超(超)临界机组调试分及运行事件汇编.doc

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1、 超（超）临界火电机组集控运行事件汇编超（超）临界火电机组集控运行事件汇编 河北国华沧发电有限责任公司前 言为了认真践行“基建、生产一体化”理念，使广大技术人员提高对超（超）临界火电机组的认识和体会，在对浙江玉环、河南沁北、江西黄金埠、江西丰城二期、湖北襄樊二期、广西贵港、湖南长沙、湖南益阳二期、山东黄岛、山东潍坊等国内已投产的二十余台超（超）临界机组调研的基础上，我们编写了本书。我们衷心地希望通过对上述这些厂在调试及试运过程中所发生的161个案例分析，能够使大家更好的掌握超（超）临界机组的特性。相信本书会对参与沧东二期两台超临界660MW机组建设的安装调试、运行维护和检修技术等各岗位的生产人

2、员和管理者提供有益的参考。 编 者目 录第一部分 锅 炉41.一次风机喘振导致MFT42.启动系统电动门泄漏被迫停机73.末级再热器泄漏被迫停炉84.锅炉水冷壁垂帘管爆管115.给水流量低低MFT动作136.B一次风机跳闸157.A送风机跳闸178.空预器内部着火被迫停炉189.捞渣机故障导致再热汽温超温2010.引风机静叶开度突变导致锅炉MFT2111.锅炉掉焦块引起MFT2212.A给煤机断煤导致锅炉MFT2413.过热器出口超温2514.高温过热器爆管被迫停炉2715.炉底水封失去造成锅炉MFT2916.A一次风机跳闸导致锅炉MFT3017.给水流量低保护动作锅炉MFT3118.空预器跳

3、闸3319.给水流量低保护动作MFT3520.给水泵倒换造成给水流量低炉MFT3821.螺旋水冷壁出口温度高导致锅炉MFT4022.过热汽温高保护动作MFT4223.炉灭火放炮4324.省煤器泄漏锅炉被迫停运4425.锅炉金属温度测点损坏4526.全燃料丧失锅炉MFT4727.炉膛压力高高锅炉MFT动作4928.CCS调整不当使过、再汽温低5129.分离器出口温度高导致MFT5330.调试人员误操作造成机组RB5531.1C磨煤机C2粉管着火5632.过热蒸汽超温5833.磨煤机石子煤斗自燃5934.D磨煤机跳闸引起锅炉MFT6135.磨煤机内部着火6336.调试人员误动触发空预器RB事件64

4、37.炉膛冒正压6638.一次风机振动大跳闸引起RB动作6939.A、B侧动力泄放阀热态整定调试时发现内漏7040.锅炉高压闸阀盘根泄漏7141.送风机机壳出口导叶安装焊接反向7242.供油泵机械密封冒烟7343.磨煤机堵煤导致主汽温度低7444.垮灰掉焦导致炉膛MFT7745.一次风机失速喘振7946.高温再热器泄漏8047.水冷壁折燃角下部泄漏8148.吹灰导致锅炉MFT8249.屏式过热器泄漏8450.引风机跳闸导致RB动作8551.给水流量急剧下降MFT动作8652.误关一次风机冷油器阀门造成MFT8853.开机过程中给水流量低MFT8954.多台磨煤机断煤导致锅炉MFT9055.省煤

5、器泄漏9256.高温过热器管路泄漏停机9357.“给水流量低”保护动作MFT9558.火焰消失炉MFT9759.两台一次风机抢风9960.密封风机风机侧轴承温度高10061.过热蒸汽温度异常10162.启动系统阀门不能及时开启10363.#1炉高过爆管10464.锅炉螺旋管壁超温MFT10765.1B一次风机跳闸炉MFT10966.给煤机入口落煤管煤自燃111第二部分 汽 机1131.调节级叶片损坏1132.主机轴承磨损1153.凝汽器钛管泄漏1174.凝泵跳闸导致打闸停机1205.汽泵跳闸触发RB动作造成MFT1226.给水流量低触发机组MFT动作1247.前置泵电机驱动端轴承烧损1268.

