国产600MW机常见事故分析综述.docx

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国产600MW机常见事故分析综述

国产600MW机组

运行中常见问题的分析及预防措施

国华公司发电营运部

2002年12月

目录

第一部分汽机

1、主机、小机EH系统油管路布置不合理

2、主机轴瓦振动超标

3、主机高调门漏油

4、前置泵轴承室油档漏油

5、小机油箱排烟机轴封漏油

6、小机低压调门油动机漏油

7、高排逆止门无法拆开

8、高压主汽门关闭时间过长

9、小机轴承座油杯开裂造成漏油

10、主机高压调门法兰漏气

11、低加疏水不畅

12、高加疏水调门自动关闭

13、主机轴瓦温度高停机处理

14、主汽门阀杆活动试验时功率波动

15、主机、小机EH系统油管路布置不合理

16、主机调汽阀运行中涡流金属声

17、主机EH系统油泵振动大、温度高

18、高排逆止门连杆断裂

19、主机润滑油中水分含量超标

20、主机上下缸温差大造成机组降负荷

21、主机轴瓦振动测量误差造成机组跳闸

22、汽泵前置泵冷却水泄漏

23、主机润滑油滤网损坏造成轴瓦温度升高

24、电泵前置泵滤网堵塞造成电泵跳闸

25、电泵工作油冷油器出口温度高

26、电泵入口压力低跳闸

27、高压缸夹层设计不合理造成上下缸温差大

28、冲转时冷再管道振动

29、主机顶轴油管泄漏

30、小机主汽门误关

32、小机跳闸后密封水进入润滑油中

33、机组高负荷时汽泵跳闸

34、高压内缸底部定位销脱落

35、主汽门做活动试验时打不开

36、小机油箱中含水较多

37、主汽阀关不到位

38、高加事故疏水门法兰垫漏

39、汽泵机械密封水温度高

41、综合给水泵房的水泵打不出水

42、机本体安装过程中发现的制造缺陷

43、机组高负荷时高压轴封漏汽严重

44、循环泵出口碟阀操作油站改建

45、主汽压力变送器泄漏吹坏压力测点

第二部分电气

1、发电机差动保护动作，机组跳闸

2、发电机线棒出水温度高

3、发电机安装期间发现问题

第三部分锅炉

1、启动炉水冷壁过热泄露

2、吴泾电厂过热汽安全门漏汽

3、磨煤机旁路风挡板自开

4、从机组总启动开始到168结束六台磨煤机跳闸共28次

5、密封风机承力侧轴承轴向振动超标

6、启停磨煤机对燃烧、水位、负荷冲击较大

7、磨煤机精碳密封环处漏风大

8、磨煤机启停过程中易发生震动

9、磨煤机出口风压、进出口压差、一次风量等仪表管长期运行后易堵塞

10、空预器冷端空气侧旁路密封片严重损坏

11、一次风机推力、支撑轴承振动大

12、密封风机电机润滑油变质

13、炉短吹灰器B9、B19、B20长时吹灰不停

14、预热器吹灰器无法正常运行

15、末级再热器管排前后凹凸不齐

16、盘电过热器出口安全门内漏

17、密封风机前后轴承运行时声音异常

18、一次风机推力、承力轴承振动偶尔超标，风机基础振动较大

19、磨煤机出口门问题

20、在168试运初期各磨煤机石子煤箱不同程度的出现了堵煤问题

21、磨煤机出口节流元件脱落

22、点火能量问题

23、汽温超温及偏差

24、磨煤机石子煤处理系统喷射器不能将石子煤斗中的水抽出

25、石子煤箱堵死，无法清理

26、防冻问题

27、连排安全门经常起座

28、密封风机飞车事故

29、北仑港电厂KPAV100磨煤机减速机齿轮损坏

30、轴流风机叶片损坏

31、空压机主机头温度高

32、启动锅炉一级空预器着火

33、煤粉管道温度高达280℃

34、送风机入口动叶断裂

35、A/C/D/E磨煤机拉杆关节球轴承脱出

36、火检探头问题

37、火检冷却风机出口风压低

38、炉水循环泵壳与吸入集箱温差大

39、炉水循环泵体会发生剧烈振动

40、炉水循环泵电机未设计电加热器

41、炉水循环泵冷态运行时电机超额定电流

