锅炉事故案例

CFB锅炉事故案例古雷石化动力分部技能培训课件之一、点火风道爆炸2005年、土耳其某电厂135MW等级循环流化床锅炉在点火过程中，点火风道爆炸并损坏事故原因直接原因:(1)油点火失败后,大量油雾积存在点火风道内部,吹扫不充分燃油阀内漏,再次点火,油雾发生爆炸。(2)燃气点火之前或点火失败后,大量燃气积存在点火风道内部,吹扫不充分,点火(或再次点火)时,燃气发生爆炸。间接原因:(1)点火控制逻辑与OFT保护逻辑不完善或不合理,导致点火前已有燃料进入点火风道(2)燃油(气)快关阀及有关阀门内漏(3)吹扫不充分防范措施措施:(1)完善点火控制逻辑与OFT保护逻辑,确保点火之前与点火失败之后,燃油(气)快关阀及有关阀门关闭(2)进行燃油(气)泄露试验,确保燃油(气)快关阀及有关阀门关闭严密。(3)点火之前与点火失败后,均应进行吹扫,吹扫风量、炉膛负压、吹扫时间必须得以确保。二、炉膛、尾部烟道、旋风分离器、除尘器、烟风道、的爆炸2008年江苏某电厂440T/H循环流化床锅炉炉膛爆炸，炉膛水冷壁严重开裂，钢梁变形严重。2008年，安徽某电厂1067T/H循环流化床锅炉尾部烟道爆炸，膨胀节等损坏。2003年，河北某电厂75T/H循环流化床锅炉除尘器爆炸，外壳损坏，极板变形2003年，山东某电厂75T/H循环流化床锅炉旋风分离器爆炸耐火材料坍塌，旋风分离器外壳损坏事故原因直接原因:(1)锅炉不完全燃烧产生的大量可燃气体与粉尘积存于锅炉某些部位。(2)锅炉局部突然着火或开始充分燃烧。间接原因:(1)加入床料中，可燃物含量太高>10%。(2)锅炉启动过程中，长期油煤混燃，且不完全燃烧。(3)长期床温在较低范围(<700C)内运行，燃烧不充分。(4)频繁断煤、又大量来煤，床温较低。(5)锅炉热态备用时，燃料燃烧不充分，热态启动遇明火。(6)炉膛负压不稳定，烟风道(部分烟风i刻度过小)不畅通。防范措施防范措施：(1)床料添加过程，控制床料可燃物<3%,粒度分布合理。(2)点火过程中脉冲透煤后控制油煤混燃时间，在允许时间内，迅速、可控的提高床温到煤稳定燃烧温度。(3)运行过程，频繁断煤又大量来煤过程中，控制合适的进煤量，尽量保持床温在较高的范围内运行，保持床温稳定缓慢上升，避免利用大量给煤来抢床温、抢负荷。(4)锅炉投油枪助燃时，已投煤量或适时给煤量必须减少，并进行炉膛吹扫。(5)锅炉灭火后，或长期燃烧不充分，应充分吹扫，吹扫时烟风道挡板开度>30%。(6)锅炉压火时，避免利用大量给煤来提高床温压火，避免燃煤燃烧不完全(氧量小于10%)压火，热态启动时，烟风挡板刻度较大，炉膛负压较大。(7)锅炉设计必要的防爆门，因为锅炉爆炸时，虽然FSSS保护动作，但仍不足以避免极限爆炸，FSSS保护范围有限。防爆门在一定程度上减小锅炉爆炸时的破坏程度。三、锅炉满水事故1981年7月12日，广东省海口轮胎)厂内胎车间1名锅炉工违反劳动纪律上班睡觉，致使锅妒注满水后，蒸汽压力过高，当内胎车间1名硫化工(女)打开罐门取胎时，内胎因蒸汽压力过高而胀破，喷出的蒸气和热水将该硫化工严重烫伤。事故原因(1)运行人员疏忽大意，对水位监视不严或无操作;运行人员擅离职守，放弃了对水位及其他仪表的监视。(2)水位表故障造成假水位而运行人员未能及时发现。(3)水位报警器或给水自动调节器失灵而未及时发现现场处理措施(1)发现锅炉满水后，水位表也往往看不到水位，但表内发暗，这是满水与缺水的区别。(高水位报警应发出声音;过热蒸气温度降低:给水流量不正常的大于蒸汽流量等)。