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600MW超臨界機組啟動調(diào)試安全事件分析

文檔作者：翟德雙文檔來源：淮滬煤電有限公司田集發(fā)電廠		點擊數(shù)：	更新時間： 2021年06月05日
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第10卷( 2008年第9期) 電力安全技術(shù)A而翥篙
6 00 MW超臨界機組啟動調(diào)試
《安全事件分析_》
翟德雙
(淮滬煤電有限公司田集發(fā)電廠，安徽淮南232098) ’
[ 摘要] 回顧了田集發(fā)電廠2臺600MW超臨界燃煤機組近半年的啟動調(diào)試過程中所發(fā)生的多起安全
事件，包括3次鍋爐爆管、4次ETS保護動作跳機、5次MFT動作熄火停爐、6起異常事件，總結(jié)了相應
的原因和處理措施，并交流了對機組啟動調(diào)試安全工作的7點體會。
[ 關(guān)鍵詞] 超臨界機組；啟動調(diào)試；安全事件
1主設(shè)備簡介
田集發(fā)電廠是一座采用“煤電一體化”模式經(jīng)
營的坑口電廠，是。皖電東送”規(guī)劃的首選項目之
一，總規(guī)劃容量為4 X 600 MW。機組投產(chǎn)后通過
華東電網(wǎng)向上海地區(qū)送電，以緩解華東電網(wǎng)的供電
緊張狀況。
該電廠一期工程為2臺600MW超臨界燃煤發(fā)
電機組，于2005- 07- 21開工，分別于2007- 07-26
和2007-10- 15投產(chǎn)。2臺機組所配汽輪機為上海
汽輪機有限公司制造的N600- 24．2／566／566型超
臨界、一次中間再熱、單軸、三缸、四排汽、高中
壓合缸、反動凝汽式汽輪機，設(shè)高、低壓兩級串聯(lián)
旁路系統(tǒng)，旁路容量為35％BMCR；鍋爐為上海
鍋爐廠有限公司制造的SGl 913／25．4一M967型超
臨界參數(shù)變壓運行螺旋管圈直流鍋爐，為單爐膛、
一次中間再熱、四角切向燃燒、平衡通風、固態(tài)排
渣、露天布置、全鋼構(gòu)架、全懸吊結(jié)構(gòu)兀型燃煤鍋
爐，配置6臺中速磨煤機直吹式制粉系統(tǒng)，采用等
離子方式點火(四角A層布置) ，啟動系統(tǒng)采用容量
為30％BMCR的不帶循環(huán)泵的內(nèi)置式啟動系統(tǒng)；發(fā)
電機為上海汽輪發(fā)電機有限公司制造的THDF一
118／56型水一氫一氫汽輪發(fā)電機，額定功率600MW，
功率因數(shù)0．9，采用自并勵靜止勵磁系統(tǒng)。
2 3次鍋爐爆管
2．1 分隔屏過熱器引起超溫爆管
2007—06—0 I ，鍋爐啟動初期，由于對直流鍋
爐的結(jié)構(gòu)性能的認識和實際運行經(jīng)驗不足，運行調(diào)
整控制不當，使鍋爐過熱器蒸汽通流量較少，造成
分隔屏過熱器冷卻不足，導致超溫爆管及定位管變
形錯位。
通過對運行參數(shù)和整個啟動過程的分析，采取
了一系列針對性措施，取得了明顯效果，主要包括
以下幾個方面：
(1)優(yōu)化旁路控制方式，修改控制邏輯和定值，
以提前開大高壓、低壓旁路調(diào)整門，增加鍋爐點火
初期和低負荷階段過熱器、再熱器通流量，保護過
熱器和再熱器的運行安全。
( 2) 加強運行燃燒調(diào)整控制，提高燃燒的穩(wěn)定
性。加強對等離子點火方式的認識和使用熟練度，
降低一次風速，提高等離子燃燒器對應的A磨煤機
出口風粉混合物的溫度，使一次風的著火點提前，
增加爐膛的燃燒率。
( 3) 加強鍋爐濕態(tài)運行的給水控制。采取多種
