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锅炉 运行事故案例汇编
浏览: 发布日期:2019-10-21

  锅炉运行事故案例汇编_电力/水利_工程科技_专业资料。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

  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 ........... 16 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 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 1.7mm 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 16.66MPa 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 60%~80%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 5 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、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、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 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。 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 13.6MPa,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 1.2 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 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mm 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 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。 13 MW,各参数正常。 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 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,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 3.4 Mpa, 再热蒸汽温度 538℃, 线K 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 16 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, #4-1 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 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。 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℃,线 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,#3-1、#3-2 一 次风机、#3-1、#3-2 引风机、#3-1、3-2 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。# 3-1、#3-2 一次风机、A、B、C、E 磨煤机联掉,厂用电切换正常。随后#3-1、 #3-2 引风机掉,#3-1、#3-2 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 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、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℃,线 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、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 3.5 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#3-1 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#3-1 高加水位保护高三值开关量信号强制,关闭# 3-1 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#3-1 高加水位保护高三值液位开 关平衡容器时,#3-1 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、#3-1 高加水位高保护动作原因为#3-1 高加水位保护高三 值液位开关平衡容器与另两个#3-1 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#3-1 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#3-1 高加水 位变送器平衡容器内差压波动, 同时瞬间误发#3-1 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 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℃,机组线 油枪运行,A、B、C、D 四台 22 磨煤机运行,#4-1、#4-2 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 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 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 磨停运。#3-1、#3-2 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 1-5 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,6-8 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,9-14 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 3960-4100 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 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,线 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。 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,#3-1、#3-2 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 59#3 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 28 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、山西榆社电厂#3 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℃,线-2 引风机、送风机、 一次风机运行,A、B、C、D、E 磨煤机运行。机组跳闸前 B 磨煤机因 需进行内部检查,B 给煤机已停运,正准备停 B 磨煤机。 事故经过: 2005 年 3 月 1 日 10 时 13 分 16 秒因 B 磨需停运进行内部检查,B 给煤机在煤量逐渐减小后停运,10 时 13 分 42 秒 A、B 磨跳闸,10 时 13 分 44 秒 C、D 磨跳闸,10 时 13 分 45 秒 E 磨跳闸, (A、C、D、E 磨 跳闸首出原因为 “给煤机、 磨煤机运行且未建立火焰” , B 磨首出为 “就 地跳闸” ) ,10 时 13 分 45 秒 MFT 动作(首出为“失去所有火焰” ) ,汽 机、发电机联掉,#3-1、#3-2 一次风机联掉,厂用电切换正常。 