一起锅炉跳闸事故的原因分析及应对措施

王彦领，吴三超，王山彦，陈兰鹏

(1.国家电投河南电力有限公司平顶山发电分公司，河南 平顶山 467312；2.河南九龙环保有限公司，河南 平顶山 467312)

一起锅炉跳闸事故的原因分析及应对措施

王彦领1，吴三超1，王山彦2，陈兰鹏1

(1.国家电投河南电力有限公司平顶山发电分公司，河南 平顶山 467312；2.河南九龙环保有限公司，河南 平顶山 467312)

介绍了一起1 000 MW超超临界机组锅炉水冷壁出口蒸汽过热度高而导致跳闸的事故，分析了在事故发生前和事故过程中的锅炉状态，发现高加疏水控制不当是造成锅炉水冷壁过热度高的主要原因，并提出了针对性的应对措施，有效保障了锅炉安全稳定地运行。

超超临界机组；水冷壁；过热度；高压加热器

0 引言

某电厂1 000 MW超超临界机组型号为DG3000/26.15-Ⅱ1，锅炉在运行期间发生垂直水冷壁出口蒸汽过热度高，引发保护动作、机组跳闸事故。通过现场调研、资料查询、事故分析，最终确定事故原因为设备故障及运行操作处理不当。为避免同类事故的发生，针对1 000 MW超超临界锅炉过热度提出了改进措施和建议。

1 事故发生前状态

1号机组负荷790 MW，CCS(Coordination Control System，协调控制系统)方式运行，主汽压25.11 MPa，主汽温597 ℃，给煤量372 t/h，给水量2 304 t/h，水燃比6.12，水冷壁出口过热度28.4 ℃，1号炉1B，1C，1D，1E，1F磨煤机运行，1号主汽轮机双背压A/B凝汽器真空为-90.9/-92.3 kPa，A/B小汽轮机调门开度为73 %/49.9 %，1号主汽轮机4只主汽调阀开度分别为17 %，100 %，100 %，0。

2 事故过程

2015-06-19T15:04，1号机组单列高压加热器(以下简称“高加”)2号高加危急疏水一次电动门故障，联系维护人员检查该门故障性质，提前关闭危急疏水二次电动门，试开关动作1次。

15:05，检查确认2号高加危急疏水二次电动门在关闭位后，试开启一次电动门。

15:06，2号高加危急疏水一次门开到位，联锁2号高加正常疏水调门超驰由80 %关至56 %，2号高加水位上升。

15:07，2号高加水位高二值(80 mm)，联开危急疏水一、二次电动门，A侧凝汽器真空开始下降，1号机主汽压力，机组负荷开始下降。2号高加水位高一值报警消失，联关高加危急疏水电动一次、二次门（后经查实2道门均未关闭）。

15:09，A侧凝汽器真空降至-86.2 kPa，1号高调门开度开大至40 %，A/B小机调门开度100 %/60 %，切除A小机遥控方式，机组由协调控制方式自动切为基本方式，由滑压运行方式自动切换为定压运行方式。

15:10，1号高调门开度开大至49 %，主汽压下降到22.49 MPa，并持续下降，各抽汽压力持续下降。操作员将基本方式切换为协调控制方式，由定压运行方式切换为滑压运行方式。

15:13，协调控制方式自动切换为汽机跟随方式，1号高调门自动快速关闭至0。

15:15，主给水流量持续下降至1 552 t/h，水冷壁出口过热度37 ℃，并快速上升。联系临机2号机组投入辅汽联箱联络门，提高辅汽联箱压力，开辅汽至小机汽源门，提高给水流量。

15:16，手动停运1D磨。

15:17，手动停运1C磨。

15:18，手动停运1E磨，投入相关油枪助燃，快速减燃料。燃料减至243 t/h，主给水提高至1 697 t/h(在此期间给水流量最低下降至900 t/h)。

15:19，水冷壁出口过热度快速上升到100℃，延时10 s后锅炉MFT(Main Fuel Trip，主燃料跳闸)保护动作，首出“水冷壁出口过热度高”，汽轮机、发电机跳闸，厂用电切换正常。

3 事故原因分析

3.1 主要原因

(1) 在处理1号机组2号高加危急疏水电动一次门缺陷开启时，联锁超驰关闭2号高加正常疏水调门，2号高加水位快速上升，联开危急疏水一、二次电动门。2号高加水位正常后联关危急疏水一、二次门，但实际并未关闭，由于紧急疏水一直处于导通状态，而且紧急疏水管径和阀门通径较大，大量蒸汽直接排放至疏水扩容器，造成A凝汽器真空下降、机组负荷骤减、主汽压力、再热蒸汽量及各段抽汽压力持续下降。

在协调控制下，为维持机组负荷，1号高调门自动快速开大，加剧了机组负荷及主汽压力的下降。汽泵小汽机汽源为四抽供汽，进汽压力下降后转速指令与实际偏差大，汽泵退出遥控方式，导致机组由协调控制模式自动切换为汽机跟随模式，1号高调门又自动快速关闭。汽机进汽量减少后，再次加剧了四抽压力的降低，小机进汽门全开后仍不能维持给水泵正常转速，给水流量迅速降低。虽运行值班员相继停运2台磨煤机，但水冷壁出口汽温仍持续升高，最终达到锅炉MFT保护动作条件。

