发电企业安全生产事故典型案例汇编

发现此阀阀盖固定螺栓不紧，且有少量燃油外漏。解体时未发现有异物，但和另两只同型阀(AA2、AB3)比较，发现CD1的燃油关断阀阀杆长度比其它两只短约5mm，致使阀芯和阀座呈自然接触状态，不能保证阀门严密不泄漏，而按规定阀座负荷应为401b／inch。所以炉膛进油是CD层1号油枪停用后泄漏造成的。而炉膛爆燃则是在送引风机全部停用后，油枪泄漏的油，当挥发到一定浓度后(柴油与空气混和时的爆炸极限为6‰～65‰)，在较高的炉膛温度下，发生爆炸(柴油的自燃温度为350～380℃，50％馏分温度<300℃)。

1.自锅炉启动调试以及投产以来，电厂一直在短期停炉后进行炉前油循环的情况下，沿用FSSS逻辑(即按顺序方式停油枪熄火，MFT后燃油跳闸阀不关闭)，仅靠油枪燃油关断阀这一道压力燃油系统和炉膛隔离。尽管本次该阀门泄漏的原因有其特殊性，但阀门的泄漏却是多发性故障。电厂没有认识到这种停炉方式进行油循环是FSSS工况中最危险的一种方式，没有对这种特殊运行方式作出相应的安全措施。

2.由于设计的原因，回油系统的调节门特性与系统严密性试验逻辑不配套，虽然规程规定了应做油系统严密性试验，但自基建调试未做成功以后就再也未做过此项试验，电厂也没有考虑改进完善系统设备或者改变试验方法来进行这项试验。尽管这项试验不能保证防止本次爆炸事故的发生，但是作为全面和长期的安全措施是不可缺少的。

3.由于阀门制造厂不允许现场解体和调整燃油关断阀(EZ667型)，电厂过分相信了进口阀门的可靠性。对该种阀门的检漏、检修和维护尚未有具体的规定和有效措施。

4.对进口设备和自动化技术的消化吸收还存在相当差距，小从一个阀门的性能验收鉴别，大到FSSS系统的设计思想的理解和确认，以及如何根据本单位的实际编制规程、制定安全措施等都存在相当大的差距。 【案例警示】

1.改进FSSS逻辑，使得油枪燃油关断阀无论在什么状态，MFT时都要关闭燃油跳闸阀。 2.改进炉前油系统，炉前燃油管道考虑伴热防冻，并加装手动再循环阀，在燃油跳闸阀关闭状态一能保持燃油循环。

3.在锅炉点火前进行油系统严密性试验。 4.改进运行操作，炉膛熄火后停风机前关闭燃油跳闸阀前手动截止门和回油调节阀前手动门。 5.对进口阀门要有检漏的措施以及时发现问题，对阀门的检验、检修和维护应制订具体的规定。

下粉不均导致锅炉灭火

【案例简述】

某厂2号炉2005年12月23日19时24分12秒发生锅炉灭火，当时机组负荷为268MW（机组额定功率为300MW），灭火首出原因是全炉膛火焰丧失。 【案例评析】

1.灭火发生的原因主要是由于给粉机或给煤机下粉或下煤不畅，给粉机转速在自动投入状态自动飞升，引起送风量飞升后造成风煤比严重失调，燃烧稳定性变差引起的，在风量大幅扰动的情况下，锅炉非常容易灭火，而灭火发生后炉膛负压在短时发生剧烈变化，对水冷壁的浮渣造成冲击，使浮渣脱落并落入炉底冷灰斗，使渣量增大，甚至可以溅出灰斗水滴，造成运行人员以为灭火掉渣的错觉。

2.目前由于给粉机选型偏大，在正常煤质带满负荷给粉机转速也只有400r/min左右，转速偏低，给粉的均匀性较差，为提高该炉给粉机转速，下粉插板没有开全，粉仓的钢制小粉斗又没有保温，易在小粉斗内壁产生湿润结块现象，二者均使给粉机入口下粉稳定性变差，引起燃烧工况

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三、设备事故?锅炉篇

的破坏，影响燃烧稳定。 【案例警示】

1.对给粉机进行改造，减少其出力，其次对小粉斗进行保温，在运行中要保持粉仓粉位，避免煤粉自流。

2.通过燃烧调整提高锅炉自身抗扰动能力。目前周界风基本不投，而设计的一次风偏小，实际一次风压及风量也偏低，大负荷时炉内一次风量不足，在总风量正常的情况下，主二次风率及风速偏高，一次风抗二次风的扰动能力偏小，因此有必要在高负荷时，适当开启周界风，以减少主二次风率及风速。

