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事故案例教材设备事故人员失误篇

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事故案例教材事故案例教材设备事故人员失误篇设备事故人员失误篇 误停主机油泵,保护动作停机误停主机油泵,保护动作停机 【简述】【简述】2005 年 03 月 28日,某电厂进行主机润滑油泵联锁试验 时,运行人员误停两台主机润滑油泵,造成 1 号机组低油压保护动 作停机事故。 【事故经过】【事故经过】事故前工况:1 号机组运行正常,机组负荷 327MW,11 主机润滑油泵运行,12 主机润滑油泵及直流事故油泵备 用,出口母管润滑油压力 496KPa,滤网后母管润滑油压力 363KPa, 机组各系统运行正常。 2005 年 03 月 28 日 10 时 53 分,1 号机组 OM 画面频繁闪发主机 润滑油泵出口母管压力开关通道故障报警,运行人员立即电话通知 仪控人员。 14 时 05 分,仪控人员来到集控室处理缺陷。 14时 12分, 缺陷处理完毕,仪控人员要求试验一下该压力开关是否正常,联系 运行人员进行主机润滑油泵联锁试验,运行人员开启主机润滑油泵 出 口 压 力 试 验 电 磁 阀 (10MAV21AA021) , 出 口 母 管 压 力 (10MAV21CP001)小于 430KPa 报警发出,备用中的 12 主机润滑油泵 及直流事故油泵联起正常。 14 时 13 分 06 秒,运行人员关闭主机润滑油泵出口压力试验电 磁阀(10MAV21AA021),主机润滑油泵出口母管压力大于 430Kpa 信号 返回。 14 时 13 分 11秒,11 主机润滑油泵自动停运。 14 时13分 23秒, 运行人员误以为 11 主机润滑油泵仍在运行,手动停运 12 主机润滑 油泵,造成两台主油泵全停,润滑油母管压力低保护动作,汽轮机 跳闸。14 时 13 分31 秒,运行人员手动启动 11 主机润滑油泵。14 时 13 分 33 秒,发电机逆功率延时保护动作,发电机解列。15 时 30 分, 锅炉点火。 18 时 35 分,机组定速 3015rpm。 03 月28 日18时 44分,1 号机组并网运行。 【事故原因】【事故原因】 1. 运行人员技术水平不过关,对热工逻辑不熟悉,是造成此次 事故的直接原因。 在进行主机润滑油泵联锁试验时,当开启主机润滑 油泵出口母管压力试验电磁阀(10MAV21AA021)时,主机润滑油泵 出口母管压力(10MAV21CP001)小于 430KPa 报警发出,系统从设计逻 辑上即认为运行的 11 主机润滑油泵可能故障,为确保机组安全,将 会联起备用的 12 主机润滑油泵和直流事故油泵,主机润滑油泵出口 母管压力达到 430Kpa 以上,延时 5 秒,系统即认为备用泵联起后已 经运行正常,将会把可能故障的 11 主机润滑油泵停运等待检查处理, 而运行人员对此不熟悉,思想上仍然想着维持原来的运行方式,随 即停运了已经联起的 12 主机润滑油泵,导致两台主油泵全停,机组 跳闸。 2. 运行人员对试验工作思想上不够重视,是造成此次事故的间 接原因。运行人员对该缺陷的处理及试验不够重视,在 11 主机润滑 油泵自动停运 12 秒后还认为是运行状态,手动将仅有的一台运行泵 12 主机润滑油泵停运,此时油泵联锁子回路还在故障状态,如果能 提前复位,即使停运 12 主机润滑油泵,当润滑油母管压力低至 320Kpa 时子回路也会将一台主机润滑油泵联起,不至于油压继续下 降到 300Kpa 引起润滑油压低保护动作停机。 3. 工作前未认真做好事故预想,是造成此次事故的间接原因。 