一月
一、1月15日15：47，#1炉因小机进汽调门自关导致给水流量低，发生MFT。
1、原因分析：
小机低压调门伺服阀故障，运行中自动关至0，使小机失汽，汽泵转泵下降，主给水流量降低至锅炉MFT保护值以下引起MFT动作。
机组DCS报警功能不完善，重要保护、手自动切换、参数越限等声光报警不全，不能在设备发生异常的第一时间告知值班员，延误了值班员处理事故的时机。本次事故发生时，只在报警动态列表栏出现过“汽动给水泵手动”报警，而无声光报警。
值班员监盘不够细致，在进行其他操作时未注意到汽动给水泵转速及主给水流量的变化，没有及时发现设备的异常，事故处理不够及时。
2、有待改进之处：
（1）查找伺服阀故障原因，加强设备整治，消除设备隐患，提高设备可靠率，从根本上确保设备、机组安全稳定运行。
（2）热工全面疏理、优化机组DCS报警功能，重要报警可采用语音报警，将设备故障信息第一时间告知值班员，使值班员在忙于调整操作的情况下也不致于漏监报警信息。
（3）值班员加强自身专业技术培训，提高事故情况下的应变和处理能力。
二、1月15日16：40，#1炉MFT后再次恢复过程中，由于高加投入晚，煤质差，火焰中心上移，导致锅炉屏过及高过受热面多时间超温，最高达6℃。
三、1月23日1：10，#1机减负荷清理密封风机滤网，值班员在进行给水主路切旁路过程中，操作不当，导致锅炉因给水流量低而发生MFT。
1、原因分析：
（1）对于切给水旁路这样重大的操作，值班员没有提高警惕，盲目操作。
（2）值班员在操作前没有进行危险点预想及预控，使得在给水流量急速降低后，没能及时关闭电泵再循环门或者再次打开主给水电动门。
（3）切给水旁路前，汽泵转速2822rpm时，值班员没有想到汽泵实际还有出力；所以在加电泵出力时，给水流量在十几秒后才开始增加。
（4）给水流量急速下降后，值班员抢救速度太慢及幅度太小也是这次事故没有抢救过来的原因之一，技术水平有待于进一步提高。
四、1月25日11：09，#1机小机转速转速下降，给水流量失去，电泵联启正常，值班员迅速增加给水，避免机组MFT发生。
1、原因分析：
由于四抽电动门故障，小机汽源由辅汽供，两台机组辅汽联络门开启状态，小机汽源带水，导致小机转速下降不打水，使机组给水流量失去。
2、经验借鉴：
由于上次给水流量低机组MFT之后，增加了给水流量低联启电泵逻辑，给运行人员抢水赢得了宝贵时间，运行人员反应迅速，处理果断及时，避免了一次因给水流量低导致机组MFT事件。
五、1月28日7：14，#1机给水流量突然降低至279t/h，电泵联启。
1、原因分析
由于燃料量突然降低，给水流量随燃料量突然降低至279t/h，电泵联启逻辑中增加对应负荷下给水流量低至一定值时电泵联启逻辑，导致电泵联启。
六、6KV厂用电压低于额定值
1、现状
中调下发的220KV电压曲线为22：00～6：00为226～229KV，我厂发电机需进相运行至－35MVar左右，否则中调将考核我厂电量。在零班无功进相至低励值附近时，发电机出口电压至19.38KV，6KV母线电压将低至5.95KV，电压偏低。目前我厂高厂变分接头档位在中间档（3档位，变比：20/6.3KV档）。
2、影响
由于6KV电压低于6.3KV额定值，使运行设备的电流提高，能耗增加。
6KV电压低，系统运行安全受制约，大的辅机启动时，影响其它如变频设备的影响。
3、改进措施
为使零班时将6KV母线电压提高，可考虑将高厂变分接头档位下调至四档（变比：19.5/6.3KV），调整完后，当零班发电机进相运行出口电压下降至19.4KV时，6KV母线电压仍保持为6.27KV，当发电机出口电压为20KV时，6KV母线电压最高至6.46KV。方案待专业会最后讨论决定。
七、1月 19日#1机组出现了真空低现象，启动两台真空泵运行真空仍偏低，经过仔细查找，发现低压缸防爆膜有裂纹。
1、处理：检修通过注胶处理，已将裂纹堵死，机组真空随即恢复正常。事后对机组从启动来的真空进行全面排查，没有发现凝汽器压力出现正压情况，故怀疑是产品质量问题，随后在对#2机组低压缸防爆膜进行检查时，也发现有裂纹存在，已进行处理。
八、1月4日#1机组启动后出现除氧器压力比四段抽汽压力明显降低的现象，经过查找发现四抽至除氧器电动门门芯脱落，开度大约在20%左右。
1、处理：用本机四抽通过辅助蒸汽向除氧器供汽。
九、7.3.5 #1发电机漏氢量从1月份以来逐渐增大，到月末时达到每天需要补氢大概30立方米。经过运行、检修仔细查找，没有发现大的漏点。后检查发现发电机端盖存在漏点，在2月5日对发电机端盖进行处理后，泄漏量为2.3立方米/每天。
二月
一、2月7日9：30，值班员检查发现#1炉右侧墙螺旋管水冷壁焊口外漏，后降压运行，经堵漏公司人员带压堵漏，于13：30处理正常。
1、原因分析：设备安装时焊接质量不良。
2、需采取措施：利用机组停备或小修机会，对所有受热面焊口进行全面检查并灌水查漏，消除隐患。
二、2月10日10：30，#4空压机启动后温度高跳闸，发现该空压机冷却水回水球阀阀芯脱落，后于2月14日14：20在线检修处理正常。
1、原因分析：所有空压机冷却水阀门质量不佳，需利用机会对所有阀门进行更换。
三、2月13日发现#2炉炉膛内部检查时发现D3火嘴内部严重烧损：
1、原因分析：
（1）从调试期间开始，由于D层二次风挡板开关方向相反，导致D层火嘴投运时长时间没有二次风，致使火嘴烧损。
（2）风门挡板传动试验执行时，未发现挡板开关方向相反。
（3）运行人员运行分析不到位，长时间未发现D层二次风挡板开关方向相反。
2、防范措施：
（1）认真执行部门防止火嘴烧损措施。
（2）运行人员应加强运行分析，及时发现问题，消除隐患于萌芽状态。
（3）机组启动前认真严格执行各项保护传动试验。
四、2月18日#2机由于投入自动的给煤机给煤指令偏差大导致燃料主控自动切除后给煤量突降：
2月18日18：24，#2机组在配合江西电科院调试控制系统解除燃料主控自动时，给煤量由110t/h突降至54t/h，经查为各台给煤机给煤量偏置设置太低，在燃料主控自动切除后给煤机自动不切除，导致给煤量跟踪偏差值所致。
1、原因分析：
（1）热工协调逻辑不够完善。
（2）运行人员对协调逻辑理解不够，对给煤量指令偏差监视不到位。
2、防范措施：
（1）改变给煤机给煤指令偏差时，避免偏差过大，控制在±5t/h范围内，且所有投入自动的给煤机的偏差代数和尽量接近0，防止燃料主控自动切除后给煤机自动状态下给煤量突变。
（2）建议热工在燃料主控自动切除后给煤机自动同时切除。
五、2月18日#2机减负荷目标指令输入错误，导致给煤量突降：
2月18日22：30，#2机减负荷过程中，值班员设置负荷目标指令错误，由222MW设置为117MW，导致给煤量由88t/h按30t/min的速率突降至45t/h。
1、原因分析：
（1）运行人员在输入目标负荷时输入指令错误。
（2）热工逻辑不够完善，给煤量不应该跟踪负荷目标值，应跟踪负荷给定值。
2、防范措施：
（1）值班员在接到加减负荷命令时，避免用“设定”键改变目标负荷，尽量用上下箭头改变目标负荷值，必须用设定键改变目标负荷时，应分段进行，避免目标负荷与实际负荷偏差太大导致给煤量突变，值班员在手动输入目标负荷经过确认无误后再点确定。
（2）热工增加目标负荷设定时与实际负荷偏差大块，从逻辑上避免人为误操作现象发生。
六、系统扰动引起我厂部分设备异常
2009年2月11日16：22：25 #1炉引风机变频运行状态下发“轻故障”报警，由自动切至手动，同时#5空压机跳闸，#1炉脱硫烟气旁路档板自动打开。
1、历史曲线（DCS）：
1A引风机变频电流由145A下降至73.76A，16：22：26由73.76A自动恢复至131A。变频转速反馈由41.02HZ下降至0.46HZ，后恢复至41.02 HZ。1B引风机变频电流由143A下降至67A，1秒钟后恢复至131A. 变频转速反馈由40.9HZ下降至0.3HZ。
#1发电机有功由320MW最高上升至360.8MW、无功由26MVar最高上升至78MVar，振荡大约3秒后恢复。
2、由于电压降低时间只有40ms，DCS未记录到电压。从＃1机组故障录波器上调取录波文件，#1发电机电压最低下降至14KV，6KV电压下降至4.7KV左右。详细的发电机机端电压、电流，主变高压侧电压、电流情况如下：
| 发电机机端电压（二次值） | 正常值（v） | 最低值（v） |
| Ua | 57.74 | 39.6 |
| Ub | 57.74 | 50 |
| Uc | 57.74 | 48.9 |
| 发电机机端电流（二次值） | 正常值（A） | 最低值（A） |
| Ia | 3.16 | 8.66 |
| Ib | 3.24 | 2.5 |
| Ic | 3.16 | 6.77 |
| 主变高压侧电压（二次值） | 正常值（v） | 最低值（v） |
| Ua | 57.74 | 36.8 |
| Ub | 57.74 | 38.6 |
| Uc | 57.74 | 56.8 |
| 主变高压侧电流（二次值） | 正常值（A） | 最低值（A） |
| Ia | 3.17 | 9.4 |
| Ib | 3.20 | 7.0 |
| Ic | 3.2 | 3.5 |
| 发电机励磁电压 | 正常值（v） | 最高值（v） |
| U | 220 | 586 |
| 6kV母线电压（二次值） | 正常值（v） | 最低值（v） |
| Ua | 57.6 | 44.6 |
| Ub | 57.6 | 47.2 |
| Uc | 57.6 | 53.9 |
3、原因分析：
（1）由于电网罗文500KV线路短路故障跳闸，系统振荡大约3秒钟，我厂＃1发电机出口电压瞬时下降至14KV， 6KV系统电压瞬时下降至4.7KV(78%Ue) ，低于80% Ue，引风机变频器判别为电源故障（80% Ue， 2秒钟未恢复，跳变频），发“轻故障”报警信号，引风机变频电流下降，频率反馈降至0 Hz左右。引风机自动因给定值与反馈值偏差（定值±20Hz）大，跳至手动。40ms后，6KV电压恢复正常，变频器自动按给定值恢复运行。
（2）#5空压机跳闸原因初步判断为电源变压器抽头不合理，已联系厂家人员来厂协助检查，以便进一步证实。
（3）#1炉脱硫旁路烟气档板气动电磁阀电源为脱硫保安MCC接带（脱硫UPS因直流接触器坏，为检修旁路接带，现已处理好），因电压降低，判断为电源故障，自动打开旁路烟气档板。
4、防范措施
（1）值班人员严格执行运行部《防台、防汛安全措施》。在大风、大雨恶劣天气前，各专业在巡检时应注意220KV升压站系统、#1、＃2主变围栏附近有无易被大风吹起的杂物、户外转机、吸风口有无卷吸杂物、户外门窗、端子箱、控制箱应关好门，防止被大风吹动振动、进雨水而引起设备误跳。
（2）发现设备缺陷尽快处理，恢复正常。
（3）在白天高负荷运行情况下，调整发电机有功时，运行人员应注意无功功率的变化情况，无功可适当提高，以增加系统的稳定性。
（4）运行人员做好系统线路跳闸，发生振荡的事故预想。
（5）各专业按瑞金电厂电厂全厂停电事故处理预案做好事故预想。
（6）随着气温不断上升，运行人员巡检时应注意对各配电室的通风机、空调系统的检查，注意是否运行正常。发现有缺陷时应及时汇报，联系处理。尤其是引风机变频器功率柜温度达55度即重故障报警跳闸，无温度高轻故障报警，巡检查时，注意闭式循环冷器应正常运行，室内通风机正常开启，另设法增加功率柜温度高轻故障报警。
七、2月21日#2增压风机跳闸
2月21日17：00 #2增压风机因油泵跳闸， #2增压风机联跳、旁路挡板全开。
1、原因分析：
#2增压风机跳闸后，经查为增压风机油箱内，“油箱油位低”液位开关电缆线（交流220V）长期浸在40度左右的油中，绝缘老化，与外壳接触接地短路，造成整个控制回路失电，引起油泵跳闸，增压风机联跳、旁路档板联开。
2、处理情况：
将高低油位报警液位开关及引出电缆与控制回路甩开后，抽出，采取临时封堵措施，重新合上就地控制箱内动力电源空开及控制电源空开后，重启增压风机正常。
3、存在问题：
（1）事后从油箱内液位开关的电缆短路情况看，引出电缆线材质不好，未采用耐油耐高温的材质，材质已明显发黑，变硬，一有振动就有可造成绝缘破损，与外壳短路。
（2）整个油泵动力电源及控制电源回路的设计存在问题：两台油泵电源、油泵控制电源、一组三相加热器电源及一组两相加热器电源均共用一路总电源，电源接线不合理。
（3）整个润滑油站为露天布置，加上油站端子箱为电源进线为上进线，极易进水。
4、改进措施：、
（1）由电一次班对整个油站加装防雨棚，防止下雨时漏水进电机及端子箱，已联系新建安做好。
（2）由电一次班对整个油站存在漏水可能的地方进行全面检查封堵。
（3）由电一次班对油站控制箱内的总电源空开QF0及两台油泵动力电源空开QF1、QF2、加热器电源空开QF3的定值进行检查，将加热器电源空开QF3空开容量换小，防止越级跳闸，造成整个油站失电。
（4）由电一次班及热工人员将油站外部容易受潮短路的油位信号及油压油温等信号回路在与控制回路联接处加装一小空开，有问题先跳小空开，不造成油站控制回路失电。
（5）结合大机C修期间，对增压风机的两台油泵动力电源进行分开，控制回路也进行改造，单独进行控制，互为联锁备用。对我厂送风机油站也需进行相应的改造。
（6）由热工检修将#1、2炉增压风机的油位高、低及油温高、低信号开关电缆引线更换为耐油及耐高温的电缆。
