机械伤害
KNOWLEDGE鸭溪电厂#1机由于人为和设备原因跳闸后事故扩大使#2机跳闸
［序］2005年6月25日15时36分正值#2机组168小时试运结束，由于人为及设备原因造成#1机组跳闸，在处理过程中又因对公用系统的监视不力将事故扩大，导致#2机组相继跳闸，造成了极坏的影响。
【事故经过】
6月25日500kV荷鸭Ⅱ回线路做电气预试及保护定检工作，5012开关处于断开位置；因#2高压厂变检修，#1启备变带6kVⅡA、ⅡB段运行，#1高压厂变带6kVⅠA、ⅠB段运行，6kVⅠA段快切投入，6kVⅠB段快切退出（注：未投原因应该是由于启/备变已带#2机组的厂用电，考虑到启/备变容量不足，才退出6kV IB段快切的，快切装置没有问题）；A、B、C空压机运行，B工业水泵运行，#1机有功出力248MW，#2机有功出力300MW。
1．#1机组事故经过：15:36集控室事故音响及“旁路保护动作”硬光字牌发出，#1机组负荷甩到0，检查低旁全开，高旁未动作，交流油泵跳闸，值班员立即启动直流油泵运行，负荷瞬间升至107 MW后，又甩到0；同时锅炉水位急剧下降至-265mm，立即抢合电动给水泵；15:38，MFT发出，首出为汽包水位低三值，汽机跳闸，发变组跳闸，6kVⅠA段快切成功，6kVⅠB段失压，6104开关无合闸允许；锅炉、汽机PCⅠB段、保安PCⅠB段失压；锅炉、汽机保安MCCⅠB段失压；锅炉、汽机0米MCCⅠB段失压；锅炉12.6m热控配电盘失压；柴油发电机未联启，盘上手合不成功，在就地启动也未能启起（注：据了解，当时柴油机是启动后跳闸的，主要原因是柴油机房设计不合理，进风量不足，带不起负荷引起）；立即手动拉开锅炉变、汽机变高压侧开关6139、6140，锅炉PCⅠB段、汽机PCⅠB段、保安PCⅠB段联动正常；手动合上保安PCⅠB段工作电源开关4913成功，保安PCⅠB段电压恢复；手动恢复12.6m热控配电盘电源；检查电动给水泵已跳闸，且无合闸允许，热工强制启动条件后启动电动给水泵向锅炉进水；A、B仪用空压机跳闸；B1空预器变频器跳闸，B2空预器变频器联启正常，B循环水泵及引风机电流到0；B汽动给水泵组及送风机跳闸；减温水电动门未联关，其余设备联动正常，6104开关由维护短接点后合闸成功；汽机手动关闭高、低压旁路，保安PCⅠB段电压恢复后启动主机交流油泵运行，1200r/min时启动A顶轴油泵。6kVⅠB段电压恢复后，启动B侧引、送风机运行，吹扫点火，燃油进油快关阀不能开起，发现仪用压缩空气压力只有0.32 MPa，空压机全停，立即就地启动四台空压机运行，仪用压缩空气压力0.40 MPa后点火，未点燃，手动MFT，再次吹扫后，投入四支油枪运行，因盘车投不上，锅炉熄火,充分吹扫后保温保压。16：10，汽机转速到0，多次投运盘车未投上，手动盘车盘不动（注：据了解，原因是盘车动力电源未送），立即再启动B顶轴油泵，停运真空泵，闷缸，开启真空破坏门，真空到0，停运轴封汽，16：20，大机直流油泵跳闸，查为就地空开跳闸，合上空开后启动正常；16：35，手动盘车180度，16：40，电动盘车投运正常，盘车电流25.5A，大轴晃动60μm；18:30重新点火，20:01冲转，主蒸汽压力7.80MPa，主/再热蒸汽温度515℃/510℃，缸温460℃；20:15冲转至全速、并网、逐渐加负荷
2． #2机组事故经过：16：03，#2机真空由-80.2 KPa下降至-78.7KPa，排汽温度由46℃上升至50℃；检查循环水压力0.12MPa，轴封母管压力0.12MPa；检查发现A真空泵入口蝶阀状态变为“蓝色”，立即手动启动B真空泵，但入口蝶阀未开启，立即令人就地检查。真空继续下降至-74.9KPa，排汽温度51℃，解除低真空跳机保护。手动将负荷由292MW降至240MW，主汽压力上升至16.2MPa。锅炉投油枪助燃，但燃油阀不能开启，立即解除引风自动调整负压。主汽压力16.6MPa，急停B磨，收风。