余热发电系统故障履历表

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1、余热发电系统主要工艺故障履历表 序号故障发生时间故障现象故障分析故障处理结果备 注12000年9月系统在停机检修中现场ICS-2000站出现报警指示，显示MPU故障。经我厂技术人员认真分析判断，并将故障现象和有关资料送日方专家确认后，判断为MPU板损坏。2001年12月邀请FVJI公司技术人员来现场更换处理了MPU，故障消失。21999年4月水泥系统冷却机经过改造后不久，发现AQC炉出力下挫，改造前AQC炉平均蒸汽量大约1617t/h，而改造后AQC炉平均蒸汽量到1011t/h。发电机输出功率由原来的66006800kW下降到5000kW左右。变化前 变化后废气差压 0.6-0.7 0.3-0

2、.4(KP)风量 240 150(103m3/h)风温() 370 350根据上述参数变化，起初误判断是冷却机改造后系统用风量减少所致。为了提高发电量，起用AQC炉循环风机提高废气温度，但效果仍不明显。这时进行进一步的分析，怀疑到AQC炉可能存在严重漏风点，将AQC炉旁路挡板废气管道割开，探明是AQC炉391挡板阀叶脱落了一块。AQC炉391旁路挡板的阀板固定销断裂所致（销子可能未经耐高温调质处理），系统停机将其做了认真处理后，AQC炉运行趋于正常。故障出现处理后，为了提高故障发现的及时性，将AQC炉、PH炉入口、旁路挡板处均装设了观察门。序号故障发生时间故障现象故障分析故障处理结果备 注32

3、001年3月、9月 中控操作人员反映AQC炉蒸发量下降。 从日报上的参数变化反映AQC炉汽包补给水量大于过热蒸汽量。 现场巡检人员在巡检时发现炉内有异常声音。 随后将AQC炉退出运行，发电机组在PH炉单炉运行下发电。 三月份进入AQC炉内发现过热器管道三根已穿破，并影响周围四根管道不同程序地受损坏。 AQC炉过热器管道经处理后，在下一个运转周期内，九月份又出现一根过热器管穿破，周围的管道也受到一定的损坏。 经过日方专家的判断分析及我们针对故障发生的现场状况观察分析，两次故障是均出现在正对AQC炉废气入口处，发现炉入口废气的导流板布置存在问题，中间一块未能改变废气流向，致使废气正对着局部过热器管

4、道进行冲刷，造成管道受强力磨损后而穿管，是故障的根本原因。 将AQC炉受损的12根过热器的管道进行封堵，退出运行。 将AQC炉入口废气导流板进行了处理，良好地改变废气流向，将废气对管道的磨损降到最低限度，目前AQC炉运行状况良好。在国内锅炉部件生产厂家订购了过热器管道备件，适当的时候将进行更换使用。42000年元月PH炉、AQC炉、闪蒸器上流量变速器、液位变送器、压力变送器送到中控的位号失真。 由于冬季夜间气温较低，造成差压变送器的取样管道冻结，因而出现上述故障。 将现场仪表变送器设置伴热保温装置，以保证变送器的周围环境温度大于零度。有效的处理办法： 从锅炉主蒸汽管道的排气管上引入蒸汽进行伴热

5、保温，效果十分明显，2001年、2002年冬季均未出现上述故障。序号故障发生时间故障现象故障分析故障处理结果备 注52002年元月 省煤器出口水温235高温报警。 打开322V，温度继续上升至245。 2#闪蒸器中控显示满水位。 AQC炉蒸汽流量下降。 发电机功率下降到3300kW。 230泵电流下降，泵出口压力升高。 省煤器出口水温报警，因322V手动调节不及时所致。 当温度超过235时，管道内出现汽化现象，且各调节阀处出现“汽塞”，造成水循环受阻。 2#闪蒸器出现虚假高水位，222V处于关闭状态，无法进行补水。 于是闪蒸器、锅炉补给水中断，省煤器出口水温持续高温，情况进一步恶化，导致系统给

