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1、调节级压力测点故障分析调节级压力测点故障分析运行分析 2010-01-29 12:48:43 阅读 132 评论 0 字号：大中小 订阅 陈博一、一、工工况：况：负荷 600MW，AGC 控制方式，主蒸汽流量 1652T/H，主蒸汽压力16.765MPa 主蒸汽温度 540，再热蒸汽压力 3.2Mpa，再热蒸汽温度 536，汽包水位-5mm，总煤量 302T/h，调节级压力 11.295Mpa，给水流量 1612T/h，主机高调门开度 30.6%，高、低旁调门开度均为零，11、12 汽动给水泵运行，电动给水泵备用。二、二、事事件件经经过过:2008 年 4 月 24 日 14 时 13 分 4
2、5 秒一号机组调节级压力测点压力值突然从11.295Mpa 变至 8.462Mpa，主蒸汽流量从 1652T/H 变为 1310T/H，低旁调门突然全开，随后锅炉给水量快速下降至 1038.6T/H，主蒸汽流量因是通过调节级压力计算所得，此时调节级压力为 6.45Mpa，主蒸汽流量 927.5T/H，因低旁突开，蒸汽损失，机组负荷降至 486MW，汽包水位-111mm，后经过运行人员关闭低旁调门，提高给水流量，汽包水位逐渐回头，机组负荷也趋于稳定，但调节级压力测点故障引起低旁全开保护信号仍在持续，在低旁手动全关后 72 秒，低旁又再次全开，此时负荷 484MW，主蒸汽压力 15.3Mpa，再热
3、器压力 2.1Mpa，煤量 272T/H，汽包水位 38mm，主给水流量 736T/H，主蒸汽流量 771T/H，调节级压力 5.4Mpa，此次低旁全开后给水流量减至 0T/H，汽包水位快速下降至-290mm，导致锅炉MFT，锅炉灭火后水位快速上涨至 300mm，汽机跳闸，发变组解列。附图一：事故处理曲线图三、三、事事故分析：故分析：事故发生后直接找出事故原因为调节级压力测点：1）调节级压力突然降了将近 3Mpa 的压力，而主蒸汽压力未发生明显变化。2）调节级压力六个点同时降低，并且变为与高排压力一致，基本能判定应该是调节级测量套管在夹层内断开，所以测成了高压缸夹层内的压力。3）主蒸汽流量发生
4、大幅度下降，而主蒸汽流量是根据调节级压力计算得出。4）给水自动中主蒸汽流量是水位调节的前馈信号，当调节级压力变化后影响了主蒸汽流量的变化，导致三冲量计算出给水流量要小，因此给水流量大幅度降低。5）正常机组运行时低旁设定值由调节级压力折算而成，调节级压力变低后引起低旁压力设定值偏小，而此时再热汽的压力实际未变化，而低旁突开的原因除了低旁调门故障外就是低旁压力设定值变小导致低旁突开。在机组运行中调节级压力测点是一个至关重要的参数，其涉及的逻辑情况如下：1）调节级压力主要参与炉调压协调控制2）调节级压力在 DEH 系统中：功率自动回路中使用形成负荷的设定值参与高排压比的保护3）主汽流量是经过调节级压
5、力计算得出，参与调节的逻辑有：给水调节自动中作为前馈信号送风机动叶调节自动中折换出不同负荷下的给定值信号OFA 调节自动中折换出不同负荷下的给定值信号氧量校正调节中参与调节热值校正调节中参与调节。由此可见当调节级压力测点故障后，首先影响的是主给水流量和锅炉总风量，再加上旁路做有蒸汽流量快速下降旁路全开逻辑，更增加了事故后各参数的扰动，通过对#1 机组发生事故后各参数变化情况总结，当调节级压力测点发生故障后，对于解协调、煤量、旁路、汽包水位、给水流量、总风量、汽温汽压、负荷的调整是至关重要的，由图可看出给水流量变化趋势很快，严重影响汽包水位。当调节级压力测点故障后，主蒸汽流量已不可信，调节给水流
6、量依靠运行经验和熟知各负荷下机组参数来实现，总风量调节可根据尾部烟道氧量测点来调整合适的风量。通过事件分析可以看出，调节级压力测点故障后调整好汽包水位是保证机组稳定的关键，若调节级压力测点故障伴随低旁突开时要第一时间反应把低旁解自动手动关掉，同时及时设低低旁压力设定值，防止低旁关掉后又自己全开。四、四、处处理方案：理方案：由于调节级压力测点故障后只能在大修时揭缸处理，且该测点涉及较多重要逻辑和保护，对机组下一步运行造成了很大的困难，经过我公司各专业技术人员讨论后一致决定用一段抽气压力经过修正后来替代调节级压力测点，通过对一段抽气压力的修正来实现在机组控制系统的完善。调节级压力测点用第一段抽气压
7、力可行性：由图二可明显看出最接近调节级压力的测点为第一级抽气压力，并且从曲线斜率上第一级抽气压力曲线也是最接近调节级压力测点的曲线。如果斜率过小，对应同一负荷变化量（或蒸汽变化量），压力变化量越小，准确性及灵敏度也就越小。由于第一段抽气压力测点为单点，因此很有必要再加一点来保证一抽压力替换调节级压力后的安全性。但用一抽压力来替代调节级压力换算主蒸汽流量时不能排除高加切除或高加发生故障后一抽压力大幅度变化从而影响调节级压力修正值，因此高加切除时不能用一抽来计算主汽流量，所以高加切除后主蒸汽流量要保持当前值不变。附图二：汽轮机特性曲线具体实施方法：1）为保证一抽压力（10LBQ10CP101）可靠
