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锅炉水冷壁安全事件案例

发布时间 :

2018-07-05

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米东电厂#2炉布风板水冷壁管泄漏

2014年1月10日,米东电厂#2炉布风板水冷壁管泄漏

1. 事件经过

2014年1月9日19:37,运行人员在监盘时发现#2炉给水流量突然由906t/h增大至986t/h,炉膛出口负压升至759Pa,将引风机由自动调整方式切至手动方式并加大引风机出力,调整负压至正常。排烟温度由158℃升至168℃,主汽流量为856t/h,给水流量与主汽流量偏差达到130t/h左右,初步判断锅炉泄漏。#2机组主汽压力降至11MPa,负荷降至180MW,加强对汽包水位、给水流量、主蒸汽流量、床温、床压、炉膛出口压力等参数的监视。经对锅炉本体及其它系统进行全面检查,未发现明显泄漏现象与异音,对机组进行观察维持运行,并逐步将热网负荷切换至#1机组。

1月10日08:36,#2机组负荷150MW,运行监盘人员监盘时发现DCS显示给水流量突然增大,大于主汽流量约300t左右,汽包水位,除氧器水位,排汽装置水位难以维持,床温快速下降,判断水冷壁爆管,当班值长立即向省调度中心汇报,申请停机处理,经调度同意,08:58,对#2机组按紧急停机操作处理。

2. 检查处理情况

停炉后,经对炉膛内部进行检查,发现布风板水冷壁管从右至左第72根距后墙水冷壁向炉前500mm处爆管及后墙水冷壁距布风板上部800mm处出现2根后墙水冷壁爆管,从爆口部位看,后墙水冷壁浇注料及水冷壁管存在从下至上冲刷痕迹,判断为该区域是因为布风板爆管后造成。经过检查及委托分析,对6根后墙水冷壁,3根布风板水冷壁管道进行了更换,并进行了射线探伤。

3. 原因分析

(1)查阅水质报告,#2机组给水和炉水水质均在合格范围内。

(2)布风板爆管位置为第一个爆管部位,经进一步查看布风板爆口处无蠕变空洞,并无明显的过热现象。由此排除管子因过热导致爆管的可能。对爆管处管材检查:①爆管内壁比较光滑,无结垢现象;② 爆口处浮锈为爆管后蒸汽吹扫金属表面在空气中暴露而产生。综合上述检查情况,水冷壁管子内壁未发生明显结垢现象,不存在结垢形成化学腐蚀导致爆管的可能。

(3)爆口区域查看,该爆口区域外壁不光滑,且该部位出现不规则的蒸汽冲刷沟痕,说明泄漏前浇注料完好,在出现轻微泄漏后,首先在该部位浇注料下部向四周扩散对管子冲刷,导致缺陷进一步扩大进而造成爆管。

(4)爆管口处经宏观检查,有明显细小裂纹,委托新疆电科院对爆口管、磨损管及相邻管道进行金相分析、硬度检测、渗透检测、化学成分分析,初步判断是由管子母材存在缺陷导致爆管。

4. 暴露问题

(1)基建安装期间入厂材料把关不严,使用前外观检查不彻底。

(2)现场存在风险预控不足,生产技术管理人员对隐蔽缺陷重视不够。

5. 防范措施

(1)管子更换完成后,对锅炉一次汽系统进行17.4Mpa工作压力的水压试验,延长保压时间,对隐蔽部位重点检查。

(2)利用检修“四管”防磨防爆检查的机会,对受热面进行全面排查,查找遗留缺陷并进行消除 。

(3)进一步委托新疆电科院对该区域直管段及弯管抽检,结合等级检修机会对#1、#2炉加大抽检比例。

(4)对更换的弯管在更换前进行着色检查,确认更换的弯管无裂纹。

(5)联系东方锅炉厂从根源上进行追查,明确具体原因。

萨拉齐电厂#1炉布风板水冷壁泄漏

2014年3月20日,萨拉齐电厂#1炉布风板水冷壁泄漏

1. 事件经过

20:40,#1炉运行正常,无运行操作。

20:43,炉膛正压2689Pa,锅炉MFT保护动作。给水流量达1250 T/h,主蒸汽流量800Th,汽包、除氧器、热井水位低,无法维持。左右侧床温偏差大,774℃、690℃,初步判断锅炉受热面泄漏,无法继续维持运行。

