330MW机组100%甩负荷试验实例分析

[摘 要]介绍了330MW煤粉锅炉100%甩负荷的经过，现象、原因和事故处理过程，并给出了处理意见和方法。

[关键词]煤粉；锅炉；甩负荷；试验

中图分类号：TM621.3 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2016）03-0286-01

1 系统简介

本机组两台锅炉为东方电气集团东方锅炉股份有限公司生产的DG1163/17.35―Ⅱ13型锅炉，该锅炉为亚临界参数、一次中间再热、单炉膛自然循环汽包锅炉。平衡通风，摆动燃烧器四角切圆燃烧，干式排渣煤粉炉，全钢架悬吊结构，紧身封闭，整体呈П型布置，同步建设烟气脱硫、脱硝装置。

汽轮机为东方电气集团东方汽轮机有限公司生产的CZK330/272-16.67/0.4/538/538型亚临界、一次中间再热、两缸两排汽、单轴、抽汽供热、直接空冷凝汽式汽轮机。汽轮机排汽冷却方式为机力通风直接空冷，汽轮机采用高、中压汽缸合缸，通流部分对称布置，高压部分设计为双层缸，中压缸采用单层缸加隔板套结构，低压缸对称分流布置，也采用双层缸结构。高中压转子、低压转子均为整锻转子，高压转子由一个单列调节级和9个压力级组成，中压转子由7个压力级组成，低压转子由2×4个压力级组成，高、中压转子和低压转子及发电机之间全部用刚性联轴器联接。回热系统由三个高压加热器、三个低压加热器和一个除氧器构成，除氧器采用滑压运行，各加热器疏水逐级自流。

发电机为东方电机有限公司生产的QFSN-330-2-20B型汽轮发电机组，QF代表汽轮发电机组，S代表水内冷，N代表氢内冷，330代表额定功率，2代表两极，20代表出口电压为20KV，冷却方式为水-氢-氢，分别为定子绕组水内冷，转子绕组氢内冷，定子铁芯及结构件由氢气冷却。发电机定子绕组共有54槽，采用双星形接线。定子引出线与主变压器、厂用变压器、励磁变压器及电压互感器通过离相式封闭母线相连。发电机中性点采取单相配电变压器且采用二次侧经高阻接地运行方式。

2 100%甩负荷事件过程

2.1 事件前机组运行参数

#1机组负荷330MW、主汽压力16.3MPa、主汽温度537℃、再热汽压3.23 MPa、再热汽温537℃、AB给水泵运行、机组CCS投入、汽机顺序阀运行；机组RB投入；AGC未投；o煤量188t/h；主汽流量1012 t/h；给水流量1030 t/h。

2.2 事件发生的原因：

经查造成#1机组甩负荷的原因为汽轮机DEH系统采集的发电机并网信号消失（三取二），此信号为发电机出口开关201分合状态辅助触点提供，触点信号共有13对，给热工提供3对触点信息，所经路径有继电器。保护设置为并网信号消失目标转速3000r/min，OPC动作。并网信号消失后3秒自动恢复。

2.3 事件过程参数变化如表1

调节门全关，目标转速自动设为3000r/min，由于发电机出口开关201未真正跳闸，所以发电机短时从电网吸收负荷变电动机，最高吸收有功功率-15MW。随着发电机并网信号的自动恢复，机组负荷自动回升到150MW/H，但由于汽轮机总阀位为9%，无法维持150MW/H负荷，机组出力自动降至33MW/H，伴随操作人员手动加负荷逐渐增至82MW/H。

主汽压力由16.3MPa增加至18.03 MPa是因为机组甩负荷后能量无法释放造成的。随着过热器出口对空排汽打开压力有所缓解，但是由于锅炉有四台磨煤机运行，且煤量较大造成主汽压力逐级升高。再次过程中操作人员手动紧急停运磨煤机（未设急停按钮），手动增加负荷，但是由于操作步骤多、煤量大、过热器出口PCV阀未动作等原因最终导致过热器出口安全门动作。

主汽温度的升高是由于锅炉内多余热量无法被蒸汽带走，主汽压力的升高进一步加剧了主汽温度的提升速度，最终导致主汽温度的超温。在此过程中三级减温水调门全部自动打开，由于蒸汽流量太小无法启动明显效果。

2.4 事件结果

由于主汽压力、主汽温度和再热汽温超限，手动将汽轮机打闸，联动锅炉MFT，发电机解列。

3 事件处理意见和注意事项

此次事件是在无任何准备的情况下发生的一次100%甩负荷，与真正的甩负荷不同的是并网信号消失后3秒又自动恢复，致使负荷出现了大幅度摆动，最后稳定在默认的总阀位9%开度。在事件处理过程中，最后是由于参数超限造成了手动停机。事后分析认为，机组有恢复正常运行状态的可能性，对此我们制定了事件处理指导意见。

1.首先确认事件性质，如确认为机组突甩负荷可按如下进行处理。确认条件包括发电机出口开关状态应是未跳闸，无电气报警；机组负荷摆动较大；主汽压力异常升高；汽轮机调门状态改变；汽包水位降低等。

2.立即停运上层磨煤机，停运原则要从上至下进行，时间间隔不宜过短，否则容易引起锅炉炉膛负压保护动作。

3.打开过热器对空排汽进行泄压，如达到PCV阀动作值而未动作可手动开启。泄压过程中应设专人监视水位，防止汽包水位保护动作。压力又下降趋势或达到安全值时应及时关闭对空排汽和PCV阀，防止因汽轮机侧补水困难造成缺少，也有可能因排汽量过大造成主汽温度突降。

4.手动增加汽轮机负荷，建议采用阀控方式，因功率控制负荷增加较慢影响锅炉泄压。

5.及时进行汽轮机高低旁的预暖，此时预暖速度不能太快，否则容易引发高旁管道振动。

6.建议设专人进行主汽温度和再热汽温的调整，重点进行再热汽温的调整。因机组负荷较低，高压旁路未打开，再热蒸汽流量较低，锅炉热负荷较大，这些原因造成了再热汽温突升极易超温超限。

7.机组参数无法维持或危及机组设备和人身安全时应果断停机处理，其他操作按机组规程规定正常进行。

注意事项：

1.机组出现异常情况时，首先应对事件进行确定，防止误判造成事故扩大。

2.机组参数超限时应立即停机处理，防止设备损伤或损坏。

3.机组发生异常事件时，运行人员应分工明确，密切沟通，加强调整配合。

4.机组发生异常事件时，值长要统一指挥协调，其他人员不得干预命令的执行，有疑问时可以建议，但最后决定权由值长确定。

5.及时与中调沟通说明机组情况，确保电网运行安全。

6.厂用电源的切换根据现场情况建议尽早进行切换至备用电源，防止厂用电丢失。

7.及时补充凝结水，在对空排汽打开后汽水损失较大，防止锅炉汽包缺水。

参考文献

[1] 循环流化床锅炉的启动调试与安全运行[M].北京：中国电力出版社，2003.