过热器热偏差：烟气侧和蒸汽侧1、 烟气侧； 烟气走廊、布臵、管材长 度2、 蒸汽侧； 顺流、混流一、空预器转子停转原因分析1、因漏风大调整间隙后未及时恢复造成空预器故障2 0 1 2年7月3日厂用电失去未及时恢复空预器冷热端 膨 胀不均 ，加 上 7-2 空 预器因 间隙未及时调大造成空 预器跳 闸，其因与下面的因素有关在容克式空 气预热器投运期间，流经传热元件的空 气和烟 气存在着一定的压差通常空 气流的压力要比烟气流的压力 高些，因 此，在 空 气预热器的热端和冷端均都存在空 气流入 烟气的现象为了减少三分仓空气预热器的空 气向烟气的泄 漏量，在 旋转的转子周围设臵了径向、轴 向和环向三向密封 副所有的容克式空 气预热器，不 论型号大小都装设转子中 心筒密封这些密封片固定在转子中心筒热端和冷端的端板 的圆周上，与环形密封盘或密封盖的凸缘之间设定在规定间 隙上运转除 这套密封装臵外，还 提供静密封片和补隙片来 弥 补 孔 洞 ，有 助 于 减 少 漏 风 在 机 组 满 负 荷 和 低 负 荷 对 上 述 间隙调整幅度不一样，如 果再负荷变化后不及时调整，会 造 成空 预器电 流大幅变化从而引起空 预器转子阻力加大最终 导致空预器故障。
2、传动润滑装臵漏油故障导致空预器故障传动装臵中需要加润滑油的主要部位有：减速箱、液力耦 合 器、联 轴器等减速箱 采用强制润滑和油浴润滑 ，减速 箱输出轴的上、下轴承与传动轴的上轴承均采用油脂润滑 可以对箱体上的油杯注油脂，来 满足这些轴承的润滑运 行 中不停空预器更换润滑油周期约为 3 个月，润 滑油更换是一 面放油一面加油，油 位基本不变，加 油量约需更换前存油量 的 1.5 倍一旦发现下列情况之一时， 则不停空预器润滑油 更换周期应缩短至 30~60 天有间断重载，造 成箱体温度忽 高忽低；润滑油的沉淀和杂质较多；持续运转油温达82 °C以 上 减 速 箱 输 出 轴 与 箱 内 的 润 滑 油 是 用 隔 离 套 管 隔 开 的 ，所 以 ，在正常情况下减速箱的 出轴是不接触箱内润 滑 油 的 ，只 有在箱内油 位超过规定高度时，减速箱的 输出轴处才会出现 漏油 现象所 以 ，在加油 时必须注意油 位的 高度，设备一旦 停运，就应该仔细检查油 质、油 位，根据需要加油 或换新油 ， 否则油 脂出现乳化和变质极易导致传动装臵故障3、液力偶合 器缺油 造成转 子停转2 0 12年10月8日8-2空预器减速器漏油,辅助 电机端轴承温度高达 100C ，空 预器电流有小到大接近额 定值2 9A随后下降到1 8A不变，检查转子停转，此后 有发生4次电流未变转子停转事故，最终在停运检修后查 出原因是空 预器偶合器缺油 造成转子停转。
液力偶合器工作用油是液压油、用油量一般为整个液力 偶 50% ~ 80% 油量 过高会 使偶合腔内发热 ，摩擦损失加大， 容易渗漏和发热，造 成液位过低使得轴承得不到润滑，同 时 造成偶合器缺油不足以靠粘力使转子正常运转而导致转子 停转4、电机温度过热引起空预器故障如果电机温度过热，则须先检查电流量的大小与变化，检 查过载原因在 正常情况，电 机运转十五分钟后，其温度应 趋于稳定传 动电机稍有过载，可 能是由于转子密封片磨擦 引起的当 预热器达到正常的运行温度时，或 密封片适当磨 合后，这 种过载现象就会自行消除因 此，密 封片的磨擦声 音并不一定表明问题的存在如 果，电 机电流越来越大，则 