电厂MFT动作跳机分析报告调查报告.docx

【事故经过】
2004年4月13日，五值早班，#1机组300MW负荷运行，500 kVⅠ、Ⅱ串环网运行，黔鸭Ⅰ、Ⅱ回运行，#1启备变热备用，A、B引风机，A、B送风机，A、B一次风机，B、C、D磨及A密封风机运行，B密封风机备用，A磨检修，炉侧除一次风自动外，其余自动均投入，主汽压力15.58MPa，主汽温度537℃，再热汽温540℃，再热汽进出口压力3.6/3.4 MPa，氧量4%，送风量2030km3/h，主蒸汽流量910t/h，给水流量923t/h。

12时22分，工业电视突然变暗，炉膛负压变负至满档，煤火检火焰全部丧失，集控事故音响发出，全炉膛熄火MFT动作，锅炉设备联动正常，汽机跳闸，机组负荷到零，5011、5012 、FMK、6101、6103开关跳闸，发电机定子电压电流，转子电流为0，黔鸭Ⅰ、Ⅱ回有功分别降为140MW，检查6kV1A/1B段快切成功， 380v厂用电系统正常，减温水调门关闭，汽机转速下降，交流油泵联启正常，各高中压主汽门、调门关闭，各段抽汽逆止门、电动门联动正常，疏水气控门联开正常。

高旁减压阀联开50%，高喷减温水未开，造成高旁后汽温达390℃，联关高旁，派人到就地手动开启高旁减温水，将高旁后汽温降到390℃以下后，再开启高旁；低旁减温水联开35%，低喷联开30%。

锅炉抢合电泵成功，将汽包水位补至正常，收小引、送风，送风量收至900km3/h，辅汽联箱汽源切为#2机再热冷段供，汽机将A汽泵汽源倒为辅汽联箱供，冲转至3100r/min备用。

B汽泵在惰走过程中因主泵吐出端密封液温度高跳闸。

调整轴封汽压力并切为辅汽供，调整各加热器、凝结器、除氧器水位正常。

查看MFT首出为“全炉膛熄火”，汽机首出为“锅炉MFT动作”，检查发变组保护柜“热工保护，程跳逆功率，发电机定子接地保护（三次谐波电压）”信号发出，检查发电机主变、高变、#1启备变、励磁小室及5011、5012开关正常，退出#1发变组A柜失步 t2压板17XB，失磁t2、t3压板18XB，失磁t4减出力压板19XB，失磁t4切厂用电20XB，#1发变组A柜逆功率压板7XB，投入#1发变组B柜起停机保护压板18XB。

确认设备无异常后，开始恢复。

12时30分，吹扫完成，油检漏走旁路、投入3支油枪运行，12时28分，主机转速1200r/m，启动顶轴
油泵A运行；12时36分，机组转速588r/m ，重新挂闸冲转，此时主汽压力16.22 MPa，再热汽压1.47 MPa，主、再汽温502℃／535℃，真空-83.5kPa，12时44分，机组达全速，但此时转速波动较大，开旁路泄压，13时08分，主汽压力7.77 MPa，再热汽压0.17 MPa ，主汽温445.3℃，再热汽温44６℃，用ASS同期选择5011开关并网成功，投入#1机发变组相应保护压板，手动加负荷大于8MW，投入13支油抢运行，启A密风机，A、B一次风机运行，启B磨运行，投入DEH功率回路升负荷，13时30分，机组负荷50MW，冲转B小机，13时50分，达3100r/m 作备用。

13时15分，检同期合上5012开关，负荷达2W时投入#1发变组A柜逆功率压板，断开#1机同期装置电源，全面检查发变组保护柜正常，发电机本体及主变、高变本体及冷却器工作正常，检查励磁小室，500kV网络继电器室各保护装置正常、5011、5012开关油压汽压正常；13时43分，负荷110MW时，大旁路切换为主给水,启C磨运行，检查快切装置正常，切换6 kV 1A、1B段为高厂变供电；13时45分，负荷120MW，倒各加热器疏水为正常疏水, 将电泵倒为A汽泵运行,电泵旋转备用,A汽泵汽源切为本机供,负荷150MW将B汽泵并列运行,14时05分，负荷180MW，将轴封汽切为自密封。

