300MW机组凝汽器水位高保护动作停机分析
(完整word版)300MW机组启动、停止运行典型操作票(滑启停)
300MW机组启动、停止运行典型操作票
目录
300MW机组冷态启动操作票
300MW机组热态启动操作票
300MW机组极热态启动操作票
300MW机组正常停止操作票
300MW机组滑参数停止操作票
热力机械操作票
＊***＊发电有限公司RJ:
(完整word版)300MW机组启动、停止运行典型操作票(滑启停) 附表：锅炉启动期间膨胀指示值记录表
)
注：膨胀指示值填写格式为：指示坐标（横向,纵向，轴向），按坐标取“+”、“—”,单位为mm.
抄录时面对膨胀指示器，“0”点为原点，水平为横向X,右侧取“+”，左侧取“－”;上下为纵向Y，“0”以下取“－”；指示器活动杆为轴向Z，杆上示值取“+"，指针离开指示器面板估取“－”。
启（停)机参数记录
热力机械操作票
*＊***发电有限公司RJ：
荷变化.对机组进行全面检查，如发现异常情况立即汇报值长
136对锅炉本体进行一次全面吹灰
137
四抽汽压力达0．70MPa时，开启四抽至辅汽联箱进汽门，注意联箱温度不超过规定值
138全面检查一切正常,确认各种保护均已投入，各种自动投入正常,确认各排空气门、放水门、疏水门、排污门关闭严密。
保持机组正常运行后，值长汇报省调可投入AGC及一次调频控制方式运行,机组负荷由AGC控制，变化率7MW/min。
139机组启动结束，汇报值长
140供热系统暖管疏水
备注：
操作总负责人：监护人:值长(单元长)：
热力机械操作票
＊＊＊*＊*发电有限公司RJ：。
300MW仿真机汽机常见事故处理解读
现象#2高加泄漏#2高加水位异常，#2高加正常疏水门及事故疏水门开大，给水泵AB出口流量之和与省煤器入口流量偏差大。
12345678910111213141516171819202122232425A 前置泵跳闸原汇报教练员，通知检修人员到位，通知助手就地检查汽泵 因。
通知助手将汽泵前置泵开关拉至检修位置，测量绝缘是否正常。
7汽泵A跳闸后，检查小机A转速下降，最小流量再循环电动门及调阀开启, 88 汽泵A出口门关闭。
9 CCS切BASE减少总煤量，根据电泵油温带负荷2324 过负荷11 关闭#5低加进口手动门CS 29，关闭出口电动门CS 30。
#5低加解列完毕，全面检查机侧TSI各参数、各监视段压力、除氧器水位、热井水位、给水泵、凝泵运行正常；检查疏扩二温度及减温水已开启。
13 检查锅炉、电气侧主要参数在正常范围内。
一检查#5低加抽汽电动门ES501、ES503关闭严密并切电14（仿真机未做高低加系统，以下均口述）15 关闭#5低加连续排汽手动门HV 52，关闭#5低加至#6低加逐级疏水调阀前手动门和事故疏水调阀前手动门，关16 闭#3高加疏水至#5低加手动门HD 29，关闭#5低加出口管道放水手动门CS_J9，关闭放水电动门CS.J0并切电17 检查#5低加汽侧压力为0,开启#5低加汽侧排气门18 开启#5低加汽侧、水侧放水门19 通知检修处理。
20 拆除安全措施21 关闭汽、水侧放水门，汽侧排气门，开启#5低加出口管道放空气门（以上21口述）22 缓慢开启#5低加入口手动门给#5低加注水，连续冒水后关闭放空气门开启#5低加出口电动门，到位后全开入口手动门，关闭#5低加旁路手动门CS 31开启#5低加抽汽逆止门，全开#5低加抽汽电动门ES501，点动开启抽汽电动门ES503控制加热器出口水温，升温率v 2C /min。
25 开启#5低加连续排汽手动门,26 调整#5、6、7、8低加水位正常，并计算下端差是否正常电宝鸡（宝二）发电公司仿真培训中心#2高加泄漏现象#2高加水位异常，#2高加正常疏水门及事故疏水门开大，给水泵AB出口流量之和与省煤器入口流量偏差大。
300MW机组凝结器水位异常检测跟踪情况分析
300MW机组凝结器水位异常检测跟踪情况分析磁浮子液位计介绍：又称磁翻柱液位计。
