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超临界机组异常、事故热控汇编
1、#12机组跳闸
一．9月6日机组跳闸分析：
1．事情经过：9月6日20点20分左右，#12机组甲/乙给水泵突然同时发生跳闸，锅炉汽包水位低MFT发生，机组跳闸。事情发生前锅炉负荷300MW，锅炉运行人员正在进行炉膛吹灰。
2．原因分析:9月6日，机组跳闸后热工人员在DCS系统对SOE和历史库数据检查发现小汽机跳闸的保护遥控信号是小汽机跳闸的根本原因,其余无相关的跳闸信号。
3．处理办法:
3.1 根据小汽机跳闸的情况,我们对小汽机MEH系统的控制逻辑进行了检查整理,没有发现问题。
3.2 根据DCS系统事故追忆到跳闸信号,我们对遥控跳闸小汽机的跳闸信号进行了检查。保护控制信号正常。我们对控制电缆进行了检查,没有发现电缆有问题。为了防止干扰信号对控制的影响,我们对控制电缆进行了更换,甲/乙小汽机由一根控制电缆换为互为独立的控制电缆。为了防止控制卡件的误动引起小汽机跳闸我们对控制卡件和控制底版进行了更换。
3.3 对更换过的设备，进行了相关保护试验，保护回路动作正常。
二．9月7日机组跳闸分析：
1、事情经过：9月7日21点20分左右，＃12机组甲/乙给水泵突然同时发生跳闸，锅炉汽包水位MFT发生，机组跳闸。事情发生前锅炉负荷300MW，锅炉运行人员又在进行炉膛吹灰，运行人员反映在吹灰程序同样走到A4吹灰器时，机组发生跳闸。
2、原因分析：机组跳闸后热工人员在DCS系统对SOE和历史库数据检查发现，在甲/乙小汽机跳闸时，小汽机保护ETS系统接受到MFT信号，而此时锅炉并没有发生MFT工况。我们组织对MFT跳闸小汽机的信号进行了认真的检查，并再次进行A4吹灰器试吹试验,结果同前。并发现有以下两个问题：
2.1按设计院的设计，锅炉DE#1角燃油角阀的一副控制用接点接入RC2005柜的TB1F的63，64端子，而MFT动作跳闸汽泵的接点接入TB2F的63，64端子。在机柜检查发现DE1层角阀控制端子TB1F（63，64）和小汽机跳闸控制的TB2F（63，64）在机柜内部发现一公共点。
2.2对A4吹灰系统的电缆接线进行了检查，发现在A4吹灰器动作时，DE层＃1角燃油角阀的控制电缆干扰交流电压快速上升，其直流分量由48VDC达到180VDC，直接导致小汽机的控制回路错误接受到MFT信号，从试验的情况看，A4吹灰器的动作，直接影响了小汽轮机的遥控跳闸控制信号，使小汽机发生误跳闸。
3．处理方法：
3.1 MFT到小机的控制信号进行了核对，对MFT到就地角阀的控制电缆进行了检查，没有发现问题。
3.2对MFT跳闸关就地控制的角阀回路进行了移位处理，使保护回路独立，无公共部分。
3.3处理结束后，做了相关的模拟试验，试验情况正常，吹灰系统工作不再影响小汽机的保护回路。
2、两台汽泵相继跳闸造成省煤器入口流量低，锅炉MFT
一、异常经过
a）异常前机组状态
3 月7 日16:00，1 号机组负荷640MW，磨煤机1A、1B、1C、1D 及汽泵1A、1B 运行，电泵备用，机组运行正常。
b）异常经过
16:01:22，汽泵1A 跳闸；运行人员按照RB 动作原则进行处理。
16:01:46，运行人员紧急停运磨煤机1D；
16:01:56，运行人员紧急停运磨煤机1C。
此时电泵联启正常，汽泵1B 出力最大到超过量程（因瞬间管路阻力降低），电泵转速提升到5000rpm 以上，但因再循环阀关闭时间较长，电泵并没有接带负荷。