42、启动炉容量小问题

43、炉前来油调节门、二减左调门及油区再循环基地调节阀经常操作不动

44、氧量表盘指示始终偏高

45、关于空预器跳闸后的处理

46、暖风器投运时存在撞管问题

47、对于两侧暖风器出口风温不同问题

48、空预器入口烟温、出口风温低问题

49、送风机动叶指令相同时，电流及风机出力相差较大

50、送风机润滑油站加热器控制回路测温元件无效

51、炉水循环泵电机注水压力低无法满足连续注水需要

52、吹灰器汽源电动截止门在带压工况下无法正常打开

53、系统正常的运行时吹灰系统无法检修

54、磨煤机石子煤排渣门反馈开关可靠性差

55、锅炉引风机跳闸导致锅炉灭火

56、锅炉吹灰器烧损

57、锅炉一次风机抢风跳闸

58、主汽压力波动

59、磨煤机切换导致汽包水位高灭火停机

60、邯峰电厂锅炉掉焦导致炉膛负压保护动作

61、邯峰电厂锅炉降负荷造成炉MFT动作

62、台山#1机主机

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运行中常见问题的分析及预防措施

地点（电厂）

吴径第二电厂1#机

时间

2000年7月5日

事故现象：

1#汽机主油箱内注油器出口弯头裂开，长度约500mm左右，注油器与出口弯头焊接处整圈裂开，造成停机抢修，经补焊后装复。

原因分析：

分析注油器出口弯头损坏的主要原因是该注油器设计标准是采用30万机组设计标准，在60万机组不适用该类产品。

另外注油箱内管道振动、焊接施工质量也是一个主要原因。

处理过程：

停机抢修，经补焊后装复，小修时对主油箱管道进行加固，释放应力，消除振动对注油器的影响。

让上汽厂重新制作出口弯头，并采用热压弯头。

防范措施：

设备安装前，确认注油器出口弯头选材合适。

设备安装时考虑注油器出口管道在运行中受力，对管道进行加固。

同时对注油器出口焊口进行探伤。

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运行中常见问题的分析及预防措施

地点（电厂）

吴径第二电厂1#机

时间

2000年8月15日

事故现象：

#6、#7瓦振动呈周期性波动，范围在0.042—0.061mm之间，且顶轴油压在1Mpa—4Mpa之间晃动，故小修中对6#瓦进行揭盖检查，发现轴径表面拉毛严重，下瓦乌金融化。

原因分析：

#6、#7瓦振动呈周期性波动，范围在0.042—0.061mm之间，且顶轴油压在1Mpa—4Mpa之间摆动，原因可能是油管路中有杂质、金属异物进入，造成轴瓦磨损。

　安装时可能有异物赶进入，轴系负荷分配不全理等造成轴瓦摩损。

　油膜不稳也是其中的一个原因。

处理过程：

对#6、#7号瓦轴径磨损处进行处理，#6轴瓦送上汽厂进行乌金挖补、修复工作。

防范措施：

　　机组安装后要对油系统进行大流量冲洗。

机组安装后，在投盘车之前，确保油循环质量，保证油质合格。

要保证轴瓦的安装质量和设计的中心预留量，顶轴油囔合格，轴管畅通。

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运行中常见问题的分析及预防措施

地点（电厂）

吴径第二电厂1#机

时间

2000年9月

事故现象：

主机高调门GV1、GV4油动机漏油。

处理过程：

9月4日在巡回检查过程中，发现GV1油动机漏油，9月5日油动机渗油量增加，漏入保温后引起冒烟。

9月10日因机组#2瓦振动大引起保护停机，解体GV1油动机处理渗油。

9月21日，在做汽机性能试验时，因低真空保护动作造成停机，在机组再次启动时，发现GV1油动机漏油严重，经解体发现Y型密封圈已经磨损，密封件座与门杠也已部分磨损。

10月1日节日检修时，解体GV4油动机，发现防尘圈磨损严重，Y型圈磨损上可，油动机活塞杆表面拉痕严重，活塞缸也有拉毛现象，且发现活塞杆有弯曲现象，弯曲直达0.30mm。

