皖能集团锅炉事故汇总.docx
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皖能集团锅炉事故汇总
目录
元月17日洛河发电厂＃1炉汽包水位高保护动作机组跳闸
2月4日铜陵发电厂＃3炉给粉总电源接地短路跳闸，＃3炉MFT联跳＃3机组
2月3日铜陵发电厂＃3炉“全炉膛灭火”，炉MFT联跳＃3机组
3月1日田家庵电厂＃3机组DCS系统DPU故障，机组跳闸
3月4日合肥第二发电厂＃1炉全炉膛无火焰MFT动作，机组跳闸
4月30日淮北发电厂＃5锅炉乙侧前包墙管泄漏抢修（临检）
4月15日合肥第二发电厂＃2炉给煤机段MCC失电，锅炉主燃料中断，炉MFT联跳＃2机组
5月13日洛河发电厂＃4炉B引风机的动叶液力调节装置关不严，造成锅炉炉膛压力低，MFT动作，＃4机组跳闸
6月20日合肥第二发电厂＃2炉仪控就地设备电源柜失电，锅炉MFT动作，＃2机组跳闸
6月24日铜陵发电厂＃3炉运行中因炉膛负压波动大，火焰检测器发出无火信号，跳给粉机、炉MFT联跳＃3机组
7月12日铜陵发电厂＃3炉运行中因负压波动大厦，炉MFT，联跳＃3机组
7月13日田家庵发电厂＃4炉高温过热器泄漏，停炉消缺
7月19日洛河发电厂＃1炉炉膛火检探头冷却风机跳闸，造成冷却风压低FSSS动作机组跳闸
7月21日田家庵发电厂＃1炉低温再热器泄漏，停机消缺
7月24日洛河发电厂＃1炉给水流量调节系统失灵，汽包水位越限保护动作跳闸
7月22日铜陵发电厂＃3炉运行中因炉膛负压波动大，炉MFT动作联跳＃3机组
7月27日铜陵发电厂＃3炉运行中因炉膛负压波动大，炉MFT动作联跳＃3机组
7月23日洛河发电厂＃1炉C磨煤机1电动机引线短路故障，6KV母线失电，造成锅炉MFT动作机组跳闸
7月28日铜陵发电厂＃3炉运行中因炉膛负压波动大，炉MFT动作，联跳＃3机组
8月24日洛河发电厂＃2机由于热控保安电源故障，引起两台引、送风机同时跳闸，MFT动作，机组跳闸
8月26日洛河发电厂＃2机组自动过程中由于CCS自动控制系统调节失灵，造成锅炉主汽温高而停机
8月6日马鞍山万能达发电公司＃1炉D1火焰检测器异常，锅炉MFT动作
9月2日洛河发电厂＃1机组由于热控自动调节系统失灵，汽包水位高，MFT动作停机
9月15日合肥第二电厂＃1炉＃1、2磨煤机轴承润滑油油位开关信号输入模件故障跳＃1、2磨煤机，引起＃1炉MFT动作
9月17日芜湖发电厂＃12炉后隔墙省煤器泄漏申请临检消缺
9月26日洛河发电厂＃4炉D磨1油泵电机烧坏，380伏保安IV段失电，引、送风机跳闸，＃4机停机
10月31日马鞍山万能达发电公司＃1炉顶棚过热器管泄漏，申请临检
元月17日洛河发电厂＃1炉汽包水位高保护动作机组跳闸
1事故经过、扩大、处理情况：
2002年1月17日，我厂＃1、2、4三台机组正常运行，＃3机组计划小修。
1月16日21：
30′经调度批准（2002年1月16日21：
30~2002年1月17日8：
00），改造后的＃1机组做锅炉低负荷断油稳燃试验。
17日2：
48′处于试验中的＃1机组负荷150MW，由于汽包水位自动控制失调，造成1、B汽动给水泵转速突升，汽包水位高保护动作MFT，＃1机组跳闸与系统解列。
经处理，＃1炉于当日12：
45′点火，13：
45′冲转，14：
05′＃机组并网发电。
2暴露问题：
低负荷状态下，汽动给水泵自动调节品质差。
3防止对策：
优化DCS系统各调节参数。
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2月4日铜陵发电厂＃3炉给粉总电源接地短路跳闸，＃3炉MFT联跳＃3机组