3.目前在高负荷时稍开周界风会使一次风火检强度变弱，有必要对火检进行详细的检查。

引风机跳闸RB导致锅炉负压MFT

【案例简述】

2006年3月5日，某厂2号机组在正常运行时锅炉突然发生MFT。事件发生前，机组负荷295MW，2A、2B、2E磨煤机运行，2C磨检修，2号机组脱硫岛投运，厂用电正常，协调控制投入，定期工作中发现2B引风机油泵A无法启动，正在处理中。

16时30分左右，2B引风机油泵A检修工作结束，启动试转，油压上升（3.0～3.3MPa），检查正常，停油泵B作备用。停运后，油压正常3.0MPa。

16时50分，2B引风机油泵A跳闸，油泵B联锁启动，油压瞬时下跌后恢复正常（CRT显示油压未到动作油压值，油压下跌在1s左右即恢复）。不久2B引风机跳闸（首出油压低），跳同侧送风机，触发RB切2D、2E磨煤机。立即抢投2A、2B磨油枪，但同时2号炉炉膛压力低低动作MFT。2号发变组解列，汽机跳闸。 【案例评析】

引风机2B的润滑油泵A跳闸后，B泵联锁启动成功，过程中润滑油压力瞬间下跌，引起压力开关低发讯，由于润滑油压力恢复正常时压力开关未能复位（事后校验压力开关，低触点常通，无法复归），控制系统根据逻辑设计，延时30s后触发风机跳闸。

引风机2B跳闸后，RB正常动作，切2D、2E磨煤机并跳闸同侧送风机。由于此前所有机组基建进行的RB试验，都是在脱硫系统未投入运行情况下进行，脱硫增压风机同时运行情况下的RB试验尚无机组进行。因此当本次事件发生时，引风机2B跳闸后指令叠加到引风机2A，在引风机2A和增压风机以及跳磨煤机后的多重作用下，引起炉膛负压急剧下降。

当引风机2B跳闸后，机组的一系列自动应急措施动作是正常的，联跳对应的送风机2B；运行的引风机2A开度达100％，脱硫增压风机调节导叶关小，但幅度仅为10％左右；延时10s，RB动作，相继切除二台磨煤机2D/2E，并投油枪2A/2B，在上述期间，炉膛压力一直走低，最终未能避免锅炉压力低而MFT。

当一台引风机跳闸时，对增压风机而言，减少了其进口流量的供给，其作用相当于增加了增压风机所处系统的阻力，所以根据风机在管路的工作特性，必然表现出其进口的压力值下降，该压力的影响，一直波及炉膛，如图1所示（工作点由A移至B）。

同时由于运行的引风机一下加足其负荷，且又有一台送风机联跳，所以更加剧了炉膛压力的下降。

炉膛压力降低，也表现为送风机出口背压的降低，致使其阻力减少，阻力线下移，运行的送风机流量增加，以适应炉膛压力降低及补充输送流量的不足，如图2所示（工作点由A移至B）。

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发电企业安全生产事故典型案例汇编

图1 图2

当RB动作，先后切除两台磨后使炉内的烟气量减少，同样起到了降低炉膛压力的效果。 统观上述分析，送风机的自适应增加送风量不能及时有效地抵消上述多种因素导致的炉膛压力的下降，因此MFT在所难免。 【案例警示】

1.机组MFT后，有关专业人员到现场参与了事故分析，并进行了专题讨论，提出了相应的对策，为保证在脱硫系统投入的情况下，当机组发生风机跳闸RB时，不发生因炉膛压力异常而MFT的故障，对逻辑进行如下修改。

2.发生风机RB及引风机跳闸，立即快开脱硫烟气旁路挡板，起到烟气再循环作用，使增压风机进口处的压力不发生大的变化。

3.风机RB及引风机跳闸，立即关小（3s指令超弛状态）脱硫增压风机进口导叶开至原来开度的60％，3s后脱硫增压风机进口导叶保持自动状态参与调节。

DCS系统信号由送、引风机和一次风机RB及引风机跳闸合成后送入脱硫系统，以快开脱硫烟气旁路挡板及超弛关增压风机导叶。

4.一台引风机跳闸后，对另一台引风机的叠加信号加以限制。即引风机的主控输出在发生送、引风机RB时设50％的高限，消除工作引风机指令的饱和延迟时间，使引风机的动叶能够及时调节炉膛负压。

5.发生送、引风机RB时，由原来跳两台磨改为跳一台磨。

6.由于此次MFT及相关的修改对投运脱硫机组具有普遍意义，故决定进行实际试验，以验证修改方案的可行性，为系统内其他机组提供参考经验。现场试验时，由仪控人员在现场模拟2A引风机油压低跳引风机，触发机组RB。

