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1、S 电 力 安 全 技 术 第 l 2 卷( 2 0 1 0 年 第 l 期 ) 张钧 ( 皖 能合肥 发 电有 限公 司，安徽合肥 2 3 0 0 4 1 ) 某 电厂 6 0 0 MW 机组为东方 电气集团制造的超 临界凝汽式机组，锅炉为直流炉。2 0 0 9 - 0 4 -0 9 ，该 机组因汽动给水泵前置泵跳泵，引起汽动给水泵跳 泵 ，由于机组 RB未投人运行，运行人员操作不及 时，造成给水流量低，锅炉MF T保护动作，导致机 组跳闸停运。 l 事故经过 2 0 0 9 - 0 4 - 0 9 ， 6 号机组负荷4 6 0 MW ， 机组AGC 处于投入状态 ，A，B，C，D，F磨煤机
2、运行，给 煤量 1 9 8 t h，A，B汽动给水泵运行 ，给水流量 1 2 9 0 t h 。检修人员对A凝结水泵进口滤网清洗后， 终结该工作票。运行人员对该泵进行全面检查后 ， 进行 A凝结水泵试转工作。2 0 0 9 - 0 4 - 0 9 T1 5 ： 4 2 ，A 凝结水泵启动后，就地检查人员汇报 A凝结水泵出 口法兰嗤水较大，当班主值立即在操作员站上停运 A凝泵。与此同时，A汽动给水泵前置泵突然跳闸， A汽动给水泵进 口压力降至 0 9 MP a 。3 0 s 后 ，A汽 动给水泵因进 口压力低跳闸，给水流量下降至 8 6 0 t h，运行值班人员立即切断机组 AGC及机组协调 控
3、制，关闭 C磨热风隔绝门试图停 C磨煤机。但因 热风门关闭不完全 ，重新进行了停 C给煤机操作， 5 S 后 C 磨 煤机停运 。同时运行值班人员手动控制汽 机调速汽门阀位 ，将汽轮机调速汽门由 8 4 关至 7 8 ，机组负荷由 4 6 0 MW 降至 2 7 5 MW ，并投入 等离子拉弧 ，在燃料主控中将给煤量降至 9 4 t h， 将 B汽动给水泵切至手动状态，开大 B小汽轮机凋 门以提升汽动给水泵转速 ，主汽压瞬间由1 8 8 MP a 升至 2 0 9 MP a 。1 5 ： 4 5 ，给水流量降至 2 7 4 t h，锅 炉 MF T保护动作 ，6 号机组跳闸。1 6 ： 2 l
4、 转速到零 ， 投人连续盘车。 在机组控制系统工程师站查看 A汽动给水泵前 置泵跳闸原因记录 ：该前置泵 电机和泵各轴承温度 均正常 ，A汽动给水泵前置泵跳 闸原因为前置泵进 口滤网压差突然增大。办理工作票 ，对系统进行隔 绝后 ，检修人员对滤网进行清洗 ，发现滤网内有许 一9一 多木块、圆钢等杂物，清理后 A汽动给水泵前置泵 进 口滤网压差恢复到 0 。2 0 0 9 -0 4 - 0 9 T1 8 ： 3 2 ， 启动 A汽动给水泵前置泵正常；2 l ： 2 3 ，1 号炉启动后开 始 向 5 号机供辅助汽源；2 2 ： 2 5 ，凝汽器真空达 - 8 6 k P a ，锅炉点火。 2 0
5、 0 9 0 4 -1 0 T 0 2 ： 3 5 ， 6 号机组并网；0 4 ： 2 3 ，机 组负荷 1 8 0 Mw ，A汽动给水泵启动成功 ，与电动 启动给水泵并泵运行 ；0 5 ： 1 6 ，机组负荷 3 0 0 MW ， B汽动给水泵并泵运行 。 2 原因分析 ( 1 )除氧器安装施工结束时未将除氧器内部清 理干净 ，施工中有杂物落入 汽动给水泵前置泵进 口 管道内，导致 A汽泵前置泵滤网压差大，使 A汽动 给水泵前置泵跳闸。前置泵跳闸联跳 A 汽动给水 泵 ，造成给水流量陡降 ，是造成这次事故的直接原 因。通过对 A 汽动给水泵前置泵进 口滤网的检查 ， 发现该滤网内有许多木块、
6、圆钢等杂物 ，且滤网表 面附着黑色粘状物。木块 、圆钢明显来 自该滤网前 的除氧器水箱。在随后机组小修对除氧器进行内部 检查时，发现除氧器箱体壁面、管道表面等处有点 状腐蚀密实的鼓包，鼓包下有黑色粉状物及轻微腐 蚀坑 ，局部附有粘状黑色物 ，水箱底部仍残留有圆 钢、榔头等杂物。 ( 2 )机组 R B功能不能正常工作。2台汽动给水 泵运行时，一台汽动给水泵跳闸后 ，机组 RB功能 应立即工作 ，自动降低机组负荷至 5 0额定负荷 ， 给煤量相应 自动减少，并提高另一台给水泵转速 ， 增加给水流量。由于该机组RB功能未进行调试， 在 A汽动给水泵跳闸后 ，机组 RB功能不起作用 ，造 成 A汽动
