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一、某电厂#1机组主汽温度高跳闸事故
机组协调控制自动调节特性不好，出现跳磨煤机
等扰动后，需要退出协调方式切手动调节，参数
调节不稳，当协调退出时给运行人员增加非常大 的操作量。 机组发生异常情况下，各监盘人员之间相互协调 不够。
在机组运行方式改变后，对可能发生的危险点预
控认识不足。
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一、某电厂#1机组主汽温度高跳闸事故
16：24 AGC控制方式因＃1机主汽压力偏差大 跳为基本控制方式，协调自动退出，16：26解给水 自动为手动调整，机组负荷稳定在400MW。过热汽温 降至522℃，启动分离器出口过热度控制在19℃，过 热器一、二级减温水调整门自动关闭，并由自动跳 为手动。 16：32 ＃1炉F磨煤机加载油管漏油缺 陷处理完毕，启动＃1炉F磨煤机，给煤量加到 207t/h，过热器温542℃，启动分离器出口过热度 19℃，开启过热器一、二级减温水调门调整汽温， 并且上升趋势快，立即全开减温水调阀。
1.事故经过： 01：00，接班后本班为节省部分优质煤，逐步增 加C、D磨煤机烧本省劣质煤，减小B、E磨煤优质煤。 01：57开始发现D磨一次风流量逐步下降，磨煤机 差压较高，立即将D磨煤机给煤量降低同时调整D磨 冷热风门挡板着手吹通D磨，同时对所有磨煤机进 行一次排渣，发现无异常。 02：53发现C磨煤机一 次风流量也逐步下降，磨煤机差压也较高，立即将 C磨煤机给煤量降低也着手吹通C磨，同时再次对C、 D磨煤机进行一次排渣未发现异常。
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一、某电厂1000MW汽轮机轴瓦乌金损伤事故
16：12 机组负荷618MW，汽轮机跳闸，首 出原因“汽轮机润滑油压低”，转速到零
后，因主机油箱油位低使交、直流油泵不
能打油，润滑油压低而盘车投不上，事后
检查各轴瓦、乌金均有较大程度损伤。
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一、某电厂1000MW汽轮机轴瓦乌金损伤事故
2.事故原因： 运行人员对机组运行状态和异常情况不敏 感，在多次发“电机密封油膨胀箱液位高” 报警时，未引起重视，未检查相关参数， 未对油位高的原因和危害进行分析，只是 简单的排油降低油位了事，未消除隐患。 交接班制度执行不严格，巡回检查制度执 行不严格，不认真、不到位。 运行人员责任心不足，异常分析能力差， 事故和应急处置能力差。
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二、某电厂#2炉“给水流量低”MFT动作
12:01调整总煤量在140T/H，负荷为470MW，12:05给 水流量1265T/H，中间点392℃，过热度17℃，煤水比 9.0。手动调整＃2机B汽泵转速（4000rpm↓3800 rpm↓ 3500 rpm），降低给水量至1000T/H。 12:06发 现给水流量下降过快，迅速增加2B汽泵出力，给水流 量仍持续下降，检查发现2B小机低压调门全开、高压 调门未开启；同时适当调低电泵勺管开度。12:08 #2 炉MFT动作，首出“给水流量低”（给水流量低≤540t/h 延时3秒），机组保护联锁动作正常。
2.事故原因： 当值主值未严格执行操作票， 导致在循 环水泵启动过程中，低压凝汽器B流道空气积 聚，主值见循环水母管压力高，两次开大凝 汽器循环水A、B流道入口门（出口门维持原 开度），使门后压力迅速升高，凝汽器内空 气瞬间压缩，引起气水冲击，使凝汽器循环 水B流道入口门后法兰及其膨胀节严重损坏。
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三、某电厂#1炉“启动分离器水位高”MFT动 04：作 05停运E磨。04：06停运B磨。
04：06分离器温度最高至453.7度后回落。 04：06＃1B一次风机喘振跳闸，D磨煤机因一次风流 量低跳闸，立即增加＃1A一次风机出力，调整好锅 炉工况。 04：07分离器水位开始快速上升，立即减 小主给水量，最小至543 T/H，已到低流量的保护定 值，增加给水流量至590 T/H左右，准备启动B磨。 04:12，#1炉分离器水位13.2M，锅炉MFT动作，汽机 跳闸，＃1发变组解列，厂用电快切成功.