须切断电源，检 查原因，然后完成各项必要的调整后，预 热 器再试运转，以确保正常运行，否则极易导致空预器故障二、空预器故障的处理锅炉运行中，万一发生转子停转，在燃油或燃煤时，应 采取下列预防措施：当 一台预热器停止运行时，空 气温度将 随之下降，因 而将影响锅炉的燃烧工况因此，应 密切注视 燃烧情况，以 防预热器烟气侧被堵塞燃 油时油的不完全燃 烧可能导致未燃尽碳粒沉积在传热面上，这些碳粒一旦获得 足够的氧气，在预热器中可能引起火烧，造成重要损坏后果。
经 验表示 ，转 子停转 5~10 分 钟转子膨胀足以 产生卡滞 现象， 或者是降低锅炉负荷，或者是在平衡通风负压机组打开预热 器进口烟道检修门，或 者是两种方法同时应用，均 能降低预 热器的烟气进口温度，并将有助于在锅炉运行期间启动转子 恢复空预器运行锅炉运行中发生单台空预器跳闸，且跳闸 前 电 流 正 常 无 波 动 时 ，应 立 即 确 认 辅 助 电 机 联 动 正 常 ，否 则 手 启一次 主辅驱动均启动失败时， 关闭故障侧空 预 器 进 出口烟风挡板，手动盘车维持运 行 ，减负荷至 150~180 MW 注意排烟温度的变化， 防止发 生 二次燃烧转子停运 后， 若由于热膨胀造成密封卡涩时， 不允许用 电机连续转动转子， 应采取下列措施：电机启动 5 s ， 停止 15 s ， 反复 进行 几分钟 如上述方法无效或不成功， 则应将 蒸汽锅炉电机电源切断,手动盘车，将转子转动，为防止电 机 与减速箱损坏，盘 车 时只能由一人操作手 轮也 可通知检 修打开壳体板上的人孔门或蓄热元件更换孔门，用 撬杆拨动 转 子 ，使 预 热器 转 动 如 能人力盘 转 一周以上，可 以对主驱 动 或辅驱动 电 机 强行 合闸 1~3 次，最 终达到空 预 器 恢 复 运 行 的目的。
3.2.9 空气预热器本期工程同期上 SCR 脱硝系统，空预器设计考虑脱硝系统的影响1）锅炉配备两台三分仓式回转式空气预热器空气预热器主轴垂直布置， 烟气和空气以逆流方式换热满足在各工况下烟气露点对壁温的要求，不结露，不积灰3）空气预热器为脱硝空预器，采用不锈钢密封片，其冷端受热面采用静电干法加工方式的抗腐蚀大波纹搪瓷板制成，镀层总厚度不小于0.4mm，基板厚 度不小于 0.8mm4） 空气预热器采用可靠的支撑和导向轴承，结构便于更换，配置润滑油 浴水冷系统空气预热器的驱动装置、上下轴承采用进口产品5） 每台空气预热器配备主、备驱动装置，主、备电机采用变频装置，同 时配备空气马达，主电机退出工作时，联锁投入备用电机，当主、备电机故障时， 有报警及保护装置，空气马达投入运行卖方提供主、备用电机及空气马达的联 锁条件和主、备用电机及空气马达故障报警保护的要求空预器还配有手动盘车 距该设备1m处的噪声不超过85 dB主、备驱动装置应配置相应的楼梯及检修 平台6） 空气预热器采用围带驱动方式，固定式径向、轴向和环向密封系统 密封系统， 48 隔仓三密封技术保证空气预热器的一次风及二次风漏泄数值、 漏风系数。