（7）在油泵控制回路中增加油泵跳闸联启备用泵的接线（采用接触器KM1及KM2的常闭接点实现）
（8）在旁路档板联开逻辑中，增加油站油压低联开档板逻辑，加3秒延时。油系统重故障（两台油泵均停运且出口油压<0.15MPA）30秒后再跳增压风机。以确保旁路档板先开后，增压风机再跳，保护大机。
（9）联消增压风机温度保护中电机定子温度1、2、3点任一大于140度延时10秒跳增压风机保护（保留风机轴承温度及电机轴承温度保护）。
（10）取消油站油位低联跳增压风机保护，只发信至集控室报警。
（11）考虑将增压风机主要保护动作条件作为旁路烟气档板联开的条件，在增压风机跳闸之前先开旁路档板。
八、2月8日#1机组EH油温突发温度低信号，联锁跳闸运行B抗燃油泵，A抗燃油泵及时联动，EH油压力没有发生大的波动，机组运行正常
1、原因分析：就地温度硬接线出现故障导致抗燃油泵低温度保护动作，抗燃油泵跳闸。
2、处理措施：事后分析认为在机组正常运行中不可能出现温度低的情况，此保护只能导致抗燃油泵误动作，为了保证机组安全运行，现在已经将抗燃油温度低联动跳抗燃油泵保护解除。
九、2月12日#1机组A闭式水泵运行，电机泵侧轴承温度逐渐上升，最高至82℃。
1、原因分析：联系检修检查处理。首先怀疑润滑油脂有问题，检修向轴承加油脂，但温度没有下降，决定将泵倒为B泵运行，B泵运行后轴承温度也逐渐上升，最高达到70℃。经过认真分析认为是电机和泵中心没有对中，对两台泵组重新找过中心后轴承温度正常。
十、#2机组主机润滑油压力从12月份开始下降，到2月初下降到0.08 MPa（盘车状态下）1、原因分析：运行和检修对润滑油系统进行了全面检查，发现前箱部分间隙漏油量大，决定在盘车停止后进行揭箱检查。6日在盘车停下后决定先切换润滑油滤网，看是否堵塞，滤网切换后润滑油压力上升到0.11 MPa，已经达到正常数值，所以最后查得原因是滤网堵塞，随后对两个滤网都进行了清理，并在润滑油停下后对前箱漏油部位进行了处理。
十一、#2发电机氢气纯度自2月20日开始逐渐下降，每天下降0.6%左右
原因分析：氢气含水或者是密封油油气对氢气污染。对于这个问题运行部进行了仔细分析，认为氢气湿度在-15～-20℃范围内且润滑油含水量合格，所以纯度下降不是因为氢气含水造成的，而是因为油气串入发电机造成。首先检查氢侧密封油箱，发现补道是凉的，排道是热的，说明密封瓦从空侧向氢侧串油。检查就地空、氢侧差压表，两侧都是氢侧比空侧高300Pa，再将差压调高到500 Pa，串油量没有明显的变化，故怀疑空、氢侧表管接反，又将平衡阀反向调到500 Pa，检查串油量有所降低，同时发电机氢气纯度下降速度也变小，说明密封油调整有了一定效果，下一步还要继续查找空侧向氢侧串油原因。
十二、#2机除氧器事故放水门内漏严重，增加了机组补水率，同时也降低了机组经济性。
1、处理措施：在机组正常运行时将除氧器事故放水电动门前手动门关闭，为了保证机组安全经济运行。
2、注意事项：
（1）在机组正常运行期间将除氧器事故放水电动门前手动门关闭；
（2）运行中密切监视除氧器水位，尽量保持除氧器正常水位运行；
（3）如果除氧器出现水位高一值时应立即派人到就地开启除氧器事故放水电动门前手动门；
（4）除氧器溢流电动门前手动门正常运行中不得关闭；
（5）除氧器溢流电动门出现异常或检修时要将除氧器事故放水电动门前手动门开启；
（6）机组启动、停止前将除氧器事故放水电动门前手动门开启。
三月
一、3月10日17：16，#1炉D2燃烧器中心风进风管道由于倒入煤粉燃烧，烧损中心风管
1、原因分析：
（1）一次风煤粉倒流回入中心风筒（具体倒流原因是否因燃烧器内部结焦中心风筒烧穿还不明确，待停炉进入内部检查才能发现），堆积燃烧是此次中心风管道着火的直接原因。
（2）各级人员对中心风的作用认识不够，使一次风煤粉倒流入中心风筒，煤粉在中心风筒内长期堆积使此次中心风管道着火的可能原因之一。
1）调试期间咨询燃烧器厂家技术人员，回告为维持低负荷燃烧稳定，中心风门可以适当关闭；
2）运行部规定200MW以上负荷时，燃烧器中心风门开启，200MW以下负荷时燃烧器中心风门关闭；
3）我厂中心风门为全开全关两种状态，且全关后未预留10%左右开度。
（3）实际运行煤种长期偏离设计煤种，燃烧器设计不足，使燃烧器喷口长期结焦是此次中心风管道着火的又一原因。通过对#2炉内部燃烧器检查及D2火嘴烧损图片分析来看，哈锅厂设计的燃烧器燃烧现有煤种情况下，稳燃没有问题，但却存在以下问题：
1）一次风旋流强度太大（每个燃烧器共有8个旋流片），燃烧器出口一次风速可能低于一次风管道测量的一次风速；
2）中心风在燃烧器出口处增加了挡片，目的是投油时增加燃油着火效果，同时中心风出口挡片的增加，也增加了中心风阻力，使中心风出燃烧器时速度大大降低；
3）四次风的设计目的是为了增加引流效果，使二次风及三次风相吸，增强混流效果，其设计四次风速高达40m/s，可实际四次风速远远达不到设计值，甚至低于二次风及三次风速，反使该区域形成煤粉回流，加剧燃烧器喷口结焦；
4）在一次风与中心风中间设计有一圈稳燃环，该稳燃环处为负压区，可加强一次风煤粉回流效果，增强燃烧器稳燃能力，但在燃烧现有煤种情况下，却加剧了燃烧器喷口结焦。
2、防范措施：
（1）运行部重新规范一次风压及中心风、燃烧器二次风挡板开度情况，对燃烧器二次风调节旋流强度拉杆进行重新调整，在燃烧现有煤种情况下，尽量减少燃烧器结焦及一次风回流情况。
（2）热工对中心风挡板全关位置重新定位，保证全关时预留50%以上开度。
（3）召开专题会议，根据煤源情况，对燃烧器设计进行重新讨论改进，尽量避免燃烧器喷口结焦。
（4）四月份进印尼煤，运行部制定好燃烧印尼煤防止烧火嘴及燃烧器喷口结焦措施，并严格执行。
二、3月19日8：10发现#1炉右侧墙垂直水冷壁与出口联箱连接处焊口漏泄
1、原因分析：该漏泄点机组168期间发生过漏泄，为焊接质量原因。
2、防范措施：
锅炉采取降压运行，值班员加强对该漏泄点的监视检查，发现漏泄扩大及时汇报，争取在#1机组C修时对锅炉所有受热面焊接点全面检查，排除因焊接质量问题导致受热面再次漏泄可能。
三、#1炉E磨煤机动环严重磨损，该磨煤机转入大修
3月30日0：10，#1炉E磨煤机电流摆动较大，石子煤箱排出大量原煤，停磨检查发现E磨煤机动静密封面间隙变大，动环严重磨损，将该磨煤机转入大修。
1、原因分析：
（1）近期煤质变差，来煤中带有大量铁丝、螺钉等杂物，卡在磨煤机动环与静环之间，磨损磨煤机动环，使磨煤机动静间隙变大，原煤落入石子煤箱。
（2）磨煤机质量较差。
2、防范措施：加强对来煤管理，防止原煤中铁块等杂物进入磨煤机损坏磨煤机。
四、3月11日17：372机组负荷315MW ，2B一次风机由于变频器A相（A4、A5整流故障）驱动装置故障，B3模块烧损导致B一次风机跳闸，锅炉RB动作
1、原因分析：
（1）#2炉B一次风机变频器故障是导致此次RB动作的直接原因，从事件追忆看，#2炉B一次风机未发生过流现象，事件发生前机组运行平稳，变频器跳闸原因为A相（A4、A5整流故障）驱动装置故障，B3模块漏保护液导致该模块烧损所致。
（2）电泵联启是因为1月份#1炉发生给水流量低MFT后，增加了给水流量低及给水流量偏差大联启电泵逻辑，RB动作过程中给水流量低至对应负荷下的给水流量值使电泵联启。
2、防范措施：
（1）热机
1）联系变频器厂家，对一次风机及引风机电机变频器进一步排查，消除隐患。
2）对给水流量偏差大联启电泵逻辑进一步讨论优化，防止RB工况下电泵联启使A段母线失压导致事故扩大。
（2）电气
1）针对南方湿度大空气潮湿的特点，对#1、#2一次风机变频器室各安装一台除湿器，保持室内空气干燥，减少凝露现象。
2)设备一旦停运，加强检查柜内功率单元绝缘情况，检查功率单元一次回路接线是否牢靠、二次回路是否有松动，防止此类事故的再次发生。
3)各设备专责人加强对变频器、配电柜设备的检查，结合春季安全大检查，及早发现问题，拿出整改措施，整治设备隐患，以确保设备安全。
4)一次风机停运后，将冷却器停运，在开机前2小时开启冷却风扇运行，加强通风。运行后视柜内温度情况开启工业水冷却。
五、3月11日20：15#2炉B一次风机跳闸RB动作投油过程中，E2油漏油滴至热一次风管道上，引起热一次风管道着火
1、原因分析：
（1）#2炉RB动作油投入后E2油漏油低至热一次风道保温层是此次热一次风管道着火的直接原因。
（2）油设计不合理，所有油向上倾斜进入炉膛，未经雾化或雾化不好的油沿油淌出，造成油漏油是此次热一次风管道着火的主要原因。
2、防范措施：
（1）两台炉所有油均存在设计不合理之处，应对油进行改造，由向上倾斜进入炉膛改为向下倾斜进入炉膛。
（2）对所有油雾化片进行清理，提高雾化效果。
（3）运行部增加对燃烧器平台及油的巡检次数，尤其是投油后应第一时间检查油漏油情况，发现漏粉、漏油及时通知检修处理。
六、3月15日13：05和13：40#2炉B一次风机工频运行过程中由于电气处理变频器发生两次B一次风机入口调节挡板联关事件
1、原因分析：电气执行2-2009-03-1-155工作票“检查2B一次风机变频器”，在配合厂家检查过程中启停变频器时，触发“2B一次风机变频器运行”信号由“1”变“0”，在试启变频导致工频跟踪变频指令信号，最终导致一次风机入口导叶关到0开度。
2、暴露问题：
（1）电气检修在配合变频器厂家检查变频器时，未将检查详细内容告诉热工。从而导致热工检修人员在办理变频器检查工作票做安措时，更多的只考虑到防止RB是否会动作，未更深入的考虑。
（2）热工专业在逻辑检查过程中可能出现的问题考虑不周。未将可能性扩大考虑，做好完全隔离。发生一次风机入口导叶关闭后，值长通知热工人员到场。热工人员查出问题原因后补上“将2#机组B一次风机变频器运行信号强制为“0”隔离措施。
（3）运行在许可电气工作票时，通知了继保和热工，询问了保护和逻辑上可能存在的问题，但从最后许可和延期的变频器转检修的工作票来看，变频器转检修后的安措仍存在漏洞。
3、防范措施：
（1）各专业在开类似运行设备的工作票时，将工作内容和涉及范围详细说明，应及时通知热工人员。热工专业在答复前必须认真审核逻辑，并得到班长及议上人员的确认。
（2）逻辑上的完善，在一次风机工频控制上有变频切工频跟踪变频器输出指令的逻辑。建议修改该逻辑，并认真审核引风机是否有类似逻辑，并与3月25日前提交梳理结果至策划部。
（3）将三大风机，磨煤机，增压风机电气到热工的信号由设备管理热工人员和电气人员共同梳理，并与3月27日前提交梳理结果至策划部。
（4）为实现现场的快速响应，建议在紧急情况下，热工专业退出辅电机保护（非主保护）等逻辑修改时必须在策划部，设管部专工的同意下做好记录，由专人监护完成，并在第二天补办所有手续。
七、#2炉停炉期间，A空预器主电机烧损
3月16日22：10，#2炉停炉期间，A空预器主电机由于空预器卡涩过流跳闸，检查发现2A空预器主电机烧损。
1、原因分析：#2炉空预器安装质量不佳，密封间隙调整不当，停炉后空预器内部温度场变化导致空预器卡涩导致主电机烧损。
2、防范措施：
（1）停炉后运行人员加强对运行设备的监视检查力度。
（2）热工增加空预器电机电流高声音报警信号，提前提醒运行人员注意。
（3）利用停机机会，对#2炉两台空预器内部详细检查，对密封间隙不合理之处进行整改。
八、3月24日8：50，#2炉D磨煤机磨辊轴承温度上升，检查发现磨辊轴套损坏，转入大修
1、原因分析：磨煤机质量较差，所有磨煤机均存在磨辊轴承漏油问题。
2、防范措施：
（1）设备部对磨煤机磨辊轴承漏油问题进行彻底治理。
（2）热工对所有磨煤机磨辊轴承温度测点全面检查，保证该温度测点显示准确可靠，避免强制该测点导致失去监视。
九、#2炉A一次风机变频控制器不就绪
1、现象：
#2机组2A一次风机高压变频器采用的是北京利德华福公司产品，产品型号是HARSVERT-A06/200，出厂编号为07261C。设备在09年3月22日设备投运以前，用调压器输入电压的方法，发现设备运行到18Hz左右，界面会有“控制器不就绪”的报警，设备不能调速。
2、问题查找
(1)技术服务人员带主控板以及信号调整板，在3月22日晚到达现场，更换主控板以及信号调整板以后，再次上电试机，故障现象依旧。
(2)现场测量各个电源输出模块，没有发现问题。
(3)在报“控制器不就绪”的时候，发现主控制器给PLC的“控制器就绪”信号丢失。经过测量发现，主控制器没有输出“控制器就绪”信号，估计问题应该处在主控制器内部。
(4)再次更换主控板以及信号调整板故障依旧。
(5)拆除信号调整板上的输出电流检测以及电压检测线，发现报“控制器不就绪”时，输出频率明显提高可以运行到25Hz左右。初步怀疑问题是由于干扰造成。
(6)26日利德华福派研发人员，带新的电路板以及示波器到达现场。
(7)现场用示波器观察主控板与信号调整板之间的通讯。发现设备在报“控制器不就绪”的时候，主控板与信号调整板之间的通讯完全中断。电路板上负责通讯的硬件通过测量没有发现损坏，进一步确认造成故障的原因是由于干扰。
(8)开始查找干扰源，开始怀疑干扰是通过输出电流检测回路进入到主控制器，但是之前拆除信号调整板上的输出电流检测线，故障并没有消除；因此怀疑输出电流检测回路被感应上高压，而对同一走线槽中的输入输出电压、输入电流等信号线和地线造成了干扰，并最终造成了主控板与信号调整版通讯中断。
3、处理结果
