機組事故跳機現(xiàn)象及處理經(jīng)過

1、#1機組事故跳機現(xiàn)象及處理經(jīng)過一、事故前運行狀況運行一值白班，時間：2007年08月01日9時39分#1機組485MW，A、B、D、E、F五臺磨煤機運行，總煤量215T/H，A、B引送風機運行，送風手動，引風自動，A、B一次風機自動投入，A、B汽泵自動運行，A、B循環(huán)水泵運行，機組控制方式為CCS；6KV廠用電分別由A、B高廠變接帶，廠用電快切正常投入。二、事故現(xiàn)象：9：39：21定期工作試啟動#1機電泵，機、爐、電光字牌報警，機組負荷到零，檢查#1發(fā)電機出口5012、5013開關已跳閘，機、爐聯(lián)鎖跳閘正常，6KV1A、1B、1C段快切正常，但6KV 1C段切換后造成備用電源進線開關“過流、低

2、電壓”保護動作造成6KV1C段失電，A、B、C三臺空壓機全部跳閘，儀用氣壓力由0.712MPa下降至最低0.389MPa.就地檢查發(fā)變組保護為C屏B高廠變A相差動保護動作。三、事故處理過程：1.        9：51：44 將6KV1C段備用進線開關6161B開關合閘，09：55恢復公用PCA及公用MCCA、B段電源，啟動A、B、C空壓機。2.        10：51#1爐MFT復位，10：55啟動B磨煤機，10：56因啟動分離器至大氣擴容器左側3A閥電動門開不了造成分離器水位達13.2M引起MFT動作，聯(lián)系九

3、江維護處理同時派人就地將其搖開。3.        11：28#1機汽機轉速到零，投入大機盤車。4.        因兩臺密封風機入口濾網(wǎng)堵，暫停啟爐。11：55將A密封風機入口濾網(wǎng)拆除。5.        12：08啟動B磨煤機鍋爐點火成功，12：24啟動A磨煤機，12：41主汽壓7.19MPa，主汽溫482度，再熱汽壓0.29MPA，再熱汽溫476度，汽機掛閘開始沖轉，就地檢查盤車未脫扣，手動打閘將盤車脫扣后重新掛閘繼續(xù)升速，13：09 大機定速3000RPM， 13：2

4、2#1發(fā)電機并網(wǎng)；13：47將廠用電切換至本機高廠變接帶。14：25啟D磨、14：50啟E磨逐漸將負荷升至320MW，15：23停電泵。四、事故原因：1.        啟動電泵引起1B高廠變差動保護誤動導致#1發(fā)電機跳閘；2.        由于6KV 1C段的快切動作后，備用電源進線6161B開關“過流、低電壓”保護動作造成造成6KV1C段失電，是造成事故擴大的根本原因。五、存在問題：1.        在電泵啟動時引起1B高廠變“差動“保護動作的原因不明；2. 

5、;       備用電源進線6161B開關“過流、低電壓”保護動作的原因不明；3.        當“空壓機控制電源消失”將造成運行中的空壓機跳閘，四臺空壓機控制電源分別接在公用380V MCC A段及公用380V MCC B段，接線設計不合理；建議將部分空壓機的控制電源改接到保安PC段；4.        6KV 1C失電后造成工業(yè)水泵無法“遠方”操作，但“就地”可以操作，原因不明。5.        汽輪機沖轉后，盤車不能脫扣。6. 

6、;       全面檢查廠用電系統(tǒng)的運行方式，將其調(diào)整為正常運行方式；                                                 發(fā)電部運行       

7、60;                                      2007年8月2日白班一值，事故發(fā)生前，機組TF模式，負荷660MW；A、B汽泵運行，電泵備用，給水控制自動方式，總給水流量1920t/h左右；A、B、C、D、E、F磨運行，總煤量265t/h左右。12：40根據(jù)調(diào)試人員安排機組切至TF模式，手動加煤，開始由

8、600MW升負荷，準備做#2機組最大出力試驗。13：08：44負荷升至669MW，B汽泵#1瓦X向振動由47.8um突升至151.3um，B汽泵跳閘，電泵聯(lián)啟，B汽泵其他各瓦振動也有突升?？偨o水流量由1922t/h最低降至1185t/h。13：09：04手動打跳F磨，13：09：12手動打跳E磨，總煤量減至120t/h左右，給水切手動，將電泵并入，加給水至1420t/h左右。13：09：27 B一次風機發(fā)喘振報警，13：09：42 B一次風機喘振跳閘。13：10：20手動打跳D磨，13：10：51 B磨一次風流量低跳閘，手動減煤至100t/h，只有A、C磨在運行，將A層等離子拉弧，13：15重

9、啟B磨，退出A層等離子。13：44 B小機沖轉，13：54啟B一次風機，將B一次風機并入，14：10啟D磨，14：24并入B汽泵，將電泵停運。14：30啟E磨，14：38機組重新投入CCS模式，負荷升至600MW。事故處理中，機組負荷最低降至308MW，汽水分離器出口溫度最高升至450。由于現(xiàn)場領導調(diào)度有力，各操作人員密切配合，從而避免了一次機組停運事故，而此次事故也再次暴露出了B小機保護方面存在的問題，因B小機振動是階躍性的突變，至最高值后僅一秒鐘后便又回落，所以將小機振動保護加延時可有效避免小機跳閘，而保護設計中振動也有延時，通過近幾次B小機跳閘情況看，并沒有延時，任一瓦振動超150um時

10、即刻引起小機跳閘，建議會同設管部熱控專業(yè)對小機振動保護進行整改，以避免再次造成汽泵跳閘的惡性事故。發(fā)電運行部2007年9月20日9.19 #2機B一次風機跳閘事故處理經(jīng)過發(fā)電部一值零班，事故發(fā)生前，機組CCS模式，負荷300MW；A、B、D磨運行，總煤量128t/h；A、B一次風機運行，一次風與爐膛差壓控制為自動方式，差壓設定10kpa；A、B一次風機出口風壓分別為11.23/11.26kpa，A、B一次風機動葉開度分別為38.5/40.7%，電流分別為92.5/92.5A。2：36 B一次風機發(fā)喘振報警，同時B一次風機電流突降至79.2A。一次風與爐膛差壓劇降至8.38kpa，A、B一次風機

