600MW机组运行事故案例.docx

1、600MW机组运行事故案例600MW机组运行事故案例三、运行措施及规定汇编1、#1、2机厂用电运行规定为了保证机组安全稳定运行特制定本规定,各值人员务必严格执行。一、#1、2机6KV 厂用电系统正常运行方式1、我厂高压厂用系统额定电压为6.3KV。2、#1、2机组6KV厂用系统采用单元制接线方式，即每台机组按两台同容量高厂变及四段6.3KV母线设置;四段6.3KV母线分别为A1、A2、B1、B2，正常运行分别由两台高厂变的两个低压分裂绕组供电。3、两台机组共设置两台与高厂变同容量的高压备用变压器12A、12B作为两台机组启动/备用电源。12A、12B启备变采取充电空载备用方式，即启备变高压侧开

2、关241在合闸状态，各低压侧开关在联锁备用状态，启备变高压侧中性点直接接地。4、正常工况下，#1、2机6KV各段母线快切装置均应投入运行。倒换厂用电供电方式，应通过厂用电快切装置采用手动并联自动方式，严禁不经过厂用电快切装置倒换厂用电。5、每台机组设置一台电动给水泵，采用双电源供电方式。#1机电动给水泵正常运行在#1机6KV 1A1段，1B1段的电源开关送至“试验”位置，控制回路电源投入运行。#2机电动给水泵正常运行在#2机6KV 2B1段，2A1段的电源开关送至“试验”位置，控制回路电源投入运行。6、正常情况下，应保持#1、2机各6KV母线负荷均衡，严禁各段电流相差过大，控制每段6KV母线电

3、流不超过1000A，且#1、2机对应6KV母线(如1A1与2A1)电流之和不超过1800A。7、6KV同一段母线上严禁同时启动2台及以上动力设备或变压器。8、6KV厂用电系统采用中电阻接地方式，接地电阻为6.06。9、高厂变和启备变不能长期并列运行。二、一台机组正常运行，另一台机组开机或停机过程中的运行要求1、正常运行机组6KV厂用电系统应按照正常运行方式要求投入运行，快切装置投入运行。2、启停机过程中的机组，如由高厂变供电，快切装置应投入运行。在启停过程中应保持各6KV母线负荷均衡，控制每段6KV母线电流不超过1000A。3、控制运行机组与启停机过程中的机组对应6KV母线电流之和不超过180

4、0A。4、停机期间，当机组的负荷降至360MW时，6KV厂用电源应经快切装置切至启备变供电。电动给水泵应在切换厂用电之前启动，减少对启备变的冲击。5、开机期间，当机组负荷在360MW以上且机组运行稳定时，6KV厂用电源应经快切装置切至本机高厂变供电。6、两台机组电动给水泵送电在1A1、2A1或1B1、2B1时，正常运行机组的电动给水泵备用联锁应解除;机组跳闸时应根据启备变负荷情况启动电动给水泵。三、启备变带两台机组厂用电的要求1、严格控制两台机组对应6KV母线电流之和不超过1800A，严格控制每台启备变电流不超过分接头对应的额定值(启备变高压侧额定电压230KV，电流100A;低压侧额定电压6

5、.3KV，低压绕组电流2291.1A)，严密监视启备变的运行工况，检查启备变冷却器运行正常，各部温度正常。2、启备变运行期间，严禁启备变过负荷运行，自然油循环、风冷即正常冷却方式下，启备变可带负荷100%Se;自然油循环自然冷却可短时带负荷70%Se。3、由同一启备变低压绕组供电的#1、2机6KV母线上严禁同时启动2台及以上动力设备或变压器。四、仅一台启备变运行的要求1、#1、2机组对应停运的启备变6KV母线快切装置应闭锁，停运的启备变保护应退出运行。2、值长应合理安排#1、2机各辅机设备的运行方式，严格控制运行启备变对应6KV母线电流不超过900A。五、两台启备变同时停电或检修的要求1、#1

