600MW机组事故报告

＃1机组因主蒸汽温度低跳机
事件发生前状态
#1机组运行正常，负荷440MW，A/B汽泵运行自动调节，给水主控自动退出。

主给水流量1270t/h，单台汽泵流量680t/h，主蒸汽温度566℃，主蒸汽流量1200t/h。

事件经过
02:19监盘发现#1炉储水罐压力测点快速上升，无波动，焓值控制器及焓值修正H自动切换为手动，给水流量快速下降，过热度急剧升高，监盘人员快速手动调整给水流量，将过热度控制在20～30℃之间；联系热工检查后告测量管冻，焓值控制器及焓值修正H无法投自动，给水流量通过给水主控手动调整；03:36监盘发现#1炉主给水流量测点1突变到-17t/h，联系网控屏蔽给水流量低、极低保护，同时联系热工检查后告测点上冻导致。

6:43:08#1炉主给水流量测点2突变至-15t/h，在给水流量下降的过程中，给水主控要求汽泵出力增加，由原来的5126r/min开始上升至5205r/min稳定在5400r/min。

6:43:10 汽泵流量偏置大，造成在6:43:19时汽泵给水调节自动退出“自动”，给水泵退出遥控MEH本地控制，此时锅炉给水信号选择的流量降至-14.3t/h，给水主控被强制350t/h最小流量，负荷447MW，主蒸汽温度565℃，主给水流量测点3点1322.4t/h。

6:45:04 负荷448MW，主蒸汽温度560℃，主给水流量测点3点1580t/h，汽泵转速5400r/min，投入锅炉遥控。

6:45:10 投入汽泵给水调节自动，低调阀开度由63.8%突然增大汽泵转速增加，主给水流量测点3增加；6:45:50退出汽泵给水调节自动，手动调节汽泵出力，到6:46:16负荷445MW，主蒸汽流量1326t/h，主给水流量测点3点1854.7t/h，主蒸汽温度552.8℃，汽泵转速5700.3r/min，低调阀开度89.34%，高调阀开度46%。

锅炉大量进水，主汽温度急剧降低，6:50主汽温度突降至474℃，因“主蒸汽温度低”汽机跳闸，联跳锅炉电气动作。

原因分析
防冻措施不完善，#1炉储水罐压力、给水流量等多个表计上冻，运行人员在重要参数发生异常时处理不当，导致主蒸汽温度急剧降低，保护动作跳机。

不符合项
4.1.1防冻措施不完善，因气温骤降，造成多个表计上冻，是造成此次事件的根本原因。

4.1.2主给水流量共有3个测点，当2个测点发生故障的情况下，没有及时切换到正常测点，造成主给水信号选择“选中”流量降至-14.3t/h后，给水主控流量急速下降置为“350t/h”，在测点故障时，没有正确进行选择，造成自动跟踪采集信号错误，引发事件发生。

4.1.4 由于汽泵流量偏差大，汽泵退出锅炉“遥控”MEH本地调节后，又重新投入“遥控”，在没有判断给水主控流量的情况下，投入了汽泵给水调节自动，造成汽泵转速上升，实际给水流量不断增加，水煤比严重失调，主汽温度急剧降低，主汽温度降低过程中，没有立即采取有效措施遏制汽温降低，是造成此次事件的原因之一。

纠正措施
4.2.1全面排查，查找设备防冻存在的漏洞，完善防冻措施。

4.2.2冬季气温急剧下降时，设备维护部加强夜间值班力量，增加压力、水位、流量等测量表计定期排污次数，防止上冻。

4.2.3 机组异常情况下，运行人员及时解列相关自动进行手动调整。

4.2.4 加强运行值班员技术培训，遇到事故时，应抓住主要问题解决防止事故扩大。

4.2.5 完善逻辑，在主给水流量与汽泵流量偏差大的情况下，禁止投入汽泵给水调节自动。

4.2.6 完善逻辑，当给水流量测点突变为负值时，判断为坏质量，自动选择正确测点。

其他有三选中的测量表计应同时完善此功能。

4.2.7 组织运行人员重新学习《防止断煤、煤质突变引发锅炉MFT》的措施，当主汽温度急剧下降时，及时采取有效的措施，遏制主汽温的下降。

4.2.8 遇到有威胁机组安全或保护、自动、重要表计异常的缺陷时，及时督促维护消缺，保证保护、自动、重要表计的正常投入。

4.2.9 发电部编制《关于测点异常的处理措施》，组织各班组学习并认真执行。

＃2炉高温过热器出口联箱疏水门爆裂停炉
事件发生前状态
机组负荷402MW，A、B、C、E、F磨煤机运行，A、B汽泵运行，A、B送风机、吸风机、一次风机运行，机组协调投入。

