1、3.3 锅炉制粉系统故障锅炉制粉系统故障 3.3.1 概述概述 制粉系统是电厂锅炉的主要系统之一，其运行状况直接影响锅炉机组的安全可靠性和经济性。一、制粉系统类型一、制粉系统类型 制粉系统一般指从原煤仓落下的原煤经磨制成煤粉后输运到锅炉燃烧器的全部工艺流程。其中以磨煤机为核心设备，还有给煤机，给粉机，粗粉分离器，细粉分离器，排粉风机等，与之组成系统还包括相关阀门，管件，管道，以及各转动机械的滑润冷却系统等。电厂制粉系统至少具备以下四项功能：燃料的干燥、磨碎、分离和粉粒传输。制粉系统总体来说有两种类型：中间储仓式和直吹式(一)中间储仓式制粉系统 图3-1示中间储仓式、干燥剂送粉制粉系统和热风送粉
2、系统。图-中间储仓式制粉系统(a)干燥剂送粉(b)热风送粉 燃料从原煤仓由给煤机送入磨煤机磨碎成煤粉颗粒，通入干燥剂（空气预热器来的热风）对煤和煤粉进行干燥，随后干燥剂（热风）携带煤粉离开磨煤机进入粗粉分离器，分离出合格的粗煤粉经回粉管重新返回磨煤机再磨制，合格的煤粉被干燥剂带入细粉分离器，大部分的煤粉在细粉分离器分离出来后通过切换挡板送入煤粉仓或利用螺旋输粉机输送到邻炉的煤粉仓。根据锅炉燃烧的需要由给粉机将粉仓中的煤粉送入一次风管。从细粉分离器出来的乏气带着未分离掉的少量煤粉（约占煤粉总量的10%）进入排粉机送入一次风管，一次风把给粉机（排粉机）送来的煤粉通过燃烧器喷入炉膛燃烧从排粉机出口至
3、磨煤机进口设有再循环管，可让一部分干燥剂回到磨煤机，以提高风速，增大送粉能力。当磨煤机停运时，排粉机还可直接利用热风送粉，以维持锅炉的正常燃烧。为防止气流短路流动，在系统的某些管道上装有锁气器，阻气回粉，在系统中多处设置了防燥门，以保护设备安全。这类制粉系统能耗高，煤粉分离和储存系统着火爆炸的危险性大 (二)直吹式制粉系统 图3-2示直吹式中速磨制粉系统，与中间储仓式系统的差别就是没有专门的煤粉储存容器（煤粉仓），磨煤机的制粉出力根据锅炉负荷实时需要提供。图3-2 直吹式中速磨制粉系统 相对来说直吹式制粉系统较简单，其主要设备较少。直吹式制粉系统的磨煤机往往选用中速磨煤机。该制粉系统具有布置简
4、单，调节灵活，维护方便，能够保证与锅炉燃烧负荷良好的匹配性，对煤种适应性较强，磨煤制粉电耗较低、运行寿命长等优点，随着机组容量等级不断增加，对单元大容量机组更多的选用直吹式制粉系统。(三)其他：.乏气分离式直吹制粉系统.中储或半直吹系统二、磨煤机类型二、磨煤机类型 (一)滚压式中速磨煤机 电厂使用外作用力磨煤机已近40年的历史，按其结构性能的不同，可以分为:q 球环式E型磨煤机，适应于烟煤和贫煤原煤水分15%；q 辊碗式RP（HP）型磨煤机有较强的适应性，可磨水分45%，灰分4045%的烟煤、褐煤；q 滚轮式MPS（MBF）型对煤种适应性强，良好的研磨运行特性。这类磨煤机的研磨部件是磨环，磨辊
