国电电力典型非停事件汇编-锅炉部分(2013-2016年)

热电论坛 2018-04-14 16:01:15

一、2013年1月6日宣威公司#10机组因两台引风机跳闸停运

设备概况:

宣威发电公司#10锅炉为武汉锅炉厂生产的WG1025/18.24-4型亚临界、一次中间再热、自然循环锅炉。汽轮机为东方汽轮机厂生产的N300-16.7/537/537-8型亚临界、一次中间再热、单轴、双缸双排气高中压合缸凝汽式汽轮机。发电机为东方电机厂生产的QFSN-300-2-20B型发电机。#10炉配置两台AN31e6轴流式引风机,电机为上海电机厂生产的YKK800-8型电机,功率为2500KW,引风机变频器为北京利德华福生产的HARSVERT-A06/160型变频器,其额定容量1600kVA。

事件经过:

1月6日16时49分,#10机组负荷295MW,#1、#2引风机为变频运行方式,电流分别为124A/117A。16时50分,#10炉#2引风机变频器发“轻故障”报警, 16时52分,变频器发“重故障”信号,#2引风机跳闸。锅炉RB动作减负荷,#2送风机联锁跳闸,#5、#4、#3给煤机联锁跳闸。16时52分,#1引风机变频器发“轻故障”报警,16时54分, #1引风机变频器发“重故障”,#1引风机跳闸。MFT动作,首出原因“引风机全停”,锅炉熄火,汽机跳闸、发电机解列。17时44分,手动将#1、#2引风机切换为工频运行方式,启动#2引风机、#2送风机运行,进行炉膛吹扫。17时58分,点火。 18时40分,汽机冲转, 19时05分机组并网。机组停运2小时11分,损失电量80万kWh。

原因分析:

1.引风机变频器以及通风冷却设备维护不到位,冷却效果不好,变频器温度高是本次事件的直接原因。

2.防范措施不完善,巡检不到位。未及时发现变频器功率组件温度偏高,并采取有效措施是造成本次事件的主要原因。

暴露的问题:

1.隐患排查治理工作不够扎实,生产技术管理工作有待加强。对长期存在的引风机变频器工作环境差、通风冷却效果不好,功率组件温度高等安全隐患重视不够,认识不足。

2.检修、运行人员巡检不到位,未能及时发现温度异常并采取有效降温措施。

3.异常工况处理不果断,未及时调整#1引风机出力等运行参数,使工况进一步劣化。

4.设备维护不到位,未及时改善变频器运行环境和散热条件。

对策措施:

1.完善和落实重要辅机巡检、维护制度,加强对变频器、冷却部件和室内空调的巡检、维护工作。坚持逢停必检,利用机组停备时机对变频装置和空调进行清洁、检查,测试。改善变频装置运行环境和散热条件,提高变频装置健康水平。

2.加强运行人员技能培训,强化事故预想和演练,提高运行人员应急处理能力。

3.落实安全生产责任制,强化生产纪律,进一步提高各级人员责任心,提高巡检、维护和操作质量。

4.制定和落实引风机变频器升级改造方案。消除变频器安全隐患。

二、2013年5月26日大同公司#9锅炉冷壁管泄漏停机

设备概况:

大同发电公司#9锅炉为东方锅炉(集团)股份责任公司设计制造的DG2150/25.4-Ⅱ6型超临界、一次中间再热、直流炉。汽轮机为哈尔滨汽轮机有限责任公司制造的型号为CLNZK660-24.2/566/566的超临界、一次中间再热、三缸四排汽、直接空冷凝汽式汽轮机。发电机为哈尔滨电机有限责任公司制造的QFSN-660-2型三相交流隐极式同步发电机。

事件经过:

2013年5月26日17时,巡检发现#9锅炉本体43米北墙水冷壁处有轻微泄漏声,四管泄漏仪无报警,停炉本体吹灰器汽源,泄漏声无变化。20时机组负荷升至600MW后,检查泄漏声音明显,同时四管泄漏仪第五点报警。经相关人员现场共同确认#9锅炉北墙处A2吹灰器附近水冷壁管泄漏,机组转滑压运行,负荷速率由18MW/min降至12MW/min。