10 时 25 分#3 炉点火, 10 时 34 分#3 机冲转, 10 时 45 分#3 机定速, 11 时 15 分#3 机组并网。 29 事故原因分析: 经股份公司组织的各兄弟厂专家组成的热控工作组与我厂有关专 业技术人员共同分析认为: 1、当时炉膛负压为自动,在停止 B 给煤机运行时,10 时 13 分 06 秒炉膛负压开始波动,从-60 K Pa 向负方向波动,10 时 13 分 18 秒 负压至-281K Pa 时负压开始向正方向波动(10 时 13 分 34 秒负压至 -102K Pa) ,10 时 13 分 33 秒#3-1 引风机静叶开度自动由 46.27%自 动开至 47.44%,#3-2 引风机静时开度由 52.83%开至 54.43%,负压 快速向负方向波动,10 时 13 分 37 秒负压达-296K Pa,10 时 13 分 38 秒负压达-322K Pa,10 时 13 分 39 秒负压达-510K Pa,10 时 13 分 40 秒负压达-796K Pa,10 时 13 分 41 秒负压达-1113K Pa,10 时 13 分 42 秒负压达-1575K Pa,10 时 13 分 45 秒负压达-2188K Pa。炉膛负压 自动调节不可靠,是造成负压波动大、锅炉灭火的一个原因。 2、因#3 炉内喷燃器 A、B 磨喷口相对集中布署(中间隔一个二 次风喷口) ,C 磨为中间布署,D、E 磨为相对集中布署(中间隔一个二 次风喷口) ,在 B 给煤机逐渐减小煤量直至停止 B 给煤机时,A 磨喷口 与 C 磨喷口出现断层(中间隔着 4 个喷口) ,此时未加大 A 给煤机煤量 (一直维持在 28T/H) ,只是通过手动加大 E 磨煤量,但总煤量也未及 时加大,对燃烧扰动较大,负压波动,运行人员未及时投油稳燃。同 时在停运 B 给煤机后,未及时减少 B 磨通风量,仍维持在 80T/H 的正 常运行值进行吹扫冷却,B 磨的大量冷一次风吹入 A 层喷口上方加剧 了 A 层喷口燃烧不稳定性,在 10 时 13 分 39 秒 A 磨#2、#4 角失去 30 火检,10 时 13 分 40 秒 A 磨 4 个角全部失去火检,延时 3 秒后 A 磨掉 闸。加之此时引风机静叶自动开大,负压加速向负方向增大,造成全 炉膛灭火,各运行中磨煤机跳闸,MFT 动作停机。 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 事故前运行方式: #4 机组负荷 230MW,主汽压力 14. 9MPa,主汽温度 537℃,再热 蒸汽压力 2.7MPa, 再热蒸汽温度 536℃, 线T/H,炉膛负压-70 Pa。协调投入。 #4-1、#4-2 引风机、送风机、一次风机运行,A、B、D 磨煤机运 行、C 磨停运消漏、E 磨正在暖磨准备投运。锅炉正在吹灰,下层#1、 #3 两支油枪运行。#4-1 引风机#2 润滑油泵运行,#1 油泵备用, 供油压力、油温、油箱油位正常。#4-1 引风机静叶开度 49.35%,# 4-2 引风机静叶开度 49.50%,#4-1 送风机动叶开度 33.19%,#4 -2 送风机动叶开度 34.56%,#4-1 一次风机入口档板开度 43.94%, #4-2 一次风机入口档板开度 42.67%。 事故经过: 2005 年 3 月 9 日 8 时 25 分#4-1 引风机掉闸,发“油压低”光 字,#4-1 送风机、#4-1 一次风机联掉,投油助燃,RB 动作,协 调跳为机跟踪,#4-2 送风机档板开至 60%,#4-2 一次风机档板全 开, #4-2 引风机静叶开至 57%, 总风量降至 470T/H, 一次风压由 12KPa 降至 8KPa ,增投油枪,A 磨热风门由 38%开至 43%,B 磨热风门由 40% 开至 45%,D 磨热风门由 41%开至 46%,炉膛压力在+600Pa 间波动, 31 随后 B、D 磨掉闸,原因均为一次风量低,B、D 磨掉闸后,运行人员 将#4-2 一次风机档板由自动切为手动关至 60%,炉总风量由 470t/h 降至 380t/h,MFT 动作(首出为总风量低于 30%) ,汽机、发电机联掉, 厂用电切换正常。9 时 55 分#4 炉点火,后热工更换#4 机电子间# 17 控制器电源分配盘(消除 2 月 12 日#4 炉汽包水位失灵缺陷) ,13 时 23 分#3 机组并网。 事故原因分析: 1、#4-1 引风机跳闸原因: #4-1 引风机因润滑油压低掉闸后查润滑油系统无泄漏,#4-1 引风机掉闸时油压在低于 0.15 MPa 时未联启备用泵,当时油压持续低 至 0.1MPa(低二值掉引风机)以下,4 秒钟后油压恢复正常。