火电厂汽轮机事故案例分析.ppt

1,火电厂汽轮机事故案例分析,2010-08-31,火电厂汽轮机事故案例分析,广东电网公司电力科学研究院轮机所,2,火电厂汽轮机事故案例分析,2010-08-31,目录 一、闭式冷却水系统（2个案例）二、循环水系统（3个案例）三、凝汽器真空系统（3个案例）四、凝结水系统（3个案例）五、轴封系统（4个案例）六、EH油系统（3个案例）七、发电机密封油系统（4个案例）八、旁路系统（2个案例）九、电动给水泵系统（3个案例）十、小汽轮机系统（4个案例）十一、汽轮机主机（7个案例）,3,火电厂汽轮机事故案例分析,2010-08-31,资料来源：1、本人经历的各电厂基建调试事例 2、本人经历的各电厂技术监督事例,4,火电厂汽轮机事故案例分析,2010-08-31,一、闭式冷却水系统 1、某电厂闭式冷却水泵打不出水事件 2010年6月15日，云浮发电厂5号机组正在进行整套启动调试工作，当时机组带满负荷300MW运行。18：30左右，空压机系统因电机温度高突然跳闸，经检查是闭式冷却水系统压力过低造成，当时闭式冷却水泵出口母管压力为0.36MPa（两台闭式冷却水泵运行）。采取的措施：立即停止两台闭式冷却水泵，对泵入口滤网和泵本体进行放空气，发现上述两处积聚有大量空气。放尽空气后重新启泵出口压力正常，立即启动空压机，系统恢复正常运行，整个过程为15分钟。随后，对闭式水系统各处继续放空气。,闭式冷却水系统,5,火电厂汽轮机事故案例分析,2010-08-31,2、某电厂闭式冷却水系统膨胀水箱下不来水 深圳前湾电厂在调试过程中，曾出现过闭式冷却水膨胀水箱补不进水事件。原因分析：（1）膨胀水箱下水管与闭冷水管接口处积有大量的空气。（2）膨胀水箱下水管过小。采取措施：（1）在膨胀水箱下水管与闭式冷却水管接口附近增加放空气门。（2）将膨胀水箱下水管改大一个等级。经过上述处理后，再也没有出现过闭式冷却水系统膨胀水箱下不来水现象。吸取教训（1）定期排空气；（2）排空气不仅仅只放最高点。,闭式冷却水系统,6,火电厂汽轮机事故案例分析,2010-08-31,一、循环水系统 1、停泵后出口液控蝶阀关不到位泵倒转 某电厂循环水泵当时两台运行，因停机后需停止一台循环水泵。停止其中一台循泵时，出口液控蝶阀关到10度左右不再关闭，循环水泵倒转严重。就地强行开启液控蝶阀常闭手动油门，出口液控蝶阀才往下全关到0位，循环水泵不再倒转。吸取教训（1）停止循环水泵时就地也要安排人员，要重视；（2）停循环水泵时应先关出口液控蝶阀到15度角再停泵，防止停循泵后出口蝶阀不能关，造成泵倒转或出口压力过低。,循环水系统,7,火电厂汽轮机事故案例分析,2010-08-31,2、因循环水泵冷却水失去引起跳泵事件（1）阳西电厂循环水电机冷却水由三台冷却水泵提供，冷却水池淡水水源来自化学原水池。在一次调试运行中，中途的供水手动门被人误关。40分钟后，循环水泵电机因冷却水缺失线圈温度高跳泵。（2）顺德德胜电厂循环水泵电机冷却水有两路：一路由两台冷却水升压泵供；另一路由厂区开式工业水提供。由于该厂循环水泵房离主厂区较远，厂区工业水用量较大时，循环水泵工业水便不够压力。有一次因开式工业水压力不够，电机线圈温度急剧升高，幸亏运行人员及时发现，迅速调整厂区工业水用水量，才未造成循环水跳泵事件的发生。吸取教训（1）开式工业水作为循环水泵冷却水不可靠，最好用自身冷却水（2）循环水泵电机线圈应有温度保护。,循环水系统,8,火电厂汽轮机事故案例分析,2010-08-31,3、胶球系统收不到球现象（1）德胜电厂2号机2008年11月6日-8日，进行胶球清洗装置收球试验。初次投球时，由于胶球为1号机试运时浸泡的球，胶球外径已达25.9，而不锈钢管规格250.5mm和250.3mm两种。领新球浸泡24小时，直径为24，A侧胶球清洗装置投入胶球200只，运行30分钟后收球30分钟，收回200只，收球率为100%；B侧胶球清洗装置投入胶球200只，运行30分钟后收球30分钟，收回200只，收球率为100%。A、B侧胶球清洗装置收球率均大于95%，合格。（2）一台循泵运行只能收一半，两台循泵运行可继续收到另外的一半。（3）胶球装置收球应：先关装球室出口门，再关装球室入口门，然后再停止胶球泵运行，否则收不到球或收不全球。