6、水瘫痪，各系统自动控制失灵，机组被迫解列停机。 手动打开高压、低压混汽旁路阀211V、212V。 现场打开AQC炉省煤器出口管道排气阀进行排汽。 待系统水位恢复正常后，系统设备才逐步投入运行。在低负荷，省煤器出口水温降低时，可提前甩两闪蒸器，以保证2号闪蒸器水位相对稳定。62000年 PH炉入口管道变形。 PH炉振打装置振打锤、振打杆均不同程度的机械卡死。 由于PH炉入口管道受力分析设计不近合理，导致管道变形。 造成PH炉的整体框架受力发生变化，因而带来振打装置不能正常工作。 PH炉入口管道受力分析，采取了一定的补救措施，阻止管道变形进一步发展。 PH炉振打装置进行技术改造，根据实际运行情况，

7、只对410A进行改造序号故障发生时间故障现象故障分析故障处理结果备 注72000年10月2001年1月1、凝汽器真空度间歇性变化，当201V打开一定开度，真空上升，当201V关闭后真空则下降。2、随真空度的变化，101V开度变化较大，因此发电功率波动较大。1、根据真空变化的特点，起初以为201V密封不严漏入空气，故中控将201V手动保持一定开度，真空波动趋势变缓。2、2001年1月停机检修时，发现201V后变径管焊缝处脱焊，由此查明引起真空变化的原因为焊缝处漏入空气，当201V打开后，高压蒸汽流过，阻止了空气的进入，故真空较高，反之空气很容易被吸入，真空就较低对焊缝进行了焊接，开机后系统运行正

8、常。82001年12月1、中控主蒸汽压力显示值与505调速器示值不一致，PT101小于PT102，锅炉压力较高，发电满负荷，因PT101示值小于201V压力设定值，故201V不动作，中控手动打开201V泄压。2、PT101大于PT102示值，则负荷下挫，系统波动难予控制，12月10日系统被迫解列。1、变送器PT101、PT102检测出的信号偏差或变送器输出信号的故障。2、原因可能为主蒸汽含带有杂质，在变送器的毛细管处造成轻微堵塞，从而出现两变送器不一致情况、1、停机后对导压管及毛细管进行冲洗。2、运行中加强锅炉水质管理，提高蒸汽品质。序号故障发生时间故障现象故障分析故障处理结果备 注92002

9、年3月31日中控主蒸汽压力显示值PICA101与现场调速器盘上压力显示值出现较大偏差，已危急到设备安全运行。由于蒸汽水质含有大量盐类物质或大量的杂质堵塞压力毛细管致使变送器产生检测信号出现较大偏差。现场对变送器PT101进行排污，同时打开导压管排污阀进行排污。加强锅炉水质控制，以免发生类似事故发生。102002年4月22日中控压力变送器真空度从-92.3kPa下降至-83.4kPa发电机被迫解列停机。造成真空变送器出现故障的主要原因是由于蒸汽中含有大量的杂质或其它盐类物质堵塞毛细管所致，以及变送器本身也出现偏差。对压力变送器导压管进行排污及清洗变送器毛细管，同时更换变送器来保证系统安全运行。1

10、12002年12月13日1、12月13日发电系统进行例检，按照发电系统检修常规项目对AQC锅炉进行受热面检查，发现AQC锅炉废气出口灰斗炉壁有两处积有大量熟料块，这在以往检查时并未发现此类现象，于是针对这种情况沿着积熟料大块从锅炉底部向上检查，熟料块在锅炉蒸发器下部截止，初步判断蒸发器有两处爆管；2、做水压试验确认蒸发器爆管部位，蒸发器两处泄漏均发生在靠近炉壁的一根蒸发管，同时发现省煤器有一处泄漏，也是靠近炉壁的一根省煤器管。1. 由于AQC锅炉入口烟温长期较高，同时入口风量较大，对锅炉受热面造成严重磨损，尤为迎风口受热面表现突出，现场检查发现迎风口受热面鳍片已磨损去2/3之多，同时发现锅炉钢

11、结构也已发生变形，造成锅炉受热面各处与炉壁之间缝隙不一，因此各处通风量及通风时速不均，导致受热面换热发生紊乱，靠近炉体侧的蒸发管由于与炉体之间的间隙不均，造成风速突然加剧，对蒸发管形成剧烈冲刷；2、由于过热器管道发生爆管,靠近炉体侧的17根过热器管已退出运行,因此不参与系统换热,故在过热器爆管的正下方蒸发器管道将比其它蒸发器管道受废气冲刷的时速要快,温度要高；3、AQC锅炉长期处于超负荷运行,由于锅炉负荷一般不允许超出设计负荷的1/2,但AQC锅炉自投入运行以来负荷远远大于设计的1/2,因此锅炉内部结构发生巨大变大,如内部盐类浓缩增大,电导率升高;锅炉给水量增高,内高含氧量增大,氧腐蚀加剧；4

