大型锅炉事故与分析(共53页)

1、PAGE PAGE 62编号(bin ho)毕业设计报 告设计(shj)题目：大型电站锅炉事故(shg)与处理姓名专业名称热能动力工程班级 11热动 指导老师姓名：（姓名） （单位）报告准备日期2013年3月2013年4月提交日期：2013年4月答辩日期： 2013年5月答辩委员会主席：评阅人：2013年五月目录(ml) TOC o 1-2 h z u HYPERLINK l _Toc354761389 （单位）江西电力职业(zhy)技术学院 PAGEREF _Toc354761389 h 1 HYPERLINK l _Toc354761390 目录(ml) PAGEREF _Toc35476

2、1390 h 2 HYPERLINK l _Toc354761391 前言 PAGEREF _Toc354761391 h 3 HYPERLINK l _Toc354761392 第一章 火电厂大型锅炉预防与危险性分析 PAGEREF _Toc354761392 h 5 HYPERLINK l _Toc354761393 1-1火电厂大型锅炉工作流程介绍 PAGEREF _Toc354761393 h 5 HYPERLINK l _Toc354761394 1-2防止锅炉事故的重要意义 PAGEREF _Toc354761394 h 6 HYPERLINK l _Toc354761395 1-

3、3当前锅炉机组事故的特点 PAGEREF _Toc354761395 h 8 HYPERLINK l _Toc354761396 1-4预防事故发生与扩大的措施 PAGEREF _Toc354761396 h 9 HYPERLINK l _Toc354761397 1-5故障分析的目的、方法 PAGEREF _Toc354761397 h 10 HYPERLINK l _Toc354761398 1-6预防危险性分析的概述 PAGEREF _Toc354761398 h 11 HYPERLINK l _Toc354761399 1-7预防危险性分析的步骤 PAGEREF _Toc3547613

4、99 h 11 HYPERLINK l _Toc354761400 1-8预防危险性分析在电站锅炉典型事故中的应用 PAGEREF _Toc354761400 h 12 HYPERLINK l _Toc354761401 第二章 最常见锅炉事故分析与处理 PAGEREF _Toc354761401 h 12 HYPERLINK l _Toc354761402 （关于锅炉四管） PAGEREF _Toc354761402 h 12 HYPERLINK l _Toc354761403 2-1 水冷壁常见事故分析与处理 PAGEREF _Toc354761403 h 13 HYPERLINK l _

5、Toc354761404 2-2 省煤器常见事故分析与处理 PAGEREF _Toc354761404 h 16 HYPERLINK l _Toc354761405 2-3过热器，再热器常见事故分析与处理 PAGEREF _Toc354761405 h 18 HYPERLINK l _Toc354761406 第三章 PAGEREF _Toc354761406 h 22 HYPERLINK l _Toc354761407 锅炉四管以外其他主要事故分析与处理 PAGEREF _Toc354761407 h 22 HYPERLINK l _Toc354761408 3-1 烟风道系统常见故障 PA

6、GEREF _Toc354761408 h 22 HYPERLINK l _Toc354761409 3-2 各种燃烧设备常见故障分析与处理 PAGEREF _Toc354761409 h 23 HYPERLINK l _Toc354761410 3-3电站锅炉辅助设备泵与风机及其油站事故分析与处理 PAGEREF _Toc354761410 h 28 HYPERLINK l _Toc354761411 3-4 磨、给煤机常见事故分析与处理 PAGEREF _Toc354761411 h 35 HYPERLINK l _Toc354761412 第四章 大型电站锅炉元件的失效与案例 PAGER

7、EF _Toc354761412 h 38 HYPERLINK l _Toc354761413 4-1锅炉元件可能产生的损坏现象 PAGEREF _Toc354761413 h 39 HYPERLINK l _Toc354761414 3-2锅炉元件损坏原因的一般判别方法 PAGEREF _Toc354761414 h 40 HYPERLINK l _Toc354761415 第四章 心得体会 PAGEREF _Toc354761415 h 47 HYPERLINK l _Toc354761416 参考文献 PAGEREF _Toc354761416 h 48前言(qin yn)当我们踏入电气

8、化社会以后，电力工业发挥着越来越大的作用。电力工业是国民经济的重要基础工业，是国家经济发展战略中的重点和先行行业。在现在社会中，经济的增长，社会的进步都与电力工业的发展有着紧密的联系。电厂作为电能生产(shngchn)的供应单位，确保其机组的安全、经济运行就显得十分重要。我国电站锅炉占锅炉总数量的比例不高，但电站锅炉都是大型(dxng)锅炉，压力高，功率大，一旦发生事故，容易造成群死群伤。近年来，电站锅炉重大以上事故较少，但一般事故不断。据统计表明，100MW及以上机组非计划停用所造成的电量损失中，锅炉机组故障停用损失占6065，1995年100MW及以上锅炉及其主要辅机故障停用损失电量近12

9、0亿kwh。故障停用造成的启停损失(启动用燃料、电、汽、水)若每次以3万元计，仅此一项全国每年直接经济损失就达2400万元。与此同时每次启停，锅炉承压部件必然发生一次温度交变导致一次寿命损耗，其中直流锅炉水冷壁与分离器可能发生几百度温度的变化，从而诱发疲劳破坏，造成设备的损坏。据中电联统计资料显示，我国的电力装机容量和年发电量近年来已跃居世界第二。这充分说明了，随着改革开放以后，我国国民经济的飞速发展，国民经济对电力能源的需求量越来越大，国家对电力的投资也越来越大。而占据我国电力工业主要部分的火力发电，近年来更是得到了长足的发展，大批的300MW、600MW发电机组装机，投运。随着电力资源的需

10、求量的增加，火力发电企业不断的扩大装机容量和发电量，必然对发电机组参数的要求越来越高，就会集中的出现发展过程中，所带来的一些安全问题。尤其是电站锅炉安全问题。因为随着电厂锅炉容量的增大和工质参数的提高，过热器和再热器等部件所承受的温度和压力也逐渐的提高，就很容易造成受热面的吸热量分配和流量分配出现不均匀现象，极易造成过热器和再热器爆管，或者由于其他原因（如其工作条件恶劣、管件材质不良、焊接接头不合格、人为的操作失误等），时常会发生管壁磨损、泄漏、爆管甚至还会出现爆炸等现象。电厂锅炉属于高温高压设备，若生产过程中出现超压，压力超过设备强度极限，就会产生物理爆炸。据有关材料统计，在“七五”期间，全

