1、皖能集团锅炉事故汇总目 录元月17日洛河发电厂1炉汽包水位高保护动作机组跳闸2月4日铜陵发电厂3炉给粉总电源接地短路跳闸，3炉MFT联跳3机组2月3日铜陵发电厂3炉“全炉膛灭火”，炉MFT联跳3机组3月1日田家庵电厂3机组DCS系统DPU故障，机组跳闸3月4日合肥第二发电厂1炉全炉膛无火焰MFT动作，机组跳闸4月30日淮北发电厂5锅炉乙侧前包墙管泄漏抢修（临检）4月15日合肥第二发电厂2炉给煤机段MCC失电，锅炉主燃料中断，炉MFT联跳2机组5月13日洛河发电厂4炉B引风机的动叶液力调节装置关不严，造成锅炉炉膛压力低，MFT动作，4机组跳闸6月20日合肥第二发电厂2炉仪控就地设备电源柜失电，锅
2、炉MFT动作，2机组跳闸6月24日铜陵发电厂3炉运行中因炉膛负压波动大，火焰检测器发出无火信号，跳给粉机、炉MFT联跳3机组7月12日铜陵发电厂3炉运行中因负压波动大厦，炉MFT，联跳3机组7月13日田家庵发电厂4炉高温过热器泄漏，停炉消缺7月19日洛河发电厂1炉炉膛火检探头冷却风机跳闸，造成冷却风压低FSSS动作机组跳闸7月21日田家庵发电厂1炉低温再热器泄漏，停机消缺7月24日洛河发电厂1炉给水流量调节系统失灵，汽包水位越限保护动作跳闸7月22日铜陵发电厂3炉运行中因炉膛负压波动大，炉MFT动作联跳3机组7月27日铜陵发电厂3炉运行中因炉膛负压波动大，炉MFT动作联跳3机组7月23日洛河发
3、电厂1炉C磨煤机1电动机引线短路故障，6KV母线失电，造成锅炉MFT动作机组跳闸7月28日铜陵发电厂3炉运行中因炉膛负压波动大，炉MFT动作，联跳3机组8月24日洛河发电厂2机由于热控保安电源故障，引起两台引、送风机同时跳闸，MFT动作，机组跳闸8月26日洛河发电厂2机组自动过程中由于CCS自动控制系统调节失灵，造成锅炉主汽温高而停机8月6日马鞍山万能达发电公司1炉D1火焰检测器异常，锅炉MFT动作9月2日洛河发电厂1机组由于热控自动调节系统失灵，汽包水位高，MFT动作停机9月15日合肥第二电厂1炉1、2磨煤机轴承润滑油油位开关信号输入模件故障跳1、2磨煤机，引起1炉MFT动作9月17日芜湖发
4、电厂12炉后隔墙省煤器泄漏申请临检消缺9月26日洛河发电厂4炉D磨1油泵电机烧坏，380伏保安IV段失电，引、送风机跳闸，4机停机10月31日马鞍山万能达发电公司1炉顶棚过热器管泄漏，申请临检元月17日洛河发电厂1炉汽包水位高保护动作机组跳闸1 事故经过、扩大、处理情况：2002年1月17日，我厂1、2、4三台机组正常运行，3机组计划小修。1月16日21：30经调度批准（2002年1月16日21：302002年1月17日8：00），改造后的1机组做锅炉低负荷断油稳燃试验。17日2：48处于试验中的1机组负荷150MW，由于汽包水位自动控制失调，造成1、B汽动给水泵转速突升，汽包水位高保护动作M
5、FT，1机组跳闸与系统解列。经处理，1炉于当日12：45点火，13：45冲转，14：05机组并网发电。2 暴露问题：低负荷状态下，汽动给水泵自动调节品质差。3 防止对策：优化DCS系统各调节参数。返回2月4日铜陵发电厂3炉给粉总电源接地短路跳闸，3炉MFT联跳3机组1 事故经过、扩大、处理情况：2002年2月4日9：35H，1机调停，2机负荷117.9MW，3机组刚并网后负荷带至250MW，运行人员发现1、B层给粉机全跳，炉膛负压波动大，随即，炉首发“炉膛压力高”且MFT，联跳机、电，经处理后，3机组于10：34分并网正常。经检查，事故原因为：1、运行人员在投一次风连锁给粉总电源压板时，发现压
