電廠單元機組故障分析畢業(yè)論文

1、<p><b>　　摘 要</b></p><p>　　隨著我國電力建設的快速發(fā)展，火力發(fā)電機組逐步向大容量、高參數發(fā)展，亞臨界、超臨界以及超超臨界機組將成為我國火力發(fā)電的主力機組。隨著機組參數的提高，機組的穩(wěn)定性成為當前的首要任務。</p><p>　　本文研究大容量電廠單元機組一些常見的事故，并且對事故進行分析，結合國內多家電廠單元機組的事故實例，從安

2、全性和經濟性角度對該鍋爐基本狀況進 行全面剖析，從選材、設計、制造、運行、檢修、維護等多方面入手總結經驗和教訓，提出了相應的具體解決措施和建議。</p><p>　　關鍵詞：鍋爐；汽輪機；發(fā)電機</p><p><b>　　目 錄</b></p><p>　　摘 要....................................

3、..................... I</p><p>　　目 錄...................................................... II</p><p>　　第1章 緒 論.....................................................1</p><p>　　1.1

4、 研究背景和意義...........................................1</p><p>　　1.2 國內外發(fā)展狀況...........................................1</p><p>　　1.3 本文完成的主要內容.......................................1</p>&l

5、t;p>　　第2章 單元機組事故處理概述...................................3</p><p>　　2.1 單元機組的簡述...........................................3</p><p>　　2.2 單元機組事故處理的重要性.................................3</p>

6、<p>　　2.3 單元機組事故處理原則.....................................3</p><p>　　第3章1000MW機組鍋爐常見事故的原因分析及防治...................5</p><p>　　3.1 鍋爐高溫受熱面氧化皮脫落原因分析及防治措施................5</p><p>　

7、　3.1.1氧化皮脫落的特點與主要危害...........................5</p><p>　　3.1.2氧化皮脫落造成爆管的實例分析.........................5</p><p>　　3.1.3防范措施.......................................5</p><p>　　3.2 機組W型火焰

8、鍋爐滅火原因分析及防治.....................6</p><p>　　3.2.1滅火原因分析...................................6</p><p>　　3.2.2預防措施.......................................7</p><p>　　3.3 亞臨界鍋爐后屏再磨損泄露原因分析及防

9、治...............9</p><p>　　3.3.1 原因分析................................................9</p><p>　　3.3.2 改進措施...............................................10</p><p>　　3.4 亞臨界機組汽包水位偏差大

10、治理............................10</p><p>　　3.4.1 汽包水位測量誤差原因分析...............................10</p><p>　　3.4.2 治理方法...............................................12</p><p>　　第4章 600MW

11、汽輪機組常見事故的原因分析及防治措施................14</p><p>　　4.1 亞臨界機組軸瓦溫度高的原因分析及對策....................14</p><p>　　4.1.1影響軸承溫度高的原因和因素..........................14</p><p>　　4.1.2汽輪機軸承溫度高的分析.........

12、.....................14</p><p>　　4.1.3汽輪機軸承溫度高采取的對策..........................14</p><p>　　4.2 汽輪機組再熱閥閥蝶斷落事故分析與處理....................15</p><p>　　4.2.1再熱閥結構............................

13、.............15</p><p>　　4.2.2 高排溫度異常原因.......................................15</p><p>　　4.2.3防范措施.............................................16</p><p>　　4.3 汽輪機組潤滑油壓力突降原因分析及處理...

14、..................16</p><p>　　4.3.1故障經過.............................................16</p><p>　　4.3.2原因分析.............................................17</p><p>　　4.3.3處理措施..........

15、...................................19</p><p>　　4.4 汽輪機組 EH系統(tǒng)故障分析及處理...........................19</p><p>　　4.4.1設備概述.............................................19</p><p>　　4.4.2系統(tǒng)主要

16、故障分析及處理...............................19</p><p>　　第5章 600 MW發(fā)電機機常見事故的原因分析防治施....................23</p><p>　　5.1 發(fā)電機定子繞組堵塞的原因及預防處理.......................23</p><p>　　5.1.1原因分析........

17、.....................................23</p><p>　　5.1.2防治措施.............................................23</p><p>　　5.1.3處理建議.............................................24</p><p>　　

18、5.2 發(fā)電機端部拉緊系統(tǒng)松動處理...............................25</p><p>　　5.2.1端部拉緊系統(tǒng)存在的問題及原因.........................25</p><p>　　5.2.2發(fā)電機端部拉緊系統(tǒng)處理...............................25</p><p>　　5.3 發(fā)電

19、機進油原因分析及對策.................................26</p><p>　　5.3.1原因分析.............................................26</p><p>　　5.3.2處理方案.............................................27</p><p

20、>　　5.3.3預防措施.............................................27</p><p>　　結論與展望.....................................................29</p><p>　　參考文獻................................................

21、..........32</p><p>　　謝 辭........................................................31</p><p><b>　　第1章 緒 論</b></p><p>　　1.1 研究背景和意義</p><p>　　電力工業(yè)的安全生產關系國民經

22、濟發(fā)展與人民生活的安定，也是電力企業(yè)取得經濟效益的基礎，鍋爐機組是火力發(fā)電廠三大主機之一?？煽啃越y(tǒng)計表明，100MW及以上機組非計劃停用所造成的電量損失中，機組故障停用損失占60％～65％，1995年100MW及以上及其主要輔機故障停用損失電量近120億kWh。故障停用造成的啟停損失若每次以3萬元計，僅此一項全國每年直接經濟損失就達2400萬元。與此同時每次啟停，承壓部件必然發(fā)生一次溫度交變導致一次壽命損耗，其中直流水冷壁與分離器可能發(fā)

23、生幾百度溫度的變化，從而誘發(fā)疲勞破壞。因此，防止機組的非計劃故障停用，歷來受到各級領導的重視。部《防止電力生產重大事故的二十項重點要求》中列出了防止大容量承壓部件爆漏、防止滅火放炮，防止制粉系統(tǒng)爆炸等三項反措要求，要求逐項續(xù)貫徹。為減少機組故障引起的直接與間接損失，減少故障停用帶來的緊張的搶修工作，發(fā)電廠的安全監(jiān)察、監(jiān)察、技術監(jiān)督工作者及全體檢修、運行、管理人員，必須認真貫徹“安全第一、預防為主”的方針，落實反事故措施，提高設備的可用率