主汽温度564.9/564.9℃，再热汽温566.9/563℃，主汽压力22.2MPa，给水流量1120t/h，炉膛负压-53Pa，总煤量196t/h。

事件经过
2010年1月8日20:20，运行值班员检查发现#2炉高过出口联箱疏水手动门发生泄漏。

经现场鉴定后，运行中无法处理。

9日4:36 #2炉停炉。

停炉后检查发现该疏水手动门阀体与插入式椎体焊接部分断开。

联系该阀门厂家VOLK公司更换新阀门，并更换该门进口长约460mm的管段，对全部焊口进行热处理和探伤检查。

检查焊口合格后#2炉启动，于11日13：15 #2机组并网。

设备损坏情况
#2炉高过出口联箱疏水手动门阀体与插入式椎体焊接部分断开。

原因分析
经河南电力试验研究院对泄漏阀门进行检测，确认#2炉高过出口联箱疏水手动门阀体与插入式椎体焊缝处存在制造缺陷，运行中在高压的汽水作用下焊缝突然发生爆裂。

不符合项
4.1.1 #2炉高过出口联箱疏水手动门为美国VOLK公司生产的V1L0STD04BW—1插焊手动球阀，材质为F91，工作温度为582℃，工作压力为27MPa。

手动阀于2009年2月投入使用至今。

该阀门割下检查发现阀体与插入式椎体焊接部分全部断开，断口整齐，初步判断为该球阀插入焊缝处存在缺陷，是导致此次事件发生的原因。

4.1.2 1月8日—14日经河南电力试验研究院对该阀门进行金相组织、材质光谱及硬度等检测，确认该阀门与大小头连接角焊缝，沿阀门与大小头角焊缝的阀门端面全部断开造成高过出口集箱疏水手动阀角焊缝断裂的原因为：焊前预热或者焊后热处理工艺没有完全按照规范进行，使得焊件在没有消除淬硬组织、残余应力高、有残余氢的情况下出现焊道下沿热影响区的冷裂纹。

纠正措施
4.2.1对泄漏的阀门和进口部分管段进行更换。

对焊口进行100%的探伤检查。

4.2.2抽查同等压力、同等温度等级的疏水门（屏过出口及主蒸汽管道疏水电动门、手动门）焊缝，未发现异常。

4.2.3 利用检修时机检查其他阀门焊缝硬度情况。

并对存在相同问题的其他阀门进行更换。

#2炉灭火，机组解列
事件发生前状态
＃2机组负荷350 MW，A/B侧主汽温度567/565℃，A/B侧再热温度551/557℃，水煤比6.3，炉膛负压-50Pa，A、D、E、F磨运行，B、C停运大修，A、B汽泵运行，A、B送风机、吸风机、一次风机运行，机组协调投入。

事件经过
01:16:40 #2炉F磨由于电机后轴承温度突升至94℃而跳闸（就地实测该电机轴承温度16℃），A、D、E、F层煤火检消失，锅炉MFT动作跳机。

查吹扫条件发现：部分一次风门无法关闭、个别油枪状态不对，不满足锅炉吹扫条件，联系热工处理。

01:40锅炉吹扫完成后点火恢复。

恢复过程中，部分油枪火检反馈状态不正确、油角阀状态指示不正确、磨煤机冷热风关断门无法操作，联系维护处理后正常。

03:07参数合格汽机冲转，03:27并网，05:00负荷带至正常300 MW。

原因分析
#2炉F磨煤机电机温度测点接线送动，造成磨煤机跳闸，因前墙中下层磨煤机均检修，锅炉燃烧抗扰动能力差，F磨煤机跳闸后对炉内燃烧造成较大扰动，下层着火中断，剩余3台运行磨煤机的着火被突然破坏，造成所有磨煤机火检失去跳闸，锅炉MFT动作后机组联跳。