6、板两端有电压（实为感应电约200V），即通知检修人员检查处理，检修人员在用万用表复测压板两端电压时，不慎造成控制电源火线端（交流200V），因测试棒瞬间接地短路，控制熔丝熔断，给粉总电源主接触器失电释放，给粉机电源中断。2、给粉总电源控制制回路安装单位接线错误，未按时设计要求接线，误将控制电源熔丝接至给粉总电源主接触器控制回路上部，即主接触器受熔丝控制，而实际设计熔丝应接于主接触器控制回路下部，即主接触器不受熔丝控制2 暴露问题：a、 控制回路电源未采用屏蔽，故在压板两端产生感应电。b、 安装单位未按设计要求接线，误将控制熔丝接入给粉总电源主接触器回路，熔丝接地短路熔断后造成主接触器失电，跳闸
7、。c、 检修人员测试压板电压时缺乏慎重仔细，未预想到期后果，以致造成测试棒与控制电源接地短路。3 防止对策：a、 利用3机组大修时，将给粉总电源控制室回路电缆更改为屏蔽电缆，防止发生感应电。b、 按设计图纸改动给粉总电源控制电源熔丝位置。c、 举一反三，加强对故障的分析和检修人员的安全教育，提高检修人员的安全意识和在处理故障时要有预想及责任心。返回2月3日铜陵发电厂3炉“全炉膛灭火”，炉MFT联跳3机组1 事故经过、扩大、处理情况：2002年2月3日7：06H，1机调停，2机负荷79.9MW，3机负荷180MW，十一台给粉机运行，3炉MFT，联跳3机，首发“全炉膛灭火”。经检查分析原因为：2角
8、BC层二次风门卡涩，开机前处在开关闭位置，造成2角局部缺氧燃烧，致使在上三风口结焦，又因掉焦引起火检验不到火，全炉膛灭火。经处理，7：56H3机组与系统并网。2 暴露问题：a、 角BC层二次风门开度位置与控制指示对不上。b、 设备维护不及时。3 防止对策：a、 快消除2角BC层二次风门位置指示缺陷；b、 完善设备维护制度并严格考核。返回3月1日田家庵电厂3机组DCS系统DPU故障，机组跳闸1 事故经过、扩大、处理情况：3月1日，9：143机组突然跳闸，ETS、MFT发出（当时全厂1、2、3、5机运行，4机备用，全厂负荷469MW，3机组负荷90MW），机组跳闸，发电机解列。热控人员对3机组DC
9、S系统进行检查后，发现DCS系统DPU故障信号发出，使ETS、MFT动作，系软故障所致，插件拔出后重新插入，经处理后恢复正常，3机于10：34重新并网运行2 暴露问题：DPU卡不稳定，抗干扰能力差，造成保护误动。3 防止对策：更换DPU卡，组态软件重新下装。返回3月4日合肥第二发电厂1炉全炉膛无火焰MFT动作，机组跳闸1 事故经过、扩大、处理情况：2002年3月4日，21时03分1炉1磨因为失去密封风保护动作跳闸，炉膛负压瞬间下降至1500P1，“全炉膛无火”保护通道2和3动作，炉MFT误跳汽机发电机。3磨因煤质潮在19时，因“失去密封风”跳闸，重新启动后为防止堵磨，一直采用大风量小煤量运行（
10、风量17立方米/秒，煤量20吨/小时，扣除水分，实际不足20吨/小时）造成煤粉浓度低，C1和CB层火焰不稳定，1和2磨在外设状态下，分别带50.4吨/小时，在1磨因失去密封跳闸后，CC、CD层无火，同时炉膛负压急剧变化影响到了CE、C1、CB的火检，相继发出层无火信号，导致锅炉MFT。处理：1锅炉MFT后，于21时44分炉膛经过吹扫后点火，23时14分冲转，23时36分1机并网。2 暴露问题：a、 连续阴雨天气，厂里又无干煤棚，造成原煤很潮，磨煤机出力受限制，磨煤机进口极易积煤使密封风压、一次风差压降低；b、 原煤潮湿，磨出力受限制，煤粉浓度不够，火嘴着火情况不好、不稳定时运行人员投油助燃不果
