一次调频试运引起机组跳闸的原因分析及处理措施

2016-07-05刘国卫广东粤电云浮发电厂有限公司广东云浮527300

山东工业技术 2016年14期

关键词：煤量旁路调频

刘国卫（广东粤电云浮发电厂有限公司，广东云浮 527300）

刘国卫
（广东粤电云浮发电厂有限公司，广东云浮 527300）

本文以300MW亚临界机组为例，论述一起 DEH 投遥控时引起调门波动，最后造成机组跳闸的经过，通过对调门波动的原因进行了分析，最后提出处理措施。

DEH；一次调频；跳闸原因；处理措施

1　机组概况

我厂五号机组锅炉系采用上海锅炉厂生产的循环流化床锅炉，是首批具有自主知识产权的循环流化床300MW锅炉，其设计特点是为单炉膛、炉膛集中给煤、3个绝缘旋风分离器，具有区别于其他引进型锅炉的新特性，设计燃用煤种为烟煤。对比国内引进型CFB锅炉多为具有外置床，炉膛为裤衩腿的炉型而言，云浮C厂所采用的炉型在运行技术上没有足够的经验参数可以遵循，一些普遍性的控制参数都是借鉴较接近类型机组的经验，但由于炉型的不同、煤质的差异等等在很多方面都需要去自行摸索，特别是在一些关键操作和重要参数的控制方面，总结现场经验更显得尤为重要。

特别是在事故处理方面，锅炉、汽轮机、电气等专业各方面的配合尤其值得总结经验和教训，以下是一次机组调试过程中，由于一次调频试验导致机组跳闸的原因分析及应对措施。

2　事件经过

6月18日应调试所要求，云浮C厂由当班运行值长向中调申请五号机组进行一次调频试验，建模和PSS试验。

21:17分，五号机组运行参数为：负荷N265MW 给煤量125.3吨/H，主蒸汽压力14.11MPa/530℃，再热蒸汽2，71MPa/532.调试所人员告知运行人员开始做机组一次调频试验，要求投入锅炉阴风、一二次风自动，调试所及热控专业人员在DEH频差计算与负荷补偿逻辑中，强制转速差为8r/min，这时对应的一次调频负荷修正目标量为4% （125MW）。

21:25分，机组给煤量一分钟内从126.3吨t/h降至72.8吨，总风量从917，5KNM³/h，降至715 KNM³/h（其中一次风353.7 KNM³/ h，二次风361.7 KNM³/h），#1二次风机电流151.6A降至123.9A，#2二次风机电流149.7A降至109.4A；#1一次风机电流233.9A降至196.7A；#2一次风机电流237.3A降至202.1A。炉膛压力向负压方向快速增大，引风自动退出，值班员发现后迅速调整引风，手动加煤至94吨/h，但炉膛压力迅速降至至-2373pa，炉MFT动作，联跳引风机、一二次风机。

21:28分，负荷降至N168MW，主蒸汽9.26MPa/500℃，再热蒸汽1.82MPa/494d℃，“汽轮机高压缸进汽温度10分钟内下降大于30℃”保护动作跳汽轮机、发电机，五号机组与系统解列，厂用电自动切换成功。

21:33启动炉点火成功，21:38分，五号机组重新启动风机组正常，点卓C角床上油枪，启动给煤机开始投煤，锅炉逐步增加热负荷，控制炉膛温降、稳定床温，调整参数符合要求。

21:47机组各项参数符合要求，五号机组重新挂闸冲转，22:04分机组定速，22:18五号机组顺利与系统并列，检查设备无异常逐步加负荷恢复正常运行。

3　原因分析

3.1直接原因

一次调频介入动作时，CCS中风煤比自动调节量太大，没有设置低限制。经查阅历史曲线记录，当天及前一天进行的五号机组一次调频试验进行过程中，已经出现煤量及风量波动较大的情况，炉膛负压多次出现报警值，运行值班员已就此存在问题向调试所人员提出疑问，并要求修正，给出一次调频试验时逻辑跟踪的具体定值，以及给出应急预案，但由于自动控制仍能勉强跟上调节，调试所人员认为不需要做进一步的处理措施。

五号机组在做3008r/min一次调频模拟试验时，调试所人员未及时告知运行值班员试验进入了另外一个层次，而该试验相较之前所做的转速高，一次调频逻辑指令使机组协调系统动作幅度也是最大，当模拟的转速达到3008r/min后，机组负荷未能及时跟上调整，一次调频指令使五号机组给煤量一次往下减，而协调逻辑中二次风量跟踪给煤量是最紧密的，煤量急剧下降令二次风量也同样急剧降低，二次风机挡板开度关小至10%开度，远远不能满足燃烧要求，同时使炉膛总风量减少太多，导致引风机动叶引负压扰动大退出自动，炉膛压力保护动作触发MFT，此期间虽然煤量调整增加，但一次调频逻辑指令一直动作，煤量、风量一直在执行减指令，炉膛负压仍然低至-1720KPa，保护动作跳闸全部给煤机，因二次风挡板关闭后令风量监测滞后，炉膛总风量仍然往下走，引风机、一次风机接着跳闸。

