《珙县电厂机组非正常停运事件分析.doc》由会员分享，可在线阅读，更多相关《珙县电厂机组非正常停运事件分析.doc（33页珍藏版）》请在三一办公上搜索。
1、汰凤委同曙受熟擞崖阴副犬榜侦醒灯耻租茸原瞒耀废己丘遂嘛芬扭仰根籍烁皮样愿伶澜枷盅胚更牙崭了肛巍砸儒励蘸淋丈句吏福步菊屠悸冀悄涂蒙阳俗玻呛缸逼侄颜贡乃闪屑困奢失淤争右杠证桐疆货咖楼抵肖衔撑丁岿钱耸垄揪劫竿驮综紫酥奋绽霄镀令满呻么吗撩坍逃嚼挤蒙枯硷吸嘎烧寅右倒养彪矾辰眩涨咨趋浴溜身币矮阁蔫罕括哪封狗脾揍膘境柱彬臣桑匝熄粘些午磅值偷喜黑呀么汀哉唐唱峦逻援宦隔旨咸规革出阿焚弊靳环柯术镣挺架遇盔匠篮伪襟急成或煽辛滁内弱拌桩奶矮裙猴锭藩有毕孝敷例性讶冷切湖凡抉饵孝庆垫饵场骗场片陀商怀颜哼胁浙党金凡悔穴狂饺凳粮力骂糕僳顶- 0 - 0 -珙县电厂2012年机组非正常停运事件分析汇编（内控）生产技术部2013
2、年1月珙县电厂2012年机组非正常停运事件分析汇编 盼正材夷戏心熏苏橙讶理拐悟壕踪吨岸猜灯悬畦刹力咐颠群乡涉姑共丛蜡撤沮怖棱润肄顶碘慎肪斌虾瓤搓钝选鞠闯粟混忽术育瞥挂糯京创俩板杠毗彬秽狰挨赡箔隔扣西泡齿珊觉唾日芹窟印琐咕南驱炳滓伺旨臭耘梗护非哩仙驮澳震说簇厕鼓圆缘羌畔蜗线却传蚕坟股啪连润尉甲霄础牡孟愿弦群雇础闹罗滴首翁宿退冻逾倡瑞扳塔散瘫赢舞乡惮宪谨沥懈睦厩吭魁类歧之演屹怯狱嗜查运吾傈由媒式侠侮粳纺递香憋潞驹锁节渗镐贺矣视子懈汐扔光群师芍嫩铲孺装祟戚邑内追臀贝酶寨塑桌喊翅掣落苑擒批劈瘦发磺蒋沤淀疤绷妨破票墓岛轿悠视铁氓咙豺养甸崔趟贩麓刊佬戴遥诧巩勺揣座源烩欺珙县电厂2012年机组非正常停运事件
3、分析扮迪企晦仗翟琵昭搐稀恕涤泡麓椒这入媚夏虏咆副林拧才捶栽闸融主括尖潘斟恼弯瀑漏喧滁刺碟滇膝姨伟猎咸合升褥难膳式仇膏凝轩彰起甚鹰兄唬瑶薪极郊舟艰靶帧龚适田啮针戒账抬耻陋摈酒梢拙察询镇袖择件闽狙羡拘苑逝别捉谈铣也噎植夕漱抖酵全岂散锻李凳穿游班搏导捕咆呀吟成苍柜悟入蹦危紫册栋姿返嚼部激恶刃豌恐遥坍焙茶模耿陌滇遮吼铬惺曝缺魏患迪挟琉瘤抵校臣摹网片劣军富翘婶追往樱烬供读溯酬焦槽吗吮奄叼园狐汗钦化老舒宋知雁邮湛浚怜普澈酉钵殉呈惨貌易帚洞哥紊治锅欠腥揍箔劝授淑扒陕甄马插卓嚼奶咆氧瑞容砰翠朱痹铺屠腺盼麻珐擂挎犬醛舞蛋稀驯设迅珙县电厂2012年机组非正常停运事件分析汇编（内控）生产技术部2013年1月珙县电厂
4、2012年机组非正常停运事件分析汇编序号事件基本情况原因分析暴露问题防范措施落实整改11月12日#1机组给水流量低低造成锅炉MFT跳机1月11日11时45分，由于煤质差，炉膛大量垮焦，造成#1炉捞渣机渣船内存渣过多，捞渣机过负荷跳闸，预计短时间无法恢复捞渣机运行，机组被迫逐渐降低负荷。1月12日1时15分，预计在短时间内仍然无法恢复捞渣机运行，灰斗内存渣量超过了液压关断门允许载荷，达到了必须停炉处理的条件。值长向省调申请停运机组，并安排锅炉由干态转湿态运行。1时18分主汽温度由540开始迅速下降，值班员立即关小给水旁路调节门，减少给水流量，增投油枪，增加A磨煤机容量风加强燃烧，并手动关小汽机调
5、门减负荷。1时28分机组负荷158MW，主汽压力由11.5MPa上升至13MPa左右，省煤器入口流量360t/h，给水流量低低（动作值390t/h）引起锅炉MFT动作，机组解列。由于煤质差，炉膛大量垮焦，捞渣机渣船内存渣过多致使捞渣机跳闸，多方设法并经过近13个小时努力处理后，预计在短时间内仍然无法恢复捞渣机运行，灰斗内存渣量超过了液压关断门允许载荷，达到了必须停炉处理的条件。在申请停运机组过程中，值班员进行锅炉干态转湿态的操作。在处理汽温下降时，值班员关小给水旁路调节门，减少给水流量，增投油枪，增加A磨煤机容量风加强燃烧，并在手动关小汽机调门减负荷的过程中，主汽压力由11.5MPa上升至13
6、MPa左右（电动给水泵额定压力13.7MPa）造成锅炉进水困难是造成给水流量低低引起锅炉MFT动作，机组解列的直接原因。1、煤质差，需加强燃煤质量监督管理和掺配掺烧工作。2、锅炉结焦，锅炉干态转湿态操作中汽温低、给水流量低，需加强运行管理及培训工作。1、加强燃煤质量监督管理，认真落实燃煤掺配掺烧实施方案。2、加强捞渣机检查维护工作，及时发现异常情况，并采取针对性安全技术措施，将隐患消除在萌芽状态。3、完善防止锅炉结焦、防止捞渣机故障和防止锅炉MFT动作的安全技术措施。4、强化技术培训，提高对超临界机组锅炉干态转湿态等操作的前瞻性分析和操作水平。珙县电厂发电车间已制定干湿态转换的技术措施，并组织