(2) DCS接收到2号高加危急疏水电动门开到位信号后触发2号高加紧急疏水电动门开超驰动作，正常疏水调节阀逻辑将2号高加正常疏水调节阀由80 %超驰关至56 %，导致2号高加水位升高。当2号高加水位升高至高二值，联锁开启了2号高加紧急疏水二次门；在该门开启过程中，2号高加水位快速下降；当2号高加水位低于高一值时，发出指令联锁关闭2号高加紧急疏水一、二次门。

2号高加紧急疏水一次门由于阀门故障未能关闭，二次门正在开启过程中无法执行关闭指令(2号高加危急疏水一、二次电动门全行程开关时间需84 s，高加水位正常后联关，联关信号是1个2 s的脉冲信号，发送联关信号时该二次门仍在开启过程中，无法接受关闭指令)，最终导致2号高加紧急疏水一、二次门均没有关闭，紧急疏水一直处于导通状态，大量抽汽泄漏，机组负荷下降，造成给水泵小汽轮机汽源压力下降。调阀全开后汽泵出力不足、给水流量低是本次跳机的主要原因。

3.2 次要原因

(1) 当2号高加危急疏水一次门开启时，超驰动作于2号危急疏水门后状态反馈不对，高加正常疏水调门关闭到一定范围(函数关系)，逻辑设置不合理。

(2) 给水泵小汽轮机设计汽源有3路：一路正常供应汽源为四抽提供；一路低负荷汽源为冷再切换阀提供；另一路调试汽源由辅汽联箱提供。冷再切换阀因基建期无法吹管，未进行调试，无法使用；冷再至辅汽联箱压力自动调节品质差，压力设定值为0.44 MPa。在事故过程中，冷再至辅汽调节门最大仅开至12.9 %，辅汽联箱压力最低降至0.29 MPa，供汽不足。

(3) 机组协调控制中汽机跟随控制方式下，汽机主控自动调节品质差造成汽机高调门动作过快，机组负荷骤减，四抽压力降低汽泵出力无法满足给水需求。

(4) 二段抽汽管径为DN377，但危急疏水管径为DN450，危急疏水仅设置2道电动门，全开时造成机组主汽压力、负荷、真空等参数变化大。值班人员对危急疏水调门调整风险预控不到位。

(5) 值班人员对2号高加疏水控制及真空下降原因判断不准确，采取措施不及时；对2台小汽轮机调门监视不及时，申请邻机供汽较为迟缓。

4 应对措施

针对以上故障原因，提出以下几点改进措施。

(1) 对高加危急疏水一次门开启时，超驰动作于2号高加正常疏水调门关闭到一定范围(函数关系)的逻辑进行优化。

(2) 彻底处理2号高加危急疏水一、二次电动门经常故障缺陷，保证设备可靠性。

(3) 对2号高加危急疏水电动门进行改造，将1道电动门更换为真空型调节门。对一、二段抽汽危急疏水管径和阀门系统重新进行匹配性检查，如有必要，对其进行技术改造。

(4) 修改和优化冷再至辅汽调门自动调节参数，确保各负荷工况下辅汽联箱压力稳定。利用合适机会进行小机高压汽源切换阀的调试。

(5) 全面排查和梳理机组控制逻辑，优化协调控制中汽机主控PID参数，确保各种工况下，对机组负荷、主汽压力等参数的控制正确、平稳，不出现大幅波动。

(6) 提高值班人员操作技能水平，尤其是机组负荷快速下降时给水调节能力。针对机组高加疏水阀门故障，进行事故分析，必要时切除高加运行。

5 结束语

对于1 000 MW超超临界机组，锅炉水冷壁出口蒸汽过热度作为主蒸汽温调节的前馈信号，控制着锅炉水燃比，是直流锅炉监视和跳闸的重要参数。它的变化直接影响锅炉蒸汽温度调节品质，甚至影响锅炉受热面氧化皮的生成，关系锅炉寿命。针对与过热度有关的系统和设备进行技术改造和缺陷处理，优化设备动作逻辑，可以有效提高锅炉安全稳定的运行。

1 樊泉桂．超临界锅炉中间点温度控制问题分析[J]．锅炉技术，2005，36(6):1-4．

2 沈邱农，程钧培．超超临界机组参数和热力系统的优化分析[J]．动力工程，2004，24(3):305-310．

3 沈翔宇．集控运行规程[M]．北京：高等教育出版社，2010．

2016-08-25。

王彦领(1979-)，男，工程师，主要从事火力发电厂运行管理工作，email：winnerwyl@163.com。

吴三超(1974-)，男，工程师，主要从事火力发电厂管理工作。

王山彦(1989-)，男，助理工程师，主要从事火力发电厂运行工作。

陈兰鹏(1978-)，男，助理工程师，主要从事火力发电厂运行工作。