1、鍋爐安全閥校驗升壓實(shí)跳造成爐外管道爆破

事故經(jīng)過(guò)： 

1999年7月9日，3號鍋爐在安全門(mén)熱態(tài)整定過(guò)程中，高溫段省煤器出口聯(lián)箱至汽包聯(lián)絡(luò )管直管段發(fā)生爆破，造成5人死亡，3人嚴重燙傷。

事故原因分析：

事故由于該段鋼管外壁側存在縱向裂紋，致使鋼管的有效壁厚僅為1．7mm左右，從而導致在3號鍋爐安全門(mén)整定過(guò)程中，當主蒸汽壓力達到16．66MPa時(shí)，鋼管有效壁厚的實(shí)際工作應力達到材料的抗拉強度而發(fā)生瞬時(shí)過(guò)載斷裂，發(fā)生爆破。

事故總結：

1、鍋爐壓力容器安全閥校驗采用升壓實(shí)跳的方式，會(huì )造成鍋爐管道蒸汽壓力超壓，導致鍋爐管道壽命減少容易造成鍋爐和爐外管道爆破，后果嚴重；

2、鍋爐壓力容器安全閥校驗采用升壓實(shí)跳的方式，會(huì )造成噪音污染，安全閥起跳次數多，會(huì )帶來(lái)密封面的損壞；

3、純機械彈簧式安全閥及碟形彈簧安全閥可使用安全閥在線(xiàn)定壓儀進(jìn)行校驗調整。校驗調整可以在機組啟動(dòng)或帶負荷運行的過(guò)程中（一般在60％～80％額定壓力下）進(jìn)行。

事故經(jīng)過(guò)： 

1991 年 3月21 日，某電廠(chǎng)4號鍋爐小修結束，汽輪機超速試驗完畢準備并網(wǎng)時(shí)，突然爐膛一聲巨響，汽包水位直線(xiàn)下降無(wú)法控制，緊急停爐。檢查發(fā)現前墻水冷壁爆管一根，爆口在衛燃帶附近100㎝處，爆口附近同一循環(huán)回路共有25 根管產(chǎn)生不同程度的變形。經(jīng)搶修更換爆破的和變形嚴重的水冷壁管14根。于24 日18時(shí)再次點(diǎn)火，25日03:24帶負荷40MW,主蒸汽壓力9.3MPa，主蒸汽溫度490℃，電接點(diǎn)水位計指示+30mm，爐內又發(fā)生一聲巨響，汽包水位直線(xiàn)下降無(wú)法維持，再次緊急停爐。檢查發(fā)現后墻水冷壁管一根爆破，爆口在衛燃帶上方約80cm處，爆口周?chē)?0多根水冷壁管不同程度變形。

事故原因分析：

這兩次爆管的情況基本相同，經(jīng)檢查外觀(guān)爆口特征和金相分析，斷定為短期超溫爆管。事故是由于運行人員在鍋爐起動(dòng)過(guò)程中，兩次未按規定清洗汽包就地水位計，而且未與電接點(diǎn)水位計核對，控制室內水位計不能正常投入運行，電接點(diǎn)水位計與就地水位計不符，而出現假水位工況未能及時(shí)發(fā)現，致使鍋爐嚴重缺水爆管。

事故總結：

1、嚴防鍋爐缺水和超溫超壓運行，嚴禁在水位表數量不足（指能正確指示水位的水位表數量）。

2、經(jīng)常校對水位計，就地與遠傳數值基本一致。

3、鍋爐控制室內至少要有兩只性能可靠的遠傳水位計。

4、按規定及時(shí)沖洗水位計。

5、當鍋爐所有汽包水位表記全部失靈，運行中無(wú)法判斷鍋爐汽包水位時(shí)，應立即緊急停爐。

6、對于短期過(guò)熱引起的爆管，一般要求防止鍋爐汽包低水位、過(guò)量使用減溫水引起過(guò)熱器內水塞和作業(yè)工具、焊渣等異物進(jìn)入鍋爐管道而造成堵塞等措施。

事故經(jīng)過(guò)： 

1991年8 月22 日17:45，1號鍋爐點(diǎn)火起動(dòng)；22日20:55，1號汽輪機沖轉；23 日06:42，并網(wǎng)帶負荷20-30MW，汽輪機、電氣做試驗；23日14:45，帶負荷60MW，投粉一層；23日16 時(shí)，導汽管爆破，被迫停爐。

事故原因分析：

事故的主要原因是由于鍋爐水動(dòng)力調整不當，使各屏水流量不均勻，造成導汽管超溫爆管。

事故總結：

1、對于長(cháng)期超溫引起的爆管，就要弄清由于鍋爐熱力偏差、水力偏差還是結構偏差所引起的超溫，以便采取相應的對策。

2、鍋爐的過(guò)熱器、再熱器、導汽管等應有完整的管壁溫度測點(diǎn)，以便監視各導汽管間的溫度偏差，防止超溫爆管。在啟動(dòng)時(shí)，應監視水平煙道煙溫，過(guò)熱器、再熱器管壁溫度禁止超過(guò)規定值。

3、定期進(jìn)行鍋爐爐膛、煙道蒸汽吹灰，以消除熱偏差，防止受熱面局部超溫。

事故經(jīng)過(guò)： 

1996 年3月13日00:29，4號機組由于直流控制電源總熔絲熔斷，造成直流操作電源消失，4號機組跳閘，汽輪機主汽門(mén)關(guān)閉。因“機跳爐”聯(lián)鎖未投入運行，機組甩負荷后燃料沒(méi)有聯(lián)動(dòng)切斷。最高主蒸汽壓力達21.3MPa、主蒸汽溫度達576℃，而額定過(guò)熱器出口壓力為13.7MPa、汽包壓力為15.88MPa、主蒸汽溫度為540℃。

事故原因分析：

運行人員在事故處理過(guò)程中，當手動(dòng)開(kāi)啟脈沖安全門(mén)鍋爐壓力不降時(shí)（安全門(mén)、PCV閥拒動(dòng)），沒(méi)有按規程果斷切斷制粉系統，致使鍋爐承壓部件嚴重超溫、超壓。

事故總結：

1、運行中鍋爐主汽出口壓力超過(guò)安全門(mén)動(dòng)作壓力(含PCV閥)而安全門(mén)拒動(dòng)同時(shí)手動(dòng)PCV閥又無(wú)法打開(kāi)時(shí)，應立即手動(dòng)停爐。

 2、機組運行時(shí)鍋爐主汽、再熱冷、熱段安全門(mén)、Pcv閥，廠(chǎng)用汽管道所有安全門(mén)必須全部投入，嚴禁隨意解列運行系統安全門(mén)，防止系統超壓。

3、鍋爐超壓水壓試驗和熱態(tài)安全門(mén)校驗工作應制定專(zhuān)項安全技術(shù)措施，防止升壓速度過(guò)快或壓力、溫度失控造成超壓超溫現象。

事故經(jīng)過(guò)： 

某電廠(chǎng)1999年6 月5 日，根據鍋爐大修工程進(jìn)度安排，準備安全門(mén)定砣。 11時(shí) 30分，值長(cháng) 下令鍋爐點(diǎn)火；12時(shí)先后投入1-3 號油槍?zhuān)仩t開(kāi)始升壓；13時(shí)，再熱器安全門(mén)開(kāi)始定砣；13時(shí)30 分結束，之后鍋爐繼續升溫升壓；當壓力升到15.8MPa 時(shí)，鍋爐分廠(chǎng)副廠(chǎng)長(cháng)等人來(lái)到鍋爐乙側脈沖安全門(mén)平臺（標高46.5，面積11.69㎡），準備進(jìn)行一次汽系統安全門(mén)定砣。14時(shí) 02分鍋爐主汽壓力升至16.2MPa時(shí)，值長(cháng)下令進(jìn)行事故放水、向空排汽試驗，繼續升溫升壓。15時(shí)06分，當主汽壓力達到17.2MPa時(shí)，突然一聲巨響，大量汽水呼嘯而出，熱蒸汽迅速籠罩鍋爐間，經(jīng)檢查鍋爐高溫省煤器出口聯(lián)箱至汽包聯(lián)絡(luò )管的直管段突然爆裂，爆裂發(fā)生在直管段上，沿軸向開(kāi)裂，裂口長(cháng)470mm 左右；爆口中間部位在汽水反作用力作用下，形成“∨”形彎；爆口方位正對著(zhù)乙側一次汽系統安全門(mén)，乙側部分聯(lián)絡(luò )管保溫層被吹壞。當即將鍋爐分廠(chǎng)副廠(chǎng)長(cháng)等八名同志嚴重燙傷，其中五人醫治無(wú)效死亡。

事故原因分析：

本次安全門(mén)定砣壓力為16.66MPa，爆管時(shí)壓力為17.2MPa，介質(zhì)溫度為290℃左右,超壓引起爆管。在鍋爐安全門(mén)定砣過(guò)程中，當主汽壓力達到17.2MPa時(shí)，鋼管有效壁厚的實(shí)際工作應力達到材料的抗拉強度而發(fā)生瞬時(shí)過(guò)載斷裂，導致聯(lián)絡(luò )管縱向開(kāi)裂。 

事故總結：

1、鍋爐超壓水壓試驗和熱態(tài)安全門(mén)校驗工作應制定專(zhuān)項安全技術(shù)措施，防止升壓速度過(guò)快或壓力失控造成超壓現象。

2、安全閥未經(jīng)校驗的鍋爐，在點(diǎn)火試運啟動(dòng)和在安全閥校驗過(guò)程中應有防止超壓的措施，并在專(zhuān)人監護下實(shí)施。

3、做好鍋爐發(fā)生超壓、超溫等事故預想及防范措施。4．鍋爐在超水壓試驗和熱態(tài)安全閥整定時(shí)，嚴禁非試驗人員進(jìn)入現場(chǎng)。

事故經(jīng)過(guò)： 

1990年1月25日03：20，在2號鍋爐滅火后，在恢復過(guò)程中，因給水調整門(mén)漏流量大（漏流量達120T/H），運行人員未能有效控制汽包水位，導致汽包水位直線(xiàn)上升，汽溫急劇下降，造成汽輪機水沖擊。

事故原因分析：

運行人員未能及時(shí)發(fā)現汽溫急劇下降，使低溫蒸汽較長(cháng)時(shí)間進(jìn)入汽輪機。低溫蒸汽進(jìn)入汽輪機，造成汽缸等靜止部件在溫差應力作用下變形，轉軸彎曲，動(dòng)靜部件發(fā)生徑向嚴重碰磨，軸系斷裂。

水位表失靈和指示不正確、鍋爐水位保護拒動(dòng)、給水系統故障、違反運行規程、誤判斷、誤操作等是造成鍋爐汽包滿(mǎn)水和缺水事故的主要原因。

事故總結：

從汽包水位測量系統的配置、安裝和使用以及給水系統的維護等方面出發(fā)，制定相應的反事故技術(shù)措施。

事故經(jīng)過(guò)： 

2001年5月9日0時(shí)20分，某電廠(chǎng)8號爐撈渣機，在運行中因發(fā)生斷鏈條故障停運搶修，0 時(shí)35 分左右，司爐將8號爐撈渣機關(guān)斷門(mén)甲側密封擋板全部關(guān)閉，乙側因機械卡澀有一塊擋板未關(guān)上，并匯報值長(cháng)，等待檢修人員來(lái)現場(chǎng)搶修；4 時(shí)30分左右，檢修人員將撈渣機鏈條修復，要求試轉。5 時(shí)40左右，試轉成功，但刮不上灰，檢修判斷鏈條從甲側轉角壓鏈導輪下脫出，并要求反轉和放掉撈渣機內的水。值長(cháng) 未同意反轉，只吩咐運行人員用高壓水沖洗壓鏈導輪。在放水之前令司爐投一支油槍穩燃， 壓鏈導輪沖洗出來(lái)后，檢修工撬鏈條復位沒(méi)有成功，準備采用割斷鏈條復位的方法處理。6時(shí)40 分左右，爐內突然垮下大塊焦渣，將關(guān)斷門(mén)擋板接合部沖開(kāi)一條縫，紅灰從關(guān)斷門(mén)擋板縫隙中噴射而出，將在撈渣機旁平臺上做搶修準備工作的 4人燒傷， 4名傷員在醫院救治中陸續死亡 3人，1 人重傷。

