福州可门火电厂事故汇编

1、一、 工程简介福建华电可门发电有限公司一期工程为2×600MW超临界机组，该工程锅炉、汽轮机与发电机为上海电力设备成套产品，控制系统采用美国西屋公司的OVATION分散控制系统，给水泵为上海电力修造总厂有限公司产品，给水泵汽轮机为杭州汽轮机股份有限公司产品。主变压器为特变电工沈阳变压器集团有限公司产品。同时该工程拥有5万吨泊位重件码头，输出线路56km，双回线路500kV接入福州北变电站，启动备用电源取自厂内500kV G.I.S开关站；拥有封闭式圆形煤场、烟气海水脱硫装置。该工程由福建省电力勘测设计院和西南电力设计院合作设计。一期工程1、2号机组主体工程分别由广东火电工程

2、总公司和福建电力第一工程公司承接，为加快1机组工程进度，对机组土建、1号机组外围设备的安装及单体调试进行了分包。福建中试所电力调整试验有限公司承担机组分系统和整套启动试运阶段的调试工作。部分系统由厂商和调试单位共同负责，由电厂负责组织和协调。二、 工程进度该工程于2003年12月28日奠基，1、2号机组土建工程于2004年7月26日开始，1号机组安装工程于2004年11月28日开始，2005年12月3日1号锅炉通过整体水压试验，2005年12月27日1号机组DCS装置复原，2006年2月17日厂用电受电一次成功，计划于2006年5月26 日首次整套启动，2006年6月28日通过168

3、小时满负荷试运后移交试生产。由于汽机侧主设备的到货滞后以及安装问题，造成总启动时间推迟。目前，小机低压进汽管道尚未安装完毕，主机润滑油、EH油、小机润滑油油质不合格，正在进行滤油，盘车不能投入。机组调试及联锁试验也因此推迟，影响了整个启动进度。#1机组里程碑节点 实际进度:炉钢架吊装 04.11.28受热面吊装 05.05.05大板梁验收 05.04.29烟囱到顶 05.08.01主厂房封顶 05.07.08汽机台板就位 05.12.13锅炉水压试验完 05.12.03循环水通水 06.05.20DCS系统复原 05.12.27厂用电受电 06.02.17化学制出合格除盐水 06.03.30汽

4、机扣盖完成 06.05.03闭式水系统分部试运 06.05.06凝结水系统分部试运 06.05.11空压机系统分部试运 06.05.16锅炉化学清洗完成 06.05.17#1循环水泵分部试运 06.05.22开式水系统分部试运 06.05.23三、#1机组关键点完成时间1、#1机组于7月2日18：00首次并网。2、#1机组168从7月28日0：28开始。3、#1机组168从8月04日0：28结束。四、 机组启动调试期间出现异常情况5月份：1、#1机除氧器满水超压事件1)开始日期时间：2006-5-10/18:15，结束日期/时间2006-5-10/19:472）异常事故发生前运行方式：#1机除

5、氧器水位从临时水位计上看在中间位置，因除氧器底部溢流管漏水，上值于15：05暂停上水，广东火电人员在补焊。3）事件情况概述：18：15广东火电万民强通知#1除氧器底部漏水点已补焊好，要求上水冲洗除氧器，本值派人对凝结水系统和除氧器检查，除氧器只有一个就地临时水位计，CRT上无水位、流量、压力显示，要求广火万民强派人监视就地水位。18：27在确认除氧器、热井就地水位计已由广火人员监视后，启动1A凝结水泵向除氧器上水，发现CRT上凝结水泵出口压力、凝结水母管压力、凝结水泵密封水压力显示为0，就地检查人员发现压力变送器一次门被关闭，通知广火人员开启后CRT上显示恢复正常。凝结水再循环管振动很大，广火

6、调试人员万民强称：“没关系，就这样”。要求运行人员做好“凝结水再循环管破裂”的事故预想。19：10因除氧器水位调节旁路门开启失败，停运凝结水泵。由广火人员手动开启10%后，19：24启动1A凝结水泵继续上水。19：47由于广火就地监视除氧器水位的人员疏忽，除氧器满水。监盘人员听到万民强说“法兰盘冲破”后在DCS立即停1A凝结水泵，除氧器出口临时排放门开启困难，由广火人员手动开启排放。现场检查发现除氧器安全门动作，凝结水管进入除氧器补水管的两个法兰盘冲破漏水。事后查凝结水泵出口压力在停泵前一分钟由2.1MPa升到2.56MPa。4）处理情况及采取的措施：立即停运凝结水泵，开启临时排放门放掉除氧器