装复时发现油动机弹簧座平面与调门法兰面存在不平行度，最多偏差达0.90mm经商量决定修正GV1—GV4油动机弹簧座平面，以解决中心偏差。

油动机在装复时更换GV1、GV2活塞干，油缸拉毛处用油石油光，更换GV1、GV2油动机活塞环、密封圈座及密封圈，找正GV1—GV2油动机活塞杆与调门门杆中心，并加装锥销定位。

原因分析：

油动机制造存在缺陷，胶圈紧力不合适，安装时油动机弹簧座与调门中心不正，造成油动机活塞卡涩，造成活塞杆弯曲，引起活塞杆处防尘圈磨损严重、Y型圈磨损漏油。

防范措施：

在油动机制造和安装过程中，要严把质量关，派专人监造。

确保各项指标合格。

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运行中常见问题的分析及预防措施

地点（电厂）

吴径第二电厂1#机

时间

2000年月11日

事故现象：

前置泵A、B轴承室漏油。

前置泵A、B自投云以来，存在两端轴承室油档漏油，造成油室油位下降，检修人员须在短时间内补充润滑油，才能保证前置泵正常运行。

原因分析：

分析漏油的主要原因是：

（1）档油圈结构不合理。

（2）机械密封档水盘在旋转时有鼓风、抽吸作用，造成泄漏。

（3）油室油位偏高造成泄漏（油位调整过一次，效果不理想）。

处理过程：

停机时安以下方案进行改进：

改变轴承室结构，去消档水盘，加装最新型的磁性密封档油圈。

（艾志机械技术有限公司生产的磁性档油圈在线速度、适用油质、温度、使用寿命等综合因素考虑，能满足前置泵的使用要求．）

防范措施：

安以上方案实施。

在运行中加强对磁性密封档油圈进行监视，并做好记录，同时与其他类型的油封进行比较，如果此项技术可靠，则在其他设备上推广。

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运行中常见问题的分析及预防措施

地点（电厂）

吴径第二电厂1#机

时间

2000年月11日

事故现象：

小机A、B油箱排烟机漏油。

小机A、B油箱排烟机采用卧式风机，自投运以来存在排烟风机轴封漏油。

原因分析：

油箱中含烟量较大，排烟风机轴封难以密封。

处理过程：

1．在排烟封机轴封处加装骨架油封，并在油封外档加接疏油管。

2．在排烟封机底部加接疏油管。

改造后效果并不理想，还是漏油。

大修时将排烟风机改造为立式，消除了漏油。

防范措施：

在进行排烟封机设计、选型安装时，应直接选用安装立式排烟风机。

避免重复投资的资金浪费。

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运行中常见问题的分析及预防措施

地点（电厂）

吴径第二电厂1#机

时间

2000年月11日

事故现象：

小机A、B低压调门油动机漏油。

自#1机组投运以来，小机A、B低压调门油动机密封圈经常损坏漏油。

原因分析：

1．小机油动机活塞杆晃动频繁，造成密封圈损坏。

2．密封圈与活塞杆的配合紧力太大（0.90mm），造成密封圈损坏。

处理过程：

1．热工方面改进小机A、B调节逻辑，减少小机油动机活塞杆晃动频繁，从而减少密封圈的磨损。

2．密封圈与活塞杆的配合紧力放宽至0.10—0.15mm,以减少密封圈的磨损，延长密封圈的使用寿命。

3．重新加工活塞杆导向套,采用磷青铜材料，增加长度，已增加活塞杆中心定位作用，从而减少密封圈的磨损。

另外加接导向套疏油管,将泄露油直接疏至废油桶

防范措施：

1．加强设备监造，确保设备制造质量。

2．加强设备到货验收，发现问题及时处理，杜绝类似故障的重复发生。

3．加强维护，保证油封处无杂物。

4．检修中加强检修质量。

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地点（电厂）

吴径第二电厂1#机

时间

2000年月12日

事故现象：

高排逆止门门盖无法打开

原因分析：

由于设计失误，高压缸排汽逆止门门盖上部有电缆桥架，无法打开门盖，如遇到高排逆止门门芯脱落，或其他需要打开门盖解体检修工作时，就无法进行。

处理过程：

