高级技师论文(周建春)

1、江苏省电力行业职业技能鉴定中心高级技师论文利港电厂三四期635MW机组满负荷时高加跳闸事故处理的探讨 工作单位：江苏利港电力有限公司 姓 名：周建春 2010年01月15日利港电厂三四期635MW机组满负荷时高加跳闸事故处理的探讨周建春（江苏利港电力股份有限公司）摘要：本文针对利港电厂三四期机组满负荷时高加全切给锅炉、汽机和发电机等系统带来的影响进行定性分析，探讨大负荷时高加跳闸的处理预案及预防措施。关键词：635MW，高加全切，负荷增量，处理预案一. 引言现在我国燃煤机组都朝着高参数、大容量和高度自动化方向发展。这种趋势给我们带来高效率和高经济性的同时也带来了高风险，稍有不慎，极可能造成恶劣

2、的社会影响。由于高加抽汽量大，一旦高加跳闸，高压抽汽被切断，将造成大量的额外的蒸汽量进入汽轮机，瞬间增加了锅炉、汽轮机和发电机的负担。在满负荷的工况下，由于各系统的运行都接近了能力工况，高加跳闸的影响更甚，尤其应引起我们的重视。但大负荷高加跳闸的情况毕竟时少数，我们可以获得的运行经验较少。我们只能从其它工况下高加跳闸的情形进行推断。当然越接近满负荷工况的情形，我们的推断就越接近实际情况。下面我们就我厂最近两次高加跳闸的参数进行对比分析，探讨大负荷时高加跳闸的处理预案及预防措施。二. 系统介绍江阴利港发电股份有限公司4×600MW超临界机组的锅炉采用上海锅炉厂生产的超临界、变压运行、单

3、炉膛、一次再热、平衡通风、四角切圆燃烧、全钢构架、全悬吊结构型直流炉。汽轮机采用的是上海汽轮机厂引进美国西屋公司技术生产的超临界一次中间再热式、三缸四排汽（高中压合缸）、单轴、凝汽反动式汽轮机。其热力系统包括一次再热与三级高压加热器，一级除氧器和四级低压加热器组成八级回热系统，各级加热器疏水逐级自流。汽机低压缸排汽排入凝汽器。凝汽器采用双背压设计、开式循环水冷却。凝结水通过凝结水泵经低压加热器至除氧器，给水泵为每台机组配置2台50容量的汽动给水泵和一台35%容量的启动及备用电动给水泵，给水经高压加热器进入锅炉。发电机为上海电机厂有限责任公司制造的QFSN-600-2型三相交流隐极式同步汽轮发电

4、机。高加跳闸时，三台高加同时切除，给水走大旁路。三. 两个实例下面是2009年9月2日 10时29分和17时15分6机两次高加跳闸的相关情况。我们对主汽压力、机组负荷、总煤量、一抽压力、冷再压力、三抽压力、四抽压力、五抽压力、主汽温度、中间点温度、小机转速和高过A出口压力以及差胀、轴位移等数据做了比较分析。从DCS历史数据中，我们可以得出如下数据：项目前一次高加跳闸后一次高加跳闸跳闸前极值差值跳闸前极值差值负荷/MW5255916651458571炉侧主汽压力/MPa24.8224.970.1524.8126.711.9调节机压力/MPa15.31015.9770.66714.67615.43

5、30.757一级抽汽压力/MPa5.6876.6080.9215.5436.4720.929二级抽汽压力/MPa3.784.3980.6183.934.520.59三级抽汽压力/MPa1.7242.1440.421.7272.1570.43五级抽汽压力/MPa0.2870.3700.0830.2880.3760.088六级抽汽压力/kPa51.3779.53828.16851.20281.76630.564炉侧主汽温度/550.1534-16.1544498.8-45.2给水温度/271.12194.8-76.32269.8187.4-82.4中间点温度/426.2400.9-25.3420.

6、3390.9-29.4小机转速/rpm517352487551315340209高加跳闸时间10:29:0917:15:00切TF时间10:29:1617:22:44投高加时间10:3517:46差胀和轴位移变化不大。另外，附有汽机1/2/3瓦振动，由图可知大机振动基本无大的变化。汽机上述各参数的限值（能力工况）和这两次跳闸中达到的极大值总结如下（其中超过限值的用红斜体标出）：项目限值这两次跳闸极大值调节级压力19.314MPa15.977MPa一级抽汽压力6.746MPa6.472MPa二级抽汽压力4.599MPa4.52MPa三级抽汽压力2.066MPa2.157MPa五级抽汽压力0.41

