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安阳发电厂 300MW 新机组试运行初期锅炉设备故障浅析北极星电力网技术频道
作者:
2008-1-16 12:04:20
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所属频道:
火力发电
关键词:
锅炉 300MW
0 前言
安阳电厂八期改扩建工程规模为 2×300MW。锅炉为东方锅炉厂 DG1025/18.2-Ⅱ4 型亚临界参数自然循环汽包炉。1997 年 11 月 12 日开始第 1 台机组整体启动试运行。从机组分部试运到准备 168h 试运这一时期，锅炉设备先后出现了 A 侧引风机轴承频繁发热、水冷壁3 次爆管、煤粉管道伸缩节失灵 3 种设备故障。引起这些故障的原因既常见，又各有特点。在处理过程中，由于未能及时找出 故障原因，致使相同故障频繁发生，不仅浪费了大量人力物力，而且增加了机组调试难度。为吸取本次故障处理的经验教训以及更有利于其它新机组的调试工作，本文为此作了分析、总结。
1 A 侧引风机轴承频繁发热故障 1.1 引风机简介
引风机为 Y4-2×73-3No29F 型双侧进气、双支撑结构离心式风机，采用 12 个空翼形叶片，支撑和支推滚动轴承采用瑞典 SKF 公司的 22352CC/W33 轴承。引风机配套电动机为DKK1000-2-8/10 型三相鼠笼式双速异步电动机，为卧式端盖式轴承的箱体结构，轴承采用乌金瓦滑动轴承，采用油环自润滑方式。引风机整体结构布置见图 1。
图 1 Y4-2×73-3No29F 型引风机布置图 1—盘车装置；2—支撑轴承；3—引风机链子；4—支推轴承；5—钢挠性联轴器；6—后轴瓦；7—电动机；8—前轴瓦 1.2 轴承频繁发热的处理过程
从 1997 年 7 月 21 日处理电动机后轴瓦发热开始到 1997 年 11 月 21 日消除引风机支撑轴承发热结束，断断续续处理轴承发热，时间长达 122d。其处理过程如下：
电动机安装就位后第 1 次启动试运 2h 后，后轴瓦温度升高到 93℃而烧损。经研瓦、调整瓦口间隙、复查膨胀间隙、轴承座侧板调整等措施处理后，不见效果。后经检查下轴瓦球面发现：球面两侧有接触磨痕，中间 60°范围内无接触痕迹。证明下轴瓦瓦面接触不好。经涂色刮研处理后，消除了电动机后轴瓦的发热问题。
电动机第 1 次试转，不长时间出现电动机前、后轴瓦发热振动现象。经过对轮找正、前轴承研瓦、电动机气隙调整、电动机转子弯曲度测量、更换前轴承座等措施处理后，不见效果。最后认识到：前轴瓦两侧轴肩总的间隙是 13mm，应属于支撑轴瓦(推力轴瓦间隙要小的多)。前轴瓦在转子膨胀方向侧的预留间隙是 3mm，其间隙不满足电动机转子整体轴向窜动量的要求(说明书要求不小于 5mm)，经过配垫处理，将该间隙预留到了 8mm。在进一步调整轴瓦与上端盖配合间隙后，消除了前、后轴瓦发热振动现象。
电动机轴瓦发热消除后，引风机支撑轴承发热又显露出来。在机组试运时期，轴承室外壳温度有时高达 90℃，靠频繁更换润滑油和从外部浇水冷却来维持引风机运行。最后查出是轴承外圈与轴承上压盖预留膨胀间隙过小造成的。在将上压盖与轴承外圈配合间隙预留到0.13mm 后，消除了发热现象。
1.3 轴承发热的原因分析
