2007年锅炉不安全现象及事故处理总结

回顾2007年的工作，虽然取得了一些成绩，如：#1机组大修及DCS改造成功、炉前油系统完全采用轻柴油、进行通岗培训为330MW扩建机组储备技术力量等等，但在取得成绩的同时，运行操作方面还存在着诸多不尽如人意的工况。现重点将运行中的不安全现象和事故处理中的经验教训总结如下，以便提高运行人员的技术水平、加强操作人员的责任心、拓宽技术管理人员的思路、强化技术措施的可执行性，起到惩前毖后、治病救人的作用。

1.     宁煤掺烧期间锅炉结焦及被动清焦工作的总结

#2炉发生停炉打焦2次，因底部蓬焦掉焦灭火1次（10月18日），#1、2炉冷灰斗蓬焦23次，发生人身轻伤1次。

1.1停炉打焦

由于掺烧宁煤，从6月12日开始，#2炉水冷壁下部#3角斜坡上出现结焦情况，后逐步发展到#4角斜坡，检修、运行人员连续组织打焦，但因炉内结焦发展较快、清除困难，锅炉降出力运行。#2机组于6月23日停运进行清焦，6月30日打焦结束后启动恢复正常运行。

9月24日#2锅炉出现了结焦现象，在运行中采取了配煤、减负荷、清焦等处理措施后，结焦状况无法有效消除，坚持运行至9月27日后夜班，锅炉下部冷灰斗已全部被灰焦蓬住，使锅炉的灰渣无法排出；#1机组大修启动后调度令单机运行，#2机组于27日20：38分与系统解列，锅炉组织清焦，10月3日清焦结束转入备用。

客观原因

两次#2炉结焦过程迅速，发展很快，灰焦呈现高粘性和强流动性，冷却后含有大量硬度较大的琉璃体，具有宁夏灵武煤种结焦的显著特点。通过比对入炉煤质变化情况、#2炉结焦前后锅炉运行参数、以及对#2炉结焦过程、结焦形态的分析，结论如下： #2炉入炉煤中掺烧宁夏灵武煤比例过大、过于集中，由于宁煤灰熔点较低（极易结焦），炉膛烟温达到其灰熔点后，出现大量熔化状灰焦并粘结于炉膛，无法清除，炉膛内结焦、积灰，使炉膛内温度升高，结焦进一步加剧，最终导致锅炉内大量熔化状灰焦粘结、堆积在冷灰斗区域，使锅炉无法排灰。

组织、技术原因

1）运行部锅炉技术员和其他生产指挥系统负责人，没有掌握和协调好入炉煤质变化情况，在#2炉出现结焦初期，没有及时采取有效措施，致使#2炉结焦发展较快。

2）运行部在发现锅炉结焦以后，重视不够，对#2炉结焦的迅速发展估计不足，对结焦出现后的工作组织、安排和处理上不及时果断，导致#2炉结焦程度加速恶化以至失控。

3）运行人员对燃烧宁夏混煤的经验仍显不足，对锅炉燃烧变化的敏感性和预见能力有待提高，结焦前后的燃烧调整和应对措施采取不够及时有效。

防范措施：

1）运行人员要加强学习，提高技术能力，及时发现和处理异常情况，加强锅炉燃烧调整维护，对可能出现的问题要做好超前预控工作，专业技术人员要切实有效地发挥技术指导作用，为生产指挥负责人提供准确的参考信息和具有可操作性的合理化建议。

2）运行值班员要加强炉内工况的观察分析，发现异常结焦工况及时汇报，并采取积极有效的清焦措施和燃烧调整，必要时建议值长进行协调，调整入炉煤质配比及锅炉热负荷，防止结焦工况进一步恶化。

3）要进一步强化生产指挥系统，严肃调度纪律，对整个生产环节要实行统一调度；

1.2冷灰斗蓬焦

5月6日7：40分，#1、2炉烟温高，锅炉结焦严重，后因#1、2炉#3角斜坡结焦严重，申请总负荷按照170MW下限接带，检修、运行配合清理，5月14日#1炉清理结束，5月16日#2炉清理结束，全面恢复机组负荷。

