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1、第七章第七章 单元机组单元机组常见事故及分析常见事故及分析 本文档由知识社本文档由知识社http:/分享分享第一节第一节 概述概述n n 多年来的实践经验说明，火电机组可用率低的直接原因是事故率高。当前安全生产的基础还不够牢固，事故仍然时有发生，在这些事故中，有相当一部分是频发性事故。事故的诊断在于通过对事故的现象、成因和发展过程进行细致地分析，采取正确对策，吸取教训，防止同类事故再次发生，以提高设备的可靠性。 n n一一 单元机组事故的特点n n（1） 单元机组的纵向联系紧密，炉、机、电任意一个环节发生事故都将影响整个机组的运行。同时辅机及辅助设备随着主机容量的增大而增大，其要求也增高。因此
2、，不论是主机、辅机还是辅助设备损坏，都有可能造成机组停运或出力限制。在单元机组事故中，辅机的事故占有相当高的比例。n n（2） 单元机组均为高参数大容量机组，金属材料处于严峻的工况下。设计时在材料性能（如高温持久强度）方面留有的裕量是极其有限的，所以对运行参数及管壁温度有严格的限制。尽管如此，由于参数超限、管壁超温而造成的设备事故仍占相当大的比例。 n n（3） 单元机组容量较大，机组结构复杂，发生事故造成设备损坏所需检修时间长、费用大。即使没有造成设备损坏，机组启停也会带来发电量的损失，机组启停所需要的费用增加。 n n（4）单元机组发生严重的主设备损坏事故，检修难度大，往往难以使设备恢复至
3、原来状态，从而影响设备正常使用。n n（5）大容量单元机组控制系统的自动和保护装置十分复杂，由于设备和人为的各种原因，往往不能正确使用，甚至有的自动和保护装置长期不能投运。在这种情况下，若发生事故，极易造成主设备的重大损坏。n n二二 机组事故处理的原则n n1) 事故发生时应按照事故发生时应按照“保人身、保电网、保人身、保电网、保设备保设备”的原则进行处理。的原则进行处理。n n2) 发生事故时，在值长统一指挥下正确处发生事故时，在值长统一指挥下正确处理，单元长应在值长的直接领导下，带领理，单元长应在值长的直接领导下，带领全机组人员迅速按规程规定处理事故。值全机组人员迅速按规程规定处理事故。
4、值长的命令除明显可能对人身、设备有直接长的命令除明显可能对人身、设备有直接危害外，均应立即执行，否则应申明理由，危害外，均应立即执行，否则应申明理由，拒绝执行。值长坚持时，应向上级领导汇拒绝执行。值长坚持时，应向上级领导汇报报 。 3) 发生事故时，运行人员应迅速弄清事故发生事故时，运行人员应迅速弄清事故 发生原因，消除对人身和设备的威胁，同发生原因，消除对人身和设备的威胁，同时努力保证非故障设备的正常运行。事故时努力保证非故障设备的正常运行。事故处理中应周全考虑好各步操作对相关系统处理中应周全考虑好各步操作对相关系统的影响，防止事故扩大。紧急停机首先设的影响，防止事故扩大。紧急停机首先设法保
5、证厂用电，尤其事故保安电源的可靠法保证厂用电，尤其事故保安电源的可靠性。性。 4) 当发生本规程以外的事故及故障时，值当发生本规程以外的事故及故障时，值班人员应作出正确判断，主动采取对策，班人员应作出正确判断，主动采取对策，迅速进行处理。时间允许时，请示值长、迅速进行处理。时间允许时，请示值长、单元长，并在值长、单元长的指导下进行单元长，并在值长、单元长的指导下进行事故处理。事故处理。 n n5) 事故处理中，达到停机条件而保护未动事故处理中，达到停机条件而保护未动作时，应立即手动打闸。辅机达到紧急停作时，应立即手动打闸。辅机达到紧急停运条件而保护未动作时，应立即停止辅机运条件而保护未动作时，
6、应立即停止辅机运行运行 。 n n6) 若出现机组突然跳闸情况，事故原因已若出现机组突然跳闸情况，事故原因已查清，故障处理完后，应尽快恢复机组运查清，故障处理完后，应尽快恢复机组运行。行。 n n7) 在机组发生故障和处理事故时，运行人在机组发生故障和处理事故时，运行人员不得擅自离开工作岗位。如果事故处理员不得擅自离开工作岗位。如果事故处理发生在交接班时间，应延期交班。在未办发生在交接班时间，应延期交班。在未办理交接手续前，准备交班人员应继续工作，理交接手续前，准备交班人员应继续工作，直到事故处理完毕或告一段落。接班人员直到事故处理完毕或告一段落。接班人员应主动协助进行事故处理。应主动协助进行
7、事故处理。n n8) 事故处理过程中，无关人员禁止围聚在事故处理过程中，无关人员禁止围聚在集控室或停留在故障发生地。集控室或停留在故障发生地。 三 机组事故处理的要点机组事故处理的要点n n1) 根据各参数变化、根据各参数变化、CRT显示、设备联显示、设备联动、屏幕报警、光字牌报警、故障录波及动、屏幕报警、光字牌报警、故障录波及故障打印和机组外部现象等情况，确定机故障打印和机组外部现象等情况，确定机组故障性质。组故障性质。n n 迅速消除对人身和设备的威胁，必要迅速消除对人身和设备的威胁，必要时应立即解列发生故障的设备，防止事故时应立即解列发生故障的设备，防止事故蔓延。蔓延。 n n 迅速查清
8、原因，查清故障的性质、发迅速查清原因，查清故障的性质、发生的地点和范围，然后进行处理和汇报。生的地点和范围，然后进行处理和汇报。n n 保持非故障设备的正常运行保持非故障设备的正常运行。n n 事故处理的每一阶段，都要尽可能迅事故处理的每一阶段，都要尽可能迅速汇报单元长和值长，以便及时汇报中调，速汇报单元长和值长，以便及时汇报中调，正确地采取对策，防止事故蔓延。密切配正确地采取对策，防止事故蔓延。密切配合，迅速按规程规定处理。合，迅速按规程规定处理。 n n2) 当判明是系统与其它设备故障时，则当判明是系统与其它设备故障时，则应采取措施，维持机组运行，以便有可能应采取措施，维持机组运行，以便有
9、可能尽快恢复整套机组的正常运行。尽快恢复整套机组的正常运行。n n3) 处理事故时应当迅速、准确处理事故时应当迅速、准确 。n n4) 事故处理完毕，值班人员应立刻如实向事故处理完毕，值班人员应立刻如实向上级领导反映事故发生及处理情况，并将上级领导反映事故发生及处理情况，并将所观察到的现象、事故发展的过程和对应所观察到的现象、事故发展的过程和对应时间及采取的处理措施等进行详细的记录，时间及采取的处理措施等进行详细的记录，并将事故发生及处理过程中的有关数据记并将事故发生及处理过程中的有关数据记录收集备齐，以备故障分析。录收集备齐，以备故障分析。n n 班后会组织全班人员进行事故分析，并班后会组织
10、全班人员进行事故分析，并按事故时间、现象、处理经过及原因详细按事故时间、现象、处理经过及原因详细写出报告。写出报告。 第二节第二节 锅炉设备常见事故与处理锅炉设备常见事故与处理 一锅炉灭火一锅炉灭火n n 锅炉炉膛灭火事故是锅炉炉膛灭火事故是发电厂的常见事故。的常见事故。事故一旦发生，将会造成锅炉设备严重损事故一旦发生，将会造成锅炉设备严重损坏，还可能造成人身伤亡。出现灭火事故坏，还可能造成人身伤亡。出现灭火事故时，如果能及时发现，正确处理，则能很时，如果能及时发现，正确处理，则能很快地恢复正常运行；如果不能及时发现；快地恢复正常运行；如果不能及时发现；或发现后没有立即切断向炉膛供给的燃料，或
11、发现后没有立即切断向炉膛供给的燃料， 而是靠增加燃料用爆燃的方法来使炉膛恢而是靠增加燃料用爆燃的方法来使炉膛恢复着火，则其后果往往是扩大事故，引起复着火，则其后果往往是扩大事故，引起炉膛或烟道爆炸，造成更大的危害。炉膛或烟道爆炸，造成更大的危害。 （1）产生锅炉灭火事故的原因 燃料质量低劣。 燃烧调节不当。 燃烧设备损坏。 煤粉或燃油供应不当。 炉膛温度低。 机械设备事故。 n n（2）锅炉灭火的现象n n 锅炉炉膛灭火时常见的现象有：n n 炉膛负压突然增大，炉膛风压表指示在最大负值；一、二次风压表指示减小，炉膛内变暗、发黑，从看火孔看不到火焰；汽压、汽温、水位、蒸汽流量急剧下降。若是由锅炉
