淮北发电厂典型事故汇编（锅炉篇）之十二
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全甩负荷锅炉超压#7机200MW全甩负荷，二级旁路打不开，安全门拒动，仪表管冻结，表计指示失灵，再热器超温、超压。【事故经过】1998年1月15日，#7炉主汽一、二级减温水流量指示，甲、乙再热汽减温水流量指示，甲、乙再热汽压力指示，汽包压力指示，压力自动补偿仪表管冻。机组负荷200MW，16台给粉机，甲、乙、丁制粉系统。15时49分负荷全甩到零，炉投油，停给粉机、制粉系统，调整燃烧；开启过热器向空排汽，联系机开一、二级旁路，机二级旁路未打开，开启再热器向空排汽。处理过程中：主汽压力14.3MPa，主汽弹簧式安全门起跳，乙侧再热器进、出口安全门动作，甲侧再热器出口安全门拒动，甲再热器超压，机高压缸轴封漏汽，汽机打闸，主汽温度最高甲侧545℃,乙侧539℃,再热汽温甲侧562℃,乙侧536℃。【事故原因】：1．设备缺陷管理不规范，设备健康水平差。
2．季节性的安全大检查落实不力，防寒防冻工作没做好。仪表管上冻较多，表计指示失常，炉运行人员无监视手段。
3．运行人员没有针对异常运行方式，采取有效的安全防范措施。
4．专业间配合、协调不理想，联系信息反馈迟缓。
5．二级旁路未打开，一级旁路全开，造成汽机高压缸闷缸。
6．降燃烧稍慢，再热器向空排汽开启稍晚。【事故防范】：1．加强管理，认真切实的开展季节性安全大检查活动。
2．做好防寒防冻工作，对热工仪表管的保温进行检查完善；对热工仪表管伴热系统进行改进。
3．值班中要认真分析表计变化，及时联系热工进行放水防冻。
4．可以参考汽机高压缸排汽压力来判断再热汽压力。
5．二级旁路不能用时，立即开启再热器向空排汽门，适当关小一级旁路。
6．机组突然甩负荷时，除立即投油降燃烧外，还应立即开启向空排汽门，因汽包炉蓄热量大，再热汽有较大的中间容积，旁路系统满足不了泄压要求。
7．加强对设备的维护，提高设备的健康水平。
8．认真开展安全性评价活动，严格按照《电力工业锅炉压力容器监察规程》有关规定，安全阀进行定期放汽试验。
9．经常开展反事故演习活动，针对季节特点做好事故预想。【同类事故】【案例1】投高加减温水调整不当导致高汽温事故经过：1979年12月19日11时15分，#4机在投入高压加热器运行时，#4炉减温水量急剧下降，汽温上升，甲侧主汽温度570℃，乙侧主汽温度560℃，短时恢复。原因分析：（1）当高加投运时，高加和高加旁路同时进水，造成给水泵出口压力下降，减温水与减温器之间压差减小。
（2）高加投运时，减温水温度上升，降温能力下降。
（3）运行人员对运行方式变化对汽温影响估计不足。
（4）监盘质量差，发现不及时。预防措施：（1）加强专业之间的配合联系。
（2）加强劳动纪律管理，提高运行人员的责任心。
（3）加强业务培训，增强专业之间相互了解。
（4）在投高加时要加强对给水泵出口压力及汽温变化趋势的监视。【案例2】#5炉水位+70mm时汽温突降事故经过：1982年4月5日，上级科研单位对我厂670t/h锅炉做蒸汽品质试验，8时35分测定正常水位，不同汽包压力下的汽质，情况良好。6日做200MW负荷，汽包压力14.5MPa条件下，做不同水位时的汽质试验。16时23分做完水位+50mm的汽质试验正常。16时30分，准备做+75mm水位试验，16时32分水位提升至+70mm时，主汽温度迅速下降，由520℃降至480℃，压力由14.5Mpa升至15MPa。将电负荷降至170MW，汽温仍降，主汽流量由670t/h升至最高达710t/h，汽机紧急打闸停机，停机后汽温已急降至398℃，#1导汽管法兰处有蒸汽冒出。18时06分#5机重新并网。为搞清原因，在4月13日又进行复核试验，当机组负荷205MW，汽包压力14.5MPa，主汽流量670t/h，水位升至+60mm时，主汽温由535℃下降至490℃，主汽流量升至715t/h。立即打闸停机，数分钟后恢复正常。
