机组典型事故分析.ppt

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1、第七章 单元机组常见事故及分析,本文档由知识社http:/分享,第一节 概述,多年来的实践经验说明，火电机组可用率低的直接原因是事故率高。当前安全生产的基础还不够牢固，事故仍然时有发生，在这些事故中，有相当一部分是频发性事故。事故的诊断在于通过对事故的现象、成因和发展过程进行细致地分析，采取正确对策，吸取教训，防止同类事故再次发生，以提高设备的可靠性。,一 单元机组事故的特点（1）单元机组的纵向联系紧密，炉、机、电任意一个环节发生事故都将影响整个机组的运行。同时辅机及辅助设备随着主机容量的增大而增大，其要求也增高。因此，不论是主机、辅机还是辅助设备损坏，都有可能造成机组停运或出力限制。在单元机

2、组事故中，辅机的事故占有相当高的比例。,（2）单元机组均为高参数大容量机组，金属材料处于严峻的工况下。设计时在材料性能（如高温持久强度）方面留有的裕量是极其有限的，所以对运行参数及管壁温度有严格的限制。尽管如此，由于参数超限、管壁超温而造成的设备事故仍占相当大的比例。,（3）单元机组容量较大，机组结构复杂，发生事故造成设备损坏所需检修时间长、费用大。即使没有造成设备损坏，机组启停也会带来发电量的损失，机组启停所需要的费用增加。,（4）单元机组发生严重的主设备损坏事故，检修难度大，往往难以使设备恢复至原来状态，从而影响设备正常使用。,（5）大容量单元机组控制系统的自动和保护装置十分复杂，由于设备

3、和人为的各种原因，往往不能正确使用，甚至有的自动和保护装置长期不能投运。在这种情况下，若发生事故，极易造成主设备的重大损坏。,二 机组事故处理的原则1)事故发生时应按照“保人身、保电网、保设备”的原则进行处理。2)发生事故时，在值长统一指挥下正确处理，单元长应在值长的直接领导下，带领全机组人员迅速按规程规定处理事故。值长的命令除明显可能对人身、设备有直接危害外，均应立即执行，否则应申明理由，拒绝执行。值长坚持时，应向上级领导汇报。,3)发生事故时，运行人员应迅速弄清事故 发生原因，消除对人身和设备的威胁，同时努力保证非故障设备的正常运行。事故处理中应周全考虑好各步操作对相关系统的影响，防止事故

4、扩大。紧急停机首先设法保证厂用电，尤其事故保安电源的可靠性。4)当发生本规程以外的事故及故障时，值班人员应作出正确判断，主动采取对策，迅速进行处理。时间允许时，请示值长、单元长，并在值长、单元长的指导下进行事故处理。,5)事故处理中，达到停机条件而保护未动作时，应立即手动打闸。辅机达到紧急停运条件而保护未动作时，应立即停止辅机运行。6)若出现机组突然跳闸情况，事故原因已查清，故障处理完后，应尽快恢复机组运行。,7)在机组发生故障和处理事故时，运行人员不得擅自离开工作岗位。如果事故处理发生在交接班时间，应延期交班。在未办理交接手续前，准备交班人员应继续工作，直到事故处理完毕或告一段落。接班人员应

5、主动协助进行事故处理。8)事故处理过程中，无关人员禁止围聚在集控室或停留在故障发生地。,三 机组事故处理的要点,1)根据各参数变化、CRT显示、设备联动、屏幕报警、光字牌报警、故障录波及故障打印和机组外部现象等情况，确定机组故障性质。迅速消除对人身和设备的威胁，必要时应立即解列发生故障的设备，防止事故蔓延。,迅速查清原因，查清故障的性质、发生的地点和范围，然后进行处理和汇报。保持非故障设备的正常运行。事故处理的每一阶段，都要尽可能迅速汇报单元长和值长，以便及时汇报中调，正确地采取对策，防止事故蔓延。密切配合，迅速按规程规定处理。2)当判明是系统与其它设备故障时，则应采取措施，维持机组运行，以便

6、有可能尽快恢复整套机组的正常运行。,3)处理事故时应当迅速、准确。4)事故处理完毕，值班人员应立刻如实向上级领导反映事故发生及处理情况，并将所观察到的现象、事故发展的过程和对应时间及采取的处理措施等进行详细的记录，并将事故发生及处理过程中的有关数据记录收集备齐，以备故障分析。班后会组织全班人员进行事故分析，并按事故时间、现象、处理经过及原因详细写出报告。,第二节 锅炉设备常见事故与处理,一锅炉灭火 锅炉炉膛灭火事故是发电厂的常见事故。事故一旦发生，将会造成锅炉设备严重损坏，还可能造成人身伤亡。出现灭火事故时，如果能及时发现，正确处理，则能很快地恢复正常运行；如果不能及时发现；或发现后没有立即切

