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如果是你经历这20个非停事故，该怎样处理（上篇）！！
更新日期：2020-04-03 17:04:12
1 炉汽包水位低，锅炉MFT
事故经过
2002年8月2日20时20分，#1机负荷260MW，A小机运行B小机停运，电泵备用。1A小机润滑油减压阀动作异常，小机润滑油压低跳闸，联锁启动电泵，但电泵入口压力低跳闸，汽包水位低，锅炉手动MFT，汽机跳闸，发电机解列。
原因分析
（1）润滑油减压阀故障，小机润滑油压低保护动作；
（2）电泵跳闸的原因是：启动初期除氧器压力低，小机跳闸后电泵联启升速过快，且入口压力低保护动作；
（3）电泵入口滤网脏污。
暴露的问题
运行人员操作经验不足，操作时不能兼顾设备的运行状况。
防范措施
（1）机组启动过程中，A、B小机运行正常后，方可停运电泵，备用；
（2）电泵自启后，应密切监视电泵入口压力、润滑油温、工作油温、轴承温度等参数，进行升速时，升速不得太快（不能按着升速按钮不放，应点击升速按钮，稳定升速），同时立即派人就地监视电泵运行状态；润滑油温、工作油温基调仪动作不正常或不及时，应立即开启旁路门进行调整；
（3）正常运行中，应检查确认小机直流油泵处于良好的备用状态，定期进行试验；
（4）对电泵泵入口压力低保护进行修改；（已由1.25Mpa跳电泵修改为0.8MPa，延时30S）
（5）汽前泵、电泵入口滤网应保持清洁，滤网前后差压高时，及时联系维护清理；
（6）电泵运行时，适当降低主汽压力，以免电泵上水困难。
2 机凝汽器真空低，汽机跳闸
事故经过
2002年8月3日16时19分，#1机初次带负荷，#7、8低加因水位高一直处于解列状态。投#7、8低加时，汽轮机真空由90.65 KPa下降至81 KPa，低真空保护动作汽机跳闸。
原因分析
投#7、#8低加时误开汽侧放水门，#7、8低加汽侧与凝汽器相连处于真空状态，空气通过低加汽侧放水漏入凝汽器，凝汽器真空从90.65KPa下降至81KPa，低真空保护动作跳机。
暴露的问题
（1）对系统不熟悉，操作时不能充分的估计所造成的后果。
（2） 操作人员操作时上下联系脱节，发生异常问题不能及时分析和消除。
防范措施
（1）在投运高、低加时，应首先检查各汽侧放水、放气门是否关闭，严格执行操作票制度，就地与集控室联系好，密切注意真空变化。
（2）操作真空系统的任何阀门时，应充分估计到对真空的影响，要上下联系好，影响真空时应立即停止操作，恢复原运行方式，查找原因。
3 炉OFT动作，被迫手动MFT
事故经过
2002年8月5日5时55分，#1机负荷300MW，四台磨煤机运行，且每台磨均投油枪助燃，OFT动作，燃油跳闸阀关闭，所有油枪退出，磨煤机失去油支持，炉膛灭火，运行人员手动MFT。
原因分析
在机组启动过程中，#1机辅汽联箱由启动炉倒至冷再时，由于操作调整不及时造成辅汽联箱压力低，导致油枪吹扫蒸汽压力低(小于0.25MPa)，OFT动作，所有油枪跳闸，负荷低磨煤机失去油支持灭火，手动MFT。
防范措施
（1）在进行辅汽汽源切换时应操作缓慢平稳，保持辅汽压力稳定。
（2）在操作辅汽联箱上的用户时，应加强对辅汽压力的监视，防止辅汽压力过低。
（3）油枪蒸汽吹扫汽源门在正常运行中应保持足够的开度，调整压力在0.6 MPa以上。
