超临界锅炉事故 定版20170223

1、莒南力源热电有限公司JUNAN LIYUAN THERMAL POWER CO.LTD型号巡回检查记录 典型事故案例分析学习锅炉专业 二 零 一 七 年 二 月二 十 四 日目 录案例1 9.19 #2 机B 一次风机跳闸事故处理经过.1案例2 关于07 年06 月25 日#1 炉MFT 动作事故处理经过.1案例3 #1 机组因主汽温度高跳闸处理经过.2案例4 #2 炉给煤机跳闸.5案例5 #1 炉分离器水位高锅炉熄火分析报告.5案例6 #2 炉A 引风机轴承振动大跳闸异常分析.6案例7 关于9 月4 日#1 炉“螺旋管水冷壁温度高” MFT 分析报告.6案例8 2008 年10 月20 日#

2、1 炉爆管经过.7案例9 关于9 月1 日#2 炉“给水流量低”MFT 动作原因的分析报告.8 案例1 9.19 #2 机B 一次风机跳闸事故处理经过 发电部一值零班，事故发生前，机组CCS 模式，负荷300MW；A、B、D 磨运行，总煤量128t/h；A、B 一次风机运行，一次风与炉膛差压控制为自动方式，差压设定10kpa；A、B 一次风机出口风压分别为11.23/11.26kpa，A、B 一次风机动叶开度分别为38.5/40.7%，电流分别为92.5/92.5A。 2：36 B 一次风机发喘振报警，同时B 一次风机电流突降至79.2A。一次风与炉膛差压剧降至8.38kpa，A、B 一次风机

3、出口风压分别8.79/8.31kpa，A、B一次风机动叶自动开至54.9/57.8%。2：37 将A、B 一次风机解手动，将A 一次风机动叶关小到49%，将B 一次风机动叶开大至80%，后又将A、B 一次风机动叶关小至43.8/79%，A、B 一次风机电流基本调平，分别为92.9/95.4A，A、B 一次风机出口风压也由最低6.91/6.32kpa 开始回升，但B 一次风机喘振信号一直未复归，2：38 B 一次风机喘振跳闸，跳闸前A、B 一次风机出口风压已升至7.1/6.7kpa。B 一次风机跳闸后，将炉主控切手动，煤量减至100 t/h，将A 一次风机动叶开大至85%左右，维持一次风与炉膛差

4、压为10kpa 左右。3：23 对B一次风机检查无异常后，启B 一次风机，将其并入。3:45 机组重新投入CCS 模式，负荷维持300MW。 事后经过分析，我们认为B 一次风机喘振后，处理方式不够恰当，当时应该继续开大A 一次风机动叶，将B 一次风机动叶关小至25%以下，待B 一次风机喘振信号复归后，再择机将其并入，这种处理方式是否可行，有待验证。总之通过这次事故我们吸取了教训，为今后类似事故的处理积累了经验。案例2 关于07 年06 月25 日#1 炉MFT 动作事故处理经过一、事件前运行方式 1. 6 月25 日运行二值当班。04 时12 分，#1 号机组有功300MW，无功 -30Mva

5、r，机组控制方式为CCS， B、C、D、E 四台磨煤机运行，总煤量150T/H（B 磨45 T/H、C 磨37 T/H、D 磨41 T/H、E 磨40 T/H），A、B 引送风机运行，送风手动，引风自动，A、B 一次风机自动投入，B 汽泵自动运行且其出口流量顶表（A 汽泵和电泵均检修中），给水流量850 T/H ，A、B 循环水泵运行。 2. 1A 高厂变，1B 高厂变带本机6KV 1A、1B、1C 段母线运行，#01 启备 变运行，6101B、6131B、6161B 热备用状态，厂用电快切正常投入。二、事件处理经过 1. 01：00 接班后本班为节省部分优质煤，逐步增加C、D 磨煤机本省劣

