王慎剛

300 MW機組一次風機液壓裝置故障原因分析

王慎剛

（華電國際萊城發(fā)電廠，山東 萊蕪 271100）

針對某電廠一次風機液壓裝置故障，引起鍋爐燃燒困難導致機組跳閘事故，通過對一次風機液壓裝置解體檢查分析，主要原因為液壓裝置故障引起擋板操作失靈。結(jié)合實際提出避免一次風機跳閘損壞的技術措施，保障了機組安全運行。

一次風機；液壓；汽包；油泵

某電廠1號鍋爐原設計配置2臺離心式一次風機，2013年12月機組大修期間已改造更換為沈陽鼓風機廠生產(chǎn)的雙級動調(diào)軸流式一次風機，風機型號為AST-1960／1400。風機動葉調(diào)節(jié)方式主要是通過風機外側(cè)電動執(zhí)行機構帶動風機液壓缸伺服機構控制液壓缸進油和回油，從而控制液壓缸缸體進行往復運動，通過連接在缸體上的調(diào)節(jié)桿帶動風機葉片進行調(diào)節(jié)，如圖1所示。

1 事故經(jīng)過

圖1 一次風機液壓缸調(diào)節(jié)示意圖

13：15，1號機組負荷300MW，主汽壓14.58MPa， A、B、C磨運行［1］，總煤量152 t／h，爐膛壓力為-21 Pa，A、B一次風機在自動調(diào)整控制方式，動葉開度為35%、31%，電流為78 A、77 A，一次風母管壓力為10.36 kPa，A一次風機1號油泵運行，潤滑油壓為0.19 MPa，控制油壓3.04 MPa，A、B電動給水泵在自動調(diào)整控制方式，液力偶合器指令為56%、57%，汽包水位在-7.7 mm左右波動，A、B引風機在自動方式，動葉開度為40%、36%，電流為187 A、184 A。

13：16：56至13：19：26，A一次風機潤滑油壓由0.19 MPa逐漸降至聯(lián)泵值0.15 MPa，聯(lián)啟2號油泵，潤滑油壓升至1.01 MPa，控制油壓升至4.75 MPa。

13：21：04，A一次風機控制油壓升至5.56 MPa，A一次風機電流由78 A最高升至280 A左右，一次風母管壓力由10.36 kPa升至13.98 kPa，因一次母管壓力高于自動設置值10.3 kPa，A、B一次風機動葉指令逐漸自動關小直至全關位，B一次風機電流由77 A降至66 A，風機入口風溫由24.4℃升高至54.54℃。

13：23：40，運行人員手動停運A一次風機1號油泵，控制油壓降至4.44 MPa。13：25：40，運行人員初步判斷A、B一次風機搶風，遂將A、B一次風機動葉控制切為手動方式，將A一次風機動葉開度由0%開至20%，風機電機電流保持在276 A左右無明顯變化，然后將動葉關至0%。13：26：19，將B一次風機動葉開度由0%逐步開至30%，風機電機電流升至87 A。

13：28：18，A一次風機電流發(fā)生過流保護動作跳閘，一次風母管壓力突降至4 kPa左右，運行人員繼續(xù)開大B一次風機動葉，爐膛壓力由-134 Pa出現(xiàn)快速下降，13：28：25爐膛壓力降至最低-2 024 Pa，A、B引風機自動逐漸關小至19%、14%。在A一次風機跳閘后，汽包水位也由-0.8 mm開始出現(xiàn)降低，A、B電泵液力偶合器指令自動逐漸增加后給水流量上升，13：28：49汽包水位降至最低后回升。

13：28：52，因一次風量偏低造成B磨煤機入口一次風量低于設定值45 t／h延時10 s跳閘，運行人員手動投入AB層2、3號角油槍。

13：28：57，B一次風機動葉開度開至75%，電機電流升至173.6 A，一次風壓快速升至9.23 kPa，爐膛壓力升至最大2 037 Pa。

13：29：09，汽包水位持續(xù)快速上升，運行人員將給水主控切至手動調(diào)整，A、B電泵勺管由60%快速回調(diào)至53%，13：29：20，汽包水位仍然迅速上升，鍋爐MFT動作，首出原因“汽包水位高高”。

全面檢查分析判斷A一次風機動調(diào)液壓裝置出現(xiàn)故障，組織搶修。機組重新啟動，4月23日17：30并網(wǎng)恢復，在風機搶修期間保持B一次風機運行。4月25日A一次風機搶修完成，恢復正常運行方式。

2 檢查情況

2.1 一次風機改造后運行情況

2013年12月23日，風機安裝后油壓調(diào)整完畢［2］，A一次風機潤滑油壓0.4 MPa，控制油壓5.5 MPa，B一次風機潤滑油壓0.25 MPa，控制油壓4.5 MPa。每月按時執(zhí)行油泵定期切換工作正常。

2014年4月3日，1號爐B一次風機1號油泵運行潤滑油壓由0.25 MPa突降至0.15 MPa，備用油泵聯(lián)啟，潤滑油壓力升至0.9 MPa。調(diào)節(jié)1、2號潤滑油油泵運行潤滑油壓力1.0 MPa后，停止1號油泵運行，因油泵出口單向閥打開后未及時復位造成潤滑油壓力降至0 MPa，B一次風機潤滑油壓力低跳閘，RB保護動作。隨后經(jīng)調(diào)整，在保證潤滑油壓正常的情況下，控制油壓維持在2.8 MPa。

4月12日，利用機組停運機會聯(lián)系沈陽鼓風機廠及榆次航天液壓廠（液壓缸廠家）現(xiàn)場確認為液壓缸內(nèi)漏，確定更換1號爐B一次風機動調(diào)液壓缸，調(diào)整風機油站控制、潤滑油壓正常（調(diào)整控制油壓3.86 MPa，潤滑油壓0.38 MPa）。4月14日對A一次風機油壓控制值進行調(diào)整，保持原值控制油壓約3.8 MPa，潤滑油壓約0.27 MPa。

2.2 現(xiàn)場設備檢查情況

4月23日13：45，就地檢查A一次風機2號油泵運行，控制油壓就地顯示4.5 MPa，潤滑油壓0.3 MPa，動葉實際開度100%，風機外部檢查油管路無漏油現(xiàn)象，油箱油位正常，就地手搖動葉執(zhí)行機構，動葉機構指針無變化，分析判斷動調(diào)液壓裝置出現(xiàn)故障。

2.3 A一次風機運行狀況和保護動作情況

13：19：26，A一次風機潤滑油壓逐漸降低聯(lián)啟2號油泵后，潤滑油壓升至1.01 MPa，控制油壓升至4.75 MPa，此時一次風機出力未有變化。但在13：21：04風機控制油壓突升至5.56 MPa后，A一次風機電流由78 A快速升至280 A左右（電機額定電流值為186 A），說明風機出力已達到最大。

13：28：18，A一次風機電流超保護定值282 A延時5 s過流跳閘，動作正常。

2.4 A一次風機跳閘后的爐內(nèi)燃燒運行狀況

13：28：18，A一次風機跳閘后，出口擋板聯(lián)鎖關閉（關閉時間約為45 s），因動葉在全開位且無法操作，造成一次風通過A一次風機入口處外排，一次風母管壓力由13.98 kPa快速下降到約4 kPa，導致通過運行的3臺磨煤機進入爐膛的一次風及其攜帶煤粉量突然大量減少，爐內(nèi)燃燒出現(xiàn)弱化（火檢強度降至24%左右），在大約7 s內(nèi)爐膛壓力迅速降至-2 024 Pa，后在A、B引風機自動調(diào)整下爐膛負壓開始回升。為盡快提高一次風母管壓力，運行人員將B一次風機動調(diào)開大，同時隨著A一次風機出口擋板逐步關閉，13：28：49一次風母管壓力由4 kPa開始上升，13：28：52時B磨煤機跳閘后BSOD迅速關閉，13：28：58一次風壓升至10.77 kPa，進入鍋爐的一次風及其攜帶煤粉量逐步增加，爐膛負壓在引風機自動調(diào)整因素疊加影響下出現(xiàn)快速回升，13：28：59最高達到＋2 037 Pa后下降。

2.5 A一次風機跳閘后的汽包水位變化情況

13：28：18 A一次風機跳閘前，汽包水位［3］一直比較正常，機組負荷和汽包壓力參數(shù)以及給水泵調(diào)節(jié)狀況基本平穩(wěn)，但在A一次風機跳閘后，汽包水位由-0.8 mm開始逐漸降低，給水流量由870 t／h左右逐漸增加，13：28：49汽包水位降至最低-214.8 mm后回升，A、B電泵液力偶合器指令自動增加至60%，給水流量增至1 235 t／h后仍然繼續(xù)上升，13：28：59最高達到約1 300 t／h后開始回落。

