陸云召

（中山嘉明電力有限公司，廣東 中山 528437)

0 引言

某電廠某390 MW F級改進型(燃機型號為M701F4)熱電聯(lián)產(chǎn)燃氣蒸汽聯(lián)合循環(huán)機組，配套有1臺低NOx燃氣輪機、1臺燃機發(fā)電機、1臺蒸汽輪機、1臺汽機發(fā)電機、1臺無補燃三壓再熱型余熱鍋爐及其相關(guān)的輔助設(shè)備，外加配套熱網(wǎng)工程。

燃機配置了TCA(turbine cooling air)系統(tǒng)可用于冷卻燃機透平轉(zhuǎn)子和動葉片，冷卻空氣來自壓氣機排氣，并通過TCA冷卻后供給透平轉(zhuǎn)子和動葉片，TCA的冷卻水來自高壓給水泵出口。

燃機TCA共設(shè)置2個給水流量控制閥，分別為FCV-1閥(凝汽器側(cè))和FCV-2閥(鍋爐側(cè))。FCV-1閥僅用于燃機啟動初期，這是由于在啟動初期給水壓力較低，TCA回水在壓差較低的情況下不能回至鍋爐高壓汽包。為保證燃機TCA可通過最小流量的冷卻水，避免TCA管內(nèi)給水汽化，此時通過控制FCV-1閥將TCA回水返回凝汽器；當燃機負荷逐漸增加后，F(xiàn)CV-2閥投入運行，F(xiàn)CV-1閥關(guān)閉。在燃機正常運行期間，TCA冷卻器冷卻水流量由給水流量控制閥(鍋爐側(cè))FCV-2控制。通過監(jiān)視流量計FT1，流量信號會直接傳遞到燃機控制系統(tǒng)GTC，從而達到FCV-2控制的目的。設(shè)置燃機TCA給水流量低跳閘保護，避免TCA冷卻器給水管路出現(xiàn)汽化現(xiàn)象。

1 事故前機組運行方式

機組總負荷為300 MW，其中5號燃機負荷為190 MW，6號汽機負荷為110 MW，高壓主蒸汽壓力為8.15 MPa，高壓主蒸汽溫度為558 ℃，再熱蒸汽壓力為2.69 MPa，再熱蒸汽溫度為559 ℃。各輔機在投運狀態(tài)，高、中、低汽包水位調(diào)整門在自動狀態(tài)，主、再熱蒸汽減溫水調(diào)整門在自動狀態(tài)。廠用電運行方式為：220 kV雙母并列運行，5號主變(5B)掛1M，6號主變(6B)掛2M，5號高廠變(05T)供機組廠用電，12號高備變(12B)充電狀態(tài)作為機組廠用電的備用電源。

2 事故過程

2014-06-07T07:13，運行人員執(zhí)行5號余熱鍋爐定期排污操作。當完成5號余熱鍋爐高壓蒸發(fā)器第3路定排時，發(fā)現(xiàn)5號余熱鍋爐高壓汽包水位從-2 mm逐步上升。此時高壓汽包水位設(shè)定值為40 mm，高壓汽包水位主路調(diào)整門的開度為55 %(反饋值)。操作人員將高壓汽包水位設(shè)定值改為17 mm，但水位仍繼續(xù)上升，隨后操作人員將高壓汽包水位主路調(diào)整門由自動控制切為手動控制。操作人員將高壓汽包水位手動調(diào)整至正常值后，將高壓汽包水位主路調(diào)整門投回自動控制，當高壓汽包水位主路調(diào)整門一投入自動后，該調(diào)整門突然迅速開大至85 %，燃機TCA給水流量從35 t/h急劇減小。為抑制高壓給水主調(diào)整門開大的趨勢，操作人員立即將高壓汽包水位設(shè)定值改為26 mm，但高壓給水調(diào)整門仍繼續(xù)開大(當時調(diào)整門的輸出指令為95 %)。

07:24，5號燃機TCA給水流量銳減至21 t/h，5號燃機跳閘，首出原因為“燃機TCA給水流量低跳閘”。5號燃機甩負荷190 MW，運行人員立即將6號汽機打閘，打開高、中、低壓蒸汽旁路門，軸封汽轉(zhuǎn)輔汽供，調(diào)整好鍋爐汽包水位。

07:55，5號燃機轉(zhuǎn)速到0，盤車自投正常。

07:58，6號汽機轉(zhuǎn)速到0，手動投入盤車運行正常。

3 事故原因分析

3.1 首出原因

造成此次跳機的首出原因為“5號燃機TCA給水流量低”。

操作人員將高壓汽包水位手動調(diào)至正常值后，再將高壓汽包水位主路調(diào)整門投回自動控制時，該調(diào)整門迅速開大至85 %，大量給水進入高壓汽包，造成5號燃機TCA給水流量從35 t/h急劇減小。事后查看歷史曲線得知，當高壓給水主路調(diào)整門開大至85 %時，燃機TCA給水流量由300 MW負荷時對應的35 t/h降至21 t/h，低于其燃機內(nèi)部的函數(shù)設(shè)定值，最終導致燃機TCA給水流量低保護動作跳機。