11、国大型电站锅炉事故占大机组设备事故的65.8%，频繁地发生非计划停运事故。从事事故重要度来看，火电厂锅炉事故是目前电力企业安全生产的最大威胁，不仅给人们日常生活造成诸多不便，而且也给电厂本身带来极大的经济损失和意外的人员伤亡。例如，宁波某发电厂1号机组配套的锅炉与1993年3月发生了炉膛爆炸事故，造成23人死亡，8人重伤，16人轻伤；锅炉标高21米以下损坏情况自上而下趋于严重。冷灰斗向炉后侧塌倒，呈现开放性破口，侧墙与冷灰斗交界处撕裂水冷壁管31根，立柱不同程度扭曲，刚性梁拉裂；水冷壁管严重损坏，有66根开裂；炉右侧21米层以下刚性梁严重变形，0米层炉后侧基本被热焦培至冷灰斗，三台碎渣机及喷射

12、水泵等全部埋没在内。事故后，清楚的灰渣堆积容积为934立方米，停炉抢修132天，这次事故直接经济损失780万元。所以说，电站锅炉一旦发生事故可能产生非常严重的后果。不仅关系到企业职工的生命健康和千家万户的幸福，还关系到国家经济的发展和社会稳定。目前我国电厂锅炉安全管理(gunl)大部分还是借助于安全评价，采用安全表法进行检查管理。但所使用的安全表大部分只是分散地罗列一些检查内容，没有形成一个系统，这样可能出现漏项或不足项，不便被人理解，使得电站锅炉的安全管理没能从本质上取得突破性的进展。为此，对于电厂的工作者和管理者来说，怎样从本质上来保证锅炉的安全生产与运行，采取什么措施来预防各类事故的发生

13、，用什么制度来避免员工的失误操作行为，又如何才在生产过程中让人、机、物、环境始终处于受控状态，按照什么标准来控制等，这些都是他们目前所面临的、有待解决的问题。而解决这些问题的最有效的一个方法就是把事故发生的原因分析清楚，把事故的机理(j l)弄明白，实施锅炉系统安全标准化管理。只有对锅炉典型事故进行深入的研究，分析出试过的最基本原因，从事故最基本原因出发，才能制定出有效的、全面的标准来，才能控制住这些基本事件，实现锅炉的安全运行，同时也只有实施标准的规划，才能使操作者做到管理有章法，作业有程序，操作有标准，进而极大地限制和约束人为的失误。第一章 火电厂大型锅炉(gul)预防与危险性分析锅炉承重

14、部件基本可以分成三类：一是受拉部件，如吊杆；二是受压部件，如钢柱、支承杆；三是受弯部件，如梁。他们都具有(jyu)突发性损坏的特点，如吊杆断裂、压杆失稳和桁架失稳。所谓失稳或翘曲失效是指作用在支撑杆、支柱上的压力达到某一临界水平时，它们有时会突然发生例如弓起、褶皱、弯曲等几何形状上的剧烈变化。这时从强度观点，作用力产生的应力完全在设计范围内，但剧烈的几何变形而引起的大挠度可能破坏结构的平衡，形成不稳定的构形，使其突然崩溃，即通常所谓的失稳或翘曲失效。而吊杆的断裂因为常发生在具有应力集中特征的螺扣处，现在使用的锅炉多为悬吊式锅炉，此类锅炉由于锅炉受热面、汽水联箱、管道、烟风煤粉管道都通过支吊架、

15、梁、桁架，由钢柱承重；并以膨胀中心为零点，向下，向四周膨胀。一旦承重系统失效，部件脱落，部件的几何形状即发生变化，同样可以导致锅炉部件失效。理论计算表明，一根细长的受热管可以承受很高的内压，但却不能承受一般的轴向压力，更不能承受侧向弯曲力的作用，否则将产生变形失效，导致事故发生。为了更好的找出锅炉事故的基本原因，应熟悉锅炉的工作流程，充分地了解各个设备的功能及作用，这样才能清楚系统中各事件间的因果关系和逻辑关系，不至于在逻辑上紊乱、因果上矛盾(modn)。因此，首先介绍大型电站锅炉的工作流程，然后采用预先危险分析对大型电站锅炉典型事故进行危险性分析。1-1火电厂大型锅炉工作流程介绍 火电厂大型

16、锅炉系统可分为燃烧系统、风烟系统和汽水系统三大系统，下面分别对其进行概述。1 燃烧(rnsho)系统 燃烧系统主要由锅炉(gul)的炉膛、制粉系统、送风系统、引风系统等组成。其工艺过程，煤从煤场取出后，经过滚轴筛，粒度大于30mm的大块进入碎煤机破碎，然后(rnhu)与其他小于30mm的煤块一起送至原煤仓，经磨煤机磨细后送锅炉燃烧器喷嘴，喷入炉膛内燃烧，释放的热能传递给炉膛四周的水冷壁，产生灰渣和烟气。2 风烟系统 冷空气由送风机到空气预热器中加热，然后分两路送入锅炉炉膛，一次风被送到磨煤机中干燥和输送煤粉，二次风直接经喷燃器送入炉膛以补足煤粉燃烧所需的空气量。燃烧后的高温烟气再顺次经过炉膛上

17、方的过热器、再热器，尾部的省煤器和空气预热器，继续把热量传给蒸汽、回抽蒸汽、水和空气。冷却后的烟气经干式静电除尘器除去飞灰，由引风机抽吸吸到高烟囱排放。3 汽水系统 首先来水经低压加热器加热，再经除氧器除去水中的氧气和其他不凝结气体，然后通过水泵加压送入高压加热器继续加热，最后经省煤器预热后作为水进入循环锅炉给水系统。锅炉给水在水冷壁中加热汽化后，进入汽水分离器。流体在汽水分离器内分离成水和饱和蒸汽，进一步吸收烟气热量成为高温高压的过热蒸汽，然后通过主蒸汽管道送到汽轮机高压缸冲击汽轮机转子转动。汽轮机高压缸的排气被送至锅炉的再热器再热后，继续送至汽轮机中压缸继续做功，推动汽轮机发电。1-2防止

