国内某电厂600MW机组事故分析报告.docx
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国内某电厂600MW机组事故分析报告
XX电厂#1机组停机情况分析报告
XX电厂#1机组10次停机情况分析如下:
一、3月1日00时23分,在进行XXⅠ线由运行转热备用操作中,厂用电消失,#1机组跳闸。
1、故障前运行方式
3月1日00时23分,#1机组负荷300MW(按调总指挥准备进行甩50%负荷试验),500kVⅠ、Ⅱ母线运行;第一串5011、5012、5013开关运行,第二串5021开关运行;XXⅠ、Ⅱ线运行;#6主变高压侧5043开关运行于500kVⅡ母线,低压侧102开关运行于110kVⅠ母线;110kV母联112开关在断开位置;#1启/备变带厂用电运行于110kVⅠ母线;110kVⅡ母线由XX线供电(132开关在合闸状态)。
2、故障经过
3月1日00时23分电网总调令,将XXⅠ线转热备用(执行500kVXXⅡ线送电方案《修改启动调试内容及步骤》第53项)。
值长接到调总命令后,监护单元长拉开500kV第一串5012开关后,厂用电消失,锅炉MFT,#1机组跳闸。
检查发变组保护A、B柜“外部保护跳闸”报警;检查500kVⅡ母线失电,00:
25手动拉开5013开关。
00:
28值长令合上500kV第二串5022、5023开关,500kVⅡ母线充电正常,恢复#1启/备变运行,恢复厂用电后,9时48分机组并网。
3、原因分析
在执行总调令“XXΙ线由运行转热备用”的过程中,运行人员忽视了#1机组厂用电运行方式(当时因准备做甩负荷试验,厂用电已由#1启/备变供电),在对侧XX变电所已拉开某某Ι线5163开关的情况下,运行人员盲目地拉开了5012开关,造成了500kVII母线、110kVⅠ母线、#1启/备变失电,厂用电消失,导致机组跳闸。
4、暴露的问题
1)在准备进行#1机组甩负荷试验时,根据试验方案厂用电源已由#1启/备变供电,期间接总调令“XXΙ线由运行转热备用”,致使两项重大操作交叉进行。
在将XXⅠ线转热备用时,没有认真进行风险分析,值长、单元长忽视了#1机组厂用电当时的运行方式,在没有履行对系统运行方式进行全面检查、没有认真核对值班记录的情况下,盲目地执行总调令,导致#1机组厂用电消失。
2)在做甩负荷试验及线路停电过程中,电厂运行人员与调试指挥之间沟通、协调不足。
5、防范措施
1)根据“四不放过”的原则,电厂已对责任者进行了严肃处理,使有关人员得到了教育。
2)在执行上级操作方案的同时,要求专业人员和操作人员对运行方式逐级核对,确认无误后方可进入操作程序。
3)专业技术人员应针对重大操作制定详细的安全措施和技术措施,并指导和监督运行人员认真落实有关防范措施。
4)严格执行“两票三制”,类似重大操作应使用操作票,对系统和方式进行全面检查。
5)有重大操作,应履行双重监护制度,要求有专业专工监护。
6、责任分析
1)当值值长在下达操作倒线路的命令前,忽视了当时的厂用电运行方式,并且自己担当了操作的监护人,对本次故障的发生负有主要责任。
2)当班单元长在接到值长的命令后,未结合当时的运行方式对操作的正确性进行必要的判断,盲目操作,导致了故障的发生,对本次事件负有次要责任。
二、3月6日16时22分,#1主变冷却装置全停导致#1机组跳闸。
1、故障前运行方式
500kV升压站5011、5012、5013、5021开关在合闸状态;#1机组负荷574MW,机组在CCS方式下运行,6台磨煤机运行,1A、1B汽泵运行,汽包水位投自动,电泵备用。
15:
30,原电气运行专工,令当班运行人员将#1主变第三组(备用)冷却装置手动投入运行,3组冷却装置全部投入运行。
当时#1主变上层油温为60℃。
2、故障经过
