电厂化学运行班事故反思

电厂化学运行班事故反思5.19事故反思考转眼，我厂“5.19人身伤亡事故”已过去一年了，结合过去的这一年的工作，谈谈我在化学运行工作中对安全的认识：造成事故的原因不外乎就是平时工作责任心不强、自我保护意识差、对安全不重视、工作程序不完善、没有认真开好班前班后会、每一起血淋淋的教训都与违章有着必然的联系，细思我们在平常的工作中，对于各项规章制度，安全规定虽然在不断的学习从中内心认识到位了多少、是否及格，都要打个未知数。班前班后会中，尽管在不断的强调遵章守纪，按规定执行巡检制度，但在实际工作中总有那么些人，不断的“挑战”规定的权威性，以侥幸心理我行我素，在出现问题时还不以为然，认为这些都是小事情。往往正是这种麻痹心理作祟，导致不可挽回免的后果。事故的扩大，不该发生的事情发生了，应该避免的没有避免，这不仅给当事人造成一生的遗憾，还对企业造成一定的损失。学习两票三制的规定，一直是我们安全学习的重头戏，但在实际工作中，最容易出问题的地方就在这里。虽然无票作业已得到避免，但是习惯性违章问题在生产操作中还时常存在，错误的操作与平时工作的不严谨与按规定步序进行操作有着必然的关系。化学专业在去年后半年的几个月内，连续出现几起误操作导致的设备损坏等事故。其中酸碱溢流为多次重复发生的事件，其误操作内容无任何技术含量可言，纯粹为人员不操心，工作责任心不强所致。所以不要总是在事故出现后才想起自己工作中这些、那些地方做的不足，后悔没能好好执行安全工作规定，后悔没能认真执行安措，此时一切以晚已，世上没卖后悔药的。与其在出现问题后无尽的悔恨，不如认真做好现在的工作。只有加强对“安全第一，预防为主”的理解，把安全这根弦始终贯穿于安全管理及生产的全过程，通过安全思想教育工作，使每一位职工牢固树立“安全第一，预防为主”思想，加强安全管理，落实各级安全责任，落实“四不放过”管理规定，真正实现三不伤害。化运**班第二篇：火力发电厂化学专业典型故障及处理6800字火力发电厂化学典型故障及处理一、离子交换除盐典型故障1．一级除盐阴床放钠引起阴床出水电导偏高的问题。1.1主要现象或表征：阴床出水钠明显高于进水，出水DD偏高，再生正洗时间延长甚至无法正洗合格，周期制水量下降。由于阴离子交换器运行时不监测Na+，故放钠现象一般不易被人们发觉。1.2原因1.2.1对于系统旧树脂，主要是树脂有机物污染引起的（如益阳电厂#1、#2系列一级除盐系统20xx年初出现的故障）。有机物分子上的弱酸基团—COOH在再生时，发生下列交换：R’COONa+H2O在正洗和制水期间，发生水解反应，不断释放出Na+。R’COONa+H2Na+跟DD的关系，800ug/l的Na+会引起DD升高10us/cm。1.2.2对于系统新树脂，主要是新树脂预处理或清洗不彻底引起的（株洲电厂今年一级除盐更换新树脂后再生时出现的故障）。因为新树脂都存在水溶性浸出物问题，浸出物包括低分子聚合物、聚合单体的溶出以及树脂本身的溶解。阴树脂的浸出物中主要是钠盐。而浸出物的释放通常需要1~2个周期才能稳定。1.3处理（1）对于旧树脂，常用两倍以上树脂体积的含10%NaCl和1%NaOH溶液，浸泡16到48小时复苏。加热动态循环复苏更佳。（2）对于新树脂，充分预处理或除盐水冲洗彻底即可。2．树脂油污染2.1主要现象或表征：树脂表面形成油膜层，严重时出现树脂结块，反洗或擦洗时出现明显油污，树脂密度减小，树脂交换容量下降等性能下降。2.2原因2.2.1树脂工艺（混脂、擦洗、输送）用气带油，导致油污染。2.2.2主机或小机润滑油、锅炉燃油等漏入热力系统污染精处理树脂（如金竹山电厂20xx年12月#3机组）2.3处理50℃的5%NaOH溶液碱洗复苏。可分次进行，控制排出废碱液化学耗氧量降至100~150mg氧/l以下为终点。3．树脂（精处理）成膜胺污染3.1主要现象或表征：(1)外状在显微镜下观察，被十八胺污染后的阴树脂表面粘附有绒毛状物，而污染后的阳树脂表面较光滑，这说明十八胺大部分进入阳树脂内部，而对于阴树脂十八胺则多粘附在表面。