11、出口風壓分別降至8.79/8.31kpa，A、B一次風機動葉自動開至54.9/57.8%。2：37將A、B一次風機解手動，將A一次風機動葉關小到49%，將B一次風機動葉開大至80%，后又將A、B一次風機動葉關小至43.8/79%，A、B一次風機電流基本調(diào)平，分別為92.9/95.4A，A、B一次風機出口風壓也由最低6.91/6.32kpa開始回升，但B一次風機喘振信號一直未復歸，2：38 B一次風機喘振跳閘，跳閘前A、B一次風機出口風壓已升至7.1/6.7kpa。B一次風機跳閘后，將爐主控切手動，煤量減至100 t/h，將A一次風機動葉開大至85%左右，維持一次風與爐膛差壓為10kpa左右。3

12、：23對B一次風機檢查無異常后，啟B一次風機，將其并入。3:45機組重新投入CCS模式，負荷維持300MW。事后經(jīng)過分析，我們認為B一次風機喘振后，處理方式不夠恰當，當時應該繼續(xù)開大A一次風機動葉，將B一次風機動葉關小至25%以下，待B一次風機喘振信號復歸后，再擇機將其并入，這種處理方式是否可行，有待驗證?？傊ㄟ^這次事故我們吸取了教訓，為今后類似事故的處理積累了經(jīng)驗。發(fā)電運行部2007年9月20日416#1機組跳閘情況匯報2007年4月16日本值白班，11時11分汽機跳閘，機組大聯(lián)鎖動作正常，現(xiàn)就相關情況匯報如下：一、事故前運行方式#1機組CCS控制方式，有功600MW，無功70Mvar,主

13、/再熱汽壓252MPa/41 MPa，主/再熱汽溫560/540，煤量250T/H，A、B、C、D、F磨運行，A、B汽泵運行，A、B雙側送、引、一次風機，A凝泵工頻運行，B泵工頻備用，A循泵運行，凝汽器、除氧器水位自動，500KV升壓站黃鷹、回線，第一、二串合環(huán)運行正常，高廠變帶廠用電運行。二、事故現(xiàn)象1、11：11 集控室發(fā)聲光報警，汽機跳閘，首出“ASL TRIP”，主汽壓力上升，鍋爐PCV閥動作，隨后過熱器安全門動作，汽機高中壓主汽門調(diào)門關閉，抽汽逆止門電動門關閉，高排逆止門關閉，高排通風閥開啟，汽機轉速略微上升后下降，A/B小機聯(lián)跳；2、鍋爐MFT動作，首出汽機跳閘，所有磨煤機跳閘，A

14、/B一次風機跳閘，密封風機跳閘，減溫水調(diào)門電動門自關，A引風機跳閘（就地開關室檢查為A相差動保護動作，后經(jīng)電氣檢修檢查告A引差動為A引中性點CT不平衡電流使保護誤動所致）；機組負荷由600MW甩到零，3、#1機組負荷由600MW甩到零，發(fā)變組解列，首出“逆功率保護動作”，滅磁開關聯(lián)跳正常，廠用電自動切換為啟備變帶。三、事故處理經(jīng)過1、判斷機組跳閘聯(lián)鎖動作正常后，檢查汽機交流潤滑油泵未聯(lián)啟，手動啟主機交流潤滑油泵；2、手動開啟高低壓旁路及其減溫水，對鍋爐降壓，調(diào)整低旁維持冷再壓力1MPA左右，以維持主機軸封汽壓力；3、檢查除氧器水位高至1200毫米，除氧器水位自動調(diào)節(jié)不正常，立即解除自動，手動關

15、閉除氧器水位控制主副調(diào)閥，手動開啟凝結水再循環(huán)調(diào)整門，維持凝結水走再循環(huán)；4、檢查低壓缸噴水調(diào)門未自開，手動開啟后缸噴水和水幕噴水至50%的開度，檢查開啟汽機本體所有關閉的疏水手動門；5、A引風機跳閘后，將A引6108開關拉到“試驗”位，測量對地絕緣為200M，相間電阻為0，就地檢查無明顯異常，電氣檢修檢查告A引差動為A引中性點CT不平衡電流使保護誤動所致。將6108開關送“工作”位。6、11：16檢查啟動電泵運行，手動開啟PCV閥泄壓至11MPA后向鍋爐進水，調(diào)整鍋爐總風量800T/H，給水量600T/H，啟動爐膛吹掃；7、五分鐘吹掃結束后對A層等離子四角拉弧，依次啟動A一次風機、B密封風機

16、和B一次風機，測量A引風機絕緣200M，就地檢查A引電機無異常后啟動A引風機；8、11：56 啟動A磨煤機，鍋爐點火成功；9、12：05 啟動B磨煤機，主汽升溫升壓，12：49，主汽壓力8.6MPA，主汽溫度510，再熱氣溫480，汽機沖轉，13：10汽機定速3000轉/分；10、13：13發(fā)電機自動準同期并網(wǎng)，自動帶初始負荷30MW，13：30機組負荷升至110MW，啟動快切裝置倒廠用電為高廠變帶；11、13：35 B小機沖轉，#2瓦Y向振動大跳閘，重新600RPM暖機，15：05B小機3000RPM，并入汽泵運行正常，電泵旋轉備用，至交班，投入TF方式，負荷240MW。四、事故經(jīng)驗總結1、