不符合项
4.1.1 #2炉F磨煤机经热工检查后发现电机温度测点接线有点松动，是造成磨煤机电机轴承温度指示异常突升的原因，而因磨煤机电机轴承温度指示异常突升至保护动作值使磨煤机跳闸。

4.1.2 #2炉B、C磨停运大修，前墙中下层火嘴缺失，炉膛燃烧的稳定性较差，F磨跳闸后对原本薄弱的燃烧工况产生较大干扰，是此次灭火事件的主要原因。

纠正措施
4.2.1 加强值班员监盘时对DCS画面的不定期巡视工作，以及时发现参数的异常变化。

4.2.2 加强磨煤机的检修与维护，尽量避免造成燃烧器的缺层运行。

4.2.3 定期检查有震动源处的热工测点接线是否松动，防止假信号出现而造成设备跳闸或跳机。

＃2机组过热度高保护动作跳机
事件发生前状态
#2机组启动过程中，负荷298MW，CCS投入。

C、F、B、E、D磨煤机运行，主/再汽温：557℃/552℃，过热度24℃，A汽泵运行自动调节，A小机转速4703r/min，给水主控自动投入，B汽泵在冲转过程中，电泵热备，主给水流量837t/h。

事件经过
10:25 #2机组负荷带至310MW，退出所有油枪。

10:42 F原煤仓粘仓严重，磨煤机频繁断煤。

C磨给煤量加至62t/h，B给煤机因新更换减速机，煤量控制在30 t/h，E磨因磨损严
重，给煤量控制在35t/h，负荷自310MW下降至250MW，B3、B4煤火检失去，投入B34点火枪,为了稳定燃烧，11:02:28启动D磨运行，11:05:57因“超速保护”动作A小机跳闸，发现CCS转速指令要求5700 r/min，小机实际转速4710r/min，11:06:36电泵联启正常，11:06:36—11:11:02期间，手动调节电泵勺管增加调整至88%几次，勺管均自动强制到56—66%之间，给水流量在822—364 t/h之间波动，11:06:18 总燃料量141 t/h，过热度36℃，呈上涨趋势，随即拉掉D给煤机，D磨、B、E磨。

11:09:30总燃料量减至75 t/h，给水流量364t/h，过热度70℃，11:11:25 电泵给水量始终未加上去，过热度高至101℃，过热度高保护动作，锅炉MFT。

锅炉吹扫后恢复，12:00冲转至3000 r/min,12:38#2机组并网。

14:25退出全部油枪。

原因分析
运行人员在处理磨煤机断煤过程中对重要参数监视和调整不到位，造成A小机因指令与实际转速偏差大而跳闸，在此后的处理过程中运行人员判断失误、调整不够及时，导致过热度高保护动作。

不符合项
4.1.1 A汽泵运行，B汽泵暖泵，F给煤机断煤后，主汽压力下降，负荷降低，小机汽源压力降低，此时为加强稳定燃烧，启动上层D磨，锅炉燃烧加强，因CCS在投，给水主控指令逐渐升高至970t/h，此时给水流量与给水主控偏差达140 t/h，A小机高低调门全开，冷再至小机进汽管路正在疏水暖管中，A小机因CCS指令与实际转速偏差大于1000 r/min 而跳闸，是这次事件的主要原因。

4.1.2 A小机跳闸后，电泵联启正常，电泵对应能带180MW负荷，此时未及时减负荷。

当过热度刚开始升高时，因给水流量时加上，时加不上，判断失误，未果断停运磨煤机，控制过热度上涨趋势，这也是引起这起事件的一个原因。

4.1.3 启动中运行方式安排不合理，B汽泵投入时间较晚。

负荷167MW，9:05分启动B 汽前泵，主泵泵体放尽空气，9:32开启小机本体疏水开始抽真空，10:00开始冲B汽泵，转速到400r/min时因B小机后轴承振动大，暖机时间较长。