7、断向炉膛供给的燃料，而是靠增加燃料用爆燃的方法来使炉膛恢复着火，则其后果往往是扩大事故，引起炉膛或烟道爆炸，造成更大的危害。,（1）产生锅炉灭火事故的原因 燃料质量低劣。燃烧调节不当。燃烧设备损坏。煤粉或燃油供应不当。炉膛温度低。机械设备事故。,（2）锅炉灭火的现象 锅炉炉膛灭火时常见的现象有：炉膛负压突然增大，炉膛风压表指示在最大负值；一、二次风压表指示减小，炉膛内变暗、发黑，从看火孔看不到火焰；汽压、汽温、水位、蒸汽流量急剧下降。若是由锅炉辅机事故而引起的灭火（如引风机、送风机、给粉机以及制粉系统电源中断等），则应该有事故报警信号以及这些事故发生时应有的各种现象。,（3）锅炉灭火事故的处理

8、方法 发生锅炉灭火事故时，应立即停止制粉系统的运行，完全切断向炉内的燃料供给；将所有自动调节改为手动调节，关小减温水和锅炉给水流量，控制汽包水位在100mm左右，以免重新点火后水位过高；减小送、引风量至最低负荷值，应调整炉膛负压进行吹扫。吹扫时间不少于5min，以排出炉内或烟道内存粉；禁止采用关小风门，继续供应燃料，以爆燃方式恢复着火的方法。查明灭火原因并加以消除，然后投入油喷嘴点火，着火后逐渐带负荷至正常值；如造成灭火的原因不能短时期消除，则应按正常停炉程序停炉。,二、锅炉尾部烟道二次燃烧（1）发生锅炉尾部烟道二次燃烧事故的原因分析 发生烟道再燃烧的主要原因是烟道内沉积了大量燃烧物质（煤粉或

9、油垢），在一定条件下复燃。其具体原因如下：燃烧工况失调。低负荷运行时间过长。锅炉启动和停炉频繁。吹灰不及时。,（2）锅炉尾部烟道二次燃烧的现象 尾部烟道二次燃烧的常见现象有：锅炉尾部烟道温度不正常地突然升高；自锅炉尾部烟道人孔可发现火星或冒烟；若预热器处发生二次燃烧时，预热器外壳发热或烧红，预热器电流表指针晃动；烟道内负压剧烈变化；烟道防爆门动作等。,（3）锅炉尾部烟道二次燃烧的处理方法 如果排烟温度急剧上升，炉膛负压波动剧烈，采取措施无效时，应当检查确定锅炉尾部烟道二次燃烧时，应该紧急停炉，切断煤粉，并且将引、送风机停止，严密关闭所有风烟道挡板隔绝空气，切不可继续通风，否则将愈烧愈旺。将炉膛

10、和烟道的各部分人孔门关严，烟道保持密闭状态，然后向炉膛尾部烟道内充入蒸汽灭火。必要时保持锅炉连续少量进水。,三、机组R.B1）现象 机组50R.B声、光报警。有重要辅机跳闸声、光报警，跳闸辅机所控制的参数发生波动。机组负荷自动快速下降至50负荷稳定。主蒸汽流量、给水流量、汽压大幅度下降，汽温也会有所降低。CCS自动将运行方式切至“汽轮机跟随”方式，目标负荷指令自动降至50负荷。自动跳闸部分制粉系统，仅剩部分制粉系统运行。,2）原因 两台送风机运行，一台跳闸。两台引风机运行，一台跳闸。两台一次风机运行，一台跳闸。两台汽泵运行，一台汽泵跳闸，电动给水泵未联动。,3）处理：RB自动好用时，机组控制方

11、式自动由CCS切至“机跟随”方式，并按照RB减负荷设定强减负荷至50MCR。从设备掉闸首出画面，查明故障原因，及时消除缺陷。争取迅速恢复至原运行状态。在自动R.B过程中，运行人员须严密监视各参数变化。只要自动动作正常，一般不需干涉，直至机组稳定。,若风机故障，应隔离故障风机。注意监视炉膛燃烧情况，如燃烧不稳，应及时投油助燃。若为一台汽泵跳闸，电泵未联启，应立即启动电泵并视情况投入运行；注意监视调整汽包水位，如水位自动偏差大，应手动调整。注意主、再热汽温的调整，避免汽温下降过快。,当一次风机掉闸时，应注意监视一次风压的变化，如不能满足三套制粉系统运行，则应及时投运油层，可剩余一或两套制粉系统运行

12、。消除故障后，接令后恢复系统，重新带负荷。若自动RB过程中出现异常，应立即将有关自动切至手动进行处理和调整。,RB自动不成功时，应手动操作汽轮机调门降低电负荷，直至与锅炉热负荷相匹配。并进行其它的相关操作。若R.B失败导致锅炉灭火，则应立即对锅炉进行吹扫，并在允许的情况下尽快点火，并使机组尽快恢复原运行方式。,四、水冷壁管、省煤器管、过热器管及再热器管损坏1）现象：锅炉泄漏检测装置报警。泄漏处有显著的响声。锅炉给水流量明显大于蒸汽流量。不同部位泄漏可导致炉膛负压及引风机电 耗、排烟温度等有明显变化。各受热面金属温度，及受热面工质温度有明 显变化。泄漏严重时机组负荷下降。泄漏严重时，锅炉汽包水位

