火力发电生产典型异常——锅炉篇2.docx

火力发电生产典型异常事件汇编大唐国际发电股份有限公司2010年12月第二章 锅炉篇第二节 运行操作不当导致灭火停机第一部分 煤质变差调整不当导致灭火停机1、煤质差调整不当锅炉灭火停机1设备简介某厂锅炉为上海锅炉有限公司制造，型号为SG1025/17.6-M859,锅炉型式为亚临界参数、自然循环、一次中间再热、单炉膛、平衡通风、摆动式燃烧器四角切圆燃烧、固态排渣、露天布置、全钢构架、燃煤汽包炉。每台锅炉配有五台由北京电力设备总厂制造的ZGM95中速辊式磨煤机。设计燃用煤种为开滦范各庄煤，采用正压直吹式冷一次风机制粉系统。燃烧器为上下浓淡分离宽调节比（WR）摆动式直流燃烧器，分A、B、C、D、E五层布置；油燃烧器三层布置，位于AB、BC、DE三层二次风风室内，一、二次风呈间隔排列，煤燃烧器采用等间隔布置。每个煤燃烧器喷口布置有周界二次风（燃料二次风），油燃烧器喷口布置了油配风，辅助二次风有6层，在燃烧器最上方配有燃烬二次风喷口。2事件经过2005年1月11日0时，接班后2号机组A、B、C、D四台磨煤机运行，E磨检修消缺。机组电负荷220MW带供热运行，总给煤量144 t/h，煤质较差。至3时30分，由于煤质差A、B、C、D四台磨电流均有上升。当时所燃用煤的煤质硬，可磨性差。4时30分，逐渐降低机组电负荷及热负荷以缓解制粉系统工况，5时左右，电负荷降至193MW，实际总给煤量为146.8 t/h，总风量808t/h，各磨煤机电流仍较大，A磨煤机的电机电流由51A突增至63.4A，紧急停止A磨煤机运行，B磨煤量36.1t/h，C磨煤量41.8t/h，D磨煤量40.6t/h，总风量646t/h，投AB层及BC层油枪，只有AB层3角投入成功，电负荷降至165MW，此时开始停止供热系统运行。5时20分D磨煤机电机电流猛增至60A并且振动加大，此时总煤量118.6t/h，总风量646t/h，将D磨停止运行，总风量下降。5时20分送风异常光字报警，手动加送风量。5时21分总风量降至MFT动作值，锅炉灭火，总风量最低降至101.5t/h。处理过程中，由于过热蒸汽一级减温水门内漏，主汽温度无法维持，6时06分，机组被迫打闸、解列。3原因分析1） 由于煤质较差，机组供热工况，负荷较高，造成磨煤机堵煤。A磨被迫停运后，增加了B、C、D磨的负荷，使磨煤机的运行工况进一步恶化，又被迫停止D磨，负荷进一步下至120MW，送风机动叶开度过小，引起送风机失速，造成总风量降至MFT动作值，导致锅炉灭火。2） 在煤质较差磨煤机运行工况恶化时，运行人员未及时降低机组的电负荷，切除热负荷，致使磨煤机不能维持正常运行，迫使A、D磨煤机急停后造成燃烧不稳，发生灭火。3） 没能及时的投油稳燃是造成锅炉灭火的原因之一，经检查因油枪雾化片积碳，使油枪不能正常点燃，致使汽温无法维持将机组打闸、解列。4整改措施1） 认真落实防止锅炉灭火的措施及事故通报。2） 发现煤质差时，及时通知输煤合理配煤，及时掌握煤质变化情况。3） 煤质差时，提前试验油枪，做好故障的应急准备工作。4） 加强油枪维护管理，增加油枪吹扫时间。5） 加强运行人员岗位培训，特别是加强事故演练，针对运行工况变化做出具体事故预想和预案。2、煤质差锅炉燃烧不稳导致停机1设备简介某厂4号机组为600MW亚临界湿冷汽轮发电机组，锅炉型式为亚临界、一次再热、单炉膛平衡通风、单炉筒自然循环锅炉，型号为B&BW2028/17.5M。锅炉整体型布置，全钢构架悬吊紧身全封闭结构。燃烧系统采用中速磨正压直吹制粉系统，前后墙对冲燃烧方式，配置低NOx双调风旋流燃烧器。配有六台 MPS-ZGM123G 型磨煤机，锅炉的前后墙各对称布置三层煤燃烧器。油燃烧器与煤粉燃烧器匹配布置，每支燃烧器配有一套高能自动点火装置。2事件经过2007年12月14日23时01分，机组负荷570MW,AGC投入，煤量316t/h,主汽压力16.51MPa,主汽温度537，再热汽温538，A、B汽泵， B、C、D、E、F磨运行，电泵备用，A磨检修。23时18分，机组负荷570MW，AGC指令400MW,机组开始降负荷。23时27分，负荷520MW,多个火检不稳，投油稳燃。 23时30分，负荷低限设定460MW,稳定负荷。23时40分，负荷470MW,D磨振动大，电流摆动大停运。