汽机真空-71KPa，排汽温度52℃，汽机继续降负荷至180MW，主汽压力上升至18.15MPa，高旁动作，低旁未动作（低真空闭锁）。过热器安全门动作，真空维持在-71KPa左右，未见波动。锅炉继续停运C磨，调整负压,负压在-680Pa～300Pa之间波动，炉膛火焰工业电视火焰正常，投油枪，但电磁阀还是开不出来，11:08 A真空泵跳闸，紧接着B真空泵跳闸，真空继续下降，就地抢合A真空泵，入口蝶阀未全开(保持在跳闸前状态)，真空最低降至-69KPa，排气温度最高至60℃。汽机继续降负荷，最低至60MW。此时锅炉工业电视火焰闪动，炉膛负压-300Pa～400Pa波动，氧量9.3%，工业电视无火，16:12手动MFT，汽机跳闸，发变组跳闸。16时14分重新点火，16时30分并网带负荷。
【事故原因】
1. #1机汽机DEH并网、脱网信号依据5011、5012开关的位置信号来判断，5011开关位置信号先送至升压站5012开关端子箱与5012开关位置信号并接后（x3:60\x3:64）再送至集控DEH屏。由于x3:60\x3:64这两个端子紧固螺丝在安装时未紧固，维护人员在整理该端子箱内接线时，造成该端子松脱，DEH脱网信号误发，汽机OPC动作，调门关闭，发电机甩负荷，主汽压力升高，汽泵工作失常，电泵抢合后因开勺管幅度过大引起“过流Ⅱ段动作”跳闸，造成汽包水位急剧下降至低三值MFT动作，机组跳闸。
2．#1机组跳闸后6kVⅠB段因快切未投失压，#1公用变、#1供水变相应失压，A、B空压机跳闸，C空压机也因B工业水泵失压工业水压力低跳闸（注：据了解，工业水泵有三台，但在DCS中联锁逻辑不正确），压缩空气压力下降造成#2机真空泵进口气控蝶阀工作失常下滑关闭了部份，引起汽轮机真空下降，锅炉在压负荷过程中因油枪控制气源压力过低而不能正常投用造成燃烧不稳，手动MFT。
【暴露的问题】
1．工作人员对保护、控制回路不熟悉，安全意识不强，工作前未按规定认真查阅图纸及进行危险点分析，未采取相应的安全措施。
2．运行人员对公用系统未引起高度重视，在特殊运行方式下未将公用系统的运行方式具体细化和作好相应的事故预想，对工业水泵保护、联锁的实施不落实、不督促，事故情况下又疏忽了对运行状况的检查。
3．运行人员对盘车的投运操作及真空泵的控制原理不清楚、不熟悉，对一直存在的投运盘车困难的问题未制定相应的措施。
4．DEH并、脱网信号设计不合理，误动机率大。端子未紧固同时也反应了工程质检未到位。
【事故责任及考核】
1．#1机组跳闸的主要原因虽然是保护回路端子未紧固引起，但维护工作人员在工作前未认真分析危险点和采取必要的安全措施是导致机组跳闸的直接原因，因此该项工作的工作负责人徐杰应负主要责任，工作班成员何文旭负次要责任，班长赵辉安排工作不周、交待不仔细也应负相应的责任，胡正发、何祖民、王翔应负管理责任。考核维护部2000元；考核徐杰1000元、何文旭800元、赵辉500元、胡正发300元、何祖民200元、王翔200元。
2．生产运行部对公用系统辅机联锁的投运不落实、不督促及在#1机组跳闸的情况下又疏忽了对公用系统的监视造成事故扩大，对#2机组的跳闸负主要责任；生技部对公用系统辅机联锁的投运落实不力也应负管理责任。
考核生产运行部2000元，生技部1000元。
【采取的防范措施】
1．在保护、控制回路上工作应严格执行安全措施票，认真分析危险点，做好事前预控工作。
2．对重要的端子进行标示、挂牌。将#1~4机并、脱网回路进行更改。
3．加大技术培训力度，提高操作熟练程度，切实确保安全。
4、对公用系统等运行方式上存在的薄弱环节进行详细的检查调整，及时认真落实各辅机的联锁保护功能；
5、取消6kV工作分支复合电压过流闭锁备用开关合闸逻辑；
6、增加一路空压机冷却水源，在集控增加“空压机全停”报警硬光字牌；
7、对真空泵控制回路及入口气控蝶阀进行改造；
8、对此次事故中暴露出来的其它问题及时落实整改。