7、各值学习。21月16日#2机组A引风机跳闸，炉膛压力高高造成锅炉MFT跳机1月16日3时23分，#2机组负荷400MW。A引风机#1号油泵跳闸，#2号油泵联动后又跳闸，由于油压低引起A引风机跳闸，联跳A送风机。锅炉燃烧不稳定，值班员立即投油，进行燃烧调整。3时23分33秒，炉膛压力开始变负至410Pa，B引风机动叶自动由32%减到10%，B引风机电流由207A减到160A。3时23分50秒，B引风机由自动切为手动。由于投入油枪，炉膛燃烧增强，炉膛压力开始变正，立即手动开启B引风机动叶（开度由10%开到40%），过程中B引风机电流（160A）基本无变化，3时24分30秒，炉膛压力增大至保护动作值
8、（1960Pa）致使锅炉MFT动作，机组解列。A引风机油泵热继电器配置较小，动作值偏低，加之厂用电压偏低，在波动中电流超过热继电器动作值，导致#1油泵跳闸，#2油泵联动后同样由于电压低，热继电器动作，导致两台油泵停运，引风机跳闸，联跳A送风机，致使锅炉燃烧不稳定。RB未投运（自动不可靠），处理时只能依靠值班员手动调整，在B引风机动叶由10%增开到40%时实际出力基本无变化（动叶空行程大），过程中炉膛压力增大至保护动作值（1960Pa）引起锅炉MFT动作，机组解列。1、A引风机油泵热继电器配置较小，动作值偏低，需重新校核或改造。2、B引风机动叶由10%增开到40%时动叶空行程大，需校核。3、RB
9、未投入，需尽快完善RB投运条件。4、运行人员事故预想、事故处理水平不足，需加强培训工作。1、尽快完善自动装置，保证可靠投运RB。2、检查校核引风机油泵热偶动作值，择机对引风机油站进行改造。3、检查校核B引风机动叶行程，保证动叶特性良好。4、加强培训，提高对引风机跳闸后炉膛负压变化趋势的分析，提前做好事故预想，防范未然。发电车间已经组织人员学习。加强培训，提高对引风机跳闸后炉膛负压变化趋势的分析，提前做好事故预想，防范未然。32月3日#1机组水冷壁泄漏停机#1机组负荷350MW，运行方式正常。6时45分发现标高45米前墙中间混合联箱中部水冷壁泄漏。16时40分#1机组解列。停炉后检查，发现原始泄
10、漏点位于标高45米中间混合集箱入口水冷壁管（炉宽方向从左至右第360根水冷壁，材质SA-213T12，规格31.85.5）。该水冷壁管泄漏后，吹损炉右侧相邻的2根直管，5个弯头。检查发现前墙水冷壁在炉高方向整体呈现不规则波浪状变形，炉宽方向管屏连接部位不同程度向炉内拱出，拱出部位最大变形量150mm左右。初步原因分析为水冷壁管屏膨胀不畅，水冷壁管屏向炉膛拱出变形，膨胀中扁钢热应力拉裂水冷壁引起泄漏。1、对水冷壁变形、损伤等外观进行全面检查。2、更换损坏的2根直管和5个弯头，并探伤合格。3、对于扁钢拉裂处，现场用钢板挡住泄漏处扁钢，钢板采用单边焊，避免锅炉再次由于应力拉裂，对存在尖锐的地方圆滑过
11、渡，避免集中应力产生。4、在贯穿上下的2个大的扁钢裂口末端增加止裂孔。5、运行中严禁超温，并针对炉膛中部区域的燃烧优化调整进行摸索。6、东锅对水冷壁垂直方向应力分析、燃烧器布置、吊挂结构等进行校核，并为大修时提供彻底处理方案积极准备。发电车间已经组织人员学习。严格执行防止锅炉灭火、防止锅炉空预器低温腐蚀堵塞、防止锅炉结焦的措施，做好防止锅炉灭火和炉内大量垮焦的事故预想。42月6日#2机组锅炉MFT跳机2月6日,#2机组正常运行，机组负荷522MW、主汽压力24.2MPa、主汽温度565，炉膛压力为-100Pa左右,锅炉炉膛压力自动调节系统投入。09时52分29秒，A、B引风机动叶执行器动作，动
12、叶关闭，锅炉炉膛压力升高，09时52分45秒锅炉炉膛压力达到+2000Pa（锅炉炉膛压力高MFT动作值）, 锅炉灭火保护MFT动作，机组解列。重启控制器DPU112和重置控制参数后，机组点火启动正常。故障发生前（关闭A、B引风机动叶执行器前），DCS系统中联锁A、B引风机动叶执行器“关”的信号并未发出，在09时52分26秒炉膛压力调节系统前馈补偿回路的最后一级速率限制Ratelimit模块运算错误、功能失效输出了“-1.$”信号，引发A、B引风机动叶执行器的控制指令由“57%”突变为“-1.$”（一直维持到DPU112复位处理结束），使A、B引风机动叶执行器关，炉膛压力升高，到09时52分45
