超临界机组异常、事故锅炉汇编（40）

暴露问题：运行人员操作经验不足，处理事故不果断，没有及时打闸停机。机组虽未停运但对设备损害极大。...



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超临界机组异常、事故锅炉汇编

超临界机组异常、事故锅炉汇编

1、主汽温低低事故：                      

某电厂一台磨煤机跳闸，在事故处理过程中，一台一次风机失压，两台给水泵抢水，造成主汽温急剧下降，最低下降至423℃，２分钟后回升，主汽温低于跳闸474℃共７分钟。沁北厂#2锅炉主汽温度由520℃最低降至320℃，造成高压导汽管冒汽，汽轮机#1瓦轴振升高至110mm/s。

暴露问题：运行人员操作经验不足，处理事故不果断，没有及时打闸停机。机组虽未停运但对设备损害极大。

2、机组超温事故：                      

某电厂机组由400MW负荷准备第一次升负荷至600MW，逐渐增加给煤量至220T/H。给水自动跟踪不良，值班员发现处理不及时造成煤水比严重失调造成受热面严重超温。锅炉受热面短时间严重超温，屏式过热器出口最高温度达到656℃，高温过热器出口温度最高达到605℃。（其中屏式过热器出口金属温度不允许超过610℃，高温过热器出口金属温度不允许超过590℃）

防范措施：严格控制煤水比。

3、锅炉超压问题：                      

某电厂机组负荷控制方式为协调方式，机组负荷指令570MW，值班员通过改变协调负荷指令改变机组负荷为500MW，汽机调门快速关闭，主汽压力升高至26.8MPa。值班员手动改变主汽压力定值，汽轮机高调门快速开启，机组负荷瞬间波动至630MW。将机组协调控制方式切换为汽机跟随后机组负荷和压力逐渐恢复正常。

防范措施：操作应缓慢，谨慎。

4、受热面异物堵塞问题：                      

某电厂#3机组解体检查发现高压主汽门前滤网有不少金属残渣，361阀阀门滤网上也有不少残渣。361阀曾出现过被完全堵死的现象。低压转子第一级叶片上上尽是麻点。

某厂#3炉运行中发现高过17屏整屏20根管子壁温均超过600℃（高限590℃），其中有三个点最高达到678℃、635℃、650℃。停炉后高过、屏过进口集箱第四次内部割管检查，发现2件机械加工铁屑和4件氧化铁皮杂物。最大的一块为700*400mm。

因工艺和工期等诸多原因，我们厂也肯定会有类似问题，而直流炉因管子布置较紧凑，管子固定较少，一旦有某根管子泄漏，将会损坏附近的其他管子，使事故扩大。而且据说受热面管子备品很少，因此，一旦发现泄漏，应尽快停炉。

防范措施：冲管尽量仔细彻底；在机组投产初期尽可能采用较细的滤网，运行一段时间后再更换较合适的滤网。

5、给水流量低保护动作MFT：                      

某电厂做中压主汽门和调门联合活动试验时，由于中压调门关闭速度太快，引起四段抽汽压力突降，四抽＃1&＃2逆止门关闭，小机低压汽源失去，而高压备用汽源切换不及时，致使小机B转速迅速下降，给水流量迅速降到240t/h以下,MFT保护动作。

某电厂曾因360阀关闭幅度过快，给水流量低保护动作MFT。

6、某电厂水平烟道管子积灰较严重，曾淹没管子：                      

防范措施：加强吹灰，防止积灰越来越多的恶性循环；重新确定烟气流速，在防止对管壁过度冲刷的情况下，保持一定的烟气流速，防止灰份沉降。

7、给煤机清扫电机失灵：                      

某电厂#3炉B给煤机皮带下面积满了煤，将皮带托起，造成称重装置测量不准，实际煤量大于煤量显示，汽温一直偏高，在盘上处理了近一个班仍没发现问题所在，认为是煤质变好或油枪误投等原因，由我厂实习人员发现：B给煤机清扫电机失灵，造成煤越积越多。

