第四章 单元机组事故处理.docx

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第四章单元机组事故处理

第四章单元机组事故处理

§4.1单元机组的事故特点和处理原则

随着技术的不断发展，机组参数不断提高，容量不断增大，自动控制、安全保护方面也日趋完善和可靠。

但是在运行过程中，机组仍受到各种程度的事故威胁。

而大型机组一旦发生事故，损失也特别大，所以避免发生事故和正确处理事故，保障机组的安全稳定运行是运行人员的重要责任。

一、单元机组的事故特点

（一）事故的分类与原因

机组事故按照部件损坏后的影响程度，可分为四类：

致命事故、重大事故、一般事故和轻微事故。

致命事故：

指主机、系统损毁和导致人员死亡的事故；

重大事故；有部件损坏引起整台机组非计划停运的事故；

一般事故：

部件损坏引起机组出力降低但没有造成机组非计划停运的事故；

轻微事故：

是部件有损坏但不影响整台机组出力的事故。

（二）事故的特点

单元机组任一主、辅机发生故障，轻则降低出力运行，严重时可导致整个机组的停运，运行中要求把炉、机、电看作是一个不可分割的整体，在操作和调整中应尽量做到炉、机、电协调控制。

单元机组事故特点如下：

⑴机组容量大，事故停运后损失巨大。

大型机组结构复杂，发生事故造成设备损坏的检修费用高，周期长；即使没有造成设备损坏，由于金属热应力的限制，其启停时间也较长。

⑵大容量单元机组停运，对电力系统的影响巨大，机组启停费用也较高。

⑶单元机组发生严重的损坏事故，检修难度大，技术要求高，即使经过较长时间的检修，有时也难以恢复至原来的状态，从而影响机组正常使用和设备寿命。

⑷单元机组纵向联系紧密，炉、机、电任一环节发生故障，都将影响整台机组的运行。

随着主机容量的增大，对辅机及辅助设备的要求也增高，不论是辅机还是辅助设备损坏都可能造成机组降出力运行或停运。

⑸单元机组横向联系较弱，单元机组内部故障一般不影响其他机组运行，事故一般可以限制在本机组范围内。

⑹在单元机组故障中，辅机故障占的比例相当高。

⑺高参数大容量机组的金属材料在设计时留的裕量极为有限，在运行中对管壁温度、运行参数有更为严格的限制。

因参数超限、管壁超温而造成的设备事故占很大比例。

⑻由于自动装置及保护装置质量不良、系统设计不佳和使用不当，均会造成设备的停运，甚至还会造成设备损坏事故。

⑼单元机组要求炉、机、电，特别是机、炉之间协调操作，如操作不当，也可能造成机组参数超限，甚至造成机组停运或设备损坏事故。

二、单元机组事故处理原则

机组运行在不正常的工况下不一定马上给机组带来损害，但是，如果处理不当就会造成设备损坏甚至是人身伤亡的恶性事故。

所以，事故发生时，运行人员应能迅速判断出事故的种类、严重程度、范围、原因以及可能的后果，避免事故扩大。

这就要求运行人员必须通晓本厂机组的运行规程、机组的性质、可能出现的各种事故及处理方法。

（一）单元机组事故处理原则

发生事故时，应遵循“保人身、保电网、保设备、保厂用电”的原则进行处理。

发生事故时，全体运行人员应在值长的统一指挥下，按照规程正确进行处理，值长的命令除明显可能对人身、设备有直接威胁外，均应立即执行；否则应申明理由，拒绝执行，值长坚持时，应向上级领导汇报。

事故处理过程中必须坚持“下级服从上级”的原则，运行人员应顾全大局、冷静果断，决不能各自为政。

发生事故时，运行人员应看清故障现象和保护信号，准确判断，迅速弄清事故发生原因，消除对人身和设备的威胁，尽可能保证正常机组的运行，严防扩大事故范围。

紧急停机时应首先设法保证厂用电，尤其要确保事故保安电源的可靠性。

应尽一切可能恢复对停电用户的供电。

事故处理时，达到停机条件而保护未动作，应立即手动打闸，辅机达到紧急停运条件而保护未动时，应立即停止辅机运行。

要详细记录事故当时的现象、断路器跳闸的先后顺序、事故时的主要参数，特别是有关保护动作和各项操作的执行情况及时间。

在机组发生故障和事故处理过程中，运行人员应坚守工作岗位，不得擅自离岗。

事故处理过程中，无关人员应立即自动离开集控室或事故现场。

事故处理时，应尽快向有关领导汇报。

机组事故处理的原则是大体相同的，但各个电厂的机组设备、系统不尽相同，同一个电厂不同情况下的运行方式也各有不同，事故处理的方法也随着设备、系统和运行方式的变化而变化。

