#2机组给水流量低低保护动作跳闸事故案例分析

#2机组给水流量低低保护动作跳闸事故案例分析

（一）设备概况：

#2机组锅炉为哈尔滨锅炉厂与三井巴布科克能源合作设计、制造的600MW超临界本生直流锅炉，型号：HG-1950/25.4-YM3;汽轮机为哈尔滨汽轮机有限责任公司制造的超临界、一次中间再热、单轴三缸四排汽反动凝汽式汽轮机，型号：CLN600-24.2/566/566; 循环水系统采用直接水冷系统。循环水泵位于主厂房外，水源为海水，主要向凝汽器、开式循环冷却水系统提供冷却水。

（二）事件经过 ：

9日22时26分，#2机组负荷563MW,给水压力27.2 MPa，机组真空-91.9KPa,六台磨煤机运行。#2机凝汽器循环水内、外环入口压力由0.047MPa突然急剧下降，循环水母管压力快速上升，判断为循环水二次滤网堵塞。就地检查外环二次滤网跳闸，内环运行正常。立即解AGC，解炉主控快速减负荷;

22时31分 凝汽器内外环循环水入口压力降至0.015MPa;

22时33分 负荷由550MW快减至500MW，机组真空-90.2KPa，循环水出口门由53%关至31%，停B磨煤机;

22时41分 继续减负荷同时停D磨。

22时45分 负荷350MW，机组真空-90.4KPa，开A汽泵再循环调门至28%，B汽泵再循环调门至32%;

22时47分 循环水入口压力降至负压状态;

22时51分 机组减负荷至320MW，主机真空-87KPa,投协调。为防止循环水二次滤网进一步堵塞，停2B循环泵。

22时53分 负荷280.4MW，给水流量880 t/h，主机高压凝汽器排汽室温度快速上升，上升趋势明显，最高至75℃，炉主控，快速减负荷。

22时59分 负荷270MW、主蒸汽压力20.01 MPa、主蒸汽温度552℃、一次风压9.3KPa、给水流量848t/h、给煤量165 t/h、给水压力21.09 MPa。因主蒸汽压力高（20MPa），负荷较低，汽动给水泵进汽压力较低，调门均全开，立即派巡检就地投辅汽供给水泵汽轮机供汽。

23时04分 负荷减至250MW，给水泵发生抢水，B给水泵再循环调门全开，给水流量由737 t/h降至439t/h，给水流量低低保护动作，锅炉灭火，汽轮机跳闸、发变组与系统解列。10日13点58分机组与系统并列。故障停运14.9小时,损失电量约835万千瓦时。

（三）原因分析：

1.直接原因：运行人员在事故处理过程中，机组解除协调，未及时将主汽压力定值根据负荷降低而降低，机组一直处于机跟随状态，主汽压力较高，与负荷严重失调。同时因负荷的降低致使汽动给水泵进汽压力降低（备用汽源没有处于良好备用状态）及真空降低的原因，给水泵出力降低，锅炉上水困难，给水泵进入不稳定工作区，B给水泵再循环调门瞬间全开，给水流量大幅度降低至保护动作值490t/h，保护动作，是机组跳闸直接原因。

2.间接原因：今年黄海北部海域出现大面积浒苔、马尾藻等水草，随潮汐变化。8月9日晚南风5-6级，循环水取水口处突然涌进了大量浒苔、马尾藻等水草，退低潮时随海水进入主机循环水系统，循环水二次滤网出现堵塞，凝汽器入口循环水压力短时间内降至0MPa，是导致本次事件的间接原因。

（四）暴露问题：

1.运行人员事故预想不充分,事故处理中缺乏统一指挥协调，顾此失彼。

2.运行人员技术水平有差距，处理异常工况能力有欠缺。

3.管理上存在问题，汽动给水泵高压汽源（高压缸排汽）作为备用汽源，从投产以来一直没有投运过，未引起相关技术人员的重视。

4.海水中杂物和水草多，细格栅损坏，2B循环泵旋转滤网无法投入运行，给循环水系统安全运行埋下隐患。

（五）对策措施：

1.认真吸取教训，举一反三，提高运行人员处理突发事件的操作技能，值长、机组长要提高事故处理的协调能力。

2.加强人员培训，提高处理事故的能力，要有针对性地做好事故预想。

3.相关技术人员在机组启动或试运期间，试运给水泵备用汽源的可靠性，恢复备用。

4.监视循环水入口杂物情况，当发现循环水入口有杂物时及时清理。

5.监视循环水内外环二次滤网的压差，循环水二次滤网出现堵塞现象，及时隔离半侧清理。

6.对循环水系统存在的问题及隐患进行专题研究，制定有效防范措施。

(六)历史趋势图：

图1:负荷与压力及煤量曲线

图2:小机相关历史趋势曲线