24、，防止事故的發(fā)生。</p><p>　　1.2 國內外發(fā)展狀況 </p><p>　　中華人民共和國電力行業(yè)標準《電業(yè)生產事故調查規(guī)程》規(guī)定“調查分析事故必須實事求是，尊重科學，嚴肅認真，要做到事故原因不清楚不放過，事故責任者和應受教育者沒有受到教育不放過，沒有采取防范措施不放過。居安思危，防患于未然，更積極。有備才能無患。</p><p>　　目前國內外電力行業(yè)安

25、全事故預防正趨于研究電力系統(tǒng)安全問題，完善應急處理機制，確保電力生產和輸配的安全。抓緊建立電力系統(tǒng)應急處理機制，做到未雨綢繆，防患于未然。加強以節(jié)電和提高用電效率為核心的需求側管理;加強技術改造和管理措施;加強調度管理;加強運行維護;加強預警機制建設。電力行業(yè)安全事故預防關系到國家安全、社會穩(wěn)定和生產、生活秩序，必須高度重視，進行全面、系統(tǒng)、周密的研究，提出相應對策?！?</p><p>　　1.3 本文完成的

26、主要內容</p><p>　　通過閱讀1000MW單元機組事故預防與處理等方面的相關資料，了解當前1000MW單元機組常見事故預防與處理的常用方法。以具體事故實例為依托，對1000MW單元機組常見的事故進行研究分析，提取不同故障特征，并結合相關的書籍與資料進行單元機組故障診斷，并對分析結果進行比較分析，得出相應的預防與處理措施。本論文著重分析的內容有：</p><p>　?。?）鍋爐一些常

27、見事故的原因分析與相應的預防處理</p><p>　　（2）汽輪機一些常見事故的原因分析與相應的預防處理</p><p>　?。?）發(fā)電機一些常見事故的原因分析與相應的預防處理。</p><p>　　第二章 單元機組事故處理概述</p><p>　　2.1 單元機組的簡述</p><p>　　隨著電力工業(yè)的發(fā)展，高參

28、數、大容量的火力發(fā)電機組在電網中所占的比例越來越大。機組容量增大以后，對其可靠性提出了更高的要求，于是出現了單元機組。每臺鍋爐直接向所配合的一臺汽輪機供汽，汽輪機驅動發(fā)電機，發(fā)電機所發(fā)的電功率直接經一臺變壓器送往電力系統(tǒng)，這樣組成了鍋爐—汽輪機—發(fā)電機縱向聯系的獨立單元。各獨立單元之間無橫向聯系，并且各單元自身所需新蒸汽的輔助設備均用支管與單元的蒸汽總管相連，各單元自身所需廠用電取本身單元發(fā)電機電壓母線，這種系統(tǒng)稱單元系統(tǒng)。鍋爐直接向與

29、其聯系的汽輪機供汽，發(fā)電機與變壓器直接聯系，這種獨立單元系統(tǒng)的機組稱單元機組。</p><p>　　2.2 單元機組事故的特點</p><p>　?。?）事故停運后損失大。由于機組容量大，結構復雜，則發(fā)生事故造成設備損壞的檢修周期長，費用高，即使沒有造成設備損壞，但由于金屬熱應力的限制，其啟停時間也較長。</p><p>　?。?）對電力系統(tǒng)的影響巨大。大容量機組通

30、常承擔著各個電網的部分基本負荷，如果停運，會影響電網的穩(wěn)定運行。</p><p>　?。?）檢修難度大，技術要求高。單元機組發(fā)生重要的機組損壞事故后，即使經過較長時間的檢修，有時也難以使機組恢復到原來的狀態(tài)，從而影響正常使用，同時可能會降低機組或設備的使用壽命。</p><p>　?。?）機、爐、電任一環(huán)節(jié)發(fā)生故障，都將影響整臺機組的運行。由于單元機組縱向聯系緊密，隨著機組容量的增大，對輔

31、機及輔助設備的要求也不斷增高，無論是輔機還是輔助設備損壞都可能會造成機組降低出力或停止運行。</p><p>　?。?）輔機故障、參數超限和管壁超溫故障占相當高的比例。高參數大容量機組的輔機設備多，運行工況復雜，加上機組金屬材料在設計時留有的裕量極為有限，運行中對管壁溫度、運行參數雖有較為嚴格的限制，但還會成為造成機組設備故障主要因數。</p><p>　　2.3 單元機組事故處理的重要性

32、</p><p>　　電力生產的基本方針是“安全第一”，安全生產，人人有責。電廠工作人員應嚴格執(zhí)行中華人民共和國能源部發(fā)布的《電業(yè)安全工作規(guī)程》。眾所周知，電能不能夠大量儲存，其產、供、銷在瞬間完成。如果電廠一旦發(fā)生事故，尤其是大面積停電事故，不但對電力行業(yè)造成嚴重的經濟損失，而且對國民經濟和人民生活影響極大，甚至會造成工農業(yè)生產中斷、重大設備損壞事故和人身傷亡事故。新的《電業(yè)安全工作規(guī)程》特別強調，四不傷害：我

33、不傷害自己，我不傷害別人，我不被別人傷害，我不傷害設備。四不放過：事故原因不清楚不放過，事故責任者和應受教育者沒受教育不放過，事故責任者沒有收的處理不放過，沒有采取防范措施不放過。隨著科技的發(fā)展，電廠的自動化程度日益提高，但事故仍然時有發(fā)生，在這些事故當中有一部分是頻發(fā)性事故。當前最重要的是事故前的診斷，怎樣使事故造成的損失降到最小。這就需要運行人員提高素質，沉著冷靜，用自己的知識水平和經驗處理好一切事故。事故發(fā)生后通過對事故的現象、成

34、因和發(fā)展過程進行細致的分析，采取正確的對策，吸取教訓，防止同類事故再次發(fā)生以提高設備的經濟性和可靠性[1]。</p><p>　　2.4 單元機組事故處理原則</p><p>　　單元機組機、爐、電協調控制，其任何環(huán)節(jié)發(fā)生事故都將影響整個機組的運行。當機組發(fā)生事故時，應按以下原則進行處理。</p><p>　　發(fā)生事故時，應按“保人身、保電網、保設備”的原則進行相關

35、處理。運行人員應迅速解除對人身和設備安全的威脅；事故惡化時應確保機組安全運行，使電網不受侵害，盡快恢復電網穩(wěn)定運行。</p><p>　　根據儀表指示和設備外部特征，正確的判斷事故原因，采取相關的措施，消除發(fā)生的故障，縮小事故的范圍，防止主設備發(fā)生損壞，盡最大努力保持廠用電系統(tǒng)正常供電，保持沒有發(fā)生故障的設備繼續(xù)運行。</p><p>　　處理事故時要精力集中，堅守崗位，迅速限制事故的發(fā)展

