某电厂大型机组投产后事故异常情况案例分析

1机组投产以来

异常情况案例分析

23序言

安全生产“三要素”中第一位的是人，要贯彻“以人为本，安全第一”的思想，增强安全意识，增加安全知识，养成良好的安全习惯。安全管理工作要体现人性化管理，体现对生命的关爱。安全意识要通过不断教育做到入脑入心，贯彻到各项工作中去，每个人都要形成自觉地关注自己和他人安全的意识。从而使安全生产始终处于有效控制状态。4异常情况分类说明

本文中将所选的异常情况按照影响机组安全稳定运行的“人、机、环境”三要素进行分类，其中“机”要素又依据专业分为汽机、锅炉、电气及热控类。5Part1人篇在所有的工作中，人的因素起着决定性作用，所有的异常都可以归结为“人”这一因素的直接或间接影响。“人”的因素引起的异常主要归结为以下几类：1、执行“两票”管理规定不到位；2、工作责任心不强，精力不集中；3、技术素质不够。6Part1.1操作票形同虚设，致使厂用电中断情况介绍：

2005年02月26日，#6机组开机过程中，负荷带至约120MW时，按开机操作票进行厂用电倒换。操作前，安排了一名巡检员担任操作人，进行操作票填写，操作人根据《电气运行规程》关于厂用电倒换的章节抄写，填写出操作票交机组长审查，机组长对该票未提出异议，审查签字后交值长审查，值长亦未提出异议，并签字交还给机组长，下达厂用电倒换操作命令。在厂用电倒换操作过程中，操作人、监护人未严格执行“唱票复诵”制，并且也未按票面要求的操作步骤执行，先将6KV6A段备用电源开关6601B拉开，致使6KV6A段母线失电，MFT保护动作，首触为“无给水泵运行，机组负荷大于20%”。7Part1.1操作票形同虚设，致使厂用电中断点评：

这是一次性质恶劣的违反操作票制度的误操作事故，通过该事故反映出以下问题：1、执行操作票管理制度不严，从写票、审票到执行操作票都是将管理制度束之高阁，形同虚设，并未按规定要求执行到位。由于没有典型操作票对照，写票时只是按照规程中的原则性步骤抄写，不符合操作票填写规定，在审票中机组长、值长也未提出异议，是造成此次厂用电中断的直接原因。2、操作人业务不熟，在开机后倒换厂用电的过程中，未按照操作票的要求执行，按照操作次序本应先合6601开关正常后，6601B开关自跳，凭自己的一知半解以为断开6601B开关后，6601开关会自合，造成厂用电源倒换时，6KV6A段母线失电。由于操作人员没有理解厂用电倒换实质内涵，是造成此次厂用电中断的又一原因。3、监护人未能起到监护作用，在操作人员误选非操作开关时未能及时纠正。4、操作组织上机组长、值长在重大操作中，对本班人员技术水平不够了解，重大操作未选择熟练人员进行。5、电气专业管理上存在培训不到位的情况，对于厂用电倒闸等重要操作未出台典型操作票进行严格系统的培训。8实现一次安全操作的流程图12345布置操作任务指定操作人员填写操作票下达操作命令监护进行操作6审查操作票相关要求：1）操作任务明确，并详细交待操作危险点。2）操作人、监护人资质合格，有操作经验者担任监护人。3）操作人填写操作票时，填写合符规范，操作术语正确，关键字词无错误和涂改。4）提前逐级进行审查，发现问题立即整改，合格后签字认可。5）下达操作命令准确无误，监护人对操作命令进行正确复诵。6）监护人持票进行唱票，操作人复诵正确后执行，执行完毕逐项打勾。7）操作中出现问题立即停止操作并汇报，根据命令再执行下一步操作。8）按操作票管理规定完成好票面签章、统计和保存工作。9Part1.2检修工作走错间隔，运行机组连跳两磨情况介绍：

2005年9月19日中班，#6机组停机备用，#5机组带负荷330MW，ABCD四台磨组运行，各设备运行平稳，AGC在投。

15：43，C磨运行中突然跳闸，20秒后B磨跳闸，运行人员立即进行事故处理：退出AGC，调整燃烧，投入A、D组轻油枪，降负荷至220MW，维持汽包水位、汽温等参数稳定。事故处理后，检查BC磨跳闸首出为“tripmillfromrun-back”，由热工人员检查无异常后，于16：10启动C磨，16：22启动B磨，退所投轻油枪，升负荷至320MW，投入AGC。进一步调查跳磨原因为热工人员在进行#6机检修工作时误进入#5机组电子间造成，#5炉BC磨负荷返航跳闸。10Part1.2检修工作走错间隔，运行机组连跳两磨点评：热工检修人员准备做＃6机组开机保护试验的准备工作，为了满足MFT复位条件、准备拆线短接生成“至少一台送、引风机运行”信号，误入#5机组电子间，使一台送风机运行信号消失导致负荷返航跳磨。此次异常的经验教训则是：（1）热工人员在工程师站进行操作时必须要有二人进行，一人操作，一人监护。（2）进行开机保护试验的准备工作时，应准备专用线夹子，不采取拆线方式短接。（3）可将风机在试验位置启动，不采取短接信号方式生成‘至少一台送、引风机运行’信号。11一份合格的检修工作票所承载的……工作票签发人职责：（1）工作是否必要和可能；（2）工作票上所填写的安全措施是否正确和完善；（3）经常到现场检查工作是否安全地进行。工作负责人职责：（1）正确地和安全地组织工作；（2）对工作人员给予必要指导；（3）随时检查工作人员在工作过程中是否遵守安全工作规程和安全措施。工作许可人职责：（1）检修设备与运行设备确已隔断；（2）安全措施确已完善和正确地执行；（3）对工作负责人正确说明哪些设备有压力、高温和有爆炸危险等。《安规》第77条：检修工作开始以前，工作许可人和工作负责人应共同到现场检查安全措施确已正确地执行，然后在工作票上签字，才允许开始工作。12Part1.3误停风机，导致停机情况介绍：

2003年6月14日白班，8：48分#5机组负荷290MW，监盘人员在手动调整A引风机动叶时，误按A引风机停止按钮，引起A送风机联跳，负荷返航指令跳A磨，但是无负荷返航信号发出。监盘人员立即调整炉膛负压，逐步关小一、二级减温水调整门，增投B组轻油枪，维持负荷210MW运行，A、B小机在自动位置，跟踪情况正常。

8：52分左右监盘人员发现C磨跳闸，首出信号为“所有火焰消失”，汽温、汽压下降较快，值班人员立即开始关小主机调门，关闭一、二级减温水电动门，手动解除B汽泵自动，A汽泵仍在自动状态，此时汽包水位78mm。同时值长命令启动电泵，机组长接令后先启动电泵润滑油泵，再启动电泵，但是电泵启动后即跳，发“偶合器润滑油压低”信号，在DCS上检查辅助油泵运行正常。于是再次重启电泵仍跳，发“前置泵入口流量低”信号，DCS上检查电泵再循环、出口门均为正常全开状态，就地检查此两个门也是开的。13Part1.3误停风机，导致停机情况介绍：

8：56分负荷降至93MW，主汽压力为13.7Mpa，汽包水位+173mm，汽包水位已经趋于平缓，A汽泵维持最低转速，汽包水位涨到+191mm，值长下令手动打闸A汽泵，但就在准备打闸A汽泵的时候，由于水位上涨过快，B汽泵跳闸，首出“B汽泵保护动作”信号，此时值班员将A汽泵切至手动调节，随后（约7秒左右）汽包水位+254mm，首出“汽包水位高”信号，A汽泵跳闸。8：58分发“负荷＞20%，给水泵全停”信号，炉MFT动作，汽轮机、发电机跳闸。8：59分第三次启动电泵时成功，维持汽包水位。