6、、2机组6KV八段母线快切装置应投闭锁。2、检查两台柴油发电机良好备用，检查保安系统、220V、110V直流及UPS运行正常。其它未尽事宜按集控运行规程及有关规定执行。2、单机运行安全措施1、 值长应调度好运行机组的运行方式，低负荷时应尽量保持五台制粉系统运行，加强调整、稳定燃烧，燃烧不稳、燃烧恶化时及时投油助燃，防止锅炉灭火事故的发生。2、 运行人员严格执行“两票三制”，认真监盘、提高责任心，操作到位，杜绝误操作。3、 检查确认启备变、柴油发电机、蓄电池等重要辅助设备可靠备用，220V、110V直流系统、UPS系统运行正常，根据实际运行情况做好事故预想。运行人员加强锅炉吹灰，避免锅炉偏烧、结

7、焦、渣斗堵渣，吹灰时，注意煤火检，必要时投油助燃。4、 保证启动炉可靠备用。5、 影响安全运行的试验、定期工作暂时停止。减少重大操作，减少对机组的扰动，确保机组的稳定。凡影响机组安全运行的系统切换、隔离检修，应请示总工及以上领导批准。6、 运行机组及公用系统的重大操作，应坚持到岗制度，并提高监护级别,严格把关。7、 各岗位做好事故预想，运行机组异常停机时，应及时打开屏过吹灰蒸汽至辅汽手动门，保证轴封用汽，确保安全停机。8、 检查辅汽系统运行正常，冬季厂房采暖系统运行正常，严格执行下发的机组停运期间防冻措施;夏季检查空调制冷系统运行正常，主厂房屋顶风机运行正常;电子间、集控室温度正常，各冷却水系

8、统运行正常。3、机组运行期间防冻措施虽然机组正常运行，但气温偏低，甚至还有降温的可能，设备防冻仍是我们运行人员的重点工作，应集中在现场管道中存在死汽、死水的位置。因此在详细执行原下发的防冻措施及规定外，补充如下规定：1、暖通系统运行正常，压力、温度正常，各外围岗位水暖、锅炉房与汽机房内的汽暖、暖风机运行正常;2、汽机房、锅炉房的各大、小门保持关闭严密;3、锅炉间隙排污阀、事故放水阀即使在水质合格的情况下保持小的开度，并用测温仪确认温度正常、有水通过;5、暖风器疏水至定扩气动门保持微小开度，使管道中有汽通过，防止冻结;(暖风器停运时，应及时将系统放净水);7、各测量表管被冻的可能性较大，值班员应

9、精心监盘，重点监视炉侧各重要测点包括汽包水位、汽包压力、给水流量、给水压力、主汽压力、主汽流量等，如果发现指示不正常，及时联系仪控处理;8、将炉房杂用水总门关闭并上锁，管道内放净水;9、各岗位生活水阀门应保持微小开度，防止水不流动而冻坏管道;10、空压机用工业水应保持微小开度，使水循环流通;11、燃油泵房用工业水需稍开卸油平台处放水门(南、北各一);燃油伴热应稍开，但要严密监视燃油母管温度，根据环境温度及时调节;12、循泵房用工业水应保持微小开度，监视工业水压力高于循泵出口压力即可;13、辅汽至启动炉沿途疏水门应微开，防止冻坏疏水门。4、冬季机组停机期间防冻措施1、运行人员按时认真检查厂房采暖

10、系统投运正常，否则及时进行调整;监视厂房内温度，温度过低(接近0)时，联系检修采取措施;2、主厂房及辅助厂房的门窗要随手关闭，门窗的把手、插销、玻璃破损不齐全者要及时填写缺陷并积极配合检修处理;3、当机组停运时间较短时，对无工作的系统暂不停运，使其保持循环，防止冻坏设备管道;4、水系统有工作确需停运时，停运后对于不流动的部分能排空的管道要进行排空或联系维护人员解活节放水，不能排空者应进行定期排放或采取微流的办法，防止管道冻结。不能排空部分由运行、检修共同确认。5、仪控及时检查仪表防冻伴热系统是否运行正常，对其存在的缺陷及时处理。6、锅炉房封闭层外的仪表柜、变送器柜的门要关好。7、机组停运后，执

