|
一、设备简况 某电厂锅炉为超超临界变压运行直流锅炉，型号为HG-2953/27.46-YM1。汽轮机是1000MW超超临界汽轮发电机组，型号为N1000-26.25/600/600（TC4F）。两台汽动给水泵，其中小汽轮机由日本三菱重工设计制造的单缸水平轴流冲动式汽轮机，给水泵由日本荏原公司设计制造的双筒、多级卧式离心泵。汽轮机DEH控制系统采用西门子公司的SPPA-T3000,该系统包括汽轮机的自启动、应力、转速控制以及在线试验、ETS保护系统等功能。
二、事件简述 2013年8月22日，在投入带转速控制的负荷控制器按钮后，受系统低频振荡的影响DEH控制系统KU模块动作，汽动给水泵进汽量下降引起给水流量低，锅炉MFT。
三、事件经过 2013年8月22日19:42:14，#4机组DCS逻辑中CCSDRY由1到0，机组CCS控制方式退出。 19:43:15,投入“带转速控制器的负荷运行方式”。19:43:17,负荷由705MW到731MW，机组高调门开度由36%开到100%。 在此过程中，#1机负荷由758MW突升至794.3MW，又突降至706.3MW,波动数次后稳定在760MW；#2机负荷由802MW突升至836.6MW，又突降至806MW后稳定；#3机组负荷由770MW突升至809MW，又突降至719MW,波动数次后稳定在770MW。 在此期间，了解周边电厂，也出现类似波动现象。 19:43:21,#4机负荷731MW降至640MW，调门快关，负荷甩至-149MW，机组甩负荷（KU）动作，高调门开度由100%关到0%。19:43:23,快关消失后，高调门开度由0%开至13%，#4机负荷由-149MW升至190MW。19:43:36,功率信号降至125MW，机组KU第二次动作，调门再次快关，快关消失后高调门开度恢复到13%。19:43:56,#4锅炉MFT动作，跳闸首出为给水流量低。 21:30，发现主机盘车转速从45rpm逐渐下降，检查顶轴油母管压力及主机各轴承顶轴油压正常，调整盘车装置供油手动门，增加盘车装置供油量。 21:57,主机盘车转速到零，关闭机侧所有至凝汽器疏水门，破坏真空，停运大、小机轴封系统，汽轮机转子手动盘车。 23日4:00，汽轮机转子手动盘不动，汽轮机闷缸处理。
四、原因分析 1、机组CCS方式（机组协调控制方式）切至BI方式（锅炉输入控制方式）的原因： CCS方式退出有以下几种情况：DEH功率模式退出或者切压力控制模式、送风切手动、引风切手动、燃料切手动、功率变坏点、煤水比（WFR）切手动、给水切手动、RB。其中煤水比切手动CCS切BF（锅炉跟随控制方式），给水切手动CCS切BH方式（锅炉手动控制方式）,其余的均会导致CCS切BI。查阅历史曲线，可以排除DEH功率模式退出或者切压力控制模式、送风切手动、引风切手动可能。 从19：30以后开始，电厂4台机组及周边电厂出现了比较类似的功率波动，波动频率在0.7HZ到1.0HZ左右，符合浙江电网对于华东电网低频振荡的特征（“华东电网低频振荡模式及浙江机组参与特性分析”《华东电力》2010第6期），分析认为当时电网发生了低频振荡。在低频振荡过程中，由于不同测量卡件上的测量单元采样时间的差异，对于同一个功率量，可能感知出有差异的测量值，当差异大于25MW时，判断为功率测量坏点，导致#4机组由CCS自动切至BI。