36、，消除事故根源，解除對人身和設備的威脅，防止事故進一步擴大，確保非故障設備良好運行；在事故處理過程中要統(tǒng)籌兼顧，盡量減小事故波及范圍，在汽輪發(fā)電機故障時，盡可能維持鍋爐運行，以加快啟動速度。</p><p>　　事故處理完畢，應將事故發(fā)生的現象、時間、處理過程如實的作好記錄。</p><p>　　當配備對機組發(fā)生的故障起安全保護作用的調節(jié)保護系統(tǒng)時，如果調節(jié)保護系統(tǒng)不能正常故障，運行人員應

37、手動操作以保證機組安全可靠運行。</p><p>　　為保證單元機組運行的安全可靠性，杜絕災難性事故，避免重大事故，減少一般事故，充分發(fā)揮單元機組在電力生產中的主導地位[1]。</p><p>　　第3章 1000MW機組鍋爐常見事故的</p><p><b>　　原因分析及防治</b></p><p>　　3.1鍋爐結

38、焦的原因分析及防治措施</p><p><b>　　3.1.1原因分析</b></p><p>　　受熱面結渣過程與多種復雜因素有關，任何原因的結渣都有2個基本條件：一是火焰貼近爐墻時，煙氣中的灰仍呈融化狀態(tài)；二是火焰直接沖刷受熱面。但是，與這兩個因素相關的具體原因卻很復雜。</p><p>　　1.燃燒過程中空氣量不足</p>

39、<p>　　燃燒過程中空氣量不足，使煤粉不易完全燃燒，未完全燃燒將產生一氧化碳，煙氣中存在較多的一氧化碳，灰熔點就會顯著降低，這時雖然爐膛出口溫度并不高，但因有一氧化碳等還原性氣體存在，結渣就顯得很劇烈。燃用揮發(fā)分較高的煤，如果空氣量不足，也會使結渣加劇。</p><p><b>　　2.與空氣混合不良</b></p><p>　　由于燃料與空氣混合攪拌不好

40、，即使供給了正常所需的空氣量，也會出現空氣不足的問題。因為混合攪拌不良，某些部分空氣多些燃燒就完全，有的地方空氣少些燃燒就不完全。混合不良是由于風量調配不恰當、燃料與二次風調整不好造成的。</p><p>　　3.燃料和空氣分布不均造成火焰偏斜</p><p>　　火焰偏斜是燃料和空氣分布不均所造成的。正常運行中，爐膛中心溫度應該更高，由于火焰偏斜將使最高火焰層移動到邊側，當它與水冷壁接觸

41、時，就會很快黏附上去而形成焦渣。燃料和空氣不均往往是由于運行調整不及時或調整不當所致。</p><p>　　未燃盡的煤粉顆粒黏結到受熱面上，一次風量過大而二次風量過小，煤粉顆粒未完全燃燒就黏結在受熱面上而繼續(xù)燃燒，此處爐墻溫度非常高，它的粘結性也很強，故易結焦。</p><p><b>　　4.爐膛熱負荷大</b></p><p>　　爐膛熱負

42、荷大，爐膛容積相應減小，爐膛溫度就高，當爐膛燃燒中心溫度高達1450℃以上時，灰的表面將開始融化使結渣性增加。爐膛出口煙溫增高與空氣量過多、火焰中心位置太高、受熱面內部結垢和外部積灰等因素有關。爐膛漏風對煙溫的升高亦有很大影響。</p><p><b>　　5.運行操作</b></p><p>　　鍋爐某些受熱面上積灰后使之表面變得粗糙，一有粘結性的灰碰上去，就容易黏

43、附在上面，若稍有一疏忽大意，清焦渣不及時，結渣就會極為嚴重并導致被迫停爐打焦渣。</p><p>　　6.鍋爐設計或檢修質量不佳</p><p>　　如燃燒中心不正，噴口燒壞沒有更換，吹灰裝置檢修質量太差不能正常投運。</p><p><b>　　7.燃料質量差</b></p><p>　　燃煤灰熔點低、灰分多也是促成結

44、焦的條件。</p><p><b>　　3.1.2防治措施</b></p><p>　　1.降低爐膛出口煙氣溫度</p><p>　　當有充足的空氣量時，爐膛出口煙氣溫度是鍋爐受熱面結渣與否的決定性因素。因此，需要把爐膛出口煙氣溫度保持在規(guī)定的數值之下，一般應比灰軟化溫度低50~100℃，為防止爐膛出口煙溫過高，應采用調整爐內燃燒和減少爐膛熱強

45、度的方式。</p><p>　　2.組織良好的爐內空氣動力場</p><p>　　煤粉爐中，燃燒中心溫度高達1400~1700℃，灰分在該溫度下，大多數處于熔化或軟化狀態(tài)，煙氣和其所帶灰渣溫度因水冷壁吸熱而降低。當灰渣擊打爐膛時，若仍保持軟化或熔化狀態(tài)，易黏結附于爐膛上形成結渣，尤其是在有未燃燒的爐膛內壁，表面溫度很高而且粗糙，更容易結渣，且易成為大片焦渣的發(fā)源地。</p>

46、<p>　　3.保證合適的煤粉細度和均與度</p><p>　　煤粉過粗會延遲燃燒過程使爐膛出口煙溫升高，同時煙氣中會出現未完全燃燒的煤粒，這樣也會形成結渣。煤粉過細易于黏附壁面，影響受熱面的傳熱效果。</p><p>　　4.加強監(jiān)視，及時清焦吹灰，保持受熱面清潔</p><p>　　如有積灰和結渣現象，初期清除起來比較容易，應及時清除，清焦渣和吹灰進行

47、俞晚，所需的工作量愈大。</p><p><b>　　5.保證燃燒質量</b></p><p>　　運行人員應掌握燃煤的化驗數據，運行時根據來煤特性選擇正確的調整方法和預防措施。</p><p><b>　　6.其他原因</b></p><p>　　燃燒器制造質量不高、燃燒器安裝角度不正確或位置偏離

48、過大、噴口燒壞沒有更正等，都會形成結渣【2】。</p><p>　　3.2 鍋爐高溫受熱面氧化皮剝落原因分析及防治措施</p><p>　　3.2.1 氧化皮剝落的特點與主要危害</p><p>　　通常在機組啟動后運行時間較短的情況下, 就會出現管壁局部過熱、爆管現象。該現象一般多發(fā)生在爐膛出口到水平煙道高溫段過熱器、高溫段再熱器部分, 但也有運行較長時間才爆管的