（4）辅汽汽源进行切换前，备用汽源管道应充分疏水，调整两汽源压力平衡，操作平缓，避免辅汽压力大幅波动。
（5）技术上，我厂油枪雾化为机械雾化，取消了吹扫蒸汽压力低跳闸所有油枪保护。
4 汽轮机轴承振动测点坏，保护动作汽机跳闸
事故经过
2002年8月5日 12时30
分， #1机组在正常运行中汽机#8轴承振动突然升至跳闸值（25.4丝）以上（其它轴承振动正常），汽机振动大保护动作，汽机跳闸。
同类事故
2002年10月14日8时30分，#1汽机#6轴承振动大保护误动作，机组跳闸；9点23分锅炉重新点火，12时08分，汽轮机冲转，12时32分，发电机重新并网。
原因分析
此次汽机#8轴承振动大属热工信号误动作引起保护跳闸，汽机振动大保护误动作曾引起过多次跳闸。究其原因，大多是由于信号、外界环境等干扰引起，特别是对讲机的信号干扰、振动测点附近温度高的影响、测振探头本身故障等。
事故对策
（1）汽机轴承振动大时要就地倾听、测量轴瓦振动，检查实际振动是否突增、是否有异音，联系热工检查，并根据其它轴承的振动情况综合分析是否虚假，否则振动达到动作值，应立即破坏真空紧急停机。
（2）在汽机本体轴承振动测点及传感器附近不得使用对讲机。试验证明在轴振测点附近（2米内）连续使用对讲机 3次就会引起轴振大保护动作。
（3）降低轴振测点附近的环境温度。现已在#2、3轴承处加装一路压缩空气，来降低轴振测点处的温度，正常运行中注意检查并保持正常的检修用压缩空气压力，并在供气阀上挂“禁止操作”警示牌，以免误关。
（4）保持适当的轴封压力。轴封压力过高会导致轴封漏气量增大，从而引起测点附近温度过高。
（5）正常运行中注意轴承油温、密封油温、冷氢温度、励磁机空冷器出口空气温度、蒸汽参数、无功负荷等的变化，并保持上述参数的稳定。
（6）高加危急疏水动作时，加强#9轴承振动监视，防止因凝汽器压力突变引起该轴承振动过大。
类似事故：汽机轴承振动卡件故障，保护动作跳机
事故经过
2003年12月07日21时26分，#2机组负荷600MW，机组跳闸，光字牌报警"TSI电源故障"，ETS首出原因"轴承振动高"，汽机跳闸，发电机联跳，锅炉MFT动作，厂用电自切成功。手启BOP,SOB油泵和A,B,C,D,F顶轴油泵 ，检查高，低压主汽门，调节汽门，高排逆止门和各级抽汽逆止门关闭，汽机转速下降，A、B汽泵联跳正常，手动启动电泵，加强锅炉上水，检查所有磨煤机、给煤机、一次风机跳闸，手动停运2A密封风机，检查202开关，2QF开关联跳，取下其控制保险，解除"关主汽门"保护压板，投入"误上电"保护压板。
21:55 经热工检查后确认：#2机组跳闸原因为#11轴承振动卡件故障汽机振动大保护误动作所致。
原因分析
（1）从DEH打出历史曲线发现#11复合振动连续三次跳动，最高达286um，持续2秒钟，造成汽机跳闸。
（2）排查TSI组态报警发现第7块监视板的两个通道同时激活，但对应的#11相对振动检查历史趋势并不高，导致汽机跳闸的根本原因为TSI监视卡件工作不稳定造成。
（3）由于光字牌报警为综合报警，也不完全排除TSI电源故障跳机的可能性。
暴露的问题
我厂汽机振动测量元件存在着抗干扰性弱，工作性能不稳定的隐患。
防范措施
（1）暂时解除#11轴振保护，联系厂家对监视卡做进一步分析。