7、内部水。5）原因分析a在CRT上不能显示除氧器水位、压力、流量的情况下对除氧器水位监视不到位，在广火已派人监视后，应考虑到安装单位监视水位的人员会不到位，并安排运行人员现场监视水位。b在监视手段缺乏的情况下，未考虑到除氧器满水后凝结水泵出口压力和凝结水母管压力会升高，应调出母管压力趋势图进行辅助监视除氧器水位。 6)原因(直接原因、根本原因) 及存在问题具体说明：a.直接原因：除氧器空气门和冲洗排放门未开启，凝结水临时管道再循环只能现场手动调节，凝结水泵顶压导致除氧器满水、超压。b.根本原因：对除氧器就地水位监视不到位，且未做好防范除氧器满水风险分析。c.存在问题：安装单位的调试方案可操作性不

8、高，在控制、调整设备未完善的情况下进行设备试运，人身和设备事故的风险高。值长记录不规范。7)整改措施、防止对策、经验教训a.重视设备试运工作，协助安装、调试单位做好试运风险评估，避免人身和设备异常事件。b.加强现场安全技术检查和风险评估及控制。c.建立值班制度，加强现场试运工作的协调和指导。d.制定运行岗位，特别是值长岗位记录规范。e.规范运行人员的监盘行为，提高监盘水平。2、#1炉过热器进水事件1）开始日期时间：2006-5-12/00:15,结束日期/时间2006-5-12/07:002）异常事故发生前运行方式：准备启动1A凝结水泵对化学清洗临时管路、凝结水管路、给水管路、锅炉启动系统行上

9、水冲洗。3）事件情况概述：12日夜班接班后，广火人员调试人员张庆告该阶段管路冲洗方案：凝结水从凝结水泵临时管路给水管路省煤器水冷壁汽水分离器下部排放管路。明确就地操作部分由广火人员操作/电厂运行跟随，集控部分由广火人员监护运行操作。根据广火方案在值内作风险防范讨论，并向广火调试人员张庆交待：a.预防汽水分离器满水：分离器就地水位计、分离器底部排放门、炉顶空气门要有专人监视，控制小流量上水，先关闭排放门，一旦有水位立即开启排放门；空气门为全封闭或半封闭（左侧），也应专人监视，及时发现空气门有排气（说明上水正常）及排水（说明相关管路已满水），同时提出水位计为U型管式不合理，气侧没有连通管易造成水位

10、计水侧水塞型成假水位。b.防止凝泵过负荷：启动时C8门全关，开启凝结水再循环10圈，控制启动电流及流量，待电流稳定后再切换至C8开大，再循环关小，控制上水速度。c.防止除氧器补水门内漏，应手动摇紧，并关闭其后几道门。d.防止凝泵倒转：手动关严1B凝泵出口门，启动后监视1B泵有无反转。e.防止凝泵打空泵：专人监视热井水位。f.汽水管路畅通，有关空气门开启，疏水门关闭。对冲洗回路进行检查，发现DCS无法监视汽水分离器水位、冲洗回路压力、流量。只有就地一个U型管水位计可监视水位，且只有2-3m长，此临时水位计装设不合理已向广火提出。3：12启动凝结水泵上水后，开始炉顶空气门有空气排出，一段时间后排气

11、停止，此时张庆认为上水量太小，不断开大C8门仍无反应，运行向广火提出不能开太大，要检查一下，广火人员称13.7m层已开始探伤，不好检查，仍不停开大C8门至全开（此为事后才知道，当时广火人员用粤语通话，听不明白），仍没有排汽，广火张庆才通知探伤停下来，进行检查，广火当时认为高加旁路堵，应广火要求要求切至主路（事后才知道DCS流向标识有误，实为切至旁路），切换过程中高加快关阀变黄色（故障），广火就地开启高加快关阀及出口电动门。此时凝结水泵出水出口压力较低，炉顶广火人员称又有气冒出，广火恢复了探伤，估计上水流量很大向广火人员要求关小C8门，广火人员说没关系，水容积很大，可以快点上，到后面再关小来得及

12、，在此过程中炉顶运行人员称水位计处无广火人员，我再次向广火提出要求水位计要专人监视，集控广火指挥人员说有炉顶两个人都在空气门处，马上就安排一个到水位计处，不久听广火炉顶人员说有一根管有水冒出，水很清，可能是省煤器，正在关，之后集控广火指挥人员就与炉顶人员用粤语对话，此时炉顶监视运行人员汇报已经看到汽水分离器水位，且上升较快，我立即向广火人员提出要求调整，广火口头答应并继续用粤语通话很长一段时间，几分钟后运行零米层人员说看到有水漏下，向广火人员要求停泵，广火同意后即停运1A凝结水泵，并停止探伤现场检查。出集控后发现#1机主汽门开口处有浊水冒出，并对汽机全面检查，未发现其它大漏点，询问广火人员原因

