超临界机组异常事故热控汇编.docx

妞临界机组异常、事故热控汇编9月6日机组跳闸分析：1 .W恰经过：9月6120点20分左右，对2机组甲，乙给水泵突然同时发生跳闸，锅炉汽包水位低MFT发生，机如跳刚。事情发生前稠炉负荷300MW,锅炉运行人员正在进行炉膛吹灰.2 .原因分析:9月6日，机组跳闸后热工人员在DCS系统对SOE和历史森数据检查发现小汽机跳闸的保护遛控信号是小汽机跳闸的根本原因,其余无相关的跳闸信号.3 .处理办法：3.1 根据小汽机跳闸的情况.我的对小汽机MEH系统的控制电辑进行了检查整理.没行发现问遨.3.2 根据DCS系统小故追忆到跳闸信号,我们对遥控跳时小汽机的跳闸信号进行了悔直.保护控制信号正常。我们对控制电线进行了检查.没有发现电潴有问题,为了防止干扰信号对控制的影响.我们对控制电烦进行了更换.甲/乙小汽机由一根控制电续换为互为独立的技制电缆.为了防止控制卡件的误动引起小汽机跳闸我们时控制卡件和控制底版进行了更换.3.3 对更换过的设备，进行了相关保护试验，保护回路动作正常.二.9月7日机俎跳闸分析：1、事情经过：9。7H21点20分左右,*12机组甲/乙给水泵夹候同时发生跳闸.悒炉汽包水位MFT发生，机组跳闸.事情发生前锅炉负荷MX）MW弼炉运行人员又在进行炉般吹灰，运行人如反映在吹灰程序同样走到A4吹灰器时，机祖发生跳闸,2.原因分析：机双跳制后热工人员在DCS系统时SoE和历史库数据检音发现，在啊乙小汽机跳同时,小汽机保护ETS系统接受到MkT信号,而此时忸炉并没有发生MFF工况.我们组织对MFT跳同小汽机的信号诳行了认真的检查，并再次进行A4吹灰器试吹试验,结果同前，并发现有以下两个向题：2.1 按设计院的设计，锅炉DE*1.角燃油角阀的一副控制用接点接入RC200S柜的TBIF的63.64端子,而MFr动作跳闸汽泵的接点接入TB2F的63.64端子.在机柜检查发现DEI层角统控制渊子TB1.F（63,M）和小汽机跳闸控制的TB2F（63.64）在机柜内部发现一公共点。2.2 对A4吹灰系统的电揽接戕进行了检杳，发现在A4吹灰器动作时，DE层#I角燃油角阀的控制电拗干扰交流电压快速上升.其直流分量由48VDC达到ISoVDC.直接导致小汽机的控制W1.跖错误接受到MFT佶号，从试验的情况看.A4吹灰器的动作，直接影响了小汽轮机的遥控跳闸控制信号，使小汽机发生误跳向,3.处理方法：3.1 MF到小机的控制信号进行了核对，对MF1.到就地角阀的控制电缆进行了检查.没有发现问坦.3.2 对MFT跳闸关就地控制的角闸可路进行了移位处理，使保护回路独立，无公共部分。3.3 处理结束后，做了相关的模拟试验试验情况正常,吹灰系统1：作不再影响小汽机的保护回路.2,两台汽泵相维跳闸造成省煤器入口流收低，锅炉MFT一、异常经过a）异常前机组状态3月7日16:00.1号机组负荷640MW.磨煤机IA,IB,IC,ID及汽泉IA、IB运行,电泵伍刖，机组运行正常，b）异常经过16:01:22.汽iIA跳闸：运行人员按照RB动作原则进行处理.16:01:46,运行人员紧急停运磨煤机ID：16:01:56,运行人处紧急停运醉煤机IC,此时电泵联席正常,汽仪IB出力疑大到超过量程（因瞬间管路阻力降低），电泵物逑提升到50WIPm以上,但因再循环阀关闭时间较长,电泵并没有接带负荷.16:03:401号机组负荷至330MW,分窗器出口压力26MPa,给水流凝78（117H,电泵仍未接带上负荷，螺旋管水冷壁出口壁温4159,垂直水冷般出口壁温444C,分离涔出口蒸汽温度444C,主蒸汽温度5S4C。16:03:43.汽泉IB跳闻.16:03:58,锅炉因省燃器入口流f低MFE汽机跳闸18S后发包机手动蚱列灭磁.机组停运后因为计划耨缺，锅炉吹扫完成后风机铮运闷炉，汽水系统自然降压。二、原因分析异常发生后.经事故追忆及历史站相关数据查询,发现汽泵前置泵1A、IB都因为电机税阀温度超过90C跳闸，造成汽泵跳闸.最终导致锅炉MFT,机组停运.三、累露问题a）设计院在开始阶段没有设计汽动给水泵前置泵电机线Ia温度测点，在测点清单中没有提供：后来追加设计后,在测点清单中没行及时反映出来。DCS组态中对所有的电机线阀温度测点保护设定位默认林为90-C,在设计变更后，相应的保护定伯没有调整，造成这次界常发生。