(2)树脂交换容量及出水水质基本没有变化，但污染树脂混床的阻力上升较快，导致运行周期缩短。(3)污染后的阳树脂沉降速度有所下降，污染后的阴树脂沉降速度下降明显，这可能与污染后阴树脂表面粘附的绒毛状物有关，它使树脂密度下降、沉降阻力上升。由于阴阳树脂污染后沉降速度均为下降，估计对2种树脂分层影响不会太大，但运行反洗损失量可能增加。(4)机械强度被十八胺污染后，树脂颗粒有破碎，测得的压脂强度也有所降低，这说明污染后树脂机械强度下降，易破碎。会增加树脂的损失量3.2原因3.3预防对策由于尚未找到有效的对十八胺污染树脂进行复苏的方法，所以避免树脂与十八胺接触就显得更为重要。据此提出了以下防范措施：(1)在进行十八胺停运保护时，加药前须将凝结水处理装置旁路，在保护期间不得投运凝结水处理混床。(2)采用十八胺保护后，机组再次起动时，应监测凝结水中十八胺含量，当水中十八胺含量<0.5mg／L时，才允许投运凝结水处理混床。(3)对于带有覆盖过滤器或前置阳床的凝结水处理系统的机组，在用十八胺进行停运保护后起动时，可在投运混床时将凝结水中十八胺含量放宽至<2mg／L，但前置过滤器必须与混床同时投运或提前投运。二、汽水取样异常的典型故障1．取样管在冷却器内开裂，冷却水（闭式除盐水）进入使得该取样管水样失去代表性。（金竹山电厂#1机组饱和蒸汽取样管破裂故障）1.1主要现象或表征：仅故障取样管（以饱和蒸汽为例）水样硅、钠、氢电导率等指标均超标，金竹山电厂当时的化验数据：数天内硅、钠稳定在50ug/l左右，但炉水、过热蒸汽等所有汽水项目指标均合格。1.2原因分析诊断（1）从饱和蒸汽硅、钠、氢电导率等指标全部超标分析，排除仪表同时出错的可能性，确定仪表进样样水存在问题。（2）从炉水水质：硅80ug/l左右、钠达mg级（以磷酸根估算）判断，不管是从溶解携带还是从机械携带，饱和蒸汽硅、钠值无法同时解释。因亚临界参数下蒸汽对硅的溶解携带系数为10%，此时饱和硅为8ug/l左右，假设其余40ug/l的硅由机械携带产生，那么机械携带应为50%，那么此时钠起码应在数百个ug级甚至mg级。这与饱和蒸汽实际硅、钠值矛盾。（3）从过热蒸汽硅、钠等指标均正常，进一步可判断该饱和蒸汽样水已失去代表性，唯一污染源只能来自高温冷却器内冷却水。最终确定取样管在冷却器内破裂或穿孔。1.3处理机组运行期间，停止对饱和蒸汽的监控，条件具备时刻取其一级冷却器出水样以判断故障位置是在一级冷却器还是在二级冷却器，停运后尽快进行检修。2．金竹山电厂#1机组炉水取样代表性异常的故障2.1主要现象或表征：该机组首次整套启动进入带负荷试运行，20xx年4月7日汽水化验发现炉水水质各监测项目化验数据均突然明显下降，其中炉水SiO2降至100ug/l以下，有时甚至低于给水SiO2，磷酸根只有0.3mg/l左右，pH值与给水pH值几乎相同。化学运行对炉水增大磷酸盐加药量后，亦未见炉水磷酸根升高，炉水pH值也未能提高，仍与给水pH值相近。而此前炉水磷酸根、pH值随磷酸盐加药量的调整变化非常明显。该现象产生前后的部分汽水化验数据见下表1。当天机组负荷从300MW升高并维持在450MW左右，此前机组所带负荷均未超过400MW的，一般在300MW左右。表1：异常期间汽水化验数据表2.2原因分析诊断（1）4月7日开始的较长时间内炉水各项水质化验结果跟给水及蒸汽同一项目化验结果十分接近（见表1），如炉水pH值与给水pH值；炉水SiO2与蒸汽SiO2，炉水Na+与蒸汽Na+。因此我们认为该机组在达到400MW及以上高负荷区域时，炉水取样代表性严重异常，当天炉水取样实际上取得的是炉水在取样管内经过汽化并分离出来的蒸汽，因此炉水品质与给水及蒸汽品质接近，同时炉水磷酸盐含量实际上已通过加药调节增大，但经过汽化并分离之后的蒸汽形成的炉水样对磷酸盐携带有限，不能正确反映磷酸盐的真实含量，从而导致磷酸盐加药控制失常的误判。