山東鍋爐維修鍋爐事故案例大彙總！

山東鍋爐維修講解鍋爐事故案例大彙總！

1、鍋爐安全閥校驗升壓實跳造成爐外管道爆破

事故經過： 1999年7月9日，3号鍋爐在安全門熱态整定過程中，高溫段省煤器出口聯箱至汽包聯絡管直管段發生爆破，造成5人死亡，3人嚴重燙傷。

事故原因分析：

事故由于該段鋼管外壁側存在縱向裂紋，緻使鋼管的有效壁厚僅爲1．7mm左右，從而導緻在3号鍋爐安全門整定過程中，當主蒸汽壓力達到16．66MPa時，鋼管有效壁厚的實際工作應力達到材料的抗拉強度而發生瞬時過載斷裂，發生爆破。

事故總結：

1、鍋爐壓力容器安全閥校驗采用升壓實跳的方式，會造成鍋爐管道蒸汽壓力超壓，導緻鍋爐管道壽命減少容易造成鍋爐和爐外管道爆破，後果嚴重；

2、鍋爐壓力容器安全閥校驗采用升壓實跳的方式，會造成噪音污染，安全閥起跳次數多，會帶來密封面的損壞；

3、純機械彈簧式安全閥及碟形彈簧安全閥可使用安全閥在線定壓儀進行校驗調整。校驗調整可以在機組啓動或帶負荷運行的過程中（一般在60％～80％額定壓力下）進行。

2、某電廠4号鍋爐重複發生水冷壁爆管事故

事故經過： 

1991 年 3月21 日，某電廠4号鍋爐小修結束，汽輪機超速試驗完畢準備并網時，突然爐膛一聲巨響，汽包水位直線下降無法控制，緊急停爐。檢查發現前牆水冷壁爆管一根，爆口在衛燃帶附近100㎝處，爆口附近同一循環回路共有25 根管産生不同程度的變形。經搶修更換爆破的和變形嚴重的水冷壁管14根。于24 日18時再次點火，25日03:24帶負荷40MW,主蒸汽壓力9.3MPa，主蒸汽溫度490℃，電接點水位計指示+30mm，爐内又發生一聲巨響，汽包水位直線下降無法維持，再次緊急停爐。檢查發現後牆水冷壁管一根爆破，爆口在衛燃帶上方約80cm處，爆口周圍10多根水冷壁管不同程度變形。

事故原因分析：

這兩次爆管的情況基本相同，經檢查外觀爆口特征和金相分析，斷定爲短期超溫爆管。事故是由于運行人員在鍋爐起動過程中，兩次未按規定清洗汽包就地水位計，而且未與電接點水位計核對，控制室内水位計不能正常投運行，電接點水位計與就地水位計不符，而出現假水位工況未能及時發現，緻使鍋爐嚴重缺水爆管。

事故總結：

1、嚴防鍋爐缺水和超溫超壓運行，嚴禁在水位表數量不足（指能正确指示水位的水位表數量）。

2、經常校對水位計，就地與遠傳數值基本一緻。

3、鍋爐控制室内至少要有兩隻性能可靠的遠傳水位計。

4、按規定及時沖洗水位計。

5、當鍋爐所有汽包水位表記全部失靈，運行中無法判斷鍋爐汽包水位時，應立即緊急停爐。

6、對于短期過熱引起的爆管，一般要求防止鍋爐汽包低水位、過量使用減溫水引起過熱器内水塞和作業工具、焊渣等異物進入鍋爐管道而造成堵塞等措施。

3、某電廠1号鍋爐發生導汽管爆破事故

事故經過： 

1991年8 月22 日17:45，1号鍋爐點火起動；22日20:55，1号汽輪機沖轉；23 日06:42，并網帶負荷20-30MW，汽輪機、電氣做試驗；23日14:45，帶負荷60MW，投粉一層；23日16 時，導汽管爆破，被迫停爐。

事故原因分析：

事故的主要原因是由于鍋爐水動力調整不當，使各屏水流量不均勻，造成導汽管超溫爆管。

事故總結：

1、對于長期超溫引起的爆管，就要弄清由于鍋爐熱力偏差、水力偏差還是結構偏差所引起的超溫，以便采取相應的對策。

2、鍋爐的過熱器、再熱器、導汽管等應有完整的管壁溫度測點，以便監視各導汽管間的溫度偏差，防止超溫爆管。在啓動時，應監視水平煙道煙溫，過熱器、再熱器管壁溫度禁止超過規定值。

3、定期進行鍋爐爐膛、煙道蒸汽吹灰，以消除熱偏差，防止受熱面局部超溫。

4、鍋爐超溫、超壓事故

事故經過： 

1996 年3月13日00:29，4号機組由于直流控制電源總熔絲熔斷，造成直流操作電源消失，4号機組跳閘，汽輪機主汽門關閉。因“機跳爐”聯鎖未投入運行，機組甩負荷後燃料沒有聯動切斷。最高主蒸汽壓力達21.3MPa、主蒸汽溫度達576℃，而額定過熱器出口壓力爲13.7MPa、汽包壓力爲15.88MPa、主蒸汽溫度爲540℃。

事故原因分析：

運行人員在事故處理過程中，當手動開啓脈沖安全門鍋爐壓力不降時（安全門、PCV閥拒動），沒有按規程果斷切斷制粉系統，緻使鍋爐承壓部件嚴重超溫、超壓。

事故總結：

1、運行中鍋爐主汽出口壓力超過安全門動作壓力(含PCV閥)而安全門拒動同時手動PCV閥又無法打開時，應立即手動停爐。

2、機組運行時鍋爐主汽、再熱冷、熱段安全門、Pcv閥，廠用汽管道所有安全門必須全部投入，嚴禁随意解列運行系統安全門，防止系統超壓。

3、鍋爐超壓水壓試驗和熱态安全門校驗工作應制定專項安全技術措施，防止升壓速度過快或壓力、溫度失控造成超壓超溫現象。

5、某電廠發生鍋爐超壓爆管事故

事故經過： 

某電廠1999年6 月5 日，根據鍋爐大修工程進度安排，準備安全門定砣。 11時 30分，值長 下令鍋爐點火；12時先後投入1-3 号油槍，鍋爐開始升壓；13時，再熱器安全門開始定砣；13時30 分結束，之後鍋爐繼續升溫升壓；當壓力升到15.8MPa 時，鍋爐分廠副廠長等人來到鍋爐乙側脈沖安全門平台（标高46.5，面積11.69㎡），準備進行一次汽系統安全門定砣。14時 02分鍋爐主汽壓力升至16.2MPa時，值長下令進行事故放水、向空排汽試驗，繼續升溫升壓。15時06分，當主汽壓力達到17.2MPa時，突然一聲巨響，大量汽水呼嘯而出，熱蒸汽迅速籠罩鍋爐間，經檢查鍋爐高溫省煤器出口聯箱至汽包聯絡管的直管段突然爆裂，爆裂發生在直管段上，沿軸向開裂，裂口長470mm 左右；爆口中間部位在汽水反作用力作用下，形成“∨”形彎；爆口方位正對着乙側一次汽系統安全門，乙側部分聯絡管保溫層被吹壞。當即将鍋爐分廠副廠長等八名同志嚴重燙傷，其中五人醫治無效死亡。

事故原因分析：

本次安全門定砣壓力爲16.66MPa，爆管時壓力爲17.2MPa，介質溫度爲290℃左右,超壓引起爆管。在鍋爐安全門定砣過程中，當主汽壓力達到17.2MPa時，鋼管有效壁厚的實際工作應力達到材料的抗拉強度而發生瞬時過載斷裂，導緻聯絡管縱向開裂。 

事故總結：

1、鍋爐超壓水壓試驗和熱态安全門校驗工作應制定專項安全技術措施，防止升壓速度過快或壓力失控造成超壓現象。

2、安全閥未經校驗的鍋爐，在點火試運啓動和在安全閥校驗過程中應有防止超壓的措施，并在專人監護下實施。

3、做好鍋爐發生超壓、超溫等事故預想及防範措施。4．鍋爐在超水壓試驗和熱态安全閥整定時，嚴禁非試驗人員進入現場。

6、鍋爐滿水造成機組軸系斷裂事故

事故經過： 

1990年1月25日03：20，在2号鍋爐滅火後，在恢複過程中，因給水調整門漏流量大（漏流量達120T/H），運行人員未能有效控制汽包水位，導緻汽包水位直線上升，汽溫急劇下降，造成汽輪機水沖擊。

事故原因分析：

運行人員未能及時發現汽溫急劇下降，使低溫蒸汽較長時間進入汽輪機。低溫蒸汽進入汽輪機，造成汽缸等靜止部件在溫差應力作用下變形，轉軸彎曲，動靜部件發生徑向嚴重碰磨，軸系斷裂。

水位表失靈和指示不正确、鍋爐水位保護拒動、給水系統故障、違反運行規程、誤判斷、誤操作等是造成鍋爐汽包滿水和缺水事故的主要原因。

事故總結：

從汽包水位測量系統的配置、安裝和使用以及給水系統的維護等方面出發，制定相應的反事故技術措施。

7、某電廠鍋爐掉焦導緻人員傷亡事故

事故經過： 

2001年5月9日0時20分，某電廠8号爐撈渣機，在運行中因發生斷鏈條故障停運搶修，0 時35 分左右，司爐将8号爐撈渣機關斷門甲側密封擋闆全部關閉，乙側因機械卡澀有一塊擋闆未關上，并彙報值長，等待檢修人員來現場搶修；4 時30分左右，檢修人員将撈渣機鏈條修複，要求試轉。5 時40左右，試轉成功，但刮不上灰，檢修判斷鏈條從甲側轉角壓鏈導輪下脫出，并要求反轉和放掉撈渣機内的水。值長 未同意反轉，隻吩咐運行人員用高壓水沖洗壓鏈導輪。在放水之前令司爐投一支油槍穩燃， 壓鏈導輪沖洗出來後，檢修工撬鏈條複位沒有成功，準備采用割斷鏈條複位的方法處理。6時40 分左右，爐内突然垮下大塊焦渣，将關斷門擋闆接合部沖開一條縫，紅灰從關斷門擋闆縫隙中噴射而出，将在撈渣機旁平台上做搶修準備工作的 4人燒傷， 4名傷員在醫院救治中陸續死亡 3人，1 人重傷。

