电厂锅炉事故案例.docx

1、锅炉安全阀校验升压实跳造成炉外管道爆破事故经过： 1999年7月9日，3号锅炉在安全门热态整定过程中，高温段省煤器出口联箱至汽包联络管直管段发生爆破，造成5人死亡，3人严重烫伤。事故原因分析：事故由于该段钢管外壁侧存在纵向裂纹，致使钢管的有效壁厚仅为17mm左右，从而导致在3号锅炉安全门整定过程中，当主蒸汽压力达到1666MPa时，钢管有效壁厚的实际工作应力达到材料的抗拉强度而发生瞬时过载断裂，发生爆破。事故总结：1、锅炉压力容器安全阀校验采用升压实跳的方式，会造成锅炉管道蒸汽压力超压，导致锅炉管道寿命减少容易造成锅炉和炉外管道爆破，后果严重；2、锅炉压力容器安全阀校验采用升压实跳的方式，会造成噪音污染，安全阀起跳次数多，会带来密封面的损坏；3、纯机械弹簧式安全阀及碟形弹簧安全阀可使用安全阀在线定压仪进行校验调整。校验调整可以在机组启动或带负荷运行的过程中（一般在6080额定压力下）进行。2、某电厂4号锅炉重复发生水冷壁爆管事故事故经过： 1991 年 3月21 日，某电厂4号锅炉小修结束，汽轮机超速试验完毕准备并网时，突然炉膛一声巨响，汽包水位直线下降无法控制，紧急停炉。检查发现前墙水冷壁爆管一根，爆口在卫燃带附近100处，爆口附近同一循环回路共有25 根管产生不同程度的变形。经抢修更换爆破的和变形严重的水冷壁管14根。于24 日18时再次点火，25日03:24带负荷40MW,主蒸汽压力9.3MPa，主蒸汽温度490，电接点水位计指示+30mm，炉内又发生一声巨响，汽包水位直线下降无法维持，再次紧急停炉。检查发现后墙水冷壁管一根爆破，爆口在卫燃带上方约80cm处，爆口周围10多根水冷壁管不同程度变形。事故原因分析：这两次爆管的情况基本相同，经检查外观爆口特征和金相分析，断定为短期超温爆管。事故是由于运行人员在锅炉起动过程中，两次未按规定清洗汽包就地水位计，而且未与电接点水位计核对，控制室内水位计不能正常投入运行，电接点水位计与就地水位计不符，而出现假水位工况未能及时发现，致使锅炉严重缺水爆管。事故总结：1、严防锅炉缺水和超温超压运行，严禁在水位表数量不足（指能正确指示水位的水位表数量）。2、经常校对水位计，就地与远传数值基本一致。3、锅炉控制室内至少要有两只性能可靠的远传水位计。4、按规定及时冲洗水位计。5、当锅炉所有汽包水位表记全部失灵，运行中无法判断锅炉汽包水位时，应立即紧急停炉。6、对于短期过热引起的爆管，一般要求防止锅炉汽包低水位、过量使用减温水引起过热器内水塞和作业工具、焊渣等异物进入锅炉管道而造成堵塞等措施。3、某电厂1号锅炉发生导汽管爆破事故事故经过： 1991年8 月22 日17:45，1号锅炉点火起动；22日20:55，1号汽轮机冲转；23 日06:42，并网带负荷20-30MW，汽轮机、电气做试验；23日14:45，带负荷60MW，投粉一层；23日16 时，导汽管爆破，被迫停炉。事故原因分析：事故的主要原因是由于锅炉水动力调整不当，使各屏水流量不均匀，造成导汽管超温爆管。事故总结：1、对于长期超温引起的爆管，就要弄清由于锅炉热力偏差、水力偏差还是结构偏差所引起的超温，以便采取相应的对策。2、锅炉的过热器、再热器、导汽管等应有完整的管壁温度测点，以便监视各导汽管间的温度偏差，防止超温爆管。在启动时，应监视水平烟道烟温，过热器、再热器管壁温度禁止超过规定值。3、定期进行锅炉炉膛、烟道蒸汽吹灰，以消除热偏差，防止受热面局部超温。4、锅炉超温、超压事故事故经过： 1996 年3月13日00:29，4号机组由于直流控制电源总熔丝熔断，造成直流操作电源消失，4号机组跳闸，汽轮机主汽门关闭。因“机跳炉”联锁未投入运行，机组甩负荷后燃料没有联动切断。最高主蒸汽压力达21.3MPa、主蒸汽温度达576，而额定过热器出口压力为13.7MPa、汽包压力为15.88MPa、主蒸汽温度为540。事故原因分析：运行人员在事故处理过程中，当手动开启脉冲安全门锅炉压力不降时（安全门、PCV阀拒动），没有按规程果断切断制粉系统，致使锅炉承压部件严重超温、超压。