结构基于旁通管原理，主导管内的液位和容器设备内的液位高度一致，根据阿基米德定理，磁性浮子在液位中产生的浮力和重力平衡，浮子浮在液面上，当被测容器中的液位升降时，液位计主导管中的浮子也随之升降，浮子内的永久磁钢通过磁耦合驱动指示器内的红白翻柱翻转180度，当液位上升时，翻柱由白色转为红色，液位下降时，翻柱由红色转为白色，指示器的红白界位处容器内介质液位的实际高度，从而显示现象的液位。
一、运行事件经过：负荷211MW，A、B、D磨，汽泵，#1凝泵运行。
凝汽器水位DCS显示880MM，低II值报警，电流32A，变频器开度70，凝结水流量530T/H。
19:15开始加负荷，19:16就地检查发现凝泵声音异常、出口压力波动，检查盘上#1凝结水泵电流上升至53A,变频器开度92.8，凝结水流量536T/H。
凝结水压力一直未增加（除氧器上水门未操作），并发生波动。
DCS上立刻补充到900MM以后，低II值信号消失，凝泵逐渐恢复正常。
就地水位计在DCS水位上升到1000MM仍无变化。
二、运行原因分析：接班凝汽器水位低报压力开关在检修，无参考意义，盘上水位又出现实际水位与显示水位不符，就地水位计没有变化值。
凝汽器水位显示880MM时,实际水位已偏低，造成凝结水泵进空气出力下降，三、检测情况跟踪：1.磁浮子液位计的运行特征：#4机凝结器就地显示水位计，为上、下两个1M左右的水位计组成现成水位标高。
设备使用的是磁浮子翻板液位计，磁浮子翻板液位计面板显示“红色”为水位，“白色”显示无水位，其优点是：显示清晰，有别于传统水位计易结垢显示不清楚，缺点是：组成磁浮子翻板液位计单元的小磁块容易磁性反向，表现为红、白交错的显示情况。
2.进检查测试情况：设备管理部、热机检修热工，对#4机凝结器就地水位计进行检查测试情况如下：1)上、下水位计均由检修唐亮在隔离情况下冲洗，水位计磁浮工作情况正常，有水时显示为“红色”，无水时显示为“白色”。
300MW发电机组凝汽器真空严密性不合格原因分析及处理
300MW发电机组凝汽器真空严密性不合格原因分析及处理真空严密性不合格是威胁汽轮机安全经济运行的因素，文章对河北华电石家庄裕华热电有限公司1号机组发生过的真空严密性不合格现象进行分析，制定了合理的解决方案，实施后取得了良好的效果，彻底解决了真空严密性不合格的缺陷，对同类设备的问题处理具有有价值的借鉴意义。
标签：汽轮机；真空严密性；不合格；原因；疏水；砂眼引言河北华电石家庄裕华热电有限公司1号机组为C300/200-16.7/0.43/537/537亚临界、一次中间再热、凝汽式汽轮机，配套给水泵为2×50%B-MCR汽动给水泵及备用1×30%B-MCR电动调整给水泵。
根据《凝汽器与真空系统运行维护导则DL/T932-2005》规定，机组容量≥100MW，真空严密性指标应≤0.27kPa/min。
裕华热电1号汽轮机组，于2014年6月份大修后启动，真空严密性试验在0.46kPa/min，不能达到合格水平。
经过分析原因并进行了治理，最终解决了该问题，保证了汽轮机的安全经济运行。
1 真空严密性差对发电机组运行的影响汽轮机凝汽器真空严密性是凝汽器工作性能的重要指标，是影响汽轮机经济运行的主要因素之一。
严密性下降会造成汽轮机低压缸排汽温度上升，热力系统循环效率降低，凝汽器真空度每下降1kPa，发电功率降低1%。
空气进入凝汽器也会导致凝结水含氧量升高，腐蚀锅炉、汽轮机设备。
因此，在机组运行过程中应密切监视汽轮机凝汽器的真空值，当真空降低时，分析引起真空降低的原因，并选择合理的处理方案，保证机组的安全、经济运行。
2 存在问题及现象2009年1月裕华热电1号机正式投产，真空严密性均为优，2014年06月份1号机大修后启动，真空严密性试验在0.46kPa/min，再启动一台真空泵，真空值无变化，调整汽轮机汽封压力及小机、轴加水封筒补水等手段，真空均无明显改善。
3 原因分析空气泄漏入凝汽器是引起凝汽器真空下降的根本原因，影响凝汽器真空值变化有两个方面的原因，凝汽器中蒸汽压力p1和泄漏至凝汽器中不凝结气体的份量p2，根据道尔顿定律，凝汽器中混合物的总压力为构成混合物的所有气体的分压力之和，则凝汽器压力p3为：p3=p1+p2凝汽器真空系统泄漏将使凝汽器中不能凝结气体的分压力增加，凝汽器中不能凝结气体的份量增加将直接影响凝汽器真空的指标。