事故原因分析：

1．未執行安規規定。在撈渣機故障處理時，按有關規定要求運行人員投油穩燃，保持負壓，并關閉關斷門密封擋闆等措施。

2．未采取有效的應急措施。工作負責人由于技術業務素質不高，判斷處理缺陷能力不強，對面臨的不安全工作環境及時間越長，危害性就越大的險情認識不足，未進一步采取防止突發事故的有效應急措施。以上是造成這次人身傷害的主要原因。

事故總結：

施工負責人，到現場後設備缺陷查找不準确，技術素質不高，工作時間太長，達5小時 之久。檢修提出放密封水槽水時，許可人沒有按規程“短時間内不能處理完應放灰”的規定，也沒有采取補充安全措施就同意 工作，在執行工作許可中，未采取安全措施。

1、定期對各級人員進行安全技術培訓，提高安全技術防護水平。

2、加強職工的自我保護意識的教育，在險情大的情況下要有應急措施；請有實際經驗的老工人、老同志進行經驗教育，增加青年職工的經驗知識。

3、經常對職工進行安全思想教育，強化職工的安全意識，做到“三不傷害”“勿忘安全、珍惜生命”。堅持反習慣性違章活動。

4、各級人員要重視人身安全，認真履行自己的安全職責，認真掌握各種作業的安全措施和要求，并嚴格遵守各種規程制度。

8、某電廠鍋爐排污造成人員傷亡事故

事故經過： 

2000年9月8日某電廠一值丙班2 号爐正常運行中，2時30分，負荷150MW主汽壓力13．6MPa，主汽溫度537℃，化學人員聯系2 号爐進行定期排污， 2時40分左右，司爐 準備執行排污工作、第二副司爐出去排污，2時45分，主控人員突聽一聲巨響伴随振動，監盤人員不知何情況，趕緊檢查盤面表計均無變化，出外面發現甲乙兩側至零米樓梯口冒出大量蒸汽，爐後B 角底部上放水門開啓，爐前D 角定排一次門開啓。與此同時，将爐前D角和爐後B角底部上放水門關閉。爆破管道停止冒汽，之後到零米找人，發現第二司爐在地面躺着了，趕緊送往醫院治療，鑒定二度燙傷，燙傷面積70%，經醫院全力搶救無效，于 9月9日22 時30 分，因呼吸衰竭死亡。事故後，在現場複查閥門位置，發現爐後B角定排一次門開了1．2 圈。

事故原因分析：

經初步分析，副司爐在去底部排污時，本應将爐前 D角和爐後B 角的定排一二次門打開，而錯誤将與之相連的爐前D角和爐後B 角的上放水門當作定排二次門打開，由于部分電動小閥不嚴漏汽，使爐側高壓汽水介質流至低壓管路，造成上放水系統管道爆破，大量高壓蒸汽噴出，将正在此處的副司爐 沖打到零米地面 燙傷，搶救無效死亡。

運行人員對系統、對設備不熟，排污時又不認真核對閥門名稱，開錯閥門。

事故總結：

1、加強各項工作的安全管理，加大監察整改力度，保證生産設備與現場環境的安全。

2、 應經常進行各種形式的安全思想教育，提高職工的安全防護意識，掌握安全防護方法。

3、 應定期對主要生産人員進行安全規程制度的考試，明确安全職責，強化安全意識。

4、 應定期對全體員工進行緊急救護法的培訓，尤其是使全體員工熟練掌握觸電急救方法。

5、 加強各項工作的安全管理，加大監察整改力度，保證生産設備與現場環境的安全。

6、各疏水管道中，節流閥後的管材應與閥前一樣，防止閥門開啓後造成閥門後管道超壓。

9、某電廠#6爐滅火、滿水、減水事故

事故經過： 

2006年5月25日16：35分，#6爐負荷230MW，#1、2空預器、吸風機、送風機、一次風機。#1、2、3、4、5磨組運行，參數正常。#3磨組斷煤50秒後#2、4、5磨組火檢突然全部消失，滅火保護發“喪失全部火焰”信号，爐滅火，立即聯系快降負荷，機恻負荷最低降至十三萬，司爐檢查滅火保護動作正常。滿足吹掃條件開始吹掃，此時因降負荷給水補水量較大，後期水位反彈，快速升至+460mm吹掃中斷，恢複水位正常繼續吹掃，17：00爐側乙再熱氣溫478度，機側490度，汽機跳閘，發電機跳閘，汽機跳閘後汽包水位被壓至-360mm吹掃再次中斷，聯系熱工強制此信号，再次恢複吹掃，17：11吹掃完成點火成功，17：40負荷230MW，各參數正常。

事故原因分析：

媒質差，斷煤，火檢顯示存在一定問題易造成此次滅火的主要問題，滅火後值班員對設備特性了解不足，對給水量的大小，水位将會産生的變化分析作出正确的判斷。緻使在快速減負荷過程中給水量過大，使水位失控造成吹掃中斷，耽誤啓動時間，是造成汽溫下将是汽機跳閘的主要原因。

事故總結：

1、鍋爐滅火後聯系汽機快減負荷時，應根據減負荷情況調整給水量，對減負荷過程中出現的虛假水位應有正确的判斷，此外，汽機降負荷速率應根據機前壓力的下降情況設置，盡量使機前壓力保持穩定，降負荷過快壓力不穩定會給爐側調整水位造成一定的難度。

2、滅火後及時關小二次風門，減小冷風對鍋爐的快速冷卻并及時檢查各減溫水門是否有洩露，必要時關閉就地手動門，以防溫度降的過低。

3、運行人員加強事故處理能力，值班員應對鍋爐滅火後的水位發展趨勢以及汽機快減負荷對水位産生影響有正确判斷，做好事故預想。

10、鍋爐後屏過熱器洩漏事故

事故經過： 

2005年3月12日15：00#5爐負荷245 MW，4台磨運行，各參數正常，自動投入爐膛負壓-80pa突然反正+120pa蒸汽流量不正常小于給水流量60t/h 左右，汽包壓力有所下降檢查發現爐膛出口處甲側後屏過熱器處煙溫明顯低于乙側，四管洩露報警，測點圖打開，就地可聽到明顯的洩露聲。

立即降低主汽壓力，聯系降低負荷，維持水位正常，申請停爐。

事故原因分析：

1、燃燒調整不當，火焰中心上移或火焰偏斜造成過熱器區域煙溫

2、升高或煙氣側熱偏差大。

3、過熱器管壁長期超溫及飛灰磨損或高溫腐蝕。

4、吹灰管安裝不正确，對過熱器管造成沖刷磨損。

5、管子被異物堵塞，造成管壁局部過熱。

6、蒸汽品質不合格，過熱器管内壁結垢造成傳熱惡。

7、減溫水使用不當造成蒸汽側熱偏差過大。減溫器内噴嘴脫落堵

8、塞管口造成流量不均

9、管材質量不良或安裝檢修焊接不良

事故總結：

1、運行中加強火焰調整，避免火焰中心偏斜。

2、定期吹灰避免結焦結渣防止超溫超壓運行

3、加強燃燒調整改善貼壁氧量防止高溫腐蝕

4、鍋爐停運七天以上應進行有效的防腐方法進行保養防止爐管腐蝕。

5、加強對減溫水焊縫、内壁沖刷、外表腐蝕現象的金屬檢查發現問題及時更換。

6、定期對受熱面管子壽命評估，以确定是否要大面積更換。

7、過熱器再熱器省煤器管束發生爆漏應及早停運防止沖刷損壞其他管段擴大損失

8、保證合格的給水、爐水、蒸汽品質。

11、鍋爐事故放水誤動事件

事故經過： 

3月13日23時12分#4爐做定期工作：事故放水電動門傳動試驗。#4機負荷190MW，在操作開一次門時，二次門聯動，且一、二次門狀态變“黃色”，事故放水管過水，迅速就地關閉二次門，DCS畫面關閉電動一次門。爐側水位最低瞬間至-110mm，其他參數均正常。電氣檢查一、二次門電源均正常，0時20分熱工檢查邏輯爲一次門有指令動作，二次門無動作指令，其他未見異常。14日16時應安監要求，#4爐做事故放水電動門傳動試驗，正常，原因待查。

事故原因分析：

在做事故放水門傳動試驗過程中，值班員沒有做好充分的事故預想，沒有派人就地檢查事故放水門的動作情況，以至于在操作開啓一次門的過程中二次門聯動開啓沒有及時發現，造成汽包水位低，是此事件的主要原因。

事故總結：

各班組認真組織分析此次事件，并能從吸取教訓，舉一反三，嚴禁在定期工作中出現類似不安全事件。

以後做類似定期工作（如冷卻風機切換、油泵切換、電動門傳動試驗等）必須派人到就地檢查，并做好聯系工作，方可進行試驗，同時做好相關的事故預想。

12、鍋爐汽包水位低MFT一類障礙事件

事故前運行方式：

#4機負荷300MW，主汽壓力15.8MPa，主汽溫度538℃，再熱蒸汽壓力3.4 Mpa，再熱蒸汽溫度538℃，真空77.56K Pa，爐膛負壓-90 Pa，水位0mm，#4-1、#4-2引風機、送風機、一次風機運行，#4-1、#4-3給水泵運行，A、C、D、E制粉系統運行，汽包水位自動，機組協調控制，汽機TV開度99%，GV開度30%，RSV開度99%，IV開度100%，單閥控制。

事故經過：

12月3日21時38分#4機負荷突然由300MW降至246MW，高調門由30%開至100%，CRT畫面上TV、GV、IV、RSV全在開啓位，21：42在調整過程中，#4爐汽包水位低造成鍋爐MFT，機跳閘，發電機與系統解列。汽機跳閘後，就地查TV2全關，而CRT畫面上顯示TV2全開，判斷爲TV2閥在運行中關閉造成負荷突降，查追憶在負荷突降前曾有關TV2閥指令發出。後經熱工檢查發現TV2的VP卡(閥位卡)故障，12月4日2時50分更換備用VP卡并經重新标定TV2恢複正常。後就地檢查發現#4機#1中壓主汽門蒸汽引導閥接口漏油。經處理#4機#1中壓主汽門蒸汽引導閥漏油，11月4日5時43分＃4爐點火，7時08分定速，7時15分＃4發電機并網。8時44分，＃4機負荷至70MW時，＃4－1給水泵運行中掉閘，首出記憶爲“給水泵入口壓力低”，＃4－3給水泵聯啓，15秒後掉閘，首出記憶爲“給水泵入口壓力低”，汽包水位低，MFT動作，汽機、發電機聯跳。9時＃4爐點火，9時23分＃4發電機并網。10時38分＃4機負荷至90MW，主汽溫度突降到汽機不允許值，汽機手動打閘，發電機聯跳，爐滅火。11時15分＃4爐點火，12時46分＃4發電機并網。15時40分＃4爐燃燒穩定，全撤油槍。

