機(jī)組事故跳機(jī)現(xiàn)象及處理經(jīng)過(guò)

1、#1機(jī)組事故跳機(jī)現(xiàn)象及處理經(jīng)過(guò)一、事故前運(yùn)行狀況運(yùn)行一值白班，時(shí)間：2007年08月01日9時(shí)39分#1機(jī)組485MW，A、B、D、E、F五臺(tái)磨煤機(jī)運(yùn)行，總煤量215T/H，A、B引送風(fēng)機(jī)運(yùn)行，送風(fēng)手動(dòng)，引風(fēng)自動(dòng)，A、B一次風(fēng)機(jī)自動(dòng)投入，A、B汽泵自動(dòng)運(yùn)行，A、B循環(huán)水泵運(yùn)行，機(jī)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(dòng)#1機(jī)電泵，機(jī)、爐、電光字牌報(bào)警，機(jī)組負(fù)荷到零，檢查#1發(fā)電機(jī)出口5012、5013開關(guān)已跳閘，機(jī)、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(jìn)線開關(guān)“過(guò)流、低

2、電壓”保護(hù)動(dòng)作造成6KV1C段失電，A、B、C三臺(tái)空壓機(jī)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(hù)為C屏B高廠變A相差動(dòng)保護(hù)動(dòng)作。三、事故處理過(guò)程：1.        9：51：44 將6KV1C段備用進(jìn)線開關(guān)6161B開關(guān)合閘，09：55恢復(fù)公用PCA及公用MCCA、B段電源，啟動(dòng)A、B、C空壓機(jī)。2.        10：51#1爐MFT復(fù)位，10：55啟動(dòng)B磨煤機(jī)，10：56因啟動(dòng)分離器至大氣擴(kuò)容器左側(cè)3A閥電動(dòng)門開不了造成分離器水位達(dá)13.2M引起MFT動(dòng)作，聯(lián)系九

3、江維護(hù)處理同時(shí)派人就地將其搖開。3.        11：28#1機(jī)汽機(jī)轉(zhuǎn)速到零，投入大機(jī)盤車。4.        因兩臺(tái)密封風(fēng)機(jī)入口濾網(wǎng)堵，暫停啟爐。11：55將A密封風(fēng)機(jī)入口濾網(wǎng)拆除。5.        12：08啟動(dòng)B磨煤機(jī)鍋爐點(diǎn)火成功，12：24啟動(dòng)A磨煤機(jī)，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(jī)掛閘開始沖轉(zhuǎn)，就地檢查盤車未脫扣，手動(dòng)打閘將盤車脫扣后重新掛閘繼續(xù)升速，13：09 大機(jī)定速3000RPM， 13：2

4、2#1發(fā)電機(jī)并網(wǎng)；13：47將廠用電切換至本機(jī)高廠變接帶。14：25啟D磨、14：50啟E磨逐漸將負(fù)荷升至320MW，15：23停電泵。四、事故原因：1.        啟動(dòng)電泵引起1B高廠變差動(dòng)保護(hù)誤動(dòng)導(dǎo)致#1發(fā)電機(jī)跳閘；2.        由于6KV 1C段的快切動(dòng)作后，備用電源進(jìn)線6161B開關(guān)“過(guò)流、低電壓”保護(hù)動(dòng)作造成造成6KV1C段失電，是造成事故擴(kuò)大的根本原因。五、存在問(wèn)題：1.        在電泵啟動(dòng)時(shí)引起1B高廠變“差動(dòng)“保護(hù)動(dòng)作的原因不明；2. 

5、;       備用電源進(jìn)線6161B開關(guān)“過(guò)流、低電壓”保護(hù)動(dòng)作的原因不明；3.        當(dāng)“空壓機(jī)控制電源消失”將造成運(yùn)行中的空壓機(jī)跳閘，四臺(tái)空壓機(jī)控制電源分別接在公用380V MCC A段及公用380V MCC B段，接線設(shè)計(jì)不合理；建議將部分空壓機(jī)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(wú)法“遠(yuǎn)方”操作，但“就地”可以操作，原因不明。5.        汽輪機(jī)沖轉(zhuǎn)后，盤車不能脫扣。6. 

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

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

8、600MW升負(fù)荷，準(zhǔn)備做#2機(jī)組最大出力試驗(yàn)。13：08：44負(fù)荷升至669MW，B汽泵#1瓦X向振動(dòng)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(dòng)也有突升?？偨o水流量由1922t/h最低降至1185t/h。13：09：04手動(dòng)打跳F磨，13：09：12手動(dòng)打跳E磨，總煤量減至120t/h左右，給水切手動(dòng)，將電泵并入，加給水至1420t/h左右。13：09：27 B一次風(fēng)機(jī)發(fā)喘振報(bào)警，13：09：42 B一次風(fēng)機(jī)喘振跳閘。13：10：20手動(dòng)打跳D磨，13：10：51 B磨一次風(fēng)流量低跳閘，手動(dòng)減煤至100t/h，只有A、C磨在運(yùn)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(jī)沖轉(zhuǎn)，13：54啟B一次風(fēng)機(jī)，將B一次風(fēng)機(jī)并入，14：10啟D磨，14：24并入B汽泵，將電泵停運(yùn)。14：30啟E磨，14：38機(jī)組重新投入CCS模式，負(fù)荷升至600MW。事故處理中，機(jī)組負(fù)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(chǎng)領(lǐng)導(dǎo)調(diào)度有力，各操作人員密切配合，從而避免了一次機(jī)組停運(yùn)事故，而此次事故也再次暴露出了B小機(jī)保護(hù)方面存在的問(wèn)題，因B小機(jī)振動(dòng)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(jī)振動(dòng)保護(hù)加延時(shí)可有效避免小機(jī)跳閘，而保護(hù)設(shè)計(jì)中振動(dòng)也有延時(shí)，通過(guò)近幾次B小機(jī)跳閘情況看，并沒(méi)有延時(shí)，任一瓦振動(dòng)超150um時(shí)