16:03:40 1 号机组负荷至330MW，分离器出口压力26MPa，给水流量780T/H，电泵仍未接带上负荷，螺旋管水冷壁出口壁温415℃，垂直水冷壁出口壁温444℃，分离器出口蒸汽温度444℃，主蒸汽温度554℃。
16:03:43，汽泵1B 跳闸。
16:03:58，锅炉因省煤器入口流量低MFT，汽机跳闸，18S 后发电机手动解列灭磁。
机组停运后因为计划消缺，锅炉吹扫完成后风机停运闷炉，汽水系统自然降压。
二、原因分析
异常发生后，经事故追忆及历史站相关数据查询，发现汽泵前置泵1A、1B 都因为电机线圈温度超过90℃跳闸，造成汽泵跳闸。最终导致锅炉MFT，机组停运。
三、暴露问题
a）设计院在开始阶段没有设计汽动给水泵前置泵电机线圈温度测点，在测点清单中没有提供；后来追加设计后，在测点清单中没有及时反映出来。DCS 组态中对所有的电机线圈温度测点保护设定值默认都为90℃，在设计变更后，相应的保护定值没有调整，造成这次异常发生。
b）电科院调试过程中在进行预操作时，没有提出汽动给水前置泵电机线圈温度高跳闸定值偏低问题，预操作单虽经四方会签，但问题并没有发现也没有消除，调试把关不严。
c）锅炉MFT 动作后，因辅汽联箱供磨煤机惰化蒸汽总阀故障，不能打开，导致惰化蒸汽不能投入。持续到2005 年3 月8 日10:40，磨煤机1C、1D 各有一个分离器的CO 浓度上涨至500PPM，随后逐步降低。
d）在汽机跳闸后18S，运行人员手动打闸发电机出口开关，手动灭磁。汽机跳闸后转子惰走时间为80min，而设计惰走时间为58min，反映出汽轮机主汽阀及调节汽阀严密性不够，发电机逆功率未能及时动作。
e）锅炉MFT 动作后，因为瞬时火检的存在，使炉水泵联启，此时因锅炉压力还在超临界段，所以泵出入口差压低，电流非常小，在此种工况下炉水泵运行存在潜在隐患。
f）锅炉MFT 后，1A 磨煤机驱动端分离器出口挡板未联关。运行人员在进行MFT 后状态检查时发现，并手动关闭。
g）在1B 汽动给水泵跳闸后，虽然电动给水泵在运行，但不能起到相应的作用，对改善受热面的超温没有帮助。主要原因是电泵再循环阀不能够投自动，手动关闭来不及。而此时锅炉给水流量丧失，但逻辑中因有给水流量低延时15S 才MFT，所以相当于锅炉在没有给水供给的情况下干烧了15S 才切断燃料。锅炉受热面的后续超温和这15S的燃料供应很有关系。
h）锅炉MFT 后，水冷壁受热面的温度又上升了20℃左右。
i）在两台汽动给水泵跳闸后，汽泵润滑油中进水。
四、改善措施
a）重要辅机如风机、给水泵的RB 试验应尽快完成并投入。在此次事故处理中，如RB 能够顺利动作，则制粉系统的联跳就会加快许多，对防止受热面超温具有非常重要的意义。因制粉系统没有设置硬手操按钮，在发生给水泵跳闸后，运行人员尽管用最快的速度手动停运两套制粉系统，但操作时间相对于给水泵出力的降低还是显得太慢了。所以RB 试验的成功与否对于重要辅机跳闸后的事故处理具有决定性的作用。从这次的异常发生来看，燃料系统的稳定性得到了考验，即紧急停运两台磨煤机后，剩余两台磨煤机不用燃油助燃就能够稳定燃烧，这为给水泵跳闸后的成功RB 非常有好处。
b）调试预操作单完成后，应知会运行人员，确保机组各项保护定值正确合理，防止类似异常再次发生。
c）汽泵跳闸，势必会造成水冷壁及分离器温度上升，此时机组控制模式宜采用TF 模式，自动滑压运行，保证受热面有足够的工质流过，以冷却受热面。
d）随着夏季高温天气的来临，最好利用停机机会对6KV 电机的风冷装置如滤网、冷却孔板等进行彻底清理。并形成相关的维护制度，以防止类似异常再次发生。根据环境温度的变化，对于其他加热和冷却装置的监视和控制也要有相应的规定。