6、顶轴油压低导致轴瓦损伤1289.前置泵出口流量低使汽泵跳闸13010.主机高调门GV1、GV4油动机漏油13211.低压胀差超限13312.停机后低压缸安全膜破损13513.电泵机械密封水温高跳闸导致机组MFT13614.#2瓦振动导致跳闸13815.停高压备用密封油泵造成大机跳闸13916.高排温度高汽机跳闸14017.A汽泵#3瓦振动大跳闸MFT动作14118.汽泵密封回水水封破坏真空低停机14319.1高调门EH油高压进油管道喷油导致停机14420.EH油系统离子交换器漏油14621.转子静止时冲车14722.除氧器溢流阀误开导致凝汽器低真空保护动作14923.电动给水泵跳闸导致MFT1

7、5124.发电机进油15225.参数低OPC保护动作导致汽轮机跳闸15426.低旁卡涩OPC保护动作汽轮机手动打闸15527.电泵跳闸机组MFT15728.汽轮机1号轴瓦处着火15829.B汽泵跳闸被迫降出力15930.A、B汽泵相继跳闸16131.A、B汽泵轴向位移大相继跳闸16232.机组滑停中轴瓦振动大打闸停机16433.A汽泵跳闸16534.切换主给水旁路不当造成MFT16735.电动给水泵密封水失去被迫停炉16836.电泵推力瓦烧坏17037.两台小机油泵联启原因分析17138.低压缸安全门爆破17439.#4机盘车失效17640.机组盘车多次跳闸原因分析17841.小机挂闸后转速飞

8、升18042.真空低保护动作跳机181第三部分 电 气1841.励磁系统故障导致机组无法并网1842.差动保护误动作导致机组跳闸1853.线路过电压保护误动作1874.安稳装置动作切#2机组1885.发变组过激磁动作跳机1906.给水泵跳闸造成机组停运1927.#1机6KV一段跳闸1958.#1机励磁系统发故障信号1979.#01启备变跳闸19810.输煤一、二段母线失电20011.磨煤机故障越级跳闸造成机组停运20212.220KV升压站交流操作电源缺相运行20413.启机过程中#1、2引风机，#2送风机跳闸20514.启动锅炉灭火20715.调试误动使6kV母线跳闸20916.1A除灰变保

9、护跳闸21017.主变冷却器全停使5011、5012开关跳闸21218.6kV OB段母线PT爆炸21319.发电机机端2PT C相断线21420.海淡MCC A 段失电制水中断21621.380V保安段母线失电21722.主变低压套管损坏21923.主变冷却风扇电源接触器出线柱头烧损22124.电除尘灰斗加热柜刀闸接触不良引起电缆着火22325.启备变冷却器全停保护动作跳闸22426.6kV母线电压下降造成被迫停机22627.定子线棒部分烧损22728.引风机低油压保护动作跳闸23029.高厂变“有载调压重瓦斯保护”误动23230.主变差动保护误动23431.灭磁开关误动造成机组跳闸235第

10、四部分 热 控2381.汽泵传动中RB误动机组跳闸2382.汽泵停运导致机组RB动作2403.逻辑缺陷导致#2机辅汽安全门动作2414.卡件故障导致汽轮机轴承温度高跳机2435.TAB异常下降造成MFT事件2456.DEH超速单元误动造成机组跳闸2477.做主汽门活动试验导致汽机跳闸2498.逻辑不合理造成机组跳闸2509.主蒸汽压力变送器卡套脱开导致跳机25110.主汽压力测点异常导致MFT25311.海淡通讯中断造成一级反渗透异常停运25512.汽轮机瓦温高误动机组跳闸25613.2推力瓦温度跳变导致保护动作停机25714.ETS电缆故障引起机组跳闸25915.分离器水位高保护动作2601

11、6.1A 、1B引风机调节挡板突关26117. 高旁逻辑不合理造成再热器安全门动作26318 AST一通道跳闸电磁阀动作26419 给水流量低保护误动作266201A汽泵振动大误跳闸26821 给水主路与给水旁路的逻辑配合不好27022 DEH的DPU死机272第一部分 锅 炉 1.一次风机喘振导致MFT 一、 事件发生时间：2006年06月28日二、 事件发生时工况：机组负荷430MW,主汽压23.99MPa,温度570, CCS协调投入，AGC投入； A，B汽泵运行，电动给水泵联备；A，B循环水泵运行，两台引风机、送风机、一次风机运行，A、B、D、E磨煤机运行，总给煤量158t/h，给水流

12、量1375t/h。三、 事件发生、扩大及处理情况：05时10分值长令投入AGC,05时13分AGC指令升负荷，功率变化率10MW/min，热一次风母管压力为7.63KPa。运行人员暖C制粉系统，发现C磨出口挡板3开反馈未到（C磨出口挡板实际是全开，由于磨出口挡板位置高，运行人员不方便就地判断是否全开），于是将C磨出口门关闭后再开一次，试图全部打开C磨出口挡板，当C磨出口挡板3开反馈仍然未到后，运行人员联系热工处理。05时29分24秒，热一次风母管压力上升至8.95Kpa，运行人员发现B一次风机电流75A，A一次风机电流130A；判断B一次风机发生失速现象，并解除一次风机自动控制，开始调整两台一

