1 000MW机组单侧主汽门关闭的原因分析及处理

1 设备介绍

该机组采用上汽厂引进西门子技术的N1023-26.25/600/600汽轮机 ,汽轮机蒸汽阀门为单侧进油 ,采用EH 油控制 ,每个阀门有一套控制模块控制阀门的启闭 ,一个集成式的组合油箱供给各阀门的EH油用油 。汽轮机采用全周进汽加补汽阀的配汽方式 ,高、中压缸均为切向进汽。锅炉为超超临界压力参数变压运行螺旋管圈直流炉 ,单炉膛塔式布置形式、一 次中间再热、四角切圆燃烧、平衡通风、固态排渣、全钢悬吊构造、露天布置。

2 事故经过

#13机机组负荷510 Mw ,B、C、D、E、F磨煤机运行 。某日12:53 ,机组负荷突然下降至480 Mw ,然后逐渐回升至510 Mw ,DEH报警"IPEsV1"报"CLOsED" , 发现主机#1中压主汽门反馈突变至0。EH油泵电流由26 A升 至44 A ,再热汽压由2.6 MPa升至3. 1 MPa 。巡检至就地 检查#1中压主汽门EH油回油管温度情况 ,手摸发现回油管非常烫 , 同时至就地检查EH油泵实际流量 , 流量增大50L左右 ,确认跳闸电磁阀已经打开泄油 。15:20 ,热工检修处理结束 ,恢复正常。

3 故障原因分析及处理

3.1 中压主汽门EsV阀控制系统介绍

主汽门EsV阀属于开关型执行机构 ,汽门只能全开、全关。如图1所示 ,其工作回路由两只跳闸电磁阀、一只方向电磁阀、单向阀、插装阀、油动机等组成。跳闸电磁 阀采用冗余配置 ,接收汽轮机保护系统来的信号 , 电磁阀得电插装阀关闭 ,失电插装阀打开 ,使活塞左右腔室连通。正常时电磁阀为带电状态 ,保护动作时跳闸电磁阀失电 , 与回油管接通 ,此时插装阀压力失去 ,在弹簧力的作用下迅速打开 ,油路切至回油 ,油动机供油回路被切断 ,EsV阀在弹簧力的作用下快速关闭。

3.2 事故原因分析

3.2. 1 #1中压主汽门跳闸电磁阀2断线失电 ,汽门关闭

从当时DEH画面中看到 ,#1中压主汽门跳闸电磁阀1、2状态无任何异常 ,这是因为画面显示的电磁阀状态不是电磁阀实际真正的状态 ,只是阀门的指令。也就是说 ,控制系统给阀门的指令是关闭。

该电磁阀断线失电可以从下面几个方面来判断:

(1)巡检至就地检查阀门实际位置。

(2)至就地检查#1中压主汽门油动机回油管温度 。该油动机EH回油管连通后,回油管温度应该升高至50 ℃左右。

(3)EH油泵电流由26 A升高至44 A ,就地检查发现 EH油泵出口流量增大约50 L。

(4)就地实际检查两只跳闸电磁阀 ,两只电磁阀温度不一样 ,一只带电、一只失电。

3.2.2 阀门断线的原因

就地对#13机各主汽门、调门测振 ,最高达83 μm ,长期振动大容易造成阀门接线松动或断线。同时 , 阀门接线盒空间狭小 ,接线时容易虚接 ,从而造成阀门接线松动或断线。

阀门振动是由于汽流激振、基础振动大 ,无法进行改善。只有利用机组大、小修的机会对阀门电磁阀接线进行检查、加固、更换。

3.3 事故处理措施

3.3. 1 手动设置#1中压调门的阀限

判断并确认为#1中压主汽门关闭后 ,运行人员应第一 时间将#1中压调门阀限设置为0 , 目的是防止主汽门突然打开造成大的扰动。操作时应该慢慢进行 ,逐步降低#1中压调门的阀限 ,并确认对应调门 ,直至#1中压调

图1 中压主汽门、调门跳闸电磁阀和方向阀的状态画面

门关至0:恢复时 ,通过该侧调门阀限逐步开启汽门 ,恢复开度 ,注意由于流量逐步增加 ,汽温要控制好 , 开始通汽时要缓慢 ,并注意机组振动情况。

3.3.2 注意EH油泵的工作情况 ,确认关#1中压主汽门的EH油就地进油手动门

一 只主汽门的油流量较一 只调门的油流量少 , 实际参数上来看 , 电流增大了18 A ,流量增大50 L ,EH母管油压力由16 MPa降至15.8 MPa 。因两台机组EH油泵 增容过 ,基本不受影响 。 出于系统安全考虑 ,需要确认关闭#1中压主汽门的EH油就地手动门 。至就地缓慢关闭#1中压主汽门EH油进油门 ,注意油泵的电流逐渐回落至正常值。

3.3.3 打开#1中压主汽门、中压调门前疏水

将#1中压主汽门 、中压调门疏水气控门前手动门微开后(减少冲击) ,联系热工开放权限 ,打开疏水气控门 。任一侧汽门关闭后 , 由于该侧蒸汽不流通 ,不能投太多减温水 , 同时保持疏水流通。

4 异常工况出现的原因分析

4. 1 主机#3瓦瓦振逐步增大

此次#3瓦瓦振逐步上升(图2) , 后通过降低主 、再热蒸汽温度 ,参数逐渐稳定。

任一侧汽门关闭后 ,应该注意机组各瓦振动、温度变化情况 。发现振动变大 , 可以通过调整蒸汽温度偏差 , 降低主、再热蒸汽温度 , 降低机组负荷来控制 。该缺

图2 主机#3瓦瓦振变化曲线(2个测点)