在大修时将电缆桥架移位。

防范措施：

在设备安装时，确保高排逆止门门盖上部无其它东西影响门盖拆卸。

加强设备安装过程中管理，防止类似人为失误造成的缺陷发生。

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运行中常见问题的分析及预防措施

地点（电厂）

吴径第二电厂1#机

时间

2000年月11日

事故现象：

高压主汽门关闭时间过长。

原因分析：

1、油动机控制块可能有问题。

2、主汽门或操纵机构卡。

3、DP阀卡或回油不畅。

处理过程：

STC对主汽门油动机控制块进行改进，关闭速度油较大变化。

为0.3S。

防范措施：

做好设备监造，出厂前做好试验，确保质量。

　加强维护，按要求做主汽门活动试验。

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运行中常见问题的分析及预防措施

地点（电厂）

吴径第二电厂1#机

时间

2000年月11日

事故现象：

小机前轴承座油杯（材质为有机玻璃）裂开大量漏油。

原因分析：

有机玻璃强度不够，造成漏油。

处理过程：

该油杯改为不锈钢。

防范措施：

安装时直接装不锈钢油杯，以免造成浪费。

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运行中常见问题的分析及预防措施

地点（电厂）

吴径第二电厂1#机

时间

2000年月11日

事故现象：

主机高压调门法兰漏气。

原因分析：

1.螺栓紧力不够。

2.法兰紧偏。

3.法兰结合面变形、冲刷、划痕。

4.法兰垫放的不正和厚度不对。

处理过程：

均匀紧正法兰，螺栓紧力加大（3400牛吨/米）

修复主机高压调门法兰结合面

防范措施：

确保安装质量，螺栓紧力要合适、均匀。

检查主机高压调门法兰结合面是否符合，要求严把检修质量。

　对垫要认真进行检查、厚度、不平度、有无损伤等。

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运行中常见问题的分析及预防措施

地点（电厂）

吴径第二电厂1#机

时间

2000年月11日

事故现象：

#8号低加疏水不畅。

原因分析：

#8号低加疏水管有廷伸向上弯，与设计不相符，造成加热器疏水不畅。

处理过程：

降低疏水管标高。

防范措施：

设备安装严格按照设计要求，不可随意改变，减少弯头数量。

弯头采用自制直角弯头。

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地点（电厂）

吴径第二电厂1#机

时间

2000年月11日

事故现象：

#3高加疏水调整门在540MW以上时，会自动关闭。

原因分析：

检查发现执行机构压缩空气系统缺少汽缸。

处理过程：

外商将漏供的两只气缸从日本发往上海，并安装。

问题解决，

防范措施：

设备安装后要进行严格验收，防止以上事情发生。

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运行中常见问题的分析及预防措施

地点（电厂）

吴径第二电厂1#机

时间

2000年月11日

事故现象：

在首次冲至3000r/min时，#2瓦温达110℃（规定112℃跳机），停机处理。

原因分析：

轴瓦进油节流孔径偏小，造成润滑油量小，进油槽太浅，轴瓦间隙太小，使轴瓦温度偏高。

处理过程：

STC修改图纸，节流孔从φ13mm放大到φ15mm,标高不变。

油隙取上公差，由STC测量。

三块瓦枕各车磨去T10.02mm、T200.07mm、T30.04mm；T1进油槽由0.08mm加深至0.12mm；T2进油槽由0.05mm加深至0.15mm。

防范措施：

在设备安装之前，应确认润滑油节流孔设计合理。

设备运行时严格监视轴瓦温度，观察润滑油量的变化，轴瓦温度如果升高过快，应及时处理。

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地点（电厂）

