超临界机组事故案例汇编28个汇总.docx

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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5012、5013开关已跳闸，机、炉联锁跳闸正常，6KV1A、1B、1C段快切正常，但6KV1C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13.2M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6KV1C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380VMCCA段及公用380VMCCB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；

4.6KV1C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：

27B一次风机发喘振报警，13：

09：

42B一次风机喘振跳闸。

13：

10：

20手动打跳D磨，13：

10：

51B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：

44B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：

36B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：

38B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100t/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、4．16#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25．2MPa/4．1MPa，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Ⅰ、Ⅱ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“ASLTRIP”，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200MΩ，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200MΩ，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，启动快切装置倒厂用电为高厂变带；

11、13：

35B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11MPA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；

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，总煤量150T/H

（B磨45T/H、C磨37T/H、D磨41T/H、E磨40T/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850T/H，A、B循环水泵运行。

2.1A高厂变，1B高厂变带本机6KV1A、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，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1100T/H，已达到汽泵的出力极限，为防止损坏汽泵，维持给水流量1100T/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：

06＃1B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543T/H，已到低流量的保护定值，增加给水流量至590T/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。

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

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，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148T/H，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4342转/分，A汽泵出力837T/H，电泵出力500T/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500T/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

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：

3.5Mpa，氧量：

4.2，给水流量：

1610t/h，给水、引风、一次风自动运行。

发变组、启备变、黄500KVⅠ、Ⅱ母、黄鹰Ⅰ、Ⅱ回线运行，6KVA、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（2GΩ）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，6KVA、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。

5.22：

58因公用400VPC段失压,退出启备变冷却器全停保护压板，在

公用400VPC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（2GΩ）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：

0.7Mpa，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，CCS投入，10：

12监盘人员发现#5、#8A低加水位高Ⅲ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620MW，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520MW。

10：

30检查系统运行正常，重新启动2F磨运行，逐升负荷至600MW，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/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6KV1A、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/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：

24AGC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