主汽门自动关闭 - 360文档中心

某电厂4号机组DEH系统主汽门和高压调门突然关闭原因分析与整改措施

某电厂4号机组DEH系统主汽门和高压调门突然关闭原因分析与整改措施一. 概述某厂4号机组为300MW燃煤发电机组，DEH系统采用ABB公司的SYMPHONEY 系统。

2013年1月22日机组正常运行过程中，DEH突然发出快关左侧中压主汽门（LSV）和3号高调门（CV3）的1s脉冲指令，导致这2个阀门突然全关，然后又自动恢复。

事件发生后，电厂组织相关技术人员进行分析，认为发生此现象是因为DEH 的信号在柜内通讯发生翻转所致，这也是该类DEH常见的异常故障。

机组正常运行过程中突然关闭汽轮机调门，扰动和冲击都比较大，将严重威胁机组安全运行。

二. 原因分析该事件的发生，DEH和DCS都没有任何记录，为原因分析增加了很大的难度。

我们以机组的DEH逻辑为切入口，结合本次事件的现象和以往的一些经验，来逐步剖析事件的原因。

首先，在机组正常运行的情况下，只有通过阀门活动试验电磁阀，DEH才能让中压主汽门关闭。

LSV的活动试验电磁阀为22YV，该电磁阀的驱动设计在DEH 系统的M2控制单元，但阀门活动试验的逻辑设计在M4控制单元。

阀门活动试验时，动作指令信号在M4控制单元内产生，然后以通信方式送到M2控制单元，从而驱动电磁阀22YV带电。

根据以往的经验，ABB这种DCS系统的柜内不同控制单元通讯，经常会发生通信信号翻转的现象。

该DEH试验电磁阀的这种设计，极其容易由于通讯信号的翻转而导致电磁阀动作。

再来看CV3，除了正常的伺服阀控制外，还有活动电磁阀16YV控制。

16YV 带电也会关闭CV3。

与LSV的22YV电磁阀控制一样，16YV也设计在DEH的M2控制单元，而CV3活动试验逻辑同样设计在M4控制单元。

阀门活动试验时，电磁阀的驱动控制与LSV的完全一样，同样极有可能发生通信信号的翻转而导致电磁阀动作。

若CV3由伺服阀控制来关闭，则指令来源于同一个阀门流量指令，其他高压调门如CV1，CV2，CV4等也会动作，但本次只有CV3动作，因此可排除伺服阀指令动作的可能性。

汽轮机调速系统检修技能试卷(第101套)

一、选择题（共 40 题，每题 1.0 分）：【1】局部速度变动率减小可使机组一次调频能力提高，但局部速度变动率过小会使（）。

A．系统失稳B．甩负荷超速C．负荷不能减至零D．迟缓增加【2】在DEH系统的危急遮断系统（）中采用串并联连接的四个电磁阀（）动作后，机组才能停机。

A．任一个B．任两个C．任三个D．A或B或C【3】前箱大盖吊起前应检查确认螺栓已全部松掉、销钉已拔出，然后用顶丝将大盖顶起（）mm，确信没有问题再起吊。

A．2~5B．4~7C．6~8D．8~10【4】汽轮机工作转速为3000r/min，危急遮断器超速试验时，动作转速为3210r/min，调整是否恰当？（）。

A．太高B．太低C．合适D．不确定【5】组装油动机活塞时，相邻胀圈对口应错开（）。

A．60°B．90°C．120°~180°D．30°【6】研磨时，表面出现拉毛，其原因是（）。

A．磨料太粗B．工件发热超过50℃C．研磨剂太薄D．清洁工作没做好【7】除防毒面具、护目眼镜及标示牌外，一般安全用具还有（）。

A．安全帽、安全带和安全照明灯具B．安全帽C．安全照明灯具D．安全带【8】甩负荷试验时汽轮机蒸汽参数、真空应为额定值，频率最高不超过（）Hz。

A．50B．50.3C．50.5D．50.8【9】已知蒸汽的压力和温度，压力小于该温度下的饱和压力，蒸汽所处状态是（）。

A．未饱和水B．湿蒸汽C．过热蒸汽D．饱和水【10】在旁路系统中，主蒸汽不经过高压缸而经减温、减压后进入再热器冷段的系统为（）旁路。

A．低压B．安全C．高压D．次级【11】物质燃烧必须同时具备（）等条件时才能发生。

A．可燃物和着火源B．可燃物、着火源和助燃物C．着火源和助燃物D．可燃物和助燃物【12】使用中的氧气瓶和乙炔气瓶应垂直放置并固定起来，氧气瓶和乙炔气瓶的距离不得小于（）m。

