一、事故經(jīng)過(guò)
某廠(chǎng)2008年6月5日4點(diǎn)26分#1機組突然甩負荷，引起#1爐MFT、#1機組跳閘。事情經(jīng)過(guò)：6月5日4：26 ＃1機AGC投入，負荷230MW，閥門(mén)控制方式為單閥控制。機組負荷突然由230MW快速下降至180MW，總煤量由126T快速上升至155T，主汽壓力由16.6MPa快速上升至17.5MPa，立即解除機組協(xié)調，增加＃1機組負荷，減煤量至135T，同時(shí)＃1機高低旁動(dòng)作。給水在自動(dòng)方式調整時(shí)水位變化大，速解除給水自動(dòng)進(jìn)行手動(dòng)調整，調整過(guò)程中A、B汽泵最小流量閥隨給水流量變化頻繁參與調整。水位降至-140mm時(shí)令速投入B層油槍?zhuān)o急停E磨，啟動(dòng)電泵。4：29#1爐汽包水位低低MFT，＃1機組跳閘，發(fā)電機逆功率動(dòng)作，啟動(dòng)潤滑油泵，B、C頂軸油泵，高壓備用密封油泵。DCS畫(huà)面＃3高調閥反饋100％，就地檢查＃3高調閥在關(guān)位，＃3高調閥連桿焊口處有裂紋。5：30焊補＃3高調閥連桿焊口處裂紋。6：10＃1機掛閘。6：42＃1機并網(wǎng)。因甩負荷＃1爐水位低MFT。
二、事故原因及暴露問(wèn)題
1、事故原因
6月5日上午公司開(kāi)事故分析會(huì )，通過(guò)事故追憶曲線(xiàn)顯示#1機組主汽門(mén)、調門(mén)閥位指令與反饋正常，公司相關(guān)人員及工程院熱工組參加做＃1機組#1—4高調門(mén)全行程試驗正常。6月5日下午公司再次開(kāi)事故分析會(huì )，公司相關(guān)人員及工程院等人參加，進(jìn)行了分析。并對＃1機組＃3高調門(mén)全行程試驗：基本認為運行中的一個(gè)調門(mén)突然關(guān)閉，機組負荷突降57MW與總煤量突然上升29T是此次事故的誘因。
#1機組兩臺汽泵最小流量閥為兩位式，單臺汽泵最小流量閥全開(kāi)及全關(guān)對給水流量有160T/H的影響，對運行人員汽包水位調節造成困難，尤其是機組負荷在110MW—200MW時(shí)，最小流量閥全開(kāi)、全關(guān)對給水流量影響大。
運行監盤(pán)人員對機組負荷突降、煤量突升的事故預想不夠，采取的措施不力。在機組負荷突降與煤量突增的事故情況下，運行人員協(xié)調配合上存在一定的調整不當，機組總煤量未能降低至負荷對應下的煤量，使主汽壓力上升幅度過(guò)大，致使高低旁動(dòng)作全開(kāi)后無(wú)法短時(shí)間回關(guān)并進(jìn)行相應的配合。
當壓力突升，汽包出現虛假水位時(shí)，運行人員對其發(fā)展變化趨勢判斷出現失誤，對機組兩臺汽泵最小流量閥為兩位式，機組高汽壓情況下汽包上水本身就困難的情況考慮不夠，給水調整幅度不夠，造成鍋爐水位低低致使MFT保護動(dòng)作，＃1機組跳閘。
2、存在問(wèn)題
1、＃3高調閥連桿定位銷(xiāo)斷，閥芯有滑脫及角度變化的可能，＃3高調閥連桿焊口處有裂紋及上次焊接時(shí)對位有偏差，使連桿長(cháng)度增加，影響機械零位。
2、潤滑油脂中有雜質(zhì)，調門(mén)伺服閥有突然堵塞的可能，定期清洗。
3、給水泵最小流量閥調節功能取消，只能全開(kāi)全關(guān)，影響水位調節，尤其在低負荷下。
4、控制邏輯設計不完善：調門(mén)因油壓波動(dòng)或機械故障關(guān)閉，負荷突降57MW，而鍋爐總煤量依照設計邏輯增加了29T，使鍋爐汽壓大幅升高。
5、經(jīng)分析會(huì )專(zhuān)家建議，待＃1機組有停機機會(huì )時(shí)對＃3高調門(mén)進(jìn)行解體檢查。
三、事故防范和整改措施
1、建議更換＃3高調門(mén)。對調門(mén)機械回路及油系統進(jìn)行檢查，排除連桿定位銷(xiāo)斷裂缺陷，防范其他調門(mén)出現連桿定位銷(xiāo)斷裂故障。加強濾油工作
2、在兩臺機組上增加一個(gè)調門(mén)突然關(guān)閉，煤量減小的控制邏輯。
3、盡早恢復雙機給水泵最小流量閥的調節功能。
4、加強運行安全管理，加強人員培訓，增強事故應變能力。
5、在本次機組突然甩負荷原因未查明之前，運行部下發(fā)“甩負荷事故時(shí)的處理技術(shù)措施”。加強運行人員技術(shù)培訓，積極進(jìn)行事故預想和事故演習，提高整體事故處理能力。

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