5、，钢球和磨盘等，燃料进入磨辊下部即形成磨料层和压实层，在磨料层内和接触面积内的磨擦力与辊压力，离心力和流动阻力处于平衡条件下，完成煤的破碎。中速磨煤机制粉出力和煤粉细度稳定，颗粒度均匀，且启动速度快、调节灵活，工作经济可靠，特别适于直吹式制粉系统和单元机组的自控系统。(二)钢球磨煤机（低速）这类磨煤机坚固耐用和易于维护。研磨部件就是钢球（直径为2070mm之间）和耐磨的园柱形筒体，利用钢筒旋转（工作转速为15.6r/min），钢球落下的动能破碎原煤。用于低挥发和高灰分的贫煤，无烟煤，中等水份低挥发分的烟煤。现已发展为双进双出式钢球磨煤机系统。原煤从两头通过与筒体同转的螺旋输煤机送入磨煤机内，干
6、燥气体通过两头的内管进入研磨室，并逆着原煤进口方向将煤粉送入分离器。为了保证磨煤机两头原煤（煤粉）和干燥气体均匀送入，采用了复杂的控制系统。(三)高速风扇磨煤机和锤击磨煤机 研磨水分高达70%，灰分高达40%的软质或硬质褐煤，特别当其出力高达200t/h时，采用有很大自身通风能力的风扇磨煤机比较有利。风扇磨煤机可将烟气的NOx含量控制在200mg/m3排放限值以下。研磨硬煤、褐煤和泥炭宜采用无自身通风能力的锤击磨煤机。锤击磨煤机的出力远低于风扇磨煤机。3.3.2 制粉系统故障制粉系统故障 由于制粉系统和磨煤机的类别繁多，实际出现的故障及故障部位多种多样，诊断识别必须按类别，轻重不同进行。按故障
7、部位类别可分三种，即运动机械的故障、器件（包括粉仓）故障及系统故障。一、运动机械的故障 这指给煤机、磨煤机、给粉机、螺旋输煤（粉）机、排粉风机等运动机械本体及其辅助系统（润滑油、冷却水系统）出现的故障。(一)磨煤机.机体振动大.磨损严重（钢球、磨环及磨辊磨盘等）.润滑不佳：冷油器水侧堵塞；漏油、油质质量差.轴承故障：轴瓦温度居高不下，轴承破损.中速磨煤机磨辊不转，液压加载无力，“四块”（煤、石、木、铁）问题敏感.传动齿轮损坏，减速箱漏油.电动机故障：定子线圈烧坏，鼠笼条断裂，轴承质量差(二)给煤机.皮带拉紧装置损坏.皮带驱动滚筒损坏.轴承或支撑损坏.皮带为木棒、钢丝绳、铁皮等异物损坏.刮板给煤
8、机垫煤、卡链、断链。(三)给粉机 轴套漏粉，轴套卡涩(四)排粉风机.磨损严重，叶轮寿命短.进口调节挡板开度不足，节流损失大 二、器件及容器故障二、器件及容器故障 主要包括粗粉分离器，细粉分离器、螺旋输煤器（双进双出磨煤机）、离心式可旋转、可调导流片的分离器、原煤仓及相关的热风隔绝门、锁气器、磨煤机出口排除伐、防爆门等的故障。基本包含三种类型：(一)煤、煤粉的漏泄(二)煤、煤粉的堵塞(三)气粉流动造成的磨损三、制粉系统的故障三、制粉系统的故障 着火（自燃）、阴燃和爆炸3.3.3 制粉系统的着火与爆炸制粉系统的着火与爆炸 煤粉的着火和爆炸，既造成损备损坏，增加维修成本，又严重威胁人身及电厂生产的安