5月27日,拆除A2吹灰器、割开A2吹灰器墙箱密封盒后,发现A2吹灰器处螺旋水冷壁管有轻微呲汽现象。

5月28日20时接电网调度令: 23时41分,负荷20MW,停A磨煤机,手动MFT,锅炉灭火、汽轮机跳闸、发电机解列。#9机组于6月3日08时55分并网。机组停运120小时,损失电量475万kwh。

原因分析:

经过对泄漏部位水冷壁管壁裂纹形貌分析,原始泄漏部位为吹灰器口弯曲管与直管之间密封板端部裂纹泄漏,裂纹在水冷壁密封板对接端头处呈环向开裂,属应力拉裂。系密封板与水冷壁管壁焊接质量不高,焊接端部存在一定的焊接缺陷,且未圆滑过渡。弯曲管与直管热膨胀存在差异,应力集中在弯曲管与直管之间密封板端部,焊接边缘运行中局部应力集中产生裂纹,密封板裂纹逐渐延伸伤及水冷壁母材,是导致管壁裂纹泄漏的直接原因。

暴露问题:

对有可能存在隐患的焊接质量和工艺问题认识不足,排查不细。对锅炉螺旋上升水冷壁管弯曲绕行吹灰器开孔部位密封板(吹灰器口弯曲管与直管之间)焊接边缘,因弯曲管与直管热膨胀存在的差异,导致运行中局部应力集中产生裂纹,密封板裂纹逐渐延伸伤及水冷壁母材,认知不足,未能针对性的分析研究,采取对策。

对策措施:

1、举一反三,利用机组检修机会对炉膛水冷壁管进行全面检查,重点对吹灰器、看火孔弯曲管及密封端部焊道开裂损伤,以及受热面密封板、鳍片焊接端部圆滑过渡情况进行检查,消除锅炉水冷壁吹灰器、看火孔开孔等部位应力集中点和焊接缺陷。

2、针对#9、#10锅炉吹灰器、看火孔弯曲管与直管密封端部热应力问题,选择有代表性区域,增设温度测点,收集运行数据,分析管内水循环情况,组织技术力量专题研究攻关。 

三、2013年11月11日酒泉公司#1炉后屏至高过右侧蒸汽导管焊口开裂,机组停运

设备概况:

酒泉公司#1机组汽轮机为东方汽轮机有限公司生产的CZK330/290-16.7/0.4/538/538型亚临界、一次中间再热、双缸双排汽、单轴、一级调整采暖抽汽、直接空冷凝汽式汽轮机。发电机为东方电机厂生产的QFSN-330-2-20B型发电机,锅炉为东方锅炉股份有限公司生产的DG1177/17.5-Ⅱ13型亚临界、一次中间再热、单炉膛、四角切圆、固态排渣、自然循环汽包炉。

事件经过:

11日19时12分,#1机组负荷250MW,主汽压力15.7MPa,主汽温度540℃ 。炉侧主汽压力由15.7MPa快速下降至4.7Mpa,汽包压力由16.5 MPa快速下降至7.8MPa,负荷由254MW迅速下降至4.7MW,主汽压力、负荷均无法维持,手动MFT停炉、汽机打闸,机组解列。

现场检查,#1炉右侧高过集箱入口三通处蒸汽管焊缝爆裂,随即开展抢修工作。12月4日17时18分机组并网,故障停运22天22小时6分钟,损失电量7500万千瓦时。

原因分析:

直接原因:经过对断口母材及焊缝宏观检验、金相分析及硬度、冲击等试验判明:本次连接管焊缝断裂的直接原因是由于热处理工艺过程控制不当,加之高过集箱入口三通处引出接头过短,应力集中,导致焊缝中产生了再热裂纹,而初始裂纹萌生于外壁,并已经形成了较长的时间,在结构应力和焊接残余应力的共同作用下逐步氧化扩展并最终导致开裂。

间接原因:在以往检修和检查中,未及时发现和处理该隐患。

暴露问题:

1、焊接质量监督工作不到位。对锅炉受热面焊口质量与热处理工艺的质量监检工作不严格,不细致,留下了安全隐患。

2、防磨防爆工作有死角。在机组检修和受热面检查中,对焊口可能存在的隐患,重视不够,检查分析工作不细致、不到位。

3、金属监督工作不到位。类似问题出现后,未及时分析,采取措施,主动预防。

对策措施:

1、利用机组停机机会,对合金材质蒸汽连接管道、集箱焊缝进行全面普查,对结构应力集中管道进行改造,发现和消除隐患。

2、加强焊接工艺、质量过程控制,严格按照《火力发电厂焊接技术规程》对更换管道进行工艺处理。

    3、机组启、停过程中,严格按照启停机曲线进行,加强锅炉各膨胀点及锅炉本体震动的监视。

4、负荷变化时严格按照曲线进行,防止锅炉超压及压力突变。

5、加强运行监控调整避免减温水量大幅度变化,引起汽温大幅波动。

四、2013年12月6日庄河公司#1炉高温再热器泄漏,机组停运

设备概况:

庄河公司#1机组汽轮机为哈尔滨汽轮机有限责任公司制造CLN600-24.2/566/566型超临界、单轴、三缸、四排汽、反动凝汽式汽轮机;锅炉为哈尔滨锅炉厂有限责任公司制造的HG-1950/25.4-YM3型,一次中间再热、超临界压力,变压运行带内置式再循环泵启动系统的本生直流锅炉;发电机为哈尔滨电机有限责任公司制造的QFSN-600-2YH(G)型三相交流隐极式同步发电机。

事件经过:

6日05时,#1机组负荷285MW, 主汽压力14.9MPa,再热压力1.75MPa,主、再热汽温560℃,四台磨煤机运行。检查发现炉55米处,高温再热器附近有漏泄声,确认为再热器管泄漏, 11时47分机组解列。抢修结束后机组于10日11时45分并网,故障停运96小时,损失电量约3200万千瓦时。

原因分析:

直接原因

(1)泄露管段为高温再热器炉左数第49屏出口段迎风侧第1根管,位置为炉内距顶棚中心线约50mm处的T91/TP347H异种钢焊缝T91侧熔合线处,裂纹为环绕管子对接焊缝的环向裂纹,在同类型超临界机组中较为常见,是蠕变强度差别和高的应力所引起的低强材料界面蠕变损伤加速造成的。异种材料加热冷却过程中,由于线胀系数不同(在20℃-600℃:TP347H线膨胀系数为18.5×10-6/℃,T91钢的线膨胀系数为12.6×10-6/℃)引起的热应力以及焊接残余应力是影响异种钢焊缝早期失效的直接因素。

(2)锅炉运行中,异种钢焊缝还会受到由于结构系统的约束引起的结构应力、管子振动和摆动等引起的弯曲应力等,也会加速异种钢焊缝的蠕变失效。同时由于异种钢焊缝设置于靠近顶棚的炉膛内部,管子的摆动等产生的弯曲应力和高温烟气的影响也是引起早期失效的重要因素。

间接原因

金属监督及防磨防爆工作开展不力,没有吸取同类型电厂事故教训,在机组检修和受热面检查中,对焊口可能存在的隐患,重视不够,检查分析工作不到位,隐患排查治理流于表面形式,是本次事件管理方面的因素。

暴露问题:

1、对锅炉异种钢焊缝的特性掌握不足,信息交流渠道窄,对同类型电厂异种钢焊缝出现的问题吸取教训不深,未及时分析,采取措施,主动预防,检修过程中抽检的部位及手段不尽合理,为安全生产留下了隐患。

2、金属监督网及防磨防爆小组开展工作不力,防磨防爆工作重视程度不够,存在侥幸心理,工作有死角,措施不得当。

3、隐患排查治理工作深度不够,对存在的隐患重视不够,对设备结构和工艺认识不清。

对策措施:

1、今后利用所有停机检修机会,对屏式过热器、末级过热器和高温再热器的T91/TP347H异种钢焊缝加大检查力度,利用宏观检查、无损检测、重点部位割管分析等手段,及早对出现裂纹的焊缝进行处理,对结构应力集中管道进行改造,借鉴兄弟电厂成功经验,将T91/TP347H异种钢焊缝移至顶棚上部,延长异种钢焊缝的寿命,避免运行中漏泄停机。

2、加强工艺过程控制,严格按照《火力发电厂焊接技术规程》对更换管道进行工艺处理。在进行异种钢焊接时,选择膨胀系数和低强母材相近的材料作为填充金属,适当地选择较大的坡口角和加大焊缝宽度,能有效的减小焊缝在升温降温时的峰值应力。对于T91/TP347H钢异种钢焊缝,采用镍基填充材料、焊后进行相应的高温回火可以减小焊缝的早期失效倾向。