对300MW以上大型汽轮发电机组而言，当机组发生事故时应注意以下事项：

（1）300MW以上大型机组结构复杂，参数众多，一般均具有较为完善的自动调节及保护装置。

当机组发生事故时，应根据各方面的因素综合分析，不能只凭某一现象或某一表计判断事故的性质和范围，从而造成误判断，以至扩大事故。

（2）当机、炉主要设备发生故障时，控制系统能自动降低负荷到相应的水平，在发生事故时，运行人员切不可阻扰降负荷，而应调整相应的运行参数和运行方式，帮助机组达到一个新的稳定工况。

（3）机组的一些重要参数超限，有的是自动脱扣，有的是要求人为确认后手动脱扣。

这就要求对已出现的报警、超限迅速加以处理，当发现有事故迹象时，要求对几处仪表、测点进行综合判断，尽可能加以确认，达到手动脱扣值立即打闸。

参数达到自动脱扣值而保护未动作，也应立即手动打闸。

（4）汽轮机有些事故破坏性很大，必须使转子很快静止下来才能把损失减小到最低限度，因此必须停止真空泵运行，开启真空破坏阀破坏真空紧急停机。

§4.2机组停运条件及处理

一、锅炉停运条件及处理

1.紧急停炉条件

1）MFT应动作而拒动时。

2）失去操作员站所有监视画面，出现“死机、黑屏”。

3）所有水位计损坏或失灵，运行中无法监视汽包水位时。

4）“四管”及炉外管爆破，不能保持汽包正常水位时。

5）“四管”及炉外管爆破，威胁人身或设备安全时。

6）锅炉尾部烟道发生二次燃烧，排烟温度或空预器入口烟温异常升高。

7）锅炉压力升高至安全门动作压力而安全门拒动，同时压力泄放阀无法打开时。

8）炉膛或烟道内发生爆炸，使主要设备损坏。

9）热工仪表、控制电源中断，无法监视调整主要运行参数。

10）锅炉机组范围发生火灾，直接威胁锅炉的安全运行。

2.紧急停炉的操作

1）手动同时按下两个MFT按钮，确认MFT动作。

2）将所有自动切换为手动操作。

3）注意保持水位，关闭一、二级过热器减温水总门、再热器减温水总门，停止定排和吹灰。

4）若因炉膛爆管停炉，可保留一台引风机运行，待炉内蒸汽基本消失后，停止引风机；若因省煤器爆管停炉，严禁打开省煤器再循环。

如在烟道内发生二次燃烧事故，应立即停止引风机，关闭各风门挡板。

5）锅炉若不能重新启动，其停炉的其它操作按正常停炉顺序进行，如能短时间恢复，则作好启动准备工作，按热态启动进行。

3.申请停炉条件

1）锅炉承压部件泄漏，运行中无法消除，但尚能维持运行时。

2）锅炉给水、炉水、蒸汽品质严重低于标准，经多方调整无法恢复正常时。

3）锅炉主、再汽温或金属壁温严重超温，经多方调整无法恢复正常时。

4）锅炉严重结焦、堵灰无法维持正常运行时。

5）安全门动作后不回座，经降负荷、降压力调整仍不能回座时。

6）排烟温度大于200℃长时间运行时。

7）控制气源失去，短时间内无法恢复时。

二、汽轮机停运条件及处理

1.破坏真空紧急停机条件（哈汽300MW）

1）机组发生强烈振动，瓦振达0.08mm或轴振达0.254mm以上时。

（正常值：

≤0.03/0.08mm）

2）汽轮机或发电机内有清晰的金属摩擦声或撞击声。

3）主、再热蒸汽管道破裂。

4）汽轮机发生水冲击或主、再热蒸汽温度10min内急剧下降50℃及以上。

5）任一轴承回油温度升至82℃或急剧升高10℃。

（正常值：

＜65℃）

6）任一轴承断油或冒烟时。

7）任一支持轴承瓦温升至113℃或推力轴承瓦块温度升至107℃时。

（正常值：

＜90/80℃）

8）轴封或挡油环异常摩擦，冒火花。

9）润滑油压低至0.039MPa，保护拒动时。

（正常值：

0.096～0.124MPa）

10）油系统着火不能很快扑灭，严重威胁机组安全时。

11）轴向位移达±1.0mm而保护拒动时。

（正常值：

－0.9～0.9mm）

12）低压缸差胀达到16.45mm或－1.5mm保护未动作时。

（正常值：

－0.75～15.7mm）

13）汽轮机转速超过3300r/min，而超速保护未动作时。

