某公司660MW燃煤机组1号机组锅炉MFT原因分析及防范措施

0引言

结合当前我国能源经济国情及形式,在大力发展新能源发电技术的背景下,大型燃煤机组在电力市场中起着承上启下的重要作用,燃煤机组在日常运行期间及启停机调峰过程中的安全稳定尤为重要。

1 电厂背景介绍

锅炉为东方锅炉厂有限责任公司制造生产的DG1955/29.30—Ⅱ2型超超临界参数直流煤粉炉,锅炉额定蒸汽压力为29.30 Mpa,主蒸汽温度为605℃ ,再热蒸汽温度为623℃ [1]。风烟系统配有2台动叶可调轴流式送风机、2台动叶可调轴流式一次风机、2台动叶可调轴流式引风机[2]。汽轮机为哈尔滨汽机厂 自主研制的N660—28/600/620型超超临界凝汽式汽轮机,额定出力660MW。给水系统配置一台100%容量的汽动给水泵,给水泵由小汽轮机驱动,小汽轮机、汽动给水泵与前置泵同轴布置,小汽轮机排汽直接排至主机凝汽器。小汽轮机设三路汽源,正常工作汽源来自主机四段抽汽,启动时由辅助蒸汽系统供汽,当四抽及辅汽汽源不能满足小汽轮机用汽时,冷再供汽经减压阀降压后供小汽轮机[3]。汽轮机相关保护定值如表1所示。

2 事件经过

2024年4月3 日,某公司1号机组正常运行负荷508 MW,给水流量1368.9 t/h,各主汽、再热蒸汽及小汽轮机参数正常。锅炉A、B、C、E、F磨煤机运行。

14:18:39,A引风机跳闸联跳A送风机,引风机RB动作,先后联跳F、C磨煤机。RB后机组快速降负荷,主汽压力、再热压力、给水流量下降,给水流量自动持续下降且波动。

14:24:25,给水泵入口流量下降至约540 t/h(低于630t/h),汽动给水泵再循环门自动开启;14:24:26,给水流量突降至约0 t/h,触发锅炉MFT,联跳汽轮机、小汽轮机。

14:24:29,机组跳闸。

3停机检查情况

3.1现场检查

机组跳闸后,该公司现场检查A引风机6 kV电源开关,未发现任何异常;检查A引风机事故按钮盒,打开后发现按钮盒内部有冷凝水珠,接线在穿入按钮盒的部位有绝缘破损点,如图1所示。

3.2历史趋势查询

2024—04—03T14:17,该公司1号机组正常运行,负荷约508 MW,给水泵组正常运行,锅炉A、B、C、E、F磨煤机运行,给水流量约1 368.9 t/h,给水泵出口压力25.7 Mpa,主汽压力22.8 Mpa,主汽温度603.9℃ ,再热蒸汽压力3.73Mpa,再热蒸汽温度612.6℃ ;小汽轮机进汽压力0.69Mpa,小汽轮机进汽温度369.6 ℃ ,小汽轮机转速4 276.9 r/min,小汽轮机备用汽源投入压力设定为0.26 Mpa。

14:18:39,1号炉A引风机跳闸,联跳A送风机,引风机RB动作,联跳F磨煤机,14:19:18,联跳C磨。机组引风机RB后开始快速降负荷,主汽压力、再热压力、给水流量开始降低,机组快速降负荷过程中,给水流量自动持续下降且波动。

14:24:25,给水流量下降至540 t/h,运行人员紧急手动增加给水量无效。

14:24:26,锅炉给水流量突降至约0t/h(低于246 t/h),给水流量低低延时3 s触发锅炉MFT,联跳汽轮机、小汽轮机(小汽轮机异常期间参数变化情况如表2所示)。

14:24:29,锅炉MFT发出。

14:24:30,汽轮机停机,小汽轮机进汽温度降至251.4℃ ,温度降低约118.2℃ 。

3.3 小汽轮机运行汽源情况检查

小汽轮机设有三路汽源,正常工作汽源来自主机四段抽汽,启动时由辅助蒸汽系统供汽,机组正常运行时辅汽至小汽轮机用汽电动门常关不投入,当四抽及辅汽汽源不能满足小汽轮机用汽时,冷再供汽经减压阀降压后供小汽轮机[4]。