13、秒炉膛压力达到+2000Pa（锅炉炉膛压力高MFT动作值）,锅炉MFT动作，机组解列。1、联系国电南自DCS公司，对组态逻辑进行全面、系统的检查，对速率限制Ratelimit模块的功能进行分析和处理，保证DCS系统可靠、稳定运行。2、删除锅炉炉膛压力自动调节系统组态逻辑中的速率限制Ratelimit模块，设置为定速率输出。3、热控专业进一步加强对DCS系统的维护。发电车间已经组织人员学习。52月25日#1机组水冷壁泄漏机组停运2月25日8时00分，#1机组负荷600MW，运行方式正常。8时10分检查发现标高48米前墙水冷壁中部有蒸汽漏出，确认该处水冷壁泄漏，联系调度于22时46分#1机组与系统
14、解列。停炉后检查，原始泄漏点位于标高48米前墙水冷壁管炉宽方向从左至右第363根水冷壁管，材质12Cr1MoVG,规格31.87，高3mm，长6mm；后墙（标高35米）从右至左第8根水冷壁管子被燃尽风箱耳板连接部位的热应力拉裂而泄漏；侧墙（标高13米冷灰斗区域）水冷壁管被热应力拉裂而泄漏。检查发现前墙水冷壁在炉高方向整体呈现不规则波浪状变形，炉宽方向管屏连接部位不同程度向炉内拱出，拱出部位最大变形量150mm左右。初步原因分析为水冷壁管屏膨胀不畅，水冷壁管屏向炉膛拱出变形，膨胀中扁钢热应力拉裂水冷壁引起泄漏。1、 更换第363、364根水冷壁管2段，长度2.1米。2、 对扁钢裂口末端应力集中部
15、位向下撕开应力释放裂口2条，裂口止于过渡段区域。3、 扁钢裂口末端增加止裂孔，并打磨至圆滑过渡。4、对水冷壁变形区域及更换部位进行探伤检查，并合格。5、对于扁钢拉裂处，现场用钢板挡住泄漏处扁钢，钢板采用单边焊，避免锅炉再次由于应力拉裂，对存在尖锐的地方圆滑过渡，避免集中应力产生。6、运行中严禁超温，并针对炉膛中部区域的燃烧优化调整进行摸索。7、尽可能保持6台磨煤机运行，并进一步优化磨煤机运行参数，摸索不同磨煤机运行方式及出力时水冷壁温差的变化情况，总结影响水冷壁温差控制的最佳工况和最恶劣工况，避开恶劣工况运行。发电车间已经组织人员学习。严格执行防止锅炉灭火、防止锅炉空预器低温腐蚀堵塞、防止锅炉
16、结焦的措施，做好防止锅炉灭火和炉内大量垮焦的事故预想。63月30日#1机组因DCS系统故障跳机3月30日18时00分，#1机组非正常停机。1、从时间上分析锅炉跳闸最先发生，产生锅炉跳闸的条件是“汽机跳闸且旁路关闭”信号，产生“汽机跳闸且旁路关闭”信号的原因是汽机DCS电子间汽机跳闸PLC程控装置送过来的ETS跳闸信号，该信号采集是通过国电南自108DPU控制器SOE卡件采集输入。2、从汽机跳闸首出条件看出，汽机跳闸是由锅炉跳闸引起的。汽机除了MFT首出条件外还有“DEH跳闸”、“发电机跳闸”发出。3、从现象上可以看出国电南自108DPU控制器SOE卡件时钟出错，由于SOE卡件故障的原因，采集的
17、信息（“ETS3”、“ETS2”）存在不真实，引起锅炉MFT动作。重新拔插该卡件后恢复正常工作。4、从跳闸信号源来分析，汽机DCS电子间汽机跳闸ETS输出的“ETS3”、“ETS2”信号是造成锅炉跳闸的信号，实际上汽机跳闸ETS在锅炉MFT大联锁来之前是没有触发条件的。所以“ETS3”、“ETS2”信号并未发出。“ETS3”、“ETS2”信号线电缆经查无问题。综上所述，国电南自108DPU控制器SOE卡件自身采集了不真实的信号误发是这次跳机的主要原因。加强与国电南自的联系，对DCS系统存在的问题进行认真分析，采取切实可行的措施，提高DCS系统、设备可靠性，确保稳定运行。 国电南自108DPU控
18、制器SOE卡件自身采集了不真实的信号误发是这次跳机的主要原因。 对DCS系统存在的问题进行认真分析，采取切实可行的措施，提高DCS系统、设备可靠性，确保稳定运行。74月9日#2机组B引风机启动时炉膛负压剧变造成锅炉MFT跳机8时05分运行值班人员联系热工及锅炉辅机班检查#2炉B送风机失速跳闸原因。10时08分热工及锅炉辅机班均回话检查B送风机无问题，汇报有关领导后准备启动B引、送风机，运行人员就地检查无异常，盘上值班人员适当减小炉膛负压，增投油枪，确认动叶盘上开度指示为“0”启动B引风机，发现炉膛压力向负压方向急剧变化，立即将A引风机动叶由67%减至40%，此时“炉膛压力低低”示出，锅炉MFT
