◎陈朝勇1◎颜毅2
/(中电建元豪电厂运维项目部)/(贵州元豪投资发电有限公司)
【摘 要】 某发电有限公司是四台350MW超临界循环流化床机组，三大主机均有东方电气集团提供。机组在满负荷运行过程中，汽轮机低压旁路阀门整体脱落，低旁阀门全开，经过紧急事故处理，采取临时措施关闭低旁阀门，机组恢复正常运行。
【关键词】 汽轮机旁路系统、事故处理、运行操作、循环流化床
1设备简介
某发电有限公司是四台350MW超临界循环流化床机组，三大主机均有东方电气集团提供。锅炉采用东方电气集团自主研发的 350MW 超临界循环流化床锅炉，锅炉型号为 DG1127/25.4-Ⅱ1，采用单布风板、单炉膛、M 型布置、平衡通风、一次中间再热、循环流化床燃烧方式，露天布置，采用高温冷却式旋风分离器进行气固分离；锅炉整体支吊在锅炉钢架上。汽轮机采用东方汽轮机有限公司生产的 350MW 超临界 、 一次中间再热、单轴、高中压合缸、两缸两排汽、湿冷、凝汽式汽轮机，型号为：N350- 24.2/566/566-3。发电机采用东方电机生产的水-氢-氢冷发电机组，型号为 QFSN-350-2-20。每台机组设置一套高压和低压两级串联汽轮机旁路系统，旁路设计容量为 35%容量（锅炉 BMCR 工况）。
2事件经过
2.1事前机组工况
机组负荷340MW，主汽压力24.2MPA，主汽温度566℃，再热气压4.5MPa，再热气温565℃，2A、2B汽泵运行，给水流量1057t/h，四抽至辅汽压力0.69mpa，真空-78pa。
2.2事件处理经过
2.2.1某日12点15分，三值监盘人员发现主汽压力快速，下降平均速率至1mpa/min，负荷快速下降，下降速率平均24MW/min，汽泵调门全开，流量控制画面禁止操作,给水流量快速下降，DCS画面2号机低旁反馈黄闪，锅炉主控切除。主再热汽压持续下降，机组负荷持续下降，负荷200MW，自动投入辅汽供轴封用汽，维持轴封压力20kpa。煤量减至90t/h，一次风量减至206km3/h，二次风机量减至300m3/h,氧量至6%。
2.2.212点16分，给水流量最低至219t/h，再热压力1.76mpa，四抽至辅汽0.30mpa，真空最低至-75pa，机组负荷178MW.
2.2.312点18分，启动电动给水泵。
2.2.412点20分，机组负荷155MW，2B汽泵打闸，2A汽泵和电泵并列运行。
2.2.512点22分，1号电泵工作油冷油器出口温度高于70℃，电泵跳闸。
2.2.612点25分，机组负荷降至127MW，强启1号电泵，退出“电泵耦合器工作油温度高”保护跳闸。
2.2.712点30分，巡检就地告知低旁阀门整体脱落，低旁后温度570℃，低旁调阀反馈显示坏点。全开低旁减温水和三级减温水，低旁后温度降至130℃。
2.2.812点36分，床温最低降至743℃，就地检查开启床上油枪进油手动门，油系统备用。此时主汽温最高至623℃，最低541℃，再热汽温最高599℃，最低499℃.
2.2.914点39分，通过增加给煤量，床温稳定至852℃，此时负荷110MW，过热度10℃，主汽温度565℃,再热汽温560℃。
2.2.1015点43分，通知检修就地全关低旁调阀（千斤顶顶死）。再热汽压0.9Mpa涨至1.8Mpa，负荷105MW涨至150MW。机组逐渐恢复正常，事故处理完成。
3检修临时处理措施
厂家到厂后，发现低旁阀整体脱落，（图1）经过现场勘察，低旁阀门螺栓已全部断裂，无修复的可能，经研究决定采取用千斤顶将阀杆顶至全关，然后采用焊接方式将其固定，保证低旁阀关死。（图2）
图1
图2
4低旁阀门整体掉落的原理分析
4.1低旁安装位置不合理
低旁按照常规安装均在地面，阀门整体与地面成垂直状态，但现场安装位置悬空，且阀门整体与地面成水平状态，整体支撑不足。
4.2低旁运行过程存在振动
低旁由于位置悬空，由于受周围设备振动影响，存在被迫振动，同时受负荷变化影响，自身产生振动。
5事故处理经验总结
5.1启动电泵迅速
运行人员发现负荷快速下降，两台汽泵出力不足时，迅速启动电泵，迅速恢复给水流量，同时关注电泵快速带负荷时各参数正常，防止电泵跳闸导致事故处理失败。
5.2果断紧急停运一台汽泵运行，满足单台汽泵气源。
由于低旁全开，中压缸进气大量减少，导致辅汽压力急剧降低，此时必须迅速急停一台汽泵，以保证另一台汽泵能正常出力，给事故处理成功提供保障。
5.3及时减煤、减风，维持床温
