后的起机过程中，两台低压旁路门按照启机要求进行了开启。2005年2月的检查中测得2号机组低旁后温度两侧分别为430℃和256℃，说明2号机两台低压旁路门也存在着较严重的内漏。 15.3原因分析：
两台低压旁路门内漏的原因为密封面关闭不严，密封面关闭不严的原因可能有： （1）、气动执行部分与阀门的行程不一致，导致低压旁路门不能实现有效的关闭。经过小修中及现场的检查本项原因已经排除。
（2）、低压旁路门的气动执行力小（如气压低、受力面积小等），不能实现低压旁路门的有效关闭。经过现场检查本项可排除。
（3）、密封面上挤压了杂质。在锅炉再热管道中积存的杂质在蒸汽的带动下，进入了低压旁路门内。杂质积存在密封面上就会造成低压旁路门密封面关闭不严从而形成内漏。
（4）、由于低压旁路门在结构选型上存在的先天性不足（门杆水平布置，高压蒸汽内进外出），当机组启动（或其它需要）低压旁路门打开时，从管道来的杂质进入阀门后无法通过减压笼罩出去，也不容易掉落；当低压旁路门关闭时，杂质积存在密封面上就会造成低压旁路门关闭不严，从而形成内漏。 15.4措施及教训 ： 1、措施：
（1）、运行中的安全措施：
1）监视两台低压旁路门后的温度，保证减温水的正常投入。
2）一旦出现减温水管路的故障（如气动截止阀不能开启、气动调节阀卡涩等），立即通知点检人员与检修人员进行处理。 （2）、停机处理方案：
1）利用较长时间的停机机会解体检修阀门，清除密封面上的杂质。 2）保证锅炉再热器管道的清洁度，避免系统脏污造成的隐患。 2、教训：
1）应在基建施工过程中加强管理，保证管路系统的清洁度。 2）阀门布置应考虑到阀门的结构特性。
15. 循环水旋转滤网问题分析 16.1设备简介
定电1期工程共安装旋转滤网4台，型号是：XKL5000;生产商：陕西煤炭建设公司管件设备厂。 16.2事件经过
05年2月份，我公司两台机组先后发生了凝汽器端差增大的问题。经检查并分析发现：端差增大直接原因是循环水带来杂物堵在凝汽器进水侧造成，而造成杂物进入循环水系统的直接原因又是循环水系统旋转滤网不能有效过滤并除去水塔来的循环水中的水塔填料等杂物。
16.3原因分析
通过观察并分析后发现：挂在滤网面上的杂物一般都能被冲洗水从网格上冲下来，但挂在滤网下边处和掉落在滤网下沿底部的杂物就无法被冲掉，因为冲洗水无法冲洗到该位置形
成滤网冲洗盲区。
有上述情况的杂物随着旋转滤网的转动而被带到滤网后经循环水泵而进入循环水系统，最终堵在凝汽器进水侧导致凝汽器端差升高。 16.4措施及教训
1） 制订并完善旋转滤网冲洗制度，对不容易冲洗掉的杂物进行手工清理； 2） 加强水塔配水情况检查，发现漏点及时处理； 3） 加强前池滤网清理检查和对旋转滤网水位差监视。 16. 1号机保安油母管溢流阀底部连接管断裂 17.1设备简介
汽轮机保安油母管上分别装有1号溢流阀和2号溢流阀，用对丝连接在集成块上，溢流阀为上海汽轮机厂配套供应（进口阀），溢流阀壳体上标有“FISHER/5872”字样。见后面附溢流阀照片。 17.2事件经过：
11月14日00：30分， 1号机在启动前挂不上闸，就地检查发现前箱内有较大的异音，打开前箱上部的小盖，发现靠右侧的保安油溢流阀根部喷油，将溢流阀取下后发现连接丝头已经断裂，将溢流阀取下，发现连接对丝已从溢流阀底部齐根断裂，断裂丝头短时间无法从溢流阀内取出，由于开机时间紧，用丝堵将集成块上油口临时封死，挂闸正常。 17.3原因分析：
直接原因分析：溢流阀连接丝头管壁太薄（管径约1.5mm），溢流阀较重，运行中振动造成根部连接丝头断裂。
其他原因分析：溢流阀及连接丝头受外力碰撞损坏。 17.4措施及教训 ：
处理过程：
将溢流阀取下用丝堵将集成块上油口临时封死，挂闸正常。 风险评估：
此溢流阀断裂后导致保安油压力无法建立，机组无法挂闸启动。若机组在运行中将导致保安油压降低，隔膜阀动作，机组跳闸。 改善建议：
1） 停机时将该溢流阀恢复，重新加工连接丝头，管壁厚为5mm。 2） 停机时将另一只溢流阀的连接丝头更换情况。 3） 在今后的检修或消缺工作中加强对成品保护。 教训：
1、设备安装后，应认真检查，如果发现设备隐患及时处理。 2、向设备厂家和基建单位反馈信息，在新机组中避免类似问题。 附图：1号机保安油溢流阀接头断裂照片：
