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1、事故汇编华能沁北发电厂事 故 汇 编运行部2007年 1月27日前 言目 录1、苗沁线跳闸分析42、#1机除氧器溢水分析53、#1炉1B锅炉变跳闸原因64、1A送风机自启动经过75、#2冷却塔溢流事件分析76、2004年8月22日除氧器进水进行分析87、关于11月1日机组超温的运行分析98、关于11月7日机组超压的运行分析99、12月31日#2机组锅炉MFT调查报告1010、1月4日省煤器泄漏事件分析报告1111、1月22日#2炉MFT事件调查报告1112、1月28日#2炉油枪漏油着火事件分析报告1213、3月5日1机组锅炉MFT分析报告1414、3月26日#1炉MFT事件调查报告1515、4
2、月8日1机1A循环水泵推力轴承温度高1616、A除灰空压机烧损事故通报1717、4月24日#1机组高温过热器管路泄漏停机分析报告1818、4月29日#2炉MFT事故调查报告1919、5月2日#2炉全炉膛灭火事件调查报告2020、5月13日2炉MFT事件调查报告2121、6月27日#1机组MFT分析报告2222、7月9日#1炉爆管分析报告24爆口照片如下：2423、9月15日#2炉省煤器泄漏分析报告2624、10月5日#1机组跳闸事件分析报告2925、12月1日济源市电力输变电检修有限公司施工人员感电坠落轻伤事故分析报告2926、12月5日2主变保护误动机组跳闸事件分析报告302006年3227
3、、1机净油机跑油情况分析3228、1机1B汽泵前置泵电机驱动端轴承烧损情况分析3329 0601061炉分离器压力表管冻报告分析3430、2A凝泵电机回装吊车滑钩事件分析3431、1高厂变有载调压重瓦斯保护动作跳闸分析报告3532、汽机房2桥吊溜钩事件分析报告3633、1机直流润滑油泵控制箱烧损分析报告3734、#2机组AST一通道跳闸电磁阀动作事件分析3835、1炉给水流量低保护动作分析报告3836、060602#1炉B、F磨煤机跳闸报告分析4037、1机组再热器断流保护动作分析报告4038、1A一次风机油站切换试验不成功分析报告4139、处理#1机组电泵抽头手门盘根呲水过程中导致电泵入口滤
4、网堵头加强筋呲开4240、#1锅炉A燃油过滤器跑油分析报告4341、2主变跳闸事故分析报告4342、化学A反渗透异常分析报告4443、12月09日、12月14日2炉高温过热器漏泄45我厂投产以来事故汇编2004年1、苗沁线跳闸分析【事情经过】2004年7月6日5：47集控室正常照明消失，NCS画面（右侧）显示苗沁2开关跳闸，（左侧）NCS画面正常，无音响报警。值班人员迅速到500KV继电器小间检查，苗沁线保护为苗沁线差动保护动作，故障测距为0km，检查厂用电系统，6KV 1A、1B、1C段备用电源开关跳闸，6KV 2A、2B段备用电源开关跳闸，6KV 2C段备用电源开关未跳闸。6KV 2C上有
5、B水源地变“过流保护”动作跳闸信号（5：46）。对220KV变电站内及高备变，6KV、0.4KV厂用电系统进行全面检查未见异常，直流及UPS系统供电正常。汇报地调、中调、厂部有关领导及部门领导，复归跳闸开关操作把手，联系苗店变检查保护动作情况，巡线。准备系统恢复操作票，检查核实系统，联系苗店变检查保护动作结果，巡线情况，按调度令打印故障录波器清单，由于故障录波器没有电源，联系调试接临时电源将故障录波器清单打印出来上传。11时02分 220KV苗沁线忧对侧充电正常；11时38分高备变充电正常；15时00分 6KV 1A、1B、1C、2A、2B、2C段，及0.4KV所有系统恢复正常运行方式。【存在
6、问题及解决办法】序号存在问题处理办法落实情况1非代保管区域找不到人，给的联系电话多数是小号与施工单位联系应有负责人能随时联系上，希望给出全号的联系电话（集控室手机信号不好，无法使用手机联系）； 2照明不足；#2机侧事故照明电缆未接线，值长台处设计没有事故照明1联系施工单位尽快投入#2机侧事故照明；2运行部提交值长台处增加事故照明设备变更单；3NCS画面出现死机现象1联系厂家和调试单位查找死机原因；2运行部各值经常进NCS画面切换。4故障录波器使用常规电源，失电时电源消失；1故障录波器电源应该为UPS电源带；2运行部提交故障录波器电源更改设备变更单；5现场DCS 画面、NCS画面、各保护屏、故障
