英德海螺余热发电汽轮机组飞车图文稿Word格式.docx
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40分解列。
由于前期2#机组就地盘测速装置、TSI监视盘及DEH控制系统共三个测速装置信号无反馈显示。
4月24日利用总降跳停期间，对7个测速传感器进行了全面检查并处理。
检查中发现其中有两个测速传感器明显磨损，测速齿轮盘与转子轴固定螺栓松动，在以上问题处理结束后，并对7个测速装置进行了对应检查，各测点均有反馈。
4月25日23:
47分，汽轮机开始第一次冲转，次日26日2:
30分转速由1200r/min升至2700r/min过程中，在2460r/min时，出现转速通道故障报警，主汽门自动关闭，复位后汽轮机转速稳定在1200r/min。
此时余热发电工艺主管景高云随即电话告知分厂电气主管刘凯毅和分厂分管领导王骏。
刘凯毅首先到工程师站DCS画面查看记录，检查故障。
由于故障原因不明，刘凯毅与景高云商议后决定再冲一次，以便进一步确认原因。
3:
10分进行第二次升速，转速在设定2700r/min，升速至2340r/min时，又出现转速通道报警，主汽门自动关闭，复位后汽轮机仍稳定在1200r/min运行。
本次检查发现DEH三个测速装置中，两个存在较大波动，此时王骏路过DCS室时，发现刘凯毅正在对DCS程序进行检查，于是在DCS室和刘凯毅就本次故障交换意见，由于一人无法同时监控三个速度目标，刘凯毅建议两人共同监控三个测速点。
两人商议后，决定再升速一次，确认具体原因。
30分进行第三次升速，转速设定为2700r/min，升速至2223r/min时，再次出现转速通道全故障报警，主汽门自动关闭。
景高云将报警复位后，汽轮机维持在1200r/min。
在本次故障期间，刘凯毅和王骏共同确认：
DEH中PV1速度正常，PV2速度在1200r/min以后不再变化，PV3速度波动异常，两人商议后决定到现场去检查就地测速装置及测速模块是否存在异常。
为避免在检查的时候发电机组再次跳停，在现场操作室景高云提议将ETS总保护解除，三人商议后认为解除保护后高调门及主汽门不再动作，便于检查。
随后3:
52分，ETS总保护被景高云手动解除。
刘凯毅、王骏在1#轴承座头部检查测速装置未能发现异常，两人决定到DEH测速模块进行检查，刚到DEH柜后，汽轮机房发生巨响，发电主管景高云立即安排操作员马浩打闸停机，现场检查发现发电汽轮机振动剧烈，安全阀动作，盘车电机壳体开裂。
二、现场检查情况
经事故调查组与英德海螺相关专业人员共同对系统操作曲线记录、检测仪表装置、汽轮发电机组本体及相关辅助设备进行了全面检查确认，具体情况如下：
1、通过查看DCS趋势及记录发现，在4月25日23:
47分-26日3:
30分期间，分别进行了三次冲转、升速，均因转速通道报警，主汽门自动关闭。
第四次1200r/min暖机期间，于3:
52:
29秒，ETS总保护被退出。
59:
38秒出现转速通道全故障停机信号、3:
57秒TSI发出110%超速停机信号，但均因ETS总保护被解除，保护不起作用，3:
42秒，DEH测速信号检测到1#、2#转速同时为0r/min，DEH程序选择优选转速为0r/min（程序设置为三取二），用于转速控制，与1200r/min的控制目标差距大，3:
42秒，发出调门开度指令，3:
55秒，调门开度最高到68%（阀限为70%）。
4:
00:
00OPC103%和110%超速保护发出动作信号，汽轮发电机组最高转速达到3850r/min。
2、汽轮发电机组有3个测速装置磨损严重,1个TSI测速,2个DEH测速,其它检测装置均正常,如油温、瓦温、振动及轴向位移等检测点。
3、汽轮机第9、10级叶片、隔板全部损坏，排气缸上、下缸体出现裂纹，汽轮机转子轴弯曲跳动大需更换，部分隔板汽封、轴封损坏。
4、辅助设备盘车电机壳体开裂，凝汽器铜管经检查损坏188根，主油泵油封环磨损严重。
5、当汽轮机在升速过程中，机械保护装置未起作用，初步判断汽轮机危急遮断装置出现卡涩现象。
三、原因分析
1、在24日检修时，发现两只测速传感器磨损和齿轮盘松动，分别进行了更换和紧固，误认为齿轮盘松动造成测速装置损坏，未进行深入分析，是造成本次事故的直接原因。
2、在故障检查期间，景高云与王骏未根据系统连锁关系，制订相应防范措施，对可能会造成的后果，考虑不到位，盲目解除ETS总保护，违反公司主机设备保护管理规定，致使机组出现故障时ETS保护不起作用，是造成本次事故的主要原因。
3、主机设备开机时公司及部门分管领导未能到达现场进行组织与安排岗位人员进行规范操作，也是造成本次事故的原因之一。
四、防范措施
为防范类似设备事故再次发生，同时让相关子公司通过此次事故，举一反三，认真查找发电系统存在的问题，及时排除设备隐患，特拟定以下相关防范措施：