12、、冷风挡板设置的位置也是发生锅炉爆管的原因之一,由于冷风挡板设置在沉降室入口处,当锅炉入口风温超过400时冷风挡板开启后,导致入口风速加快,因此沉降室效果明显下降。2. 大量的熟料带入到锅炉内部直接冲刷受热面,使锅炉受热面磨损加剧。 3. 4. 5.6.7. 1、采取将蒸发器与省煤器爆管的两根管道两头封堵,退出运行； 2、在锅炉受热面迎风口处辅设圆形钢管；3、现操作时尽量控制开启冷风挡板,当风温超过设计温度时开启旁路挡板,同时利用计划检修时将冷风挡板移置沉降室出口处。序号故障发生时间故障现象故障分析故障处理结果备 注122003年元月16日1、发电系统检修按常规检修项目，进入AQC锅炉内部检查

13、发现最北导流板向南侧倾斜；2、最北侧导流板由于长期磨损,顶部已被磨捅,同时发现北侧过热器鳍片磨损较严重。1、由于锅炉长期超负荷运行,进入锅炉内部风量较大及含尘量同时增大,对导流板长期冲刷,造成导流板原焊接部出现脱焊现象;2、由于导流板脱焊,导致北侧导流板向南侧倾斜,造成导流板之间间隙不均,因此锅炉用风量出现紊乱现象,最北侧导流板与炉体之间间隙增大靠北侧受热面用风量必然增大,因此靠北侧受热面磨损较严重。1、将导流板重新复位后,并进行焊接加固;2、为防止受热面进一步受到废气冲刷,在锅炉受热面上部辅设90mm钢管数根。132003年元月17日1、PH锅炉外观可以清楚看出炉外壳有小面积保温层表面漆已脱

14、落；2、在巡检过程中隐隐约可以听出锅炉本体有漏风之处。由于废气管道向下的重心力造成PH锅炉框架整体变形，导致原锅炉形状为矩形现已变成平行四边形，焊接钢板之间形成很大地扭矩力，造成钢板与钢板之间的焊接口脱焊。将脱焊钢板重新用葫芦拉至一个平行线上进行重新焊接加固。序号故障发生时间 故 障 现 象 故障分析 故障处理备 注142003年元月20日1、正常开机后发现真空度在同样冷却水流量和冷却水温度以及发电量相同的情况下明显比检修前低-2kPa；2、发电机负荷在同等蒸汽流量的情况下比检修前低400kWh；3、现场主蒸汽旁路管道方隐隐听到向管道内部吸气的声音。1、由于减温减压器法兰螺栓有松动现象,造成法

15、兰垫未被充分压紧,导致法兰面与垫子之间存在间隙,向凝汽内部泄漏空气,导致真空度下降;2、由于法兰热材质为红纸板停机后管道内有少量积水,法兰垫长期浸泡在水中,在开机后受热法兰就会出现松软现象,此时法兰稍微带一定压力就会出现损坏现象。为保证系统长期安全运行,当系统检修时更换金属垫。152003年8月16日1、凝汽器真空度下降，最低降至-80kPa，发电输出下降，系统波动，现场检查发现主蒸汽旁路管道201V后变径管接头焊缝处（原2001年1月焊）半边脱焊，系统无法维持正常运转，发电机于11：22解列，随后甩锅炉，降压，停真空泵。1、此次脱焊处为2001年补焊处，分析原因一是上次焊接未进行认真打磨，未