防范措施：加强检查，提高检查质量。分析问题时，要多角度考虑，不能想当然，先检查测点，后查看就地设备。

8、停炉后剩渣造成捞渣机过载不能启动：                      

某电厂停炉后捞渣机跳闸未及时处理，锅炉冷却后剩渣掉下，堆积在捞渣机中，导致捞渣机过载不能启动。人工清除后才启动成功。

防范措施：锅炉熄火8小时后且确认无渣落下，方可停运捞渣机。

9、吸风机出力问题：                      

某电厂一台吸风机跳闸RB时，另一台吸风机出力最大，炉负压仍为正。（3月4日#4B吸因开关综合保护故障误跳时，炉负压最高983Pa）。且静叶调节迟缓，漏天布置，容易生锈卡涩。调节幅度大时，经常发生指令与位反偏差大解自动情况。

10、磨煤机风量突降：       

某电厂冷热风门投入自动后，冷风门调温，热风门调风量，在正常调温过程中，由于逻辑设计造成冷风门关后，热风门也关造成风量突降，继而引起煤量突降。

11、密封风机出力不足：                      

某机组4台磨运行，带负荷启动第5台磨，因磨故障停运，再启动第6台磨，但第5台磨的密封风门挡板未关闭，开第6台磨的密封风门时，造成密封风压下降，该磨跳闸，其余磨煤量增加，风量增加，一次风压升高，造成磨碗差压小，其余磨跳闸。

12、磨内着火：                      

某电厂磨煤机2E出口温度由71度迅速升高至200度，判断为磨内着火，立即停用给煤机、磨煤机，关闭所有风门及出口门，投入二氧化碳进行灭火。一小时后，启动吹扫系统正常。

13、3B一次风机大轴弯曲：                      

某电厂巡检检查发现3B一次风机振动大13mm/s，其它参数正常，一小时后，风机电流晃动200--216A，立即减负荷，保留三台磨、投油稳燃、等离子拉弧，启动3C给水泵。后经检查为风机大轴弯曲原因不明。

14、送风机4B轴承温度测点高保护误动：                      

    某电厂送风机4B跳闸，联跳磨，给水自动跳，吸风机4B因静叶卡涩，自动也跳，运行人员就地进行手摇。送风机4B跳闸原因为轴承温度测点高保护误动，后将送风机、吸风机、一次风机所有轴承温度保护全部解除。

15、空气预热器3B密封挡板摩擦：                      

某电厂空气预热器3B电流运行中明显增大，将密封挡板间隙调大后，电流恢复正常。

16、吸风机静叶卡涩：                      

某电厂启动过程中，#3炉乙吸风机出现静叶调整卡涩现象，增减负荷时只能手动去摇才能调节，甲乙吸风机电流偏差20A左右。

17、顶棚过热器进水：                      

某电厂试运过程中出现过两次顶棚过热器进水。因为直流炉汽水分离器、储水罐水的容量很小，缓冲余度小，上水前虽然一般要把361阀开至一定开度，但等储水罐见水后再减小给水流量就来不及了，很容易造成顶棚过热器进水，形成水塞。他们总结出了一些经验：a、看省煤器出口压力，b、看水冷壁壁温，根据这两个值提前减水。