12月15日00时03分，负荷400MW，已投入14支油枪,C磨失去火检跳闸（C磨6支油枪均已投入），汽包水位由-22 mm降至-80mm，之后迅速升至174mm，停运A汽泵，电泵联起，手动降负荷。00时06分，负荷197MW,汽包水位-237mm，低水位保护动作，锅炉MFT。00时13分，锅炉点火，投油枪。00时35分，负荷45MW，相继启动B、E、C磨，均因失火检跳闸，主汽温度下降较快，手动打闸停机。3原因分析1）在降负荷过程中燃烧不稳，C磨失去火检跳闸，引起汽包水位扰动，运行人员水位调整不及时，水位下降至保护动作值，锅炉灭火。2） 恢复过程中，多次启磨均因煤质差、火检不稳跳闸，未能采取有效措施及时稳定工况，主汽温度持续下降，被迫手动打闸停机。4整改措施1）充分利用仿真机资源，加强技术培训和事故演练，提高运行人员动手解决问题的能力。2）加强缺陷管理，油枪、火检等存在的影响锅炉点火、运行的缺陷，要查清原因，予以解决。3、燃烧不稳导致锅炉灭火停机1设备简介某厂600MW机组锅炉由东方股份有限公司制造，型号为DG2070/17.5-型，采用亚临界参数、自然循环、前后墙对冲燃烧运行方式。2事件经过1)停机前工况2月11日机组抢修完启动。事故前机组负荷502MW，主汽压力13.83MPa，主再热汽温540/541，总煤量401 t/h。锅炉双侧引风机、送风机、一次风机运行，机组#1、2汽泵运行，电泵备用。A、B、C、D、E、F磨煤机运行，A煤仓是高发热量煤，煤量72t/h，其余各煤仓均为低发热量煤。炉膛负压调节投自动，总风量手动调节，汽包差压式水位计不准（显示值为：左侧630mm、345mm，右侧-90mm、-70mm），就地工业水位计显示左侧-70 mm、左侧-80 mm，电接点水位计显示-100mm。冬季机组停机后为了防止低温造成差压变送器平衡容器和引压管的冻结，机组停机后必须对平衡容器和引压管进行放水，机组启动后汽侧平衡容器要经过凝结蓄水后才能准确地测量压力信号，平衡容器缺水和无水无法真实测量水位信号，所以启动初期给水自动不能投，而采取手动调整。2)事件处理过程01时34分，A原煤仓蓬煤，磨煤机断煤，立即派人就地敲打处理 ，01时35分A磨煤机仍不来煤，B、C、D、E、F磨煤机总煤量320t/h运行，各磨煤机维持原煤量运行，锅炉燃烧恶化，投入C层油枪助燃，因检测不到火检信号油枪退出（因炉膛内烟气浓度大，检测不到火检），E、F油枪不处于紧急备用状态（油枪进油手动门关闭中）。01时38分炉MFT动作灭火（首出炉膛压力低），机组随即跳闸。3原因分析1）由于大量掺烧劣质煤，劣质煤与优质煤掺配比达到5:1，造成燃烧工况差。 2）连续几日下雪，造成火车来煤较湿，使得A仓蓬煤，A仓蓬煤后除了敲打外没有其他的手段，不能快速疏通。 3）C层油枪投入后无火检信号，导致投油失败；B、D层油枪经过改造为小油枪，油枪投入后雾化不好、不燃烧； E、F层油枪是大油枪（1.35t/h）基本不使用，防止运行中漏油，油枪进油阀处于关闭状态，致使E、F层油枪不能及时投入。因油循环造成油温升高，锅炉燃油系统不能处于连续备用状态，事故状态下启动燃油泵，建立油压还需要一定时间。综合以上因素导致油枪投入困难，不能起到投油稳燃效果。 4）运行人员过分依赖A磨煤机等离子，当发生A磨煤机断煤后，其它运行磨煤机是劣质煤工况时，稳燃措施不够。 5）A原煤仓蓬煤后给煤机断煤，A磨断煤后剩余磨均为次煤，锅炉燃烧急剧恶化，炉膛负压急剧增大，导致锅炉MFT动作。6）锅炉MFT动作后，汽包双色水位显示-175mm、-180mm，而此时由于热控测量水位左侧两个点指示不准，两个高四值信号保持中，锅炉发生MFT后同时汽包水位高四值(机炉大联锁)导致机组跳闸。 4整改措施1）加大大矿煤的采购，增加大矿煤的存量，建立燃煤系统预警机制，在存量严重不足时，机组应降出力运行。根据煤场存煤、来煤情况，保证锅炉掺烧一定的高热值煤。 2）加强运行人员的培训，做好煤质变差时的事故预想和防止锅炉灭火的措施。3）进一步加强火检信号的检查，在事故情况下确保油枪能够正常投入。对煤火检信号进一步检查，确保真实性。 4）加强燃油系统的维护检查，确保燃油系统、油枪处于可靠备用状态。在燃油温度不超的情况下，保持燃油循环，确保随时可靠备用。 