1事故经过、扩大、处理情况：
2002年2月4日9：
35H，＃1机调停，＃2机负荷117.9MW，＃3机组刚并网后负荷带至250MW，运行人员发现1、B层给粉机全跳，炉膛负压波动大，随即，炉首发“炉膛压力高”且MFT，联跳机、电，经处理后，＃3机组于10：
34分并网正常。
经检查，事故原因为：
1、运行人员在投一次风连锁给粉总电源压板时，发现压板两端有电压（实为感应电约200V），即通知检修人员检查处理，检修人员在用万用表复测压板两端电压时，不慎造成控制电源火线端（交流200V），因测试棒瞬间接地短路，控制熔丝熔断，给粉总电源主接触器失电释放，给粉机电源中断。
2、给粉总电源控制制回路安装单位接线错误，未按时设计要求接线，误将控制电源熔丝接至给粉总电源主接触器控制回路上部，即主接触器受熔丝控制，而实际设计熔丝应接于主接触器控制回路下部，即主接触器不受熔丝控制
2暴露问题：
a、控制回路电源未采用屏蔽，故在压板两端产生感应电。
b、安装单位未按设计要求接线，误将控制熔丝接入给粉总电源主接触器回路，熔丝接地短路熔断后造成主接触器失电，跳闸。
c、检修人员测试压板电压时缺乏慎重仔细，未预想到期后果，以致造成测试棒与控制电源接地短路。
3防止对策：
a、利用＃3机组大修时，将给粉总电源控制室回路电缆更改为屏蔽电缆，防止发生感应电。
b、按设计图纸改动给粉总电源控制电源熔丝位置。
c、举一反三，加强对故障的分析和检修人员的安全教育，提高检修人员的安全意识和在处理故障时要有预想及责任心。
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2月3日铜陵发电厂＃3炉“全炉膛灭火”，炉MFT联跳＃3机组
1事故经过、扩大、处理情况：
2002年2月3日7：
06H，＃1机调停，＃2机负荷79.9MW，＃3机负荷180MW，十一台给粉机运行，＃3炉MFT，联跳＃3机，首发“全炉膛灭火”。
经检查分析原因为：
＃2角BC层二次风门卡涩，开机前处在开关闭位置，造成＃2角局部缺氧燃烧，致使在上三风口结焦，又因掉焦引起火检验不到火，全炉膛灭火。
经处理，7：
56H＃3机组与系统并网。
2暴露问题：
a、角BC层二次风门开度位置与控制指示对不上。
b、设备维护不及时。
3防止对策：
a、快消除＃2角BC层二次风门位置指示缺陷；
b、完善设备维护制度并严格考核。
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3月1日田家庵电厂＃3机组DCS系统DPU故障，机组跳闸
1事故经过、扩大、处理情况：
3月1日，9：
14′＃3机组突然跳闸，ETS、MFT发出（当时全厂＃1、＃2、＃3、＃5机运行，＃4机备用，全厂负荷469MW，＃3机组负荷90MW），机组跳闸，发电机解列。
热控人员对＃3机组DCS系统进行检查后，发现DCS系统DPU故障信号发出，使ETS、MFT动作，系软故障所致，插件拔出后重新插入，经处理后恢复正常，＃3机于10：
34′重新并网运行
2暴露问题：
DPU卡不稳定，抗干扰能力差，造成保护误动。
3防止对策：
更换DPU卡，组态软件重新下装。
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3月4日合肥第二发电厂＃1炉全炉膛无火焰MFT动作，机组跳闸
1事故经过、扩大、处理情况：
2002年3月4日，21时03分＃1炉＃1磨因为失去密封风保护动作跳闸，炉膛负压瞬间下降至－1500P1，“全炉膛无火”保护通道2和3动作，炉MFT误跳汽机发电机。