13、维持不住。,2）原因：管子结垢，运行中过热损坏。管材制造、焊接不合格。管子磨损。受热面吹灰不正常引起。燃烧调整不当造成高温腐蚀。锅炉给水品质不合格造成内壁腐蚀。,3）处理：当泄漏不严重，能维持运行时注意监视参数，并做好申请停炉准备。当泄漏严重，无法继续维持运行时，应立即停炉。,五、凝汽器泄漏 1）事故现象：机组凝汽器水位上升；CRT画面上报警窗显示“凝汽器水位高”；化学化验凝结水硬度大；机组过冷度增大；凝汽器端差增大；汽机真空下降，排汽室温度升高；随着机组真空下降，机组负荷下降，调节级压力升高。,2）事故原因：凝汽器本身制造工艺不良；运行时间过长，检修不及时，造成凝汽 器钢管泄漏；凝汽器钢管污

14、染时间过长，造成腐蚀，钢管泄漏。,3）事故处理：联系化学及时化验凝结水水质；当凝汽器水位高时，启动备用凝结水泵，保持凝汽器正常水位；联系化学及时化验主蒸汽品质，如有超标联系厂部请示停机；保持各加热器水位在正常范围内；如果凝汽器水位过高，可开启事故放水门；如果凝汽器泄漏严重，各种参数无法维持，可请示停机处理。,第三节 典型事故分析,一.锅炉爆炸事故 1993年3月10日，浙江省宁波市北仑港发电厂一号机组发生一起特大锅炉炉膛爆炸事故（按电业生产事故调查规程界定），造成死亡23人，重伤 8人，伤16人，直接经济损失778万元。该机组停运132天，少发电近14亿度。,1、事故经过 1993年3月10日

15、14时07分24秒，北仑港发电厂1号机组锅炉发生特大炉膛爆炸事故。北仑港发电厂1号锅炉是美国ABBCE公司生产的亚临界一次再热强制循环汽包锅炉，额定主蒸汽压力17.3兆帕，主蒸汽温度540度，再热蒸汽温度540度，主蒸汽流量2008吨时。1993年3月6日起该锅炉运行情况出现异常，为降低再热器管壁温度，喷燃器角度由水平改为下摆至下限。,3月9日后锅炉运行工况逐渐恶化。3月10日事故前一小时内无较大操作。14时，机组负荷400兆瓦，主蒸汽压力15.22兆帕，主蒸汽温度513度，再热蒸汽温度512度，主蒸汽流量1154.6吨时，炉膛压力维持负10毫米水柱，排烟温度A侧110度，B侧158度。磨煤机

16、A、C、D、E运行，各台磨煤机出力分别为78.5、73、59、38，B磨处于检修状态，F磨备用。,主要CCS（协调控制系统）调节项目除风量在“手动”调节状态外，其余均投“自动”，吹灰器需进行消缺，故13时后已将吹灰器汽源隔离。事故发生时，集中控制室值班人员听到一声闷响，集中控制室备用控制盘上发出声光报警：“炉膛压力高高”、“MFT”（主燃料切断保护）、“汽机跳闸”、“旁路快开”等光字牌亮。,FSSS盘显示MFT的原因是“炉膛压力高高”引起，逆功率保护使发电机出口开关跳开，厂用电备用电源自投成功，电动给水泵自启动成功。由于汽包水位急剧下降，运行人员手动紧急停运炉水循环泵B、C（此时A泵已自动跳闸

17、）。就地检查，发现整个锅炉房迷漫着烟、灰、汽雾，人员根本无法进入，同时发现主汽压急骤下降，即手动停运电动给水泵。,由于锅炉部分PLC（可编程逻辑控制）柜通讯中断，引起CRT（计算机显示屏）画面锅炉侧所有辅助设备的状态失去，无法控制操作，运行人员立即就地紧急停运两组送引风机。经戴防毒面具人员进入现场附近，发现炉底冷灰斗严重损坏，呈开放性破口。,2、事故造成的损坏 该起事故死亡23人，其中电厂职工6人（女1人），民工17人。受伤24人，其中电厂职工5人，民工19人。事故后对现场设备损坏情况检查后发现：21米层以下损坏情况自上而下趋于严重，冷灰斗向炉后侧例呈开放性破口，侧墙与冷灰斗交界处撕裂水冷壁管

18、31根。立柱不同程度扭曲，刚性梁拉裂；水冷壁管严重损坏，有66根开断，炉右侧21米层以下刚性梁严重变形，0米层炉后侧基本被热焦堵至冷灰斗，三台碎渣机及喷射水泵等全部埋没在内。,炉前侧设备情况尚好，磨煤机、风机、烟道基本无损坏。事故后，清除的灰渣934立方米。该起事故最终核算直接经济损失778万元人民币，修复时间132天，少发电近14亿度。因该炉事故造成的供电紧张，致使一段时间内宁波地区的企业实行停三开四，杭州地区停二开五，浙江省工农业生产受到了严重影响，间接损失严重。,3、事故原因分析 该起锅炉特大事故极为罕见，事故最初的突发性过程是多种因素综合作用造成的。以下，仅将事故调查过程中的事故机理技

