汽轮机技术监督典型事件论述.docx
《汽轮机技术监督典型事件论述.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《汽轮机技术监督典型事件论述.docx（27页珍藏版）》请在冰豆网上搜索。
汽轮机技术监督典型事件论述
汽机技术监督典型事件论述
广东电网公司电力科学研究院
轮机所
何炳燊
2010.6
广东鹤山
汽机技术监督典型事件论述
典型事件一
广东某电厂1号机组“5.5”凝结水含钠量
严重超标事件调查报告
轮机所何炳燊于5月18日至22日（5天）参加由某集团公司组织汽机、化学、锅炉专业技术人员对广东某电厂1号机组发生了汽机断叶片、凝汽器严重泄漏事件，凝结水含钠量严重超标，机组运行出现了异常，机组被迫停运转入检修成立事件调查专家组，对此事件进行现场调查和技术分析，查找事故原因，提出整改措施。
2010年5月5日，广东某电厂1号机组发生了凝汽器严重泄漏事件，凝结水含钠量严重超标，机组运行出现了异常，机组被迫停运转入检修。
为了更全面清楚查明事件原因，吸取教训，进一步加强生产技术管理工作。
某集团公司组织汽机、化学、锅炉专业技术人员成立事件调查专家组，于2010年5月18日至5月21日对此事件进行现场调查和技术分析，查找事故原因，提出整改措施。
同时对广东某电厂1号机组热力设备积盐的清洗方案进行审查，核定汽水系统清洗范围、清洗方法和过程质量控制指标，为此事件后续处理措施提供技术指导。
一、事件过程
广东某电厂1号机组于2010年4月4日转入计划小修，工期至2010年5月2日。
4月4日4:
22，1号机组打闸停机，转入小修。
4月25日，1号炉上水进行再热器水压试验，凝结水指标：
钠1.41mg/L，氯离子2.03mg/L，电导率27.5us/cm，PH值9.37；给水指标：
钠1.23mg/L，氯离子1.51mg/L，电导率24.3us/cm，PH值9.28。
4月28日10:
30凝结水钠1000mg/L，闭式冷却水（工业水）钠123mg/L。
4月29日7:
33，凝汽器投入后，凝结水钠离子超标，最高达16mg/L，隔离凝汽器外侧进行查漏，未发现有漏点。
4月29日21:
30，1号机组闭式工业水（采用除盐水或凝结水补水）取样显黄色混浊。
4月29日23:
00，凝结水钠：
93.6mg/L，氯根448mg/L，铁2258ug/L。
4月30日3:
30#1机凝结水Na：
458mg/L，外状混浊呈黄色，氯根：
2300mg/L，pH：
7.25；凝结水含钠量严重超标。
4月30日14:
30，发现凝结水含钠量严重超标（钠1260mg/L，电导率23.0us/cm，PH值6.78），在凝汽器高压内侧查到一个较大的漏点，该漏点能听见明显的吸气声；在凝汽器高压外侧发现有处钛管正在冒水（凝汽器高压外侧的左数第三竖排中间位置，往下数第86根），于是下至钛管处清点受砸轻微的钛管，并进行封堵。
凝结水含钠量开始下降，但指标仍然超标较多（指标在mg级），继续进行微漏检查和处理。
5月1日投入凝汽器后，凝结水泵的钠离子明显降低至1～2mg/L，然后进系统冲洗；
5月2日，凝汽器内侧隔离进行查漏，未查到漏点，进入凝汽器外侧查漏，在低压外侧最外排中间处上部查到一个微小漏点。
5月3日10:
45，1号锅炉点火成功，升温升压，热态清洗，凝结水钠：
539μg/L，除氧器入口钠：
28μg/L，启动分离器：
45.8μg/L凝结水继续排补。
5月4日0:
30#1机组冲转前水质分析结果如下表所示：
取样点
分析项目
冲洗终点值
0:
30
凝结水泵出口
PH
9.0～9.5
9.47
铁
≤50μg/L
1350
二氧化硅
≤30μg/L
172.00
钠
≤50μg/L
1.05mg/l
除氧器入口
PH
9.0－10.0
9.44
铁
691
二氧化硅
μg/L
184.00
钠
μg/L
1.12mg/l
省煤器入口
PH
9.0－9.5
9.46
铁
＜50μg/L
712.00
Na
≤10μg/L
