关于纳雍电厂5月13～17日3号机组5次停机事故分析.docx

关于纳雍电厂 5 月 1317 日 3 号机组 5 次停机事故分析一、 5 月 13 日停机事故分析【事故经过】2004 年 5 月 13 日 10:07:18， 3 号发电机解列， 10:09:07 锅炉手动 MFT，10:09:42 汽机跳闸，后于 11:23 点火后，水位波动大汽包水位低三值 MFT再次动作。机组于 14:29 汽机冲转，15:09 并网，负荷逐步恢复。【事故原因分析】事发前，机组带满负荷 301MW 运行，所有保护、自动系统均正常投入，CCS 协调控制投入。10:07:15，灭磁开关跳闸，机组与电网解列，汽机、锅炉未跳闸。由于电气未查到原因，10:09:07 手动 MFT 停炉，停炉过程中A 送发生喘振跳闸。运行人员打掉 A、B 小机，启电泵但电泵不能启动，10:09:36 汽包水位低三值，汽机跳闸。【热控异常分析】电泵不允许启动原因为润滑油压力正常条件不满足（要求0.1MPa） ，而实际润滑油压力只有 0.07Mpa，因此不允许启动。润滑油压力低于0.1Mpa 设计有联启辅助油泵逻辑，但辅助油泵未联启，查原因为 10:07:07电泵辅助油泵允许远操信号消失，因此辅助油泵未联启，不允许远操为电气原因引起。因此，热控联锁保护动作正常。4、经验教训：备用系统或备用设备在备用状态时，应一定把其控制方式设定在远方控制方式，否则需要其投入时，连锁信号将不起作用，纳雍 5 月 13 日停机事故就是一个典型事例。二、 5 月 14 日停机事故分析【事故经过】2004 年 5 月 14 日 22:45:36，B 凝泵跳闸，由于 A 凝泵清洗滤网失备，造成凝结水中断，22:50:56，3 号机透平压比低停机，锅炉停炉保压。后于15 日 00:13 点火，1:22 汽机冲转，1:40 并网，负荷逐步恢复。【事故原因分析】事发前，机组带满负荷 302MW 运行，所有保护、自动系统均正常投入，CCS 协调控制投入。20:22，A 凝泵进口滤网堵，切换为 B 泵运行，停A 泵清洗滤网，解除联锁失备。22:45:36，B 凝泵因事故按钮电缆发生短路跳闸，运行人员抢合两次不成功，立即撤出 CCS 控制，投入功率回路减负荷。由于 A 凝泵清洗滤网失备，造成凝结水中断，22:50:56，3 号机透平压比低停机，锅炉停炉保压。本次事故中所有热控联锁保护动作正常，汽机跳闸后高旁卡在 29%位置，手摇后正常。【暴露问题及整改措施】未设计给粉机层停功能，不能迅速撤出给粉机，是导致汽压上升过快的一个因素，应考虑增加每层给粉机的层停功能。同时因为事故按钮短路运行人员两次抢合均未成功，可以通过解除事故按钮硬接线的方式后再启动 B 泵，减少不必要的停机。三、 5 月 15 日停机事故分析【事故经过】2004 年 5 月 15 日 20:05:00，3 号机组满负荷 300MW 运行，20:05:43汽包水位低三值停机停炉，机组解列。23:19 汽机挂闸，23:34 并网，负荷逐步恢复。【事故原因分析】从 15 日凌晨 4:35 开始，B 小机因润滑油压底保护动作 3 次跳闸（电气原因导致交流润滑油泵跳闸，油压低） ，因此采用 A 小机加电泵上水。20:02:41 电泵转速持续下降，A 汽泵转速上升，20:04:35 小机 A 电超速保护动作跳闸，汽包水位急剧下降，20:05:43 汽包水位低三值信号发出，停炉停机。汽机跳闸后高旁未开。【热控异常分析】电泵转速下降原因：20:02:41 电泵勺关反馈值由 64.32%突然跳跃增加到 100%，而指令保持 64.25%不变，同时电泵转速和前置泵出口流量开始下降，判断反馈信号已坏。电泵勺管执行机构为 ZKJ-310C 型，其伺服放大器位于 ACTPP1 盘，在控制指令不变情况下，反馈值增加，伺服放大器会发出信号减少勺管开度，以使指令与反馈平衡，但由于反馈值已坏并保持在 100%左右，而指令也未改变，偏差一直存在，故勺管一直关闭，造成转速下降，前置泵出口流量下降。运行人员就地检查勺管开度在 25%左右，说明勺管实际已关完， 证明反馈信号已坏。 电泵液力耦合器振动严重超标，达 250um，勺管执行机构固定在液力耦合器外壳上，受到强烈振动使得内部位置发送器脱落，是造成反馈信号坏的直接原因。A 小机跳闸原因：给水处于自动调节状态，电泵实际出力下降，自动系统将下降的这部分负荷加到 A 汽泵上，使得 A 汽泵转速上升，到达5750rpm 时保护动作跳闸小机。高旁未开原因：检查执行机构发故障信号，已不能操作。原因为执行机构设为力矩关断模式，过力矩保护动作发出故障信号，该问题在#1 机旁路系统上也存在，属于设备质量问题。将关断模式设为行程关断后恢复正常。【暴露问题及整改措施】 】1.由于设备本体振动导致执行机构异常， 在液力