定洲600MW汽轮机异常情况介绍 1. 1号汽轮机保安油故障
1.1设备简介
汽轮机保安油管与前箱底部连接，为Ф48×3.5的碳钢管，安装在套装油管内。上海汽轮机厂配套供应。 1.2事件经过：
2004年11月12日星期五17点运行人员联系1号机挂不上闸，设备部人员马上检查系统，发现6.9米主油箱上高压备用密封油泵出口压力为0.5MPa（压力过低达不到挂闸压力0.7 MPa），调整高压备用密封油泵出口过压阀，油压没有变化。认为是高压备用密封油泵磨损出力下降，联系运行人员停高压备用密封油泵，更换同型号油泵一台。开泵后保安油压为0.45MPa，仍达不到挂闸压力。初步认为保安油路有泄油的地方。揭开前箱小盖，检查前箱内保安油管各接头，未发现有漏油的地方。再次挂闸，未发现挂闸油路有漏油的地方，但挂闸油压仍然建立不起来。于是决定停润滑油泵，只开高压备用密封油泵，彻底检查保安油管路有无泄漏。联系运行人员停润滑油泵和高压备用密封油泵，观察润滑油回油母管没有回油时，开启高压备用密封油泵，发现回油母管有大量油流回，认定套装油管内保安油管油断裂的地方。决定检查套装油管内的保安油管。 将回油母管上的观察孔全部打开，联系运行人员停润滑油泵和高压备用密封油泵，观察润滑油回油母管没有回油时，开启高压备用密封油泵，发现有大量的油从前箱底部右侧垂直回油管（此处套装油管内有主油泵出口管和保安油管）内流出，认定破裂的管段在前箱底部垂直段。
处理过程：联系运行人员将发电机排氢，停润滑油泵、顶轴油泵和高压备用密封油泵。测氢合格后，在前箱底部右侧回油管上用切割机开出一个500×500mm的孔。从孔内观察发现保安油管与前箱底部连接处断裂（见图片），保安油管为Ф48×3.5的碳钢管。
由于油管在与前箱连接的根部断裂，无法直接进行焊接，决定将保安油管从开孔处切断，然后从前箱内接一根Ф38×4的碳钢管，再与下部保安油管连接。连接好后将保安油管用支架与回油管内壁固定。 1.3原因分析：
断裂的保安油管为Ф48×3.5的碳钢管，从前箱底部到水平管段的长度为2.8m左右，经过90°弯头的水平管段长度为3m左右。此处管道在套装油管内没有固定，开机前做试验时油管振动，导致油管断裂。 1.4措施及教训 ：
1）此缺陷属于设计缺陷，应该在安装过程中予以改进。
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。 保安油管断裂图片：
保安油管断裂处 保安油管
2. 关于#2机组轴振大的原因分析 2.1设备简介
汽轮机型式：亚临界四缸四排汽凝汽式汽轮机 汽轮机型号：N600-16.7/537/537 制造厂家：上海汽轮机有限公司 铭牌出力：600MW
额定转速： 3000r/min（从汽轮机端向发电机端看为顺时针旋转） 额定参数：汽机高压主汽阀前压力 16.7MPa ，温度 537℃ 中压联合汽门前压力 3.194MPa ，温度 537℃ 背压 5.4kPa 冷却水温（设计水温）：21.5℃ 2.2事件经过：
10月25日夜，＃2汽轮机负荷由500MW降至450MW, ＃2凝汽器背压值由0.9KPa降至0.53KPa，＃1凝汽器背压值由1.0KPa降至0.66 KPa，此过程后10分钟后，先是＃7轴瓦处轴振开始增大，后来低压缸#6、＃8瓦及发电机＃9、＃10瓦的轴振都开始增大，＃7瓦125μm 报警时，开始进行升负荷；至15 0μm时停一台真空泵，后来＃7瓦轴振最大升至203μm时开始回头。负荷恢复至500MW时, ＃2凝汽器背压值升为0.9KPa，＃1凝汽器背压值升为1.0KPa，各瓦轴振逐渐恢复正常。 2.3原因分析：
从振动增大的过程分析，从＃7轴瓦轴振开始增大到波峰，时间约20多分钟，从波峰再降至正常，也是一个缓慢的过程，这一点排除了油膜振荡的原因。振动的原因很可能是因为＃2汽轮机运行的背压值过低，造成低压缸的受力很大；因为低压缸的刚度较差，引起变形加大，轴承座标高也发生了变化；当降负荷至450MW后，真空进一步增大，低压缸的受力进一步增大，变形也进一步增大，最终变形最大的#2低压缸＃7轴瓦附近的通流部分动静（汽封）先出现轻微碰磨，造成了该处轴振的缓慢增大。随着低压缸变形的进一步加大，碰磨加剧，轴振进一步增大，同时也带动了相邻＃6、#8、＃9、＃10轴瓦的轴振的同步增大。
当后来升负荷，停一台真空泵后，真空降低，低压缸的受力减小，变形也随之减小，碰磨逐渐消失，轴振逐渐恢复正常值。 2.4措施及教训 ：
措施：经与汽轮机厂家联系，从经济性考虑，低背压极限值的推荐值为不低于4KPa，从安全性考虑对低背压无要求。目前，通过调整循环水，背压控制在4--6KPa运行。 教训：
应严格遵循设计参数，制造厂的参数要与现场实际运行经验相结合。