7） 每台空气预热器在机组额定出力时的漏风率第一年内小于 5%，并在 1 年后小于 6%空预器的验收测试按 ASME PTC4.3漏风率按下列公式计算：E"-E'L（%）二 x 100%E'式中：E'--空气预热器进口烟气量kg/sE"--空气预热器出口烟气量 kg/s（8） 按照锅炉启动烟气系统辅机的特殊要求或一台空气预热器故障停运时， 空气预热器及锅炉烟气系统能单侧运行，单台空气预热器运行使锅炉带 60％ B-MCR 负荷停运的空气预热器采取防止变形和漏烟的有效措施在空预器烟气 侧入口设有隔离挡板，挡板材质为耐磨损不锈钢，挡板的动作灵活可靠由卖方 提供挡板及其执行器执行机构为进口电动智能型一体化产品9） 空气预热器设置带有照明的窥视孔，有效可靠的火灾报警装置、消防 系统和清洗系统消防水和清洗水的用量和水压、水质参数由卖方提供10） 空气预热器配置停转报警装置和预留安装露点测量装置的位置11）空气预热器装设适用的吹灰器因本工程同步上脱硝，为强化吹灰及 清洗效果，需要专门配置高压水及蒸汽吹灰装置即双介质吹灰器，高压清洗 水泵及泵进出口法兰、反法兰等连接附件由卖方提供12）空气预热器配有转子顶起装置。
13）空气预热器出厂前进行分部件整体组装检查14）卖方配带空气预热器的金属外护板15）空气预热器采用油浴水冷系统，便于操作，避免高温气流，便于换热， 防止轴瓦超温空气预热器减速机及电机上方布置起吊装置，便于安装和检修16）空气预热器的总体设计、布置、技术保证由卖方总负责17）卖方提供空气预热器的各系统接口及供货界限、内容等18）空气预热器下部不设灰斗，在锅炉正常运行时不排灰，烟道处采取防 磨措施：降低烟速；拐角处加装导流板；烟道流道顺畅，无急弯19）空气预热器考虑在检修期间有水冲洗排放措施，设置排水口，每个排 水口处设插板门、接口反法兰及附件由卖方供货20）空预器减速机采用原装进口产品21）空气预热器冷段蓄热组件满足机组要求，其使用寿命不低于 80000 小时，确保在各工况下烟气露点对壁温的要求，不结露，不积灰2.15 吹灰系统 水冷壁、过热器、再热器、尾部（包括回转式空气预热器）的各式吹灰器（单台炉膛吹灰器 80 台，长伸缩吹灰器 50 台，空预器双介质吹灰器 4 台，吹灰 器电机均采用进口 ABB 电机）、汽源减压站（含调节阀及安全阀，均采用进口产 品）、蒸汽和疏水管道（其中空预器吹灰管道留有与辅助吹灰蒸汽管道的接口）、 阀门、仪表、吹灰控制所必需的的全部一次检测仪表和控制设备及附件，吹灰动 力装置及电缆等。
吹灰系统考虑脱硝吹灰用汽量，并预留接口预热器采用双工 质吹灰器，包括蒸汽吹灰系统和高压水清洗系统，含高压清洗水泵及管路、阀门、 连接附件、压力表等2.1 锅炉汽水分离器温度高2.5.1 现象2.5.1.1 锅炉汽水分离器温度高；2.5.1.2 汽水分离器温度高于报警值来报警信号；（发汽水分离器温度高报警)2.5.1.3 汽水分离器温度高于保护动作值 MFT 保护动作待定)2.5.2 原因2.5.2.1 机组协调运行不正常 ,值班员手动调整不及时造成煤水比 严重失调；2.5.2.2给水泵跳闸或其他原因造成RUN BACK,控制系统自动跟踪 不好或手动调整不好造成煤水比严重失调；2.5.2.3 机组升、降负荷速度过快，协调跟踪不良或手动调整不好；2.5.2.4 燃料量投入过多、过快；2.5.2.5 煤质严重偏离设计值、燃烧系统非正常工况运行2.5.3 处理2.5.3.1 机组协调故障造成煤水比失调应立即解除协调，根据汽水 分离器温度上升速度和当前需求负荷，迅速降低燃料量或增加给水量为防止加剧系统扰动，当煤水比 失调后应尽量避免煤和水同时调整,当煤水比调整相对稳定后再进一 步调整负荷；2.5.3.2给水泵跳闸或其他原因造成RUN BACK，控制系统工作在协 调状态工作不正常，造成分离器温度高应立即解除协调， 迅速将燃料量降低至 RUN BACK 要求值 55%， 待 分离器温度开始降低时再逐渐减少给水流量至燃料对应值；2.5.3.3 机组升、降负荷速度过快应适当将升、降负荷速度降低。