運行方式，努力提高給水溫度，降低給水流量運行，
增加鍋爐的蒸發(fā)量比例，降低各級汽溫；合理控制
使用減溫水量，調(diào)節(jié)好各級蒸汽溫度，避免減溫水
過調(diào)。
2．2局部過熱引起末級再熱器爆管
2007-07-02，l 號爐末級再熱器管發(fā)生爆管，
爆破口位于第16屏第l l 根管子爐前側(cè)下彎頭外弧
處；第10根管子上有明顯被沖刷的溝槽痕跡，第11
根管子外圈表面有較厚的氧化層，且大部分已脫
落，周圍其他管子均沒有出現(xiàn)嚴重氧化現(xiàn)象。爆口
周圍有氧化痕跡，外表面有高溫過熱后產(chǎn)生的較多
裂紋，均平行于爆口方向。
本次爆管是由管子局部過熱所致。由于管子內(nèi)
部存在異物，影響了管內(nèi)介質(zhì)的正常流通而產(chǎn)生局
部過熱，較長時間的過熱使管子內(nèi)外壁均發(fā)生了較
嚴重的氧化，并在晶間產(chǎn)生了微裂紋，微裂紋逐步
擴展聚集，最終在應力較大和管壁較薄的外弧處發(fā)
生了爆管。
一O一
A而意齋蒹電力安全技術(shù)第10卷( 2008年第9期)
爆管發(fā)生后，由于管子內(nèi)的介質(zhì)壓力高、流速
快，已將管子內(nèi)的堵塞物沖掉，所以現(xiàn)場無需再清
理，僅對損壞的管子進行更換處理即可。
2．3 結(jié)構(gòu)設(shè)計不當引起低溫再熱器爆管
2007-07- 12，l 號爐低溫再熱器管子間連接板
的角焊縫兩端產(chǎn)生裂紋并引起爆管，水壓試驗檢查
發(fā)現(xiàn)，低溫再熱器第43，44，56，57排均在58m處
有漏點。
本次低溫再熱器泄漏的原因主要是結(jié)構(gòu)設(shè)計的
問題。由于低溫再熱器管子之間全部用鐵板焊接連
接，導致整個管屏剛性增大，膨脹時互相約束，再
加上管系在運行期間存在振動，使連接板的角焊縫
處應力增大；其次，連接板的焊接工藝也存在問題，
管子上鐵板與管子的角焊縫幾乎都沒有滿焊，并且
在起弧和收弧處操作不當，使焊縫未能與管子很好
地熔合，鐵板的角焊縫兩端容易產(chǎn)生應力集中和缺
陷，從而產(chǎn)生裂紋。
對低溫再熱器管排進行全面檢查，更換已泄漏
的管子，并將產(chǎn)生泄漏的管子間的連接鐵板全部割
開，將第35- 65排管子上的連接鐵板每排割開5～
6塊，以釋放管道膨脹應力和減小振動對管子產(chǎn)生
的影響。
3 4次ETS保護動作跳機
3．1 凝汽器B真空低保護動作跳機
2007- 04- 30 T 03：3 1，汽輪機沖轉(zhuǎn)至600 r ／mi n
時，凝汽器B真空低，ETS保護動作，汽輪機跳閘。
其真空下降的過程為：真空泵C進VI濾網(wǎng)堵塞，導
致真空下降；備用的真空泵D自啟動正常，真空略
微上升后又開始下降，且沒有聯(lián)鎖停運真空泵C，導
致真空繼續(xù)下降。
事故原因為：啟動調(diào)試的初期，汽輪機報警畫
面沒有完善，CRT畫面上顯示的真空是凝汽器A的
真空值。由于凝汽器A真空較凝汽器B真空下降慢，
沒有達到跳機值，故未引起運行人員重視，未及時
檢查凝汽器B真空及運行真空泵的情況，更沒有做
出相應的調(diào)整。
3．2高壓缸通流比保護動作跳機
2007- 05-31 T00：22，1號機并網(wǎng)；00：34，高
壓缸通流比保護動作跳機。
事故原因為：高排逆止門控制用壓縮空氣管路
消缺結(jié)束后未將進氣門開啟。
3．3低壓脹差保護動作跳機
2007—07一11，l 號汽輪機沖轉(zhuǎn)過程中，轉(zhuǎn)速為
一少～
2 299 r ／mi n、低壓差脹為一1．02mm時，保護動作
