1、一号机组 A、B 汽泵相继跳闸，机组因“给水流量低”MFT 动作，机组跳闸事件经过：6 月 27 日 11：15，#1 机组负荷 600MW，主汽压力 23.6MPa,主汽温度 566,1A、1B、1C、1D、1E、1F 制粉系统运行，机组控制方式为协调控制。10：58，监盘人员发现 1A 汽动给水泵后轴承测点 1 振动加大，到现场检查并测后轴瓦振动为 0.01mm 左右,同时通知热工检修人员到现场检查。11:081A 汽动给水泵跳闸，首出为“1A 小汽机后轴承振动高保护动作跳闸”。值班员立即停 1C、1E 制粉系统，解 FM 自动，手动减燃料量,同时检查 1B 汽泵 DCS 控制站指令自动加
2、 100，将 1B 汽泵控制解手动，给水流量 1150T/H,机组负荷降至 350MW.值班员调整燃料量同时着手启动电动给水泵，此时炉中间点温度由上升变为下降并趋于稳定，主、再热蒸汽温度正常，机组趋于稳定。11:16 分 1B 汽动给水泵突然跳闸，DCS 首出为“1B 汽动给水泵最小流量保护动作跳闸”、MEH 首出为 1B 汽动给水泵超速保护动作跳闸，锅炉 MFT,首出“给水流量低保护动作 MFT。值班员做停机处理和机组启动工作，12:05 锅炉点火，13:07 汽机冲转，13:56 发电机并网带负荷。经分析：1、1A 汽泵跳闸的原因是由于小汽机后轴承振动高保护动作。此保护取同一轴承 X 向、
3、Y 向两个测量值，一向振动达保护值0.08mm 与另一向振动达报警值 0.0508mm 相与，保护动作，但从当时 SIS系统记录的数据分析，X 向振动瞬时值已达到保护值，但 Y 向振动值并未达到报警值，从热工对振动监测系统检查的情况看，振动就地检测元件接线未见异常，振动监测装置未见异常，保护控制逻辑设计无误，汽泵再次冲转振动未见异常。检查近日振动曲线发现，月日日后轴测点也曾出现过两次振动异常，短时振动最高达到 0.04mm,6 月 27 日汽泵跳闸前，前轴振动 1 测点振动最高达 0.055mm, 前轴振动 2 测点振动最高达 0.045mm,从保护动作前的瞬间 SIS 系统记录的数据及运行人
4、员现场监测等情况分析，初步确定可能原因有两种情况： （一）热力系统即小汽轮机因本身原因导致振动突发瞬间异常造成，但因 SIS 系统本身采集时间原因未能记录下相关数据； （二）振动监测装置或检测元件因受外界原因干扰，造成保护不应有的动作。、1B 汽泵跳闸原因为超速保护动作，此项超速保护动作的定义为：在给水泵小汽轮机 MEH 控制逻辑中，当 MEH 处于远方控制时，转速设定值与给水泵实际转速偏差超过正负 500RPM 时，保护动作停汽动给水泵， 此保护的设计初衷为防止调门卡涩而设置。 从当时 SIS系统及操作员记录情况分析，在操作员发现 1A 给水泵跳闸后，开始减负荷降压，将 MCS 系统中锅炉主
5、控、燃料主控、给水自动均解列为手动，但MEH 控制仍为远方，1B 汽泵 DCS 控制站的输出指令自动加至 100%（对应转速 5800rpm） ，1B 小汽机高、低压调门全开，但由于低负荷（330MW）小汽机汽源不足,出力受限，小汽机转速只达到 5100 rpm5300 rpm，达不到设定转数， 造成小汽机转数的设定值与实际转数偏差大于 500rpm， MEH超速保护动作跳闸。、锅炉 MFT 原因为、两台汽动给水泵相继跳闸，电动给水泵未能及时投入，导致锅炉给水流量低保护动作。暴露问题：1、检修人员对汽动给水泵振动和振动保护的监视检查不到位，对发现的异常振动检测分析不够，最终造成设备跳闸。2、由
6、于机组 RB 功能未调试完，同时值班员事故处理经验不足，在机组工况异常，一台汽泵跳闸，给水流量波动较大时，处理过程中只是注重给水流量能够满足机组需求，而没有注意到 DCS 汽泵控制站的输出指令与实际转速偏差，没有及时降低 DCS 汽泵控制站的输出指令或解 DCS 远方控制至 MEH 本地控制，导致因小汽机转速偏差大保护动作跳闸。3、电动给水泵未处于快速备用状态，生产人员对电动给水泵快速带负荷工作认识不足，一台汽泵跳闸后未及时投入电动给水泵运行。4、生产人员对机组重要辅机保护联锁了解不全面，反事故处理能力不足。防止对策：1、小机因调门卡涩造成小机带泵运行超速的机率非常小，并且小汽机本身带有机械超速和电超速保护，取消小汽机转数的设定值与实际转数偏差大于 500rpm 跳小汽机保护，改为转数偏差大于 200rpm 报警、转数偏差大于 300rpm 将给水自动解除并强制到 MEH 本地控制跟踪实际转速。同时增加小汽机高、低压进汽调门控制指令与调门反馈信号偏差大于10%报警，以此提示运行人员调门已卡涩或指令异常。2、修改汽泵振动保护回路延时时间，由目前 1 秒修改为 3 秒。3、增加在电泵投备用
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