1、严格按照汽轮发电机组运行规程进行操作，并结合汽轮发电机组升速曲线及设计原理要求，进行规范操作，确保机组长期安全、稳定、高效运行。
2、系统连锁保护解除，要严格按各公司工艺、设备保护管理规定执行。
在解除保护时，一定要做好防范措施，并针对可能发生的情况，拟定相关保护方案，报公司领导审批。
3、在汽轮发电机组启动前、后要对系统主要保护进行相关试验，具体要求如下：
静态时：
要对油泵连锁、低真空保护、轴瓦、回油温度及四号瓦绝缘等进行试验。
动态时：
根据规范要求，小修后要进行喷油试验和OPC试验，大修后分别要进行喷油试验、OPC103％、电气超速110％及机械超速试验等。
针对以上试验要认真做好记录，如有异常应组织相关人员进行研讨分析及时进行处理，正常后才能开启汽轮发电机组。
油泵连锁试验：
将高压油泵、润滑油泵及直流油泵打至自动，根据规范要求依次停高压油泵，油压降至0.78MPa报警,当润滑油压降至0.054MPa时自启交流油泵，当油压降至0.039MPa时,启直流油泵，当油压降至0.015MPa时,停盘车。
喷油试验：
当汽轮机转速达到2850r/min以上时，手动旋转前轴承座右侧喷油手柄，将手柄与轴承上部标记对应起来，通过高压油让飞环动作产生离心力，危急遮断门动作，主汽门和主调门关闭。
电气超速试验：
通过DEH控制柜超速试验开关打至电气试验位置，升速至3300r/min，主汽门和主调门自动关闭，汽轮发电机组转速下降。
机械超速试验：
通过DEH控制柜超速试验开关打至机械试验位置，通知操作员进行升速，如机械超速在3365r/min前未动作，可以通过飞环上部螺钉来调整弹簧力，使飞环在规定范围内动作，主汽门和主调门自动关闭，汽轮发电机组转速下降。
3、为合理启、停汽轮发电机组，各子公司要加大对汽机专业知识培训力度，提高操作及管理人员对汽轮发电机组的认知度。
现就汽轮发电机组启动时主要参数要求如下：
冷态启动：
1、升速率100r/min，转速分别设定在400r/min和1200r/min暖机；
2、过临界时要确保汽机上、下缸温度在100℃以上，绝对膨胀在1mm以上；
3、升速时间一般控制在3小时以上；
热态启动：
1、升速率200r/min，转速分别设定在500r/min和1200r/min暖机；
3、升速时间一般控制在1小时以上。
主调门阀位操作：
机组启动时，阀位一般限制在10-20%之间，根据升速和并网后的要求，进行调整阀位参数。
近期由生产调度中心牵头，系统安排对余热发电系统组织一次全面培训和上岗前资格考试工作，确保所有余热发电人员能正确理解和掌握运行操作要领。
4、规范余热发电机组定期检修保养制度，尤其是多窑联合机组，每年度必须安排一定时间对机组进行检修和保养，具体检修内容和要求参照余热发电检修管理规程。
5、利用检修为契机，对汽轮发电机组重要部位及仪表测点进行维护与保养，如仪表测点要重点检查：
轴向位移、转速测速装置、轴瓦及回油温度、绝对膨胀等；
关键部位检查：
危急遮断器和飞环、固定测速齿轮盘是否有松动、主油泵挡油环间隙、轴瓦及中心等。
针对以上检查标准详见汽轮发电机组安装说明和图纸。
6、根据操作规程要求，要定期对润滑、控制油过滤器进行清洗（一周至少清洗1次），并结合油质化验情况，进行调整油品使用周期。
同时也要利用一切停机机会，对AST、OPC及DDV电磁阀进行清洗，确保调节和控制系统油压工作正常。
7、针对发电DEH调节系统等相关保护程序，如ETS总保护投切开关的取消、DEH转速参与系统连锁条件及非正常情况下的汽轮机升、降速率等，在5月中旬由电气自动部牵头，组织由海川公司、自动化所及DEH厂家等相关单位进行研讨。
方案确定后，由电气自动化部牵头，督促海螺川崎工程公司对所有汽轮发电机组的程序进行优化完善。
8、针对汽轮发电机组检修后开机，公司及部门主要分管领导一定亲临现场，负责启动过程中的协调和指导工作，如出现异常时应及时向主要领导和专业部门相关人员汇报。
9、各子公司针对机组投运以来，要认真分析机组运行情况，如振动、轴瓦及回油温度、上、下缸温等变化趋势是否在设计和要求范围内，尤其是故障原因要进行认真研讨分析，拟定相关处理和防范措施。
10、建立余热发电系统主机故障汇报制度，各公司主机故障处理情况第一时间汇报股份公司生产调度中心，寻求在技术上给予指导。
由于集团的快速发展，新进人员较多，各子公司一定要重视对发电岗位人员培训，提高基层人员工作责任心和操作维护技能，进一步提升发电系统运行效率。
同时立即组织对汽轮机、发电机和锅炉等关键设备保护进行自查，对自查存在的问题进行整改，并将检查和整改情况报股份公司电气自动化部。
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