5）尽量调整磨煤机出口温度在80-85，合理调整磨煤机一次风量，在保证不堵磨情况下，尽量降低一次风量，使煤粉燃烧提前。 6）煤仓加装疏松器，以便在蓬煤时联锁启动，快速处理事故。 7）以后在冬季机组启动前运行人员尽量将汽包水位上至高水位，以满足热工人员对汽包水位计压差变送器平衡容器的灌水工作。在有条件的情况下对汽包水位计压差变送器平衡容器进行改造。4、燃烧不稳导致汽温高停机1设备简介某厂4号机组为600MW亚临界湿冷汽轮发电机组，锅炉为北京B&W公司生产的亚临界，一次再热，单炉膛平衡通风，单锅筒自然循环锅炉。型号B&BW2028/17.5M，锅炉整体型布置，全钢构架悬吊紧身全封闭结构。燃烧系统采用中速磨正压直吹制粉系统，前后墙对冲燃烧方式，配置低NOx双调风旋流燃烧器。配有六台MPS-ZGM123G 型磨煤机，锅炉的前后墙各对称布置三层煤燃烧器。油燃烧器与煤粉燃烧器匹配布置，每支燃烧器配有一套高能自动点火装置。2事件经过2005年4月5日23时52分，机组负荷496MW，煤量289 t/h，总煤量偏大，机组运行稳定。4月6日01时10分，负荷降至380MW，总煤量256t/h，E磨煤机火检E6/E3闪烁，接着A磨A5/A6火检闪烁，投入A5/A6油枪之后火检恢复正常。01时24分，A、B、E磨煤机相继跳闸，燃料主控解除并迅速投油助燃, 此时燃煤量约110t/h且汽温汽压下降,协调切至汽轮机跟随（TF1）方式。01时37分，F磨煤机跳闸，负荷190MW时给水差压小，部分减温水失去，迅速派人就地手摇关小主给水电动门以恢复减温水。01时47分和01时51分，分别启动E磨煤机和A磨煤机加煤恢复至110t/h，负荷保持在120MW。启磨煤机后，减温水没有恢复，主汽温迅速上升。在手动加负荷控制汽温无效后（主汽温达566），02时02分手动打闸停机。3原因分析1）燃煤煤质变差造成磨煤机火检不稳定是此次停机的直接原因。2）运行人员对磨煤机火检不稳定未能及时发现并采取投油稳燃等措施，造成A、B、E磨煤机跳闸，为此次非停埋下事故隐患。3）A、B、E磨煤机跳闸后风量调整不当使F磨煤机跳闸(密封风与一次风风压低)，致使事故扩大。4）汽包水位调整过程中电泵偶合器开度过小使减温水部分失去（给水压力低）及事故处理缺乏准确判断，造成热量、负荷不匹配，使主汽温迅速升高达到停机值。4整改措施1）通过仿真机的事故演练和事故考问活动等多种形式，使运行人员熟悉事故处理程序，在总结经验教训、深入查找业务水平差距的基础上，不断积累运行生产经验，提高集控运行人员实际操作技能和综合处理事故的能力。2）控制好燃煤质量关，避免因煤质给机组带来安全隐患。5、锅炉燃烧不稳给水流量低停机1 设备简介某厂锅炉为哈尔滨锅炉有限责任公司引进三井巴布科克能源技术生产的超临界参数变压运行直流锅炉，单炉膛、一次再热、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬挂结构型锅炉。锅炉燃烧方式为前后墙对冲燃烧，前后墙各布置三层三井巴布科克公司生产的低NOX轴流向燃烧器，每层各5支，共30支。前墙上、中、下三层燃烧器煤粉分别由D、C、A三套制粉系统供给，后墙分别由F、B、E三套制粉系统供给。2 事件经过2009年8月22日04时03分，机组AGC负荷指令由400MW调为300MW。运行人员解除D磨自动，将煤量减至20t/h准备停磨。04时04分， E磨煤量自动降为24t/h，运行人员解除E磨煤量自动，手动逐渐加煤量至33t/h。04时07分，机组负荷指令352MW，实际负荷353MW,总煤量121t/h，B磨33.6t/h、C磨35.3t/h、D磨20t/h、E磨33t/h， E磨火检五取三动作跳磨；04时08分运行人员紧急手动加D磨煤量，至04时10分D煤量加到44t/h。04时08分，层操投B层油枪，在B1，B2已经投入、B3正在投入进程中，B磨火检五取三动作跳磨，燃料自动跳手动，炉主控跳手动，AGC退出，协调切至基本方式，给水主控在自动位。04时09分，检查给水流量957t/h，指令895t/h，层操投E、C、D、F层油枪。04时10分，给水流量指令600t/h不变，实际给水流量降至472t/h。之后两台汽动给水泵综合阀位达到最小，分别39.4%、34.46%，实际给水流量最低降至248.97t/h。