在手动情况下升、降负荷为防止分 离器温度高应注意监视分离器温度变化并控制燃料投入和降低的速 度大范围升、降应分阶段进行调整，当一阶段调整结束，受热面和 分离器温度相对稳定后再进行下一步的调整；2.5.3.4 当锅炉启动过程中或制粉系统跳闸等原因需要投入油枪时， 应注意油枪投入的速度不能过快，防止分离器温度高；2.5.3.5 煤质严重偏离设计值、燃烧系统非正常工况运行等原因， 造成炉膛辐射传热和对流传热比例 发生变化，超出协调系统设计适应范围，可对给水控制系统的中间点 温度进行修正或将给水控制切为手动控制当煤质严重偏离设计值时 应制定相应的措施，及早恢复制粉系统正常工况运行2.22.4.1 水冷壁泄漏2.4.1.1 现象1) 四管泄漏检测装臵报警；1) 炉膛负压变小或变正，燃烧不稳，炉内有响声 ；2) 引风机投自动时，动叶不正常的开大，引风机电流增大3) 就地检查可能听到炉膛内有泄漏声，炉膛不严密处有炉烟 喷出，如果水冷壁炉膛外泄漏能看到泄漏处冒汽、冒水；4) 给水流量不正常地大于蒸汽流量，机组负荷降低；5) 泄漏点后沿程壁温升高；6) 水冷壁严重泄漏可能造成燃烧不稳，电除尘器工作不正常， 特别严重时可能造成炉膛灭火。
2.4.1.2 原因1) 水冷壁管材质存在缺陷、焊接质量不良或后期制造、安装对管 材产生损伤；2) 给水品质长期不合格，使水冷壁管内结垢严重，造成管材腐蚀 减薄；3) 水冷壁管内部杂物堵塞、水动力工况不正常等原因造成管内质 量流量低4) 配风不合理、炉膛严重结焦等原因造成炉膛局部热负荷高5) 炉膛内热负荷不均或水动力工况不正常造成水冷壁管间温差 过大，炉膛膨胀受阻，锅炉冷却和升温速度过快造成应力撕裂水 冷壁管；6) 水冷壁吹灰器位臵不正确，疏水未疏尽，吹损管壁；7) 炉膛内大块焦渣脱落，砸坏水冷壁管或炉膛发生爆炸，使水冷 壁管损坏；8) 操作不当，锅炉经常超压导致管材应力疲劳；9) 机组长期运行，管材磨损老化；10) 邻近承压管泄漏，吹损水冷壁管2.4.1.3 处理1) 水冷壁泄漏不严重，能维持运行时，应采取降压降负荷措施， 并注意监视各受热面沿程温度和水冷壁金属温度，向网调、省调 汇报，申请停炉；2) 在水冷壁泄漏处增设围栏并悬挂标示牌，防止汽水喷出伤人；3) 若泄漏严重，爆破点后金属温度急剧升高或管间温度偏差超过 允许值无法维持正常运行时，应立即紧急停炉；4) 确认爆管后，应加强检查尾部烟道和空预器烟温变化情况。
注 意引风机振动、出力变化情况；5) 防止电除尘、空预器等堵灰；6) 停炉后，应根据情况保留送、引风机运行，排除炉膛内的烟气 和蒸汽后再停止送、引风机运行2.4.2省煤器泄漏2.4.2.1 现象1) 四管泄漏检测装臵报警；2) 给水流量不正常地大于蒸汽流量，机组负荷降低；3) 就地检查省煤器附近有泄漏声，炉膛及烟道负压变小或变正， 炉膛不严密处有烟、汽冒出；省煤器、空预器、电除尘器灰斗、 仓泵、输灰管道可能堵灰，空预器可能积灰，电除尘可能工作不 正常；4) 空预器入口烟温异常变化，泄露严重可能造成金属管壁超温；5) 引风机投自动时，动叶不正常的开大，引风机电流增大2.4.2.2 原因1) 省煤器管材质存在缺陷、焊接质量不良或后期制造、安装对管 材产生损伤；2) 