电厂锅炉事故案例

事故经过： 

2001年5月9日0时20分，某电厂8号炉捞渣机，在运行中因发生断链条故障停运抢修，0 时35 分左右，司炉将8号炉捞渣机关断门甲侧密封挡板全部关闭，乙侧因机械卡涩有一块挡板未关上，并汇报值长，等待检修人员来现场抢修；4 时30分左右，检修人员将捞渣机链条修复，要求试转。5 时40左右，试转成功，但刮不上灰，检修判断链条从甲侧转角压链导轮下脱出，并要求反转和放掉捞渣机内的水。值长 未同意反转，只吩咐运行人员用高压水冲洗压链导轮。在放水之前令司炉投一支油枪稳燃， 压链导轮冲洗出来后，检修工撬链条复位没有成功，准备采用割断链条复位的方法处理。6时40 分左右，炉内突然垮下大块焦渣，将关断门挡板接合部冲开一条缝，红灰从关断门挡板缝隙中喷射而出，将在捞渣机旁平台上做抢修准备工作的 4人烧伤， 4名伤员在医院救治中陆续死亡 3人，1 人重伤。

事故原因分析：

1．未执行安规规定。在捞渣机故障处理时，按有关规定要求运行人员投油稳燃，保持负压，并关闭关断门密封挡板等措施。

    2．未采取有效的应急措施。工作负责人由于技术业务素质不高，判断处理缺陷能力不强，对面临的不安全工作环境及时间越长，危害性就越大的险情认识不足，未进一步采取防止突发事故的有效应急措施。以上是造成这次人身伤害的主要原因。

事故总结：

施工负责人，到现场后设备缺陷查找不准确，技术素质不高，工作时间太长，达5小时 之久。检修提出放密封水槽水时，许可人没有按规程“短时间内不能处理完应放灰”的规定，也没有采取补充安全措施就同意 工作，在执行工作许可中，未采取安全措施。

   1、定期对各级人员进行安全技术培训，提高安全技术防护水平。

   2、加强职工的自我保护意识的教育，在险情大的情况下要有应急措施；请有实际经验的老工人、老同志进行经验教育，增加青年职工的经验知识。

   3、经常对职工进行安全思想教育，强化职工的安全意识，做到“三不伤害”“勿忘安全、珍惜生命”。坚持反习惯性违章活动。

   4、各级人员要重视人身安全，认真履行自己的安全职责，认真掌握各种作业的安全措施和要求，并严格遵守各种规程制度。

事故经过： 

2000年9月8日某电厂一值丙班2 号炉正常运行中，2时30分，负荷150MW主汽压力13．6MPa，主汽温度537℃，化学人员联系2 号炉进行定期排污， 2时40分左右，司炉 准备执行排污工作、第二副司炉出去排污，2时45分，主控人员突听一声巨响伴随振动，监盘人员不知何情况，赶紧检查盘面表计均无变化，出外面发现甲乙两侧至零米楼梯口冒出大量蒸汽，炉后B 角底部上放水门开启，炉前D 角定排一次门开启。与此同时，将炉前D角和炉后B角底部上放水门关闭。爆破管道停止冒汽，之后到零米找人，发现第二司炉在地面躺着了，赶紧送往医院治疗，鉴定二度烫伤，烫伤面积70%，经医院全力抢救无效，于 9月9日22 时30 分，因呼吸衰竭死亡。事故后，在现场复查阀门位置，发现炉后B角定排一次门开了1．2 圈。

事故原因分析：

经初步分析，副司炉在去底部排污时，本应将炉前 D角和炉后B 角的定排一二次门打开，而错误将与之相连的炉前D角和炉后B 角的上放水门当作定排二次门打开，由于部分电动小阀不严漏汽，使炉侧高压汽水介质流至低压管路，造成上放水系统管道爆破，大量高压蒸汽喷出，将正在此处的副司炉 冲打到零米地面 烫伤，抢救无效死亡。

运行人员对系统、对设备不熟，排污时又不认真核对阀门名称，开错阀门。

事故总结：

1、加强各项工作的安全管理，加大监察整改力度，保证生产设备与现场环境的安全。

 2、 应经常进行各种形式的安全思想教育，提高职工的安全防护意识，掌握安全防护方法。

 3、 应定期对主要生产人员进行安全规程制度的考试，明确安全职责，强化安全意识。

 4、 应定期对全体员工进行紧急救护法的培训，尤其是使全体员工熟练掌握触电急救方法。

 5、 加强各项工作的安全管理，加大监察整改力度，保证生产设备与现场环境的安全。

 6、各疏水管道中，节流阀后的管材应与阀前一样，防止阀门开启后造成阀门后管道超压。

事故经过： 

2006年5月25日16：35分，#6炉负荷230MW，#1、2空预器、吸风机、送风机、一次风机。#1、2、3、4、5磨组运行，参数正常。#3磨组断煤50秒后#2、4、5磨组火检突然全部消失，灭火保护发“丧失全部火焰”信号，炉灭火，立即联系快降负荷，机恻负荷最低降至十三万，司炉检查灭火保护动作正常。满足吹扫条件开始吹扫，此时因降负荷给水补水量较大，后期水位反弹，快速升至+460mm吹扫中断，恢复水位正常继续吹扫，17：00炉侧乙再热气温478度，机侧490度，汽机跳闸，发电机跳闸，汽机跳闸后汽包水位被压至-360mm吹扫再次中断，联系热工强制此信号，再次恢复吹扫，17：11吹扫完成点火成功，17：40负荷230MW，各参数正常。

事故原因分析：

媒质差，断煤，火检显示存在一定问题易造成此次灭火的主要问题，灭火后值班员对设备特性了解不足，对给水量的大小，水位将会产生的变化分析作出正确的判断。致使在快速减负荷过程中给水量过大，使水位失控造成吹扫中断，耽误启动时间，是造成汽温下将是汽机跳闸的主要原因。

事故总结：

1、锅炉灭火后联系汽机快减负荷时，应根据减负荷情况调整给水量，对减负荷过程中出现的虚假水位应有正确的判断，此外，汽机降负荷速率应根据机前压力的下降情况设置，尽量使机前压力保持稳定，降负荷过快压力不稳定会给炉侧调整水位造成一定的难度。

    2、灭火后及时关小二次风门，减小冷风对锅炉的快速冷却并及时检查各减温水门是否有泄露，必要时关闭就地手动门，以防温度降的过低。

    3、运行人员加强事故处理能力，值班员应对锅炉灭火后的水位发展趋势以及汽机快减负荷对水位产生影响有正确判断，做好事故预想。

事故经过： 

2005年3月12日15：00#5炉负荷245 MW，4台磨运行，各参数正常，自动投入炉膛负压-80pa突然反正+120pa蒸汽流量不正常小于给水流量60t/h 左右，汽包压力有所下降检查发现炉膛出口处甲侧后屏过热器处烟温明显低于乙侧，四管泄露报警，测点图打开，就地可听到明显的泄露声。

立即降低主汽压力，联系降低负荷，维持水位正常，申请停炉。

事故原因分析：

1、燃烧调整不当，火焰中心上移或火焰偏斜造成过热器区域烟温

2、升高或烟气侧热偏差大。

3、过热器管壁长期超温及飞灰磨损或高温腐蚀。

4、吹灰管安装不正确，对过热器管造成冲刷磨损。

5、管子被异物堵塞，造成管壁局部过热。

6、蒸汽品质不合格，过热器管内壁结垢造成传热恶。

7、减温水使用不当造成蒸汽侧热偏差过大。减温器内喷嘴脱落堵

8、塞管口造成流量不均

9、管材质量不良或安装检修焊接不良

事故总结：

5、加强对减温水焊缝、内壁冲刷、外表腐蚀现象的金属检查发现问题及时更换。

7、过热器再热器省煤器管束发生爆漏应及早停运防止冲刷损坏其他管段扩大损失

事故经过： 

3月13日23时12分#4炉做定期工作：事故放水电动门传动试验。#4机负荷190MW，在操作开一次门时，二次门联动，且一、二次门状态变“黄色”，事故放水管过水，迅速就地关闭二次门，DCS画面关闭电动一次门。炉侧水位最低瞬间至-110mm，其他参数均正常。电气检查一、二次门电源均正常，0时20分热工检查逻辑为一次门有指令动作，二次门无动作指令，其他未见异常。14日16时应安监要求，#4炉做事故放水电动门传动试验，正常，原因待查。

