300 MW机组一次风机液压装置故障原因分析

王慎刚

300 MW机组一次风机液压装置故障原因分析

王慎刚

（华电国际莱城发电厂，山东 莱芜 271100）

针对某电厂一次风机液压装置故障，引起锅炉燃烧困难导致机组跳闸事故，通过对一次风机液压装置解体检查分析，主要原因为液压装置故障引起挡板操作失灵。结合实际提出避免一次风机跳闸损坏的技术措施，保障了机组安全运行。

一次风机；液压；汽包；油泵

某电厂1号锅炉原设计配置2台离心式一次风机，2013年12月机组大修期间已改造更换为沈阳鼓风机厂生产的双级动调轴流式一次风机，风机型号为AST-1960／1400。风机动叶调节方式主要是通过风机外侧电动执行机构带动风机液压缸伺服机构控制液压缸进油和回油，从而控制液压缸缸体进行往复运动，通过连接在缸体上的调节杆带动风机叶片进行调节，如图1所示。

1 事故经过

图1 一次风机液压缸调节示意图

13：15，1号机组负荷300MW，主汽压14.58MPa， A、B、C磨运行［1］，总煤量152 t／h，炉膛压力为-21 Pa，A、B一次风机在自动调整控制方式，动叶开度为35%、31%，电流为78 A、77 A，一次风母管压力为10.36 kPa，A一次风机1号油泵运行，润滑油压为0.19 MPa，控制油压3.04 MPa，A、B电动给水泵在自动调整控制方式，液力偶合器指令为56%、57%，汽包水位在-7.7 mm左右波动，A、B引风机在自动方式，动叶开度为40%、36%，电流为187 A、184 A。

13：16：56至13：19：26，A一次风机润滑油压由0.19 MPa逐渐降至联泵值0.15 MPa，联启2号油泵，润滑油压升至1.01 MPa，控制油压升至4.75 MPa。

13：21：04，A一次风机控制油压升至5.56 MPa，A一次风机电流由78 A最高升至280 A左右，一次风母管压力由10.36 kPa升至13.98 kPa，因一次母管压力高于自动设置值10.3 kPa，A、B一次风机动叶指令逐渐自动关小直至全关位，B一次风机电流由77 A降至66 A，风机入口风温由24.4℃升高至54.54℃。

13：23：40，运行人员手动停运A一次风机1号油泵，控制油压降至4.44 MPa。13：25：40，运行人员初步判断A、B一次风机抢风，遂将A、B一次风机动叶控制切为手动方式，将A一次风机动叶开度由0%开至20%，风机电机电流保持在276 A左右无明显变化，然后将动叶关至0%。13：26：19，将B一次风机动叶开度由0%逐步开至30%，风机电机电流升至87 A。

13：28：18，A一次风机电流发生过流保护动作跳闸，一次风母管压力突降至4 kPa左右，运行人员继续开大B一次风机动叶，炉膛压力由-134 Pa出现快速下降，13：28：25炉膛压力降至最低-2 024 Pa，A、B引风机自动逐渐关小至19%、14%。在A一次风机跳闸后，汽包水位也由-0.8 mm开始出现降低，A、B电泵液力偶合器指令自动逐渐增加后给水流量上升，13：28：49汽包水位降至最低后回升。

13：28：52，因一次风量偏低造成B磨煤机入口一次风量低于设定值45 t／h延时10 s跳闸，运行人员手动投入AB层2、3号角油枪。

13：28：57，B一次风机动叶开度开至75%，电机电流升至173.6 A，一次风压快速升至9.23 kPa，炉膛压力升至最大2 037 Pa。

13：29：09，汽包水位持续快速上升，运行人员将给水主控切至手动调整，A、B电泵勺管由60%快速回调至53%，13：29：20，汽包水位仍然迅速上升，锅炉MFT动作，首出原因“汽包水位高高”。

全面检查分析判断A一次风机动调液压装置出现故障，组织抢修。机组重新启动，4月23日17：30并网恢复，在风机抢修期间保持B一次风机运行。4月25日A一次风机抢修完成，恢复正常运行方式。

2 检查情况

2.1 一次风机改造后运行情况

2013年12月23日，风机安装后油压调整完毕［2］，A一次风机润滑油压0.4 MPa，控制油压5.5 MPa，B一次风机润滑油压0.25 MPa，控制油压4.5 MPa。每月按时执行油泵定期切换工作正常。

2014年4月3日，1号炉B一次风机1号油泵运行润滑油压由0.25 MPa突降至0.15 MPa，备用油泵联启，润滑油压力升至0.9 MPa。调节1、2号润滑油油泵运行润滑油压力1.0 MPa后，停止1号油泵运行，因油泵出口单向阀打开后未及时复位造成润滑油压力降至0 MPa，B一次风机润滑油压力低跳闸，RB保护动作。随后经调整，在保证润滑油压正常的情况下，控制油压维持在2.8 MPa。

