86团公司2008年度机组非计划停运情况汇编

中国大唐集团公司

2008年度机组非计划停运事件汇编

二〇〇九年三月

编委会

主任：高智溥

副主任：徐永胜

主编：王彤音

编写成员：蒋伟佳许英才冯献军徐铁锁张钧函佘铁南鞠成德雷强

前言

截至2008年底，集团公司装机容量已经突破八千万千瓦，今年要实现装机容量翻两番的目标。随着集团公司的迅猛发展，随着机组台数的大幅增加，如何进一步提高机组的可靠性水平，是一个值得思考的课题。

每一起非计划停运事件的背后都隐含着技术问题和管理问题，各级管理人员要有问题意识，充分发挥“小事件分析方法”，认真组织分析非停事件的经过和原因，查找在管理上和技术上存在的深层次问题，对发现的问题制定有效措施，及时彻底地进行整改，只有这样才能做到本质安全，才能有效提升管理水平，降低机组非计划停运次数和停运时间，增强市场竞争能力。

汇编编入了2008年度火电机组和水电机组所发生的非计划停运事件，并将引发机组非停的主要设备按汽机、电气、锅炉、热工四个专业分类。由于资料的局限性，分析深度受限，供基层企业借鉴，希望能够起到抛砖引玉的作用。

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目录

中国大唐集团公司2008年度机组非计划停运简况 (1)

一、2008年全口径机组非停情况 (1)

二、非停分类及原因 (2)

汽机专业非停情况 (7)

一、汽机专业非停事件分类 (7)

1、主机本体故障造成机组非停4次 (8)

2、管道泄漏造成机组非停7次 (12)

3、辅机故障造成机组非停6次 (17)

4、其它故障造成机组非停2次 (22)

电气专业非停情况 (25)

一、电气专业非停事件分类 (25)

二、非计划停运事件 (26)

1、发电机保护故障造成机组非停5次 (26)

2、励磁系统故障造成机组非停5次 (30)

3、厂用电系统故障造成机组非停4次 (35)

4、断路器故障造成机组非停1次 (38)

5、发电机故障造成机组非停2次 (39)

6、电缆故障造成机组非停1次 (41)

锅炉专业非停情况 (43)

一、锅炉专业非停事件分类 (43)

二、非计划停运事件 (45)

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1、四管泄漏造成机组非停24次 (45)

2、辅机故障造成机组非停8次 (67)

3、因锅炉灭火造成机组非停11次 (74)

4、除灰、除渣系统故障造成机组非停4次 (86)

5、脱硫系统故障造成机组非停3次 (88)

6、其它故障造成机组非停2次 (92)

热工专业非停情况 (95)

一、热控专业非停事件分类 (95)

二、非计划停运事件 (95)

控制系统故障造成机组非停9次 (95)

水电机组非计划停运情况 (103)

一、水电机组非停事件分类 (103)

二、非计划停运事件 (103)

1、水轮机故障造成机组非停1次 (103)

2、电气设备故障造成机组非停2次 (104)

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中国大唐集团公司2008年度机组非计划停运简况

集团公司自组建以来，降非停工作一直是集团公司常抓不懈的重点工作。2008年通过集团公司三级责任主体的共同努力，，集团公司所属机组的非计划停运台均次数呈逐年下降趋势，设备健康水平、安全技术综合管理水平不断提高。2008年机组非计划停运次数较2007年上升了1台次、台均下降0.1次/台年，非计划停运累计时间升高了1821.2小时，影响电量升高了4.99亿千瓦时。有43个发电企业实现了“零非停”，458台机组中有393台没有发生非计划停运，占85.8%。事实证明，只要责任落实，管理到位，对待非停做到“四不放过”，“降非停”工作一定能够取得实效。

一、2008年全口径机组非停情况

2008年集团公司生产管理的机组共发生非计划停运101台次，平均0.22次/台年，非计划停运累计5444.8小时，影响电量15.13亿千瓦时；2007年集团公司生产管理的机组共发生非计划停运100台次，平均0.32次/台年，非计划停运累计3623.63小时，影响电量10.14亿千瓦时。2008年非计划停运同比上升了1台次、台均下降了0.1次/台年,非计划停运累计时间上升了1821.17小时，影响电量上升了4.99亿千瓦时。