事故原因分析：

在做事故放水门传动试验过程中，值班员没有做好充分的事故预想，没有派人就地检查事故放水门的动作情况，以至于在操作开启一次门的过程中二次门联动开启没有及时发现，造成汽包水位低，是此事件的主要原因。

事故总结：

各班组认真组织分析此次事件，并能从吸取教训，举一反三，严禁在定期工作中出现类似不安全事件。

以后做类似定期工作（如冷却风机切换、油泵切换、电动门传动试验等）必须派人到就地检查，并做好联系工作，方可进行试验，同时做好相关的事故预想。

事故前运行方式：

#4机负荷300MW，主汽压力15.8MPa，主汽温度538℃，再热蒸汽压力3.4 Mpa，再热蒸汽温度538℃，真空77.56K Pa，炉膛负压-90 Pa，水位0mm，#4-1、#4-2引风机、送风机、一次风机运行，#4-1、#4-3给水泵运行，A、C、D、E制粉系统运行，汽包水位自动，机组协调控制，汽机TV开度99%，GV开度30%，RSV开度99%，IV开度100%，单阀控制。

事故经过：

12月3日21时38分#4机负荷突然由300MW降至246MW，高调门由30%开至100%，CRT画面上TV、GV、IV、RSV全在开启位，21：42在调整过程中，#4炉汽包水位低造成锅炉MFT，机跳闸，发电机与系统解列。汽机跳闸后，就地查TV2全关，而CRT画面上显示TV2全开，判断为TV2阀在运行中关闭造成负荷突降，查追忆在负荷突降前曾有关TV2阀指令发出。后经热工检查发现TV2的VP卡(阀位卡)故障，12月4日2时50分更换备用VP卡并经重新标定TV2恢复正常。后就地检查发现#4机#1中压主汽门蒸汽引导阀接口漏油。经处理#4机#1中压主汽门蒸汽引导阀漏油，11月4日5时43分＃4炉点火，7时08分定速，7时15分＃4发电机并网。8时44分，＃4机负荷至70MW时，＃4－1给水泵运行中掉闸，首出记忆为“给水泵入口压力低”，＃4－3给水泵联启，15秒后掉闸，首出记忆为“给水泵入口压力低”，汽包水位低，MFT动作，汽机、发电机联跳。9时＃4炉点火，9时23分＃4发电机并网。10时38分＃4机负荷至90MW，主汽温度突降到汽机不允许值，汽机手动打闸，发电机联跳，炉灭火。11时15分＃4炉点火，12时46分＃4发电机并网。15时40分＃4炉燃烧稳定，全撤油枪。

事故原因分析：

1）、12月3日21时38分负荷突降原因：TV2的VP卡(阀位卡)故障，运行中TV2关回，造成负荷突降至246MW。

2）、12月3日21时42分汽包水位低引发MFT动作原因：负荷突由300MW降至246MW后，运行人员减弱燃烧降压速度慢，水位调整不及时，致使水位低MFT动作。

3）、12月4日8时44分给水泵掉闸水位低MFT动作原因：因运行人员操作给水泵勺管开度范围幅度过大，当时除氧器压力低，使给水泵入口压力低于定值1.0MPa，掉闸，＃3给水泵联启后由于延续＃1给水泵勺管开度，流量大，同样使给水泵入口压力低于1.0 Mpa定值，在经延时15秒后＃3给水泵掉闸，水位低至－300mm，MFT动作。

4）、12月4日10时38分甩汽温打闸原因：运行人员在调整汽温时，过热器一级左减温水流量开的过大，造成汽温突降。

事故总结：

强化300MW机组运行人员培训，尽快提高运行人员专业技术水平，增强运行人员对异常情况处理能力，防止因运行操作不当引起机组停运事件发生。

事故前运行方式：

＃3机 负荷210MW，主汽压力14.6MPa，主汽温度537℃，再热蒸汽压力2.2MPa，再热汽温538℃，真空－77KPa，炉膛负压－65Pa，主汽流量678 T/H，给水流量648 T/H，总风量737 T/H，总煤量95.7T/H，机组控制为协调方式，A、B、C、E四台磨煤机运行，#3－1、#3－2一次风机、#3－1、#3－2引风机、#3－1、3－2送风机运行。

事故经过：

12月6日16时＃3炉内突掉大焦，负压大幅摆动，炉MFT动作，首出记忆为“角火焰丧失”，汽轮机、发电机联掉。＃3－1、＃3－2一次风机、A、B、C、E磨煤机联掉，厂用电切换正常。随后＃3－1、＃3－2引风机掉，＃3－1、＃3－2送风机联掉，首出记忆为“炉膛压力低”。17时＃3炉点火，17时30分＃3机定速，17时35分＃3发电机与系统并列。

事故原因分析：

＃3炉因设计时炉内卫燃带偏多，从试运启动带负荷以来，炉内燃烧区卫燃带一直结焦严重。因大焦脱落，在炉内燃烧区扬起较浓粉尘，加之大量热焦掉入捞渣机内腾起大量水汽致使炉膛内运行的4台磨煤机煤火焰监视16个有7个灰尘遮掩失去火焰，其中＃4角全部失去火焰，发出角无火信号，引发MFT动作MFT动作后，因炉膛内负压达到－2500Pa，延时5秒后联掉两台引风机。

事故总结：

1）、已在DCS逻辑控制回路中将角火焰丧失加3秒延时，即角火焰丧失信号发后，经过3秒延时方可动作MFT停炉，防止掉焦等异常情况出现时，短时间内因粉尘遮掩火检，在炉膛燃烧未灭火情况下，误引发MFT动作停炉。

2）、＃3炉自试运启动带负荷以来，卫燃带一直结焦严重。现阶段尚无可行解决办法，需待进行锅炉结焦燃烧调整试验后，制定技改方案进行解决。目前运行人员要及时根据燃烧具体工况，及时调整，认真执行《锅炉防止结焦措施》，避免结焦加剧，出现掉大焦异常时，及时投油助燃。防止停机事件频发。

事故前运行方式：

＃4机组负荷300MW，主汽压力15.6MPa，主汽温度539℃，再热压力2.9 Mpa，再热温度538℃，真空77KPa，炉膛负压-90Pa，总煤量138T/H，给水流量990 T/H，主汽流量976T/H。

事故经过：

12月9日6时50分＃4炉炉膛负压由 -90Pa突增至 +375 Pa，捞渣机有大量掉灰，机组由协调跳为机跟踪，给水流量由990 T/H增加至1190T/H，高再入口处右侧烟温由803℃下降至500℃，炉投油助燃降负荷至150MW，经检查发现炉膛右侧折烟角处有异音，7时48分＃4机组紧停。经冷却后进入炉内检查发现高温再热器右数第10排入口弯头裂纹泄漏，裂纹长度110mm，将悬吊管后侧折焰角处水冷壁管右数第25根呲薄爆管，爆口长度80mm，宽度22mm，呲伤右数第23、24、26根水冷壁管。经换管处理，12月13日2时50分＃4炉点火，12月13日11时25分＃机组并网。

