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1、第一章 锅炉篇第一节 辅机故障案例一、一次风机抢风造成机组出力下降 一、 事件发生时间：2006年07月09日二、 事件发生时工况：机组运行正常，负荷600MW，主汽压力23.9Mpa，主汽温度567，再热器压力3.45Mpa，再热汽温度565。锅炉为上锅四角切圆燃烧方式。三、 事件发生、扩大及处理情况：10时09分，运行人员监盘发现两台一次风机动叶开度100%，A一次风机电流112A，动叶由76%开至100%，出口风压由11.2KPa降至6.5KPa；B一次风机电流207A，动叶由75%开至100%，出口风压由10.7KPa降至8.1KPa。10时12分，运行人员在按值长令将负荷降至590M
2、W时，一次风机仍有抢风现象。立即手动打掉1F磨，一次风机解手动调整，立即派巡检就地检查A一次风机声音异常，振动和轴温均正常，将负荷减至350MW，两侧一次风机出力调平，就地检查风机声音正常，投一次风机自动，负荷升至480MW。经检查后发现A侧空预器出口一次风门就地开度在50%，将A侧空预器出口一次风门开至90%。11时39分，机组负荷630MW时，A、B一次风机动叶开度在65%左右，没有发生抢风现象。A侧空预器出口一次风门开度在90%后，空预器一次风侧换热均匀， A、B两侧排烟温度为132左右。四、 事件原因及扩大原因分析：1. 直接原因分析：一次风机抢风导致机组降出力。2. 根本原因分析：a
3、) A侧空预器出口一次风门就地开度在50%，造成A一次风机出力降低，当一次风机动叶开度在65%时，A一次风机出口截面积减少，风量不足，A侧空预器出口一次风压9.51 kPa，B侧空预器出口一次风压8.25 kPa。b) 阀门试验时，没有认真核对造成实际开度与远传信号不一致。五、 事件暴露出的问题：1. 对设备验收的管理需要加强。2. 运行人员风险意识有待加强。3. 运行人员经验不足，对几天来排烟温度出现的偏差没有认真分析、查找。六、 防范措施1. 加强培训，提高运行人员水平。2. 加强运行分析，尤其对异常情况的分析。3. 加强对设备验收的管理。案例二、一次风机喘振导致MFT 一、 事件发生时间
4、：2006年06月28日二、 事件发生时工况：机组负荷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。锅炉为上锅四角切圆燃烧方式。三、 事件发生、扩大及处理情况：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
5、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
6、,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475.0MW，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，
7、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432.0MW,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。四、 事件原因及扩大原因分析：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
8、（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。五、 事件暴露出的问题：1. 发电运行部值班人员在处理8B一次风机喘振，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
9、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。六、 防范措施：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。案例三、风机出口门反馈消失一次风机跳闸 一、 事件发生时间：2007年12月24日二、 事件发生时工况：机组168小时试运第六天，锅炉两套送、引风机，一次风机