工作前如果能查看一下逻辑,对可能发生的情况进行事故预想,制 定防范措施,本次事故是可以避免的。 4. 运行人员工作方法不当,细节考虑不周,是造成此次事故的 间接原因。 主机油泵出口压力开关缺陷处理后,完全可以观察一段时 间,看是否报警来验证处理效果,没有必要通过油泵联锁来试验, 特别是电网负荷紧张,机组带大负荷期间,应尽量减少不必要的操 作,以确保机组安全稳定。 【防范措施】【防范措施】 1. 加强培训力度,特别是加强热工、 电气控制回路、 控制逻辑方 面的培训,制定详细的月度培训计划,制定严格的考核制度。 利用模 拟机对定期工作、联锁切换、热工缺陷处理的安全措施布置,以及常 规操作反复演练、全面掌握。 2. 严格执行“两票”管理制度,规范作业行为。检修工作必须 详细填写工作票,相关人员要认真审票,严格把关,对重点试验要 使用专用的试验操作票,并严格按照操作票进行操作,做到万无一 失。 3. 加强技术管理,抓好危险点分析与控制工作,对于影响安全 的操作试验项目,事前必须对危险因素进行详细分析,制定完善的 防范措施,防止因考虑不周,联系不畅而造成机组停运。 4. 对于涉及主机安全的重要缺陷,加强组织专人进行协调工作 技术人员把关,防范措施全面,以保证消缺过程中主机的安全稳定 运行。 5. 电网高峰,机组带大负荷情况下,应尽量避免不必要的操作 对于消缺工作要统筹安排,尽可能避开高峰,确保电网及机组安全 稳定。 热控无票置数,处理不当停机热控无票置数,处理不当停机 【简述】【简述】2005 年 08 月 16日,某电厂热工人员在处理炉膛负压波 动大的缺陷时,无票作业,擅自调整和修改机组自动调节参数,加 之运行人员调整处理不当,造成1 号炉水位保护动作机组解列。 【事故经过】【事故经过】 2005 年 08月 04日,1号炉经 B级检修后,一直存在 炉膛负压波动大(曲线成锯齿状,波动范围 100Pa),经观察发现 负压与一次风压波动有关联,送风机动叶调节挡板有周期振荡。 08月 16 日 11 时20 分,热工人员开始调整A、B送风机调节参数, (当时负荷 330MW;主汽温:531℃;再热汽温 524℃;主汽压力: 17.45Mpa;三套制粉系统运行;机组投 CCBF、RB 方式运行)。11 时 37 分24 秒,再次调整参数。 11 时37 分25秒,送风机调节 MASTER输 入由 58.75%突变为 89.56%,最大到 95%,A、B 送风机控制指令开始 增加。11时 37 分 29 秒,A送风机由于指令与反馈偏差大,切为手动。 11 时 37 分 32 秒,B 送风机因偏差大也切为手动。11 时 37 分 46 秒, B 送风机动叶关到 0%。11 时 37 分 52 秒,运行人员开始投油,至 11 时 40分 17 秒先后共投入五支油枪助燃。 11 时 38 分 00 秒,一次风压低,给粉机全跳;由于负荷变化及 燃烧变化剧烈,汽包水位波动大,最低达-272mm。11 时 38分 22 秒, A、B 给水泵自动切为手动控制,运行人员提高给水泵转速。11时38 分 35 秒,给水流量达 1300t/h,而此时机组已降负荷至 282.5MW, 主蒸汽流量为791t/h。 11时 39分31 秒,机组降负荷至223.1MW,主 蒸汽流量为656t/h,给水流量为 1300t/h。 11 时40分 38秒,机组负 荷降至 206.1MW,汽包水位高于+300mm,水位高Ⅲ值保护动作,锅 炉 MFT 动作,机组解列。12时 05分,经炉膛吹扫后,重新点火。08 月 16日 13 时 09分,1 号机组并网运行。 【事故原因】【事故原因】 1. 