7、录波器等处时间不统一；利用GPS将时间统一，运行部提交设备变更单；6苗沁线对侧单项重合闸未投联系省调投入线路重合闸；7故障录波器录取的测距不对重新校验故障测距；8微机“五防”系统没有应急钥匙；联系厂家和调试单位提供微机“五防”系统应急钥匙；【防范措施】1、制定现阶段厂用电全停预案，明确处理方法，步骤；2、前、后夜每值至少留四人值班，值长、单元长至少有一人当班；3、建立以值长为核心的生产指挥体系，明确各值班员的职责，出现事故时各值班员及时到位，及时汇报、认真做好记录；4、加强培训力度，对开关跳闸如何投入保安电源进行培训；5、建立事故分析制度，凡发生设备跳闸必须组织分析，制定相应的防范措施。【跳闸
8、原因】1、苗沁线落雷；2、苗沁线差动保护极性接反。2、#1机除氧器溢水【事情经过】2004年 8月7日9点10分接到调试单位西安热工所下达的1机组进行凝结水系统碱洗后的冲洗工作命令，要求将凝汽器内的碱洗废液通过凝泵打入废水池（除氧器内废液已排空），当凝汽器水位达低限后凝泵打循环，凝汽器重新上水到3米，再进行一次冲洗。 值班员接到命令后就地准备系统，检查凝补水泵出口至除氧器补水门及各分支负荷均在关闭位（运行人员及电建单位均确认）。9点19分启动1A凝补水泵，9点27分启动1A闭冷水泵，投凝结水泵轴承冷却水及密封水，就地检查凝结水各分支负荷及各处放水均在关闭位，通知电建单位关闭除氧器水位调整主副调
9、门前手动截门、除氧器水位调整门旁路电动门，并检查确在关位。9点41分启动1A凝结水泵凝汽器开始排水，10点18分凝汽器排水至低水位，关闭凝结水母管排放临时手动门，停止排液并启动1B凝补水泵给凝汽器补水，10点23分就地值班员发现精处理处地漏反水，经检查确认由于除氧器满水溢流至无压放水母管又由零米无压放水冒出，停止凝补水泵、凝泵运行，打开除氧器放水门，将除氧器排空。事后检查除氧器水位调整主副调门前截门、除氧器水位调整门旁路门、均在关位。凝补水至除氧器上水手动门经电建确认在开位，即除氧器满水。【#1机除氧器满水溢流的原因】1、直接原因：凝补水通过凝补水泵至除氧器上水手动门进入除氧器造成除氧器满水。
10、该门在启动前为关位，之后有人在未得到命令的情况下操作打开，造成除氧器满水。在下午的操作中该门再次被电建人员误打开。2、间接原因：（1） 集控室CRT画面上监视不到除氧器水位；（2） 运行人员经验不足，对通过凝补水泵为凝汽器上水流量、时间掌握不够；（3） 除氧器位没人监视（当时除氧器已放水，按碱洗分工由东一负责监视水位）。二、存在问题及解决办法序号存在问题处理办法落实情况1碱洗现场指挥、协调不统一工作联系不协调，操作除氧器上水门时没有汇报值长。各施工单位应统一指挥，指挥人员应在控制室，便于各单位联系工作，每项操作应通过值长，由运行人员监护操作。2运行人员启动两台凝补水泵为凝汽器时对上水流量、时间
11、掌握不够。运行人员应加强现场经验积累，启动设备时应做好事故预想，对设备的流量、容积做到心里有数，加强设备巡检。3系统不够完善，集控室CRT画面上监视不到除氧器水位。1、尽快投入、完善CRT画面参数，系统试运必须做到关键参数上画面，使运行人员能监视系统参数。 三、防范措施1、建立以值长为核心的生产指挥体系，明确各值班员的职责、分工，操作时值班员应做好事故预想，及时汇报、认真做好记录；2、加强培训力度，对设备启停中应注意的问题进行培训；3、重大操作时加大巡检力度，防止施工现场人员误动设备。4、运行人员在启动设备时应做好事故预想。 5、每次系统操作前必须由调试单位进行技术交底在运行人员没有疑问后，再
12、组织操作。6、为防止今后在发生类似事件发生，试运系统及酸洗系统关键阀门应加挂“禁止操作，有人工作”标示牌，提醒相关人员防止误动；试运期间重要的电动门为防止误动操作完应及时停电，必要时应上锁。3、#1炉1B锅炉变跳闸原因运行方式：#1B锅炉变、#1B锅炉PC段、1B保安段运行正常。一、事情经过2004年8月18日10：33分39集控室照明有闪动，听到有响声，CRT画面显示#1炉1B锅炉变跳闸，就地汇报1B锅炉变跳闸（当时巡检人员正在巡视6KV配电室），6KV 1B锅炉变开关柜上有保护动作报警，经查为0.4KV 1B保安段进线开关处短路跳闸。10：33分39秒，0.4KV 1B保安段进线开关为过流
