最新发电厂事故预想以及危险点分析Word文件下载.docx

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一十二、1．因断煤处理不当，造成主蒸汽温度高达到583℃，持续时间达二十多分钟，远远超过手动打闸时间和限额（应对锅炉所造成的损坏进行评估。

5号炉由于经验也造成高超温达598℃的情况，更是危险到极点）；

一十三、2．大机润滑油内空气未放尽，造成严重超温，达到跳机温度，而不执行跳机；

一十四、3．在多次的主汽温度下降到规程要求的打闸值后，没有一个打闸的，如果是能够在这种情况下再运行，那么就应当修改规程；

一十五、4．一次风机风机轴承振动过大，怕担责任，逐层回报，１小时后烧坏轴承，造成机组长时间（一个月左右）不能带负荷

一十六、盲目指挥、野蛮操作：

一十七、1．多起异常处理，由于当值值长、主值无法执行自己的职责，使得在异常处理的过程中，无专人指挥，集控室内一片混乱，最后造成事故的；

一十八、2．给水泵恢复过程中，在水位调节的过程中，盲目指挥造成跳机的；

一十九、3．由于在对机械雾化油枪性能不熟的情况下，又盲目指挥，造成锅炉灭火和爆燃引起MFT（多起）；

二十、4． 

在MFT后的再次MFT，就是明显的盲目指挥。

本来按部就班的MFT后处理，在盲目指挥下，以极高的速度提升热负荷，使得电泵连续跳闸；

二十一、5．启动时，机组应力严重超限，仍然强行增速的（连续两次强行增速，是否应对机组的伤害进行评故）。

二十二、6．在汽包定排手动开不动的情况下，使用大锤等超强度工具进行野蛮操作造成机组临时仃机。

二十三、六．乱动设备的：

二十四、1．由于对新设备不熟，想多学习，但是，在没有人指导下，自己又大意，在机组运行时乱动CRT画面，造成#5机小机跳闸；

二十五、2．定冷水泵切换过程中，不认真查看误关阀门的；

二十六、3．多起事故的处理过程中，机、电、炉之间，不能协条配合，调整时只考虑自己一方的，也造成多次事故扩大。

二十七、七．设备管理不到位的：

二十八、1．对于在调试中就发现了的缺陷（电控小室无防水措施，一个汽机阀门坏就造成整个机组仃电）不认真对待，造成大雨时#4机组UPS退出运行并烧坏，造成机组全仃几个小时；

二十九、2．运行中，，在拆除脚手架时，将引风机事故开关砸掉，引起异常；

三十、3．机组运行中，在进行安装保温层时，误碰高加三通阀的限位开关，引发设备异常的；

三十一、4．多次燃料中加杂异物，造成堵煤、断煤引发各种事故；

三十二、5．发出设备缺陷单，但是未落实，造成机组带故障运行，引起主变压力释放阀动作，机组全仃。

三十三、6． 

两次煤粉管道着火，其煤粉流速测点一直没有恢复，使得运行人员无法发现设备异常。

而且，这类问题非常多，应当尽早改进。

三十四、八习惯性违章的：

三十五、1． 

按习惯性违章的工作方式进行工作：

换给水的DPU插件造成给水无法调节引起MFT；

三十六、2．改线路保护的二次接线，造成开机并网后跳闸（应对其接线核对，确定为什么跳闸）。

三十七、九．操作不到位的：

三十八、1．两次汽机真空低影响全厂经济效益的，均是由于操作不到位造成的（应关闭的阀门没有关）；

三十九、2． 

仃炉过程中，造成主蒸汽温度在一分钟内变化达98℃之多，其可能造成的锅炉损坏是应进行评估的。

四十、十．多次重复的事故：

四十一、1．因给煤机断煤造成的重复性事故是最多的。

但是，却没有一个具体的解决方案（大修后更换煤斗内衬板，现已解决）；

四十二、2．由于责任心不强或技术水平造成的事故也比较多的发生；

四十三、3．多次因工作票执行的不规范，所造成的事故也在前列之中。

但是，由于没有一个真正可行的方法，所做的工作以花架子为主。

四十四、十一.设计中的问题:

四十五、1．主变冷却器造成发电机跳闸，就是一起设计逻辑严重不足的问题（其后的改进是否完全，值得商榷）；

四十六、2．送风机润滑油控制回路，造成送风机跳闸的就是因不配套所造成的。

四十七、十二.头痛医头型：

四十八、１送风机的轴承温度保护退出，造成风机转子烧毁（因一次风机的轴承温度高，经常出现跳闸现象）；

四十九、２. 