从图 1 引风机整体布置看出：引风机转子和电动机转子整体膨胀应以支推轴承为中点，分别向电动机前轴瓦和风机支撑轴承方向膨胀。在检修转机轴承时，只有正确处理好轴承与轴承室在轴向和径向上的配合间隙，才能避免轴承发热现象。
电动机带机械后正确的膨胀方向是向着前轴瓦方向的，电动机转子实际膨胀方向刚好相反。由于前轴瓦的轴肩间隙不能满足转子整体膨胀量的要求，出现了电动机不带机械轴瓦不发热，带上机械就发热的怪现象。根据电动机实际运行状况，前轴瓦膨胀间隙应该预留到6mm 以上。
引风机运行时转子轴向膨胀量为 8～10mm，轴承外圈也要随之移动 8～10mm。如果按照一般支撑轴承上压盖与轴承外圈配合间隙 0.00～0.05mm 的工艺要求组装轴承，就使上压盖与轴承外圈出现热态过盈配合并阻碍轴承外圈的自由滑动。根据以往检修经验：支推轴承上压盖与轴承外圈配合间隙保持在 0.10～0.20mm 时，才有可能避免轴承的发热，过大或过小的配合间隙都会引起不同程度的轴承发热现象。
2 水冷壁 3 次爆管故障
本炉水冷壁是由管径 63.5×7.5mm、节距 76.2mm 的管子加焊扁钢而组成的膜式壁，水冷壁钢材牌号 SA-210C。机组整体试运时期，同一根水冷壁发生了 3 次爆管事故。爆管原因是由于拉管器部件堵住了管子，造成管子内水循环停滞，引起该管沸腾传热恶化，使管壁超温而发生了过热爆管。
水冷壁爆管过程如下：
1997 年 11 月 17 日 22：00(锅炉主蒸汽参数：压力 7MPa、温度 499℃、流量 346t/h，机组负荷 115MW)发现 2 号角前墙切角管屏在标高 15m 处爆管。爆口面朝炉膛，爆口为典型的“短期过热爆口”，其宏观特征：爆口张嘴较大，长 180mm，宽 31mm；爆口的断裂面粗糙不平整，边缘呈钝边；爆口外壁有明显的纵向裂纹并有一层较厚易剥落的氧化垢。当时考虑到煤粉还未投入、饱和压力不高、爆口处在燃烧区下方的低热负荷区且为弯头爆口等情况，在判断上出现失误，仅认为“管材质量存在一定问题”，而忽略了“短期过热爆口”这一重要特征。因此在处理时只对爆管作了更换处理而没有过多查找其它原因，致使同样故障在以后多次发生。
3 煤粉管道伸缩节失灵故障
本炉采用的煤粉管道伸缩节名称为“球型轴向补偿器”。它由入口万向头、出口万向头、伸缩子管和伸缩母管 4 部分组成。伸缩子管与伸缩母管套装配合，起轴向伸缩作用；两侧球形万向头能够自由转动，起改变煤粉管道膨胀方向的作用。在机组试运初期，因伸缩节不起作用，煤粉管道与喷燃器联接焊口拉裂，出现了煤粉外窜现象。煤粉管道伸缩节失灵原因为：
3.1 安装原因：安装时由于将伸缩节进出口方向装反，造成煤粉气流不仅直接冲刷伸缩子管管口，而且煤粉吹进到伸缩子、母管的缝隙内，塞满缝隙并阻碍伸缩子、母管之间的轴向伸缩，而出现伸缩节失灵现象。
3.2 质量原因：检查部分失灵伸缩节发现伸缩母管与入口万向头焊接在一起，伸缩节显然出现了质量问题。这样造成相互矛盾的两种情况：按伸缩子、母管配合要求安装，引起煤粉进入到万向头球面缝隙内，使出、入口万向头失去作用；按万向头的进出口顺序安装，伸缩节轴向伸缩不起 作用。
4 几点经验教训 4.1 临时工的安全教育：临时工安全观念淡薄，自我保护意识较差，在施工中，普遍存在着重效益、轻安全、重速度、轻质量的现象。
