#1机组跳闸情况汇报

　　2007年4月16日本值白班，11时11分汽机跳闸，机组大联锁动作正常，现就相关情况汇报如下：

　　一、事故前运行方式

　　#1机组CCS控制方式，有功600MW，无功70Mvar,主/再热汽压25．2MPa/4．1MPa，主/再热汽温560℃/540℃，煤量250T/H，A、B、C、D、F磨运行，A、B汽泵运行，A、B双侧送、引、一次风机，A凝泵工频运行，B泵工频备用，A循泵运行，凝汽器、除氧器水位自动，500KV升压站黄鹰Ⅰ、Ⅱ回线，第一、二串合环运行正常，高厂变带厂用电运行。

　　二、事故现象

　　1、11：11集控室发声光报警，汽机跳闸，首出“ASLTRIP”，主汽压力上升，锅炉PCV阀动作，随后过热器安全门动作，汽机高中压主汽门调门关闭，抽汽逆止门电动门关闭，高排逆止门关闭，高排通风阀开启，汽机转速略微上升后下降，A/B小机联跳；

　　2、锅炉MFT动作，首出汽机跳闸，所有磨煤机跳闸，A/B一次风机跳闸，密封风机跳闸，减温水调门电动门自关，A引风机跳闸（就地开关室检查为A相差动保护动作，后经电气检修检查告A引差动为A引中性点CT不平衡电流使保护误动所致）；机组负荷由600MW甩到零，

　　3、#1机组负荷由600MW甩到零，发变组解列，首出“逆功率保护动作”，灭磁开关联跳正常，厂用电自动切换为启备变带。

　　三、事故处理经过

　　1、判断机组跳闸联锁动作正常后，检查汽机交流润滑油泵未联启，手动启主机交流润滑油泵；

　　2、手动开启高低压旁路及其减温水，对锅炉降压，调整低旁维持冷再压力1MPA左右，以维持主机轴封汽压力；

　　3、检查除氧器水位高至1200毫米，除氧器水位自动调节不正常，立即解除自动，手动关闭除氧器水位控制主副调阀，手动开启凝结水再循环调整门，维持凝结水走再循环；

　　4、检查低压缸喷水调门未自开，手动开启后缸喷水和水幕喷水至50%的开度，检查开启汽机本体所有关闭的疏水手动门；

　　5、A引风机跳闸后，将A引6108开关拉到“试验”位，测量对地绝缘为200MΩ，相间电阻为0，就地检查无明显异常，电气检修检查告A引差动为A引中性点CT不平衡电流使保护误动所致。将6108开关送“工作”位。

　　6、11：16

　　检查启动电泵运行，手动开启PCV阀泄压至11MPA后向锅炉进水，调整锅炉总风量800T/H，给水量600T/H，启动炉膛吹扫；

　　7、五分钟吹扫结束后对A层等离子四角拉弧，依次启动A一次风机、B密封风机和B一次风机，测量A引风机绝缘200MΩ，就地检查A引电机无异常后启动A引风机；

　　8、11：56启动A磨煤机，锅炉点火成功；

　　9、12：05启动B磨煤机，主汽升温升压，12：49，主汽压力8.6MPA，主汽温度510℃，再热气温480℃，汽机冲转，13：10汽机定速3000转/分；

　　10、13：13发电机自动准同期并网，自动带初始负荷30MW，13：30机组负荷升至110MW，启动快切装置倒厂用电为高厂变带；

　　11、13：35B小机冲转，#2瓦Y向振动大跳闸，重新600RPM暖机，15：05B小机3000RPM，并入汽泵运行正常，电泵旋转备用，至交班，投入TF方式，负荷240MW。

　　四、事故经验总结

　　1、机组跳闸后应视汽压情况，及时开启锅炉PCV阀，将压力下降到11MPA左右，控制电泵给水流量和电流不超限；

　　2、极热态恢复过程中，要尽快点火升汽温以满足冲转要求，以免延误开机进程；（如在1--2小时内点火，可不用投启动炉）

　　3、注意监视缸温，偏差大及时关闭汽机本体相关疏水闷缸，冲转前切记要开启相关疏水门；

　　4、严密关注3A阀的动作情况，以免阀门闭锁引发分离器水位失控；

　　5、小机应提前冲转到3000RPM备用；

　　6、旁路系统应保持热态备用，以免紧急情况下投用导致管道振动；

　　7、凝泵再循环长期不能正常投入备用是一大安全隐患；

　　8、恢复过程中提前联系热控做好热工信号，以便尽快机组带出力；

　　9、汽温应对照极热态启动尽快满足汽温，旁路配合调整汽温；

　　10、平时做好各种事故预想，各岗位提高事故情况下的应急作战能力，加强横向联系与专业培训。

　　发电运行部