（2）为了弄清该机组在达到400MW及以上高负荷区域时，炉水取样代表性严重异常的原因，我们对炉水取样管路现场的安装布置进行了仔细检查，并查阅了炉水取样的设计资料。设计只给出了炉水取样接口的位置，该接口设计位置为锅炉连续排污管一次门前的水平段管道的中下部，分左、右两侧取样。但对取样管路的安装布置未作具体设计。取样管路的布置为安装单位自行设计。现场查看该取样管路时，发现取样管路虽然连接正确，但该取样管路从连排水平段管道引出后，未直接往下接，而是往上接，高出接口位置约3米与蒸汽取样管汇齐后再向下接。炉水取样代表性异常的原因就在这里。因炉水取样管在高出接口位置的这一管段内，炉水压力有一定下降，但温度在已做保温的条件下基本不变，导致炉水汽化并在取样管内迅速分离，使得炉水样实际基本上为蒸汽样。2.3处理更改炉水取样管的安装布置，将该取样管路从连排水平段管道引出后直接往下接至汽水取样架。在更改炉水取样管的安装布置后，炉水取样代表性异常现象得到了消除，炉内加药处理响应及时，该机组汽水品质全部合格。三、汽水品质异常的典型故障1．凝结水处理混床投运造成炉水pH值下降。（阳逻电厂，19xx年、阳泉二电，19xx年、耒阳电厂，20xx年，均为300MW亚临界汽包炉）1.1主要现象或表征：凝结水处理混床投运时，给水pH值正常，但炉水pH值下降，低磷酸盐处理工况下，炉水pH值一般低于给水0.6~0.8，严重时炉水pH值低至8.0以下，通过加入NaOH后可恢复pH值并维持一段时间。退出凝结水处理混床后，炉水pH值逐渐上升。同时炉水氯离子含量超标。1.2原因分析（1）在阴树脂再生度低的情况下，阴、阳树混台不匀(即上部阴树脂过多而阳树脂太少，下部反之)是造成炉水pH值下降的最主要的原因。凝结水处理混床上层的阳树脂含量少，其H型很快就会被进水中NH4OH消耗而失效，于是上层的阴树脂将处于碱性条件下工作。由于阴树脂的交换反应：Cl--是一个可逆反应，在碱性溶液中OH-浓度较大，平衡会向左移动，使水中Cl-浓度增大。这样，阴树脂不但没有交换掉水中的Cl-，反而把树脂相中的Cl-释放出来使阴树脂中OH型含量增大。试验表明，运行一段时间后，凝结水处理混床上层阴树脂中的OH型含量反而比充分再生后的阴树脂OH型含量稿，这说明上层阴树脂被进水中NH4OH“再生”，并洗脱出Cl-。试验中下层阴树脂中的OH型含量很低，是因为交换了上层下来的Cl-所致。这样，当下层阳树脂还有足够的容量把水中的阳离子交换为H+，而阴树脂却不能除去由上层下的水中较多的Cl-时，凝结水精处理混床就会泄漏HCl。通过给水加氨使HCl转化为NH4Cl，所以对给水pH值影响不大，但Cl-随给水进入汽包，在炉内不断蒸发的情况下．会集聚浓缩。同时，NH4Cl在高温下会水解析出NH3，形成炉内HCl的不断集聚，中和炉水中的Na3PO4，使炉水的pH值有所下降。如在出水氢电导率超过0.2us/cm后（Cl-含量超过20ug/l），继续运行，会使炉水pH值迅速下降。当下层阳树脂最后也失效并有NH4OH穿透床层时，则有更多的Cl-以NH4Cl的形式漏出，同样使得pH值下降。（2）阴树脂再生度低的原因主要有：树脂分离不完全，阳树脂中含阴树脂；阴树脂再生用碱中NaCl杂质含量高。1.3处理（1）控制精处理混床出水氢电导率在0.15us/cm以下运行。（2）改善树脂分离、混脂工艺，提高树脂再生用碱质量。（3）发生故障时，立即退出精处理混床，同时锅炉加入NaOH恢复pH值，并加强锅炉排污尽快降低Cl-。2炉水磷酸盐隐藏（耒阳电厂#2超高压汽包炉）2.1磷酸盐“隐藏”现象的主要特征磷酸盐“隐藏”现象的主要特征是锅炉负荷升高时，炉水中的磷酸盐浓度明显降低，pH升高，而负荷降低时，炉水中的磷酸盐浓度明显升高，并伴随有炉水pH的波动，常见的现象是高PO43-浓度，低pH；低PO43-浓度，高pH。在锅炉启动期间主要表现为：锅炉启动时炉水黑浑、磷酸根和碱度很低、pH很低，有时甚至小于6．0；此时虽然以最大冲程向锅炉内连续注入磷酸三钠溶液，仍然检测不出PO43-，同时pH不能得到明显提高。