10、即刻引起小機(jī)跳閘，建議會(huì)同設(shè)管部熱控專業(yè)對(duì)小機(jī)振動(dòng)保護(hù)進(jìn)行整改，以避免再次造成汽泵跳閘的惡性事故。發(fā)電運(yùn)行部2007年9月20日9.19 #2機(jī)B一次風(fēng)機(jī)跳閘事故處理經(jīng)過(guò)發(fā)電部一值零班，事故發(fā)生前，機(jī)組CCS模式，負(fù)荷300MW；A、B、D磨運(yùn)行，總煤量128t/h；A、B一次風(fēng)機(jī)運(yùn)行，一次風(fēng)與爐膛差壓控制為自動(dòng)方式，差壓設(shè)定10kpa；A、B一次風(fēng)機(jī)出口風(fēng)壓分別為11.23/11.26kpa，A、B一次風(fēng)機(jī)動(dòng)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(fēng)機(jī)發(fā)喘振報(bào)警，同時(shí)B一次風(fēng)機(jī)電流突降至79.2A。一次風(fēng)與爐膛差壓劇降至8.38kpa，A、B一次風(fēng)機(jī)

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

12、：23對(duì)B一次風(fēng)機(jī)檢查無(wú)異常后，啟B一次風(fēng)機(jī)，將其并入。3:45機(jī)組重新投入CCS模式，負(fù)荷維持300MW。事后經(jīng)過(guò)分析，我們認(rèn)為B一次風(fēng)機(jī)喘振后，處理方式不夠恰當(dāng)，當(dāng)時(shí)應(yīng)該繼續(xù)開大A一次風(fēng)機(jī)動(dòng)葉，將B一次風(fēng)機(jī)動(dòng)葉關(guān)小至25%以下，待B一次風(fēng)機(jī)喘振信號(hào)復(fù)歸后，再擇機(jī)將其并入，這種處理方式是否可行，有待驗(yàn)證。總之通過(guò)這次事故我們吸取了教訓(xùn)，為今后類似事故的處理積累了經(jīng)驗(yàn)。發(fā)電運(yùn)行部2007年9月20日416#1機(jī)組跳閘情況匯報(bào)2007年4月16日本值白班，11時(shí)11分汽機(jī)跳閘，機(jī)組大聯(lián)鎖動(dòng)作正常，現(xiàn)就相關(guān)情況匯報(bào)如下：一、事故前運(yùn)行方式#1機(jī)組CCS控制方式，有功600MW，無(wú)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(yùn)行，A、B汽泵運(yùn)行，A、B雙側(cè)送、引、一次風(fēng)機(jī)，A凝泵工頻運(yùn)行，B泵工頻備用，A循泵運(yùn)行，凝汽器、除氧器水位自動(dòng)，500KV升壓站黃鷹、回線，第一、二串合環(huán)運(yùn)行正常，高廠變帶廠用電運(yùn)行。二、事故現(xiàn)象1、11：11 集控室發(fā)聲光報(bào)警，汽機(jī)跳閘，首出“ASL TRIP”，主汽壓力上升，鍋爐PCV閥動(dòng)作，隨后過(guò)熱器安全門動(dòng)作，汽機(jī)高中壓主汽門調(diào)門關(guān)閉，抽汽逆止門電動(dòng)門關(guān)閉，高排逆止門關(guān)閉，高排通風(fēng)閥開啟，汽機(jī)轉(zhuǎn)速略微上升后下降，A/B小機(jī)聯(lián)跳；2、鍋爐MFT動(dòng)作，首出汽機(jī)跳閘，所有磨煤機(jī)跳閘，A

14、/B一次風(fēng)機(jī)跳閘，密封風(fēng)機(jī)跳閘，減溫水調(diào)門電動(dòng)門自關(guān)，A引風(fēng)機(jī)跳閘（就地開關(guān)室檢查為A相差動(dòng)保護(hù)動(dòng)作，后經(jīng)電氣檢修檢查告A引差動(dòng)為A引中性點(diǎn)CT不平衡電流使保護(hù)誤動(dòng)所致）；機(jī)組負(fù)荷由600MW甩到零，3、#1機(jī)組負(fù)荷由600MW甩到零，發(fā)變組解列，首出“逆功率保護(hù)動(dòng)作”，滅磁開關(guān)聯(lián)跳正常，廠用電自動(dòng)切換為啟備變帶。三、事故處理經(jīng)過(guò)1、判斷機(jī)組跳閘聯(lián)鎖動(dòng)作正常后，檢查汽機(jī)交流潤(rùn)滑油泵未聯(lián)啟，手動(dòng)啟主機(jī)交流潤(rùn)滑油泵；2、手動(dòng)開啟高低壓旁路及其減溫水，對(duì)鍋爐降壓，調(diào)整低旁維持冷再壓力1MPA左右，以維持主機(jī)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(dòng)調(diào)節(jié)不正常，立即解除自動(dòng)，手動(dòng)關(guān)

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

16、和B一次風(fēng)機(jī)，測(cè)量A引風(fēng)機(jī)絕緣200M，就地檢查A引電機(jī)無(wú)異常后啟動(dòng)A引風(fēng)機(jī)；8、11：56 啟動(dòng)A磨煤機(jī)，鍋爐點(diǎn)火成功；9、12：05 啟動(dòng)B磨煤機(jī)，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(jī)沖轉(zhuǎn)，13：10汽機(jī)定速3000轉(zhuǎn)/分；10、13：13發(fā)電機(jī)自動(dòng)準(zhǔn)同期并網(wǎng)，自動(dòng)帶初始負(fù)荷30MW，13：30機(jī)組負(fù)荷升至110MW，啟動(dòng)快切裝置倒廠用電為高廠變帶；11、13：35 B小機(jī)沖轉(zhuǎn)，#2瓦Y向振動(dòng)大跳閘，重新600RPM暖機(jī)，15：05B小機(jī)3000RPM，并入汽泵運(yùn)行正常，電泵旋轉(zhuǎn)備用，至交班，投入TF方式，負(fù)荷240MW。四、事故經(jīng)驗(yàn)總結(jié)1、

17、機(jī)組跳閘后應(yīng)視汽壓情況，及時(shí)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(fù)過(guò)程中，要盡快點(diǎn)火升汽溫以滿足沖轉(zhuǎn)要求，以免延誤開機(jī)進(jìn)程；（如在1-2小時(shí)內(nèi)點(diǎn)火，可不用投啟動(dòng)爐）3、注意監(jiān)視缸溫，偏差大及時(shí)關(guān)閉汽機(jī)本體相關(guān)疏水悶缸，沖轉(zhuǎn)前切記要開啟相關(guān)疏水門；4、嚴(yán)密關(guān)注3A閥的動(dòng)作情況，以免閥門閉鎖引發(fā)分離器水位失控；5、小機(jī)應(yīng)提前沖轉(zhuǎn)到3000RPM備用；6、旁路系統(tǒng)應(yīng)保持熱態(tài)備用，以免緊急情況下投用導(dǎo)致管道振動(dòng)；7、凝泵再循環(huán)長(zhǎng)期不能正常投入備用是一大安全隱患；8、恢復(fù)過(guò)程中提前聯(lián)系熱控做好熱工信號(hào)，以便盡快機(jī)組帶出力；9、汽溫應(yīng)對(duì)照極熱態(tài)啟動(dòng)盡快

