4台机组非计划停运情况分析

1、2015年4台机组非计划停运情况分析2015年共发生机组非计划停运6次，重点对其中5次设备责任的非计划停运进行管理分析。1、机组情况： 投产时间 检修时间 内容1号机组2号机组3号机组4号机组2、机组非停分析1. 事件：4号发电机定子接地保护动作跳机，故障录波器程序故障未能录波；责任部门：设备部电气分部1）事情经过2015-01-24 11点12分 4号机组负荷648MW，主蒸汽压力25.23MPa，温度598，再热蒸汽压力4.50MPa，温度597，机组运行各项参数均显示正常。 4号机组跳闸，DCS报警窗口显示为“4号发电机跳闸”，汽轮机联跳，锅炉MFT动作。检查汽轮机转速下降，发电机出口开

2、关跳闸，主机各油泵联启正常，联动设备动作均正常，锅炉保温保压。值长吴健、控长石磊至电子间检查确认发电机保护屏发“发电机定子接地（基）”，“发电机频率保护”，“发电机普通PT断线”报警。就地检查发电机本体及励磁变无异常声音和气味。就地测量发电机定子绝缘为0兆欧。解开发电机中性点及出口软连接测发电机本体定子绝缘0.9兆欧，C封母相绝缘为“0”，经检查发现C相封母至出口开关804进线软连接发热烧损。 2）原因分析（已召开专业事故分析会，会中熊副总已对后续的调查工作进行详细的部署，具体原因有待进一步检查、分析；安健环继续跟踪。）i. 4号机发电机保护正确动作，定子接地系上述软连接熔断所致。ii. 从检

3、查的情况来看，发生这种情况较为符合接触电阻大导致的过热情况，接触电阻大的原因，有接触面氧化、连接螺栓松动等原因，因为母线金具，软连接接触面采用了镀银处理，加上机组投产时间较短，这种情况基本可以排除。螺栓松动可能性较大，能够导致螺栓松动的因素也有几种情况：a) 基建安装时未进行力矩验收，或力矩验收不符合标准。b) 发电机出口断路器分、合闸振动较大，母线运行时也有轻微振动，存在振动导致螺栓松动的可能。3）暴露问题1. 基建安装时未进行力矩验收;2. 设备检修周期长，在调峰停机时未安排做检查，技术监督也没有检查到；3. 机组故障录波装置在故障发生时处于死机状态，所以未能录到故障波形，给故障分析带来了

4、极大的困难。4）整改措施1. 针对4号机组软连接部位，全部按照标准进行力矩验收，每个部位设置三级验收。验收位置包括：a) 主变低压侧；b) 发电机出口断路器双侧；c) 励磁变高压侧；d) 厂变高压侧；e) 厂变低压侧双分支；f) 励磁交、直流封闭母线。2. 机组大修时，对发电机出口断路器双侧软连接进行三级力矩验收签证。3. 母线连接部位连接螺栓必须采用弹簧垫圈。4. 连接螺栓力矩验收后，用记号笔标识，便于螺栓松动的观察。5. 每天对3、4号机组故障录波进行巡检，并手动启动录波验证录波功能是否完好，本年度A修时立即进行更换。管理方面原因分析：（1）调停项目制定方面的原因：4号机组从投入运行到本次

5、事故发生，经历了多次调停，但是调停检查、检修项目未涉及软连接检查部分内容，反映了重点部位项目制订遗漏方面的内容。（2）设备管理方面原因：另外作为防松动、防止过热重点部位，应有示温元件标识，测温元件比较明了显示该部位有无超温。显示了标识管理理方面的另一个漏洞。另外在设备巡查方面也存在不足，未制定重点部位防止过热的检查内容，因此就未开展此方面检查工作，若有此方面检查内容，应可及时发现过热情况。针对管理方面存在的问题已进行的整改内容：（1）在检修项目中制订了软连接部位力矩验收的三级验收内容，采用逐个检查，并做标识。（2）举一反三制订了全厂防止接头过热的检查记录表，定周期进行红外或目视检查。2.事件：

6、3号炉高温再热器泄露；责任部门：设备部锅炉分部1）、事情经过01月23日12点55分3号机组负荷659MW，主再热汽温596.6/597.1C主再汽压25.35/4.53MP，黄埔检修林耿龙就地检查3号炉主汽吹灰电动门盘根时，发现3号炉大罩箱本体保温向外冒汽，并告知运行人员。值长、控长立即到就地检查并确认3号炉炉顶A侧和后墙大罩箱本体区域有较大汽流声，并有明显冒汽现象。立即快速减负荷至250MW，DCS四管泄漏报警系统无异常和报警，电子间四管泄漏频谱均正常。经运行及设备部人员就地共同确认3号炉高温再热器出口集箱泄漏。13点50分 3号机负荷100MW，汽机打闸，发电机解列，出口开关跳闸，汽轮机

7、转速下降，检查各联动设备联动正常。锅炉保持运行进行冷却。15点57分 锅炉中间点温度200，将A制粉系统走空后停运，锅炉手动MFT，吹扫完成后停运3号炉送引风机。2）原因分析1、根据现场管子损坏形貌及布置观察结果，排空管穿墙部位在大罩密封盒处存在A-B侧方向横向膨胀受阻现象；2、排空管设计不合理：排空管设计的膨胀弯没有完全考虑到高温再热器集箱的膨胀系数；当排空管在热胀冷缩时点1的位置上下膨胀产生拉应力，点2排空管的柔性不足以膨胀时的拉应力；经计算高温再热器出口集箱向A侧膨胀的位移最大为100mm，排空管本身膨胀与排空管穿墙部位存在膨胀受阻从而不能满足高温再热器出口集箱的膨胀要求。大罩密封盒2A

