20个非停事故，种类多、信息量大，值得学习！

百战归来 2020-03-31

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1、#1炉汽包水位低，锅炉MFT

事故经过：

2002年8月2日20时20分，#1机负荷260MW，A小机运行B小机停运，电泵备用。1A小机润滑油减压阀动作异常，小机润滑油压低跳闸，联锁启动电泵，但电泵入口压力低跳闸，汽包水位低，锅炉手动MFT，汽机跳闸，发电机解列。

原因分析：

（1）润滑油减压阀故障，小机润滑油压低保护动作。

（2）电泵跳闸的原因是：启动初期除氧器压力低，小机跳闸后电泵联启升速过快，且入口压力低保护动作。

（3）电泵入口滤网脏污。

暴露的问题：

运行人员操作经验不足，操作时不能兼顾设备的运行状况。

防范措施：

（1）机组启动过程中，A、B小机运行正常后，方可停运电泵，备用。

（2）电泵自启后，应密切监视电泵入口压力、润滑油温、工作油温、轴承温度等参数，进行升速时，升速不得太快（不能按着升速按钮不放，应点击升速按钮，稳定升速），同时立即派人就地监视电泵运行状态；润滑油温、工作油温基调仪动作不正常或不及时，应立即开启旁路门进行调整。

（3）正常运行中，应检查确认小机直流油泵处于良好的备用状态，定期进行试验。

（4）对电泵泵入口压力低保护进行修改。（已由1.25Mpa跳电泵修改为0.8MPa，延时30S）

（5）汽前泵、电泵入口滤网应保持清洁，滤网前后差压高时，及时联系维护清理。

（6）电泵运行时，适当降低主汽压力，以免电泵上水困难。

2、#1机凝汽器真空低，汽机跳闸

事故经过：

2002年8月3日16时19分，#1机初次带负荷，#7、8低加因水位高一直处于解列状态。投#7、8低加时，汽轮机真空由90.65 KPa下降至81 KPa，低真空保护动作汽机跳闸。

原因分析：

投#7、#8低加时误开汽侧放水门，#7、8低加汽侧与凝汽器相连处于真空状态，空气通过低加汽侧放水漏入凝汽器，凝汽器真空从90.65KPa下降至81KPa，低真空保护动作跳机。

暴露的问题：

（1）对系统不熟悉，操作时不能充分的估计所造成的后果。

（2）操作人员操作时上下联系脱节，发生异常问题不能及时分析和消除。

防范措施：

（1）在投运高、低加时，应首先检查各汽侧放水、放气门是否关闭，严格执行操作票制度，就地与集控室联系好，密切注意真空变化。

（2）操作真空系统的任何阀门时，应充分估计到对真空的影响，要上下联系好，影响真空时应立即停止操作，恢复原运行方式，查找原因。

3、#1炉OFT动作，被迫手动MFT

事故经过：

2002年8月5日5时55分，#1机负荷300MW，四台磨煤机运行，且每台磨均投油枪助燃，OFT动作，燃油跳闸阀关闭，所有油枪退出，磨煤机失去油支持，炉膛灭火，运行人员手动MFT。

原因分析：

在机组启动过程中，#1机辅汽联箱由启动炉倒至冷再时，由于操作调整不及时造成辅汽联箱压力低，导致油枪吹扫蒸汽压力低(小于0.25MPa)，OFT动作，所有油枪跳闸，负荷低磨煤机失去油支持灭火，手动MFT。

防范措施：

（1）在进行辅汽汽源切换时应操作缓慢平稳，保持辅汽压力稳定。

（2）在操作辅汽联箱上的用户时，应加强对辅汽压力的监视，防止辅汽压力过低。

（3）油枪蒸汽吹扫汽源门在正常运行中应保持足够的开度，调整压力在0.6 MPa以上。

（4）辅汽汽源进行切换前，备用汽源管道应充分疏水，调整两汽源压力平衡，操作平缓，避免辅汽压力大幅波动。

（5）技术上，我厂油枪雾化为机械雾化，取消了吹扫蒸汽压力低跳闸所有油枪保护。

4、#1汽轮机轴承振动测点坏，保护动作汽机跳闸

事故经过：

2002年8月5日 12时30分， #1机组在正常运行中汽机#8轴承振动突然升至跳闸值（25.4丝）以上（其它轴承振动正常），汽机振动大保护动作，汽机跳闸。

同类事故：

2002年10月14日8时30分，#1汽机#6轴承振动大保护误动作，机组跳闸；9点23分锅炉重新点火，12时08分，汽轮机冲转，12时32分，发电机重新并网。

原因分析：

此次汽机#8轴承振动大属热工信号误动作引起保护跳闸，汽机振动大保护误动作曾引起过多次跳闸。究其原因，大多是由于信号、外界环境等干扰引起，特别是对讲机的信号干扰、振动测点附近温度高的影响、测振探头本身故障等。

事故对策：

（1）汽机轴承振动大时要就地倾听、测量轴瓦振动，检查实际振动是否突增、是否有异音，联系热工检查，并根据其它轴承的振动情况综合分析是否虚假，否则振动达到动作值，应立即破坏真空紧急停机。

（2）在汽机本体轴承振动测点及传感器附近不得使用对讲机。试验证明在轴振测点附近（2米内）连续使用对讲机 3次就会引起轴振大保护动作。

（3）降低轴振测点附近的环境温度。现已在#2、3轴承处加装一路压缩空气，来降低轴振测点处的温度，正常运行中注意检查并保持正常的检修用压缩空气压力，并在供气阀上挂“禁止操作”警示牌，以免误关。

（4）保持适当的轴封压力。轴封压力过高会导致轴封漏气量增大，从而引起测点附近温度过高。

（5）正常运行中注意轴承油温、密封油温、冷氢温度、励磁机空冷器出口空气温度、蒸汽参数、无功负荷等的变化，并保持上述参数的稳定。

（6）高加危急疏水动作时，加强#9轴承振动监视，防止因凝汽器压力突变引起该轴承振动过大。

类似事故：汽机轴承振动卡件故障，保护动作跳机

事故经过：

2003年12月07日21时26分，#2机组负荷600MW，机组跳闸，光字牌报警'TSI电源故障'，ETS首出原因'轴承振动高'，汽机跳闸，发电机联跳，锅炉MFT动作，厂用电自切成功。手启BOP,SOB油泵和A,B,C,D,F顶轴油泵，检查高，低压主汽门，调节汽门，高排逆止门和各级抽汽逆止门关闭，汽机转速下降，A、B汽泵联跳正常，手动启动电泵，加强锅炉上水，检查所有磨煤机、给煤机、一次风机跳闸，手动停运2A密封风机，检查202开关，2QF开关联跳，取下其控制保险，解除'关主汽门'保护压板，投入'误上电'保护压板。