（正常值：

3000r/min）

14）主油箱油位降至－260mm低油位停机值，补油无效时。

（正常值：

0mm）

15）低压缸真空＜-79.7kPa，或循环水中断不能立即恢复时。

（正常值：

-95kPa）

16）需停机才可避免的人身和设备事故。

17）发电机及励磁系统冒烟着火或氢系统发生爆炸。

2.不破坏真空故障停机条件

1）凝结水泵故障而备用泵不能投入，造成凝汽器水位过高时。

2）机组甩负荷后空转或带厂用电运行超过15min时。

3）DEH系统和保安系统故障无法维持正常运行时。

4）低压缸胀差增大至+15.7mm或降低至－0.75mm，调整无效时。

5）机组处于电动机状态运行时间超过1min时。

6）抗燃油母管油压下降至8.5MPa以下或抗燃油箱油位低到230mm以下。

（正常值：

14.0MPa/≥450mm）

7）空负荷运行时，低压缸排汽温度达121℃时。

（正常值：

＜34.2℃）

8）主、再汽温降至430℃时。

（正常值：

537℃）

9）主、再汽温达到557℃持续时间超过15min或主、再汽温超过557℃。

10）机前主汽压力在17.5～21.67MPa范围内运行超过5min，或超过21.67MPa时。

（正常值：

16.7MPa）

11）主要辅机故障无法维持正常运行时。

12）凝结水质严重不合格，影响机组安全运行时。

13）DCS系统全部操作员站出现故障（所有显示器“黑屏”或“死机”），无法对机组进行控制时。

3.破坏真空紧急停机步骤

1）汽轮机保护动作停机，否则手按控制盘上“紧急停机”按钮或机头手打危急保安器。

2）检查负荷到零，发电机程序逆功率保护动作，发电机解列灭磁，否则立即手动解列灭磁。

3）检查厂用电备用电源自投，否则立即手动切换。

4）检查转速确已下降，否则应立即查明原因并采取降速措施。

5）交流润滑油泵及高压氢密封备用油泵应联锁启动，否则手动开启。

6）停止真空泵运行，开启真空破坏门。

7）启动电动给水泵，停止A、B汽泵运行，注意维持正常汽包水位。

8）注意高、低压旁路开启时，应立即手动关闭。

9）检查高、中压主汽门、调速汽门、高排逆止门、抽汽逆止门、抽汽电动门关闭。

10）检查下列操作自动完成：

a）轴封汽源、除氧器汽源已自动切换；

b）低压缸喷水阀自动开启；

c）凝结水再循环门自动开启；

d）汽轮机本体疏水门已联锁开启，应立即手动关闭主、再热蒸汽管道疏水门，防止凝汽器进汽水。

e）高、低加汽侧自动解列。

f）确认MFT已动作，否则手动MFT。

灭火后确认全部制粉系统和燃油速断阀均已跳闸，过、再热减温水总门关闭，否则立即手动停运或关闭。

g）疏水扩容器喷水减温调整门联开，维持除氧器、凝汽器水位正常。

11）真空到零停止轴封供汽，开启轴封系统疏水门。

12）转速下将至1100r/min时启动顶轴油泵。

13）注意机组惰走情况，记录惰走时间，检查串轴、胀差、推力瓦温。

14）转速到零投入盘车运行。

15）若遇有发电机冒烟或氢气爆炸时，立即进行CO2置换。

16）若遇有油系统着火，应立即进行灭火并采取措施控制火势蔓延，若火势已危及主油箱安全时，应打开事故放油门，控制放油速度，转速到零时全开事故放油门。

17）如果因汽轮机振动大停机时，注意惰走至临界转速时机组振动。

18）若需恢复运行时，锅炉点火重新启动，检查汽机具备启动条件。

19）若不能恢复运行时，其它操作按机组正常停机操作。

4.不破坏真空故障停机的步骤

1）除不破坏真空外，其余操作同破坏真空紧急停机步骤。

2）根据机组情况开启高、低压旁路门，高、中、低压各组疏水门已联锁开启，并确认低旁三级减温器喷水阀，凝汽器扩容器喷水阀已联锁开启，凝汽器真空及低压缸排汽温度正常。

3）完成其余操作。

三、发电机停运条件及处理

1.发电机紧急停机条件

1）发电机、励磁变、主变、高厂变内部冒烟着火。

2）发电机、主变、高厂变及励磁系统故障，保护装置拒动。