事故原因分析：

1）、12月3日21時38分負荷突降原因：TV2的VP卡(閥位卡)故障，運行中TV2關回，造成負荷突降至246MW。

2）、12月3日21時42分汽包水位低引發MFT動作原因：負荷突由300MW降至246MW後，運行人員減弱燃燒降壓速度慢，水位調整不及時，緻使水位低MFT動作。

3）、12月4日8時44分給水泵掉閘水位低MFT動作原因：因運行人員操作給水泵勺管開度範圍幅度過大，當時除氧器壓力低，使給水泵入口壓力低于定值1.0MPa，掉閘，＃3給水泵聯啓後由于延續＃1給水泵勺管開度，流量大，同樣使給水泵入口壓力低于1.0 Mpa定值，在經延時15秒後＃3給水泵掉閘，水位低至－300mm，MFT動作。

4）、12月4日10時38分甩汽溫打閘原因：運行人員在調整汽溫時，過熱器一級左減溫水流量開的過大，造成汽溫突降。

事故總結：

強化300MW機組運行人員培訓，盡快提高運行人員專業技術水平，增強運行人員對異常情況處理能力，防止因運行操作不當引起機組停運事件發生。

13、鍋爐掉大焦MFT一類障礙事件

事故前運行方式：

＃3機 負荷210MW，主汽壓力14.6MPa，主汽溫度537℃，再熱蒸汽壓力2.2MPa，再熱汽溫538℃，真空－77KPa，爐膛負壓－65Pa，主汽流量678 T/H，給水流量648 T/H，總風量737 T/H，總煤量95.7T/H，機組控制爲協調方式，A、B、C、E四台磨煤機運行，#3－1、#3－2一次風機、#3－1、#3－2引風機、#3－1、3－2送風機運行。

事故經過：

12月6日16時＃3爐内突掉大焦，負壓大幅擺動，爐MFT動作，首出記憶爲“角火焰喪失”，汽輪機、發電機聯掉。＃3－1、＃3－2一次風機、A、B、C、E磨煤機聯掉，廠用電切換正常。随後＃3－1、＃3－2引風機掉，＃3－1、＃3－2送風機聯掉，首出記憶爲“爐膛壓力低”。17時＃3爐點火，17時30分＃3機定速，17時35分＃3發電機與系統并列。

事故原因分析：

＃3爐因設計時爐内衛燃帶偏多，從試運啓動帶負荷以來，爐内燃燒區衛燃帶一直結焦嚴重。因大焦脫落，在爐内燃燒區揚起較濃粉塵，加之大量熱焦掉入撈渣機内騰起大量水汽緻使爐膛内運行的4台磨煤機煤火焰監視16個有7個灰塵遮掩失去火焰，其中＃4角全部失去火焰，發出角無火信号，引發MFT動作MFT動作後，因爐膛内負壓達到－2500Pa，延時5秒後聯掉兩台引風機。

事故總結：

1）、已在DCS邏輯控制回路中将角火焰喪失加3秒延時，即角火焰喪失信号發後，經過3秒延時方可動作MFT停爐，防止掉焦等異常情況出現時，短時間内因粉塵遮掩火檢，在爐膛燃燒未滅火情況下，誤引發MFT動作停爐。

2）、＃3爐自試運啓動帶負荷以來，衛燃帶一直結焦嚴重。現階段尚無可行解決辦法，需待進行鍋爐結焦燃燒調整試驗後，制定技改方案進行解決。目前運行人員要及時根據燃燒具體工況，及時調整，認真執行《鍋爐防止結焦措施》，避免結焦加劇，出現掉大焦異常時，及時投油助燃。防止停機事件頻發。

14、鍋爐高溫再熱器洩漏一類障礙事件

事故前運行方式：

＃4機組負荷300MW，主汽壓力15.6MPa，主汽溫度539℃，再熱壓力2.9 Mpa，再熱溫度538℃，真空77KPa，爐膛負壓-90Pa，總煤量138T/H，給水流量990 T/H，主汽流量976T/H。

事故經過：

12月9日6時50分＃4爐爐膛負壓由 -90Pa突增至 +375 Pa，撈渣機有大量掉灰，機組由協調跳爲機跟蹤，給水流量由990 T/H增加至1190T/H，高再入口處右側煙溫由803℃下降至500℃，爐投油助燃降負荷至150MW，經檢查發現爐膛右側折煙角處有異音，7時48分＃4機組緊停。經冷卻後進入爐内檢查發現高溫再熱器右數第10排入口彎頭裂紋洩漏，裂紋長度110mm，将懸吊管後側折焰角處水冷壁管右數第25根呲薄爆管，爆口長度80mm，寬度22mm，呲傷右數第23、24、26根水冷壁管。經換管處理，12月13日2時50分＃4爐點火，12月13日11時25分＃機組并網。

事故原因分析：

制造廠在彎制洩漏處高溫再熱器管排彎頭時，存在小裂紋缺陷，機組投運後長期洩漏将下部折焰角處水冷壁管沖刷變薄爆管。

事故總結：

利用大、小修機會或機組停運期間加強對鍋爐四管普查，及早發現承壓部件缺陷，消除隐患，避免四管洩漏事件頻發。

15、某電廠＃3機高加保護動作、#3爐汽包水位高MFT動作事故

事故前運行方式：

＃3機負荷300MW，主汽壓力15.9MPa，主汽溫度538℃，再熱蒸汽壓力3.5 Mpa，再熱蒸汽溫度538℃，汽包水位0mm，爐膛負壓－70Pa，總煤量158T/H，主汽流量949 T/H，給水流量861 T/H，給水壓力17.42 Mpa，＃1、＃3給水泵運行，＃2給水泵備用，A、B、C、D、E磨煤機運行，雙引、引送、雙一次風機運行，協調爲機跟蹤方式。

事故經過：

1月28日10時02分運行人員發現＃3－1高加水位保護高三值液位開關平衡容器汽側手動門後焊口漏，15時40分因檢修該焊口漏，聯系熱工人員将＃3－1高加水位保護高三值開關量信号強制，關閉＃3－1高加水位保護高三值液位開關平衡容器汽側手動門、水側手動門。16時53分檢修工作結束，在試投＃3－1高加水位保護高三值液位開關平衡容器時，＃3－1高加水位突然升至490mm（瞬間信号）然後迅速回落，＃3機高加保護動作，切水側爲旁路，高加安全門動作，汽側正常投入，機組負荷由300MW升至320MW，汽包水位下降，16時53分21秒汽包水位至－100mm時水位自動跳，運行人員手動調整燃料量、汽包水位，汽包水位最低至－167mm，16時55分＃3機負荷、主汽壓力開始下降，汽包水位開始上升，負荷降低至230MW，16時57分因汽包水位快速上升至＋250mm，MFT動作，汽輪機、發變組聯跳，廠用電切換正常。17時15分＃3爐點火，19時06分＃3機組并網。

事故原因分析：

1、＃3－1高加水位高保護動作原因爲＃3－1高加水位保護高三值液位開關平衡容器與另兩個＃3－1高加水位變送器平衡容器汽側、水側均通過一根母管并連，在處理＃3－1高加水位保護高三值液位開關平衡容器汽側手動門後焊口漏後試投時，造成另兩個＃3－1高加水位變送器平衡容器内差壓波動，同時瞬間誤發＃3－1高加水位高信号，因高加保護動作條件爲高加水位保護高三值開關量、另兩個高加水位變送器模拟信号三取二，因兩個高加水位變送器同時發出水位高信号，造成高加水位高保護動作。

2、汽包水位高MFT動作原因爲：（1）給水自動調節品質差，在高加水位高保護動作後，長達2分鍾時間内未能将汽包水位控制在正常範圍内，在汽包水位達到－100mm（水位自動跳定值）時水位自動跳，給運行調整帶來困難。（2）高加水位高保護動作高加切除後，對鍋爐擾動很大，加之運行人員經驗不足，在高加切除及水位自動切手動後，在燃燒調整與汽包水位調整上不夠及時果斷，緻使汽包水位快速上升MFT動作。

事故總結：

1、在今後進行解列和投運高加水位保護高三值液位開關平衡容器與另兩個高加水位變送器平衡容器中任一個平衡容器時，必須聯系熱工人員将需要檢修的平衡容器信号及高加高水位保護強制，解列或投運平衡容器操作結束後，方可将高加保護投運，以防止平衡容器内差壓波動，誤發信号造成高加水位高保護動作。并将此規定明确寫入運行規程中。

2、要盡快聯系西安熱工研究院完成對＃3、＃4機組DCS優化調整，進一步優化PID參數，提高給水自動調節可靠性。

3、要進一步加強二期運行專業培訓，提高運行人員專業技能特别是事故處理能力，以确保在異常工況下運行人員能夠做到正确判斷，果斷處理，不發生因運行處理不當而造成事故擴大事件。

16、鍋爐汽包水位顯示失靈MFT動作兩次停機

事故前運行方式：

＃4機組負荷240MW，協調投入，主汽壓力15.5MPa，主汽溫度538℃，再熱蒸汽壓力2.7MPa，再熱汽溫538℃，機組真空75.5KPa，汽包水位＋7.8mm，＃4爐底層＃1、＃3油槍運行，A、B、C、D四台磨煤機運行，＃4－1、＃4－2引風機、送風機、一次風機運行。