18、滿足汽溫，旁路配合調(diào)整汽溫；10、平時(shí)做好各種事故預(yù)想，各崗位提高事故情況下的應(yīng)急作戰(zhàn)能力，加強(qiáng)橫向聯(lián)系與專業(yè)培訓(xùn)。獎(jiǎng)勵(lì)申請(qǐng)一4月14日B引跳閘處理事故前工況：機(jī)組負(fù)荷550MW，CCS控制方式，A、B側(cè)風(fēng)組運(yùn)行，過(guò)再熱汽壓力24.67/3.54Mpa，過(guò)再熱汽溫度561/527關(guān)于07年06月25日#1爐MFT動(dòng)作事故處理經(jīng)過(guò)一、事件前運(yùn)方1.        6月25日運(yùn)行二值當(dāng)班。04時(shí)12分，#1號(hào)機(jī)組有功300MW，無(wú)功-30Mvar，機(jī)組控制方式為CCS， B、C、D、E四臺(tái)磨煤機(jī)運(yùn)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(fēng)機(jī)運(yùn)行，送風(fēng)手動(dòng)，引風(fēng)自動(dòng)，A、B一次風(fēng)機(jī)自動(dòng)投入，B汽泵自動(dòng)運(yùn)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(yùn)行。2.        1A高廠變，1B高廠變帶本機(jī)6KV 1A、1B、1C段母線運(yùn)行，#01啟備變運(yùn)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(guò)1.        01：00接班后本班為節(jié)省部分優(yōu)質(zhì)煤，逐步增加C、D磨煤機(jī)本省劣質(zhì)煤，減小B、E磨煤優(yōu)質(zhì)煤。2.  &#

20、160;     01：57開始發(fā)現(xiàn)D磨一次風(fēng)流量逐步下降，磨煤機(jī)差壓較高，立即將D磨煤機(jī)給煤量降低同時(shí)調(diào)整D磨冷熱風(fēng)門擋板著手吹通D磨，同時(shí)對(duì)所以磨煤機(jī)進(jìn)行一次排渣，發(fā)現(xiàn)無(wú)異常，02：53發(fā)現(xiàn)C磨煤機(jī)一次風(fēng)流量也逐步下降，磨煤機(jī)差壓也較高，立即將C磨煤機(jī)給煤量降低也著手吹通C磨，同時(shí)再次對(duì)C、D磨煤機(jī)進(jìn)行一次排渣未發(fā)現(xiàn)異常，03：57將C磨停運(yùn)，將B層等離子投入，03：59啟動(dòng)A磨煤機(jī)運(yùn)行，維持負(fù)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(dòng)增加給水量，最高至1100 T/

21、H，已達(dá)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(shí)將給煤量快速減小，減少送風(fēng)量，降一次風(fēng)壓，由于分離器溫度上漲過(guò)快，本班于04：05停運(yùn)E磨、04：06停運(yùn)B磨，04：06分離器溫度最高至453.7度后回落，04：061B一次風(fēng)機(jī)喘振跳閘，D磨煤機(jī)因一次風(fēng)流量低跳閘，立即增加1A一次風(fēng)機(jī)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(hù)定值，增加給水流量至590 T/H左右，準(zhǔn)備啟動(dòng)B磨。4.        04:12#1爐分離器水位至13.2M，鍋爐MFT動(dòng)作，汽機(jī)

22、跳閘，1發(fā)變組解列，廠用電快切成功.5.        05：46用#1機(jī)冷再汽源將#1B小機(jī)沖轉(zhuǎn)，07：29#1機(jī)組用5013開關(guān)并網(wǎng)成功，07:54#1機(jī)廠用電切為本機(jī)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(dòng)作。2.        1爐C 、D磨內(nèi)煤質(zhì)太差，雜質(zhì)太多，導(dǎo)致磨排渣口堵住。3.        1機(jī)電泵及1A汽泵均在檢修中，僅1B汽泵運(yùn)行，運(yùn)行方式特殊，在事故處理時(shí)調(diào)節(jié)余量不夠。4.

23、        1機(jī)CCS調(diào)節(jié)不靈敏，在1機(jī)CCS投入時(shí)，汽壓和分離器溫度超限，調(diào)節(jié)太慢。5.        一次風(fēng)機(jī)特性較差，難適應(yīng)機(jī)組負(fù)荷及工況大幅變化。四、應(yīng)采取措施1、        提高檢修質(zhì)量，保證給水泵正常運(yùn)行及備用。2、        改善來(lái)煤質(zhì)量，減少原煤中雜質(zhì)，保證磨煤機(jī)正常運(yùn)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(yùn)行人員操作水平，加強(qiáng)事故處理的培訓(xùn)。5、        加強(qiáng)對(duì)特殊運(yùn)行工況的事故預(yù)想及操作。發(fā)電運(yùn)行部2007-06-25關(guān)于“7.22#2機(jī)組跳閘”分析報(bào)告一、運(yùn)行方式#2機(jī)組400MW， A，B，C，E，F(xiàn)五臺(tái)磨煤機(jī)運(yùn)行，給煤量175T/H，A、B送引風(fēng)機(jī)、一次風(fēng)機(jī)運(yùn)行，A，B汽泵運(yùn)行，電泵維持3000轉(zhuǎn)旋轉(zhuǎn)備用，給水自動(dòng)，機(jī)組CCS投入。二、事故經(jīng)過(guò)1、13:25檢查發(fā)現(xiàn)B汽泵前置泵機(jī)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(yùn)行，退出B汽泵運(yùn)行。13:35檢查發(fā)現(xiàn)A汽泵前置泵機(jī)

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(jī)組出力，13:38停運(yùn)F磨煤機(jī)，降負(fù)荷至350MW，14:23機(jī)組負(fù)荷367MW，給煤量148 T/H，給水流量1089 T/H，A汽泵和電泵并列運(yùn)行電泵轉(zhuǎn)速4458轉(zhuǎn)/分，A汽泵轉(zhuǎn)速4342轉(zhuǎn)/分，A汽泵出力837 T/H，電泵出力500 T/H，A小機(jī)運(yùn)行參數(shù)正常，#3瓦X向震動(dòng)1.3絲。2、14:24A小機(jī)跳閘，首出“軸承振動(dòng)大”，查#3瓦X向振動(dòng)瞬間升至40絲后正常，就地檢查#3瓦X向振動(dòng)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(dòng)作，首出“給水流量低