3）发电机互感器冒烟、着火、爆炸。

4）发电机主断路器以外发生长时间短路，定子电流表指向最大，电压严重降低，发电机后备保护拒动。

5）当定子线棒温差达14℃或引水管出水温差达12℃，或任一定子槽内层间测温元件温度超过90℃或出水温度超过85℃时。

（正常值：

出水温度＜65℃，其余无明确规定）

水内冷机组定子绕组的特点是绕组内部直接通水冷却。

当水通道结垢或被异物堵塞，水流量减小时，在强大电流的作用下，线棒发热超过绝缘允许温度，可能造成绝缘破坏，发展成接地短路或相间短路。

为了及时掌握定子线棒及其出水温度的变化，在发电机每槽上下层线棒间埋有测温元件，在定子线圈出水侧，塑料王管（聚四氟乙烯PTFE，俗称铁氟龙、塑料王）与出水汇流管的连接处也装设了测温元件,当温度超过规定值或温差超过允许值时，即认为水内冷回路线棒堵塞。

《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》中规定：

为防止氢冷发电机的氢气漏入封闭母线，在发电机出线箱与封闭母线连接处应装设隔氢装置，并在适当地点设置排气孔和加装漏氢监测装置。

 应按时检测氢冷发电机油系统、主油箱内、封闭母线外套内的氢气体积含量，超过1％时，应停机查漏消缺。

6）发电机封闭母线含氢量达1%。

7）需紧急停机的人身事故。

2.发电机紧急停机处理

1）发电机保护动作或手动按下发电机紧急停机按钮。

a）迅速查明跳闸原因，检查保护动作情况。

b）检查主断路器断开。

c）检查磁场断路器断开。

d）检查汽轮机已跳闸，否则手动打闸。

e）锅炉MFT动作，否则手动MFT。

f）检查厂用电是否切换为备用电源，否则手动切换，但必须确定工作断路器在断开位置。

g）若确认发电机可以运行，锅炉立即点火，恢复汽轮机3000r/min运行。

2）其他操作按锅炉灭火、汽轮机紧急停机处理。

§4.3锅炉事故及处理

一.锅炉灭火

灭火可能导致锅炉外爆和内爆。

锅炉外爆：

锅炉内部积存的可燃性混合物瞬间爆燃，从而使炉内压力急剧升高，超过结构设计允许值，造成水冷壁、刚性梁及炉顶、炉墙结构破坏的现象。

锅炉内爆：

当锅炉内负压过高，超过了炉墙结构所承受的限度时，炉墙会向内坍塌，这种现象称为锅炉内爆。

1、灭火现象：

1）炉膛无火，火检无信号；

2）炉膛负压增大；

3）汽温、汽压急剧下降；

4）水位瞬间下降而后上升；

5）MFT动作，机、电跳闸。

2、灭火原因：

1）燃烧调整操作不当；

2）炉膛负压过大或剧烈波动；

3）煤质不良或煤种突变；

4）炉膛漏风大，炉膛温度过度降低；

5）自动装置失灵；

6）水冷壁严重爆管；

7）炉内大量掉焦；

8）火检信号故障；

9）吹灰不正常，扰动过大；

10）MFT动作。

3、灭火处理：

1）发生灭火时MFT应动作，否则，应立即手动MFT；

2）切断进入锅炉的全部燃料；

3）汽机跳闸，否则应立即手动打闸；

4）切断所有减温水；

5）维持汽包水位在正常范围（汽包水位事故除外）；

6）尽量维持过热器压力；

7）调整炉膛负压；

8）查明原因消除故障后,重新点火；短时内无法消除故障,则按正常停炉处理；

9）锅炉灭火后,严禁采用爆燃方式点火。

4、灭火预防措施：

1）合理调整燃烧，均衡配风；保证合适的过剩空气系数，保持正常的一次风、辅助风速、风率；

2）保证炉膛负压稳定在正常范围内，在炉膛掉大焦，引、送风机自动跳闸后要及时调整炉膛压力，及时投油稳燃；

3）应及时了解煤质的变化，在低负荷、燃用劣质煤或煤种突变时及时调整，燃烧不稳时立即投油稳燃；

4）消除炉膛各部漏风；

5）磨煤机运行方式改变时要作好事故预想，必要时投油稳燃。

6）在发生给煤机断煤、炉膛压力波动大、低负荷燃烧不稳等情况时，要及时投油稳燃；

7）机组减负荷或停运制粉系统与吹灰不得同时进行；

8）应及时打焦，防止结焦过多。

事故举例1：

2008t/h锅炉一次风机跳闸造成灭火事故

【简述】

2001年5月14日7:

10，#4机组因炉MFT动作跳闸，MFT首出为“黑炉膛”。

起因为#3一次风机因失去两台润滑油泵跳闸。

【事故经过】

5月14日7:

00机组负荷396MW，主汽压力11.08MPa，总风量58%，总煤量185t/h，机组运行正常。

7:

10操作员在操作画面发现#3一次风机两台润滑油泵运行，派巡检人员就地检查。

巡检人员发现该风机润滑油压为0.7MPa，远大于正常润滑油压，所以就地立即停#2润滑油泵，而此时#1润滑油泵的反馈不正常，造成#3一次风机失去两台润滑油泵跳闸。

启动辅机故障减负荷逻辑（RB），跳D、E、F制粉系统，同时又因一次风压低，使A、B制粉系统跳闸，此时油层未在服务，因而黑炉膛逻辑动作，导致炉MFT，机组跳闸。

经处理机组于8:

10与系统并列。

【事故原因】

1.#3一次风机原运行#1润滑油泵反馈不正常，#2润滑油泵联启。

巡检人员就地停止#2润滑油泵，使两台润滑油泵停止反馈同时出现，导致#3一次风机跳闸。

2.运行操作员下令模糊不清、巡检人员就地盲目操作，各级岗位之间协调沟通不好，缺乏事故预判能力。

3.运行管理不到位，相应技术措施、规定不完善。

【防范措施】

1.加强运行管理，制定相应技术措施。

规定机组运行期间凡是能在操作画面操作的设备必须在操作画面上启动、停止，禁止在就地操作。

2.加强运行人员的技术培训，增强运行人员事故预判能力。

做好相应的事故预想。

3.进一步提高运行人员责任心，避免麻痹大意、盲目操作，严格执行安规、运规的要求。

事故举例2：

宁波北仑港电厂锅炉爆炸事故

二、锅炉结焦

煤灰的熔融性是指煤中灰分熔点的高低。

当炉内温度达到或高于灰分的熔点时，固态的灰分将逐渐变成熔融状态。

熔化的灰分具有粘性，当它未得到及时冷却而与受热面接触时，就会粘附在受热面上造成结渣（或称结焦），使传热效率下降、烟气流动阻力增加，影响着锅炉的安全经济运行。

变形温度DT、软化温度ST、熔化温度FT是表征煤灰熔融性的三个有代表性的温度，可用以判断所用煤种在炉内燃烧过程中结渣的可能性。

为了避免高温对流受热面结渣，一般要求控制炉膛出口的烟气温度比ST低50～100℃。

各种煤的灰熔点一般为1100～1600℃。

通常ST>1400℃的煤称为难熔灰分的煤，ST＝1200～1400℃的煤称为中熔灰分的煤，ST<1200℃的煤称为易熔灰分的煤。

灰的熔化性质对锅炉的设计和运行有很大影响，因为它是影响炉膛和高温对流受热面污染程度的主要因素。

其中灰的软化温度与结渣的关系更大些。

实践证明，对于固态除渣煤粉锅炉，当灰的软化温度小于1350℃，就有可能造成炉内结渣，当灰的软化温度大于1350℃，炉内结渣的可能性将减小。

1.现象

1）主蒸汽、再热蒸汽温度异常升高，减温水量增加；

2）从锅炉观火孔观察炉膛，有结焦现象；

3）过热器、再热器管壁温异常升高或管壁温度偏差增大；

4）排烟温度异常升高；

5）有时发生明显的塌焦迹象。

2.原因

1）燃用易结焦煤种；

2）炉膛风量太小，导致炉膛内形成还原性气氛而使灰熔点降低；

3）长时间锅炉维持高负荷运行；

4）煤粉太粗或燃烧器故障；

5）炉膛长时间未吹灰或吹灰器投用不合理；

6）炉底排渣不畅或渣斗搁渣造成堵焦；

7）燃烧调整不当或火焰偏斜，造成局部热负荷过大。

3.处理

1）监视过热器、再热器管壁不超温；

2）加强水冷壁吹灰；

3）过、再热器管壁超温或减温水流量明显偏大时，应申请将负荷处理；

4）检查和更新燃用煤种；

5）加、减机组负荷，使渣产生一个热力振动；