应冲洗水位表，检查水位表有无故障，确认满水后，立即关闭给水阀，停止向锅炉上水，启用省煤器再循环管路，减弱燃烧，开启排污阀及过热器、蒸汽管道上的疏水阀，待水位回复正常后，关闭排污阀及疏水阀。查清事故原因并消除，调整给水，恢复正常运行。四、锅炉水击事故某化工厂的1台20L/h燃煤锅炉，建成投产于1999年，工作压力1.27WPa,气动式自动调节给水，2002年8月24日16时5分，该锅炉正在满负荷运行，当时工作压力为1.1MPa,忽然从炉顶传来较大而急促的水击声，经确定，水击是在给水管道与上锅筒连接处到附近止回阀间发生的。锅炉紧急停炉后，经排查发现，给水管穿锅筒处无变形或损坏，锅筒外保温层局部脱落。原因分析当打开上锅筒人孔检查时，发现锅简进水管穿锅筒位置，短管接法兰处开焊，焊接痕迹只有3点，上下法兰连接只有2只螺栓，螺栓松懈连接且已全部锈住，两法兰之间无连接密封材料。由此分析，每当锅炉自动上水关闭时，上锅筒压力为1.1MPa,致使蒸汽由上法兰缝隙处窜入给水管道，当蒸汽进入到止回阀时，该阀自动关闭，产生水击，满负荷生产使供水频繁，造成汽水冲击加剧，致使发生较大而急剧的水击声响。1、施工人员马虎，图省事2、年度大修走过场：该厂每年的锅炉大修都由车间维修人员自行完成，在每次的上锅筒检修时，只限于打开人孔后，用手电筒检查锅筒内部装置有无损坏或位移，以及锅筒汽水空间的腐蚀情况，而忽略了对内部管路细节的认真检查，致使事故隐患未能被及时排除。3.水质控制不严格虽然该锅炉有一套除氧装置，但未能投入使用，从法兰与短管焊点较为严重的锈迹上分析，上水管道腐蚀较为严重造成焊点强度降低，这也是此水击事故的重要原因事故教训1.要切实提高各级各类人员的管理、技术、操作和维修水平，做到各项工作求真务实，避免不必要的工作失误。2.严格执行，《压力容器安全技术监察规程》，把好工程管理的质量关，眼见为实，对压力容器安装、检验、使用做至严格到位。3.对在用设备本身的运行工艺安全状况进行科学的定期检查，投入必要的生产配套装置，设立安全生产档案，积极消除安全隐患，确安全生产五、给水管路切换过热蒸汽异常1、事件发生时间:2006年06月01日2、事件发生时工况:机组滑停中，机组负荷163W，锅炉制粉系统A、B、C三台磨煤机运行，给水方式为电泵单独运行。3、事件发生、扩大及处理情况:10时25分，按值长令，主值将给水由主路切至旁路运行。操作完成后，主给水门前压力为10.48MPa，主给水门后压力为9.45MPa,过热蒸汽温度为368C。约2分钟后运行人员发现过热蒸汽温度降至349C.运行人员立即减小减温门开度，过热蒸汽温度逐渐升至为416C，后过热蒸汽温度稳在405C。事故原因及扩大原因分析1、直接原因分析主给水门前玉力波动导致过热蒸汽温度大幅波动。2.根本原因分析:主给水主路切旁路运行过程中，由于给水旁路为30%流量，关闭主给水门后，主给水门前压力由9.45MPa升至10.48MPa，给水压力升高导致减温水压力及流量上升，过热蒸汽温度由368C降至349C，运行人员关小一、二级减温水门后，过热蒸汽温度由349C升至416C，9分钟内温度升高67C.b)煤水比失调。运行人员操作减温水门过程中，操作幅度过大，使过热蒸汽温度升高。防范措施1.加强技术培训，提高运行人员操作技能。监盘人员要熟悉减温水的使用特性，防止猛增猛减，造成汽温波动幅度较大，2.在滑停过程中，控制过热、再热蒸汽温度变化率≤1C/min。主给水主路切旁路操作时，根据主给水门前压力的变化来调整一、二级减温水门开度。3.加强风险预控，运行部针对此操作制定出有效可行的操作票和相应的技术措六、气压突升导致MFT一、事件发生时间:2007年5月5日。