3月6日16时18分,运行人员巡视#1主变时,发现冷却装置全停,检查就地开关均在合闸状态,立即电话汇报单元长,并快速去400V汽机PC段母线室准备抢送主变冷却装置电源;集控人员接到#1主变冷却装置全停汇报后,立即开始投油枪降低机组出力。
16时22分,#1发电机负荷降至560MW时机组跳闸。
经处理并消除其它缺陷后,3月7日16时48分锅炉点火,21时59分,#1机组并网。
3、原因分析
1)当时原电气运行专工自认为变压器油温较高,令运行人员在上层油温60℃时手动投运第三组备用冷却装置,在#1主变3组冷却装置全部投入运行后,由于两路冷却装置电源总开关(在400V汽机PC段上)容量偏小(3组主变冷却装置同时运行实测电流是117A,电源开关的额定电流是80A),所以造成两路电源过负荷相继跳闸。
2)冷却装置电源消失后没有光字牌报警,而且DCS画面上设置的是W级报警,运行人员未能及时发现冷却装置全停故障,贻误了处理时机,导致#1机组跳闸。
4、暴露的问题
1)电厂《集控运行规程(A版)》描述的主变冷却装置与现场实际情况不符,应尽快修订完善。
2)电气专业人员未对#1主变冷却装置实际电气系统进行深入核对,运行人员在60℃手动投入主变第3组冷却装置没必要,且未加强跟踪检查。
3)主变冷却装置电源开关容量偏小。
4)运行人员对报警装置的W级报警重视不够,没有及时发现DCS画面上的报警信号,贻误了故障处理时机。
5、防范措施
1)要求厂家尽快提供设备详细资料,并结合现场运行实际,确定主变冷却装置运行方式。
尽快组织对《集控运行规程(A版)》进行全面修订,从制度上保证机组安全运行。
2)根据厂家提供的技术资料,进一步核实主变冷却装置电源开关容量,并作相应处理。
3)加装“主变冷却器全停”光字牌,将DCS上的“主变冷却器全停”报警改为A级报警(已完成)。
4)加强设备管理,应对同类型开关进行逐一排查,对照实际设备参数,认真核算、复查有关保护定值,发现异常,尽快整改。
5)加强运行值班管理,全面提高监盘质量,运行人员应严密监视各种报警信号,及时发现并正确处理各类异常情况。
6、责任分析
1)《集控运行规程(A版)》对设备规范描述有误。
2)运行人员对主变冷却装置运行要求不熟悉,在没有必要的情况下投入第三台主变冷却装置,且未能及时发现DCS画面上的报警信号,并及时采取相应措施,监盘不到位。
三、3月13日00时03分,#1炉E磨因润滑油压低Ⅱ值跳闸,CCS手动退出,切至TF方式,00时10分汽包水位低保护动作,锅炉MFT,机组跳闸。
1、故障前运行方式
3月13日00时03分,#1机组负荷501MW,机组在CCS方式、定压运行;1A、1B送、引、一次风机运行,炉膛负压投自动;1B密封风机运行,1A密封风机投备用;6台磨煤机同时运行,各容量风控制投自动,燃料指令约72%;1B汽泵和电泵同时运行,汽包水位投自动;1B凝结水泵运行,1A凝结水泵投备用,除氧器水位投自动;高、低加系统正常投用;参数均在正常范围内。
2、故障经过
3月12日23时30分许,运行通知维护#1E磨润滑油A滤网差压大,维护通知运行巡检人员切换为B滤网运行,准备清理A滤网。
3月13日00点03分50秒,#1炉E磨润滑油压低Ⅱ值跳闸,运行人员手动退出CCS(协调控制),切至TF(汽机跟随)方式。
燃料指令下降为60.4%,负荷迅速下降。
运行人员投入E2和B2两支油枪(负荷最低降为418.6MW),0时06分31秒负荷又迅速上升,0时9分41秒负荷最高升至598MW,0时10分39秒汽包水位低保护动作,锅炉MFT,#1机组跳闸。
经处理,1时40分机组并网。
3、原因分析
#1E磨煤机因润滑油出口滤网堵造成油压低跳闸,燃料指令降为60.4%(跟踪实际值),负荷迅速下降。
运行人员为恢复锅炉出力,并稳定燃烧,手动增加燃料指令,由60.4%加至69.5%,此过程使磨煤机容量风的风量不断增加,虽然最终的燃料指令69.5%低于跳磨前的72%,煤量184t/h低于跳闸前的200t/h,但是由于增加的容量风幅度较大,且只增加到五台磨煤机上(五台磨煤机左、右侧容量风各增加了15t/h,两侧共增加30t/h),携煤粉量已远大于跳磨前6台磨煤机的携粉量(如按磨煤机的风煤比1.1计算,可增加煤粉量28t/h。