热工人员在未办理工作票许可手续,也未制定调整方案和事 故预案,且没有给运行人员进行工作交底的情况下,在机组运行时 调整 A、 B 送风机调节参数,引起输出突变。 DCS系统本身模块输出突 变,造成 B 送风机偏差大自动切为手动时,输入平衡模块输出不跟 踪 B 送风机输出控制指令(当时为 40%),而是输入平衡模块输入 按限定速率一直关至 0%,致使一次风压低于 1.5kPa 引起给粉机全 跳,是造成此次事故的直接原因。 2. 在变工况情况下,运行人员监视水位不到位,致使水位至高 III 值。在热工调节参数时,炉膛负压波动的过程中运行人员虽及时 进行了投入油枪助燃,但忽略了对汽包水位的控制,当给粉机全部 跳开,机组降负荷过程中,主汽压剧降,炉水收缩,汽包水位最低 降至-272mm,为防止水位低三值,运行人员将给水流量从 900 t/h 吨增大至 1300t/h;当汽包水位开始上升时,运行人员却没有注意 主蒸汽流量只有 600 t/h 左右,没有及时减少给水量,是造成此次 事故的间接原因。 【防范措施】【防范措施】 1. 严格执行“两票”管理制度,对保护、 定值、 逻辑参数等修改、 调整严格履行工作票许可手续;与中调取得联系、 并在修改DCS系统 参数前做好组态备份。 2. 凡是重要保护、 定值、 逻辑参数等调整,必须编写试验方案经 审核报总工程师批准后,方可执行。 3. 机组协调出现波动时,在原因分析未确定前,原则上禁止在 机组运行时在线修改保护、定值、逻辑组态。 4. 提高值长、单元长指挥协调能力,遇到事故时,合理调配各 单元人员进行处理,明确事故处理时每人的职责,指定专人监视各 重要参数,防止事故扩大。 5. 强化运行值班人员的全能值班培训,提高运行人员的操作技 能,把仿真反事故培训内容作为重点。 6. 定期组织开展技术问答、现场技术讲解和经验交流工作,并 定期进行考试。 运行人员脱岗,转子进水弯曲运行人员脱岗,转子进水弯曲 【简述】【简述】2005 年08 月 23日,某电厂 1号机组停备后,在向凝汽 器注水过程中,由于反措不落实,运行管理及三制不严肃,人员严 重违反劳动纪律,造成1 号机汽缸进水,转子严重弯曲。 【事故经过】【事故经过】 2005 年 08月 23日 01时00 分,机运四班早班。 1号 机运代班司机王某(系 5 号机运司机)接班前对 1 号机组设备进行 了检查,并针对凝汽器水位在 00 时 40 分至 01 时 10 分的 30 分钟内 由 500mm 降至 50mm 的情况,对凝汽器补水至 700mm,并关闭了凝汽 器补水二次门。 之后,王经班长刘某(系二控班长,因一控副班长赵 某请假后,临时兼任一控副班长岗位工作)批准,返回 5 号机司机 岗位监视5 号机组盘车情况。 01 时 20 分,机运副司机李某(系 2 号机副司机)根据刘某安排, 负责 1号机停机后的监视工作。之后,李某抄录了1号机有关参数: 轴向位移-0.3,差胀-1.7mm,汽缸壁温第 12 测点调节级上缸前侧外 壁温 433℃,第 14 测点调节级下缸前侧壁温 417℃,除差胀属正常 偏大外,其它未见异常。02 时 50 分,凝结器水位降至 450mm,李某 对凝结器补水至 950mm(现场水位计指示),关闭凝结器补水一次 门(未使用加力杆)。03 时 50 分,李某在启动 1 号给水泵向 1 号炉 补水过程中,发现集控室凝结器电接点水位计指示 1050mm(集控室 水位表只显示 1050mm,其最大值 1200mm不显示,是因凝结器现场电 接点测量筒最高点是 1100mm,没有 1200mm这个点,李某不了解该表 计这一特性);04 时00 分,李某通过观察发现水位不再发生变化后, 即判断没有问题,然后到二控观看3 号机组开机。 