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锅炉事故案例_

日期:2021-09-29 12:36

  古雷石化动力分部技能培训课件之 CFB锅炉事故案例 一、点火风道爆炸 2005年、土耳其某电厂135MW等级循环流化床锅炉在点火过程中,点火风道爆炸 并损坏 事故原因 直接原因: (1)油点火失败后,大量油雾积存在点火风道内部, 吹扫不充分燃油阀内漏,再次 点火,油雾发生爆炸。 (2)燃气点火之前或点火失败后,大量燃气积存在点火风道内部,吹扫不充分,点火 (或再次点火)时,燃气发生爆炸。 间接原因: (1)点火控制逻辑与OFT保护逻辑不完善或不合理, 导致点火前已有燃料进入点火 风道 (2)燃油(气)快关阀及有关阀门内漏 (3)吹扫不充分 防范措施 措施: (1)完善点火控制逻辑与OFT保护逻辑, 确保点火之前与点火失败之后,燃油(气) 快关阀及有关阀门关闭 (2)进行燃油(气)泄露试验,确保燃油(气)快关阀及有关阀门关闭严密。 (3)点火之前与点火失败后,均应进行吹扫, 吹扫风量、 炉膛负压、 吹扫时间 必须得以确保。 二、炉膛、尾部 烟道、旋风分离器、除尘器、烟风道、的爆炸 2008年江苏某电厂440T/H循环流化床锅炉炉膛爆炸,炉膛水冷壁严重开裂,钢 梁变形严重。 2008年,安徽某电厂1067T/H循环流化床锅炉尾部烟道爆炸,膨胀节等损坏。 2003年,河北某电厂75T/H循环流化床锅炉除尘器爆炸,外壳损坏,极板变形 2003年,山东某电厂75T/H循环流化床锅炉旋风分离器爆炸耐火材料坍塌,旋风 分离器外壳损坏 事故原因 直接原因: (1)锅炉不完全燃烧产生的大量可燃气体与粉尘积存于锅炉某些部位。 (2)锅炉局部突然着火或开始充分燃烧。 间接原因: (1)加入床料中,可燃物含量太高10%。 (2)锅炉启动过程中,长期油煤混燃,且不完全燃烧。 (3)长期床温在较低范围(700C) 内运行,燃烧不充分。 (4)频繁断煤、又大量来煤,床温较低。 (5)锅炉热态备用时,燃料燃烧不充分,热态启动遇明火。 (6) 炉膛负压不稳定,烟风道(部分烟风i刻度过小)不畅通。 防范措施 防范措施: (1)床料添加过程,控制床料可燃物3%,粒度分布合理。 (2)点火过程中脉冲透煤后控制油煤混燃时间,在允许时间内,迅速、可控的提高 床温到煤稳定燃烧温度。 (3)运行过程,频繁断煤又大量来煤过程中,控制合适的进煤量,尽量保持床温在 较高的范围内运行,保持床温稳定缓慢上升,避免利用大量给煤来抢床温、抢负荷。 (4)锅炉投油枪助燃时,已投煤量或适时给煤量必须减少,并进行炉膛吹扫。 (5)锅炉灭火后,或长期燃烧不充分,应充分吹扫,吹扫时烟风道挡板开度 30%。 (6)锅炉压火时,避免利用大量给煤来提高床温压火,避免燃煤燃烧不完全(氧量小 于10%)压火,热态启动时,烟风挡板刻度较大,炉膛负压较大。 (7)锅炉设计必要的防爆门,因为锅炉爆炸时,虽然FSSS保护动作,但仍不足以避 免极限爆炸,FSSS保护范围有限。防爆门在一定程度上减小锅炉爆炸时的破坏程度。 三、锅炉满水事故 1981年7月12日,广东省海口轮胎)厂内胎车间1名锅炉工违反劳动纪律上班睡 觉,致使锅妒注满水后,蒸汽压力过高,当内胎车间1名硫化工(女)打开罐门 取胎时,内胎因蒸汽压力过高而胀破,喷出的蒸气和热水将该硫化工严重烫伤。 事故原因 (1)运行人员疏忽大意,对水位监视不严或无操作;运行人员擅离职守,放弃了对 水位及其他仪表的监视。 (2)水位表故障造成假水位而运行人员未能及时发现。 (3)水位报警器或给水自动调节器失灵而未及时发现 现场处理措施 (1)发现锅炉满水后,水位表也往往看不到水位,但表内发暗,这是满水与缺水 的区别。(高水位报警应发出声音;过热蒸气温度降低:给水流量不正常的大于蒸 汽流量等)。应冲洗水位表,检查水位表有无故障,确认满水后,立即关闭给水 阀,停止向锅炉上水,启用省煤器再循环管路,减弱燃烧,开启排污阀及过热器、 蒸汽管道上的疏水阀,待水位回复正常后,关闭排污阀及疏水阀。