9:15分#5炉重新点火，9:40分汽机冲转，10:10分并网，13:00负荷升至350MW。14Part1.3误停风机，导致停机点评：这是一次典型的CRT误操作:1、运行人员误停A引风机引起炉膛燃烧工况恶化，是导致此次异常情况的直接原因；暴露出了部分运行人员工作责任心不强，技术水平不高。2、启动电泵时，运行人员操作不够镇定是导致此次异常情况的次要原因；分析如下：

1）第一次启动电泵时，因启动辅助油泵与启动电泵几乎是同时启动，油压尚未建立故电泵启动时发“润滑油压低”跳闸；

2）因#5机电泵空载运行时，进口流量达不到120t/h，运行人员第二次启动电泵后，未及时提升电泵转速，增加电泵进口流量，导致电泵运行时发

“进口流量低于120t/h”保护跳闸。由于运行人员在逻辑上没有掌握上述问题，导致电泵不能及时启动，不能退出汽泵运行，使汽包水位调节不平稳致使汽包水位高MFT保护动作跳机。暴露出了部分运行人员技术水平差、系统观念不强。由此造成了事故扩大。15Part1.3误停风机，导致停机经验教训：

CRT误操作是运行人员防误操作的重中之中，应在值班过程中时刻警惕，防止由于操作人员注意力不集中、精神不振、操作过快等引起误操作。在处理由于负荷返航引发的不稳定状况时，首要任务是保证锅炉燃烧稳定，以最快的速度将仍在运行的磨投油枪稳燃，并及时调整送风量和一次风压力，避免再出现磨组跳闸以进一步恶化燃烧工况，避免负荷大幅下降。在处理过程中要避免出现灭火放炮事故。同时要根据燃烧出力及时调整负荷，保证汽压不下降太快，从而有利于汽包水位调整，同时也避免汽温突降造成保护动作。在负荷下降、主汽压下降过程中，及时调整汽包水位稳定，在负荷低至需启动电泵时，启泵后应立即将电泵勺管开度增加，避免电泵低流量保护动作造成启动失败。16DCS系统中CRT操作易发的异常情况：结合我厂三期机组DCS系统实际运行情况，现将CRT上易出现的异常情况总结如下：1、操作端选择错误；2、操作端置数错误；3、操作员站未置“操作”状态导致操作无效；4、操作过于频繁造成操作员站响应慢或死机；5、使用键盘操作时，盘屏对应错位造成误操作；6、使用键盘操作时，键未弹起，切至其它操作画面时引起非预期的误操作；7、SCS系统中操作端未按要求置“UNLOCK”状态，造成相关联锁保护不正常；8、机炉协调各操作端自动投退时未按要求顺序执行，引起控制扰动；9、MCS系统操作端“自动”投入时未事先减小偏差，使投入后被调节对象扰动大。10、操作员站之间状态存在不一致情况导致误判断和误操作。17Part2机篇

在整个火电厂生产流程中，应用到了各种类型的机器设备，对于设备的正确操作、运行和维护以及检修，是我们整个生产管理的工作中心，通过对运行过程中所发生的各种各类异常情况的分析，可以加深我们对系统设备的掌握，在运行操作中适时地做好危险点分析，对可能出现的异常情况实施预先控制。

针对发生的异常情况，我们根据涉及专业进行分类：

1、汽机；2、锅炉；

3、电气；4、热控。18Part2.1汽机类

在汽机类异常中，我们选择了以下几个案例进行解剖和分析：

2.1.1暖机中轴振大跳闸；

2.1.2暖机结束，缸温突降；

2.1.3CV阀突开致汽包水位高保护动作；

2.1.4高加危疏管阀门法兰冲破异常；

2.1.5冷再管道水击事故。19Part2.1.1暖机中轴振动大跳闸情况介绍：

2003年4月23日零班，执行#5机组启动工作，机组运行参数为：主汽压力:８.６Mpa，主汽温度:395℃，再热汽压:0.7Mpa，再热汽温:455℃，汽轮机维持1400rpm中速暖机。（注：暖机时间由上班从23：00开始）。按汽机规程要求继续进行中速暖机，02：11，发现主机#1、#2、#3、#4瓦轴振逐渐增大，监盘人员立即检查当时主机缸温、轴承金属温度、润滑油温、油压均无异常，主再热蒸汽参数无波动，就地检查无异常。2:15主机轴振达到保护动作值（#1:12.7丝，#2:24.6丝），汽机跳闸。当时参数为:主汽压力:８.６Mpa，主汽温度：393℃，再热汽压：0.7Mpa，再热汽温:452℃，缸胀11.1mm，高中压缸差胀:2.3mm，低压缸差胀:3.4mm，转子惰走过程中各瓦振动逐渐下降，转速到零后投入盘车运行，转子偏心率为0.048mm后逐渐下降，经盘车一小时后偏心率恢复为0.019mm。检查无异常后，05：00得令重新冲转，磨擦检查正常后升速到1400rpm，检查各瓦振动无异常，最大值在#6瓦，为3.8丝，继续冲至3000rpm，各瓦振动无异常。20Part2.1.1暖机中轴振动大跳闸点评：此次机组振动异常发生在机组中速暖机过程当中，而且已经暖机有近3小时，汽机缸胀已由接班时的8.8mm平稳上升到11.1mm，汽机各点金属温度也是平稳上升。经过厂部汽机专业异常分析会得出结论，为了有效地防范以后的开机过程中避免出现类似情况，应该注意以下几方面：

1、进一步控制好参数，防止汽温、汽压偏离主机升温升压曲线过多。特别在启动磨煤机的情况下更是如此。此次开机过程中，再热汽温最高涨至452℃，偏离规定值太多。控制好汽温的手段主要有：

一是对风烟系统的过、再热烟道挡板控制到位。二是调节使用好旁路系统，在燃烧强度足够时，应充分开大旁路，这是主要调节手段。

2、在启动暖机过程中缸胀、缸温达到汽机规程要求时，应立即升速，而不能单纯地拘泥于满足规程规定的暖机时间要求。此次开机过程中，中速暖机时，缸胀最大至11.1mm，高、中压缸温均在280℃以上，已满足中速暖机要求，应及时进行升速。21Part2.1.1暖机中轴振动大跳闸经验教训：1、机组暖机过程未充分考虑其综合因素，仅拘泥于满足规程规定的暖机时间要求，致使再热汽温过高引起主机轴承振动大保护动作。实际上从汽机金属缸温、主机缸胀等参数可以判断已满足中速暖机要求。2、运行值班员对汽温汽压特别是再热汽温的调整没有全面掌握，调节手段不多且不精，特别是没有充分利用好旁路系统有效控制汽温上升。3、在出现异常情况时，没有及时采取有效手段来控制。从时间上看，从值班员发现主机#1、2、3、4瓦振动增大到主机轴承振动大保护动作时间有4分钟，如在发现振动逐渐增大时，就立即点击“ALLVALVECLOSE”按钮，停止主机进汽则振动会逐渐下来，然后可以重新冲转升速，从而避勉轴承振动大使保护动作。22节油启动，再热汽温控制是关键