事故原因分析：

制造厂在弯制泄漏处高温再热器管排弯头时，存在小裂纹缺陷，机组投运后长期泄漏将下部折焰角处水冷壁管冲刷变薄爆管。

事故总结：

利用大、小修机会或机组停运期间加强对锅炉四管普查，及早发现承压部件缺陷，消除隐患，避免四管泄漏事件频发。

15、某电厂＃3机高加保护动作、#3炉汽包水位高MFT动作事故

事故前运行方式：

＃3机负荷300MW，主汽压力15.9MPa，主汽温度538℃，再热蒸汽压力3.5 Mpa，再热蒸汽温度538℃，汽包水位0mm，炉膛负压－70Pa，总煤量158T/H，主汽流量949 T/H，给水流量861 T/H，给水压力17.42 Mpa，＃1、＃3给水泵运行，＃2给水泵备用，A、B、C、D、E磨煤机运行，双引、引送、双一次风机运行，协调为机跟踪方式。

事故经过：

1月28日10时02分运行人员发现＃3－1高加水位保护高三值液位开关平衡容器汽侧手动门后焊口漏，15时40分因检修该焊口漏，联系热工人员将＃3－1高加水位保护高三值开关量信号强制，关闭＃3－1高加水位保护高三值液位开关平衡容器汽侧手动门、水侧手动门。16时53分检修工作结束，在试投＃3－1高加水位保护高三值液位开关平衡容器时，＃3－1高加水位突然升至490mm（瞬间信号）然后迅速回落，＃3机高加保护动作，切水侧为旁路，高加安全门动作，汽侧正常投入，机组负荷由300MW升至320MW，汽包水位下降，16时53分21秒汽包水位至－100mm时水位自动跳，运行人员手动调整燃料量、汽包水位，汽包水位最低至－167mm，16时55分＃3机负荷、主汽压力开始下降，汽包水位开始上升，负荷降低至230MW，16时57分因汽包水位快速上升至＋250mm，MFT动作，汽轮机、发变组联跳，厂用电切换正常。17时15分＃3炉点火，19时06分＃3机组并网。

事故原因分析：

1、＃3－1高加水位高保护动作原因为＃3－1高加水位保护高三值液位开关平衡容器与另两个＃3－1高加水位变送器平衡容器汽侧、水侧均通过一根母管并连，在处理＃3－1高加水位保护高三值液位开关平衡容器汽侧手动门后焊口漏后试投时，造成另两个＃3－1高加水位变送器平衡容器内差压波动，同时瞬间误发＃3－1高加水位高信号，因高加保护动作条件为高加水位保护高三值开关量、另两个高加水位变送器模拟信号三取二，因两个高加水位变送器同时发出水位高信号，造成高加水位高保护动作。

2、汽包水位高MFT动作原因为：（1）给水自动调节品质差，在高加水位高保护动作后，长达2分钟时间内未能将汽包水位控制在正常范围内，在汽包水位达到－100mm（水位自动跳定值）时水位自动跳，给运行调整带来困难。（2）高加水位高保护动作高加切除后，对锅炉扰动很大，加之运行人员经验不足，在高加切除及水位自动切手动后，在燃烧调整与汽包水位调整上不够及时果断，致使汽包水位快速上升MFT动作。

事故总结：

1、在今后进行解列和投运高加水位保护高三值液位开关平衡容器与另两个高加水位变送器平衡容器中任一个平衡容器时，必须联系热工人员将需要检修的平衡容器信号及高加高水位保护强制，解列或投运平衡容器操作结束后，方可将高加保护投运，以防止平衡容器内差压波动，误发信号造成高加水位高保护动作。并将此规定明确写入运行规程中。

2、要尽快联系西安热工研究院完成对＃3、＃4机组DCS优化调整，进一步优化PID参数，提高给水自动调节可靠性。

3、要进一步加强二期运行专业培训，提高运行人员专业技能特别是事故处理能力，以确保在异常工况下运行人员能够做到正确判断，果断处理，不发生因运行处理不当而造成事故扩大事件。

事故前运行方式：

＃4机组负荷240MW，协调投入，主汽压力15.5MPa，主汽温度538℃，再热蒸汽压力2.7MPa，再热汽温538℃，机组真空75.5KPa，汽包水位＋7.8mm，＃4炉底层＃1、＃3油枪运行，A、B、C、D四台磨煤机运行，＃4－1、＃4－2引风机、送风机、一次风机运行。

事故经过：

2005年2月12日下午热工人员对＃3、＃4机主控室后电子间各控制柜柜门风扇进行了吹扫（＃3机组停运），17时08分＃4炉汽包左右侧水位、汽包压力、给水流量、主汽流量、过热器减温水流量均突变为坏点，17时11分自动恢复正常；17时12分上述各点再次变为坏点，17时13分自动恢复正常，热工人员检查未发现明显异常。18时08分＃4炉汽包左右侧水位、汽包压力、给水流量、主汽流量、过热器减温水流量均突变为坏点，汽包水位变为坏点且显示在－324mm（MFT动作停机后上述各点自动恢复正常），炉MFT动作，汽轮机、发电机联掉，厂用电切换正常。18时20分＃3炉点火，19时05分＃4机组并网。20时13分＃4机负荷82MW，汽包水位＋11.2mm，汽包水位CRT画面所有水位点全部不变化，汽包水位无法监视，立即联系热工处理，随后汽包水位突显示为＋400mm，炉MFT动作，汽机、发电机联掉。20时40分＃4炉点火，21时12分＃4机组并网。2月13日＃4炉汽包左右侧水位、汽包压力、给水流量、主汽流量、过热器减温水流量5次突变为坏点，均在10秒钟内恢复正常。

事故原因分析：

1、12月12日17时08分、17时12分及18时08分汽包水位显示失灵MFT动作与2月13日发生的多次汽包水位显示失灵原因经上海西屋控制系统有限公司专业人员与我公司有关专业技术人员对4#机组Ovation控制系统进行系统检查、分析，同时根据3#机组停机状态的情况进行试验，最终确定为由于电子设备间控制机柜内粉尘过多（当日热工人员吹扫控制器柜门加剧了控制柜内积灰）导致系统电源分配盘中的辅助电源（专供系统供电的变送器）供电回路的电子元件的性能受到影响，＃4机组的17号控制器中Branch1、Branch5两条支线带系统供电变送器的信号全部变为坏质量，导致汽包水位保护动作。

2、20时13分水位高MFT动作原因为在第一次掉机恢复过程中，因汽包右侧水位显示偏差大，造成水位自动频繁跳，热工人员在强制汽包右侧水位点时，误将左、右侧汽包水位点同时强制，造成汽包水位显示变为直线无法监视，因此时给水为自动，给水流量偏大，在运行人员通知热工人员汽包水位无法监视时，热工人员又同时将汽包水位左右侧4个点同时释放，此时汽包实际水位高，MFT动作。

事故总结：

1、在＃4机停机时更换17号控制器电源分配盘。措施执行人：热工车间。完成期限：＃4机停机时。

2、2月13日已在水位保护回路中加质检模块，以防止再次失电时造成水位保护动作（已完成）。措施执行人：热工车间。

3、在机组停机期间用专用设备对控制系统设备进行全面吹扫，同时要保证电子设备间、工程师站的干净、整洁。在机组运行过程中禁止吹扫电子设备间Ovation系统设备。措施执行人：热工车间。完成期限：＃4机停机时、日常管理工作中。

4、在2月13日事故分析会上，生产部明确规定：热工人员要加强与运行人员联系，不得擅自强制、释放信号点，在强制、释放信号点时必须征得值长、单元长同意，并规定运行人员只有值长、单元长有权与热工人员联系强制、释放信号点，以防止联系混乱造成意外事件发生。

事故前运行方式：

＃3机负荷257MW，主汽压力15.6MPa，主蒸汽温度537℃，再热蒸汽压力3.0 MPa，再热蒸汽温度537℃，汽包水位、炉膛负压正常，A、B、D、E磨运行，C磨停运。＃3－1、＃3－2引风机、送风机、一次风机运行，协调投入。