事故經過：

2005年2月12日下午熱工人員對＃3、＃4機主控室後電子間各控制櫃櫃門風扇進行了吹掃（＃3機組停運），17時08分＃4爐汽包左右側水位、汽包壓力、給水流量、主汽流量、過熱器減溫水流量均突變爲壞點，17時11分自動恢複正常；17時12分上述各點再次變爲壞點，17時13分自動恢複正常，熱工人員檢查未發現明顯異常。18時08分＃4爐汽包左右側水位、汽包壓力、給水流量、主汽流量、過熱器減溫水流量均突變爲壞點，汽包水位變爲壞點且顯示在－324mm（MFT動作停機後上述各點自動恢複正常），爐MFT動作，汽輪機、發電機聯掉，廠用電切換正常。18時20分＃3爐點火，19時05分＃4機組并網。20時13分＃4機負荷82MW，汽包水位＋11.2mm，汽包水位CRT畫面所有水位點全部不變化，汽包水位無法監視，立即聯系熱工處理，随後汽包水位突顯示爲＋400mm，爐MFT動作，汽機、發電機聯掉。20時40分＃4爐點火，21時12分＃4機組并網。2月13日＃4爐汽包左右側水位、汽包壓力、給水流量、主汽流量、過熱器減溫水流量5次突變爲壞點，均在10秒鍾内恢複正常。

事故原因分析：

1、12月12日17時08分、17時12分及18時08分汽包水位顯示失靈MFT動作與2月13日發生的多次汽包水位顯示失靈原因經上海西屋控制系統有限公司專業人員與我公司有關專業技術人員對4#機組Ovation控制系統進行系統檢查、分析，同時根據3#機組停機狀态的情況進行試驗，最終确定爲由于電子設備間控制機櫃内粉塵過多（當日熱工人員吹掃控制器櫃門加劇了控制櫃内積灰）導緻系統電源分配盤中的輔助電源（專供系統供電的變送器）供電回路的電子元件的性能受到影響，＃4機組的17号控制器中Branch1、Branch5兩條支線帶系統供電變送器的信号全部變爲壞質量，導緻汽包水位保護動作。

2、20時13分水位高MFT動作原因爲在第一次掉機恢複過程中，因汽包右側水位顯示偏差大，造成水位自動頻繁跳，熱工人員在強制汽包右側水位點時，誤将左、右側汽包水位點同時強制，造成汽包水位顯示變爲直線無法監視，因此時給水爲自動，給水流量偏大，在運行人員通知熱工人員汽包水位無法監視時，熱工人員又同時将汽包水位左右側4個點同時釋放，此時汽包實際水位高，MFT動作。

事故總結：

1、在＃4機停機時更換17号控制器電源分配盤。措施執行人：熱工車間。完成期限：＃4機停機時。

2、2月13日已在水位保護回路中加質檢模塊，以防止再次失電時造成水位保護動作（已完成）。措施執行人：熱工車間。

3、在機組停機期間用專用設備對控制系統設備進行全面吹掃，同時要保證電子設備間、工程師站的幹淨、整潔。在機組運行過程中禁止吹掃電子設備間Ovation系統設備。措施執行人：熱工車間。完成期限：＃4機停機時、日常管理工作中。

4、在2月13日事故分析會上，生産部明确規定：熱工人員要加強與運行人員聯系，不得擅自強制、釋放信号點，在強制、釋放信号點時必須征得值長、單元長同意，并規定運行人員隻有值長、單元長有權與熱工人員聯系強制、釋放信号點，以防止聯系混亂造成意外事件發生。

17、磨煤機因檢不到火檢先後掉閘MFT動作停機事故

事故前運行方式：

＃3機負荷257MW，主汽壓力15.6MPa，主蒸汽溫度537℃，再熱蒸汽壓力3.0 MPa，再熱蒸汽溫度537℃，汽包水位、爐膛負壓正常，A、B、D、E磨運行，C磨停運。＃3－1、＃3－2引風機、送風機、一次風機運行，協調投入。

事故經過：

2005年2月2日11時26分B磨斷煤（之前曾有來煤不暢），檢不到火檢掉閘，随後A、D、E磨先後均掉閘，首出爲給煤機運行未建立火焰。鍋爐MFT動作，首出爲“失去所有燃料”，汽輪機、發電機聯跳，廠用電切換正常。11時43分＃3爐點火，11時48分#3機沖轉，12時10分＃3機組并網。

事故原因分析：

因鍋爐衛燃帶上結焦嚴重，頻繁發生掉焦滅火停機事件，在1月份進行了＃3爐結焦燃燒調整試驗，1月底根據試驗結果，将＃3爐1－5層噴口（其中第二層、第四層各爲A、B磨一次風噴口）調整下傾10度，6－8層噴口（其中第七層爲C磨一次風噴口）保持在原來水平位置，9－14層噴口（其中第十層、第十二層各爲D、E磨一次風噴口）上傾15度，同時二次風配風方式采用“正寶塔”方式，即燃燒器下部送風多，上部送風少；一次風粉量分配采用“倒寶塔”方式，即燃燒器上部粉量大，下部粉量少。采取這種燃燒調整方式，是爲了拉開燃燒器區域的熱負荷，降低火焰中心溫度，同時擡高火焰中心位置，以避開衛燃帶，減緩衛燃帶結焦。通過燃燒調整，火焰中心平均溫度較調整前降低了125℃，爐膛内最高溫度降低了90℃，燃燒區域平均溫度降低了105℃，爐膛整體平均溫度降低了37℃，鍋爐排煙溫度降低了10℃。但随着噴燃器傾角的改變，大部分一次風噴口煤粉火檢不同程度減弱，部分火檢模拟量輸出值下降超過10個。加之近期因市場因素影響，鍋爐燃用煤種發熱量在3960－4100大卡之間，鍋爐燃燒較差，鍋爐一遇到磨煤機斷磨幹擾或燃燒惡化及掉焦時，就會造成火檢檢不到火焰，磨煤機因層火焰四取二無火檢動作掉磨，鍋爐MFT動作。

事故總結：

2月4日有關專家及電廠有關專業技術人員共同召開專題分析會，爲确保節日期間安全穩定，确定了以下方案：

1、将＃3爐各層噴燃器傾角調平，以确保燃燒穩定。

2、将層火焰火檢失去火檢四取二跳磨改爲四取三，以确保火檢在受到幹擾時不至誤跳磨煤機，加劇燃燒惡化，造成MFT動作。

3、加強爐膛吹灰次數，每班爐膛吹灰兩次。

4、運行人員要加強運行監視調整，在鍋爐吹灰、燃燒不穩、掉焦、給煤機斷煤、磨煤機跳閘時要立即投油助燃，以防止鍋爐滅火、MFT動作。

根據股份公司安排，＃3機組于春節期間（2月10日－2月17日）停機檢查噴燃器及火檢安裝位置，發現部分噴燃器（六組）内外不對應，下傾10度，對噴燃器全部進行了調平，B2、B4、B1、C1四個火檢安裝位置不妥，進行了移位調整，使其滿足30度的視角要求。從18日＃3機組啓動以來，盡管結焦掉焦問題依然頻繁發生，到2月底未發生因掉焦、燃燒惡化造成鍋爐滅火事件發生。

18、鍋爐掉焦磨煤機檢不到火檢先後掉閘MFT動作停機事故

停機前運行方式：

＃3機負荷270MW，主汽壓力15.6MPa，主溫度538℃，再熱蒸汽壓力2.9 MPa，再熱蒸汽溫度537℃，A、B、C、D、E磨運行，爐膛負壓－98Pa，真空73KPa，汽包水位0mm。＃3－1、＃3－2引風機、送風機、一次風機運行，協調投入。

事件經過：

2005年2月2日18時48分，B磨運行中斷煤，立即投油穩燃，18時53分爐膛掉大焦，又增投一隻油槍，18時54分A、C、E磨跳（磨首出爲“給煤機運行未建立火焰”），鍋爐MFT動作，MFT首出爲“爐膛負壓低低”，汽機、發電機聯跳，廠用電切換正常。19時20分＃3爐點火，19時51分＃3機組并網。

原因分析與總結與2月2日11時26分＃3爐滅火事件相同（上個案例）

19、鍋爐磨煤機檢不到火檢先後掉閘MFT動作、汽包水位高MFT動作兩次停機事故

停機前運行方式：

＃3機負荷220MW，主汽壓力14.5Mpa，主溫度536℃，再熱蒸汽壓力2.6MPa，再熱溫度532℃，A、C、D、E磨運行，＃3－1、＃3－2引風機、送風機、一次風機運行，協調投入。

事件經過：

2005年2月2日23時56分A、C、D、E磨先後均掉閘，首出均爲“給煤機運行未建立火焰”。随後鍋爐MFT動作，首出爲“失去所有燃料”，汽機、發電機聯跳，廠用電切換正常。2月3日0時03分＃3爐點火，0時59＃3機組并網。1時44分，＃3機負荷24MW，因汽包水位高，鍋爐MFT動作，首出爲“汽包水位高”，汽機、發電機聯跳，廠用電切換正常。1時55分＃3爐點火，2時16分＃3機組并網。

事故原因分析：

2月2日23時56分＃3爐磨煤機檢不到火檢先後掉閘MFT動作原因分析與事故總結與2月2日11時26分＃3爐滅火事件相同（上兩個案例）。

2月3日1時44分＃3爐汽包水位高MFT動作原因爲汽包放水二次電動門力距保護定值偏小，開關時電動門力距保護動作，造成汽包放水二次門無法開關。加之運行人員經驗不足，水位調整不及時，造成汽包水位高MFT動作。

事故總結：

1、已調整了汽包放水二次電動門力距保護定值。

2、要進一步加強對運行人員專業技術與事故處理能力培訓，提高運行人員對異常工況的處理能力，努力減少因運行人員操作調整不當造成停機事件。

20、鍋爐滅火MFT動作停機的一類障礙事件

事故前運行方式：

＃3機組負荷245MW，協調投入。主汽壓力16.69MPa，主汽溫度538℃，再熱蒸汽壓力2.98MPa，再熱蒸汽溫度538℃，真空-77.7K Pa，總煤量117T/H，爐膛負壓-77 Pa，＃3－1、＃3－2引風機、送風機、一次風機運行，A、B、C、D、E磨煤機運行。機組跳閘前B磨煤機因需進行内部檢查，B給煤機已停運，正準備停B磨煤機。