10月18日23：38分#2炉灭火，其主要原因是#2炉乙侧冷灰斗蓬焦，焦渣迅速发展已至#2角斜坡9米检查孔处，清焦过程中大块焦渣掉落，造成#2炉灭火保护动作，锅炉灭火。

自5月份至11月份#1、2炉共发生不同程度的冷灰斗蓬焦23次，多次清焦工作由检修部配合进行，虽然蓬焦清理过程中多次化险为夷，但回想起每次清焦工作都让人后怕。

原因分析

1）宁煤灰熔点低、焦渣粘结性强，属粘结性易结焦性煤种，与我公司锅炉煤种差距较大，由于种种原因，使入炉煤掺配工作受多方制约，导致入炉煤中宁煤比例过大且较集中，使大量熔融的灰渣粘结在锅炉受热面上，在自重加大或炉内工况变动的外因作用下，大量大块焦渣集中掉落，在冷灰斗喉部发生蓬焦。

2）运行人员虽进行了积极调整，但对宁煤的燃烧调整针对性不强，效果不明显。

防范措施

1）确保入炉煤煤质，严格控制入炉煤中宁煤的比例是预防结焦的关键。

2）锅炉专业技术人员和值班员对掺烧宁煤的燃烧工况尚未摸索出有效地调整方法，对燃烧理论的学习和运行经验的总结有待进一步加强，提高运行技术水平，

3）加强巡回检查质量，及时进行各部参数分析，发现异常工况及时汇报并采取有效措施，防止工况进一步恶化。

4）通过严格执行公司颁布的《锅炉大面积结焦和组织清焦事故预案》，11月份发生的7次冷灰斗蓬焦，在运行部、检修部的共同努力下以较快速度清理干净，未造成不良后果。

1.3人身轻伤

8月7日

经过：2007年8月7日一值三班4:00，#2炉乙侧捞渣机链条断，联系检修工作结束后恢复过程中蓬在冷灰斗上部的灰渣突然坍塌，大量粉末状细灰从捞渣机关断门结合面不严处喷出。将班长李建超左小臂及手、右小臂及手、左、右小腿、面部、颈部正面灼伤。

原因分析：

1、#2炉乙侧捞渣机故障停运10小时期间，#2炉入炉煤煤质差，从7：00开始，多次因煤质差减负荷、投油：7：00负荷由102MW减至92MW并投二支油枪稳燃：8：30煤质继续恶化，减负荷至90MW，11：30煤质逐渐好转，负荷恢复至102MW。煤质差，灰分大，炉渣呈粉末状。捞渣机关断门关闭后，冷灰斗内积存的大量炉灰自然堆积成倒楔型，在捞渣机关断门放下后，受灰堆内部作用力，暂时蓬在冷灰斗上部。灰堆受自重的作用，瞬间坍塌，大量细灰从关断门不严处喷出，将#2炉零米整个笼罩，是灼伤班长李建超的主要原因。

2、除灰值班员和班长李建超的工作服着装虽然符合《电业安全规程》中着装要求，但不是防烫伤、烧伤的专用服装，常规工作服对灼热细灰无足够的防护能力。

防范措施：

1、对于捞渣机不能正常除渣的缺陷，专业人员必须向有关部门和领导建议，减本炉部分负荷，联系燃供部门向故障炉上低灰分优质入炉煤。尽量减少在冷灰斗内堆积的炉渣量。

2、配备防烫伤、烧伤的专用防护工作服、防护面罩。

3、继续加强运行值班员的自我保护意识和事故防范意识。

2.     灭火事故的总结

锅炉共灭火5次，#2启动锅炉爆燃灭火1次，运行参数接近灭火保护动作值2次

2.1   4月10日20：34   #1炉煤质差，燃烧不稳，锅炉灭火

4月10日19：55分，#1炉煤质变差，锅炉加强燃烧调整，给粉机转速均达到900rpm，两侧制粉系统运行，煤粉仓粉位2.9/3.3m，因主蒸汽压力难以保持，锅炉要求由负荷100MW减至95 MW。20：34分#1炉事故喇叭叫、炉膛负压-1024 Pa、火焰监视探头全灭，保护动作；运行人员立即关闭减温水，联系减负荷，复归跳闸转机，吹扫炉膛合格后投油枪点火，20：50分启动排粉机逐步恢复负荷。22：28分负荷恢复至85 MW，23：20分恢复正常。