10、运行，六台磨运行，机组负荷618MW，协调投入；其中A一次风机由于动叶调节机构故障，已将动叶固定在61%位置（焊死）；在事故预案中要求将A一次风机所有保护解除。锅炉为东锅前后墙对冲燃烧方式。三、 事件发生、扩大及处理情况：10时59分47秒， B一次风机跳闸（首出为B一次风机出口门开反馈信号消失），触发锅炉RB动作，#2、#4磨相继跳闸，自动层投A、F层点火油枪。在锅炉降负荷增投其它油枪过程中，一次风压快速降低至5.6kpa左右，运行人员立即手动停止#3、#5磨煤机，解给水自动快速降低给水量，当给水流量达1369t/h时，11时01分至11时06分主汽温度由564快速降至359；投入E2、C3
11、启动油枪。由于主汽温度下降较快，在11时01分和11时03分两次启动B一次风机，均由于出口门打不开造成一次风机跳闸， 11时04分监盘主值紧急停止A汽动给水泵运行，给水流量最低降至670t/h，负荷降至216 MW。由热控人员强制条件在就地先打开出口门，后启动B一次风机运行正常，再投入#5磨运行。至11时06分主汽温度才开始缓慢上升，最后负荷稳定在300MW大约50分钟后，逐渐升至605MW。四、 事件原因及扩大原因分析：1. 直接原因分析：B一次风机出口门开反馈信号消失，导致B一次风机跳闸。2. 根本原因分析：a) 没有完全采纳试运指挥部的意见将A、B一次风机的所有保护退出，由于保护信号误发
12、引起动作。b) 由于调试过程中怕转速升降过快引起汽动给水泵跳闸，转速调节速率由600rpm改为300rpm，造成减水较慢，致使主汽温度降低过快；再加上B一次风机出口门打不开，采取先开门后启动风机，致使一次风压降低至3.26kpa，炉内燃烧变弱，使得主汽温度急速下降。五、 事件暴露出的问题：1. 运行人员技术水平有待于提高，对事故处理能力不足，当一次风机跳闸时没有果断停止一台汽泵运行。 2. 在事故预案中要求将A、B一次风机所有保护解除,但是最终没有实施此方案，风险预控措施不完善，执行不彻底。3. 热工人员和相关专业人员对逻辑审查不严谨，没有认真开展危险点分析，导致存在一次风机出口门开反馈信号消
13、失跳风机不合理逻辑。4. 在设备处于非正常方式运行时，运行人员没有做好事故预想导致主蒸汽温度突降。六、 防范措施：1、 将B一次风机出口风门切至就地手动，解除所有风机出口门联跳风机条件。2、 深入优化热控逻辑。机组168小时试运结束后，更改风机跳闸逻辑。在风门开反馈消失跳风机逻辑再与上风机出口风压闭锁。3、 处理一次风机跳闸如果给水降速过缓，应果断紧急停止一台汽泵运行。4、 尽快查找B一次风机出口门开反馈信号消失误发的原因并及时消除。5、 在处理一次风机跳闸事故时应该防止一次风压大幅度波动。此工况对炉燃烧影响特别很大，从而加大事故处理的难度。6、 生产准备过程中，在人员培训方面应该加强处理应急
14、事件能力的培训，做好反事故演练和事故预想。案例四、风机油站故障一次风机跳闸炉MFT一、 事件发生时间：2006年05月10日二、 事件发生时工况：负荷430MW，A、B运行，B、C、D、E磨煤机运行，A、B一次风机、送风机、吸风机运行，B凝结水泵运行，A、B循环水泵运行，其它辅机运行正常。准备做1B一次风机电机油站油泵定期切换工作。三、 事件发生、扩大及处理情况：2006年05月10日10时20分，#1机组主值准备做1B一次风机电机油站油泵定期切换试验。按照运行部要求，首先派巡检到1B一次风机电机油站检查B油泵运行正常，汇报集控主值。10时25分，主值确认DCS画面一次风机润滑油压0.08Mp
15、a，将1B一次风机电机油站A油泵启动。两台油泵同时运行时就地巡检汇报油泵出口压力升高，主值确认DCS画面一次风机润滑油压升高至0.1MPa后稳定在0.09Mpa，汇报单元长。10时27分，单元长确认一次风机润滑油压升高后令主值投入B油泵联锁，停止B油泵。一次风机润滑油压突降为0.02MPa，1B一次风机跳闸，RB 动作， B油泵联启，油压升至0.09Mpa。1B、1E磨相继跳闸，火焰监视器火焰闪动严重，值长令单元长紧急投入AB层1、3，CD层1、2、3、4共6支油枪助燃；调整1A一次风机出力，维持一次风压正常（7.4kpa），调整炉膛负压正常后立即准备启动1B磨。令副值全关过热器与再热器减温水,监视调整汽温，检查机侧设备运行情况，根据主汽压力下降情况适当调整主机调门开度; 令#1机组主值监视并调整给水系统。10时40分，发“给水流量低”报警，炉MFT，汽机跳闸，1发电机解列。值长汇报省调及公司相关领导，并指挥当值运行人员完成停机后的其它操作。四、 事件原因及扩大原因分析：1. 直接原因分析：“给水流量低”信号发出导致炉MFT，汽机跳闸，1发电机解列。2. 根本原因分析：a） 机组RB发生过程中，运行人员对给水流量调整不及时，导致给水流量降低至保护动作值。b） 运行人员对油泵内部结构及对齿轮泵两台同时运行时油压应升高2倍的情况不
