发电企业锅炉事故案例分析题20题.docx

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发电企业锅炉事故案例分析题20题

锅炉事故案例分析题

1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MFT，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，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500MW，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。

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475.0MW，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，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。

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：

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12.04kPa，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8.8kPa，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549Km3/h，其中左侧二次风量178Km3/h，右侧二次风量178Km3/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、事故过程及处理：

1、06：

01，#2、4高调门出现波动，波动范围：

#2高调门行程：

32－39.3mm，#4高调门行程：

32.26－40.37mm。

2、06：

02，＃4高调门开度由36mm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95t/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507.65Km3/h降至156.76Km3/h,“风量＜30（230Km3/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36mm突关至0后，负荷突降，主汽压升高,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447.65Km3/h大幅减小为96.76Km3/h，且因D、C磨停运一次风量已由180Km3/h减小为60Km3/h,总风量为一、二次风量之和156.76Km3/h，小于保护定值230Km3/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143t／h。

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11t／h；过热器B侧一级减温水调门开度40.77%,减温水量17t／h；过热器A侧二级减温水调门开度11.36%,减温水量3t／h；过热器B侧二级减温水调门开度6.5%,减温水量2t／h。

19时08分54秒，启D磨煤机，煤量22t／h，总煤量148t／h，负荷294MW。

19时17分37秒，D磨煤量增加至44t／h，总煤量174t／h，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20t／h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1035.41t／h增至1425.75t／h,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540.15℃。

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1096.35t／h,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1040t／h，增加到1400t／h，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，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20t／h，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，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、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。

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0Pa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:

41C3灭火

21:

45:

41炉膛压力低I值出现；

21:

45:

42D2、D3、C4灭火；

21:

45:

43B4灭火；

21:

45:

44B3、B2、D1灭火；

21:

45:

45A3、B1、C2、C1、D4灭火；

21:

45:

46A1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：

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，