抽汽逆止门定期试验导致跳机事故分析.docx

一、事件经过（一）运行工况任件发生前4台机殂在网运行，全厂总出力56OMW,对外供热蒸汽流290T/H.采成供热循环水流量85OOT/H;变电站出线方式为300Mw机纲通过330KV两条母线（双母固定连接）与系统连接.125MW机组通过UoKv母线<双母E型连接）与系统连接.年月日11:06,”号机负荷87MW,机组带工业抽汽1.%Wh,锅炉主蒸汽流出410T/H,总是依52附，乙、丙、丁磨运行。（二）事故处理过程月U11:00,运行人员进行U号机组一、二、四、五段抽汽逆止门关用试验定期I：作.（附件I操作票）11:05开始试验，一、：、四段抽汽逆止门关闭试验正信。11:06：27.在关闭五段抽汽逆止门后,11号机突然跳倒，首出为“汽轮机轴承振动大”。汽轮机情走过程中,就地检查汽轮机无异音,振动正常.附件211:06：35.I1.号发电机程跳逆功率保护动作，发电机解列.厂用联动成功.立即投油枪燃，停丙、丁磨，调整汽包水位正常，维持I1.号炉运行.I1.号机纲跳网后,将工业抽汽KX）T/H热负荷转移至I、2号机组，3OT/H热负荷转移至12号机组保持全厂对外供热短时间不受影响.经对汽轮发电机组各轴瓦及本体、发电机氯气系统、TS1.机柜及探头、二次I可路接税、励磴系统进行全面检杳未见异常。在汽轮机保护全部投入，TSI各数正常情况下,12:58,11号机冲转。冲转过程中,检查汽轮机各参数正常.13:30,I1.号汽轮机定速3（XX>rmin.由于进行五段抽汽逆止门活动试验时，I1.号机组跳闸，为进一步进行原因分析，现场决定重新进行五段抽汽逆止门关闭试验,确认力：段抽汽逆止门关闭试脸与振动突升有无因Jft关系.第一次试验：13:47:19,五段抽汽电动门打开,关闭五段抽汽逆止门时，I1.号机组各轴承振动突增。（见网件3第二次试验：13:49:21,五段抽汽电动门打开,关闭五段抽汽逆止门时,11号机组各轴承振动突增.（见附件4）第三次试验：13:58:47,关闭五段抽汽电动门（验证汽流或电估号对振动产生影响）,关闭五段抽汽逆止时，I1.号机组轴承振动突增。（见附件5）根据以上试脸结果认为五段抽汽逆止门关闭过程中因电信号干扰会导致机组振动突升，令热工人员检查五段抽汽逆止门控制回路.检查发现I1.号机组五段抽汽逆止门电磁铁电覆正极税芯对地绝为零.羟初步分析认为，I1.号机!15段抽汽逆止门电缆绝缘故障，在进行逆止门关闭武验时，造成I1.流22OV系统接地，经TSI接地系统对TS1.造成干扰，耳起各轴瓦振动上升，引发机如跳间。随即甩开该电缆并进行电瑰更换。鉴于机组跳闸的初步原因已查明.且在晚上18点后,全厂热负荷将达到工业抽汽330T/H.I、2、12号机组无法满足晚上热负荷出力，为了不影响而外供热而产生社会影响.于是决定进行机组恢更和并网。14:50,I1.号机组并网成功.16:52.电缆史换工作结束.进行第四次五段抽汽逆止门关闭试验.试验期间汽轮机各轴瓦振动均正常.（见附件6）二、原因分析（一）H接原因Ii号机组“汽轮机轴承振动大”保护动作是本次非停的宜接原因.具体说明如下：I1.号机组“汽轮机釉承振动大”保护设物为；“某一个瓦X方向或者Y方向有一点振动超过动作值，F1.相钠瓦的X方向或者丫方向有一点振动超过动作值”或“某一个反Z方向行一点振动超过动作Gi且相邻瓦Z方向有一点振动超过动作值”：适时2秒,保护动作.（本特利系统振动大动作均需设置延时，为防止现场信号干扰厂家建议设置2-3秒延时Q11:06:27,5,6瓦共有4点（5X、5Y、5Z、6X）振动值同时超过机组轴承振动大保护值（1.1.2mnVs（见冏表1）,“汽轮机轴承振动大“保护动作,保护爱辑动作正确。（二）主要原因经分析验证,I1.号机组5段抽汽逆止门电缆绝缘故障.在进行逆止门关闭试验时，造成直流220V系统接地，经TSI接地系统对TS1.造成干扰，引起各轴瓦振动上升，是造成“汽轮机柏承振动人”保护动作的主要原因。11号机组TSI系统为本特利3500系统，Id瓦共18个振动测点信号,分别接入5块本特利350（V42卡件的18个通道端子上，每个振动探头FI带恺装延伸电缆接入就地湘f箱，经就地强子过渡后通过解被电缆接入TS1.机柜,屏蔽电缆的屏觥层在进入机柜后经黄绿战接入全厂接地网（附件7:屏蔽电缆的信号线芯接入350S42卡件的信号端子（PWRB.COM.SKVA）.350（*42卡件通道上的SH1.D为卡件接地编f（附件8）.经另一组黄绿线接入全厂接地网（附件9.经过五段抽汽逆止门关闭与振动的关联性试会，发现只要该电底铁电徭带电，TS1.系统的振动、轴向位移、高/低压缸相对膨张等参数均出现异常波动：随后检修人员重新敷设丘段抽汽逆止门电整秩电缴.第四次试脸.TS1.参数未出现异常波动.因此，确认为机组跳闸前，运行人员关闭五段抽汽逆止门时,故障电缆带电，羟过TS1.系统接地戏对TS1.系统放电，造成机祖轴承振动测点异常波动，5、6瓦共有4点振动值问时超过机组轴承振动大保护值11.2mm）.造成“汽轮机轴承抿动大“保护动作，汽轮机跳闸,11:06:27的汽轮机振动数值（农恪中红色龙示超过动作值）和曲线（附件2如下:附表1：1瓦2瓦3瓦4瓦5瓦6瓦X（水平）（mms）10.411.234.479.319.8519.15Y（垂直）（m11s）1.4'2.1.（14.288.0319.5623Z（轴向）（mms）2.66.127.652.1212.944.3为进步查清弓起TS1.扰动产生的具体原因，我厂当天即与科研院西北所热工室账系,经他们和我厂专业人倒商议后，提出了以下几个后续核告处理方案：1 .现场勘变及准备情况：现场有I根电源地黄绿线IR独穿下地面,有21根屏蔽地黄标线麻花瓣穿下地面，另有16根屏蔽地黄绿i麻花蹲穿下地面，还有33根屏蔽地黄绿践麻花湾穿下地面.各根穿入地面线簇的黄绿城致M不致，无法初步判断连接方向和终点.已与本特利TSI厂家确认，正常情况下,电缆屏蔽层先接至卡件通道SH1.D端,再由黄绿线接出与电源地汇合接入接地点（由于当前黄绿税穿入地板,无法确认电缆屏蔽层黄绿纹是否经地板内绕上接入卡什通道SH1.D端，再接走形成接地）,如需确认TS1.系统接地是否符合要求，海盛地。机柜地面为无机防火堵料坚固封闭，厚度30公分，就地难度较大,时间较长，且会引起振动，振动易对隔嬖ETS机柜接畿和机组保护出口继电器造成也响，机组运行期间，即便推出汽轮机保护，风险也非常大。（1）已与本特利厂家确认，正常情况下电境屏蔽层先与卡件通道SH1.D相连再，电海地汇合接入接地点（由于黄球税穿入地板，无法确认电缆屏觥层黄绿线是否经地板内烧上接入卡件通道SH1.D端），（2）已与科研院西北所在汽轮机就地架设振动监测仪器，由于只有四通道便携测振仪，经讨论决定监视3、4.5,6瓦的水平振动.2 .具体排查及处理方案方案一：开挖机柜地面查找穿地黄绿找去向（1）施工步骤：a.退出I1.号机组轴向位移大、轴承振动大、高压缸相对十版大、低一缸相对膨胀大,超速等所有TSI系统保护及机跳电保护.b.用手动工具轻柔开整机柜地面，fiI1.号机组TS1.机柜系统接地电缆去向，轻挖开I1.号机姐TS1.机柜地面及ETS机柜地面进行逐步寻找。c.确认接地线连接方向和终点是否在柜内形成闭环确认接地线最终接地位置是否符合现范.（2）风险：长时间退出机组6个主保护，汽轮机运行风限过高，旦当出现异常而保护无法动作时，运行如处理不及时，可能对主设需产生世大影响。开挖前需退出11号机组轴向位移大、轴承振动大、高汽缸相对膨胀大、低乐缸相对膨胀大，超速等所彳fTSI系统保护及机跳电保护根据以往施工经聆.正常用榔头和曲f开挖需I天常时间，现为避免振动，轻柔顺黄绿线开挖并查找去向时间预计23天.如开挖过程中,TSI参数出现异常,运行判断处置难度大。防范措施：a.防保护误动措脩：退出汽轮机TSI系统所有保护和机跳电保护.b.防静电措施：进入I1.号机如电子间禁止携带和使用手机及时讲机，或者将手机调整成K行模式.工作人员进入电子间穿防施电工作联。工作人员进入电子间前需对金属物件辞放传电井穿戴防加电手环.电子间禁止使用电动工具进行论掘.c.防误使措施：进行挖掘寻找屏蔽电缆时，禁止误碰其他信号及控制电缆,禁止触抵TS1.卡件及机柜。d.防振动指施：进行挖里寻找屏蔽电税时，不能泄击，防止振动影响本机柜和相邻机柜内维电潺和接线.方案一缺点：施工时间过长，旦对汽轮机主设备运行监控存在隐患.方案二；利用3VDC“通灯”性原有接地与大地是否相通。（1）施工步骤：a.退出I1.号机组轴向位移大、轴承振动大、高汽缸相对膨帐大、低压缸相对膨胀大,超速等所有TS1.系统保护.b.选取不同机架3个卡件和6根不同的黄绿线（3根电缆屏收层和3根SH1.D通道黄绿线，用“通灯”测录R件接地端和黄绿线对大地通断。c.如果卡件地或黄绿线与大地不通,则说明TS1.接地确实异常.如果与大地相通,加之机组运行十六年，TSI系统未出现过此种多振动点被干扰，可以认为TS1.系统接地异常的可能性较小，建议停机后全面持宣。d.如果TS1.接地不通，需按照TS1.系统接地规定派新做系统接地或者挖地确定原TSI接地去向（方案一Kc更新做系统接地：为防止多点接地.要将原有穿地黄绿税裁断,后通过汇流排曳新作山接地规接入电气接地网。（2）风险:用通灯加宜毓3V电压在原有接地回路中，可能引起TS1.参数或出口保护开关量误动.如需更新做接地系统.截豚原有黄绿税且未做好整个接他系统前，TS1.参数可能由于改变版有接戏回路出现大范困异常显示，一旦转速、轴向位移、高压缸相时脱张、低压缸相对膨胀出现异爵波动，这些参故没有临时监控手段，则可能需要紧急手动停机。（3）防范措施：a.防保护误动措能：退出汽轮机TS1.系统所有保护.b.防虫新做接地时TS1.多数异'常措施：紧急手动停机。方案:缺点：如果通灯试嘛系统接地正常,只能证明原有TS1.行接地，但接地是否合乎规范不能确定,只能将停机全面排查.如果通灯试验接地系统异常.重新做接地时.可能汽护机TS1.参数出现异常失去监控手段，则箭要被迫手动容机.如果挖地则I可到方案一.方案三；加电压试骆接地干扰点(1)施工步骤：a.撤出锅炉、汽轮机、电气所有主保护.b取一根电缆，一湘放在电子间ETS柜(故障的五段抽汽逆止门电底铁电缆所在机柜)，各线芯浮空，另一端放出在电缆夹层TS1.柜下方电缆折架上，其中-,根线芯短接至桥架上.模拟非停时的情况，用500V摇衣对试粉电缆的相间和各芯对地施加电压，观察TSI卷数'ETS信号、机侧Iui面是否存在参数异相波动.c.选取电缆夹层房外汽机厉内电缆桥架为试验电缆另一湘放置位捏.再次刖插表进行加电压干扰试裟，观察参数是否波动。d.如果都有干扰或都没有干扰，则无法确定故障电境破损位置和TS1.接地点是否在桥架上.需要挖地方案一rc如果在电缆夹层房内试验有干扰，而电缆夹层房外试验无干扰，则可以推断故障电缆破损位阻和TSI接地点均应在电圾夹层内,如果在电观夹层房内试裟无干扰，而电缆夹层房外试龄有干扰，则可以推断故障电缆破损位置和TSI接地点均应在汽机房内。总之都说明TS1.接地不可死,需重新做接地(方案二)或者还有一种可能.就是TS1.接地和电覆故障点在机柜下方建筑混凝上框架内,如需进一步确认，还需挖地(方案一).(2)风嗫：电缆夹层内桥架上放词有DCS、ETS,TSk继电保护等机组所有电缆，如加电压试粉，即使退出机纲所有主保护，也可能有干扰引起设爵误动，对机组运行造成影响,(3)防范指施：防保护误动搞施,退出机、炉、电所有保护.方案三缺点：机组完全失去保妒,且有可能引起设备误动.进而影响机组运行或者主设备安全。以上三个方案均为机山运行时的检变处理方案，但是都会对机蛆目前稳定带来特别高的风险.目前正处于冬季供暧期,全厂供热压力非常大,一只再次为查找TS1.接地而引发机组茸停或影响供热闻过6小时以上，将会带来很大的社会不良影响.同时由于我厂该机组投产时间长，长期以来均口这样运行，未进行过该TS1.系统变更，故解本确认目前机组运行是有一定保证的，故媒合分析比较，为降低风险，我厂申请在供暖期结束后，申请停机或利用停备机会时故障电赛绝缘损坏位置和TS1.系统接地按以上方案进行全面排查原因和整改.三、弟派何理(1)运行管理1 .运行监盘不认真。经调阅IO月26号I1.号机纲抽汽逆止门定期活动试验DCS曲战发现11号机组各轴瓦振动测点在五段抽汽逆止门关闭时有瞬间波动,且5X.6X均超过动作伯未超过2秒延时，所以未动作)，但运行人员对于汽轮机主要参数异常未能及时发现.(附件10)2 .运行事故预想不到位,对于定期工作Ur能存在的风险预利不足,未能充分.旗识到可能带来的跳机风险.(一)设备管理1 .检修质状及检修管理不到位。虽然检修公司9月份在11号机组C级检修中对5段抽汽逆止门进行了检修,但未发现折段抽汽逆止门电极铁电线绝缘故障,检修工艺质琐不到位.三级验收流于形式,检修管理不到位.2 .患排查不到位.日常的I额患排查走过场.未能排查出TSI系统接地可能受到干扰，进而影响TS1.多数的除患，3 .热工管理攻坚提升活动不到位。本次由于逆止门电费故障引起机组主保护动作，说明热工保护排查流于形式,活动开展不扎实.四、防范措施I.利用I1.号机组检修或机祖件备，会同本特利厂家、西北所对U号机俎TSI系统所有接地进行全面排查，排除接地不可施、不规范引起的电横回路干扰的除患。2 .利用11号机组检修或机组停备,对11号机组汽机保护柜内14段抽汽逆止门及保护网节M电磁铁电缆进行耐压试验，排除电缆绝缘陷患.整通期限：供热期结束3 .严m执行机组检修质量三级粉收制度，检修班祖、检修专工、设需部按照机加检修导则进行现场验收,检修完成后按照检修质址事件进行追费管控.4 .举一反三,根匏I1.号机组发生的异例情况,利用机组检修或停备，对12号机组一至五段抽汽逆止门及保护调节阀电磁铁电缆进行全面检告，5 .热控专业针对本次非停事件，人人手写四不放过和反思，结合热工管理攻坚提升活动夯实专业管理基础.6 .发电部重新械埋排查机组定期工作,凡是牵涉到机组主保护逻辑或可能成胁到机组桧定运行的定期工作，对定期工作进行扩大化风险分析，制定可靠的防范措俺，提诲监护等级，确保定期工作执行正常.