3.2 主要原因

3.2.1 對機組主要保護定值不清楚

當班運行人員執(zhí)行5號余熱鍋爐高壓蒸發(fā)器第3路定排時，發(fā)現(xiàn)5號余熱鍋爐高壓汽包水位從-2 mm呈上升趨勢。當時嘗試修改高壓汽包水位的設(shè)定值來抑制水位上升，但高壓汽包的水位仍繼續(xù)上升；當水位升至40 mm時，將高壓汽包水位調(diào)整門由自動控制切為手動控制。

鍋爐高、中、低3個汽包均設(shè)置水位高Ⅰ，Ⅱ，Ⅲ值和低Ⅰ，Ⅱ，Ⅲ值保護，當水位達到高/低Ⅰ值時，先報警，提示運行人員注意；當水位繼續(xù)上升/下降到高/低Ⅱ值時，就會聯(lián)鎖打開汽包事故放水電動門，或聯(lián)鎖關(guān)閉所有定期排污電動門；當水位繼續(xù)上升/下降到高/低Ⅲ值時，經(jīng)延時5 s后跳機。

高壓汽包的水位保護定值：高/低Ⅰ值為50 mm/-50 mm，高/低Ⅱ值為200 mm/-200 mm，高/低Ⅲ值為450 mm/-450 mm。雖然高壓汽包水位上升，但上升幅度不大且水位未達到高Ⅰ值，運行人員就盲目人為干擾機組的自動調(diào)節(jié)功能，反映出運行人員遇事過于緊張，對機組的主要保護定值尚不熟悉。

3.2.2 對汽包水位調(diào)節(jié)邏輯不熟悉

高壓給水泵出口有2個調(diào)節(jié)閥：高壓省煤器進口電動調(diào)節(jié)閥(給水調(diào)整門主路)和高壓省煤器進口30 %電動調(diào)節(jié)閥(給水調(diào)整門旁路)。當高壓省煤器進口電動調(diào)節(jié)閥從手動切自動時，通過邏輯聯(lián)鎖，確保高壓省煤器進口30 %電動調(diào)節(jié)閥切自動控制。當高壓省煤器進口電動調(diào)節(jié)閥從自動切手動時，僅對其本身起作用，即不會使高壓省煤器進口30 %電動調(diào)節(jié)閥切手動。當高壓省煤器進口30 %電動調(diào)節(jié)閥從自動切手動時，僅對其本身起作用，即不會使高壓省煤器進口電動調(diào)節(jié)閥切手動。當“高壓給水調(diào)節(jié)輸出”值(即PID輸出值)低于40 %時，若高壓給水調(diào)節(jié)處于自動狀態(tài)，就會由主路自動切換為旁路調(diào)節(jié)。

當上述2個調(diào)節(jié)閥同時處于手動狀態(tài)時，PID輸出才會跟蹤閥位當前值；當任意1個調(diào)節(jié)閥處于自動狀態(tài)時，PID會根據(jù)調(diào)節(jié)目標偏差計算自動指令。機組帶正常負荷運行時，高壓省煤器進口電動調(diào)節(jié)閥和高壓省煤器進口30 %電動調(diào)節(jié)閥都可投入自動狀態(tài)；或高壓省煤器進口電動調(diào)節(jié)閥處于自動狀態(tài)，高壓省煤器進口30 %電動調(diào)節(jié)閥處于手動狀態(tài)。

運行操作人員發(fā)現(xiàn)高壓汽包水位上升至40 mm時，將高壓汽包水位由自動調(diào)節(jié)切為手動調(diào)節(jié)，但僅將高壓省煤器進口電動調(diào)節(jié)閥由自動切手動狀態(tài)，高壓省煤器進口30 %電動調(diào)節(jié)閥仍舊處于自動狀態(tài)。在調(diào)整水位過程中，PID輸出值不斷增大至95 %，但運行人員未留意此參數(shù)的變化情況。當水位調(diào)整穩(wěn)定后，將高壓省煤器進口電動調(diào)節(jié)閥由手動切自動狀態(tài)后，突然發(fā)現(xiàn)高壓省煤器進口電動調(diào)節(jié)閥快速開大，造成閥前至燃機TCA給水壓力、流量降低，導致燃機TCA給水流量低保護動作燃機跳閘。若運行人員將高壓給水主路切手動調(diào)節(jié)，同時將高壓省煤器進口30 %電動調(diào)節(jié)閥切手動狀態(tài)，即PID輸出值跟蹤當前主路調(diào)閥的開度，則可避免此次事故的發(fā)生。