吴径第二电厂1#机

时间

2000年月11日

事故现象：

#8号轴承外壳（盘车齿轮处）温度偏高。

原因分析：

1．润滑油量不足。

2．润滑油孔不合适。

处理过程：

1．增加冷却管喷油孔。

2．轴承座法兰面油孔外圈铣槽，加O型圈。

3．上下盖油孔错位，加工贯通。

4．盘车齿轮罩壳封堵。

改进后温度由106℃降至95℃

防范措施：

安装时加装冷却管喷油管，检查上下盖油孔是否对正，如果错位，应及时处理。

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运行中常见问题的分析及预防措施

地点（电厂）

吴径第二电厂1#机

时间

2000年月11日

事故现象：

主汽门阀杆活动试验时，功率有波动。

原因分析：

阀门特性不好或调节系统有问题。

处理过程：

STC根据阀门特性曲线重新校核计算，运行中投入功率回路，由自控中心负责处理。

防范措施：

按以上措施进行防范，根据我厂阀门特性曲线进行计算。

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运行中常见问题的分析及预防措施

地点（电厂）

吴径第二电厂1#机

时间

2000年月11日

事故现象：

大机、小机EH系统油管路布置问题。

原因分析：

安装时未考虑油管走向，造成油管走向不合理。

处理过程：

成立双方专门小组（设计所、自控、筹建处），到现场调查#1机组安装情况，根据具体情况来考虑管路布置，并落实到图纸。

防范措施：

油管安装时应让厂家、设计院、电建三方共同考虑油管的布置和走向，确保EH系统油管路布置合理，以免造成人力和物力的浪费。

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运行中常见问题的分析及预防措施

地点（电厂）

吴径第二电厂1#机

时间

2000年月11日

事故现象：

大机#3、#4调节汽门涡流金属声。

原因分析：

调节汽阀设计有问题。

处理过程：

西屋公司已对图纸做了修改，取消了整流罩，因此由STC设研所修改图纸，对#1、#2机组的#3、#4调节气阀由STC负责车去整流罩。

停机时已有制造厂处理，投运后仍有异声，但有好转。

防范措施：

由厂家进行优化设计，确保调节汽阀运行稳定可靠。

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运行中常见问题的分析及预防措施

地点（电厂）

吴径第二电厂1#机

时间

2000年月11日

事故现象：

EH油泵振动大，温度偏高。

原因分析：

油泵基础不牢，造成振动。

中心不正。

　动静磨擦。

处理过程：

EH油泵增加底部支撑，并重新灌浆。

处理后缺陷消除。

防范措施：

安装时进行现场监督，确保安装质量，保证油泵基础牢固。

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运行中常见问题的分析及预防措施

地点（电厂）

吴径第二电厂1#机

时间

2000年月5日

事故现象：

高排逆止门重锤连杆断裂脱落停机。

原因分析：

高排逆止门因重锤的来回冲击造成重锤连杆断裂。

处理过程：

拆卸旧连杆时发现逆止门重锤装反。

更换合格的高排逆止门重锤连杆，并对重锤的安装位置作了纠正．

防范措施：

高排逆止门安装时确保质量，要进行逐级验收。

监造人员仔细阅读设备安装说明书，确保设备正确安装

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运行中常见问题的分析及预防措施

地点（电厂）

吴径第二电厂1#机

时间

2000年月8日

事故现象：

主机润滑油中水分含量高（油中含水量108mg/l）

原因分析：

其主要原因是当时为了提高凝汽器真空，将主机轴封压力提高，使轴封漏汽进入轴瓦中，使得润滑油中水分增多。

处理过程：

在机组运行中，应调节主机轴封压力，使轴封及不向外冒汽，也不向内漏气。

防范措施：

运行中严格监视轴封压力，使蒸汽不向润滑油中漏。

