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1、锅炉事故案例分析题锅炉事故案例分析题11 某厂运行人员误操作引起锅炉跳闸12引风机静叶开度突变导致锅炉MFT事件43一次风机喘振导致锅炉MFT54一次风机失速事件85某厂1炉灭火事件分析106某电厂#3机组非停事件137某电厂1机组非停事件168某电厂#3机组汽动给水泵汽源切换不当造成水冷壁超温保护动作机组跳闸209某电厂减水过快给水流量低保护动作锅炉MFT2410某电厂开机过程中给水流量低MFT（600直流炉）2711某电厂汽泵最小流量阀快开给水流量急剧下降MFT动作2912某电厂过热汽温高保护动作MFT3013 #1锅炉一次风机B失速（600MW直流炉）3214某锅炉F1燃烧器烧损故障34
2、15某厂辅汽压力变化引起锅炉给水流量低灭火（600MW机组）3616 低负荷停磨导致水冷壁温度偏差大、超温（600MW直流炉）3917运行人员操作不当锅炉灭火机组运。（300MW汽包炉）4018运行人员操作不当锅炉灭火机组运。（600MW汽包炉）4219操作不当引起一次风机抢风。（600MW汽包炉）4420并列一次风机导致水位事故锅炉灭火。（600MW汽包炉）461 某厂运行人员误操作引起锅炉跳闸事故经过：1.事件发生前的机组运行方式：机组负荷550MW。 B、C、D、E、F磨运行，机组为手动控制方式，A、B一次风机，送风机，吸风机运行，风机全部投自动，A、B汽泵运行，A凝结水泵运行，A、B循
3、环水泵运行，其它辅机运行正常。2、事件经过及处理：2006年1月30日22时22时05分#3机组按调度令减负荷至450MW，运行各项参数正常。22时16分A操作员下令:“将#3炉引风机切一台低速运行”，B操作员正在减送风量,同时BTG锅炉屏“锅炉泄漏”报警,B操作员去复归报警光字牌。此时A操作员自己将#3号炉#2引风机切低速，5秒钟后（引风机高速开关断开17秒后合上低速开关，此时#2引风机低速开关还未合）B操作员复归完报警光字牌继续执行A操作员令，就将#3号炉#1引风机进行切低速操作。22时20分3机组由于主操作员下令不明确，两名操作员之间配合不好，操作不当，造成两台引风机同时失去，引起锅炉M
4、FT，机组跳闸停机。跳闸首出“两台引风机失去”。3机组于1月31日2时46分重新与系统并列。原因分析：1、 运行人员分工不明确，尤其两名操作员之间配合不好，主操作员下达命令不够具体和明确，操作员相互之间操作没有互相通知提醒，造成两人同时进行两台引风机高低速切换操作是引发本次事故的直接原因。2、由于设计上引风机切低速时，高速开关断开17秒后合低速开关，也就是引风机停止反馈存在17秒。在此期间切换另一台引风机，两台引风机停止反馈同时存在，满足锅炉MFT保护中“两台引风机失去”条件导致锅炉跳闸，是引发本次事故的间接原因。暴露问题：1、 引风机高低速切换闭锁逻辑不完善，容易造成运行人员误操作。2、平时
5、工作中运行人员分工不明确，尤其两名操作员之间配合不好，主操作员下达命令不够具体和明确，操作员相互之间操作没有互相通知提醒。3、操作员责任心不强，麻痹大意，没有认真检查监视设备的运行状态，没有核对设备启停位置盲目操作。4、 运行管理不到位，各项规章制度、技术措施等不能够有效执行。防范措施：1、 修改热工逻辑，增加引风机同时切换闭锁。在一台引风机高低速切换时（停止反馈消失前或切换操作60S以内），另一台引风机禁止进行高低速切换。2、 运行人员要密切配合，分工明确，尤其3、4机组集控运行人员，在平时监盘调整时要有所分工，各有侧重。各级岗位人员下令必须准确，不能含糊其词。参数调整、设备启停要相互通知，
6、做好相关调整，时时进行联系沟通。3、 对运行人员的责任心要进一步严格要求，从日常小的操作做起，教育培养运行人员要养成每次操作前要认真思考然后再操作的好习惯，杜绝麻痹大意，盲目操作。4、 加强运行管理，保证各项规章制度、技术措施等能够有效执行。2引风机静叶开度突变导致锅炉MFT事件事件经过：1、事故前机组运行方式：机组负荷450MW。 B、C、D、E、F磨运行，机组为手动控制方式，A、B一次风机，送风机，吸风机运行，风机全部投自动，A、B汽泵运行，A凝结水泵运行，A、B循环水泵运行，其它辅机运行正常。2、事件经过及处理：2007年5月14日3时56分， 监盘主值接值长令将机组由450MW加至50