停机后 做低油压试验正常,低一值、低二值压控开关校验正常。运行在就地 做油泵切换试验,连锁正常,油站油压、油温、★▽…◇油位正常。与#3-2 引风机跳闸原因相同,时间相差 7 分钟,因此排除热工一次设备和控 制程序问题。结合在#4-1 引风机因润滑油压低掉闸 7 分钟前#3-2 引风机同样发生的掉闸现象及当时为卫生清扫人员正在清扫卫生与现 场对油系统各阀门手柄观察判断造成引风机润滑油压低原因为卫生清 扫人员(临时工)在清理油系统时,为清扫方便瞬时关闭油滤网的出 口门或入口门(均为球阀,90 度开关)所致。造成油系统短时供油中 断(4 秒钟) ,润滑油压控开关动作,#4-1 引风机跳闸。 2、 、MFT 动作原因: #4-1 引风机跳闸,RB 动作,联跳同侧送风机、一次风机。锅炉 32 总风量由 674t 减为 470t,一次风压由 12KPa 降为 8KPa,当时锅炉 A、 B、D 磨运行,E 磨正在暖磨,在#4-1 一次风机掉闸,一次风量锐减 的情况下, 运行人员未及时开大#4-2 引风机静时与#4-2 送风机动 叶调整风量与炉膛负压,此时仍有四台磨通风,同时 A、B、D 磨自动 开大热风门造成一次风压进一步降低,B、D 磨一次风量小于 45t 保护 动作相继跳闸,后运行人员将#4-2 一次风机档板由自动切为手动关 至 60%,炉总风量由 470t/h 降至 380t/h,锅炉总风量30%保护无延 时动作,锅炉 MFT 跳闸。 事故总结: 1、运行人员专业技术水平差,经验不足,对异常工况下的判断与 正确果断处理能力差,对机组 RB 工况下的事故预想不够完善,在#4 -1 引风机掉闸后,总风量下降,#4-2 引风机静叶未自动开大,炉 膛压力在+600Pa 间波动时,未及时开大#4-2 引风机静叶与#4-2 送风机动叶,维持总风量与炉膛负压,而是不正确的关小#4-2 一次 风机档板是造成总风量低于 30%MFT 动作的主要原因。 2、在机组发生 RB 的情况下,当两侧引风机在自动,掉闸引风机 将由自动切为手动,此时掉闸风机档板开度指令应无延时的叠加在运 行的引风机挡板指令中(运行中的风机档板必须在自动方式下)开大 运行引风机档板。但#4 机两侧引风机在自动,单侧引风机跳闸时, 逻辑设计中延时 30S 后将跳闸引风机档板切为手动,在 30S 内闭锁运行 引风机负荷自动累加功能,因此未出现#3 引风机过载的同类现象, 之后炉膛负压测量和设定值偏差超过 400Pa ,使两侧引风机均由自动 33 切为手动,使叠加功能失去,运行引风机档板未自动开大,炉膛负压 达到 600Pa。该逻辑设计不合理,应将延时去掉同时应限制运行引风 机档板开度防止过流。 3、当时,#3 机组负荷 207MW,总风量为 866t;而#4 机组负荷 230MW,总风量为 674t,总风量的修正参数存在差异,但两台机组的 锅炉总风量低于 30%保护的定值均为 380t,且总风量低于 30%MFT 动 作保护无延时。 4、对引风机润滑油压低跳引风机保护,增加 5 秒延时,防止设备 误动。措施执行人:热工车间。已于 3 月 10 日完成。 5、已将#4 炉引风机掉闸停运切手动延时去掉,以避免发生一台 风机掉闸,另一台风机档板不能自动叠加开大。同时将引风机在发生 RB 时,运行中的引风机档板开度限制在 85%,以防止引风机档板开度 过大,电机过流,电机损坏或过流保护动作造成机组停运。措施执行 人:热工车间。已于 3 月 10 日完成。 6、对#3、#4 机组的锅炉总风量参数进行修正,并确定正确的 保护定值,并增加总风量低于 30% MFT 动作保护加 30 秒延时。措施 执行人:孙德恩。总风量低于 30%延时 30 秒 MFT 动作已修改完成。总 风量修正工作由于涉及范围较大,于小修期间完成。 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 事故前运行方式: #3 机组负荷 207MW,主汽压力 14. 9MPa,主汽温度 538℃,再热 蒸汽压力 2.5MPa,再热蒸汽温度 539℃,线T/H,炉膛负压-70 Pa。协调投入。#3-1、#3-2 引 风机、送风机、一次风机运行,A、B、C 磨煤机运行。#3-2 引风机 #1 润滑油泵运行,#2 油泵备用,供油压力、油温、油箱油位正常。 #3-1 引风机静叶开度 37.21%,#3-2 引风机静叶开度 45%,#3-1 送风机动叶开度 34.43%,#3-2 送风机动叶开度 33.74%,#3-1 一 次风机入口档板开度 26.57%,#3-2 一次风机入口档板开度 27.3%, 。 