三期机组的启动，设计中在并网之前使轻油枪、重油枪升温升压，以控制启动参数，但实际情况为：（1）重油供应已取消；（2）为节能降耗考虑，采用节油启动方案。

总结多次节油启动（无重油）情况，油枪使用情况、启磨时机选择及再热汽温控制情况如下：（1）点火后尽快投入12-16支轻油枪（根据环境温度酌情考虑）；（2）升压至1.0MPa后手动投入旁路系统；烟温至250℃时安排启动一台磨煤机（开二对BSO），启动前做好相应准备工作，提前对磨煤机进行适当预暖，保证启磨时炉膛燃烧良好。启磨后烟温较难控制，应及早全关再热烟道挡板，同时充分利用好旁路系统，根据升温升压情况尽可能开大旁路系统，一可有效控制汽温上升，二可保证保变组并网后初始负荷要求。23Part2.1.2暖机结束缸温突降情况介绍：

2002年9月26日晚班，#5机开机过程中，21:50高压缸预暖达到规程规定时间和参数，停止高压缸预暖，关闭高压缸预暖阀，21：54监盘人员发现中压缸内外壁温度均大幅度下降，大轴偏心率由0.018mm突增至0.024mm，10分钟内中压缸内/外壁金属温度分别由174.3/172.6℃快速下降至62.6/132.2℃，高压缸差胀由1.94mm变化至1.27mm。情况发生后，立即投入高压缸预暖，避免缸温进一步下降，至02:00缸温回升至140/139℃，大轴偏心率回复为0.017mm（原始值）。24Part2.1.2暖机结束缸温突降点评：1、这是发生在#5机试运过程中的异常，从当时参数情况看，由于中压缸内壁金属温度下降特别明显，高压缸差胀减小，大轴偏心增大。相关技术人员初步判断为“本体疏扩减温水经三抽电动门前疏水门进入中压缸所致”。2、后经一系列的试验进行检查分析，排除了上述判断。由于当时BDV阀逻辑控制是在CV阀开时才关闭，其余处开启状态。且BDV阀疏水接至高压疏水扩容器，另有MSV下阀座及RSV下阀座、一抽电动门前疏水均疏水至高压疏水扩容器。疏水之间相互影响、排挤，出现了冷源由高压疏水扩容器经BDV阀至中压缸后，再由#3、4抽电动门前疏水管至本体疏水扩容器，引起主机缸温突降，大轴偏心增大等异常现象。3、事后立即对汽机疏水系统进行了一系列改造，将BDV阀的控制改造为在机组跳闸时开启2秒，其余时间均处关闭状态。另将MSV下阀座及RSV下阀座、一抽电动门前疏水均由疏水至高压疏水扩容器改接至高加危急疏水扩容器，避免出现疏水之间互相影响，导致缸温突变现象。25Part2.1.2暖机结束缸温突降为此异常所做的试验工作：1、在高压疏水扩容器排汽管及#3抽电动门前疏水管上各装一块压力表,

指示值分别为0.05MPa/-20.4KPa。2、由热工仿真关闭BDV阀，测管壁温度为132℃。开启BDV阀后，测管壁温度约80℃。3、当时MSV下阀座及RSV下阀座、一抽电动门前疏水均疏水至高压疏水扩容器，疏水相互影响。4、且BDV阀在CV阀开启前一直保持开启状态。高压缸停止预暖后即有疏水（冷汽）倒灌进入高中压缸。26Part2.1.2暖机结束缸温突降经验教训：1、这类异常很容易引发汽轮机水冲击事故。由于汽轮机处于开机过程中的暖机状态，各部参数不高，没有造成设备损坏。2、汽轮机运行过程中，一旦出现差胀急剧减小；上、下缸温差增大；机组振动增加或发生了强烈振动；轴向位移增大，推力瓦温度升高和推力瓦轴承油压升高等异常现象，应立即打闸破坏真空紧急停机,

防止出现汽轮机动静摩擦导致的重大设备损坏事故。3、从异常现象看，10分钟内中压缸内壁金属温度下降了110℃，外壁金属温度下降了40℃，高压缸差胀及转子偏心均出现了不同程度的变化。重新投入高压缸预暖后，应密切监视各部参数变化，检查盘车运行正常，就地仔细倾听有无动静摩擦声音，否则应停机检查。同时应连续盘车至大轴恢复至原始值方可重新冲转。27汽轮机金属温度监控不容小视汽轮机在启动、运行及停机过程中一定要加强金属温度的监控，这是事关汽轮机金属使用寿命的大事。汽轮机在启、停过程中缸温的监视与控制是启、停操作的主要内容之一，汽缸及转子部件温升、温降率及上下缸温差、内外壁温差的控制是否达标是衡量启停是否合格的主要标准。汽轮机运行中金属温度的监控1、汽轮机在正常运行中，同样也要在工况变化中将主汽温、再热汽温等控制平稳，避免金属温度大幅变化导致交变热应力，缩短金属使用寿命。2、运行中要严防汽轮机进水。进水的可能途径有：主蒸汽带水、再热蒸汽带水、加热器（除氧器）满水倒灌至汽轮机、轴封汽带水、凝汽器满水等。

28汽轮机金属温度监控不容小视汽轮机在启动过程中金属温度的控制1、根据缸温选择适当的冲转参数（主要指主、再热汽温）；2、启动冲转前，主、再热蒸汽系统、旁路系统、抽汽系统的管道均应充分暖管疏水；3、在冲转前尽量不使用减温水（特别是再热汽减温水），若必须使用，在冲转前尽量先关闭；4、送轴封汽、投高/低压旁路、高压缸预暖、CV室预暖等操作中，均要密切监控好主机缸温的变化；5、冲转前、冲转中及过转换区应根据蒸汽流量变化预见汽温的变化，充分通过旁路系统及燃烧调整、烟道挡板调节来控制好汽温。汽轮机停机过程中及停机维护中金属温度的监控1、停机是一个金属冷却的过程，同样要控制好温度变化率，停机后防止冷汽冷水通过连接汽缸的汽水管道进入汽缸是关键；2、打闸后及时将进入凝汽器的主/再蒸汽及旁路系统、辅汽疏扩等所有疏水全部关闭，避免继续有热源连通到凝汽器；3、转子惰走静止后，立即投入盘车运行，避免转子上下温差大造成弯曲；4、停机保养中，继续监视好缸温，缸温降低后，要杜绝热汽热水进入到汽缸和凝汽器。

29Part2.1.3

CV阀突开致汽包水位高保护动作情况介绍：

2006年2月1日中班，#6机处于开机状态，14:37主/再热汽压力8.6/0.7MPa，主/再热汽温：380/350℃，真空-90KPa。14：50汽轮机冲转，摩检正常，15：30升速至1400RPM暖机，16：17中速暖机结束，升速至3000RPM，发变组转热备用，做油跳闸、闭锁阀试验、在线试验正常。17：16发电机自动准同期并网，17：22CV关至9.6%时，发现高压调门自动全开，因负荷上升过快（最高至90MW）引起汽包水位高保护动作，锅炉MFT，汽机、发电机联跳。

17：40重新点火，19：26主/再热汽压力9.4/0.7MPa，主/再热汽温:365/398℃，真空-90KPa，汽轮机冲转，升速至3000RPM，20:10发电机自动准同期并网，20：11发现高压调门仍自动开启，20:12ICV开至94.3%，CV开至16.3%，值班员立即手动调整GOV后负荷稳定在8MW左右。30Part2.1.3

CV阀突开致汽包水位高保护动作点评：

1、并网时各参数为:主/再热汽压力8.6/0.7MPa,主/再热汽温:380/350℃,真空90KPa，高旁流量76t/h（计算值），由于高旁流量偏低，发变组并网后，锅炉热负荷不能满足初始负荷（17.5MW）设定要求，是导致CV阀参与初始负荷调节，引起汽包水位高，导致