12、辅机事故而引起的灭火（如引风机、送风机、给粉机以及制粉系统电源中断等），则应该有事故报警信号以及这些事故发生时应有的各种现象。 n n（3 3）锅炉灭火事故的处理方法）锅炉灭火事故的处理方法n n 发生锅炉灭火事故时，应立即停止制粉系统的发生锅炉灭火事故时，应立即停止制粉系统的运行，完全切断向炉内的燃料供给；将所有自动运行，完全切断向炉内的燃料供给；将所有自动调节改为手动调节，关小减温水和锅炉给水流量，调节改为手动调节，关小减温水和锅炉给水流量，控制汽包水位在控制汽包水位在100mm100mm左右，以免重新点火后左右，以免重新点火后水位过高；减小送、引风量至最低负荷值，应调水位过高；减小送、引
13、风量至最低负荷值，应调整炉膛负压进行吹扫。吹扫时间不少于整炉膛负压进行吹扫。吹扫时间不少于5min5min，以，以排出炉内或烟道内存粉；禁止采用关小风门，继排出炉内或烟道内存粉；禁止采用关小风门，继续供应燃料，以爆燃方式恢复着火的方法。查明续供应燃料，以爆燃方式恢复着火的方法。查明灭火原因并加以消除，然后投入油喷嘴点火，着灭火原因并加以消除，然后投入油喷嘴点火，着火后逐渐带负荷至正常值；如造成灭火的原因不火后逐渐带负荷至正常值；如造成灭火的原因不能短时期消除，则应按正常停炉程序停炉。能短时期消除，则应按正常停炉程序停炉。 n n 二、锅炉尾部烟道二次燃烧二、锅炉尾部烟道二次燃烧 n n（1）发
14、生锅炉尾部烟道二次燃烧事故的原因分析n n 发生烟道再燃烧的主要原因是烟道内沉积了大量燃烧物质（煤粉或油垢），在一定条件下复燃。其具体原因如下：n n 燃烧工况失调。 n n 低负荷运行时间过长。n n 锅炉启动和停炉频繁。 n n 吹灰不及时。 n n（2）锅炉尾部烟道二次燃烧的现象 n n 尾部烟道二次燃烧的常见现象有：锅炉尾部烟道温度不正常地突然升高；自锅炉尾部烟道人孔可发现火星或冒烟；若预热器处发生二次燃烧时，预热器外壳发热或烧红，预热器电流表指针晃动；烟道内负压剧烈变化；烟道防爆门动作等。n n（3）锅炉尾部烟道二次燃烧的处理方法n n 如果排烟温度急剧上升，炉膛负压波动剧烈，采取措
15、施无效时，应当检查确定锅炉尾部烟道二次燃烧时，应该紧急停炉，切断煤粉，并且将引、送风机停止，严密关闭所有风烟道挡板隔绝空气，切不可继续通风，否则将愈烧愈旺。将炉膛和烟道的各部分人孔门关严，烟道保持密闭状态，然后向炉膛尾部烟道内充入蒸汽灭火。必要时保持锅炉连续少量进水。 三、三、机组机组R.B1 1）现象）现象）现象）现象 机组机组机组机组5050R.BR.B声、光报警。声、光报警。声、光报警。声、光报警。 有有有有重重重重要要要要辅辅辅辅机机机机跳跳跳跳闸闸闸闸声声声声、光光光光报报报报警警警警，跳跳跳跳闸闸闸闸辅辅辅辅机机机机所所所所控控控控制制制制的参数发生波动。的参数发生波动。的参数发生
16、波动。的参数发生波动。 机组负荷自动快速下降至机组负荷自动快速下降至机组负荷自动快速下降至机组负荷自动快速下降至5050负荷稳定。负荷稳定。负荷稳定。负荷稳定。 主主主主蒸蒸蒸蒸汽汽汽汽流流流流量量量量、给给给给水水水水流流流流量量量量、汽汽汽汽压压压压大大大大幅幅幅幅度度度度下下下下降降降降，汽汽汽汽温也会有所降低。温也会有所降低。温也会有所降低。温也会有所降低。 CCSCCS自自自自动动动动将将将将运运运运行行行行方方方方式式式式切切切切至至至至“ “汽汽汽汽轮轮轮轮机机机机跟跟跟跟随随随随” ”方方方方式式式式，目标负荷指令自动降至目标负荷指令自动降至目标负荷指令自动降至目标负荷指令自动
17、降至5050负荷。负荷。负荷。负荷。 自自自自动动动动跳跳跳跳闸闸闸闸部部部部分分分分制制制制粉粉粉粉系系系系统统统统，仅仅仅仅剩剩剩剩部部部部分分分分制制制制粉粉粉粉系系系系统统统统运运运运行。行。行。行。n n2）原因）原因 n n 两台送风机运行，一台跳闸。两台送风机运行，一台跳闸。n n 两台引风机运行，一台跳闸。两台引风机运行，一台跳闸。n n 两台一次风机运行，一台跳闸。两台一次风机运行，一台跳闸。n n 两台汽泵运行，一台汽泵跳闸，电动给两台汽泵运行，一台汽泵跳闸，电动给水泵未联动。水泵未联动。 n n3）处理：）处理： n n RB自动好用时，机组控制方式自动由自动好用时，机组
18、控制方式自动由CCS切至切至“机跟随机跟随”方式，并按照方式，并按照RB减负荷减负荷设定强减负荷至设定强减负荷至50MCR。n n 从设备掉闸首出画面，查明故障原因，从设备掉闸首出画面，查明故障原因，及时消除缺陷。争取迅速恢复至原运行状及时消除缺陷。争取迅速恢复至原运行状态。态。 n n 在自动在自动R.B过程中，运行人员须严密监过程中，运行人员须严密监视各参数变化。只要自动动作正常，一般视各参数变化。只要自动动作正常，一般不需干涉，直至机组稳定。不需干涉，直至机组稳定。 n n 若风机故障，应隔离故障风机。注意监若风机故障，应隔离故障风机。注意监视炉膛燃烧情况，如燃烧不稳，应及时投视炉膛燃烧
19、情况，如燃烧不稳，应及时投油助燃。油助燃。n n 若为一台汽泵跳闸，电泵未联启，应立若为一台汽泵跳闸，电泵未联启，应立即启动电泵并视情况投入运行；注意监视即启动电泵并视情况投入运行；注意监视调整汽包水位，如水位自动偏差大，应手调整汽包水位，如水位自动偏差大，应手动调整。动调整。n n 注意主、再热汽温的调整，避免汽温下注意主、再热汽温的调整，避免汽温下降过快。降过快。 n n 当一次风机掉闸时，应注意监视一次当一次风机掉闸时，应注意监视一次风压的变化，如不能满足三套制粉系统运风压的变化，如不能满足三套制粉系统运行，则应及时投运油层，可剩余一或两套行，则应及时投运油层，可剩余一或两套制粉系统运行
20、。制粉系统运行。 n n 消除故障后，接令后恢复系统，重新消除故障后，接令后恢复系统，重新带负荷。带负荷。 n n 若自动若自动RB过程中出现异常，应立即将过程中出现异常，应立即将有关自动切至手动进行处理和调整。有关自动切至手动进行处理和调整。n n n n RB自动不成功时，应手动操作汽轮机调自动不成功时，应手动操作汽轮机调门降低电负荷，直至与锅炉热负荷相匹配。门降低电负荷，直至与锅炉热负荷相匹配。并进行其它的相关操作。并进行其它的相关操作。n n 若若R.B失败导致锅炉灭火，则应立即对失败导致锅炉灭火，则应立即对锅炉进行吹扫，并在允许的情况下尽快点锅炉进行吹扫，并在允许的情况下尽快点火，并
21、使机组尽快恢复原运行方式。火，并使机组尽快恢复原运行方式。 四四、水水冷冷壁壁管管、省省煤煤器器管管、过过热热器器管管及及再再热器管损坏热器管损坏n n1 1）现象：）现象：）现象：）现象： n n 锅炉泄漏检测装置报警。锅炉泄漏检测装置报警。锅炉泄漏检测装置报警。锅炉泄漏检测装置报警。n n 泄漏处有显著的响声。泄漏处有显著的响声。泄漏处有显著的响声。泄漏处有显著的响声。n n 锅炉给水流量明显大于蒸汽流量。锅炉给水流量明显大于蒸汽流量。锅炉给水流量明显大于蒸汽流量。锅炉给水流量明显大于蒸汽流量。n n 不同部位泄漏可导致炉膛负压及引风机电不同部位泄漏可导致炉膛负压及引风机电不同部位泄漏可导
