热机事故典型

1、第1页共46页一起液态排渣炉炉膛爆炸事故的分析侯明生(四川省电力公司成都610061)摘要介绍了一起由炉膛底部水冷壁管过热爆管引发炉膛灭火继而发生炉膛爆炸的事故过程和原因分 析，提岀了相应的防范措施。关键词锅炉爆管炉膛爆炸2000年1月某电厂发生了一起液态排渣炉炉膛爆炸事故。事故的情况比较特殊，有必要对事故的原因 作深入的分析，找岀防范措施，以防止类似事故的发生。事故发生在2号炉，该炉1977年9月投入运行,运行参数为：主蒸汽流量 230 t/h ，主蒸汽压力9.8 MPa ，主蒸汽温度530C。1事故前的情况事故前2号炉基本是满负荷运行，当班渣口值班员10:20看到炉底靠后墙侧流岀一股象流渣

2、一样的液体，落在地面上溅开，象电焊火花一样耀眼。约10:50又看到捞渣机上方炉底侧流岀一股象流渣一样的液体，落地同样溅发岀耀眼的火花。随后听到一声巨响。10:53，一个正在2号炉8 m层炉水取样槽旁边工作的焊工突然发现乙侧观测孔喷岀火星，随后又喷岀 两股带火星的烟灰，他顿时感到炉膛压力反正要出事，随即转身顺着旁边的楼梯往下跑，快跑下楼梯时， 听到一声巨响。10:54， 锅炉监控人员听到一声巨响 (应为焊工听到的同一声响 )，锅炉房有大量汽浪和烟灰喷岀，控 制屏上2号炉炉膛负压冲至 +200Pa随后降至-200Pa，汽包水位降至-320mm, 次风水柱大量喷岀，灭火保 护火焰光柱全部熄灭。据此判

3、断 2号炉已熄灭，运行人员立即拉开 2号炉给粉电源开关，作紧急停炉操作。2设备损坏情况400 mm； 3号角后墙折焰处过热器连箱爆开一条500 mm的缝；整个后墙外移突岀，最大位移达(1) 炉本体在4号角822.5 m高度爆裂开，缝宽最大约 长约500 mm的缝；尾部烟道过热器后墙向后爆开最宽处有 420 mm；乙侧水冷壁管向外位移，最大达150 mm。(2) 炉本体前墙、侧墙 10.95，13.7 m层各有一根圈梁被炉墙外挤，在拐角处圈梁连接螺栓M20被折断,掉落在8 m平台上。后墙16.05，18.75 m层尾部烟道楼梯平台处外圈梁被挤断，支撑梁 (槽钢140X 5)被挤 弯。其余除5.6

4、，23.85 m层圈梁比较完整外均被炉墙体挤变形，挤弯连接螺栓，甚至脱出孔眼。(3) 空预器上部烟道整个侧面被爆开，最大缝隙560 m；炉墙保温面脱落约1/3 炉底水冷壁爆管 40根，有49个爆口，爆口最大为 190 mnX 60 mm最小*5 mm。爆口分布在约 9 m2 的面积内，爆口面积约占炉底总面积的 3/5。爆口附近结焦均已崩开。 结焦厚220380 mm炉底析铁厚20 50 mm。3事故原因分析2019-4-14第2页共46页由于该机组没有计算机事故追忆系统，事故瞬间的变化过程只有通过事故发生后的其它取证进行分析。从炉膛损坏情况看，炉膛的中部损伤最严重，可以断定完全是炉膛爆炸所产生

5、的后果。所以事故的分析， 首先要从炉膛爆炸的起因分析起。3.1炉底水冷壁爆管(1) 事故之初发生炉底水冷壁爆管。事后查看，爆管有 49个口，破口处管径明显变粗，管壁明显减薄，均呈喇叭状，属内爆特征。除此外炉底水冷壁管没有岀现爆炸冲击损伤、变形、撕裂的情况。这说明炉底 水冷壁爆管在炉膛爆炸之前。反过来说，如果炉膛先爆炸，水冷壁被爆炸撕裂，水冷壁里的水随之泄压，炉底水冷壁不可能再产生那么多爆口。另外事故时在锅炉旁工作的电焊工，先看到观测孔喷岀几股带火星 的烟灰(当属炉膛爆管瞬间引起炉膛压力反正)，数秒钟后才听到爆炸声，也说明炉底水冷壁爆管在炉膛爆炸之前。(2) 从炉底水冷壁爆管爆口处管径变粗、破口

6、呈喇叭口状看属过热鼓包爆管。事后对爆管进行金相分析和 机械性试验，结论是爆管为短时过热爆管。(3) 查看炉底水冷壁爆管所有爆口的分布，发现都集中在岀渣口附近熔渣集存区域，且爆口处几乎都有析铁。由此可以判断，由于炉底所筑耐火层的破损或裂纹(事故前渣口值班员两次看到炉底漏岀流渣，说明是炉底局部有损坏)，流渣从破损的耐火层下漏，流渣里的析铁熔化了炉底，析铁接触到炉底水冷壁管，使水 冷壁管短时过热爆破。另外炉底水冷壁制造为平管，在下漏的析铁加热上部外管壁时，管内汽水分离，造 成局部水循环变坏，也会加剧管壁过热爆破。3.2炉膛爆炸事故后调查，排除了炉膛熄火后人为点火的可能性。锅炉装设有GAZ-皿灭火保护

7、，在事故前是投入运行的。由于该产品设计上的缺陷，没有事故前后的炉膛负压追忆功能，给事故分析带来了难度。而从其具 有的首次跳闸记忆及事故状态记录中，记录了首次跳闸时间为10:55:00，原因为灭火，但同时记录有给粉中断，接点闭合，灭火保护投入开关接点未闭合，保护岀口MFT接点闭合的逻辑错误。事故后立即对灭火保护进行试验，试验证明保护完好正常。经过反复论证，灭火保护可能在事故中正确动作，也可能在保护 动作时运行人员同时拉开了2号炉给粉电源开关。既然锅炉底部水冷壁爆管，炉膛灭火后又即刻切断了给粉，炉膛为什么会爆炸？要发生炉膛爆炸必须具备3个条件：有燃料和助燃空气的积存；燃料在空气中混合的浓度在爆炸极