MFT动作的主要原因。2、发变组并网后，HEATSOAK自动“RESET”，CV阀关闭至9.6%后又突开至100%，负荷由13.3MW突增至97MW，由于负荷上升速率过快，是导致水位波动致使MFT动作的又一原因。3、值班员对逻辑中HEATSOAK“RESET”后，CV阀参与初始负荷调节却未控制初始负荷在设定值（17.5MW），而是快速全开的预见性不够，对其设计理念不清楚。31Part2.1.3

CV阀突开致汽包水位高保护动作经验教训：1、中压缸启动方式下，逻辑上设定CV阀不参与初始负荷调节。当主机3000rpm暖机结束后，应加强锅炉燃烧量，使蒸发量能满足发变组并网后设定的初始负荷17.5MW要求并有一定裕度，防止CV阀参与初始负荷调节。2、主机3000rpm暖机结束后，应手动将HEATSOAK“RESET”，发变组并网前，必须检查CV阀全关方可进行发变组并网操作。3、运行值班人员应加强技术培训，详细掌握机组逻辑控制。32Part2.1.4

高加危急疏水管阀门法兰冲破异常情况介绍：

2002年12月4日零班，#5机组168试运中，01：26因一次风压低炉MFT动作跳机，03：40重新点火开机，05：00在投入#3高加汽侧过程中，由于水位控制不平稳，出现水位高三值，危急疏水调整门反复动作几次后，就地检查发现#3高加危急疏水电动门法兰冲破，大量漏汽水，电动头罩壳固定螺丝振松。运行人员立即退出高加汽侧，法兰冲破处有大量漏空气至凝汽器汽侧，造成凝汽器真空下降。运行人员即隔离#3高加危急疏水调整门后手动隔离门维持真空。

33Part2.1.4

高加危急疏水管阀门法兰冲破异常点评：此次异常情况发生在机组热态开机过程中，投入高加时，汽水温差大，大量高温高压蒸汽急剧凝结，高加水位保护动作引起高加危急疏水控制阀反复开关数次，引起危急疏水管道剧烈振动，是造成此次#3高加危急疏水电动门法兰冲破的主要原因。

运行人员操作过快，没有对高加进行充分预暖，抽汽电动门开度过大，是造成此次#3高加危急疏水电动门法兰冲破的次要原因。因冲击力量很大，电动门电动头罩壳冲至1.5米开外，对人身及周边设备安全构成威胁。法兰冲破处因漏入大量空气引起机组真空快速下降，影响机组安全稳定运行。34Part2.1.4

高加危急疏水管阀门法兰冲破异常经验教训：由于高加随机投入时，各段抽汽参数不能满足疏水逐级自流的条件，易造成高加水位保护动作，引起抽汽电动门、疏水调整门等频繁开关，影响安全运行，降低设备使用寿命。因此高加投入时往往采用热态下手动投入方式（但不宜在负荷过高时投入高加，否则水位将更难控制，最好在启动第二台磨煤机后投入）。必须注意以下几方面情况：1、热态时投入高加运行，必须谨慎操作，缓慢投入。投入前应对疏水管道充分疏水，防止管道积水，避勉高加投入时引起水冲击事故，损坏设备。

2、手动投入高加时，要缓开抽汽电动门，使高加缓慢升温升压，待高加内压力和温度与抽汽参数接近或相同时再加大进汽量，这样往复多次对高加充分预暖。3、要有专人监视高加运行情况，发现管道振动应立即通知停止高加进汽。35Part2.1.4

高加危急疏水管阀门法兰冲破异常分析：高加疏水管发生振动的原因主要有：1、热态投入高压加热器时预暖不充分。2、投入高加时高加危急疏水管道内存有大量积水。3、正常疏水门故障不能正常调节水位时，危急疏水门动作引起危急疏水管道振动。4、高加水位低，抽汽直接从疏水管道内窜至下一级加热器。5、投高加时，抽汽电动门全开，高加内出现虚假水位达到危急疏水门保护动作值。36保证高加安全投入的步骤：相关注意事项：1、应保证#3高加压力与除氧器压力差大于0.3MPa。2、高加预暖前应开启危急疏水门疏水，防止管内积水。3、高加预暖时要谨慎缓慢，开始进汽量应尽可能小。每增开抽汽电动门前应待高加内压力和温度稳定后方可进行。4、高加预暖时应有专人至就地检查，发现管道稍有振动立即通知关闭抽汽电动门。5、尽量控制好高加水位稳定，防止水位高引起危急疏水控制阀频繁动作。612345检查高加符合投运条件开启高加危急疏水门疏水5到10分钟左右缓开抽汽电动门3秒对高加预暖检查高加水位、压力、温度等参数趋于稳定重复3和4继续开大抽汽电动门直至全开检查高加水位稳定，运行正常37Part2.1.5冷再管道水冲击事故情况介绍：

2005年4月7日中班，进行#6机开机操作。主蒸汽压力3.3Mpa，主汽温度412℃，再热蒸汽温度346℃，烟气温度271℃，真空96Kpa，高旁调整门开度为26%，流量65t/h，高旁调整门后的温度设定为280℃。低旁开度70%。高压缸处于预暖状态。17：20，高压缸内、外壁温度163℃/154℃，高压缸预暖结束.17:30开始投入CV室预暖,17:56CV室内外壁温184℃/182℃，CV室预暖结束。准备进行高、中压主汽门严密性试验，在高压缸、CV室预暖过程中，主、再参数渐升至主汽压力为7Mpa、主汽温度384℃、再热蒸汽温度422℃。根据试验方案要求，高、中压主汽门气密性试验参数为冲转参数。因此，再热蒸汽温度偏高。在再热蒸汽温度上升过程中，监盘人员进行了调整。因再热汽温仍继续上涨，开始投入再热器减温水，后随再热蒸汽温度进行了减温水调整，18：54再热蒸汽减温水维持13%的开度，减温水流量为22t/h至20：42分关闭。18：11将C磨容量风挡板关开度由26%始关至21%。此后再热蒸汽温度渐降至330℃左右保持稳定。38Part2.1.5冷再管道水冲击事故情况介绍：

18：50主蒸汽压力7.7Mpa,主汽温度384℃,再热蒸汽温度336℃。进行高、中压主汽门严密性试验。18:52逐渐关闭高、低旁路，在关闭高旁电动门时发现该门关不了，高、低旁调整门以及低旁电动门均已正常关闭。此后，高、低压旁路调整门一直处于关闭状态，主蒸汽无法流通，主汽压力逐渐上升至10.6Mpa。在主汽压力上升期间值班员继续降低在投磨煤机出力，磨内一次风压为1.6Kpa，为防止堵塞粉管，就地将C磨在投粉管（C2、C3、C4、C5）对应的辅助风门手动打开进行吹扫。同时退出两支重油枪。

20：10左右，检修来人将高旁电动门关闭后，20：13开始进行高、中压主汽门严密性试验。20：23高压主汽门严密性试验合格。20:30将低旁投自动，高旁按1%的开度，逐步开至5.4%。此时，听到集控室外有较大振动声音，立即关闭高旁调整门，继而就听到蒸汽泄漏声音。至就地检查，发现系冷再管道振动，并已出现支吊架断裂、管道泄漏等情况。得值长令立即打闸停炉。国电九江发电厂发电部39Part2.1.5冷再管道水冲击事故点评：这是一起典型的冷再管道水冲击事故。发生在高压主汽门严密性试验结束后，但从操作过程看，早就埋下了安全隐患。1、因高压主汽门严密性试验开始后，高、低压旁路电动门及调整门均已关闭，再热器内已无蒸汽流动，此时的再热汽温是虚假汽温，而由于其保持不变，故运行人员未注意到再热器减温水调整门保持13%的开度。导致冷再管道内一直有水流动。当高压主汽门气密性试验结束，开启高旁调整门后，在冷再管道内形成汽、水两相流动，是引发冷再管道水冲击事故的直接原因。2、开机过程中，投入了再热器减温水控制再热汽温，而高压主汽门严密性试验开始前又未及时关闭，暴露出值班人员对系统了解不够全面，危险点分析不到位。3、试验过程中因高旁电动门关不下来，使高、低旁调整门关闭至高压主汽门严密性试验结束近一个半小时,远远超过了试验时间10分钟的要求。因高、低压旁路关闭时间过长，冷再管道基本上处于全冷态，给试验结束后投入高、低旁路时同样埋下了安全隐患。40Part2.1.5冷再管道水冲击事故经验教训：1、应加强值班人员的业务技术培训，强化岗位责任落实，全面掌握系统及设备运行方式，做好危险点分析工作。2、在高、低旁路调整门关闭时，再热器内已无蒸汽流动，应手动

