一起因给水泵汽轮机转速异常导致的非计划停运事故分析

曲晓荷

(中国大唐集团科学技术研究院有限公司华东电力试验研究院，安徽 合肥 230000)

0 引言

给水泵汽轮机(以下简称小机)的安全稳定运行对于机组具有重要的意义。因小机异常引起机组非计划停运(以下简称非停)的事故时有发生。文献[1]中描述了因小机转速指令大幅变化导致油动机大量进油从而导致机组跳闸案例，文献[2]中描述了因小机转速测量故障引起的机组保护误动案例，文献[3]中描述了因小机供汽汽源切换引起的小机转速异常情况，文献[4]中描述了因小机速关阀故障开启引起的机组启动异常，文献[5]中描述了因小机油系统油压建立慢却降低快而引起的机组跳闸案例。小机的控制系统、转速测量装置、汽源、油系统等故障均可能造成小机工作异常，从而导致机组启动失败或跳闸。本文对一起因给水泵汽轮机转速异常导致的非停事故进行了详细地分析，并给出了相关防范措施。

1 案例介绍

某电厂采用660 MW超超临界参数燃煤凝汽式发电机组。汽轮机为上海汽轮机厂有限公司制造的超超临界、一次中间再热、四缸四排汽、单轴、双背压、凝汽式汽轮机，型号为N660-25/600/600型；锅炉为哈尔滨锅炉厂有限公司制造的超超临界参数、变压运行直流锅炉，锅炉型号为HG-2030-600/600型；分散控制系统采用上海福克斯波罗有限公司生产的I/A控制系统。

1.1 非停前机组运行情况

2017年11月28日非停发生前,该机组负荷591 MW，处于协调方式，AGC投入、RB功能投入。风烟系统A/B送风机、A/B引风机和A/B一次风机运行，制粉系统A、B、C、D、E五台磨煤机运行，给水系统A/B汽泵运行。各项主参数为:总煤量220 t/h，总风量1664 t/h，给水流量1875 t/h，分离器出口温度408 ℃。

1.2 非停过程介绍

2017年11月28日19时14分39秒，机组A一次风机停止信号发出，DCS随即触发“一次风机RB”。非停前后一次风及制粉系统主要参数趋势如图1所示。

图1 非停前后一次风及制粉系统主要参数趋势

RB触发后，DCS执行RB控制指令，协调控制切除，A、B磨煤机分别于19:14:44和19:14:55联锁跳闸(保留C、D、E磨)，给水流量、总风量随锅炉主控快速下降。

19:17:21，机组参数基本稳定，负荷310 MW，主汽压力22.48 MPa,主汽温度574 ℃，再热汽温566 ℃，分离器出口温度407 ℃，煤量106 t/h，给水流量800 t/h，总风量1631 t/h。RB功能正常。

机组参数稳定后，MEH主要参数趋势如图2所示，B小机转速突然由4600 r/min发生小幅下降，幅度约300 r/min，后经MEH调节,转速恢复。随后B小机转速再次急剧下降，由4529 r/min降至2855 r/min。19:17:46，B小机转速下降速率减缓，但此时A小机转速也开始发生同步下降。两台小机转速下降过程中，低压调门和高压调门快速开至全开位，但仍无法抑制转速的下降，锅炉给水流量同时下降，运行人员虽切至手动控制并停运C磨，仍无法维持机组稳定。

图2 非停前后MEH主要参数趋势

19:17:58，MFT“给水流量低”信号触发，经过DCS设置的30 s延时，锅炉MFT触发，汽轮机跳闸，机组解列。

2 非停原因分析

2.1 直接原因分析

在RB动作后机组参数基本稳定的状态下，给水泵系统主要参数趋势如图3的(a)图所示，两台给水泵的转速相继快速下降且全开高、低调门后仍无法维持，直接导致锅炉给水流量下降至MFT动作值。

经查，在RB动作后负荷降至310 MW的过程中，四段抽汽系统主要参数趋势如图3的(b)图所示，四段抽汽温度基本维持在376 ℃，四段抽汽流量由35 t/h逐步降至10 t/h。四段抽汽流量稳定在10 t/h约10 s后快速降低至0 t/h，再10 s后四段抽汽温度也发生急剧下降，至MFT触发时降至209 ℃左右，蒸汽已接近或进入湿蒸汽状态，致小机出力严重降低，这是本次非停事件的直接原因。

图3 非停前后给水泵系统及四级抽汽系统主要参数趋势

小机进汽温度降低的原因分析如下：

1)四段抽汽至除氧器进口逆止门未关严。机组负荷快降过程中四段抽汽压力曾降至低于除氧器压力，除氧器进口逆止门未关严将造成除氧器内低温饱和蒸汽进入小机。

2)备用汽源管道积水。小机进汽温度下降过程中曾发生辅汽联箱压力高于四段抽汽压力，小机汽源切换至辅汽，由于辅汽至小机进汽管道疏水阀一直处于关闭状态，管道可能存在积水，小机汽源切换后，小机进汽被积水冷却，导致小机进汽温度进一步降低。

2.2 根本原因分析

本次事件中虽然机组RB动作成功，但事件发生后检查发现在RB发生前后A一次风机运行稳定，并未发生跳闸。经查，非停发生前电厂运行人员发现A空预器辅电机振动有增大趋势，计划于11月28日夜间对A空预器辅电机进行更换，并编制了处理方案。19点，运行人员通知热控人员执行A侧空预器出口挡板门等相关设备的热工信号强制措施。其中，要求将空预器一次风管道出口挡板“允许关”条件强制为1。

机组DCS逻辑中，A空预器一次风出口挡板的“允许关”条件直接引用“A一次风机停运”信号，即A一次风机停运后允许关闭空预器一次风出口挡板。电厂热工人员在执行该项操作时，对“允许关”条件引用的信号及与其相关的其他联锁关系未检查到位，简单执行运行要求，直接将“A一次风机停运”信号强制为1，造成RB触发等后续联锁动作。

因此，热工人员在执行信号强制时检查和监护不到位，造成“A一次风机停运”信号错误触发，是本次事件的根本原因。

3 防范措施

通过上述分析，可以看出造成此次非停的直接原因是设备问题，但根本上分析是由人为因素造成的，建议从人员管理和设备维护的角度加强防范，具体建议从以下四方面入手：

1)加强对发电部运行人员的技术培训，特别是针对主重要设备的热工保护、联锁逻辑进行培训，提高运行人员运行操作的水平和能力、加强热工强制监护制度的执行。

2)建议将RB等重要保护、联锁引用的电机反馈信号由运行或者停止的单点信号改为“电机运行、停止、电流小于定值”三取二判断，提高热工保护、联锁功能的可靠性。

3)建议检修四段抽汽至除氧器进口逆止门。

4)建议增加辅汽至小机进汽管道上温度和压力测点，定期打开辅汽至小机进汽管道疏水阀，保证备用汽源投入可靠。

4 结论

本次故障的直接原因是四段抽汽温度急剧下降导致蒸汽接近或进入湿蒸汽状态，致小机转速快速下降，小机出力严重降低，从而导致的机组非停，但深究其根本原因是人为错误强制热工信号而导致的机组非停，其中暴露的机组设备和人员管理问题值得同类电厂借鉴。