国产300MW机组汽缸进水防范与应对措施
一
、
停机 过程
２ １ 年Ｏ 月３ 日２ ：２ 某Ｎ ０ Ｍ 机组停 机 ，停 ０ １ １ ０ １ ３ ３０ Ｗ
＃ 、＃ 高压 导汽，＃ 、＃ 、＃ 高压导汽管疏水阀，缸 ３ ５ ２ ４ ６ 温不 见有 回升 （ 见图１ ｌ ５ ～１ ：９ 间多次 开启 ：１ ：５ ｌ ５ 之
各 门）。
机时主蒸汽压力６ ８ Ｍ ａ ． ４ Ｐ 、温度４ ４Ｃ，再热蒸汽 压力 ５￣ ０ １Ｍ ａ ． ８ Ｐ 、温度４ ５Ｃ。到 １ １ ｌ ３ ，各主要 参数 ５￣ 月３ 日ｌ ：０
如下 ：
４ ２ ０ ，第一级 内下缸温 降到２ ９ （ 、下 ．１ ：３ Ｏ℃ 上 缸温差 １５ ２ ℃），盘车 电流从２ Ａ ５ 开始出现 向上波 动趋
名称
至 兰
高 低 前 后
３０ ．
鳖
左
２８ ３
势。
５ ２ １ ，第一级 内下缸温 降到Ｉ ５ （ 、下 ．１ ： ｌ ７℃ 上
水”进入后屏过热器 ，在汽包压力升高或汽机侧 阀门
不严时 ，蒸汽 带着后 屏内 “ 冷水 ”流 向末级过热器 ， 后屏管温很快 回升 ，而末级过热器 温度 下降后 未出现
回升 现 象 。
二 、汽 缸 进 水 原 因分 析
１ ．本 次停机是春节 期 间调度 调停 ，主要工作是
更换磨损和破裂的磨煤机磨辊套。３ 日９ ２ ，运 行接 １ ：０ “ 号炉尾部检查清 灰 ”３ ６ ０ 工 作票，锅炉执行快 ３ ６３１ 速 冷却操作 。 ２ ．停炉后 两 台送风机 动叶 自动 全开 ，引风机 静 叶全关 ，各挡板关 闭，未进 行 自然通风 ，９ ３ 开 启Ａ ：９ 侧 引、送 风机进行锅炉快冷。 ３ ．从Ｄ Ｓ Ｃ 历史参数显示：左侧主汽 门前蒸汽温度 在 １ ：３ ７ ℃开 始下降 ，７ ３ 从２ ８ １ 分钟 后左侧高压主汽 门
300MW汽轮机轴封加热水位波动原因分析及解决措施
300MW汽轮机轴封加热水位波动原因分析及解决措施作者：黄坤昌范双双李丰均居国腾刘东旭来源：《科技创新导报》2021年第19期摘要：轴封系统是汽轮机的重要子系统，直接影响机组的安全性和经济性。
某电厂300MW机组在完成切缸改造工作后，汽轮机轴封加热器水位产生了持续波动且逐渐恶化，导致轴封加热器频繁推出运行状态。
通过制订不同的试验方案逐步排除了各部位的漏汽问题或切缸引发的副作用，并发现了疏水超过管道承载能力是造成水位波动的主要原因。
通过改造疏水管路以增加轴加疏水的溢流能力有效解决了该故障。
改造方案对同类型机组的类似问题有一定的借鉴意义。
关键词：300MW汽轮机组轴封系统轴封加热器水位波动低压缸切除中图分类号：TM621 文献标识码：A 文章编号：1674-098X（2021）07（a）-0048-04Cause Analysis and Solving Measures of Shaft Seal Heating Water Level Fluctuation of 300MW Steam TurbineHUANG Kunchang1 FAN Shuangshuang2，3 LI Fengjun1 JU Guoteng1 LIU Dongxu2，3*（1. Zhejiang Zheneng Shaoxing Binhai Thermal Power Co.， Ltd， Shaoxing， Zhejiang Province， 312073 China;2. Harbin Institute of Technology， Harbin， Heilongjiang Province，150001 China;3. Harbin Wohua Intelligent Power Equipment Co.， Ltd.