19、动作机组跳闸，厂用电切换正常。机组人员按事故停机进行处理。机组跳闸后再次通知热工及锅炉辅机班检查#2炉B引风机动叶，发现当DCS上动叶指示为0时，就地还有约30%左右开度未关完，经检修处理并全开全关活动数次后动叶就地开度与DCS上指示基本符合。11时40分#2机组重新点火启动。1、B引风机盘上指示和就地开度不相符，导致B引风机带负荷启动，引起炉膛负压瞬间大幅增加，炉膛压力低锅炉MFT跳机。2、导致B引风机盘上指示和就地开度不相符的原因是：B引风机动叶略有卡涩，热工执行器连杆强度不够，在关动叶的过程中连杆发生弯曲变形，从而在DCS系统中出现B引风机动叶关完的假象，而动叶实际动叶尚有30%未关完。
20、84月15日全厂冷却水源中断造成机组全停4月14日21时00分南广河水位5.7m（相对水位，以标高361.2m为0水位，下同），门坎滩水电站开始放水，按照珙县公司制定的预案要求，运行人员严密监视并每小时抄录南广河水位，至4月15日8时00分南广河水位4.68m，#2取水泵正常运行。4月15日8时30分南广河水位下降较快，补给水泵房运行值班员立即汇报班长、值长，值长立即汇报珙县电厂相关领导；检修人员按照预案要求开始拆除#1取水泵进口水叠梁闸门（共有8块）。9:00南广河水位降至4.2m，#2取水泵电流出现波动，珙县电厂人员联系下游门坎滩电站暂停放水，但因门坎滩电站隶属地方水电集团，其值班人员不同
21、意停止放水；珙县公司相关领导也联系地方政府和省水电集团相关领导，要求门坎滩电站暂停放水，但因涉及外部环节较多，加之周末休息等原因协调未收到效果。10:00南广河水位4.05m，#2取水泵打不出水，被迫停运。珙县电厂启动应急措施，停运除盐系统，关闭化学水池、生活水池进口门，关闭无阀滤池进水手动门，停止消防水系统运行，关闭备用转机工业水冷却水门，减少耗水量，同时检修在絮凝池安装潜水泵向工业水池供水。11:10试启#1取水泵不成功。12:20#1取水泵进口水叠梁门拆除4块，南广河水位3.6m，再次启动#1取水泵不成功。14:20#2、3工业水泵流量急剧下降，电流、流量大幅度波动，被迫停运，全厂工业水
22、中断，14:25#2机组被迫停运，14:31#1机组被迫停运。15:00经协调四川省水电集团，门坎滩电站同意停止放水，同时上游电站开始泄水。17:00南广河水位上升至3.9m，启动#1取水泵运行正常，机组供水系统及其它用水系统足部恢复正常，开始恢复机组工作，#2机组于4月16日7:37与系统并列。#1机组因水冷壁泄漏，转检修。1、门坎滩水电站放水检修，南广河水位下降，取水泵无法取水，补给水中断导致全厂工业水中断，是造成本次事件的直接原因。2、相关管理人员对设计资料理解补全、不透，概念模糊，错误认为门坎滩电厂放水检修对珙县公司取水不会造成影响，便回函同意其工作，没有要求门坎滩电厂放水时保证珙县公
23、司取水口的最低水位；二级相关生产管理人员对门坎滩水电站放水检修重视不够，虽然对该项工作进行了安排，但没有组织相关人员对其影响进行全面分析，制定的应急预案无相应的组织机构，处置措施针对性差，不能有效指导应急处置，是造成本次事件的主要原因。3、珙县公司与上、下游水电站未形成有效的联动机制，南广河水位下降，取水困难，协调恢复南广河水位时间过长，超过机组供水系统正常维持的极限时间，是造成本次事件的重要原因之一。4、执行规程不严。化学运行规程中明确要求“最不利的情况是下游1.50km的门坎滩梯级电站水库溃坝并遇到频率97%时的枯水位，此时钢叠梁闸门应全部取掉”，在门坎滩电站放水检修前没有安排将取水口刚叠
24、梁闸门应全部取掉，是造成本次事件的原因之一。5、南广河水位计零位标高值有误（误差2米），误导了现场检修，运行人员的判断和操作。在拆除4块叠梁后，理论计算已满足设计文件中“钢叠梁上部最小淹没水深不小于2.0m的要求”，检修人员未继续取钢叠梁工作转而分析系统是否存在泄漏点，延误了处理时间，是造成本次事件的原因之一。1、重视不够。在收到门坎滩电站放水检修通知后，珙县公司没有组织相关人员对存在的危险因素进行全面分析，生产技术部便回函同意其工作。未制定有效的组织措施，门坎滩电站放水检修期间没有安排有关管理人员现场值班。2、应急管理存在差距。生产管理人员对门坎滩电厂放水检修对电厂取水设施安全稳定运行造成的
