论文-连州发电厂#3 机组主汽温超温原因分析

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连州发电厂#3机组主汽温超温原因分析1陈卓卫(广东省连州发电厂)摘要：目前国家的环保要求日益严格，在燃煤和环保的矛盾日益突出的情况下，采用循环流化床已成为首选的高效低污染的新型燃烧技术。广东省连州发电厂二期440t/h循环流化床锅炉燃用本地的高硫份（2.44％）、低热值的劣质无烟煤，本文介绍连州发电厂二期HG-440/13.7-WM9循环硫化床锅炉，在72小时整组启动期间出现主汽温严重超温的事故，对主汽温出现严重超温的原因进行说明，并提出预防措施。关键词：CFB锅炉主汽温严重超温解决措施1前言连州发电厂二期HG-440/13.7-WM9循环硫化床锅炉于在72小时整组启动试运，由于我厂运行人员不了解循环流化床锅炉的运行特性，缺乏循环流化床锅炉运行经验，出现主汽温严重超温现象，严重影响了电厂的安全运行。河南新乡电厂和开封电厂的循环硫化床锅炉于在72小时整组启动试运期间，也曾出现过主汽温严重超温被迫打闸事故，其主汽温超温是由于间断断煤，造成床温、烟气温度频繁大幅度波动，减温水控制调整不当造成超温，而我厂主汽温超温的原因完全不同，是由于入炉煤爆燃后造成床温、烟气温度急升，全开减温水主汽温仍然无法控制，而造成的严重超温事故。2主要规范2.1锅炉型号及主要参数锅炉型号：HG-440/13.7-WM9锅炉过热蒸汽流量：440t/h锅炉过热蒸汽压力：13.7Mpa锅炉过热蒸汽温度：540℃锅炉再热蒸汽流量：365t/h锅炉再热蒸汽进/出口压力：2.80/2.67Mpa锅炉再热蒸汽进/出口温度：310/540℃给水温度：251℃锅炉效率：≥89%脱硫效率：≥91%596

12.2煤种数值名称符号单位设计校核煤种1校核煤种2煤种(连州无烟煤)(湖南无烟煤)收到基水份Mar%7.507.008.85空气干燥基水份Mar%1.601.651.35收到基碳Car%53.0047.0062.50收到基氢Har%1.200.901.80收到基氧Oar%3.303.503.00收到基氮Nar%1.351.520.85收到基硫St.ar%1.505.580.60收到基灰份Aar%32.1534.5022.40干燥无灰基灰份Vdaf%5.506.624.44低位发热量Qnet.arKj/kg1881016720225723事件经过32004年1月10日4：17，＃3炉负荷120MW，总给煤64t/h，一次风量23.3万Nm/h，主汽压力12Mpa，主汽温度535℃，床温860℃，床压8KPa，A、B侧氧量为1.6%、3.1%。从此时开始，负荷、主汽压力、床温开始缓慢下降，氧量开始缓慢上升。4:45，在总给煤64t/h不变的情况下，负荷下降至111MW后开始迅速下降，床温826℃，A、B侧氧量上升至4.6%、5.2%，主汽压力下降至11Mpa，主汽温度535.6℃。4:50，负荷下降至105MW，主汽压力下降至10Mpa，主汽温度533.6℃，床温805℃，床压上升至9KPa，A侧上升至5.2%、B侧氧量则已迅速至10.1%，锅炉运行人员3降低一次风量至22.3万Nm/h。4:55，负荷下降至92MW，主汽压力下降至9Mpa，主汽温度533.9℃床温766℃，A侧氧量上升至5.3%、B侧氧量则已迅速至6.7%，主汽温开始出现上升，运行人员增大了减温水量。4:57，负荷下降至86MW，床温745℃，床压上升至10KPa，运行降低了一次风量3至22万Nm/h，A侧氧量上升至8.0%、B侧氧量则已迅速至11.0%，主汽温上升至561℃开始下降，运行人员开始减小减温水量。为了防止锅炉熄火，提高下层床温，运行人员投入了＃3床上油枪，3一次风量降低至20万Nm/h。4:58，负荷下降至85MW，主汽温度下降至542℃，床温732℃，运3行降低了一次风量至22万Nm/h，A侧氧量上升至8.4%、B侧氧量则已迅速至11.3%，运行人员增投＃4床上油枪。此时开始氧量迅速升高，至4:58：30，A侧氧量上升至10.1%、B侧氧量为11.1%。4:59，负荷下降至82MW，主汽压力下降至8Mpa，主汽温度下降至531℃，床温继续下降至717℃，A、B侧氧量分别开始下降至9.6%、10.3%，且下降趋势很快。运行人员增投＃1、6床上油枪，氧量继续迅速下降。5:00负荷下降至78MW，主汽温度下降至524.7℃，A、B侧氧量分别下降至8.5%、9.8%，，床温继续下降至705℃。5:01，运行人员增投＃2床上油枪，5:02负荷下降至73MW，A、B侧氧量分别开始下降至7.1%、7.4%，床压上升至11Kpa,床温最低下降至694℃开始上升，主汽597