19、术分析结论综合如下：1运行记录中无锅炉灭火和大负压记录，事故现场无残焦，可以认定，并非煤粉爆炸。2清渣过程中未发现铁异物，渣成份分析未发现析铁，零米地坪完整无损，可以认定，非析铁氢爆炸。,3锅炉冷灰斗结构薄弱，弹性计算确认，事故前冷灰斗中积存的渣量，在静载荷下还不会造成冷灰斗破坏，但静载荷上施加一定数量的集中载荷或者施加一定数量的压力，有可能造成灰斗失稳破坏。4.事故发生后的检验结果表明，锅炉所用的水冷壁管材符合技术规范的要求，对水冷壁管断口样品的失效分析证实，包角管的破裂是由于冷灰斗破坏后塌落导致包角管受过大拉伸力而造成的。,5.对于事故的触发原因，两种意见：一种意见认为，“3.10”事故的

20、主要原因是锅炉严重结渣。严重结渣造成的静载加上随机落渣造成的动载，致使冷灰斗局部失稳；落渣入水产生的水汽，进入炉膛，在高温堆渣的加热下升温、膨胀，使炉膛压力上升；落渣振动造成继续落渣使冷灰斗失稳扩大，冷灰斗局部塌陷，侧墙与冷灰斗连接处的水冷壁管撕裂；裂口向炉内喷出的水、汽工质与落渣入水产生的水汽，升温膨胀使炉膛压力大增，造成MFT动作，并使冷灰斗塌陷扩展；包角管先后断裂，喷出的工质量大增，炉膛压力陡升，在渣的静载、动载和工质闪蒸扩容压力的共同作用下，造成锅炉21米以下严重破坏和现场人员重大伤亡。因此，这是一起锅炉严重结渣而由落渣诱发的机械一热力破坏事故。,另一种意见认为，3月6日3月10日炉内

21、结渣严重，由于燃烧器长时间下摆运行，加剧了灰斗结渣。这为煤裂角气和煤气的动态产生和积聚创造了条件。灰渣落入渣斗产生的水蒸汽进入冷灰斗，形成的振动加速了可燃气体的生成。经分析计算，在0.75秒内局部动态产生了27千克以上混合可燃气体，逐步沿灰斗上升，在上升过程中，由于下二次风与可燃气混合，混合温度在470度左右（未达着火温度）。突遇炽热碎渣的进入或火炬（燃烧器喷焰）随机飘入，引起可燃气体爆炸，炉膛压力急剧升高，炉膛出口压力达2.72千帕以上，触发MFT动作。爆炸时，两侧墙鼓出，在爆炸和炉底结渣的联合作用下，灰斗与两侧墙连接处被撕裂，灰斗失稳下塌，包角管和联箱水平相继破裂，大量水汽泄出，炉内压力猛

22、烈升高，使事故扩大。,6锅炉投入运行后，在燃用设计煤种及其允许变动范围内煤质时出现前述的严重结渣和再热汽温低、局部管段管壁超温问题，与制造厂锅炉炉膛的结构设计和布置等不完善有直接关系，它是造成这次事故的根本原因。,除上述技术原因外，北仑电厂及有关单位在管理上存在的一些问题，也是导致这起事故发生的原因：该事故机组自3月1日以来，运行一直不正常，再热器管壁温连续超过报警温度。虽经采取调整火焰中心，加大吹灰和减轻负荷等措施，壁温超限问题仍未解决。按ABB-CE公司锅炉运行规程规定，再热器壁温的报警温度为607度，3月6日至3月10日，再热器壁温多在640度和670度之间，,锅炉负荷已从600兆瓦减至

23、500兆瓦，再减至450兆瓦，到3月10日减至400兆瓦，再热器壁温仍严重超限。按运行规程规定，再热器壁温严重超温采取措施而无效时，应采取停炉措施。运行值班长曾多次向华东电管局总调度和浙江省电管局调度请示，但上级部门非但不同意停炉，而且还要求将锅炉负荷再提高一些，要求锅炉坚持运行到3月15日计划检修时再停炉。,结果因结焦严重，大块焦渣崩落，导致该起特大事故发生。因此，该起事故原因的认定结论为：制造厂锅炉炉膛设计、布置不完善及运行指挥失当；是一起锅炉设备严重损坏和人员群亡的责任事故。事故的直接原因是锅炉严重结渣。,二吹灰器冲刷导致省煤器爆管（1）现象 某电厂国产改进型1025t/h单炉膛亚临界压

24、力UP型直流炉于1988年2月投产，在1988年8月5日6时30分，炉运人员在锅炉38m处巡检中发现，B侧省煤器有泄漏声，灰斗内有灰水流出，且低压过热器出口烟温比正常烟温低40。化学运行人员反映锅炉补水量日益增大，由1790t/h小增加到2361t/h。经分析，确定为B侧省煤器泄漏，同时，炉运人员在36m处1号角发现水冷壁管有泄漏。经申请，调度员同意后，于8月6日12时00分停机，临修。,（2）原因分析 试验人员在做锅炉吹灰器程控热态调整试验过程中，C吹灰器喷嘴伸入省煤器内。由于省煤器的吹灰器没有正式移交给发电部，以及炉运人员在巡查中也不对此设备作正常的检查，造成长期C吹灰器喷嘴伸在里面。当预