20:44,解除#1机组AGC、CCS手动调整机组参数,解除#1炉#1、#2引风机自动调整炉膛负压正常,并令机侧迅速手动降低负荷。

21:06 #1炉手动BT ,21:20,#1机组负荷56MW,切厂用电,立即汇报内蒙电网中调及电力公司调度,申请停炉处理。  

21:22,#1汽机打闸,#1发电机与系统解列。 

2. 检查处理情况

经检查发现:#1炉右侧炉膛布风板中部浇注料脱落,布风板第59、60、61根水冷壁管爆管,爆管位置位于布风板的左右侧中间位置。爆口共计4点,蒸汽冲刷损坏风帽11只(照片见附件)。

3. 事故原因

由爆口特征及电科院金属分析结果判断:

(1)#1爆口为首爆口,位于右侧布风板水冷壁第59根管中间部位的鳍片与管子焊接处,存在原始制造焊接质量缺陷,随机组运行时间的增长及负荷高低变化产生交变膨胀应力,导致管子与鳍片接合处出现裂纹造成爆管泄漏,为本次事件的直接原因。

(2)#2爆口位于#1爆口相邻的第60根管子上,为#1爆口蒸汽冲刷泄漏爆管。

(3)#3爆口位于#2爆口同根管子的上部,第4爆口位于第61根管子上部,#3、#4爆口是由于#1、#2爆口的蒸汽冲刷了布风板浇注料后,高温床料堆积造成短时超温爆管。

4. 暴露问题

(1)生产技术人员对隐蔽部位的“四管”检查的认识、组织及方法不够细致、全面。

(2)管子存在制造缺陷,安装前检及安装质检未及时发现。

(3)防磨防爆检查不彻底、不全面。

(4)对于兄弟电厂出现的类似问题重视不足,布风板水冷壁检查不全面。

5. 防范措施

(1)加强对锅炉受热面的检查工作,每次停炉要全面对锅炉受热面进行防磨防爆普查。

(2)吸取此次爆管的经验教训,对其他管子、管屏等进行全面检查,尽量避免因制造或基建缺陷引发的爆管事件再次发生。

(3)每次停炉,利用浇注料修补和更换时,适当扩大浇注料施工面积,逐步对浇注料下隐蔽部位的原始管屏焊口、鳍片焊缝进行检查,并做好影相记录。

(4)借鉴兄弟电厂类似问题的整改经验,提升防磨防爆管理水平。

(5)加大检查力度,停炉检修时彻底清理布风板床料,并新增敲击的检查方法,以此判断浇注料是否中空,提前预控。

(6)提高防磨防爆检查人员的技术水平,丰富检查手段和方法,做到特殊部位采用针对性强的检查措施。

(7)对基建时的鳍片焊缝及焊口进行排查。

3月20日,萨拉齐电厂#1炉布风板水冷壁泄漏

1. 事件经过

20:40,#1炉运行正常,无运行操作。

20:43,炉膛正压2689Pa,锅炉MFT保护动作。给水流量达1250 T/h,主蒸汽流量800Th,汽包、除氧器、热井水位低,无法维持。左右侧床温偏差大,774℃、690℃,初步判断锅炉受热面泄漏,无法继续维持运行。

20:44,解除#1机组AGC、CCS手动调整机组参数,解除#1炉#1、#2引风机自动调整炉膛负压正常,并令机侧迅速手动降低负荷。

21:06 #1炉手动BT ,21:20,#1机组负荷56MW,切厂用电,立即汇报内蒙电网中调及电力公司调度,申请停炉处理。  

21:22,#1汽机打闸,#1发电机与系统解列。 

2. 检查处理情况

经检查发现:#1炉右侧炉膛布风板中部浇注料脱落,布风板第59、60、61根水冷壁管爆管,爆管位置位于布风板的左右侧中间位置。爆口共计4点,蒸汽冲刷损坏风帽11只(照片见附件)。