11:00 B小机转速800r/min 准备升速。

B小机投入时间较晚也是造成此次事件的一个原因。

4.1.4 在机组启动过程中或异常工况下，小机出力不能按照正常情况考虑，机组负荷和锅炉热负荷不应增加过快。

特别是在启动上层磨煤机时，对锅炉给水、主汽温的影响，上层磨启动后，分离器出口过热度增加导致水量需求增加，运行人员调整对以上问题考虑不周。

4.1.5 运行调整中，对给水主控和实际给水流量偏差大现象未引起足够重视，及时采取措施调整。

纠正措施
4.2.1 值长、单元长在启动过程中应认真考虑设备运行方式，安排工作应提前，考虑问题应全面。

在单台汽泵运行时，应开启辅联至小机进汽电动门、冷再至小机电动门，各管道充分疏水暖管，辅联压力维持在1.0MPa，不低于0.9MPa。

4.2.2 单台汽泵运行时，应限制负荷不超过300MW（如小机汽源压力低则负荷应维持再低些），磨煤机若出现有来煤不正常，负荷应控制不超过280MW，保证汽泵有一定的调节余量。

负荷在150MW时，另一台汽泵应及时暖管冲转，转速3000 r/min时投遥控。

4.2.3单台汽泵运行时，汽泵给水自动禁止投入，根据锅炉燃烧工况，手动调整给水。

4.2.4 监盘时，发现给水主控与实际给水流量偏差大时，机、炉调整要及时联系，控制燃烧，保证给水流量满足需求。

4.2.5 加强运行人员技术培训，事故情况下应抓住主要问题，正确判断、果断处理，防止事故扩大。

4.2.6 组织运行人员认真学习《防止断煤、煤质突变引发锅炉MFT》的措施，防止过热度高保护动作跳机。

4.2.7 完善逻辑，在CCS转速指令与汽泵实际转速偏差大300r/min（具体定值待讨论）时，将汽泵给水调节自动切手动状态，并同时发报警信号。

4.2.8 各主控在调整过程中，应全面考虑设备运行方式，做好事故预想，采取有效的措施控制异常事件发生。

＃1炉灭火
事件发生前状态
＃1机组负荷508MW，A、B、C、D、E、F磨煤机运行（C原煤仓棚煤，经疏通后刚刚投入C给煤机运行，F磨煤机处于断煤后刚来煤稳定），A、B汽泵运行，A、B送风机、吸风机、一次风机运行，机组协调投入。

A/B侧主汽温度566/568℃，A/B侧再热汽温562/562℃，水煤比4.6，总煤量286t/h。

事件经过
10:05:07 F给煤机煤量56t/h，开始间断断煤。

10:05:34 F层煤火检全部消失。

10:05:36 水煤比6.0。

10:05:49 炉膛压力-273Pa。

10:05:50 C给煤机投运，逐渐增加煤量。

10:06:04 E层煤火检全部消失。

10:06:10 炉膛压力-107KPa，C层煤火检全部消失。

10:06:18 B层煤火检消失3个。

10:06:23 水煤比4.6。

10:06:28 C给煤机断煤，煤量降至13t/h后回升，此时C磨煤机入口一次风量122t/h,入口风温177℃。

10:06:32 D层煤火检全部消失。

10:06:35 A层煤火检全部消失。

10:06:37 炉膛压力-286Pa，炉膛“270MW负荷以上，全炉膛火焰3/4消失”，MFT动作。

10:06:48 炉膛压力最低至-3310Pa。

10:20 炉膛吹扫后点火。

13:00 冲转。

13:21 并网。

原因分析
3.4.1 从水煤比下降情况和煤样分析结果及各层煤火检变化趋势看，煤质变差使煤粉着火点偏远，燃烧稳定性下降是发生本次灭火事件的主要原因。

灭火后各给煤机取煤样化验结果如下：
A仓：灰分45.14%，挥发份9.65%，低位发热量14.24MJ/Kg, 3405 kcal/Kg；
B仓：灰分34.10%，挥发份13.39%，低位发热量18.57MJ/Kg,4441kcal/Kg；
D仓：灰分42.08%，挥发份9.49%，低位发热量16.15MJ/Kg,3862kcal/Kg；
E仓：灰分48.54%，挥发份9.31%，低位发热量13.57MJ/Kg,3245kcal/Kg；
F仓：灰分54.08%，挥发份9.91%，低位发热量11.31MJ/Kg,2705kcal/Kg。

