贵溪电厂二期6机组

单击此处编辑母版标题样式,*,单击此处编辑母版文本样式,第二级,第三级,第四级,第五级,贵溪电厂二期,6机组润滑油中断事故原因分析,1,贵溪电厂二期,6机组润滑油中断事故原因分析,1、事故经过：,贵电二期#6机组2005年11月25日00时56分由于主油箱油位低，造成主油泵出口润滑油压力低，交、直流润滑油泵联启后仍无流量无压力，润滑油油压从0.08MPa骤降至零，导致润滑油油压低II值保护动作，汽轮发电机组跳闸解列，发生了汽机断油烧瓦事故 。,2,2、事故原因分析：,2.1事故的直接原因是由于油质差，造成油箱双桶式滤网堵塞，通过它的油流量不足以补充注油器的吸油量，所以供油室的油位不断降低，直低到注油器吸不到油，导致事故的发生。从发现油箱油位异常到事故的发生经历几个小时, 期间运行、安装、调试（火电调试）虽然进行了不少检查分析，但未判断出问题原因，采取的措施不及时，最终由油位异常导致事故的发生。,3,2.2 从该事故中暴露了不少问题，有技术上的、有管理上的问题，也还有安全防范意识上的问题。,在分系统调试中对主机润滑油系统和设备结构的了解、掌握及调整不到位。当出现油位异常后，因不了解油箱结构，对出现的问题发生误判，未及时采取有力措施。这其中不仅有调试、运行人员，而且当时安装单位也没人清楚。这说明我们和其他单位的技术培训都不到位，工作不细致，对重要的设备关注不足，以老的经验来看待新设备新问题。经验只能帮助提高分析水平，而不能以经验代替学习，对新机组必须认真对待，了解其中的区别。,4,5,从油箱的示意图可以清楚看出，就地的液位计反映的是油箱回油室的油位，而不是供油室的油位，润滑油回油先至回油室，经过回油室底部双桶滤网（内滤网120目，外滤网150目）过滤后，才返回供油室。正是由于油质差堵塞了滤网，造成流量不足，供油室油位不断降低，回油室油位则不断上升，而在回油室设计有溢流管道，系统回油就不断从该管道溢流走，系统油量不断减少。有关人员误把此油位当作实际油位来看待。忽视了核实油箱结构，未及时查阅东汽厂的油箱图纸。,6,而反映供油室油位的超声波液位计，一直没有调试合格、指示不正确，缺少准确的就地液位计，并且就地报警装置未接线。,东汽润滑油系统主油箱的设计制造存在“注油器与油泵高度不匹配” 、“回油区安装的就地玻璃管油位计不能真实反映双桶滤网堵塞情况”、“供油区没有设计反映油箱真实油位就地油位计”、“油位远传与油位报警共用一套超声波油位计”、“漏油直接排放到事故油池”等许多安全隐患，在分系统调试中未能发现及提出任何必要的改进意见。,7,6机组交流润滑油泵与直流润滑油泵的吸油口两者在设计和安装高度上没有安全梯度，均距在主油箱顶部1420mm。而两台射油器均布置在油箱底部，其吸入口距油箱顶部1930mm。润滑油泵吸入口与射油器水平高度相差500mm左右。当油位下降时，交、直润滑油泵首先曝露于空气中，失去了备用作用。因此当意外因素造成主油箱油位降低较快时，如果这时系统不能恰时迅速补油的话，无论打不打闸，其结果都会造成润滑油中断事故的发生。,8,2.5工期太紧，油循环时间过短，造成运行时间不长，回油滤网就被堵塞的情况。,2.6事故前调试人员提出向主油箱加油，因火电安装整套前未安排净油箱储油，导致主油箱补油不及时。,2.7安全防范和风险意识不够，在主油箱油位异常时，未及时召开专业分析会和向启委会汇报，未及时建议停机。,2.8,9,3、改进措施：,3.1增设供油室就地液位计。,3.2增设溢流管道观察窗，并将溢流至事故油池，更改为至储油箱。,3.3完善液位报警装置,重新以供油室实际油位校验超声波液位计。,3.4净油箱按厂家要求储油，以备紧急加油，并跟踪油质。,3.5定期清洗滤网，加强油质监督。,10,4、调试技术管理的改进措施,加强调试现场的学习、培训，重点是现场设备结构和系统的了解，关注设备的检修情况,制定详细的分系统项目的系统检查卡和连锁保护清单，并严格执行检查签字制度，形成书面材料。对调试过程中发现的异常，在不能及时解决的情况下，应召开专业会讨论，并及时以正式的书面形式向上反映。,严格调试缺陷的闭环管理，并形成书面材料。,调试人员在调试的各阶段，应经常与各方针对系统情况进行分析和讨论，及早发现可能存在的事故隐患。,整套启动前期，组织专家组对各专业调试情况和整套启动应具备的条件进行检查、评价。