9、全，还对生产环境造成污染。一、煤粉着火爆炸机理一、煤粉着火爆炸机理(一)着火爆炸的产生 煤粉以一定浓度分散在容器或系统中，一旦遇到点燃能就会着火燃烧，导致不可控制的连续快速燃烧反应，压力骤然升高，造成强大冲击力，即发生煤粉爆炸。沉积不流动的煤粉，经一段时间后往往会自燃。煤或煤粉在缺氧情况下燃烧叫“阴燃”，由于制粉系统含氧浓度较低，煤粉自燃着火后即转为阴燃，阴燃的煤粉是煤粉发生爆炸的主要引火源。(二)煤粉爆炸的三要素 煤粉必须同时具备可燃物浓度，氧浓度和点燃能三个条件才能发生爆炸1.煤粉的浓度 煤粉的爆炸浓度有一个范围，它在高限浓度和低限浓度之间。这个范围与煤种、初温、初压等多个因素有关。2.氧
10、气的浓度 热风、冷风以及漏风中均含有一定量的氧气，氧气浓度达到一定数值时，才可能发生爆炸。排粉风机前的含氧浓度一般应控制在16%以下（高挥发分，高温干燥剂情况应为1113%以下）3.点燃能（引爆源）煤粉混合物必须在有高于最小、最低可爆的点燃能时才能发生爆炸。最小、最低的点燃能与多个因素有关，但主要决定于煤粉爆炸反应本身活化能的大小。煤粉中掺入少量可燃气体比纯空气的混合物更能降低煤粉爆炸的最小、最低点燃能。初温初压对点燃能有明显的影响，初温初压越高，发生爆炸所需点燃能就越小。煤粉自燃（阴燃），木屑，及其他易燃物的燃烧，机械摩擦产生的火花等系统外来的火源会形成爆炸的点燃能，一定浓度的风粉气流吹向自
11、燃点，不仅加剧自燃，还会引起燃烧，随时会发生爆炸。烟煤、褐煤着火温度低，不仅容易点燃，而且极易自燃（阴燃），因此褐煤和高挥发分烟煤是易爆煤种。(三)影响着火爆炸的主要因素1.挥发分 V20%时 这是着火温度低的煤，容易自燃，有爆炸的危险。烟煤、褐煤的V均大于此值。煤的阴燃温度与其挥发分成反比关系，煤的挥发分越高，其阴燃温度越低，（详见表3-9）2.气粉混合物浓度 煤粉浓度过高或过低，都不会发生爆炸，不同的煤种有不同的爆炸危险浓度。烟煤气粉浓度只在0.324kg/m3范围内才会发生爆炸，而在1.22kg/m3范围发生爆炸的危险性最大。3.煤粉细度 通常煤粉粒度较大不易发生爆炸，粒度愈小俞易发生爆
12、炸。q 烟煤当量粒径dp1000m时，一般没有爆炸危险；q dp833 m时的煤粉与微粒共存时会发生爆炸；q dp74 m的煤粉的爆炸危险性非常大。电厂所用煤粉细度都在爆炸危险区域内电厂所用煤粉细度都在爆炸危险区域内4.灰分 燃料中含灰分越小，爆炸倾向性越大5.煤粉中的含氧量及干燥剂种类 燃烧烟煤时，含氧量低于14%，肯定不会发生爆炸；粉尘中若含CH4等可燃气体时，煤粉爆炸极限会降低，即使含氧量小于10%，也会发生爆炸；向干燥剂中掺入惰性介质（如烟气、CO2、N2、水蒸汽等），煤粉的爆炸危险性就会减少。6.煤粉中的水分 显然，水分愈高愈不易着火爆炸7.通风量 通风不良时，爆炸的危险程度增大8.
