国产600MW机组典型汽机事故汇编

.发电机消泡箱溢油1.设备简介密封油密封瓦为双流环式密封瓦，系统分空侧密封油和氢侧密封油两个部分，空侧油设有空侧密封油箱和一台空侧交流油泵、一台直流油泵，氢侧油设有氢侧密封油箱和两台空侧交流油泵，氢侧密封油箱顶部和底部装有4支针阀，用于运输或紧急情况下限制氢侧油箱的排油阀或补油阀工作，密封油系统投入运行时，均应完全打开。2.事件经过03年10月16日机组调试时为处理1号机组密封油备用压差阀无法自动跟踪问题，9：40施工单位办理“密封油备用压差阀”检修工作票，17：10工作结束。在此期间，为配合DEH仿真试验，9：51启动密封油高压备用油泵运行，10：11启1AEH油泵运行，17：05启交流润滑油泵运行。18：07CRT画面发消泡箱油位高报警；19：15运行人员检查发现就地发电机检漏仪有油滴出，密封油氢侧回油箱满油，就地检查发现高压备用密封油泵至密封油手动门关闭，发电机密封油备用压差阀前后手动门开启，就地悬挂的“禁止操作”牌被弃置一边，立即关闭密封油备用压差阀前手动门，启动氢侧密封油泵强制排油，5分钟后，氢侧回油箱油位降刻度50，停泵。同时联系施工单位进行排油处理。19：35从发电机出线端检漏仪排出油4.5桶，机侧检漏仪排出油0.5桶，打开发电机底部放油没有油放出。3.原因分析3.1发电机密封油备用压差阀入口门开启是造成发电机消泡箱溢油的直接原因。密封油备用压差阀没有经过调试整定，处于不可投运状态，无法起到正常调节左右；3.2当时发电机内部无风压，交流润滑油泵处于运行状态，低压油通过尚未整定好的密封油备用压差阀进入密封瓦使密封油氢侧回油量增大，氢侧回油箱满后很快充满0.1M3的消泡箱并越过迷宫式档油板和转子之间的间隙进入发电机内部；3.3密封油氢侧回油箱上下四个强制手柄，在系统投运时应保持处于完全松开状态，以保证浮子调整阀的正常工作，当时密封油氢侧回油箱上部两个强制手柄处于强制状态，使得氢侧回油箱油位高甚至满油后，排油不畅，使得油位继续升高，造成消泡箱进一步满油。4.吸取的教训4.1密封油氢侧回油箱上部两个强制手柄处于强制状态，是造成发电机进油的根本原因，在工作票办理过程中存在漏洞，施工单位在办理与运行设备相关联的设备检修开工时，未进行现场监督，工作票终结未到就地核实验收，把关不利；4.2监盘不够认真，发生消泡箱油位信号后未能及时发现，直至就地巡检才发现，延误了异常事件的处理时机；4.3由于试行主副值值班，当班制采用人员轮换制，使监盘人员不能连续掌握整个系统运行的全过程，不能及时统筹考虑目前运行系统的状况，造成监盘针对性不强；4.4正在调试或调试过程的缺陷处理，必须由调试单位认可，并完成对缺陷设备检修的处理要求，由值长统一下令执行。2.疏水门内漏造成低真空保护动作跳机1.设备简介机组热力回热系统设计为“三高四低一除氧”配置，加热器疏水采用逐级自流，高加疏水进入除氧器，低加疏水回到凝汽器，各加热器的危急疏水通过机组疏水扩容器排入汽轮机凝汽器；各台高加的连续排气接到除氧器，低加的连续排气接到凝汽器。2.事件经过：03年10月24日机组负荷120WM，电泵运行，1A、1C真空泵运行，低加、高加投入运行，1E磨运行。1：06发现高压缸上下缸温差有上长趋势，280/317℃，Δt为37℃；1：37机组升负荷至120WM；1：41高压缸上下缸温差为274.5/317.1℃，Δt为42.6℃；由于高加冲洗危急疏水直接排至凝汽器，经现场分析认为高加运行即1、2抽投入使得高压下缸通流量增大，使得高压缸下缸进一步被加热是影响高压缸上下缸温差增大的主要原因。1：50开始逐渐关闭1号、2、3高加抽汽，退出高加运行。2：05发现凝汽器真空下降，至-85Kpa运行人员手动开启1B真空泵不成功，2：07施工单位处理好1B真空泵后，启动成功，真空回升；2：10低真空保护动作停机。3.原因分析：3.1经现场查找，发现高加退出运行后，虽然#3高加正常疏水到除氧器电动门、调整门关闭，但其后手动门处于开启状态，存在内漏现象，当#3高加内部压力为零时，在当时除氧器压力为零，其排氧门在开启的状态下，空气经#3高加正常疏水进入凝汽器,造成凝汽器真空破坏，引起保护动作停机；3.2当真空降到-85Kpa1B真空泵未联启，手启也未成功，虽后来经就地配电室开关保护复位启动成功真空回升仍然造成保护动作，是造成停机的又一重要原因。4.吸取的教训：4.1利用组消缺时间对3号高加正常疏水电动门进行处理，保证其严密性；4.2现在低真空联起备用泵的压力测点分别取自运行的两台真空泵入口真空变送器，当两台真空泵入口真空都低于-85Kpa时才联启第三台真空泵，而实际上凝汽器真空与真空泵入口真空是不等同的，原设计上凝汽器真空未设计到DCS的变送器，只有压力开关，真空泵联锁无法直接取自凝汽器真空。应当加装凝汽器用于真空泵联锁的变送器或压力开关，保证联锁的可靠性；4.3DCS画面上报警不能立即显现，需进一步完善；4.4在主要画面上增加凝汽器真空画面监视点；4.5真空泵过电流保护频繁动作，其保护整定值与启动电流太接近，电气对保护值进行修正；4.6在除氧器加热蒸汽压力为零时，退出高加前先将#3高加疏水倒到危急疏水，然后关闭#3高加正常疏水调门后手动门；4.7机组运行期间，除氧器加热蒸汽压力最低整定压力为0.0149MPa，避免无压运行。3.电泵前置泵入口安全门漏1.设备简介机组的给水系统采用2台50%BMCR的汽动给水泵组和1台30%BMCR的电动调速给水泵组。正常时，二台汽动给水泵并联运行满足机组带额定负荷要求。单台汽动给水泵运行，可供给锅炉60%BMCR的给水量。一台汽动给水泵和一台电动给水泵并联运行，可供给锅炉90%BMCR的给水量。为防止给水泵出口或减温水管道逆止门不严，造成高压水串到低压管道，造成低压管道超压，在设计上三台给水泵的前置泵入口管道均设有安全阀。2.事件经过03年12月14日1号机组带负荷600WM，两台汽泵运行，电泵备用，除氧器水位2563mm,除氧器压力0.73MPa。20：30运行值接设备维护汽机点检专业“1号机电泵前置泵泵体补焊隔离措施”；隔离前电泵处于备用状态：出口门、进口门、再循环调门及至除氧器水箱电动门在开启，再循环至除氧头电动门在关闭，出口旁路调节阀在关闭，勺管在10％，增压级出口门在关闭，给水系统电泵中间抽头至再热减温水母管有逆止门，增压级出口至过热器减温水母管有逆止门，出口至给水母管有逆止门。20：50运行人员开始按工作票要求的措施进行隔离，就地关闭中间抽头手动门，电泵入口加药门。20：53运行人员关闭电泵前置泵入口门，20：54关闭电泵出口门及旁路副阀，20：55开始关闭再循环调节门及至除氧器水箱电动门，此时压力升高到1.26MPa,就地检查发现地沟有蒸汽反倒出，检查为电泵入口安全门起座（动作设定值为1.8MPa），怀疑电泵中间抽头至再热减温水母管逆止门，增压级出口至过热器减温水母管逆止门，出口至给水母管逆止门有内漏。21：00开启电泵入口门，就地检查正常，电泵入口安全门回座，巡操就地手动压紧出口门电动门、增压级电动门、抽头手动门、出口旁路电动门。21：08关闭电泵入口电动门，就地检查正常，并手动压紧入口电动门。3.原因分析3.1电泵作备用状态，其出口门及旁路电动门保持全开，勺管保持10％开度，增压级后电动门及旁路调整阀在关闭状态，从上面经过分析看，电泵出口逆止门存在漏流现象，在做备用状态时，一部分高压水串流至低压侧，由于前置泵入口门及再循环均接至除氧水箱且完全开启，压力未有明显升高现象，同时说明漏流量不是很大，不足以使给水泵倒转；3.2由于存在漏流现象，一部分水流从给水泵高压侧经由低压侧进入除氧水箱，运行人员在进行措施隔离时，首先关闭给水泵入口门，造成压力开始由0.93MPa,突升至1.0MPa,在入口门关闭的同时又关闭了电泵出口门，使得流动水流在入口门关闭时产生的水锤压力曲线与关闭电泵出口门产生的水锤压力曲线在管道内相互作用，导致压力直线上升，引起系统压力突变。