3. 事故原因

由爆口特征及电科院金属分析结果判断:

(1)#1爆口为首爆口,位于右侧布风板水冷壁第59根管中间部位的鳍片与管子焊接处,存在原始制造焊接质量缺陷,随机组运行时间的增长及负荷高低变化产生交变膨胀应力,导致管子与鳍片接合处出现裂纹造成爆管泄漏,为本次事件的直接原因。

(2)#2爆口位于#1爆口相邻的第60根管子上,为#1爆口蒸汽冲刷泄漏爆管。

(3)#3爆口位于#2爆口同根管子的上部,第4爆口位于第61根管子上部,#3、#4爆口是由于#1、#2爆口的蒸汽冲刷了布风板浇注料后,高温床料堆积造成短时超温爆管。

4. 暴露问题

(1)生产技术人员对隐蔽部位的“四管”检查的认识、组织及方法不够细致、全面。

(2)管子存在制造缺陷,安装前检及安装质检未及时发现。

(3)防磨防爆检查不彻底、不全面。

(4)对于兄弟电厂出现的类似问题重视不足,布风板水冷壁检查不全面。

5. 防范措施

(1)加强对锅炉受热面的检查工作,每次停炉要全面对锅炉受热面进行防磨防爆普查。

(2)吸取此次爆管的经验教训,对其他管子、管屏等进行全面检查,尽量避免因制造或基建缺陷引发的爆管事件再次发生。

(3)每次停炉,利用浇注料修补和更换时,适当扩大浇注料施工面积,逐步对浇注料下隐蔽部位的原始管屏焊口、鳍片焊缝进行检查,并做好影相记录。

(4)借鉴兄弟电厂类似问题的整改经验,提升防磨防爆管理水平。

(5)加大检查力度,停炉检修时彻底清理布风板床料,并新增敲击的检查方法,以此判断浇注料是否中空,提前预控。

(6)提高防磨防爆检查人员的技术水平,丰富检查手段和方法,做到特殊部位采用针对性强的检查措施。

(7)对基建时的鳍片焊缝及焊口进行排查。

郭家湾#2炉左侧布风板水冷壁爆管事件

2014年8月5日,郭家湾#2炉左侧布风板水冷壁爆管事件

1. 事件经过

8月5日01:00左右,#2机组负荷155MW,床温849℃/915℃,主、再热汽温535℃/536℃,主汽压力11.8 MPa,一、二次风量269/225KNm3/h,左右风室压力12.77/13.86KPa,汽包水位-53mm,负压32/-28Pa。

01:10,运行接班开始吹灰,除盐水补水量显示偏大。

03:40,水化运行汇报除盐水补水量增大,值长要求除灰值班人员密切监视电除尘电压,集控监盘人员注意给水流量与蒸汽流量偏差情况。 

05:30,检查凝结水系统和给水系统以及锅炉本体无异常。

06:30,凝结水至热井补水流量持续增大,DCS上显示给水流量和蒸汽流量正常,询问除灰值班人员除尘电压略微上升。 

07:25,炉膛左右侧负压突然上升到3488/3428Pa,随后触发MFT动作,联跳给煤机系统、石灰石系统、冷渣器系统、同时连锁关闭过、再热器减温水电动门。汽包水位下降至-157mm。左右风室压力13.83/17.92Kpa 

07:26,调整负压至正常,加大22给水泵出力,降负荷至90MW,水位仍然快速下降,立即启动21给水泵,热井水位急剧下降,全开除盐水补水门和除盐水直通门给热井补水,但热井水位无法维持。

07:29,手动切换厂用电至启备变接带,令锅炉BT,停炉停机。

2. 原因分析

检查发现:#2炉左侧炉膛布风板中部,风帽脱落、吹损10个,清理床料后发现布风板水冷壁出现爆管。共计发现大爆口1处,小爆口4处(如附图)。第一爆口为布风板水冷壁第60根管(从前到后顺序单管数);第59根管2处,第60根管1处,第61根管1处为次生爆口。