1.1mg/l
二氧化硅
＜30μg/L
237.10
主蒸汽
二氧化硅
＜30μg/L
9.00
钠
≤10μg/L
93.70
铁
≤50μg/L（冲转前）
3.00
启动分离器
铁
10
PH
9.0～9.5
9.47
二氧化硅
μg/L
242.00
钠
μg/L
2mg/l
5月4日0:
44，1号机组挂闸冲转。
汽机冲转至1500转暖机，机炉汽水系统继续排补。
5月4日11:
58，相关试验结束，发电机并网，机炉汽水系统继续排补。
5月5日1:
00，1号机组负荷300MW，各项参数及系统运行正常。
各水质情况：
凝结水钠：
28.8μg/L，除氧器入口钠：
20.8μg/L，省煤器入口钠：
20μg/L，启动分离器钠：
21.9μg/L，主蒸汽钠：
33.2μg/L。
5月5日1:
30，广东某电厂1号机组带300MW负荷运行过程中，发现凝结水钠离子超标，进行凝汽器单侧隔离查漏，凝结水外侧进行了隔离，真空下降至81.7KPa，机组负荷降低到200MW。
加强凝结水排补，同时隔离凝汽器外侧循环水，放水交检修进行查漏。
5月5日2:
05，＃1机各项水汽品质超标严重，凝结水含钠量最高达87.4mg/L，建议停机处理（化学运行工作日志），水质分析结果如下：
取样点
分析项目
冲洗终点值
0:
00
1:
00
1:
30
2:
00
2:
26
凝结水泵出口
PH
9.0～9.5
9.17
9.19
6.80
铁
≤50μg/L
186.00
6480.00
氯离子
0mg/L
350.00
398.00
二氧化硅
≤30μg/L
9.70
20.40
114.00
钠
≤50μg/L
31.70
25.80
80mg/l
87.4mg/l
69.4mg/l
精处理出口
氢电导
≤0.2μs/cm
PH
6.5～9.7
8.26
8.51
氯离子
272.00
铁
＜5μg/L
23.00
2980.00
二氧化硅
≤20μg/L
72.00
钠
≤3μg/L
17.80
14.10
74mg/l
除氧器入口
PH
9.0－10.0
8.70
8.86
7.20
铁
48.00
6584.00
钠
μg/L
15.60
20.60
48mg/l
省煤器入口
PH
9.0－9.5
9.23
9.34
7.15
氯离子
47.00
铁
＜50μg/L
21.00
3660.00
Na
≤10μg/L
18.20
20.00
2.58mg/l
21.4mg/l
45.8mg/l
二氧化硅
＜30μg/L
19.10
21.20
452.00
主蒸汽
二氧化硅
＜30μg/L
35.10
39.40
272.00
氯离子
0.00
钠
≤10μg/L
34.80
33.20
2.58mg/l
3.46mg/l
6.33mg/l
5月5日9:
13，凝汽器外侧查漏结束投入运行，凝结水含钠量上升较快，重新解列查漏。
5月5日9:
16，＃1机凝汽器外侧开始注水，加强对汽水各项指标进行检测，建议停机处理。
（化学运行工作日志）
5月5日11:
05，当值值长向中调申请减负荷停机处理。
5月5日11:
20，汽机打闸，锅炉熄火。
中调批复临修时间为5月5日12:
00--7日12:
00。
5月5日15:
00，凝汽器高压外侧发现有2根钛管有漏，判断启机过程中有异物砸伤钛管。
5月5日20:
00，凝结水泵停运，打开两个凝汽器喉部检查汽侧钛管，在凝汽器高压侧靠小机排汽口处发现有7根钛管受到严重损伤，并发现有2块金属异物（光谱分析为：
Cr11.13，Ni1.78，W0.89，Mo1.08.该化学成分同汽轮机低压叶片材质相似，怀疑是叶片损坏掉下），对全部损伤钛管进行封堵处理。
外侧钛管击伤状况击伤钛管异物
5月5日21:
00，查漏工作结束，凝汽器投入运行后，凝结水含钠量稳定在3400ug/l。
5月5日23:
45，凝汽器解列查漏。
5月6日2:
50，查漏工作结束，恢复凝汽器外侧运行，解列内侧查漏。
5月6日00:
30，凝结水水质：
钠224ug/l；13:
30，凝汽器外侧查漏结束，重新对凝汽器、除氧器上水清洗并投除氧器加热。
16:
15，启动电泵向锅炉上水进行冷态清洗。
19:
32，#1机投轴封凝汽器抽真空，对凝汽器内侧进行查漏。
5月7日0:
03，锅炉重新点火，锅炉升温升压，进行热态清洗，汽机凝结水继续排补。
5月7日00:
30，凝结水钠195ug/l，凝汽器内侧查漏结束（没有发现漏点），投入运行。
5月7日12:
06，1号机组并网，凝结水含钠量1350ug/L，主蒸汽含钠量1740ug/L。
5月7日18:
21，凝结水钠上升至15.26mg/L，最高升至16.63mg/L
5月7日23:
05，锅炉转干态操作运行中，给水流量变化较大，水煤比失调，#1炉水冷壁出口集箱温度高483度，MFT动作跳机。
1号炉水冷壁出口集箱温度升高到483℃，锅炉保护动作MFT。
5月7日23:
58，机组重新并网。
凝结水含钠量仍然超标，大概在400ug/L，主蒸汽含钠量严重超标，超过5000ug/L。
5月8日3:
45，机组负荷升高180MW，发现主汽压力、阀门开度、调节级压力等参数比正常值偏大。
5月9日01:
20#1机汽水品质严重超标，建议紧急停机。
（化学运行工作日志）
5月9日1:
53机组运行参数：
负荷290MW，主汽压力14.5MPa，真空94KPa，轴向位移－0.9mm，推力瓦温正向78℃，调节级压力10.3MPa，阀位开度95.3％；机组负荷升高到300MW，机组发出了“嗡嗡”闷响声，调节级压力、推力轴承温度、轴向位移等参数明显较5月4日及小修前异常。
（4月4日停机前参数：
负荷290MW，主汽压力14.0MPa，真空97KPa，轴向位移－0.6mm，推力瓦温反向68℃，调节级压力8.8MPa，阀位开度74.3％）。
5月9日12:
21分，#1机组负荷60MW，打闸停机。
锅炉维持运行，进行循环清洗。
5月9日17:
40，锅炉灭火停运。
5月12日至19日，按照清洗方案，进行炉侧除氧器、启动分离器、再热器冲洗。
5月19日汽轮机揭缸检查发现低压A转子反向第五级和反向第六级各有一根叶片断裂，反向第五、六、七级叶片和隔板均有不同程度的损伤。
低压A转子反向第五级断裂部位低压A转子反向第五级断裂口
低压A转子反向第六级断裂部位低压A转子反向第五级断裂部位
5月20日吊出高中低压缸的转子，进行检查清理。
在低压缸底部发现断裂叶片的残片。
二、事件后果
（1）机组被迫转检修，汽机三缸揭缸清洗，汽机锅炉汽水系统全面清洗。
机组停运时间大约35天。
（2）造成锅炉、主蒸汽管、汽轮机叶片等热力设备积盐。
三、事件原因
1、1号机组运行过程中，低压A缸叶片断裂掉落击穿7根凝汽器钛管，造成大量海水漏入凝结水系统。
是造成汽水品质恶化的根本原因。
2、1号机组凝汽器泄漏导致凝结水、给水、蒸汽钠离子严重超标时，未能按规程及时停机处理，是造成热力设备积盐的主要原因。
四、事件暴露的问题
1、《超临界火力发电机组水汽质量标准》（DL/T912-2005）和《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》（GB/T12145-2008）明确规定了水汽质量劣化处理方法：
一级处理：
有造成腐蚀、结垢、积盐的可能性，应在72h内恢复至标准值。
二级处理：
肯定会造成腐蚀、结垢、积盐的可能性，应在24h内恢复至标准值。
三级处理：
正在加快腐蚀、结垢、积盐，如果水质不好转，应在4h停炉。
并明确规定“用海水冷却的电厂，当凝结水中的含钠量大于400ug/L时，应紧急停机”。
此次1号机组凝结水泄漏导致汽水品质严重劣化时，未按要求及时处理。
2、未深刻认识直流炉汽水品质劣化对设备腐蚀结垢积盐的影响，未做好凝汽器钛管破损原因和金属异物来源分析工作。
3、凝汽器泄漏频繁，1号机组自投运以来，共发生泄漏事件10次，堵管61根；2号机组自投运以来，共发生泄漏事件8次，堵管51根。
此次1号机组小修未按常规项目要求进行灌水查漏，凝汽器查漏方法不妥当，堵漏不及时、不彻底，导致凝结水钠超标、合格率低。