事故原因分析：

1．未執行安規規定。在撈渣機故障處理時(shí)，按有關(guān)規定要求運行人員投油穩燃，保持負壓，并關(guān)閉關(guān)斷門(mén)密封擋板等措施。

    2．未采取有效的應急措施。工作負責人由于技術(shù)業(yè)務(wù)素質(zhì)不高，判斷處理缺陷能力不強，對面臨的不安全工作環(huán)境及時(shí)間越長(cháng)，危害性就越大的險情認識不足，未進(jìn)一步采取防止突發(fā)事故的有效應急措施。以上是造成這次人身傷害的主要原因。

事故總結：

施工負責人，到現場(chǎng)后設備缺陷查找不準確，技術(shù)素質(zhì)不高，工作時(shí)間太長(cháng)，達5小時(shí) 之久。檢修提出放密封水槽水時(shí)，許可人沒(méi)有按規程“短時(shí)間內不能處理完應放灰”的規定，也沒(méi)有采取補充安全措施就同意 工作，在執行工作許可中，未采取安全措施。

   1、定期對各級人員進(jìn)行安全技術(shù)培訓，提高安全技術(shù)防護水平。

   2、加強職工的自我保護意識的教育，在險情大的情況下要有應急措施；請有實(shí)際經(jīng)驗的老工人、老同志進(jìn)行經(jīng)驗教育，增加青年職工的經(jīng)驗知識。

   3、經(jīng)常對職工進(jìn)行安全思想教育，強化職工的安全意識，做到“三不傷害”“勿忘安全、珍惜生命”。堅持反習慣性違章活動(dòng)。

   4、各級人員要重視人身安全，認真履行自己的安全職責，認真掌握各種作業(yè)的安全措施和要求，并嚴格遵守各種規程制度。

事故經(jīng)過(guò)： 

2000年9月8日某電廠(chǎng)一值丙班2 號爐正常運行中，2時(shí)30分，負荷150MW主汽壓力13．6MPa，主汽溫度537℃，化學(xué)人員聯(lián)系2 號爐進(jìn)行定期排污， 2時(shí)40分左右，司爐 準備執行排污工作、第二副司爐出去排污，2時(shí)45分，主控人員突聽(tīng)一聲巨響伴隨振動(dòng)，監盤(pán)人員不知何情況，趕緊檢查盤(pán)面表計均無(wú)變化，出外面發(fā)現甲乙兩側至零米樓梯口冒出大量蒸汽，爐后B 角底部上放水門(mén)開(kāi)啟，爐前D 角定排一次門(mén)開(kāi)啟。與此同時(shí)，將爐前D角和爐后B角底部上放水門(mén)關(guān)閉。爆破管道停止冒汽，之后到零米找人，發(fā)現第二司爐在地面躺著(zhù)了，趕緊送往醫院治療，鑒定二度燙傷，燙傷面積70%，經(jīng)醫院全力搶救無(wú)效，于 9月9日22 時(shí)30 分，因呼吸衰竭死亡。事故后，在現場(chǎng)復查閥門(mén)位置，發(fā)現爐后B角定排一次門(mén)開(kāi)了1．2 圈。

事故原因分析：

經(jīng)初步分析，副司爐在去底部排污時(shí)，本應將爐前 D角和爐后B 角的定排一二次門(mén)打開(kāi)，而錯誤將與之相連的爐前D角和爐后B 角的上放水門(mén)當作定排二次門(mén)打開(kāi)，由于部分電動(dòng)小閥不嚴漏汽，使爐側高壓汽水介質(zhì)流至低壓管路，造成上放水系統管道爆破，大量高壓蒸汽噴出，將正在此處的副司爐 沖打到零米地面 燙傷，搶救無(wú)效死亡。

運行人員對系統、對設備不熟，排污時(shí)又不認真核對閥門(mén)名稱(chēng)，開(kāi)錯閥門(mén)。

事故總結：

1、加強各項工作的安全管理，加大監察整改力度，保證生產(chǎn)設備與現場(chǎng)環(huán)境的安全。

 2、 應經(jīng)常進(jìn)行各種形式的安全思想教育，提高職工的安全防護意識，掌握安全防護方法。

 3、 應定期對主要生產(chǎn)人員進(jìn)行安全規程制度的考試，明確安全職責，強化安全意識。

 4、 應定期對全體員工進(jìn)行緊急救護法的培訓，尤其是使全體員工熟練掌握觸電急救方法。

 5、 加強各項工作的安全管理，加大監察整改力度，保證生產(chǎn)設備與現場(chǎng)環(huán)境的安全。

 6、各疏水管道中，節流閥后的管材應與閥前一樣，防止閥門(mén)開(kāi)啟后造成閥門(mén)后管道超壓。

事故經(jīng)過(guò)： 

2006年5月25日16：35分，#6爐負荷230MW，#1、2空預器、吸風(fēng)機、送風(fēng)機、一次風(fēng)機。#1、2、3、4、5磨組運行，參數正常。#3磨組斷煤50秒后#2、4、5磨組火檢突然全部消失，滅火保護發(fā)“喪失全部火焰”信號，爐滅火，立即聯(lián)系快降負荷，機惻負荷最低降至十三萬(wàn)，司爐檢查滅火保護動(dòng)作正常。滿(mǎn)足吹掃條件開(kāi)始吹掃，此時(shí)因降負荷給水補水量較大，后期水位反彈，快速升至+460mm吹掃中斷，恢復水位正常繼續吹掃，17：00爐側乙再熱氣溫478度，機側490度，汽機跳閘，發(fā)電機跳閘，汽機跳閘后汽包水位被壓至-360mm吹掃再次中斷，聯(lián)系熱工強制此信號，再次恢復吹掃，17：11吹掃完成點(diǎn)火成功，17：40負荷230MW，各參數正常。

事故原因分析：

媒質(zhì)差，斷煤，火檢顯示存在一定問(wèn)題易造成此次滅火的主要問(wèn)題，滅火后值班員對設備特性了解不足，對給水量的大小，水位將會(huì )產(chǎn)生的變化分析作出正確的判斷。致使在快速減負荷過(guò)程中給水量過(guò)大，使水位失控造成吹掃中斷，耽誤啟動(dòng)時(shí)間，是造成汽溫下將是汽機跳閘的主要原因。

事故總結：

1、鍋爐滅火后聯(lián)系汽機快減負荷時(shí)，應根據減負荷情況調整給水量，對減負荷過(guò)程中出現的虛假水位應有正確的判斷，此外，汽機降負荷速率應根據機前壓力的下降情況設置，盡量使機前壓力保持穩定，降負荷過(guò)快壓力不穩定會(huì )給爐側調整水位造成一定的難度。

    2、滅火后及時(shí)關(guān)小二次風(fēng)門(mén)，減小冷風(fēng)對鍋爐的快速冷卻并及時(shí)檢查各減溫水門(mén)是否有泄露，必要時(shí)關(guān)閉就地手動(dòng)門(mén)，以防溫度降的過(guò)低。

    3、運行人員加強事故處理能力，值班員應對鍋爐滅火后的水位發(fā)展趨勢以及汽機快減負荷對水位產(chǎn)生影響有正確判斷，做好事故預想。

事故經(jīng)過(guò)： 

2005年3月12日15：00#5爐負荷245 MW，4臺磨運行，各參數正常，自動(dòng)投入爐膛負壓-80pa突然反正+120pa蒸汽流量不正常小于給水流量60t/h 左右，汽包壓力有所下降檢查發(fā)現爐膛出口處甲側后屏過(guò)熱器處煙溫明顯低于乙側，四管泄露報警，測點(diǎn)圖打開(kāi)，就地可聽(tīng)到明顯的泄露聲。

立即降低主汽壓力，聯(lián)系降低負荷，維持水位正常，申請停爐。

事故原因分析：

1、燃燒調整不當，火焰中心上移或火焰偏斜造成過(guò)熱器區域煙溫

2、升高或煙氣側熱偏差大。

3、過(guò)熱器管壁長(cháng)期超溫及飛灰磨損或高溫腐蝕。

4、吹灰管安裝不正確，對過(guò)熱器管造成沖刷磨損。

5、管子被異物堵塞，造成管壁局部過(guò)熱。

6、蒸汽品質(zhì)不合格，過(guò)熱器管內壁結垢造成傳熱惡。

7、減溫水使用不當造成蒸汽側熱偏差過(guò)大。減溫器內噴嘴脫落堵

8、塞管口造成流量不均

9、管材質(zhì)量不良或安裝檢修焊接不良

事故總結：

5、加強對減溫水焊縫、內壁沖刷、外表腐蝕現象的金屬檢查發(fā)現問(wèn)題及時(shí)更換。

7、過(guò)熱器再熱器省煤器管束發(fā)生爆漏應及早停運防止沖刷損壞其他管段擴大損失

事故經(jīng)過(guò)： 

3月13日23時(shí)12分#4爐做定期工作：事故放水電動(dòng)門(mén)傳動(dòng)試驗。#4機負荷190MW，在操作開(kāi)一次門(mén)時(shí)，二次門(mén)聯(lián)動(dòng)，且一、二次門(mén)狀態(tài)變“黃色”，事故放水管過(guò)水，迅速就地關(guān)閉二次門(mén)，DCS畫(huà)面關(guān)閉電動(dòng)一次門(mén)。爐側水位最低瞬間至-110mm，其他參數均正常。電氣檢查一、二次門(mén)電源均正常，0時(shí)20分熱工檢查邏輯為一次門(mén)有指令動(dòng)作，二次門(mén)無(wú)動(dòng)作指令，其他未見(jiàn)異常。14日16時(shí)應安監要求，#4爐做事故放水電動(dòng)門(mén)傳動(dòng)試驗，正常，原因待查。

事故原因分析：

在做事故放水門(mén)傳動(dòng)試驗過(guò)程中，值班員沒(méi)有做好充分的事故預想，沒(méi)有派人就地檢查事故放水門(mén)的動(dòng)作情況，以至于在操作開(kāi)啟一次門(mén)的過(guò)程中二次門(mén)聯(lián)動(dòng)開(kāi)啟沒(méi)有及時(shí)發(fā)現，造成汽包水位低，是此事件的主要原因。

事故總結：

各班組認真組織分析此次事件，并能從吸取教訓，舉一反三，嚴禁在定期工作中出現類(lèi)似不安全事件。

以后做類(lèi)似定期工作（如冷卻風(fēng)機切換、油泵切換、電動(dòng)門(mén)傳動(dòng)試驗等）必須派人到就地檢查，并做好聯(lián)系工作，方可進(jìn)行試驗，同時(shí)做好相關(guān)的事故預想。

事故前運行方式：

#4機負荷300MW，主汽壓力15.8MPa，主汽溫度538℃，再熱蒸汽壓力3.4 Mpa，再熱蒸汽溫度538℃，真空77.56K Pa，爐膛負壓-90 Pa，水位0mm，#4-1、#4-2引風(fēng)機、送風(fēng)機、一次風(fēng)機運行，#4-1、#4-3給水泵運行，A、C、D、E制粉系統運行，汽包水位自動(dòng)，機組協(xié)調控制，汽機TV開(kāi)度99%，GV開(kāi)度30%，RSV開(kāi)度99%，IV開(kāi)度100%，單閥控制。

