案例分析题-江苏公司技能评价题库

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某机械厂锅炉房有6t蒸汽锅炉4台，存在锅炉爆炸、高温灼烫等危险，检修时存在触电等危险。试分析控制危险、危害因素的防范措施。

2017年7月30日，某电厂6号机组低氮燃烧器改造后，汽水蒸发段后移，低负荷运行时，分离器储水箱出现水位并达到5m，干态转湿态判据不适应新工况触发干态转湿态切换逻辑，锅炉给水控制由干态转湿态，机组给水流量下降导致负荷迅速下降，四抽压力低于除氧器压力，造成除氧器冷汽返至四抽母管，导致小机进汽温度、流量大幅波动，A汽泵转速低于 2600r/min,A给水泵退出运行,B汽泵轴向位移大跳闸,A/B两台小机全停，锅炉MFT，汽轮机跳闸，发电机解列。本次事件发生与运行有关的因素有哪些？

2017年5月11日，某电厂5号机组5B空气预热器减速主机电动机侧输入轴与永磁联轴器相连的胀套松动，主电动机空转，空气预热器转子停转，辅助电动机启动后辅助电动机侧减速机输入轴断裂。由于空气预热器停转，烟气未经换热进入尾部，造成脱硫原烟气温度(三个测点)大于160℃延时180s,触发锅炉MFT。本次事件发生与运行有关的因素有哪些？

2013年9月10日18:27,某电厂2号机组AGC运行，机组从484MW升负荷，升负荷过程中给水流量未根据煤量和中间点温度及时调节，较长时间内锅炉真实水煤比失调导致中间点温度高，18:47:16,中间点温度升高到466℃延时15s保护动作，锅炉MFT,机组跳闸。试分析事故原因及防范措施。

某日16:10,某厂维修班开始检修连接污油池的输油管线，16:20钳工甲将带有底阀的输油管线放入污油池内，当时污油池内油的液面高度为50cm,上面浮有30cm厚的污油，在连接100cm高的法兰时，由于法兰无法对正而连接不上，班长乙去车间喊电焊工丙，17:10电焊工丙带着电焊机到达现场，由于是油池附近作业，电焊工丙在现场准备好后，去车间办理动火票，17:20, 钳工甲见丙迟迟没有回来，快到下班时间，于是用电焊开始焊接，焊接3min左右，发生油气爆炸，爆炸将油池顶盖掀开，油池着火，钳工甲在油池附近死亡。根据以上情形回答下列问题，按照《企业职工伤亡事故分类标准》(GB 6441—1986) 该厂可能涉及的事故类型、类别?根据以上情形，爆炸的间接原因?

2002 年5月15日某电厂1号机组负荷200MW，A、C给水泵，A、D、E磨煤机运行，风烟系统双侧运行，厂用标准方式，汽包水位保护投入。2002年5月15日6:15,负荷由200MW突降至180MW，检查磨运行正常，煤量无变化，主、再热汽温、排烟温度迅速上升，最高至183℃,炉膛压力突然升高至241Pa, 后剧烈波动，怀疑捞渣机缺水，立即令巡检就地检查。6:18:20, D磨跳闸，首出“丧失火检”,立即投A、E层油枪，降负荷。6:21:22, A磨跳闸，首出“丧失火检”,6:21:55, E 磨跳闸，首出“丧失火检”,渐投全部油枪，负荷降至35MW，切厂用由启备变带。为防止高缸反切断汽，手动将高旁开至6%。值班员就地检查，捞渣机人孔门全开，水封彻底破坏，关闭人孔门后进行注水。复归各磨信号，准备启磨时， A磨消防蒸汽门不能关闭， D磨2号、3号煤阀不能复归，E磨提升磨辊到位信号不返回。7:11,启B磨，负荷至48MW,7:15,B磨跳闸，首出“丧失火检”，降负荷，同时发现高排温度至383℃(报警：390℃，跳机：420℃),关小高旁以增加高缸进汽量。7:31:17,主汽压力略有上升，1、2号高调门迅速关小，负荷至18MW,为防止反切缸时中缸断汽，值班员稍开高旁至2%,同时水位下降，运行人员迅速增加给水流量，由于功率调节过调，7:32:39,1、2号高调门又迅速开大，负荷至39MW,造成压力扰动，水位迅速升高，7:33:14,锅炉MFT动作，首出“汽包水位高”,联跳汽机，发电机解列。试分析事故原因及防范措施。