13、磨煤机出口的气粉温度 只有到达着火温度气粉混合物才会燃烧，一般此处远低于着火温度，故不会发生着火爆炸。但遇到点火源或特殊工况（启动、停运或突然断煤）或漏入热风使气粉温度达到100以上时，容易引起沉积煤粉着火爆炸9.煤粉沉积状态 堆积状态比浮悬状态煤粉的着火温度低。譬如当V2.5。(四)质量含汽率与结构参数，循环特性参数的关系 （3-15）式中 饱和水密度；N水冷壁管根数；D水冷壁管内径；F水冷壁管的流通面积。DxGFwG0420dNwDx(五)水冷壁热负荷qf与结构参数，循环特性参数的关系 （3-16）式中 S水冷壁管节距 L水冷壁管平均长度 hqh上升管入口欠焓 汽化潜热(六)炉膛周界与结构
14、参数、循环特性参数关系 近似认为：（3-17）从以上诸关系式可以看出，通过调节各参数的数值可以控制合理的质量含汽率。fqhq NSLG hD204()fghdqxhSL UNS204DSUdx (七)下降管入口过冷度1.对自然循环锅炉，为保证下降管中不带汽，下降管入口应有一定的过冷度，它为汽包工作压力下的饱和温度与下降管入口混合水温度之差：（3-18）下降管内流体应保持8.312.2过冷度。2对强制循环锅炉，为保证泵入口不产生汽化，泵入口应有一定的过冷度，它为泵入压力下的饱和温度与泵入口混合水温度之差：（3-19）(八)蒸汽干度裕量（3-20）式中：X 干度裕量；X 某回路（或区段）出口干度
15、XAL该回路（或区段）压力，最大热负荷和质量流速下不发生膜态沸腾的许可干度。DCDCsctttpuMPPuMPscUtttALXXX(九)自补偿能力 循环回路中的循环速度与负荷大小有关。在一定循环倍率范围内，上升管受热增强时，产生的汽流量多，截面含汽率增加，运动压头增加，循环流量增大即循环流速提高。反之，上升管受热减弱，循环流速减少。这种循环流量随上升管产汽量的增减而增减的特性叫做自然循环的自补偿能力，对水循环的安全有利，也是自然循环的一大优点。故合理的自然循环系统应是在上升管吸热汽化时，锅炉始终工作在自补偿特性区段内（见图3-5AC部分）。运动压头能产生多大的循环流速还将取决于回路的阻力特性
16、。上升管出口汽流量增加，不仅运动压头增加，流速阻力也随之增加。开始阶段运动压头的增加大于流动阻力增加，所以循环流速增加（见图3-5中曲线ABC段），当循环流速达到最大值（C点）以后，若继续增加热负荷，则会出现流动阻力的增加大于运动压头的增加，使循环流速降低，循环失去了自补偿能力。可见上升管工作在曲线的CD部分时，水循环是不安全的。对应于图中最大流速时的上升管质量含汽率、循环倍率称之为界限含汽率Xj，界限循环倍率Kj，为了安全，推荐的循环倍率应比界限循环倍率大一定数值（裕量）。(十)传热恶化（膜态沸腾）受热管中发生“膜态沸腾”时，在液体中迅速产生的汽泡结合起来形成了覆盖加热壁面的蒸汽膜，热量必须
17、通过蒸汽膜的传导才能达到中间液体，蒸汽膜的热阻造成受热面的传热恶化，致使水冷壁壁温急剧上升而爆管。影响产生膜态沸腾的主要因素是压力、重量流速、局部热负荷、流体干度、管径等。二、锅炉水循环系统的安全性二、锅炉水循环系统的安全性(一)水循环系统安全性的主要判断标准 对于中、高压及超高压锅炉，循环倍率是判断水循环安全性的主要标准之一，但进入亚临界压力区域后，膜态沸腾（DNB）成为影响水冷壁安全性的最主要的考虑因素。以工作条件最恶劣的个别回路（或区段）中的蒸汽干度（含汽率）与该回路（或区段）的质量流量和最大局部热负荷下不发生膜态沸腾的最大许可干度之间的差值或者以上述回路（或区段）中的最大局部热负荷与不