21:55 经热工检查后确认：#2机组跳闸原因为#11轴承振动卡件故障汽机振动大保护误动作所致。

原因分析：

（1）从DEH打出历史曲线发现#11复合振动连续三次跳动，最高达286um，持续2秒钟，造成汽机跳闸。

（2）排查TSI组态报警发现第7块监视板的两个通道同时激活，但对应的#11相对振动检查历史趋势并不高，导致汽机跳闸的根本原因为TSI监视卡件工作不稳定造成。

（3）由于光字牌报警为综合报警，也不完全排除TSI电源故障跳机的可能性。

暴露的问题：

我厂汽机振动测量元件存在着抗干扰性弱，工作性能不稳定的隐患。

防范措施：

（1）暂时解除#11轴振保护，联系厂家对监视卡做进一步分析。

（2）机控人员对比兄弟厂家振动保护逻辑，讨论、制定我厂的轴振保护逻辑并进行修改。

（3）仪电分场准备探头、前置器、卡件一套，利用机组检修机会对现在安装的探头进行全面检查、校验测试。

（4）在有停机机会时，彻底检查TSI电源，发现问题及时处理。

（5）维护人员在进行与联锁保护有关的工作时一定严格履行工作票制度和保护解投审批程序，作好安全措施，以防保护误动。

（6）运行人员加强对汽机轴承振动的监视，发现测点跳变等异常时，及时联系仪控人员进行检查处理。

5、#1炉热一次风母管膨胀节鼓开，紧急停炉

事故经过：

2002年8月6日18时30分，#1炉热一次风道空预器出口膨胀节鼓开，一次风压降低，锅炉灭火，紧急停炉。

同类事故：

2003年8月23日3时23分，#1炉B、C、D、E磨煤机运行，主汽压力13MPa，负荷365MW，监盘值班员发现所有煤火检大幅度下降，炉膛火焰电视后墙变灰暗，前墙无火焰，CRT所有火检到零，所有磨煤机跳闸，锅炉MFT、MBT光字牌同时报警，锅炉灭火；检查汽机、发电机联跳。

机组跳闸原因为A侧空予器热二次风出口膨胀节裂开，漏风严重，二次风压急剧下降，导致燃烧急剧恶化灭火，而此时磨煤机继续向炉膛内输送燃料，致使炉膛存在局部爆燃现象，导致炉膛压力高达4700Pa，MBT动作，机组跳闸。

原因分析：

（1）风道连接膨胀节制造质量差，压边不牢。

（2）二公司将固定支架施工错误，使膨胀节由设计受压变为受拉。

（3）风箱压力偏高。

暴露的问题：

（1）我厂风烟系统连接膨胀节质量不可靠，存在事故隐患；

（2）锅炉灭火后锅炉MFT动作迟延太长（炉膛负压低MFT保护有一定延时），若处理不及时，极有可能扩大事故。

防范措施：

（1）全面检查风道膨胀节，对不合格的在停炉时进行更换；

（2）运行中保持正常的一、二次风压，防止风道膨胀节超压；

（3）锅炉灭火时应果断手动紧急停炉，防止锅炉爆燃，扩大事故；

（4）热工修改逻辑：炉膛负压低MFT动作值由原来的-2500Pa延时60S，修改为-2500Pa延时10S。

（5）运行人员增强对膨胀节的检查，特别是热风风道膨胀节，发现开裂、老化、异味等异常，及时联系检修人员确认处理。

6、#1主变冷却器全停发变组跳闸

事故经过：

2002年8月11日20时16分，#1发电机负荷600MW,主变冷却器全停30min,发变组跳闸。

原因分析：

#1发电机跳闸前，主变A、B、C三相的三组冷却器两组选择在“工作”方式，一组选择在“辅助”方式，两组变压器运行时由于主变油温高于55℃,第三组冷却器启动运行。由于主变冷却器电源按两组运行设计，第三组冷却器运行一段时间后工作电源MCC侧开关过负荷跳闸，备用电源开关自动投入后也过负荷跳闸，主变冷却装置失电，冷却器全停，30 min后发电机跳闸。

防范措施：

（1）主变冷却器在正常运行中应将#1冷却器设在“备用”位， #2冷却器设在“工作”位， #3冷却器设在“辅助”位，严格执行主变冷却器的运行规定，防止三组冷却器同时运行，避免主变冷却器一级开关过负荷跳闸。

（2）加强对主变冷却器运行情况的监视，当就地控制盘、集控室光字牌或继电器室保护装置报警、CRT报警时，及时检查冷却器的运行及运行、备用电源情况，并联系检修进行检查，尽快恢复主变冷却器的正常运行方式防止延误时间导致“主变冷却器故障”保护动作。

（3）更换主变冷却器电源开关及电缆，满足夏季负荷较高时三组冷却器同时运行的需要。（开关现已更换，电缆未更换容量依然不足）

附：发变组设有主变冷却装置全停保护，具体内容如下：

（1）当主变上层油温达到55℃或绕组温度达到65℃或变压器负荷达到70%以上时，“辅助”冷却器组自动投入运行，反之，当主变上层油温降到50℃或绕组温度低于65℃或变压器负荷降到70%以下时，“辅助”冷却器组自动退出运行。当运行中的冷却器组发生故障时，处于“备用”位置的冷却器组自动投入运行。

（2）主变冷却器全停允许运行10分钟。

（3）主变冷却器全停t1(10分钟)，且主变上层油温达75℃时，保护出口动作发变组跳闸。

（4）主变冷却器全停t2(30分钟)，无论上层油温是否达75℃，保护出口动作发变组跳闸。

7、#1汽机保护误动作，机组跳闸

事故经过：

2002年8月9日3时18分， #1机组跳闸，BMS首出原因：汽机跳闸；ETS首出原因：锅炉MFT 。（保护误动）

同类事故：

2002年9月3日15时32分，机组负荷600MW，机组跳闸，“主汽截止门关闭、主燃料跳闸、A小机跳闸、B小机跳闸”光字牌报警发出，厂用电由高厂变自动切至高备变运行。系统周波由50Hz降至49.5Hz；汽包压力由17.18MPa升至18.04MPa，锅炉左侧过热器安全阀动作，17.0MPa回座。锅炉过热器PCV未动作。

CRT画面BMS首出跳闸原因为汽机跳闸，ETS后备盘显示：REMOTE 4 TRIP（HEXP）高排压力高跳闸。

原因分析：

从跳闸首出原因上看，汽机高排压力高、ETS动作，汽机跳闸，锅炉MFT、发电机联跳。机组跳闸后，热工对高排压力开关进行检查，无感应电、绝缘良好、定值良好，压力开关未动作。运行过程中高排压力一直在正常范围内。高排压力高ETS动作原因不明。

事故对策：

#1、#2汽机高排压力高跳机保护解除。由热工人员接一路报警至光字牌，提醒运行人员注意；热工将MFT保护、DEH失电全部加上一个0.5秒的延时。详见《热工保护变更统计》。

说明：#1、#2机高排压力开关仅一个，现在仅作用于报警。

8、#1机组1B磨煤机跳闸，燃烧恶化，锅炉灭火

事故经过：

2002年10月11日12时25分，#1机组负荷420MW，B、C、D、E、F磨煤机运行。B磨煤机跳闸，造成炉内燃烧工况恶化，火焰电视看不到火焰，运行人员手动MFT。

原因分析：

（1）灭火的原因：因B磨煤机处于前墙的中间位置，B磨煤机跳闸后，火焰不集中，D1、D3与D2、D4距离远，不能相互支持，炉膛内温度降低燃烧恶化，且二次风控制挡板小于45%闭锁投油，调整挡板正常后再投油延误了投油时间，炉膛灭火。

（2）B磨煤机跳磨的原因：B磨煤机油箱油位低误报警，联跳磨煤机低压润滑油泵，低压油泵联跳动作B磨煤机离合器脱扣。

暴露的问题：

我厂“W”火焰炉各个磨煤机之间相互支持性太差，燃烧稳定性差。因此，出现燃烧不稳定时，及时投油助燃很关键。

防范措施：

（1）热工修改逻辑，防止磨煤机大瓦油位低误报警跳闸磨煤机。修改逻辑如下：

磨煤机两台低压油泵停运联跳磨煤机，原设计逻辑中无延时，当一台低压油泵停运，备用低压油泵虽然联启，但瞬间同时联跳磨煤机。在此逻辑回路中增加一3s延时，以保证低压油泵既能正常联启，又不会导致磨煤机停运。

