某電廠吹管期間造成設(shè)備損壞事件分析

河津發(fā)電分公司設(shè)備管理部 丁志斌

某電廠吹管期間造成設(shè)備損壞事件分析

河津發(fā)電分公司設(shè)備管理部 丁志斌

某電廠一期3×350MW機組工程鍋爐為超臨界參數(shù)變壓運行螺旋管圈直流爐，單爐膛、一次中間再熱、采用前后墻對沖燃燒方式、平衡通風(fēng)、緊身封閉、固態(tài)排渣、全鋼懸吊結(jié)構(gòu)II型鍋爐，鍋爐型號：DG1147/25.4-II1。鍋爐（THA工況）主要參數(shù)如下：

鍋爐蒸發(fā)量 1 147 t/h

過熱蒸汽出口壓力 25.5 MPa(a)

過熱蒸汽出口溫度 571 ℃

再熱蒸汽流量 27.45 t/h

再熱蒸汽進口/出口壓力 4.94/4.74 MPa(a)

再熱蒸汽進口/出口溫度 331/569 ℃

給水溫度 285 ℃

熱風(fēng)溫度(一次風(fēng)/二次風(fēng)） 336/345 ℃

排煙溫度（修正后） 124 ℃

爐膛容積熱負荷 87.91 kW/m3

煙氣系統(tǒng)設(shè)兩臺50%的靜葉可調(diào)軸流式吸風(fēng)機。安裝二層脫銷裝置，煙氣從爐膛出口通過尾部受熱面，從省煤器出口引入容克式三分倉空氣預(yù)熱器，然后通過靜電除塵器、引風(fēng)機、鋼制的總煙道進入石灰石—石膏濕法脫硫島，最后經(jīng)煙囪排至大氣。脫硫系統(tǒng)的增壓風(fēng)機與引風(fēng)機分開設(shè)置。

根據(jù)施工進度，計劃與2011年3月10日進行點火吹管方案，經(jīng)評審決定：本次吹管采用鍋爐的自生蒸汽，采用一、二次汽系統(tǒng)串吹、穩(wěn)壓與降壓相結(jié)合法（系統(tǒng)補水充足時，采取穩(wěn)壓吹管方式；系統(tǒng)補水不足時，采取降壓吹管方式），采用微油點火投燒燃煤方式。

一、吹管系統(tǒng)流程

1. 一、二次汽串吹系統(tǒng)。具體過程如下：過熱器→主蒸汽管→主汽門→臨時管→臨時門→臨時管→集粒器→臨時管→冷再管→再熱器→熱再管→中聯(lián)門→臨時管→靶板裝置→臨時管→消音器。

2. 高壓旁路系統(tǒng)。具體過程如下：過熱器→主蒸汽管→高壓旁路管（高旁臨時閥）→冷再管→再熱器→中聯(lián)門→臨時管→靶板裝置→臨時管→消音器。

二、事故過程描述

2011年3月17日下午，在完成第27次降壓吹管后（當時，C制粉系統(tǒng)運行、C層4支微油槍、A層2支啟動油槍投用，本臺機組共配5臺中速磨煤機，4臺運行，1臺備用），16：54，啟動A制粉系統(tǒng)運行，17日19：43，啟動B制粉系統(tǒng)運行，并逐步加大給煤量，20：30，給煤量加至90t/h。20：38，A、B空預(yù)器進口煙溫分別達到256℃、270℃（本次升壓的最高值，當時二次風(fēng)溫330℃），21：08，B空預(yù)器主電機跳閘，21：18輔電機跳閘，相應(yīng)跳B側(cè)所有風(fēng)機，21：26，停運B制粉系統(tǒng)，21：32，停運C制粉系統(tǒng)，21：45，鍋爐熄火，同時，B側(cè)排煙溫度上升至274℃，22：16，輔電機跳閘，鍋爐關(guān)閉所有煙風(fēng)擋板悶爐。

18日15：30，打開人孔檢查發(fā)現(xiàn)1#爐B空預(yù)器內(nèi)部發(fā)生煤粉燃燒，立即組織有關(guān)人員進行滅火。19日進入空預(yù)器內(nèi)部檢查，發(fā)現(xiàn)部分傳熱元件燒毀，隔板變形，徑向密封損壞。