陷处理好以后及时恢复,避免机组长时间处于异常工况。

4.2 炉侧系统中出现的异常参数及分析

4.2. 1 炉侧再热蒸汽系统中异常情况

当#1中压主汽门关闭后 , 蒸汽侧出现了一 些异常工况 ,如图3所示。

(1)炉侧二再出口#1、#3管出口汽温较#2、#4管出口汽温高20 ℃左右 ,且微量减温水还有30 t/h。

(2)二再出口#1、#3管出口汽温即炉侧汽温有600 ℃ ,而汽机侧汽温只有570 ℃左右。

(3)恢复工况时 , 即#1中压调门微开5%开度后 ,炉侧#2、#4管温度快速上升(趋势如图4所示) ,#1、#3管出口温度快速下降 ,特别是#2管减温水量基本已开足 ,仍然上升至610 ℃左右。

4.2.2 二再出口管管壁及出口集箱管壁温度趋势

#1中压主汽门关闭之前的二再出口集箱管壁温度分布如图5所示 ,二再#1~#11屏管壁温度较二再#12~#22屏高,二再#23~#33屏管壁温度较二再#34~#44屏高。

从图5、图6可以看出 ,#1中压主汽门关闭后 , 二再出 口#1~#11、#23~#33屏管壁温度逐渐下降 ,#12~#22、#34~#44屏管壁温度逐渐上升。

4.2.3 二再出口烟温变化趋势

从图7中可以看出#1中压主汽门关闭后 ,炉左侧烟

图3 再热蒸汽温度控制画面

曲线①一#13机组二再#1管出口温度:曲线②一#13机组二再#2管出口温度:曲线③一#13机组再热器微量喷水量B:

曲线④一#13机组#1中压调门阀位。

图5 汽门关闭前二再管壁温度

图6 汽门关闭后二再管壁温度

温急剧下降而右侧烟温急剧上升 ,恢复时相反。

4.3 分析与结论

4.3. 1 分析

锅炉实际二再集箱及就地管屏设备布置如图8所示。从图8可知:

(1)#1中压主汽门对应炉侧为二再出口#2、#4管 ,#2中压主汽门对应炉侧为二再出口#1、#3管。

(2)#1、#2管同处于一个出口集箱 ,#3、#4管同处于

一个出口集箱。

(3)#1管对应管屏为二再#1~#11屏 ,#2管对应管屏为二再#12~#22屏 ,#3管对应管屏为二再#23~#33屏 ,#4管对应管屏为二再#34~#44屏。

4.3.2 结论

(1)当#1中压主汽门关闭 , 即二再出口集箱#2、#4管不流通 。由于#1、#2管同处于一个出口集箱 ,该集箱蒸汽均从#1管出去至汽机 ,#12~#22屏内工质相对于

图7 二再出口左、右侧烟温汽门关闭后变化趋势

图8 集箱及测点实际位置图

#1~#11屏来说处于近似干烧状态 , 图5、图6中管壁壁温可以证实(#12~#22管壁温度明显上升) 。#11~#22屏内壁温上升造成二再集箱管壁温度上升高达610 ℃(图7) ,而#1管出口温度测点位置(图8)紧靠二再出口集箱 , 由于热传导作用 ,该测点温度显示高达600 ℃ (不能代表#1管内工质温度) : 另外 , 燃烧侧烟气相对于#1~#11管来说换热增强 ,烟气温度下降(图7) ,#1管蒸汽温度会上升后趋于稳定。汽机侧#1管温度570 ℃代表的是蒸汽温度 ,汽机侧#1管温度测点在机房8.6 m上方位置(图8) ,实际上工质流动应该以机侧温度为准。#3、#4管温度变化同理。

(2)#2管出口由于节流 ,工质基本处于不流动状态(集箱内部分工质向#1管方向流动 , 阻力较大) ,且#2管测点位置在炉外出口管上 ,所以当#1中压主汽门关闭后 , 随着时间的推移 ,#2管出口温度逐步下降(测点位置工质不流通) 。#4管出口温度下降同理。

(3)恢复工况下 ,#1中调微开5%时 ,#2、#4管中处于干烧状态的工质发生流动 ,测点处温度快速上升 , 即如图4所示趋势。

4.4 处理要点与注意事项

(1)发生此类故障时 ,应密切注意EH油泵的工作情况 , 因调门流量较大 , 发生断线对系统影响更大 ,此时若确认故障应尽快设阀限关调门 ,关就地EH油进油手动门。

(2)汽轮机发生单侧进汽应特别注意各瓦振动情况 ,发现增大趋势及时降低负荷。

(3)此次发生阀门断线的负荷较低 ,若负荷高 ,运行人员应该加强对管壁超温情况的关注。

(4)尽量不投用减温水 ,必须投用时应根据机侧温度调整减温水量 ,减少两侧汽温偏差。

(5)恢复时最好将壁温控制在605 ℃以下 , 防止汽温上升太多 ,难以控制。

5 结语

单只主汽门或单只调门突然关闭 , 虽然不会造成机组跳闸 ,但此工况下一些异常参数要注意监视。只有对运行中的异常和事故进行分析、总结、改进 ,才能保障机组安全稳定运行。