05 时 00 分,李某检查发现 1 号凝结器水位仍维持在 1050 mm, 金属温度第 12 点 388℃,第 14 点 376℃,李某根据凝结器水位指示、 金属温度变化和上下缸温差判断机组盘车状态正常,即放弃了对凝 汽器水位和金属温度的监视以及集控凝汽器水位与现场水位计的校 对工作,并在集控室电脑桌前打瞌睡。 06 时 40 分,李某发现 1号机大气释放阀冒汽和真空破坏门冒水, 即电告刘某(在二控组织开 3 号机),并查看有关参数为:差胀 1.2mm,轴向位移-1.2mm,轴封压力显示为 0.025MPa(集控),盘 车电流未检查。李以为是轴封漏汽引起大气释放阀冲坏(2个大气释 放阀,1 个低压纸板边缘冲坏,1 个低压纸板冲出一半落在低压缸 上),立即压关低温蒸汽总门、轴封新蒸汽一、二次门和除盐水至凝 汽器补水一、 二次门。 当返至8 米平台时,发现盘车已跳。 此后,李开 启了凝结器热水井放水门及 4 号低加放水门;刘某组织人员对系统 进行检查和人工盘车,但人工定盘难度很大(4 个人只能转动 10 度 左右)。 07时 20 分,刘某将情况汇报给运行部负责汽机专业的副主任陈 某。07 时 30 分,陈某至事故现场,将事故情况电告生产副总经理和 安环部主任,并部署直轴的方法和注意事项。 在进行7个小时人工定 盘直轴后,于13 时 50 分、14时25 分、16 时40分,先后试投了 3次 连盘,盘车电流摆动幅度分别为15~18.5A、13~15A、15~16.5A。 08月 24 日 00 时40 分,盘车电流14A,摆动0.6A。 07时 00分, 盘车电流14A,摆动 0.3A。由于1号机盘车的电流和摆动均未发生太 大的变化,加之 1 号机头没有大轴晃度测量装置(只能以盘车电流 及其摆动情况判断),我们遂根据历史经验初步判断转子应产生塑 性弯曲。 08 月 26 日,接中调通知,1 号.2 机可以停备一段较长时间。27 日,考虑到该机组已多年未进行大修、 老化严重,有必要进行一次揭 缸检查。 08月 29 日,经揭缸检查发现;在汽轮机转子与发电机转子联轴 器螺栓未松的情况下,汽轮机转子最大弯曲度部位在第 6 级后,弯 曲度为 0.615mm,汽轮机转子叶轮瓢偏度最大的部位在调节级叶轮 进汽侧,瓢偏度为 0.39mm;松开汽轮机转子与发电机转子联轴器螺 栓,测量两联轴器中心,下张口 0.005mm,汽轮机转子联轴器比发 电机转子联轴器高 0.18mm。在发现转子确实弯曲后,该厂才向上级 公司进行汇报。09月 01 日将转子送出进行修复。 【事故原因】【事故原因】 1. 未认真落实 《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》 中: “凝汽器应设有高水位报警装置并在停机后仍能正常投入”和“停 机后应认真监视凝汽器、高压加热器和除氧器水位,防止汽轮机进 水”的规定,是造成此次事故的直接原因。 2. 运行代班管理存在随意性,1 号机组停运后,当班司机抽调 从事其他工作,又批准两个副司机请假,临时安排其他机组人员替 班,未交代机组、 系统,特别是相关指示表记存在的差异及安全注意 事项,造成对存在的异常不能及时发现,是造成此次事故的间接原 因。 3. 劳动纪律松懈,工作时间运行人员在现场睡觉,无人管理; 现场作业存在随意性,操作人员在对凝汽器补水过程中,违反有关 规定,不使用加力杆直接用手关闭凝结器补水一次门不严,是造成 此次事故的间接原因。 4. 运行规程中对凝汽器补水的相关规定缺少数据,可操作性差。 有关技术标准没有关于停机后凝汽器水位应维持多高的具体要求, 是造成此次事故的间接原因。 【防范措施】【防范措施】 1. 提出 1 号机无大轴晃度测量装置改造方案报批后组织实施。 