4月12日，利用机组停运机会联系沈阳鼓风机厂及榆次航天液压厂（液压缸厂家）现场确认为液压缸内漏，确定更换1号炉B一次风机动调液压缸，调整风机油站控制、润滑油压正常（调整控制油压3.86 MPa，润滑油压0.38 MPa）。4月14日对A一次风机油压控制值进行调整，保持原值控制油压约3.8 MPa，润滑油压约0.27 MPa。

2.2 现场设备检查情况

4月23日13：45，就地检查A一次风机2号油泵运行，控制油压就地显示4.5 MPa，润滑油压0.3 MPa，动叶实际开度100%，风机外部检查油管路无漏油现象，油箱油位正常，就地手摇动叶执行机构，动叶机构指针无变化，分析判断动调液压装置出现故障。

2.3 A一次风机运行状况和保护动作情况

13：19：26，A一次风机润滑油压逐渐降低联启2号油泵后，润滑油压升至1.01 MPa，控制油压升至4.75 MPa，此时一次风机出力未有变化。但在13：21：04风机控制油压突升至5.56 MPa后，A一次风机电流由78 A快速升至280 A左右（电机额定电流值为186 A），说明风机出力已达到最大。

13：28：18，A一次风机电流超保护定值282 A延时5 s过流跳闸，动作正常。

2.4 A一次风机跳闸后的炉内燃烧运行状况

13：28：18，A一次风机跳闸后，出口挡板联锁关闭（关闭时间约为45 s），因动叶在全开位且无法操作，造成一次风通过A一次风机入口处外排，一次风母管压力由13.98 kPa快速下降到约4 kPa，导致通过运行的3台磨煤机进入炉膛的一次风及其携带煤粉量突然大量减少，炉内燃烧出现弱化（火检强度降至24%左右），在大约7 s内炉膛压力迅速降至-2 024 Pa，后在A、B引风机自动调整下炉膛负压开始回升。为尽快提高一次风母管压力，运行人员将B一次风机动调开大，同时随着A一次风机出口挡板逐步关闭，13：28：49一次风母管压力由4 kPa开始上升，13：28：52时B磨煤机跳闸后BSOD迅速关闭，13：28：58一次风压升至10.77 kPa，进入锅炉的一次风及其携带煤粉量逐步增加，炉膛负压在引风机自动调整因素叠加影响下出现快速回升，13：28：59最高达到＋2 037 Pa后下降。

2.5 A一次风机跳闸后的汽包水位变化情况

13：28：18 A一次风机跳闸前，汽包水位［3］一直比较正常，机组负荷和汽包压力参数以及给水泵调节状况基本平稳，但在A一次风机跳闸后，汽包水位由-0.8 mm开始逐渐降低，给水流量由870 t／h左右逐渐增加，13：28：49汽包水位降至最低-214.8 mm后回升，A、B电泵液力偶合器指令自动增加至60%，给水流量增至1 235 t／h后仍然继续上升，13：28：59最高达到约1 300 t／h后开始回落。

因汽包水位上升较快，13：29：09运行人员将给水主控切至手动调整，A、B电泵勺管由60%快速回调至53%，13：29：20锅炉MFT动作时给水流量约780 t／h，锅炉MFT后汽包水位仍持续上升最高达到368 mm。

查阅在汽包水位出现异常波动变化到锅炉MFT前的过程中，机组负荷、汽包压力参数有所降低，但并未出现大幅度波动（汽包压力下降约1 MPa、机组负荷降低约15～20 MW），因此可基本排除汽包压力、机组负荷突变而造成汽包水位大幅变化的影响因素。

3 原因分析

3.1 汽包水位异常波动原因

A一次风机跳闸造成炉内燃烧突然减弱后，随着水冷壁吸热量急剧减少，汽包水位开始逐渐下降，此时汽包压力、机组负荷未出现较大幅度变化，A、B电泵液力偶合器指令根据水位变化进行自动增加给水流量，自13：28：18到13：28：59调整过程中虽然水位变化、给水流量变化幅度大些，但是自动调整基本正常，在13：28：47汽包水位最低降至-214.8 mm后开始出现回升。

因锅炉给水量自动调整增幅较大（由最初约870 t／h到13：28：59最高达到约1 300 t／h），同时自13：28：49开始一次风母管压力上升后，进入炉内的一次风及其携带煤粉量逐步增加，燃烧强度增强后水冷壁吸热量增大，受两个因素叠加影响造成汽包水位出现快速上升。在13：29：09汽包水位退出自动控制后，虽进行手动干预调节，但是调整幅度偏小（在13：29：20锅炉MFT动作时，给水流量约780 t／h），未能做到快速调减给水流量来控制汽包水位上升过快趋势，在11 s内汽包水位就达到跳闸值＋250 mm并继续上升，最终导致汽包水位高高保护动作而发生MFT。

运行人员汽包水位调整措施不及时、应急处理技能和经验不足，是造成本次机组跳机事故的主要原因。

3.2 A一次风机出力增大和过流保护动作的原因

分析认为，在A一次风机油站的备用油泵联启后［4］，系统油压升高使液压缸上压盖内部“O”型圈进一步破损，导致液压缸活塞前部液压油通过工艺孔内泄至润滑油，活塞在后部液压油作用下，迫使活塞向前移动直至最前位，缸体通过调节杆拉动动叶卡死在全开位，导致风机出力突然达到最大。

