某電廠大型機組投產(chǎn)后事故異常情況案例分析

1機組投產(chǎn)以來

異常情況案例分析

23序言

安全生產(chǎn)“三要素”中第一位的是人，要貫徹“以人為本，安全第一”的思想，增強安全意識，增加安全知識，養(yǎng)成良好的安全習(xí)慣。安全管理工作要體現(xiàn)人性化管理，體現(xiàn)對生命的關(guān)愛。安全意識要通過不斷教育做到入腦入心，貫徹到各項工作中去，每個人都要形成自覺地關(guān)注自己和他人安全的意識。從而使安全生產(chǎn)始終處于有效控制狀態(tài)。4異常情況分類說明

本文中將所選的異常情況按照影響機組安全穩(wěn)定運行的“人、機、環(huán)境”三要素進行分類，其中“機”要素又依據(jù)專業(yè)分為汽機、鍋爐、電氣及熱控類。5Part1人篇在所有的工作中，人的因素起著決定性作用，所有的異常都可以歸結(jié)為“人”這一因素的直接或間接影響?！叭恕钡囊蛩匾鸬漠惓Ｖ饕獨w結(jié)為以下幾類：1、執(zhí)行“兩票”管理規(guī)定不到位；2、工作責(zé)任心不強，精力不集中；3、技術(shù)素質(zhì)不夠。6Part1.1操作票形同虛設(shè)，致使廠用電中斷情況介紹：

2005年02月26日，#6機組開機過程中，負(fù)荷帶至約120MW時，按開機操作票進行廠用電倒換。操作前，安排了一名巡檢員擔(dān)任操作人，進行操作票填寫，操作人根據(jù)《電氣運行規(guī)程》關(guān)于廠用電倒換的章節(jié)抄寫，填寫出操作票交機組長審查，機組長對該票未提出異議，審查簽字后交值長審查，值長亦未提出異議，并簽字交還給機組長，下達(dá)廠用電倒換操作命令。在廠用電倒換操作過程中，操作人、監(jiān)護人未嚴(yán)格執(zhí)行“唱票復(fù)誦”制，并且也未按票面要求的操作步驟執(zhí)行，先將6KV6A段備用電源開關(guān)6601B拉開，致使6KV6A段母線失電，MFT保護動作，首觸為“無給水泵運行，機組負(fù)荷大于20%”。7Part1.1操作票形同虛設(shè)，致使廠用電中斷點評：

這是一次性質(zhì)惡劣的違反操作票制度的誤操作事故，通過該事故反映出以下問題：1、執(zhí)行操作票管理制度不嚴(yán)，從寫票、審票到執(zhí)行操作票都是將管理制度束之高閣，形同虛設(shè)，并未按規(guī)定要求執(zhí)行到位。由于沒有典型操作票對照，寫票時只是按照規(guī)程中的原則性步驟抄寫，不符合操作票填寫規(guī)定，在審票中機組長、值長也未提出異議，是造成此次廠用電中斷的直接原因。2、操作人業(yè)務(wù)不熟，在開機后倒換廠用電的過程中，未按照操作票的要求執(zhí)行，按照操作次序本應(yīng)先合6601開關(guān)正常后，6601B開關(guān)自跳，憑自己的一知半解以為斷開6601B開關(guān)后，6601開關(guān)會自合，造成廠用電源倒換時，6KV6A段母線失電。由于操作人員沒有理解廠用電倒換實質(zhì)內(nèi)涵，是造成此次廠用電中斷的又一原因。3、監(jiān)護人未能起到監(jiān)護作用，在操作人員誤選非操作開關(guān)時未能及時糾正。4、操作組織上機組長、值長在重大操作中，對本班人員技術(shù)水平不夠了解，重大操作未選擇熟練人員進行。5、電氣專業(yè)管理上存在培訓(xùn)不到位的情況，對于廠用電倒閘等重要操作未出臺典型操作票進行嚴(yán)格系統(tǒng)的培訓(xùn)。8實現(xiàn)一次安全操作的流程圖12345布置操作任務(wù)指定操作人員填寫操作票下達(dá)操作命令監(jiān)護進行操作6審查操作票相關(guān)要求：1）操作任務(wù)明確，并詳細(xì)交待操作危險點。2）操作人、監(jiān)護人資質(zhì)合格，有操作經(jīng)驗者擔(dān)任監(jiān)護人。3）操作人填寫操作票時，填寫合符規(guī)范，操作術(shù)語正確，關(guān)鍵字詞無錯誤和涂改。4）提前逐級進行審查，發(fā)現(xiàn)問題立即整改，合格后簽字認(rèn)可。5）下達(dá)操作命令準(zhǔn)確無誤，監(jiān)護人對操作命令進行正確復(fù)誦。6）監(jiān)護人持票進行唱票，操作人復(fù)誦正確后執(zhí)行，執(zhí)行完畢逐項打勾。7）操作中出現(xiàn)問題立即停止操作并匯報，根據(jù)命令再執(zhí)行下一步操作。8）按操作票管理規(guī)定完成好票面簽章、統(tǒng)計和保存工作。9Part1.2檢修工作走錯間隔，運行機組連跳兩磨情況介紹：

2005年9月19日中班，#6機組停機備用，#5機組帶負(fù)荷330MW，ABCD四臺磨組運行，各設(shè)備運行平穩(wěn)，AGC在投。

15：43，C磨運行中突然跳閘，20秒后B磨跳閘，運行人員立即進行事故處理：退出AGC，調(diào)整燃燒，投入A、D組輕油槍，降負(fù)荷至220MW，維持汽包水位、汽溫等參數(shù)穩(wěn)定。事故處理后，檢查BC磨跳閘首出為“tripmillfromrun-back”，由熱工人員檢查無異常后，于16：10啟動C磨，16：22啟動B磨，退所投輕油槍，升負(fù)荷至320MW，投入AGC。進一步調(diào)查跳磨原因為熱工人員在進行#6機檢修工作時誤進入#5機組電子間造成，#5爐BC磨負(fù)荷返航跳閘。10Part1.2檢修工作走錯間隔，運行機組連跳兩磨點評：熱工檢修人員準(zhǔn)備做＃6機組開機保護試驗的準(zhǔn)備工作，為了滿足MFT復(fù)位條件、準(zhǔn)備拆線短接生成“至少一臺送、引風(fēng)機運行”信號，誤入#5機組電子間，使一臺送風(fēng)機運行信號消失導(dǎo)致負(fù)荷返航跳磨。此次異常的經(jīng)驗教訓(xùn)則是：（1）熱工人員在工程師站進行操作時必須要有二人進行，一人操作，一人監(jiān)護。（2）進行開機保護試驗的準(zhǔn)備工作時，應(yīng)準(zhǔn)備專用線夾子，不采取拆線方式短接。（3）可將風(fēng)機在試驗位置啟動，不采取短接信號方式生成‘至少一臺送、引風(fēng)機運行’信號。11一份合格的檢修工作票所承載的……工作票簽發(fā)人職責(zé)：（1）工作是否必要和可能；（2）工作票上所填寫的安全措施是否正確和完善；（3）經(jīng)常到現(xiàn)場檢查工作是否安全地進行。工作負(fù)責(zé)人職責(zé)：（1）正確地和安全地組織工作；（2）對工作人員給予必要指導(dǎo)；（3）隨時檢查工作人員在工作過程中是否遵守安全工作規(guī)程和安全措施。工作許可人職責(zé)：（1）檢修設(shè)備與運行設(shè)備確已隔斷；（2）安全措施確已完善和正確地執(zhí)行；（3）對工作負(fù)責(zé)人正確說明哪些設(shè)備有壓力、高溫和有爆炸危險等?！栋惨?guī)》第77條：檢修工作開始以前，工作許可人和工作負(fù)責(zé)人應(yīng)共同到現(xiàn)場檢查安全措施確已正確地執(zhí)行，然后在工作票上簽字，才允許開始工作。12Part1.3誤停風(fēng)機，導(dǎo)致停機情況介紹：

2003年6月14日白班，8：48分#5機組負(fù)荷290MW，監(jiān)盤人員在手動調(diào)整A引風(fēng)機動葉時，誤按A引風(fēng)機停止按鈕，引起A送風(fēng)機聯(lián)跳，負(fù)荷返航指令跳A磨，但是無負(fù)荷返航信號發(fā)出。監(jiān)盤人員立即調(diào)整爐膛負(fù)壓，逐步關(guān)小一、二級減溫水調(diào)整門，增投B組輕油槍，維持負(fù)荷210MW運行，A、B小機在自動位置，跟蹤情況正常。

8：52分左右監(jiān)盤人員發(fā)現(xiàn)C磨跳閘，首出信號為“所有火焰消失”，汽溫、汽壓下降較快，值班人員立即開始關(guān)小主機調(diào)門，關(guān)閉一、二級減溫水電動門，手動解除B汽泵自動，A汽泵仍在自動狀態(tài)，此時汽包水位78mm。同時值長命令啟動電泵，機組長接令后先啟動電泵潤滑油泵，再啟動電泵，但是電泵啟動后即跳，發(fā)“偶合器潤滑油壓低”信號，在DCS上檢查輔助油泵運行正常。于是再次重啟電泵仍跳，發(fā)“前置泵入口流量低”信號，DCS上檢查電泵再循環(huán)、出口門均為正常全開狀態(tài)，就地檢查此兩個門也是開的。13Part1.3誤停風(fēng)機，導(dǎo)致停機情況介紹：

8：56分負(fù)荷降至93MW，主汽壓力為13.7Mpa，汽包水位+173mm，汽包水位已經(jīng)趨于平緩，A汽泵維持最低轉(zhuǎn)速，汽包水位漲到+191mm，值長下令手動打閘A汽泵，但就在準(zhǔn)備打閘A汽泵的時候，由于水位上漲過快，B汽泵跳閘，首出“B汽泵保護動作”信號，此時值班員將A汽泵切至手動調(diào)節(jié)，隨后（約7秒左右）汽包水位+254mm，首出“汽包水位高”信號，A汽泵跳閘。8：58分發(fā)“負(fù)荷＞20%，給水泵全?！毙盘?，爐MFT動作，汽輪機、發(fā)電機跳閘。8：59分第三次啟動電泵時成功，維持汽包水位。

