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8月0日时39分#1机组485MW,A、B、D、E、F五台磨煤机运行，总煤量215/，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、汽泵自动运行,、B循环水泵运行，机组控制方式为CCS；KV厂用电分别由A、高厂变接带，厂用电快切正常投入。二、事故现象:：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012、50开关已跳闸,机、炉联锁跳闸正常，VA、1B、C段快切正常，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KVC段失电，A、三台空压机全部跳闸,仪用气压力由012Pa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. 9：51：4将6V1C段备用进线开关6161B开关合闸，09:5恢复公用C及公用MC、B段电源，启动A、B、C空压机。2 0:51#1炉FT复位，:5启动磨煤机，1:56因启动分离器至大气扩容器左侧3阀电动门开不了造成分离器水位达13.2M引起MF动作，联系九江维护处理同时派人就地将其摇开.3. :28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。 12:8启动B磨煤机锅炉点火成功,12:2启动A磨煤机，1:1主汽压71MP，主汽温482度,再热汽压.29MA,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,1:09大机定速0RM, 13:22#发电机并网；1：47将厂用电切换至本机高厂变接带。：5启D磨、14:5启磨逐渐将负荷升至2W,5：2停电泵。四、事故原因：1。 启动电泵引起B高厂变差动保护误动导致1发电机跳闸；2。 由于6KVC段的快切动作后，备用电源进线6161开关“过流、低电压保护动作造成造成KV1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6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 CC A段及公用0V MCC 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P段;4。 6K 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。 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 07年月日白班一值，事故发生前，机组T模式,负荷60；A、B汽泵运行，电泵备用,给水控制自动方式，总给水流量920th左右；、B、D、E、磨运行，总煤量25/h左右。12:4根据调试人员安排机组切至F模式，手动加煤，开始由600MW升负荷,准备做机组最大出力试验.13：08：44负荷升至69，B汽泵#1瓦向振动由47.um突升至11.3,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122t/h最低降至18/h。：0：手动打跳磨，13:0：12手动打跳E磨，总煤量减至0左右，给水切手动，将电泵并入，加给水至140t/h左右。13：:27一次风机发喘振报警,13：0:42 B一次风机喘振跳闸。3：10:20手动打跳D磨，13：0:5 磨一次风流量低跳闸，手动减煤至00/h，只有、C磨在运行,将A层等离子拉弧，13：15重启B磨,退出层等离子。: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.14：0启磨，:38机组重新投入C模式,负荷升至60MW。事故处理中，机组负荷最低降至30W，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15m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2日.19#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300W;A、D磨运行,总煤量128t;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、一次风机出口风压分别为113/11.26ka，、B一次风机动叶开度分别为38./4.，电流分别为92。5925A。2：36 B一次风机发喘振报警,同时B一次风机电流突降至7.2A.一次风与炉膛差压剧降至8.3kpa，、一次风机出口风压分别降至8/8。31a，A、B一次风机动叶自动开至59/。8%。:3将、B一次风机解手动，将A一次风机动叶关小到4%,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929/95。4，A、B一次风机出口风压也由最低.91/6.32p开始回升，但B一次风机喘振信号一直未复归，2： B一次风机喘振跳闸,跳闸前、B一次风机出口风压已升至7。/。7ka.B一次风机跳闸后，将炉主控切手动,煤量减至10 /h,将A一次风机动叶开大至5%左右,维持一次风与炉膛差压为10kpa左右。