火电机组停机过程分析

某燃气电厂#3机组自动降负荷停机事件分析报告近年来，新建火电机组正朝着大容量、高参数、监控面广、操作设备多的方向发展，对机组运行人员的操作水平和管理人员的管理水平提出了更高要求。

特别是机组启动和停运过程中，机组自启停控制系统（automatic power plant startup anshutdown system，APS）使机组按照预定的优化程序对设备进行系列操作，自动完成机组的启停过程，不仅简化了运行人员的操作方式，降低了设备误操作的风险，提高了机组运行的安全可靠性，同时也缩短了机组启动和停运时间，提高了机组运行的经济性。

但是不同电厂APS 的控制范围及断点设置会因工艺系统及运行习惯等原因而不同。

为此，应当加强对停机事件的分析。

标签：燃气电厂；机组；自动降负荷；停机一、概述某燃气电厂#3机组发电机测控屏配备两套功率变送器。

一套是美国EIG公司生产的Nexus 1252高性能智能电能质量分析仪，将发电机相关电气数据采集处理后，通过I/O模块产生4-20mA送至到热控MAK VI系统或其他设备。

其中Nexus 1252配有五个I/O模块，模块一为发电机有功功率/无功功率变送器，变送后送至热控MK VI系统（功率变送器1），模块三/模块四/模块五反馈到AGC/A VC屏，送至NCS后台及省调自动化。

另一套是美国摩尔公司生产的功率变送器，型号为：PWT WATT，将机组功率信号变送并输出至热控MK VI系统（功率变送器2）。

二、事件及处理经过12月19日#3机组开机运行。

18时57分热控值班人员吴某、18时58分电气值班人员郑某相继接到集控电话，告知MAK VI后台报“功率变送器故障”；值班人员赶往现场后，19时14分运行人员手动跳开GCB停机。

#3机组解列后，热控和电气人员对MAK VI控制系统以及发电机测控屏设备分别进行了检查，通过调取后台设备运行曲线，事件详细经过如下：1、回查MAK VI曲线：“#3发电机有功功率信号1” 在18时22分开始就一直保持368MW直线不变，已呈死机状态，见附图二。

#1 机组停运组织、安全、技术措施批准：审定：会审：初审：编写：王坪发电公司发电部2016年3月16日#1 机组停运三措为了#1 机组安全停运，汽机尽快停盘车，满足防寒防冻要求，制定#1 机组停运三项措施。

一、组织措施为了有组织、有计划做好#1 机组停运工作，发电部、生技部、安环部、维护部等有关部门负责人参加，集中力量统一指挥，统一调度，保证#1机组安全、优质、按时停运，成立#1 机组停运组织机构组长：齐海峰副组长：李耀樊猛魏崇毅姚晋峰卫书孝张军白利清慕锴陈瑞杨洪洞谷立新郭爱东刘伟聂平武联明田俊生赵建国成员：谢崇威夏书斌袁振宇张高云陈宏伟杨东红梁伟程新胜贺斌姜大涛李海军王跃川王建忠杨兴荣何亚霄陈世全各值长各班长当值运行人员检修值班人员二、安全措施1、停机过程，有专人调整汽温，确保各受热面不发生超温和汽温突降现象，严禁发生水冲击事故。

2、停机过程，有专人监视和调整水位，确保给水泵电流和流量不发生较大波动，严禁发生水位事故。

3、停机过程，确保#1 炉脱硫、脱硝、除尘全过程投入。

锅炉灭火后，脱硫系统排烟温度达75C，停浆液循环泵。

发电机解列后，氧量达20%，退出脱硝系统。

确保停机过程不发生环保指标小时折算值超标。

脱硝系统停运后管道立即放水并用压缩空气进行反吹。

4、停机过程，严格执行停机操作票，确保汽轮机振动、轴向位移、胀差不超限。

5、停机前检查启备变及厂用电快切装置，确保倒厂用电不发厂用电中断事故。

6、汽机打闸检查201开关断开，定子电流到零，灭磁开关断开。

发变组转冷备用，就地派人检查201- 东刀闸确已拉开。

操作过程严格执行操作票制度，不发生人为误操作。

三、技术措施1、停机前，根据不同负荷点，将所有表计指示认真记录一遍。

2、3月16日16左右时上煤时，控制煤仓煤位不超2米，20:00 控制煤仓煤位1.0 米，22:00 #2 煤仓烧空，23:20 其它煤仓同时烧空。

3、 3 月16 日20 时，将采暖加热器回水倒至启动锅炉补水箱，启动锅炉上水，21时启动锅炉点火，蒸汽压力达0.5Mpa,退#1机辅汽联箱至采暖供热，投启动锅炉去采暖供热。

