事前工况
#1机组负荷403MW,协调投入,给煤量185t/h,给水量1285t/h,1A、1B汽动引风机运行,1A、1B送风机运行,1A、1B一次风机运行,1A、1B汽动给水泵运行,1A、1B、1D、1E磨煤机运行。
事件经过
2017年12月14日17时06分10秒 #1汽轮机跳闸,发电机出口开关断开、锅炉MFT动作;检查发电机灭磁开关断开,厂用电切换正常,汽轮机转速下降;检查汽轮机跳闸首出为主机润滑油箱油位低,检查发现主机润滑油箱油位1、3测点坏质量,汽轮机润滑油母管压力坏质量,凝结水系统部分测点坏点,主油箱油位2测点1295mm正常,就地检查主油箱油位1300mm,通知热工人员检查。
17时08分 启动电动热网循环泵后不出力,18时24分 电动热网循环泵排空门见水后启动正常。
17时17分 启动电动引风机,17时32分 炉膛吹扫完成,17时28分启动电动给水泵,17时45分 电动给水泵出口电动门打开后锅炉缓慢上水。18时00分 锅炉储水罐见水,给水流量453t/h,18时29分锅炉点火成功,启动1A、1E制粉系统。
19时47分 主汽温558℃、再热汽温541℃、主汽压9.26MPa、再热汽压力0.8MPa,汽轮机准备冲转;此时高旁调节阀反馈从60%突关至18%,且卡在18%无法操作,阀门指令未变,主汽压力快速上涨,紧急停1A、1E制粉系统,保持微油及两支大油枪运行,主汽压力最高升至12.8MPa,联关且闭锁操作361阀及361阀前电动门。
19时50分 开锅炉PCV阀泄压,19时51分启动锅炉至辅汽供汽(汽轮机跳闸后启动#2启动锅炉,减温水调整门卡,无法打开停止#2启动锅炉;#1启动锅炉点火后无法加风停运,检修人员处理好#2启动锅炉减温水调整门后#2启动锅炉点火)19时52分主汽压力降至11.6MPa关PCV阀,恢复361阀及361阀前电动门。20:00高旁卡涩缺陷处理好,投入旁路系统。
20时07分 锅炉MFT,首出为再热器保护动作。检查原因为处理高旁阀卡涩过程中主汽、再热汽压力低,为保持冷再压力(冷再带辅汽,辅汽供大、小机轴封及1A汽泵)将低旁关至3%所至。
20时18分 锅炉吹扫完成,20时24分 锅炉点火成功,启动1A、1E制粉系统;期间处理1E制粉系统断煤将1E磨切至1D磨运行,断煤处理完成后启动1E磨,停止1D磨煤机(过程时间20:35——20:56)。
21时30分 主、再热汽温577℃、551℃,主、再热汽压9MPa、0.76MPa,汽轮机挂闸冲转。
21时40分 汽轮机转速3000r/min。
22时09分 发变组并网成功。
22时18分 切缸完成后,
22时31分 机组负荷165MW厂用电切成功。
22时33分 1A汽动给水泵并入,退出电动给水泵运行,电动给泵出口电动门无法关闭,就地手动全关电泵出口手动门,23时29分 停电泵;23时37分给水旁路切为主路完成,23时45分锅炉转干态运行。
22时48分 启动1D制粉系统;23时57启动1B制粉系统后不下煤,15日00时27分1B制粉系统下粉正常后退出微油枪。00时37分并入1B汽动给水泵;00时47分脱硝入口烟温正常后投入脱硝喷枪,并入1A汽动引风机正常;02时30分并入1B汽动引风机,停止电动引风机。
23时47分 机组负荷214MW投入热网C、D加热器, 15日00时17分 负荷300MW投入DEH内供热控制。
异常原因分析
1、主机润滑油箱油位1、3测点所在IO卡件为同一个DPU柜,DPU柜两路电源保险均熔断后DPU柜失电,因此主油箱油位坏点,又因坏点判断时间小于保护发出时间,因此在逻辑判断剔除坏点前汽轮机保护已动作。
暴露问题
1、运行人员对极热态启动过程操作不熟,每一步操作衔接不到位。
2、现场设备出现缺陷较多,如A侧低旁阀减温水隔离门缺陷长时间未处理好,高旁阀在机组准备冲转时突关且卡涩,电动给水泵出口门关不上等缺陷严重影响事故恢复速度。
3、运行人员在进行大量操作时不细致,操作幅度大;对逻辑学习不够,造成事故恢复中断。
4、逻辑进一步优化,如主油箱油位低跳机,高低旁逻辑配合锅炉再热器保护进行优化,低旁减压阀投入自动后为何要开至70%等问题要弄明白。
5、极热态恢复过程较慢。
6、给煤机断煤严重,处理断煤时间过长,影响事故恢复。
整改措施
1、运行班组加强仿真机事故练习,将机组故障停运后恢复做为重点去练习,加强逻辑学习,大量操作时要慢要认真,防止造事故扩大,加大处理工作量。
2、加强缺陷处理,加强事故情况下缺陷处理速度。
3、对机组主保护进行梳理,防止同类事件再次发生;查找出本次事故原因进行整改,防止同样事故再次发生。
4、对整个事故恢复过程进行学习分析,本着四不放过原则,对每一项操作进行讨论优化,减少极热态恢复时间。
联系客服