25、风险判断出现偏差，编制的应急预案没有将门坎滩电厂放水检修过程中取水口最低水位控制要求及水位低的处置措施，预案中只有相关人员联系电话，无具体的指挥协调负责人和联系人，无组织措施，没有履行审批手续。无取水中断应急预案。3、生产技术管理工作不到位。相关生产技术管理人员对设计技术文件资料理解不全、不透，制定方案措施时仅考虑到设计文件中“钢叠梁闸上部最小淹没水深不小于2.0m的要求”，未对设计文件中“最不利的情况是下游1.50km的门坎滩梯级电站水库溃坝并遇到频率97%时的枯水位，此时钢叠梁闸门应全部取掉”相关描述引起足够重视。基建转生产后，未及时对南广河水位计零位等关键数据进行严格细致核查，未及时发现
26、南广河水位计零位标高值有误。4、规程制度不完善。运行规程中无取水设施水位监视的相关规定，无取水位出现异常时的应急处理措施；重大操作管理人员到岗制度中对其工作范围、内容要求不完善。5、现场设施达不到要求。取水泵房部分重要参数没有根据生产需要进行完善，现场未设置水位警示和标示。认真汲取教训，举一反三，认真查找安全生产和技术管理存在的问题，落实整改，提高安全生产管理水平，杜绝同类不安全事件发生。1、强化技术管理工作。立即组织复核全厂保护定值，立即对全厂影响机组安全运行的重要技术参数如水位、油位、油压等的零位，正常运行值、报警值、保护值等进行复核。2、修编补给水泵房检修、运行规程。复核取水泵最低正常运
27、行水位，在运行规程中明确水位的正常值、报警值、极限值；补充南广河水位等重要参数异常时的运行处理措施，检修危险点分析及预控措施。3、完善应急预案。立即按“保两台机组安全运行，保一台机组安全运行，保设备安全停运”原则和顺序组织修编补水系统，工业水系统、除盐水系统、 （杂用）空气系统，氢系统，燃油系统，燃煤系统等公用系统出现异常时的应急处置预案，严防双机停运事件发生。4、完善设施标示。重要设备系统液位（如水位、油位、氨位等）指示必须按双显示配置，完善取水泵房现场水位警示和标示、水位标示和标高的对应标示、取水泵入口及真空泵入口管道压力监视，为检修和运行操作提供正确指导。5、提高系统保证能力。对增加工业
28、水应急补水系统可行性进行论证，具备条件时尽快安排实施，提供工业水系统的可靠性。6、加强与地方政府和上下游相关单位协调工作。一是立即协调宜宾市政府，宜宾市水利局按取水相关协议及承诺行文发布保证珙县电厂机组取（用）水安全的相关制度，为珙县电厂机组安全取水提供制度保障，为协调上、下游用水单位配合提供强有力依据和支撑，杜绝此类事故再次发生。二是加强与上下游相关单位沟通和协调工作，形成应急联动机制，确保珙县公司取水困难时，及时有效恢复取水水位，确保正常取水。珙县电厂已认真汲取教训，举一反三，认真查找安全生产和技术管理存在的问题，落实整改，提高安全生产管理水平，杜绝同类不安全事件发生。完善应急预案。按“保
29、两台机组安全运行，保一台机组安全运行，保设备安全停运”原则和顺序组织修编补水系统，工业水系统、除盐水系统、 （杂用）空气系统，氢系统，燃油系统，燃煤系统等公用系统出现异常时的应急处置预案，严防双机停运事件发生。并组织各车间、各值进行学习。97月15日#2机组炉膛垮焦负压低低造成锅炉MFT跳机7月15日1时30分，机组上网负荷330MW,发电负荷360MW。A、B引风机、A、B送风机和A、B一次风机运行，B、C、D、F磨煤机运行。由于空预器有堵塞现象，引起一、二次风压周期性波动，造成炉膛负压在0-200Pa范围内周期性波动，氧量值4.6%5%。7月15日1时34分22秒,炉膛火焰监视器看到火焰全
30、部变暗，炉膛负压瞬间达到-2.43KPa,“炉膛压力低低”引起锅炉MFT，机组解列。检查发现捞渣机渣船内有大量灰渣，捞渣机已过负荷跳闸停运。2时10分#2机组点火重新启动，6时03分机组并网。1、燃煤质量相对较差是锅炉MFT动作的因素之一。由于我厂燃煤低位发热量一般在16.517.5MJ/kg,，灰分大（40%以上），含硫量高（3.54%左右），含泥重，加之长期低负荷运行造成空预器低温腐蚀，大颗粒烟尘多造成空预器严重堵灰，引起一、二次风压波动大，炉内燃烧工况扰动大，抗干扰能力差，低负荷工况燃烧稳定性差。2、机组长期低负荷运行垮焦和燃烧稳定性差是锅炉MFT动作的直接原因。由于机组长期低负荷运行，