18、锅炉事故(shg)的重要意义电力工业的安全生产关系国民经济发展与人民生活(shnghu)的安定，也是电力企业取得经济效益的基础。锅炉机组是火力发电厂三大主机之一。可靠性统计表明，100MW及以上机组非计划停用所造成的电量(dinling)损失中，锅炉机组故障停用损失占6065，1995年100MW及以上锅炉及其主要辅机故障停用损失电量近120亿kWh。故障停用造成的启停损失（启动用燃料、电、汽、水）若每次以3万元计，仅此一项全国每年直接经济损失就达2400万元。与此同时每次启停，锅炉承压部件必然发生一次温度交变导致一次寿命损耗，其中直流锅炉水冷壁与分离器可能发生几百度温度的变化，从而诱发疲劳破

19、坏。因此，防止锅炉机组的非计划故障停用，历来受到各级领导的重视。部防止电力生产重大事故的二十项重点要求中列出了防止大容量锅炉承压部件爆漏、防止锅炉灭火放炮，防止制粉系统爆炸等三项反措要求，要求逐项续贯彻。为减少锅炉机组故障引起的直接与间接损失，减少故障停用带来的紧张的抢修工作，发电厂的安全监察、锅炉监察、技术监督工作者及全体检修、运行、管理人员，必须认真贯彻“安全第一、预防为主”的方针，落实反事故措施，提高设备的可用率，防止锅炉事故的发生。 防止承重部件损坏，应从防止超载及维持支、吊件承载能力两方面着手。当前应注意以下问题： (1)锅炉钢结构的工作温度。美国锅炉规范规定承重构件受热后温度不得大

20、于315，这是因为钢材的屈服强度因温度上升而急剧下降。建筑设计防火规范中规定无保护层的钢柱、钢架、钢层架耐火极限只有15分钟，说是说在大火中钢结构很快变形失效。为此要求： 锅炉油管路，电缆的铺设要离开承重部件； 一旦发生火灾要组织力量控制承重部件的温度，此时立柱和大梁(dling)的冷却至关重要。 (2)要避免炉膛严重堆焦、转向室灰斗存灰、风道积灰与烟道(yn do)存水等超载现象。 (3)锅炉刚性梁的作用是承受一定的炉膛爆炸力，其薄弱环节是角部绞接结构(jigu)。在设计抗爆压力下，刚性梁的挠度f=1500。有怀疑时，应通过测试，确定是否需要加固。 (4)吊杆的安全性取决于力的分配及坡屋内吊

21、杆高温部位的强度是否满足要求，最好使用有承力指示的吊架。个别吊杆弹簧压死或不承力都是不正常的现象，要作为锅炉定期检验内容加以确认调整。 (5)现代锅炉普遍采用全密封膜式炉壁，并确立膨胀中心，为此在锅炉周围、上下设许多向构件，保证以膨胀中心为零点，向一定方向膨胀。凡是没有按设计值胀出的，必然存在残余应力，将影响支吊架安全，务必要究其原因，以防意外。(6)要弄清锅炉承重部件的设计意图，哪些是受拉杆件，哪些是受压杆件，哪些接合部位要留间隙，哪些部件是要焊牢的。在检验过程中严格贯彻设计意图，维持结构承重功能。1-3当前锅炉机组事故的特点锅炉机组的事故特点是与锅炉所用的燃烧、锅炉结构、控制手段与工艺水平

22、密切相关的。1955年发生在天津的田熊式锅炉下泥包苛性脆性，死亡77人的事故，如今由于淘汰了铆接、胀接工艺，此类事故已被消灭。由于给水品质的提高及蒸汽参数的提高，出现在中小型锅炉的水循环事故及表面式减温器事故也趋于消灭。随着自动控制水平的提高，锅炉缺满水及灭火放炮事故也逐步得到控制。与此同时，由于采用亚临界、超临界参数，采用悬吊式全密封结构，以及实现计算机控制等等，也带来了一些新问题需要研究解决。鉴于各局、厂情况不同，防范措施理当有所区别，本文仅根据国内电厂发生的锅炉故障情况，按严重程度与分布频率，提出以下分析意见。（1）锅炉承重结构的变形、失稳使悬吊式锅炉坍塌(tnt)是导致近年来锅炉报废的

23、最终原因，必须高度重视支吊、承重结构的安全。（2）炉外管道爆漏、受热面腐蚀、转动(zhun dng)机械飞车、制粉系统爆炸、锅炉尾部受热面烧损是造成人员伤亡，设备严重损坏的主要原因。（3）锅炉四管爆漏仍居当前锅炉机组非计划停用原因的首位。锅炉四管因蠕变(r bin)、磨损、腐蚀、疲劳损坏以及焊口泄漏，常常可以因调度同意使用而不构成事故，但因其停用时间较长，直接、间接损失大仍是锅炉故障损失的主要因素，必须加以重视。（4）锅炉辅机故障，包括送风机、引风机、磨煤机、排粉机、一次凤机、捞渣机、回转式空气预热器等转动机械卡转、振动、烧瓦等，此类故障约占锅炉机组故障停用次数的10左右，常常是机组降出力的原

24、因。（5）热工保护装置故障误动引起机组跳闸，其次数随保护装置采用范围的扩大而有所增加，这是当前新机组投产初期运行阶段的常见故障。说明要解决如何进行设计、安装，使控制手段与设备性能相匹配，并缩短磨合期等问题特别需要对基建工序的安排与配合问题加以研究。但当前主要应防止因耽心误动而随意退用保护装置的倾向。 可燃气体或粉尘与空气形成的混合物在短时间内发生化学反应，产生的高温、高压气体与冲击波，超过周围建筑物、容器、管道的承载能力，使其发生破坏，导致人身伤亡、设备损坏，称为爆炸事故。通常说，发生爆炸要有三个条件，一是有燃料和助燃空气的积存：二是燃料和空气的混合物的浓度在爆炸极限内；三是有足够的点火能源。

