一起汽包水位变化引起的锅炉灭火分析

芦海庆

一起汽包水位变化引起的锅炉灭火分析

芦海庆

（宁夏大唐国际大坝发电有限责任公司，宁夏 青铜峡 751607）

在大容量机组启动过程中，各项操作及控制调整参数较多，影响锅炉汽包水位变化的因素也相应增多，某厂600 MW机组启动过程中由于1号高调阀CV1突然关闭，使负荷突降，引起汽包水位低、锅炉灭火事故的发生，分析调整过程中出现的问题，并提出防范措施。

汽包水位；负荷；调整；防范措施

1 设备概述

某厂600 MW机组为东方锅炉股份有限公司制造的DG2070／17.5-∏6型亚临界参数、自然循环、前后墙对冲燃烧、一次中间再热全钢架的∏型锅炉，采用2台50%容量的汽动给水泵（汽泵）、1台30%启动备用电动给水泵（电泵）。A、B汽泵工作汽源由机组四段抽汽供给，低压调试启动汽源来自于机组辅汽联箱，高压汽源作为备用汽源由冷段供给。

2 锅炉灭火前运行方式

机组负荷为355 MW，协调控制在手动状态。A、B送风机、引风机、一次风机运行，A、B、C、D磨煤机运行，E、F磨煤机备用，总煤量为196 t／h。A、B汽泵运行，电泵备用，汽包水位在自动状态。2台汽泵小机汽源全部切换至机组四段抽汽，高压备用汽源未投入。

3 汽包水位调整过程

2015年4月7日，进行机组停备后的滑参数启动，机组负荷增至355 MW，汽轮机4个高调阀CV1、CV2、CV3、CV4阀门开度分别为49%、34%、41%、10%，汽轮机综合阀位为83%。主汽压力为12.5 MPa，锅炉汽包水位4个测点分别为-78mm、-91mm、-284mm、-312mm，A、B汽泵转速分别为4 382 r／min、4 421 r／min，汽泵流量分别为803 t／h、788 t／h。A小机低压调阀开度为82%，高压调阀开度为0%；B小机低压调阀开度为79%，高压调阀开度为0%。

2：11：23，汽轮机高调阀CV1突然关闭，机组负荷降至304 MW，4个高调阀CV1、CV2、CV3、CV4阀门开度分别为0%、35%、41%、10%，综合阀位显示83%。汽包水位4个测点分别为-55 mm、-67 mm、-253 mm、-280 mm，A、B汽泵转速分别为4 364 r／min、4 414 r／min，汽泵流量分别为773 t／h、781 t／h。主汽流量由1 101 t／h降至736 t／h，A小机低压调阀开度为80%，高压调阀开度为0%，B小机低压调阀开度为79%，高压调阀开度为0%。

2：14：08，汽轮机主汽压力升至15.45 MPa，负荷为315 MW，主汽流量为961 t／h，汽包水位4个测点分别为-231 mm、-248 mm、-240 mm、-270 mm，均持续下降，小机转速不断上升，A、B汽泵转速分别为4 726 r／min、4 770 r／min，汽泵流量分别为629 t／h、570 t／h。A小机低压调阀开度为100%，高压调阀开度为100%，B小机低压调阀开度为96%，高压调阀开度为37%。均在最大出力运行，此时应启动电泵，增大电泵出力运行参与汽包水位调整。

2：17：40，汽轮机主汽压力最高升至16.89 MPa，此时手动开大汽轮机调阀，增大机组负荷来降低主汽压力，机组负荷增至350 MW，同时减少运行磨煤机的给煤量，由196 t／h减至150 t／h［1］。主汽流量为1 072 t／h，给水流量为1 029 t／h。汽包水位4个测点分别为-251 mm、-272 mm、-280 mm、-309 mm，通过调整电泵出力来增加给水流量，电泵出口压力为17.9 MPa，2台汽泵出口压力均为17.8 MPa，可见电泵出口压力高于2台汽泵出口压力，当汽泵入口流量＜450 t／h时联开再循环调门，2台汽泵出力快速下降［2］。

2：21：09，锅炉汽包水位4个测点分别为-352 mm、-367 mm、-376 mm、-407 mm，汽包水位低Ⅲ值（三取二）≤-365 mm时，保护动作延时3 s，锅炉灭火。

