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1、.锅炉运行事故案例汇编.目录 1、锦州电厂3号锅炉安全阀校验升压实跳造成炉外管道爆破事故 .4 2、韶关电厂4号锅炉重复发生水冷壁爆管事故 .4 3、洛河电厂1号锅炉发生导汽管爆破事故 .6 4、石景山热电厂发生锅炉超温、超压事故.6 5、某电厂发生锅炉超压爆管事故.7 6、新乡电厂发生2号锅炉满水造成2号机组轴系断裂事故.8 7、遵义发电厂发生人员伤亡事故.9 8、2000年9月8日某电厂发生人员伤亡事故.11 9、海电#6炉灭火、满水、减水分析.12 10、海电#5炉后屏过热器泄漏事故.14 11、海电#4炉事故放水误动的分析.15 12、山西榆社电厂#4炉汽包水位低MFT一类障碍事件.1
2、6 13、山西榆社电厂#3炉掉大焦MFT一类障碍事件.18 14、山西榆社电厂4炉高温再热器泄漏一类障碍事件.19 15、山西榆社电厂3机高加保护动作、#3炉汽包水位高MFT动作事故 20 16、山西榆社电厂4炉汽包水位显示失灵MFT动作两次停机.22 17、山西榆社电厂3炉磨煤机因检不到火检先后掉闸 MFT动作停机事故.25 18、山西榆社电厂3炉掉焦磨煤机检不到火检先后掉闸 MFT动作停机事故.27 19、山西榆社电厂2005年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、2月3日1时44分因汽包水位高MFT动作两次停机 .28 20、山西榆社电厂3炉灭火MFT动作停机的一
3、类障碍事件.29 21、山西榆社电厂#4锅炉总风量低MFT保护动作机组跳闸事故.31 22、山西榆社电厂#3锅炉两台引风机先后跳闸MFT保护动作机组跳闸事故34 23、山西榆社电厂3炉汽包水位低MFT动作停机的一类障碍事件 37 24、山西榆社电厂#6炉油枪着火引发MFT动作锅炉灭火停机事故 38.25、某厂#10锅炉发生了灭火放炮事故锅炉灭火停机事故.40 26、海勃湾发电厂#6锅炉灭火停机的一类障碍事件.41 27、上都电厂#1机等离子燃烧器四个火检摄像头烧损.41 28、上都电厂#1机组锅炉#2空预器转子不转 .42 29、上都电厂#1机组锅炉#1、#2引风机非驱动端轴承振动大 .43
4、30、上都电厂#2机组锅炉灭火.43 31、上都电厂#1机等离子阳极头烧坏原因分析.44 32、电厂重油罐闷爆火灾事故.45 33、宁波市北仑港发电厂“3.10”电站锅炉爆炸事故.47 34、其它事故案例 3.1、锦州电厂3号锅炉安全阀校验升压实跳造成炉外管道爆破事故 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
5、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、韶关电厂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，韶关电厂 4号锅炉小修结束，汽轮机超速试 4.验完毕准备并网时，突
6、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
7、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 5.量使用减温水引起过热器内水塞和
8、作业工具、焊渣等异物进入锅炉管 道而造成堵塞等措施。3、洛河电厂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
9、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、石景山热电厂发生锅炉超温、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 6.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
10、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。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
11、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 7.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
12、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
13、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、新乡电厂发生2号锅炉满水造成2号机组轴系断裂事故 8.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
14、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、遵义发电厂发生人员伤亡事故 事故经过：2001年 5月9日0时20分，遵义发电厂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
15、 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 9.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
16、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
17、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。10.3、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、2000年9月8日某电厂发生人员伤亡事故 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
18、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
19、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 11.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
20、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。9、海电#6炉灭火、满水、减水分析 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 12.十三万，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
21、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230 MW，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
22、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。13.10、海电#5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
23、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
24、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 14.4、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、海电#4炉事故放水误动的分析 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
25、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。15.事故总结：各班组认真组织分析此次事件，
26、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、山西榆社电厂#4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3.4Mpa，再热蒸汽温度538，真空77.56KPa，炉膛负压-90Pa，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%，
27、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 16.检查发现#4机#1中
28、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”，4 3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2
29、1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1.0Mpa定值，在经延时15秒后3给水泵掉闸，水位低至300mm，MFT动作。4）、
30、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。17.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。13、山西榆社电厂#3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678T/H，给水流量648T/H，总风量737T/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、，#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 18
32、.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
33、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、山西榆社电厂4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 19.燃降负荷
34、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
35、发。15、山西榆社电厂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3.5Mpa，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949T/H，给水流量861T/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，20.联系热工人员将31高加
36、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
37、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
38、，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 21.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
39、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。16、山西榆社电厂4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、
40、3油枪运行，A、B、C、D四台 22.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
41、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
42、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 23.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
43、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
44、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 24.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、山西榆社电厂3炉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
45、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 份西安热工研究院进行了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
46、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 25.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
47、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日华能国际电力股份公司生产部、西安热工研究所、东北 电力研究院有关专家及我公司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。措施执行人：运调科。已完成。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
48、燃烧恶化，造成 MFT动作。措施执 行人：热工车间。已完成。3、加强炉膛吹灰次数，每班炉膛吹灰两次。措施执行人：运行分 26.场。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。措施执行人：运行分场。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
49、 未发生因掉焦、燃烧恶化造成锅炉灭火事件发生。18、山西榆社电厂3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
50、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。27.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、山西榆社电厂2005年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、2月3日1时44分因汽包水位高MFT动作两次停机 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