典型事故案例分析201203

1、典型事故案例分析 2012年第3期目 录一、电厂部分11 某省在运汽轮机、燃气轮机运行可靠性分析12 某电厂1号、2号锅炉末级过热器爆管初步分析43 某生物质电厂锅炉频繁爆管情况分析64 某核电站备用发电机内定子端部振动问题的分析105 某电厂2号炉多次发生灭火事件原因分析116 某电厂2号发电机定子线棒堵塞原因分析及处理147 门式叶轮给煤机拨煤机构的改进168 NSD260系列测控装置电源插件故障原因分析199 某发电厂1号炉水冷壁泄漏原因分析2110 某超超临界机组汽轮机积盐腐蚀分析及预防措施26二、供电部分3411 110kV东桥站1号主变三相短路故障的检查分析3412 一例变压器乙炔

2、超标隐患分析及处理3713 某330kV变电站断路器套管断裂故障分析及处理4014 咸阳沣河变1132沣都开关故障分析报告4315 某换流站330kV断路器机构故障报告4416 某110kV变电站1号主变故障原因解体检查分析4717 电压互感器一次绕组末端未接地的故障分析49一、电厂部分某省在运汽轮机、燃气轮机运行可靠性分析1. 概述 2011年度，省网在运机组共发生非计划停运共71起，其中汽轮机、燃气轮机原因造成的异常停机共24起，占33.8%，详见表1。省电科院对此进行了统计和分析。表1 2011年度全省汽轮机、燃气轮机原因原因非停事故统计表项目非停次数占非停总数比例占汽机（燃机）非停比例

3、全省非停总数71汽机（燃机）非停总数2433.8%按机组类型分类蒸汽机组非停次数11-45.8%燃气机组非停次数13-54.2%按事故性质分类运行操作4-16.7%设备故障20-83.3%按投运年限分类投运3年以内15-62.5%投运3年以上9-37.5%2. 燃气机组运行可靠性分析从机组类型看，燃气机组非停11次，蒸汽机组非停13次，考虑到我省总共才10台燃气机组，从非停的频率上看，燃气机组每台次的非停比率远高于燃煤机组，从这点来看，燃气机组的的运行可靠性还有待提高。造成燃气机组非停次数较多的主要原因是燃气机组调峰多，启停频繁，另外，我省10台燃气机组均为国内制造厂引进技术生产，对先进技术的

4、消化吸收还未完全掌握，设备的可靠性较不稳定。燃气机组非停原因统计如表2所示，从这11次故障的类型上看，因燃烧控制问题非停5次，热控设备故障非停2次，机组振动故障非停2次，运行操作原因非停2次，总的来看，燃烧和设备问题是造成燃气机组非停的主要原因。我省燃气机组均为9F级390MW燃气-蒸汽联合循环机组，共有3种类型，分别为东方电气引进日本三菱技术、哈动力引进GE技术和上海电气引进西门子技术生产。从统计次数来看，哈动力引进GE技术生产的燃机非停次数最多，达到了9次，而东方电气引进日本三菱技术生产和上海电气引进西门子技术生产的燃机非停次数较少，各为1次，从中也可看出哈动力引进生产的GE公司9F级机组

5、的可靠性不如东方和上汽机组。造成哈动力生产的燃气机组非停次数较多的主要原因是燃烧和主机振动问题，本年度因燃烧和主机振动问题产生的非停就分别出现了4次和2次。目前，相关电厂正就这些问题和GE公司及有关单位开展攻关工作，以努力提高机组的运行可靠性。表2 2011年度燃气机组非停原因统计表项目非停次数占燃机非停比例燃气机组非停次数11-按事故性质分类运行操作218.2%设备故障981.8%其中：燃烧系统故障545.5%热控设备故障218.2%主机振动故障218.2%按机组类型分类东方电气三菱机组19.1%哈动力GE机组981.8%上海电气西门子机组19.1%3. 蒸汽机组运行可靠性分析在蒸汽机组的1

6、3次非停中，600MW及以上的超临界或超超临界机组非停7次，300MW亚临界机组4次，超高压及以下机组2次。从故障所属系统来看，非停中占比例最高的是热控设备故障，其次是系统泄漏，占5次和4次，蒸汽机组非停原因统计如表3所示。表3 2011年度蒸汽机组非停原因统计表项目非停次数占汽机非停比例蒸汽机组非停次数13-按事故性质分类运行操作215.4%设备故障1184.6%其中：热控设备故障538.5%系统泄漏430.8%定冷水系统故障17.7%凝结水系统故障17.7%按机组等级分类超临界或超超临界机组753.8%亚临界机组430.8%超高压及以下机组215.4%在热控设备故障中，因就地设备原因产生的

7、非停共4次，分别为：某超超临界机组因8号轴承温度测点信号线松动造成机组跳闸；某高压机组因轴承振动模板电源损坏跳闸；某亚临界机组因高排压力开关误动跳闸；某超超临界机组因除氧器上水调节门反馈杆脱落，锅炉给水流量低跳闸。另外，某超临界机组在线更换高压调门卡件时因逻辑功能块故障导致机组跳闸。在系统泄漏故障中，EH油系统泄漏2次，主蒸汽系统泄漏和给水系统各泄漏1次。两次EH油系统泄漏分别是：某亚临界机组中压调门油动机运行中阀杆铜套密封处严重漏油，机组打闸停机；某超超临界机组控制油泵对轮处发生剪切断裂，联动备用控制油泵后因其出口滤网处型圈损坏导致系统漏油，手动打闸紧急停机。主蒸汽系统泄漏为某超高压机组汽轮

