【導讀】故障診斷包括兩個方面：零件、系統(tǒng)診斷。果關系，無宏觀策略問題。系統(tǒng)故障指系統(tǒng)工作能力的破壞；或一定時。統(tǒng)的輸入與預期輸出不相容。特征量與故障之間無直接因果關系。當主要功能指標偏離規(guī)定范圍時，同發(fā)出早期警報、緊急警報或強迫停運。對故障的危害作評估，給出故?，F代大型鍋爐的事故處理，要求監(jiān)督控制系統(tǒng)。潛在危險，預測后果，及時判斷和決策。5個電廠投入使用，效果令人滿意。該系統(tǒng)知識來源于該院的手冊《鍋爐管道故障。過規(guī)則診斷推理，找出其中一種為故障原因。助操作者選擇合理的運行參數，減少燃燒損失。根據設備的已知故障，分析確定其征兆和表象，障原因、部位、嚴重程度等，為逆問題。人工神經網絡是根據現代生物學研究人腦組織。人工神經網絡是由大量簡單處理單元廣泛連接。構就稱為人工神經網絡的連接模型。人工神經網絡的信息處理由神經元之間的相互

　　

【正文】 ? 該廠在發(fā)生二次燃燒時，最初現象并不明顯，先是空氣預熱器電流升高，爐膛負壓擺動增大，這時就地聲音和外殼溫度并沒有明顯變化，到三個小時后各種著火的跡象才明顯起來。 ? 預防措施： ? 嚴格執(zhí)行空預器等各種操作規(guī)范 ； ? 合理采用蒸汽吹灰和水沖洗； ? 合適的溫度測點，反應出口煙溫； ? 提高運行人員素質和技術水平。 第八節(jié) 四管泄露和爆管 ? 經濟損失大，可能危及人身安全。 ? 統(tǒng)計表明，四管爆漏原因主要是六類： 磨損：占 %； 結構、膨脹應力：占 %； 焊接質量：占 %； 過熱、超溫：占 %； 腐蝕：占 %； 材質：占 %。 一、省煤器的泄露和爆管 ? 給水品質不合格； ? 交變應力； ? 設計、制造、安裝等； ? 運行磨損、腐蝕 ? 有泄露聲；給水流量不正常大于蒸汽流量；汽包水位下降；負壓減小；煙溫下降；冒煙、汽。 二、水冷壁的泄露和爆管 ? 超溫； ? 結渣； ? 高溫腐蝕； ? 吹灰不當； ? 應力； ? 設計、制造、安裝等。 三、過、再熱器管的泄露和爆管 ? 蒸汽品質； ? 熱偏差； ? 腐蝕。 ? 對于超臨界機組，由于蒸汽溫度和壓力高，受熱面爆漏的原因還有管內氧化皮脫落而堵塞蒸汽通道，引起過熱。 ? 鋼表面氧化皮的生成是金屬在高溫水汽中發(fā)生氧化的結果。在 570℃ 以下，生成的氧化膜是由 Fe2O3和 Fe3O4組成， Fe2O3和 Fe3O4都比較致密（尤其是 Fe3O4），因而可以保護鋼材以免其進一步氧化，其氧化膜結構如下圖所示。當超過 570℃ 時，氧化膜由 Fe2OFe3O FeO等三層組成（ FeO在最內層），主要是由 FeO組成，因 FeO致密性差，破壞了整個氧化膜的穩(wěn)定性。如下圖所示。 金屬管內壁形成的致密氧化膜結構 高于 570℃ 管內多層氧化膜結構 ? 氧化皮的剝落有 2個主要條件：①氧化層達到一定厚度，通常不銹鋼為 ，鉻鉬鋼為（ ~） mm；②溫度變化幅度大，速度快，頻度高。 ? 超臨界鍋爐用鋼材的熱膨脹系數一般和氧化鐵的熱膨脹系數不一樣，如 T23鋼為（ 12~14） 106/℃ ， SA213TP3476H鋼材的熱膨脹系數一般為 107/℃ ~ 107/℃ ，而氧化鐵的熱膨脹系數一般在 106/℃ 。