启D磨运行，逐渐退出油枪运行，14时28分，机组负荷270MW，机组恢复正常运行。

【事故原因】
由于近期吹灰器调整门坏，无法调节压力，至使锅炉吹灰效果不好，造成锅炉垮灰，煤火焰丧失，MFT “全炉膛熄火”保护动作。

【经验教训】
1.经验不足，事故处理有些慌乱，尤其是水位调整波动大。

最高８6mm最低-167mm.，所以，值班员在调节水位时，应及时对照给水泵流量、压力，再循环门位置，高旁开度及电机电流等参数综合考虑，在此次操作过程中，我们就发生过给水流量只有20t/h以及电泵电流短时超限的情况；
2.旁路保护不能正常动作，导致主汽压力不能及时泄掉，最后手动开启旁路泄压，锅炉PCV阀不能正常开启（原已停用），主汽压力上升至16.5 MPa，而不能及时消压，应及时联系汽机想办法开旁路。

在此次
事故处理过程中，由于高旁动作后减温水未能开启，造成汽温高闭锁高旁开，给机组的泄压造成了很大的困难，在今后的处理中必须加强注意；
3.B一次风机出口门不能联开，及时手动将其开启，未造成一次风机跳闸，说明我们的设备的联锁及保护都有不正常的地方，一定要加强监视，切不可因太信任保护而使设备受到损坏；
4.旁路及主给水切换时旁路门关得过早，如果主给水电动门不正常引起汽包水位波动就会使操作显得很紧张，今后应将主给水电动门完全开启，将水位调整正常后，再慢慢关旁路门也不晚，即要能分清主次关系；旁路及主给水切换后孔板门远操不起,在以后的灭火处理主给水切换时,建议孔板门不关闭；
5.由于低旁开启后其减温水调节不及时，易造成低旁后温度高180℃联关低旁，应注意监视调整；跳机或高旁开启后，要注意加强再热器压力的监视，防止超压，高旁CRT操作开不启时，应安排人员就地将高喷电动门、调整门手动开启，但必须注意防止发生水冲击。

此次跳机后旁路联动，高旁联开50%，减温水未联开，两分钟后，由于高旁后汽温高造成高旁关闭。

所以在跳机后联动设备的检查过程中，反映出我们对旁路的各阀状态及门后温度重视不够，以致在高旁后温度高闭锁关闭之后未能及时开启，以后应加强注意；
6.高旁逻辑是在高旁减压阀动作开启后5s以内，高旁后汽温高于定值300℃联开高喷减温水调门100%，在5s以后如高旁后汽温大于300℃，高喷减温水调门也不联开（5s之前如果高喷未联开），很容易造成高旁后温度高闭琐。

如果高喷联开100%，温度急剧下降，未及时调整将造成高旁后温度剧降，很容易造成高旁后蒸汽带水，严重时造成水击。

所以，建议对高喷的开关，应增设低温联关，高温联开的逻辑，保证高旁正常动作；
7.由于并网前主汽压力较高，汽机转速波动较大，并网较困难，因此，主、再热汽压应控制得较低些，及时用旁路参与调整，降低主汽压力后再恢复冲转；
8.恢复后倒高加疏水的过程中，由于虚假水位严重，真实水位不能准确监视，倒高加疏水应格外细心，争取早倒换好，容易控制好各加热
器、除氧器、凝结器水位；防止倒换过程中造成高加频繁解列，损坏电动头；
9.#1机灭磁开关联合信号仍存在和上次并网一样的情况，未得到根本解决，一旦复位灭磁开关，灭磁开关马上合上，机端电压立即上升至18kV，接下来AVR开机令模块无法选中，并网开关同样无法选择，不能继续并网操作，此次原因为调节系统辅CPU故障造成；
10.热工在处理上一项缺陷时，重新下装程序后并网操作菜单中可以操作并网，但是新程序下装后，6Kv1A/1B段快切方式由串联切换自动变为并联切换方式，380v1A/1B段联锁由以前的投入状态自动变为退出状态，锅炉MCC 1C段联锁由以前的投入状态自动变为退出状态，6Kv1A/1B段#1机#1除尘变开关6111、#2除尘变6131开关红灯闪烁，照明系统46108、461081、49147开关红灯闪烁，#1机#1UPS Q050刀闸状态变为旁路运行（刀闸状态变反，实际是主路运行）。