04时11分，给水流量低保护动作，锅炉灭火，机组跳闸，跳闸时总煤量至84t/h。3 原因分析1）运行人员没有根据煤种的变化对磨煤机运行组合方式进行调整，由于燃烧不稳定E、B磨火检保护动作相继跳闸是事故的起因。2）运行人员在燃烧自动解除后没有监视和控制给水流量，自动调节过程中导致给水流量低保护动作是事故的直接原因。4 整改措施1）针对集控运行人员普遍运行经验相对不足、实际操作技能不强及在机组事故处理中暴露的其它各种问题，加强集控运行人员在事故情况下的处理能力的培训。2）根据机组实际运行状况，认真仔细地做好事故预想和处理预案，通过仿真机的实际事故演练和事故考问活动等多种形式，使集控运行人员熟悉事故处理程序，在总结经验教训、深入查找业务水平差距的基础上，不断积累运行生产经验，提高集控运行人员实际操作技能和综合处理事故的能力。3）加强技术管理，对所下发的方案、技术措施要做彻底的技术交底，让运行人员理解、领会并熟练的掌握，并规范运行人员的操作。4）完善给水自动调节性能，并在逻辑上将燃油纳入锅炉给水控制逻辑。5）对燃煤进行合理掺配，以保证锅炉入炉煤种有较高的着火性能。6）在保证锅炉不发生大面积结焦的前提下，适当提高锅炉燃烧器旋流强度。6、磨煤机断煤燃烧不稳失去火检锅炉灭火1设备简介某厂锅炉为上海锅炉厂有限公司制造，配有五台由北京电力设备总厂制造的ZGM95中速辊式磨煤机，其中一台备用。设计燃用煤种为开滦范各庄煤，采用采用冷一次风机正压直吹式制粉系统。燃烧器为上下浓淡分离宽调节比（WR）摆动式直流燃烧器，分A、B、C、D、E五层布置；油燃烧器三层布置，位于AB、BC、DE三层二次风风室内，一、二次风呈间隔排列，煤燃烧器采用等间隔布置。每个煤燃烧器喷口布置有周界二次风（燃料二次风），油燃烧器喷口布置了油配风，辅助二次风有6层，在燃烧器最上方配有燃烬二次风（过量二次风OFA）喷口。2事件经过7月25日4时14分，机组电负荷150MW，B、 C、 D三台磨煤机运行，总煤量80 T/H,主汽、给水参数正常，A 、B两台汽泵运行，D磨3角火检弱，燃烧工况正常。4时15分B磨断煤，立即程控点AB层#1角油枪，无火检、点火失败。第二次点火成功。接着点AB层#2角油枪不成功，4时15分 BC层3号角油枪点火失败，4时16分 BC层切为手动点四号角，同时，立即去现场敲打给煤机，但下煤筒无煤，联系输煤上煤，同时发现B煤仓上部有煤粉喷出，4时16分继续点AB层#3角油枪时D磨掉闸，首出为四取三灭火。4时16分 MFT动作。首出为全炉膛无火，C磨掉闸。首出为MFT动作。一次风机A、B联跳。3原因分析1）B制粉系统断煤后，大量冷风进入炉膛，炉膛负压增大至760Pa，造成燃烧不稳定。2）点AB层、BC层几个角油枪未能一次点火成功，在此期间只有AB层1角油枪有火。3）在燃烧不稳定工况时，运行人员未采取措施及时控制好C、D磨系统运行工况，又导致D磨受负压和冷风的影响四取三灭火保护动作，D磨掉闸。4整改措施1)输煤及有关单位加强煤仓煤位检查、校对，及时掌握煤仓的煤位。2)低负荷150MW三台磨运行时，要提前试验油枪，煤质较次时也应提前试投油枪，做好故障的应急准备工作。3)值班人员每天接班应对机组运行工况全面了解，根据当班的运行工况做出具体事故预想和方案。4)检修单位对影响机组稳定的设备要定期进行试验和检查，设备缺陷要及时消除，减少和杜绝带病运行的工况。7、磨煤机堵煤造成汽包水位高停机1设备情况某厂锅炉型式为亚临界、一次中间再热、固体排渣、单炉膛、型半露天布置、全钢构架、悬吊结构、控制循环汽包锅炉，型号为HG-2030/17.5-YM9。制粉系统有六台中速辊式磨煤机，每台磨煤机的额定出力77.15吨，设计煤种可磨性系数：71。2事情经过2006年2月25日9时19分，B、D磨堵煤情况严重，汽压开始下滑。为稳定燃烧，9时20分，运行人员投入A层四支油枪。9时52分，投入B层3支油枪，之后由于B、D磨煤机堵煤情况继续恶化，汽压由14.2MPa开始下降。10时06分，主汽压力降至8.5MPa，机组降负荷至250MW。10时05分，由于#2给水泵转速超出自动调节范围（31005900 r/min），给水泵控制自动跳至手动，但此时运行人员忙于处理燃烧控制汽压，没有及时发现该情况。