8、机B侧主汽门后蒸汽温度测点套管爆裂，2号汽轮机进入ETS系统的压力开关电缆烧毁短路，造成2号机组误发“润滑油压低”信号，引起机组跳闸；给水系统泄漏为某超临界机组并泵操作时因汽泵出口逆止门内漏，高压给水通过内漏的出口逆止门返回除氧器，造成给水短路，机组跳闸。综合来看，泄漏引起的非停主要集中在高参数的系统（高温高压主蒸汽、高压给水、高压EH油系统）。高参数系统及油系统对设备材料、安装维护等方面的要求较高，设备易老化，缺陷易暴露，故障时一般无法隔离，只能被迫停运。因此在日常巡检和维护时更应关注这些设备，加强设备运行的可靠性管理，当设备异常时应能做到及时发现问题，争取更多的抢修时间。此外，某亚临界机组

9、因A凝结水泵变频器出现重故障信号跳闸，B凝结水泵联锁启动，但泵出口电动门因故障联开失败，机组跳闸；某超临界机组因为定冷水系统失压造成发电机断水保护动作跳闸。因此，设备故障是非停的主要原因，各厂应加强技术管理，检修时严格要求，努力提高技术工艺和水平，运行时加强巡检，及早发现问题、解决问题。此外，在统计期内还有4起因运行操作问题发生非停，这几起事件大都发生在投运不到3年的机组上，暴露出这些新厂在人员培训和管理方面还存在一些问题。4. 结语从统计来看，燃气机组及超临界以上的燃煤机组占所有汽机（燃机）非停比率的75%，是造成非停的主要机组。如按投运年限统计，三年以内的新机组则占汽机（燃机）非停的62.

10、5%。这些统计数据表明：新近投产的超临界等级以上的机组和燃气机组是我省汽机（燃机）运行可靠性相对较薄弱的环节，但这些机组同时也是我省目前在运的主力机组，应重点对这些机组加强技术管理和监督，提高全省的汽机安全运行水平。（1）我省汽机（燃机）非停中燃机占的比例较大，燃机的运行可靠性相对较低。各燃机电厂应加大和同型电厂的技术交流，对于一些重点、难点项目，可邀请制造厂和专家进行技术攻关，同时加强技术监督管理，提高技术水平，提高机组运行的稳定性。我省超临界和超超临界机组的投运时间较短，但这些机组已成为我省主力发电机组，机组的安全稳定运行尤显重要，相关电厂更应加强设备的运行和维护管理，做好技术监督工作，保

11、证机组的安全运行。（2）设备故障是非停的主要原因，尤其是管道、高温高压阀门、疏水门及油系统等各类泄漏故障及热控就地设备故障是造成非停的最大原因。这些故障除造成非停外，还会使机组带病运行，降低设备的性能和寿命，对机组经济性产生影响，因此各厂应高度重视泄漏的治理工作，应常抓不懈，努力提高。（3）非停将对电厂造成经济上的损失，给设备带来损害，而运行操作原因造成的非停是完全可以避免的。各电厂应加强运行人员培训和管理，尽量减少这类非停。（福建院供稿）TU返回UT某电厂1号、2号锅炉末级过热器爆管初步分析1. 事件过程2011年6月，某电厂1号锅炉、2号锅炉末级过热器相同位置相继发生爆管，两台机组相继被迫

12、紧急停机。6月19日22:46，1号机组负荷600MW。1号炉四管泄漏报警，查1号炉四管泄漏报警装置16点泄漏率100%，9、12、13、15、16、17、19、20、21、22、24、25点均越上限黄色报警。就地吹灰枪IK14处声音明显，吹灰枪本体温度正常，经现场确认确有泄漏。6月20日3:56，1号机组解列。4:38，1号炉停炉。锅炉冷却后，打开人孔检查末级过热器，发现末级过热器左起第54排第4根爆管，并吹损附近的管子。6月21日 22:45，运行人员发现2号锅炉四管泄漏装置9-28、30点泄漏报警，概率100%，通知检修人员。2号炉降低主汽压运行。就地检查发现右墙折焰角位置有明显噪音。2

13、号机组停机冷却后，打开人孔检查末级过热器，发现末级过热器左起第46排第4根爆管。2. 原因分析1号、2号锅炉爆口具有相同特征，1号锅炉爆口宏观形貌如图1、图2所示。管子的材料为T91，宏观检查割下来的管子，爆口中心离焊缝约100mm，外壁有氧化皮，氧化皮及管子母材上有沿着管子的纵向裂纹，爆口位置管子胀粗，爆口呈鱼嘴形，管壁减薄明显，边缘锐利呈刀刃状，检查内壁也有氧化皮。从宏观上分析，是典型的短期过热造成的爆口。爆管的原因可能是内部有异物堵塞管子，使流经管子的冷却介质不足，管壁温度大幅上升，使钢的抗拉强度急剧下降，在高压蒸汽的作用下，管径胀粗、管壁减薄，随后发生爆破，即发生了短时过热爆管。管子堵

14、塞的可能原因之一是内壁氧化皮脱落堆积在管子内部，也有可能是安装检修过程中管内异物未清理干净，堵住管子。 图1爆口宏观形貌 图2 割管断面3. 建议与对策（1）通过管子材质分析、金相组织分析、材料力学性能分析进一步确认爆管原因。（2）用内窥镜检查泄漏的管子内部是否有异物。（3）加强运行监控，防止超温运行。（4）在启、停炉和运行过程中严格控制管壁温度变化速率，停炉时采取足够长时间的闷炉处理，特别是故障抢修时更要注意，避免强制冷却，尽量减少氧化皮脱落的几率。（5）降低运行负荷的波动，负荷波动大，为跟上负荷变化，给煤量将迅速变化，这将使锅炉蒸汽温度发生波动，而锅炉汽温调节滞后时间较长，极易引起锅炉汽温