（2）机控人员对比兄弟厂家振动保护逻辑，讨论、制定我厂的轴振保护逻辑并进行修改。
（3）仪电分场准备探头、前置器、卡件一套，利用机组检修机会对现在安装的探头进行全面检查、校验测试。
（4）在有停机机会时，彻底检查TSI电源，发现问题及时处理。
（5） 维护人员在进行与联锁保护有关的工作时一定严格履行工作票制度和保护解投审批程序，作好安全措施，以防保护误动。
（6）运行人员加强对汽机轴承振动的监视，发现测点跳变等异常时，及时联系仪控人员进行检查处理。
5 炉热一次风母管膨胀节鼓开，紧急停炉
事故经过
2002年8月6日18时30分，#1炉热一次风道空预器出口膨胀节鼓开，一次风压降低，锅炉灭火，紧急停炉。
同类事故
2003年8月23日3时23分，#1炉B、C、D、E磨煤机运行，主汽压力13MPa，负荷365MW，监盘值班员发现所有煤火检大幅度下降，炉膛火焰电视后墙变灰暗，前墙无火焰，CRT所有火检到零，所有磨煤机跳闸，锅炉MFT、MBT光字牌同时报警，锅炉灭火；检查汽机、发电机联跳。
机组跳闸原因为A侧空予器热二次风出口膨胀节裂开，漏风严重，二次风压急剧下降，导致燃烧急剧恶化灭火，而此时磨煤机继续向炉膛内输送燃料，致使炉膛存在局部爆燃现象，导致炉膛压力高达4700Pa，MBT动作，机组跳闸。
原因分析
（1）风道连接膨胀节制造质量差，压边不牢。
（2）二公司将固定支架施工错误，使膨胀节由设计受压变为受拉。
（3）风箱压力偏高。
暴露的问题
（1）我厂风烟系统连接膨胀节质量不可靠，存在事故隐患；
（2）锅炉灭火后锅炉MFT动作迟延太长（炉膛负压低MFT保护有一定延时），若处理不及时，极有可能扩大事故。
防范措施
（1）全面检查风道膨胀节，对不合格的在停炉时进行更换；
（2）运行中保持正常的一、二次风压，防止风道膨胀节超压；
（3）锅炉灭火时应果断手动紧急停炉，防止锅炉爆燃，扩大事故；
（4）热工修改逻辑：炉膛负压低MFT动作值由原来的-2500Pa延时60S，修改为-2500Pa延时10S。
（5）运行人员增强对膨胀节的检查，特别是热风风道膨胀节，发现开裂、老化、异味等异常，及时联系检修人员确认处理。
6 主变冷却器全停 发变组跳闸
事故经过
2002年8月11日20时16分，#1发电机负荷600MW,主变冷却器全停30min,发变组跳闸。
原因分析
#1发电机跳闸前，主变A、B、C三相的三组冷却器两组选择在“工作”方式，一组选择在“辅助”方式，两组变压器运行时由于主变油温高于55℃,第三组冷却器启动运行。由于主变冷却器电源按两组运行设计，第三组冷却器运行一段时间后工作电源MCC侧开关过负荷跳闸，备用电源开关自动投入后也过负荷跳闸，主变冷却装置失电，冷却器全停，30 min后发电机跳闸。
防范措施
（1）主变冷却器在正常运行中应将#1冷却器设在“备用”位， #2冷却器设在“工作”位， #3冷却器设在“辅助”位，严格执行主变冷却器的运行规定，防止三组冷却器同时运行，避免主变冷却器一级开关过负荷跳闸。
（2）加强对主变冷却器运行情况的监视，当就地控制盘、集控室光字牌或继电器室保护装置报警、CRT报警时，及时检查冷却器的运行及运行、备用电源情况，并联系检修进行检查，尽快恢复主变冷却器的正常运行方式 防止延误时间导致“主变冷却器故障”保护动作。
