机组满负荷高加水位高解列培训课件

机组满负荷高加水位高

高加解列事故处理培训

刘海渊1/15一、事故案例异常前运行工况：2023年6月30日19：30#2机组负荷600MW，机组协调运行，高加水位调整自动运行，除氧器水位手动调整（因#2机除氧器上水调门门杆数次断裂，投自动情况下门杆频繁抖动），#3高加水位310mm，锅炉汽包水位28mm，A、C电泵运行，勺管自动投入。2/15一、事故案例2.事故通过及处理过程：19:30监盘发觉高加突然解列，事故疏水启动，机组负荷最高上升至619MW，立即手动切除机组协调控制，按事故组织处理。经检查高加解列原由于除氧器水位高，#3高加正常疏水门联关，造成#3高加水位高保护动作，高加解列。20:30高加投入运行，机组恢复正常。经查趋势，整个异常处理过程如下：17:36除氧器水位1998.7mm，还在逐渐下降，手动迟缓将除氧器上水调门由44%逐渐开大。17:59除氧器上水调门开大至49%，维持不变，此时除氧器水位1968mm，开始迟缓上升。19:06切除机组协调控制，停运B真空泵做机组真空严密性试验，此时除氧器水位2150mm。19:15开始下雨，机组背压迅速从22.37kPa下降至19.45kPa。19:17机组真空严密性试验结束，启动C真空泵运行.19:18投入机组协调控制，此时除氧器水位2245mm。19:25:01除氧器水位上升至2300mm，发高一值报警。3/15一、事故案例2.事故通过及处理过程：19:30:17除氧器水位上升至2400mm，发高二值报警，除氧器溢流阀联锁启动，#3高加正常疏水门由78%开始关闭，立即手动关小除氧器上水调门，除氧器水位最低降至1719mm。19:30:23#3高加水位由310mm开始迅速上升。19:30:58#3高加正常疏水门全关至0%。19:30:35#3高加水位高至388mm，水位高一值保护动作，#3高加水位高报警。19:30:41#3高加水位高至438mm，水位高二值保护动作，#3高加危急疏水联锁打开。19:30:46#3高加水位高至488mm，水位高三值保护动作,高加解列，三抽电动门、逆止门联锁关闭，给水自动切换至旁路运行。19:30:46高加解列，机组负荷上升，最高至619MW，汽包水位由28mm迟缓下降，汽包压力上升，A、C电泵勺管指令油64%自动开大至76%。19:37:30汽包水位降至-50mm后开始迅速上升，A、C电泵勺管开度由76%自动关小。19:39:56汽包水位升至208mm，A、C电泵勺管指令50%，解列给水自动，手动继续关小至38%，汽包水位最高上升至228mm，水位开始下降，逐渐调整勺管指令维持汽包正常水位。20:15逐渐投入高加系统，恢复正常运行方式。本次事故处理过程中脱硝系统未跳闸，所有环境保护参数未发生超限。4/15一、高加解列主要原因水位变送器批示输犯错误。高加安全门误动，产生虚假水位。高加疏水门卡涩，水位自动控制失灵。高加水侧破管，大量高压给水进入汽侧。说明：第一种只是显示问题。第二种工况由于抽汽压力高于高加汽侧工作压力且有抽汽逆止门保护，不会造成汽轮机进水。后两种工况尤其是高加水侧破管最危险也是最容易造成汽轮机进水，而高加水位保护无法智能判断什么原因造成水位高，因此高加水位高保护达成定值后将动作，切断抽汽，使给水切至高加旁路，避免水侧继续泄漏至汽侧，从而达成保护汽轮机及系统安全运行目标。5/15二、满负荷高加解列危险点对汽轮机本体设备影响解列后瞬间负荷会达成汽轮机组极限工况，此时汽轮机动静间隙、推力瓦、轴向位移承受极大工作负荷，极大威胁汽轮机本体安全，不过在机组负荷上升60秒过程内合适关小汽机高调门，减小主蒸汽流量将能够减少机组负荷峰值，减小对汽轮机叶片冲击。6/152、高加解列对汽温影响：高加解列后，对于主汽温来说，给水温度迅速下降，造成蒸发量减少，循环倍率加大，过热器管壁流过蒸汽量减少，过热汽温呈迅速上升趋势。对于再热汽温，由于1、2段抽汽流向再热器，再热蒸汽量迅速增加，且炉膛辐射热负荷向水冷壁中蒸发段、饱和段转移，炉膛中心温度下降，辐射换热效果下降，再热蒸汽则会展现出与过热蒸汽相反下降趋势，给再热汽温、过热汽温控制调整带来一定难度。7/153、高加解列对汽包水位影响在协调工况下，汽机高调门自动关小，主汽压力升高，汽包水位下降，锅炉给水量和燃料量尚未进行调整时，汽包水位变化事实上是个虚假水位现象，此时锅炉贮水量反而在增加，而水位瞬间减少给了给水自动控制系统一种错误前馈信号，给水自动控制系统发出加大给水指令，电泵转速上升，使得给水流量大于蒸汽流量汽包水位在短暂上升后会再次迅速下降，这是由于高加解列，使得锅炉给水温度显著偏低，进入汽包欠焓水有较大过冷度，这些欠焓水进入汽包后与原炉水混合，引发炉水焓降过大，部分蒸汽汽化潜热被欠焓水吸取，使汽包内炉水汽泡量骤减，造成水位下降，并且补水量越大，水位下降越快，幅度越大。水位再次下降，使给水自动控制系统再次发出增大给水流量错误信号，此时给水流量显著大于蒸汽流量，这就是事故中造成汽包水位频繁大幅小动原因。由于汽包内炉水焓降过大，锅炉蒸发量减少，主汽压随后下降，引发炉水饱和温度减少，使蒸发区域和汽包壁金属放出蓄热，炉水含汽量迅速增加，水位在达到最低点后迅猛上升。当减小给水流量时，反而因进入汽包有较大过冷度欠焓水减少，使汽包炉水焓增，炉水吸取汽化潜热增加，汽泡生成量增多，水位连续上升。从此前试验及事故工况来看，我厂给水系统调整裕量较大，自动调整敏捷可靠，因此在事故中汽包水位自动控制能够迅速响应调整，在水位自动控制正常情况下，应维持汽包水位自动控制；在本次高加解列事故处理中，能及时解除机组协调，保持主汽压力及煤量燃烧变化平稳，对水位控制也是很有利。8/154、高加解列对锅炉、系统影响