49、。主要危害如下[3]：</p><p>　　a) 氧化皮剝離造成受熱面超溫, 剝落后的氧化皮一般集中在高溫段受熱面U 型管底部彎頭或出口管段中部, 有的在聯箱的節(jié)流孔部位, 導致局部過熱, 超溫爆管。</p><p>　　b) 氧化皮的產生容易使主汽門卡澀, 造成機組停機, 主汽門無法關閉, 威脅機組安全停運并容易堵塞細小管道、疏水閥門和逆止門等, 使系統(tǒng)產生潛在隱患。</p>

50、<p>　　c) 流動蒸汽帶出的氧化皮對汽輪機部件產生固體顆粒侵蝕, 造成汽輪機噴嘴和葉片侵蝕損壞并污染水汽品質。正常條件下, 在過熱器中T91 鐵素體上生長的氧化皮是汽輪機發(fā)生固體顆粒侵蝕的最主要因素。</p><p>　　3.2.2 氧化皮剝落造成爆管的實例分析</p><p>　　氧化皮剝落造成TP347H爆管的原因可能有以下幾點[3]:</p><

51、p>　　a) TP347H管為奧氏體不銹鋼管，是粗精鋼,其線膨脹系數為(1.7~ 1.9)×10-5 ℃-1,而氧化物的線膨脹系數為9.1×10-6 ℃-1 ,該材質產生的氧化皮和基材膨脹系數差別較大,在管材溫度受擾動時氧化皮很容易從金屬本體剝離。機組啟動過程中升溫、升壓速度較快,整個過程中平均溫升率為1.65 ℃/ min。其中,由于其他原因造成汽輪機高壓旁路關閉,導致過熱器氣溫有一個較快的溫升率(短時間超過

52、3℃/min),可能是造成氧化皮大量剝落的主要原因。</p><p>　　b) 正常運行時,因高溫受熱面有一定超溫過熱現象,加速了管壁高溫氧化, 已形成一定量的氧化物附著在金屬內壁上。</p><p>　　c) 鍋爐滑停中溫降速度控制不當,造成不銹鋼收縮快,氧化物收縮慢。氧化物受熱應力作用而龜裂、剝落,加上蒸汽流量低,攜帶能力降低,最終氧化物沉積至管道下部。</p><

53、p>　　d) 由于煤質、熱負荷的變化,在低負荷( 60%額定負荷及以下)時部分過熱器管蒸汽流量偏低,流速偏差大,可能造成局部過熱而引起爆管[4]。</p><p>　　e) 也有可能在啟動中冷、熱態(tài)沖洗不夠,未將已剝落的氧化皮沖洗干凈。根據機組啟動后的鍋爐爆管的時間分析,管道內部氧化皮大幅度剝落的時間能發(fā)生在啟動過程中。</p><p><b>　　3.2.3防范措施<

54、;/b></p><p>　　在運行上采取以下措施[3]:</p><p>　　a) 啟動中加強冷、熱態(tài)沖洗,嚴格控制冷態(tài)沖洗和熱態(tài)沖洗水質指標；充分利用旁路系統(tǒng)進行蒸汽系統(tǒng)的清洗,保證氧化皮等雜質被沖洗干凈；并注意控制水質中鐵和二氧化硅的含量。</p><p>　　b) 嚴格控制鍋爐升溫、升壓速度,汽輪機沖轉、機組并網轉干態(tài)運行前,溫升率應不超過1.5℃/m

55、in。盡量避免使用減溫水,尤其是二級減溫水的使用。對于使用燃油或微油點火技術的機組控制溫升率一般問題不大,但使用等離子點火技術的機組在點火初期應加強調整。</p><p>　　c) 機組并網轉干態(tài)后,控制主、再熱汽溫在530℃,運行不低于5h并盡量爭取大于500MW負荷連續(xù)運行(大流量沖洗需要)。</p><p>　　d) 根據爐水給水水質情況投入加氧工況,目的是通過改變給水處理方式, 在

56、碳鋼表面形成雙層氧化膜。嚴格控制給水陽離子的電導率小于0.1µs/cm ,當給水陽離子電導率大于0.3 µs/cm,應停止加氧處理。</p><p>　　e) 機組正常運行中,要嚴格控制受熱面蒸汽和金屬溫度,嚴禁鍋爐超溫運行。對地區(qū)負荷峰谷差、負荷落差較大的調峰機組,要控制好磨煤機的啟、停。此外加強對超溫考核的力度。</p><p>　　f) 事故跳機情況下,在故障比較

57、明確,不影響機組沖轉、并網的前提下,要盡快沖轉、并網帶負荷,避免鍋爐受熱面金屬壁溫出現大幅度降落。</p><p>　　g) 停爐超過3天,鍋爐帶壓放水前,正常吹掃后應密封爐膛,因設備和檢修原因,可以通過自然通風冷卻,但應避免停爐后18 h內強制通風冷卻。</p><p>　　h) 加強檢查,及時清理。拍片檢查管內堆積情況,氧化皮測厚,內窺鏡檢查管壁剝落情況,割管清理。本著逢停必查的原則,

58、停爐時間超過3天要對屏壁過熱器、末級過熱器管屏進行檢查,發(fā)現管道有變色等異常時應及時進行檢查、處理。</p><p>　　i) 增大停運頻率,加強設備的正常維護,延長檢修周期。</p><p>　　3.3 機組“W”型火焰鍋爐滅火原因分析及防治</p><p>　　3.3.1 滅火原因分析</p><p>　　根據相關的資料與實際情況，大體

59、可以將滅火原因可分為以下四種狀況：</p><p>　　1 煤質與容量風量變化[5,6]</p><p>　　由3次鍋爐滅火過程中容量風開度變化,發(fā)現容量風門開度在鍋爐滅火前均超過50%(正常范圍30%~40%),并處于持續(xù)開大的過程中。</p><p>　　根據3次鍋爐滅火過程中機組有功功率與總給煤率變化數據, 結合容量風量突變情況, 估算煤質發(fā)熱量.</p

60、><p>　　鍋爐滅火時負荷對應總給煤率增加較多,估算實際發(fā)熱值為12.8~15.0MJ/ kg。在一定程度上說明,當入爐煤低位發(fā)熱值低于15MJ/kg的臨界值時,燃燒穩(wěn)定性會明顯下降。</p><p>　　3次鍋爐滅火中均有磨煤機容量風量突增現象,這表明燃燒惡化的重要原因是煤質下降和一次風速的增加。當負荷不變,但煤質下降或設備異常造成制粉統(tǒng)偏離設計運行參數,容量風門開度在機組協調控制下連續(xù)增