26、”，汽機(jī)及發(fā)變組聯(lián)跳正常，電泵跳閘，檢查廠用電切換正常，機(jī)爐聯(lián)鎖動(dòng)作正常，15:30汽機(jī)轉(zhuǎn)速到零，投入盤車運(yùn)行。三、原因分析#2機(jī)組跳閘后組織發(fā)電部、調(diào)試及江西火電安裝單位進(jìn)行了分析。原因分析如下：1、#2機(jī)組跳閘原因是A小機(jī)跳閘造成給水流量低所致。2、A小機(jī)跳閘是安全油濾網(wǎng)有堵現(xiàn)象，安全油壓（低壓）波動(dòng)（正常運(yùn)行為0.55Mpa，動(dòng)作壓控值），導(dǎo)致壓控動(dòng)作（壓控動(dòng)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(dòng)作。四、責(zé)任單位1、江西火電沒(méi)有及時(shí)清理濾網(wǎng)，對(duì)#2機(jī)組跳閘負(fù)主要責(zé)任。2、江西電科院調(diào)試時(shí)對(duì)運(yùn)行操作人員指導(dǎo)不力，對(duì)#2機(jī)組跳閘負(fù)次要責(zé)任。五、防范措施1、加強(qiáng)

27、巡回檢查，定期清理安全油進(jìn)油濾網(wǎng)。2、根據(jù)實(shí)際情況討論并申請(qǐng)批準(zhǔn)后將壓控設(shè)定值由0.45Mpa修改為0.40Mpa動(dòng)作。3、加強(qiáng)運(yùn)行監(jiān)視與就地巡回檢查、測(cè)量，核對(duì)DCS上數(shù)據(jù)與就地的一致性，發(fā)現(xiàn)問(wèn)題及時(shí)聯(lián)系校對(duì)、處理。4、加強(qiáng)熱工測(cè)量原件的檢查維護(hù)，保證測(cè)量準(zhǔn)確，為運(yùn)行人員提供可靠分析判斷依據(jù)。5、加強(qiáng)運(yùn)行的操作調(diào)整，調(diào)試人員加強(qiáng)對(duì)運(yùn)行人員的指導(dǎo)。                             &

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

29、檢修工作結(jié)束，恢復(fù)安全措施，06：47啟動(dòng)B汽泵前置泵，06：50B小機(jī)沖轉(zhuǎn)，06：54B小機(jī)轉(zhuǎn)速600轉(zhuǎn)/分，進(jìn)行低速暖機(jī)，06；45A汽泵檢修結(jié)束，07；05啟動(dòng)A汽泵前置泵，07：06A小機(jī)沖轉(zhuǎn)，07：10A小機(jī)600轉(zhuǎn)/分，進(jìn)行低速暖機(jī)，07：25啟動(dòng)C磨煤機(jī)，逐漸加負(fù)荷至220MW，準(zhǔn)備并入汽泵運(yùn)行，07：32A7月8日跳機(jī)處理經(jīng)過(guò)一、事故前工況：    運(yùn)行三值晚班機(jī)組負(fù)荷500MW，CCS控制方式，A、B、D、E、F磨運(yùn)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(fēng)、一次風(fēng)自動(dòng)運(yùn)行。發(fā)變組、啟備變、黃500KV、母、黃鷹、回線運(yùn)行，6KV A、B、C段工作進(jìn)線開關(guān)帶，備用進(jìn)線開關(guān)備用，快切裝置投入。二、處理經(jīng)過(guò)：1.        22：30 電泵檢修后準(zhǔn)備試運(yùn)，測(cè)電泵電機(jī)絕緣（2G）合格后啟動(dòng)，集控室照明消失，事故喇叭鳴叫，發(fā)變組跳閘，5012、5013開關(guān)跳閘，滅磁開關(guān)聯(lián)跳，發(fā)電機(jī)解列，6KV A、B段快切動(dòng)作正常，6KVC段快切失敗，機(jī)爐電大聯(lián)鎖未動(dòng)作。2.        22：31立即手動(dòng)MFT，機(jī)爐聯(lián)鎖動(dòng)作正常，復(fù)位各跳閘轉(zhuǎn)機(jī)，手動(dòng)開啟過(guò)熱器出口P

31、CV閥泄壓，斷開6KVC段各負(fù)荷開關(guān)。3.        22：37 就地檢查發(fā)現(xiàn)6KV1C段備用進(jìn)線開關(guān)6161B綜合保護(hù)過(guò)流保護(hù)動(dòng)作，發(fā)變組保護(hù)C屏1B高廠變A相差動(dòng)保護(hù)動(dòng)作，電泵開關(guān)保護(hù)未見異常， 1B高廠變本體未見異常。4.        22：50鍋爐過(guò)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(jī)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(hù)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(guān)拉至試驗(yàn)位置后，手動(dòng)合6KVC段備用進(jìn)線開關(guān)6161B對(duì)6KVC段母線試送電，正常后恢復(fù)機(jī)組公用及外圍系統(tǒng)。7.        23：44  A小機(jī)掛閘沖轉(zhuǎn)，轉(zhuǎn)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(fēng)擋板及磨出口擋板，先后啟動(dòng)A、B一次風(fēng)機(jī)及A密封風(fēng)機(jī)，磨出口分離器溫度到70啟動(dòng)B磨運(yùn)行，開啟高低壓旁。9. 

33、      23：59 主機(jī)轉(zhuǎn)速到零，投入盤車運(yùn)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(dòng)A磨運(yùn)行。11.        0：57 經(jīng)再次測(cè)電泵電機(jī)絕緣（2G）合格后啟動(dòng)電泵運(yùn)行，轉(zhuǎn)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(jī)掛閘沖轉(zhuǎn)，1：31主機(jī)轉(zhuǎn)速定速3000r/min，1：45發(fā)電機(jī)