但在极短时间内较大幅度增加容量风进入磨煤机,容量风带走的煤粉量短时会较多),加上2支油枪的助燃作用(可增加约2-3万负荷),最终使负荷迅速上升至598MW。
由于A汽泵正检修,只有B汽泵和电泵运行,只能供给80%的给水流量,无法满足当时给水流量的要求,造成汽包水位保护动作。
4、暴露的问题
1)锅炉在调试期间的燃烧调整工作不全面,在锅炉燃料扰动的情况下,锅炉燃烧不稳定。
协调控制系统CCS调节品质差,不能有效抑制扰动。
2)磨煤机跳闸后,运行人员采取的控制方式使燃料指令增加速度过快,造成负荷在短时间内骤增,出现超调,使得给水供给不足,汽包水位低跳闸。
3)运行人员对水位调节特性掌握不够熟练。
4)维护人员清理磨煤机油站滤网不及时。
5、防范措施
1)磨煤机跳闸后,锅炉燃烧不稳,应立即投入燃烧不稳定的燃烧器对应的油枪,进行助燃。
2)运行人员应加强监视、巡检,磨煤机润滑油泵出口滤网压差高时,应及时联系维护人员清理。
3)应制定磨煤机跳闸等故障情况下的运行操作规定(电厂已制定),并组织学习培训,在故障处理时执行。
4)应及时补做锅炉燃烧调整的相关试验。
5)应联系#1机组调试单位,对协调控制系统进行完善,提高调节品质,达到实用要求。
6、责任分析
1)#1E磨煤机因润滑油出口滤网堵造成油压低跳闸是本次故障停机的起因。
应加强缺陷管理,严格执行缺陷管理制度,严格缺陷考核。
2)运行人员在异常、事故情况下处理方法欠妥,处理能力、经验不足,是本次机组故障停运的主要原因。
3)热控CCS协调控制系统品质差,不能在较大扰动情况下起作用,是本次事故的另一主要原因。
四、4月7日11时51分,#1机组因DCS风机控制卡件故障,导致1A一次风机动叶关闭,锅炉燃烧恶化,汽包水位保护动作,锅炉MFT,机组跳闸。
1、故障前运行方式
4月7日11时47分,#1机组负荷405MW,机组运行方式为TF方式;1A、1B一次风机、1B送风机、1A、1B引风机运行,1A送风机在检修,炉膛负压投自动;1A密封风机运行,1B密封风机投备用;四台磨煤机运行,各容量风控制投自动;E2、F2、A1、B1、B4、E3、A3油枪运行;1A、1B汽泵运行,汽包水位投自动,电泵备用;1A凝结水泵运行,1B凝结水泵投备用,除氧器水位投自动;高、低加系统正常投用。
2、故障经过
11时47分15秒,#1机组带负荷405MW,1A一次风机动叶自动关到零,一次风母管压力由6.8kPa迅速降至2.8kPa,炉膛负压降至-221Pa,炉膛火焰发暗。
立即手动开1A一次风机动叶,操作不动,立即开1B一次风机动叶提高一次风压。
汽包水位快速下降至-236mm,由于水位投自动,小机自动增加给水,给水流量达到1400T/H(此时蒸汽流量为956T/H)。
11时48分,1A汽泵在4400转/分给水自动自动切除,汽包水位急剧上升,最高上升至+233mm,运行人员手动解除1B汽泵给水自动,降低给水流量至440T/H。
11时49分50秒,汽包水位迅速下降,立即增加给水流量至1100T/H(此时蒸汽流量为879T/H),11时51分14秒,汽包水位迅速下降至-290mm以下,汽包水位低三值保护动作,锅炉MFT,机组跳闸。
12时12分,锅炉吹扫完成后点火启动,13时58分,#1机组并网。
3、原因分析
1)因DCS风机控制卡件故障,#1A一次风机开度指令到零,动叶全关,锅炉进粉量减少,燃烧不稳,水位波动大,调整跟不上,导致汽包水位低动作。
2)一次风机压力未投自动,#1A一次风机动叶全关后,一次风压力降低较多,燃料量短时大量减少,造成在7只油枪投入的情况下,燃烧仍然不稳;汽包水位自动的品质较差,未起到应有作用。
4、暴露的问题
1)DCS系统与就地设备不匹配,使得DCS双风机控制卡件不能实现互为备用。
