1、#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
2、切正常，但 6KV 1C 段切换后造成备用电源进线开关“ 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
3、.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。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
4、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
5、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，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
6、：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
7、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
8、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 92.5/92.5
9、A。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
10、，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，有待验证。总之通过这次事故我们吸取了教训，为今后类似事故的
11、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
12、现象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
13、率保护动作”，灭磁开关联跳正常，厂用电自动切换为启备变带。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，
14、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
15、：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
16、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、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
17、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
18、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-30
19、Mvar，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 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
20、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，03：57 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
21、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/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 13.2
22、M，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。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
23、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 检查发现 B 汽泵前置泵机械密
24、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
25、动瞬间升至 40 丝后正常，就地检查#3 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
26、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
27、 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 00：54 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
28、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
29、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 24.8Mpa，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
30、，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 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.
31、 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. 23：44 A 小机挂闸冲转，转速至 3000r/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.
32、 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
33、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 机负荷瞬时上冲至 620 MW，主汽压也瞬时由 25.4 MP 上冲至 26.6MP；退出协调方式，炉 PCV
34、 动作一次；同时监盘人员告：#2 机凝结水流量到零，除氧器水位由880mm 开始下降；10：13 盘上检查发现#2 机轴封加热器进口电动门处关闭状态，即紧急开启轴封加热器旁路电动门，除氧器开始上水；曾某就地检查告：轴封加热器进口电动门操作开关已被切至就地方式、处关闭状态（该门状态被改变原因不明，当时并无相关工作） ；即令其将该电动门就地开启并切至远方控制；至 10：15 #2 机除氧器水位开始上升，逐恢复正常水位。期间 #2 机除氧器水位最低掉至 143mm，紧急停运 2F 磨，#2 机降负荷至 520 MW。10：30 检查系统运行正常，重新启动 2F 磨运行，逐升负荷至 600 MW，拟投
35、#5 低加汽侧运行时，#5 抽电动门故障开不了，联系贵溪维护前来处理。2007-10-17运行四值#1 机组因主汽温度高跳闸处理经过一、事故前运行方式：5 月 30 日运行三值当班。16 时 18 分，1 机组有功负荷 500MW，主蒸汽压力25MPa，A/B 侧主汽温度 566.6/566.7，再热汽温 542.9/545.5，给煤量 207.12t/h，给水流量 1524.5t/h，分离器出口过热度 48.8，A/B 侧二级减温水调整门开度 0.32/25.3%，A/B侧一级减温水调整门开度 0.54/43%， 炉膛氧量设定在 3.5%，AGC 控制方式，A、B、C 、E 、F 磨煤机运行
36、，D 磨煤机检修，A、B 、F 磨煤机给煤量自动，C 、E 磨煤机给煤量手动，A、B 送风机、A、B 引风机、A、B 一次风机、A 密封风机自动，给水、减温水自动。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、事故过程：1. 16 时 18 分，停运1 炉 F 磨煤机交检修处理加载油管漏油缺陷，16：21 1 炉 E磨煤机跳闸，首出润滑油压低，派人就地检查未发现异常。在启动 E 给煤机时发现启动不了，立即通知检修人员处理。在此期间锅炉给煤量由 210t/h 瞬时降到 147t
37、/h 后回升到177t/h，1 机组负荷在下降，锅炉汽温、汽压、给水流量等运行参数在缓慢下降，但仍在正常范围内。2. 16：24 AGC 控制方式因 1 机主汽压力偏差大跳为基本控制方式，协调自动退出，16：26 解给水自动为手动调整，机组负荷稳定在 400MW。过热汽温降至 522，启动分离器出口过热度控制在 19，过热器一、二级减温水调整门自动关闭，并由自动跳为手动。3. 16：32 1 炉 F 磨煤机加载油管漏油缺陷处理完毕，启动1 炉 F 磨煤机，给煤量加到 207t/h，过热器温 542，启动分离器出口过热度 19，开启过热器一、二级减温水调门调整汽温，并且上升趋势快，立即全开减温水
38、调阀。4. 16：36 1 炉过热器 A 侧出口汽温 600，锅炉 MFT 动作，5012、5013 开关跳闸，1 发电机灭磁开关联跳，1 发电机解列，机炉联锁动作正常，厂用电快切成功，检查发现 B 引风机因“B 相差动” 保护动作跳闸。5. 16：37 开启过热器出口 PCV 阀泄压至 12Mpa，开启高旁供辅汽，保主机轴封，16：37 启动电泵向锅炉上水。6. 17：011 炉吹扫完成，A 层等离子拉弧，启动 A、B 一次风机及 B 密封风机。7. 17：10 启动1 炉 A 磨， 1 炉点火，17：58 主机挂闸冲转。8. 18：32#1 机组并网， 20：26 负荷至 600MW，#1
39、 机组并网后向网调、省调申请修改负荷曲线，22：55 确认负荷曲线已修改。三、事故原因：1. 16：181 炉 F 磨煤机因加载油管漏油停运交检修处理，16：21 1 炉 E 磨煤机跳闸后因不能立即恢复运行，是此次 MFT 的起因。2. 当时即将进入晚高峰，由于 D、E、F 磨煤机退出运行，机组当时实际负荷与计划值偏差较大，在启动 F 磨煤机加负荷过程中，炉内热负荷增加较快，导致汽温上升较快，监盘人员监视调准不及时，未控制好汽温是导致 MFT 动作的直接原因。3. 由于 E、F 磨煤机在短时间内连续停运，1 机组 AGC 控制方式因主汽压力偏差大跳为基本控制方式，协调自动退出，在处理过程中直流
40、炉在全手动模式控制时操作监视量大，监盘力量不足，当时机组运行正常，已安排 2 人外出巡检暂未返回集控室，九江维护来人处理1 炉 F 磨煤机加载油管漏油缺陷，刚停止1 炉 F 磨煤机运行须派 1 人到就地配合，此时 E 磨煤机跳闸且给煤机启动不了，派人就地检查磨煤机和给煤机，但仍不能恢复1 炉 E 磨煤机运行，使得机组负荷不断下降。4. 江苏电科院对我厂#1 机组协调控制自动调节特性不好，出现跳磨煤机等扰动后，需要退出协调方式切手动调节，参数调节不稳，当协调退出时给运行人员增加非常大的操作量。5. 机组发生异常情况下，各监盘人员之间相互协调能力有待提高。6. 在机组运行方式改变后，对可能发生的危
