浅析1000MW超超临界机组高旁故障快开风险及处理

夏鹏远

（国家能源集团泰州发电有限公司，江苏 泰州 215300）

1 系统设备概述

某厂二期1000MW超超临界机组的三级串联旁路系统是由100%BMCR高压旁路+50%中压旁路+65%低压旁路组成。其中高压旁路安装在锅炉侧，由4组25%BMCR阀组组成，如图1超超临界机组三级旁路系统图所示[1]。

图1 1000MW超超临界机组三级旁路系统图

高压旁路两侧分别从锅炉出口主蒸汽支管上接出，在接入锅炉侧一次冷再蒸汽支管的过程中要先经历减温减压等一系列措施，以便保护炉内一次再热的换热器。

中压旁路与低压旁路设置在汽轮机侧。中压旁路由2组旁路阀组成，分别从一次再热蒸汽管道接出，期间经过减温减压后接入二次再热冷端蒸汽母管。低压旁路则由2组旁路阀组成，分别从二次再热蒸汽管道接出，期间通过减温减压后接入凝汽器喉部。

高压、中压、低压旁路分别设置一套液压油站以便提供一定压力的液压油，作为旁路以及旁路减温水阀门的动力源。

高压旁路阀内有弹簧，正常运行时高旁油站系统负责维持油压，高旁阀门在液压油压力的作用下维持关闭的状态。当旁路油站故障导致油压失去时，高旁阀门会在弹簧力的作用下迅速自动开启，且无法关闭，只能等液压油压力恢复。

2 高旁故障快开的原因及主要风险

2.1 高旁快开逻辑简介

考虑到某些异常情况下为防止锅炉侧超压，高旁设置了两种快开功能：

（1）第一种为逻辑触发，触发条件为：机组负荷>800MW并延时10s，发电机跳闸或汽机跳闸，且主汽压力大于33.5MPa。

（2）第二种为硬接线触发，主汽压力测点直接连接至旁路阀上的3个快开继电器，当主汽压力超过33.5Mpa时，只要任意一个快开继电器被触发，旁路阀即动作。A、B、C、D侧哪个旁路阀上的继电器动作便触发哪侧的旁路阀。

2.2 高旁快开的原因

（1）当快开逻辑均满足时触发高压旁路阀的快开功能，安全电磁阀失电，高旁快开。在DCS快开逻辑中4个高压旁路阀组联动快开，同时开启[2]。

（2）当任意一个主汽压高开关触发保护动作或者出现信号误动，该侧高压旁路阀组的安全电磁阀触发失电保护动作，致使该侧高压旁路快开，且无法远方控制。

（3）旁路油站油压失去后，阀门会在弹簧力的作用下开启。此种情况下4组高旁阀会同时开启。

2.3 高旁快开的主要风险（不限于以下）

（1）高压旁路开启后，因大量蒸汽流入旁路管路，超高压缸蒸汽通流量将急剧下降，若此时超高调门承担调节汽压工作，则OSB输出将达到下限20%，超高压缸将丧失功率输出能力，超高排温度会因通流量大幅下降而快速升高，超高压缸整体温度水平超限，甚至直接触发超高排温度高跳机逻辑。此外各汽缸功率输出的占比大幅改变，会造成汽轮机轴向推力变化，以及破坏轴瓦之间的平衡，可能出现参数越限，甚至引起汽轮机设备损坏。

（2）超高排温度升高后，有较大可能造成一再入口联箱金属管壁连锁超温，降低受热面金属寿命甚至出现高温裂纹。同时由于某厂高压供热蒸汽以及辅汽汽源也来自冷再，也容易发生超温现象，影响供热品质和辅汽用户[3]。

（3）因高旁误动后将导致大量高温高压蒸汽经由旁路直接进入再热器，此时一再蒸汽极有可能出现超压情况。这将导致高、中、低压缸中流经大量蒸汽，这将导致部分通流区域承受的高压差超过设计参数，这将导致各缸体承受过度载荷，进而损伤汽轮机组。若出现高、中压缸进汽压力高，同时伴随汽温以及排汽压力下降的情况，则可能导致低压缸排汽干度低，造成尾部叶片出现水冲蚀损伤，增加叶片断裂的风险，甚至引起叶片破碎等恶性事故。

（4）超高排、高排温度控制器动作自动关小高压、中压调门后，再热蒸汽压力和各级抽汽压力均可能出现大幅波动，小机转速可能同时晃动导致给水流量不稳，供热品质下降，对应的高压加热器可能出现虚假水位，闪蒸等问题。

（5）若再热器安全门开启，工质将会大量流失，凝汽器水位下降锅过快，影响凝汽器真空等机组运行参数。

（6）锅炉高负荷情况下，低压缸排汽和流经低旁的大量蒸汽进入凝汽器，此时低旁减温水裕度不足，无法有效的降低低旁阀后蒸汽温度，可能导致凝汽器超热负荷，凝汽器真空急速上升，造成机组停机。