17、機組跳閘后應視汽壓情況，及時開啟鍋爐PCV閥，將壓力下降到11 MPA左右，控制電泵給水流量和電流不超限；2、極熱態(tài)恢復過程中，要盡快點火升汽溫以滿足沖轉要求，以免延誤開機進程；（如在1-2小時內(nèi)點火，可不用投啟動爐）3、注意監(jiān)視缸溫，偏差大及時關閉汽機本體相關疏水悶缸，沖轉前切記要開啟相關疏水門；4、嚴密關注3A閥的動作情況，以免閥門閉鎖引發(fā)分離器水位失控；5、小機應提前沖轉到3000RPM備用；6、旁路系統(tǒng)應保持熱態(tài)備用，以免緊急情況下投用導致管道振動；7、凝泵再循環(huán)長期不能正常投入備用是一大安全隱患；8、恢復過程中提前聯(lián)系熱控做好熱工信號，以便盡快機組帶出力；9、汽溫應對照極熱態(tài)啟動盡快

18、滿足汽溫，旁路配合調(diào)整汽溫；10、平時做好各種事故預想，各崗位提高事故情況下的應急作戰(zhàn)能力，加強橫向聯(lián)系與專業(yè)培訓。獎勵申請一4月14日B引跳閘處理事故前工況：機組負荷550MW，CCS控制方式，A、B側風組運行，過再熱汽壓力24.67/3.54Mpa，過再熱汽溫度561/527關于07年06月25日#1爐MFT動作事故處理經(jīng)過一、事件前運方1.        6月25日運行二值當班。04時12分，#1號機組有功300MW，無功-30Mvar，機組控制方式為CCS， B、C、D、E四臺磨煤機運行，總煤量150T/H（B磨45 T/H、C磨37 T/H、D

19、磨41 T/H、E磨40 T/H），A、B引送風機運行，送風手動，引風自動，A、B一次風機自動投入，B汽泵自動運行且其出口流量頂表（A汽泵和電泵均檢修中），給水流量850 T/H ，A、B循環(huán)水泵運行。2.        1A高廠變，1B高廠變帶本機6KV 1A、1B、1C段母線運行，#01啟備變運行，6101B、6131B、6161B熱備用狀態(tài)，廠用電快切正常投入。二、事件處理經(jīng)過1.        01：00接班后本班為節(jié)省部分優(yōu)質煤，逐步增加C、D磨煤機本省劣質煤，減小B、E磨煤優(yōu)質煤。2.  &#

20、160;     01：57開始發(fā)現(xiàn)D磨一次風流量逐步下降，磨煤機差壓較高，立即將D磨煤機給煤量降低同時調(diào)整D磨冷熱風門擋板著手吹通D磨，同時對所以磨煤機進行一次排渣，發(fā)現(xiàn)無異常，02：53發(fā)現(xiàn)C磨煤機一次風流量也逐步下降，磨煤機差壓也較高，立即將C磨煤機給煤量降低也著手吹通C磨，同時再次對C、D磨煤機進行一次排渣未發(fā)現(xiàn)異常，03：57將C磨停運，將B層等離子投入，03：59啟動A磨煤機運行，維持負荷在300MW。3.        04：01發(fā)現(xiàn)1爐分離器溫度從389度開始快速上漲，立即將給水切至手動增加給水量，最高至1100 T/

21、H，已達到汽泵的出力極限，為防止損壞汽泵，維持給水流量1100 T/H，同時將給煤量快速減小，減少送風量，降一次風壓，由于分離器溫度上漲過快，本班于04：05停運E磨、04：06停運B磨，04：06分離器溫度最高至453.7度后回落，04：061B一次風機喘振跳閘，D磨煤機因一次風流量低跳閘，立即增加1A一次風機出力，調(diào)整好鍋爐工況。04：07分離器水位開始快速上升，立即減小主給水量，最小至543 T/H，已到低流量的保護定值，增加給水流量至590 T/H左右，準備啟動B磨。4.        04:12#1爐分離器水位至13.2M，鍋爐MFT動作，汽機

22、跳閘，1發(fā)變組解列，廠用電快切成功.5.        05：46用#1機冷再汽源將#1B小機沖轉，07：29#1機組用5013開關并網(wǎng)成功，07:54#1機廠用電切為本機帶。三、事件原因分析1.        由于#1爐分離器水位高造成#1爐MFT動作。2.        1爐C 、D磨內(nèi)煤質太差，雜質太多，導致磨排渣口堵住。3.        1機電泵及1A汽泵均在檢修中，僅1B汽泵運行，運行方式特殊，在事故處理時調(diào)節(jié)余量不夠。4.

23、        1機CCS調(diào)節(jié)不靈敏，在1機CCS投入時，汽壓和分離器溫度超限，調(diào)節(jié)太慢。5.        一次風機特性較差，難適應機組負荷及工況大幅變化。四、應采取措施1、        提高檢修質量，保證給水泵正常運行及備用。2、        改善來煤質量，減少原煤中雜質，保證磨煤機正常運行。3、        改善CCS調(diào)節(jié)性能，使汽壓、分離器溫度工作正常范圍。4、  

24、0;     提高運行人員操作水平，加強事故處理的培訓。5、        加強對特殊運行工況的事故預想及操作。發(fā)電運行部2007-06-25關于“7.22#2機組跳閘”分析報告一、運行方式#2機組400MW， A，B，C，E，F(xiàn)五臺磨煤機運行，給煤量175T/H，A、B送引風機、一次風機運行，A，B汽泵運行，電泵維持3000轉旋轉備用，給水自動，機組CCS投入。二、事故經(jīng)過1、13:25檢查發(fā)現(xiàn)B汽泵前置泵機械密封水回水觀察孔玻璃破裂，大量漏水，立即將電泵出力加大，并入電泵帶出力運行，退出B汽泵運行。13:35檢查發(fā)現(xiàn)A汽泵前置泵機