13、，广火人员称过热器进水了，问及为什么没调整好水位时张庆称没关系，反正进水了，正好可以对过热器冲洗一下；问及为什么两个人都在炉空气门处时，广火称等关完空气门再监视水位；问及何时开炉底排放门时张庆回答是停泵后才开启排放门，并且他也是事后才知道当时未开启。此时热井水位已低正在补水无法进行再次冲洗，广火人员离开主控。4)处理情况及采取的措施：立即停运凝结水泵，开启排放门放掉过热器内部积水。5)原因分析a就地水只有就地一个U型管水位计可监视水位，上水前提前完善DCS上除氧器/分离器水位显示。b值长全面掌握广火的调试方案及其变化。在各方确认风险可控在控的情况下，执行调试工作。c应安排运行人员到除氧器/启动

14、分离器就地监视水位。6)其他原因(直接原因、根本原因) 及存在问题具体说明：a.直接原因：由广火操作的控制流量的C8门开太大、启动分离器排放门未及时开启，且这些门只能现场手动调节，汽水分离器水位计未监视到位，调整不及时导致汽水分离器满水。b.根本原因：安装单位和运行人员未做好防范分离器满水风险分析和预控。7)整改措施防止对策、经验教训a.值长应强化有决心和能力控制运行现场任何可能发生意外的观念。b.未组织锅炉上水方案风险分析c.针对上水方案可能的风险进行必要的预控告知广火调试负责人上水方案可能存在的风险；安排本值人员做好预控措施（监视水位/打闸凝结水）3、#1辅助锅炉上锅筒水位低MFT及误碰停

15、炉1)开始日期时间：2006-5-15/0:45，结束日期/时间：2006-5-15/1:202)异常事故发生前运行方式：#1辅助锅炉运行，上锅筒水位:3CM，汽压:0.5Mpa，负荷5%，供汽电动门开启，向空排汽门部份开启，送、引风机风阀及给水调节阀（开度6%）投自动，除氧器进水调节阀及减温水阀投手动，除氧器水位略低。3)事件情况概述：因1机除氧器及2高加需用汽，1辅助锅炉投入运行，0：45上锅筒水位:3CM，汽压:0.5Mpa，负荷5%，供汽电动门开启，向空排汽门部份开启，送、引风机风阀及给水调节阀（开度6%）投自动，除氧器进水调节阀及减温水阀投手动，给水调节门投自动，因汽压上升较快，操作

16、人员开大辅助锅炉向空排汽阀。0：47辅助锅炉上锅筒水位波动巨大,瞬间跌落至-10CM,锅炉低水位MFT,送引风机全停,水位波动剧烈,一直维持在-5CM以下,立即解除给水自动,开大给水调节门至40%给锅炉补水,逐渐将水位提升至0CM左右。1：00辅助锅炉吹扫后重新点火成功。1：15辅助锅炉负荷5%，除氧器水位略低，操作人员点击辅助锅炉触摸屏上除氧器进水调节阀开度，弹出一个数字窗口，该数字窗口与辅助锅炉“停止”按钮相距很近约2mm，由于操作人员不熟悉触摸屏特性，手指接触面过大，误碰了“停止”按钮，致使辅助锅炉程控停炉。1：201辅助锅炉吹扫后重新点火投运正常。4）处理情况及采取的措施：MFT后按辅

17、锅熄火处理，手动启动引、送风机吹扫两、三分钟后待炉膛火焰熄灭后重新点。1：201辅助锅炉吹扫后重新点火投运正常。5）原因分析a辅助锅炉上锅筒容量小，用汽量变化时必然造成上锅筒虚假，因此用汽量改变前要将给水调节阀改手动，手动控制补水量，若水位虚高，则水位有下降趋势时，立即开大给水调节阀（一般要开至4050%），若水位虚低，则开大给水调节阀维持水位不低于7CM（9CM动作），待水位有上升趋势时，立即关小给水调节阀，操作时应参考给水流量及蒸汽流量进行调整。b辅助锅炉上锅筒水位低MFT应加延时，否则易误动。c辅助锅炉MFT后，燃烧器处一般仍有火，因此重新启动必须手动启动引、送风机吹扫待炉膛火焰熄灭后方

