超临界机组事故案例汇编28个.docx
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超临界机组事故案例汇编28个
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理完
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