國產(chǎn)600MW機組典型汽機事故匯編

1、國產(chǎn)600MW機組典型汽機事故匯編1.        發(fā)電機消泡箱溢油1.設備簡介    密封油密封瓦為雙流環(huán)式密封瓦，系統(tǒng)分空側(cè)密封油和氫側(cè)密封油兩個部分，空側(cè)油設有空側(cè)密封油箱和一臺空側(cè)交流油泵、一臺直流油泵，氫側(cè)油設有氫側(cè)密封油箱和兩臺空側(cè)交流油泵，氫側(cè)密封油箱頂部和底部裝有4支針閥，用于運輸或緊急情況下限制氫側(cè)油箱的排油閥或補油閥工作，密封油系統(tǒng)投入運行時，均應完全打開。2.事件經(jīng)過03年10月16日機組調(diào)試時為處理1號機組密封油備用壓差閥無法自動跟蹤問題，9：40施工單位辦理“密封油備

2、用壓差閥”檢修工作票，17：10工作結(jié)束。在此期間，為配合DEH仿真試驗，9：51啟動密封油高壓備用油泵運行，10：11啟1A  EH油泵運行，17：05啟交流潤滑油泵運行。18：07 CRT畫面發(fā)消泡箱油位高報警；19：15運行人員檢查發(fā)現(xiàn)就地發(fā)電機檢漏儀有油滴出，密封油氫側(cè)回油箱滿油，就地檢查發(fā)現(xiàn)高壓備用密封油泵至密封油手動門關閉，發(fā)電機密封油備用壓差閥前后手動門開啟，就地懸掛的“禁止操作”牌被棄置一邊，立即關閉密封油備用壓差閥前手動門，啟動氫側(cè)密封油泵強制排油，5分鐘后，氫側(cè)回油箱油位降刻度50，停泵。同時聯(lián)系施工單位進行排油處理。19：35從發(fā)電機出線端檢漏儀排出油4.5桶，

3、機側(cè)檢漏儀排出油0.5桶，打開發(fā)電機底部放油沒有油放出。3.原因分析3.1發(fā)電機密封油備用壓差閥入口門開啟是造成發(fā)電機消泡箱溢油的直接原因。密封油備用壓差閥沒有經(jīng)過調(diào)試整定，處于不可投運狀態(tài)，無法起到正常調(diào)節(jié)左右；3.2當時發(fā)電機內(nèi)部無風壓，交流潤滑油泵處于運行狀態(tài)，低壓油通過尚未整定好的密封油備用壓差閥進入密封瓦使密封油氫側(cè)回油量增大，氫側(cè)回油箱滿后很快充滿0.1M3的消泡箱并越過迷宮式檔油板和轉(zhuǎn)子之間的間隙進入發(fā)電機內(nèi)部；3.3密封油氫側(cè)回油箱上下四個強制手柄，在系統(tǒng)投運時應保持處于完全松開狀態(tài)，以保證浮子調(diào)整閥的正常工作，當時密封油氫側(cè)回油箱上部兩個強制手柄處于強制狀態(tài)，使得氫側(cè)回油箱油

4、位高甚至滿油后，排油不暢，使得油位繼續(xù)升高，造成消泡箱進一步滿油。4.吸取的教訓4.1密封油氫側(cè)回油箱上部兩個強制手柄處于強制狀態(tài)，是造成發(fā)電機進油的根本原因，在工作票辦理過程中存在漏洞，施工單位在辦理與運行設備相關聯(lián)的設備檢修開工時，未進行現(xiàn)場監(jiān)督，工作票終結(jié)未到就地核實驗收，把關不利；4.2監(jiān)盤不夠認真，發(fā)生消泡箱油位信號后未能及時發(fā)現(xiàn)，直至就地巡檢才發(fā)現(xiàn)，延誤了異常事件的處理時機；4.3由于試行主副值值班，當班制采用人員輪換制，使監(jiān)盤人員不能連續(xù)掌握整個系統(tǒng)運行的全過程，不能及時統(tǒng)籌考慮目前運行系統(tǒng)的狀況，造成監(jiān)盤針對性不強；  4.4正在調(diào)試或調(diào)試過程的缺陷處理，必須由調(diào)試單

5、位認可，并完成對缺陷設備檢修的處理要求，由值長統(tǒng)一下令執(zhí)行。 2.        疏水門內(nèi)漏造成低真空保護動作跳機  1.設備簡介     機組熱力回熱系統(tǒng)設計為“三高四低一除氧”配置，加熱器疏水采用逐級自流，高加疏水進入除氧器，低加疏水回到凝汽器，各加熱器的危急疏水通過機組疏水擴容器排入汽輪機凝汽器；各臺高加的連續(xù)排氣接到除氧器，低加的連續(xù)排氣接到凝汽器。2.事件經(jīng)過：03年10月24日機組負荷120WM，電泵運行，1A、1C真空泵運行，低加、高加投入運行，1E磨

6、運行。 1：06發(fā)現(xiàn)高壓缸上下缸溫差有上長趨勢，280/317，t為37；1：37機組升負荷至120WM；1：41高壓缸上下缸溫差為274.5/317.1，t為42.6；由于高加沖洗危急疏水直接排至凝汽器，經(jīng)現(xiàn)場分析認為高加運行即1、2抽投入使得高壓下缸通流量增大，使得高壓缸下缸進一步被加熱是影響高壓缸上下缸溫差增大的主要原因。1：50 開始逐漸關閉1號、2、3高加抽汽，退出高加運行。2：05發(fā)現(xiàn)凝汽器真空下降，至-85Kpa運行人員手動開啟1B真空泵不成功，2：07施工單位處理好1B真空泵后，啟動成功，真空回升；2：10低真空保護動作停機。3.原因分析：3.1經(jīng)現(xiàn)場查找，發(fā)現(xiàn)高加退出運行后，

7、雖然#3高加正常疏水到除氧器電動門、調(diào)整門關閉，但其后手動門處于開啟狀態(tài)，存在內(nèi)漏現(xiàn)象，當#3高加內(nèi)部壓力為零時，在當時除氧器壓力為零，其排氧門在開啟的狀態(tài)下，空氣經(jīng)#3高加正常疏水進入凝汽器,造成凝汽器真空破壞，引起保護動作停機；3.2當真空降到-85Kpa 1B真空泵未聯(lián)啟，手啟也未成功，雖后來經(jīng)就地配電室開關保護復位啟動成功真空回升仍然造成保護動作，是造成停機的又一重要原因。4.吸取的教訓： 4.1利用組消缺時間對3號高加正常疏水電動門進行處理，保證其嚴密性； 4.2現(xiàn)在低真空聯(lián)起備用泵的壓力測點分別取自運行的兩臺真空泵入口真空變送器，當兩臺真空泵入口真空都低于-85