13、次风机出力。05时29分30秒，炉膛压力796Pa,随即回复至正常控制值。05时29分35秒，热一次风母管压力下降至5.62KPa。05时30分13秒，机组负荷453.0MW,总给煤量201.0t/h，给水流量1400.0t/h；中间点温度设定415.4，实际412.5；主汽压力设定20.7MPa,实际20.9MPa。此后中间点温度开始下降。05时33分00秒，机组负荷475.0MW,总给煤量210.0t/h，给水流量1458.2t/h；中间点温度设定416.4，实际405.9；主汽压力设定21.9MPa,实际21.1MPa。中间点温度到达最低点，之后逐渐上升。05时36分19秒，热一次风母管

14、压力升至6.37KPa；05时36分35秒，热一次风母管压力升至7.24KPa。05时36分30秒，机组负荷483.0MW,总给煤量196.0t/h，给水流量1459.0t/h；中间点温度设定418.5，实际418.0；主汽压力设定22.4MPa,实际21.7MPa。此时中间点温度开始超过设定值，迅速上升。运行人员降低机组负荷，并减小中间点温度设定值。05时40分13秒，机组负荷432.0MW,总给煤量158.0t/h，给水流量1321.0t/h；中间点温度设定415.0，实际454.0；主汽压力设定21.6MPa,实际24.3MPa。运行人员解除协调控制，加大给水，并于05时40分13秒手动

15、停E磨。05时40分43秒，中间点温度到达跳闸值457.0；延时3秒，05时40分46秒，MFT主保护动作。机组6时40分点火，10时53分并网。四、 事件原因及扩大原因分析：1. 直接原因分析：汽水分离器出口温度髙髙，导致锅炉MFT动作，机组跳闸。2. 根本原因分析：1. B一次风机先天存在缺陷（性能试验证明此风机运行特性不符合设计要求，喘振压力偏低），运行中易发生喘振。 2. B一次风机在扰动工况下发生喘振后，运行人员调整经验不足，没有注意到由此引起的磨内积粉现象，当一次风机喘振处理正常后，一次风压随之恢复正常，大量磨内积粉进入炉膛，致使汽水分离器出口温度失去控制，造成温度高保护动作。五、

16、 事件暴露出的问题：1. 发电运行部值班人员在处理8B一次风机喘振，引起的系统风压、煤量的变化，经验不足，暴露出发电运行部前期培训工作基础抓得不牢，对已制定技术措施没有进行认真地学习和落实（公司已制订下发了防止一次风机喘振调整技术措施）。 2. 值班人员因经验不足造成调整不当，在进行风机喘振异常处理时，一次风压长时间偏低，造成磨煤机积粉。磨煤机出现积粉后，值班人员在分离器出口温度变化时，处理不及时，致使事故扩大。六、 防范措施：1. 强化学习“防止一次风机喘振调整技术措施”，定期进行现场考问。2. 完善相关技术措施和事故预案，组织全体人员学习和考试，提高实际操作技能。3. 提高主要值班人员事故

17、处理能力，根据机组、设备运行方式结合健康状况，每天有针对性的督导主要值班人员做好事故预想。4. 针对这次事故组织各值进行认真讨论分析，确保此类事故不再发生。返回目录2.启动系统电动门泄漏被迫停机一、 事件发生时间：2005年06月22日二、 事件发生时工况：机组负荷501.5MW，A、B汽泵运行，电动给水泵在备用状态，给水流量为1477.5 t/h，主汽温度559/555oC，主汽压力23MPa，再热汽温度560/557 oC，再热汽压力2.1 MPa，B、C、D、E、F磨煤机运行，中间点温度为420.1。三、 事件发生、扩大及处理情况：启动系统疏水至大气扩容器进口电动门A（MV1203A）于

18、6月20日7时35分发生泄漏，泄漏发展迅速，无法直接进行消缺。经公司专业人员讨论研究决定采取降负荷至100MW时，再视泄漏情况进行处理。21日4时20分，机组负荷降至100MW，主汽压力降至5Mpa，由于泄漏量较大，处理存在较大风险，经公司领导研究决定向省调申请#7机组停机消缺。4时36分，经请示调度同意后， #7机组停机（机组负荷100MW）。21日上午9时30分对阀门进行更换门杆盘根处理，处理结束准备机组启动，锅炉上水升压过程中发现该阀门四合环漏水。21日20时40分对该阀门进行解体，对阀体内部自密封、四合环进行检查研磨后回装，锅炉上水升压检查正常。四、 事件原因及扩大原因分析：1. 直接

