第一篇：200MW火电厂锅炉“四管”漏泄的原因分析及防范措施
200MW火电厂锅炉“四管”漏泄的原因分析及防范措施
华电内蒙古能源有限公司卓资发电分公司 刘晓 摘要：
火力发电厂锅炉“四管”（省煤器管、水冷壁管、过热器管和再热器管）的漏泄是造成发电设备可靠性差的一个主要因素，同时锅炉四管漏泄造成主机非计划停运次数占火力发电机组非计划停运总次数的比例很大，造成的损失也很大。可见，防止锅炉四管漏泄是提高火力发电机组可靠性的需要，是提高发电设备经济效益的需要，也是创建一流火力发电厂的需要。通过对省煤器、水冷壁、过热器和再热器漏泄原因及防止措施的分析与研究，根据发电厂实际情况制定了严格的防止锅炉四管漏泄措施，予以实施之后，锅炉四管漏泄现象明显减少，为发电厂带来了很大的经济效益。1.引言
随着近年来火电机组的不断投产，锅炉管排泄漏一直是影响机组安全运行的一大因素，因此，在生产中，预防锅炉“四管”泄漏显得尤为重要。我厂锅炉系无锡锅炉厂制造生产，型号为UG-670/13.7-M型。超高压一次中间再热、自然循环固态排渣煤粉炉。自05年投产以来先后发生多次泄漏事件，现针对“四管”泄漏分别进行分析。2.省煤器磨损漏泄原因及防范措施 2.1 磨损机理
省煤器的故障主要是磨损，尤其是燃用劣质煤的锅炉。由于流过锅炉受热面的烟气具有一定的速度，在烟气中又含有形状不规则的固体颗粒，这些颗粒流经受热面时，就会对受热面产生撞击和磨擦。当撞击角等于30度-50度时磨损最严重。磨损主要是由于灰粒对管壁撞击和磨削引起，磨损之所以多发生在冲击角为30度-50度的部位，是由于烟气速度、飞灰浓度、粒度随时都在变化的结果。
2.2 省煤器易磨损的部位
省煤器的磨损，主要表现为局部磨损和均匀磨损两个方面，尤其是局部磨损易引起省煤器漏泄，其位置多发生在省煤器左右两组的中部弯头、靠近前后墙的几排管子、错列省煤器顺烟气流向的第二排管子以及管卡附近的管子和局部防磨损措施不当易引起其附近管子磨损的部位等。
2.3 飞灰磨损的主要影响因素
飞灰浓度、灰粒的物理化学性质、烟气流速以及受热面的布置与结构特性，此外，还与运行工况有关。同时灰浓度大，容易引起强烈的磨损。因此，煤粉炉尤其是烧多灰燃料时，磨损问题更为严重。此外，如果在烟道局部地区造成飞灰浓度集中，例如烟气走廊，也会引起严重磨损。如果燃料灰粒中多硬性物质，灰粒粗大而有棱角，受热面所处烟温较低而使灰粒变硬，则灰粒的磨损性也加大。
烟气流速的影响最为严重，磨损量与速度成三次方关系。因此，布置受热面时，应使烟气流速不太大，更应避免局部地区流速过大。在水平烟道的过热器两侧及底部、下降烟道的省煤器靠后墙处，均易发生磨损破坏。这是由于这些地方有烟气走廊，烟气流速特高，有时可比平均流速大3-4倍，这样磨损就要大几十倍。这些地方的飞灰浓度也随烟气流速增大而增大，尤其是在省煤器区，烟气温度低，灰粒变硬，磨损就更严重。
锅炉负荷增加，烟气流速也就增加，飞灰磨损就加快。烟道漏风增加，也将使烟气流速增高而加快磨损，运行中燃烧不良，飞灰含碳量大量增加时，因焦碳粒比灰粒硬而加快磨损。又如受热面发生局部结渣堵灰现象，将使烟气流偏向一侧而加快这一侧受热面的磨损。2.4 防磨措施
防止省煤器磨损的途径有两个方面，一是消除磨损源，二是限制磨损速度。在目前采用的防磨措施中，主要是限制磨损速度，方法有如下：
2.4.1降低烟气流速
实践经验告诉我们，影响磨损的关键因素是烟速，严格地说，应该是烟气中飞灰颗粒的速度。关于烟速对磨损速度的影响有不少计算公式，绝大多数公式表明磨损速度与烟气速度的三次方成正比，有的则认为随着烟速的进一步提高，磨损速度会超过三次方的关系。由此可以看出，降低烟速，对防止磨损的重要性。在实际工作中，降低烟气速度的方法有：
1）扩大烟道，增加烟气流通面积 2）横向截距S1取极值
所谓S1取极值，就是当S2（纵向截距）为某一给定值时（一般S2=45mm），S1取值是以斜向烟速不大于进口烟速的极大值。3）减少管排，增大流通截面。
将省煤器的管排数，每隔三排或四排减少一排，这样可以增大流通面积，降低烟速。实践证明这是简单易行的办法，但不足之处是排烟温度会升高。
4）加大管排横向截距，保持纵向截距不变，改短单管圈为长双管圈。
5）消除中间弯头处的走廊，降低烟速。
为了减少中间弯头处的磨损，在省煤器改造中，常采取交错管圈，使左右两组管圈相互错开，达到消除中间走廊，减少磨损的目的。
6）采用防磨装置。
一般常使省煤器蛇形管平行于前墙布置，这样使磨损只在靠后墙的少数管圈上有可能发生，在这几排管圈上加防磨板保护。2.4.2 采用鳍片式省煤器
鳍片式省煤器具有以下一些优点：
①能合理地选取横向截距S1、纵向截距S2，以降低烟气速度； ②可以避免气流斜向冲刷管束，同时由于管子和鳍片的绕流作用，改变了烟尘的速度场、粒度场、浓度场，从而大大地降低了磨损速度；
③节省钢材，降低成本；
④占有空间小，省煤器的总高度大约降低40%； ⑤工质侧及烟气阻力可以在设计中调整。