当时2给水泵流量为492t/h，由于汽包压力的降低,造成2给水泵流量持续升高（2给水泵切除自动后转速在3089rpm没有变化）。10时08分，2给水泵流量651t/h。汽包水位高二值保护动作，MFT跳闸。MFT动作后,运行人员紧急停止1给水泵，电动给水泵联启，此时值班人员仍没有发现2给水泵的运行状况，随着汽压的快速降低,2给水泵流量继续上升到805t/h，10时10分，汽包水位高三值保护动作（+300mm），机组跳闸。3原因分析1）在磨煤机堵煤造成汽压迅速下降时，运行人员虽然采取了投油的措施，但机组负荷降低较慢，造成了主汽压力大幅度降低，引起2给水泵自动切除，因为汽压低，该汽泵自动切除后仍打水，运行人员没有及时发现，造成给水流量和汽包水位的同步持续升高。2）化验B、C、D三台磨煤机中煤样的可磨性系数为44，与设计可磨性系数71偏离较大。煤质差以及掺配煤不合理是造成磨煤机堵煤的主要原因。4整改措施1）加强运行人员培训，提高运行人员处理突发事件能力。明确机组人员在事故处理时的分工，统一指挥，正确发令。2）加强对汽泵调整特性的练习，熟悉低负荷时汽泵的调节特性，尤其是自动切除后的手动调整,当自动退出后，要用手动调整汽包水位。3）加强燃料采购管理，进煤时尽量满足机组的设计煤种要求。加强煤场管理，不同煤种分别存放。对较次的燃煤，在上煤前对燃煤进行掺配，应避免集中上到同一个炉、同一个煤仓。4）运行人员应加强对制粉系统相关参数的监视，及时发现参数的异常变化，避免磨煤机堵煤情况发生。第二部分 辅机故障及设备异常操作不当灭火停机1、给水调节特性差调整不当导致锅炉灭火停机1设备简介某厂3号机组为600MW亚临界湿冷汽轮发电机组，锅炉型式为亚临界压力，一次再热，单炉膛平衡通风，单锅筒自然循环锅炉。型号为B&BW202817.5M。锅炉为整体型布置，全钢构架悬吊紧身全封闭结构。汽包水位采取串级三冲量调节。三冲量为汽包水位、给水流量、蒸汽流量，此系统包括内、外两个回路和一个前馈信号。由给水流量反馈形成内回路，其任务是及时反映调节效果和迅速消除给水流量的自发扰动。主蒸汽流量也作用于内回路副调节器上。当主蒸汽流量扰动时，内回路迅速改变给水流量，以补偿主蒸汽流量对汽包水位的影响。由汽包水位反馈形成外回路，当水位偏离其给定值时，主调节器通过内回路调节给水流量，使稳态时汽包水位回到给定值。在串级三冲量给水自动调节系统中，副调节器的任务是当主蒸汽流量扰动时迅速改变给水流量，使汽包水位较少变化；当给水流量自发扰动时，及时予以消除。主调节器的任务是校正水位，使稳态时汽包水位等于给定值。主、副两个调节器的工作相对独立，相互影响小。水位的无稳态偏差是靠主调节器来实现的，并不要求加在副调节器上的给水流量信号和主蒸汽流量信号保持稳态配合关系。不仅如此，还可根据调节对象在蒸汽负荷扰动下虚假水位的严重程度来适当加强主蒸汽流量的调节作用，使在负荷变化时主蒸汽流量的调节作用能更好地抑制虚假水位的变化。2事件经过2006年08月29日10时19分，3号机组负荷510MW，启动E磨煤机，煤量由16t/h加至23t/h，汽包水位-31mm，给水憋压阀前后差压4.35MPa。为使机组不限负荷将机组压力控制切为定压运行方式，设定值为16.50 MPa。10时23分机组负荷490MW，给水憋压阀前后差压3.39MPa，此时机组正常运行。10时27分机组升负荷至510MW，汽包水位-142mm，给水憋压阀前后差压3.3MPa。此时已将E磨煤机煤量加至45 t/h并投入自动。10时28分机组负荷升至520MW，汽包水位-172mm，A、B小机转速4870rpm，给水憋压阀前后差压3.8MPa，主汽压力迅速上升到17.36MPa，致使协调切为汽机跟随方式,此时为防止锅炉超压将压力设定值改为16.40 MPa。10时29分汽包水位继续下降到-185mm，此时A、B小机转速已达5027rpm，给水憋压阀前后差压4.8MPa。由于压力升高快且机组在汽机跟随方式，自动将汽机调门从82%开至96%，负荷快速升至565MW, 为防止锅炉超压再次将压力设定值改为16.10 MPa。10时30分汽包水位回升到到-155mm，此时给水憋压阀前后差压已达5.27MPa。为减小锅炉扰动，将机组控制方式切为锅炉跟随方式，此时机组负荷保持当前负荷565 MW。10时33分汽包水位继续上升到81mm，给水憋压阀前后差压5.46MPa。