61、大,將導致一次風氣流著火困難、煤粉濃度降低、煤粉細度和均勻性降低；而一次風速升高,著火點推遲,造成火焰根部溫度下降,從而使反應溫度下降。這些因素產生的疊加效應,使燃燒過程急劇惡化。</p><p>　　2. 制粉系統(tǒng)運行狀況</p><p>　　鍋爐滅火前的磨煤機料位差壓如果偏低(調試期間確定的控制標準下限為400Pa,實際正常值應在1000Pa左右),且同一磨煤機兩側料位偏差較大,表明單

62、側進煤雙側出粉運行控制不正常。磨煤機低料位或無料位運行,將使系統(tǒng)阻力下降, 燃燒器的風粉濃度降低,而且相應加劇了制粉系統(tǒng)工況變化對爐膛火焰的干擾,使各燃燒器根部區(qū)域煤粉濃度和風速出現大的偏差,從而影響各燃燒器區(qū)域以致整個爐膛的溫度水平。故磨煤機低料位或無料位運行也是影響燃燒穩(wěn)定造成滅火的重要原因[5,6]。</p><p><b>　　MFT動作原因</b></p><p

63、>　　在鍋爐3次滅火中有2次MFT動作是緣于爐膛壓力高,一次屬于爐膛壓力低,而沒有發(fā)生全爐膛失去火焰引起的MFT動作,這從另一個側面說明“W”型火焰鍋爐的絕大多數滅火均因局部燃燒惡化所致。因投油槍過程需20s左右,雖燃燒不穩(wěn)初期是在爐膛壓力開始下降時-200 ~ 300Pa發(fā)出投油槍指令,但等油槍電磁閥著火時,已經出現爐膛大面積熄火,故投油槍滯后或投油槍時機把握不當,不僅不能挽救鍋爐滅火的發(fā)生,還存在爆燃的安全隱患[6]。<

64、/p><p>　　4. 水平煙道受熱面吹灰</p><p>　　若鍋爐折焰角的下傾角比較小,加之折焰角位置存在回流區(qū),易造成飛灰在此處沉積。另由于燃用煤灰分高,日常入爐煤灰分一般在38% ~ 45%,運行中曾出現收到基灰分超過50%的入爐煤,進一步加快了鍋爐的積灰速度,當積灰到一定量,隨著吹灰、鍋爐負荷調整等會出現無規(guī)律“垮灰”,對爐膛燃燒影響很大[7]。</p><p&g

65、t;<b>　　3.3.2預防措施</b></p><p>　　根據上述的滅火分析得出如下預防措施：</p><p>　　1. 根據煤質條件帶負荷</p><p>　　通過大量燃燒不穩(wěn)歷史實例分析和進行相關試驗,以設計校核煤I的發(fā)熱低限值對應不同負荷時的給煤率作為基準,將不同負荷時的給煤率高于此設計燃料消耗率的15%設定為臨界控制值。當總給煤率

66、超過臨界控制值,說明煤質下降已經不能滿足穩(wěn)定燃燒的最小裕度要求,據此控制制粉系統(tǒng)出力和容量風開度, 保持適當的機組負荷[5]。</p><p>　　2. 優(yōu)化制粉系統(tǒng)運行[6]</p><p>　　(1)正常運行時,控制磨煤機容量風門開度不超過50%,磨煤機出力不超過58t/ h。優(yōu)化控制邏輯,在協調控制投入時,投自動的容量風門開度達55%時“閉鎖增”；當各磨煤機容量風門開度超過45%,并

67、出現急劇開大現象時,應采取諸如投油槍、降低機組負荷、重新設定協調控制目標壓力值、解除部分制粉系統(tǒng)熱負荷自動或解除協調控制等措施,防止制粉系統(tǒng)嚴重偏離設計值運行。</p><p>　　(2)將料位提高至磨煤機筒體壓差650~ 800Pa，當中斷給煤后,磨煤機筒體內儲存煤粉仍能保持原運行方式8~ 10min,以減輕發(fā)生煤種突變或給煤設備出現異常時對鍋爐燃燒的影響。</p><p>　　(3)規(guī)

68、范制粉系統(tǒng)起動,盡量避免燃燒不穩(wěn)時切換磨煤機,防止影響燃燒穩(wěn)定的因素產生疊加效應。</p><p>　　(4)對制粉系統(tǒng)單側運行方式下容量風量偏差、出口溫度和磨煤機出力進行嚴格限制和規(guī)定，當制粉系統(tǒng)單側運行時,仍需保持筒體內料位正常和兩端基本對稱的運行方式，據此將磨煤機出力降至適當水平。</p><p>　　(5)合理組合磨煤機運行方式,確定最佳出力范圍50~ 55t/ h,增強各燃燒器之

69、間火焰的相互支持, 優(yōu)先保留A層、F層磨煤機，停C層、D層磨煤機，限制容量風門開度后一次風壓低于7.5kPa，確保制粉系統(tǒng)在較好的對稱方式和正常風煤比范圍內運行。</p><p>　　3. 加強配煤摻燒[6]</p><p>　　(1)劣質無煙煤與北方無煙煤、云貴無煙煤按合理比例摻配,控制入爐煤Qar. net>15. 0 MJ/kg,Aad<45%,Sad<1%,Vda

70、f控制在10%左右。</p><p>　　(2)配煤專工與鍋爐運行專工每日進行情況通報,根據燃燒和來煤情況進行配煤方案調整。</p><p>　　(3)加大對燃料部門考核力度,嚴防雜物進入制粉系統(tǒng)。</p><p>　　4. 針對吹灰穩(wěn)燃[5]</p><p>　　(1)在吹灰次數上由集中到分散,在位置上由分散到集中,對折焰角靠近斜坡位置的6

71、只吹灰器,保持每6h吹一次,其它位置吹灰頻率根據負荷進行控制,保證全天進行一次較完整的吹灰。</p><p>　　(2)將優(yōu)化后的吹灰方式加入吹灰PLC控制系統(tǒng)。</p><p>　　(3)折焰角吹灰期間,應加強監(jiān)視,并根據吹灰位置,選擇適當油槍進行試投, 推入爐膛,以備助燃之用。</p><p>　　(4)將部分熱一次風引至折焰角位置,減少積灰量。</p&g

72、t;<p>　　5. 設置油槍閉鎖功能[5]</p><p>　　(1)對所有油槍設置閉鎖功能,當爐膛壓力低于規(guī)定值時,閉鎖油槍電磁閥或自動關閉油槍電磁閥。這樣,可在一定程度上限制盲目投油,減少發(fā)生爆燃的可能性。</p><p>　　(2)在爐膛適當位置均勻固定設置4只具有自投功能的油槍,具體控制邏輯是:當爐膛壓力且爐膛出口溫度達一定值,快投程序將油槍預先推入爐膛,當爐膛壓力