(1)通过上面的分析，在现场更换了输出电流检测元件，并且将输出电流检测线路从线槽外走线，达到与其他信号线分开的目的，处理后发现主控制器受干扰情况明显改善，设备再次上电空载运行故障没有出现，设备运行正常。
(2)设备投运前，现场已经更换全新主控制器一套
(3)3月30日22：40 #2炉A一次风机由工频倒换回变频运行常。
十、3月16日#1吸收塔亚硫酸根超标分析
1、现象
(1)化验结果＃1吸收塔亚硫酸根达20mmol/L以上（正常小于10 mmol/L）；
(2)#1吸收塔入口二氧化硫浓度3100mg/Nm3左右，三台循泵运行，石灰石供浆泵满频率运行，供浆液流量26.4m3/h,PH值只能维持5.1左右，脱硫效率84%，运行情况异常；
(3)脱硫化验人员就地取样时发现＃1吸收塔浆液状态异常。
2、处理
(1)立即加启一台氧化风机运行，加强氧化；
(2)将供浆自动切为手动，维持5m3/h（根据具体情况调整，但必须是小流量）左右流量供浆，以，维持吸收塔PH值5.0运行；
(3)立即启动脱水系统运行，发现出石膏较正常，保持脱水系统连续运行，加强浆液置换；若浆液呈黏糊状，已无法脱水，则需开启旁路挡板，将增压风机静叶关至最小开度10％运行；如浆液无法脱水，当时FGD入口二氧化硫浓度超过设计值较多，则停止增压风机运行，待塔内浆液正常后再恢复脱硫运行；
(4)因脱水正常，保持旁路挡板关闭运行，但此时脱硫效率只有75％左右；
(5)每两小时对浆液化验一次，以观察采取措施后浆液亚硫酸根情况是否好转，当日亚硫酸根呈逐渐下降趋势；
(6)当亚硫酸根小于10mmol/L时，将供浆投自动，恢复正常脱硫。
(7)整个处理过程应缓慢细致进行，并加强化验与监盘，发现浆液有恶化趋势立即停止脱硫系统运行，避免发生抛浆事故。
3、原因分析
(1)FGD入口SO2浓度严重超出设计值运行，造成大量亚硫酸钙无法氧化；
(2)循泵采用节能模式运行（2台循泵运行）时，使脱硫效率达到90％以上，经常需提高PH值，也就是加大供浆来达到，导致氧化环境差；
(3)废水旋流器出力小，塔内氯离子及重金属离子含量高，影响反应。
4、防范措施
(1)在入口SO2超出设计值运行时，加强对亚硫酸根化验，一旦超过10mmol/L时立即加启一台氧化风机运行，并适当控制PH值，避免供浆过多；
(2)联系值长调整煤种，控制燃煤硫份在正常范围内；
(3)采取循泵节能模式运行时，注意将PH值控制在正常值运行（2台循泵与3台循泵设同样的PH值运行），并随时注意入口SO2浓度与供浆量之间的关系，发现浆液供给量异常增大，立即恢复三台循泵运行；
(4)加强废水旋流器压力的调整与检查，发现堵塞及时联系处理，保持废水连续排放。
十一、脱硫#1增压风机旁路档板误开事件分析
1、事故经过
3月23日晚班18点44分45秒，#1增压风机静叶自动跳为手动，#1增压风机导叶调节自动失灵语音报警，18点45分01秒旁路烟气挡板快速全开，#1增压风机静叶操作面板上显示指令为0，反馈6%。监盘人员立即点增压风机静叶操作面板上“+”键将指令迅速给至30%左右。操作期间由于旁路开启，原烟气挡板后负压及炉膛负压平稳。19:46全关#1脱硫旁路烟气挡板。
2、原因分析
(1)脱硫值班员周富军将运行中的#1脱硫烟气系统误看成停运的#2脱硫烟气系统，在18点44分45秒进行了将#1增压风机静叶自动切为手动的操作，并在18点44分49秒将#1增压风机输出指令改为0，18点45分01秒，#1增压风机指令到0，反馈6%。本次旁路挡板开启纯属误操作引起。
(2)脱硫值班员的操作意识和操作技能培训不到位，造成部分脱硫值班员对烟气系统的操作存在随意性，存在对增压风机静叶直接输指令为0的不规范操作。
3、防范措施
(1)脱硫班长以下岗位对烟气系统进行操作时必须经过班长同意方允许进行；
(2)脱硫所有值班员在进行烟气系统的增压风机静叶操作、旁路挡板操作及增压风机入口负压设定时必须头脑清晰，操作时谨慎小心，小幅度进行；
(3)对值班员加强培训，并对不良的操作习惯进行规范。正常情况下，不允许在操作器上直接设指令值进行调整，而应使上、下键或＋、－键进行调整，以防指令设错；
(4)值班员进行了相关操作后，应跟踪操作结果，以检查操作的正确性，发现异常及时调整。
(5)对脱硫DCS电脑，规定分＃1、2机组操作，操作台以除灰DCS为界，右边为＃1机组，左边为＃2机组，正常情况下，分开监盘，#1机组的脱硫DCS电脑不允许调＃2机组脱硫系统画面。
(6)各值、各专业应认真组织学习本次异常事件、吸取经验教训、举一反三、认真分析本岗位可能存在的误操作危险性分析、严防类似误走间隔、误停设备、误设指令等典型误操作的发生。确保机机组安全可靠运行。
四月
一、4月15日晚班，1C磨煤机因失去火检跳闸。
1、原因分析：检查为火检探头堵焦所致。说明燃烧器附近温度过高，二次风相对较弱。#1炉停运转C修后观察D制D2、D3燃烧器喷口结焦较严重，经锅炉厂分析，原因是D层二次风箱存在设计上的缺陷，该层二次风量较其它层偏小，最终导致大量结焦。
2、防范措施：部门为此规定强调在三台磨运行时，尽量采用B磨运行，D磨运行时二次风挡板保持全开位。
二、4月日#1机组主油箱油位迅速升高。
1、现象：1日汽机监盘人员发现主机油箱油位由-70mm突然上涨至163mm（此油位计为浮子式，导波雷达油位计没有投入）,就地油位计升至185mm（就地油位计和远传油位计取自同一测量装置），且油箱上盖处有油烟冒出,分析为油箱排烟不畅所致,
2、应对措施：开启排烟风机出口管排污门,但由于排污管位置较高，没有油排出；于是增开B排烟风机,油位降至140mm,但仍然偏高，联系设管部检查。检修将排烟风机出口法兰解开进行排油,将油排出后油箱油位恢复正常，停B排烟风机。
三、 #1机组4月4日打闸停机后发现#2高压主汽门有3%-4%反馈。
发现有3%-4%反馈时到就地与#1高主门对比有少许开度，怀疑该门关闭不严，检修确认汽门未完全关闭。惰走时顶轴油压力、轴封供汽、真空等参数正常，但是惰走时间比以前多10分钟，且低压缸排汽温度偏高，经过分析认为是高压缸进汽冲动汽轮机造成惰走时间增长。锅炉泄压后汽机重新挂闸进行阀门活动，经过几次活动后阀门关闭正常，在以后的机组启动中阀门关闭正常。
四、4月14日#1机组启动时振动加大。
1、现象：07:37 主汽温度443℃、再热温度154℃，汽机冲至2000rpm。在2000rpm暖机时主、再热蒸汽温度逐渐上升，主蒸汽温度最高558℃，同时一瓦轴振从70um逐渐开始上升，最高达到132 um。振动升高和主、再热蒸汽温度过高有一定关系，为了防止高温对汽机影响，开始降低汽温。09:16主汽温度514℃、再热温度304℃，汽机由2000 rpm开始升速，冲转至2100rpm，振动明显下降至80um，继续冲转至2900rpm，机组振动正常。
2、原因分析：
（1）是主、再热蒸汽温度在暖机期间过高，在低蒸汽流量下，转子膨胀过大；
（2）2000 rpm附近存在共振分量；
（3）汽机在400 rpm停留时间过长，导致汽缸温度下降。
3、应对措施：针对于#1机组启动和小机出现的情况，为了避免类似情况出现，在以后操作中注意以下事项：
①、不管机组冷态或者热态启动，必须选择合适的主、再热蒸汽参数，防止参数不当引起机组振动。
②、机组在暖机和带负荷过程中，严格按照启动曲线控制蒸汽参数和带负荷速度，防止参数过高或者大幅度波动引起机组膨胀问题；在暖机过程中密切监视汽缸金属温度，当发现温度下降较多时，应提高蒸汽参数或者升速、加负荷，使金属温度平稳上升。
③、#1机组在2000rpm附近可能存在临界转速区，在以后启动暖机时可以将转速停留在2100rpm进行暖机。
④、要严格控制轴封供汽温度，特别是热态启动时，如果辅汽不满足要求，可以采用主蒸汽来供汽；主汽至轴封供汽手动总门在机组运行中应开启，以实现热备用。
⑤、大机低压轴封、小机轴封供汽温度控制在120℃～180℃范围内，如果出现异常，及时调整（现在#1机组小机轴封供汽温度测点位置不对，在本次小修中将要更换位置，更换后将按照上述要求控制温度）。
⑥、如果出现轴封减温水门堵塞现象时，在停机后及时清理，如果具备条件可对减温水管道进行冲洗。
⑦、在大、小机启动和大幅度变化负荷时注意监视机组膨胀、振动情况，发现异常停止进一步操作，待异常情况稳定或者回头后才可以进行下一步操作。
⑧、机组启动时，在轴封供汽前加强疏水，防止轴封带水。
⑨、为了防止轴封减温水电动门内漏，在轴封供汽停止后，应将减温水电动门前手动门关闭，同时开启轴封供汽管道疏水，防止轴封母管积水进入汽缸。
⑩、小机轴封减温水门很难进行精确调整，在机组运行中主要是通过低压轴封供汽减温水门来控制温度满足要求，小机减温水调整门作为辅助手段进行调整。
五、4月14日、16日两次出现1号小机1x振动大导致跳闸
1、原因分析：1x振动大的同时，1y、2x、2y振动同时增大，查看操作及参数，只有轴封供汽温度偏高（300℃～330℃），其它正常。通过与厂家技术人员分析，认为导致振动大的可能原因是小机进汽管道安装有偏差，对机组膨胀产生了作用力，使机组运行状态恶化，在外界不大的干扰下（两次干扰可能是轴封供汽温度偏高，但厂家确认机组在正常状态下可以接受，不会产生影响），机组动静产生碰磨引起振动大跳闸。检修将利用本次小修机会对小机进汽管道安装情况重新进行调整。
2、应对措施：做好小机轴封温度的监视和调整。
六、浆液循环泵机封漏浆
本月2B浆液循环泵因机封漏浆更换机封两次，2A更换机封一次。浆液循环泵机封漏浆直接影响脱硫效率，严重时会导致环保指标不达标，造成环保罚款。
1、原因分析
（1）浆液循环泵机封寿命到期；
（2）浆液循环泵机封水中断；
（3）浆液循环泵机封水压力、流量不足；
（4）停运未排空或入口门泄露，导致泵体内存有浆液，当泵长时间停运，浆液沉积严重，重新启动由于摩擦副因粘连而扯坏密封面；
（5）浆液循环泵入口侧堵塞，泵体内浆液气化，温度升高，造成机械密封损坏。
2、 防范措施
（1）运行中，加强对密封水的巡检，防止断流；
（2）保证密封水压力和流量正常；
（3）启泵前提前5到10分中投入轴封水,停泵后延迟5到10分中退出轴封水；
（4）定期检查泵振动，一旦出现振动过大，及时停运进行反冲洗，必要时检查入口管道或滤网；
(5)运行中出现机械密封水中断,应立即停止该泵,待轴承温度降至常温方可重新投入机械密封水；
（6）浆液循环泵停止后应充分冲洗浆液循环泵。
七、脱硫系统的结垢、堵塞
1、现象：在石灰石湿法FGD装置中，设备、管道、和管件普遍存在不同程度的结垢、堵塞现象，对FGD装置的安全经济运行构成了重大威胁，烟气含尘量较高时，在吸收塔干湿界面处会积聚较大的灰垢，坠落的大块灰垢对FGD装置的安全运行构成威胁；除雾器积垢导致运行阻力增加，增压风机能耗增加,严重时造成旁路挡板无法关闭；烟气档板积垢可导致执行机构动作失灵。FGD装置中，许多设备不能正常运行，都是因为结垢、堵塞引起的，因此，必须进行有效的防治。
2、结垢、堵塞机理：
（1）高温烟气中的灰份在遇到喷林液的阻力后，与喷淋的石膏浆液一起堆积在入口，其主要成分是灰分和CaSO4,在吸收塔入口干湿界面交接处十分明显。
（2)石膏终产物浓度超过了浆液的吸收极限，石膏就会以晶体的形式开始沉积，当相对饱和浓度达到一定值时，石膏晶体将在悬浮液中已有的石膏晶体表面进行生长，当饱和度达到更高值时，就会形成晶核，同时，晶体也会在其它各种物体表面上生长，导致吸收塔内壁结垢。
（3)在系统的氧化程度低下，甚至无氧化发生的条件下，可生成一种反应物为Ca(SO3)0.8(SO4)0.21/2H2O,称为 CSS-软垢，使系统发生结垢，甚至堵塞。
（4)吸收液pH值的剧烈变化，低pH值时，亚硫酸盐溶解度急剧上升，硫酸盐溶解度略有下降，会有石膏在很短时间内大量产生并析出，产生硬垢。而高pH值亚硫酸盐溶解度降低，会引起亚硫酸盐析出，产生软垢。在碱性pH值运行会产生碳酸钙硬垢。
（5）在吸收塔底部，尽管有搅拌器搅拌，但仍存在死区，造成石膏结垢，除雾器、管道、泵体因冲洗不充分产生结垢。
3、预防措施
（1）及时调整电除尘的运行方式，保证FGD入口含尘量在允许范围内。
（2）使氧化反应趋于完全，控制亚硫酸钙的氧化率在95%以上，保持浆液中有足够密度的石膏晶种。
（3）石膏浓度高时，及时进行石膏的脱水，控制吸收液石膏的浓度，为保证石灰石的有效利用及石膏品质，一般控制石膏过饱和度为120%--130% 。
（4）控制溶液的PH值，尤其避免运行中pH值的急剧变化。
（5）采用工艺水定期冲洗易于结垢的部件或及时充分冲洗停运后的设备。
（6）烟气挡板系统定期做开、关活动试验。
五月
一、5月10日0：36，#2炉A一次风机由于变频无输出，反馈突降为0，导致A一次风机出力下降至0
1、原因分析：变频器故障。
2、防范措施：
（1）将故障的频率给定信号隔离器更换，并对其监控程序进行升级（解决其减速过程中变频运行接点短时分断缺陷）。
（2）将故障的信号隔离器寄回厂家进行故障分析，以确定其他信号隔离器是否会发生类似故障。针对厂家现在将该型号PG－211信号隔离器更换为北京平和公司的PH4076的情况，要求其对此进行解释，以便采取进一步措施。
（3）鉴于一次风机变频器多次出现故障，建议设管部应加强与厂家利德华福沟通，共同做好检查维护工作。
二、 5月18日16：59，#1机小机振动上升至110.9微米
1、处理：值班员迅速启动电泵并入系统，调整小机轴封温度后振动正常，退出电泵停运备用，恢复机组正常方式。