为防止锅炉汽包水位高，将水位自动设定值由-61mm改为-110 mm，此时汽包水位短时下降后又迅速升高。10时34分汽包水位继续上升到145mm，将A小机打闸，解水位自动，此时水位已到高水位保护值，锅炉灭火，汽轮机跳闸。3原因分析1）给水调节门远方无法调节其压差，致使机组升降负荷过程中给水自动调节系统调节特性差，造成此次汽包水位高保护动作。2）运行人员在启动磨煤机时，由于煤质差、火检不稳定，为防止磨煤机失去火检跳闸，煤量增加过快致使锅炉汽包压力快速升高，在给水自动调节品质不好的情况下，造成汽包水位高保护动作。3）运行人员对汽包水位变化预见性不强，没有充分考虑工况变化对汽包水位调节的影响，造成汽包水位自动调节扰动大，水位自动调节性能差，运行人员在自动调节性能差的情况下未提前采取解除自动方式手动调节避免机组停运的措施。4整改措施1）负荷在500600MW区间运行时，将负荷升降速率控制在810MW/min。2）启动磨煤机保持最小煤量运行2分钟，再按照每分钟3t/h速度增加煤量，防止磨煤机启动对锅炉压力扰动过大，造成汽包水位波动。2、给水自动调节品质差操作不当导致汽包水位高停机1设备简介某厂锅炉为武汉锅炉厂生产的WGZ1100/17.51型亚临界自然循环锅炉，采用五台ZGM95QG型MPS中速磨煤机，正压直吹式制粉系统、直流摆动燃烧器、四角布置、双切圆燃烧、一次再热、平衡通风、三分仓容克式空气预热器、固态除渣、全钢构架、悬吊结构、锅炉紧身封闭。 2事件经过2001年11月6日19时，机组负荷299MW，主汽流量989t/h,给水流量925 t/h，主汽温度539，炉膛负压-86Pa，机组主要辅机运行正常。19时25分左右，集控主值监盘发现CRT画面下方汽包水位颜色变白，立即切换到主给水画面， #1，#2汽泵已不在“遥控”位，锅炉MFT动作，首出“汽包水位高”，立即投入#1汽泵遥控手减转速。因画面操作不熟，在减小#2汽泵转速时，未能正确操作。19时28分57秒将#1汽泵手动打闸，手起#3电动给水泵，因未切除电泵“备用”按钮，给水画面无法发指令，19时30分将电泵“备用”解除后，开始调整电泵勺管。期间，运行人员进行了汽泵的手自动切换，19时27分15秒将连排调节阀全开，19时30分27秒手动将#2汽泵打闸。19时30分37秒，运行人员开始关闭电动给水门，19时34分00秒，运行人员打开汽包事故放水门操作端，但未进行任何操作。19时33分18秒，#8机组解列，ETS首出为“汽包水位高”。3原因分析 经分析，参照SOE记录、运行人员操作记录和PI系统趋势图得出：汽包水位高是造成锅炉灭火和机组跳闸的直接原因，汽包水位变送器指示偏差大和给水自动调节品质差是导致#8炉汽包水位高锅炉MFT灭火的原因。发电部运行人员监盘质量差和处理锅炉灭火后续操作措施不当是导致#8机组跳闸的主要原因， 4整改措施1）发电部应加强运行人员责任心教育，提高监盘质量，并加强运行人员技术培训工作，不断提高新上岗人员专业技术水平和处理问题的能力。2）热控专业要加强年轻队伍人才的培训工作，加大专业技术培训力度。3）加强专业基础管理工作，完善并配备系统逻辑图和有关检修技术规程，组织人员对照逻辑图检查核实，确保自动、保护、联锁的正确性和可靠性。4）工程设备部继电保护、热控专业人员和发电部运行人员要开展交叉讲课培训工作，通过交叉培训，在提高人员专业技术和操作技能的同时，拓展人员的知识面，并充分吸取运行人员操作经验，不断提高自动调节品质，优化设备保护。3、空预器跳闸操作不当导致灭火停机1设备简介某厂锅炉为DG1025/177型、中间再热、自然循环、单汽包、燃煤汽包锅炉。空预器为东方锅炉厂生产的LAP10320/3883 型三分仓容克式空预器。2事件经过2005年01月21日，机组负荷290MW，双套吸、送、一次风机运行， 1、2、3、4、5号制粉系统运行，1、2号小机运行，电泵备用。08时55分， 2号空预器主电机掉闸，联掉2号吸、送、一次风机。监盘人员投入一、二层油枪，逐台停5、4、3号制粉系统。汽包水位低至-100mm，手启电泵。汽包水位高，解除给水自动，手动减电泵及汽泵转速，汽包水位迅速升高，将电泵停掉，因给水流量过大，汽包水位高三值保护动作，机组掉闸。