2024—04—03T14:18:39,1号机组引风机RB后开始快速降负荷,随着负荷的下降,给水流量自动持续下降且发生明显波动。

14:22:41,四抽逆止门关闭前,小汽轮机汽源由四抽供汽,四抽逆止门关闭后,小汽轮机汽源由除氧器饱和蒸汽提供,造成小汽轮机进汽温度迅速下降。

至14:24:26锅炉MFT停机前,冷再至小汽轮机供汽处于热备用状态,切换阀处于关闭状态,自动投入压力定值设为0.26Mpa。查询历史趋势,RB快速降负荷至跳机过程,小汽轮机进汽母管压力最低约0.56 Mpa,未达到触发冷再备用汽源开启条件,因此锅炉MFT发出前,小汽轮机备用汽源未及时介入,小汽轮机进汽温度下降过低导致小汽轮机出力不足,给水流量低低延时3 s触发锅炉MFT。

3.4 RB试验情况检查

2023年5月10日,1号机组引风机RB试验前,辅联与四抽至小汽轮机电动门全开,汽源为两者联合供汽,冷再供汽热备用(自动投入定值0.78 Mpa)。试验初始负荷616 MW,小汽轮机进汽母管压力0.822 Mpa、小汽轮机进汽母管温度340.4 ℃,除氧器压力0.83Mpa,四抽压力0.894 Mpa(高于除氧器0.064 Mpa)。

23:27:33,RB动作后,机组向330 MW目标负荷快速降负荷,除氧器压力下降速率慢于四抽。

23:30:38,负荷481.5 MW时,小汽轮机进汽母管压力0.779 Mpa、温度340.6℃ ,除氧器与四抽压力均为0.814 Mpa(压差0),冷再切换阀开启,备用汽源投入,小机转速4 210 r/min。

23:35:13,负荷369.8 MW时,冷再阀开度25.6%,进汽母管压力0.593Mpa、温度306.5℃ ,小机转速3 872r/min;除氧器压力0.666Mpa(高于四抽0.05Mpa),四抽逆止阀关闭。

23:37:16,负荷346.9 MW时,冷再阀开度32.3%,进汽母管压力0.601Mpa、温度稳定在293.99℃ ,小机转速3811 r/min。

对比2024年4月3日事故过程:两者均因RB降负荷导致除氧器压力高于四抽,使四抽逆止阀关闭。但2023年试验因冷再汽源0.78Mpa的投入定值,在压力降至0.779Mpa时及时投入,小机进汽温度由340.4 ℃下降至293.99℃仅降46.41℃;2024年事故因定值改为0.26 Mpa,进汽母管最低压力0.56 Mpa未达阈值,冷再未投入,小机进汽温度由369.6℃下降至251.4℃骤降118.2℃ ,加之运行人员未手动干预,导致小机出力不足,给水流量低低触发锅炉MFT。

4原因分析

4.1机组停机原因

机组停机原因为“给水流量低低”触发锅炉MFT。

4.2 给水流量低低原因

因除氧器本体上方四抽至除氧器进汽管道逆止门严密性较差(阀板可能变形或脱落,需解体检查确认),机组RB快速降负荷过程中,除氧器压力下降过快,除氧器闪蒸产生的大量饱和蒸汽,造成除氧器压力高于四抽压力,饱和蒸汽反向进入四抽管道,导致四抽逆止门关闭,小汽轮机失去四抽供汽[5]。同时,除氧器产生的大量饱和蒸汽沿四抽至小汽轮机供汽管道进入小汽轮机,造成小汽轮机进汽温度快速降低,进汽压力下降,给水泵实际转速持续下降并偏离转速指令,虽然小汽轮机转速指令和进汽调门开度不断增加,但小汽轮机备用汽源因其进汽压力未达到自动投入条件,且过程中运行人员未及时手动投入备用汽源,造成备用汽源未及时介入,小汽轮机出力不足,导致给水泵入口流量和出口流量均持续下降(小汽轮机汽源示意图如图2所示)。当给水泵入口流量低于540 t/h(低于630 t/h)时,汽动给水泵再循环门自动开启,给水流量迅速降至保护定值,延时3 s发出锅炉MFT。

4.3 引风机RB触发原因

1号机组A引风机因事故按钮盒内接线绝缘破损,雨雾天气结露造成A引风机事故按钮接线短路跳闸,RB保护正常动作。

4.4 四抽逆止门关闭原因

除氧器本体上方四抽至除氧器进汽管道逆止门(自重式)阀板可能损坏或脱落,严密性较差,机组RB快速降负荷过程中,除氧器压力高于四抽压力时,除氧器饱和蒸汽反向流入四抽蒸汽管道造成四抽逆止门关闭。