三、5月25日1：27和22：03，#1炉A送风机和B送风机相继发生动叶内部连杆脱落
1、原因分析：机组自投产以来，已经连续发生四次送风机动叶内部连杆脱落事件，这暴露出了设备隐患，设备部应利用停机机会对两台炉送风机动叶连杆易脱落部分点焊加固，从根本上杜绝该事件再次发生。
2、处理：5月25日23：50和5月26日1：08，先后停运B送风机和A送风机进行了处理，尤其是A送风机动叶位置为全开位，停运A送时是带全负荷启动，运行人员操作较成功，这也给运行人员以后处理类似事件提供了一定的经验。
四、5月26日#1机组滑停过程中，12：50电泵并入系统后由于电泵自由端推力轴承温度高导致电泵跳闸，机组发生MFT停炉。
1、此次停机过程中暴露出以下问题：
（1）值班员对电泵瓦温监视不到位。电泵启动后，自由端推力瓦温有缓慢上升趋势，后开始回头至50摄氏度，值班员误认为推力瓦无问题，便忽略了对电泵瓦温的监视，导致电泵自由端推力瓦温在40S内由50℃上升到90℃使电泵跳闸。
（2）部分值班员操作水平及处理突发事件能力有待于进一步提高。
（3）部分值班员并泵操作水平有待于进一步提高；
（4）虽然电泵跳闸，抢汽泵有一定难度，但从该次事件情况来看，电泵跳闸后值班员反应不够果断、迅速，事件发生后的心理素质有待于加强，处理突发事件的能力有待于进一步提高。
五、5月19日清晨#1机组#2中压调门门杆漏汽急剧增大，并且两侧汽门壁温偏差逐渐拉大到30℃。
1、原因分析：可能是中压汽门出现故障， 对#1机组各负荷段监视压力进行了对比，具体数值如下：
| 日期 | 负荷 MW | 轴位移 mm | 调节级 MPa | 一抽 MPa | 再热 MPa | 三抽 MPa | 四抽 MPa | 真空 KPa |
| 19日 | 340 | 0 | 17. | 7.06 | 3.98 | 1.74 | 0.87 | 91.65 |
| 19日 | 320 | -0.01 | 16.70 | 6.71 | 3.79 | 1.65 | 0.83 | 92.00 |
| 18日 | -0.04 | 15.96 | 6.23 | 3.36 | 1.63 | 0.82 | 92.00 | |
| 19日 | 300 | -0.01 | 15.61 | 6.31 | 3.54 | 1.53 | 0.76 | 92.45 |
| 18日 | -0.05 | 14.85 | 5.84 | 3.21 | 1.53 | 0.76 | 92.10 | |
| 19日 | 280 | -0.02 | 14.67 | 5. | 3.30 | 1.46 | 0.71 | 92.87 |
| 18日 | -0.05 | 14.06 | 5.54 | 3.00 | 1.46 | 0.71 | 92.49 | |
| 19日 | 255 | -0.01 | 13.29 | 5.28 | 3.01 | 1.31 | 0.67 | 93.39 |
| 18日 | -0.05 | 12.70 | 4.88 | 2.65 | 1.29 | 0.66 | 93.14 | |
| 19日 | 240 | -0.01 | 12.46 | 4.98 | 2.82 | 1.21 | 0.62 | 93.71 |
| 18日 | -0.05 | 11.96 | 4.60 | 2.49 | 1.21 | 0.62 | 93.45 | |
| 19日 | 230 | -0.02 | 11.74 | 4.72 | 2.68 | 1.17 | 0.61 | 93.91 |
| 18日 | -0.03 | 11.24 | 4.37 | 2.43 | 1.16 | 0.59 | 93.97 | |
| 19日 | 220 | -0.02 | 11.25 | 4.55 | 2.57 | 1.12 | 0.58 | 93.97 |
| 18日 | -0.03 | 10.98 | 4.23 | 2.28 | 1.10 | 0.57 | 94.10 | |
| 19日 | 210 | -0.02 | 10.92 | 4.40 | 2.48 | 1.06 | 0.54 | 94.34 |
| 18日 | -0.04 | 10.58 | 4.03 | 2.16 | 1.04 | 0.54 | 94.29 | |
| 19日 | 200 | -0.03 | 10.41 | 4.20 | 2.36 | 1.01 | 0.51 | 94.48 |
| 18日 | -0.04 | 9.99 | 3.85 | 2.05 | 0.98 | 0.51 | 94.48 | |
| 19日 | 190 | -0.03 | 9.76 | 3.98 | 2.23 | 0.97 | 0.51 | 94.51 |
| 18日 | -0.05 | 9.50 | 3.69 | 1.98 | 0.96 | 0.50 | 94.50 |
（2）18日23时30分，机组负荷在一秒内从175MW迅速下降至163MW，此时高压调门开度、主汽压力没有变化，同时中压主汽门温度也出现了偏差（右侧中压汽门壁温比左侧偏低30℃左右）。也可以佐证是因为单侧中压汽门关闭引起负荷突降和中压汽门温度偏差，并相应判断是左侧汽门出现关闭。
（3）经过对#2中压调门进行活动试验，发现调门在0～100%阀位活动时对机组运行参数没有影响，且阀门关到90%阀位以下时门杆漏汽量明显降低，由此可以推断是#2中调门门杆断裂，导致阀芯脱落中压缸单侧进汽和阀门开度比较大时门杆漏气量大。停机后对#2中调门进行解体检查发现门杆断裂。
六、5月31日#2机组启动后在加负荷过程中2x轴振由70um突增到236um，然后快速下降到150 um。
1、原因分析：检查#2轴承y向振动、瓦振、轴瓦温度、轴承回油温度等情况正常，怀疑是测量不正确产生的虚假振动，联系热工进行检查。热工将2y轴振测量回路接到x向，振动依然偏大，说明是2x轴振测量探头可能出现问题。为了进一步确认振动是否检测正常，联系江西电科院技术人员对振动进行分析，发现工频、二倍频、三倍频振动分量正常，只是低倍频振动在0～30Hz之间存在振动带，对x向振动产生干扰，可以判定是低倍频干扰导致振动增大，是虚假信号。
七、斜板沉淀池出水水质较差分析
1、原因分析：当一台机运行时，趸船有一台补给水泵运行，即可满足工业水及塔池补水，斜板沉淀池出水水质较好。但当两台机运行时，趸船有一台补给水泵连续运行，另一台泵断断续续运行，斜板沉淀池出水水质时好时坏。 造成出水水质较差的原因主要是由于斜板沉淀池进水流量剧烈变化引起的。
2、应对措施：对循环水补水方式改变如下：
（1）一台机运行时，趸船补给水泵变频运行；两台机运行时，趸船补给水泵一台工频运行，流量维持在额定流量，另一台变频运行，频率根据补水流量需求进行调整，但不能低于37Hz（低于37Hz，打不出水）。
（2）斜板沉淀池进水流量不能剧烈变化，每次调整流量不能超过10%。
（3）塔池要连续小流量补水，补水手动阀的开度由化行人员根据工业水池液位及趸船补给水流量进行调整。
八、5月6日增压风机跳闸
1、事件经过
5月6日9：13，做周三定期工作切换#2增压风机油泵，除灰脱硫主值班员周海燕在就地控制柜将油泵切换旋钮由“2自1备”切为“1自2备”，9：13：49,2号油泵自停，9:13:50,1号油泵自启正常，2秒钟后，即9：13：52，1号油泵跳闸，备用的2号泵未联启，导致油泵组均停延时5S保护动作，9：13：57，#2增压风机跳闸，9:14:00,周海燕将“1自2备”切换旋钮切至“2自1备”,DCS上启动2号油泵，但此时增压风机已经跳闸。#2增压风机跳闸后，原烟气挡板开关故障，立即联系检修处理好，同时在就地再次切换至1号油泵运行，泵运转正常，9：51恢复#2脱硫烟气系统运行。
2、原因分析
（1）#2增压风机油泵控制系统存在设计缺陷，在油泵切换成功后来一复位信号，导致运行泵跳闸，备用泵不联动；
（2）操作人员未做好事故预想特别是在进行有可能造成重要辅机跳闸的操作且操作人员从未进行过此类操作时未做好事故预想，冒然的进行操作，事故来了反应不够敏捷，未能在5S之内及时手动启动备用油泵（停泵8S才启动的备用泵）；
（3）在当班班长请假时，值班人员联系指挥能力不够，事故来了未能及时的进行事故补救。
3、暴露的问题
（1）对于重要辅机的切换可能引起跳闸的操作值班人员没有足够警惕，未做好跳油泵的事故预想；
（2）值班员在操作前不做好事故预想，盲目的进行操作，造成事故来了未能及时的补救；
（3）值班员对不熟悉操作的人员操作监护不力，未进行安全方面的提醒，应加强这方面的安全意识；
（4）专业培训不到位，值班员的操作熟练程度不够，危险点把握不住，事故预想能力不强。
4、防范措施
（1）及时消除增压风机油泵逻辑控制系统设计缺陷，避免运行当中再次发生类似情况；
（2）对所有增压风机跳闸的逻辑条件进行梳理，有利于运行中加强监视和调整防止再次发生增压风机跳闸事故；
（3）运行人员在现场进行增压风机油站的相关操作时，一定要做好全面的事故预想，包括发生油压低，油泵跳闸等情况应如何进行紧急操作；
（4）加强增压风机油站现场培训，提高运行人员现场操作能力及事故应急能力；
（5）加强技术培训，做好事故预想，提高运行人员安全意识；
（6）做好操作监护。
六月
一、磨煤机分离器2次进煤粉
1、事件经过：6月10日磨煤机启动后发现B磨煤机分离器塑胶密封圈变形，导致煤粉进入分离器油池，磨煤机转入大修；6月20日，B磨煤机再次启动后，分离器油池再次进粉
2、原因分析
（1）6月10日#1炉B磨分离器油池进煤粉原因分析
6月9日1B磨煤机分离器油池密封圈因磨煤机磨碗积粉自燃，由于温度高造成分离器油池密封圈失效，导致6月10日煤粉进入1B磨分离器油池。
（2）6月20日#1炉B磨分离器油池进煤粉原因分析
1B磨煤机分离器油池进入煤粉的原因可能有三：① 6月10日1B磨煤机分离器油池第一次进入煤粉后清理不干净；② 唇形密封圈安装及质量问题和再次失效；③ 1B磨煤机分离器油池密封风手动门未开失去密封风导致进入煤粉。
6月10日1B磨煤机分离器油池第一次进入煤粉后，检修已采用放油后用擦布手擦干净、柴油两次清洗和换油处理，清理干净。
关于唇形密封垫密圈不严问题，由于6月10日1B磨煤机分离器油池第一次进入煤粉后，检修把唇形密封刚换过，唇形密封圈失效的可能性较小；并且在打开分离器油池密封风门后重新启磨运行至今，未发现1B磨分离器油池进粉的现象，也表明唇形密封圈有效。
6月20日凌晨03：20发现1B磨分离器油池进粉后，08：10运行部锅炉专工与设备部温月荣就地检查发现1B磨煤机分离器油池密封风手动门在关闭状态，由此判断，由于分离器密封风手动门未开，失去密封风，从而导致1B磨分离器油池进粉。
3、防范措施
（1）严格执行两票三制，检修工作结束，条件允许时要及时恢复安全措施，切实做好设备启动前的检查工作，按规定做好交及班中巡回检查制度。
（2）运行部加强技术培训工作。
（3）运行部、设管部应按照《班组安全管理标准化》切实做好其中《班组工作日志》、《危险点控制管理》等工作。
（4）建议运行部在主力磨上部增设巡检点，督促运行人员巡检到位。
二、6月10日16：05，#1炉A一次风机变频器死机，被迫倒工频运行；6月12日2：15，变频器厂家处理好#1炉A一次风机变频器后，在A一次风机工频倒变频过程中，由于热工强制条件错误，导致#1炉两台一次风机跳闸。
1、原因分析：两台机组一次风机变频器运行以来，多次出现故障，暴露出了一次风机变频器可靠性存在问题，跳机事件具体原因是由于热控人员投在退保护时没有专人监护且在未核查清楚逻辑前，误强制B一次风机出口门全关信号，致使B一次风机跳闸，导致两台一次风机全部停运。
2、防范措施：
（1）热控人员在投退保护时严格执行保护投退监护管理要求，一人操作，一人监护。
（2）加强专业技术人员业务技术培训，熟练掌握机组逻辑控制策略。
（3）针对热控逻辑的投退或相关操作，要严格执行逻辑投退保护制度，履行保护投退审批手续，热控人员必须见“单”操作，坚决避免因口头传达操作指令而导致误操作事件的发生。
（4）完善热工电子间出入管理制度，非热工人员未经允许严禁进入热工电子间。
三、 6月11日18：30，检修人员在处理#1炉B磨煤机分离器密封圈缺陷过程中，起吊磨煤机分离器时，撞断#1炉B磨密封风管路，导致#1炉密封风压力突降，后处理正常
四、 6月29日17：51，由于电网线路故障，造成系统振荡，使#1炉两台引风机变频器瞬时休眠，A空压机跳闸，压缩空气压力突降，B、C、D空压机发“电源失去”故障信号未联启，运行人员就地迅速复位后重新启动B空压机，恢复压缩空气压力。
五、6月19日14：00电气专业定期工作试启#1柴油发电机不成功
1、事件经过：
(1)6月19日14：00，集控电气专业人员定期工作试启#1柴油发电机，柴油机一次启动不功后，自动重启2次，仍不成功，柴油机面板报蓄电池电压低报警，蓄电池电压油27V降至21V左右，柴油发电机无法启动。
(2)检查柴油电机电气回路正常，柴油发动机机油、润滑油、柴油油位、油温均正常，冷却水温、水位均正常。
2、处理经过：
(1)运行人员通知检修人员进行处理，将#2机柴油发电机的蓄电池拆下与#1柴油发电机的蓄电池并联，仍不动启动柴油机，从而排除电气方面的原因，怀疑机务方面有问题。
