汽轮机甩负荷事故预案注意事项(DOC)

XXX发电有限责任公司

机组甩负荷事故预案

发电运行部

XXX发电有限责任公司

甩负荷事故处理

注意事项

发电运行部

2011年6月

机组甩负荷事故预案

注意事项

在运行中，汽轮发电机组的负荷突然大幅度减少或降到零，把这种现象称为汽轮发电机组甩负荷事故。在DCS和DEH的设计中，为了提高机组保护动作的灵敏性和准确性，汽轮机TSI系统及ETS系统的保护设置庞大而复杂，在为了提高机组保护系统动作灵敏性的同时，也增加了保护误发、误动的可能性。如果造成汽轮发电机组甩负荷的原因属于机组保护信号误发的暂态扰动，例如，就地保护接线遭到人为碰触而松脱、短路；长期运行中机组保护信号的检测探头损伤或工作不良；在线更换发电机碳刷等定期工作的操作中不小心触发保护动作等等原因，都有可能造成机组甩负荷事故发生。而当这种扰动在短时间内得到消除后，机组便可立即进行重新挂闸和再次并网发电，从而避免停机停炉的事故发生。

典型案例回顾：

以下为发生在我厂#1、#2机组主机保护动作引起汽机跳闸，机组甩负荷后在短时间内故障得到消除，然后重新启动并网的几次成功案例：

案例分析一：

2008年12月22日09：23分，我厂#1机组带120MW负荷运行，电气工作人员在线更换发电机励磁装置碳刷，操作过程导

致转子一点接地保护动作，发电机主开关跳闸引起机组甩负荷。确认故障原因，消除跳闸信号后，09：31分机组重新挂闸运行，09：37分负荷带至120MW。事故前后历时15min。甩负荷后，由于低压旁路卡塞打不开，致使锅炉超压，主、再热蒸汽管道安全门频繁动作，大量蒸汽排入大气，工质损失严重，排汽装置水位一度降低至1580mm。幸好整个事故过程处理迅速，否则，导致的直接后果就是锅炉上水中断，不得不停机停炉。

经验总结：今后检修工作中凡涉及有可能造成机组保护动作的项目，在办理工作票和执行安全措施中，必须经总工同意和批准后，将相应的保护退出，方可开工。

案例二：

2008年11月21日，#1机组带80MW负荷运行，03：45分，汽轮发电机励端回油温度高（96℃）保护动作，机组跳闸甩负荷。运行人员立即检查事故情况，判断为保护信号误发，转速降至1500rpm后，检查机组无异常后复位跳机信号，重新挂闸，03：57分，负荷带至80MW稳定运行。

案例三：

2009年3月24日，22：31分，#2机五瓦下部瓦温【TE5519】异常波动，DCS显示数值由45℃突然升至97℃，及时通知热工人员解除该点保护，避免了信号误发导致机组掉闸事故发生。

可见，在机组运行中，由于保护信号误发而导致机组掉闸或故障甩负荷的情况在停机事故中占有相当比例。所以，运行人员

在遇到机组掉闸、甩负荷事故情况下，不要惊慌失措，首先需要沉着冷静的分析事故原因，并在熟练掌握事故处理原则的基础上，顾大局，保主要，听从值长、单元长的统一指挥，按部就班的进行操作，将故障范围缩小，将事故损失减少，直至完全消除故障，重新恢复稳定运行。下面针对汽轮发电机组故障甩负荷的情况进行分析：

第一、引起机组甩负荷的可能原因有：

1、电网或发电机事故（汽轮机—发电机大联锁保护投入）

2、汽轮机调速系统事故

3、汽轮机发生事故

4、电调控制回路发生事故

5、锅炉MFT动作。(机组大联锁保护投入)

第二、机组发生甩负荷时的主要现象：

1、电气侧语音报警“刀闸由合到分”发出，汽轮机所有主汽门、调节门关闭，汽机跳闸信号发出；

2、有功负荷到零；

3、过热蒸汽流量急剧减小；

4、过热蒸汽压力骤升，调节级及各段抽汽压力急剧降低；

5、旁路联锁保护动作，旁路自动开启；

6、各段回热抽汽液压止回阀、抽汽电动门关闭，高排逆止阀关闭；

7、供热抽汽快关阀、液压止回阀关闭，供热抽汽压力调节

阀全开；

8、汽轮机转速先快速升高后降低；

9、锅炉侧在事故发生后，首先听到电气侧语音报警“刀闸由合到分”，同时负荷迅速减小直至零，炉侧光字牌出现电气掉闸报警信号，汽机主汽门关闭造成炉侧压力急剧上升，汽包水位下降，短时间内炉侧安全阀会因超压动作，接着汽包出现虚假水位，由于压力持续升高、排气量大，汽包水位会在经历短时间的上升后快速下降，在整个过程中水位呈现“先降，后升，再降”的现象，由于流化床锅炉蓄热量大的特点，即使减弱燃烧，在几分钟后必然会出现过热器和再热器超温的现象。