7、0MW，当值副值班员进行炉膛压力的调节工作。4时03分，输入数字指令修改炉膛负压定值到-100Pa（实际点出偏置窗口），突然锅炉B引风机出口静叶由56%突然开至100%，同时A引风机出口静叶由48%突然降至0%，炉膛负压瞬间由-80Pa增至+800Pa，后又到-1900Pa，引起锅炉MFT动作，跳闸首出“炉膛压力低低”。原因分析：运行人员本应在引风机静叶操作窗口上设置炉膛负压定值，误点出偏置窗口并在此画面上进行指令输入，致使两台引风机出口静叶开度突变，炉膛压力发生大幅波动，导致炉膛压力低低保护动作。暴露问题：1、运行人员工作责任心不强，精神不集中，操作不认真，造成误操作是引发此次事故的主要因素
8、。2、DCS操作画面设置不合理，易发生误操作。3、热控逻辑不合理，自动偏置设置过大没有相应的闭锁功能。防范措施：1、引风机自动调节偏值输入限定为10%，以避免出现DCS误输入时发生风机出口静叶大幅波动。2、正常运行中调整运行参数设定值时应采用小箭头慢调，不能依靠大箭头快速调整、更不能依靠输入数字法来调，防止出现误操作。3、加强值内安全管理，提高运行人员安全意识，监盘人员必须保持良好的精神状态。4、发电部加强运行人员培训，尽快提高运行人员技能水平及处理突发事故的能力。同时，认真吸取此次事故的经验教训，举一反三，避免类似事故再次发生。3一次风机喘振导致锅炉MFT事件经过：1、事件发生前的工况：机组
9、负荷430MW，主汽压23.99MPa，温度570， CCS协调投入，AGC投入； A、B汽泵运行，电动给水泵备用；A、B循环水泵运行，两台引风机、送风机、一次风机运行，A、B、D、E磨煤机运行，总给煤量158t/h，给水流量1375t/h。2、事件经过及处理情况：05时10分值长令投入AGC，05时13分AGC指令升负荷，功率变化率10MW/min，热一次风母管压力为7.63KPa。运行人员暖C制粉系统，发现C磨出口挡板3开反馈未到（C磨出口挡板实际是全开，由于磨出口挡板位置高，运行人员不方便就地判断是否全开），于是将C磨出口门关闭后再开一次，试图全部打开C磨出口挡板，当C磨出口挡板3开反馈
10、仍然未到后，运行人员联系热工处理。05时29分24秒，热一次风母管压力上升至8.95Kpa，运行人员发现B一次风机电流75A，A一次风机电流130A；判断B一次风机发生失速现象，并解除一次风机自动控制，开始调整两台一次风机出力。05时29分30秒，炉膛压力796Pa,随即回复至正常控制值。05时29分35秒，热一次风母管压力下降至5.62KPa。05时30分13秒，机组负荷453.0MW,总给煤量201.0t/h，给水流量1400.0t/h；中间点温度设定415.4，实际412.5；主汽压力设定20.7MPa,实际20.9MPa。此后中间点温度开始下降。05时33分00秒，机组负荷475.0M
11、W，总给煤量210.0t/h，给水流量1458.2t/h；中间点温度设定416.4，实际405.9；主汽压力设定21.9MPa，实际21.1MPa。中间点温度到达最低点，之后逐渐上升。05时36分19秒，热一次风母管压力升至6.37KPa；05时36分35秒，热一次风母管压力升至7.24KPa。05时36分30秒，机组负荷483.0MW,总给煤量196.0t/h，给水流量1459.0t/h；中间点温度设定418.5，实际418.0；主汽压力设定22.4MPa,实际21.7MPa。此时中间点温度开始超过设定值，迅速上升。运行人员降低机组负荷，并减小中间点温度设定值。05时40分13秒，机组负荷4
12、32.0MW,总给煤量158.0t/h，给水流量1321.0t/h；中间点温度设定415.0，实际454.0；主汽压力设定21.6MPa,实际24.3MPa。运行人员解除协调控制，加大给水，并于05时40分13秒手动停E磨。05时40分43秒，中间点温度到达跳闸值457.0；延时3秒，05时40分46秒，MFT主保护动作。机组6时40分点火，10时53分并网。原因分析：1. 直接原因分析：汽水分离器出口温度髙髙，导致锅炉MFT动作，机组跳闸。2. 根本原因分析：a） B一次风机先天存在缺陷（性能试验证明此风机运行特性不符合设计要求，喘振压力偏低），运行中易发生喘振。 b） B一次风机在扰动工况