表1：2008年机组非计划停运统计表

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二、非停分类及原因

2008年集团公司发生的101台次非计划停运事件中：火电机组发生98次、水电机组发生3次。

1、火电机组：

汽机专业发生19台次，占火电机组非停总数的19.38%；

电气专业发生18台次，占火电机组非停总数的18.37%；

锅炉专业发生52台次，占火电机组非停总数的53.06%；

热工专业发生9台次，占火电机组非停总数的9.19%。

2、水电机组：

水轮机专业发生1台次，占水电机组非停总数的33.3%；

电气专业发生2台次，占水电机组非停总数的66.7%；

具体统计情况见下表。

表2： 2008年火电非停统计汇总表

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由上表可知：锅炉专业发生非停52台次,占火电机组非停总数的53.06％。其中锅炉四管泄漏24台次，占火电机组非停总数的24.49％，居非停之首。

在火电机组统计的98次非停中，新投产机组非计划停运为22台次,占非停总数的22.45％。

表3：2008年机组非停次数统计一览表(按发生非停机组容量分)

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表4：2008年机组非停次数统计表（按非停事件状态分）

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汽机专业非停情况

2008年集团公司火电机组共发生非计划停运98次,其中汽机专业发生19次，占非停总数的19.38%。

在汽机专业19次非停中，主机本体故障4次，占汽机专业非停次数的21％；辅机系统故障6次，占汽机专业非停次数的31％；管道系统故障7次，占汽机专业非停次数的37%；其它故障为2次，占汽机专业非停次数的11%。相对而言管道系统故障在汽机专业非停中，所占比例较大，管道系统故障主要是油系统抗燃油管道漏泄、再热蒸汽系统高排逆止门垫片损坏、管道及阀门管道焊口腐蚀、高排疏水门法兰漏泄。

一、汽机专业非停事件分类

表5：汽机专业非停分类统计表

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8 非停原因分布图

二、非计划停运事件

1、主机本体故障造成机组非停4次

1.1 安徽公司淮北发电厂5号机组（200MW ）汽机5瓦振动大保护动作停机。

事件经过：2008年5月23 日03时30分前，5号机负荷200MW ，汽轮机5瓦水平振动204μm ，垂直振动76μm ，轴承振动56 μm ,其它参数正常，机组运行稳定。3时30分开始，5瓦振动上升，机组负荷缓慢降至190MW 后，各瓦振动仍然上升。3时50分， 5瓦水平、垂直轴振升至250 μm ，轴承振动70 μm ，汽轮机振动保护动作跳闸，发电机解列，锅炉MFT 动作熄火。

原因分析：1、5号机运行中5瓦回油窗有结露，并且5瓦处有积水的现象，经分析认定：5瓦轴封回汽不畅造成积水是5瓦振动上升的直接原因。2、5号机在1998年通流部分改造中汽、发转子对轮螺丝孔铰偏，5瓦轴承振动基础值一直偏高，对5瓦振动达到保护动

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作值有直接影响。

采取措施：1、加强监视调整，保持除氧器水位在正常范围，除氧器水位保护可靠投入。2、停机时解决5瓦轴封回汽不畅问题，必要时进行回汽管路改造，同时对汽、发转子对轮螺丝孔铰偏问题要彻底解决。

1.2 河南公司首阳山2号机组（220MW）汽机3瓦振动大故障停机。

事件经过： 2008年7月30日，因2号机组1号凝结器胶球系统收球率偏低，解列1号凝结器检查收球网。在凝结器放水过程中，汽机3瓦L侧、R侧轴振由分别由108um、83um增大到130um、120um 左右，瓦振由32um变为48um。发现振动变大后，立即停止解列凝结器，但3瓦轴振、瓦振基本没有降低。进入10月份，2号机组振动有明显劣化趋势，10月21日，机组停运，对3瓦振动大进行检查处理。