完成对1 号、 2 机组凝结器水位、 盘车跳闸等声光报警装置的安装、 投 入以及所有机组报警装置的检查与完善工作;编制、 完善机组停运后 的有关监测、 抄录数据项目表,为运行人员及时准确地抄录有关数据、 分析处理机组工况提供可靠的依据。 2. 加快制度修编工作,对凝汽器水位、 低加水位、 高加水位、 除 氧器水位等参数在运行中和停机后维持多高水位的具体数据予以明 确,并提出容器水位超过规定值时必须放水并查找原因的具体要求。 3. 强化生产技术培训,提高人员素质。 利用讲座、 讲课、 专题研 讨、默画系统图、现场考问等多种形式开展扎实有效的技术培训和技 术比武活动,高质量地组织完成 《技术标准》 考试与特殊工种培训、 持 证工作。 4. 严格请假制度,严肃劳动纪律,整顿生产秩序。停备机组必 须保证有 2 名以上熟悉设备特性的本机组人员在岗,运行机组严禁 安排不熟悉设备特性的人员顶岗;严格执行安全生产汇报制度,对 安全生产中发生的重大问题,按照及时性要求逐级进行汇报。 启动控制不当,滑销卡涩弯轴启动控制不当,滑销卡涩弯轴 【简述】【简述】2005 年12 月 10日,某热电厂在 7号机热态启机过程中, 由于监视控制不当,滑销系统卡涩,造成高压转子弯曲。 【事故经过】【事故经过】 2005 年 12 月 09日 23时50 分,7号机组检修工作全 部结束。10 日03 时 40 分,7 号炉按计划点火。07时50 分,7号机组 开始以150 转/分钟升速率升速至500转/分,对机组进行听音、测振 常规检查。500 转/分常规检查结束后,以 150转/分钟的升速率继续 升速。08 时 11分,转速升至 1550转/分时,2号大轴水平、3号大轴 垂直方向振动达 250μm(满量程),立即打闸,破坏真空紧急停机, 打闸后就地测2 瓦,振动达148μm。08时 19分,转子转速到零,投 入连续盘车,转子惰走时间 8 分钟,盘车电流 8-10A,大轴晃度 1250μm。08 时 45分,盘车电流下降至 8.2A。10时 25分,大轴晃度 下降至 180μm。造成高压转子弯曲 22丝,并造成下列设备损坏:高 压缸前轴封 112 块,高压缸后汽封 60 块,高压隔板汽封 24 块,中 压缸前轴封 60块,中压后轴封 24 块。2006 年01 月01日 04时 15分, 7 号机组并网运行。 【事故原因】【事故原因】 通过对7 号机 12 月 10日启动过程各参数、设备解体情况进行分 析,认为启动各参数符合要求,转子挠度 0.02mm(与以前历次热态 启动相同),盘车电流 8.2A(与以前历次启动相同),现将 7 号机 高压转子弯曲原因分析如下: 1. 7 号机高压转子弯曲为先弯后磨(速度级前轴封内第 1 套内 数 5 圈轴封处相对轴上位置弧长度 200~250 mm 偏磨严重,该处无 整圈磨痕),此次机组启动过程,由于 2 号轴承座滑销系统卡涩, 中压缸冷却、收缩不畅、受阻,产生力矩,引起2号轴承座变形翘起 (高压猫爪处翘起),减小了下汽封间隙,转子存在一定热弯曲, 高压缸前汽封内五圈发生碰磨,机组振动加剧,碰磨部位温度升高, 由于热胀冷缩,转子温度较高部位膨胀受其他部位约束,产生塑性 变形,冷却后转子温度较高部位为弯曲的低点,是造成此次事故的 直接原因。 2. 轴封供汽汽温偏低(240℃),不能适应热态、 极热态启动工 况。轴封供汽温度过低,加剧冷却高、中压转子轴封处,产生附加热 应力,是造成此次事故的直接原因。 3. 本次热态启动 500 转/分暖机时间长(暖机 13 分钟,规程规 定 3~5 分钟),机组启动时主汽压力偏高,加剧汽缸、转子冷却, 是造成此次事故的间接原因。 【防范措施】【防范措施】 1. 