锅炉“MFT”后汽轮机中压缸缸温突降原因分析

摘要：六盘山热电厂#2机组锅炉“MFT”后发生中压缸缸温突降事件，通过在#2机组A级检修中的检查情况，进行原因分析，采取制定相应检修措施及防范方法，保证汽轮机本体的稳定运行。

关键词：汽轮机 缸温突降 原因分析

1 事件经过

6月18日19时50分，#2机ETS机柜PLC故障报警，ETS机柜内PLC控制系统辅机架CPU模块“OK”状态灯红闪，“运行”状态灯不亮，整个辅机架处于故障状态。厂家技术人员确认重新启动辅助PLC可以消除缺陷，且不会引发机组故障。21时07分检修人员办理“检查#2机ETS机柜PLC”工作票，21时10分#2锅炉“MFT”，首出“汽机跳闸”，联跳A/B一次风机及A/B/C/D磨煤机;汽机跳闸，首出锅炉“MFT”，发电机解列。运行人员立即进行相应的事故处理，检查汽轮机右侧主汽门及高调门关闭正常，左侧主汽门（TV1）指令为零，但反馈显示9.5%，就地检查左侧主汽门（TV1）未全关。00时05分#2汽轮机转速到零，投运#2机盘车正常。

6月18日21时40分，ETS机柜PLC故障已处理正常，设备恢复运行。22时00分高加进行注水准备切到主路时，发现#3高加水位逐渐上升，最高至500mm，停止高加注水。通过故障排查，确定组态逻辑设计有隐患，新的组态逻辑需要进一步落实和论证，故现场讨论决定暂不下装新的组态逻辑。

6月19日00时05分#2汽轮机转速到零，投运#2机盘车正常。00时26分#2机中压持环金属温度449℃、调节级金属温度427℃、主汽温度510℃、再热汽温度480℃、主汽压力14.4MPa，全面检查发现中压缸上部与下部缸温差150℃，运行人员立即关闭三段、四段抽汽管道疏水，关闭中缸到本体疏水扩容器手动门，采取焖缸措施降低温差，检查温度测点正常。按中压缸缸温差小于56℃进行冲转，预计15个小时温差符合冲转要求。

6月19日21时00分中压缸上下缸温差55℃，偏心27um，其它各参数满足冲转条件，值长申请调度同意#2机冲转。21时30分转速升至600rpm，检修全面检查汽轮机振动、运行声音正常，继续升速至1532rpm时，#1瓦轴振动值最大X方向：216um、Y方向：183um、瓦振：31um。21时48分转速升至2040rpm进行中速暖机，23时37分转速升至3000rpm检查正常，值长申请中调同意#2发电机并网，23时50 分#2发电机并网成功，#2机组停用26.67小时，共损失电量881，1万kW・h。

07月04日10时03分，#2汽轮机突然跳闸，记录首出“发电机保护动作”，同时NCS操作员站发“#2机组发变组单元保护A柜主保护动作、#2机组发变组保护B柜主保护动作、#2汽轮机跳闸、3320断路器跳闸、3321断路器跳闸”等声光告警，#2锅炉“MFT”，A/B一次风机、A/B/D/E磨煤机联跳，火检风机、汽轮机油泵等设备联动正常。10时10分电气相关人员到现场检查，查看故障录波器相关数据，发变组保护A/B柜“失磁保护“动作原因是灭磁开关异常跳闸导致发电机机端电压与励磁电压骤降后触发“失磁保护”动作，最终造成发电机解列、汽机跳闸、锅炉灭火。电气专业立即组织对一、二次设备可能引起灭磁开关异常跳闸的原因进行排查。11时07分#2汽轮机转速到零，投入盘车运行正常，检修人员全面进行检查。

7月5日00时10分事故处理小组召开现场事故分析会，根据电气两个专业检查结果，要求电气专业对直流系统接地可能引起灭磁开关异常跳闸原因进行模拟试验。01时30分电气专业检修人员开始试验，检查直流系统在跳闸前正极对地绝缘有所降低，对地电压降至85V，直流负极149V，判断直流系统存在直流正极对地存在轻微泄漏，导致负极对地电势升高，怀疑可能造成灭磁开关异常跳闸。检修人员对灭磁开关做低电压跳闸试验，测试开关在149V时开关动作。检修人员模拟直流正极金属接地，触发跳闸线圈中存在直流第二点接地故障后，灭磁开关在全压接地方式（-220V）跳闸，因此初步判断原因为直流负极对地电势升高，且回路中还存在绝缘不良所致的跳闸。02时30分火电事业部范总组织专业人员、电厂相关技术人员对灭磁开关跳闸原因及排查方法进行分析，确认所有排查方法和初步分析原因正确，决定机组具备条件后申请中调进行冲转并网。5日04时10分两个专业分别恢复措施，完成排查工作。04时39分，#2机具备挂闸冲转条件，6时45分申请中调同意，#2机并网成功。#2机组停运20.75小时，损失电量684.75万kW・h。