3：23对一次风机检查无异常后，启一次风机，将其并入。3:45机组重新投入CC模式,负荷维持300W。事后经过分析,我们认为一次风机喘振后,处理方式不够恰当,当时应该继续开大一次风机动叶,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，为今后类似事故的处理积累了经验。发电运行部2007年9月日4.161机组跳闸情况汇报207年4月日本值白班,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#机组CS控制方式,有功600W,无功70Mvr，主/再热汽压25。2Ma/1 Ma，主再热汽温56/5，煤量5T/H,A、B、C、D、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，50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1、11:11集控室发声光报警，汽机跳闸，首出“ASL RIP，主汽压力上升，锅炉PC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M动作,首出汽机跳闸，所有磨煤机跳闸,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60MW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；、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1PA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,将引6108开关拉到“试验位，测量对地绝缘为20M，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618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1MPA后向锅炉进水，调整锅炉总风量80TH，给水量600T/，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密封风机和一次风机,测量A引风机绝缘00M,就地检查A引电机无异常后启动引风机；8、1:6启动A磨煤机，锅炉点火成功；9、2：05 启动磨煤机，主汽升温升压,2:49，主汽压力8。MP，主汽温度510,再热气温480，汽机冲转,1：10汽机定速00转分;0、3：13发电机自动准同期并网，自动带初始负荷30W,1:30机组负荷升至10，启动快切装置倒厂用电为高厂变带；11、13:3 B小机冲转,#2瓦Y向振动大跳闸，重新600暖机，15：05小机0RPM,并入汽泵运行正常,电泵旋转备用，至交班,投入TF方式，负荷2MW。四、事故经验总结、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；、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)、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；、严密关注A阀的动作情况,以免阀门闭锁引发分离器水位失控；、小机应提前冲转到300RM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；、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；、汽温应对照极热态启动尽快满足汽温,旁路配合调整汽温；1、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日引跳闸处理事故前工况:机组负荷55MW，CC控制方式，、B侧风组运行，过再热汽压力2。6/354pa，过再热汽温度561/527，A、汽泵运行,电泵备用,锅炉给水流量153t/h， A、B、C、F磨煤机运行,给煤量250/h，主机真空：94Ka，氧量:4.，炉膛负压：0a。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，引风机电流到零,引风、送风、一次风自动跳闸，炉膛负压变正.4:36 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.14:3 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 启动磨煤机,机组负荷到30M,A、层等离子停弧，投给水自动。对引风机跳闸及之后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 207。6。28关于07年06月25日炉FT动作事故处理经过一、事件前运方1。 6月5日运行二值当班。04时分,1号机组有功00MW，无功30Mv，机组控制方式为CS， B、C、四台磨煤机运行，总煤量150T/（B磨45 /H、磨37 T/H、D磨1 T/H、E磨4 TH)，、引送风机运行，送风手动,引风自动,A、B一次风机自动投入，汽泵自动运行且其出口流量顶表（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。 