13、下发生喘振后，运行人员调整经验不足，没有注意到由此引起的磨内积粉现象，当一次风机喘振处理正常后，一次风压随之恢复正常，大量磨内积粉进入炉膛，致使汽水分离器出口温度失去控制，造成温度高保护动作。暴露问题：1、发电运行部值班人员在处理B一次风机失速，引起的系统风压、煤量的变化，经验不足，暴露出发电运行部前期培训工作基础抓得不牢，对已制定技术措施没有进行认真地学习和落实（公司已制订下发了防止一次风机喘振调整技术措施）。 2、值班人员因经验不足造成调整不当，在进行风机喘振异常处理时，一次风压长时间偏低，造成磨煤机积粉。磨煤机出现积粉后，值班人员在分离器出口温度变化时，处理不及时，致使事故扩大。防范措施
14、：1、强化学习“防止一次风机喘振调整技术措施”，定期进行现场考问。2、完善相关技术措施和事故预案，组织全体人员学习和考试，提高实际操作技能。3、提高运行值班人员事故处理能力，根据机组、设备运行方式结合健康状况，每天有针对性的做好事故预想。4、针对这次事故组织各值进行认真讨论分析，确保此类事故不再发生。4一次风机失速事件事件经过：1、事件发生时运行方式：机组负荷450MW，手动方式运行。A、B、C、E四套制粉系统运行。2、事件发生经过及处理情况：07时09分，值长令将负荷加到550MW。监盘主值令副值启动D磨煤机。07时10分，当D磨煤机启动过程中，1A一次风机出口压从11.8kPa缓慢升至12
15、.04kPa，一次风机发生失速，一次风压瞬时降至6.9kPa，1A一次风机电流由108.8A降至77.9A，监盘主值迅速把1A一次风机动叶从66.6%关至20%，一次风压迅速升至8.8 kPa，缓慢将两台一次风机并列运行，机组负荷稳定在453MW。07：13 机组恢复正常运行。原因分析:1、运行调整过程中运行人员对一次风压监视不到位，随负荷升高一次风压设定值自动升高。没有及时降低定值使一次风压过高造成一次风机进入不稳定运行区域，是本次事件的直接原因。2、对于一次风机发生抢风的现象没有引起运行人员的足够重视，在启磨过程中运行人员没有主要监视和调整控制一次风压避免一次风机发生抢风。3运行人员对一次
16、风机高风压、低流量容易进入不稳定工况的危险性认识不足，导致风机处于失速区边缘运行，微小的扰动就造成风机失速。暴露问题:1、设备有缺陷，一次风系统设计不合理，经常发生抢风现象。2、一次风机选型不符合运行实际需要，不能满足制粉出力。 3、运行技术管理不到位。运行人员对一次风机运行特性了解不深，对于一次风机运行中容易发生抢风没有引起运行人员高度的重视，没有制定有针对性的防范措施。防范措施：1、尽快查找失速原因，对一次风系统不合理的地方进行改造。2、有关专业人员对一次风机的选型进行核实、调研。3、加强运行管理和技术培训。制定有针对性的防范措施，制定一次风压和风量的对应关系曲线并下发执行，加强运行人员培
17、训，使运行人员熟悉和掌握一次风机运行调节特性，对参数的控制做到更加平稳，避免大的扰动。4、加强空预差压的监视，发现同负荷下差压偏大时，及时按要求加强空预器的吹灰工作。5某厂1炉灭火事件分析事件经过：1、事故前运行方式：#1机负荷156MW，DEH顺序阀控制，#2、#4高调门在开位，#1、#3高调门关闭，一次调频投入。总煤量95t/h，主汽压力11.19MPa,主汽温538,再热汽温538,主、再减温水自动控制。总风量549 Km3/h，其中左侧二次风量178 Km3/h，右侧二次风量178 Km3/h。B、C、D磨运行。A、B送、引风机运行，手动控制。A、B汽泵运行，电泵备用。2、事故过程及处
18、理：1、06：01，#2、4高调门出现波动，波动范围：#2高调门行程：3239.3mm，#4高调门行程：32.2640.37mm。2、06：02，4高调门开度由36 mm突关至0，负荷由158MW降至105MW，因小机四抽汽源压力较低，启电泵，维持汽包水位正常。3、06：06:14，左再汽温升至551,右再汽温升至555，期间再热器减温水自动调节阀门时开时关，再热汽温度上升趋势没有被抑制现象，切手动全开减温水，将总煤量由95 t/h降至77t/h。4、06：09：15 ，4高调门仍打不开，主汽压力升至15.09MPa，主汽温升至548,左再汽温升至556,右再汽温升至560,投入中下层油枪共六