A．5B．8C．10D．12【13】油动机活塞上的胀圈主要是（）。

汽轮机操作规程

（三）、本体部分和热工仪表的检查：1、机组各部件完整无缺、保温良好。

2、滑销系统，可动部分能正常自由膨胀，在冷状态下，测量各膨胀间隙大小，并记录检测结果。

3、检查所有压力表、温度计、流量表应齐全完整无误，仪表考克均开启，压力表、流量表、汽缸膨胀指示应在零位。

4、热工警报讯号应完好，会同主控室值班人员试验信号指示情况，5、投入热工保护联锁和有关表计的自动记录。

6、将所有的油壶加油杯的油加好，电源应断开。

（四）、汽、水系统的检查：1、自动主汽门关闭，主汽门前疏水门阀开。

2、汽轮机隔离汽门及旁路门关闭。

隔离汽门前疏水阀。

3、抽汽速关阀关；抽汽隔离阀关；抽汽速关阀疏水开，轴封疏水开。

4、轴封隔离门、轴封进汽门、轴封调节门关。

5、汽轮机本体疏水开。

6、冷凝器检查。

（1）、冷凝器水位计应清晰、照明完好。

水位计考虑处于工作状态；（2）、循环水进水阀开、出水阀关、排空阀开；（3）、抽汽器、凝结疏水门开；（4）、关闭循环水放水阀；（5）、冷凝器水位应在热井水位的3/4处，水位不够应开补给水阀，补充软化水。

（6）、打开冷凝器真空阀，关闭真空破坏阀（并加以水封）。

7、凝结水泵系统检查（1）、凝结水泵出口阀开，进口阀关，空气阀开；（2）、再循环阀开；（3）、备用泵进水阀开，排空阀关；8、真空系统检查（1）、辅轴、主轴进汽阀关，空气阀开；（2）、主轴、凝结水进出口阀开，旁路阀关；（3）、主轴一级疏水开、二级疏水开、排地沟阀开。

9、启动前的各项检查准备工作完成后，报告值班长，在取得许可后，通知锅炉值班长（或司炉）供汽。

三、暖管（到隔绝阀前）辅机启动和疏水（一）、暖管（1）、汽轮机隔绝阀前主蒸汽管的暖管，打开蒸汽管疏水，使管内压力逐步提高，维持在0.2～0.3MPa加热管道，暖管10～15分钟。

（2）、暖管时应注意，疏水阀疏水及直放疏水的畅通。

阀门无泄露，管内无水冲击声和振动，检查主汽门是否关严，严防暖管蒸汽漏入汽缸。

（3）、主蒸汽管道升压升温。

汽门关闭不严导致机组跳闸后超速

汽门关闭不严导致机组跳闸后超速【案例简述】3月1日某电厂1、2号炉，4、6号机母管制运行，带电负荷31MW，7号机组单元制运行，带电负荷80MW，汽机各保护均在投入状态，其他的参数运行稳定，全厂总负荷111MW。

8时，汽机7号主值班员郝某接班后检查各参数均正常，机组运行稳定。

8月20分，郝某发现轴向位移指示偏大至－0.52mm（轴向位移正常指示在－0.26mm，动作值－1.2mm，最大±2.0mm），且摆动，打电话联系热工微保班值班人员李某要求进行处理。

8时40分，热工微保班值班员李某来到现场，检查后向郝某交待，处理轴向位移需将串轴保护电源断开，必须有班长和监护人在场，同时叮嘱要加强监视，如果串轴保护值继续发展到－0.7～－0.8mm 时，再联系处理。

10时10分，当值值长刘某得知此情况后，令热工人员必须马上安排处理。

10时50分，热工微保班班长郝某、值班员李某来到现场，请示值长，要求退出串轴保护，以便检查。

值长刘某在得到运行副总孟某批准同意后将串轴保护联锁主汽门开关断开，当值长刘某询问有没有发电机跳闸的可能时，热工人员回答说：“没事，串轴保护电源已断开”（实际只断开了跳主汽门的回路，去发电机保护回路压板未断）。

此时，热工分场专工胡某恰好来到7号控制室看他们处理，随后郝某令李某在保护屏处活动串轴保护测量板和鉴别板，郝某来到操作盘前监视，两块板活动后，串轴保护指示明显摆动，增大到－2.0mm（动作值－1.2mm跳闸，该表量程±2.0），持续约7min左右。

10时58分，郝某向保护屏走去，刚一拉开保护屏门，即看到超速保护测量板4个红灯闪烁（实际是串轴保护动作），10时59分，7号机表盘铃响警报器掉牌（发电机跳闸掉牌），电气值班员立即向值长刘某报告发电机跳闸，负荷由80MW降到零，刘某马上令锅炉值班员稳定参数，防止灭火，随即跑到汽机操作盘前，发现主汽门关闭掉牌（实际上电气串轴保护也已掉牌），主值班员郝某跑到机头手摇同步器准备挂闸，抬头一看转速表转速在3600r/min，立即手打危急保安器停机，没有反应，立即跑回控制室，看到表盘汽机转速已达3653r/min（实际最高达3699r/min，热工转速表记忆值），立即关闭电动甲乙主汽门和一、二、三段电动抽汽门。

