【故障案例】信号误发,炉膛负压大强迫停运事件 .pdfVIP

1

事件经过

某年8月16日9:51，某机组负荷390MW，主汽压力18.5MPa，

主汽温度565℃，炉膛燃烧及负压稳定，B、C、D、E、F五台磨煤机运

行，RB投入。A、B一次风机投入自动运行正常，A一次风机动叶开度

67%、电流100A，B一次风机动叶开度81%、电流95A；A、B引风机

投入自动运行正常，A引风机动叶开度51%、电流292A，B引风机动叶

开度48%、电流280A，A、B送风机在手动方式下运行（因氧量测量不

准确，且全年煤质变化较大，送风自动自投产以来均无法正常投入），A

送风机动叶开度52%、电流74A，B送风机动叶开度44%、电流73A。

10:11:37至10:11:46炉膛压力突然由-250pa降至-2300Pa，触发

锅炉MFT，保护动作，发电机与系统解列。

2

原因分析

锅炉MFT动作后，热控检修人员、当班运行及锅炉人员即对均对

DCS历史记录和C、D磨煤机进行了全面检查，DCS历史记录情况如

下：

9:51:59，发出D磨煤机主电机油站供油压力低信号(低于0.12MPa

时发供油压力低信号，低于0.05MPa时发供油压力低低信号；保护逻辑

为油压低信号发出后联启备用泵，油压低低信号发出后延时5s跳磨煤

机），

9:52:03，D磨煤机主电机油站润滑油压低联启备用油泵B运行。

9:57发出C磨煤机主电机油站润滑油过滤器压差大信号，此后该信

号反复发出和消失。

10:08:24，发出C磨煤机主电机油站供油压力低低信号（期间未发出

油压低信号，也就未能联锁启动Ｂ油泵）；

10:08:33，C磨煤机跳闸，监盘人员立即进行燃烧调整和减负荷工

作：将给水流量由1260t/h减至1180t/h；检查A一次风机动叶开度自

动由67%降至63%、B一次风机动叶开度自动由81%降至78%、A引风

机动叶开度自动由51%降至47%，B一次风机动叶开度自动由48%降至

45%；观察炉膛负压及燃烧工况基本稳定。

10:10:00，发出D磨煤机主电机油站供油压力低低信号，

10:10:06，D磨煤机跳闸，监盘人员继续进行燃烧调整和减负荷工

作：将给水流量由1180t/h减至1100t/h，同时由于锅炉火检强度明显

降低，运行人员迅速投入油枪稳定燃烧。

10:11:37至10:11:46在投入至第五只油枪运行时，炉膛压力突然由-

250Pa降至-2300Pa，触发锅炉MFT，保护动作，发电机与系统解列，

首出原因见图1。

图1机组MFT跳闸首出

MFT动作前，引风机、一次风机动叶仍处于自动状态，送风机处于手

动状态，通过工程师站过程追忆，未发现人为操作指令。

对卡件、DPU进行检查，运行状态正常，无其他异常信号误发；对电

缆绝缘进行检查未发现异常；对C、D磨煤机主电机油站压力开关进行校

验，校验值在允许误差范围内。C、D两台磨煤机测量及控制回路互相独

立，互不影响，C磨煤机由103DPU控制，D磨煤机由104DPU控

制。

信息中心对锅炉零米监控进行了回放，9:30～10:15之间未发现可疑

人员进入C、D磨煤机区域，因此排除了人为破坏的可能性。

当班运行与锅炉检修人员对C、D磨煤机进行了全面检查，检查情况

如下：

1）C磨煤机主电机油站Ａ油泵运行正常，滤网入口压力0.3MPa，出

口压力0.26MPa；D磨煤机主电机油站两台油泵均处于运行状态，滤网

入口压力0.5MPa，出口压力0.25MPa，滤网前后压差较大的主要原因为

两台油泵运行所致。运行人员对C、D磨煤机主电机油站进行了联动试

验，油泵联动正常。机组在8月14