2.4.3 锅炉运行中，应保证合格的煤粉细度，注意调整燃烧，减少飞灰中的含碳量，同时要严格控制锅炉本体、空气预热器和制粉系统的漏风量，尤其是炉底漏风，这对防止受热面的磨损和超温具有相当重要的意义。
3.水冷壁管漏泄原因及防范措施
水冷壁产生漏泄的原因除设计、制造、安装的原因外，主要由磨损、腐蚀和膨胀不畅三个方面的问题引起。此外，还有急冷，水循环不良等引起的漏泄。3.1 磨损
水冷壁磨损的部位主要是在一次风口周围的水冷壁管，因风粉流冲刷磨损和吹灰器吹扫时的冲刷磨损等引发。
一次风喷口周围水冷壁管的磨损，是因为一次风粉混合物喷进炉膛时，如果喷燃器安装角度不恰当、设计切圆过大、喷嘴在运行中烧坏或变形以及稳燃设施布置不当等，都会使煤粉气流冲刷水冷壁管，引起管壁磨损减薄，以至漏泄。稳燃设施一般布置在一次风管出口附近，使高温烟气产生回流，如果布置不当，很容易使一次风射流贴壁，引起水冷壁磨损和结焦。3.2 腐蚀
3.2.1 水冷壁管外壁高温腐蚀
高温腐蚀发生的部位主要是高温高压锅炉热负荷高的区域，也就是喷燃器附近。产生腐蚀的原因主要是煤中含硫。3.2.2 减轻水冷壁管外壁高温腐蚀的方法
主要是设法不产生能腐蚀管壁金属的产物或防止发生腐蚀作用的状态产生。这可用下列措施来得到：首先应从改善燃烧着手，煤粉颗粒要细，火焰不直接冲刷管壁，过量空气系数不宜过小。有时为了使炉膛贴壁处有一层氧化性气膜，以冲淡烟气中SO3浓度，使结积层中分解出来的SO3向外而不向内扩散，甚至特意加入一股空气来保护水冷壁。此外应控制炉管壁温，这主要由蒸汽参数所决定，但管内结垢与炉膛受热面热负荷局部过高亦会引起炉膛管壁温度过高，使腐蚀区加大，加速腐蚀。3.2.3 水冷壁内壁腐蚀
当水冷壁管内有沉积物时（垢或水渣），在这些沉积物下面会引起水冷壁腐蚀，这种腐蚀称为酸、碱腐蚀。这是因为炉水中的酸性、碱性盐类破坏了金属保护膜的缘故。
在正常运行的条件下，水冷壁管内壁常覆盖着一层Fe3O4的保护膜，它具有良好的保护性能，使水冷壁免受腐蚀。但如果炉水pH值超标时，就会使保护膜遭到破坏。当pH值为9-10时，水冷壁管腐蚀速度最小，此时保护膜稳定性高。PH值过高或过低都会使腐蚀速度加快。当pH值过高时，易发生碱性腐蚀。pH值过低时，易发生酸性腐蚀。所以在正常运行条件下，要求炉水pH值保持在9-10的范围内。
当炉水中含有游离的氢氧化钠时，就会使炉水中的pH值升高，引起碱性腐蚀。凝汽器漏泄会将冷却水中的MgCL2、CaCL2带入锅炉，在炉水中生成盐酸，引起水冷壁管的酸性腐蚀。
为防止水冷壁管的垢下腐蚀，首要的任务是加强化学监督提高给水品质。尽量减少给水中的铜、铁含量，降低给水的碳酸盐碱度，减少炉水中游离的氢氧化钠。为此，必须防止凝汽器漏泄。此外，还必须保持锅炉良好运行方式，保证连续排污、定期排污的正常运行，控制炉膛局部热负荷不要过高，过于新投运和运行一段时间后的锅炉，应按规定进行化学清洗等。3.2.4 膨胀受阻
水冷壁因膨胀受阻而拉裂的现象时有发生，被拉裂的重点部位是炉膛四角和喷燃器附近，尤以直流喷燃器更为突出。被拉裂造成漏泄的具体部位，多数是大滑板与水冷壁管焊接处，该处的焊点大部分是由于安装时焊接质量不高，加之运行中大滑板与水冷壁膨胀不一致，经多次启停炉后，就从焊点处拉裂漏泄。4.过热器、再热器漏泄原因及防范措施
过热器分辐射、半辐射和对流三种形式，而再热器多为对流式。由于过热器、再热器的工作条件和漏泄原因比较相近，故将两者放在一起来分析讨论。引起过热器漏泄的原因主要是超温，磨损和腐蚀引起的漏泄现象也时而有之。4.1 超温
在过热器的临修中，超温爆管占的次数最多，超温的原因归结起来有以下三个方面：烟气侧温度高；工质侧流速低和管材的耐热强度不够。出现以上三种情况的原因有： 4.1.1 火焰中心上移
造成火焰中心上移的原因特别多，如锅炉机组的漏风（炉底、燃烧器区域、空气预热器漏风、制粉系统漏风等）、燃烧调整不当、煤质变差、煤粉变粗、空气动力场偏斜、炉膛结焦、高加未投等都会造成火焰中心上移，炉膛出口烟温升高，飞灰含碳量增加，由此带来的过热器、再热器超温，并使烟气通过的各部位磨损加剧，排烟温度升高。所以控制火焰中心，对锅炉安全经济运行具有十分重要的意义。4.1.2 锅炉启动和低负荷时，因工质质量流速偏低，如果操作不当容易引起超温爆管，尤其是屏式过热器。4.1.3 热偏差
在过热器工作过程中，由于烟气侧各种因素的影响，各平行管中工质的吸热量是不同的，这种平行管列工质焓增不均匀的现象称为热偏差。过热器的热偏差决定于管子的热力特性、水力特性和结构特性。
在现代大型锅炉中，由于锅炉尺寸很大，烟温分布不易均匀，炉膛出口处的烟温偏差200—300℃，而蒸汽在过热器中的焓增又很大，致使个别管圈的汽温偏差可达50-70℃，严重时右达100-150℃以上。
为了减小过热器的热偏差，可以将过热器受热面分成几级，并在各级之间用中间集箱进行充分的混合。因为在同样热偏差的情况下，分级以后，由于每一级中工质的平均焓增减小，而使焓增偏差的绝对值减小，因而使热偏差的影响减小。将过热器分级后，在蒸汽过热的过程中，随着蒸汽温度增加，其比热容不断下降，因而在最末级过热器中，工质的比热容最小，使得在同样热偏差的条件其温度偏差最大，而最末级过热器的工质温度又最高，工作条件最差，因而末级过热器的焓增更要小些，这样对减小末级过热器汽温调节的惯性也有好处。4.1.4 设计安装不当 设计和安装的质量对过热器的超温有相当大的影响，尤其是设计。表现为以下几个方面： 1）同屏管数设计过多