18、强制火焰信号问题：                      

某电厂常因火焰信号不好，磨煤机跳闸：每台磨煤机有相邻两个或任三个煤火检信号失去时，该磨煤机就跳闸。华能太仓电厂常强制火焰信号，这样太危险。最好提高火检探头质量。

19、吸风机跳闸：                      

某电厂#4机吸风机跳闸时，送风机不联跳，吸风机跳闸后RB 动作，联跳4F 磨，吸风机4A  静叶开足，炉膛正压，立即解除送风机自动，手动减风，维持炉膛负压。

20、2号机组汽温低事故：                      

一、事件起因及现象

7：02锅炉MFT，手动开启高低旁锅炉泄压。7:24锅炉点火，依次投入A层油枪。7：30依次投入B曾除B3外7只油枪，7：42一级减温器后温度356/357℃，二减后温度376/383℃，末过出口400/400℃，再热器出口430/431℃。7：44启动磨煤机2A，7：47因磨机旁路风开启较快，磨中大量煤粉进入炉膛，引起虚假水位，至7：49贮水箱和分离器均满水位（10524/8000mm），过程约3分钟，此次造成低过轻微进水。7：48汽机挂闸准备冲转。7：50一减出口357/368℃，但在随后的5分钟内下降至340/334℃稳定。二减出口和末过均在5分钟内下降十几度后稳定，7：51因虚假水位过后，水位大幅下降至2300mm，所以给水流量也随即大幅提高，至7：52贮水箱和分离器再次满量程，而此过程持续16分钟左右，致使低过大量进水。8：00：52一减出口334℃，8：02为317℃。二减出口由8：04的415℃降至8：06的352℃，随后的5分钟，末过温度也由437℃降至345℃。在此过程中，7：58汽机转速3000rpm,8：04发电机并网，8：17值长下令手动打闸停机，发电机逆功率动作正常。因汽机阀门关闭，分离器压力突升，在控制贮水箱水位时引起省煤器入口流量低低使锅炉MFT。

二、事件处理经过

1、汇报值长，汽机因主蒸汽温度低手动打闸停机，发电机逆功率保护动作正常，检查GCB、Q02分闸正常。

2、确认汽机主汽门、中主门、调门关闭正常，各抽汽电动门、逆止门联动正常，汽机转速下降，辅助油泵联动正常，轴封压力正常。调整各水箱水位正常，调整给水泵密封水，给水泵投盘车。

3、汇报值长，锅炉因省煤器入口流量低低MFT， 确认磨煤机2A、一次风机2A、2B跳闸正常，燃油跳闸阀、各油角阀关闭，减温水电动阀、调节阀关闭，调整炉膛负压和风量，对炉膛进行吹扫。

4、调整电泵转速和给水旁路调节阀，锅炉上水。

5、MFT复位，锅炉点火。

三、事件原因分析

锅炉MFT后，磨机内大量存煤，在机组冲转前启动磨煤机，由于磨机的旁路风量增加较快，使大量煤粉瞬间进入炉膛，造成虚假水位。另外，水位控制未能充分认识起磨加风瞬间对水位的影响，造成低过进水严重，致使汽温低不得不手动打闸停机。

四、存在问题

1、锅炉MFT后，磨机内大量存煤，启磨时未能充分认知到旁路风带粉的危害性。

2、MFT后，锅炉恢复较快，锅炉点火燃烧时间并不长，主再热汽温未能真正上升。

3、给水控制未能充分预见启磨瞬间的虚假水位，在水位高时，未能及时有效地控制水位。

4、给水燃料控制协调不好。

五、防范措施

1、操作过程不可过快，应严格按照规程、技术交底执行。

2、加强自身培训工作，努力提高相关知识，切不可盲目操作。

3、加强机组启动、停止等大型操作的统一协调工作。

21、省煤器入口流量低造成锅炉MFT：                      

1、MFT前运行方式: 1）油抢A层八支、B层七支；制粉系统1A运行。2）分离器出口压力2.5MPa；末过出口温度：350℃.

