典型事故案例分析03.docx
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典型事故案例分析03
一、电厂部分
某省在运汽轮机、燃气轮机运行可靠性分析
1.概述
2011年度，省网在运机组共发生非计划停运共71起，其中汽轮机、燃气轮机原因造成的异常停机共24起，占%，详见表1。
省电科院对此进行了统计和分析。
表12011年度全省汽轮机、燃气轮机原因原因非停事故统计表
项目
非停次数
占非停总数比例
占汽机（燃机）非停比例
全省非停总数
71
汽机（燃机）非停总数
24
%
按机组类型分类
蒸汽机组非停次数
11
---
%
燃气机组非停次数
13
---
%
按事故性质分类
运行操作
4
---
%
设备故障
20
---
%
按投运年限分类
投运3年以内
15
---
%
投运3年以上
9
---
%
2.燃气机组运行可靠性分析
从机组类型看，燃气机组非停11次，蒸汽机组非停13次，考虑到我省总共才10台燃气机组，从非停的频率上看，燃气机组每台次的非停比率远高于燃煤机组，从这点来看，燃气机组的的运行可靠性还有待提高。
造成燃气机组非停次数较多的主要原因是燃气机组调峰多，启停频繁，另外，我省10台燃气机组均为国内制造厂引进技术生产，对先进技术的消化吸收还未完全掌握，设备的可靠性较不稳定。
燃气机组非停原因统计如表2所示，从这11次故障的类型上看，因燃烧控制问题非停5次，热控设备故障非停2次，机组振动故障非停2次，运行操作原因非停2次，总的来看，燃烧和设备问题是造成燃气机组非停的主要原因。
我省燃气机组均为9F级390MW燃气-蒸汽联合循环机组，共有3种类型，分别为东方电气引进日本三菱技术、哈动力引进GE技术和上海电气引进西门子技术生产。
从统计次数来看，哈动力引进GE技术生产的燃机非停次数最多，达到了9次，而东方电气引进日本三菱技术生产和上海电气引进西门子技术生产的燃机非停次数较少，各为1次，从中也可看出哈动力引进生产的GE公司9F级机组的可靠性不如东方和上汽机组。
造成哈动力生产的燃气机组非停次数较多的主要原因是燃烧和主机振动问题，本年度因燃烧和主机振动问题产生的非停就分别出现了4次和2次。
目前，相关电厂正就这些问题和GE公司及有关单位开展攻关工作，以努力提高机组的运行可靠性。
表22011年度燃气机组非停原因统计表
项目
非停次数
占燃机非停比例
燃气机组非停次数
11
----
按事故性质分类
运行操作
2
%
设备故障
9
%
其中：
燃烧系统故障
5
%
热控设备故障
2
%
主机振动故障
2
%
按机组类型分类
东方电气三菱机组
1
%
哈动力GE机组
9
%
上海电气西门子机组
1
%
3.蒸汽机组运行可靠性分析
在蒸汽机组的13次非停中，600MW及以上的超临界或超超临界机组非停7次，300MW亚临界机组4次，超高压及以下机组2次。
从故障所属系统来看，非停中占比例最高的是热控设备故障，其次是系统泄漏，占5次和4次，蒸汽机组非停原因统计如表3所示。
表32011年度蒸汽机组非停原因统计表
项目
非停次数
占汽机非停比例
蒸汽机组非停次数
13
---
按事故性质分类
运行操作
2
%
设备故障
11
%
其中：
热控设备故障
5
%
系统泄漏
4
%
定冷水系统故障
1
%
凝结水系统故障
1
%
按机组等级分类
超临界或超超临界机组
7
%
亚临界机组
4
%
超高压及以下机组
2
%
在热控设备故障中，因就地设备原因产生的非停共4次，分别为：
某超超临界机组因8号轴承温度测点信号线松动造成机组跳闸；某高压机组因轴承振动模板电源损坏跳闸；某亚临界机组因高排压力开关误动跳闸；某超超临界机组因除氧器上水调节门反馈杆脱落，锅炉给水流量低跳闸。
另外，某超临界机组在线更换高压调门卡件时因逻辑功能块故障导致机组跳闸。