原因分析：2号机组在1月-2月的检修中，将通流间隙调整在设计值下限（中压缸叶顶封间隙设计值1~1.4mm,检修目标值定为1.005.00 mm）,由于镶嵌围带过程出现偏差，个别叶顶封间隙只有0.8-0.9mm，叶顶封间隙低于设计值0.1-0.2mm。在7月30日解列凝结器时，由于排汽缸温度变化使轴承标高发生了变化，动静之间出现了碰磨，造成17、19级部分围带脱落，破坏了轴系平衡，引发机组振动。

采取措施： 1、在做解列凝结器等检修措施前要开好操作准备会并做好事故预想。2、更换17级脱落围带。3、19级叶片围带部分铆钉头磨损，无法重新更换，采纳东汽厂建议不再恢复，将脱落围带对

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称另一侧叶片的围带去除以保证转子动平衡。4、加强检修人员培训，提高检修质量，做好三级验收。

1.3 吉林公司珲春发电厂4号机组（330MW）启机过程中汽机1瓦振动大保护动作停机。

事件经过：2008年10月26日3时43分，4号机组与系统并列，加负荷至15MW，开始暖机（暖机34分钟）。4时10分，暖机结束，全面检查正常，继续升负荷。4时25分，负荷33MW，开始自动切缸。4时28分，切缸结束。按速率3MW/ min将负荷升至45MW，开始暖机（暖机38分钟）。5时12分，负荷45MW暖机结束，按速率3MW/ min 升负荷升至72MW。7时18 分，4号机组1、2瓦轴振急剧增加达240μm，立即减负荷。7时25分，负荷由72MW减至11MW，1瓦Y方向轴振达到260μm，振动保护动作停机。

原因分析：高压内缸轴封原汽封块为梳齿汽封，锥型梳齿根部设计尺寸1.5mm，电侧齿根间隙为3.5mm，汽侧齿根间隙为2.0mm。更换的蜂窝式汽封块高齿齿根尺寸1.9mm（实测2.0 mm），汽侧齿根间隙2.75 mm，电侧齿根间隙2.35mm。蜂窝式汽封电侧齿根间隙比梳齿式汽封电侧齿根间隙小1.15 mm，且不满足北重厂电侧齿根间隙设计最小允许值3.3 mm的要求，蜂窝式汽封电侧齿根间隙小，汽轮机切缸运行后蜂窝式汽封与高压缸转子产生轴向摩擦，造成1瓦轴振急剧增加，振动保护动作停机。

采取措施：1、根据转子膨胀热力特性曲线图，制定机组各种状态下的典型启动曲线和停机曲线，并完善检修、运行规程。2、严格细化检修工艺标准，加强检修过程控制和质量监控。对汽轮机轴封的轴、径向间隙、隔板汽封的轴、径向间隙、围带汽封轴、径向间隙、

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11 大轴晃度、对轮中心组合晃度、轴向推力间隙进行严格监督和验收，严把质量关。3、加强备品备件的管理，立即对备品备件认真进行核查，确认各部位尺寸相符，资料齐全。4、对工程项目和改造项目必须经过充分的调研和安全、经济技术论证，并上报上级部门批准后方可实施。

1.4 吉林公司长春第二热电有限公司5 号机组（200MW ）汽机末级叶片断落振动保护动作停机。

事件经过：2008年12月10日08时26分，5号机组负荷137MW,主汽流量470t/h,热网流量135t/h,机组各瓦振动正常。26分09秒，4、5瓦盖振和轴振突然增大，振动保护动作，汽轮机、发电机跳闸。汽轮机惰走过程中低压缸处有间断响声，检测凝结水硬度由0增加到17μmol/L 。查运行历史数据，4瓦振动最大值为：盖振159.66μm ，X 轴振330.88μm ，Y 轴振158.99μm ；5瓦振动最大值为：盖振143.76μm ，X 轴振489.28μm ，Y 轴振204.57μm 。停机后检查发现末级（32级）44号叶片在拉筋附近断裂，43号叶片变形。