关闭再热器事故喷水调整门及电动门。

3、试验技术措施上，高压主汽门气密性试验过程中，高、低旁路电动门及其调整门可以不关闭，只要将主汽压力维持到试验时主汽压力即可，对高、中压主汽门同时进行试验。以保证试验过程中主、再热蒸汽能良好流通，避免主、再热蒸汽管道积水。如果试验时出现主机转速上升，盘车脱扣时，可以通过高、中压主汽门下阀座疏水的温度上升情况，判断出严密性试验不合格的主汽门。4、要举一反三，投入汽水系统管路时，一定要参考管壁或介质温度测点、管道上疏水门状态等进行操作。41水冲击产生的机理及危害：水冲击产生的机理：水冲击又称水锤，是由于蒸汽或水突然产生的冲击力，使承载其流动的管道或容器发生声响和震动的一种现象。水冲击是工质在管道流动不畅的情况下产生的。电厂中的水冲击大多是由于蒸汽管道积水或疏水不畅而形成空气塞、水塞障碍，以致高速蒸汽不能顺畅通过，于是蒸汽冲击这些水塞，从而发出巨响和强烈的震动，甚至造成设备的严重损坏。水冲击的危害：水冲击事故是电厂的大敌，轻则引起管道的强烈震动，重则破坏管道的支吊架，拉裂管道弯头焊接口，若水冲击事故发生在汽轮机内部，其造成的危害将更大：损伤汽轮机叶片，冷水冲击热态汽轮机会使汽缸、大轴产生巨大的热应力，直接导致汽缸和转子发生变形、弯曲，出现或扩展裂纹，严重损害汽轮机，甚至导致整台机组报废。42再热器冷段积水源及积水原因：积水源：

蒸汽管道发生水冲击的前提条件是管道形成水塞——积水，那么积水又来自何处？

(1)积水来自再热器的事故喷水；

(2)积水来自过热器减温水，积于主蒸汽管道经高旁减压阀后积于再热器冷段；

(3)主再热器蒸汽管道在暖管过程中，暖管不充分，操作过快，大量蒸汽遇冷凝结成水积于管道中；

(4)高压旁路减温水门关不严或误开；积水原因：蒸汽管道形成水塞的另一原因是疏水不畅，疏水不畅的因素有：

(1)疏水管道堵塞或疏水阀故障(如阀芯脱落)；

(2)疏水口安装过高，未安装在管道的最低点；

(3)疏水管径过小；

(4)疏水阀前后压差过小；

(5)疏水管出口与其他高压疏水管连接时高压疏水倒灌至低压疏水管。43再热器冷段水冲击事故的预防措施：一、从设计安装方面预防水冲击：正是由于水冲击事故是电厂的常见事故，且它的危害性比较大，故而国内外的专家都十分重视水冲击事故，特别是对预防汽轮机水冲击尤为重视。提出：

(1)接到疏水联箱和疏水膨胀箱的疏水管应按压力等级分开，联箱上压力高的管段应放在最外侧；

(2)疏水管应有足够的通流面积，而再热器系统设备庞大，压力较低，为此，其冷、热段的疏水管径尤应大些；

(3)疏水联箱和疏水膨胀箱应有足够的容积和排泄能力；

(4)疏水节流孔板的结构应便于防止堵塞和检查（发生此次冷再管道水冲击事故后检查发现高旁调整门后疏水罐有焊渣堵塞现象）；

(5)加装温度测点，借助温差预报积水情况。★（4）（5）是我厂需改进的地方！二、从运行维护方面预防水冲击：

(1)杜绝一切能够流积于主、再热蒸汽管道的水源。机组启动前的系统检查尤为重要，应核实各减温水门在关闭状态；

(2)确保疏水畅通，消除水塞，检查确认各疏水门在开启的位置；

(3)操作缓慢，暖管充分。开启高旁减压阀时，注意高压旁路后温度变化速度，同时注意管道的震动，当发现管道有撞击声，应减慢操作速度，必要时关小或关闭高压旁路减压阀，直至撞击声消除后才可继续操作。44Part2.2锅炉类在锅炉类异常中，我们选择了以下几个案例进行解剖和分析：2.2.1油系统之油枪层着火；

2.2.2风机系统之风机喘振；

2.2.3四管之低再爆管；

2.2.4制粉系统之堵磨跑粉；

2.2.5MFT之吹灰、启磨致MFT保护动作。45Part2.2.1油枪层着火情况介绍：

2003年2月21日白班，#5炉A、C、D三台磨运行。08:00拟启动B磨升负荷。08:04按要求逐投入B磨B1、B2、B3、B6轻油枪，08:15就地检查人员检查油枪运行正常后离开现场。约08：20巡检发现C磨小牙轮支持轴承温度高达88℃，为防止设备损坏，需尽快停运C磨。08：36迅速投入CRT上满足投运条件的C1、C2、C3、C4、C5轻油枪，08：44停运C磨。由于B磨刚启动，煤位未建立，故维持C组轻油枪稳燃。约09：00就地检查发现燃烧层前墙西侧大量漏油并已着火燃烧。立即就地手动关闭轻油跳闸阀前手动隔离门，并在CRT上手动IFT。此后组织灭火，09：20完全扑灭。09：58得令紧急停炉，执行各项停机操作。46Part2.2.1油枪层着火点评：造成此次火警的原因主要有：1、C2轻油枪无票检修，枪管被抽出，而轻油枪手动门未关闭。2、C2轻油枪耦合信号被仿真，造成C2轻油枪无枪管而具备投运条件，油枪投入后油火检误检有火而未跳油枪，使得轻油外泄。3、燃烧层保温不严密，油渗至二次风箱着火，运行人员未能在第一时间发现漏油而造成火警。由于多方面的原因造成此次轻油泄漏着火事故，暴露出检修人员未严格执行工作票制度，擅自拆开#5炉C2轻油枪又未及时装复；同时运行人员对设备的巡检不够仔细认真，对C2轻油枪被拆除，但轻油枪进油手动门处于开启状态的情况从未发现；另外热工在做油枪仿真时不了解当时设备状态，只是根据运行要求进行仿真，而油枪此类重要仿真执行后又未要求运行及时恢复。47Part2.2.1油枪层着火经验教训：1、加强设备检修管理工作，严格执行二票三制；运行值班人员对现场检修工作必须备案，发现无票工作必须及时制止。2、认真执行热工仿真有关规定，能消除的设备缺陷必须督促尽快消除，否则主岗人员必须记录在案。不具备投运条件的设备严禁随意投入。3、运行值班人员在投退轻、重油抢时必须安排专人到现场检查油枪的工作状态；发现泄漏时必须及时采取措施进行隔离，防止发生火灾。4、为防止油系统循环时意外泄漏，而运行人员未及时检查到位，在#5/6炉燃烧层已各加装一台监控装置，使运行人员在控制室就能观察油枪层工作状况。48