19、支油枪，停D磨。5、06：09：51，C磨跳闸，跳磨原因“3/4无火”。6、06：11：05，炉膛压力快速上升至762Pa,左侧二次风量由207.84Km3/h降至83.23Km3/h, 右侧二次风量由239.81Km3/h降至13.53Km3/h,总风量由507.65 Km3/h降至156.76Km3/h,“风量30（230 Km3/h）”保护动作，锅炉MFT。立即将负荷降至12MW，执行停炉不停机措施。7、06：18，复归MFT，锅炉点火。原因分析：1、4高调门由36mm突关至0且再打不开，机组负荷突降是造成本次锅炉灭火的主要原因。2、4高调门由36 mm突关至0后，负荷突降，主汽压升高,
20、再热蒸汽流量突然大幅减小，再热汽温自动调节品质在特殊工况下调节性能差是造成再热汽温升高的直接原因。3、运行人员对汽温监控不到位造成再热汽温升高幅度大，被迫停D磨后，C磨燃烧上层缺少支撑，燃烧减弱，炉压波动，C磨火检闪动，“3/4无火”保护动作，C磨跳闸。D、C磨停运后，其热冷风门关闭,一次风压由原来的9.17KPa升至11.51KPa,而B磨煤量较低为22t/h, B磨燃烧恶化,炉压大幅波动,冒正压造成二次风量瞬间由447.65 Km3/h大幅减小为96.76 Km3/h，且因D、C磨停运一次风量已由180 Km3/h减小为60Km3/h,总风量为一、二次风量之和156.76Km3/h，小于保
21、护定值230 Km3/h，引发“风量小”锅炉MFT动作，是造成本次锅炉灭火的直接原因。暴露问题：1、设备可靠性不高。#4高调门伺服阀突然故障。2、再热汽温自动调节品质差。负荷突降后再热汽温减温水调门自动关闭，汽温升高后未及时有效调节，增加了事故时运行的操作难度。3、运行管理不到位。集控人员在出现高调门突关异常时协调配合不好，顾此失彼，注意力都集中高调门、负荷和汽包水位上，而忽视了对汽温的监控，当出现再热汽温高的报警后，操作人员未及时切为手动调节，延误了处理时间。4、运行技术培训不到位。运行人员操作水平不高，在仅剩一台磨燃烧不稳时没有引起足够重视，虽然发现炉膛负压变大，没有意识到燃烧已恶化，没有
22、及时采取稳燃措施，导致了事态的扩大。防范措施:1、根据伺服阀解体情况，制定进一步详尽防止伺服阀故障措施。加强对EH油的监督，利用机组大小修机会，每两年伺服阀返厂清理校验一次，提高伺服阀可靠性 。2、联系专业人员对机组自动进行优化。并首先研究改进再热汽温自动调节的品质。3、研究给水泵汽轮机汽源由四抽自动平稳切换为高辅的技术改造方案，减少异常工况下运行人员控制水位的操作难度，避免在水位控制上分散精力过多。4、真正落实运行各岗位责任制。运行人员加强运行监盘操作管理，在事故处理时明确分工，对重要参数加强监视，出现报警信号及时处理和调整，防止异常事件扩大。 5、加强运行技术培训。利用学习日，安排主机集控
23、人员上仿真机操作，提高事故处理能力，并加强培训效果考核，把技术培训落到实处。6某电厂#3机组非停事件事件经过16时56分#3机组并网。A、B引风机，A、B送风机，A、B一次风机正常投自动，A汽泵、电泵正常投运（A汽泵自动、电泵手动），先后启动E、A、B磨煤机。19时00分，#3机组负荷升至294MW，总煤量143th。过热器一、二级减温水手动调整，过热器A侧一级减温水调门开度35.55%,减温水量11th；过热器B侧一级减温水调门开度40.77%,减温水量17th；过热器A侧二级减温水调门开度11.36%,减温水量3th；过热器B侧二级减温水调门开度6.5%,减温水量2th。19时08分54秒
24、，启D磨煤机，煤量22 th，总煤量148 th，负荷294MW。19时17分37秒， D磨煤量增加至44 th，总煤量174 th，负荷309MW。19时25分55秒，“垂直管圈水冷壁温度高430”报警，分离器出口过热度由8.41升至20.17，减小给水自动的焓值控制，加大给水。19时26分41秒，E磨断煤，总煤量减少20 th左右。19时27分02秒，主汽温从555.18开始下降。19时28分07秒, 垂直管圈水冷壁温度升至447,切除给水自动，手动将给水流量从1035.41 th增至1425.75 th,主汽温降至554.25。19时30分43秒,关闭过热器一、二级减温水,主汽温降至54