爆口区域经检查有明显的不规则冲刷沟痕,经分析说明浇注料在泄漏前是完好的。轻微泄漏后在浇筑料内部开始冲刷,并向四周扩散,导致缺陷扩大,最终爆管。进一步检查第一爆口处无过热蠕胀现象。管子内壁光滑无结垢现象,爆口处的锈斑为金属表面暴漏在空气中产生的。

经邀请陕西电科院金属专家来厂共同分析后判断管子母材存在原始缺陷导致爆管。

3. 暴露问题

(1)基建期管材使用前的检验工作不到位。

(2)对隐蔽点的防磨防爆工作重视不够;

(3)防磨防爆人员经验不足,培训不到位; 

(4)对防磨防爆责任落实监督不到位。

4. 防范措施

(1)针对布风板水冷壁可能存在的隐患进行抽查,重点是浇注料是否脱落、水冷壁是否有缺陷等。

(2)进一步加大锅炉四管防磨防爆检查力度,利用等级检修机会对锅炉进行全面排查。每次水压持压6小时。

(3)每次B修彻底更换布风浇注料,并进行彻底检查。

(4)进一步梳理规范防磨防爆制度,细化检查手段与责任落实。

亿利#1锅炉风室水冷壁泄漏停机事件

2014年8月31日,亿利#1锅炉风室水冷壁泄漏停机事件

1. 事件经过

8月30日18:40,#1机组负荷189MW,主汽压力12.75Mpa,给水流量578t/h,主汽流量568t/h,炉膛负压-47Pa,炉膛下部平均床温918℃,床压14.6Kpa,主汽温度536℃,再热汽温534℃,氧量2.8%,各项参数稳定,机组运行正常。

18:40,巡检人员发现#3冷渣器处风室放渣管向外滴水,汇报值长。调取DCS画面床温、炉膛负压、给水流量、主汽压力、氧量等参数均无异常变化。

19:08,就地检查发现#3冷渣器处风室放渣管插板门法兰向外流水,附近风室底部保温皮向下滴水,汇报厂部领导、发电运行部、生产技术部、设备维护部人员现场检查和确认。

19:30 现场确认为锅炉内部水冷蒸发受热面泄漏,具体位置需停炉检查。 

20:30 汇报国神调度、内蒙古电网中调,申请停机处理。

31日01:03,机组解列。

检查发现一次风室内部前墙水冷壁左至右第156根管有一处泄漏点,对该部位所有水冷壁管进行了全面检查未发现其它缺陷。

9月3日09:26,机组检修完毕,并网运行

2. 原因分析

水冷壁管材存在原始缺陷所致,在机组长期运行中缺陷逐步发展扩大,最终金属失效导致管壁泄漏形成局部冲刷磨损现象。

3. 暴露问题

(1)水冷壁管材存在的原始缺陷比较隐蔽,在日常生产技术管理过程中很难发现,给机组设备安全可靠性管理带来困难。

(2)锅炉防磨防爆检查人员技能和经验不足,未能及时发现该部位水冷壁管材存在原始缺陷。

4. 防范措施

(1)完善锅炉防磨防爆管理制度,将区域检查责任明确到人。 

(2)组织进行重点隐蔽部位防磨防爆专项培训,提高防磨防爆检查人员责任心及技能水平。

(3)利用机组停机检修机会对其他锅炉类似部位进行举一反三检查,消除锅炉设备存在缺陷隐患。

店塔#5炉51水冷屏下穿墙弯管泄漏致前墙水冷壁爆管事件

2014年9月3日,店塔#5炉51水冷屏下穿墙弯管泄漏致前墙水冷壁爆管事件

1. 事件经过

9月3日02:11,#5机组负荷130MW,汽温538℃,汽压13.5Mpa,床温907℃,床压11.6Kpa,炉膛负压-20pa,主蒸汽流量458t/h,给水流量439 t/h,真空-74Kpa,机组运行正常。

