某电厂吹管期间造成设备损坏事件分析
2011-08-15河津发电分公司设备管理部丁志斌
河津发电分公司设备管理部 丁志斌
某电厂吹管期间造成设备损坏事件分析
河津发电分公司设备管理部 丁志斌
某电厂一期3×350MW机组工程锅炉为超临界参数变压运行螺旋管圈直流炉，单炉膛、一次中间再热、采用前后墙对冲燃烧方式、平衡通风、紧身封闭、固态排渣、全钢悬吊结构II型锅炉，锅炉型号：DG1147/25.4-II1。锅炉（THA工况）主要参数如下：
锅炉蒸发量 1 147 t/h
过热蒸汽出口压力 25.5 MPa(a)
过热蒸汽出口温度 571 ℃
再热蒸汽流量 27.45 t/h
再热蒸汽进口/出口压力 4.94/4.74 MPa(a)
再热蒸汽进口/出口温度 331/569 ℃
给水温度 285 ℃
热风温度(一次风/二次风） 336/345 ℃
排烟温度（修正后） 124 ℃
炉膛容积热负荷 87.91 kW/m3
烟气系统设两台50%的静叶可调轴流式吸风机。安装二层脱销装置，烟气从炉膛出口通过尾部受热面，从省煤器出口引入容克式三分仓空气预热器，然后通过静电除尘器、引风机、钢制的总烟道进入石灰石—石膏湿法脱硫岛，最后经烟囱排至大气。脱硫系统的增压风机与引风机分开设置。
根据施工进度，计划与2011年3月10日进行点火吹管方案，经评审决定：本次吹管采用锅炉的自生蒸汽，采用一、二次汽系统串吹、稳压与降压相结合法（系统补水充足时，采取稳压吹管方式；系统补水不足时，采取降压吹管方式），采用微油点火投烧燃煤方式。
一、吹管系统流程
1. 一、二次汽串吹系统。具体过程如下：过热器→主蒸汽管→主汽门→临时管→临时门→临时管→集粒器→临时管→冷再管→再热器→热再管→中联门→临时管→靶板装置→临时管→消音器。
2. 高压旁路系统。具体过程如下：过热器→主蒸汽管→高压旁路管（高旁临时阀）→冷再管→再热器→中联门→临时管→靶板装置→临时管→消音器。
二、事故过程描述
2011年3月17日下午，在完成第27次降压吹管后（当时，C制粉系统运行、C层4支微油枪、A层2支启动油枪投用，本台机组共配5台中速磨煤机，4台运行，1台备用），16：54，启动A制粉系统运行，17日19：43，启动B制粉系统运行，并逐步加大给煤量，20：30，给煤量加至90t/h。20：38，A、B空预器进口烟温分别达到256℃、270℃（本次升压的最高值，当时二次风温330℃），21：08，B空预器主电机跳闸，21：18辅电机跳闸，相应跳B侧所有风机，21：26，停运B制粉系统，21：32，停运C制粉系统，21：45，锅炉熄火，同时，B侧排烟温度上升至274℃，22：16，辅电机跳闸，锅炉关闭所有烟风挡板闷炉。
18日15：30，打开人孔检查发现1#炉B空预器内部发生煤粉燃烧，立即组织有关人员进行灭火。19日进入空预器内部检查，发现部分传热元件烧毁，隔板变形，径向密封损坏。
三、事故原因分析
1. 吹管方案选择不合适。调试人员对系统了解不透，本锅炉在冷再入口管段上未设置事故减温水，在低再至高再管段上设置减温水，低再气温靠低温挡板调节，临冲门安装在低再入口管段上（汽机房12.6米平台），在稳压吹管阶段，由于临冲门关闭，造成再热器干烧（入口480℃出口最高温度达610℃），远远大于低温再热器各管段温度（低再有三种管，材组成SA-210C、15CrMo、12Cr1MoVG，碳钢使用温度最高不超过450℃，12Cr1MoVG最高使用温度580℃），事后对再热器三种管材取样进行金相分析，未发现异常，对管径检查，未出现蠕涨现象；对硬度进行检查，符合要求。
2. 调试阶段衔接不力，对温度测点未效验、验收，就地挡板与操作画面存在偏差。A、B空预器进口烟温达到本次启动的最高值（256/270℃），和当时约330℃的二次风温对比，温度指示明显有误。经检查，发现是进口烟温热电偶K分度和E分度在DCS中设置有误，经换算实际温度应为430℃左右，超过空预器运行温度（BMCR工况为370℃）是造成误判的主要原因。
3. 未制定有效的事故预案，在出现问题后，对可能造成的事故隐患防范不到位，是造成事故扩大的主要原因。B空预器卡死后，B侧排烟温度明显上升（21：55，B侧排烟温度从120℃上升到274℃），A空预器通风后排烟温度从53℃（10：24）短时升到184℃（11：21），在关闭烟气侧挡板后下降至100℃，可能是B侧空预器卡死后发生二次燃烧。
4. 调试中各种条件把关不严，一些设备处理未能达到设计要求。由于启动锅炉辅汽量不足，造成吹灰期间给水温度很低（不超过40℃），为满足锅炉吹灰参数投入了较多的煤粉，使锅炉烟气温度升高；从辅汽压力曲线上看，在17日19：06—21：39，辅汽压力维持在0.35～0.45MPa，温度为260℃，影响了吹灰效果。
点火初期冷炉投粉、空预器吹灰效果差、空预器卡死后无法进行风机吹扫等因素，都可能造成可燃物的沉积。
四、处理过程
本次空预器着火，共更换传热元件185块，更换隔板16处，更换径向密封片30条，检修工期1个月，影响工期20天。
五、改进措施
1. 在吹管时选择合理吹管方案，避免出现再热器“干烧”现象。
2. 加强调试过程把关力度，严格执行电力行业调试中实行的交调制度；严格履行再验收制度，从根本上消除调试中出现的低级错误。
3. 制定详细的事故预案和事故预想，对出现的异常进行认真分析，做到有备无患，杜绝事故的发生。
六、建议
本次事故，造成低温再热器短时超温，严重影响管子性能，造成空预器传热元件损坏、隔板变形，影响工期20天。因此，在新建机组中，吹管方式与本锅炉形式相结合，选择合理、合适的吹管方案，确保机组设备、人员安全，保证基建工程顺利进行。