2温降至521℃后开始出现迅速上升趋势，运行人员开大减温水量。5:04负荷下降至69MW后开始上升，A、B侧氧量分别下降至4.5%、7.7%，床温开始缓慢上升至704℃，主汽温度上升至528℃，运行人员提高给水压差至2.5Mpa，全开减温水，退出＃1、3、6床上油枪。5:05负荷下降至71MW，主汽温度上升至532℃，退出＃2、5床上油枪。5:08负荷上升至88MW，床温上升至729℃，A侧氧量分别下降至3.5%，锅炉侧主汽温最高上升至592℃后开始下降。5:08:20汽机侧主汽温度上升至560℃，5:09:30汽机侧主汽温度最高上升至564℃开始下降，5:10:20汽机侧主汽温度降至至560℃，汽机侧主汽温度在560℃以上维持了2分钟。5:14，负荷上升至95MW，运行人员开始减小给煤量，A、B侧氧量分别下降至1.1%、2.3%。至5:15给煤量减小至56t/h，负荷继续上升100MW，主汽温度下降至552℃。5:17负荷上升至107MW，床压上升至13KPa床温上升至830℃，主汽温度下降至542℃，A、B侧氧量分别下降至0.4%、0.9%，运行加大一次风量至26万3Nm/h。5:23，负荷上升至119MW，主汽温度下降至542℃，床压上升至12KPa，主汽压力上升至13.2Mpa，汽机运行人员开一、二级旁路，二级旁路无法开启。5:27，负荷上升至140MW，床温上升3至930℃，床压上升至13KPa，主汽温度下降至540℃，恢复正常。运行加大一次风量至26.8万Nm/h，A、B侧氧量分别缓慢上升至1.0%、1.9%，此时主汽压力上升至13.9Mpa，主汽集箱A侧安全门动作，1分钟后于13.8Kpa回座。4过程分析事故前，锅炉给煤量及一、二次风量基本保持稳定，运行人员没作任何调整，但锅炉主汽压力从12Mpa开始下降，负荷从123MW开始下降。随着压力、负荷的降低，下层床温开始缓慢下降，下层床压开始缓慢上升，同时氧量缓慢上升，根据以上参数的变化，可以判断煤粒变粗且煤质变差，进入炉膛的给煤有部分没有着火，没有着火的煤粒，从高温的床料中吸收热量，其吸热大于着火煤粒的放热，床温开始下降，炉膛出口烟温下降，引起主汽压力和负荷的下降。随着床温的下降，入炉的煤粒更难着火，没有着火的煤越积越多，沉积在炉膛的底部，床压明显上升（从8KPa上升至10KPa）。随着沉积煤吸热量的增加，床温快速下降至745℃，氧量快速上升至11%，为了防止锅炉熄火，提高床温，锅炉运行人员投入了＃1、3、4、6床上油枪，此时氧量开始缓慢下降，小部分沉积煤开始着火。但床温继续下降至704℃，未着火的沉积煤的吸热量还是大于床料及四支床上油枪的放热量，说明此时沉积煤的数量已经相当多。锅炉运行人员再增投#2、5床上油枪，床温继续下降至694℃后开始反弹，床温上升至704℃，大量沉积煤此时出现爆燃了，氧量开始迅速下降，床温迅速上升，炉膛出口烟温迅速上升，主汽温度开始迅速上升，主汽压力和负荷同时迅速上升，锅炉运行人员立即全退油枪，提高减温水量至最大，主汽温已控制不住，6分钟内从521℃快速上升至592℃，负荷从73MW上升至88MW，汽机侧主汽温度最高上升至564℃。由于投入的减温水量很大，锅炉侧主汽温上升至592℃后开始下降，负荷还在快速上升，负荷上升至95MW，3运行人员开始减小给煤量，仅减少了8t/h，并提高一次风量至27万Nm/h，床温及炉膛出口烟温仍然快速上升，负荷仍然快速上升。7分钟后，汽机运行人员开一、二级旁路（二级旁路出现故障不能打开），负荷仍然快速上升。12分钟后，负荷上升至140MW，主汽压力上升至13.9Mpa，主汽集箱A侧安全门动作，负荷才开始回落。598

