主要辅机跳闸处理指导(机)

RB 过程及注意事项摘要：RUNBACK 是当机组出现重要辅机故障跳闸异常状况时，机组负荷能快速降低的一种保护方式，或者叫一种控制方式。

本文介绍了600MW 亚临界汽包炉机组重要辅机故障跳闸RB 的原理逻辑，动作过程及处置要点。

关键词：重要辅机故障；RB 动作过程；RB 动作处理原则一、什么是RB当机组出现当机组出现重要辅机故障跳闸异常状况时，机组负荷能力的降低 , 机组按程序设定自动以一定的速率、时间将机组负荷快速减至相应负荷，满足机组运行要求，防止事故扩大。

称为自动快速减负荷－－ RUNBACK 简称为 RB二、RB 信号的产生RB 信号是重要辅机发生跳闸型故障而产生的。

600MW 机组主要选择送风机、引风机、一次风机、汽动给水泵、电动给水泵以及空预器作为监测对象进行监视。

当其中有的设备因故跳闸，则要发 RB 请求信号，同时计算 RB 的降速率。

每种辅机计算出 RB 目标值后，经过一定的函数变换得出相应的限速率。

不同的故障产生的 RB 请求对应于不同的负荷返航变化率，因而相对应的速率限定值也不同。

600MW 机组的重要辅机发生故障跳闸，产生的 RB 目标值信号将送到负荷运算主回路及FSSS（Furnac Safeguard Supervisory System- 炉膛安全监控系统）进行减负荷处理三、发生RB 的情况（一）发生 RB 的情况1.当任一台送风机跳闸，机组实际负荷大于机组最大可能负荷时；2.当任一台引风机跳闸，机组实际负荷大于机组最大可能负荷时；3.当任一台一次风机跳闸，机组实际负荷大于机组最大可能负荷时；4.当任一台电动给水泵跳闸，在一定的延时内备用电动给水泵未联启且当机组实际负荷大于机组最大可能负荷时；5.任一台磨煤机跳闸，促使磨煤机最大可能负荷小于当前锅炉实际负荷；（二）. 发生 RB 后，机组负荷设定为当前机组最大可能负荷：1.一台送风机跳闸，机组最大可能负荷为 60%ECR；2.一台引风机跳闸，机组最大可能负荷为 60%ECR；3.一台一次风机跳闸，机组最大可能负荷为 60%ECR；4.一台电动给水泵跳闸；机组最大可能负荷为 60%ECR；5.五台磨煤机运行支持 100% 额定负荷，每一台磨煤机最大可能处力为 20%ECR；当有一台磨煤机跳闸，机组最大可能负荷为80%ECR；6.发生RB，机组最小可能负荷为运行磨煤机的最小允许负荷和燃油出力之和。

RB试验方案1.1 协调控制系统协调控制系统采用间接能量平衡方式，协调汽机、锅炉，使机组满足负荷需求，维持主汽压力在给定值，保证整个机组的安全、经济运行。

系统设计有RUNBACK功能，当机组辅机异常时，系统自动切换到安全运行方式。

协调控制系统设计有以下功能回路：a. 单元负荷指令处理回路、机前压力设定值处理回路、机组最大出力运算回路、参数越限迫升/降回路、闭锁增/减回路b. 运行方式及方式选择回路：系统有五种运行方式（基本方式、汽机跟随方式、锅炉跟随方式、炉跟机协调控制方式、机跟炉协调控制方式）。