25、械密封水回水觀察孔玻璃同樣破裂，大量漏水，按照調(diào)總要求，降低機組出力，13:38停運F磨煤機，降負荷至350MW，14:23機組負荷367MW，給煤量148 T/H，給水流量1089 T/H，A汽泵和電泵并列運行電泵轉速4458轉/分，A汽泵轉速4342轉/分，A汽泵出力837 T/H，電泵出力500 T/H，A小機運行參數(shù)正常，#3瓦X向震動1.3絲。2、14:24A小機跳閘，首出“軸承振動大”，查#3瓦X向振動瞬間升至40絲后正常，就地檢查#3瓦X向振動很小。14:24:05給水流量迅速降至500 T/H，立即加大電泵出力，給水流量增大緩慢，14:24:21鍋爐MFT動作，首出“給水流量低

26、”，汽機及發(fā)變組聯(lián)跳正常，電泵跳閘，檢查廠用電切換正常，機爐聯(lián)鎖動作正常，15:30汽機轉速到零，投入盤車運行。三、原因分析#2機組跳閘后組織發(fā)電部、調(diào)試及江西火電安裝單位進行了分析。原因分析如下：1、#2機組跳閘原因是A小機跳閘造成給水流量低所致。2、A小機跳閘是安全油濾網(wǎng)有堵現(xiàn)象，安全油壓（低壓）波動（正常運行為0.55Mpa，動作壓控值），導致壓控動作（壓控動作指令在DCS及MEH發(fā)出的跳閘指令之前），發(fā)出指令使跳閘電磁閥失電動作。四、責任單位1、江西火電沒有及時清理濾網(wǎng)，對#2機組跳閘負主要責任。2、江西電科院調(diào)試時對運行操作人員指導不力，對#2機組跳閘負次要責任。五、防范措施1、加強

27、巡回檢查，定期清理安全油進油濾網(wǎng)。2、根據(jù)實際情況討論并申請批準后將壓控設定值由0.45Mpa修改為0.40Mpa動作。3、加強運行監(jiān)視與就地巡回檢查、測量，核對DCS上數(shù)據(jù)與就地的一致性，發(fā)現(xiàn)問題及時聯(lián)系校對、處理。4、加強熱工測量原件的檢查維護，保證測量準確，為運行人員提供可靠分析判斷依據(jù)。5、加強運行的操作調(diào)整，調(diào)試人員加強對運行人員的指導。                             &

28、#160;             安 監(jiān) 部2007年7月23日7月24日#2機MFT動作情況報告      7月23日，我值上晚班，24日00：54啟動A磨煤機鍋爐點火成功，02：04汽機掛閘沖轉，02：30汽機定速3000轉/分，03：30#2發(fā)電機并網(wǎng)運行，04：27負荷加至150MW，切換廠用電為本機高廠變接帶，04：37切換給水為主路運行，此后，由于A，B汽泵在檢修，進行密封水改造，一直由電泵維持給水流量600T/H左右，負荷維持在150MW運行，06：30B汽泵

29、檢修工作結束，恢復安全措施，06：47啟動B汽泵前置泵，06：50B小機沖轉，06：54B小機轉速600轉/分，進行低速暖機，06；45A汽泵檢修結束，07；05啟動A汽泵前置泵，07：06A小機沖轉，07：10A小機600轉/分，進行低速暖機，07：25啟動C磨煤機，逐漸加負荷至220MW，準備并入汽泵運行，07：32A7月8日跳機處理經(jīng)過一、事故前工況：    運行三值晚班機組負荷500MW，CCS控制方式，A、B、D、E、F磨運行，給煤量：215t/h，主汽溫571，主汽壓力24.8Mpa，再熱汽溫541，再熱汽壓力：3.5 Mpa，氧量：4.2，給水流量：1610

30、t/h，給水、引風、一次風自動運行。發(fā)變組、啟備變、黃500KV、母、黃鷹、回線運行，6KV A、B、C段工作進線開關帶，備用進線開關備用，快切裝置投入。二、處理經(jīng)過：1.        22：30 電泵檢修后準備試運，測電泵電機絕緣（2G）合格后啟動，集控室照明消失，事故喇叭鳴叫，發(fā)變組跳閘，5012、5013開關跳閘，滅磁開關聯(lián)跳，發(fā)電機解列，6KV A、B段快切動作正常，6KVC段快切失敗，機爐電大聯(lián)鎖未動作。2.        22：31立即手動MFT，機爐聯(lián)鎖動作正常，復位各跳閘轉機，手動開啟過熱器出口P

31、CV閥泄壓，斷開6KVC段各負荷開關。3.        22：37 就地檢查發(fā)現(xiàn)6KV1C段備用進線開關6161B綜合保護過流保護動作，發(fā)變組保護C屏1B高廠變A相差動保護動作，電泵開關保護未見異常， 1B高廠變本體未見異常。4.        22：50鍋爐過熱器出口壓力至17.5Mpa后停止泄壓，開啟高旁維持冷再壓力，投入冷再供輔汽以保證主機軸封。5.        22：58 因公用400V PC段失壓,退出啟備變冷卻器全停保護壓板，在公用400V PC段送電后投入該

32、壓板。6.        23：08 將電泵開關拉至試驗位置后，手動合6KVC段備用進線開關6161B對6KVC段母線試送電，正常后恢復機組公用及外圍系統(tǒng)。7.        23：44  A小機掛閘沖轉，轉速至3000r/min后開啟鍋爐給水旁路調(diào)門向鍋爐上水，8.        23：50 鍋爐吹掃完成，B層等離子拉弧，開啟A磨冷風擋板及磨出口擋板，先后啟動A、B一次風機及A密封風機，磨出口分離器溫度到70啟動B磨運行，開啟高低壓旁。9. 