加强检修人员的培训,提高检修工艺水平,加强检修管理, 完善检修记录管理,确保检修质量,按要求绘制转子弯曲曲线图。 2. 7、8号机组运行中,一直存在滑销系统卡涩,汽缸膨胀不畅 的问题,定期向轴承箱下部滑块注油,保证轴承箱底部与滑块润滑, 2 号轴承箱由于运行环境差,轴承箱底部与滑块锈蚀严重,应利用 检修机组,检查、清理 7、8机2 号轴承箱底部与滑块,并检查监视8 号机 3号轴承箱底部滑销。 3. 利用7、8 号机通流部分改造机会,对 2号轴承箱底部及与滑 块进行改造,改造为石墨自润滑滑块,在2 号轴承箱底部刷涂防锈、 磨擦系数小的涂料,解决轴承箱底部与滑块锈蚀,减小轴承箱底部 与滑块间的磨擦系数,解决启动及运行中中压缸膨胀受阻和不畅, 彻底解决滑销系统卡涩的问题。 4. 原设计疏水管未按压力等级接入低压疏水扩容器,在检修中 按照《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》要求彻底改造, 同时疏水扩容器加装压力表,各疏水阀由手动改为电动。 5. 利用停机检修对轴封供汽进行改造,新增加 300~320℃高 温汽源,便于机组热态启动中根据汽缸温度选择汽源,在离汽封套 较近汽源管上加装温度测点,便于监视轴封供汽温度。 6. 汽轮机轴承振动保护,按照防止拒动、防止误动的原则,瓦 振和轴振采用三取二方式,动作值定为瓦振 80μm或突增 30μm、轴 振 220μm。 7. 在中压自动主汽门前增加疏水管,减小左右再热汽温在启动 过程中的偏差;对右侧中压自动主汽门后导管疏水管进行改造,右 侧中压自动主汽门后导管疏水管与左侧中压自动主汽门后导管疏水 管分别至低压疏水扩容器,提高左侧中压自动主汽门后导管疏水管 疏水量。 8. 在高压缸前、 后轴封供汽分门、 中压缸前轴封供汽分门至进汽 缸前之间的管道上加装轴封供汽温度测点,并引入 DAS 系统;将高 压缸前、后轴封供汽分门、中压缸前轴封供汽后的疏水管道分别布置, 设门控制,接入低压疏水扩容器,消除疏水相互排挤,疏水不畅, 冷汽进入轴封的隐患。 机组启动过程中,运行人员应监视接近中压自 动主汽门的DAS 系统中再热汽温显示值。 9. 做好机组启停评价,通过机组启停评价,及时发现系统和设 备存在问题,及时解决,逐步完善设备,提高设备运行健康水平。 10. 认真组织编制适合现场实际要求的操作票,按机组不同状 态进行分别编写,分冷态、 温态、 热态、 极热态等启动操作票,对每一 项操作进行定操作标准、 操作程序、 定操作方法、 操作注意事项、 操作 危险因素分析等,规范运行人员操作,使操作人员有章可循,操作 过程有迹可查。 11. 取消机组停机后大轴晃度测量计长时间与大轴接触测量的 方法,避免对大轴表面的损伤,停机盘车状态严密监视盘车电流和 DAS 系统中大轴晃度数值,发现异常及时与就地实测对比,并分析 原因。 12. 机组在启停及正常运行时,加强运行人员对盘前表计与 DAS 系统数据的核对与检查分析,及时发现表计异常,杜绝因表计 误差造成运行操作不当引起的设备损坏故障。 13. 严格执行机组紧停规定,杜绝违章操作,中速下严格执行 瓦振达 0.03mm 紧急停机的规定,严禁硬闯临界做法;严格执行禁止 机组启动的有关规定,避免机组违规启动,带病运行。 14. 完善运行操作的评价制度,不断优化运行操作;加强运行 分析,通过操作中参数的异常变化,分析出设备、 系统中的不合理之 处,利用机组检修机会,逐步消除危及机组安全运行的隐患。 灭火处理慌乱,误开阀门停机灭火处理慌乱,误开阀门停机 【简述】【简述】2005 年12 月 23日,某电厂运行人员在处理 2号炉灭火 的过程中,误将真空破坏门当作汽包事故放水门开启,造成 2 号机 真空低保护动作,2号机组跳闸。 