9:15分#5爐重新點火，9:40分汽機沖轉(zhuǎn)，10:10分并網(wǎng)，13:00負(fù)荷升至350MW。14Part1.3誤停風(fēng)機，導(dǎo)致停機點評：這是一次典型的CRT誤操作:1、運行人員誤停A引風(fēng)機引起爐膛燃燒工況惡化，是導(dǎo)致此次異常情況的直接原因；暴露出了部分運行人員工作責(zé)任心不強，技術(shù)水平不高。2、啟動電泵時，運行人員操作不夠鎮(zhèn)定是導(dǎo)致此次異常情況的次要原因；分析如下：

1）第一次啟動電泵時，因啟動輔助油泵與啟動電泵幾乎是同時啟動，油壓尚未建立故電泵啟動時發(fā)“潤滑油壓低”跳閘；

2）因#5機電泵空載運行時，進口流量達(dá)不到120t/h，運行人員第二次啟動電泵后，未及時提升電泵轉(zhuǎn)速，增加電泵進口流量，導(dǎo)致電泵運行時發(fā)

“進口流量低于120t/h”保護跳閘。由于運行人員在邏輯上沒有掌握上述問題，導(dǎo)致電泵不能及時啟動，不能退出汽泵運行，使汽包水位調(diào)節(jié)不平穩(wěn)致使汽包水位高MFT保護動作跳機。暴露出了部分運行人員技術(shù)水平差、系統(tǒng)觀念不強。由此造成了事故擴大。15Part1.3誤停風(fēng)機，導(dǎo)致停機經(jīng)驗教訓(xùn)：

CRT誤操作是運行人員防誤操作的重中之中，應(yīng)在值班過程中時刻警惕，防止由于操作人員注意力不集中、精神不振、操作過快等引起誤操作。在處理由于負(fù)荷返航引發(fā)的不穩(wěn)定狀況時，首要任務(wù)是保證鍋爐燃燒穩(wěn)定，以最快的速度將仍在運行的磨投油槍穩(wěn)燃，并及時調(diào)整送風(fēng)量和一次風(fēng)壓力，避免再出現(xiàn)磨組跳閘以進一步惡化燃燒工況，避免負(fù)荷大幅下降。在處理過程中要避免出現(xiàn)滅火放炮事故。同時要根據(jù)燃燒出力及時調(diào)整負(fù)荷，保證汽壓不下降太快，從而有利于汽包水位調(diào)整，同時也避免汽溫突降造成保護動作。在負(fù)荷下降、主汽壓下降過程中，及時調(diào)整汽包水位穩(wěn)定，在負(fù)荷低至需啟動電泵時，啟泵后應(yīng)立即將電泵勺管開度增加，避免電泵低流量保護動作造成啟動失敗。16DCS系統(tǒng)中CRT操作易發(fā)的異常情況：結(jié)合我廠三期機組DCS系統(tǒng)實際運行情況，現(xiàn)將CRT上易出現(xiàn)的異常情況總結(jié)如下：1、操作端選擇錯誤；2、操作端置數(shù)錯誤；3、操作員站未置“操作”狀態(tài)導(dǎo)致操作無效；4、操作過于頻繁造成操作員站響應(yīng)慢或死機；5、使用鍵盤操作時，盤屏對應(yīng)錯位造成誤操作；6、使用鍵盤操作時，鍵未彈起，切至其它操作畫面時引起非預(yù)期的誤操作；7、SCS系統(tǒng)中操作端未按要求置“UNLOCK”狀態(tài)，造成相關(guān)聯(lián)鎖保護不正常；8、機爐協(xié)調(diào)各操作端自動投退時未按要求順序執(zhí)行，引起控制擾動；9、MCS系統(tǒng)操作端“自動”投入時未事先減小偏差，使投入后被調(diào)節(jié)對象擾動大。10、操作員站之間狀態(tài)存在不一致情況導(dǎo)致誤判斷和誤操作。17Part2機篇

在整個火電廠生產(chǎn)流程中，應(yīng)用到了各種類型的機器設(shè)備，對于設(shè)備的正確操作、運行和維護以及檢修，是我們整個生產(chǎn)管理的工作中心，通過對運行過程中所發(fā)生的各種各類異常情況的分析，可以加深我們對系統(tǒng)設(shè)備的掌握，在運行操作中適時地做好危險點分析，對可能出現(xiàn)的異常情況實施預(yù)先控制。

針對發(fā)生的異常情況，我們根據(jù)涉及專業(yè)進行分類：

1、汽機；2、鍋爐；

3、電氣；4、熱控。18Part2.1汽機類

在汽機類異常中，我們選擇了以下幾個案例進行解剖和分析：

2.1.1暖機中軸振大跳閘；

2.1.2暖機結(jié)束，缸溫突降；

2.1.3CV閥突開致汽包水位高保護動作；

2.1.4高加危疏管閥門法蘭沖破異常；

2.1.5冷再管道水擊事故。19Part2.1.1暖機中軸振動大跳閘情況介紹：

2003年4月23日零班，執(zhí)行#5機組啟動工作，機組運行參數(shù)為：主汽壓力:８.６Mpa，主汽溫度:395℃，再熱汽壓:0.7Mpa，再熱汽溫:455℃，汽輪機維持1400rpm中速暖機。（注：暖機時間由上班從23：00開始）。按汽機規(guī)程要求繼續(xù)進行中速暖機，02：11，發(fā)現(xiàn)主機#1、#2、#3、#4瓦軸振逐漸增大，監(jiān)盤人員立即檢查當(dāng)時主機缸溫、軸承金屬溫度、潤滑油溫、油壓均無異常，主再熱蒸汽參數(shù)無波動，就地檢查無異常。2:15主機軸振達(dá)到保護動作值（#1:12.7絲，#2:24.6絲），汽機跳閘。當(dāng)時參數(shù)為:主汽壓力:８.６Mpa，主汽溫度：393℃，再熱汽壓：0.7Mpa，再熱汽溫:452℃，缸脹11.1mm，高中壓缸差脹:2.3mm，低壓缸差脹:3.4mm，轉(zhuǎn)子惰走過程中各瓦振動逐漸下降，轉(zhuǎn)速到零后投入盤車運行，轉(zhuǎn)子偏心率為0.048mm后逐漸下降，經(jīng)盤車一小時后偏心率恢復(fù)為0.019mm。檢查無異常后，05：00得令重新沖轉(zhuǎn)，磨擦檢查正常后升速到1400rpm，檢查各瓦振動無異常，最大值在#6瓦，為3.8絲，繼續(xù)沖至3000rpm，各瓦振動無異常。20Part2.1.1暖機中軸振動大跳閘點評：此次機組振動異常發(fā)生在機組中速暖機過程當(dāng)中，而且已經(jīng)暖機有近3小時，汽機缸脹已由接班時的8.8mm平穩(wěn)上升到11.1mm，汽機各點金屬溫度也是平穩(wěn)上升。經(jīng)過廠部汽機專業(yè)異常分析會得出結(jié)論，為了有效地防范以后的開機過程中避免出現(xiàn)類似情況，應(yīng)該注意以下幾方面：

1、進一步控制好參數(shù)，防止汽溫、汽壓偏離主機升溫升壓曲線過多。特別在啟動磨煤機的情況下更是如此。此次開機過程中，再熱汽溫最高漲至452℃，偏離規(guī)定值太多?？刂坪闷麥氐氖侄沃饕校?/p>

一是對風(fēng)煙系統(tǒng)的過、再熱煙道擋板控制到位。二是調(diào)節(jié)使用好旁路系統(tǒng)，在燃燒強度足夠時，應(yīng)充分開大旁路，這是主要調(diào)節(jié)手段。

2、在啟動暖機過程中缸脹、缸溫達(dá)到汽機規(guī)程要求時，應(yīng)立即升速，而不能單純地拘泥于滿足規(guī)程規(guī)定的暖機時間要求。此次開機過程中，中速暖機時，缸脹最大至11.1mm，高、中壓缸溫均在280℃以上，已滿足中速暖機要求，應(yīng)及時進行升速。21Part2.1.1暖機中軸振動大跳閘經(jīng)驗教訓(xùn)：1、機組暖機過程未充分考慮其綜合因素，僅拘泥于滿足規(guī)程規(guī)定的暖機時間要求，致使再熱汽溫過高引起主機軸承振動大保護動作。實際上從汽機金屬缸溫、主機缸脹等參數(shù)可以判斷已滿足中速暖機要求。2、運行值班員對汽溫汽壓特別是再熱汽溫的調(diào)整沒有全面掌握，調(diào)節(jié)手段不多且不精，特別是沒有充分利用好旁路系統(tǒng)有效控制汽溫上升。3、在出現(xiàn)異常情況時，沒有及時采取有效手段來控制。從時間上看，從值班員發(fā)現(xiàn)主機#1、2、3、4瓦振動增大到主機軸承振動大保護動作時間有4分鐘，如在發(fā)現(xiàn)振動逐漸增大時，就立即點擊“ALLVALVECLOSE”按鈕，停止主機進汽則振動會逐漸下來，然后可以重新沖轉(zhuǎn)升速，從而避勉軸承振動大使保護動作。22節(jié)油啟動，再熱汽溫控制是關(guān)鍵

三期機組的啟動，設(shè)計中在并網(wǎng)之前使輕油槍、重油槍升溫升壓，以控制啟動參數(shù)，但實際情況為：（1）重油供應(yīng)已取消；（2）為節(jié)能降耗考慮，采用節(jié)油啟動方案。

總結(jié)多次節(jié)油啟動（無重油）情況，油槍使用情況、啟磨時機選擇及再熱汽溫控制情況如下：（1）點火后盡快投入12-16支輕油槍（根據(jù)環(huán)境溫度酌情考慮）；（2）升壓至1.0MPa后手動投入旁路系統(tǒng)；煙溫至250℃時安排啟動一臺磨煤機（開二對BSO），啟動前做好相應(yīng)準(zhǔn)備工作，提前對磨煤機進行適當(dāng)預(yù)暖，保證啟磨時爐膛燃燒良好。啟磨后煙溫較難控制，應(yīng)及早全關(guān)再熱煙道擋板，同時充分利用好旁路系統(tǒng)，根據(jù)升溫升壓情況盡可能開大旁路系統(tǒng)，一可有效控制汽溫上升，二可保證保變組并網(wǎng)后初始負(fù)荷要求。23Part2.1.2暖機結(jié)束缸溫突降情況介紹：