跳機。沖轉(zhuǎn)前，低壓差脹只有1．928 mm。在其他參
數(shù)沒有變化的情況下，由于泊桑效應，機組沖轉(zhuǎn)到
全速過程中，一般低壓轉(zhuǎn)子膨脹特別明顯，有4～5
i i lm的變化，高壓轉(zhuǎn)子有l(wèi) ～1。5 mm的變化。在高、
中壓差脹表計上反映為：汽輪機啟動階段差脹向負
方向變化，打閘停機后差脹向正方向變化。在沖轉(zhuǎn)
過程中，由于沒有注意到低壓差脹縮小，從而造成
了跳機。
事故后對運行控制做了如下調(diào)整：在溫態(tài)、熱
態(tài)啟動狀態(tài)下，控制低壓軸封進汽溫度在220℃左
右，盡量使低壓差脹在沖轉(zhuǎn)前正值數(shù)提高(宜維持在
4 mm以上)，保持真空在高限，控制低壓缸排汽溫
度在50℃以下；在沖轉(zhuǎn)過程中，發(fā)現(xiàn)低壓差脹縮小
到0．5 mm時，保持汽輪機轉(zhuǎn)速，待低壓差脹有明
顯回升后，才能重新提升汽輪機轉(zhuǎn)速。
3．4 1號瓦軸振動大跳機
2007—06—26，汽輪機沖轉(zhuǎn)過程中，轉(zhuǎn)速達到
1 330 r ／mi n時，l 號瓦軸振保護動作跳閘，軸振最
大值達到490 pm。
其主要原因為：在鍋爐點火后，當再熱蒸汽起
壓后，電動盤車脫扣，說明有蒸汽漏人汽缸。在冷
態(tài)啟動時，這容易造成轉(zhuǎn)子過早加熱，加熱過度時
易使偏心度增大；在熱態(tài)啟動時，這使轉(zhuǎn)子先冷卻
再加熱，更容易使偏心度變化。電動盤車脫扣后，隨
著再熱汽壓的逐漸上升，盤車轉(zhuǎn)速也逐漸上升，最
大時達到1 50 r ／mi n以上。此時高排逆止門無法打
開，高排通風閥由于設(shè)備缺陷也沒有打開，汽輪機
轉(zhuǎn)子產(chǎn)生較大的鼓風熱量，且隨著盤車高速轉(zhuǎn)動時
間的延長，鼓風熱量越來越高，轉(zhuǎn)子彎曲度越來越
大。掛閘后再熱主汽門沒有及時開啟，延誤最佳沖
轉(zhuǎn)時機，使得轉(zhuǎn)子長時間在幾十倍的正常盤車轉(zhuǎn)速
下運行。汽輪機沖轉(zhuǎn)前，轉(zhuǎn)子偏心度達到64“m，沖
轉(zhuǎn)后l 號瓦在低轉(zhuǎn)速時振動增大，并最終引起機組
跳閘。
汽輪機沖轉(zhuǎn)前轉(zhuǎn)子偏心度偏大可能引起沖轉(zhuǎn)失
敗，因此，機組點火后，值班員應嚴密監(jiān)視轉(zhuǎn)子偏
心度、汽輪機盤車狀況，采取一切措施來防止盤車
脫扣，必要時可采用降低再熱汽壓力、微降真空的
辦法，維持盤車轉(zhuǎn)速在1 0 r ／r a i n以下運行。高壓缸
排汽通風閥主要起保護高壓缸通流部分的作用，高
排通風閥打不開時應禁止啟動汽輪機。汽輪機沖轉(zhuǎn)
前控制轉(zhuǎn)子偏心度不超過50 p m或不得超過冷態(tài)基
準值20um。
第10卷( 2008年第9期) 電力安全技術(shù)
4 5次鍋爐MFT動作
4．1爐膛負壓高引起MFT動作
鍋爐生產(chǎn)廠家原設(shè)定爐膛負壓為±l 200 Pa時
鍋爐MFT動作，但這種情況下根本無法實現(xiàn)等離
子點火，機組第1次投煤開磨時MFT就頻繁動作，
因此，根據(jù)其他電廠的運行經(jīng)驗，將爐膛負壓修改
為±2 500 Pa時MFT動作。
4．2給水流量低引起MFT動作
2007- 05- 31，汽門嚴密性試驗結(jié)束后，汽輪機
停機，但由于安裝公司要處理ETS保護測速探頭，
鍋爐維持運行。12：40，除氧器水位急劇下降，當降
至l 000mm時，除氧器低水位保護跳給水泵，給水
泵全停，鍋爐MFT動作，熄火停爐。
事故主要原因為：除氧器壓力升高到0．6MPa