事故总结：1、运行中锅炉主汽出口压力超过安全门动作压力(含PCV阀)而安全门拒动同时手动PCV阀又无法打开时，应立即手动停炉。 2、机组运行时锅炉主汽、再热冷、热段安全门、Pcv阀，厂用汽管道所有安全门必须全部投入，严禁随意解列运行系统安全门，防止系统超压。3、锅炉超压水压试验和热态安全门校验工作应制定专项安全技术措施，防止升压速度过快或压力、温度失控造成超压超温现象。图片5、某电厂发生锅炉超压爆管事故事故经过： 某电厂1999年6 月5 日，根据锅炉大修工程进度安排，准备安全门定砣。 11时 30分，值长 下令锅炉点火；12时先后投入1-3 号油枪，锅炉开始升压；13时，再热器安全门开始定砣；13时30 分结束，之后锅炉继续升温升压；当压力升到15.8MPa 时，锅炉分厂副厂长等人来到锅炉乙侧脉冲安全门平台（标高46.5，面积11.69），准备进行一次汽系统安全门定砣。14时 02分锅炉主汽压力升至16.2MPa时，值长下令进行事故放水、向空排汽试验，继续升温升压。15时06分，当主汽压力达到17.2MPa时，突然一声巨响，大量汽水呼啸而出，热蒸汽迅速笼罩锅炉间，经检查锅炉高温省煤器出口联箱至汽包联络管的直管段突然爆裂，爆裂发生在直管段上，沿轴向开裂，裂口长470mm 左右；爆口中间部位在汽水反作用力作用下，形成“”形弯；爆口方位正对着乙侧一次汽系统安全门，乙侧部分联络管保温层被吹坏。当即将锅炉分厂副厂长等八名同志严重烫伤，其中五人医治无效死亡。事故原因分析：本次安全门定砣压力为16.66MPa，爆管时压力为17.2MPa，介质温度为290左右,超压引起爆管。在锅炉安全门定砣过程中，当主汽压力达到17.2MPa时，钢管有效壁厚的实际工作应力达到材料的抗拉强度而发生瞬时过载断裂，导致联络管纵向开裂。 事故总结：1、锅炉超压水压试验和热态安全门校验工作应制定专项安全技术措施，防止升压速度过快或压力失控造成超压现象。2、安全阀未经校验的锅炉，在点火试运启动和在安全阀校验过程中应有防止超压的措施，并在专人监护下实施。3、做好锅炉发生超压、超温等事故预想及防范措施。4锅炉在超水压试验和热态安全阀整定时，严禁非试验人员进入现场。6、锅炉满水造成机组轴系断裂事故事故经过： 1990年1月25日03：20，在2号锅炉灭火后，在恢复过程中，因给水调整门漏流量大（漏流量达120T/H），运行人员未能有效控制汽包水位，导致汽包水位直线上升，汽温急剧下降，造成汽轮机水冲击。事故原因分析：运行人员未能及时发现汽温急剧下降，使低温蒸汽较长时间进入汽轮机。低温蒸汽进入汽轮机，造成汽缸等静止部件在温差应力作用下变形，转轴弯曲，动静部件发生径向严重碰磨，轴系断裂。水位表失灵和指示不正确、锅炉水位保护拒动、给水系统故障、违反运行规程、误判断、误操作等是造成锅炉汽包满水和缺水事故的主要原因。事故总结：从汽包水位测量系统的配置、安装和使用以及给水系统的维护等方面出发，制定相应的反事故技术措施。7、某电厂锅炉掉焦导致人员伤亡事故事故经过： 2001年5月9日0时20分，某电厂8号炉捞渣机，在运行中因发生断链条故障停运抢修，0 时35 分左右，司炉将8号炉捞渣机关断门甲侧密封挡板全部关闭，乙侧因机械卡涩有一块挡板未关上，并汇报值长，等待检修人员来现场抢修；4 时30分左右，检修人员将捞渣机链条修复，要求试转。5 时40左右，试转成功，但刮不上灰，检修判断链条从甲侧转角压链导轮下脱出，并要求反转和放掉捞渣机内的水。值长 未同意反转，只吩咐运行人员用高压水冲洗压链导轮。在放水之前令司炉投一支油枪稳燃， 压链导轮冲洗出来后，检修工撬链条复位没有成功，准备采用割断链条复位的方法处理。6时40 分左右，炉内突然垮下大块焦渣，将关断门挡板接合部冲开一条缝，红灰从关断门挡板缝隙中喷射而出，将在捞渣机旁平台上做抢修准备工作的 4人烧伤， 4名伤员在医院救治中陆续死亡 3人，1 人重伤。事故原因分析：1未执行安规规定。在捞渣机故障处理时，按有关规定要求运行人员投油稳燃，保持负压，并关闭关断门密封挡板等措施。 2未采取有效的应急措施。工作负责人由于技术业务素质不高，判断处理缺陷能力不强，对面临的不安全工作环境及时间越长，危害性就越大的险情认识不足，未进一步采取防止突发事故的有效应急措施。