11、断、未及时切除锅炉主控手动调整磨出力；c、 密封风与一次风压差低报警未能及时发出；4d、 1炉各磨密封风/一次风差压值明显小于2炉；e、 煤炭紧张时煤质得不到保证。3 防止对策：a、 建议厂里盖干煤棚或让燃运部制定合理堆、取煤措施，尽力寻找干煤上仓；b、 发电部制定并完善煤潮磨煤机进口防堵措施（已完成）并组织运行人员学习；c、 确保密封风/一次风差压小于2kP1时报警能发出，提醒运行人员注意；d、 对密封风机进行技改或消除磨煤机轴颈密封风室漏风问题，提高磨煤机密封风/一次风差压。返回4月30日淮北发电厂5锅炉乙侧前包墙管泄漏抢修（临检）1 事故经过、扩大、处理情况：2002年4月2日11时整，
12、2、3、57机组运行，1机组备用，4机组大修，5机负荷为160MW。运行人员发现我5炉内有异声，经确认为：乙侧前包覆过热器泄漏，汇报值长经省调批准。该炉于4月2日22时整开始滑停，4月3日零时50分发电机解列，锅炉熄火。停炉后检查发现，乙侧前包墙第17根管（标高35.7米处）泄漏，爆口偏向南侧大包内，将相临第16根前包墙管吹通。抢修中，将泄漏的两根管更换（管长200mm）后，5机组于4日18时10分检修结束，按省调要求转入备用。4月5日9时45分5炉点火成功，11时58分并网。原因分析：焊接不良，导致该横向拉筋极部形成应力集中区，长期运行应力裂纹导致管材失效造成泄漏。2 暴露问题：a、 该拉力
13、筋板设计不合理；b、 大包内部充满飞灰，增加大包的承重，致使吃力点薄弱环节易失效；c、 大包设计结构不合理，在小修中无法进行检查、改造。3 防止对策：2002年11月5机大修时，对大包的承重结构进行改进。返回4月15日合肥第二发电厂2炉给煤机段MCC失电，锅炉主燃料中断，炉MFT联跳2机组1 事故经过、扩大、处理情况：2002年4月15日，1、2机组正常运行负荷240MW、300MW。上午10：58分，运行人员在查找2机组110V直流接地时。在停400VPC212、2B2母线直流电源时，造成给煤机段MCC失电，给煤机全停，主燃料中断炉MFT，联跳2机组。经检查，由于设计施工存在的问题，给煤机段
14、MCC电源开关与PC母线侧开关之间的联锁未使用开关辅助接点，而采用了中间继电器。当直流电源失去时，造成MCC侧电源开关跳闸。经处理恢复2机组于15：37分并网。 2 暴露问题：设计施工不周3 防止对策：a、 利用停机机会检查回路，进行必要的更改。半年内完成。b、 对寻找直流接地应采取有效的安全危险分析。c、 举一反三，利用设备停机机会，对有关回路进行检查整改。返回5月13日洛河发电厂4炉B引风机的动叶液力调节装置关不严，造成锅炉炉膛压力低，MFT动作，4机组跳闸1 事故经过、扩大、处理情况：5月13日，我厂1、3机组运行，2机组技改大修，4机组接调度命令启动。3：304机组采用1通道单风烟道系
15、统点火，7：55冲转，10：23并网。10：494机组负荷10MW时，启动B引风机开出口挡板，造成锅炉炉膛压力低，MFT动作，4机组跳闸。经处理，4机组重新点火，于12：08并网运行。原因分析：5月13日，热工人员更换B引风机执行器后，锅炉检修人员对B引风机动叶全关闭基准值校核不准确，虽然CRT显示及就地动叶指示为关闭，但动叶实际开度约15%左右。因当时机组刚并网，负荷低，炉膛总通风量小，当启动B引风机顺控开出口挡板时，造成炉膛压力低，MFT动作。对B引风机动叶全关位重新校对，启动运行正常。2 暴露问题：检修工艺不良，工作责任心不强。3 防止对策：对3、4炉引、送风机液压执行装置就地指示的开度