查清事故原因 并消除,调整给水,恢复正常运行。 四、锅炉水击事故 某化工厂的1台20L/h燃煤锅炉,建成投产于1999年,工作压力1.27WPa, 气动式 自动调节给水, 2002 年8月24日16时5分,该锅炉正在满负荷运行,当时工作压 力为1. 1MPa, 忽然从炉顶传来较大而急促的水击声,经确定,水击是在给水管 道与上锅筒连接处到附近止回阀间发生的。锅炉紧急停炉后,经排查发现,给水 管穿锅筒处无变形或损坏,锅筒外保温层局部脱落。 原因分析 当打开上锅筒人孔检查时,发现锅简进水管穿锅筒位置,短管接法兰处开焊,焊接 痕迹只有3点,上下法兰连接只有2只螺栓,螺栓松懈连接且已全部锈住,两法兰之 间无连接密封材料。由此分析,每当锅炉自动上水关闭时,上锅筒压力为1.1MPa, 致使蒸汽由上法兰缝隙处窜入给水管道,当蒸汽进入到止回阀时,该阀自动关闭, 产生水击,满负荷生产使供水频繁,造成汽水冲击加剧,致使发生较大而急剧的水 击声响。 1、施工人员马虎,图省事 2、年度大修走过场:该厂每年的锅炉大修都由车间维修人员自行完成,在每次的上 锅筒检修时,只限于打开人孔后,用手电筒检查锅筒内部装置有无损坏或位移,以 及锅筒汽水空间的腐蚀情况,而忽略了对内部管路细节的认真检查,致使事故隐患 未能被及时排除。 3.水质控制不严格虽然该锅炉有一套除氧装置,但未能投入使用,从法兰与短管焊 点较为严重的锈迹上分析,上水管道腐蚀较为严重造成焊点强度降低,这也是此水 击事故的重要原因 事故教训 1.要切实提高各级各类人员的管理、技术、操作和维修水平,做到各项工作求真务 实,避免不必要的工作失误。 2.严格执行,《压力容器安全技术监察规程》,把好工程管理的质量关,眼见为实, 对压力容器安装、检验、使用做至严格到位。 3.对在用设备本身的运行工艺安全状况进行科学的定期检查,投入必要的生产配套 装置,设立安全生产档案,积极消除安全隐患,确安全生产 五、给水管路切换过热蒸汽异常 1、事件发生时间: 2006年06月01日 2、事件发生时工况:机组滑停中,机组负荷163W,锅炉制粉系统A、B、C三台磨煤机运 行,给水方式为电泵单独运行。 3、事件发生、扩大及处理情况:10时25分,按值长令,主值将给水由主路切至旁路运 行。操作完成后,主给水门前压力为10. 48MPa,主给水门后压力为9.45MPa,过热蒸汽 温度为368C。约2分钟后运行人员发现过热蒸汽温度降至349C.运行人员立即减小减温 门开度,过热蒸汽温度逐渐升至为416C,后过热蒸汽温度稳在405C。 事故原因及扩大原因分析 1、直接原因分析 主给水门前玉力波动导致过热蒸汽温度大幅波动。 2.根本原因分析: a) 主给水主路切旁路运行过程中,由于给水旁路为30%流量,关闭主给水门后, 主给水门前压力由9.45MPa升至10. 48MPa,给水压力升高导致减温水压力及流 量上升,过热蒸汽温度由368C降至349C,运行人员关小一、二级减温水门后, 过热蒸汽温度由349C升至416C,9分钟内温度升高67C b) .b)煤水比失调。运行人员操作减温水门过程中,操作幅度过大,使过热蒸汽 温度升高。 防范措施 1.加强技术培训,提高运行人员操作技能。监盘人员要熟悉减温水的使用特性, 防止猛增猛减,造成汽温波动幅度较大, 2.在滑停过程中,控制过热、再热蒸汽温度变化率≤1C/min。主给水主路切旁路 操作时,根据主给水门前压力的变化来调整一、二级减温水门开度。 3.加强风险预控,运行部针对此操作制定出有效可行的操作票和相应的技术措 六、气压突升导致MFT 一、 事件发生时间: 2007 年5月5日。 二、 事件发生、扩大及处理情况: 11时25分,机组负荷605MW, 高调门开度32%, 主汽压力24.4MPa,一 次调频投入,机组运行正常。11时27分,应热工人员要求投入 协调,配合调试人员工作。经值长同意投入汽机遥控后,高压调门迅速关闭,值班员 立即解除遥控,调门已关至12%开度,负荷降至320MW。