在系统泄漏故障中，EH油系统泄漏2次，主蒸汽系统泄漏和给水系统各泄漏1次。
两次EH油系统泄漏分别是：
某亚临界机组中压调门油动机运行中阀杆铜套密封处严重漏油，机组打闸停机；某超超临界机组控制油泵对轮处发生剪切断裂，联动备用控制油泵后因其出口滤网处Ο型圈损坏导致系统漏油，手动打闸紧急停机。
主蒸汽系统泄漏为某超高压机组汽轮机B侧主汽门后蒸汽温度测点套管爆裂，2号汽轮机进入ETS系统的压力开关电缆烧毁短路，造成2号机组误发“润滑油压低”信号，引起机组跳闸；给水系统泄漏为某超临界机组并泵操作时因汽泵出口逆止门内漏，高压给水通过内漏的出口逆止门返回除氧器，造成给水短路，机组跳闸。
综合来看，泄漏引起的非停主要集中在高参数的系统（高温高压主蒸汽、高压给水、高压EH油系统）。
高参数系统及油系统对设备材料、安装维护等方面的要求较高，设备易老化，缺陷易暴露，故障时一般无法隔离，只能被迫停运。
因此在日常巡检和维护时更应关注这些设备，加强设备运行的可靠性管理，当设备异常时应能做到及时发现问题，争取更多的抢修时间。
此外，某亚临界机组因A凝结水泵变频器出现重故障信号跳闸，B凝结水泵联锁启动，但泵出口电动门因故障联开失败，机组跳闸；某超临界机组因为定冷水系统失压造成发电机断水保护动作跳闸。
因此，设备故障是非停的主要原因，各厂应加强技术管理，检修时严格要求，努力提高技术工艺和水平，运行时加强巡检，及早发现问题、解决问题。
此外，在统计期内还有4起因运行操作问题发生非停，这几起事件大都发生在投运不到3年的机组上，暴露出这些新厂在人员培训和管理方面还存在一些问题。
4.结语
从统计来看，燃气机组及超临界以上的燃煤机组占所有汽机（燃机）非停比率的75%，是造成非停的主要机组。
如按投运年限统计，三年以内的新机组则占汽机（燃机）非停的%。
这些统计数据表明：
新近投产的超临界等级以上的机组和燃气机组是我省汽机（燃机）运行可靠性相对较薄弱的环节，但这些机组同时也是我省目前在运的主力机组，应重点对这些机组加强技术管理和监督，提高全省的汽机安全运行水平。
（1）我省汽机（燃机）非停中燃机占的比例较大，燃机的运行可靠性相对较低。
各燃机电厂应加大和同型电厂的技术交流，对于一些重点、难点项目，可邀请制造厂和专家进行技术攻关，同时加强技术监督管理，提高技术水平，提高机组运行的稳定性。
我省超临界和超超临界机组的投运时间较短，但这些机组已成为我省主力发电机组，机组的安全稳定运行尤显重要，相关电厂更应加强设备的运行和维护管理，做好技术监督工作，保证机组的安全运行。
（2）设备故障是非停的主要原因，尤其是管道、高温高压阀门、疏水门及油系统等各类泄漏故障及热控就地设备故障是造成非停的最大原因。
这些故障除造成非停外，还会使机组带病运行，降低设备的性能和寿命，对机组经济性产生影响，因此各厂应高度重视泄漏的治理工作，应常抓不懈，努力提高。
（3）非停将对电厂造成经济上的损失，给设备带来损害，而运行操作原因造成的非停是完全可以避免的。
各电厂应加强运行人员培训和管理，尽量减少这类非停。
（福建院供稿）
某电厂1号、2号锅炉末级过热器爆管初步分析
1.事件过程
2011年6月，某电厂1号锅炉、2号锅炉末级过热器相同位置相继发生爆管，两台机组相继被迫紧急停机。
6月19日22:
46，1号机组负荷600MW。
1号炉四管泄漏报警，查1号炉四管泄漏报警装置16点泄漏率100%，9、12、13、15、16、17、19、20、21、22、24、25点均越上限黄色报警。
就地吹灰枪IK14处声音明显，吹灰枪本体温度正常，经现场确认确有泄漏。
6月20日3:
56，1号机组解列。
4:
38，1号炉停炉。
锅炉冷却后，打开人孔检查末级过热器，发现末级过热器左起第54排第4根爆管，并吹损附近的管子。
6月21日22:
45，运行人员发现2号锅炉四管泄漏装置9-28、30点泄漏报警，概率100%，通知检修人员。