15、过低或过高，如果汽温过热，将加快氧化皮的生成；并且汽温调节变化速率过快，易导致受热面管子氧化皮脱落。（6）加强对末级过热器管排的宏观检查和管径胀粗测量。检查管屏下弯头底部是否有沉积物，目前主要靠射线检测法或割开及内窥镜检查；进行内壁氧化皮侧厚。（7）电厂采用了蒸汽加氧以提高汽水系统抗腐蚀、结垢和积盐能力。但目前蒸汽加氧对高温受热面内壁氧化皮生成的影响尚有争论，而省外部分同类型锅炉已停止蒸汽加氧，建议电厂评估对比蒸汽加氧对受热面管子内壁氧生皮生成的影响。（福建院供稿）TU返回UT某生物质电厂锅炉频繁爆管情况分析1. 基本情况某生物质发电项目工程（250MW）机组为华西能源工业股份有限公司生产的2

16、20t生物质循环流化床直燃锅炉。锅炉型号为HX220/9.8-1。锅炉为高温高压参数、自然循环、单炉膛、平衡通风、露天布置、钢架双排柱悬吊结构、固态排渣循环流化床锅炉。2台机组分别于2011年8月20日和11月14日投入商业运行。从2011年11月14日开始截止到2012年1月7日，因锅炉原因造成机组停运8次，其中4次为炉管爆漏，爆管比较频繁，表明2台锅炉运行稳定性较差。2. 锅炉爆管分析及建议（1）2011年12月5日，2号炉高过管出口与联箱连接管拉裂泄漏。根据现场照片分析，该位置为焊口，未发现焊口存在明显缺陷，初步分析为焊口安装时，强力对口，造成应力释放不完全，经长时间运行出现疲劳断口，属

17、于安装缺陷。（2）2011年12月12日，1号炉旋风分离器出口部位的尾部烟道前包墙过热器拉稀管爆管。根据现场照片及割管情况分析，该位置爆管属于冲刷磨损爆管（如图1、2所示）。从现场安装情况看，包墙过热器拉稀管管排纵向一共有3列，只在最前面直接受烟气冲刷的第一排管子设计安装了防磨瓦，而此次爆管的部位为后两排未安装防磨瓦的管子。该位置位于旋风分离器出口，烟气流向比较复杂，并未沿着顺列拉稀管的方向流动，而是与该部分管子呈一定的夹角流过，因此第一排的防磨瓦仅能保护该排管子，后两排管子完全暴露在烟气冲刷下易受磨损。另外，从该位置取出的管子外观来看，该位置的管子还存在一定程度的腐蚀情况。图1 前包墙过热器

18、拉稀管爆管图2 前包墙过热器拉稀管磨损针对该位置的爆管情况，建议：1）将该位置后两列管子均增加防磨瓦，以缓解冲刷磨损。2）联系锅炉厂对该位置所用管材进行评估，是否应加强管材。3）考虑防磨、防腐蚀因素，建议对该位置管材进行喷涂，根据对同类型机组及喷涂厂家的调研选择合适的喷涂材料。4）对磨损严重位置管子进行测厚分析，建立受热面管子健康档案，根据监测情况判断管子运行健康状况，提前预防、及早处理。5）加强床料管理，锅炉启动时尽量使用炉内排出来并经过筛分的床料，降低因使用新床料而对炉内产生的磨损。（3）2011年12月25日，1号炉屏式过热器管屏汽冷定位管爆管，并吹爆前墙水冷壁吊挂管。根据现场照片及割管

19、情况分析，该位置爆管属于腐蚀爆管。该受热面管子表面凹凸不平，出现分层剥离的现象，腐蚀现象十分明显（如图所示），经过光谱分析，该管段材料应为12Cr1MoVG，而锅炉厂图纸所示材料应为SUS316，因此判断该位置为用错管材出现腐蚀爆管。另外，本次停炉还发现屏过出口管与联箱焊口裂纹，高过出口管焊口裂纹。由于2台炉均出现过此类现象，初步怀疑为燃烧工况急剧变化产生应力，使管子出现疲劳拉裂。针对该位置爆管情况，建议：1）扩大检查面积，判断炉膛上部区域是否也存在用错管材的情况，并及时处理。2）实践及各种研究资料证明：12Cr1MoVG用在生物质的高温区域腐蚀十分严重，建议将高温过热器、屏式过热器所使用的1

20、2Cr1MoVG的固定管卡、限位装置等进行更换，缓解腐蚀。3）加强对管道及联箱位置留意，防止锅炉工况大幅度波动。图3 屏式过热器管屏汽冷定位管爆管图4 被吹爆的前墙水冷壁吊挂管图5 屏过出口管焊口裂纹图6 高过出口管焊口裂纹另外，根据现场照片及对2号炉的炉内检查发现，屏式过热器、高温过热器确实存在比较严重的腐蚀现象，腐蚀速率比预计的要快得多。检查发现受热面表面依附了一层沉积物，并有分层剥离的现象，从剥离出来的沉积物外观看，沉积物内壁有金属材质，初步判断剥离物包含积灰及部分金属腐蚀物，腐蚀已进入管材基体。初步分析该腐蚀现象为高温碱金属腐蚀及氯腐蚀。如果烟气中的氯化物没有被完全氧化或硫化，因而其最

21、先沉积在相对较冷的受热面管壁上这一方面引起快速的氯腐蚀，另一方面管壁表面富集碱金属，促进了碱金属硫化物的腐蚀。锅炉工况的大幅波动，造成炉膛温度、烟气量、蒸汽参数等频繁变化，也是腐蚀加剧的一大诱因。图7 高过管道腐蚀图8 高过管道剥离物针对高温受热面腐蚀速率较快的情况，建议：1）对受热面表层剥离下来的沉积物进行分析，进一步判断腐蚀产物及腐蚀原因。2）做好燃料化验工作，定期进行燃料元素分析，对燃料中氯含量及碱金属含量进行跟踪。3）加强燃料配料工作，加强燃料及运行部门的沟通协调，尽量保证燃料的稳定性，防止燃料品质大幅波动，造成锅炉工况大幅变化。4）加强运行调整，促进炉内燃烧的稳定性，尽量避免锅炉运行