16、的正确性予以确认返回6月20日合肥第二发电厂2炉仪控就地设备电源柜失电，锅炉MFT动作，2机组跳闸1 事故经过、扩大、处理情况：2002年6月20日下午14：45分，1机负荷270MW，2机180MW（1、3磨运行，2磨停运）。在2炉11油枪试验过程中，进行到启动雾化蒸汽阀时，锅炉发生MFT，联跳汽轮发电机组，MFT首出“失去主燃料”。经仪控人员检查为11油枪就地控制柜电源开关跳（BOBRM0211层F1开关），联跳其上级开关（BOBR101Q60开关），造成整个BOBRM02柜（锅炉岛仪控就地控制箱电源分配柜）失电，致使1、3磨煤机因润滑油位低跳闸（油位开关失电，误发油位低信号），锅炉MFT
17、。进一步检查11雾化蒸汽阀时，发现电磁阀线圈与外壳有放电痕迹。处理措施：将11油枪就地控制柜电源源开关分开，重合BOBR101Q60开关。15：402炉重新点火，17：452机冲转，17：552机组并网2 暴露问题：a、 锅炉岛仪控就地控制柜电源设计不合理；b、 锅炉岛仪控就地控制柜分路开关与上级开关选型不匹配。3 防止对策：a、 将锅炉岛仪控就地控制柜电源分段。b、 12台油角就地控制柜电源进线加装熔断保险。c、 各级熔断保险须要配合好，要检验。返回6月24日铜陵发电厂3炉运行中因炉膛负压波动大，火焰检测器发出无火信号，跳给粉机、炉MFT联跳3机组1 事故经过、扩大、处理情况：6月24日15
18、：50，1机调停，2机负荷100MW，3机负荷249MW，3炉燃烧稳定，D制粉系统运行，1GC投入，锅炉氧量自动、风箱炉膛差压自动，15：5600，3炉膛负压突然大幅度波动（最大444P1），火焰电视发暗并拌动，值班员立即投1B4油枪稳燃，此时炉MFT，首发原因为“全炉膛灭火”，联跳3机组。经查热工历史记录15：5601开始，3炉燃烧突然失稳，顺序为C2、D2、13、B1、C1、14、B4、D1、B2、D3、11、12、D4、C4、B4，并在6秒之内跳相应给粉机。15：5613，3炉MFT跳机，首发原因全炉膛熄火。16：04，3炉重新点火，17：44，机组并网。2 暴露问题：由于3炉灭火保护灵
19、敏度偏高，导致燃烧不稳、炉膛负压波动时，灭火保护容易动作，造成炉MFT，联跳3机组。3 防止对策：a、 3炉灭火保护动作时间由无火2秒动作改为无火3秒动作。b、 按规定定期进行吹灰，每次吹灰后要及时做好记录，分场检查；c、 继续查找燃烧不稳或负压异常波动原因并进行消缺。以后再发生此现象时，要及时投油稳燃。返回7月24日洛河发电厂1炉给水流量调节系统失灵，汽包水位越限保护动作跳闸1 事故经过、扩大、处理情况：7月24日3时，洛河电厂3机组运行，负荷分别为238、294MW，2机组技改大修。3：34，1机组启动过程中，负荷90MW，机组参数正常，C电泵运行，给水流量处于自动调节状态，发生给水流量突
20、升失控，造成汽包水位高MFT，5：00机组重新并网。11：03，1机负荷120MW，C电泵运行，由于电泵给水调节失控，造成汽包水位低MFT，重新启动于14：07并网。17：32，1机负荷升至200MW左右，1、B汽泵运行，B小机真空低跳闸，电泵开起后转速操作不动，6：06汽包水位调节失控，造成汽包水位低MFT，机组再次启动于10：45并网。根据省电力公司安200167号文“关于洛河发电厂1机组技术改造工程投产后免于考核的批复”，1机组于014上4月20日开始改造，01年12月20日改造工程投产，故此次事故不中断安全记录。2 暴露问题：1机组改造投运时间较短，控制系统存在不足之处，汽包水位单冲量
21、控制品质不良，单冲量与三冲量切换时扰动大，电泵转速控制与勺管调节特性差，跟踪缓慢，造成汽包水位波动大，导致水位调节紊乱，造成汽水位高或低跳闸。3 防止对策：a、 安排时机，做好1、2机组RB试验，完善机组自动处理事故功能。b、 进一步优化DCS有关自控参数，提高各种工况汽包水位自动控制品质。c、 加强定期检查、维护工作。返回7月12日铜陵发电厂3炉运行中因负压波动大厦，炉MFT，联跳3机组1 事故经过、扩大、处理情况：7月12日13：18，1机负荷100MW，2机负荷100MW，3机负荷284MW，13：243炉负压突然波动大，给粉机相应跳闸，3炉熄火，炉MFT动作，联跳3机组。13：353炉