以上是造成这次人身伤害的主要原因。事故总结：施工负责人，到现场后设备缺陷查找不准确，技术素质不高，工作时间太长，达5小时 之久。检修提出放密封水槽水时，许可人没有按规程“短时间内不能处理完应放灰”的规定，也没有采取补充安全措施就同意 工作，在执行工作许可中，未采取安全措施。 1、定期对各级人员进行安全技术培训，提高安全技术防护水平。 2、加强职工的自我保护意识的教育，在险情大的情况下要有应急措施；请有实际经验的老工人、老同志进行经验教育，增加青年职工的经验知识。 3、经常对职工进行安全思想教育，强化职工的安全意识，做到“三不伤害”“勿忘安全、珍惜生命”。坚持反习惯性违章活动。 4、各级人员要重视人身安全，认真履行自己的安全职责，认真掌握各种作业的安全措施和要求，并严格遵守各种规程制度。8、某电厂锅炉排污造成人员伤亡事故事故经过： 2000年9月8日某电厂一值丙班2 号炉正常运行中，2时30分，负荷150MW主汽压力136MPa，主汽温度537，化学人员联系2 号炉进行定期排污， 2时40分左右，司炉 准备执行排污工作、第二副司炉出去排污，2时45分，主控人员突听一声巨响伴随振动，监盘人员不知何情况，赶紧检查盘面表计均无变化，出外面发现甲乙两侧至零米楼梯口冒出大量蒸汽，炉后B 角底部上放水门开启，炉前D 角定排一次门开启。与此同时，将炉前D角和炉后B角底部上放水门关闭。爆破管道停止冒汽，之后到零米找人，发现第二司炉在地面躺着了，赶紧送往医院治疗，鉴定二度烫伤，烫伤面积70%，经医院全力抢救无效，于 9月9日22 时30 分，因呼吸衰竭死亡。事故后，在现场复查阀门位置，发现炉后B角定排一次门开了12 圈。事故原因分析：经初步分析，副司炉在去底部排污时，本应将炉前 D角和炉后B 角的定排一二次门打开，而错误将与之相连的炉前D角和炉后B 角的上放水门当作定排二次门打开，由于部分电动小阀不严漏汽，使炉侧高压汽水介质流至低压管路，造成上放水系统管道爆破，大量高压蒸汽喷出，将正在此处的副司炉 冲打到零米地面 烫伤，抢救无效死亡。运行人员对系统、对设备不熟，排污时又不认真核对阀门名称，开错阀门。事故总结：1、加强各项工作的安全管理，加大监察整改力度，保证生产设备与现场环境的安全。 2、 应经常进行各种形式的安全思想教育，提高职工的安全防护意识，掌握安全防护方法。 3、 应定期对主要生产人员进行安全规程制度的考试，明确安全职责，强化安全意识。 4、 应定期对全体员工进行紧急救护法的培训，尤其是使全体员工熟练掌握触电急救方法。 5、 加强各项工作的安全管理，加大监察整改力度，保证生产设备与现场环境的安全。 6、各疏水管道中，节流阀后的管材应与阀前一样，防止阀门开启后造成阀门后管道超压。图片9、某电厂#6炉灭火、满水、减水事故事故经过： 2006年5月25日16：35分，#6炉负荷230MW，#1、2空预器、吸风机、送风机、一次风机。#1、2、3、4、5磨组运行，参数正常。#3磨组断煤50秒后#2、4、5磨组火检突然全部消失，灭火保护发“丧失全部火焰”信号，炉灭火，立即联系快降负荷，机恻负荷最低降至十三万，司炉检查灭火保护动作正常。满足吹扫条件开始吹扫，此时因降负荷给水补水量较大，后期水位反弹，快速升至+460mm吹扫中断，恢复水位正常继续吹扫，17：00炉侧乙再热气温478度，机侧490度，汽机跳闸，发电机跳闸，汽机跳闸后汽包水位被压至-360mm吹扫再次中断，联系热工强制此信号，再次恢复吹扫，17：11吹扫完成点火成功，17：40负荷230MW，各参数正常。事故原因分析：媒质差，断煤，火检显示存在一定问题易造成此次灭火的主要问题，灭火后值班员对设备特性了解不足，对给水量的大小，水位将会产生的变化分析作出正确的判断。致使在快速减负荷过程中给水量过大，使水位失控造成吹扫中断，耽误启动时间，是造成汽温下将是汽机跳闸的主要原因。事故总结：1、锅炉灭火后联系汽机快减负荷时，应根据减负荷情况调整给水量，对减负荷过程中出现的虚假水位应有正确的判断，此外，汽机降负荷速率应根据机前压力的下降情况设置，尽量使机前压力保持稳定，降负荷过快压力不稳定会给炉侧调整水位造成一定的难度。 