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某年10月19日， #2炉两台引风机运行、#1一次风机运行、两台二次风机运行，#1高流风机运行 、#2给水泵运行，六台给煤机运行，四台冷渣器运行。负荷110MW，煤量83t/h，主汽压力12.46Mpa，主汽温度538℃，再热汽温度535℃，汽包水位正常，主蒸汽流量412t/h。床温943℃，床压4.2KPa。 机侧轴封由三抽带，采暖抽汽投入，工业抽汽投入。 10:42 #2机组跳闸，负荷降至零，ETS首出为“就地汽轮机打闸”， BMS画面“发电机故障停机”、“汽包水位高”停机报警指示红色。负荷大于10MW汽轮机跳闸MFT条件触发，#2炉MFT动作，六台给煤机跳闸。 #2机组主值班员在DCS画面检查机侧主汽门，调速汽门、各段抽汽逆止门关闭，汽轮机转速下降，厂用电切换正常，励磁开关已断开，开启过热器、再热器对空排汽电动门降压，派巡检至9米电子间发变组保护屏检查为逆功率保护动作。副值检查交流润滑油泵、高压启动油泵联启正常，调整汽包、凝汽器、除氧器水位至正常，派巡检至就地关闭发电机空冷器供回水总门，调整润滑油温正常。将给水切至旁路运行，将轴封由三抽切至辅汽带，调整轴封压力、温度至正常，开启高、低旁疏水，高、低旁路暖管后投入。值长令#1机组带工业抽汽，采暖抽汽。 10:51汽轮机转速降至800r/min启动#1顶轴油泵运行。 11:29汽轮机转速降至0r/min投入盘车。 11:54值长令#2炉压火。 11:55停止#2炉风机运行，关闭风门，#2炉压火。 经过检查处理后，2号机组于10月21日16时40分并网发电。 经现场调取运行参数及检查保护动作情况如下：19日10时42分， #2机组处于DEH功率控制方式下正常运行，负荷110MW， 主汽压力12.4MPa，主汽流量422t/h，主汽温度538℃，汽机转速3000rpm/min, EH油母管油压14.25MPa，EH油泵电流23.3A，保安油压力2.0MPa。机组运行参数未见异常。 19日10时42分20秒，#2机组高中压主汽门和调速汽门突然关闭； 10时42分21秒联启高压启动油泵和交流润滑油泵、联关抽汽逆止门； 10时42分25秒发电机逆功率保护动作，发电机跳闸。现场调取的保护动作情况统计如下图：
AST、OPC油压丧失（重点体现为“挂闸信号消失”）,机组跳闸事件发生后，公司立即组织力量进行现场指导、升级监护，确保机组安全停运。同时组织专业人员展开缜密分析、排查、处理。 1、事件发生后调取了2号机前轴承箱处及电子间的录像资料，未发现有人员活动的迹象，排除了人为误动的可能性。 2、依据此次事件的设备动作过程和SIS系统过程回放、SOE记录及DCS相关参数历史数据，整理主要分析依据如下： 1）首先动作的是挂闸信号消失，AST、OPC失压，主汽门、调速汽门全关； 2）EH油母管压力14.25MPa，EH油泵电流23.3A，压力稳定； 3）保安油压力和附加保安油压力均为2.0MPa，且无波动； 4）SOE触发信号为“高中压主汽门关闭”； 5）无任何触发ETS动作保护条件； 6）无OPC动作条件及OPC动作指令； 7）ETS首出记忆为“发电机保护动作”； 8）故障前，运行巡检记录AST、OPC、ASP就地油压均正常； 9）监控录像未见异常。 经分析：首先明确了造成此次故障停机的原因为主机油系统AST、OPC油压丧失，导致主汽门和调速汽门关闭。
基于上述结论，针对AST、OPC油卸压点进行了如下排查： 1）首先，通过检查保安油、附加保安油、挂闸油压力参数及相关油管路、隔膜阀等就地设备，排除了隔膜阀动作和油管路外泄漏的可能。这一点在后续的挂闸复位和相关试验等操作过程得以充分验证； 2）对AST电磁阀进行了单独失电在线试验，动作结果均正常； 3）对OPC电磁阀进行了模拟带电试验，动作正常。 结论：通过以上试验，未排查出AST、OPC油系统卸压点。 上述排查完成后，将重点转移到热工保护误动和信号误发方面，继续进行了如下排查及相应处理： 1）对AST油压开关（即:挂闸信号开关）动作值进行了检验校对，通过降低EH油母管油压的方式，试验AST油压开关动作值正常，与大修期间开关量校验记录相符，并且通过对DEH系统ASL1、ASL2、ASL3信号电缆、通道、SDP卡件及电源系统的检查，排除了挂闸信号消失误发的可能。 2）核实DEH系统OPC逻辑，OPC动作条件只有103％超速条件，无功率不平衡等其它触发OPC逻辑，并且对OPC指令继电器接点和控制电源等进行了检查，排除了OPC指令误发和继电器接点误动的可能。 