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防止锅炉事故

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防止锅炉事故防止锅炉事故 6.16.1 防止锅炉尾部再次燃烧事故防止锅炉尾部再次燃烧事故 6.1.1 防止锅炉尾部再次燃烧事故,除了防止回转式空气预热 器转子蓄热元件发生再次燃烧事故外,还要防止脱硝装置的催化元 件部位、 除尘器及其干除灰系统以及锅炉底部干除渣系统的再次燃烧 事故。 6.1.2 在锅炉机组设计选型阶段,必须保证回转式空气预热器 本身及其辅助系统设计合理、 配套齐全,必须保证回转式空气预热器 在运行中有完善的监控和防止再次燃烧事故的手段。 6.1.2.1回转式空气预热器应设有独立的主辅电机、盘车装置、 火灾报警装置、入口风气挡板、出入口风挡板及相应的连锁保护。 6.1.2.2 回转式空气预热器应设有可靠的停转报警装置,停转 报警信号应取自空气预热器的主轴信号,而不能取自空气预热器的 马达信号。 6.1.2.3 回转式空气预热器应有相配套的水冲洗系统,不论是 采用固定式或者移动式水冲洗系统,设备性能都必须满足冲洗工艺 要求,电厂必须配套制订出具体的水冲洗制度和水冲洗措施,并严 格执行。 6.1.2.4 回转式空气预热器应设有完善的消防系统,在空气及 烟气侧应装设消防水喷淋水管,喷淋面积应覆盖整个受热面。 如采用 蒸汽消防系统,其汽源必须与公共汽源相联,以保证启停及正常运 行时随时可投入蒸汽进行隔绝空气式消防。 6.1.2.5 回转式空气预热器应设计配套有完善合理的吹灰系统, 冷热端均应设有吹灰器。 如采用蒸汽吹灰,其汽源应合理选择,且必 须与公共汽源相联,疏水设计合理,以满足能够满足机组启动和低 负荷运行期间的吹灰需要。 6.1.3锅炉设计和改造时,必须高度重视油枪、小油枪、等离子 燃烧器等锅炉点火、助燃系统和设备的适应性与完善性。 6.1.3.1 在锅炉设计与改造中,加强选型等前期工作,保证油 燃烧器的出力、雾化质量和配风相匹配。 6.1.3.2 无论是煤粉锅炉的油燃烧器还是循环流化床锅炉的风 道燃烧器,都必须配有配风器,以保证油枪点火可靠、着火稳定、燃 烧完全。 6.1.3.3 对于循环流化床锅炉,油燃烧器出口必须设计足够的 油燃烧空间,保证油进入炉膛前能够完全燃烧。 6.1.3.4 锅炉采用少油/无油点火技术进行设计和改造时,必 须充分把握燃用煤质特性,保证小油枪设备可靠、 出力合理,保证等 离子发生装置功率与燃用煤质、 等离子燃烧器和炉内整体空气动力场 的匹配性,以保证锅炉少油/无油点火的可靠性和锅炉启动初期的 燃尽率以及整体性能。 6.1.3.5所有燃烧器均应设计有完善可靠的火焰监测保护系统。 6.1.4 回转式空气预热器在制造等阶段必须采取正确保管方式, 应进行监造。 6.1.4.1 锅炉空气预热器的传热元件在出厂和安装保管期间不 得采用浸油防腐方式。 6.1.4.2 在设备制造过程中,应重视回转式空气预热器着火报 警系统测点元件的检查和验收。 6.1.5 必须充分重视回转式空气预热器辅助设备及系统的可靠 性和可用性。 新机基建调试和机组检修期间,必须按照要求完成相关 系统与设备的传动检查和试运工作,以保证设备与系统可用,连锁 保护作正确。 