事故經(jīng)過(guò)：

12月3日21時(shí)38分#4機負荷突然由300MW降至246MW，高調門(mén)由30%開(kāi)至100%，CRT畫(huà)面上TV、GV、IV、RSV全在開(kāi)啟位，21：42在調整過(guò)程中，#4爐汽包水位低造成鍋爐MFT，機跳閘，發(fā)電機與系統解列。汽機跳閘后，就地查T(mén)V2全關(guān)，而CRT畫(huà)面上顯示TV2全開(kāi)，判斷為T(mén)V2閥在運行中關(guān)閉造成負荷突降，查追憶在負荷突降前曾有關(guān)TV2閥指令發(fā)出。后經(jīng)熱工檢查發(fā)現TV2的VP卡(閥位卡)故障，12月4日2時(shí)50分更換備用VP卡并經(jīng)重新標定TV2恢復正常。后就地檢查發(fā)現#4機#1中壓主汽門(mén)蒸汽引導閥接口漏油。經(jīng)處理#4機#1中壓主汽門(mén)蒸汽引導閥漏油，11月4日5時(shí)43分＃4爐點(diǎn)火，7時(shí)08分定速，7時(shí)15分＃4發(fā)電機并網(wǎng)。8時(shí)44分，＃4機負荷至70MW時(shí)，＃4－1給水泵運行中掉閘，首出記憶為“給水泵入口壓力低”，＃4－3給水泵聯(lián)啟，15秒后掉閘，首出記憶為“給水泵入口壓力低”，汽包水位低，MFT動(dòng)作，汽機、發(fā)電機聯(lián)跳。9時(shí)＃4爐點(diǎn)火，9時(shí)23分＃4發(fā)電機并網(wǎng)。10時(shí)38分＃4機負荷至90MW，主汽溫度突降到汽機不允許值，汽機手動(dòng)打閘，發(fā)電機聯(lián)跳，爐滅火。11時(shí)15分＃4爐點(diǎn)火，12時(shí)46分＃4發(fā)電機并網(wǎng)。15時(shí)40分＃4爐燃燒穩定，全撤油槍。

事故原因分析：

1）、12月3日21時(shí)38分負荷突降原因：TV2的VP卡(閥位卡)故障，運行中TV2關(guān)回，造成負荷突降至246MW。

2）、12月3日21時(shí)42分汽包水位低引發(fā)MFT動(dòng)作原因：負荷突由300MW降至246MW后，運行人員減弱燃燒降壓速度慢，水位調整不及時(shí)，致使水位低MFT動(dòng)作。

3）、12月4日8時(shí)44分給水泵掉閘水位低MFT動(dòng)作原因：因運行人員操作給水泵勺管開(kāi)度范圍幅度過(guò)大，當時(shí)除氧器壓力低，使給水泵入口壓力低于定值1.0MPa，掉閘，＃3給水泵聯(lián)啟后由于延續＃1給水泵勺管開(kāi)度，流量大，同樣使給水泵入口壓力低于1.0 Mpa定值，在經(jīng)延時(shí)15秒后＃3給水泵掉閘，水位低至－300mm，MFT動(dòng)作。

4）、12月4日10時(shí)38分甩汽溫打閘原因：運行人員在調整汽溫時(shí)，過(guò)熱器一級左減溫水流量開(kāi)的過(guò)大，造成汽溫突降。

事故總結：

強化300MW機組運行人員培訓，盡快提高運行人員專(zhuān)業(yè)技術(shù)水平，增強運行人員對異常情況處理能力，防止因運行操作不當引起機組停運事件發(fā)生。

事故前運行方式：

＃3機 負荷210MW，主汽壓力14.6MPa，主汽溫度537℃，再熱蒸汽壓力2.2MPa，再熱汽溫538℃，真空－77KPa，爐膛負壓－65Pa，主汽流量678 T/H，給水流量648 T/H，總風(fēng)量737 T/H，總煤量95.7T/H，機組控制為協(xié)調方式，A、B、C、E四臺磨煤機運行，#3－1、#3－2一次風(fēng)機、#3－1、#3－2引風(fēng)機、#3－1、3－2送風(fēng)機運行。

事故經(jīng)過(guò)：

12月6日16時(shí)＃3爐內突掉大焦，負壓大幅擺動(dòng)，爐MFT動(dòng)作，首出記憶為“角火焰喪失”，汽輪機、發(fā)電機聯(lián)掉。＃3－1、＃3－2一次風(fēng)機、A、B、C、E磨煤機聯(lián)掉，廠(chǎng)用電切換正常。隨后＃3－1、＃3－2引風(fēng)機掉，＃3－1、＃3－2送風(fēng)機聯(lián)掉，首出記憶為“爐膛壓力低”。17時(shí)＃3爐點(diǎn)火，17時(shí)30分＃3機定速，17時(shí)35分＃3發(fā)電機與系統并列。

事故原因分析：

＃3爐因設計時(shí)爐內衛燃帶偏多，從試運啟動(dòng)帶負荷以來(lái)，爐內燃燒區衛燃帶一直結焦嚴重。因大焦脫落，在爐內燃燒區揚起較濃粉塵，加之大量熱焦掉入撈渣機內騰起大量水汽致使爐膛內運行的4臺磨煤機煤火焰監視16個(gè)有7個(gè)灰塵遮掩失去火焰，其中＃4角全部失去火焰，發(fā)出角無(wú)火信號，引發(fā)MFT動(dòng)作MFT動(dòng)作后，因爐膛內負壓達到－2500Pa，延時(shí)5秒后聯(lián)掉兩臺引風(fēng)機。

事故總結：

1）、已在DCS邏輯控制回路中將角火焰喪失加3秒延時(shí)，即角火焰喪失信號發(fā)后，經(jīng)過(guò)3秒延時(shí)方可動(dòng)作MFT停爐，防止掉焦等異常情況出現時(shí)，短時(shí)間內因粉塵遮掩火檢，在爐膛燃燒未滅火情況下，誤引發(fā)MFT動(dòng)作停爐。

2）、＃3爐自試運啟動(dòng)帶負荷以來(lái)，衛燃帶一直結焦嚴重?，F階段尚無(wú)可行解決辦法，需待進(jìn)行鍋爐結焦燃燒調整試驗后，制定技改方案進(jìn)行解決。目前運行人員要及時(shí)根據燃燒具體工況，及時(shí)調整，認真執行《鍋爐防止結焦措施》，避免結焦加劇，出現掉大焦異常時(shí)，及時(shí)投油助燃。防止停機事件頻發(fā)。

事故前運行方式：

＃4機組負荷300MW，主汽壓力15.6MPa，主汽溫度539℃，再熱壓力2.9 Mpa，再熱溫度538℃，真空77KPa，爐膛負壓-90Pa，總煤量138T/H，給水流量990 T/H，主汽流量976T/H。

事故經(jīng)過(guò)：

12月9日6時(shí)50分＃4爐爐膛負壓由 -90Pa突增至 +375 Pa，撈渣機有大量掉灰，機組由協(xié)調跳為機跟蹤，給水流量由990 T/H增加至1190T/H，高再入口處右側煙溫由803℃下降至500℃，爐投油助燃降負荷至150MW，經(jīng)檢查發(fā)現爐膛右側折煙角處有異音，7時(shí)48分＃4機組緊停。經(jīng)冷卻后進(jìn)入爐內檢查發(fā)現高溫再熱器右數第10排入口彎頭裂紋泄漏，裂紋長(cháng)度110mm，將懸吊管后側折焰角處水冷壁管右數第25根呲薄爆管，爆口長(cháng)度80mm，寬度22mm，呲傷右數第23、24、26根水冷壁管。經(jīng)換管處理，12月13日2時(shí)50分＃4爐點(diǎn)火，12月13日11時(shí)25分＃機組并網(wǎng)。

事故原因分析：

制造廠(chǎng)在彎制泄漏處高溫再熱器管排彎頭時(shí)，存在小裂紋缺陷，機組投運后長(cháng)期泄漏將下部折焰角處水冷壁管沖刷變薄爆管。

事故總結：

利用大、小修機會(huì )或機組停運期間加強對鍋爐四管普查，及早發(fā)現承壓部件缺陷，消除隱患，避免四管泄漏事件頻發(fā)。

15、某電廠(chǎng)＃3機高加保護動(dòng)作、#3爐汽包水位高M(jìn)FT動(dòng)作事故

事故前運行方式：

＃3機負荷300MW，主汽壓力15.9MPa，主汽溫度538℃，再熱蒸汽壓力3.5 Mpa，再熱蒸汽溫度538℃，汽包水位0mm，爐膛負壓－70Pa，總煤量158T/H，主汽流量949 T/H，給水流量861 T/H，給水壓力17.42 Mpa，＃1、＃3給水泵運行，＃2給水泵備用，A、B、C、D、E磨煤機運行，雙引、引送、雙一次風(fēng)機運行，協(xié)調為機跟蹤方式。

事故經(jīng)過(guò)：

1月28日10時(shí)02分運行人員發(fā)現＃3－1高加水位保護高三值液位開(kāi)關(guān)平衡容器汽側手動(dòng)門(mén)后焊口漏，15時(shí)40分因檢修該焊口漏，聯(lián)系熱工人員將＃3－1高加水位保護高三值開(kāi)關(guān)量信號強制，關(guān)閉＃3－1高加水位保護高三值液位開(kāi)關(guān)平衡容器汽側手動(dòng)門(mén)、水側手動(dòng)門(mén)。16時(shí)53分檢修工作結束，在試投＃3－1高加水位保護高三值液位開(kāi)關(guān)平衡容器時(shí)，＃3－1高加水位突然升至490mm（瞬間信號）然后迅速回落，＃3機高加保護動(dòng)作，切水側為旁路，高加安全門(mén)動(dòng)作，汽側正常投入，機組負荷由300MW升至320MW，汽包水位下降，16時(shí)53分21秒汽包水位至－100mm時(shí)水位自動(dòng)跳，運行人員手動(dòng)調整燃料量、汽包水位，汽包水位最低至－167mm，16時(shí)55分＃3機負荷、主汽壓力開(kāi)始下降，汽包水位開(kāi)始上升，負荷降低至230MW，16時(shí)57分因汽包水位快速上升至＋250mm，MFT動(dòng)作，汽輪機、發(fā)變組聯(lián)跳，廠(chǎng)用電切換正常。17時(shí)15分＃3爐點(diǎn)火，19時(shí)06分＃3機組并網(wǎng)。

事故原因分析：

1、＃3－1高加水位高保護動(dòng)作原因為＃3－1高加水位保護高三值液位開(kāi)關(guān)平衡容器與另兩個(gè)＃3－1高加水位變送器平衡容器汽側、水側均通過(guò)一根母管并連，在處理＃3－1高加水位保護高三值液位開(kāi)關(guān)平衡容器汽側手動(dòng)門(mén)后焊口漏后試投時(shí)，造成另兩個(gè)＃3－1高加水位變送器平衡容器內差壓波動(dòng)，同時(shí)瞬間誤發(fā)＃3－1高加水位高信號，因高加保護動(dòng)作條件為高加水位保護高三值開(kāi)關(guān)量、另兩個(gè)高加水位變送器模擬信號三取二，因兩個(gè)高加水位變送器同時(shí)發(fā)出水位高信號，造成高加水位高保護動(dòng)作。

2、汽包水位高M(jìn)FT動(dòng)作原因為：（1）給水自動(dòng)調節品質(zhì)差，在高加水位高保護動(dòng)作后，長(cháng)達2分鐘時(shí)間內未能將汽包水位控制在正常范圍內，在汽包水位達到－100mm（水位自動(dòng)跳定值）時(shí)水位自動(dòng)跳，給運行調整帶來(lái)困難。（2）高加水位高保護動(dòng)作高加切除后，對鍋爐擾動(dòng)很大，加之運行人員經(jīng)驗不足，在高加切除及水位自動(dòng)切手動(dòng)后，在燃燒調整與汽包水位調整上不夠及時(shí)果斷，致使汽包水位快速上升MFT動(dòng)作。

事故總結：

1、在今后進(jìn)行解列和投運高加水位保護高三值液位開(kāi)關(guān)平衡容器與另兩個(gè)高加水位變送器平衡容器中任一個(gè)平衡容器時(shí)，必須聯(lián)系熱工人員將需要檢修的平衡容器信號及高加高水位保護強制，解列或投運平衡容器操作結束后，方可將高加保護投運，以防止平衡容器內差壓波動(dòng)，誤發(fā)信號造成高加水位高保護動(dòng)作。并將此規定明確寫(xiě)入運行規程中。

2、要盡快聯(lián)系西安熱工研究院完成對＃3、＃4機組DCS優(yōu)化調整，進(jìn)一步優(yōu)化PID參數，提高給水自動(dòng)調節可靠性。

