余热发电案例学习(李华斌供稿)

1、余热发电系统事故案例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）李华斌李华斌二一四年四月二十九日二一四年四月二十九日一、事故情况一、事故情况 20112011年年4 4月月2626日日3 3：5959分，甲公司分，甲公司2#2#余热发余热发电机组汽轮机发生飞车事故，电机组汽轮机发生飞车事故，2626日晚日晚9 9：3030分，分，相关专家技术人员抵达现场，了解事故经过，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。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经过现场检查确认，对部分损坏设备返厂维修，维修，6 6月月9 9日设备安装完毕，日设备

2、安装完毕，6 6月月1010日油循环合日油循环合格，进行了启动调试，格，进行了启动调试，6 6月月1111日日3:523:52分恢复并网分恢复并网（停机约（停机约4747天）。天）。二、事故经过二、事故经过 甲公司甲公司2#2#余热发电机组于余热发电机组于20082008年年3 3月月3131日并网发电，机日并网发电，机组设计功率组设计功率18MW18MW。20112011年年4 4月月2424日日11:2011:20分左右，总降上级分左右，总降上级供电部门供电部门220kV220kV变电站出现故障，变电站出现故障，2#2#余热发电机组于余热发电机组于1111：4040分解列。前期分解列。前期

3、2#2#机组在运行中，存在就地盘测速反馈、机组在运行中，存在就地盘测速反馈、TSITSI保护柜其中一个测速反馈及保护柜其中一个测速反馈及DEHDEH（以数字计算机为基础的数（以数字计算机为基础的数字式电气液压控制系统字式电气液压控制系统Digital Electric Hydraulic Digital Electric Hydraulic Control SystemControl System）中控画面测速没有反馈显示问题，甲公）中控画面测速没有反馈显示问题，甲公司安排检查更换。司安排检查更换。 检查过程中发现汽轮机检查过程中发现汽轮机7 7个测速装置中有两个明显损坏个测速装置中有两个明显

4、损坏（分别为现场就地盘测速装置、（分别为现场就地盘测速装置、TSITSI（汽轮机安全监视系统（汽轮机安全监视系统Turbine Supervisory Instrumentation)Turbine Supervisory Instrumentation)保护柜三个测速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，其余上故障处理结束后，其余5 5个测速装置进行对应检查，各测个测速装置进行对应检查，各测点均有反馈。点均有反馈。二、事故经过二、事故经过 4 4月月2525日日23:4723:47分，汽轮机开始冲转

5、，期间分，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，出现了三次跳停，均为转速通道全故障，DEHDEH报警，主汽门自动关闭。在此期间相关专业人报警，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员对故障进行了检查，但并未进行彻底的情况下，于次日下，于次日3:373:37分，进行了第四次冲转，在分，进行了第四次冲转，在3:593:59分，分，DEHDEH控制测速装置共三个，其中控制测速装置共三个，其中2 2个突个突然无转速显示，由于系统连锁关系，汽机调门然无转速显示，由于系统连锁关系，汽机调门自动打开至自动打开至68%68%，转速瞬间升至，转速瞬间升至38

6、50r/min3850r/min，汽，汽轮机安全阀动作，现场异常声响、振动，主汽轮机安全阀动作，现场异常声响、振动，主汽门关闭停机。门关闭停机。检修时换的新探头此螺栓松动，检修时紧固此螺栓松动，检修时紧固用于就地转速表三只，用于三只，用于DEHDEH三只，用于TSI三、检查情况三、检查情况 经查看经查看DCSDCS趋势及记录，在第四次趋势及记录，在第四次1200r/min1200r/min暖暖机期间，于机期间，于3:52:293:52:29秒，秒，ETSETS总保护被退出。总保护被退出。3:59:383:59:38秒出现转速通道全故障停机信号、秒出现转速通道全故障停机信号、3:59:573:5

7、9:57秒秒TSITSI发出发出110%110%超速停机信号、超速停机信号、4:00:004:00:00秒秒103%103%和和110%OPC110%OPC超速超速保护动作（因保护动作（因ETSETS总保护被解除，保护不起作用）。总保护被解除，保护不起作用）。 3:59:483:59:48秒，秒，DEHDEH测速信号检测到测速信号检测到1#1#、2#2#转速同转速同时为时为0r/min0r/min，DEHDEH程序选择优选转速为程序选择优选转速为0r/min0r/min（程序（程序设置为三取二），用于转速控制，因与设置为三取二），用于转速控制，因与1200r/min1200r/min的的控制目

