1、某电厂#5 机组真空低保护动作停机的通报【事故经过】2003 年 5 月 30 日 23 时 20 分，受系统负荷限制5 机组停机备用， 6 月2 日 1 时 56 分点火，5 时 46 分冲转，因 IV2 阀门缺陷，机组于 7 时 20 分定速，7 时 33 分与系统并列。运行二值班接班后，检查各系统正常，8 时38 分检查发现#7、8 低加因水位波动跳，重新投入后正常。8 时 45 分开始进行 B 小机倒换汽源工作(从辅汽倒至四段供汽)，8 时 56 分 B 小机倒换汽源工作完成后，进行 A 小机的汽源倒换工作(从辅汽倒至四段供汽)，在 A小机倒换汽源工作过程中，B 小机从 600rpm
2、冲至 1800rpm 进行暖机。9时 17 分 06 秒，2 真空泵入口真空低信号发出，9 时 18 分 12 秒，在 A小机倒换汽源工作即将结束时，5 机组由于低真空保护动作跳闸，盘前人员随即命令巡操紧急将该小机汽源又倒回辅汽。机组跳闸后，高旁保护动作快开。当时主汽压力为 7.1MPa，主汽压力设定点为 6.87 MPa，高旁快开后，自动往回关。9 时 18 分 14 秒，甲、乙两侧高旁主阀关限位信号相继返回。9 时 19 分 17 秒，锅炉 MFT 保护动作，但32 油枪未跳闸。跳机前机组负荷 70MW，10 磨运行、3 只油枪投入、A 汽泵运行、B 汽泵1800 rpm 暖机中、#2 真
3、空泵运行、#1 真空泵备用。机组跳闸前主要参数正常，轴封压力：高压 33.8 kPa ，低压 19 kPa；高低旁正常关闭；凝汽器水位 736mm；循环水入口压力 143 kPa；跳闸前机组 20%疏水门开启，从运行曲线分析，20%疏水门开启之前真空已开始降低。跳机后紧急投油枪，维持参数正常，调整高压轴封压力至 40 kPa，低压轴封压力为 27 kPa，参数正常后汽机冲转，6 月 2 日 10 时 20 分定速，10 时26 分与系统并列.。11 时 59 分#5 机再次出现真空下降情况，运行人员及时启动真空泵，机组真空恢复正常。【事故原因】1.从 9 时 17 分开始至跳机，真空从95kP
4、a 降至80 kPa 以下，对应排汽温度由 37.7升高至 52.5，且真空泵入口低真空报警信号已发出，排除热工保护误动的可能性。2.跳机前 8 时 57 分至 9 时 05 分，轴封压力出现两次较大的下降，但并未失去轴封压力，跳机同时，轴封供汽压力到零，需进一步分析。3.跳机前2 真空泵发出真空低报警信号，未引起运行值班人员的重视，未采取相应的措施。4.跳机前真空大幅度下降，1 真空泵未联动，原因为运行值班人员联锁保护投入不正确。5.6 月 4 日至 6 月 5 日模拟当时运行状态，倒#2 真空泵运行，未发现异常，可以排除由于真空泵问题造成真空下降停机。6.对真空系统检查情况：对故障追忆记录
5、及曲线分析，排除低加水位低、凝汽器水位过高、循环水断水、小机轴封供汽、低压缸大气破坏阀动作、电泵密封水断水、轴封冷却器水位真空异常、疏水扩容器异常、真空泵水位低及阀门开关位置异常等原因。【暴露的问题】1.汽机跳闸后，锅炉 MFT 保护动作。但 32 油枪未跳闸，原因为用于 32 油枪跳闸的信号端子 X21 5A/5B 发生了短路， 从而使锅炉保护动作后 32 枪未跳闸。2 自 5 月 23 日起， 汽机低压轴封压力 CRT 显示与就地压力表指示有偏差，CRT 显示值小于实际值。【事故责任及考核】1.发电部运行值班人员对2 真空低报警信号未引起足够的重视，未采取相应的措施；1 真空泵联锁装置投入
6、不正确，对机组由于真空大幅度下降造成的停机事故负有主要责任，按照华能津杨（2001）91 号文的规定，给予经济处罚 3000 元。2副总工程师田树学，负有本次停机事故的领导责任，经济处罚 200 元。3总经理助理、安生部部长杨文春，负有本次停机事故的领导责任，经济处罚 200 元。4生产副总经理邹德玉，负有本次停机事故的领导责任，经济处罚 200元。5 机组掉闸后， 炉 MFT 保护动作后 32 油枪未灭火及热工表计出现的缺陷，安监室将在月度考核中提出处理意见。【采取的防范措施】1.加强机组轴封系统运行参数的监视和调整，操作时，加强盘前与就地人员的联系。2.交接班认真检查各辅机联锁投入方式，确保其在正常投入状态。在掉真空原因尚不明确的情况下，提高备用真空泵联锁值。3.变负荷工况，加强对 DEH 凝汽器背压和 CRT 负压指示变化情况的监视，做好对比参考分析。4.运行中发现真空有下降趋势，立即启动备用真空泵，及时查找真空下降的原因。5.启、停过程避免在 6075MW 长时间停留，并网暖机后，涨负荷至 8085MW 停留。6.运行人员巡视检查中做好就地表计与盘前表计的核对工作，热工人员及时
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