2、MFT首出:省煤器入口流量低造成锅炉MFT

3、MFT动作过程: 在贮水箱水位调整过程中，发现炉水循环泵出口流量低，和省煤器入口流量低，值班员调整给水旁路调节阀，增加给水流量，电科院人员要求限制给水，要求关小炉水循环泵出口调节阀，此时贮水箱水位急剧下降，造成贮水箱水位瞬间降至1200mm造成炉水循环泵跳闸，然后造成省煤器入口给水流量低，导致锅炉MFT。

4、MFT后处理过程：

1）MFT动作后，锅炉贮水箱上水至9000mm，启动炉水循环泵，调整省煤器入口流量正常。2）锅炉MFT复位，进行炉膛吹扫，调整风量，2：49分锅炉点火，投A/B层油抢。3）3：20分启动一次风机，3：30分启动制粉系统1A;3:45分启动制粉系统1B。4)锅炉升温升压至5.6MPa锅炉进行正常吹管。

5、MFT原因分析：在贮水箱水位调整过程中，在发现省煤器入口流量低的情况下，运行人员调整给水旁路调整门增加给水流量时，但电科院要求限制给水，禁止排放，同时由于制粉系统投运过早，锅炉热负荷增加过快，从而导致锅炉贮水箱水位急剧波动，锅炉增加给水时，根本来不及反应过来，因此造成炉水循环泵水位低跳闸，最终因省煤器入口流量低导致锅炉MFT。

22、一次风机1A 失压：                      

1、 异常经过

05-25 ，14：45 1 号机组负荷600MW，磨煤机1B、1C、1D 及汽泵1A、1B 运行，电泵备用，磨煤机1A 检修退备。机组运行正常。 因锅炉燃煤煤质稍差（4 号煤场清场煤），此时磨煤机1B、1C 出力达到最大，都为85 吨/小时左右，负荷风挡板接近全开，磨煤机1D 出力为65 吨/小时左右，一次风机出口风压

在10.2KPa 左右，机组接带650MW 负荷较有难度。因调度要求机组负荷到满出力，操作人员缓慢提升一次风机出口风压（一次风机动叶自动，缓慢增加一次风机出口压力设定值）， 机组出力缓慢增加到630MW。 在进一步提升一次风压时，在14:47:10，一次风机1A 动叶从82％上升到85％的时候， 一次风机1A 出口风压达到13.10KPa，此时一次风机1A 突然失压，突降到4.8 KPa 左右， 同时发出喘振报警信号（此时一次风机1B 动叶开度在78％左右，没有喘振报警）。锅炉压力和机组负荷快速下降。操作人员紧急解除一次风机自动，手动关小一次风机1A、1B 动叶， 在一次风机动叶关闭到60％左右时，一次风压力恢复正常，回升到9.8KPa 左右。同时调节给水及送风，控制炉膛负压。在14:51 左右，机组负荷最低至450MW 后开始回升。14:57 机组负荷稳定在510MW，按照调度要求接带负荷，机组恢复正常。

2、 原因分析

1） 一次风机1A 在高负荷区域后（动叶开度超过80％），进入风机不稳定工作区域， 有旋转脱流现象发生。动叶开度进一步增大后（85％左右），旋转脱流效应大大增加，导致风机全压丧失。

2） 两台一次风机的轴功率和动叶开度在高负荷区域存在偏差，在相同的出口风压下， 动叶开度大的风机容易发生失速现象。

3、 防范措施

1） 通过此次事件，可以确定一次风机出口风压的上限值为13KPa 左右，考虑到风机的调节余量，机组正常运行中一次风压应控制在12KPa 以下。

2） 如果风道阻力发生变化（如四台磨煤机都投入运行），即便是一次风压在12KPa 以下，风机动叶的开度也不能超过80％。

3） 在风道阻力很大的情况下（如只有一台磨煤机运行），风机的负荷较小，两台一次风机的动叶开度偏差不能超过3％，且风压不能超过10KPa，否则动叶开度小的风机将发生失速现象。此时应考虑降低风道阻力，增加一次风机出力，如打开其他磨煤机的PC 管吹扫风挡板等方式。