主汽门关闭的原因及处理

汽轮机单侧高压主汽门异常关闭的处理1概述近年来，丰城2×700MW超临界机组、国华太仓2×600MW超临界机组、华能巢湖电厂2×600MW超临界机组、华能瑞金电厂2×350MW超临界机组在正常运行过程中均出现过汽轮机某个主汽门或调节汽门异常关闭的情况。

汽轮机单个汽门异常关闭情况中，单侧高压主汽门异常关闭处理最为复杂，对机组安全经济运行也影响最大，甚至可能导致机组非计划停运事件发生。

2010年8月，国华太仓电厂某台机组曾因汽轮机单侧高压主汽门异常关闭，锅炉蒸汽压力急剧上升，导致给水泵出力不足，锅炉给水流量低触发锅炉MFT动作，联跳汽轮机及发电机。

2010年7月6日，丰城电厂#6汽轮机左侧高压主汽门卸荷阀O型圈泄漏，导致左侧高压主汽门异常关闭，由于缺乏相关处理经验，如果不是因为当时机组负荷较低，很可能导致机组非计划停运事故的发生。

2汽轮机单侧高压主汽门关闭的现象及原因分析汽轮机主汽门或调节汽门异常关闭的原因主要有调节系统故障、汽门阀芯脱落以及卸荷阀O型圈老化漏EH油等，其中，由于卸荷阀一直处于高温环境，卸荷阀O型圈老化漏油导致主汽门异常关闭最为常见。

汽轮机高压主汽门异常关闭时，DCS报警画面将出现声光报警，机组协调控制方式自动切为手动控制，DEH由遥控切至手动方式，汽机调节阀由顺序阀自动切至单阀控制。

汽轮机高压进汽由两侧进汽突然变为单侧进汽，在某种极端工况下（高压调节汽门顺序阀控制，未故障侧高压调节汽门只有一个在开位），汽轮机高压缸进汽面积可能只有异常关闭前的三分之一。

在此情况下，汽轮发电机的负荷将急剧下降，机、炉侧的主汽压力将急剧上升，额定工况下锅炉超压导致锅炉安全门动作。

因给水泵汽轮机由四段抽汽接带，汽轮机负荷下降引起汽轮机抽汽段压力下降导致给水泵的出力下降，给水量的急剧下降必然导致锅炉煤水比失调，螺旋管壁温度、主再热汽温及分离器出口蒸汽温度将快速上升，甚至导致锅炉超温保护触发MFT保护动作。

讨论全厂停电后关于汽机的几个问题

失去厂用电后，就是要保证汽机的安全停止。正常情况下蓄电池可以坚持直流设备运行6小时左右，破坏真空紧急停机，关闭所有向凝汽器的疏水。
厂用电全部中断应立即打闸破坏真空紧急停机。其中原因最主要的是循环水泵、开式水泵（为主机冷油器提供冷却水源）跳闸，没有冷却水源，主机润滑油温度会快速升高致使轴瓦烧损。
1.机组是否存在超速的问题（ast电磁阀有交直流两路）？
2.机组自动主汽门关闭的原因是eh油压下降还是机组转速下降导致主油泵出口压力下降致使隔膜阀保护动作？
3.机组全厂停电后轴封供汽问题如何解决？
主要看你们电厂的厂用电的具体的情况。
针对 kabob 的回答
1.在eh油泵停掉以后，eh油压是衰减下降蓄能器可短暂维持eh油压，主汽门此时是否关闭？
1.厂用电全中断肯定跳炉跳机, 汽机主汽门,调门肯定全关, 否则设计有问题;
2.跳机后应立即启动直流油泵,确认柴油发电机启动正常提供保安电源;
3.轴封可由主汽供
回17楼的: 虽然我厂无法和外高桥二厂相比, 但FCB后带厂用并非不可能, 虽然成功率不是100%, 其中的主要问题在锅炉而不在汽机和电气方面, 主要是锅炉出现FCB后有时不能稳定燃烧而跳炉所致.
ＡＳＴ失电后会全关主气门根据ＡＳＴ和ＯＰＣ的连接关系，ＯＰＣ的油压也会卸掉，所以调速气门也会全部关闭，随之而来的就是转数下降，润滑油不足维持薄摸阀压力，薄摸阀也会开启的．
据我所知，目前除外高桥二厂900MW机组可以实现FCB外，全国还没有可以甩负荷后可以维持厂用电的，厂用电中断后你还不紧急停机？凝汽器没有冷却水了，你还敢维持机组运行？
全厂停运后，轴封汽的供给，也看你们的系统了。如果没有备用汽了，其实还是尽早破坏真空得比较好。

主汽门关闭的原因及处理

汽轮机单侧高压主汽门异常关闭的处理1概述近年来，丰城2×700MW超临界机组、国华太仓2×600MW超临界机组、华能巢湖电厂2×600MW超临界机组、华能瑞金电厂2×350MW超临界机组在正常运行过程中均出现过汽轮机某个主汽门或调节汽门异常关闭的情况。

汽轮机单个汽门异常关闭情况中，单侧高压主汽门异常关闭处理最为复杂，对机组安全经济运行也影响最大，甚至可能导致机组非计划停运事件发生。

2010年8月，国华太仓电厂某台机组曾因汽轮机单侧高压主汽门异常关闭，锅炉蒸汽压力急剧上升，导致给水泵出力不足，锅炉给水流量低触发锅炉MFT动作，联跳汽轮机及发电机。

2010年7月6日，丰城电厂#6汽轮机左侧高压主汽门卸荷阀O型圈泄漏，导致左侧高压主汽门异常关闭，由于缺乏相关处理经验，如果不是因为当时机组负荷较低，很可能导致机组非计划停运事故的发生。

2汽轮机单侧高压主汽门关闭的现象及原因分析汽轮机主汽门或调节汽门异常关闭的原因主要有调节系统故障、汽门阀芯脱落以及卸荷阀O 型圈老化漏EH油等，其中，由于卸荷阀一直处于高温环境，卸荷阀O型圈老化漏油导致主汽门异常关闭最为常见。

汽轮机高压主汽门异常关闭时，DCS报警画面将出现声光报警，机组协调控制方式自动切为手动控制，DEH由遥控切至手动方式，汽机调节阀由顺序阀自动切至单阀控制。

汽轮机高压进汽由两侧进汽突然变为单侧进汽，在某种极端工况下（高压调节汽门顺序阀控制，未故障侧高压调节汽门只有一个在开位），汽轮机高压缸进汽面积可能只有异常关闭前的三分之一。

在此情况下，汽轮发电机的负荷将急剧下降，机、炉侧的主汽压力将急剧上升，额定工况下锅炉超压导致锅炉安全门动作。

因给水泵汽轮机由四段抽汽接带，汽轮机负荷下降引起汽轮机抽汽段压力下降导致给水泵的出力下降，给水量的急剧下降必然导致锅炉煤水比失调，螺旋管壁温度、主再热汽温及分离器出口蒸汽温度将快速上升，甚至导致锅炉超温保护触发MFT保护动作。

发电机逆功率停机事故的原因分析及改进措施

发电机逆功率停机事故的原因分析及改进措施摘要：本文就某热电厂两起与发电机逆功率相关的停机事故，简要阐述了逆功率的概念及逆功率保护的功用，侧重分析了故障发生的原因，并结合电气岗位实际，从运行的角度对相关问题进行了探讨。

关键词：发电机；逆功率；改进措施引言某热电厂第三热电运行车间配置了两台自并励发电机，其额定功率25MW，属于小型发电机范畴，根据保护配置原则和其自身特点，对其进行了相关的保护配置。

在其运行期间，相继发生两起发电机解列停机的事故，其中第一起为发电机逆功率动作，跳开发电机出口开关和灭磁开关，发电机停机。

第二起发电机逆功率启动，热工保护联动跳发电机主油开关，发电机解列停机。

两起停机事故均由发电机逆功率运行所致。

停机导致了外供蒸汽负荷及电网运行的波动，给工业蒸汽和电网稳定造成了重大不良影响。

下面通过对逆功率及其相关保护原理的介绍，结合实际事故案例进行原因分析和问题探讨。

1 两起事故的经过及原因分析（1）主控室喇叭响，监盘人员报602开关跳闸，2#发电机停机。

检查2#机保护机箱，来“逆功率动作”报文。

对2#发电机本体及辅助回路进行检查，并未发现异常情况，初步排除了电气系统故障导致逆功率动作的可能，判断应为发电机失去原动力造成。

经与汽轮机岗位人员核实，事故发生前，汽机值班员发现汽轮机DCS控制台有功表出现无指示故障，随即进行负荷调整。

在调整过程中发电机逆功率保护动作时间达到定值60s，使发电机逆功率保护动作造成开关跳闸。

在常规故障切机程序中，若为汽轮机系统故障，热工保护首先动作，关主汽门，同时向电气保护装置发切机信号，跳发电机出口开关及灭磁开关。

若为电气系统故障致使逆功率动作，首先发逆功率信号，若经60s延时故障仍未消除则保护动作，跳发电机出口开关、灭磁开关，同时向热工保护发关主汽门信号。

经查实，这次事故的原因是汽轮机主汽门发生故障自动关闭，热工保护未动作，所以也没有发切机信号，最终经逆功率保护关主汽门、切机。