调试期间调试措施不完备,未对DCS系统冗余卡件进行切换试验,未发现该问题。
2)一次风机压力自动未投、汽包水位自动品质较差。
5、防范措施
1)已将DCS送就地设备的控制输出信号加装信号隔离器,解决了DCS系统与SIPOIS电动执行器接地不匹配的问题,并通过试验验证,冗余控制卡件已可互为备用。
2)在有条件情况下,补做DCS系统卡件切换试验。
3)切换卡件时,应首先对该卡件控制的设备进行检查,采取适当的防范措施后,再实施切换。
6、责任分析
1)电厂、DCS设备厂家、调试单位、监理单位有关人员均未发现部分DCS卡件不能冗余备用问题,安装调试质量控制不严格。
2)调试单位自动控制系统调试质量差。
五、4月12日10时12分,因#2高压主汽门油动机泄漏,#1机组跳闸。
1、故障前运行方式
4月12日10时12分,#1机组负荷602MW,机组在CCS方式、定压运行;1A、1B送、引、一次风机运行,炉膛负压投自动;1B密封风机运行,1A密封风机投备用;6台磨煤机运行,各容量风控制投自动;1A、1B汽泵运行,汽包水位投自动,电泵备用;1B凝结水泵运行,1A凝结水泵投备用,除氧器水位投自动;高、低加系统正常投用;1AEH油泵运行,1BEH油泵备用。
2、故障经过
4月12日10时12分48秒,汽机主汽门突然关闭,主汽压力瞬间升至19.7MPa,汽包水位迅速下降至-300mm以下,汽包水位低三值动作,汽轮机跳闸,发电机联跳,锅炉MFT动作。
4月13日3时58分,锅炉吹扫完成后点火启动。
7时42分机组并网。
3、原因分析
故障原因为#2高压主汽门油动机进油关断阀与油动机连接螺栓(同侧两根螺栓)断裂,造成高压抗燃油冲破密封胶圈外泄,#2高压主汽门油动机处泄漏,EH油压迅速下降,1BEH油泵联起,油压还是维持不住,2分钟后油压到零造成汽机主汽门关闭,汽包压力迅速上升,使得汽包水位迅速下降,汽包水位低三值动作,锅炉MFT,机组跳闸。
事后对螺栓进行检查,发现其断裂口有明显的旧痕,说明这2根螺栓在安装前就可能存在缺陷。
安装中使用了厂家提供的有缺陷的螺栓,是造成这次故障的主要原因。
4、暴露的问题
厂家提供的螺栓可能存在缺陷,说明重要部件出厂质量把关不严,安装过程中缺乏可靠的检验手段。
5、防范措施
1)已经通知厂家对螺栓进行分析并做强度试验。
2)加强对有关部位的巡检,防止此类螺栓再次发生问题,做好防范喷油的措施。
3)请权威部门对断裂的螺栓进行试验和分析,提出有针对性的检查措施,利用停机机会检查#1机相关螺栓,必要时全部更换为检验合格的螺栓。
4)对在建机组的该类螺栓也必须按上述措施进行严格检验并做好记录,并请制造厂明确安装要求,严格安装工艺,加强质量监督,坚决杜绝同类问题的再次发生。
6、责任分析
初步认定这次故障的主要责任是东方汽轮机厂家,属于设备质量问题。
六、4月24日15时10分,#1机组锅炉泄漏,经向调度申请,机组停机。
1、故障前运行方式
4月24日12点20分,#1机组负荷600MW,在CCS方式、定压运行;1A、1B送、引、一次风机运行,引风机投自动;1A密封风机运行,1B密封风机投备用;6台磨运行,各容量风控制投自动;1A、1B汽泵运行,汽包水位投自动,电泵备用;1B凝结水泵运行,1A凝结水泵投备用,除氧器水位投自动;高、低加系统正常投用。
2、故障经过
4月24日12点20分,发现#1炉本体46米炉左侧水冷壁内漏、炉尾部烟道左侧包墙下联箱疏水管座处外漏,向总调提出#1机组滑停申请,总调同意#1机组滑停申请,13:
00执行总调令1号机组开始滑停。
15时10分,执行总调令#1机组与系统解列。
检查处理#1炉本体46米炉左侧水冷壁鳍片管、炉尾部烟道左侧包墙下联箱疏水管座漏点后,按计划4月28日13时39分机组并网。
3、原因分析
4月27日进入炉膛检查,发现#1炉本体46米炉左侧水冷壁鳍片管有3处漏点、炉尾部烟道左侧包墙下联箱疏水管座有1处漏点,经初步分析,属于厂家设备问题。