,循环水系统,9,火电厂汽轮机事故案例分析,2010-08-31,三、凝汽器真空系统 1、凝汽器真空查漏事例一 珠海发电厂2700MW机组1号机汽轮机为TC4F-40型中间再热、三缸四排汽凝汽式，额定功率为700MW；锅炉为辐射、再热强制循环炉，蒸气流量（BMCR）为2290t/h，它们均由日本三菱（Mitsubishi）重工业株式会社制造；发电机为美国西屋（Westinghouse）公司产品，额定功率746MW，终端电压22kV。整个工程采用设计、施工、调试总承包的方式进行，总承包商为日本三菱商事株式会社和重工业株式会社。2003年底电厂对1号机进行常规真空严密性试验，试验结果为0.24KPa/min，机组投运初期真空严密性试验结果为0.14kPa/min。2004年1月1日，1号机汽机维持一台真空泵运行，负荷320MW，凝汽器真空-96.7KPa。,凝汽器真空系统,10,火电厂汽轮机事故案例分析,2010-08-31,2007年9月底，机组负荷620MW，一台真空泵运行，凝汽器真空值已下降至-92.8kPa。应电厂委托，广东省电力科学研究院于2007年9月25日（2007年第一次）对其可疑的2号低压缸排汽膨胀节进行真空泄漏检测，从排汽膨胀节靠发电机侧面下部施放氦气，发现有漏点。珠海发电厂利用“十一”机会对1号机进行小修，开机后机组的真空效果更差，需两台真空泵才能维持真空-92.8 kPa。电厂对膨胀节下部进行注胶处理，2007年10月19日我室（2007年第二次）对排汽膨胀节处的泄漏点进行复测，发现原泄漏点的数值有所减小。2007年10月25日至27日，我室（2007年第三次）对1号机排汽膨胀节及以外的可疑点进行了检测，未发现新的泄漏点。,凝汽器真空系统,11,火电厂汽轮机事故案例分析,2010-08-31,2007年10月31日至11月04日，我室（2007年第四次）对1号机组真空系统进行了一次全面彻底的检测，共检测210个可疑泄漏点，除排汽膨胀节处泄漏外发现2号低压缸6瓦轴封处有较大的泄漏（但经提高轴封汽压力，真空无好转，初步排除），其他可疑泄漏点均无泄漏。2007年11月21日至22日，我室（2007年第五次）对1号机真空系统的轴封汽处泄漏进行了彻底地排除。即将轴封处与排汽膨胀节处的空间进行隔绝，发现轴封汽处单独并不泄漏。分析之前检测有泄漏是因为轴封汽处的气体向下流向排汽膨胀节上部的泄漏点所致。,凝汽器真空系统,12,火电厂汽轮机事故案例分析,2010-08-31,2007年12月14日至15日，我室（2007年第六次）对1号机真空系统进行检测。此次将2号排汽缸膨胀节与墙体之间空间进行灌水，从6号瓦轴封处施放氦气，发现此处一直有泄漏存在。当水位灌至接近13米时，汽轮机真空发生明显的好转。22分钟内，凝汽器真空由-92.83KPa升至-93.74KPa，且真空值随水位的升降而明显地变化。由于条件所限制，水位未能继续往上灌。至此，基本上确定珠海发电厂1号机真空泄漏点为其2号低压缸靠发电机端面接近13米处的区域面上，具体泄漏点位置见下图-1：图-1 珠海发电厂 1号机真空泄漏点示意图,凝汽器真空系统,13,火电厂汽轮机事故案例分析,2010-08-31,凝汽器真空系统,14,火电厂汽轮机事故案例分析,2010-08-31,真空系统涉及机组的经济与安全运行，应引起电厂的高度重视。由于泄漏点处外部空间过小，机组运行中无法找到具体的泄漏点，建议停机后在凝汽器内部查找出具体的泄漏部位，对具体的泄漏点在内部进行焊接，才能彻底解决问题。同时对泄漏部位进行分析，找出引起泄漏的原因，预防再次发生同类事件。虽然2号排汽缸膨胀节下部施放氦气每次检测均显示有泄漏，其实注过胶的排汽膨胀节部分本身并不泄漏，只是氦气由此经过飘向其上面的泄漏处。但由于膨胀节已被灌过胶，有机会对膨胀节也应进行检查。吸取教训（1）真空系统泄漏是常见和复杂的。（2）灌水查漏是最有效的办法，生产中机会少，基建与大修一定要重视。,凝汽器真空系统,15,火电厂汽轮机事故案例分析,2010-08-31,2、凝汽器真空查漏事例二 大唐国际广东潮州发电有限公司2号机系由哈尔滨汽轮机有限责任公司制造的CLN600-242/566/566型超临界一次中间再热三缸四排汽双背压凝汽式汽轮机组，已于2007年5月25日通过168小时试运后正式投产。2009年2月18至21日，中试所一行两人去潮州发电厂进行2号机的真空查漏工作，当时检测的测点47个，未发现可凝泄漏点。在检测本体疏水扩容器时，发现高压主蒸汽管道疏水与扩容器连接部分有水滴出，后拆除保温检查为疏水管道的弯头处有一砂眼，将砂眼堵塞后真空由之前的三台真空泵运行-95KPa升至二台真空泵的-97KPa。,凝汽器真空系统,16,火电厂汽轮机事故案例分析,2010-08-31,3、投低加造成凝汽器真空降低差点跳机 阳西电厂1号机组第一次投入低压加热器运行时，因火电安装公司挂临时牌时，将低加启动疏水与运行疏水阀的标示牌挂反，造成开运行疏水时误开启动疏水，使凝汽器真空降低至其中一跳机真空低开关动作。吸取教训：（1）投低加开正常疏水一定要确认疏水管去向；（2）关键操作一定要作好事故预想，作好重点监视。,凝汽器真空系统,17,火电厂汽轮机事故案例分析,2010-08-31,四、凝结水系统1、凝结水上水逆止门不造成凝结水管强烈振动 在停机过程中，如果进除氧器凝结水量较小，5号低加至除氧器之间管道容易出现较强烈的振动。分析原因为停机后除氧器不上水，凝结水至除氧器逆止阀不严，除氧器中的蒸汽倒流到凝结水管中迅速凝结形成真空，造成凝结水管道尤其在弯头处振动强烈。目前采取的办法是在停机除氧器有压力和温度（100）时，进除氧器的凝结水调阀旁路电动门留一定开度，使凝结水进水管一直保持管道充满水，不给蒸汽凝结的空间，则不会出现振动。,凝结水系统,18,火电厂汽轮机事故案例分析,2010-08-31,2、凝结水压力过低现象 深圳前湾电厂1号机组凝结水压力开始一直只能调至3.0MPa，而凝泵的设计扬程为350m。后经仔细检查，发现凝结水再循环旁路手动门不严有内漏，将其加紧半圈后，凝结水压力升为3.5MPa，且再循环旁路阀造成的噪声也消失了。3、凝结水含氧器超标现象 韶关电厂9号机组168小时投入运行两年后，发现凝结水系统含氧量严重超标，机组运行中未找到原因。经停机检查，发现凝结水泵入口膨胀节腐蚀穿孔，由于机组运行中，凝泵入口膨胀节为负压穿孔处会吸入空气，造成凝结水含氧量超标。,凝结水系统,19,火电厂汽轮机事故案例分析,2010-08-31,五、轴封系统 1、轴抽风机疏水管返水造成风机跳闸 某电厂因疏水管反水进入轴抽风机，造成轴抽风机过流跳闸，备用风机联启后亦因过流跳闸。经查发现，轴加风机本体疏水与加热器本体疏水汇至一根疏水母管上，而疏水母管与给水系统疏水管道相连。为给水系统放水时，返水至轴抽风机，造成轴抽风机进水跳闸。后将轴抽风机出口及风机本体疏水管单独接地沟，同时在管道中间增加漏斗，有水反出时通过漏斗的开口先放走水。,轴封系统,20,火电厂汽轮机事故案例分析,2010-08-31,2、低压轴封减温水自动无法使用故障 机组首次启动和带负荷过程中，都出现低压轴封进汽温度过高或过低，将低压轴封喷水减温器后温度测点后移至距离8米后依然如此。建议采用13.7米的低压缸汽封温度作为调整减温水量的热工测点。3、低压轴封减温水喷嘴出现堵塞现象 低压轴封减温水多次出现减不了温的情况，疑为喷头动作不良造成，对减温水喷头拆出检查，更换喷头后工作正常。另外，由于低压轴封减温水后温度点在减温水投入时显示温度值远低于真实温度（偏低60左右），在调整减温水量时是以低压轴封进汽温度为准的。,轴封系统,21,火电厂汽轮机事故案例分析,2010-08-31,4、轴加出现满水事件 德胜1号机试运期间多次出现轴加满水的情况，在机组负荷较高时，轴加水位会升高较多，有时十分钟就会满水，对多级水封进行注水排空也收效甚微，又对多级水封至凝汽器的手动门进行敲打反而会使轴加水位下降，但这只是暂时的，经过一段时间轴加水位仍然升高，后来采取间断敲打多级水封至凝汽器手动门的方式维持轴加的水位。在停机消缺的空挡将多级水封至凝汽器手动门解体检查，为门芯脱落。为防止同类问题再次发生，对轴加的疏水系统进行了改造，在多级水封的第二级单独引出一路至凝汽器，在多级水封第一级增加一路放水排地沟的管道。,轴封系统,22,火电厂汽轮机事故案例分析,2010-08-31,六、EH油系统 1、EH油流量过大温度降不下来（1）阳西电厂1号机组第一次调整好EH油泵压力后，发现EH油箱油温无法控制，运行一段时间后便升到60以上，被迫停泵。经解体检查冷却器未发现异常，后将过压阀调高，EH油泵流量降低后温度变为可控。（2）深圳前湾电厂3号机组开始调试EH油系统时，发现EH油温度始终下不来，运行一段时间后便升到60以上，被迫停泵。多次检查冷却水系统均未发现异常，后将冷却水管拆开未见有水流通，原来冷却水切换三通阀阀芯装反，实际开关方向与内部通断方向不一致。,EH油系统,23,火电厂汽轮机事故案例分析,2010-08-31,2、误按EH油泵联锁按钮造成启泵伤人事件 顺德德胜电厂2号机组调试EH油系统时，因汽机平台隔膜阀控制油管渗油，安装单位停泵进行加紧工作，安装人员将EH油泵打至就地位，就地安排人看护以防有人启动。另一单位一新员工，以为EH油泵处于就地停止位比较安全，动了一下就地联锁按钮，当时EH油泵因联锁投入且压力低两台同时启动。安装人员因加紧无效将隔膜阀上控制油管拆开，EH油喷到安装人员眼睛里，幸亏当时处理及时，送医院进行清洗才未酿成大祸。吸取教训：（1）安装单位不能随意扩大检修内容，任何细小的工作都应办工作票；（2）新员工不能随意动现场“自认为很安全”的东西。,EH油系统,24,火电厂汽轮机事故案例分析,2010-08-31,七、发电机密封油系统 1、密封油系统油水检漏装置发现有油 德胜电厂2号机在密封油投运初期，经常有油从油、水检漏器处少量流出。经检查励侧密封瓦端盖有一直径约40mm左右的通孔，通孔之前被一层薄弱的金属和油漆覆盖住，后用一块铁板焊上，再未出现漏油的现象。2、密封油系统溢油进入发电机内 有两个电厂均因密封油排氢调节油箱回油手动门被安装单位关闭而造成发电机进油。其中一个为东汽厂的密封油系统,进油达8桶约1.5吨左右；另一个为哈汽厂的密封油系统，因及时发现油水报警，进油较少。,发电机密封油系统,25,火电厂汽轮机事故案例分析,2010-08-31,3、密封油排烟风机出现大量漏油情况 阳西电厂发电机密封油排烟风机多次出现有许多油抽出，经分析认为密封油循环油箱容积过小，造成油箱与排烟风机抽出口预留空间不够。建议在油管与油箱连接部位增加一段扩容段，或在油箱上部油管接一根小的回气管。4、密封油压力下降造成氢气大量泄漏 南海发电厂2号机在汽轮机第二次冲转后发电机汽侧发生漏泄打闸停机,后经检查分析为氢压表管至密封油箱回油不畅所致,后经常放油而得到改善,停机消缺时将管道进行适当改大此问题得到彻底解决。,发电机密封油系统,26,火电厂汽轮机事故案例分析,2010-08-31,八、旁路系统 1、某电厂低压旁路阀阀杆拉断事件 某电厂2300MW机组低压旁路蒸汽调节阀由瑞士CCI有限责任公司生产，美国CCI公司负责供货。2008年8月31日14时31分，1号机组调试期间负荷首次升至270MW，发现锅炉右侧空气预热器热风管膨胀节严重漏风且冒火星，锅炉手动MFT，汽轮机跳闸。14时31分45秒，发出低旁阀快开指令，低旁阀随之快开至90%，阀位在80%-95%之间振荡厉害。14时33分47秒，因凝汽器真空低发出低旁阀快关指令，低旁阀关至0位，但低旁阀开度在0%-16%之间振荡也比较厉害，波动时间为45秒左右。,旁路系统,27,火电厂汽轮机事故案例分析,2010-08-31,14时34分50秒和14时35分04秒两次因凝汽器真空低发出快关低旁阀指令，阀门关死。14时37分03秒，低旁阀阀前压力大于4.12MPa发低旁阀快开指令，而阀位指令固定为35%不再变动，此时发现低旁阀无法开启，确认低旁阀阀杆已被拉脱损环。高旁阀动作情况：14时31分53秒，因汽机跳闸和低旁阀快开，发高旁阀快开指令，高旁开至70%时快开指令消失，高旁阀阀位在55%-86%之间变动。14时33分50秒，因低旁阀快关，发高旁阀快关指令，高旁阀关闭。随后，因低旁阀开度在0%-16%之间多次波动，造成高旁阀短时间内多次开关，最终阀位至80%不再变动。此时，高旁阀定位器已损坏，阀门已无法操作。热工人员在工程师站给高旁阀发快关强制指令，高旁阀关闭。,旁路系统,28,火电厂汽轮机事故案例分析,2010-08-31,后果及原因分析 低旁阀阀芯门杆与执行机构活塞缸门杆被拉脱，其中前者上部螺纹全被拉掉。低压旁路阀为角型布置，阀芯向上运动为开启阀门，介质流向为从阀芯上往阀芯下流动。阀门开时必须克服进口侧蒸汽对阀芯的压力，即开启阻力型阀门。低旁阀设计阀前压力3.119MPa，阀后压力0.76MPa，关闭压差为2.359MPa。而当阀前压力为4.12MPa（锅炉再热安全阀动作值4.51MPa）时，关闭压差为设计压差1.42倍。另外，低旁阀阀座400mm，阀前压力为4.12MPa，计算低旁阀最大开启力矩为5.3t（现场测量下部阀杆24mm）。,旁路系统,29,火电厂汽轮机事故案例分析,2010-08-31,综上所述，初步分析认为阀杆拉脱是阀门过力矩造成的。处理情况及建议（1）根据阀门的设计参数须依据阀门可能出现的最高工作压力和最高工作温度设计原则，建议尽可能增加下部阀杆的受力强度，更换大一号的阀杆重新装配。（2）已取消高、低压旁路阀在逻辑上的快开功能，仅保留手动快开。,旁路系统,30,火电厂汽轮机事故案例分析,2010-08-31,2、高旁接线预留间隙过小造成开度失真操作不动 2009年11月30日，阳西电厂2号机组停机过程开高低旁时，高旁阀指令为16%时，反馈在1220%之间波动，打闸停机后反馈为坏点，随后高旁阀便操作不动。就地检查旁路阀液压控制油压力正常，高旁阀热工控制柜电源输送和显示亦正常。停机停炉后检查发现控制线与高旁阀上的插头松动，重新插好后指令与反馈一致正常。原因分析：在停机过程中，高旁阀管热胀冷缩，带动热控线位移，而热控线预留膨胀余地过小。后将热控线电缆放长后，再没在出现以上故障现象。,旁路系统,31,火电厂汽轮机事故案例分析,2010-08-31,九、电动给水泵系统 1、电动给水泵再循环阀电磁阀问题跳泵 2009年10月15日16时46分，阳西发电厂2号机电动给水泵再循环阀反馈突然显示为-25%，跳电泵，5分钟后再循环又自动开至100%，就地检查未发现异常。2009年12月15日11时33分，电泵再循环门又出现异常跳泵，DCS上指令为100%而反馈显示为0%，就地阀门实际上全开，经热工检查，就地反馈松动。电泵再循环多次出现异常跳泵，之前因进口电磁阀等部件拆至1号机，采用国产附件代替，建议尽快恢复使用阀门的进口附件。,电动给水泵系统,32,火电厂汽轮机事故案例分析,2010-08-31,2、电泵给水泵再循环阀逻辑修改 阳西电厂1号机组调试过程中，多次出现电动给水泵因故跳闸，首出均为：电泵运行且电泵给水流量190t/h延时10S，电泵再循环流量调节阀未开足（小于90%）。经三次修改此逻辑，最后经启动委员会签字决定，将此条逻辑改为：电泵运行且电泵给水流量190t/h延时25S，电泵再循环流量调节阀未开足（小于80%）。电动给水泵再未因此条逻辑跳闸。,电动给水泵系统,33,火电厂汽轮机事故案例分析,2010-08-31,3、汽机跳闸后三台电动给水泵均无法启动 广东国华惠州热电厂2330MW机组系东方汽轮机厂生产的CC330-16.7/2.7/1.3/538/538型亚临界、中间一次再热、高、中压分缸、三缸双排汽单轴布置抽汽供热凝汽式机组。配置的3台50容量电动给水泵由上海电力设备修造厂生产，液力偶合器由VOITH生产。2010年2月27日01时46分，2机带330MW负荷，发电机因励磁变过负荷保护跳闸，锅炉MFT。01时50分，因汽包水位偏高自动控制将A、B电动给水泵勺管减小到不出力，两泵流量均小于190t/h，各自的再循环门超驰开至100%，5秒钟后再循环被自动调节关至0%位置，两台电动给水泵均因“给水泵运行，进口流量130t/h且最小流量再循环位置80%，延时30S”逻辑跳闸。,电动给水泵系统,34,火电厂汽轮机事故案例分析,2010-08-31,由于两台电动给水泵跳闸时间接近，相差仅2秒。热工联锁同时发出启动C1和C2电动给水泵，因C1和 C2给水泵开关电气不允许同时合上，电气发电动给水泵C差动保护动作故障，跳开C1和C2，同时闭锁C1和C2启动允许，故C1和C2均未启动成功。事故原因分析 两电泵因“前置泵出水流量190t/h，再循环阀超弛开，5秒脉冲”逻辑使再循环超驰开，5秒脉冲后，因再循环自动逻辑误将之前各泵的给水流量（400 t/h）作为此时的电泵流量，自动逻辑为“给水泵流量220 t/h 400t/h，对应再循环开度函数为100%0%开度”，故自动逻辑将A、B电动给水泵的再循环全,电动给水泵系统,35,火电厂汽轮机事故案例分析,2010-08-31,关，此时因锅炉压力较高，电泵勺管被减得很小，给水泵处于未出力状态，流量未超过190 t/h，再循环超驰开未能复位，无法保证第二次超驰开。故两台给水泵均因“给水泵运行，进口流量130t/h且最小流量再循环位置80%，延时30S”逻辑跳闸。在A、B电动给水泵相继紧接着跳闸后，C电动给水泵未联锁启动，主要为闭锁C2电泵启动信号为C1电泵的运行反馈，而在发C1电泵启动指令后2秒内，C1电泵的运行反馈无法来到，故C2电泵的启动指令依然能发出，造成同时联锁启动C1和C2电泵，被电气闭锁反而启不起来的情况。