13、保护动作跳闸，过流保护定值为4In，动作时间为0.3，速断保护未投（原因不祥）。0.4KV 锅炉17.5米保安MCC 1B段开关为过流保护动作跳闸，过流保护定值为4In，动作时间为0.3，速断保护未投（原因不祥）。10：33分39秒，0.4KV 锅炉PC 1B段工作进线开关跳闸，没有保护动作显示，时间为（毫秒级没有显示）。10：33分41秒，6KV 1B锅炉变高压侧开关过流动作。10：33分42秒（开关事故追忆显示），6KV 1B锅炉变高压侧开关跳闸。过流动作数值为IA=11.96A、IB=19.86A、IC=13.36A、I2=5.39A（高压侧过流保护定值为4.86A、延时0.7跳闸）。二
14、、跳闸原因1、直接原因：经查实为#1炉3.63米电缆间有人小便，尿液沿0.4KV 1B保安段进线电缆流下造成短路。2、间接原因：0.4KV 1B保安段进线开关、0.4KV 锅炉PC 1B段工作进线开关及6KV 1B锅炉变高压侧过流保护时限不匹配、造成6KV 1B锅炉变跳闸。三、存在的问题及防范措施1、#1炉3.63米电缆间已成卫生间，有照片为证。2、0.4KV 1B保安段进线开关、0.4KV 锅炉PC 1B段工作进线开关及6KV 1B锅炉变高压侧过流保护时限不匹配、造成6KV 1B锅炉变跳闸。请策划部组织对开关保护定值进行核定，防止类似的五条实践再次发生。3、开关柜后母线固定支架采用三相绝缘板
15、连接的固定方式，上部漏水容易造成短路，应改为分相固定方式请工程部门给予协调。4、1A送风机自启动经过一、事情经过2004年8月21日#1机组准备进行通风试验，1A送风机送电后发现1A送风机有控制直流接地，将1A送风机开关拉至试验位置进行查找，查找结束后在试验位做开关保护传动试验，21时20分17秒在CRT画面合上1A送风机开关（开关在试验位置），试验结束后(开关已跳开)将开关送至工作位置，此时CRT画面1A送风机显示黄色（故障状态），21时23分54秒在CRT画面选择1A送风机按“停止”将其复位，发现送风机显示红色（运行状态），21：28：15确认送风机已启动将其停止。当时1A送风机正在做低油
16、压和油泵联锁试验。上述操作过程在DCS操作员记录中可以证实。DCS操作员记录追忆显示21：20：17 1HLB10AA700 STATE Changed from STOP to START 21：23：54 1HLB10AA700 STATE Changed from START to STOP21：24：21 1HLB10AA700 STATE Changed from START to START21：28：15 1HLB10AA700 STATE Changed from START to STOP二、原因分析从事情经过和事后试验来看，可能为DCS误发信号，因为21：23：54 1HL
17、B10AA700 STATE Changed from START to STOP是从启动到停止信号，到21：24：21 1HLB10AA700 STATE Changed from START to START是从启动到启动信号，缺少一个从停止到启动的状态，操作员站上没用手动启动的纪录，从而排除了人为操作启动1A送风机的可能性。此信号为误发启动信号，应从DCS本身查找原因。三、防范措施1、操作员站操作适应加强监护，无关人员禁止画面操作，不是当值操作人员禁止做在操作员站。2、建立统一的生产指挥系统，所有操作应由值长及单元长指挥，加强受令复诵关的管理。3、建立健全DCS画面各种信号，尽早投入DC