同屏管数设计过多，会使过偏差增大，这种热偏差的产生是由吸热不均和流量不均所致。
2）质量流速偏低
质量流速偏低是引起过热器爆管的重要原因之一。当现场发现这一故障源时，一般都采取割掉部分管段的办法来提高工质流速，也有个别电厂采取提高材质的办法来弥补。3）减温器设计不合理
减温器内套设计过长会影响雾化质量。在锅炉启动初期，如果升温速度过快，喷水量很大时，就容易引起过热器产生“水塞”，严重时容易引起过热器爆管。4）钢材裕度不够 5）喷燃器安装角度不对 6）管内有异物堵塞
为此，要防止过热器超温爆管，必须在运行、设计、安装等各个方面做好工作，同时还必须利用大小修的机会加强蠕胀检查，消除各部位漏风及尽力做到燃烧系统及各有关设备的完好，这样才能减少过热器超温爆管的发生。4.2 磨损
过热器、再热器的磨损主要是飞灰冲刷磨损，这种磨损易发生在烟气走廊、烟气流速突变的局部位置附近，如蛇形管排的弯头及穿墙部位，特别是卡子附近更容易发生局部冲刷磨损。因此在锅炉大小修中要认真检查对流过热器、再热器蛇形管排出现烟气走廊处，穿墙管和卡子附近。对有卡在蛇形管排中间的异物，如铅丝、铁板、搬手等，一旦发现，一定要认真细致地检查异物附近的蛇形管有无局部磨损，并把异物取出。对布置在水平烟道中的垂直式过热器和再热器蛇形管排，尤其是布置在竖井上部低温对流过热器和再热器蛇形管排弯头和两侧墙管排的冲刷磨损，在大小修中，一定要作为防磨防爆的重点检查部位，认真检查并作好技术记录加强监视。4.3 腐蚀
过热器和再热器的高温腐蚀，主要发生在高温对流过热器和高温再热器出口部位的几排蛇形管。高温腐蚀是由燃烧中的硫和燃料灰分中的碱金属以及钒所引起。对于燃煤锅炉来说，主要是硫和碱金属引起。
防止高温腐蚀的方法是降低过热器及再热器的壁温，使其不超过580℃，则高温腐蚀速度可以大大降低。燃烧时，采用低氧燃烧以减少五氧化二钒和三氧化硫的生成量，这样就可以降低高温腐蚀速度。5.制定符合我厂情况预防措施
通过对锅炉“四管”泄漏原因分析及防范措施探讨，结合我厂实际情况，制定以下防范措施：
(1)针对主再热汽温存在超温现象，发电分厂应制定严格的主再热汽温检查与考核制度，定期对现场主再热汽温进行检查与考核。(2)运行燃烧调整时，严格控制满负荷时氧量不低于4%。当由于煤质较差导致送风机入口挡板全开而氧量仍低于4%时，应及时联系值长减负荷，保证炉膛含氧量在4%以上。
(3)加强水力吹灰管理工作，当发现炉膛有结焦现象（即减温水量增大时），应及时增加吹灰次数，确保水冷壁吸热良好。
(4)当燃用煤质较差的煤种导致减温水量不足时，运行人员应进行燃烧调整，降低炉膛火焰中心，防止主再热汽温出现超温现象。如调整无效，应及时联系值长减负荷，确保主再热温度在规定范围内运行。(5)当燃用省内煤负荷允许时，磨煤机出口温度高应改为三台磨煤机运行，增加磨煤机的出力，从而降低磨煤机出口温度，确保炉膛火焰中心下移。
(6)当运行机组投入AGC时，负荷波动较大，主再热汽温变化频繁，锅炉主操应精心调整。
(7)严格控制一级减温水后蒸汽温度不超过规定值386℃，尤其是低谷运行时。
(8)当负荷低于140MW时，应采用滑压运行，其目的是增加屏式过热器内的蒸汽流量，冷却屏式过热器防止过热。
(9)为防止锅炉炉膛漏风，运行人员在机组运行时应严密关闭炉膛人孔门、检查孔以及高温炉烟人孔门等等。
(10)加强锅炉水质监督，当发现锅炉水质不合格时，运行人员应增加定排次数，确保锅炉水质尽快合格。
(11)在启、停炉操作中，严格控制升温、升压速度，按规定进行水冷壁下联箱排污工作，尽快建立水循环，及时切换油枪，保证受热面受热均匀，杜绝半侧燃烧，消除热偏差。
(12)锅炉水压试验时，严格控制金属壁温和给水温度差值不超过50℃，防止管路冲击。
(13)三台磨煤机运行负荷不允许超过160MW。(14)正常运行时，各运行参数严格执行规程规定。
(15)当自动调节装置失灵或跟踪不好时，应及时改为手动调节，确保主再热汽温稳定运行。
(16)保证焊接质量。在每次换管改造中，对承压焊口100%无损探伤，不合格的焊口一定返修，消除隐患。
(17)恢复膨胀指示装置，保证膨胀指示装置好用。6.结论
防止锅炉四管漏泄重在落实措施。我们大家只有集思广益，想我们以前没有想到的，做我们以前没有做到的，才能彻底减少或杜绝锅炉四管漏泄，为发电厂能取得良好的经济效益打下夯实的基础。
参考文献：
[1]《锅炉原理》.西安交通大学编写机械工业出版社出版.1990年2月
[2]《火力发电厂锅炉四管漏泄问题研究》.四川电力试验研究所编写并出版.1997年7月
[3]燃煤锅炉省煤器漏泄的综合防治.《上海电力》-1991.(3)[4]锅炉爆管主因浅析及预防对策.《锅炉技术》-1994.(7).