33、      23：59 主機轉速到零，投入盤車運行。10.        0：32 由于升溫升壓速度較慢，在A層等離子拉弧后啟動A磨運行。11.        0：57 經(jīng)再次測電泵電機絕緣（2G）合格后啟動電泵運行，轉速到3000r/min后備用。12.        1：12  主汽溫：500，壓力：9.6Mpa，再熱汽溫度：505，壓力：0.7 Mpa，主機掛閘沖轉，1：31主機轉速定速3000r/min，1：45發(fā)電機

34、并網(wǎng)。三、存在問題：1、5012、5013開關跳閘后，汽機轉速最高升到3110轉/分鐘且OPC動作，并手動爐MFT。2、事故后，集控長明燈只亮一盞，其它燈均不亮。3、爐本體照明開關容量小，運行一段時間后開關會跳閘。事故后爐本體照明開關送不上，給運行操作帶來不便且不安全。4、爐MFT動作后，電動給水泵未跳閘。5、1B高廠變“A相差動保護動作”動作的原因應找到。6、6KV1C段備用進線開關6161B綜合保護過流保護動作的原因應找到。發(fā)電運行部07年7月9日10月17日除氧器斷水情況10月17日四值白班，#2機負荷600MW，六臺磨運行，CCS投入，10：12 監(jiān)盤人員發(fā)現(xiàn)#5、#8A低加水位高報警

35、，#5、8A低加水位保護動作，#5抽電動門聯(lián)關、其水側旁路門聯(lián)鎖開啟；#2機負荷瞬時上沖至620 MW，主汽壓也瞬時由25.4 MP上沖至26.6MP；退出協(xié)調(diào)方式，爐PCV動作一次；同時監(jiān)盤人員告：#2機凝結水流量到零，除氧器水位由880mm開始下降；10：13盤上檢查發(fā)現(xiàn)#2機軸封加熱器進口電動門處關閉狀態(tài)，即緊急開啟軸封加熱器旁路電動門，除氧器開始上水；曾某就地檢查告：軸封加熱器進口電動門操作開關已被切至就地方式、處關閉狀態(tài)（該門狀態(tài)被改變原因不明，當時并無相關工作）；即令其將該電動門就地開啟并切至遠方控制；至10：15 #2機除氧器水位開始上升，逐恢復正常水位。期間 #2機除氧器水位最

36、低掉至143mm，緊急停運2F磨，#2機降負荷至520 MW。10：30檢查系統(tǒng)運行正常，重新啟動2F磨運行，逐升負荷至600 MW，擬投#5低加汽側運行時，#5抽電動門故障開不了，聯(lián)系貴溪維護前來處理。2007-10-17運行四值#1機組因主汽溫度高跳閘處理經(jīng)過一、事故前運行方式：5月30日運行三值當班。16時18分，1機組有功負荷500MW，主蒸汽壓力25MPa，A/B側主汽溫度566.6/566.7，再熱汽溫542.9/545.5，給煤量207.12t/h，給水流量1524.5t/h，分離器出口過熱度48.8，A/B側二級減溫水調(diào)整門開度0.32/25.3%，A/B側一級減溫水調(diào)整門開度

37、0.54/43%， 爐膛氧量設定在3.5%，AGC控制方式，A、B、C、E、F磨煤機運行，D磨煤機檢修，A、B、F磨煤機給煤量自動，C、E磨煤機給煤量手動，A、B送風機、A、B引風機、A、B一次風機、A密封風機自動，給水、減溫水自動。1A高廠變，1B高廠變帶本機6KV 1A、1B、1C段母線運行，#01啟備變運行，6101B、6131B、6161B熱備用狀態(tài)，廠用電快切正常投入。二、事故過程：1.        16時18分，停運1爐F磨煤機交檢修處理加載油管漏油缺陷，16：21 1爐E磨煤機跳閘，首出潤滑油壓低，派人就地檢查未發(fā)現(xiàn)異常。在啟動E給煤機時

38、發(fā)現(xiàn)啟動不了，立即通知檢修人員處理。在此期間鍋爐給煤量由210t/h瞬時降到147t/h后回升到177t/h，1機組負荷在下降，鍋爐汽溫、汽壓、給水流量等運行參數(shù)在緩慢下降，但仍在正常范圍內(nèi)。2.        16：24 AGC控制方式因1機主汽壓力偏差大跳為基本控制方式，協(xié)調(diào)自動退出，16：26解給水自動為手動調(diào)整，機組負荷穩(wěn)定在400MW。過熱汽溫降至522，啟動分離器出口過熱度控制在19，過熱器一、二級減溫水調(diào)整門自動關閉，并由自動跳為手動。3.        16：32 1爐F磨煤機加載油管漏油缺陷處理完

39、畢，啟動1爐F磨煤機，給煤量加到207t/h，過熱器溫542，啟動分離器出口過熱度19，開啟過熱器一、二級減溫水調(diào)門調(diào)整汽溫，并且上升趨勢快，立即全開減溫水調(diào)閥。4.        16：36 1爐過熱器A側出口汽溫600，鍋爐MFT動作，5012、5013開關跳閘，1發(fā)電機滅磁開關聯(lián)跳，1發(fā)電機解列，機爐聯(lián)鎖動作正常，廠用電快切成功，檢查發(fā)現(xiàn)B引風機因“B相差動”保護動作跳閘。5.        16：37開啟過熱器出口PCV閥泄壓至12Mpa，開啟高旁供輔汽，保主機軸封，16：37啟動電泵向鍋爐上水。6.

40、60;       17：011爐吹掃完成，A層等離子拉弧，啟動A、B一次風機及B密封風機。7.        17：10啟動1爐A磨，1爐點火，17：58主機掛閘沖轉。8.        18：32#1機組并網(wǎng)，20：26負荷至600MW，#1機組并網(wǎng)后向網(wǎng)調(diào)、省調(diào)申請修改負荷曲線，22：55確認負荷曲線已修改。三、事故原因：1.        16：181爐F磨煤機因加載油管漏油停運交檢修處理，16：21 1爐E磨煤機跳閘后因不能立即恢復運行