6.1.5.1机组基建、调试阶段和检修期间应重视空气预热器的全 面检查和资料审查,重点包括空气预热器的热控逻辑、吹灰系统、水 冲洗系统、消防系统、停转保护、报警系统及隔离挡板等。 6.1.5.2机组基建调试前期和启动前,必须做好吹灰系统、冲洗 系统、 消防系统的调试、 消缺和维护工作,应检查吹灰、 冲洗、 消防行 程、喷头有无死角,有无堵塞问题并及时处理。有关空气预热器的所 有系统都必须在锅炉点火前达到投运状态。 6.1.5.3 基建机组首次点火前或空气预热器检修后应逐项检查 传动火灾报警测点和系统,确保火灾报警系统正常投用。 6.1.5.4基建调试或机组检修期间应进入烟道内部,就地检查、 调试空气预热器各烟风挡板,确保分散控制系统显示、 就地刻度和挡 板实际位置一致,且动作灵活,关闭严密,能起到隔绝作用。 6.1.6 机组启动前要严格执行验收和检查工作,保证空气预热 器和烟风系统干净无杂物、无堵塞。 6.1.6.1 空气预热器在安装后第一次投运时,应将杂物彻底清 理干净,蓄热元件必须进行全面的通透性检查,经制造、 施工、 建设、 生产等各方验收合格后方可投入运行。 6.1.6.2 基建或检修期间,不论在炉膛或者烟风道内进行工作 后,必须彻底检查清理炉膛、 风道和烟道,并经过验收,防止风机启 动后杂物积聚在空气预热器换热元件表面上或缝隙中。 6.1.7 要重视锅炉冷态点火前的系统准备和调试工作,保证锅 炉冷态启动燃烧良好,特别要防止出现由于设备故障导致的燃烧不 良。 6.1.7.1 新建机组或改造过的锅炉燃油系统必须经过辅汽吹扫, 并按要求进行油循环,首次投运前必须经过燃油泄漏试验确保各油 阀的严密性。 6.1.7.2油枪、少油/无油点火系统必须保证安装正确,新设备 和系统在投运前必须进行正确整定和冷态调试。 6.1.7.3 锅炉启动点火或锅炉灭火后重新点火前必须对炉膛及 烟道进行充分吹扫,防止未燃尽物质聚集在尾部烟道造成再燃烧。 6.1.8 精心做好锅炉启动后的运行调整工作,保证燃烧系统各 参数合理,加强运行分析,以保证燃料燃烧完全,传热合理。 6.1.8.1 油燃烧器运行时,必须保证油枪根部燃烧所需用氧量, 以保证燃油燃烧稳定完全。 6.1.8.2 锅炉燃用渣油或重油时应保证燃油温度和油压在规定 值内,雾化蒸汽参数在设计值内,以保证油枪雾化良好、燃烧完全。 锅炉点火时应严格监视油枪雾化情况,一旦发现油枪雾化不好应立 即停用,并进行清理检修。 6.1.8.3 采用少油/无油点火方式启动锅炉机组,应保证入炉 煤质,调整煤粉细度和磨煤机通风量在合理范围,控制磨煤机出力 和风、粉浓度,使着火稳定和燃烧充分。 6.1.8.4煤油混烧情况下应防止燃烧器超出力。 6.1.8.5 采用少油/无油点火方式启动时,应注意检查和分析 燃烧情况和锅炉沿程温度、阻力变化情况。 6.1.9 要重视空气预热器的吹灰,必须精心组织机组冷态启动 和低负荷运行情况下的吹灰工作,做到合理吹灰。 6.1.9.1 投入蒸汽吹灰器前应进行充分疏水,确保吹灰要求的 蒸汽过热度。 6.1.9.2 采用等离子及微油点火方式启动的机组,在锅炉启动 初期,空气预热器必须连续吹灰。 6.1.9.3 机组启动期间,锅炉负荷低于 25%额定负荷时空气预热 器应连续吹灰;锅炉负荷大于 25%额定负荷时至少每 8h 吹灰一次; 当回转式空气预热器烟气侧压差增加时,应增加吹灰次数;当低负 荷煤、油混烧时,应连续吹灰。 