由于燃烧层布置有喷燃器、轻重油枪等设备，极易发生漏粉、漏油等问题，为了防止火灾事故的发生，值班员检查时必须引起高度重视。1、保证巡检质量，增加该区域的巡检次数。2、投退轻、重油枪及粉管时，必须有专人在现场检查。3、有检修工作的轻、重油枪及粉管必须做好隔离措施，如因拆卸组件时有油、粉漏出必须及时清除，防止发生火灾。4、运行中发现有漏油、漏粉设备时，运行值班员应及时做好隔离措施，并清除积油、积粉。同时通知检修人员尽快处理，恢复时应到现场仔细检查原有漏点情况，确认不漏后方可离开现场。5、炉本体吹灰时或燃烧不好的情况下，炉内正压极有可能将看火孔吹开，炉内火星喷出易点燃电缆等物品，也易引起火灾事故。需要值班员引起高度重视，加强检查。燃烧层检查注意事项49Part2.2.2

风机喘振情况介绍：

1、2005年1月30日白班，#6机组稳定运行，10：52#6炉A送风机发生喘振时负荷340MW，A/B送风机电流77.2/76.9A，A送电流由77.2A突降至59.3A，炉膛负压-760Pa。及时调整燃烧，逐降低A送出力，待A送脱离喘振区后，恢复A、B送正常运行。期间#6机负荷最低降至248MW，技术人员检查确认#6炉暖风器有堵，需对#6炉暖风器进行冲灰工作。发电部专业组要求：控制#6炉送风机电流不超过72A。

2、2004年12月24日中班，18：20#5机组负荷加至295MW，A引风机振动大，风机电流摆动大，值班员迅速关小A引动叶，减负荷至270MW，振动消失。检查空予器进出口风压，发现差压较大，怀疑A侧空予器积灰严重。发电部技术组要求各值加强风机检查，尽量避免风机喘振，并做好相应事故预想。

12月25日09：43#5机组负荷加至310MW，A引风机振动大，风机电流摆动大，迅速关小A引动叶，减负荷至273MW，振动消失。发电部技术组再次要求各值加强风机检查，带负荷时尽量避免风机喘振区域（尽量不超过270MW），并各值做好相应事故预想，并向相关部门汇报异常情况，建议尽快对空预器进行清洗。50Part2.2.2

风机喘振点评：轴流风机发生喘振的原因主要为锅炉风烟系统管路特性曲线偏离了正常工况区域，在锅炉工况出现变化的诱因下，使风机进入了喘振工况区域。1、送风机发生喘振的主要原因为：原安装空预器进口暖风器堵灰严重，暖风器前后差压最高达1--1.6kpa，系统阻力大大超过设计值，及锅炉高负荷时送风机出力增大，加之两台送风机出力不均，从而诱发一台送风机产生喘振现象。2、引风机发生喘振的主要原因为：锅炉受热（空预器）面积灰严重，没按要求进行吹灰，烟道阻力增大，加之两侧引风机风量不均，电流相差较大，如此工况下进行吹灰或锅炉负荷大幅度扰动极易发生引风机喘振。51Part2.2.2

风机喘振

防范措施：一、防止送风机发生喘振措施：1、因暖风器在南方电厂中发挥的作用不明显，为防止今后暖风器再次堵灰引起送风机发生喘振，将#5/6炉暖风器拆除。2、运行中根据送风机电流、动叶开度及风烟系统参数调整两台风机出力，保证两侧送风机出力均匀且不超限。3、高负荷炉膛吹灰采用点吹方式，避免炉膛负压大幅度扰动。4、如出现一台风机喘振时,逐步关小喘振风机动叶开度，降低出力，待风机脱离喘振区后再将动叶角度开大，调平两侧风机电流。二、防止引风机发生喘振措施：1、严格执行锅炉吹灰的相关规定，定期吹灰，减少烟道沿程阻力。2、值班员调整时，根据两侧引风机电流，动叶开度及风烟系统负压进行调整引风机出力，保证两侧引风机出力均匀且不超限。3、如出现一台风机喘振时，逐步关小喘振风机动叶开度，降低出力，待风机脱离喘振区后再将动叶角度开大，调平两侧风机电流。

52Part2.2.3

低再爆管

情况介绍：

2005年1月9日白班，#5机组稳定运行，12：10检查发现#5炉A侧低压再热器靠IK-28吹灰器处有泄漏声（未进行吹灰），疑低再泄露，由锅炉专业相关技术人员到场进行确认，证实低再确已泄漏。得令#5机组降负荷维持240MW，并汇报省调申请停炉，省调令：晚峰后停炉。53Part2.2.3

低再爆管点评：此次#5炉低压再热器靠IK-28吹灰器处泄漏，是继#6炉低再同一处多次泄漏后又一次发生泄漏，#6炉低再发生泄漏后，根据省电力试验研究院、FW公司、福斯特惠动力机械有限公司及上海火电建设公司的有关专家参加分析，初步认为#6炉第一次爆管原因为IKEL-28吹灰器投运后退出，其提升阀关不严，吹灰蒸汽泄漏造成管排磨损，造成大面积爆管。其余多次爆管原因为第一次爆管及此后爆管对该区域管排产生振动，加上管间筋板焊接不符合要求，筋板焊缝端部形成应力集中，而产生细微裂纹，在运行中会慢慢发展而爆管。54Part2.2.3

低再爆管防范措施：1、根据FW公司提出消除管排振动的参考方案及我厂技术人员根据现场情况提出的方案，将#5/6炉低再管排固定方式进行改造。2、运行中加强燃烧调整，特别是开停机过程，严格控制升温升压速度，及时调整烟道挡板及旁路开度，根据事故喷水后蒸汽温度控制水量，避免汽温大幅度变化，杜绝超温。3、值班员加强对各吹灰管道测温工作，发现吹灰器因提升阀等故障出现泄漏时，及时联系维护人员处理，防止由此引起受热面爆管。4、值班员巡检时应仔细倾听炉内有无异声，发现异常应及时通知相关技术人员确认，做到“四管爆破”早发现早处理，防止事态扩大。551、仪表分析。根据主给水流量、主蒸汽流量、炉膛及烟道各段烟温、各段汽温、壁温、省煤器水温和空气预热器风温、炉膛负压、引风量等的变化及减温水流量的变化综合分析。2、就地巡回检查。泄漏处有不正常的响声，有时有汽水外冒，省煤器泄漏，放灰管处有灰水流出，放灰管温度上升，泄漏处局部正压。3、炉膛部分泄漏，燃烧不稳，有时会造成灭火。4、锅炉烟气量增加。5、再热器管泄漏时，电负荷下降（在等量的主蒸汽流量下）。

“四管”泄漏的共同点是：1）给水流量不正常地大于蒸汽流量。2）补水量增大；3）泄漏处有异声；4）泄漏处烟温下降；5）炉膛负压偏正或减小。6）引风机电流增大；如何判断锅炉“四管”泄漏：56Part2.2.4堵磨跑粉情况介绍：