原因分析：经检查发现叶片断口裂纹源在叶片进汽侧，在裂纹源

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处有水蚀坑，说明在断裂前存在原始缺陷或裂纹，叶片断裂具有疲劳特征。失效过程如下：叶片断裂处进汽侧有初始裂纹，在高温和交变应力作用下，裂纹逐步疲劳扩展，叶片有效面积逐步减少，剩余截面应力逐步增大，当剩余截面应力超过叶片材质的许用应力时，叶片最终发生断裂。

采取措施：1、机组在供热期，低压缸排汽量不低于最小设计排汽量。2、必须控制好蒸汽温度和压力，防止低负荷时低温蒸汽湿度过大冲蚀叶片，防止机组大负荷运行时末级叶片过负荷。3、在机组启、停机中应严格按启、停机曲线进行。4、各机每次停机时，进入凝汽器对低压转子末级叶片进行检查，发现缺陷及时处理。5、各机小修时，揭缸对低压转子末级叶片进行着色、超生和磁粉检验。6、5号机小修时做27、32级（末级）叶片整圈静频试验，并和哈汽厂提供的静频试验报告进行对比，检查静频是否发生变化，是否合格，必要时进行调频。7、断裂叶片返厂家检验材质。

2、管道泄漏造成机组非停7次

2.1大唐直属黄岛发电厂6号机组（660MW）汽机EH油管道泄漏紧急停机。

事件经过：2008年1月8日18时20分，6号机负荷640MW，机组参数正常。此时，检查发现2号主汽门EH油管道泄漏，做紧急停机准备。18时44分，因泄漏无法消除，6号机紧急停机。

原因分析：由于2号主汽门EH油管道泄漏引起EH油压和油箱油位下降，无法维持运行，造成紧急停机。

采取措施：1、举一反三，对其它EH油管道进行全面检查。2、

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提高设备管理水平，加强设备日常消缺工作，提高设备运行的可靠性。

3、加强运行期间的设备巡回检查，做到早发现问题早进行处理，使设备缺陷处于可控在控状态。

2.2大唐国际乌沙山发电厂2号机组（600MW）汽机EH油母管焊口漏泄故障停机。

事件经过：2008年7月6日8时30分，巡检发现2号机EH油出口模块与EH油母管连接焊口发生漏油，通知检修处理。15时00分，机组降负荷进行带压堵漏处理。15时38分，漏油量增大，油箱油位迅速下降，请示调度同意后打闸停机。

原因分析：停机后，将EH油模块母管泄漏焊口割下检查，焊口处裂纹起源于焊口熔合线处，因表面存在咬边焊接质量缺陷，运行中管道振动，咬边部位产生应力集中，出现疲劳裂纹，贯穿后出现漏油。

采取措施：1、对所有高压油管道系统焊口做全面宏观检查，发现表面咬边缺陷及时修磨，消除应力集中点，严重咬边等线性缺陷利用停机机会及时补焊并修平。对刚性大的焊口部位，停机时做表面渗透检验。2、严格执行焊接工艺，避免大电流施焊造成表面咬边现象。

3、加固油管道，降低振动强度，消除疲劳源。

4、在保证焊口内在质量（经过100%射线检验）的前提下，重视焊口表面成型质量，特别是存在长期振动条件的各类管道。

2.3安徽公司田家庵发电厂6号机组（300MW）汽机EH压力油管泄漏故障停机。

事件经过：2008年7月28日上午，运行人员巡检发现6号机1号高调门油动机EH压力油油管有泄漏现象，检修人员进行堵漏处理

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无效，且泄漏量逐渐增大。18时21分，6号机停机进行消缺。

原因分析：6号机EH油系统管道焊口处有4毫米的裂纹，是基建时遗留下来的焊接缺陷，随运行时间的增长，焊接缺陷发展成为裂纹，造成此次EH油泄漏。

采取措施：1、对新建机组，利用机组检修机会对基建遗留的焊缝进行100%探伤检查，发现问题立即整改。2、严格执行焊接工艺，提高焊接质量。3、机组在基建期要充分发挥监理的监督作用，对焊口必须要求100%探伤，尤其是EH油系统管道更要严格检查，严格验收。