上述情况说明我们的逻辑在很多情况下还存在软件更新后，自动修改的情况，所以在事故处理过程中我们应及时检查，及时更正，防止设备动作异常或不动作，造成设备损坏；
11.灭火跳机后，锅炉应立即调整风量进行吹扫，同时联系汽机开启旁路降压，旁路开启后，应立即投入5支以上油枪稳住汽温，防止汽温下降过多；
12、机组发生事故后，要及时使用群呼电话通知相关部门到场。

【2月8日事故后处理情况】1.热控分场在机组运行中制定周密安全措施，重新对循环水系统IO通道进行了分配，分考虑了危险分散原则，每台循泵和出口液控蝶阀各由单独DO卡件控制，单一卡件故障不会造成多台循泵停运。

2.对卡件故障增加了故障次数累计功能，便于统计分析。

3联系DCS厂家到现场检查分析，判断XDPS系统本身并无故障，此次循环水系统设备异常动作的原因，是接地点附近有大能量的电磁干扰，反窜入远程柜的接地系统，造成继电器吸合。

并根据厂家提出4条整改措施全部进行了整改：⑴对循环水泵房内的远程柜接地系统进行了整改，电气提供的接地点接地电阻0.6Ω（厂家要求<2.5Ω）。

⑵在远程柜同槽钢间增加厚度至少5mm的胶木板，机柜已完全浮空，机柜同
槽钢间固定使用新华公司提供的绝缘螺栓，测绝缘>>250MΩ。

⑶将远程柜与低压电气柜用胶木板绝缘隔离。

⑷将24V电源接地线接地（即将CG接地铜排与PG接地铜排短接）。

【4月7日事故后处理情况】1.更换了4台循泵及出口液控蝶阀所在的DO卡件共计4块。

2.厂家要求将＃1＃2站全部4块Bcnet卡件与＃3＃4机DPU1/21＃2站Bcnet互换观察。

3.厂家要求将远程柜光纤盒内两根钢丝加上绝缘。

4.厂家要求控制柜单独接地，电厂各部门协同作业，在循泵房外挖了两个2.5m深的坑，用扁铁打入地下约1米深，单独做环形接地，测量接地电阻为107Ω，均弃置未用。

后经厂家现场指定循泵房外电缆沟内接地点（接地电阻0.22Ω），用厂家提供DCS专用接地线接入，路线按厂家指定路线布放，接地前用250V摇表测量机柜绝缘，表计量程打满，绝缘合格。

【历次试验情况】1.对同一设备同时发启/停指令，观察设备动作情况试验。

⑴试验时间：7日17:00、8日10:00⑵试验对象：连通管电动门1、＃6循泵（置试验位进行）⑶试验人员：丁建设（新华公司）、荣新瑞（电厂安生部）、蔡健飞（电厂热控）⑷试验方法：在DCS逻辑中将设备的启/停指令连接到同一个操作器，发出信号使启/停指令出口继电器同时带电，在DCS上观察设备动作情况。

⑸试验结论：在同一设备的启、停指令出口继电器同时动作时，该设备将反态动作（即运行设备将跳闸、备用设备将自启）。

如果循环水系统所有继电器同时带电，各设备动作情况将与事故现象完全相同。

2.远程柜电源切换试验⑴试验时间：8日17:00～22:30⑵试验人员：新华公司技术人员、电厂热控人员⑶试验情况：对DCS电源分配柜来两路电源（UPS和保安3B段）进行反复切换试验，远程柜各设备工作正常，无报警、无设备误动。