由于熱膨脹系數的差異，當垢層達到一定厚度后，在溫度發(fā)生變化，尤其是發(fā)生反復或劇烈變化時，氧化皮即很容易從金屬本體剝離。 ? 在機組啟停過程中，管子的溫度變化幅度最大，管內的氧化皮也最容易剝落。加之在啟動初期蒸汽流量較小，不能迅速地將剝落氧化皮帶走，等到大流量時，已經在管徑較小的彎頭處形成堵塞，就會產生超溫。所以氧化皮堵塞造成的爆管大多發(fā)生在啟動后的短時間內。 ? 我國已投運的多臺 600MW超臨界鍋爐運行時間不長，就因氧化皮脫落而造成了爆管事故。如大唐湘潭發(fā)電廠 4號 600MW超臨界鍋爐運行不到 4000h、國華沙洲電廠和高資電廠 600MW超臨界鍋爐運行 5000h、國華太倉電廠 600MW超臨界鍋爐運行 9000h等，因氧化皮脫落造成高溫過熱器爆管。其中太倉電廠超臨界鍋爐的一處爆口形狀和管內脫落的氧化皮如下圖所示。 爆口形狀和管內脫落的氧化皮 ? 針對太倉電廠的具體情況，電廠提出了防止氧化皮脫落的措施。 ? 太倉電廠超臨界鍋爐末級過熱器和末級再熱器出口金屬采用 T23鋼，其壁溫最高可達到600℃ 以上，入口壁溫約為 510℃ ，按鍋爐制造廠提供的壁溫測點測量偏差 30℃ 計算，實際壁溫值出口段最高可達到 630℃ 。按照簡單線性溫升計算， T23管段的實際壁溫值最高可達到 600℃ ，已經達到甚至超過了 T23材質的許用溫度上限，生成氧化皮難以避免。對此，可采取以下措施： （ 1）將處在高溫區(qū)的 T23管更換為 T91管。 （ 2）在高溫區(qū)、曾經爆管區(qū)域等全部加裝壁溫測點，擴大對管子運行溫度的監(jiān)視范圍，降低超溫的風險。 （ 3）對爐膛出口煙氣的實際溫度進行測量，對可以降低煙氣殘余旋轉的 SOFA風進行調整，使其能夠最大地降低爐膛出口的煙氣殘余旋轉 ,以使煙溫偏差值控制在 50℃ 以內。 （ 4）溫升（降）速率直接影響到氧化皮的剝落，由于氧化皮和基體金屬的熱膨脹系數有明顯差異，控制溫升速率顯得尤為重要。如果燃燒器采用等離子點火，為防止等離子啟動初期溫升難以控制，建議啟動時投油助燃。 （ 5）在啟動初期，通過汽輪機啟動旁路對系統(tǒng)進行長時間大流量低壓沖洗，以將沉積的氧化皮沖走。在啟動和升負荷期間，注意監(jiān)視管壁溫度，如發(fā)現異常，可以采取快速升降負荷變壓沖洗。 （ 6）利用停機檢修機會采用超聲波測厚儀對末級過熱器、高溫再熱器進行氧化皮檢測。 （ 7）加強爐膛吹灰，定期清潔爐膛，以增強爐膛的吸熱，降低過熱器壁溫。根據實際運行經驗，爐膛吹灰器投入前后，過熱器壁溫可以降低 5℃ 以上，減溫水量減少 50%以上。 第九節(jié) 蒸汽溫度偏差事故 ? 蒸汽溫度過高，溫度超限，引起損壞；溫度過低，降低效率，汽機末級濕度大，設備損壞。 一、蒸汽溫度過高 汽包鍋爐汽溫高原因： ? 汽壓升高，蒸汽量減少； ? 負荷升高； ? 風量調節(jié)不當；煙溫偏差； ? 給水溫度降低等。 處理 ? 查明原因，進行調整。 案例分析 670t/h四角切圓鍋爐反切消旋的數值模擬和工程實踐 ? DG670/態(tài)排渣煤粉爐，該爐運行過程中出現以下問題：乙側煙溫比甲側高，最高達 180℃ ，特別是右下部區(qū)域煙溫最高，使該區(qū)域管壁經常超溫爆管。甲乙兩側主蒸汽減溫水量差別較大，再熱器出口汽溫卻一直偏低，經常低到 520℃ 。 ? 