73、達到一定值,快投程序開啟油槍電磁閥,同時將投油槍建立穩(wěn)定火焰時間由20s左右縮短至2~ 6s。</p><p>　　(3)程控油槍故障率較高,按周期進行投油槍試驗,并通過判斷擾動量的大小,提前試投油槍,以提高投油槍的成功率和及時性。</p><p>　　(4)燃燒不穩(wěn)手動投油槍的總數目不超過8支，且投入每支油槍的間隔時間為2~ 3s。</p><p>　　3.4

74、鍋爐爆管原因分析及防治</p><p>　　3.4.1 原因分析</p><p>　　a.從玉環(huán)電廠#1鍋爐的實際運行情況看，爆管主要是短期超溫引起的，短期超溫的原因有燃燒調整不當火焰沖墻導致水冷壁局部熱負荷過高；機組啟動，負荷帶到200MW-300MW時即干濕態(tài)轉換階段。過熱度控制不當易使部分水冷壁受熱面過熱。主要可能是產生干涸和沸騰現象。</p><p>　　b

75、受熱面管內有異物，如管內堵有鐵屑、小工具、焊渣、節(jié)流孔加工殘余物、甚至節(jié)流孔未完全等穿透等，使汽水循環(huán)不良，從上面四起爆管情況分析有三次是異物堵塞引起爆管，存在異物的主要原因是制造廠家金屬切削殘余物未徹底消除。</p><p>　　C.因水冷壁、二、三、四級過熱器管子大量使用節(jié)流孔來分配不當導致部分管子超溫的可能。</p><p>　　d.因爆管在機組調試和授產僅半年時間內發(fā)生，可排除受熱

76、面管子發(fā)生磨損減薄而爆管的可能。</p><p>　　e.檢查吹灰器投運情況正常，也可排除吹灰器使用壓力不當、吹灰間隔時間不當和吹灰時間過長對受熱面的吹損。</p><p>　　f.從爆管情況看，未見附件拉傷管子和受熱面膨脹不暢造成爆管的情況，也未見焊口泄露的情況。</p><p>　　3.4.2 改進措施</p><p>　　a.針對水冷壁

77、部分溫度偏高的情況，調整燃燒器擺角、調整二次風、進行風量偏置和燃燒調整來控制水冷壁金屬溫度，運行人員對金屬壁溫測點加強監(jiān)視；鍋爐啟動階段，尤其是干、濕態(tài)轉換階段嚴格控制過熱度在15左右。</p><p>　　b.在2006年10月31日水冷壁爆管后，對設計沒有壁溫管進行增裝測點。</p><p>　　C.請哈爾濱鍋爐廠對水冷壁和過熱器的節(jié)流口孔徑分配是否合理進行重新校核，經復核哈鍋確認節(jié)流

78、分配沒有問題。</p><p>　　3.5 亞臨界機組汽包水位偏差大治理</p><p>　　3.4.1 汽包水位測量誤差原因分析</p><p>　　（1）目前臺山電廠汽包水位測量為老式單室平衡容器測量，其主要誤差簡要分析:</p><p>　　如圖1所示。正、負壓管輸出的壓差值△P按下式計算：</p><p>　

79、　△P=P+－P－=L（ρa－ρs）g－H(ρw－ρs) g （1）</p><p><b>　　或改寫成</b></p><p>　　式中：ρa———參比水柱(P+側水柱)的密度；</p><p>　　ρw———汽包內飽和水密度；</p><p>　　ρs———汽包內飽和蒸汽密度；</p>

80、<p>　　H———汽包內實際水位。</p><p>　　這里飽和蒸汽和飽和水的密度（ρs、ρw）是汽包壓力P的單值非線性函數，通過測量汽包壓力可以得到，而參比水柱中水的平均密度ρa通常是按50℃時水的密度來計算的，而實際的ρa具有很大的不確定性與50℃時水的密度相差很大是造成測量誤差的主要原因之一。根據臺山電廠條件下的計算，參比水柱平均溫度對水位測量的影響如表所示:</p><p&

81、gt;　　參比水柱平均溫度對水位測量的影響表(40℃為基準)</p><p>　　從上表可知，如果參比水柱的設定溫度值為40℃，當其達到80℃時，其水位測量附加正誤差33.2mm；當參比水柱溫度達到130℃時，其水位測量附加正誤差高達108mm。</p><p>　?。?）云母水位計采用原理為如圖2 所示，測量誤差簡要分析：</p><p>　　聯通管式水位計的顯示

82、水柱高度 H' 可按下式計算：</p><p>　　式中：H———汽包實際水位高度；</p><p>　　H'———水位計的顯示值；</p><p>　　ρs———汽包內飽和蒸汽密度；</p><p>　　ρw———汽包內飽和水密度；</p><p>　　ρa———水位計測量管內水柱的平均密度。

83、 </p><p>　　由于水位計管內的水柱溫度總是低于汽包內飽和水的溫度，因此，ρa總是大于ρw，水位計中的顯示值總是低于汽包內實際水位高度，它的示值偏差：</p><p>　　△H=H'-H=(ρa-ρw)H/(ρa-ρs) （4）</p><p>　　由（4）式可以看出，基于聯通管式原理的汽包水位計顯示的水柱值不僅低于鍋爐汽包內的實際水位，而且受汽

84、包內的壓力、水位、壓力變化速率以及水位計環(huán)境條件等諸多因素影響，水位計顯示值和汽包內實際水位間不是一個確定的、一一對應的關系，而這一偏差在汽包零水位時可達50~200mm，就是同一臺無盲區(qū)云母水位計的兩個測量管中的水位在0水位附近相差10~20mm，水位越高誤差越大，水位越低誤差越小。這一誤差只是一個環(huán)境溫度和結構不同而造成的，那么試想,在汽包不同位置取樣,不同結構的連通式水位計在汽包0水位時,其相差要控制在30mm之內是困難的。由于這

85、一原因，無論你的云母水位計、牛眼水位計、電接點水位計、射線液位計、液位開關如何好，其測量結果也是誤差很大而不真實的。因此，即使我們按額定工況將水位計下移而使汽包正常水位時，水位計恰好在零水位附近，但是當工況變化時，仍將產生不可忽略的偏差。</p><p>　　3.4.2 治理方法</p><p>　　為解決此類偏差，從就地變送器取樣管的位置、環(huán)境溫度、變送器的量程、零點漂移、變送器表管安裝