原因分析：

1）、综合分析当时段的运行状况，确定因煤质变差、炉内热负荷降低，造成了对燃烧的扰动、减弱

2）运行人员对炉内燃烧工况的变化掌握、分析预见性不足，采取稳燃控制措施不力，未能及时调整好燃烧。

3）给粉机转速达900rpm，机组仅能带95MW负荷，炉膛内热强度明显降低，喷入炉膛的煤粉气流难以迅速被引燃，再加上叶轮式给粉机转速超过800rpm时将出现来粉不均现象，当多台给粉机对应的喷燃器区域内燃烧工况的恶化达到共振点时，造成炉膛局部灭火，炉膛负压大幅波动导致灭火保护动作，锅炉灭火

防范措施：

1）运行人员要高度重视燃煤供应的情况，加强监盘和运行维护，做好运行分析、调整工作，并及时总结、学习交流，掌握不同工况、不同煤质（特别是煤质较差情况）下的燃烧调整方法。

2）加强运行人员在异常状况下的预控和应急处理能力。

3）及时向燃供部了解配煤方式，并及时向值长询问掌握所供应的煤种及其特性。

4）给粉机转速不宜保持过高，原则上不宜超过800rpm，最高不应超过850rpm，一方面防止给粉机在高转速下来粉不均，另一方面防止给粉量过大导致煤粉气流引燃困难，造成局部灭火。

5）司炉在发现锅炉燃烧异常波动时，须及时采取投入油枪的稳燃措施，待工况稳定后停止油枪。

2.2   4月13日孤网运行事故处理中#1炉灭火

4月13日20：48因电网系统原因，我公司孤网运行。21：16， #1机组减负荷后，锅炉炉膛负压大幅波动，炉膛负压至-901Pa，灭火保护动作，#1炉灭火

灭火原因分析

1）机组孤网运行时，电负荷、电压、频率波动大，各转机电流、转速随电压、频率大幅波动，导致炉膛负压波幅增大

2）#1机组负荷降低后，吸送风机也在低负荷区域运行，加上电压、频率的大幅波动，风机运行工况易产生喘振（抢风），导致风压、流量大幅波动，导致炉膛负压大幅波动。

3）#1机组负荷降低后，炉内燃烧强度急剧下降，虽然采取了投油稳燃的措施，炉内燃烧波动加剧也是必然趋势，导致炉膛负压波动增大。

综上所述，在当时工况下发生炉膛负压灭火保护动作将成为必然。

防范措施:

1）机组在甩（减）负荷过程中，尽量控制热负荷降低的速度，防止炉内热强度剧减导致燃烧不稳灭火。

2）减少炉内煤粉燃料的同时，必须配合足够数量的油枪进行稳燃，并及时调整一、二次风的配比，尽量优化燃烧。

3）加强水位调整，在机组负荷大幅波动的工况下防止发生减、满水事故。

4）以上三点作为《孤网运行事故处理预案》的补充，如此操作虽不能杜绝4.13事故中#1炉灭火，但可在一定程度上减少灭火的可能性。

2.3   9月27日22：47，#1机组DCS改造完成后启动，汽机低真空保护动作，锅炉汽包水位高保护动作，#1炉灭火。

灭火原因分析

1）机组大修后启动过程中发现一重大缺陷：对空排汽二次门在门前带压时卡涩，无法电动开启，检修人员交待次是购备品进行更换，故对空排汽切电待修，当锅炉汽压升高时只能从安全门排汽泄压。

2）机组低真空保护动作后，自动主汽门关闭，汽机用汽量从330T/H降至0T/H，汽包水位产生剧幅波动，加上汽压升高，105、108安全门动作，使汽包水位再次产生剧烈波动。在降低炉压过程中进行燃烧调整，也对水位波动造成很大影响。

3）安全门的排汽量与给水流量的严重不平衡使汽包水位迅速上升至水位保护动作值。

4）改造后的给水调整门行程时间较长，导致给水调整困难。

灭火防范措施

1）对机组大幅甩（减）负荷的异常工况，对水位的调整必须做到预控、预调。

2）加强人员培训，尤其是大幅甩负荷、安全门动作等特殊工况的培训

3）异常工况下对水位的调整，要与给水除氧值班员积极联系配合，在采用给水调整门进行调整的同时，必要时通过调整给水压力进行配合，在事故工况下尽量把水位控制在最小的波动范围内。