31、不具备吹灰的条件，炉内积灰、结焦未及时得到清除，积灰、结焦堆积达到一定程度时出现锅炉大量垮灰、垮焦，加之燃煤质量影响和低负荷工况时燃烧稳定性差，造成炉内局部熄火，燃烧大幅度扰动，炉膛压力低低引起锅炉MFT动作。3、运行人员按规定定期活动风机动叶开度时扰动增大造成炉膛燃烧不稳定性加剧是锅炉MFT动作的间接原因。1、与电网调度联系增加高负荷运行时间的工作尚需进一步积极努力。2、燃煤质量和掺配掺烧管理工作尚需进一步加强管理。3、空预器结构设计已堵塞，应进行防堵技术可行性研究。1、积极加强与电网调度的联系工作，尽量争取机组高负荷运行时间，保证锅炉吹灰工作正常进行，防止锅炉大量积灰、结焦。2、加强燃煤质
32、量和掺配掺烧工作管理，尽可能保证入炉煤煤质接近设计条件，降低和减缓燃煤质量对空预器低温腐蚀堵塞和低负荷燃烧稳定性的影响。 3、运行人员严格执行防止锅炉灭火、防止锅炉空预器低温腐蚀堵塞、防止锅炉结焦的措施，做好防止锅炉灭火和炉内大量垮焦的事故预想。发电车间已经组织人员学习。严格执行防止锅炉灭火、防止锅炉空预器低温腐蚀堵塞、防止锅炉结焦的措施，做好防止锅炉灭火和炉内大量垮焦的事故预想。108月4日#1机组“主变差动保护”动作跳机21时21分，#1机组带负荷390MW，“主变差动”保护动作，201开关、灭磁开关MK、61A、61B、60A51开关跳闸，机组停运。1、通过保护装置动作情况显示及波形图分
33、析，保护差动电流达到启动值，制动电流0.8In小于1.6In的拐点电流，保护装置属正确动作。就地检查电气一次设备无异常，由此基本判断故障点发生在电流二次回路。2、对#1主变高压侧201开关A相CT第二组绕组进行检查，发现#1发变组D柜保护差动回路测量绕组A4021二次电缆线绝缘为零直接接地，在A4021回路中形成两个接地点，造成A4021二次回路分流，运行中造成三相电流不平衡产生差电流，达到保护装置整定动作值引起保护装置动作跳机。综上所述引起本次机组跳闸的原因是：201CT第三组绕组为备用二次电流回路，由CT安装处引至201开关就地端子箱进行短路连接并接地，其中A4031、N4031二次电缆在
34、201开关就地端子箱内的接线端子松动接触不良，过热飞弧，将二次端子排和短路线烧断，201CT第三组绕组A相二次回路形成开路产生高压，导致A4031、N4031二次电缆绝缘击穿。因A4031、N4031及A4021分布在同一电缆中，在击穿时将201CT第二组绕组及A4021二次电缆一并击穿，因201CT第二组绕组用于#1发变组保护装置D柜差动保护，故#1机发变组保护装置D柜差动保护三相电流不平衡产生差电流，达到保护装置整定动作值引起保护装置动作跳机。1、检修人员对二次回路检查工作不仔细。大修中虽然对开关端子箱进行了清扫，对接线端子和连接片进行了检查紧固，但对备用CT回路端子排检查、紧固不仔细，未
35、能及时发现和消除设备隐患。2、生技部、电气专业公司虽然对二次回路检修进行了安排和强调，但对二次回路绝缘、过热检查等工作质量缺乏有效监督手段。1、定期对保护二次回路用红外线测温仪进行测温检查，确认二次回路无过热现象。2、在设备停电检修时，严格执行对设备二次回路绝缘的测量工作，确保二次回路绝缘良好。3、对所有端子箱、保护装置中的二次回路进行全面检查，加强对电流、电压回路进行监测，及时发现异常情况并立即处理。4、加强检修人员技能培训，强化责任意识，提高检修工作质量，杜绝同类事件发生。发电车间已经组织人员学习。118月9日#1机组水冷壁泄漏被迫停机6月，#1机组检查性大修，广东拓奇电力技术发展有限公司
36、（简称“拓奇公司”）承担#1锅炉水冷壁部分更换（约70m2）施工工作。8月9日7时08分，#1机组负荷350MW，运行方式正常。运行值班员检查发现标高45米前墙中间混合联箱中部水冷壁泄漏。12时50分#1机组解列。1、爆口特征：破口断面粗糙而不平整，管壁减薄不多，破口边缘呈钝边并不锋利，破口附近有众多的平行于破口的管子轴向裂纹，爆口附近有黑色氧化皮，管径胀粗。2、根据爆口特征，分析爆管原因为异物进入水冷壁管内造成汽水流通不畅，致使水冷壁管超温过热爆管。3、异物来源分析为拓奇公司更换水冷壁管屏时由于管口封堵不到位，异物掉入管内。4、全面检查没有发现异物，怀疑异物在爆管后随汽水混合物冲出管外。1、