， Harbin， Heilongjiang Province，150001 China）Abstract： The shaft seal system is an important subsystem of the steam turbine， which directly affects the safety and economy of the unit. After a 300MW unit completed the modification of removing low-pressure cylinder， the water-level of the shaft seal heater fluctuated continuously and gradually deteriorated， which caused the gland heater to be frequently put out of operation. Through the development of different test programs， the steam leakage problem at various parts or the side effects caused by removing low-pressure cylinder were gradually eliminated， and it was found that the drainage exceeding the carrying capacity of the pipeline was the main reason for the fluctuation of the water level. The fault was effectively solved by modifying the drain pipeline to increase the overflow capacity of the gland heater drain. The transformation plan has certain reference significance for similar problems of the same type of units.Key Words： 300MW steam turbine; Shaft seal system; Shaft seal heater; Water level fluctuation; Low pressure cylinder removing在电厂机组运行的过程中，轴封系统是汽轮机系统中的一个重要子系统[1，2]，主要用于对汽轮机动静结合部位的密封，其中轴封加热器起着关键作用[3，4]。
集控论述题目_合并卷
集控论述题目(1分)1. 试述造成汽温偏高的原因有哪些?答案: (1)水冷壁的管内结构，管外结渣、积灰，吸热量减少，高温烟气进入后部烟道，使过热器吸热量增加。
(2)燃料性质改变。
水分或灰分增加，或煤粉过粗，造成二次再燃烧。
1)火焰中心高，炉膛负压大，使高温烟气没有充分被水冷壁吸收热量而流走，使过热器吸热量增加。
2)炉膛漏风量大，降低了炉膛温度，减少了辐射传热，使汽温升高。
3)给水温度低，燃料量增加使汽温升高。
4)表面式减温器结垢，传热能力差。
5)中储式制粉系统中，旋风分离器堵塞，煤粉自流，煤粉大量进入炉膛，使过热器吸热量增加。
6)减温水系统发生故障或调整不当。
(1分)2. 无载调压的变压器切换分接头后，测量直流电阻不合格是什么原因?答案: 切换分接头后，测量三相电阻应平衡。
若不平衡，其差值不得超过三相平均值的2％，并参考历次测量数据。
若经过来回多次切换后，三相电阻仍不平衡，可能是由下列原因造成的：(1)分接开关接触不良，如触点烧伤、不清洁、电镀层脱落、弹簧压力不够等。
(2)分接开关引出导线在运行中开焊，多股导线有部分断股。
(3)三角形接线一相断线，此时未断线的两相电阻值为正常值的1．5倍，断线相的电阻值为正常值的3倍。
(1分)3. 何为凝结水过冷却?有何危害?凝结水产生过冷却的原因有哪些?答案: 凝结水的过冷却就是凝结水温度低于汽轮机排汽的饱和温度。
凝结水产生过冷却现象说明凝汽设备工作不正常。