从飞升的压力看，逆止门漏量不是很大，介质流速也不是很快。4.吸取的教训4.1电泵出口逆止门存在一定的漏流现象，利用检修机会，对内漏阀门进行检修处理。4.2运行人员在操作上未按照先隔离高压侧，在隔离低压侧的原则进行操作，违反操作顺序，暴露出运行人员对基础操作原则缺乏实质性的认识，操作存在随意性；运行操作要严格执行运行规程和安规、反措的要求，避免操作的随意性。4.3入口安全门整定值为1.8MPa,实际动作值为1.26MPa，安全门整定不准，需对安全门整定值进行重新整定；4.4加强运行人员对运行规程的学习和基本操作技能的培训，提高对系统的认知水平。4.5操作前高岗人员要对操作人员进行交底和指导，操作过程中要利用DCS上的趋势图对系统的变化加以分析，避免盲目操作。4.6针对此事，举一反三，加强对备用设备隔离、设备切换、试验等工作的风险预控，提高安全意识，防范意识。4.1A凝结泵电机下轴承损坏及低旁三级减温水管道与支吊架连接焊口开裂1.设备简介每台机组配备两台100%容量的凝结水泵，1台运行1台备用。凝结水泵为立式双壳体结构，叶轮为闭式并同向排列,首级叶轮为双吸型式,泵本体设有平衡机构和推力轴承，转子轴向力自身平衡。电动机为空水冷式电机，电机不承受泵的轴向推力。2.事件经过：1号机组CD、EF层共六只油枪,机组处于暖管阶段,主汽压力3.5MPa,温度340℃，高旁开度15%,低旁开度50%;除氧器水位2700mm,除氧器30%、70%调整门开度均为0%,凝结泵所带主要用户为旁路三级减温水,凝结水最小流量阀投自动;1A、1B循环泵运行;1A凝结泵运行,1B凝结泵备用,主机处于盘车状态。12：10汽机冲转参数满足，请示调试人员准备汽机冲转；12：20调试所热控人员通知因汽机ATC逻辑修改后要进行＃1汽机ATC修改逻辑上传，并交待有可能会影响到机组真空泵正常运行，调试所机务人员同意其进行；12：24发现DCS给水泵系统、真空系统、循环水系统等画面测点及参数、设备及阀门状态变红消失，两台循泵出口门反复开关，手动将1A循泵出口门开启；12：301号炉MFT，首出是“燃料丧失”，OFT发出，调试所人员交待原因为上传逻辑时导致燃油跳闸阀失电关闭，立即关闭所有油枪手动门，炉膛吹扫后减小炉膛通风量，锅炉停止排污；12:31DCS画面恢复正常。当时1A循泵出口门由于运行人员人为干预使其正处于开启状态,而1B循泵出口门因无法操作，DCS画面恢复正常时正处于关闭状态,因而保护动作跳闸。12：34汽机巡操员在0米补氢时听见突然有异常声音，立即检查发现1A凝结泵电机下导瓦冒烟并有火花，就地按事故按钮紧急停泵并同时汇报值长和主值。主控值班员立即启动1B凝结泵，管道振动较大，检查发现低旁三级减温水管道与支吊架连接焊口裂开，漏水量大，紧急停止1B凝结泵。就地检查发现1A凝结泵电机下导瓦油挡烧坏,轴瓦处轴径变黑。12：48关闭凝结水杂用水总门并停电，启动1B凝结泵，隔离1A凝结泵做检修措施（测量1A凝泵电机绝缘合格）。3.原因分析3.11A凝结泵电机下导瓦损坏分析从DCS追忆分析,11:54之前1A凝结泵电机下导瓦温平稳地维持在51℃,在11:54为61.965℃至11:57瓦温逐渐升高到77.535℃,从11:57至12:05下导瓦温稳定在77.535℃,在此阶段凝结泵流量、出口压力、电流、凝结泵最小流量阀开度均处于稳定状态;12:05凝结水流量增大,最小流量阀由92%开始关小,12:06凝结水流量减小,最小流量阀未能及时响应继续保持关小趋势,12:07电机下导瓦温开始爬升至12:08升高到88.10℃并保持短时间稳定,12:10凝结泵最小流量阀关至59.67%开始开启,12:11凝结泵电流有一尖峰突变,电机下导瓦温又开始较快爬升,至12:24DCS画面死机电机下导瓦温升高到190.777℃,并继续保持爬升趋势,12:24-12:31DCS记录失忆;12:31DCS画面恢复显示有凝结水流量到零现象,至12:34电机下导瓦温升高到2