某电厂2号机为125 MW中间再热燃油锅炉凝汽式汽轮发电机组，2004-07-25，2号机组大修后投入正常运行。次月14日14：48，2号发电机跳闸，联跳2号汽轮机，厂用电自投成功，机组一、二级旁路自动开启，主汽压升高到15.3 MPa，汽包压力最高升到16 MPa，汽包安全门动作，2.5 min后汽包水位低III值，2号炉MFT动作停炉。

1 事故暴露的诸多安全问题

1.1 保护误动引发跳机事故

发电机油开关跳闸时，继电保护屏仅有“2号主变压力释放动作”掉牌信号，机、炉方面没有跳机信号发出，发变组外观检查均正常，测变压器绝缘也合格；但对2号主变压器压力释放保护二次回路测绝缘时，测得其二次回路对地绝缘为0，从而判断这起跳机事故是由2号主变压力释放保护误动导致的，这是事故暴露的第1个不安全因素。

1.2 过热器出口集箱安全门不能起座

发电机汽轮机跳闸后，虽然一、二级旁路阀自动打开，但主汽压仍升至15.3 MPa，汽包压力升至15.7 MPa，值班员发现过热器出口集箱安全门起座指示灯不亮，于是手动将过热器对空排汽门打开。停炉后现场检查汽包安全门保温层，发现有松动迹象，而过热器出口安全门没有此现象，再从主蒸汽压力曲线上看到：压力值在15.3 MPa成一直线，直到MFT动作才降到起座值以下。从以上征象判断：过热器出口集箱安全门没有动作，而汽包安全门动作了。这是2号机大修后暴露的第2个不安全因素——安全门拒动！

1.3 FSSS系统不能远方切除燃料

机组跳闸后，主汽压力瞬间升高，致使汽包安全门动作，值班员试图在集控室快速切除运行中的油枪，却发现FSSS不受控制，不能实现远方停油枪操作，于是跑到现场操作。这样使得锅炉热负荷不能快速降低，主汽压力仍在高限，安全门仍未能回座。而汽包产生虚假水位：先是由正常水位迅速降至-177 mm，安全门起座后水位又上升至+130 mm，导致汽包水位高II值，事故放水门自行打开。本因主汽压力高造成给水流量由近400 t/h减少为250 t/h左右，此时事故放水门打开造成汽包水位直线下降，虽然及时关闭事故放水门，但该电动门的开或关需耗时近30 s，阻止不了汽包水位的快速下降，终致汽包水位低III值保护动作，锅炉MFT停炉。值得赞许的是：运行值班员没有进一步开大给水泵勺管开度来增加给水量，否则，一旦开大给水泵勺管开度，虽然给水流量增加了，汽包水位也许控制住了，但给水压力将超过汽包压力达到16 MPa以上，甚至达到超水压试验的压力，引起受压设备损坏，造成事故扩大。FSSS系统不能远方切除燃料是这起事故暴露的第3个不安全因素。

1.4 过热器超温

由于过热器出口集箱安全门不能起座和FSSS系统不能远方切除燃料的原因，使得主汽温度由正常运行时的538℃快速上升至550℃，MFT动作后又升高到563℃，而且温升率达到6℃/min。这是由于锅炉热负荷不能快速减少，同时大量蒸汽从汽包安全门排空，过热器得不到足够的蒸汽冷却所致。为防止受热面超温损坏，若长时间不能降低锅炉热负荷且在主汽温度快速上升到危险值时，即使水位正常也应手动使MFT动作以保护设备安全。

1.5 值班员在事故处理中的不足

(1) 在FSSS不能远方停油枪时，只开大了少许回油调整门，燃油量减少不足1 t/h。值班员应果断全开回油调整门，这样比到现场停油枪速度快。当然，同时还应到现场停油枪；

(2) 在事故处理中，值班员注意到过热器出口安全门起座指示灯不亮，也曾怀疑此安全门没有起座，但由于听到有对空排汽声，误认为过热器安全门已起座，所以只打开了过热器对空排汽门泄压，要是能手动起座过热器安全门就更加理想了。

2 防范措施

(1) 防止变压器压力释放保护误动。根据原电力部颁发的《电力变压器运行规程》规定：变压器的压力释放器接点宜作用于信号；再根据省调《关于进一步确认变压器压力释放阀保护方式的通知》，把1，2号主变压器(1B、2B)以及1，2号机厂高变(21B、22B)、厂高备变(8B)的压力释放保护方式改投信号位置。

(2) 对FSSS系统不能远方操控退油枪，经查找原因，发现FSSS系统与执行机构之间的通信出了故障，导致远方操作不成功。经热工人员处理，消除了故障。并对其他微机控制系统进行了排查，保证设备动作的可靠性。

(3) 防止锅炉安全门拒动。事故后查明过热器安全门没有起座的原因是热工测量电接点压力表内的指针粘(卡)死，致使过热器安全门起座回路不能接通。修复电接点压力表后，校对保护起跳回路动作正常。同时，检查所有类似电接点压力表。

(4) 针对值班员在事故处理中的不足，进行分析总结，以提高事故分析和处理的能力。

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文章名称：《一起跳机事故暴露的诸多安全问题》

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