事故经过: 2005 年 3 月 9 日 8 时 18 分#3-2 引风机掉闸,发“油压低”光 字,#3-2 送风机、#3-2 一次风机联掉,投油助燃,RB 动作,协 调跳为机跟踪,#3-1 送风机动叶自动开至 78%,后回落在 70%至 75% 间波动(自动位) ,#3-1 一次风机入口档板自动快速开至 63.52%, 后逐渐持续开至 96.48%(在 3 分 30 秒时间内) ,#3-1 引风机静叶自 动由 37.21%开至 95.2%,电流由 150A 升至 365A,炉膛压力在+450Pa 波动,手动减煤量至 76T/H,后运行人员手动关#3-1 引风机静叶至 89.36%,电流降至 350A,手动减#3-1 送风机动叶至 60%,8 时 21 分 #3-1 引风机“反时限过流”动作掉闸,MFT 动作,汽机、发电机联 掉,厂用电切换正常。 9 时 40 分#3 炉点火,10 时 46 分#3 机组并 网。 原因分析: 1、#3-2 引风机跳闸原因分析: #3-2 引风机因润滑油压低掉闸后查润滑油系统无泄漏,#3-1 引风机掉闸时油压在低于 0.15 MPa 时联启备用泵,但当时油压持续低 35 至 0.1MPa(低二值掉引风机)以下,4 秒钟后油压恢复正常,5 秒钟 后备用泵正常联掉。停机后做低油压试验正常,低一值、低二值压控 开关校验正常。运行在就地做油泵切换试验,连锁正常,油站油压、 油温、 油位正常。 与#4 机#1 引风机跳闸原因相同, 时间相差 7 分钟, 因此排除热工一次设备和控制程序问题。结合在#3-1 引风机因润滑 油压低掉闸 7 分钟后#4-1 引风机同样发生的掉闸现象及当时为卫生 清扫人员正在清扫卫生与现场对油系统各阀门手柄观察判断造成引风 机润滑油压低原因为卫生清扫人员(临时工)在清理油系统时,为清 扫方便瞬时关闭油滤网的出口门或入口门(均为球阀,90 度开关)所 致。造成油系统短时供油中断(4 秒钟) ,油压控开关动作,#3-2 引 风机跳闸。 2、MFT 动作停机原因: #3-1 引风机掉闸原因为#3-2 引风机掉闸后,RB 动作使#3- 1 引风机静叶自动由 37.21%开至 94.21%,电流由 150A 升至 365A,引 风机电机过流(额定电流为 302A) ,在#3-2 引风机掉闸后,运行人 员调整操作多,加之 DCS 画面中未设置重要设备过流报警信号、光字, 运行人员难以及时发现#3-1 引风机电机过流,后在约 2 分钟后发现 #3-1 引风机过流,手动关#3-1 引风机静叶至 89.36%,电流降至 350A,此时#3-1 引风机持续过流三分钟, “反时限过流”保护动作, #3-1 引风机掉闸, MFT 动作停机。 事故总结: ( 1) 、引风机电机选型偏小,与机械不配套,是造成事故扩大的 36 主要原因。电机额定电流为 302A,在#3-2 引风机掉闸后,RB 动作 使#3-1 引风机静叶自动由 37.21%开至 94.21%时,电机电流由 150A 升至 365A,电机过流严重,引风机电机不能满足锅炉单台引风机运行 最大风量要求,加之 DCS 画面中未设置重要设备过流报警信号、光字, 运行人员在事故处理中难以及时发现引风机电机过流。引风机电机与 机械不配套是造成事故扩大停机的主要原因。 ( 2) 、对现场清洁临时工的安全教育管理不到位,卫生清扫制度 不健全,对部分现场清扫人员管理失控,班组未严格执行班前会(交 待安全注意事项) 、班后会(进行安全工作点评)制度,班组安全日活 动未得到有效开展,同时对现场设备管理与卫生清扫划分存在漏洞, 是造成此次#3-2 引风机因人员误动润滑油系统阀门掉闸的主要原因。 ( 3) 、运行人员专业技术水平差,经验不足,对异常工况下的判 断与正确果断处理能力差,对机组 RB 工况下的事故预想不够完善,在 #3-2 引风机掉闸后,在#3-1 引风机已严重过流情况下,未及时减 小引风机静叶,同时未及时关小#3-1 送风机动叶,使炉膛压力在+ 450Pa 波动,◆●△▼●反映出运行人员对对机组设备的特性掌握不够,在异常 工况下判断与操作不够熟练、果断。 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 事故前运行方式: #3 机组负荷 235MW,主汽压力 15.4MPa,主汽温度 535℃,总煤 量 110T/H,A、B、C、D 磨煤机运行,#3-1、#3-2 引风机、送风 机、一次风机运行,#1、#3 给水泵运行,机组投协调。 