余热发电案例学习(李华斌供稿).ppt

余热发电系统事故案例甲公司机组飞车事故（直接损失在三百万元以上） 李华斌 二〇一四年四月二十九日 一、事故情况  2011年4月26日3：59分，甲公司2#余热发电机组汽轮机发生飞车事故，26日晚9：30分，相关专家技术人员抵达现场，了解事故经过，对事故现场进行了勘验。 经过现场检查确认，对部分损坏设备返厂维修，6月9日设备安装完毕，6月10日油循环合格，进行了启动调试，6月11日3:52分恢复并网（停机约47天）。 二、事故经过 甲公司2#余热发电机组于2008年3月31日并网发电，机组设计功率18MW。2011年4月24日11:20分左右，总降上级供电部门220kV变电站出现故障，2#余热发电机组于11：40分解列。前期2#机组在运行中，存在就地盘测速反馈、TSI保护柜其中一个测速反馈及DEH（以数字计算机为基础的数字式电气液压控制系统Digital Electric Hydraulic Control System）中控画面测速没有反馈显示问题，甲公司安排检查更换。 检查过程中发现汽轮机7个测速装置中有两个明显损坏（分别为现场就地盘测速装置、TSI（汽轮机安全监视系统Turbine Supervisory Instrumentation)保护柜三个测速装置其中一个）以及前测速盘与转子轴固定点松动。对以上故障处理结束后，其余5个测速装置进行对应检查，各测点均有反馈。 二、事故经过 4月25日23:47分，汽轮机开始冲转，期间出现了三次跳停，均为转速通道全故障，DEH报警，主汽门自动关闭。在此期间相关专业人员对故障进行了检查，但并未进行彻底的情况下，于次日3:37分，进行了第四次冲转，在3:59分，DEH控制测速装置共三个，其中2个突然无转速显示，由于系统连锁关系，汽机调门自动打开至68%，转速瞬间升至3850r/min，汽轮机安全阀动作，现场异常声响、振动，主汽门关闭停机。 三、检查情况 经查看DCS趋势及记录，在第四次1200r/min暖机期间，于3:52:29秒，ETS总保护被退出。3:59:38秒出现转速通道全故障停机信号、3:59:57秒TSI发出110%超速停机信号、4:00:00秒103%和110%OPC超速保护动作（因ETS总保护被解除，保护不起作用）。 3:59:48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，因与1200r/min的控制目标差距大，3:59:41秒，发出调门开度指令，3:59:55秒，调门开度指令最高到70%(阀限为70%)。到4:00:00秒，汽轮机最高转速达到3850r/min，同时主汽门开始关闭停机。 四、设备损坏情况 1、汽轮机转子：第9、10级叶片全部断裂，转子大轴经南汽厂检测后弯曲度较大，更换。 四、设备损坏情况 2、汽轮机隔板、汽封：第9、10级隔板、第8、9、10级隔板汽封环及径向汽封、后汽封损坏，更换。 四、设备损坏情况 3、汽轮机汽缸：后汽缸上部壳体表面发现3处裂纹裂纹，返厂检测上汽缸龟裂，更换。 四、设备损坏情况 4、凝汽器内部支撑管被损坏的叶片砸断，内部铜管损坏188根。 四、设备损坏情况 5、盘车电机负载端壳体开裂。 四、设备损坏情况6、主油泵轴的油封环磨痕及油封环座划痕。 四、设备损坏情况 7、励磁机、永磁机扫膛。 四、设备损坏情况 8、测速探头磨损、变形。 五、原因分析 六、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规范操作，确保机组长期安全、稳定、高效运行原理要求，进行。 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。 六、防范措施 4