2002年9月26日晚班，#5機開機過程中，21:50高壓缸預(yù)暖達(dá)到規(guī)程規(guī)定時間和參數(shù)，停止高壓缸預(yù)暖，關(guān)閉高壓缸預(yù)暖閥，21：54監(jiān)盤人員發(fā)現(xiàn)中壓缸內(nèi)外壁溫度均大幅度下降，大軸偏心率由0.018mm突增至0.024mm，10分鐘內(nèi)中壓缸內(nèi)/外壁金屬溫度分別由174.3/172.6℃快速下降至62.6/132.2℃，高壓缸差脹由1.94mm變化至1.27mm。情況發(fā)生后，立即投入高壓缸預(yù)暖，避免缸溫進一步下降，至02:00缸溫回升至140/139℃，大軸偏心率回復(fù)為0.017mm（原始值）。24Part2.1.2暖機結(jié)束缸溫突降點評：1、這是發(fā)生在#5機試運過程中的異常，從當(dāng)時參數(shù)情況看，由于中壓缸內(nèi)壁金屬溫度下降特別明顯，高壓缸差脹減小，大軸偏心增大。相關(guān)技術(shù)人員初步判斷為“本體疏擴減溫水經(jīng)三抽電動門前疏水門進入中壓缸所致”。2、后經(jīng)一系列的試驗進行檢查分析，排除了上述判斷。由于當(dāng)時BDV閥邏輯控制是在CV閥開時才關(guān)閉，其余處開啟狀態(tài)。且BDV閥疏水接至高壓疏水?dāng)U容器，另有MSV下閥座及RSV下閥座、一抽電動門前疏水均疏水至高壓疏水?dāng)U容器。疏水之間相互影響、排擠，出現(xiàn)了冷源由高壓疏水?dāng)U容器經(jīng)BDV閥至中壓缸后，再由#3、4抽電動門前疏水管至本體疏水?dāng)U容器，引起主機缸溫突降，大軸偏心增大等異常現(xiàn)象。3、事后立即對汽機疏水系統(tǒng)進行了一系列改造，將BDV閥的控制改造為在機組跳閘時開啟2秒，其余時間均處關(guān)閉狀態(tài)。另將MSV下閥座及RSV下閥座、一抽電動門前疏水均由疏水至高壓疏水?dāng)U容器改接至高加危急疏水?dāng)U容器，避免出現(xiàn)疏水之間互相影響，導(dǎo)致缸溫突變現(xiàn)象。25Part2.1.2暖機結(jié)束缸溫突降為此異常所做的試驗工作：1、在高壓疏水?dāng)U容器排汽管及#3抽電動門前疏水管上各裝一塊壓力表,

指示值分別為0.05MPa/-20.4KPa。2、由熱工仿真關(guān)閉BDV閥，測管壁溫度為132℃。開啟BDV閥后，測管壁溫度約80℃。3、當(dāng)時MSV下閥座及RSV下閥座、一抽電動門前疏水均疏水至高壓疏水?dāng)U容器，疏水相互影響。4、且BDV閥在CV閥開啟前一直保持開啟狀態(tài)。高壓缸停止預(yù)暖后即有疏水（冷汽）倒灌進入高中壓缸。26Part2.1.2暖機結(jié)束缸溫突降經(jīng)驗教訓(xùn)：1、這類異常很容易引發(fā)汽輪機水沖擊事故。由于汽輪機處于開機過程中的暖機狀態(tài)，各部參數(shù)不高，沒有造成設(shè)備損壞。2、汽輪機運行過程中，一旦出現(xiàn)差脹急劇減小；上、下缸溫差增大；機組振動增加或發(fā)生了強烈振動；軸向位移增大，推力瓦溫度升高和推力瓦軸承油壓升高等異?，F(xiàn)象，應(yīng)立即打閘破壞真空緊急停機,

防止出現(xiàn)汽輪機動靜摩擦導(dǎo)致的重大設(shè)備損壞事故。3、從異?，F(xiàn)象看，10分鐘內(nèi)中壓缸內(nèi)壁金屬溫度下降了110℃，外壁金屬溫度下降了40℃，高壓缸差脹及轉(zhuǎn)子偏心均出現(xiàn)了不同程度的變化。重新投入高壓缸預(yù)暖后，應(yīng)密切監(jiān)視各部參數(shù)變化，檢查盤車運行正常，就地仔細(xì)傾聽有無動靜摩擦聲音，否則應(yīng)停機檢查。同時應(yīng)連續(xù)盤車至大軸恢復(fù)至原始值方可重新沖轉(zhuǎn)。27汽輪機金屬溫度監(jiān)控不容小視汽輪機在啟動、運行及停機過程中一定要加強金屬溫度的監(jiān)控，這是事關(guān)汽輪機金屬使用壽命的大事。汽輪機在啟、停過程中缸溫的監(jiān)視與控制是啟、停操作的主要內(nèi)容之一，汽缸及轉(zhuǎn)子部件溫升、溫降率及上下缸溫差、內(nèi)外壁溫差的控制是否達(dá)標(biāo)是衡量啟停是否合格的主要標(biāo)準(zhǔn)。汽輪機運行中金屬溫度的監(jiān)控1、汽輪機在正常運行中，同樣也要在工況變化中將主汽溫、再熱汽溫等控制平穩(wěn)，避免金屬溫度大幅變化導(dǎo)致交變熱應(yīng)力，縮短金屬使用壽命。2、運行中要嚴(yán)防汽輪機進水。進水的可能途徑有：主蒸汽帶水、再熱蒸汽帶水、加熱器（除氧器）滿水倒灌至汽輪機、軸封汽帶水、凝汽器滿水等。

28汽輪機金屬溫度監(jiān)控不容小視汽輪機在啟動過程中金屬溫度的控制1、根據(jù)缸溫選擇適當(dāng)?shù)臎_轉(zhuǎn)參數(shù)（主要指主、再熱汽溫）；2、啟動沖轉(zhuǎn)前，主、再熱蒸汽系統(tǒng)、旁路系統(tǒng)、抽汽系統(tǒng)的管道均應(yīng)充分暖管疏水；3、在沖轉(zhuǎn)前盡量不使用減溫水（特別是再熱汽減溫水），若必須使用，在沖轉(zhuǎn)前盡量先關(guān)閉；4、送軸封汽、投高/低壓旁路、高壓缸預(yù)暖、CV室預(yù)暖等操作中，均要密切監(jiān)控好主機缸溫的變化；5、沖轉(zhuǎn)前、沖轉(zhuǎn)中及過轉(zhuǎn)換區(qū)應(yīng)根據(jù)蒸汽流量變化預(yù)見汽溫的變化，充分通過旁路系統(tǒng)及燃燒調(diào)整、煙道擋板調(diào)節(jié)來控制好汽溫。汽輪機停機過程中及停機維護中金屬溫度的監(jiān)控1、停機是一個金屬冷卻的過程，同樣要控制好溫度變化率，停機后防止冷汽冷水通過連接汽缸的汽水管道進入汽缸是關(guān)鍵；2、打閘后及時將進入凝汽器的主/再蒸汽及旁路系統(tǒng)、輔汽疏擴等所有疏水全部關(guān)閉，避免繼續(xù)有熱源連通到凝汽器；3、轉(zhuǎn)子惰走靜止后，立即投入盤車運行，避免轉(zhuǎn)子上下溫差大造成彎曲；4、停機保養(yǎng)中，繼續(xù)監(jiān)視好缸溫，缸溫降低后，要杜絕熱汽熱水進入到汽缸和凝汽器。

29Part2.1.3

CV閥突開致汽包水位高保護動作情況介紹：

2006年2月1日中班，#6機處于開機狀態(tài)，14:37主/再熱汽壓力8.6/0.7MPa，主/再熱汽溫：380/350℃，真空-90KPa。14：50汽輪機沖轉(zhuǎn)，摩檢正常，15：30升速至1400RPM暖機，16：17中速暖機結(jié)束，升速至3000RPM，發(fā)變組轉(zhuǎn)熱備用，做油跳閘、閉鎖閥試驗、在線試驗正常。17：16發(fā)電機自動準(zhǔn)同期并網(wǎng)，17：22CV關(guān)至9.6%時，發(fā)現(xiàn)高壓調(diào)門自動全開，因負(fù)荷上升過快（最高至90MW）引起汽包水位高保護動作，鍋爐MFT，汽機、發(fā)電機聯(lián)跳。

17：40重新點火，19：26主/再熱汽壓力9.4/0.7MPa，主/再熱汽溫:365/398℃，真空-90KPa，汽輪機沖轉(zhuǎn)，升速至3000RPM，20:10發(fā)電機自動準(zhǔn)同期并網(wǎng)，20：11發(fā)現(xiàn)高壓調(diào)門仍自動開啟，20:12ICV開至94.3%，CV開至16.3%，值班員立即手動調(diào)整GOV后負(fù)荷穩(wěn)定在8MW左右。30Part2.1.3

CV閥突開致汽包水位高保護動作點評：

1、并網(wǎng)時各參數(shù)為:主/再熱汽壓力8.6/0.7MPa,主/再熱汽溫:380/350℃,真空90KPa，高旁流量76t/h（計算值），由于高旁流量偏低，發(fā)變組并網(wǎng)后，鍋爐熱負(fù)荷不能滿足初始負(fù)荷（17.5MW）設(shè)定要求，是導(dǎo)致CV閥參與初始負(fù)荷調(diào)節(jié)，引起汽包水位高，導(dǎo)致