25、天然气的爆炸下限约为5，煤粉的爆炸下限是2060gm3，爆炸产生的压力可达0.31.OMPa。就锅炉范围而言，可燃物质是指天然气、煤气、石油气、油雾和煤粉；构成爆炸事故的有炉膛爆炸、煤粉仓爆炸及制粉系统爆炸。1-4预防事故发生(fshng)与扩大的措施综合分析全国大型锅炉故障停用的原因，可以明显地发现，必须(bx)从设计标准、设计选型、制造安装、运行调试全过程努力，才能最有效地防止事故的发生。作为发电厂必须搞好检查、修理，认真整治设备，严格各项规章制度的贯彻执行，才能真正提高设备的可靠性。同防止发电厂其他设备(shbi)故障一样，防止事故发生与扩大的措施是：（1）重视运行分析，推广在线诊断技术

26、，提高预防性检修的质量。（2）重视热工报警及自动保护装置的投用，反对强撑硬拼，把事故消灭在萌芽状态。（3）事故后要认真分析事故原因，以便采取针对性的措施。同时要研究其他单位事故案例，分析潜在的不安全因素并采取相应措施。（4）加强燃料、汽、水品质、金属焊接管理，做好防磨防爆工作。（5）要认真审定事故处理规程及“防灾预案”，运行人员要训练有素以正确判断与处理事故，避免灾难性事故的发生。1-5故障分析的目的、方法控制电站锅炉故障主要在于预防，在于把缺陷消灭在酿成事故前。但是一旦发生了故障，在组织抢修的同时，分析故障原因也是安监人员与锅炉专业人员义不容辞的责任，不可偏废。成功的故障分析可以避免类似事故

27、的重演，加速抢修恢复，工作不有利于分清责任，从而提高设计、制造、检修、运行工作质量，也有利于合同的执行。不成功的故障分析往往导致事故的再次发生或导致反措资金的浪费。例如，1984年10月，一台300MW机组的一台风扇磨炸裂飞车，风扇磨叶轮碎裂成23块，飞散在锅炉房零米层，当场打死检修班长李，事故发生在检修后试转时，迅速查明原因才能在避免人身事故的前提下解决电网用电的需要（见图4-3-1）。事故调查组在记录好叶轮碎块分布状况的基础上，组织力量通过拼凑叶轮原貌，从分析断口裂纹发展方向着手找出了原始裂纹及裂纹起源点，从而把疑点迅速集中到修复叶轮磨损所用镶条的拼接点上。接着用着色探伤法逐台检查，发现只

28、用此工艺修复的几台风扇磨叶轮的相应部位，都发现裂纹。由于很快找出了事故原因，从而可以有针对性地更换叶轮备件，使机组很快投入正常运行。而如某厂屏式过热器联箱管座角焊缝泄漏事故，从焊接接头断口宏观检查看，焊缝焊接质量确实存在缺陷，但由于没有细致分析，即决定全部管座重新施焊，事隔不到一年该处又连续发生管座焊口泄漏。最后查明原因是：该屏式过热器用振动吹灰，为了使全屏都振动而达到(d do)除灰的目的，在管间加装了固接棍，这样屏式过热器管上部由联箱管座固定，中部由固接棍固定，由于管间不可避免地存在温差膨胀不畅以及对接时存在的焊接残余应力，导致焊口一再泄漏。当取消固接棍后，这部分焊口泄漏才能解决。说明第一

29、次故障分析由于没有找到事故根源，不仅多耗了返修的资金，也导致事故的重复发生。当然对于一些多因素、复杂的或不常见的事故，要求一次抓住主要故障原因，从而采取针对性的措施解决问题有一定的难度，但作为事故调查工作的目标与责任应该是：要找出事故根源防止重复性事故发生。根据多数安监工作者成功的经验(jngyn)，在事故调查方法方面应该做到：（1）掌握(zhngw)故障第一手材料。包括故障前运行记录，事故追忆打印记录，损坏部位的宏观状况，部件损坏的起源点及扩大损坏面的状况等。（2）以事实及各项化验，试验数据为依据，避免主观过多的推论。（3）在掌握各种损坏方式的特征及各种分析手段所能得出的结论的前提下，事故调

30、查人员应当迅速组织取样、化验与测试。（4）分析情况要有数量概念。在设计范围内超过设计范围，保护正确动作或定值不当或误动等都要用数据说明。（5）根据部件失效的直接原因，查制造、安装、检修、运行历史情况，以规程、标准的规定为依据判定是非。（6）要分析故障的起因(qyn)，也要分析事故处理过程，从中找出故障扩大的原因与对策。1-6预防危险性分析(fnx)的概述预防危险性分析是进行某项活动（包括(boku)设计、施工、生产、维修等）之前，对系统存在的各种危险因素、出现可能性和事故可能造成的后果进行宏观、概略分析的系统安全方法。其目的有以下4点：大体识别与系统有关的主要危险；鉴别生产危险的原因；预测事故

31、出现对人员及系统产生的各种影响；判定已识别的危险性等级，提出消除或控制危险性的措施。1-7预防危险性分析的步骤（1）确定危险源。通过经验判断、技术诊断或其他方法调查确定危险源，并对所有需分析系统的生产目的、物料、装置及设备、工艺过程、操作条件以及周围环境等进行充分的了解；（2）根据过去的经验教训及同类行业生产中发生的事故情况，对系统的影响，损坏程度，类比判断所要分析的系统中可能出现的情况，查找能够造成系统故障物质损失和人员伤害的危险性，分析事故的可能类型；（3）对确定的危险源分类，制成预防危险性分析表；（4）转化条件，即研究危险因素转变为危险状态的触发条件和危险状态转变为事故的必要条件，并进一