高加解列，给水从主路切至高加旁路，存在锅炉断水危险，给水温度骤然下降100℃以上，省煤器、汽包、受热面管壁等金属材料承受着较大温差带来金属应力，过热器、再热器管壁承受超温危险，汽轮机缸体温度上下温差加大，承受比正常运行更大金属应力。

9/151、确认高加解列正常，给水走旁路，1、2、3段抽汽切除。2、切除协调至全手动控制，将汽机指令关小10%开度（额定蒸汽参数下520MW汽机调门开度），目标是减少主汽进汽流量250T/H左右，减至520MW额定工况进汽量，减少事故工况下负荷峰值。3、减低最上层磨10~20T/H煤量，缓和关小调门后主汽压力上升，并预控主汽温升，保持燃烧稳定（避免燃烧扰动汽温）。4、减温水立即切手动，提前投入1级减温水，每侧增加25T/H减温水，使减温器后温度减少15~20℃，提前投入2级减温水，每侧增加15T/H减温水，使减温器后温度减少10℃。5、摆角预控性下摆5℃。6、专员控制汽温。7、专员监视给水自动运行调整正常，监视汽包、除氧器、热井水位正常。8、专员监视机侧本体参数。9、主值掌握主控协调，负荷出现峰值前优先控制负荷，预控温度，负荷峰值过后，优先控制温度，温度峰值过后，控制汽机调门、稳定燃烧保持汽包压力平稳，平稳机组工况。600MW满负荷工况下高加解列应对策略10/151、第一时间发觉后，立即解列机组协调；2、将煤量立即手动调整至跳闸前原总煤量少10吨数量；保持机组调门开度不变，允许机组超限运行（不要超出650MW情况下）；3、在主汽压力减少时尽可能采取非燃烧办法让速度慢点：采取关小机组调门伎俩。若主汽压力比较稳定，则汽包水位、主汽温度就相对稳定；4、汽包水位专员监视（主再热汽温同步做好监视）：给水流量、蒸汽流量必须时时相对匹配；给水压力、汽包压力要匹配。当汽包压力减少时必须同步减少给水泵勺管减少给水压力，确保差压匹配，不然会造成汽包水位迅速大幅度变化引发锅炉MFT。同步引发主