3、机组启、停及运行过程中,严格按照启停机曲线进行,注意过热蒸汽温度、再热蒸汽温度、压力的升降速率,加强锅炉各膨胀点及本体的震动监视。

五、2月13日北仑公司#2机组高再低温段管屏爆管停运

设备概况:

北仑公司#2锅炉为加拿大Babcock & Wilcox公司设计制造的600MW亚临界、一次再热、自然循环、单汽包、尾部平行分流、倒U型半露天布置辐射式锅炉,锅炉型号为RBC型。再热器系统由进口联箱、再热器、出口联箱组成,冷再蒸汽从水平对流低温再热器进口联箱的两端进入,经水平对流低温再热器、高温再热器低温段、高温屏式再热器进入再热器出口联箱。水平低温再热器布置在尾部烟道前侧,共172排,每排6根,在高度上分为三段。高温再热器布置在水平烟道上方,由相邻2排低温再热器合并成1屏,构成86屏高温屏式再热器,每屏12根。

事件经过:

13日01时30分, #2机组负荷300MW,发现锅炉52米层左侧折焰角区域人孔门附近有明显异声,确认锅炉爆管,机组于12时46分解列。内部检查发现高再低温段受热面左数第14屏第1根(前往后数)下弯头外侧发生爆管,同一屏第23、24根管正对爆口位置吹损吹穿,同时弯头附近的水平烟道水冷壁局部吹损,最薄处壁厚为3.0mm,从爆口形貌特征分析,爆口呈鱼嘴状,爆口部位附近管子表面有明显的鼓包和蠕变裂纹,管子胀粗,属短期过热爆管。25屏第18、19根也存在明显的过热迹象。对部分高温区的管屏最内圈U型管进行了拍片检查,发现部分管屏内存在氧化皮堆积情况。经更换爆管受损部位弯头、直管,进行了六次第一阶段再热器冲管,三次第二阶段过、再热器串冲后,#2机组于16日14时53分并网。故障停运74小时07分,损失电量 2223万千瓦时。

原因分析:

直接原因

#2机组在春节临时调停过程中,高再第14屏第18、19最内圈U型管发生大量氧化皮脱落堆积,造成管内冷却流量偏小,引起该汽水回路管子短时过热运行,最终导致同一管系的高再低温段第1号管下弯头爆泄。

间接原因

#2机组在2008年燃烧器低氮改造后,炉内烟温分布不均,局部烟温偏高,造成个别管屏管壁温度偏高,加速氧化皮的生成。

事件性质:一类障碍

暴露问题:

1.因在历次停炉、检修氧化皮检查中未发现脱落堆积现象,对本次氧化皮堆积隐患估计不足,重视不够。

2.锅炉防磨防爆工作开展不力,监督检测工作不扎实。

对策措施:

1.利用机组检修机会,加强对高温受热面的氧化皮脱落堆积情况进行检测和跟踪。

2.2014年#2炉大修期间,对剩余部分的再热器过热管的材料性能及安全性进行评估和更换。

3.2014年大修期间,增装高再出口炉顶小室壁温测点,加强壁温的监控和变化趋势的分析。

4.机组启动,加强对再热器系统的冲管;运行中根据壁温情况,加强锅炉燃烧调整,减少炉内烟温偏差。

六、2014年3月10日东胜公司#1炉水冷壁泄漏机组停运

设备概况:

    #1锅炉为上海锅炉厂生产的SG-1176/17.5-M726型亚临界、一次中间再热、自然循环炉,全钢架紧身封闭悬吊结构。水冷壁管规格为φ60×7mm,材质SA-210C。

事件经过:

    10日14时20分,#1机负荷182MW,各参数正常。14时30分巡检发现#1炉水冷壁左侧墙8米看火孔处有泄漏声,判断为水冷壁泄漏。19时11分锅炉手动MFT、汽轮机打闸。现场检查#1炉水冷壁左墙前数第70根水冷壁管距下集箱中心线标高500mm处泄漏,将左墙第69、71、72、73、74、75根管、前墙水冷壁斜坡段左数第1、2根管吹损减薄。经抢修后机组于13日12时39分并网,故障处理65小时28分,损失电量约1500万千瓦时。