解除磨煤机油箱油位低、任一端耳轴油位低联跳油泵和磨煤机离合器的逻辑。

（2）由热工修改逻辑，燃烧不稳时快速投油助燃。（热工已将投油间隔由40S，降低到10S）

（3）正常运行中保持油枪处于良好备用状态，无闭锁条件。

本次跳机因#2机组尚未运行，启动炉处于停运状态，针对这种情况，特制定如下措施：

机组正常运行中，由于启动炉处于停运状态，因此当机组跳闸时如何向轴封供汽便成为必须解决的问题。为此，从屏过至空予器吹灰管路加装了一路至辅汽备用汽源（13.7米两空予器之间），当机组跳闸后用屏过来吹灰蒸汽通过空预器吹灰辅汽供汽管道经辅汽联箱向汽轮机轴封供汽。具体操作措施如下：

（1）机组正常运行中：辅汽至锅炉岛电动门、辅汽至空予器吹灰手动截门、辅汽供轴封电动门开启，屏过至辅汽手动截门（新加装门）关闭。

（2）一旦由于任何原因引起机组自动或手动跳闸，应进行如下操作：

1）立即派人至启动炉点火尽快向辅汽供汽；

2）立即派专人在吹灰操作盘上开启屏过至锅炉吹灰电动门，关闭辅汽至空予器吹灰电动门，并调节吹灰站减压阀，维持阀后压力2.5MPa；

3）派专人立即到就地部分开启屏过至辅汽手动截门，并就地严密监视门后压力不超过1.0MPa，做好调整，严防管道超压；

4）在CRT画面上关闭辅汽至除氧器供汽等各用户电动门，关闭冷再至辅汽联箱电动门；派人到6.9米就地关闭辅汽至采暖分汽缸手动总门、凝结水至分汽缸减温手动门；

5）机组跳闸电泵联动后检查其中间抽头门开启，并调节吹灰减温阀维持蒸汽温度350℃（如蒸汽温度不高则不必开启电泵中间抽头门），防止蒸汽超温或蒸汽带水；

6）单机运行机组跳闸后，如非汽轮机本体故障，则关闭主汽门前所有机侧疏水阀门；如非锅炉本体故障，则关闭所有过热器疏水，如锅炉、汽机本体故障跳闸，在保证安全的情况下，尽量关闭各疏水，以便长时间维持主蒸汽压力，并监视主机轴封压力、温度应正常。如果轴封压力下降较快，则保留一台真空泵运行，并解除停运真空泵及备用真空泵联锁，同时开启真空破坏门，使汽轮机尽快停转,维持真空在20～30kPa，如真空低于20 kPa应关闭真空破坏门，通过开、关真空破坏门调节真空值，同时并记录大机惰走时间；

7）如果启动炉正常向辅汽供汽，待启动炉供汽压力达0.5MPa以上时可将辅汽供汽切至启动炉,从吹灰操作盘上关闭屏过至吹灰用汽总电动门、减压阀、减温阀及屏过至空予器吹灰电动门，并就地关闭新增的屏过至辅汽供汽手动门；

8）若辅汽温度降低至160℃不足以保证蒸汽过热度时，则完全破坏真空停机；

9）如主机轴封压力保持不住，应立即停止运行真空泵并开启真空破坏门，完全破坏真空；

10）完全破坏真空后应手动关闭主蒸汽管道及本体疏水气动门，并就地关闭主蒸汽、再热蒸汽管道疏水手动截门，防止大量疏水进入凝汽器，并根据凝汽器压力情况，联系检修人员打开汽机低压缸人孔门。

11）停机过程中应密切注意机组的振动、轴移、差胀、油温、油压等参数正常；

12）其它操作、检查与正常停机相同。

类似事故：#2机组2B磨煤机一次风量低跳闸，锅炉灭火

事故经过：

2003年08月19日2时05分， #2机组负荷420MW，主汽压力16.7MPa，2B磨煤机跳闸，火焰电视显示无火，其它磨煤机火检迅速降低，手动MFT。汽机、发电机联跳，A、B小机跳闸，电泵在自动状态未联启，立即手动开启电泵上水，解除关主汽门保护压板，投入误上电保护压板。周波最低降至49.83Hz。

原因分析：

2B磨煤机跳闸的原因为：调节B磨煤机的风量时，直接打开数字对话框，在输入一次风热风挡板开度时，将40%开度，错误的输入为0%（在CRT数字对话框用鼠标点击数字时，如果点击时间太快，经常会出现点击后数字不显示的情况，操作时一定注意。），运行人员在没有检查的情况下，直接点击：“OK”确认，2B磨煤机一次风挡板关闭至零，一次风流量低于13.5kg/s跳磨保护动作，B磨煤机跳闸，锅炉燃烧恶化，炉膛灭火。

防范措施：

运行人员在进行调节时，尽量避免使用输入数字的方法进行操作，应使用点击操作器中“开、关箭头”的方法进行操作，以防止误操作。不得已使用数字输入时，一定确认无误后再点击“OK”，进行确认。

9、#1锅炉火检风压低，锅炉MFT

事故经过：

2002年10月30日6时54分，运行人员发现#1机B火检风机出口风压低，启动A火检风机，准备清理B火检风机入口滤网，A火检风机启动后B火检风机随即跳闸，因A火检风机出口风压尚未建立，“火检风压力低于5KPa延时5S锅炉MFT”保护动作，锅炉MFT。

原因分析：

（1）因在启动B火检风机前，A火检风机在自动状态，炉侧设备的热工逻辑是：当启动备用设备时，程序跳闸在自动状态的运行设备。因此，启动B火检风机后，随即跳闸A火检风机，导致火检风压力低跳闸；

（2）在停止A火检风机后，A火检风机出口逆止阀不严，A火检风机倒转，A火检风机倒转时，未及时采取措施，造成风压降低。

（3）运行人员对热工逻辑不熟悉。

暴露的问题：

运行人员对不常用的热工逻辑不熟悉，牵扯到重大影响的联锁保护操作时，重视程度不够。

防范措施：

（1）特别是炉侧设备在切换时，应首先检查运行设备是否在自动状态，如在自动状态应首先切至手动状态，然后将“备用”设备切至手动，手动启动正常后，在将原“运行”设备停止，投入备用。正常运行中炉侧运行设备应在“手动”状态。

（2）热工修改逻辑：#1炉火检风机压力低MFT由低于5KPa延时5S；修改为低于2KPa延时10分钟。

（3）对于清理炉火检风机入口滤网，或切换火检风机等工作时，派人就地监视，并与控制室联系好，严密监视设备的运行状态，发现异常及时处理。

（4）对于重大操作或异常工况可能会造成保护误动的，应申请总工，由热工人员解除。

（5）进行重大操作时，特别是进行与跳机保护有关的工作时，要做好安全措施和事故预想。

10、#1机汽轮机高排压力高信号管路冻结，保护动作，机组跳闸

事故经过：

2002年12月9日23:17 ，#1机组负荷423MW、主汽压力15.9MPa、汽温537/528℃，汽机跳闸，发电机、锅炉联跳，电网频率降至49.75Hz。厂用电自切成功。ETS显示跳闸原因：REMOTE 4 TRIP（高压缸排汽压力高）。