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三、循环水管道法兰及膨胀伸缩节严重变形损坏事故
1.事故经过： 2006年3月26日10：00某电厂#8机组C级检修 后，按试运计划要求，主值准备启动循环水系 统，进行循环水泵带负荷试转。 2006年3月26 日10：50， #8机组A、B循环泵电机测绝缘合格 后送电。循环水系统准备恢复运行，系统管道 注水完毕。 2006年3月26日11：41 主值将凝 汽器循环水入口门开至50％，出口门开至30％。 11时43分启顺启A循环水泵，
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二、某电厂真空泵叶轮等部件变形损坏事故
1月30日，21：18 B真空泵跳闸，副值令巡检
去就地检查开关，发现长延时保护动作；就地
检查真空泵泵体温度高，分离器液位8厘米左
右（正常28CM左右）。联系机务手动盘车，盘
不动，事后解体检查发现泵内叶轮等部件变形。
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二、某电厂真空泵叶轮等部件变形损坏事故
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二、某电厂#2炉“给水流量低”MFT动作
2.事故原因分析 事故发生后，公司安全监察部按照“四 不放过”的原则，当天下午组织发电运行 部当班人员及专业主管、设备管理部专业 主任及主管对＃2机组跳闸原因进行了调 查分析。
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二、某电厂#2炉“给水流量低”MFT动作
1）#2机A汽泵跳闸是本次事故的诱因，A汽泵跳闸 后，分离器温度迅速大幅上涨，运行人员大量 加水降温后，在给水流量回调的过程中，运行 人员设定降低#2机B小机转速幅度过大，同时由 于担心电泵“抢水”，造成汽泵“憋泵”不出力， 又错误地调低了电泵勺管开度，造成总给水流 量下降过快，是给水流量低MFT保护动作的直接 原因。
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一、某电厂#1机组主汽温度高跳闸事故
16：36 ＃1炉过热器A侧出口汽温
600℃，锅炉MFT动作，5012、5013开关跳 闸，＃1发电机灭磁开关联跳，＃1发电机 解列。
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一、某电厂#1机组主汽温度高跳闸事故
2.事故原因分析

16：18 ＃1炉F磨煤机因加载油管漏油停运交 检修处理，16：21 ＃1炉E磨煤机跳闸后因不能 立即恢复运行，是此次MFT的起因。 当时即将进入晚高峰，由于D、E、F磨煤机退出 运行，机组当时实际负荷与计划值偏差较大，在 启动F磨煤机加负荷过程中，炉内热负荷增加较 快，导致汽温上升较快，监盘人员监视调准不及 时，未控制好汽温是导致MFT动作的直接原因。
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二、某电厂#2炉“给水流量低”MFT动作
2）#2机A小机误发振动信号，A小机跳机是本 次事件的诱发原因，鉴于振动探头经常误发 信号，而专业上未采取有效措施。A小机跳 机定为责任二类障碍。 3）＃2机B小机高压调门闭锁，影响了2B汽泵 的调节能力，给事故处理操作带来了一定影 响。
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二、某电厂#2炉“给水流量低”MFT动作
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汽机专业事故案例
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一、某电厂1000MW汽轮机轴瓦乌金损伤事故
1.事故经过： 2011年4月2日 某发电公司 ＃3机组（1000MW）临检后启动，4：59 汽 机转1360rpm时，DCS发“发电机密封油膨 胀箱液位高”报警，运行于是对密封油膨 胀箱采取放油处理。5：26报警消失。 07： 53 DCS再发“发电机密封油膨胀箱液位高” 报警，因机组启动操作多，主值只对报警 进行了确认，未检查确认油位高的原因， 也未安排巡检检查发电机消泡箱油位、主 机油箱油位等情况。
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二、某电厂真空泵叶轮等部件变形损坏事故
1.事故经过： 2007年1月29日 某电厂A级检修项目全部结束， 设备部汽机专业提交B真空泵试运申请单。 1月 30日14：00主值安排巡检恢复B真空泵系统。1 4： 30分系统检查完毕，启动B 真空泵试运，启动后 DCS发“汽水分离器液位低”信号，运行监盘人 员对此信号进行了确认，未安排检 查。 1月30 日18：30左右，中班副值发现8B真空泵的分离器 液位一直存在低报警，怀疑是信号问题，联系热 控人员检查，热控告等待白天再处理，副值也就 未安排巡检人员就地检查。
应吸取的教训： 1）加强运行人员的技术培训，提高运行人员的 实际操作技术水平。 2）做好各类典型事故的事故预想和危险点的分 析。认真组织开展事故演练，提高运行人员的 事故处理能力。 3）进一步优化CCS调节性能。
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三、某电厂#1炉“启动分 离器水位高”MFT动作
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三、某电厂#1炉“启动分离器水位高”MFT动 作
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一、某电厂#1机组主汽温度高跳闸事故
3、暴露的问题：
运行人员技能不足，机组发生异常情况时的应变能
力差。
AGC、CCS、减温水等自动装置调节特性不好。
监盘人员之间的协调沟通不够，操作配合缺乏默契。
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二、某电厂#2炉“给水流量低”MFT动作
1.事故经过： 11:15，＃2机A小机#3瓦X向振动开始跳变，最高 波动到300um，就地测振无异常，联系设管部热工维 护人员处理，并要求解除该点跳小机保护。 11:59 ＃2机A小机跳闸，首出“振动高” (查2A汽泵组#3瓦X 向振动波动到280um)，电泵联启正常。因中间点温 度很快上升到450℃（保护定置为457℃），12:00紧 急停止＃2炉E磨，投入＃2炉A/B层等离子助燃，并 入电泵运行，手动调整给水流量。
三、某电厂#1炉“启动分离器水位高”MFT动 作
事故原因分析（续）：
＃1机CCS调节不灵敏，在＃1机CCS投入时， 汽压和分离器温度超限，调节太慢。 一次风机特性较差，难适应机组负荷及工 况大幅变化。
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三、某电厂#1炉“启动分离器水位高”MFT动 作
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三、循环水管道法兰及膨胀伸缩节严重变形损坏事故
11时44分，巡检汇报循环水入口门处漏 水严重，立即停A循环水泵，并关闭凝汽器循 环水入、出口门。就地检查发现B流道入口门 后法兰呲开（事后检查，该流道入口门后法 兰及膨胀伸缩节严重变形损坏）。