4.5 除氧器压力高于四抽压力原因

机组RB快速降负荷过程中,四抽压力严格按照滑压曲线下降,而除氧器容积较大,压力变化相对缓慢;同时,由于机组负荷突然降低,除氧器工作压力迅速下降,除氧器水箱内的水发生闪蒸产生大量饱和蒸汽,使得除氧器压力高于四抽压力[6]。

4.6 小汽轮机备用汽源未及时介入原因

小汽轮机设有三路汽源,正常工作汽源来自主机四段抽汽,启动时由辅助蒸汽系统供汽,机组正常运行时辅汽至小汽轮机用汽电动门常关不投入[7]。

冷再至小汽轮机供汽处于热备用状态,切换阀处于关闭状态, 自动投入压力设定为0.26 Mpa。查询历史趋势,1号机组RB快速降负荷至跳机过程,小汽轮机进汽母管压力最低约0.56 Mpa,未达到触发冷再备用汽源开启条件,同时,运行人员发现给水流量低的时间较晚,临近锅炉MFT发出时,运行人员才将给水流量主控切手动,但未手动投入备用汽源,最终导致锅炉MFT发出前,小汽轮机备用汽源未及时介入。

5防范措施

5.1新增保护逻辑

1)增加四抽逆止门1或四抽逆止门2全关声光报警。

2)增加四抽至小机进汽流量低于30 t/h且冷再至小机进汽调阀开度小于3%声光报警。

3)增加RB动作时,自动将冷再至小机进汽调阀目标值设定为0.78 Mpa的逻辑。

4)增加当四抽逆止门1或四抽逆止门2任一全关信号来,且四抽压力减除氧器压力小于0.01 Mpa时,自动将冷再至小机进汽调阀目标值设定为0.78 Mpa的逻辑。

5.2排查现场设备隐患

对全厂主要设备事故按钮绝缘破损情况展开排查,防止同类事件重复发生。机组停机时,对四抽至除氧器进汽管道逆止门进行解体检查,发现问题及时处理,可考虑更换可靠性更高的逆止阀。日常检修维护中,定期对逆止门进行检查和维护,保障其动作可靠,严密性合格。

6结束语

本次660 MW超超临界机组因“给水流量低低”触发锅炉MFT的事件,暴露出机组在设备状态、保护逻辑及运行操作等多方面存在的问题。从设备层面看,除氧器本体上方四抽至除氧器进汽管道逆止门严密性不足、A引风机事故按钮盒接线绝缘破损等隐患,为事故的发生埋下了伏笔;保护逻辑上,小汽轮机备用汽源自动投入条件设置不合理,缺乏有效的报警机制,使得事故发生时未能及时干预。

通过对事件的全面剖析及针对性防范措施的制定与落实,如完善保护逻辑、排查设备隐患等,可有效避免类似事件的再次发生。此次事件也为大型燃煤机组在新能源发电大力发展的背景下,如何保障日常运行及启停机调峰过程中的安全稳定提供了重要借鉴。未来,需持续强化机组的全生命周期管理,不断提升设备可靠性、逻辑合理性,以确保燃煤机组在电力系统中充分发挥承上启下的关键作用,为能源电力系统的稳定运行贡献力量。

[参考文献]

[1] 邓安来.1 000 MW机组主、再热蒸汽温度波动原因分析及其优化方案[J].广东电力,2011,24(3):38-42.

[2] 夏汨罗,殷浩,叶江海,等.1 000MW超超临界锅炉单侧送引风机运行可行性研究[J].科技资讯,2016,14 (11):25-26.

[3]孙旺.某600 MW机组驱动给水泵汽轮机出力不足分析[J].热力透平,2023,52(2):115-120.

[4]刘军峰,张启连,张伟,等.汽动式引风机在超临界350 MW机组上的应用[J].应用能源技术,2014(8):20-23.

[5]靖长财.大型汽轮机供除氧器抽汽逆止阀故障的分析及对策[J].神华科技,2019,17(1):53-54.

[6] 纪晓明.除氧器进汽母管逆止门故障造成机组跳闸的原因分析与控制措施[J].机电信息,2020(35):70-71.

[7] 平士斌.350 MW超临界机组给水系统运行优化及存在的问题分析[J].吉林电力,2017,45(5):32-34.

《机电信息》2025年第20期第3篇