某热电厂1号机异常停运分析报告
06月08日某热电厂1号机组异常停运分析报告一、事件分析机组编号1号停机时间06月08 日15:03设备简况：1号机组为350MW超临界机组，锅炉为哈尔滨锅炉有限责任公司生产的超临界变压直流炉，锅炉型号为HG-1163/25.4-PM1。锅炉本体型式采用∏型布置、单炉膛、一次中间再热、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构、前后墙对冲燃烧方式，锅炉风烟系统的送风机、一次风机、空预器、引风机为单列设计。引风机为成都电力机械厂生产的的GU27050-22（双级低转速）型动叶可调轴流风机(详见附件一：引风机性能曲线及选型计算书)，投产日期为：2015年5月17日，风量：535.6m³/s，风压：10908Pa（静压升），转速：745r/min，油站选用型号为：NG1000-Y126R33/LY液压润滑油站，油箱容积为1000L，风机液压油站流量：130L/min，控制油压力：42 bar，润滑油压力：6bar，油泵规格参数：Q=50L/min。两台单轴双叶片泵，一用一备。事前工况：机组负荷178MW，1A、1D、1E制粉系统运行，总煤量81t/h，总风量692t/h，炉膛负压-92Pa，机组协调方式。引风机电流266A，动叶29.8%，润滑油压0.37Mpa，控制油压3.89Mpa，A润滑油泵运行，B润滑油泵备用。事件经过：06月08日14:25，运行值班员监盘发现引风机控制油压力降至0.03Mpa，备用泵联启。值班员立即安排巡检就地检查，联系检修部设备专责，回复：引风机控制油管与软管连接处接头漏油，汇报值长。通知检修尽快处理漏点，并做好加油准备。06月08日 14:29，检修人员到达现场，对漏油部位进行复紧，并安排人员取油对油箱进行补油，复紧后，漏油现象未明显减小，未能达到处理效果。06月08日14:34，引风机油箱发“油位低”报警，引风机控制油压摆动并逐步下降，安排巡检就地检查引风机动叶开度，并将引风机动叶停电（见附图一：引风机控制油压与引风机动叶开度曲线）。解除机组协调，引风机电流由265A不断降低，炉膛负压不断增长，最大增至2263Pa。迅速降低机组负荷，投入A层D层油枪，关小送风机动叶，油泵停运，现场持续补油。通知检修处理油管漏点。06月08日15:03，机组负荷45MW，炉膛负压1560Pa，锅炉报警首出“失去全部火焰”，锅炉MFT，机、炉、电联锁保护动作正常，机组停（见附图二：前后炉膛压力历史曲线、附图三：主汽压力、主汽温度历史曲线）。06月08日15:15，启动电动给水泵，开高旁，为轴封提供用汽。06月08日15:24，1号引风机停运，油站停运，拆解控制油进口管接头发现内部O型圈老化断裂，密封失效（见附图四：损坏的O型密封圈）。06月08日15:53，破坏真空，退出轴封，关闭所有疏水门。06月08日15:54，检修人员将引风机油管漏点更换新O型圈并补油至正常油位。启动油站，检查润滑油压、控制油压正常，无渗、漏油点；油箱加油完成，控制油压逐步恢复正常。立即调整引风机动叶，执行机构动作正常，但实际指示动作较小(见附图五：1号引风机控制油压力、电流、动叶等曲线)。进入引风机内部检查，发现叶执行机构连杆变形，需更换连杆，17:34，连杆更换完成。调试动叶开关正常。06月08日23:57，启动1号炉风烟系统。06月09日00:34，机组点火。本次机组启动属于极热态启动，在全厂机组全停且启动锅炉参数不能满足汽轮机轴封供汽参数要求的情况下，只能完全靠锅炉自产汽提供轴封用汽，为了达到汽轮机轴封用汽参数要求，锅炉从点火到轴封供汽耗时较长。06月09日05:35， 汽轮机冲转，受机组跳闸后没有备用辅汽的影响，汽轮机轴封用汽完全靠锅炉余压供汽，随着锅炉余压的降低，高压缸前后轴封供汽参数出现与缸温不匹配问题，导致转子局部受冷弯曲，汽轮机冲转转速升速至1500rpm，#3轴振大，降速至500rpm，报DEH转速故障跳闸；06:17 重新挂闸冲转至1100rpm，#3轴振最大200um，打闸；06:53 汽轮机转速到零，投入盘车。