事故經過：

2005年3月1日10時13分16秒因B磨需停運進行内部檢查，B給煤機在煤量逐漸減小後停運，10時13分42秒A、B磨跳閘，10時13分44秒C、D磨跳閘，10時13分45秒E磨跳閘，（A、C、D、E磨跳閘首出原因爲“給煤機、磨煤機運行且未建立火焰”，B磨首出爲“就地跳閘”），10時13分45秒MFT動作（首出爲“失去所有火焰”），汽機、發電機聯掉，＃3－1、＃3－2一次風機聯掉，廠用電切換正常。10時25分＃3爐點火，10時34分＃3機沖轉，10時45分＃3機定速，11時15分＃3機組并網。

事故原因分析：

1、當時爐膛負壓爲自動，在停止B給煤機運行時，10時13分06秒爐膛負壓開始波動，從－60 K Pa向負方向波動，10時13分18秒負壓至-281K Pa時負壓開始向正方向波動（10時13分34秒負壓至-102K Pa），10時13分33秒＃3－1引風機靜葉開度自動由46.27%自動開至47.44%，＃3－2引風機靜時開度由52.83%開至54.43%，負壓快速向負方向波動，10時13分37秒負壓達-296K Pa，10時13分38秒負壓達-322K Pa，10時13分39秒負壓達-510K Pa，10時13分40秒負壓達-796K Pa，10時13分41秒負壓達-1113K Pa，10時13分42秒負壓達-1575K Pa，10時13分45秒負壓達-2188K Pa。爐膛負壓自動調節不可靠，是造成負壓波動大、鍋爐滅火的一個原因。

2、因＃3爐内噴燃器A、B磨噴口相對集中布署（中間隔一個二次風噴口），C磨爲中間布署，D、E磨爲相對集中布署（中間隔一個二次風噴口），在B給煤機逐漸減小煤量直至停止B給煤機時，A磨噴口與C磨噴口出現斷層（中間隔着4個噴口），此時未加大A給煤機煤量（一直維持在28T/H），隻是通過手動加大E磨煤量，但總煤量也未及時加大，對燃燒擾動較大，負壓波動，運行人員未及時投油穩燃。同時在停運B給煤機後，未及時減少B磨通風量，仍維持在80T/H的正常運行值進行吹掃冷卻，B磨的大量冷一次風吹入A層噴口上方加劇了A層噴口燃燒不穩定性，在10時13分39秒A磨＃2、＃4角失去火檢，10時13分40秒A磨4個角全部失去火檢，延時3秒後A磨掉閘。加之此時引風機靜葉自動開大，負壓加速向負方向增大，造成全爐膛滅火，各運行中磨煤機跳閘，MFT動作停機。

21、鍋爐總風量低MFT保護動作機組跳閘事故

事故前運行方式：

＃4機組負荷230MW，主汽壓力14. 9MPa，主汽溫度537℃，再熱蒸汽壓力2.7MPa，再熱蒸汽溫度536℃，真空-77.6K Pa，總煤量93T/H,爐膛負壓-100 Pa。鍋爐總風量674T/H，爐膛負壓-70 Pa。協調投入。＃4－1、＃4－2引風機、送風機、一次風機運行，A、B、D磨煤機運行、C磨停運消漏、E磨正在暖磨準備投運。鍋爐正在吹灰，下層＃1、＃3兩支油槍運行。＃4－1引風機＃2潤滑油泵運行，＃1油泵備用，供油壓力、油溫、油箱油位正常。＃4－1引風機靜葉開度49.35%，＃4－2引風機靜葉開度49.50%，＃4－1送風機動葉開度33.19%，＃4－2送風機動葉開度34.56%，＃4－1一次風機入口檔闆開度43.94%，＃4－2一次風機入口檔闆開度42.67%。

事故經過：

2005年3月9日8時25分＃4－1引風機掉閘，發“油壓低”光字，＃4－1送風機、＃4－1一次風機聯掉，投油助燃，RB動作，協調跳爲機跟蹤，＃4－2送風機檔闆開至60%，＃4－2一次風機檔闆全開，＃4－2引風機靜葉開至57%，總風量降至470T/H，一次風壓由12KPa 降至8KPa ，增投油槍，A磨熱風門由38%開至43%，B磨熱風門由40%開至45%，D磨熱風門由41%開至46%，爐膛壓力在＋600Pa間波動，随後B、D磨掉閘，原因均爲一次風量低，B、D磨掉閘後，運行人員将＃4－2一次風機檔闆由自動切爲手動關至60%，爐總風量由470t/h降至380t/h，MFT動作（首出爲總風量低于30%），汽機、發電機聯掉，廠用電切換正常。9時55分＃4爐點火，後熱工更換＃4機電子間＃17控制器電源分配盤（消除2月12日＃4爐汽包水位失靈缺陷），13時23分＃3機組并網。

事故原因分析：

1、＃4－1引風機跳閘原因:

＃4－1引風機因潤滑油壓低掉閘後查潤滑油系統無洩漏，＃4－1引風機掉閘時油壓在低于0.15 MPa時未聯啓備用泵，當時油壓持續低至0.1MPa（低二值掉引風機）以下，4秒鍾後油壓恢複正常。停機後做低油壓試驗正常，低一值、低二值壓控開關校驗正常。運行在就地做油泵切換試驗，連鎖正常，油站油壓、油溫、油位正常。與＃3－2引風機跳閘原因相同，時間相差7分鍾，因此排除熱工一次設備和控制程序問題。結合在＃4－1引風機因潤滑油壓低掉閘7分鍾前＃3－2引風機同樣發生的掉閘現象及當時爲衛生清掃人員正在清掃衛生與現場對油系統各閥門手柄觀察判斷造成引風機潤滑油壓低原因爲衛生清掃人員（臨時工）在清理油系統時，爲清掃方便瞬時關閉油濾網的出口門或入口門（均爲球閥，90度開關）所緻。造成油系統短時供油中斷（4秒鍾），潤滑油壓控開關動作，＃4－1引風機跳閘。

2、MFT動作原因：

#4－1引風機跳閘，RB動作，聯跳同側送風機、一次風機。鍋爐總風量由674t減爲470t，一次風壓由12KPa降爲8KPa，當時鍋爐A、B、D磨運行，E磨正在暖磨，在＃4－1一次風機掉閘，一次風量銳減的情況下，運行人員未及時開大＃4－2引風機靜時與＃4－2送風機動葉調整風量與爐膛負壓，此時仍有四台磨通風，同時A、B、D磨自動開大熱風門造成一次風壓進一步降低，B、D磨一次風量小于45t保護動作相繼跳閘，後運行人員将＃4－2一次風機檔闆由自動切爲手動關至60%，爐總風量由470t/h降至380t/h，鍋爐總風量<30％保護無延時動作，鍋爐MFT跳閘。

事故總結：

1、運行人員專業技術水平差，經驗不足，對異常工況下的判斷與正确果斷處理能力差，對機組RB工況下的事故預想不夠完善，在＃4－1引風機掉閘後，總風量下降，＃4－2引風機靜葉未自動開大，爐膛壓力在＋600Pa間波動時，未及時開大＃4－2引風機靜葉與＃4－2送風機動葉，維持總風量與爐膛負壓，而是不正确的關小＃4－2一次風機檔闆是造成總風量低于30%MFT動作的主要原因。

2、在機組發生RB的情況下，當兩側引風機在自動，掉閘引風機将由自動切爲手動，此時掉閘風機檔闆開度指令應無延時的疊加在運行的引風機擋闆指令中（運行中的風機檔闆必須在自動方式下）開大運行引風機檔闆。但＃4機兩側引風機在自動，單側引風機跳閘時，邏輯設計中延時30S後将跳閘引風機檔闆切爲手動,在30S内閉鎖運行引風機負荷自動累加功能，因此未出現＃3引風機過載的同類現象，之後爐膛負壓測量和設定值偏差超過400Pa ,使兩側引風機均由自動切爲手動，使疊加功能失去，運行引風機檔闆未自動開大，爐膛負壓達到600Pa。該邏輯設計不合理，應将延時去掉同時應限制運行引風機檔闆開度防止過流。

3、當時，＃3機組負荷207MW，總風量爲866t；而＃4機組負荷230MW，總風量爲674t，總風量的修正參數存在差異，但兩台機組的鍋爐總風量低于30％保護的定值均爲380t，且總風量低于30%MFT動作保護無延時。

4、對引風機潤滑油壓低跳引風機保護，增加5秒延時，防止設備誤動。

5、已将＃4爐引風機掉閘停運切手動延時去掉，以避免發生一台風機掉閘，另一台風機檔闆不能自動疊加開大。同時将引風機在發生RB時，運行中的引風機檔闆開度限制在85%，以防止引風機檔闆開度過大，電機過流，電機損壞或過流保護動作造成機組停運。

6、對＃3、＃4機組的鍋爐總風量參數進行修正，并确定正确的保護定值，并增加總風量低于30%　MFT動作保護加30秒延時。總風量修正工作由于涉及範圍較大，于小修期間完成。

22、鍋爐兩台引風機先後跳閘MFT保護動作機組跳閘事故

事故前運行方式：

＃3機組負荷207MW，主汽壓力14. 9MPa，主汽溫度538℃，再熱蒸汽壓力2.5MPa，再熱蒸汽溫度539℃，真空-77K Pa，總煤量93T/H，鍋爐總風量866T/H，爐膛負壓-70 Pa。協調投入。＃3－1、＃3－2引風機、送風機、一次風機運行，A、B、C磨煤機運行。＃3－2引風機＃1潤滑油泵運行，＃2油泵備用，供油壓力、油溫、油箱油位正常。＃3－1引風機靜葉開度37.21%，＃3－2引風機靜葉開度45%，＃3－1送風機動葉開度34.43%，＃3－2送風機動葉開度33.74%，＃3－1一次風機入口檔闆開度26.57%，＃3－2一次風機入口檔闆開度27.3%，。

事故經過:

2005年3月9日8時18分＃3－2引風機掉閘，發“油壓低”光字，＃3－2送風機、＃3－2一次風機聯掉，投油助燃，RB動作，協調跳爲機跟蹤，＃3－1送風機動葉自動開至78%，後回落在70%至75%間波動（自動位），＃3－1一次風機入口檔闆自動快速開至63.52%，後逐漸持續開至96.48%（在3分30秒時間内），＃3－1引風機靜葉自動由37.21%開至95.2%，電流由150A升至365A，爐膛壓力在＋450Pa波動，手動減煤量至76T/H，後運行人員手動關＃3－1引風機靜葉至89.36%，電流降至350A，手動減＃3－1送風機動葉至60%，8時21分＃3－1引風機“反時限過流”動作掉閘，MFT動作，汽機、發電機聯掉，廠用電切換正常。9時40分＃3爐點火，10時46分＃3機組并網。