18、S打印系统为操作追忆创造条件。5、#2冷却塔溢流事件分析2004年9月2日21：00由运行部主持召开对2004年8月31日凌晨3时，#2冷却塔溢流事件进行分析。一、事情经过 2004年8月31日凌晨3：23时，巡检田伟发现#2冷却塔塔盆溢流，立即汇报主值于春雁，主值派人到#2冷却塔检查。经检查#2冷却塔补水门在关闭位，工业废水回水门在关闭位，冷却塔向下淋水，3时50分停2B汽泵前置泵，关闭2B汽泵前置泵电机冷却水，关闭开式冷却水参混水门，冷却塔不再淋水，送排水泵电源后，手动启动水塔溢流排水泵，塔盆水位下降。二、原因分析 溢流原因为：#2机组准备碱洗期间,转机冷却水通过工业水参混水供水，冷却水回
19、水至冷却塔，塔盆水位高至溢流口时，由溢流口流向废水井，但由于废水井中的排水泵不能自动启动，当废水井水位和塔盆水位一致时，不能溢流，导致#2冷却塔水溢出塔外。三、暴露出的问题1、转机冷却水通过工业水参混水供水，冷却水回水至冷却塔时事故预想不到位。2、废水井中的排水泵设计没有自动，指示灯不亮。3、冷却塔水泥平台下细沙较厚没压实，水塔溢水后流动性好，没有护堤造成水泥板悬空塌陷。4、水塔水位指示不准，没调试好，影响水位监视。5、#2水塔排污门开不动。四、防范措施1、现阶段在开式冷却水没投入运行，转机冷却水通过工业水参混水供水时，水塔应先降低水位，冷却水回水至冷却塔时做好事故预想。2、试运期间加强对运行
20、设备的巡检。3、冷却塔水泥平台下细沙较厚没压实，应加护堤固定，防止遇水冲失。4、#2水塔排污门开不动，应由安装各单位处理（已提缺陷）。5、水塔水位指示不准，没调试好，影响水位监视，应尽快调试好。6、废水井中的排水泵设计没有自动，应增加自动，废水井内水位高应自动启排水泵。出口应增加就地压力表，监视排水泵运行情况。6、2004年8月22日除氧器进水进行分析一、事情经过 11:10 启凝泵给精处理打压。11:30 系统检查合格，启凝泵两台出口门均不联开，联系东一处理。13:18 1A凝泵出口门已处理好，启1A凝泵。启动正常。13:25 精处理泄漏严重，急停1A凝泵。14:29 精处理泄漏处理好，启1
21、A凝泵。启动正常。14:32 发现给水滤网入口法兰漏水，查为除氧器内进水约10厘米，检查发现除氧器水位控制旁路电动门开，关门停电，手动关门。14:23:35 除氧器水位控制旁路电动门自开，精除盐旁路电动门自开（事后从DCS系统调出）。二、原因分析1、主要原因：（1）除氧器水位控制旁路电动门有人送电自开（除氧器水位控制旁路电动门没有带保管）。除氧器水位控制旁路电动门在DCS逻辑上设计是除氧器水位低低值时，除氧器水位控制旁路电动门自动开启，因为当时除氧器没有水位，所以除氧器水位控制旁路电动门送电后自动开启，运行人员发现及时，处理得当否则后果不堪设想（事后检查发现除氧器人口门在打开状态，除氧器内见水
22、10cm）。（2）精除盐旁路电动门有人送电自开，原因为精除盐旁路电动门有凝汽器压力大于3.5Mpa时自动开启，因为当时给精除盐打压，凝汽器压力3.7Mpa有人送电后自开。2、次要原因#5、#6低加出入口门及旁路门关闭不严。三、防范措施1、运行人员加强监盘质量，发现问题及时处理。2、在操作电动门关闭阀门后应手动关严。3、现在生产现场较乱，在试运时期为保证人身和设备的安全，运行人员在系统启动运行过程中应加强巡检。4、。为防止现阶段没有代保管的闸门盘有人误送电，应在开关上加挂“禁止合闸，有人工作”标示牌。5、建立统一的指挥体系，如各施工、调试单位应设专人参与试运调试，与值长联系开展试运工作，确保试运
23、的安全。7、关于11月1日机组超温的运行分析一、异常情况：2004年11月1日10：34锅炉受热面短时间严重超温，屏式过热器出口最高温度达到656，高温过热器出口温度最高达到605。二、异常发生前机组的运行状况：机组负荷控制方式为手动，机组负荷400MW，总燃料量170T/H，给水流量1100T/H，A、B汽动给水泵运行，给水泵自动投入；A、B、C、D、F制粉系统运行。三、异常发生前的操作：机组由400MW负荷准备第一次升负荷至600MW，逐渐增加给煤量至220T/H。四、异常发生的原因：给水自动跟踪不良，值班员发现处理不及时造成煤水比严重失调造成受热面严重超温。五、需要采取的防范措施：1）由