8、Kpa時才聯(lián)啟第三臺真空泵，而實際上凝汽器真空與真空泵入口真空是不等同的，原設計上凝汽器真空未設計到DCS的變送器，只有壓力開關，真空泵聯(lián)鎖無法直接取自凝汽器真空。應當加裝凝汽器用于真空泵聯(lián)鎖的變送器或壓力開關，保證聯(lián)鎖的可靠性； 4.3 DCS畫面上報警不能立即顯現(xiàn)，需進一步完善； 4.4在主要畫面上增加凝汽器真空畫面監(jiān)視點； 4.5真空泵過電流保護頻繁動作，其保護整定值與啟動電流太接近，電氣對保護值進行修正；   4.6在除氧器加熱蒸汽壓力為零時，退出高加前先將#3高加疏水倒到危急疏水，然后關閉#3高加正常疏水調(diào)門后手動門； &#

9、160; 4.7機組運行期間，除氧器加熱蒸汽壓力最低整定壓力為0.0149MPa，避免無壓運行。 3.        電泵前置泵入口安全門漏   1.設備簡介  機組的給水系統(tǒng)采用2臺50%BMCR的汽動給水泵組和1臺30%BMCR的電動調(diào)速給水泵組。正常時，二臺汽動給水泵并聯(lián)運行滿足機組帶額定負荷要求。單臺汽動給水泵運行，可供給鍋爐60%BMCR的給水量。一臺汽動給水泵和一臺電動給水泵并聯(lián)運行，可供給鍋爐90%BMCR的給水量。為防止給水泵出口或減溫水管道逆止門不嚴，造成高壓水串到低

10、壓管道，造成低壓管道超壓，在設計上三臺給水泵的前置泵入口管道均設有安全閥。    2.事件經(jīng)過03年12月14日1號機組帶負荷600WM，兩臺汽泵運行，電泵備用，除氧器水位2563mm,除氧器壓力0.73MPa。20：30 運行值接設備維護汽機點檢專業(yè)“1號機電泵前置泵泵體補焊隔離措施”；隔離前電泵處于備用狀態(tài)：出口門、進口門、再循環(huán)調(diào)門及至除氧器水箱電動門在開啟，再循環(huán)至除氧頭電動門在關閉，出口旁路調(diào)節(jié)閥在關閉，勺管在10，增壓級出口門在關閉，給水系統(tǒng)電泵中間抽頭至再熱減溫水母管有逆止門，增壓級出口至過熱器減溫水母管有逆止門，出口至給水母管有逆止門。20：50運

11、行人員開始按工作票要求的措施進行隔離，就地關閉中間抽頭手動門，電泵入口加藥門。20：53運行人員關閉電泵前置泵入口門，20：54關閉電泵出口門及旁路副閥，20：55開始關閉再循環(huán)調(diào)節(jié)門及至除氧器水箱電動門，此時壓力升高到1.26MPa,就地檢查發(fā)現(xiàn)地溝有蒸汽反倒出，檢查為電泵入口安全門起座（動作設定值為1.8MPa），懷疑電泵中間抽頭至再熱減溫水母管逆止門，增壓級出口至過熱器減溫水母管逆止門，出口至給水母管逆止門有內(nèi)漏。21：00開啟電泵入口門，就地檢查正常，電泵入口安全門回座，巡操就地手動壓緊出口門電動門、增壓級電動門、抽頭手動門、出口旁路電動門。21：08關閉電泵入口電動門，就地檢查正常，

12、并手動壓緊入口電動門。3.原因分析  3.1電泵作備用狀態(tài)，其出口門及旁路電動門保持全開，勺管保持10開度，增壓級后電動門及旁路調(diào)整閥在關閉狀態(tài)，從上面經(jīng)過分析看，電泵出口逆止門存在漏流現(xiàn)象，在做備用狀態(tài)時，一部分高壓水串流至低壓側(cè)，由于前置泵入口門及再循環(huán)均接至除氧水箱且完全開啟，壓力未有明顯升高現(xiàn)象，同時說明漏流量不是很大，不足以使給水泵倒轉(zhuǎn)；   3.2由于存在漏流現(xiàn)象，一部分水流從給水泵高壓側(cè)經(jīng)由低壓側(cè)進入除氧水箱，運行人員在進行措施隔離時，首先關閉給水泵入口門，造成壓力開始由0.93MPa,突升至1.0MPa,在入口門關閉的同時又關閉了電泵出口門，使得流

13、動水流在入口門關閉時產(chǎn)生的水錘壓力曲線與關閉電泵出口門產(chǎn)生的水錘壓力曲線在管道內(nèi)相互作用，導致壓力直線上升，引起系統(tǒng)壓力突變。從飛升的壓力看，逆止門漏量不是很大，介質(zhì)流速也不是很快。 4.吸取的教訓4.1電泵出口逆止門存在一定的漏流現(xiàn)象，利用檢修機會，對內(nèi)漏閥門進行檢修處理。4.2運行人員在操作上未按照先隔離高壓側(cè)，在隔離低壓側(cè)的原則進行操作，違反操作順序，暴露出運行人員對基礎操作原則缺乏實質(zhì)性的認識，操作存在隨意性；運行操作要嚴格執(zhí)行運行規(guī)程和安規(guī)、反措的要求，避免操作的隨意性。4.3入口安全門整定值為1.8MPa,實際動作值為1.26MPa，安全門整定不準，需對安全門整定值進行重

14、新整定；4.4加強運行人員對運行規(guī)程的學習和基本操作技能的培訓，提高對系統(tǒng)的認知水平。4.5操作前高崗人員要對操作人員進行交底和指導，操作過程中要利用DCS上的趨勢圖對系統(tǒng)的變化加以分析，避免盲目操作。4.6針對此事，舉一反三，加強對備用設備隔離、設備切換、試驗等工作的風險預控，提高安全意識，防范意識。 4.        1A凝結(jié)泵電機下軸承損壞及低旁三級減溫水管道與支吊架連接焊口開裂   1.設備簡介    每臺機組配備兩臺100 %容量的凝結(jié)水泵，1臺運行1臺

15、備用。凝結(jié)水泵為立式雙殼體結(jié)構，葉輪為閉式并同向排列,首級葉輪為雙吸型式,泵本體設有平衡機構和推力軸承，轉(zhuǎn)子軸向力自身平衡。電動機為空水冷式電機，電機不承受泵的軸向推力。   2. 事件經(jīng)過：1號機組CD、EF層共六只油槍,機組處于暖管階段,主汽壓力3.5MPa,溫度340，高旁開度15%,低旁開度50%;除氧器水位2700mm,除氧器30%、70%調(diào)整門開度均為0%,凝結(jié)泵所帶主要用戶為旁路三級減溫水,凝結(jié)水最小流量閥投自動;1A、1B循環(huán)泵運行;1A凝結(jié)泵運行, 1B凝結(jié)泵備用,主機處于盤車狀態(tài)。12：10 汽機沖轉(zhuǎn)參數(shù)滿足，請示調(diào)試人員準備汽機沖轉(zhuǎn)；12：20調(diào)試所熱