c. 负荷RUNBACK回路：当下列任一条件存在时，将发生负荷RUNBACK请求。

此时系统系统工作在机跟随协调控制方式，维持机前压力,随着锅炉出力的降低将机组负荷降到辅机对应的出力水平。

1.1 RB试验内容负荷大于180MW，运行中一台引风机跳闸产生RB。

目标负荷160MW，减负荷速率为50MW/min；  λ一台空预器运行中跳闸则跳同侧引风机，按引风机RB处理。

负荷大于180MW，运行中一台送风机跳闸产生RB。

目标负荷160MW，减负荷速率为50MW/min。

 λ负荷大于180MW，运行中一台一次风机机跳闸产生RB。

目标负荷160MW，减负荷速率为50MW/min。

 λ负荷大于180MW，运行中一台给水泵跳闸且备用泵没有联启，产生RB。

目标负荷150MW，减负荷速率为50MW/min。

 λ负荷大于210MW，运行中一台磨跳闸余两台磨运行，产生RB。

目标负荷190MW，减负荷速率为40MW/min。

 λ负荷大于160MW，运行中一台磨跳闸余一台磨运行，产生RB。

目标负荷135MW，减负荷速率为40MW/min。

 λ注：各项RB的负荷目标值和减负荷速率待讨论后最终确定。

2 RB试验目的2.1当机组主要辅机故障跳闸造成机组实发功率受到限制时（协调控制系统在自动状态），为适应设备出力，协调控制系统强制将机组负荷减到尚在运行的辅机所能承受的负荷目标值。

主要辅机失备反措[1018]1给水泵一台失备，单台运行。

1)给水泵失备严重威胁主机安全运行，应汇报厂部及中调备案。

计划性检修由值长请示厂部及中调同意，并汇报运行科安排集中消缺。

2)一般情况下热工不得在给水除氧盘进行盘柜清扫及热工回路检查工作，不得进行给水自动检查。

3)尽量不安排该机组所属6kV配电室内的开关、继电保护回路的检修、检查工作。

如必须安排这些工作，通知检修公司、维护队、生产部专业负责人到现场，采取可靠安全措施后方能许可工作。

4)给水泵平台上不准无关人员进入，一切维护人员、运行人员的卫生清扫工作全部暂停。

5)保证锅炉全部水位计完好可用，对锅炉燃烧稳定性影响大的工作暂停。

6)凝结水系统维持正常方式运行，不得在凝结水系统上开展检修工作及运行切换操作。

保持上水箱水位正常，上水泵不得进行检修工作，确保给水泵密封水的可靠性。

7)给水系统、高加保持正常运行方式。

8)加强对给水泵的运行维护，检查给水泵运行参数正常。

各表计指示正常，无积水、积油。

9)给泵跳闸，无明显冲击，应立即抢合一次。

抢合一次不成功，则按紧急停机处理。

锅炉停炉后立即叫水，经叫水判明锅炉是轻微缺水才能向锅炉轻缓慢进水。

10)给泵转速调整应平缓，特别在机组异常处理（如锅炉灭火、紧急变负荷），避免猛增猛减，防止给水泵工作油温突升烧易熔塞。

2凝结水泵一台失备、单台运行。

1)凝结水泵失备严重威胁主机安全运行，应汇报厂部及中调备案。

计划性检修由值长请示厂部及中调同意。

2)保持直流系统稳定运行，尽量不安排直流系统倒换操作及启动直流油泵。

3)一般情况不安排本机组所属380V配电室工作。

如必须在此工作，应汇报厂部。

4)凝泵断水消压必须严格按进水门、空气门、注水门、密封水门、出水门、冷却水门的先后顺序操作，恢复时按密封水门、注水门、空气门、进水门、出水门、冷却水门的先后顺序操作，以防止运行泵进空气。

5)化学加强对凝结水溶解氧的监视，发现含氧量增大立即汇报值长。

辅机故障RB动作处理预案辅机故障RB动作总的处理思路：1、原则上RB动作期间不要手动干预，检查RB动作是否正常，迅速判断现象和原因，为事故处理争取时间。

2、RB自动结束有两个条件：负荷或时间，任一个先到即结束。

结束后，引风机切为手动，其他仍在自动，CCS仍在汽机跟随方式（TF），此种方式有一定的局限性，应立即切为阀控，手动调整汽机调门（即调整负荷）来控制压力稳定，兼顾汽包水位。

3、判明设备跳闸原因后尽快恢复运行，若判断为人为误操作造成跳闸，应立即恢复跳闸设备，尽快恢复机组负荷。

4、设备跳闸后，处理思路明确，避免慌乱。

一、送风机跳闸RB动作事故预案1．检查送风机联跳单侧引风机、联跳最上层制粉、CCS跳为机跟炉方式、定压切至滑压，二次风门开度OFA4 0% ，OFA3 0% ，OFA2 10% ，OFA1 30%，EE30% ，DE 50% ，闭锁减温水调门30S，跳闸磨周界风10%，闭锁吹灰系统，运行引风机动叶超驰开15%。

2．送风机RB动作时间大约7分钟或达到目标负荷210MW，RB动作结束。

3．RB动作结束，汽机立即将DEH切至阀控运行。

4．根据主汽压力情况调整机组负荷，并根据机组负荷下降情况及时调整轴封供汽压力及供汽温度，防止出现轴封供汽压力降低影响机组真空，切记不要全关轴封溢流调节阀。

根据机组负荷下降情况及时调整机组各高、低加、除氧器、热井水位。

检查炉膛负压正常，严密监视汽包水位、主再热蒸汽温度正常。

5．RB动作结束，手动调整炉膛负压稳定，保持好二次风与炉膛压差0.3KPa以上，适当调整磨煤机出力，维持一次风压不超过10Kpa，注意运行磨一次风速，风速不应太高防止脱火。