41、险点预控认识不足。四、防范措施：1. 加强人员培训，提高机组发生异常情况时的应变能力。2. 对 AGC、CCS、减温水等自动装置进一步优化，提高其调节特性，减少人工操作量。3. 加强监盘人员之间的协调沟通，提高运行操作水平。4. 进一步提高设备健康水平，确保稳定运行。5. 认真吸取本次教训，加强分析，做到举一反三，防止类似情况发生。发电运行部2007 年 5 月 31 日发电运行部对#1 炉再热器爆管情况说明一、参数变化情况：1. 一值 10 月 9 日晚班，9 日 16：0010 日 1：00，1 炉左右主再热汽温偏差未见明显异常,炉膛负压未见明显异常,四管泄漏装置未见报警， 接班及交班相关
42、参数变化情况如下：单位 接班 交班给水流量 T/H 1181 977主蒸器流量 T/H 1314 1058主蒸汽压力 MPA 23.87 17.36主蒸汽温度 A/B 571/569 565/563再热汽温度 A/B 562/552 562/551二级减温器入口 A/B 530/530 530/529一级减温器入口A/B 491/504 474/485分离器温度 A/B 416/415 383/382炉膛负压 PA -125 -177再热蒸汽压力 MPA 2.9 1.95负荷 MW 452 3302. 三值 10 日零班， 接班时#1 机组负荷 330MW， CCS 控制方式，B、C 、D 、
43、E 磨煤机运行，给水流量：949.7t/h，给煤量：166.5t/h，过热汽压力：17.45Mpa，过热汽温：566/566，再热汽压力： 1.97Mpa，再热汽温：565/557，炉膛负压：122pa,氧量：4.75，一级减温器进口汽温：482/492 ,高温再热器出口烟温：630/720 。3. 四值 10 月 10 日白班，接班时#1 机负荷：330MW， A、B 、D 、E 磨运行，煤量166t/h，主汽压 14.98MPa，主汽温 559/559，再热汽压 2.06 MPa，再热汽温 551/553，主给水 868 t/h，炉膛出口烟温 596/697，凝汽器补水流量 120-160
44、 t/h 之间波动，炉膛负压基本稳定。4. 二值 10 月 10 日晚班，接班时1 机有功:308MW, 主汽压力:13.98MP, 协调控制,主汽温度:496/499,再热汽温度:510/500,凝汽器补水量 180T/H,A.B.C.F.磨运行.调节级温度:442二、现象及相关操作：1. 9 日 23：30 一值邹炎平就地巡视1 炉本体未发现异常。2. 10 日 1：56 1 炉工业电视显示炉膛火焰发暗，炉膛负压变小，立即投 B 层等离子稳燃；3. 1：57 A、B 侧一级减温器进口汽温迅速下降，两侧汽温偏差由 B 侧比 A 侧高 10变化为 B 侧比 A 侧低 30。再热器出口汽温迅速上
45、升不能控制，立即手动开启再热减温调门控制再热器出口汽温，最后 A/B 侧再热器汽温分别上升到 583和 585。4. 1：58 B 侧高温再热器出口烟温由 729逐渐下降，并在一个小幅上升过程后继续下降到最低 627，A 侧高温再热器出口烟温由 605缓慢上升到 615后迅速降低到 597，最后逐渐上升到 6215. 1：59 立即安排李建平、王治国检查锅炉本体，发现 A 侧炉内靠折焰角 R3 长吹处发出异常声响，附近上、下层声响相对较小，B 侧炉内靠折焰角处声音相对较小，怀疑为锅炉本体发生泄漏，立即汇报值长，申请停炉处理。6. 2：00 值长联系设管部肖俊、九江项目部王义洪检查，锅炉开始降压
46、至 14.8Mpa 运行。7. 2：10 检查发现机组补水流量有 45t/h 上升到 140t/h。立即加强机组的补水，保持凝汽器和除氧器高水位。8. 3：50 设管部祝付勇和九江项目部高国恩确认为受热面泄漏，具体部位不能判断，立即汇报公司和部门领导，同时加强锅炉本体的巡视次数，监视泄漏声音的变化趋势。9. 四值 10 日白班，接班检查确认锅炉靠固定端 53M 层后屏及高再管屏下端有泄露声明显。10. 接班后即向调度申请#1 机维持 330 MW 运行；令#1 炉降压、降温运行，为了及时掌握受热面泄漏是否有扩大趋势，加强就地对高再区域及炉本体的巡查次数，9：30 开始主汽温分阶段缓慢降至 53
47、0-520-510 -500（16：00） ，主汽压逐步降至 14 MPa；一级减温器出入口温度基本正常，二级减温器右侧比左侧偏低 20-60之间波动；再热减温器入口温度左侧比右侧高 3050，再热减温器出口温度因减温水投用基本持平为 216，烟温偏差维持在将近 200，再热汽温左侧比右侧高 2030之间，给水量在900-970 t/h 之间波动，补水量持续到 11：45 左右无明显变化，之后有缓慢上升趋势，同时负荷也缓慢下滑，巡检员就地检查受热面泄漏声音有扩大。11. 10 日晚班二值接班后逐步降低主再汽温 ,18:58:1 号机功率:280MW,主汽压力:12.85MP, ,主汽温度 :4
48、79/481 ,再热汽温度:479/480,调节级温度:42812. 20:18:1 号机功率 :250MW,主汽压力:11.85MP, ,主汽温度:450/450,再热汽温度:445/4450 调节级温度:413,汽温维持 450运行.13. 20:36,停 1F 磨( 煤仓煤位太高 5 米), 启动 1D 磨(准备烧空 D 仓)14. 参数: 功率:258MW,主汽压力:12.11MP, ,主汽温度:450/450,再热汽温度:445/4450 调节级温度:40815. 20:46, 1C 仓烧空,负荷及主再汽温度逐降.16. 20:48, #1 机组汽机由顺阀控制切换为单阀控制 .17. 20:50 启动 1E 磨,准备 1E 仓烧空, 有功:210MW,主汽压力:10.16MP, ,主汽温度:440/438,再热汽温度:430/427调节级温度:403,逐步降温(目标主再温度 40