(2)检修通知柴油机厂家人员到现场配合查找问题，经检查柴油机的进路的滤清器里无油（正常时应充满油），采用临时措施将其加满后，再启仍不能启动。
(3)由于进路缺油，而使柴油机气缸内进了空气，由柴油机厂家人员对柴油机内部进行排气措施后，就地及远方重启柴油机正常。
(4)由厂家对柴油滤清器进行更换。
3、防范措施
(1)检修应对柴油机的电气及机务方面的维护责任到位到人、做到职责清淅、专人负责，且必须由培训到位，以能在紧急时侯能应急处理柴油机启动不了的缺陷。
(2)维护人员应定期对柴油机本体进行检查、维护，及时发现设备缺陷，使柴油机确实处于良好备用状态，以备不时之需。
(3)针对我厂柴油机组备用不稳定的情况，运行部将柴油机定期启动试验的周期由每月两次改为每周一次。
六、6月1日#1机组电动给水泵检修后进行试运，电机启动后主给水泵无转速，就地检查给水泵未转动，检查给水泵其它参数：电流比平时空载电流大10A左右；泵出口压力和前置泵出口压力相同；液力偶合器润滑油压力正常。通过以上现象判断可能是给水泵卡涩，立即将电机停运，联系检修处理。检修将给水泵轴向间隙调整后再次启动给水泵正常。
七、6月8日#1机组启动后ASP压力由5.5MPa下降到3.2MPa，发“危急遮断2通道”报警（2通道动作压力4.2 MPa）。
1、分析：通过对下面系统图分析和以往ASP压力降低处理结果看，油压下降是因为AST通道2有一个电磁阀存在内漏，导致ASP压力下降。在危急遮断通道1关闭严密的前提下，经过节流孔来油被通道2部分泄掉（就地压力表仍有3.2MPa压力），说明泄漏量不大，不会危及机组的安全运行。策划部、设备部、运行部相关专业人员讨论后决定暂时不处理，继续观察泄漏情况，如果泄漏量增大后再进行处理，在此期间运行、检修加强监视。
八、#1机组投产已经半年，根据厂家要求，可以将单阀切为顺阀运行。9日进行单/顺阀切换，在切换过程中当#3高调门开度在16%～22%时，#1轴振从60um涨到110um。分析认为：#3高调门对应于汽轮机下部进汽，在此开度范围内时会将转子部分抬高，造成#1轴瓦载荷减小、稳定性降低。对于此类故障可以通过改变阀门开启顺序或者将轴瓦标高上抬提高稳定性裕度来解决。汽机高调门开启顺序是1、2→3→4，#3高调门开启顺序符合降低转子抬起高度的要求（如果#3、4互换，对机组振动影响更大），所以不用改变开启顺序。调整轴瓦标高影响比较大，而上述顺阀运行时对机组振动影响不大，可以不进行调整。
九、 #2机在6月1日主机2瓦X相轴振动突然上升，最大达135um，并出现了50～80 um的摆动，同时Y相显示正常。当一个方向轴振发生大的变化时，另一个方向也应该受到影响，结合现场实际情况，可以初步怀疑是2瓦X相轴振测量出现故障。为了确认振动是否真实，当天联系电科院技术人员到现场进行测量，发现有一个较宽的低频带对振动产生干扰，造成振动异常，可疑确认为是测量故障。在小修中发现X相轴振探头连接松动，确认振动是虚假的。
十、精处理混床运行周期缩短原因分析及应对措施
1、现象精处理高混在更换新树脂后运行周期明显缩短，由原来的12天左右缩短到当前5天左右，再生频繁，酸碱用量过大。针对这种现象，化学专业分析原因，查找问题所在，经讨论认为：
(1)由于树脂装填时间所限，未能及时做好新树脂的预处理工作，势必影响树脂性能，导致树脂再生度及工交容量的下降；
(2)再生参数的严格控制才能有效保证再生效果；
(3)阴阳树脂再生前的分层效果与分离度是提高再生度的关键，是保证阴阳树脂不交叉污染的关键；
2、应对措施：
(1)采用浸泡再生的方法作为新树脂未作预处理的补救措施。在阴阳树脂正常进酸碱后停止再生，使阴阳树脂分别在碱、酸中浸泡12h，然后置换并加强正洗至阴阳塔正洗出水电导合格；
(2)提高再生剂浓度，由原来的2.9%提高到当前的3.5%左右；
(3)阴阳树脂反洗分层时提高快反洗流量，延长慢反洗时间。由于阴塔上排滤网易堵塞，造成反洗流量低，快反洗效果差，运行人员密切监视反洗流量，及时调整反洗进水调节阀开度，必要时正冲上排滤网或快反洗与慢反洗轮流进行，提高分层效果；
(4)阴塔阳脂传出时，降低传脂流量。阳脂传出1流量降低至15t/h，阳脂传出1流量降低至10t/h，并现场观测阴阳脂界面，有效防止阴阳脂的乱层，保证分离效果；
通过浸泡再生、提高再生剂浓度以及严格控制再生参数，当前运行状态良好。但能否达到预期效果、有效延长运行周期，有待进一步跟踪分析。
十一、增压风机静叶开度到0
1、事件经过
3日周三定期工作活动#2脱硫旁路烟气挡板，开挡板之前机组负荷210MW,#2增压风机静叶开度20%,烟气流量911KNm3/h,增压风机入口负压-188 pa,压力设定值为-200pa。快开旁路挡板后,入口负压值达-432 pa,部分烟气走旁路，增压风机入口烟气流量降为766 KNm3/h.由于增压风机静叶处于自动状态,而实际负压值比设定负压值小很多,增压风机静叶执行关动作,直至到零.运行人员发现静叶开度到0，将增压风机静叶自动切除,手动开启#2增压风机静叶至10%以上.
2、防范措施
（1）机组负荷低或增压风机静叶开度小于30%运行做旁路挡板开关试验时，将增压风机静叶自动切手动，避免发生旁路开启后增压风机静叶开度小于10%；
（2）负荷高做旁路挡板开关试验时，将增压风机入口负压设为-300 pa再用手动快开按钮开启旁路，避免增压风机入口负压及静叶指令大幅波动；
（3）机组低负荷运行时，增压风机入口负压设为-300 pa，避免增压风机静叶开度小于10%运行。
十二、石膏含水率高
1、现象
5日#2脱硫石膏滤饼在滤布上大量开裂，导致滤液接收罐上真空只有-6KPa(正常值-40 KPa)，石膏脱不干水，掉至石膏仓呈稀泥状，经化验含水率达40%左右。就地取样发现石膏浆液沉淀性差，经石膏旋流器分离效果差，底流浆液浓度只30%左右（正常应在40%-50%之间），废水浓度高达16%；#1脱硫系统7日启动，取样发现刚启动时石膏浆液正常，运行后浆液呈逐渐恶化趋势，最后与#2吸收塔浆液无异。
2、原因分析
取石膏及近期脱硫所用石灰石样外送化验，石膏中碳酸钙含量2.48%(小于3%为正常),亚硫酸钙0.2%,正常,石灰石碳酸钙含量87.2%,异常(正常必须高于90%),且华瑞环保公司取6月5日石灰石来料样化验,碳酸钙含量只有82%.由于两台脱硫系统先后发生同样问题,判断为石灰石品质差引起.
3、处理
（1）外购高纯度石灰石粉加入#1塔做吸收剂，停止原石灰石浆液箱浆液供给，并置换2米左右浆液入事故浆液箱；待#1塔石膏浆液达到一定浓度后，启动脱水系统运行，滤饼情况大有好转，裂缝明显减少，滤液接收罐上真空达-24KPa，石膏含水率降至22%左右。
（2）将石灰石仓内不合格的石灰石子通过A磨入口排出，重新送经化验合格，碳酸钙含量达92%的石灰石入仓；
（3）停止石灰石粉供给，磨制新鲜石灰石浆液与原存于石灰石浆液箱的不合格浆液混合，供于#1吸收塔做吸收剂，同时由于#2脱硫小修，#2吸收塔浆液需全部打至事故浆液箱，将原先#1吸收塔置换出去的2米浆液逐步打回#1吸收塔，这期间石膏含水率维持在20%左右；
（4）不合格的石灰石浆液及石膏浆液基本消耗完毕后，#1吸收塔石膏含水率逐步下降，滤液接收罐真空度逐渐提高至-40 KPa左右，29日取样化验石膏含水率8.1%,#1吸收塔浆液完全正常.
4、防范措施
（1）做好石灰石化验工作。每一批次石灰石必须从矿山到料场到入仓都进行化验，严把品质关；
（2）运行人员对每一车石灰石料的外观进行验收，禁止颜色异常，粉末杂质多的石灰石料入仓；
（3）完善石灰石浆液及石膏浆液的化验，特别是镁含量的化验。
十三、6月7日#1增压风机油站重故障误报警,导致增压风机跳闸,脱硫系统停运近两小时，其原因为油站就地控制柜系统预报警（报警点）和重故障信号（保护点）继电器的输出信号辅助接点有一端并接在一起，当增压风机油站出口油温高报警时，就地控制柜对DCS发出预报警信号（正常报警），而因为预报警和重故障继电器的信号辅助接点有一端并接在一起，使油站重故障信号也发出，30秒后，增压风机保护跳闸。
七月
一、#2炉A送风机润滑油回堵导致轴承箱漏油
7月9日，#2炉A送风机润滑油回堵导致轴承箱漏油，后于15日和17日两次停止送风机处理正常。
二、#1炉B磨分离器油池再次进煤粉
7月12日，#1炉B磨分离器油池温度高，检查发现分离器油池再次进煤粉，经分析，由于密封问题导致。其他磨煤机均存在同样隐患，需要对磨煤机分离器密封风进行再次改造。
三、空压机多次因冷却水回水温度高跳闸
1、现象：7月13日，#3空压机因冷却水回水温度高跳闸，#1、#4空压机联启后也跳闸，7月21日，#1空压机因为同样原因再次跳闸，经研究决定，已解除空压机冷却水回水温度高保护。
2、原因分析：
（1）工业水水质较差，水压不足；
（2）由于空压机出口压缩空气温度夏季偏高，加装了一组后冷却器，后冷却器投用后导致工业水量不足，使空压机冷却水回水温度升高。
3、防范措施：
（1）尽量提高工业水压力；
（2）后冷却器投用使冷却水进回水门微开；
（3）解除空压机冷却水回水温度高保护。
四、#1炉D磨分离器轴承损坏
7月22日，#1炉D磨分离器启动时有较大异音，经检修检查确认由于质量原因，分离器轴承损坏，因无备件，现1D磨只做紧急备用。
五、1号机大轴接地碳刷冒火
1、现象：巡检发现1号机大轴接地碳刷冒火。
2、处理：检修测量1号机大轴轴电压正常。1号机大轴接地碳刷过短。待大轴接地碳刷备品到，检修更换大轴接地碳刷，检查无冒火现象。处理中退出转子一点、两点接地保护，防止误动。
3、防范措施：巡检中注意转子碳刷与大轴接地碳刷的情况，有无冒火、过短现象，及时联系更换。更换中注意安全，避免发生失磁、环火现象。
六、2号发电机绝缘不合格
1、现象：2号发电机小修后启机前，测量发电机绝缘不合格。
2、处理：
（1）检查2号发电机封母微正压装置投入正常；
（2）检查2号机定冷水质合格；水温偏低，投入定冷水加热器；
（3）开启2号发电机封母A排外放水管，放出少量水；
（4）投入2号发电机共箱加热装置，防止共箱封母绝缘下降；
（5）检查摇测方法、摇测设备均正常；
（6）天气变晴，气候干燥，检修拆除至2号高厂变封母接线，对2号发电机绝缘摇测，结果合格。
3、防范措施：小修结束后，尽早投入封母微正压装置；绝缘不合格，检查定冷水质，测量空气湿度。
七、7月15日厂龙І线发装置呼唤
1、现象：7月15日NCS发厂龙一线“保护柜GPSL603GM装置呼唤”报警。
2、处理：就地查看接地距离保护由合到分，压紧接地距离保护压板后，接地距离保护由分到合。复归信号后正常。
3、防范措施：检查并确认所有保护压板均已拧紧。重申保护压板的投入应由两人进行，操作人检查压板名称正确，将其投入，监护人检查投入的压板名称正确，并负责再次拧紧。
八、7月11日#2凝结水泵变频器功率柜下面漏水
1、现象：7月11日巡检发现#2凝结水泵变频器功率柜下面漏水。
2、处理：通知电一次班检查处理，为空调的水漏进变频器柜。将#2机凝结水泵变频器电源开关转检修，处理好后，恢复正常运行。
九、#1机组7月6日凌晨发“危急遮断Ⅰ通道动作”报警，就地ASP油压由5.5MPa涨至13.8MPa（1通道动作压力9.3MPa）。通过对下面系统图分析看，油压上升是因为AST通道Ⅰ有一个电磁阀存在内漏，导致ASP压力上升。AST电磁阀是失电动作，电磁阀开启导通，所以首先将电磁阀带电与否作为检查重点。现场检查发现#3电磁阀失电，确认是由于#3AST导通致使ASP压力升高。经过策划部、设备部、运行部相关专业人员讨论后决定在线更换电磁阀，中午更换完毕，ASP压力恢复至5.5MPa。AST油路如下图所示：
十、7月7日早班发现#1机组主机润滑油箱所有油位计指示下降，怀疑是润滑油系统跑油。随后对汽机润滑油系统进行了全面检查，没有发现漏点，故怀疑是其它原因引起油位下降。分析润滑油系统最近异常情况，发现润滑油压力油滤网经常堵塞，可能油中含有杂质，结合油箱油位降低，怀疑是润滑油回油滤网堵塞导致回油不畅，在回油套管中积聚了大量润滑油，引起油箱油位降低。为了验证分析是否正确，将回油滤网上盖板螺栓松掉2个，有油喷出（在正常情况下是没有油的），确认是回油滤网堵塞造成油箱油位下降。要想使回油畅通，只能取出回油滤网更换或清洗，但机组在运行中打开滤网上端盖将会大量跑油，容易造成恶性事故，故决定短时停机、停油后处理。在8日早晨利用低谷时间停机、停油，将回油滤网取出，油位恢复到正常。
十一、湿式球磨机A堵塞
1、事件经过
7月18日0：40，除灰脱硫四班启动湿式球磨机A运行，磨机电流42A，湿磨排浆泵A1运行，出口压力262KPa,湿磨排浆罐密度1326Kg/Nm3,液位1．3米，磨头部电动推杆显示故障状态,但可以开、关操作;0:41启动称重皮带给料机A,给料10吨/小时, 浓度水流量16m3/h。1：12，湿磨排浆泵A1出口压力迅速升至350 KPa左右，磨电流逐渐降至37A，湿磨排浆罐液位从1.28米快速升至2.26米,就地检查石灰石旋流子出浆很小;1:24停止给料,1：27分停止湿磨排出泵A1，1:34启动备用泵A2,发现出口压力170KPa左右,打不起压, 密度显示1300Kg/Nm3左右,且泵体及管道内有石子流动声音,值班人员判断湿磨排浆罐及泵体管道内石灰石子沉积，1：39停止湿磨排浆泵A2运行,1:40停磨，此时电流已降至32.5A，A磨严重堵塞。联系检修紧急处理，同时启动B磨运行。至18:25,清理好A磨及排浆罐、排浆泵,投入运行.