34、并網(wǎng)。三、存在問(wèn)題：1、5012、5013開關(guān)跳閘后，汽機(jī)轉(zhuǎn)速最高升到3110轉(zhuǎn)/分鐘且OPC動(dòng)作，并手動(dòng)爐MFT。2、事故后，集控長(zhǎng)明燈只亮一盞，其它燈均不亮。3、爐本體照明開關(guān)容量小，運(yùn)行一段時(shí)間后開關(guān)會(huì)跳閘。事故后爐本體照明開關(guān)送不上，給運(yùn)行操作帶來(lái)不便且不安全。4、爐MFT動(dòng)作后，電動(dòng)給水泵未跳閘。5、1B高廠變“A相差動(dòng)保護(hù)動(dòng)作”動(dòng)作的原因應(yīng)找到。6、6KV1C段備用進(jìn)線開關(guān)6161B綜合保護(hù)過(guò)流保護(hù)動(dòng)作的原因應(yīng)找到。發(fā)電運(yùn)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(jī)負(fù)荷600MW，六臺(tái)磨運(yùn)行，CCS投入，10：12 監(jiān)盤人員發(fā)現(xiàn)#5、#8A低加水位高報(bào)警

35、，#5、8A低加水位保護(hù)動(dòng)作，#5抽電動(dòng)門聯(lián)關(guān)、其水側(cè)旁路門聯(lián)鎖開啟；#2機(jī)負(fù)荷瞬時(shí)上沖至620 MW，主汽壓也瞬時(shí)由25.4 MP上沖至26.6MP；退出協(xié)調(diào)方式，爐PCV動(dòng)作一次；同時(shí)監(jiān)盤人員告：#2機(jī)凝結(jié)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(jī)軸封加熱器進(jìn)口電動(dòng)門處關(guān)閉狀態(tài)，即緊急開啟軸封加熱器旁路電動(dòng)門，除氧器開始上水；曾某就地檢查告：軸封加熱器進(jìn)口電動(dòng)門操作開關(guān)已被切至就地方式、處關(guān)閉狀態(tài)（該門狀態(tài)被改變?cè)虿幻?，?dāng)時(shí)并無(wú)相關(guān)工作）；即令其將該電動(dòng)門就地開啟并切至遠(yuǎn)方控制；至10：15 #2機(jī)除氧器水位開始上升，逐恢復(fù)正常水位。期間 #2機(jī)除氧器水位最

36、低掉至143mm，緊急停運(yùn)2F磨，#2機(jī)降負(fù)荷至520 MW。10：30檢查系統(tǒng)運(yùn)行正常，重新啟動(dòng)2F磨運(yùn)行，逐升負(fù)荷至600 MW，擬投#5低加汽側(cè)運(yùn)行時(shí)，#5抽電動(dòng)門故障開不了，聯(lián)系貴溪維護(hù)前來(lái)處理。2007-10-17運(yùn)行四值#1機(jī)組因主汽溫度高跳閘處理經(jīng)過(guò)一、事故前運(yùn)行方式：5月30日運(yùn)行三值當(dāng)班。16時(shí)18分，1機(jī)組有功負(fù)荷500MW，主蒸汽壓力25MPa，A/B側(cè)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(guò)熱度48.8，A/B側(cè)二級(jí)減溫水調(diào)整門開度0.32/25.3%，A/B側(cè)一級(jí)減溫水調(diào)整門開度

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

38、發(fā)現(xiàn)啟動(dòng)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(shí)降到147t/h后回升到177t/h，1機(jī)組負(fù)荷在下降，鍋爐汽溫、汽壓、給水流量等運(yùn)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(jī)主汽壓力偏差大跳為基本控制方式，協(xié)調(diào)自動(dòng)退出，16：26解給水自動(dòng)為手動(dòng)調(diào)整，機(jī)組負(fù)荷穩(wěn)定在400MW。過(guò)熱汽溫降至522，啟動(dòng)分離器出口過(guò)熱度控制在19，過(guò)熱器一、二級(jí)減溫水調(diào)整門自動(dòng)關(guān)閉，并由自動(dòng)跳為手動(dòng)。3.        16：32 1爐F磨煤機(jī)加載油管漏油缺陷處理完

39、畢，啟動(dòng)1爐F磨煤機(jī)，給煤量加到207t/h，過(guò)熱器溫542，啟動(dòng)分離器出口過(guò)熱度19，開啟過(guò)熱器一、二級(jí)減溫水調(diào)門調(diào)整汽溫，并且上升趨勢(shì)快，立即全開減溫水調(diào)閥。4.        16：36 1爐過(guò)熱器A側(cè)出口汽溫600，鍋爐MFT動(dòng)作，5012、5013開關(guān)跳閘，1發(fā)電機(jī)滅磁開關(guān)聯(lián)跳，1發(fā)電機(jī)解列，機(jī)爐聯(lián)鎖動(dòng)作正常，廠用電快切成功，檢查發(fā)現(xiàn)B引風(fēng)機(jī)因“B相差動(dòng)”保護(hù)動(dòng)作跳閘。5.        16：37開啟過(guò)熱器出口PCV閥泄壓至12Mpa，開啟高旁供輔汽，保主機(jī)軸封，16：37啟動(dòng)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(dòng)A、B一次風(fēng)機(jī)及B密封風(fēng)機(jī)。7.        17：10啟動(dòng)1爐A磨，1爐點(diǎn)火，17：58主機(jī)掛閘沖轉(zhuǎn)。8.        18：32#1機(jī)組并網(wǎng)，20：26負(fù)荷至600MW，#1機(jī)組并網(wǎng)后向網(wǎng)調(diào)、省調(diào)申請(qǐng)修改負(fù)荷曲線，22：55確認(rèn)負(fù)荷曲線已修改。三、事故原因：1.        16：181爐F磨煤機(jī)因加載油管漏油停運(yùn)交檢修處理，16：21 1爐E磨煤機(jī)跳閘后因不能立即恢復(fù)運(yùn)行

41、，是此次MFT的起因。2.        當(dāng)時(shí)即將進(jìn)入晚高峰，由于D、E、F磨煤機(jī)退出運(yùn)行，機(jī)組當(dāng)時(shí)實(shí)際負(fù)荷與計(jì)劃值偏差較大，在啟動(dòng)F磨煤機(jī)加負(fù)荷過(guò)程中，爐內(nèi)熱負(fù)荷增加較快，導(dǎo)致汽溫上升較快，監(jiān)盤人員監(jiān)視調(diào)準(zhǔn)不及時(shí)，未控制好汽溫是導(dǎo)致MFT動(dòng)作的直接原因。3.        由于E、F磨煤機(jī)在短時(shí)間內(nèi)連續(xù)停運(yùn)，1機(jī)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(dòng)退出，在處理過(guò)程中直流爐在全手動(dòng)模式控制時(shí)操作監(jiān)視量大，監(jiān)盤力量不足，當(dāng)時(shí)機(jī)組運(yùn)行正常，已安排2人外出巡檢暫未返回集控室，九江維護(hù)來(lái)人處理1爐F磨