8、限内；有足够的点火能源。第一个条件：该炉的灭火保护，厂家整定为检测到灭火后延时3s动作，如果再考虑到保护动作后到给粉机停转约需1s的时间，这样，至少大约4 s时间，运行系统仍然依照事故前锅炉带高负荷的状况不间断地向锅炉送粉和送风。再有，从水冷壁爆管到灭火保护检不到火的这段短暂的时间内，锅炉燃烧不完 全，炉膛内已积存有未燃烧的煤粉。综合以上两个因素，可以说该条件是满足的。第二个条件：由于炉底存在有液态炉渣和析铁，热容量很大，炉底水冷壁爆管喷岀的水，立刻变成较 高温度的水蒸气，和炉膛里的煤粉混合。高温水蒸气和煤粉可发生水煤气反应：2019-4-14第3页共46页产生的H2和CO都是可燃气体。根据资

9、料介绍，煤粉中只要掺入少量的可燃气体，就可以改变原来煤 粉的爆炸特性，致使混合物的爆炸极限下限下降。在上述第一个条件中所述的进入炉膛的煤粉量，经计算 已基本达到爆炸极限下限浓度。由于H2和CO可燃气体的产生，可燃物的浓度肯定超过爆炸极限下限。第二个条件也满足。第三个条件：由于炉底有熔化的析铁存在，随着水冷壁爆管铁水上扬，铁水具有足够的点火能量。从以上分析，可以得岀这样的结论：即使该炉的灭火保护能正确动作，锅炉带高负荷的情况下，在炉 底存在一定数量熔化的析铁时，炉底水冷壁爆管，此时完全具备炉膛爆炸的条件，发生炉膛爆炸。3.3管理上存在的问题(1) 煤粉细度较长时间超标。2号炉属平底锅炉，为防止炉

10、底积存液态析铁，控制煤粉细度防止析铁产生是最重要、最有效的一项措施。经查证发生事故之前几个月，特别是在高负荷情况下，煤粉细度超标，造成炉底积存了一定数量的析铁。(2) 运行人员调整风量不及时，煤粉燃烧不充分也是产生析铁的原因。(3) 炉底耐火层维护、更换失控。根据现场规程规定，1999年5月小修时，就应更换炉底；后经有关人员检查、研究，认为可以不更换，但没有提岀和执行相应的检查、监控的一系列防范措施，造成炉底在运行中破损。在爆管前，通知2号炉排污，当时 2号炉的负荷为240 t/h，违反了只能在额定负荷的80%寸才能排污的规定。排污造成锅炉水循环的恶化，加重了锅炉水冷壁过热的可能性。3.4设备

11、存在的问题(1) 这次事故暴露出所装灭火保护存在设计功能不完善，制造质量不高，抗干扰能力差等问题。(2) 锅炉是70年代产品，锅炉设计结构抗爆能力差。另外，炉底水冷壁设计比较平坦，炉渣流动不畅，容易造成析铁在炉底的积存。4主要结论及防范措施通过对这次事故的分析，可以得岀：对于液态排渣炉，炉底存在析铁时，炉底水冷壁爆管有引发炉膛 爆炸的可能性。特别是在锅炉带高负荷时这种危险性更大。要防止这种事故的发生，主要应做好以下几方 面的工作：(1) 确保运行中炉底耐火层的完好，防止炉底水冷壁过热爆管。(2) 采取保证煤粉细度，运行中正确调整锅炉的给风量等措施，确保炉底不留存大量析铁。(3) 采用质量更好的

12、灭火保护装置，缩短炉膛灭火到保护动作的整定时间。(收稿日期：2001-03-03)2019-4-14第4页共46页制粉系统爆炸与粉仓温度高的防范对策尹民权 王富楼 柳朝（山东邹县发电厂 邹城273522）摘 要邹县发电厂自投产以来，经常发生制粉系统爆炸和煤粉仓粉温高，还发生粉仓爆炸事故，多次 造成重大设备损坏和严重经济损失。通过分析研究，找出制粉系统爆炸、粉仓粉温高的原因，提出制粉系 统运行技术和设备改进的措施。关键词燃煤电厂制粉系统爆炸原因预防及改造山东邹县发电厂I、H期工程共4台300 MW机组。锅炉均为东方锅炉厂生产的DG1000/170-1型亚临界压力中间再热自然循环燃煤汽包炉。每台锅

13、炉配置4套仓储式制粉系统，乏气送粉，均采用 DTM350/700低速滚筒式球磨机。 每台锅炉设有2个煤粉仓，每个粉仓的容积为 440 m3。煤粉仓上部设一台型号为GX-500的螺旋可逆式输粉机（绞龙），可保证4套制粉系统相互输送煤粉，在绞龙和煤粉仓上装有4根吸潮管。自锅炉投产以来，制粉系统多次发生爆炸和粉仓温度高等情况，既造成设备严重损坏，又严重威胁人身及电厂生产的安全，还对生产环境造成严重污染。至今，因制粉系统爆炸构成的考核事故就有3次，障碍达几十次之多。1制粉系统爆炸及煤粉仓粉温高的危害1.1制粉系统爆炸的危害制粉系统爆炸会引起设备损坏、少发电、降低经济效益，甚至造成人身伤亡事故。如199

14、2年5月26 日，1号炉丁制粉系统爆炸，弓I燃给水电动门电缆、制粉系统控制电缆，被迫停炉，少发电399万kWho再如1993年5月10 日，1号炉乙粉仓内煤粉烧结，影响给粉机岀粉。在给粉间处理 13号给粉机时，煤粉突然喷岀爆燃，烧坏部分热控电缆，导致紧急停炉保护动作停炉。迫使电网对外拉路限电672万kWh,系统周波由49.95 Hz降至49.45 Hz，少发电1 440万kWh 3号炉试运过程中发生 2次煤粉仓爆炸，后 1次将煤粉仓的顶棚掀起、11号皮带烧坏，一名现场施工人员烧伤致死。1.2煤粉仓粉温高的危害4台锅炉煤粉仓普遍存在粉温高的现象，造成以下后果：为了防止因粉仓顶棚温度太高而烤坏输煤