11、行锅炉、汽机停运后的防冻措施。8、检查厂房外设备、管道、阀门的保温应完好。附：一、 汽机侧停机期间防冻措施为了防止停机期间冻坏设备及阀门管道,特制定以下防冻安全措施:1、机组停止后，及时隔离大、小机润滑油、EH油、密封油冷却水(冷却器可不放水)，根据油温情况及时投运油箱电加热，机组盘车期间要保证润滑油温大于21。2、真空系统停运后，真空泵分离器要放尽存水。3、给水系统、凝结水、除氧器系统因工作确需放水时，放水前凝汽器水坑加装排水泵，放水时注意凝汽器水坑水位，及时将水排出;要全开系统各放水点放水。凝汽器、除氧器水位计以及水位平衡容器要放尽存水。4、 开式水、闭式水系统停运后就要进行放水，放水时，

12、除系统放水外，各冷却器都要进行放水。如无放水门要联系检修解活节放水。5、机组停运后，根据循环水温度及时调节循环水回水旁路阀，以防水塔结冰。6、电泵停运后，及时隔离工作油、润滑油冷却水，由热机分场加装碘钨灯，保证电泵油温不致于过低。二、炉侧防冻措施1、暖风器系统停运后，其进汽管道、疏水罐以及水位计、疏水箱、疏水泵及其出口管道都要进行彻底放水。2、停炉后，当汽包压力降至0.5MPa时，开启水冷壁放水和省煤器放水进行锅炉带压放水并通知热工进行所有仪表管路排污放水。3、当汽包温度降至50以下时，由热机分场解开水冷壁下联箱放水法兰进行彻底放水。4、汽包就地水位计和水位平衡容器放水，汽包就地压力表管放水。

13、5、开启初过、屏过、末过疏水门。6、增加压缩空气管道、罐体的放水次数。7、停炉后，保持闭式水系统运行。闭式水系统有工作需要停运时，停运后由维护解开空予器冷却水活节进行放水，关闭送风机油站、吸风机、一次风机轴承冷却水，暖风器疏水泵冷却水供回水门，当母管放净水后由检修解开各冷却装置冷却水活节进行放水。8、如锅炉房温度有可能降至零度以下,由检修解开磨煤机冷却水活节进行放水，联系检修加装火炉。5、#1、2炉消防水系统冬季防冻措施我厂#1、2炉消防水系统正常带压运行，消防水不循环，大多为地上管道，特别是32米层以上，冬季很容易结冰，多次出现消防水管道和阀门冻坏现象，为了防止类似异常情况的发生，针对冬季，

14、特制订如下措施：1、关闭#1、2锅炉A、B侧零米至32米立管供水总门，打开底部放水门，实现无水空管运行。2、关闭#1锅炉A、B空预器灭火、A、B空预器上轴承、送风机雨淋阀前截止门。3、关闭#2锅炉A、B空预器灭火、A、B空预器上轴承、送风机雨淋阀前截止门。4、关闭#1、2炉AF磨煤机油站雨淋阀前截门。5、关闭#1、2锅炉32米前、后墙点火油枪区雨淋阀前截门。6、关闭#1、2锅炉15米前墙启动油枪区雨淋阀前截门。7、将高位消防水泵三台、稳压泵二台的电机启动开关，从“联锁”位置打至“手动”位置。8、关闭#1、2炉高位消防水箱供水门，打开放水门，放尽水箱内存水。9、#1、2锅炉32米以上立管供水总门

15、不用关，从消防泵出口处将母管内水放净。消防水系统在执行本措施期间，当某一区域出现火警需要使用消防水时，值长应及时下令恢复以上有关措施，并积极组织灭火。6、关于机组自动控制的有关说明一、机组自动投入步骤及注意事项：1、 引风机、一次风机投入自动;2、 投入磨煤机料位自动：投运前检查磨煤机料位偏值为0，并且料位实际值PV与设定值SP相同。3、 投入各运行磨煤机对应二次风控制挡板CD7108自动：投运前检查各二次风控制挡板实际风量PV与设定值SP应一致，否则应进行调整使其相同。4、 投入送风机控制自动：送风机动叶自动跟踪的是二次风箱压力值。投运前必须检查二次风母管压力实际值PV与设定值(SA PRE