24、于机组处于调试阶段，设备的运行特性没有完全掌握，设备的自动处于调试阶段需要观察和完善，因此机组进行负荷调整时值班员要注意分阶段进行操作每次加、减负荷的幅度不超过50MW，在调整负荷前要初步计算好当时的煤水比和负荷燃料比，在进行一阶段的操作后要注意观察相关参数（氧量、给水流量、分离器入口温度、屏过出口温度、高过出口温度、再热蒸汽温度、一、二级减温水流量和事故减温水和烟气挡板的开度、主汽压力和负荷的变化）待参数基本稳定，减温水调节门在正常的调节范围后再继续进行下一阶段的操作。2）在给水自动投入期间，值班员要注意观察分离器入口温度以及给水控制站的温度偏差值，发现偏差过大自动不跟踪，要果断切除自动手动
25、调整给水量，给水因给水泵不能增加要果断减燃料降负荷，严禁给水不够强制带负荷。3）锅炉在进行加、减给水，增加给煤量时因为热惯性存在较大的延迟，值班员要注意观察和总结经验，避免猛增、猛减燃料量和给水量造成参数上下长时间过调。4）为防止受热面超温，锅炉运行中要注意观察受热面的金属温度，其中屏式过热器出口金属温度不允许超过610，高温过热器出口金属温度不允许超过590，金属温度超过规定值要降低蒸汽温度运行，降低蒸汽参数不能降低或降低蒸汽参数后金属温度不能降至正常值以下要果断降低机组负荷。严禁金属温度长时间超过规定值运行。8、关于11月7日机组超压的运行分析一、异常情况：2004年11月7日10：24主
26、汽压力超压至26.7Mpa，10：32机组过负荷至630MW。二、异常发生前机组的运行状况：机组负荷控制方式为协调方式，机组负荷指令570MW，主汽压力设定值23.5MPa，主汽温度设定值560，给水流量1746T/H，燃料量210T/H，调门的控制方式为顺序阀控制，#1、2调节阀全开，#3调门开度70%；A、B、C、E、F制粉系统投入，其中A、B、E、F给煤量投入自动；A、B汽泵和电动给水泵投入，A、B汽泵自动投入，汽泵汽源取自四段抽汽，电动给水泵负荷450T/H；A、B送风机、A、B引风机、A、B一次风机运行，炉膛负压自动投入，炉膛负压设定值-100Pa，一次风压自动投入，一次风压设定值1
27、0KPa；高加投入运行，疏水逐级自流至除氧器，低加投入运行，疏水逐级自流至凝汽器；A凝结水泵运行，B凝结水泵备用，凝结水流量1300T/H。三、异常发生时的操作：异常发生前，启动D制粉系统加煤20T/H检验晋城煤的制粉和燃烧情况，后发现磨煤机堵煤停止给煤机运行，随后F磨煤机润滑油泵和液压油泵因就地控制柜故障跳闸延时跳F制粉系统，此时A、B、E、C制粉系统出力达到51.8T/H，之后A制粉系统失去火检跳闸，值班员通过改变协调负荷指令改变机组负荷为500MW，汽机调门快速关闭，主汽压力升高至26.8MPa。值班员手动改变主汽压力定值，汽轮机高调门快速开启，机组负荷瞬间波动至630MW。将机组协调控
28、制方式切换为汽机跟随后机组负荷和压力逐渐恢复正常。四、异常发生的原因：协调控制系统组态存在缺陷，值班员在改变负荷输出指令（由570MW变为500MW）后汽机调门关闭过快导致主汽压力瞬间升高，值班员改变压力定值（降低压力定值）后汽轮机调门快速关闭导致负荷瞬间上升至630MW。五、需要采取的防范措施：1） 积极和调试所联系完善协调控制系统；2） 值班员在协调方式调整负荷时要注意观察主汽压力、设定主汽压力和当前主汽压力偏差、机组负荷、负荷指令和当前负荷偏差，如发现主汽压力和机组负荷变化过快或协调运行不稳定要立即将协调方式切换为汽机跟随方式运行，在锅炉主控进行机组的负荷调整操作。9、12月31日#2机
29、组锅炉MFT调查报告发生时间：2004年12月 31 日 00时01分52秒事故前运行方式：机组协调方式运行，2机组负荷580MW，2台汽泵运行，总给水流量是1750t/h,2A汽泵流量是864t/h，2B汽泵流量是914t/h.锅炉侧6台制粉系统运行，总燃料量是238t/h，分离器入口温度是415，主汽温560，主汽压力23.58Mpa。电泵停转备用，机组运行参数正常。磨煤机方式：A/B/C/D/E/F运行事故经过：30日23时58分42秒，2A汽泵跳闸，首出为主泵机械密封水温度高保护动作跳闸（就地查为密封水温度元件脱落）。2B汽泵出力自动加至1176t/h，同时启动电泵提勺管出力。锅炉侧停