7.整个试验过程顺利，除磨煤机由人工跳闸外（原因是磨煤机跳闸及脱硫系统动作信号处在同一模件内，并同时接受一个风机RB信号，ABB控制系统不允许信号这样连接，试验后已进行修改）其他动作范围内的设备均有序动作，自动调节及时准确，炉膛负压最高达到500Pa之后很快趋稳，机组其他参数均满足要求。

8.脱硫装置的投运对防止发生锅炉灭火事故提出了新的要求，本案例对《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》进行了有益的补充，配备了脱硫装置的发电机组应以此为鉴。

煤种偏离设计导致降温供热

【案例简述】

某电厂1998年投产，装机为2×125MW高温高压抽汽式机组，锅炉由北京巴布科克威尔科克斯有限公司生产，型号为B&WB450/10.3-M。2006年12月2日，该厂由于锅炉大面积结焦而被迫停机，造成地区降温供暖约72小时。

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三、设备事故?锅炉篇

该厂两个储煤场可存放燃煤7.6万吨，10月26日库存燃煤不足10000吨，当天的耗煤量在2300～2600吨左右，当天的进煤量只有1000～1500吨左右，11月10日开始抢煤，每天进煤量在7000～8000吨左右。11月27日该厂＃1、＃2炉开始采用露天煤矿的煤，11月30日锅炉出现结焦，12月2日锅炉结焦严重。

2006年11月末由于供煤紧张，该厂集中燃用了神华五彩湾与大洪沟煤矿掺配的来煤，自11月30日开始，两台锅炉受热面出现结焦现象。12月1日，#1锅炉结焦恶化，#1锅炉捞渣机停运、渣口被堵，经紧急抢修后，机组恢复运行。12月2日12时，两台锅炉再次发生大面积结焦，#1炉结焦到了无法维持正常运行的程度。请示上级同意后，12月3日0时40分，将#1机组停运进行打焦处理，#2炉在结焦情况下降负荷运行，维持低温供热运行。经过近72小时连续抢修，#1炉于12月5日21时45分结束清焦工作，9时30分带正常电热负荷。#1炉共清除焦块150余吨。#2机组于12月7日7时50分停机进入抢修。8日1时56分，#2机组并网，恢复对外供热、发电运行。 【案例评析】

1．燃用了严重偏离设计的锅炉燃烧煤种。

2．燃煤监督管理不到位，更换新矿点及煤种，新煤种使用前未送检对其进行全煤质分析，未严把燃煤采购关。

3．煤场管理工作落实不到位，11月30日因锅炉燃煤渣量大，安排燃化部倒#1煤场上煤，12月1日燃化部未汇报有关部门及领导，又倒回#2煤场上煤，锅炉继续燃烧结焦煤，致使锅炉结焦进一步加剧。

4．对热网可能产生的影响和采取应急防范措施的认识不足。 【案例警示】

1．加大对入厂煤的选购、运输和检测力度，挑选合适的煤种。

2．加强企业内部的管理，及时发现问题与供煤企业沟通、协调并及时向政府有关部门反映。 3．对锅炉进行优化燃烧试验，认真详细测量炉膛出口温度，针对现有的燃用煤种，对锅炉进行优化燃烧试验，尽可能降低炉膛出口烟温。

4．提高锅炉运行含氧量，避免炉内出现还原性气氛，加强炉内吹灰工作，如果含氧量仍偏低，必须适当降低负荷。

5．通过对锅炉出口烟温、过热汽温、锅炉负荷、燃烧氧量、炉膛排烟温度等各种曲线参数在线监测，及时判断锅炉炉膛出口是否结焦，并采取运行除焦措施。

6．合理掺烧，尽量降低其结焦性和粘结性指标。

7．定时监测锅炉结焦情况，发现结焦发生应立即汇报并采取措施。 8．加强锅炉吹灰工作，除进行打焦和看火外，吹灰器全天连续运行。

9．加强对运行人员的技能培训，组织学习其他发电企业对锅炉结焦的处理经验。 10．编制锅炉结焦和燃煤供应紧张对热力供应影响的应急预案。

煤种偏离设计导致锅炉严重结焦

【案例简述】

某电厂锅炉为前苏联制造的超临界锅炉，采用旋流燃烧器、直吹式制粉系统，设计煤种为晋北烟煤，改烧神华低灰熔点煤后，锅炉频繁出现结渣现象。

2001年3月14日，1号炉渣系统全停进行检修。此前安排1号炉后夜班提前进行1、2组蒸汽吹灰（如按正常规定是应在早班进行的），早班接班后即按定期工作要求进行锅炉受热面的微动水除灰工作，于14日9时40分结束吹灰工作。

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