25、0.15。19时31分28秒，垂直管圈水冷壁温度由447降至383.82, 分离器出口过热度由20.17降至2.36,将给水流量降至1096.35 th, 主汽温降至534.41。19时32分09秒,投入C、F上层油枪，主汽温降至528.09。19时33分50秒,投入E层油枪，主汽温降至516.04。19时35分13秒，主汽温降至505.15 ，“汽温突降”保护动作，3汽机跳闸，联跳3发电机；锅炉MFT动作。查明原因后机组重新启动，当晚22时49分#3机并网。原因分析1、运行人员操作水平不高，调整操作慢是发生“汽温突降”停机的直接原因。运行人员对启D磨后工况变化估计不足。启D磨后，因考虑到D磨
26、煤量小于35t/h易发生振动，运行人员加D磨煤量过快，水冷壁吸热相对增加，水冷壁壁温升高较快，出现垂直管圈水冷壁温度高报警，运行人员增大了给水流量，从1040th，增加到1400th，在末过出口汽温开始下降后，调整减少主给水流量速度慢，煤水比失调，且关小过热器减温水的速度慢，造成末过出口汽温降的快，达到了“汽温突降”的保护动作条件（10分钟下降50）。2、运行监盘配合不好，汽温失去监控。出现“垂直管圈水冷壁温度高”报警异常时，运行值班人员忙于调整给水，注意力都集中在了这一点，又出现了E给煤机断煤，且一、二级减温水自动均未投入，均为手动调整，汽温失去了监控，发现汽温降低和过热器减温水关闭时间偏晚
27、，是发生“汽温突降”停机的重要原因。3、E给煤机断煤，使上层磨煤量减少20 th，加剧了锅炉末过出口汽温的降低，是发生“汽温突降”停机的又一原因。4、给水自动温差控制一直未调试好，长期不能投入自动，给水自动调整品质差，加负荷时给水增加慢，导致水冷壁壁温升高，不得已切手动调整，给水调整幅度偏大，是发生“汽温突降”停机的原因。暴露问题:1、运行技术培训不到位。运行值班人员对各种工况下启磨及增加煤量的速度对水冷壁壁温、汽温的影响特性掌握不够。特别是水冷壁壁温高时的应急处理能力差，没有兼顾到主汽温的监视和调整，在启D磨升负荷后，垂直管圈水冷壁温度高报警，但过热汽温下降，调整操作顾此失彼。2、运行管理不
28、到位。虽然当值监盘操作人员事前有分工，但互相配合不好，出现水冷壁温高报警异常时慌乱，注意力都集中这一点，而忽视了对汽温的监控。3、设备管理不到位，部分自动调节品质差。一级减温水自动一直未调试好，长期不能投入自动，二级减温水在变负荷较大扰动时自动也无法投入。给水自动温差控制一直未调试好，长期不能投入自动，给水自动调整品质差，加负荷时给水增加慢，导致水冷壁壁温升高，不得已切手动调整，给水调整幅度偏大。4、技术管理工作不实。防范措施:1、加强运行技术培训。要求发电部对600MW机组试运以来出现的异常事件全面分析总结，整理出各种应急预案，组织主机各值人员学习；利用学习日，安排主机集控人员上仿真机操作，
29、提高事故处理能力，并加强培训效果考核，把技术培训落到实处。2、认真落实运行岗位责任制。发电部组织全体运行人员学习掌握岗位责任制，并在工作中认真落实，管理人员加强检查监督。3、加强运行值班管理，真正落实运行各岗位责任制。运行人员加强运行监盘操作管理，在事故处理时明确分工，对重要参数加强监视，出现报警信号及时处理和调整，防止异常事件扩大。4、加强600MW机组自动研究攻关，尽早实现给水、汽温自动可靠投入。5、加强管理人员的现场重大操作监护。对机组启停、重大方式切换、重要定期工作，要求主管部长、专业高管等管理人员到场监护，并准备好组织技术措施和应急预案，及时指导，加强监督，确保操作任务顺利完成。6、
30、加强技术管理。发电部根据机组试运以来的异常分析总结，结合实际情况，补充完善到运行操作规程，并加强对运行人员的培训。7某电厂1机组非停事件事件经过：1.事件发生前的机组运行方式：锅炉灭火前机组负荷296MW，机组协调运行，B、C、D制粉系统运行。主汽压力16.31MPa，主汽温540度，A、B、C、D四层给粉机运行，给粉机转速581-620转。2.事件过程及处理：2.1锅炉侧动作情况20：56四层给粉机的转速为420rpm，21：03升至650rpm，21：10降至520rpm，21：15降至650rpm，21：20降至510rpm，21：43由550rpm，逐步上升，21：45升至650rpm