16、控人員通知因汽機ATC邏輯修改后要進行1汽機ATC修改邏輯上傳，并交待有可能會影響到機組真空泵正常運行，調(diào)試所機務人員同意其進行；12：24發(fā)現(xiàn)DCS給水泵系統(tǒng)、真空系統(tǒng)、循環(huán)水系統(tǒng)等畫面測點及參數(shù)、設備及閥門狀態(tài)變紅消失，兩臺循泵出口門反復開關，手動將1A循泵出口門開啟；12：30  1號爐MFT，首出是“燃料喪失”，OFT發(fā)出，調(diào)試所人員交待原因為上傳邏輯時導致燃油跳閘閥失電關閉，立即關閉所有油槍手動門，爐膛吹掃后減小爐膛通風量，鍋爐停止排污；12:31 DCS畫面恢復正常。當時1A循泵出口門由于運行人員人為干預使其正處于開啟狀態(tài), 而1B循泵出口門因無法操作，DCS畫面恢復正常

17、時正處于關閉狀態(tài),因而保護動作跳閘。12：34  汽機巡操員在0米補氫時聽見突然有異常聲音，立即檢查發(fā)現(xiàn)1A凝結(jié)泵電機下導瓦冒煙并有火花，就地按事故按鈕緊急停泵并同時匯報值長和主值。主控值班員立即啟動1B凝結(jié)泵，管道振動較大，檢查發(fā)現(xiàn)低旁三級減溫水管道與支吊架連接焊口裂開，漏水量大，緊急停止1B凝結(jié)泵。就地檢查發(fā)現(xiàn)1A凝結(jié)泵電機下導瓦油擋燒壞,軸瓦處軸徑變黑。12：48  關閉凝結(jié)水雜用水總門并停電，啟動1B凝結(jié)泵，隔離1A凝結(jié)泵做檢修措施（測量1A凝泵電機絕緣合格）。3.原因分析3.1 1A凝結(jié)泵電機下導瓦損壞分析    從DCS追憶分析,

18、11:54之前 1A凝結(jié)泵電機下導瓦溫平穩(wěn)地維持在51,在11:54為61.965至11:57瓦溫逐漸升高到77.535,從11:57至12:05下導瓦溫穩(wěn)定在77.535,在此階段凝結(jié)泵流量、出口壓力、電流、凝結(jié)泵最小流量閥開度均處于穩(wěn)定狀態(tài);12:05凝結(jié)水流量增大,最小流量閥由92%開始關小,12:06凝結(jié)水流量減小, 最小流量閥未能及時響應繼續(xù)保持關小趨勢,12:07電機下導瓦溫開始爬升至12:08升高到88.10并保持短時間穩(wěn)定,12:10凝結(jié)泵最小流量閥關至59.67%開始開啟,12:11凝結(jié)泵電流有一尖峰突變, 電機下導瓦溫又開始較快爬升,至12:24DCS畫面死機電機下導瓦溫升

19、高到190.777,并繼續(xù)保持爬升趨勢,12:24-12:31DCS記錄失憶;12:31DCS畫面恢復顯示有凝結(jié)水流量到零現(xiàn)象,至12:34電機下導瓦溫升高到285。點檢人員10:10就地測試電機下導瓦溫瓦溫為47。分析認為:1）電機下導瓦本身存在設備缺陷問題,在經(jīng)過一天運行后缺陷加劇引起導瓦損壞;2）電機下導瓦最初缺陷初期并未引起導致致命損壞,其損壞存在一個逐漸發(fā)展擴大的過程;3）在凝結(jié)水流量變化的過程中,凝結(jié)泵最小流量閥不能及時響應,導致凝結(jié)泵工況發(fā)生變化,破壞了電機下導瓦暫時穩(wěn)定的狀態(tài),加速了下導瓦的損壞;4）上傳邏輯時導致凝結(jié)水再循環(huán)突然關閉,進一步加劇了下導瓦的損壞,從而最終導致下導

20、瓦的燒壞。3.2三級減溫水管道與支吊架連接焊口裂開分析    12：34  1A凝結(jié)泵電機下導瓦冒煙并有火花，就地按事故按鈕緊急停泵后,由于凝結(jié)泵聯(lián)鎖未投入,1B凝結(jié)泵未聯(lián)啟,主控值班員手動啟動1B凝結(jié)泵，造成瞬間水擊,引起管道振動，導致低旁三級減溫水管道與支吊架連接焊口裂開。4.吸取的教訓 4.1  1A凝結(jié)泵電機下導瓦未設報警,當瓦溫升高時未及時發(fā)報警,運行人員未能及時發(fā)現(xiàn)瓦溫升高現(xiàn)象; 完善DCS系統(tǒng)重要設備及重要部件報警;4.2 運行監(jiān)盤人員存在一定麻痹情緒,因為1A凝結(jié)泵已運行一天,狀態(tài)一直很穩(wěn)定,而且未暴露明顯缺陷, 運行

21、監(jiān)盤人員存在一定麻痹情緒; 提高對運行設備缺陷暴露周期的認識,加大對新設備的檢查和監(jiān)視力度,提高運行及維護水平;4.3最小流量閥調(diào)節(jié)品質(zhì)不理想,調(diào)節(jié)慣量過大,響應特性遲緩; 完善最小流量閥調(diào)節(jié)品質(zhì),在未完善之前,凝結(jié)水系統(tǒng)流量有較大波動,在最小流量閥自動跟蹤遲緩的情況下,應解除最小流量閥自動,手動調(diào)整;4.4凝結(jié)水系統(tǒng)管道布置彎頭太多,導致凝結(jié)水沿程阻力太大;4.5凝結(jié)水系統(tǒng)支吊架設計和安裝存在一定缺陷,而且部分采用焊接硬支撐,無法減緩和消減管道振動; 取消凝結(jié)水固定焊接支吊架,并建議設計院完善凝結(jié)水系統(tǒng)支吊架布置方式;4.6  循環(huán)泵出口門關閉時,壓力最高達到0.24MPa,說明其

22、出口門幾乎關閉,但沒有回到0位,嚴重影響了循環(huán)泵的安全運行。增加運行中出口門關失電停泵的保護。4.7離線傳輸邏輯或AP必須履行審批手續(xù),并制定可行的防范措施。                                     

23、;                                 5.        測溫端子松動造成循環(huán)水泵跳閘1.      