＃3磨因煤质潮在19时，因“失去密封风”跳闸，重新启动后为防止堵磨，一直采用大风量小煤量运行（风量17立方米/秒，煤量20吨/小时，扣除水分，实际不足20吨/小时）造成煤粉浓度低，C1和CB层火焰不稳定，＃1和＃2磨在外设状态下，分别带50.4吨/小时，在＃1磨因失去密封跳闸后，CC、CD层无火，同时炉膛负压急剧变化影响到了CE、C1、CB的火检，相继发出层无火信号，导致锅炉MFT。
处理：
＃1锅炉MFT后，于21时44分炉膛经过吹扫后点火，23时14分冲转，23时36分＃1机并网。
2暴露问题：
a、连续阴雨天气，厂里又无干煤棚，造成原煤很潮，磨煤机出力受限制，磨煤机进口极易积煤使密封风压、一次风差压降低；
b、原煤潮湿，磨出力受限制，煤粉浓度不够，火嘴着火情况不好、不稳定时运行人员投油助燃不果断、未及时切除锅炉主控手动调整磨出力；
c、密封风与一次风压差低报警未能及时发出；4
d、＃1炉各磨密封风/一次风差压值明显小于＃2炉；
e、煤炭紧张时煤质得不到保证。
3防止对策：
a、建议厂里盖干煤棚或让燃运部制定合理堆、取煤措施，尽力寻找干煤上仓；
b、发电部制定并完善煤潮磨煤机进口防堵措施（已完成）并组织运行人员学习；
c、确保密封风/一次风差压小于2kP1时报警能发出，提醒运行人员注意；
d、对密封风机进行技改或消除磨煤机轴颈密封风室漏风问题，提高磨煤机密封风/一次风差压。
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4月30日淮北发电厂＃5锅炉乙侧前包墙管泄漏抢修（临检）
1事故经过、扩大、处理情况：
2002年4月2日11时整，＃2、3、5－7机组运行，＃1机组备用，＃4机组大修，＃5机负荷为160MW。
运行人员发现我＃5炉内有异声，经确认为：
乙侧前包覆过热器泄漏，汇报值长经省调批准。
该炉于4月2日22时整开始滑停，4月3日零时50分发电机解列，锅炉熄火。
停炉后检查发现，乙侧前包墙第17根管（标高35.7米处）泄漏，爆口偏向南侧大包内，将相临第16根前包墙管吹通。
抢修中，将泄漏的两根管更换（管长200mm）后，＃5机组于4日18时10分检修结束，按省调要求转入备用。
4月5日9时45分＃5炉点火成功，11时58分并网。
原因分析：
焊接不良，导致该横向拉筋极部形成应力集中区，长期运行应力裂纹导致管材失效造成泄漏。
2暴露问题：
a、该拉力筋板设计不合理；
b、大包内部充满飞灰，增加大包的承重，致使吃力点薄弱环节易失效；
c、大包设计结构不合理，在小修中无法进行检查、改造。
3防止对策：
2002年11月＃5机大修时，对大包的承重结构进行改进。
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4月15日合肥第二发电厂＃2炉给煤机段MCC失电，锅炉主燃料中断，炉MFT联跳＃2机组
1事故经过、扩大、处理情况：
2002年4月15日，＃1、2机组正常运行负荷240MW、300MW。
上午10：
58分，运行人员在查找＃2机组110V直流接地时。
在停400VPC212、2B2母线直流电源时，造成给煤机段MCC失电，给煤机全停，主燃料中断炉MFT，联跳＃2机组。
经检查，由于设计施工存在的问题，给煤机段MCC电源开关与PC母线侧开关之间的联锁未使用开关辅助接点，而采用了中间继电器。
当直流电源失去时，造成MCC侧电源开关跳闸。
经处理恢复＃2机组于15：
37分并网。
2暴露问题：
设计施工不周
3防止对策：
a、利用停机机会检查回路，进行必要的更改。
半年内完成。
b、对寻找直流接地应采取有效的安全危险分析。
c、举一反三，利用设备停机机会，对有关回路进行检查整改。