6．水盘人员在减温水闭锁结束后，根据汽温调整减温水。

7．不要随意切除给水自动，观察汽泵跟踪水位调整正常。

8．若给水自动跳为手动时，应立即手动人为干预汽包水位调整，并由专人负责调整，确保水位稳定。

9．联系相关人员查明风机跳闸原因，就地提前检查风机具备启动条件，待故障消除后按值长指令启动风机恢复原运方。

变频器频繁跳闸的解决方法1.检查电源供应：首先，检查变频器所连接的电源供应是否稳定，电压是否在规定范围内。

如果电压过高或过低，可能导致变频器跳闸。

可以使用电压稳定器来解决电压不稳定的问题。

2.检查电路连接：检查变频器的电路连接，确保电缆连接紧固，接触良好。

如果有松动或断开的电缆，应及时修复或更换。

3.清洁散热器：频繁跳闸可能是由于变频器散热不良引起的，这可能是由于散热器表面积积灰或堵塞导致的。

定期清洁散热器，确保空气流通畅，有助于降低温度，提高变频器的稳定性。

4.检查驱动电机：检查变频器驱动的电机是否正常运行，是否存在断路或短路等问题。

同时，检查电机的额定电流和变频器的额定电流是否相匹配。

如果不匹配，可能会引起跳闸。

5.调整参数设置：适当调整变频器的参数设置，可以提高其稳定性和抗干扰能力。

有些变频器可能有自适应功能，可以根据负载变化自动调整参数。

根据具体情况，可以参考变频器的使用手册进行参数调整。

6.安装线滤波器：线滤波器可以过滤电源线上的干扰，提高变频器的稳定性。

线滤波器可以防止电源线上的高频信号干扰进入变频器，从而减少跳闸的风险。

7.更新软件版本：如果变频器使用较久，可能是因为软件版本陈旧导致的问题。

更新最新的软件版本可能有助于解决跳闸问题，提高变频器的性能。

8.增加故障保护：在变频器的使用过程中，可以增加故障保护措施，如过流保护、过热保护等。

这些保护措施能够检测和防止变频器内部的异常情况，及时停机保护。

总结起来，变频器频繁跳闸可能是由多种原因引起的，需要综合考虑和排查。

及时检查和解决跳闸问题，可以提高设备的稳定性和工作效率，确保工作顺利进行。

分析测试区域治理Analysis and testingEH油泵作为电厂重要辅助设备，其运行可靠性直接关系汽轮机调速系统能否正常，如果油泵跳闸，备泵不能自启将可能导致汽机跳闸。

下面对一起由于误发油温低信号导致运行EH油泵跳闸且备用泵未及时自启事件进行分析，并提出防范措施。

一、事件经过5:58:28，#1机组负荷214.48MW，AGC投入，EH油泵联锁投入，机组处于协调方式运行。

5:58:29，#1机EH油温度（T38TE1001）降至19.67℃，#1EH油泵跳闸，#2EH油泵自启失败。

5:58:36，#1机EH油温度（T38TE1001）跳变至36.15℃。

5:58:49运行人员远操启动#2EH油泵。

二、原因分析2.1温度跳变原因#1机EH油温度（T38TE1001）从22.00℃（5:55:30）缓慢变化到19.67℃（5:58:29），在5:58:30跳变至36.15℃。

发生此现象的原因是就地接线松动。

2.2 #1EH油泵跳闸原因如图１所示，当温度小于20℃时，温控表输出一个开关量信号AL3使K5继电器得电。

然后K5继电器的两付常开触点送至电气控制回路的TB1:7与TB1:8（TB2:7与TB2:8）端子上。

当温度小于20℃时，1ZJ2及2ZJ2继电器得电，使串联入EH油泵启动回路的1ZJ2（2ZJ2）常闭触点断开，从而实现跳闸油泵及禁止启动油泵的功能。

[1]图1 供油装置原理图通过以上分析可知，温度低信号主要是通过继电器K5触发。

只要拔掉K5继电器即可完成取消就地控制柜的温度跳闸保护功能。

2.3 #1EH油泵跳闸，#2EH油泵联锁未启动原因由图一可知，在5:58:31 #1EH油泵跳闸时，EH油温（T38TE1001）为19.67℃。

此时不满足油泵的远操“开许可”条件（油位低Ⅰ值或油温低于20℃均不能远控开油泵），所以当#1EH油泵跳闸时，虽然联锁按钮投入，但#2EH油泵未启动。

图二主泵控制原理图同时由图二可知，当温度小于20℃时，EH油泵就地控制箱内的1ZJ2继电器闭锁了油泵的启动回路。

锅炉主要辅机跳闸处理预案锅炉主要辅机包括空预器、引风机、送风机、一次风机、密封风机、排粉机给水泵、磨煤机，发生任一辅机单台跳闸且无备用时，将被迫降负荷，并可能威胁机组安全运行；两台及以上同类辅机发生跳闸时，机组MFT，可能影响机组设备安全。