37 事故经过: 3 月 25 日 0 时 10 分#3 机组负荷由 235MW 开始加负荷 (准备加至 250MW) ,0 时 11 分#3 炉总煤量突由 110T/H 降至 80T/H(A、B、C、D 磨同时自动减煤) ,负荷由 235MW 降至 180MW,主汽压力至 15.8 MPa, 机组协调手动切为机跟踪,投下层 4 支油枪助燃,随即总煤量又由 80T/H 自动加至 119T/H,负荷自动加至 300MW,此时主汽压力为 14.8 MPa, 汽包水位先波动至-62mm 后向正方向发展至+150mm 时水位自动 跳,运行人员手动调整水位,0 时 15 分#3 炉汽包水位低,MFT 动作, 联跳汽轮机、发电机。0 时 40 分#3 炉点火,0 时 58 分#3 机冲转,1 时 16 分定速,1 时 19 分#3 机组并网。 事故原因分析: 在总煤量自动由 110T/H 降至 80T/H 后又增至 119T/H、负荷由 235MW 降至 180MW 又突增至 300MW 情况下,汽包水位扰动大,手动调 整水位难度大,加之运行人员经验不足,在给水自动跳后手动调整水 位时,给水量调整幅度过大,在汽包水位由-115mm 向正方向波动至 -60mm 时,将#1、#3 给水泵勺管总操开度由 76%关至 27%,给水流 量由最大 1177T/H 降至 81T/H(其间#1、#3 给水泵均因流量低于 150T/H 自动打开了再循环门,造成给水流量持续低至 81T/H) ,后运行 人员又将#1、#3 给水泵勺管总操开度由 27%开至 64%时,汽包水位 已达-300mm,MFT 动作。 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 事故经过: 2006 年 1 月 3 日,三值上前夜,由于煤质水份较大运 38 行的#1、2、3、5 磨煤机频繁断煤,班中多次投入中下层油枪,由于 人员较少,并就地敲打原煤斗,投退油枪未就地检查,0:15 分#2、5 磨煤机同时断煤。投入中层#1、2、4 油枪,0:55 分#6 炉 DCS 画面发 “冷却风机风压低”、“#4 角煤粉火检故障”光字,#1 火检风机联动 正常,司炉命令助手就地检查,发现 12.6 米有烟雾,且#4 角一次风 管处有明火,立即向司炉汇报,0:56 分,事故喇叭响,#6 炉 MFT 动 作,首出“火检冷却风机风压低”#6 炉灭火,0:55 值长令锅炉人员 尽快扑灭明火,并联系厂消防队,1;05#4 角明火扑灭,查看监视录 像#4 角漏油时间 19 分钟,着火时间 5 分钟。事故后经查,中层#4 角 油枪、点火枪烧坏,◆▼油枪附近的火检探头接线,一次风管,火检冷却 风机控制箱烧坏,#6 炉经过 9 天小修后恢复运行。 原因分析: 1、#6 炉#4 角中层蒸汽吹扫阀逆止门后法兰垫漏,将油漏到一次 风管后着火,该法兰垫为高压石棉纸垫,不符合反措要求,且法兰频 繁受到油、蒸汽相互作用,冷热冲击,检修人员为及时进行复紧,造 成该处漏油。着火后将火检冷却风机控制箱烧毁,造成冷却风压低, 灭火保护动作,停机,是本次事故的主要原因。 2、 #6 炉运行人员未及时发现#6 炉燃油流量从 5.5t/h 增加到 10t/h 的参数变化,以致#4 角漏油时间达 19 分钟,是本次的次要原因。 事故总结: 1、油枪和油管接口处材料老化,不符合要求。 2、运行人员投退油枪时未进行就地检查。 39 3、运行人员监盘不认线 支油枪后,燃油流量未 5.5t/h 变化未 10.5t/h,运行人员未及时发现。 4、现场监视装置未设专人检查,造成油枪泄露未及时发现。 25、某厂#10 锅炉发生了灭火放炮事故锅炉灭火停机事故 事故前运行工况: #10 炉运行负荷 150T/H,口▲=○▼压力 9.4MPa,汽温 540℃,水位正常运 行火嘴下排转 4 个,中排转 4 个,上排转 1 个,共 9 个火嘴运行,乙 磨煤机运行。 事故经过: ××年×月×日,运行中的 10 号锅炉司炉听到警铃响,发现水位 低,负荷直接下降到 120T/H,这时听到响一声,立即停甲、乙侧排粉 机,控制水位,请示值长关闭主汽门,停炉后检查发现甲侧过热器处 的炉墙约 20 平方米、前墙汽包上面的炉墙约 10 平方米、烟道后顶棚 约有 30 平方米的炉墙有不同程度的损坏,申请调度批准停炉抢修,经 水压试验后检承压部件完好,检查本体钢梁无变形,抢修后恢复备用。 原因分析: 事故前负荷 150T/H,压力 9.4MPa,汽温 540℃,燃烧比较薄弱, 个别火嘴来粉不正常,另外炉子预刚除完灰,炉膛温度较低,造成灭, 灭火后由于司炉处理不果断,造成放炮。 