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5月13日洛河发电厂＃4炉B引风机的动叶液力调节装置关不严，造成锅炉炉膛压力低，MFT动作，＃4机组跳闸
1事故经过、扩大、处理情况：
5月13日，我厂＃1、3机组运行，＃2机组技改大修，＃4机组接调度命令启动。
3：
30′＃4机组采用1通道单风烟道系统点火，7：
55′冲转，10：
23′并网。
10：
49′＃4机组负荷10MW时，启动B引风机开出口挡板，造成锅炉炉膛压力低，MFT动作，＃4机组跳闸。
经处理，＃4机组重新点火，于12：
08′并网运行。
原因分析：
5月13日，热工人员更换B引风机执行器后，锅炉检修人员对B引风机动叶全关闭基准值校核不准确，虽然CRT显示及就地动叶指示为关闭，但动叶实际开度约15%左右。
因当时机组刚并网，负荷低，炉膛总通风量小，当启动B引风机顺控开出口挡板时，造成炉膛压力低，MFT动作。
对B引风机动叶全关位重新校对，启动运行正常。
2暴露问题：
检修工艺不良，工作责任心不强。
3防止对策：
对＃3、4炉引、送风机液压执行装置就地指示的开度的正确性予以确认
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6月20日合肥第二发电厂＃2炉仪控就地设备电源柜失电，锅炉MFT动作，＃2机组跳闸
1事故经过、扩大、处理情况：
2002年6月20日下午14：
45分，＃1机负荷270MW，＃2机180MW（＃1、＃3磨运行，＃2磨停运）。
在＃2炉11油枪试验过程中，进行到启动雾化蒸汽阀时，锅炉发生MFT，联跳汽轮发电机组，MFT首出“失去主燃料”。
经仪控人员检查为11油枪就地控制柜电源开关跳（BOBRM0211层F1开关），联跳其上级开关（BOBR101 Q60开关），造成整个BOBRM02柜（锅炉岛仪控就地控制箱电源分配柜）失电，致使＃1、＃3磨煤机因润滑油位低跳闸（油位开关失电，误发油位低信号），锅炉MFT。
进一步检查11雾化蒸汽阀时，发现电磁阀线圈与外壳有放电痕迹。
处理措施：
将11油枪就地控制柜电源源开关分开，重合BOBR101 Q60开关。
15：
40＃2炉重新点火，17：
45＃2机冲转，17：
55＃2机组并网
2暴露问题：
a、锅炉岛仪控就地控制柜电源设计不合理；
b、锅炉岛仪控就地控制柜分路开关与上级开关选型不匹配。
3防止对策：
a、将锅炉岛仪控就地控制柜电源分段。
b、12台油角就地控制柜电源进线加装熔断保险。
c、各级熔断保险须要配合好，要检验。
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6月24日铜陵发电厂＃3炉运行中因炉膛负压波动大，火焰检测器发出无火信号，跳给粉机、炉MFT联跳＃3机组
1事故经过、扩大、处理情况：
6月24日15：
50′，＃1机调停，＃2机负荷100MW，＃3机负荷249MW，＃3炉燃烧稳定，D制粉系统运行，1GC投入，锅炉氧量自动、风箱\炉膛差压自动，15：
56′00′′，＃3炉膛负压突然大幅度波动（最大－444P1），火焰电视发暗并拌动，值班员立即投1B4油枪稳燃，此时炉MFT，首发原因为“全炉膛灭火”，联跳＃3机组。
经查热工历史记录15：
56′01′′开始，＃3炉燃烧突然失稳，顺序为C2、D2、13、B1、C1、14、B4、D1、B2、D3、11、12、D4、C4、B4，并在6秒之内跳相应给粉机。
15：
56′13′′，＃3炉MFT跳机，首发原因全炉膛熄火。
16：
04′，＃3炉重新点火，17：
44′，机组并网。
2暴露问题：