6、质煤，减小B、E 磨煤优质煤。 2. 01：57 开始发现D 磨一次风流量逐步下降，磨煤机差压较高，立即 将D 磨煤机给煤量降低同时调整D 磨冷热风门挡板着手吹通D 磨，同时对所以磨煤机进行一次排渣，发现无异常，02：53 发现C 磨煤机一次风流量也逐步下降，磨煤机差压也较高，立即将C 磨煤机给煤量降低也着手吹通C 磨，同时再次对C、D 磨煤机进行一次排渣未发现异常，03：57 将C 磨停运，将B 层等离子投入，03：59 启动A 磨煤机运行，维持负荷在300MW。 3. 04：01 发现1 炉分离器温度从389 度开始快速上涨，立即将给水切 至手动增加给水量，最高至1100 T/H，已达到汽

7、泵的出力极限，为防止损坏汽泵，维持给水流量1100 T/H，同时将给煤量快速减小，减少送风量，降一次风压，由于分离器温度上涨过快，本班于04：05 停运E 磨、04：06 停运B 磨，04：06 分离器温度最高至453.7 度后回落，04：061B 一次风机喘振跳闸，D 磨煤机因一次风流量低跳 闸，立即增加1A 一次风机出力，调整好锅炉工况。04：07 分离器水位开始快速上升，立即减小主给水量，最小至543 T/H，已到低流量的保护定值，增加给水流量至590 T/H 左右，准备启动B 磨。 4. 04:12#1 炉分离器水位至13.2M，锅炉MFT 动作，汽机跳闸，1 发 变组解列，厂用电快切

8、成功. 5. 05：46 用#1 机冷再汽源将#1B 小机冲转，07：29#1 机组用5013 开关并网成功，07:54#1 机厂用电切为本机带。三、事件原因分析 1. 由于#1 炉分离器水位高造成#1 炉MFT 动作。 2. 1 炉C 、D 磨内煤质太差，杂质太多，导致磨排渣口堵住。 3. 1 机电泵及1A 汽泵均在检修中，仅1B 汽泵运行，运行方式特 殊，在事故处理时调节余量不够。 4. 1 机CCS 调节不灵敏，在1 机CCS 投入时，汽压和分离器温度超 限，调节太慢。 5. 一次风机特性较差，难适应机组负荷及工况大幅变化。四、应采取措施 1、提高检修质量，保证给水泵正常运行及备用。 2

9、、改善来煤质量，减少原煤中杂质，保证磨煤机正常运行。 3、改善CCS 调节性能，使汽压、分离器温度工作正常范围。 4、提高运行人员操作水平，加强事故处理的培训。 5、加强对特殊运行工况的事故预想及操作。案例3 #1 机组因主汽温度高跳闸处理经过一、事故前运行方式： 5 月30 日运行三值当班。16 时18 分，1 机组有功负荷500MW，主蒸汽压力25MPa，A/B 侧主汽温度566.6/566.7，再热汽温542.9/545.5，给煤量207.12t/h，给水流量1524.5t/h，分离器出口过热度48.8，A/B 侧二级减温水调整门开度0.32/25.3%，A/B 侧一级减温水调整门开度0

10、.54/43%， 炉膛氧量设定在3.5%，AGC 控制方式，A、B、C、E、F 磨煤机运行，D 磨煤机检修，A、B、F 磨煤机给煤量自动，C、E 磨煤机给煤量手动，A、B 送风机、A、B 引风机、A、B 一次风机、A 密封风机自动，给水、减温水自动。1A 高厂变，1B 高厂变带本机6KV 1A、1B、1C 段母线运行，#01 启备变运行，6101B、6131B、6161B 热备用状态，厂用电快 切正常投入。二、事故过程 1. 16 时18 分，停运1 炉F 磨煤机交检修处理加载油管漏油缺陷，16： 21 1 炉E 磨煤机跳闸，首出润滑油压低，派人就地检查未发现异常。在启动E给煤机时发现启动不了