由于锅炉MFT动作全跳给煤机，锅炉热负荷瞬间损失太大，汽机侧仍未来记得减去负荷，汽轮机高压缸“10分钟内温降大于30℃”保护动作跳汽轮机。

3.2次要原因

汽轮机侧减负荷太慢，减负荷太慢主要是由于负荷控制中心设计不合理，在CCS退出后没有声光及颜色变化，DEH操作画面红色指示未消失，不能及时提示运行人员转由DEH操作减负荷。在负荷控制中心未退出CCS前，减负荷指令幅度不能改变，每按一次只有1，不能起到快速减负荷的作用，只有在设定的控制画面中直接设定阀门开度才能达到快速减负荷作用。

当负荷低于150MW，负荷控制中心自动切换为DEH操作，负荷画面失去控制，在进行操作已经失效，此画面暂未有详细的培训资料，运行值班员对此画面的操作一知半解，调试所和热工专业人员也未向运行人员进行技术交底，令运行人员误判断，而在事故处理过程当中也未能及时作出指导，以及提供有效建议，导致事故处理失去最佳时间，降低了事故处理的成功率。

4　存在问题

在整个事故处理过程中，大致上能顺利按照规定参数及操作规程处理，但仍然遗留一些不足之处，值得好好总结和反思。

（1）机组跳闸后，高压旁路开至19%后不能操作，使得锅炉侧汽压上升较快，锅炉侧压力上来后，导致高压旁路前后压差大，手动开启也难操作，加剧了锅炉汽压的上升，令参数不可控，被迫开启PVC阀泄压。

（2）在机组重新挂闸后，由于再热器保护丧失，再次令MFT保护动作，后经热工强制后，才能再次挂闸，再热器保护动作时间短，只有10秒，可以考虑优化。

（3）汽轮机定速后，同期并网装置电视信号消失，延误了并网时间。

（4）机组并网后，由于一次风机跳闸，导致全炉膛榻床，在加负荷过程中，发现炉膛左侧流化异常，观火孔观察床料并未流化，对比右侧有结块现象，而且对应侧有3支床上油枪不能投用，发现异常后，值班员马上停止左侧对应的给煤机，并且逐步增加流化风量，观察床料流化逐步正常后，逐步恢复投煤。由于此阶段延误了2个小时左右，又受制于油枪不能投用，限制了机组增加负荷，使锅炉管壁温度超温严重。

5　预防及应对措施

（1）为防止类似事故的发生，在进行重要试验时，必须专业负责人到场，并且要进行重要的技术交底，对试验可能存在的风险要辨识清楚，并应有应对的预控措施。

（2）试验进行过程中，发现异常要及时停止，避免异常进一步扩大。

（3）运行值班员加强监盘的技术力量，提高监盘质量。

（4）针对事故处理过程中应注意的问题。1）机组跳闸后，汽泵汽源压力低0.25MPa，提不上转速，造成汽包水位低，手动启动电泵后，要及时关再循环调整门，避免电泵超负荷，但要注意调整时电泵各参数不要超限；2）出现旁路卡涩不能开启泄压的情况时，要视乎锅炉汽压开启PVC阀，避免汽包压力过高，打不上水而导致汽包干锅；3）若高压旁路能够顺利开启，要注意减温水量的使用，不能投用太多，但也不能不用，要控制高压缸排汽温度不超保护定值得480℃。开启旁路后要注意高排压比，不能超限。二级旁路也要注意不要保护动作；4）机组跳闸后，由于凝汽器排汽量急剧减少，只有旁路带来的少部分汽水，热井水容易打空，凝结水泵容易跳闸，要注意开启热井补水，开启再循环门，确保凝结水泵正常运行，凝结水压力流量均正常，确保各路保护水的正确投用；5）除氧器水位不能维持时，要及时开出上水泵供水，并投用加热，通知化学启动大除盐水泵，确保供水足够；6）在锅炉恢复风组运行后，应及时检查各观火孔，评估床料流化情况，在未投煤前，应先加大一次风量，确认建立流化后再适当减少风量，注意床温的变化速率，及时投用油枪稳定燃烧，投煤初期，要适量控制煤量，注意搭配汽机负荷的加减，避免锅炉超压；7）参数符合要求后，电气尽快并网，做好一切准备，并网后视热负荷的情况增减机组负荷。