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燃气-蒸汽联合循环机组安全生产典型事件汇编
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燃气—蒸汽联合循环机组
安全生产典型事件汇编
中国大唐集团公司安全生产部
二O一二年十二月
燃气-蒸汽联合循环机组安全生产典型事件汇编
燃气-蒸汽联合循环机组安全生产典型事件汇编
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燃气-蒸汽联合循环机组安全生产典型事件汇编
燃气-蒸汽联合循环机组安全生产典型事件汇编
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目录
第一篇燃机系统
(一)9F燃机典型事件 5
案例1:叶片通道温差大自动停机 5
案例2:叶片通道温度趋势变化大自动停机 5
案例3:电机风机故障停机 6
案例4:空滤压差大致使燃烧器压力波动大停机 7
案例5:伺服阀故障处理不当燃烧器压力波动大跳机 10
案例6:人为误动停机 12
案例7:燃机燃烧不稳停机 错误!未定义书签。
案例8:伺服阀故障停机 13
案例9:天然气泄漏停机 18
案例10:机组提前进入BPT温控 20
案例11:机组调压段SSV阀故障关闭 21
案例12:主燃料流量控制阀前后压差频繁波动 21
案例13:机组轴承振动大 22
案例14:进口导叶IGV和旁路阀控制偏差大 20
案例15:机组停机过程模式切换时分散度大跳闸 20
案例16:机组启动过程因天然汽温度低负荷迫降 21
案例17:压气机损坏事故 21
(二)9E燃机典型事件 23
案例18:模式切换时振动大燃机停运 23
案例19:燃机振动高跳机事故 24
案例20:燃机压力低丢失火焰跳机跳机 25
案例21:发电机故障停机 26
案例22:卡件损坏自动停机 28
案例23:电机故障停机 28
案例24:排气分散度高跳机 30
燃气-蒸汽联合循环机组安全生产典型事件汇编
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案例25:燃机进口导叶IGV故障 30
案例26:检修维护不到位,运行中因异常二次停机 32
案例27:燃烧模式由贫贫模式向预混模式切换失败,进入扩展贫贫模式 34
案例28:燃机在满负荷预混模式下运行时一区回火,造成燃烧模式保护切换 34
案例29:火焰筒烧损事故 35
第二篇汽机系统
案例30:低压排汽温度高停机 38
案例31:中压主汽门泄漏停机 39
案例32:低压与中压排汽温差大保护停机 40
案例33:汽轮机振动测量卡件故障停机 41
案例34:高压旁路阀卡涩故障 43
案例35:中压旁路阀动作异常 44
案例36:控制油泵电流异常 45
案例37:顶轴油管接头漏油故障 45
第三篇发电机及电源系统
案例38:中性点电流畸变跳机 46
案例39:发电机励磁系统故障#2、3机停运 47
案例40:燃机380V电源MCC段失电,事故油压低跳机 47
案例41:继保动作停运 49
案例42:主变差动保护误动停运 54
案例43:电机风机叶片损坏 56
案例44:燃机励磁碳刷故障 57
案例45:厂高变压力释放保护动作 61
案例46:柴油发电机蓄电池老化 62
案例47:自动电压控制AVC装置故障 62
案例48:励磁开关远方无法合闸故障 62
案例49:定子接地跳机故障 63
第四篇余热锅炉系统
案例50:高压汽包水位低保护动作停机 64
燃气-蒸汽联合循环机组安全生产典型事件汇编
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案例51:水位保护动作停运 66
案例52:高压汽包水位低跳闸 67
案例53:高压过热器连接管泄漏 68
案例54:高压给水主调节阀故障 69
案例55:再热器膨胀节处保温冒烟着火 71
第五篇天然气增压机系统
案例56:增压站#1高压变端子箱进雨水,重***保护,停机 72
案例57:变频器故障快速停机 73
案例58:燃机燃料供应压力低保护动作停机 73
案例59:供气压力低跳闸保护动作停机 74
案例60:增压机入口管线气动阀跳闸停运 75
案例61:天然气品质不合格跳机 76
案例62:温度卡件故障造成增压机跳闸停机 77
案例63:控制卡件故障致使增压机跳闸 77
案例64:仪用空气压力低造成增压机跳闸停机 78
案例65:控制卡件故障造成增压机跳闸停机 79
案例66:热控卡件故障增压机跳闸停机 81
案例67:增压机出口天然气温度测点故障停机 82
案例68:增压机喘振跳闸燃机停运 84
第六篇公用系统
案例69:雷雨天气导致线路和辅机运行异常 86
第七篇热工控制
案例70:下载数据时热控模块故障 87