三、事故原因分析

1. 吹管方案選擇不合適。調(diào)試人員對系統(tǒng)了解不透，本鍋爐在冷再入口管段上未設(shè)置事故減溫水，在低再至高再管段上設(shè)置減溫水，低再氣溫靠低溫擋板調(diào)節(jié)，臨沖門安裝在低再入口管段上（汽機房12.6米平臺），在穩(wěn)壓吹管階段，由于臨沖門關(guān)閉，造成再熱器干燒（入口480℃出口最高溫度達610℃），遠遠大于低溫再熱器各管段溫度（低再有三種管，材組成SA-210C、15CrMo、12Cr1MoVG，碳鋼使用溫度最高不超過450℃，12Cr1MoVG最高使用溫度580℃），事后對再熱器三種管材取樣進行金相分析，未發(fā)現(xiàn)異常，對管徑檢查，未出現(xiàn)蠕漲現(xiàn)象；對硬度進行檢查，符合要求。

2. 調(diào)試階段銜接不力，對溫度測點未效驗、驗收，就地擋板與操作畫面存在偏差。A、B空預(yù)器進口煙溫達到本次啟動的最高值（256/270℃），和當時約330℃的二次風(fēng)溫對比，溫度指示明顯有誤。經(jīng)檢查，發(fā)現(xiàn)是進口煙溫熱電偶K分度和E分度在DCS中設(shè)置有誤，經(jīng)換算實際溫度應(yīng)為430℃左右，超過空預(yù)器運行溫度（BMCR工況為370℃）是造成誤判的主要原因。

3. 未制定有效的事故預(yù)案，在出現(xiàn)問題后，對可能造成的事故隱患防范不到位，是造成事故擴大的主要原因。B空預(yù)器卡死后，B側(cè)排煙溫度明顯上升（21：55，B側(cè)排煙溫度從120℃上升到274℃），A空預(yù)器通風(fēng)后排煙溫度從53℃（10：24）短時升到184℃（11：21），在關(guān)閉煙氣側(cè)擋板后下降至100℃，可能是B側(cè)空預(yù)器卡死后發(fā)生二次燃燒。

4. 調(diào)試中各種條件把關(guān)不嚴，一些設(shè)備處理未能達到設(shè)計要求。由于啟動鍋爐輔汽量不足，造成吹灰期間給水溫度很低（不超過40℃），為滿足鍋爐吹灰參數(shù)投入了較多的煤粉，使鍋爐煙氣溫度升高；從輔汽壓力曲線上看，在17日19：06—21：39，輔汽壓力維持在0.35～0.45MPa，溫度為260℃，影響了吹灰效果。

點火初期冷爐投粉、空預(yù)器吹灰效果差、空預(yù)器卡死后無法進行風(fēng)機吹掃等因素，都可能造成可燃物的沉積。

四、處理過程

本次空預(yù)器著火，共更換傳熱元件185塊，更換隔板16處，更換徑向密封片30條，檢修工期1個月，影響工期20天。

五、改進措施

1. 在吹管時選擇合理吹管方案，避免出現(xiàn)再熱器“干燒”現(xiàn)象。

2. 加強調(diào)試過程把關(guān)力度，嚴格執(zhí)行電力行業(yè)調(diào)試中實行的交調(diào)制度；嚴格履行再驗收制度，從根本上消除調(diào)試中出現(xiàn)的低級錯誤。

3. 制定詳細的事故預(yù)案和事故預(yù)想，對出現(xiàn)的異常進行認真分析，做到有備無患，杜絕事故的發(fā)生。

六、建議

本次事故，造成低溫再熱器短時超溫，嚴重影響管子性能，造成空預(yù)器傳熱元件損壞、隔板變形，影響工期20天。因此，在新建機組中，吹管方式與本鍋爐形式相結(jié)合，選擇合理、合適的吹管方案，確保機組設(shè)備、人員安全，保證基建工程順利進行。