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一、事前运行方式（事故前工况）
- 机组状态：#1机组负荷稳定，CCS协调控制投入，汽机主控、锅炉主控均在自动模式。
- 主参数：主汽压设定17.70MPa，实际14.7MPa；给水流量、高加水位、汽泵运行正常，保护均投入。
- 系统配置：高加水位保护无延时；CCS与TF切换为硬切换（无平滑过渡）；高加解列后无给水流量自动补偿逻辑。
- 人员与管理：运行人员按常规监盘，无针对主汽压偏差大、高加解列等极端工况的专项应急演练与预案。
二、事故经过（精确时序）
1. 08:06:57 主汽压偏差达3MPa，CCS退出，切至TF，汽机主控快速关调门。
2. 08:07:51 蒸汽流量骤变致1号高加虚假高水位III值，一段抽汽电动门联锁关闭，高加解列。
3. 08:09:51 给水流量持续下降，1号汽泵入口流量低，再循环门100%开启（无效）。
4. 08:09:59 锅炉给水流量低保护动作→MFT→汽轮机跳闸、发电机解列。
- 后果：机组非计划停运，影响发电量，无人员伤亡与设备损坏。
三、原因分析（人机料法环）
- 人（人员因素）
1. 监盘不到位：未及时发现主汽压偏差扩大与调门骤变风险，延误干预时机。
2. 应急处置弱：CCS退出后参数恶化时，未能快速手动干预稳定给水流量与主汽压。
3. 技能不足：对CCS与TF切换、高加解列后的参数耦合风险认识不足，缺乏极端工况处置能力
- 机（设备与控制逻辑）
1. CCS动态响应缺陷：偏差大时硬切换至TF，无分级调节，导致调门骤变。
2. 高加保护误动：无延时防抖，虚假高水位直接触发解列。
3. 调节失效：高加解列后，主汽压与给水流量调节通道缺失，无补偿逻辑。
- 料（材料与部件）：无材料、部件质量问题，非本次事故诱因。
- 环（环境与工况）：无恶劣天气、电网波动等外部环境因素，为系统内部连锁故障。
- 法（制度、规程与管理）
1. 控制策略不完善：CCS切换、高加保护定值与延时设置不合理，未充分校验极端工况。
2. 校验机制缺失：保护定值、控制逻辑未定期开展极端工况联动校验。
3. 运维管理弱：无专项预案与演练，对高加解列等工况的参数联动风险评估不足。
四、暴露问题
1. 控制策略：CCS鲁棒性不足，极端工况适应性差；高加保护无延时，易受虚假信号影响。
2. 系统联动：高加解列后对主汽压、给水流量的连锁影响评估不足，无补偿措施。
3. 运维管理：保护定值校验、逻辑优化机制不完善，未纳入常态化安全检查。
4. 人员能力：运行人员对协调控制与保护逻辑理解不深，应急处置能力不足。
5. 预案演练：缺乏针对CCS退出、高加解列等工况的专项应急处置预案与演练。
五、事件性质
- 定性：设备二类障碍（非计划停运，无人员伤亡与重大设备损坏），责任主体为电厂运行与技术管理部门。
- 依据：符合《电力安全事故应急处置和调查处理条例》中设备障碍的界定，无人员伤亡、设备重大损坏或电网事故影响。
六、整改措施（分维度）
- 控制逻辑优化（机）
1. CCS退出策略：增设压力偏差分级调节，偏差<1MPa微调，1-2MPa限幅，>2MPa平滑切TF，避免调门骤变。
2. 高加保护：水位III值保护增设3秒延时，过滤虚假信号；优化水位测量，降低波动影响。
3. 高加解列补偿：增加给水流量自动补偿逻辑，解列时自动提升给水流量，防止MFT触发。
- 保护定值与校验（法）
1. 重新核算高加水位保护定值，结合机组特性动态调整。
2. 建立保护定值定期校验（月度）与动态评估机制，纳入安全检查。
3. 开展极端工况（调门快关、高加解列）下的参数耦合风险验证，优化逻辑。
- 运维管理强化（法）
1. 完善应急预案：编制CCS退出、高加解列等极端工况专项处置预案，明确操作步骤与分工。
2. 专项演练：每月开展1次参数异常应急处置演练，提升人员响应能力。
3. 技术监督：将控制逻辑、保护定值、参数联动纳入日常技术监督，建立问题台账闭环管理。
- 人员培训（人）
1. 理论培训：强化CCS、高加保护等控制逻辑与参数联动原理培训，提升系统认知。
2. 实操训练：模拟主汽压偏差大、高加解列等场景，开展手动干预实操训练。
3. 考核机制：将极端工况处置能力纳入运行人员月度绩效考核，倒逼技能提升。
七、总结
本次事故是控制逻辑缺陷+保护误动+人员处置不足叠加导致的非计划停运，核心为控制策略与保护定值不合理、运维管理与人员技能薄弱。通过优化控制逻辑、完善保护定值、强化运维管理与人员培训，可有效防范类似事故，提升机组安全稳定运行水平。
来源 公众号“发电厂全能值班员技术交流”
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