4）在两台磨煤机运行的情况下，一次风压控制在9.0－10.0KPa 之间，风量不低于200T/H。

4、 建议

1） 条件允许时，进行单侧风组的最大出力试验，包括引风机、送风机及一次风机。根据试验结果，确定单台风机运行时的负荷限额和操作方式，为运行人员提供事故处理的依据。

2） 如条件允许，对两台一次风机动叶开度进行校准，尽量降低两台一次风机功率负荷不平衡度，使之工作特性尽量一致。

23、#1炉启动时温度控制不住，运行控制操作要点如下：                      

1）冲转前主蒸汽温度太高的原因：

（1）燃烧方面

锅炉点火后由于燃烧不好，烟色太黑，为了改善燃烧，增加燃烧器的根部风，启动了一次风机，同时也增加了二次风的流量，使得总风流量大大的超过了30－40％的燃烧要求，虽然改善了烟囱的排烟烟色，但却抬高了炉膛火焰中心，大大减少了火焰在炉膛的停留时间，使得水冷壁的辐射吸热降低，蒸发量降低，而过热受热面的吸热量增加，蒸汽冷却不足，从而使得主蒸汽温度升得太高。

（2）给水流量太大

由于给水流量大，在相同的燃烧加热条件下，产生的蒸汽量就少，大部分的热量都由进入分离器储水罐的水带入了凝汽器。由于进入凝汽器的疏水量大、温度高，使得疏水入口处的凝汽器被压大大提高，引起7B/8B低加紧急疏水管道产生严重震动。

（3）给水温度低

由于进入省煤器的给水温度低，使得进入水冷壁的水温就低，欠焓大，从而降低了水冷壁的产汽量，进入过热器的（冷却）蒸汽量减少，从而使得过热器出口主蒸汽温度上升。

（4）高低旁开度太小

由于高低旁的开度太小，再热蒸汽压力太高，限制了流过过热器的蒸汽流量，使得主蒸汽温度上升。

（5）减温水与主蒸汽压差太小

由于本厂过热器一二减温水取自省煤器出口，喷水与蒸汽的压差比传统系统的压差小，喷水减温效果极微，从而使得主蒸汽温度难以控制。

2）汽机2000RPM中速暖机调节级金属温度上不来的原因：

（1）哈汽厂代表认为汽机高中压缸的负荷分配不合理，即中压缸负荷太高，高压缸负荷太低。

（2）调试和运行认为高压缸启动排汽通风阀开度太大是问题的关键所在。由于该阀的开启，使得高压缸在整个启动阶段都处于负压状态，单位蒸汽流过高压缸时的焓降增大，作功就多，从而就限制了蒸汽流量。为了控制很小的蒸汽流量，高压主汽门的开度就压的很低，蒸汽的节流温降增大，使得进入调节级的蒸汽温度大大降低；另一方面，暖机需要一定的蒸汽流量，而过低的蒸汽流量对暖机效果也是不利的。

针对以上存在的一些问题，我们决定采取以下措施来控制好主蒸汽温度和暖机时的调节级金属温度。

3）低主汽温的措施

（1）锅炉给水流量：由25 ％（475T/H）降到21 ％ (400T/H)。

（2）给水温度：提高至60℃以上，越高越好。全开除氧器辅汽加热调门，维持辅汽母管压力1Mpa，若压力维持不住，可启动2台启动锅炉。

（3）锅炉总风量：控制在35％（570KNM3/H），若汽温还是偏高，可适当降低总风量（低限490KNM3/H）控制，增加燃尽风流量。

（4）炉膛负压

按日立锅炉厂的设计，烧轻油时，炉膛负压控制在－60mm水柱（－0.6Kpa），烧煤时控制在－10mm水柱（－0.1Kpa）。此次启动，我们将根据这一参数控制炉膛负压，确保投用启动油枪的燃烧器冷却风挡板完全开启，不考虑启动一次风机来补充启动油枪的根部风。（若油枪着火困难，可适当降低炉膛负压，提高二次风流量）。

