12月14日润滑油箱油位低汽轮机跳闸事件分析.docx

12月14日润滑油箱油位低误发汽轮机跳闸事件分析事前工况：#1机组负荷403MW，协调投入，给煤量185t/h，给水量1285t/h，1A、1B汽动引风机运行，1A、1B送风机运行，1A、1B一次风机运行，1A、1B汽动给水泵运行，1A、1B、1D、1E磨煤机运行。事件经过：2017年12月14日17时06分10秒 #1汽轮机跳闸，发电机出口开关断开、锅炉MFT动作；检查发电机灭磁开关断开，厂用电切换正常，汽轮机转速下降；检查汽轮机跳闸首出为主机润滑油箱油位低，检查发现主机润滑油箱油位1、3测点坏质量，汽轮机润滑油母管压力坏质量，凝结水系统部分测点坏点，主油箱油位2测点1295mm正常，就地检查主油箱油位1300mm，通知热工人员检查。17时08分 启动电动热网循环泵后不出力，18时24分 电动热网循环泵排空门见水后启动正常。17时17分 启动电动引风机，17时32分 炉膛吹扫完成，17时28分 启动电动给水泵，17时45分 电动给水泵出口电动门打开后锅炉缓慢上水。18时00分 锅炉储水罐见水，给水流量453t/h，18时29分锅炉点火成功，启动1A、1E制粉系统。19时47分 主汽温558、再热汽温541、主汽压9.26MPa、再热汽压力0.8MPa，汽轮机准备冲转；此时高旁调节阀反馈从60%突关至18%，且卡在18%无法操作，阀门指令未变，主汽压力快速上涨，紧急停1A、1E制粉系统，保持微油及两支大油枪运行，主汽压力最高升至12.8MPa，联关且闭锁操作361阀及361阀前电动门。19时50分 开锅炉PCV阀泄压，19时51分启动锅炉至辅汽供汽（汽轮机跳闸后启动#2启动锅炉，减温水调整门卡，无法打开停止#2启动锅炉；#1启动锅炉点火后无法加风停运，检修人员处理好#2启动锅炉减温水调整门后#2启动锅炉点火）19时52分 主汽压力降至11.6MPa关PCV阀，恢复361阀及361阀前电动门。20:00高旁卡涩缺陷处理好，投入旁路系统。20时07分 锅炉MFT，首出为再热器保护动作。检查原因为处理高旁阀卡涩过程中主汽、再热汽压力低，为保持冷再压力（冷再带辅汽，辅汽供大、小机轴封及1A汽泵）将低旁关至3%所至。20时18分 锅炉吹扫完成，20时24分 锅炉点火成功，启动1A、1E制粉系统；期间处理1E制粉系统断煤将1E磨切至1D磨运行，断煤处理完成后启动1E磨，停止1D磨煤机（过程时间20:3520:56）。21时30分 主、再热汽温577、551，主、再热汽压9MPa、0.76MPa，汽轮机挂闸冲转。21时40分 汽轮机转速3000r/min。22时09分 发变组并网成功。22时18分 切缸完成后，22时31分 机组负荷165MW厂用电切成功。22时33分 1A汽动给水泵并入，退出电动给水泵运行，电动给泵出口电动门无法关闭，就地手动全关电泵出口手动门，23时29分 停电泵；23时37分给水旁路切为主路完成，23时45分 锅炉转干态运行。22时48分 启动1D制粉系统；23时57启动1B制粉系统后不下煤，15日00时27分1B制粉系统下粉正常后退出微油枪。00时37分并入1B汽动给水泵；00时47分脱硝入口烟温正常后投入脱硝喷枪，并入1A汽动引风机正常；02时30分并入1B汽动引风机，停止电动引风机。23时47分 机组负荷214MW投入热网C、D加热器， 15日00时17分 负荷300MW投入DEH内供热控制。异常原因分析：1、 主机润滑油箱油位1、3测点所在IO卡件为同一个DPU柜，DPU柜两路电源保险均熔断后DPU柜失电，因此主油箱油位坏点，又因坏点判断时间小于保护发出时间，因此在逻辑判断剔除坏点前汽轮机保护已动作。暴露问题:1、运行人员对极热态启动过程操作不熟，每一步操作衔接不到位。2、现场设备出现缺陷较多，如A侧低旁阀减温水隔离门缺陷长时间未处理好，高旁阀在机组准备冲转时突关且卡涩，电动给水泵出口门关不上等缺陷严重影响事故恢复速度。3、运行人员在进行大量操作时不细致，操作幅度大；对逻辑学习不够，造成事故恢复中断。4、逻辑进一步优化，如主油箱油位低跳机，高低旁逻辑配合锅炉再热器保护进行优化，低旁减压阀投入自动后为何要开至70%等问题要弄明白。5、极热态恢复过程较慢。6、给煤机断煤严重，处理断煤时间过长，影响事故恢复。整改措施：1、 运行班组加强仿真机事故练习，将机组故障停运后恢复做为重点去练习，加强逻辑学习，大量操作时要慢要认真，防止造事故扩大，加大处理工作量。2、 加强缺陷处理，加强事故情况下缺陷处理速度。3、 对机组主保护进行梳理，防止同类事件再次发生；查找出本次事故原因进行整改，防止同样事故再次发生。4、 对整个事故恢复过程进行学习分析，本着四不放过原则，对每一项操作进行讨论优化，减少极热态恢复时间。 发电部 2017-12-15