【事故案例】:AVC故障导致发电机组跳闸

一、机组运行方式

#1机有功313MW，无功135MVar，励磁电流1942A，A、C、D、E磨运行，B磨检修，A、B汽泵运行，主汽压力16.62MPa，主汽温度 534℃、再热汽温533℃，机组背压23.01KPa，厂用电正常运行方式，#1、2机组均投入机网协调AGC、AVC自动。

二、事故经过

（一）事件经过

14:06#1发电机突然跳闸，汽轮机转速升高至3143rpm，OPC动作，高调门、中调门关闭后开启维持转速3000rmp运行，运行人员判断为FCB动作， 14:07过热器出口压力20.08MPa，立即停运A、C磨，煤量减至78 t/h， 14：08手动开启PCV阀及对空排无法打开，汽包水位-330mm低低报警，手动开启汽机高旁17%，低旁14%泄压， 14:09手动启动电动给水泵，增加电泵勺管，由于汽包压力高，给水压力低，电泵入口流量低，再循环无法关闭，汽包水位无法恢复；

14:10投ED层#1、2、3、4油枪以及微油， 14:12停运D磨，14:16撤ED层#1、2油枪，14:17：49E磨煤量减至最低20t/h后停止运行，14:18:33汽机手动打闸，锅炉手动“MFT”，炉侧闷炉，就地检查润滑油泵联启正常，14:22汽机转速1490rpm顶轴油泵联启正常,14:26锅炉吹扫结束后点火, 14:45主汽压力5.28MPa，主/再热气温531/535℃，汽机挂闸冲转至3000转；14:48就地发现炉膛内部有异音，15:14检查确认水冷壁泄漏，令汽机打闸、锅炉“MFT” 闷炉，机组转检修。23日20:30检修工作结束，共换水冷壁管9根，进行一次系统打水压至16.7MPa无泄漏，24日9:55机组并网，停机时间共计94小时。

（二）调查情况

14:02机组无任何操作，#1发电机无功由137.8Mvar上涨至267MVar，励磁电流最高至2653A，定子电流由9897A最高升至11193A，同时#2机无功由136Mvar下降至78Mvar,经查看历史趋势发现。

14：02：44秒机网协调发出最后一条增磁指令至#1机组励磁后，#1机组无功及机端电压一直上升，19秒内无功由143.575Mvar升至266.457Mvar，机端电压由20.809KV升至21.164KV；在无功上升期间机网协调减励指令多次动作，但并没有效果，无功及机端电压仍然保持上升。

14:06:26 #1发电机出口205开关、灭磁开关断开，#1机厂用电快切至启备变带，ECMS系统发“#1发电机V/HZ限制器动作、#1发电机过励限制动作、#1发电机励磁给定值最大、发电机过激磁、转子过负荷出口”报警。

14:06:48 主汽压力18.26 Mpa，PCV阀发开指令，DCS显示PCV阀未开启。

14:10 低旁后温度大于160℃，低、高旁自动关闭， A、B汽泵转速下降，小机调门全开，冷再切换阀开启正常，汽泵出力转速下降。

14:17:49 主汽压力19.34 MPa，主/再汽温度563℃/554℃，后屏过金属壁温最高593℃（560℃），过热器出口金属壁温577℃（575℃），再热器出口金属壁温589℃（578℃）。

14:27炉膛泄漏报警装置#1-#6发泄漏报警。

18：30 现场检查确认#1炉两台过热器出口安全门、一台汽包安全门事故过程中曾经起跳。

7月21日停机后检查发变组保护A/B屏“转子过负荷反时限”动作（跳发电机出口断路器和灭磁开关），核对保护定值正常，动作电流3.297A属正确动作。检查励磁装置报“外部跳闸”，工控机显示给定值为1.10（给定最大值）说明外部增磁指令至最大。