2004年2月27日白班，根据负荷要求08：35启动#5炉A磨，运行人员在磨煤机启动后，先后启动了A1、A2给煤机并处手动控制状态。由于磨启动后煤位还未建立，08：44将A1、A2给煤机出力升至50%左右（给煤量均为20T/H左右），磨一次风流量则维持30T/H左右，之后磨内煤位逐渐建立，机组负荷逐渐由250MW升至290MW，但由于监盘人员忽视了A1、A2给煤机控制还处于手动状态，09：05磨煤机煤位顶表，就地检查人员发现A磨驱动端大量跑粉并通知监盘人员。监盘人员迅速将给煤机出力降至最低，加大磨煤机出力以恢复煤位。经处理逐渐恢复正常。但由于短时堵磨满煤造成跑粉对磨油系统造成污染。57Part2.2.4堵磨跑粉点评：三期磨煤机为美国FW公司生产的双进双出正压直吹型，每台磨各配两台给煤机，自#5/6机组投运以来，发生多次磨煤机跳闸、跑粉、润滑油污染事故，严重影响设备和机组的安全运行。尤其磨煤机跑粉造成的危害极大，它不仅影响环境卫生，还对磨煤机润滑油系统及喷淋油装置造成污染，不利于磨煤机安全运行。磨煤机跑粉的原因有以下几种：1、运行人员监盘不力，在启磨初期未能及时监视相关参数及报警界面，造成磨内煤位高或堵磨；2、磨负荷速度增加过快，密封风挡板调整不及时，密封风压过低跑粉；3、热工信号显示有误造成运行人员判断错误（如煤位指示不准或测点坏）；4、运行磨煤机保护误动造成磨煤机跳闸，短时间磨内风压高，煤位高跑粉；5、制粉系统长周期运行，相关风门、挡板关闭不严密，从密封环处漏风粉。6、磨煤机停运时，未按规定对磨煤机及密封风腔室吹扫，造成密封风腔室内积存煤粉，启磨投入密封风时就把积于磨煤机密封腔室内煤粉吹出。58Part2.2.4堵磨跑粉防范措施：根据三期两台机组投产以来所出现的制粉系统漏粉问题，我们进行了系统总结，对启、停磨煤机进行了优化操作：1、启磨时先开启BSO挡板，让磨煤机形成流通通道，降低磨内压力，然后开启密封风挡板，建立密封风压，这样降低了启磨跑粉得可能；2、停磨时对磨煤机及粉管吹扫，尽量将磨煤机内积存煤粉吹扫干净；加关给煤机密封风挡板，仿真开启一个BSO，泄去磨内压力，从而减少漏风。3、在给煤机启动初期，对磨煤机煤位指示及自动跟踪调节情况应加强监视，发现自动异常及时手动干预；4、如出现煤位判断不准等情况时，可结合磨后温度、磨煤机电流等参数判断是否堵磨（起初为轻微堵塞时，一般不会漏粉）。5、加强巡检，特别是存在缺陷的设备，应严密监视其运行状况，出现异常，及时处理。59Part2.2.5.1

吹灰致MFT保护动作情况介绍：

2004年6月1日白班，#5机组负荷195MW，ABD三台磨运行。按计划逐升机组负荷，08：34根据负荷曲线要求启动C磨运行，09：24机组负荷升至258MW，各主参数平稳（主汽压：16MPa、主汽温541℃、再热汽温541℃、炉膛负压-10Pa），燃烧稳定，各煤火检正常。09:24:29按规定对炉膛屏过进行吹灰，点吹IK-3吹灰器后，炉膛压力突然剧烈波动，工业电视显示火焰不稳（此时各煤火检稳定），09：24：37炉膛压力波动至-810Pa，CRT发“炉膛压力低报警”，09：24：49炉膛压力突升至+2000Pa，锅炉MFT动作，汽机、发电机联跳，厂用电自投成功，炉膛压力继续升高至+3700Pa，送引风机跳闸。各岗位执行停机操作。

13：44锅炉重新点火，16：29发电机并网。60Part2.2.5.1

吹灰致MFT保护动作点评：事故发生后，进行了全面分析：1、跳机后取煤样化验结果为:Q：13081KJ/KgV：7.21%A：41.06%S：0.44%。而设计煤种：

Q：24849KJ/KgV：10.7%A：20.10%S：0.35%。2、经过调查分析，事故发生的直接原因是入炉煤质差，其发热量及挥发份低、灰份高，偏离设计值太大，造成炉膛燃烧工况不稳定。从而导致吹灰扰动时波动过大，最终使炉膛压力保护动作。

3、因燃用劣质煤，导致炉膛受热面积灰、结焦严重，值班人员对屏过吹灰时，炉膛大量掉焦、跨灰，造成炉膛压力突然的剧烈波动，引发MFT动作且送引风机跳闸。61Part2.2.5.1吹灰致MFT保护动作防范措施：由于煤炭市场的影响，大量劣质煤入厂，在掺烧过程中由于劣质煤掺烧过多，入炉煤质偏离设计值太远导致受热面结焦、积灰严重，吹灰扰动引发掉焦跨灰。从运行实际情况看，吹灰引发炉膛负压波动的情况出现比较频繁。要避免此类情况的出现，必须做好以下几方面工作：1、要求储运及运行两方面共同努力，做好配煤掺烧工作。储运做好煤场管理及掺配，运行人员则做好煤质监督反馈及燃烧调整，在煤质恶化时做好相关事故预想。2、当班值长、机组长应了解进煤情况，包括进煤矿点、煤质低位发热量、挥发分和进煤量等进一步细化。要求化学值班人员接班后在第一时间内将入炉煤发热量、挥发份等数据做发，用以指导燃烧调整。当燃用劣质煤时，应执行好《燃用劣质煤事故反措》。3、加强吹灰管理工作。当入炉煤较差，需要吹灰时，应执行好《锅炉吹灰时事故反措》。4、从全厂经济运行的角度看，劣质煤掺烧是一项长期的工作，各岗位要长期执行好有关配煤掺烧、锅炉稳烧的规定和技术措施。

62锅炉炉膛严重结渣的现象：1）过、再热汽温明显上升，各壁温明显上升或超限。2）减温水量大幅度增加。3）各段烟温及排烟温度有所升高，炉膛出口两侧温差可能增大。4）烟气氧量偏小或引、送风机电流上升。5）火焰颜色呈白并刺眼，炉膛温度升高。6）经减负荷或燃烧调整，上述现象仍不能消失。7）当炉膛掉大焦时，炉膛压力晃动，燃烧不稳，有剧烈晃动。63Part2.2.5.2启磨过程中MFT保护动作情况介绍：

2004年4月26日白班，ABD三套制粉系统运行，机组负荷200MW，主汽压力12MPa、主汽温541℃、再热汽温541℃、炉膛负压-30Pa、一次风压11.2KPa，三台磨一次风流量分别为62.5/65/59t/h，因煤质差（两台一次风机进口挡板全开，运行磨容量风挡板基本全开），机组负荷难以维持，准备启动C磨，观察各煤火检尚稳定。08：23操作启动C磨，启磨时辅助风全关，一次风流量为12t/h，08：25B磨跳闸，首触为“失去所有煤火检”，操作人员在B磨跳闸后迅速投入A1A3D6轻油枪稳燃，08：27AD磨相继跳闸，首触均为“失去所有煤火检”，08：28锅炉MFT动作，汽轮机、发电机联动跳闸，厂用电自投，迅速启动电泵维持汽包水位，并关闭减温水防止汽温急剧下降。