86、尺寸、拌熱、保溫和DCS的補償公式等方面出發(fā)，查找原因，同時治定了如下治理措施[6,12]：</p><p>　　（1）對汽包水位變送器進行校驗，確保水位變送器合格，誤差在允許范圍內。同時在機組停運檢修時，要利用打開變送器平衡門的方式檢驗變送器是否有零點漂移。機組運行中用水準儀核對各水位計各部安裝尺寸，如果超過規(guī)定值應設法消除。</p><p>　?。?）在汽包內水位測量取樣管安裝穩(wěn)流裝置

87、。汽包水位是以靜壓差進行測量的，汽包內部汽流和水流擾動將影響測量，為此在汽包水位取樣管汽包內側增加穩(wěn)流裝置，因為水位波動幅度比較頻繁的，在采用變送器增加阻尼時間效果不太明顯，需要在汽包水位取樣管汽包內側增加穩(wěn)流裝置（每個平衡容器2個）。</p><p>　　（3）平衡容器后取樣管延長1m 后向下引出。主要為了消除參比端溫度變化的影響，將冷凝罐出口取樣側的管段水平延長1000mm（盡可能從冷凝管底部就用專用彎頭）。

88、使參比端水溫度盡量在水平段接近環(huán)境溫度，以減少正壓側取樣管溫度梯度變化對密度造成的影響；在適當的位置上加裝測溫元件以便于DCS能夠在線補償管段的平均水溫變化。</p><p>　?。?）在平衡容器和取樣管下部安裝遮擋板，減少冷風的影響。從平衡容器到兩個儀表管并列處間隔10cm安裝溫度測點，并引到DCS（只測量其中一個）。汽側垂直取樣管增加保溫。汽包水位保溫應按設計規(guī)范進行，從汽包到聯通器到平衡容器全部保溫，平衡容

89、器和平衡容器后水平儀表管不保溫（水側相同）。</p><p>　　（5）進行鍋筒真實水位試驗。為了校驗就地水位表，以便確定額定壓力下的真實水位。做鍋筒真實水位試驗。采用的試驗設備為典型的水位測試取樣裝置如圖5所示。</p><p>　　一般取樣筒上僅用四只管接頭與測試管路相接，其余的管接頭用封板堵住，以便至少有兩只接管可同時取樣，每根取樣管應配有電導儀（0.1定值），導電</p>

90、;<p>　　值可由帶有開關盒的手提式儀表或多點記錄儀檢測。由于近似的導電值已足以區(qū)別鍋筒中的水和蒸汽，故不需要溫度補償，然而所有的取樣管應冷卻到接近相同的溫度。</p><p>　?。?）同時要求鍋爐專業(yè)要采取以下措施減少測量誤差：</p><p>　?、賹σ淮物L管可調縮孔的磨損情況進行檢查，并開展冷、熱態(tài)調平試驗，將風速偏差控制在10%以內。</p><

91、;p>　?、趯Χ物L門和燃燒器擺角進行實際位置、就地指示位置和指令位置的全面檢查，確保其同步準確動作。</p><p>　?、蹖ζL分離器進行全面檢查和清理除銹工作，保證較高的分離效率。</p><p>　?、荛_展爐膛吹灰優(yōu)化工作，減少吹灰操作時對水位偏差產生的負面影響。</p><p>　?、菰谠摵汕€基礎上，進行的±0.5MPa 的變汽包壓

92、力試驗，開展運行優(yōu)化工作。</p><p>　　第4章 600MW汽輪機組常見事故的分析與防治</p><p>　　4.1 亞臨界機組軸瓦溫度高的原因分析及對策</p><p>　　4.1.1 影響軸承溫度的原因及因素</p><p>　　影響軸承溫度的原因及因素有以下幾點[13]：</p><p>　?。?）軸承鎢

93、金澆鑄質量不良[8]：澆鑄質量不良，結合不佳，存在脫胎現象。當承受動載荷或溫度變化時，結合不牢，脫胎現象將進一步加劇。</p><p>　　（2）軸承負載分配不均：轉子中心偏差、軸承座溫度和揚度變化、軸振動過大、轉子受到向下的力過大、轉速超過允許值、軸封漏汽引起軸承座標高發(fā)</p><p>　　生變化等，都可能產生軸承載荷分配不均。</p><p>　?。?）軸承球

94、面自動調整能力差：軸承間隙過小或過大、軸承緊力過大、可傾瓦墊塊方向裝反限制活動的范圍、軸承安裝偏斜、軸承底座墊片增加的過多、軸承與軸徑揚度不一致（不同心）等，都可能使軸承球面自動調整能力變差。</p><p>　?。?）軸承潤滑油：油溫度過高或過低、潤滑油黏度不合格、油流量過大或過小、回油不暢、潤滑油斷油、油質不良或油質惡化、潤滑油壓力過低或過高、油流中或軸承內存在氣體或雜物、頂軸油管逆止閥不嚴油膜壓力下降等，都

95、可使軸承溫度升高。</p><p>　　（5）溫度測量：軸承瓦溫度測量系統(tǒng)異常，例如溫度測量熱電阻損壞、溫度測量極性裝反、溫度測量后補償方法或標準不對、溫度補償系統(tǒng)外界干擾等，都使測量產生誤差。</p><p>　　4.1.2 汽輪機軸承溫度高的分析</p><p>　　（1）如果出現的7次軸瓦溫度高故障，其中6次造成被迫停機，造成一定的經濟損失，1次繼續(xù)維持了一端

96、時間，給機組的安全和穩(wěn)定運行帶來了很大的風險。</p><p>　?。?）故障分類：在出現的7次故障中，5次故障為人為因素造成，1次為設計因素，1次為外界干擾，人為因素達到了71.4%。</p><p>　?。?）5次人為因素中反應人員（包括檢修、熱工、基建安裝等人員）的技術素質較低，這5次人為因素反應的技術難度都不是很大。</p><p>　　4.1.3 汽輪機軸

97、承溫度高采取的對策</p><p>　　汽輪機軸承溫度高采取的對策有以下兩個方面[13]：</p><p>　?。?）運行方面：機組啟動和正常運行中，將軸承溫度作為重要的監(jiān)視參數，并且根據機組工況變化，分析變化趨勢，與歷史數據對比，與控制數值對比，與機組首次安裝啟動或與大修后數值對比，進行風險分析和預控。調速汽門開啟順序優(yōu)化，既考慮軸承載荷又要考慮轉子穩(wěn)定性；機組油溫度和壓力保持在正常范圍