18、能重新点火。d辅助锅炉MFT后即联跳送、引风机（应延时再联跳）。e调整用汽量时应缓慢进行，充分考虑辅助锅炉蓄热小的因素。f修改辅助锅炉触摸屏数字窗口弹出位置并加启动及停止“确认”按钮，从技术上防止误碰。g要熟悉触摸屏特性，尽量用指尖点触，不能用指面接触否则易误碰其他按钮。h操作辅助锅炉触摸屏时要保持高度注意力。i操作人员应正对辅助锅炉触摸屏时才能操作，否则易因视线问题误碰其他按钮。j加强运行人员培训，提高操作技术水平。6）原因(直接原因、根本原因) 及存在问题具体说明：a.直接原因：误碰辅助锅炉触摸屏“停止” 按钮。b.根本原因：辅助锅炉触摸屏控制画面设置不合理。c.存在问题：辅助锅炉触摸屏可

19、操作性极差，在控制、调整设备未完善的情况下进行设备试运，人身和设备事故的风险高。运行人员对辅助锅炉触摸屏特性不熟。辅助锅炉触摸屏控制界面布置不合理，无防误措施。辅助锅炉MFT后即联跳送、引风机（应延时再联跳）。辅助锅炉上锅筒水位低MFT应加延时，否则易误动。4、1A循环水泵强迫停运（工业水中断）1）开始日期时间：2006-5-31/13:55结束日期/时2006-5-31/16:002）异常事故发生前运行方式：2006.5.31-9：20 #1炉点火准备吹管，1A循环水泵运行，#1机凝汽器通水，1A闭式冷却泵运行。当时外围专业的部分设备运行方式如下：两套除盐系统运行，两台化学供水泵运行（流量2

20、85t/h）。01A消防稳压泵运行。01A工业水泵运行（流量130 t/h），01B工业水泵故障。01B原水升压泵运行（转速90）。01B机械搅拌澄清池运行。01A、01C、01D重力式滤池运行。01A、01B化学消防水池进口门开启，01D工业水池进口门开启，01A、01B、01C、01D工业水池出口门开启。3）事件情况概述：13：55 值长邱春崇接到电建水泵房值班人员电话通知：循环水泵工业冷却水无压力。即令监盘人员加强循泵电机轴承温度监视。立即通知化学运行对工业水系统检查。14：15外围值班钟天东查工业水池水位为1.5m，工业水泵01A打空泵，即汇报值长，停运工业水泵。关闭01A、01B、0

21、1C工业水池进、出口门，01D工业水池独立运行，以最快速度抬高01D工业水池水位。由于机组将进行吹管要消耗大量的除盐水，为了保证除盐水量尽量开大除盐制水出力，导致工业水池水位不足，同时监视画面上没有工业水泵压力和流量、工业水池水位监视，致使工业水失压未及时发现。要求化学运行优先保证工业水池水位。14：20工业水仍未恢复，值班领导陈键立即派出部门调试组成员两人，随后又亲自前往指导和协助处理。14：20 启动01A原水升压泵，转速逐步提高至65。通知电建人员打开01A工业水泵排气孔。14：40 值班领导陈键下令：调小两套除盐系统制水量至120t/h，停一台化学供水泵，关闭01A、01B化学消防水池

22、进口门，提高01D工业水池水位提升速度。（除盐水箱液位5.1m）15：11 01A重力式滤池顶部溢流，调整01A源水升压泵转速至60。15：30#1机1A循环泵上导轴承温度缓慢升到80，为防止设备损坏，手动停运1A循环水泵，开启冲洗水泵往母管临时注水阀门进行注水。交班时特别交代接班值注意相关设备运行状态。15：35 01A工业水泵排气孔排气中断，01A工业水泵取水管为倒扣管，发电部四人用水桶在01A工业水泵排气孔灌水排气。15：55 01B工业水泵电建处理好。16：15工业水泵排气成功，启动01B工业水泵，工业水恢复正常。1A循环水泵停止后，闭冷水温度、电泵液耦轴承第6点温度上升快（最高分别为

23、38度、90.66度），即令开启闭冷水放水作开式运行。17：00启动1A循泵运行，闭冷水温度、电泵液耦轴承第6点温度均下降，关闭闭式水放水门。4）处理情况及采取的措施：a.立即调整工业水系统及除盐水系统运行方式，加大工业水池补水量。b.严密监视循环水泵各点温度，温度上升到高限及时停运。c.工业水恢复后立即启动循环水泵，使闭式水得到足够冷却，保证相关辅机安全运行。e.闭冷水开式运行降低冷却水温度维持电泵运行，避免电动给水泵强迫停运使锅炉吹管中断。5)原因分析a.远方水位计均不准，应经常巡视各水池水位，及时对各水池的进水量进行调整。b.在保证除盐系统用水的同时，确保01D工业水池水位正常。6)其他