某日14:7,某发电厂与1号机组配套的锅炉发生了炉膛爆炸，造成死亡23人，重伤8人，轻伤16人；锅炉标高21米以下损坏情况自上而下趋于严重，冷灰斗向炉后侧塌倒呈开放性破口，侧墙与冷灰斗交界处撕裂水冷壁管31根，立柱不同程度扭曲，刚性梁拉裂；水冷壁管严重损坏，有66根开裂；炉右侧21 米层以下刚性梁严重变形，三台碎渣机及喷射水泵等全部埋没在内。事故后，清除的灰渣堆容积为934m³。停炉抢修132天。这次事故直接经济损失780万元。该锅炉是由美国ABB—CE公司制造的亚临界一次再热强制循环汽包炉，额定主蒸汽压力18.2MPa，主蒸汽温度540℃，主蒸汽流量2008t/h，锅炉于1989年制造，1991年10月30日投入试生产。事故前锅炉运行存在以下不正常情况：3月5日20时，为降低再热器管壁局部超温，四角布置的摆动式煤粉燃烧器由水平位置向下调至最大倾角位置，但再热器局部管壁温度仍经常出现大于640℃(壁温报警值为607℃)。3月6日，高温再热器管壁温度(第36点)仍超温，虽采取降低负荷至400MW、加强吹灰和增大减温喷水量等措施，但吹灰的有效间隔时间越来越短，仍出现该管壁温度升至640℃以上，最高达662℃。3月9日，高温过热器管壁温度超过允许极限值(壁温报警温度为594℃),经常超过620℃,最高达640℃。3月10日事故前1h内1号锅炉无较大操作。14:00,机组带400MW负荷稳定运行，主蒸汽压力15.22MPa，主蒸汽温度513℃，再热蒸汽温度512℃,主蒸汽流量1154.6t/h，炉膛压力维持在 -0.09kPa,再热器管壁温度(第36点)为621℃,过热器管壁温度(第35点)为609℃。磨煤机A、C、D、E磨运行，B磨处于检修状态，F磨备用。CSS (协调控制系统)调节项目除风量在“手动”调节状态外，其余均投“自动”。锅炉在运行中于3月10日14:07,锅炉集控室值班人员听到一声声响，MFT(主燃料切断保护)跳闸，切断燃料供给，运行人员手动紧急停运炉水循环泵B、C (此时A 泵已自动跳闸)和停运两组送、引风机。事故发生时保护动作正确。造成这起事故的直接原因是锅炉严重结渣。严重结渣造成的静载，加大了块焦渣下落的动载，致使冷灰斗局部失稳，导致侧墙与冷灰斗连接处的水冷壁管撕裂；裂口向炉内喷出的水、汽工质与落渣入水产生的水汽升温膨胀，使炉内压力大增，并使冷灰斗塌陷扩展；炉膛水冷壁的包角管先后断裂，喷出的工质容数量大增，炉膛压力陡升。在渣的静载、动载和工质迅速扩容的压力的共同作用下，造成锅炉21m以下严重破坏和现场人员重大伤亡。锅炉严重结渣和再热器、过热器局部管壁温度超温与锅炉炉膛结构设计、受热面布置不完善以及运行指导失当有直接关系，它是造成这次事故的主要原因。此外，电厂运行管理及上级领导部门管理指导方面也存在一些严重问题。根据以上情形回答下列问题。

2017年3月15日14:19:03,某厂3号机组一次风压由2kPa升至14.15kPa, 炉膛压力由-2233Pa升至3424Pa, 触发炉膛压力高保护(大于3000Pa), 锅炉MFT,机组跳闸。31号一次风机动叶调节液压缸反馈轴承损坏，引起31号一次风机动叶在开关过程中失控(突开突关),导致32 号一次风机喘振保护动作跳闸，炉膛压力剧烈变化，造成炉膛压力高保护动作触发锅炉MFT,机组跳闸。试分析本次事件发生与运行有关的因素有哪些？

2010年6月12日23:56:10,某发电厂4号机组41号循环水泵消缺期间，42号循环水泵电机零序保护动作跳闸，手动快降负荷，维持凝汽器真空。23:59:18运行人员手动切除CCS方式至TF方式运行，停运44号磨煤机。23:59:31,锅炉给水流量指令986t/h,实际给水流量1010t/h,41号汽泵入口流量490t/h,42号汽泵入口流量500t/h,运行人员手动将锅炉主控指令从56.8%置为50%(相当于负荷从370MW下降至300MW的给水流量下降幅度),因锅炉主控前馈作用，锅炉给水流量指令迅速下降。2010年6月13日00:00:00,锅炉给水流量指令804t/h, 实际给水流量 853t/h,41号汽泵入口流量428t/h,42号汽泵入口流量414t/h,41 号汽泵再循环门从0%开启至35.8%,42号汽泵再循环门从0%开启至54.9%,总给水流量降低至650t/h,再循环门开启后给水泵入口流量上升，再循环门逐渐关闭。00:00:46,由于锅炉主控前馈 56.8%至50%的惯性作用，以及汽泵再循环门开启后对锅炉给水流量的扰动，致使锅炉给水流量指令继续下降到727t/h,实际给水流量700t/h,42号汽泵入口流量359t/h,42 号汽泵入口流量355t/h, 41、42号再循环门快开，锅炉给水流量下降。00:00:49,给水流量降低至489t/h,延时15s后锅炉给水流量低MFT保护动作，机炉电大连锁动作，汽机跳闸，41、42号汽泵跳闸，发电机解列，此时，凝汽器载空为7.09kPa、5.51kPa。试分析事故原因及防范措施。

