黔北电厂MFT 动作跳机分析报告

作者:安全管理网 来源:安全管理网 点击:  评论: 更新日期:2017年09月03日
【事故经过】
2004年4月13日,五值早班,#1机组300MW负荷运行,500 kVⅠ、Ⅱ串环网运行,黔鸭Ⅰ、Ⅱ回运行,#1启备变热备用,A、B引风机,A、B送风机,A、B一次风机,B、C、D磨及A密封风机运行,B密封风机备用,A磨检修,炉侧除一次风自动外,其余自动均投入,主汽压力15.58MPa,主汽温度537℃,再热汽温540℃,再热汽进出口压力3.6/3.4 MPa,氧量4%,送风量2030km3/h,主蒸汽流量910t/h,给水流量923t/h。12时22分,工业电视突然变暗,炉膛负压变负至满档,煤火检火焰全部丧失,集控事故音响发出,全炉膛熄火MFT动作,锅炉设备联动正常,汽机跳闸,机组负荷到零,5011、5012 、FMK、6101、6103开关跳闸,发电机定子电压电流,转子电流为0,黔鸭Ⅰ、Ⅱ回有功分别降为140MW,检查6kV1A/1B段快切成功, 380v厂用电系统正常,减温水调门关闭,汽机转速下降,交流油泵联启正常,各高中压主汽门、调门关闭,各段抽汽逆止门、电动门联动正常,疏水气控门联开正常。高旁减压阀联开50%,高喷减温水未开,造成高旁后汽温达390℃,联关高旁,派人到就地手动开启高旁减温水,将高旁后汽温降到390℃以下后,再开启高旁;低旁减温水联开35%,低喷联开30%。
锅炉抢合电泵成功,将汽包水位补至正常,收小引、送风,送风量收至900km3/h,辅汽联箱汽源切为#2机再热冷段供,汽机将A汽泵汽源倒为辅汽联箱供,冲转至3100r/min备用。B汽泵在惰走过程中因主泵吐出端密封液温度高跳闸。调整轴封汽压力并切为辅汽供,调整各加热器、凝结器、除氧器水位正常。
查看MFT首出为“全炉膛熄火”,汽机首出为“锅炉MFT动作”,检查发变组保护柜“热工保护,程跳逆功率,发电机定子接地保护(三次谐波电压)”信号发出,检查发电机主变、高变、#1启备变 、励磁小室及5011、5012开关正常,退出#1发变组A柜失步 t2压板17XB,失磁t2t3压板18XB,失磁t4减出力压板19XB,失磁t4切厂用电20XB,#1发变组A柜逆功率压板7XB,投入#1发变组B柜起停机保护压板18XB。
确认设备无异常后,开始恢复。12时30分,吹扫完成,油检漏走旁路、投入3支油枪运行,12时28分,主机转速1200r/m,启动顶轴油泵A运行;12时36分,机组转速588r/m ,重新挂闸冲转,此时主汽压力16.22 MPa,再热汽压1.47 MPa,主、再汽温502℃/535℃,真空-83.5kPa,12时44分,机组达全速,但此时转速波动较大,开旁路泄压,13时08分,主汽压力7.77 MPa,再热汽压0.17 MPa ,主汽温445.3℃,再热汽温446℃,用ASS同期选择5011开关并网成功,投入#1机发变组相应保护压板,手动加负荷大于8MW,投入13支油抢运行,启A密风机,A、B一次风机运行,启B磨运行,投入DEH功率回路升负荷,13时30分,机组负荷50MW,冲转B小机,13时50分,达3100r/m作备用。13时15分,检同期合上5012开关,负荷达2W时投入#1发变组A柜逆功率压板,断开#1机同期装置电源,全面检查发变组保护柜正常,发电机本体及主变、高变本体及冷却器工作正常,检查励磁小室,500kV网络继电器室各保护装置正常、5011、5012开关油压汽压正常;13时43分,负荷110MW时,大旁路切换为主给水,启C磨运行,检查快切装置正常,切换6 kV 1A、1B段为高厂变供电;13时45分,负荷120MW,倒各加热器疏水为正常疏水,  将电泵倒为A汽泵运行,电泵旋转备用,A汽泵汽源切为本机供,负荷150MW将B汽泵并列运行,14时05分,负荷180MW,将轴封汽切为自密封。启D磨运行,逐渐退出油枪运行,14时28分,机组负荷270MW,机组恢复正常运行。
【事故原因】
由于近期吹灰器调整门坏,无法调节压力,至使锅炉吹灰效果不好,造成锅炉垮灰,煤火焰丧失,MFT “全炉膛熄火”保护动作。