32、步寻求对策措施，检查对策措施的有效性；（5）进行危险性分级，排列出重点和轻、重、缓、急次序，以便处理；（6）制定事故的预防性对策措施。1-8预防危险性分析在电站(din zhn)锅炉典型事故中的应用从国内外火电厂大型(dxng)锅炉系统发生过的典型安全事故来看，导致电站大型锅炉系统发生危险性强、危害程度大的事故主要有：炉膛灭火大炮、爆炸、尾部烟道二次燃烧，致使空气预热器超温而烧损或变形；锅炉“四管”泄露以及锅炉清渣作业人员伤害事故等。这些事故先不但会严重损坏锅炉设备，而且能造成人身伤亡，危害甚大。所以事先对它们采用预防危险性分析，确定事故类型及危险性等级，找出引发事故的基本因素，提出一系列对策

33、措施，使人一目了然，形象(xngxing)地掌握这种联系与关系，更好地画出事故图，制定精细化管理控制措施，提供参考条件。第二章 最常见锅炉事故分析与处理（关于锅炉四管） 2-1 水冷壁常见事故分析与处理1 水冷壁管排泄漏(xilu)常见故障 图5： 内螺纹管水冷壁示意图 水冷壁是锅炉的主要蒸发受热面， 通过水冷壁吸收炉膛辐射热将水或饱和水加热成饱和 蒸汽(zhn q)，使炉膛出口烟气温度和炉墙温度得以降低，保护炉墙，防止受热面结垢。水冷壁有 光管和膜式水冷壁。 2 故障(gzhng)现象 （1）受热面积灰。 （2）受热面腐蚀。 （3）水冷壁或尾部受热面管子发生泄漏。 （4）受热面结焦。 （5）

34、管排变形。 （6）管子发生蠕胀现象。 （7）炉膛漏风。 3 原因(yunyn)分析 （1)烟速过低。吹灰器吹灰效果(xiogu)不佳造成受热面集灰。 （2)由于积灰，吹灰蒸汽温度低，尾部烟道漏风，造成(zo chn)腐蚀。 （3)厂家焊口质量不佳，内外管壁腐蚀，管子磨损，管子焊口有附加应力，管材有缺陷 造成泄漏。 （4）管排排列不均形成烟气走廊，尾部烟道后墙防磨板损坏，烟气流速过高，管夹子松 动发生碰撞，吹灰不当，造成管排人孔门处磨损严重。 （5）没有按设计煤种供应燃料，造成燃料中灰分的 ST 温度过低，炉膛热负荷过高，炉膛 出口烟道截面太小，喷燃器调整不当，炉膛门孔关闭不严，墙式吹灰器失灵，

35、炉膛出口受 热面管排不平整，造成受热面结焦。 （6）管排支架或活动连接块损坏或脱落。没有按时吹灰，使管排大面积挂焦，造成管排 变形。 （7）运行中严重超温使管子过热。汽水品质有问题，管子内壁大量结垢。换管子时管材 不对。管内有异物。以上都会造成管子蠕胀。 （8）各人孔门、看火孔关闭不严。内护板加装不合理，热态时拉裂造成漏风，管子鳍片 没有密封焊。水封槽缺水，炉顶穿墙管处膨胀节损坏。4 处理方法 （1）适当提高烟气流速，检修吹灰器使其正常工作，杜绝受热面管子的泄漏。 （2）清除积灰加强吹灰，提高吹灰蒸汽温度，消除尾部 烟道的不严密造成漏风。 （3）保证焊接质量，采取有效措施防止腐蚀和外壁磨损，消

36、除管子的附加应力，换新管 应做光谱分析，保证不用错管子，并不准使用有缺陷的材料。换管时确保无异物落入管子 中，新管子必须通球，防止炉膛(ltng)上部结焦，保证吹灰蒸汽温度，加强吹灰管的疏水。 （4）校正管排，消除烟气(yn q)走廊修复修防磨护板，调整烟气流速，减少对迎风面管子的冲 刷，调整、修理管夹自装置，使其牢固，适当吹灰。校正弯曲的管子，消除管子与管子之 间的碰装和摩擦。 （5）按设计要求合理配煤。适当调整(tiozhng)喷燃器摆动角度。加强炉膛吹灰，经常检查使炉膛 各门孔关闭严密。修后炉膛出口受热面管排平整。 （6）检查恢复已损坏的支架和固定连接板，恢复开焊或脱落的活动连接块，按时

37、吹灰， 防止管排结焦，校正已变形的管排。 （7）严格运行操作，不使蒸汽超温，严格控制汽水品质，换新管时严把质量关，保证不 错用管材，换管时防止异物落入管中，所换管子必须进行通球。 （8）保证各门孔关闭严密，内护板按设计要求安装焊接。所有管子鳍片都应有密封焊接。 及时焊补各膨胀节，确保严密。5 防范措施 （1）利用大小修按照防磨、防爆计划对受热面进行全面、仔细的检查。 （2）提高检修人员检修素质，严格检修工艺。 （3）制定应急预案，发现问题(wnt)及时解决。 2-2 省煤器常见事故分析(fnx)与处理1 省煤器 图6：省煤器剖面(pumin) 省煤器管排泄漏常见故障 省煤器是利用排烟余热加热给

38、水，降低排烟温度，节省燃料。经过省煤器的给水提高 了温度，降低了给水与汽包的温差，可以减少汽包的热应力，改善汽包的工作条件。 2 故障(gzhng)现象 （1）管排积灰(j hu)。 （2）管子内壁结垢(ji u)、外壁腐蚀。 （3）管子泄。 （4）管排变形。 （5）管子发生蠕胀现象。漏风。 （7）防磨罩损坏或脱落。 （8）管子磨损。 3 原因分析 （1）烟速过低。吹灰器吹灰效果不佳。 （2）由于积灰，吹灰蒸汽温度低，尾部烟道漏风，给水品质不合格造成内壁结垢、外 壁 腐蚀。 （3） 厂家焊口质量不佳，内外管壁腐蚀，管子磨损，管子焊口有附加应力，管材有缺陷， 造成泄漏。 （4）管排支架或活动块损