25、热器吹灰时，蒸汽通过C吹灰器在固定的方向对省煤器管子进行冲刷，致使B侧省煤器管子有4根被吹薄，以至破裂、漏水。（3）对策 加强运行管理。,三送风机跳闸（1）事故现象 某厂一台国产改进型300MW机组，锅炉容量1025t/h配二台国产动叶调节送风机，1992年2月投产。1994年9月15日运行过程中，突然出现两台送风机跳闸，引起锅炉MFT动作，各联锁保护动作正常，机组停运2h后，重新启动并网。,(2.)原因分析 两台送风机同时跳闸前运行工况正常，电负荷220MW，两台汽动给水泵及三台磨煤机运行，引风机与送风机均是两台运行，风机、油泵均是A泵运行，B泵备用。ll时57分，送风机A油泵A电动机控制电

26、源隔离变压器烧坏而失电,备用油泵B低油压自启动后，油压未及时上升到稳定值，致使备用油泵保护动作跳闸，使送风机A跳闸，同时由于送风机B的油泵A控制电源隔离变压器接自故障侧同一电源，母线电压波动时同时跳闸造成送风机B亦跳闸，最后失去所有送风机而MFT动作熄火。,油泵A跳闸，油泵B备用合闸后油压不稳定的原因有两个：油泵B进口管段有空气，油压上升延迟时间长；油泵B出口逆止门动作失常，造成油压波动。送风机A油泵A跳闸后引起送风机B油泵A跳闸的原因主要是同一母线电压波动，造成弱电控制回路中的磁性开关低电压失磁释放。该设备投产后尚未经过大修，安装投产调试过程中油泵压力定值未经调试整定，保护定值与实际设备特性

27、不相适应。,（3）处理对策 应将备用油泵启动后低油压跳闸的压力定值经试验后重新整定，同时设一时间延迟，使油泵联动时，保护互相配合好。弱电控制回路中隔离变压器后不应布置多台风机的同一设备，或者辅机在运行方式选择上不应同时选择同一母线控制的方式。平时应对备用油泵加强例行试验，并列切换过程中及时发现设备隐患。,四投用高压加热器未按规程操作导致停炉、停机（1）现象 某机组事故前承担负荷270MW。由于高压加热器水侧压力表前接头漏水，以及汽侧疏水温度表漏汽，安排停役检修。当天中午12时30分，高压加热器检修结束，工作票总结，高压加热器复役。经联系值长通知锅炉运行人员后，汽轮机运行人员于集控盘上用高压加热

28、器进水，三通阀联锁开关投用高压加热器水侧。,12时52分当联锁开关由“旁路”切到投高压加热器位置时，只听“轰”的一声，锅炉运行人员发现给水流量到零，不久，锅炉断水保护动作，停炉、停机。该次事故造成机组停运9小时42分钟，少发电量254.34万kWh。,（2）事故分析 高压加热器汽、水侧停役，消除缺陷，按要求放了水。检修完毕投用前，应先放空气、注水。有关人员在操作中却未按规程要求进行放空气、放水，错误地直接投用高压加热器水侧，结果造成锅炉断水保护动作，停炉、停机，造成不应有的损失。,五锅炉灭火保护动作停炉（1）事故现象 某厂一国产改进型机组，某日6时19分时，6kV九段直流接地，电气运行逐路拉找

29、故障点，计算机动作，造成停炉、停机。,（2）事故分析 该机组计算机设计逻辑回路有“燃料全部损失”信号，外商将“给煤机已运行信号”的“逻辑非”作为“给煤机已停”信号，给煤机运行信号由电气的继电器触点(通电接通)提供，故当直流失去时，继电器失电断开，五台“给煤机已运行”信号失去，通过“逻辑非”使“给煤机已停”信号全部出现，加上当时全部断油运行，“全部燃料损失”信号使炉误动作，停炉、停机。,（3）对策 在IO测点中增加五个“给煤机已停”信号。将原外商逻辑设计中的“逻辑非”去掉，直接用“给煤机已停信号”产生“全部燃料损失”的MFT信号。组织有关人员对BMS逻辑设计进行审查。充分考虑各种异常现象的发生，

30、采取措施，确保机组安全运行。,六、国产改进型锅炉包覆过热器爆管,（l）现象 某厂国产改进型1025t/h单炉膛亚临界压力UP型直流炉1988年2月投产，在1993年1月15日炉运人员检查时发现锅炉44.6m处B侧包覆过热器漏汽，经批准于1月16日21时55分机组解列临修，检查发现锅炉B侧包覆炉前起第45、46根之间鳍片咬边开裂，吹坏低压再热器B侧向A侧数第1排最上面1根。在某年7月30日炉运人员检查时发现，锅炉59m有泄漏声。临修发现后包覆上部出口集箱短管角焊缝泄漏，标高59.5m，3号角和4号角各1根。,2）原因分析 包覆鳍片拉裂是因为鳍片存在焊接缺陷(焊缝咬边等)，在运行中产生交变应力拉裂

31、泄漏。集箱短管角焊缝疲劳开裂是因为短管与集箱结构不良(大厚壁管和小径薄壁管连接)，造成该部的管子刚性差，运行中短管产生往复变形，引起短管根部焊缝热影响区疲劳开裂而导致泄漏。锅炉尾部总体膨胀不畅，使下部包覆集箱整体产生倾斜，产生附加应力。,（3）对策 结合机组大、小修，对泄漏部位的集箱短管进行更换，增加短管的管壁厚度。加强示范性监督检查，运行中严格控制中间点温度频繁上下波动，从而减少疲劳应力。,七、空气预热器卡涩,（1）现象 某电厂控制循环锅炉于1994年12月28日投产，在1995年7月19日10时10分发电部集控丁值监盘人员发现锅炉炉膛负压逐渐偏正，排烟温度上升至200，监盘人员会同锅炉运行