08：57锅炉重新点火，11：24发电机并网。64Part2.2.5.2启磨过程中MFT保护动作点评：

经调查分析，B磨跳闸原因为C磨启动时对同侧的B磨造成了扰动，引起燃烧工况变差而跳磨，此后B磨跳闸又影响到了A/D磨，燃烧情况进一步恶化，最后造成了锅炉灭火。而造成燃烧不稳定的原因可归结为：1、入炉煤质极差（事后分析入炉煤质发热量仅为15820KJ/KG，远低于设计值）。2、机组负荷仅带200MW，炉膛热负荷偏低，不利于将送入煤粉及时点燃，造成炉膛燃烧工况恶化，严重时可能造成锅炉放炮。3、运行人员未充分意识到煤质差启磨时的不安全性，未投入油枪来稳定燃烧，在安全与经济的考虑上，忽视了安全第一的重要性。此次异常后，发电部对于启磨节油指导意见进行了修正，对于烧劣质煤也出台了针对性的防锅炉灭火、放炮及积灰结焦的技术措施，要求运行人员严格执行以保证机组长周期安全稳定运行。65Part2.2.5.2启磨过程中MFT保护动作经验教训：1、运行值班人员应预先掌握入炉煤煤质情况。当入炉煤煤质偏离设计值较多或炉膛燃烧不太稳定时，应做好防止锅炉灭火放炮事故预想。2、运行值班人员警惕性要高，进行启停磨操作或较大幅度升降负荷操作时，要密切注意火检动作、炉膛负压波动、工业火焰电视火焰情况。稍有异常应立即投入轻油枪稳燃。3、炉膛热负荷越高，抗干挠能力越强。对炉膛燃烧有较大挠动的操作如启、停磨煤机或吹灰时，应选择在较高负荷时进行（大于250MW），否则应先投入待启磨煤机相应轻油枪。当煤质较差时，要严格按照

《燃用劣质煤事故反措》及《确保机组长周期安全稳定运行措施》执行好锅炉稳燃措施。4、严格执行好发电部下发《关于防止锅炉灭火放炮事故反措》《350MW

机组吹灰时事故反措》《低负荷下锅炉稳燃措施》等技术措施和规定。66

锅炉低负荷运行时应注意的问题：

1、保持煤种的稳定，减少负荷大幅度扰动。

2、尽量减少锅炉漏风，特别是油枪处和底部漏风。

3、风量不宜过大，粉不宜太粗，启动制粉系统时操作要缓慢。

4、燃烧不稳时应及时抽油助燃。

5、尽量提高一、二次风温。

6、保持合理的一次风速，炉膛负压不宜过大。

7、对炉膛、屏过、水平烟道等部位吹灰时，要做好事故预想，严格执行发电部下发《关于防止锅炉吹灰时灭火的事故反措》。67

煤粉气流着火早晚对锅炉的影响：1、卷吸炉膛高温烟气而产生对流换热。2、炉内高温火焰的辐射热。

煤粉气流着火过早，可能会烧坏燃烧器，或造成燃烧器周围结焦。煤粉气流着火过迟，会使火焰中心上移，造成炉膛上部结渣，过热气温、再热气温偏高，不完成燃烧热损失增大，如煤质差时还有可能引起脱火现象。煤粉着火的热源：68Part2.3电气类在电气类异常中，我们选择了以下几个案例进行解剖和分析：

2.3.1#5机厂用电失电；

2.3.2保安段失电；

2.3.3#6发电机振荡；

2.3.4#6机6602B开关爆炸；69Part2.3.1#5机厂用电失电情况介绍：

1、2003年4月24日白班。#6机处于调试阶段，#5机运行正常，运方为：炉岛A、B、D磨运行；机岛B小机及电泵运行，主汽压15.0Mpa，主汽温535℃，再热汽压2.4Mpa，再热汽温535℃，负荷260MW；电气：AB高厂变分别带6KV5A、5B段运行，5B段通过6567L开关供01A段运行，01A通过6155L开关供01B运行，6667L开关处于检修状态。

2、09：24电气发：“0.4KVBTGcommonPC－Btrouble”

及“ASHdewaterPCtrouble”

报警信号。同时，化学值班室来电告：低压工业水泵跳闸，备用泵无法启动；网控来电告：网控PC－B失电。此时，在CRT上发现B循泵跳闸，A、B循泵密封水压:0.3Mpa左右，A循泵自启，但出口电动门未开，循环水中断。同时发现6KV01B失电，6155L开关断开。70Part2.3.1#5机厂用电失电情况介绍：

3、由于真空下降较快，手动打闸A、B磨，负荷由275MW降至160MW，09：26B小机跳闸（首出：真空低），09:27汽机由于真空低跳闸，锅炉MFT动作，发变组跳闸，厂用电自投成功。因无循环水，低压缸安全薄膜冲破，排汽温度升至90℃。为防止无循环水情况下大量蒸汽进入凝汽器，由热工仿真关闭＃1至＃6段抽汽电动门前、抽汽逆止门后疏水气动门，A、B小机主蒸汽电动门前疏水气动门（跳机前，主蒸汽及再热蒸汽管道疏水气动门及气动门前手动已关闭）。

4、在01B段失电后，对01B段进行检查，未发现异常及报警信号。后在CRT上合6155L不成功，通知电修人员检查处理后于10:10合上6155L，恢复01B段运行。10：39启动A循泵运行后排汽温度正常。71Part2.3.1#5机厂用电失电点评：1、经检查分析，由于#6机组调试中导致了公用系统逻辑误动，使公6155L开关误断，是造成此次事故的直接原因。2、此事也充分暴露了相关电源配置的不合理：灰脱水PC控制电源接自网控PC-B，在网控PC-B失电后导致灰脱水PC失电。进而使化学低压服务水泵变频器失电，备用低压工业水泵不能启动，引起循泵密封水压低。而此时由于相应管道泵所在MCC亦失电（6KV01B段失电造成相应化水PC-B、循环水PC-B失电）无法自启，进而造成循泵跳闸。3、A循泵自启后，由于出口电动门未开启仍造成循环水中断，据查出口电动门未及时自开的原因为出口电动门出现控制故障所致。72Part2.3.1#5机厂用电失电经验教训：该事故反映出公用系统的检查和调试往往影响到运行机组的安全。因此对于公用系统的检查工作，必须注意：1、检修和运行人员必须严格审核安措，确保措施正确、完善，做好各项防范措施，确保检修工作万无一失。2、该起事故也反映出电源配置不合理，备用设备不能作为正常备用：①灰脱水PC控制电源接至网控PC—B上，如网控PC—B失电，则灰脱水PC

均失电，同时，低压服务水泵变频器失电，造成低压服务水泵无法启动。②循泵的管道泵所在MCC失电，不能自启，造成B循泵因密封水压跳闸。为了防止类似事故的再次发生，厂部制定反措，合理配置低压服务水泵电源，将工频、变频电源分别挂接在网控PC－A、B段，确保一段失电时，备用低压服务水泵能启动。同时对循泵管道泵进行整治，保证在低压服务水压力不够的情况下，管道泵能够自启动，以满足循泵运行中冷却水的要求。由于反措制定合理，执行到位，在以后数次类似异常中，均取得了非常大的作用，防止了异常的扩大。国电九江发电厂发电部731、检查大、小机跳闸，转速下降，否则手动打闸；锅炉按MFT动作处理；检查发变组逆功率保护是否正确动作，如未动作，则用发电机紧急停机断路器（或手拉灭磁开关）启动发变组保护动作停机。2、立即检查启动主、小机直流润滑油泵、直流密封油泵、空气预热器气动马达启动正常。3、检查6KV备用电源自投成功，否则检查6KV备用电源无故障信号、6KV母线无故障信号发出，

6KV母线低电压保护已动作跳闸，可用6KV备用电源抢送一次，正常后，按值长令处理。若备用电源有故障信号或母线有故障，待故障消除后经上级有关人员通知后方可试送。母线恢复后应立即恢复公用段电源供外围用电。4、检查柴油发电机自启正常，否则查明原因并手动启动，确保保安段母线供电正常。5、检查高、低旁路开启约20秒，在两机循环水联络时，低压安全膜应不会冲破。6、若两机循环水独立运行，严禁向凝汽器排汽疏水，关闭主、再蒸汽管道疏水。为防止低压安全膜冲破，应立即通知循泵房加启邻机另一循环水泵，开启循环水联络门，手动关闭主汽门上游各疏水手动门。7、厂用电失去后，