8、-B侧方向横向膨胀受阻高温再热器出口集箱爆口位置1排空管的分布图3、结合现场检查分析，并对爆口进行宏观形貌检查发现排空管接头的爆口位置不是同一时间断裂，而是经过高温再热器出口集箱长时间的膨胀晃动达到该管接头剩余连接的疲劳点，爆裂；取样检测：材质检测为SA-213T91尺寸37.45.8mm；硬度检测最小值122HBW，最大值171HBW（标准控制范围180250HBW）结果：硬度偏低；用磁粉检测取样端口，未见相关缺陷显示；4、基于排空管母材与热处理工艺方面需要将取样的管道送至送至专业单位进行力学性能、金相分析等金属检验，再做分析； 端口内部有氧化皮爆口新痕爆口旧痕 取样检测图3）暴露问题：排空

9、管设计的膨胀弯没有完全考虑到高温再热器集箱的膨胀系数；排空管本身膨胀与排空管穿墙部位存在膨胀受阻从而不能满足高温再热器出口集箱的膨胀要求。4）整改措施1、对高温再热器进、出口疏水管接头80%的磁粉检测，未见异常；2、对主蒸汽出口管疏水管接头宏观检查未见异常；3、由于3号炉已临近大修，此次爆管抢修以快速处理、尽快恢复为原则，临时加工堵头封堵（也考虑到该排空管暂时对系统运行无造成影响），待大修时再全面整改、消除隐患。1、2号机中压缸上缸B侧进汽导汽管法兰处泄漏；责任部门：汽机分部。1）事情经过2015年4月2日16:15 2号机负荷600MW，汽机13.7平台高中压缸处发出刺耳泄漏声，现场大量喷汽

10、并有保温棉被吹出，初步判断泄漏点在高中压缸体附近运行中无法隔离，16:35 向中调申请同意2号机组快速减负荷后，手动MFT停运2号机组。经现场检查确认为2号机中压缸上缸B侧进汽导汽管法兰处泄漏。2）原因分析（1）原法兰中间垫片存在设计缺陷，金属缠绕垫放置位置未设计直口，金属缠绕垫在压紧力不足时容易吹损。（2）法兰螺栓长期高温运行后，出现疲劳，应力松弛，导致紧力不足，垫片吹损。3）暴露问题原法兰中间垫片存在设计缺陷，金属缠绕垫放置位置未设计直口，金属缠绕垫在压紧力不足时容易吹损4）整改措施（1）、更换法兰垫片，使用高强垫片替代金属缠绕垫片，预防垫片吹散。（2）、更换八颗新螺栓，按设计要求进行冷紧

11、和热紧。（3）、垫片安装严格控制法兰间隙，保证垫片受力均匀。（4）、定期对中压导气管法兰进行检查。（5）、与东方汽轮机厂沟通，对法兰中间垫片进行改造。2、4号发电机“转子接地保护动作”跳闸；责任部门：电气分部。1）事情经过4月11日 #4机组有功326MW，无功28.4MVAR，定子A相电压22319V，B相电压22428V，C相电压22369V，励磁电压206.8V，电流2563.1A，零序电压31.5V。18点16分29秒红茅甲线BC相线路差动保护动作，5012、5013开关跳闸。随即4号机组跳闸，检查“4号发电机转子接地跳闸保护动作”引起发电机跳闸。2）原因分析（1）红茅甲线线路短路故障

12、，不平衡电流导致发电机转子产生动态接地故障。（2）4 号发电机转子存在动态接地的可能。3）暴露问题（1）发电机转子绕组对地绝缘存在隐患；（2）转子接地保护装置记录功能不完善，不利于故障分析。4）整改措施（1）运行中对4号发电机加强监视，若再出现转子接地现象，立即停机检查处理（2）结合4 号发电机检修计划和转子目前实际情况，尽快安排4 号发电机转子检修，并做好4 号发电机大修及转子返厂处理的前期准备工作。（3）运行部制定关于4号发电机转子接地运行的技术命令书。（4）设备部做好停机前的检查方案。(一)C类障碍（1次）1、2号机中压缸上缸A侧进汽导汽管法兰处泄漏；责任部门：汽机分部。1）事情经过20

13、15年06月17日19时35分，2号机负荷600MW，汽机高中压缸处发出刺耳泄漏声，现场大量喷汽并有保温棉被吹出，初步判断泄漏点在高中压缸体附近运行中无法隔离，19：50向中调申请同意2号机组快速减负荷后，手动MFT停运2号机组。经现场检查确认为2号机中压缸上缸A侧进汽导汽管法兰处泄漏。2）原因分析(1) 该垫片为普通金属缠绕垫，在没有垫片槽的情况下容易吹损。（2）原法兰中间垫片存在设计缺陷，金属缠绕垫放置位置未设计直口，金属缠绕垫在压紧力不足时容易吹损。（3）法兰螺栓长期高温运行后，出现疲劳，应力松弛，导致紧力不足，垫片吹损。3）暴露问题原法兰中间垫片存在设计缺陷，金属缠绕垫放置位置未设计直口，金属缠绕垫在压紧力不足时容易吹损4）整改措施(