第二篇：一起锅炉水冷壁爆管原因分析及防范措施
一起锅炉水冷壁爆管原因分析及防范措施
1、前言
2012年8月24日，达钢SLG-75/9.8-QG燃高炉煤气高温高压过热蒸汽锅炉发生了一根水冷壁爆管事件，公司即派人前往现场处理。该燃煤高温高压过热蒸汽锅炉自安装后已经运行了10个多月，经过停炉检查，发现爆管位置发生在标高6.890高炉煤气燃烧器上方高度1米处，系后墙左边一侧第3根管，在标高8米左右的位置。
2、爆管情况及金相分析 2.1爆管破口及截断管口观察
爆管部位呈窗口形破裂（见图一），水冷壁管在爆裂之前，爆口有微弱鼓包现象；爆口边缘较钝并且减薄较多，爆口周围有与爆口相平行的细小的裂纹，窗口形长边沿水冷壁管轴线方向，爆口向火面表面有热负荷较高产生过热和火焰燎烧痕迹。这种状况属于长期过热造成的破坏，水冷壁管的爆破，正是管径在减薄处超过了极限的结果。
图一
现场割断水冷壁管后，发现发生爆管的管子保留部分管口内侧有氧化皮夹层（见图二），而且特别明显。
图二
该爆管位置处于炉膛热负荷较高区域，爆破管向火侧内壁也有明显的暗红色腐蚀
物（见图三）。
图三
2.2爆破管的管径变化情况
经查看切割下的爆管部位管子，发现向火面管壁减薄较为严重。经过测量，管壁减薄处厚度不到3mm，越接近燃烧器位置管壁厚度也变得越薄，最薄处管壁厚度只有2.8mm。爆管部位切割段上口测量尺寸外径由60mm变为61mm，内径为52.7mm；下口测量尺寸外径由60变为61mm，内径为53.1mm，证明水冷壁管内侧受到腐蚀，造成壁厚减薄。管径肉眼观察无明显胀粗，管段无明显塑性变形，且管子胀粗率为1.7%，低于水冷壁管的允许胀粗率3.5%。
2.3金相试验分析
我们在爆管管子上取了3个样，编号为#
1、#
2、#3，#1样为爆口处有过烧和微裂纹的管子，#2样为爆口附近壁厚明显减薄的管子，#3样为距离爆口150mm以上、背火侧的管子。
2.3.1 #1样情况：
①钢管外壁呈现全脱碳和氧化，组织为铁素体，且铁素体长大。有晶界烧化现象（即过烧），呈现鱼骨纹。有数条裂纹，裂纹源位于钢管外壁，开口宽，裂纹头部钝化，呈倒三角，裂缝中有氧化产物，裂纹附近无原始夹杂物缺陷；
②壁厚中间部位组织为：铁素体+偏聚的点状珠光体+球状珠光体；
③内壁部位组织为：铁素体+偏聚的点状珠光体+球状珠光体，无明显脱碳； ④晶粒度7～8级。2.3.2 #2样情况：
①钢管外壁呈现部分脱碳氧化，组织为铁素体+偏聚的点状珠光体+球状珠光体； ②壁厚中间部位组织为：铁素体+偏聚点状珠光体+球状珠光体；
③内壁部位组织为：铁素体+偏聚的点状珠光体+片状珠光体，无明显脱碳； ④晶粒度8级。
2.2.3 #3样情况：沿壁厚方向整体组织为：细小铁素体+片状珠光体，内外壁无明显脱碳，晶粒度8.5级。
金相分析：#3样是钢管正常的原始组织，表明钢管原始组织合格；#2样表明在壁厚减薄部位组织发生变化，原始片状珠光体分解、扩散、偏聚，成长为球状，即珠光体球化；#1样表明珠光体球化更加严重，晶粒长大，且伴随着外表面强烈的氧化、脱碳、甚至过烧。
爆管机理：爆破部位经受高温，组织发生变化，珠光体球化、晶粒长大，基体高温性能明显下降，当低于屈服强度时发生变形，向火侧管径胀粗、壁厚减薄，同时向火侧外壁强烈氧化脱碳造成壁厚减薄（氧化作用）、强度降低（脱碳作用），珠光体球化和氧化脱碳进一步作用，使基体到达断裂极限，于是向火侧外壁出现微裂纹，裂纹长大，最后爆破，同时在壁厚减薄过程中造成过烧。
3、爆管主要原因分析
造成水冷壁管腐蚀爆管的原因是多方面的，有蒸汽腐蚀、碱性腐蚀、酸性腐蚀等，从以上情况综合分析: ①破裂的管子位于燃烧器上方1米左右的位置； ②图一中明显有过烧和火焰燎烧的痕迹；
③金相发现#1样表明珠光体球化更加严重，晶粒长大，且伴随着外表面强烈的氧化、脱碳、甚至过烧；
④管子内壁向火侧有氧化物腐蚀，且呈现均匀腐蚀减薄状态。
因此，我们分析认为，这次爆管可能由于燃烧器安装角度不当造成了炉内火焰偏斜或由于燃烧器上方局部烧损漏气，造成该局部水冷壁热负荷的分布不均，局部热负荷变化幅度较大，使炉内某些管排的温度过高，造成金属管壁温度波动，破坏了水冷壁管内表面钝化膜的连续性，而钝化膜遭到破坏的地方，汽水具有很高的腐蚀活性，其反应式为3Fe+4H2O=Fe3O4+4H2。
正常情况下，当钝化膜未被破坏时，管内铁和炉水产生的氢原子被循环的炉水带走，不会渗入钢中。而当运行的工作条件出现异常时，如热负荷过高，情况就会发生变化，如果产生的氢原子不能很快被炉水带走，就会在较高的温度作用下向向火侧管壁晶间扩散，氢原子通过晶格和晶界向钢内扩散，并与钢中的渗碳体、游离碳发生反应，继而造成氢腐蚀，生成氧化物，同时也会引起碱性腐蚀和氧腐蚀等共同作用，当腐蚀物产生后又会影响管壁传热，加剧管壁温度上升等反复作用，而管子迎火面内侧管壁存在较为均匀的减薄是由于内壁经受汽水腐蚀和热汽水的冲刷，由于氢腐蚀作用
下，靠近边沿的晶粒之间有着比较明显的晶间裂纹，当裂纹达到一定程度后，在高压汽水的冲刷下，晶粒可能脱离基体，长此以往造成管子内壁减薄。炉管在长期热腐蚀减薄和过烧下，导致水冷壁炉管中最脆弱的炉管首先发生爆裂。
4、防范措施
为确保锅炉安全稳定运行，建议采取如下整改防范措施：
4.1检查各燃烧器位置的正确性，特别是后部的燃烧器位置，避免燃烧器位置太靠近水冷壁，火力太大而烧损水冷壁管。
