某电厂2号机组真空低停运分析报告

（一）设备简况：

2×300MW 供热机组#1、#2 锅炉为亚临界参数、自然循环单炉膛、一次中间再热、平衡通风、固态排渣、全钢悬吊构架П 型布置、汽包锅炉，由哈尔滨锅炉厂有限公司引进美国燃烧工程公司（CE）技术设计制造，锅炉型号：HG-1025/17.5-YM11。

（二）事前工况：

#2机组负荷162MW, ABD磨运行，四号循环泵变频运行，循环泵电流105A，频率47Hz，三号循环泵工频运行（非变频、非高低速）投入联锁备用正常，C真空泵运行，A、B真空泵备用。

（三）事件经过：

14:36:57  四号循环泵频率47Hz自动降至43Hz,电流105A下降至82A，真空由-82.3KPa下降至-81.8KPa。

14:40:28  四号循环泵频率由43Hz自动降至25 Hz, 电流82A急剧下降至18A，循环泵电流下降、真空下降。循环泵出口压力与母管压力基本相同，母管压力由0.17MPa降至0.14MPa.

14:41:14  A水环真空泵联启。

14:42:04  真空低报警（开关量信号，定值-74KPa）。

14:42:23  机组真空低保护动作汽机跳闸（保护定值-69KPa, 汽机盘面真空显示-76.67KPa），机炉电大联锁保护动作，各辅助设备联锁跳闸正常。

14:45分，锅炉吹扫。

14:49分，启动三号循环泵。

14:50分，启动炉开始点火，轴封供气。

14:53分，锅炉投入AB层四支油枪。

15:30分，投入CD层三支油枪，停运AB层油枪。

15:39分，启动C磨，开始升温升压。

15:43分，工频启动四号循环泵正常。

17:10分，主汽压力13.6MPa，主汽温度490℃，再热汽温485℃，汽轮机冲车。

17:20分，汽轮机定速3000转。

17:55分，#2机组并网。

累计停运3小时13分，投油助燃9.5吨，损失电量50万KWh。

（四）原因分析：

根据DCS历史曲线（见图一），导致凝汽器真空下降的原因是循环水泵变频器故障，变频器运行频率自动下降至初始频率25Hz（电动机在运行中14:36:57 至14:37:27区间，电源侧电流先产生变化，由105.29A降至79.63A，同时发现变频器电流显示为一条直线，变频器反馈频率也无变化，14:37:27开始频率直线下降由47降至42Hz，变频器电流由134.24A降到119A；14:40:28， 6KV开关、变频器电流、变频器反馈、变频器指令同时下降，直接锁定最低频率25Hz，电动机已无出力。且变频器全程未有任何故障报警，就地检查电动机低频率转动。），#4循环水泵不出力，水泵出口压力为0.13MPa未降至联锁定值（0.1MPa），同时变频器无任何故障信号输出，#3备用泵无联启条件，最终凝汽器真空低保护动作，汽轮机跳闸。

（五）暴露问题

1、设备管理不到位。该变频器生产厂家：安川，型号：CIMR-MVISDC 30C，2011年出厂，原为增压风机使用，2015年退役。2017年9月通过修旧利废，将闲置2年的变频器改造至循环泵使用，现场使用环境温度高，灰尘大，电子元件老化导致变频器运行异常；

2、热工保护管理不到位。机组跳闸时，凝汽器真空模拟量显示值与开关量保护动作值偏差6KPa，未能准确指导运行人员的及时调整；

3、技术培训管理不到位。机组真空异常降低时，值班员未能及时判断故障原因并进行调整，错失机会；

4、设备检修管理不到位。查阅变频器检修记录，除定期更换变频器滤棉外，利旧改造投运后无检修检查记录。

（六）防范措施：

1、#4循环泵工频运行，变频器隔离，联系设备生产厂家技术人员进行设备的全面检查评估，根据评估结果确认是否继续使用。

2、加强热工保护管理。对变送器及保护开关进行校验，确认原件测量的准确性，同时检查确定凝汽器真空压力变送器与压力开关取样位置，找出测量存在差异的原因；在凝汽器保护真空开关末端增加压力变送器，确保保护与监视原件同源取样，采用三取中方式用于运行监视调整，开关量三取二保护方式不变，同时排查其他相关保护项目，具备条件按此方案优化；修订循环泵压力联锁定值，将定值由0.1MPa提升至0.13MPa（暂定）联锁启动；结合春查重新梳理热工保护定值、保护逻辑、报警信号，确保逻辑合理、保护报警、定值准确。

3、加强技术培训管理。加强全能值班员的技术培训管理，落实仿真机培训，将本次非停事件作为典型案例纳入仿真机案例库，举一反三，开展事故预想工作，结合现场实际，进行运行全员培训学习。

4、加强设备检修管理。合理策划设备检修项目，做到不漏项，不缺项，完善设备台账记录，落实设备状态检修与设备评级等相关工作，强化技术监督工作，提升设备检修质量。

附件1：事故过程主要参数DCS曲线