02:12,运行人员发现炉膛负压由-20Pa突然变至2500Pa,锅炉MFT动作;给水流量不正常大于主汽流量。快速降负荷,调整炉膛负压及各参数并立即汇报部门及厂部值班领导。

02:13,值班领导立即组织相关专业技术人员现场诊断。综合炉膛负压由-20Pa突然变至2500Pa,给水流量不正常、大于主汽流量,炉膛温度下降快的现象,判断为炉膛受热面泄漏。

02:20,汇报地调,申请停机消缺。

02:48,#5机负荷降至0MW,#5机打闸,机组停运。

经检查,51水冷屏下穿墙浇注料内,从前至后第一根管子弯管起弧段裂纹性泄漏(标高19.5米),漏点吹落浇注料后直接对吹前墙从左至第13根水冷壁减薄后发生爆管。爆口呈撕裂状,类长方形,爆口尺寸195mm×55mm,爆口高度方向中段边缘减薄严重,呈刀刃状,爆口上下方向及其余边缘减薄较少,周围无明显氧化皮和发蓝变色现象,属明显减薄爆管。 

经进一步测厚检查,确定换管三根(更换爆管600mm,51水冷屏从前至后第一、第二根下穿墙弯管),床料几乎全部浸湿,无法流化和自动放渣,需人工清理。 

对过渡段磨损大的区域进行了喷涂(25平方); 对锅炉尾部检查,更换变形高过防磨瓦25块 ;对一、二次系统进行水压试验,试验一次合格; 

经过6天的检修,#5机组于8日12:10恢复运行。

2. 原因分析

设备出厂及基建安装时,管材质量检验把关不到位,导致延时性裂纹缺陷流入,随着设备运行发生泄漏(泄漏口短而细,横向,长10mm,宽0.5-0.8mm,张口不大呈直线开列状,开口处无明显塑性变形和胀粗现象,断口呈脆性断裂)泄漏点直吹前墙标高19.5米处从左至右第13根管至减薄爆管,导致停炉。

3. 暴露问题

(1)设备出厂及基建安装时,管材质量检验把关不到位。

(2)检修维护部到位。经历次等级检修,设备维护部未对该屏浇注料内部管进行检查,造成隐患排除失效。

(3)四管防磨防爆管理实施细则不完善,未对完好无损浇注料内部管的检查做出明确指示,需参照历次浇注料内炉管失效情况,有针对性的修订四管防磨防爆管理实施细则。

(4)浇注料内部管材缺陷检查技术手段需进一步调研,提高对浇注料内部隐蔽性缺陷的预判水平

4. 防范措施

(1)在原材料入厂和使用前的检验上,严格执行JB/T3375《锅炉原材料入厂检验》标准和锅炉检修工艺规程要求。在役受热面管子严格按照《火力发电厂锅炉受热面管监督检验技术导则》进行定期检验。

(2)组织修订《四管防磨防爆管理实施细则》 

(3)51水冷屏泄漏管送电科院进一步进行分析 

(4)对可能应力集中的区域重点进行检查,必要时打开浇注料对管子进行检查 

(5)进一步调研浇注料内部管材缺陷检查技术方法 

(6)每次停炉检修,对整体贯穿性裂纹的浇注料进行拆除,全面检查内部管子健康状况。 

(7)下次停炉检修对1至4号水冷屏穿墙上下第一根弯管,拆除浇注料进行全面检查。

大港电厂#2炉水冷壁泄漏故障停机

2013年1月18日,大港电厂#2炉水冷壁泄漏故障停机

1. 事件前工况

2013年1月18日,大港电厂#2机组运行正常,机组负荷320MW,主汽压力17.1MPa,主汽温度538.5℃,锅炉无炉管泄漏报警,各参数正常。

2. 事件经过

1月18日18时30分,#2机组运行值班员巡视检查发现#2锅炉44号吹灰器处水冷壁声音异常。18时50分汇报运行处、生产值班和主管厂领导。经生技处、安监处、运行处和维护车间相关人员现场确认,初步判断为#2锅炉44号吹灰器处水冷壁泄漏。运行值长联系天津市市调,申请同意#2机组1月18日21时停机处理,1月19日3时55分#2机组停机解列。