2.4贵州公司发耳电厂1号机组（600MW）高排逆止门后疏水管道法兰泄漏故障停机。

事件经过：9月18日22时50分，1号机组高排逆止门后疏水管连接法兰突然泄漏，机组负荷降至79MW进行带压堵漏仍然无法消除，3时15分，1号机组解列停机。

原因分析：经检查高排逆止门后疏水管法兰垫片安装偏斜。

采取措施：1、高排逆止门后疏水管法兰连接改为焊接连接。2、全面检查法兰垫片安装情况，利用停机机会或创造条件有针对性整改。3、对其它法兰垫片备品备件的质量严格把关，确保使用合格垫片。4、对新安装机组加强安装质量验收。

2.5河南公司安阳热电厂1号机组（300MW）因给水流量变送器故障汽包水位高MFT后热网抽汽压力低保护动作停机。

事件经过：2008年12月5日，1号机组负荷200MW，热网投运。电泵、B汽泵并列运行。电泵手动方式，转速4169 rpm；B汽泵自动

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方式，转速4200 rpm ；蒸汽流量650T/H ，给水流量630T/H 。4时18分，监盘人员发现汽包水位快速上升至+210mm ，汽包事故放水门动作，此时给水流量为405 T/H ，主蒸汽流量641T/H 。运行人员立即手动减电泵转速，由于实际给水流量远大于蒸汽流量，汽包水位继续上升到+250mm ，4时19分汽包水位高锅炉MFT 动作。立即快速减负荷，电泵因前臵泵入口压力低保护动作跳闸，4时22分负荷降至130MW 时，汽轮机跳闸，发电机逆功率动作跳闸。

蓝色S5514机组负荷，红色S3470为汽包水位，绿色S3100为蒸汽流量，S3482为给水流量，S4076为电泵转速，S4345为B 小机转速，S4073为电泵前臵泵出口压力，S4539为五抽压力

原因分析：1、1号机组给水流量变送器故障（给水流量测点1正压侧取样管管路接头密封垫泄漏，造成给水流量测点1 从627t/h 下降到0t/h ，当时给水流量测点2正常，而参与给水调节的给水流量选择值是两个给水流量的平均值，其减少导致给水指令输出增加），导致给水调节失常，汽包水位突升，运行人员调整不及时，汽包水位

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高保护动作，是锅炉灭火的直接原因。2、锅炉MFT减负荷过程中，由于运行人员不清楚存在“供热投入且五抽压力低于0.15Mpa跳机的保护”，未及时退出热网运行，当负荷减至130MW时，造成五抽压力低于0.15Mpa，保护动作，是汽轮机跳闸直接原因。

采取措施： 1、加强对带自动、保护的热工表管的巡视检查，发现缺陷及时处理，做到设备的可控在控。2、咨询汽轮机厂家，探讨热网保护定值设臵对主机安全的影响，对热网保护定值进行合理设臵。3、全面排查梳理各保护及逻辑关系，组织生产人员对1、2号机组热工控制及保护再优化。据此进行规程修订，组织运行人员学习。

3、加强运行人员技术培训，提高人员事故处理能力。

2.6河南公司安阳热电厂1号机组（300MW）工业水母管泄漏冷却水中断故障停机。

事件经过：2008年12月8日，2号机组试运中发现工业水母管泄漏，由于工业水管与1号机组公用，采取多种措施无法解列。12月9日15时，1号机组故障停机。

原因分析：检查发现管道泄漏原因为焊口破裂。由于焊接质量存在缺陷，焊口本身就未焊透，再加之该管道为地埋管，在管道下方土质沉降不均匀，使管道受到较大的局部挤压，导致焊口破裂。

采取措施：1、对过路段管道下方的回填土全部采用锅炉的干灰渣回填，且每回填200mm后进行一遍夯实工作。对上方路基基础采用增加一层钢筋网后再进行水泥浇筑的方案，增强水泥路基的强度，减小管道的径向受压力。2、对公用系统进行改造，增加隔离阀门。3、加强设备检查，发现泄漏点及时联系处理，避免漏点扩大。

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本文来源：https://www.bwwdw.com/article/3r7q.html