,电动给水泵系统,36,火电厂汽轮机事故案例分析,2010-08-31,处理情况（1）将再循环调节阀的原逻辑“前置泵出水流量190t/h，再循环阀超弛开，5秒脉冲”改为“前置泵出水流量190t/h，再循环阀超弛开，长脉冲；同时将再循环的自动切为手动”；（2）C1泵启动指令发出后，原用反馈闭锁C2泵启动改为“C1泵的反馈或C1泵的启动指令”闭锁，判断C1和C2启动指令的先后性，使C1和C2泵在一个启动周期内只能启动先有启要求的一台，闭锁另一台。同时，当C1泵跳闸后电气自动复位C2泵的差动保护故障，以便C2泵有启动允许条件。,电动给水泵系统,37,火电厂汽轮机事故案例分析,2010-08-31,十、小汽轮机系统 1、危急遮断器打扳与飞锤间隙小造成跳机 阳西发电厂1号机组B小机曾发生过四次未知原因跳机，转速在1300r/min至5400r/min间不等。经过现场检查和记录分析，发现小汽机的低压安全油压在跳闸前瞬间降低，导致小汽机跳闸，分析认定问题在小汽机的危急遮断装置工作不正常，后检查发现危急遮断器飞锤与打板间间隙过小，间隙由0.2mm调至1.0mm后再未出现过不明原因跳机现象。,小汽轮机系统,38,火电厂汽轮机事故案例分析,2010-08-31,2、小机自动挂不闸故障 阳西电厂2号机两台小机在初次试小机挂跳闸系统时，发现远方挂闸后必须在就地重新复位才能挂上闸，且挂闸后就地打不动危急遮断器跳不了闸。经检查，小机机头安全油管与复位油管接反，对换油管后远方复位直接可以挂上闸，就地手动打闸危急遮断器也正常。3、小机进油模块油孔开错造成汽门不能全开 阳西发电厂2号机开始调试时发现，B小机高压主汽门远方无法关闭，挂闸时就地只开一半。更换电磁阀无效果，将B油动机模块换到A小机上后，A小机亦如此，经厂家拆开检查进油模块，发现有一个孔未开，在进油模块上重新开孔后油动机带高压主汽阀动作正常。,小汽轮机系统,39,火电厂汽轮机事故案例分析,2010-08-31,4、小机真空在运行中出现下降现象（1）阳西1号机A小机在运行过程中出现排汽压力下降至-27 kPa，就地真空表和真空开关下降至-72kPa，经查为引压管积水所致，实际上真空正常，多次排空吸气后不久又会积水。建议找机会增大引压管管径和提高表计安装高度至取压点上方，防止引压管积水现象。（2）2号机将小机真空变送器从6.9米改到13.7米，在运行中2B小机真空依然出现明显下降，排汽压力真空值下降至-85 kPa，就地真空表和真空开关真空值下降至-75kPa，经查亦为引压管积水所致，后解除真空低跳小机保护，火电放水后就地真空值回复至-90kPa。建议找机会增大引压管管径和增加回水平衡管，或提高表计安装高度至取压点上方，防止引压管积水现象。,小汽轮机系统,40,火电厂汽轮机事故案例分析,2010-08-31,十一、汽轮机主机 1、某电厂中压缸进水造成转子弯曲动静碰磨 2009年3月29日00：21分，某厂1号机按中调计划停机备用，停机时主汽压力6MPa、温度480。07：40分高压外缸温度由354开始下降，07：43分大轴偏心波动最大值为67m，盘车电流29A。运行人员初步判断为高压缸进水，开启高压缸各部疏水阀进行紧急疏水。08：26分高压外缸温度最低下降至81开始回升，高压缸内缸上、下金属温差最大为120。08：35分，大轴偏心恢复至正常47m，盘车电流恢复正常25A。经查，高旁减温水关断阀不严，减温水漏入高排逆止阀后冷段再热蒸汽管道，通过高排逆止阀倒流进入高压缸所致。,汽轮机主机,41,火电厂汽轮机事故案例分析,2010-08-31,发现的主要问题 2009年4月16日，高中压缸转子吊出后对机组进行全面的检查，主要发现高压缸12级下隔板汽封片均有不同程度磨损（见图），磨损量在2.32.7mm范围之间。转子弯曲度和各级叶轮瓢偏均正常，推力间隙、主油泵油档间隙、各轴瓦紧力同安装前比较略有变化。,汽轮机主机,42,火电厂汽轮机事故案例分析,2010-08-31,处理及建议 1、对高压缸隔板椭圆度进行检查，高压缸下部隔板汽封片应全部进行更换，更换后恢复至正常的隔板汽封间隙0.7 0.8mm。2、对高中压缸及相连的管道，尤其是冷再管道进行详细的裂纹及强度检查。3、对汽缸本体滑销系统和各大主要管道支吊架进行相关的检查；4、高排逆止门前疏水阀逻辑中，将疏水罐液位高自动联开2秒脉冲取消，改为发长信号直接联开。