8、标差距大，控制目标差距大，3:59:413:59:41秒，发出调门开度指令，秒，发出调门开度指令，3:59:553:59:55秒，调门开度指令最高到秒，调门开度指令最高到70%(70%(阀限为阀限为70%)70%)。到到4:00:004:00:00秒，汽轮机最高转速达到秒，汽轮机最高转速达到3850r/min3850r/min，同时，同时主汽门开始关闭停机。主汽门开始关闭停机。四、设备损坏情况四、设备损坏情况 1 1、汽轮机转子：第、汽轮机转子：第9 9、1010级叶片全部断裂，转子大轴经南级叶片全部断裂，转子大轴经南汽厂检测后弯曲度较大，更换。汽厂检测后弯曲度较大，更换。汽轮机转子第9、10

9、级叶片全部断裂末级叶片大部分断裂末级叶片大部分断裂四、设备损坏情况四、设备损坏情况 2 2、汽轮机隔板、汽封：第、汽轮机隔板、汽封：第9 9、1010级隔板、第级隔板、第8 8、9 9、1010级隔板汽封环及径向汽封、后汽封损坏，更换。级隔板汽封环及径向汽封、后汽封损坏，更换。第9、10级隔板部分断裂四、设备损坏情况四、设备损坏情况 3 3、汽轮机汽缸：后汽缸上部壳体表面发现、汽轮机汽缸：后汽缸上部壳体表面发现3 3处裂纹处裂纹裂纹，返厂检测上汽缸龟裂，更换。裂纹，返厂检测上汽缸龟裂，更换。123后汽缸上缸3处裂纹四、设备损坏情况四、设备损坏情况 4 4、凝汽器内部支撑管被损坏的叶片砸断，内部

10、铜、凝汽器内部支撑管被损坏的叶片砸断，内部铜管损坏管损坏188188根。根。凝汽器内部的汽轮机级叶片，内部凝汽器内部的汽轮机级叶片，内部支撑管打断，部分冷却铜管打坏支撑管打断，部分冷却铜管打坏四、设备损坏情况四、设备损坏情况 5 5、盘车电机负载端壳体开裂。、盘车电机负载端壳体开裂。盘车电机负载端端盖断裂四、设备损坏情况四、设备损坏情况6 6、主油泵轴的油封环磨痕及油封环座划痕。、主油泵轴的油封环磨痕及油封环座划痕。主油泵轴的油封环及油封环座划痕主油泵轴的油封环及油封环座划痕四、设备损坏情况四、设备损坏情况 7 7、励磁机、永磁机扫膛。、励磁机、永磁机扫膛。励磁机转子、永磁机磁极扫膛痕迹励磁机

11、转子、永磁机磁极扫膛痕迹四、设备损坏情况四、设备损坏情况 8 8、测速探头磨损、变形。、测速探头磨损、变形。测 速 探 头测 速 探 头磨损磨损测速探头磨损、测速探头磨损、变形变形五、原因分析五、原因分析在24日检修时，发现两只测速传感器磨损和齿轮盘松动，分别进行了更换和紧固，误认为齿轮盘松动造成测速装置损坏，未进行深入分析，是造成本次事故的直接原因。1在故障检查期间，现场检查人员未根据系统连锁关系，制订相应防范措施，对可能会造成的后果，考虑不到位，盲目解除ETS总保护，违反公司主机设备保护管理规定，致使机组出现故障时ETS保护不起作用，是造成本次事故的主要原因。 2主机设备开机时公司及部门分

12、管领导未能到达现场进行组织与安排岗位人员进行规范操作，也是造成本次事故的原因之一。 3六、防范措施六、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