7月21日停炉后检查，发现炉右侧墙中部约20米标高处一根水冷壁管爆管，爆口呈明显短期超温爆管特征。周围多根水冷壁管有胀粗现象。

 三、原因分析

1、发电机跳闸原因为发变组保护柜“转子过负荷反时限”保护动作出口解列灭磁。造成保护动作的原因根据调查，判断为机网协调AVC至励磁装置的增励指令继电器因动作频繁卡涩致使增励指令长发，转子电流、机组无功增大到最大，导致达到转子过负荷反时限保护动作限值；

2、水冷壁爆管原因为发电机跳闸后，二值值长柴新华、机长孙晓设以及主值苏梁、靳开在误判为机组FCB动作，保留磨组较多、油枪投入后没有及时全停磨组、汽包水位过低后没有及时进行锅炉灭火，导致锅炉水冷壁局部水循环停滞后局部短期超温爆管；

四、暴露问题

1、运行人员异常工况判断处理能力不足，现有事故演练方式效果不佳，运行培训重点和方法需要改进；

2、运行人员电气知识掌握不足，运行过程中对电气系统监视的重视程度与其重要性不相匹配；

3、自动装置与保护功能存在缺失，对于不常见后备保护动作故障考虑不周；

4、锅炉PCV阀存在设备问题，低汽压时正常，高汽压时不能打开。通过检查发现PCV阀因长时间处于高温状态，导致其气源控制电磁阀阀芯损坏，电磁阀排气侧有轻微漏气，控制气压低，造成PCV阀在汽压较高时未能正常开启；

5、电气ECMS系统可靠性不高，系统异常报警频繁，语音报警功能设计实用性差，实际处于停用状态；

6、锅炉过热器对空排汽电动门不能打开。该阀门主要用于机组启动初期，不能达到在事故高汽压下条件开启的要求；

7、试验发现励磁系统同时接收外部增减磁指令时，只执行先收到指令，且不发出任何异常报警，现AVC至励磁装置增、减磁指令均为单独继电器，相互之间没有闭锁，易出现一个故障后反向指令失效的现象；

8、异常情况下的汇报流程和要求不明确，对值班负责人处理事故带来了干扰；

五、事故防范措施

1、值、机长加强专业技术业务学习，提高对于把握事故处理基本原则，以及在事故状态下分析判断、协调处理的综合能力；

2、将不同类型的事故现象、把握原则、处理步骤进行总结学习并熟练掌握，高岗位人员应准确根据事故现象判断、分析具体原因，从而快速做出汇报处理，防止事故扩大；重点针对FCB以及厂用失电的现象进行讲解培训，熟练掌握FCB以及厂用失电的现象，能对事故准确判断并进行有效处理；掌握FCB的保护动作、发电机跳闸与其他故障现象的差别和处理要点差异；

3、班组加强以下几方面的培训学习和演练：（1）发电机跳闸，汽机未跳闸，锅炉未灭火的处理；（2）发电机跳闸连跳汽机，锅炉未灭火的处理；（3）汽机跳闸的处理；（4）锅炉灭火汽机、发电机未跳闸的处理；（5）锅炉灭火，汽机跳闸的处理；

4、增加机网协调至励磁系统增励、减励信号指令互锁硬接线回路；

5、利用发电机定子过负荷至机网协调调频站信号，增加定子电流过负荷迫降功能，并在调频站增加发电机过负荷光字与语音报警；

6、在机网协调画面中对机组无功、功率因素、功角等参数增加变色报警功能；

7、更换PCV阀控制电磁阀，重视锅炉系统漏风治理，检修、运行加强对环境温度的巡检，必要时采取加风扇等强制通风措施；

8、将励磁系统过励限制倍数由原来的1.15倍调整至1.1倍。并梳理ECMS/NCS报警信息，将一般告知、异常、SOE语音报警信息筛选，重要告警开启语音提示；

9、修改FCB逻辑，取消FCB启动条件中的高厂变低压开关在合位的判断，确保发电机运行中跳闸后快速减弱燃烧；

10、对机组各类保护进行梳理，熟练掌握保护的具体工作原理以及动作后现象，作为培训工作重点；

11、组织全厂专业技术人员及运行主值以上人员进行重点反事故措施的培训、学习和考试。

12、利用停机检修机会，全面排查锅炉受热面，更换超标管道。