1、设备概况及存在的问题
内蒙古京隆发电有限责任公司(以下简称京隆公司)2x600 MW汽轮发电机组，锅炉为上海锅炉厂设计并制造的SG2059/17.5-M915型亚临界参数、控制循环、四角切向燃烧、一次中间再热、单炉膛平衡通风、固态排渣n型汽包炉。锅炉采用正压直吹式制粉系统，配6台ZGM113G型中速磨煤机，其中A磨配有等离子点火且具有稳燃功能的燃烧器，富通新能源生产销售
生物质锅炉，生物质锅炉主要燃烧
木屑颗�；�、
秸秆颗�；�、
秸秆压块机压制的生物质颗粒燃料。
除渣系统采用青岛四洲电力设备有限公司生产的液压驱动、液压全自动张紧、水浸式刮板式捞渣机。每台炉设1套除渣系统，包括1台GBL20Ex57型可变速的水浸式刮板捞渣机和渣仓等。水浸式刮板捞渣机由上部充满水的输送槽和下部回链槽组成，采用封闭的液压驱动装置。热渣穿过炉膛喉部进入水浸式刮板捞渣机上部槽体，然后依次被排入底渣仓中�；樯杓泼褐衷浚ㄒ愿稍疲┱Ｎ�18 t/h．吹灰时32 t/h，最大可达60 t/h。溢流水温<60℃。
由于煤源日趋紧张，京隆公司的实际煤种复杂多变，与设计煤种相差甚远。煤种突然变化时，如不能及时掌握煤的特性，很容易发生结焦、结渣现象。设计5台磨可以带满负荷，而实际运行中必须6台磨接带负荷，使得捞渣机的负荷增加，时有掉焦现象发生，严重时使捞渣机过负荷跳闸无法启动。另外，由于断链、导轮损坏、掉焦或捞渣机长时间故障停运等原因导致积渣过多，也会造成捞渣机无法正常运行。
如果能在不停炉的情况下破坏水封处理捞渣机故障，可以维持机组负荷稳定，保证机组安全、稳定运行。
2、水封破坏后存在的危险因素
锅炉正常运行时，如果炉底水封破坏，则大量冷空气从炉膛底部窜入，在送风机指令不变的情况下，氧量急剧升高，引风机静叶开大，出力增加；造成炉内燃烧恶化，炉膛负压大幅波动，甚至熄火：由于烟气量大增，火焰中心太高，炉膛出口温度升高，使主再热蒸汽温度急剧上升，排烟温度也升高；造成主再热蒸汽及炉膛受热面大幅超温；在处理过程中，如果发生渣块掉落及引风机跳闸等问题时，会造成冷渣斗出现正压，可能烫伤检修人员；另外，煤粉的机械不完全燃烧损失增大、长时间燃烧不良，会引起锅炉尾部烟道再燃烧或烟温难以控制，导致空预器变形卡涩而跳闸。
3、成功案例分析
3.1案例1
3.1.1过程
2009-08-29T20：30 1号机捞渣机因内导轮断
裂进行消缺，降负荷：捞渣机检修放水，保留B、C磨运行（汽车煤），D磨通风，接带负荷135 MW左右（A磨原煤斗频繁棚煤，故未投运），总煤量90 t/h，炉膛压力100 Pa;AB、CD层7支油枪助燃．B磨火检闪动跳闸（随后处理火检信号），低温过热器壁温470～480℃。当捞渣机开始放水、负荷由230 MW降至100 MW以下时，低过蒸汽温度由414℃升至490℃，A、B空预器入口烟温同时由298℃升至345℃，空预器出口烟温由103℃升至170℃．A空预器电流明显升高（由23 A升至50 A．最高波动至额定电流附近）且就地有摩擦声。08-30T6：43启动A磨升负荷至200 MW，一次风量由300 t/h升至400 t/h，空预器电流呈下降趋势：09:30左右捞渣机及底部水封注水，各参数迅速恢复正常。
3.1.2控制要点
开始榆修前，将空预器扇形板提升到最大位。事故处理过程中，密切监视窄预器电流及进出口烟温，防止空预器卡住跳闸及锅炉灭火。在空预器电流明显增大时，立即将一次风量升至100 t/h，启动A磨，升负荷至200 MW．有效控制了空预器的出、入口温度，使空预器的摩擦减小、电流减小。由此可见，在条件允许的情况下，负荷越高，燃烧越稳定。因此在2010-07-03 2号捞渣机卡住和07-05 1号捞渣机卡住时，均降负荷至300 MW微正压运行进行掏渣处理。
开大卜层二次风门挡板，以最大限度地冷却烟温，降低主、再热器壁温的上升幅度。
为了稳定燃烧及压低火焰中心，维持底层磨运行并投等离子进行拉弧，要密切关注受热面壁温的变化并及时进行调整，提高炉膛压力，减少将炉底水封破坏后冷风的窜入量，降低对锅炉燃烧的影响。防止主、再热汽温超限。
