锅炉甩汽温典型事故一例

　　天富热电厂2号锅炉是型号为BG-75/39-M1的自然循环汽包炉，倒U型布置，其减温水系统为自制冷凝水系统，制粉系统为钢球磨中储式乏气送粉系统。该锅炉自1988年6月投产以来运行稳定，并于1999年进行了除尘改造(改为电气除尘)，2003年大修期间改造了点火油枪(改为气化点火小油枪)，使锅炉启动节油达90%以上。自2004年冬季以来，该炉在运行中多次出现汽温及水位同时下降的问题，但机组还能维持运行。而在2005-04-01的点炉过程中，出现了一次严重的甩汽温事故，被迫造成机组停运。

　　1事故经过

　　2005-04-01T05:30，接地调令，开始点2号炉操作。

　　08:10，汽温升至445℃，2号炉并汽，开始逐渐带负荷。

　　08:15，带负荷至45 t/h，水位低达-100 mm，

　　司炉操作调整水位，增加给水量最高达80 t/h。

　　08:18，主蒸汽温度急剧下降，司炉调整燃烧工况，减少给水(水位仍然在-100 mm左右波动)。但主蒸汽温度仍没有回升，继续下降至364℃，瞬间最低达到340℃，司炉紧急停炉。

　　在主蒸汽温度下降的同时，进入汽机主蒸汽母管的过热蒸汽湿度增大(蒸汽带水)，造成距离2号炉最近的2号机进汽温度急剧下降。当2号机进汽温度下降至360℃时，打闸停机。由于主蒸汽母管内汽温低，蒸汽带水，造成2号机进汽门、2号机电动隔离门垫子泄漏。机组停运后，安排检修人员更换阀门垫子。

　　16:10，2号机进汽总门垫子处理完毕。但因2号炉温度剧降的原因不明，故决定按计划立即对2号炉进行小修。由于当时粉仓粉位较高，所以决定再次点2号炉，待烧完粉后再进行小修。在2号炉点炉过程中，组织生技、安监、检修、运行等单位专业技术人员到现场观察并查找原因。在第2次点炉过程中，仍然存在温度剧降的现象，但由于当时安排给水量控制在68 t/h以内，严格控制负荷增加量，并安排专人现场监督水位，所以，温度下降趋势得到控制，使2号炉并汽、接带负荷。

　　17:10，2号机电动隔离门垫子更换检修工作结束，开机、并列、带负荷正常。

　　由于障碍发生前电网压负荷，4，5号机(12MW)都只带了6 000 kW负荷，6，7号机(50 MW)余量也很大。所以障碍发生时，其它机组接带了2号机的负荷，没有减少总负荷量。4月2日晚高峰后压负荷时，地调令停2号炉，进入小修。

　　2事故原因分析

　　4月5日，2号炉冷却后，打开汽包及冷凝器进行检查。发现了温度下降的主要原因。

　　(1)汽包内的钢丝网汽水分离装置上的4根疏水管有3根脱落。疏水管的作用是将钢丝网分离装置分离出来的水送入汽包下部水层，经下降管进入水冷壁，再次受热产生蒸汽。然而4根疏水管掉了3根，使分离出来的水又直接进入汽层，并与蒸汽混合，造成汽包内蒸汽湿度增大、汽温下降。

　　(2)冷凝器水管端头磨穿泄漏。冷凝器采用表面换热形式，由汽包来的饱和蒸汽(250℃)与给水(104℃)在冷凝器内进行表面式热交换，使饱和蒸汽凝结成水后作为减温水。由于冷凝器水管端头泄漏，且给水压力(6.03 MPa)高于汽包内压力(4.22MPa)，使给水漏入凝汽器的汽侧，并通过饱和蒸汽进入冷凝器的管道(φ76管4根)直接进入汽包水分离装置的上部，造成汽包内部蒸汽湿度剧增，使汽包内的汽水混合物比容迅速减小，水位降低，汽温下降。

　　(3)2号炉正处于刚点炉并汽调整阶段，负荷和汽包水位波动较大。这时，主蒸汽的流量较小，而给水量却由于锅炉带负荷后造成汽包水位降低而急剧增加，使得冷凝器泄漏点的漏水量加大，这也能造成一定时间内的主蒸汽温度下降。

　　(4)因为2号炉有小油量点火装置，制粉出力好，所以2号炉作为调峰炉经常进行点停操作。这就使设备的金属疲劳损伤加剧，造成固定元件脱落、磨损增大、金属结构损坏等一系列设备问题。

　　(5)全厂锅炉机组采用切换母管制。通过对运行人员的了解，自2004年冬季以来，2号炉在运行中曾多次出现锅炉集汽连箱出口的过热汽温比厂蒸汽母管汽温低的现象，而当时对表计进行校验为正常。这也就是说，钢丝网汽水分离装置上的疏水管及冷凝器水管端头的故障早已出现，只是当时情况没有这么严重而已。

　　3处理结果

　　在小修期间对冷凝器水管端头磨穿泄漏点和汽包内钢丝网分离装置上脱落的疏水管进行了处理小修结束后，对2号炉重新进行点火实验，没有再出现汽温及水位同时下降的问题。