原因分析：

高排压力高信号管路未加保温，位置靠近机房西大门处，气温低，信号管路冻结，因水结冰后体积膨胀，高排压力高信号管路及压力开关处水变成冰膨胀，压力升高，超过4.92MPa时压力开关动作，汽机跳闸。

防范措施：

（1）对于信号管路、变送器增加保温或伴热电缆，切实做好冬季防冻措施，防止测量信号不准或开关误动作；

（2）解除汽机“高压缸排汽压力高”跳闸条件，送光字牌发报警信号。（已解除）

11、#1锅炉燃烧恶化，MFT后，炉内仍有余火，手动MBT

事故经过：

2003年1月29日19时14分，#1机组负荷425MW、汽包压力16.8MPa， B2、B4、E1、E3、E2、C1、C3、F1、F3、F2、F4煤火检波动较大，立即投油助燃。19时15分 E2、C2分离器出口挡板关闭，二次风控制挡板关闭，油枪退出。19时16分锅炉MFT，汽轮机、发电机跳闸。19时18分炉膛内仍有余火，手动MBT。系统周波由50.0Hz降至49.68Hz。锅炉MFT原因为锅炉火焰丧失。

原因分析：

（1）经过上一次小修后，下炉膛八角处卫燃带几乎全部打掉，从目前情况来看，虽然在一定程度上使炉膛结焦现象明显减少，但从另一个角度来讲，使炉膛温度降低了。据了解，关于“W”火焰锅炉，我厂布置的卫燃带是面积最少的，小修过程中又打掉了许多，炉膛容积热负荷又偏小，这些因素的存在对维持锅炉燃烧稳定是非常不利的，尤其低负荷时风量变动对燃烧影响很大，增加了低负荷时燃烧工况不稳定灭火的机率。

（2）1月底燃煤煤质较差，从煤质化验报告单上来看，入炉煤热值偏低、灰份偏高也是炉膛燃烧不稳定的一个重要原因。

（3）锅炉总风量变化的影响。

（4）我厂锅炉的燃烧调整由于种种原因，一直没有得到优化，运行人员对锅炉的特性尚未摸清，不能有效地控制锅炉在较好的运行状态，另外，大部分自动控制不能正常投入运行，锅炉运行中需要调节的过程量太多，并且互相干扰，是造成本次锅炉灭火的另一原因。

（5）由于没有成熟的运行经验，运行人员的操作调整技术有待进一步提高。

防范措施：

（1）正常运行中根据火检、炉膛负压、煤质等参数综合分析锅炉燃烧是否稳定，及时投油助燃。

（2）锅炉有影响燃烧的操作时应缓慢平稳操作，以防对燃烧产生较大的影响。如：投暖风器时，应注意锅炉风量的影响（暖风器投入时风量降低），操作应缓慢，保持风量稳定。

（3）加强业务学习，事故处理时沉着冷静，避免误操作，防止事故扩大。

（4）炉膛内尚有余火的原因是：炉膛灭火后，炉膛温度仍然很高，部分残存可燃物仍然继续燃烧；同时由于灭火前投有油枪，油枪内有残存燃油滴入炉膛继续燃烧。当炉内有余火时（炉膛尾部烟道二次燃烧除外），应适当提高炉膛负压，加强锅炉通风，尽快将炉内可燃物抽出，防止可燃物爆燃。

（5）燃料加强配煤管理，避免煤质很差的煤种集中掺烧。

（6）集控值班人员加强对入炉煤煤质情况的了解，根据煤质情况及时进行燃烧调整。

关于锅炉MBT：

2003年1月29日19:14锅炉燃烧不稳定导致炉膛灭火。19:18 炉膛内仍有余火，值班人员进行手动MBT。但此时MBT是否合适？

（1）锅炉MBT的动作条件：

锅炉MBT适用于当炉膛负压升高或降低至规定极限时防止炉膛严重受损而设计的。其动作条件如下：

① 操作人员按下中心控制室内盘面停炉按钮。②两台送风机全停。③两台吸风机全停。④炉膛压力高高+4000Pa。⑤炉膛压力低低-4000Pa。

（2）炉跳闸(MBT)保护动作后，自动进行以下操作：

①主燃料跳闸（MFT）。②跳闸两台送风机和吸风机。③过热器和再热器喷水隔离阀关闭。④所有二次风控制挡板打开，热风控制挡板打开，所有空气和烟气隔离挡板打开，吸风机入口控制静叶、送风机控制动叶和密封风机控制挡板逐步打开。

（3）何时使用手动MBT：

当（1）中②～⑤条任一条满足但MBT保护不动作、锅炉严重缺水时，运行人员应按下跳闸盘面主锅炉跳闸按钮。其它情况下不必手动MBT， MFT后送、引风机应保持运行，炉膛强制通风，吹扫炉内可燃物，否则炉膛内积存可燃物在高温下可能爆燃，将对炉膛危害性更大，有使事故扩大的可能性。

因为锅炉MBT后闭锁操作风烟系统所有挡板，10min后才释放闭锁信号，然后运行人员方能操作这些挡板至送、引风机启动允许的开度，由于挡板众多，延长了热态启动的时间，同时耗费大量燃油。

1月29日机组启动中遇到的问题：

（1）送、引风机开不起来：

因为锅炉灭火后手动MBT，闭锁操作风烟系统所有挡板，10min后才释放闭锁信号，然后运行人员方能操作这些挡板至送、引风机启动允许的开度。而风烟系统挡板较多，要恢复到相应开度，需要很长时间。当一侧送、引风机启动后跳闸，而对侧送、引风机停运，符合MBT条件，又发生第二次锅炉MBT。因此在点火过程中，启动送、引风机耗费了大量时间。

（2）机组冲转过程中#9密封瓦处甩油：

1)当时现象：

① 密封油氢差压由0.084MPa降至0.070Mpa；

② 正常空/氢侧回油温度DCS CRT画面显示为56/64℃,停机后为51/48℃；

③ #9轴承处甩油,氢压由0.399MPa降至0.263Mpa；

④ 将主机润滑油压由0.023MPa降至0.2MPa后,当时密封油氢差压为0.078MPa,#9轴承甩油停止；

⑤ 维护人员调节密封油氢差压至0.084～0.090MPa后, 空/氢侧回油温度DCS CRT画面显示逐渐升至54/63℃,漏氢停止。

2)原因分析:

①机组跳闸后,氢气温度、压力发生变化,密封油氢差压阀调节不及时,而跳机后氢侧密封油回油温度下降了16℃，空侧密封油回油温度基本未变，说明氢侧密封油中断，造成跑氢，且油氢差压降低至0.078MPa，更加剧了跑氢。

②小修后汽轮机冲转时#9轴承处也曾轻微漏油，怀疑#9轴承油挡间隙调整不很合适，同时主机润滑油压力偏高，导致油挡漏油。

12、#1机组低负荷试验时锅炉灭火

事故经过：

2003年3月17日进行#1机组低负荷试验。22时00分机组负荷474MW，A、B、C、E、F磨煤机运行。A2、A3煤火检降低至80%，投入A2、A3油枪，该两支火检指示约95%左右，其它煤火检正常。22时10分，根据#1锅炉低负荷稳燃试验程序投F1～F4油枪，执行F磨煤机停运程序，F磨煤机一次风量由15kg/s逐渐缓慢地降低到8kg/s（一次风量低跳磨煤机保护未投）。22时38分#1机组负荷405MW，停#1炉F磨煤机，F磨煤机停运后约40秒钟，锅炉燃烧急剧恶化，炉膛压力高MFT、MBT动作，汽机跳闸，发电机解列。首出原因“锅炉MFT”。系统频率降至49.74Hz。