24、0;       設備簡介每臺機組設有德國KSB生產(chǎn)的兩臺50容量的循環(huán)水泵，循環(huán)水泵設有如下保護：1）旋轉(zhuǎn)濾網(wǎng)后水位低于6.0m，延時2秒；2）該臺循環(huán)水泵運行60秒且出口壓力高于0.2MPa；3）推力軸承溫度大于105，延時2秒；4）導向軸承溫度大于105，延時2秒；5）B循環(huán)水泵出口蝶閥開度<90%且關閉且泵在運行;6) B循環(huán)水泵出口蝶閥失電。 2. 事件經(jīng)過：04年8月21日20：00，1A循環(huán)水泵試運中跳閘。跳閘前1A、1B循環(huán)水泵正在進行8小時試運，1A循環(huán)水泵已連續(xù)運行5個小時，CRT上各溫度如下：名稱

25、電機線圈溫度1電機線圈溫度2電機線圈溫度3電機線圈溫度4電機線圈溫度5電機線圈溫度6電機導向軸承溫度電機推力軸承溫度溫度868686858887878220：00，電機導向軸承溫度突然從87突升至109，就地報告1A循環(huán)水泵跳閘，CRT上出現(xiàn)報警信號。立即配合調(diào)試查找原因，并通知設備維護人員與西門子廠家，檢查是否為DCS通訊方面故障，同時通過溫度曲線和事故追憶查找跳閘原因。從溫度曲線上看在1A循環(huán)水泵跳閘時電機導向軸承溫度一共出現(xiàn)了兩次突升，兩次間隔在9秒左右，第一次時間為19：59：45，最高溫度97，第二次時間為19：59：54，最高溫度109。這兩次溫度突變從正常運行溫度達到峰值溫度的時

26、間均為23秒左右。在事故追憶中查到，19：59：44發(fā)1A循環(huán)水泵導向軸承溫度報警，19：59：45發(fā)保護跳泵信號，其后在19：59：54又發(fā)了一次導向軸承溫度報警?，F(xiàn)場人員反映在1A循泵跳閘時就地并沒有發(fā)現(xiàn)異常現(xiàn)象。最后調(diào)試和西門子人員認為可能是該溫度測點虛接，導致信號反饋異常，觸發(fā)保護引起跳泵。最后經(jīng)廠家提供定值，將1A、1B循環(huán)水泵電機導向軸承、推力軸承溫度均改為95報警，105經(jīng)2秒延時跳閘。 6.        分離器水位低信號漂移造成真空異常升高1.    設備簡介每臺機組

27、設有三臺水環(huán)式真空泵，正常運行兩臺運行,一臺備用。真空泵型式為二級葉輪、單吸入口、單排出口、下排式。工作水為除鹽水，冷卻水來自閉式循環(huán)冷卻水系統(tǒng)。2. 事件經(jīng)過：   負荷510MW，  總?cè)济毫?92 t/h，機組真空9.5KPa。04年26日夜班，06：30值班人員發(fā)現(xiàn)機組真空9.8KPa且處于上升狀態(tài)，值班人員立即檢查真空系統(tǒng)，循環(huán)水系統(tǒng)，軸封系統(tǒng)，凝結(jié)水系統(tǒng)。并未發(fā)現(xiàn)異常。值班人員同時聯(lián)系汽機側(cè)巡檢，詢問有無就地操作，得知并無任何操作。值班人員考慮真空泵的工作情況，讓汽機側(cè)巡檢檢查真空泵工作情況，06：45A真空泵水位低信號來，補水電磁閥開(此時機組真空達

28、到最大，10.587KPa)，就地巡檢回報，真空泵補水正常，工作正常，此時真空開始回落，06：47真空回落到9.162KPa，機組恢復正常。3.原因分析：引起這次異常的原因本班認為為A真空泵工作失常引起。從歷史追憶來看，真空泵發(fā)水位低報警后，補水電磁閥打開，大約補水20秒左右就會關閉，而此次A真空泵從發(fā)水位低報警，補水電磁閥開啟到關閉用了大約2分十五秒（從06：45：12到06：47：27）。同時補水電磁閥開啟的時候就是真空開始回落的時候。因此本班懷疑，由于A真空泵水位低報警點發(fā)生了一次漂移，導致水位處于比正常低報警值低了一些后才開始補水，這個過程中A真空泵由于汽水分離器的水位過低，導致A真空

29、泵工作失常，真空上升。當補水電磁閥開啟后，水位逐漸正常，A真空泵逐漸恢復正常工作，真空也逐漸恢復。事后關于報警點漂移和熱工進行了討論，由于真空泵汽水分離器的水位只有就地表計，無法得知當時報警值為多少，所以認為無法對此得到肯定答案。4.吸取的教訓4.1設備設計或質(zhì)量上存在一定問題1）  就地真空泵汽水分離器水位計目前顯得偏低，不能在真空泵啟動之前將水位補至較高位，造成真空泵啟動因補水不及時，可能會導致真空下降；2）  汽水分離器水位低報警有可能出現(xiàn)漂移；3）  真空泵入口處無逆止門。4.2將就地真空泵汽水分離器水位計換一個較長的，能夠讓運行人員將水位補到一個較高位置

30、；4.3保證汽水分離器水位正常報警；4.4真空泵入口安裝逆止門；4.5對取單一測點信號的自動和保護進行統(tǒng)計，對重要設備應制訂出避免信號誤動的防范措施。 7.        循泵出口門關，循泵不停1.    設備簡介每臺機組設有德國KSB生產(chǎn)的兩臺50容量的循環(huán)水泵。循環(huán)水系統(tǒng)為開式循環(huán)，具體配置為取水明渠前池鋼閘板粗攔污柵旋轉(zhuǎn)濾網(wǎng)循環(huán)泵入口水池循環(huán)泵出口碟閥循環(huán)水地下管道凝汽器A/B側(cè)虹吸井排水暗渠排水口，循環(huán)水泵出口門為德國阿達姆斯生產(chǎn)的碟閥。2. 事件經(jīng)過：1B循泵已啟動，循環(huán)水運

31、行正常，準備啟動1A循泵； 4月10日中班恢復循環(huán)水系統(tǒng)。23：10左右啟動1B循環(huán)水泵，運行正常，23：28啟動1A循環(huán)水泵，啟動正常，電流273.7A，出口壓力0.11MP，就地人員檢查正常。運行約10分鐘后，CRT發(fā)1B循泵的震動測點的報警，觀察發(fā)現(xiàn)，該測點再從0.044mm到0.087mm之間來回波動，報警值為0.05mm,同時循泵電機有一溫度測點不斷發(fā)報警，不斷自動復位。但CRT顯示該溫度測點與其它電機溫度測點處于一樣的正常水平。立即叫人就地檢查，同時聯(lián)系熱工和東北核電檢查，熱工了解情況后，反映，該測點在之前確是經(jīng)過較整，但它的真實性還沒有檢驗。因此，他們不能肯定此測點的好壞?？紤]到

32、設備的安全和對當時的其他系統(tǒng)無影響，再加上與我就地人員無法很好的聯(lián)系（通訊工具出現(xiàn)故障），值長下令停1A循泵，值班人員馬上用子組停1A循泵，可在停止過程中出現(xiàn)了1A循泵出口門已關閉，但循泵電機不停地異?，F(xiàn)象，值長立即下令到6KV 開關室就地打閘（CRT已無法停），值班人員立即跑到6KV 開關室，就地打閘，23：45，1A循泵停轉(zhuǎn)。就地檢查設備無損傷。3.原因分析    異常處理完畢后，立即聯(lián)系熱工和電氣二次地查找原因，由于這種異常在前一天已經(jīng)出現(xiàn)過，二次地通過試驗，認為已經(jīng)處理好（原因他們說不明，但他們通過做實驗認為動作已經(jīng)正常）。這次同樣異常的出現(xiàn)，說明沒有找到

