锅炉没有缺氧燃烧的情况，故建议电厂在排烟处增加CO检测仪器。（广东院供稿）返回某电厂锅炉烟气两侧温度偏差大原因分析某电厂1、2号机组锅炉为东方锅炉厂生产的DG450/9.8-Ⅱ2，采用单锅筒Π型结构，露天布置，全钢构架，悬吊结构，四角切向燃烧，平衡通风，固态排渣，管箱式空气预热器。制粉系统采用中间储仓式钢球磨煤机，乏气送粉系统。2010年上半年，两台锅炉进行了脱硝工程改造，对锅炉进行了低氮燃烧改造，更换了锅炉原燃烧器喷口和增加了燃尽风。1、2号锅炉自2005年投产以来，长期存在两侧烟温偏差大(B侧A侧)的问题，温差在80～120℃。进行锅炉脱硝改造后，烟温偏差进一步扩大，影响了锅炉的安全运行。6月25日，电科院应电厂要求，到场对锅炉两侧烟温偏差大的原因进行分析。检查主要针对2号锅炉进行。5.现场检查情况及分析（1）在2号锅炉吹灰前，采用缩腰型配风（一层和七层全开），燃尽风70%开度，满负荷时屏式过热器前烟温B侧温度达950℃，A侧750℃，两侧偏差达近200℃。屏过出口壁温偏差昀大约60℃，低过出口汽温偏差约20℃。一级减温水阀门开度A侧35%，B侧85%。（2）吹灰后，燃烧参数保持不变，满负荷时屏式过热器前烟温B侧温度降低到870℃，A侧750℃，两侧偏差达近120℃。可见炉膛吹灰对B侧烟温影响明显，而A侧则影响不大。吹灰后一级减温水阀门开度基本一致。（3）保持配风方式不变，全关燃尽风。关闭燃尽风后，两侧烟温迅速下降，满负荷时屏式过热器前烟温B侧温度降低到744℃，A侧724℃，两侧偏差只有20℃。但两侧烟温偏差并不能保持，稳定后，两侧烟温偏差又逐渐拉开，昀后屏式过热器前烟温B侧温度超过800℃，A侧700℃，两侧偏差超过100℃。可见燃尽风对烟气温度影响较大，电力安全生产信息汇编2010年第7期6且由于燃烧滞后，烟温有所上升，使本来偏高的B侧烟气温度进一步提高。（4）从DCS的一次风速来看，4角的一次风速并不均匀，偏差大于10m/s，超过20%。而从脱硝改造前完成的2号锅炉冷态空气动力场报告中可发现一次风速偏差较大，且未做调平试验，见表1。表12号锅炉冷态空气动力场一次风速测量数据（m/s）燃烧器层数ABCD平均风速昀大偏差138.536.8312733.3-19%22933243329.8-19%32828313029.36%从上表可以看出，下两侧燃烧器一次风速偏差达19%，远超过设计值5%。一次风速不均匀，造成粉管带粉量的不均匀，从而导致燃烧器切圆偏移，昀终造成烟气温度的偏差。从给粉机的转速来看，各个转速也相差较大。由于未安装煤粉浓度监测装置，因