為了消除水平煙道左右煙溫、煙速偏差，在過熱器、再熱器系統(tǒng)加裝節(jié)流圈、適當增加爐膛高度、部分燃燒器對沖布置和一、二、三次風部分反切等措施，消除或削弱殘余旋轉，以降低水平煙道兩側煙速和煙溫差，均有一定的效果。 ? 研究表明：調整正、反切二次風配比和反切夾角可以改善爐膛出口的煙溫偏差和速度偏差。但過量二次風反切可能會破壞爐內流場，并可能加大煙溫偏差。 ? 采用三次風與 OFA 反切消旋方法，較好地解決了四角切圓燃燒鍋爐存在的出口煙溫偏差問題。 ? 反切方案原則： ? 反切方案確定的原則，一是能有效減弱爐膛出口氣流殘余旋轉，爐膛出口煙溫不受影響，二是要保證爐膛內有足夠的混合強度和火焰充滿度，以利于煤粉的燃盡，保證改造后燃燒效率不降低。 ? 該爐采用多層反切風集中布置，對距爐膛出口較近的上部三次風進行反切，這樣既不會對主燃燒器區(qū)產生大的干擾，又保持了四角切圓燃燒的優(yōu)勢?？紤]到對鍋爐燃燒效率的影響，要保證正切氣流與反切氣流之間有較高的混合強度，反切角選定 12176。 。在上三次風口上方增加一個反切二次風口，兼作燃盡風 (OFA)， 以調整因制粉系統(tǒng)運行方式變化引起的反切動量變化。 ? 計算結果： ? 運行效果： ? 實施三次風與 OFA 反切改造，并在合理的運行方式下，左、右兩側溫差從改造前的最大溫差 180℃ 降低到小于 50℃ ，鍋爐燃燒穩(wěn)定，飛灰可燃物為 %~4%，比改造前略有下降。爐膛出口煙溫平均值變化不大。爐膛出口煙溫差減小后，使兩側主、再熱汽減溫水均衡，且減溫水總量減少，再熱汽溫也達到了設計值，提高了鍋爐效率。 ? 結論 ? 四角切圓鍋爐爐膛出口殘余扭轉是造成水平煙道左右煙溫、煙速偏差的主要原因，對原爐進行三次風與 OFA反切改造，有效地減少了殘余扭轉，改善了水平煙道溫度分布，減小了高溫對流受熱面的煙氣溫度偏差和蒸汽溫度偏差。 ? 模擬工況顯示，三次風反切使反切層以上爐內流場旋轉減弱，相對切圓直徑和充滿系數在反切層降低，爐內氣流混合強度變化不大，對爐內主氣流的空氣動力結構影響不大。 ? 爐膛溫度場和氧氣濃度場顯示，反切后改善了爐內溫度分布，對主燃燒區(qū)的影響較??；壁面高溫區(qū)減少，壁面輻射熱流最高值下降，降低了結焦可能。 ? 反切降低水平煙道入口左、右側溫差，削弱了扭轉殘余，減小了氣流速度不均勻性，水平煙道入口平均煙溫略有下降，對受熱面換熱影響不大。 北侖發(fā)電廠 600MW鍋爐高溫再熱器超溫問題原因分析及改造 ? 鍋爐是從美國 CE公司進口的 2020t/ h亞臨界壓力、切向燃燒控制循環(huán)鍋爐。 6 層煤粉燃燒器由 6臺 HPO983X9碗式中速磨煤機供粉。采用擺動燃燒器方法調節(jié)再熱汽溫。 ? 高溫再熱器與煙氣逆流布置，大部分管子采用TP304H奧氏體鋼材，部分管子和爐外引出管都是 T22鋼材。在每片高溫再熱器的第 11號管子出口裝有爐外壁溫測點。 ? 鍋爐運行后，發(fā)現高溫再熱器右側第 34～ 37片屏的出口壁溫經常超過 585℃ 設定值。同時再熱汽溫達不到額定值。 ? 根據 CE 公司提供的方案，對再熱器進行了 2 次改造。 ? 第一次是為降低右側高溫再熱器管屏的出口壁溫。方法是將墻式再熱器 24根旁路管中的 8根直接引入低溫再熱器進口集箱的右側端，以降低右側管屏的進口溫度。 ? 第二次改造的目的是提高再熱汽溫。方法是將低溫再熱器的管屏接長 。