FSSS逻辑因部分原因改动，而不考虑其它，造成多起锅炉爆燃的；

五十、十三.思想不稳定：

五十一、　1．操作过程中，由于思想不稳定把数据输入错，造成大的事故。

监盘及操作要点

五十二、电气注意：

按部就班、快而不乱、保障电源、预防在前、操作前想好，操作时利索；

检修质量是保障，相关试验做后盾，操作到位保安全，步骤清晰明事理。

五十三、汽机注意：

疏水放气、油温轴温、水位变化、操作到位、机炉联系、升降稳健；

五十四、 

巡回检查不放松，大修验收保周期，操作到位防振动，

五十五、锅炉注意：

负压水位、负荷汽温、油枪备用、煤质断煤、操盘稳健、出手果断；

五十六、效率靠调整，安全靠经验，事故预想在脑中，出事不慌保安全。

五十七、检查注意：

事前多准备，改动要慎重

五十八、设备异动交待好，传动、图纸不能少

五十九、大负荷变化时，要请注意：

六十、凝汽器、除氧器（水位高后造成变频的凝泵出口压力太低什么引起给水泵密封水中断）、

六十一、加热器水位、

六十二、主汽压力、温度、

六十三、给水泵再循环门是否会开（也就是给水泵不出水）、

排渣不及时，干渣机故障

汽包水位变化太大

压力变化太大

MFT后的一些注意事项：

1. 

MFT后的汽包水位

2. 

汽机的真空

3. 

给水泵的最小流量

4. 

启磨前的吹扫，要防止在点火时，启磨后的爆燃；

5. 

主蒸汽温度

6. 

辅汽的压力

7. 

等离子是否能拉弧（点火枪是否能点着）

8. 

一次风机的档板是否能打开

9. 

减温水是否关闭

汽机跳闸后的注意事项：

油泵是否联启

尾部喷水是否联启

汽机跳闸原因

电气跳闸后的注意事项：

１． 

厂用电是否切换

２． 

准备重启后，励磁回路要先准备后，不要临时再处理；

３． 

主变冷却器等要全面检查

４． 

查找跳闸原因，处理要准确、果断；

典型事例

磨煤机断煤造成汽温583℃

时间：

2002．4．13

运行工况：

手动方式，三台磨组运行。

事故现象：

报警断煤后又跳磨。

汽包水位下降，汽温下降，（当时没投CCS）负荷下降。

事故处理：

●投油枪、减负荷、暖备用磨，手动增加另外运行磨组的给煤量，处理基本都正常（但是加煤太快）。

●由于没有注意主汽温的变化，当煤量、给水、汽包水位调整正常后，发现主汽温达560℃以上，迅速增加减温水，但由于已晚，主汽温度一直上升，最高升到583℃，并且远远超过手动MFT时间。

●

●存在问题：

由于是新机组，对给煤量的掌握不准，增加的速度过快、过多，不适当；

2.正常运行时，由于水位调节不能投自动，造成注意力分散；

由于单纯要求经济指标，在减温水调节阀不能安全关闭的情况下，改用电动门来调节减温水量，而该电动门又不是自动的，可在事故时又忘记开此电动门，是这次主汽汽温高的主要原因；