41、，是此次MFT的起因。2.        當時即將進入晚高峰，由于D、E、F磨煤機退出運行，機組當時實際負荷與計劃值偏差較大，在啟動F磨煤機加負荷過程中，爐內(nèi)熱負荷增加較快，導致汽溫上升較快，監(jiān)盤人員監(jiān)視調(diào)準不及時，未控制好汽溫是導致MFT動作的直接原因。3.        由于E、F磨煤機在短時間內(nèi)連續(xù)停運，1機組AGC控制方式因主汽壓力偏差大跳為基本控制方式，協(xié)調(diào)自動退出，在處理過程中直流爐在全手動模式控制時操作監(jiān)視量大，監(jiān)盤力量不足，當時機組運行正常，已安排2人外出巡檢暫未返回集控室，九江維護來人處理1爐F磨

42、煤機加載油管漏油缺陷，剛停止1爐F磨煤機運行須派1人到就地配合，此時E磨煤機跳閘且給煤機啟動不了，派人就地檢查磨煤機和給煤機，但仍不能恢復1爐E磨煤機運行，使得機組負荷不斷下降。4.        江蘇電科院對我廠#1機組協(xié)調(diào)控制自動調(diào)節(jié)特性不好，出現(xiàn)跳磨煤機等擾動后，需要退出協(xié)調(diào)方式切手動調(diào)節(jié)，參數(shù)調(diào)節(jié)不穩(wěn)，當協(xié)調(diào)退出時給運行人員增加非常大的操作量。5.        機組發(fā)生異常情況下，各監(jiān)盤人員之間相互協(xié)調(diào)能力有待提高。6.        在機組運行方式改變后，對可能發(fā)

43、生的危險點預控認識不足。四、防范措施：1.        加強人員培訓，提高機組發(fā)生異常情況時的應變能力。2.        對AGC、CCS、減溫水等自動裝置進一步優(yōu)化，提高其調(diào)節(jié)特性，減少人工操作量。3.        加強監(jiān)盤人員之間的協(xié)調(diào)溝通，提高運行操作水平。4.        進一步提高設備健康水平，確保穩(wěn)定運行。5.        認真吸取本次教訓，加強分析，做到舉一反三，防止類似情

44、況發(fā)生。發(fā)電運行部2007年5月31日發(fā)電運行部對#1爐再熱器爆管情況說明一、參數(shù)變化情況：1.        一值10月9日晚班，9日16：0010日1：00，1爐左右主再熱汽溫偏差未見明顯異常,爐膛負壓未見明顯異常,四管泄漏裝置未見報警， 接班及交班相關參數(shù)變化情況如下：        單位        接班        交班給水流量        T/H   

45、60;   1181        977主蒸器流量        T/H        1314        1058主蒸汽壓力        MPA        23.87        17.36主蒸汽溫度A/B            &#

46、160;   571/569        565/563再熱汽溫度A/B                562/552        562/551二級減溫器入口A/B                530/530        530/529一級減溫器入口A/B      &

47、#160;         491/504        474/485分離器溫度A/B                416/415        383/382爐膛負壓        PA        -125        -177再熱蒸汽壓力   

48、    MPA        2.9        1.95負荷        MW        452        3302.        三值10日零班， 接班時#1機組負荷330MW，CCS控制方式，B、C、D、E磨煤機運行，給水流量：949.7t/h，給煤量：166.5t/h，過熱汽壓力：17.45Mpa，過熱汽溫：566/

49、566，再熱汽壓力：1.97Mpa，再熱汽溫：565/557，爐膛負壓：122pa,氧量：4.75，一級減溫器進口汽溫：482/492,高溫再熱器出口煙溫：630/720。3.        四值10月10日白班，接班時#1機負荷：330MW， A、B、D、E磨運行，煤量166t/h，主汽壓14.98MPa，主汽溫559/559，再熱汽壓2.06 MPa，再熱汽溫551/553，主給水868 t/h，爐膛出口煙溫596/697，凝汽器補水流量120-160 t/h之間波動，爐膛負壓基本穩(wěn)定。4.        二值

50、10月10日晚班，接班時1機有功:308MW,主汽壓力:13.98MP,協(xié)調(diào)控制,主汽溫度:496/499,再熱汽溫度:510/500,凝汽器補水量180T/H,A.B.C.F.磨運行.調(diào)節(jié)級溫度:442二、現(xiàn)象及相關操作：1.        9日23：30一值鄒炎平就地巡視1爐本體未發(fā)現(xiàn)異常。2.        10日1：56  1爐工業(yè)電視顯示爐膛火焰發(fā)暗，爐膛負壓變小，立即投B層等離子穩(wěn)燃；3.        1：57  A、B側

51、一級減溫器進口汽溫迅速下降，兩側汽溫偏差由B側比A側高10變化為B側比A側低30。再熱器出口汽溫迅速上升不能控制，立即手動開啟再熱減溫調(diào)門控制再熱器出口汽溫，最后A/B側再熱器汽溫分別上升到583和585。4.        1：58  B側高溫再熱器出口煙溫由729逐漸下降，并在一個小幅上升過程后繼續(xù)下降到最低627，A側高溫再熱器出口煙溫由605緩慢上升到615后迅速降低到597，最后逐漸上升到6215.        1：59 立即安排李建平、王治國檢查鍋爐本體，發(fā)現(xiàn)A側爐內(nèi)靠折焰角R3長

52、吹處發(fā)出異常聲響，附近上、下層聲響相對較小，B側爐內(nèi)靠折焰角處聲音相對較小，懷疑為鍋爐本體發(fā)生泄漏，立即匯報值長，申請停爐處理。6.        2：00值長聯(lián)系設管部肖俊、九江項目部王義洪檢查，鍋爐開始降壓至14.8Mpa運行。7.        2：10檢查發(fā)現(xiàn)機組補水流量有45t/h上升到140t/h。立即加強機組的補水，保持凝汽器和除氧器高水位。8.        3：50設管部祝付勇和九江項目部高國恩確認為受熱面泄漏，具體部位不能判斷，立即匯報公司和部門領導，同時

