机组事故跳机现象及处理经过.docx

1、机组事故跳机现象及处理经过#1机组事故跳机现象及处理经过一、事故前运行状况运行一值白班，时间：2007年08月01日9时39分#1机组485MW，A、B、D、E、F五台磨煤机运行，总煤量215T/H，A、B引送风机运行，送风手动，引风自动，A、B一次风机自动投入，A、B汽泵自动运行，A、B循环水泵运行，机组控制方式为CCS；6KV厂用电分别由A、B高厂变接带，厂用电快切正常投入。二、事故现象：9：39：21定期工作试启动#1机电泵，机、炉、电光字牌报警，机组负荷到零，检查#1发电机出口5012、5013开关已跳闸，机、炉联锁跳闸正常，6KV1A、1B、1C段快切正常，但6KV 1C段切换后造成

2、备用电源进线开关“过流、低电压”保护动作造成6KV1C段失电，A、B、C三台空压机全部跳闸，仪用气压力由0.712MPa下降至最低0.389MPa.就地检查发变组保护为C屏B高厂变A相差动保护动作。三、事故处理过程：1. 9：51：44 将6KV1C段备用进线开关6161B开关合闸，09：55恢复公用PCA及公用MCCA、B段电源，启动A、B、C空压机。2. 10：51#1炉MFT复位，10：55启动B磨煤机，10：56因启动分离器至大气扩容器左侧3A阀电动门开不了造成分离器水位达13.2M引起MFT动作，联系九江维护处理同时派人就地将其摇开。3. 11：28#1机汽机转速到零，投入大机盘车。

3、4. 因两台密封风机入口滤网堵，暂停启炉。11：55将A密封风机入口滤网拆除。5. 12：08启动B磨煤机锅炉点火成功，12：24启动A磨煤机，12：41主汽压7.19MPa，主汽温482度，再热汽压0.29MPA，再热汽温476度，汽机挂闸开始冲转，就地检查盘车未脱扣，手动打闸将盘车脱扣后重新挂闸继续升速，13：09 大机定速3000RPM， 13：22#1发电机并网；13：47将厂用电切换至本机高厂变接带。14：25启D磨、14：50启E磨逐渐将负荷升至320MW，15：23停电泵。四、事故原因：1. 启动电泵引起1B高厂变差动保护误动导致#1发电机跳闸；2. 由于6KV 1C段的快切动作

4、后，备用电源进线6161B开关“过流、低电压”保护动作造成造成6KV1C段失电，是造成事故扩大的根本原因。五、存在问题：1. 在电泵启动时引起1B高厂变“差动“保护动作的原因不明；2. 备用电源进线6161B开关“过流、低电压”保护动作的原因不明；3. 当“空压机控制电源消失”将造成运行中的空压机跳闸，四台空压机控制电源分别接在公用380V MCC A段及公用380V MCC B段，接线设计不合理；建议将部分空压机的控制电源改接到保安PC段；4. 6KV 1C失电后造成工业水泵无法“远方”操作，但“就地”可以操作，原因不明。5. 汽轮机冲转后，盘车不能脱扣。6. 全面检查厂用电系统的运行方式，

5、将其调整为正常运行方式； 发电部运行 2007年8月2日白班一值，事故发生前，机组TF模式，负荷660MW；A、B汽泵运行，电泵备用，给水控制自动方式，总给水流量1920t/h左右；A、B、C、D、E、F磨运行，总煤量265t/h左右。12：40根据调试人员安排机组切至TF模式，手动加煤，开始由600MW升负荷，准备做#2机组最大出力试验。13：08：44负荷升至669MW，B汽泵#1瓦X向振动由47.8um突升至151.3um，B汽泵跳闸，电泵联启，B汽泵其他各瓦振动也有突升。总给水流量由1922t/h最低降至1185t/h。13：09：04手动打跳F磨，13：09：12手动打跳E磨，总煤量