2.4   10月18日23：43，#2炉冷灰斗蓬焦，底部清焦过程中，大量焦渣掉落，火焰保护动作，#2炉灭火

2007年10月18日四值六班，接班时#2炉电负荷76MW，蒸发量250T/H，乙侧冷灰斗蓬焦，乙侧冷灰斗关断门和检查孔打开，检修部组织人员正在炉底部清打冷灰斗蓬焦；九米#1、2角人孔门开启，运行部组织人员清打#1、2角斜坡积焦。20:30分接班至23:40分，甲、乙侧原煤斗频繁断煤。23:30乙侧原煤斗蓬煤，班组组织人员敲打处理。23:40分，煤质变劣，燃烧波动大。23:43分，乙侧冷灰斗蓬焦脱落，导致火焰探头达到动作条件，锅炉灭火，立即按灭火事故处理规定进行处理恢复。

原因分析：

由于接班时乙侧冷灰斗蓬焦正在清理中，炉底部漏风大，影响燃烧，23:40煤质变差，使燃烧趋于恶化，23:43冷灰斗蓬焦突然脱落，大量水蒸汽和细灰上升使燃烧急剧恶化，炉膛发暗，FSSS保护中全炉膛灭火达到动作条件，锅炉灭火。

防范措施：

1）提前做好有针对性的事故预想，确保机组的安全经济运行。在特殊运行工况下（如锅炉打焦、大面积吹灰等）影响锅炉燃烧工况的工作时，应采取非常规的运行模式，请示总工解列FSSS保护中全炉膛灭火保护功能，必要时投油稳燃。

2）在燃用低发热量劣质煤时，应加强燃烧调整，严格按《燃用劣质煤的安全技术措施》执行，确保燃烧工况稳定，根据炉内燃烧工况，必要时果断投入稳燃油，防止炉温过低，炉内煤粉引燃条件恶化，导致锅炉灭火。

3）总结历次点火初期#2炉燃烧调整的经验，把低负荷燃烧工况优化做为攻关项目，整理出具有很可操作性的燃烧调整模式，通过一、二次的优化配比，在现有设备的基础上尽量加快点火初期的升温升压速度。

4）加强岗位练兵，进一步做好技术培训工作，提高值班员的事故处理水平。

2.5   11月19日9：31，热控人员误操作，#2炉炉膛负压高保护动作，#2炉灭火

2007年11月19日白班，#2炉带负荷385T/H，给粉自动、给水自动、减温水自动、吸风自动投入，各参数正常。9：20分，检修开出热控二种工作票，工作内容为：#2炉灭火保护取压管路检查。9：31分，#2炉突然灭火，运行人员立即按照规程进行事故处理，减负荷、关闭打洞抽汽，吹扫炉膛合格后点火成功，11：46分，负荷加至80MW恢复正常运行。灭火保护动作记录显示，保护压力开关高2、高3值达到定值使炉膛压力高保护动作；经现场查看甲、乙侧排粉机有保护掉牌、锅炉未发生掉焦情况。

原因分析：

1）、从灭火后现场的情况和参数记录分析，锅炉在灭火前实际未发生正压运行的工况，保护动作是由于工作人员在管路检查中方法不当造成误动。

2）、工作开工前未严格按照公司《热控保护维护管理制度》的要求，将灭火保护退出运行，导致工作中保护误动。

防范措施：

1）、按照公司《热控保护维护管理制度》的要求，在保护检修维护时将保护退出运行；严格执行第一种工作票，履行保护投退程序。

2）、加强业务培训、提高工作人员安全生产责任心和业务技术水平。

灭火事故处理的补充技术措施：

1）                       30%点火风量的确认调整：由于我公司没有送风机风量表计，故30%风量的概念比较模糊，但可以从以下几点来把握。送风机电流：点炉初期送风机电流应保持在送风机空载电流+（机组满负荷时送风机电流-送风机空载电流）X30%左右，点火后根据炉内工况可适当增大1~2A。吸风机入口负压：吸风机入口负压和电流可较直观地反映烟气量的大小，故点炉前的吸风机入口负压应保持在略大于机组满负荷时吸风机入口负压的30%左右。这两种判断方法一般不存在太大的出入。