22、工况大幅变化。5）评估是否可在适当负荷段采用定压运行方式，防止蒸汽参数的急剧变化。6）提高燃烧氧量，将氧量尽量控制在设计范围内。7）进行燃烧优化调整试验，如风量配比试验、炉膛出口温度等。8）建议对该位置管材进行喷涂，根据对同类型机组及喷涂厂家的调研选择合适的喷涂材料。9）对该位置的管子进行测厚分析，建立受热面管子健康档案，根据监测情况判断管子运行健康状况，提前预防、及早处理。另外，如有条件应联系锅炉厂对SUS316应用于高温高压生物质的适用性进行分析。（4）2012年1月05日，2号炉后墙中部水冷壁（水平烟道前斜坡处）爆管，并吹损附近高过管。经过炉内现场检查，发现1处水冷壁与鳍片连接处可能存在

23、机械损伤（管材本身或安装缺陷），经过长时间运行出现泄漏，然后吹薄旁边的水冷壁管导致1处爆管，吹至对面高过管道，造成高过管道较大面积爆漏。图9 后墙中部水冷壁爆管（广东院供稿）TU返回UT某核电站备用发电机内定子端部振动问题的分析某核电站1号、2号发电机自上世纪八十年代投运以来，已运行30余年。近年来，1号、2号发电机定子内冷水路多次出现堵塞、漏水等问题。为防范发电机因接近或达到其设计寿命而继续运行所带来的风险，核电厂方面预先向原发电机生产厂家ALSTOM公司采购了1台备用发电机内定子。该备用发电机内定子生产完成后，经出厂试验，发现其端部试验结果未能满足双方事先签订的关于备用发电机内定子端部振动

24、固有频率的技术规范。为解决这一技术分歧，应核电厂邀请，广东院技术人员于2012年2月7日前往核电站与英国ALSTOM公司Mr. Belly和Dr. William等6人组成的厂家代表，就该备用发电机内定子端部振动问题进行技术谈判。审查了核电厂提供的“发电机备用内定子端部振动模态试验报告”、“ALSTOM关于备用内定子端部模态的分析报告”、“备用内定子详细设计阶段关于其端部固有频率的计算和分析报告”、“技术规范中关于备用内定子端部振动固有频率的规定”等5个技术文件，详细了解了有关该备用内定子的关键技术分歧，并与ALSTOM公司方面进行了充分的沟通和交流，形成主要意见如下：（1）通过审阅ALSTO

25、M的报告，认为该备用内定子端部固有频率的实测值与设计值基本吻合，出厂试验较为全面，试验数据详实。同时，ALSTOM公司方面对实际运行中该备用内定子端部结构固有频率及其振动峰值的变化也做了较为深入的分析。（2）根据国标“GB20140-2006 透平型发电机定子绕组端部动态特性和振动试验方法及评定”中的有关规定，刚性结构的发电机定子绕组端部应避开95，110Hz频率范围内的椭圆振形的固有频率（国际上其它著名发电机厂家如ABB、西门子、ALSTOM等也有类似的厂家规定）。该备用内定子的出厂试验表明，其汽端及励端均在其固有频率100Hz点处存在椭圆振形，这是该备用内定子端部结构的不足之处。但衡量该端

26、部结构的优劣，最终还在于考核其实际运行中振动幅值的大小、以及实际磨损或松动情况。从其端部结构的设计及制造工艺来看，与核电站的1号、2号机组及另一核电一期的1号、2号机组基本一致，且制造厂内的敲击试验表明，其在100Hz频率点处的谐振峰值还低于前述4台发电机。前述4台发电机已运行多年，从实际运行情况来看，端部未出现严重磨损或松动的现象。因此，认为ALSTOM公司生产的该备用内定子投入实际运行后，其端部结构的振动与前述4台机组相类似，将处于较低的振动水平。（3）考虑到该内定子实际运行中还要受到其它诸多方面因素的影响，如定子线棒内通水、整体温度升高以及长期运行后定子端部结构整体固有频率略有下降等客观

27、因素，该备用内定子的固有频率还会下降约45Hz，即有可能超出国标GB20140-2006中规定的椭圆振形的固有频率应避开的频率范围（95，110 Hz），这对于抑制其端部振动的幅值是有利的。（4）该备用内定子在汽、励两端均预先各埋设了3只压电式（piezoelectric type）振动传感器，通过在外部配置相应的监测装置，可以实现对该内定子端部结构振动情况的在线监测。另外，根据ALSTOM厂家的技术澄清报告，其在100Hz频率点的轴向或径向的振动超限报警值（径向大于150m，轴向大于100m）或跳机值（径向大于175m，轴向大于125m）（建议均改为通频值要求，而不仅仅是100Hz频率的振动

28、值）均远低于国标的要求（报警值：振动峰峰值大于250m，跳机值：振动峰峰值大于400m）。因此，按照这一标准监测并控制备用内定子端部的振动情况，可以保证发电机的安全运行。（5）考虑到压电式加速度振动传感器在抗电磁干扰及安全性方面的缺陷，建议将它们更换为光电式的加速度振动传感器，提高端部振动在线监测的准确性及安全性。基于上述5个方面的考虑，认为ALSTOM生产的该发电机备用内定子端部结构能够在较低的振动水平下保持长期连续的安全运行。（广东院供稿）TU返回UT某电厂2号炉多次发生灭火事件原因分析1. 事件经过某电厂2号锅炉系武汉锅炉厂生产的WGZ670/13.7-3型，超高压、一次中间再热、自然循

29、环、单汽包、固态排渣煤粉炉。锅炉设计燃用山西西山、潞安混贫煤。与北京重型电机厂生产的N200-12.75-535/535型汽轮机和QFSN-200-2型发电机配套。制粉系统为中间储仓式制粉系统，采用热风送粉，配2台DTM380/720型钢球磨煤机。2011年2号炉多次发生锅炉灭火事件，至今总共有10次。根据电厂提供的分析报告和灭火过程参数曲线分析图汇总，对事件的简要说明见表1。表1 2011年锅炉灭火事件过程说明次数灭火时间机组负荷简要原因12011年2月1日18:20220MW1号给粉机突然大量下粉，主汽压力冲高，其它的给粉机自动减少，燃烧大幅波动。22011年2月16日4:13220MW具