新机组，人员没有处理事故的经验；

没有及时手动MFT，处理事故不果断，对事故可能造成的后果认识不足，拼设备，怕担责任；

运行能力有待提高；

7.事故预防：

1.重要设备的缺陷要及时消除；

调整好经济运行和安全的关系；

实际操作人员要急而不乱，参数要看全，非操作人员要多提醒、少干预；

机、电、炉的配合，一定要在实际工作中做到位；

5.根据汽压调整负荷、水位、燃料量。

6.其它：

1.在没有技术积累和其它公司成功经验借鉴的情况下，不要盲目根据少数人的想象就直接下达命令；

2.对于这次锅炉高超温，有可能带来的设备损坏，应做一个评估（今后的大小修工作中要进行特别的检查）；

3.对于事故的总结工作一定要到位，真正做到“不放过”。

而这个“不放过”是要增加一个起到：

指导以后工作的作用，事故不可怕，可怕的是不吸取教训！

炉主汽温达598℃

4.具体工况不详，仅说过程：

1.启动某一台磨组，因为不下煤，造成炉膛负压下降较大，故开大送风量，而引风机有一些超调，进一步使负压下降，运行人员因经验不足，再次调大送风量。

2.就这样进行了几个调整过程后，当旁观者看到氧量达到七点几以上时，就说氧量太高时，再看主汽温已达到非常高了，这时赶紧调整主汽温，经过努力，汽温降了下来，但是，最高时主汽温达到598℃。

3.事后，因为曲线上的汽温过高，怕查出来要处理，就想办法对曲线进行了修改。

4.====

5.后来了解，

6.应当是在降负荷的过程中，

7.停一台磨组。

8.看到负压下降较大，赶急加送风

9.因为是新手，再后来，就把送风量大的事给忘了，只减负荷，忘了减风量。

#2号给煤机跳闸

10.02．9

11.运行工况：

12.2、4、5三台磨运行，机组负荷：

220MW，投CCS。

13.事故现象：

14.大屏幕上给煤量曲线掉下，发#2给煤机“断煤”和“跳闸”信号。

15.事故处理：

16.手动解CCS至手动，解除所有的给煤自动，迅速增大其它运行给煤机的出力。

此时，机组负荷、汽包水位、汽压均有所下降。

在调整过程中，由于开始时增加的煤较多，热负荷增加太多，汽压也就增加的较高，汽包水位下降较大。

随后又赶紧调整热负荷、汽包水位。

由于过调，所以来回反复了好几次。

最后造成汽机调出力下降，时间约有30分钟。

17.存在问题：

18.1． 

应先投两只油枪，一是稳燃、防灭火，二是迅速补上损失的热量；

19.2． 

在调整时，各给煤机给煤量增加太多的新煤，使后来的机组负荷增加太多，这在今后应引起非常的重视！

20.3． 

当发生断煤时，汽机应配合锅炉根据汽压、热负荷主动调整负荷，不能只看锅炉调整而不去协调；

21.4． 

机组负荷和送、引风量要注意调整，当时引风量没有跟好。

22.5． 

处理时过于紧张。

23.预防措施：

24.1． 

在CCS或AGC运行时，当跳一台或两台给煤机（或磨组）时，给煤自动一定要及时解除，并注意机组负荷，迅速增加适当的煤量，但不是增加的越多越好（由于这时跳的一台磨内还有一定的存煤）特别是在大负荷时，容易发生堵煤；

25.2． 

及时投入油枪，增加热负荷，防止燃烧工况被破坏。

还要视炉膛内的燃烧工况、磨组运行的台数和运行的层次来定，一般情况在下两层磨组出现问题，煤质也不太好时，一定要投油助燃；

26.3． 

调整给煤量时，应注意热负荷不要增加太多，一定要适量，这个适量的“量”字，一是从断煤前的量（有时降负荷所以要小一些），一是从事故处理的经验中去总结；

27.4． 

适当减少断煤的磨煤机的一次风量（增加磨的运行时间，看能否将给煤机抢回来）；

28.5． 

及时启动备用磨组（这要看断煤的程度）；

29.6． 

注意汽包水位、汽压的变化，对应调整机组负荷、给水及风量；

30.7． 

同时要注意各磨组的出口风温、热负荷的真实值，正确判断煤量的是真假（防堵煤、皮带打滑等）。

31.其它：

32.1． 

以后，断煤是否能在：

投油枪（在煤好、多磨组运行时，且断煤是暂时的，可考虑不投）、切手动、降负荷、增加其它运行磨煤量、减少故障磨组的风量和调整附助风门开度、准备启备用磨组、恢复正常，这样一个过程来做；