6.1.10 要加强对空气预热器的检查,重视发挥水冲洗的作用, 及时精心组织,对回转式空气预热器正确地进行水冲洗。 6.1.10.1 锅炉停炉 1 周以上时必须对回转式空气预热器受热面 进行检查,若有存挂油垢或积灰堵塞的现象,应及时清理并进行通 风干燥。 6.1.10.2 若锅炉较长时间低负荷燃油或煤油混烧,可根据具体 情况利用停炉对回转式空气预热器受热面进行检查,重点是检查中 层和下层传热元件,若发现有残留物积存,应及时组织进行水冲洗。 6.1.10.3 机组运行中,如果回转式空气预热器阻力超过对应工 况设计阻力的 150%,应及时安排水冲洗;机组每次大、小修均应对 空气预热器受热面进行检查,若发现受热元件有残留物积存,必要 时可以进行水冲洗。 6.1.10.4 对空气预热器不论选择哪种冲洗方式,都必须事先制 定全面的冲洗措施并经过审批,整个冲洗工作严格按措施执行,必 须严格达到冲洗工艺要求,一次性彻底冲洗干净,验收合格。 6.1.10.5 回转式空气预热器冲洗后必须正确地进行干燥,并保 证彻底干燥。 不能立即启动引送风机进行强制通风干燥,防止炉内积 灰被空气预热器金属表面水膜吸附造成二次污染。 6.1.11应重视加强对锅炉尾部再次燃烧事故风险点的监控。 6.1.11.1运行规程应明确省煤器、 脱硝装置、 空气预热器等部位 烟道在不同工况的烟气温度限制值。 运行中应当加强监视回转式空气 预热器出口烟风温度变化情况,当烟气温度超过规定值、 有再燃前兆 时,应立即停炉,并及时采取消防措施。 6.1.11.2 机组停运后和温热态启动时,是回转式空气预热器受 热和冷却条件发生巨大变化的时候,容易产生热量积聚引发着火, 应更重视运行监控和检查,如有再燃前兆,必须及早发现,及早处 理。 6.1.11.3 锅炉停炉后,严格按照运行规程和厂家要求停运空气 预热器,应加强停炉后的回转式空气预热器运行监控,防止异常发 生。 6.1.12 回转式空气预热器跳闸后需要正确处理,防止发生再燃 及空气预热器故障事故。 6.1.12.1 若发现回转式空气预热器停转,立即将其隔绝,投入 消防蒸汽和盘车装置。若挡板隔绝不严或转子盘不动,应立即停炉。 6.1.12.2 若回转式空气预热器未设出入口烟/风挡板,发现回 转式空气预热器停转,应立即停炉。 6.1.13 加强空气预热器外的其他特殊设备和部位防再次燃烧事 故工作。 6.1.13.1 锅炉安装脱硝系统,在低负荷煤油混烧、等离子点火 期间,脱硝反应器内必须加强吹灰,监控反应器前后阻力及烟气温 度,防止反应器内催化剂区域有未燃尽物质燃烧,反应器灰斗需要 及时排灰,防止沉积。 6.1.13.2 干排渣系统在低负荷燃油、等离子点火或煤油混烧期 间,防止干排渣系统的钢带由于锅炉未燃尽的物质落入钢带二次燃 烧,损坏钢带。需要派人就地监控。 6.1.13.3 新建燃煤机组尾部烟道下部省煤器灰斗应设输灰系统, 以保证未燃物可以及时的输送出去。 6.1.13.4 如果在低负荷燃油、等离子点火或煤油混烧期间电除 尘器在投入,电除尘器应降低二次电压电流运行,防止在集尘极和 放电极之间燃烧,除灰系统在此期间连续输送。 6.26.2 防止锅炉炉膛爆炸事故防止锅炉炉膛爆炸事故 6.2.26.2.2 防止锅炉严重结焦防止锅炉严重结焦 6.2.2.1锅炉炉膛的设计、选型要参照《大容量煤粉燃烧锅炉炉 膛选型导则》(DL/T831-2002)的有关规定进行。 