目前RB功能（快速自动减负荷）未有投用，发生主要辅机跳闸时，运行人员须按规程和本预案的原则要求手动操作处理，防止机组跳闸和设备损坏。

1.引风机、送风机跳闸主要处理程序1.1引（送）风机单台跳闸时，监盘人员立即汇报主值、值长（或值长助理，一期分专业值班时同时向其他专业发出故障信号，联系配合事故处理）。

以较快速度提高另一台引（送）风机出力至最大，快速调节炉膛压力趋于正常，但要注意监视风机电流、电机线圈温度及轴承温度，禁止过载运行，（通知电气人员注意观察风机热积累情况）。

1.2及时投油助燃，投油走快投程序，从下层向上层对角投运，注意控制投油速度，防止大量油同时进入炉膛造成炉膛压力高保护动作。

1.3投油后及时进行空预器连续吹灰，并通知除灰值班员。

1.4如机组在高负荷下，①一期四台排粉机运行时，立即打闸D排，注意观察D磨、D给应联所跳闸，否则人为停运，防止堵磨。

C排所带给粉机根据风机出力适当降低转速或停运E2、E4给粉机。

在打闸D排及降负荷过程中。

注意观察火检情况，最少要有一层已投运油枪对角火检信号正常且稳定，防止发“燃烧不稳”保护动作熄火。

联系汽机专业人员通过DEH设定负荷值为180MW，降负荷速率为每分钟30MW-50MW，若引风机出力不足带180MW，则联系再适当降低负荷，并监视除氧器、热井水位、轴封压力等汽机侧主要参数。

②二期若五台磨运行，立即打闸E磨，根据风机出力情况适当减少D磨煤量，氧量维持不住则再停运D磨，注意给煤机应联跳，否则人为停运，防止堵磨。

主值（或通知副值）通过DEH设定负荷值为180MW，降负荷速率为每分钟30MW-50MW，若引风机出力不足带180MW，则联系再适当降低负荷，并监视除氧器、热井水位、轴封压力等汽机侧主要参数。

中级工1、高压加热器自动旁路保护装置的作用是什么?对此有何要求?答案:当高压加热器发生严重泄漏时，高压加热器疏水水位升高到规定值时，保护装置及时切断进入高压加热器的给水，同时打开旁路，使给水通过旁路送到锅炉，防止汽轮机发生水冲击事故。

对保护有三点要求。

(1)要求保护动作准确可靠(应定期进行试验)；(2)保护必须随同高压加热器一同投入运行；(3)保护故障禁止投入高压加热器运行。

2、为什么省煤器前的给水管路上要装逆止阀?为什么省煤器要装再循环阀?答案:在省煤器的给水管路上装逆止阀的目的，是为了防止给水泵或给水管路发生故障时，水从汽包或省煤器反向流动，因为如果发生倒流，将造成省煤器和水冷壁缺水而烧坏。

省煤器装再循环管和再循环阀的目的是为了保护省煤器的安全。

因为锅炉点火，停炉或其他原因停止给水时，省煤器内的水不流动就得不到冷却，会使管壁超温而损坏，当给水中断时，开启再循环门，就在下水包(汽包)-再循环管-省煤器-(汽包)下水包之间形成循环回路，使省煤器管壁得到不断的冷却。

3、定压下水蒸气的形成过程分为哪三个阶段?各阶段所吸收的热量分别叫什么热?答案:(1)未饱和水的定压预热过程，即从任意温度的水加热到饱和水，所加入的热量叫液体热或预热热。

(2)饱和水的定压定温汽化过程，即从饱和水加热变成干饱和蒸汽，所加入的热量叫汽化热。

(3)蒸汽的过热过程，即从干饱和蒸汽加热到任意温度的过热蒸汽，所加入的热量叫过热热。

4、简述汽轮机启停过程优化分析的内容？答案:(1)根据转子寿命损耗率、热变形和差胀的要求确定合理的温度变化率(2)确保温度变化率随放热系数的变化而变化(3)监视汽轮机各测点温度及差胀、振动等不超限(4)盘车预热和正温差启动，实现最佳温度匹配(5)在保证设备安全的前提下尽量缩短启动时间，减少电能和燃料消耗等。

5、造成凝汽器真空低的原因分析?答案:(1)真空系统泄漏。

(2)真空泵故障或真空泵运行效率下降。

(3)轴封汽压力偏低。