2、灭火后及时关小二次风门，减小冷风对锅炉的快速冷却并及时检查各减温水门是否有泄露，必要时关闭就地手动门，以防温度降的过低。 3、运行人员加强事故处理能力，值班员应对锅炉灭火后的水位发展趋势以及汽机快减负荷对水位产生影响有正确判断，做好事故预想。10、锅炉后屏过热器泄漏事故事故经过： 2005年3月12日15：00#5炉负荷245 MW，4台磨运行，各参数正常，自动投入炉膛负压-80pa突然反正+120pa蒸汽流量不正常小于给水流量60t/h 左右，汽包压力有所下降检查发现炉膛出口处甲侧后屏过热器处烟温明显低于乙侧，四管泄露报警，测点图打开，就地可听到明显的泄露声。立即降低主汽压力，联系降低负荷，维持水位正常，申请停炉。事故原因分析：1、燃烧调整不当，火焰中心上移或火焰偏斜造成过热器区域烟温2、升高或烟气侧热偏差大。3、过热器管壁长期超温及飞灰磨损或高温腐蚀。4、吹灰管安装不正确，对过热器管造成冲刷磨损。5、管子被异物堵塞，造成管壁局部过热。6、蒸汽品质不合格，过热器管内壁结垢造成传热恶。7、减温水使用不当造成蒸汽侧热偏差过大。减温器内喷嘴脱落堵8、塞管口造成流量不均9、管材质量不良或安装检修焊接不良事故总结：1、运行中加强火焰调整，避免火焰中心偏斜。2、定期吹灰避免结焦结渣防止超温超压运行3、加强燃烧调整改善贴壁氧量防止高温腐蚀4、锅炉停运七天以上应进行有效的防腐方法进行保养防止炉管腐蚀。5、加强对减温水焊缝、内壁冲刷、外表腐蚀现象的金属检查发现问题及时更换。6、定期对受热面管子寿命评估，以确定是否要大面积更换。7、过热器再热器省煤器管束发生爆漏应及早停运防止冲刷损坏其他管段扩大损失8、保证合格的给水、炉水、蒸汽品质。11、锅炉事故放水误动事件事故经过： 3月13日23时12分#4炉做定期工作：事故放水电动门传动试验。#4机负荷190MW，在操作开一次门时，二次门联动，且一、二次门状态变“黄色”，事故放水管过水，迅速就地关闭二次门，DCS画面关闭电动一次门。炉侧水位最低瞬间至-110mm，其他参数均正常。电气检查一、二次门电源均正常，0时20分热工检查逻辑为一次门有指令动作，二次门无动作指令，其他未见异常。14日16时应安监要求，#4炉做事故放水电动门传动试验，正常，原因待查。事故原因分析：在做事故放水门传动试验过程中，值班员没有做好充分的事故预想，没有派人就地检查事故放水门的动作情况，以至于在操作开启一次门的过程中二次门联动开启没有及时发现，造成汽包水位低，是此事件的主要原因。事故总结：各班组认真组织分析此次事件，并能从吸取教训，举一反三，严禁在定期工作中出现类似不安全事件。以后做类似定期工作（如冷却风机切换、油泵切换、电动门传动试验等）必须派人到就地检查，并做好联系工作，方可进行试验，同时做好相关的事故预想。12、锅炉汽包水位低MFT一类障碍事件事故前运行方式：#4机负荷300MW，主汽压力15.8MPa，主汽温度538，再热蒸汽压力3.4 Mpa，再热蒸汽温度538，真空77.56K Pa，炉膛负压-90 Pa，水位0mm，#4-1、#4-2引风机、送风机、一次风机运行，#4-1、#4-3给水泵运行，A、C、D、E制粉系统运行，汽包水位自动，机组协调控制，汽机TV开度99%，GV开度30%，RSV开度99%，IV开度100%，单阀控制。事故经过：12月3日21时38分#4机负荷突然由300MW降至246MW，高调门由30%开至100%，CRT画面上TV、GV、IV、RSV全在开启位，21：42在调整过程中，#4炉汽包水位低造成锅炉MFT，机跳闸，发电机与系统解列。汽机跳闸后，就地查TV2全关，而CRT画面上显示TV2全开，判断为TV2阀在运行中关闭造成负荷突降，查追忆在负荷突降前曾有关TV2阀指令发出。后经热工检查发现TV2的VP卡(阀位卡)故障，12月4日2时50分更换备用VP卡并经重新标定TV2恢复正常。后就地检查发现#4机#1中压主汽门蒸汽引导阀接口漏油。经处理#4机#1中压主汽门蒸汽引导阀漏油，11月4日5时43分4炉点火，7时08分定速，7时15分4发电机并网。