4.2可能的话，采用超声波测厚仪对水冷壁管，特别是对后水冷壁管直段部分进行检查，更换腐蚀严重的管子。施工前，需告知锅监所人员到现场进行监检。4.3加强锅炉给水处理和除氧、除盐及给水含氧量、含铁量等的在线检测手段，及时发现和处理问题，保证给水符合标准要求。
4.4严格执行国家关于锅炉特种设备管理适用的法律、法规及标准规范，强化对锅炉工艺、设备、安全上的管理，定期对锅炉实施检验与检查。
4.5要求业主加强管理和操作。对出现事故状态后，应该立即进行检查分析；对出现以上事故现象后，应立即进行停炉降温操作，而不是为了完成生产目标而继续维持生产导致事故恶化。
第三篇：预防锅炉“四管”漏泄管理办法
华能黑龙江发电有限公司 预防锅炉“四管”漏泄管理办法
第一章 总则
第一条 按照集团公司控制机组非计划停运（以下简称非停）指标的要求，为进一步加强预防锅炉“四管”漏泄管理，降低锅炉漏泄机率，控制机组非停的发生，结合多年来电厂管理状况，借鉴其它电厂有效的管理经验，制定本办法。
第二条 预防“四管”漏泄工作要按照“系统全面、分工明确、职责清晰、奖罚分明”的原则进行，既要注重当前，又要立足长远。此项工作涉及检修、运行、燃料、技术监督等多个部门和专业，要系统地组织，使之各司其职，彼此协调配合，全方位开展工作；在分工和责任明确的基础上，以培育人员的高度责任心为重点，采取奖罚激励手段，促进工作有效开展。
第三条 各电厂应结合本办法各条款（但不局限于本办法）制定本单位的管理办法，可以进一步学习其它电厂的先进经验，不断创新、充实本单位的管理办法。
第四条 本办法适用于华能黑龙江公司各火力发电厂。
第二章 组织机构与职责
第五条 以各发电厂为单位成立预防“四管”漏泄领导小组，领导小组下面成立“受热面检查小组”和“受热面检查验收小组”。
第六条 领导小组成员要涵盖受热面检查、防锅炉超温、水质控制、燃煤控制、金属监督等有关专业。
第七条 受热面检查小组是预防“四管”漏泄组织体系里的重心，其成员应具备锅炉内部工作能力和经验，为使经验能够连续积累，小组成员要保持相对稳定，人员更新率一般不超过1人/年。
第八条 受热面检查验收小组成员应具备锅炉内检查的能力，尽量不与受热面检查小组人员交叉。如果符合条件人员较少，第一、二级验收可以合并进行。
第九条 预防“四管”漏泄领导小组的主要职责：
（一）建立健全本单位预防“四管”漏泄管理制度。
（二）建立预防“四管”漏泄所涉及的检修、运行、化学、燃料、金属等二级机构组织管理体系，落实人员责任制。
（三）建立锅炉超温超压、水质控制、燃煤控制等管 理、奖惩办法。
（四）负责组建“受热面检查小组”和“受热面检查 验收小组”。
（五）监督预防“四管”漏泄管理制度的执行和体系 的正常运作。
（六）对奖励、考核等重大事项做出决定。
（七）定期组织对预防“四管”漏泄的工作人员进行 培训和责任心教育。
（八）定期组织例会总结预防“四管”漏泄工作的经 验与不足，提出改进措施。
第十条 “受热面检查小组”主要职责：
（一）对受热面按人头进行明确分工，每个人分工区 域要保持长期稳定不变。
（二）编制受热面检查作业文件。
（三）做到“逢停必检”，根据停机计划提前做好受 热面检查计划和各项准备工作。
（四）每次停机前查看“四管”漏泄报警仪各测点频 谱图，确认是否有未达到报警的轻微漏泄存在。
（五）确定每次停机检查范围、检查深度和金属检验 项目。
（六）统计总结每次检查结果并存档，分析掌握受热 面缺陷发生规律。
第十一条 “验收小组”的主要职责：
（一）对需验收的受热面按验收组人头明确分工，每 次每人分工区域尽量保持不变。
（二）确定每次验收检查或抽查的受热面数量及分 布。
（三）查实“受热面检查作业文件”的使用效果，提 出意见。
（四）根据验收检查或抽查结果，对检查小组工作质 量做出评价，提出考核意见。
第三章 受热面检查与验收
第十二条 受热面检查要根据停机时间长短合理安排检查范围和深度。受热面检查可以分为细查和泛查。细查方法要求：检查前对受热面进行彻底水冲洗，受热面要足够清洁，搭设必要的平台和脚手架，检查时间要保证充足，检查要细致或反复多次，要检查到规定深度的内圈管材及隐蔽不易摸查的部位，并结合金属测厚、探伤、割管等手段对可疑部位做进一步检查。泛查方法要求：因时间限制不能水冲洗，检查范围可以是所有能到达的部位，也可以是有目标的重点检查，检查深度可以根据时间长短确定。
第十三条 对于启停频繁、停机时间短的机组，可以
采取细查和泛查相结合的办法，每次停机只选取某一区域的受热面进行细查，其它区域进行泛查，保证一年之内对所有区域的受热面都能进行一次细查。
第十四条 对于C级及以上的检修或停机备用时间足够长的机组必须对全部受热面进行细查。
第十五条 为使检查受热面工作做到全面准确、不漏检，检查期间要使用预先编制的作业文件，作业文件内容包括要检查的受热面名称、检查范围、检查深度、质量标准、检查及处理结果等。检查结果要随时做好记录，对于管材缺陷不严重暂不进行处理的管段要做详细记录，作为下次检查的重点部位。
第十六条 开展受热面缺陷预估工作。根据前一阶段机组燃用的煤质、带负荷情况、超温情况、上次检查情况、已知易发生缺陷的部位等信息，在停机前预估可能存在缺陷的区域部位，停机后进行重点检查。