19、原因分析：此阀门门杆盘根泄漏，以及自密封盘根压环受门杆盘根泄漏影响膨胀不均造成卡涩运行中无法处理，申请调度同意后打闸停机。2. 根本原因分析：该阀门为原装进口美国太平洋公司生产制造的电动闸门，原装盘根质量不良导致阀门泄漏。五、 事件暴露出的问题：1. 原装进口美国太平洋公司生产制造的电动闸门门杆原装盘根质量不良，性能失效。2. 点检维护人员对设备系统特性不熟悉，没有对阀门盘根进行及时热紧。3. 运行管理不到位，巡检人员没有认真执行设备巡回检查制度，没有及时发现启动系统疏水至大气扩容器进口电动门A盘根泄露现象。六、 防范措施：1. 对该类型进口阀门盘根统一进行检查更换为高压石墨镍丝盘根，机组已列

20、入大修计划项目。2. 机组起动时严格执行检修规程，对相关汽水系统阀门盘根根据温度、压力变化分阶段进行热紧；同时，加强现场巡检监视，发现问题及时处理。3. 加强对巡回检查制度执行的检查和考核力度，确保设备缺陷及时发现处理。4. 针对汽水系统高温高压阀门工作环境，制定机组启动阀门热紧工艺程序。返回目录3.末级再热器泄漏被迫停炉一、 事件发生时间：2005年08月02日二、 事件发生时工况：机组运行正常，负荷500MW，主汽压力24.1Mpa，主汽温度565，再热器压力3.35Mpa，再热汽温度562。锅炉制粉系统B、C、D、E、F磨运行。三、 事件发生、扩大及处理情况：8月2日15时30分，运行值

21、班员发现“炉管泄漏装置”报警，汇报值长，并通知设备维护部锅炉检修专业到场处理。15时45分锅炉检修来人检查确认炉管发生泄漏，部位在61.8米锅炉左侧墙折焰角附近。汇报公司领导，经公司研究决定向省调提停炉消缺申请，经省调同意后，8月4日2时02分#8机组正常停机。8月5日进炉膛检查发现：锅炉折焰角上部末级再热器管屏左侧第二、第三、第四、第五、第六屏分别存在不同程度损伤，其中断裂管数5根：分别是第四屏由内往外数第二根管焊口断裂，第三屏、第四屏吹损断裂各2根管。进一步对周围受损管子进行壁厚测量后确定共吹损管数47根，共计更换52根型管。更换工作从8月5日开始：8月5日由现场抢修技术组对所有更换管材统

22、计完毕交由上锅厂连夜进行加工；8月7日19时20分所有管材备件全部到厂；8月10日上午9时00分抢修工作全部结束，12时08分锅炉点火，19时35分#8机组并网。爆口断裂的部分管子情况（见下图）：四、 事件原因及扩大原因分析：1. 直接原因分析：末级再热器左数第4屏内数第2根管焊缝断裂泄漏，导致停炉，图片如下：2. 根本原因分析：末级再热器左数第4屏内数第2根管对接焊口断裂，该焊口为63.53.76与63.56.0的异径管对接焊口（厂家焊口），材料均为SA213T23，其中上口管为63.53.76，下口管为63.56.0，由于厂家焊口结构设计问题：a) 不等厚对接的厚壁管内坡口加工工艺控制不当

23、，在管63.56.0内口焊口部位厂家进行车削加工，造成退刀槽距离焊口较近；同时，在车削加工时造成管63.56侧壁薄厚不均匀，实际测量最薄部位仅为2.76mm。b) 在焊接时，焊接工艺质量控制不到位，在焊缝内表面形成错口，造成焊缝区域应力集中严重，运行中导致开裂，造成大量蒸汽泄漏，伤及相邻第三、第五管屏，导致第三、第五屏分别有2根管被吹断，并使第二、第六屏管被吹损，最后共造成52根U型管圈被吹损。五、 事件暴露出的问题：1. 施工单位和工程监理单位在工程安装验收过程中对个别焊接口的质量验收把关不严。2. 生产准备期间的设备维护人员对现场设备安装跟踪质量不高，造成基建隐患遗留。六、 防范措施：1.