类似事故：

2002年10月11日12:25机组负荷420MW、主汽压力14MPa、主汽温度536℃、磨煤机B、C、D、E运行。磨煤机B跳闸，炉膛燃烧急剧恶化，炉膛火焰电视显示无火，手动MFT，汽机、发电机联跳。

2003年01月29日19:14机组负荷425MW、汽包压力16.8MPa，监盘发现B2、B4、E1、E3、E2、C1、C3、F1、F3、F2、F4煤火检波动，火检电视显示炉膛着火正常，立即投E1、E2、E4、C1、C3、F1、B4油枪。19：15 E2、C2分离器出口挡板关闭，二次风控制挡板关闭，油枪退出。19:16锅炉MFT，汽轮机、发电机跳闸。系统周波由50.0Hz降至49.68Hz。

原因分析：

从以上三起事故中，可以看出，我厂锅炉存在着下列不足之处：

（1）锅炉的空气动力场不稳定，自02年12月份#1机小修锅炉下炉膛八角处卫燃带几乎全部打掉，锅炉的抗干扰能力，尤其是低负荷时的抗干扰能力变得更是特别脆弱，这种现象从每天的运行调整中可以得到充分体现。

（2）与其它厂家的“W”火焰锅炉相比，我厂锅炉炉膛容积热负荷、特别是下部炉膛容积热负荷（岳阳210KW/M3、菏泽200KW/M3、我厂171 KW/M3），炉膛温度偏低对于结焦的倾向性来说是降低了，但从另一个角度来讲，对于锅炉的稳定燃烧是非常不利的。

（3）锅炉的运行调整最初由于电耳的原因一直没有调试好，再加上煤粉细度无法达到保证要求，因此目前运行在手动状态，在这种状态下的燃烧调整全部靠运行人员的运行经验来完成，燃烧调整一直未进行优化，运行人员只能根据平时的经验以及一些参数来调整，如总风量、给煤量、氧量、灰中含碳量、渣中含碳量、经常采用的热风注入量等参数调整、判断燃烧的好坏，在手动状态下的各种参数调节量大、相互影响，燃烧调整对运行人员来讲相当困难。

（4）在磨煤机启动和停运过程中，根据程序进行启动时磨煤机的最初风量和停磨煤机时的磨煤机的最低风量对于整个炉膛内的燃烧工况是一个不小的扰动，克服这个扰动，对于锅炉的燃烧工况稳定是非常有意义的。

（5）风量标定还不是非常正确，譬如，F磨煤机分离器出口压力总是比别的磨煤机该处的压力要高出几乎2KPa，是什么原因造成的，还不清楚。磨煤机的磨制能力是否均衡、磨制出的煤粉细度是否一致、最合适的风粉比等都需要设计者的数据支持。

（6）停磨煤机后，其它磨煤机的一次风量，二次风量可能会增加，若一二次风量太大会使着火距离拉长，造成脱火，严重时会造成锅炉灭火。

（7）停止磨煤机后会造成空气动力场的扰动，会出现“切火”现象，非主导侧火焰中心远离，可能会造成火焰非主导侧磨煤机火焰严重脱火，燃烧急剧恶化，导致灭火，这样部分磨煤机灭火后又爆燃，同时因投油枪更加剧了炉膛爆燃，因此造成了炉膛压力高MBT。

防范措施：

（1）磨煤机启停时，注意磨煤机一次风量的变化应缓慢、平稳，减少对燃烧的扰动；

（2）启、停磨煤机停油时应判断燃烧稳定后再停止油枪运行，停油后应注意燃烧情况，燃烧不稳时及时投油助燃；

（3）磨煤机停止时应吹空，停磨时应降低待停磨煤机一次风量，让一次风量低保护动作跳磨，以减少对燃烧的扰动，停磨后合理调整一、二次风量、总风量等在正常范围内；

（4）停磨煤机时为防止锅炉发生“切火”影响锅炉燃烧的稳定性，在停磨前应首先调整前后墙磨煤机一次风量偏差，防止停磨后突然切火，影响燃烧的稳定性。

13、#1发电机定子接地3ω保护动作，机组跳闸

事故经过：

2003年6月27日 14时50分，#1机电气报警盘报警：02柜LFP-925保护远方跳闸，PLP02-54T柜FOX装置动作。01柜LFP-925保护远方跳闸，PLP01-54T柜FOX装置动作。发电机跳闸，汽轮机、锅炉联跳。#1机电子间报警信号：定子接地3ω、发电机热工、220KV线路保护。

原因分析：

7月4日查明跳闸原因：#1发电机中性点接地变压器柜内端子排L610接线松动，接触不良。经试验证明能引起定子接地3ω保护动作。发电机中性点接地变压器柜是厂家成套供货设备，端子排设计不合理水平布置，且基建施工压接不牢固，由于振动造成线接触不良，导致定子接地3ω保护动作。

事故对策：

（1）电气保护动作后，应立即查明电气保护动作的首发信号，分析是主保护动作还是后备保护动作。应测量电气设备的绝缘，测量绝缘正常，故障消除后方可重新启动。

（2）全面排查电气设备的保护接线，消除不安全因素。

14、线路保护动作，机组跳闸

事故经过：

2003年7月5日18时36分， #1机组负荷600MW，无功120MVar，发电机跳闸，汽轮机、锅炉联跳。周波降至49.57Hz，汽机转速最高达3135rpm，ETS显示首次跳闸原因：发电机跳闸。

电气报警盘光字牌“02柜LFP-925保护远方跳闸，PLP02-54T柜FOX装置动作。01柜LFP-925保护远方跳闸，PLP01-54T柜FOX装置动作”。“LFP-901保护跳闸”、“LFP-921保护跳闸”、“LFP-901保护装置异常”、“线路故障滤波器启动”。#1机电子间报警信号：“发电机热工，220KV线路保护”。检查厂用电切换正常，1A、1B两汽泵跳闸，电泵联启。启动大机BOP、SOB，A、B、C、D、E顶轴油泵，隔离炉前油系统，A、B、C、D、E、F磨煤机跳闸，A、B一次风机跳闸。投入屏过至辅汽联箱供汽，大机轴封投入正常。取下201开关操作保险，投入发电机“误上电”保护压板。21时30分堂聊I线强送电成功。7月6日11:30 #1发电机自动准同期并网。

原因分析：

堂聊I线A相接地（有一塑料布刮到A相线路上），测距4.6KM。

防范措施：

天气骤变时，及时做好事故预想。

15、#2锅炉受热面爆破，紧急停炉

事故经过：

2003年7月23 01:33 #2机组负荷600MW，主汽压16.5MPa，主汽温535℃，监盘发现#2锅炉给水流量从1930t/h增加至2175t/h，主蒸汽流量从1998t/h下降至1817t/h，炉膛负压从-75Pa增加至+320Pa，机组负荷从600MW下降至545MW，检查各台磨煤机运行正常，各二次风挡板位置正确，立即减负荷，锅炉降压运行。就地检查#2炉折焰角上方包墙过热器悬吊管、水冷壁悬吊管处有严重泄漏声。停炉后检查确认为#2炉折焰角上方包墙过热器悬吊管、水冷壁悬吊管处泄漏。