7、给水泵跳 闸后，机组减负荷过程中的降低 燃料量、 燃烧调整、 增加另一台汽动给水泵转速、关 调 门降负荷等操作均由运行人员进行 ，并且在操作 前还必须逐个将控制状态由 自动方式切换至手动方 式，运行人员操作量大 ，短时间内准确完成的难度 很大 ，最终因给水流量低导致机组跳闸。因此，机 第 1 2卷 ( 2 0 1 0 年第 1 期) 电 力 安 全 技 术 组 RB功能未能投用是导致机组跳闸事故发生的设 备原 因。 ( 3 )事故处理期间，因部分人员在就地试凝结 水泵 ，造成控制室内操作人员较少，众多手动调整 无法及时进行 ，许多操作不能及时完成。 ( 4 )自动功能不正常。当A汽动给水泵跳
8、闸， 给 水流量降低时，B汽动给水泵应能 自动开大小汽轮 机调门，增大小汽轮机进汽量 ，提高 B汽动给水泵 转速 ，使给水流量不至于出现大幅下降的情况。然 而，由于给水泵给水 自动功能不正常，B小汽轮机 转速没有得到提高 ，从而导致锅炉 因给水流量低 ， 锅炉 MF T动作跳机。 ( 5 )运行人员手动调整操作不当。A汽动给水 泵跳闸后，水煤 比会出现陡降现象。此时应迅速增 大 B汽动给水泵 出力至最大工况 ，同时 陕速停运 l 台磨煤机 ，降低机组给煤量 ，调整燃烧 ，并监视主 汽温度的前置信号 。只有 当主汽温度有下降趋 势 时，才可以缓慢关小汽轮机调速汽门。运行人员在 事故处理过程 中，
9、能够迅速降低给煤量 ，但 B汽动 给水泵增大出力滞后 ，关小调速汽门超前，导致主 汽压力上升 ，加大了给水流量下降幅度 ；同时，在 关小调速汽门降负荷过程中，使 B汽轮机进汽压力 下降，B汽动给水泵 出力下降，最终机组因给水流 量低 ，造成锅炉 MF T。 3 暴露出来的问题 ( 1 )除氧器在安装施工过程 中，施工管理不到 位，监督管理也不到位。按规定 ，在除氧器内部进 行安 装施工 时，除氧器 内部各 连接管 口应包扎严 密，不得有异物落人管内；进入除氧器内部的工作 人员不得携带与工作无关的物品进入 ，并对带人 除 氧器内部的工器具进行清点记录 ，工作结束时应核 对检查 ；封闭除氧器人孔门
10、前应对 除氧器内部进行 彻底清理 ，在得到化学监督人员及施工监理人员检 查同意后 ，方可封闭除氧器人孔门。但是从给水泵 前置泵人 口滤网内清理 出的杂物以及随后机组小修 时对 除氧器 内部的检查结果来看 ，不论是施工管 理 ，还是监督管理均不到位。 ( 2 )机组商业运行前的调试工作不到位 。该厂 6 0 0 MW 机组为超临界机组 ，大量的操作调整任务 必须由计算机进行 自动调整、 自动顺控操作完成 ， 人工干预操作调整的任务只能局限在少量 自动失灵 的情况下。为了尽早使该机组投入商业运行 ，机组 S 调试中发现的诸如阀门电机力矩匹配太小 ，机械设 备与电器设备不匹配等问题没有解决 ，并由此
11、影响 自动功能的正常工作，甚至涉及事故工况下 ，需要 快速 、协调处理的工作 ，由人工操作很难及时完成。 RB功能未进行调试 ，使机组在商业运行 中稳定性 降低。 ( 3 )当班操作人员事故处理能力差 。A汽动给 水泵跳 闸后 ，当班操作人员的操作处于无序状态 ， 缺乏统一指挥、协调。在控制室内操作人员少的情 况下，操作人员的操作具有一定的盲 目性 ，没有抓 住事故处理 中的关键性操作。在 A汽动给水泵跳闸 的情况下，未及时提高 B汽动给水泵出力 ，增大给 水流量 ，而是采取关主汽轮机调速汽门的方法降负 荷 ，导致主蒸汽压力的上升 ，恶化了给水泵对锅炉 的供水能力 ，使给水流量 由事故发生时的
12、 8 6 0 t h 迅速下降到 2 7 4 t h，加速了锅炉 MF T的动作 。 4 防范措施 ( 1 )组织清理机组启动给水泵进 口管道 ，A，B 汽动给水泵前置泵进 口管道以及除氧器内部 ，并对 给水泵各滤网进行清洗 ，同时做好除氧器内部防蚀 工作 。 ( 2 )加强工作票管理 ，进入容器工作时，应对 带入容器的工器具进行登记 ，以便工作结束时清点 带出；检修工作前，应事先将工作容器的管 口进行 封堵 ，防止异物落人管道 内；工作结束时，应将容 器 内部清理干净 ；容器封盖前，应经专人验收检查 合格后才能封盖。 ( 3 )对机组 RB功能的控制逻辑进行梳理 ， 结合 设备状况以及机组运
13、行的工况特点 ，进行静态仿真 试验，修改完善控制参数 ，并进行 RB功能的动态 试验。 ( 4 )机组启动前， 做好各种设备的调试工作， 加 强现场设备管理工作。通过一系列试验工作 ，提高 机组 自动功能的可靠性。 ( 5 )加强运行人员的培训工作。规定运行人员 必须经常进行事故预想工作 ；技术管理人员应定期 对运行人员进行现场考核 ；对运行人员进行仿真培 训。增强运行人员的事故处理能力 。 ( 6 )运行人员应该熟练掌握运行规程 ，严格执 行运行规程 中有关事故处理的要求，在事故现象出 来后 ，能够迅速根据事故现象 ，按照运行规程进行 处理。 ( 收 稿日 期： 2 0 0 9 0 7 0 3 ) 一9一