原因分析：

1、＃3－2引風機跳閘原因分析：

＃3－2引風機因潤滑油壓低掉閘後查潤滑油系統無洩漏，＃3－1引風機掉閘時油壓在低于0.15 MPa時聯啓備用泵，但當時油壓持續低至0.1MPa（低二值掉引風機）以下，4秒鍾後油壓恢複正常，5秒鍾後備用泵正常聯掉。停機後做低油壓試驗正常，低一值、低二值壓控開關校驗正常。運行在就地做油泵切換試驗，連鎖正常，油站油壓、油溫、油位正常。與＃4機＃1引風機跳閘原因相同，時間相差7分鍾，因此排除熱工一次設備和控制程序問題。結合在＃3－1引風機因潤滑油壓低掉閘7分鍾後＃4－1引風機同樣發生的掉閘現象及當時爲衛生清掃人員正在清掃衛生與現場對油系統各閥門手柄觀察判斷造成引風機潤滑油壓低原因爲衛生清掃人員（臨時工）在清理油系統時，爲清掃方便瞬時關閉油濾網的出口門或入口門（均爲球閥，90度開關）所緻。造成油系統短時供油中斷（4秒鍾），油壓控開關動作，＃3－2引風機跳閘。

2、MFT動作停機原因：

＃3－1引風機掉閘原因爲＃3－2引風機掉閘後，RB動作使＃3－1引風機靜葉自動由37.21%開至94.21%，電流由150A升至365A，引風機電機過流（額定電流爲302A），在＃3－2引風機掉閘後，運行人員調整操作多，加之DCS畫面中未設置重要設備過流報警信号、光字，運行人員難以及時發現＃3－1引風機電機過流，後在約2分鍾後發現＃3－1引風機過流，手動關＃3－1引風機靜葉至89.36%，電流降至350A，此時＃3－1引風機持續過流三分鍾，“反時限過流”保護動作，＃3－1引風機掉閘， MFT動作停機。

事故總結：

（1）引風機電機選型偏小，與機械不配套，是造成事故擴大的主要原因。電機額定電流爲302A，在＃3－2引風機掉閘後，RB動作使＃3－1引風機靜葉自動由37.21%開至94.21%時，電機電流由150A升至365A，電機過流嚴重，引風機電機不能滿足鍋爐單台引風機運行最大風量要求，加之DCS畫面中未設置重要設備過流報警信号、光字，運行人員在事故處理中難以及時發現引風機電機過流。引風機電機與機械不配套是造成事故擴大停機的主要原因。

（2）對現場清潔臨時工的安全教育管理不到位，衛生清掃制度不健全，對部分現場清掃人員管理失控，班組未嚴格執行班前會（交待安全注意事項）、班後會（進行安全工作點評）制度，班組安全日活動未得到有效開展，同時對現場設備管理與衛生清掃劃分存在漏洞，是造成此次#3-2引風機因人員誤動潤滑油系統閥門掉閘的主要原因。

（3）運行人員專業技術水平差，經驗不足，對異常工況下的判斷與正确果斷處理能力差，對機組RB工況下的事故預想不夠完善，在＃3－2引風機掉閘後，在＃3－1引風機已嚴重過流情況下，未及時減小引風機靜葉，同時未及時關小＃3－1送風機動葉，使爐膛壓力在＋450Pa波動，反映出運行人員對對機組設備的特性掌握不夠，在異常工況下判斷與操作不夠熟練、果斷。

23、鍋爐汽包水位低MFT動作停機的一類障礙事件

事故前運行方式：

＃3機組負荷235MW，主汽壓力15.4MPa，主汽溫度535℃，總煤量110T/H，A、B、C、D磨煤機運行，＃3－1、＃3－2引風機、送風機、一次風機運行，＃1、＃3給水泵運行，機組投協調。

事故經過：

3月25日0時10分＃3機組負荷由235MW開始加負荷（準備加至250MW），0時11分＃3爐總煤量突由110T/H降至80T/H（A、B、C、D磨同時自動減煤），負荷由235MW降至180MW，主汽壓力至15.8 MPa，機組協調手動切爲機跟蹤，投下層4支油槍助燃，随即總煤量又由80T/H自動加至119T/H，負荷自動加至300MW，此時主汽壓力爲14.8 MPa，汽包水位先波動至－62mm後向正方向發展至＋150mm時水位自動跳，運行人員手動調整水位，0時15分＃3爐汽包水位低，MFT動作，聯跳汽輪機、發電機。0時40分＃3爐點火，0時58分＃3機沖轉，1時16分定速，1時19分＃3機組并網。

事故原因分析：

在總煤量自動由110T/H降至80T/H後又增至119T/H、負荷由235MW降至180MW又突增至300MW情況下，汽包水位擾動大，手動調整水位難度大，加之運行人員經驗不足，在給水自動跳後手動調整水位時，給水量調整幅度過大，在汽包水位由－115mm向正方向波動至－60mm時，将＃1、＃3給水泵勺管總操開度由76%關至27%，給水流量由最大1177T/H降至81T/H（其間＃1、＃3給水泵均因流量低于150T/H自動打開了再循環門，造成給水流量持續低至81T/H），後運行人員又将＃1、＃3給水泵勺管總操開度由27%開至64%時，汽包水位已達－300mm，MFT動作。

24、鍋爐油槍着火引發MFT動作鍋爐滅火停機事故

事故經過：  2006年1月3日，三值上前夜，由于煤質水份較大運行的#1、2、3、5磨煤機頻繁斷煤，班中多次投入中下層油槍，由于人員較少，并就地敲打原煤鬥，投退油槍未就地檢查，0：15分#2、5磨煤機同時斷煤。投入中層#1、2、4油槍，0：55分#6爐DCS畫面發“冷卻風機風壓低”、“#4角煤粉火檢故障”光字，#1火檢風機聯動正常，司爐命令助手就地檢查，發現12.6米有煙霧，且#4角一次風管處有明火，立即向司爐彙報，0：56分，事故喇叭響，#6爐MFT動作，首出“火檢冷卻風機風壓低”#6爐滅火，0：55值長令鍋爐人員盡快撲滅明火，并聯系廠消防隊，1；05#4角明火撲滅，查看監視錄像#4角漏油時間19分鍾，着火時間5分鍾。事故後經查，中層#4角油槍、點火槍燒壞，油槍附近的火檢探頭接線，一次風管，火檢冷卻風機控制箱燒壞，#6爐經過9天小修後恢複運行。

原因分析：

1、#6爐#4角中層蒸汽吹掃閥逆止門後法蘭墊漏，将油漏到一次風管後着火，該法蘭墊爲高壓石棉紙墊，不符合反措要求，且法蘭頻繁受到油、蒸汽相互作用，冷熱沖擊，檢修人員爲及時進行複緊，造成該處漏油。着火後将火檢冷卻風機控制箱燒毀，造成冷卻風壓低，滅火保護動作，停機，是本次事故的主要原因。

2、#6爐運行人員未及時發現#6爐燃油流量從5.5t/h增加到10t/h的參數變化，以緻#4角漏油時間達19分鍾，是本次的次要原因。

事故總結：

1、油槍和油管接口處材料老化，不符合要求。

2、運行人員投退油槍時未進行就地檢查。

3、運行人員監盤不認真，在投入3支油槍後，燃油流量未5.5t/h變化未10.5t/h，運行人員未及時發現。

4、現場監視裝置未設專人檢查，造成油槍洩露未及時發現。

25、鍋爐滅火放炮事故

事故前運行工況：

#10爐運行負荷150T/H，壓力9.4MPa，汽溫540℃，水位正常運行火嘴下排轉4個，中排轉4個，上排轉1個，共9個火嘴運行，乙磨煤機運行。

事故經過：

××年×月×日，運行中的10号鍋爐司爐聽到警鈴響，發現水位低，負荷直接下降到120T/H，這時聽到響一聲，立即停甲、乙側排粉機，控制水位，請示值長關閉主汽門，停爐後檢查發現甲側過熱器處的爐牆約20平方米、前牆汽包上面的爐牆約10平方米、煙道後頂棚約有30平方米的爐牆有不同程度的損壞，申請調度批準停爐搶修，經水壓試驗後檢承壓部件完好，檢查本體鋼梁無變形，搶修後恢複備用。

原因分析：

事故前負荷150T/H，壓力9.4MPa，汽溫540℃，燃燒比較薄弱，個别火嘴來粉不正常，另外爐子預剛除完灰，爐膛溫度較低，造成滅，滅火後由于司爐處理不果斷，造成放炮。

事故總結：

1、司爐在執行防止滅火打炮措施不利；

2、司爐技術素質低，心理素質差，發生事故處理時不果斷；

3、沒有滅火保護裝置。

26、某電廠#6鍋爐滅火停機的一類障礙事件

事故前運行工況：

#6爐運行負荷250MW，壓力17.2MPa，汽溫540℃，水位正常，#1、2、3、5磨煤機運行。

事故經過：

××年×月×日，運行中的#6爐正在進行鍋爐本體吹灰，突然#1、2、3、5磨煤機火檢閃爍，司爐迅速投入下層#4支油槍，後發現#5磨煤機火檢仍閃爍，繼續投入中層四支油槍，爐膛負壓迅速到+3300Pa（該鍋爐滅火保護中爐膛壓力規定爲+3300 Pa /－2450 Pa）鍋爐滅火，後因恢複較慢造成汽輪機跳閘，造成一類障礙。

事故原因分析：

事故前，由于原煤變差，爐膛燃燒惡化，爐膛溫度由870℃下降到680℃，鍋爐監盤人員未及時發現，未能及時采取相應調整，并進行了本體吹灰，造成燃燒進一步惡化，在鍋爐瀕臨滅火時仍投入油槍。造成爐膛内局部爆炸，造成鍋爐滅火。

