超临界机组事故案例汇编28个汇总.docx

1、超临界机组事故案例汇编28个汇总超临界机组事故案例（28个）2012/6/14一、07年8.1日#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50

2、12、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

3、 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。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

4、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；

5、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 日二、9.18 #2 机B 汽泵跳闸事故处理经过白班一值，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

6、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：

7、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，而保护设计中振动也有延时，通过近几次B 小机跳闸情况

8、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 日三、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92.5/92.5A。2：36 B 一次风机发喘振报警，同时B 一次风机电流

9、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，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

10、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，为今后类似事故的处理积累了经验。发电运行部2007 年9 月20 日四、416#1 机组跳闸情况汇报2007 年4 月16 日本值白班，11 时11

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

12、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

13、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

14、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

15、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、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

16、；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。五、关于07 年06 月25 日#1 炉MFT 动作事故处理经过一、事件前运行方式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

17、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

18、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

19、，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13.2M，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5

20、013 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

21、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2007-06-25六、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

22、，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 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

23、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、

24、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 日七、7 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

25、：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 段各负荷开关。3.

26、 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. 23：44 A 小机挂闸冲转，转

27、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. 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/m

28、in，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 日八、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，CC

29、S 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25.4MP 上冲至26.6MP；退出协调方式，炉PCV 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

30、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#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运行四值九、#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/

31、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，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

32、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/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