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文件名称：03.25 #1机跳闸事故分析.docx
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更新时间：2020-02-27
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文档摘要
PAGE 6 03.25 #1机跳闸事故分析 一、事故前工况： #1炉负荷550MW，A、B、D、E、F磨煤机运行，A、B汽泵运行，A、B汽动引风机运行，锅炉总燃料量258.8T/h，汽机主控跟踪方式，锅炉主汽压力27.84MPa，给水量1839T/h，锅炉热负荷656MW，1B汽泵#2润滑油泵运行，润滑油压0.141MPa。B、C热网循环泵运行。 二、事故过程： 15:00设备部汽机专业李某到集控室告知：1B汽泵润滑油含水量大，前期已将1B汽泵冷油器切至#1冷油器运行，需运行人员就地配合确认是否是#1冷油器运行，随即安排运行人员薛某配合李某共同到就地确认1B汽泵冷油器运行状态。 15:12: 05 DCS监盘人员发现1B汽泵润滑油压低信号发出，检查1B汽泵#1润滑油泵联启，直流润滑油泵联启，复位1B汽泵#1润滑油泵状态，检查#1润滑油泵电流正常，判断#1润滑油泵出力，出口压力0.001MPa。 15:12:06 1B汽泵停机信号发出，首出润滑油压低低。 15:12:45紧急停运F磨煤机。 15:12:57停运E磨煤机，降低锅炉总燃料量至120T/h，投入A层微油稳燃。 紧急增加1A汽泵出力至最大，A汽泵供汽调门全开，转速 5428 rpm，供水流量1136T/h。 快速降低锅炉总风量至1376T/h，调整锅炉炉膛负压稳定。 15:14:01 降低锅炉总燃料量至80T/h。 15:14:30 将主汽压力滑压偏置由1.08MPa降至0.5MPa。 15:15:20检查主汽压力25.627MPa，将主汽压力变化速率由0.12MPa/min，调整至0.5MPa/min。 15:15:51观察#1炉过热度继续上涨，解除汽机主控，手动快速增加汽机调阀开度，汽机调阀开度由57.43%开至65.3%。 15:16:23 #1炉过热度高至100℃，#1炉跳闸，机炉电大联锁动作正常。厂用电切换正常，汽机转速下降。 投入发变组启停机、误上电、断路器闪络保护，复位发变组系统所有报警。 辅汽由冷再供给，关闭辅汽至暖风器调门，关闭辅汽至生水加热器供汽调门。检查辅汽压力正常，辅汽至#1机轴封供汽正常。 15:16:25检查B、C热网循环泵正常跳闸，启动热网电动循环泵。 15:20开启电泵入口滤网放水手动门，对电泵入口管道进行暖管，开启电泵至#1机出口电动门平衡管手动门。 15:26 启动电泵。 15:26:02开启锅炉PCV阀泄压至9MPa。开启高、低旁路，控制再热器压力正常。 15:29:59启动#1电动引风机、启动1A、1B送风机，将风量加至792T/h，对炉膛进行吹扫。 15:41:50吹扫完毕，对锅炉进行上水，上水流量552T/h。除氧器水位三个测点均跳变，派专人就地查看除氧器水位。 15:43:58 启动A、B一次风机，恢复炉前燃油系统，投入热一次风至脱硝系统暖管。 15:49:03投入锅炉微油点火，投入E3油枪。 A磨煤机分离器运行条件不正常，联系热工处理，15:52:01处理完毕，启动A磨煤机。 15:53:03高旁阀突然由37%跳变至61%，后跳变至14.3%，DCS无法操作，紧急调整低旁阀，保证再热器母管压力正常，联系检修处理。 16:14:03高旁阀处理完毕，恢复E磨煤机，准备启动E磨煤机。 16:19:04高旁阀开启30.9%后，高旁阀再次无法操作，联系检修处理。 16:24:13高旁阀处理完毕。 16:28:01启动E磨煤机， 16:32:07 E给煤机断煤，启动空气炮振打无效，联系检修处理。 16:44:03 E给煤机断煤处理完毕，投入E制粉系统运行。高旁阀投入自动，手动调节低旁阀维持再热器压力。 17:07主汽压力11.03MPa，主汽温度560℃，再热器压力2.05MPa，再热器温度531℃。 17:35:04 主汽压力9.2MPa，主汽温度580℃，再热器压力1.7MPa，再热器温度560℃，#1汽轮机冲转。 17:52:10汽机冲转至3000r/min。 18:07:02 #1机并网。 18:13:14 负荷50.5MW，切缸。 18:32:05 负荷149.5MW，厂用电切换。 18:45:17 负荷214.8MW，开启供热调阀，供热首站供汽管道暖管。 18:53:17 负荷222.3MW，给水切主路。 18:54:36 负荷231.7MW，干湿态转换。 19:01:00 负荷247MW，冲B热网循环泵。 19:08:01 负荷268MW，冲C热网循环泵。 19:32:07 负荷300MW，停电动热网循环泵。 19:57:10 负荷286MW，将A、B汽引并入运行。 20:06:06 负荷281MW，停#1电引。 停机期间供热首站保持电动热网循环泵运行，最低供热温度48.9℃，20:04供热温度调整至90℃。 三