32、专业现场查明，预热器B电动机未跳闸而机械停转，立即停止当时的漏风热态试验，降低负荷，液力偶合器由检修加油后，恢复正常。,（2）原因分析 1995年7月19日9时30分制造厂人员做锅炉预热器自动漏风控制调试，由于预热器A 不稳定，电网负荷紧张，发电部锅炉运行专业人员通知停止试验，调试组人员在未得到许可的情况下擅自进行预热器B调试。10时10分在预热器B液力偶合器少油情况下试验投入扇形板，阻力增加促使液力偶合器打滑，机械停转，立即停止试验，经检修紧急处理后恢复正常。该次事故原因主要是调试人员没有按电厂运行方面通知及时停止试验。,（3）预防对策 今后涉及运行设备的试验工作，应由电厂一个检修部门(工程

33、部或检修部)负责与运行部门联系，所有试验必须书面申请，写明试验内容、时间、安全措施和配合要求等。对可能影响负荷的试验要避开高峰负荷时间，安排在低谷运行，并作好事故预想，试验应由值长统一布置，预热器及其他需要加油的设备应尽快建立定期加油制度。,（2）原因分析 包覆鳍片拉裂是因为鳍片存在焊接缺陷(焊缝咬边等)，在运行中产生交变应力拉裂泄漏。集箱短管角焊缝疲劳开裂是因为短管与集箱结构不良(大厚壁管和小径薄壁管连接)，造成该部的管子刚性差，运行中短管产生往复变形，引起短管根部焊缝热影响区疲劳开裂而导致泄漏。锅炉尾部总体膨胀不畅，使下部包覆集箱整体产生倾斜，产生附加应力。,（3）对策 结合机组大、小修，

34、对泄漏部位的集箱短管进行更换，增加短管的管壁厚度。加强示范性监督检查，运行中严格控制中间点温度频繁上下波动，从而减少疲劳应力。,八、因燃烧劣质煤引起锅炉灭火,（1）事故现象 某厂一台1025t/h单炉膛亚临界压力UP型直流锅炉，投运已有5年。事故当时锅炉出力为250MW，监盘司炉发现炉膛负压突然甩足。同时，两只火焰监察CRT显示火焰消失，氧量达到极值，机组运行工况CRT实势趋势看到机组功率及主蒸汽压力大幅度下降，运行判断为锅炉熄火，即手动MFT，紧急停运机组。在再次启动过程中，发现点火困难，炉膛负压大幅度晃动(350500Pa)，并发现除尘器有大量煤粉，此情况以前未发生过。,（2）原因分析 停

35、机后作了煤样分析，测出挥发分偏低(V9.74)，而灰分偏高(A34.64)，大大低于设计煤种指标。原设计煤种V1516，A26.7，煤质差，煤粉着火困难，着火点推迟，造成锅炉燃烧恶化，是导致锅炉熄火的主要原因。该厂助燃用重油来源偏紧，经常在油罐油标尺3m以下，规定到lm左右不能供油，所以一般只能在夜间低负荷时投油枪助燃。白天基本不用油助燃，助燃油源不足是造成事故的次要原因。该厂无混煤条件，因该炉型已老化，制造厂不再生产，故未考虑改进措施。,（3）对策 改善设备条件。对于煤种多变的锅炉，建议加装多功能煤粉稳燃器，以稳定燃烧劣煤时的炉内燃烧工况。提高运行人员素质。定期进行反事故演习，以提高应变能力

36、，对各种异常情况作出正确的判断。加强锅炉运行各环节的管理。如煤种变更、设备缺陷处理等应及时反映到运行，以帮助运行人员在碰到异常情况时作出正确判断。应根据本厂情况，制定切实可行的燃用劣质煤时的安全措施。,九、因锅炉FSSS误动作引起停炉,某厂一台亚临界压力自然循环汽包锅炉，投产已有6年。（1）事故经过及处理 事故前，该机组带满负荷运行，12时20分锅炉发出紧急停炉信号，FSSS显示面板MFT第一故障原因为“两台送风机全停”，进一步检查发现，该锅炉甲、乙送风机及甲、乙、丁制粉系统跳闸，运行人员复位MFT信号，当按下按钮时，MFT信号消失，放开后MFT仍显示不能复用，即将FSSS面板上CPU闭锁开关

37、打到闭锁位置，停止CPU工作。,将两台送风机开启后，锅炉点火启动，12时50分机组负荷带到150MW，13时05分达到满负荷正常运行。热工人员在解除MFT输出，对FSSS进行全面检查后，未发现异常现象，逐步投入FSSS的级保护。到22时52分该炉又发生紧急停炉，事故象征与保护动作情况同上述完全一样，,经处理，23时15分负荷增至100MW，23时52分负荷增到300MW。两次紧急停炉由于处理及时，发电机均未解列，系统周波最低为49.61Hz。将FSSS电源停掉，PC机完全退出运行，投入炉膛压力简易保护。,（2）事故原因分析 两次紧急停炉的情况完全相同，事故时，无任何保护动作翻牌，可见MFT显示