53、加強鍋爐本體的巡視次數(shù)，監(jiān)視泄漏聲音的變化趨勢。9.        四值10日白班，接班檢查確認鍋爐靠固定端53M層后屏及高再管屏下端有泄露聲明顯。10.        接班后即向調(diào)度申請#1機維持330 MW運行；令#1爐降壓、降溫運行，為了及時掌握受熱面泄漏是否有擴大趨勢，加強就地對高再區(qū)域及爐本體的巡查次數(shù)，9：30開始主汽溫分階段緩慢降至530-520-510-500（16：00），主汽壓逐步降至14 MPa；一級減溫器出入口溫度基本正常，二級減溫器右側比左側偏低20-60之間波動；再熱減溫器入口溫度左側比

54、右側高3050，再熱減溫器出口溫度因減溫水投用基本持平為216，煙溫偏差維持在將近200，再熱汽溫左側比右側高2030之間，給水量在900-970 t/h之間波動，補水量持續(xù)到11：45左右無明顯變化，之后有緩慢上升趨勢，同時負荷也緩慢下滑，巡檢員就地檢查受熱面泄漏聲音有擴大。11.        10日晚班二值接班后逐步降低主再汽溫,18:58:1號機功率:280MW,主汽壓力:12.85MP, ,主汽溫度:479/481,再熱汽溫度:479/480,調(diào)節(jié)級溫度:42812.        20:18:1號機功率

55、:250MW,主汽壓力:11.85MP, ,主汽溫度:450/450,再熱汽溫度:445/4450調(diào)節(jié)級溫度:413,汽溫維持450運行.13.        20:36,停1F磨(煤倉煤位太高5米),啟動1D磨(準備燒空D倉)14.        參數(shù): 功率:258MW,主汽壓力:12.11MP, ,主汽溫度:450/450,再熱汽溫度:445/4450調(diào)節(jié)級溫度:40815.        20:46,   1C倉燒空,負荷及主再汽溫度逐降.16.&

56、#160;       20:48,  #1機組汽機由順閥控制切換為單閥控制.17.        20:50   啟動1E磨,準備1E倉燒空, 有功:210MW,主汽壓力:10.16MP, ,主汽溫度:440/438,再熱汽溫度:430/427調(diào)節(jié)級溫度:403,逐步降溫(目標主再溫度400).18.        21:06負荷210,給水切主路.19.        21:40參數(shù)功率:218MW,主

57、汽壓力:10.11MP, ,主汽溫度:410/397,再熱汽溫度:399/405調(diào)節(jié)級溫度:385，汽溫維持400運行.20.        22:08   1B倉燒空,停B磨,22:15切廠用電.21.        22:20,   1D倉燒空,停D磨,由于負荷150MW,1E磨失去點火能量跳閘.22.        22:27參數(shù)功率:60MW,主汽壓力:5.37MP, ,主汽溫度:402/397,再熱汽溫度:365/386調(diào)節(jié)級

58、溫度:346，汽溫準備降低至350運行.23.        23:02參數(shù)功率:50MW,主汽壓力:4.37MP, ,主汽溫度:350/350,再熱汽溫度:406/402調(diào)節(jié)級溫度:345，汽溫準備逐步降低至300運行.24.        23:37參數(shù)功率:30MW,主汽壓力:3.37MP, ,主汽溫度:310/297,再熱汽溫度:379/371調(diào)節(jié)級溫度:332，#1機組手動MFT,機爐電大聯(lián)鎖動作正常。            

59、                               發(fā)電運行部                                      &

60、#160; 2007年10月18日關于#1機組RB試驗中跳機的分析報告一、運行方式11月04日#1機組負荷544MW，總給煤量213T/H，給水量1623 T/H，總風量2155 T/H，中間點溫度404.9，A、B、C、D、F磨運行，爐側送風、引風、一次風壓投自動，給水投自動。二、事件經(jīng)過：15:05#1機做單臺汽泵跳閘工況RB試驗，15:12手動停#1A汽泵，#1F、#1D磨同時聯(lián)跳，機組控制方式切為TF方式，給水量、煤量開始逐漸下降，15:13:36中間點溫度開始上升，15:21:06將電泵勺管指令逐漸增加至77%，15：22：03中間點溫度到457.2，15:22:37#1爐因中間點溫

61、度高MFT，汽機聯(lián)跳，發(fā)電機出口開關未聯(lián)跳，確認汽機主汽門已關閉及負荷至零后，手動斷開發(fā)電機滅磁開關，發(fā)電機出口5012、5013開關聯(lián)跳正常。三、恢復過程15:35啟動#1機電泵，建立給水流量，開始爐膛吹掃，16:08爐MFT復位，啟動#1A、#1B一次風機及#1A密封風機，16:12啟動#1A磨，爐點火成功，16:16啟動#1B磨，16:29主汽壓8.2MPA，主/再熱汽溫472/478，大機掛閘；17:00大機定速3000RPM，17:03#1機并網(wǎng)成功，17:18將#1機進行廠用電切換，17:37投入#1爐電除塵。四、原因分析1、#1機組RB試驗時1B小機高壓調(diào)門閉鎖，導致而出力跟蹤不

62、上(1機小機由于高壓調(diào)門突然開啟時抖動，造成小機振動大保護動作跳機，為保證小機正常運行，設將小機高壓調(diào)門開閉鎖)，造成給水調(diào)節(jié)困難。2、在中間點溫度逐漸上升過程，運行人員沒有及時人為干預。3、試驗前準備不充分，沒有考慮到高壓調(diào)門閉鎖和負荷下降后小機因汽源不足的因素，而采取打開試驗汽源。4、發(fā)電機出口開關未聯(lián)跳原因檢查保護定值，各保護功能均按定值單投入，逆功率保護投入，其定值為：-8600KW；保護裝置沒有動作，通過開關跳閘前的故障錄波圖觀察系統(tǒng)電壓與機組出口電流的角度，直到5103、5012開關跳閘之前，機組仍然為正功率 ，沒有出現(xiàn)逆功率運行狀況。五、防范措施1、加強運行人員的技術培訓，提高值