3.2案例2
2009-08-3QT16：00，1号机组捞渣机内导轮轴承备件到货，再次放水开始第2次检修。维持负荷280 MW左右，A、B、C下层磨运行（均为高热值煤），给煤量141 t/h．炉膛压力250 Pa;受热面各部分的烟温、汽温较水封破坏前均有E升但幅度不大(见表2)，燃烧T况因煤质较好而相对稳定，撤出助燃油枪。23:50检修结束，恢复正常运行。
通过表2可以看出，捞渣机放水检修时，锅炉主要参数偏离正常值不多，空预器摩擦得到明显控制。而且微正压运行时，明显减少了炉底冷风的窜人量，稳定了炉膛燃烧。通过开大上层二次风门挡板开度，使低过出口壁温得到有效控制；尤其是开大顶层燃烬风以及消旋风二次风门挡板后，效果更为明显。在此基础上，适当升高了负荷，撤出油枪，燃烧不受影响。
3.3案例3
2010-07-05 l号炉捞渣机放水检修，锅炉微正压运行，水封破坏前后数据见表3。从表3可以看出，烟温上升较快。为了稳定给水，升高了主汽压，同时提前降低主、再热汽温。炉底水封破坏后，氧量急剧升高，引风机静叶不正�？螅隽υ黾�；炉膛负压稳定，主、再热蒸汽温度及排烟温度得到有效地控制，避免了主、再热蒸汽及炉膛受热面大幅超温。同时空预器在安全的区域内运行．避免了空预器跳闸联跳送、引风机，引发灭火事故。
4、水封破坏过程中的燃烧调
(1)破坏炉底水封前主汽温降至530℃，再热汽温降至520℃，甚至降到更低．以缓冲水封破坏后温度的急剧上升：全开上层二次风及燃烬风挡板，防止破坏水封后受热面管壁及主、再热汽温超限。将引、送风切手动调节，破坏水封前炉膛维持微正压。
(2)逐步停磨减燃料，负荷至300 MW时，投入A层等离子运行，确保燃烧稳定。退出AGC，负荷保持300 MW，给水流量约880 t/h;停运其他磨煤机，仅维持A、B、C、D磨煤机运行。总给煤量控制在160—180 t/h。
(3)破坏水封时，严密监视烟温、汽温、再（过）热器受热面温度、排烟温度、6大风机电流、总风量、一次风量、给水量、负荷、汽压等参数，加强对引风机电流、静叶开度及炉膛压力等重要参数的监视与调整。破坏水封的过程中，要防止烟气从炉底漏出导致伤人的事故发生。
(4)对捞渣机水槽内的水不必1次放尽，视情况以能够去除卡涩异物为宜，并尽快恢复炉底水封，减少炉底漏风量。破坏水封后炉膛压力会上升，调整引、送风机使炉膛压力维持在200 Pa左右，送风量控制在1 000—1 150 t/h。在整个事故处理过程中不能随意减少送风量。
(5)炉膛正压运行过程中，要密切监视炉膛燃烧的稳定性及火检冷却风压力和火检信号．暂停锅炉本体上的清洁工作，油枪、电缆等设备应注意防火。如果过、再热汽温及管壁温度超限，则适当降低燃料量，增大给水量。
(6)捞渣机失去水封后冷风从底部漏入炉膛，炉膛温度降低、烟气容积增加，火焰中心相对上移，造成炉膛出口烟温、低过蒸汽温度和空预器烟温普遍升高，减温水量增大。
(7)运行磨火检信号闪动时及时投入相邻层油枪，必要时强制磨煤机层火焰；煤油混烧期间，空预器连续吹灰；经常检查锅炉本体看火孔及不严密处，防止向外返火、冒烟及门孔烧红；检修结束后，恢复渣水系统。捞渣机附近的t作人员要随时注意人身安全，防止锅炉塌灰落焦发生烧伤事故。
5、经济性分析
通过采用等离子点火装置拉弧助燃，以及提前准备好热值较高的煤种来保障燃烧稳定措施，机组的经济性大大提高：600 MW机组点火消耗燃油按30 t/次，7 000元／t计算，仅此l项就可节约21万元：每次停炉时间按8h计算，不停炉可挽回电量损失2 400 MWh。
6、结束语
京隆公司进行的不停炉破坏炉底水封抢修捞渣机故障处理是600 MW机组破坏炉底水封长时间运行的成功范例。由于操作得当，没有因锅炉灭火造成机组被迫停运：在长时间处理过程中，没有发生1次再（过）热器受热面超温的现象，锅炉燃烧稳定，机组运行正常。多次实践证明这种处理捞渣机事故的方法是可行的，而且不用投油，对于使用刮板式捞渣机且煤质较差的电厂来说，处理捞渣机缺陷时采用这种方法是最佳选择。
相关生物质锅炉颗�；罚�
1、
生物质蒸锅
2、
秸秆压块机
3、
木屑颗�；�
