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简答题 事件经过： 2008 年 5 月 20 日， 事故前负荷 300MW， 燃气进站压力 3.4MPa， 天然气增压机运行， 燃机进气压力 3.7MPa， 燃机运行正常。 0 时 43 分， 监盘发现机组 负荷有下降趋势， 且已经下降到 290MW， 检查调度设定的 AGC 目标值仍为 300MW 未变化， TCS 没有报警信号， 但燃气流量和燃机控制信号输出 CSO 都缓慢上升。 0 时 44 分 29 秒， TCS 传来#18 叶片通道温度偏差大报警。 0 时 44 分 34 秒， #19 叶片通道 温度偏差大报警。 0 时 44 分 37 秒， TCS 传来#6、 7 压力波动高预报警、 报警、 限制等 报警并发出燃烧室压力波动高跳闸信号， 机组跳闸。 试简要叙述机组跳闸原因及防范措施？
  • 机组跳闸原因分析如下：
    （1） 跳机前负荷降低， CSO 却由 64.5%升至 75.6%， ACPFM（自动燃烧压力波动控制器发出“燃料系统异常” 和“补偿抑制” 报警。
    （2） 现场取气发现燃气成分中甲烷含量仅为 72.23%， 远低于合格燃气 95%以上 甲烷的含量； 氮气含量为 23.98%， 远高于 0.2%的标准。
    （3） 分析表明， 天然气成分变化是导致机组燃烧不稳、 灭火跳机的直接原因。 经 与天然气供应商核实， 管道改线施工结束开始恢复运行， 由于施工工艺造成约 4000 立 方米氮气无法放空， 与天然气混和局部形成氮气段塞， 氮气含量比较高， 影响机组运 行。
    防范措施如下：
    （1） 加强与天然气供应商联系， 及时掌握可能影响天然气品质的工作和时间。
    （2） 在天然气品质无法保证安全运行的情况下， 调整机组运行工况。

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