22、致炉膛负压及引风机电不同部位泄漏可导致炉膛负压及引风机电n n 耗、排烟温度等有明显变化。耗、排烟温度等有明显变化。耗、排烟温度等有明显变化。耗、排烟温度等有明显变化。n n 各受热面金属温度，及受热面工质温度有明各受热面金属温度，及受热面工质温度有明各受热面金属温度，及受热面工质温度有明各受热面金属温度，及受热面工质温度有明n n 显变化。显变化。显变化。显变化。n n 泄漏严重时机组负荷下降。泄漏严重时机组负荷下降。泄漏严重时机组负荷下降。泄漏严重时机组负荷下降。 n n 泄漏严重时，锅炉汽包水位维持不住。泄漏严重时，锅炉汽包水位维持不住。泄漏严重时，锅炉汽包水位维持不住。泄漏严重时，锅炉
23、汽包水位维持不住。 n n n n2）原因： n n 管子结垢，运行中过热损坏。管子结垢，运行中过热损坏。n n 管材制造、焊接不合格。管材制造、焊接不合格。n n 管子磨损。管子磨损。 n n 受热面吹灰不正常引起。受热面吹灰不正常引起。n n 燃烧调整不当造成高温腐蚀。燃烧调整不当造成高温腐蚀。n n 锅炉给水品质不合格造成内壁腐蚀。锅炉给水品质不合格造成内壁腐蚀。 n n3）处理：）处理： n n 当泄漏不严重，能维持运行时注意监视当泄漏不严重，能维持运行时注意监视参数，并做好申请停炉准备。参数，并做好申请停炉准备。 n n 当泄漏严重，无法继续维持运行时，应当泄漏严重，无法继续维持运行
24、时，应立即停炉。立即停炉。 五、凝汽器泄漏五、凝汽器泄漏五、凝汽器泄漏五、凝汽器泄漏 1 1） 事故现象：事故现象：事故现象：事故现象： 机组凝汽器水位上升；机组凝汽器水位上升；机组凝汽器水位上升；机组凝汽器水位上升； CRTCRT画面上报警窗显示画面上报警窗显示画面上报警窗显示画面上报警窗显示“ “凝汽器水位高凝汽器水位高凝汽器水位高凝汽器水位高” ”； 化学化验凝结水硬度大；化学化验凝结水硬度大；化学化验凝结水硬度大；化学化验凝结水硬度大； 机组过冷度增大；机组过冷度增大；机组过冷度增大；机组过冷度增大； 凝汽器端差增大；凝汽器端差增大；凝汽器端差增大；凝汽器端差增大； 汽机真空下降，排汽
25、室温度升高；汽机真空下降，排汽室温度升高；汽机真空下降，排汽室温度升高；汽机真空下降，排汽室温度升高； 随着机组真空下降，机组负荷下降，调节级压随着机组真空下降，机组负荷下降，调节级压随着机组真空下降，机组负荷下降，调节级压随着机组真空下降，机组负荷下降，调节级压力升高。力升高。力升高。力升高。 2）事故原因：）事故原因： 凝汽器本身制造工艺不良；凝汽器本身制造工艺不良； 运行时间过长，检修不及时，造成凝汽运行时间过长，检修不及时，造成凝汽 器钢管泄漏；器钢管泄漏； 凝汽器钢管污染时间过长，造成腐蚀，凝汽器钢管污染时间过长，造成腐蚀， 钢管泄漏。钢管泄漏。 3）事故处理：）事故处理： 联系化学
26、及时化验凝结水水质；联系化学及时化验凝结水水质； 当凝汽器水位高时，启动备用凝结水泵，当凝汽器水位高时，启动备用凝结水泵，保持凝汽器正常水位；保持凝汽器正常水位； 联系化学及时化验主蒸汽品质，如有超标联系化学及时化验主蒸汽品质，如有超标联系厂部请示停机；联系厂部请示停机； 保持各加热器水位在正常范围内；保持各加热器水位在正常范围内； 如果凝汽器水位过高，可开启事故放水门；如果凝汽器水位过高，可开启事故放水门； 如果凝汽器泄漏严重，各种参数无法维持，如果凝汽器泄漏严重，各种参数无法维持，可请示停机处理。可请示停机处理。 第三节第三节 典型事故分析典型事故分析n n一.锅炉爆炸事故n n 1993
27、年3月10日，浙江省宁波市北仑港发电厂一号机组发生一起特大锅炉炉膛爆炸事故（按电业生产事故调查规程界定），造成死亡23人，重伤 8人，伤16人，直接经济损失778万元。该机组停运132天，少发电近14亿度。 n n1、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。 北仑港发电厂1号锅炉是美国ABBCE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。 n n 3
28、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10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。 n n 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”、“MFT
29、”（主燃料切断保护）、“汽机跳闸”、“旁路快开”等光字牌亮。 n nFSSS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。 n n 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
30、严重损坏，呈开放性破口。 n n2、事故造成的损坏n n 该起事故死亡23人，其中电厂职工6人（女1人），民工17人。受伤24人，其中电厂职工5人，民工19人。 事故后对现场设备损坏情况检查后发现：21米层以下损坏情况自上而下趋于严重，冷灰斗向炉后侧例呈开放性破口，侧墙与冷灰斗交界处撕裂水冷壁管31根。立柱不同程度扭曲，刚性梁拉裂；水冷壁管严重损坏，有66根开断，炉右侧21米层以下刚性梁严重变形，0米层炉后侧基本被热焦堵至冷灰斗，三台碎渣机及喷射水泵等全部埋没在内。 n n 炉前侧设备情况尚好，磨煤机、风机、烟道基本无损坏。事故后，清除的灰渣934立方米。 该起事故最终核算直接经济损失778万
31、元人民币，修复时间132天，少发电近14亿度。因该炉事故造成的供电紧张，致使一段时间内宁波地区的企业实行停三开四，杭州地区停二开五，浙江省工农业生产受到了严重影响，间接损失严重。 n n3、事故原因分析n n 该起锅炉特大事故极为罕见，事故最初的突发性过程是多种因素综合作用造成的。以下，仅将事故调查过程中的事故机理技术分析结论综合如下：1运行记录中无锅炉灭火和大负压记录，事故现场无残焦，可以认定，并非煤粉爆炸。 n n 2清渣过程中未发现铁异物，渣成份分析未发现析铁，零米地坪完整无损，可以认定，非析铁氢爆炸。 n n3锅炉冷灰斗结构薄弱，弹性计算确认，事故前冷灰斗中积存的渣量，在静载荷下还不会
32、造成冷灰斗破坏，但静载荷上施加一定数量的集中载荷或者施加一定数量的压力，有可能造成灰斗失稳破坏。 n n4.事故发生后的检验结果表明，锅炉所用的水冷壁管材符合技术规范的要求，对水冷壁管断口样品的失效分析证实，包角管的破裂是由于冷灰斗破坏后塌落导致包角管受过大拉伸力而造成的。 n n5. 5.对于事故的触发原因，两种意见：对于事故的触发原因，两种意见： n n 一种意见认为，一种意见认为，“ “3.10”3.10”事故的主要原因是事故的主要原因是锅炉严重结渣。严重结渣造成的静载加上随机落锅炉严重结渣。严重结渣造成的静载加上随机落渣造成的动载，致使冷灰斗局部失稳；落渣入水渣造成的动载，致使冷灰斗局
33、部失稳；落渣入水产生的水汽，进入炉膛，在高温堆渣的加热下升产生的水汽，进入炉膛，在高温堆渣的加热下升温、膨胀，使炉膛压力上升；落渣振动造成继续温、膨胀，使炉膛压力上升；落渣振动造成继续落渣使冷灰斗失稳扩大，冷灰斗局部塌陷，侧墙落渣使冷灰斗失稳扩大，冷灰斗局部塌陷，侧墙与冷灰斗连接处的水冷壁管撕裂；裂口向炉内喷与冷灰斗连接处的水冷壁管撕裂；裂口向炉内喷出的水、汽工质与落渣入水产生的水汽，升温膨出的水、汽工质与落渣入水产生的水汽，升温膨胀使炉膛压力大增，造成胀使炉膛压力大增，造成MFTMFT动作，并使冷灰斗动作，并使冷灰斗塌陷扩展；包角管先后断裂，喷出的工质量大增，塌陷扩展；包角管先后断裂，喷出的