11、，立即通知检修人员处理。在此期间锅炉给煤量由210t/h瞬时降到147t/h 后回升到177t/h，1 机组负荷在下降，锅炉汽温、汽压、给水流量等运行参数在缓慢下降，但仍在正常范围内。 2. 16：24 AGC 控制方式因1 机主汽压力偏差大跳为基本控制方式，协 调自动退出，16：26 解给水自动为手动调整，机组负荷稳定在400MW。过热汽温降至522，启动分离器出口过热度控制在19，过热器一、二级减温水调整门自动关闭，并由自动跳为手动。 3. 16：32 1 炉F 磨煤机加载油管漏油缺陷处理完毕，启动1 炉F 磨煤机，给煤量加到207t/h，过热器温542，启动分离器出口过热度19， 开启过

12、热器一、二级减温水调门调整汽温，并且上升趋势快，立即全开减温水调阀。 4. 16：36 1 炉过热器A 侧出口汽温600，锅炉MFT 动作，5012、5013 开关跳闸，1 发电机灭磁开关联跳，1 发电机解列，机炉联锁动作正常，厂用电快切成功，检查发现B 引风机因“B 相差动”保护动作跳闸。 5. 16：37 开启过热器出口PCV 阀泄压至12Mpa，开启高旁供辅汽，保主 机轴封，16：37 启动电泵向锅炉上水。 6. 17：011 炉吹扫完成，A 层等离子拉弧，启动A、B 一次风机及B 密封风机。 7. 17：10 启动1 炉A 磨，1 炉点火，17：58 主机挂闸冲转。 8. 18：32#

13、1 机组并网，20：26 负荷至600MW，#1 机组并网后向网调、 省调申请修改负荷曲线，22：55 确认负荷曲线已修改。三、事故原因： 1. 16：181 炉F 磨煤机因加载油管漏油停运交检修处理，16：21 1 炉E 磨煤机跳闸后因不能立即恢复运行，是此次MFT 的起因。 2. 当时即将进入晚高峰，由于D、E、F 磨煤机退出运行，机组当时实际 负荷与计划值偏差较大，在启动F 磨煤机加负荷过程中，炉内热负荷增加较快，导致汽温上升较快，监盘人员监视调准不及时，未控制好汽温是导致MFT 动作的直接原因。 3. 由于E、F 磨煤机在短时间内连续停运，1 机组AGC 控制方式因主 汽压力偏差大跳为

14、基本控制方式，协调自动退出，在处理过程中直流炉在全手动模式控制时操作监视量大，监盘力量不足，当时机组运行正常，已安排2 人外出，巡检暂未返回集控室，九江维护来人处理1 炉F 磨煤机加载油管漏油缺陷，刚停止1 炉F 磨煤机运行须派1 人到就地配合，此时E 磨煤机跳闸且给煤机启动不了，派人就地检查磨煤机和给煤机，但仍不能恢复1 炉E 磨煤机运行，使得机组负荷不断下降。 4. 江苏电科院对我厂#1 机组协调控制自动调节特性不好，出现跳磨煤 机等扰动后，需要退出协调方式切手动调节，参数调节不稳，当协调退出时给运行人员增加非常大的操作量。 5. 机组发生异常情况下，各监盘人员之间相互协调能力有待提高。

15、6. 在机组运行方式改变后，对可能发生的危险点预控认识不足。四、防范措施： 1. 加强人员培训，提高机组发生异常情况时的应变能力。 2. 对AGC、CCS、减温水等自动装置进一步优化，提高其调节特性，减 少人工操作量。 3. 加强监盘人员之间的协调沟通，提高运行操作水平。 4. 进一步提高设备健康水平，确保稳定运行。 5. 认真吸取本次教训，加强分析，做到举一反三，防止类似情况发生。 案例4 #2 炉给煤机跳闸一、 事件前工况4 月08 日四值晚班，接班机组负荷600MW 2A2F 磨运行，总给煤量250t/h。18：25 开始下雨，接省调令机组降负荷至570MW，19：35 接调度令再次降负