2）                       油枪燃烧工况：油枪燃烧工况是锅炉灭火恢复过程能否顺利的关键所在。油枪所在喷口的干次风在点火前不宜全开，开度约在50%即可，点火后根据油枪在炉内的燃烧工况逐渐开大对应的二次门，保证燃烧初期的根部风量。

3）                       灭火事故处理中的另一难点为水位调整。锅炉灭火后，水位波幅很大，容易造成减满水。11月19日灭火事故处理中锅炉水位波副很大。即使锅炉灭火后，若发生锅炉减水事故，也会对锅炉本体产生较大的损伤，并且会耽误机组的恢复时间，所以对水位的调整一定要作到超前预控、预调，并进行针对性的岗位练兵，提高操作人员的技能。

4）                       严格控制汽温上升速度，及时投入减温水。锅炉灭火后减温水总门联锁关闭，再加上控制汽温下降的操作规定性较强，故历次灭火处理过程中控制汽温下降的操作均可达到及时准确。锅炉点火恢复过程中，油枪燃烧工况稳定后，随后投入给粉机升温升压，由于炉内平均温度较低，过热器区域对流换热比水冷壁的辐射换热强烈，导致汽温上升速度过快。汽温上升速度快，易造成机组各部件膨胀不均，对机组安全产生危害。所以要在恢复过程中不可一味追求升温升压带负荷的速度，必须兼顾机组各部温差和胀差，确保整个恢复过程中机组的安全性。由于恢复过程中汽温上升的速度较快，必须提前作好投减温水的准备，对减温水管路进行充分暖管，并及地投入。在岗位培训中针对目前减温水系统的缺陷，把投入减温水的操作作为重点来抓，在事故处理中及时顺利地投入减温水可以大大缩短的恢复时间

2.6   启动锅炉爆燃灭火一次

8月31日11：04 #2启动锅炉点火升压过程中爆燃、灭火，停炉后检查#2启动锅炉送风机地下风道水泥盖板爆开，风道破坏，#2启动锅炉后墙防爆门打开。

事故原因

根据事故后现象分析，初步判断为#2启动锅炉灭火后爆燃。

1）炉膛风量波动较大、燃烧不稳，造成灭火

2）由于启动锅炉原设计没有灭火保护装置，灭火后轻油继续喷进炉膛，造成爆燃。

防范措施：

1）提高运行值班人员责任心，对启动锅炉点火升压操作要安排2人操作，并严格执行操作规程；

2）点火后1人进行全过程的监视调整，发现异常情况及时处理，防止设备损坏；

3）完善启动锅炉送风机风门档板，提高风量调整的可靠性。

4）建议增加灭火保护装置和必要火焰监视仪表装置。

2.7   运行参数接近灭火保护动作值二次

2.7.1     10月5日16：36，联系热工吹扫#1炉炉膛负压表，造成甲侧吸风机自动由“自动”状态跳至“手动”，乙侧吸风机自动跟踪调整，炉膛负压波动-736Pa（定值-800Pa延时2秒），运行人员解列乙侧吸风机自动，恢复参数正常。