34、工质量大增，炉膛压力陡升，在渣的静载、动载和工质闪蒸扩炉膛压力陡升，在渣的静载、动载和工质闪蒸扩容压力的共同作用下，造成锅炉容压力的共同作用下，造成锅炉2121米以下严重破米以下严重破坏和现场人员重大伤亡。因此，这是一起锅炉严坏和现场人员重大伤亡。因此，这是一起锅炉严重结渣而由落渣诱发的机械一热力破坏事故。重结渣而由落渣诱发的机械一热力破坏事故。 n n 另一种意见认为，另一种意见认为，3 3月月6 6日日3 3月月1010日炉内结渣日炉内结渣严重，由于燃烧器长时间下摆运行，加剧了灰斗严重，由于燃烧器长时间下摆运行，加剧了灰斗结渣。这为煤裂角气和煤气的动态产生和积聚创结渣。这为煤裂角气和煤气的
35、动态产生和积聚创造了条件。灰渣落入渣斗产生的水蒸汽进入冷灰造了条件。灰渣落入渣斗产生的水蒸汽进入冷灰斗，形成的振动加速了可燃气体的生成。经分析斗，形成的振动加速了可燃气体的生成。经分析计算，在计算，在0.750.75秒内局部动态产生了秒内局部动态产生了2 27 7千克以上混千克以上混合可燃气体，逐步沿灰斗上升，在上升过程中，合可燃气体，逐步沿灰斗上升，在上升过程中，由于下二次风与可燃气混合，混合温度在由于下二次风与可燃气混合，混合温度在470470度左度左右（未达着火温度）。突遇炽热碎渣的进入或火右（未达着火温度）。突遇炽热碎渣的进入或火炬（燃烧器喷焰）随机飘入，引起可燃气体爆炸，炬（燃烧器喷
36、焰）随机飘入，引起可燃气体爆炸，炉膛压力急剧升高，炉膛出口压力达炉膛压力急剧升高，炉膛出口压力达2.722.72千帕以上，千帕以上，触发触发MFTMFT动作。爆炸时，两侧墙鼓出，在爆炸和动作。爆炸时，两侧墙鼓出，在爆炸和炉底结渣的联合作用下，灰斗与两侧墙连接处被炉底结渣的联合作用下，灰斗与两侧墙连接处被撕裂，灰斗失稳下塌，包角管和联箱水平相继破撕裂，灰斗失稳下塌，包角管和联箱水平相继破裂，大量水汽泄出，炉内压力猛烈升高，使事故裂，大量水汽泄出，炉内压力猛烈升高，使事故扩大。扩大。 n n6锅炉投入运行后，在燃用设计煤种及其允许变动范围内煤质时出现前述的严重结渣和再热汽温低、局部管段管壁超温问题
37、，与制造厂锅炉炉膛的结构设计和布置等不完善有直接关系，它是造成这次事故的根本原因。 n n 除上述技术原因外，北仑电厂及有关单位在管理上存在的一些问题，也是导致这起事故发生的原因：n n 该事故机组自3月1日以来，运行一直不正常，再热器管壁温连续超过报警温度。虽经采取调整火焰中心，加大吹灰和减轻负荷等措施，壁温超限问题仍未解决。按ABB-CE公司锅炉运行规程规定，再热器壁温的报警温度为607度，3月6日至3月10日，再热器壁温多在640度和670度之间， n n 锅炉负荷已从600兆瓦减至500兆瓦，再减至450兆瓦，到3月10日减至400兆瓦，再热器壁温仍严重超限。按运行规程规定，再热器壁温
38、严重超温采取措施而无效时，应采取停炉措施。运行值班长曾多次向华东电管局总调度和浙江省电管局调度请示，但上级部门非但不同意停炉，而且还要求将锅炉负荷再提高一些，要求锅炉坚持运行到3月15日计划检修时再停炉。 n n 结果因结焦严重，大块焦渣崩落，导致该起特大事故发生。 因此，该起事故原因的认定结论为：制造厂锅炉炉膛设计、布置不完善及运行指挥失当；是一起锅炉设备严重损坏和人员群亡的责任事故。事故的直接原因是锅炉严重结渣。 n n 二吹灰器冲刷导致省煤器爆管n n （1 1）现象）现象n n 某电厂国产改进型某电厂国产改进型1025t/h1025t/h单炉膛亚临界压力单炉膛亚临界压力UPUP型直流炉
39、于型直流炉于19881988年年2 2月投产，在月投产，在19881988年年8 8月月5 5日日6 6时时3030分，炉运人员在锅炉分，炉运人员在锅炉38m38m处巡检中发现，处巡检中发现，B B侧侧省煤器有泄漏声，灰斗内有灰水流出，且低压过省煤器有泄漏声，灰斗内有灰水流出，且低压过热器出口烟温比正常烟温低热器出口烟温比正常烟温低4040。化学运行人员。化学运行人员反映锅炉补水量日益增大，由反映锅炉补水量日益增大，由1790t/h1790t/h小增加到小增加到2361t/h2361t/h。经分析，确定为。经分析，确定为B B侧省煤器泄漏，同时，侧省煤器泄漏，同时，炉运人员在炉运人员在36m3
40、6m处处1 1号角发现水冷壁管有泄漏。经号角发现水冷壁管有泄漏。经申请，调度员同意后，于申请，调度员同意后，于8 8月月6 6日日1212时时0000分停机，分停机，临修。临修。 n n（2）原因分析n n 试验人员在做锅炉吹灰器程控热态调整试验过程中，C吹灰器喷嘴伸入省煤器内。由于省煤器的吹灰器没有正式移交给发电部，以及炉运人员在巡查中也不对此设备作正常的检查，造成长期C吹灰器喷嘴伸在里面。当预热器吹灰时，蒸汽通过C吹灰器在固定的方向对省煤器管子进行冲刷，致使B侧省煤器管子有4根被吹薄，以至破裂、漏水。n n（3）对策n n 加强运行管理。 n n三送风机跳闸n n （1）事故现象n n 某
41、厂一台国产改进型300MW机组，锅炉容量1025t/h配二台国产动叶调节送风机，1992年2月投产。1994年9月15日运行过程中，突然出现两台送风机跳闸，引起锅炉MFT动作，各联锁保护动作正常，机组停运2h后，重新启动并网。n n (2.) (2.) 原因分析原因分析n n 两台送风机同时跳闸前运行工况正常，电两台送风机同时跳闸前运行工况正常，电负荷负荷220MW220MW，两台汽动给水泵及三台磨煤机运行，两台汽动给水泵及三台磨煤机运行，引风机与送风机均是两台运行，风机、油泵均是引风机与送风机均是两台运行，风机、油泵均是A A泵运行，泵运行，B B泵备用。泵备用。ll ll时时5757分，送
42、风机分，送风机A A油泵油泵A A电电动机控制电源隔离变压器烧坏而失电动机控制电源隔离变压器烧坏而失电, ,备用油泵备用油泵B B低油压自启动后，油压未及时上升到稳定值，致低油压自启动后，油压未及时上升到稳定值，致使备用油泵保护动作跳闸，使送风机使备用油泵保护动作跳闸，使送风机A A跳闸，同跳闸，同时由于送风机时由于送风机B B的油泵的油泵A A控制电源隔离变压器接自控制电源隔离变压器接自故障侧同一电源，母线电压波动时同时跳闸造成故障侧同一电源，母线电压波动时同时跳闸造成送风机送风机B B亦跳闸，最后失去所有送风机而亦跳闸，最后失去所有送风机而MFTMFT动作动作熄火。熄火。n n 油泵A跳闸
43、，油泵B备用合闸后油压不稳定的原因有两个：油泵B进口管段有空气，油压上升延迟时间长；油泵B出口逆止门动作失常，造成油压波动。n n 送风机A油泵A跳闸后引起送风机B油泵A跳闸的原因主要是同一母线电压波动，造成弱电控制回路中的磁性开关低电压失磁释放。n n 该设备投产后尚未经过大修，安装投产调试过程中油泵压力定值未经调试整定，保护定值与实际设备特性不相适应。 n n（3）处理对策n n 应将备用油泵启动后低油压跳闸的压力定值经试验后重新整定，同时设一时间延迟，使油泵联动时，保护互相配合好。n n 弱电控制回路中隔离变压器后不应布置多台风机的同一设备，或者辅机在运行方式选择上不应同时选择同一母线控
44、制的方式。n n 平时应对备用油泵加强例行试验，并列切换过程中及时发现设备隐患。 n n四投用高压加热器未按规程操作导致停炉、停机n n（1）现象n n 某机组事故前承担负荷270MW。由于高压加热器水侧压力表前接头漏水，以及汽侧疏水温度表漏汽，安排停役检修。当天中午12时30分，高压加热器检修结束，工作票总结，高压加热器复役。经联系值长通知锅炉运行人员后，汽轮机运行人员于集控盘上用高压加热器进水，三通阀联锁开关投用高压加热器水侧。 n n 12时52分当联锁开关由“旁路”切到投高压加热器位置时，只听“轰”的一声，锅炉运行人员发现给水流量到零，不久，锅炉断水保护动作，停炉、停机。该次事故造成机