15、皮带，只好使皮带连续运行不停车；有时粉仓冒正压向外喷火，烧坏上部皮带等设备；3号炉投产初期因粉温高影响正常运行，只好加装一套氮气灭火系统，靠经常充氮维持运行；由于粉仓温度有时超过 400C，使粉仓顶棚预制件烧坏，大面积脱皮，局部塌陷，顶部4架钢筋砼梁均有烧坏现象。2制粉系统爆炸原因及防范措施2.1制粉系统爆炸原因分析从多次爆炸后的现场情况看，引爆点主要在容易长期积煤或积粉的位置。引爆的热源主要是磨煤机与 排粉机入口热风门不严形成的。根据制粉系统的运行工况和爆炸情况分析，制粉系统爆炸的主要原因如下。2.1.1 与煤粉细度、风粉浓度及燃煤成份有关2019-4-14第5页共46页煤粉爆炸的前期往往是

16、自燃。一定浓度的风粉气流吹向自燃点时，不仅加剧自燃，还会引起燃烧， 而接触到明火的风粉气流随时会产生爆炸。造成流动煤粉爆炸的主要因素是风粉气流中的含氧量、煤粉细 度、风粉混合物的浓度和温度。煤粉愈细，爆炸的危险性就愈大。粗煤粉爆炸的可能性就小些，当煤粉粒度大于0.1 mm寸几乎不会爆炸。当煤粉浓度大于34 kg（煤粉）/m3（空气）或小于0.320.47 kg（煤粉）/m3（空气）时不易引起爆炸。因为煤粉浓度太高，氧浓度小；煤粉浓度太低，缺少可燃物。只有煤粉浓度为1.22 kg/m3时最易产生爆炸。而邹县电厂制粉系统煤粉浓度在0.30.6 kg/m3范围内变动，因此存在爆炸的危险。一般挥发份

17、Vdaf大于25%发热量高的煤，爆炸的可能性就大，邹县电厂设计燃用煤发热量Qy23 525kj/kg，挥发份Vdaf42.07%，也是容易产生爆炸的原因之一。2.1.2 磨煤机入口积煤自燃磨煤机处积煤主要发生在入口上部6.5 m的管道上。在此处开有4个孔洞，分别与回粉管、再循环管，和2个防爆门连接。从一侧过来的热风与对应过来的风粉形成涡流，从给煤机落下来的湿煤就被冲击粘在开孔上方管道的内壁上（见图1）。在运行中人工无法清除此处的积煤，同时从预热器来的一次风温达300C以上。在制粉系统停运后，由于磨煤机入口风门不严，漏过的热风使磨煤机入口处温度达100C以上，容易将入口处积煤引燃，燃烧的煤进入磨

18、煤机就会引起爆炸。2.1.3 细粉分离器处积粉自燃细粉分离器处积粉自燃主要发生在细粉分离器入口方形管道下部的较平缓段上。因为此水平段正上 方开有一个方形防爆门，因而使该处的通流面积增大，风粉气流的流速下降，增加了积粉的可能性。2.1.4 热风门内漏通过分析可知，1995年4号炉丙制粉系统发生爆炸的主要原因就是丙排粉机近路热风门不严。特别是 丙排粉机热风调门只能关至70%以致大量的热风内漏造成该制粉系统半年内9次爆炸。2.1.5 再循环风门处积粉自燃乏气中较细的煤粉，容易积存在排粉机岀口的再循环风门处。由于此系统不常使用，在制粉系统停运 时，从磨煤机热风门漏过的热风，在系统负压下经再循环流向排粉

19、机，会引起该处积粉自燃。燃烧的焦块 掉入排粉机或磨煤机内，就会引起爆炸。2.2制粉系统爆炸的防范措施2.2.1 防止磨煤机入口积煤磨煤机入口 6.5 m处积煤，主要是湿煤在气流冲击下粘上去的。不论制粉系统在运行中还是在停运时，都有可能将积煤引燃。如果将回粉管向上移到落煤管入口（见图1），将粉与煤的预混阶段提前，就减少了积煤的可能性。 如果在磨煤机入口上方的管道内加一个混合器（见图1），可使粉、煤、风得到良好的混合，既可防止在6.5 m处积煤，又能缓解下部料斗斜坡积煤，还解决了添加钢球时钢球掉入热风门卡涩风门的 问题。2019-4-14第6页共46页图1磨煤机入口上部管道图222 对细粉分离器进

20、行改造对细粉分离器入口切向处积粉，可通过在风道内加装导流板，增加局部扰动，提高该处的流速，增强 气流对下部积粉的冲刷，予以解决。同时，在加装导流板后，因风粉气流均匀，还可提高分离效率。2.2.3 改进粗粉分离器原粗粉分离器内锥体下方回粉档板（百叶窗），经常堆积杂物或煤粉，不但造成风粉气流短路，影响回粉，也经常自燃引起爆炸。把3、4号炉粗粉分离器的内锥体由倒锥形改为阶梯（撞击）式之后，消除了隐患，取得了经验。 将1、2号炉的粗粉分离器，更换为新型的SD-CB轴向皿型撞击式粗粉分离器。阻力由原来的240X 9.8 Pa降至80X 9.8 Pa ,岀力可提高 14%总电耗可下降 21%。通过对4台锅

21、炉粗粉分离器的改 造，不但解决了内部积粉问题，还提高了锅炉的效率。2.2.4 消除热风门内漏制粉系统设计有启、停程序，热风总门操作采用电动执行机构。但自投产以来从未使用过该程序， 且此电动风门不严，造成漏风。可以将磨煤机入口热风总门改装成（或增加）一只手动总门以减少漏风。还可将自然冷风门位置从热风调门前改至热风调门后，使其处于负压区，这不但可以解决漏入热风造成磨煤 机入口温度高的问题，还可以解决运行中热风从自然冷风门外漏污染环境问题。2.2.5 加强运行管理锅炉正常运行中，应对制粉系统的近路风风门，特别是容易积粉的磨煤机再循环风门等，坚持定期吹 扫工作制度。随着自动化程度的提高和全能值班制度的