b）电科院询试过程中在进行预操作时，没有提出汽动给水前置泵电机线圈温度裔跳闸定值偏低向他.预操作单虽经四方会签.但问题并没有发现也没有消除.周试把关不严.C）锅炉MFT动作后，囚辅汽联箱供磨煤机临化蒸汽总阀故障.不能打开,导致情化蒸汽不能投入，持续到2005年3月8F1.10:40,磨煤机ICID各有一个分离器的CO浓度上济至SOOPPM,随后逐步降低，d）在汽机跳闻后18S.运行人员手动打同发电机出口开关.手动灭磁.汽机跳闸后转;情走时间为80min,而设计临走时间为58min,反映出汽轮机主汽阀及两节汽阀严密性不期，发电机逆功率未能及时动作。e）锅炉MFT动作后，因为I瞬时火检的存在,使炉水泵联启，此时因锅炉压力还在超临界I丸所以泵出入1.1.差压低,电流非常小,在此种工况下炉水泵运行存在潜在隐患.f）锅炉MFT后，IA磨蝶机驱动崩分离器出门挡板未联关.运行人员在进行MFT后状态检伤时发现，并手动关闭，g）在IB汽动给水系跌闸后,虽然电动给水泵在运行，但不能起到相应的作用，对改善受热面的超累没有帮助.主要原因是电泵再循环不能鲂投白动,手动关闭来不及.而此时锅炉给水流耻丧失，但逻辑中因有给水流J1.t低廷时I5S才MFT所以相当于锅炉在没有给水供给的情况下卜烧了15S才切断燃料。锅炉受热面的后续出温和这15S的燃料供应很有关系.h）锅炉MkT后.水冷壁受热面的甜度又上升了20C左右.i在两台汽动给水泵跳闸后，汽泉润滑油中进水.四、改善措施a）重要辅机如风机、给水泵的RB试脸应尽快完成并投入，在此次事故处理中，如RB能好顺利动作，则制粉系统的联跳就会加快许多,对防止受热而超温具有非常重要的意义.因制粉系统没有设置理手操按钮.在发生给水泵跳闸后，运行人员尽管用或快的速度手动停运两套制粉系统，但操作时间和时于给水泵出力的降低还是显得太慢了，所以RB试骁的成功与否对于重要辅机跳闸后的事故处理具有决定性的作用，从这次的异常发生来看,燃料系统的稳定性褥到了考验,即敬急停运两台磨燃机后,剁余两台磨块机不用燃油助燃就能修稔定燃烧,这为给水泵虢闸后的成功RB非常有好处.b）调试预操作单完成后，应知会运行人员，确保机组各项保护定伯正确合理，防止类似异第再次发生.C）汽泉跌闸.势必会造成水冷壁及分禽零福度上升.此时机组控制模式宜采用TP模式.自动清压运行,保证受热面有足膨的工质流过，以冷却,受热面，d）随着现李高温天气的来临，G好利用修机机会对6KV电机的风冷装置如沙网、冷却孔板等进行彻底清理，并形成相关的维护制度，以防止类似异常再次发生。根据环境血度的变化,对于其他加热和冷却装置的监视和控制也要行相应的规定.O磨煤机惰化蒸汽系统应能够随时备用，确保制酚系统的正常情化和紧急情况下的消防功能能发挥作用，f）对于炉水泵控制逻轼需要进行修改己完成），对机组设备定值还需更进步完善（已完成）g）对于水冷壁金属温度限制定伯，需要锅炉厂家进行再次确认.现在的报警和手动MFT定做都儡低,双殂在500MW以上负荷运行时，螭旋管圈金属温度很接近报警侦4IO,C,格量偏低。h）我炉给水流量低廷时15S后MkT的逻辑建议进行修改.具体方案如下：取消电动给水泵的联启，将给水流限低MFT延时缩短为3S.在必要岫机跳闸后,控制原则应是确保机组在步故工况下能鲂稳定，不发生干故扩大共至跳机下故。在口.流炉的M故处理中，给水的佬定是非常重要的，如汽泵跳闸后电泵联启,则意味药运行人员操作量增加，在处理过程中反而不安全.D一炉MFr后,运行中的磨煤机跳闸，其分离器出口挡板应确保严密关闭,防止发生炉内爆燃以及但火等危险工况.j汽轮机各通流脚门的严密性需要关注。在目前情况卜，如果发变组发生异常导致发电机、主变等设的域间,则汽轮机发生超速的危险性符非常大.k）给水泵西错环冏节税的自动控制逻辑应尽快两试并投入使用.前期因给水泵再撕环阀频紧故障,自动回路3没有投运，导致运行人员在给水调节中必须手动对再循环税进行干预，在发生异常的情况下根本来不及进行调整。D在运行工况发生大幅度变化时,汽泵润滑油中会进水,对于运行人员来说.无法捽制这种情况.汽泵密封水网路需要彻底杏明像囚并提出解决方案.3、给水流域低低MFT一、事件经过：11月17日上午8：30机组并网后进行暧机过程中.电动给水泵突然跳闸（无汽泉运行）.MFT.*MFT首出原因为给水流泉低低.:、原因分析：事后经检杳分析，电泵跳闸原因为勺管工作油源度高，而CRT显示并不高，从SIS曲线分析发现CRT0示的电泵工作油温衣模拟收信号当时出现瞬间突然III29C升到547C.6杪后又I可到29C,此模拟后的变化.造成冷油器的冷却水调门先开启到78%,然后突然关闭到零，域后卡在关闭位阀.，此时由于工作油得不到冷却，造成工作油温度不断上升，直到油温到达开关量的动作值后引起温度高保护动作，电系映闸，给水流域低低，MFT.三、措施与对策：I、热工加强信号的维护,保证信号的可能性.2、运行人员加强盘面监视，熟悉各种工况下的运行参数，发现异常，及时发现处理,4,再热保护MFr一、事件经过：当时机组IsOMW负荷稳定运行，无特殊操作，11:15:38机组突然跳闸，在MFT首出原因为再热保护动作.二、原因分析：K经查SoE打印.在MkT发生前有发电机出口开关断开信号（误信号）.若此信号串入逻辑控制In1.路，而此时高旁处于关闭状态，则将引起再热保护动作.2、经杳SIS曲践,汽机的诲压主汽门和调门的开度指令从11:14:52起开始由100%和16.211%不断地发出关闭指令,经过48秒后于11:15:38到达“0”,此时MFT动作（再热保护动作）.在上述指令不断下降的同时，汽机调节缴的压力并没有随同降低，发电机的功率也维持不变，直到MFT发生后，调节级的压力和发电机的负荷才迅速下降，直至到零。上述两种设信号为何来,从何而来.有待进一步调查确认，三、措施与对策：1、运行人员做好事故预想.前时准备处理可能发生的MFT.保证机组能安全的停下来，不损坏设侪。2、加强需盘，不断巡查，及时分析，及时处理各种异常情况，将事故消灭在萌芽之中。3、机组值班员要加强机组的逻辑控制学习,做到熟练掌握,心中有数直流锅炉典型事故处理（一）调试过程中引风机投坏理故I、事件经过某机组在调试时，各辅机试运结束,完成机组酸洗后，启动揭炉进行吹管时A引风机启动后发现该风机电机传动端轴向振动超标.电也和调试人员现场确认过程中.该引风机轴向振动逐渐增大，最大达到3（N）um以上，运行人员立即停止该风机运行.后经解体检食，发现该风机固定叶轮的8条螭枪中有2条燃栓已断，另外6条螺枪亦全部松脱，2、事件分析2.1 运"过程中发现设备异常情况时运行人员需根据异常现象及时进行准确的分析.并根据拿提的标准做出正确的处理.2.2 运行人员在处理异常步件时必须坚持“十停勿损”的原则,2.3 运行人员必须牢记标准和规程，并在工作过程中畔格执行.（二）凝汽渊真空低保护动作.造成机组跳向1、事故前工况02月06日上午10：00,机盥负点410MW,机，投入怖调控制方式运行，A、B、C、D磨投入自动运行。B汽泵投自动方式，电泵在手动方式运行，A汽泵处于暖机状态。A.B送风机、引风机及一次风机运行且投入运行,主汽压力21.5MPa,主汽温度525度,再热汽抽度532僮.祸炉泉水箱水位1故障.2、事故发生、扩大和处理情况：2月6日IO时20分机组升负荷至400MW.凝汽器真空AM95Kf>a,B侧95Kpa,比空泵A、D运行,机俎轴忖压力30KPa,调整机纽各参数至正常值，副值派巡榜到就地将启动分离器至除氧器电动门停电,将锅炉集水箱疏水泵电机MCC控制电源切打到就地停电.IOII123分机组凝汽零低真空报界,发现A凝汽揖真空已降至-90KPaB凝汽器我空-93KPa.副（ft检查据炉画面发现两台锅炉痂水泵联后，锅炉集水箱水位2显示200Omm,同时锅炉瞪水泵疏水至A、B凝汽器的电动门开启（犷后杳曲找得知锅炉集水箱水位2由45（）mm突升至2000mm）,主值查看主机轴封正常，检变循环水系统运行正常,副值迅速解除悒炉限水泵组联.招两台祸炉说水泵停运.关闭锅炉疏水泵疏水至A.B凝汽器的电动门,招机组负荷指令降至300Mw（A、B炉疏水泵10：22分32秒后,A炉疏水泵10；28分29杪停，B炉疏水泵10：28分40秒停，A凝汽器入口电动门10；30分关闭，B瓶汽器入口电动门10；25分关闭10时27分47杪.由于凝汽器BjX空压力下降至89Kpa,联启C真空泵：10时28分49秒.由于凝汽零A真空J卡力下降至89Kpa.联F；B真空泵：IO时29分36机凝汽器真空A（K-68Kpa,Bff-74Kpa,发“凝汽器真空低保护”动作，机组跳闸，3、事故原因分析：3.1 锅炉大气扩容器集水箱水位变送器故障,出现虚假水位（水位由450mm突升至200Omm）联启A、B破水泵,打空集水箱,同时运行人员处理不及时，凝汽器其空破坏，导致机组停机“故的发生。3.2 设备维护和运行人员对设备有针对性的风险预控不第，时集水箱水位变送器故障可能出现的风险没有做好风险预控措检致使本次停机事放的发生.（三）机组汽水分离器出口温度MFT保护动作I、小故前工况：06月28I05时40分，机组负荷430Mw.主汽压23.99MPa.温度570度.给水流价1375uh.CCS协调投入，AGC投入：A.B汽系运行，电动给水泵联需；A.B循环水泵运行,两台引风机、送风机、一次风机运行,A、B、D'E磨煤机运行,总给煤址158th,给水流fitI375th.2、5故发生、扩大和处理情况：05时IO分值长令投入AGC,05时13分AGC指令升负荷，功率变化率IOMWjmin,热一次风母管压力为7.63KPU运行人员暖C制粉系统，发现C磨出口挡板3开反馈未到（C雷出口挡板实际是全开,由于磨出口挡板位置高.运行人员不方便就地判断是否全开），于地将C磨出门门关闭后再开一次.试图全部打开C磨出挡板，当C磨出口措板3开反馈仍然未到后，运行人员联系热工处理。05时29分24秒,热一次风母管压力上升至8.95Kpa.运行人员发现B一次风机电流75A,A一次风机电流130A：判断B一次风机发生失速现象，并解除一次风机自动控制.开始调整两台一次风机出力，05时29分30秒，炉般压力抻至-7%Pa.1.即回复至正常控制伯。05时29分35杪，热一次风母管压力卜降至5.62KPa.05时30分13杪,机加鱼荷453.0Mw.总给埃量201.Och.给水流量1400（）Uh:中间点温度设定415.4C实际412.5C：主汽出力设定20.7MPa实际20.9MP8.此时中间点温度开始下降.05时33分00秒,机组负荷475.0MW忠给爆向21OOth给水流量1.458.2Uh:中间点温度设定4I6.4C,实际4059C：主汽压力设定21.9MP”实际21.IMftu中间点温度到达最低点,之后逐渐上升.05时36分19秒,热一次风堤管某力升至6.37KPa:05时36分35秒，热一次风母管压力升至7.24KPa,05时36分30秒，机俎负荷483.0MW.总给煤最1.960<h,给水觉景1459.03；中间点温度设定4I8.SC,实际418OC：主汽压力设定22.4MPA实际21.7MPa。此时中间点温度开始超过设定（ft迅速上升,运行人员降低机组负荷.并减小中间点墨度设定值.。5时40分13秒,机组负荷432.0、IWJa给煤信158.0Ih给水流fit1.321.（Wh:中间点温度i殳定415.0C.实际454OC；主汽压力设定21.6MPa,实际243MPa,运行人员解除协调控制，加大给水，并于OS时40分以秒手动停E型。05时40分43秒，中间点温度到达跳闸值457.0;廷时3秒.05时40分46秒.MFT主保护动作.3、事故原因分析:B一次风机先天存在缺陷（性能试验证明此风机运行特性不符合设计要求，失速压力偏低），运行中易发生失速，B一次风机在扰动工况卜发生失速后，运行人员调整经6金不足，没有注意到由此引起的南内积粉现象当一次风机失速处理正常后.一次风味随之恢现正常.大量磨内枳粉进入炉腹，致使燃/水比例严的失两，汽水分离器出口温度失去控制，造成温度高保护动作，4、总结：4.1 直吹式制粉系统通风HI的快速变化对出力影响较大，对此要有清楚的认识4.2 直流锅炉煤/水比控制是锅炉调节的基础，在整个运行调节和事故处理过程中需严密控制，但同时要理解该参数是一个动态卷数,4.3运行过程中处理一次风机失速有两个方法：消除失速后控制一次风压的升压速度：消除失速过程中有意地使埃/水比失调.（四）机组减负荷停机过程中给水流状低保护动作停机1,事故前工况:7月8日.11:43机组负荷出483MW降至315MW,A、B汽泵处于海控自动性制状态.RB保护投入,电泵处于联播招用状态.A.B,C,E.F磨燃机运行正调投入,AGC退出.六大风机运行处于自动控制状态,给水流t95OVh,煤信1.1.8Uh,A给泵转速3866m1.p.B给泵转速3902.1.小机低压进汽压力0571"出，AxB给泵再循环御处于自动位运行，流量跟踪设定值为41OUh,冷再至辅汽联箱汽源处于热备用状态，冷再至辅汽联箱进汽调门处于自动捽制状态,JK力跟踪设定值为0.69MPa.A、B小机低汽汽源投入.高压汽源及辅汽至小机汽源处于备用状态.2、IJf故发生、扩大和处理情况：11月8日,11：04时*7机纲负荷483MW,值长按调度令降负荷至300MW.主值以协'调方式,6MW负荷变化率开始降负荷。II：43时机组负伤降至315MW,给水流吊950Uh,煤北I18th.11:44:35秒,DCS发出多个画面报警，两台汽泵切手动.协调退出，值长立即令值班员手动控制汽泵出力维持给水流也给水流量大临波动。11：45：（）4秒主给水流量降至4X6Uh.“炉给水流谕低539th延时30秒”保护动作停炉.3、事故胤因分析：由于小机正常运行时，由4段抽汽供汽，高温汽源及辅汽至小机汽酒处于备用状态；冷再至辅汽联箱汽源处于备用状态。在机祖降负荷过程中，辅汽压力低F设定值0.69MPa时,冷再供辅汽联箱调门CV3IO4逐渐自动开大，11:43:49调门开至45.29%辅汽压力一直维持在0.67MPa.11:44:03*用供辅汽邮J开至45.86%,辅汽压力由0.67MPa上升至0.86Mpa.冷可供辅汽调门自动为小，11:44:24冷再供辅汽调门自动关至42%,辅汽压力继续上升至1.oMPa.使得冷再进汽电动门联关。11点44分37秒,输汽压力历时13秒由1。MPa降至0.55MPa.由于开始时辅汽旅力35秒内上升的OJMP“导致小机转速瞬时升高,A给泵转速上升至421.3rmp（转速设定3880rpn）.B给系转速上升至4217rpm（转速设定388OrPm）.给水流玳上升至1179.6Uh,小机进汽压力升至09412MPa.2台小机进汽调门自动关小调整转速,随后，辅汽压力13秒内乂突然降低约（）45Mpa.由于此时两台小机正处于降转速调整过程中.受进汽压力突然下降影响,导致A、B汽泵给水/M下降至M6Uh,使得两台汽茶再循环调门因汽泵给水流量低联开,加剧了给水流收下降曲度.尽管两台小机调门此时因给水流由卜降.己开始回调.但由于上述因索的登加,使得小机转速无法瞬时满足要求.最终引起给水流量低保护动作停炉.（五）机组可热蒸汽冷段管道发生水击事件1,事故前工况:9月22日，*7机现调停招用后启动，22日22点56分#7炉点火，投入CD层油枪，锅炉升温升压.22日23点21分.#7机组高旁减温减基器投入,减IK网指令由0%开到5%,当高旁减压何开度大于2%时，由逻辑控制将高旁减温回投入自动控制方式，M温阀设定伯跟踪当前褥后甜度实际值（记录显示,当时阀后温度为70C）,而旁减海同设定值为70C。2、事故发生、扩大和处理情况：23日OO时0（）分.运行：的接班,机组继纨升潮升压,AB、CD层各四只油枪投入,给水流址63OT,H机蚪主、再汽温240C/199C.机网主再热汽压力0.67）.0MPa,当班主伯仪设操作物调.令副值A负责炉恻系统的整视.副值B负责监视给水、凝水画面。23日00时16分，主值先后投入高羊旁路减压阳向动、低压旁路战温自动、低庆旁路减压倒白动.然后投入旁路自动启动控制方式.231.00时43分，而旁减温调阀门动切除（设定值与实际温度儡差超过40C自动切除，此时减淞调网己开至100%,减温后的蒸汽湿度已达I1.O1.C）。23日O1.时05分,主值发现高旁减温调闺在手动状态,且开度为100%.遂关闭高旁减温水网税.此时该阀后温位为126"C,机侧主、再汽温分别为2I9C2I4C,机恻主、用热汽压力分别16,Q1.MPa,主值关闭该阀后,i£新投入自动,并将设定伯调整为132C,后又调整设定值为I48C。此后高旁减温水调门一直处于关闭状态，高旁减压闵一直处于10%开度。23I1.O1.时20分,发现高旁减压阀未随旁路自动启动抄制逻辑自动开大,于是协词热工值班人员一起进行分析查找原因（旁路压力控制设定位默认为8.4MPa,当时主汽压力低于此值，故高旁减压的未继续开大，此时露要H1.新根据实际压力选择设定值，然后控制系统即可跟踪实际压力自动选择压力设定值,由于一时未查明原因，23日01时2S分，主值退出高旁白动启动控制方式.