6.2.2.2重视锅炉燃烧器的安装、检修和维护,保留必要的安装 记录,确保安装角度正确,避免一次风射流偏斜产生贴壁气流。 燃烧 器改造后的锅炉投运前应进行冷态炉膛空气动力场试验,以检查燃 烧器安装角度是否正确,确定锅炉炉内空气动力场符合设计要求。 6.2.2.3加强氧量计、一氧化碳测量装置、风量测量装置及二次 风门等锅炉燃烧监视调整重要设备的管理与维护,形成定期校验制 度,以确保其指示准确,动作正确,避免在炉内形成整体或局部还 原性气氛,从而加剧炉膛结焦。 6.2.2.4 采用与锅炉相匹配的煤种,是防止炉膛结焦的重要措 施,当煤种改变时,要进行变煤种燃烧调整试验。 6.2.2.5应加强电厂入厂煤、入炉煤的管理及煤质分析,发现易 结焦煤质时,应及时通知运行人员。 6.2.2.6 加强运行培训和考核,使运行人员了解防止炉膛结焦 的要素,熟悉燃烧调整手段,避免锅炉高负荷工况下缺氧燃烧。 6.2.2.7 运行人员应经常从看火孔监视炉膛结焦情况,一旦发 现结焦,应及时处理。 6.2.2.8 大容量锅炉吹灰器系统应正常投入运行,防止炉膛沾 污结渣造成超温。 6.2.2.9 受热面及炉底等部位严重结渣,影响锅炉安全运行时, 应立即停炉处理。 6.2.36.2.3 防止锅炉内爆防止锅炉内爆 6.2.3.1 新建机组引风机和脱硫增压风机的最大压头设计必须 与炉膛及尾部烟道防内爆能力相匹配,设计炉膛及尾部烟道防内爆 强度应大于引风机及脱硫增压风机压头之和。 6.2.3.2对于老机组进行脱硫、脱硝改造时,应高度重视改造方 案的技术论证工作,要求改造方案应重新核算机组尾部烟道的负压 承受能力,应及时对强度不足部分进行重新加固。 6.2.3.3单机容量 600MW 及以上机组或采用脱硫、脱硝装置的机 组,应特别重视防止机组高负荷灭火或设备故障瞬间产生过大炉膛 负压对锅炉炉膛及尾部烟道造成的内爆危害,在锅炉主保护和烟风 系统连锁保护功能上应考虑炉膛负压低跳锅炉和负压低跳引风机的 连锁保护;机组快速减负荷(RB)功能应可靠投用。 6.2.3.4加强引风机、脱硫增压风机等设备的检修维护工作,定 期对入口调节装置进行试验,确保动作灵活可靠和炉膛负压自动调 节特性良好,防止机组运行中设备故障时或锅炉灭火后产生过大负 压。 6.2.3.5 运行规程中必须有防止炉膛内爆的条款和事故处理预 案。 6.2.46.2.4 循环流化床锅炉防爆。循环流化床锅炉防爆。 6.2.4.1锅炉启动前或主燃料跳闸、锅炉跳闸后应根据床温情况 严格进行炉膛冷态或热态吹扫程序,禁止采用降低一次风量至临界 流化风量以下的方式点火。 6.2.4.2精心调整燃烧,确保床上、床下油枪雾化良好、燃烧完 全。 油枪投用时应严密监视油枪雾化和燃烧情况,发现油枪雾化不良 应立即停用,并及时进行清理检修。 6.2.4.3 对于循环流化床锅炉,应根据实际燃用煤质着火点情 况进行间断投煤操作,禁止床温未达到投煤允许条件连续大量投煤。 6.2.4.4 循环流化床锅炉压火应先停止给煤机,切断所有燃料, 并严格执行炉膛吹扫程序,待床温开始下降、 氧量回升时再按正确顺 序停风机;禁止通过锅炉跳闸直接跳闸风机联跳主燃料跳闸的方式 压火。 压火后的热启动应严格执行热态吹扫程序,并根据床温情况进 行投油升温或投煤启动。 