37、拓奇公司施工管理不到位，施工人员责任心不强，对受热面洁净化施工工艺纪律执行不到位，对异物掉入管内造成严重后果的危害性认识不够。2、对外包单位施工质量管理不到位，监护人员对监护重点部位、重要工序监督不到位，没能及时发现和纠正违反施工工序、工艺质量要求的行为。1、完善外包工程管理办法并严格执行。2、加强外包工程施工质量管理，加强过程监督管理，及时发现外包工程施工管理、人员素质等方面存在的问题，严格检查、监督、考核，及时纠偏。3、立即完善受热面洁净化施工专项措施，写入检修规程并严格执行，实现施工工序、工艺质量标准化。4、加强职工培训，提高员工技术技能和责任意识。发电车间已经组织人员学习。129月11
38、日#2机组垮焦炉膛负压低低造成锅炉MFT跳机9月11日0时00分，#2机组上网负荷290MW，A侧引风机、A侧送风机运行，A、B一次风机运行，B侧引风机因动叶卡涩检修办票检查消缺中，A、B、D、F磨煤机运行，主汽参数正常。0时01分16秒时，值班员发现燃烧不好，火焰摄像探头火焰变暗、火焰摄像视频画面闪烁，氧量O2上涨至6.1%，负压向负值方向波动。立即对燃烧进行调整，微量收小送风量，同时调整引风机挡板维持炉膛负压。切换画面至磨煤机画面和辅助风画面，稍增加燃料量的同时进行C、F磨风的微调。0时05分15秒，炉膛负压稳定后，投入A侧引风机自动，挡板开度由65%开到82%，引风机电流由365A升至5
39、07A，炉膛负压快速增大，炉膛火焰视频#2画面火焰消失，立即投入2只油枪，此时锅炉MFT动作，首出负压低低。运行人员不了解引风机自动控制系统在一台引风机运行一台引风机停运的方式时，对停运风机的动叶开度要叠加至动叶自动控制指令上。由于当时B侧引风机动叶卡涩在30%位置，当A侧引风机投入自动后，自动方式的动叶开度指令不是A引风机的63%，而是叠加后的93%，导致A引风机动叶开度由63%快速开至82%（电流365A升至507A），炉膛负压快速下降，压力低低是造成锅炉MFT动作的直接原因。1、引风机动叶已多次发生故障，尚无解决办法。2、技术管理工作存在不足，生技部和热工专司没有给运行人员提供各种自动和
40、保护的控制逻辑，运行人员从专责到值班员无一人清楚热控设备的控制逻辑，规程中对各种自动投入的条件和注意事项，没有明确的规定。3、运行人员技能培训不足，异常处理能力需进一步加强。1、加强与引风机厂家沟通联系，尽早彻底解决动叶频繁卡涩的问题。2、针对一台引风机运行、一台引风机检修的运行方式下怎样实现自动控制系统的可靠性进行研究和优化。3、在引风机、送风机、一次风机单侧运行方式下，原则上采用手动操作方式进行控制。4、加强技术管理工作，组织力量全面清理热控自动和保护的逻辑和参数，完善运行规程，明确各种自动和保护的投入条件和注意事项。5、加强对运行人员的技术培训，提高值班员事故预想及事故处理能力。发电车间
41、已经组织学习，做好相关事故预想，提高事故处理判断及应变能力。进一步完善热工逻辑保护。139月12日#1机组给水流量低造成锅炉MFT跳机11日，机组按调度安排启动，至12日5时42分#1机组根据调度令负荷350MW。给水系统、汽泵运行，电泵备用。A、B小机汽源由辅汽供给，辅汽汽源由再热冷段供给。机组各参数正常，运行稳定。6时37分，四抽压力0.65MPa，运行人员切换辅联供汽汽源，开启四抽至辅联电动门，此时辅联压力0.78MPa，再热冷段至辅联的调门开度约49%。四抽至辅联电动门在开启过程中，辅联压力迅速上涨，辅联汽温下降，值班人员立即将冷段至辅联的调门解至手动并关小该门，辅联压力仍快速上涨至1
42、.11MPa，然后逐步下降至最低0.65MPa。6时38分由于辅联压力快速上涨，小机转速跟随快速上涨，导致实际转速值与小机控制目标转速值偏差过大，小机自动、给水遥控跳闸。由于在小机自动跳闸前，小机调门也关小，随着辅联压力逐渐降低至正常值，小机转速随着辅联压力的下降降至3450转，给水泵出口压力由18.6MPa降低至17.1MPa，主汽压力与给水压力的压差由1MPa降低至0.4MPa，造成锅炉进水困难，给水流量大幅度下降。6时39分运行人员发现给水流量不正常，检查发现给水自动跳闸，立即重新投给水控制的遥控和自动，但也来不及恢复给水流量，锅炉MFT动作，首出条件给水流量低。1、辅联压力快速上涨导致