2号炉降低主汽压运行。
就地检查发现右墙折焰角位置有明显噪音。
2号机组停机冷却后，打开人孔检查末级过热器，发现末级过热器左起第46排第4根爆管。
2.原因分析
1号、2号锅炉爆口具有相同特征，1号锅炉爆口宏观形貌如图1、图2所示。
管子的材料为T91，宏观检查割下来的管子，爆口中心离焊缝约100mm，外壁有氧化皮，氧化皮及管子母材上有沿着管子的纵向裂纹，爆口位置管子胀粗，爆口呈鱼嘴形，管壁减薄明显，边缘锐利呈刀刃状，检查内壁也有氧化皮。
从宏观上分析，是典型的短期过热造成的爆口。
爆管的原因可能是内部有异物堵塞管子，使流经管子的冷却介质不足，管壁温度大幅上升，使钢的抗拉强度急剧下降，在高压蒸汽的作用下，管径胀粗、管壁减薄，随后发生爆破，即发生了短时过热爆管。
管子堵塞的可能原因之一是内壁氧化皮脱落堆积在管子内部，也有可能是安装检修过程中管内异物未清理干净，堵住管子。
图1爆口宏观形貌图2割管断面
3.建议与对策
（1）通过管子材质分析、金相组织分析、材料力学性能分析进一步确认爆管原因。
（2）用内窥镜检查泄漏的管子内部是否有异物。
（3）加强运行监控，防止超温运行。
（4）在启、停炉和运行过程中严格控制管壁温度变化速率，停炉时采取足够长时间的闷炉处理，特别是故障抢修时更要注意，避免强制冷却，尽量减少氧化皮脱落的几率。
（5）降低运行负荷的波动，负荷波动大，为跟上负荷变化，给煤量将迅速变化，这将使锅炉蒸汽温度发生波动，而锅炉汽温调节滞后时间较长，极易引起锅炉汽温过低或过高，如果汽温过热，将加快氧化皮的生成；并且汽温调节变化速率过快，易导致受热面管子氧化皮脱落。
（6）加强对末级过热器管排的宏观检查和管径胀粗测量。
检查管屏下弯头底部是否有沉积物，目前主要靠射线检测法或割开及内窥镜检查；进行内壁氧化皮侧厚。
（7）电厂采用了蒸汽加氧以提高汽水系统抗腐蚀、结垢和积盐能力。
但目前蒸汽加氧对高温受热面内壁氧化皮生成的影响尚有争论，而省外部分同类型锅炉已停止蒸汽加氧，建议电厂评估对比蒸汽加氧对受热面管子内壁氧生皮生成的影响。
（福建院供稿）
某生物质电厂锅炉频繁爆管情况分析
1.基本情况
某生物质发电项目工程（2×50MW）机组为华西能源工业股份有限公司生产的220t生物质循环流化床直燃锅炉。
锅炉型号为HX220/Ⅳ1。
锅炉为高温高压参数、自然循环、单炉膛、平衡通风、露天布置、钢架双排柱悬吊结构、固态排渣循环流化床锅炉。
2台机组分别于2011年8月20日和11月14日投入商业运行。
从2011年11月14日开始截止到2012年1月7日，因锅炉原因造成机组停运8次，其中4次为炉管爆漏，爆管比较频繁，表明2台锅炉运行稳定性较差。
2.锅炉爆管分析及建议
（1）2011年12月5日，2号炉高过管出口与联箱连接管拉裂泄漏。
根据现场照片分析，该位置为焊口，未发现焊口存在明显缺陷，初步分析为焊口安装时，强力对口，造成应力释放不完全，经长时间运行出现疲劳断口，属于安装缺陷。
（2）2011年12月12日，1号炉旋风分离器出口部位的尾部烟道前包墙过热器拉稀管爆管。
根据现场照片及割管情况分析，该位置爆管属于冲刷磨损爆管（如图1、2所示）。
从现场安装情况看，包墙过热器拉稀管管排纵向一共有3列，只在最前面直接受烟气冲刷的第一排管子设计安装了防磨瓦，而此次爆管的部位为后两排未安装防磨瓦的管子。
该位置位于旋风分离器出口，烟气流向比较复杂，并未沿着顺列拉稀管的方向流动，而是与该部分管子呈一定的夹角流过，因此第一排的防磨瓦仅能保护该排管子，后两排管子完全暴露在烟气冲刷下易受磨损。
另外，从该位置取出的管子外观来看，该位置的管子还存在一定程度的腐蚀情况。
图1前包墙过热器拉稀管爆管 图2前包墙过热器拉稀管磨损
针对该位置的爆管情况，建议：
1）将该位置后两列管子均增加防磨瓦，以缓解冲刷磨损。
2）联系锅炉厂对该位置所用管材进行评估，是否应加强管材。