因汽包水位上升較快，13：29：09運行人員將給水主控切至手動調(diào)整，A、B電泵勺管由60%快速回調(diào)至53%，13：29：20鍋爐MFT動作時給水流量約780 t／h，鍋爐MFT后汽包水位仍持續(xù)上升最高達到368 mm。

查閱在汽包水位出現(xiàn)異常波動變化到鍋爐MFT前的過程中，機組負荷、汽包壓力參數(shù)有所降低，但并未出現(xiàn)大幅度波動（汽包壓力下降約1 MPa、機組負荷降低約15～20 MW），因此可基本排除汽包壓力、機組負荷突變而造成汽包水位大幅變化的影響因素。

3 原因分析

3.1 汽包水位異常波動原因

A一次風機跳閘造成爐內(nèi)燃燒突然減弱后，隨著水冷壁吸熱量急劇減少，汽包水位開始逐漸下降，此時汽包壓力、機組負荷未出現(xiàn)較大幅度變化，A、B電泵液力偶合器指令根據(jù)水位變化進行自動增加給水流量，自13：28：18到13：28：59調(diào)整過程中雖然水位變化、給水流量變化幅度大些，但是自動調(diào)整基本正常，在13：28：47汽包水位最低降至-214.8 mm后開始出現(xiàn)回升。

因鍋爐給水量自動調(diào)整增幅較大（由最初約870 t／h到13：28：59最高達到約1 300 t／h），同時自13：28：49開始一次風母管壓力上升后，進入爐內(nèi)的一次風及其攜帶煤粉量逐步增加，燃燒強度增強后水冷壁吸熱量增大，受兩個因素疊加影響造成汽包水位出現(xiàn)快速上升。在13：29：09汽包水位退出自動控制后，雖進行手動干預調(diào)節(jié)，但是調(diào)整幅度偏?。ㄔ?3：29：20鍋爐MFT動作時，給水流量約780 t／h），未能做到快速調(diào)減給水流量來控制汽包水位上升過快趨勢，在11 s內(nèi)汽包水位就達到跳閘值＋250 mm并繼續(xù)上升，最終導致汽包水位高高保護動作而發(fā)生MFT。

運行人員汽包水位調(diào)整措施不及時、應急處理技能和經(jīng)驗不足，是造成本次機組跳機事故的主要原因。

3.2 A一次風機出力增大和過流保護動作的原因

分析認為，在A一次風機油站的備用油泵聯(lián)啟后［4］，系統(tǒng)油壓升高使液壓缸上壓蓋內(nèi)部“O”型圈進一步破損，導致液壓缸活塞前部液壓油通過工藝孔內(nèi)泄至潤滑油，活塞在后部液壓油作用下，迫使活塞向前移動直至最前位，缸體通過調(diào)節(jié)桿拉動動葉卡死在全開位，導致風機出力突然達到最大。

13：21：04，A一次風機風機出力達到最大后，運行人員判斷2臺一次風機出現(xiàn)搶風現(xiàn)象不準確，13：25：40在未查明具體原因情況下就開始調(diào)整增加風機動葉開度，因當時A一次風機動葉開度實際已全開（電機運行電流約280 A，接近過流保護動作值282 A），故調(diào)整增加A一次風機動葉開度后未有任何變化，但在調(diào)整增加B一次風機動葉開度后，隨著B一次風機出力開始逐步增加，對A一次風機運行狀況造成一定擾動，導致A一次風機電機電流波動達到過流保護值而發(fā)生跳閘。

3.3 A一次風機液壓缸故障原因

對拆換下的A一次風機動調(diào)液壓缸解體檢查，發(fā)現(xiàn)動調(diào)液壓缸上壓蓋內(nèi)部“O”型密封圈破損。初步分析認為造成“O”型密封圈破損可能有3種原因：一是密封圈產(chǎn)品存在質(zhì)量缺陷；二是液壓控制油壓力過高；三是油質(zhì)不合格，存在雜質(zhì)等異物。沈陽鼓風機廠一直配套使用該型號液壓缸，密封圈產(chǎn)品質(zhì)量問題可能性不大；據(jù)了解當時一次風機改造情況，安裝后對油系統(tǒng)進行過濾油處理，濾油化驗合格后投運；了解當時油站投運后的油壓調(diào)整情況，未見到書面材料，但根據(jù)2014年1月29日A一次風機油站油泵切換歷史記錄圖，查閱分析當時單泵運行時的液壓控制油壓約為5.3 MPa，2臺油泵運行時的液壓控制油壓具體數(shù)值不詳（雖然顯示數(shù)值5.567 MPa，但實際上已超過量程5.5 MPa，在DCS畫面上顯示為質(zhì)量壞點）。查閱風機說明書中規(guī)定液壓控制油壓大于3.5 MPa，進一步查閱歷史記錄趨勢，A、B一次風機改造后的油站單泵運行的液壓控制油壓調(diào)整控制值為5.5 MPa、4.5 MPa，在雙泵運行時油壓會更高（已超過DCS顯示量程，無法查閱）。