16、荷至520MW，降低总煤量，六台磨运行；此时天气变坏，室外开始下暴雨并伴随着强烈的雷电。二、事件经过19：37 2F 给煤机跳闸（发电气故障，并转于就地方式），立即派值班 员就地检查发现2A-F 给煤机就地控制柜均已被雨水浇湿，并试图恢复2F 给煤机运行，因雨水太大不能开柜门检查，遂停运2F 磨煤机运行，断开2F 给煤机工作及控制电源；降负荷至470MW。19：42 2D 给煤机又跳闸，立即停运2D 磨煤机，2 机组负荷降至420MW，断开2D 给煤机工作及控制电源，20：23 2E 给煤机也跳闸，立即停运2E 磨煤机，断开2E 给煤机工作及控制电源，2 机组负荷降至300MW，投A/B 层等

17、离子拉弧稳定燃烧，23：00 炉膛燃烧稳定退出A/B 层等离子运行。三、事件处理经过 2F、2D 给煤机跳闸后，机组紧急降负荷，立即调整燃烧，稳定机组工况并联系贵溪项目部郑探鹰对六台给煤机采取临时措施加盖塑料布，汇报相关领导，并联系贵溪项目部郑探鹰及设管部杨国仿检查处理2D/2F 给煤机跳闸缺陷。20：20 贵溪项目部来人将2A-2F 给煤机就地控制柜加盖好塑料薄膜。在20：232E 给煤机跳闸后，#2 炉仅维持2A、2B、2C 三台磨运行，机组负荷降至300MW，投A/B 层等离子稳燃。20：25 设管部何庆飞及贵溪项目部许庆晖对2D/2F 给煤机控制柜检查处理， 22：20 贵溪许庆晖回复

18、给煤机控制板被雨水淋湿，控制柜内电气接线需干燥，联系设管部何庆飞处理。至0：45 2D给煤机送电试运正常，列备用，2E/2F 给煤机交班仍在处理中。四、事件原因 1、给煤机就地控制柜因大雨，控制回路被雨水淋湿导致给煤机 跳闸。 2、给煤机就地控制柜无防雨措施。案例5 #1 炉分离器水位高锅炉熄火分析报告一、 事件前工况 2月28 日晚班，机组负荷100MW，A、B 磨运行，煤量72T/H，电泵运行，给水流量650 T/H，主汽压力12Mpa，分离器水位稳定，机组处于升温升压阶段。二、事件经过 17:40 机组升温升压，启动1C 磨运行，维持总煤量不变，此时A 汽泵 旋转备用，电泵运行。17:4

19、5 监盘发现汽压大幅上升，分离器水位上升较快，由3300mm 左右到9000mm，立即手动开启汽机调门，机组负荷到178MW，主汽压继续突增至16.5 Mpa，立即减少给煤量到63T/H，主汽压无稳定迹象，又命令减少给水流量到保护值下限563T/H，分离器水位还是上升中，此时因分离器排水3A阀压力高闭锁开，导致分离器水位最终到保护动作值，锅炉MFT 动作，机炉电大联锁动作正常，生活水泵、工业水泵跳闸。三、事件处理经过 18：25#1炉经过吹扫重新点火，19：47#1 机重新并网，同时命令化学恢复工业水及生活水系统运行。四、事件原因 1、在机组负荷100MW、1A、1B 两台磨运行时，操之过急，

20、17：40 启动1C 磨，主汽压力迅速上升，17：45，由于压力闭锁条件至3A 阀关闭，导致分离器水位高，锅炉MFT 动作机组跳闸。 2、开机过程中，值长、主值缺乏总体组织协调、指挥，各岗位间的相互配合、提醒不到位。 3、监盘人员技术、经验不足，对重要参数变化监视、调整不及时，特别是启动C 磨前对主汽压力没有超前控制，同时对分离器压力高会闭锁3A 阀，导致分离器水位高预见不足，没有作好事故预想。五、事件性质： 本次锅炉熄火属开机过程中的异常情况，按内控一类障碍考核。七、防范措施 1、加强岗位技术培训力度，全面提升实际操作技能。 2、认真开展反事故演习，提高运行人员分析、判断、处理事故的能力。