42、煤機(jī)加載油管漏油缺陷，剛停止1爐F磨煤機(jī)運(yùn)行須派1人到就地配合，此時(shí)E磨煤機(jī)跳閘且給煤機(jī)啟動(dòng)不了，派人就地檢查磨煤機(jī)和給煤機(jī)，但仍不能恢復(fù)1爐E磨煤機(jī)運(yùn)行，使得機(jī)組負(fù)荷不斷下降。4.        江蘇電科院對(duì)我廠#1機(jī)組協(xié)調(diào)控制自動(dòng)調(diào)節(jié)特性不好，出現(xiàn)跳磨煤機(jī)等擾動(dòng)后，需要退出協(xié)調(diào)方式切手動(dòng)調(diào)節(jié)，參數(shù)調(diào)節(jié)不穩(wěn)，當(dāng)協(xié)調(diào)退出時(shí)給運(yùn)行人員增加非常大的操作量。5.        機(jī)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(jī)組運(yùn)行方式改變后，對(duì)可能發(fā)

43、生的危險(xiǎn)點(diǎn)預(yù)控認(rèn)識(shí)不足。四、防范措施：1.        加強(qiáng)人員培訓(xùn)，提高機(jī)組發(fā)生異常情況時(shí)的應(yīng)變能力。2.        對(duì)AGC、CCS、減溫水等自動(dòng)裝置進(jìn)一步優(yōu)化，提高其調(diào)節(jié)特性，減少人工操作量。3.        加強(qiáng)監(jiān)盤人員之間的協(xié)調(diào)溝通，提高運(yùn)行操作水平。4.        進(jìn)一步提高設(shè)備健康水平，確保穩(wěn)定運(yùn)行。5.        認(rèn)真吸取本次教訓(xùn)，加強(qiáng)分析，做到舉一反三，防止類似情

44、況發(fā)生。發(fā)電運(yùn)行部2007年5月31日發(fā)電運(yùn)行部對(duì)#1爐再熱器爆管情況說(shuō)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(fù)壓未見明顯異常,四管泄漏裝置未見報(bào)警， 接班及交班相關(guān)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(jí)減溫器入口A/B                530/530        530/529一級(jí)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(fù)壓        PA        -125        -177再熱蒸汽壓力   

48、    MPA        2.9        1.95負(fù)荷        MW        452        3302.        三值10日零班， 接班時(shí)#1機(jī)組負(fù)荷330MW，CCS控制方式，B、C、D、E磨煤機(jī)運(yùn)行，給水流量：949.7t/h，給煤量：166.5t/h，過(guò)熱汽壓力：17.45Mpa，過(guò)熱汽溫：566/

49、566，再熱汽壓力：1.97Mpa，再熱汽溫：565/557，爐膛負(fù)壓：122pa,氧量：4.75，一級(jí)減溫器進(jìn)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(shí)#1機(jī)負(fù)荷：330MW， A、B、D、E磨運(yùn)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(bǔ)水流量120-160 t/h之間波動(dòng)，爐膛負(fù)壓基本穩(wěn)定。4.        二值

50、10月10日晚班，接班時(shí)1機(jī)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(bǔ)水量180T/H,A.B.C.F.磨運(yùn)行.調(diào)節(jié)級(jí)溫度:442二、現(xiàn)象及相關(guān)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(fù)壓變小，立即投B層等離子穩(wěn)燃；3.        1：57  A、B側(cè)

51、一級(jí)減溫器進(jìn)口汽溫迅速下降，兩側(cè)汽溫偏差由B側(cè)比A側(cè)高10變化為B側(cè)比A側(cè)低30。再熱器出口汽溫迅速上升不能控制，立即手動(dòng)開啟再熱減溫調(diào)門控制再熱器出口汽溫，最后A/B側(cè)再熱器汽溫分別上升到583和585。4.        1：58  B側(cè)高溫再熱器出口煙溫由729逐漸下降，并在一個(gè)小幅上升過(guò)程后繼續(xù)下降到最低627，A側(cè)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(guó)檢查鍋爐本體，發(fā)現(xiàn)A側(cè)爐內(nèi)靠折焰角R3長(zhǎng)

52、吹處發(fā)出異常聲響，附近上、下層聲響相對(duì)較小，B側(cè)爐內(nèi)靠折焰角處聲音相對(duì)較小，懷疑為鍋爐本體發(fā)生泄漏，立即匯報(bào)值長(zhǎng)，申請(qǐng)停爐處理。6.        2：00值長(zhǎng)聯(lián)系設(shè)管部肖俊、九江項(xiàng)目部王義洪檢查，鍋爐開始降壓至14.8Mpa運(yùn)行。7.        2：10檢查發(fā)現(xiàn)機(jī)組補(bǔ)水流量有45t/h上升到140t/h。立即加強(qiáng)機(jī)組的補(bǔ)水，保持凝汽器和除氧器高水位。8.        3：50設(shè)管部祝付勇和九江項(xiàng)目部高國(guó)恩確認(rèn)為受熱面泄漏，具體部位不能判斷，立即匯報(bào)公司和部門領(lǐng)導(dǎo)，同時(shí)

53、加強(qiáng)鍋爐本體的巡視次數(shù)，監(jiān)視泄漏聲音的變化趨勢(shì)。9.        四值10日白班，接班檢查確認(rèn)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(qǐng)#1機(jī)維持330 MW運(yùn)行；令#1爐降壓、降溫運(yùn)行，為了及時(shí)掌握受熱面泄漏是否有擴(kuò)大趨勢(shì)，加強(qiáng)就地對(duì)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(jí)減溫器出入口溫度基本正常，二級(jí)減溫器右側(cè)比左側(cè)偏低20-60之間波動(dòng)；再熱減溫器入口溫度左側(cè)比

54、右側(cè)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(cè)比右側(cè)高2030之間，給水量在900-970 t/h之間波動(dòng)，補(bǔ)水量持續(xù)到11：45左右無(wú)明顯變化，之后有緩慢上升趨勢(shì)，同時(shí)負(fù)荷也緩慢下滑，巡檢員就地檢查受熱面泄漏聲音有擴(kuò)大。11.        10日晚班二值接班后逐步降低主再汽溫,18:58:1號(hào)機(jī)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(jí)溫度:42812.        20:18:1號(hào)機(jī)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(jí)溫度:413,汽溫維持450運(yùn)行.13.        20:36,停1F磨(煤倉(cāng)煤位太高5米),啟動(dòng)1D磨(準(zhǔn)備燒空D倉(cāng))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(jí)溫度:40815.        20:46,   1C倉(cāng)燒空,負(fù)荷及主再汽溫度逐降.16.&