MFT動作的主要原因。2、發(fā)變組并網(wǎng)后，HEATSOAK自動“RESET”，CV閥關(guān)閉至9.6%后又突開至100%，負(fù)荷由13.3MW突增至97MW，由于負(fù)荷上升速率過快，是導(dǎo)致水位波動致使MFT動作的又一原因。3、值班員對邏輯中HEATSOAK“RESET”后，CV閥參與初始負(fù)荷調(diào)節(jié)卻未控制初始負(fù)荷在設(shè)定值（17.5MW），而是快速全開的預(yù)見性不夠，對其設(shè)計理念不清楚。31Part2.1.3

CV閥突開致汽包水位高保護動作經(jīng)驗教訓(xùn)：1、中壓缸啟動方式下，邏輯上設(shè)定CV閥不參與初始負(fù)荷調(diào)節(jié)。當(dāng)主機3000rpm暖機結(jié)束后，應(yīng)加強鍋爐燃燒量，使蒸發(fā)量能滿足發(fā)變組并網(wǎng)后設(shè)定的初始負(fù)荷17.5MW要求并有一定裕度，防止CV閥參與初始負(fù)荷調(diào)節(jié)。2、主機3000rpm暖機結(jié)束后，應(yīng)手動將HEATSOAK“RESET”，發(fā)變組并網(wǎng)前，必須檢查CV閥全關(guān)方可進行發(fā)變組并網(wǎng)操作。3、運行值班人員應(yīng)加強技術(shù)培訓(xùn)，詳細(xì)掌握機組邏輯控制。32Part2.1.4

高加危急疏水管閥門法蘭沖破異常情況介紹：

2002年12月4日零班，#5機組168試運中，01：26因一次風(fēng)壓低爐MFT動作跳機，03：40重新點火開機，05：00在投入#3高加汽側(cè)過程中，由于水位控制不平穩(wěn)，出現(xiàn)水位高三值，危急疏水調(diào)整門反復(fù)動作幾次后，就地檢查發(fā)現(xiàn)#3高加危急疏水電動門法蘭沖破，大量漏汽水，電動頭罩殼固定螺絲振松。運行人員立即退出高加汽側(cè)，法蘭沖破處有大量漏空氣至凝汽器汽側(cè)，造成凝汽器真空下降。運行人員即隔離#3高加危急疏水調(diào)整門后手動隔離門維持真空。

33Part2.1.4

高加危急疏水管閥門法蘭沖破異常點評：此次異常情況發(fā)生在機組熱態(tài)開機過程中，投入高加時，汽水溫差大，大量高溫高壓蒸汽急劇凝結(jié)，高加水位保護動作引起高加危急疏水控制閥反復(fù)開關(guān)數(shù)次，引起危急疏水管道劇烈振動，是造成此次#3高加危急疏水電動門法蘭沖破的主要原因。

運行人員操作過快，沒有對高加進行充分預(yù)暖，抽汽電動門開度過大，是造成此次#3高加危急疏水電動門法蘭沖破的次要原因。因沖擊力量很大，電動門電動頭罩殼沖至1.5米開外，對人身及周邊設(shè)備安全構(gòu)成威脅。法蘭沖破處因漏入大量空氣引起機組真空快速下降，影響機組安全穩(wěn)定運行。34Part2.1.4

高加危急疏水管閥門法蘭沖破異常經(jīng)驗教訓(xùn)：由于高加隨機投入時，各段抽汽參數(shù)不能滿足疏水逐級自流的條件，易造成高加水位保護動作，引起抽汽電動門、疏水調(diào)整門等頻繁開關(guān)，影響安全運行，降低設(shè)備使用壽命。因此高加投入時往往采用熱態(tài)下手動投入方式（但不宜在負(fù)荷過高時投入高加，否則水位將更難控制，最好在啟動第二臺磨煤機后投入）。必須注意以下幾方面情況：1、熱態(tài)時投入高加運行，必須謹(jǐn)慎操作，緩慢投入。投入前應(yīng)對疏水管道充分疏水，防止管道積水，避勉高加投入時引起水沖擊事故，損壞設(shè)備。

2、手動投入高加時，要緩開抽汽電動門，使高加緩慢升溫升壓，待高加內(nèi)壓力和溫度與抽汽參數(shù)接近或相同時再加大進汽量，這樣往復(fù)多次對高加充分預(yù)暖。3、要有專人監(jiān)視高加運行情況，發(fā)現(xiàn)管道振動應(yīng)立即通知停止高加進汽。35Part2.1.4

高加危急疏水管閥門法蘭沖破異常分析：高加疏水管發(fā)生振動的原因主要有：1、熱態(tài)投入高壓加熱器時預(yù)暖不充分。2、投入高加時高加危急疏水管道內(nèi)存有大量積水。3、正常疏水門故障不能正常調(diào)節(jié)水位時，危急疏水門動作引起危急疏水管道振動。4、高加水位低，抽汽直接從疏水管道內(nèi)竄至下一級加熱器。5、投高加時，抽汽電動門全開，高加內(nèi)出現(xiàn)虛假水位達(dá)到危急疏水門保護動作值。36保證高加安全投入的步驟：相關(guān)注意事項：1、應(yīng)保證#3高加壓力與除氧器壓力差大于0.3MPa。2、高加預(yù)暖前應(yīng)開啟危急疏水門疏水，防止管內(nèi)積水。3、高加預(yù)暖時要謹(jǐn)慎緩慢，開始進汽量應(yīng)盡可能小。每增開抽汽電動門前應(yīng)待高加內(nèi)壓力和溫度穩(wěn)定后方可進行。4、高加預(yù)暖時應(yīng)有專人至就地檢查，發(fā)現(xiàn)管道稍有振動立即通知關(guān)閉抽汽電動門。5、盡量控制好高加水位穩(wěn)定，防止水位高引起危急疏水控制閥頻繁動作。612345檢查高加符合投運條件開啟高加危急疏水門疏水5到10分鐘左右緩開抽汽電動門3秒對高加預(yù)暖檢查高加水位、壓力、溫度等參數(shù)趨于穩(wěn)定重復(fù)3和4繼續(xù)開大抽汽電動門直至全開檢查高加水位穩(wěn)定，運行正常37Part2.1.5冷再管道水沖擊事故情況介紹：

2005年4月7日中班，進行#6機開機操作。主蒸汽壓力3.3Mpa，主汽溫度412℃，再熱蒸汽溫度346℃，煙氣溫度271℃，真空96Kpa，高旁調(diào)整門開度為26%，流量65t/h，高旁調(diào)整門后的溫度設(shè)定為280℃。低旁開度70%。高壓缸處于預(yù)暖狀態(tài)。17：20，高壓缸內(nèi)、外壁溫度163℃/154℃，高壓缸預(yù)暖結(jié)束.17:30開始投入CV室預(yù)暖,17:56CV室內(nèi)外壁溫184℃/182℃，CV室預(yù)暖結(jié)束。準(zhǔn)備進行高、中壓主汽門嚴(yán)密性試驗，在高壓缸、CV室預(yù)暖過程中，主、再參數(shù)漸升至主汽壓力為7Mpa、主汽溫度384℃、再熱蒸汽溫度422℃。根據(jù)試驗方案要求，高、中壓主汽門氣密性試驗參數(shù)為沖轉(zhuǎn)參數(shù)。因此，再熱蒸汽溫度偏高。在再熱蒸汽溫度上升過程中，監(jiān)盤人員進行了調(diào)整。因再熱汽溫仍繼續(xù)上漲，開始投入再熱器減溫水，后隨再熱蒸汽溫度進行了減溫水調(diào)整，18：54再熱蒸汽減溫水維持13%的開度，減溫水流量為22t/h至20：42分關(guān)閉。18：11將C磨容量風(fēng)擋板關(guān)開度由26%始關(guān)至21%。此后再熱蒸汽溫度漸降至330℃左右保持穩(wěn)定。38Part2.1.5冷再管道水沖擊事故情況介紹：

18：50主蒸汽壓力7.7Mpa,主汽溫度384℃,再熱蒸汽溫度336℃。進行高、中壓主汽門嚴(yán)密性試驗。18:52逐漸關(guān)閉高、低旁路，在關(guān)閉高旁電動門時發(fā)現(xiàn)該門關(guān)不了，高、低旁調(diào)整門以及低旁電動門均已正常關(guān)閉。此后，高、低壓旁路調(diào)整門一直處于關(guān)閉狀態(tài)，主蒸汽無法流通，主汽壓力逐漸上升至10.6Mpa。在主汽壓力上升期間值班員繼續(xù)降低在投磨煤機出力，磨內(nèi)一次風(fēng)壓為1.6Kpa，為防止堵塞粉管，就地將C磨在投粉管（C2、C3、C4、C5）對應(yīng)的輔助風(fēng)門手動打開進行吹掃。同時退出兩支重油槍。

20：10左右，檢修來人將高旁電動門關(guān)閉后，20：13開始進行高、中壓主汽門嚴(yán)密性試驗。20：23高壓主汽門嚴(yán)密性試驗合格。20:30將低旁投自動，高旁按1%的開度，逐步開至5.4%。此時，聽到集控室外有較大振動聲音，立即關(guān)閉高旁調(diào)整門，繼而就聽到蒸汽泄漏聲音。至就地檢查，發(fā)現(xiàn)系冷再管道振動，并已出現(xiàn)支吊架斷裂、管道泄漏等情況。得值長令立即打閘停爐。國電九江發(fā)電廠發(fā)電部39Part2.1.5冷再管道水沖擊事故點評：這是一起典型的冷再管道水沖擊事故。發(fā)生在高壓主汽門嚴(yán)密性試驗結(jié)束后，但從操作過程看，早就埋下了安全隱患。1、因高壓主汽門嚴(yán)密性試驗開始后，高、低壓旁路電動門及調(diào)整門均已關(guān)閉，再熱器內(nèi)已無蒸汽流動，此時的再熱汽溫是虛假汽溫，而由于其保持不變，故運行人員未注意到再熱器減溫水調(diào)整門保持13%的開度。導(dǎo)致冷再管道內(nèi)一直有水流動。當(dāng)高壓主汽門氣密性試驗結(jié)束，開啟高旁調(diào)整門后，在冷再管道內(nèi)形成汽、水兩相流動，是引發(fā)冷再管道水沖擊事故的直接原因。2、開機過程中，投入了再熱器減溫水控制再熱汽溫，而高壓主汽門嚴(yán)密性試驗開始前又未及時關(guān)閉，暴露出值班人員對系統(tǒng)了解不夠全面，危險點分析不到位。3、試驗過程中因高旁電動門關(guān)不下來，使高、低旁調(diào)整門關(guān)閉至高壓主汽門嚴(yán)密性試驗結(jié)束近一個半小時,遠(yuǎn)遠(yuǎn)超過了試驗時間10分鐘的要求。因高、低壓旁路關(guān)閉時間過長，冷再管道基本上處于全冷態(tài)，給試驗結(jié)束后投入高、低旁路時同樣埋下了安全隱患。40Part2.1.5冷再管道水沖擊事故經(jīng)驗教訓(xùn)：1、應(yīng)加強值班人員的業(yè)務(wù)技術(shù)培訓(xùn)，強化崗位責(zé)任落實，全面掌握系統(tǒng)及設(shè)備運行方式，做好危險點分析工作。2、在高、低旁路調(diào)整門關(guān)閉時，再熱器內(nèi)已無蒸汽流動，應(yīng)手動