4 汽包水位变化引起灭火的原因

a.机组协调控制未投入，汽轮机高调阀CV1突然关闭后，综合阀位开度不变，输出指令保持在83%，使主汽压力升高，且运行人员没有及时采取降压措施，为后续调整水位带来困难［3］。

b.按照运行规程规定，当负荷小于240 MW时要求完成汽泵并列和汽源向四抽切换过程，小机高压备用汽源未恢复备用，造成小机低压调阀全开，高压调阀开启后没有汽源供给，导致汽泵出力不足。

c.小机汽源由辅汽启动调试汽源切换至机组四段抽汽后，没有监视对比四段抽汽口压力与小机低压进汽门前压力，操作画面显示四段抽汽电动门在全开状态，此时抽汽口压力为0.62 MPa，小机进汽门前压力为0.36 MPa，实际四段抽汽电动门在50%开度，使小机工作汽源不足。

d.汽轮机高调阀CV1突然关闭后，主汽压力升高，运行人员减少给煤量来降低主汽压力，此时A、B、C、D磨煤机风量调整处于手动状态，不能自动跟踪，减少煤量后磨煤机风煤比瞬间增大，燃烧扰动剧烈［4］，因锅炉有一定的蓄热能力，主汽压力明显增大。

e.给水泵并列运行时，电泵出力大于2台汽泵，导致2台汽泵再循环调门联开，汽泵出口流量快速下降［5］，使得给水流量进一步减少，汽包水位持续降低。

5 问题分析

a.机组启动过程中操作多、监视参数多，对同工况下的参数分析不够，主要参数监视不到位，小机工作汽源压力低于四段抽汽压力0.26 MPa，不能及时发现四段抽汽电动门没有全开的情况，机组启动后设备检查不到位［6］。

b.未严格按照规程要求，小机高压备用汽源在负荷小于240 MW时不能及时恢复备用，系统恢复投入不及时，为发生异常后的调整带来困难。

c.在给水泵并列运行操作中，操作水平亟待提高，在手动操作中，不能掌握调节给水泵出力平衡，结合仿真机掌握给水泵并列操作等关键点［7］。

d.危险点预控分析工作不到位，当机组高调阀CV1突然关闭，不能采取及时有效措施，在异常处理过程中慌乱，缺乏应变能力，对给水三冲量汽包水位调整掌握不够［8］，调整方法不当，导致负荷突降处理演变为锅炉汽包水位低、保护动作灭火。

6 防范措施

a.在短时间内很难实现对多参数的调整，应在每台设备启动后，及时将参数投入自动，减少人为因素造成的不必要扰动，在工况稳定时及时进行现场的全面检查。

b.进一步提高设备的可靠性，本次事故主要因为高调阀CV1突然关闭、四抽电动门未全开但开启状态指令存在缺陷，运行中应加大设备治理力度，不放过每个缺陷。运行人员应提高操作技能，熟练掌握大机组运行相关知识，对规程、相关操作技能、事故处理要点等熟练掌握，才能有效避免异常事故的发生。

［1］ 姚昌模，王国琦，屈紫懿，等.600 MW机组汽包水位高引起炉内灭火原因分析［J］.重庆电力高等专科学校学报，2009，14（3）：3-4.

［2］ 刘常碧.某厂给水泵切换导致锅炉MFT事故分析析［J］.青海电力，2009，28（2）：43-44.

［3］ 唐权利，张仰恒，王 伟.300 MW锅炉汽包水位保护动作分析及措施［J］.东北电力技术，2012，33（3）：44-46.

［4］ 袁俊文，张富柱.超高压锅炉汽包水位动态分析［J］.东北电力技术，2014，35（7）：39-41.

［5］ 王晋一.自然循环锅炉汽包水位的变化及控制［J］.东北电力技术，2003，24（10）：32-34.

［6］ 潘胜中.一起汽包水位高MFT的事故分析［J］.电力安全技术，2005，7（9）：24-25.

［7］ 高彦飞.300 MW机组锅炉汽包水位的调整［J］.电力安全技术，2007，18（3）：13-16.

［8］ 陈鸿伟，许振宇，杨 博，等.锅炉汽包水位影响因素［J］.电站系统工程，2007，23（2）：32-33.

Analysis on Boiler Outfire Caused by Steam Drum Water Level

LU Hai⁃qing
（Ningxia Datang International Daba Power Generation Co.，Ltd.，Qingtongxia，Ningxia 751607，China）

Themore parameters of operation and control in start⁃up procedure，the more influencing factor of the steam drum water level.The accident of boiler outfire happens caused by 1 high⁃profile CV1 suddenly closed and load becoming low.This paper analyses the problems in adjustment process，and preventivemeasures are proposed.

The steam drum water level；Load；Adjustment；Preventivemeasure

TM621.2

A

1004-7913（2015）07-0047-02

芦海庆（1973—），男，学士，工程师，主要从事发电厂运行管理工作。

2015-04-04）