锅炉压力容器在运行中发生事故，除紧急妥善处理外，应按规定及时、如实向上级哪些部门报告？

锅炉遇有情况应紧急停炉？

该锅炉在操作、维修过程中存在的危险危害因素有哪些？

2017年3月15日14:19:03,某厂3号机组一次风压由2kPa升至14.15kPa, 炉膛压力由-2233Pa升至3424Pa, 触发炉膛压力高保护(大于3000Pa), 锅炉MFT,机组跳闸。31号一次风机动叶调节液压缸反馈轴承损坏，引起31号一次风机动叶在开关过程中失控(突开突关),导致32 号一次风机喘振保护动作跳闸，炉膛压力剧烈变化，造成炉膛压力高保护动作触发锅炉MFT,机组跳闸。试分析本次事件发生与运行有关的因素有哪些？

2010年6月12日23:56:10,某发电厂4号机组41号循环水泵消缺期间，42号循环水泵电机零序保护动作跳闸，手动快降负荷，维持凝汽器真空。23:59:18运行人员手动切除CCS方式至TF方式运行，停运44号磨煤机。23:59:31,锅炉给水流量指令986t/h,实际给水流量1010t/h,41号汽泵入口流量490t/h,42号汽泵入口流量500t/h,运行人员手动将锅炉主控指令从56.8%置为50%(相当于负荷从370MW下降至300MW的给水流量下降幅度),因锅炉主控前馈作用，锅炉给水流量指令迅速下降。2010年6月13日00:00:00,锅炉给水流量指令804t/h, 实际给水流量 853t/h,41号汽泵入口流量428t/h,42号汽泵入口流量414t/h,41 号汽泵再循环门从0%开启至35.8%,42号汽泵再循环门从0%开启至54.9%,总给水流量降低至650t/h,再循环门开启后给水泵入口流量上升，再循环门逐渐关闭。00:00:46,由于锅炉主控前馈 56.8%至50%的惯性作用，以及汽泵再循环门开启后对锅炉给水流量的扰动，致使锅炉给水流量指令继续下降到727t/h,实际给水流量700t/h,42号汽泵入口流量359t/h,42 号汽泵入口流量355t/h, 41、42号再循环门快开，锅炉给水流量下降。00:00:49,给水流量降低至489t/h,延时15s后锅炉给水流量低MFT保护动作，机炉电大连锁动作，汽机跳闸，41、42号汽泵跳闸，发电机解列，此时，凝汽器载空为7.09kPa、5.51kPa。试分析事故原因及防范措施。

按《企业职工伤亡事故分类标准》分析存在的事故类型及所在的工艺单元。

存在的化学性危险、有害因素及对应的物质是什么？

指出该热力发电厂存在的危险源并计算其储量。

会发生爆炸的主要设备、装置是哪些?应采取哪些安全装置或设备？

某600MW机组，某日02:57,1号机组检修完毕后启动，由于锅炉给水旁路门盘根泄漏需停机处理，经请示中调后，值长下令紧急停机，打闸后，交流润滑油泵电动机正常联启，但电流32.1A 偏低，03:01:13,汽轮机转速降至2264.9r/min,油压降至0.164MPa，直流润滑油泵电动机正常联启，但电流只有15A, 油压继续下降，03:01:18,转速降至2255r/min,油压降至0.09MPa, 随后瓦温开始升高，振动增加。同日03:03,机组破坏真空，布置紧急排氢工作，03:09:28,汽轮机转速到零，转子惰走时间约12min。同日04:06,发电机氢压至零。汽轮机关闭所有本体疏水和抽汽管道疏水，置于闷缸状态。试分析事故原因，并给出整改措施。