事故经过：

2005年2月2日11时26分B磨断煤（之前曾有来煤不畅），检不到火检掉闸，随后A、D、E磨先后均掉闸，首出为给煤机运行未建立火焰。锅炉MFT动作，首出为“失去所有燃料”，汽轮机、发电机联跳，厂用电切换正常。11时43分＃3炉点火，11时48分#3机冲转，12时10分＃3机组并网。

事故原因分析：

因锅炉卫燃带上结焦严重，频繁发生掉焦灭火停机事件，在1月份进行了＃3炉结焦燃烧调整试验，1月底根据试验结果，将＃3炉1－5层喷口（其中第二层、第四层各为A、B磨一次风喷口）调整下倾10度，6－8层喷口（其中第七层为C磨一次风喷口）保持在原来水平位置，9－14层喷口（其中第十层、第十二层各为D、E磨一次风喷口）上倾15度，同时二次风配风方式采用“正宝塔”方式，即燃烧器下部送风多，上部送风少；一次风粉量分配采用“倒宝塔”方式，即燃烧器上部粉量大，下部粉量少。采取这种燃烧调整方式，是为了拉开燃烧器区域的热负荷，降低火焰中心温度，同时抬高火焰中心位置，以避开卫燃带，减缓卫燃带结焦。通过燃烧调整，火焰中心平均温度较调整前降低了125℃，炉膛内最高温度降低了90℃，燃烧区域平均温度降低了105℃，炉膛整体平均温度降低了37℃，锅炉排烟温度降低了10℃。但随着喷燃器倾角的改变，大部分一次风喷口煤粉火检不同程度减弱，部分火检模拟量输出值下降超过10个。加之近期因市场因素影响，锅炉燃用煤种发热量在3960－4100大卡之间，锅炉燃烧较差，锅炉一遇到磨煤机断磨干扰或燃烧恶化及掉焦时，就会造成火检检不到火焰，磨煤机因层火焰四取二无火检动作掉磨，锅炉MFT动作。

事故总结：

2月4日有关专家及电厂有关专业技术人员共同召开专题分析会，为确保节日期间安全稳定，确定了以下方案：

1、将＃3炉各层喷燃器倾角调平，以确保燃烧稳定。

2、将层火焰火检失去火检四取二跳磨改为四取三，以确保火检在受到干扰时不至误跳磨煤机，加剧燃烧恶化，造成MFT动作。

3、加强炉膛吹灰次数，每班炉膛吹灰两次。

4、运行人员要加强运行监视调整，在锅炉吹灰、燃烧不稳、掉焦、给煤机断煤、磨煤机跳闸时要立即投油助燃，以防止锅炉灭火、MFT动作。

根据股份公司安排，＃3机组于春节期间（2月10日－2月17日）停机检查喷燃器及火检安装位置，发现部分喷燃器（六组）内外不对应，下倾10度，对喷燃器全部进行了调平，B2、B4、B1、C1四个火检安装位置不妥，进行了移位调整，使其满足30度的视角要求。从18日＃3机组启动以来，尽管结焦掉焦问题依然频繁发生，到2月底未发生因掉焦、燃烧恶化造成锅炉灭火事件发生。

停机前运行方式：

＃3机负荷270MW，主汽压力15.6MPa，主温度538℃，再热蒸汽压力2.9 MPa，再热蒸汽温度537℃，A、B、C、D、E磨运行，炉膛负压－98Pa，真空73KPa，汽包水位0mm。＃3－1、＃3－2引风机、送风机、一次风机运行，协调投入。

事件经过：

2005年2月2日18时48分，B磨运行中断煤，立即投油稳燃，18时53分炉膛掉大焦，又增投一只油枪，18时54分A、C、E磨跳（磨首出为“给煤机运行未建立火焰”），锅炉MFT动作，MFT首出为“炉膛负压低低”，汽机、发电机联跳，厂用电切换正常。19时20分＃3炉点火，19时51分＃3机组并网。

原因分析与总结与2月2日11时26分＃3炉灭火事件相同（上个案例）

19、锅炉磨煤机检不到火检先后掉闸MFT动作、汽包水位高MFT动作两次停机事故

停机前运行方式：

＃3机负荷220MW，主汽压力14.5Mpa，主温度536℃，再热蒸汽压力2.6MPa，再热温度532℃，A、C、D、E磨运行，＃3－1、＃3－2引风机、送风机、一次风机运行，协调投入。

事件经过：

2005年2月2日23时56分A、C、D、E磨先后均掉闸，首出均为“给煤机运行未建立火焰”。随后锅炉MFT动作，首出为“失去所有燃料”，汽机、发电机联跳，厂用电切换正常。2月3日0时03分＃3炉点火，0时59＃3机组并网。1时44分，＃3机负荷24MW，因汽包水位高，锅炉MFT动作，首出为“汽包水位高”，汽机、发电机联跳，厂用电切换正常。1时55分＃3炉点火，2时16分＃3机组并网。

事故原因分析：

2月2日23时56分＃3炉磨煤机检不到火检先后掉闸MFT动作原因分析与事故总结与2月2日11时26分＃3炉灭火事件相同（上两个案例）。

2月3日1时44分＃3炉汽包水位高MFT动作原因为汽包放水二次电动门力距保护定值偏小，开关时电动门力距保护动作，造成汽包放水二次门无法开关。加之运行人员经验不足，水位调整不及时，造成汽包水位高MFT动作。

事故总结：

1、已调整了汽包放水二次电动门力距保护定值。

2、要进一步加强对运行人员专业技术与事故处理能力培训，提高运行人员对异常工况的处理能力，努力减少因运行人员操作调整不当造成停机事件。

事故前运行方式：

＃3机组负荷245MW，协调投入。主汽压力16.69MPa，主汽温度538℃，再热蒸汽压力2.98MPa，再热蒸汽温度538℃，真空-77.7K Pa，总煤量117T/H，炉膛负压-77 Pa，＃3－1、＃3－2引风机、送风机、一次风机运行，A、B、C、D、E磨煤机运行。机组跳闸前B磨煤机因需进行内部检查，B给煤机已停运，正准备停B磨煤机。

事故经过：

2005年3月1日10时13分16秒因B磨需停运进行内部检查，B给煤机在煤量逐渐减小后停运，10时13分42秒A、B磨跳闸，10时13分44秒C、D磨跳闸，10时13分45秒E磨跳闸，（A、C、D、E磨跳闸首出原因为“给煤机、磨煤机运行且未建立火焰”，B磨首出为“就地跳闸”），10时13分45秒MFT动作（首出为“失去所有火焰”），汽机、发电机联掉，＃3－1、＃3－2一次风机联掉，厂用电切换正常。10时25分＃3炉点火，10时34分＃3机冲转，10时45分＃3机定速，11时15分＃3机组并网。

事故原因分析：

1、当时炉膛负压为自动，在停止B给煤机运行时，10时13分06秒炉膛负压开始波动，从－60 K Pa向负方向波动，10时13分18秒负压至-281K Pa时负压开始向正方向波动（10时13分34秒负压至-102K Pa），10时13分33秒＃3－1引风机静叶开度自动由46.27%自动开至47.44%，＃3－2引风机静时开度由52.83%开至54.43%，负压快速向负方向波动，10时13分37秒负压达-296K Pa，10时13分38秒负压达-322K Pa，10时13分39秒负压达-510K Pa，10时13分40秒负压达-796K Pa，10时13分41秒负压达-1113K Pa，10时13分42秒负压达-1575K Pa，10时13分45秒负压达-2188K Pa。炉膛负压自动调节不可靠，是造成负压波动大、锅炉灭火的一个原因。