24、 利用本次停炉抢修机会，对末再所有管屏异径管焊口进行100%射线探伤检查，共33屏管。2. 为了彻底解决该隐患问题，要求尽快落实备品备件，机组12月份大修中对所有该种异径管接头进行彻底更换处理。3. 加强锅炉点检、运行巡检管理，做到对泄漏点早发现，早处理。返回目录4.锅炉水冷壁垂帘管爆管一、 事件发生时间：2007年10月7日二、 事件发生时工况：机组负荷590MW。主/再热汽压24.1/3.87MPa，真空-96KPa，B、C、D、E、F磨组运行，A、B汽泵运行，电泵备用，主汽温度566 ，再热汽温度566， 给水、减温水投自动。三、 事件发生、扩大及处理情况：14：52监盘主值发现炉膛突然

25、正压到+300Pa，燃烧工况大幅波动，末级过热器出口汽温瞬间升高到584（正常不超过571），末级再热器出口汽温高达597（正常不超过569），且炉膛负压不稳定，燃烧调整困难，立即派巡操就地检查炉本体，发现标高67.9米层锅炉A侧末级过热器处有明显漏汽声音。联系炉检相关人员到场检查，后确认水冷壁泄露，15:35经调度同意后停炉，后检修确认，爆口离炉顶1米左右，后墙水冷壁垂帘管右数第9屏，前往后数第2、3根管子爆管，并吹损第9屏第1、4、5、6根管子，减薄严重，管子变形。同时造成第8屏第3、4、5、6根管子吹损，第10屏第3、4、5、6根管子吹损严重。第6根粗管被冲刷出两个坑，直径5cm左右，深

26、度大概34mm。10月10日经换管处理，机组重新点火。15：40机组并网负荷升至600MW时，炉膛负压在+112-310Pa之间波动，就地检查发现炉膛内部有异常声响，初步判断认为水冷壁爆管。经停机确认，确认锅炉水冷壁垂帘管再次泄漏。通过集团公司专家组、黑龙江电力科学研究院和广西电力试验研究院进行了现场检验和试验分析，发现336根垂帘管检验中管材内部存在不同程度的裂纹，该批后墙水冷壁垂帘管均不合格。为彻底解决问题，10月11日申请停炉后将336根垂帘管全部更换。四、 事件原因及扩大原因分析：1、 直接原因分析:水冷壁泄露严重，机组被迫停运。2、 根本原因分析:经黑龙江电力科学研究院和广西电力试验

27、研究院进行的现场检验和试验分析，336根垂帘管中管材内部存在不同程度的裂纹，管材内部裂纹产生原因如下：a) 锅炉后墙水冷壁垂帘管高空坠落造成裂纹。#2炉后墙水冷壁垂帘管组件吊装时，施工单位使用的FZQ1380塔吊制动轮内在质量原因发生爆裂，引发吊车卷筒失控发生溜钩，从约35米高处坠落，造成后水冷壁垂帘管管组坠落变形，产生裂纹等缺陷。b) 锅炉后墙水冷壁垂帘管返厂修复过程造成裂纹。后墙水冷壁垂帘管组件返上海锅炉厂有限公司修复，更换了15根垂帘管，其余321根管和集箱为校直后回用。根据运行情况判断，垂帘管在校直修复过程中造成裂纹。五、 事件暴露出的问题：1、 基建过程中质量验收把关不严，生产跟踪不

28、到位，未能及时发现隐患。2、 设备安装过程中出现严重损坏的情况下，但随后的检验、验收工作却没发现质量问题。3、 安全质量管理工作不到位，没有抓好工程质量的全过程控制，造成重大设备隐患遗留。4、 返厂修复过程验收质量差，未能及时发现隐患。六、 防范措施：1、 要加强对机组运行的监控，特别是加强对#2锅炉已更换的后墙水垂帘管运行温度的监视，避免发生超温现象。要严把原材料采购关，从源头上杜绝不合格产品入厂，坚决避免发生由于产品质量原因引发设备事故。2、 要加强生产准备、设备监造、建设质量把关验收以及新机稳定运行等全过程安全质量管理工作，层层落实监理、施工及设备厂家安全责任，抓好工程质量的全过程控制。

29、要做好工程建设与机组生产运营的“无缝衔接”，切实开展安全生产设施“三同时”工作，完善反事故措施。3、 各有关分支机构要本区域基建工程的过程管理和控制，完善管理机制，强化安全管理和质量监督，实现对制造厂、施工方、监理方和其它合同单位进行有效的监督，确保基本建设质量。4、 要针对员工生产经验不足的实际情况，吸取教训，举一反三，认真抓好员工业务培训，切实提高各级人员业务素质和安全生产技能。返回目录5.给水流量低低MFT动作 一、 事件发生时间：2008年03月10日二、 事件发生时工况：两台送风机、引风机、一次风机、空预器和五台磨煤机运行（#4磨煤机清理分离器）。主汽温533，主汽压13.1Mpa。