原因分析:

直接原因:侧墙水冷壁管与斜坡水冷壁管角接部位密封塞块焊缝开裂约150mm,形成漏风冲刷减薄水冷壁,造成泄漏。 

间接原因:锅炉运行过程由于炉膛负压波动及炉膛掉大焦使受热面产生晃动,扩大了角接部位密封塞块开裂。

管理原因:防磨防爆小组检查存在盲区,本次泄漏部位正好处于锅炉检修时所搭设脚手架下方,没有发现该处角接部位密封塞块存在的缺陷和隐患。

暴露问题:

1.兄弟电厂事故教训吸取不深。

2.锅炉防磨防爆小组开展工作不力,组织、技术措施不完善,对缺陷和隐患排查不到位。

3.水冷壁前墙与侧墙角接密封塞块存在焊接缺陷,焊接质量把关不严。

对策措施:

1.严格落实公司文件、通报要求,吸取事故教训,克服麻痹思想,查找管理和工作中的不足。

2.加大锅炉防磨防爆工作力度,完善“四管”检查表格,举一反三,坚持逢停必查的原则,利用机组停机机会加强对锅炉“四管”进行预防性检查,对有疑问处进行无损检验,及时消除隐患。

3.落实设备岗位责任制,提高工作标准,严格执行锅炉压力容器和金属监督规程,把好“四管”入厂检验、焊接工艺和检测关,确保锅炉稳定运行。

七、2014年4月6日石嘴山有限公司#1炉水冷壁泄漏机组停运

设备概况:

#1锅炉系武汉锅炉厂生产的亚临界、一次中间再热、自然循环汽包炉,型号为WGZ1004/18.4-2型。锅炉采用:单炉膛、平衡通风、双调风轴向旋流燃烧器、前墙布置,全钢构架悬吊结构。水冷壁规格为φ60×7.5mm,材质为SA210C,炉膛吹灰器为短伸缩式吹灰器V92。

事件经过:

6日14时10分,#1炉炉膛正压(+1046pa),火焰电视变黑,增加引风机出力炉膛负压无变化,主汽压力下降快,汽包水位下降快无法维持,给水流量不正常增加,打跳D磨,减负荷至90MW,维持主汽压力、汽包水位稳定,就地检查炉膛西侧附近有异音,判断水冷壁泄漏,15时15分机组解列。

检查确认锅炉后墙标高26米处C8短吹灰器吹灰管未退出,将后墙左数第33、34根水冷壁管吹损后爆破,并将相邻的第31、32、39—43根管吹损减薄,后墙折焰角部位41米标高处左数第33、 34根水冷壁管爆管,管口呈现爆破状(过热泄漏)。4月11日8时抢修工作结束,水压试验合格。

4月8日炉内检查过程中发现烟风道积灰严重,B空预器堵塞严重。4月16日13时清灰、清洗、烘干工作结束,锅炉点火,22时40分#1机组并网。故障停运240小时,损失电量约5200万千瓦时。

原因分析:

直接原因:反事故措施执行不力,责任心不强。将出现异常情况的吹灰器强行投入,吹扫结束后枪管未退出,停留在炉膛内,长时间吹扫水冷壁,造成炉管泄漏,是本次事件的直接原因。

间接原因:设备缺陷管理制度和运行分析制度落实差距较大。设备出现异常没有及时采取措施消除。巡回检查制度执行不细, C8短吹灰器退到位行程开关损坏没有及时发现。

管理原因:未认真落实《集团公司重大事故预防措施》中“防止锅炉四管泄漏”的反事故措施,吹灰器日常巡检无记录、检修记录不全。未认真组织召开锅炉“四管”防磨防爆监督网会议,隐患排查治理流于形式。

暴露问题:

1.兄弟单位事故教训吸取不深,反事故措施执行不力,安全意识和责任心不强,将异常现象当做正常情况熟视无睹。

2.生产人员责任心不强,设备缺陷管理、巡回检查和定期维护工作不到位。

3.设备管理不到位,锅炉“四管”防磨防爆工作开展不力,日常定期工作监管不力,管理人员责任心不强。

对策措施:

1.坚持“四不放过”原则,认真落实责任,吸取事故教训,严格落实各项反事故措施,完善锅炉吹灰运行规定,并严格监督执行。

2.对吹灰器进行全面检查,发现缺陷立即登录并联系处理,并跟踪缺陷处理情况,直至消除隐患。

3.加强生产人员的安全教育培训,提升辨识风险的能力,强化素质教育,提高工作责任心。

4.提高规章制度执行力,完善设备巡检、定期维护等制度并严格监督执行,设备责任划分到人,建立巡检和维护记录薄,做到“谁检查,谁签字”,明确管理人员监督检查职责,对规章制度的执行情况要签字确认。

5.及时组织召开锅炉“四管”防磨防爆会议,掌握设备运行状况,制定防范措施并严格监督执行。

6.在机组检修的过程中,加强对吹灰器附近及承压焊口部位检查及维护,并协同做好金属监督工作。

7.组织专题讨论会,分析锅炉受热面积灰严重分析,采取有效措施,防止烟道及空预器大量积灰

八、2014年5月24日石嘴山一发#1炉水冷壁泄漏机组停运

设备概况:

#1锅炉为武汉锅炉厂生产制造的亚临界、一次中间再热、自然循环汽包炉,型号为WGZ1004/18.4-2型;汽轮机为北京重型电机厂引进法国阿尔斯通技术生产的N330-17.75/540/540型亚临界一次中间再热、单轴、三缸双排汽、凝汽式汽轮机;发电机为北京重型电机厂引进法国阿尔斯通技术生产的T255-460型330MW汽轮发电机组。最近一次A修日期为2014年2月17日至4月17日。

事件经过:

5月24日11时05分,机组负荷280MW,炉膛压力由-43Pa突升至+803Pa,给水流量由904t/h升至1140t/h,炉膛火检差,投入A、C、D油枪助燃,确认水冷壁泄漏,11时47分汽机打闸,发电机解列。

泄漏点位于锅炉后墙水冷壁标高31米处由右向左第二个燃尽风口处,自后墙水冷壁管由右向左数第64、65、66根管排泄漏,同时检查发现后墙折焰角部位(标高41米处)右向左数第65、 66根水冷壁管爆管,管口呈现过热爆破状。6月1日02时抢修工作结束,6月2日17时27分发电机并网。故障停运222小时,损失电量约6200万千瓦时。

原因分析:

直接原因:在炉膛OFA燃尽风喷口安装后恢复密封鳍片过程中,由于密封鳍片尺寸存在偏差,使用气割修复鳍片时将水冷壁管排吹伤。由于焊接工艺不良,施工人员责任心差未发现管排存在缺陷,即对鳍片进行焊接,掩盖了水冷壁管存在的缺陷,在机组启动运行后应力变化导致水冷壁管排泄漏。折焰角部位水冷壁管排泄漏原因为燃尽风口处管排泄漏后导致水冷壁管内部介质流量低,短期过热爆管。

管理原因:燃烧器技改过程质量管控和验收把关不严,反事故措施执行不力,在恢复水冷壁受热面管壁工作中,鳍片割除作业时监督不到位,停工待检执行不严格,未及时发现管壁损伤。

暴露问题:

1.在燃烧器改造过程中对隐蔽工程的重点质量管控和验收把关不严,没有对水冷壁焊接过程进行全程跟踪及验收导致隐患的存在。

2.三级验收执行不严,技术监督管理不到位。

3. 大修监理、外包施工队伍管理不到位,职责不明确,主体责任不落实。

对策措施:

1.加强各级验收部门对外委工程的质量监督,增设作业指导书中停工待检点,尤其是隐蔽工程要重点验收,确保设备检修质量。

2.强化外委工程质量、安全管理,明确各部门对外委工程的管理责任,加强施工现场安全监督和管控力度,跟踪施工质量,实行“分片承包、责任到人、交叉检查”,强化外委工程现场的隐患排查。

3.严格落实三级验收制度,严把质量关,发挥好技术监督作用,实施动态、全过程的技术监督管理。

4.结合《锅炉四管防磨防爆管理办法》以及《火电厂金属监督规范》要求,利用机组停运抢修,扩大检查范围,对燃烧器喷口、OFA周边区域的管排鳍片进行检查,避免此类事故重复发生。

