一、事件发生前的运行情况
2018年3月13日11:55#1机组负荷300MW,协调投入,给煤量142t/h,给水量857t/h,总风量1255t/h,炉堂负压-57pa。
1A、1B送风机运行,动叶开度22%左右。
1A、1B一次风机运行,动叶开度17%左右。
1A、1B汽动引风机运行,转速3875rpm。
1A、1B汽动给水泵运行,转速3443rpm。
1A、1D、1E磨运行,频繁断煤。
二、事件发生及处理经过
8:00 接班时上班交待四台给煤机均反复出现断煤,1A、1B、1E磨相对严重。清堵机只有1D磨可以运行。接班后值长通知生技部王某主任现场情况,要求组织苏华、华兴人员联合查因处理,通知燃料值班李磊立即调整煤质。
08:50#1机组负荷降至300MW,因B磨断煤最严重,清堵机故障不能使用,停运B磨。
09:25A、E磨频繁断煤(煤仓煤位一直在16-19m之间),华兴人员到集控室交待属机务问题,要求苏华人员配合处理。值长再次通知王某处理派人处理,并将情况汇报现场方总。
11:00生技部霍某某到集控室通知A磨清堵机无法处理,现场留有苏华人员配合处理断煤。
12:02 D磨断煤后不再下煤(煤仓煤位18.26m),立即投油稳燃(投油枪为A1/A3/A6/D2/D5/E3/E5),启B磨时冷风关断门故障无法打开,无法启动,汇报值长联系热控人员苏某某到集控室。值长迅速将情况汇报方总、闫总、伍主任。通知安健环王主任、何某某及生产各单位值班到现场协助异常处理。
12:06 D磨下煤,12:10分再次断煤后又来煤,水煤比4.6-8波动。集控人员赶到现场后就地检查并未发现有检修人员。
12:08 退出A、E层油枪,保留D层油枪,准备投入B磨运行,开启冷热风关断门,冷风关断门故障,热风关断门打开后关闭,无法正常启动。
12:13 A磨断煤不再下煤,立即派李某某、张某某去启动锅炉房检查启动启动锅炉。#2启动锅炉点火失败,程控器报警,通知生技部段某处理正常后点火成功。#1启动锅炉点火后供汽门打不开停运,通知华兴值班处理。
12:14 D磨再次断煤后不再下煤,协调退出,机组负荷开始下降,水煤比至11.3,燃料量从146t/h降至65t/h,风量1214t/h负压波动至-142pa。加大投油量助燃(投入油枪为A1、A3、A4、A5、E2、E3、B1、B2、B3、B4、B5、B6),调节给水量,关闭所有减温水。
12:12-12:30A1、A4、A5、E2、E3陆续跳闸后再次投入,A1、A2、A3、A5、A6投入后陆续跳闸后再次投入,C1、C2、C3、C4、C5、C6投入后陆续跳闸后再次投入,F1、F2、F3、F4、F5、F6投入后陆续跳闸后再次投入,均重复多次。至跳闸前B1、B2、B3、B4、B5、B6、D2、D6、A5,九台油枪在投入位。
12:16 E磨断煤不再下煤(17.86m),水煤比至57,燃料量降至15t/h,风量946t/h,负压波动至-672pa并缓慢上升,停机时最高至671pa,准备启动C磨运行时C层油枪投入后跳闸,点火条件不满足。
12:27 反复多次投C层油后,C磨启动成功,机组负荷降至100MW左右。
12:28 炉侧高过出口汽温降至490℃,主汽门前主汽温度577℃。
12:29 A汽动引风机转速2850rpm发跳闸信号,联跳A送风机,25秒后B汽动引风机2850rpm发跳闸。
12:29 汽动引风机全跳闸后,锅炉MFT(首出引风机全停),汽机跳闸(首出锅炉主燃料遮断停机),发电机解列(首出逆功率保护动作),立即汇报公司领导、省调值班。
12:30 检查汽轮机及汽泵小机转速下降,各油泵联启正常。引风机小机手动打闸,转速下降。锅炉所有燃料切除,送风机及一次风机跳闸。主开关跳闸,灭磁开关跳闸,厂用电切换正常。
12:31机组辅汽联箱压力、温度过低,应值长令,破坏真空紧急停机。
12:40启动电动引风机、送风机对锅炉进行吹扫10min。
12:54轮机转隋走25min后,转速至0,投入盘车,电流15.4A,偏心46.6um。
三、事件造成的损失及恢复情况
1、本次事件造成的损失
#1机组负荷300MW,12:29跳闸,23:53并网成功,电量损失约342万KWH。
2、恢复过程