A高厂变，1B高厂变带本机6KV 1A、1段母线运行，#01启备变运行，6101B、6131B、6161热备用状态,厂用电快切正常投入。二、事件处理经过1。 0:00接班后本班为节省部分优质煤，逐步增加、D磨煤机本省劣质煤,减小B、磨煤优质煤。2 1:5开始发现磨一次风流量逐步下降，磨煤机差压较高,立即将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，02：3发现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、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300W。. 04：01发现炉分离器温度从38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110 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04：0停运E磨、04:06停运磨,0：6分离器温度最高至453。度后回落，04：06一次风机喘振跳闸，D磨煤机因一次风流量低跳闸，立即增加#一次风机出力，调整好锅炉工况。4:0分离器水位开始快速上升,立即减小主给水量,最小至543 TH，已到低流量的保护定值，增加给水流量至50 T/左右，准备启动B磨.4。 4：炉分离器水位至132,锅炉MFT动作，汽机跳闸，#发变组解列,厂用电快切成功。. 5:4用1机冷再汽源将#B小机冲转,07:291机组用501开关并网成功,07：5机厂用电切为本机带。三、事件原因分析. 由于#1炉分离器水位高造成1炉FT动作。2 #炉 、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。 #机CS调节不灵敏，在1机CS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、应采取措施、 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C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 20-5关于“。2#2机组跳闸”分析报告一、运行方式#2机组0MW，,B，C,E,F五台磨煤机运行，给煤量15T/H，A、送引风机、一次风机运行，,B汽泵运行,电泵维持000转旋转备用,给水自动，机组CS投入.二、事故经过1、:25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。1:3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停运磨煤机，降负荷至350M，14：23机组负荷37MW，给煤量14 /,给水流量1089T/H，A汽泵和电泵并列运行电泵转速4458转/分,A汽泵转速342转/分，汽泵出力3 /，电泵出力50T/，A小机运行参数正常,#3瓦向震动1丝.2、14:2A小机跳闸，首出“轴承振动大”,查瓦向振动瞬间升至40丝后正常,就地检查#3瓦X向振动很小。4:2:给水流量迅速降至0T,立即加大电泵出力,给水流量增大缓慢，14:24：2锅炉M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，5：30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:、#机组跳闸原因是小机跳闸造成给水流量低所致.2、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。55Ma，动作压控值），导致压控动作（压控动作指令在DC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。、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、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040pa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年月23日月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,0:30发电机并网运行，：27负荷加至150W，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,B汽泵在检修，进行密封水改造，一直由电泵维持给水流量00T/H左右，负荷维持在10MW运行，06：30B汽泵检修工作结束，恢复安全措施,0:4启动汽泵前置泵，06：50B小机冲转，06：4B小机转速60转分,进行低速暖机,06；45A汽泵检修结束，；5启动A汽泵前置泵,07:06小机冲转，07:10A小机600转/分,进行低速暖机，0：5启动C磨煤机，逐渐加负荷至220M,准备并入汽泵运行，07：32A小机定速300转分，准备并泵，07：32:24机组负荷25MW,给煤量80/H,给水流量754T/H，07:33：28机组负荷33，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，07:2：4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207。