2.2磷酸盐“隐藏”现象原因分析磷酸盐“隐藏”现象的机理，目前尚无定论，总体上有两种说法。一种认为是由于磷酸盐的沉积；二是认为磷酸盐与锅炉基体铁或四氧化三铁膜相互作用产生磷酸铁钠盐。磷酸盐的沉积可以从以下几个不同角度分析磷酸盐“隐藏”现象。①浓缩膜层的作用这是一个一个比较重要的因数，炉管管壁上存在的温度梯度反映了管壁上静止水膜的传热特性。浓缩倍率与锅炉负荷和燃烧方式有关。象磷酸盐这样溶解度有限的物质，因局部浓缩而使其浓度超过溶解度极限是就会沉积。②沉积物下的积聚这种情况在布满沉积物的锅炉中要普遍一些。沿管壁存在有大量疏松的沉积物，炉水渗进沉积物下迅速蒸发掉，引起包括磷酸盐在内溶解固形物的析出。当锅炉负荷降低时，沉积物重新溶解，此时往往导致pH值变化。③不协调沉积磷酸盐的沉积是不协调的。沉积物中的Na/PO4比倾向于比溶液中的Na/PO4比更低。因此保留在溶液中的Na/PO4比将升高，pH值伴随Na/PO4比的升高而升高。磷酸盐“隐藏”现象消失后磷酸盐浓度的升高和pH值的降低。磷酸盐的反应机理认为磷酸盐“隐藏”现象的产生是由于磷酸盐与锅炉基体铁或四氧化三铁膜相互作用产生复杂的磷酸铁钠盐，从而造成浓度明显降低。研究表明，仅当Fe3O4与Na2HPO4或NaH2PO4反应而不是与Na3PO4反应时NaFePO4才生成。2.3处理措施（1）向炉水中添加NaOH，恢复pH值至合格，进行热态成膜钝化。（2）尽快对炉管进行化学清洗，保持炉管洁净。四、热力设备腐蚀失效的典型故障1.离子交换树脂漏入炉内引起炉管结垢腐蚀失效1.1主要现象或表征（1）该机组在168h试运行时，凝结水精处理系统的混床约3m3(阴、阳树脂比例约15：1)树脂大量漏人炉内，机组水汽品质发生严重污染。当树脂漏人锅炉内8h时水汽情况主要表现：炉水质呈碱性、呈乳浊状，并带有刺激性气味。在此期间对该炉采取定期排污、加大连续排污和事故放水等措施，进行大量换水。在机组运行时间不到二个月后，锅炉水冷壁管发生多次爆破。通过对爆破的水冷管检查，发现存在严重结垢、腐蚀现象。进一步检查该机组腐蚀状况后，发现在燃烧高负荷区的向火侧火冷壁管即水冷管从11～35m标高的全部水冷壁管都有不同程度结垢、腐蚀现象。（2）结垢和腐蚀情况汽包检查结果汽包内壁水侧、汽侧和汽包内部装置均未发现明显的结垢和腐蚀现象。汽包两端发现有黑色残余树脂。对汽包两端水侧、汽侧的筒体和焊缝进行复膜金相抽查，未发现异常组织和微裂纹。对汽包两端水侧和汽侧的筒体、焊缝和集中下降管进行着色探伤抽查，未发现表面宏观裂纹。水冷壁管检查结果炉管割检查，发现标高15~30m的水冷壁管向火侧有明显多层彩色或较厚的结垢现象，最严重的区域氧化皮厚度为0．65mm。清除干净管壁结垢后，发现向火侧光管内表面有带状的腐蚀坑；向火侧螺纹管螺纹根部有明显的腐蚀深坑，螺纹之间的表面有深浅不一的腐蚀坑。背火侧无明显的腐蚀坑现象。炉管探伤检查和金相发现标高13~30m的水冷壁管有损伤，特别在标高13~30m水冷壁管有明显的径微裂纹、环微裂纹，微裂纹丛区存在不同程度的脱碳。省煤器管检查结果省煤器管进口管发现有氧蚀点，腐蚀坑深度较浅，最大深度不超过0.1mm。省煤器管材料未发生金相组织变化，内壁材料未发生氢损伤。树脂裂解产物阴树脂分解成分主要N，N一二甲基一甲酰胺、邻甲基苯乙烯等，阳树脂分解成分二氧化硫、乙苯等。无论阴离子交换树脂还是阳离子交换树脂最后都会在高温高压下分解成低分子有机酸性物质。1.2原因分析(1)树脂漏人锅炉，阴离子交换树脂释放大量OH离子，使炉水pH升高；(2)锅炉遭受介质浓缩，Fe3O4保护膜被破坏；(3)炉管表面沉积物增加，随着管壁温度升高，炉水浓缩越来越大，腐蚀愈严重；(4)在严重腐蚀区域，SO4根离子在垢下继续促进垢下介质浓缩腐蚀，进而产生氢损伤。锅炉在满负荷运行条件下，介质浓缩腐蚀、结垢、超温不断恶性循环，导致炉管失效爆管。1.3处理如出现床树脂泄漏的问题，不管