6、减至120t/h左右，给水切手动，将电泵并入，加给水至1420t/h左右。13：09：27 B一次风机发喘振报警，13：09：42 B一次风机喘振跳闸。13：10：20手动打跳D磨，13：10：51 B磨一次风流量低跳闸，手动减煤至100t/h，只有A、C磨在运行，将A层等离子拉弧，13：15重启B磨，退出A层等离子。13：44 B小机冲转，13：54启B一次风机，将B一次风机并入，14：10启D磨，14：24并入B汽泵，将电泵停运。14：30启E磨，14：38机组重新投入CCS模式，负荷升至600MW。事故处理中，机组负荷最低降至308MW，汽水分离器出口温度最高升至450。由于现场领导调度

7、有力，各操作人员密切配合，从而避免了一次机组停运事故，而此次事故也再次暴露出了B小机保护方面存在的问题，因B小机振动是阶跃性的突变，至最高值后仅一秒钟后便又回落，所以将小机振动保护加延时可有效避免小机跳闸，而保护设计中振动也有延时，通过近几次B小机跳闸情况看，并没有延时，任一瓦振动超150um时即刻引起小机跳闸，建议会同设管部热控专业对小机振动保护进行整改，以避免再次造成汽泵跳闸的恶性事故。发电运行部2007年9月20日9.19 #2机B一次风机跳闸事故处理经过发电部一值零班，事故发生前，机组CCS模式，负荷300MW；A、B、D磨运行，总煤量128t/h；A、B一次风机运行，一次风与炉膛差压

8、控制为自动方式，差压设定10kpa；A、B一次风机出口风压分别为11.23/11.26kpa，A、B一次风机动叶开度分别为38.5/40.7%，电流分别为92.5/92.5A。2：36 B一次风机发喘振报警，同时B一次风机电流突降至79.2A。一次风与炉膛差压剧降至8.38kpa，A、B一次风机出口风压分别降至8.79/8.31kpa，A、B一次风机动叶自动开至54.9/57.8%。2：37将A、B一次风机解手动，将A一次风机动叶关小到49%，将B一次风机动叶开大至80%，后又将A、B一次风机动叶关小至43.8/79%，A、B一次风机电流基本调平，分别为92.9/95.4A，A、B一次风机出口

9、风压也由最低6.91/6.32kpa开始回升，但B一次风机喘振信号一直未复归，2：38 B一次风机喘振跳闸，跳闸前A、B一次风机出口风压已升至7.1/6.7kpa。B一次风机跳闸后，将炉主控切手动，煤量减至100 t/h，将A一次风机动叶开大至85%左右，维持一次风与炉膛差压为10kpa左右。3：23对B一次风机检查无异常后，启B一次风机，将其并入。3:45机组重新投入CCS模式，负荷维持300MW。事后经过分析，我们认为B一次风机喘振后，处理方式不够恰当，当时应该继续开大A一次风机动叶，将B一次风机动叶关小至25%以下，待B一次风机喘振信号复归后，再择机将其并入，这种处理方式是否可行，有待验

10、证。总之通过这次事故我们吸取了教训，为今后类似事故的处理积累了经验。发电运行部2007年9月20日416#1机组跳闸情况汇报2007年4月16日本值白班，11时11分汽机跳闸，机组大联锁动作正常，现就相关情况汇报如下：一、事故前运行方式#1机组CCS控制方式，有功600MW，无功70Mvar,主/再热汽压252MPa/41 MPa，主/再热汽温560/540，煤量250T/H，A、B、C、D、F磨运行，A、B汽泵运行，A、B双侧送、引、一次风机，A凝泵工频运行，B泵工频备用，A循泵运行，凝汽器、除氧器水位自动，500KV升压站黄鹰、回线，第一、二串合环运行正常，高厂变带厂用电运行。二、事故现象