3）考虑防磨、防腐蚀因素，建议对该位置管材进行喷涂，根据对同类型机组及喷涂厂家的调研选择合适的喷涂材料。
4）对磨损严重位置管子进行测厚分析，建立受热面管子健康档案，根据监测情况判断管子运行健康状况，提前预防、及早处理。
5）加强床料管理，锅炉启动时尽量使用炉内排出来并经过筛分的床料，降低因使用新床料而对炉内产生的磨损。
（3）2011年12月25日，1号炉屏式过热器管屏汽冷定位管爆管，并吹爆前墙水冷壁吊挂管。
根据现场照片及割管情况分析，该位置爆管属于腐蚀爆管。
该受热面管子表面凹凸不平，出现分层剥离的现象，腐蚀现象十分明显（如图所示），经过光谱分析，该管段材料应为12Cr1MoVG，而锅炉厂图纸所示材料应为SUS316，因此判断该位置为用错管材出现腐蚀爆管。
另外，本次停炉还发现屏过出口管与联箱焊口裂纹，高过出口管焊口裂纹。
由于2台炉均出现过此类现象，初步怀疑为燃烧工况急剧变化产生应力，使管子出现疲劳拉裂。
针对该位置爆管情况，建议：
1）扩大检查面积，判断炉膛上部区域是否也存在用错管材的情况，并及时处理。
2）实践及各种研究资料证明：
12Cr1MoVG用在生物质的高温区域腐蚀十分严重，建议将高温过热器、屏式过热器所使用的12Cr1MoVG的固定管卡、限位装置等进行更换，缓解腐蚀。
3）加强对管道及联箱位置留意，防止锅炉工况大幅度波动。
图3屏式过热器管屏汽冷定位管爆管 图4被吹爆的前墙水冷壁吊挂管
图5屏过出口管焊口裂纹 图6高过出口管焊口裂纹
另外，根据现场照片及对2号炉的炉内检查发现，屏式过热器、高温过热器确实存在比较严重的腐蚀现象，腐蚀速率比预计的要快得多。
检查发现受热面表面依附了一层沉积物，并有分层剥离的现象，从剥离出来的沉积物外观看，沉积物内壁有金属材质，初步判断剥离物包含积灰及部分金属腐蚀物，腐蚀已进入管材基体。
初步分析该腐蚀现象为高温碱金属腐蚀及氯腐蚀。
如果烟气中的氯化物没有被完全氧化或硫化，因而其最先沉积在相对较冷的受热面管壁上这一方面引起快速的氯腐蚀，另一方面管壁表面富集碱金属，促进了碱金属硫化物的腐蚀。
锅炉工况的大幅波动，造成炉膛温度、烟气量、蒸汽参数等频繁变化，也是腐蚀加剧的一大诱因。
图7高过管道腐蚀 图8高过管道剥离物
针对高温受热面腐蚀速率较快的情况，建议：
1）对受热面表层剥离下来的沉积物进行分析，进一步判断腐蚀产物及腐蚀原因。
2）做好燃料化验工作，定期进行燃料元素分析，对燃料中氯含量及碱金属含量进行跟踪。
3）加强燃料配料工作，加强燃料及运行部门的沟通协调，尽量保证燃料的稳定性，防止燃料品质大幅波动，造成锅炉工况大幅变化。
4）加强运行调整，促进炉内燃烧的稳定性，尽量避免锅炉运行工况大幅变化。
5）评估是否可在适当负荷段采用定压运行方式，防止蒸汽参数的急剧变化。
6）提高燃烧氧量，将氧量尽量控制在设计范围内。
7）进行燃烧优化调整试验，如风量配比试验、炉膛出口温度等。
8）建议对该位置管材进行喷涂，根据对同类型机组及喷涂厂家的调研选择合适的喷涂材料。
9）对该位置的管子进行测厚分析，建立受热面管子健康档案，根据监测情况判断管子运行健康状况，提前预防、及早处理。
另外，如有条件应联系锅炉厂对SUS316应用于高温高压生物质的适用性进行分析。
（4）2012年1月05日，2号炉后墙中部水冷壁（水平烟道前斜坡处）爆管，并吹损附近高过管。
经过炉内现场检查，发现1处水冷壁与鳍片连接处可能存在机械损伤（管材本身或安装缺陷），经过长时间运行出现泄漏，然后吹薄旁边的水冷壁管导致1处爆管，吹至对面高过管道，造成高过管道较大面积爆漏。
图9后墙中部水冷壁爆管
（广东院供稿）
某核电站备用发电机内定子端部振动问题的分析
某核电站1号、2号发电机自上世纪八十年代投运以来，已运行30余年。
近年来，1号、2号发电机定子内冷水路多次出现堵塞、漏水等问题。