5.结合历次爆管原因对锅炉“四管”的反事故措施进行完善。

九、2015年3月1日大武口热电公司#2炉水冷壁泄漏机组停运

设备概况:

#2锅炉系上海锅炉厂生产的亚临界、一次中间再热、自然循环汽包炉,型号为SG—1165/17.5—M743。锅炉采用:单炉膛∏型布置、平衡通风、冷一次风正压直吹式制粉系统、四角切圆燃烧、直流燃烧器摆动调温、全钢构架悬吊结构、紧身封闭、干式固态连续排渣。锅炉原设计为四角切圆燃烧系统,采用上下浓淡分离一次风喷嘴和同心反切燃烧技术以及分离燃尽风的技术(SOFA)。爆管位置水冷壁管设计材质SA210C,内螺纹管Nφ60×6.3min。

事件经过:

1日14时07分,#2炉炉膛负压突变至+636Pa,主汽压力快速下降,给水流量比主汽流量瞬间大100t/h,就地检查#2炉#4角喷燃器处水冷壁有泄漏声,14时48分锅炉手动MFT、机组解列。停炉检查锅炉标高 28m,水冷壁前墙 B 侧向 A 侧数第29 根爆破,爆破管段严重减薄,周围管段高温腐蚀现象严重。更换41根前墙水冷壁管、17根B侧墙水冷壁管后于3月6日18时50分恢复并网。故障停运124小时,损失电量约3000万千瓦时。

原因分析:

直接原因:锅炉高负荷运行、氧量偏低且SOFA风开度较大,燃烧区水冷壁贴壁处存在浓度较高的还原性气体,长期运行高温腐蚀导致管壁减薄,强度不足致管段爆破。

 间接原因:燃烧器降氮改造效果差,锅炉出口NOx浓度仍较高,采用低氧燃烧的方式为水冷壁高温腐蚀创造了条件。

暴露问题:

1.对燃烧器降氮改造后的高温腐蚀状况认识不足,防范措施落实不到位。

2.锅炉防爆防磨重视程度不足,检修技术管理不到位。本次爆管管段为原始管,未在供暖前机组检修中仔细排查更换。

防范措施:

1.组织电科院、烟台龙源公司认真分析高温腐蚀的原因,并根据喷燃器改造后不同负荷的燃烧工况,适当提高入炉煤低位发热量、干燥无灰基挥发份,强化低氮燃烧器的分级燃烧功能,减少燃烧区水冷壁附近的还原性气体。

2.加强运行燃烧调整,进行一次风调平试验,并保持合理的一次风速,防止切圆发生偏斜;适当调整煤粉细度;在NOx达标排放的基础上,根据高温腐蚀的部位,适当降低相应燃烧器的一次风量,增加二次风量。

3.加强贴壁风口的维护,定期监测高温腐蚀区域贴壁的气氛,优化燃烧调整,减少局部缺氧燃烧产生的还原性气体。

4.建立水冷壁管检查台帐,记录大小修宏观检查、壁厚测量结果,对前后两次测量结果进行比较,计算水冷壁的减薄速率,及时采取应对策略。并对高温腐蚀区域进行防磨喷涂。

5.利用机组检修停备机会,加强对燃烧器钝体及一、二次风道内隔板的检查,修复磨损部位,保持喷燃器完好。

十、2015年6月23日大同二电厂#5机组启动水汽指标异常导致机组被迫解列

设备概况:

#5汽轮机为东方汽轮机厂制造的KN200-12.7/535/535型超高压中间再热三缸三排汽空冷凝汽式汽轮机。锅炉为东方锅炉厂制造的DG670/140-540/540-8型超高压、一次中间再热、汽包炉。发电机为东方电机厂制造的QFSN-200-2型三相交流隐极式同步发电机。空冷系统为海勒式间接空冷,机组采用的是混合式凝汽器,凝结水、循环水、锅炉给水相互混合。

事件经过:

2015年5月16日23时10分,#5汽轮机打闸、发电机解列备用。停机惰走时机组#1瓦轴振大,水平为202μm,垂直为125.6μm。为检查机组振动情况,5月25日08时45分,汽轮机冲车;09时32分,汽轮机定速后检查主机轴承振动正常,09时53分,机组打闸停机备用。6月2日,#5锅炉进行水压试验。02时20分,锅炉上水;10时20分,汽包压力为12.5MPa,再热器压力为2.1MPa。检查无异常后,系统开始降压。18时20分,汽包压力0.8MPa,锅炉全面放水。