原因分析：

对#2炉前包墙过热器右数第65根爆管进行了宏观检验和金相分析，检验结果如下：

（1）爆口位于向火面沿管子纵向裂开，爆口形状呈锥形，纵向长度为325mm，横向开口度为112mm。爆口边缘管壁减薄明显，最薄处为3.04mm。爆口内壁有肉眼可见的平行于轴向的裂纹。断口宏观形貌为过热断口形貌特征。

（2）爆口附近管子有不同程度的胀粗，距焊缝70mm、112mm和180mm处出现三处明显胀粗，该处管径分别为46.42mm、47.90mm和48.04mm。

分析及检验结论：

由断口的宏观检验结果可见爆口边缘管壁减薄，爆口附近管子出现胀粗，说明管子爆破前实际运行温度已超过设计使用温度，是在超温条件下运行的。根据金相分析结果，爆口边缘组织有两相区正火组织特点，爆口边缘组织中的微裂纹是在爆破过程中产生的，距爆口15mm处组织已发生球化，球化级别为2级，由此认为，爆破前管子实际运行温度很高，已达到或接近相变温度。分析认为，可能是由于管道内存在局部堵塞现象使管内介质流动不畅导致管壁局部温度迅速升高，使材料强度降低，在介质压力作用下发生爆破。

综合以上分析初步认为，#2炉前包墙过热器爆管是由于管道内介质流动不畅有堵塞现象，使管壁温度大幅度超过设计运行温度，使组织发生损伤，使材料强度降低。

同类事故：

2003年7月18日15:30 检查发现#2机组锅炉42m层前墙南侧第二个观火孔处有异音，并且该观火孔处冒正压（其他观火孔无该现象），即使将炉膛负压调整至-200Pa仍然有正压。怀疑炉膛内部受热面泄漏，但从机组给水流量、炉膛负压、引风机电流等参数未发现异常，说明漏点不大。

19日00:50 #2机停炉检查，经检查发现#2炉48米屏过南数第17排出口夹持管弯头处爆开，其相邻第1、2、5、7、9、13、14、15、23等共13根管壁减薄，公司进行更换。

对爆管进行了宏观检查分析和金相试验，试验和分析结果如下：

（1） 17屏出口段第1根(材质为T91)为初始爆管。

（2）该爆管的爆口附近有胀粗现象，爆口张开不大，爆口两侧有许多平行于爆口的纵向裂纹，具有过热爆管的宏观特征。

（3）爆口两侧有许多平行于爆口的纵向裂纹。根据宏观检验和金相分析，该爆管具有过热爆管的宏观特征，爆管的原因为过热。

事故对策：

（1）保持合格的汽水品质，严格按化学要求进行排污；

（2）保持正常的蒸汽参数，防止锅炉受热面超温；

（3）合理进行吹灰，保持正常的吹灰压力，吹灰器退不出来时应及时联系维护处理，并适当降低吹灰压力；

（4）正常运行时，经常对照蒸汽流量和给水流量的对应关系、机组补水量与锅炉排污量、过热器金属壁温等情况，并加强对锅炉泄漏监视仪的监视，发现异常及时分析检查，避免事故扩大；

（5）锅炉受热面泄漏不严重时应降低锅炉负荷，降压运行，滑参数停炉；

（6）锅炉受热面泄漏严重，不能维持汽包水位，或造成灭火时应紧急停炉；

（7）停炉后尽量维持汽包水位，如无法维持或汽包上下壁温差超过99℃，应停止上水；

（8）保留一台吸风机运行，若汽包上下壁温差超过99℃时，应停止吸风机，保持自然通风状态。

16、#1机组并列风机时，锅炉吸送风机全停

事故经过：

2003年6月1日17:40 #1锅炉点火，A引风机、A送风机运行，锅炉总风量360kg/s，启动B引风机时，B、A引风机同时跳闸，炉MBT动作，锅炉灭火跳闸。

原因分析：

从CRT中的引风机跳闸曲线看，当B引风机合闸脉冲发出1S后，A、B引风机同时跳闸，导致锅炉MBT保护动作。

查引风机跳闸逻辑相关内容如下：

当满足“两台引风机运行，一台送风机运行，且锅炉总风量>345 kg/s”条件，则下列任一情况跳闸一台引风机：

(1)当两台引风机运行且都在自动，跳闸电流小的引风机；

(2)当两台引风机运行且都在手动，跳闸电流小的引风机；

(3)当两台引风机运行，一台在自动、一台在手动，则跳闸处于手动状态的引风机。

结合该逻辑与当时运行情况分析，当机组启动第二台引风机合闸后风量360kg/s>345 kg/s,满足此跳闸条件。但应该只跳掉一台引风机，为什么另一台引风机也跳闸呢？从曲线看，B引风机启动后到达最大启动电流需要约1S时间，因此最初其电流小于A引风机电流，则跳闸负荷小者，所以应该B引风机首先跳闸。但其跳闸脉冲信号发出需要一短时间，在该时间内A引风机在手动位置，同样满足条件，因此A引风机随即跳闸。但从曲线上观察A、B风机同时跳闸，主要由于曲线扫描时间为1S，而内部采集周期为250ms，故曲线上显示两台引风机同时跳闸，不能判断先后顺序。

另外送风机跳闸逻辑与引风机完全相同：

当满足“两台送风机运行，一台引风机运行，且锅炉总风量>345 kg/s”条件，则下列任一情况跳闸一台送风机：

(1)当两台送风机运行且都在自动，跳闸电流小的送风机；

(2)当两台送风机运行且都在手动，跳闸电流小的送风机；

(3)当两台送风机运行，一台在自动、一台在手动，则跳闸处于手动状态的送风机。

以上逻辑的设计思想应该是在机组正常运行中，一台送风机跳闸，为防止炉膛压力超限，则强制跳掉一台引风机或送风机（其他厂机组有同侧送、引风机联跳逻辑，但我厂无，即通过该逻辑实现送、引风机联跳功能）。

暴露出的问题：

（1）热工逻辑在设备状态取样周期上存在着不足。

（2）运行人员对热工逻辑不熟悉。

防范措施：

机组启停或单侧风机运行（如单侧风机消缺），并风机时易发生风机跳闸现象，为防止并风机时造成吸送风机误跳闸，制定如下措施：

（1）机组启动时，在总风量低于345 kg/s以下时并列风机，以防保护误动。

（2）如果运行中停运单侧风机，由于此时风量大于345 kg/s，为防止运行风机不正常跳闸，应联系仪控人员临时将该保护解除，待并列风机后，由热工检查无跳闸脉冲再将该保护投入。

（3）修改逻辑：在引风机合闸脉冲信号加3～5S延时，防止将两台引风机全部联跳或直接将该逻辑修改为送、引风机联跳。

17、#1锅炉燃烧恶化，锅炉灭火

事故经过：

2003年7月29日15时07分， #1机负荷365MW，主汽压16.5MPa，主汽温540℃，A、B、C、D磨煤机运行，给煤量153 t/h，A3、D4油枪运行，末过吹灰至04A2，突然燃烧不稳，火焰电视前墙显示无火，接着后墙无火，并且所有运行磨火检信号快速降至30%以下，机组负荷快速降至330MW，为防止炉膛爆燃，运行人员立即手动MFT，确认汽机跳闸，发电机解列。

