机组热态启动再热器保护丧失机组跳闸解析

郑建林 葛成巍

（1.国网能源新疆准东煤电有限公司，新疆 奇台831800；2.神华浙江国华浙能发电有限公司，浙江 宁海 315612）

神华集团某发电公司一期工程建设2×660MW超超临界燃煤发电机组。 三大主机均由上海电气集团供给，汽轮机采用的是上汽引进西门子技术生产的660MW超超临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、凝汽式汽轮机（型号：N660-25/600/600）。该汽轮机设置两个高压主汽门和两个高压调门、两个中压主汽门及两个中压调门和一个过载补汽阀，机组采用全周进汽，没有调节级，第一级采用斜置喷嘴。汽轮机具有八级非调整回热抽汽，设有三台高压加热器、一台除氧器、四台低压加热器和一台疏水冷却器。汽轮机的额定转速为3000 r/min。机组设置一套容量为40%的高压和低压两级串联汽轮机旁路系统用以机组的启动。

1 异常发生经过及处理过程

机组运行期间，发生了一起非停事件。用电切换完毕。18：22发现机组负荷下降较快，立即检查运行设备及参数，发现中调门由8.7%关闭至0，18：25炉MFT，大联锁动作，机组跳闸，首出“再热器保护丧失”。检查MFT动作联锁正常，汽轮机转速惰走情况正常。

参数变化与操作记录：

18：02，#1机组并网，快速升负荷至46MW，燃料量由并网前66吨升至70吨，后继续加燃料至80吨，主汽压力由并网前11.7MPa缓慢升高，主汽温度由并网前564℃开始升高，分离器过热度并网前1.8℃，并网后缓慢升高，省煤器入口给水量在此过程中一直维持在800-850吨（启动循环泵运行），电泵再循环已经全关，电泵流量在并网时为508吨，机侧中调门开度并网带46MW负荷时为4.6%，随负荷升高该门开度逐渐开大，18：04逐渐开至8.4%，负荷81MW，低旁并网前开度42%，并网后逐渐开始关闭，18：04关至0，高排温度并网时

图1

事件经过：

#1机组经过检修于2月6日18：02并网，事故前，#1机组负荷102.8MW，TF 方式；给煤量 75t／h；主蒸汽压力 12.7MPa；主蒸汽温度562.5℃；再热蒸汽压力2.73MPa；再热器温度551℃；双引、双送、双一次风机运行，炉水循环泵运行，1A／1B磨煤机运行，微油投入；电泵运行；给水压力 16.4MPa，给水流量 610t／h；省煤器入口流量 821t／h，厂456℃，并网后该温度逐步下降，18：04降至415℃后开始回升，18：04再热汽热段压力由并网时的1.7MPa升至2.2MPa，18：10，负荷最高升至 168MW。 18：07主汽压力升高至 12.2MPa，18：08升至 12.76MPa，18：10 升至 13.2MPa，后保持稳定，18：09，操作减燃料 5 吨，18：10 再次减燃料5吨，两次共计减燃料10吨，电泵出力，18：09升至489吨，18：10 升至 535 吨，最高升至 574 吨，负荷 18：10 开始下降，18：12，降至134MW，随后负荷有几次小范围升高，中调门开度随负荷变化而变化，主汽压力13.1MPa，再热热段压力2.7MPa，18：13主汽温度由576℃ 开 始 缓 慢 下 降 ，18：16 负 荷 降 至 123MW，18：19， 负 荷 降 至104MW，18：20，负荷降至102MW，随后2分钟内负荷下降速度较快至停机，而18：21-18：22增加燃煤量5吨至75吨，电泵电流最大加至429A后稳定在408A。

直接原因：中调门由8.7%关闭至0，再热器干烧保护动作，造成机组跳闸。

2 高排温度控制器原理解析

关于中压调门关闭，DEH内部逻辑是这样设置的，在机组启动过程中,由于高压缸进汽量的减少,导致高压缸未几级叶片在高速旋转下摩擦产生的高温得不到有效的冷却,叶片可能产生超出许用范围的热应力和差胀,为此DEH专门设置了高排温度限制调节器,通过限制中调门的开度来增加高压缸的进汽量,从而避免高压缸长叶片区域的蒸汽温度超过最大许可值。