2、因＃3炉内喷燃器A、B磨喷口相对集中布署（中间隔一个二次风喷口），C磨为中间布署，D、E磨为相对集中布署（中间隔一个二次风喷口），在B给煤机逐渐减小煤量直至停止B给煤机时，A磨喷口与C磨喷口出现断层（中间隔着4个喷口），此时未加大A给煤机煤量（一直维持在28T/H），只是通过手动加大E磨煤量，但总煤量也未及时加大，对燃烧扰动较大，负压波动，运行人员未及时投油稳燃。同时在停运B给煤机后，未及时减少B磨通风量，仍维持在80T/H的正常运行值进行吹扫冷却，B磨的大量冷一次风吹入A层喷口上方加剧了A层喷口燃烧不稳定性，在10时13分39秒A磨＃2、＃4角失去火检，10时13分40秒A磨4个角全部失去火检，延时3秒后A磨掉闸。加之此时引风机静叶自动开大，负压加速向负方向增大，造成全炉膛灭火，各运行中磨煤机跳闸，MFT动作停机。

事故前运行方式：

＃4机组负荷230MW，主汽压力14. 9MPa，主汽温度537℃，再热蒸汽压力2.7MPa，再热蒸汽温度536℃，真空-77.6K Pa，总煤量93T/H,炉膛负压-100 Pa。锅炉总风量674T/H，炉膛负压-70 Pa。协调投入。＃4－1、＃4－2引风机、送风机、一次风机运行，A、B、D磨煤机运行、C磨停运消漏、E磨正在暖磨准备投运。锅炉正在吹灰，下层＃1、＃3两支油枪运行。＃4－1引风机＃2润滑油泵运行，＃1油泵备用，供油压力、油温、油箱油位正常。＃4－1引风机静叶开度49.35%，＃4－2引风机静叶开度49.50%，＃4－1送风机动叶开度33.19%，＃4－2送风机动叶开度34.56%，＃4－1一次风机入口档板开度43.94%，＃4－2一次风机入口档板开度42.67%。

事故经过：

2005年3月9日8时25分＃4－1引风机掉闸，发“油压低”光字，＃4－1送风机、＃4－1一次风机联掉，投油助燃，RB动作，协调跳为机跟踪，＃4－2送风机档板开至60%，＃4－2一次风机档板全开，＃4－2引风机静叶开至57%，总风量降至470T/H，一次风压由12KPa 降至8KPa ，增投油枪，A磨热风门由38%开至43%，B磨热风门由40%开至45%，D磨热风门由41%开至46%，炉膛压力在＋600Pa间波动，随后B、D磨掉闸，原因均为一次风量低，B、D磨掉闸后，运行人员将＃4－2一次风机档板由自动切为手动关至60%，炉总风量由470t/h降至380t/h，MFT动作（首出为总风量低于30%），汽机、发电机联掉，厂用电切换正常。9时55分＃4炉点火，后热工更换＃4机电子间＃17控制器电源分配盘（消除2月12日＃4炉汽包水位失灵缺陷），13时23分＃3机组并网。

事故原因分析：

1、＃4－1引风机跳闸原因:

＃4－1引风机因润滑油压低掉闸后查润滑油系统无泄漏，＃4－1引风机掉闸时油压在低于0.15 MPa时未联启备用泵，当时油压持续低至0.1MPa（低二值掉引风机）以下，4秒钟后油压恢复正常。停机后做低油压试验正常，低一值、低二值压控开关校验正常。运行在就地做油泵切换试验，连锁正常，油站油压、油温、油位正常。与＃3－2引风机跳闸原因相同，时间相差7分钟，因此排除热工一次设备和控制程序问题。结合在＃4－1引风机因润滑油压低掉闸7分钟前＃3－2引风机同样发生的掉闸现象及当时为卫生清扫人员正在清扫卫生与现场对油系统各阀门手柄观察判断造成引风机润滑油压低原因为卫生清扫人员（临时工）在清理油系统时，为清扫方便瞬时关闭油滤网的出口门或入口门（均为球阀，90度开关）所致。造成油系统短时供油中断（4秒钟），润滑油压控开关动作，＃4－1引风机跳闸。

2、、MFT动作原因：

#4－1引风机跳闸，RB动作，联跳同侧送风机、一次风机。锅炉总风量由674t减为470t，一次风压由12KPa降为8KPa，当时锅炉A、B、D磨运行，E磨正在暖磨，在＃4－1一次风机掉闸，一次风量锐减的情况下，运行人员未及时开大＃4－2引风机静时与＃4－2送风机动叶调整风量与炉膛负压，此时仍有四台磨通风，同时A、B、D磨自动开大热风门造成一次风压进一步降低，B、D磨一次风量小于45t保护动作相继跳闸，后运行人员将＃4－2一次风机档板由自动切为手动关至60%，炉总风量由470t/h降至380t/h，锅炉总风量<30％保护无延时动作，锅炉MFT跳闸。

事故总结：

1、运行人员专业技术水平差，经验不足，对异常工况下的判断与正确果断处理能力差，对机组RB工况下的事故预想不够完善，在＃4－1引风机掉闸后，总风量下降，＃4－2引风机静叶未自动开大，炉膛压力在＋600Pa间波动时，未及时开大＃4－2引风机静叶与＃4－2送风机动叶，维持总风量与炉膛负压，而是不正确的关小＃4－2一次风机档板是造成总风量低于30%MFT动作的主要原因。

2、在机组发生RB的情况下，当两侧引风机在自动，掉闸引风机将由自动切为手动，此时掉闸风机档板开度指令应无延时的叠加在运行的引风机挡板指令中（运行中的风机档板必须在自动方式下）开大运行引风机档板。但＃4机两侧引风机在自动，单侧引风机跳闸时，逻辑设计中延时30S后将跳闸引风机档板切为手动,在30S内闭锁运行引风机负荷自动累加功能，因此未出现＃3引风机过载的同类现象，之后炉膛负压测量和设定值偏差超过400Pa ,使两侧引风机均由自动切为手动，使叠加功能失去，运行引风机档板未自动开大，炉膛负压达到600Pa。该逻辑设计不合理，应将延时去掉同时应限制运行引风机档板开度防止过流。

3、当时，＃3机组负荷207MW，总风量为866t；而＃4机组负荷230MW，总风量为674t，总风量的修正参数存在差异，但两台机组的锅炉总风量低于30％保护的定值均为380t，且总风量低于30%MFT动作保护无延时。

4、对引风机润滑油压低跳引风机保护，增加5秒延时，防止设备误动。

5、已将＃4炉引风机掉闸停运切手动延时去掉，以避免发生一台风机掉闸，另一台风机档板不能自动叠加开大。同时将引风机在发生RB时，运行中的引风机档板开度限制在85%，以防止引风机档板开度过大，电机过流，电机损坏或过流保护动作造成机组停运。

6、对＃3、＃4机组的锅炉总风量参数进行修正，并确定正确的保护定值，并增加总风量低于30%　MFT动作保护加30秒延时。总风量修正工作由于涉及范围较大，于小修期间完成。

事故前运行方式：

＃3机组负荷207MW，主汽压力14. 9MPa，主汽温度538℃，再热蒸汽压力2.5MPa，再热蒸汽温度539℃，真空-77K Pa，总煤量93T/H，锅炉总风量866T/H，炉膛负压-70 Pa。协调投入。＃3－1、＃3－2引风机、送风机、一次风机运行，A、B、C磨煤机运行。＃3－2引风机＃1润滑油泵运行，＃2油泵备用，供油压力、油温、油箱油位正常。＃3－1引风机静叶开度37.21%，＃3－2引风机静叶开度45%，＃3－1送风机动叶开度34.43%，＃3－2送风机动叶开度33.74%，＃3－1一次风机入口档板开度26.57%，＃3－2一次风机入口档板开度27.3%，。