2、原因分析
（1）值班员操作不认真，磨头部电动推杆故障状态下想当然认为已切至磨机头部，而实际是切至湿磨排浆罐，导致湿式球磨机内石子无水干磨，引起堵磨、堵湿磨排浆罐及湿磨排浆泵；
（2）值班员监盘不认真，磨机电流逐渐下降及湿磨排浆罐浆液浓度无变化未发现，导致A磨及湿磨排浆罐堵塞严重；
（3）值班员调整不当，在1：12湿磨排浆泵A1运行异常时未及时停止给料，至1：24方停止给料，导致A磨堵塞严重；
（4）巡检人员不认真，未对A磨浆液分配箱进行检查，以至未将磨头部电动推杆切至湿磨排浆罐的状态反馈给值班员。
3、防范措施
（1）加强人员责任心的培养，提高监盘、操作与巡检质量；
（2）加强技术培训，提高值班员的分析能力与事故处理能力；
（3）各班人员对此次事件进行认真学习，举一反三，防止类似事件发生，确保脱硫系统正常运行。
八月
一、8月3日，运行检查#2炉B一次风机出口挡板后风道内部有异音，检查后怀疑风道内部拉筋开焊，经外部简单处理暂维持运行，待停机后进入内部进行处理。运行中加强就地巡检，运行部做好拉筋脱落损坏一次风机的事故预想。
二、8月5日，#1炉因C仓断煤过程中调整不当导致B侧PCV阀超压动作。
1、发生经过及处理情况：
8：27，因加负荷启动C磨运行，C磨启动后频繁断煤，经长时间敲打和空气炮疏通稍有好转。
9：24，负荷320MW，C磨又开始频繁断煤，立即派人敲打和使用空气炮、疏松机疏通。
9：27，C给煤机彻底断煤，煤斗内部棚煤严重，中间产生空洞。
9：29，C给煤机发内部超温报警跳闸，C磨热风调门和热风关断门联关，为防止C给煤机皮带烧坏，值班员立即手动关闭C给煤机出口插板门。
9：32，主汽压25.1MPa并快速上升，同时主汽温也上升，值班员手动开大减温水并紧急停运C磨停止抽粉，将协调切为手动，手动开大汽机调门，但主汽压仍有上升趋势，于9：34达到最高值27.16MPa，随后开始降低。
9：35，听到#1炉顶部有较大响声，派人就地查看发现B侧PCV部分开启，但DCS显示全关位置，手动按钮也未亮灯。立即通知热工人员处理。热工人员于10：20左右就地关闭B侧PCV阀。
2、原因分析：
（1）C给煤机断煤是导致此次锅炉超压的直接原因。C磨频繁断煤，导致总煤量大幅波动，C磨不下煤后，磨煤机内余粉仍在吹入炉膛，导致实际进入炉内的燃料量偏大，炉内实际热负荷偏高。
（2）协调调节品质较差，扰动较大时调节不及时是此次锅炉超压的重要原因。
（3）值班员调节不及时是此次锅炉超压的又一原因。C磨停止后，出口挡板联关导致其余运行磨煤机风压增加，带粉量增大，值班员未及时调节一次风压；发现主汽压力快速上涨时，在协调调节不及时情况下，值班员切除协调手动开大汽机不够及时。
（4）PCV阀动作后无状态反馈，影响运行人员判断。经查看PCV阀控制逻辑图发现，我厂PCV阀不经DCS发开启指令时，自动开启DCS上无开启状态显示，盘上硬手操按钮指示灯也只有在硬手操操作时才会亮。PCV阀启座后未正常回座。
3、采取的防范措施：
（1）加强煤场进煤及燃料上煤管理，尽量避免给煤机频繁断煤现象。
（2）对机组协调调节特性进一步优化，改善协调调节品质。
（3）值班员加强专业技术培训，增强责任意识，并严格按照运行部《防止锅炉超温超压的技术措施》执行。
（4）热工人员对PCV阀控制逻辑进行完善，增加PCV阀动作后DCS上的状态显示，并点亮硬手操按钮指示灯。
（5）对PCV阀启座后未回座原因进一步查找，并由机务人员在PCV阀前增加手动门，在PCV阀不回座时及时关闭手动门，保证锅炉运行安全。
三、两台炉C仓煤质较粘，导致棚仓严重，与8月14日外请清仓队伍进入内部进行清仓工作，两台炉B、D仓均有不同程度棚仓现象。
1、原因分析：
（1）煤质较差，来煤较粘；
（2）原煤仓设计不合理，双煤仓设计易导致棚仓。
2、控制措施：
（1）加强来煤管理，差煤粘煤禁止进厂（已下工作联系单，丰城秀市煤及丰城亚润煤建议停进）；
（2）运行严格执行定期降仓制度，对于备用时间相对较长的C仓，严格控制仓位不超过8米。
四、8月份脱硫烟气旁路挡板因炉膛负压波动多次联开。
1、导致近期脱硫烟气旁路挡板频繁联开原因：
（1）炉膛负压扰动大是导致近期脱硫烟气旁路挡板频繁联开的主要原因。
（2）6月份汽机由单阀切为顺序阀后，由于协调自动调节不及时，加减负荷时协调自动跟踪不好，由江西电科院协调组专家对协调进行了优化，但协调优化后使锅炉风量跟踪煤量变化速度加快，导致锅炉煤量变化大（如给煤机断煤等）时，风量变化速度过快，使炉膛负压扰动过大。几次脱硫烟气旁路挡板联开都时由于协调重新调整后给煤机断煤，炉膛负压扰动过大造成的。
（3）脱硫烟气旁路挡板联开逻辑不合理及定值过小也是导致近期脱硫烟气旁路挡板频繁联开的重要原因。
询问过岳阳电厂、襄樊电厂、阳逻电厂、沁北电厂、黄金埠电厂等几家电厂，均无增压风机自动切手动后同时联开烟气旁路挡板逻辑，同时其烟气旁路挡板联开定值均比较大，例如：岳阳电厂二期是增压风机入口负压达到±1000Pa联开烟气旁路挡板，襄樊电厂二期是增压风机入口负压达到±700Pa联开烟气旁路挡板。
2、解决方案：
（1）由策划部李华尽快联系相关人员，再次对协制系统进行优化，从根本上解决炉膛
（2）在炉膛负压扰动问题彻底解决之前，由运行部下联系单，暂时取消增压风机自动切为手动时联开烟气旁路挡板逻辑，同时征得脱硫厂家孙工同意，将增压风机入口负压在静叶自动设定值的基础上波动±300Pa自动切为手动改为波动±375Pa自动切为手动，同时发出报警信号，由脱硫值班员手动调整。
（3）运行部加强对脱硫值班员培训，防止手动调整时操作反向导致增压风机入口负压达到±600Pa使烟气旁路挡板联开。
五、网控室信息保护子站报警
1、现象：网控室信息保护子站报警。
2、处理：检查网控室信息保护子站向中调转发信息的通讯正常，设备正常。查为中调主站升级，我厂主板未升级，以致无法通信，现厂家正在处理。
六、8月26日2号炉A火检风机跳闸
1、处理经过：8月26日，2号炉A火检风机运行中热耦过流跳闸，B火检风机联启正常，联系检修，摇测绝缘正常后试运，直接启动A火检风机，A、B火检风机同时跳闸，手动合B火检风机正常。检修检查发现A火检风机由于轴承滚珠损坏导致电机烧损，更换电机及轴承后投入备用。
2、原因分析：火检风机两路电源取自保安A、B段，互为备用，正常时一路电源运行，一路电源备用，故A、B火检风机共用那路运行电源。A火检风机运行中热耦过流跳闸，跳开A火检风机，B火检风机联启正常；摇测绝缘后试运，直接启动A火检风机，由于A火检风机有接地现象，不仅跳开A火检风机接触器，而且跳开正在供电的那路电源，使A、B火检风机同时跳闸；电源进行切换，至备用电源，此时手动合B火检风机正常。
3、防范措施：定期工作倒换火检风机时，采取先停后启的操作方法。防止由于刚启的一台风机由于电机或风机异常启动电流大，两台风机同时运行时电流过大，电源开关脱扣而造成两台风机同时跳闸。
七、两台机组定冷水水质经常出现铜含量、电导度、PH值超标。原因是在机组运行过程中，定冷水PH值降低，腐蚀管路和定子线圈，导致定冷水铜含量、电导度偏高。定冷水在运行中会因为与大气接触，使得二氧化碳溶入定冷水中，导致PH值降低。现在提高PH值主要有两种方法，一是在定冷水中添加药剂，但这样容易在系统中产生络合物，堵塞部分线圈，特别是华能岳阳电厂出现此类问题后，在大型机组中基本不采用这种方式；另一种方法是对定冷水进行在线离子交换处理，这种方式在电厂中普遍采用。我们公司每台机组原配备有一组离子交换器，但其处理能力有限，不能提高定冷水PH值，也就无法保证定冷水质量。通过对其它电厂了解，此种问题可以通过加微碱处理装置来解决。本月10日#2机组微碱处理装置投入运行，经过处理后定冷水PH值保持在7.9左右，同时铜含量、电导度合格，说明改造是成功的。现在#1机组系统也改造完毕，在最近就可以投入。
八、8月21日上午，化学制氢站制氢设备处于停运状态，甲吸附器与冷凝器之间三通阀3Q 24V反馈电缆因电缆破口接地短路过热着火。因发现及时、联系及时、处理及时，避免了事故的进一步扩大，保证了制氢站的安全。于是我们加强了对制氢站的安全管理。
九、8月3日#1增压风机水平与垂直振动同时波动大，8月13日#2增压风机水平与垂直振动同时波动大，两次振动值都超过增压风机保护动作值。检修处理后交待为测振装置松动导致，紧固测振装置固定螺栓并涂抹固定胶，目前情况良好。
十、1B浆液循环泵振动大，停炉检修发现叶轮与轴间隙大，更换叶轮，该叶轮比原1B叶轮小（为1A叶轮备品），导致#1吸收塔浆液循环泵出力降低，不利于高硫煤时脱硫系统的运行。
十一、8月21日，#2捞渣机链条脱轨，因机组运行，捞渣机无法长时间停运，采用机械固定链条位置维持捞渣机运行，运行中尽可能降低捞渣机转速，以确保安全。
十二、8.13#1吸收塔溢流事件分析
8月13日在随机组启动#1脱硫时发生#1吸收塔起泡溢流，造成吸收塔四周地面大量积浆，严重影响文明生产。现将本次事件分析如下：
1、事件经过
5：53#1机负荷带130MW，启动1B浆液循环泵运行，吸收塔液位从8.2米逐渐上升至8.9米（由于循泵启动，浆液趋于均匀，密度从1220kg/m3左右降至1110 kg/m3左右浆液引起液位变化），有轻微溢流；5：57启1C浆液循环泵，此时发生大量溢流，吸收塔排水坑液位从1.44米迅速上涨至2.75米，同时溢流口大量浆液从地沟喷涌至周围地面，值班员迅速将吸收塔排水坑泵管线由本塔切至事故浆液箱，但排水坑液位由于溢流过大一直维持在2.7米左右运行，7：13由于地坑泵故障排水坑液位高达2.93米；7：23停止1A氧化风机运行，保持1B，1C氧化风机运行(之前值班员判断溢流原因为亚硫酸根过高)；7：40排水坑液位降至2.05米，吸收塔液位7.33米，溢流趋缓，此时增压风机已启动(7:12启动)，旁路挡板关闭，但排放浓度470mg/Nm3左右,加启1A浆液循环泵，又发生严重溢流，7：45采取启动#1脱水系统运行，并将排水坑管线切往本塔，同时往排水坑加入适量消泡剂打入#1吸收塔，排水坑液位由7：53时的2.83米迅速下降，8：22排水坑液位降至1.34米，但吸收塔仍存在少量溢流，此时液位7.2米左右，再次往地坑加入一定消泡剂，溢流消失。
2、原因分析
（1）停运液位高，启动后液位达到溢流液位8.9米；
（2）吸收塔浆液起泡，低液位溢流；
（3）运行人员未采取积极有效的措施控制溢流。1C循泵从5：57启动至7：13分一直处于溢流状态，期间只采取了将吸收塔排水坑泵管线由本塔切至事故浆液箱的措施，而未采取其它行之有效的措施，待1A循泵启动仍溢流才采取启动脱水系统运行、加消泡剂等措施；
（4）运行人员误判断，认为溢流是由于亚硫酸根高引起，启动了三台氧化风机运行，加重了起泡溢流；
（5）吸收塔排浆沟过浅，发生起泡溢流时浆液从溢流口大量往外喷涌，而不是完全进入排水坑；
（6）排水坑入口滤网过密，导致溢流浆液不能快速流至排水坑。
3、防范措施
（1）在脱硫系统停运时通过脱水的方式将吸收塔液位降至7米左右。停运后，吸收塔滤液水回流阀打禁操，避免在停运期间邻塔滤液水进入。
（2）停运吸收塔地坑泵管线切至事故浆液箱。避免冲洗水、雨水、冲地水等往吸收塔打，造成吸收塔液位高溢流；
（3）脱硫系统停运时必须脱水至吸收塔浆液浓度10%左右，避免脱硫停运时浆液高浓度沉积在底部，严重影响搅拌器安全运行，并在发生溢流时引起大量石膏沉积在地面，难以清理；
（4）运行人员加强事故预想，在发生溢流时及时采取积极有效的措施，尽可能减少溢流；
（5）在高硫高液位运行情况下加强对吸收塔地坑液位的监视，及时发现吸收塔溢流；
（6）加强运行监视及调整，结合密度、循泵电流、来判断吸收塔真实液位情况，及时调整吸收塔液位。
九月
一、#1炉D仓清仓开孔时焊渣掉落引起原煤自燃。
1、原因分析：检修人员在进行原煤仓开孔时，措施执行不好，动火结束后也未进行检查清理，使焊渣掉落到给煤机内，引起给煤机内部原煤自燃。
2、防范措施：加强检修人员动火时的安全培训和交底。
二、10月13日#2炉C磨煤机着火冒烟，停运过程中发生爆燃，C磨入口热一次风道膨胀节破裂，更换完毕后16日启动后磨煤机内部再次着火，停运后检查发现密封圈间隙过大导致煤粉漏入石子煤仓与热风接触导致，后处理正常。
1、原因分析：
（1）燃用印尼煤挥发份太高造成此次石子煤箱积煤自燃是导致此次磨煤机爆炸的主要原因。
（2）C磨煤机石子煤下闸板门打不开，燃煤挥发份太高使石子煤箱内积煤自燃是导致此次磨煤机爆炸的一个原因。
（3）磨煤机动静密封环部分脱落（10月16日检查时发现），动静间隙较大，使磨碗上煤粉掉落到磨煤机石子煤箱进口，与热一次风接触导致自燃是本次事件的原因之一。
（4）发现C磨煤机石子煤箱着火停止磨煤机后，关闭出口隔绝门及入口冷风门时，使磨煤机内部存粉扬起，同时由于出口#1隔绝门卡涩未关闭，磨煤机入口风门不严，有一定的空气气流流动，达到煤粉的爆炸浓度是此次磨煤机爆炸的可能原因。
（5）运行人员在处理磨煤机着火过程中未引起足够重视，对磨煤机爆炸的事故预想不够，存在麻痹大意思想是此次磨煤机爆炸的又一原因。
2、防范措施：
（1）加强石子煤箱进出口闸板门维护力度，运行中加强对石子煤的排放力度，杜绝制粉系统积煤及积粉现象，防止积煤积粉自燃。
（2）对磨煤机进出口门进行处理，保证其开启、关闭动作正常，保证其关闭的严密性。
（3）运行部重新完善《燃烧印尼煤防止磨煤机着火及爆炸》的事故措施，并组织值班员认真学习，同时提高对燃烧印尼煤磨煤机安全的重视程度，并针对该事件举一反三，杜绝类似事件再次发生。