39、坏或脱落。没有按时吹灰，使管排大面积挂焦造成管排变形。 （5）运行中严重超温使管子过热。汽水品质有问题使管子内壁大量结垢，换管时管材不 对，管排有异物等都会造成管子蠕胀。 （6）各人孔门、看火孔关闭不严。内护板加装不合理，热态时拉裂造成漏风。 （7）防磨罩、防磨板开焊。 （8）管排排列不均形成(xngchng)烟气走廊，防磨罩、防磨板损坏或脱落，烟气流速过高，管夹子 松动发生碰撞，吹灰不当，造成管子磨损。 4 处理(chl)方法 （1）适当提高烟速，检修吹灰器使其正常(zhngchng)工作。 （2）清除积灰，加强吹灰，提高吹灰蒸汽温度，消除尾部烟道人孔门不严的漏风。提高 汽水品质，长期停炉时

40、应做好充氮保护。 （3）采取有效措施防止内外壁磨损，消除管子的附加应力，换新管时应进行光谱分析， 保证不用错管子，并不准使用有缺陷的材料。换管时确保无异物落入管子中，新管必须通 球，保证吹灰蒸汽温度，加强吹灰管的疏水。 （4）检查恢复已损坏的支架和固定连接板，恢复开焊或脱落的活动连接块，按时吹灰， 校正已变形的管排。 （5）校正管排，消除烟气走廊，修复恢复防磨护板及防磨装置，调整烟气流速，减少对 迎面管子的冲刷，调整修复管夹子装置使其牢固。适当吹灰，校正弯曲的管子，消除管子 与管子之间的碰撞和摩擦。 （6）保证各门孔关闭严密，内护板按设计要求安装、焊接。 （7）防磨罩、防磨护板重新焊接。 （8

41、）严格运行操作，不使蒸汽超温，严格控制汽水品质，换管时严把质量关，保证不错 用管子。 5 防范措施 （1）利用临修、小修对受热(shu r)面进行仔细检查。（2）严格(yng)检修工艺。 2-3过热器，再热器常见事故(shg)分析与处理1 过热器，再热器概况 再热器的进汽是汽轮机高压缸的排汽，它的压力约为主蒸汽压力的20%左右，温度稍高于相应的饱和温度，流量约为主蒸汽流量的80%，离开再热器后的蒸汽温度约等于主蒸汽温度。再热器与过热器相比，有以下几个特点。 再热蒸汽压力低，蒸汽与管壁之间的对流放热系数削，再热蒸汽对管壁的冷却效果差；再热蒸汽压力低、温度高、比容大，再热蒸汽的容积流量比主蒸汽大的

42、多，再热蒸汽连接管道直径比过热蒸汽大；再热蒸汽对汽温偏差较敏感；再热蒸汽出口气温受进口气温的影响；当汽轮机甩负荷或机组起停时，再热蒸汽无蒸汽冷却，可能烧坏，因此过热器和再热器之间装有高压旁路，将过热蒸汽通过高压旁路快速减温减压后引入再热器，从而起到保护再热器的作用。耒阳电厂二期300MW机组锅炉再热器系统由低温再热器、高温再热器以及两者之间的过渡管组组成。再热蒸汽的工作流程：高压缸排汽经再热蒸汽冷管道事故喷水减温器再热器进口集箱四组低温再热器管组过渡管组高温再热器管组再热器出口集箱经再热器热管道进入汽轮机中压缸。 过热器汽温随给水温度的上升而降低，随给水温度的降低而提高，在机组运行时常常会因高

43、压加热器的停运等原因而使给水温度降低，由于大型锅炉过热器总体呈对流汽温特性，如果给水温度降低过多，有可能引起过热蒸汽超温，通常采用降低负荷运行方法保证过热器安全；随着炉膛出口过量空气系数增大，辐射式过热器汽温降低而对流式过热器的气温增加；过热气温和再热汽温随火焰中心位置的降低而下降；炉膛受热面结渣或集灰，会使炉内辐射热量减少，过热器区 烟温提高，因而汽温增加；过热器本身严重集灰、结渣或管内结垢时，将导致汽温下降；火焰中心位置升高，其出口汽温升高，反之，火焰中心位置降低，过热汽温和再热汽温下降；饱和蒸汽湿度增大，过热汽温下降，反之，过热气温上升。 通常采用的汽温调节方法有：使用喷水减温器，喷水减

44、温是将水直接喷入过热蒸汽中，水被加热、汽化和过热，吸收蒸汽中的热量，达到调节汽温的目的(md)，耒阳电厂二期自然循环锅炉采用两级减温，总喷水量为锅炉负荷的5%8%，第一级布置在屏式过热器前，作为整个过热器汽温的粗调，同时还可保证屏的安全运行，喷水量略大于总喷水量的一半；第二级布置在末级过热器之前，作为过热器出口汽温的细调，同时还可保证末级过热器的安全运行，减温器的喷水来自给水泵出口的高压水；汽气热交换器；蒸汽旁通法；烟气再循环；分隔烟道挡板调温法，当再热器布置在锅炉尾部烟道内时，为了调节再热气温，有时把尾部烟道用隔墙分开，分别将再热器和低温过热器布置在两个并联的烟道中，在它们后面布置省煤器，在

45、出口处设有可调烟气挡板，调节烟气挡板，可以改变流经两个烟道的烟气流量，从而调节再热汽温，耒阳电厂二期机组锅炉采用烟气挡板作为再热蒸汽温度调节的主要手段，而以事故喷水作为辅助调节手段，事故喷水通常只在非正常工况下控制再热汽温；调节火焰中心位置 图7：过热器，再热器系统(xtng)部分示意图2 过热器、再热器管常见故障 过热器是将饱和蒸汽加热成具有一定温度的过热蒸汽，以提高电厂的热循环效率及汽 轮机工作的安全性。分：辐射式过热器（分隔屏）半辐射式过热器（后屏过）对流过热器 （末级过热器） 。 再热器是将汽轮机做功后的蒸汽返回锅炉重新加热至额定温度，然后再送回汽轮机低 压缸做功，以降低汽轮机末级叶片