22、实行，应进一步加强对新值班人员的培训，以达到系统熟，操作到位。3煤粉仓温度高的原因及防范措施3.1煤粉仓温度高的原因3.1.1 煤粉仓结构存在问题（1）由于原粉仓内壁面角度和内锥体角度太小（粉仓横向仓壁设计倾角为71.6 °，底部内锥体角度为 65°），使仓壁及内锥体易积粉 （见图2），造成粉仓温度高。 粉仓顶部四周因安装时留下一段高约600mm深约540 mm，约45°的死角（见图2），当煤粉落入粉仓内，比较细的煤粉会到处飞扬，慢慢落在该处，长时间堆积。遇上仓内温度高时，积粉便会自燃。图2横向粉仓改造示意图 在粉仓顶部横向装有 2个人孔门，其中北侧人孔门封闭不严

23、 （见图2），空气漏进粉仓引起煤粉自燃，高温气体聚积将粉仓顶棚烤裂。2019-4-14第7页共46页(4) 用16 Mn钢板焊接而成的煤粉仓下部内锥体，将粉仓分成2部分，每1部分又分割成6个小的仓格，每1仓格同样采用厚度为10 mm的钢板焊接成内锥体。由于粉仓下部所有内锥体的表面积达100 m2以上，而锥体外表面又没有采取保温措施，再加上给粉间封闭不严，冬季环境温度低，造成粉仓内锥体内表面结 露积粉。3.1.2 人为因素影响(1) 吸潮阀不按规定操作。在煤粉仓上部装有吸潮管 (见图3)。按规程要求，制粉系统运行时煤粉仓吸潮阀必须开启，制粉系统停运时吸潮阀应关闭。但在实行运行中，制粉系统到粉仓的

24、吸潮阀，应开启而没有开启，备用制粉系统到粉仓 (绞龙)的吸潮阀应关闭而未关闭，按规定在绞龙停止运行时吸潮阀应关闭，但在 实际运行中，也经常在开启位置。该开的吸潮阀不开，不但潮气不能吸岀，粉仓内的负压也很难建立和保证。该关的吸潮阀不关，增加了粉仓的漏风，为粉仓内可燃气体和煤粉混合物爆燃提供了必要条件。特别 是当制粉系统频繁启停时，各吸潮阀不能按规定及时开启和关闭，就会加剧粉温的升高。规程规定在排粉机由制粉乏气倒向近路风后，应及时关闭制粉系统各吸潮阀，但在运行中也常常没有 按要求进行操作。(2) 锁气器失去作用。细粉分离器下部有2道锁气器，它的作用一是防止漏风，二是在制粉系统爆炸后防止火源进入粉仓

25、。由于有的炉只剩1道锁气器起作用，因而易引起粉仓起火。如在1992年大修中将1号炉细粉分离器下部第2道锁气器去掉，改装在木屑分离器下部(见图3)。因煤粉经常从木屑分离器向外溢，故第2道锁气器重锤被人为地用铁丝拉起，使其处于开启位置。由于只剩第1道锁气器，封闭不严，加上换向档板不关，在粉仓温度高时，高温气体被吸上去，引燃木屑分离器小筛子上的木屑等杂物及锁气器内的积粉。以上火源又落入粉仓内引燃煤粉，形成恶性循环。(3) 绞龙下粉插板未关闭。在绞龙的下方设有4个下粉口，分别与 4个制粉系统联接。在每个下粉口安装一只手动插板(见图3)，只有在绞龙进行送粉时，需要授粉的下粉口插板才打开。但在实际运行中，

26、各炉绞龙的下粉插板经常处于开启或半开启状态，特别是绞龙两端(甲、丁制粉系统)的下粉插板经常在全开位置。因此也就使粉仓形不成负压，绞龙内应封闭也无法封闭。(4) 换向档板问题。在每台制粉系统的木屑分离器下方，设有一只手动换向档板 (见图3)。其作用是把细粉分离器下来的煤粉分别切换到粉仓或绞龙。当制粉系统停止运行时应使档板关闭粉仓一侧，以防止空气进入粉仓。但在实际运行中，当制粉系统停运时，此换向档板很少切向粉仓侧进行封闭。(5) 管理制度方面。在投产初期，电梯都由运行人员自己管理，不论白天晚上，运行人员到锅炉上部操作吸潮阀及换向档板都很方便，也能及时到位。但在1991年以后电梯划归实业公司电梯班管

27、理，白天，运行人员使用电梯需找电梯班来人操作，晚上则需步行到标高32 m处操作，所以就造成制粉系统启停后，不能及时按规定进行就地操作。直到1997年这一制度才改变，到位情况有了明显好转。图3粉仓上部布置图1989年修改颁发的运行规程中，只规定了磨煤机启动后开启粉仓吸潮阀，但没有规定在制粉系统停运后关闭吸潮阀；只规定了在制粉系统启动时将换向档板切向粉仓，但未规定在制粉系统停运后将换向档板 切向绞龙，圭寸闭粉仓。2019-4-14第8页共46页(6) 技改后遗留的问题。为了节省锅炉点火用油，加装了煤粉预燃室点火装置，增加4台新给粉机，将给粉机与粉仓连接的短节长度，由200 mm改为900 mm(见

28、图2)，但给粉机加长的短节未进行保温；在将粉仓上部不适合的板式锁气器改为锥式锁气器后，锁气器的外部也未进行保温，所以会增加粉仓内壁结露。3.2煤粉仓温度高的防范措施321 改进煤粉仓结构和保温(1) 因为3、4号炉粉仓采用钢板结构，外部保温效果差，造成粉仓内壁结露积粉，粉仓温度经常升高。虽于1989年把粉仓外部的保温全部进行了更换，但因粉仓内壁为钢板结构，结露问题仍没有彻底解决，后来 就在粉仓内壁浇灌一层砼。由于顶棚烧裂漏风，在1993年大修中将3号炉甲粉仓梁及顶棚全部更换。在1997年5月份大修中又将 3号炉乙粉仓4架梁及顶棚全部进行了更换。为了防止在高温下石子钙化后体积 膨胀，将外部砼胀掉