事故经过:

2005年3月9日8时18分＃3－2引风机掉闸，发“油压低”光字，＃3－2送风机、＃3－2一次风机联掉，投油助燃，RB动作，协调跳为机跟踪，＃3－1送风机动叶自动开至78%，后回落在70%至75%间波动（自动位），＃3－1一次风机入口档板自动快速开至63.52%，后逐渐持续开至96.48%（在3分30秒时间内），＃3－1引风机静叶自动由37.21%开至95.2%，电流由150A升至365A，炉膛压力在＋450Pa波动，手动减煤量至76T/H，后运行人员手动关＃3－1引风机静叶至89.36%，电流降至350A，手动减＃3－1送风机动叶至60%，8时21分＃3－1引风机“反时限过流”动作掉闸，MFT动作，汽机、发电机联掉，厂用电切换正常。9时40分＃3炉点火，10时46分＃3机组并网。

原因分析：

1、＃3－2引风机跳闸原因分析：

＃3－2引风机因润滑油压低掉闸后查润滑油系统无泄漏，＃3－1引风机掉闸时油压在低于0.15 MPa时联启备用泵，但当时油压持续低至0.1MPa（低二值掉引风机）以下，4秒钟后油压恢复正常，5秒钟后备用泵正常联掉。停机后做低油压试验正常，低一值、低二值压控开关校验正常。运行在就地做油泵切换试验，连锁正常，油站油压、油温、油位正常。与＃4机＃1引风机跳闸原因相同，时间相差7分钟，因此排除热工一次设备和控制程序问题。结合在＃3－1引风机因润滑油压低掉闸7分钟后＃4－1引风机同样发生的掉闸现象及当时为卫生清扫人员正在清扫卫生与现场对油系统各阀门手柄观察判断造成引风机润滑油压低原因为卫生清扫人员（临时工）在清理油系统时，为清扫方便瞬时关闭油滤网的出口门或入口门（均为球阀，90度开关）所致。造成油系统短时供油中断（4秒钟），油压控开关动作，＃3－2引风机跳闸。

2、MFT动作停机原因：

＃3－1引风机掉闸原因为＃3－2引风机掉闸后，RB动作使＃3－1引风机静叶自动由37.21%开至94.21%，电流由150A升至365A，引风机电机过流（额定电流为302A），在＃3－2引风机掉闸后，运行人员调整操作多，加之DCS画面中未设置重要设备过流报警信号、光字，运行人员难以及时发现＃3－1引风机电机过流，后在约2分钟后发现＃3－1引风机过流，手动关＃3－1引风机静叶至89.36%，电流降至350A，此时＃3－1引风机持续过流三分钟，“反时限过流”保护动作，＃3－1引风机掉闸， MFT动作停机。

事故总结：

（1）引风机电机选型偏小，与机械不配套，是造成事故扩大的主要原因。电机额定电流为302A，在＃3－2引风机掉闸后，RB动作使＃3－1引风机静叶自动由37.21%开至94.21%时，电机电流由150A升至365A，电机过流严重，引风机电机不能满足锅炉单台引风机运行最大风量要求，加之DCS画面中未设置重要设备过流报警信号、光字，运行人员在事故处理中难以及时发现引风机电机过流。引风机电机与机械不配套是造成事故扩大停机的主要原因。

（2）对现场清洁临时工的安全教育管理不到位，卫生清扫制度不健全，对部分现场清扫人员管理失控，班组未严格执行班前会（交待安全注意事项）、班后会（进行安全工作点评）制度，班组安全日活动未得到有效开展，同时对现场设备管理与卫生清扫划分存在漏洞，是造成此次#3-2引风机因人员误动润滑油系统阀门掉闸的主要原因。

（3）运行人员专业技术水平差，经验不足，对异常工况下的判断与正确果断处理能力差，对机组RB工况下的事故预想不够完善，在＃3－2引风机掉闸后，在＃3－1引风机已严重过流情况下，未及时减小引风机静叶，同时未及时关小＃3－1送风机动叶，使炉膛压力在＋450Pa波动，反映出运行人员对对机组设备的特性掌握不够，在异常工况下判断与操作不够熟练、果断。

事故前运行方式：

＃3机组负荷235MW，主汽压力15.4MPa，主汽温度535℃，总煤量110T/H，A、B、C、D磨煤机运行，＃3－1、＃3－2引风机、送风机、一次风机运行，＃1、＃3给水泵运行，机组投协调。

事故经过：

3月25日0时10分＃3机组负荷由235MW开始加负荷（准备加至250MW），0时11分＃3炉总煤量突由110T/H降至80T/H（A、B、C、D磨同时自动减煤），负荷由235MW降至180MW，主汽压力至15.8 MPa，机组协调手动切为机跟踪，投下层4支油枪助燃，随即总煤量又由80T/H自动加至119T/H，负荷自动加至300MW，此时主汽压力为14.8 MPa，汽包水位先波动至－62mm后向正方向发展至＋150mm时水位自动跳，运行人员手动调整水位，0时15分＃3炉汽包水位低，MFT动作，联跳汽轮机、发电机。0时40分＃3炉点火，0时58分＃3机冲转，1时16分定速，1时19分＃3机组并网。

事故原因分析：

在总煤量自动由110T/H降至80T/H后又增至119T/H、负荷由235MW降至180MW又突增至300MW情况下，汽包水位扰动大，手动调整水位难度大，加之运行人员经验不足，在给水自动跳后手动调整水位时，给水量调整幅度过大，在汽包水位由－115mm向正方向波动至－60mm时，将＃1、＃3给水泵勺管总操开度由76%关至27%，给水流量由最大1177T/H降至81T/H（其间＃1、＃3给水泵均因流量低于150T/H自动打开了再循环门，造成给水流量持续低至81T/H），后运行人员又将＃1、＃3给水泵勺管总操开度由27%开至64%时，汽包水位已达－300mm，MFT动作。

事故经过：  2006年1月3日，三值上前夜，由于煤质水份较大运行的#1、2、3、5磨煤机频繁断煤，班中多次投入中下层油枪，由于人员较少，并就地敲打原煤斗，投退油枪未就地检查，0：15分#2、5磨煤机同时断煤。投入中层#1、2、4油枪，0：55分#6炉DCS画面发“冷却风机风压低”、“#4角煤粉火检故障”光字，#1火检风机联动正常，司炉命令助手就地检查，发现12.6米有烟雾，且#4角一次风管处有明火，立即向司炉汇报，0：56分，事故喇叭响，#6炉MFT动作，首出“火检冷却风机风压低”#6炉灭火，0：55值长令锅炉人员尽快扑灭明火，并联系厂消防队，1；05#4角明火扑灭，查看监视录像#4角漏油时间19分钟，着火时间5分钟。事故后经查，中层#4角油枪、点火枪烧坏，油枪附近的火检探头接线，一次风管，火检冷却风机控制箱烧坏，#6炉经过9天小修后恢复运行。

原因分析：

1、#6炉#4角中层蒸汽吹扫阀逆止门后法兰垫漏，将油漏到一次风管后着火，该法兰垫为高压石棉纸垫，不符合反措要求，且法兰频繁受到油、蒸汽相互作用，冷热冲击，检修人员为及时进行复紧，造成该处漏油。着火后将火检冷却风机控制箱烧毁，造成冷却风压低，灭火保护动作，停机，是本次事故的主要原因。