30、体过程未见到分析报告32011年4月24日11:43185MW减负荷时，第二和第三层给粉机转速已自动从580r/min减到480r/min，但因主汽压力高，运行人员又将15号给粉机转速从440r/min减到420 r/min，将14、16号给粉机转速从440r/min减到300r/min，减粉量过多。42011年5月12日16:03165MW掉大焦52011年7月11日15:07185MW2A给煤机断煤，主汽压力瞬间升高，第一、二、三层给粉机共11台给粉机转速自动降低30 r/min，粉量突然减得过多。62011年7月14日12:44190MW煤质差，第一、二、三层给粉机转速都达650 r/m

31、in，主汽压力波动大，再投停16号给粉机，对脆弱的燃烧工况产生了扰动。72011年7月22日6:56180MW启动2B磨过程，三次风带粉大，主汽压力波动大，给粉机大幅降低转速，粉量突减过多。82011年7月29日1:35185MW2B给煤机断煤，燃烧有波动并掉大焦。92011年8月7日15:18一次风速偏高，燃烧不稳定，主汽压力快速升高，快速降低16号给粉机转速，产生较大的扰动。102011年8月21日23:56182MW10、14号给粉机下粉不好，同时突然大量下粉，对燃烧产生扰动大。从上表来看，2号炉多次发生的锅炉灭火事件，当时所带的负荷都不低，但燃烧很脆弱，在受到大的扰动情况比如某个给粉机

32、突然大量下粉、断煤、启停磨、掉焦时，就很容易发生灭火事件。2. 原因分析通过查看灭火分析报告和灭火过程曲线分析图，从DCS上调出灭火时的参数，查看运行记录报表，结合对炉膛火焰观察及测温和对高省后的含氧量进行对比测量，认为当前该电厂2号炉经常灭火的原因是该炉对燃煤的适应性比较差，燃烧稳定性脆弱，在产生了大的扰动后就很容易产生灭火事件，主要分析依据如下：（1）炉膛内的实际燃烧切圆偏小。原炉膛设计假想切圆直径为800mm，在2009年大修期间，对锅炉燃烧器进行了改造，将第一层二次风、第一层一次风切圆直径改为600mm，第一层一次风喷口以上各喷口切圆直径改为400mm，导致了炉膛内的实际燃烧切圆偏小，

33、使炉内的火焰充满度不够，燃烧的稳定性下降，抗干扰能力不强。（2）一次风速可能偏高。现在DCS一次风速高的有45m/s，从看火情况看，确有部分一次风喷口煤粉的着火距离稍远，如2号角的6号给粉机。（3）给粉机的下粉不好。经了解，运行中2号炉部分给粉机的下粉不好，特别是2和4号角的10、14、16给粉机经常下粉不畅，时多时少，对燃烧产生扰动，使燃烧的摆动较大。（4）2角的燃烧不是很好。在同一2号角中，6号给粉机风速偏高、粉量多，使其着火距离稍远，火焰根部温度偏低，而10、14号给粉机下粉不好，有时同时不下粉，有时又同时大量下粉，运行中经常保持这两台给粉机在低转速运行，因此2号角的燃烧比较脆弱，对四角

34、切圆组织燃烧不利 。（5）三次风带粉量大。从去年对2号炉排粉机出口三次风带粉量的测试来看，2号炉三次风带粉量比1号炉多得多，因此在起、停磨时或给煤机断煤时，对主汽压力影响偏大，产生了很大的扰动。（6）煤粉细度经常偏粗。因燃煤采购困难，燃煤的热值下降，且运行中经常断煤，使制粉困难，运行人员为了维持负荷和粉仓的粉位，经常需要提高排粉机出力，使煤粉细度偏粗。查看煤粉细度报表，有些班煤粉细度R90高达35%，而燃煤的平均挥发份才15%，煤粉细度过粗显然不利于煤粉的燃烧。（7）掺烧煤的燃烧效果不好。了解到前几个月电厂采用南非煤、越南煤、贵州煤进行掺烧，因所参烧煤的特性差异大，不利于低挥发份煤的着火及燃尽

35、，从电厂提供的数据看，越南煤平均收到基低位发热值为18MJ/kg，平均干燥无灰基挥发分11%，因此在混煤中越南煤的着火和燃尽比较困难。3. 建议建议从改善该炉的燃烧稳定性和减少正常运行中产生大的燃烧扰动着手：31 检修方面（1）在下次停炉检修时将切圆恢复到600mm，并优化炉内的卫燃带，做冷态试验时放电子烟花，查看切圆大小是否合适。（2）停炉时在一次风管上安装热态标定风速测点，等启炉后将一次风速标定准确。（3）停炉时对下粉不畅的给粉机下粉混合器及燃烧器前的扭曲板重点检查，排除下粉不畅的原因。（4）停炉时对粗、细粉分离器进行详细检查，减少三次风带粉量。（5）停炉时对2A，2B磨内进行检查，消除影

36、响磨出力的因素，提高磨的出力。32 运行方面（1）注意控制好煤粉细度，按当前煤质，R90为8%10%比较合适。把每半个月加一次钢球的时间缩短，做到多次少量，尽量不要等到磨内的钢球磨损较严重、煤粉细度偏粗时才加钢球。如果当班煤粉的煤粉细度太粗，应做好交班记录，提醒下个班次的运行人员及时调整。（2）非紧急情况，及起、停磨时的速度要缓慢，以免引起主汽压力的大幅波动，给煤机断煤时也要注意主汽压力波动情况。（3）合理掺配煤和上煤，减少给煤机断煤次数。（4）注意观察锅炉的结焦情况，按时进行锅炉吹灰。（广西院供稿）TU返回UT某电厂2号发电机定子线棒堵塞原因分析及处理某电厂2号发电机由上海电气电站设备有限公