某电厂600MW 机组，某日14:05,机组负荷 515MW,AGC投入，主蒸汽压力15.67MPa，主蒸汽温度537℃，再热蒸汽压力2.94MPa，再热蒸汽温度530℃。A、B、C、D、E5台磨煤机运行。 14:06,准备做汽轮机危急保安器注油试验定期工作，14:11, 按试验操作票执行到第10 项(在操作员站上检查喷油电磁阀"2YV". 励磁变红；飞环飞出后，"2YV" 失电变绿，喷油电磁阀"1YV"励磁变红，复位完毕后"1YV" 失电变绿，画面显示 "PASS",喷油试验成功)时，机组长检查喷油试验电磁阀2YV、喷油试验复位电磁阀1YV状态已经返回(均为失电状态),挂闸位置反馈断路器ZS1 信号已发，于是手动按下试验复位按钮(复位闭锁阀),4s后汽轮机跳闸，首出EH 油压低低 (EH油压由 10.5MPa 降至7.4MPa,跳闸值为7.8MPa),发电机解列，锅炉灭火。检查2号EH 油泵联启，立即手启交流油泵。14:35锅炉吹扫完成， MFT、OFT复位，锅炉点火。试分析事故原因，并给出整改措施。

某电厂600MW机组，某日14:05,机组负荷515MW,AGC投入，主蒸汽压力15.67MPa，主蒸汽温度537℃，再热蒸汽压力2.94MPa，再热蒸汽温度530℃。A、B、C、D、E5台磨煤机运行。 14:06,准备做汽轮机危急保安器注油试验定期工作，14:11，按试验操作票执行到第10 项(在操作员站上检查喷油电磁阀"2YV". 励磁变红；飞环飞出后，"2YV" 失电变绿，喷油电磁阀"1YV"励磁变红，复位完毕后"1YV" 失电变绿，画面显示 "PASS"，喷油试验成功)时，机组长检查喷油试验电磁阀2YV、喷油试验复位电磁阀1YV状态已经返回(均为失电状态),挂阀位置反馈断路器ZS1 信号已发，于是手动按下试验复位按钮(复位闭锁阀),4s后汽轮机跳闸，首出EH 油压低低 (EH油压由 10.5MPa 降至7.4MPa,跳闸值为7.8MPa),发电机解列，锅炉灭火。检查2号EH 油泵联启，立即手启交流油泵。14:35锅炉吹扫完成， MFT、OFT复位，锅炉点火。试分析事故原因，并给出整改措施。

某电厂220MW直接空冷机组，某日，机组负荷190MW,主蒸汽压力13.0MPa,主蒸汽温度538℃,锅炉5台磨煤机运行正常，1号真空泵和2号真空泵运行正常，低真空保护正常投入运行，机组在协调方式下运行。同日16:40,由于风向变化，6号机组真空值由-59kPa开始缓慢下降，17:15:降到-47kPa并开始突降，运行人员在机组协调方式下将负荷指令由190MW降到185MW。17:20机组真空快速下降至-43kPa，运行人员将燃料自动切为手动控制，降各台磨煤机的风量和给煤量。17:22机组负荷降至180MW时，低真空保护动作(保护信号为三取二),机组跳闸。试分析事故原因，并给出整改措施。

某厂600MW机组，某日08:30,机组负荷574MW，两台汽动给水泵运行，A汽动给水泵流量972t/h,综合阀位78%, B汽动给水泵流量876t/h,综合阀位80%,A给水泵汽轮机轴位移0.23/0.22mm,B给水泵汽轮机轴位移0.22/0.22mm,A、B给水泵汽轮机轴位移保护投入；电动给水泵投备用，电动给水泵液力耦合器勺管自动跟踪状态开度70%,再循环调节阀100%且为手动方式。08:37,监盘发现A给水泵汽轮机轴位移较正常值增大，立即降负荷，负荷指令由574MW降至567MW。此时A给水泵汽轮机轴位移测点1显示由0.23mm升至0.26mm,A给水泵汽轮机轴位移测点2显示由0.22mm升至0.25mm,08:38,A给水泵汽轮机轴位移大保护动作，A汽动给水泵跳闸，机组RB动作，电动给水泵联启。运行人员在POC2操作站立立即翻看除氧给水面，检查电动给水泵联启正常，电动给水泵转速调节控制器(勺管)开度70%,电动给水泵再循环调节阀在手动位开度100%。为了增加电动给水泵流量，确保RB动作成功，输入关电动给水泵再循环调节阀指令时误输入关电动给水泵勺管指令，后发现电动给水泵转速调节控制器(勺管)一直在回关动作，立即开大电动给水泵转速调节控制器(勺管)以加大给水量。但由于B 汽动给水泵投自动，08:39, B给水泵汽轮机流量达1106t/h,轴位移大保护动作跳闸，跳闸后 B给水泵汽轮机轴位移最大0.37mm。08:40,省煤器入口流量低保护动作，锅炉MFT,机组跳闸。试分析事故原因，并给出整改措施。

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