21、3、加强调度管理，严肃调度纪律，做到分工明确、指挥统一。 4、加强对员工进行思想教育，提高员工责任心，培养团体精神。 5、从本次事故中吸取教训，举一反三，充分发挥值长、主值领导艺术和指挥才能，加强班组基础管理，科学组织，以技术作保证，认真开展安全互保活动。案例6 #2 炉A 引风机轴承振动大跳闸异常分析一、事故前运行工况： 4.27 日四值白班，12：20 以前机组负荷550MW，运行方式： 六台磨运行，引风自动，协调投入，RB 投入。12：20 以后停运2A 磨按曲线降负荷至490MW，至12：42#2炉负荷维持490MW，其它运行方式不变，此时A 引静叶开度57%，电流182A，烟气流量1

22、000t/h；B 引静叶开度67%，电流185A，烟气流量1109t/h；炉膛总风量2061t/h，炉膛负压-117Pa。12：42 在无任何操作和异常情况下，监盘人员发现A 引振动大报警，且振动第一点振动值突变，在30-200um 之间波动（表计显示最大为200um，持续时间查不出来）三次后又恢复正常（30um 左右）。值班人员至就地检查A 引未发现异常情况。12：43 值长通知设管部炉控人员前来检查A 引振动测点。二、事故时主要情况： 12：51 #2 炉负荷490MW，引风自动，A 引静叶开度63%，电流193A，烟气流量1047t/h，B 引静叶开度78%，电流189A，烟气流量109

23、3t/h；炉膛总风量2072t/h，炉膛负压-145Pa。A 引振动高又报警，振动值第一点由30um 突变至200um（表计显示最大为200um，持续时间查不出来），A引跳闸，RB 动作正常，#2机紧急降负荷至320MW。三、事故处理经过： 12：51 #2 炉A 引跳闸后，A 送联跳，F 磨联调，RB 动作正常，#2 机紧急降负荷至320MW，B 层等离子投入稳燃。期间分离器中间点温度波动大，给水切手动调整稳定机组工况13：20 启动A 引运行，并A 引时静叶在18%开度憋压卡涩（停运A 引，活动静叶在0100%之间开关正常）。16：15 重新启动A引并入运行（A 引振动保护退出）。四、事故

24、分析： 最近#2 炉开炉后A引振动大报警之前也出现过一次，也是正常运行中突然波动后又回复正常，原因不明；这次情况类似，该点振动测量回路或测点可能因干扰导致振动高保护动作。五、防范措施： 1、要检查A 引振动测点及测量回路，消除可能干扰源，确保A 引振动保护投入正常。 2、运行中要加强A、B 引风机电流，流量、振动等参数监视调整，做好引风机振动跳闸事故预想。确保机组运行稳定。案例7 关于9 月4 日#1 炉“螺旋管水冷壁温度高” MFT 分析报告一、 事件前工况 09 月04日白班，#1 机组启动升负荷过程中，#2机组滑参数停机，负荷100MW。9:30，#1 炉1A、1B、1D 磨运行（1C

25、磨检修，1E 磨煤仓堵煤），煤量167T/H，负荷210MW，1A 汽泵运行，1B 汽泵定速3000RPM 待并入，给水流量700T/H，#1 炉处于转干态过程阶段。二、事件经过 由于煤质太差，煤水比一直维持在4.1 左右，且1D 磨时常断煤，09:31，启动1F 磨，1F 运行中也频繁断煤。09:45 开始并1B 汽泵操作，09:571B 汽泵并泵成功。09:52:03，炉盘开始逐渐加煤，到9:57 逐步增加煤量18T/H。09:59:51，“炉螺旋管水冷壁温度高”报警(报警值441)；10:03:03，#1 炉MFT 动作，首出“螺旋管水冷壁温度高”(螺旋水冷壁出口金属温度高463,延时3