46、(ypin)的湿度，提高机组的安全性，提高热力循环效率。 3 故障(gzhng)现象 （1）受热面积灰。 （2）受热面内壁结垢，外壁腐蚀。 （3）管子发生泄漏。 （4）管排磨损。 （5）管排变形。 （6）管子发生蠕胀现象。 4 原因(yunyn)分析 （1） 烟速过低。吹灰失灵。管子(gun zi)有泄漏。 （2）由于积灰，吹灰蒸汽温度低，尾部烟道漏风(lu fng)，给水品质不合格造成内壁腐蚀，外壁 腐蚀。 （3）厂家焊口质量不佳，管子磨损及内外壁腐蚀，管子焊口附近应力集中，管材有缺陷 造成泄漏。 （4）管排排列不均形成烟气走廊，尾部烟道后墙防磨板损坏，烟气流速过高，管夹子松 动发生碰撞，吹

47、灰不当。 （5）管排支架或活动连接块损坏或脱落，造成管排变形。 （6）运行中严重超温使管子过热，蒸汽品质有问题使管子内壁有大量的结垢，换管时管 材不对。管内有异物造成管子蠕胀。 （7）各人孔门、看火孔关闭不严造成漏风，管子鳍片没有密封焊严。5 处理方法 （1）适当提高烟速，检查吹灰器使其正常运行工作，杜绝受热面管子的泄漏。 （2）清除积灰，加强吹灰，提高蒸汽温度，消除尾部烟道不严造成的漏风，提高汽水品 质，长期停炉时应做好充氮保护。 （3）在焊接质量方面，采取有效的措施防止腐蚀和外壁磨损，消除管子的附加应力，换 新管子时应进行光谱分析，保证不错用管子并不准使用有缺陷的材料。换管时确保无异物 落

48、入管子中，新管必须通球，保证吹灰蒸汽温度，加强吹灰管疏水。 （4）校正(jiozhng)管排，消除烟气走廊，修复防磨护板，调整烟气流速，减少对迎风面管子的冲 刷，调整、修理管夹自装置，使其牢固。 （5）检查恢复已损坏的支架和固定(gdng)连接板，恢复开焊或脱落的活动连接块，按时吹灰。 （6）保证各人孔门关闭(gunb)严密，所有管子鳍片都应密封焊。 （7）利用临修、小修对受热面进行全面检查。 （8）提高检修人员检修素质，严格检修工艺。 第三章 锅炉四管以外其他主要事故分析与处理 3-1 烟风道系统常见故障1 烟风道系统 烟风道系统由送、引、 一次风及风道、烟道、烟囱及其附件组成的通风系统。烟

49、风系 统的作用是送风机、一次风机克服送风流程（包括空气预热器、风道、挡板、支撑）的阻 力，将空预器加热的空气送至炉膛及制粉系统，以满足燃烧和干燥燃料的需要。通过引风 机克服烟气流程（包括受热面、电除尘、烟道支撑、挡板等）的阻力，将烟气送入烟囱， 排入大气。烟风系统可以根据设计需要保持炉膛的适当的压力。 图8： 风烟(fn yn)系统部分设备示意图 2 故障(gzhng)现象 （1）人孔门(kn mn)漏风、灰。 （2）风道内支作卡涩。轴头漏灰。 3 原因分析 （1）人孔门端盖钢板强度不够。密封垫损坏。螺栓强度不够。 （2）煤中含灰量大。空气、烟气流速太高。 （3）挡板门与风道两侧膨胀卡涩。 （

50、4）挡板门轴头填料盒强度不够，密封调料材料少，质量差。 4 处理(chl)方法 （1）更换厚钢板，用石棉绳和水玻璃重新制作垫片。更换强度(qingd)高的连接螺栓。 （2）适当调整空气、烟气流速。对磨损(m sn)严重的支撑进行更换，对磨损轻微的做好修补。 （3）利用临修、小修传动挡板，切去影响的挡板。 （4）利用临修、小修重新更换轴头端盖并填加耐高温、耐磨的填料环。 5 防范措施 （1）加强点检，出现问题及时处理。 （2）提高员工的检修工艺培训，严格检修工艺。 3-2 各种燃烧设备常见故障分析与处理1等离子燃烧器简介以及常见故障 1.1等离子燃烧器 等离子燃烧器是利用直流电流（280-350

51、A）在介质气压 0.01-0.03MPa 的条件下接触引 弧,并在强磁场下获得稳定功率的直流空气等离子体,该等离子体在燃烧器的一次燃烧筒 中形成 T5000K 的剃度极大的局部高温区,煤粉颗粒通过该等离子 “火核” 受到高温作用， 并在 10-3 秒内迅速释放出挥发物，并使煤粉颗粒破裂粉碎，从而迅速燃烧，这样就可以大 大减少促使煤粉燃烧所需油的引燃能量。 图9：等离子燃烧器结构(jigu)示意图 1.2等离子燃烧器故障(gzhng)现象 （1）等离子端弧。 （2）等离子阴极管冷却水管漏水(lu shu)。 1.3 故障原因分析 （1）阴极头损坏。 （2）阳极头损坏 （3）冷却水、冷却风压力低。

52、 （4）冷却水管接头松动。 1.4 处理方法 （1）关闭冷却风、冷却水拆卸阴极枪管更换阴极头，并用专用铁刷对阳极头进行 清理。 （2）拆卸阴极枪管检查阳极头是否漏水，如漏水应更换阳极头。 （3）检查调整阀门开度冷却水、冷却风压力是否与其它几个一致 （4）联系电热人员对控制电路和电机进行检查。 （5）重新拧紧冷却水接头螺栓。 1.5 防范措施 （1）加强点检(din jin)，发现问题及时处理 （2）利用(lyng)临修、小修对等离子进行全面的检查修理。 （3）提高职工的检修工艺培训(pixn)，严格检修工艺。2 直流燃烧器与旋流燃烧器常见故障 2.1直流燃烧器与旋流燃烧器 直流燃烧器的形状窄长

53、，布置在炉膛四角，托电一期锅炉为直流燃烧器由六组燃烧器 喷出的气流在炉膛中心形成一个切圆。直流燃烧器喷出的一、二次风都是不旋转的直射气 流，喷口都是狭长形。 旋流燃烧器是利用其能使气流产生旋转的导向结构，使出口气流成为旋转射流，托电 二期锅炉为轴向叶轮式旋流燃烧器，前后三层对冲燃烧。燃烧器有一根中心管，管中可插 油枪。中心管外是一次风环通道，最外圈是二次风环形通道。这种燃烧器对锅炉负荷变化 的适应性好，并能适应不同性质的燃料的燃烧要求，且其结构尺寸较小，对大容量锅炉的 设计布置位置较为方便。 图9：直流燃烧器示意图 2.2 故障(gzhng)现象 （1）炉膛(ltng)燃烧吊焦。 （2）燃烧器