3、要進(jìn)一步加強二期運行專(zhuān)業(yè)培訓，提高運行人員專(zhuān)業(yè)技能特別是事故處理能力，以確保在異常工況下運行人員能夠做到正確判斷，果斷處理，不發(fā)生因運行處理不當而造成事故擴大事件。

事故前運行方式：

＃4機組負荷240MW，協(xié)調投入，主汽壓力15.5MPa，主汽溫度538℃，再熱蒸汽壓力2.7MPa，再熱汽溫538℃，機組真空75.5KPa，汽包水位＋7.8mm，＃4爐底層＃1、＃3油槍運行，A、B、C、D四臺磨煤機運行，＃4－1、＃4－2引風(fēng)機、送風(fēng)機、一次風(fēng)機運行。

事故經(jīng)過(guò)：

2005年2月12日下午熱工人員對＃3、＃4機主控室后電子間各控制柜柜門(mén)風(fēng)扇進(jìn)行了吹掃（＃3機組停運），17時(shí)08分＃4爐汽包左右側水位、汽包壓力、給水流量、主汽流量、過(guò)熱器減溫水流量均突變?yōu)閴狞c(diǎn)，17時(shí)11分自動(dòng)恢復正常；17時(shí)12分上述各點(diǎn)再次變?yōu)閴狞c(diǎn)，17時(shí)13分自動(dòng)恢復正常，熱工人員檢查未發(fā)現明顯異常。18時(shí)08分＃4爐汽包左右側水位、汽包壓力、給水流量、主汽流量、過(guò)熱器減溫水流量均突變?yōu)閴狞c(diǎn)，汽包水位變?yōu)閴狞c(diǎn)且顯示在－324mm（MFT動(dòng)作停機后上述各點(diǎn)自動(dòng)恢復正常），爐MFT動(dòng)作，汽輪機、發(fā)電機聯(lián)掉，廠(chǎng)用電切換正常。18時(shí)20分＃3爐點(diǎn)火，19時(shí)05分＃4機組并網(wǎng)。20時(shí)13分＃4機負荷82MW，汽包水位＋11.2mm，汽包水位CRT畫(huà)面所有水位點(diǎn)全部不變化，汽包水位無(wú)法監視，立即聯(lián)系熱工處理，隨后汽包水位突顯示為＋400mm，爐MFT動(dòng)作，汽機、發(fā)電機聯(lián)掉。20時(shí)40分＃4爐點(diǎn)火，21時(shí)12分＃4機組并網(wǎng)。2月13日＃4爐汽包左右側水位、汽包壓力、給水流量、主汽流量、過(guò)熱器減溫水流量5次突變?yōu)閴狞c(diǎn)，均在10秒鐘內恢復正常。

事故原因分析：

1、12月12日17時(shí)08分、17時(shí)12分及18時(shí)08分汽包水位顯示失靈MFT動(dòng)作與2月13日發(fā)生的多次汽包水位顯示失靈原因經(jīng)上海西屋控制系統有限公司專(zhuān)業(yè)人員與我公司有關(guān)專(zhuān)業(yè)技術(shù)人員對4#機組Ovation控制系統進(jìn)行系統檢查、分析，同時(shí)根據3#機組停機狀態(tài)的情況進(jìn)行試驗，最終確定為由于電子設備間控制機柜內粉塵過(guò)多（當日熱工人員吹掃控制器柜門(mén)加劇了控制柜內積灰）導致系統電源分配盤(pán)中的輔助電源（專(zhuān)供系統供電的變送器）供電回路的電子元件的性能受到影響，＃4機組的17號控制器中Branch1、Branch5兩條支線(xiàn)帶系統供電變送器的信號全部變?yōu)閴馁|(zhì)量，導致汽包水位保護動(dòng)作。

2、20時(shí)13分水位高M(jìn)FT動(dòng)作原因為在第一次掉機恢復過(guò)程中，因汽包右側水位顯示偏差大，造成水位自動(dòng)頻繁跳，熱工人員在強制汽包右側水位點(diǎn)時(shí)，誤將左、右側汽包水位點(diǎn)同時(shí)強制，造成汽包水位顯示變?yōu)橹本€(xiàn)無(wú)法監視，因此時(shí)給水為自動(dòng)，給水流量偏大，在運行人員通知熱工人員汽包水位無(wú)法監視時(shí)，熱工人員又同時(shí)將汽包水位左右側4個(gè)點(diǎn)同時(shí)釋放，此時(shí)汽包實(shí)際水位高，MFT動(dòng)作。

事故總結：

1、在＃4機停機時(shí)更換17號控制器電源分配盤(pán)。措施執行人：熱工車(chē)間。完成期限：＃4機停機時(shí)。

2、2月13日已在水位保護回路中加質(zhì)檢模塊，以防止再次失電時(shí)造成水位保護動(dòng)作（已完成）。措施執行人：熱工車(chē)間。

3、在機組停機期間用專(zhuān)用設備對控制系統設備進(jìn)行全面吹掃，同時(shí)要保證電子設備間、工程師站的干凈、整潔。在機組運行過(guò)程中禁止吹掃電子設備間Ovation系統設備。措施執行人：熱工車(chē)間。完成期限：＃4機停機時(shí)、日常管理工作中。

4、在2月13日事故分析會(huì )上，生產(chǎn)部明確規定：熱工人員要加強與運行人員聯(lián)系，不得擅自強制、釋放信號點(diǎn)，在強制、釋放信號點(diǎn)時(shí)必須征得值長(cháng)、單元長(cháng)同意，并規定運行人員只有值長(cháng)、單元長(cháng)有權與熱工人員聯(lián)系強制、釋放信號點(diǎn)，以防止聯(lián)系混亂造成意外事件發(fā)生。

事故前運行方式：

＃3機負荷257MW，主汽壓力15.6MPa，主蒸汽溫度537℃，再熱蒸汽壓力3.0 MPa，再熱蒸汽溫度537℃，汽包水位、爐膛負壓正常，A、B、D、E磨運行，C磨停運。＃3－1、＃3－2引風(fēng)機、送風(fēng)機、一次風(fēng)機運行，協(xié)調投入。

事故經(jīng)過(guò)：

2005年2月2日11時(shí)26分B磨斷煤（之前曾有來(lái)煤不暢），檢不到火檢掉閘，隨后A、D、E磨先后均掉閘，首出為給煤機運行未建立火焰。鍋爐MFT動(dòng)作，首出為“失去所有燃料”，汽輪機、發(fā)電機聯(lián)跳，廠(chǎng)用電切換正常。11時(shí)43分＃3爐點(diǎn)火，11時(shí)48分#3機沖轉，12時(shí)10分＃3機組并網(wǎng)。

事故原因分析：

因鍋爐衛燃帶上結焦嚴重，頻繁發(fā)生掉焦滅火停機事件，在1月份進(jìn)行了＃3爐結焦燃燒調整試驗，1月底根據試驗結果，將＃3爐1－5層噴口（其中第二層、第四層各為A、B磨一次風(fēng)噴口）調整下傾10度，6－8層噴口（其中第七層為C磨一次風(fēng)噴口）保持在原來(lái)水平位置，9－14層噴口（其中第十層、第十二層各為D、E磨一次風(fēng)噴口）上傾15度，同時(shí)二次風(fēng)配風(fēng)方式采用“正寶塔”方式，即燃燒器下部送風(fēng)多，上部送風(fēng)少；一次風(fēng)粉量分配采用“倒寶塔”方式，即燃燒器上部粉量大，下部粉量少。采取這種燃燒調整方式，是為了拉開(kāi)燃燒器區域的熱負荷，降低火焰中心溫度，同時(shí)抬高火焰中心位置，以避開(kāi)衛燃帶，減緩衛燃帶結焦。通過(guò)燃燒調整，火焰中心平均溫度較調整前降低了125℃，爐膛內最高溫度降低了90℃，燃燒區域平均溫度降低了105℃，爐膛整體平均溫度降低了37℃，鍋爐排煙溫度降低了10℃。但隨著(zhù)噴燃器傾角的改變，大部分一次風(fēng)噴口煤粉火檢不同程度減弱，部分火檢模擬量輸出值下降超過(guò)10個(gè)。加之近期因市場(chǎng)因素影響，鍋爐燃用煤種發(fā)熱量在3960－4100大卡之間，鍋爐燃燒較差，鍋爐一遇到磨煤機斷磨干擾或燃燒惡化及掉焦時(shí)，就會(huì )造成火檢檢不到火焰，磨煤機因層火焰四取二無(wú)火檢動(dòng)作掉磨，鍋爐MFT動(dòng)作。

事故總結：

2月4日有關(guān)專(zhuān)家及電廠(chǎng)有關(guān)專(zhuān)業(yè)技術(shù)人員共同召開(kāi)專(zhuān)題分析會(huì )，為確保節日期間安全穩定，確定了以下方案：

1、將＃3爐各層噴燃器傾角調平，以確保燃燒穩定。

2、將層火焰火檢失去火檢四取二跳磨改為四取三，以確?；饳z在受到干擾時(shí)不至誤跳磨煤機，加劇燃燒惡化，造成MFT動(dòng)作。

3、加強爐膛吹灰次數，每班爐膛吹灰兩次。

4、運行人員要加強運行監視調整，在鍋爐吹灰、燃燒不穩、掉焦、給煤機斷煤、磨煤機跳閘時(shí)要立即投油助燃，以防止鍋爐滅火、MFT動(dòng)作。

根據股份公司安排，＃3機組于春節期間（2月10日－2月17日）停機檢查噴燃器及火檢安裝位置，發(fā)現部分噴燃器（六組）內外不對應，下傾10度，對噴燃器全部進(jìn)行了調平，B2、B4、B1、C1四個(gè)火檢安裝位置不妥，進(jìn)行了移位調整，使其滿(mǎn)足30度的視角要求。從18日＃3機組啟動(dòng)以來(lái)，盡管結焦掉焦問(wèn)題依然頻繁發(fā)生，到2月底未發(fā)生因掉焦、燃燒惡化造成鍋爐滅火事件發(fā)生。

停機前運行方式：

＃3機負荷270MW，主汽壓力15.6MPa，主溫度538℃，再熱蒸汽壓力2.9 MPa，再熱蒸汽溫度537℃，A、B、C、D、E磨運行，爐膛負壓－98Pa，真空73KPa，汽包水位0mm。＃3－1、＃3－2引風(fēng)機、送風(fēng)機、一次風(fēng)機運行，協(xié)調投入。

事件經(jīng)過(guò)：

2005年2月2日18時(shí)48分，B磨運行中斷煤，立即投油穩燃，18時(shí)53分爐膛掉大焦，又增投一只油槍?zhuān)?8時(shí)54分A、C、E磨跳（磨首出為“給煤機運行未建立火焰”），鍋爐MFT動(dòng)作，MFT首出為“爐膛負壓低低”，汽機、發(fā)電機聯(lián)跳，廠(chǎng)用電切換正常。19時(shí)20分＃3爐點(diǎn)火，19時(shí)51分＃3機組并網(wǎng)。

原因分析與總結與2月2日11時(shí)26分＃3爐滅火事件相同（上個(gè)案例）

19、鍋爐磨煤機檢不到火檢先后掉閘MFT動(dòng)作、汽包水位高M(jìn)FT動(dòng)作兩次停機事故

停機前運行方式：

＃3機負荷220MW，主汽壓力14.5Mpa，主溫度536℃，再熱蒸汽壓力2.6MPa，再熱溫度532℃，A、C、D、E磨運行，＃3－1、＃3－2引風(fēng)機、送風(fēng)機、一次風(fēng)機運行，協(xié)調投入。

事件經(jīng)過(guò)：

2005年2月2日23時(shí)56分A、C、D、E磨先后均掉閘，首出均為“給煤機運行未建立火焰”。隨后鍋爐MFT動(dòng)作，首出為“失去所有燃料”，汽機、發(fā)電機聯(lián)跳，廠(chǎng)用電切換正常。2月3日0時(shí)03分＃3爐點(diǎn)火，0時(shí)59＃3機組并網(wǎng)。1時(shí)44分，＃3機負荷24MW，因汽包水位高，鍋爐MFT動(dòng)作，首出為“汽包水位高”，汽機、發(fā)電機聯(lián)跳，廠(chǎng)用電切換正常。1時(shí)55分＃3爐點(diǎn)火，2時(shí)16分＃3機組并網(wǎng)。