11、1、11：11 集控室发声光报警，汽机跳闸，首出“ASL TRIP”，主汽压力上升，锅炉PCV阀动作，随后过热器安全门动作，汽机高中压主汽门调门关闭，抽汽逆止门电动门关闭，高排逆止门关闭，高排通风阀开启，汽机转速略微上升后下降，A/B小机联跳；2、锅炉MFT动作，首出汽机跳闸，所有磨煤机跳闸，A/B一次风机跳闸，密封风机跳闸，减温水调门电动门自关，A引风机跳闸（就地开关室检查为A相差动保护动作，后经电气检修检查告A引差动为A引中性点CT不平衡电流使保护误动所致）；机组负荷由600MW甩到零，3、#1机组负荷由600MW甩到零，发变组解列，首出“逆功率保护动作”，灭磁开关联跳正常，厂用电自动切换

12、为启备变带。三、事故处理经过1、判断机组跳闸联锁动作正常后，检查汽机交流润滑油泵未联启，手动启主机交流润滑油泵；2、手动开启高低压旁路及其减温水，对锅炉降压，调整低旁维持冷再压力1MPA左右，以维持主机轴封汽压力；3、检查除氧器水位高至1200毫米，除氧器水位自动调节不正常，立即解除自动，手动关闭除氧器水位控制主副调阀，手动开启凝结水再循环调整门，维持凝结水走再循环；4、检查低压缸喷水调门未自开，手动开启后缸喷水和水幕喷水至50%的开度，检查开启汽机本体所有关闭的疏水手动门；5、A引风机跳闸后，将A引6108开关拉到“试验”位，测量对地绝缘为200M，相间电阻为0，就地检查无明显异常，电气检修

13、检查告A引差动为A引中性点CT不平衡电流使保护误动所致。将6108开关送“工作”位。6、11：16检查启动电泵运行，手动开启PCV阀泄压至11MPA后向锅炉进水，调整锅炉总风量800T/H，给水量600T/H，启动炉膛吹扫；7、五分钟吹扫结束后对A层等离子四角拉弧，依次启动A一次风机、B密封风机和B一次风机，测量A引风机绝缘200M，就地检查A引电机无异常后启动A引风机；8、11：56 启动A磨煤机，锅炉点火成功；9、12：05 启动B磨煤机，主汽升温升压，12：49，主汽压力8.6MPA，主汽温度510，再热气温480，汽机冲转，13：10汽机定速3000转/分；10、13：13发电机自动准

14、同期并网，自动带初始负荷30MW，13：30机组负荷升至110MW，启动快切装置倒厂用电为高厂变带；11、13：35 B小机冲转，#2瓦Y向振动大跳闸，重新600RPM暖机，15：05B小机3000RPM，并入汽泵运行正常，电泵旋转备用，至交班，投入TF方式，负荷240MW。四、事故经验总结1、机组跳闸后应视汽压情况，及时开启锅炉PCV阀，将压力下降到11 MPA左右，控制电泵给水流量和电流不超限；2、极热态恢复过程中，要尽快点火升汽温以满足冲转要求，以免延误开机进程；（如在1-2小时内点火，可不用投启动炉）3、注意监视缸温，偏差大及时关闭汽机本体相关疏水闷缸，冲转前切记要开启相关疏水门；4、

15、严密关注3A阀的动作情况，以免阀门闭锁引发分离器水位失控；5、小机应提前冲转到3000RPM备用；6、旁路系统应保持热态备用，以免紧急情况下投用导致管道振动；7、凝泵再循环长期不能正常投入备用是一大安全隐患；8、恢复过程中提前联系热控做好热工信号，以便尽快机组带出力；9、汽温应对照极热态启动尽快满足汽温，旁路配合调整汽温；10、平时做好各种事故预想，各岗位提高事故情况下的应急作战能力，加强横向联系与专业培训。奖励申请一4月14日B引跳闸处理事故前工况：机组负荷550MW，CCS控制方式，A、B侧风组运行，过再热汽压力24.67/3.54Mpa，过再热汽温度561/527，A、B汽泵运行，电泵备