12:40 电泵由#2机组备用恢复至#1机组,启动电泵运行。
13:11 投入主机轴封系统,启动真空泵开始抽真空。轴封投入时压力40pa、温度290℃,电加热器出力不够,轴封供汽温度一直下降至220℃,将供汽压力降至17pa温度至273℃,并配合降低轴加风机出力(关入口手动门),最终轴封压力至38pa、温度370℃。
13:09 启动电引、送风机,对炉膛吹扫后准备点火。
13:30 锅炉点火,D磨冷热风关断门均无法打开微油无法投入,A、B、E层油枪投入后跳闸,中间油枪运行不稳,多次跳后又投入。
14:12 D磨冷热风关断门处理正常,启动D磨运行。14:36启动B磨运行。运行期间两台磨仍多次断煤且B磨运行期间因油枪火检不稳多次跳闸。
15:40蒸汽达到冲转条件:主蒸汽9.8Mpa/541℃,再热蒸汽1.1Mpa/556℃,高压缸缸温547℃,中压缸缸温503℃,值长汇报省调后汽机冲转。
15:47 转速1472rpm,#1振动185um、#2振动212um,立即打闸闷缸,停机停炉。
16:42 汽机隋走到0,投入盘车,电流15.3A,偏心55um。
19:40锅炉再次点火启动。
21:30机组具备冲转条件,冲转时发DEH故障跳闸。22:20经检查确认为中调门CV2伺服阀故障,将EH油泵停运,检修进行处理。
23:15 CV2伺服阀更换结束,启动EH油泵试验正常,开始冲转。
23:30 3000转/分满速。23:40发现CV2阀下部漏油,通知检修处理,将该调阀关闭。
23:53发电机并入系统。
四、原因分析
1、原煤水分高、1A、1B、1E给煤机旋转清堵机均不能正常工作,三台给煤机频繁断煤直至发展到全部断煤后,检修人员到场不及时,机组长时间无燃料运行,造成机组汽压、汽温下降太快。近期以来运行断煤事件频繁,未引起足够重视,MFT事件发生后14日机组再次启动后基本无断煤现象,说明事故前配煤极不合理。
2、#1炉煤燃料丧失后风量1100t/h,炉膛压力-180pa,炉内油枪着火极不稳定,炉膛温度呈快速下滑趋势,此时如启动电引风机并进行引风机并列操作,直接加剧炉膛负压大幅扰动,会快速造成炉膛灭火。所以不应启动电引代替汽引,而最后会因汽引转速低报跳闸,引风机全停引起锅炉MFT。
3、汽机轴封电加热器出力低。机组故障后迅速运行启动锅炉,投轴封电加热,提高轴封供汽温度。但汽机轴封电加热器出力仍较低(轴封温度367℃),与高压缸温(555℃)仍不匹配,温差较大,造成再次冲转时,振动超限。而由于轴封电加热器出力不够,轴封供汽管此时温度高,如开启高压缸供汽疏水会使轴封供汽流量增加,轴封供汽温度会降更低,所以极热态恢复不建议开启轴封供汽管疏水。
五、暴露问题
1、原煤水分高,配煤、配仓方式不合理。近期负荷低且经常断煤,有关人员未足够重视。
2、油枪改造后出力低,运行工况不稳定,关键时刻起不到快速稳燃作用。
3、清堵机故障问题反复出现多次记缺,不够重视,不及时处理且外委单位机务、电气专业相互推诿、扯皮。
4、机组转入商业运行后,值班管理不够规范,屡屡出现通讯不畅人员迟迟不到位,以及处理时人员专业不搭配情况。
5、异常工况发生后,现场运行人员处理时经验不足,细节处理不到位,考虑问题不够周全。如事故处理期间集控室人员少,管道疏水开启不及时,现场操作有漏项情况。
6、正常运行时,事故预想不够,事故时操作思路不是非常清淅,出现手忙脚乱、配合不够默契的现象。
六、应采取的措施
1、正常运行时,至少保证锅炉下层一台高挥发份磨。
2、煤仓上煤时,不能全上高水分煤,避免造成同时堵断煤发生。
3、制定合理的值班制度,生技部各专业点检及外委检修人员在集控楼内值班,运行人员发现问题时直接联系专业点检,而不是确认这个缺陷属于哪个外委单位,再去通知。
4、加强运行人员技术培训,学习机组相关事故案例,增强事故防范技能,提高事故处理能力,发生事故时努力做到准确、周全、完善。
5、制定有关标准操作卡,事故处理时按项进行,防止出现误漏操作。
6、正常运行时,个人或几个人可以一起讨论一起事故情况下的操作配合及操作思路。(来源:电力安全生产)
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