用万用表测量两路电源进线电压：A路（UPS）213V；B路（保安段）193～215V（不稳定）；测量两路电源电缆绝缘：A路，线间及对地电阻500MΩ；B路，线间及对地电阻200MΩ；⑷试验结论：电源切换不会引发卡件故障报警和设备跳闸。

3.第一次远程柜电源降压试验⑴试验时间：8日22:40～9日0:50⑵试验人员：新华公司技术人员、电厂安生部电气和热控专工、热控、电气人员⑶试验情况：①将所有继电器的出线解掉,避免在试验过程中引起设备误动。

②将远程柜空调（功率570W）电源线拆除，
避免影响电压。

③断掉开关箱两路电源进线,将调压器的输出端接入A 路进线中,做单路降压试验。

当输出电压从220V降至140V时, 开关箱切换继电器不停来回切换；DPU84与右边的5V、24V、48V电源均失电；DPU64与左边的5V、24V和48V电源工作正常；卡件箱中各卡件工作正常；24V电源不稳定（0～24V间跳变）；DO继电器无任何动作。

当输出电压降至129V时,左边的5V、24V和48V电源也失电；卡件箱中所有卡件断电；DPU工作正常；继电器无任何动作。

④将调压器输出端并接至开关箱A、B两路电源进线中,做双路降压试验。

当输出电压从220V降至140V时, 开关箱切换继电器不停来回切换；所有电源工作正常；卡件箱各卡件工作正常；24V电源不稳定（0～24V间跳变）；DO继电器无任何动作。

当输出电压降至125V时,所有电源失电；卡件箱所有卡件断电；DPU工作正常；继电器无任何动作。

降至52V时，整个机柜全部失电，DPU停机。

调压器的输出电压在140V左右来回波动时,工作电源指示灯时好时坏；卡件箱所有卡件Fail（故障）灯闪烁几次；DPU工作正常；继电器无任何动作。

⑤将远程柜空调接入，重复试验，除电压下降5V外，其它现象相同。

⑥连接一个220VAC接触器到＃5循泵跳闸继电器，重复降压试验，接触器未动作，其它现象相同。

⑦试验结论：开关箱电源失压到140V时会引发卡件故障报警，但不会导致继电器吸合，即不会造成设备误动。

远程柜空调对控制系统无影响。

4.第二次远程柜电源降压试验⑴试验时间：10日10:00～15:00⑵试验人员：新华公司技术人员、贵州电力试验研究院热工专业、电气专业人员，电厂安全生产部电气、热控专工，热控分场、电气分场人员⑶试验仪器：Tektronix 2220示波器，Fluke 99B 示波器，CST 2002压力校验仪（可提供24VDC电源输出），Fluke 17B万用表
⑷试验情况：①测量远程柜两路进线电源，UPS和保安段电源的品质：a.UPS电源波形平滑，只是波峰、波谷较平。

b.保安段电源波形大多时间有较多毛刺，但有时较平滑，有时波形会出现断点。

（已用手机摄下波形图）②两路进线带负载能力及线损测试：a.单路电源供电时，远程柜的进线处电压为205V。

b.双路电源供电时，远程柜的进线处电压为211V。

③电源电缆品质测试：a.两路电源分别由两根四芯电缆（4×
2.5）引入，两芯作电源线，两芯备用，截面均为2.5mm，电缆均无屏蔽层。

b.UPS电源电缆备用芯对地电压一根为11V，另一根为23V。

c.将保安段电源电缆两端所有线芯悬空，测得备用芯对地电压为0V左右；将保安段电源电缆在远程柜处悬空，将电子设备间PS柜空开合上，测得备用芯一根对地电压为96.8V，另一根为56V。

d.带负载测试前1个小时，示波器测得的保安段电源（B路）电压波形一直存在异常，在开关箱切换到此B路时产生不正常的频繁倒切；后来保安段电源电压波形又恢复正常，在开关箱切换到此B路时能正常倒切。