（5）燃油控制

原则上启用B/D层启动油枪，进行对冲燃烧，A层为备用。燃烧初期，保持雾化汽压力比油压高0.2Mpa，注意雾化汽温度不得低于205℃。

A、启动B层启动油枪（四支），控制启动油压力0.6Mpa，流量大约4T/H。

B、观察炉膛出口烟气温度、水冷壁金属温度、炉水温度、主蒸汽温度和压力的变化趋势，当上升趋缓或变化不大时，可考虑增投D层启动油枪，控制启动油压0.6Mpa（流量大约8T/H）。通过控制油压来控制流量，使炉水温升率为2℃/min。当炉水温度达到190℃时停止升温升压，进行锅炉热态清洗。

C、锅炉热态清洗结束后，通过提高启动油压来增加启动油流量，当油压达到1.0Mpa时，停止升油压，此时的油流量大约是16T/H，此时估计可以达到汽机冲转参数。日方专家认为，当轻油流量为14T/H左右时，主蒸汽参数有可能达到汽机冲转参数。

D、若16T/H轻油流量不足以达到冲转参数，可以通过适当提高启动油压提高油量，增加锅炉热负荷，最高启动油压控制不超过1.5 Mpa。

（6）锅炉过热器减温水控制

根据日方专家介绍本台锅炉在机组并网前不需要投入减温水即可控制蒸汽温度。鉴于上次启动时锅炉主蒸汽温度难以控制，在停炉期间对减温水管道进行了改造，增加了由给水调节门至主汽减温水母管的管道，提高了减温水与主蒸汽压差，可保证主蒸汽温度满足机组启动曲线要求。

（7）汽机高低压旁路的控制

高旁：设定初始的开度为10％，控制分离器压力1.25Mpa，维持锅炉热态清洗温度190℃。当热态清洗完毕，升温升压时，高旁按程序控制慢慢开大，直到主蒸汽压力达8.9Mpa 转定压控制时，通过高旁开度的变化来维持主蒸汽压力不变。

低旁：控制再热蒸汽压力0.39Mpa，但开度不能低于20％。

（8）第一台磨煤机的投用

日方专家一再强调，第一台磨煤机的投用，必须在机组负荷带到20％（锅炉热负荷25％）后再投用第一台磨煤机，因为本厂使用的煤比较难以着火，所以必须在锅炉热负荷到达这个程度后才能保证煤粉的及时着火燃烧，且投用上位磨，推荐C磨。

4）汽机高压缸启动排放阀控制

根据日本三菱汽机说明书说明，设计此阀门是考虑汽机甩负荷时控制高压缸排汽温度，跳闸值为427℃，该阀设计温度为450℃。第一次启动中速暖机时该阀开度太大，暖机效果不好，所以本次启动时，在机组并网前准备用此阀控制高压缸排汽温度，当高压缸排汽温度大于280℃，调节开启此阀，低于280℃时，此阀关闭。

24、由于参数不匹配导致的发电机逆功率导致的机组停运    

6月17日15：15“发电机逆功率”手动打闸，B磨跳闸，造成燃料量剧减，未能及时投入油枪，蒸汽量急剧下降，负荷由35MW降至0以下，手动MFT，使发电机、汽轮机联跳。操作欠缺的地方：发生逆功率后，应及时手动跳发电机，而不应该跳汽轮机，锅炉，因为在大联锁不好的话，有可能严重逆功率变为电动机运行。

25、由于给水泵控入口压力低跳泵导致的给水流量低的事故：                      

  6月19日7：05锅炉MFT，首出原因为“给水流量低”由电泵跳闸引起，电泵跳闸原因为入口压力低，就地检查入口滤网差压高（为一压力开关，未加延时），CRT未出现报警。同时BCP因水位低跳闸，汽轮机跳闸，发电机解列。

6月22日7：17锅炉MFT，A汽泵自动调节差，给水流量低，扰动大，切为手动无法改变流量，导致锅炉给水流量低MFT。

26、＃1炉5月23日燃油压力波动导致MFT异常分析：                      

5月23日5：33，燃油压力波动，导致锅炉储水箱水位波动，炉水循环泵跳闸，锅炉省煤器入口流量低保护动作，锅炉MFT，汽机跳闸。跳闸前，给水调节自动，燃油调节自动。