3.4.2 给煤机频繁断煤导致炉内燃烧不稳。

3.4.3 在给煤机和未给煤情况下，未及时减小相应的一、二次风量，造成大量冷风进入炉膛使风粉比例严重失调并冲击对侧火焰。

3.4.4 C磨煤机因原煤仓棚煤一直空磨运行，而在灭火前来煤并当煤量大于18t/h时作为有效煤火检参与保护中熄灭火检数量的计算，而实际此时C层着火还未正常，这样就在其它煤火检熄灭数量较多的基础上突增4个而达到“270MW负荷以上，全炉膛火焰3/4消失”保护动作的条件触发锅炉MFT。

不符合项及纠正措施
4.1.1 原煤煤质控制和配煤掺烧工作不到位。

4.1.2 原煤仓下煤不畅导致磨煤机频繁断煤。

4.1.3 在燃烧出现较大波动时运行人员未及时采取有效的稳燃措施。

4.1.4 制粉系统部分风门因故障无法操作，影响异常情况下对燃烧的调整。

纠正措施
4.2.1 加强原煤采购时的质量控制，严格按照已制定的下层煤仓上高挥发分及优质煤种的措施进行分仓上煤。

4.2.2 查找原煤仓下煤不畅的原因，重点从控制入炉煤水分和煤仓结构改造方面解决频繁断煤问题。

4.2.3 加强设备缺陷管理，及时消除影响机组安全稳定运行的缺陷和隐患。

4.2.4 加强运行人员的业务技术培训，提高分析事故和处理事故的能力。

#1炉灭火
事件发生前状态
＃1机组负荷386MW，A、B、C、D、E、F磨煤机运行，（A磨煤机断煤），A、B汽泵运行，A、B送风机、吸风机、一次风机运行，机组协调投入；A/B侧主汽温度563/569℃，A/B侧再热汽温570/572℃，水煤比5.991，总煤量177t/h。

事件经过
在灭火前水煤比从6.52快速下降至5.12，各磨煤机煤火检强度迅速降低，炉膛负压大幅波动，燃烧工况恶化。

5:31:14 F磨煤机发出“磨煤机火焰失去紧急停”信号而跳闸。

5:31:18 C磨煤机发出“磨煤机火焰失去紧急停”信号而跳闸。

5:31:23 E磨煤机发出“磨煤机火焰失去紧急停”信号而跳闸。

5:31:26 D磨煤机发出“磨煤机火焰失去紧急停”信号而跳闸。

5:31:28 锅炉MFT动作，首出“炉膛压力低低”。

6:05 炉膛吹扫后点火。

9:58 冲转。

10:17 并网。

原因分析
3.4.1 煤质变差，煤粉气流着火困难使炉内燃烧工况恶化，造成煤火检强度下降至熄灭，触发“磨煤机火焰失去紧急停”保护动作，在短时间内四台磨煤机跳闸是本次灭火事件的主要原因。

灭火后各给煤机取煤样化验结果如下：
B仓：灰分47.24%，挥发份10.54%，低位发热量14.35 MJ/Kg
（3432kcal/Kg）；
C仓：灰分46.14%，挥发份9.79%，低位发热量13.79MJ/Kg（3298 kcal/Kg）；
D仓：灰分39.02%，挥发份9.57%，低位发热量15.94MJ/Kg,（3812kcal/Kg）；
E仓：灰分52.4%，挥发份9.86%，低位发热量12.2MJ/Kg（2918 kcal/Kg）；
F仓：灰分46.94%，挥发份12.44%，低位发热量14.11MJ/Kg（3374 kcal/Kg）。