16、能焊透，造成强度大大降低，同时产生应力集中，另外可能是上次使用焊条与管材不相配。 2、本月10日以前，由于201V动作滞后，在201V动作前后，此处温度剧烈变化，产生一交变热应力，加快裂纹的发展速度。停机后，保全部焊工对焊缝按要求打磨后重新焊接，开机后系统运行正常序号故障发生时间事故现象原因分析处理防范措施结果备注162003年11月 14日发电临停检修期间对AQC锅炉进行检查，发现AQC炉蒸发管靠西侧一根传热管出现爆管、东侧原退出运行的一根传热管堵头前部出现穿孔。1、原因同上一次蒸发管爆管相同。2、另外从现场泄漏状况看，发生爆管时间不长，很可能就在锅炉甩炉降负荷期间发生。原因分析为：(1)此

17、次检修为临停检修,时间紧迫,AQC炉降温降压操作速度过快,且在锅炉仍处较高温度时就打开人孔门进行快速冷却,使锅炉受热面产生较大热应力;(2)炉墙西侧蒸发管未采取防磨损、冲刷措施,传热管已受到一定程度的磨损,管壁变薄;(3)从割除的传热管看，传热管内壁已出现水垢,这与锅炉的定期排污效果不佳有关,锅炉的水质管理须进一步得到加强。1、将AQC炉受损的3根蒸发器管（N1列第1排、N2列第2排、N3列第1排）进行封堵，退出运行；另一处破口处重新封堵处理。2、在蒸发管炉墙西侧铺设3001000mm的薄钢板，起保护防磨损冲刷作用。3、针对原因，制订了锅炉升（降）温升（降）压操作规程补充规定及锅炉定期排污操作

18、规程，要求每位操作员都要认真领会，统一操作，规范操作，杜绝由于操作不当对锅炉系统所产生的任何不利影响。此次爆管蒸发器管共计3根退出运行。另考虑将使用传热管专用防磨护套管来保护传热管，目前正与国内厂家联系。 序号故障发生时间事故现象原因分析处理防范措施结果备注172004年6月 28日28日从AQC炉日报表参数发现，补水量与蒸发量差值减小，纯水消耗量增加，可能AQC炉已发生爆管事故，于29日8：00甩炉进行检查确认。进入锅炉内部发现有多处蒸发器、省煤器发生爆管。停机检修。1、原因同上一次蒸发管爆管相同。2、另外从现场泄漏状况看，多处发生爆管：在两头防磨板未保护处，有大面积爆管，说明此处烟气冲刷磨

19、损严重；另在蒸发管中部与靠东侧炉墙处的爆管，与过热器大面积的退出运行有很大关系。此处烟气温度高于其它区域的蒸发管，热负荷较大，热应力增加，氧化腐蚀加剧，导致管壁变薄。 1、AQC炉受损的11根传热管为（N4，2）、（N44，1）、（N52，1）、(N53，2)、（N55，4）、（N56，3）、(N57，4)、（N58，3）、（N63，2）、(N64，1)、（N66，7）及省煤器管P79，其中(N43,2)(N44,1)两根传热管经补焊后可继续运行,未退出.2、另有11根传热管因查找或封堵需要而退出运行，分别为：(N55,6;8)、(N56,1;5;7;9)、(N57,2;6;8)、(N58,7

20、;9) 此次爆管共计22根退出运行（两根重新恢复）。为避免类似于此次的大范围爆管，将决定对AQC炉进行大修，更换过热器传热管。同时实施沉降室多级隔板技改方案及锅炉上烟罩处的均布板技改方案，以提高沉降室收尘效率和改变锅炉入口流场分布，使烟气走向趋于均匀，减轻对传热管的冲刷影响。 序号故障发生时间 故 障 现 象 故障分析 故障处理备 注182004年8月26日1、早班TSP盘调速油压表指示值由正常时的0.98MPa缓慢下降到0.90MPa以下，切换125过滤器及更换新过滤器效果不明显，油压最低降至 0.65MPa 左右,夜班在对检测管线进行排污后油压基本恢复正常；2、油压下降期间，汽轮发电机运行

21、正常，中控出现“调速油压低”报警指示。1、由于油质下降，加之各油压检测管线长期不流通，积累污垢造成检测管线存在堵塞现象，使检测压力失真。 1、对于调速油压，因其不参与联锁控制，当检测管线有堵塞现象时，可以进行在线排污，其余检测管线排污参见操作说明。2、每周一将油净化器运行24小时，以提高油质。制定了检测管线排污操作说明，并对全体职员进行了培训。192004年12月25日1、夜班起101V调节阀随主汽压力下降而频繁波动，且幅度较大，早班将101V各运动部件更换耐热膨润土后未见好转。由于前压降低，发电机负荷急剧下降至600kW左右，14:28现场紧急解列。检查PT102变送器，发现毛细管内部全部堵