26、 秒,所有金属壁温测点中任意6 点温度高)，机组保护联锁动作正常。炉后墙螺旋管圈第1、2、3、4、5、6 点，右墙螺旋管圈第14、15、16、17 点温度均达到跳闸值，炉前墙和左墙的各点管壁温度未越限（见附表）。10:341 炉恢复点火，11:45 向网、省调申请并网成功。三、事件原因 事故发生后，公司安全监察部按照“四不放过”的原则，当天下午组织 发电运行部当班人员、专业主任及专业主管对1 机组跳闸原因进行了调查分析。分析认为：运行人员在燃用劣质煤开机情况下，仅重点监视分离器出口温度，在螺旋管水冷壁温度异常时，没有重点监视水冷壁温度；同时，在增加煤量炉内热负荷逐步加大的情况下，未及时增加给水

27、流量，是导致螺旋管局部超温的直接原因。另外，#1 炉在开机升负荷过程中，对煤质差（煤水比极低）和磨频繁断煤以及后墙、右墙背火侧火焰存在贴墙现象没有做好事故预想。在确认1 炉“螺旋管水冷壁温度高”报警后，各盘操作没有及时互相提醒，没有及时采取有效的调整措施。运行人员经验不足、调整不当和事故预防措施不全，是#1 炉“螺旋管水冷壁温度高” MFT 动作的主要原因。四、事件性质 #1 炉“螺旋管水冷壁温度高” MFT 动作跳闸定性为责任一类障碍。五、责任单位 #1 炉“螺旋管水冷壁温度高” 动作跳闸责任单位发电运行部。案例8 2008 年10 月20 日#1 炉爆管经过 异常前工况：机组负荷598MW

28、，煤量270t/h，A、B、C、D、E、F 磨运行，主汽压力24.77Mpa，主/再热汽温573/572，主给水流量1739t/h，CCS 控制方式。经过：15：44，炉膛负压由-186pa 上升至81pa，再热汽温由572上升至595.1，立即派人检查四管泄漏装置，发现有数点越限，但未发泄漏报警，泄漏概率20%，之后泄漏概率逐渐加大，同时派人至就地检查炉本体，告炉膛声音异常，盘上告再热汽温仍较难控制，经部门领导及维护人员到场确认为水冷壁有泄漏。16：48，向网省调汇报锅炉受热面泄漏并申请逐渐降负荷至330MW，停F 磨，17：24，停E 磨，18：05，降主蒸汽压力至13MPa，汽机高压调门

29、全开，给水流量960t/h，左侧分离器过热度22，负荷330MW，后墙垂直管壁温第3、13 点分别为518、532，经过降低分离器出口蒸汽温度、主汽温、增加给水流量等调整，后墙垂直段管壁温第3、13 点逐渐降低至467、479，并逐步稳定，本值安排2 人每半小时到就地听音也无明显变大现象。至22:57 到22:59 分之间，参数突然波动，分离器出口温度由352上升至365，主给水由967t/h 上升至1020t/h，主汽压力由13.7MPa 下降至13.1MPa，就地检查声音明显扩大，螺旋管壁温多个测点上升，排烟温度增大，引风机开度开大，给水流量、凝结水流量增大，四管泄漏装置（炉膛水冷壁各点）

30、发泄漏报警信号，汇报部门及相关领导申请停机处理。 处理：10 月21 日1：00 经公司领导同意并向网省调申请停机得到批准，#1 机组降压降负荷停机，1：57 #1 机组解列，锅炉吹扫后保留一台引风机运行30min 左右停运。停机后多次检查锅炉本体发现炉膛内仍有较大异声并有汽水冒出，除原泄漏点外未发现其他异常处。案例9 关于9 月1 日#2 炉“给水流量低”MFT 动作原因的分析报告 一、 运行方式 9 月1 日2 机 组负荷420MW，TF 控制方式，因煤质差，CCS 退出，主汽压力22.0Mpa，主汽温度570，再热器压力2.6Mpa，再热器汽温562；A、B、D、E 磨运行，总煤量190T/H.二、事件情况及处理经过 11:152 机A 小机#3瓦X 向振动开始跳变，最高波动到300um，就地测振无异常，联系设管部热工维护人员王韬处理，并要求解除该点跳小机保护