54、入口(r ku)插板门漏粉。 （3）燃烧器出口浓向分流板磨损严重。 （4）燃烧器外壳有裂纹。 2.3 原因分析 （1）没有按设计煤种供应燃料，造成燃料中灰分的 ST 温度过低，炉膛热负荷过高，炉膛 出口烟道截面太小，喷燃器调整不当，炉膛门孔关闭不严，墙式吹灰器失灵，炉膛出口受 热面管排不平整，造成受热面结焦。 （2）火焰中心偏向#1 角，阻塞了喷口面积，使#1 角阻力增大，发生结渣。 （3）插板门安装不合适。法兰连接螺栓松动。 （4）一次风流速过高。 （5）燃烧器材料与设计不符。 2.4 处理方法 （1）严格按照设计煤种要求合理配煤。适当调整喷燃器摆动角度。加强炉膛吹灰，经常 检查使炉膛各门孔

55、关闭严密。修后炉膛出口受热面管排平整。 （2）检查#1 角燃烧器角度是否与其它三个角一致。 （3）运行中测量各台磨风速，调整到合适的流量。 （4）利用临修、小修传动燃烧器入口二次风各挡板门是否开度一样 （5）利用临修、小修重新调整插板门安装位置并对法兰连接螺栓重新进行热紧。 （6）利用临修、小修重新更换浓向分流板。 （7） 用补焊钢板的方法对有裂纹的燃烧器外壳进行加固。 2.5 防范措施 （1）加强(jiqing)点检，发现问题及时分析并做响应的调整。 （2）利用停炉仔细检查燃烧器四周(szhu)及内部，发现问题及时处理。 （3）检查磨煤机出口分离器调节(tioji)挡板是否有损坏的。 （4）

56、加强职工的检修工艺培训，严格检修工艺要求。 3 点火枪常见故障 3.1 点火枪 点火装置是锅炉启动时引燃油枪或当锅炉低负荷或煤种变化而引起燃烧不稳时，用于 助燃，以维持燃烧稳定。 3.2 故障现象 （1）点火空难。 （2）点火器推不到位或不退出及退到位。 （3）油管电磁阀打不开。 3.3 原因分析 （1）油枪雾化片堵塞。 （2）控制开关有问题 （3）点火枪损坏。 3.4 处理方法 （1）关闭油枪管道阀门，蒸汽吹扫阀门，清理油枪雾化片。 （2）联系热工人员检查电磁阀，如电磁阀无问题，对点火装置进行拆卸检查推进器气缸。 （3）联系热工人员更换新的点火枪。 （4）受动敲打油管电磁阀体，操作电磁阀开关

57、，保持阀门开关自如。 3.5 防范措施 （1）加强点检，发现问题及时处理。 （2）提高职工的检修工艺培训，严格检修质量。（3）定期(dngq)清理油枪雾化片。 3-3电站锅炉辅助设备泵与风机及其油站事故(shg)分析与处理1 送风机及油站常见故障 图10： 轴流式送风机流量(liling)压力图 1.1 故障现象 （1）润滑油外漏。 （2）送风机入口有异音。 1.2 原因分析 （1）送风机轴封骨架损坏。 （2）液压调节头油(tuyu)管接头损坏。 （3）轴承箱内部(nib)测点有松动。 （4）风机(fn j)轴承箱油管有损坏。 消音器与暖风器安装位置不对。 1.3 处理方法 （1）利用临修，拆

58、下轴承箱整个转子，更换轴封骨架密封。 （2）紧固液压调节头油管接头。 （3）联系热工紧固轴承箱内部测点螺栓。 （4）更换损坏的轴承箱油管。 （5）利用小修重新更换消音器与暖风器前后位置。 1.4 防范措施 （1）加强点检，发现问题及时处理。 （2）提高职工的检修工艺培训，严格检修质量。 （3）定期检查油位和油取样工作。 （4）利用临修、小修对送风机进行全面、仔细的检查。2 离心式一次风机及油站常见故障2.1离心式一次风机2.2 故障现象 （1）一次风机周期性振动超标。 （2）电机润滑油站润滑油乳化。 （3）电机润滑#1 油泵启动后系统压力不足联启#2 油泵。一次风机入口有异音 2.3 原因分析

59、 （1）叶轮轴向密封环铜条损坏。入口调节挡板门开度不一致。暖风器、消音器间距小造 成吸风量不足。 （2）油冷却器端盖螺栓(lushun)松油水连通。 （3）#1 油泵出口阀门内弹簧卡涩，动作(dngzu)失灵。 （4）消音器与暖风(nun fn)器安装位置不对。 2.4 处理方法 （1）利用临修，更换新的铜密封环，联系热工重新传动入口调节门，保持两侧开度 一致。 （2）检查并处理两侧调节挡板们执行机构，保持一致。 （3）更换新的油泵出口阀门。 （4）利用小修重新更换消音器与暖风器前后位置。 2.5 防范措施 （1）加强点检，发现问题及时处理。 （2）提高职工的检修工艺培训，严格检修质量。 （3

60、）定期检查油位和油取样工作。 （4）利用临修、小修对一次风机进行全面、仔细的检查。 3 引风机 3.1 引风机及油站常见故障 故障现象： （1）叶轮转子非驱动端振动大。 （2）风机驱动端轴承轴封漏油严重。 （3）叶轮转子非驱动端回油管温度高（72以上） （4）油站油泵有异音。 （5）润滑油站压力低报警。 （6）动叶调节各挡板门开度不一致。 3.2 措施 （3）检查油管并做通球试验，加厚油管、风机内桶保温厚度 （4）停止油泵运行，检查并更换联轴器缓冲垫。 （5）重新调整油站系统配流盘，保证卸油与供油量适当位置。 （6）利用风机停运，联系热工重新(chngxn)传动执行机构，调整挡板门保持一致。