1、问题的提出
华电襄樊发电有限责任公司二期工程(2×600MW燃煤发电机组)锅炉为超临界直流炉，锅炉型号为SG1913/25. 40 - M957。锅炉的汽水流程以内置式汽水分离器为界设计成双流程，从冷灰斗进口一直到折焰角前的中间混合集箱为螺旋管圈，再连接至炉膛上部垂直上升的水冷壁，后引入汽水分离器，从汽水分离器出来的蒸汽引至后部流程的炉顶及后包覆系统，再进入前屏、后屏及高温过热器。汽水分离器出来的水通过CCI液动调节阀排至大气式扩容器，扩容器内水通过疏水泵排至循环水回水管或凝汽器。锅炉MFT条件中根据汽水流程设计了螺旋管圈壁温度高(457℃)、汽水分离器温度高(460℃)、主汽温度高(600℃)、再热汽温度高(597℃)等�；�。锅炉炉底排渣系统采用机械除渣方式，无渣井和关断门设计。除渣设备采用青岛四洲电力设备厂生产的ssc型液压驱动、液压全自动张紧、水浸式、可移动式刮板捞渣机。设计每台机组1台捞渣机。整个捞渣机系统中，除了链条、液压油站和液压驱动装置属于进口件以外，其他部件和设备均由青岛四洲电力设备厂生产或外购。在捞渣机运行过程中，除了进口件外．剩余的国产件故障率均较高。由于炉底无渣井和关断门设计中的问题，若因捞渣机外部故障长时间停运后，必然导致渣斗内积渣过多，捞渣机出现故障后无法启动，不得不进行破坏水封而进行放渣处理。另外，捞渣机内部存在缺陷（若捞渣机内导轮需更换时），也必须破坏水封才能处理且破坏水封时间可达2h以上。富通新能源生产销售
生物质锅炉，生物质锅炉主要燃烧
颗粒机、
木屑颗�；�压制的生物质颗粒燃料，同时我们还有大量的杨木木屑颗粒燃料和玉米秸秆颗粒燃料出售。
2、水封破坏对锅炉的影响
锅炉水封破坏时，由于引风机抽吸，炉底大量冷风吸入炉膛，火焰中心上移，烟气流量增加，炉膛水冷壁吸热份额减少，炉膛后部过热器、再热器吸热份额增加。吸热比例的变化导致水冷壁出口水温降低，过热器、再热器出口汽温增加，容易导致过热器、再热器管壁超温或“蒸汽温度高”�；す魅剂咸⑾低�( MFT)。另外，水封破坏还可能影响炉膛燃烧，导致炉膛负压波动大，甚至锅炉熄火。水封恢复过程中的现象正好与水封破坏时相反。
3、2次水封破坏操作失败分析
华电襄樊发电有限责任公司45、46机组并网发电至今总计发生8次破坏水封处理捞渣机故障事件，失败2次，成功6次。失败的2次分别是85机组调试期间（2007年1月16日）1次，中断了首次168h试运行计时，另一次是2007年11月22日。下面分别对2次破坏水封处理捞渣机故障失败原因进行分析。
(1) 2007年1月16日水封破坏处理过程。16日上午，#5机组168 h满负荷试运行期间，1名安装调试人员误停了#5炉捞渣机尾部液压张紧油站，导致捞渣机链条松弛，链条在尾部内导轮上脱轨。经过2h的处理后，由于捞渣机船体内积渣过多，捞渣机无法启动，不得不破坏炉底水封进行放渣。锅炉水封破坏后，炉膛火焰中心上移，导致炉膛水冷壁吸热减少，汽水分离器出口汽温下降，过热度下降，运行人员调整不及时，锅炉由干态转入湿态运行。由于运行人员未能及时将锅炉运行方式转入干态，大量的汽水通过分离器排掉，锅炉出口产汽量降低，过热器出口汽温、再热器出口汽温一直维持在590℃以上无法降低，虽然温度未达到跳闸值(597℃)，但考虑到长期超温对设备寿命的影响以及机组尚处在调试阶段，锅炉手动MFT，机组168 h满负荷试运行被迫中断。
(2)2007年l1月22日水封破坏处理过程。22日运行人员检查发现捞渣机尾部张紧轮轴断裂，链条脱轨，捞渣机停运。此次处理吸取了1月16日的失败经验，机组始终维持在微干态(过热度3—10℃)运行，在整个水封破坏过程中，机组过热器、再热器汽温度始终维持在580℃以下。由于对水封恢复后炉膛参数变化幅度估计不足，在水封恢复一瞬间，炉膛内水冷壁吸热量突然增加，给水流量增加不及时，“螺旋管圈温度高”保护动作锅炉MFT。水封恢复时参数变化如图l所示，
4、破坏水封处理捞渣机对策
在吸取了2次破坏水封处理捞渣机故障失败的经验教训的基础上，华电襄樊发电有限责任公司发电部结合水封破坏时锅炉燃烧变化特点以及就地处理实际情况，总结制订了《锅炉破坏水封处理捞渣机故障的措施》，下面介绍相关内容。
4.1组织工作
(l)捞渣机放渣应办理工作票，做好危险点危险源分析，做好防止人员烫伤的预想工作。工作票由值长批准，明确工作负责人。
(2)整个放渣过程中工作负责人要保证人身和设备的安全，并将就地情况及时反馈给值长。“打开放渣门”由值长下令给工作负责人，“关闭放渣门”由工作负责人申请并得到值长的许可，炉底水封即将恢复时工作负责人应及时通知值长。
(3)在开始放渣前，值长应对值班员进行监盘分工，对减温水系统、汽水分离器水位控制系统、给水系统、燃烧系统、凝结水系统等重要系统应派专人监视。富通新能源生产销售的生物质锅炉以及木屑颗粒机压制的生物质颗粒燃料是客户们不错的选择。
4.2准备工作
(1)提前联系化学水处理有关人员，将补水箱水位维持在高水位。
(2)检查电泵及锅炉疏水泵处于良好备用状态，为处理过程中发生机组转入湿态做准备。
(3)申请调度，机组降负荷至280 MW左右，并将机组控制方式切为“手动”。
(4)在CRT上观察主、再热汽温、螺旋管壁温、分离器出口汽温，炉膛负压、锅炉风量、给水量等重要参数的趋势并加强监视。