37、司发电机厂设计制造，机组型号为QFSN-330-2，额定功率330MW，额定电压20kV，额定电流11207A，冷却方式为水氢氢，于2005年11月投入商业运行。2号发电机自2005年11月投运以来一直运行正常，定子线圈各部温度正常，最大温差在3 以内。自2008年2月25日19时，负荷在280 MW的情况下，发电机定子10号线棒温度升至68 ，比其它测点温度约高8 。19号线棒温度也较其它测点温度高约7 ，相对应的定子线圈出水1号、10号测点温度和相邻的同类测点比较高约6 。1. 定子绕组层间及出水温差大处理过程1.1 发电机绕组结构图3冲洗出的污水该发电机定子绕组端部固定结构及防晕方式为：

38、采用压板螺钉固定和垫块绑扎相结合的结构，在线棒和端箍、支架接触处采用氟橡胶板和适形材料，使线圈具有整体性又有一定的弹性，具体是由压板、氟橡胶板、适形材料2931、上层线棒、层间压板、下层线棒组成。此外，从端部近铁心端线圈表面低阻结束部位至鼻子端超出线圈引线弯角，相间线棒渐伸线在相间间隔区域用涤纶丝增强环氧复合填料（固化条件为室温1周或80/16hr的环氧浸渍漆，18010.07（1015）mm涤纶丝短纤维云母粉）填实，压板下间隔垫块外露两端用环氧复合填料封补至压板宽度以外3mm处，并经过（805），48 h的烘焙。1.2 现场处理过程2008年8月，发电机转子抽出后及时开展现场工作。初步检查发

39、现励侧部分绝缘引水管内壁存在明显结垢，后对10号、19号、28号上层线棒、49号下层线棒采用水锤法分别进行了反向（从线棒出水侧向进水侧）吹洗，从上述线棒中冲洗出黑色颗粒物及浑浊的污水，冲洗后三线棒流量提高约2.4%7.6%。针对此处理结果，考虑到机组A级检修5年的周期，为保证设备的长期安全运行，欲对49号下层线棒采用水锤法吹扫处理，对10号、19号上层线棒做更换线棒处理。之后对2号发电机定子线圈在拆除部分压板螺杆后，曾尝试拆除端部压板，采取了撬棒撬、葫芦拉等方法，并制作了特殊工具协助拆除，但终因压板粘结十分牢固无法拆除。考虑到拆除端部压板并取出10号、19号上层相线棒势必会破坏端部线圈表面及与

40、相线棒相关的邻近线棒的防晕层，甚至损坏相邻线棒，对此，根据处理方案若更换10号、19号线棒，必须拆除端部压板14块（励侧7块，汽侧7块），且每块压板下有9根固定线圈。因发电机定子线圈端部压板及端部线圈槽间均经过环氧浇注并进行中温固化，要在修理过程中完整拆除端部压板而不损坏的难度极大，且不可避免会对其它相邻定子线圈的绝缘造成损坏。考虑到在处理过程中绝缘损坏程度的不可预知性和损坏数量的不确定性，且处理后绝缘恢复也无法达到原出厂状态（由于现场条件的局限性），将遗留绝缘隐患，最终做出不予更换线棒，仅在现场采用对所有线棒进行水锤法吹洗为主的决定。 最终方案确定后，用水锤法对全部普通上下层线棒逐根首先进行

41、了反向冲洗（从线棒出水侧向线棒进水侧），并用量杯法对单根线棒作了水流量测试。吹扫时首先打开工具上的进水球阀，对被冲洗线圈通入3 min、3 kg左右的除盐水或凝结水。然后关闭进水球阀，快速打开吹扫根据的氮气截止阀，将氮气压力适时调整至(0.51.5)MPa，以氮气混合水流吹扫1 min左右，以冲击定子线棒内的空芯导线，结束后关闭氮气截止阀，打开进水球阀继续冲洗，如此反复。每根线棒用水锤法吹洗5次左右，但未发现大的、硬质的异物，只是吹洗出浑浊的污水且油性较大，易粘附于塑料表面（吹洗用的水桶桶壁、塑料管管壁都粘附于油性较大的污垢），最终吹洗干净的标准是吹洗出的除盐水清洁无污物。然后用上述同样方法，

42、采用正向（从线棒进水侧向线棒出水侧）对全部上下层线棒逐根进行了吹洗。整体冲洗完成后又对上下层相线棒采用正向、反向进行多次吹洗，并对汽、励两侧总进出水管与整个定子水路隔离后单独进行了水、高压氮气冲洗。1.3 发电机定子线圈流量试验量杯法测量单根线棒水流量是检验线棒的冷却水路流通性是否良好，判断线棒是否堵塞的最直接和有效的方法。该电厂2号机定子单根线棒水流量试验结果单根最大为整台线棒流量平均值的+3.6%及-6.6%，不超过整台线棒流量平均值的10%，全部合格。2. 故障原因分析从前期正反冲洗发现类似焊渣的杂物和长铜丝的现象推断，机组在安装期间，外部水系统管道和发电机定子内冷水系统在连接前后未经长

43、时间的循环冲洗，致使管道内的异物进入发电机定子内冷水系统。从大修中单根线棒冲洗出大量的油污脏污现象推断，该发电机定子内冷水系统受污染严重。经查大量的油污来源于两个方面，一是之前的小修中进行水压试验时，外接的试压泵油质泄漏至水箱打至发电机定子内冷水系统；二是之前的小修中进行耐压试验时，用压缩空气吹扫发电机定子内冷水系统，使其具备无水试验的条件，因压缩空气中含有油性物质吹入到发电机定子内冷水系统。对此建议发电机进行水压试验，不能选用泵体和水箱一体的升压泵，以防泵体油质的泄漏。从大修中单根线棒冲洗出类似氧化物的黑色颗粒现象，看出此发电机的内冷水质存在很大的问题。经对发生问题前的历年内冷水质记录、报表

