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辽宁某热电厂2号发电机组为350MW超临界供热燃煤机组，于2012年6月27日投产。汽轮机：汽轮机由北京北重汽轮电机有限责任公司制造生产，型式为超临界参数，一次中间再热、单轴、双缸双排汽抽汽凝汽式汽轮机。型号NC350-24.2/0.4/566/566，整机共设有25级，其中高压为1+7级、中压为7级、低压为2×5级。锅炉：锅炉由哈尔滨锅炉厂有限责任公司生产制造，型式为变压运行直流炉，单炉膛、一次再热、平衡通风、不带启动循环泵内置式启动系统、全钢构架、全悬吊结构Π型布置，运转层以上露天布置。发电机：发电机为北京北重汽轮电机有限责任公司制造生产；型号：T255-460/350；有功功率：350MW；功率因数：0.85；定子电压、电流：24kV、9905.5A；转子电压、电流：545V、2600A；冷却方式：水氢氢;励磁方式：自并励直流励磁。3号循环水泵电机低速开关生产厂家为厦门兴厦控电气，型号为VCF7.2-J/D-T-40-DC110V，额定电流250A，操作机构为弹簧储能。最近一次检修为 20XX 年 4 月20 日开始 C 级检修，检修时间 24 天， 2020 年5 月 13 日报备，本年度为2021年5月19日机组并网运行，此次非计划停运前连续运行时间 21 天。
此次非停事件发后 1小时内向辽宁公司安生部作了汇报。此次非停事件发生后 2 小时内向辽宁公司安生部上报非停快报。2号机组单机运行，1号机组C级检修，220KV系统双母线并列运行，2号主变运行于220KVⅡ母,启备变运行于220KVⅠ母，母联开关2212在合位。2号机组高厂变带6KV2A段及6KV2B段母线运行，快切装置投入正常，备用电源62A10及62B20开关备用良好。(2号机组负荷232MW，机组协调控制方式运行，主汽温度567℃，主汽压力16.24Mpa，再热汽温567℃，再热压力3.2Mpa，给水流量632t/h，B/D/E磨煤机运行，A/B汽泵运行，转速分别为4433rpm/4438rpm，真空93.25kpa，4号循环水泵变频运行)6月9日04:18，AGC指令加负荷至245MW，给水流量703t/h，主汽温度567℃，主汽压力17.58Mpa，再热汽温567℃，再热压力2.65Mpa，为满足后续机组负荷提升需要，运行人员04:18:29启动3号循环水泵低速运行，在启动过程中，04:19:16 DCS发出高厂变A分支过流跳闸报警。检查6KV2A段母线电压为0,工作进线开关62A01跳闸，同时闭锁快切装置，(备注：保护正确动作，闭锁快切) 6KV2A段失电。监盘人员发现3号循环水泵跳闸、2A凝结水泵跳闸、2A送风机、2A引风机、2A一次风机跳闸、2E磨煤机跳闸、2A前置泵（380V电机）电流为0、2A汽泵跳闸（首出汽泵入口压力低低），RB动作，给煤量由145t/h自动降至95t/h，机组控制方式由协调自动切换为汽机跟随。2B一次风机变频自动增加至98.66%，一次风压力降至4.6kpa,为防止磨煤机堵管，手动将锅炉煤量由94t/h减至75t/h 。RB动作后2B小机转速自动增加至最大（5500rpm），给水流量先降低至461t/h后又自动增加至724t/h。RB持续动作，期间出现两侧空预器排烟温度偏差过大、除氧器水位高报警等异常问题，运行人员进行手动调整。机组跳闸前一分钟参数：04:21:34机组负荷208MW，给水流量553t/h,2B小机实际转速4355rpm。随后至04:22:14给水流量快速减至282t/h，给水过调最低降至226t/h（给水指令最低至337.5t/h，与指令偏差110t/h）,04:22:31值班人员手动多次干预增加2B汽泵转速，04:22:34给水流量低低保护动作，2号机组跳闸。