6.2.4.5 循环流化床锅炉水冷壁泄漏后,应尽快停炉,并保留 一台引风机运行,禁止闷炉;冷渣器泄漏后,应立即切断炉渣进料, 并隔绝冷却水。 6.36.3 防止制粉系统爆炸和煤尘爆炸事故防止制粉系统爆炸和煤尘爆炸事故 为防止制粉系统爆炸和煤尘爆炸事故,应严格执行 《电站磨煤机 及制粉系统选型导则》 (DL/T466-2004)、《火力发电厂制粉系统设计计 算技术规定》 (DL/T5145-2012)、 《火力发电厂烟风煤粉管道设计技术 规程》(DL/T5121-2000)、《电站煤粉锅炉炉膛防爆规程》(DL/T435- 2004),《火力发电厂锅炉机组检修导则第 4 部分:制粉系统检修》 (DL/T748.4-2001)以及《粉尘防爆安全规程》(GB15577-2007)等有关 要求以及其他有关规定,并重点要求如下: 6.3.26.3.2 防止煤尘爆炸。防止煤尘爆炸。 6.3.2.1 消除制粉系统和输煤系统的粉尘泄漏点,降低煤粉浓 度。 大量放粉或清理煤粉时,应制订和落实相关安全措施,应尽可能 避免扬尘,杜绝明火,防止煤尘爆炸。 6.3.2.2煤粉仓、制粉系统和输煤系统附近应有消防设施,并备 有专用的灭火器材,消防系统水源应充足、水压符合要求。消防灭火 设施应保持完好,按期进行试验(试验时灭火剂不进入粉仓)。 6.3.2.3煤粉仓投运前应做严密性试验。凡基建投产时未作过严 密性试验的要补做漏风试验,如发现有漏风、漏粉现象要及时消除。 6.3.2.4 在微油或等离子点火期间,除灰系统储仓需经常卸料, 防止在储仓未燃尽物质自燃爆炸。 6.3.2.5在低负荷燃油,微油点火、等离子点火,或者煤油混烧 期间,电除尘器应限二次电压、 电流运行,期间除灰系统必须连续投 入。 6.56.5 防止锅炉承压部件失效事故防止锅炉承压部件失效事故 6.5.1 各单位应成立防止压力容器和锅炉爆漏工作小组,加强 专业管理、技术监督管理和专业人员培训考核,健全各级责任制。 6.5.2严格锅炉制造、安装和调试期间的监造和监理。新建锅炉 承压部件在安装前必须进行安全性能检验,并将该项工作前移至制 造厂,与设备监造工作结合进行。 新建锅炉承压部件在制造过程中应 派有资格的检验人员到制造现场进行水压试验见证、 文件见证和制造 质量抽检;新建锅炉在安装阶段应进行安全性能监督检验。 在役锅炉 结合每次大修开展锅炉定期检验。锅炉检验项目和程序按《特种设备 安全监察条例》 (国务院令第549 号)、《锅炉定期检验规则》 (质技监 局锅发[1999)202号)和 《电站锅炉压力容器检验规程》 、 《锅炉安全 技术监察规程》 (TSGG0001-2012)及 《固定式压力容器安全技术监察规 程》(TSGR0004-2009)等相关规定进行。 6.5.36.5.3 防止超压超温。防止超压超温。 6.5.3.1 严防锅炉缺水和超温超压运行,严禁在水位表数量不 足(指能正确指示水位的水位表数量)、安全阀解列的状况下运行。 6.5.3.2 参加电网调峰的锅炉,运行规程中应制订相应的技术 措施。 按调峰设计的锅炉,其调峰性能应与汽轮机性能相匹配;非调 峰设计的锅炉,其调峰负荷的下限应由水动力计算、 试验及燃烧稳定 性试验确定,并在运行规程制定相应的反事故措施。 6.5.3.3直流锅炉的蒸发段、 分离器、 过热器、 再热器出口导汽管 等应有完整的管壁温度测点,以便监视各导汽管间的温度,并结合 直流锅炉蒸发受热面的水动力分配特性,做好直流锅炉燃烧调整工 作,防止超温爆管。 