18、发生膜态沸腾的临界热负荷之间的比值作为DNB裕度。该差值或比值愈大即表示防止产生膜态沸腾的裕度也愈大。在自然循环锅炉设计中可通过改变引入，引出管的管径和数目，而在强制循环锅炉设计中则可通过调节质量流速、合理划分回路，改变节流圈孔径等措施，来保证足够的DNB裕度。当然，循环倍率仍然是表征水循环安全性的指标之一。循环倍率愈大，质量流速也愈高，愈能提高水冷壁工作的安全性。(二)影响水循环系统安全性的因素 除了质量流速，热负荷等直接影响DNB裕度的这些因素外，还和给水品质、酸洗的及时性和下降管入口过冷度等有关。炉水中含氢或其他杂质将造成管子的氢腐蚀或结垢，诱发垢下腐蚀而使水冷壁管泄漏。此外，管壁垢层将
19、导致传热系数降低，在热负荷最高的区域造成超温爆管。下降管入口含汽将削弱水循环的运动压头，造成水循环的不稳定性。对于强制循环锅炉来说，泵入口含汽可能导致循环泵气蚀和振动。运行因素亦不可忽视，炉内空气动力场不良致使火焰贴壁甚至直接冲刷水冷壁造成过高的局部热负荷而爆管。(三)各公司对水循环安全性的设计准则.CE公司(1)设计时应根据锅炉压力，水冷壁最大局部热负荷和最大出口干度由曲线查取允许最小质量流速，加适当的裕量作为采用的最小质量流速。再加1020%的裕量作为整台锅炉的平均质量流速，由此可获得锅炉的总循环水量和循环倍率。采用内螺纹管的强制循环的300600MW机组锅炉循环倍率一般为22.5，300
20、MW比600MW机组锅炉的循环倍率略大一些。(2)对DNB校验准则：在MCR（最大锅炉蒸发量）工况下，任何回路均应满足下列条件：a.最大出口干度为75%左右；b.光管的干度裕量不小于10%；c.回路质量流速应比许可最小质量流速高出10%以上.B&W公司(1)采用内螺纹管的亚临界自然循环锅炉的循环倍率应不低于2.8，目前，对300600MW机组锅炉采用的循环倍率为34，质量流速范围为9501200kg/m2s。(2)用DNB比值来进行DNB校验：B&W公司认为，最小的DNB比值是位于热负荷最高的上排燃烧器中心标高处。三、水循环的故障类别三、水循环的故障类别(一)停滞、倒流及汽水分层 锅炉中任一循
21、环回路均由多根并列工作的上升管组成，同一回路中每根上升管的受热情况不一致，因此，每根上升管的循环流速有差异，当受热弱的上升管循环流速w0趋近于零时，称为循环停滞；当循环流速等于负值时，即流向颠倒，上升管成为下降管时算为循环倒流。当直接引入汽包汽空间的上升管发生循环停滞时，水将停留在上升管一定的部位，上面只有蒸汽而无水的流动，在管内出现了一个清晰的汽水分界面，称“自由水位”。如果上升管接入汽包的水容积，当发生循环停滞时，管中产生的蒸汽会逐渐向上积累形成很大的汽塞。()1.25DNB发生的最小热负荷 临界热负荷水冷却最大局部热负荷 循环倒流发生在汽水混合物引入汽包水空间的上升管或具有上联箱的水冷壁
22、管中，当倒流水速与蒸汽向上的流速相差较大时不会产生直接的危害，若二者相近时，会带来危险。因为，处于停滞或流动缓慢的蒸汽泡会逐渐聚集、增大形成汽塞，有汽塞的这部分管壁的温度升高或壁温交变，最后导致超温或疲劳损坏。试验表明，当循环流速达到0.4m/s。就不会产生停滞和倒流现象。当汽水混合物在水平或微倾斜的管中流动时，由于汽水重度的不同，有时会出现一个清晰的汽水分界面，这现象叫做汽水分层。垂直管中不会出现汽水分层现象。对水平或微倾斜的管子，若其中汽水混合物的流速较高，搅动作用大于汽水重力分离作用时，汽和水混合得比较好，也不会出现汽水分层，只有汽水混合物流速较小，汽和水的重力分离作用超过搅动作用时才会