事故總結：

1、司爐看盤不認真，未及時發現煤質變差及燃燒惡化。

2、在鍋爐瀕臨滅火時仍投入油槍，采用爆燃的方法恢複鍋爐燃燒。

3、鍋爐滅火後處理不及時，造成二次吹掃，氣溫低到汽機跳閘值，汽輪機跳閘。

27、某電廠#1機等離子燃燒器四個火檢攝像頭燒損

事故經過：

2006年6月28日9時20分，#2空預器轉子不轉就地手動盤車也不動，調試人員令停爐熄火，14時01A、01B啓備變壓器跳閘，造成全廠失電，所有運行的轉機全 停運，1小時後保安電源才投上。

事故原因分析：

01A、01B啓備變壓器跳閘造成全廠失電，所有運行的轉機全停運，雖然等離子燃燒器載體風機接有兩路電源（其中一路接在保安電源上），可保安是源在1小時後才投上，由于短時間等離子載體風機沒有轉啓來，這樣等離子燃燒器四個火檢攝像頭沒有風來冷卻燒損。

事故總結：

1、确保保安電源可靠投入。

2、爐膛溫度低于50℃以下，才允許停離子載體風機。

28、某電廠#1機組鍋爐#2空預器轉子不轉

事故經過：

2006年6月28日9時#2空預器主電機跳閘，輔電機聯啓電流71A很大，20分後輔電機跳閘聯跳#2引風機、#2送風機，9時20分#2空預器轉子不轉，就地手動盤車不動。

事故原因分析：

#2空預器煙氣與一次風之間扇形闆和轉子向密封完全摩擦住（後端扇形闆提升裝置）。

事故總結：

按照廠家提供的數據合理調整空預器扇開采闆和轉子徑向密封之間的間隙。

29、鍋爐引風機非驅動端軸承振動大

事故經過：

鍋爐#1、#2引風機從分部試運一直到整體啓動，非驅動端軸承振動大，振動達20mm/s以上，設備廠家來人處理過多次仍振動大，在鍋爐吹管結束後，将引風機輪毂打開後發現裏面有焊雜、土等，重量達4斤，清理後振動從20mm/s降至5mm/s左右。

事故原因分析：

引風機輪毂裏面有焊雜、土等，造成轉子動不平衡。

事故總結：

1、廠家在出廠時要認真做好動平衡試驗。

2、廠家應提高制造質量。

3、施工單位應提高安裝質量。

4、組織人員重新做動平衡試驗。

5、運行人員操作要規範，引風機啓動後靜葉開度要大于5%，不能長時間全關靜葉運行。

30、鍋爐滅火事故

事故經過：

2006年6月8日9時40分#2機鍋爐點火吹管，14時發現10kv配電室内有很多蒸汽，15時50分#2引風機、#2送風機跳閘，鍋爐滅火。

事故原因分析：

因主、再熱蒸汽疏水（機側）臨時連在一起，蒸汽從吹管臨時管漏到廠房内10kv配電室，造成#2機10kvB段失電，使#2引風機、#2送風機跳閘。

事故總結：

1、做好防止蒸汽漏到10kv配電室措施。

2、做好10kv單段廠用電失電事故預想。

31、某電廠#1機等離子陽極頭燒壞原因分析

事故經過：

2006年5月15日16時19分鍋爐點火，17時25投等離子，23時40分#1等離子陽極頭燒損，5月16日0時30分#2等離子陽極頭燒損，1時20分#3等離子陽極頭燒損，4時等離子#4陽極頭燒損，調試人員令将#1磨煤機煤量減至18T/h，保持三支大油槍助燃，停等離子運行。

事故原因分析：

該電廠2ⅹ600MW機組采用發熱量低的褐煤做燃料，相對于300MW機組及其它600MW機組，煤粉燃燒器直徑大，相應的等離子燒燃器體積就大，等離子點火器與等離子燃燒器采用徑向插入方式，爲了能将等離子體（電弧）伸到燃燒器中心。隻能采用特制加長等離子點火器，原等離子燃燒器與點火器采用通用的法蘭聯接，長點火器導磁塊需要穿過法蘭、保溫、鐵皮等可感應磁場鐵性材料，這些材料削弱了起收縮電弧作用的磁場，導緻電弧發散，與陽極的間隙變小，燒損了陽極。

事故總結：

在#1爐吹完管後，将點火器抽出，通過模拟現場情況，觀察電弧找到了上述原因，然後割除了安裝法蘭，将點火器座直接固定在等離子燃燒器上，清理了導磁塊周圍的鐵皮，留出了約50mm的間隙，通過實踐證明此方法有效地解決了等離子電弧燒陽極的缺陷。

32、××電廠重油罐悶爆火災事故

事故經過：

××年×月×日，××電廠重油庫2号重油罐發生悶爆的火災事故。先是似防爆門的破裂聲，經2秒鍾左右，發生較大的悶爆聲。事發後，約2分鍾該廠兩輛消防車到達出事地點，對2号重油罐噴水滅火。随之，外單位的消防車共六輛先後到廠進行滅火。由于消防力量較強，消防水壓力充足，現場消火指揮得當，于當天11時，2号重油罐的煙霧全部消火。     

事故後經查，2号重油罐罐體變形，罐頂開裂、塌斜，基礎完好。此罐直徑爲12米，高10米，壁厚6毫米，容積爲1130立方米，事故後罐存油往地下油坑放了部分重油，約112噸，往煤場空地回收20.4噸。

事故原因分析：1995年8月9日，該廠進雜油307噸至2号重油罐，脫水後，向1号罐送油120噸。事故前油位1.63米，油溫64℃。由于2号重油罐内存油有相當部分的輕質油成份，油位較低，罐體空間部分較大，輕質油揮發份解的可燃氣體達到了爆炸的濃度。經反複分析，排除了外界影響，比較一緻意見是：當日上午10時10分啓動污油泵，将地下油坑的油抽至2号重油罐從上至下落差較大，在2号重油罐内引起較大擾動,使罐内油漂(用鐵皮制成)在油中擺動或滾動,産生靜電。油漂結集了靜電荷，在一個偶然機會與罐内壁或其它部件（如：進油管、污油管等）相碰撞而産生火花。這個火花就是引起第一聲悶爆的火源。第二聲較大的悶爆,是由于該罐防爆門打破後,大量空氣進入罐内而引起。       

事故總結：調查組認爲，油罐設計不完善，未考慮漂防靜電的安全措施，在19年的運行中，也未發現這一設計遺留的隐患。

此次事故定性爲：一般火災事故。   

1、從設備上、管理上舉一反三，全面地、全員地吸取火災事故教訓，确保安全生産。

2、在更換#2油罐時，結合剛下發的部頒《電力設備典型消防規程》制定安裝安全措施，并認真落實。

3、安裝油罐時按照部頒消防規程的要求，凡遇油系統相連的工作執行動火工作票。

4、安監科抓緊時間按照部頒消防規程動火工作票的格式，複制臨時動火工作票，以便安裝工作時使用，正式票複制待後辦理。

5、加強防火重點部位的管理，結合部門的實際認真組織職工學習剛下發的部頒規程，制定完善部門防火重點部位的管理制度。

6、消防規程已下發，今後凡在禁火區及規程規定的禁火設備及系統上動火，必須辦理動火工作票方可工作。 

33、某電廠“3.10”電站鍋爐爆炸事故

事故經過：1993年3月10日14時07分24秒，某電廠1号機組鍋爐發生特大爐膛爆炸事故，人員傷亡嚴重，死23人，傷24人（重傷8人）。該電廠1号鍋爐是亞臨界一次再熱強制循環汽包鍋爐，額定主蒸汽壓力17.3兆帕，主蒸汽溫度540度，再熱蒸汽溫度540度，主蒸汽流量2008噸／時。1993年3月6日起該鍋爐運行情況出現異常，爲降低再熱器管壁溫度，噴燃器角度由水平改爲下擺至下限。3月9日後鍋爐運行工況逐漸惡化。3月10日事故前一小時内無較大操作。14時，機組負荷400兆瓦，主蒸汽壓力15.22兆帕，主蒸汽溫度513度，再熱蒸汽溫度512度，主蒸汽流量1154.6噸／時，爐膛壓力維持負10毫米水柱，排煙溫度A側110度，B側158度。磨煤機A、C、D、E運行，各台磨煤機出力分别爲78.5％、73％、59％、38％，B磨處于檢修狀态，F磨備用。主要CCS（協調控制系統）調節項目除風量在“手動”調節狀态外，其餘均投“自動”，吹灰器需進行消缺，故13時後已将吹灰器汽源隔離。事故發生時，集中控制室值班人員聽到一聲悶響，集中控制室備用控制盤上發出聲光報警：“爐膛壓力‘高高”’、“MFT”（主燃料切斷保護）、“汽機跳閘”、“旁路快開”等光字牌亮。FSS（爐膛安全系統）盤顯示MFT的原因是“爐膛壓力‘高高”’引起，逆功率保護使發電機出口開關跳開，廠用電備用電源自投成功，電動給水泵自啓動成功。由于汽包水位急劇下降，運行人員手動緊急停運爐水循環泵B、C（此時A泵已自動跳閘）。就地檢查，發現整個鍋爐房迷漫着煙、灰、汽霧，人員根本無法進入，同時發現主汽壓急驟下降，即手動停運電動給水泵。由于鍋爐部分PLC（可編程邏輯控制）櫃通訊中斷，引起CRT（計算機顯示屏）畫面鍋爐側所有輔助設備的狀态失去，無法控制操作，運行人員立即就地緊急停運兩組送引風機。經戴防毒面具人員進入現場附近，發現爐底冷灰鬥嚴重損壞，呈開放性破口。

該起事故死亡23人，其中電廠職工6人（女1人），民工17人。受傷24人，其中電廠職工5人，民工19人。事故後對現場設備損壞情況檢查後發現：21米層以下損壞情況自上而下趨于嚴重，冷灰鬥向爐後側例呈開放性破口，側牆與冷灰鬥交界處撕裂水冷壁管31根。立柱不同程度扭曲，剛性梁拉裂；水冷壁管嚴重損壞，有66根開斷，爐右側21米層以下剛性梁嚴重變形，0米層爐後側基本被熱焦堵至冷灰鬥，三台碎渣機及噴射水泵等全部埋沒在内。爐前側設備情況尚好，磨煤機、風機、煙道基本無損壞。事故後，清除的灰渣934立方米。該起事故最終核算直接經濟損失778萬元人民币，修複時間132天，少發電近14億度。因該爐事故造成的供電緊張，緻使一段時間内地區用電受到了嚴重影響，間接損失嚴重。