關(guān)閉再熱器事故噴水調(diào)整門及電動門。

3、試驗技術(shù)措施上，高壓主汽門氣密性試驗過程中，高、低旁路電動門及其調(diào)整門可以不關(guān)閉，只要將主汽壓力維持到試驗時主汽壓力即可，對高、中壓主汽門同時進行試驗。以保證試驗過程中主、再熱蒸汽能良好流通，避免主、再熱蒸汽管道積水。如果試驗時出現(xiàn)主機轉(zhuǎn)速上升，盤車脫扣時，可以通過高、中壓主汽門下閥座疏水的溫度上升情況，判斷出嚴(yán)密性試驗不合格的主汽門。4、要舉一反三，投入汽水系統(tǒng)管路時，一定要參考管壁或介質(zhì)溫度測點、管道上疏水門狀態(tài)等進行操作。41水沖擊產(chǎn)生的機理及危害：水沖擊產(chǎn)生的機理：水沖擊又稱水錘，是由于蒸汽或水突然產(chǎn)生的沖擊力，使承載其流動的管道或容器發(fā)生聲響和震動的一種現(xiàn)象。水沖擊是工質(zhì)在管道流動不暢的情況下產(chǎn)生的。電廠中的水沖擊大多是由于蒸汽管道積水或疏水不暢而形成空氣塞、水塞障礙，以致高速蒸汽不能順暢通過，于是蒸汽沖擊這些水塞，從而發(fā)出巨響和強烈的震動，甚至造成設(shè)備的嚴(yán)重?fù)p壞。水沖擊的危害：水沖擊事故是電廠的大敵，輕則引起管道的強烈震動，重則破壞管道的支吊架，拉裂管道彎頭焊接口，若水沖擊事故發(fā)生在汽輪機內(nèi)部，其造成的危害將更大：損傷汽輪機葉片，冷水沖擊熱態(tài)汽輪機會使汽缸、大軸產(chǎn)生巨大的熱應(yīng)力，直接導(dǎo)致汽缸和轉(zhuǎn)子發(fā)生變形、彎曲，出現(xiàn)或擴展裂紋，嚴(yán)重?fù)p害汽輪機，甚至導(dǎo)致整臺機組報廢。42再熱器冷段積水源及積水原因：積水源：

蒸汽管道發(fā)生水沖擊的前提條件是管道形成水塞——積水，那么積水又來自何處？

(1)積水來自再熱器的事故噴水；

(2)積水來自過熱器減溫水，積于主蒸汽管道經(jīng)高旁減壓閥后積于再熱器冷段；

(3)主再熱器蒸汽管道在暖管過程中，暖管不充分，操作過快，大量蒸汽遇冷凝結(jié)成水積于管道中；

(4)高壓旁路減溫水門關(guān)不嚴(yán)或誤開；積水原因：蒸汽管道形成水塞的另一原因是疏水不暢，疏水不暢的因素有：

(1)疏水管道堵塞或疏水閥故障(如閥芯脫落)；

(2)疏水口安裝過高，未安裝在管道的最低點；

(3)疏水管徑過??；

(4)疏水閥前后壓差過?。?/p>

(5)疏水管出口與其他高壓疏水管連接時高壓疏水倒灌至低壓疏水管。43再熱器冷段水沖擊事故的預(yù)防措施：一、從設(shè)計安裝方面預(yù)防水沖擊：正是由于水沖擊事故是電廠的常見事故，且它的危害性比較大，故而國內(nèi)外的專家都十分重視水沖擊事故，特別是對預(yù)防汽輪機水沖擊尤為重視。提出：

(1)接到疏水聯(lián)箱和疏水膨脹箱的疏水管應(yīng)按壓力等級分開，聯(lián)箱上壓力高的管段應(yīng)放在最外側(cè)；

(2)疏水管應(yīng)有足夠的通流面積，而再熱器系統(tǒng)設(shè)備龐大，壓力較低，為此，其冷、熱段的疏水管徑尤應(yīng)大些；

(3)疏水聯(lián)箱和疏水膨脹箱應(yīng)有足夠的容積和排泄能力；

(4)疏水節(jié)流孔板的結(jié)構(gòu)應(yīng)便于防止堵塞和檢查（發(fā)生此次冷再管道水沖擊事故后檢查發(fā)現(xiàn)高旁調(diào)整門后疏水罐有焊渣堵塞現(xiàn)象）；

(5)加裝溫度測點，借助溫差預(yù)報積水情況?！铮?）（5）是我廠需改進的地方！二、從運行維護方面預(yù)防水沖擊：

(1)杜絕一切能夠流積于主、再熱蒸汽管道的水源。機組啟動前的系統(tǒng)檢查尤為重要，應(yīng)核實各減溫水門在關(guān)閉狀態(tài)；

(2)確保疏水暢通，消除水塞，檢查確認(rèn)各疏水門在開啟的位置；

(3)操作緩慢，暖管充分。開啟高旁減壓閥時，注意高壓旁路后溫度變化速度，同時注意管道的震動，當(dāng)發(fā)現(xiàn)管道有撞擊聲，應(yīng)減慢操作速度，必要時關(guān)小或關(guān)閉高壓旁路減壓閥，直至撞擊聲消除后才可繼續(xù)操作。44Part2.2鍋爐類在鍋爐類異常中，我們選擇了以下幾個案例進行解剖和分析：2.2.1油系統(tǒng)之油槍層著火；

2.2.2風(fēng)機系統(tǒng)之風(fēng)機喘振；

2.2.3四管之低再爆管；

2.2.4制粉系統(tǒng)之堵磨跑粉；

2.2.5MFT之吹灰、啟磨致MFT保護動作。45Part2.2.1油槍層著火情況介紹：

2003年2月21日白班，#5爐A、C、D三臺磨運行。08:00擬啟動B磨升負(fù)荷。08:04按要求逐投入B磨B1、B2、B3、B6輕油槍，08:15就地檢查人員檢查油槍運行正常后離開現(xiàn)場。約08：20巡檢發(fā)現(xiàn)C磨小牙輪支持軸承溫度高達(dá)88℃，為防止設(shè)備損壞，需盡快停運C磨。08：36迅速投入CRT上滿足投運條件的C1、C2、C3、C4、C5輕油槍，08：44停運C磨。由于B磨剛啟動，煤位未建立，故維持C組輕油槍穩(wěn)燃。約09：00就地檢查發(fā)現(xiàn)燃燒層前墻西側(cè)大量漏油并已著火燃燒。立即就地手動關(guān)閉輕油跳閘閥前手動隔離門，并在CRT上手動IFT。此后組織滅火，09：20完全撲滅。09：58得令緊急停爐，執(zhí)行各項停機操作。46Part2.2.1油槍層著火點評：造成此次火警的原因主要有：1、C2輕油槍無票檢修，槍管被抽出，而輕油槍手動門未關(guān)閉。2、C2輕油槍耦合信號被仿真，造成C2輕油槍無槍管而具備投運條件，油槍投入后油火檢誤檢有火而未跳油槍，使得輕油外泄。3、燃燒層保溫不嚴(yán)密，油滲至二次風(fēng)箱著火，運行人員未能在第一時間發(fā)現(xiàn)漏油而造成火警。由于多方面的原因造成此次輕油泄漏著火事故，暴露出檢修人員未嚴(yán)格執(zhí)行工作票制度，擅自拆開#5爐C2輕油槍又未及時裝復(fù)；同時運行人員對設(shè)備的巡檢不夠仔細(xì)認(rèn)真，對C2輕油槍被拆除，但輕油槍進油手動門處于開啟狀態(tài)的情況從未發(fā)現(xiàn)；另外熱工在做油槍仿真時不了解當(dāng)時設(shè)備狀態(tài)，只是根據(jù)運行要求進行仿真，而油槍此類重要仿真執(zhí)行后又未要求運行及時恢復(fù)。47Part2.2.1油槍層著火經(jīng)驗教訓(xùn)：1、加強設(shè)備檢修管理工作，嚴(yán)格執(zhí)行二票三制；運行值班人員對現(xiàn)場檢修工作必須備案，發(fā)現(xiàn)無票工作必須及時制止。2、認(rèn)真執(zhí)行熱工仿真有關(guān)規(guī)定，能消除的設(shè)備缺陷必須督促盡快消除，否則主崗人員必須記錄在案。不具備投運條件的設(shè)備嚴(yán)禁隨意投入。3、運行值班人員在投退輕、重油搶時必須安排專人到現(xiàn)場檢查油槍的工作狀態(tài)；發(fā)現(xiàn)泄漏時必須及時采取措施進行隔離，防止發(fā)生火災(zāi)。4、為防止油系統(tǒng)循環(huán)時意外泄漏，而運行人員未及時檢查到位，在#5/6爐燃燒層已各加裝一臺監(jiān)控裝置，使運行人員在控制室就能觀察油槍層工作狀況。48