22、重新点火，15：043机与系统并网。2 暴露问题：a、 3炉运行中燃烧不佳，欠稳定，炉膛扰动大；b、 来煤杂，煤质差。3 防止对策：a、 利用停炉或大修机会，进行3炉空气动力场试验；b、 凡来煤煤质发热量低于4800大卡，挥发份低于10%时，燃供部必须及时通知燃料分场，燃料分场上煤时必须及时通知值长和机组长。c、 运行人员在调整中应尽量避免炉膛大扰动产生。返回7月13日田家庵发电厂4炉高温过热器泄漏，停炉消缺1 事故经过、扩大、处理情况：障碍前运行方式：全厂1、2、3、4、5机运行，全厂负荷710MW，4机负荷110MW。2002年7月12日22：00运行人员检查发现4炉炉膛右侧标高28M高温
23、过热器处有泄漏声，即向省调申请批准停炉消缺，经省调同意后，4机于7月13日5：12解列。冷却后进炉膛检查发现为高温过热器右数第4排，出口管下弯头前侧第一根管靠弯曲起点下约35M处过热爆管，裂纹长约20MM，经检修处理正常后，4机于7月14日22：45并网2 暴露问题：a、 高温过热器材质老化（4炉投产进行二十多年，此管段未更换过）；b、 来煤质量差。3 防止对策：a、 加强对“四管”的防么检查，提高燃煤品质；b、 结合今年机组大修对高温过热器进行更换。返回7月19日洛河发电厂1炉炉膛火检探头冷却风机跳闸，造成冷却风压低FSSS动作机组跳闸1 事故经过、扩大、处理情况：7月19日22时，我厂1、
24、3、4三台机组运行，负荷分别为300、289、299MW，2机组技改大修。22：10，1机组有功负荷300MW，无功负荷170MW，突然跳闸，首发原因为“失去冷却风”。经检查，1探头冷却风机跳闸，原因为控制熔丝爆一只。2探头冷却风机因出口继电器触点接触不好，未能联动，造成冷却风压低，锅炉MFT。经处理，1机组于7月20日0：38并网发电。2 暴露问题：未能及时发现设备缺陷而采取有效的防范措施。3 防止对策：更换接触不良的继电器，对运行设备加强维护，及时发现缺陷并消除。返回7月21日田家庵发电厂1炉低温再热器泄漏，停机消缺1 事故经过、扩大、处理情况：障碍前运行方式：全厂1、2、2、4、5机运行
25、，全厂负荷592MW，1机负荷85MW。7月21日15：00，运行人员检查发现1炉尾部标高22M左侧有泄漏声，经申请省调同意后1机于21日22：10解列停机。炉冷却后，检查为低温再热器管左数第1排水平段上数第1、2根管，左数第2排水平段上数第4、5根管发生泄漏，经焊补处理后，1机于7月24日16：00并网。2 暴露问题：a、 再热器中、低温组材质老化严重；b、 来煤质量差（灰份含量大，加剧了炉尾部受热面的磨损）3 防止对策：a、 加强对“四管”的防磨检查，提高燃煤品质；b、 结合1炉大修更换再热器中、低温组。返回7月22日铜陵发电厂3炉运行中因炉膛负压波动大，炉MFT动作联跳3机组1 事故经过
26、、扩大、处理情况：7月22日10：10,#1机负荷93MW，2机负荷85MW，2机负荷189MW，10：193炉膛负压突然大幅波动，运行立即投1B1，1B3油枪，此时3炉MFT动作，联跳3机组，首发原因系“全炉膛无火”。经全面检查，未见异常，10：203炉重新点火，11：063机与系统并网。2 暴露问题：3炉运行中燃烧工况不稳，遇炉膛负压波动时易熄火跳机。3 防止对策：a、 利用停炉或大修机会，进行3炉空气动力场试验；b、 立即组织专业技术人员开展3炉燃烧系统技术攻关，争取早日解决3燃烧不稳熄火跳机的难题。返回7月27日铜陵发电厂3炉运行中因炉膛负压波动大，炉MFT动作联跳3机组1 事故经过、