33、根本的原因，就交付給了運行，為正常運行埋下了隱患。由于專業(yè)限制，根本原因，等待熱工或二次查找。4.吸取的教訓：4.1熱控或電氣二次發(fā)生的設備問題，經(jīng)處理后，運行人員無法對其進行有效監(jiān)控，以保證設備再次投入后的完好性。4.2通訊工具不能很好的投入使用，距離稍遠或有山體擋住就會造成通訊困難，設備一旦出現(xiàn)問題無法及時聯(lián)系處理，對運行帶來隱患。8.        1號汽輪機主油箱內(nèi)部供油管道三通開裂故障1.設備簡介1號機組上汽產(chǎn)600MW汽輪機主油箱內(nèi)部供油管道三通采用騎座式焊接三通結(jié)構。三通直徑為273MM,壁厚為9MM.2.事件

34、經(jīng)過：1號主機潤滑油母管油壓由5月17日的0.209Mpa緩慢而均勻的下降至6月28日的0.176Mpa，并進一步有下降的趨勢，同時伴隨著油壓0.002 Mpa波動；主油泵出口油壓由2.6Mpa下降至2.48Mpa；1瓦油壓由0.16Mpa下降至0.145Mpa；主機油位從+15mm上升至+40mm（油質(zhì)化驗合格）。針對潤滑油壓逐漸降低，為找到油壓降低的原因，在這期間采取了一系列措施從5月17日到5月30日，潤滑油母管油壓波動，下將趨勢不太明顯，我們每天進行跟蹤，記錄潤滑油母管壓力，主油泵進出口油壓、隔膜閥壓力、PI系統(tǒng)等油壓。檢查主機排油煙風出口管道是否堵塞，爬上汽機房屋頂查看排煙沒有堵塞，

35、排除風機煙氣管道堵塞。冷油器放油閥不內(nèi)漏及主機油管路系統(tǒng)無外漏，關小兩只主機冷油器放空氣閥，并在就地更換上了精密壓力表以監(jiān)測主機潤滑油壓力考慮到1機組汽輪機進氣方式為多閥控制，高壓缸軸瓦負荷分配不均，是否影響進油量，在5月27日5月30日，進氣方式改為單閥控制，油壓還是波動，下降。排除了汽輪機運行方式。我們專業(yè)有人在上海出差的機會向吳涇電廠了解情況，沒有發(fā)生此問題潤滑油主油箱油位油5月17的15mm上升到6月15日40mm,油質(zhì)化驗合格?？紤]到主機油位變化與主機油箱負壓有關，6月15日切換主機潤滑油排油煙風機。觀察油壓還是波動下降，排除排油煙風機，分析在系統(tǒng)運行的油量變少。6月15日向上汽廠發(fā)

36、傳真及電話咨詢，上汽廠答復有可能是注油器噴射口（5只噴射口）堵了?？紤]到油溫對油壓的影響，從6月16日在CRT打出的一個月油溫與油壓的變化曲線分析，油溫對油壓降低無影響。6月25日，檢查1機組高壓備用密封油泵、交流油泵、直流油泵出口逆止閥是否內(nèi)漏，檢查方法是把出口壓力表拆掉，沒有油流出來，確定高壓備用密封油泵、交流油泵、直流油泵出口逆止閥不內(nèi)漏。分析主機潤滑油注油器出口逆止閥為可調(diào)逆止閥，6月25日，打開主油箱人孔門檢查注油器出口逆止閥，發(fā)現(xiàn)逆止閥調(diào)節(jié)螺栓定位螺母松動，并緊固上。（同時發(fā)現(xiàn)，注油器出口管道遠離人孔門處有油嘩嘩流動，沒有引起注意，以為是套裝油管道回油造成） 6月27日,

37、經(jīng)過兩天的觀察油壓，還是波動，排除了注油器逆止閥調(diào)節(jié)螺栓定位螺母松動原因。想到了6月25日油嘩嘩流動的現(xiàn)象，決定打開2機組潤滑油箱對比，發(fā)現(xiàn)#2機組注油器出口逆止閥處無油嘩嘩流動，油液面非常平靜，斷定1機組主機注油器出口逆止閥后管道漏油，因為根據(jù)漏油量大處觀察，有可能是主機交流油泵出口逆止閥后法蘭漏油。 6月27日，召開了會議，確定1號主機潤滑油箱內(nèi)部管道漏油嚴重，決定1號機組申請停機。2004年7月5日進入主油箱檢查，發(fā)現(xiàn)1號機主油泵注油器出口逆止門后三通存在長達92公分左右的裂紋，裂紋波及范圍：從主油泵進口管與三通的焊口至潤滑油出口母管與三通的焊口，裂縫為連續(xù)裂縫，同時在三通的兩

38、圓柱相截處，裂縫呈邊緣展開。3.原因分析：上汽產(chǎn)600MW汽輪機主油箱內(nèi)部供油管道三通為標準件（圖號：W2249），為保證機組運行的可靠與安全，設計采取整體鍛件加工工藝。而上汽廠下屬的承包公司紅光鍋爐廠在實際生產(chǎn)制造中并未按圖紙技術要求加工，而是采用騎座式焊接三通結(jié)構。因這種結(jié)構三通焊縫較薄弱，焊縫本身容易由于焊接工藝不良或者外部影響容易產(chǎn)生缺陷，尤其在尖角處本體與焊縫未完全融合，焊接應力比較集中，在運行中由于管道應力，容易出現(xiàn)裂縫。如我公司1號機組就是采用了騎座式焊接三通，在運行6個月后，最終潤滑油三通管焊縫開裂。4.措施與教訓：到7月5日晚6點，1機組潤滑油主油箱排油結(jié)束進入主油箱檢查，發(fā)

39、現(xiàn)1號機主油泵注油器出口逆止門后騎馬三通焊縫處開裂，裂縫向上下兩邊展開，上到主油泵進口管與三通的焊口，下至潤滑油出口母管與三通的焊口，長達92公分，裂縫情況非常嚴重。隨即設備部召開緊急會議，定下更換管道，要求廠家當夜備好相同尺寸的管道，于6日上午運送到臺電。檢修公司要清理好油箱，做好防火及防污染措施，在油箱內(nèi)切割取出開裂的管道，等待備品的到來。6日下午3點鐘，備品到貨，立即進行焊縫打磨施焊，到7日10點鐘主油箱內(nèi)部管道施焊及超聲波檢查焊縫全部結(jié)束。教訓：1、此缺陷屬于廠家生產(chǎn)缺陷，3、4、5號機組在安裝過程中予以改進。2、向設備廠家和基建單位反饋信息，在新機組中避免類似問題。潤滑油管開裂圖片：