8时44分，4机负荷至70MW时，41给水泵运行中掉闸，首出记忆为“给水泵入口压力低”，43给水泵联启，15秒后掉闸，首出记忆为“给水泵入口压力低”，汽包水位低，MFT动作，汽机、发电机联跳。9时4炉点火，9时23分4发电机并网。10时38分4机负荷至90MW，主汽温度突降到汽机不允许值，汽机手动打闸，发电机联跳，炉灭火。11时15分4炉点火，12时46分4发电机并网。15时40分4炉燃烧稳定，全撤油枪。事故原因分析：1）、12月3日21时38分负荷突降原因：TV2的VP卡(阀位卡)故障，运行中TV2关回，造成负荷突降至246MW。2）、12月3日21时42分汽包水位低引发MFT动作原因：负荷突由300MW降至246MW后，运行人员减弱燃烧降压速度慢，水位调整不及时，致使水位低MFT动作。3）、12月4日8时44分给水泵掉闸水位低MFT动作原因：因运行人员操作给水泵勺管开度范围幅度过大，当时除氧器压力低，使给水泵入口压力低于定值1.0MPa，掉闸，3给水泵联启后由于延续1给水泵勺管开度，流量大，同样使给水泵入口压力低于1.0 Mpa定值，在经延时15秒后3给水泵掉闸，水位低至300mm，MFT动作。4）、12月4日10时38分甩汽温打闸原因：运行人员在调整汽温时，过热器一级左减温水流量开的过大，造成汽温突降。事故总结：强化300MW机组运行人员培训，尽快提高运行人员专业技术水平，增强运行人员对异常情况处理能力，防止因运行操作不当引起机组停运事件发生。图片13、锅炉掉大焦MFT一类障碍事件事故前运行方式：3机 负荷210MW，主汽压力14.6MPa，主汽温度537，再热蒸汽压力2.2MPa，再热汽温538，真空77KPa，炉膛负压65Pa，主汽流量678 T/H，给水流量648 T/H，总风量737 T/H，总煤量95.7T/H，机组控制为协调方式，A、B、C、E四台磨煤机运行，#31、#32一次风机、#31、#32引风机、#31、32送风机运行。事故经过：12月6日16时3炉内突掉大焦，负压大幅摆动，炉MFT动作，首出记忆为“角火焰丧失”，汽轮机、发电机联掉。31、32一次风机、A、B、C、E磨煤机联掉，厂用电切换正常。随后31、32引风机掉，31、32送风机联掉，首出记忆为“炉膛压力低”。17时3炉点火，17时30分3机定速，17时35分3发电机与系统并列。事故原因分析：3炉因设计时炉内卫燃带偏多，从试运启动带负荷以来，炉内燃烧区卫燃带一直结焦严重。因大焦脱落，在炉内燃烧区扬起较浓粉尘，加之大量热焦掉入捞渣机内腾起大量水汽致使炉膛内运行的4台磨煤机煤火焰监视16个有7个灰尘遮掩失去火焰，其中4角全部失去火焰，发出角无火信号，引发MFT动作MFT动作后，因炉膛内负压达到2500Pa，延时5秒后联掉两台引风机。事故总结：1）、已在DCS逻辑控制回路中将角火焰丧失加3秒延时，即角火焰丧失信号发后，经过3秒延时方可动作MFT停炉，防止掉焦等异常情况出现时，短时间内因粉尘遮掩火检，在炉膛燃烧未灭火情况下，误引发MFT动作停炉。2）、3炉自试运启动带负荷以来，卫燃带一直结焦严重。现阶段尚无可行解决办法，需待进行锅炉结焦燃烧调整试验后，制定技改方案进行解决。目前运行人员要及时根据燃烧具体工况，及时调整，认真执行锅炉防止结焦措施，避免结焦加剧，出现掉大焦异常时，及时投油助燃。防止停机事件频发。14、锅炉高温再热器泄漏一类障碍事件事故前运行方式：4机组负荷300MW，主汽压力15.6MPa，主汽温度539，再热压力2.9 Mpa，再热温度538，真空77KPa，炉膛负压-90Pa，总煤量138T/H，给水流量990 T/H，主汽流量976T/H。事故经过：12月9日6时50分4炉炉膛负压由 -90Pa突增至 +375 Pa，捞渣机有大量掉灰，机组由协调跳为机跟踪，给水流量由990 T/H增加至1190T/H，高再入口处右侧烟温由803下降至500，炉投油助燃降负荷至150MW，经检查发现炉膛右侧折烟角处有异音，7时48分4机组紧停。经冷却后进入炉内检查发现高温再热器右数第10排入口弯头裂纹泄漏，裂纹长度110mm，将悬吊管后侧折焰角处水冷壁管右数第25根呲薄爆管，爆口长度80mm，宽度22mm，呲伤右数第23、24、26根水冷壁管。