【经验教训】
1.经验不足,事故处理有些慌乱,尤其是水位调整波动大。最高86mm最低-167mm.,所以,值班员在调节水位时,应及时对照给水泵流量、压力,再循环门位置,高旁开度及电机电流等参数综合考虑,在此次操作过程中,我们就发生过给水流量只有20t/h以及电泵电流短时超限的情况;
2.旁路保护不能正常动作,导致主汽压力不能及时泄掉,最后手动开启旁路泄压,锅炉PCV阀不能正常开启(原已停用),主汽压力上升至16.5 MPa,而不能及时消压,应及时联系汽机想办法开旁路。在此次事故处理过程中,由于高旁动作后减温水未能开启,造成汽温高闭锁高旁开,给机组的泄压造成了很大的困难,在今后的处理中必须加强注意;
3.B一次风机出口门不能联开,及时手动将其开启,未造成一次风机跳闸,说明我们的设备的联锁及保护都有不正常的地方,一定要加强监视,切不可因太信任保护而使设备受到损坏;
4.旁路及主给水切换时旁路门关得过早,如果主给水电动门不正常引起汽包水位波动就会使操作显得很紧张,今后应将主给水电动门完全开启,将水位调整正常后,再慢慢关旁路门也不晚,即要能分清主次关系;旁路及主给水切换后孔板门远操不起,在以后的灭火处理主给水切换时,建议孔板门不关闭;
5.由于低旁开启后其减温水调节不及时,易造成低旁后温度高180℃联关低旁,应注意监视调整;跳机或高旁开启后,要注意加强再热器压力的监视,防止超压,高旁CRT操作开不启时,应安排人员就地将高喷电动门、调整门手动开启,但必须注意防止发生水冲击。此次跳机后旁路联动,高旁联开50%,减温水未联开,两分钟后,由于高旁后汽温高造成高旁关闭。所以在跳机后联动设备的检查过程中,反映出我们对旁路的各阀状态及门后温度重视不够,以致在高旁后温度高闭锁关闭之后未能及时开启,以后应加强注意;
6.高旁逻辑是在高旁减压阀动作开启后5s以内,高旁后汽温高于定值300℃联开高喷减温水调门100%,在5s以后如高旁后汽温大于300℃,高喷减温水调门也不联开(5s之前如果高喷未联开),很容易造成高旁后温度高闭琐。如果高喷联开100%,温度急剧下降,未及时调整将造成高旁后温度剧降,很容易造成高旁后蒸汽带水,严重时造成水击。所以,建议对高喷的开关,应增设低温联关,高温联开的逻辑,保证高旁正常动作;
7.由于并网前主汽压力较高,汽机转速波动较大,并网较困难,因此,主、再热汽压应控制得较低些,及时用旁路参与调整,降低主汽压力后再恢复冲转;
8.恢复后倒高加疏水的过程中,由于虚假水位严重,真实水位不能准确监视,倒高加疏水应格外细心,争取早倒换好,容易控制好各加热器、除氧器、凝结器水位;防止倒换过程中造成高加频繁解列,损坏电动头;
9.#1机灭磁开关联合信号仍存在和上次并网一样的情况,未得到根本解决,一旦复位灭磁开关,灭磁开关马上合上,机端电压立即上升至18kV,接下来AVR开机令模块无法选中,并网开关同样无法选择,不能继续并网操作,此次原因为调节系统辅CPU故障造成;
10.热工在处理上一项缺陷时,重新下装程序后并网操作菜单中可以操作并网,但是新程序下装后,6Kv1A/1B段快切方式由串联切换自动变为并联切换方式,380v1A/1B段联锁由以前的投入状态自动变为退出状态,锅炉MCC 1C段联锁由以前的投入状态自动变为退出状态,6Kv1A/1B段#1机#1除尘变开关6111、#2除尘变6131开关红灯闪烁,照明系统46108、461081、49147开关红灯闪烁,#1机#1UPS Q050刀闸状态变为旁路运行(刀闸状态变反,实际是主路运行)。上述情况说明我们的逻辑在很多情况下还存在软件更新后,自动修改的情况,所以在事故处理过程中我们应及时检查,及时更正,防止设备动作异常或不动作,造成设备损坏;
11.灭火跳机后,锅炉应立即调整风量进行吹扫,同时联系汽机开启旁路降压,旁路开启后,应立即投入5支以上油枪稳住汽温,防止汽温下降过多;
12、机组发生事故后,要及时使用群呼电话通知相关部门到场。
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