40、 9.        1、2號機組4臺循環(huán)水旋轉(zhuǎn)濾網(wǎng)一天之內(nèi)全部被海水沖跨使機組減負荷1.設備簡介2.事件經(jīng)過2.1 1A、1B、2A、2B旋轉(zhuǎn)濾網(wǎng)故障經(jīng)過：2004年5月26日8：00 2B循環(huán)水泵入口旋轉(zhuǎn)濾網(wǎng)主動輪安全銷剪斷，導致該濾網(wǎng)無法運行。履行工作票程序，在工作票辦理好后于10：20開始工作。由于循環(huán)水泵運行狀態(tài)下2B旋轉(zhuǎn)濾網(wǎng)兩側(cè)壓差大，加之在運行狀態(tài)下濾網(wǎng)堵塞越來越重，最后于26日17：26 降負荷至300MW，停運2B循泵進行處理，為防止其余三臺旋轉(zhuǎn)濾網(wǎng)發(fā)生類似事件，將1A1B2A濾網(wǎng)改為連續(xù)運行。但

41、運行人員考慮到三臺濾網(wǎng)同時運行沖洗水量太大，會淹水位變送器，決定按照1A1B2A單臺濾網(wǎng)運行30分鐘，停運1小時改邏輯，按照1A1B2A先后順序運行。施工方法為消除濾網(wǎng)前后壓差后，解開濾網(wǎng)網(wǎng)片，利用手拉葫蘆盤轉(zhuǎn)濾網(wǎng)，將損壞網(wǎng)片更換，再恢復濾網(wǎng)。施工中發(fā)現(xiàn)2B旋轉(zhuǎn)濾網(wǎng)共損壞網(wǎng)片7片，庫存只有2片網(wǎng)片，經(jīng)東電一公司板金加工車間利用所拆下及試運期間遺留損壞網(wǎng)片加工出4片，對變形小的網(wǎng)片錘擊修復1片，解決了備件短缺問題。2.2 1A1B2A旋轉(zhuǎn)濾網(wǎng)搶修經(jīng)過：1機組負荷600MW；循環(huán)水系統(tǒng)雙泵運行；其余系統(tǒng)正常。2機組負荷430MW；循環(huán)水系統(tǒng)單泵運行；其余系統(tǒng)正常。27日5：385：43發(fā)現(xiàn)1A1B

42、2A旋轉(zhuǎn)濾網(wǎng)安全銷斷，經(jīng)研究決定，分別停運循環(huán)泵，前池下閘板，利用旋轉(zhuǎn)濾網(wǎng)沖洗水泵及外加潛水泵降低前池水位，同時解開濾網(wǎng)進行盤轉(zhuǎn)，其余檢修方法與2B濾網(wǎng)搶修基本一致，1A、2A、1B變形嚴重予以更換的濾網(wǎng)數(shù)量為9塊、7塊、10塊。3、旋轉(zhuǎn)濾網(wǎng)搶修施工的特點為工序簡單，施工難度大。3.原因分析：3.1小銀魚的汛期：小銀魚突然來臨，源源不斷的小銀魚使濾網(wǎng)堵塞，堵塞的濾網(wǎng)負荷過重造成主動輪安全銷剪斷，在濾網(wǎng)停運、循環(huán)泵繼續(xù)運行的工況下，堵塞加劇，濾網(wǎng)前后壓差增大最后造成濾網(wǎng)變形損壞。見照片：  2.2旋轉(zhuǎn)濾網(wǎng)的傳動方式：臺電1、2機組循環(huán)水旋轉(zhuǎn)濾網(wǎng)采用的鏈條傳動方式，此種傳動不適

43、用于大載荷條件，這也是斷鏈條和濾網(wǎng)啟動中斷銷子的原因。2.3旋轉(zhuǎn)濾網(wǎng)的結(jié)構形式：我廠所用旋轉(zhuǎn)濾網(wǎng)為無錫華東電力設備有限公司生產(chǎn)的XWC3000型，網(wǎng)片是框式平面網(wǎng)片，容垢能力弱，強度低，在雜質(zhì)量增大情況下易變形，這是事故的主要原因。2.4濾網(wǎng)沖洗水回水集污池：集污池容積小，當清理吊框時有一部分走直流進入入口明渠，造成旋轉(zhuǎn)濾網(wǎng)負荷增加，網(wǎng)板受壓變形。從下面的圖片中可以看到部分小魚、小蝦直接排到入口明渠的情況。52.5沖洗水沖掉的雜物清理速度：四臺濾網(wǎng)沖洗掉的雜物最后都匯集到集污池，污物清理的方法為用手拉葫蘆提起網(wǎng)筐，將污物清理后再用手拉葫蘆將網(wǎng)筐放回，在此之間是沖洗水連同污物回流至循環(huán)水入口（習

44、慣稱為“走直流”），造成污物二次匯集于旋轉(zhuǎn)濾網(wǎng)上，而且走直流的污物因流道設置原因主要回流至2B濾網(wǎng)上，這也是2B濾網(wǎng)先損壞的原因。  在污物清理人員不足情況下，這種情況急劇惡化。2.6方式跟不上情況變化：在小銀魚增多情況下，未及時延長濾網(wǎng)運行時間，在發(fā)現(xiàn)2B濾網(wǎng)損壞后，因集污池過濾容積小也未能將其余三臺濾網(wǎng)連續(xù)運行。2.7入口明渠沒有及時加裝攔魚網(wǎng)：入口明渠是小魚、小蝦等海生物的必經(jīng)之路，如果及時安裝攔魚網(wǎng)，就會減輕旋轉(zhuǎn)濾網(wǎng)的負荷，減少或防止因為濾網(wǎng)負荷太大而使濾網(wǎng)損壞。見攔魚網(wǎng)照片：   4. 吸取的教訓 4.1廠家設計網(wǎng)板強度低是事故的主要

45、原因；4.2搶修速度慢造成事故擴大；4.3對所有循環(huán)水旋轉(zhuǎn)濾網(wǎng)進行改造1）1傳動方式改造：將現(xiàn)有的鏈條傳動方式改為渦輪渦桿傳動，渦輪材質(zhì)錫青銅，渦桿材質(zhì)為40Cr。更換主軸，原來的旋轉(zhuǎn)濾網(wǎng)主框架、罩殼、滾筒等其它部件不變。更換減速機，減速機電機功率為：11/7.0KW，防護等級IP56。提高旋轉(zhuǎn)濾網(wǎng)負載能力，保證旋轉(zhuǎn)濾網(wǎng)運行的可靠性。2）2利用現(xiàn)有的網(wǎng)板進行改造：在現(xiàn)在的網(wǎng)板上面焊接加強結(jié)構件，在網(wǎng)板構架的上下橫梁槽鋼內(nèi)側(cè)焊接一筋板，使橫梁截面變成矩形結(jié)構，這樣網(wǎng)板承載能力有大幅度提高，同時在網(wǎng)片的內(nèi)側(cè)加裝支持鋼板三塊，材質(zhì)316L，增加網(wǎng)片剛度。3）入口明渠加裝攔魚網(wǎng)，長期看守并清理魚網(wǎng)。&