3）测量AST、OPC电磁阀线圈阻值正常（均在2.7-2.8KΩ范围），测试电磁阀控制回路电缆绝缘合格，检查电缆屏蔽层单端接地良好。 4）对AST电磁阀电源系统进行检查发现，取自直流母排的两路220VDC电源，合并为一路送至热工电源盘，测量电压值正常。同时对ETS输出继电器及控制电源进行了检查测量，均未见异常。 结论：排除热工信号突变和电磁阀动作指令误发的可能。 附加说明（辅助分析依据）： 1）#2机组启动前，ETS保护传动、AST电磁阀在线试验等均动作正常； 2）#2机组启动后，真实OPC超速试验动作正常； 3）机组大修启动前后的一系列常规试验均正常。 对事件的深入分析： 此次事件分析过程中，在集团生产部专家和电科院相关专业专家的指导下，本着“四不放过”的原则，开展了进一步深入探讨分析、试验： 1）专家建议：尽管AST电磁阀电源系统异常，导致AST电磁阀误动作的可能性极小，但为了进一步提高ETS系统和AST电磁阀动作的可靠性，建议将AST电磁阀220V直流电源改为双路电源供电，改造后一、二通道AST电磁阀电源分别取自#1机组直流母排和#2机组直流母排。 2）后续试验：在完成了一系列排查、整改后，为确保主机油系统、ETS、OPC系统安全可靠，相关专业进一步对AST、OPC系统进行可靠性试验验证。然而在多次试验过程中，相继出现了异常现象一次OPC电磁阀动作导致AST油压下降2MPa（从14MPa 下降至12MPa ）左右的异常现象和单个OPC电磁阀拒动现象。 3、机组EH油系统检修过程回顾 机组A修期间金属射线检测发现EH油管道焊口未焊透缺陷共37道。8月10日施工单位对不合格焊口进行施工，截止8月15日共割开缺陷焊口10道，因其不具备焊接EH油管道工艺要求，停止施工。8月18日公司与另外一家施工单位签订了关于“#2机组EH油管及高导管焊口缺陷修理合同”。 8月25日由新的公司继续施工，9月2日EH油管道37道焊口焊接完成，9月5日电科院对EH油焊口进行渗透检测，37道焊口均合格。9月11日EH油循环过程中发现#1高主门侧回油管一道焊口渗油。 9月19日对渗油焊口处理完成，9月25日EH油系统进行压力试验，在14MPa时9米#2中主门处一道焊口渗油，9月26日对渗油焊口处理完成，继续进行EH油系统压力试验，至试验压力17.5Mpa时检查焊口无渗漏，验收合格。 20日#2机EH油系统在线滤油合格，9月23日检修公司将各调门伺服阀及AST/OPC电磁阀组连接至EH油系统，具备EH油系统压力试验条件。 其中6月17日对AST/OPC电磁阀组等调速系统设备进行了清洗维修，于7月13日返回我公司。 4、原因分析结论： 经过一系列的试验、排查，对于导致本次故障停机的原因得出如下结论： OPC电磁阀组件中的卸油滑阀微漏油，运行中杂质堵塞OPC主滑阀高压油节流孔，OPC电磁阀主滑阀动作，同时AST与OPC系统间逆止阀不严，导致OPC、AST油压同时丧失； 说明#2机组EH油系统尽管经过启动前进行了长时间滤油，油质检测良好，因机组大修期间曾进行EH油管路焊口消缺工作，期间进入EH油系统的杂质仍存在于系统中。 由于OPC电磁阀卸油滑阀微量漏油，运行过程中EH油系统杂质堵塞OPC主滑阀高压油节流孔，导致OPC主滑阀上腔油压下降，OPC电磁阀主滑阀动作，导致OPC油压丧失，同时AST与OPC系统间逆止阀不严，导致AST油压丧失；致使主汽门、调速汽门关闭。（OPC电磁阀组件示意图见下图）
1、机组大修期间，进行EH油管路焊口消缺工作，因而导致焊渣、铁屑等杂物进入到EH油系统中，致使AST与OPC系统间逆止阀关闭不严，高压油节流孔堵塞，最终导致OPC电磁阀组件误动，使机组主、调速汽门全关，造成机组跳闸；各检修单位在对“EH油管路焊口消缺”工作中，未进行严格的过程控制，致使杂质掉入系统，在清理OPC阀时，发现了一定量的杂质。 2、设备管理部对“EH油管路焊口消缺”工作未进行有效监督和验收把关不严。 1、将跳闸组件OPC电磁阀进行了更换，对跳闸块OPC逆止阀进行了检查、清理； 2、对AST、OPC跳闸组件油路进行了清洗； 3、处理后再次进行了AST、OPC电磁阀动作试验。 4、将AST电磁阀220V直流电源改为双路电源供电，改造后一、二通道AST电磁阀电源分别取自#1机组直流母排和#2机组直流母排。 |
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