24、原因(直接原因、根本原因) 及存在问题具体说明：a.直接原因：工业水池水位低使工业水泵打空泵无出力使循环水泵失去冷却水而被子迫停止。b.根本原因： 工业水池液位计未校正好投入，无法监视各运行参数并及时调整化水系统运行方式。安装或设计上存在缺陷，工业水池尚有1.5米水位而工业水泵却打不出水。循环水泵的冷却系统设计不合理。工业水、复用水任一水源中断将导致循环水泵跳闸。工业水池运行方式安排不合理，在用水量大时应优先保证有一工业水池水位在较高位置，防止水池水位低、工业水泵打空泵。工业水泵出口有压力变送器但未调试好，无法在化水控制室监视工业水运行压力是否正常，复用水泵也存在相同问题。d.存在问题：主控室

25、CRT上循环水泵工业水、复用水等无压力显示（无变送器），运行人员无法及时发现其冷却水中断。7）整改措施、防止对策、经验教训a.督促电建将各水池水位计调试准确，修改工业水池低水位热工定值。b.在电建未对各水池水位计校验完成前，加强监视确保不发生各水池低水位，造成相关的水泵等打空泵。c.做好循环水泵运行中复用水/工业水中断事故预想。d.加强循环水泵运行巡查工作。e.编写完善热机抄表记录。f.会同工程部协商改进循环水泵冷却系统不合理设计g.在工业水、复用水等冷却水母管上加装远传变送器并将信号送至主控CRT上监视。h.外围主值应有全局观，不能因为只抓重点工作而忽视其他方面的工作。i.组织进行工业水、复

26、用水中断的风险分析和控制。六月份：1、#1启动锅炉冒正压1）开始日期时间2006-6-1/8:40，结束日期/时间2006-6-1/16:002）异常事故发生前运行方式：2006.5.31-1：40许可SHEQ-B-1077工单：启动锅炉回油管道改接至供油泵出口再循环阀与后截止阀之间，5：10工作结束。7：50启动辅锅向辅汽母管供汽正常，18：53因大炉不需用汽，熄火停炉，关闭辅锅燃油进/回油手动门。6月 1日7：00启动供油泵后，检查油压4.0MPa，对辅锅进行检查发现进油快关阀前压力表无压力，查进、回油手动门关闭，即打开进、回油手动门，进油压力显示4.0MPa，7：30由于辅锅暂时不启动，

27、且除氧器进水调节阀内漏，关闭调节阀前手动门并交待下值。3）事件情况概述：6月 1日8：00 按上值交待辅锅无工作并已检查正常准备启动，当值值长即派两人到现场准备启动辅锅。8：40 运行两人持“辅助锅炉启动操作卡”对辅助锅炉系统检查，发现给水泵没有冷却水，通知电一建处理，9：35电一建将冷却水临时管改为引接于燃油泵房的冷却水回水，拆开管检查有水。9：40炉前燃油压力3.2Mpa辅助锅炉点火，发现正压较大，就地有烟气冒出。立即手动MFT，检查左侧人孔门未关严，由电建人员关上。检查系统后关闭燃油泵出口回油阀。10：02就地检查无其他异常，炉前燃油压力3.2Mpa再次点火，炉膛正压仍较大，就地有烟气冒

28、出，立即手动MFT，按停炉逻辑要求，手动MFT后送、引风机吹扫三分钟，在吹扫过程中听到异常响声，立即停运送、引风机对辅锅进行闷炉处理。10：30经确认烟道无着火现象后，启动引、送风机对炉膛进行30分钟吹扫。运行人员外部检查发现锅炉右侧上部上锅筒位置化妆板有打开一片，即汇报部门冯主任，通知电一建、广火及本公司工程部陆德明、蔡桂山检查炉墙是否有损坏。查炉膛负压曲线：9：45正压最大值400Pa，9：40负压-450Pa，10：02负压-450Pa，10：07负压-450Pa。4）处理情况及采取的措施：a.立即手动停运辅锅，通知有关单位检查处理。b.加强上水冷却，以便安装单位恢复保温和密封系统、检查