45、组停运9小时42分钟，少发电量254.34万kWh。 n n（2）事故分析n n 高压加热器汽、水侧停役，消除缺陷，按要求放了水。检修完毕投用前，应先放空气、注水。有关人员在操作中却未按规程要求进行放空气、放水，错误地直接投用高压加热器水侧，结果造成锅炉断水保护动作，停炉、停机，造成不应有的损失。 n n五锅炉灭火保护动作停炉n n（1）事故现象n n 某厂一国产改进型机组，某日6时19分时，6kV九段直流接地，电气运行逐路拉找故障点，计算机动作，造成停炉、停机。n n（2）事故分析n n 该机组计算机设计逻辑回路有“燃料全部损失”信号，外商将“给煤机已运行信号”的“逻辑非”作为“给煤机已停”
46、信号，给煤机运行信号由电气的继电器触点(通电接通)提供，故当直流失去时，继电器失电断开，五台“给煤机已运行”信号失去，通过“逻辑非”使“给煤机已停”信号全部出现，加上当时全部断油运行，“全部燃料损失”信号使炉误动作，停炉、停机。n n（3）对策n n 在IO测点中增加五个“给煤机已停”信号。将原外商逻辑设计中的“逻辑非”去掉，直接用“给煤机已停信号”产生“全部燃料损失”的MFT信号。n n 组织有关人员对BMS逻辑设计进行审查。n n 充分考虑各种异常现象的发生，采取措施，确保机组安全运行。 六、六、 国产改进型锅炉包覆过热器爆管国产改进型锅炉包覆过热器爆管 n n（l l）现象）现象n n
47、某厂国产改进型某厂国产改进型1025t/h1025t/h单炉膛亚临界压力单炉膛亚临界压力UPUP型型直流炉直流炉19881988年年2 2月投产，在月投产，在19931993年年1 1月月1515日炉运人员日炉运人员检查时发现锅炉检查时发现锅炉44.6m44.6m处处B B侧包覆过热器漏汽，经侧包覆过热器漏汽，经批准于批准于1 1月月1616日日2121时时5555分机组解列临修，检查发现分机组解列临修，检查发现锅炉锅炉B B侧包覆炉前起第侧包覆炉前起第4545、4646根之间鳍片咬边开裂，根之间鳍片咬边开裂，吹坏低压再热器吹坏低压再热器B B侧向侧向A A侧数第侧数第1 1排最上面排最上面1
48、 1根。根。n n 在某年在某年7 7月月3030日炉运人员检查时发现，锅炉日炉运人员检查时发现，锅炉59m59m有泄漏声。临修发现后包覆上部出口集箱短管角有泄漏声。临修发现后包覆上部出口集箱短管角焊缝泄漏，标高焊缝泄漏，标高59.5m59.5m，3 3号角和号角和4 4号角各号角各1 1根。根。 n n2 2）原因分析）原因分析n n 包覆鳍片拉裂是因为鳍片存在焊接缺陷包覆鳍片拉裂是因为鳍片存在焊接缺陷( (焊焊缝咬边等缝咬边等) )，在运行中产生交变应力拉裂泄漏。，在运行中产生交变应力拉裂泄漏。n n 集箱短管角焊缝疲劳开裂是因为短管与集集箱短管角焊缝疲劳开裂是因为短管与集箱结构不良箱结构
49、不良( (大厚壁管和小径薄壁管连接大厚壁管和小径薄壁管连接) )，造成，造成该部的管子刚性差，运行中短管产生往复变形，该部的管子刚性差，运行中短管产生往复变形，引起短管根部焊缝热影响区疲劳开裂而导致泄漏。引起短管根部焊缝热影响区疲劳开裂而导致泄漏。n n 锅炉尾部总体膨胀不畅，使下部包覆集箱锅炉尾部总体膨胀不畅，使下部包覆集箱整体产生倾斜，产生附加应力。整体产生倾斜，产生附加应力。n n（3）对策n n 结合机组大、小修，对泄漏部位的集箱短管进行更换，增加短管的管壁厚度。n n 加强示范性监督检查，运行中严格控制中间点温度频繁上下波动，从而减少疲劳应力。 七、七、 空气预热器卡涩空气预热器卡涩
50、n n（1）现象n n 某电厂控制循环锅炉于1994年12月28日投产，在1995年7月19日10时10分发电部集控丁值监盘人员发现锅炉炉膛负压逐渐偏正，排烟温度上升至200，监盘人员会同锅炉运行专业现场查明，预热器B电动机未跳闸而机械停转，立即停止当时的漏风热态试验，降低负荷，液力偶合器由检修加油后，恢复正常。 n n（2 2）原因分析）原因分析n n 19951995年年7 7月月1919日日9 9时时3030分制造厂人员做锅炉预热器分制造厂人员做锅炉预热器自动漏风控制调试，由于预热器自动漏风控制调试，由于预热器A A 不稳定，电网不稳定，电网负荷紧张，发电部锅炉运行专业人员通知停止试负荷
51、紧张，发电部锅炉运行专业人员通知停止试验，调试组人员在未得到许可的情况下擅自进行验，调试组人员在未得到许可的情况下擅自进行预热器预热器B B调试。调试。1010时时1010分在预热器分在预热器B B液力偶合器少液力偶合器少油情况下试验投入扇形板，阻力增加促使液力偶油情况下试验投入扇形板，阻力增加促使液力偶合器打滑，机械停转，立即停止试验，经检修紧合器打滑，机械停转，立即停止试验，经检修紧急处理后恢复正常。该次事故原因主要是调试人急处理后恢复正常。该次事故原因主要是调试人员没有按电厂运行方面通知及时停止试验。员没有按电厂运行方面通知及时停止试验。 n n（3）预防对策n n 今后涉及运行设备的试
52、验工作，应由电厂一个检修部门(工程部或检修部)负责与运行部门联系，所有试验必须书面申请，写明试验内容、时间、安全措施和配合要求等。对可能影响负荷的试验要避开高峰负荷时间，安排在低谷运行，并作好事故预想，试验应由值长统一布置，预热器及其他需要加油的设备应尽快建立定期加油制度。 n n（2 2）原因分析）原因分析n n 包覆鳍片拉裂是因为鳍片存在焊接缺陷包覆鳍片拉裂是因为鳍片存在焊接缺陷( (焊焊缝咬边等缝咬边等) )，在运行中产生交变应力拉裂泄漏。，在运行中产生交变应力拉裂泄漏。n n 集箱短管角焊缝疲劳开裂是因为短管与集集箱短管角焊缝疲劳开裂是因为短管与集箱结构不良箱结构不良( (大厚壁管和小
53、径薄壁管连接大厚壁管和小径薄壁管连接) )，造成，造成该部的管子刚性差，运行中短管产生往复变形，该部的管子刚性差，运行中短管产生往复变形，引起短管根部焊缝热影响区疲劳开裂而导致泄漏。引起短管根部焊缝热影响区疲劳开裂而导致泄漏。n n 锅炉尾部总体膨胀不畅，使下部包覆集箱锅炉尾部总体膨胀不畅，使下部包覆集箱整体产生倾斜，产生附加应力。整体产生倾斜，产生附加应力。n n（3）对策n n 结合机组大、小修，对泄漏部位的集箱短管进行更换，增加短管的管壁厚度。n n 加强示范性监督检查，运行中严格控制中间点温度频繁上下波动，从而减少疲劳应力。八、因燃烧劣质煤引起锅炉灭火八、因燃烧劣质煤引起锅炉灭火 n
54、n（1 1）事故现象）事故现象n n 某厂一台某厂一台1025t/h1025t/h单炉膛亚临界压力单炉膛亚临界压力UPUP型直流锅型直流锅炉，投运已有炉，投运已有5 5年。事故当时锅炉出力为年。事故当时锅炉出力为250MW250MW，监盘司炉发现炉膛负压突然甩足。同时，两只火监盘司炉发现炉膛负压突然甩足。同时，两只火焰监察焰监察CRTCRT显示火焰消失，氧量达到极值，机组显示火焰消失，氧量达到极值，机组运行工况运行工况CRTCRT实势趋势看到机组功率及主蒸汽压实势趋势看到机组功率及主蒸汽压力大幅度下降，运行判断为锅炉熄火，即手动力大幅度下降，运行判断为锅炉熄火，即手动MFTMFT，紧急停运机组
55、。在再次启动过程中，发现，紧急停运机组。在再次启动过程中，发现点火困难，炉膛负压大幅度晃动点火困难，炉膛负压大幅度晃动( (350350500Pa)500Pa)，并发现除尘器有大量煤粉，此情况以前未发生过。并发现除尘器有大量煤粉，此情况以前未发生过。n n（2 2）原因分析）原因分析n n 停机后作了煤样分析，测出挥发分偏低停机后作了煤样分析，测出挥发分偏低(V(V9.749.74) )，而灰分偏高，而灰分偏高(A(A34.6434.64) )，大大低于，大大低于设计煤种指标。原设计煤种设计煤种指标。原设计煤种V V15151616，A A26.726.7，煤质差，煤粉着火困难，着火点推迟，造