事故原因分析：

2月2日23時(shí)56分＃3爐磨煤機檢不到火檢先后掉閘MFT動(dòng)作原因分析與事故總結與2月2日11時(shí)26分＃3爐滅火事件相同（上兩個(gè)案例）。

2月3日1時(shí)44分＃3爐汽包水位高M(jìn)FT動(dòng)作原因為汽包放水二次電動(dòng)門(mén)力距保護定值偏小，開(kāi)關(guān)時(shí)電動(dòng)門(mén)力距保護動(dòng)作，造成汽包放水二次門(mén)無(wú)法開(kāi)關(guān)。加之運行人員經(jīng)驗不足，水位調整不及時(shí)，造成汽包水位高M(jìn)FT動(dòng)作。

事故總結：

1、已調整了汽包放水二次電動(dòng)門(mén)力距保護定值。

2、要進(jìn)一步加強對運行人員專(zhuān)業(yè)技術(shù)與事故處理能力培訓，提高運行人員對異常工況的處理能力，努力減少因運行人員操作調整不當造成停機事件。

事故前運行方式：

＃3機組負荷245MW，協(xié)調投入。主汽壓力16.69MPa，主汽溫度538℃，再熱蒸汽壓力2.98MPa，再熱蒸汽溫度538℃，真空-77.7K Pa，總煤量117T/H，爐膛負壓-77 Pa，＃3－1、＃3－2引風(fēng)機、送風(fēng)機、一次風(fēng)機運行，A、B、C、D、E磨煤機運行。機組跳閘前B磨煤機因需進(jìn)行內部檢查，B給煤機已停運，正準備停B磨煤機。

事故經(jīng)過(guò)：

2005年3月1日10時(shí)13分16秒因B磨需停運進(jìn)行內部檢查，B給煤機在煤量逐漸減小后停運，10時(shí)13分42秒A、B磨跳閘，10時(shí)13分44秒C、D磨跳閘，10時(shí)13分45秒E磨跳閘，（A、C、D、E磨跳閘首出原因為“給煤機、磨煤機運行且未建立火焰”，B磨首出為“就地跳閘”），10時(shí)13分45秒MFT動(dòng)作（首出為“失去所有火焰”），汽機、發(fā)電機聯(lián)掉，＃3－1、＃3－2一次風(fēng)機聯(lián)掉，廠(chǎng)用電切換正常。10時(shí)25分＃3爐點(diǎn)火，10時(shí)34分＃3機沖轉，10時(shí)45分＃3機定速，11時(shí)15分＃3機組并網(wǎng)。

事故原因分析：

1、當時(shí)爐膛負壓為自動(dòng)，在停止B給煤機運行時(shí)，10時(shí)13分06秒爐膛負壓開(kāi)始波動(dòng)，從－60 K Pa向負方向波動(dòng)，10時(shí)13分18秒負壓至-281K Pa時(shí)負壓開(kāi)始向正方向波動(dòng)（10時(shí)13分34秒負壓至-102K Pa），10時(shí)13分33秒＃3－1引風(fēng)機靜葉開(kāi)度自動(dòng)由46.27%自動(dòng)開(kāi)至47.44%，＃3－2引風(fēng)機靜時(shí)開(kāi)度由52.83%開(kāi)至54.43%，負壓快速向負方向波動(dòng)，10時(shí)13分37秒負壓達-296K Pa，10時(shí)13分38秒負壓達-322K Pa，10時(shí)13分39秒負壓達-510K Pa，10時(shí)13分40秒負壓達-796K Pa，10時(shí)13分41秒負壓達-1113K Pa，10時(shí)13分42秒負壓達-1575K Pa，10時(shí)13分45秒負壓達-2188K Pa。爐膛負壓自動(dòng)調節不可靠，是造成負壓波動(dòng)大、鍋爐滅火的一個(gè)原因。

2、因＃3爐內噴燃器A、B磨噴口相對集中布署（中間隔一個(gè)二次風(fēng)噴口），C磨為中間布署，D、E磨為相對集中布署（中間隔一個(gè)二次風(fēng)噴口），在B給煤機逐漸減小煤量直至停止B給煤機時(shí)，A磨噴口與C磨噴口出現斷層（中間隔著(zhù)4個(gè)噴口），此時(shí)未加大A給煤機煤量（一直維持在28T/H），只是通過(guò)手動(dòng)加大E磨煤量，但總煤量也未及時(shí)加大，對燃燒擾動(dòng)較大，負壓波動(dòng)，運行人員未及時(shí)投油穩燃。同時(shí)在停運B給煤機后，未及時(shí)減少B磨通風(fēng)量，仍維持在80T/H的正常運行值進(jìn)行吹掃冷卻，B磨的大量冷一次風(fēng)吹入A層噴口上方加劇了A層噴口燃燒不穩定性，在10時(shí)13分39秒A磨＃2、＃4角失去火檢，10時(shí)13分40秒A磨4個(gè)角全部失去火檢，延時(shí)3秒后A磨掉閘。加之此時(shí)引風(fēng)機靜葉自動(dòng)開(kāi)大，負壓加速向負方向增大，造成全爐膛滅火，各運行中磨煤機跳閘，MFT動(dòng)作停機。

事故前運行方式：

＃4機組負荷230MW，主汽壓力14. 9MPa，主汽溫度537℃，再熱蒸汽壓力2.7MPa，再熱蒸汽溫度536℃，真空-77.6K Pa，總煤量93T/H,爐膛負壓-100 Pa。鍋爐總風(fēng)量674T/H，爐膛負壓-70 Pa。協(xié)調投入。＃4－1、＃4－2引風(fēng)機、送風(fēng)機、一次風(fēng)機運行，A、B、D磨煤機運行、C磨停運消漏、E磨正在暖磨準備投運。鍋爐正在吹灰，下層＃1、＃3兩支油槍運行。＃4－1引風(fēng)機＃2潤滑油泵運行，＃1油泵備用，供油壓力、油溫、油箱油位正常。＃4－1引風(fēng)機靜葉開(kāi)度49.35%，＃4－2引風(fēng)機靜葉開(kāi)度49.50%，＃4－1送風(fēng)機動(dòng)葉開(kāi)度33.19%，＃4－2送風(fēng)機動(dòng)葉開(kāi)度34.56%，＃4－1一次風(fēng)機入口檔板開(kāi)度43.94%，＃4－2一次風(fēng)機入口檔板開(kāi)度42.67%。

事故經(jīng)過(guò)：

2005年3月9日8時(shí)25分＃4－1引風(fēng)機掉閘，發(fā)“油壓低”光字，＃4－1送風(fēng)機、＃4－1一次風(fēng)機聯(lián)掉，投油助燃，RB動(dòng)作，協(xié)調跳為機跟蹤，＃4－2送風(fēng)機檔板開(kāi)至60%，＃4－2一次風(fēng)機檔板全開(kāi)，＃4－2引風(fēng)機靜葉開(kāi)至57%，總風(fēng)量降至470T/H，一次風(fēng)壓由12KPa 降至8KPa ，增投油槍?zhuān)珹磨熱風(fēng)門(mén)由38%開(kāi)至43%，B磨熱風(fēng)門(mén)由40%開(kāi)至45%，D磨熱風(fēng)門(mén)由41%開(kāi)至46%，爐膛壓力在＋600Pa間波動(dòng)，隨后B、D磨掉閘，原因均為一次風(fēng)量低，B、D磨掉閘后，運行人員將＃4－2一次風(fēng)機檔板由自動(dòng)切為手動(dòng)關(guān)至60%，爐總風(fēng)量由470t/h降至380t/h，MFT動(dòng)作（首出為總風(fēng)量低于30%），汽機、發(fā)電機聯(lián)掉，廠(chǎng)用電切換正常。9時(shí)55分＃4爐點(diǎn)火，后熱工更換＃4機電子間＃17控制器電源分配盤(pán)（消除2月12日＃4爐汽包水位失靈缺陷），13時(shí)23分＃3機組并網(wǎng)。

事故原因分析：

1、＃4－1引風(fēng)機跳閘原因:

＃4－1引風(fēng)機因潤滑油壓低掉閘后查潤滑油系統無(wú)泄漏，＃4－1引風(fēng)機掉閘時(shí)油壓在低于0.15 MPa時(shí)未聯(lián)啟備用泵，當時(shí)油壓持續低至0.1MPa（低二值掉引風(fēng)機）以下，4秒鐘后油壓恢復正常。停機后做低油壓試驗正常，低一值、低二值壓控開(kāi)關(guān)校驗正常。運行在就地做油泵切換試驗，連鎖正常，油站油壓、油溫、油位正常。與＃3－2引風(fēng)機跳閘原因相同，時(shí)間相差7分鐘，因此排除熱工一次設備和控制程序問(wèn)題。結合在＃4－1引風(fēng)機因潤滑油壓低掉閘7分鐘前＃3－2引風(fēng)機同樣發(fā)生的掉閘現象及當時(shí)為衛生清掃人員正在清掃衛生與現場(chǎng)對油系統各閥門(mén)手柄觀(guān)察判斷造成引風(fēng)機潤滑油壓低原因為衛生清掃人員（臨時(shí)工）在清理油系統時(shí)，為清掃方便瞬時(shí)關(guān)閉油濾網(wǎng)的出口門(mén)或入口門(mén)（均為球閥，90度開(kāi)關(guān)）所致。造成油系統短時(shí)供油中斷（4秒鐘），潤滑油壓控開(kāi)關(guān)動(dòng)作，＃4－1引風(fēng)機跳閘。

2、、MFT動(dòng)作原因：

#4－1引風(fēng)機跳閘，RB動(dòng)作，聯(lián)跳同側送風(fēng)機、一次風(fēng)機。鍋爐總風(fēng)量由674t減為470t，一次風(fēng)壓由12KPa降為8KPa，當時(shí)鍋爐A、B、D磨運行，E磨正在暖磨，在＃4－1一次風(fēng)機掉閘，一次風(fēng)量銳減的情況下，運行人員未及時(shí)開(kāi)大＃4－2引風(fēng)機靜時(shí)與＃4－2送風(fēng)機動(dòng)葉調整風(fēng)量與爐膛負壓，此時(shí)仍有四臺磨通風(fēng)，同時(shí)A、B、D磨自動(dòng)開(kāi)大熱風(fēng)門(mén)造成一次風(fēng)壓進(jìn)一步降低，B、D磨一次風(fēng)量小于45t保護動(dòng)作相繼跳閘，后運行人員將＃4－2一次風(fēng)機檔板由自動(dòng)切為手動(dòng)關(guān)至60%，爐總風(fēng)量由470t/h降至380t/h，鍋爐總風(fēng)量<30％保護無(wú)延時(shí)動(dòng)作，鍋爐MFT跳閘。

事故總結：

1、運行人員專(zhuān)業(yè)技術(shù)水平差，經(jīng)驗不足，對異常工況下的判斷與正確果斷處理能力差，對機組RB工況下的事故預想不夠完善，在＃4－1引風(fēng)機掉閘后，總風(fēng)量下降，＃4－2引風(fēng)機靜葉未自動(dòng)開(kāi)大，爐膛壓力在＋600Pa間波動(dòng)時(shí)，未及時(shí)開(kāi)大＃4－2引風(fēng)機靜葉與＃4－2送風(fēng)機動(dòng)葉，維持總風(fēng)量與爐膛負壓，而是不正確的關(guān)?。?－2一次風(fēng)機檔板是造成總風(fēng)量低于30%MFT動(dòng)作的主要原因。