3 高旁故障快开的处理措施

（1）首先确认高旁阀组为单侧阀门全开，同时高压旁路油站油压未出现异常降低，对应高压旁路减温水正常开启，DCS上可能出现主汽压力高信号显示。这时应怀疑是由压力信号出现异常引起的误动，此时的处理方式应为稳住机组工况，尽快联系热工班组处理。

（2）确认机组协调退出，并切至手动控制方式，DEH控制方式改为限压方式。通过提升负荷设定值以期全开汽轮机超高压调门，同时密切监视汽轮机超高压缸叶片温度、超高排温度、轴向位移、轴瓦温度、振动等重要参数的变化情况。

（3）制粉系统方面则应按F磨煤机-A磨煤机-E磨煤机的顺序快速停运制粉系统，保留3台磨煤机运行，将锅炉负荷降至50%以下；同时维持水煤比正常；控制炉内氧量、炉膛负压正常，避免发生剧烈波动。

（4）将辅汽及供热系统汽源切至邻机供给，小机汽源若压力或温度晃动则应及时切换至辅汽供汽。

（5）高旁开启后，主汽压下降速度过快，给水流量控制可能发生滞后，此时应重点关注过热度及汽温变化，做好快速跌汽温的事故预想。

（6）若一次再热器出现超压情况，应确认再热器安全门自动开启，同时继续减锅炉热负荷，确保一次再热器压力稳定。

（7）若再热器安全门因压力上升过快出现反复开关的情况，可以通过开大低压旁路来缓解再热汽压力上升速率。再热器安全门开启后，应及时启动备用凝输泵加大补水量，避免工质流失导致凝汽器水位下降过快。

（8）值班员可适当降低给水焓值偏置设定值，增加水流量，其目的是提升主汽压力；处理前期可适当降低主汽温度，以保证高排温度不超限，后期应及时回调参数，防止主汽温度下降过快。超高排温度高时，可通过适当改小中压调门开度来分配进汽量，达到控制超高排温度的目的。

（9）低压旁路开启后应加强监视凝汽器真空，循环水出水温度等参数，必要时启动备用真空泵和循泵，保障凝汽器真空稳定。

（10）时刻注意检查各系统水位、流量、电机电流、温度、压力等情况，并及时发出调节指令，其中尤其需要注意的是在低压旁路或再热器安全门开启后，凝结水流量、压力，凝泵电流，凝汽器水位，给水泵密封水回水温度等参数将可能发生巨大波动，应及时调整相关参数。

（11）辅汽温度可能出现波动，加强监视和调整。

（12）高压旁路故障隔离或消除前，可通过将因误动而快开的高压旁路修改为手动控制方式并将开度指令设定至当前开度，高压旁路误动故障消除后，加强监视高压旁路，防止出现由于指令突然变化，导致阀门快速关闭，如未加以防范则可能造成主汽压，再热汽压以及高排温等机组参数再次大幅变化，出现再热器事故减温喷水后过热度不足，给水流量下降等问题。

4 当出现以下情况执行紧急停运机组操作

（1）若再热汽安全门动作不正常，一次再热器进口压力继续超压至14MPa,一次再热器出口压力继续超压至13.28MPa，且有继续上涨趋势，应立即紧急停炉。

（2）若因超高排温度高导致切缸，则应立即打闸停机。若超高排温度超过516℃，并且在15分钟内未能下降或超高排温度达530℃后，机组应手动打闸。若高压旁路阀后温度达到520℃，投运减温水无效情况下，机组应手动打闸。

（3）关注汽轮机重要参数，确认一至六瓦振动值小于11.8mm/s，轴瓦温度小于130° C。七、八、九瓦振动小于14.8mm/s，轴瓦温度小于107°C。轴向位移在±1.0mm之间，汽轮机各瓦轴振小于130um，若接近且有继续上升趋势，立即手动打闸。

（4）再热蒸汽温度超过624℃或再热器管壁出现多点超温，在15分钟内不能恢复正常应立即紧急停炉。

（5）若主、再热蒸汽温度10分钟下降数值达到或超过50℃，按规程要求立即紧急停机。

（6）若高压旁路4组阀门联动开启，开度大于50%且持续开大，短时高压旁路油站油压无法恢复，应立即紧急停机。

（7）一旦事故处理过程中，达到紧急停炉或紧急停机条件或重要参数接近跳闸值，则立即手动打闸机组，并就地确认液动盘车进油手动门开启，关注加仓高挥发份煤种磨组的防爆工作，按措施执行停运，并做好后续防爆吹扫工作，做好紧急停机的相关后续工作。

5 结语

文章分析了1000MW超超临界机组旁路系统中的高压旁路系统发生故障快开现象的原因以及伴随的主要风险点，并详细制定了该事故发生后的一系列从发生到消除故障期间的处理措施，同时还有出现不可控情况下的紧急停炉标准。确保事故处理方向正确，时间紧凑，从而在最大程度上保障机组设备的安全。