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1、A丽斋电力安全技术第13卷(2011年第5期)一起660MW超超临界机组跳闸过程分析张义昌(大唐国际吕四港发电有限责任公司,江苏启东226246)[摘要]叙述了某电厂660MW超超临界机组由于除氧器上水主调门定位器故障造成的机组停运事故,对停机原因及事故处理过程进行了分析,总结了类似事故的处理方法及整改措施,以避免非停事故的发生,确保机组长周期安全运行。[关键词]超超临界;除氧器主调门;卡涩;溢流阀;MFT2010-08-04,某厂2号机组运行中由于凝结2事件经过水上水主调门定位器故障,调门卡在72%,除氧器水位控制不当,导致水位高高保护动作,联锁关当天1O:2
2、0,机组负荷465MW,水煤比6.7,闭四抽电动门、抽汽逆止门,造成运行汽泵失去给煤量200t/h;A,C,D,E,F5套制粉系统工作汽源而出力下降,省煤器人口流量低低,锅炉运行,送、引、一次风机均在自动位。凝结水走主MFT动作,机组跳闸。路,除氧器上水主调门投自动,水位设定值2100mm,调门开度53%,除氧器水位2080mm;A1设备概况凝结水泵运行,电流192A,凝结水流量1040t/h,B凝结水泵备用,热井通过除盐水箱静压补水,水锅炉采用哈尔滨锅炉有限责任公司生产的由三位650mm;由四抽带A、B汽泵运行,转速分别菱重工提供技术支持的超超临界参数变压运行
3、直流为4770r/min和4730r/min,调门开度41.5%;锅炉,型号为HG/26.15一YM3;汽轮机采用哈尔省煤器入口流量1340t/h,由于MEH汽源切换滨汽轮机有限责任公司制造的超超临界、一次中间功能不完善,2汽泵高压汽源未投入。再热、单轴、三缸四排汽、高中压合缸、反动凝汽10:25:22,负荷470MW,除氧器上水主调门式汽轮机,型号为CCLN660-25/600/600;发电指令53%,而反馈由53%开始逐渐变大,A凝结机采用哈尔滨电机厂制造的三相交流隐极式同步汽水泵电流伴随凝结水流量及除氧器水位上升缓慢上轮发电机,型号为QFSN-660-2。
4、升,热井水位缓慢下降,热井自动补水调门逐渐开锅炉给水系统采用2台60%BMCR容量的汽大,省煤器入口流量保持1350t/h,基本不变。泵和1台30%BMCR容量的启动电动给水泵。小l0:27:40,除氧器上水主调门开度指令逐渐减汽轮机工作汽源为四段抽汽和辅助蒸汽,高压汽源小至0,除氧器上水主调门开度反馈达到72%不动,为再热冷段。四段抽汽与辅助蒸汽手动切换,低压除氧器水位上升至2200mm,除氧器人口凝结水汽源和高压汽源由MEH控制切换。流量达到l666t/h,A凝结水泵电流升至220A,除氧器上水由主路、辅路和旁路构成,主、辅机组负荷基本维持不变。路均采用电动
5、门、调整门控制,旁路采用电动门控l0:28:34,运行人员发现凝结水泵电流异常,制。主路设计调整容量为100%,辅路为30%,旁根据除氧器上水主调门指令与反馈的偏差,立即解路为100%。辅路只在启停机低负荷下参与调整,除自动,手动关小除氧器上水主调门未成功。机组在正常运行时由主路进行除氧器水位调整;副10:28:45,除氧器水位上升至高I报警值路不参与调整。在满负荷情况下,除氧器上水主调2300mlyl,光字牌报“汽机水位异常”。1n-fin节阀开度在62%~70%。后,除氧器水位快速上涨至高II值2400mm,除一—第13卷(2011年第5期)电力安全技术A而
6、斋氧器溢流阀及事故放水阀开信号同时发出,直至常上升至1660t/h,从10:25异常发生到10:32lO:32:22,除氧器事故放水门全开到位,溢流阀实四段抽汽电动门关闭的7rain为此次事故处理的黄际未成功开启。金时间。其间,能否及时将除氧器水位控制在正常10:30:30,由于除氧器水位持续上升至2450范围内是事故处理成败的关键。在此次事故处理中,mm,监盘人员将凝结水泵再循环调整门解自动后运行人员对除氧器水位采用了如下控制措施:开至18%,凝结水泵满电流运行。30S后由于除氧(1)手动关闭除氧器上水主调门。解列水位自器水位持续上升至2500mm,故将凝泵再
7、循环调动,进行手动控制为此次事故处理首选也是最简单、门全开,除氧器入口凝结水流量由1666t/h下降有效的方法,但在该案例中由于调门定位器故障,至1554t/h,省煤器入口给水流量依然在1350虽有指令但调门未能动作,所以未能奏效。~1400t/h之间波动,凝结水泵电流上升至226(2)就地关小除氧器上水主调门前电动门。由A(额定电流为223A)。于除氧器上水主调门前电动门没有“中停”操作端,l0:3l:06,将除氧器上水主调门前电动门手动因而在第一时问派人就地关小除氧器上水调门前电关至67%,除氧器入口凝结水流量未明显减小。动门是完全正确的。因为利用除氧器上水
8、调门前电l0:31:48
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