2、在機組發(fā)生RB的情況下，當兩側引風(fēng)機在自動(dòng)，掉閘引風(fēng)機將由自動(dòng)切為手動(dòng)，此時(shí)掉閘風(fēng)機檔板開(kāi)度指令應無(wú)延時(shí)的疊加在運行的引風(fēng)機擋板指令中（運行中的風(fēng)機檔板必須在自動(dòng)方式下）開(kāi)大運行引風(fēng)機檔板。但＃4機兩側引風(fēng)機在自動(dòng)，單側引風(fēng)機跳閘時(shí)，邏輯設計中延時(shí)30S后將跳閘引風(fēng)機檔板切為手動(dòng),在30S內閉鎖運行引風(fēng)機負荷自動(dòng)累加功能，因此未出現＃3引風(fēng)機過(guò)載的同類(lèi)現象，之后爐膛負壓測量和設定值偏差超過(guò)400Pa ,使兩側引風(fēng)機均由自動(dòng)切為手動(dòng)，使疊加功能失去，運行引風(fēng)機檔板未自動(dòng)開(kāi)大，爐膛負壓達到600Pa。該邏輯設計不合理，應將延時(shí)去掉同時(shí)應限制運行引風(fēng)機檔板開(kāi)度防止過(guò)流。

3、當時(shí)，＃3機組負荷207MW，總風(fēng)量為866t；而＃4機組負荷230MW，總風(fēng)量為674t，總風(fēng)量的修正參數存在差異，但兩臺機組的鍋爐總風(fēng)量低于30％保護的定值均為380t，且總風(fēng)量低于30%MFT動(dòng)作保護無(wú)延時(shí)。

4、對引風(fēng)機潤滑油壓低跳引風(fēng)機保護，增加5秒延時(shí)，防止設備誤動(dòng)。

5、已將＃4爐引風(fēng)機掉閘停運切手動(dòng)延時(shí)去掉，以避免發(fā)生一臺風(fēng)機掉閘，另一臺風(fēng)機檔板不能自動(dòng)疊加開(kāi)大。同時(shí)將引風(fēng)機在發(fā)生RB時(shí)，運行中的引風(fēng)機檔板開(kāi)度限制在85%，以防止引風(fēng)機檔板開(kāi)度過(guò)大，電機過(guò)流，電機損壞或過(guò)流保護動(dòng)作造成機組停運。

6、對＃3、＃4機組的鍋爐總風(fēng)量參數進(jìn)行修正，并確定正確的保護定值，并增加總風(fēng)量低于30%　MFT動(dòng)作保護加30秒延時(shí)?？傦L(fēng)量修正工作由于涉及范圍較大，于小修期間完成。

事故前運行方式：

＃3機組負荷207MW，主汽壓力14. 9MPa，主汽溫度538℃，再熱蒸汽壓力2.5MPa，再熱蒸汽溫度539℃，真空-77K Pa，總煤量93T/H，鍋爐總風(fēng)量866T/H，爐膛負壓-70 Pa。協(xié)調投入。＃3－1、＃3－2引風(fēng)機、送風(fēng)機、一次風(fēng)機運行，A、B、C磨煤機運行。＃3－2引風(fēng)機＃1潤滑油泵運行，＃2油泵備用，供油壓力、油溫、油箱油位正常。＃3－1引風(fēng)機靜葉開(kāi)度37.21%，＃3－2引風(fēng)機靜葉開(kāi)度45%，＃3－1送風(fēng)機動(dòng)葉開(kāi)度34.43%，＃3－2送風(fēng)機動(dòng)葉開(kāi)度33.74%，＃3－1一次風(fēng)機入口檔板開(kāi)度26.57%，＃3－2一次風(fēng)機入口檔板開(kāi)度27.3%，。

事故經(jīng)過(guò):

2005年3月9日8時(shí)18分＃3－2引風(fēng)機掉閘，發(fā)“油壓低”光字，＃3－2送風(fēng)機、＃3－2一次風(fēng)機聯(lián)掉，投油助燃，RB動(dòng)作，協(xié)調跳為機跟蹤，＃3－1送風(fēng)機動(dòng)葉自動(dòng)開(kāi)至78%，后回落在70%至75%間波動(dòng)（自動(dòng)位），＃3－1一次風(fēng)機入口檔板自動(dòng)快速開(kāi)至63.52%，后逐漸持續開(kāi)至96.48%（在3分30秒時(shí)間內），＃3－1引風(fēng)機靜葉自動(dòng)由37.21%開(kāi)至95.2%，電流由150A升至365A，爐膛壓力在＋450Pa波動(dòng)，手動(dòng)減煤量至76T/H，后運行人員手動(dòng)關(guān)＃3－1引風(fēng)機靜葉至89.36%，電流降至350A，手動(dòng)減＃3－1送風(fēng)機動(dòng)葉至60%，8時(shí)21分＃3－1引風(fēng)機“反時(shí)限過(guò)流”動(dòng)作掉閘，MFT動(dòng)作，汽機、發(fā)電機聯(lián)掉，廠(chǎng)用電切換正常。9時(shí)40分＃3爐點(diǎn)火，10時(shí)46分＃3機組并網(wǎng)。

原因分析：

1、＃3－2引風(fēng)機跳閘原因分析：

＃3－2引風(fēng)機因潤滑油壓低掉閘后查潤滑油系統無(wú)泄漏，＃3－1引風(fēng)機掉閘時(shí)油壓在低于0.15 MPa時(shí)聯(lián)啟備用泵，但當時(shí)油壓持續低至0.1MPa（低二值掉引風(fēng)機）以下，4秒鐘后油壓恢復正常，5秒鐘后備用泵正常聯(lián)掉。停機后做低油壓試驗正常，低一值、低二值壓控開(kāi)關(guān)校驗正常。運行在就地做油泵切換試驗，連鎖正常，油站油壓、油溫、油位正常。與＃4機＃1引風(fēng)機跳閘原因相同，時(shí)間相差7分鐘，因此排除熱工一次設備和控制程序問(wèn)題。結合在＃3－1引風(fēng)機因潤滑油壓低掉閘7分鐘后＃4－1引風(fēng)機同樣發(fā)生的掉閘現象及當時(shí)為衛生清掃人員正在清掃衛生與現場(chǎng)對油系統各閥門(mén)手柄觀(guān)察判斷造成引風(fēng)機潤滑油壓低原因為衛生清掃人員（臨時(shí)工）在清理油系統時(shí)，為清掃方便瞬時(shí)關(guān)閉油濾網(wǎng)的出口門(mén)或入口門(mén)（均為球閥，90度開(kāi)關(guān)）所致。造成油系統短時(shí)供油中斷（4秒鐘），油壓控開(kāi)關(guān)動(dòng)作，＃3－2引風(fēng)機跳閘。

2、MFT動(dòng)作停機原因：

＃3－1引風(fēng)機掉閘原因為＃3－2引風(fēng)機掉閘后，RB動(dòng)作使＃3－1引風(fēng)機靜葉自動(dòng)由37.21%開(kāi)至94.21%，電流由150A升至365A，引風(fēng)機電機過(guò)流（額定電流為302A），在＃3－2引風(fēng)機掉閘后，運行人員調整操作多，加之DCS畫(huà)面中未設置重要設備過(guò)流報警信號、光字，運行人員難以及時(shí)發(fā)現＃3－1引風(fēng)機電機過(guò)流，后在約2分鐘后發(fā)現＃3－1引風(fēng)機過(guò)流，手動(dòng)關(guān)＃3－1引風(fēng)機靜葉至89.36%，電流降至350A，此時(shí)＃3－1引風(fēng)機持續過(guò)流三分鐘，“反時(shí)限過(guò)流”保護動(dòng)作，＃3－1引風(fēng)機掉閘， MFT動(dòng)作停機。

事故總結：

（1）引風(fēng)機電機選型偏小，與機械不配套，是造成事故擴大的主要原因。電機額定電流為302A，在＃3－2引風(fēng)機掉閘后，RB動(dòng)作使＃3－1引風(fēng)機靜葉自動(dòng)由37.21%開(kāi)至94.21%時(shí)，電機電流由150A升至365A，電機過(guò)流嚴重，引風(fēng)機電機不能滿(mǎn)足鍋爐單臺引風(fēng)機運行最大風(fēng)量要求，加之DCS畫(huà)面中未設置重要設備過(guò)流報警信號、光字，運行人員在事故處理中難以及時(shí)發(fā)現引風(fēng)機電機過(guò)流。引風(fēng)機電機與機械不配套是造成事故擴大停機的主要原因。

（2）對現場(chǎng)清潔臨時(shí)工的安全教育管理不到位，衛生清掃制度不健全，對部分現場(chǎng)清掃人員管理失控，班組未嚴格執行班前會(huì )（交待安全注意事項）、班后會(huì )（進(jìn)行安全工作點(diǎn)評）制度，班組安全日活動(dòng)未得到有效開(kāi)展，同時(shí)對現場(chǎng)設備管理與衛生清掃劃分存在漏洞，是造成此次#3-2引風(fēng)機因人員誤動(dòng)潤滑油系統閥門(mén)掉閘的主要原因。

（3）運行人員專(zhuān)業(yè)技術(shù)水平差，經(jīng)驗不足，對異常工況下的判斷與正確果斷處理能力差，對機組RB工況下的事故預想不夠完善，在＃3－2引風(fēng)機掉閘后，在＃3－1引風(fēng)機已嚴重過(guò)流情況下，未及時(shí)減小引風(fēng)機靜葉，同時(shí)未及時(shí)關(guān)?。?－1送風(fēng)機動(dòng)葉，使爐膛壓力在＋450Pa波動(dòng)，反映出運行人員對對機組設備的特性掌握不夠，在異常工況下判斷與操作不夠熟練、果斷。

事故前運行方式：

＃3機組負荷235MW，主汽壓力15.4MPa，主汽溫度535℃，總煤量110T/H，A、B、C、D磨煤機運行，＃3－1、＃3－2引風(fēng)機、送風(fēng)機、一次風(fēng)機運行，＃1、＃3給水泵運行，機組投協(xié)調。

事故經(jīng)過(guò)：

3月25日0時(shí)10分＃3機組負荷由235MW開(kāi)始加負荷（準備加至250MW），0時(shí)11分＃3爐總煤量突由110T/H降至80T/H（A、B、C、D磨同時(shí)自動(dòng)減煤），負荷由235MW降至180MW，主汽壓力至15.8 MPa，機組協(xié)調手動(dòng)切為機跟蹤，投下層4支油槍助燃，隨即總煤量又由80T/H自動(dòng)加至119T/H，負荷自動(dòng)加至300MW，此時(shí)主汽壓力為14.8 MPa，汽包水位先波動(dòng)至－62mm后向正方向發(fā)展至＋150mm時(shí)水位自動(dòng)跳，運行人員手動(dòng)調整水位，0時(shí)15分＃3爐汽包水位低，MFT動(dòng)作，聯(lián)跳汽輪機、發(fā)電機。0時(shí)40分＃3爐點(diǎn)火，0時(shí)58分＃3機沖轉，1時(shí)16分定速，1時(shí)19分＃3機組并網(wǎng)。

事故原因分析：

在總煤量自動(dòng)由110T/H降至80T/H后又增至119T/H、負荷由235MW降至180MW又突增至300MW情況下，汽包水位擾動(dòng)大，手動(dòng)調整水位難度大，加之運行人員經(jīng)驗不足，在給水自動(dòng)跳后手動(dòng)調整水位時(shí)，給水量調整幅度過(guò)大，在汽包水位由－115mm向正方向波動(dòng)至－60mm時(shí)，將＃1、＃3給水泵勺管總操開(kāi)度由76%關(guān)至27%，給水流量由最大1177T/H降至81T/H（其間＃1、＃3給水泵均因流量低于150T/H自動(dòng)打開(kāi)了再循環(huán)門(mén)，造成給水流量持續低至81T/H），后運行人員又將＃1、＃3給水泵勺管總操開(kāi)度由27%開(kāi)至64%時(shí)，汽包水位已達－300mm，MFT動(dòng)作。