第十七条 受热面检查实行验收制度。第一级为检修部（工地）对“受热面检查小组”工作情况检查验收，第二级为厂部对第一级验收和“受热面检查小组”工作情况检查验收。第一、二级验收可以合并进行。
第十八条 验收程序：各小组按照各自职责进行工作。“受热面检查小组”确认对受热面检查工作已圆满完成，应向验收小组递交本次检查作业文件和验收申请；验收小
组验收结束后应形成验收报告，反馈给“受热面检查小组”双方签字确认，之后将验收报告上交上一级验收组并提出验收申请。全部验收结束后，应召开检查、验收总结发布会，形成最终验收报告，对此次受热面检查做出评价，形成奖励与考核意见。
第十九条 外来施工队伍承担锅炉检修任务时，可由施工队伍对受热面进行第一次检查，检查及验收程序可参照第十七条、第十八条进行，但是“受热面检查小组”作为第一级验收必须要对受热面进行一次全面彻底的细查，即：坚持受热面检查以本厂“受热面检查小组”为主、为准的原则，其它任何单位、人员进行的检查都不能作为最终细查的结果。
第四章 超温超压控制、水质控制、燃煤控制、金属监督工作
第二十条 各厂结合本厂实际建立有关锅炉超温控制、水质控制、燃煤控制、金属监督等管理制度和考核机制。
第二十一条 锅炉在启停机和正常运行期间，对过热器、再热器金属温度和蒸汽温度压力要严格按照厂家和规程规定的范围进行控制。各厂要编制加减负荷、启停转机
等各种工况下防止超温超压操作指导规程。热工汽温自动调节系统动态、静态品质指标要满足DL/T657《火力发电厂模拟量控制系统验收测试规程》要求，各温度测点准确无故障。
第二十二条 应安装计算机自动设备，实现对锅炉金属温度和蒸汽温度超温的自动记录、报警和统计，以便于监督与考核。在未安装自动设备情况下，要制定严格的管理、监督措施，把超温可能性降到最低。
第二十三条 如果发生超温事件，值班员要记录清楚发生超温的过程和原因，由专业组及相关人员例会进一步分析超温原因和超温管理制度是否有效，制定出防止再次超温的措施，有必要时修订超温超压管理制度及操作指导规程，对超温超压部位要作为下次检查的重点列入受热面检查作业文件。
第二十四条 锅炉水质控制要满足化学监督指标要求，严格管理化学加药工作，维护好加药设备，精处理系统要能正常投入；水质不合格时及时利用排污等手段使水质恢复合格。突发水质不合格要及时组织专业人员查找分析原因，如凝汽器管束泄漏或疏水回收水质超标等。要及时采取措施防止水质进一步恶化，要在尽量短的时间内使水质好转恢复合格。水质超标比较严重或短时间内不能消除影响水质的缺陷，要及时停机处理，尤其直流锅炉应尽
早停炉，防止锅炉大面积严重结垢造成将来发生频繁爆管。
第二十五条 定期有针对性割管检查管材内部结垢程度和氧化皮状态，结垢量超标及时安排酸洗；氧化皮较严重或有较多脱落要局部更换管段。
第二十六条 尽量采购灰分低和含石量少的燃煤，尽量去除入炉煤中的石块，及时掌握入炉煤的热值和灰份，以便分析预估对受热面磨损程度。要根据不同时段负荷预先做好煤质配煤工作，避免在高负荷时煤质过低造成烟气流速过高。
第二十七条 金属监督人员要与“受热面检查小组”紧密配合做好所需的金属检验工作。对于需要更换的新管材要从材质、裂纹、沙眼的检验，以及对焊条使用、焊口检验、焊接工艺、焊工水平资质等方面严格把关。焊口进行100%无损检测。
第二十八条 金属专业及时进行受热面漏泄后的金相分析，领导小组组织有关人员根据金相分析结果进一步分析造成四管磨损、腐蚀或过热等问题的根源。
第二十九条 按金属监督管理细则要求，建立锅炉金属监督档案，利用停机及检修机会对受热面、联箱等部件进行检验，对有缺陷的部件及时提出处理意见。
第五章 其它预防性工作
第三十条 吹灰器附近炉管应加防磨处理。运行中进行锅炉本体吹灰时要确认吹灰器是否完全退出到位，以防止吹灰器吹损炉管。停炉后要仔细检查吹灰器附近炉管有无吹损。
第三十一条 锅炉停炉后尽量避免快速冷却，以避免炉管薄弱处受到损害。
第三十二条 锅炉启停过程中汽温变化速率要严格执行规程规定，以减少炉管内氧化皮脱落的可能性。
第三十三条 引进、利用先进技术检测受热面应力集中部位、裂纹性缺陷和内部氧化皮积聚及脱落。
第三十四条 锅炉受热面管排排列应整齐，管距均匀，必要时可增装结构合理的定位装置来保证，防止个别管子出列受到较严重磨损。
第三十五条 购买“四管”管材时要选择优质合格产品，物资部门、锅炉专业、金属监督要互相配合、各自把关，防止劣质产品流入现场。
第三十六条 做好凝汽器检修工作和疏水回收水质监测工作。停机期间安排凝汽器上水检查管束有否漏泄，防止循环水进入系统造成水质恶化。
第三十七条 利用好“四管”漏泄报警仪提供的各项功能，要掌握有汽、水漏泄时的频谱图信息特征，要安排
专人在正常运行期间和停炉前查看泄漏报警仪的各种信息，以便在初期微漏、未达到报警前就能够发现漏泄，在下次停机时及时得到处理。
第三十八条平时做好受热面检查、记录和分析，开展受热面管材寿命评估工作。根据现场对受热面管材分析鉴定情况，认为有必要进行部分受热面更换时，可以编制受热面更换计划，经逐级审批后列入更改计划。
第六章 培训教育、奖励、考核
第三十九条 对预防“四管”漏泄的关键人员及一般人员，平时要经常进行培训和教育，厂级领导要亲自对他们进行加强责任心的教育，做深入的思想教育工作，形成培训教育与奖励考核并举、结合、互补的管理机制，避免只重考核的做法。