淮北发电厂典型事故汇编（锅炉篇）之十二
原因分析：
（1）原始设计不合理，汽包直径偏小。
（2）由于汽包直径偏小，蒸汽空间高度小，汽包水位高时水滴重力分离高度进一步减小，分离效果变差。
（3）在额定蒸发量下（670t/h），由于产汽量大，一方面使进入汽包的汽水混合物动能增加，从而导致生成的细小水滴增多；另一方面也使“蒸汽空间负荷”Rk和“蒸发面负荷”Rm增加。Rk大使蒸汽在汽包空间逗留时间减少，蒸汽中的水滴没有更多的机会落入水容积中，因而被蒸汽带走的水滴就多。Rm增加蒸汽在汽包蒸汽空间上升速度增加，蒸汽带走水滴能力上升。
（4）在额定压力下（14.5Mpa），由于汽压高，汽水密度差减小，汽水分离更加困难，导致蒸汽携带水滴的能力增加，即在较小的蒸汽速度下就可卷起水滴，使蒸汽更容易带水；蒸汽压力高，饱和温度就高，水分子热运动加强，相互间引力减小，使饱和水的表面张力减小，水就越容易破碎成细小水滴被带走。压力越高允许的蒸汽空间负荷越低，超高压锅炉允许蒸汽空间负荷是中压锅炉的1/5；压力高蒸汽携带水滴的直径就大。预防措施：（1）在额定流量下，严格控制汽包水位在略低于正常水位线运行，并适当降低汽包压力
（2）严格控制汽压变化速度，杜绝汽压突降，防止汽包水位大幅度变化。
（3）严防超压、超流量同时出现。【案例3】运行操作不当 超温故障停机事故经过：1982年11月7日，#2炉单风机（乙台）运行，负荷限制在20MW左右，甲引风机因开关故障抢修，22时24分，甲引开关修好风机投运，在此情况下，由于司炉心中无数，风、煤配比又不当，造成主汽温超温，达到汽机停机极限，#2机全减负荷并向主控室发出解列信号，此时负差胀继续上升至1.5mm，停机后负差胀增大到1.8mm，不能马上恢复开机。在单引风机运行时，为了保证炉膛负压，送风量偏小，炉膛内有局部缺氧情况，当甲引风机投运时，风量增加，燃烧加强，炉膛出口烟温上升，单位过热蒸汽吸热增加，汽温升高。所以要在风量调整时，有预见性的调整汽温。
淮北发电厂典型事故汇编（锅炉篇）之十二
【案例4】减温水调门失控 汽温波动机打闸事故经过：1989年7月2日23时00分，#5机负荷150MW，炉运行人员发现甲侧二级减温水调门自动状态失控，乙侧主汽温度由530℃上升到541℃，立即切至手动，手动操作无效，即又去就地手操开调门，23时18分乙侧主汽温度从541℃下降到491℃，在汽温下降过程中，将机组负荷降至120MW，后乙侧主汽温度从491℃上升到541℃时，炉又将甲侧二级减温水调门开启，乙侧主汽温度又下降，23时23分汽机打闸，炉熄火。23时50分#5炉点火，3日0时20分#5机并网，0时50分负荷恢复150MW。原因分析：（1）二级减温水调门运行中有失控现象。
（2）运行人员手操处理中方法欠妥，经验不足。
（3）控制室内外联系信息不畅。预防措施：（1）加强技术培训，提高锅炉值班人员对事故的分析判断处理能力。
（2）应根据失调前甲二级减温水流量，控制二级减温器出口温度在适当范围。
（3）熟练掌握减温水的调温能力，将甲二级减温水调门设法固定在中间适当位置，用电动门或乙一级减温水调节，以烟道挡板和燃烧方面进行辅助调节。
（4）提高监盘质量，及早发现故障。