事故經(jīng)過(guò)：  2006年1月3日，三值上前夜，由于煤質(zhì)水份較大運行的#1、2、3、5磨煤機頻繁斷煤，班中多次投入中下層油槍?zhuān)捎谌藛T較少，并就地敲打原煤斗，投退油槍未就地檢查，0：15分#2、5磨煤機同時(shí)斷煤。投入中層#1、2、4油槍?zhuān)?：55分#6爐DCS畫(huà)面發(fā)“冷卻風(fēng)機風(fēng)壓低”、“#4角煤粉火檢故障”光字，#1火檢風(fēng)機聯(lián)動(dòng)正常，司爐命令助手就地檢查，發(fā)現12.6米有煙霧，且#4角一次風(fēng)管處有明火，立即向司爐匯報，0：56分，事故喇叭響，#6爐MFT動(dòng)作，首出“火檢冷卻風(fēng)機風(fēng)壓低”#6爐滅火，0：55值長(cháng)令鍋爐人員盡快撲滅明火，并聯(lián)系廠(chǎng)消防隊，1；05#4角明火撲滅，查看監視錄像#4角漏油時(shí)間19分鐘，著(zhù)火時(shí)間5分鐘。事故后經(jīng)查，中層#4角油槍、點(diǎn)火槍燒壞，油槍附近的火檢探頭接線(xiàn)，一次風(fēng)管，火檢冷卻風(fēng)機控制箱燒壞，#6爐經(jīng)過(guò)9天小修后恢復運行。

原因分析：

1、#6爐#4角中層蒸汽吹掃閥逆止門(mén)后法蘭墊漏，將油漏到一次風(fēng)管后著(zhù)火，該法蘭墊為高壓石棉紙墊，不符合反措要求，且法蘭頻繁受到油、蒸汽相互作用，冷熱沖擊，檢修人員為及時(shí)進(jìn)行復緊，造成該處漏油。著(zhù)火后將火檢冷卻風(fēng)機控制箱燒毀，造成冷卻風(fēng)壓低，滅火保護動(dòng)作，停機，是本次事故的主要原因。

2、#6爐運行人員未及時(shí)發(fā)現#6爐燃油流量從5.5t/h增加到10t/h的參數變化，以致#4角漏油時(shí)間達19分鐘，是本次的次要原因。

事故總結：

1、油槍和油管接口處材料老化，不符合要求。

2、運行人員投退油槍時(shí)未進(jìn)行就地檢查。

3、運行人員監盤(pán)不認真，在投入3支油槍后，燃油流量未5.5t/h變化未10.5t/h，運行人員未及時(shí)發(fā)現。

4、現場(chǎng)監視裝置未設專(zhuān)人檢查，造成油槍泄露未及時(shí)發(fā)現。

    事故前運行工況：

#10爐運行負荷150T/H，壓力9.4MPa，汽溫540℃，水位正常運行火嘴下排轉4個(gè)，中排轉4個(gè)，上排轉1個(gè)，共9個(gè)火嘴運行，乙磨煤機運行。

事故經(jīng)過(guò)：

××年×月×日，運行中的10號鍋爐司爐聽(tīng)到警鈴響，發(fā)現水位低，負荷直接下降到120T/H，這時(shí)聽(tīng)到響一聲，立即停甲、乙側排粉機，控制水位，請示值長(cháng)關(guān)閉主汽門(mén)，停爐后檢查發(fā)現甲側過(guò)熱器處的爐墻約20平方米、前墻汽包上面的爐墻約10平方米、煙道后頂棚約有30平方米的爐墻有不同程度的損壞，申請調度批準停爐搶修，經(jīng)水壓試驗后檢承壓部件完好，檢查本體鋼梁無(wú)變形，搶修后恢復備用。

原因分析：

事故前負荷150T/H，壓力9.4MPa，汽溫540℃，燃燒比較薄弱，個(gè)別火嘴來(lái)粉不正常，另外爐子預剛除完灰，爐膛溫度較低，造成滅，滅火后由于司爐處理不果斷，造成放炮。

事故總結：

1、司爐在執行防止滅火打炮措施不利；

      2、司爐技術(shù)素質(zhì)低，心理素質(zhì)差，發(fā)生事故處理時(shí)不果斷；

3、沒(méi)有滅火保護裝置。

事故前運行工況：

#6爐運行負荷250MW，壓力17.2MPa，汽溫540℃，水位正常，#1、2、3、5磨煤機運行。

事故經(jīng)過(guò)：

××年×月×日，運行中的#6爐正在進(jìn)行鍋爐本體吹灰，突然#1、2、3、5磨煤機火檢閃爍，司爐迅速投入下層#4支油槍?zhuān)蟀l(fā)現#5磨煤機火檢仍閃爍，繼續投入中層四支油槍?zhuān)瑺t膛負壓迅速到+3300Pa（該鍋爐滅火保護中爐膛壓力規定為+3300 Pa /－2450 Pa）鍋爐滅火，后因恢復較慢造成汽輪機跳閘，造成一類(lèi)障礙。

事故原因分析：

事故前，由于原煤變差，爐膛燃燒惡化，爐膛溫度由870℃下降到680℃，鍋爐監盤(pán)人員未及時(shí)發(fā)現，未能及時(shí)采取相應調整，并進(jìn)行了本體吹灰，造成燃燒進(jìn)一步惡化，在鍋爐瀕臨滅火時(shí)仍投入油槍。造成爐膛內局部爆炸，造成鍋爐滅火。

事故總結：

1、司爐看盤(pán)不認真，未及時(shí)發(fā)現煤質(zhì)變差及燃燒惡化。

2、在鍋爐瀕臨滅火時(shí)仍投入油槍?zhuān)捎帽嫉姆椒ɑ謴湾仩t燃燒。

3、鍋爐滅火后處理不及時(shí)，造成二次吹掃，氣溫低到汽機跳閘值，汽輪機跳閘。

事故經(jīng)過(guò)：

2006年6月28日9時(shí)20分，#2空預器轉子不轉就地手動(dòng)盤(pán)車(chē)也不動(dòng)，調試人員令停爐熄火，14時(shí)01A、01B啟備變壓器跳閘，造成全廠(chǎng)失電，所有運行的轉機全 停運，1小時(shí)后保安電源才投上。

事故原因分析：

01A、01B啟備變壓器跳閘造成全廠(chǎng)失電，所有運行的轉機全停運，雖然等離子燃燒器載體風(fēng)機接有兩路電源（其中一路接在保安電源上），可保安是源在1小時(shí)后才投上，由于短時(shí)間等離子載體風(fēng)機沒(méi)有轉啟來(lái)，這樣等離子燃燒器四個(gè)火檢攝像頭沒(méi)有風(fēng)來(lái)冷卻燒損。

事故總結：

1、確保保安電源可靠投入。

2、爐膛溫度低于50℃以下，才允許停離子載體風(fēng)機。

事故經(jīng)過(guò)：

2006年6月28日9時(shí)#2空預器主電機跳閘，輔電機聯(lián)啟電流71A很大，20分后輔電機跳閘聯(lián)跳#2引風(fēng)機、#2送風(fēng)機，9時(shí)20分#2空預器轉子不轉，就地手動(dòng)盤(pán)車(chē)不動(dòng)。

事故原因分析：

#2空預器煙氣與一次風(fēng)之間扇形板和轉子向密封完全摩擦?。ê蠖松刃伟逄嵘b置）。

事故總結：

按照廠(chǎng)家提供的數據合理調整空預器扇開(kāi)采板和轉子徑向密封之間的間隙。

鍋爐#1、#2引風(fēng)機從分部試運一直到整體啟動(dòng)，非驅動(dòng)端軸承振動(dòng)大，振動(dòng)達20mm/s以上，設備廠(chǎng)家來(lái)人處理過(guò)多次仍振動(dòng)大，在鍋爐吹管結束后，將引風(fēng)機輪轂打開(kāi)后發(fā)現里面有焊雜、土等，重量達4斤，清理后振動(dòng)從20mm/s降至5mm/s左右。

事故原因分析：

引風(fēng)機輪轂里面有焊雜、土等，造成轉子動(dòng)不平衡。

事故總結：

1、廠(chǎng)家在出廠(chǎng)時(shí)要認真做好動(dòng)平衡試驗。

      2、廠(chǎng)家應提高制造質(zhì)量。

      3、施工單位應提高安裝質(zhì)量。

      4、組織人員重新做動(dòng)平衡試驗。

5、運行人員操作要規范，引風(fēng)機啟動(dòng)后靜葉開(kāi)度要大于5%，不能長(cháng)時(shí)間全關(guān)靜葉運行。

2006年6月8日9時(shí)40分#2機鍋爐點(diǎn)火吹管，14時(shí)發(fā)現10kv配電室內有很多蒸汽，15時(shí)50分#2引風(fēng)機、#2送風(fēng)機跳閘，鍋爐滅火。

事故原因分析：

因主、再熱蒸汽疏水（機側）臨時(shí)連在一起，蒸汽從吹管臨時(shí)管漏到廠(chǎng)房?jì)?0kv配電室，造成#2機10kvB段失電，使#2引風(fēng)機、#2送風(fēng)機跳閘。

事故總結：

1、做好防止蒸汽漏到10kv配電室措施。

2、做好10kv單段廠(chǎng)用電失電事故預想。

2006年5月15日16時(shí)19分鍋爐點(diǎn)火，17時(shí)25投等離子，23時(shí)40分#1等離子陽(yáng)極頭燒損，5月16日0時(shí)30分#2等離子陽(yáng)極頭燒損，1時(shí)20分#3等離子陽(yáng)極頭燒損，4時(shí)等離子#4陽(yáng)極頭燒損，調試人員令將#1磨煤機煤量減至18T/h，保持三支大油槍助燃，停等離子運行。

事故原因分析：

該電廠(chǎng)2ⅹ600MW機組采用發(fā)熱量低的褐煤做燃料，相對于300MW機組及其它600MW機組，煤粉燃燒器直徑大，相應的等離子燒燃器體積就大，等離子點(diǎn)火器與等離子燃燒器采用徑向插入方式，為了能將等離子體（電?。┥斓饺紵髦行?。只能采用特制加長(cháng)等離子點(diǎn)火器，原等離子燃燒器與點(diǎn)火器采用通用的法蘭聯(lián)接，長(cháng)點(diǎn)火器導磁塊需要穿過(guò)法蘭、保溫、鐵皮等可感應磁場(chǎng)鐵性材料，這些材料削弱了起收縮電弧作用的磁場(chǎng)，導致電弧發(fā)散，與陽(yáng)極的間隙變小，燒損了陽(yáng)極。

事故總結：

在#1爐吹完管后，將點(diǎn)火器抽出，通過(guò)模擬現場(chǎng)情況，觀(guān)察電弧找到了上述原因，然后割除了安裝法蘭，將點(diǎn)火器座直接固定在等離子燃燒器上，清理了導磁塊周?chē)蔫F皮，留出了約50mm的間隙，通過(guò)實(shí)踐證明此方法有效地解決了等離子電弧燒陽(yáng)極的缺陷。

××年×月×日，××電廠(chǎng)重油庫2號重油罐發(fā)生悶爆的火災事故。先是似防爆門(mén)的破裂聲，經(jīng)2秒鐘左右，發(fā)生較大的悶爆聲。事發(fā)后，約2分鐘該廠(chǎng)兩輛消防車(chē)到達出事地點(diǎn)，對2號重油罐噴水滅火。隨之，外單位的消防車(chē)共六輛先后到廠(chǎng)進(jìn)行滅火。由于消防力量較強，消防水壓力充足，現場(chǎng)消火指揮得當，于當天11時(shí)，2號重油罐的煙霧全部消火。     

事故后經(jīng)查，2號重油罐罐體變形，罐頂開(kāi)裂、塌斜，基礎完好。此罐直徑為12米，高10米，壁厚6毫米，容積為1130立方米，事故后罐存油往地下油坑放了部分重油，約112噸，往煤場(chǎng)空地回收20.4噸。

事故原因分析：1995年8月9日，該廠(chǎng)進(jìn)雜油307噸至2號重油罐，脫水后，向1號罐送油120噸。事故前油位1.63米，油溫64℃。由于2號重油罐內存油有相當部分的輕質(zhì)油成份，油位較低，罐體空間部分較大，輕質(zhì)油揮發(fā)份解的可燃氣體達到了爆炸的濃度。經(jīng)反復分析，排除了外界影響，比較一致意見(jiàn)是：當日上午10時(shí)10分啟動(dòng)污油泵，將地下油坑的油抽至2號重油罐從上至下落差較大，在2號重油罐內引起較大擾動(dòng),使罐內油漂(用鐵皮制成)在油中擺動(dòng)或滾動(dòng),產(chǎn)生靜電。油漂結集了靜電荷，在一個(gè)偶然機會(huì )與罐內壁或其它部件（如：進(jìn)油管、污油管等）相碰撞而產(chǎn)生火花。這個(gè)火花就是引起第一聲悶爆的火源。第二聲較大的悶爆,是由于該罐防爆門(mén)打破后,大量空氣進(jìn)入罐內而引起。       