30、止2E给煤机运行，同时用BM将总煤量快速由238t/h减至148t/h。31日0时01分52秒，锅炉MET动作，首出为分离器入口温度高保护动作，（保护定值为483）。动作时机组负荷为398.3MW，总给水流量时1123t/h，总燃料量时148t/h，分离器入口温度是483.83原因分析：1、汽泵轴承密封水热工温度测点引线脱落短接造成汽泵跳闸是造成锅炉MFT的主要原因，2A汽动给水泵机械密封水温度高保护误动，使锅炉在大负荷情况下煤/水比发生大的扰动，煤水比严重失调；2、RB功能属于性能试验中内容，此项试验未开展给运行人员事故处理造成一定难度。3、运行值班员操作不及时、经验不足、执行规程不利，事故
31、预想不够是本次事故次要原因。防范措施与对策： 1汽泵跳闸报警信号由检修部尽快调试完成,没有完成的保护报警装置尽快调试。2运行、检修人员巡检过程中对重要的保护部件防止误碰、误动。3尽快调试并投入机组的RB功能。4运行值班员要加强规程的学习,规程不够完善由运行部尽快补充。做好重要辅机跳闸的事故处理和加强事故预想。5部分事故按钮上部没有封堵,由检修制定方案尽快完成。6检修部按照我厂制定168小时予控措施，针对此次事件对热控一、二次元件连续排查事故隐患，将排查结果和整改措施于1月15日前报道策划部。7运行部对监盘人员要有明确分工，在事故处理时,监盘人员要各负其责。2005年10、1月4日省煤器泄漏事件
32、分析报告一、发生时间：2005年1月4日二、事件经过：2005年1月4日22：30运行部三值巡检员发现#1炉竖井右侧墙50米处，锅炉内部有泄漏声音，经策划部、检修部共同确认锅炉内部受热面泄漏。22时59分，省调同意降幅荷停机，2005年1月5日0时5分手动打闸停机。8：00进入炉内检查，发现标高51米处；炉右侧第一排省煤器蛇行管最上面的管子发生泄漏。三、原因分析：1月4日省煤器发生泄漏时，检查吹灰器进汽阀在关闭状态，进汽阀开阀机构变形，当班的三值在20：00接班后没有进行吹灰工作。锅炉启动后策划部、检修部、运行部共同到现场检查吹灰器工作是否正常，通过10多次推进、退出试验，发现开阀机构由于变形
33、，导致有一次工作不正常，即吹灰器在推进吹灰时，进汽阀处在关闭状态。检修部将33#吹灰器进汽阀解体进行检查，该阀门密封面有几处非常轻微的麻点，密封面基本完好，不会产生流量较大的泄漏，排除了因阀门内漏造成省煤器管子吹损。经过现场分析认为此次事件原因是锅炉33#吹灰器在非吹灰状态时有大流量蒸汽进入吹灰器，对省煤器管子长时间吹损导致管壁减薄，造成管子泄漏。而造成吹灰器在非吹灰状态时有大流量蒸汽进入的原因是在某一次或几次吹灰时开阀机构工作不正常，进汽阀没有正常关闭，导致吹灰系统暖管及吹灰时，33#吹灰器大量进汽，将省煤器管子吹损。四、存在问题及责任：运行部设备巡视检查不到位，造成吹灰器将省煤器管子吹损，
34、对本次事件负主要责任。检修部设备巡视检查不到位，没有发现吹灰器开阀机构变形，四管泄漏监视系统没有正常投入，对本次事件负次要责任。策划部监督检查不到位对本次事件负管理责任。五、对策及防范措施：1、 运行部加强设备巡检，在吹灰器暖管和吹灰期间对吹灰器进行逐一检查。2、 检修部按设备巡检的要求，对吹灰器各部件进行检查，发现问题及时处理。3、 在吹灰期间运行人员发现吹灰器故障不能排除时，应立即通知检修部机务检修和热工检修人员，检修人员在接到通知后应立即到达现场处理缺陷。4、 在吹灰过程中运行或检修人员发现有吹灰器内漏时，应停止本次吹灰工作，关闭吹灰系统进汽总门，防止蒸汽吹损受热面。5、 锅炉四管泄漏监
35、视系统投入正常，运行人员在吹灰器暖管和吹灰过程中密切监视吹灰器工作情况，发现问题及时处理。6、 检修部负责修改四管泄漏监视系统程序，锅炉吹灰时不能将四管泄漏监视系统屏蔽。7、 每次停炉后，只要具备进入炉内的条件，防爆检查小组应对炉内受热面进行检查，对吹灰器附近的管子要重点检查。11、1月22日#2炉MFT事件调查报告一、发生时间：2005年 1 月 22 日 3时12分56秒二、事故前运行方式：事故发生前双机运行。#2机组带负荷370MW，协调运行方式。磨煤机运行方式：2A磨煤机备用，2B磨煤机烧晋城煤手动运行方式，2C、2D、2E、2F磨煤机投自动运行正常。三、事故经过：2005年 1 月