由于凝结水的过冷却必须增加锅炉的燃料消耗，使发电厂的热经济性降低。
此外，过冷却还会使凝结水中的含氧量增加，加剧热力设备和管道的腐蚀，降低安全性。
凝结水产生过冷却的主要原因有：(1)凝汽器汽侧积有空气，使蒸汽分压力下降，从而凝结水温度降低。
(2)运行中的凝汽器水位过高，淹没了一些冷却水管，形成了凝结水的过冷却。
(3)凝汽器冷却水管排列不佳或布置过密，使凝结水在冷却水管外形成一层水膜。
此水膜外层温度接近或等于该处蒸汽的饱和温度，而膜内层紧贴铜管外壁，因而接近或等于冷却水温度。
汽轮机凝汽器水位高事故停机案例
汽轮机凝汽器水位高事故停机案例一、事件经过(一)事件前运行工况2018年4月12日10时46分，机组负荷100MW，2A、2B、2C磨煤机和AB层1、2号角小油枪运行；主汽温度487℃，压力 6.6MPa；再热温度477℃，压力1.1MPa；凝汽器水位1070mm，2B、2C真空泵运行。
（二）事件详细经过2018年3月18日2号机组开始C级检修，4月5日检修结束转备用，4月11日23时14分，2号机组按调度指令点火启动，4月12日0时发电运行部三值人员接班继续进行机组启动工作，4时30分汽轮机冲转，8时00分并网。
4月12日8时发电运行部一值人员在机组并网后接班，10时46分36秒，运行人员发现2号机真空下降至-83.0KPa，立即启动2A真空泵，真空继续下降，10时47分03秒，真空低三值保护动作机组掉闸，此时凝汽器水位1074mm。
机组掉闸后，运行和检修人员现场检查设备无问题，分析为凝汽器水位高引起，运行人员开启5号低加出口放水电动门降低凝汽器水位，真空恢复后，2号机组于11时30分再次点火启动，13时39分重新并网。
二、原因分析经查历史曲线，机组启动过程中，02时07分，因凝汽器水位高，通过除氧器上水和开启5号低加出口放水电动门将凝汽器水位放至725mm。
2时38分，投入低压旁路系统后，凝汽器水位超过报警值（806mm），光字牌报警，未引起运行人员重视，3时33分凝汽器水位上升至1036mm。
机组并网后，10时23分凝汽器水位降至953mm。
10时30分，机组负荷100MW，主蒸汽流量380t/h，除氧器上水量300t/h，除氧器水位2220mm，凝汽器水位989mm，为降低除氧器水位，运行人员将凝泵再循环阀门由7.8%开至95%，10时46分除氧器水位1761mm，凝汽器水位上升至1075mm。
图1凝汽器吸入口示意图查阅凝汽器图纸，如图1所示。
水位计的零点为凝汽器底板，最大测量量程为1100mm，凝汽器真空吸入腔室最低点距离凝汽器底板2571mm，即真空泵吸入口距离凝汽器可视最高水位高约1471mm，考虑芯管影响，核算水量增加约60吨就能淹没真空泵的吸入口。
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300MW机组凝汽器水位高保护动作停机分析作者：揭其良郭轶娜纪斯宇姜鹏张嵩来源：《机电信息》2020年第20期摘要：某电厂300 MW机组1号循环水泵跳闸，出口液控门出现故障未关闭，导致凝汽器水位高保护动作，汽轮机跳闸。
究其原因是1号循环水泵启动后在出口液控门开启过程中，关定位滑块受异常外力作用发生偏转，未跟随开度电位器转动并偏离原位，此时关位置信号定位滑块一直与关位置信号反馈行程开关接触，关位置行程开关一直被触发，据此提出了解决方法及预防措施，为发电机组的非停调查提供了参考。
关键词：凝汽器水位;汽轮机;循环水泵;保护跳闸0 引言某电厂汽轮机两个低压缸的排汽分别进入两个喷射式凝汽器中，直接与空冷塔返回的低温冷却水接触，混合后的水一部分经凝结水泵送到汽轮机回热系统加热作为锅炉给水，其余的水由两台50%出力的循环水泵送至空冷塔下部进入三角形散热器，由空冷器进行自然冷却。
冷却柱外侧装有百叶窗，通过调节百叶窗开度大小可控制通风量，控制冷却柱性能，当环境温度较低时，关闭百叶窗，以防冷却柱冻坏。
凝汽器内的水通过两台循环泵送至空冷塔冷却后，经节流阀返回两个凝汽器，这样就形成了封闭的水路。