3原因分析1）检查2号空预器开关，发现A相动静触头烧损严重，B、C相静触头烧损严重，判定开关因A相动静触头接触不良，引起缺相运行，造成2号空预器主电机线圈烧损。2）2号预热器掉闸，锅炉单侧运行，经处理，锅炉燃烧已趋于稳定。当锅炉水位变化到-100mm，由于运行人员心理紧张怕水位继续向下变化，紧急启动了电泵（当时电泵勺管位置在72%），由于当时两台汽泵全部在自动位置，从打印曲线看实际汽包水位已在向正方向调整，加上紧急启动的电泵，给水流量已达到1250t/h，由于超大流量向锅炉上水，导致汽包水位急剧上升，此时手动减小电泵及汽泵转速，和打掉电泵，已不能控制水位的急剧上升趋势，汽包水位高三值MFT保护动作，机组掉闸。4整改措施1）发生事故情况下，机组人员进行合理分工、各把一关。加强事故预想的培训和实际操作水平的锻炼，不断提高技术水平和事故处理的应变能力。2）在今后的工作中加强学习，正确理解各种事故发生的机理，认真从中吸取教训，认真的总结单侧事故处理和汽包水位如何控制的原则。把握事故处理的大方向，分清主次。3）加强运行培训工作，要有的放失，从实战出发做好事故预想。4、空预器跳闸调整不当低汽温保护动作停机1设备简介某厂4号机组为600MW亚临界湿冷汽轮发电机组，锅炉型式为亚临界压力，一次再热，单炉膛平衡通风，单炉筒自然循环锅炉。型号为B&BW202817.5M。锅炉整体型布置，全钢构架悬吊紧身全封闭结构。空预器型式为上轴端驱动三分仓回转式空气预热器，型号为32VNT1830，转速0.75r/min，电机功率11kW。2事件经过2004年9月22日22时08分，机组有功负荷330MW，炉膛负压-100Pa,煤量156t/h，A引风机静叶开度39%，电流221A，B引风机静叶开度37%，电流228A。22时28分，B空预器主电机运行中跳闸，辅电机未联启，运行人员手动强启未成功，B空预器联跳B侧送、引风机，炉膛负压最高至+1009 Pa，此后 A引风机静叶开度由68%持续增加至95%，电流增加到553A，22时32分,A引风机因过电流跳闸（定值560A）,“两台引风机全部失去”锅炉MFT动作。锅炉灭火后，值班员手动减负荷，负荷最低时减至9MW，而后增至120 MW后再次减低。同时开始恢复烟风系统，准备吹扫点火，22时52分，机侧主汽温降至460 ，汽轮机低汽温保护动作跳汽轮机，发电机解列。3原因分析1） B空气预热器主电机跳闸原因（1） B空气预热器主电机控制回路中接触器辅助节点吸合不正常导致主变频器控制回路工作不稳定，出现瞬间断路现象，造成空预器主电机跳闸。（2）变频器控制柜距引风机烟道只有230mm，烟道保温层的表面温度63，变频器控制箱内温度高（实测为41）影响变频器及其控制回路的正常工作。2）辅助电机不能启动的原因：辅助电机变频器接触器辅助节点卡涩，回路无法正常闭合，致使在B空气预热器主电机跳闸后辅助电机不能正常联启。3）A引风机跳闸的原因运行人员危险点分析不深入，没有将B侧烟风系统负荷倒换至A侧运行。B侧送引风机跳闸后，炉膛负压升至+1009 Pa，总风量减到1067 t/h，烟风系统单侧运行后，送风量增加至1351 t/h，炉膛负压降至+391 Pa，在送风量增加的过程中，运行人员没有快速停一台磨煤机确保烟风系统调节正常，导致A引风机在调节过程中过流保护（定值为560A）动作跳闸。4）炉灭火后机组跳闸的原因由于运行人员手动减负荷没有经验，对负荷和阀位匹配不清楚，造成减负荷过快、过低，减负荷中发现负荷已降至9MW后担心逆功率保护动作又突增至120MW，而后又逐步减负荷造成汽温快速下降最终导致汽轮机低汽温保护动作跳机。4整改措施1）更换B空预器主辅电机电源回路的接触器，重新检查紧固控制回路的接线端子，更换同型锅炉空气预热器电机电源回路的所有接触器，更换为进口接触器。2）采取措施加强 B空气预热器控制箱散热或将其移至环境温度较低的地方，使变频器及其控制回路正常工作。3）借鉴同型机组的实际生产运行经验，汽轮机厂家将低汽温保护动作值由460修改为422。5、一次风机故障停止过程中汽包水位高导致停机1 设备简介某厂锅炉为哈尔滨锅炉有限公司制造，型号为HG-1025/17.5-YM37,锅炉型式为亚临界参数、自然循环、一次中间再热、单炉膛、平衡通风、摆动式燃烧器四角切圆燃烧，固态排渣、半露天布置、全钢构架的型燃煤汽包炉；一次风机为单吸双支撑离心式带耦合器，满出力50%容量设计。