3. 检查处理情况

1月19日零时15分44号吹灰器拆下,确认该吹灰器孔处水冷壁泄漏。停炉后,检查发现#2锅炉标高33.1米,后墙第84根水冷壁(44号吹灰器右数第二根)水冷壁泄漏。

利用停机机会对吹灰器管进行拆除,打磨鳍片区域,进行着色检查。

检修中将吹灰器孔直管段全部进行更换,直管段更换时,鳍片必须使用高速切割机切除。将直管相邻管子剩余鳍片打磨清理干净,彻底根除缺陷。

4. 事件主要原因

(1)从裂纹打磨至逐渐消失的过程中可以发现。水冷壁管内壁裂纹区域为鳍片区域。从裂纹的深度与宽度对比情况来看,裂纹发展由较大区域发展至较小区域,裂纹源存在于水冷壁管外表面鳍片位置。

(2)此次泄漏位置为原浇注料遮挡板的位置,此遮挡板处均因结构突变造成鳍片附近应力集中,危害到水冷壁管。

(3)鳍片为密封焊结构,内部为空心,当只剩余一半鳍片时,由于结构原因可能造成尖角结构,会引起应力集中。

(4)结构的突变或者孔坑中容易积累带有腐蚀性的积灰与杂质,且此处存在形变,容易形成应力集中。在腐蚀环境影响与周期性应力影响的联合作用下,尖锐部分组织发生破坏,最终出现裂纹。积垢对裂纹的延伸与纵深发展起着重要的作用,积垢的容积大于金属,当受到周期应力中的压应力时,裂纹中的积垢能够阻止裂纹的闭合并且增加裂纹尖端的应力,杂质继续楔入裂缝中,腐蚀与应力共同作用,迅速导致裂纹的纵深向发展,最终导致水冷壁失效。

本次泄漏位置为原浇注料遮挡板处剩余鳍片位置。此位置由于结构原因(外部凹坑结构与内部未焊透结构共同作用),随着时间的推移,造成应力集中导致开裂,裂纹最终发展至水冷壁管造成泄漏。

5. 暴露问题

大港电厂对锅炉结构存在的薄弱环节分析不够,对吹灰器直管区域鳍片能够引发裂纹并延伸至管壁的问题认识不清,导致检修中没有对鳍片相连接的直管进行更换,留下安全隐患。

6. 整改措施

(1)各单位要加强锅炉防磨防爆管理,建立常态分析、检查机制,根据运行时间特点,分析本单位锅炉结构存在的薄弱环节,充分利用检修机会予以消除。

(2)各单位要加强与其他电厂同类型机组的联系与信息共享,了解其运行中发生的问题,避免不必要的弯路。

府谷电厂#2炉水冷壁泄漏停机

3月18日,府谷电厂#2炉水冷壁泄漏停机

1. 事件前工况

 2013年3月18日21时,#2机负荷600MW,机组运行稳定,主辅设备运行参数正常。

2. 事件经过

3月18日21时40分,运行人员发现#2炉62.8米层、炉右侧声音异常。经分管领导和专业技术人员确认该区域炉管泄漏。22时45分,向调度申请调停#2机组临修。3月19日0时39分,#2机组与系统解列。

检修处理后,3月21日5时36分,#2机组并网。

3. 检查处理情况

(1)检查发现泄漏点五个,两根水冷壁管各有两处泄漏,一根顶棚管一处泄漏(详见附件1中府谷电厂图片1、2)。原始泄漏点位于#2炉固定端、距离炉前约14.5米、右侧水冷壁上集箱下约1.5米、顶棚管下约50mm处水冷壁管在与鳍片焊缝结合处。

(2)割除泄漏的两水冷壁管(规格/材质:SA-210A1/Ф51×5.6)1030mm,新换水冷壁管,经确认材质无误,送化学实验室除锈后,进行更换;