29、。采用耐火水泥配比，并将骨料由石子改为焦宝石。(2) 由于原粉仓内壁面角度和内锥体角度太小。1997年利用1号炉大修时间，对甲、乙煤粉仓进行了改造。在粉仓内壁打岀麻坑，浇上一层耐火砼，使两壁角度由原 71.6 °变为77°。又在原内锥体上加焊一层钢板，使底部内锥体角度由原65°改为70° (见图2)，以消除积粉。 粉仓顶部四周安装时留下的死角，已用砼浇灌，使其与壁面平齐，根除了此积粉点。(4) 原细粉分离器至粉仓下粉管之间设计为换向式档板，不严密，易漏风、粉。已将4台炉的下粉换向档板全部更换成插板式闸板门(见图3)，解决了漏风问题。(5) 因原绞龙改为链

30、式输粉机后一直无法使用，为了减少粉仓漏风，现已将绞龙所有下粉口用砼浇灌封堵。 原入孔门盖子为平板式，容易变形漏风，已将入孔门盖板改为翻盖式，采用不锈钢板外加硅酸铝毡保温。改变入孔门位置，由横向轴线布置改为纵向，在防爆门轴线两侧的粉仓内壁布置。3.2.2 改进吸潮管通路及防爆门(1) 原煤粉仓吸潮管岀口与粗粉分离器入口的煤粉管道相接，因系统负压小，易被沉积的煤粉堵塞。为了提高其负压，现已将吸潮管岀口从粗粉分离器入口管道改接到排粉机入口管道上，岀口负压由3.0 kPa提高到7.0 kPa。但是煤粉仓内负压过大，漏风反而会增加，从1号炉改后的情况看，因负压大，第 2道锁气器、木屑分离器等处的漏风明显

31、增加。最好加装1只负压表，调整煤粉仓负压，维持在 300 Pa左右，不得大于500 Pa。(2) 原膜片式防爆门，在多次粉仓爆炸时均未打开，加之防爆门铁皮经常腐蚀漏风，难以起到防爆门的作用。现已全部用重力(翻版)式入孔门代替，采用铝板结构和黄砂密封，效果良好。3.2.3 加强运行管理控制好磨煤机岀口温度，防止含水分过大的煤粉进入粉仓。定期降粉位，防止煤粉长时间在仓内存留。避免输粉机内积粉，特别是临时停炉，一定要密封粉仓，防止自燃。修订和完善现场运行规程。(修改稿收稿日期：2000-04-28)2019-4-14第9页共46页某电厂2号锅炉灭火分析与防治对策杨文启 梁 国(贵州清镇电厂清镇551

32、418)某电厂2号炉为武汉锅炉厂生产的WGZ/13.7-7型超高压固态排渣煤粉锅炉，设计燃用劣质烟煤与无烟煤的混合煤，煤的特性是发热量、挥发份低且变化大；着火、燃尽困难且不稳定。1999年7月23日对锅炉进行了冷态动力场试验，从试验各工况来看，一次风均无贴墙现象，一次风岀口气流轨迹比改造前远离 水冷壁，对炉内结焦有所改善，试验各工况气流在炉内形成强风环，当量直径比均小于改造前的强风环当 量直径比，形成位置适中，无偏斜现象。但从1999年12月5日至2000年1月13日，锅炉先后发生 7次灭火，多次炉膛负压波动。1锅炉运行中岀现灭火的情况(1) 1999年12月5日2:13，炉膛正压高达 3 0

33、00 Pa,保护动作炉内熄火，此时乙侧捞渣船放渣门螺栓 断，在进行检修，乙侧无水封。(2) 1999 年12月10日14:36，炉膛正压 992 Pa， 保护动作熄火。(3) 2000 年1月11日14:00，锅炉负荷192 MW 炉膛负压，保护动作熄火。2000 年1月11日17:19，锅炉负荷200 MW 炉膛负压高达 2 333Pa，保护动作熄火。(5) 2000年1月12日0:04，炉膛负压高达1716 Pa，保护动作熄火，当时投有4支油枪，仍燃着未灭。11:20取燃煤化验发热量为19.6 MJ/kg ，挥发份为8.99%。(6) 2000 年1月12日19:10，4号给粉机卡死，锅炉

34、负荷200 MW 20:02炉膛负压高达 2 263 Pa，保护动作熄火；当时单制粉系统运行，投有4支小油枪仍燃着未灭。(7) 2000 年1月13日，锅炉负荷198 MW炉内燃烧不稳，21:34炉膛正压高达1 300 Pa，保护动作熄 灭，重新点燃后 21:50恢复正常。2影响锅炉灭火的原因分析根据锅炉多次灭火的情况来看，锅炉灭火前炉内燃烧都不稳定，灭火时负荷都很高，灭火的发生来得很 快，按上述情况分析原因如下：(1) 锅炉炉膛内结渣严重时，不断发生掉焦，当大块焦渣掉入捞渣船的水池中时，不但溅起大量的水花，同时产生大量的水蒸气，引起炉内负压波动，当波动超过保护定值时，保护动作造成锅炉灭火。(

35、2) 捞渣机故障频繁，一方面链条刮扳捞渣机性能与质量较差，另一方面由于渣块的不断掉落，对捞渣 机的伤害较大，造成捞渣机不能持久稳定运行。当捞渣机发生故障停运时，锅炉渣斗的渣门关闭不严，又 无水封，漏风严重，大量冷风从炉底进入负压的炉膛，致使火焰中心抬高与偏斜，甚至破坏炉内的动力场， 使炉内燃烧性能恶化，两侧温差变大，均匀性变坏，结渣性增大，掉渣量增多增大，对捞渣机的伤害更加2019-4-14第10页共46页严重，形成恶性循环。与此同时，灼热的大渣块掉入捞渣船的水池中，突然产生大量的水蒸汽，引起炉膛 负压大量程波动，破坏炉内燃烧稳定。(3) 煤质差挥发份低着火困难，而且变化大，根据厂内燃煤工业分