4、暴露的问题
#1炉本体46米炉左侧水冷壁鳍片管有缺陷,初步判断属厂家设备问题;炉尾部烟道左侧包墙下联箱疏水管座有气孔,是厂家焊接质量问题。
设备制造、安装过程中厂家、监造人员把关不严。
另外,运行人员对炉膛泄漏报警装置的报警不够重视。
5、防范措施
1)加强对锅炉设备巡回检查,做到及时发现及时处理。
2)已将更换下来的缺陷管道送有关部门分析,抓紧催要报告,真正查清泄漏原因,制定出有针对性的防范措施。
3)将此问题及时反馈到在建机组,对锅炉受热面要严格检查、探伤,严格水压试验标准,做到早发现早处理,防患于未然。
4)重视炉膛泄漏报警装置。
6、责任分析
初步认定此次停运属于设备质量问题,责任单位是北京锅炉厂。
七、4月29日,汽包水位低三值保护动作,锅炉MFT,汽机联跳,#1机组跳闸。
1、故障前运行方式
4月29日8时10分,#1机组负荷600MW,在CCS方式、定压运行;1A、1B送、引、一次风机运行,引风机投自动;1A密封风机运行,1B密封风机投备用;B、C、D、E、F磨运行,A磨检修;各容量风控制投自动;1A、1B汽泵运行,汽包水位投自动,电泵备用;1A凝结水泵运行,1B凝结水泵投备用,除氧器水位投自动;高、低加系统正常投用。
2、故障经过
4月29日8时10分,设备维护人员交待A2容量风挡板卡涩已处理好,运行准备启动A磨运行。
8点11分降负荷至590MW后,投入A磨对应的四支油枪,正在暖A磨煤机,在暖磨过程中汽包压力一直上升:
在8点17分42秒至8点24分15秒期间的6分33秒内,汽包压力由17.816MPa上涨至19.11Mpa,#1PCV阀在8点23分12秒动作,同时发现水位下降,已降至-200mm以下,仍有下降趋势,紧急将A、B汽泵切手动调整水位,启动电泵作备用;手操小机指令由78%缓慢加至90%,汽泵转速加至5350转,汽包水位已开始上升。
8点26分B小机转速迅速下降,随之汽包水位急剧下降,手动打掉D磨、降负荷,但因负荷过高,水位降至低三值,保护动作触发炉MFT,机组跳闸。
3、原因分析
1)由于投入了油枪,使锅炉蒸发量增加,蒸汽压力上升较快;锅炉主控及燃料主控调节品质较差,且磨煤机容量风挡板在饱和区,虽然调节幅度很大,但煤粉减少过慢,造成主汽压力快速上升。
2)#1B小机在8点25分21秒时,蒸汽进汽流量已经达到当时工况下的最大值,转速不再上升,造成给水量不足。
其后由于转速指令的持续增加而小机转速不增加,导致偏差越来越大,MEH判断“伺服阀不正常”,#1B小机调门关闭,汽包水位大幅下降。
3)燃料自动调节发生异常时,运行人员不能很好的判断、进行有效的处理,使故障扩大化。
4、暴露的问题
1)运行人员在增减燃料时,缺乏经验,在汽包压力已经开始上升的过程中,依然投油、投磨。
2)在异常工况下,小机的低压汽源不够,而小机高压汽源因未调试而未投入。
3)CCS协调控制系统调节品质差。
5、防范措施
1)运行人员在增减燃料时,应密切监视汽包压力及其变化速度、机组负荷变化情况、相应系统自动投入情况,在汽包压力已经开始上升的过程中,不能再投油、投磨。
2)机组在CCS、定压方式运行时,在调节品质调试合格前,运行人员应根据实际运行情况及时进行手动干预。
3)在小机调整过程中,运行人员应密切注意操作员站的小机阀位的变化情况,在增加指令时应根据实际转速加减流量指令,在小机出力到极限时不应再增加指令。
在DCS系统增加MEH的小机阀位信号,以便于运行人员进行小机转速调整。
4)热控人员应收集并分析、研究此次事件的曲线、记录,进一步优化自动调节系统的调节品质,必要时应联系原调试单位处理。
研究小机转速指令与实际转速偏差大保护定值,使之符合运行实际情况。
6、责任分析
1)运行人员燃烧调整经验不足,异常情况下的处理方法不妥,造成汽包压力大幅上升是本次故障停机的起因。
2)小机高压汽源未调试而不能投入,导致异常工况下小机出力不足是本次机组故障停运的主要原因