一、原因分析

1、MFT跳闸的直接原因是炉水循环泵跳闸，省煤器入口流量低保护动作。

2、炉水循环泵跳闸原因是储水箱水位低于1200mm，保护动作。

3、间接原因一：燃油泵房值班员启动备用燃油泵，导致炉前燃油压力由0.5MPa左右，突升到1.7MPa左右。此时炉内有10多只油枪，所有的油枪出力突增，燃烧增强，炉水急剧膨胀，水冷壁内的水急剧蒸发，大量水汽进入储水箱。判断依据：水位自动情况下，水位上升，炉水循环泵出口调阀自动开大，而流量反而减少。（从历史曲线上可以明显看出，此时水位明显上升，而炉水循环泵流量减少。)

4、水位上升，流量减少的另一原因：在燃料突增时，水冷壁内的水急剧膨胀，其膨胀方向可能有两个，一个是继续向前到分离器，一个起到阻挡省煤器过来的给水，引起省煤器入口压力短时升高。当省煤器入口压力升高时，炉水循环泵出口压力未来得及升高时，必将引起炉水循环泵出口流量减少。在膨胀结束后，压力正常后，流量急剧升高。

5、间接原因二：在燃油压力急剧升高时，燃油调节阀自动控制指令偏差大，燃油调节阀退出自动。此时运行人员投入燃油调节阀自动，因手动时压力设定值跟踪，此时燃油压力已经回落，设定值较小，投入自动后，燃油压力调节阀自动关小。锅炉燃烧强度减少，而此前两只油枪因压力升高，雾化不好，火检失去，油枪保护退出。而此时，启调阀大量上水，储水箱以前的系统开始相对冷却，进入储水箱的汽水减少。加之，在水冷壁内的水急剧蒸发，大量水汽进入储水箱，产生的虚假水位上升时，大溢流阀自动开启到60％，等于卸去大量热量和水汽。总上原因导致储水箱水位急剧下降。（从曲线上看，在水位正在上升过程中，突然转弯，急剧下降。）

二、暴露问题

1、外围值班员在未得到明确调度令的情况下，擅自启动备用燃油泵，造成油压波动。

2、在自动退出时，再次投入自动时，没能及时设定定值。

3、DCS系统SOE和历史站记录不全。

4、DCS系统历史站，采集的数据，必须事先设定好参数量程，否则超出量程后，无法采集数据。在调炉水循环泵差压时，发现数据一直是35kPa，后查为量程设定为35kPa。

5、炉水泵入口过冷水电动门的逻辑，@原设计不合适，@已经答应修改逻辑。需要尽快投入过冷水自动。目前是在手动控制，@要求在差压低于450kPa，投入过冷水。而实际差压一直在450kPa以上，明显低于450kPa不太合适。（5月27日，找@落实，答复为：逻辑问题返回总部，目前没有收到回复。450kPa开门只是建议值，具体情况，要运行人员控制，给运行人员增加难度。）

6、燃油泵房内的燃油回油阀自动投不上，燃油母管压力调节困难。

备用燃油泵备用无法投入，在燃油压力降低或油泵跳闸后，燃油无法满足锅炉燃烧。

7、运行人员事故预想不充分，在燃油泵房值班员汇报燃油泵滤网堵塞时，未能采取可靠的措施。

三、防范措施

1、在自动退出时，再次投入自动时，一定监视定值是否是原设定值。因为自动退出时，设定值跟踪实际值。在定值改变时，再次投自动时，切记重新设定定值。

2、尽快督促电科院投入燃油泵房自动。

3、优化给水自动，密切监视自动动作情况。

运行人员在设备异常时，做好事故预想。

外围值班员加强调度培训，在切换设备时，在值长统一指挥下进行。

严肃调度纪律，发布和接受命令前，要首先报出自己姓名。

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