风机特性不匹配两机组相继跳闸

风机特性不匹配 两机组相继跳闸风机特性不匹配 两机组相继跳闸 2013 年 6 月 18 日 某发电厂发生两台机组相继跳闸 全 厂对外停电事件 事件直接原因是脱硝改造后送风机 吸风机 之间的调节特性未能完全匹配以及电泵出水门故障等 事故经过 某电厂 5 号 6 号机组为 2 台 900mw 超临界燃煤机组 投 运后相继实施了脱硝改造 空气预热器整体更换 配合脱硝改 造吸增风机合一等技改项目 事件发生前 5 号机组正常运行 6 号机组启动并网后升负荷 其中 5 号机组脱硝改造后于 2013 年 6 月 3 日首次并网连续运行 至 6 月 18 日 8 53 机组 负荷 860mw 6 号机组 6 月 10 日调停后于 6 月 18 日凌晨整组 启动 5 31 并网 9 58 机组负荷升至 463mw 1 5 号机组跳闸经过 8 52 39 8 55 59 5 号机组根据 agc 指令开始加负荷 负荷 从 860mw 升至 918mw 送风机 5a 动叶开度从 64 加到 95 送风机 5b 动叶开度从 65 加到 95 炉膛负压从 0 328kpa 增加到 0 08kpa 吸风机 5a 动叶开度从 63 加到 83 吸风机 5b 动叶开度从 67 加到 87 期间 8 55 03 吸风机 5a 5b 进口压力下降到 5 5kpa 报警 8 59 28 负荷 917mw 送风机 5a 动叶开度 84 送风机 5b 动叶开度 86 吸风机 5a 动叶开度 86 吸风机 5b 动叶开 度 90 炉膛负压 0 219kpa 吸风机 5a 进口压力低于 6kpa 吸风机进口负压保护动作跳闸 rb 动作 联跳磨煤机 5a 5b 5c 和送风机 5a 8 59 51 吸风机 5b 进口压力低于 6kpa 风机进口负压保 护动作跳闸 锅炉 mft 5 号机组跳闸 2 6 号机组跳闸经过 5 31 6 号机组整组启动后并网 9 30 6 号机组汽泵 6a 并入系统 9 56 53 6 号机组电泵出水旁路门全开信号收到 给水母 管压力 15 725mpa 电泵出口压力 15 628mpa 电泵出水门满 足开启条件 但实际上开启失败 9 58 28 电泵出水门关闭状态 电泵转速由 4026rpm 开始 升转速 9 58 50 电泵转速升到 5279rpm 流量由原来的 165kg 5 增加到 317 768kg 5 9 59 00 电泵出水旁路门由 100 开度开始逐渐关小 9 59 16 电泵转速降至 4972rpm 电泵出水旁路门关到 89 9 58 37 9 58 50 汽泵 6a 转速偏差持续大于 10 限值 逻 辑信号闭锁 自动强制转入手动控制方式 转速维持在 3052 rpm 10 01 17 电泵出水旁路门关到 17 后卡涩 10 01 27 电泵转速降低到 4458rpm 然后又开始升转速 10 02 12 电泵转速升高到 5521rmp 流量由 249kg 5 升至 441kg 5 电泵流量大于转速对应的最大流量 导致保护动作跳 电泵 10 02 17 水冷壁流量 163kg 5 小于 223kg 5 10 秒后机 组给水流量低保护动作 机组 mft 原因分析 1 5 号机组跳闸原因 1 送风机 吸风机之间的调节特性未能完全匹配 吸风 机进口负压保护是在吸风机进行引增合一改造后新增加的 目 的是为了防止吸风机进口烟道内外差压超过设计值而损坏烟道 系统设定 当吸风机进口负压小于 5 5kpa 时报警 小于 6kpa 时吸风机跳闸 在 5 号机大修中 对两台吸风机进行了吸增风 机合一改造 