（4）对磨煤机消防蒸汽管路安全门进行整定，保证磨煤机消防蒸汽管路可靠备用，消防蒸汽能随时投入。
三、电除尘输灰仓泵堵塞，检查输灰压缩空气储气罐带水严重，检查发现冷干机出口分离器自动疏水球阀不排水导致，现已改电磁排污阀。
1、原因分析：
冷干机出库分离器自动疏水球阀堵塞，长时间不排水，导致压缩空气带水严重。
2、防范措施：
（1）对冷干机出口分离器自动疏水球阀进行改造，改为电磁排污阀。
（2）巡检时加强对冷干机及储水罐排水。
四、10月24日零班1号机组201开关跳闸
1、现象
事故前2号机组调停，1号机组运行。6：56 1号机组201开关跳闸，灭磁开关联跳，热工保护动作联跳汽机ETS、锅炉MFT，1号机厂用电切换正常。
检查1号发变组保护B套“发电机比率差动动作”、“发变组差动TA断线”、“发电机差动TA断线”、“发电机热工保护”动作同，DCS上发“发变组B柜主变间隙零序报警”。
2、处理
通知电二次进行检查。8：15 电二次检查发现机尾第二组CT B相二次引出线接线鼻子锡焊处烧断，造成B相CT绕组开路，引起#1发变组B套RCS-985保护“发电机比率差动保护动作”，发电机跳闸。9:15 配合检修处理上述缺陷，将1号发变组由热备转冷备，并在1号发电机出口PT处挂一组接地线。12:50工作结束，拆除地线，恢复热备，13：36 1号机组并网成功。
3、防范措施
（1）加强检修工艺与设备检测手段；
（2）执行有关电流互感器、电压互感器工作内容的工作票时，必须询问清楚，按规定及时汇报，严防电流互感器二次开路，电压互感器二次短路；严防电流互感器在工作后，接线有误，导致差动保护误动的事件发生；
（3）做好机组跳闸的事故预想，做好6KV母线快切不成功的预想，确保380V保安段的正常供电，确保机组安全停机。
五、10月25日白班摇测2号发电机绝缘不合格
1、现象：
10月21日晚班2号发电机解列，10月25日白班摇测发电机定子绝缘R60=2.6兆欧，R15=2.26兆欧，吸收比1.15，低于合格值1.3，后多次测量均偏低；
2、处理：
检查氢系统正常，定冷水系统正常，微正压装置投入正常，考虑停机时间短，9月份也有类似情况，联系电气检修共同处理。采用零起升压的方式观察发电机情况，检查升压过程各参数正常。20：38同期并网成功。
3、防范措施：
（1）保证封闭母线微正压装置的正常投运，发现缺陷及时通知检修处理；
（2）加强发电机底部油水探测器的排污，每值至少排一次；
（3）加强氢气纯度、湿度的监测，在线监测结合人工检测，氢气纯度下降或湿度增大时，加强氢气置换，确保氢气纯度、湿度合格；
（4）定期进行2号主变低压侧升高座排水管的排水工作，正常情况下每三天排一次，遇雨天应每天排两次（早晚各一次），防止升高座内积水绝缘降低造成发电机接地保护动作跳机；
（5）为防止发电机停机后机内凝露，在停机后应及时关闭氢气冷却器进水，投上定冷水加热器，以保持机内温度；
（6）下次停机，机组投盘车后，对2号发电机进行一次热态绝缘测量；待机组冷却，再进行一至两次测量，以掌握绝缘变化情况；绝缘低至20 MΩ以下时，及时录入缺陷，联系检修处理。
六、10月16日厂龙Ⅰ线21202接地刀闸闭锁板卡涩，21203接地刀闸与2123刀闸间隙不当
1、现象：
10月16日白班操作厂龙Ⅰ线由检修转冷备时，拉不开21202接地刀闸，晚班在拉开21203接地刀闸时，2123刀闸会往合闸方向动。
2、处理：
联系检修处理，检查厂龙Ⅰ线21202接地刀闸与2122刀闸闭锁板卡涩，21203接地刀闸与2123刀闸间隙不当。
3、防范措施：
（1）电动拉开刀闸时，确认刀闸一次部分均已拉开到位，刀闸二次部分切换正常；
（2）手动操作接地刀闸或刀闸时，千万不能用力过猛，一旦出现异常立即汇报，通知检修处理；
（3）异常情况不消除，不得投入运行；
（4）严格执行五防钥匙解锁制度，不得随意解锁，严防电气误操作事故。
七、#2机起动时振动大
#2机组在25日启动带负荷过程中，出现了#2轴振大的情况，具体过程如下表：
| 时间 | 负荷 | 主/再汽温 | 调节级温度 | #2轴振（X/Y） | 备注 |
| MW | ℃ | ℃ | um | ||
| 20时38分 | 0 | 479/320 | 360 | 65/70 | 并网 |
| 21时03分 | 87.3 | 556/513 | 427 | 127/131 | 升负荷阶段最高负荷 |
| 21时09分 | 66 | 553/535 | 453 | 136/141 | 降负荷最低值 |
| 21时17分 | 86 | 560/552 | 471 | 139/147 | 振动最高值，由此后下降 |
针对#2机组的特殊情况，专业提出以下措施，尽量避免振动大出现：
① 机组启动时严格遵守启动曲线，控制好冲转参数、暖机时间、升温速率等。
② 若机组产生振动，检查升负荷率、升温率是否过大，必要时要降低负荷和主再热蒸汽温度。
③ #2轴振受中压缸影响大，所以要控制好再热蒸汽温度。
八、小机启动时振动大
#1机组24日6时57分因发电机保护误动停机，9时在明确短时不能启动后，将小机真空破坏、退掉轴封。13时36分小机投入轴封、抽真空，准备启动。14时17分四抽至小机管道暖管，四抽压力0.25MPa，小机挂闸、冲转，转速至460rpm，小机非驱动端X向振动大至200um，小机跳闸。随后对小机、汽泵系统再次进行全面检查，没有发现异常，结合以前出现的类似情况，决定再次冲转。14时55分再次挂闸、冲转，当转速升高到900rpm，小机非驱动端X向振动大至110um，迅速降低小机转速，振动快速下降，当转速稳定后，将转速保持在800rpm，振动下降到50 um，将汽泵升速到3000 rpm，并入系统正常运行。
第一次冲动后汽泵振动正常，小机振动大，说明是小机启动时振动大，这个现象从小机调试开始一直存在。分析可能的原因：①在各状态下对比#2小机振动情况，明显偏大；且在外界同样干扰下，多次出现过因振动大跳机，说明#1小机振动性能不好。② 汽泵组停运后，为防止汽泵抱死，小机盘车是不投入的，这样会造成汽缸上下部温差大、冲转时力矩大，易激起振动。
为了防止类似情况出现，特提出以下措施：
① 汽泵停运后，前置泵保持运行，如果短时间再次启动，中间可不停（检修要求除外）；若机组停运，则除氧器水温低于80℃后才可停止。
② 汽泵停运，短时间不能启动，则退真空和轴封，关闭汽泵本体疏水。
③ 小机投轴封时充分疏水，在投入和运行中保证轴封供汽温度。
④ 维持轴封供汽压力，特别是停机后，防止轴封吸气。
⑤ 若在冲转过程中出现振动大，要降速暖机，避免在1200～2500 rpm停留。
九、10月8日石灰石浆液箱液位低
1、现象
#1、#2石灰石浆液箱液位低至3米，并呈下降趋势；A磨因两个旋流子破无法制浆，B磨因分配箱电动推杆故障制浆不正常。
2、处理
（1）启动1、2号炉吸收塔备用循环泵及备用氧化风机，降低PH值运行，供浆量减至3m3/h，尽可能的减少1、2号吸收塔供浆量。
（2）加强参数监视，紧密跟踪PH值、脱硫率和净烟气SO2含量，手动调整供浆量，确保最低供浆量下二氧化硫合格排放。
（3）往#1、#2吸收塔地坑加石灰石粉，尽可能减少石灰石浆液消耗。
（4）就地蹲点检查B磨电动推杆运行情况，一发生异常立即联系检修处理。
3、防范措施
（1）加强对石灰石旋流站压力的检查，保持在60-80kpa之间运行；
（2）确保石灰石旋流子备品正常；
（3）石灰石旋流站设备层加冲地水排放管线；
（4）分配箱电动推杆上方加防水装置；
（5）常备部分高品质石灰石粉。
十、10月10日#2增压风机跳闸
1、现象
10月10日15：12：32，监盘发现#2增压风机垂直与水平振动达5mm/s,立即派人现场测振；15：13：16，振动值升至10 mm/s，旁路挡板保护开启；15：13：49#2增压风机跳闸。因从振动值开始变化到跳风机只有1分多钟的时间，运行人员来不及现场测振，但事发前盘面各参数正常，事发后就地巡检现场无异常情况。15：17至15：22期间，#2增压风机处于停运状态但垂直与水平振动仍间断性持续振动达6 mm/s左右。
2、处理
联系热工检查原因。15：35热工交待#2引风机靠近增压风机处有人做电焊工作扰动振动测点，导致#2增压风机因振动误报跳。联系热工解除#2增压风机振动保护。15：46汇报值长启动#2增压风机。15：52，全关#2旁路挡板。16：05 #2引风机处电焊工作结束，投入#2增压风机振动保护。
3、防范措施
（1）避免在增压风机振动仪近处使用对讲机；
（2）增压风机附近有电焊工作时联系热工解除振动保护后方允许进行工作；
（3）监盘人员发现增压风机振动异常应立即派人现场检查，巡检人员发现就地有人在附近进行电焊及使用对讲机应及时制止并说明情况。
十一、10月19日#1、#2炉多个仓泵的平衡管堵塞
1、现象
10月19日#1、#2炉多个仓泵的平衡管堵塞，一电场平衡管内灰结成硬块，二电场平衡管内灰呈稀泥状。平衡管堵塞的仓泵下灰不畅。
2、处理
联系检修进行逐个疏通。
3、防范措施
（1）加强储气罐底部疏水，
（2）加强冷干机各处疏水口疏水，对自动疏水阀加强检查，避免发生自动疏水阀未正常疏水的情况；
（3）零班手动对平衡管进行吹扫，发现堵塞及时手动进气进行疏通；
（4）平衡阀发生故障应及时手动进气进行吹扫，无法处理至正常时立即联系检修处理；
（5）对一、二电场仓泵进料时间缩短至100S，根据灰量情况调整等待时间；
（6）发现平衡管堵塞时加强相应灰斗积灰与下灰情况检查，避免发生灰斗高料位。
十一月
一、11月3日#1炉启动A磨时通风太大，导致E磨失去火焰跳闸，燃烧不稳。
1、原因分析：
（1）A磨停运检修，D、E磨丰城煤煤质不好是导致锅炉燃烧不稳，E磨失火焰跳闸的直接原因。
（2）A磨检修结束后，值班员在启动A磨过程中开启冷风门幅度过大，使大量冷风进入炉膛，造成炉膛温度降低，对燃烧产生较大扰动是导致锅炉燃烧不稳，E磨失火焰跳闸的主要原因。
（3）值班员对主力磨停运检修，煤质较差容易导致燃烧不稳的事故预想不足，对炉膛燃烧（E磨火检开关量相继消失，炉膛负压波动过程中还在开启A磨冷风门通风）监视不够是此次事件的原因之一。
（4）E磨跳闸后，值班员为维持分离器出口过热度，手动减少给水流量过程的操作幅度过大，导致电泵联启。
2、防范措施：
1）部门加强来煤管理，合理调度机组上煤方式，从根本上保证锅炉燃烧稳定。
2）在煤源结构不合理，来煤紧张的情况下，尤其此时需要对主力磨进行检修工作时，应严格执行部门下发的《GL-037 A制粉系统检修防止锅炉熄火的相关规定》。
3）加强对值班员启停磨煤机操作及事故状态下应急处理能力方面知识的培训。
4）各值重新对部门下发的《低负荷运行防止锅炉MFT的措施》进行学习，防止因燃烧不稳导致锅炉熄火事件发生。
二、11月14日1D给煤机清扫链断链，称重托辊一侧掉落，给煤量与实际煤量不对应，后处理正常。
1、原因分析：
（1）随着设备运行时间的增加，设备问题逐渐暴露。
（2）原煤仓棚煤严重，使用空气炮时对给煤机造成一定的影响。
2防范措施：
（1）加强设备维护力度。
（2）合理、正确使用空气炮。
（3）联系空气炮厂家，将最下部空气炮增加减压阀，减小最下部空气炮威力，减小对给煤机的损害。
三、11月29日晚班，2A一次风机因变频器故障跳闸，转工频运行，事故处理过程中导致脱硫旁路烟气挡板联开。
1、原因分析：
（1）一次风机变频器可靠性较低，已连续几次故障导致一次风机跳闸。
（2）脱硫旁路烟气挡板联开是因为处理事故过程中炉膛负压波动过大所致。
2、防范措施：联系变频器厂家，对一次风机及引风机电机变频器进一步排查，消除隐患。
四、11月29日晚班2A一次风机变频跳闸
1、现象
11月29日22：03，2号机负荷243MW，2A一次风机变频器输入电流为49.87A，输出电流为72.3A， 2A一次风机变频跳闸。就地检查2A一次风机变频器柜发过流报警，6KV开关室无报警，电机无异常。
2、处理
测得2A一次风机电机绝缘正常。通知电气检修人员检查为该风机变频器B4模块有缺相报警，热工检查为2A一次风机跳闸时发“重故障报警”。经检修确认该变频器短时间无法恢复，将2A一次风机倒至工频，退出6KV开关变频跳闸压板。22:45工频启动2A一次风机运行正常。
3、防范措施
（1）做好事故预想；加强设备巡检与维护；
（2）跳闸后，断开6KV开关，拉开变频出口刀闸，摇测电机绝缘；
（3）若退出变频运行，应退出6KV开关变频跳闸压板。
五、11月23日1号发电机并网不成功
1、现象
11月23日06：30，1号机定速3000rpm开始并网，由于220KV系统电压高，1号发电机电压已调至20.45KV，均因同期装置中发电机侧与系统侧压差并网条件仍不满足，多次并网不成功。
2、处理
联系电二次人员，将同期装置中压差并网条件由0~+5%修改为-5%~+5%后，于06：55并网成功。
3、防范措施
（1）熟悉发电机并网条件，熟悉发电机同期装置；
（2）掌握发电机、220KV系统调压手段；
（3）处理异常，应以不损坏设备为原则。
六、#1机汽泵启动时振动大
11月23日，#1机组启动带负荷，后对小机全面检查结束准备启动汽动给水泵。
08:10 小机抽真空结束后开启小机排汽蝶阀，小机挂闸冲转，目标转速1000rpm。
08:16 升速至1000 rpm暖机，小机轴封供汽温度在240℃，调整无效，怀疑是因为汽泵转速低需轴封供汽汽量大而不易调整，随后决定升速。