此次事故低旁全开，导致汽压激剧下降，高调门全开，负荷控制自动由功率控制切至阀位控制，主汽压功率快速下降。机组协调解除，给煤机自动解除，锅炉仍维持340MW电负荷给煤量，机组负荷降至105MW，低旁全开损失75MW左右，电负荷实际在180MW左右，锅炉热负荷严重超出发电机电负荷。运行人员紧急手动将给煤量由165t/h减至90t/h，一次风减至206Km3/h，二次风减至300km3/h，使热负荷能够匹配电负荷，维持水煤比和风煤比正常。为后期汽温、壁温和床温调整提供了有力的保障。
5.4燃油系统备用，随时可投入
处理过程中因煤量减得太快，导致床温下降速率太快，流化床锅炉床温是保证燃烧的直接因素，为保证燃烧，运行人员及时恢复床上床下油枪手动门，建立油循环，保证油枪随时可用，避免了床温下降太快燃料无法燃烧扩大事故的可能性。
5.5及时关注轴封压力，保证轴封正常
机组负荷下降太快，门杆漏气大量减小，轴封靠门杆漏气不能保证。运行人员及时关注轴封压力和汽轮机TSI参数正常，确保辅汽切换正常，维持轴封压力在20kpa，避免了冷空气进入汽轮机造成大轴弯曲影响机组安全的事故发生。
5.6及时开起机侧疏水，防止汽轮机发生水冲击
机组降负荷的过程中，因锅炉B侧断煤，左右燃烧不平衡，造成气温偏差太大，B再热汽温最低降至499℃。为防止汽轮机积水发生水冲击事故，运行人员及时开起机侧疏水，时刻关注汽轮机振动等参数，保障了机组的安全。
6针对高低旁在运行过程无法开启的运行措施
6.1机组运行中，必须确保各参数稳定，严禁参数大幅度波动。
6.2协调控制方式下，机组加减负荷时，变负荷速率不大于3MW/Min；功率控制方式下，变负荷速率不大于5MW/Min；阀控方式下，目标阀位增减幅度不大于5%。
6.3DCS画面上将“高压旁路自启动”、“旁路闭锁”置“退出”位。
6.4联系热控将高压旁路快开逻辑退出。
6.5将高压旁路减温水调门投入“自动”，设定跟踪值330℃；低压旁路减温水调门投入“自动”，设定跟踪值40℃。
6.6密监视高旁后压力，发现高旁调门误开但未全开，做如下处理：
6.6.1立即联系检修就地开启低旁，严密监视汽轮机推力轴承温度不超过100℃，并严密监视低旁后温度不超过150℃，机组真空不超过-70kPa、低压缸排汽温度不超过80℃、机组振动不超过127μm。
6.6.2检查高、低旁减温水、三级减温水投入正常。
6.6.3根据再热蒸汽压力变化开启向空排汽阀，保证再热蒸汽压力不高于4.8MPa、再热温度不超过569℃，适当降低负荷。
6.6.4加强对TSI参数的监视，如达到保护动作值保护未动，必须手动打闸停机。
6.7若高旁全开，立即手动打闸，破坏机组真空，紧急停机，做如下处理：
6.7.1应立即关闭再热汽主管路及支管路疏水气动门，隔绝一切进入凝汽器热源。
6.7.2锅炉快速开启过热器PCV阀、向空排汽阀，控制主汽压力不超过25.4MPa；开启再热器对空排汽阀，保证再热器压力不超过4.8MPa。
6.7.3锅炉进行压火，保留两台高流风机运行，控制单台引风机运行，引风机出力不大于10%，通风10分钟后，停运引风机，关闭风烟挡板进行闷炉。
6.7.4加强对辅汽联箱压力的监视，及时关闭辅汽用户，仅仅保留轴封供汽；关闭轴封溢流站至凝汽器调门，保证轴封供汽正常。
6.7.5紧急联系检修，就地关闭高旁阀，直至汽轮机转速到0，真空到0，轴封压力到0，投入盘车。
6.7.6如果过、再热器安全阀动作，回座后，检查安全阀回座正常，关闭严密。
6.7.7检修高旁阀处理完成后，确认低旁阀开启后，缓慢开出高旁阀，调整主汽压力至10MPa，再热蒸汽压力1MPa。
6.7.8及时启动电泵向锅炉上水，储水罐建立水位至5000-7000mm。
6.7.9恢复机组时，锅炉扬火，必须确保储水罐水位5000-7000mm，同时根据扬火情况，增大给水，始终保证储水罐水位5000-7000mm。
7结语
火力发电厂旁路系统对于运行机组的重要性不言而喻，它起到协调机炉运行，适应机组在不同运行工况下带负荷的特性，适应快速升降负荷，增强机组的灵活性，同时改善机组的启动性能（特别是热态和极热态启动），缩短机组各状态启动时间，减少汽机的寿命损耗。对于直流炉来说，汽机旁路更具有重要作用，直流锅炉有最低直流运行的负荷工况，此工况下产汽量往往大于汽机耗汽量，因此需要旁路按设定压力维持升压和稳压，协调机炉之间的差别。火电厂旁路系统的安装和维护对于电厂运行积极重要，尽量减少运行过程中出故障。同时运行人员必须对旁路的重要性要提高认识，并做好旁路系统突然开启的事故预想，做好预案，提高事故处理的准确性，提高事故处理的成功率。
作者简介
陈朝勇 本科，工程师，主要从事火力发电生产运行管理。
颜毅 本科，工程师，主要从事火力发电生产运营管理。