結果因增加受熱面太多，使再熱汽溫過高，減溫水量大，過熱汽溫不足。 ? 高負荷時壁溫仍超標，進行燃燒調整、燃盡風反切等措施仍不能解決問題。 ? 改造方案： ? 采用在低溫管屏中加裝節(jié)流圈的改造措施，并在部分壁溫較高的管屏上涂覆絕熱材料作為短期的輔助措施。加裝節(jié)流圈的具體要求如下 : (1) 溫度最高的第 3 36屏出口爐外壁溫降低10～ 15℃ ； (2)再熱器出口 2根導汽總管的流量和汽溫與改造前保持不變； ( 3) 對爐膛污臟時、低負荷、燃燒器上擺到 70%時高溫過熱器的出口壁溫工況進行核算。 ? 絕熱材料涂在第 69～ 74屏低溫再熱器 (與高溫再熱器第 35～ 37屏連接 )管上，厚度為 20mm，高度為 3m，面用 2mm厚不銹鋼板包覆 。 ? 加裝節(jié)流圈改造的原理是用改變各屏的蒸汽流量來補償它們的熱負荷偏差。計算確定，加裝節(jié)流圈的高溫再熱器管屏共為 12片，即第 1～ 1 19～ 25屏。每片屏有 20根管子，所以共有 240只節(jié)流圈。節(jié)流圈的孔徑最小為，最大為 。 ? 改后高溫再熱器第 30～ 37屏出口壁溫已大幅度下降，尤其是第 35～ 37屏由于包覆絕熱材料下降了 40～ 51℃ 。各屏再熱器出口壁溫顯示基本上控制在 570℃ 以下，達到了預期的效果。 ? 再熱器減溫水量已由原來的 (平均值 )。提高了機組效率。 ? 燃燒器可不下擺， 過熱汽溫達到額定值。 二、蒸汽溫度過低 原因 ? 受熱面嚴重積灰結渣； ? 燃燒調節(jié)不當； ? 設備故障等。 案例分析 200MW鍋爐的再熱蒸汽欠溫的分析與改造 ? HG670/1409型超高壓參數、一次中間再熱的固態(tài)排渣煤粉爐，燃用大同煙煤，過熱蒸汽溫度和再熱蒸汽溫度的額定值均為 540℃ 。再熱蒸汽調溫方法采用汽 汽熱交換器。再熱器出口蒸汽溫度長期欠溫 12℃ 左右。 ? 原因分析 積灰較嚴重，無吹灰裝置； 設計時考慮到低溫再熱器的積灰情況，對吸熱計算的熱有效系數修正取為 ，但實測為 。吸熱量不足。 ? 改造措施 實爐安裝吹灰裝置有困難，可增加受熱面積。 ? 方案： (1)將原來順列排列的光管子改為錯列排列的鰭片管。 (2)加大管子的縱向節(jié)距，從順列的 60mm加大到錯列的 45mm(同一根管子繞成的蛇形管圈的相鄰兩根管子的距離為 90mm)； (3)在管子上下兩個方向上加裝 20mm 3mm的鰭片，這樣增加了 1400m2的受熱面積 (管子的外表面積增加不多，主要是增加了鰭片的面積，這是管子本身連同鰭片的受熱面積增加的數量 )。 ? 目的：強化傳熱，減輕積灰。 第十節(jié) 其他事故分析 一、輔機事故 五種主要輔機可靠性指標概況 ? 2020年參與全國 200MW及以上容量火電機組 5種輔助設備可靠性統(tǒng)計評價的機組共有 1020臺， 5種輔助設備即磨煤機、給水泵、送風機、引風機、高壓加熱器（以下順序同此）的統(tǒng)計臺數分別為 410 251 176 178 2647臺，比 2020年分別增加了 18 80、 3 3 67臺。5種輔助設備的主要可靠性指標如下表所示。 輔機 運行系數/% 可用系數/% 非計劃停運率 /% 非計劃停運 小時 /h（臺年） 1 計劃停運 小時 /h（臺年） 1 磨煤機 給水泵 送風機 引風機 高壓加熱器 ?