某厂两次中调门异常引起机组跳闸事件分析与总结

某厂两次中调门异常引起机组跳闸事件分析与总结

阐述了某电厂1000MW机组在调试期间，做中调门活动试验及中主门伺服阀故障更换时，引起机组跳闸事件的过程，分析了造成再热器保护动作的原因，并提出了预防办法和调试期间运行的注意事项。

标签：调试期间;再热器保护;伺服阀

引言

在DEH调节系统中，数字式控制器输出的阀位信号，经D/A转换器转变成模拟量，送入液压伺服系统。该系统由伺服放大器、电液伺服阀（电液转换器）、油动机、快速卸载阀和线性位移差动变送器（简称LVDT）等组成，是DEH调节系统的末级放大与执行机构[1] 。某厂在调试期间，发生了两次中调门异常引起机组跳闸的事件，本文对两次异常的原因深入分析总结并提出安全防范措施。

1 机组概况

某厂汽轮机采用的是东方超超临界1000MW汽轮机，汽轮机进汽阀门由四个高压主汽阀，四个高压调阀以及两个中联阀组成。四个高压主汽阀与四个的高压调节阀连为一体，四个高压主汽阀腔室互相连通。每个主汽阀和调节阀均带有自己的油动机和操纵机构。两个中压联合阀均由液压操作，具有阀壳。中压调压阀为球型阀，而中压主汽阀是一个套阀，两阀共用一个阀座。

2 故障分析

2.1 “再热器保护动作”引发锅炉MFT事件

事件发生前状态：1号机负荷710MW，机组CCS方式运行，煤量280t/h。B、C、E、F磨煤机运行。要求进行阀门活动试验，高压主汽门、高压调门活动性试验合格，进行2号中调门活动试验。

事件经过：1月9日17：17，2号中调门开始做活动试验，当2号中调门全关后，1号炉MFT，首出“再热器保护动作”。原因查明，缺陷处理后锅炉重新上水、点火。

2.1.1 原因分析

1）再热器保护的逻辑为：总燃料量大于20%BMCR时，（MSV/CV全关且汽机高压旁路阀关）或（RSV/CRV全关且汽机低压旁路阀关时），延时10s保护动作。其中MSV/CV，RSV/CRV阀位开度<10%信号到即向ETS输出阀门关信号，汽机高压旁路阀开度<5%即判断高压旁路阀关，A、B低压旁路阀开度均<5%即认为汽机低压旁路阀关。其中MSV/CV以及RSV/CRV的保护关信号

取自ETS柜硬回路，而非DEH盘上显示的开关信号。

2）在进行阀门活动试验前，运行进行确认。发现DEH上发“ICV1阀位<10%”报警信号，就地确认1号中调门全开，DEH上确认无ICV1全关信号，调试认为不影响试验进行，除1号中调门活动试验不做外，其他正常进行。运行人员未提出异议，也未要求热工人员进行详细检查，查明原因。

3）经就地检查发现1号中调门位置反馈连杆脱落，压着1号中调门<10%信号开关，导致ETS回路判断1号中调门为全关，虽实际就地阀门全开，DEH盘上也无全关指示，但保护回路中判断1号中调门为关，当进行2号中调门活动试验时，2号中调门关，此时燃料量>20%BMCR（80t/h），锅炉再热器保护动作，锅炉MFT。

2.2更换中压主汽门伺服阀时机组跳闸事件

事件发生前状态：11月3日，1号机组负荷551MW，主汽压17.1MPa，总煤量270t/h，总风量2210t/h，B、C、E、F磨煤机运行，因1号机1号中主阀伺服阀故障，计划进行更换。

事件经过：23：15，1号机参数稳定，负荷降至550MW，关闭1号机1号中压调门，准备更换1号机1号中主门伺服阀。23：51，在厂家指导下手动卸去1号机1号中主门油动机下部液压油，阀门逐渐关闭。在1号中主门全关后，1号机跳闸，首出“再热器保护”，MFT动作。

2.2.1原因分析

1）号机2号中压主汽阀关到位行程开关损坏，误发关闭信号。更换1号中压主汽阀门伺服阀时，在阀门全关后，触发中压主汽阀全关条件，此时燃料量大于150t/h，再热器保护动作，锅炉MFT。

2）由于中压主汽门行程开关设计及安装方式的问题，主汽门在快速开启、关闭时作用力较大，加之阀门受热膨胀等因素，使行程开关多次损坏，未引起足够重视。

3 经验总结

3.1 加强设备质量及安装监管力度

此前汽机首次冲转时出现过中联门处一销子断裂，已经暴露出该系统设备质量或安装过程中存在一定的安全隐患，未引起足够重视，此次连杆脱落更加体现出了这一点，建议对中联门进行全面检查，对不符合工程质量要求或已出现明显松动的元件进行更换，避免再次发生类似事件。对汽机高压主汽门、高压调门、

中压主汽门，抽汽逆止门、给水泵汽轮机相关门杆进行全面排查并紧固。

3.2 号机中调门开关指示热工箱位置安装不当

1号机中联门安装在汽机房7.5米与运转层之间，各种管道、阀门密集，现阶段仍然有大量支架及管道阻挡，开关指示热工箱安装在内侧靠里位置，在试验时无法就地观察中调门开度及连杆位置。建议安装时进行合理布局，尽量避开管道、阀门密集处，活动机构尽量朝向外侧。一方面便于运行中巡视，另一方面便于及时发现异常进行处理。

3.3 运行人员应加强自主判断意识及能力

阀门活动试验前，DEH上“ICV1阀位<10%”报警信号一直存在。调试人员认为没有问题，可以进行试验。设备存在异常时，一方面與调试进行沟通，分析问题及风险，另一方面通知维护进行详细检查，确定原因。待原因查明、缺陷消除后方能进行正常操作，否则汇报上级领导进行协调处理。

3.4 加强逻辑保护方面的技术培训

调试期存在调试人员技术水平参差不齐的现象，电厂热工人员、运行人员应对主保护逻辑取点加强学习，明确保护逻辑取的是哪些点，作用于保护测点的类型。

4 新建项目的调试及运行注意事项 1）工程建设期加强安装质量监督，尤其对于可能造成机组停运的重要阀门、联接机构，开关信号等。一方面尽可能采用质量较好的元件，另一方面在安装过程中加强跟踪，确保安装质量。

2）对现场重要阀门操作机构、开关指示安装位置不当的及时提出，并要求电建单位进行整改。重要阀门的操作机构应能被运行人员快速、安全的进行操作，否则加装操作平台或机构。

3）加强主保护动作逻辑及保护取点的学习。调试人员、热工人员及运行人员均应熟知主保护的动作逻辑，在调试开始前即应该进行逻辑的确认、学习，同时应能知道重要保护的测点取处。

5 结束语

经过采取对中调门开关指示热工箱安装位置的改造、DEH界面增加逻辑闭锁功能及加强设备质量监管力度等防范措施，在机组正常运行中起到显著的效果，避免了中调门位置反馈连杆脱落及行程开关损坏等事故的发生，保证了机组的可靠性，从而保证了机组的安全稳定运行。

参考文献：

[1] 田丰、汽轮机设备及系统、北京：中国电力出版社、2010.12 罗源湾港电有限公司）