(3)焊补泄漏的顶棚管(规格/材质:15CrMoG/Ф63×7);

(4)全面检查泄漏区域管排,发现另外2根水冷壁管外壁有轻微吹扫痕迹,焊补处理;

(5)工作结束后无损探伤合格。

4. 事件主要原因

(1)在原始泄漏管泄漏点鳍片上方,有一个基建期间电建人员留下、直径约25mm的规则孔洞(详见附件1中府谷电厂图片3、4)。电建施工人员切割该孔洞时,造成水冷壁受损,是原始水冷壁管泄漏直接原因。 

(2)该水冷壁管泄漏后,冲刷导致其它管泄漏。

5. 暴露问题

(1)基建期间,府谷电厂未及时发现施工遗留的炉管安全隐患;机组运营后,在历次检修期间,没有开展炉顶棚区域炉管防磨防爆检查工作。

(2)府谷电厂对锅炉炉管存在的薄弱环节分析不够,认识不清,导致该隐患一直没有得到治理。

(3)府谷电厂防磨防爆检查措施和手段有待进一步加强,现有防磨防爆人员检查水平和检查经验欠缺。

6. 整改措施

(1)各单位要加强锅炉防磨防爆管理,完善防磨防爆检查常态机制,认真分析锅炉炉管存在的薄弱环节,充分利用机组检修机会,扩大检查范围,全面检查锅炉受热面,并消除相关隐患。府谷电厂要利用一次大修和一次小修机会,全面检查#1、#2炉炉顶所有水冷壁与顶棚过热器管。    

(2)各单位要充实防磨防爆力量,强化防磨防爆成员培训力度,加强与其它电厂同类型机组的联系与信息共享,尽快提高防磨防爆成员技术水平。

鸳鸯湖电厂#1炉水冷壁泄漏停机事件

2013年3月23日,鸳鸯湖电厂#1炉水冷壁泄漏停机事件情况

  1. 事件前工况

2013年3月23日鸳鸯湖电厂#1机组CCS、AGC方式运行,机组负荷460MW,炉侧主汽压力17.17Mpa,主/再热器温567/567℃,给水流量1468t/h,主汽流量1461t/h。

2. 事件经过

3月23日10时2分,#1锅炉炉管泄漏#1测点发泄漏报警,派人就地检查发现炉左墙A16吹灰器处有轻微异音。隔离吹灰系统后A16吹灰器处仍有轻微异音。拆除A16吹灰器枪管后,发现炉墙水冷壁吹灰孔内有泄漏现象。3月24日11时53分机组与系统解列。

检修处理后,3月27日7时35分并网

3. 检查处理情况

(1)25日进入炉内检查发现A16吹灰器下部拉稀管(吹灰器孔弯管)向下数第一根直管与拉稀管鳍片端部产生裂纹,裂纹延伸至直管后直管发生泄漏,同时漏点将直管上部拉稀管吹漏(详见附件1中鸳鸯湖电厂图片1、2)。

(2)处理情况:

更换泄漏的两根水冷壁管(规格/材质:15CrMoG/Ф38×7.2)1200mm。

对A层吹灰器区域水冷壁管进行扩大检查后发现A17吹灰器处水冷壁存在同样缺陷,对裂纹部位进行了打磨补焊消除缺陷。

工作结束后无损探伤合格。

4. 事件主要原因

水冷壁炉墙密封焊接质量把关不严,鳍片端部焊接后未进行圆滑过渡处理,存在应力集中部位,长期运行应力拉裂鳍片,鳍片裂纹延伸到管子母材,是造成此次泄漏的主要原因。

该水冷壁管泄漏后,冲刷导致相邻管泄漏。

5. 暴露问题

(1)鸳鸯湖电厂基建期间只重视安装焊口探伤,未对制造焊口引起足够重视。

(2)鸳鸯湖电厂受热面管监造不到位,对水冷壁管鳍片部位焊接质量监督存在漏洞。

(3)鸳鸯湖电厂在2011年3月#1机组大修对吹灰器、看火孔水冷壁拉稀管处鳍片检查时,由于经验不足,对个别未进行圆滑处理的鳍片焊缝没有引起重视,只做目测检查,未做着色检查。暴露出防磨防爆检查人员工作经验不足,分析问题能力不够。