为防范发电机因接近或达到其设计寿命而继续运行所带来的风险，核电厂方面预先向原发电机生产厂家ALSTOM公司采购了1台备用发电机内定子。
该备用发电机内定子生产完成后，经出厂试验，发现其端部试验结果未能满足双方事先签订的关于备用发电机内定子端部振动固有频率的技术规范。
为解决这一技术分歧，应核电厂邀请，广东院技术人员于2012年2月7日前往核电站与英国ALSTOM公司Mr.Belly和Dr.William等6人组成的厂家代表，就该备用发电机内定子端部振动问题进行技术谈判。
审查了核电厂提供的“发电机备用内定子端部振动模态试验报告”、“ALSTOM关于备用内定子端部模态的分析报告”、“备用内定子详细设计阶段关于其端部固有频率的计算和分析报告”、“技术规范中关于备用内定子端部振动固有频率的规定”等5个技术文件，详细了解了有关该备用内定子的关键技术分歧，并与ALSTOM公司方面进行了充分的沟通和交流，形成主要意见如下：
（1）通过审阅ALSTOM的报告，认为该备用内定子端部固有频率的实测值与设计值基本吻合，出厂试验较为全面，试验数据详实。
同时，ALSTOM公司方面对实际运行中该备用内定子端部结构固有频率及其振动峰值的变化也做了较为深入的分析。
（2）根据国标“GB20140-2006透平型发电机定子绕组端部动态特性和振动试验方法及评定”中的有关规定，刚性结构的发电机定子绕组端部应避开[95，110]Hz频率范围内的椭圆振形的固有频率（国际上其它著名发电机厂家如ABB、西门子、ALSTOM等也有类似的厂家规定）。
该备用内定子的出厂试验表明，其汽端及励端均在其固有频率100Hz点处存在椭圆振形，这是该备用内定子端部结构的不足之处。
但衡量该端部结构的优劣，最终还在于考核其实际运行中振动幅值的大小、以及实际磨损或松动情况。
从其端部结构的设计及制造工艺来看，与核电站的1号、2号机组及另一核电一期的1号、2号机组基本一致，且制造厂内的敲击试验表明，其在100Hz频率点处的谐振峰值还低于前述4台发电机。
前述4台发电机已运行多年，从实际运行情况来看，端部未出现严重磨损或松动的现象。
因此，认为ALSTOM公司生产的该备用内定子投入实际运行后，其端部结构的振动与前述4台机组相类似，将处于较低的振动水平。
（3）考虑到该内定子实际运行中还要受到其它诸多方面因素的影响，如定子线棒内通水、整体温度升高以及长期运行后定子端部结构整体固有频率略有下降等客观因素，该备用内定子的固有频率还会下降约4～5Hz，即有可能超出国标GB20140-2006中规定的椭圆振形的固有频率应避开的频率范围（95，110Hz），这对于抑制其端部振动的幅值是有利的。
（4）该备用内定子在汽、励两端均预先各埋设了3只压电式（piezoelectrictype）振动传感器，通过在外部配置相应的监测装置，可以实现对该内定子端部结构振动情况的在线监测。
另外，根据ALSTOM厂家的技术澄清报告，其在100Hz频率点的轴向或径向的振动超限报警值（径向大于150μm，轴向大于100μm）或跳机值（径向大于175μm，轴向大于125μm）（建议均改为通频值要求，而不仅仅是100Hz频率的振动值）均远低于国标的要求（报警值：
振动峰峰值大于250μm，跳机值：
振动峰峰值大于400μm）。
因此，按照这一标准监测并控制备用内定子端部的振动情况，可以保证发电机的安全运行。
（5）考虑到压电式加速度振动传感器在抗电磁干扰及安全性方面的缺陷，建议将它们更换为光电式的加速度振动传感器，提高端部振动在线监测的准确性及安全性。
基于上述5个方面的考虑，认为ALSTOM生产的该发电机备用内定子端部结构能够在较低的振动水平下保持长期连续的安全运行。
（广东院供稿）
某电厂2号炉多次发生灭火事件原因分析
1.事件经过
某电厂2号锅炉系武汉锅炉厂生产的WGZ670/型，超高压、一次中间再热、自然循环、单汽包、固态排渣煤粉炉。