16、用，锅炉给水流量1536t/h， A、B、C、E、F磨煤机运行，给煤量250 t/h，主机真空：94Kpa，氧量：4.1，炉膛负压：90pa。事故处理过程：14：35 事故喇叭鸣叫，炉、自动光字牌闪光，引风机跳闸信号发，B引风机电流到零，引风、送风、一次风自动跳闸，炉膛负压变正。14：36 手动紧急停运E、F磨，减送风量调整炉膛负压，A一次风机喘振跳闸，手动紧急停C磨，手动加B一次风机动叶，A、B层等离子拉弧，解给水自动为手动调整锅炉给水量。14：38 B一次风机出口挡板关到位，启动B一次风机，并B一次风机。14，43 启动C磨煤机，机组负荷到300MW，A、B层等离子停弧，投给水自动。对B引

17、风机跳闸及之后A一次风机的跳闸，由于处理得当，负荷突降至22万稳住运行，未造成机组非计划停运，保证了机组的安全连续运行。 三值 2007.6.28关于07年06月25日#1炉MFT动作事故处理经过一、事件前运方1. 6月25日运行二值当班。04时12分，#1号机组有功300MW，无功-30Mvar，机组控制方式为CCS， B、C、D、E四台磨煤机运行，总煤量150T/H（B磨45 T/H、C磨37 T/H、D磨41 T/H、E磨40 T/H），A、B引送风机运行，送风手动，引风自动，A、B一次风机自动投入，B汽泵自动运行且其出口流量顶表（A汽泵和电泵均检修中），给水流量850 T/H ，A、B

18、循环水泵运行。2. 1A高厂变，1B高厂变带本机6KV 1A、1B、1C段母线运行，#01启备变运行，6101B、6131B、6161B热备用状态，厂用电快切正常投入。二、事件处理经过1. 01：00接班后本班为节省部分优质煤，逐步增加C、D磨煤机本省劣质煤，减小B、E磨煤优质煤。2. 01：57开始发现D磨一次风流量逐步下降，磨煤机差压较高，立即将D磨煤机给煤量降低同时调整D磨冷热风门挡板着手吹通D磨，同时对所以磨煤机进行一次排渣，发现无异常，02：53发现C磨煤机一次风流量也逐步下降，磨煤机差压也较高，立即将C磨煤机给煤量降低也着手吹通C磨，同时再次对C、D磨煤机进行一次排渣未发现异常，0

19、3：57将C磨停运，将B层等离子投入，03：59启动A磨煤机运行，维持负荷在300MW。3. 04：01发现1炉分离器温度从389度开始快速上涨，立即将给水切至手动增加给水量，最高至1100 T/H，已达到汽泵的出力极限，为防止损坏汽泵，维持给水流量1100 T/H，同时将给煤量快速减小，减少送风量，降一次风压，由于分离器温度上涨过快，本班于04：05停运E磨、04：06停运B磨，04：06分离器温度最高至453.7度后回落，04：061B一次风机喘振跳闸，D磨煤机因一次风流量低跳闸，立即增加1A一次风机出力，调整好锅炉工况。04：07分离器水位开始快速上升，立即减小主给水量，最小至543 T

20、/H，已到低流量的保护定值，增加给水流量至590 T/H左右，准备启动B磨。4. 04:12#1炉分离器水位至13.2M，锅炉MFT动作，汽机跳闸，1发变组解列，厂用电快切成功.5. 05：46用#1机冷再汽源将#1B小机冲转，07：29#1机组用5013开关并网成功，07:54#1机厂用电切为本机带。三、事件原因分析1. 由于#1炉分离器水位高造成#1炉MFT动作。2. 1炉C 、D磨内煤质太差，杂质太多，导致磨排渣口堵住。3. 1机电泵及1A汽泵均在检修中，仅1B汽泵运行，运行方式特殊，在事故处理时调节余量不够。4. 1机CCS调节不灵敏，在1机CCS投入时，汽压和分离器温度超限，调节太慢