高排温度限制调节器是一个PI调节器.DEH用高压缸（12级后）的蒸汽温度MAA50CT015/016/017表示长叶片温度；用高压内缸壁温MAA50CT011/012/013代表高压转子温度,转子温度和叶片温度的温差再乘以－1作为调节器的输入偏差.调节器的输出值经双向限幅,调节器的输出YHATR始终大于零,送至进汽设定值形成功能页OSB。当叶片温度升高,偏差增大,限制调节器的输出YHATR为正。OSB在送给中压调门的指令中减去YHATR,从而关小中压调门,达到增加高压缸进汽的目的。而且OM 上的HP EXT TEMP CTRL ACT[HATRIE]灯亮.高压叶片和转子的温差为负时,由于调节器输出限幅的作用,YHATR＝0,不对中调门进行限制。

在以下情况下,高排温度限制调节器处于跟踪状态,保持当前值。

1）限压方式下（GDE）,主汽压力调节器有效FDPRIE；

2）汽轮机启动装置有效TABIE,即TAB起作用时；

3）高排温度限制调节器无效。

高拍温度控制器的输出YHATR值等于零,或者运行人员在OM手动退出调节器的投入子环都将使高排温度限制调节器无效。此时OM上的HP EXT TEMP CTRL ACT[HATRIE]灯不亮,YHATR值强制为0。

叶片温度与转子温度的差值△还用于高排温度保护：

△＞-15,报警,关高调门切高压缸,开高排通风阀；△＞-10,警告；△＞0,ETS动作,汽轮机跳闸。

高压缸切除后,只有机组负荷大于100MW且高压叶片温度小于515℃两个条件都满足,自动投入SGC OPEN HP－TURB的程控,恢复高压缸进汽运行。

下图为高压转子温度与高压叶片温度的限制曲线：

图2

3 热态启动失败原因分析

根本原因在于对极热态启动工况风险评估不到位，没有意识到由于给水流量不足将会导致短时间不能迅速带负荷，使高排末级温度升高，造成中压调门按照逻辑关闭，最终导致再热器断汽保护动作停机。具体分析如下：

1）负荷最大到168MW，是因为关闭低旁后，再热器内汽量进入中压缸做功形成，而非机组参数所能带实际负荷，操作中对此考虑不周，而在负荷开始下降时，对负荷变化的关注不够，另外并网后关旁路的时间比较靠前，从此次事故过程的参数曲线看，在本次冲车参数的前提下，保证130MW以上负荷，低旁关闭，也能保证高排温度不升高，以后的操作中，应在能够保证负荷的前提下，即燃料和给水均能满足转入干态时运行的要求，再关闭低旁。

2）高排温度逐步升高，是几个原因综合而成，第一，负荷下降，使高压缸进汽量下降；第二，低旁关闭后，不能保证负荷变化时高压缸的通流量，可能造成负荷下降。高压缸进汽量下降，中调门关小，高压缸进汽量下降，高排温度升高，这是个恶性循环；第三，汽泵未及时并泵，电泵出力574吨电流408A，已经接近电泵额定最大出力，而在此负荷和升负荷过程中，电泵流量和锅炉蒸发量不匹配。此次教训告诉我们热态和极热态启动，必须保证一台汽泵3000r/min旋转备用，最好并入汽泵运行，以便随时增加给水。

3）关于在热态启动时，负荷和参数的调整，煤与水的调整是保证关键，当值班员发现主汽压力升高且主汽温度升高时，应采取加水的方法，而此操作中加水滞后，减煤在前，虽然保证了主汽参数，但造成了负荷的下降。

4）热态冲车参数的选择，在保证过热度的前提下，应尽量降低冲车参数，以增加汽轮机进汽量，降低高压缸末级叶片的鼓风造成的叶片温度和高排温度升高的影响。

5）对DEH内部细小逻辑存在普遍认识不足的问题。见微知著，一定要对逻辑狠下功夫，把逻辑吃懂吃透。

［1］邯峰发电厂2×660MW机组《仪控培训教材》[Z].

［2］华电望亭电厂DEH调试报告[R].

［3］神华国华宁海B厂DEH设备资料[Z].

［4］华能玉环电厂运行规程[S].