2、#6炉运行人员未及时发现#6炉燃油流量从5.5t/h增加到10t/h的参数变化，以致#4角漏油时间达19分钟，是本次的次要原因。

事故总结：

1、油枪和油管接口处材料老化，不符合要求。

2、运行人员投退油枪时未进行就地检查。

3、运行人员监盘不认真，在投入3支油枪后，燃油流量未5.5t/h变化未10.5t/h，运行人员未及时发现。

4、现场监视装置未设专人检查，造成油枪泄露未及时发现。

    事故前运行工况：

#10炉运行负荷150T/H，压力9.4MPa，汽温540℃，水位正常运行火嘴下排转4个，中排转4个，上排转1个，共9个火嘴运行，乙磨煤机运行。

事故经过：

××年×月×日，运行中的10号锅炉司炉听到警铃响，发现水位低，负荷直接下降到120T/H，这时听到响一声，立即停甲、乙侧排粉机，控制水位，请示值长关闭主汽门，停炉后检查发现甲侧过热器处的炉墙约20平方米、前墙汽包上面的炉墙约10平方米、烟道后顶棚约有30平方米的炉墙有不同程度的损坏，申请调度批准停炉抢修，经水压试验后检承压部件完好，检查本体钢梁无变形，抢修后恢复备用。

原因分析：

事故前负荷150T/H，压力9.4MPa，汽温540℃，燃烧比较薄弱，个别火嘴来粉不正常，另外炉子预刚除完灰，炉膛温度较低，造成灭，灭火后由于司炉处理不果断，造成放炮。

事故总结：

1、司炉在执行防止灭火打炮措施不利；

      2、司炉技术素质低，心理素质差，发生事故处理时不果断；

3、没有灭火保护装置。

事故前运行工况：

#6炉运行负荷250MW，压力17.2MPa，汽温540℃，水位正常，#1、2、3、5磨煤机运行。

事故经过：

××年×月×日，运行中的#6炉正在进行锅炉本体吹灰，突然#1、2、3、5磨煤机火检闪烁，司炉迅速投入下层#4支油枪，后发现#5磨煤机火检仍闪烁，继续投入中层四支油枪，炉膛负压迅速到+3300Pa（该锅炉灭火保护中炉膛压力规定为+3300 Pa /－2450 Pa）锅炉灭火，后因恢复较慢造成汽轮机跳闸，造成一类障碍。

事故原因分析：

事故前，由于原煤变差，炉膛燃烧恶化，炉膛温度由870℃下降到680℃，锅炉监盘人员未及时发现，未能及时采取相应调整，并进行了本体吹灰，造成燃烧进一步恶化，在锅炉濒临灭火时仍投入油枪。造成炉膛内局部爆炸，造成锅炉灭火。

事故总结：

1、司炉看盘不认真，未及时发现煤质变差及燃烧恶化。

2、在锅炉濒临灭火时仍投入油枪，采用爆燃的方法恢复锅炉燃烧。

3、锅炉灭火后处理不及时，造成二次吹扫，气温低到汽机跳闸值，汽轮机跳闸。

事故经过：

2006年6月28日9时20分，#2空预器转子不转就地手动盘车也不动，调试人员令停炉熄火，14时01A、01B启备变压器跳闸，造成全厂失电，所有运行的转机全 停运，1小时后保安电源才投上。

事故原因分析：

01A、01B启备变压器跳闸造成全厂失电，所有运行的转机全停运，虽然等离子燃烧器载体风机接有两路电源（其中一路接在保安电源上），可保安是源在1小时后才投上，由于短时间等离子载体风机没有转启来，这样等离子燃烧器四个火检摄像头没有风来冷却烧损。

事故总结：

1、确保保安电源可靠投入。

2、炉膛温度低于50℃以下，才允许停离子载体风机。

事故经过：

2006年6月28日9时#2空预器主电机跳闸，辅电机联启电流71A很大，20分后辅电机跳闸联跳#2引风机、#2送风机，9时20分#2空预器转子不转，就地手动盘车不动。

事故原因分析：

#2空预器烟气与一次风之间扇形板和转子向密封完全摩擦住（后端扇形板提升装置）。

事故总结：

按照厂家提供的数据合理调整空预器扇开采板和转子径向密封之间的间隙。

锅炉#1、#2引风机从分部试运一直到整体启动，非驱动端轴承振动大，振动达20mm/s以上，设备厂家来人处理过多次仍振动大，在锅炉吹管结束后，将引风机轮毂打开后发现里面有焊杂、土等，重量达4斤，清理后振动从20mm/s降至5mm/s左右。

事故原因分析：

引风机轮毂里面有焊杂、土等，造成转子动不平衡。

事故总结：

1、厂家在出厂时要认真做好动平衡试验。

      2、厂家应提高制造质量。

      3、施工单位应提高安装质量。

      4、组织人员重新做动平衡试验。

5、运行人员操作要规范，引风机启动后静叶开度要大于5%，不能长时间全关静叶运行。

2006年6月8日9时40分#2机锅炉点火吹管，14时发现10kv配电室内有很多蒸汽，15时50分#2引风机、#2送风机跳闸，锅炉灭火。

事故原因分析：

因主、再热蒸汽疏水（机侧）临时连在一起，蒸汽从吹管临时管漏到厂房内10kv配电室，造成#2机10kvB段失电，使#2引风机、#2送风机跳闸。

事故总结：

1、做好防止蒸汽漏到10kv配电室措施。

2、做好10kv单段厂用电失电事故预想。

2006年5月15日16时19分锅炉点火，17时25投等离子，23时40分#1等离子阳极头烧损，5月16日0时30分#2等离子阳极头烧损，1时20分#3等离子阳极头烧损，4时等离子#4阳极头烧损，调试人员令将#1磨煤机煤量减至18T/h，保持三支大油枪助燃，停等离子运行。

事故原因分析：

该电厂2ⅹ600MW机组采用发热量低的褐煤做燃料，相对于300MW机组及其它600MW机组，煤粉燃烧器直径大，相应的等离子烧燃器体积就大，等离子点火器与等离子燃烧器采用径向插入方式，为了能将等离子体（电弧）伸到燃烧器中心。只能采用特制加长等离子点火器，原等离子燃烧器与点火器采用通用的法兰联接，长点火器导磁块需要穿过法兰、保温、铁皮等可感应磁场铁性材料，这些材料削弱了起收缩电弧作用的磁场，导致电弧发散，与阳极的间隙变小，烧损了阳极。

事故总结：

在#1炉吹完管后，将点火器抽出，通过模拟现场情况，观察电弧找到了上述原因，然后割除了安装法兰，将点火器座直接固定在等离子燃烧器上，清理了导磁块周围的铁皮，留出了约50mm的间隙，通过实践证明此方法有效地解决了等离子电弧烧阳极的缺陷。

××年×月×日，××电厂重油库2号重油罐发生闷爆的火灾事故。先是似防爆门的破裂声，经2秒钟左右，发生较大的闷爆声。事发后，约2分钟该厂两辆消防车到达出事地点，对2号重油罐喷水灭火。随之，外单位的消防车共六辆先后到厂进行灭火。由于消防力量较强，消防水压力充足，现场消火指挥得当，于当天11时，2号重油罐的烟雾全部消火。     

事故后经查，2号重油罐罐体变形，罐顶开裂、塌斜，基础完好。此罐直径为12米，高10米，壁厚6毫米，容积为1130立方米，事故后罐存油往地下油坑放了部分重油，约112吨，往煤场空地回收20.4吨。

事故原因分析：1995年8月9日，该厂进杂油307吨至2号重油罐，脱水后，向1号罐送油120吨。事故前油位1.63米，油温64℃。由于2号重油罐内存油有相当部分的轻质油成份，油位较低，罐体空间部分较大，轻质油挥发份解的可燃气体达到了爆炸的浓度。经反复分析，排除了外界影响，比较一致意见是：当日上午10时10分启动污油泵，将地下油坑的油抽至2号重油罐从上至下落差较大，在2号重油罐内引起较大扰动,使罐内油漂(用铁皮制成)在油中摆动或滚动,产生静电。油漂结集了静电荷，在一个偶然机会与罐内壁或其它部件（如：进油管、污油管等）相碰撞而产生火花。这个火花就是引起第一声闷爆的火源。第二声较大的闷爆,是由于该罐防爆门打破后,大量空气进入罐内而引起。       