36、22 日0时33分按调度令将2机负荷由450MW调至350MW。负荷减至400MW时2F磨煤机解自动，手动逐渐减煤量。3时11分12秒，手动停2F给煤机。3时12分12秒2B磨煤机3/4火检消失保护动作跳闸，3时12分24秒2D磨煤机3/4火检消失保护动作跳闸，3时12分56秒MFT动作停炉，首出为失去火检。当时负荷370MW,主汽温564，主汽压力16.2Mpa，总给煤量138t/h。3时18分，启电泵上水；4时11分，2炉点火；5时18分，#2机并网。四、原因分析：事件发生后检修人员对火检馈电回路及设备进行检查，未发现异常；对火检消失控制逻辑进行检查未发现异常，即3/4火检消失延时5秒保护
37、动作停磨煤机、所有磨煤机2/4火检均消失且无任何油火检有火信号时MFT保护动作停炉（无延时），据此并调用历史曲线分析如下：1、根据保护动作前后炉膛负压历史曲线观察，在炉膛灭火保护动作前2B、2D磨煤机分别在3：12：12和3：12：24相隔12秒左右相继跳闸，但炉膛负压并没有出现过大的增加现象，直到3：12：56全炉膛灭火保护动作炉膛负压才急剧增大，表征出在全炉膛灭火保护动作前炉膛实际上并没有灭火。2、2F制粉系统正常停止后由于2B制粉系统燃用晋城煤，该煤种发热量高、挥发份低，磨煤机煤量较少、一次风量相对大，煤粉浓度较稀。在停止全部下层燃烧器后，燃烧状态扰动，致使2B磨煤机失去火检跳闸。3、2
38、B磨煤机跳闸后导致锅炉燃烧状态进一步恶化，在低负荷情况下对侧的2D燃烧器因煤量较少，风量较大导致火焰远离火检，形成3/4失去火检导致2D磨煤机跳闸。2C和2E燃烧器失去火检的原因基本和2B层燃烧器失去火检的原因相同。4、目前锅炉的二次风量测量装置存在问题，风量自动不能投入，导致负荷变动期间手动调整风量造成燃烧工况变差，也是造成火检不稳的原因。五、对策及防范措施： 1、在锅炉燃烧调整试验未进行前，暂时取消3/4煤火检消失磨煤机跳闸控制逻辑。2、修改锅炉MFT炉膛压力高低保护动作值为2KPa、修改报警值为1KPa。3、运行部、检修部派专业人员配合共同完成#2炉三次风挡板位置调整工作，同时检查#1炉
39、三次风挡板位置是否合适。4、按照“二十五项反措”锅炉炉膛防爆要求，以及从保护生产人员、生产设备安全角度出发，应保持目前不配置油枪自动投运控制逻辑。5、运行部从运行方式角度出发制定防止锅炉灭火事故预案及不同工况下制粉系统运行方式，并组织各值认真学习。12、1月28日#2炉油枪漏油着火事件分析报告一、事件发生时间：2005年 1 月 28 日 23时03分二、事件前运行方式：#2机组负荷350MW，协调控制方式。磨煤机运行方式：2A、2D、2F磨煤机运行。2机组正在减负荷停机操作，准备于23:30解列停机，无油枪投入运行。三、事件经过：2005年1月28日，运行二值当班，值长于军。按照计划#2机组
40、将于23时30分停机消缺。21时50分,值长令负荷从600MW降至500MW，22时03分拉空2E给煤机中原煤后停止2E给煤机运行。22时21分值长令负荷从500MW降至400MW，22时32分拉空2C给煤机中原煤后停止2C给煤机运行。 22时40分值长令负荷从400MW降至350MW，22时52分拉空2B给煤机中原煤后停止2B给煤机运行。锅炉保持2A、2D、2F三台制粉系统运行，负荷350MW，无油枪投入。23时00分值长令投油助燃.副值班员赵楠投入A12、A34点火油枪，油枪着火正常； 23时01分#2炉副值班员赵楠投入F12、 F34点火油枪，F1及F2油枪着火正常,F3及F4因火检有问
41、题自动退出； 23：02副值班员赵楠投入D12 、D34点火油枪,油枪着火正常；23：03汽机专工赵生东发现A1点火油枪外部着火，与此同时巡检员鲁英林闻到2炉0米有柴油味，汇报赵楠，同时联系在炉顶的炉巡检值班员党政文到就地检查，发现D3点火油枪也漏油，运行部立即组织人员救火，并通知厂消防队。23时04分 停止A12、 A34点火油枪运行；23时10分 停止D12、 D34、F12点火油枪运行；同时关闭点火油及启动油快关阀，就地关闭点火油及启动油总门，23时12分机组负荷降至269MW，值长令锅炉手动打闸，机组解列。0时00分 2炉A1油枪处着火扑灭，清扫现场。四、原因分析：1月29日通过现场检