31、。灭火前炉膛压力波动幅度较大，从21：44开始炉膛压力持续在-200到190Pa波动，炉膛压力由21:45:42的-200Pa快速降到21:45:45的-2420Pa，21:45:48又上升到0 Pa左右。汽包压力微分从21:43:30的1.21持续下降到21:45:46的-4.23。送、引风机动叶开度基本保持不变，送风、一次风机出口压力基本保持不变。MFT动作首出为单元火焰丧失，MFT动作后各设备联动正常。 EVENT记录显示:21:45:41 C3灭火21:45:41 炉膛压力低I值出现；21:45:42 D2、D3、C4灭火；21:45:43 B4灭火；21:45:44 B3、B2、D1
32、灭火；21:45:45 A3、B1、C2、C1、D4灭火；21:45:46 A1灭火；21:45:46 单元火焰丧失条件满足，主燃料跳闸（MFT）。2.2汽机侧动作情况锅炉灭火后，按停炉不停机操作进行锅炉侧的恢复。21：49 1发电机跳闸，首出：防进水保护动作。在汽轮机跳闸前7分39秒内汽机侧主蒸汽温度由543降到492，达到防进水保护动作定值，保护动作正确。EVENTLOG记录显示：21：49：35 主蒸汽防进水动作保护（主蒸汽十分钟温降50）21：49：36 汽轮机跳闸。原因分析：1. 造成锅炉灭火的主要原因是煤质发生大幅变化时，运行人员未及时调整，造成锅炉灭火。1.1灭火前1炉给粉机转速
33、已发生大幅波动，（历史曲线显示，20：56四层给粉机的转速为420rpm，21：03升至650rpm，21：10降至520rpm，21：15降至650rpm，21：20降至510rpm，21：43由550rpm，逐步上升，21：45升至650rpm。）但运行人员认为1炉的燃烧稳定性较好，且锅炉负荷高，没有及时采取有效的稳燃措施。1.2查历史曲线，炉膛负压从21：44开始炉膛压力持续在-200到190Pa波动，送、引风机动调、制粉系统各参数没有较大变化，表明炉膛燃烧已开始发生恶化，运行人员没有及时投油稳燃。1.3汽包压力微分显示，21：43：50压力微分值已开始向负值发展，至锅炉灭火前21：45
34、：40，压力微分下降至-4.3，表明锅炉的蓄热在持续下降。运行没有采取降负荷措施，导致炉膛温度水平下降。2. 煤质较差，煤质的低位发热量18.6KJ/Kg，干燥无灰基挥发份10.4%，设计煤种的发热量为21.5KJ/Kg，挥发份16%，偏差较大。混配煤设备有限，配煤煤质把握不好，混配煤困难，混煤不均，造成入炉煤煤质波动大，锅炉稳燃性差，是本次灭火的诱因。3. 机组跳闸的原因是汽机防进水保护动作。在汽轮机跳闸前7分39秒内汽机侧主蒸汽温度由543降到492，达到防进水保护动作定值，汽机跳闸。4.造成汽机防进水保护动作的主要原因是运行人员操作不当，减负荷慢。汽机跳闸前机组负荷为130MW，从锅炉M
35、FT到汽机跳闸，历时4分钟，仅减负荷166MW。由于减负荷速率慢，造成主汽压力下降较快，主汽温大幅下降，最终达到汽机防进水保护动作的条件。暴露问题：1. 运行人员未严格执行公司防止锅炉灭火措施、公司燃烧劣质煤预防锅炉灭火的措施及锅炉规程中关于防止燃烧不稳或锅炉灭火的有关措施。在煤质差炉膛负压波动大锅炉燃烧不稳定时，未及时投油稳燃。2. 运行人员责任心不强，监盘不认真，操作水平低，停炉不停机操作不熟练，减负荷速率慢，造成主汽温度下降过快，汽机保护动作。3.培训不力。虽然已经制定出燃烧劣质煤稳燃措施，进行学习，但是落实不够，对运行人员是否真正掌握不清楚。对停炉不停机的操作虽进行了专题培训，还是未取
36、得实效。4.管理人员过程监督不力，对措施的执行情况监督不力。5. 运行人员在安全和经济的关系上处理不当。一味强带负荷，当炉膛蓄热量长时间、大幅度下降时，没有及时投油稳燃，造成锅炉灭火。6.运行人员思想麻痹，认为1炉的燃烧稳定性较好，且锅炉负荷高，发生灭火的可能性不大，放松了对燃烧稳燃措施的执行力度，造成锅炉出现燃烧失稳的局面，最终造成锅炉灭火，反映运行人员执行制度的执行力不够。7.混配煤不力，造成入炉煤煤质与设计煤种相差较大，发热量低，挥发份低，着火困难，而且变化大，燃烧稳定性差。防范措施:1. 发电部严格执行公司防止锅炉灭火措施、公司燃烧劣质煤预防锅炉灭火的措施及锅炉规程中关于防止燃烧不稳或