23、出现分层现象。出现汽水分层时，管壁上下之间的壁温差，形成温度应力；管中水的起伏波动，在汽水交界处产生交变热应力；此外汽侧水膜被破坏，使上部管壁温度显著提高或沉积大量盐分，这在热负荷较高的沸腾管中十分危险。运行实践表明，高压以上的锅炉很少出现停滞、倒流。特别随着锅炉向高参数大容量和高热强度发展中，由于上升管单位流通截面蒸发量越来越大，管中含汽率很高，循环安全问题已从受热弱的管子转化为受热强的管子方面，即避免受热强的管子发生膜态沸腾而恶化传热。为了不使“膜态沸腾”发生，对汽包压力为170kg/cm2以上的锅炉，规定其出口处的质量含汽率X0.4，即循环倍率K2.5。对于内螺纹管，重量含汽率X即使达到
24、0.6，也不会出现膜态沸腾，传热恶化现象。防止汽水分层的办法是尽可能避免布置水平或倾斜度小于15的沸腾管，实在避免不了的，要求汽水混合物的最小允许流速高于规定的下限循环流速。(二)下降管带汽 自然循环锅炉的下降管内工质如果含汽，将使总压差变小，对水循环不利。它的后果将使循环流速降低，增大了出现循环停滞、倒流、自由水位等不正常流动现象的可能。现代锅炉由于炉水都处于或接近饱和状态，且下降管直径一般均较大，故常出现下降管入口的自汽化现象、下降管进口截面上部形成漩涡斗和水室含汽等故障.下降管入口自汽化现象 下降管入口处的压力若低于当时水的饱和压力时，将有部分水自行汽化，而生成的蒸汽就会被带入下降管中。
25、对高压以上锅炉，炉水的温度常低于饱和温度，其欠焓较大，对应于欠焓水的饱和压力也相应降低，故出现自汽化的可能性小。为防止自汽化的产生，除提高炉水欠焓之外，还须设法提高下降管的水位高度及减小下降管中的流速。为此，下降管均应从汽包的最低处引出，并采用较大的下降管直径，采用变径管扩大下降管入口直径或增加下降管数目等以降低水的流速。.下降管进口截面上部形成漩涡斗 当下降管进口形成漩涡斗，蒸汽可能自汽包水面上随水流而带入下降管中。水从汽包进入下降管，由于水流方向的突变，造成管口周边压力不平衡，迫使水在下降管进口处产生旋转涡流，涡流中心是低压区，所以水面降低，形成漏斗状，当斗底很深时，蒸汽就会由旋涡斗中心被
26、吸入下降管。高参数锅炉的下降管流速较高，管径较大，形成漩涡斗的可能性大。为防止漩涡斗的出现，一般要求下降管入口截面上部的最低水位应不小于四倍下降管的内径，入口水速应小于3m/s，否则应在入口处加装隔栅。对高压以上锅炉，不论水位高低，均要求加装隔栅。对采用大直径的集中下降管，必须在管子入口部位加装十字。.汽包水室含汽、循环泵入口汽化 汽包水容积内都会含一定的蒸汽，这些蒸汽可能随炉水一起被带入下降管，造成下降管带汽。炉水带汽在循环倍率较大的锅炉中，显得不太突出。在采用大直径集中下降管的情况下，特别是亚临界锅炉，蒸汽在水中的上浮速度较小，下降管入口水速又比较大，下降管带汽是很难避免的，可选用合理的下
27、降管流速，管径以减少阻力，提高泵入口工质欠热和增大吸入管高度等措施。亚临界强制循环锅炉，推荐下降管流速为56m/s，进水欠热为49四、实际设备的水循环故障或事故四、实际设备的水循环故障或事故 水循环故障往往不限于水循环系统自身，而是与燃烧系统故障，四管爆漏故障等紧密相连，严格地说一起锅炉故障或事故多是多个系统综合造成的结果，所以有时很难将其分开，往往从具体的实际发生的故障或事故中分析查找各个系统的因素。(一)满水事故 锅炉型号：DG1025/18.2（3）自然循环燃煤汽包炉 事故简况：机组从220MW降负荷致180MW，7分钟后，#2高加水位高报警且自动解列 汽包水位下降从70mm至110mm