33.2． 

在增加煤量时，要以在断煤前的参数做为参考虑；

34.3． 

投油枪要投几根？

降负荷速率设多少？

增煤量一般应为多少？

是否需要启备用磨组？

应该组织人员研究（用断煤前煤量做参考）；

35.4． 

切燃烧主控是否一定要切为手动方式，应根椐具体情况（如负荷的大小，断煤还是跳给煤机或磨组）等来决定。

在高负荷、煤量大时要防止堵煤；

36.5． 

当发生煤量指示上出现断煤信号时，还要注意热负何的情况，有一次断煤信号来后，热负何并没有发生减少，在运行快速加煤并投油后，热负何快速增加（相当的快），后来看到磨的电流没有减少，才想到当时就可能没有断煤，而是热式信号问题，并由于热工信号问题后，使给煤机失速，虽然煤量指示为零，但是，煤量却是最大的。

37.6． 

举一反三的进行各种工况下的分析、学习，是针对异常处理的关键。

38.7． 

对于断煤的处理还有一种是常断煤的，但是，立刻又能下来的那一种要特别注意。

因为这里一般是不投油助燃的。

注一下：

39.简单的说：

40.断煤时处理就几个步骤

41.1。

投油

42.2。

加其它几台煤量

43.3。

关热风门

44.4。

减负荷

45.5。

启备用磨组

46.

47.其间注意：

48.热负荷，汽包水位，炉膛负压，主汽压力、温度，磨出口温度，其它磨给煤量（防堵煤）、风量。

49.在升降负荷时，注意压力变化幅度，关键要做好机炉之间的配合。

除氧器水位调节阀失灵降负荷

2002年9月29日星期日

调节除氧器水位时调节阀门芯脱落，除氧器水位上升至2980mm、凝汽器水位由700下降到560、负荷由200MW负荷降至170MW，时间30多分钟。

处理过程：

除氧器水位调节失灵后，到水位调节旁路阀并开出，旁路阀出水后，一边开旁路一边关主路，并注意机组负荷、除氧器、凝汽器水位、凝泵流量及上除氧器的流量（并根据情况适当开凝水用户）。

