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1.4.185 案例分析:2015年12月25日20时04分某电厂#6炉#1空预器主电机电流 突升,在17A~47A 之间摆动(正常电流9.3A), 就地检查#1空预器转子停转,汇报 值长,退AGC, 急停#4磨组功控方式降负荷,同时停运主电机启动辅电机,辅电机电 流超限跳闸,对应#1一次风机、#1送风机、#1引风机,#3磨组联锁跳闸,投油稳燃, 机组负荷降至100MW, 排烟温度仍继续上升,继续降负荷至40MW, 就地手动对#1 空预器盘车,未盘动,20时45分#1空预器后排烟温度升高至250℃,21时12分减负荷至零,#6炉熄火,汽机打闸,发电机解列。锅炉机组停运后,锅炉检修对#6炉#1空预器支持轴承进行检查,发现空预器支持轴承(推力向心滚子轴承29488EM) 柱状滚动体保持架损坏,滚柱偏斜与轴承内外圈卡死,致使空预器转子无法转动。针对空预器支持轴承故障导致的机组停机事件,有何启示?
1.4.184 案例分析:2015年1月9日19时54分某电厂#8机组修后点火启动过程中,二级减温水流量4分钟内从11t/h上升到39t/h、主汽温度3min内从380℃下降至266℃、机组负荷从15MW 突升至40MW 。1 月11日8时18分#8机组负荷330MW, 炉膛打 正压至360Pa, 之后A 、B 引风机动叶开度及电流增大,锅炉排烟温度上升,给水流量 和主蒸汽流量偏差增大50T/H, 初步判断为锅炉受热面泄漏。当班运行人员立即就地 检查,发现锅炉东侧分隔屏至末级过热器部位有较大的蒸汽泄漏声音,炉管泄漏报警 装置1点、7点、17点发出泄漏报警,确认为锅炉受热面管泄漏,立即向电网调度申 请减负荷停机。1月13日经检查发现末级过热器东数25屏炉前往后数第6根管有一喇 叭型的爆口,爆口边沿锋利,为典型的短期过热爆管现象,判断为原始爆口,其爆破 后对附近第22-26屏共16根管造成不同程度的破损或减薄。全面检查附近其它过热器 管屏,未发现有吹灰器吹损、烟气吹损、腐蚀、长期过热蠕变、胀粗等异常现象。请 问末级过热器东数25屏炉前往后数第6根管为何存在短期过热现象?针对此案例有何启示?
1.4.183 案例分析:某电厂#1锅炉配置6台HP1003 磨煤机,#1机组负荷480MW, AGC 投 入 ,B、C、D、E 磨煤机投入运行,总煤量190t/h。巡检发现B 磨煤机入口热 风管道冒火星,部分管道有灼烧,石子煤斗有烧红的石子排出,立即启动F 磨,停运 B 磨。通知检修检查,检查发现 B 磨煤机入口热风管道内保温着火,热风管道有部分 烧漏。B 磨煤机入口风道冒火星的原因是磨煤机入口风道积聚石子煤,在入口一次风 加热下石子煤自然,烧损磨煤机入口风道。请从运行和检修方面提出防止此类事件的措施。
1.4.182 中速磨煤机运行中若石子煤排放异常时,为什么要对石子煤热值进行化验?
32VNT1830 型三分仓容克式空预器,转速1.14r/min, 采用主、辅电机驱动方式。锅炉 设计煤种灰分为26%,硫分为0.47%,实际入炉煤灰分平均为27.82%,硫分为0.85%。 冬季(外界环境温度-5℃)运行时由于暖风器存在故障,暖风器投入率不高。#8机组 正常运行时每天对空预器进行吹灰,吹灰疏水方式为时间加温度控制(二取一)。#8 机组脱硝系统运行正常,氨逃逸在3ppm 以内。#8机组在连续运行10个月后,在600MW 负荷工况下空预器烟气侧差压为2.0kPa 以上,不具备长期运行条件,故申请停机检修。试分析空预器堵灰严重的原因,并提出整改措施。
200ppm, 试保守估算一年时间水冷壁的腐蚀厚度。(已知钢的密度为7850kg/m3)。表1 实验测得的 H₂S 浓度对应的腐蚀速率
1.4.180 水冷壁管的腐蚀速度几乎与烟气中的H2S 浓度成正比。根据实验表明不同 H2S 浓度对应的腐蚀速率如下表所示
1.4.178 简述螺旋上升管的优缺点?
1.4.177 简述垂直内螺纹管的优缺点?
1.4.176 试简述过热器、再热器的汽温调节方式。