3.4.2 当燃烧出现不稳时，运行人员未及时投油助燃是造成本次锅炉灭火的又一原因。

不符合项
4.1.1原煤煤质控制和配煤掺烧工作不到位。

4.1.2在燃烧出现较大波动时运行人员未及时采取有效的稳燃措施。

纠正措施
4.2.1 加强原煤采购时的质量控制，严格按照已制定的下层煤仓上高挥发分及优质煤种的措施进行分仓上煤。

4.2.2 加强运行人员的业务技术培训，提高分析事故和处理事故的能力。

4.2.3 严格执行下发的《防止锅炉断煤、煤质变化引起MFT事件发生的措施》。

#2机主汽温度低跳机
事件发生前状态
#2机组运行正常，负荷600MW，A/B汽泵运行自动调节，机组协调投入。

主给水流量1780t/h，主蒸汽流量1780t/h。

主蒸汽温度566℃，未校正煤量260T/H。

水煤比6.76，燃煤校正系数0.788，A、B、C、D、F磨运行。

事件经过
13:37 C磨煤机断煤，停运该磨捅煤。

13:51 F磨断煤，敲打后来煤，各层火检模拟量急剧下降，投入F层少油助燃。

14:12 B磨煤机差压增大至8.72Kpa，就地强排石子煤，仍不见下降，停运B给煤机，关小二次风及缩减一次风量，继续强排，通风抽粉。

14:37 差压降至5.55 Kpa，投运B给煤机，煤量38.94t/h，差压持续上涨至6.71 Kpa，14:46减少给煤量至19 t/h，差压继续涨至7.72 Kpa，此时F、A、D差压均上涨较快，14:40 A给煤机差压8.6 Kpa，停运A给煤机，关小二次风和缩减一次风。

投入F1—4点火油，B34点火油，在此期间燃烧工况变化较大，机组负荷由于总燃料量的减少逐步下滑，协调退出，切机跟随方式，手动调整给水流量。

14:41 高过出口压力16.46Mpa，给水量672 t/h，负荷287MW，14:46:38过热度上涨至71℃，增大给水量至1350T/H，负荷涨至384 MW，14:53 过热度下降，给水减至838 t/h，总燃料量95 t/h，A侧主汽温538℃。

14:51 给水流量减至767 t/h，过热度2.02℃，负荷270 MW，主汽温528℃，此时B磨煤机因差压大，一次风量低，一次风压降低，粉管基本不过粉，燃烧盘告知汽水调节人员，
准备投运A给煤机，因A给煤机是上层磨，汽水盘人员怕过热度、汽温再次快速升高，提前将给水量有767 t/h增加至843 t/h，但14:58:36 投运A给煤机，此时A侧主汽温由520℃开始下降，14:54:15燃烧盘增加上层D给煤机煤量由30 t/h增加至42 t/h，14:58:45主给水流量810 t/h，负荷279 MW，A侧主汽温降至481℃。

15:00:17 给水流量减至602 t/h，15:00:18 机侧汽温低至460℃，汽机因主汽温度低跳闸，锅炉MFT。

15:06锅炉吹扫，15:19点火，17:02 冲转，17:21并网。

原因分析
3.4.1 从磨煤机排石子煤的量和各磨差压大情况判断，煤中石头多使磨煤机出力降低，煤粉输送困难，是影响锅炉燃烧工况变化大和机组大幅度降出力的主要原因，也是本次事件发生的诱因。

3.4.2 在燃烧工况发生大的变化时，各自动、协调虽然解列，进行手动调整，但是机跟随仍在投，使得给水流量变化时，主汽压力变化大，负荷大幅度波动，以及入炉燃料量的变化都是造成主汽温和过热度变化的原因。

3.4.3 当燃烧盘告知汽水调节人员，准备投运合上层A 给煤机时，在还没投运时，给水盘将给水量直接增加了76T/H，而此时燃料量并未增加，且此时B磨煤机一次粉管因磨煤机差压大，一次风量低，造成粉管有轻微堵塞现象，虽然给煤量计数未变化，但是实际进入炉内的燃料量在减少，运行人员未结合当时过热度情况进行全面分析，即进行了加水操作，造成水煤比严重失调导致主汽温度快速降低，是本次事件发生的主要原因。