原因分析：

（1）煤质差，引起锅炉燃烧不稳。经查29日入炉煤报表，数据如下：

项目

全水分Mar %

内水分

Mad %

灰分

Aad %

挥发分

Vad %

固定碳

Fcad %

全硫

St，ad%

高位热值Qgr，ad J/g

低位热值

Qnet，

arJ/g

设计

标准

6.09

± 0.55

2.21

±0.2

26.98

± 2.5

7.46

± 1.1

63.55

1.35

± 0.12

22960

± 2066

实际值

9.1

1.59

31.37

7.48

59.56

1.07

22910

20380

从表中可以看出，燃煤灰份大、固定碳含量低，热值偏低，同时水分偏大，因此锅炉燃烧较差。这从近期的炉膛负压波动(+500～-560Pa)、水位波动及渣中含碳量（40～60%）可以看出。

（2）锅炉低负荷稳燃未经过真正的考验，上一次稳燃试验只进行了一种磨煤机运行方式，即中间四台磨煤机运行，并且整个减负荷过程是极其缓慢的，在机组实际运行中会跟不上电网负荷的快速变化。其它几种磨煤机组合方式还未进行试验。

（3）运行人员虽尽可能地为防止燃烧不稳定做一些措施，如燃烧不良时及时投入适当的油枪，但仍没有避免炉膛燃烧的急剧恶化，说明锅炉适应各种变工况的能力较差，这是造成锅炉灭火的主要原因。

（4）与其它厂家的“W”火焰锅炉相比，我厂锅炉炉膛容积热负荷、特别是下部炉膛容积热负荷偏小，导致炉膛温度低；同时锅炉的空气动力场不稳定，自02年12月份#1机小修锅炉下部炉膛八角处卫燃带几乎全部打掉，导致燃烧抗干扰能力差，尤其是低负荷时的抗干扰能力变得更是特别脆弱。这对于锅炉的稳定燃烧是非常不利的，当煤质差或工况发生波动时，容易导致灭火。

（5）磨煤机运行方式不合理。低负荷下制粉系统B、C、D、E运行，火焰比较集中，这是最佳运行方式，但由于E磨煤机检修， A、B、C、D磨煤机运行，C、A磨煤机火焰相隔较远，不能有效支持。

事故对策：

（1）煤质不好时应提前投油助燃，燃烧不稳时及时投入更多的油枪。

（2）加大促煤力度，保证进煤品质；同时采取措施减少燃煤在雨、雪天气含水量大的问题。

（3）保持磨煤机最佳运行方式、规定如下：

磨煤机运行方式规定:

⑴ 机组负荷360MW以上，维持5台磨煤机运行。

⑵ 机组负荷360MW～420MW，一般情况下维持5台磨煤机运行，如有特殊情况需维持4台磨运行时，方式规定如下：

第一种方式：保留B、C、D、E磨煤机运行；

第二种方式：保留B、D、F、C磨煤机运行；

第三种方式：保留C、E、A、B磨煤机运行；

第四种方式：保留B、D、F、E磨煤机运行；

第五种方式：保留C、E、A、D磨煤机运行；

上述磨煤机运行方式中，首选第一种运行方式，因设备原因，不能满足时，选择第二种运行方式，最后选择第三种运行方式。当C或B磨有检修工作、选择第四或第五种运行方式时可适当投入E或D相应点火油枪助燃，禁止采用其它的运行方式，以保持锅炉燃烧火焰的连续性、提高火焰的相互支持能力，稳定锅炉燃烧。

机组负荷360MW时：炉膛总风量维持580～600kg/s，烟气氧量维持6.5%以上，运行磨煤机一次风量维持16～17 kg/s（推荐值16.5kg/s）、出口温度维持150～170℃（推荐值170℃），二次风量维持50～55kg/s（推荐值52kg/s）。

助燃油投停原则

（1）磨煤机启动磨煤机启动前投入点火油枪，磨煤机啮合后，给煤机给煤量≥10吨，对应的煤火检稳定且≥80%，即可停运点火油枪；磨煤机暖磨过程中，合理调整磨煤机冷、热一次风量配比，以缩短磨煤机暖磨时间。

（2）磨煤机停止磨煤机停运前投入点火油枪，给煤机停止后，尽快吹扫磨煤机，磨煤机脱开后，即可停运点火油枪。

（3）锅炉吹灰锅炉炉膛吹灰，特别是过热器、再热器吹灰时，根据火检情况应投入点火油枪1～2只，以保持磨煤机异常切单端运行时的炉膛燃烧稳定。

（4）运行磨煤机的任意煤火检信号强度≤80%，即可投入对应点火油枪助燃，调整磨煤机一次风量、煤量、二次风量，增强燃烧强度，煤火检信号强度≥80%时，即可停运点火油枪。

（5）锅炉炉膛压力波动≥±300Pa，根据煤火检强弱选择点火油枪投入助燃。

（6）锅炉投油助燃期间，燃油母管压力维持2.0～2.3 Mpa 运行。

（7）值长、机组长必须详细记录每次投油的燃油量、投油原因。合理控制投油，以减少燃油使用量，降低发电成本，提高企业经济效益。

入炉煤控制

燃料部应加强入炉煤管理，合理掺、混煤，控制入炉煤各项指标符合设计要求：

入炉煤指标:

⑴ 全水分（Mar）：6.0±0.55%。

⑵ 全硫分（St，ad）：1.35±0.12%。

⑶ 挥发分（Vad）：7.46±1.1%。

⑷ 灰分（Aad）：26.98±2.5%

⑸ 低位热值（Qnet，ar）：22960±2066j/g。

(6)机组负荷600MW时，控制总给煤量≯240t/h，其它负荷时按比例折算。

18、#2机组密封风机出口风门关闭，锅炉MFT

事故经过：

2003年08月18日 16:16 #2机组420MW，A、B、C、D、E磨煤机、2A密封风机运行，2B密封风机备用，2A密封风机出口风压、电流突然降低，2B密封风机没有联启，所有磨煤机跳闸，锅炉MFT，联跳汽机、发电机。

原因分析：

#2机组跳闸原因为2A密封风机出口风门销子突然脱落，风机出力下降，造成所有运行磨煤机因密封风压力低跳闸，导致锅炉燃料丧失，锅炉MFT，机组跳闸。

暴露的问题：

（1）对重要辅机的运行状况，没有足够的重视，应当作重点检查维护。

（2）密封风机的热工联锁保护不可靠，运行设备出力降低，备用设备不能正常联启，失去了应有的保护功能。

事故对策：

（1）加强巡检和运行维护，杜绝同类事故的再次发生。

（2）磨煤机密封压差低于1.3Kpa跳磨增加5S延时。

19、启/备变检修，#2锅炉灭火，6KV厂用电失去

事故经过：

2003年10月15日12时10分，#2炉突然发生切火现象，B2、B3、B4、D2、D4，F2、F3火检降至50%～70%左右，C、E磨火检均在98%以上，前墙火焰电视闪动，后墙火焰电视变亮，投油助燃，切除机组协调，手动调整前后墙一、二次风量，火焰逐渐切至前墙，火检恢复正常，火检稳定后于12:40逐渐停止所有油枪。

13时06分32秒炉膛负压突然变大，并向负的方向直线下降，火检大部分降至20～30%左右，火焰电视前后墙均变黑，看不到火焰，炉膛负压在5S内降至-2000Pa，根据这种情况，判断炉内已发生局部或全部灭火，且磨煤机火检失去关闭分离器出口挡板已加延时，部分灭火喷燃器仍在继续进粉，此时继续投油则存在着锅炉爆炸的危险性，值班人员立即手动MFT，在MFT动作之前炉膛负压最大降至-3500Pa。因启备变正在检修中，6KV厂用电失去，立即检查小机直流油泵、空侧密封油直流油泵自启成功，手动启动大机EOP，手启#2柴油发电机，关闭进凝汽器所有疏水，凝汽器破坏真空。