36、析，发热量变化从1624MJ/kg，挥发份变化从7%19%,这种变化容易引起炉膛燃烧稳定性发生变化；再加上有时给煤机卡涩，给煤量时多时少，不但影响粉位高度不足，而且造成三次风带粉量变化；另外给粉机卡涩，销子断裂等时有发生，对锅炉燃烧造成严重的影响，尤其是给粉机突然停止供粉或粉位低造成供粉时有时无，对锅炉燃烧影响甚大。(4) 由于受习惯操作方式方法的影响，对新型燃烧器特性掌握不够，对其的运行操作还不能适应，风粉 比例配合不够恰当，以致对锅炉燃烧造成不利影响。(5) 下一次风的稳燃型直接点火燃烧器的喷口刚性不足，使用一段时间后发生变形，使稳定回流区发生 变化，气流不规范，造成燃烧稳定性下降。(6)

37、 受压部件的泄漏，如：吹灰蒸气管、水冷壁管等泄漏都会造成炉内负压波动而灭火。3锅炉防灭火对策(1) 捞渣机对锅炉燃烧稳定十分重要，应修则修，修则修好，保证质量；同时建议在捞渣船的上部适量 加装防冲破渣梁，一方面可增加捞渣船的刚性，保护捞渣机刮板，同时起到破渣的作用；或选择更好的捞 渣机更新。(2) 加强煤场管理，对不同煤种要分堆存放，锅炉煤斗进煤时尽力做好混煤工作，拟岀混煤措施，严格 执行。(3) 对制粉系统的设备要提高检修维护质量，适当的时候对煤粉仓进行一次全面的检查。(4) 根据2号炉冷态试验结果，在低负荷运行时采用正宝塔配风为宜；当负荷在100120 MW寸一次风粉可只投下两层，煤质特差

38、时投下3层；负荷在120170 MW寸投用下3层；而负荷在170200 MW时则应投全部4层，采用均匀布风。(5) 下两层一次风由直流式燃烧器改为稳燃型燃烧器后，阻力有所增加，根据冷态试验结果，由于改 造的下两层一次风气流刚性弱于未改造的上两层一次风气流刚性；因此配风时下两层一次风管的风速不能 低于27 m/s，且下一次风使用的给粉机转速不宜超过450 r/min ，中下一次风使用的给粉机转速不宜超过470 r/mi n 。(6) 由于锅炉下两层一次风燃烧器的侧二次风的敏感性较强，建议低负荷时应全关运行；高负荷时开度 一般不要超过 50%;必要时可安排两人进行调试，一人观察，另一人进行调整，寻

39、找最佳运行工况。(7) 由于锅炉燃用劣质烟煤与无烟煤的混合煤，发热量与挥发份都较低且变化较大，建议制岀的煤粉细 度R90不宜超过8%(8) 锅炉运行一段时间后检查发现下一次风口侧板变形较严重，说明刚性不足，应给予加固，或在适当的时候换新。(收稿日期：2000-08-31)第10页2019-4-1410第11页共46页420t/h无烟煤锅炉改造前后的运行分析谭建坤（广东省电力试验研究所，广东广州510600）摘要介绍了连州电厂 420t/h无烟煤锅炉的改造情况，并根据运行数据和试验结果，对锅炉改造前后的状况进行了分析和比较，结果说明改造后锅炉的稳燃及其它性能得到了明显的改善，为无烟煤锅 炉的改造

40、提供了借鉴。关键词 锅炉；改造；运行分析连州电厂2台125 MW机组的420 t/h 锅炉由哈尔滨锅炉厂制造。机组于 2000年先后投入商业运行。在调试期间和运行初期，锅炉燃烧稳定性一直较差，多次发生灭火现象，严重影响了机组的经济运行和安 全性。为了彻底解决问题，先后对1，2号锅炉进行了必要的改造，取得了较好的效果。1设备简介锅炉型号为HG-420/13.7-WM2，单锅筒、自然循环、集中下降管、一次中间再热、n型布置的固态排渣 煤粉炉。炉膛为正方形 9 580 mmx 9 580 mm，顶棚管标高为44 450 mm。设计煤种为当地劣质无烟煤。锅炉采用钢球磨中间仓储制，一炉两磨，热风送粉。燃

41、烧设备为四角切向布置直流式，假想切圆直径 为639 mm,逆时针方向旋转，三次风对冲布置。燃烧器布置（改造前和改造后）如图1所示，其中：上、下两层燃烧器为百叶窗水平浓淡式，带侧边风，中间一层为双通道自稳式燃烧器，带有腰部风。点火方式采 用高能点火器一轻油一煤粉两级点火。燃烧器设计特性参数如表1所示。为保证燃料充分燃尽，在水冷壁上敷设了一定面积的卫燃带。2改造前运行情况2号锅炉在调试期间和投产初期，燃烧稳定性一直比较差，经常发生灭火现象， 甚至有时1天灭几次火；并存在再热器汽温偏差大，热风温度达不到设计值等缺陷。为了改善锅炉稳燃，技术人员进行了大量的燃 烧试验并采用了一些稳燃措施以期找到最佳的燃

42、烧方式，主要是调整二次风的不同配风方式和在保证一次 风不堵粉的前提下尽量降低一次风速。试验逐步按上下大、中间小的二次风配比，将下二次风关至10%左右、中下二次风和双通道燃烧器腰部风全关、油枪风开至30%中上二次风为 50%上上和上下二次风为60%至80%,变成了下、中一次风喷口集中燃烧的布置方式，形成高浓度高温的着火区，着火区温度调整后比调整 前提高了 300400C。至此，锅炉的燃烧基本稳定。图1改造前后燃烧器的布置3改造措施3.1燃烧器改造为了彻底解决锅炉燃烧稳定性问题采取了以下改造措施：第11页2019-4-1411第12页共46页(1) 取消中下二次风；(2) 中上二次风风口尺寸适当增