3.2.3 處理突發(fā)事件不夠冷靜

運行人員將高壓給水主路調(diào)整門由手動切自動時，發(fā)現(xiàn)該調(diào)整門突然開大至85 %，此時至機組跳閘約有1 min。但運行人員未及時將該調(diào)整門切回手動控制，也未手動關(guān)小調(diào)整門以控制給水流量，只是對高壓汽包水位的設(shè)定值進行了3次修改，分別為26 mm，17 mm及11 mm；此時PID輸出實際指令為95 %，當前值跟蹤輸出值，高壓給水調(diào)整閥仍保持開大狀態(tài)。此事故反映出運行人員在處理突發(fā)性事件時，欠缺經(jīng)驗，不夠果斷和冷靜，最后造成人為操作失誤的跳機事件，給企業(yè)帶來一定經(jīng)濟損失和不良的影響。

4 暴露的問題

(1)本次跳機事件暴露出運行人員對機組熱工保護邏輯不夠熟悉。跳機事件發(fā)生前，機組剛完成168 h試運移交生產(chǎn)。在機組調(diào)試期間運行人員依賴調(diào)試人員，造成機組正式移交生產(chǎn)后，值班人員對機組相關(guān)操作熟練程度不足，運行人員的培訓工作也不到位。

(2)新機組投產(chǎn)后管理不到位。對有關(guān)機組熱控、各種主保護、順序控制、模擬量控制等邏輯清冊、資料收集不全，新機組投產(chǎn)后的運行規(guī)程和系統(tǒng)圖尚未完善。

(3)鍋爐高、中、低3個汽包的定期排污電動門長期未關(guān)嚴，造成進行定期排污工作時汽包水位波動較大。

(4)燃機TCA給水流量低只有跳機值，沒有報警值，在一定程度上未起到提示運行人員注意的作用。

(5)鍋爐高壓汽包水位控制與當初的設(shè)計說明出入較大。根據(jù)設(shè)計說明，當出現(xiàn)下列情況之一時，控制回路應強制切到手動：①高壓汽包水位壞質(zhì)量；②設(shè)定值與實際值偏差大。事實上，當PID輸出指令與實際閥位的指令偏差大時，高壓給水主調(diào)閥仍處于自動狀態(tài)，這是一個明顯的缺陷。

(6)在DCS上操作鍋爐高、中、低汽包的水位調(diào)整門主路和旁路門時，無論操作哪個調(diào)整門，均會同時彈出2個調(diào)整門的操作窗口，易造成運行人員誤操作。

5 整改措施

(1)加強對運行人員的培訓，建立、完善班組培訓記錄、安全學習臺賬等。每月各班組至少進行1次事故演習，每個季度至少進行1次各專業(yè)間的事故聯(lián)合演習。

(2)規(guī)范、完善機組定期工作的執(zhí)行程序。

(3)各專業(yè)完成各自的機組主保護、順序控制、模擬量控制等邏輯清冊的編制工作，形成教材，并擇機組織對運行人員進行更深層次的培訓。

(4)對運行人員進行事故預案和現(xiàn)場處置措施培訓，由各值班組自行組織學習，各專業(yè)專工給予支持。

(5)新機組投產(chǎn)后的相關(guān)規(guī)程和系統(tǒng)圖的修編工作要盡快完成，并且進行試行版的第1次修訂，充分利用學習班對運行人員進行培訓。

(6)重新核對DCS邏輯、保護整定值清單，若發(fā)現(xiàn)DCS邏輯、保護定值與設(shè)計說明不一致，應積極討論。

(7)收集培訓資料、廠家資料、說明書、調(diào)試方案、調(diào)試報告、規(guī)程等，組成1個培訓資料文件包，便于系統(tǒng)地培訓和學習。

(8)與廠家聯(lián)系，增加1個燃機TCA給水流量低報警值，以達到提示運行人員注意的目的。

(9)做好機組在保質(zhì)期間設(shè)備缺陷的匯總工作，督促建設(shè)單位及時處理遺留的缺陷，以保證機組的安全穩(wěn)定運行。

(10)將DCS中鍋爐高、中、低汽包水位調(diào)整門主路和旁路門的操作窗口分開，防止運行人員誤操作。

6 結(jié)束語

近年來，由于運行人員對機組主保護及控制系統(tǒng)邏輯不熟悉，引發(fā)了多起機組誤操作或跳機事故。這提醒電廠要重視對運行人員的日常培訓工作，并規(guī)范運行管理。通過切實落實各項整改措施，加大對運行人員的培訓力度和規(guī)范機組各項操作規(guī)程，以減少人為因素引發(fā)的跳機停爐事故，確保機組的安全經(jīng)濟運行，減少企業(yè)的經(jīng)濟損失。