事故总结: 1、司炉在执行防止灭火打炮措施不利; 2、司炉技术素质低,心理素质差,发生事故处理时不果断; 40 3、没有灭火保护装置。 26、海勃湾发电厂#6 锅炉灭火停机的一类障碍事件 事故前运行工况: #6 炉运行负荷 250MW,压力 17.2MPa,汽温 540℃,水位正常,#1、 2、3、5 磨煤机运行。 事故经过: ××年×月×日, 运行中的#6 炉正在进行锅炉本体吹灰, 突然#1、 2、3、5 磨煤机火检闪烁,司炉迅速投入下层#4 支油枪,后发现#5 磨 煤机火检仍闪烁,继续投入中层四支油枪,炉膛负压迅速到 +3300Pa (该锅炉灭火保护中炉膛压力规定为+3300 Pa /-2450 Pa)锅炉灭火, 后因恢复较慢造成汽轮机跳闸,造成一类障碍。 事故原因分析: 事故前,由于原煤变差,炉膛燃烧恶化,炉膛温度由 870℃下降 到 680℃,锅炉监盘人员未及时发现,未能及时采取相应调整,并进 行了本体吹灰,造成燃烧进一步恶化,在锅炉濒临灭火时仍投入油枪。 造成炉膛内局部爆炸,造成锅炉灭火。 事故总结: 1、司炉看盘不认真,未及时发现煤质变差及燃烧恶化。 2、 在锅炉濒临灭火时仍投入油枪, 采用爆燃的方法恢复锅炉燃烧。 3、 锅炉灭火后处理不及时, 造成二次吹扫, 气温低到汽机跳闸值, 汽轮机跳闸。 27、上都电厂#1 机等离子燃烧器四个火检摄像头烧损 41 事故经过: 2006 年 6 月 28 日 9 时 20 分, #2 空预器转子不转就地手动盘车也 不动,调试人员令停炉熄火,14 时 01A、01B 启备变压器跳闸,造成 全厂失电,所有运行的转机全 停运,1 小时后保安电源才投上。 事故原因分析: 01A、 01B 启备变压器跳闸造成全厂失电, 所有运行的转机全停运, 虽然等离子燃烧器载体风机接有两路电源(其中一路接在保安电源 上) ,可保安是源在 1 小时后才投上,由于短时间等离子载体风机没有 转启来,这样等离子燃烧器四个火检摄像头没有风来冷却烧损。 事故总结: 1、确保保安电源可靠投入。 2、炉膛温度低于 50℃以下,才允许停离子载体风机。 28、上都电厂#1 机组锅炉#2 空预器转子不转 事故经过: 2006 年 6 月 28 日 9 时#2 空预器主电机跳闸, 辅电机联启电流 71A 很大,20 分后辅电机跳闸联跳#2 引风机、#2 送风机,9 时 20 分#2 空 预器转子不转,就地手动盘车不动。 事故原因分析: #2 空预器烟气与一次风之间扇形板和转子向密封完全摩擦住(后 端扇形板提升装置) 。 事故总结: 按照厂家提供的数据合理调整空预器扇开采板和转子径向密封之 42 间的间隙。 29、上都电厂#1 机组锅炉#1、#2 引风机非驱动端轴承振动大 事故经过: 锅炉#1、#2 引风机从分部试运一直到整体启动,非驱动端轴承 振动大,振动达 20mm/s 以上,豪顿华厂家来人处理过多次仍振动大,☆△◆▲■ 在锅炉吹管结束后,将引风机轮毂打开后发现里面有焊杂、土等,重 量达 4 斤,清理后振动从 20mm/s 降至 5mm/s 左右。 事故原因分析: 引风机轮毂里面有焊杂、土等,造成转子动不平衡。 事故总结: 1、厂家在出厂时要认线、厂家应提高制造质量。 3、施工单位应提高安装质量。 4、组织人员重新做动平衡试验。 5、运行人员操作要规范,引风机启动后静叶开度要大于 5%,不 能长时间全关静叶运行。 30、上都电厂#2 机组锅炉灭火 事故经过: 2006 年 6 月 8 日 9 时 40 分#2 机锅炉点火吹管,14 时发现 10kv 配电室内有很多蒸汽,15 时 50 分#2 引风机、#2 送风机跳闸,锅炉灭 火。 事故原因分析: 43 因主、再热蒸汽疏水(机侧)临时连在一起,蒸汽从吹管临时管 漏到厂房内 10kv 配电室,造成#2 机 10kvB 段失电,使#2 引风机、#2 送风机跳闸。 事故总结: 1、做好防止蒸汽漏到 10kv 配电室措施。 2、做好 10kv 单段厂用电失电事故预想。 31、上都电厂#1 机等离子阳极头烧坏原因分析 事故经过: 2006 年 5 月 15 日 16 时 19 分锅炉点火,17 时 25 投等离子,23 时 40 分#1 等离子阳极头烧损,5 月 16 日 0 时 30 分#2 等离子阳极头 烧损,1 时 20 分#3 等离子阳极头烧损,4 时等离子#4 阳极头烧损,调 试人员令将#1 磨煤机煤量减至 18T/h,保持三支大油枪助燃,停等离 子运行。 