63、班人員對事故的預判和處理能力。2、各運行值要充分作好事故預想，加強事故應急預案的演練。3、從技術上解決高壓調(diào)門突然開啟時抖動的問題。4、利用定期試驗的機會，進一步確認汽輪機主汽門和調(diào)門的嚴密性。5、進一步優(yōu)化系統(tǒng)，改善RB的調(diào)節(jié)性能。2007年11月15日關于“#2機組失磁故障”分析報告一、運行方式2007年08月03日12:53'，#2機組有功308MW，A、B、D磨煤機運行，總煤量136T/H，A、B送風機手動控制，B引風機單側運行，手動控制，A、B兩臺一次風機運行，自動控制；A、B兩臺汽動給水泵運行，手動控制；電動給水泵旋轉備用；6KV 2A、2B、2C均由啟備變接帶；解除電跳機

64、、爐跳機保護。二、事故經(jīng)過12:52:36，調(diào)總令，#2機組進行甩50%負荷試驗，進入10S倒計時，12:52:36手動打D磨煤機，總煤量90T/H，12:52:42手動打A磨煤機，總煤量60T/H，12:52:44手動開啟鍋爐B側PCV電磁泄放閥（A側PCV電磁泄放閥缺陷，開啟不了），12:52:46手動斷開滅磁開關，發(fā)電機未解列，發(fā)現(xiàn)#2發(fā)電機失磁，立即手動按發(fā)電機出口斷路器（5021、5022）緊急跳閘，發(fā)電機解列；12:52:49手動將A汽動給水泵打閘，汽機最高轉速到3081rpm，鍋爐B磨維持運行；12:58:06，B一次風機跳閘，首出為一次風機喘振，12:58:27調(diào)試廖總令手動M

65、FT停爐，手動將汽機打閘，各聯(lián)鎖正常。經(jīng)了解手動斷開滅磁開關發(fā)電機未解列為調(diào)試電氣人員將滅磁聯(lián)跳壓板退出所致。#2發(fā)電機失磁，引起#1、2機組部分參數(shù)大幅波動，#1發(fā)電機無功功率由-2.6 MVAR突變至359 MVAR，機勵磁電流由3078.5A突變至5035A；2發(fā)電機由4.8 MVAR突變至539.6 MVAR，機定子電流由9026A突變至20319A。三、原因分析事故發(fā)生后,安監(jiān)部組織發(fā)電部、設管部和江西電科院有關專業(yè)人員進行了分析認為：做#2機組甩50%負荷時#2發(fā)電機失磁，導致#1、2機組部分參數(shù)大幅波動，對#1、2發(fā)電機帶來隱性的損傷，影響了發(fā)電機的壽命。#2發(fā)電機失磁，主要有以

66、下原因。1、        江西電科院做甩負荷試驗的試驗方案不具體，調(diào)試準備不充分，在運行方式發(fā)生變化后，沒有及時修改試驗方案。2、        江西電科院試驗人員之間對試驗方案不清，沒有統(tǒng)一，甩負荷試驗沒有及時匯報準備完成情況，缺乏統(tǒng)一指揮。3、        江西電科院在試驗前沒有認真地進行技術交底，特別是在試驗開始前各試驗組準備情況沒有向當班運行人員交待清楚，而且對是采用滅磁開關來實現(xiàn)甩負荷，還是采用直接斷發(fā)電機出口開關實現(xiàn)甩負荷沒有向當班運行人員交待清楚。4、

67、60;       #2機組做甩負荷試驗，江西電科院試驗人員解除2發(fā)變組保護A、B屏內(nèi)“滅磁開關聯(lián)跳”保護壓板，未向運行當班人員交待清楚，違反了保護壓板投退規(guī)定。5、        當班運行人員沒有認真了解試驗措施方案，沒有做好事故預想，對#2機做甩負荷試驗導致失磁負有一定的責任。四、責任單位綜合以上分析，江西電科院對#2機做甩負荷試驗導致發(fā)電機失磁負主要責任；發(fā)電部二值（當班運行人員）沒有及時跟蹤了解試驗準備情況對#2發(fā)電機失磁負有一定責任。五、防范措施1、        切實做好試

68、驗方案并會審，調(diào)試人員對試驗方案要認真仔細的研究，各專業(yè)組之間要密切配合。2、        試驗負責人要認真履行職責，嚴格匯報制度，各專業(yè)組必須服從統(tǒng)一指揮。3、        試驗負責人要根據(jù)試驗方案對相關人員進行專業(yè)技術交底和安全技術交底。4、        試驗中的所有操作包括保護壓板的投、退均由當班運行人員執(zhí)行，試驗負責人加強監(jiān)護、指導。5、        當班運行人員根據(jù)試驗方案做好相應安全措施，并作好事故預想 

69、                                           2007-08-10#2機#4高調(diào)門芯聯(lián)軸器銷子斷裂發(fā)現(xiàn)過程5月21日 四值白班：9：20機組升負荷至580MW，檢查發(fā)現(xiàn)2機高調(diào)開度和汽機主控輸出波動，對比同一負荷下的參數(shù)，發(fā)現(xiàn)兩者均有不同程度的增大。9：35聯(lián)系設管部汽機主管、熱控檢查，同時安排就地檢查14高調(diào)門開度，經(jīng)過綜合分析對比各參數(shù)，發(fā)現(xiàn)主機1、2瓦瓦溫2下降8，5瓦瓦溫2上升2，分析判斷為3高調(diào)或者4高調(diào)未全開的現(xiàn)象，因4高調(diào)在5月20日發(fā)生過卡澀現(xiàn)象，決定先檢查4高調(diào)。9：40聯(lián)系熱工將4高調(diào)切換為DEH手動模式操作，遠方手動緩慢關閉4高調(diào)，發(fā)現(xiàn)負荷沒有下降趨勢，并伴隨負荷上升，后又自動調(diào)整回原閥門開度，機組負荷與閥門開度參數(shù)均回到動作前參數(shù)，就地檢查4調(diào)門油動機閥桿動作，而閥門閥桿未動作；經(jīng)過設管部確認為門芯閥