五、责任考核根据热电厂E安全生产工作奖惩管埋标准h按非停的考核标准对事件中有关该任人的设任分析和处理提出如下意见；1 .检修公司程控班娄某,作为I1.：；Huf1.5段抽汽逆止门最近一次检修工作负责人，对11号机组5段抽汽逆止门检修质量控制不到位.未能及时发现电缆绝缘缺陷.负耍货住.考核15«)元.2 .检修公司程控班班长付某，同时作为I1.号机组5段抽汽逆止门最近一次检修工作班成员,对11号机组5段抽汽逆止门检修刷量把关不严,未能及时发现电缆绝缘存在缺陷，未能排查出TS1.系统接地的抗干扰能力差的设备隐患,负主要贲任.考核15(X)元.3 .检公司热工专工田某，对I1.号机组C级检修工艺质疑验收把关不严，对热J1.隐患川依执行不细致，负专业技术管理和专业检修管理商任，考核500元。4 .检修公司分管热工副经理李某，负技术管理和检修管珅.责任，考核400元。5 .检性公E经理杜某.负部门管理贲任.考核300元，6 .设箔部热控主管冯某某，对热控陷出排查监Sf执行不到位，热工管理攻坚专项提升活动开展不细致，负技术Si督管理成任，考核400元。7 .设符部副主任强某，热工管理攻望专项提升活动开展不力，负部门监督管理费仔，考核300元.8 .设备部主任冯某某，负技术部11管理责任，考核300元.9 .总工程师林某某，货技术管理领导贵任，考核500元。10.生产副厂长何某某，负领导责任，考核SoO元。附件h11号机里一、二、四、五段抽汽逆止门定期试验模作票附件2：“轴承振动大”保护动作曲践从上到下依次：IX、1Y、1Z、2X、2Y、2Z、3X、3Y,从上到下依次：3Z、4X、4Y,4Z,5X,SY、5Z,6X。从上到下依次：6Y.6Z.附件3：13:47:19五段抽汽逆止门关闭第一次试验附件4：13:49分五段抽汽逆止门关闭第：次试裟附件S：13:58分笫三次试脸附件6：重新敷设电缆后进行五段抽汽逆止门关闭试5金11:52:11五段抽汽逆止门关闭操作员行为记录从上到下依次：IX、1Y、1Z、2X、2Y、2Z、3X、3Y,从上到下依次：6Y、6Z.附件7：TS1.推动信号屏蔽电控屏蔽层进入机柜后经黄4及线接地附件8：TSI振动信号接入卡件佶号端广及卡件接地经黄绿线接出附件9：TSI卡件屏蔽接地黄绿统附件10；10月26号I1.号机组五段抽汽逆止门定期试粉机如各轴瓦振动曲发10月26日10:11：49五段抽汽逆止门关闭操作员行为记录从上到下依次：IX、IY、IZ、2X、2Y、2Z、3X、3Y.从上到下依次:6Y、6Z,耐参考资料：热电厂汽轮机四抽至除氧器逆止门引起机如跳闸事故解析报告一、事故简述某电厂I号机年IO月31日降负荷过程中，小汽轮机进汽压力波动，给水泵出力下降.睡致给水流最低保护动作，锅炉MFT、发电机解列，造成非停任故，二、事故经过年1()月31日7时,某发电公EI号机组AGC方式运行正常.维台100%容量汽动给水泵运行正常，A、B、C磨赛机运行，汽动给水泵汽源为本机四段抽汽,再热疗段至小机的高压汽源电动门开启高压汽源热备用),来自辅汽联箱的小机调试用汽电动门关闭(自动关H1.后，运行人员再次手动校呼。平台50%容量的电动给水泵需用“辅汽联箱汽源为本机四段蒸汽.7时33分，1号机组负荷235MW,运行人员启动D磨煤机升负荷，启动后发现给水流求跟踪级悔，运行人员解除给水白动，采用手动调节方式，以维持汽水分费涔出口然汽过热度。7时56分,C、D给煤机断块.运行人员解除燃料自动,机组切至机跟随滑压方式运行.因燃料Jit减少负荷逐渐下滑,空气炮投入无效果，投入AB层等离子稳燃.C磨维持绐煤IA20Vh左右运行。