38、“两台送风机全停”是误动，而后MFT显示不能复归，说明不是外部信号，而是FSSS PC机内部故障。经初步分析，可能是计时线圈误闪造成MFT动作，使两台风机联跳。,（3）对策 机组在运行中无法对FSSS PC机进行全面检查，为了保证锅炉的安全运行，暂时将炉膛压力保护投入，待机组检修时进行彻底检查。,十、除氧器水位失控被迫停机,（1）现象 某厂国产型机组事故前带负荷270MW，甲、乙汽动给水泵运行，电动给水泵备用，给水流量为850t/h，凝升泵流量为700t/h左右，其他运行工况参数正常。由于换班，操作人员在9时接盘后的20多分钟时间内，没有对运行工况和参数分析检查，致使除氧器水位处于失控状态，水

39、位自动受负荷波动影响，调节偏差增大。21时02分，凝升泵调整门受扰动影响关到“0”，调节系统由自动切换为手动状态，同时发音响报警信号。凝升泵流量由原来的715t/h下降到了44lt/h(调整门泄漏量)，除氧器水箱水位逐渐下降，操作人员仍然毫无觉查。,直至21时23分除氧器水箱水位低引起给水流量和给水压力的大幅波动，操作人员方才查觉，即用信号联络小机岗位提高给水压力。同时小汽轮机值班人员也发现给水泵转速上升，流量下降，乙给水泵声音异常，电泵联动。在锅炉值班人员已经忙于异常情况的处理时，操作人员才发现除氧器水箱水位电极指示表只剩下最下面一只灯还亮着，急忙打开凝升泵旁路向除氧器上水，但为时已晚。由于

40、除氧器水位过低，造成了给水泵汽化，锅炉乙侧断水保护动作，机组被迫停运。,（2）分析该次事故纯属运行值班人员失职所至，使除氧器水箱水位在长达20min的时间里失控。设备方面的原因有：除氧器水箱水位没有设计超限报警信号；凝升泵调整门特性差，泄漏量大，致使水位调整系统调节特性不佳。,十一、忘送轴封致使汽轮机高中压转子产生永久性弯曲,2003年7月20日，某厂一台300MW机组，在备用后热态启动过程中，因人员违章操作，致使汽轮机高中压转子产生永久性弯曲，被迫停运20余天，进行直轴处理。【事故经过】7月20日16：00，荷潭线24#杆塔移位工作结束，按中调命令，值长通知各专业，2#机组准备开机。当时#2

41、机高中压内缸外上壁温度363.5，外下壁温度346.3，内壁上下温度测点已损坏；中压第一级出口上壁温356.21，下壁温测点已损坏；高中压胀差1.78mm。,机长于16：20通知主值向#2机辅汽联箱送汽。16：45锅炉点火。17：40开高、中、低压轴封进汽门暖管。18：02开大轴封进汽门向低压轴封送汽，操作中因接机长对讲机通知“送完轴封后配合检修人员处理右侧循环水出水门并检查真空泵组”，即去汽机零米层调整循环水出水门，忘记了向高中压轴封送汽。18：02左右，机长启动真空泵抽真空。18：32左右，在用餐时才想起高中压轴封未送汽，马上报告机长。机长告吃完晚饭马上去送。此时发电一部副主任发现机组负胀

42、差增大，即询问轴封送汽情况，回告高中压轴封还未送汽，下令到现场将高中压轴封送汽。,20：51按机组热启动状态进行冲转条件确认：高中压内缸外上壁温度338.21，过热汽压力5.17MPa，炉侧过热汽温度455，高中压胀差2.25mm，高中压缸膨胀15.615.7mm，转子晃度0.028mm，凝汽器真空87.1kPa，油温36.5，并报告机长、值长。（事故后查看自动记录曲线：机前过热器左侧温度307.43，右侧温度350.4；再热器左侧温度204.45，右侧温度214.72；中压第一级出口上壁温度335.56。）,21：13值长命令冲转，机长安排副机长在集控室指挥，自己去机头就地检查。进行机组启动

43、操作，并设定目标转速500rpm，升速率100rpmmin。转速升至500rpm，就地打闸一次，检查机组无异常后报告。21：18挂闸进行第二次升速，设定目标转速3000rpm，升速率300rpmmin。21：22转速升至1138rpm，发现#2轴振X方向达190m，#2瓦振达70m，检查顶轴油泵已停。转至振动画面时，#2轴振X方向达225m。21：23转速升至1308rpm时，振动保护跳机，SOE首出为“瓦振大”，在降速过程中因振动上升，立即破坏真空紧急停机。,21：41机组转速到零，投入盘车运行。生产副总经理及副总工程师等迅速赶到现场，与有关技术人员研究分析后认为转子存在热弯曲，决定连续盘车

44、4小时后再开机。21日至23日，经与厂家及湖南电力试验研究所有关专家讨论后，试开机4次并在中低压转子对轮上加平衡块499克，均未获成功。判断为转子永久性弯曲，决定开缸检查。,8月3日开缸检查，发现高中压中间汽封梳齿局部轻度磨损，高中压转子弯曲250m，#2瓦轻微研磨。经直轴处理后。8月16日20：58，#2机组启动正常，17日2：00带满负荷300MW运行正常。【事故原因】,【事故原因】1.运行人员违章操作。运行人员在机组热态开机时，违反防止电力生产重大事故的二十五项重点要求第条中“机组热态启动投轴封汽时，就确认盘车装置运行正常，先由轴封送汽，后抽真空。”的规定，高中压轴封送汽滞后于抽真空时间

