王鑫 许昌龙
（岗发电有限责任该公司 河南禹州 461690）
摘要：2015年1月10日10时54分，3号机组发生一起因给水流量低保护动作而跳闸的事件。深入分析了一起660MW超临界机组因给水泵汽源能力下降，造成给水流量低MFT动作跳机的事故经过，提出了四抽至除氧器逆止门不严、小汽机汽源切换、给煤机变频器易受电压波动跳闸等问题，并有针对性的制订了防范措施，在同类型机组的控制改进上具有较好的借鉴意义。
关键词：超超临界四抽至除氧器逆止门 给煤机变频 给水流量低
概述
引言：该公司汽轮机为哈尔滨汽轮机厂制造的660MW超超临界、一次中间再热、三缸四排汽、单轴、反动凝汽式汽轮机。汽轮机为哈尔滨汽轮机厂制造的660MW超超临界、一次中间再热、三缸四排汽、单轴、反动凝汽式汽轮机。机组配置2×50 %B-MCR的汽动给水泵.一台汽动泵工作时,保证机组负荷60%B-MCR的给水量,两台汽动泵工作时,保证机组负荷100%B-MCR的给水量。小汽机汽源有二路汽源，一路来自主机四段抽汽，一路来自辅助蒸汽系统。
1、事件发生前运行方式：
3号机组负荷580MW，A、B、C、D、E、F制粉系统运行，总煤量226吨/小时， A、B汽泵组运行，给水控制在自动调节方式，汽机控制方式为汽机跟随，3A循泵运行，3B循泵备用， 2号机辅汽至3号机辅汽联络。3号机A、B小机由四抽供汽，辅汽至小机供汽电动门开启，做热备用（见图一）。
6KV1段带380V工作1段，380V工作1段带1号给煤机MCC，1号给煤机MCC带A、C、D给煤机控制柜开关；6KV2段带380V工作2段，380V工作2段带2号给煤机MCC，2号给煤机MCC带B、E、F给煤机控制柜开关；给煤机控制开关对给煤机提供动力电源，同时经过变压器对给煤机提供控制电源。（见图二）
2、事件发生经过：
1月10日10时48分，顺启3B循泵后，3B循泵差动和速断保护动作跳闸，3号炉BEF三台给煤机因控制电源低于90V同时跳闸。运行人员迅速投入AB层4只油枪及CD层1、2、3号角共7根油枪助燃。
10时51分，3号机组减负荷过程中给水量、炉膛负压等参数变化平缓。
10时52分，机组负荷减至453MW时，3A，3B汽泵转速突然波动，检查3A、3B小机调门全开。
10时54分，3号炉给水流量低保护动作锅炉MFT。
二、原因分析
1、正常情况下，3号机组A、B小机由四抽供汽，辅汽作为热备用，当辅汽压力高于四抽压力时，小机汽源自动由四抽切换为辅汽供。1月10日10时51分，辅汽压力(0.797MPa)高于四抽压力(0.763 MPa)，辅汽至小机管道内低温蒸汽进入A、B小机入口管道造成压力波动，同时由于3号高加正常疏水（流量200吨左右/小时、温度185℃）进入除氧器汽化（除氧器压力0.78 MPa，对应饱和温度为169℃），除氧器压力高于四抽压力0.091 MPa，使除氧器内蒸汽因抽汽逆止门不严返流至A、B小机，小机进汽温度大幅度下降，使进入小机的焓值大幅度下降，小机调门波动开大使小机进汽压力波动，导致A、B汽泵转速波动，从而引起给水流量波动低至跳闸值，是本次3号机组跳闸的主要原因。
2、运行人员经验不足，没有及时发现小机进口压力和温度降低，没有及时采取有效措施防止小机转速波动，是本次3号机组跳闸的次要原因。
3、3B循泵电机接线盒密封不严，因绝缘受潮导致高低速切换接线柱烧损跳闸，引起6KV工作2段电压低（最低时17.9%Ue，持续时间68.33ms）和BEF给煤机同时跳闸，是本次3号机组跳闸的又一次要原因。
三、暴露问题
1、四抽至除氧器逆止门不严导致除氧器存汽返至小机，引起小机转速大幅度波动。
2、循泵接线盒密封不严，循泵绝缘不可靠。
3、辅汽至小机10多米管道没有设计自动疏水器，导致汽源疏水不畅，汽泵能力下降。
4、给煤机变频器易受电压波动跳闸。
四、防范措施
1、结合机组停机，更换四抽至除氧器逆止门，消除除氧器返汽至四抽的隐患。
2、增加3、4号机组辅汽至小机管道的自动疏水器，消除辅汽至小机蒸汽管道存的冷蒸汽。
3、暂开启3号机组辅汽至小机管道疏水门10%的开度；小机汽源切换时，加强对疏水管道和阀门的检查。
4、对循泵电机接线箱体密封情况进行全面检查，对密封不严的地方进行彻底处理。
5、对给煤机控制电源进行改造，增加低电压穿越装置，提高设备可靠性。
6、增加除氧器压力高于四抽至除氧器压力时关闭四抽至除氧器电动门的联锁逻辑，避免除氧器蒸汽返至小汽机，造成小机进汽温度降低，小机出力不足。
附图一：3号机A、B小机汽源系统图
参考文献
[1]许昌禹龙电厂二期运行规程
论文作者:王鑫,许昌龙
论文发表刊物:《电力设备》2016年1期供稿
论文发表时间:2016/4/15
标签：机组论文; 给煤机论文; 压力论文; 疏水论文; 除氧器论文; 汽机论文; 蒸汽论文; 《电力设备》2016年1期供稿论文;