存在问题：

1． 

指挥人太多，是造成在这次一般性异常处理过程中，多次反复做无用功的原因之一；

2． 

机组负荷有一段时间没有注意调整，监盘不认真有一定的关系；

3． 

就地旁路阀的空行程太长，调节时不熟悉造成处理的时间太长；

4． 

处理不果断。

5． 

平时对各种工况下的给水流量不熟，造成后来开旁路阀时不知应开多少。

事故责任：

产品不过关；

对于可能出现的设备异常，运行要心中有数，检修要及时消除、或有所交代；

由于是多次发生，而各班处理的结果并不一样，这就明班与班之间没有交流；

运行处理不果断，水平不高。

事故预防：

出事一定要一人指挥！

其它人员做到相互协调；

出事、有异常后一定要重视，果断，这就要求提高业务水平；

平时应积累运行数据，可以做为指导事故、异常时使用；

例如（不同压力也不一样，参考。

其它的，也同样可以自己搞一些运行时的参数，做为自己的经验积累）

机组负荷 

150MW 

180MW 

200MW 

230MW 

240MW

除氧器上水量（T/H） 

400 

490 

560 

汽包上水量（T/H） 

560 

600 

680

#41送风机跳闸处理

2002-10-5

机组工况：

机组带220MW负荷，投ADS，三套制粉系统运行。

事故原因：

送风机润滑油泵切换过程不当造成油压低，后备泵不自启，送风机跳闸。

事故现象：

CRT画面上低油压报警，备用泵没有启动。

后送风机跳闸，但是，这时无报警，炉膛负压由-40急速下降到-60后急升至+300，负荷由此220MW降至200MW。

1．解除ADS至手动，（在协调上和DEH盘上切至手动，DEH盘上解除CCS）

解除送、引风自动；

3．给水自动保持不变；

4．给煤自动是否解除记不清了（从后来的曲线上看可能忘解除）；

5．调大引风量（实际上可能是减少了）（这时由于送风不足，炉膛压力在很短的时间里由-60到+300）{这里有一个问题：

到底是人为调反，还是自动调整的}；

6．开启送风机润滑油泵（就地）；

7．减负荷（根椐汽压）；

8．开启原先跳闸的#41送风机；

运行人员由于不完全了解送风机油站的特性，在切换过程中不当；

送风机油站的切换过程存在一定的事故隐患（在后来的操作中又出现了同类事故）。

经验教训：

运行人员应熟悉设备的特性；

还有许多设备的说明书等在运行人员的手中没有任何资料，应引起重视；

应改进切换试验回路，保证硬件上的可靠性；

ADS、CCS、给煤自动（燃烧主控）一定要及时切除（协调和DEH盘上都解除），因为其会造成：

当你已经将对应的负荷和燃料量相当时，它会在不正常的工况下继续进行调整，从而破坏刚调整好的平衡；

送风机要在动叶关完后，才能再开启来（当时，由于这一条要做到，耽误一定的重启时间）；

6． 

引风机的动叶关的很快，要解除自动才能再调开；

7． 

这时的“水位自动”没有退出，好象调整更好一些。

其它：

一．由于CCS和部分自动没有退出，造成：

因为“引风自动”在上，它关闭了引风量，使炉膛正压在几秒的时间就达到（5——6分钟的时间？

）高正压（刻度上是满偏）；

因为“燃料主控”在上，送风机跳一台，机组的负荷指令没变，热负荷因送风量变小，自动就认为：

煤量小，故一直在加煤，造成了事故处理更难；

二．下次应及时做到：

及时解除：

ADS（或CCS）至手动调节；

及时解除送、引、燃料自动，

及时将跳闸后的送风机动叶关完，抢合一次，如不成功，应快速增加另一台送风机送风量，相对减少引风量并投油助燃，汽机根据汽压调整机组负荷（首先要降负荷）；

注意水位（如果不好就立刻退出自动进行手动调节，不过这次看来：

给水自动比较好），汽压、汽温变化；

机、炉做好相应的配合；

是否应对送风机、引风机的部分逻辑进行一些调整，以增加事故的处理速度应进行论证。

三．在这一次中，如果能先将送风机动叶叶闭后，马上抢合一次，估计没有后面的问题了，也就是说：

由于不清楚，造成了事故扩大；

四．在做送风机油泵的切换试验时，不能用远方进行CRT的仃油泵来进行，否则备用泵不能起来。

或者，应当改造送风机油站的切换回路；

五．RBK最好能投入；

六．应当对燃燃主控进行改进：

当从ＡＤＳ或ＣＣＳ退出时，燃燃主控应跟随自动退出。

５高厂变冷却器故障造成发电机跳闸

2002-10-118

中午11点14分时，发“高厂变冷却器故障”信号，有人仅在CRT画面上将信号消除就算了，没有进行必要的检查；

12点14分发电机出口开关跳闸，负荷降至零。

事故原因：

1.高厂变冷却器风扇内因大风刮进一张塑料布，缠绕在风扇上，使风扇过载跳闸后，启跳闸时间继电器，一小时后，跳发电机出开关；

2.由于对发出的“高厂变冷却器故障”信号误认为是误发，而没有人对其进行检查，从而造一小时内无人过问此事，进而使发电机跳闸。

消除信号且不回报者。

事故教训：

强责任心的教育；

对回路上进行改进，从硬件上防止不出事；

举一反三，对可能引起跳闸、跳机等重大事故的信号，应在CRT画面上弹出，并保持只有在消除出才能消除。

是否应加启动高备变，后跳高厂变，这可以做一个评估。

做为运行人员，特别是电气值班人员，没有二次图纸，是不可想象的；

对于设备无资料的事，也不是一次了。

资料是什么？

在战场上就是敌情，没有了解敌情就上战场战斗，没有不败的道理。

应有书面上的东西了！

现在许多的专业通知仅在电脑网络上发布，这是一种简便的方法。

但是，也是在工作上图省事的一种做法。

在安全工作上，任何一种省事的做法，都会对生产产生不利的影响；

由于现在电气设备的可靠性相对提高了，事故率相对低了，这也就引起了相当一部分人认为：

电气的重要性不大了。

产生了对生产中的种种不在意，也就使得电气设备不出事了到，一出事就是大事，这已经是多次发生了，应当引起严重的注意！