经换管处理，12月13日2时50分4炉点火，12月13日11时25分机组并网。事故原因分析：制造厂在弯制泄漏处高温再热器管排弯头时，存在小裂纹缺陷，机组投运后长期泄漏将下部折焰角处水冷壁管冲刷变薄爆管。事故总结：利用大、小修机会或机组停运期间加强对锅炉四管普查，及早发现承压部件缺陷，消除隐患，避免四管泄漏事件频发。15、某电厂3机高加保护动作、#3炉汽包水位高MFT动作事故事故前运行方式：3机负荷300MW，主汽压力15.9MPa，主汽温度538，再热蒸汽压力3.5 Mpa，再热蒸汽温度538，汽包水位0mm，炉膛负压70Pa，总煤量158T/H，主汽流量949 T/H，给水流量861 T/H，给水压力17.42 Mpa，1、3给水泵运行，2给水泵备用，A、B、C、D、E磨煤机运行，双引、引送、双一次风机运行，协调为机跟踪方式。事故经过：1月28日10时02分运行人员发现31高加水位保护高三值液位开关平衡容器汽侧手动门后焊口漏，15时40分因检修该焊口漏，联系热工人员将31高加水位保护高三值开关量信号强制，关闭31高加水位保护高三值液位开关平衡容器汽侧手动门、水侧手动门。16时53分检修工作结束，在试投31高加水位保护高三值液位开关平衡容器时，31高加水位突然升至490mm（瞬间信号）然后迅速回落，3机高加保护动作，切水侧为旁路，高加安全门动作，汽侧正常投入，机组负荷由300MW升至320MW，汽包水位下降，16时53分21秒汽包水位至100mm时水位自动跳，运行人员手动调整燃料量、汽包水位，汽包水位最低至167mm，16时55分3机负荷、主汽压力开始下降，汽包水位开始上升，负荷降低至230MW，16时57分因汽包水位快速上升至250mm，MFT动作，汽轮机、发变组联跳，厂用电切换正常。17时15分3炉点火，19时06分3机组并网。事故原因分析：1、31高加水位高保护动作原因为31高加水位保护高三值液位开关平衡容器与另两个31高加水位变送器平衡容器汽侧、水侧均通过一根母管并连，在处理31高加水位保护高三值液位开关平衡容器汽侧手动门后焊口漏后试投时，造成另两个31高加水位变送器平衡容器内差压波动，同时瞬间误发31高加水位高信号，因高加保护动作条件为高加水位保护高三值开关量、另两个高加水位变送器模拟信号三取二，因两个高加水位变送器同时发出水位高信号，造成高加水位高保护动作。2、汽包水位高MFT动作原因为：（1）给水自动调节品质差，在高加水位高保护动作后，长达2分钟时间内未能将汽包水位控制在正常范围内，在汽包水位达到100mm（水位自动跳定值）时水位自动跳，给运行调整带来困难。（2）高加水位高保护动作高加切除后，对锅炉扰动很大，加之运行人员经验不足，在高加切除及水位自动切手动后，在燃烧调整与汽包水位调整上不够及时果断，致使汽包水位快速上升MFT动作。事故总结：1、在今后进行解列和投运高加水位保护高三值液位开关平衡容器与另两个高加水位变送器平衡容器中任一个平衡容器时，必须联系热工人员将需要检修的平衡容器信号及高加高水位保护强制，解列或投运平衡容器操作结束后，方可将高加保护投运，以防止平衡容器内差压波动，误发信号造成高加水位高保护动作。并将此规定明确写入运行规程中。2、要尽快联系西安热工研究院完成对3、4机组DCS优化调整，进一步优化PID参数，提高给水自动调节可靠性。3、要进一步加强二期运行专业培训，提高运行人员专业技能特别是事故处理能力，以确保在异常工况下运行人员能够做到正确判断，果断处理，不发生因运行处理不当而造成事故扩大事件。图片16、锅炉汽包水位显示失灵MFT动作两次停机事故前运行方式：4机组负荷240MW，协调投入，主汽压力15.5MPa，主汽温度538，再热蒸汽压力2.7MPa，再热汽温538，机组真空75.5KPa，汽包水位7.8mm，4炉底层1、3油枪运行，A、B、C、D四台磨煤机运行，41、42引风机、送风机、一次风机运行。