025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5W，CCS控制方式，、E、F磨运行，给煤量:25t/h，主汽温57，主汽压力48Mp，再热汽温541,再热汽压力：.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500K、母、黄鹰、回线运行，KV A、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（2）合格后启动,集控室照明消失,事故喇叭鸣叫，发变组跳闸，5012、501开关跳闸，灭磁开关联跳,发电机解列,6K A、B段快切动作正常，6KVC段快切失败，机炉电大联锁未动作。 22：31立即手动MF,机炉联锁动作正常，复位各跳闸转机，手动开启过热器出口PC阀泄压，断开6KVC段各负荷开关.3 2：37就地检查发现6KV1C段备用进线开关66B综合保护过流保护动作，发变组保护屏1B高厂变相差动保护动作，电泵开关保护未见异常， 1B高厂变本体未见异常。 2:5锅炉过热器出口压力至175p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.。 22：8 因公用40段失压，退出启备变冷却器全停保护压板，在公用40V P段送电后投入该压板.6. ：将电泵开关拉至试验位置后,手动合KVC段备用进线开关61B对KVC段母线试送电，正常后恢复机组公用及外围系统。7. 3：44A小机挂闸冲转，转速至300r/min后开启锅炉给水旁路调门向锅炉上水，. 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、一次风机及密封风机，磨出口分离器温度到70启动B磨运行，开启高低压旁。9 23：9 主机转速到零，投入盘车运行。1 ：2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 ：57 经再次测电泵电机绝缘（2G）合格后启动电泵运行，转速到300/min后备用。12 ：1主汽温:50,压力：96Mpa,再热汽温度：50,压力:07 pa,主机挂闸冲转，1：31主机转速定速30r/mn,1：45发电机并网。三、存在问题:1、5012、51开关跳闸后，汽机转速最高升到310转/分钟且C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M动作后，电动给水泵未跳闸。、1B高厂变“相差动保护动作”动作的原因应找到.6、K1C段备用进线开关661综合保护过流保护动作的原因应找到。发电运行部7年7月9日1月1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，CC投入，10:1 监盘人员发现、#8A低加水位高报警,#、8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5。 MP上冲至6。P；退出协调方式，炉PCV动作一次;同时监盘人员告:#机凝结水流量到零，除氧器水位由80mm开始下降；10：13盘上检查发现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10：2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F磨，#2机降负荷至5 MW。0：0检查系统运行正常,重新启动2F磨运行,逐升负荷至0 W，拟投#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.0071017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3日运行三值当班。16时18分，1机组有功负荷500MW，主蒸汽压力2MP，/B侧主汽温度566。/67，再热汽温542。.，给煤量207.12t/，给水流量25th，分离器出口过热度488，AB侧二级减温水调整门开度。32/25.3，A/侧一级减温水调整门开度0.4/43, 炉膛氧量设定在3.5,AGC控制方式，A、B、C、磨煤机运行，D磨煤机检修,、F磨煤机给煤量自动，、E磨煤机给煤量手动，A、送风机、A、引风机、A、B一次风机、A密封风机自动，给水、减温水自动。高厂变，1B高厂变带本机6V1、1B、C段母线运行,1启备变运行，6101、6131B、6161B热备用状态，厂用电快切正常投入。二、事故过程：1。 16时8分，停运1炉F磨煤机交检修处理加载油管漏油缺陷，16：1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20t/瞬时降到147t/h后回升到177t/h，#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 16:24AGC控制方式因机主汽压力偏差大跳为基本控制方式，协调自动退出，1：6解给水自动为手动调整，机组负荷稳定在400M。过热汽温降至52，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。 