当疏水罐液位高信号存在时，疏水阀无法手动关。5、高压缸排汽口的冷段再热垂直管上与冷段再热,汽轮机主机,43,火电厂汽轮机事故案例分析,2010-08-31,管最低点，现已分别装设有一支热电偶，根据这两支热电偶的温差来判断管道中是否有水存在。两者温差大时发长信号直接联开高排逆止阀前、后疏水门。6、在高旁减温水气动调节阀和气动隔离阀之间装设手动疏水阀，用以定期检查气动隔离阀的泄漏情况。7、从磨损物置留在受磨点来看，磨损发生在盘车过程中。建议当汽缸上、下温差大于50，晃动值波动较大时，采取闷缸措施，停止连续盘车。可将转子采取多次180盘转，进行自重法校直转子，当转子晃动值及方向回到原始状态时，方可投连续盘车。8、由于该机组没有设置高排通风阀，在以后的停机闷缸过程中，应保证高排逆止阀前或后疏水阀处于常开状态。,汽轮机主机,44,火电厂汽轮机事故案例分析,2010-08-31,2、主机低压缸差胀偏大 阳西电厂汽轮机在带满负荷情况下，低压缸差胀为12.2mm，机组在打闸前为11.8mm，打闸后低压缸差胀很快上升到报警值15.24mm甚至跳机值16.0mm以上。经咨询厂家和同类型已投运电厂，发现上海汽轮机厂生产的600MW超临界机组均有类似现象。生产厂家给的意见是：低压缸差胀值最大可以达到18.0mm，不会造成机组损害。其他电厂采取的办法：在机组低压缸差胀大于高报警值不允许启动时，将凝汽器真空降低，使低压缸差胀小于高报警时再启动机组。本机采取的方法是强制低压缸高报警甚至是高跳机值进行开机，待机组冲转到600r/min左右，低压缸差胀小于高报警值后恢复强制。,汽轮机主机,45,火电厂汽轮机事故案例分析,2010-08-31,建议采取降低真空或延长启动时间间隔的方法，不建议利用强制解除保护的办法3、主机挂闸30秒内打不了闸问题 做汽机主机保护试验时，挂闸后30秒内打不了闸，即30秒内汽机打闸后又会自动挂闸，查ETS热工逻辑设计如此。经咨询上海电气厂家，答复上汽机组均如此。在我们坚持要求修改逻辑，保证掉闸优先的情况下，上气集团发来新修改的逻辑版本，但由于过168在即当时未更换新逻辑。建议168后找机会进行更换新版逻辑，确保机组的安全。,汽轮机主机,46,火电厂汽轮机事故案例分析,2010-08-31,4、主机盘车护罩与主轴碰磨问题 2009年08月30日，上汽厂生产的某汽轮机组首次冲3000 rpm后，因凝泵入口滤网堵被迫打闸停机，惰走过程中发现7瓦盘车处振了几下，最后惰走时间为43分钟（而之前机组2300 rpm打闸惰走时间为55分钟）。2009年09月01日，机组第二次从3000 rpm打闸，汽机惰走过程中，发现低压缸差胀由11.8mm上升到15.5mm，低压缸盘车处有明显的摩擦声音，惰走时间为43分钟。停机揭轴承盖发现盘车护罩有变形，由于护罩厚度只有5mm刚度不够，直角部分有近2度的变形，轴向近轴处最大有10mm的位移量，轴向园周的一圈有2mm宽局部磨穿的痕迹。火电更换新的护罩。,汽轮机主机,47,火电厂汽轮机事故案例分析,2010-08-31,2009年09月13日，主机带完满负荷后因锅炉再热器管有漏，停机惰走过程中发现盘车护罩处仍有轻微的摩擦声音，但惰走时间较正常为53分钟。停机揭轴承盖发现盘车护罩有轻微磨损，轴向园周的一圈有10mm宽弧带被磨光。火电将盘车护罩轴向割开后，增加10mm的铁环，使盘车护罩与主轴连接螺栓最小轴向距离由18mm左右增加到28mm。这样处理后，盘车护罩与主轴之间再也未发生过碰磨。,汽轮机主机,48,火电厂汽轮机事故案例分析,2010-08-31,5、热工保护不合理导致振动大跳机 在一次中速暖机结束升速3000 r/min的过程中，出现了4X方向轴承振动大跳机的情况（实际振动值177 um，未达跳机值），经检查发现TSI卡件设置了自保持功能，也就是保持了上次轴承振动超过跳机的那个定值，而在启动之前进行了主机轴承振动大跳机的试验，卡件也就保持了一个跳机值，当过临界出现另一个方向的振动超过报警值时就触发了主机保护，从而造成了汽机误跳。为防止再此出现保护误动情况，热工将此自保持功能取消。,汽轮机主机,49,火电厂汽轮机事故案例分析,2010-08-31,6、中压主汽门活动试验打不开现象 顺德电厂1号机组在进行中压主汽阀活动试验时，出现主汽阀关闭后无法正常开启的现象，检查逻辑为先关闭对应中调阀再关闭中主阀，然后开启中主阀后再开启对应中调阀，但中主阀前后压差较大，使其开启力矩很大，而抗燃油提供的力矩有时不足以克服这种开启力矩使中主阀打开。