27、扩大、处理情况：7月27日9：13，1机调停，2机负荷84MW，3机负荷159MW，9：153炉负压突然大幅，运行立即投1B2，1B3油枪，此时3炉MFT动作，联跳3机组，首发原因系“全炉膛无火”。9：233炉重新点火，9：533机与系统并网。2 暴露问题：3炉运行中燃烧工况不稳，遇炉膛负压波动时易熄火跳机。3 防止对策：a、 利用停炉或大修机会，进行3炉空气动力场试验；b、 立即组织专业技术人员开展3炉燃烧系统技术攻关，争取早日解决3炉燃烧不稳熄火跳机的难题。返回7月23日洛河发电厂1炉C磨煤机1电动机引线短路故障，6KV母线失电，造成锅炉MFT动作机组跳闸1 事故经过、扩大、处理情况：7月
28、23日20时，我厂1、3、4三台机组运行，负荷分别为228、255、255MW，2机组技改大修，20：15，1机611开关跳闸，6KVI段母线失电，1组风烟系统1、C排粉机（1、B、C在运行）及炉循泵等设备失电停运，造成汽包水位高，锅炉MFT。检查保护动作情况，621开关跳，厂变低压开关未跳（低电压继电器未启动），低压备用电源未自投，造成5联变的3、4、5抵抗控制回路失电跳闸。对一次设备检查，发现1炉C磨煤机1电机口线处电缆引线三相烧断。该磨煤机电源开关拒跳。组织各专业人员对开关、电机、电缆、保护进行一次全面检查试验，均未发现问题，分析引线短路原因为：设备振动，引线长期磨损，外绝缘降低，又连日
29、阴雨受潮，造成击穿短路，开关拒跳。7月24日2：27，1炉点火冲转，3：041机组并网。2 暴露问题：设备的检修、运行维护工作不到位。3 防止对策：a、 做好继电器的定期检查和维护工作。b、 已列入更换计划。在未更换前，加强设备维护检查，定期检查、试验。返回7月28日铜陵发电厂3炉运行中因炉膛负压波动大，炉MFT动作，联跳3机组1 事故经过、扩大、处理情况：7月28日19：00，1机负荷100MW，3机负荷179MW，19：03炉负压突然大幅歧，运行立即投1B3、1B4油枪，此时E3炉MFT动作，联跳3机组，首发原因系“全炉膛无火”。19：143炉重新点火，19：513机与系统并网。2 暴露问
30、题：3炉运行中燃烧工况不稳，遇炉膛负压波动时易熄火跳机。3 防止对策：a、 利用停炉或大修机会，进行3炉空气动力场试验；b、 立即组织专业技术人员开展3炉燃烧系统技术攻关，争取早日解决3炉燃烧不稳熄火跳机的难题。返回8月24日洛河发电厂2机由于热控保安电源故障，引起两台引、送风机同时跳闸，MFT动作，机组跳闸1 事故经过、扩大、处理情况：8月24日，我厂1、2、3、4机组运行。13：302机组负荷250MW，运行中突然跳闸，首发原因“两台引风机跳闸”、“两台送风机跳闸”；DCS系统工程师站、DEH站、大屏幕、42、43操作员站失电，历史记录站死机；6KV厂用电III段自投正常、IV段未自投（原因为位置继电器闭销），所有380V厂用电自投正常。经查故障原因为热控保安电源故障，由于热控保安电源不是瞬间消失，使另一路电源自动切换时间超时，导致部分站下网、花屏、引起两台引风机、两台送风机同时跳闸，MFT动作，机组跳闸。汇报调度，2机组具备重新启动条件，13：35接调度0：46点火，3：39并网。2 暴露问题：维护不当。3 防止对策：利用小修机会将工程师站、DEH站、历史记录站改为UPS供电，定期检查各供电电源开关状态，做电源切换DPU切换试验。返回8月26日洛河发电厂2机组自动过程中