转为手动捽制方式,根据E蒸汽压力变化进行缓慢开大调节.23日O1.时27分.机侧主、再汽溺分别为221C2I3C,机侧主、再热汽实际压力分别为19Q1.MPa,高旁减温调阀后温度146匕,汽机巡检向主值汇报，机冷再管道振动剧烈，与此同时.厂房内传出很大声响。主假听到响声后，立即关小高旁战压阀,全开低压旁路，并开启冷再管道无压放水门.令巡检开启高排逆上门后无压放水一二次门.值长安排巡检和检悔人员检查后共同认定为再热蒸汽疗段管道发生水击.炉右傀再热蒸汽冷段管道刚性吊架支择梁变形有曲,给煤机平台（17米标高）再热然汽冷段水平管段三只阻尼器受振断裂，汽机仰有两只阻尼器严重变形，汽机侧有一只刚性吊架单恻悬普扑:断，3、事故原因分析：用于运行人员操作技能和操作经脸欠洪.在高旁减I卡1«!投入后,高旁减温调色自动转为自动控制状态,其设定值镇踪当前伯，而运行人员未随主汽温度升高逐渐上调设定值，导致减温水阀门逐渐开至G大，运行人员发现不及时，造成冷再管段枳水，且发现减温调脚开度为100%时未认真分析其原因和风险，未采取完善的应对措施.盲目随主汽压力升高将高旁减代阀开大引起水冲击,产生管道振动.（六）旁路故障处理不当导致过热器管严曳超涉1、下故经过：某用监界机组在一次冷态启动过程中，两套制粉系统运行，其中A层燃烧器投入等离子运行.在进行冲转前锅炉氟化皮冲洗时,由于高压旁路因为控制系统原因关闭.热控人员经过约*）11in的时间处理.将高压旁路开启,恢更正常开度.在处理高某旁路过程中，运行人员监视检查过热器各通问冽点，未发现有超温报警，因此并未降低揭炉热负荷，维持原有的约701h的热料/运行。机组井M后发生锅炉过热器爆管停炉，检在发现有大量过热器管发生严重过热，经检身共更换约IWOm过热器管，2.原因分析2.1 在热控人员处理高压旁路的过程中并未发现过热器管壁有超温现©之后的运行过程中亦未发现仃超温现象，停炉检过时发现的超温管上装行温厦测点。2.2 分析超温过热是发生在高压旁路关闭期间。此时虽然壁海测点未显示超温，但实际过热器管在炉内部分已经处在超温状态.2.3 由于高.压旁路关闭后.过热器中的蒸汽已经不发生流动,而壁温测点装在炉外的热室中，测戊己经不悭准确的反映管子的实际温度，在蒸汽不流动时，不能用壁温测点判断管壁的实际温度.2.4 此现象在停炉放水后的冷却过程中,亦须注意不能测点的变化速度作为冷却的依据.（七）启动过程中及温水使用不当导致过热器氧化皮脱落爆管I、装故前工况：某机组进行冷态启动，于3口15时40分并网，6H6时29分，机组负荷S30MW,机组CCS控制方式，AGC投入，主蒸汽压力24.0MPa,ifi558-C.再热蒸汽压力3.9MPa.温度555C,给水流fit1510th.给煤e200vh.A.B汽泵运行.电泉招用：B,C、D、E、F制粉系统运行，A制粉系统备用.6时30分发现锅炉过热器处彳!明显的泄漏声，请示调度同意，扒祖于8时48分存炉处理。2、原因分析：启动过程末缎过热器管塔温度变化曲线：第18群第6管出口壁温变化曲线（13:10“7:（）OFeb3.09）：A-减温水从13:19:43的14Uh增加到13:20:11的351.h,导致第18屏第6管出A整温13:22:1013:27:06管壁温度从484.97C下降至354.8C,共下降130C,每分钟下降26C。3、总结：3.1 超临界悒炉由于其参数的提高，其管材的内部氧化情况已发生了本质的变化.以蒸汽温度57Q1C为一个分界，出过此温度蒸汽分解出大出的斜离子，与铁反应能处较快的生成氧化皮，所以超临界机组的笈化皮问题要较亚临界机殂产JR的多，3.2 超临界机纲锅炉受热面采用抗高温氧化性能较好的钢材,但任何钢材都会产生氧化皮.氧化皮的生成速度和钢材的工作温度成正比关系.尤其是钢材处在超温运行时,领化皮的生成速度成几何倍数增加.3.3 软化皮的脱落与氧化皮的厚弱、温度变化速率有关，当原质达到其口界厚度时，氧化皮会发生自然脱落，由于氧化皮和各种削材的城膨胀系数有较大的差别，所以在发生A度变化时易因为应力导致班化皮提前或集中脱落,最终导致锅炉爆管.3.4 控制氧化皮的生成和脱落是超临界锅炉运行调整中一个较突出的问遨.所以控制首壁超温和启停过程中管壁的温度变化是两个大键课SS,3.5 锅炉启动过程中在低负荷时不宜投用取M水。