2 锅炉“MFT”原因分析

2.1 6月18日跳机原因：DCS接收到ETS装置误发的“汽机跳闸”状态信号，首出为“汽机跳闸”，锅炉“MFT”动作，联跳汽轮机、发电机。误发“汽机跳闸”状态信号是导致锅炉“MFT”动作的直接原因。

2.2 7月4日跳机原因：经过对故障录波数据、发变组保护动作报告、DCS相关历史趋势分析，#2发电机灭磁开关异常跳闸导致发电机机端电压与励磁电压迅速降低触发“失磁保护”动作是发电机解列、汽机跳闸、锅炉灭火的主要原因。

3 检查情况

3.1 从温度曲线显示#3抽汽管道温度首先降低，随后为中压内缸温度降低，就地对高中压缸及抽汽管道热电偶温度测点检查均正常，各测点位置与图纸标注一致，中压内缸热电偶温度测点接在中压进汽管口周围。（图1）

3.2 综合图纸及现场高中压缸缸体解体检查，中压缸内缸下半所有管道包括：中压进汽管道、#3段抽汽、#4段抽汽、#5段抽汽，中压进汽疏水（中压进汽管道后侧），#4抽汽疏水（#4抽汽两道管口中间位置），#5抽汽疏水（#5抽汽两道管口中间位置），所有管道的接管安装与图纸标注位置一致。

3.3 对#3抽汽管道阀门进行检查，#3抽汽逆止门解体检查发现，存在冲刷微漏现象，#3抽汽电动门存在校关不严的现象，#3抽汽逆止门重新研磨吃线合格后进行回装，#3抽汽电动门重新调整对位。

3.4 #3段抽汽疏水接至集管5，中压进汽疏水接至集管3，集管3、5汇流至本扩疏水扩容器，对就位所有集管管路进行检查，与图纸进行对比，图纸标注疏水管均与现场一致，但检查发现集管3的备用接管上接有辅汽联箱至定冷水加热疏水和中主门导向阀疏水，集管7备用接管上接有轴封母管疏水。中压进汽疏水在集管3，集管3上的疏水管均为缸体疏水，未接有其他抽汽管道疏水，可排除为各疏水管返水至中压缸造成缸温突降。

3.5 高中压转子宏观检查正常，各级叶片无裂纹，对高中压转子大轴进行硬度检测、金相检测，检测未发现异常，符合标准要求。

3.6 银仪金属人员对中压缸下缸抽汽管口着色探伤、硬度检查未发现异常，符合标准要求。

电科院金属人员对3段抽汽、缸体母材、焊缝进行硬度及金属检验，未发现异常符合标准要求。

硬度检测：（表1）

金相检验：（表2）

3.7 #3高压加热器内漏严重，下图为高加内部示意图，图中箭头指示方向为蒸汽流动方向，蒸汽先通过蒸汽通道进入蒸汽包壳，此时进行过热段换热，换热结束通过蒸汽导流筒进入高加顶部，蒸汽进行扩散换热，此时为蒸汽凝结段，蒸汽冷凝变水，水自由下落进入疏冷段，经疏水冷却段排出设备。

过热段结构完全与设备分隔开来，形成完整密闭的腔室，使过热段与冷凝水分开。#3高加内漏为管束与管板焊缝处泄漏，高压给水泄漏至汽侧。（图2）

4 中压缸缸温突降原因分析

中压缸下缸温度急剧下降导致上下缸温差增大的原因：从此次A修进行检查，可排除为缸体疏水管返水，#3抽汽逆止门解体发现阀门存在冲刷微漏现象，在当时正常运行工况要求，高加进行注水时，由于#3高加泄漏导致水位急剧上升，#3抽汽逆止门内漏，#3抽汽电动门未关到位，最后导致汽侧的蒸汽由#3抽汽管道返至中压缸，低温蒸汽进入中压缸形成“闪蒸”现象，导致低温蒸汽温度大幅度下降，加剧了中压缸底部温度下降速率。

5 防范措施

5.1 #3高加内漏严重，在本次A修中进行更换，“运检”双方人员加强巡检，对高加水位、端差进行严密监控。

5.2 #3抽汽逆止门重新进行检修研磨，#3抽汽电动门重新调整对位，保证阀门的严密性。

5.3 运行人员认真总结经验教训，加强运行人员对运行设备的监视巡检及运行分析等专业培训。

参考文献：

[1]裘烈钧主编.大型汽轮机运行[M].水利电力出版社，1994年.

[2]甘肃省、河南省电力局合编.汽轮机设备运行技术[M].中国电力出版社，1995年.

[3]吴季兰主编.汽轮机设备及系统[M].中国电力出版社，2006年.

[4]常咸伍主编.汽轮机本体检修[M].中国电力出版社，2004年.