29、风烟和汽水系统。c.检修结束后，在启动前做水压试验和炉膛正/负压保护试验。5）原因分析a.运行人员对交班后设备状态未重新检查。b.系统存在问题，点火前无法确认回油压力（回油母管是否有堵无法确认）。c.阀门开度标示不明确，阀门标示牌不全。d.回油管改造后的异动情况交底不清。e.调试不到位，炉膛正压保护拒动。f.操作卡风险分析制定中未对回油影响进行分析。g.运行人员对辅锅回油影响风险分析认识不够，未掌握回油的作用是控制燃料量的唯一方法。h.值长、主值对现场发现的异常未认真进行分析便再次下令启动设备。i.值长、主值未对现场操作人员指出启动锅炉的主要风险和确认关键操作步骤。6）更周到的运行或维护工作可

30、以减少损失1、提高辅助锅炉炉膛压力保护MFT的正确动作率。其他： 吹管工作紧张，现场设备状态确认不到位7）原因(直接原因、根本原因) 及存在问题具体说明：a.直接原因：辅助锅炉回油阀未全开，导致辅助锅炉进油量过大冒正压。b.根本原因：安装单位和运行人员未做好防范炉膛正压风险的控制措施，运行人员对设备检查不到位，设备异动交底不清。8）整改措施、防止对策、经验教训a.组织对辅锅回油改管方案风险分析并制定预控措施b.重新对所有系统检查操作卡进行全面修订。c.强调调试期间必须对各系统设备的状态认真检查确认，没有检查清楚不启动。d.设备或系统投运时通知维修人员到场确认重要表计和保护的投入。e.使用专门文

31、件夹管理异动和设计变更有关的文件。f.编写系统调试总结，并依据其中的技术部分修订规程和操作程序。g.尽快制作、悬挂设备标志牌(丢失后再补)。h.非代管设备或系统投用时应通知安装单位到场联合检查、确认。i.严格工作许可的管理，不得给予非“三种人”办理工作票。j.加强对全体人员的现场培训，提高风险分析预防能力k.重新修订防止锅炉爆燃操作预案2、6月10日1启动锅炉背海侧外墙板着火1）开始日期时间6月9日15：15，结束日期时间6月10日6：102）异常事故发生前运行方式：6月9日15:15 #1启动锅炉在点火升温升压至0.77MPA/320时控制屏出现“PLC数据中断”报警，控制屏所有参数显示为#

32、，送、引风机均跳，烟囱冒黑烟，但MFT未动作，立即到就地关断进、回油阀。手动启动引风机吹扫，并通知厂家人员到场后，15：55由厂家人员再次吹扫并由厂家就地短接线强制关闭进回油快关阀。16：50 得值长令后再次启动送、引风机进行5分钟吹扫后准备辅锅再次点火，因有江西华通在盘柜后对2启动锅炉接线，查问称不会影响1启动锅炉的运行。17：00 顺控启动1启动锅炉。正常运行约3分钟PLC画面突见所有数字显示均变成#字，报警主要显示：1号通道框架已建立，插件异常等（报警顺时出现后即消失）。与此同时，送、引风机均跳，但MFT未动作。立即到就地关断进、回油阀，此时PLC上显示燃油压力低MFT动作。17：20

33、厂家和江西华通均到现场，经厂家检查后无异常，因之前出现过相同异常，厂家怀疑是与江西华通接线有关。厂家与江西华通协商后，由厂家解除与2辅锅的接线。18：00汇同厂家进行全面检查后，启动送引风机吹扫5分钟顺控启动1启动锅炉运行正常。厂家于18：35分确认无异常后离开。3）事件情况概述：6月10日 0：00 夜班值接班后1启动炉继续运行，相继对小机A、B调试用汽管路、4抽汽到辅汽联箱管路及1炉吹灰管路进行吹洗。03：25分左右发现#1辅锅炉膛左侧人孔门被开启一半，即汇报值长，原因分析为吹洗时汽压波动，调节负荷率（调节进炉的燃油量）引起炉膛负压较大波动，要求主控暂停吹洗，稳定蒸汽流量和压力后，在系统柜

34、触摸屏上将#1引风机切手动并拉大负压，人到就地把人孔门关闭后，03：32继续吹洗管路。4：15 1启动锅炉汽温347，汽压0.82MPa，蒸汽流量32T/h，负荷率90，排烟温度为132，炉膛燃烧稳定，上锅筒及除氧器补水正常。突然系统柜上触摸屏操作面板重要数据均显示“#”，动力柜上1辅锅引风机、送风机、#1给水泵自行跳闸，电流到零，各红绿灯指示均消失，启动炉灭火，触摸屏无法操作，温佩兴汇报值长后，迅速到炉前将进油手动门关闭并关闭除氧器补水。送、引风机及给水泵手动无法启动（电压显示正常），无法进行手动吹扫，燃油快关阀及其它电动门也无法在柜上操作，之后对#1辅锅进行外观检查未发现异常，炉内参数无法