火电厂发电机常见故障分析和检修王世亮发表时间：2019-04-24T14:54:41.923Z 来源：《中国电气工程学报》2019年第2期作者：王世亮[导读] 随着我国综合国力的快速提升和人们生活水平的逐步提高，国内对电力的需求日益增加。

电能的生产近70%来自火力发电厂，火电厂电能的生产关系到电力的正常供应，所以电力生产的各个环节对电力的生产和供应都至关重要。

发电机的正常运行直接关系到电力的正常生产和供应，是发电厂的重要组成部件。

从发电机的常见故障出发，总结发电机故障规律和处理方案，为发电机故障处理提供依据。

另外从发电机常见故障出发提出了有针对性的发电机华电宁夏灵武发电有限公司火力发电厂是通过燃烧将煤等燃料的化学能转化为电能，其主要设备有锅炉、汽轮机、发电机、凝汽器和回热加热器等。

其中发电机是将机械能转化为电能的主要设备，一方面发电机属于旋转设备，常处于运行状态，是故障的多发部位，另一方面发电机是将机械能转化为电能的主要设备，设备故障直接影响到电力的产生和输送，所以十分有必要深入了解发电机的运行状态，熟悉发电机常见故障，以做到有针对性的对发电机进行检修。

1 国内火电机组发电机检修现状任何设备的使用都不可能一直运行在最佳状态，难免会发生故障。

这些故障使设备运行性能下降，缩短设备的使用寿命，发电机检修可以及早发现运行过程中的故障并进行处理使设备受到的损害降到最低。

目前，国内对发电机的检修常常是采用计划检修，定时定期的对发电机进行检修。

按照检修时间的长短，检修过程可以分为大修、中修和小修三种。

计划检修的成本往往较低，也常常可以发现发电机在运行中的一些常见故障，达到防范于未然的效果。

但是计划检修经常会出现检修不足或者是检修过剩的状况，所以结果的可靠性常常受到们的质疑，检修过程没有针对性，不能及时发现和处理故障。

其次，检修活动常常会出现检修过剩的现象，浪费了一些不必要的人力和物力，但又常常检修不彻底，一些隐患的存在常常会威胁到人们的生命财产安全。

088河南电力2020年增刊火电机组运行中功率波动事件的分析李建（大唐信阳发电有限责任公司，河南信阳464000）作者简介：李建（1986－），男，本科，工程师，从事热控专业检修管理工作。

摘要：某发电公司一期总装机容量为2ˑ320MW 汽包炉机组。

在正常运行期间2号机组出现了几次较大的功率波动现象，最大波动幅度21.6MW ，严重影响了机组的安全运行。

在功率波动时段，机组运行方式为协调控制方式，励磁AVＲ在自动状态、PSS 在投入状态，一次调频在投入状态。

通过对历史数据及运行方式的诊断分析，确认波动原因为阀位曲线不合理、功率回路PID 参数强度过大、运行人员控制方式不合理等。

几次的功率波动事件，原因不同，热工检修人员分别采用相应措施，对相关参数进行了调整，对运行人员的控制方式进行优化，成功解决了功率异常波动问题。

关键词：功率波动；诊断；优化；调整中图分类号：TM621．6文献标识码：B文章编号：411441（2020）01－0088－050引言火力发电机组协调控制系统的主要任务是协调控制锅炉、汽轮机运行，维持两者之间的能量平衡，保持主蒸汽压力的稳定。