30、再热汽温541，再热汽压1.87Mpa，机组负荷246 MW；#2、3磨单侧给煤机下煤，#5磨煤机两侧下煤，#1、6磨运行处理给煤机不下煤，#4磨停运清理分离器；当时总燃煤量239t/h,21时10分，化验入炉煤低位发热量2805.26kcal/kg（11.726KJ/kg）机组负荷246 MW；处理给煤机断煤并投入A1、A3、E1、C1、C4、B3、F1、F4点火油枪。三、 事件发生、扩大及处理情况：在22时27分左右，#5磨煤机两侧均断煤处理过程中，炉膛负压波动大（-600+480pa）火焰电视忽明忽暗，快速紧急投入A和F层其它点火油枪（A2 、A4、F2、F3）助燃。在22时32分41秒

31、再投入E2、E3点火油枪过程中#5磨煤机由于层煤火焰丧失跳闸，此时锅炉负荷快速降至164 MW，由于主汽温度下降过快，快速降低给水流量同时，启电动给水泵，紧急停止B汽动给水泵。22时46分33秒，机组负荷已降至88 MW，给水流量仍在460t/h，主汽温度降至315，紧急停止A汽动给水泵，降低电动给水泵出力过快造成给水流量低于保护动作值，MFT动作锅炉灭火；两台一次风机及 #2、#3、#1、#6磨煤机跳闸，燃油跳闸阀关闭。首出原因：给水流量低低，事后查曲线给水低至76 t/h（远低于239.1 t/h）。22时55分，锅炉重新点火，至次日02时17分发电机重新并网。四、 事件原因及扩大原因分析

32、：1. 直接原因分析：给水流量低低触发锅炉MFT。2. 根本原因分析：a) 运行人员在事故处理快速减水过程中对给水流量低保护没有高度重视，致使给水流量低于保护动作值；b) 入炉煤质差，严重偏离设计煤种，低位发热量只有2805.26kcal/kg（11.726KJ/kg），未达到最低热值要求，目前煤场存煤低位发热量在1000-4200 kcal/kg，加权平均值在3200 kcal/kg，对于锅炉稳定燃烧构成严重威胁。c) 原煤斗设计缺陷造成给煤机下煤不畅，长时间处理断煤，造成炉膛燃烧处于灭火临界边缘，致使磨煤机层煤火焰丧失跳磨，给炉膛燃烧造成较大冲击。五、 事件暴露出的问题：1. 在事故处理快

33、速减水过程中对给水流量低保护没有高度重视，致使给水流量低于保护动作值。2. 运行管理不到位，运行人员没有认真执行部门下发的燃用劣质煤燃烧调整技术措施，没有做好低负荷燃烧不稳的事故预想。3. 燃料部门管理不到位，部分工作人员工作责任心不强，未树立保机组安全运行的大局意识，对湿煤进入煤斗的造成的严重后果没有充分的认识。4. 运行人员经验不足，在炉膛燃烧恶化情况下，对锅炉热负荷下降过快引起主汽温度下降没有引起高度重视，超前调节意识不强。六、 防范措施：1. 加强燃料各运行班组上煤管理，出台有效的管理措施。2. 各值认真学习落实燃用劣质煤燃烧调整技术措施，当班期间做好防止锅炉灭火的事故预想。3. 发现

34、给煤机有堵、断煤情况，及时联系设备部及维护人员处理，并详细记录联系人及通知的准确时间。4. 为防止再次出现“给水流量低低”造成锅炉灭火事故，在多台给煤机下煤不畅，炉内燃烧恶化时，尽量投入出力为0.5t/h点火油枪助燃，为防止主汽温度下降过快，在C、E层制粉没有投入时或者完全断煤时用启动油枪稳燃；同时指定专人调整炉膛负压，快速关小无煤磨煤机容量风门开度稳定燃烧，防止炉膛爆燃。5. 如果对应制粉系统燃烧恶化，要求每台磨投入3支（或以上）点火油枪助燃，避免由于零散投入稳燃油枪，仍然造成磨煤机跳闸和锅炉灭火。在炉膛负压稳定后及时投入启动油枪防止主汽温度下降过快。6. 目前点火油枪：#2炉A1、A2、A