98、內，油質符合規(guī)定；軸封壓力保持在正常范圍內，保證不外漏和油中不進水。</p><p>　?。?）檢修工藝：制訂嚴格的軸承檢修工藝標準，按照檢修文件包執(zhí)行，加強人員的培訓和學習。軸承承載力按照設計負荷進行分配，軸承重載比軸承輕載抗汽流激振性能強，提高軸承的穩(wěn)定性，軸承檢修后各部間隙、進油流量、接觸面積、軸瓦緊力、軸系揚度、軸承載荷等符合檢修工藝規(guī)程。汽封間隙要</p><p>　　合理，符合

99、制造廠規(guī)定，間隙過大軸封漏汽過大，加熱軸承座，使軸承座標高抬高，尤其 #2 軸瓦，使 #1 軸瓦承載力減少，穩(wěn)定性下降。</p><p>　　4.2 汽輪機組再熱閥閥蝶斷落事故分析與處理</p><p>　　4.2.1 再熱閥結構</p><p>　　塔山電廠一臺600MW機組再熱閥為撲板式結構,由懸掛在旋轉軸上的再熱閥閥蝶以及通過鍵與旋轉軸相連的閥蝶搖臂所組成(圖

100、1)。旋轉軸通過連桿與油動機活塞桿相連接,油動機油缸活塞向上移動帶動連桿轉動而打開閥蝶。該閥碟材料為30Cr1Mo1V,采用整體鑄造,閥前蒸汽壓力3.2 MPa,溫度538℃。由于撲板式結構的蝶閥無預啟功能,所以在閥蝶的前后設置有旁通管, 以使作用在蝶閥兩側的蒸汽壓力比較均勻,減小蝶閥開啟阻力。</p><p>　　圖1 再熱閥結構及閥碟斷裂位置</p><p>　　4.2.2 高排溫度異

101、常原因</p><p>　　對于機組出現的高排溫度異?，F象,分析認為有以下幾點原因[20]: (1)高壓缸排汽逆止閥未全開；(2)鍋爐再熱系統(tǒng)存在汽阻,導致高壓缸排汽不暢；(3)再熱閥或再熱調節(jié)閥全開狀態(tài)屬于假象；(4)汽輪機高壓缸通流部分效率偏低。</p><p>　　為了進一步查找原因,現場對高排逆止閥進行了檢查,發(fā)現其限位桿長度稍短,加長限位桿可全開高排逆止閥,高排溫度無明顯變化。此

102、時高加全部投入,高排溫度維持于325℃ 。</p><p>　　2008年6月21日,機組主蒸汽壓力達到額定值16.7MPa，再熱蒸汽壓力已達</p><p>　　3.4MPa( 設計值3.2MPa),機組負荷為530MW,機組額定負荷缺失70MW以上, 再熱蒸汽的節(jié)流現象已十分明顯。由此推斷,再熱閥或再熱調節(jié)閥全開狀態(tài)屬于假象。降負荷至300MW時進行閥門活動性試驗,主汽閥及調節(jié)閥。動作

103、正常, 右側再熱閥及再熱調節(jié)閥動作正常。對左側再熱閥及再熱調節(jié)閥試驗,當分別全關時，負荷和再熱蒸汽壓力無變化，同時關閉左側1、3號再熱調節(jié)閥，負荷和再熱蒸汽壓力也無變化。結合掛閘沖轉時左右再熱閥開啟不一致現象，顯然左側再熱閥閥蝶與蝶閥搖臂脫離而實際處于全關狀態(tài)。</p><p>　　同類事故近幾年在該型號機組閥門上曾多次發(fā)生,如2006年大唐寧德電廠1、2號機組在調試階段均發(fā)生了閥碟斷落事故,斷裂位置基本相同。該

104、事故應為閥門結構設計存在缺陷所致。因此,應對該型號再熱閥構建有限元模型、施加典型參數下的邊界條件進行溫度場及應力場的分析,進一步查出閥桿斷裂的設計原因。</p><p>　　4.2.3 防范措施</p><p>　　再熱閥閥蝶斷落現象近幾年在該類型機組上已多次出現,對于機組的安全運行造成很大隱患。再熱閥閥蝶斷落后機組單側進汽容易造成機組左右膨脹不均,發(fā)生跑偏現象。為預防同類事故發(fā)生特提出以

105、下建議[20]:</p><p>　?。?）在再熱閥開啟前做到充分暖管、暖閥,以消除閥碟與閥桿連接過渡處的應力集中。</p><p>　?。?）在開啟再熱閥時,將再熱蒸汽壓力調整至0. 3MPa 以下。</p><p>　?。?）在條件允許情況下,建議改進再熱閥閥碟前后旁通管上節(jié)流孔尺寸,以利更好地平衡閥碟前后壓力差。</p><p>　　4

106、.3 汽輪機組潤滑油壓力突降原因分析及處理</p><p>　　4.3.1　故障經過</p><p>　　2010年4月26日晚，某電廠1號機組正常運行，負荷582MW，主油泵進、出口油壓分別為0.346、1.624MPa，潤滑油母管壓力為0.311MPa，潤滑油壓力為0.287MPa。在21∶38∶28時，機組跳閘，負荷降至0。交流輔助油泵（主油泵出口壓力低于1.205MPa或潤滑油壓低

107、于0.115MPa聯起）、交流起動油泵（主油泵入口油壓低于0.07MPa聯起）、直流事故油泵（潤滑油壓低于0.105MPa聯起）同時聯鎖起動。汽輪機緊急跳閘系統(tǒng)（ETS）記錄的跳閘首出原因為潤滑油壓力低（潤滑油壓低保護跳閘定值為0.07MPa）。交流輔助油泵（BOP）、交流起動油泵（SOP）、直流事故油泵（EOP）同時自起成功，但是潤滑油母管壓力瞬間仍從0.287MPa降至跳閘值0.07MPa以下，之后隨著油泵的起動油壓又迅速回升。從模

108、擬量歷史曲線看，潤滑油壓力下降的瞬間，主油泵出口壓力與入口壓力同時大幅下降，出口壓力由1.624MPa下降到1.094MPa，入口壓力由0.364MPa下降到0.257MPa。</p><p>　　4.3.2 原因分析</p><p>　　根據上述故障經過，可初步判斷有以下幾種原因：</p><p><b>　　1.人為誤操作</b></

109、p><p>　　機組跳閘停機前負荷582 MW穩(wěn)定運行，當班運行人員未對潤滑油系統(tǒng)進行包括冷油器切換、油濾網切換及油泵聯動試驗等任何操作，可以排除因人為誤操作導致的機組潤滑油壓力降低。</p><p><b>　　2.熱工保護誤動</b></p><p>　　該機組潤滑油壓力低保護跳閘信號為“3取2”，即3只壓力開關中同時有2只發(fā)出潤滑油壓力低的信