16、SSURE SET POINT)应一致。我们可以通过调整设定值偏值操作器(SA PRESSURE SET POINT BIAS CONTROLLER)来改变二次风压力设定值，使之与实际压力相符，从二次风压力偏值操作窗内输入压力设定值的改变量即可改变二次风箱压力。由于二次风箱实际压力值始终处于波动状态，因此设定值必须在实际值波动范围上下限的平均值处才能投入送风机自动，否则将引起波动。A送风机动叶操作窗内风量实际值PV与设定值SP应相同，因为设定值SP始终在跟踪实际值。如果实际值与设定值偏差大则说明内部回路有问题，联系仪控人员处理，二者相同后投入A送自动。投入A送风机自动后检查B送风机风量实际值与

17、设定值是否一致。如果偏差大则调整B送风机风量设定值使之等于实际值或调整B送风量使其与设定值一致，然后投入B送风机自动。投运送风机自动时必须先投A送风机自动，再投B送风机自动(内部回路设计)。当引风机在自动状态，送风机才能投运自动。一台引风机自动只能投运任一台送风机自动;当两台引风机均在自动，则两台送风机都可投自动。为调整两台送风机的出力设置了偏值操作器(FA FAN BLADE PITCH BALANCE BIAS)，改变的是送风机风量，单位为KG/S。以A送风机为基础，输入“+”值则增加B送出力，输入“-”值则减少B送出力。5、 投入一次风量自动：投运一次风量自动前确认一次风热风挡板处实际风

18、量PV与设定风量SP是否一致。由于设定风量SP始终跟踪实际一次风量，因此如果二者偏差较大则联系仪控人员处理内部回路，一致后再投一次风流量自动。CCS画面110中的一次风量为风量指令，当机组负荷(主汽压)升降时，它随之改变，有可能会低于13.5kg/s，但不会引起磨煤机跳闸。而画面一次风量3024 上的风量为实际磨煤机一次风母管风量，磨煤机一次风量低跳闸指令即接受该信号，但自动投运时该风量最低值为14.64kg/s，故不会低于13.5 kg/s引起磨煤机跳闸。6、 投运磨煤机出口温度自动：投运前应检查磨煤机出口温度实际值PV与设定值SP是否一致，否则将设定值调至与实际温度值相同投入温度自动。7、

19、 投运磨煤机主控：投运前检查磨煤机主控PV与输出OUT是否一致。由于二者始终跟踪，因此如果二者偏差较大联系仪控人员进行处理后投入自动。如果几台磨煤机投运自动，欲平衡各磨煤机的负荷，可调节磨煤机主控偏值操作器，通过改变某台磨煤机的一次风量达到调整各自动控制的磨煤机的负荷。8、 投运锅炉主控：投运前检查主汽压力实际值PV与设定值SP应一致，主汽压实际值必须在压力高、低限之间且压力变化率值应合适，不能为零否则压力不会变化，也不能太大否则将引起压力波动。9、 投运汽机主控：首先在DEH画面点击汽机“遥控”按钮，“遥控”指示灯变红;检查机组负荷必须在负荷高、低限之间，负荷变动率合适(不能为零，也不能太大

20、)，投运汽机主控。当锅炉主控、汽机主控均正常投入后即已投运CCS控制。10、 当切除机组自动控制时，先切汽机主控再切除锅炉主控(由于控制回路内部机跟炉控制未完善，因此如果先切除锅炉主控再切汽机主控可能会引起波动)。11、 投运设备自动控制时必须检查确认各相应调节量的实际值与设定值相一致，并且确保输入数字正确，避免引起不必要的波动。二、锅炉二次风控制挡板调整系数的设定：在锅炉画面二次风控制挡板操作器窗口上的二次风量设定值运行人员只能监视而不能操作。在二次风挡板投自动时，它跟踪对应磨煤机的一次风量。但当投入自动而炉膛氧量偏大或偏小情况下如何再改变二次风量呢?在逻辑回路内部设计了一个调整系数K，其范

