锅炉非计划停炉事故汇编.docx

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1、锅炉非计划停炉事故汇编一、20XX年6月23日XX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：20XX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202m,垂直为125.

2、6m0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.IMPao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405ug1,除氧水含铁451Hg1,水质未达标，锅炉加强排污。6月23日

3、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270C,再热汽温为270C,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128g1,给水131g1,炉水280g1,凝结水126g1,饱和蒸汽13g1,过热蒸汽19g1,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

4、。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

5、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。二、20XX年”月11日XX公司#1炉后屏至高过右侧蒸汽导管焊口开裂设备概况XX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QFSN33022OB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

6、、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16.5MPa快速下降至7.8MPa,负荷由254MW迅速下降至4.7M也主汽压力、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

7、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

8、、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。三、20XX年3月1日XX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-1165/17.5I7430锅炉采用：单炉膛FI型布置、平衡通风、冷一次风正压直吹式制粉系统、四角切

9、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)o爆管位置水冷壁管设计材质SA210C,内螺纹管N606.3mino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IOOth,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

10、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：1 .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。2 .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

11、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。3 .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。4 .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。5 .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

12、。6 .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。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

13、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

14、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（D1/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。四、20XX年4月6日XX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60X7.5mm,材质

15、为SA210C,炉膛吹灰器为短伸缩式吹灰器V92。事件经过6B14时10分，#1炉炉膛正压（+1046pG,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、3943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

16、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