由于燃燒層布置有噴燃器、輕重油槍等設(shè)備，極易發(fā)生漏粉、漏油等問題，為了防止火災(zāi)事故的發(fā)生，值班員檢查時必須引起高度重視。1、保證巡檢質(zhì)量，增加該區(qū)域的巡檢次數(shù)。2、投退輕、重油槍及粉管時，必須有專人在現(xiàn)場檢查。3、有檢修工作的輕、重油槍及粉管必須做好隔離措施，如因拆卸組件時有油、粉漏出必須及時清除，防止發(fā)生火災(zāi)。4、運行中發(fā)現(xiàn)有漏油、漏粉設(shè)備時，運行值班員應(yīng)及時做好隔離措施，并清除積油、積粉。同時通知檢修人員盡快處理，恢復(fù)時應(yīng)到現(xiàn)場仔細(xì)檢查原有漏點情況，確認(rèn)不漏后方可離開現(xiàn)場。5、爐本體吹灰時或燃燒不好的情況下，爐內(nèi)正壓極有可能將看火孔吹開，爐內(nèi)火星噴出易點燃電纜等物品，也易引起火災(zāi)事故。需要值班員引起高度重視，加強檢查。燃燒層檢查注意事項49Part2.2.2

風(fēng)機喘振情況介紹：

1、2005年1月30日白班，#6機組穩(wěn)定運行，10：52#6爐A送風(fēng)機發(fā)生喘振時負(fù)荷340MW，A/B送風(fēng)機電流77.2/76.9A，A送電流由77.2A突降至59.3A，爐膛負(fù)壓-760Pa。及時調(diào)整燃燒，逐降低A送出力，待A送脫離喘振區(qū)后，恢復(fù)A、B送正常運行。期間#6機負(fù)荷最低降至248MW，技術(shù)人員檢查確認(rèn)#6爐暖風(fēng)器有堵，需對#6爐暖風(fēng)器進行沖灰工作。發(fā)電部專業(yè)組要求：控制#6爐送風(fēng)機電流不超過72A。

2、2004年12月24日中班，18：20#5機組負(fù)荷加至295MW，A引風(fēng)機振動大，風(fēng)機電流擺動大，值班員迅速關(guān)小A引動葉，減負(fù)荷至270MW，振動消失。檢查空予器進出口風(fēng)壓，發(fā)現(xiàn)差壓較大，懷疑A側(cè)空予器積灰嚴(yán)重。發(fā)電部技術(shù)組要求各值加強風(fēng)機檢查，盡量避免風(fēng)機喘振，并做好相應(yīng)事故預(yù)想。

12月25日09：43#5機組負(fù)荷加至310MW，A引風(fēng)機振動大，風(fēng)機電流擺動大，迅速關(guān)小A引動葉，減負(fù)荷至273MW，振動消失。發(fā)電部技術(shù)組再次要求各值加強風(fēng)機檢查，帶負(fù)荷時盡量避免風(fēng)機喘振區(qū)域（盡量不超過270MW），并各值做好相應(yīng)事故預(yù)想，并向相關(guān)部門匯報異常情況，建議盡快對空預(yù)器進行清洗。50Part2.2.2

風(fēng)機喘振點評：軸流風(fēng)機發(fā)生喘振的原因主要為鍋爐風(fēng)煙系統(tǒng)管路特性曲線偏離了正常工況區(qū)域，在鍋爐工況出現(xiàn)變化的誘因下，使風(fēng)機進入了喘振工況區(qū)域。1、送風(fēng)機發(fā)生喘振的主要原因為：原安裝空預(yù)器進口暖風(fēng)器堵灰嚴(yán)重，暖風(fēng)器前后差壓最高達(dá)1--1.6kpa，系統(tǒng)阻力大大超過設(shè)計值，及鍋爐高負(fù)荷時送風(fēng)機出力增大，加之兩臺送風(fēng)機出力不均，從而誘發(fā)一臺送風(fēng)機產(chǎn)生喘振現(xiàn)象。2、引風(fēng)機發(fā)生喘振的主要原因為：鍋爐受熱（空預(yù)器）面積灰嚴(yán)重，沒按要求進行吹灰，煙道阻力增大，加之兩側(cè)引風(fēng)機風(fēng)量不均，電流相差較大，如此工況下進行吹灰或鍋爐負(fù)荷大幅度擾動極易發(fā)生引風(fēng)機喘振。51Part2.2.2

風(fēng)機喘振

防范措施：一、防止送風(fēng)機發(fā)生喘振措施：1、因暖風(fēng)器在南方電廠中發(fā)揮的作用不明顯，為防止今后暖風(fēng)器再次堵灰引起送風(fēng)機發(fā)生喘振，將#5/6爐暖風(fēng)器拆除。2、運行中根據(jù)送風(fēng)機電流、動葉開度及風(fēng)煙系統(tǒng)參數(shù)調(diào)整兩臺風(fēng)機出力，保證兩側(cè)送風(fēng)機出力均勻且不超限。3、高負(fù)荷爐膛吹灰采用點吹方式，避免爐膛負(fù)壓大幅度擾動。4、如出現(xiàn)一臺風(fēng)機喘振時,逐步關(guān)小喘振風(fēng)機動葉開度，降低出力，待風(fēng)機脫離喘振區(qū)后再將動葉角度開大，調(diào)平兩側(cè)風(fēng)機電流。二、防止引風(fēng)機發(fā)生喘振措施：1、嚴(yán)格執(zhí)行鍋爐吹灰的相關(guān)規(guī)定，定期吹灰，減少煙道沿程阻力。2、值班員調(diào)整時，根據(jù)兩側(cè)引風(fēng)機電流，動葉開度及風(fēng)煙系統(tǒng)負(fù)壓進行調(diào)整引風(fēng)機出力，保證兩側(cè)引風(fēng)機出力均勻且不超限。3、如出現(xiàn)一臺風(fēng)機喘振時，逐步關(guān)小喘振風(fēng)機動葉開度，降低出力，待風(fēng)機脫離喘振區(qū)后再將動葉角度開大，調(diào)平兩側(cè)風(fēng)機電流。

52Part2.2.3

低再爆管

情況介紹：

2005年1月9日白班，#5機組穩(wěn)定運行，12：10檢查發(fā)現(xiàn)#5爐A側(cè)低壓再熱器靠IK-28吹灰器處有泄漏聲（未進行吹灰），疑低再泄露，由鍋爐專業(yè)相關(guān)技術(shù)人員到場進行確認(rèn)，證實低再確已泄漏。得令#5機組降負(fù)荷維持240MW，并匯報省調(diào)申請停爐，省調(diào)令：晚峰后停爐。53Part2.2.3

低再爆管點評：此次#5爐低壓再熱器靠IK-28吹灰器處泄漏，是繼#6爐低再同一處多次泄漏后又一次發(fā)生泄漏，#6爐低再發(fā)生泄漏后，根據(jù)省電力試驗研究院、FW公司、福斯特惠動力機械有限公司及上?；痣娊ㄔO(shè)公司的有關(guān)專家參加分析，初步認(rèn)為#6爐第一次爆管原因為IKEL-28吹灰器投運后退出，其提升閥關(guān)不嚴(yán)，吹灰蒸汽泄漏造成管排磨損，造成大面積爆管。其余多次爆管原因為第一次爆管及此后爆管對該區(qū)域管排產(chǎn)生振動，加上管間筋板焊接不符合要求，筋板焊縫端部形成應(yīng)力集中，而產(chǎn)生細(xì)微裂紋，在運行中會慢慢發(fā)展而爆管。54Part2.2.3

低再爆管防范措施：1、根據(jù)FW公司提出消除管排振動的參考方案及我廠技術(shù)人員根據(jù)現(xiàn)場情況提出的方案，將#5/6爐低再管排固定方式進行改造。2、運行中加強燃燒調(diào)整，特別是開停機過程，嚴(yán)格控制升溫升壓速度，及時調(diào)整煙道擋板及旁路開度，根據(jù)事故噴水后蒸汽溫度控制水量，避免汽溫大幅度變化，杜絕超溫。3、值班員加強對各吹灰管道測溫工作，發(fā)現(xiàn)吹灰器因提升閥等故障出現(xiàn)泄漏時，及時聯(lián)系維護人員處理，防止由此引起受熱面爆管。4、值班員巡檢時應(yīng)仔細(xì)傾聽爐內(nèi)有無異聲，發(fā)現(xiàn)異常應(yīng)及時通知相關(guān)技術(shù)人員確認(rèn)，做到“四管爆破”早發(fā)現(xiàn)早處理，防止事態(tài)擴大。551、儀表分析。根據(jù)主給水流量、主蒸汽流量、爐膛及煙道各段煙溫、各段汽溫、壁溫、省煤器水溫和空氣預(yù)熱器風(fēng)溫、爐膛負(fù)壓、引風(fēng)量等的變化及減溫水流量的變化綜合分析。2、就地巡回檢查。泄漏處有不正常的響聲，有時有汽水外冒，省煤器泄漏，放灰管處有灰水流出，放灰管溫度上升，泄漏處局部正壓。3、爐膛部分泄漏，燃燒不穩(wěn)，有時會造成滅火。4、鍋爐煙氣量增加。5、再熱器管泄漏時，電負(fù)荷下降（在等量的主蒸汽流量下）。

“四管”泄漏的共同點是：1）給水流量不正常地大于蒸汽流量。2）補水量增大；3）泄漏處有異聲；4）泄漏處煙溫下降；5）爐膛負(fù)壓偏正或減小。6）引風(fēng)機電流增大；如何判斷鍋爐“四管”泄漏：56Part2.2.4堵磨跑粉情況介紹：