42、查，发现A1、D3点火油枪枪体密封结合面间隙大于其它点火油枪，检查压紧顶丝已顶紧，热工人员在就地吹扫A1、A2和D1、D2、D3、D4点火油枪，A1、D3点火油枪枪体密封结合面漏油严重。调出#2锅炉点火油枪投入记录发现：1月22日3时13分#2炉因失去火检发生锅炉MFT，于4时12分进行锅炉点火时，D3点火油枪于4时36分、4时41分、4时49分三次点火均未着，之后D3点火油枪没有再进行点火操作；A1点火油枪于1月22日4时45分进行点火操作，没点着火。当日运行人员联系检修人员清理点火油枪，在运行记录本上没有发现清理油枪的记录，当班巡检员回忆：当时清理过A1、A2、B3、B4、D3、D4、C3
43、、C4、E3、E4、F3、F4点火油枪。在12月25日2机组锅炉MFT以后策划部要求：每周一试点点火枪一次，检查1月24日星期一A1、D3点火油枪火检记录，没有发现点火记录。调出事件发生时点火油压画面，未发现有超压现象，见下图：五、存在问题及责任1、检修部在清扫完点火枪后，回装不认真使枪杆底座出台，致使点火油枪枪体密封结合面间隙过大是此次漏油着火的主要原因，应对本次事件负主要责任。2、运行部于2004年9月17日已下发关于投退油枪时应到就地检查的规定，本次在投油枪时当值巡检人员没能及时到位，对本次事件负次要责任。3、在12月25日2机组锅炉MFT以后策划部要求：每周一试点点火枪一次，1月24日
44、运行部没有按要求做点火枪试验，致使没有及早发现问题，是造成本次事件的原因之一。4、1月22日2炉MFT动作后重新启动时，通知检修清理油枪，由于2炉热态启动，清理油枪后已投磨，当时没有及时对清理后的油枪进行试投验收。5、值班记录不规范，通知检修清枪没有记录，暴露出值班员记录不认真，运行部应加强对值班记录的规范管理。6、运行部对各种规定、措施、技术命令的执行情况监督不到位，应进一步规范运行管理，落实责任。7、外委队伍检修质量差，检修部监检、验收不到位，也是造成本次事故的原因之一。六、防范措施及对策1、检修部要对#1、#2机组的点火油枪、启动油枪进行全面检查，并举一反三，对燃油、润滑油系统进行全面检
45、查，对发现的问题立即进行整改。 2、运行部应加强对各种措施、命令执行的检查。发现问题及时处理。3、运行部在燃油投入时要有专人进行巡视检查，以便及时发现油系统漏泄、观察油枪燃烧情况、检查油枪是否堵塞等。发现油枪配风不合理、大量冒黑烟要及时分析原因进行调整，发现油枪堵塞要及时联系检修进行清理。 3、做好定期试验工作：每周一白班试点一次点火油枪，发现问题及时通知检修处理。 4、完善消防系统，17.5米平台增设消防工具、规范消防器材管理。 5、检修部应加强员工责任心的教育，做好检修后的验收工作。 13、3月5日1机组锅炉MFT分析报告 一、发生时间：2005年 3 月 5 日 9时49分二、事故前运行
46、方式： 3 月 5 日 9时0分，#1机组负荷由570MW升至600MW，协调方式，6台磨煤机运行，其中1A、1F磨煤机燃的是义马煤，1E、1C、1B磨煤机燃的是郑煤，1D磨煤机燃的是晋城煤；1A、1B、1C、1E、1F磨均带39t/h自动运行，1D 磨带32t/h手动运行；主汽温度564，主汽压力24Mpa，炉膛氧量3.84.0，负压在100+50pa之间，机组运行正常。三、事故经过： 3 月 5 日 9时45分40秒，1炉掉焦，炉膛负压剧烈增大至400pa，氧量升至5.6，1A、1F磨火检同时剧烈摆动，9时48分，值班员投入1A层油枪、9时47分35秒，投入1F层油枪， 9时48分16秒，炉膛压力达到4300pa，炉膛压力高保护动作MFT，汽机跳闸、发电机自动解列。就地检查发现捞渣机人孔门被落焦砸开，水封破坏。9时50分，1机做停机处理；9时51分，联系检修处理捞渣机人孔门；11时52分，1炉上水；15时00分，1炉捞渣机人孔门处理好，注水；15时38分，1炉点火；18时45分，