600MW超临界机组 B送风机跳闸处理总结

电力18讯：    一、  运行方式
2007年2月24日22时03分，#1机组单元制方式运行，CCS控制方式，有功负荷600MW。
二、            故障现象
1、  B送风机失速报警，120S后跳闸。
2、  RB保护动作，将F、E、D磨急停，相应给煤机跳闸，等离子自动拉弧。
3、  D、E、F给煤机跳闸，A、B、C给煤机自动增加给煤量，但由于给煤机跳闸导致燃料主控自动解除，A、B、C给煤机不再增加给煤量，CCS方式自动转为TF方式。
4、  A、B汽泵在自动状态。
5、  炉膛负压增大，A、B引风机自动减负荷，A送风机自动加负荷，由于空预器漏风大，送、引风机调节不灵敏，最终炉膛压力达 +800Pa左右。
6、  汽温下降，有功负荷开始减得慢，后来急剧下降至320MW。
三、            处理
1、  专人监视“除氧器给水系统”画面，发现给水流量降幅较小，将A、
>B汽泵切至手动控制，控制过热度和不转入湿态运行。

2、  将减温水门全部关闭。
3、  专人处理送、引风机系统，由于炉膛正压过度，引风机自动调节反映慢，将A、B引风机切手动控制，随即A送风机自行切为手动方式，调整炉膛负压正常，启动B送风机。将A、B送风机出力调平后，投入引、送风机自动调节。
4、  手动增加A、B、C给煤机煤量。
5、  TF方式下，汽机减负荷缓慢，手动解除汽机主控自动，退出DEH遥控，快速设目标负荷300MW，减负荷率50MW/M，快速减负荷后又将减负荷率设为80MW/M，快速关调门，在减负荷过程中，密切监视机前压力、温度，负荷减至320MW时，机前压力18.1MW，温度530度，保持不再减，此时，炉侧已将煤水比调平衡。
6、  在减给水过程中，B汽泵流量最低至324t/h，联动电泵启动，检查电泵温度正常，加勺管至约1000rpm，旋转备用，后汽泵运行正常，又将电泵停下备用。
7、  经调整稳定，逐一启动D、E、F磨，将有功负荷逐渐加至600MW，在启动D磨正常后投入CCS方式加负荷。
8、  在处理过程中，全面检查炉侧、机侧各系统运行正常。
四、            总结
1、  事后分析，汽机解除TF方式，手动配合减有功负荷比较及时。
2、  RB动作后，投油枪不成功，原因不明。事后分析，可以不用投油枪，应抓紧时间处理其他问题。
3、  RB动作，自动方式存在处理不及时的问题，现在人手多，能处理，以后人手少时，若RB自动不及时，人工手动干预的操作多，难度很大。
4、  本次处理手动减给水量过快，造成B汽泵给水流量低电泵联起，今后手动时，不能不快速减少给水，以保持水煤比，保持过热汽温和过热度，但也不能过猛。

5、  RB动作后引风机自动关小调节门，但造成过调，负压变正，以后应注意及时解除自动手动控制负压。
6、  从本次处理过程分析，还是存在许多不足之处，主要是试运期间,操作不是很熟练，须加强，此外还须加强事故预想。