3.4.4 运行人员在处理异常时监盘不全面，未及时发现主汽温度快速下降，失去了有效挽救的机会也是本次事件发生的又一原因。

不符合项
4.1.1 煤中含石量较大。

4.1.2 在工况发生大的变化时，未采用基本模式而切为机跟随模式进行调整控制。

4.1.3 运行人员监盘不全面，没有及时发现汽温下降的趋势。

4.1.4燃烧和汽水调节人员配合欠缺，燃烧人员告知准备投运上层给煤机，但是投运的时间较晚，给水加的有些过早，使得煤水比失调，造成主汽温度急剧下降。

4.1.5 运行人员处理异常工况的能力较低。

纠正措施
4.2.1 加强运行人员的技术培训，不断提高运行人员的技术素质。

4.2.2 加强措施执行力的监督考核，提高运行人员对下发措施的执行力。

4.2.3发电运行部制定异常工况时，各操作画面应监视的主要参数，以便监盘人员提前发现参数异常变化。

4.2.4 强调要求监盘人员加强异常处理情况下的操作联系。

4.2.5 异常工况时，应解列自动、协调至基本模式，运行人员根据燃烧、给水情况控制机组负荷，防止负荷跟随给水量变化，大幅度增减导致重要参数超限而跳机。

#1增压风机动叶挡板自动关闭跳机
事件发生前状态
#1机组运行正常，脱硫系统投入且运行正常。

事件经过
5:53 #1增压风机动叶自动关闭，旁路差压高至1050PaDCS延时5秒发“开启旁路挡板旁”打开指令，旁路挡板打开过程中，5:56 #1炉MFT，首出“炉膛压力高”。

6:50 #1炉点火，9:00 #1发变组与系统并网。

原因分析
3.4.1 #1增压风机动叶全关原因为就地执行器电脑板死机。

3.4.2 当增压风机动叶关闭旁路差压高至1050Pa，虽发出“开启旁路挡板旁”打开指令而没有避免炉膛压力高保护动作，其原因为：旁路差压高至1050Pa再开启旁路挡板且加有延时，这一逻辑设计不合理。

在增压风机动叶关闭过程中，当旁路差压高至1050Pa时，炉膛压力已升至高位，再延时5秒开旁路挡板，炉膛压力已经升高到保护动作值。

不符合项
4.1.1 就地执行器电脑板故障死机。

4.1.2 就地执行器本身带有执行器故障保持原位功能而在安装调试时没有接入。

4.1.3 旁路挡板自动开启的逻辑设置不合理。

纠正措施
4.2.1 就地执行器设定断信号保持原位功能，已做试验，正常。

4.2.2 增设“增压风机运行且动叶一旦出现≤40％开启旁路挡板”逻辑，来实现当增压风机动叶关闭时遏制炉膛压力达到保护动作值跳机事件的发生。

#1机A凝结水泵机械故障B凝结水泵电机轴承温度高停机
事件发生前状态
#1机负荷400MW，1B凝结水泵运行正常，1A凝结水泵泵体故障不备用，其他运行参数正常，机组协调投入。

事件经过
2010年4月22日18时10分#1机负荷400MW，1B凝结水泵下轴承温度从45℃左右突升至66.5℃后稳定，联系省调申请机组短时停运将AB凝结水泵电机互换，省调同意过高峰安排。

19时1B凝结水泵电机下轴承温度有上升趋势，减#1机负荷至350MW，19时48分1B凝结水泵电机下轴承温度升至90℃, 电机轴承温度保护动作跳闸。

#1机组手动MFT，停运备用处缺。

23日0时将1A凝结水泵电机换至1B凝结水泵处，1B凝结水泵送电后投运行正常，4月23日8时#1机组并网。

设备损坏情况
1B凝结水泵电机轴承损坏，1A凝结水泵二、三级叶轮间导叶套和轴套抱死。

原因分析
此次停机事件发生的主要原因为#1机A凝结水泵机械故障不备用且B凝结水泵电机轴承温度跳闸使机组被迫停运。

不符合项
4.1.1 1B凝结水泵电机转子轴径加工存在质量问题造成轴承走内圆。

4.1.2 1B凝结水泵电机上次在新乡电机修理厂大修时转子轴径喷镀工艺较差，没有解决轴承走内圆问题。