值班员立即重新开启调门,此 时主汽压力快速上升,值班员立即手动停止E、F磨运行,并手启过热器PCV阀,压力 最高至32Mpa。11时28分,分离器出口已升至457. 7C,分离器出口温度高保护动作, 锅炉MFT,汽机跳闸。灭磁开关及发变组出口5001开关跳闸,6KV厂用电I、II段切换 成功,III段不成功,手动断开6KV1II段工作电源1603开关,合上备用电源1630开关。 6KVIII 段所有负荷跳闸,A、B、C、D循泵跳闸,B送、引风机跳闸。12时33分,转速 到零,投盘车正常。 事件原因及扩大原因分析 1、直接原因分析: 分离器出口温度高保护动作,锅炉MFT 2、根本原因分析: 经调试及热工人员追忆查明,引起调门关闭、负荷指 令至零的原因是一次调频与CCS反馈指今不一致,导致DEH接收到零负荷指令, 引起系统扰动。厂用电III段切换不成功原因可能是快切系统未复位,造成四 台循泵因失去冷却水跳闸。 事件暴露出的问题: 1、一次调频与CCS反馈指令不一致是本次事故的诱因。 2、进行投协调操作时,值班员对操作的危险点分析不够,没有做好相应事故 预 3、运行人员经验不足,对异常及事故处理能力差。 4、设备风险评估不到位,未能及时发现操作中存在的隐患。 防范措施 1、调试及热工人员重新整定- -次调频及CCS系统反馈回路参数。 2、厂用电快切装置每次切换后必须复位,方可进行下次自动切换。 3、加强运行人员热控逻辑学习,提高事故处理能力。 4、加强工程安全管理,在现有基础上对工程调试过程中风险评估系统进行补充 七、过来吹灰导致MFT 一、 事件发生时间: 2007 年7月24日。 二、 事件发生、扩大及处理情况: 14时25分,炉膛负压瞬间由-50Pa到-1707Pa,后 又到+322Pa,炉膛火焰消失,锅炉MFT动作,机组跳闸,检查发现捞渣机内有较多的 落渣。MFT 首出:炉膛火焰丧失。16时08分,机组恢复,与系统并网。 事件扩大及扩大原因分析 1.直接原因分析:炉膛火焰消失,锅炉MFT动作。 2.根本原因分析:经过对当时的机组负荷情况、锅炉燃烧工况、燃料特性等方面进行 分析,认为在加负荷前锅炉带较低负荷运行较长时间,最低250W。由于低负荷时锅 炉一般不进行吹灰,近期煤质差灰分含量高(最高时40%以上),屏式过热器有较多结 焦,水平烟道斜底积灰严重。机组加负荷至570MW后,锅炉开始进行脉冲吹灰,对炉 内水平烟道产生较大冲击,使大量积灰松动垮灰,同时屏式过热器的焦块也有大量 掉落,空气动力场发生变化,对炉膛燃烧产生很大扰动,各磨煤机四个角均检测不 到火焰,全炉膛无火导致锅炉MFT动作锅炉灭火。 事件暴露出的问题 1.入炉原煤灰分过高,远远高于设计值,原煤煤质发热量偏低,运行中煤量 大, 灰熔点不稳定,锅炉屏式过热器上结焦严重。 2. 电科院燃烧调整工作不到位,锅炉燃烧没有达到最佳效果,影响火焰中 心上 移,炉膛上部易结焦。 3.近期脉冲吹灰系统经常出现不能正常投入的情况,虽经厂家多次处理,但 仍 未处理好。脉冲吹灰系统吹灰效果不好,加剧了受热面的积灰。 4.运行人员风险预控不到位,对锅炉长期低负荷运行后进行吹灰的危险性认 识不足。 防范措施 1.要求物资部在原煤采购上,要尽量采购锅炉设计、校核煤种或煤质较好的煤。 燃料运行部应根据负荷曲线加强入炉原煤的配煤工作,确保锅炉运行稳定。 2.根据锅炉目前运行状况,锅炉如果长时间低负荷运行,在减负荷前要加强吹 灰,减少积灰、结焦,防止大量掉焦引起锅炉灭火。发电部根据机组负荷和燃料情 况,对吹灰方式、频率和强度进行优化调整,做到既对燃烧影响小,又能有效的减 少折焰角积灰。 3. 定期对煤样进行工业分析,确定灰熔点,由生技部牵头测量炉膛出口温度, 以指导锅炉燃烧,尽量避免炉内结焦。 4.由生技部牵头,与锅炉厂设计部门沟通,研究如何改进锅炉折焰角部位的吹 灰器布置,尽快拿出解决办法,尽快在锅炉小修时候进行改进,确保燃用高灰份的 原煤时受热面不积灰不结焦。 5、加强运行人员培训,总结同类事故的经验教训,操作前加强事故预想,防止出现 误操作 谢谢