22、塞，因未及时清通，暂用冷凝水泵出口压力毛细管代替后并网运行1、各蒸汽压力、流量等变送器毛细管长期运行中，管内蒸汽相对静止，由于蒸汽中含有盐垢长期积累，导致内部积垢堵塞。 停机后， 应定期对PT101、PT102毛细管进行检查，日常运行中应按照排污操作规程进行排污操作。对PT101、PT102排污操作规程进行了补充和完善。序号故障发生时间 故 障 现 象 故障分析 故障处理备 注202005年1月12日1、在检修结束后的汽轮机升速过程中，当汽机转速升至1450rpm，辅助油泵自动停止后，出现汽轮机控制、调速油压异常偏高（约1.3MPa），油系统管道及设备强烈振动；2、切换124油过滤器，调节17

23、2V、173V及174V等油压仍然未见明显下降;3、缓慢打开控制油管线排污阀1713V适当开度，各油压渐趋于正常。1、综合分析，造成油压异常偏高的最有可能原因就是171V控制油压调节阀已失控（不起作用）。从阀动作原理来看，因该阀是将反馈油压送入膜片底部，通过与上部弹簧力的比较产生的压差，使膜片产生位移来调节阀的开度，从而调节进入油箱的油量来稳定油压在控制范围内。正常情况下，上部弹簧腔室不应有油，而实际情况为上部弹簧腔室充满了油并不断外泄，说明内部膜片或密封填料已有损坏，上下压差为零，导致该阀无法起到压力调节作用。1、124油过滤器底部排污阀打开， 1713V打开适当开度，保持各油压在正常值。2

24、、运行中加强监控，各油压变化较大时适当调节1713V开度。因171V无库存备件，已申报备件订购计划，待备件到货后利用检修机会进行更换。序号故障发生时间 故 障 现 象 故障分析 故障处理备 注212005年4月22日1、22日临停检修结束后出现系统耗水量非正常减少状况，同时锅炉炉水电导率持续上升，经排污仍无效。判断为凝汽器冷却铜管发生泄漏。造成凝汽器冷却管发生泄漏的主要原因：1、主要为冷却水水质不良，长期腐蚀磨损所致；2、冷却水中使用的杀菌灭藻药品二氧化氯为弱酸性，可能对冷却管有一定的腐蚀作用。1、29日停机检修，检查发现进水侧共6根铜管发生泄漏，部分铜管均存在不同程度的腐蚀情况。2、采取封堵

25、的处理措施。3、对二氧化氯加药泵行程进行调整，降低加药速度。 1、凝汽器冷却管运行寿命与汽轮机组运行周期相近，当机组到一个运行周期后，凝汽器冷却管会由于磨损腐蚀逐渐产生泄漏。222005年4月21日针对171V控制油压调节阀失效及打开1713V排污控制油压的暂行办法，工段制作一活塞代用件，使用效果良好，有效解决系统的不稳定运行潜在隐患。 序号故障发生时间 故 障 现 象 故障分析 故障处理备 注232005年5月5日汽轮机101V调节阀开始出现持续波动，发电负荷也随之大幅波动，负荷最高瞬间升至7600MW。汽轮机调节系统不稳定。1、对伺服电机导引阀进行解体检查与清洗，发现内部有较多的污垢、积碳

26、。13日检修结束，运行稳定，未出现波动现象。2、通过对油系统各滤网的清洗、伺服电机导引阀、油净化器滤芯的更换，使油的品质、清洁度有了明显改善，提高了调节系统调节精度。认定造成101V波动的原因为油中的杂质较多（化验报告验证），造成伺服电机导引阀与动力活塞之间的进油、排油不畅，喷嘴的油膜间隙失去稳定性，从而引起调节阀的持续波动。1、采取对油过滤器切换、更换滤芯、连续运行油净化器及补充一定量新透平油、往油中加入消泡剂等措施，收效甚微；2、8日检修，对油系统所有过滤器进行全面清洗，对伺服电机导引阀进行运行7年来第一次解体检查与清洗。故障发生时间事故现象原因分析处理防范措施结果242006年10月 6