2004年2月27日白班，根據(jù)負(fù)荷要求08：35啟動#5爐A磨，運行人員在磨煤機啟動后，先后啟動了A1、A2給煤機并處手動控制狀態(tài)。由于磨啟動后煤位還未建立，08：44將A1、A2給煤機出力升至50%左右（給煤量均為20T/H左右），磨一次風(fēng)流量則維持30T/H左右，之后磨內(nèi)煤位逐漸建立，機組負(fù)荷逐漸由250MW升至290MW，但由于監(jiān)盤人員忽視了A1、A2給煤機控制還處于手動狀態(tài)，09：05磨煤機煤位頂表，就地檢查人員發(fā)現(xiàn)A磨驅(qū)動端大量跑粉并通知監(jiān)盤人員。監(jiān)盤人員迅速將給煤機出力降至最低，加大磨煤機出力以恢復(fù)煤位。經(jīng)處理逐漸恢復(fù)正常。但由于短時堵磨滿煤造成跑粉對磨油系統(tǒng)造成污染。57Part2.2.4堵磨跑粉點評：三期磨煤機為美國FW公司生產(chǎn)的雙進雙出正壓直吹型，每臺磨各配兩臺給煤機，自#5/6機組投運以來，發(fā)生多次磨煤機跳閘、跑粉、潤滑油污染事故，嚴(yán)重影響設(shè)備和機組的安全運行。尤其磨煤機跑粉造成的危害極大，它不僅影響環(huán)境衛(wèi)生，還對磨煤機潤滑油系統(tǒng)及噴淋油裝置造成污染，不利于磨煤機安全運行。磨煤機跑粉的原因有以下幾種：1、運行人員監(jiān)盤不力，在啟磨初期未能及時監(jiān)視相關(guān)參數(shù)及報警界面，造成磨內(nèi)煤位高或堵磨；2、磨負(fù)荷速度增加過快，密封風(fēng)擋板調(diào)整不及時，密封風(fēng)壓過低跑粉；3、熱工信號顯示有誤造成運行人員判斷錯誤（如煤位指示不準(zhǔn)或測點壞）；4、運行磨煤機保護誤動造成磨煤機跳閘，短時間磨內(nèi)風(fēng)壓高，煤位高跑粉；5、制粉系統(tǒng)長周期運行，相關(guān)風(fēng)門、擋板關(guān)閉不嚴(yán)密，從密封環(huán)處漏風(fēng)粉。6、磨煤機停運時，未按規(guī)定對磨煤機及密封風(fēng)腔室吹掃，造成密封風(fēng)腔室內(nèi)積存煤粉，啟磨投入密封風(fēng)時就把積于磨煤機密封腔室內(nèi)煤粉吹出。58Part2.2.4堵磨跑粉防范措施：根據(jù)三期兩臺機組投產(chǎn)以來所出現(xiàn)的制粉系統(tǒng)漏粉問題，我們進行了系統(tǒng)總結(jié)，對啟、停磨煤機進行了優(yōu)化操作：1、啟磨時先開啟BSO擋板，讓磨煤機形成流通通道，降低磨內(nèi)壓力，然后開啟密封風(fēng)擋板，建立密封風(fēng)壓，這樣降低了啟磨跑粉得可能；2、停磨時對磨煤機及粉管吹掃，盡量將磨煤機內(nèi)積存煤粉吹掃干凈；加關(guān)給煤機密封風(fēng)擋板，仿真開啟一個BSO，泄去磨內(nèi)壓力，從而減少漏風(fēng)。3、在給煤機啟動初期，對磨煤機煤位指示及自動跟蹤調(diào)節(jié)情況應(yīng)加強監(jiān)視，發(fā)現(xiàn)自動異常及時手動干預(yù)；4、如出現(xiàn)煤位判斷不準(zhǔn)等情況時，可結(jié)合磨后溫度、磨煤機電流等參數(shù)判斷是否堵磨（起初為輕微堵塞時，一般不會漏粉）。5、加強巡檢，特別是存在缺陷的設(shè)備，應(yīng)嚴(yán)密監(jiān)視其運行狀況，出現(xiàn)異常，及時處理。59Part2.2.5.1

吹灰致MFT保護動作情況介紹：

2004年6月1日白班，#5機組負(fù)荷195MW，ABD三臺磨運行。按計劃逐升機組負(fù)荷，08：34根據(jù)負(fù)荷曲線要求啟動C磨運行，09：24機組負(fù)荷升至258MW，各主參數(shù)平穩(wěn)（主汽壓：16MPa、主汽溫541℃、再熱汽溫541℃、爐膛負(fù)壓-10Pa），燃燒穩(wěn)定，各煤火檢正常。09:24:29按規(guī)定對爐膛屏過進行吹灰，點吹IK-3吹灰器后，爐膛壓力突然劇烈波動，工業(yè)電視顯示火焰不穩(wěn)（此時各煤火檢穩(wěn)定），09：24：37爐膛壓力波動至-810Pa，CRT發(fā)“爐膛壓力低報警”，09：24：49爐膛壓力突升至+2000Pa，鍋爐MFT動作，汽機、發(fā)電機聯(lián)跳，廠用電自投成功，爐膛壓力繼續(xù)升高至+3700Pa，送引風(fēng)機跳閘。各崗位執(zhí)行停機操作。

13：44鍋爐重新點火，16：29發(fā)電機并網(wǎng)。60Part2.2.5.1

吹灰致MFT保護動作點評：事故發(fā)生后，進行了全面分析：1、跳機后取煤樣化驗結(jié)果為:Q：13081KJ/KgV：7.21%A：41.06%S：0.44%。而設(shè)計煤種：

Q：24849KJ/KgV：10.7%A：20.10%S：0.35%。2、經(jīng)過調(diào)查分析，事故發(fā)生的直接原因是入爐煤質(zhì)差，其發(fā)熱量及揮發(fā)份低、灰份高，偏離設(shè)計值太大，造成爐膛燃燒工況不穩(wěn)定。從而導(dǎo)致吹灰擾動時波動過大，最終使?fàn)t膛壓力保護動作。

3、因燃用劣質(zhì)煤，導(dǎo)致爐膛受熱面積灰、結(jié)焦嚴(yán)重，值班人員對屏過吹灰時，爐膛大量掉焦、跨灰，造成爐膛壓力突然的劇烈波動，引發(fā)MFT動作且送引風(fēng)機跳閘。61Part2.2.5.1吹灰致MFT保護動作防范措施：由于煤炭市場的影響，大量劣質(zhì)煤入廠，在摻燒過程中由于劣質(zhì)煤摻燒過多，入爐煤質(zhì)偏離設(shè)計值太遠(yuǎn)導(dǎo)致受熱面結(jié)焦、積灰嚴(yán)重，吹灰擾動引發(fā)掉焦跨灰。從運行實際情況看，吹灰引發(fā)爐膛負(fù)壓波動的情況出現(xiàn)比較頻繁。要避免此類情況的出現(xiàn)，必須做好以下幾方面工作：1、要求儲運及運行兩方面共同努力，做好配煤摻燒工作。儲運做好煤場管理及摻配，運行人員則做好煤質(zhì)監(jiān)督反饋及燃燒調(diào)整，在煤質(zhì)惡化時做好相關(guān)事故預(yù)想。2、當(dāng)班值長、機組長應(yīng)了解進煤情況，包括進煤礦點、煤質(zhì)低位發(fā)熱量、揮發(fā)分和進煤量等進一步細(xì)化。要求化學(xué)值班人員接班后在第一時間內(nèi)將入爐煤發(fā)熱量、揮發(fā)份等數(shù)據(jù)做發(fā)，用以指導(dǎo)燃燒調(diào)整。當(dāng)燃用劣質(zhì)煤時，應(yīng)執(zhí)行好《燃用劣質(zhì)煤事故反措》。3、加強吹灰管理工作。當(dāng)入爐煤較差，需要吹灰時，應(yīng)執(zhí)行好《鍋爐吹灰時事故反措》。4、從全廠經(jīng)濟運行的角度看，劣質(zhì)煤摻燒是一項長期的工作，各崗位要長期執(zhí)行好有關(guān)配煤摻燒、鍋爐穩(wěn)燒的規(guī)定和技術(shù)措施。

62鍋爐爐膛嚴(yán)重結(jié)渣的現(xiàn)象：1）過、再熱汽溫明顯上升，各壁溫明顯上升或超限。2）減溫水量大幅度增加。3）各段煙溫及排煙溫度有所升高，爐膛出口兩側(cè)溫差可能增大。4）煙氣氧量偏小或引、送風(fēng)機電流上升。5）火焰顏色呈白并刺眼，爐膛溫度升高。6）經(jīng)減負(fù)荷或燃燒調(diào)整，上述現(xiàn)象仍不能消失。7）當(dāng)爐膛掉大焦時，爐膛壓力晃動，燃燒不穩(wěn)，有劇烈晃動。63Part2.2.5.2啟磨過程中MFT保護動作情況介紹：

2004年4月26日白班，ABD三套制粉系統(tǒng)運行，機組負(fù)荷200MW，主汽壓力12MPa、主汽溫541℃、再熱汽溫541℃、爐膛負(fù)壓-30Pa、一次風(fēng)壓11.2KPa，三臺磨一次風(fēng)流量分別為62.5/65/59t/h，因煤質(zhì)差（兩臺一次風(fēng)機進口擋板全開，運行磨容量風(fēng)擋板基本全開），機組負(fù)荷難以維持，準(zhǔn)備啟動C磨，觀察各煤火檢尚穩(wěn)定。08：23操作啟動C磨，啟磨時輔助風(fēng)全關(guān)，一次風(fēng)流量為12t/h，08：25B磨跳閘，首觸為“失去所有煤火檢”，操作人員在B磨跳閘后迅速投入A1A3D6輕油槍穩(wěn)燃，08：27AD磨相繼跳閘，首觸均為“失去所有煤火檢”，08：28鍋爐MFT動作，汽輪機、發(fā)電機聯(lián)動跳閘，廠用電自投，迅速啟動電泵維持汽包水位，并關(guān)閉減溫水防止汽溫急劇下降。