44、进行检查，发现内冷水质的情况不是很稳定，pH7.0的现象经常存在，PH值过低势必造成发电机定子铜空芯导线腐蚀，产生氧化物堵塞空芯导线。对此建议必须提高发电机的内冷水pH值，保证其长期工作的范围在8.09.0，抑制其腐蚀铜空芯导线。若在发电机单根线棒冲洗中检出氧化物黑色颗粒过多，可推断发电机铜空芯导线腐蚀较严重，建议适时采取化学方法除垢，以根除遗留隐患。3. 结论（1）建议发电机组在安装期间一定要分系统、采用合格的除盐水质对外部水系统管道和发电机定子内冷水系统进行反复循环冲洗，并多次检查滤网，以消除基建施工遗留的杂物。（2）对发电机进行耐压试验时，建议直接进行带水耐压试验，以防检修工艺不到位造成

45、的伤害。（3）建议发电机线棒适时采取化学方法除垢，以消除结垢隐患。（宁夏院供稿）TU返回UT门式叶轮给煤机拨煤机构的改进1. 输煤系统概况山西漳泽电力股份有限公司漳泽发电分公司有4台680 t/h和2台410 t/h煤粉锅炉，输煤系统按1040MW机组进行设计，电厂燃煤采用火车及汽车运输，年运量约310104t。火车来煤采用翻车机卸煤，汽车来煤采用自卸汽车自卸或普通人工卸煤。煤场设备采用DQ 8030斗轮堆取料机，输煤系统双路布置，采用固定带式输送机输送。漳泽发电分公司输煤系统2004年经过一期输煤系统改造后，皮带出力由原来的600t/h增加为800t/h，卸煤沟线新增了2台出力为1000t/

46、h的MYG-1000门式叶轮给煤机，加上原有的2台出力为600t/h 的MYG-600门式叶轮给煤机，卸煤沟线共布置了4台门式叶轮给煤机，布置方式为单路2台。叶轮给煤机安装于缝式煤槽下，向1号甲、乙带式输送机配煤，每路输送机配2台叶轮给煤机，甲乙输送机共设置4台叶轮给煤机。输煤系统采用集中程序控制与就地操作相结合的控制方式。叶轮给煤机是火力发电厂缝隙式煤沟中配套的主要设备之一。其工作原理是沿煤沟纵向轨道行走或停在一处，用水平方向转动的叶轮把煤定量、均匀、连续地拨到输煤皮带上。除在火力发电厂使用外，还可以在煤炭、采矿、冶金、建材、化工等需要对散装物料进行装卸、输送的行业使用。2. 设备缺陷综合分

47、析门式叶轮给煤机主要由拨煤机构与行走机构组成，在叶轮给煤机的日常维护工作中，拨煤机构主传动轴轴承密封和行走机构行走涡轮箱端轴承的润滑，一直是困扰日常维护工作的两个难题。由于煤质较差，杂物较多，容易形成杂物(主要是钢丝绳)缠绕，给叶轮给煤机主传动轴密封带来很大阻力，经常造成主传动轴密封破损，煤粉直接进入主轴轴承导致主传动轴轴承损坏现象的发生。叶轮给煤机行走涡轮箱端轴承的润滑问题，产品设计时这面轴承是靠涡轮、涡杆啮合同时润滑脂传递来达到润滑目的的，但在实际工作中根本不能满足生产要求，而且在涡轮箱无加油及观察装置，轴承经常由于缺少润滑磨损。拨煤机构主传动轴轴承密封和行走机构行走涡轮箱端轴承的润滑是叶

48、轮给煤机日常维护工作中亟待解决的两个难题，由于工作量大、现场作业条件恶劣，这两项工作内容占了叶轮给煤机日常工作维护量的60%，把上述问题解决好，可以基本保证叶轮给煤机的安全稳定运行。3. 设备改进相应措施应重点对叶轮给煤机主传动轴密封效果不好、叶轮给煤机行走涡轮箱端轴承润滑不良这两个问题，做相应的改进措施。3.1 叶轮给煤机主传动轴密封叶轮给煤机主传动轴密封效果不好，是导致杂物进入主轴轴承造成主传动轴轴承损坏的直接原因。（1）现状调查叶轮给煤机主传动轴常用密封装置，一般为轴向双层密封装置（径子套），在轴向方向采用两层密封对主轴承进行密封保护，密封装置和叶片之间由壁厚为8mm的护罩钢板隔离。这种

49、密封装置在煤质较好的情况下，能达到预期密封效果，如果煤质较差（杂物、钢丝绳较多），则会造成杂物缠绕，而杂物较多、长时间磨损，会造成护罩钢板磨损，并进一步对轴向双层密封装置（径子套）进行磨损，减少密封装置的寿命。（2）相应措施首先，将密封装置上方局部（400 mm400 mm）的壁厚为8mm护罩钢板改造为壁厚为20 mm的钢板，这样既加强了护罩的耐磨强度，又减少了杂物缠绕的空间，以达到杂物缠绕最少化；其次，在护罩钢板和密封装置之间加装环形隔离板（壁厚为10 mm钢板，内圈直径以轴径而定、外圈直径以径子套上圆而定），隔离板内环直接与主轴焊在一起，从而与护罩钢板形成迷宫式密封，从根本上阻止了煤粉对密