第四十条 在预防“四管”漏泄工作中的奖励与考核要突出重点、有针对性。对受热面检查、预防超温等方面要分别制定相应的奖励考核办法，避免奖励或考核吃大锅饭，应把非直接相关人员排除在外，使直接相关人员的奖励考核额度加大。
第七章 附则
第四十一条 本办法由黑龙江公司负责解释 第四十二条 本办法自颁布之日起执行
第四篇：130锅炉煤粉燃烧不完全原因分析及防范措施
关于锅炉炉渣飞灰可燃物高的分析原因和燃烧调整的防范措施
一；炉渣可燃物高的原因分析；
1、锅炉蒸发量和锅炉参数未达到锅炉规程规定值。
2、锅炉燃烧调整不及时，风、粉配比不合理，煤粉在锅炉炉膛内未完全燃烧，锅炉运行人员总体操作技能和技术水平差。
3、近期锅炉启、停炉频繁，锅炉燃烧工况改变燃烧不稳定不完全。
4、磨煤机切换频繁，锅炉火焰中心和锅炉燃烧工况改变。锅炉燃烧区域着火温度低炉膛温度不稳定。
5、锅炉设备和锅炉投运时未做任何实验，无任何燃烧调整依据。
6、煤粉细度不稳定。二；防范措施；
1、加强员工的操作技能和技术水平培训。
2、加强锅炉燃烧调整，合理的风、粉配比，根据锅炉燃烧工况合理的调整一、二次的配比。
3、尽量减少锅炉启、停炉次数，保证锅炉燃烧工况稳定、提高火焰中心、强化锅炉燃烧、保障煤粉燃烧完全。
4、尽量减少切换磨煤机次数，保证锅炉燃烧工况稳定根据锅炉燃烧工况，基本确定锅炉燃烧中心。
5、会同生产技术处对锅炉煤粉细度进行调整，保障合理合格的煤粉细度
锅炉专业
2013年03月20日
第五篇：火电厂输卸煤系统人身事故原因分析和防范措施
火电厂输卸煤系统人身事故的原因分析和防
范措施
邱运雄
（四川华电珙县发电有限公司，四川 宜宾 644502）
摘 要：火电厂输卸煤系统是人身伤害事故的频发区域，分析输卸煤系统人身死亡事故的原因，提出防范对策和措施，以减少和避免输卸煤系统发生人身伤害事故。关键词：输卸煤系统；人身事故；原因分析；防范措施 0 引言
火电厂的输卸煤系统在火电厂生产系统中属于输助系统，在火电厂的各个生产环节中的重要性和技术性比不上电气、汽机、锅炉等专业，但火电厂输卸煤系统却是人身伤害事故的频发区域，所以有必要对输卸煤系统发生的人身伤亡事故进行深入分析，提出有效的防范措施，以减少和避免发生人身伤害事故，确保输卸煤系统从业人员的安全。输卸煤系统事故案例
1.1 某电厂处理翻车机缺陷时发生人身死亡事故 1.1.1 事故经过
2008年9月12日10时15分，某电厂燃料运行班长发现＃1牵车平台推车器钢丝绳出槽故障，通知外委单位维护负责人杨某，杨某随后安排检修工作负责人纪某（死者）处理故障。
13时18分，纪某通知张某、李某二人去现场作业，然后先行来到作业现场，随后张某、李某也到达现场。纪某在现场牵车平台下面处理滚桶上的钢丝绳，安排张某、李某在牵车平台配合作业。
13时50分，张某、李某正在平台配合作业时，＃1牵车平台推车器返回（该推车器行走速度是0.75米/秒），将正在平台下面处理滚桶上钢丝绳的纪某挤伤，立即报120急救中心，经120救护人员抢救无效死亡。
1.1.2 事故原因
1.1.2.1 纪某等三人作业组，既没有开工作票，也没有通知运行人员停电，严重违反安全工作规定进行违章作业，是造成本次人身死亡事故的直接和主要原因。
1.1.2.2 ＃1牵车平台推车器动作原因分析：因＃1牵车平台推车器未停电，且未退出程控状态，在处理搅乱的钢丝绳工作中，需要推动推车器。当接触到限位开关时，该推车器延时3秒钟后自动返回，造成平台下面处理滚筒上缠绕钢丝绳的纪某挤伤至死。
1.2 某厂清理输煤皮带积煤时发生人身死亡事故 1.2.1 事故经过
2010年4月6日13时30分，某厂输煤系统清洁班班长李某安排陈某（死者）等三人打扫#11皮带围栏外地面清洁（三人日常清洁区域为皮带围栏外地面）。15时22分，运行人员停运#3乙皮带，15时35分，运行人员启动#3乙皮带，皮带启动前自动响警铃30秒。15分38分，现场工作人员蔡某发现在#3乙皮带下方，有1人脖子卡在#3乙皮带与铁锹木柄之间，铁锹木柄卡入#3乙皮带与下平行托辊之间，立即拉#3乙皮带拉绳保护开关，停运#3乙皮带，随即将伤者陈某解救后送往医院进行抢救，经医院抢救无效死亡。
1.2.2 原因分析
1.2.2.1 清洁班员工陈某在#3乙皮带周围做地面清洁时，违章进入#3乙皮带围栏内，导致使用的铁锹木柄卡入#3乙皮带与下平行托辊之间，致使其脖子卡在#3乙皮带与铁锹木柄之间，是造成此次事故的直接原因。
1.2.2.2 燃料运行人员在启动#3乙皮带时，未对现场进行全面检查，没有发现清洁工陈某在皮带围栏内清理积煤，是造成陈某死亡的重要原因。
1.3 某电厂清理输煤皮带落煤口时发生人身死亡事故 1.3.1 事故经过
某电厂汽车煤上煤口位于输煤三段，由A、B两个矩形落煤口组成（4×4.5m，深约4m），两个落煤口之间为钢筋混凝土分隔墙（宽度约0.5m）。当落煤口有积煤时，由燃料运行人员组织清理（属于间断性工作，并设专人监护）。
2011年1月25日上午10时30分，设备维护部实施输煤三段A侧落煤口篦子修复工作，临时将A侧落煤口篦子吊出，在A、B两个落煤口之间设置安全警示带（非固定硬质围栏）。