13：21：04，A一次风机风机出力达到最大后，运行人员判断2台一次风机出现抢风现象不准确，13：25：40在未查明具体原因情况下就开始调整增加风机动叶开度，因当时A一次风机动叶开度实际已全开（电机运行电流约280 A，接近过流保护动作值282 A），故调整增加A一次风机动叶开度后未有任何变化，但在调整增加B一次风机动叶开度后，随着B一次风机出力开始逐步增加，对A一次风机运行状况造成一定扰动，导致A一次风机电机电流波动达到过流保护值而发生跳闸。

3.3 A一次风机液压缸故障原因

对拆换下的A一次风机动调液压缸解体检查，发现动调液压缸上压盖内部“O”型密封圈破损。初步分析认为造成“O”型密封圈破损可能有3种原因：一是密封圈产品存在质量缺陷；二是液压控制油压力过高；三是油质不合格，存在杂质等异物。沈阳鼓风机厂一直配套使用该型号液压缸，密封圈产品质量问题可能性不大；据了解当时一次风机改造情况，安装后对油系统进行过滤油处理，滤油化验合格后投运；了解当时油站投运后的油压调整情况，未见到书面材料，但根据2014年1月29日A一次风机油站油泵切换历史记录图，查阅分析当时单泵运行时的液压控制油压约为5.3 MPa，2台油泵运行时的液压控制油压具体数值不详（虽然显示数值5.567 MPa，但实际上已超过量程5.5 MPa，在DCS画面上显示为质量坏点）。查阅风机说明书中规定液压控制油压大于3.5 MPa，进一步查阅历史记录趋势，A、B一次风机改造后的油站单泵运行的液压控制油压调整控制值为5.5 MPa、4.5 MPa，在双泵运行时油压会更高（已超过DCS显示量程，无法查阅）。

综上分析，初步判断“O”型密封圈损坏的最大可能是由于液压控制油压调整过高造成。

3.4 A一次风机润滑油降低的原因

经调阅历史曲线，4月23日7：00，1号机组负荷557 MW，A一次风机动调开度为48%，控制油压为3.31MPa，油泵出口润滑油压为0.31MPa，油站油压正常。但自7：10机组开始降负荷后的一次风机动调自动调整过程中，控制油压、润滑油压同时出现下降，至13：16润滑油压降低到0.15 MPa，控制油压降低到3.03 MPa，说明液压缸动作过程中压盖内部“O”型密封圈破损后内部漏油加剧，导致控制油压进一步降低，影响到润滑油压同时降低［5］。

动调液压缸上压盖内部“O”型密封圈破损是造成润滑油压降低的直接原因，但运行监盘人员自4月23日7：10开始一直未能及早发现油压降低缺陷并采取应对处理措施，也是导致缺陷进一步扩大化的重要原因。

4 处理及防范措施

a.更换1号机组A一次风机液压缸，并调整控制油压正常。

b.加强运行人员基本业务技能培训，重点是异常分析判断和应急处理方面。

c.运行监盘人员要精力集中，及时发现异常情况进行处置，异常未消除前必须做好事故预想。

d.加强设备异常分析管理，出现的任何异常都要按照“四不放过”原则进行彻底排查分析，并制定切实可行的防范措施，督导执行到位。

e.加强技改项目全过程管理。按照制定的技改项目管理办法要求，明确项目实施负责人，加强过程监管，实施过程中的各关键节点要设置必要的质监点，严格质量监督验收，做好详细的检修资料记录。

［1］ 时 岩.600 MW机组一次风机振动大原因分析及处理［J］.东北电力技术.2014，35（5）：14-16，30.

［2］ 卢红书，刘 娟.300 MW燃煤锅炉浓淡燃烧技术改造与效果［J］.东北电力技术，2014，35（11）：17-18.

［3］ 董伟波，王 荣，范国强.600 MW机组一次风机振动大原因分析及处理［J］.内蒙古电力技术，2015，33（1）：90-93.

［4］ 张永明，郝文蛇.一次风机轴承振动大原因分析及处理［J］.内蒙古电力技术，2013，31（4）：100-102.

［5］ 宁献武，赵继良，伍健伟.1 000 MW机组一次风机喘振原因分析及预防措施［J］.东北电力技术，2012，33（1）：39-41.

Cause Analysis on Hydraulic Device Fault of Primary Air Fan in 300 MW Unit

WANG Shen⁃gang
（Huadian International Laicheng Power Plant，Laiwu，Shandong 271100，China）

Facing hydraulic device faultof primary air fan in given power plantwhich cause difficults of boiler combustion and unit trip fault，strip inspection are carried out on the hydraulic device of primary air fan.The reasons are that hydraulic device fault caused by back platemalfunctioning.In this paper，technologicalmeasures are proposed to avoid trip fault of primary air fan and to ensure the safe operation of the power system.

Primary air fan；Hydraulic；Boiler；The oil pump

TH137

A

1004-7913（2015）07-0033-04

王慎刚（1969—），男，学士，工程师，主要从事火力发电厂集控运行管理工作。

2015-05-06）