56、，煤质差，煤粉着火困难，着火点推迟，造成锅炉燃烧恶化，是导致锅炉熄火的主要原因。成锅炉燃烧恶化，是导致锅炉熄火的主要原因。n n 该厂助燃用重油来源偏紧，经常在油罐油该厂助燃用重油来源偏紧，经常在油罐油标尺标尺3m3m以下，规定到以下，规定到lmlm左右不能供油，所以一般左右不能供油，所以一般只能在夜间低负荷时投油枪助燃。白天基本不用只能在夜间低负荷时投油枪助燃。白天基本不用油助燃，助燃油源不足是造成事故的次要原因。油助燃，助燃油源不足是造成事故的次要原因。n n 该厂无混煤条件，因该炉型已老化，制造该厂无混煤条件，因该炉型已老化，制造厂不再生产，故未考虑改进措施。厂不再生产，故未考虑改进措施
57、。n n（3 3）对策）对策n n 改善设备条件。对于煤种多变的锅炉，建议改善设备条件。对于煤种多变的锅炉，建议加装多功能煤粉稳燃器，以稳定燃烧劣煤时的炉加装多功能煤粉稳燃器，以稳定燃烧劣煤时的炉内燃烧工况。内燃烧工况。n n 提高运行人员素质。定期进行反事故演习，提高运行人员素质。定期进行反事故演习，以提高应变能力，对各种异常情况作出正确的判以提高应变能力，对各种异常情况作出正确的判断。断。n n 加强锅炉运行各环节的管理。如煤种变更、加强锅炉运行各环节的管理。如煤种变更、设备缺陷处理等应及时反映到运行，以帮助运行设备缺陷处理等应及时反映到运行，以帮助运行人员在碰到异常情况时作出正确判断。人
58、员在碰到异常情况时作出正确判断。n n 应根据本厂情况，制定切实可行的燃用劣质应根据本厂情况，制定切实可行的燃用劣质煤时的安全措施。煤时的安全措施。九、因锅炉九、因锅炉FSSS误动作引起停炉误动作引起停炉 n n某厂一台亚临界压力自然循环汽包锅炉，投产已有6年。n n（1）事故经过及处理n n 事故前，该机组带满负荷运行，12时20分锅炉发出紧急停炉信号，FSSS显示面板MFT第一故障原因为“两台送风机全停”，进一步检查发现，该锅炉甲、乙送风机及甲、乙、丁制粉系统跳闸，运行人员复位MFT信号，当按下按钮时，MFT信号消失，放开后MFT仍显示不能复用，即将FSSS面板上CPU闭锁开关打到闭锁位置
59、，停止CPU工作。n n将两台送风机开启后，锅炉点火启动，12时50分机组负荷带到150MW，13时05分达到满负荷正常运行。热工人员在解除MFT输出，对FSSS进行全面检查后，未发现异常现象，逐步投入FSSS的级保护。到22时52分该炉又发生紧急停炉，事故象征与保护动作情况同上述完全一样，n n经处理，23时15分负荷增至100MW，23时52分负荷增到300MW。两次紧急停炉由于处理及时，发电机均未解列，系统周波最低为49.61Hz。将FSSS电源停掉，PC机完全退出运行，投入炉膛压力简易保护。n n（2）事故原因分析n n 两次紧急停炉的情况完全相同，事故时，无任何保护动作翻牌，可见MF
60、T显示“两台送风机全停”是误动，而后MFT显示不能复归，说明不是外部信号，而是FSSS PC机内部故障。n n 经初步分析，可能是计时线圈误闪造成MFT动作，使两台风机联跳。 n n（3）对策n n 机组在运行中无法对FSSS PC机进行全面检查，为了保证锅炉的安全运行，暂时将炉膛压力保护投入，待机组检修时进行彻底检查。 十、除氧器水位失控被迫停机十、除氧器水位失控被迫停机 n n（1 1）现象）现象n n 某厂国产型机组事故前带负荷某厂国产型机组事故前带负荷270MW270MW，甲、乙，甲、乙汽动给水泵运行，电动给水泵备用，给水流量为汽动给水泵运行，电动给水泵备用，给水流量为850t/h85
61、0t/h，凝升泵流量为，凝升泵流量为700t/h700t/h左右，其他运行工况左右，其他运行工况参数正常。由于换班，操作人员在参数正常。由于换班，操作人员在9 9时接盘后的时接盘后的2020多分钟时间内，没有对运行工况和参数分析检查，多分钟时间内，没有对运行工况和参数分析检查，致使除氧器水位处于失控状态，水位自动受负荷致使除氧器水位处于失控状态，水位自动受负荷波动影响，调节偏差增大。波动影响，调节偏差增大。2121时时0202分，凝升泵调分，凝升泵调整门受扰动影响关到整门受扰动影响关到“ “0”0”，调节系统由自动切换，调节系统由自动切换为手动状态，同时发音响报警信号。凝升泵流量为手动状态，同
62、时发音响报警信号。凝升泵流量由原来的由原来的715t/h715t/h下降到了下降到了44lt/h(44lt/h(调整门泄漏量调整门泄漏量) )，除氧器水箱水位逐渐下降，除氧器水箱水位逐渐下降， 操作人员仍然毫无觉操作人员仍然毫无觉查。查。 n n直至直至2121时时2323分除氧器水箱水位低引起给水流量和分除氧器水箱水位低引起给水流量和给水压力的大幅波动，操作人员方才查觉，即用给水压力的大幅波动，操作人员方才查觉，即用信号联络小机岗位提高给水压力。同时小汽轮机信号联络小机岗位提高给水压力。同时小汽轮机值班人员也发现给水泵转速上升，流量下降，乙值班人员也发现给水泵转速上升，流量下降，乙给水泵声音
63、异常，电泵联动。在锅炉值班人员已给水泵声音异常，电泵联动。在锅炉值班人员已经忙于异常情况的处理时，操作人员才发现除氧经忙于异常情况的处理时，操作人员才发现除氧器水箱水位电极指示表只剩下最下面一只灯还亮器水箱水位电极指示表只剩下最下面一只灯还亮着，急忙打开凝升泵旁路向除氧器上水，但为时着，急忙打开凝升泵旁路向除氧器上水，但为时已晚。由于除氧器水位过低，造成了给水泵汽化，已晚。由于除氧器水位过低，造成了给水泵汽化，锅炉乙侧断水保护动作，机组被迫停运。锅炉乙侧断水保护动作，机组被迫停运。n n（2）分析n n该次事故纯属运行值班人员失职所至，使除氧器水箱水位在长达20min的时间里失控。n n设备方
64、面的原因有：除氧器水箱水位没有设计超限报警信号；凝升泵调整门特性差，泄漏量大，致使水位调整系统调节特性不佳。十一、忘送轴封致使汽轮机高中压转子产生十一、忘送轴封致使汽轮机高中压转子产生永久性弯曲永久性弯曲 n n 20032003年年7 7月月2020日，某厂一台日，某厂一台300MW300MW机组，在备用机组，在备用后热态启动过程中，因人员违章操作，致使汽轮后热态启动过程中，因人员违章操作，致使汽轮机高中压转子产生永久性弯曲，被迫停运机高中压转子产生永久性弯曲，被迫停运2020余天，余天，进行直轴处理。进行直轴处理。 n n【事故经过事故经过】 n n 7 7月月2020日日1616：000
65、0，荷潭，荷潭线线24#24#杆塔移位工作结杆塔移位工作结束，按中调命令，值长通知各专业，束，按中调命令，值长通知各专业，2#2#机组准备机组准备开机。当时开机。当时#2#2机高中压内缸外上壁温度机高中压内缸外上壁温度363.5363.5，外下壁温度外下壁温度346.3346.3，内壁上下温度测点已损坏；，内壁上下温度测点已损坏；中压第一级出口上壁温中压第一级出口上壁温356.21356.21，下壁温测点已损，下壁温测点已损坏；高中压胀差坏；高中压胀差1.78mm1.78mm。 n n 机长于16：20通知主值向#2机辅汽联箱送汽。16：45锅炉点火。17：40开高、中、低压轴封进汽门暖管。1