6：3 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，过热器温542，启动分离器出口过热度9，开启过热器一、二级减温水调门调整汽温，并且上升趋势快,立即全开减温水调阀。4. 16:36 1炉过热器A侧出口汽温600,锅炉MF动作,51、013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 1：37开启过热器出口CV阀泄压至12p,开启高旁供辅汽，保主机轴封，1：37启动电泵向锅炉上水。6。 17:01炉吹扫完成,A层等离子拉弧，启动、B一次风机及B密封风机.。 7:10启动#1炉A磨,1炉点火,17：5主机挂闸冲转。 1：32#机组并网，20：2负荷至600MW,#1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 1：8#炉磨煤机因加载油管漏油停运交检修处理，6：21 #炉磨煤机跳闸后因不能立即恢复运行，是此次MT的起因。2. 当时即将进入晚高峰,由于D、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MT动作的直接原因。. 由于、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，已安排人外出巡检暂未返回集控室，九江维护来人处理1炉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。 在机组运行方式改变后,对可能发生的危险点预控认识不足.四、防范措施:。 加强人员培训，提高机组发生异常情况时的应变能力。2。 对AC、C、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20年5月日发电运行部对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6：01日：0，1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， 接班及交班相关参数变化情况如下： 单位 接班 交班给水流量 T/H 11 977主蒸器流量 TH 13 158主蒸汽压力 M 2.7 17.6主蒸汽温度A/B 1/569 565/63再热汽温度A/B 56/552 562/51二级减温器入口/ 53053 530/529一级减温器入口AB 491/04 47445分离器温度A/ 46/1 383382炉膛负压 PA -12 177再热蒸汽压力 MPA 。9 195负荷 W 452 302。 三值10日零班, 接班时#1机组负荷330MW，CCS控制方式,B、C、D、E磨煤机运行,给水流量：99.7,给煤量：6。5t/，过热汽压力：17。45Ma，过热汽温：5/566，再热汽压力：1。97Mpa，再热汽温：565/5，炉膛负压:122a，氧量：4.75,一级减温器进口汽温:82/492，高温再热器出口烟温:0/70. 四值10月10日白班，接班时1机负荷:30MW， A、B、D、磨运行，煤量1h,主汽压14.8MPa，主汽温5/559,再热汽压2。6 MPa，再热汽温551553，主给水68t/,炉膛出口烟温59669，凝汽器补水流量120-160t/之间波动，炉膛负压基本稳定。4. 二值10月1日晚班,接班时1机有功:308M,主汽压力：13.9MP,协调控制,主汽温度：496499，再热汽温度:50/50，凝汽器补水量80T/H，。B.C。.磨运行调节级温度：42二、现象及相关操作:1 9日23:3一值邹炎平就地巡视炉本体未发现异常。. 10日1：6#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。 1:7A、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变化为侧比A侧低30.再热器出口汽温迅速上升不能控制,立即手动开启再热减温调门控制再热器出口汽温，最后/B侧再热器汽温分别上升到583和585。 1：B侧高温再热器出口烟温由72逐渐下降，并在一个小幅上升过程后继续下降到最低67，A侧高温再热器出口烟温由60缓慢上升到615后迅速降低到57,最后逐渐上升到215. ：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。 2：值长联系设管部肖俊、九江项目部王义洪检查，锅炉开始降压至14.8M运行.7 2：1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. ：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1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30运行;令炉降压、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50-20-50-0(6：0)，主汽压逐步降至14 Ma；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2-60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21,烟温偏差维持在将近20，再热汽温左侧比右侧高203之间，给水量在900-70 t之间波动，补水量持续到1:45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，1：58:1号机功率：80MW，主汽压力:12。