由于＃3炉灭火保护灵敏度偏高，导致燃烧不稳、炉膛负压波动时，灭火保护容易动作，造成炉MFT，联跳＃3机组。
3防止对策：
a、＃3炉灭火保护动作时间由无火2秒动作改为无火3秒动作。
b、按规定定期进行吹灰，每次吹灰后要及时做好记录，分场检查；
c、继续查找燃烧不稳或负压异常波动原因并进行消缺。
以后再发生此现象时，要及时投油稳燃。
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7月24日洛河发电厂＃1炉给水流量调节系统失灵，汽包水位越限保护动作跳闸
1事故经过、扩大、处理情况：
7月24日3时，洛河电厂＃3机组运行，负荷分别为238、294MW，＃2机组技改大修。
3：
34，＃1机组启动过程中，负荷90MW，机组参数正常，C电泵运行，给水流量处于自动调节状态，发生给水流量突升失控，造成汽包水位高MFT，5：
00机组重新并网。
11：
03，＃1机负荷120MW，C电泵运行，由于电泵给水调节失控，造成汽包水位低MFT，重新启动于14：
07并网。
17：
32，＃1机负荷升至200MW左右，1、B汽泵运行，B小机真空低跳闸，电泵开起后转速操作不动，6：
06汽包水位调节失控，造成汽包水位低MFT，机组再次启动于10：
45并网。
根据省电力公司安[2001]67号文“关于洛河发电厂＃1机组技术改造工程投产后免于考核的批复”，＃1机组于014上4月20日开始改造，01年12月20日改造工程投产，故此次事故不中断安全记录。
2暴露问题：
＃1机组改造投运时间较短，控制系统存在不足之处，汽包水位单冲量控制品质不良，单冲量与三冲量切换时扰动大，电泵转速控制与勺管调节特性差，跟踪缓慢，造成汽包水位波动大，导致水位调节紊乱，造成汽水位高或低跳闸。
3防止对策：
a、安排时机，做好＃1、＃2机组RB试验，完善机组自动处理事故功能。
b、进一步优化DCS有关自控参数，提高各种工况汽包水位自动控制品质。
c、加强定期检查、维护工作。
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7月12日铜陵发电厂＃3炉运行中因负压波动大厦，炉MFT，联跳＃3机组
1事故经过、扩大、处理情况：
7月12日13：
18′，＃1机负荷100MW，＃2机负荷100MW，＃3机负荷284MW，13：
24′＃3炉负压突然波动大，给粉机相应跳闸，＃3炉熄火，炉MFT动作，联跳＃3机组。
13：
35′＃3炉重新点火，15：
04′＃3机与系统并网。
2暴露问题：
a、＃3炉运行中燃烧不佳，欠稳定，炉膛扰动大；
b、来煤杂，煤质差。
3防止对策：
a、利用停炉或大修机会，进行＃3炉空气动力场试验；
b、凡来煤煤质发热量低于4800大卡，挥发份低于10%时，燃供部必须及时通知燃料分场，燃料分场上煤时必须及时通知值长和机组长。
c、运行人员在调整中应尽量避免炉膛大扰动产生。
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7月13日田家庵发电厂＃4炉高温过热器泄漏，停炉消缺
1事故经过、扩大、处理情况：
障碍前运行方式：
全厂＃1、＃2、＃3、＃4、＃5机运行，全厂负荷710MW，＃4机负荷110MW。
2002年7月12日22：
00′运行人员检查发现＃4炉炉膛右侧标高28M高温过热器处有泄漏声，即向省调申请批准停炉消缺，经省调同意后，＃4机于7月13日5：
12′解列。
冷却后进炉膛检查发现为高温过热器右数第4排，出口管下弯头前侧第一根管靠弯曲起点下约35M处过热爆管，裂纹长约20MM，经检修处理正常后，＃4机于7月14日22：
45′并网
2暴露问题：