綜上分析，初步判斷“O”型密封圈損壞的最大可能是由于液壓控制油壓調(diào)整過高造成。

3.4 A一次風機潤滑油降低的原因

經(jīng)調(diào)閱歷史曲線，4月23日7：00，1號機組負荷557 MW，A一次風機動調(diào)開度為48%，控制油壓為3.31MPa，油泵出口潤滑油壓為0.31MPa，油站油壓正常。但自7：10機組開始降負荷后的一次風機動調(diào)自動調(diào)整過程中，控制油壓、潤滑油壓同時出現(xiàn)下降，至13：16潤滑油壓降低到0.15 MPa，控制油壓降低到3.03 MPa，說明液壓缸動作過程中壓蓋內(nèi)部“O”型密封圈破損后內(nèi)部漏油加劇，導致控制油壓進一步降低，影響到潤滑油壓同時降低［5］。

動調(diào)液壓缸上壓蓋內(nèi)部“O”型密封圈破損是造成潤滑油壓降低的直接原因，但運行監(jiān)盤人員自4月23日7：10開始一直未能及早發(fā)現(xiàn)油壓降低缺陷并采取應對處理措施，也是導致缺陷進一步擴大化的重要原因。

4 處理及防范措施

a.更換1號機組A一次風機液壓缸，并調(diào)整控制油壓正常。

b.加強運行人員基本業(yè)務技能培訓，重點是異常分析判斷和應急處理方面。

c.運行監(jiān)盤人員要精力集中，及時發(fā)現(xiàn)異常情況進行處置，異常未消除前必須做好事故預想。

d.加強設備異常分析管理，出現(xiàn)的任何異常都要按照“四不放過”原則進行徹底排查分析，并制定切實可行的防范措施，督導執(zhí)行到位。

e.加強技改項目全過程管理。按照制定的技改項目管理辦法要求，明確項目實施負責人，加強過程監(jiān)管，實施過程中的各關鍵節(jié)點要設置必要的質(zhì)監(jiān)點，嚴格質(zhì)量監(jiān)督驗收，做好詳細的檢修資料記錄。

［1］ 時 巖.600 MW機組一次風機振動大原因分析及處理［J］.東北電力技術.2014，35（5）：14-16，30.

［2］ 盧紅書，劉 娟.300 MW燃煤鍋爐濃淡燃燒技術改造與效果［J］.東北電力技術，2014，35（11）：17-18.

［3］ 董偉波，王 榮，范國強.600 MW機組一次風機振動大原因分析及處理［J］.內(nèi)蒙古電力技術，2015，33（1）：90-93.

［4］ 張永明，郝文蛇.一次風機軸承振動大原因分析及處理［J］.內(nèi)蒙古電力技術，2013，31（4）：100-102.

［5］ 寧獻武，趙繼良，伍健偉.1 000 MW機組一次風機喘振原因分析及預防措施［J］.東北電力技術，2012，33（1）：39-41.

Cause Analysis on Hydraulic Device Fault of Primary Air Fan in 300 MW Unit

WANG Shen?gang
（Huadian International Laicheng Power Plant，Laiwu，Shandong 271100，China）

Facing hydraulic device faultof primary air fan in given power plantwhich cause difficults of boiler combustion and unit trip fault，strip inspection are carried out on the hydraulic device of primary air fan.The reasons are that hydraulic device fault caused by back platemalfunctioning.In this paper，technologicalmeasures are proposed to avoid trip fault of primary air fan and to ensure the safe operation of the power system.

Primary air fan；Hydraulic；Boiler；The oil pump

TH137

A

1004-7913（2015）07-0033-04

王慎剛（1969—），男，學士，工程師，主要從事火力發(fā)電廠集控運行管理工作。

2015-05-06）