案例71:VPRO控制卡件故障跳闸 88
案例72:DCS系统通讯故障 88
第八篇人身伤亡事故
案例73:燃气调压站控制室发生气体爆炸 91
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燃气-蒸汽联合循环机组安全生产典型事件汇编
第一篇燃机系统
(一)9F燃机典型事件
案例1:叶片通道温差大自动停机
一、事件经过
2006年8月3日,#1燃机按中调令于8:12启动,8:24点火,8:45并网;8:49负荷升至50MW时#℃,超过设计值25℃,时间超过30秒,触发“BPT温度偏差大”,机组自动停机。
二、原因分析
#7叶片通道温度高现象,报警值由20℃调到23℃,自动停机值、跳闸值未做改动。其他叶片通道温度报警值维持20℃不变。
,考虑不周,设定值偏低(自动停机BPT温差定值实际是25℃,定值最高可小于40℃),导致自动停机。
三、防范措施
,修改燃机负荷35MW-65MW阶段的#1-#20BPT温差定值(尤其#7BPT在启动期间报警由原来的23℃提高到30℃,自动停机由原来的25℃提高到33℃,跳闸由原来的30℃提高的35℃)。
,在燃机负荷35MW-65MW启动期间报警由原来的20℃提高到25℃,自动停机由原来的25℃提高到30℃,跳闸保持原来的35℃。
案例2:叶片通道温度趋势变化大自动停机
一、事件经过
2007年8月20日,#1机组启动并网后DCS上发“”机组自动停机;18:00启动带负荷至20MW检查处理,未发现异常;但隐患仍然存在,需要进一步观察。
2008年6月28日,DCS上出现#2机组“”报警,机组自动停机,当时负荷52MW。
二、原因分析
这两次事件均在并网之后不久发生,三菱公司分析认为是由于并网时机组初始负荷太高所致。
三、防范措施
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燃气-蒸汽联合循环机组安全生产典型事件汇编
出现这种情况,运行人员一般无法处理。三菱公司分析认为,一般要求并网后,等待机组控制模式CSO由“GOVERNOR”切换至“LOADLIMIT”,并且机组并网初始负荷降低至约20MW之后,再投入ALRON,自动升负荷。
案例3:电机风机故障停机处理
一、事件经过
2010年1月23日,机组二拖一运行,AGC投入,总负荷650MW;#1、2燃机负荷均为230MW,汽机负荷190MW,供热量1200GJ/h。14:00监盘人员发现#1燃机MARKⅥ界面发报警(排气框架风机风压低),“EXHFRAMEOR#2BRGCOOLINGTRBL-UNLOAD(排气框架或#2轴承区冷却风机故障)”,立即派人至就地检查该风机并点击MARKⅥ风机界面“#2LEAD”和主复位按钮,该风机仍无法启动。14:01分#1燃机开始自动减负荷,运行人员手动退出AGC,降低热网负荷,机组维持低负荷运行。15:06负荷下降至3MW,调度通知停机,15:09分#1燃机停机。
二、原因分析
检查发现#1燃机88TK-2风机电机停运,开关就地报“接地保护”动作。将电机本体动力电缆接线拆开后,测量电机本体绝缘,,手动盘电机风扇可以盘动。拆出风机后,风机叶轮本体扇叶端部有不规则坑状损坏,电机本体驱动端轴承小盖及挡油环明显过热且有缺损。
风机叶轮拆下后发现电机本体驱动端轴承小盖及挡油环处明显损坏,将挡油环及甩油环拆下后,发现轴承保持架粉碎,滚珠过热变形,轴承外环与电机大盖之间有摩擦,轴承内挡油环与转子轴明显摩擦,转子轴被内挡油环啃出环状沟道。电机非驱动端未见任何异常。将转子抽出发现定子端部有短路放电痕迹,端部线圈过热痕迹,定子铁芯有轻微扫膛现象,电机非驱动端定子端部未见任何异常。如图所示:
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图1轴承小盖及挡油环明显过热且有缺损图2轴承保持架粉碎
图3转子轴被内挡油环啃出环状沟道图4定子端部有短路放电痕迹,伴有轻微扫膛现象
从故障现象看,电机驱动端轴承因长期处于高温下工作,导致轴承油脂乳化后流失,轴承处于干涩状态下运行;因摩擦逐渐导致轴承区域明显过热,引发定子端部区域过热,绝缘老化降低,最终定子绕组匝间短路产生高温烧烧损;缺润滑脂是本次故障的直接原因。
三、防范措施
,对失去备用的运行设备制定防范措施,加强检查,同时尽快修复被用设备,保证设备安全稳定运行。
-2风机电机,将加、排油孔引至电机外侧,加装轴承测温元件,上传到集控室监视。
,同安装形式电机进行普查,确认设备健康水平,对不能满足运行要求的电机安排检修。
,更换轴承,补充油脂。
,做好备品备件工作,定期进行更换检修。
,认真点检,及时消除缺陷,使备用设备处于良好备用状态。
案例4:空滤压差大致使燃烧器压力波动大停机
一、事件经过
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