45、近30分钟，致使冷气沿高中压转子轴封处进入汽轮机，转子受到局部冷却，是导致发生转子弯曲的直接原因。,2.机组冲转参数选择不合理。冲转时主蒸汽温度与热态开机要求不匹配，不仅未达到防止电力生产重大事故的二十五项重点要求第条中“主蒸汽温度必须高于汽缸最高金属温度50，但不超过额定蒸汽温度”的要求，冲转时主蒸汽温度左侧307.43、右侧350.4，而高中压内缸外上壁温度为338.21，启动时出现了负温差，是导致转子弯曲增大的重要原因。,3.振动发现不及时，处理不果断，存在侥幸心理。振动测量、监视不及时，未能严格执行防止电力生产重大事故的二十五项重点要求实施细则第条“机组启动过程中，在中速暖机之前，轴承

46、振动超过0.03mm”。和第条“机组启动过程中，通过临界转速时，轴承振动超过0.10mm或轴振动超过0.26mm立即打闸停机，严禁强行通过临界转速或降速暖机。”的相关规定，机组在启动过程中已出现异常振动，没有及时采取措施予以消除，直至SOE“瓦振大”保护动作停机，惰走过程中没有采取破坏真空缩短惰走时间的果断措施。停机后在未查明原因采取措施的前提下多次开机，致使高中压转子产生永久性弯曲。,4.管理不到位，未形成“严、细、实”的管理作风。管理不严，规章制度流于形式。管理人员对安全生产没有树立“关口前移，靠前把关”的思想，导致现场混乱，运行人员责任心不强，当主值宋某发现高中压轴封未送汽时，马上报告机

47、长朱某，朱某不是立即采取送轴封的措施,而是告吃完晚饭才去送。没有紧迫感，更没有意识到未及时送轴封的危害性，拖延了送轴封的时间。启动过程中，协调不力，操作随意，习惯性违章。,5.参数测点布局不合理，消缺不及时。如主蒸汽温度测点、转子晃度表测量点布置不合理，高中压缸内壁上、下温度测点损坏；中压缸第一级出口下壁温测点损坏。使运行人员失去了有效的监视手段。给事故的发生埋下了祸根。,【防范措施】1.严格管理，养成“严、细、实”的工作作风。重大操作管理人员不仅要到位，更要履行职责，“靠前把关”；坚持四个“凡事”（凡事有人负责，凡事有人监督，凡事有章可循，凡事有据可查），及时发现、制止违章违规行为。,2.重

48、视“非计划停运”。要从管理的高度重视非计划停运，深刻认识到非计划停运不仅给集团公司带来经济损失，还给集团公司的声誉带来了不良影响。3.杜绝习惯性违章行为。按照运行规程和防止电力生产重大事故的二十五项重点要求进行操作，规范“两票”内容，实施危险点分析预控，将规章制度落到实处。,4.提高运行人员的综合素质。特别是提高班组长（机长）、主值的遵章守纪意识、管理能力和操作技能，消除盲目乐观思想，要严肃认真对待每一项操作，使安全生产始终在控、可控。5.加强缺陷管理，积极消除缺陷。对设备缺陷要积极创造条件予以消除，保证设备能够健康运行。对暂时无法消除的缺陷，要制定针对性的防范措施，并具有可操作性，以防止事故

49、的发生、扩大。,十二、误操作导致#5机因低真空保护动作而跳机,【事故经过】9月4日，#6机停备，#5机正常运行。零米值班员在接到主值班员下达的“开#6机凝汽器至室外放水门”的命令时，没有认真执行“五要领”，心不在焉，拿着工具就去操作，将#5机的凝汽器汽侧放水门误当成#6机凝汽器至室外放水门进行操作，致使运行中的#5机真空急剧下降，汽机“凝汽器真空低”保护动作跳机。,【原因分析】1.无票操作，习惯性违章。零米值班员在接到主值“开#6机凝汽器至室外放水门”的命令时，没有填写操作票和危险点分析预测卡，没有认真执行“五要领”，心不在焉，拿着工具就去操作，走错位置，误将#5机的凝汽器汽侧放水门当成#6机

50、设备进行操作。是#5机低真空保护动作跳闸的直接原因。,2.责任心不强。违反了防止电力生产重大事故的二十五项重点要求实施细则第8.16条：“运行人员必须严格遵守值班纪律、集中思想监盘，经常分析各运行参数的变化，调整要及时、准确判断及处理事故。”的要求。运行主值班员发出命令后，既没有派监护人对其操作进行监护，也没有注意单元表计的参数变化，更没有直接到就地去查看，没有及时发现人员误操作。错失了异常处理的宝贵时间，最终使异常扩大，保护动作而停机。,3.设备管理粗放，设备标示牌严重缺损。#5机与相邻的#6机，许多设备、阀门都没有明确的标识，即使有标识，部分也因设备陈旧字迹模糊不清，运行人员多是凭经验及对