3. 1号汽轮机胶球清洗系统收球率低原因分析 3.1设备简介
凝汽器胶球清洗系统是由河北电力设备厂生产制造的，型式为倒“V”型，型号：SF2200。
每台机组配用两套胶球清洗装置， 在设计工况下，使用湿态直径比凝汽器不锈钢管内径大1—2mm的清洗用海棉球，收球率应不低于95%。 收球网为 倒“V”型结构，水平安装在凝汽器冷却水出口管上，收球网长度为 2750 mm，收球结构为格栅式，网板采用组装式结构。两只收球网对称布置。胶球清洗装置配有供用来控制胶球的发送和停止的电动驱动装置。每个收球网应有两端的法兰，带铰链的人孔门，测量压差的接头，带法兰的出球口网板及电动驱动装置。 收球网收球格栅网板设置反冲洗装置，收球装置设置人孔以便于检修。收球网及壳体有足够的刚度、不变形，各转动部件保证转动灵活不卡死。 3.2事件经过
2004年4月26日至5月6日及2004年12月15日至1月31日，1号机两台凝汽器的胶球系统的收球率非常低，几乎为零，检查水塔发生有大量的胶球。同时凝汽器端差由3℃上升到8℃，停运系统对凝汽器水室及收球网进行检查，发现凝汽器水室内有大量的破碎水塔填料，管束堵塞严重；收球网变形，个别部位间隙超过10mm，存在跑球现象，分别对管束进行清理，将收球网的间隙大的部位进行补焊处理后，收球率均达到98％以上。 3.3原因分析
造成水室堵填料的原因：1、两台循环水泵同时运行尤其是冬季，造成循环水对水塔配水管断裂，因循环水回水是有压回水，导致填料损坏。2、旋转滤网的冲洗效果差，导致大量的破碎填料进入凝汽器。
造成收球网变形的原因是碎小的填料通过凝汽器管束后堵塞到收球网上，导致水阻急剧增大，在较大的水压差下使收球网产生较大的变形，局部间隙变大，导致跑球。 3.4措施及教训
3.4.1加强旋转滤网的运行管理，启动过程中有专人全程检查，保证杂物不进入到凝汽器内。 3.4.2将收球网的反冲洗装置的自动解除，改为手动反冲洗，以保证收球网关闭严密。 3.4.3对水塔配水管进行加固，防止发生断裂。
3.4.4调研循环水泵的运行方式，在冬季实现循环水泵单泵运行，减轻对配水管的冲击。 3.4.5建立胶球系统投运制度，加强对胶球系统的运行管理，发现收球率低及时进行处理。
附图：清理出的填料
4. #2机组主机1瓦处冒烟分析报告 4.1设备简介
排烟风机装置型号：ALF03
全压：5590 Pa 主轴转速：3000 r/min 原动机功率：4KW 4.2事件经过：
11月2日上午9：00，设备定期轮换，＃2机组主油箱排烟机由22排烟风机切换至21排烟风机。（这是＃2机组主油箱排烟机的第一次定期切换）
11月2日下午16：00，运行巡检检查发现汽轮机前轴承箱有密封面渗油。
11月2日前夜，20：40巡检发现主机1瓦处冒烟，启动22排烟风机，同时检查汽轮机主机其他各瓦正常。20：55 主机1瓦处着火，组织灭火，通知消防队。21：20 1瓦处恢复正常。 4.3原因分析
主油箱负压降低，#1轴承箱回油不畅导致润滑油外渗接触高温表面引起燃烧。 引起主油箱负压降低的原因经过分析主要有以下几点：
1） 21与22两台排烟风机入口和出口均采用母管制。＃2机组与＃1机组排烟风机的出
口阀门型式有所不同，（＃1机组排烟风机出口为改造过后的轻阀芯逆止门，＃2机组是将逆止门加装固定销来控制开度）。这样，对于＃2机组来说，当排烟风机一运一备的情况下，如果不将备用风机的入口门或出口门关闭，则排烟系统的部分出口烟气可由备用风机的管道回流至排烟系统的入口，排挤了轴承箱的正常吸烟气，引起整个系统负压降低。
2） 检查发现21排烟风机出口门的固定销松动，导致出口门开度位置变化（由于门芯自重
造成开度变小），这也是引起排烟系统负压下降的主要原因之一。 4.4处理措施及教训： 4.4.1处理措施：
1） 于＃2机组的排烟系统，当排烟风机一运一备的情况下，必须将备用风机的入口门
或出口门关闭。（可以解除排烟风机的备用联锁。如运行风机跳闸，手动启动备用排烟风机，并到就地开启入口门。）
2） 强对＃2机组主油箱排烟风机出口门的固定销的巡回检查。 3） 要求运行巡检人员加强对主油箱负压表计的巡检和记录。 4） 对排烟风机出入口阀门标注相应的开关位置。 4.4.2教训：
1） 行人员对设备的状况了解不够，对于设备定期切换的措施考虑不周全。 2） 巡回检查不仔细，未及时发现21排烟风机出口门的位置变化；对排烟风机切换后
的主油箱负压表计监视不够，致使未能及时发现设备运行异常情况，处理不够及时。 3） 阀门开关位置标示不清，影响了对阀门开度位置的及时判断和处理。 5. 真空泵叶轮断裂 5.1设备简介
定电公司1期工程共安装水环式机械真空泵6台，型号：2BW4 353－0MK4；生产厂家:
国产600MW机组典型事件汇编（汽机） - 图文