事故原因：

該起鍋爐特大事故極爲罕見，事故最初的突發性過程是多種因素綜合作用造成的。以下，僅将事故調查過程中的事故機理技術分析結論綜合如下：

1、運行記錄中無鍋爐滅火和大負壓記錄，事故現場無殘焦，可以認定，并非煤粉爆炸。

2、清渣過程中未發現鐵異物，渣成份分析未發現析鐵，零米地坪完整無損，可以認定，非析鐵氫爆炸。

3、鍋爐冷灰鬥結構薄弱，彈性計算确認，事故前冷灰鬥中積存的渣量，在靜載荷下還不會造成冷灰鬥破壞，但靜載荷上施加一定數量的集中載荷或者施加一定數量的壓力，有可能造成灰鬥失穩破壞。

4、事故發生後的檢驗結果表明，鍋爐所用的水冷壁管材符合技術規範的要求，對水冷壁管斷口樣品的失效分析證實，包角管的破裂是由于冷灰鬥破壞後塌落導緻包角管受過大拉伸力而造成的。

5、對于事故的觸發原因，兩種意見：一種意見認爲，“3.10”事故的主要原因是鍋爐嚴重結渣。事故的主要過程是：嚴重結積渣造成的靜載加上随機落渣造成的動載，緻使冷灰鬥局部失穩；落渣入水産生的水汽，進入爐膛，在高溫堆渣的加熱下升溫、膨脹，使爐膛壓力上升；落渣振動造成繼續落渣使冷灰鬥失穩擴大，冷灰鬥局部塌陷，側牆與冷灰鬥連接處的水冷壁管撕裂；裂口向爐内噴出的水、汽工質與落渣入水産生的水汽，升溫膨脹使爐膛壓力大增，造成MFT動作，并使冷灰鬥塌陷擴展；三隻角角隅包角管先後斷裂，噴出的工質量大增，爐膛壓力陡升，在渣的靜載、動載和工質閃蒸擴容壓力的共同作用下，造成鍋爐21米以下嚴重破壞和現場人員重大傷亡。因此，這是一起鍋爐嚴 重結渣而由落渣誘發的機械一熱力破壞事故。另一種意見認爲，3月6日～3月10回爐内結渣嚴重，由于燃燒器長時間下擺運行，加劇了灰鬥結渣。這爲煤裂角氣和煤氣的動态産生和積聚創造了條件。灰渣落入渣鬥産生的水蒸汽進入冷灰鬥，形成的振動加速了可燃氣體的生成。經分析計算，在0.75秒内局部動态産生了2．7千克以上混合可燃氣體，逐步沿灰鬥上升，在上升過程中，由于下二次風與可燃氣混合，混合溫度在470度左右（未達着火溫度）。突遇熾熱碎渣的進入或火炬（燃燒器噴焰）随機飄入，引起可燃氣體爆炸，爐膛壓力急劇升高，爐膛出口壓力達2.72千帕以上，觸發MFT動作。爆炸時，兩側牆鼓出，在爆炸和爐底結渣的聯合作用下，灰鬥與兩側牆連接處被撕裂，灰鬥失穩下塌，包角管和聯箱水平相繼破裂，大量水汽洩出，爐内壓力猛烈升高，使事故擴大。

6、鍋爐投入運行後，在燃用設計煤種及其允許變動範圍内煤質時出現前述的嚴重結渣和再熱汽溫低、局部管段管壁超溫問題，與制造廠鍋爐爐膛的結構設計和布置等不完善有直接關系，它是造成這次事故的根本原因。另外，除上述諸技術原因外，電廠及有關單位在管理上存在的一些問題，也是導緻這起事故發生的原因：該事故機組自3月1日以來，運行一直不正常，再熱器管壁溫連續超過報警溫度。雖經采取調整火焰中心，加大吹灰和減輕負荷等措施，壁溫超限問題仍未解決。按廠家鍋爐運行規程規定，再熱器壁溫的報警溫度爲607度，3月6日至3月10日，再熱器壁溫多在640度和670度之間，鍋爐負荷已從600兆瓦減至500兆瓦，再減至450兆瓦，到3月10日減至400兆瓦，再熱器壁溫仍嚴重超限。按運行規程規定，再熱器壁溫嚴重超溫采取措施而無效時，應采取停爐措施。運行值班長曾多次向各級調度請示，但上級部門非但不同意停爐，而且還要求将鍋爐負荷再提高一些，要求鍋爐堅持運行到3月15日計劃檢修時再停爐。結果因結焦嚴重，大塊焦渣崩落，導緻該起特大事故發生。因此，該起事故原因的認定結論爲：制造廠鍋爐爐膛設計、布置不完善及運行指揮失當；是一起鍋爐設備嚴重損壞和人員群亡的責任事故。事故的直接原因是鍋爐嚴重結渣。

事故總結：

1、制造廠應采取措施，解決投産以來一直存在的再熱器汽溫低和部分再熱器管壁溫度嚴重超限的問題。

2、制造廠應研究改進現有噴燃器，防止鍋爐結焦和煙溫偏差過大的問題。在未改進前，制造廠應在保證鍋爐設計參數的前提下，提出允許噴燃器下擺運行的角度和持續時間。

3、鍋爐設計中吹灰器布置密度低，現在吹灰器制造質量差，制造廠應采取措施加以改進。在未改進前，電廠應加強檢修、維護和管理，提高現有吹灰器的可用率，必要時換用符合要求的吹灰器。

4、制造廠應研究适當加強冷灰鬥支承的措施，以提高其結構穩定性又不緻影響環形集箱的安全。

5、制造廠應采取措施加裝必要的監視測點，如尾部煙溫、煙壓測點、過熱器減溫器進出口汽溫測點、輻射式再熱器出口汽溫測點等，并送入計算機數據采集系統。此外，還應考慮裝設記錄型爐膛負壓表。

6、制造廠應對冷灰鬥的積渣和出渣系統的出渣增加必要的監測手段，包括增加必要的爐膛看火孔，以便檢查鍋爐結渣情況。

7、制造廠應對不符合安全要求的廠房結構、安全設施、通道、門、走、平台和扶梯等進行改進，如大門不能采用卷簾門，看火孔附近要有平台等。

8、切實加強燃煤管理。電力部和其他上級有關部門應共同解決鍋爐燃煤的定點供應問題。電廠要加強對入廠煤、火爐煤的煤質分析和管理，完善配煤管理技術。

9、電廠應嚴格執行運行規程，加強對鍋爐的運行分析和管理工作。應及時提出鍋爐運行情況的分析意見和異常工況的應急措施。

10、對事故中波及的設備和部件進行仔細的檢查。恢複運行前必須進行爐内空氣動力場和燃燒調整試驗。

34、300MW＃1機組運行中切換＃1送風機油站濾網，因濾網另一側在投運時未充油，所以切換時，潤滑油壓瞬時降低，導緻＃1送風機潤滑油壓低動作跳閘，送風機跳閘後聯跳同側引風機，RB動作，自動減負荷，切磨，但RB邏輯中引風機靜葉設置錯誤，跳閘的＃1引風機靜葉自動開大，＃2引風機靜葉關小，使爐膛負壓變正超過1960pa,鍋爐MFT動作滅火。

35、300MW＃3爐鍋爐運行中，＃1送風機動葉調節傳動小拉杆斷，使＃1送風機偏離正常運行工況，電流上升，但風量下降，因送風投自動，所以＃1、2送風機動葉自動全開（＃1送風機動葉調節已不起作用），＃1送風機電流105A過負荷保護動作跳閘，＃1送風機跳閘後＃2送風機電流突增，＃2送風機過負荷跳閘，鍋爐MFT動作。

36、200MW＃1爐＃1引風機運行中電機軸承溫度升高至78℃後，通過降負荷處理下降至65℃左右維持運行，并通知檢修檢查處理，但檢修未采取措施，4小時後，此點軸承溫度開始小幅波動，後突升至105℃（95℃時引風機跳閘），隔離風機解體檢查發現電機軸承燒毀。

37、＃4爐小修後做轉機靜态事故按鈕試驗，＃5爐正常運行，0米巡檢員在接班長捅＃4爐送風機事故按鈕令後，誤走到＃5爐将＃5爐兩台送風機事故按鈕按下，導緻＃5爐MFT動作滅火。

38、200MW＃1機168試運中，因循環水塔水位高，循環泵值班員誤關轉機冷卻水回水門降水塔水位導緻＃1機轉機冷卻水無法回前池，冷卻水中斷，使運行的＃1給水泵工作油溫度升高到130℃，＃1給水泵跳閘，＃2給水泵聯動成功1分鍾後也因工作油溫度高跳，導緻鍋爐斷水幹鍋，MFT動作滅火，168中斷。

39、330MW＃3機運行中，鍋爐A空預器犯卡，液力耦合器保護動作噴油，A空出口煙溫升高，派人就地檢查，回來彙報說B空預器噴油了，主控停止B空預器後導緻鍋爐失去兩台空預器滅火。

40、＃1爐省煤器吹灰器進汽門犯卡關不嚴，聯系檢修處理，檢修說處理不了，運行也未采取隔離措施，2天後省煤器管被吹灰蒸汽吹爆，鍋爐不能維持汽包水位，緊急停爐，構成一類障礙一起。

41、200MW＃2機組＃1給水泵運行中電機定子接地，在倒停設備接故障接地設備過程中，＃1給水泵跳閘，＃2給水泵聯動成功，但因＃2給水泵備用時勺管開度過小，從運行人員将＃2給水泵勺管從15%開足到給水流量正常約需40S，汽包水位已低至－253mm，MFT動作，鍋爐滅火。

42、300MW機組，鍋爐運行中，因脫硫調試人員誤傳信号，使脫硫旁路煙氣擋闆誤關（脫硫系統未投入），導緻煙道嚴重變正壓将煙道打塌，倒塌的煙道将煙道下方的現場辦公室壓塌，造成重大人身死亡事故。

43、＃2機組運行中鍋爐嚴重結焦，鍋爐掉焦壓住撈渣機，運行部部長和當值單元長上撈渣機頭部查看故障情況時，鍋爐突然又大量掉焦，大量的灰焦和熱汽水從撈渣機頭部噴出，将兩人嚴重燙傷，導緻一死一傷的人身死亡事故。

（以上事故案例均源自網絡）