事故總結：調查組認為，油罐設計不完善，未考慮漂防靜電的安全措施，在19年的運行中，也未發(fā)現這一設計遺留的隱患。

此次事故定性為：一般火災事故。   

1、從設備上、管理上舉一反三，全面地、全員地吸取火災事故教訓，確保安全生產(chǎn)。

2、在更換#2油罐時(shí)，結合剛下發(fā)的部頒《電力設備典型消防規程》制定安裝安全措施，并認真落實(shí)。

3、安裝油罐時(shí)按照部頒消防規程的要求，凡遇油系統相連的工作執行動(dòng)火工作票。

4、安監科抓緊時(shí)間按照部頒消防規程動(dòng)火工作票的格式，復制臨時(shí)動(dòng)火工作票，以便安裝工作時(shí)使用，正式票復制待后辦理。

5、加強防火重點(diǎn)部位的管理，結合部門(mén)的實(shí)際認真組織職工學(xué)習剛下發(fā)的部頒規程，制定完善部門(mén)防火重點(diǎn)部位的管理制度。

6、消防規程已下發(fā)，今后凡在禁火區及規程規定的禁火設備及系統上動(dòng)火，必須辦理動(dòng)火工作票方可工作。 

事故原因：

該起鍋爐特大事故極為罕見(jiàn)，事故最初的突發(fā)性過(guò)程是多種因素綜合作用造成的。以下，僅將事故調查過(guò)程中的事故機理技術(shù)分析結論綜合如下：

1、運行記錄中無(wú)鍋爐滅火和大負壓記錄，事故現場(chǎng)無(wú)殘焦，可以認定，并非煤粉爆炸。

2、清渣過(guò)程中未發(fā)現鐵異物，渣成份分析未發(fā)現析鐵，零米地坪完整無(wú)損，可以認定，非析鐵氫爆炸。

3、鍋爐冷灰斗結構薄弱，彈性計算確認，事故前冷灰斗中積存的渣量，在靜載荷下還不會(huì )造成冷灰斗破壞，但靜載荷上施加一定數量的集中載荷或者施加一定數量的壓力，有可能造成灰斗失穩破壞。

4、事故發(fā)生后的檢驗結果表明，鍋爐所用的水冷壁管材符合技術(shù)規范的要求，對水冷壁管斷口樣品的失效分析證實(shí)，包角管的破裂是由于冷灰斗破壞后塌落導致包角管受過(guò)大拉伸力而造成的。

 5、對于事故的觸發(fā)原因，兩種意見(jiàn)：一種意見(jiàn)認為，“3.10”事故的主要原因是鍋爐嚴重結渣。事故的主要過(guò)程是：嚴重結積渣造成的靜載加上隨機落渣造成的動(dòng)載，致使冷灰斗局部失穩；落渣入水產(chǎn)生的水汽，進(jìn)入爐膛，在高溫堆渣的加熱下升溫、膨脹，使爐膛壓力上升；落渣振動(dòng)造成繼續落渣使冷灰斗失穩擴大，冷灰斗局部塌陷，側墻與冷灰斗連接處的水冷壁管撕裂；裂口向爐內噴出的水、汽工質(zhì)與落渣入水產(chǎn)生的水汽，升溫膨脹使爐膛壓力大增，造成MFT動(dòng)作，并使冷灰斗塌陷擴展；三只角角隅包角管先后斷裂，噴出的工質(zhì)量大增，爐膛壓力陡升，在渣的靜載、動(dòng)載和工質(zhì)閃蒸擴容壓力的共同作用下，造成鍋爐21米以下嚴重破壞和現場(chǎng)人員重大傷亡。因此，這是一起鍋爐嚴 重結渣而由落渣誘發(fā)的機械一熱力破壞事故。另一種意見(jiàn)認為，3月6日～3月10回爐內結渣嚴重，由于燃燒器長(cháng)時(shí)間下擺運行，加劇了灰斗結渣。這為煤裂角氣和煤氣的動(dòng)態(tài)產(chǎn)生和積聚創(chuàng )造了條件?；以淙朐樊a(chǎn)生的水蒸汽進(jìn)入冷灰斗，形成的振動(dòng)加速了可燃氣體的生成。經(jīng)分析計算，在0.75秒內局部動(dòng)態(tài)產(chǎn)生了2．7千克以上混合可燃氣體，逐步沿灰斗上升，在上升過(guò)程中，由于下二次風(fēng)與可燃氣混合，混合溫度在470度左右（未達著(zhù)火溫度）。突遇熾熱碎渣的進(jìn)入或火炬（燃燒器噴焰）隨機飄入，引起可燃氣體爆炸，爐膛壓力急劇升高，爐膛出口壓力達2.72千帕以上，觸發(fā)MFT動(dòng)作。爆炸時(shí)，兩側墻鼓出，在爆炸和爐底結渣的聯(lián)合作用下，灰斗與兩側墻連接處被撕裂，灰斗失穩下塌，包角管和聯(lián)箱水平相繼破裂，大量水汽泄出，爐內壓力猛烈升高，使事故擴大。

 6、鍋爐投入運行后，在燃用設計煤種及其允許變動(dòng)范圍內煤質(zhì)時(shí)出現前述的嚴重結渣和再熱汽溫低、局部管段管壁超溫問(wèn)題，與制造廠(chǎng)鍋爐爐膛的結構設計和布置等不完善有直接關(guān)系，它是造成這次事故的根本原因。另外，除上述諸技術(shù)原因外，電廠(chǎng)及有關(guān)單位在管理上存在的一些問(wèn)題，也是導致這起事故發(fā)生的原因：該事故機組自3月1日以來(lái)，運行一直不正常，再熱器管壁溫連續超過(guò)報警溫度。雖經(jīng)采取調整火焰中心，加大吹灰和減輕負荷等措施，壁溫超限問(wèn)題仍未解決。按廠(chǎng)家鍋爐運行規程規定，再熱器壁溫的報警溫度為607度，3月6日至3月10日，再熱器壁溫多在640度和670度之間，鍋爐負荷已從600兆瓦減至500兆瓦，再減至450兆瓦，到3月10日減至400兆瓦，再熱器壁溫仍嚴重超限。按運行規程規定，再熱器壁溫嚴重超溫采取措施而無(wú)效時(shí)，應采取停爐措施。運行值班長(cháng)曾多次向各級調度請示，但上級部門(mén)非但不同意停爐，而且還要求將鍋爐負荷再提高一些，要求鍋爐堅持運行到3月15日計劃檢修時(shí)再停爐。結果因結焦嚴重，大塊焦渣崩落，導致該起特大事故發(fā)生。因此，該起事故原因的認定結論為：制造廠(chǎng)鍋爐爐膛設計、布置不完善及運行指揮失當；是一起鍋爐設備嚴重損壞和人員群亡的責任事故。事故的直接原因是鍋爐嚴重結渣。

事故總結：

1、制造廠(chǎng)應采取措施，解決投產(chǎn)以來(lái)一直存在的再熱器汽溫低和部分再熱器管壁溫度嚴重超限的問(wèn)題。

2、制造廠(chǎng)應研究改進(jìn)現有噴燃器，防止鍋爐結焦和煙溫偏差過(guò)大的問(wèn)題。在未改進(jìn)前，制造廠(chǎng)應在保證鍋爐設計參數的前提下，提出允許噴燃器下擺運行的角度和持續時(shí)間。

3、鍋爐設計中吹灰器布置密度低，現在吹灰器制造質(zhì)量差，制造廠(chǎng)應采取措施加以改進(jìn)。在未改進(jìn)前，電廠(chǎng)應加強檢修、維護和管理，提高現有吹灰器的可用率，必要時(shí)換用符合要求的吹灰器。

4、制造廠(chǎng)應研究適當加強冷灰斗支承的措施，以提高其結構穩定性又不致影響環(huán)形集箱的安全。

5、制造廠(chǎng)應采取措施加裝必要的監視測點(diǎn)，如尾部煙溫、煙壓測點(diǎn)、過(guò)熱器減溫器進(jìn)出口汽溫測點(diǎn)、輻射式再熱器出口汽溫測點(diǎn)等，并送入計算機數據采集系統。此外，還應考慮裝設記錄型爐膛負壓表。

6、制造廠(chǎng)應對冷灰斗的積渣和出渣系統的出渣增加必要的監測手段，包括增加必要的爐膛看火孔，以便檢查鍋爐結渣情況。

7、制造廠(chǎng)應對不符合安全要求的廠(chǎng)房結構、安全設施、通道、門(mén)、走、平臺和扶梯等進(jìn)行改進(jìn)，如大門(mén)不能采用卷簾門(mén)，看火孔附近要有平臺等。

8、切實(shí)加強燃煤管理。電力部和其他上級有關(guān)部門(mén)應共同解決鍋爐燃煤的定點(diǎn)供應問(wèn)題。電廠(chǎng)要加強對入廠(chǎng)煤、火爐煤的煤質(zhì)分析和管理，完善配煤管理技術(shù)。

9、電廠(chǎng)應嚴格執行運行規程，加強對鍋爐的運行分析和管理工作。應及時(shí)提出鍋爐運行情況的分析意見(jiàn)和異常工況的應急措施。

10、對事故中波及的設備和部件進(jìn)行仔細的檢查?；謴瓦\行前必須進(jìn)行爐內空氣動(dòng)力場(chǎng)和燃燒調整試驗。

38、200MW＃1機168試運中，因循環(huán)水塔水位高，循環(huán)泵值班員誤關(guān)轉機冷卻水回水門(mén)降水塔水位導致＃1機轉機冷卻水無(wú)法回前池，冷卻水中斷，使運行的＃1給水泵工作油溫度升高到130℃，＃1給水泵跳閘，＃2給水泵聯(lián)動(dòng)成功1分鐘后也因工作油溫度高跳，導致鍋爐斷水干鍋，MFT動(dòng)作滅火，168中斷。

39、330MW＃3機運行中，鍋爐A空預器犯卡，液力耦合器保護動(dòng)作噴油，A空出口煙溫升高，派人就地檢查，回來(lái)匯報說(shuō)B空預器噴油了，主控停止B空預器后導致鍋爐失去兩臺空預器滅火。

40、＃1爐省煤器吹灰器進(jìn)汽門(mén)犯卡關(guān)不嚴，聯(lián)系檢修處理，檢修說(shuō)處理不了，運行也未采取隔離措施，2天后省煤器管被吹灰蒸汽吹爆，鍋爐不能維持汽包水位，緊急停爐，構成一類(lèi)障礙一起。

41、200MW＃2機組＃1給水泵運行中電機定子接地，在倒停設備接故障接地設備過(guò)程中，＃1給水泵跳閘，＃2給水泵聯(lián)動(dòng)成功，但因＃2給水泵備用時(shí)勺管開(kāi)度過(guò)小，從運行人員將＃2給水泵勺管從15%開(kāi)足到給水流量正常約需40S，汽包水位已低至－253mm，MFT動(dòng)作，鍋爐滅火。

42、300MW機組，鍋爐運行中，因脫硫調試人員誤傳信號，使脫硫旁路煙氣擋板誤關(guān)（脫硫系統未投入），導致煙道嚴重變正壓將煙道打塌，倒塌的煙道將煙道下方的現場(chǎng)辦公室壓塌，造成重大人身死亡事故。

43、＃2機組運行中鍋爐嚴重結焦，鍋爐掉焦壓住撈渣機，運行部部長(cháng)和當值單元長(cháng)上撈渣機頭部查看故障情況時(shí)，鍋爐突然又大量掉焦，大量的灰焦和熱汽水從撈渣機頭部噴出，將兩人嚴重燙傷，導致一死一傷的人身死亡事故。