37、锅炉灭火的有关措施。组织运行人员重新进行这些制度的学习。同时加强燃烧调整，加强规章制度的执行力。2. 机组负荷较高，煤质较差，风量较多，一次风压力较高，火焰中心上移，火焰根部出现断火，增加较多燃料量而主蒸汽压力及汽包微分仍不回升，此时应及时投油稳燃。3. 加大运行岗位技术培训力度，通过讲座、讲课、现场考问、仿真机培训等多种形式，把技术培训落到实处。特别是针对停炉不停机的操作和燃烧劣质煤的运行调整操作的培训，切实地提高运行人员的操作水平。4. 加强燃料运行的混配煤管理工作，完善燃料混配煤掺烧管理办法制度。防止因这方面的原因导致入炉煤煤质波动，影响锅炉的稳定燃烧。5. 加强管理人员的过程监督力度，
38、做好每一项制度的宣贯工作，并加强现场实时的监督、抽查，实现主管部长、专业高管、值长的三级监督体制，同时加大考核的力度，严格执行发电部日考核、日奖惩。8某电厂#3机组汽动给水泵汽源切换不当造成水冷壁超温保护动作机组跳闸事件经过：10月13日01:23，#3机组按照网调计划结束备用发电机并网，07:10机组负荷370MW，A、B汽泵运行，汽源由辅汽带，辅汽汽源由老厂来汽。8:08:53 机组总煤量由188t增加至201t，过热度上升，给水跟踪增加。8:13:31 监盘发现两台小机指令与反馈偏差大；8:14:10 将总煤量减少至180t；8:14:29 因两台小机指令与反馈偏差大，两台汽泵自动跳至手
39、动，手动将两台小机由遥控方式切至手动后重新投入遥控，但遥控目标转速与实际转速偏差500rpm左右没有变化，此时小机遥控指令73%，反馈34%；8:14:30 手动减少两台汽泵转速指令；8:14:41 小机MEH低压调门全开，两台小机转速指令5136rpm，实际转速4628rpm，辅助蒸汽压力0.533MPa，四抽压力0.632 MPa。8:19:23 因辅助蒸汽不能满足两台汽泵用汽量，准备投入四抽至小机供汽汽源。点动开启四抽至小机供汽电动门约1%左右暖管，监盘发现锅炉给水流量由1227t增加至1573t。8:20:03 立即关闭四抽至小机供汽电动门，手动降低两台小机转速。8:21:14 A汽泵
40、指令最低减至28%，B汽泵指令最低减至29%。8:21:59 因汽泵流量低于最小流量350t/h, 两台汽泵再循环强制全开至100%，锅炉给水流量低至536t/h，立即增加两台小机转速，手动关小A、B汽泵再循环调门，同时快速减煤。8:22:37两台汽泵指令增加至50%。给水流量升至872t/h，减少总煤量至132t，投入AB层三支油枪稳燃，负荷降至212MW，分离器出口过热度仍快速上升。8:24:18 锅炉MFT动作，跳闸首出“螺旋水冷壁温度高”，机组解列。原因分析：1、运行人员经验不足。对老厂辅助蒸汽供两台小机用汽的风险认识不足，在加负荷前没有及时将小机汽源切至本机四段抽汽供汽，致使加负荷过
41、程中，辅助蒸汽不能满足小机继续带负荷的要求，造成小机调门全开后，汽泵指令继续增加，汽泵实际转速和指令偏差大，汽泵控制方式跳至手动方式。2、对水煤比失调后控制手段不足。发现由于对四抽至小机供汽电动门暖管造成给水流量由1227t增加至1573t后，降给水泵指令过多，造成汽泵流量低于最小流量350t/h，汽泵再循环自动全开，使锅炉给水流量降至536t/h。给水流量和燃料量明显不匹配, 后加水和减煤力度不足，给水量低于燃料量，水冷壁螺旋管温度升高，锅炉保护动作跳闸。3、运行人员操作协调配合不足。发现小机指令和反馈偏差大后，两台小机调门全开后，一名运行人员将总煤量由201t/h 降至180t/h，将手动
42、降低小机指令减小与实际指令的偏差。另一名运行人员对四段抽汽供小机电动门进行暖管，由于当时四段抽汽压力0.632 MPa，辅助蒸汽压力0.533MPa，四抽压力已高于辅助蒸汽压力，运行人员没有充分认识到四抽至小机供汽电动门暖管时对小机运行的影响，致使开启四抽至小机供汽电动门约1%左右暖管时，锅炉给水流量由1227t增加至1573t。暴露问题：1、运行人员责任心不强，机组启动过程中没有严格执行机组冷态启动操作票，存在着小机汽源切换工作跳项，并且在交接班时工作交接不清楚。2、运行人员在安全和经济的关系上处理不当。交班值为了快速加负荷断油没有按照操作规定进行小机汽源的切换；接班值接班后没有翻看和熟悉机