43、大和位置下移，加装小油枪和稳燃罩；(3) 下一次风与中一次风靠近；(4) 三次风改为自引式，射流方向维持对冲布置；(5) 最下层油枪的位置由下部风室移至上部风室。另外，在燃烧器区域水冷壁增铺50 m2的卫燃带，进一步增加燃烧区域温度水平。这次改造就是将原来燃烧器的一、二次风口的均等配风布置改为一次风集中布置方式。一次风集中布置的结构特点在于把燃烧器的一次风口相对集中地布置在一起，使煤粉气流的着火和燃 烧相对集中，有利于提高燃烧器区域局部热负荷和温度水平，以改善燃料的着火条件。实践证明，这种结 构型式最适合于燃用挥发分低的贫煤和无烟煤，而连州电厂燃用的正是该类煤种。3.2提高热风温度为了提高热风

44、温度，在1号锅炉改造中，割除了上级空预器前的少部分省煤器，以期提高空预器前烟温，从而提高热风温度。但是，实践证明，割管措施并不理想，烟温没有多大提高，热风温度偏低也未改 善。因此，此项改造未在2号锅炉上应用。3.3解决再热汽温偏差问题为了减少再热汽温偏差 (A侧比B侧汽温高)，决定对水平烟道上的 A侧高温再热器进行割管处理，减少受热面，降低换热量。这是减少汽温偏差的最直接方法。4改造前后对比分析锅炉改造后一直运行稳定，没有发生由于燃烧不稳而引起锅炉灭火的事故；在机组频繁调峰时，锅炉 启停灵活、时间短，成功地为电厂节约了能源，增加了效益。为了鉴定改造效果，在改造前后分别进行了2次锅炉热效率测试。

45、在额定岀力下，锅炉热效率测试的部分试验数据见表 2，从表中可得岀如下几点结论：(1) 改造后锅炉热效率比改造前提高了0.5%。 其中机械不完全燃烧损失 q4并没有降下来，还上升了0.16% ;排烟热损失q2降低了 0.74% ;其它损失变化不大，基本可以忽略。由于q2的降幅大于q4的升幅，所以，总的锅炉热效率有所提高。(2) 炉膛岀口烟温提高了 50C。通过增铺50 m2卫燃带和一次风集中布置，有利于提高炉膛温度水平， 能改善燃料的着火条件。(3) 热二次风温仍然偏低于设计值40C，而空预器前烟温已达到设计值，热风偏低的原因不在于外部烟气温度不够。第12页2019-4-1412第13页共46页

46、(4) 锅炉蒸汽流量418 t/h时，再热器两侧均投 23 t/h的减温水，再热器进口汽温基本相等，热器岀口汽温 A侧比B侧稍大46C,偏差不明显。改造前为了消除两侧汽温偏差，A侧减温水要比多投68 t/h 。(5) 燃烧器经过改造，一、二次风的配风布置更加合理，为二次风的配风提供了可调整手段，可以通 过燃烧调整试验，找出最佳的配风方式，进一步提高锅炉效率。5结束语连州电厂2号炉的改造吸取了实际经验，遵循了无烟煤锅炉的设计和改造的基本原则。一次风集中布 置和加铺卫燃带，使煤粉燃烧相对集中，能量集中；合理减少高温再热器的受热面，解决汽温偏差问题。 从锅炉改造后的运行情况表明，锅炉的稳燃及其它性能

47、得到了明显的改善，从而提高了电厂的经济效益。参考文献：1徐通模，金定安，温龙.锅炉燃烧设备.西安：西安交通大学岀版社，1993(收稿日期：2003-02-01)第13页2019-4-1413第14页共46页锅炉受热面管道事故分析邵天佑（华能丹东电厂，辽宁 东港118300）1试生产期间锅炉受热面管道事故统计华能丹东电厂2台锅炉，为引进英国巴布科克能源有限公司生产的亚临界自然循环燃煤型锅炉，最大连续蒸发量1 165 t/h 。在机组168 h试运行以及试生产期间的半年多时间里，2台锅炉先后发生受热面爆管、漏泄、管段变形等损坏事故总计10次（见表1），造成多次停机停炉。锅炉受热面由水冷壁、过热器、

48、再热器及省煤器组成，其中过热器包括一级、屏式、末级及顶棚包墙过热器； 再热器包括一级、末级再热器。在发生的 10次受热面管损坏事故中，90%为过热器爆管或漏泄，其中包墙过热器 5次，占总数的50%过热器是锅炉承压部件中工作温度最高的受热面，管内流过的是高温高压蒸汽，其传热性能较差，而管外又 是高温烟气，所处环境恶劣，因此损坏事故的比例非常大。2锅炉受热面管道损坏原因及处理华能丹东电厂试生产期间锅炉受热面管道事故原因主要可分为设计、制造、安装及其它原因。而制造及设计 因素达8次之多，占总数的80%从统计数据中可以看岀，爆管大多数为单根短时过热超温爆管。其中属制造原 因的有：联箱内部存有制造时产生

49、的金属机械加工残留物，造成爆管占3次，因弯管应力损伤及钢管母材缺陷引发事故3次，共占总次数的60%属设计原因的有：因管排固定卡设计不合理，造成爆管、漏泄2次，占总次数的20%2.1联箱管堵塞引起的爆管主要是过热器入口联箱内接管处开有直径不等的节流孔，当有异物堵塞节流孔时，管内工质流通不畅，造成 管段短期过热变形、爆管。解决办法是对 2台锅炉的末级过热器、屏式过热器入口联箱全部用内窥镜检查。在已 检查过的2台锅炉末过、屏过共96个入口联箱的9个联箱内，发现并取岀联箱制造时残留的金属机械加工或切 割时铁水凝固残留物10余块（片），这些残留物绝大部分在机组安装前与母材有不同程度粘连，随着机组运行汽