50、封装置及主轴承的侵入。（3）效果对比改造前的密封装置，在煤质较差的情况下，阻挡不了杂物及煤粉的磨损，由于作业现场狭窄，不便于日常巡检，往往在1年1.5年内就会出现因主轴承磨损而不能使用的事故。改造后的密封装置，经过实践证明，即使在煤质很差的情况下密封效果依然很好，自2005年改造运行至今共6年时间，主轴承未发生任何异常磨损。3.2叶轮给煤机行走涡轮箱端轴承润滑叶轮给煤机行走涡轮箱端轴承润滑不良是造成涡轮箱端轴承频繁磨损的主要原因。（1）现状调查叶轮给煤机行走涡轮箱端轴承润滑按照产品设计，应由涡轮、涡杆啮合同时润滑脂传递来达到润滑的目的，而实际工作中润滑脂流动性较差，根本不能进行传递；同时，叶轮

51、给煤机行走速度3.74 m/min，行走涡轮箱属于低转速，也形不成飞溅润滑，因此，轴承润滑不可能靠涡轮箱内部运转完成。此外，行走涡轮箱箱体在轴承位置没有安装检查口、注油孔等设施，也给轴承的日常维护、检查带来了难度。叶轮给煤机行走涡轮箱端轴承在实际工作中经常由于润滑不良而磨损，且更换该轴承时需要涡轮箱整体解体，工作量很大，因此，叶轮给煤机行走涡轮箱端轴承的润滑是叶轮给煤机日常维护的重点问题。（2）相应措施叶轮给煤机行走涡轮箱端轴承的润滑致使轴承润滑不能靠涡轮箱内部运转完成，解决该问题只能在润滑方式和润滑脂上着手。由于涡轮箱内部运转及涡轮箱箱体无加油装置，所以最好的润滑方式就是使润滑脂的注入高度超

52、过轴承，在运行过程中始终起到润滑作用。同时，润滑脂的选择一定要能够满足实际要求。如果润滑脂流动性过高，润滑脂会从涡轮箱输出端泄漏，削减润滑脂的润滑作用，并造成环境污染；如果润滑脂流动性低，润滑效果不好，且不易加油。现场操作中，将不同型号的润滑脂和润滑油(采用68号机油和2号钙基润滑脂)进行充分混合，其流动性则根据具体情况灵活掌握，既保证了良好的润滑效果，又避免了环境污染。（3）效果对比改造前，叶轮给煤机行走涡轮箱端轴承频繁发生润滑不良磨损的情况，由于轴承数量较多（每台叶轮给煤机有8盘涡轮箱端轴承，4台叶轮给煤机共有32盘），几乎每月都会有轴承磨损的缺陷。2005年改造后，除定期（春、秋检）进行

53、润滑脂补充、更换外，6年来该轴承未发生任何异常磨损，运行稳定可靠。4. 结论山西漳泽电力股份有限公司漳泽发电分公司输煤系统在2004年设备改造后，卸煤沟线由原来的2台叶轮给煤机增加为现在的4台，叶轮给煤机在日常维护工作中暴露出的问题日益突出。2005年对拨煤机构主传动轴轴承密封装置的上壁厚度加厚，对行走机构行走涡轮箱端轴承的润滑系统采用不同型号的润滑脂和润滑油进行充分混合的方式，采用上述改进措施以来，运行稳定性大大提高，检修工作量明显下降，设备的使用寿命得以延长。（山西院供稿）TU返回UTNSD260系列测控装置电源插件故障原因分析近两年来，在省网内发生多起国电南瑞科技NSD260系列测控装置

54、电源插件损坏的故障。如：普局500kV墨变于2006年12月投产，使用国电南瑞科技NSD260系列测控装置，其中NSD263系列49套，NSD262系列29套，自投产运行后先后出现测控装置电源模块故障8次；220kV东变于2007年11月投产，其中NSD263系列10套，NSD262系列10套，自投产运行来先后出现测控装置电源模块故障4次。其他部分供电局也发生过类似故障。1. 检查分析经过与发生故障的供电局联系，共收集到损坏的电源插件样本5块，其结构布局基本一致，见图1。通过对样本的外观检查、性能测试等，发现存在以下情况：（1）样本均为2004年生产的一批电源插件，其中C14、C17两个电解电

55、容位置与散热片紧靠，并且明显能看到C14、C15、C16、C17电解电容顶部已经变形凸起，测试表明已损坏，见图2。（2）有1个电源插件的C40电解电容顶部也变形凸起，与其靠近的电阻和继电器发现不同程度的灼烧痕迹，三者均靠近散热片，见图3。通过对上述故障表象的观测，分析NSD260系列电源插件存在的主要问题如下：（1）个别电解电容与散热片紧靠，电解电容之间几乎无间距，散热片散发的热量升高了电解电容周围的环境温度，加快了电解液的挥发以及电解液物质的物理和化学变化速度，降低了电解电容的寿命。（2）变形凸起的C14、C15、C16、C17四个电容均在插件的上部热量汇集处，如果屏柜散热性能不良，周围环境

56、温度较高，电解电容经过长时间烘烤会使电解液变干，导致电容量减小，同样会缩短电解电容的使用寿命。（3）电解电容质量问题：厂家认为以前（主要是2004年）生产的电源插件所采用的电解电容的寿命大约为5000小时（105），目前已达到寿命极限。2. 结论及建议（1）要求生产厂家改进产品电路结构，保障电源模块输出供电质量的同时减小电子器件的整体温升，提高电路板的稳定性；改进整体结构布局，确保电解电容远离散热元件、大功率发热元件及热量易汇集处，提高电路工作的可靠性。 （2）要求生产厂家严把元件质量关，选用耐高温的电解电容，并且要求其寿命满足10000h（105）的要求。（3）根据省网二次设备维护策略要求，对电源插件运行年限达到6年的，由各供电单位安排成批更换。（4）由于电解电容成品生产出来后如长时间不用，其内部电解质化学成分会自然分解，造成电气性能变差，阻抗变大，漏电流增加，严重的可明显看出顶部凸起，电解液溢出。鉴于此，各供电局宜少量采购最新生产的插件作为备品。（5）各供电单位要重点关注测控装置的环境条件，