原因分析：

1）运行人员和热控人员对DCS自动系统了解不深、不细，对进行的操作所引发的工况无明确认识，操作具有一定的盲目性。

2）培训工作不扎实，机组改造后的功能性变动未进行系统地交底培训，导致运行人员和热控人员均按惯性思维工作。

防范措施

1）吹扫炉膛负压时解列自动，并安规定开工作票进行。

2）加强岗位培训力度和深度，尤其对机组保护、自动等内容通过多渠道进行进一步学习掌握

2.7.2   12月27日20：04 #1炉乙侧排粉机入口温风门位置反馈失灵，一次风压回零，炉膛负压-728Pa，水位-102mm。

反映出的问题：

1）一次元件质量问题是制约机组调整水平和安全水平的重要因素

2）DCS的操作快捷性较差，运行人员对所发生的事故虽然尽全力处理，但参数波动范围较大，险些造成保护动作，锅炉灭火

防范措施

1）对一次元件存在的问题有必要进行普查缺陷，集中治理，保证设备的安全

2）加强人员培训，提高技术水平，最大限度地弥补设备可靠性不高的现状。

3.     制粉系统运行工况的安全性和经济性分析

3.1   1月19日，9：19分，锅炉值班员检查发现#2炉乙侧麽煤机电机轻微冒烟，紧急停运后检查为电机后轴承烧损，经抢修后于20日7：30分恢复投运。

运行检查及时到位，反映出值班员业务水平高，责任心强。

3.2   从给煤机前盖处加钢球，导致多次给煤机跳闸，虽未造成设备，但对设备的安全性和可靠性带来了一定的影响

原因分析

钢球卡在链条与给煤机前端从动轮间导致给煤机跳闸。

防范措施

在给煤机落煤管上边沿处开一加钢球的专用孔洞，既解决了给煤机跳闸的问题，又减少了加钢球时制粉系统漏风，保证了经济性。防范措施

3.3 #2炉乙侧给煤机频繁跳闸

3月份至10月份#2炉乙侧给煤机多次出现运行中跳闸现象，就地复归后即可启动，热工多次检查处理，并进行了甲乙侧变频器对调等措施，但故障出现的机率呈无规律状，原因不详。

11月3日进行2炉甲磨钢瓦更换期间乙给煤机变频器频繁跳闸，热工检查后恢复运行；其后，给煤机又多次，造成锅炉制粉系统无法正常运行，锅炉负荷最低减至20MW;检修对给煤机变频器进行了更换，并对有关回路进行检查处理后暂时恢复正常。

12月18日#2炉乙侧给煤机多次跳闸，将#2炉乙侧给煤机与#1炉甲侧给煤机变频器对换，热工对控制回路进行处理， #2炉乙侧给煤机启停操作权限从DCS控制改为就地，正常运行20天后恢复DCS对给煤机的控制。

原因分析：

1）热控检修人员对设备不熟悉，对缺陷的判断处理能力不够，对缺陷的严重性认识不足，没能对设备缺陷进行及时彻底的检查处理，造成了缺陷的多次发生，致使11月3日锅炉无法正常运行。

2）运行部按惯性思维对待频发故障，对给煤机频繁跳闸缺陷带来的危险性考虑不足，事故预想和危险点预控工作不实不细。

防范措施：

强化工作人员责任心教育，加强技术培训和设备检修维护。尽量作到防微杜渐。

3.4原煤斗频繁堵煤

9-11月，#1、2炉因入炉煤含粘结性杂质较多，且入炉煤水份较大，多次造成给煤机下箱体积煤，频繁导致甲乙侧原煤斗堵煤，最多时达每班29次断煤，粉位下降快，多次减负荷处理，尤其是11月份，导致磨煤机出力大幅下降，钢耗大幅增加。

原因分析

入炉煤含粘结性杂质较多，且入炉煤水份较大，在原煤斗下部小方斗处易造成蓬煤。

防范措施

1）确保入炉煤质，减少蓬煤的机率。

2）发生断煤工况时，及时组织人员进行疏通，长时间处理不通时停止磨煤机，尽量减少磨煤机空磨运行的时间。

3）加强运行参数分析，及时补加钢球，防止磨煤机运行工况陷入恶性循环。）范措施

4.     汽包水位和炉压异常波动的分析

4.1   12月10 日#1炉汽包水位异常（异常）经过

2007年12月10 日，#1、2机组运行，负荷83/82MW,#1 、3给水泵运行，17时15 分, 因给水压力偏低，值长令#3给水泵切换至#4给水泵运行，切换操作过程中#1炉水位（DCS主画面）最高至110mm，事故放水动作，17：19汽包水位正常，投入给水自动运行。