（3）更换主变冷却器电源开关及电缆，满足夏季负荷较高时三组冷却器同时运行的需要。（开关现已更换，电缆未更换容量依然不足）
附：发变组设有主变冷却装置全停保护，具体内容如下：
（1）当主变上层油温达到55℃或绕组温度达到65℃或变压器负荷达到70%以上时，“辅助”冷却器组自动投入运行，反之，当主变上层油温降到50℃或绕组温度低于65℃或变压器负荷降到70%以下时，“辅助”冷却器组自动退出运行。当运行中的冷却器组发生故障时，处于“备用”位置的冷却器组自动投入运行。
（2）主变冷却器全停允许运行10分钟。
（3）主变冷却器全停t1(10分钟)，且主变上层油温达75℃时，保护出口动作发变组跳闸。
（4）主变冷却器全停t2(30分钟)，无论上层油温是否达75℃，保护出口动作发变组跳闸。
7 汽机保护误动作，机组跳闸
事故经过
2002年8月9日3时18分， #1机组跳闸，BMS首出原因：汽机跳闸；ETS首出原因：锅炉MFT 。（保护误动）
同类事故
2002年9月3日15时32分，机组负荷600MW，机组跳闸，“主汽截止门关闭、主燃料跳闸、A小机跳闸、B小机跳闸”光字牌报警发出，厂用电由高厂变自动切至高备变运行。系统周波由50Hz降至49.5Hz；汽包压力由17.18MPa升至18.04MPa，锅炉左侧过热器安全阀动作，17.0MPa回座。锅炉过热器PCV未动作。
CRT画面BMS首出跳闸原因为汽机跳闸，ETS后备盘显示：REMOTE 4 TRIP（HEXP）高排压力高跳闸。
原因分析
从跳闸首出原因上看，汽机高排压力高、ETS动作，汽机跳闸，锅炉MFT、发电机联跳。机组跳闸后，热工对高排压力开关进行检查，无感应电、绝缘良好、定值良好，压力开关未动作。运行过程中高排压力一直在正常范围内。高排压力高ETS动作原因不明。
事故对策
#1、#2汽机高排压力高跳机保护解除。由热工人员接一路报警至光字牌，提醒运行人员注意；热工将MFT保护、DEH失电全部加上一个0.5秒的延时。详见《热工保护变更统计》。
说明：#1、#2机高排压力开关仅一个，现在仅作用于报警。
8 机组1B磨煤机跳闸，燃烧恶化，锅炉灭火
事故经过
2002年10月11日12时25分，#1机组负荷420MW，B、C、D、E、F磨煤机运行。B磨煤机跳闸，造成炉内燃烧工况恶化，火焰电视看不到火焰，运行人员手动MFT。
原因分析
（1）灭火的原因：因B磨煤机处于前墙的中间位置，B磨煤机跳闸后，火焰不集中，D1、D3与D2、D4距离远，不能相互支持，炉膛内温度降低燃烧恶化，且二次风控制挡板小于45%闭锁投油，调整挡板正常后再投油延误了投油时间，炉膛灭火。
（2）B磨煤机跳磨的原因：B磨煤机油箱油位低误报警，联跳磨煤机低压润滑油泵，低压油泵联跳动作B磨煤机离合器脱扣。
暴露的问题
我厂“W”火焰炉各个磨煤机之间相互支持性太差，燃烧稳定性差。因此，出现燃烧不稳定时，及时投油助燃很关键。
防范措施
（1）热工修改逻辑，防止磨煤机大瓦油位低误报警跳闸磨煤机。修改逻辑如下：
磨煤机两台低压油泵停运联跳磨煤机，原设计逻辑中无延时，当一台低压油泵停运，备用低压油泵虽然联启，但瞬间同时联跳磨煤机。在此逻辑回路中增加一3s延时，以保证低压油泵既能正常联启，又不会导致磨煤机停运。
解除磨煤机油箱油位低、任一端耳轴油位低联跳油泵和磨煤机离合器的逻辑。