2、调门动作原因： 19:43:15，#4机组由CCS自动切至BI后，由于操作人员业务不精，在将机组由BI切至CCS方式过程中，投入“带转速控制器的负荷运行方式”，将机组正常的负荷控制方式转为“带转速控制器的负荷运行方式”，而西门子设计的“带转速控制器的负荷控制方式”仅适用于FCB后孤岛运方式，且“带转速控制器的负荷控制方式”未经调试、也无运行经验，该方式的投入对机组的正常调节带来了严重的干扰。当DEH测到实际功率低于125MW、并网信号存在、功率负荷不平衡超过125MW时DEH判断为负荷中断模式“KU”,当“KU”持续时间超过2S，DEH判断为长甩负荷切至带厂用电模式“LAW”。 19：43：17，#4机负荷由705MW升至731MW，实际流量指令从72%升至89%，机组高调门开度由36%开到100%。19:43:21,#4机负荷731MW降至640MW，实际流量指令从89%降至36%，调门指令突降幅度超过25%，由于西门子DEH设计当调门指令突降超过25%或“KU”动作时调门跳闸阀动作、调门快关，负荷甩至-149MW。19:43:23,快关消失后，高调门开度由0%开至13%，机组负荷从-149MW升至190MW。19:43:36,功率信号降至125MW，由于此时为“带转速控制器的负荷运行方式”，转速指令一直保持在3105RPM，相当于负荷指令700MW，功率负荷不平衡程度远超过125MW，同时并网信号存在，负荷中断模式“KU”触发，调门跳闸阀第二次动作，高调门关至0%，机组负荷至0MW。19:43:56,锅炉MFT。
3、锅炉MFT的原因： 在投入DEH转速控制器的负荷运行方式瞬间，电气功率信号发生数次波动，两种因素叠加在一起，造成机组KU（机组快减负荷）动作。机组第二次KU（机组快减负荷）动作，调门快关，小汽机进汽压力（四抽）从814KPa降至236KPa，小汽机转速快速下降，给水流量由1862t/h到517t/h，延时30S，锅炉MFT。
4、汽轮机转子盘不动原因： 机组甩负荷后，汽轮机在极热态情况下，高、中压缸通流间隙局部偏小，因轴封供汽温度和压力偏低，导致转子汽封凸肩与汽封片动静间隙消失，发生摩擦，局部产生弹性变形。
五、暴露问题 1、相关人员对DEH“带转速控制的负荷控制器”控制模式使用的条件及其影响缺乏清晰认识，虽然为无扰切换，但由于是甩负荷方式，对机组运行可能会造成很大波动。 2、轴封系统自动调节品质不佳，需要撤手动调节。 3、事故处理时，轴封压力、温度等重要参数监视不到位。 4、运行人员专业技能水平不够，对汽轮机控制系统DEH缺乏全面的认识，对部分功能模块熟悉掌握程度不够；缺乏对电网振荡尤其是低频振荡的认知，更缺少汽机调门控制方式对机组及电网运行的影响的认识。 5、DEH操作画面复杂，采用英文标注，易于出错。部分DEH、DCS画面重要操作模块设置不合适。
五、防范措施 1、加强热工专业知识培训。组织运行人员学习DEH、DCS方面的重要操作模块和逻辑、以及操作不当可能发引的后果。 2、修改DEH中“带转速控制的负荷控制器”使用功能，屏蔽手动投入功能。 3、梳理DEH、DCS画面。对重要操作模块增加确认功能或设置警示标志；对于没有实际用处的模块进行剔除。 4、轴封系统加装电加热，确保轴封供气温度稳定在300℃。 5、完善轴封供汽系统逻辑，改善调节品质，确保轴封供气压力自动稳定在35mbar；同时增加轴封汽压力低大屏报警功能，及时提醒运行人员轴封汽出现异常现象。 6、加强运行操作管理。重大操作实行监护制。 7、加强运行人员专业技能培训和仿真机演练，提高突发事件处置能力。 8、进一步修编完善运行规程。正常运行中自动控制模块切至手动时，应在查明原因后方可重新投入自动控制；机组跳闸后需要重点监视的参数，以及汽轮机轴封汽压力、温度控制策略和操作手段。 9、做好系统低频振荡对机组稳定运行的研究分析，消除系统低频振荡可能带来的潜在风险。 | 
发表于 2023-12-30 15:22:32