46、#160;10.    汽輪機6、7瓦軸頸損傷1.汽輪機6、7瓦軸頸損傷概述：1.1轉(zhuǎn)子軸頸相關技術規(guī)范：序號名稱規(guī)格（mm）材質(zhì)損傷情況1            #6軸頸481.63（直徑）×484（寬度）30Cr2Ni4MoV-5+73*1.4 mm一條3*1.0 mm一條2            7號軸頸481.63（直徑）

47、5;484（寬度）30Cr2Ni4MoV-5+73.7*1.8mm一條2*0.5mm一條2、事件經(jīng)過：2.1  國華臺電2號機組于2月25日停盤車。2月26日解體6、7軸承蓋，將6、7瓦上瓦吊出后發(fā)現(xiàn)7瓦軸頸有3.7*1.8mm溝槽一條，2*0.5mm溝槽一條損傷較嚴重。6瓦軸頸有3*1.4 mm溝槽一條，3*1.0 mm溝槽一條（2004.11份小修時已存在，本次沒發(fā)展）。7瓦鎢金有劃痕并有4*3mm焊渣夾在軸與瓦之間。2.2  2月27日，經(jīng)過研究確定使用哈爾濱汽輪機廠材料試驗研究中心技術的哈爾濱德加法科技發(fā)展有限責任公司對軸頸進行修復，修復的方法采用自溶微弧焊的方法。

48、2.3 軸頸損傷圖示描述：6號軸頸損傷及軸瓦示意圖。共有2道深淺不一的溝槽，分別為深度1.4mm，寬度3mm左右和深度1.0 mm，寬度3 mm。（2004.11月小修時已存在） 7號軸頸損傷示意圖。共有兩道深淺不一的溝槽，分別為深度1.8mm，寬度3.7mm，    深度0.5mm，寬度2mm。（本次小修新發(fā)現(xiàn)的）。軸承下瓦損傷情況：  6號上瓦沒有劃痕，下瓦有兩條較淺溝槽；  7號上瓦情況良好，7號下瓦有一條較淺溝槽。右側(cè)瓦口有兩個深2 mm直徑4 mm的壓痕，是電焊渣被轉(zhuǎn)子壓入鎢金面的痕跡。2.4對各軸承箱內(nèi)進油管檢查情況：對6

49、、7、8號軸承箱內(nèi)的進油管和9、10號軸承進油管進行徹底檢查，檢查發(fā)現(xiàn)各油管的焊口在安裝期間全部使用電焊進行焊接的，規(guī)定油管的焊口應是采用氬弧焊接。檢查進油管的內(nèi)部發(fā)現(xiàn)，各焊口附近內(nèi)部表面很粗糙并有焊渣、焊瘤及氧化皮附著在內(nèi)表面。3.原因分析：3.1二號機6、7號軸頸損傷的主要原因是軸承箱內(nèi)廠家提供的供油管為碳鋼管并直接采用電焊焊接，焊接工藝較差各焊口附近內(nèi)部表面很粗糙并有焊渣、焊瘤及氧化皮附著在內(nèi)表面，在運行中管道溫度的變化及油流不斷的沖刷，將附著焊口內(nèi)部的焊渣、焊瘤及氧化皮沖刷掉進入瓦口，夾雜在鎢金面和軸頸之間，對高速旋轉(zhuǎn)的軸徑進行切削，使軸頸表面產(chǎn)生不同深度的溝槽。3.2廠家安裝時對油管

50、路沒有采取正確的工藝進行焊接，電建安裝時對油管路沒有進行檢查、酸洗、噴沙等工藝清理干凈，也是這次軸頸損傷的直接原因。4.采取的措施和對策：4.1對6、7、8號軸承箱內(nèi)的進油管和9、10號軸承進油管進行徹底檢查，將附著焊口內(nèi)部的焊渣、焊瘤及氧化皮人工用銼刀、刮刀、砂布等工具清理干凈。4.2對彎頭內(nèi)部不能清理的管道，將焊口切開清理后重新焊接。  4.3嚴格執(zhí)行驗收制度，不合格的管道不能回裝。4.4在主油箱和軸承座內(nèi)增加濾油磁棒，6、7、8號軸承箱內(nèi)放磁棒不少于10根。4.5盤車前進行油循環(huán)不少于24小時，并油脂化驗合格。4.6對6、7、8號軸承進行脫胎裂紋磨損情況檢查。4.7加強與工程部

51、的溝通，將3、4、5號機組缺陷消滅在基建期。并通報給國華同類型機組，避免發(fā)生重復性問題。4.8對管路、彎頭、法蘭進行測繪，下次大小修時全部換為不銹鋼管道。 11.    2號機組1、3、4號高調(diào)門卡澀1.設備簡介汽輪機型式：亞臨界四缸四排汽凝汽式汽輪機汽輪機型號：N600-16.7/537/537制造廠家：上海汽輪機有限公司銘牌出力：600MW   額定轉(zhuǎn)速： 3000r/min（從汽輪機端向發(fā)電機端看為順時針旋轉(zhuǎn)）額定參數(shù)：汽機高壓主汽閥前壓力 16.7MPa ，溫度 537中壓聯(lián)合汽門前壓力   3.

52、194MPa ，溫度  537汽機主汽門與高調(diào)門為聯(lián)合裝置   2.事件經(jīng)過  2004年7月25日#3調(diào)節(jié)汽閥卡澀在開度37%；8月22日在跳磨煤機時，1號、#4調(diào)節(jié)汽閥突開至82%，出現(xiàn)卡澀現(xiàn)象；8月25日在#2機組申請停運過程中，1號、#4調(diào)節(jié)汽閥在開度15%處卡澀；9月8日#2機組由600MW降至400MW時，#3、#4調(diào)節(jié)汽閥在開度43%卡澀，最后發(fā)現(xiàn)#3調(diào)節(jié)汽閥在40%以上和15%以下容易卡澀。           

53、0;3.原因分析四套油動機解體后發(fā)現(xiàn)，#3、#4油動機的活塞缸內(nèi)抗燃油變硬、變黑，缸內(nèi)有拉痕；套筒與活塞桿粘在一起，活塞桿上有拉傷凹坑。由于油動機與閥門裝配中心偏差，活塞桿不斷與支承軸套磨擦，產(chǎn)生的微粒在活塞桿密封處，造成活塞桿密封處微滲，長時間高溫蒸汽烘烤下結(jié)碳并附著在活塞桿上，使閥門卡澀結(jié)碳卡澀，如此循環(huán)加劇了閥門卡澀和磨損，以致在活塞桿和支承軸套上形成較大面積損傷。所以#2#3#4調(diào)節(jié)汽閥存在嚴重漏汽的原因是，結(jié)合面螺栓緊力不夠所致。引起調(diào)節(jié)汽閥卡澀的原因是，油動機與閥門裝配中心偏差，活塞桿不斷與軸套磨擦，造成活塞桿密封處滲漏，經(jīng)高溫蒸汽長時間烘烤結(jié)碳，使閥門形成卡澀結(jié)碳卡澀的惡性循環(huán)，

54、加劇了閥門卡澀，同時也增大了磨損。   4.經(jīng)驗與教訓經(jīng)驗：     將4只油動機前端蓋上的安裝孔由原來的30改為32,有利于油動機在安裝時找中，將支承軸套內(nèi)孔尺寸由63.5 mm改為69.5 mm,減少活塞桿與支前軸套的磨損面  更換4只油動機的活塞桿，更換了4只油動機的油缸密封件，4只油動機經(jīng)過新華液壓公司試驗平臺的跑合試驗合格后出廠 教訓：1、此缺陷屬于廠家生產(chǎn)缺陷，應該在安裝過程中予以改進。2、向設備廠家和基建單位反饋信息，在新機組中避免類似問題 12.   