43、组的运行状况，在机组运行状况不清的情况下就进行加负荷操作。3、技术培训不到位，运行人员经验不足，缺乏正确判断、处理事故的能力，驾驭超超临界机组的能力低。对老厂辅助蒸汽供两台小机用汽的风险认识不足，加负荷前没有将小机汽源切至本机四段抽气供汽，致使加负荷后辅助蒸汽不能满足小机带负荷的要求，造成小机调门全开后，汽泵指令继续增加，汽泵实际转速和指令偏差大，汽泵控制方式自动跳至手动方式。水煤比失调后调整不当，当发现给水流量由1227T突增至1573T后，又猛减给水泵指令，造成汽泵低于最小流量350T/H再循环门自动全开，使锅炉给水流量下降过多煤水比失调,水冷壁螺旋管温度高跳闸。4、运行管理不到位，运行人
44、员操作协调分工配合不好。虽然当值监盘操作人员事前有分工，但互相配合不好，当发现小机指令和反馈偏差大后，注意力都集中这一点，而忽视了四段抽汽压力（0.632 Mpa）和辅助蒸汽压力（0.533Mpa）有偏差，对四抽压力高于辅助蒸汽压力情况下，开启四抽至小机供汽电动门暖管时对小机运行和对给水流量的影响认识不足。5、热工报警不完善。当小机指令与反馈偏差大时，没有任何报警提醒，使得运行人员发现较晚，运行人员进行加负荷操作后，导致给水偏差进一步加剧。6、发电部管理人员机组启动过程监督不力，对机组启动操作票的执行情况监督不力，发电部重大操作存在监督不严不细的现象。采取措施：1、加强运行人员的培训工作。对运
45、行人员开展专题和仿真机培训，提高运行人员的思想素质和技术素质。提高运行人员操作技术水平、判断和处理事故能力。2、严格执行现场重大操作监护制度，各级监护监督人员认真履行自己的监护监督职责。3、加强两票三制的执行力度的检查，发电部成立反违章检查组，定期检查各值执行两票三制情况，对执行不到位的严格惩罚。4、完善热工报警，当重要辅机指令与反馈偏差大时能报警提示运行人员。5、开发运行操作辅助系统，对操作节点进行提示，避免运行操作漏项。6、重要操作流程设置闭锁，条件不满足机组禁止增加负荷。9某电厂减水过快给水流量低保护动作锅炉MFT 事件经过：1、事件发生时工况：两台送风机、引风机、一次风机、空预器和五台
46、磨煤机运行（#4磨煤机清理分离器）。主汽温533，主汽压13.1Mpa。再热汽温541，再热汽压1.87Mpa，机组负荷246 MW。#2、3磨单侧给煤机下煤，#5磨煤机两侧下煤，#1、6磨运行处理给煤机不下煤，#4磨停运清理分离器；当时总燃煤量239t/h。21时10分，化验入炉煤低位发热量2805.26kcal/kg（11.726KJ/kg）机组负荷246 MW；处理给煤机断煤并投入A1、A3、E1、C1、C4、B3、F1、F4点火油枪。锅炉为前后墙对冲燃烧方式。2、事件经过及处理：22时27分左右，#5磨煤机两侧均断煤处理过程中，炉膛负压波动大（-600+480pa）火焰电视忽明忽暗，监
47、盘主值立即紧急投入A和F层其它点火油枪（A2 、A4、F2、F3）助燃。22时32分41秒在投入E2、E3点火油枪过程中#5磨煤机由于层煤火焰丧失跳闸，此时锅炉负荷快速降至164 MW，由于主汽温度下降过快，监盘副值立即快速降低给水流量，同时启电动给水泵，紧急停止B汽动给水泵。22时46分33秒，机组负荷已降至88 MW，给水流量仍在460t/h，主汽温度降至315。监盘主值紧急停止A汽动给水泵，降低电动给水泵出力过快造成给水流量低于保护动作值，MFT动作锅炉灭火；两台一次风机及 #2、#3、#1、#6磨煤机跳闸，燃油跳闸阀关闭。MFT首出原因：“给水流量低低”，事后查给水趋势曲线给水流量最低低至76 t/h（远低于给水流量低保护动作值239.1 t/h）。22时55分，锅炉重新点火，至次日02时17分机组重新并网。原因分析：1. 直接原因分析：给水流量低低触发锅炉MFT。2. 根本原因分析：a) 运行人员在事故处理快速减水过程中操作过快，致使给水流量低于保护动作值。b) 入炉煤质差，严重偏离设计煤种，低位发热量只有2805.26kcal/kg（11.726KJ/kg），未达到最低热值要求，目前煤场存煤低