原因分析

1）给水泵切换操作中，对水位波动的预见性不足，未进行预控调整。

2）运行人员在给水压力大幅波动时，水位调整不及时。

防范措施

1）在进行给水系统操作时，对汽包水位进行预见性调整。

2）在进行大型操作或运行方式、工况有较大变动时，及时解列自动，手动调整水位 。

3）加强操作人员技术培训，提高在事故处理和特殊操作中的预控和调整能力。

4.2   #1炉自DCS改造后发生了多次事故放水动作的异常工况。

原因分析：

1）#1炉给水自动品质较差，抗扰动能力差，负荷变动3~5MW需解列自动，进行手动调整。

2）运行人员监盘时对水位波动的监视分析不足，对水位波动未及时采取有效地调整措施。

3）运行工况变动时，对水位的预见性调整不足

4）给水自动调节品质变差或失灵时发现处理不及时。

5）技术培训工作不扎实，对工况变动过程中水位大幅波动的调整处理方法培训不到位

4.3   #1炉打压过程中造成炉压剧降

10月17日，#1炉水冷壁泄漏抢修工作结束后锅炉打水压，第一次压降为0.12Mpa/10min，检查系统后预再做一次，因操作时联系不畅，炉压升至11.60Mpa后，司炉为防止锅炉超压，立即开启事故放水门泄压，压力快速下降至3.2Mpa，对锅炉寿命造成了一定的损耗。

原因分析

1）在进行临时安排的工作时，协调指挥工作存在着一定程度的欠缺。

2）操作人员在进行锅炉升压的重大操作时未按要求确认通讯设备的可靠性，对操作具有一定的随意性。

3）重大操作的后备监护制度执行不严，责任性不强

防范措施

1）重大操作时必须保证通讯畅通，协调指挥一致。

2）严格执行后备监护制度，加强操作售货员责任性，提高操作人员技术水平。

5.     三管泄漏事故

5.1 水冷壁管泄漏

5.1.1   2007年8月25日6：20分运行人员检查发现#2炉前墙标高25米处水冷壁管泄漏，炉火焰监视探头孔处，有蒸汽间断喷出。

5.1.2 2007年10月5日   9：20运行人员发现#1锅炉水冷壁#2角下二次风喷口向火侧水冷壁后墙乙数第7根直管发生泄漏，从#2角甲侧最下层看火孔可以看见泄漏点。锅炉监视运行。10月12日，#1机组停机。

事故原因

爆管原因分析：水冷壁管材内部存在原始制造缺陷，随着运行时间的延长，原始制造缺陷逐渐扩大，导致管壁厚度强度无法承受介质的压力而发生泄漏。

防范措施

利用大小修机会，对水冷壁管、弯管处进行检查。

5.2 #1炉省煤器泄漏

10月2日6：50发现#1锅炉低温段省煤器漏泄，联系甘肃省电力调度中心，同意#1机组停机备用转入设备抢修，#1机组于10月2日13：15与系统解列。

原因分析

由于煤质原因，烟气中夹带的灰量增大，其中夹杂部分细沙（细沙对金属的磨损成倍增加），使锅炉受热面磨损急剧增加。

处理和防范措施

a、在2008年机组停运期间，将现有省煤器护瓦全部拆除，对管子全面检查后再补加护瓦。

b、对管排间距重新调整，保证管排间距均匀，以免形成局部烟气走廊而加剧管排磨损。

c、 对受热面进行全面的清灰处理，清除管排之间的积灰，保证烟气流畅。

5.3运行措施

1）严格执行《四管防爆规程》

2）运行中控制好煤粉细度和合理的过剩空气系数，减少三管的磨损

3）组织良好的燃烧工况，防止火焰偏斜，杜绝三管超温运行，杜绝机组超负荷运行

6.     孤网运行事故

4月13日20：48分因兰州地区突发强雷阵雨、大风天气，造成电网系统冲击、兴-和双回线路（110KV）跳闸，引起我公司机组甩负荷，造成我公司孤网约带70MW负荷运行。

事故发生后，公司立即启动了《孤网运行（全厂停电）事故应急预案》，组织相关人员进行处理。

事故中，两台机组在“负荷控制”和“阀位控制”两种状况下均无法操作，使得机组转速无法控制，OPC保护频繁动作，机组间相互影响形成振荡。为使事故得以尽快控制，根据情况经申请调度同意后#1机组于21：01分与系统解列。后因停机中发现#1机919电动主闸门无法关闭、自动主汽门法兰漏泄较大，申请调度停机处理，缺陷消除后#1机组于4月15日5：35分与系统并列。