8、性，增加一路一抽压力变送器，修改 IO 通道，即目前调节级压力 4（10MAA01CP104）变更为一抽压力测点 2。2）默认情况下由一抽压力 1（10LBQ10CP101）通过函数关系拆算出主汽流量信号。3）当一抽压力（10LBQ10CP101）为坏点时，采用一抽压力2（10MAA01CP104）来替代。4）当采用一抽压力 2（10MAA01CP104）也为坏点时，采用实际负荷信号来拆算出主汽流量信号。5）当一抽压力 1（10LBQ10CP101）和一抽压力 2（210MAA01CP104）均为好点，但两者偏差大于 0.5MPa 时，主汽流量信号将保持当前值不变。6）当高加切除时，主汽流量信
9、号将保持当前值不变。7）将旁路控制回路中热再压力高自动开低压旁路门保护切除。8）报警画面中增加报警：在 AUTOLOSS 块中第一排，最后一行增加MAINSTEAMFAULT，即：一抽压力 1（10LBQ10CP101）和一抽压力2（210MAA01CP104）均为好点，但两者偏差大于 0.5MPa 或者高加切除。此时，调节级压力及主汽流量信号已故障。9）高加画面中，在原一抽压力附近增加 1 点，即一抽压力 2。通过对处理方案的研究，对于运行又提出了新的要求，通常在机组运行中需注意事项如下：1）高排压比的保护退出。2）加强对主汽流量、给水流量、一段抽汽压力、二次风风压等参数的监视，牢记机组在
10、180600MW 负荷下各参数的对应值。发现给水流量与主蒸汽流量不对应时立即解除给水自动，手动调整汽包水位在规定范围内。手动调整汽包水位时主蒸汽流量应参考机组负荷，以机组负荷作为给水量的前馈来调节，大约 30吨蒸汽对应 10MW。如机组主汽压力摆动较大时应解除协调。3）发现一段抽汽压力偏离与负荷的对应值应检查二次风风压及风量，必要时手动调整，防止风量大幅变化引起燃烧不稳或风量低锅炉 MFT 动作。4）机组在负荷小于 180MW 时,主蒸汽流量显示为 520 吨/小时,给水不能投自动,参考负荷,手动调整水位。5）机组负荷小于 120MW 时机侧高压疏水不能自动开启，需手动开启；机组负荷小于 60
11、MW 时机侧中压疏水不能自动开启，需手动开启。6）低旁设定值应设为 4MPa,防止调节级压力折算再热压力设定值时偏低造成低旁误开，如误开应立即手动关闭。7）禁止在 DEH 上投入功率回路或压力回路。8）在高加跳闸时一段抽汽压力会变化，主蒸汽流量的计算值会有变化，主值应加强对给水的监视和调整。五、五、事事故故预预想：想：、单点或两点坏：现象：1）在汽机蒸汽系统画面能发现调节级压力测点坏，并报警。2）调节级压力平均值及蒸汽量发故障报警处理：1）联系热工人员，汇报上级，稳定在当前负荷。2）加强参数监视，特别是汽包水位，炉膛负压，汽温气压风量，特别注意对主蒸汽流量的影响。3）当某一个参数出现异常或好几
12、个出现异常时，应解除相应的自动，手动进行调整（炉主控无法解除时，解除所有给煤机自动）。4）配给热工人员及时查明原因，并讨论是否可进行恢复处理，确定可在机组运行下处理时，方可允进行，并尽快恢复，处理时维持参数以及当前负荷稳定。、三点全坏：现象：1）调节级压力坏点，主蒸汽流量坏点2）炉主控跳出自动（CCS 解除到 TF 方式）3）给水主控跳出自动4）主给水调门跳出自动5）大屏发报警6）O2 控制跳出自动处理：1）严密监视汽包水位、煤量、炉膛负压、汽温气压等重要参数，必要时及时回调。由专人负责汽包水位调整及减温水差压的控制，由专人负责调整送风及引风维持炉膛负压的稳定，注意汽温气压的变化。2）在机跟随
13、方式，应特别注意 DEH 画面汽机调门的状态是否稳定，一旦调门摆动时，应解除机跟随至 BASE 方式，且调门开度适当。3）检查旁路状态，防止旁路因调节级压力测点故障突开。如果突开，及时解自动关闭，注意低旁压力设定值。另外，在 CCS 下的负荷与煤量因旁路带来的波动也要注意，必要时回收煤量。4）及时联系热工人员，汇报上级，并做好与网调的联系。5）配合热工人员查明原因，并对是否可以维持运行进行讨论，如果能够短时恢复，应尽快处理，否则参数波动大并有可能超限时，应申请停机处理、测点漂移或摆动现象：1）发现参数大幅波动时，应及时解除 CCS 为机跟随，定压运行，解除给水主控，手控汽包水位，解除送风机自动，手动调节，负压波动大时解引风机自动。2）控制各参数在正常范围内，稳定主蒸汽压力。注意旁路状态，防止突开。3）主蒸汽流量摆动或漂移。4）汽包水位，炉膛负压摆动或漂移，汽压波动，汽温失调。5）各大参数均有可能大幅波动，甚至灭火跳机。处理：6）汇报上级，联系网调，联系热工人员处理，查明原因。7）参数超限达到跳机值时，严格执行紧停规定。8）若参数已控制在正常范围内，并使煤量稳定，汽压稳定时，注意 DEH 汽机调门状态，必要时采用 BASE 方式。
