2机组事故跳闸经过分析

#2机组事跳闸分析
运行方式：
#1机组负荷130MWB水泵运行A水泵联备B凝结泵运行A 泵备#1炉甲乙侧送引排磨运行炉前燃油系统备6KV380V厂标准运行方式
#2机组负荷130MWB水泵运行A水泵检修A凝结泵运行B泵备#2炉甲乙侧送引排磨运行炉前燃油系统备6KV380V厂标准运行方式
110KV系统标准运行方式86启备变充电中#12机组6KV厂快切联动备中
事现象：
2013年10月24日（GPS时间00时11分36秒）（DCS画面时间00时17分56秒）系统击（集控室明闪烁次）#2发电机出口开关82开关跳闸#2机6KV厂快切动作正常6KV380V厂电压正常#2机汽门关闭#2炉MFT动作炉灭火
#2机电气DCS报警发励限制励磁装置报警手动通道运行CHⅠ通道报警CHⅡ通道报警#2机发变组保护AB柜WFB801装置均发励磁系统障动作#2发电机励磁系统位机发外部跳闸PQⅠ段报警PQⅡ段动作NCS装置电脑告警110KV唐明Ⅰ线测控侧电压AVC装置电脑告警110KV唐明Ⅰ线测控侧电压 110分段母差保护动作唐湖电厂82开关分闸（事跳）2G励限制2G低励限制
#2发电机功负荷45MVAR突降675MVAR#2机6KVⅡAⅡB段母线电压617KV突降548KV
#1机组负荷（4s）131MW突降120MW突升149MW突降130MW稳定
#1发电机功负荷（4s）46MVAR突升123MVAR突降45MVAR稳定
#1发电机出口电压（4s）156KV突升164KV突降156KV稳定
#1发电机定子电流（4s）5187A突升6251A突降5246A稳定
事原：
次#2机组跳闸系电网系统障引起障点发生厂外部调设备系统击#2机励磁系统保护动作出口#2发电机跳闸联关汽门锅炉MFT动作炉灭火
处理：
00时12分：省调王亚文电话询问厂#2发电机否跳闸回告：#2机组已跳闸正查明原
00时15分：汇报省调王亚文2发变组保护柜发励磁系统障动作 励磁系统位机发PQⅠ段报警PQⅡ段动作回告：厂#2机组检查异常网前行申请
令#2炉吹扫点火
00时20分：#2机高低旁阀DCS操作法开安排运行4名员手摇通知检修员位
00时22分：#2炉AB1油枪点火成功增投CD3油枪
00时45分：#2机低旁阀手动摇开35％高旁阀手动摇开15％
00时50分：#2炉汽压力1311Mpa汽温505℃运行检修（计6）次手动摇#2机高低旁阀安排锅炉运行员开启#2炉低疏水门降低锅炉压力开启控排泄压会造成汽温度急剧降顾未令采取措施撤运层AB1油枪投层CD1油枪
01时20分：低旁阀手动摇开100％高旁阀手动摇开66％#2炉汽压力125Mpa开始降65 Mpa汽温495℃降410℃
01时25分：#2炉炉前燃油气动门均动关回法开#2炉灭火检查#2机交直流系统未发现异常排查中发现#2机炉仪压缩空气压力低（025 Mpa）检查#1～4空压机运行正常#2炉仓泵间仪压缩空气压力正常
02时05分：判断#2炉室外仪压缩空气弯头部结冰堵（#2炉甲送风道处）开启#12机组仪压缩空气母联络门（约13）#12机组仪压缩空气母联络门架空门改门操作台开启门时长（约30分钟）
02时30分：#2机炉仪压缩空气压力正常（055 Mpa）
02时40分：#2炉点火（AB1AB3CD1三支油枪）烧参数(时汽温26 Mpa 345℃)
03时05分：#2炉转甲排粉机投微油加运B层粉机
04时15分：#2机组转参数合格#2机开始转
04时59分：#2机3000r／min定速
05时30分：#2发电机控网
06时20分：#2机组负荷60MW#2炉侧油枪全部撤运
暴露问题：
1      机组恢复程中暴露出运行员技术协调异常点确证分析力欠缺
2      机组辅助系统存薄弱点（例：机组掉闸高低旁阀门DCS操作法开运行员进行手动操作费工费时<原种阀门工作环境恶劣门前门差压造成>2压缩空气含水量尤冬季压缩空气停止易弯头处结冰堵塞道）造成次机组启动时间长（燃油消耗）原恰述两点相符
防范措施：
1      通次电网事造成#2机组跳闸运行员工作中应加强身学提高反事力提高威胁点预控
2      运行员加强巡检质量隐患做早发现问题早汇报早预防
3      认真执行定期工作提高设备运行质量
 
运行二值
2013年10月24日 
 
 

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