检查项目
2010年1月
2010年2月
2010年3月
2010年4月
#1凝结水Na分析结果
26.2~180.5
26.4~211
0.42~37.7
1.02~12.2
#1凝结水Na合格率
0
0
99.4%
98.1%
#2凝结水Na分析结果
0.21~9.92
0.26~30.2
0.26~18.4
0.2~2835
#2凝结水Na合格率
97.3%
97.4%
97.2%
98.1%
4、现场检查发现#1机组发电机内冷水和2号机组凝结水交叉污染、水质严重超标，存在影响发电机安全及热力设备腐蚀结垢的隐患。
（1）5月28日16:
001号机组发电机内冷水pH8.33，电导率103us/cm；
（2）4月27日18:
282号机组凝结水含钠量100ug/l，电导率10us/cm，4月28日1:
30，2号机组凝结水含钠量高到6940ug/l，氯根5.22ug/l；7:
45，2号机组凝结水含钠量最高到3000ug/l，主蒸汽含钠量也在增长，令停运2B循环水泵，降低负荷，半边隔离查漏。
至4月28日13:
30合格；
五、改进措施
1、检查评估凝汽器钛管和汽轮机叶片质量状况，及时更换检修处理。
设备故障处理实施闭环控制，做好设备风险评估和预控措施。
2、修改完善启动操作票、锅炉汽机和化学运行规程。
根据《超临界火力发电机组水汽质量标准》（DL/T912-2005）和《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》（GB/T12145-2008）要求，明确机组上水、冷热态冲洗、点火、冲转、并网、变负荷等阶段汽水质量控制指标。
3、健全电厂化学监督三级网络建设，建立水汽异常监督、告警和报告制度，明确水汽异常的三级指标规定和时间要求，强化各级人员工作职责，将责任落实到岗，到人。
4、加深直流炉汽水品质劣化对热力设备腐蚀、结垢、积盐的认识，加强汽机、锅炉、化学技术交流和技能培训。
5、进一步核查汽水系统隔离状况和设备监护措施，避免汽水品质劣化时出现凝补水箱除盐水、发电机内冷水、工业冷却水交叉污染状况，消除设备安全隐患。
6、加强化学技术监督工作，完善化学分析检测设备，实现汽水品质全面准确及时分析，并建议尽早投运电导率仪、pH表和钠分析仪等在线化学仪表，实现汽水品质实时监控。
7、建议此次检修采取凝汽器钛管涡流探伤、灌水查漏等措施确认凝汽器状况。
8、细化并完善此次凝结水含钠量严重超标事件后续热力系统清洗方案，务求不留死角、不留隐患、不衍生新问题。
9、建议尽快完成1号机组凝结水精处理树脂的再生，并制定此次检修清洗后机组再次启动时冷热态冲洗方案和化学监督措施，为机组下次启动创造良好的水质条件。
典型事件二
广东某发电有限公司3B循环水泵事故分析报告
一、循环水泵的基本情况
广东某发电有限公司一期工程配套两台660MW机组，发生本次机械事故的3B循环水泵为立式固定转速/固定开式叶片单级斜流泵，3号机组配套两台同型号为88LKXA-17的循环水泵，发生事故的编号为B泵，其额定转速370rpm，扬程为17m（两台并联）/10m（单台使用），流量为10.5m3/s（两台并联）/12.4m3/s（单台使用），流体介质为海水，其他结构以及零部件特性为：
●导向轴承材料：
HT200Ni2Cr+SXL赛龙
●轴封：
压盖密封液体填料
●安装环境：
室外露天
●必需气蚀余量：
8.61m
●联轴器：
刚性套筒
●轴功率：
2038KW
●电机功率：
2400KW/6000V/320A
●效率：
88.5%
●最大轴向推力：
55T（向下）
●轴承润滑：
内部水源自润滑
●吸入/排除口直径：
2.7/2.2m
●泵出口液控蝶阀：
PN6DN2400
●液压蝶阀开启时间:
30-120S（可调，从全关到全开）
●滤网冲洗水泵：
流量150m3/h,扬程30m
●循环水旋转滤网：
设计/最大流量37800/44640m3/h，转速10/5rpm,水位差1m.