将中主阀前后连通阀开启，做中主阀活动试验中主阀可以正常打开。另建议逻辑改为待中主门开启后，中调门再开始开启。,汽轮机主机,50,火电厂汽轮机事故案例分析,2010-08-31,7、发电机跳闸汽机转速异常分析 广东国华惠州热电厂2330MW机组系东方汽轮机厂生产的CC330-16.7/2.7/1.3/538/538型亚临界、中间一次再热、高、中压分缸、三缸双排汽单轴布置抽汽供热凝汽式机组。转速异常过程 2010年2月27日01时46分20秒，2机组首次带上330MW负荷，发电机因发变组励磁变过负荷保护动作跳闸。发电机跳闸53毫秒后汽轮机跳闸，55毫秒后OPC动作，85毫秒后高压主汽门MSV1关到位，109毫秒后高压主汽门MSV2关到位，275毫秒后中压联合汽门RSV1/CV1关到位，284毫秒后中压联合汽门RSV2/CV2关到位。,汽轮机主机,51,火电厂汽轮机事故案例分析,2010-08-31,01时46分21秒，各段抽汽逆止门及高排逆止门发关闭指令；01时46分22秒，各段抽汽逆止门及高排逆止门开反馈消失；2秒后四段抽汽逆止门2和五段抽汽逆止门关到位，27秒后二段抽汽逆止门关到位，5分钟46秒后四段抽汽逆止门1关到位，6分钟4秒后三段抽汽逆止门关到位，6分钟33秒后高排逆止门关到位，10分钟51秒后一段抽汽逆止门关到位，27分钟33秒后六段抽汽逆止门关到位。01时46分33秒，汽轮机最高转速升至3304转/分；01时47分28秒，汽轮机转速降至3000转/分；02时32分09秒，汽轮机转速降至0转/分，总惰走时间为45分钟36秒。,汽轮机主机,52,火电厂汽轮机事故案例分析,2010-08-31,在机组跳闸转速出现飞升后，运行人员迅速在就地检查各段抽汽逆止门及高排逆止门实际开关状态，发现：一段抽汽逆止门就地在3/4位置，二、三段抽汽逆止门就地在1/2位置，四、五段抽汽逆止门就地基本关到位，六段抽汽逆止门就地在1/3位置，高排逆止门就地在1/2位置。原因分析 从以上过程中，我们可以看出：1）在发电机保护动作后，汽轮机跳闸和OPC动作均迅速且正确，284毫秒内所有主汽门和调节汽门均相继关闭到位；2）在汽轮机跳闸后，各抽汽逆止门和高排逆止门关闭指令快速发出，除四段抽汽逆止门2和五段抽汽逆,汽轮机主机,53,火电厂汽轮机事故案例分析,2010-08-31,止门关闭迅速外，其它逆止门均关闭迟缓，飞速过程中关闭迟缓的逆止门均有较大的开度。当时2号机组处于基建调试期间，供热未投入。事故发生时机组处于高负荷阶段，高压缸夹层加热和倒暖汽源均处于退出状态，手动门均已关死严密不漏，轴封蒸汽压力和凝汽器真空正常。机组并无其它的汽源造成汽轮机超速。可见，汽轮机转速飞升的主要原因是以上逆止门未关到位造成。汽轮机跳闸后，当时高压缸各测点的压力均在4MPa左右，这些压力蒸汽通过汽缸本体疏水进行流动做功。中、低压缸压力虽然较低，但通过相应抽汽管道倒回的蒸汽直接进入低压缸或凝汽器，仍然具有相当的做功能力。,汽轮机主机,54,火电厂汽轮机事故案例分析,2010-08-31,至于逆止门热态状况下关不到位，我们分析主要为卡涩和关闭力矩不够所致，造成的原因有以下几种可能性：1）门杆与阀座材料膨胀不同步，出现卡涩；2）门杆密封件在热态下膨胀，限制了阀杆动作的灵活性；3）汽缸与活塞尺寸与设计存在误差；4）压缩空气进、排气管道不畅通；5）关闭弹簧力矩不够。建议及处理情况 该机组为多级供热，对逆止门关不到位造成的汽轮机超速应引起足够高的重视，未彻底处理好之前机组严禁进入启动和甩负荷试验阶段。具体建议如下：,汽轮机主机,55,火电厂汽轮机事故案例分析,2010-08-31,1）针对以上热态情况下出现的卡涩和关闭力矩不够的几个可能原因逐条进行落实和排除；2）各逆止门在关闭时间测试时发现有1.5秒的动作延迟，热工方面尽量减小以上延迟时间，如采用硬接线回路等；3）在冷态下进行关闭时间测试外，在热态状况不同工况下应进行单个阀门的动作试验；4）尽量选购进口的逆止门及操作机构，保证动作可靠；5）对1号机进行同样的检查和处理。经过厂家解体各逆止阀，关闭时间均在1秒左右，热态多负荷做活动试验正常后，做甩负荷试验未出现飞速的情况。,汽轮机主机,56,火电厂汽轮机事故案例分析,2010-08-31,谢谢！,