06月09日10:03 汽轮机冲转，冲转过程中振动最大为#2轴承振动：X向162um,Y向99um；10:14 定速3000rpm。06月09日13:02并网。原因分析：引风机控制油进口管路接头内部O型圈老化，且长时间受高温高压的侵蚀导致损坏断裂、密封失效，从而造成油管漏油，油箱油位快速下降，油泵不能正常吸入油，控制油压快速下降，引风机动叶快速关小，炉膛冒正压过大，锅炉燃烧恶化，失去全部火焰保护动作，锅炉MFT。暴露问题：1.引风机油站两台泵共用一个管路，当油管发生故障时不能切除。2.检修列项不全，未能将控制油管接头“O”型圈检查列入定期检修内容。3.检修部对设备维护管理不到位，对所属设备维护不细致，未能发现设备异常。4.工作人员对单系列辅机设备重要性重视不够，设备日常检查不严。5.运行部对机组主要辅机设备故障事故预想不充分。防范措施：1.根据机组已投产四年的情况，检修部对机组设备在用胶圈进行普查，分批更换。2.加强设备检修的计划管理，对重要设备的检修项目计划做好审核把关。3.对三大风机油站进行技改，对油泵溢油阀、截止阀、油管增加双路通道，提高设备可靠性。4.加强检修质量验收管理，进一步规范和优化检修质量，并严格按照工艺要求进行检修，发现检修质量隐患及时消除。5.加强日常设备的巡检管理，尤其是高温、高压和振动大区域的设备巡检，确保及时发现隐患并处理。6.加强运行人员技能培训，做好主要辅机事故预想，提高反事故能力。附图一：引风机控制油压与引风机动叶开度曲线
附图二：前后炉膛压力历史曲线
附图三：主汽压力、主汽温度历史曲线
附图四：损坏的O型密封圈
附图五：1号引风机控制油压力、电流、动叶等曲线
附图六：引风机性能曲线及选型计算书通风机选型设计参数表用户“上大压小”热电联产扩建工程机组容量2x350MW风机型号HU27050-22风机类型一次送风引风√增压数量2轴流√离心介质 含尘量＝ mg/m3 空气烟气√天燃气煤√煤气单台风机参数工况单位TBBMCR设计煤种设计煤种校核煤种锅炉负荷%风机入口质量流量kg/s风机入口标态流量Nm3/s风机入口容积流量m3/s535.6471.5503.3当地平均大气压Pa100030当地平均海拔高度m低海拔风机入口温度℃1018989风机出口温度℃113.398.999.1风机入口标态密度kg/Nm3风机入口密度kg/m30.97271.00501.0037风机入口压力Pa风机出口压力Pa风机全压Pa10908.09090.09090.0压缩性修正系数0.96330.96910.9691风机效率%89.089.087.6风机轴功率kW638747145112风机转速r/min745745745所需电机功率kW6800电机额定转速r/min745电机额定电压/频率kV/Hz6/50风机转动惯量kg·m28300单台风机重量kg75000备注：ID+SCR+FGD+低温省煤器投运，单配置。编制刘春芳日期2013.9.22审核日期引风机轴功率计算公式：Psh＝（Kp×Qv×Pt）/（1000×η1×η2）Kp＝3.5×（Pt/P1）-1×[（1+Pt/P1）（0.4/1.4）-1]其中：Psh――风机轴功率，kW；Psh――风机轴功率，kW；Kp――压缩性修正系数；Qv――风机入口体积流量，m3/s；Pt――风机全压，Pa；P1――风机入口绝对全压，Pa；η1――风机全压效率（包括轴承损失效率），%；η2――采用膜片联轴器，其机械效率取99%。将引风机各选型参数代入以上公式进行计算：TB工况轴功率：Psh(TB)=（0.9633×535.6×10908.0）/（1000×0.890×0.99）=6387KWBMCR设计煤种工况轴功率：Psh(BMCR设计煤种)= （0.9691×471.5×9090.0）/（1000×0.890×0.99）=4714BMCR校核煤种工况轴功率：Psh(BMCR校核煤种)= （0.9691×503.0×9090.0）/（1000×0.876×0.99）=5112目前电站风机配套主电机功率的选择是在风机最大轴功率的基础上留出一定余量而得的，通常取TB工况风机轴功率5%左右的余量，因此电机轴功率P为：P=（～1.05）×Psh(TB)=（～1.05）×6387≈6800