(4)鸳鸯湖电厂#1炉自投产以来未发生泄漏,检修时防磨防爆人员存在侥幸心理,锅炉防磨防爆管理不到位、检查工作不彻底,检修策划有漏洞,暴露出技术管理不到位,技术人员业务素质达不到岗位要求

6. 整改措施

(1)各单位要完善本单位防磨防爆管理制度,将逢停必检、检必检全落到实处,使锅炉防磨防爆工作真正做到组织健全、责任落实、程序合理、管理有序、持续改进、闭环控制。

(2)各单位要加强对防磨防爆小组成员的技能培训,加强与同类型机组电厂的交流和联系达到资源共享,提高防磨防爆小组成员的技能水平。

(3)各单位要增强防磨防爆力量,细化分工、落实责任,建立激励与约束机制,提高各级人员做好防磨防爆工作的积极性与主动性。

(4)鸳鸯湖电厂要利用今年C修机会,结合本次事故教训及其他单位出现的问题,举一反三,对锅炉进行防磨防爆全面检查。

白马电厂#61机组水冷壁泄漏停机

2013年4月27日,白马电厂#61机组水冷壁泄漏停机

1. 事件前工况

 2013年4月27日早班,61号机组负荷491WM,主汽压力22.5MPa,温度557℃,蒸汽流量1466T/h,机组运行正常。

2. 事件经过

3时10分,化学除盐值班人员汇报值长,机组补水量增加,值长令降低主蒸汽参数,逐渐降低负荷运行,并通知生产管理人员到现场检查。4时0分,机组负荷在440MW时,给水与蒸汽流量偏差约50t/h。经调试人员、电建三公司人员、公司生技(工程)部管理人员分析后,判断为水冷壁泄漏。

14时40分,检查发现炉膛右侧至C底冷器排渣口炉墙处有蒸汽泄漏,确认水冷壁发生泄漏,汇报调度值班员同意,#61机组开始滑参数停机。18时17分,汽机打闸、发电机解列。

检修处理后,5月7日0时55分,机组与系统并列。

3. 检查处理情况

(1)停机冷却后检查发现#61锅炉右侧靠炉后水冷壁,标高约10米处有耐火材料脱落(约500*250/宽*高),露出2根水冷壁管有穿孔情况。清理过程中发现未脱落的耐火材料下方有约300mm长度的管子有不同程度的磨损、穿孔情况。

(2)更换损坏水冷壁管、恢复浇注料,扩大检查并进行了水压试验后,机组恢复备用。

4. 事件主要原因

(1)经相关专业人员分析,此次泄漏初始漏点位于耐火材料脱落区域下方,为水冷壁管母材存在孔状缺陷,机组运行一段时间后发生泄漏,由于管壁表面覆盖有约50mm厚的耐火材料,蒸汽在耐火材料内顺管壁方向向上窜动,导致磨损加剧,泄漏量增大,局部耐火材料被冲掉。

水冷壁管母材存在孔状缺陷,是造成此次事件的直接原因。

(2)设备厂商、监检公司和电厂工程管理不到位,是造成此次事件的主要原因。

5. 暴露问题

(1)东方锅炉厂作为设备供货商,在原材料管理上不到位,造成了带有缺陷的管材用到了设备上。

(2)上海中监电气监检有限公司作为监造单位,对东方锅炉厂原材料监督不到位,造成了带有缺陷的管材用到了设备上。

(3)白马公司工程管理不到位,对设备制造过程监督存在漏洞。

6. 防范措施

各单位要加强基建与技改工程管理,树立主体责任意识,强化对设备供货商、监造单位的管控力度,强化设备制造过程监督和现场验收管理,及早发现设备问题。


服务热线(人员定位): 400-0335765转1

服务热线(防磨防爆): 400-0335765转2

服务热线(安全过程管控): 400-0335765转3/4

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