21、围为0.91.1,用以改变各二次风挡板开度：系数K 二次风挡板处风量显示值PV2二次风实际值PV1二次风设定值SP PID计算正常情况系数为1,则PV1*K=PV2，进入炉膛的实际风量与显示值相同;自动情况下，显示值与设定值相同。如果氧量偏小欲增加风量，乘以0.91.0的系数,则二次风实际值PV1必须增大才能保持PV2维持不变;反之亦然。操作方法：在DCS画面输入点号，出现调整系数画面，然后在调整器内输入系数值便可改变二次风控制挡板开度，风量随之改变。从目前运行情况看，有时二次风跟踪一次风不是很好，导致风量(氧量)偏低，但由于一次风与二次风配比暂不改动、回路增加氧量校正或风量增减总操作器只能停

22、机时进行，因此现在只能通过改变二次风控制挡板调整系数来实现总风量的改变。注意系数0.91.0时为增加风量, 1.01.1为降低风量。三、引风机、一次风机电流平衡回路：该回路目的为调整引风机、一次风机电流即出力，当投入电流平衡回路后风机电流基本平衡。DCS画面引风机、一次风机的偏值操作器必须在电流平衡回路投入的情况下才起作用。引风机、一次风机的偏值操作器上、下限设定为10A，欲调节风机出力，输入偏值调整值即可(输入操作应缓慢)，内部有变化速率限制。四、一次风与给煤量配比：一次风与给煤量的比例为：一次风量(PA FLOW) 14.64 kg/s 20.84 kg/s给煤量(COAL FLOW) 2

23、7 t/h 54 t/h从该比例可以得出1 kg/s 一次风量对应2.17 t/h 的燃煤，根据此关系进行风粉调整。五、一次风与二次风的配比：一次风量(PA FLOW) 12.5 kg/s 14.64 kg/s 16 kg/s 18.5 kg/s 25 kg/s二次风量(SA FLOW) 8.5 kg/s 9.7 kg/s 10.8 kg/s 13 kg/s 14 kg/s其中二次风量为(实际的二次风量+1/2一次风量)，K=1/2*7.6979*1.2=4.618749.7K=44.8 kg/s, 10.8K=49.88 kg/s, 13K=60.0 kg/s,14K=64.66 kg/s

24、。六、炉膛负压闭锁增减回路：当炉膛负压达到不正常的高限或低限时(实际负压与设定值之差达到450Pa) 回路闭锁引风机或送风机向不利的方向调整，无论引风机、送风机处于自动或手动，该回路均有效。它内部比较的是设定的闭锁值与炉膛负压设定值的偏差。如炉膛负压设定值为-50Pa，实际值达到-500Pa时，回路将闭锁引风机静叶开大或送风机动叶关小;反之亦然。但当工况突变时(如锅炉灭火、磨煤机跳闸等)炉膛负压剧烈波动，此回路不能控制。七、正常停运磨煤机时是否解除CCS：设磨煤机一次风量为F1，旁路风管道流经的风量为F2，流经磨煤机的一次风量为F3，则F1=F2+F3。如果磨煤机投运主控自动，则其一次风量指令

25、(CCS画面)接受主汽压力信号与各磨煤机出力信号，即当主汽压力波动时，投入自动控制的磨煤机一次风量会随之改变;当其它磨煤机一次风量发生变化时，自动的磨煤机一次风量也会发生变化。因此为防止运行中磨煤机跳闸或正常停运磨煤机，自动磨煤机一次风量发生大的波动，引起主汽压力、负荷波动，当磨煤机停运时，如果流经磨煤机一次风量为F3(CCS画面上的一次风)，则停运后投运自动的磨煤机会相应增加风量(F3-10)。如正常停运磨煤机，当一次风量低至13.5kg/s 延时20s 跳闸磨煤机，则自动磨煤机会增加3.5kg/s一次风量。所以我们可以利用旁路风，当磨煤机风量低至14.64kg/s开启旁路风，减少F3，从而