2 事件经过1)事故前运行工况机组负荷200MW、四台磨运行、一台磨检修、两台引风机运行，两台送风机运行，两台一次风机运行，主、再热汽温度540、主汽压力14.2MPa、汽泵运行。2)事故经过12月4日12时20分，2号炉B一次风机异常报警，CRT画面检查发现B一次风机驱动端轴承振动大并摆动，最大到8.1mm/s,最小1.0 mm/s，立即安排人员去现场检查测量振动，并通知设备部锅炉点检及热工人员，在此期间，将B一次风机液力耦合器勺管开度由53.2%减至52.6%，振动恢复至1.2 mm/s，就地测量也正常，检查未发现问题。12时40分发现2号炉B一次风机驱动端轴承温度由38开始上升，迅速将B一次风机液力耦合器勺管开度减至45.6%，12时56分就地人员通知，B一次风机轴承温度95，CRT显示120，立即降负荷，投油助燃，紧急停止E磨煤机运行，减小B一次风机液力耦合器勺管开度,13时02分B一次风机液力耦合器勺管开度降至8%，并开大A一次风机勺管开度至65%，停B一次风机,此时一次风压由11.0kPa降至6.33kPa,此时未调整A一次风机液力耦合器勺管开度,在负荷降至160MW左右时，由于一次风压低造成C、D磨煤机堵煤火检失去掉闸，炉膛负压最大至-1290pa，随之A磨堵煤火检失去掉闸，AB层#1、#2角油枪着火正常，其余两个油枪灭火，紧急投入CD层四个角油枪未着。此时汽压迅速下降，机组长立即切除机主控用阀位降负荷，负荷降至50MW，在降负荷过程中，汽包水位迅速下降最低至-261mm后,水位逐渐恢复至-103mm时，为了防止汽泵供汽压力不够造成水位下降，13时05分在汽泵给水流量330吨的状态下，启动电动给水泵，并关闭给水主路电动门，开启最小流量调整门,控制盘急停汽动给水泵。由于电动给水泵备用时勺管开度54%，给水量迅速上涨，瞬间达到830t/h，水位上升，开紧急放水未见效果，水位迅速上涨至高三值，13时06分锅炉MFT动作灭火，汽包水位高四值保护动作。汽轮机跳闸。3 原因分析1) 运行人员在B一次风机故障停止运行时，盲目操作未及时调整A一次风机出力至最大，致使一次风压压力低，造成运行磨煤机堵磨，磨煤机出口无火检，磨煤机C、D、A相继掉闸。2) 运行人员在负荷降至50MW时，没有根据水位变化趋势，盲目启电泵，造成水位失控，水位过高四值，引起机组跳闸。3) 运行人员操作、监盘能力差，在紧急停止E磨煤机后，未监视一次风压是否满足三台磨运行的需要，造成磨煤机堵煤掉闸。4 整改措施1) 加大现场巡回检查力度，设备隐患早发现、早处理，对安全运行影响大的操作制定事故预案，相关专业的人员及领导到现场监护，防止发生异常现象。2)制定风机倒换和给水泵使用技术措施，并组织全体运行人员学习落实。在汽压迅速下降，汽泵运行中，启备用电泵时要先退出备用，关勺管到最小后再启动，保证水位正常或先关闭给水主路电动门倒旁路后再启电泵。3) 在机组状况危急时，严格按照规定执行。加强运行人员培训，组织运行人员深刻学习运行规程，提高运行人员的技术素质和技能。4)加强事故演练，提高运行人员事故情况下操作能力，在处理事故时，能够准确判断、果断处理，防止此类事件重复发生。6、一次风机调节机构故障操作不当导致汽包水位高停机1设备情况某厂锅炉为亚临界、一次中间再热、固体排渣、单炉膛、型半露天布置、全钢构架、悬吊结构、控制循环汽包锅炉，型号为HG-2030/17.5-YM9。一次风机为二级动叶可调轴流风机，自身有控制油站。2事故经过2007年10月25日17时56分至18时0分，机组负荷557MW，#1一次风机电流由170A至205A进行类似正弦波形变化三次。18时0分至18时02分，一次风机电流在75A269A大幅度波动6次。同时，一次风母管压力随之在4.8kPa13.5kPa间剧烈波动。1、2一次风机动叶反馈分别在75%96和72%95范围内摆动，1一次风机风量由0520t/h之间剧烈变化，一次风机自动系统因偏差大切除至手动控制，但自动切除后系统扰动仍旧没有停止。在此阶段，制粉系统风量最低可接近0t/h，炉膛负压由-870Pa990Pa剧烈摆动，汽包水位在-130+130mm范围内变化。18时0分，监盘人员发现汽包水位迅速升高至190mm，紧急停止A汽