3)调试单位未能将CCS协调控制系统的品质调试合格,也是这次事故的一个原因。
八、5月2日23时01分,因#5、6低加解列、除氧器压力下降、四抽压力下降、#1B小机调门关闭,汽包水位低三值保护动作,锅炉MFT,机组跳闸。
1、故障前运行方式
5月2日21时,#1机组负荷500MW,CCS方式、定压运行;1A、1B送、引、一次风机运行,引风机投自动;1A密封风机运行,1B密封风机投备用;B、C、D、E、F磨运行,各容量风控制投自动;1A、1B汽泵运行,汽包水位投自动,电泵备用;1A凝结水泵运行,1B凝结水泵投备用,除氧器水位投自动;高、低加系统正常投用。
2、故障经过
5月2日21点01分,DCS控制柜10CBA09的BG075卡件发生故障。
运行人员发现低加水位异常,疏水调门不能操作,全面检查后发现,辅汽系统、抽汽系统各电动门、逆止门均不能操作,联系维护人员处理。
22点42分,6号低加解列,四抽压力为0.783MPa,22点46分5号低加解列,四抽压力为0.756MPa,#5低加解列后,四抽压力的下降趋势加快。
23时00分,DEH画面显示#1B小机调门关至0位,此时汽包水位快速下降,立即启动电泵,手停一台磨煤机,并且迅速提高电泵勺位。
23时01分,水位低三值保护动作,锅炉MFT,机组跳闸。
3、原因分析
1)由于热工卡件故障,导致低加的疏水调门关闭,低加水位高跳闸。
在#6低加、#5低加相继切除后,进入除氧器的凝结水温度降低约35.5℃,相应除氧器压力下降(0.722Mpa),因除氧器饱和水的温度下降,进入除氧器加热的四抽抽汽流量大为增加,导致四抽压力下降,四抽供小机的蒸汽作功能力下降,同时供给小机的蒸汽量减少,小机转速下降,使汽包水位下降,CCS发出增加小机转速指令,开大小机调门,因指令不断增加,而转速基本保持不变,导致#1B小机指令与实际转速偏差越来越大,MEH软件判断为伺服卡故障,小机调门随之关闭。
锅炉汽包水位不能维持引发锅炉MFT。
2)在异常工况,小机的低压汽源不够,而小机高压汽源因未调试而没有投入,导致了小机进汽不足,不能正常向锅炉供水,汽包水位低导致锅炉MFT。
4、暴露的问题
1)在异常工况,小机的低压汽源不够,而小机高压汽源因未调试而不能投运,存在较大安全隐患。
2)缺陷处理不及时,运行发现近2小时后,缺陷没有得到消除。
5、防范措施
1)小机高压汽源投运是调试未完项目,应联系调试单位、东汽厂家完成调试工作,使小机高压汽源能正常投入。
2)在目前小机供汽量不足的情况下,作为临时措施,在咨询东汽厂家并征得厂家的认可后,热工人员把MEH中“伺服阀故障”的判断条件的相关参数放大。
建议进一步研究小机转速指令与实际转速偏差大保护定值与方案,使之符合运行实际情况。
3)电厂应编制低加解列事故处理方案,并组织学习培训。
6、责任分析
1)热控卡件故障导致低加切除、引起小机出力不足是本次机组故障停运的主要原因。
2)小机高压汽源因未调试而未投入,导致异常工况下小机出力不足是本次机组故障停运的原因。
九、5月7日4:
35,#1机组因A凝泵电机上轴承冒烟切换至B凝泵运行后,B凝泵又跳闸,抢合不成功,打闸停机,申请调度同意,转为停机消缺。
1、故障前运行方式
5月7日2时26分,#1机组负荷600MW,机组在CCS方式、定压运行;1A、1B送、引、一次风机运行,引风机投自动;1A密封风机运行,1B密封风机投备用;6台磨煤机运行,各容量风控制投自动;1A、1B汽泵运行,汽包水位投自动,电泵备用;1B凝结水泵运行,1A凝结水泵投备用,除氧器水位投自动;高、低加系统正常投用。
2、故障经过
5月7日2时28分A凝泵电机上轴承冒烟,运行启动B凝泵运行,并手动停运A凝泵;机组运行方式不变;4时32分,B凝泵跳闸,4时33分重启B凝泵不成功,凝泵全停;4时
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