国产600MW机常见事故分析综述.docx

1、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

2、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

3、、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、

4、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

5、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28034、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、

6、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

7、成炉MFT动作62、台山#1机主机国产600MW机组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

8、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。返回目录国产600MW机组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0.0420.061mm之间，且顶轴油压在1Mpa4Mpa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0.0420.061mm之间，且顶轴油压在1Mpa4Mpa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

9、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。返回目录国产600MW机组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

10、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GV1GV4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

11、座及密封圈，找正GV1GV2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。返回目录国产600MW机组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

12、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。返回目录国产600MW机组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20

13、00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。返回目录国产600MW机组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

14、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0.100.15mm,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

15、，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。返回目录国产600MW机组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。返回目录国产600MW机组运行中常见问题的分析及预防措施地点（

16、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。返回目录国产600MW机组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

17、锈钢油杯，以免造成浪费。返回目录国产600MW机组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。返回目录国产600MW机组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

18、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。返回目录国产600MW机组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： #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。返回目录国产

19、600MW机组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13mm放大到15mm,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

20、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。国产600MW机组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。返回目录国产600MW机组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200

21、0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。 返回目录国产600MW机组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

22、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。返回目录国产600MW机组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。 返回目录国产600MW机组运行中常见问题的分析及预防

23、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。返回目录国产600MW机组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

24、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，确保设备正确安装返回目录国产600MW机组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。返回目录国产600MW机组运行中常见问题的分析及预防措施地点（电厂

25、）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

26、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。返回目录国产600MW机组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

27、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。返回目录国产600MW机组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.

28、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。返回目录国产600MW机组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