原因分析：

（1）煤质的变化。

10月15日8:00煤质还可以不算很差，平均400g/10MW。可以从总煤量的上看出。而到了12:00，负荷降至430MW，总煤量为200t/h，平均465g/10MW。12:50切火后计算总煤量为206t，平均480g/10MW。平时正常煤量为380g/10MW。

煤质突变（部分或全部磨煤质变化），且煤最近几天较湿，磨煤机出口温度大多在120～130℃左右，煤粉着火困难，煤的诸多成分中，煤的水分对燃烧的影响较大，很大程度上限制了磨煤机的出口温度，水分大还降低了煤的发热量，而且还难于磨制，煤粉品质下降。造成煤质差的制粉系统首先灭火，负压增大，炉膛负压的波动下导致全炉膛灭火。

10月15日前后的入炉煤水分严重超标，其发热量也相对较低，正常运行时磨煤机出口温度应在160～170℃，当时运行的磨煤机出口温度只有120℃，应是锅炉燃烧恶化的主要原因。

（2）炉膛落焦的影响。

因近期煤质差，结焦的可能性大，且在10月14日 16:44曾出现过所有煤火检瞬时下降而又瞬时上升C磨切单端的情况，由于火检瞬时恢复没有造成灭火。可以进一步推理若是掉焦严重，极有可能火检就不会瞬时上升而导致灭火。

（3）煤质变坏，锅炉燃烧不稳的因素尚未消除，忽视这个主要因素，没有及时投油。

11:00以后煤质急剧变坏，且已出现过燃烧不稳现象，运行人员忽视造成燃烧不稳的主要因素尚未消除，没有采取继续投油的措施，没有想到燃烧不稳会“卷土重来”，燃烧急剧恶化，投油不及时，这也是造成锅炉灭火的主要原因。

防范措施：

（1）随时注意煤质的变化，煤质变化较大时，做好事故预想，提前投油助燃。

（2）发生燃烧不稳、火检不稳时及时投入更多的油枪助燃，并查找原因，若是引起不稳的原因短时间不能消除，应继续采取稳燃措施，直至隐患消除，燃烧稳定。引起燃烧不稳的因素没有消除，不得停油。

（3）随时注意炉膛负压的变化，以判断炉内燃烧工况，发生灭火时应果断处理以防事故扩大。

厂用电失去后的经验教训：

6KV厂用电失去停机产生的后果：

（1）2A、2B小机排汽缸防爆膜鼓开。

因机组跳闸后，各路疏水自动开启，凝水、循环水失去，高压蒸汽进入凝汽器，造成凝汽器压力升高，2A、2B小机排汽缸防爆膜鼓开。

（2）2B汽泵推力瓦因润滑油短时失去，造成化瓦。

2B汽泵直流油泵虽然自启，但油压建立较迟，且密封水失去，高温高压水进入轴承，因此造成2B汽泵推力瓦烧毁。

（3）备用空压机不能正常启动，只有一台空压机运行。

由于B、D空压机动力电源失去，A空压机控制以及风冷电机电源又取自空压机MCC B段—除灰PC B段—＃2机6KV 2B2段，造成只有一台空压机运行，仪用空气压力下降。

（4）低压缸排汽温度高（最高达164℃）。

厂用电失去跳机后，应尽快关闭进入凝汽器的疏水，通知维护开启低压缸人孔门。

（5）A、B 汽泵由于密封水失去，造成小机油系统大量进水，不得不将油全部换掉。

厂用电失去后应立即隔离汽泵，汽泵组消压放水，防止油中进水。

停机应总结的经验：

（1）启/变停电前，除执行原有的停电期间运行措施外，还应对燃煤进行检查，煤质稳定，各项指标在正常范围内。

（2）启/变停电期间，各值应合理安排值班人员，加强对机组各参数的监视和调整，尤其加强锅炉的燃烧调整，保证锅炉的稳定燃烧，保留两只油枪运行，发现炉膛火检不稳时，及时投入更多的油枪助燃。

（3）启备变停电期间或机组跳闸厂用电不能正常切换致使机组部分或全部厂用电失去，对跳闸机组立即进行如下操作：

1) 立即检查主机、小机、发电机空侧密封油直流油泵，空预器气动马达，是否自启，否则立即切至手动启动，检查大小机润滑油压，油氢压差正常。直流油泵的启动应是越快越好（本次厂用电失去后的停机，2B小机直流油泵虽然启动，但仍出现了油压到零，造成了2B汽泵推力瓦化瓦事故，给机组恢复正常运行带来了很大的被动）。

2) 立即手动开启凝汽器真空破坏门，同时立即关闭至凝汽器所有疏水阀门，开启锅炉侧有关疏水。（目前因为部分疏水手动门内漏，为防止凝汽器超压，应立即联系维护人员打开低压缸人孔门，本次厂用电失去后的紧急停机，排汽温度最高达到了164℃，小机排汽缸防爆膜鼓开，为尽量降低由于温度高、压力高对凝汽器造成的损害，发生厂用电失去事故的情况下，关闭去凝汽器的疏水应是越快越好）。

3) 通知外围岗位进行厂用电失去的处理。通知空压机房值班员，立即启动备用空压机，保证仪用空气压力正常。由于本次B、D空压机动力电源失去，A空压机控制以及风冷电机电源又取自空压机MCC B段—除灰PC B段—＃2机6KV 2B2段，造成只有一台空压机运行，此时应尽快合上除灰PC A、B段联络开关，恢复空压机控制以及风冷电机电源，保障仪用气的供应。

4) 现已对A、D空压机控制（冷却）电源原接线进行了互换。电源接线如下：

5) A、C空压机控制冷却电源取自空压机MCC A段；

6) B、D空压机控制冷却电源取自空压机MCC B段。

7) 立即检查柴油发电机是否自启，否则立即手动启动。柴油发电机启动成功后检查各负荷是否自投，否则手动启动。启动主机BOP、SOB、顶轴油泵、空氢侧交流油泵、小机交流油泵、空预器电动马达，以上交流设备运行正常后停止直流油泵和空预器气动马达。

8) 立即打开汽泵密封水回水至地沟、水箱隔离门，尽快将汽泵隔离，消压放水，防止泵内高压水顺着轴串入油系统。（及时化验油质，确因油质量不合格影响机组的再启动时，及时换油）。

9) 检查调整所有停运制粉系统的风门、档板位置正确，过热器、再热器减温阀关闭。

10) 检查UPS电源切换正常，加强对直流系统的检查，保障其正常运行。

11) 保证工业水系统的正常运行，立即联系化水值班人员，合上循环水处理PC A、B段联络开关。

12) 联系维护人员，将火焰摄像镜头从炉膛抽出。

13) 拉开6KV各段所有合闸开关，逐步恢复厂用电，逐步恢复机组各系统运行。

14) 低压缸排汽温度>50℃时，先启动凝泵，对凝汽器进行降温，并启动真空泵，保持凝汽器约20KPa的真空；待排汽温度<50℃后方可投入循环水系统，严禁直接启动循环水系统，避免对铜管的冷激变形。

15) 厂用电恢复后的锅炉上水，应当视锅炉金属壁温，严格控制锅炉上水速度，（请示总工同意后才可进行）上水前应将除氧器里的水尽量加热，避免由于温差大对汽包产生热冲击。