08:30 小机升速至3000 rpm，调节小机轴封进气温度发现小机轴封减温水电动调门动不了，汇报值长，联系检修处理，检修告该门已卡死无法开动，暂时处理不好，全开小机轴封减温水调门前手动门，轴封温度降至230度后无法继续降低。
08:40 定速3000 rpm投入锅炉遥控。
08:44 小机低压轴封减温水调门卡涩机务正在处理，小机轴封温度240℃，考虑以前小机轴封温度在260℃时负荷带350MW没有问题，决定并入汽泵运行，停运电泵并投备用，同时通知检修尽快处理。
09:00 因系统缺负荷中调要求我厂负荷迅速带至660MW，#2机因脱硫排放高只能带330MW，值长令#1机负荷缓慢加至330MW。
10:15 #1机组负荷加至328MW，小机振动及其它参数稳定，负荷稳定运行，但考虑到小机轴封温度异常，汽机值班员派专人监视小机振动。
11:17:14 #1机负荷330MW，小机转速5100rpm， 监盘发现小机前、后轴承振动突然快速上涨，11:17:14小机前轴承Y向振动为11um，11:18:30迅速窜至100.2um；小机前轴承X向振动11:17:14为16 um,11:18:30迅速升至90 um,上涨非常迅速,接近跳闸值(120 um跳闸)。在如此高的负荷下如果小机跳闸,即使电泵启动正常，但由于是50%容量，不能保证给水流量，机组可能会因给水流量低而MFT动作造成非停。锅炉立即快速减负荷，手动紧急停运C磨，锅炉总煤量11:18:26时156T/H，11:18:49煤量减至104T/H，23秒内煤量减了42T/H， 11:20:22锅炉煤量减至87T/H，使负荷迅速下降，相当于一次手动RB。同时汽机立即降低小机转速，由5100rpm减至4150rpm,以减轻汽泵负荷（#1小机振动性能不好，随着转速升高振动增加）；手动启动电泵，迅速提升电泵出力以减小汽泵负荷， #1机组负荷降至230MW后小机振动开始回落至正常值。
11:30调整锅炉各参数正常，11:35停止电泵运行投入备用。
小机振动原因是：由于安装原因，小机振动一直不正常，从历次振动异常来看，轴封供汽温度对其影响越来越敏感，在略微偏高的供汽温度下，就会导致振动异常。本次小机启动后，由于轴封减温水失灵，小机轴封供汽温度达到240℃，导致小机振动增大。
针对小机振动异常情况，专业提出以下措施：
①、DCS画面中专门设置一台电脑监视小机本体振动情况，并加强监视振动情况，同时也要监视好小机轴封供汽温度，防止堵塞突然疏通而进水。
②、将主机低压轴封供汽温度尽量调低，以降低小机轴封供汽温度，但低压缸轴封温度不得低于120℃（DEH画面）；当小机轴封供汽温度过低时，可以通过提高低压缸轴封供汽温度进行调整。
③、当小机振动不正常快速上升时，立即汇报值长，机组同时快速减负荷，必要时启动电泵备用；
④、小机轴封温度过高时，也可以通过提高凝结水压力来降温。
⑤、#1机组小机本身振动性能不好，在高负荷时振动偏大，所以在机组允许时，尽量#2机组多带负荷。
⑥、小机轴封供汽温度控制在120～180℃，当超过时发出报警。
七、 #2脱硫净烟气CEMS系统多次异常
1、现象
（1）#2机就地分析仪故障报警；
（2）#2机净烟气CEMS系统运行参数异常，脱硫效率显示99.8%。
（3）#2机净烟气氧量偏高。
2、处理
（1）检修人员重新启动CEMS系统；
（2）检修人员找出取样点漏空气处进行堵漏；
（3）运行人员做好参数异常台帐。
八、#1、#2脱硫吸收塔浆液亚硫酸根高
1、现象
自11月6日以来，#1、#2吸收塔亚硫酸根在入口含硫浓度正常的情况下一直偏大，有时高达9mmol/L,经常保持在5-8mmol/L运行，之前正常状态下亚硫酸根通常在3mmol/L以下运行。
2、处理
（1）及时加启备用氧化风机，加强氧化；
(2) 及时启动备用循泵，保持PH值在5.8以下运行；
（3）及时调整电除尘电场运行方式，保持FGD入口粉尘浓度在150mg/Nm3以下运行。
3、防范措施
（1）严格执行循泵节能运行规定，禁止通过过量补浆来获取脱硫效率；
（2）严把石灰石品质关，禁止低品质石灰石入仓；
（3）加强配煤，保持燃煤合适的硫份与灰份；
（4）加强电除尘电场运行方式调整的培训，使值班员熟悉如何根据负荷、电场运行的火花率及FGD入口粉尘浓度来综合判断电除尘电场运行工况，确保实际进入吸收塔的粉尘浓度在合格范围。
十二月
一、12月1日晚班，#1炉B、D、E磨同时不下煤，锅炉燃烧不稳，经奋力疏通，一小时后下煤正常。
1、原因分析：
（1）原煤仓设计不合理，煤质稍差便极易发生棚煤现象。
（2）印尼煤量减少，来煤结构发生变化，来煤较粘，易棚仓。
（3）雨水频繁，来煤较湿。
（4）空气炮使用不合理，多台磨同时断煤，空气炮使用频繁，导致空气炮充气时间不足，空气炮频繁使用效果差。
2、防范措施：
（1）加强来煤管理，合理调度机组上煤方式，湿煤严禁直接上仓。
（2）规范断煤时空气炮的使用程序，两个空气炮使用间隔需在5S以上。
（3）部门出台《磨煤机断煤防止锅炉MFT事故措施》，各值认真执行，杜绝断煤导致锅炉MFT事件发生。
二、21日中班，#2炉#2角等离子壁温快速上升，检查发现A2燃烧器与二次风箱接口处冒火星，怀疑2A等离子燃烧器磨穿，停止2A磨运行，转紧急备用。
1、原因分析：
（1）A层燃烧器更换为等离子燃烧器，该燃烧器为碳钢结构，且壁厚只有10cm，运行时间长易磨损。
（2）A磨长期燃用印尼煤，印尼煤可磨性系数较低，较难磨，且为防止印尼煤结焦，一次风速控制较高，对燃烧器磨损性大。
2、防范措施：
（1）适当降低燃用印尼煤的磨煤机出口一次风速。
（2）2A磨做紧急备用，待#2炉停炉后检查处理后再使用。
三、12月27日中班，发现#1炉B磨分离器联轴器齿轮损坏，分离器电机转动，动环不转，因暂无备件分离器无法运行。
1、原因分析：
（1）设备质量原因。
2、防范措施：
（1）运行人员加强运行分析，加强对磨煤机各参数的监视，发现在调整磨煤机分离器变频转速情况下磨煤机电流及磨煤机进出口差压无变化，及时联系检修检查。
四、12月10日、14日1A真空泵一合闸即跳，就地检查接地保护动作.
1、现象
12月10日汽机定期切换1B真空泵至1A真空泵时，1A真空泵一启即跳，就地检查为接地保护动作，电机接线盒处无异常。
12月14日汽机真空严密性试验后，1A真空泵一启即跳，现象同上。
2、处理
测量电机绝缘合格。第一次，经检修确认，复归保护信号后重新合闸正常。第二次，检修将一备用开关与1A真空泵开关调换并修改保护定值后启动正常。
3、防范措施
（1）严格执行定期工作，发现电机开关跳闸，立即摇测跳闸电机绝缘，并就地检查电机及电缆接线无异常，联系检修处理。做好闭环管理工作。
（2）做好备用泵联启不成功的事故预想。
（3）调换下来的开关做好标识，防止未经检修重新投入运行。
五、12月26日网控2号蓄电池由浮充变为均充，几分钟后又由均充变为浮充。
1、现象
19：57 NCS电脑发“#2号直流屏 充电机状态浮充/均充 由浮充变为均充”，20：01 NCS电脑发“#2号直流屏 充电机状态浮充/均充 由均充变为浮充”，20：04 NCS上来#2号直流屏报警，复归后正常，网控楼检查#2号直流屏充电机在浮充状态，集中监控器和微机绝缘监测装置上无任何报警。
2、处理
（1）查看浮充转均充、均充转浮充事件记录，查看历史报警。网控2号蓄电池充电装置由浮充转为均充，此种现象属正常切换（按设定时间，充电装置每3个月浮充转为均充）。
（2）浮充转为均充几分钟后，均充即转为浮充，此种现象不正常。按设定时间，均充应为3小时。均充中断的原因为，单节电池电压超过了定值，自动中断均充。检修查原因时，手动启动均充，测量超压单节电池即时采样值与实际电压值不一致；手动转为浮充，最高单节电池即时采样值与实际电压值不一致。判断电池电压超压的原因为通信模块有问题。
（3）电池电压超压通信模块问题，已联系厂家，有待进一步处理。
（4）彻查全厂直流系统，包括网控110V直流1、2号充电装置、1号机110V直流1、2号充电装置、2号机110V直流1、2号充电装置、220V直流1、2号充电装置，发现只有1号机110V直流1、2号充电装置均充转浮充装置正常，其余均存在均充转浮充只有几分钟时间的问题。检修已联系厂家，有待进一步处理。详细见下表。
| 名 称 | 浮充转均充时间 （年月日时分） | 均充转浮充时间 （年月日时分） | 均充时间（分钟） | 结果 |
| 网控110V直流1号充电装置 | 2009.12.26 00：00 | 2009.12.26 00：03 | 3 | 不正常 |
| 2009.12.27 9：44 | 2009.12.27 9：47 | 3 | 试验 | |
| 网控110V直流2号充电装置 | 2009.12.26 20：00 | 2009.12.26 20：03 | 3 | 不正常 |
| 2009.12.27 9：34 | 2009.12.27 9：38 | 4 | 试验 | |
| 1号机110V直流1号充电装置 | 2009.11.07 21：00 | 2009.11.08 00：01 | 180 | 正常 |
| 1号机110V直流2号充电装置 | 2009.11.08 01：00 | 2009.11.08 04：01 | 180 | 正常 |
| 2号机110V直流1号充电装置 | 2009.12.21 19：00 | 2009.12.21 19：04 | 4 | 不正常 |
| 2号机110V直流2号充电装置 | 2009.12.21 1：00 | 2009.12.21 1：03 | 3 | 不正常 |
| 220V直流1号充电装置 | 2009.12.23 12：00 | 2009.12.23 12：04 | 4 | 不正常 |
| 220V直流2号充电装置 | 2009.12.23 8：00 | 2009.12.23 8：04 | 4 | 不正常 |
（1）查明浮充转为均充是否属按设定时间正常切换。记录全厂各蓄电池转均充时间，做到心中有数。
（2）均充转为浮充的原因主要有以下几点：第一、设定时间到；第二、母线电压高；
4、单节电池电压高。均充转为浮充时，根据现象及时判明具体原因，出现异常及时联系检修处理。
六、#2机组#2中压调门门杆断裂
1、现象
18日23:15，#2机组负荷从198MW突然下降至1MW，瞬间突降负荷9MW，就地检查发现#2机2号中调门门杆处有尖锐的蒸汽泄漏声，可能是中压调门门杆漏汽量增大。
2、处理
出现异常后运行人员马上调出主机运行参数，发现变化如下：
| 参数点名称 | 异常前参数 | 异常后参数 |
| 机组负荷（MW） | 265 | 265 |
| 2号中主门后金属温度 (℃) | 568 | 513 |
| 1号中主门后蒸汽温度 (℃) | 566 | 542 |
| 调节级压力（Mpa） | 12.13 | 12.80 |
| 一抽压力（Mpa） | 4.85 | 5.18 |
| 二抽压力（Mpa） | 2.84 | 3.077 |
| 三抽压力（Mpa） | 1.28 | 1.30 |
| 高排压力（Mpa） | 2.83 | 3.11 |
| 轴向位移 (mm) | 0.281 | 0.256 |
| 机组振动 (um) | 96 | 98 |
3、防范措施：由于电网负荷较高，暂时不能停机进行处理，目前采取的应对措施如下：
（1）#2机组降负荷运行，最高出力严格控制250MW以内，总负荷严格控制在600MW以内（已和中调协调好）。
（2）将#2机2号中调门关小至65%开度，就地听蒸汽泄漏声音明显变小，两侧中主门后蒸汽温度基本接近，在运行中保持此开度不变。
（3）运行人员派专人、专用画面监视#2机参数变化情况，特别是轴向位移、各轴承振动、推力瓦温度、再热汽门后左右侧蒸汽温差、金属温差 、各监视段压力等，并做记录。
任何情况下各段抽汽压力不得超过以下值：
| 抽汽级 | 一段 | 二段 | 三段 | 四段 |
| 压力 MPa | 6.67 | 4.66 | 2.37 | 0.994 |
（4）如果#2机1号中调门再出现断门杆现象，汽机主保护参数迅速上升至报警值立即请示厂部领导和中调值班员，果断采取相应措施，防止高压缸单缸进汽轴向推力猛增，导致推力瓦烧毁和汽轮机严重损坏。
（5）#2机运行时主汽至轴封手动门开启，并间断疏水暖管处于备用状态，交一定要检查，确保紧急时轴封用汽。
（6）将大机轴向位移值报警值改为±0.4mm、跳机值改为±0.6mm，在缺陷未处理前执行此定值。
七、12月3日多个灰斗高料位
1、现象
（1）一电场B,C灰斗高料位，#2炉一电场C灰斗高料位报警；
（2）就地敲各高料位报警大灰斗声音沉闷；
（3）主机燃煤量高，当日日平均灰分达35%；
（4）电除尘器多个电场火花率高，FGD入口烟尘浓度大于150mg/Nm3；
（5）吸收塔浆液亚硫酸根高；
（6）吸收塔起泡溢流。
2、处理
（1）将高料位灰斗对应电场的电流极限降至5%，提高后序电场出力；
（2）加强监盘，确保输灰正常通畅，发生堵管及时采用手动输灰；
（3）加强就地巡检，确保各高料位灰斗对应仓泵下灰顺畅，输灰干净；
（4）加强输灰压力的监视，及时联系值长加启空压机；
（5）加强吸收塔浆液亚硫酸根的化验，及时加启氧化风机及循泵；
（6）对吸收塔添加适量消泡剂；
（7）负荷低时加强输灰，尽快消除灰斗高料位。
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