接受电网调度所的负荷自动指令，使机组适应电网负荷变化的要求。

这就使得发电机组实发功率的稳定显得尤为重要，如果实发功率异常波动，在协调控制方式下，势必引起调门指令、主汽压力等相关参数的联锁扰动。

若不加以干预或控制，将会导致扰动加剧，严重时会导致机组非计划停运。

本文主要对该机组发生的几次功率波动事件进行深入分析，找到了导致功率波动的真正原因。

鉴于采用类似设计的电厂用户还有很多，问题的分析和解决过程对同类型系统具有一定的参考价值。

1系统简介1．1机组概况大唐信阳公司一期总装机容量为2ˑ320MW 超临界汽包炉机组，均于2001年投产运行，热控控制采用两机一控方式，炉、机、电均在单元控制室集中监控。

DCS 采用北京ABB 贝利公司提供的PGP 型控制系统。

1．2火电机组负荷控制原理负荷指令处理回路又称负荷管理控制中心，它和机炉主控制器共同组成了负荷控制系统。

火电机组非计划停运典型案例汇编Unplanned shutdowns of thermal power units are a recurring problem in the energy industry. These incidents can have significant economic and social impacts, as they lead to a disruption in power supply and may result in financial losses for the power plant. The causes of such unplanned shutdowns can vary, ranging from equipment failure to human error.火电机组的非计划停运是能源行业经常出现的问题。

这些事件会对经济和社会产生重大影响，因为它们会导致电力供应中断，可能导致发电厂的经济损失。

造成这些非计划停运的原因各不相同，从设备故障到人为错误不等。

One common cause of unplanned shutdowns in thermal power plants is equipment failure. This can occur due to various reasons such as wear and tear, improper maintenance, or defective components. When critical equipment like turbines or boilers fail, it can result in the sudden halt of power generation, leading to a shutdown of the entire plant.火电厂非计划停机的一个常见原因是设备故障。

火力发电厂机组自启停控制（APS）技术作者：李远来源：《装饰装修天地》2018年第22期摘要：火力发电厂自动启/停机控制系统（简称APS），即能够按照火力发电的热力流程和设备运行工况，调动并协调各功能子系统进行预定参数、预定进程的控制，从而使得整个机组能够在极少的人工干预下自动、安全地完成启动或停运过程的自动控制系统。

本文分析了火力发电厂机组自启停控制（APS）技术。

关键词：火力发电厂机组；自启停控制（APS）；技术1 引言近年来，大型火电机组不断投产。

这些火电机组，尤其是超临界、超超临界机组，运行参数高、工艺系统复杂、且工艺系统间关联紧密、工况转换快，增加了人工操作的难度，尤其在机组启动和停运过程中集中了大量的设备启停切换、参数调整等操作，操作人员在限定时间内为应对运行工况精神高度紧张、劳动强度大，风险性大幅度提高，稍有不慎甚至可能发生不安全事件，严重的会造成巨大经济损失。

2 实现机组自启停的意义机组自启停是衡量机组自动化水平高低的标杆，是电厂自动化程度的标志。

随着火电厂技术水平的提高机组容量不断加大、设计参数也不断的提高，超超临界机组的投运数量越来越多。

机组自启停控制系统是建立在完善的控制系统设计、主辅机有良好的可控性基础上的。

它可以有效促进和提高机组自动化水平，使机组按照规定的、优化的程序进行设备的启停操作，不仅大大简化了操作人员的工作，更重要的是规范机组启停操作标准程序、减少了出现误操作的可能性，整体提高了机组的安全性能，同时它可以缩短机组启动时间，提高机组起停运行的经济效益。

实施APS不仅提高了机组的自动化水平，而且可以提高运行管理水平。

在机组运行尤其是机组启动和停运过程中，如果运行人员仅靠手动操作，不仅容易发生误操作事故，而且极大地影响了机组运行的安全性和经济性。

APS与传统机组的热工控制相比具有全新的理念和控制策略。

通过研究对比发现，APS设计阶段，最需要深入研究、探讨和定制APS的基础逻辑。

超临界火力发电机组给水流量低停机故障分析诊断摘要：随着火力发电机组控制技术的发展，对机组的稳定性、安全性的标准进一步提高，给水流量作为超临界机组的一项重要保护的重要作用凸显出来，本文根据某超临界机组发生的流量低异常情况进行分析，分析出了故障发生原因，并提出了合理优化建议。