吸风机额定功率增大 同时加装了 scr 装置 并 更换了两台空气预热器 加装了再热器受热面 使得从炉膛到 吸风机之间的烟道阻力发生了较大变化 由于对热态工况烟道 阻力变化认识不足 送风机 吸风机之间的调节特性未能完全 匹配 在高负荷工况下快速变负荷 超调引起吸风机进口压力 快速下降 导致吸风机进口负压值在短时间内达到保护动作值 吸风机 5a 5b 相继跳闸 锅炉 mft 2 吸风机进口负压保护设计未充分考虑大气压力波动的 影响 吸风机引增合一改造后 在每台吸风机进口布置了 3 个 绝对压力测点 取平均值后再减去标准大气压得到风机进口负 压 标准大气压取 101 3kpa 而根据当天气象信息 6 月 18 日 上海市当地气温为 26 6 36 6 当时大气压仅为 99 82kpa 比标准大气压 101 3kpa 低了 1 48kpa 造成测量出来的烟道内 外差压比实际差压大了 1 48kpa 2 6 号机组跳闸原因 1 造成 6 号机组电泵 电泵出水旁路门和汽泵 6a 的异 常动作并最终导致机组跳闸的直接原因是电泵出水门在机组启 动过程中未能正常开启 电泵出水门未能正常开启 导致机组 升负荷过程中电泵高流量保护动作 电泵跳闸 汽泵 6a 由于转 速偏差大强制切手动后 不能参与调节 最终导致机组给水流 量低保护动作 锅炉 mft 2 6 号机电泵出水门阀门为水平布置 停机后该阀门处 于关闭状态 随着温度降低 由于阀芯和密封圈之间出现了很 小的间隙 导致水进入到阀芯上部的腔室中 在机组启动后 随着温度的上升 阀芯和密封圈的间隙又消失了 导致阀芯上 部形成了一个密闭腔室 原先进入的水汽化成水蒸汽密闭在阀 芯上部的腔室中 产生较大压力抵消了阀门开启的电动力矩 导致该阀门不能正常打开 在机组 mft 后 由相关人员到现场 打开 6 号机电泵出水门安全装置泄压门 将密闭腔室内的蒸汽 释放泄压后 阀门正常开启 暴露问题 1 技术管理存在薄弱环节 对脱硝改造 吸增风机合一改 造 空气预热器改造 加装再热器受热面等改造后 烟风道阻 力发生变化 机组热态变负荷工况下吸风机调节特性发生变化 等缺乏深入了解 对吸风机进口负压保护的特性认识不足 吸 风机进口负压保护设计考虑不周全 未及时对改造后的设备和 系统做热态性能试验 2 设备管理不到位 对机组启动过程中曾经发生过的电泵 出水门因阀芯上部腔室憋蒸汽无法正常开启的问题 通过设备 异动安装了手动泄压阀 但未对故障原因进行进一步的深入分 析 未采取根本性解决措施 未根据设备变化情况及时修订操 作规程 未对有关人员进行相关培训 反措措施落实不到位 3 隐患排查治理不深入 未有效排查出吸风机 送风机间 调节特性不匹配 保护设计存在缺陷等安全风险 对新改造设 备的风险辨识 设备隐患和管理隐患的排查不够深入 对曾出 现的电泵出水门无法正常开启的问题不够重视 未采取切实可 行的运行管理措施 防范措施 1 发电厂要进一步加强技术管理 对重大技改项目中新设 备 新系统等进行全面系统分析和风险辨识 采取针对性措施 确保机组安全可靠运行 对进行脱硝改造 吸增风机合一改造 的电厂要适时对吸风机 送风机的调节特性进行热态变负荷扰 动试验 通过试验对各负荷段的氧量曲线重新整定 为了避免 大气压力波动对吸风机进口负压保护的影响 吸风机进口压力 变送器应采用差压变送器 2 发电厂要进一步加强设备和运行管理 应明确设备维护 和运行操作界面及流程 完善机组启停过程运行规程及操作卡 并及时对相关人员进行培训 加强设备缺陷原因分析 闭环管 理有关安全风险 从根本上消除设备故障 及时完善设备安全 生产管理制度和技术规程