5MP， ，主汽温度：7/481，再热汽温度：4/480，调节级温度：4212. 20：18：1号机功率：250MW，主汽压力:1185M, ，主汽温度：450/450,再热汽温度：45/45调节级温度：43，汽温维持450运行。13。 2:36，停1磨(煤仓煤位太高5米)，启动1D磨（准备烧空D仓)4。 参数:功率：2MW，主汽压力:12.11MP， ,主汽温度：/40，再热汽温度：445/445调节级温度:4085. 2:46, C仓烧空,负荷及主再汽温度逐降.6. ：48,1机组汽机由顺阀控制切换为单阀控制。17。 0：50 启动1E磨，准备E仓烧空， 有功：2M，主汽压力：101P, ,主汽温度：44/43,再热汽温度:43/427调节级温度:03，逐步降温（目标主再温度40）.8。 2：0负荷210,给水切主路.19 2:40参数功率：2MW,主汽压力：10。11MP, ，主汽温度:40/397,再热汽温度:399/45调节级温度:385,汽温维持40运行.20 2:8 1仓烧空,停B磨，2:15切厂用电。21. 2:2, 1D仓烧空,停D磨，由于负荷5W,1E磨失去点火能量跳闸。. 22：参数功率：6MW,主汽压力:5。37P,，主汽温度：40397，再热汽温度：365/386调节级温度:346，汽温准备降低至350运行。23. 23:02参数功率：MW,主汽压力：.37MP, ，主汽温度：35050，再热汽温度：40/402调节级温度：345,汽温准备逐步降低至00运行。24. ：7参数功率：30W，主汽压力:3.37MP，,主汽温度:3027,再热汽温度:37/7调节级温度：32,#1机组手动MFT,机炉电大联锁动作正常。 发电运行部 207年10月1日关于机组RB试验中跳机的分析报告一、运行方式11月04日#1机组负荷544W，总给煤量23，给水量1623 T/H,总风量25 T/,中间点温度04.9,A、C、D、F磨运行，炉侧送风、引风、一次风压投自动，给水投自动.二、事件经过：5：5#1机做单台汽泵跳闸工况R试验,15：2手动停1汽泵，#1F、1D磨同时联跳,机组控制方式切为TF方式，给水量、煤量开始逐渐下降，15：3:中间点温度开始上升,15：1：6将电泵勺管指令逐渐增加至%,15：22:3中间点温度到457.2,15：2:3#炉因中间点温度高FT,汽机联跳，发电机出口开关未联跳，确认汽机主汽门已关闭及负荷至零后,手动断开发电机灭磁开关，发电机出口512、513开关联跳正常.三、恢复过程1:35启动1机电泵，建立给水流量，开始炉膛吹扫，16:8炉T复位，启动#1A、#1B一次风机及A密封风机，6：2启动#1A磨，炉点火成功，16：16启动#1B磨,16：2主汽压8.2P，主/再热汽温72/7，大机挂闸;:0大机定速30RPM，17:03#1机并网成功,17：8将1机进行厂用电切换，17：37投入#1炉电除尘。四、原因分析1、机组RB试验时#小机高压调门闭锁，导致而出力跟踪不上（机小机由于高压调门突然开启时抖动，造成小机振动大保护动作跳机，为保证小机正常运行，设将小机高压调门开闭锁）,造成给水调节困难。2、在中间点温度逐渐上升过程，运行人员没有及时人为干预。3、试验前准备不充分,没有考虑到高压调门闭锁和负荷下降后小机因汽源不足的因素，而采取打开试验汽源.、发电机出口开关未联跳原因检查保护定值，各保护功能均按定值单投入,逆功率保护投入，其定值为：-8600KW；保护装置没有动作,通过开关跳闸前的故障录波图观察系统电压与机组出口电流的角度，直到53、02开关跳闸之前，机组仍然为正功率 ,没有出现逆功率运行状况。五、防范措施1、加强运行人员的技术培训，提高值班人员对事故的预判和处理能力。2、各运行值要充分作好事故预想,加强事故应急预案的演练.3、从技术上解决高压调门突然开启时抖动的问题.4、利用定期试验的机会，进一步确认汽轮机主汽门和调门的严密性.、进一步优化系统，改善的调节性能。 207年1月15日关于“#2机组失磁故障”分析报告一、运行方式2007年月03日2：5,#2机组有功308MW,、B、D磨煤机运行，总煤量36/H，A、送风机手动控制，B引风机单侧运行，手动控制，A、B两台一次风机运行，自动控制;A、B两台汽动给水泵运行,手动控制；电动给水泵旋转备用；6KV2A、B、均由启备变接带;解除电跳机、炉跳机保护.二、事故经过2:5：3，调总令，#2机组进行甩50负荷试验,进入0S倒计时，1：52：3手动打D磨煤机,总煤量90TH，1：5：4手动打A磨煤机，总煤量60/,2：52：44手动开启锅炉B侧PCV电磁泄放阀（侧PCV电磁泄放阀缺陷,开启不了),12:52：6手动断开灭磁开关，发电机未解列，发现#2发电机失磁，立即手动按发电机出口断路器（021、5022）紧急跳闸,发电机解列；12：52：4手动将汽动给水泵打闸,汽机最高转速到3081rpm,锅炉B磨维持运行;2:5：0，B一次风机跳闸，首出为一次风机喘振，12:58:7调试廖总令手动MFT停炉，手动将汽机打闸，各联锁正常.经了解手动断开灭磁开关发电机未解列为调试电气人员将灭磁联跳压板退出所致.