08：57鍋爐重新點火，11：24發(fā)電機并網(wǎng)。64Part2.2.5.2啟磨過程中MFT保護動作點評：

經(jīng)調(diào)查分析，B磨跳閘原因為C磨啟動時對同側(cè)的B磨造成了擾動，引起燃燒工況變差而跳磨，此后B磨跳閘又影響到了A/D磨，燃燒情況進一步惡化，最后造成了鍋爐滅火。而造成燃燒不穩(wěn)定的原因可歸結(jié)為：1、入爐煤質(zhì)極差（事后分析入爐煤質(zhì)發(fā)熱量僅為15820KJ/KG，遠(yuǎn)低于設(shè)計值）。2、機組負(fù)荷僅帶200MW，爐膛熱負(fù)荷偏低，不利于將送入煤粉及時點燃，造成爐膛燃燒工況惡化，嚴(yán)重時可能造成鍋爐放炮。3、運行人員未充分意識到煤質(zhì)差啟磨時的不安全性，未投入油槍來穩(wěn)定燃燒，在安全與經(jīng)濟的考慮上，忽視了安全第一的重要性。此次異常后，發(fā)電部對于啟磨節(jié)油指導(dǎo)意見進行了修正，對于燒劣質(zhì)煤也出臺了針對性的防鍋爐滅火、放炮及積灰結(jié)焦的技術(shù)措施，要求運行人員嚴(yán)格執(zhí)行以保證機組長周期安全穩(wěn)定運行。65Part2.2.5.2啟磨過程中MFT保護動作經(jīng)驗教訓(xùn)：1、運行值班人員應(yīng)預(yù)先掌握入爐煤煤質(zhì)情況。當(dāng)入爐煤煤質(zhì)偏離設(shè)計值較多或爐膛燃燒不太穩(wěn)定時，應(yīng)做好防止鍋爐滅火放炮事故預(yù)想。2、運行值班人員警惕性要高，進行啟停磨操作或較大幅度升降負(fù)荷操作時，要密切注意火檢動作、爐膛負(fù)壓波動、工業(yè)火焰電視火焰情況。稍有異常應(yīng)立即投入輕油槍穩(wěn)燃。3、爐膛熱負(fù)荷越高，抗干撓能力越強。對爐膛燃燒有較大撓動的操作如啟、停磨煤機或吹灰時，應(yīng)選擇在較高負(fù)荷時進行（大于250MW），否則應(yīng)先投入待啟磨煤機相應(yīng)輕油槍。當(dāng)煤質(zhì)較差時，要嚴(yán)格按照

《燃用劣質(zhì)煤事故反措》及《確保機組長周期安全穩(wěn)定運行措施》執(zhí)行好鍋爐穩(wěn)燃措施。4、嚴(yán)格執(zhí)行好發(fā)電部下發(fā)《關(guān)于防止鍋爐滅火放炮事故反措》《350MW

機組吹灰時事故反措》《低負(fù)荷下鍋爐穩(wěn)燃措施》等技術(shù)措施和規(guī)定。66

鍋爐低負(fù)荷運行時應(yīng)注意的問題：

1、保持煤種的穩(wěn)定，減少負(fù)荷大幅度擾動。

2、盡量減少鍋爐漏風(fēng)，特別是油槍處和底部漏風(fēng)。

3、風(fēng)量不宜過大，粉不宜太粗，啟動制粉系統(tǒng)時操作要緩慢。

4、燃燒不穩(wěn)時應(yīng)及時抽油助燃。

5、盡量提高一、二次風(fēng)溫。

6、保持合理的一次風(fēng)速，爐膛負(fù)壓不宜過大。

7、對爐膛、屏過、水平煙道等部位吹灰時，要做好事故預(yù)想，嚴(yán)格執(zhí)行發(fā)電部下發(fā)《關(guān)于防止鍋爐吹灰時滅火的事故反措》。67

煤粉氣流著火早晚對鍋爐的影響：1、卷吸爐膛高溫?zé)煔舛a(chǎn)生對流換熱。2、爐內(nèi)高溫火焰的輻射熱。

煤粉氣流著火過早，可能會燒壞燃燒器，或造成燃燒器周圍結(jié)焦。煤粉氣流著火過遲，會使火焰中心上移，造成爐膛上部結(jié)渣，過熱氣溫、再熱氣溫偏高，不完成燃燒熱損失增大，如煤質(zhì)差時還有可能引起脫火現(xiàn)象。煤粉著火的熱源：68Part2.3電氣類在電氣類異常中，我們選擇了以下幾個案例進行解剖和分析：

2.3.1#5機廠用電失電；

2.3.2保安段失電；

2.3.3#6發(fā)電機振蕩；

2.3.4#6機6602B開關(guān)爆炸；69Part2.3.1#5機廠用電失電情況介紹：

1、2003年4月24日白班。#6機處于調(diào)試階段，#5機運行正常，運方為：爐島A、B、D磨運行；機島B小機及電泵運行，主汽壓15.0Mpa，主汽溫535℃，再熱汽壓2.4Mpa，再熱汽溫535℃，負(fù)荷260MW；電氣：AB高廠變分別帶6KV5A、5B段運行，5B段通過6567L開關(guān)供01A段運行，01A通過6155L開關(guān)供01B運行，6667L開關(guān)處于檢修狀態(tài)。

2、09：24電氣發(fā)：“0.4KVBTGcommonPC－Btrouble”

及“ASHdewaterPCtrouble”

報警信號。同時，化學(xué)值班室來電告：低壓工業(yè)水泵跳閘，備用泵無法啟動；網(wǎng)控來電告：網(wǎng)控PC－B失電。此時，在CRT上發(fā)現(xiàn)B循泵跳閘，A、B循泵密封水壓:0.3Mpa左右，A循泵自啟，但出口電動門未開，循環(huán)水中斷。同時發(fā)現(xiàn)6KV01B失電，6155L開關(guān)斷開。70Part2.3.1#5機廠用電失電情況介紹：

3、由于真空下降較快，手動打閘A、B磨，負(fù)荷由275MW降至160MW，09：26B小機跳閘（首出：真空低），09:27汽機由于真空低跳閘，鍋爐MFT動作，發(fā)變組跳閘，廠用電自投成功。因無循環(huán)水，低壓缸安全薄膜沖破，排汽溫度升至90℃。為防止無循環(huán)水情況下大量蒸汽進入凝汽器，由熱工仿真關(guān)閉＃1至＃6段抽汽電動門前、抽汽逆止門后疏水氣動門，A、B小機主蒸汽電動門前疏水氣動門（跳機前，主蒸汽及再熱蒸汽管道疏水氣動門及氣動門前手動已關(guān)閉）。

4、在01B段失電后，對01B段進行檢查，未發(fā)現(xiàn)異常及報警信號。后在CRT上合6155L不成功，通知電修人員檢查處理后于10:10合上6155L，恢復(fù)01B段運行。10：39啟動A循泵運行后排汽溫度正常。71Part2.3.1#5機廠用電失電點評：1、經(jīng)檢查分析，由于#6機組調(diào)試中導(dǎo)致了公用系統(tǒng)邏輯誤動，使公6155L開關(guān)誤斷，是造成此次事故的直接原因。2、此事也充分暴露了相關(guān)電源配置的不合理：灰脫水PC控制電源接自網(wǎng)控PC-B，在網(wǎng)控PC-B失電后導(dǎo)致灰脫水PC失電。進而使化學(xué)低壓服務(wù)水泵變頻器失電，備用低壓工業(yè)水泵不能啟動，引起循泵密封水壓低。而此時由于相應(yīng)管道泵所在MCC亦失電（6KV01B段失電造成相應(yīng)化水PC-B、循環(huán)水PC-B失電）無法自啟，進而造成循泵跳閘。3、A循泵自啟后，由于出口電動門未開啟仍造成循環(huán)水中斷，據(jù)查出口電動門未及時自開的原因為出口電動門出現(xiàn)控制故障所致。72Part2.3.1#5機廠用電失電經(jīng)驗教訓(xùn)：該事故反映出公用系統(tǒng)的檢查和調(diào)試往往影響到運行機組的安全。因此對于公用系統(tǒng)的檢查工作，必須注意：1、檢修和運行人員必須嚴(yán)格審核安措，確保措施正確、完善，做好各項防范措施，確保檢修工作萬無一失。2、該起事故也反映出電源配置不合理，備用設(shè)備不能作為正常備用：①灰脫水PC控制電源接至網(wǎng)控PC—B上，如網(wǎng)控PC—B失電，則灰脫水PC

均失電，同時，低壓服務(wù)水泵變頻器失電，造成低壓服務(wù)水泵無法啟動。②循泵的管道泵所在MCC失電，不能自啟，造成B循泵因密封水壓跳閘。為了防止類似事故的再次發(fā)生，廠部制定反措，合理配置低壓服務(wù)水泵電源，將工頻、變頻電源分別掛接在網(wǎng)控PC－A、B段，確保一段失電時，備用低壓服務(wù)水泵能啟動。同時對循泵管道泵進行整治，保證在低壓服務(wù)水壓力不夠的情況下，管道泵能夠自啟動，以滿足循泵運行中冷卻水的要求。由于反措制定合理，執(zhí)行到位，在以后數(shù)次類似異常中，均取得了非常大的作用，防止了異常的擴大。國電九江發(fā)電廠發(fā)電部731、檢查大、小機跳閘，轉(zhuǎn)速下降，否則手動打閘；鍋爐按MFT動作處理；檢查發(fā)變組逆功率保護是否正確動作，如未動作，則用發(fā)電機緊急停機斷路器（或手拉滅磁開關(guān)）啟動發(fā)變組保護動作停機。2、立即檢查啟動主、小機直流潤滑油泵、直流密封油泵、空氣預(yù)熱器氣動馬達(dá)啟動正常。3、檢查6KV備用電源自投成功，否則檢查6KV備用電源無故障信號、6KV母線無故障信號發(fā)出，

6KV母線低電壓保護已動作跳閘，可用6KV備用電源搶送一次，正常后，按值長令處理。若備用電源有故障信號或母線有故障，待故障消除后經(jīng)上級有關(guān)人員通知后方可試送。母線恢復(fù)后應(yīng)立即恢復(fù)公用段電源供外圍用電。4、檢查柴油發(fā)電機自啟正常，否則查明原因并手動啟動，確保保安段母線供電正常。5、檢查高、低旁路開啟約20秒，在兩機循環(huán)水聯(lián)絡(luò)時，低壓安全膜應(yīng)不會沖破。6、若兩機循環(huán)水獨立運行，嚴(yán)禁向凝汽器排汽疏水，關(guān)閉主、再蒸汽管道疏水。為防止低壓安全膜沖破，應(yīng)立即通知循泵房加啟鄰機另一循環(huán)水泵，開啟循環(huán)水聯(lián)絡(luò)門，手動關(guān)閉主汽門上游各疏水手動門。7、廠用電失去后，