50、流的长期作用，逐渐脱落，并在联箱内随蒸汽流动方向移动，当堵塞住节流孔时，发生短时超温爆管。2.2受热面管子母材缺陷因弯管部位应力集中造成断裂漏泄，钢管直段存在缺陷，钢管壁厚厚薄不均造成漏泄、爆管各1次。此类事故的发生随机性大，彻底根治难度较大，唯一的办法是在机组计划检修时，对锅炉受热面全面进行宏观检查，壁厚测量、胀粗测量，发现减薄及胀粗超标管及时更换，特别要加大对弯管处及应力集中处的检查力度，以减少 爆管次数。2.3设计原因锅炉前包墙过热器上部拉稀管排固定管卡设计不合理，原设计中只在每组管排的两端用螺栓固定，而其余管排中间均没有固定，由于每组管卡跨度较大，运行时因高温作用，卡子变形并与管排磨损

51、，造成管壁减薄，直至第14页2019-4-1414第15页共46页漏泄。同时由于不断振动，在管子应力集中区产生疲劳裂纹造成漏泄。对这部分的管卡固定方式加以改进，在每 组管卡的管与管之间部分均进行焊接固定，这样运行时振动减少，可有效地避免磨损事故及振动产生疲劳裂纹导致漏泄事故的再次发生。2.4安装质量对于已发生的安装原因造成的漏泄事故，主要是省煤器弯管部位与炉后墙固定筋板销钉端部相碰磨损，造成省煤器管漏泄。正常的安装程序固定用销钉应从炉内向外插装，但实际安装时，由于施工人员采用由外向内插销 钉的错误作法，销钉端部过长与省煤器管排接触相碰，运行时磨损造成漏泄。2.5其它原因对前包墙过热器弯管处疲劳

52、裂纹断裂性缺陷补焊处理时，裂纹源没有彻底消除掉，运行时补焊部位裂纹再次扩展，造成二次漏泄。因此对漏泄管段受热面修复时，有条件换管的一定要换管处理，对暂无条件换管的，也要 认真将扩展性缺陷挖除干净，方可进行补焊处理，并做好记录，在机组大小修时重新换管处理。3锅炉受热面管道的二次损坏锅炉受热面发生事故类型很多，主要有短时超温过热、磨损疲劳、母材缺陷等原因，除此之外，受热面管损 坏后造成的二次漏泄数量也较大，因为锅炉受热面承受高温高压，一旦爆管或漏泄，将对旁边的管子造成严重的 威胁，经常发生锅炉爆管后，爆口喷岀的汽流将邻近管子壁厚冲刷减薄，造成联锁漏泄事故的发生。从附表中可 以看岀，在10次损坏事故

53、中，共损坏受热面管 19根，因被冲刷造成二次损坏管数多达 6根，占总数的32%对 这种损坏的预防，要加强运行监督管理，发现有超温超压及其它异常情况及时采取有效措施，受热面爆管确认 后,停机停炉要果断，避免事故的扩大。4结束语火电厂相当大的一部分事故是由锅炉引起的，而过热器又是锅炉受热面事故的主角，如何确保过热器不发生漏泄、爆管等事故是解决受热面管损坏的关键。除了设计上从结构、布置以及选择最佳的过热器系统等多方面进 行综合考虑外，还应在现场合理正确地选用钢材，避免管子超温运行；对设计方面存在的问题及制造、安装时遗 留的缺陷，要及时进行处理；在机组检修时，要加大宏观检查、壁厚测量及蠕胀测量的力度。

54、（收稿日期：2003-01-13 ）第15页2019-4-1415第16页共46页除氧器补水管道振动分析及处理罗存存（略阳发电厂，陕西 略阳724300）热力发电厂汽水管道振动是常见的威胁安全生产的因素，尤其对人身安全构成极大威胁。略阳发电厂5号机组除氧器化学除盐水补水管就曾长期剧烈振动，并发生过补水逆止门爆炸停机事故。1振动概况略阳发电厂5号机除氧器为东方锅炉厂生产的高压喷雾填料式除氧器，工作压力0.49 MPa。为了提高系统补水安全性、操作性，增加了一条除盐水补水管道至除氧器补水系统如图1所示：图1增加除氧器补水管后的补水系统正常情况下，4，5号机除氧器并列运行，汽源由5号机5段抽汽提供，

55、抽汽参数301C, 0.69 MPa，除盐水补水压力 1.2 MPa，温度20C左右。振动 情况是，开始补水时振动几下，补水中不振，补完后振动3045 min，表现为剧烈的、如放炮似的连续间隔振动，整个管道从21 m除氧头一直至0m补水门处都在振颤，非常可怕，补水管道发生过多次不安全情况。在原因分析不准确情况下，将补水逆止门3次改变位置，改变与除氧头的距离，提高逆止门压力等级，但未取得任何效果。2原因分析从振动发生在补水后 3045 min可以看岀，问题应该岀在补水逆止门后一段空管道内，而不是逆止门 前满水管道内。振动机理分析认为：逆止门后*108管道至除氧头有 4.2 m距离，补水后这段管道

56、是低温的，此时除氧头上部是压力 0.49 MPa，温度约200C的蒸汽，查焓一熵图其比容约为0.45 m3/kg，这些蒸汽立即填充空管道，并急剧降温凝结，凝结成 0.001 m3/kg的水滴，当一团蒸汽在管壁上凝结为水滴时，比容相差400多倍，则在汽团凝结成水后突然形成局部真空，周围压力蒸汽要来填充因凝结而形成真空的空间，形成巨 大的冲击，如此连续凝结冲击，管壁也在升温趋于平衡，这个过程造成了连续的剧烈振动。据专家计算， 这种冲击力量可达数十吨。经过分析，可以看岀振动来自管道内部，管道长度只是加大振动而已。另外，经检查，除盐水补水门 确有少量泄漏，凉水不断进入除氧头，这又延续了振动的时间。3处理方案及实施由原因分析可以看岀，因为阀门微漏时有发生，故必须从根本上解决问题，并提高系统适应性。处理 的思路只有一条，就是不给其汽水交汇凝结的空间。第16页2019-4-1416第17页共46页处理方案是，在紧贴除氧头处，除盐水补水管加一U型水封如图2，这样补水后，只有水封后很短约100 m