系统中设有两个储水箱，可容纳全部散热器的放水量。
储水箱中的水可通过两台输送泵向冷却水系统补水。
同时，当凝汽器水位过高时，输送泵也能向储水箱排水。
该电厂DCS采用国电南自的TCS3000控制系统，该系统由冗余的分散处理单元（DPU）、数据通信系统和人机接口等部分组成。
1 事件经过2020-06-05T02：00，机组负荷190 MW，真空度-66 kPa。
2号给水泵、2号凝结水泵、2号循环水泵运行，1号循环水泵备用，凝汽器水位1 770 mm。
02：06：18，机组升负荷，单台循环水泵运行，机组真空度偏低，满足1号循环水泵启动条件;启动1号循环水泵，出口液控门联开，检查电流，出口压力、流量正常，开启A7阀，出口液控门关位置信号未消失。
02：06：35，1号循环水泵跳闸，出口液控门开位置、关位置信号同时存在（实际已全开），阀门发出故障信号。
关位置信号一直存在，手操器“关”按钮显示为灰色，DCS无法操作将其关闭，切换至“测试位”依然无法关闭，手动关闭入口电动门，联系巡检就地关闭出口液控门。
02：07：25，“凝汽器水位高Ⅰ值、高Ⅱ值信号同时存在”，保护动作，汽轮机跳闸，联跳鍋炉和发电机。
02：07：33，1号循环水泵入口电动门关到位（关闭时间49 s）。
02：09：00，汽轮机重新挂闸，恢复并网。
2 检查情况2.1 间接空冷系统凝汽器中的水大部分由循环水泵抽出并流入间冷塔，由于1号循环水泵出、入口门均在开启位置，并且循环水泵在停运状态，这样就形成一个通路，2号循环水泵工作抽出的水由这个通路倒流入凝汽器中。
汽轮机跳闸时，凝汽器水位高引起机组跳闸。
2.2 SOE记录情况现场检查SOE记录，1号循环水泵跳闸及机组跳闸信号均正确。
2.3 保护动作及逻辑检查2.3.1 保护动作情况（1）1号循环水泵跳闸需满足两个条件：1）1号循环水泵运行且延时15 s。
2）出口液控门全关位与出口液控门开位置信号进行逻辑“非”运算，延时30 s。
上述两个条件均满足，保护装置动作。
（2）汽轮机跳闸：凝汽器液位高Ⅰ值、高Ⅱ值信号同时存在，保护动作正确。
（3）汽轮机跳闸联锁锅炉MFT，发电机跳闸，保护动作正确。
2.3.2 DCS中1号循环水泵出水液控门逻辑设置情况在DCS控制系统中，1号循环水泵出口液控门手操器如果存在阀门开位置信号或关位置信号，手操器内部逻辑默认为阀门在开启或关闭状态，将不允许手操器对阀门发出相应的指令。
本次事件中，开位置和关位置信号同时存在，手操器不允许再发出开、关指令，这也就是运行人员当时在DCS中无法操作关闭阀门的原因。
2.4 现场检查情况2.4.1 1号循环水泵操作记录2020-06-04T20：29：52，1号循环水泵出口液控门发出关闭指令;20：30：04，关位置行程开关信号被触发;20：30：10，1号循环水泵停运。
2020-06-05T02：06：19，1号循环水泵发出启动指令;02：06：33，1号循环水泵出口液控门到达75°位置;02：06：35，1号循环水泵跳闸;02：06：37，1号循环水泵出口液控门全开;02：23：56，热工人员将1号循环水泵出口液控门切至就地位，手动关闭;02：24：17，1号循环水泵出口液控门全开位与全关位信号同时消失;02：24：24，1号循环水泵出口液控门全关，热工人员将1号循环水泵出口液控门切至远方位。
2.4.2 工作票情况现场查阅缺陷台账和工作票台账，并与现场人员沟通，事件发生前，缺陷台账中没有循环水泵出口液控门故障记录，循环水泵以及出口液控门工作正常。
2.4.3 1号循环水泵出口液控门现场检查情况就地检查发现，1号循环水泵出口液控门关定位滑块位置发生变化，偏离原位（开度电位器上有1/4圈明显划痕，滑块滑动约90°），阀门处于全开状态时，开度电位器上的阀门关定位滑块与阀门关反馈行程开关未脱开，阀门全开、全关位置反馈信号同时存在，DCS无法操作。
事件发生后，经人员巡检就地关闭阀门后发现，原本关定位滑块正确位置应在最上方，与开定位滑块成90°左右，而实际关定位滑块位置向顺时针方向发生了偏移，与开定位滑块成接近180°，开、关反馈触点成180°布置，阀门处于开启位置时，正好同时触发开位置和关位置信号。