35、监视（失电），试重启引送风机吹扫失败。联系电建一公司李贤庆、周文财、林团等人处理，均关机，林引弘将手机按掉、联系上电一建电仪负责人张磊称会到场处理，不一会手机也关机。4：28 为防止辅锅进油手动门不严，停用2燃油泵，手动微开排汽电动门缓慢降压降温。5：36 隋巍检查时发现1辅锅冒烟着火，立即汇报值长并取用燃油泵房内灭火器灭火，通知本厂消防队武小庆进行灭火，并将化水PC到辅锅MCC电源切除。5：45消防队到现场进行灭火，并汇报公司仇副总经理、发电部冯主任、童鑫红，相继安技部郑副主任、监理人员也相继到场指导灭火。按照仇副总的指示通过上水旁路向上锅筒上水，维持水循环。5：51明火被扑灭，1启动炉背海

36、侧外墙板烧坏，其附近电缆也被烧坏，该侧下部仍有油流流出，消防武小庆初步判断为炉外着火。4）处理情况及采取的措施：#1启动锅炉突然因显示“#”控制系统故障，引风机、送风机、#1给水泵自行跳闸灭火后，立即汇报值长，并迅速到炉前将进油手动门关闭，并关闭除氧器补水，对#1辅锅进行外观检查未发现异常，炉内参数无法监视（失电），试重启引送风机吹扫失败。现场发现着火后立即汇报值长，并用燃油泵房的干粉灭火器进行灭火，但无法扑灭，值长立即联系消防队。并将化水PC到辅锅MCC电源切除，将除盐水上水旁路门全开，全开给水泵再循环门，手动全开1辅锅上水门，启动大除盐水泵运行提高水压向上锅筒补水。在消防队来前，将堆在炉墙

37、边可能着火的保温棉全部移开。辅助锅炉转检修。5）原因a厂家对已出现的两次控制系统故障停炉的现象分析不到位，未采取有效的措施防止该现象再次发生。b安装单位值班人员责任心差，通讯联系不畅，未能及时到场处理缺陷。施工人员安全知识培训不到位，未能在火情第一时刻报告值长。c对未移交未代管运行设备，安装单位未安排人员进行值班监护。d现场启动锅炉消防报警及灭火设施不足，就地临时消防器材不足（仅燃油泵房有四个灭火器）。e安装单位未预测到炉内积油着火的风险，未及时采取措施控制炉内积油着火的风险。f运行人员未预测到炉内积油着火的风险，对存在缺陷的设备未加强巡查，没有在第一时间发现火情。6）其他原因(直接原因、根本

38、原因) 及存在问题具体说明：a.直接原因：#1启锅因控制系统故障导致送风机、引风机、给水泵跳闸，但燃油快关阀未自动关闭及时切断燃油，进入炉内的积油由于炉底部排油口堵塞而从底部缝隙渗漏至锅炉外部的下右侧并着火。说明：按在#1启锅因为控制系统故障导致送风机、引风机、给水泵跳闸后，运行人员按异常事故处理程序在2分钟内手动关闭炉前进油手动门，油枪出力3800kg/h计，则进入炉内的燃油量Q大约等于Q=2min*3800kg/60min=127kgb.根本原因：可能原因之一：安装中的2启动锅炉进行热工电气接线时，引起同属一控制屏上的1启动锅炉控制系统故障，使引、鼓风机、给水泵跳闸，而燃油无法自动及时切除

39、，且事后无法启动引送风机及时吹扫排除积油。可能原因之二：1启动锅炉人孔门不严，在试运行中炉运行不稳定时会向外冒火，并多次自行打开，安装单位未及时消除该缺陷并全面检查其上方的电气动力和控制、信号电缆的完好性，致使1启动锅炉控制系统故障多次故障并最终酿成本次火险事件。c.其他：#1启动锅炉未经过40%以上负荷的动态调试。而异常事件发生时#1启动锅炉处于80%以上负荷运行，燃料不稳定导致1启动锅炉靠油泵房侧人孔门(在运行中多次自行打开)自开，可能导致其上方的电缆(距离大约为50cm)烧损。设计不合理。人孔门上方(距离大约为50cm)不应布置电缆，以防止设备运行异常时烧损电缆。人孔门存在缺陷。在锅炉炉