发电机失磁，引起1、2机组部分参数大幅波动,1发电机无功功率由.6 MR突变至5 VAR,机励磁电流由308。5突变至535；发电机由。 VAR突变至539。6 MAR，#机定子电流由026A突变至2031A.三、原因分析事故发生后，安监部组织发电部、设管部和江西电科院有关专业人员进行了分析认为：做2机组甩0负荷时发电机失磁,导致#1、机组部分参数大幅波动，对#、2发电机带来隐性的损伤，影响了发电机的寿命。发电机失磁,主要有以下原因。1、 江西电科院做甩负荷试验的试验方案不具体,调试准备不充分，在运行方式发生变化后，没有及时修改试验方案.2、 江西电科院试验人员之间对试验方案不清,没有统一,甩负荷试验没有及时汇报准备完成情况，缺乏统一指挥.3、 江西电科院在试验前没有认真地进行技术交底,特别是在试验开始前各试验组准备情况没有向当班运行人员交待清楚,而且对是采用灭磁开关来实现甩负荷,还是采用直接断发电机出口开关实现甩负荷没有向当班运行人员交待清楚。4、 2机组做甩负荷试验，江西电科院试验人员解除2发变组保护A、B屏内“灭磁开关联跳保护压板,未向运行当班人员交待清楚,违反了保护压板投退规定。5、 当班运行人员没有认真了解试验措施方案，没有做好事故预想，对#2机做甩负荷试验导致失磁负有一定的责任。四、责任单位综合以上分析,江西电科院对#机做甩负荷试验导致发电机失磁负主要责任;发电部二值(当班运行人员)没有及时跟踪了解试验准备情况对#2发电机失磁负有一定责任。五、防范措施、 切实做好试验方案并会审，调试人员对试验方案要认真仔细的研究,各专业组之间要密切配合。2、 试验负责人要认真履行职责，严格汇报制度，各专业组必须服从统一指挥。3、 试验负责人要根据试验方案对相关人员进行专业技术交底和安全技术交底。4、 试验中的所有操作包括保护压板的投、退均由当班运行人员执行，试验负责人加强监护、指导.5、 当班运行人员根据试验方案做好相应安全措施,并作好事故预想 20070810#2机高调门芯联轴器销子断裂发现过程月21日 四值白班:：20机组升负荷至580W，检查发现机高调开度和汽机主控输出波动，对比同一负荷下的参数，发现两者均有不同程度的增大。9:5联系设管部汽机主管、热控检查,同时安排就地检查1#4高调门开度，经过综合分析对比各参数，发现主机、#瓦瓦温2下降8，5瓦瓦温2上升2，分析判断为3高调或者#4高调未全开的现象，因4高调在5月20日发生过卡涩现象,决定先检查4高调。:40联系热工将4高调切换为DEH手动模式操作,远方手动缓慢关闭#4高调,发现负荷没有下降趋势,并伴随负荷上升，后又自动调整回原阀门开度，机组负荷与阀门开度参数均回到动作前参数,就地检查4调门油动机阀杆动作，而阀门阀杆未动作;经过设管部确认为门芯阀杆与油动机阀杆联轴器销子断，阀门门芯已滑落至阀座，阀门关闭，#4高调不进汽,#高调开度超过50，不在阀门线性调整区，使调节品质恶化，不适应负荷变化的调整需求,造成阀门大幅度波动。10:30将4高调切换为DEH自动模式，投入机组协调,控制机组负荷在55M以下，阀门调节基本满足负荷调整要求. 运行四值 8年05月日2机轴瓦磨损分析报告一、 事情经过及处理情况#2机#5轴承瓦温168期间保持在7，投产后瓦温逐渐升高,后一直稳定在85/81左右.7年11月3日16：27时机组冲转并网后，5瓦金属温度(温度测点2）逐渐上升到7，后逐步下降稳定在5左右，轴承振动X向5丝,向和复合振动在3-4丝，振动无跳变现象。08年3月26日2机组开机冲转过程中1157转时5瓦温度最高上升到109.7，#5瓦温度1最高上升到68，回油温度为4.，20转暖机时候5瓦温度为88。4，#5瓦温度1为85。5，回油温度为51,3000转速时,5瓦温度稳定在9598左右，带负荷后有所下降，稳定在95。轴承振动向5丝，Y向和复合振动在-4丝。月21日23：40时2机组打闸前，5瓦轴承2温度8.,5瓦轴承1温度4.，停机惰走期间，当转速在40转以前，瓦轴承温度同其他瓦温一样同步下降,1400转时候,#5瓦轴承温度2点和1点温度分别为7.2和89,1400转后#5瓦温度开始上升,29转时5瓦轴承温度2点和1点温度分别为1164和118.2，达到最高，随后温度开始回落且有反复.当时采取的措施紧急启动了3台顶轴油泵。每周例行对大小机油化验颗粒度都合格,大小机油系统都按定期工作走油净化循环工作。揭瓦检查情况:揭#5瓦检查发现，轴颈多道沟槽深约毫米；揭至#瓦发现各瓦均有不同程度的磨损.瓦揭瓦发现细小铁质金属丝,推力瓦、3瓦均发现铁质金属，#4顶轴油管内发现毫米螺钉,检查#5瓦顶油孔堵塞。小修中处理情况:#5瓦轴颈进行了刷镀处理，5瓦进行回制造厂加工，其它瓦现场进行刮瓦处理。小修后开机运行情况：月22日1:时2机组挂闸冲转,整个冲转过程#5瓦温度测点在转速30转时最高到8,其次是#4瓦温度测点2在3000转时最高到,#瓦温度达79，其它各瓦均比较正常,随着负荷增加,各瓦温度都有上升，6月2日，机组50W负荷下,瓦温度测点温度90.6，2瓦温度测点2温度 90.，#4瓦温度测点2温度82，与小修前对比，#5瓦温度下降了6，2瓦、4瓦温度稍有上升,其它瓦变化不大.从开机整体情况看,#瓦情况有较大改善，没有急剧的温升情况，最高温度0。6.二、 事件分析1、从#2机组小修翻瓦检查情况和运行记录分析看，#、#4、#5瓦及轴颈不同程度发生磨损的主要原因是润滑油管道中存在较大颗粒的金属杂质,在运行中进入各瓦，导致各瓦及轴颈不同程度受损。这些