一、事件经过某厂5号机组为60（）MW超临界机泓.锅炉为哈尔滨锅炉厂生产的超临界直流炉.汽机为哈尔滨汽轮机厂制造的超临界、一次中间再热凝汽式汽轮机，械台机组配置两台50%容收的汽动给水泵，一台30%容量的电动调速给水泵作为培动和备用泵。控制系统为国电智深EDPF-NT+控制系统.某月25日，5号机组正常运行，电网启动辅助典蜂.机组负荷265MW.6台磨煤机运行，主给水流法728uh,两台汽动给水泵自动运行，机祖协调投入，两台小机入口然汽压力0.4MPa,5A汽泵入口压力1.89MPa.流量374uh,转速3106Hmin：SB汽泵入口压力1.84MPa.378,转速3127rmin.13时3C分30杪,5A汽泉入口压力监视点变为坏点.给水泉”入1压力低低''跳闸.13时30分48仇5B汽泵转速自动增加至3148rmin,锅炉给水流最468曲，“给水流量低”保护动作，锅炉MFT,机组跳闻。二、原因分析1.事件原因检查与分析（1）机级跳闲后,热工人员检查5A小汽轮机的跳闸首出记忆等水泵入口压力低”，DCS系统中5给水泵入1.I压力模拟玳显示坏点,就地板杳5给水泵人口压力变送器故障，输出无电流，½分致小汽轮机跳网直接原因.（2）经过进一步检查发现逻辑组态错误是本次事件的根本原因.5A小汽轮机跳网条件应为“5A给水泵入11压力模拟属AIN52OO54<IMPa”与“该点（AIN52OO54.BAD）坏点判断“，但实际组态逻辑坏点判断组态的点号为AIN520I54.BAD<该点为5A小汽轮机前粕承回油温度）。当5A汽泵入口压力变送器测点变坏点时，由于该点坏杨瑾判断组态错误，未起到模拟量发生坏点时防保护误动的作用.导致5A汽泵跳闸.（3）给水网整不及时是机组跳闸的宜接原因，机组跳闸前正处于调峰期间，两台汽泵滋IM扁低，工作压力较低，当SA汽泵故障跳闸后，5B汽泵给水流量自动增加至468th,未能躲开跳闸条件给水流埴低保护设定值为49（Wh延时15秒保护动作），机组跳闸。3.6 露问题（I）陷患排杏不深入.热工人员未引起足够重规未排查出热工逻辑上的陷患.（2）保护设批不科学。机组深度调峰期间，机如负荷已降至展低粒燃黄荷以下，但联钺保护逻辑和保护定值未充分考虑机组深度调睇可能时机址稳定运行带来的影响，个别热工逻的保护已不符合机组深调的工况.热工人员未能及时发现.（3）为位业务培训不到位.热工分场历次陷患排查治理未能发现此隐患，说明分场内部业务培训不细致，幽患持杳业务不熟练，三、防范措施1 .加大做患排查治理力度,尤其是单点保护.要有可籍的防止误动的措施.2 .针对机组的深度调峰的实际，对部分设备的控制逻辑和保护定值要进步充分论证，保证低位荷安全的前提下进行适当修改。3 .加强热工人员的技术培训I，加就对类似事件的学习，举一反三，吸取教训，切实做好胞患排查治理工作.#1机组因轴承振动大停机事故分析一、设备概况：某电厂#1机组为660MW超超临界燃煤空冷机组，汽轮机为上汽集团生产的ZKN6687收油MX）型超超临界、一次中间内热、单轴、三缸两排汽、中低压札双液凝汽式汽轮机：发电机为上汽集团生产的QFSN-6<#2型发电机-汽轮发电机组振动果取瓦振保护.轴振仪做参考，汽轮机瓦振报警值9.3mWs,跳闸值1.1.8mm,发电机瓦振报瞽9.3mm,跳便值14.711mi,So二、事件经过：#1机组停备期间,对汽轮机#1、#2、#6轴承进行翻瓦检查,所有轴承油档进行检15调整，«1轴承油档由于磨损严柬进行了更换。但在I月14I机组筮新启动过程中，发现高压缸汽封两玷大量漏汽，米取降低轴封压力（3-5KPa）方式运行，09：08机组并网，随着负荷的升而#1-#3轴振持续上升情况.17：I则机组解除AGC降负荷过程中,#1轴承振动最大至248Jm,20：52机组打闸停机,机组故障停运3.13小时,损失电JA约110.8万千瓦时通过初步检杳和歹家及厂家的会译分析，认为机组振动大原因为汽轮机膨股不畅，可能还存在动静,摩擦决定进行汽轮机空载试运.I月19日进行了两次3（X）OrPm的空貌试转，试转过程中振动情况较为稔定.08：05,汽轮机3000rpm空我试转完毕，打闸停运。09：12,汽轮机盘车投运,转逋50rpm.12：52.高排逆止门前疏水避液位高离报警.运行人员将魂水闺打开.没有进行原因分析，没有风险意识，也没有向上级管理人员汇报.13；O1.