a、高温过热器材质老化（＃4炉投产进行二十多年，此管段未更换过）；
b、来煤质量差。
3防止对策：
a、加强对“四管”的防么检查，提高燃煤品质；
b、结合今年机组大修对高温过热器进行更换。
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7月19日洛河发电厂＃1炉炉膛火检探头冷却风机跳闸，造成冷却风压低FSSS动作机组跳闸
1事故经过、扩大、处理情况：
7月19日22时，我厂＃1、3、4三台机组运行，负荷分别为300、289、299MW，＃2机组技改大修。
22：
10，＃1机组有功负荷300MW，无功负荷170MW，突然跳闸，首发原因为“失去冷却风”。
经检查，＃1探头冷却风机跳闸，原因为控制熔丝爆一只。
＃2探头冷却风机因出口继电器触点接触不好，未能联动，造成冷却风压低，锅炉MFT。
经处理，＃1机组于7月20日0：
38并网发电。
2暴露问题：
未能及时发现设备缺陷而采取有效的防范措施。
3防止对策：
更换接触不良的继电器，对运行设备加强维护，及时发现缺陷并消除。
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7月21日田家庵发电厂＃1炉低温再热器泄漏，停机消缺
1事故经过、扩大、处理情况：
障碍前运行方式：
全厂＃1、＃2、＃2、＃4、＃5机运行，全厂负荷592MW，＃1机负荷85MW。
7月21日15：
00′，运行人员检查发现＃1炉尾部标高22M左侧有泄漏声，经申请省调同意后＃1机于21日22：
10′解列停机。
炉冷却后，检查为低温再热器管左数第1排水平段上数第1、2根管，左数第2排水平段上数第4、5根管发生泄漏，经焊补处理后，＃1机于7月24日16：
00′并网。
2暴露问题：
a、再热器中、低温组材质老化严重；
b、来煤质量差（灰份含量大，加剧了炉尾部受热面的磨损）
3防止对策：
a、加强对“四管”的防磨检查，提高燃煤品质；
b、结合＃1炉大修更换再热器中、低温组。
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7月22日铜陵发电厂＃3炉运行中因炉膛负压波动大，炉MFT动作联跳＃3机组
1事故经过、扩大、处理情况：
7月22日10：
10′,#1机负荷93MW，＃2机负荷85MW，＃2机负荷189MW，10：
19′＃3炉膛负压突然大幅波动，运行立即投1B1，1B3油枪，此时＃3炉MFT动作，联跳＃3机组，首发原因系“全炉膛无火”。
经全面检查，未见异常，10：
20′＃3炉重新点火，11：
06′＃3机与系统并网。
2暴露问题：
＃3炉运行中燃烧工况不稳，遇炉膛负压波动时易熄火跳机。
3防止对策：
a、利用停炉或大修机会，进行＃3炉空气动力场试验；
b、立即组织专业技术人员开展＃3炉燃烧系统技术攻关，争取早日解决＃3燃烧不稳熄火跳机的难题。
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7月27日铜陵发电厂＃3炉运行中因炉膛负压波动大，炉MFT动作联跳＃3机组
1事故经过、扩大、处理情况：
7月27日9：
13′，＃1机调停，＃2机负荷84MW，＃3机负荷159MW，9：
15′＃3炉负压突然大幅，运行立即投1B2，1B3油枪，此时＃3炉MFT动作，联跳＃3机组，首发原因系“全炉膛无火”。
9：
23′＃3炉重新点火，9：
53′＃3机与系统并网。
2暴露问题：
＃3炉运行中燃烧工况不稳，遇炉膛负压波动时易熄火跳机。
3防止对策：
a、利用停炉或大修机会，进行＃3炉空气动力场试验；
b、立即组织专业技术人员开展＃3炉燃烧系统技术攻关，争取早日解决＃3炉燃烧不稳熄火跳机的难题。