事故原因分析: 上都电厂 2 ⅹ 600MW 机组采用发热量低的褐煤做燃料,相对于 300MW 机组及其它 600MW 机组,煤粉燃烧器直径大,相应的等离子烧 燃器体积就大,等离子点火器与等离子燃烧器采用径向插入方式,为 了能将等离子体(电弧)伸到燃烧器中心。只能采用特制加长等离子 点火器,原等离子燃烧器与点火器采用通用的法兰联接,长点火器导 磁块需要穿过法兰、保温、铁皮等可感应磁场铁性材料,这些材料削 弱了起收缩电弧作用的磁场,导致电弧发散,与阳极的间隙变小,烧 损了阳极。 44 事故总结: 在#1 炉吹完管后,将点火器抽出,通过模拟现场情况,观察电弧 找到了上述原因,然后割除了安装法兰,将点火器座直接固定在等离 子燃烧器上,清理了导磁块周围的铁皮,留出了约 50mm 的间隙,通过 实践证明此方法有效地解决了等离子电弧烧阳极的缺陷。 32、××电厂重油罐闷爆火灾事故 事故经过: ××年×月×日,××电厂重油库 2 号重油罐发生闷爆的火灾事 故。先是似防爆门的破裂声,经 2 秒钟左右,发生较大的闷爆声。事 发后,约 2 分钟该厂两辆消防车到达出事地点,对 2 号重油罐喷水灭 火。随之,外单位的消防车共六辆先后到厂进行灭火。由于消防力量 较强,消防水压力充足,现场消火指挥得当,于当天 11 时,2 号重油 罐的烟雾全部消火。 事故后经查,2 号重油罐罐体变形,罐顶开裂、塌斜,基础完好。此 罐直径为 12 米,高 10 米,壁厚 6 毫米,容积为 1130 立方米,事故后 罐存油往地下油坑放了部分重油, 约 112 吨, 往煤场空地回收 20.4 吨。 事故原因分析: 1995 年 8 月 9 日,该厂进杂油 307 吨至 2 号重油罐,脱水后,向 1 号罐送油 120 吨。事故前油位 1.63 米,油温 64℃。由于 2 号重油罐 内存油有相当部分的轻质油成份,油位较低,罐体空间部分较大,轻 质油挥发份解的可燃气体达到了爆炸的浓度。经反复分析,排除了外 界影响,比较一致意见是:当日上午 10 时 10 分启动污油泵,将地下 45 油坑的油抽至 2 号重油罐从上至下落差较大,在 2 号重油罐内引起较 大扰动,使罐内油漂(用铁皮制成)在油中摆动或滚动,产生静电。油漂 结集了静电荷,在一个偶然机会与罐内壁或其它部件(如:进油管、 污油管等)相碰撞而产生火花。这个火花就是引起第一声闷爆的火源。 第二声较大的闷爆,是由于该罐防爆门打破后,大量空气进入罐内而引 起。 事故总结: 调查组认为,油罐设计不完善,未考虑漂防静电的安全措施,在 19 年的运行中,也未发现这一设计遗留的隐患。此次事故定性为:一 般火灾事故。 1、从设备上、管理上举一反三,全面地、全员地吸取火灾事故教 训,确保安全生产。 2、在更换#2 油罐时,结合刚下发的部颁《电力设备典型消防规 程》制定安装安全措施,并认线、安装油罐时按照部颁消防规程的要求,凡遇油系统相连的工作 执行动火工作票。 4、安监科抓紧时间按照部颁消防规程动火工作票的格式,复制临 时动火工作票,以便安装工作时使用,正式票复制待后办理。 5、加强防火重点部位的管理,结合部门的实际认真组织职工学习 刚下发的部颁规程,制定完善部门防火重点部位的管理制度。 6、消防规程已下发,今后凡在禁火区及规程规定的禁火设备及系 统上动火,必须办理动火工作票方可工作。 46 33、宁波市北仑港发电厂“3.10”电站锅炉爆炸事故 事故经过:1993 年 3 月 10 日 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,人员伤亡严重,死 23 人,伤 24 人(重伤 8 人) 。 北仑港发电厂 1 号锅炉是美国 ABB-CE 公司(美国 燃烧工程公司)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 1 0 毫米水柱,排烟温度 A 侧 110 度,B 侧 158 度。磨煤机 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” ’ 、 “M FT” (主燃料切断保护) 、 “汽机跳闸” 、 “旁路快开”等光字牌亮。FSS (炉膛安全系统)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) 。就地检查,发现整个锅炉房 47 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。秒速时时彩注册

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