6月22日13时00分,接网调启动#5机组通知。13时20分,锅炉恢复上水系统,除氧器上水加热。22时10分,#5锅炉点火。22时30分,化学车间现场化验人员对水质化验,结果为炉水含铁405μg/L,除氧水含铁451μg/L,水质未达标,锅炉加强排污。

6月23日5时00分,化学运行通知值长#5机组水质不合格,炉水样浑浊,要求换水加强排污,连排开至100%。6时00分,#5机组主汽压力为1.8MPa,主汽温度为270℃,再热汽温为270℃,具备冲车参数,化验水质仍然不合格,继续加大排污。10时30分,化验水质含铁量,结果为除氧水128μg/L,给水131μg/L,炉水280μg/L,凝结水126μg/L,饱和蒸汽13μg/L,过热蒸汽19μg/L,化验水质有所好转,继续加强给水与凝结水换水。11时10分,#5机组冲车;12时00分,汽轮机定速;12时19分,#5发变组并网。机组并网后虽然经过大量换水,但锅炉水质指标未见好转,劣化趋势加大。19时15分,经现场专业会决定停机处理。22时06分,锅炉熄火,汽轮机打闸、发电机解列。

原因分析:

直接原因:生产管理人员违章指挥,在汽、水品质均未达到规程要求的情况下,没有进行深入细致分析,盲目进行上水、点火、冲转、并网等一系列操作,导致机组并网后水质持续恶化,被迫停炉,是本次非停的直接原因。

间接原因:#5机组在5月16日停备及25日的冲车检验振动、6月2日的水压试验后均没有采取防腐措施,也未进行相关的水质化验,至6月22日再次启动的一个多月时间内,在系统管道内产生了较强的停(备)用腐蚀,随着并网后负荷的提高,大量腐蚀产物进入炉水,致使水质严重恶化,被迫停炉。

暴露问题:

1. 在机组启动阶段,运行人员和化验人员未严格按照《化学技术监督管理标准》、《化学技术监督工作流程》、《水汽异常处理流程》进行通知、联系、汇报等,未严格按照《机组启动水汽监督联系单》规定内容进行水汽化验分析项目填报,暴露出化学技术监督制度执行不严、管理不到位。

2.《200MW集控运行规程》中,在“锅炉点火前辅助设备的启动”项中规定“当启动循环泵后应启动一台凝结水泵,关闭凝结水至除氧器电动门,维持凝结水压力正常,通知化学人员对凝结水质进行化验”、“化学化验凝结水质合格后方可向除氧器上水”、“除氧器上水至1800-2200mm,并投入四抽母管或再沸腾对除氧器加热至70℃,化验除氧器水质合格后方可给锅炉上水”,但在6月22日#5机启动过程中没有执行,6月22日13时20分,运行人员在给除氧器上水时没有通知化学化验人员对凝结水水质进行化验,18时10分,给锅炉上水时也没有通知化学化验人员对除氧器内的水质进行化验,直到22时30分,才通知化学化验员对炉水进行化验,暴露出运行人员在机组启动时不严格执行运行规程。

3. 化学运行规程中明确规定了热力设备停(备)用保护的要求,而在#5机组停备、冲转检验振动、水压试验后均没有进行相关的防腐工作,暴露出相关管理人员对化学监督和二十五项反事故措施不重视。

防范措施:

1. 制定并下发《关于强化机组启动水汽质量控制的规定》,值长、机组长在机组启动上水时,要及时通知化学水质检测人员,检测结果不合格坚决禁止上水,管理人员加强监督,坚决杜绝水质不合格或水质不化验就给系统补水的事件发生。

2. 加强对员工的技术培训,将《运行规程》的培训作为重点培训之一,并作为月度技能考试的一个重点内容。对考试不合格或成绩排名较低的员工进行绩效考核,将考试成绩作为员工升职、升级考评的重要标准。

3. 加强停(备)用热力设备的防腐管理,按照《火力发电厂停(备)热力设备防锈蚀导则》(DL/T956-2005)要求完善化学运行规程,及时进行机组停用保护,防止热力设备发生停用腐蚀。

END

来源:锅炉人

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