66、8：02开大轴封进汽门向低压轴封送汽，操作中因接机长对讲机通知“送完轴封后配合检修人员处理右侧循环水出水门并检查真空泵组”，即去汽机零米层调整循环水出水门，忘记了向高中压轴封送汽。18：02左右，机长启动真空泵抽真空。18：32左右，在用餐时才想起高中压轴封未送汽，马上报告机长。机长告吃完晚饭马上去送。此时发电一部副主任发现机组负胀差增大，即询问轴封送汽情况，回告高中压轴封还未送汽，下令到现场将高中压轴封送汽。 n n20：51按机组热启动状态进行冲转条件确认：高中压内缸外上壁温度338.21，过热汽压力5.17MPa，炉侧过热汽温度455，高中压胀差2.25mm，高中压缸膨胀15.615.7
67、mm，转子晃度0.028mm，凝汽器真空87.1kPa，油温36.5，并报告机长、值长。（事故后查看自动记录曲线：机前过热器左侧温度307.43，右侧温度350.4；再热器左侧温度204.45，右侧温度214.72；中压第一级出口上壁温度335.56。） n n2121：1313值长命令冲转，机长安排副机长在集控室值长命令冲转，机长安排副机长在集控室指挥，自己去机头就地检查。进行机组启动操作，指挥，自己去机头就地检查。进行机组启动操作，并设定目标转速并设定目标转速500rpm500rpm，升速率，升速率100rpm100rpmminmin。转。转速升至速升至500rpm500rpm，就地打闸一
68、次，检查机组无异常，就地打闸一次，检查机组无异常后报告。后报告。2121：1818挂闸进行第二次升速，设定目标挂闸进行第二次升速，设定目标转速转速3000rpm3000rpm，升速率，升速率300rpm300rpmminmin。2121：2222转速转速升至升至1138rpm1138rpm，发现，发现#2#2轴振轴振X X方向达方向达190m190m，#2#2瓦瓦振达振达70m70m，检查顶轴油泵已停。转至振动画面时，检查顶轴油泵已停。转至振动画面时，#2#2轴振轴振X X方向达方向达225m225m。2121：2323转速升至转速升至1308rpm1308rpm时，振动保护跳机，时，振动保护
69、跳机，SOESOE首出为首出为“ “瓦振大瓦振大” ”，在，在降速过程中因振动上升，立即破坏真空紧急停机。降速过程中因振动上升，立即破坏真空紧急停机。 n n21：41机组转速到零，投入盘车运行。生产副总经理及副总工程师等迅速赶到现场，与有关技术人员研究分析后认为转子存在热弯曲，决定连续盘车4小时后再开机。n n21日至23日，经与厂家及湖南电力试验研究所有关专家讨论后，试开机4次并在中低压转子对轮上加平衡块499克，均未获成功。判断为转子永久性弯曲，决定开缸检查。 n n8月3日开缸检查，发现高中压中间汽封梳齿局部轻度磨损，高中压转子弯曲250m，#2瓦轻微研磨。经直轴处理后。8月16日20
70、：58，#2机组启动正常，17日2：00带满负荷300MW运行正常。 n n【事故原因】 n n【事故原因】 n n1. 运行人员违章操作。运行人员在机组热态开机时，违反防止电力生产重大事故的二十五项重点要求第10.1.3.6条中“机组热态启动投轴封汽时，就确认盘车装置运行正常，先由轴封送汽，后抽真空。”的规定，高中压轴封送汽滞后于抽真空时间近30分钟，致使冷气沿高中压转子轴封处进入汽轮机，转子受到局部冷却，是导致发生转子弯曲的直接原因。 n n2. 机组冲转参数选择不合理。冲转时主蒸汽温度与热态开机要求不匹配，不仅未达到防止电力生产重大事故的二十五项重点要求第10.1.2.4条中“主蒸汽温度
71、必须高于汽缸最高金属温度50，但不超过额定蒸汽温度”的要求，冲转时主蒸汽温度左侧307.43、右侧350.4，而高中压内缸外上壁温度为338.21，启动时出现了负温差，是导致转子弯曲增大的重要原因。 n n3. 3. 振动发现不及时，处理不果断，存在侥幸心理。振动发现不及时，处理不果断，存在侥幸心理。振动测量、监视不及时，未能严格执行振动测量、监视不及时，未能严格执行防止电防止电力生产重大事故的二十五项重点要求实施细则力生产重大事故的二十五项重点要求实施细则第第10.1.4.110.1.4.1条条“ “机组启动过程中，在中速暖机之前，机组启动过程中，在中速暖机之前，轴承振动超过轴承振动超过0.
72、03mm”0.03mm”。和第。和第10.1.4.210.1.4.2条条“ “机组启动机组启动过程中，通过临界转速时，轴承振动超过过程中，通过临界转速时，轴承振动超过0.10mm0.10mm或轴振动超过或轴振动超过0.26mm0.26mm立即打闸停机，严禁强行通立即打闸停机，严禁强行通过临界转速或降速暖机。过临界转速或降速暖机。” ”的相关规定，机组在的相关规定，机组在启动过程中已出现异常振动，没有及时采取措施启动过程中已出现异常振动，没有及时采取措施予以消除，直至予以消除，直至SOE“SOE“瓦振大瓦振大” ”保护动作停机，惰保护动作停机，惰走过程中没有采取破坏真空缩短惰走时间的果断走过程中
73、没有采取破坏真空缩短惰走时间的果断措施。停机后在未查明原因采取措施的前提下多措施。停机后在未查明原因采取措施的前提下多次开机，致使高中压转子产生永久性弯曲。次开机，致使高中压转子产生永久性弯曲。 n n4. 4. 管理不到位，未形成管理不到位，未形成“ “严、细、实严、细、实” ”的管理作的管理作风。管理不严，规章制度流于形式。管理人员对风。管理不严，规章制度流于形式。管理人员对安全生产没有树立安全生产没有树立“ “关口前移，靠前把关关口前移，靠前把关” ”的思的思想，导致现场混乱，运行人员责任心不强，当主想，导致现场混乱，运行人员责任心不强，当主值宋某发现高中压轴封未送汽时，马上报告机长值宋
74、某发现高中压轴封未送汽时，马上报告机长朱某，朱某不是立即采取送轴封的措施朱某，朱某不是立即采取送轴封的措施, ,而是告吃而是告吃完晚饭才去送。没有紧迫感，更没有意识到未及完晚饭才去送。没有紧迫感，更没有意识到未及时送轴封的危害性，拖延了送轴封的时间。启动时送轴封的危害性，拖延了送轴封的时间。启动过程中，协调不力，操作随意，习惯性违章。过程中，协调不力，操作随意，习惯性违章。n n5. 参数测点布局不合理，消缺不及时。如主蒸汽温度测点、转子晃度表测量点布置不合理，高中压缸内壁上、下温度测点损坏；中压缸第一级出口下壁温测点损坏。使运行人员失去了有效的监视手段。给事故的发生埋下了祸根。 n n【防范
75、措施】 n n1.严格管理，养成“严、细、实”的工作作风。重大操作管理人员不仅要到位，更要履行职责，“靠前把关”；坚持四个“凡事”（凡事有人负责，凡事有人监督，凡事有章可循，凡事有据可查），及时发现、制止违章违规行为。 n n2.重视“非计划停运”。n n 要从管理的高度重视非计划停运，深刻认识到非计划停运不仅给集团公司带来经济损失，还给集团公司的声誉带来了不良影响。3.杜绝习惯性违章行为。n n 按照运行规程和防止电力生产重大事故的二十五项重点要求进行操作，规范“两票”内容，实施危险点分析预控，将规章制度落到实处。n n4.提高运行人员的综合素质。n n 特别是提高班组长（机长）、主值的遵章
76、守纪意识、管理能力和操作技能，消除盲目乐观思想，要严肃认真对待每一项操作，使安全生产始终在控、可控。5.加强缺陷管理，积极消除缺陷。n n 对设备缺陷要积极创造条件予以消除，保证设备能够健康运行。对暂时无法消除的缺陷，要制定针对性的防范措施，并具有可操作性，以防止事故的发生、扩大。十二、误操作导致十二、误操作导致十二、误操作导致十二、误操作导致#5#5机因低真空保护动作而跳机机因低真空保护动作而跳机机因低真空保护动作而跳机机因低真空保护动作而跳机 n n【事故经过】n n 9月4日，#6机停备，#5机正常运行。零米值班员在接到主值班员下达的“开#6机凝汽器至室外放水门”的命令时，没有认真执行“