27、日5日从AQC炉日报表参数发现，补水量与蒸发量差值减小，纯水消耗量增加，可能AQC炉已发生爆管事故，于29日8：00甩炉进行检查确认。进入锅炉内部发现有多处蒸发器、省煤器发生爆管。停机检修。1、原因同上一次蒸发管爆管相同。2、另外从现场泄漏状况看，多处发生爆管：在两头防磨板未保护处，有大面积爆管，说明此处烟气冲刷磨损严重；另在蒸发管中部与靠东侧炉墙处的爆管，与过热器大面积的退出运行有很大关系。此处烟气温度高于其它区域的蒸发管，热负荷较大，热应力增加，氧化腐蚀加剧，导致管壁变薄。 1、AQC炉受损的3根传热管为（N9，2）、（N7，1）、（N12，1）、 此次爆管共计3根退出运行（两根重新恢复）

28、。为避免类似于此次的大范围爆管，将决定对AQC炉进行大修，更换过热器传热管。同时实施沉降室多级隔板技改方案及锅炉上烟罩处的均布板技改方案，以提高沉降室收尘效率和改变锅炉入口流场分布，使烟气走向趋于均匀，减轻对传热管的冲刷影响。 故障发生时间事故现象原因分析处理防范措施结果252006年10月22日1、22日临停检修结束后出现系统耗水量非正常减少状况，同时锅炉炉水电导率持续上升，经排污仍无效。判断为凝汽器冷却铜管发生泄漏。造成凝汽器冷却管发生泄漏的主要原因：1、主要为冷却水水质不良，长期腐蚀磨损所致；2、冷却水中使用的杀菌灭藻药品二氧化氯为弱酸性，可能对冷却管有一定的腐蚀作用。1、29日停机检修

29、，检查发现进水侧共6根铜管发生泄漏，部分铜管均存在不同程度的腐蚀情况。2、采取封堵的处理措施。3、对二氧化氯加药暂停使用。 1、凝汽器冷却管运行寿命与汽轮机组运行周期相近，当机组到一个运行周期后，凝汽器冷却管会由于磨损腐蚀逐渐产生泄漏。序号故障发生时间 故 障 现 象 故障分析 故障处理备 注262007年1月12日1、夜班汽轮机冲转后，发现PT102新更换阀门阀芯轻微漏气，并网后漏气量加大，核对压力现场低于中控显示0.05MPa，。由于前压降低，发电机负荷下降至6800kW左右，无法稳定在满负荷。检查PT101、PT102变送器，发现无其他异常，工段将设定压力下调至2.42MPa运行，发电负

30、荷稳定。1、由于PT102漏气，使检测压力低于设定压力。系统指令101V自动关小，将设定值适当下调，使检测压力不低于设定压力，系统稳定。 将设定值适当下调，使检测压力不低于设定压力，系统稳定。对PT102阀门进行了打包厢处理，16日一线临停检修时更换新阀门。序号故障发生时间 故 障 现 象 故障分析 故障处理备 注272007年3月5日1、2：50机组因冷却塔低液位跳停。1、现场与中控液位偏差10mm左右，巡检人员调整时失手带动液位变送器波动低于1.7M。 复位后开启，系统稳定运行。今后调整液位时，必须提前通知工段人员。序号故障发生时间 故 障 现 象 故障分析 故障处理备 注282007年3

31、月18日1、AQC锅炉更换蒸发管后投入使用，发电量基本维持在6900KW7050 KW之间，检查系统，发现PH锅炉入口废气温度降低两锅炉蒸发总量较前期减少1.4T/H左右挡板正常，201V行程正常，反馈信号正常。1、两锅炉蒸发量基本满足要求，发电负荷无法稳定，判断系统应该存在漏汽，两锅炉检查正常，问题应该在201V。21日打开201V后部保温层，发现管道温度偏高。判定为201V泄漏。2、由于201V轻微漏气，使汽轮机入口压力偏低，低于设定压力。系统指令101V自动关小，负荷略微上升。 联系仪表将201V重新三对应，行程适当下调，漏气消除，系统稳定。序号故障发生时间 故 障 现 象 故障分析 故