8时12分40秒，C给煤机给煤量降至OVh,婀余A、B两台制粉系统运行,运行人员手动调节给水泵转速,使给水流fit从782.63U降至577t后.给水流量趋于稔定.8时15分40秒，给水流量554.34th再次突然大帼降低，冏节给水泵转速没有效果.8时15分57杪，给水流量低保护动作，8时16分00杪，锅炉MFT,顺跳汽轮机、发电机解列。三、事故原因辿过查询历史数据得到,锅炉给水流状大幅波动、且快速下降至3IObh.锅炉“给水流收低低”保护动作，T致锅炉MFT、联跳汽轮机。第次给水流址持续下降，原因是机跟炉滑压方式运行，锅炉D、C给煤机相抱断煤，运行人员为维持汽水分离器出口蒸汽过热度，词节水煤比.手动降低给水泵汽轮机转速,使给水流量降低.第二次给水流量大幅降低,分析为小机进汽温度大的度下降，蒸汽做功能力不足，汽泵出力下降，小机调门开大，汽泵转速仍然降低，从而引起给水流玳低至跳闸位，炉致机组跳除事故过程中，1号机加清压运行方式。四抽压力与小机进汽压力接近，略高于除氧器压力0.05MPa,四抽温度与小机进汽温度相当.8时13分39秒,锅炉D、C给煤机断煤30分仲后，锅炉给煤状已不能维持稳定负荷，导致机组负荷突然大幅度降低,四抽压力与小机进汽压力分别由0.71551MPa,0.715SMPa开始降低，辅汽联箱压力由0.63932MPa也开始降低，除氧器压力由0.66374MPa也开始降低，但降低幅度明显小于四抽压力与小机进汽压力降低幅度8时14分I1.秒，四抽压力、小机进汽压力与除氧器压力;者压力相当，均在0663MPii左右,加着时间的推移,除氧,零压力高于四抽压力和小机进汽压力，小机进汽温度由364.93C开始下降.8时15分22杪,除辄零压力为06461.5MPa,四段抽汽压力为O.57387MPa.小机进汽压力为0.567MPa除氯器压力比四抽压力高0.07MPa比小机进汽压力O-OSMPa.此时小机人口蒸汽温度由345.50C开始快速下降，8时16分。秒，机祖跳闸时，小机进汽温度已剧烈卜降至238.63。从曲城上分析，小机进冷汽，此时主要是除氧器中饱和兼汽进入小机寻致小机入I淑度下降.由于3号高加疏水（负荷247MW,疏水流量：120Vh左右、温度IWO进入除氧器汽化（除乳器绝对压力071.8MPa,时应饱和温度为165.98以及减负荷过程中，给水流依降低，除氧器水位上升，导致除氧器压力高于四抽压力，使除氧器内蒸汽因抽汽逆止门不严返至小机，小机进汽祝我大幅度卜降，蒸汽做功能力下降，小机低压调门城持续开大,但汽泵转速依旧降低从而引起给水流量低至跳闸（ft.导致机组跳向.四、防范措施1、结合1号机组杼机机会，对除氧器进汽逆止门进行修我，必要符进行更换，消除除氧器返汽至四抽的脸患.另外，安装过程中,注意2号机相同类型逆止门边缘有无磨损，做到防微杜渐.2、低负荷（180MW及以下）情况下，密切注意四抽与除氧器差压以及小机进汽温度变化，当进汽温度迅速下降时，开启3号高加危急疏水至凝汽涔调门，同时开启危急疏扩减温水,注意真空变化，严防除氧甥中饱和蒸汽进入小机.3、除轨器进汽压力温度无远传测点,不旎他时监视除班涔的运行状态,为判断事故区因带来一定困难，建议增加除氧器诳汽压力，温度热工远传测点,并送至DCS运行中，注意观察除氧器IS汽温度以及小机进汽温度变化，如果小机进汽温度下降速度过快，影响小机出力，启动电系符用.，4、小机高压汽就充分暖管，运行中保持热备用.5、优化快减负荷探作预案,加强应急演练，以确保异常情况下机组安全运行.