④重复电源降压试验，观察开关箱、卡件、电源等动作情况，与4月8日一致。

试验结论：＃3机DCS到远程柜B路电源（保安段）压降较大，且存在干扰，但也不会导致继电器吸合，即不会造成设备误动。

5.第三次远程柜电源降压试验⑴试验时间：11日17:00～22:30⑵试验人员：新华公司技术人员、电厂安生部电气、热控专工，热控分场人员。

⑶试验仪器：Fluke 196 示波器，Fluke 17B万用表⑷试验情况：①将保安段电源电缆在远程柜处悬空，将电子设备间PS柜空开合上，测量备用芯电压42V，用36V行灯灯泡接入两根备用芯，灯泡不亮，表明为感应电压。

②用Fluke 196示波器测量两路电源波形与10日相似。

③联系运行从DCS试转＃1～＃4深井泵、＃1～＃4清污机、＃1＃2冷却水升压泵、操作连通管电动门1、2均正常后，启动＃1、＃3深井泵，＃1、＃3清污机，开启连通管电动门1。

④用4个220VAC接触器分别接到＃5、＃8循泵跳闸继电器及两个备用继电器，捕捉继电器输出信号。

⑤重复电源降压试验，观察开关箱、卡件、电源等动作情况，与4月8日一致。

⑵试验结论：整个降压试验过程未发生继电器吸合现象，所有投入DCS控制的设备均未误动，再次证明远程柜进线电源不是造成事故原因。

【事故专题分析会纪要】2005年4月12日，在电厂热控分场召开了4月7日事故专题分析会，参会人员：贵州电力试验研究院热工室主任工程师，试研院电气专业主任工程师等4人，电厂安生部热控主管、电气主管，电厂热控分场7人，电气分场1人，新华公司项目经理。

会议就事故原因进行了深入讨论分析，本着找到根本原因，解决问题的态度，就各方提出的各种可能进行分析交流，最后基本认为，3次事故均系DCS远程控制系统误动
引发事故，应由新华公司制定方案，并配备必要检测试验设备，试研院、电厂密切配合实施，争取早日查明原因，消除隐患。

【4月20～22日处理情况】2005年4月20日，新华公司派总师室高级工程师郑麟松到厂，上午与热控分场进行了交流，下午15：00～18：00，在安生部会议室再次召开了事故分析会，参会人员：贵州电力试验研究院热工室主任工程师，试研院电气专业主任工程师，电厂主管一厂生产副厂长，安生一部热控主管、电气主管、汽机主管，电厂热控分场，电气分场，新华公司。

新华公司提出4条处理意见：①增加供电线的芯数，以降低供电线的电阻②将空调电源接到就地MCC端电源③为防止供电线路受到干扰，将保安电源接到UPS（1kvA 6min），UPS的输出接到DCS远程控制柜。

④增加两个开关量输入点，引入两路电源的状态进行监控、报警。

20日～22日，根据新华公司建议，热控分场、安生一部、新华公司共同对远程柜作了如下处理：1.将＃3机DCS系统PS柜来两路电源分别用备用芯并接，原单芯供电变为双芯供电，以降低供电线电阻。

2.将远程柜空调改由就地MCC柜电源供电。

3.将所有循泵房DCS控制设备作进报警历史。

4.将B路电源（保安段）接到一台小型UPS（SANTAK C1KS 1kvA，6min），UPS的输出接到DCS远程柜B路进线端子。

UPS放置于DPU柜内。

5.将A路电源丧失状态引入＃1站＃4DI卡0通道、B路电源丧失状态引入＃1站＃4DI卡1通道进行监控，并作进报警历史，试验正常。

6.将＃2站＃0DO卡7通道引入＃2站＃5DI卡31通道、＃2站＃1DO卡15通道引入＃2站＃5DI卡29通道进行监控，并作进报警历史。

7.将24V地接地。

经过以上处理后，新华公司保证远程柜所有DO继电器不会同时输出。

序号项目A路电源（UPS）B路电源（保安段）1工作前测量210.9V213V2断开A路电源0V202.2V3拆除机柜空调0V204.9V4将A路电源用两芯并接后送电217.5V216V5断开B路电源214.8V0V6将B路电源用两芯并接后送电217V215.6V7B路电源接上小型UPS后217VUPS进线216VUPS输出218V。