7、36MPa0.3766MPa六级抽汽压力134.76kPa81.766kPa汽机负荷（VWO）676MW-发电机负荷667 MVA-小机转速5500rpm5340rpm锅炉PCV动作值26.7 MPa26.71MPa锅炉安全门动作值31.2 MPa26.71MPa两次跳闸参数之不同为后一次主汽压力窜升较多。通过对比分析，我们发现前一次退AGC和切TF的时间要早于后一次：两次跳闸后都有减煤操作（前后两次分别约为14t/h和20t/h），前一次高加跳闸后立即切TF并减煤，后一次是在主汽压力上升后再减煤的，减煤较晚。后一次主汽温度跌幅较大，主要是投高加时间较前一次要晚。四. 满负荷时机组的主要参数（

8、以#6机2009年8月份数据为例）时间08/1914:3608/1921:0008/2011:0008/2613:50平均值负荷/MW621620619623620.75炉侧主汽压力/MPa24.9624.9524.9624.9524.95调节机压力/MPa18.85818.77818.48119.01518.783一级抽汽压力/MPa6.8786.8356.8046.9376.8635二级抽汽压力/MPa4.514.514.664.514.548三级抽汽压力/MPa2.0732.0682.0852.1032.082五级抽汽压力/MPa0.3490.3490.3590.3600.354六级抽汽

9、压力/kPa75.976.476.877.576.7小机转速/rpm54935450543554785464我们将上述数据与汽机能力工况限值相比较，我们可以发现，一、二、三级抽汽压力均已超限，调节级压力也接近限值（我们在实际运行中观察到过调节级压力超能力工况的情况）。由于满负荷时，四阀基本全开，只要主汽稍微上升，一、二、三级抽汽压力及调节级压力超限几乎不可避免。可见，我们处理高加跳闸的关键点有：1. 减少机组超负荷的幅度；2. 降低主汽压力超限的幅度；3. 避免主汽温度过快下降。五. 关于满负荷时高加跳闸机组负荷增加量的粗略估算1. 理论推算我们从汽轮机热平衡图中可以查出一、二、三级抽汽的流量

10、和焓值，以及排汽焓值如下：焓值/(kJ/kg)流量/(kg/h)一级抽汽3005.9105518二级抽汽2924.7185984三级抽汽3369.174383排汽2466.6-另外，我们从汽轮机内效率曲线上查得中低压缸的效率在90左右，我们忽略高加跳闸后，一、二、三级抽汽进入汽轮机做工后对机组其他级做工效率和对后几级抽汽量的影响，我们可以粗略估计出满负荷高加跳闸机组负荷增加量P，如下：再热器焓值增加量H3593.3-2924.7668.6(kJ/kg)一级抽汽做功影响负荷P1=(3005.9-2466.6)* 105518+668.6* 105518*0.9 /3600kW=31864 kW二

11、级抽汽做功影响负荷P2=(2924.7-2466.6)* 185984+668.6* 185984*0.9 /3600kW=52387kW三级抽汽做功影响负荷P3=(3369.1-2466.6)* 185984*0.9/3600 kW=41962kW满负荷高加跳闸机组负荷增加量P P1+P2+P3=31864 kW +52387 kW +41962 kW=126213kW=126MW可见，满负荷高加跳闸时机组负荷将最大增加126MW。这个估算虽然忽略了很多影响因素，但它远远超出了我们平常的预计。总的来说，高负荷时高加跳闸，如果我们不将多余的能量泄去，将造成无法估计的后果。2. 验算为了验证上述

12、估计的正确性，我们以9月2日 10时29分6机高加跳闸的SIS数据进行验算。我们从SIS中可以查出一、二、三级抽汽的流量和焓值，以及排汽焓值、再热器进出口焓值如下：焓值/(kJ/kg)流量/(t/h)一级抽汽3031.595.244二级抽汽2942.564.8注一三级抽汽3416.863.575排汽2292.9注二-高压缸排汽2942.51453中压缸进汽3598.71388.2注一：二级抽汽流量冷再流量-热再流量；注二：取高低压凝汽器排汽汽焓值的均值。按照与前面相同的假设，我们可以粗略估计出525MW高加跳闸机组负荷增加量P，如下：再热器焓值增加量H3598.7-2942.5656.2(kJ