55、; #2機組汽輪機高壓主汽門（TV2）關閉超時1.設備簡介汽輪機型式：亞臨界四缸四排汽凝汽式汽輪機汽輪機型號：N600-16.7/537/537制造廠家：上海汽輪機有限公司銘牌出力：600MW   額定轉(zhuǎn)速： 3000r/min（從汽輪機端向發(fā)電機端看為順時針旋轉(zhuǎn)）額定參數(shù)：汽機高壓主汽閥前壓力 16.7MPa ，溫度 537。兩只主汽門分別布置在汽輪機兩側(cè)，主汽門為臥式布置如圖    2.事件經(jīng)過臺山電廠#2機組于2005年3月21日07：50發(fā)電機CT保護動作，緊急停機中，高壓自動主汽門（TV2）關閉到7開度時，出現(xiàn)了關

56、閉緩慢的現(xiàn)象.時間達1分鐘（從記錄曲線上查到）.過了1小時50分鐘,汽機再次打閘沒有出現(xiàn)關閉超時的現(xiàn)象.發(fā)電機CT保護動作跳閘時，機組負荷600MW突降到0，汽輪發(fā)電機組轉(zhuǎn)速最高達3151rpm。3.原因分析 #2機組2號主汽門在小修期間對其油動機進行了返廠檢修,對油動機閥桿進行更換,油動機進行了清洗,油系統(tǒng)進行了油循環(huán),油質(zhì)合格.油動機出廠時性能試驗合格,排除油動機的原因.在3月15日對#2主汽門進行解體檢查,測量閥桿與襯套、閥芯與襯套間隙間，隙分別為合格。排除汽門本體卡澀.分析認為汽門操作做彈簧托盤與彈簧套筒之間磨擦,造成汽門關閉緩慢.四、措施與教訓措施：解體2主汽門彈簧操作座在

57、解體#2主汽門彈簧操作座時,測量彈簧托盤直徑為466MM,彈簧套筒內(nèi)壁直徑為484MM,直徑的差值為18MM,就是彈簧移動托盤與彈簧套筒之間的間隙為9MM.解體時發(fā)現(xiàn)彈簧移動托盤與彈簧套筒在關閉位置處靠上壁之間有磨擦的痕跡.彈簧托盤沒有在中間位置,而是靠近了上部,與彈簧套筒壁在關閉位置處產(chǎn)生磨擦,導致汽門在開度7%時關閉超時.解體1主汽門操縱座，測量彈簧長度，外彈簧：1055mm，中彈簧：1008mm，內(nèi)彈簧：932mm。彈簧長度合格，外表無缺陷，無磨損痕跡，探傷無裂紋。復裝時，對彈簧移動托盤與彈簧套筒毛刺打磨光滑處理,對整個彈簧組及彈簧套筒抹二硫化鉬進行潤滑。彈簧移動托盤放置彈簧套筒中間位置

58、,在主汽門調(diào)行程時，彈簧移動托盤與彈簧套筒無卡澀，關閉順暢.教訓：1.每次啟停機時,打印主汽門關閉曲線.      2.在檢修主汽門時,檢修人員的檢修技術水平需要提高.13.    1號機凝結(jié)水泵A、B導流殼砂眼蜂窩嚴重1.設備簡介：1號機凝結(jié)水泵為沈陽水泵股份有限公司生產(chǎn)的10LDTNB-6P型立式筒袋型多級離心水泵，單臺100容量，1備1用，額定流量:1712m3/h，額定揚程:300mH2O，轉(zhuǎn)速:1480r/min，效率：82%，軸功率1706kW。2.事件經(jīng)過：1號機大修過程中，對1號機A、B凝泵進行解體

59、檢查發(fā)現(xiàn)兩臺凝泵導流殼存在大量蜂窩砂眼。1A凝泵：首級導流殼導流面有8個蜂窩，第二級導流殼導流面有2個輕微蜂窩，首級葉輪口環(huán)處有兩處蜂窩。1B凝泵：首級導流殼導流面砂眼及蜂窩共20個處，第二級導流殼導流面有2個蜂窩，第三級導流殼導流面有2處蜂窩，第四級導流殼導流面有1處蜂窩，首級葉輪口環(huán)處有兩處蜂窩。3.原因分析：由于凝泵吸入口為真空狀態(tài)，首級葉輪處存在汽蝕可能，但如此大面積、多級的蜂窩同廠家的鑄造質(zhì)量有莫大關系。主要原因如下：              

60、       i.              設計工況的正常汽蝕：首級葉輪口環(huán)處小蜂窩為設計工況的正常汽蝕；                  ii.       

61、60;      廠家鑄造質(zhì)量差：廠家鑄造質(zhì)量差是產(chǎn)生大面積蜂窩的主要原因。處理經(jīng)過：導流殼材質(zhì)為HT250,鑄鐵補焊時易出現(xiàn)裂紋，外委珠海寶萊特進行處理。4.措施教訓：              iii.              加強金屬專責對鑄鐵件的驗收；  &#

62、160;               iv.              采購部分導流殼備件備用；                   

63、60;   v.              導流殼表面噴涂耐沖蝕涂層，保護導流殼。 14.    1、2號機高壓加熱器支座變形1.設備簡介臺山電廠1、2號機高壓加熱器為上海動力設備有限公司產(chǎn)品，各參數(shù)如下：名稱加熱器編號單位66723Y-0-066724Y-0-066725Y-0-0 用戶參考編號HP-1HP-2HP-1 管子SA556 CrC-2 總長（近似尺寸）107701

64、209810970mm拆卸殼體所需間距650073006000mm殼側(cè)設計壓力7.474.732.07MPa殼側(cè)設計溫度（短接殼體）420/290360/265460/245管側(cè)設計壓力27.5MPa管側(cè)設計溫度290215加熱器總面積206322311745m2凝結(jié)段面積1594.715491237.2m2疏水冷卻段面積224474349.6m2過熱蒸汽冷卻段面積244.3208158.3m2U型管總數(shù)263424772336根管子外徑×壁厚16×2.11mm給水流程數(shù)2 管子管板連接方式焊接后爆炸脹管 給水流量1954t/h給水出口溫度279.3246.3202.8給水進口溫度246.6202.8171.8蒸汽壓力6.1983.7541.647MPa飽和蒸汽溫度275.2247