事故经过：2005年2月12日下午热工人员对3、4机主控室后电子间各控制柜柜门风扇进行了吹扫（3机组停运），17时08分4炉汽包左右侧水位、汽包压力、给水流量、主汽流量、过热器减温水流量均突变为坏点，17时11分自动恢复正常；17时12分上述各点再次变为坏点，17时13分自动恢复正常，热工人员检查未发现明显异常。18时08分4炉汽包左右侧水位、汽包压力、给水流量、主汽流量、过热器减温水流量均突变为坏点，汽包水位变为坏点且显示在324mm（MFT动作停机后上述各点自动恢复正常），炉MFT动作，汽轮机、发电机联掉，厂用电切换正常。18时20分3炉点火，19时05分4机组并网。20时13分4机负荷82MW，汽包水位11.2mm，汽包水位CRT画面所有水位点全部不变化，汽包水位无法监视，立即联系热工处理，随后汽包水位突显示为400mm，炉MFT动作，汽机、发电机联掉。20时40分4炉点火，21时12分4机组并网。2月13日4炉汽包左右侧水位、汽包压力、给水流量、主汽流量、过热器减温水流量5次突变为坏点，均在10秒钟内恢复正常。事故原因分析：1、12月12日17时08分、17时12分及18时08分汽包水位显示失灵MFT动作与2月13日发生的多次汽包水位显示失灵原因经上海西屋控制系统有限公司专业人员与我公司有关专业技术人员对4#机组Ovation控制系统进行系统检查、分析，同时根据3#机组停机状态的情况进行试验，最终确定为由于电子设备间控制机柜内粉尘过多（当日热工人员吹扫控制器柜门加剧了控制柜内积灰）导致系统电源分配盘中的辅助电源（专供系统供电的变送器）供电回路的电子元件的性能受到影响，4机组的17号控制器中Branch1、Branch5两条支线带系统供电变送器的信号全部变为坏质量，导致汽包水位保护动作。2、20时13分水位高MFT动作原因为在第一次掉机恢复过程中，因汽包右侧水位显示偏差大，造成水位自动频繁跳，热工人员在强制汽包右侧水位点时，误将左、右侧汽包水位点同时强制，造成汽包水位显示变为直线无法监视，因此时给水为自动，给水流量偏大，在运行人员通知热工人员汽包水位无法监视时，热工人员又同时将汽包水位左右侧4个点同时释放，此时汽包实际水位高，MFT动作。事故总结：1、在4机停机时更换17号控制器电源分配盘。措施执行人：热工车间。完成期限：4机停机时。2、2月13日已在水位保护回路中加质检模块，以防止再次失电时造成水位保护动作（已完成）。措施执行人：热工车间。3、在机组停机期间用专用设备对控制系统设备进行全面吹扫，同时要保证电子设备间、工程师站的干净、整洁。在机组运行过程中禁止吹扫电子设备间Ovation系统设备。措施执行人：热工车间。完成期限：4机停机时、日常管理工作中。4、在2月13日事故分析会上，生产部明确规定：热工人员要加强与运行人员联系，不得擅自强制、释放信号点，在强制、释放信号点时必须征得值长、单元长同意，并规定运行人员只有值长、单元长有权与热工人员联系强制、释放信号点，以防止联系混乱造成意外事件发生。17、磨煤机因检不到火检先后掉闸MFT动作停机事故事故前运行方式：3机负荷257MW，主汽压力15.6MPa，主蒸汽温度537，再热蒸汽压力3.0 MPa，再热蒸汽温度537，汽包水位、炉膛负压正常，A、B、D、E磨运行，C磨停运。31、32引风机、送风机、一次风机运行，协调投入。事故经过：2005年2月2日11时26分B磨断煤（之前曾有来煤不畅），检不到火检掉闸，随后A、D、E磨先后均掉闸，首出为给煤机运行未建立火焰。锅炉MFT动作，首出为“失去所有燃料”，汽轮机、发电机联跳，厂用电切换正常。11时43分3炉点火，11时48分#3机冲转，12时10分3机组并网。事故原因分析：因锅炉卫燃带上结焦严重，频繁发生掉焦灭火停机事件，在1月份进行了3炉结焦燃烧调整试验，1月底根据试验结果，将3炉15层喷口（其中第二层、第四层各为A、B磨一次风喷口）调整下倾10度，68层喷口（其中第七层为C磨一次风喷口）保持在原来水平位置，914层喷口（其中第十层、第十二层各为D、E磨一次风喷口）上倾15度，同时二次风配风方式采用“正宝塔”方式，即燃烧器下部送风多，上部送风少；一次风粉量分配采用“倒宝塔”方式，即燃烧器上部粉量大，下部粉量少。