e）磨煤机惰化蒸汽系统应能够随时备用，确保制粉系统的正常惰化和紧急情况下的消防功能能发挥作用。
f）对于炉水泵控制逻辑需要进行修改（已完成），对机组设备定值还需更进一步完善（已完成）。
g）对于水冷壁金属温度限制定值，需要锅炉厂家进行再次确认。现在的报警和手动MFT 定值都偏低。机组在500MW 以上负荷运行时，螺旋管圈金属温度很接近报警值410℃，裕量偏低。
h）锅炉给水流量低延时15S 后MFT 的逻辑建议进行修改。具体方案如下：取消电动给水泵的联启，将给水流量低MFT 延时缩短为3S。在重要辅机跳闸后，控制原则应是确保机组在事故工况下能够稳定，不发生事故扩大甚至跳机事故。在直流炉的事故处理中，给水的稳定是非常重要的，如汽泵跳闸后电泵联启，则意味着运行人员操作量增加，在处理过程中反而不安全。
i）锅炉MFT 后，运行中的磨煤机跳闸，其分离器出口挡板应确保严密关闭，防止发生炉内爆燃以及倒火等危险工况。
j）汽轮机各通流阀门的严密性需要关注。在目前情况下，如果发变组发生异常导致发电机、主变等设备跳闸，则汽轮机发生超速的危险性将非常大。
k）给水泵再循环调节阀的自动控制逻辑应尽快调试并投入使用。前期因给水泵再循环阀频繁故障，自动回路一直没有投运，导致运行人员在给水调节中必须手动对再循环阀进行干预，在发生异常的情况下根本来不及进行调整。
L）在运行工况发生大幅度变化时，汽泵润滑油中会进水，对于运行人员来说，无法控制这种情况。汽泵密封水回路需要彻底查明原因并提出解决方案。
3、给水流量低低MFT
一、事件经过：
11月17日上午8：30 机组并网后进行暖机过程中，电动给水泵突然跳闸（无汽泵运行），MFT.查MFT首出原因为给水流量低低。
二、原因分析：
事后经检查分析，电泵跳闸原因为勺管工作油温度高，而CRT显示并不高。从SIS曲线分析发现CRT显示的电泵工作油温度模拟量信号当时出现瞬间突然由29℃升到547℃，6秒后又回到29℃，此模拟量的变化，造成冷油器的冷却水调门先开启到78％，然后突然关闭到零，最后卡在关闭位置。此时由于工作油得不到冷却，造成工作油温度不断上升，直到油温到达开关量的动作值后引起温度高保护动作，电泵跳闸，给水流量低低，MFT。
三、措施与对策：
1、热工加强信号的维护，保证信号的可靠性。
2、运行人员加强盘面监视，熟悉各种工况下的运行参数，发现异常，及时发现处理。
4、再热保护MFT
一、事件经过：
当时机组180MW负荷稳定运行，无特殊操作，11:15:38机组突然跳闸，查MFT首出原因为再热保护动作。
二、原因分析：
1、经查SOE打印，在MFT发生前有发电机出口开关断开信号（误信号），若此信号串入逻辑控制回路，而此时高旁处于关闭状态，则将引起再热保护动作。
2、经查SIS曲线，汽机的高压主汽门和调门的开度指令从11:14:52起开始由100％和16.211％不断地发出关闭指令，经过48秒后于11:15:38到达“0”，此时MFT动作（再热保护动作）。
在上述指令不断下降的同时，汽机调节级的压力并没有随同降低，发电机的功率也维持不变，直到MFT发生后，调节级的压力和发电机的负荷才迅速下降，直至到零。
上述两种误信号为何来，从何而来，有待进一步调查确认。
三、措施与对策：
1、运行人员做好事故预想，随时准备处理可能发生的MFT，保证机组能安全的停下来，不损坏设备。
2、加强监盘，不断巡查，及时分析，及时处理各种异常情况，将事故消灭在萌芽之中。
3、机组值班员要加强机组的逻辑控制学习，做到熟练掌握，心中有数。
编辑：兰陵王
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