56、#160;       20:48,  #1機(jī)組汽機(jī)由順閥控制切換為單閥控制.17.        20:50   啟動(dòng)1E磨,準(zhǔn)備1E倉(cāng)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(jí)溫度:403,逐步降溫(目標(biāo)主再溫度400).18.        21:06負(fù)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(jí)溫度:385，汽溫維持400運(yùn)行.20.        22:08   1B倉(cāng)燒空,停B磨,22:15切廠用電.21.        22:20,   1D倉(cāng)燒空,停D磨,由于負(fù)荷150MW,1E磨失去點(diǎn)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(jí)

58、溫度:346，汽溫準(zhǔn)備降低至350運(yùn)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(jí)溫度:345，汽溫準(zhǔn)備逐步降低至300運(yùn)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(jí)溫度:332，#1機(jī)組手動(dòng)MFT,機(jī)爐電大聯(lián)鎖動(dòng)作正常。            

59、                               發(fā)電運(yùn)行部                                      &

60、#160; 2007年10月18日關(guān)于#1機(jī)組RB試驗(yàn)中跳機(jī)的分析報(bào)告一、運(yùn)行方式11月04日#1機(jī)組負(fù)荷544MW，總給煤量213T/H，給水量1623 T/H，總風(fēng)量2155 T/H，中間點(diǎn)溫度404.9，A、B、C、D、F磨運(yùn)行，爐側(cè)送風(fēng)、引風(fēng)、一次風(fēng)壓投自動(dòng)，給水投自動(dòng)。二、事件經(jīng)過(guò)：15:05#1機(jī)做單臺(tái)汽泵跳閘工況RB試驗(yàn)，15:12手動(dòng)停#1A汽泵，#1F、#1D磨同時(shí)聯(lián)跳，機(jī)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(diǎn)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(diǎn)溫度到457.2，15:22:37#1爐因中間點(diǎn)溫

61、度高M(jìn)FT，汽機(jī)聯(lián)跳，發(fā)電機(jī)出口開關(guān)未聯(lián)跳，確認(rèn)汽機(jī)主汽門已關(guān)閉及負(fù)荷至零后，手動(dòng)斷開發(fā)電機(jī)滅磁開關(guān)，發(fā)電機(jī)出口5012、5013開關(guān)聯(lián)跳正常。三、恢復(fù)過(guò)程15:35啟動(dòng)#1機(jī)電泵，建立給水流量，開始爐膛吹掃，16:08爐MFT復(fù)位，啟動(dòng)#1A、#1B一次風(fēng)機(jī)及#1A密封風(fēng)機(jī)，16:12啟動(dòng)#1A磨，爐點(diǎn)火成功，16:16啟動(dòng)#1B磨，16:29主汽壓8.2MPA，主/再熱汽溫472/478，大機(jī)掛閘；17:00大機(jī)定速3000RPM，17:03#1機(jī)并網(wǎng)成功，17:18將#1機(jī)進(jìn)行廠用電切換，17:37投入#1爐電除塵。四、原因分析1、#1機(jī)組RB試驗(yàn)時(shí)1B小機(jī)高壓調(diào)門閉鎖，導(dǎo)致而出力跟蹤不

62、上(1機(jī)小機(jī)由于高壓調(diào)門突然開啟時(shí)抖動(dòng)，造成小機(jī)振動(dòng)大保護(hù)動(dòng)作跳機(jī)，為保證小機(jī)正常運(yùn)行，設(shè)將小機(jī)高壓調(diào)門開閉鎖)，造成給水調(diào)節(jié)困難。2、在中間點(diǎn)溫度逐漸上升過(guò)程，運(yùn)行人員沒(méi)有及時(shí)人為干預(yù)。3、試驗(yàn)前準(zhǔn)備不充分，沒(méi)有考慮到高壓調(diào)門閉鎖和負(fù)荷下降后小機(jī)因汽源不足的因素，而采取打開試驗(yàn)汽源。4、發(fā)電機(jī)出口開關(guān)未聯(lián)跳原因檢查保護(hù)定值，各保護(hù)功能均按定值單投入，逆功率保護(hù)投入，其定值為：-8600KW；保護(hù)裝置沒(méi)有動(dòng)作，通過(guò)開關(guān)跳閘前的故障錄波圖觀察系統(tǒng)電壓與機(jī)組出口電流的角度，直到5103、5012開關(guān)跳閘之前，機(jī)組仍然為正功率 ，沒(méi)有出現(xiàn)逆功率運(yùn)行狀況。五、防范措施1、加強(qiáng)運(yùn)行人員的技術(shù)培訓(xùn)，提高值

63、班人員對(duì)事故的預(yù)判和處理能力。2、各運(yùn)行值要充分作好事故預(yù)想，加強(qiáng)事故應(yīng)急預(yù)案的演練。3、從技術(shù)上解決高壓調(diào)門突然開啟時(shí)抖動(dòng)的問(wèn)題。4、利用定期試驗(yàn)的機(jī)會(huì)，進(jìn)一步確認(rèn)汽輪機(jī)主汽門和調(diào)門的嚴(yán)密性。5、進(jìn)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(guān)于“#2機(jī)組失磁故障”分析報(bào)告一、運(yùn)行方式2007年08月03日12:53'，#2機(jī)組有功308MW，A、B、D磨煤機(jī)運(yùn)行，總煤量136T/H，A、B送風(fēng)機(jī)手動(dòng)控制，B引風(fēng)機(jī)單側(cè)運(yùn)行，手動(dòng)控制，A、B兩臺(tái)一次風(fēng)機(jī)運(yùn)行，自動(dòng)控制；A、B兩臺(tái)汽動(dòng)給水泵運(yùn)行，手動(dòng)控制；電動(dòng)給水泵旋轉(zhuǎn)備用；6KV 2A、2B、2C均由啟備變接帶；解除電跳機(jī)