采取这种燃烧调整方式，是为了拉开燃烧器区域的热负荷，降低火焰中心温度，同时抬高火焰中心位置，以避开卫燃带，减缓卫燃带结焦。通过燃烧调整，火焰中心平均温度较调整前降低了125，炉膛内最高温度降低了90，燃烧区域平均温度降低了105，炉膛整体平均温度降低了37，锅炉排烟温度降低了10。但随着喷燃器倾角的改变，大部分一次风喷口煤粉火检不同程度减弱，部分火检模拟量输出值下降超过10个。加之近期因市场因素影响，锅炉燃用煤种发热量在39604100大卡之间，锅炉燃烧较差，锅炉一遇到磨煤机断磨干扰或燃烧恶化及掉焦时，就会造成火检检不到火焰，磨煤机因层火焰四取二无火检动作掉磨，锅炉MFT动作。事故总结：2月4日有关专家及电厂有关专业技术人员共同召开专题分析会，为确保节日期间安全稳定，确定了以下方案：1、将3炉各层喷燃器倾角调平，以确保燃烧稳定。2、将层火焰火检失去火检四取二跳磨改为四取三，以确保火检在受到干扰时不至误跳磨煤机，加剧燃烧恶化，造成MFT动作。3、加强炉膛吹灰次数，每班炉膛吹灰两次。4、运行人员要加强运行监视调整，在锅炉吹灰、燃烧不稳、掉焦、给煤机断煤、磨煤机跳闸时要立即投油助燃，以防止锅炉灭火、MFT动作。根据股份公司安排，3机组于春节期间（2月10日2月17日）停机检查喷燃器及火检安装位置，发现部分喷燃器（六组）内外不对应，下倾10度，对喷燃器全部进行了调平，B2、B4、B1、C1四个火检安装位置不妥，进行了移位调整，使其满足30度的视角要求。从18日3机组启动以来，尽管结焦掉焦问题依然频繁发生，到2月底未发生因掉焦、燃烧恶化造成锅炉灭火事件发生。18、锅炉掉焦磨煤机检不到火检先后掉闸MFT动作停机事故停机前运行方式：3机负荷270MW，主汽压力15.6MPa，主温度538，再热蒸汽压力2.9 MPa，再热蒸汽温度537，A、B、C、D、E磨运行，炉膛负压98Pa，真空73KPa，汽包水位0mm。31、32引风机、送风机、一次风机运行，协调投入。事件经过：2005年2月2日18时48分，B磨运行中断煤，立即投油稳燃，18时53分炉膛掉大焦，又增投一只油枪，18时54分A、C、E磨跳（磨首出为“给煤机运行未建立火焰”），锅炉MFT动作，MFT首出为“炉膛负压低低”，汽机、发电机联跳，厂用电切换正常。19时20分3炉点火，19时51分3机组并网。原因分析与总结与2月2日11时26分3炉灭火事件相同（上个案例）19、锅炉磨煤机检不到火检先后掉闸MFT动作、汽包水位高MFT动作两次停机事故停机前运行方式：3机负荷220MW，主汽压力14.5Mpa，主温度536，再热蒸汽压力2.6MPa，再热温度532，A、C、D、E磨运行，31、32引风机、送风机、一次风机运行，协调投入。事件经过：2005年2月2日23时56分A、C、D、E磨先后均掉闸，首出均为“给煤机运行未建立火焰”。随后锅炉MFT动作，首出为“失去所有燃料”，汽机、发电机联跳，厂用电切换正常。2月3日0时03分3炉点火，0时593机组并网。1时44分，3机负荷24MW，因汽包水位高，锅炉MFT动作，首出为“汽包水位高”，汽机、发电机联跳，厂用电切换正常。1时55分3炉点火，2时16分3机组并网。事故原因分析：2月2日23时56分3炉磨煤机检不到火检先后掉闸MFT动作原因分析与事故总结与2月2日11时26分3炉灭火事件相同（上两个案例）。2月3日1时44分3炉汽包水位高MFT动作原因为汽包放水二次电动门力距保护定值偏小，开关时电动门力距保护动作，造成汽包放水二次门无法开关。加之运行人员经验不足，水位调整不及时，造成汽包水位高MFT动作。事故总结：1、已调整了汽包放水二次电动门力距保护定值。2、要进一步加强对运行人员专业技术与事故处理能力培训，提高运行人员对异常工况的处理能力，努力减少因运行人员操作调整不当造成停机事件。20、锅炉灭火MFT动作停机的一类障碍事件事故前运行方式：3机组负荷245MW，协调投入。主汽压力16.69MPa，主汽温度538，再热蒸汽压力2.98MPa，再热蒸汽温度538，真空-77.7K Pa，总煤量117T/H，炉膛负压-77 Pa，31、32引风机、送风机、一次风机运行，A、B、