●叶轮与叶轮室材料：
ZG0Cr18Ni12Mo2
●轴与内接管材料：
0Cr17Ni12Mo2
●轴承无水状况下允许运行的时间：
120S
●套筒联轴器材料：
ZG0Cr17Ni12Mo2
●轴套材料：
1Cr18Ni9
●轴承支架材料：
HT200Ni2Cr
●填料函体材料：
HT200Ni2Cr
●水泵重量：
65000Kg
●水泵运行扭矩：
5482.3Kg.m
循环水泵采用了表面防腐漆和阴极保护（牺牲阳极+外加电流）措施，其中牺牲阳极块的使用年限为10年，泵的使用寿命不少于30年，维修周期按照5年考虑。
一、循环水泵事故简介
1、事故前情况：
8月6日发现盘根漏水量比平时增大，将盘根紧固后漏水量稳定，振动波动比以往上升。
8月8日和8月10日夜班进行停泵检修拦污栅，发现栏污栅四周垮塌，中间变形。
8月14日泵振动波动明显上升。
2、事故过程：
8月15日下午16：
30左右，3B循环水泵电机电流上升很快，就地检查盘根冒水量很大，当电流到了300A时紧急停运该泵，就地检查无反转，铜棒耳听诊断无碰磨声，出口液控蝶阀关闭到位。
3、事故时参数记录：
事故发生前24分左右电机电流出现大幅度上升，前10分钟内电流从220A左右上升到260A左右；后10分钟内从260A左右突升到320A左右以上（按照趋势达360A左右），从泵的转速在线记录可以看出，在停机前22分钟左右，泵的转速发生失速性颤动。
但距停机18-14分钟之间，失速性颤动更加明显，后来的4-5分钟转速表面上又恢复了正常，但紧接着从停机前10分钟左右开始，失速颤抖逐渐加剧，直到电机电流超限自保护停机。
4、事故后果：
4.1三段轴上中下段合计总长度接近11.7米，整条轴弯曲性变形，变形量超过1.5米（离开轴线的弯曲变形量），其中中下两段变形最为严重，三段均有变形。
4.2水泵轴的中间轴承座全部碎裂，多段外接管碎裂，吸入喇叭口严重破碎；吐出管、导流片发现裂纹；导流体也存在裂纹。
这些端口基本上被锈蚀覆盖，但也可发现个别端口上存在不同区域或界面，呈现脆性断裂的特征，属于外物击伤。
4.3上部轴承座碎裂，轴承冷却水通道被堵塞。
4.4所有轴承全部严重损伤。
包括深度划伤、严重剪切变形、端部撕裂、表面熔融等。
4.5套筒联轴器严重变形，两段内接管严重变形；由于拆除变形轴时相互阻碍，这些部件全部采用火焰切割最终全部损毁。
4.6只有部分连接螺栓可用，部分剪断或扭断而难以继续使用。
4.7安装在外接管上的牺牲阳极以及外加电流的保护装置基本损毁，不可继续使用。
二、事故原因分析：
1、于中部导轴承支架采用非合同要求的316L材质，材料脆性大、韧性较差、结构强度不足，同时泵轴存在不平衡量及水流的瞬间冲击，轴系产生较大振动、摆度及由此产生交变应力，中部导轴承支架受挤压下产生部分支撑疲劳断裂。
支架断裂使轴系偏离轴线摆动幅度增大，导致上部轴承的损坏，使转子逐渐失去支撑，使泵轴摆动幅度越来越大，进而又令上部轴承损坏增大。
2、部分轴承损坏到使转子失去支撑，泵轴的不平衡力作用在中部轴承支架上，轴承支架产生断裂导致解体，引起轴的偏心旋转，导致轴严重的弯曲变形。