关键词：给水流量；停机；故障分析诊断近些年来随着热控自动化水平的的不断提高，超临界锅炉控制技术的飞速发展，对机组的稳定性、安全性的标准进一步提高，特别是RB技术在现代大型机组中的应用，避免了在辅机发生故障时停机停炉，而在这些设备的运行过程中，实际会出现因为给水流量低而发生的跳机事件。

1给水流量设计原理超临界机组与亚临界机组显著的区别是锅炉采用直流炉，直流锅炉的显著特点是没有汽包。

直流锅炉是一个多输入、多输出的控制对象，为满足直流锅炉动态响应快、惯性小的特性，锅炉侧控制采用并行前馈小偏差调整的控制策略。

即锅炉主控的输出并行送到各燃料、风量、给水各子调节系统，在此基础上进行偏差调整，保证锅炉稳态时的无偏差调节。

给水控制是超超临界锅炉主要控制难点，与亚临界有很大区别。

给水控制系统的控制任务是在低负荷时保持给水流量不低于锅炉最低要求给水流量，在锅炉进入直流运行方式时，保持适当的燃水比，当发生给水流量低时，锅炉应保护动作，确保水燃比不失调，机组主设备运行不受影响。

2给水流量低故障原因分析2017年06月30日12:20，2号机组负荷616MW，总煤量295t/h，主汽压力24.2MPa，主汽温度565℃，水煤比5.5，过热度2.2℃。

12:28:07，2A空预器主马达交流进线开关QF1跳闸，2A空预器辅马达联启失败，主马达强合失败，气动马达手动投入成功。

12:32:00，2号机组空预器RB动作。

随后运行人员解除小机转速自动，手动调节给水泵最小流量阀开。

12:34:42，主给水流量低于241t/h（跳闸值），延时3s锅炉MFT，首出给水流量低低。

1000MW火电机组的跳机原因浅析安徽省某火电工程1000MW机组调试期间发生了三次跳机，从原因上分析，大都由于DEH控制逻辑不合理。

该工程中汽轮机选用北重阿尔斯通生产的超超临界、单轴、一次中间再热、四缸四排汽、凝汽式汽轮机。

发电机同时选用北重阿尔斯通生产的水-氢-氢冷却、自并励静止励磁发电机。

1. 高压缸热应力保护动作跳机1.1事件发生前状态。

21：25：51，机组跳机前负荷378MW，总煤量172吨，B、C、F磨煤机运行，主汽温度575℃，压力13.78MPa，再热蒸汽温度577℃，1.75MPa。

1.2事件过程。

21：24：22 ，C磨煤机跳闸，总煤量降至115吨；21：24：30 锅炉主控退出，协调退出切至TF方式，原因总燃料量控制偏差大，条件：指令大于实际反馈50 t/h（指令172t/h、实际煤量115 t/h）；21：29：56汽机主控退出，切至BM方式，原因DEH遥控退出，DCS遥控指令与DEH实际控制偏差大，DEH主动退出遥控至本机控制，控制方式为流量控制；21：42：59-21：49：30DEH手动调整负荷指令400MW-420MW（21：43：27）-350MW ；21：：42：59-21：49：06 DEH手动调整负荷变化率7%-5%-3%-7%；21：33：03 高压缸应力限制器动作、21：43：17高压缸应力限制器动作解除、21：45：01高压缸应力限制器再次动作、21：49：57高缸应力达到102%；21：50：07负荷358MW，高缸应力达到105%因转子冷应力无延时跳机，保护联锁动作正确，主汽温度570℃，压力21.4MPa，再热蒸汽温度575℃，压力1.57MPa。

1.3原因分析。

跳机发生前机组负荷较低，只有三台磨煤机运行发生磨煤机C跳闸事件，工况条件差，系统扰动大，特别是主汽压力波动较大，ALSTOM机组的阀门控制是DEH流量控制和压力的计算结果，在压力升高时会加剧阀门的关闭，转子处于冷却状态产生冷应力超限保护动作跳闸。