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7月23日洛河发电厂＃1炉C磨煤机1电动机引线短路故障，6KV母线失电，造成锅炉MFT动作机组跳闸
1事故经过、扩大、处理情况：
7月23日20时，我厂＃1、3、4三台机组运行，负荷分别为228、255、255MW，＃2机组技改大修，20：
15，＃1机611开关跳闸，6KVI段母线失电，1组风烟系统1、C排粉机（1、B、C在运行）及炉循泵等设备失电停运，造成汽包水位高，锅炉MFT。
检查保护动作情况，621开关跳，厂变低压开关未跳（低电压继电器未启动），低压备用电源未自投，造成＃5联变的＃3、4、5抵抗控制回路失电跳闸。
对一次设备检查，发现＃1炉C磨煤机1电机口线处电缆引线三相烧断。
该磨煤机电源开关拒跳。
组织各专业人员对开关、电机、电缆、保护进行一次全面检查试验，均未发现问题，分析引线短路原因为：
设备振动，引线长期磨损，外绝缘降低，又连日阴雨受潮，造成击穿短路，开关拒跳。
7月24日2：
27，＃1炉点火冲转，3：
04＃1机组并网。
2暴露问题：
设备的检修、运行维护工作不到位。
3防止对策：
a、做好继电器的定期检查和维护工作。
b、已列入更换计划。
在未更换前，加强设备维护检查，定期检查、试验。
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7月28日铜陵发电厂＃3炉运行中因炉膛负压波动大，炉MFT动作，联跳＃3机组
1事故经过、扩大、处理情况：
7月28日19：
00′，＃1机负荷100MW，＃3机负荷179MW，19：
03′＃炉负压突然大幅歧，运行立即投1B3、1B4油枪，此时E＃3炉MFT动作，联跳＃3机组，首发原因系“全炉膛无火”。
19：
14′＃3炉重新点火，19：
51′＃3机与系统并网。
2暴露问题：
＃3炉运行中燃烧工况不稳，遇炉膛负压波动时易熄火跳机。
3防止对策：
a、利用停炉或大修机会，进行＃3炉空气动力场试验；
b、立即组织专业技术人员开展＃3炉燃烧系统技术攻关，争取早日解决＃3炉燃烧不稳熄火跳机的难题。
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8月24日洛河发电厂＃2机由于热控保安电源故障，引起两台引、送风机同时跳闸，MFT动作，机组跳闸
1事故经过、扩大、处理情况：
8月24日，我厂＃1、2、3、4机组运行。
13：
30＃2机组负荷250MW，运行中突然跳闸，首发原因“两台引风机跳闸”、“两台送风机跳闸”；DCS系统工程师站、DEH站、大屏幕、＃42、＃43操作员站失电，历史记录站死机；6KV厂用电III段自投正常、IV段未自投（原因为位置继电器闭销），所有380V厂用电自投正常。
经查故障原因为热控保安电源故障，由于热控保安电源不是瞬间消失，使另一路电源自动切换时间超时，导致部分站下网、花屏、引起两台引风机、两台送风机同时跳闸，MFT动作，机组跳闸。
汇报调度，＃2机组具备重新启动条件，13：
35接调度0：
46点火，3：
39并网。
2暴露问题：
维护不当。
3防止对策：
利用小修机会将工程师站、DEH站、历史记录站改为UPS供电，定期检查各供电电源开关状态，做电源切换DPU切换试验。
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8月26日洛河发电厂＃2机组自动过程中
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