后，自動關(guān)閉了鍋爐啟動分離器疏水至除氧器隔離
門，使除氧器進水量減少，水位逐漸下降，此時碰
巧凝結(jié)水輔調(diào)閥卡澀，主調(diào)閥不動作，除氧器水位
逐漸下降到1 000 mm以下，造成低水位跳給水泵，
進而引起鍋爐MFT動作停爐。
4．3 啟動分離器水位調(diào)節(jié)閥卡澀引起MFT動作
2007- 05—30T 06：20，啟動分離器高水位調(diào)節(jié)
閥故障，造成啟動分離器水位高，MFT動作，鍋爐
熄火，汽輪機停機。07：40，點火啟動恢復過程中，
再次發(fā)生啟動分離器水位高，鍋爐MFT動作熄火。
水位高的原因為啟動分離器高水位調(diào)節(jié)閥閥芯脫落。
對啟動分離器高水位調(diào)節(jié)閥進行解體檢查，發(fā)
現(xiàn)其內(nèi)部閥j 芑=和閥桿部件僅由6只螺栓連接，根本
無法承受該系統(tǒng)汽水兩相流的大流量排放，鍋爐濕
態(tài)運行時鍋爐疏水擴容器處振動嚴重。因此，通過
對鍋爐疏水擴容器平臺進行加固，對疏水管道支吊
架進行完善，對閥體內(nèi)部連接方式進行消缺加固，
對3個水位調(diào)節(jié)閥控制方式進行修改完善等，使調(diào)
節(jié)閥的運行情況有了一定程度的好轉(zhuǎn)。
4．4一次風機搶風引起MFT動作
2007—07-19T00：15，一次風機B失速，一次
風機A搶風，一次風母管壓力跌至4．6 kPa，一次
風機B電流為51 A，磨煤機跳閘，鍋爐MFT動作。
停爐后，對一次風機B的動葉伺服機故障進行了處
理；調(diào)整降低了一次風母管壓力定值，并進一步監(jiān)
視調(diào)整，以減少2臺一次風機的電流偏差；加大磨
煤機的進風通道，以提高一次風量。通過采取這些
措施，一次風機搶風現(xiàn)象得到了徹底的遏制。
4．5給水泵再循環(huán)門控制邏輯錯誤引起MFT動作
2007- 06- 26T09：25，機組負荷300MW，由
A麗意高蒜
于汽動給水泵再循環(huán)門不停地自動打開和關(guān)閉，引
起鍋爐給水流量大幅波動，造成給水流量保護動
作，MFT動作。
對控制邏輯進行檢查，發(fā)現(xiàn)給水泵再循環(huán)熱工
邏輯設(shè)置不合理(為某電廠l 000Mw機組給水泵再
循環(huán)控制邏輯) 。重新設(shè)置汽動給水泵再循環(huán)控制
邏輯，即：根據(jù)主泵轉(zhuǎn)速與流量關(guān)系曲線，當流量
為1．35倍轉(zhuǎn)速對應點流量時強開再循環(huán)門，流量為
1．45倍轉(zhuǎn)速對應點流量時自動開啟再循環(huán)，流量大
于1．45倍轉(zhuǎn)速對應點流量再增加60 t ／h時自動關(guān)
閉再循環(huán)，最終流量低于210 t ／h時強制開啟再循
環(huán)。電動給水泵再循環(huán)門控制邏輯亦根據(jù)此邏輯各
定值的60％設(shè)置。
5調(diào)試過程中的6起異常事件
5．1主機潤滑油壓低
汽輪機潤滑油系統(tǒng)投用時，潤滑油母管壓力只
有0．0 625 MPa。多次查找原因，發(fā)現(xiàn)是由于未安
裝推力軸承進油節(jié)流孑L板和推力瓦進油油嘴，以及
未安裝發(fā)電機前后軸承溫度測點且堵頭已拆除，造
成潤滑油母管壓力有所降低。但以上問題解決后潤
滑油壓力依然偏低，板式冷油器壓差過大，當油溫
低時更為嚴重。因此，在鍋爐吹管階段，為滿足汽
輪機盤車投運，潤滑油系統(tǒng)由冷油器加臨時旁路直
通管來保證0．09MPa的潤滑油壓力。從潤滑油系統(tǒng)
的各軸承的油流分配和冷油器、過濾器的選型來