凝汽器中的水大部分由循环水泵抽出并流入间冷塔，由于1号循环水泵出、入口门均在开启位置，且循环水泵在停运状态，这样就形成一个通路，2号循环水泵工作抽出的水由这个通路倒流入凝汽器中。
3 原因分析由于1号循环水泵出口液控门开度电位器上的关定位滑块受异常外力作用，偏离原位，在阀门开启过程中，关反馈行程开关未脱开，阀门已全开，但DCS显示开、关反馈同时到达，15 s后1号循环水泵联锁跳闸。
1号循环水泵跳闸后应联跳关出口液控门，但此时阀门关位置行程开关因故障而错误触发（出口液控门实际为全开状态），不再发出关阀门指令，2号循环水泵出口本应去间冷塔的循环水从1号循环水泵返回到凝汽器，造成凝汽器水位快速上升至高Ⅱ值，保护动作，3号机组跳闸。
本次事件致因因素如图1所示。
3.1 机组停机原因汽轮机跳闸原因为“凝汽器液位异常”。
由于1号循环水泵跳闸后出口液控门全开，入口电动门也全开，出、入口同时开启，且泵在停运状态，这样就会形成一个通道，2号循环水泵出口本应流入间冷塔进行冷却的水，顺着1号循环水泵的通路倒流入凝汽器中，运行人员手动关闭入口电动门，由于入口电动门行程较长，关闭时间为49 s，循环水泵流量为14 000 t/h，短时间内大量循环水进入凝汽器，凝汽器水位高，保护动作，引起汽轮机跳闸联锁锅炉MFT、发电机解列。
3.2 1号循环水泵跳闸原因1号循环水泵运行15 s后，如果出口液控门仍然处于全关位置，且出口液控门全开位置信号未消失，则延时30 s跳闸循环水泵。
3.3 1号循环水泵出口液控门关位置信号未消失以及DCS无法操作的原因1号循环水泵出口液控门开度电位器上的关定位滑块偏离原位，在阀门开启过程中未与关反馈行程开关脱开，导致出口液控门开位置、关位置信号同时被触发;DCS逻辑中出口液控门关反馈信号存在，导致停泵不再发出关门指令，同时DCS画面中显示为关闭状态，手操器“关”按钮为灰色，无法操作将其关闭，导致泵停运后出口门实际处于全开状态。
3.4 1号循环水泵出口液控门关位置滑块偏离原位的原因根据电厂人员描述及现场检查情况分析，1号循环水泵启动后在出口液控门开启过程中，关定位滑块受异常外力作用发生偏转，未跟随开度电位器转动并产生相对滑动（偏离原位），此时关定位滑块始终与关反馈行程开关接触，关位置信号一直被触发。
阀门全开后，开定位滑块与开反馈行程开关接触，触发开位置信号，此时出口液控门全开，开位置和关位置信号同时被触发。
出口液控门就地手动关闭时，异常外力消失，关定位滑块跟随开度电位器转动，偏离工作位置，开位置和关位置信号同时消失。
异常外力的产生不排除异物卡住关定位滑块的可能，其他原因无法查证。
4 暴露的主要问题（1）日常巡检质量不高。
人员未严格按规程执行，主要辅机设备启停操作时，对设备及附属装置现场检查不全面，就地人员在阀门异常状态下未能及时发现问题。
（2）循环水泵出口液控门联锁逻辑设置不合理。
跳泵逻辑中出口液控门开位置信号进行逻辑“非”运算，并且延时30 s的限制条件设置不合理;联锁关门的指令不应该经过手操器。
5 结语针对本次事件的原因分析及暴露出的问题，我们提出了如下解决方法及预防措施：（1）将1号循环水泵出口液控门关定位滑块螺丝松开后，恢复至原位并紧固，就地、远方操作阀门正常;梳理排查现场各远控阀门的限位开关，未发现异常;两个主汽门自然冷却后，操作恢复正常。
（2）提高设备日常巡查质量。
进一步优化完善就地检查人员的检查内容和要求，加强现场生产管理以及设备日常维护，细化定期维护项目的内容和标准。
（3）建议对循环水泵出口液控门联锁逻辑进行优化：在操作员站上增加出口液动阀紧急开、关按钮，按钮指令不通过手操器，直接发到开关指令输出通道;删除原逻辑中出口液控门开位置信号进行逻辑“非”运算并延时30 s的限制条件;联锁关门的指令全部不经过手操器，直接将指令发到开关指令输出通道。
收稿日期：2020-06-26作者简介：揭其良（1979—），男，江西上饶人，硕士研究生，高级工程師，从事发电厂热工自动化研究与应用工作。