       各专业对此次孤网运行事故进行了认真分析，吸取教训，总结经验，并对《孤网运行（全厂停电）事故应急预案》进行了补充修定，故在此不再赘述。

7.     其他异常工况

7.1 电除仓泵系统

2月11日9：00分，#1电除甲三电场电压、电流摆动大，检修告内部短路，不能运行，后确证为阻尼电阻烧损，更换后投运。

从5月份开始，#1、2炉电除电场多次出现跳闸现象，经连续卸灰后试投运行正常。

从11月12日开始，因电除灰量大、仓泵运行不正常，造成电除内部积灰严重，#2电除乙一、乙二、乙三、甲二电场相继出现跳闸情况；运行、检修人员连续处理，卸灰正常后于11月16日电场全部恢复正常。

原因分析

1）仓泵系统缺陷多，送灰出力无法满足2007年劣质入炉煤所对应的灰量。

2）仓泵排气阀接在电除斜槽系统的负压总管上，导致负压总管积灰，使斜槽系统不能正常运行，最终发生11初斜槽系统全面瘫痪的异常工况。

3）空压机保养维护不及时，储气罐容积偏小，仓泵送灰时母管压力变化较大，使仓泵运行工况不稳定。

防范措施防范措施

1）集中处理仓泵缺陷，尽量提高仓泵算出力。

2）将接在电除斜槽系统的负压总管上的仓泵排气阀，另设管路引至电除电场内，减少负压总管内的积灰。

3）对负压总管进行彻底清灰、疏通，确保电除斜槽系统的正常运行。

4）根据灰量和仓泵运行工况，适当启动卸灰器卸灰，防止灰斗积灰过多导致电场跳闸。

5）#2空压机的投运基本解决了空压机出力的问题，但储气罐容积偏小的问题还待进一步解决。

6)针对目前仓泵的设备现状，优化调试仓泵的运行参数，最大限度地提高仓泵的出力。

7.2 热工调节控制元件部分

2月11日20：40分，#2炉主给水调整门无法操作，热工检查因振动引起接线松动，紧固后正常。

12月27日20：04 #1炉乙侧排粉机入口温风门位置反馈失灵，一次风压回零

#1、2炉制粉系统风门和二次风门中大部分位反振荡幅度大

原因分析

1）一次元件品质较差

2）检修工艺和技术水平欠缺

3）DCS组态设计时运行人员把关不严，允许较大误差的设备投入运行

防范措施

1）在机组大小修期间对一次元件进行普查并消缺

2）在大小修期间根据控制部分的特性，配合热工人员进行调试，提高调节的精度。防范措施

7.3   DCS系统异常工况

l               3月13日13：30分，#2炉DCS#1操作员站死机，重启后正常。

l               #2机#2DPU站B2卡件坏

l               给水公用系统操作员站死机

l               #2机工程师站网卡离线

原因分析

操作员站系统长时间运行后产生了一定量的垃圾文件，导致系统运行稳定性受到影响，产生死机现象

防范措施

1）随着DCS系统运行时间的推移，针对DCS系统出现的异常工况，运行人员应从以下几方面减小对机组安全运行的影响。

1）对于操作员站死机现象，值班员应停止重大操作，在正常的操作员站上监视主要参数，对故障操作员站进行重启操作，若重启不成功，立即汇报值长，联系热控人员处理。

2）若热控工作人员需较长时间处理操作员站缺陷，应由值长协调，在热控人员处理缺陷期间，值班员在热控人员监护下利用工程师站或历史站监视参数并做必要的运行调整，确保机组的安全运行。

3）加强对DCS系统主画面的监视，发现DPU或网卡故障、离线时及时联系热控人员处理，值长应做好协调联系工作，督促及时消除缺陷，恢复DCS系统100冗余配置，确保系统的安全性和可靠性。

4）消耗配件（鼠标、键盘、显示器）的管理和更换需达到便捷、及时，备品更换的时效性必须考虑至各种特殊情况下的延时，应尽量减少因配件故障系统可靠性降低的时间。

8.         小结

通过对2007年不安全现象和事故的分析总结，深感安全责任重大，但通过这些触目惊心的事故和不安全现象，总结出了许多优秀的运行经验，提高了运行人员的技术水平。我们将以精良的业务技术水平，怀着如履薄冰、如临深渊的谨慎思想优质高效地完成2008年的安全生产任务。

2008-1-23

运行部