1、电网大扰动试验#2 机组 OPC 保护动作暴露问题考核时间：2004 年 3 月 25 日一、事故前工况：#2 机组运行正常、负荷 453MW，正在进行电网大扰动试验。二、事件经过及处理2004 年 3 月 25 日 13:28 分，发电部运行五值配合电网做大扰动试验。13：28：17：513 毫秒，#2 机组 OPC 动作。13：28：17：628-13：28：18：051 毫秒，主机调速汽门关闭、三抽、四抽油压逆止门关闭、主机负荷大幅度降低、主汽压力升至 26.9MPa。3 秒后 OPC 保护恢复，负荷瞬时升至 450MW，汽机值班员为防止机组受大的冲击造成主机轴瓦推力瓦损坏，立即进入 S
2、A05 画面检查主机串轴、振动、胀差等重要参数，未发现异常。13：28：56：122 毫秒，调出厂用汽画面时，锅炉二流程给水流量低保护动作，机组停机。(事后核对#2 机组 DCS时间比 GPS 时间慢 12s)。3 月 25 日 18：00 分，#2 机组并网。三、事件原因事后从四方公司的 PMU 上查证、分析情况如下：13:28:29：560 毫秒时，系统周波为 50.03Hz。13:28:29：600 毫秒时，系统周波为 50.20Hz。可以计算出在 40 毫秒内汽轮机转速变化了 10.2 转，满足OPC 动作条件在一个周期(50ms)内汽轮机转速变化 10 转。 OPC 保护动作，使#3
3、、#4 抽汽油压逆止门关闭，4 段抽汽是汽泵工作汽源，汽泵工作汽源失去，出力降低，使锅炉侧给水流量中断保护动作停炉，联停机组。#3、#4 抽汽逆止门在#2 机组 DCS 改造时设计组态为 OPC 保护动作联关#3、#4抽汽油压逆止门;当 OPC 动作结束后，无自动开启#3、#4 抽汽油压逆止门功能，需要人工开启才能打开。虽然厂用汽压力下降到 0.55MPa 已经联开RC044 到 9.03%(定值为 10%)，但由于 RC044 动作迟缓(从 1.78%开到 9.03%用时 20s;全行程整定时间为 8s)，使厂用汽压力仍然下降，导致汽泵出力不足。在 OPC 动作 39 秒后，锅炉给水流量中断
4、保护动作停炉，联停机组。#1、2 机组由于 DEH 机柜采样(一个周期是 50ms)的初始时间不一致，#2 机组在一个周期内采集到了频率波动的峰值而导致#2 机组停运;而#1 机组在一个周期内未采集到频率波动的峰值，因此没有停运。综上分析， 电网大扰动试验过程中机组 OPC 动作条件的满足是本次事件的根本原因;OPC 保护动作使厂用汽压力降低、汽泵出力下降、“给水流量中断”保护动作是导致#2 机组停机的直接原因。四、暴露的问题1、本次电网大扰动试验的预案，未预想到机组瞬间超速而保机组运行的对策，暴露出本次试验各级人员对机炉专业重视不够，事故预想不充分，试验前危险点分析不到位，在大型操作及变工况
5、情况下现场指挥、监护不力。2、在事件的整个过程中(近 40S)，发电汽机监盘值班人员没有做出保厂用汽的任何操作反映,充分暴露出运行人员在紧急情况下反应不够迅速， 专业技能和事故处理能力较差。3、发电部、热工专业技术管理存在漏洞,在 DCS 改造后对保护、联锁培训不够扎实全面， 对设计是否合理缺乏研究， 因此不能制定出有效防范措施。4、检修部热工专业在本次试验前和试验过程中危险分析不到位，对机组OPC 保护动作联关#3、 #4 抽汽油压逆止门随即恢复 OPC 时， 无自动开启#3、#4 抽汽油压逆止门这一逻辑功能，不能主动向运行人员说明，专业技术交待不明确。暴露出对设备系统的技改、变更等专业技术
6、重大问题没有引起足够重视。五、防范措施1、检修部热工专业对主机转速在一个周期内(50ms)转速变化了 10 转进行修改，现在根据厂部研究决定已经暂修改为 15 转;#3 抽汽油压逆止门逻辑功能为联关手开， #4 抽汽油压逆止门逻辑功能为联关联开 ;取消 RH604 在厂用汽压力降到0.55Mpa是联关逻辑功能;汽机专业对RC044进行增加出力改造，保证其可靠性。2、生技科组织检修部热工专业、发电部，对机组联锁进行一次深入核对，研究其原理、动作过程, 使之更加趋于合理性，符合实际工况、满足运行需要。(4 月 10 日完成)3、发电部针对二十五项反措及本厂现存薄弱环节，制定出切实可行的事故预案，近期针对类似事件举办一次反事故演练活动，以提高值班员事故处理能力。(事故预案完成时间：4 月 30 日;针对性反事故演练完成时间：4月 15 日)4、发电部要加强专业技术管理，强化规程制度的贯彻、执行，进一步提高管理水平和业务技术水平， 堵塞管理漏洞;部门要从上到下强化安全意识，在大型操作及变工况情况下做好现场指挥和监护，确保今后的安全生产。5、发电部要加强安全、技术培训、反事故演练工作，使职工的反
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