,11,300MW汽机调试技术,暨汽机调试安全技术措施,12,一、分系统调试：,1、循环水、工业水(开式水)系统:,循环水泵出口蝶阀开关检查：主要检查蝶阀的开关时间和动作情况。,循泵的联锁保护试验：主要检查泵与出口蝶阀的联动情况，两泵间的备用联锁和事故按钮试验。,循泵的试运：首次启动，循环水管道必须注水排空气，凝汽器进口蝶阀开20-30度，防止气水冲击。,胶球清洗系统调试：主要是程控调试，我们负责验收，并在循泵运行下，进行收球试验。,工业水系统：连锁保护试验和系统冲洗,13,2、开式水、闭式水系统:,水泵的联锁保护试验：主要检查泵与出口阀的联动情况，两泵间的备用联锁和事故按钮试验，。,水泵的试运：首次启动，系统内管道必须注水排空气，特别是闭式水系统设备多。,闭式水系统的冲洗：安装单位负责，但要关注冲洗干净，主要是给水泵等冷却水，板式冷却器等。,14,系统阀门检查,凝泵的连锁保护及报警等信号试验,凝泵试运（走再循环）：,启动前的系统检查确认，系统的隔离,首次试运应进行系统注水，防止气水冲击。,凝结水系统冲洗：主凝结水、减温水、杂用水、密封水等管道及除氧器,3、凝结水及补给水系统：,15,4、电动给水泵试运：,分三步进行：电机空转、电机带偶合器、电泵走再循环试运,连锁保护试验：油压低连锁试验必须放油实动；重点是,启动条件的检查,，测点的检查，应满足相应运行的要求；,电机空转：油质必须合格，油压调整应符合要求，检查方向，记录电流、温度、惰走时间等；运行时间2-4小时。,16,电机带偶合器：勺管检查，启动后检查并调整工作油压，运行正常后进行升降速试验，一般升到工作转速。重点监视瓦温油温,电泵试运：试运前应冲洗密封水等管道，除氧器及进口管应预先冲洗，启动前应仔细检查和隔离系统，电泵启动应先启循泵、工业水泵、闭式水提供冷却水，启凝泵或凝输泵为电泵提供密封水，确认电泵再循环路通畅（应强制再循环调节阀全开，防止打闷泵。试运记录勺管开度、转速、电流、压力、瓦温,给水管路冲洗时应提高转速，出口门开度应控制，防止电泵失压。,17,5、辅助蒸汽系统,系统的冲管：系统的检查和隔离，疏水必须充分，防止水冲击，必要时加疏水点。,安全门校验：升压要慢，疏水充分。,除氧器安全门校验：水温150度以上，辅汽压力不能低于除氧器压力。,18,6、润滑油系统调试：,油循环必须合格，系统恢复完成（包括汽机轴承座的恢复）并进行油循环。,分别启动交流、直流油泵进行系统油压的检查和调整，一般应调节到机头处的润滑油压在高限（0.11-0.12MPa左右）。,进行低油压连锁试验，主要采用就地放油来检查报警和实际连锁动作值应符合设计要求。,分别启动顶轴油泵，调整出口油压和各瓦的进油阀，检查轴颈的顶起高度符合要求。,进行盘车装置试运和连锁保护试验。,19,7、汽机调节保安系统静态试验：,汽机油循环和EH油循环必须合格，系统恢复完成并进行油循环。,启动高压密封油泵和润滑油泵，建立安全油，汽机挂闸。,进行EH油装置的调试：主要有EH油泵的启动检查和出口溢流阀的调整，系统油压的调整；进行连锁保护试验；,进行单个油动机的检查和调整，在热工配合下检查单个阀门的试验，合格后交热工进行调试，阀门单体调试合格后，进行整体特性试验，主要检查阀门的开关情况和阀门的特性，进行汽机启停等DEH静态仿真试验，检查DEH功能应符合设计要求。,汽门关闭时间测定。,20,8、发电机氢油水系统调试,发电机密封油系统,密封油装置安全门校验,密封油空氢侧主差压调节阀的整定,密封油空氢侧备用差压调节阀的整定,密封油系统的连锁保护和热工报警信号试验,发电机定子冷却水系统,定冷水自动补水整定及高低液位报警试验,定冷水泵的连锁保护试验和定子线圈流量高低等报警信号试验,发电机氢冷系统,21,二、整组启动调试：,1、空负荷试验：,汽机首次冷态启动升速试验：按设计参数启动，进行低速、中速暖机，定速3000rpm，进行打闸试验、注油试验、油泵切换试验和ETS在线试验等，交电气进行试验。振动监测。,机组并网带10%负荷后解列进行103%的OPC试验，两次机械超速试验和电超速试验。,在进行安全门校验时进行汽门严密性试验。,汽机停机惰走试验。,22,2、带负荷调试,小机试运、汽泵试运和汽泵投入,投入高、低加试验,真空严密性试验,辅机的切换试验,配合热工进行自动调节系统的投入和整定,带负荷阶段的振动检测,机组的甩负荷试验,23,3、满负荷试运；,运行参数的调整和分析记录,发电机漏氢量测试,汽机振动监测,24,谢谢！,25,