确保轴封安装符合设计要求。

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运行中常见问题的分析及预防措施

地点（电厂）

吴径第二电厂1#机

时间

2002年月8日

事故现象：

上下缸温差大造成开疏水影响负荷。

2002年8月25日21：

26分，机组负荷由600MW降至520MW，凝汽器真空由91.4降至89.53Kpa，检查下列疏水开启：

主蒸汽低点疏水和预暖疏水、高旁电动门前疏水、高排逆止门前后及冷段管道疏水、热再管道疏水、中压自动主汽门前疏水、低旁前后疏水开启，造成真空下降，负荷降低。

原因分析：

其主要原因是公司人员处理中压缸上下缸温差大缺陷造成。

处理过程：

运行中发现中压缸中间端疏水温度上部242℃，下部温度438℃，怀疑上缸温度点坏。

工作人员在处理时却处理了下部测温元件，造成下部测温元件无输出．上部温度减去下部温度值超过55℃，即触发疏水开逻辑。

后更换上部温度测点。

防范措施：

检修人员在工作时一定要认真负责，对工作精益求精，确认工作地点无误后方可开始工作。

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运行中常见问题的分析及预防措施

地点（电厂）

吴径第二电厂1#机

时间

2002年月3日

事故现象：

#2瓦振动大跳机。

原因分析：

　是由于#2瓦X向项对测量不准引起。

汽主要原因，是由于大机#2瓦X向相对振动探头处环境温度较高，由于探头长期在高温环境下工作，使涡流式探头的特性变化引起测量异常，测量振动致突变，引起机组跳闸。

目前#2瓦X向相对探头已损坏。

处理过程：

更换#2瓦X向相对探头。

防范措施：

1．适当增加#2瓦周边保温厚度，以改善探头工作环境。

2．向生产厂家询问，是否由比目前使用的振动探头适应更高环境温度的振动探头可替换。

3．对轴封系统进行了改造，增加了一路回汽管。

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运行中常见问题的分析及预防措施

地点（电厂）

山东聊城

时间

2002年10月13日

事故现象：

B汽泵前置泵冷却水进水门阀杆脱落，大量漏水

原因分析：

属产品质量问题

处理过程：

缺陷处现时正值汽机冲转前的锅炉点火状态，电泵运行，汽机在跳闸状态。

为了不使整个机组停运，保证闭式水停运的设备安全，采取以下措施进行了处理：

1.撤油枪，保持6支运行（采取措施前为16支运行）。

2.将火焰监视镜头从炉膛内撤出

3.停除氧器再循环泵

4.重点监视风机轴承温度

5.停止电动给水泵运行

6.停止闭式水泵，关闭其出水门

7.检修更换B汽泵前置泵冷却密封水进水门，10分钟换好。

风机轴承温度上升2度。

防范措施：

加强产品质量的监督力度，尽量避免劣质产品进入主设备系统。

阀门要采取防掉门柄措施。

加强维护，每次启动前对主要阀门进行检查。

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运行中常见问题的分析及预防措施

地点（电厂）

山东聊城

时间

2002年9月

事故现象：

主机轴承温度高，同时主机润滑油压下降，润滑油滤网压差大于标准值；切换滤网后压差有所降低。

检查结果及原因分析：

油中杂质较多并且进入瓦中，使瓦与杂质直接摩擦造成温度升高。

9月17日停机后，揭瓦检查。

发现7#、11#瓦轴颈有轻度划痕，6#瓦及轴颈有严重的划痕。

检查润滑油滤网，发现滤网存在孔洞，分析为滤网破损后杂质进入油内，使油质恶化，从而磨损轴瓦使得轴瓦的温度升高。

滤网破损原因有：

滤网本身的质量问题以及运行方面（长期使滤网运行）导致滤网承受油压过大而破损。

处理过程：

停及后翻出下瓦，清理瓦中的杂质，更换润滑油滤网。

防范措施：

1.加强滤网的承受压力的能力，如加强滤网的材质、在滤网上加装约40%的不锈钢皮。

2.加强运行方方面的操作

3.增设润滑油滤网压差报警信号。

4.启动前油质不合格不能冲转，安装后对油系统要进行