PAGE 6 03.25 #1机跳闸事故分析 一、事故前工况： #1炉负荷550MW，A、B、D、E、F磨煤机运行，A、B汽泵运行，A、B汽动引风机运行，锅炉总燃料量258.8T/h，汽机主控跟踪方式，锅炉主汽压力27.84MPa，给水量1839T/h，锅炉热负荷656MW，1B汽泵#2润滑油泵运行，润滑油压0.141MPa。B、C热网循环泵运行。 二、事故过程： 15:00设备部汽机专业李某到集控室告知：1B汽泵润滑油含水量大，前期已将1B汽泵冷油器切至#1冷油器运行，需运行人员就地配合确认是否是#1冷油器运行，随即安排运行人员薛某配合李某共同到就地确认1B汽泵冷油器运行状态。 15:12: 05 DCS监盘人员发现1B汽泵润滑油压低信号发出，检查1B汽泵#1润滑油泵联启，直流润滑油泵联启，复位1B汽泵#1润滑油泵状态，检查#1润滑油泵电流正常，判断#1润滑油泵出力，出口压力0.001MPa。 15:12:06 1B汽泵停机信号发出，首出润滑油压低低。 15:12:45紧急停运F磨煤机。 15:12:57停运E磨煤机，降低锅炉总燃料量至120T/h，投入A层微油稳燃。 紧急增加1A汽泵出力至最大，A汽泵供汽调门全开，转速 5428 rpm，供水流量1136T/h。 快速降低锅炉总风量至1376T/h，调整锅炉炉膛负压稳定。 15:14:01 降低锅炉总燃料量至80T/h。 15:14:30 将主汽压力滑压偏置由1.08MPa降至0.5MPa。 15:15:20检查主汽压力25.627MPa，将主汽压力变化速率由0.12MPa/min，调整至0.5MPa/min。 15:15:51观察#1炉过热度继续上涨，解除汽机主控，手动快速增加汽机调阀开度，汽机调阀开度由57.43%开至65.3%。 15:16:23 #1炉过热度高至100℃，#1炉跳闸，机炉电大联锁动作正常。厂用电切换正常，汽机转速下降。 投入发变组启停机、误上电、断路器闪络保护，复位发变组系统所有报警。 辅汽由冷再供给，关闭辅汽至暖风器调门，关闭辅汽至生水加热器供汽调门。检查辅汽压力正常，辅汽至#1机轴封供汽正常。 15:16:25检查B、C热网循环泵正常跳闸，启动热网电动循环泵。 15:20开启电泵入口滤网放水手动门，对电泵入口管道进行暖管，开启电泵至#1机出口电动门平衡管手动门。 15:26 启动电泵。 15:26:02开启锅炉PCV阀泄压至9MPa。开启高、低旁路，控制再热器压力正常。 15:29:59启动#1电动引风机、启动1A、1B送风机，将风量加至792T/h，对炉膛进行吹扫。 15:41:50吹扫完毕，对锅炉进行上水，上水流量552T/h。除氧器水位三个测点均跳变，派专人就地查看除氧器水位。 15:43:58 启动A、B一次风机，恢复炉前燃油系统，投入热一次风至脱硝系统暖管。 15:49:03投入锅炉微油点火，投入E3油枪。 A磨煤机分离器运行条件不正常，联系热工处理，15:52:01处理完毕，启动A磨煤机。 15:53:03高旁阀突然由37%跳变至61%，后跳变至14.3%，DCS无法操作，紧急调整低旁阀，保证再热器母管压力正常，联系检修处理。 16:14:03高旁阀处理完毕，恢复E磨煤机，准备启动E磨煤机。 16:19:04高旁阀开启30.9%后，高旁阀再次无法操作，联系检修处理。 16:24:13高旁阀处理完毕。 16:28:01启动E磨煤机， 16:32:07 E给煤机断煤，启动空气炮振打无效，联系检修处理。 16:44:03 E给煤机断煤处理完毕，投入E制粉系统运行。高旁阀投入自动，手动调节低旁阀维持再热器压力。 17:07主汽压力11.03MPa，主汽温度560℃，再热器压力2.05MPa，再热器温度531℃。 17:35:04 主汽压力9.2MPa，主汽温度580℃，再热器压力1.7MPa，再热器温度560℃，#1汽轮机冲转。 17:52:10汽机冲转至3000r/min。 18:07:02 #1机并网。 18:13:14 负荷50.5MW，切缸。 18:32:05 负荷149.5MW，厂用电切换。 18:45:17 负荷214.8MW，开启供热调阀，供热首站供汽管道暖管。 18:53:17 负荷222.3MW，给水切主路。 18:54:36 负荷231.7MW，干湿态转换。 19:01:00 负荷247MW，冲B热网循环泵。 19:08:01 负荷268MW，冲C热网循环泵。 19:32:07 负荷300MW，停电动热网循环泵。 19:57:10 负荷286MW，将A、B汽引并入运行。 20:06:06 负荷281MW，停#1电引。 停机期间供热首站保持电动热网循环泵运行，最低供热温度48.9℃，20:04供热温度调整至90℃。 三