13、/kg)一级抽汽做功影响负荷P1=(3031.5-2292.9)* 95.244+656.2*95.244*0.9/3600 MW=33.2MW二级抽汽做功影响负荷P2=(2942.5-2292.9)* 64.8+656.2* 64.8*0.9/3600 MW=21.2MW三级抽汽做功影响负荷P3=(3416.8-2292.9)* 63.575*0.9/3600 MW=17.9MW525MW高加跳闸机组负荷增加量PP1+P2+P3=33.2 MW +21.2MW +17.9 MW=72.3MW与实际的66MW比较，只相差6.3MW，可见估算基本是正确的。六. 发电机机过电流的可能性分析发电机额

14、定电流为19250A。发电机对称过电流保护定值为：1.1倍发电机额定电流（延时5S）。在发电机额定电压的前提下，我们根据P=1.732UIcos()可以得出功率因素分别为1.0至0.9之间按按照1.1倍额定电流计算出机组负荷如下：功率因素cos()1.1In时机组负荷In时机组负荷1734 667 0.99726 660 0.98719 653 0.97711 647 0.96704 640 0.95697 633 0.94689 627 0.93682 620 0.92675 613 0.91667 607 0.9660 600 由上图可以看出，只有功率因素等于1的前提下，630MW负荷时跳

15、高加最大允许增加104MW负荷。功率因素越小，允许增加的负荷越小；也就是说，功率因素越小，高加跳闸时发电机跳闸的风险越大。功率因素越小时，为了避免因高加跳闸导致发电机过负荷跳闸，必须将机组最高出力限制得越低。可见，我们在处理中要尽快降低机组出力，防止发电机发生跳闸。七. 高加跳闸条件DCS中查的高加跳闸条件为：汽机跳闸或任一高加水位高（开关量与模拟量）。高加水位高跳闸整定值分别为：670mm（#8高加）；690mm（#7高加）；680mm（#6高加）。高加跳闸动作结果为：#1/2/#3级抽汽电动门和抽汽逆止门同时关闭；给水走旁路（三台高加同时被旁路）.八. 导致高加水位高的因素高加在正常的运行

16、时，导致高水位的因素有：1. 疏水调门调节不正常或者调门机械卡；2. 加热器之间压差不够；3. 传热管道破裂；4. 超负荷运行。九. 满负荷时高加跳闸的危险点1. 主汽超压；2. 汽轮机参数超限；3. 发电机过负荷跳闸；4. 凝器水位高跳低旁；5. 除氧器水位低、超压、跳给泵；6. 汽轮机进水；7. 主汽温下跌过快。十. 满负荷时高加跳闸的处理1. 确认高加跳闸，抽汽、给水三通阀及疏水等联锁动作正常，高加水位下降；2. 立即将机组切TF方式，甚至BASE方式，避免煤量在协调方式下增加；3. 快速减煤4050t/h（对于减煤的幅度可基于两个满负荷投、退高加的静态工况的主汽流量差值375t/h按照

17、水煤比7.8得出的大致范围，也可以通过跳高加增加负荷量除以4进行估计；或者打上层磨），防止水煤比过快下降（给水阻力增大但给泵几乎无升速余量，减煤以降低给水需求，同时有助于降低汽机超负荷的动态幅度），注意维持炉膛负压和氧量的稳定； 4. 迅速稍开低旁泄压，以减少超负荷的幅度，但要注意凝器水位和真空。如果压力继续上升至26.7MPa时，检查PCV阀动作，注意主汽压力下降后PCV阀要及时关闭，并检查PCV阀无泄漏；5. 如果主汽压力继续上升，则应及时开启高旁电动门，开启高旁（视负荷高低决定开阀速度：负荷越高开阀速度应越快），投用高旁减温水，避免高旁因阀后温度高跳闸；6. 汽压下降后，应逐渐加煤，并调

18、整中间点温度设定值（中间点温度修正值下降到0.75时，可将给水切手动控制），避免主汽温度下降过快；另外在减水过程中要关注螺旋管壁温是否超温；7. 由于进除氧器的疏水减少，注意除氧器、凝器水位的变化，防止除氧器因水位低而超压以及除氧器水位过低跳给泵，防止凝器水位过高跳低旁；8. 监视大机振动、轴向位移、差胀、瓦温正常；9. 监视发电机的定子绕组温度、定子铁心温度和定子电流不超限；10. 事故处理过程中，应密切关注发电机定子电流，防止发电机过负荷；11. 及早查明高加跳闸原因，投入高加。十一. 预防措施1. 高加危疏不能正常备用时限制机组出力；2. 高加正常疏水及危疏动作迅速、准确；3. 投、停高加严格控制温度变化率；4. 高加水位调整时应关注前后级加热器水位的变化；5. PCV阀要可靠备用，PCV阀隔绝时限机组出力；6. 高、低旁及其减温器可靠备用；7. 高加水位变送器及开