13时左右，燃料运行班长孙某带两名劳务派遣工王某（死者）、金某，在输煤三段B侧落煤口配合上煤工作。13时20分，王某站在B侧落煤口清煤过程中，越过安全警示带，不慎踏空将要滑落到A侧落煤口时，监护人孙某急忙去拉王某，由于身体惯性，二人同时跌入A侧落煤口内（王某头朝上，孙某头朝下），由于落煤口周边积煤较多，积煤继续下落将二人埋压。现场其他人员立即组织救援，清理积煤，解救被埋人员。13时45分，孙某被救出，并在现场立即急救。13时50分，120救护车赶到现场，将孙某送至当地医院抢救。15时16分，孙某经抢救无效死亡，医院确定为窒息死亡。王某被救出后未现异常。
1.3.2 事故原因
1.3.2.1 工作组成员王某对清理积煤前周边设备状态判断不仔细，工作不到位，脚下出现闪失，是导致本次事故的直接原因。
1.3.2.2 工作负责人燃料运行班长孙某安全意识薄弱，对现场危险点预控能力不足，自我防护能力不强，监护不到位，是导致此次事故扩大的主要原因。
1.3.2.3 设备维护部现场作业，对吊走输煤汽车上料口A侧篦子后留下的孔洞未采取有效的防护措施，未加装临时盖板，安全围栏设置不牢固，留下安全隐患，是导致本次事故的重要原因。输卸煤系统发生人身伤害事故的主要原因 2.1 管理方面
火电厂的工作任务是生产发电，管理重点是在锅炉、汽机、发电机等主要设备和相关人员的管理上，由于输卸煤系统设备短时故障或退出运行不直接影响机组发电，在管理上对输卸煤专业的重视程度比不上主机专业，在资金费用的安排上也是优先保证主机专业。如果输卸煤系统又是委外单位承包，安全风险就更大，因为承包单位的管理能力参差不齐，个别承包单位存在重效益、轻安全的问题，这是造成输卸煤系统频发人身伤害的主要原因。
2.2 人员方面
输卸煤专业从业人员和主机专业从业人员相比，在知识水平和技能水平方面都有一定差距。目前很多新建电厂都将输卸煤专业外委或使用劳务公司的派遣人员，外委承包单位或劳务派遣单位的作业人员素质良莠不齐，大部分劳务人员的安全意识较差、技能水平不足、自我保护意识不强，这是造成输卸煤系统频发人身伤害事故的主要根源之一。
2.3 设备方面
2.3.1 输卸煤系统的主要设备有输煤皮带、斗轮机、翻车机、碎煤机等，这些设备都是机械转动设备，特别是输煤皮带从十几米到几百米的长度不等，输煤皮带的电机、皮带、滚筒、托辊等都属于转动设备，作业人员又经常在转动设备附近区域进行工作，很容易发生机械伤害事故。
2.3.2 输卸煤系统设备输送介质是煤碳，由于煤粉扬尘和撒落煤的影响，输卸煤生产现场工作环境较差；受煤种、煤质、大煤块、杂物等原因的影响，造成输卸煤设备积煤、粘煤和设备缺陷较多，经常进行积煤清理和消缺抢修工作，增加了人身伤害的机率。防止输卸煤系统人身伤害的主要措施 3.1 火电厂要高度重视输卸煤系统的安全管理。火电厂领导层和管理层要充分认识到输卸煤系统安全管理的重要性和特殊性，不能因为是辅助专业就降低管理标准和放松管理要求，必须按照主机专业的管理标准和要求进行管理，防止从源头上出现管理漏洞和隐患。
3.2 落实输卸煤系统工作人员的安全责任。以制度形式来明确相关工作人员的安全责任，做到一岗一责，安全责任明确、清晰，把安全责任落实到人。发生不安全事件后，必须严格按岗位职责追究安全责任，提高输卸煤工作人员的安全责任意识。
3.3 做好输卸煤外委单位的安全管理工作。对外包队伍的资质要严格审查，绝不允许将输卸煤工作承包给不具备资质的单位。督促外包单位做好安全管理工作，加强委外工作安全监督、协调和处罚力度，坚持对危险场所作业派专人监管，确保监督到位，杜绝“以包代管”、“以罚代管”。
3.4 强化输卸煤从业人员安全技能培训。针对多数输卸煤从业人员文化水平不高的特点，要细化“三级安全教育培训”内容，采用图片、幻灯片、视频、现场指导等多种形式的培训方式，重点学习安全管理规定和现场危险因素及防范措施，让从业人员清楚自身岗位安全职责，熟悉现场危险点和如何防范事故。
3.5 加强输卸煤生产现场安全管理。要细化现场巡检规定、操作规程，明确各项操作要求和安全注意事项；特别是对于危险性较大的作业和检修工作，如清理落煤口积煤、打开吊装孔起吊材料等，必须开展作业前危险点分析和预控，完善作业组织措施和技术措施，严格执行“两票三制”和安全规定，防止因安全措施不全、人员违章等原因造成人身伤害事故。
3.6 加强输卸煤系统隐患排查治理工作。要明确隐患排查治理的职责和分工，把责任落实到现场的运行和检修人员，并建立完善隐患排查治理的台帐记录；针对输卸煤系统设备缺陷较多的问题，要认真做好日常维护检修工作；设备发生异常后，要仔细分析原因、及时处理，提高设备的可靠性。
3.7 完善输卸煤系统的安全设施和监控系统。对输煤皮带、翻车机等设备的危险区域要实施全封闭管理，现场安全警示牌要齐全醒目，如皮带周围悬挂“禁止跨越”、“当心机械伤人”等警示标志。对于现场无人或少人值守的输卸煤系统要配置足够的摄像头，监控画面应能够覆盖工作区域、危险地带和现场工作岗位。
3.8 做好输卸煤系统的环境治理工作。要加强日常检查维护，保证现场楼梯、平台、栏杆牢固，孔洞盖板齐全；要重视输卸煤区域照明的日常维护工作，保证现场照明充足；要认真治理输卸煤系统煤粉扬尘的问题，改善现场作业环境。结束语 火电厂输卸煤系统经常发生人身伤害事故，我们要充分认识到输卸煤系统安全管理的重要性，认真采取和落实有针对性的防范措施，就能够有效防止输卸煤系统人身伤害事故的发生，保证输卸煤系统从业人员的安全。
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