（2）由热工修改逻辑，燃烧不稳时快速投油助燃。（热工已将投油间隔由40S，降低到10S）
（3）正常运行中保持油枪处于良好备用状态，无闭锁条件。
本次跳机因#2机组尚未运行，启动炉处于停运状态，针对这种情况，特制定如下措施：
机组正常运行中，由于启动炉处于停运状态，因此当机组跳闸时如何向轴封供汽便成为必须解决的问题。为此，从屏过至空予器吹灰管路加装了一路至辅汽备用汽源（13.7米两空予器之间），当机组跳闸后用屏过来吹灰蒸汽通过空预器吹灰辅汽供汽管道经辅汽联箱向汽轮机轴封供汽。具体操作措施如下：
（1）机组正常运行中：辅汽至锅炉岛电动门、辅汽至空予器吹灰手动截门、辅汽供轴封电动门开启，屏过至辅汽手动截门（新加装门）关闭。
（2）一旦由于任何原因引起机组自动或手动跳闸，应进行如下操作：
1）立即派人至启动炉点火尽快向辅汽供汽；
2）立即派专人在吹灰操作盘上开启屏过至锅炉吹灰电动门，关闭辅汽至空予器吹灰电动门，并调节吹灰站减压阀，维持阀后压力2.5MPa；
3）派专人立即到就地部分开启屏过至辅汽手动截门，并就地严密监视门后压力不超过1.0MPa，做好调整，严防管道超压；
4）在CRT画面上关闭辅汽至除氧器供汽等各用户电动门，关闭冷再至辅汽联箱电动门；派人到6.9米就地关闭辅汽至采暖分汽缸手动总门、凝结水至分汽缸减温手动门；
5）机组跳闸电泵联动后检查其中间抽头门开启，并调节吹灰减温阀维持蒸汽温度350℃（如蒸汽温度不高则不必开启电泵中间抽头门），防止蒸汽超温或蒸汽带水；
6）单机运行机组跳闸后，如非汽轮机本体故障，则关闭主汽门前所有机侧疏水阀门；如非锅炉本体故障，则关闭所有过热器疏水，如锅炉、汽机本体故障跳闸，在保证安全的情况下，尽量关闭各疏水，以便长时间维持主蒸汽压力，并监视主机轴封压力、温度应正常。如果轴封压力下降较快，则保留一台真空泵运行，并解除停运真空泵及备用真空泵联锁，同时开启真空破坏门，使汽轮机尽快停转,维持真空在20～30kPa，如真空低于20 kPa应关闭真空破坏门，通过开、关真空破坏门调节真空值，同时并记录大机惰走时间；
7）如果启动炉正常向辅汽供汽，待启动炉供汽压力达0.5MPa以上时可将辅汽供汽切至启动炉,从吹灰操作盘上关闭屏过至吹灰用汽总电动门、减压阀、减温阀及屏过至空予器吹灰电动门，并就地关闭新增的屏过至辅汽供汽手动门；
8）若辅汽温度降低至160℃不足以保证蒸汽过热度时，则完全破坏真空停机；
9）如主机轴封压力保持不住，应立即停止运行真空泵并开启真空破坏门，完全破坏真空；
10）完全破坏真空后应手动关闭主蒸汽管道及本体疏水气动门，并就地关闭主蒸汽、再热蒸汽管道疏水手动截门，防止大量疏水进入凝汽器，并根据凝汽器压力情况，联系检修人员打开汽机低压缸人孔门。
11）停机过程中应密切注意机组的振动、轴移、差胀、油温、油压等参数正常；
12）其它操作、检查与正常停机相同。
类似事故：#2机组2B磨煤机一次风量低跳闸，锅炉灭火
事故经过
2003年08月19日2时05分， #2机组负荷420MW，主汽压力16.7MPa，2B磨煤机跳闸，火焰电视显示无火，其它磨煤机火检迅速降低，手动MFT。汽机、发电机联跳，A、B小机跳闸，电泵在自动状态未联启，立即手动开启电泵上水，解除关主汽门保护压板，投入误上电保护压板。周波最低降至49.83Hz。
原因分析