锅炉设计燃用山西西山、潞安混贫煤。
与北京重型电机厂生产的535型汽轮机和QFSN-200-2型发电机配套。
制粉系统为中间储仓式制粉系统，采用热风送粉，配2台DTM380/720型钢球磨煤机。
2011年2号炉多次发生锅炉灭火事件，至今总共有10次。
根据电厂提供的分析报告和灭火过程参数曲线分析图汇总，对事件的简要说明见表1。
表12011年锅炉灭火事件过程说明
次数
灭火时间
机组负荷
简要原因
1
2011年2月1日18:
20
220MW
1号给粉机突然大量下粉，主汽压力冲高，其它的给粉机自动减少，燃烧大幅波动。
2
2011年2月16日4:
13
220MW
具体过程未见到分析报告
3
2011年4月24日11:
43
185MW
减负荷时，第二和第三层给粉机转速已自动从580r/min减到480r/min，但因主汽压力高，运行人员又将15号给粉机转速从440r/min减到420r/min，将14、16号给粉机转速从440r/min减到300r/min，减粉量过多。
4
2011年5月12日16:
03
165MW
掉大焦
5
2011年7月11日15:
07
185MW
2A给煤机断煤，主汽压力瞬间升高，第一、二、三层给粉机共11台给粉机转速自动降低30r/min，粉量突然减得过多。
6
2011年7月14日12:
44
190MW
煤质差，第一、二、三层给粉机转速都达650r/min，主汽压力波动大，再投停16号给粉机，对脆弱的燃烧工况产生了扰动。
7
2011年7月22日6:
56
180MW
启动2B磨过程，三次风带粉大，主汽压力波动大，给粉机大幅降低转速，粉量突减过多。
8
2011年7月29日1:
35
185MW
2B给煤机断煤，燃烧有波动并掉大焦。
9
2011年8月7日15:
18
一次风速偏高，燃烧不稳定，主汽压力快速升高，快速降低16号给粉机转速，产生较大的扰动。
10
2011年8月21日23:
56
182MW
10、14号给粉机下粉不好，同时突然大量下粉，对燃烧产生扰动大。
从上表来看，2号炉多次发生的锅炉灭火事件，当时所带的负荷都不低，但燃烧很脆弱，在受到大的扰动情况比如某个给粉机突然大量下粉、断煤、启停磨、掉焦时，就很容易发生灭火事件。
2.原因分析
通过查看灭火分析报告和灭火过程曲线分析图，从DCS上调出灭火时的参数，查看运行记录报表，结合对炉膛火焰观察及测温和对高省后的含氧量进行对比测量，认为当前该电厂2号炉经常灭火的原因是该炉对燃煤的适应性比较差，燃烧稳定性脆弱，在产生了大的扰动后就很容易产生灭火事件，主要分析依据如下：
（1）炉膛内的实际燃烧切圆偏小。
原炉膛设计假想切圆直径Φ为800mm，在2009年大修期间，对锅炉燃烧器进行了改造，将第一层二次风、第一层一次风切圆直径Φ改为600mm，第一层一次风喷口以上各喷口切圆直径Φ改为400mm，导致了炉膛内的实际燃烧切圆偏小，使炉内的火焰充满度不够，燃烧的稳定性下降，抗干扰能力不强。
（2）一次风速可能偏高。
现在DCS一次风速高的有45m/s，从看火情况看，确有部分一次风喷口煤粉的着火距离稍远，如2号角的6号给粉机。
（3）给粉机的下粉不好。
经了解，运行中2号炉部分给粉机的下粉不好，特别是2和4号角的10、14、16给粉机经常下粉不畅，时多时少，对燃烧产生扰动，使燃烧的摆动较大。
（4）2角的燃烧不是很好。
在同一2号角中，6号给粉机风速偏高、粉量多，使其着火距离稍远，火焰根部温度偏低，而10、14号给粉机下粉不好，有时同时不下粉，有时又同时大量下粉，运行中经常保持这两台给粉机在低转速运行，因此2号角的燃烧比较脆弱，对四角切圆组织燃烧不利。
（5）三次风带粉量大。
从去年对2号炉排粉机出口三次风带粉量的测试
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