看，潤滑油泵揚程偏低，后通過計算更換了交流潤
滑油泵及配套電機，同時注油器噴嘴直徑由22mm
擴大到24 mm。此后交流潤滑油泵或主油泵運行
時，潤滑油壓力均維持在0．11 MPa。
5．2再熱主汽門無法打開
機組熱態(tài)啟動時，再熱蒸汽初始溫度較低，當
低于再熱主汽門金屬溫度時，會對再熱主汽門門桿
軸套進行冷卻，減小了軸套間隙，使軸套抱緊轉(zhuǎn)軸，
再熱主汽門開啟困難。在4次停機后的機組啟動過
程中，均發(fā)生了掛閘后再熱主汽門不能自動開啟的
故障。對再熱主汽門門桿進行敲擊，并解體檢查油
動機卸荷閥，但效果均不明顯。后通過反復降低再
熱主汽門入口進汽參數(shù)，再熱主汽門才緩慢打開。
汽輪機掛閘時有意識地短時將高壓旁路關(guān)小，降低
再熱汽壓力( 一般降至0．4 MPa左右) ，當再熱主汽
門開啟后再恢復高旁原開度；同時，拆除再熱主汽
門旁路管上節(jié)流孔板，更有效地平衡再熱主汽門前
后壓差，使汽輪機掛閘后再熱主汽門快速開啟。機
一西一
Anquans三色heAngc庫ha盤n 電力安全技術(shù)第10卷( 2008年第9期)
組啟動時，再熱蒸汽起壓至0．2MPa后將再熱主汽
門旁路門關(guān)小或關(guān)閉，待汽輪機掛閘沖轉(zhuǎn)前15 mi n
再開足，這樣既不影響再熱蒸汽管暖管，也可以防
止盤車脫扣后轉(zhuǎn)速上升過高。
5．3鍋爐尾部煙道震動
機組負荷在500～530 MW時鍋爐尾部煙道震
動嚴重，2臺爐均發(fā)生過被迫降負荷運行。對此只
能通過改變省煤器灰斗的排灰時間，加大灰斗儲灰
量來緩解震動。鍋爐省煤器的吹灰也不能按要求正
常程控，要根據(jù)受熱面積灰情況進行有計劃地單
吹。通過這些措施，基本上控制住了鍋爐尾部煙道
的震動問題。
5．4啟動鍋爐多次點火失敗
啟動鍋爐僅用于機組啟動初期，其選擇應該以
快速、可靠為主，而不需要過多考慮自動化程度和
節(jié)能經(jīng)濟性。但本機組啟動鍋爐的設(shè)計、選型過于
復雜，三級點火的多環(huán)節(jié)點火方式、燃燒自動控制、
鍋爐聯(lián)鎖保護復雜、一次設(shè)備元件選型不良等一系
列問題使其可靠性下降，給機組順利啟動帶來了諸
多不利。
5．5 汽動給水泵潤滑油系統(tǒng)不干凈造成軸承損壞
2007-03—29，鍋爐穩(wěn)壓吹管減負荷過程中，汽
動給水泵B跳閘，鍋爐給水流量低，MFT動作。由
于汽動給水泵B潤滑油系統(tǒng)不干凈，使給水泵軸承
內(nèi)累積異物，造成其傳動端軸承溫度高，損壞軸承
與給水泵泵軸。
更換軸承及給水泵芯包，進行損壞軸處理；潤
滑油系統(tǒng)清理后重新進行油循環(huán)，并加裝給水泵徑
向軸承溫度高(90℃) 跳泵保護，增大該軸承潤滑油
節(jié)流孔，運行狀況好轉(zhuǎn)。
5．6 閥門的可靠性差直接影響機組的穩(wěn)定運行
各類閥門的選型或使用不當對機組的安全、經(jīng)
濟運行構(gòu)成很大威脅，尤其是廠家配套提供的閥門
多數(shù)是低價采購，運行業(yè)績少。頻繁的閥門故障會
嚴重影響調(diào)試的順利進行。
如，鍋爐啟動分離器水位調(diào)節(jié)閥( 美國COPES)
頻繁卡澀，原因是其結(jié)構(gòu)特點根本無法適應鍋爐濕
態(tài)運行時大量疏水的惡劣運行工況，一抽至六抽電
動閘閥( 意大利FAs sANI ) 的盤根支撐環(huán)與絲桿的材
質(zhì)與配合間隙設(shè)計不合理，連續(xù)出現(xiàn)閥門卡澀、絲
桿損壞、格蘭漏汽等一系列問題，凝結(jié)水主調(diào)閥(美
國COPES) 振動，除氧器補水無法正常投人自動；主