21、。5. 一次风机特性较差，难适应机组负荷及工况大幅变化。四、应采取措施1、 提高检修质量，保证给水泵正常运行及备用。2、 改善来煤质量，减少原煤中杂质，保证磨煤机正常运行。3、 改善CCS调节性能，使汽压、分离器温度工作正常范围。4、 提高运行人员操作水平，加强事故处理的培训。5、 加强对特殊运行工况的事故预想及操作。发电运行部2007-06-25关于“7.22#2机组跳闸”分析报告一、运行方式#2机组400MW， A，B，C，E，F五台磨煤机运行，给煤量175T/H，A、B送引风机、一次风机运行，A，B汽泵运行，电泵维持3000转旋转备用，给水自动，机组CCS投入。二、事故经过1、13:25

22、检查发现B汽泵前置泵机械密封水回水观察孔玻璃破裂，大量漏水，立即将电泵出力加大，并入电泵带出力运行，退出B汽泵运行。13:35检查发现A汽泵前置泵机械密封水回水观察孔玻璃同样破裂，大量漏水，按照调总要求，降低机组出力，13:38停运F磨煤机，降负荷至350MW，14:23机组负荷367MW，给煤量148 T/H，给水流量1089 T/H，A汽泵和电泵并列运行电泵转速4458转/分，A汽泵转速4342转/分，A汽泵出力837 T/H，电泵出力500 T/H，A小机运行参数正常，#3瓦X向震动1.3丝。2、14:24A小机跳闸，首出“轴承振动大”，查#3瓦X向振动瞬间升至40丝后正常，就地检查#3

23、瓦X向振动很小。14:24:05给水流量迅速降至500 T/H，立即加大电泵出力，给水流量增大缓慢，14:24:21锅炉MFT动作，首出“给水流量低”，汽机及发变组联跳正常，电泵跳闸，检查厂用电切换正常，机炉联锁动作正常，15:30汽机转速到零，投入盘车运行。三、原因分析#2机组跳闸后组织发电部、调试及江西火电安装单位进行了分析。原因分析如下：1、#2机组跳闸原因是A小机跳闸造成给水流量低所致。2、A小机跳闸是安全油滤网有堵现象，安全油压（低压）波动（正常运行为0.55Mpa，动作压控值），导致压控动作（压控动作指令在DCS及MEH发出的跳闸指令之前），发出指令使跳闸电磁阀失电动作。四、责任单

24、位1、江西火电没有及时清理滤网，对#2机组跳闸负主要责任。2、江西电科院调试时对运行操作人员指导不力，对#2机组跳闸负次要责任。五、防范措施1、加强巡回检查，定期清理安全油进油滤网。2、根据实际情况讨论并申请批准后将压控设定值由0.45Mpa修改为0.40Mpa动作。3、加强运行监视与就地巡回检查、测量，核对DCS上数据与就地的一致性，发现问题及时联系校对、处理。4、加强热工测量原件的检查维护，保证测量准确，为运行人员提供可靠分析判断依据。5、加强运行的操作调整，调试人员加强对运行人员的指导。 安 监 部2007年7月23日7月24日#2机MFT动作情况报告 7月23日，我值上晚班，24日00

25、：54启动A磨煤机锅炉点火成功，02：04汽机挂闸冲转，02：30汽机定速3000转/分，03：30#2发电机并网运行，04：27负荷加至150MW，切换厂用电为本机高厂变接带，04：37切换给水为主路运行，此后，由于A，B汽泵在检修，进行密封水改造，一直由电泵维持给水流量600T/H左右，负荷维持在150MW运行，06：30B汽泵检修工作结束，恢复安全措施，06：47启动B汽泵前置泵，06：50B小机冲转，06：54B小机转速600转/分，进行低速暖机，06；45A汽泵检修结束，07；05启动A汽泵前置泵，07：06A小机冲转，07：10A小机600转/分，进行低速暖机，07：25启动C磨煤