高搏逆止阀前温度由288C快速下降至64快.14：59,汽轮机开始破坏其空。15：Oh关闭离排通风阀。15：18.汽轮机真空到零.16：II.发现汽轮机盘车转速开始下降.16：24,汽轮机转速至Orpm,高压缸上/下缸温312办2C,下虹温度开始快速下降。16：30.手动盘车.转子无法盘动。17：13.高Hi缸上/下缸温310.7”84.3C。21：28.高压缸上/下缸温下降至3O3M4I.3C21；35,运行人员在确认疏水气动阀全开的情况下，从热工仪表排污管进行排水°22：30.而压缸缸温降至301.4/128。22：32,高排逆止阀前疏水挂尽，之后下缸温开始缓慢回升,并进行间限性疏水.每10分钟1次,每次5分钟.并每2小时手动尝试盘动转子一次.I月20H04；10,海川逆止阀后积水排尽，转子可微录盘动,并逐步开始翻转，1月21日02：00.转子翻转180,.1月22日10：20.投入连续盘车.2月7H机组并网快红正常运行.三、原因分析：1 .直接原因：1）造成的机组启动后*1轴承振动大自接原因a.轴封系统投运前状态检查不详细操作随意性大.导致投运初期轴封汽淑波动较大.汽封可能变形：在随后机组运行中，轴封压力过低，相应的轴封蒸汽品僮降低，造成汽轮机膨胀受限，是导致机加启动后振动大的主要原因。b.机组并网后，随箭负荷的快速增加，补汽阀联锁开启，#1轴承振动大幅波动，并持续升高,也是造成振动升高并扩散的一个原因.2）造成汽轮机高压缸进水的宜接原因a锅炉上水逆止阀不严，机组停运后，带压的锅炉水（主汽压6.0MPa）持续倒返入给水系统,通过高旁减温水系统（隔离阀未关闭）进入锅炉冷再管道（再热汽乐O35MPa）,向波至汽机（«冷冉母管.b锅炉灭火后，冷可出管蕨水域出现液位高高报警.政水气动网联锁开玩.报警消失：机组破坏真宽防，将疏水伸前手动同、商持通风阀关闭，冷再管道内的积水无法排出，地终经过而排逆止阀倒入汽轮机高压缸。c.高旁破温水隔离阀未联侨关闭原因：2016年4月IH#1机组B修后进行高旁减温水系统IHi门调试，未履行任何手续的情况下，热控人员在工程师站解除了#1、#2高旁减温水隔离同联锁关闭条件，之后没有快或,d.人员监盘时，发现冷再母管限水郴液位高嘉报警,无液位高报誉，检变疏水解花全开状态,未引起警觉和重视：之后冷再母管限水送四次出现液位高高报警、高排逆止阳前温度快速下降、以及弼炉灭火后给水和高旁减诋水温度的一直缓慢升高<I32-I97>,均未及时发现，呼致了异常的逐渐扩大。2 .管理原因：1）造成#1机组启动后#1轴承振动大管理原因a）操作票、措施执行不严，管理人员赛昌、检皆不到位，出现轴封系统异常未认真分析并采取措施，是造成本次机祖并用.扩大的根本原因.b）机组定速及带负背后振动偏i,未认文分析股因，自目投入AGC升负荷过快,是造成振动进一步升高并扩散的重要原因.C）专业管理不到位”下发的措施规定未认真监督、跟踪执行情况，运行人员检查搽作、不认真，未及时关注和纠正，导诙轴时系统投运出现异常；标准操作票中控制要点不详细，风险分析过于府单，未及时根据机加实际情况进行修改完善；机组特性掌握不够，汽轮机运行期间,高压缸轴封两端大盘日汽,未认真分析H汽原因仅考虑到油中进水的问题轴封压力调整过低.2）造成汽轮机高压抗进水的管理原因a.风险分析、隐患排查不到位，关于汽轮机防进水、进冷汽，分析不全面、隐患排查不彻底,预抄措地不完善：地点操作的风险点分析不修,控制措施不够全面.b专业管理、监俗不到位.高旁碱温水隔离阀联锁解除时未按照相关制度要求程行于续，诙使M后未能及时恢纪：机组启动徜，未对逻辑保护迸行整体梳理。自动装置、保护装附停、启用未按照制度执行，管理存在漏洞。c.重大操作,管理人员把控不严.异常出现后重视程度不峡.未第一时间组织分析.d.r:十五项反指的落实停留在表面.未严格落实二十五项重点反事故措施相关要求.没有结合本厂实际迸行认真细化、落实，运行管理人员现场监控失职。四、暴露何题；1 .两票三制流于形式.操作票制度执行不严格,#1机组启停操作时使用典型操作票，未针对机组实际情况进行修订完善，操作项目未涵荔整个启动、停运过程.执行过程不严以，未按规定进行填写和签字。操作票风险分析内容简单，未针对启停过程中的各类风除，制定详细的风险预控措施