35、3、A4、F1、F2、F3、F4出力为0.5t/h,其它出力均为0.25 t/h；如果炉膛燃烧恶化负压波动较大，采用0.5t/h出力油枪稳燃，一般稳燃尽量采用0.25 t/h出力油枪助燃；启动油枪均为2.4t/h。7. 目前由于汽轮机主汽温度低保护未投入，当锅炉燃烧恶化，热负荷急剧下降，造成主、再热汽温度过热度小于50时，为防止汽轮机进水事故发生，应按紧急停机处理。返回目录6.B一次风机跳闸 一、 事件发生时间：2007年12月24日二、 事件发生时工况：机组168试运第六天，锅炉两套送、引风机，一次风机运行，六台磨运行，机组负荷618MW，协调投入；其中A一次风机由于动叶调节机构故障，已将动

36、叶固定在61%位置（焊死）；在事故预案中要求将A一次风机所有保护解除。三、 事件发生、扩大及处理情况：10时59分47秒， B一次风机跳闸（首出为B一次风机出口门开反馈信号消失），RB动作，#2、#4磨相继跳闸，层投A、F层点火油枪，一次风压快速降低至5.6kpa左右，在降负荷增投其它油枪过程中，手动停止#3、#5磨煤机。运行人员立即解给水自动快速降低给水量，当给水流量达1369t/h时，11时01分至11时06分主汽温度由564快速降至359；投入E2,C3启动油枪。由于主汽温度下降较快，在11时01分和11时03分两次启动B一次风机，均由于出口门打不开造成跳闸，最后强制条件在就地先打开其出

37、口门，后启动B一次风机，再投入#5磨运行。11时04分主值紧急停止A汽动给水泵运行，给水流量最低降至670t/h，负荷降至216 MW。至11时06分主汽温度才开始缓慢上升，最后负荷稳定在300MW大约50分钟后，逐渐升至605MW。四、 事件原因及扩大原因分析：1. 直接原因分析：B一次风机出口门开反馈信号消失发出导致B一次风机跳闸。2. 根本原因分析：a) 没有完全采纳试运指挥部的意见将A、B一次风机的所有保护退出，由于保护信号误发引起动作。b) 由于怕转速升降过快引起汽动给水泵跳闸，转速调节速率由600rpm改为300rpm，造成减水较慢，致使主汽温度降低过快；再加上B一次风机出口门打不

38、开，采取先开门后启动风机，致使一次风压降低至3.26kpa，炉内燃烧变弱，使得主汽温度急速下降。五、 事件暴露出的问题：1. 运行人员技术水平有待于提高，对事故处理能力不足，当一次风机跳闸时没有果断停止一台汽泵运行。 2. 在事故预案中要求将A、B一次风机所有保护解除,但是最终没有实施此方案，存在风险预控措施不完善。3. 热工人员和专业人员逻辑审查不严谨，危险点分析没有认真开展，导致存在一次风机出口门开反馈信号消失跳风机逻辑不合理的情况。4. 在设备处于非正常方式运行时，运行人员没有做好事故预想导致主蒸汽温度突降。六、 防范措施：1. 将B一次风机出口风门切至就地手动，解除所有风机出口门联跳风

39、机条件。2. 建议168结束后，在风门开反馈消失跳风机逻辑再与上风机出口风压闭锁。3. 处理一次风机跳闸如果给水降速过缓，应果断紧急停止一台汽泵运行。4. 尽快查找B一次风机出口门开反馈信号消失误发的原因并及时消除。5. 处理一次风机跳闸事故应该防止一次风压大幅度波动，对炉燃烧影响特别很大，加大事故处理的难度。6. 在人员准备上应该加强处理应急事件能力的培训，平时做好反事故演练和做好事故预想。返回目录7.A送风机跳闸一、 事件发生时间：2007年08月23日二、 事件发生时工况：1炉试运过程中稳压吹管结束，准备进行降压吹管；A1、A2、A4、F1、F2、F3、F4、C1、C2、C3、C4、E1

40、、E2、E3、E4点火油枪，C1、C2启动油枪运行，6磨煤机正在吹扫，准备停运中；A、B引风机、A、B送风机运行，炉膛负压300Pa左右，热二次风压1.7kPa左右；A送风机喘振自12时30分开始频繁报警，DCS显示A送风机电流、出口风压、风量、轴承振动及温度均正常，就地检查1送风机运行正常。三、 事件发生、扩大及处理情况：16时01分，A送风机跳闸，热二次风压至0.6KPa，因“风机联锁投入”未投，A引风机未联跳，炉膛负压最低至1000Pa。手动调整A、B引风机入口导叶开度，将炉膛负压调至300Pa左右，手动调整B送风机动叶，将热二次风压调整至1.5KPa左右。检查关闭A送风机出口挡板及动叶