32、障处理备 注292007年3月26日 冷却塔用水较增大，且冷却塔液位上升缓慢。检查发现纯水厂房外侧冷却水管破洞泄漏。1、原因为此水管在地面以下，运行近十年且防腐层脱落严重。另外次处是PH锅炉排污口，湿汽比较大，表面锈蚀比较严重。水气温度高于其它区域的温度，管氧化腐蚀加剧，导致管壁变薄。2、另外从现场泄漏状况看，多处发生泄漏：内部化学药品腐蚀，也是其泄漏的原因之一。1、泄漏处补焊运行，并利用一线停机时处理。2、申报计划更换部分冷却水管，并对整体管道做防腐处理。专题报告已上交。序号故障发生时间 故 障 现 象 故障分析 故障处理备 注302007年4月22日发电机功率显示仪故障；经查为内部主板损坏

33、，需停机时由仪表作更换处理5月20日利用一线临停时机，联系仪表工段更换了主板，故障消失。序号故障发生时间 故 障 现 象 故障分析 故障处理备 注312007年5月6日 在处理真空泵密封水箱溢流问题时发现160A泵冷却铜管漏水， 1、原因为管氧化腐蚀严重，导致管壁变薄。经拆卸并作两头封堵处理，现已正常，拟定下发电机功率显示仪故障,经查为内部主板损坏，需停机时由仪表作更换处理； 下次停机时检查B泵状况；序号故障发生时间 故 障 现 象 故障分析 故障处理备 注322007年9月20日中控操作人员反映AQC炉蒸发量下降。从日报上的参数变化反映AQC炉汽包补给水量与过热蒸汽量差值减小。现场巡检人员在

34、巡检时发现炉内有异常声音。随后将AQC炉退出运行，发电机组在PH炉单炉运行下发电。经过判断分析及我们针对故障发生的现场状况观察分析，故障是出现在正对AQC炉过热器翅片与光管接头处，发现原布置的盖板存在问题，中间一块钢板未能有效改变废气流向，致使废气正对着局部过热器管道进行冲刷，造成管道受强力磨损后而穿管，是故障的根本原因。将AQC炉受损的4根过热器的管道进行封堵，退出运行。将AQC炉光管盖板进行了处理，良好地改变废气流向，将废气对管道的磨损降到最低限度，目前AQC炉运行状况良好。序号故障发生时间 故 障 现 象 故障分析 故障处理备 注33 2008年2月15日2008年7月9日2008年8月

35、12日1、检修时凝汽器冷却铜管发生泄漏。造成凝汽器冷却管发生泄漏的主要原因：1、主要为冷却水水质不良，长期腐蚀磨损所致；2、冷却水中使用的杀菌灭藻药品二氧化氯为弱酸性，可能对冷却管有一定的腐蚀作用。1、15日停机检修，检查发现进水室有一根铜管发生泄漏，为07年3月份新更换的铜管。2、7月9日回水室3根，进水室2根。3、8月12日进水室3根4、采取封堵的处理措施。 1、7月25日将冷却塔药品改用杀菌剂和高效阻缓剂序号故障发生时间 故 障 现 象 故障分析 故障处理备 注342008年7月9日1.因2号弹簧钢板断裂，发电系统同步进行检查，AQC锅炉省煤器传热管有漏水现象。2随后将AQC炉退出运行，

36、发电机组在PH炉单炉运行下发电。致使烟气出现偏析现象，东侧风量、流速均高于西侧，器管道进行冲刷，东侧受热面出现冲刷，磨损现象，是故障的根本原因将AQC炉受损的2根省煤器的管道进行封堵，退出运行。因该处有2根传热管在前期泄漏退出运行，而且在该部位上部过热器有一根未装，蒸发器有三根未装352008年12月14日1中控操作人员反映AQC炉蒸发量下降。2从日报上的参数变化反映AQC炉汽包补给水量与过热蒸汽量差值减小。3随后将AQC炉退出运行，发电机组在PH炉单炉运行下发电。将AQC炉受损的1根蒸发器的管道进行封堵，退出运行。（因该管在蒸发器中部，无法退出，将上部2根蒸发器退出）本次共退出3根序号故障发生时间 故 障 现 象 故障分析 故障处理备 注28