省煤器防磨罩安装位臵不正确或磨损掉落过多、检修周期过长 造成管壁磨损减薄爆管；6)7) 省煤器、空预器、电除尘器灰斗、仓泵、输灰管道可能堵灰， 空预器可能积灰，电除尘可能工作不正常；8) 空预器入口烟温异常变化，泄露严重可能造成金属管壁超温；9) 引风机投自动时，动叶不正常的开大，引风机电流增大2.4.2.2 原因3) 省煤器管材质存在缺陷、焊接质量不良或后期制造、安装对管 材产生损伤；4) 省煤器防磨罩安装位臵不正确或磨损掉落过多、检修周期过长 造成管壁磨损减薄爆管；5) 给水品质长期不合格，管材腐蚀减薄造成爆管；6) 省煤器处发生再燃烧造成省煤器管超温损坏；7) 邻近承压管泄漏，吹损省煤器管；8) 吹灰器位臵不正确，疏水未疏尽，或吹灰过于频繁吹损管壁。
2.4.2.3 处理：1) 省煤器泄漏不严重，能维持运行时，应采取降压降负荷措施， 并注意监视各受热面沿程温度和水冷壁金属温度，向网调、省调 汇报，申请停炉；2) 在省煤器人孔、灰斗处增设围栏并悬挂标示牌，防止汽水喷出 伤人；3) 若泄漏严重无法维持运行或爆破点后工质温度急剧升高时，应 立即手动 MFT；4) 注意监视除灰系统和空预器的工作情况，加强巡视检查，如除 灰系统或空预器堵灰严重，电除尘器无法正常工作应请示停炉处 理；5) 停炉后，应根据情况保留送、引风机运行，排除炉膛内的烟气 和蒸汽后再停止送、引风机运行2.4.3过热器泄漏2.4.3.1 现象1) 四管泄漏检测装臵报警；2) 就地检查爆破处有响声，炉膛压力增高，负压变小或变正，不 严密处有烟、汽冒出；3) 给水流量不正常地大于蒸汽流量，机组负荷降低；4) 电除尘可能工作不正常，除灰系统、空预器可能堵灰；5) 引风机投自动时，动叶不正常的开大，引风机电流增大；6) 沿蒸汽流动方向，泄漏点后沿程温度升高或减温水调节门不正 常开大2.4.3.2 原因1) 过热器管材质存在缺陷、焊接质量不良或后期制造、安装对管 材产生损伤；2) 过热器防磨罩安装位臵不正确、掉落过多、检修周期过长造成 管壁磨损减薄爆管；3) 蒸汽品质长期不合格，管内积盐造成管材长期超温爆管；4) 制粉系统运行方式不合理造成炉膛热负荷不均或设计不当部 分过热器管长期超温爆管；5) 过热器管内杂物堵塞造成流量低，管材超温爆管；6) 调整不当造成过热器进水或过热器严重超温造成短期超温爆 管；7) 过热器超压或邻近承压管泄漏造成的吹损；8) 过热器吹灰器位臵不正确，疏水未疏尽，或吹灰过于频繁吹损 管壁。
2.4.3.3 处理1) 过热器泄漏不严重，泄漏点后沿程温度能维持正常运行，应及 时汇报并降压降负荷运行，为防止泄漏点吹损其他管屏或相邻管 子流量降低超温损坏，应及时向网调、省调汇报，申请尽快停炉 ；2) 如过热器爆管，泄漏点后温度急剧升高无法维持正常运行或相 邻管金属温度严重超过允许温度应立即停炉处理；3) 维持运行期间注意监视除灰系统和空预器的工作情况，加强巡 视检查，如除灰系统或空预器堵灰严重，电除尘器无法正常工作 应请示停炉处理；4) 停炉后，应根据情况保留送、引风机运行，排除炉膛内的烟气 和蒸汽后再停止送、引风机运行2.2.4 再热器泄漏2.4.4.1 现象1) 四管泄漏检测装臵报警；2) 就地检查可能听到再热器爆破处有响声，炉膛压力增大，负压变小或变正，不严密处有烟、汽冒出；3) 再热汽压下降，在机组负荷不变的情况下，主汽流量增加；4) 引风机动叶不正常地开大(投自动时) ，电流增大；5) 