41、，锅炉继续降压吹管。就地检查A送风机无异常，经中试所同意，于16时21分重新启动A送风机，A送风机喘振信号随即发出，DCS及就地检查均无异常。四、 事件原因及扩大原因分析：1. 直接原因分析：A送风机喘振保护误动跳闸。2. 根本原因分析：a) DCS上风机喘振跳闸延时至2小时，由于操作比较多，没有及时对报警信号作出反应和调整，致使风机跳闸；从这点也说明了运行人员对保护逻辑不是很熟悉。b) 由于送风机喘振跳闸信号定值200pa（厂家说明书给）较低，在风机没有明显喘振现象时即保护动作。五、 事件暴露出的问题：1. 公司在风险预控管理贯彻落实上存在问题，对重要辅机的保护重视程度不够。2. 调试阶段各

42、单位协调沟通不够，管理存在死角。3. 调试人员对重要的保护测点调试不准确，不能保证保护动作准确可靠。4. 监盘人员对一些报警监视不够，另一方面也说明了运行人员对风机喘振延时至2小时跳闸的逻辑不熟；运行人员事故处理能力不足。六、 防范措施：1. 要求电建、调试在重要设备的保护调试过程中，保护测点及计算公式必须严格校准，确保保护动作定值准确可靠。2. 鉴于A送风机喘振信号自A送风机试运以来频繁误发，要求热控和中试协调解决，制定合理的保护动作定值，必要时联系厂家协调解决。3. 尽快摸索出在两台风机并列运行时，风机挡板和电流对应关系，防止出力不一致。4. 通过此次事故，要求运行值班人员必须做好机组在正

43、常运行时，重要辅机跳闸的事故预想。返回目录8.空预器内部着火被迫停炉一、 事件发生时间：2007年09月27日二、 事件发生时工况：1炉两台送风机、两台引风机、两台空预器运行。主汽温420，汽压3.97Mpa；A1、A2、A3、A4、F1、F2、F3、C1、C2、C3、C4、E1、E2、E3、E4点火油枪，C4、C2、E2、E4启动油枪运行，汽机冲转过程中；当时总燃油量20.6t/h,各油枪燃烧良好，预热器投程控连续吹灰方式。三、 事件发生、扩大及处理情况：2时47分，巡检员报告#2空预器冷端观察孔见明火，经相关领导确认后，紧急停炉，严密关闭烟道各风门挡板。联系检修相关人员到场处理，保持空预器

44、运行。2时52分，就地启动空预器碱冲洗水泵，投入#2空预器碱冲洗水，进行灭火。3时00分，#2空预器内明火熄灭，停运空预器碱冲洗水泵。5时00分，应检修人员要求，打开空预器烟道挡板进行自然通风。5时33分，启#2引风机进行强制通风。7时10分，#2空预器又有着火现象，仍为原着火部位，停运#2引风机，关闭#2空预器烟道挡板，同时投入投入#2空预器碱冲洗水和消防水进行灭火，火很快熄灭。四、 事件原因及扩大原因分析：1. 直接原因分析空预器冷端着火被迫停炉。2. 根本原因分析a) 吹管期间积存在空预器上的可燃物引起燃烧。b) 空预器安装过程中残留有异物堵塞蓄热片引起可燃物的堆积。c) 脱硝装置有异物

45、落下堵塞蓄热片引起可燃物的堆积。五、 事件暴露出的问题:1. 设备维修部前期主要抓了设备的安全生产隐患管理，但没有起到应有的效果。2. 发电部前期虽然做了大量的风险预控工作，但和实际还有差距，针对性不强，需要进一步完善措施，加强培训。3. 吹灰器效果差，不能对空预器进行全面有效吹扫。六、 防范措施:1. 对空预器及脱硝装置进行全面检查，清理异物；检查吹灰器的吹灰效果。2. 提高监盘质量和主操作人员提前预判事故的能力，特别是机组工况发生剧烈变化时做好事故预想。3. 利用停炉期间对空预器进行碱洗工作；加强重点危险部位的巡回检查次数。4. 改进空预器吹灰系统，保证空预器进行全面有效吹扫。返回目录9.捞渣机故障导致再热汽温超温一、 事件发生时间：2007年04月14日二、 事件发生时工况：负荷495MW，协调投入，滑压运行。A、B一次风机、送风机、吸风机运行。A、B、C、D，E磨煤机运行,密封风机运行,B凝结水泵运行，A,B汽泵并列运行，A,B循环水泵运行，其它辅机运行正常。三、 事件发生、扩大及处理情况：22：34 集控室发现捞渣机故障报警，通知除灰值班人员就地检查发现炉底B侧渣