6）结焦严重时，应汇报并申请停炉处理。

三、汽包水位事故

水位事故包括：

缺水事故、满水事故。

缺水严重时，可能造成水冷壁干烧损坏；满水严重时可能造成汽轮机水冲击事故。

㈠汽包水位低

1.原因

1）给水自动调节装置失灵，给水调节阀、给水泵调速系统故障。

2）汽包水位计故障或水位计指示不准确，造成运行人员误判断而误操作。

3）负荷突然变化，控制调整不当。

4）运行中对水位监视不够，给水调整操作不当。

5）水冷壁或省煤器受热面管爆破，锅炉给水或排污系统泄漏，造成缺水。

2.处理

1）发现汽包水位低时，应对照蒸汽和给水流量，检查和校对汽包水位计指示是否正确。

2）将给水自动切到手动调整，增大给水量，若正在排污，应立即停止排污工作，将水位控制在正常范围内。

3）若给水压力低，给水量升不上去，应提高给水压力或启动电动给水泵。

4）当汽包水位降至低Ⅲ值（－330mm）时，水位保护应正确动作，否则应按下MFT停炉按钮，立即停止锅炉运行。

5）停炉后，查明原因，消除故障，锅炉补水至汽包正常水位，重新点火恢复锅炉运行。

6）当出现锅炉长时间严重缺水，所有水位计看不到水位时，禁止向锅炉上水。

因为在严重缺水时，水循环不正常，部分水冷壁管可能已经干烧、过热，在此情况下，如果强制进水，巨大的温差热应力加上大量的水突然蒸发成蒸汽，压力突然升高，会造成水冷壁管爆破。

㈡汽包水位高

1.原因

1）给水自动调节装置失灵，给水调节阀、给水泵调速系统故障。

2）汽包水位计故障或水位计指示不准确，造成运行人员误判断而误操作。

3）负荷突然变化，控制调整不当。

4）运行中对水位监视不够，给水调整操作不当。

2.处理

1）发现汽包水位高时，对照蒸汽流量和给水流量，检查和校对汽包水位计指示是否正确。

2）将给水自动切到手动调整，减少给水量，汽包水位高Ⅱ值（+140mm）时事故放水门应联锁打开，否则手动打开，将水位控制在允许范围内。

3）当汽包水位升至高Ⅲ值（+240mm）时，水位保护应正确动作，否则应按下MFT停炉按钮，立即停止锅炉运行。

4）停炉后，查明原因，消除故障尽快调整汽包水位到正常范围，重新点火恢复锅炉运行。

恢复后注意检查各段汽温的变化，冲转汽温符合汽轮机要求。

5）停炉后，锅炉停止上水时，应打开省煤器再循环门。

事故举例1：

600MW机组磨煤机切换导致汽包水位高灭火停机

【事故原因】

磨煤机在跳闸后煤粉管道内积存了大量的煤粉，磨煤机启动时通风量又较低，导致磨煤机再次启动后，炉内热负荷突然大幅度增加，使炉水迅速膨胀，汽包水位大幅度升高，11秒内由正常值升高至高Ⅲ值，达到保护值。

【处理过程】

2001年5月31日0时，运行人员发现B磨煤机振动，采取了投B1、B2两支油枪稳燃，启动A磨煤机，停B磨煤机的方式。

0:

18，机组负荷由270MW升至290MW，炉侧主汽压力上升至17.9MPa，右侧主汽安全门动作。

0:

19负荷由290MW升至310MW，投AGC，0:

23汽包水位高Ⅰ值报警，0:

25汽包水位高Ⅱ值报警，锅炉MFT保护动作灭火。

运行人员按照规程要求降机组负荷至20MW，维持较低的汽包水位，0:

37锅炉重新点火，0:

46启动A磨煤机，0:

47汽包水位高Ⅱ值报警，锅炉MFT保护动作灭火，汽包水位高Ⅲ值保护动作，汽轮机跳闸，逆功率保护动作发电机解列。

1:

42#3机组重新并网。

【防范措施】

1.加强运行日常分析及异常分析的管理。

2.300MW及以下负荷进行磨煤机切换时，要先投油枪，停止磨煤机后再启动备用的磨煤机。

3.跳闸