6.5.3.4锅炉超压水压试验和安全阀整定应严格按《锅炉水压试 验技术条件》(JB/T1612)、《电力工业锅炉压力容器监察规程》 (DL/T612---1996)、《电站锅炉压力容器检验规程》 (DL/T647)执行。 6.5.3.5装有一、二级旁路系统的机组,机组启停时应投入旁路 系统,旁路系统的减温水须正常可靠。 6.5.3.6锅炉启停过程中.应严格控制汽温变化速率。在启动中 应加强燃烧调整,防止炉膛出口烟温超过规定值。 6.5.3.7 加强直流锅炉的运行调整,严格按照规程规定的负荷 点进行干湿态转换操作,并避免在该负荷点长时间运行。 6.5.3.8 大型煤粉锅炉受热面使用的材料应合格,材料的允许 使用温度应高于计算壁温并留有裕度。 应配置必要的炉膛出口或高温 受热面两侧烟温测点、 高温受热面壁温测点,应加强对烟温偏差和受 热面壁温的监视和调整。 6.5.66.5.6 防止锅炉四管爆漏。防止锅炉四管爆漏。 6.5.6.1 建立锅炉承压部件防磨防爆设备台账,制订和落实防 磨防爆定期检查计划、 防磨防爆预案,完善防磨防爆检查、 考核制度。 6.5.6.2在有条件的情况下,应采用泄漏监测装置。过热器、再 热器、 省煤器管发生爆漏时,应及时停运,防止扩大冲刷损坏其他管 段。 6.5.6.3 定期检查水冷壁刚性梁四角连接及燃烧器悬吊机构, 发现问题及时处理。 防止因水冷壁晃动或燃烧器与水冷壁鳍片处焊缝 受力过载拉裂而造成水冷壁泄漏。 6.5.6.4加强蒸汽吹灰设备系统的维护及管理。在蒸汽吹灰系统 投入正式运行前,应对各吹灰器蒸汽喷嘴伸入炉膛内的实际位置及 角度进行测量、 调整,并对吹灰器的吹灰压力进行逐个整定,避免吹 灰压力过高。运行中遇有吹灰器卡涩、进汽门关闭不严等问题,应及 时将吹灰器退出并关闭进汽门,避免受热面被吹损,并通知检修人 员处理。 6.5.6.5锅炉发生四管爆漏后,必须尽快停炉。在对锅炉运行数 据和爆口位置、 数量、 宏观形貌、 内外壁情况等信息作全面记录后方可 进行割管和检修。应对发生爆口的管道进行宏观分析、金相组织分析 和力学性能试验,并对结垢和腐蚀产物进行化学成分分析,根据分 析结果采取相应措施。 6.5.6.6运行时间接近设计寿命或发生频繁泄漏的锅炉过热器、 再热器、 省煤器,应对受热面管进行寿命评估,并根据评估结果及时 安排更换。 6.5.6.7 达到设计使用年限的机组和设备,必须按规定对主设 备特别是承压管路进行全面检查和试验,组织专家进行全面安全性 评估,经主管部门审批后,方可继续投入使用。 6.5.86.5.8 奥氏体不锈钢小管的监督奥氏体不锈钢小管的监督 6.5.8.1 奥氏体不锈钢管子蠕变应变大于 4.5%,低合金钢管外 径蠕变应变大于2.5%,碳素钢管外径蠕变应交大于 3.5%,T91、 T122 类管子外径蠕变应变大于1.2%,应进行更换。 6.5.8.2 对于奥氏体不锈钢管子要结合大修检查钢管及焊缝是 否存在沿晶、穿晶裂纹,一旦发现应及时换管。 6.5.8.3 对于奥氏体不锈钢管与铁素体钢管的异种钢接头在 40000h进行割管检查,重点检查铁素体钢一侧的熔合线是否开裂。
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