沿蒸汽流向，泄漏点后沿程温度升高；6) 电除尘可能工作不正常，除灰系统、空预器可能堵灰2.4.4.2 原因1) 再热器管材质存在缺陷、焊接质量不良或后期制造、安装对管材产生损伤；2) 再热器防磨罩安装位臵不正确、掉落过多、检修周期过长造成 管壁磨损减薄爆管；3) 蒸汽品质长期不合格，管内积盐造成管材长期超温爆管；4) 制粉系统运行方式不合理或炉膛热负荷不均或设计不当、管屏 积灰不一致使再热器产生热偏差，部分再热器管长期超温爆管；5) 再热器管内杂物堵塞造成通流量低，管材超温爆管；6) 再热器长期超温运行造成长期超温爆管；7) 事故减温水使用不当造成再热器进水或再热器严重超温造成 短期超温爆管；8) 锅炉启动期间再热器干烧，烟气温度超过再热器管材许用温度 超温损坏；9) 再热器吹灰器位臵不正确，疏水未疏尽，或吹灰过于频繁吹损 管壁。
2.4.4.3 处理1) 再热器泄漏不严重，泄漏点后沿程温度能维持正常运行，应及 时汇报并降压降负荷运行，为防止泄漏点吹损其它管屏应及早安 排停炉处理；2) 如再热器爆管，泄漏点后温度急剧升高无法维持正常运行或相 邻管金属温度严重超过允许温度应立即停炉处理；3) 维持运行期间注意监视除灰系统和空预器的工作情况，加强巡 视检查，如除灰系统或空预器堵灰严重，电除尘器无法正常工作 应请示停炉处理；停炉后，应根据情况保留送、引风机运行，排 除炉膛内的烟气和2.9 炉结焦2.10.1 现象2.10.1.1 锅炉水冷壁、喷燃器、冷灰斗等处有焦渣聚集2.10.1.2 锅炉分离器进口温度、过热器出口或沿程温度、再热器出 口或沿程温度升高过热器减温水调门或再热器烟气挡板开度不正常2.10.1.3 喷燃器结焦严重可能造成燃烧不稳定，炉膛热负荷不均， 受热面金属温度偏差增大2.10.1.4 锅炉排烟温度不正常的升高2.10.1.5 结焦严重时锅炉效率降低，带不起负荷2.10.1.6 捞渣机出渣量增大并有大块的焦渣捞出2.10.1.7 冷灰斗可能堵渣2.10.2 原因2.10.2.1 燃煤品质发生变化，煤的灰熔点偏低。
2.10.2.2 锅炉长时间大负荷运行2.10.2.3 炉膛配风不合理或喷燃器损坏造成火焰贴墙2.10.2.4 磨煤机出口温度过高、一次风量过低、煤粉调整过细造成 着火点提前2.10.2.5 制粉系统运行方式不合理造成局部热负荷过高2.10.2.6 运行中氧量设臵过低2.10.2.7 水冷壁吹灰长期不能投入或吹灰参数设臵不当2.10.3 处理2.10.3.1 燃煤品质发生变化前，燃料应提前通知运行制定相应的措 施2.10.3.2 锅炉应控制在额定出力以下运行，如果炉膛结焦严重，通 过吹灰和调整燃烧仍然不能改善，应适当降低锅炉出力运行2.10.3.3 调整和保持合理的一、二次风配比，喷燃器损坏或结焦及 时处理，防止火焰贴墙造成结焦2.10.3.4 保持正常的磨煤机出口温度、一次风量和煤粉细度，如果 喷燃器附近结焦严重可适当降低磨煤机出口温度、适当增加一次风量 和适当降低煤粉细度，将着火点适当延后2.10.3.5 维持正常的制粉系统运行，如部分磨煤机检修出现非正常 方式运行，可视情况调整配风和各磨煤机的负荷分配，如果通过加强 吹灰和调整无法解决应降低锅炉出力运行2.10.3.6 锅炉结焦严重可适当增加喷燃器的配风，降低燃尽风量并 增加炉膛的过量空气系数运行。
2.10.3.7 水冷壁吹灰器应按要求正常投入，炉膛结焦严重时应适当 提高吹灰频率。