28、，给泵自动跟踪上调 汽包水位上升至+90mm给泵迅速降速（手动）汽包水位继续上升，又过7分钟，汽包水位高保护动作，锅炉主燃烧（MFT）跳闸，机组解列。原因分析：汽包水位发生大幅度异常波动，源自于虚假水位，水泵跟踪有误误，这是给水自动控制系统抗扰能力较差所造成。(二)缺水事故1.水位表指示失灵或水位报警失灵而显示虚假缺水事故2.给水中断：某125MW机组在切换给水泵过程中发生给水中断，导致锅炉缺水熄火。切换给水泵前机组负荷90MW，汽包水位以及其他参数正常。应检修需求将B泵切换至A泵运行，先启动A泵随转速升高给水压力和流量均上升，当降B泵转速过程中，给水压力急剧下降直至低于汽包压力，给水流量至零
29、，汽包水位快速降低。立即将A、B泵转速调至最高值，给水压力和流量仍不能恢复，从而导致锅炉缺水熄火，机组减负荷。原因分析：B泵（待停泵）的出口逆止阀故障不能关闭，A泵压头反向冲击B泵使其降速至停转、给水短路进入B泵体，给水母管压力低于汽包压力造成汽包缺水。3.强制循环和汽包水位对水循环的影响比自然循环锅炉小，一旦发现汽包缺水，可检查循环水泵电流和压差值有无晃动判断，缺水程度，只要炉水泵电流不摆动，可维持正常运行允许锅炉加强给水恢复水位，不需用叫水法检查，这是强制循环锅炉的一大特点。(三)炉水循环泵电动机烧毁事故 炉水泵电机是强制循环锅炉用于加速水循环，提高锅炉安全经济性的关键设备。炉水泵电机的定
30、子绕组必须长期浸没在水中工作，因此，定子绕组必须具有足够的绝缘介电强度和耐水性，而且能耐受炉水的高温，高压作用。某600MW机组配备三台CEKSB炉水泵，当满负荷600MW下运行时突然出现炉水泵电机控室温度由稳定时的50.8急剧上升到54报警位，并向60跳闸值飞升，拉闸后发现炉水泵电机严重烧毁。原因分析：由于压力表弹簧管外圈破裂，造成高压冷却水外漏，高温炉水倒灌进入电机而烧毁。该电厂多台炉水泵电机均因高压冷却水内部滤网泄漏而烧毁过。(四)定期排污不当，排污时间过长，排污量过大，或排污网泄漏等均可能造成汽包水位下降，引起缺水事故，或水循环运行特性恶化。某锅炉发现水冷壁有6根管子变形过烧，变形长度
31、为2m，变形量100mm左右。经检查发现，6根变形管分别位于前后两个集箱上，每一集箱下均有一排污管，该炉表面排污设备损坏停用，只使用集箱排污管进行排污，由于6根变形管下端紧靠排污管入口，其水循环特性最易受到排污引起集箱压力波动的影响，当排污引起的压降与水循环的重力压头相接近时，可能发生水循环停滞，水冷壁内的水在高温区开始大量汽化，汽化区域的换热能力下降，管壁温度急剧上升，如排污时间较长，就会发生管子变形过烧。离排污管最近的6根管子的中部属高温区，汽化从此处开始，故此处的变形量和变形长度最大，过烧变形最严重。(五)积灰、结渣及结垢 水冷壁上升管积灰、结渣会减弱其吸热量，降低其产汽率和运动压头。局部的积灰结渣会增大并联上升管间的吸热不均。结垢不但减少了上升管的吸热量，还减小了上升管的流通截面积，增大了上升管内介质的流动阻力，对水循环不利。同时结垢直接导致金属壁温升高及强度下降，对安全性存在不利影响。积灰、结渣及结垢都会使锅炉经济性下降。(六)下降管绝热层开裂或脱落对水循环造成不利影响(七)折焰墙或烟气挡板损坏造成烟气短路。