事故总结：调查组认为，油罐设计不完善，未考虑漂防静电的安全措施，在19年的运行中，也未发现这一设计遗留的隐患。

此次事故定性为：一般火灾事故。   

1、从设备上、管理上举一反三，全面地、全员地吸取火灾事故教训，确保安全生产。

2、在更换#2油罐时，结合刚下发的部颁《电力设备典型消防规程》制定安装安全措施，并认真落实。

3、安装油罐时按照部颁消防规程的要求，凡遇油系统相连的工作执行动火工作票。

4、安监科抓紧时间按照部颁消防规程动火工作票的格式，复制临时动火工作票，以便安装工作时使用，正式票复制待后办理。

5、加强防火重点部位的管理，结合部门的实际认真组织职工学习刚下发的部颁规程，制定完善部门防火重点部位的管理制度。

6、消防规程已下发，今后凡在禁火区及规程规定的禁火设备及系统上动火，必须办理动火工作票方可工作。 

事故原因：

该起锅炉特大事故极为罕见，事故最初的突发性过程是多种因素综合作用造成的。以下，仅将事故调查过程中的事故机理技术分析结论综合如下：

1、运行记录中无锅炉灭火和大负压记录，事故现场无残焦，可以认定，并非煤粉爆炸。

2、清渣过程中未发现铁异物，渣成份分析未发现析铁，零米地坪完整无损，可以认定，非析铁氢爆炸。

3、锅炉冷灰斗结构薄弱，弹性计算确认，事故前冷灰斗中积存的渣量，在静载荷下还不会造成冷灰斗破坏，但静载荷上施加一定数量的集中载荷或者施加一定数量的压力，有可能造成灰斗失稳破坏。

4、事故发生后的检验结果表明，锅炉所用的水冷壁管材符合技术规范的要求，对水冷壁管断口样品的失效分析证实，包角管的破裂是由于冷灰斗破坏后塌落导致包角管受过大拉伸力而造成的。

 5、对于事故的触发原因，两种意见：一种意见认为，“3.10”事故的主要原因是锅炉严重结渣。事故的主要过程是：严重结积渣造成的静载加上随机落渣造成的动载，致使冷灰斗局部失稳；落渣入水产生的水汽，进入炉膛，在高温堆渣的加热下升温、膨胀，使炉膛压力上升；落渣振动造成继续落渣使冷灰斗失稳扩大，冷灰斗局部塌陷，侧墙与冷灰斗连接处的水冷壁管撕裂；裂口向炉内喷出的水、汽工质与落渣入水产生的水汽，升温膨胀使炉膛压力大增，造成MFT动作，并使冷灰斗塌陷扩展；三只角角隅包角管先后断裂，喷出的工质量大增，炉膛压力陡升，在渣的静载、动载和工质闪蒸扩容压力的共同作用下，造成锅炉21米以下严重破坏和现场人员重大伤亡。因此，这是一起锅炉严 重结渣而由落渣诱发的机械一热力破坏事故。另一种意见认为，3月6日～3月10回炉内结渣严重，由于燃烧器长时间下摆运行，加剧了灰斗结渣。这为煤裂角气和煤气的动态产生和积聚创造了条件。灰渣落入渣斗产生的水蒸汽进入冷灰斗，形成的振动加速了可燃气体的生成。经分析计算，在0.75秒内局部动态产生了2．7千克以上混合可燃气体，逐步沿灰斗上升，在上升过程中，由于下二次风与可燃气混合，混合温度在470度左右（未达着火温度）。突遇炽热碎渣的进入或火炬（燃烧器喷焰）随机飘入，引起可燃气体爆炸，炉膛压力急剧升高，炉膛出口压力达2.72千帕以上，触发MFT动作。爆炸时，两侧墙鼓出，在爆炸和炉底结渣的联合作用下，灰斗与两侧墙连接处被撕裂，灰斗失稳下塌，包角管和联箱水平相继破裂，大量水汽泄出，炉内压力猛烈升高，使事故扩大。

 6、锅炉投入运行后，在燃用设计煤种及其允许变动范围内煤质时出现前述的严重结渣和再热汽温低、局部管段管壁超温问题，与制造厂锅炉炉膛的结构设计和布置等不完善有直接关系，它是造成这次事故的根本原因。另外，除上述诸技术原因外，电厂及有关单位在管理上存在的一些问题，也是导致这起事故发生的原因：该事故机组自3月1日以来，运行一直不正常，再热器管壁温连续超过报警温度。虽经采取调整火焰中心，加大吹灰和减轻负荷等措施，壁温超限问题仍未解决。按厂家锅炉运行规程规定，再热器壁温的报警温度为607度，3月6日至3月10日，再热器壁温多在640度和670度之间，锅炉负荷已从600兆瓦减至500兆瓦，再减至450兆瓦，到3月10日减至400兆瓦，再热器壁温仍严重超限。按运行规程规定，再热器壁温严重超温采取措施而无效时，应采取停炉措施。运行值班长曾多次向各级调度请示，但上级部门非但不同意停炉，而且还要求将锅炉负荷再提高一些，要求锅炉坚持运行到3月15日计划检修时再停炉。结果因结焦严重，大块焦渣崩落，导致该起特大事故发生。因此，该起事故原因的认定结论为：制造厂锅炉炉膛设计、布置不完善及运行指挥失当；是一起锅炉设备严重损坏和人员群亡的责任事故。事故的直接原因是锅炉严重结渣。

事故总结：

1、制造厂应采取措施，解决投产以来一直存在的再热器汽温低和部分再热器管壁温度严重超限的问题。

2、制造厂应研究改进现有喷燃器，防止锅炉结焦和烟温偏差过大的问题。在未改进前，制造厂应在保证锅炉设计参数的前提下，提出允许喷燃器下摆运行的角度和持续时间。

3、锅炉设计中吹灰器布置密度低，现在吹灰器制造质量差，制造厂应采取措施加以改进。在未改进前，电厂应加强检修、维护和管理，提高现有吹灰器的可用率，必要时换用符合要求的吹灰器。

4、制造厂应研究适当加强冷灰斗支承的措施，以提高其结构稳定性又不致影响环形集箱的安全。

5、制造厂应采取措施加装必要的监视测点，如尾部烟温、烟压测点、过热器减温器进出口汽温测点、辐射式再热器出口汽温测点等，并送入计算机数据采集系统。此外，还应考虑装设记录型炉膛负压表。

6、制造厂应对冷灰斗的积渣和出渣系统的出渣增加必要的监测手段，包括增加必要的炉膛看火孔，以便检查锅炉结渣情况。

7、制造厂应对不符合安全要求的厂房结构、安全设施、通道、门、走、平台和扶梯等进行改进，如大门不能采用卷帘门，看火孔附近要有平台等。

8、切实加强燃煤管理。电力部和其他上级有关部门应共同解决锅炉燃煤的定点供应问题。电厂要加强对入厂煤、火炉煤的煤质分析和管理，完善配煤管理技术。

9、电厂应严格执行运行规程，加强对锅炉的运行分析和管理工作。应及时提出锅炉运行情况的分析意见和异常工况的应急措施。

10、对事故中波及的设备和部件进行仔细的检查。恢复运行前必须进行炉内空气动力场和燃烧调整试验。

38、200MW＃1机168试运中，因循环水塔水位高，循环泵值班员误关转机冷却水回水门降水塔水位导致＃1机转机冷却水无法回前池，冷却水中断，使运行的＃1给水泵工作油温度升高到130℃，＃1给水泵跳闸，＃2给水泵联动成功1分钟后也因工作油温度高跳，导致锅炉断水干锅，MFT动作灭火，168中断。