检查汽机ETS首出为锅炉MFT，锅炉MFT首出为给水流量低低。2号发变组出口开关2202跳闸，灭磁开关跳闸，6KV 2B段母线厂用电切换成功。在此期间就地检查6KV母线室有焦糊味，联系检修值班人员到场处理。机组跳闸后，立即汇报厂内相关生产人员及领导，并按规定向省调度中心及辽宁公司进行汇报，通知工业供汽用户我厂设备故障做好应急处置。经检查3号循环水泵低速开关A相熔断器炸裂，弧光对柜体放电，导致2号机组高厂变A分支零序一段过流保护动作，跳开6KV2A段工作电源开关62A01，同时闭锁快切装置，6KV2A段失电，该段所带辅机因低电压跳闸，锅炉RB。将3号循环水泵低速开关拖至检修位置，电机测绝缘良好。06:46 6KV2A段母线测绝缘良好恢复送电，07:17 启动2C磨煤机点火成功，12:41 2号机组并网。经检查发现3号循环水泵低速开关A相熔断器炸裂，设备故障情况见下图。更换备用开关保证3号循环水泵可正常备用及运行，故障开关待返厂维修。（1）3号循环水泵低速开关熔断器质量不良，存在原始缺陷，在开关合闸期间A相熔断器炸裂，所在6KV2A段母线接地，2号发变组厂用A分支零序过流保护动作，6KV2A段工作电源跳闸，母线失电。6KV2A段母线各设备随母线失电，造成机组RB动作。（1）给水系统协调调节性能不良，机组RB动作期间，给水流量先升后降，过调严重，DCS发出指令逻辑给水流量下限为337.5t/h，实际过调至226t/h，扰动过大造成给水流量低低289t/h延时20s触发锅炉MFT，造成机组跳闸。（2）由于锅炉给水过调，减速过快，从RB到MFT约2分钟时间，从正常给水流量至保护跳闸不足1分钟，运行人员事故处理经验不足，专注于风粉等热力系统调节对给水过调的干涉不及时。2号机组于2012年6月27日通过168小时满负荷试运，正式投入商业运行。2013年9月18日至10月7日进行机组第一次检修（C级检修），历时20天。2014年9月2日至9月29日进行机组第二次计划检修（C级检修），历时28天。2015年4月27日至2015年5月16日进行机组投产后第三次计划检修（C级检修），历时20天。2016年4月18日至5月7日进行机组第四次计划检修（C级检修），历时20天。2017年4月15日至2017年7月8日进行机组第五次计划检修（第一次A级检修），历时85天。2018年4月16日至2018年5月2日进行机组第六次计划检修（C级检修），历时17天。2019年4月15日至2019年5月4日进行机组第七次计划检修（C级检修），历时20天。20XX年4月20日至5月13日，进行机组第八次计划检修（C级检修），历时24天。2019年机组检修期，根据1、2机组深调后煤量比例系数变化，而实际情况煤水比跟踪情况不好的问题，对协调进一步优化，对锅炉给水进行变参数控制。20XX年4月通过对机组给水调节系统功能试验结果，对1、2号机组给水调节和保护做了优化，增加“双汽泵并列运行，只要出现一台汽泵跳闸，运行泵的最大升速率均为1200r/min；汽泵再循环调节门控制联锁快关”等逻辑；将锅炉给水流量低低保护定值变更为<289t/h延时20秒（原为延时3秒）MFT，并取消<210t/h延时3秒MFT逻辑。 20XX年厂内组织进行了针对集团公司二十五项反事故措施的对照排查，但未查出与锅炉给水保护相关的违反二十五项反事故措施问题。20XX年2月3日，厂部组织春节前进行全厂性的反事故演习，演习题目：2号炉多个给水流量测点冻管造成给水流量测量异常。各值均针对该演习题目进行相应的应急演练。1.本次事件发生后经咨询设备厂家，此类型开关熔断器曾经发生过类似熔断器炸裂事件，怀疑设备存在原始缺陷，电厂对该方面信息了解不及时，未提前组织做相关的预防措施。2.机组给水控制逻辑还需进一步完善，主要是主机厂提供的给水流量自动调节下限为337.5t/h，定值相对偏低，无法完全屏蔽所有异常工况下的给水流量过调流量偏低问题。3.运行人员处理应急事件经验不足，应急处置能力有待进一步提高，在机组发生RB等工况，必要时需进行提前手动干预。1.联系厂家共同分析原因，并对同生产批次的开关熔断器组织进行排查并制定整改措施，后期策划统一更换本批次的开关熔断器全面彻底处理。在此期间要做好相关事故预想及应急处置准备。2.收集以往给水流量低保护动作相关数据，联系调试单位对机组协调进行优化完善。进一步优化给水控制逻辑，结合机组深调时锅炉最低给水流量和调节裕度，适当提高给水自动调节下限。调研兄弟单位、咨询电科院专家，考虑设置汽泵RB工况下、过热度超过一定值时，如锅炉给水流量小于自动调节下限定值时，自动工况下禁降运行小汽轮机转速。3.利用仿真机模拟典型事故组织运行演练，采取反事故演习、考问讲解、技术讲课等手段、形式有针对性的加强运行人员培训，完善应急处置卡，提高应急事件的处理能力。![]()