汽門、再熱主汽門、再熱調(diào)節(jié)門的EH油系統(tǒng)的快
速卸載閥“O”型圈經(jīng)常損壞，運行中多次發(fā)生主
一口～
汽門、調(diào)門自動關(guān)閉的異常情況。
6啟動調(diào)試工作的7點體會
6．1 生產(chǎn)運行人員的技術(shù)培訓工作是根本
機組調(diào)試過程是全體人員不斷學習、總結(jié)提高
的過程。由于在1號機組試運行期間積累了豐富的
經(jīng)驗，2號機組自2007—09—21整套啟動后試運行
期間運轉(zhuǎn)正常，各項指標優(yōu)良，無鍋爐爆管現(xiàn)象，在
較短的整套啟動時間里1次完成機組168 h滿負荷
試運行。這些與前期培訓工作，尤其是生產(chǎn)運行人
員的技術(shù)培訓分不開。在培訓過程中，對設(shè)備系統(tǒng)、
運行操作和同類型電廠經(jīng)驗的學習掌握，需要認真
地組織、策劃和管理。
6．2 熱控保護定值和控制邏輯的準確可靠是關(guān)鍵
熱控保護定值和控制邏輯的會審是生產(chǎn)準備工
作的一項重要內(nèi)容，需要生產(chǎn)運行和熱控人員認真
收集資料學習，吃透工藝原理和邏輯關(guān)系，并加以
完善，才能夠確保整個啟動調(diào)試過程中機組的安全
性、可靠性和可控性。
6．3 合理的設(shè)備選型是啟動調(diào)試工作的基礎(chǔ)
在和周邊同類型電廠的設(shè)備狀況進行比較的基
礎(chǔ)上，總結(jié)機組啟動調(diào)試過程中的各類事件，進行
主輔機設(shè)備的選型。只有性價比好的設(shè)備才能保證
啟動調(diào)試工作的順利進行。
6．4 搞好分步試運行是保證整套啟動質(zhì)量的前提
鍋爐酸洗和吹管的質(zhì)量不容忽視，要充分吸取
其他工程的經(jīng)驗和教訓，通過反復推敲和討論來制
定方案措施，嚴格執(zhí)行各類規(guī)范和標準，單體調(diào)試
和分系統(tǒng)的投運須按規(guī)程要求認真進行，不可片面
地追求工程進度。
6．5 強化設(shè)備缺陷管理和優(yōu)質(zhì)的廠家技術(shù)服務是
啟動調(diào)試工作的保證
必須強化設(shè)備缺陷的制度化、規(guī)范化管理，保
證設(shè)備缺陷反饋渠道的暢通，特別是對重大設(shè)備缺
陷，必須按規(guī)定通報各有關(guān)單位，采取有力措施加
以解決。優(yōu)質(zhì)的廠家技術(shù)服務也對調(diào)試工作的順利
進行起到很好的促進作用。如，等離子點火廠商的
全程跟蹤服務保證了系統(tǒng)運行的穩(wěn)定，除啟動鍋爐
用油以外，極少使用柴油進行鍋爐點火啟動或助
燃，取得了良好的效益。
6．6啟動過程中暴露的問題可以反映施工質(zhì)量管
理的效果
機組啟動過程中往往由于一些“小缺陷”而延
誤了時機，給工作造成被動，影響了啟動調(diào)試的進
第10卷( 2008年第9期) 電力安全技術(shù)
何善鴻，劉鋒
( 廣東粵電靖海發(fā)電有限公司，廣東惠來515223)
[ 摘要] 針對惠來電廠l 號機組600 Mw超臨界燃煤機組投產(chǎn)以來，由于熱工保護誤動作造成的幾
起事故，分析了新建電廠熱工保護誤動作的原因和特點，找出了其在熱工保護方面存在的一些問題，提出
了新機組在安裝、調(diào)試、正常運行中熱工保護方面的一些建議。
[ 關(guān)鍵詞] 新建電廠；熱工保護；誤動分析
惠來電廠一期為2×600Mw超臨界燃煤機組，
1，2號機組分別于2007- 02-18，2007- 06- 28正式
投入商業(yè)運行，其控制系統(tǒng)( DCS)均采用北京ABB