2B磨煤机跳闸的原因为：调节B磨煤机的风量时，直接打开数字对话框，在输入一次风热风挡板开度时，将40%开度，错误的输入为0%（在CRT数字对话框用鼠标点击数字时，如果点击时间太快，经常会出现点击后数字不显示的情况，操作时一定注意。），运行人员在没有检查的情况下，直接点击：“OK”确认，2B磨煤机一次风挡板关闭至零，一次风流量低于13.5kg/s跳磨保护动作，B磨煤机跳闸，锅炉燃烧恶化，炉膛灭火。
防范措施
运行人员在进行调节时，尽量避免使用输入数字的方法进行操作，应使用点击操作器中“开、关箭头”的方法进行操作，以防止误操作。不得已使用数字输入时，一定确认无误后再点击“OK”，进行确认。
9 锅炉火检风压低，锅炉MFT
事故经过
2002年10月30日6时54分，运行人员发现#1机B火检风机出口风压低，启动A火检风机，准备清理B火检风机入口滤网，A火检风机启动后B火检风机随即跳闸，因A火检风机出口风压尚未建立，“火检风压力低于5KPa延时5S锅炉MFT”保护动作，锅炉MFT。
原因分析
（1）因在启动B火检风机前，A火检风机在自动状态，炉侧设备的热工逻辑是：当启动备用设备时，程序跳闸在自动状态的运行设备。因此，启动B火检风机后，随即跳闸A火检风机，导致火检风压力低跳闸；
（2）在停止A火检风机后，A火检风机出口逆止阀不严，A火检风机倒转，A火检风机倒转时，未及时采取措施，造成风压降低。
（3）运行人员对热工逻辑不熟悉。
暴露的问题
运行人员对不常用的热工逻辑不熟悉，牵扯到重大影响的联锁保护操作时，重视程度不够。
防范措施
（1）特别是炉侧设备在切换时，应首先检查运行设备是否在自动状态，如在自动状态应首先切至手动状态，然后将“备用”设备切至手动，手动启动正常后，在将原“运行”设备停止，投入备用。正常运行中炉侧运行设备应在“手动”状态。
（2）热工修改逻辑：#1炉火检风机压力低MFT由低于5KPa延时5S；修改为低于2KPa延时10分钟。
（3）对于清理炉火检风机入口滤网，或切换火检风机等工作时，派人就地监视，并与控制室联系好，严密监视设备的运行状态，发现异常及时处理。
（4）对于重大操作或异常工况可能会造成保护误动的，应申请总工，由热工人员解除。
（5）进行重大操作时，特别是进行与跳机保护有关的工作时，要做好安全措施和事故预想。
10 机汽轮机高排压力高信号管路冻结，保护动作，机组跳闸
事故经过
2002年12月9日23:17 ，#1机组负荷423MW、主汽压力15.9MPa、汽温537/528℃，汽机跳闸，发电机、锅炉联跳，电网频率降至49.75Hz。厂用电自切成功。ETS显示跳闸原因：REMOTE 4 TRIP（高压缸排汽压力高）。
原因分析
高排压力高信号管路未加保温，位置靠近机房西大门处，气温低，信号管路冻结，因水结冰后体积膨胀，高排压力高信号管路及压力开关处水变成冰膨胀，压力升高，超过4.92MPa时压力开关动作，汽机跳闸。
防范措施
（1）对于信号管路、变送器增加保温或伴热电缆，切实做好冬季防冻措施，防止测量信号不准或开关误动作；
（2）解除汽机“高压缸排汽压力高”跳闸条件，送光字牌发报警信号。（已解除）
*本文来源：锅炉圈
由本公众号进行整理编辑
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