【事故经过】【事故经过】 2005 年 12 月 23日 19时24 分,2号炉突然灭火,锅 炉 MFT 动作,首出“单元火焰失去”(就地检查 B 侧捞渣机处地面 有大量灰水渍)。 迅速按停炉不停机处理。 19时 33分,锅炉点火成功。 此时,机组负荷下降较快,汽包水位高,2 号机副盘控制员在调整 过程中误开真空破坏门,引起机组真空下降。20 时 09 分,2 号机组 因低真空保护动作跳闸。20时 21分,经调整真空恢复正常后,汽轮 机挂闸,升速至3000rpm。12月 23日 20时36 分,2号机组并网运行。 【事故原因】【事故原因】 1. 运行人员在停炉不停机的处理过程中,误将真空破坏门当作 汽包事故放水门开启,是造成此次事故的直接原因。 2. 2 号锅炉炉膛后墙掉大焦引起锅炉灭火,是造成此次事故的 间接原因。 3. 运行人员在炉膛负压出现较大扰动时,未能及时进行投油稳 燃,造成炉膛负压扰动加剧使大部分给粉机火检信号消失,引起 2 号锅炉灭火,是造成此次事故的间接原因。 4. 煤场存煤量减少,煤场进行整形后,燃料运行人员混配煤时 对煤质的把握力度不够,导致入炉煤煤质波动大,锅炉稳燃性差, 是造成此次事故的间接原因。 5. 运行管理粗放是造成本次锅炉灭火的管理原因。虽然公司制 定了防止锅炉灭火的相关制度、 措施,但在执行过程中不严不细,要 求不到位;对在低负荷下制定了较详细的锅炉结焦定期检查和打焦方 案,及吹灰制度但执行力度不够。 而对在锅炉高负荷运行过程中,由 于结焦的增长速度过快,易在较短的时间内造成锅炉大面积结焦及 掉大焦现象估计不足和重视不够,是造成此次事故的间接原因。 6. 对于关键的操作按钮,没有采取相应的防误操作、防误碰措 施。 对于真空破坏门这样的电动门没有采取相应的中停措施,一旦开 启指令发出,无法控制将其停止,是造成此次事故的间接原因。 【防范措施】【防范措施】 1. 加大检查力度,及时进行锅炉燃烧调整。根据近期炉膛结焦 检查的情况确认锅炉易结焦的部位是炉膛前、 后墙各卫燃带部位,因 此针对此现象运行人员要及时调整炉膛配风,采取一定程度上增加 炉膛 1、3 号角一次风粉射流的刚度,相对地减弱炉膛 2、4号角风量 等措施,以尽可能减小炉膛前、 后墙火焰贴壁的可能,减少炉膛结焦。 2. 加强锅炉燃烧调整监视,当出现炉膛掉焦,炉膛火焰电视显 示闪动,炉膛负压扰动低至-150Pa时,要及时投油稳燃。 3. 加强锅炉运行的专业分析,定期对锅炉结渣情况进行就地检 查,发现有结渣情况,应及时汇报、 分析处理;对重点运行参数要进 行日常分析,如机组负荷与主汽压、减温水量、主再热器管壁温度的 变化以及捞渣机内的渣量等,发现异常时及时进行运行燃烧调整指 导。 4. 加强燃料运行的混配煤管理工作,完善燃料混配煤掺烧管理 办法制度。 特别是煤场整形及高存量煤对上仓煤煤质的影响,防止因 这方面的原因导致入炉煤煤质波动,影响锅炉的稳定燃烧。 5. 加强燃料管理,对含灰分高和低灰熔点的入场煤进行分堆码 放并作好记录,按合理的比例掺配上煤,防止因煤种的混配比例不 当而导致锅炉结焦。 6. 加强运行员工的技术培训,对防误操作、锅炉防止灭火稳燃 措施、 锅炉预防结焦的措施以及进行强化学习,加强锅炉燃烧调整方 面知识的技能培训。 7. 对现场的所有操作员站的硬手操、操作画面和就地事故按钮 进行全面的排查,找出易造成误动、 误碰的各个安全隐患,同时制定 防止运行人员误动误碰的制度。 8. 将1、 2号机组的真空破坏门操作按钮与直流密封油泵操作按 钮位置进行调换,并在硬手操按钮上加盖。
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