40、内压力波动至正压运行、防爆门未动作的情况下，人孔门会自行打开，对运行维修人员的人身和电缆设备造成较高风险。d.存在问题：现场无足够灭火器，油着火没有泡沫灭火器可用（都是干粉的）。未移交未代管设备有故障时与责任安装单位通讯不畅，安装单位值班人员工作责任心不强，不能及时处理有关缺陷或异常。 电厂集中的危险源(卸油站、油泵房、油库、氢气站等)和火源(启动锅炉)的距离太近。7）整改措施、防止对策、经验教训a.安装单位、厂家应对运行设备与安装设备可靠隔离，做到调试设备不得影响运行中的设备。b.安装单位、厂家应彻底检查、消除设备缺陷，防止设备带病运行。c.安装单位、厂家应提高人孔门的可靠性，防止人孔门经常

41、误开。d.对未移交代管的系统设备加强值班监护。e.更改电缆的布置，防止人孔门误自行打开时烧损电缆。f.对启动锅炉高于40%负荷的工况进行动态调试。g.在#1启动锅炉和卸油站之间设置防爆墙。h.安装单位加强值班人员的管理，保证通信畅通，及时消除有关设备缺陷。加强对现场施工人员异常汇报等安全知识培训。i.加强设备缺陷的风险评估和控制，特别是启动锅炉内部积油着火风险的评估的控制。j.设备配套消防设施及时投运，现场应配备足够的临时消防器材并定期检查。k.加强运行人员对炉内积油风险的分析控制。加强巡查异常或有缺陷设备的巡查监视。七月份：1、7月13日#1机组并网调试中，因燃烧波动引起汽水分离器水位水位偏

42、差大，水位自动被切出控制，导致分离器水位高高MFT。2、7月17日17：451机组跳闸，5012、5013开关跳闸，发电机灭磁，1炉MFT动作，原因为1A小汽机真空不严密,在进行1A小汽机抽真空时造成1大机真空急降跳机。3、1锅炉给水流量低低MFT1）开始日期时间2006-7-19 19:32结束日期/时间2006-7-19 19:422）异常事故发生前运行方式：#1发变组经5012、5013开关并网运行，带负荷160MW，给水流量为620 T/h，磨煤机1A运行煤量25T/h，磨煤机1B运行煤量为31T/h，AB层四支油枪运行。500KV 、母运行，福门路线路运行、福门I路线路检修。福门I串

43、5011、5012、5013开关成串运行，福门串5031/5032/5033开关成串运行， #0高压备变及5021开关运行。#1机组厂用6KV 1A/1B段由#0高压备变供电，公用6KV 01A/01B均由#1机组供电。#2机组厂用电尚未受电启动调试。3）事件情况概述：2006/07/19 19：32热工人员调整完毕电动给水泵自动，要求试将电动给水泵投入自动。运行人员将电泵控制投入自动，但电泵控制输出指令突然变为0，运行人员快速将电泵切为手动控制并将输出指令升高至50%，但仍出现#1锅炉给水流量低低MFT，汽轮发电机组正确联跳。19：33 汇报中调调度员#1机组跳闸。19：42 1炉AB1、3

44、油枪点火成功。4）处理情况及采取的措施：汽机方面：查汽机已跳闸，高中压主汽门/调门/抽汽逆止门自动关闭正常。查1汽机交流润滑油泵自启动正常。手动启动高压密封油备用泵，启动顶轴油泵，汽机零转速后就地投入盘车运行。查1汽轮机疏水开启正常。汽机高、低旁切至手动直至全关。锅炉方面：查磨煤机、一次风机、密封风机均正确联跳，退出电除尘运行。查锅炉各减温水确已关闭。重新吹扫并点火。电气方面：查1发变组跳闸解列正常，厂用电供电正常。5）少发电量、多耗能源：造成1机组少发电，增加了启动调试过程的耗油量。6）原因(直接原因、根本原因) 及存在问题具体说明：a.直接原因： 1锅炉电动给水泵投入自动控制后，输出指令立即变为0，造成1炉给水流量低低MFT。b.根本原因：1炉给水自动控制回路离线更新参数错误，下载后导致给水量大幅摆动。c.存在问题：缺少给水流量低报警。中试院更新DCS逻辑缺少内控程序。7)整改措施、防止对策、经验教训增加锅炉给水流量低报警信号/补充重要报警。机组DCS报警分类细分/DCS声光报警改造完善内部热工逻辑修改内控程序2、1机高排压力高跳闸1）异常事故开始日期时间2006-7-21 5:51结束日期/时间2）异常事故发生前运行方式：