火电厂汽轮机事故案例分析（最终）

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1、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

2、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，

3、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

4、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

5、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,

6、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

7、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

8、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”

9、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

10、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

11、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

12、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CL

13、N600-242/566/566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

14、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

15、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