64、、爐跳機(jī)保護(hù)。二、事故經(jīng)過(guò)12:52:36，調(diào)總令，#2機(jī)組進(jìn)行甩50%負(fù)荷試驗(yàn)，進(jìn)入10S倒計(jì)時(shí)，12:52:36手動(dòng)打D磨煤機(jī)，總煤量90T/H，12:52:42手動(dòng)打A磨煤機(jī)，總煤量60T/H，12:52:44手動(dòng)開啟鍋爐B側(cè)PCV電磁泄放閥（A側(cè)PCV電磁泄放閥缺陷，開啟不了），12:52:46手動(dòng)斷開滅磁開關(guān)，發(fā)電機(jī)未解列，發(fā)現(xiàn)#2發(fā)電機(jī)失磁，立即手動(dòng)按發(fā)電機(jī)出口斷路器（5021、5022）緊急跳閘，發(fā)電機(jī)解列；12:52:49手動(dòng)將A汽動(dòng)給水泵打閘，汽機(jī)最高轉(zhuǎn)速到3081rpm，鍋爐B磨維持運(yùn)行；12:58:06，B一次風(fēng)機(jī)跳閘，首出為一次風(fēng)機(jī)喘振，12:58:27調(diào)試廖總令手動(dòng)M

65、FT停爐，手動(dòng)將汽機(jī)打閘，各聯(lián)鎖正常。經(jīng)了解手動(dòng)斷開滅磁開關(guān)發(fā)電機(jī)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(jī)失磁，引起#1、2機(jī)組部分參數(shù)大幅波動(dòng)，#1發(fā)電機(jī)無(wú)功功率由-2.6 MVAR突變至359 MVAR，機(jī)勵(lì)磁電流由3078.5A突變至5035A；2發(fā)電機(jī)由4.8 MVAR突變至539.6 MVAR，機(jī)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(shè)管部和江西電科院有關(guān)專業(yè)人員進(jìn)行了分析認(rèn)為：做#2機(jī)組甩50%負(fù)荷時(shí)#2發(fā)電機(jī)失磁，導(dǎo)致#1、2機(jī)組部分參數(shù)大幅波動(dòng)，對(duì)#1、2發(fā)電機(jī)帶來(lái)隱性的損傷，影響了發(fā)電機(jī)的壽命。#2發(fā)電機(jī)失磁，主要有以

66、下原因。1、        江西電科院做甩負(fù)荷試驗(yàn)的試驗(yàn)方案不具體，調(diào)試準(zhǔn)備不充分，在運(yùn)行方式發(fā)生變化后，沒(méi)有及時(shí)修改試驗(yàn)方案。2、        江西電科院試驗(yàn)人員之間對(duì)試驗(yàn)方案不清，沒(méi)有統(tǒng)一，甩負(fù)荷試驗(yàn)沒(méi)有及時(shí)匯報(bào)準(zhǔn)備完成情況，缺乏統(tǒng)一指揮。3、        江西電科院在試驗(yàn)前沒(méi)有認(rèn)真地進(jìn)行技術(shù)交底，特別是在試驗(yàn)開始前各試驗(yàn)組準(zhǔn)備情況沒(méi)有向當(dāng)班運(yùn)行人員交待清楚，而且對(duì)是采用滅磁開關(guān)來(lái)實(shí)現(xiàn)甩負(fù)荷，還是采用直接斷發(fā)電機(jī)出口開關(guān)實(shí)現(xiàn)甩負(fù)荷沒(méi)有向當(dāng)班運(yùn)行人員交待清楚。4、

67、60;       #2機(jī)組做甩負(fù)荷試驗(yàn)，江西電科院試驗(yàn)人員解除2發(fā)變組保護(hù)A、B屏內(nèi)“滅磁開關(guān)聯(lián)跳”保護(hù)壓板，未向運(yùn)行當(dāng)班人員交待清楚，違反了保護(hù)壓板投退規(guī)定。5、        當(dāng)班運(yùn)行人員沒(méi)有認(rèn)真了解試驗(yàn)措施方案，沒(méi)有做好事故預(yù)想，對(duì)#2機(jī)做甩負(fù)荷試驗(yàn)導(dǎo)致失磁負(fù)有一定的責(zé)任。四、責(zé)任單位綜合以上分析，江西電科院對(duì)#2機(jī)做甩負(fù)荷試驗(yàn)導(dǎo)致發(fā)電機(jī)失磁負(fù)主要責(zé)任；發(fā)電部二值（當(dāng)班運(yùn)行人員）沒(méi)有及時(shí)跟蹤了解試驗(yàn)準(zhǔn)備情況對(duì)#2發(fā)電機(jī)失磁負(fù)有一定責(zé)任。五、防范措施1、        切實(shí)做好試

68、驗(yàn)方案并會(huì)審，調(diào)試人員對(duì)試驗(yàn)方案要認(rèn)真仔細(xì)的研究，各專業(yè)組之間要密切配合。2、        試驗(yàn)負(fù)責(zé)人要認(rèn)真履行職責(zé)，嚴(yán)格匯報(bào)制度，各專業(yè)組必須服從統(tǒng)一指揮。3、        試驗(yàn)負(fù)責(zé)人要根據(jù)試驗(yàn)方案對(duì)相關(guān)人員進(jìn)行專業(yè)技術(shù)交底和安全技術(shù)交底。4、        試驗(yàn)中的所有操作包括保護(hù)壓板的投、退均由當(dāng)班運(yùn)行人員執(zhí)行，試驗(yàn)負(fù)責(zé)人加強(qiáng)監(jiān)護(hù)、指導(dǎo)。5、        當(dāng)班運(yùn)行人員根據(jù)試驗(yàn)方案做好相應(yīng)安全措施，并作好事故預(yù)想 

69、                                           2007-08-10#2機(jī)#4高調(diào)門芯聯(lián)軸器銷子斷裂發(fā)現(xiàn)過(guò)程5月21日 四值白班：9：20機(jī)組升負(fù)荷至580MW，檢查發(fā)現(xiàn)2機(jī)高調(diào)開度和汽機(jī)主控輸出波動(dòng)，對(duì)比同一負(fù)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(shè)管部汽機(jī)主管、熱控檢查，同時(shí)安排就地檢查14高調(diào)門開度，經(jīng)過(guò)綜合分析對(duì)比各參數(shù)，發(fā)現(xiàn)主機(jī)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(guò)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(dòng)模式操作，遠(yuǎn)方手動(dòng)緩慢關(guān)閉4高調(diào)，發(fā)現(xiàn)負(fù)荷沒(méi)有下降趨勢(shì)，并伴隨負(fù)荷上升，后又自動(dòng)調(diào)整回原閥門開度，機(jī)組負(fù)荷與閥門開度參數(shù)均回到動(dòng)作前參數(shù)，就地檢查4調(diào)門油動(dòng)機(jī)閥桿動(dòng)作，而閥門閥桿未動(dòng)作；經(jīng)過(guò)設(shè)管部確認(rèn)為門芯閥