二、事件发生、扩大及处理情况:11时25分，机组负荷605MW,高调门开度32%，主汽压力24.4MPa,一次调频投入，机组运行正常。11时27分，应热工人员要求投入协调，配合调试人员工作。经值长同意投入汽机遥控后，高压调门迅速关闭，值班员立即解除遥控，调门已关至12%开度，负荷降至320MW。值班员立即重新开启调门，此时主汽压力快速上升，值班员立即手动停止E、F磨运行，并手启过热器PCV阀，压力最高至32Mpa。11时28分，分离器出口已升至457.7C,分离器出口温度高保护动作，锅炉MFT，汽机跳闸。灭磁开关及发变组出口5001开关跳闸，6KV厂用电I、II段切换成功，III段不成功，手动断开6KV1II段工作电源1603开关，合上备用电源1630开关。6KVIII段所有负荷跳闸，A、B、C、D循泵跳闸，B送、引风机跳闸。12时33分，转速到零，投盘车正常。事件原因及扩大原因分析1、直接原因分析:分离器出口温度高保护动作，锅炉MFT2、根本原因分析:经调试及热工人员追忆查明，引起调门关闭、负荷指令至零的原因是一次调频与CCS反馈指今不一致，导致DEH接收到零负荷指令，引起系统扰动。厂用电III段切换不成功原因可能是快切系统未复位，造成四台循泵因失去冷却水跳闸。事件暴露出的问题:1、一次调频与CCS反馈指令不一致是本次事故的诱因。2、进行投协调操作时，值班员对操作的危险点分析不够，没有做好相应事故预3、运行人员经验不足，对异常及事故处理能力差。4、设备风险评估不到位，未能及时发现操作中存在的隐患。防范措施1、调试及热工人员重新整定--次调频及CCS系统反馈回路参数。2、厂用电快切装置每次切换后必须复位，方可进行下次自动切换。3、加强运行人员热控逻辑学习，提高事故处理能力。4、加强工程安全管理，在现有基础上对工程调试过程中风险评估系统进行补充七、过来吹灰导致MFT一、事件发生时间:2007年7月24日。二、事件发生、扩大及处理情况:

14时25分，炉膛负压瞬间由-50Pa到-1707Pa,后又到+322Pa,炉膛火焰消失，锅炉MFT动作，机组跳闸，检查发现捞渣机内有较多的落渣。MFT首出:炉膛火焰丧失。16时08分，机组恢复，与系统并网。事件扩大及扩大原因分析1.直接原因分析:炉膛火焰消失，锅炉MFT动作。2.根本原因分析:经过对当时的机组负荷情况、锅炉燃烧工况、燃料特性等方面进行分析，认为在加负荷前锅炉带较低负荷运行较长时间，最低250W。由于低负荷时锅炉一般不进行吹灰，近期煤质差灰分含量高(最高时40%以上)，屏式过热器有较多结焦，水平烟道斜底积灰严重。机组加负荷至570MW后，锅炉开始进行脉冲吹灰，对炉内水平烟道产生较大冲击，使大量积灰松动垮灰，同时屏式过热器的焦块也有大量掉落，空气动力场发生变化，对炉膛燃烧产生很大扰动，各磨煤机四个角均检测不到火焰，全炉膛无火导致锅炉MFT动作锅炉灭火。事件暴露出的问题1.入炉原煤灰分过高，远远高于设计值，原煤煤质发热量偏低，运行中煤量大，灰熔点不稳定，锅炉屏式过热器上结焦严重。

2.电科院燃烧调整工作不到位，锅炉燃烧没有达到最佳效果，影响火焰中心上移，炉膛上部易结焦。3.近期脉冲吹灰系统经常出现不能正常投入的情况，虽经厂家多次处理，但仍未处理好。脉冲吹灰系统吹灰效果不好，加剧了受热面的积灰。

4.运行人员风险预控不到位，对锅炉长期低负荷运行后进行吹灰的危险性认识不足。防范措施1.要求物资部在原煤采购上，要尽量采购锅炉设计、校核煤种或煤质较好的煤。燃料运行部应根据负荷曲线加强入炉原煤的配煤工作，确保锅炉运行稳定。2.根据锅炉目前运行状况，锅炉如果长时间低负荷运行，在减负荷前要加强吹灰，减少积灰、结焦，防止大量掉焦引