3、轴承座碎裂后，产生的碎片和转轴打击导泵的外接管以及其他部件，铸铁件基本上产生裂纹或断裂，导致泵体发生大面积断裂以及裂纹。
4、超差的动不平衡使上部轴承与轴之间的摩擦力骤升，电机电流加大，泵的转动不稳定，最后由于电机电流超设定值发生联锁保护停机。
三、事故原因：
1、泵轴存在不平衡量，导致中间轴承支架和上部轴承损坏，继而引起事故发生。
2、水泵多个部件未采用合同要求316L不锈钢材质，导致事故必然扩大。
3、事故前水泵运行出现不正常情况，没有采取有效的措施进行处理。
在出现泵振动超标情况下依然运行至事故发生。
四、建议：
1、全面复查另外3台循环水泵各部件的材质，对非316或316L不锈钢部件尽快争取检修机会更换316或316L部件。
2、严密监视另外3台循环水泵运行情况，发现异常情况应马上处理，异常情况无明显改善，应该及时停泵全面检查。
典型事件三
关于广东某电厂4号机组高调门进汽插管缺陷
原因分析及处决方案专题讨论会的技术监督汇报
3月5日由轮机所冯主任带队，我院汽机、金属专业技术人员参加了关于广东某电厂4号机组高调门进汽插管缺陷原因分析及处理方案专题讨论会，会议由电厂主持，参加会议的单位有：
电厂、哈汽厂、广东火电、大修监理、广东电科院等代表。
电厂一、二期工程配套4×300MW哈尔滨汽轮机厂生产的发电机组，其中该厂4号机组于1997年5月22日投入商业运行，至今已11年多，并经过多次大修，于上次大修期间更换过钟罩，是哈汽厂代表负责现场施工。
会上由该厂检修公司代表介绍4号机组高调门进汽插管缺陷及揭缸过程情况:
一、4号机组高调门进汽插管缺陷简介:
1、某电厂4号机组高调门5号进汽插管平口断裂，钟罩定位销松动；（附图）
2、某电厂4号机组高调门6号进汽插管有裂痕280mm，钟罩定位销松脱；（附图）
3、某电厂4号机组高调门2号进汽插管疑有裂痕。
二、4号机组高调门进汽插管缺陷原因分析
1、由广东火电金属专业技术人员及我院金属专业技术人员介绍初步检测结果及分析，根据断口事实，初步判断高调门5号进汽插管平口断裂缺陷是从进汽插管外部先产生裂痕,经过多次恶性循环,然后裂痕逐渐扩大,最后5号进汽插管平口彻底断裂。
2、会上轮机所冯主任代表我院在会上根据高调门进汽插管缺陷的具体情况提出5条原因分析意见，其一是请哈汽厂尽快提交进汽插管金属材质特性检测报告；其二是进汽插管缺陷引起原因分析意见；其三是钟罩密封定位销单边脱落引起的恶果，其四是进汽插管安装的中心及垂直度影响；其五是钟罩密封定位销间隙及内管与外管间隙配合的设计问题，其意见理论根据充分，条理分明，与现场缺陷相符，受到与会代表同意与认可，哈汽厂代表在会上也基本同意我院代表分析意见，同时明确表示与厂部研究初步原因分析是设备设计汽流反串引起，需要进一步与厂部开专题讨论会，统一意见后给电厂一个明确答复意见。
三、4号机组高调门进汽插管缺陷初步处理意见
1、4号机组高调门2号进汽插管疑有裂痕，出方案，定位置割管，一定要结果确认。
2、4号机组高调门进汽插管更换工作出方案、现场施工由哈汽厂负责处理。
3、钟罩处理方案尽快提交，进行研究。
4、哈汽厂关于4号机组高调门进汽插管存在缺陷原因分析意见书面材料尽快提交，并再次开专题讨论会。
典型事件四
关
升级会员 