35原因分析5.1缺乏经验锅炉运行人员在循环流化床锅炉上岗操作时间短，对循环流化床锅炉的运行特性还不了解，且严重缺乏循环流化床锅炉的运行经验。在这次事件发生的过程中，由于经验的缺乏，锅炉调试及运行人员出现了严重的判断及操作上失误，从而导致了主汽温度的严重超温。5.2不动脑筋负荷、主汽压力、主汽温度、床温、烟温、床压、氧量等参数均出现了明显的变化，锅炉运行人员对以上纵多的参数所出现明显的异常，未能及时进行分析，不是没有看到，而是根本没有动脑筋。5.3操作水平低给煤量与负荷成正比，负荷降低，给煤量也应相应减少。负荷从120MW下降至69MW，锅炉运行人员应相应逐渐减少给煤量，直到汽温严重超温，锅炉运行人员基本上保持原给煤量不变，负荷大幅度变化，对给煤量没有进行及时相应的调整，说明了锅炉运行人员的操作水平低。5.4病急乱投医大量未着火的沉积煤从高温的床料中吸收热量，床温出现快速下降，此时应尽快减少给煤量，适当增大一次风量，使部分棵粒较小的煤粒上升到床温较高的的中、上部着火燃烧，床温就会逐渐提高。锅炉运行人员在床温下降至717℃，为了尽快提高床温，防止锅炉熄火，病急乱投医，投油枪六支，床温迅速上升，造成大量沉积煤产生爆燃。5.5预见能力差大量沉积煤爆燃后，主汽温度及负荷快速上升，锅炉运行人员对主汽温的上升趋势预见性差，减煤不及时，导致没能及时控制住主汽温的上升，造成汽机侧主汽温上升至564℃。主汽温开始下降后，负荷仍然快速上升，此时锅炉运行人员对负荷的上升趋势预见性差，仅减小了8t/h的煤量，减小的幅度过小，导致没能及时控制住负荷和主汽压力的飞升，负荷最高升至140MW，主汽压力也快速升高至13.9Kpa，造成主汽集箱A侧安全门动作，严重影响锅炉的安全运行。5.6燃烧理论基础差3锅炉运行人员为了降低床温，以控制负荷的快速上升，提高了一次风量至27万Nm/h，一次风量增加后，不但烟气量增加，而且及时补充了炉内煤粒着火燃烧所需要的氧量，床温不降反升，炉膛出口烟温也相应升高，反而加快了主汽压力和负荷的飞升速度，这种操作上的失误完全是燃烧理论基础差所造成的。6预防措施6.1成立循环流化床锅炉技术攻关小组，通过了解循环流化床锅炉的运行特性，不断总结运行操作经验，尽快提高锅炉运行人员的操作水平、事故分析能力和事故处理能力。6.2运行锅炉专业要进一步加强技术培训工作，特别是燃烧理论基础和燃烧、水位及汽温的实际操作能力的培训，不断提高锅炉运行人员燃烧调整水平和水位、汽温调整水平。599

46.3由运行车间组织锅炉超温和汽温急升、急降反事故演习，提高运行处理事故的能力及协调、配合能力，特别要加强锅炉与汽机运行人员事故处理时的协调和配合能力。6.4在煤质变化或煤粒变化的情况下，锅炉司炉运行中要从床温、床压、氧量及三级过热器入口烟温、主汽温、主汽压力及负荷等重要参数的变化，及时作出准确的判断，并果断地对给煤量、一、二次风量进行适当的调整，使各参数恢复正常。6.5在床温出现下降时，要先考虑通过调整对给煤量及一、二次风量来提高汽温，避免盲目采用投油方式提高汽温，以防止入炉煤出现爆燃。6.6低负荷运行时，如入炉煤出现爆燃，床温、主汽温、主汽压力和负荷出现急升时，锅炉运行人员必须先控制好汽温，提升减温水压力，加大减温水量，控制主汽温不超过560℃，危急情况下可联系汽机采用快速加负荷的方法控制汽温，并尽快减少给煤量，尽快控制住床温稳定，不再上升。满负荷运行时，如出现入炉煤出现爆燃，在控制汽温急升的同时，还必须控制住主汽压力的急升，可联系汽机全开一、二级旁路泄压，视主汽压力上升情况，锅炉运行人员可打开对空排汽门泄压，尽量避免安全门出现动作，确保锅炉安全运行。6.7要保证入炉煤的煤质不要大幅度波动，首先要求各供应商入厂煤的低位发热量、挥发份、灰份必须符合设计要求，且各供应商之间的煤质不能出现严重偏差。第二，必须严把入厂煤质关，尽量杜绝不符合设计要求的入厂煤进厂。6.8运行车间要加强燃料集控室运行人员的技术培训，尽快提高对破碎机的控制水平，控制好入炉煤的粒径符合设计要求，并尽量保持入炉煤粒径的稳定。7结束语连州发电厂入厂煤质多变，且入厂煤为劣质煤，一旦出现入厂煤粒度明显变粗或煤质明显变差，则会出现部分入炉煤进入炉膛后不着火，沉积在炉膛底部，充分吸热达着火温度时出现爆燃的现象，引起主汽温严重超温，严重影响锅炉及汽机的安全运行，希望燃用劣质煤的循环流化床电厂引起重视，吸取连州发电厂的经验，避免出现类似严重超温的事故。600