广东粤电大埔发电有限公司 514000
摘要：针对某厂1号汽轮发电机组启动过程中负荷243MW时，由于转干态后启动系统至A凝汽器电动门、调整门、启动疏水泵再循环门未及时关闭，启动疏水系统至A凝汽器的连接管道内的水抽空后导致A凝汽器真空急剧下降而跳机的事故分析。
关键词：转干态 低真空 凝汽器
中图分类号：TB 66 文献标识码：A
0 引言
现在电力工业是国民经济的基础产业，电力安全生产关系人民群众生命安全和国家财产安全，关系电力改革发展和社会稳定大局；火力发电厂安全运行是电力安全的重要组成部分；随着电力行业竞争越来越激烈保证发电机组安全运行也是提高机组竞争力的重要因素。
1设备概述
该厂2台660MW级国产超超临界燃煤发电机组，热力系统为单元制系统。锅炉启动系统采用简单疏水大气扩容式启动系统，当机组启动，锅炉负荷低于最低直流负荷30%BMCR时，蒸发受热面出口的介质流经分离器进行汽水分离，蒸汽通过分离器上部管接头进入炉顶过热器，而水则通过1根外径为Φ406mm疏水管道通过贮水箱经2只液动调节阀排至大气式扩容器。在大气扩容器中，汽化的蒸汽通过排汽管道通向炉顶上方排入大气；凝结水则进入集水箱并被送往凝汽器热井。
图1.启动系统简图
2 事故过程
3月25日1号机组启动，10:18时负荷150MW。值长令对小机进行冲转前的准备工作。14:18时，完成汽动给水泵并泵操作，14:50时，停止电动给水泵运行。然后开始进行加负荷操作，启动1号炉C制粉系统运行，进行锅炉湿态转干态的操作。15:33时，小机密封水回收操作执行完成。16:11时，真空从-97.37kPa开始下降，16:18时，下降至最低-74.6kPa，期间备用真空泵联启。运行人员初步判断为汽泵密封水回收所致。16:14时，运行人员就地将密封水转为排地后，真空继续下降。16:18时，启动系统液动调节阀（HWL1、HWL2）在手动状态下，水位2.49m时，HWL1自动开启后手动关闭。开启时负荷247MW，主汽压15.3MPa，开启后负荷243MW，压力12.5 MPa。16:19时，汽轮机跳闸，DEH首出凝汽器真空1低，锅炉MFT，厂用电自动切换正常，执行事故停机操作。跳闸前运行参数：机组负荷250MW，主汽压力15.7MPa，温度545℃，总煤量120t/h，给水流量891t/h，过热度27℃。
3 事故分析
25日16：11时，A凝汽器出现真空低前，锅炉启动系统至凝汽器连接管路的阀门处于以下状态：锅炉启动疏水泵再循环电动阀开度30%；集水箱至凝汽器电动调节阀开度33.5%；集水箱至A凝汽器疏水阀开度100%（集水箱至B凝汽器疏水阀处于关闭状态）；25日夜班时，B启动疏水泵未曾启动，运行班组于2：55时停止锅炉A启动疏水泵运后，切至手动运行方式，保持B疏水泵出口电动门打开状态。由以上阀门及设备状态可见，集水箱与凝汽器处于通路状态。锅炉启动疏水泵再循环由集水箱上部接入，查图纸该管未插入集水箱内部。锅炉于25日15：13时左右由湿态转干态运行，查曲线记录，约从15：12时开始，集水箱水位即下降至78.9mm左右，在跳机前后一直稳定在该水位，此时已无水再补充至启动疏水系统至A凝汽器的连接管道内。运行一段时间，启动疏水系统至A凝汽器的连接管道内的水抽空后，A凝汽器通过与锅炉集水箱间的连接管道与大气连通，造成A凝汽器真空急剧下降。
如下两现象也可以印证A凝汽器真空急剧下降与锅炉启动系统系统有关：
1、 16:18时左右真空下降过程中，启动系统液动调节阀（HWL1、HWL2）在手动状态下，水位2.49m时，HWL1自动开启后手动关闭，HWL2维持9%开度，后真空开始回升。
2、运行人员于18：50时左右试投给水泵密封水过程中，关闭HWL2，发现真空有下降，在密封水转排地后，真空仍然下降的情况下，19：05时关闭集水箱至凝汽器电动调节阀，关闭后凝汽器真空回升至正常。
在排除其他系统对A凝汽器真空下降的影响因素后，技术分析认为，此次A凝汽器真空下降是由锅炉启动疏水至A凝汽器管路连通大气所致。
图2.事故分析曲线
4总结
锅炉转干态后，运行人员未及时检查关闭启动疏水系统至凝汽器相关阀门是此次事故的直接原因。
运行人员在锅炉湿态时采用非正常回收启动疏水方式且交接班时未交待清楚是此次事故的重要原因。
为防止重复性发生相关专业组织讨论增加集水箱水位低和真空低联锁关1号炉集水箱至A、B凝汽器电动门逻辑。
参考文献
【1】.马永.两起660MW机组真空急剧下降原因分析.
第一作者简介：曾威，男，1972—，广东梅州、锅炉高级技师、助理工程师。
论文作者:曾威,程志超
论文发表刊物:《电力技术》2016年第6期
论文发表时间:2016/10/17
标签：凝汽器论文; 疏水论文; 真空论文; 锅炉论文; 系统论文; 集水论文; 机组论文; 《电力技术》2016年第6期论文;