4.2 设备技术资料的短缺：近年来，设备生产厂家为了垄断市场和防假，已很少向用户提供必要的设备图纸和资料。当设备出现问题时，不仅增大了检修难度，而且用户也要蒙受一定的经济损失。在遇到产品质量问题生产厂家有意推卸责任时，更是用户受损。因此，为了维护电力行业自身的利益，极需要制定一个保护性的《法规》。
4.3 提高安装人员素质，在故障原因判别上尊重科学：由于在故障处理中不尊重事实，不尊重科学，致使相同故障连续发生。
黔北电厂 4×300MW 工程是我国“西电东送”规划中的重点工程之一，该工程#3、4 机组DCS 采用的是我公司 SmartPro 分布式控制系统。在公司各级领导、专家的关心指导下，经黔北项目组全体工程人员的共同努力，黔北电厂#3 机组于 2004 年 3 月 1 日 16 时顺利通过168 小时满负荷试运行，这标志着该机组整体调试工作已圆满结束，达到了交付试生产的条
件。3 月 12 日，在黔北电厂现场召开了第二次启委会，与会的领导和专家一致审议通过将黔北电厂#3 机组正式交付试生产。
一、工程概况：
黔北电厂位于贵州省毕节地区金沙县境内，厂址距金沙县城 3 公里，距遵义市约 90 公里，326 国道遵义至金沙段从厂址西北侧通过。
黔北电厂(4×300MW)新建工程，由贵州西能电力建设有限公司负责工程的全面建设管理，贵州电力建设二公司承担工程的安装施工，西南电力设计院承担工程设计，河南立新监理公司承担主体工程监理，黔北电厂负责设备运行，贵州电力试验研究院负责机组整套启动调试。
黔北电厂#3、4 机组汽轮机、锅炉、发电机分别由东方汽轮机厂、东方锅炉厂、东方电机厂制造，热控系统采用北京和利时系统工程股份有限公司生产的 SmartPro 分散控制系统（DCS）。
主要设备系统概况：
锅炉设备及系统：黔北电厂 4×300MW 工程#3、4 机组锅炉是东方锅炉厂按照美国福斯特?惠勒能源公司许可证转让的“W”型火焰锅炉引进技术设计制造的，该锅炉为亚临界压力中间一次再热自然循环汽包炉。锅炉型号为：DG1025/18.2―Ⅱ15，锅炉为双拱形单炉膛，燃烧器布置在前后拱上，火焰呈“W”型。锅炉为倒“U”型布置，尾部双烟道结构，采用烟气挡板调节再热汽温，固态排渣，全钢构架全悬吊结构，平衡通风，露天布置。设计及校核煤种均为金沙无烟煤。
过热蒸汽调温采用二级喷水减温方式；再热蒸汽调温采用烟气挡板调节方式，同时设有喷水减温器以备事故时保护再热器。
制粉系统配 4 台福斯特惠勒技术生产 D-11D 型双进双出球磨机，构成正压直吹制粉系统，每磨配 2 台可称重和调速的给煤机，型号为 GM-BSC21-26，系沈阳华电电站装备有限公司引进技术制造，制粉系统的密封风独立于一次风外，采用 2 台独立的密封风机供给（一台运行一台备用）。
锅炉共配有 24 个按 FWEC 公司技术设计制造的双旋风筒浓淡分离式煤粉燃烧器，错列布置在锅炉下炉膛的前、后拱上，每只燃烧器配备一只简单机械雾化式油枪，单支油枪出力为 0.86t/h，燃用#0 轻柴油，点火系统采用点火枪及高能点火器，全部 24 支油枪点燃可带30%MCR 负荷。
送风系统采用 2 台动叶可调轴流式送风机，2 台三分仓一、二次风分隔回转式空气预热器，2 台离心式一次风机。
烟气系统采用 2 台静叶可调轴流式引风机、2 台双室三电场静电除尘器。
锅炉主要参数如下：
ECR 工况
MCR 工况 过热蒸汽流量（t/h）：
900.7
1025 过热蒸汽压力（MPa）：
17.27
17.4 过热蒸汽温度（℃）：
540
540 再热蒸汽流量（t/h）：
