一起循环流化床锅炉“灭火”事件分析

郑金华，黄文强，李冠华

（连州发电厂，广东 连州 513400）

1 锅炉灭火事件概述

2 事件经过

2009-04-13 T 11:51，某电厂4号锅炉带63MW负荷，平均床温904℃，床压4.8KPa，给煤量36 t/h，密相区下部左墙温度从976℃开始下降(其他温度变化不大)。

12:15，4号锅炉密相区下部左墙温度降至221℃，平均床温降至722℃，但机组负荷没有变化。

12:16，将4号风道燃烧器混合风开至0.47万m3/h、点火风开至0.48万m3/h，以强化该区域的流化情况，但效果不明显。

12:41，将4号锅炉一次风量由14万m3/h 增加至15万m3/h，B侧下层温度开始由168℃上升至348℃；至13:03，又再将一次风量由15万m3/h增加至16万m3/h。

12:42，下层A侧平均床温由873℃开始下降，至12:52该侧平均床温降至779℃；之后回升至881℃，接着又再次下降至800℃左右。该侧平均床温下降率为8℃/min，最大床温下降率达到13℃/min。

12:42，下层B侧平均床温为852℃；加大一次风量后，床温没有明显变化；13:03，该侧平均床温由860℃开始出现下降，至13:14该侧平均床温降至758℃。该侧平均床温下降率达到11℃/min，床温最大下降率达到15℃/min。

12:44，将总煤量由36.5t/h增加至37.5t/h。

12:54，机组负荷开始由61MW上升至69MW，维持短暂稳定后于13:07又开始下降。

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13:16，4号锅炉床温、负荷急剧下降。运行人员检查给煤线下煤情况正常，判断炉内的煤已不着火，全停两侧给煤机运行。

13:19，投入油枪运行；至13:25，投入全部床上油枪和床下油枪运行，并根据汽温、汽压，关小汽轮机调门以减负荷；至13:30，负荷最低降至26 MW，汽压为3.5MPa。14:15，4号锅炉平均床温630℃，床压4.5KPa，一次风量为14万m3/h，两侧氧量9%，就地检查炉内流化正常，投入A侧给煤线运行，检查就地着火良好。

14:35，投入B侧给煤线运行，着火正常，4号锅炉开始逐渐加负荷。

16:43，4号锅炉负荷达到75MW，床温881℃，床压4.9KPa，床料流化良好，未发现有焦块，密相区A侧下层床温已升至800℃，全退油枪运行。

此次事件处理过程中，4号机组负荷最低降至26MW，床温最低降至530℃，主汽温为483/474℃，再热器汽温为473/449℃。

3 事件原因分析

(1) 低负荷运行时，一次风量由14万m3/h突然增加至16万m3/h，造成炉膛热负荷过低；且当时入炉煤质量较差，使煤着火困难。

(2) 运行人员对循环流化床锅炉灭火机理认识不足，在锅炉长时间低负荷运行中较大幅度增加一次风量后，没有严密监视床温、负荷变化情况，以致当锅炉整体平均床温、负荷急剧下降时未能及时采取降低一次风量等有效措施。

4 事件教训

(1) 锅炉低负荷运行时，风量或入炉煤质变化过大，容易发生煤燃烧困难。因此，要求运行人员熟练掌握循环流化床锅炉灭火的机理、现象及其事故处理操作要点，一旦发生灭火事件，能及时采取有效措施。

(2) 锅炉低负荷运行时，由于炉膛热容量较低，提高一次风量加强流化时，必须严密监视床温变化情况。当出现床温下降率超过5℃/min，且持续时间达到3min，必须降低一次风量至原一次风量。(3) 循环流化床锅炉发生灭火后，应当根据汽温、汽压及时调整负荷，否则容易出现汽温大幅度波动，造成汽轮机被迫打闸停机。

(4) 循环流化床锅炉一旦发生灭火，应及时停止给煤，否则，在加大一次风量流化后，极易因为炉膛内堆积大量的煤而发生爆燃事故，造成炉膛大面积结焦甚至设备损坏事故。

5 预防措施及对策

(1) 提高对循环流化床锅炉灭火事故的认识，做好循环流化床锅炉灭火的事故预想。

(2) 循环流化床锅炉在正常运行中，炉膛下层、中层的平均床温都不能低于临界着火温度(800℃)。

(3) 随时确保炉内流化状态良好，排渣正常。

(4) 锅炉长期低负荷运行时，绝对不能大幅度增加一次风量；在床温大幅度下降时，也不能大幅度增加一次风量。

(5) 机组负荷低于80MW，加负荷时，先增加给煤量，再增加风量；减负荷时，先减少给煤量，再减少风量。

(6) 严格按运行规程要求控制好入炉煤粒度，加强对入炉煤破碎设备的维护。

总之，循环流化床锅炉灭火事件发生的几率非常低，但如果发生此类事件时处理不及时或处理方法欠妥，极有可能造成事故扩大。因此，在火电厂运行中要不断总结此类事件的处理经验，同时建议同类型发电厂根据自身实际情况制订出一套可行的预防措施，防患于未然。