77、五要领”，心不在焉，拿着工具就去操作，将#5机的凝汽器汽侧放水门误当成#6机凝汽器至室外放水门进行操作，致使运行中的#5机真空急剧下降，汽机“凝汽器真空低”保护动作跳机。 n n【原因分析】1.无票操作，习惯性违章。零米值班员在接到主值“开#6机凝汽器至室外放水门”的命令时，没有填写操作票和危险点分析预测卡，没有认真执行“五要领”，心不在焉，拿着工具就去操作，走错位置，误将#5机的凝汽器汽侧放水门当成#6机设备进行操作。是#5机低真空保护动作跳闸的直接原因。n n2.责任心不强。n n 违反了防止电力生产重大事故的二十五项重点要求实施细则第8.16条：“运行人员必须严格遵守值班纪律、集中思想监
78、盘，经常分析各运行参数的变化，调整要及时、准确判断及处理事故。”的要求。运行主值班员发出命令后，既没有派监护人对其操作进行监护，也没有注意单元表计的参数变化，更没有直接到就地去查看，没有及时发现人员误操作。错失了异常处理的宝贵时间，最终使异常扩大，保护动作而停机。 n n3.设备管理粗放，n n 设备标示牌严重缺损。#5机与相邻的#6机，许多设备、阀门都没有明确的标识，即使有标识，部分也因设备陈旧字迹模糊不清，运行人员多是凭经验及对系统的熟悉程度进行相关操作，操作时缺乏必要的提醒和确认。为异常的发生埋下了隐患。 n n4.培训工作缺乏针对性和有效性，培训工作流于形式。n n 运行人员虽然每年都
79、进行规程、系统图考试，但平时运行人员的培训、学习流于形式，运行值内部的现场培训跟不上，不能充分利用学习时间进行岗位培训，造成操作出错，事发后不能及时正确判断处理，延误了处理时间。 n n【防范措施】1.加强管理。n n 首先要加强设备管理。要落实“严、细、实”的工作作风，对设备标示牌缺损等问题，要“小题大做”，充分认识其缺损和标识错误的危害性，使设备标识正确、清晰、明了，设备管理规范、标准。 n n2.加强“两票三制”管理，杜绝习惯性违章。 n n 切实落实“操作票”和危险点分析预控制度，操作要执行“五要领”，值班员要复述操作命令，监护人要监护到位，杜绝无票操作，打手势传达命令，传达命令不报姓
80、名等习惯性违章行为。 n n3.加强人员管理。n n 要了解值班人员的精神状态，提高工作责任心，真正做到精心监护，精心操作，及时发现异常现象，采取对策及时处理，防止因操作人员一时“糊涂”，酿成事故。 n n4.加强培训。n n 加强运行人员的现场培训和岗位操作技能培训，采取现场考问、知识竞赛等多种形式的培训，使培训工作规范化、标准化，提高运行人员学习的积极性和主动性，加强培训工作的针对性和有效性。 n n5.重视停机后的监视和操作。n n 当时#6机停备用，#5机组在运行，因主值班员下达的是#6机组的操作，对停机后的操作掉以轻心，以至于忽略了要求操作员重复命令，对其监护操作的重要步骤。终使操作
81、员发生误操作没有及时得到发现和纠正，铸成一次#5机异常停机事故。十三、断水烧干锅造成水冷壁大面积损坏十三、断水烧干锅造成水冷壁大面积损坏 n n1）现象n n 某电厂1025t/h强制循环炉在1997年12月16日9时04分9时25分发生一起断水烧干锅造成水冷壁大面积损坏的重大事故。n n 事故前运行方式是机组带150MW负荷，两台汽动给水泵给水，三台高压加热器均投运。n n 8时45分，机组协调控制系统(MAX-1000，美国利诺公司)发出给水流量、蒸汽流量与定值偏差大的报警信号，水位、汽压、汽温波动大；解除协调，改手动调节。n n 9时04分，2号高压加热器水位高，开危急放水阀50后，仍因
82、水位高跳开，CRT显示给水已走旁路，但汽温、水位继续下降，加大给水仍无效。省煤器入口压力已降至11Mpa。 n n 9时08分9时09分，C、B两台炉水强制循环泵因出入口差压低跳开，A泵未跳，到9时25分人为停泵，才联动MFT动作停炉，9时35分打闸停机。n n 已知损坏情况为可见爆口7处，炉内四面水冷壁从标高1626m不同高度起向上，4549m不同高度的区间内，大量管排干烧过热严重变形，最大变形达200mm。分隔屏过热器下部管排过热严重变形。n n（2）原因分析n n 9时04分，当1、2、3号运行中的2号高压加热器因水位高跳闸后，给水旁路阀未打开，原因是高压加热器三通阀电动头传动机构与阀芯
83、传动机构固定键掉出；电动机运转阀芯未动，旁路未打开，9时04分断水，8时45分协调系统曾自动减燃料。因水位波动，操作人员心中无数，解除了协调，改手动调节。n n 锅炉断水后，汽包就地牛眼双色水位计显示很快到200mm，由于量程只有 200mm，失去监视作用。电触点水位计量程为300mm，显示300mm，汽包低水位保护定值为381mm，信号接入MFT，锅炉断水后，CRT显示水位降低到327mm后不动了，水位低信号没有启动MFT，低水位停炉保护未起作用。 n n 该炉三台炉水强制循环泵，C、B泵于9时08分9时09分因出入口差压低自动跳泵，但A泵只发出差压低信号未停；原因是11月17日差压计有缺陷
84、，保护退出，修了一个月仍未投上，由于最后一台泵保护退出未投，没有联动MFT保护，动作停炉。 n n 操作人员只顾保安全记录，没有保设备安全的意识，无视许多报警信号的提示，如汽温在9时06分9时12分的6min时间内骤降190，已低于460和超过“2min连降50必须打闸停机”的规定。9时04分省煤器入口压力仅11MPa，远小于给水母管压力21MPa的提示。 n n（3）预防措施n n 要充分认识大机组安全保护和自动控制的重要性，对大机组保护要严格管理。要建立“保护”和“协调”的管理办法，主要仪表不准确，机、炉、电主保护未投入，机组严禁投入运行；机组投运后，主辅机的保护联锁均应投运正常，严禁无故
85、解除联锁及保护，若因故障需解除辅机保护时，必须采取有效措施，严格履行有关手续，并限期尽快恢复保护；辅机保护解除后必须有替代措施并认真执行。 n n 要认真查找设备隐患，特别是重大设备隐患，必须及时消除。对于锅炉水位保护，所有火力发电单位要安排一次检查，验证能否在达到保护定值时正确发出信号，使主机保护装置真正起到保护作用。 n n 进一步加强安全意识教育，使电业职工真正做到并全面落实“保人身，保电网，保设备安全”的原则，建立科学的安全管理机制，使遵章守纪，遵章操作，遵章指挥落到实处，坚决杜绝违章作业。 n n 进一步强化企业生产技术管理和业务培训，现场规程必须符合设备实际；操作人员要苦练内功，熟
86、悉系统，熟悉规程，严守规程；结合各企业的实际状况，开展切实有效的业务培训，通过岗位培训、事故预想、反事故演习等训练，全面提高各岗位职工的技术水平和处理事故的综合能力。 十四、点火时锅炉爆炸十四、点火时锅炉爆炸n n 日下午时分左右，地处河北省武安市境内的中国新兴铸管集团股份有限公司电厂发生爆炸，到目前，事故共造成人死亡，另有数人受伤。 n nn nn n 日上午，记者在爆炸现场看到，被炸的发电设备一片混乱，附近的厂房严重变形，一座烟囱被拦腰炸断，地下散落着被炸掉的设备零部件等。据公司有关负责人介绍，该电厂是利用企业剩余的煤气发电，工程承包给一国家大型企业施工建设，计划本月日剪彩后交付给公司使用
87、，近几天正在设备调试过程中，没想到昨天下午在调试中发生了爆炸，造成人员伤亡。n n事故发生后，新兴铸管集团公司立即向有关部门报告，引起了河北省、武安市有关领导的高度重视，并纷纷赶赴现场，指挥抢救和处理工作。集团公司已成立了领导小组，下设现场抢救组、事故调查组、对外接待组和善后处理小组共四个小组，迅速清理现场抢救伤员，经过细致的清理，现场废墟下已无伤亡人员。到日中午，已核实事故共造成人死亡，受伤人员中除人重伤外，其余伤情均无大碍。 n 杨建蒙杨建蒙n , 0312-7522941n 13803289276n 华北电力大学华北电力大学 能源与动力工程学院能源与动力工程学院 n 动力工程系动力工程系