13、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、防范措施六、防范措施 4、为合理启、停汽轮发电机组，甲公司要加大对汽机专业知识培训力度，提高操作及管理人员对汽轮发电机组的认知度。运行参数控制见通报。 5、规范余热发电机组定期检修保养制度，每年度必须安排一定时间对机组进行检修和保养，具体检修内容和要求参照余热发电检修管理规程。 6、利用检修为契机，对汽轮发电机组重要部位及仪表测点进行维护与保养，如仪表测点要重点检查：轴向位移、转速测速装置、轴瓦及回油温度、

14、绝对膨胀等；关键部位检查：危急遮断器和飞环、固定测速齿轮盘是否有松动、主油泵挡油环间隙、轴瓦及中心等。针对以上检查标准详见汽轮发电机组安装说明和图纸。 7、根据操作规程要求，要定期对润滑、控制油过滤器进行清洗（一周至少清洗1次），并结合油质化验情况，进行调整油品使用周期。同时也要利用一切停机机会，对AST、OPC及DDV电磁阀进行清洗，确保调节和控制系统油压工作正常。 六、防范措施六、防范措施 8、针对汽轮发电机组检修后开机，公司及部门主要分管领导一定亲临现场，负责启动过程中的协调和指导工作，如出现异常时应及时向主要领导和专业部门相关人员汇报。 9、各公司针对机组投运以来，要认真分析机组运行情

15、况，如振动、轴瓦及回油温度、上、下缸温等变化趋势是否在设计和要求范围内，尤其是故障原因要进行认真研讨分析，拟定相关处理和防范措施。 10、建立余热发电系统主机故障汇报制度，各公司主机故障处理情况第一时间汇报，寻求在技术上给予指导。 11、针对发电DEH调节系统等相关保护程序，如ETS总保护投切开关的取消、DEH转速参与系统连锁条件及非正常情况下的汽轮机升、降速率等进行优化完善。乙公司励磁机烧坏事故案例（直接损失在六十万元左右）一、事故经过 乙公司乙公司9000KW9000KW余热发电机组为两条窑共用余热发电机组为两条窑共用一台发电机组形式，一台发电机组形式，20112011年年5 5月月202

16、0日乙公司日乙公司2#2#窑安排计划检修，但发电机组正常运行。窑安排计划检修，但发电机组正常运行。上午上午7:457:45分，余热发电工段长在检修班前会分，余热发电工段长在检修班前会上安排巡检工对润滑油左侧过滤器进行清洗，上安排巡检工对润滑油左侧过滤器进行清洗，并要求在清洗完毕后对下端盖密封渗油进行处并要求在清洗完毕后对下端盖密封渗油进行处理。理。10:0010:00左右，该巡检工在过滤器清洗完毕左右，该巡检工在过滤器清洗完毕后开始拆卸左侧过滤器底部端盖，见底部端盖后开始拆卸左侧过滤器底部端盖，见底部端盖螺栓全部拆除后端盖仍未松动，随即用一字螺螺栓全部拆除后端盖仍未松动，随即用一字螺丝刀和榔头

17、对下端盖进行轻度敲打。丝刀和榔头对下端盖进行轻度敲打。一、事故经过 当端盖掉落时，润滑油立即大量外泄。该巡当端盖掉落时，润滑油立即大量外泄。该巡检工试图用掉落的下端盖进行封堵。但由于检工试图用掉落的下端盖进行封堵。但由于油压过大，封堵无效。油压过大，封堵无效。 从中控趋势反映从中控趋势反映10:24:0910:24:09润滑油压从正常润滑油压从正常运行的运行的0.13MPa0.13MPa开始下降，至开始下降，至10:24:2110:24:21润滑油压下降至润滑油压下降至0.05MPa0.05MPa，中控发交流油，中控发交流油泵驱动，泵驱动，10:24:2210:24:22润滑油压下降至润滑油压

18、下降至0.04MPa0.04MPa中控发直流油泵启动，中控发直流油泵启动，10:24:2310:24:23交直流油泵启动运行。交直流油泵启动运行。一、事故经过 10:24:2610:24:26润滑油压下降至润滑油压下降至0.02MPa0.02MPa，ETSETS保护保护动作关闭主汽门、润滑油压低保护停机。动作关闭主汽门、润滑油压低保护停机。10:24:2810:24:28润滑油压下降至润滑油压下降至0.01MPa0.01MPa，此时报发，此时报发变组故障停机信号，变组故障停机信号，10:24:2810:24:28电气主开关电气主开关（52G52G发电机中压柜）跳闸，发电机中压柜）跳闸，10:2