17. 6号低加低负荷疏水不畅问题分析 18.1设备简介
我公司的6#低压加热器由上海汽轮机有限公司设计和制造的，型号为：JD985-1-2，型式为卧式表面凝结型换热器。给水加热器按汽轮发电机组VWO工况进行设计，分别设置有正常疏水口和紧急疏水口。
溢流阀断裂的接头 有关参数表
项目 壳体设计压力 壳体设计温度 壳体最大工作压力 壳侧安全门整定压力 管侧设计压力 管侧设计温度 管侧最大工作压力 加热面积 凝结段面积 疏水冷却段面积 技术规范 项目 给水 流量 进口压力 进口温度 出口温度 管侧压降 抽汽 流量 进口压力 进口温度 饱和蒸汽温度 进口热焓 疏水来源 流量 温度 流量 温度 壳侧压降 疏水端差
18.2事件经过：
2005年2月10日1：50，值长令，1号机由300MW降负荷至275MW，降负荷过程中16
t/h MPa ℃ kJ/kg t/h ℃ t/h ℃ MPa ℃
43.069 0.1334 138 107.9 2750 5#低加 68.418 110.6 111.487 93.3 0.0034 2.9
t/h MPa ℃ ℃ MPa
1464.6 87.7 105 0.040
单位
汽机调节阀全开（VWO）工况
汽机最大连续出力（T-MCR）工况
单位 MPa ℃ MPa MPa MPa(g) ℃ MPa m2 m2 m2
参数 0.167 170 0.167 0.16 3.62 120 3.62 985 903 82
进入加热器的疏水
排出加热器的疏水
原因分析：
1、由于高压缸夹层内汽流分配不均，造成上下缸温差大。 2、高压缸中部积水温度测点检测的热电偶已检查正确。
3、高压缸结构不合理，持环上部已加阻汽片，但加的位置及高度是否符合设计要求。 低加水位缓慢升高，03：03，16低加水位高Ⅲ值，16低加水位高保护动作，16低加解列。 三18.3原因分析：
查汽机厂热平衡图可知：在30％THA工况时，六号低加汽侧工作压力为：0.0418MPa，七号低加汽侧工作压力为：0.0225MPa，压差仅为0.0193MPa，约为1.9米水柱。
六号低加疏水出口标高为：8.2255米，七、八号低加布置在凝汽器喉部，疏水入口管标高为：9.686米，高差为－1.4605米。差值为0.4395（1.9－1.4605＝0.4395）米，这点压差不足以克服“管道沿程阻力＋阀门、弯头局部阻力”。因此疏水无法正常疏放。此时只能走事故疏水管路系统。 18.4措施及教训：
事故疏水管路系统本身也是低负荷疏水系统。低负荷时，将六号低加疏水由正常疏水方式切换为危急疏水方式直接导入凝汽器。
要彻底解决此问题，只能抬高5、6号低加的布置，比如布置在运转层。
18. 汽轮机高压缸上下缸温差大 19.1设备简介：
高压汽缸为双层缸结构。高压内、外缸皆为铬钼钒合金钢铸件。高压内缸内装有高压平衡活塞汽封、蒸汽室（喷嘴组室）和高压隔板套。高压隔板套内装有11级隔板。高压外缸、内缸都分成上、下两半，在水平中分面用螺栓紧固。高压外、内缸有4个进汽口，上、下半各两个。高压缸与高压进汽管之间设有３只压力密封环，以防止蒸汽泄漏。 19.2事件经过：
机组在正常运行中，汽轮机高压缸中部上下缸温差达42~50℃（下缸温度高于上缸温度），偏离设计值较多。经过了解，其他电厂引进西屋公司技术生产的汽轮机组也存在同样问题，（吴泾、台山电厂等）。 19.3原因分析：
从参数分析看，造成高压缸上下缸温差大的原因可能有以下几点因素： 1、 热工温度测点元件埋入深度不同造成测量参数存在误差。
2、 在高压缸夹层中的冷却蒸汽流量分配不均，下缸夹层中的蒸汽流量大，致使高压缸外缸下层温度高于上缸温度。
从制造厂和其他电厂反馈的信息看，原因应该是汽轮机的设计问题。 19.4措施及教训：
我厂机组出厂前，上汽厂在吴泾机组的基础上对夹层通流部分作了一些改进，在高压隔板套的下半加装了半圈阻汽片，但从反馈的信息分析所做的改进起不到相应的作用，因此根据上汽厂意见，我们在安装时拆除了该阻汽片。
目前高压缸上下缸温差大的问题，有待我们与制造厂进一步分析。
国产600MW机组典型事件汇编（汽机） - 图文