26、机，逐渐加负荷至220MW，准备并入汽泵运行，07：32A小机定速3000转/分，准备并泵，07：32：24机组负荷225MW，给煤量80T/H，给水流量754T/H，07：33：28机组负荷233MW，电泵跳闸，首出“推力轴承温度高”查汽泵推力轴承温度升至89.7摄式度，07：32：43锅炉MFT动作，首出“给水流量低”，汽机及发变组联跳正常，检查厂用电切换正常，机炉联锁动作正常，完成停机的其它操作。试运一组2007.07.257月8日跳机处理经过一、事故前工况： 运行三值晚班机组负荷500MW，CCS控制方式，A、B、D、E、F磨运行，给煤量：215t/h，主汽温571，主汽压力24.8M

27、pa，再热汽温541，再热汽压力：3.5 Mpa，氧量：4.2，给水流量：1610 t/h，给水、引风、一次风自动运行。发变组、启备变、黄500KV、母、黄鹰、回线运行，6KV A、B、C段工作进线开关带，备用进线开关备用，快切装置投入。二、处理经过：1. 22：30 电泵检修后准备试运，测电泵电机绝缘（2G）合格后启动，集控室照明消失，事故喇叭鸣叫，发变组跳闸，5012、5013开关跳闸，灭磁开关联跳，发电机解列，6KV A、B段快切动作正常，6KVC段快切失败，机炉电大联锁未动作。2. 22：31立即手动MFT，机炉联锁动作正常，复位各跳闸转机，手动开启过热器出口PCV阀泄压，断开6KVC

28、段各负荷开关。3. 22：37 就地检查发现6KV1C段备用进线开关6161B综合保护过流保护动作，发变组保护C屏1B高厂变A相差动保护动作，电泵开关保护未见异常， 1B高厂变本体未见异常。4. 22：50锅炉过热器出口压力至17.5Mpa后停止泄压，开启高旁维持冷再压力，投入冷再供辅汽以保证主机轴封。5. 22：58 因公用400V PC段失压,退出启备变冷却器全停保护压板，在公用400V PC段送电后投入该压板。6. 23：08 将电泵开关拉至试验位置后，手动合6KVC段备用进线开关6161B对6KVC段母线试送电，正常后恢复机组公用及外围系统。7. 23：44A小机挂闸冲转，转速至300

29、0r/min后开启锅炉给水旁路调门向锅炉上水，8. 23：50 锅炉吹扫完成，B层等离子拉弧，开启A磨冷风挡板及磨出口挡板，先后启动A、B一次风机及A密封风机，磨出口分离器温度到70启动B磨运行，开启高低压旁。9. 23：59 主机转速到零，投入盘车运行。10. 0：32 由于升温升压速度较慢，在A层等离子拉弧后启动A磨运行。11. 0：57 经再次测电泵电机绝缘（2G）合格后启动电泵运行，转速到3000r/min后备用。12. 1：12主汽温：500，压力：9.6Mpa，再热汽温度：505，压力：0.7 Mpa，主机挂闸冲转，1：31主机转速定速3000r/min，1：45发电机并网。三、存

30、在问题：1、5012、5013开关跳闸后，汽机转速最高升到3110转/分钟且OPC动作，并手动炉MFT。2、事故后，集控长明灯只亮一盏，其它灯均不亮。3、炉本体照明开关容量小，运行一段时间后开关会跳闸。事故后炉本体照明开关送不上，给运行操作带来不便且不安全。4、炉MFT动作后，电动给水泵未跳闸。5、1B高厂变“A相差动保护动作”动作的原因应找到。6、6KV1C段备用进线开关6161B综合保护过流保护动作的原因应找到。发电运行部07年7月9日10月17日除氧器断水情况10月17日四值白班，#2机负荷600MW，六台磨运行，CCS投入，10：12 监盘人员发现#5、#8A低加水位高报警，#5、8A低加水位保护动作，#5抽电动门联关、其水侧旁路门联锁开启；#2