第三、事故处理：

机组故障甩负荷后：

1、汽机侧严密监视汽机转速；若转速超过3090rpm继续上升而保护未动作，应立即手动打闸停机。

2、单机运行时，厂用电源自动切至启备变，各辅机应运行正常，立即启动交流润滑油泵。

2、锅炉根据情况迅速减少给煤，降低锅炉出力，必要时投入油枪助燃。

3、两机运行中，一台机组发生甩负荷后，检查临机辅助汽源正常供给。若单机运行中机组发生甩负荷，立即通过增大锅炉连续排污阀门开度来维持轴封供汽压力，调节轴封供汽母管压力在0.11~0.127MPa。

4、将除氧器水位自动控制切至手动，调节水位在正常范围。

5、机组甩负荷后，立即开启两台除盐水泵进行补水。否则由于蒸汽管道安全门动作，导致热力系统内部大量工质损失，势必造成排汽装置水箱水位降低，使供水紧张。

6、控制旁路运行，调节高低旁出口蒸汽温度（高旁出口汽温＜319℃，低旁出口汽温＜160℃）同时调节机组背压在正常范围。

7、低压缸金属温度超过80℃，检查排汽缸喷水减温应自动投入，否则手动开启。

8、开启汽轮机本体疏水，关闭各段抽汽电动门，注意各加热器水位，防止冷汽冷水进入汽缸；加热器水位升高，检查危急疏水阀应自动开启，否则手动开启，监视加热器水位应降低。

9、检查汽轮机各参数：轴位移、胀差、轴承振动、轴瓦温度、汽缸温度、润滑油压、润滑油温、排汽温度等均无异常，倾听汽轮机内是否有异音。

10、迅速判断故障原因：

1）电气故障引起主保护动作，汽机可复位跳闸信号后重新挂闸，通过DEH维持机组3000rpm运行。注意：机组3000rpm 运行时间不得超过15min，否则打闸停机。

2）汽轮机发生故障引起甩负荷后，应检查故障情况，同时立即联系热工人员检查保护接线有无松动，验证保护信号是否真实。在故障消除、信号复位之前，机组不得重新挂闸。

11、甩负荷后，如果调速系统可以稳定地控制转速在3000r/min运行，迅速采取行动排除故障。重新并网前，主蒸汽温度要高于汽轮机调节级上半金属温度50℃以上，并有50℃以上的过热度。待主蒸汽压力恢复稳定后迅速再并网，升负荷过程中，要严格监视机组的负胀差。

12、锅炉副值应在最短时间内打开过热器及再热器对空排汽泄压，防止压力升高的过快，损坏设备，同时燃烧侧要根据床温，压力情况迅速减煤，控制燃烧，必要时可停止给煤，二次风应根据給煤量进行调整，在整个燃烧调整中床压应维持高点，为并网后的燃烧积蓄热量，炉膛出口应在微正压下运行，使到达稀相区及尾部烟道中的热量最少化，防止各受热面严重超温。

(2)要严格监视汽包水位。由于主汽压力不断上升，必须要通过调整勺管开度，提高给水压头，维持给水压力比汽包压力高2-3MPa 才能确保水位的安全。在这个前提下通过调整给水旁路调整门或主路电动门来调整水位。如给水泵掉闸，另一台泵联启后应调整压力及时上水。如给水泵掉闸后，备用泵不能联启，无法维持汽包水位时应汇报值长，紧急停炉，并关闭汽水系统所有电动门，调门，避免损坏设备，整个过程要保持与汽机紧密联系与配合。

(3)全开过热器与再热器的减温水电动门，并根据实际情况进行调门的控制，控制气温增长的速度。整个过程中要与机侧紧密联系、配合，防止减温水量过大，造成汽机水冲击事故。

(4)待压力与汽温稳定后，燃烧侧及时调整燃烧，适当加风、加

煤，汽水侧要及时调整水位和汽温，等待值长的“并网”命令。

(5)待机组顺利并网后，锅炉助手应对炉本体及系统管道进行一

次全面检查，并做好记录。

13、在事故发生的第一时间内，电气人员应立即检查所属设备及系统有无异常。如果事故原因属于机、炉侧故障引发的，在进行事故处理过程中，电气专业应时刻做好机组重新并网的准备。

14、如果是电气相关保护动作引发的甩负荷事故，例如电网故障或发电机至引出线之间的设备（包括主变、主变开关、母线、出线开关等）故障，要立即汇报值长，说明事故原因，组织人员进行故障排查。在这种情况下，机组能否“抢救”成功，就在于事故排除时间的长短。机组甩去的负荷越高，意味着机组可以维持空转、等待并网的时间越短。

所以要求对事故的性质判断要准确，下达命令要果断，执行操作要迅速。

第四、事故记录及汇报

1、运行日志中做好事故情况记录，包括事故时间、事故原因、处理结果等；

2、值长负责联系中调，做好汇报工作。如果因事故处理操作繁忙，时间紧张，可待事故处理结束后，再将事故情况对中调进行汇报。