电气事故
KNOWLEDGE黔北电厂MFT 动作跳机分析报告
【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t2、t3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。