貝利控制有限公司的Symphony系統(tǒng)。
隨著DCS控制系統(tǒng)的成熟發(fā)展，熱工自動化程
度越來越高，使機組運行的可靠性、安全性、經(jīng)濟
性也得到了很大的提高。但是對于新建電廠，由于
在工程的設(shè)計、建設(shè)、安裝調(diào)試及初始運行階段存
在各種原因，熱工保護誤動作的情況時有發(fā)生。
現(xiàn)以惠來電廠l 號機組投產(chǎn)100多天內(nèi)的幾起
熱工保護誤動作事故為例，對事故過程和原因進行
分析，找出新建電廠熱工保護存在的問題和安全隱
患，并制定出防范措施，以防止熱工保護系統(tǒng)誤動
作的重復發(fā)生。
1 B給水泵跳閘造成的機組減負荷事故
條件為“潤滑油壓力低低”，使機組減負荷至380MW。
1．2原因分析
雖然顯示B小機的首出跳閘條件為“潤滑油壓
力低低”，但低I 值并沒有出現(xiàn)，并且潤滑油壓記錄
曲線也記錄潤滑油壓正常，故判斷此次跳閘為潤滑
油壓保護誤動。檢查現(xiàn)場發(fā)現(xiàn)，潤滑油壓低Ⅱ值壓
力開關(guān)的索母有輕微滲漏油，二次門也有剛操作過
的痕跡；熱工人員也曾在現(xiàn)場檢修過B給水泵排汽
壓力開關(guān)。因此判斷，應是在B小機排汽壓力開關(guān)
檢修作業(yè)的檢修人員誤關(guān)閉了“潤滑油壓低Ⅱ值”
壓力開關(guān)的二次門，使?jié)櫥蛪旱偷烷_關(guān)動作，導
致B給水泵跳閘。
1．3暴露的問題
( 1) 該事故為誤操作所致。工作人員在現(xiàn)場工
作中，監(jiān)護措施沒有到位，導致走錯間隔，誤動了
其他設(shè)備。
1．1 事件經(jīng)過( 2) 現(xiàn)場設(shè)備的名稱、編號等標識不清楚也是
2007- 02- 28，機組負荷480MW，A，B，C， 導致此次事故的重要原因。
D，F(xiàn) 5臺磨煤機運行。因檢修排汽壓力開關(guān)，B小1．4防范措施
機退出低真空保護。16：46，B汽泵跳閘，首出跳閘( 1) 設(shè)備檢修前，務必認真核對設(shè)備名稱、編
秘秘秘秘秘鷸鹋撰零零零鶘撰鶘耩鷸秘秘秘秘鶘秘零秘靄祭鵝鶘祭秘祭撰恭忝撰秘鷸撰秘鶘秘秘秘撰攀秘秘恭撰撰
程，甚至造成事故。因此，必須杜絕不負責任的施沖洗排放改為爐水260～290℃時停爐帶壓放水，大
工行為，如，連接法蘭沒有安裝墊片；輔機油系統(tǒng)大縮短了水質(zhì)合格時間；單臺機組運行跳機后，不
濾網(wǎng)壓差大，在清洗濾網(wǎng)時直接拆除而不安裝；隨需要啟動鍋爐點火和電動給水泵，利用鍋爐余壓快
意解除有關(guān)電氣保護等。速進行機組啟動，也取得了很好的效果。
6．7 運行方式的優(yōu)化為機組安全經(jīng)濟運行奠定良機組投產(chǎn)后必須盡快進行機組性能試驗，分析
好的基礎(chǔ)影響機組性能指標的各類因素，積極落實整改和完
機組調(diào)試過程是設(shè)備系統(tǒng)運行調(diào)整和試驗的過善，優(yōu)化運行方式，才能保證機組的安全運行。
程，需要不斷地摸索、分析和總結(jié)，為機組投產(chǎn)后箍垂奇甜
的安全穩(wěn)定運行提供最寶貴的第～手資料，并奠定1翟德雙．600 Mw機組超l 臨界直流鍋爐分隔屏過熱器爆管原因分
良好的運行基礎(chǔ)。在調(diào)試過程中，進行了一些運行析及措施J】．華東電力，2 007，35( 1 0) ．
式的改變，如，機組熱態(tài)清洗式由原有的熱態(tài)( 收稿日期：2007 —12—28)
一口一

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