43、给水自动跳闸是本次锅炉MFT动作的主要原因。通过分析曲线发现在辅联压力上涨同时伴随着辅联汽温的快速下降，由此可以推断造成此次辅联压力快速上升的原因是四抽至辅联管路较长，且没有设置疏水管路，当四抽至辅联电动开启（此电动门不带中停）过程中，大量的积水快速进入辅联，并在辅联内过热蒸汽加热作用下快速汽化，导致辅联压力快速上升。2、小机转速与自动控制目标转速未达到规定300转的偏差，给水自动跳和遥控就跳闸是此次锅炉MFT动作的重要原因（小机自动转速设定值为3839转，辅联压力由0.78MPa突升至1.1MPa，小机转速由3860转左右突升至4060转左右）。3、DCS报警功能不够完善，没有及时提醒运行人
44、员给水自动和遥控已跳闸。 1、系统设计不合理。四抽至辅联管路较长，未设置疏水管路，运行中可能造成管路内大量冷凝水无法外排的情况，威胁机组安全运行。2、DCS还存在较多不完善之处。热工自动控制逻辑还存在不能满足现有设备状况的地方，部分控制逻辑的参数选择不合理，部分报警功能不完善。3、值班人员异常情况处理能力不足。1、制定在四抽至辅联管路加装疏水管路方案，条件具备时实施。2、分析排查机组所有电动门，对有必要添加中停功能的电动门增加中停功能。3、进一步查找小机自动未达到跳闸条件就跳闸的原因，完善控制逻辑。4、完善DCS报警功能，及时提醒运行值班人员发现机组运行存在的异常，对重要自动控制跳闸的报警采用
45、报警专用画面提示，且通过不同的声音提示运行值班人员报警类型。5、加强技术培训，做好相关事故预想，不断提高事故处理能力，使事故处理迅速、果断、及时、准确。1在四段抽汽至辅汽联箱电动门前后加装疏水门，辅汽联箱切换汽源时，运行人员先对四段抽汽管道进行充分疏水。2四段抽汽电动门加装中停功能，便于运行人员根据现场实际情况，控制阀门开度，调整进汽量。3运行值班员机组做好运行中相关事故预想，不断提高事故处理能力，使事故处理迅速、果断、及时、准确。149月12日#1机组A一次风机失速跳闸炉膛压力低低造成锅炉MFT跳机9月12日13时00分，#1机组上网负荷330MW，A、B、D、E磨煤机运行，C磨备用，F磨检
46、修；A、B引、送、一次风机运行正常，A、B一次风机运行正常（电流70A左右，出口风压7Kpa左右）。13时12分40秒，值班员发现 A一次风机电流5070A左右摆动，出口风压不正常波动，一次风机失速跳闸，迅速手动开大B一次风机动叶开度并手动投油稳燃。13时13分30秒炉膛压力低低信号发出，延时3秒锅炉MFT动作停机。14时40分检修人员发现A一次风机二级动叶有不同步现象，需立即进行处理。 14时50分重新点火，17时55分#1机组并网。1、A一次风机二级动叶不同步造成一次风机失速跳闸致使进入炉膛的风粉量突然减少，燃烧突然减弱致使炉膛负压低低引起MFT动作停机。2、RB不能正常投入（试验未做），
47、一次风机跳闸后只能手动处理事故是造成炉膛负压低低引起MFT动作停机的原因之一。设备大小修及日常维护检查项目没有实现可控在控。1、根据设备实际运行状况确定大小修及日常维护检查项目，实现设备检修状况可控在控。2、尽快完成RB试验工作。3、加强技术培训，提高值班员事故预想及事故处理能力。1、做好相关事故预想，提高事故处理判断及应变能力。2、提高设备健康水平。159月27日#1机组一次风压置数错误造成锅炉MFT跳机17时30分，机组上网负荷336MW,发电负荷367MW。A、B引风机、A、B送风机和A、B一次风机运行，A、B、D、E磨煤机运行。一次风压自动、燃料自动、机组RB、机组协调投入。锅炉前墙水冷壁307点温度逐步上升，降低对应A3火嘴出力，加大前墙燃尽风，开大A3燃烧器F风、减小F1燃烧器F风，但前墙水冷壁307点温度未得以控制，继续上升至505。17时44分，运行人员决定降低一次风压进行调整，在一次风压控制面板上设定一次风压偏置时输入-0.5，立即按下确定执行。但7秒后发现已将偏置设定为-5,此时一次风压已由7.06KPa迅速降低至3.84KPa，燃料急剧减少，导致炉膛负压低低MFT动作。18时08分开始准备恢复机组，19时59分发电机并网