754.1
851.3 再热蒸汽进口压力（MPa）：
3.38
3.808 再热蒸汽出口压力（MPa）：
3.22
3.632 再热蒸汽进口温度（℃）：
315.8
331.4
再热蒸汽出口温度（℃）：
540
540 汽包压力（MPa ）：
18.31
18.8 给水温度（℃）：
270.2
280 热风温度（一次/二次）（℃）：
325/336
327/340 排烟温度（修正前/修正后）（℃）：
124/117
127/120
锅炉效率（低位发热量）（%）：
91.68
91.47
汽轮机设备及系统：黔北电厂#3、4 机组汽轮机采用的是东方汽轮机厂生产的N300-16.7/537/537-8 型亚临界一次中间再热，单轴双缸双排汽，高、中压合缸，低压缸对称分流式凝汽式汽轮机。
采用两级串联旁路系统，旁路装置容量为 30%锅炉 MCR 流量。
高压给水系统为单元制，3 台高压加热器采用大旁路，每台机组设置 2 台 50%容量的汽动给水泵和 1 台 50%容量的电动调速给水泵（给水泵小汽机为东汽厂产品，给水泵为沈阳水泵厂产品）,给水系统主管路上不设调节阀，采用给泵转速调节给水量，另设 20%BMCR容量的给水旁路调节阀，供启动时和低负荷时使用。
回热抽汽系统采用八级非调整抽汽，一、二、三级抽汽分别供三个高加，四级抽汽供除氧器和汽动给水泵小汽机，五、六、七、八级抽汽供四台低加，其中二、四级抽汽各引一汽源到辅助蒸汽联箱。
汽机主要参数如下：
ECR 工况
MCR 工况 功率（MW）：
300
330 主汽门前蒸汽压力（MPa ）：
16.7
16.7 主汽门前蒸汽温度（℃）：
537
537 再热蒸汽进汽阀前压力（MPa ）：
3.181
3.422 再热蒸汽进汽阀前温度（℃）：
537
537 主蒸汽流量（t/h）：
899.6
973.8 再热蒸汽流量（t/h）：
750.8
808.625 排汽压力（kPa ）：
5.8
5.8 冷却水温（℃）：
22
22 给水温度（℃）：
271.4
276.4 热耗（kJ/kWh）：
7891
7890 排汽量（t/h）：
545.569
582.995 转子旋转方向（从机头看）：
顺时针方向 发电机转子一阶临界转速（r/min）：
1370 低压转子一阶临界转速（r/min)：
1688 高中压转子一阶临界转速（r/min)：
1750 发电机转子二阶临界转速（r/min）：
3517 低压转子二阶临界转速（r/min)：
3654
小汽轮机主要参数如下：
型号：
G3.6-0.78(8)-1 型式：
单轴、单缸、新汽内切换、凝汽式汽轮机 铬牌功率：
3600 kW
额定功率：
3392 kW（对应主机额定工况，配 KSB 系列给水泵）
额定转速：
5337 r/min 进汽压力：
0.786MPa；进汽温度：339℃ 排汽口压力：
7.06 kPa 主机凝汽器压力：
5.8kPa 新蒸汽压力：
16.67MPa 新蒸汽温度：
537℃ 调速范围：
3000-5337 r/min
小汽机有高低压两个汽源，两个汽源可自动逐渐切换，正常汽源为主机的四段抽汽，当负荷低于 40%时开始切换用新蒸汽，到负荷低于 20%时低压汽源全关；另有高温辅助蒸汽联箱来的辅助汽源供调试用。
发电机设备及系统：黔北电厂#3、4 机组发电机为东方电机厂生产的 QFSN-300-2-20B 型 三 相 两 极 同步 汽 ...