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除氧器进汽逆止门不严,小机进冷汽跳机

  
评论: 更新日期:2017年12月18日

【简述】
滨州公司1号机2015年10月31日降负荷过程中,小汽轮机进汽压力波动,给水泵出力下降,导致给水流量低保护动作,锅炉MFT、发电机解列,造成非停事故。

【事故经过】
2015年10月31日7时,大唐滨州发电公司1号机组AGC方式运行正常,单台100%容量汽动给水泵运行正常,A、B、C磨煤机运行,汽动给水泵汽源为本机四段抽汽,再热冷段至小机的高压汽源电动门开启(高压汽源热备用),来自辅汽联箱的小机调试用汽电动门关闭(自动关闭后,运行人员再次手动校严)。单台50%容量的电动给水泵备用。辅汽联箱汽源为本机四段蒸汽。7时33分,1号机组负荷235MW,运行人员启动D磨煤机升负荷,启动后发现给水流量跟踪缓慢,运行人员解除给水自动,采用手动调节方式,以维持汽水分离器出口蒸汽过热度。7时56分,C、D给煤机断煤,运行人员解除燃料自动,机组切至机跟随滑压方式运行。因燃料量减少负荷逐渐下滑,空气炮投入无效果,投入AB层等离子稳燃,C磨维持给煤量20t/h左右运行。8时12分40秒,C给煤机给煤量降至0t/h,剩余A、B两台制粉系统运行,运行人员手动调节给水泵转速,使给水流量从782.63t/降至577t/h后,给水流量趋于稳定。8时15分40秒,给水流量554.34t/h再次突然大幅降低,调节给水泵转速没有效果。8时15分57秒,给水流量低保护动作。8时16分00秒,锅炉MFT,联跳汽轮机、发电机解列。
【事故原因】
通过查询历史数据得到,锅炉给水流量大幅波动、且快速下降至310t/h,锅炉“给水流量低低”保护动作,导致锅炉MFT、联跳汽轮机。第一次给水流量持续下降,原因是机跟炉滑压方式运行,锅炉D、C给煤机相继断煤,运行人员为维持汽水分离器出口蒸汽过热度,调节水煤比,手动降低给水泵汽轮机转速,使给水流量降低。第二次给水流量大幅降低,分析为小机进汽温度大幅度下降,蒸汽做功能力不足,汽泵出力下降,小机调门开大,汽泵转速仍然降低,从而引起给水流量低至跳闸值,导致机组跳闸。事故过程中,1号机组滑压运行方式。四抽压力与小机进汽压力接近,略高于除氧器压力0.05MPa,四抽温度与小机进汽温度相当。8时13分39秒,锅炉D、C给煤机断煤30分钟后,锅炉给煤量已不能维持稳定负荷,导致机组负荷突然大幅度降低,四抽压力与小机进汽压力分别由0.71551MPa,0.71505MPa开始降低,辅汽联箱压力由0.63932MPa也开始降低,除氧器压力由0.66374MPa也开始降低,但降低幅度明显小于四抽压力与小机进汽压力降低幅度。8时14分11秒,四抽压力、小机进汽压力与除氧器压力三者压力相当,均在0.663MPa左右。随着时间的推移,除氧器压力高于四抽压力和小机进汽压力,小机进汽温度由364.93℃开始下降。8时15分22秒,除氧器压力为0.64615MPa,四段抽汽压力为0.57387MPa,小机进汽压力为0.567MPa,除氧器压力比四抽压力高0.07MPa,比小机进汽压力高0.08MPa,此时小机入口蒸汽温度由345.50℃开始快速下降,8时16分0秒,机组跳闸时,小机进汽温度已剧烈下降至238.63℃。从曲线上分析,小机进冷汽,此时主要是除氧器中饱和蒸汽进入小机导致小机入口温度下降。由于3号高加疏水(负荷247MW,疏水流量120t/h左右、温度190℃)进入除氧器汽化(除氧器绝对压力0.718MPa,对应饱和温度为165.98℃)以及减负荷过程中,给水流量降低,除氧器水位上升,导致除氧器压力高于四抽压力,使除氧器内蒸汽因抽汽逆止门不严返至小机,小机进汽温度大幅度下降,蒸汽做功能力下降,小机低压调门虽持续开大,但汽泵转速依旧降低,从而引起给水流量低至跳闸值,导致机组跳闸。
【防范措施】
1. 结合1号机组停机机会,对除氧器进汽逆止门进行修复,必要时进行更换,消除除氧器返汽至四抽的隐患。另外,安装过程中,注意2号机相同类型逆止门边缘有无磨损,做到防微杜渐。
2. 低负荷(180MW及以下)情况下,密切注意四抽与除氧器差压以及小机进汽温度变化,当进汽温度迅速下降时,开启3号高加危急疏水至凝汽器调门,同时开启危急疏扩减温水,注意真空变化。严防除氧器中饱和蒸汽进入小机。
3. 除氧器进汽压力,温度无远传测点,不能随时监视除氧器的运行状态,为判断事故原因带来一定困难,建议增加除氧器进汽压力,温度热工远传测点,并送至DCS。运行中,注意观察除氧器进汽温度以及小机进汽温度变化,如果小机进汽温度下降速度过快,影响小机出力,启动电泵备用。
5. 小机高压汽源充分暖管,运行中保持热备用。
6. 优化快减负荷操作预案,加强应急演练,以确保异常情况下机组安全运行。

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