26、(F3-10)亦降低，便可减少波动(目前旁路风未投入自动，暂手动调整)。当磨煤机运行中跳闸时逻辑相同(逻辑无法区分是突然跳闸还是正常停运)。该逻辑设定是否合适有待观察。八、汽轮机主控操作器处OUT的含义：该值为汽轮机负荷目标值，量程为0100%，对应0650MW，与DEH画面负荷目标值对应一致。当机组投入CCS后DEH无法操作，正常升降负荷时需在DCS协调画面输入负荷目标值与变负荷率。但当需要快速开关汽轮机调门时应快速改变OUT值，变化幅度不应5%，否则会切至DEH，必须从DEH开关调门。七、关于自动控制的切除条件：1、引风机自动：(1)当引风机静叶1、2偏差大于10%时切除自动;(2)炉膛压

27、力三台变送器两两之间偏差200pa时切除自动;(3)有关测点变为坏点。2、送风机自动：当引风机自动切除时才切除自动(一台引风机投运自动则只能投任一台送风机自动)。3、一次风机自动：无切除自动条件。4、汽动给水泵自动切除条件：(1)当转速实际值与设定值相差大于1000r/min时切除自动;(2)给水流量实际值与设定值相差大于200t/h时切除自动;(3)汽包水位实际值与设定值相差180mm时切除自动;(4)流量、转速等回路内相关测点变成坏点时切除自动。5、主汽压力自动切除条件：(1)主汽压力超过17.2MPa;(2)主汽压力实际值与设定值间偏差0.6MPa. 三、运行措施及规定汇编1、#1、2机

28、厂用电运行规定为了保证机组安全稳定运行特制定本规定,各值人员务必严格执行。一、#1、2机6KV 厂用电系统正常运行方式1、我厂高压厂用系统额定电压为6.3KV。2、#1、2机组6KV厂用系统采用单元制接线方式，即每台机组按两台同容量高厂变及四段6.3KV母线设置;四段6.3KV母线分别为A1、A2、B1、B2，正常运行分别由两台高厂变的两个低压分裂绕组供电。3、两台机组共设置两台与高厂变同容量的高压备用变压器12A、12B作为两台机组启动/备用电源。12A、12B启备变采取充电空载备用方式，即启备变高压侧开关241在合闸状态，各低压侧开关在联锁备用状态，启备变高压侧中性点直接接地。4、正常工况

29、下，#1、2机6KV各段母线快切装置均应投入运行。倒换厂用电供电方式，应通过厂用电快切装置采用手动并联自动方式，严禁不经过厂用电快切装置倒换厂用电。5、每台机组设置一台电动给水泵，采用双电源供电方式。#1机电动给水泵正常运行在#1机6KV 1A1段，1B1段的电源开关送至“试验”位置，控制回路电源投入运行。#2机电动给水泵正常运行在#2机6KV 2B1段，2A1段的电源开关送至“试验”位置，控制回路电源投入运行。6、正常情况下，应保持#1、2机各6KV母线负荷均衡，严禁各段电流相差过大，控制每段6KV母线电流不超过1000A，且#1、2机对应6KV母线(如1A1与2A1)电流之和不超过1800

30、A。7、6KV同一段母线上严禁同时启动2台及以上动力设备或变压器。8、6KV厂用电系统采用中电阻接地方式，接地电阻为6.06。9、高厂变和启备变不能长期并列运行。二、一台机组正常运行，另一台机组开机或停机过程中的运行要求1、正常运行机组6KV厂用电系统应按照正常运行方式要求投入运行，快切装置投入运行。2、启停机过程中的机组，如由高厂变供电，快切装置应投入运行。在启停过程中应保持各6KV母线负荷均衡，控制每段6KV母线电流不超过1000A。3、控制运行机组与启停机过程中的机组对应6KV母线电流之和不超过1800A。4、停机期间，当机组的负荷降至360MW时，6KV厂用电源应经快切装置切至启备变供电。电动给水泵应在切换厂用电之前启动，减少对启备变的冲击。5、开机期间，当机组负荷在360MW以上且机组运行稳定时，6KV厂用电源应经快切装置切至本机高厂变供电。6、两台机组电动给水泵送电在1A1、2A1或1B1、2B1时，正常运行机组的电动给水泵备用联锁应解除;机组跳闸时应根据启备变负荷情况启动电动给水泵。三、启备变带两台机组厂用电的要求1、严格控制两台机组对应6KV母线电流之和不超过1800A，严格控制每台启备