19、4:2910:24:29报已脱报已脱扣、发电机解列、切跟踪，扣、发电机解列、切跟踪，10:24:3110:24:31润滑油压下润滑油压下降至降至0MPa0MPa。 发电机跳停后乙公司领导闻讯立即赶到现场进行发电机跳停后乙公司领导闻讯立即赶到现场进行应急指挥，并组织人员将润滑油过滤器下端盖装应急指挥，并组织人员将润滑油过滤器下端盖装上，此时润滑油油箱油位太低，现场无法投入电上，此时润滑油油箱油位太低，现场无法投入电动盘车，从而导致发电机组系统损坏事故发生。动盘车，从而导致发电机组系统损坏事故发生。二、现场检查情况 1 1、通过查看、通过查看DCSDCS趋势及信息记录、趋势及信息记录、SOESOE

20、事故事故追忆记录，当汽轮机润滑油压低至追忆记录，当汽轮机润滑油压低至0.02MPa0.02MPa时汽轮发电机组保护跳停，相应时汽轮发电机组保护跳停，相应ETSETS保护动作，保护动作，发电机解列、主汽门关闭、打闸。发电机解列、主汽门关闭、打闸。 2 2、检查励磁机有扫膛现象，永磁发电机定子、检查励磁机有扫膛现象，永磁发电机定子有摩擦痕迹，发电机转子与定子部分铁芯之间有摩擦痕迹，发电机转子与定子部分铁芯之间间隙明显偏小，发电机组部件经送南汽公司解间隙明显偏小，发电机组部件经送南汽公司解体检查确认，励磁机槽间大部分受损需全部更体检查确认，励磁机槽间大部分受损需全部更换，永磁机部分硅片变形裂开需更换

21、，整流盘换，永磁机部分硅片变形裂开需更换，整流盘二极管及快熔检测正常，风叶磨损需更换。二极管及快熔检测正常，风叶磨损需更换。二、现场检查情况3 3、解体检查四个轴瓦（含正副推力瓦）、解体检查四个轴瓦（含正副推力瓦）磨损及烧毁，三个轴承箱的磨损及烧毁，三个轴承箱的5 5个油挡磨损，个油挡磨损，汽轮机后油封及隔板汽封片磨损，汽轮汽轮机后油封及隔板汽封片磨损，汽轮机前后轴颈有轻微损伤，发电机前后轴机前后轴颈有轻微损伤，发电机前后轴颈有拉伤。颈有拉伤。三、原因分析1 1、根据润滑油过滤器图纸分析，下端盖部分为、根据润滑油过滤器图纸分析，下端盖部分为单向阀底座，必须在余热发电机组停机状态下单向阀底座，必

22、须在余热发电机组停机状态下方可拆除进行检修，发电相关管理人员专业技方可拆除进行检修，发电相关管理人员专业技术水平低下，凭经验指挥生产维修是造成本次术水平低下，凭经验指挥生产维修是造成本次事故的主要原因。事故的主要原因。 2 2、岗位巡检人员在对润滑油过滤器结构原理不、岗位巡检人员在对润滑油过滤器结构原理不熟悉的情况下，进行盲目拆解，造成润滑油大熟悉的情况下，进行盲目拆解，造成润滑油大量外泄无法封堵，导致发电机组严重缺油，是量外泄无法封堵，导致发电机组严重缺油，是造成本次事故的直接原因。造成本次事故的直接原因。三、原因分析3 3、该公司对余热发电机组定期检修维护保、该公司对余热发电机组定期检修维护保养未引起足够的重视，对专业技术管理及养未引起足够的重视，对专业技术管理及岗位员工发电设备结构原理和操作维护培岗位员工发电设备结构原理和操作维护培训不够重视，同时对余热发电应急处理操训不够重视，同时对余热发电应急处理操作规程未形成管理制度，在此次出现紧急作规程未形成管理制度，在此次出现紧急异常情况下，未能果断的采取紧急停机处异常情况下，未能果断的采取紧急停机处理措施，是造成本次事故的重要原因。理措施，