某厂1号机振动大机组跳机事故

某厂某厂 1 1 号机振动大机组跳机事故号机振动大机组跳机事故 简述 湘潭公司 1 号机由于 6 低压加热器水位差压变送器数据失 真 造成 6 低压加热器汽侧水位过高 中压缸上下缸温差过大 变形 2 轴瓦 x 方向轴振持续上升 机组打闸停机 造成非停 事故 事故经过 2015 年 7 月 29 日 12 时 21 分 湘潭公司 1 号汽轮机 3 轴 瓦 x 方向轴振开始缓慢上升 12 时 23 分 3 轴瓦 y 方向轴振 开始缓慢上升 12 时 24 分 2 轴瓦 x 方向轴振也开始缓慢升 高 12 时 29 分 2 轴瓦 x 方向轴振升至 90 m y 方向轴振升 至 52 4 m 3 轴瓦 x 方向轴振升至 42 4 m y 方向轴振升至 34 8 m 值长立即派人就地倾听各轴承声音 检查主汽门 调 速汽门实际开度 未发现异常 同时 监盘人员立即对机组相 关运行参数进行检查 12 时 33 分 2 轴瓦 x 方向轴振升至 130 m y 方向轴振升至 72 1 m 3 轴瓦 x 方向轴振升至 48 9 m y 方向轴振升至 46 4 m 运行人员解除机组 agc 控制 方式 调整机组负荷涨至 173mw 通过机组实际运行中摸索 负荷 180mw 时振动值最优 主汽压力提高至 12 1mpa 同时 将主机润滑油温度降至 42 1 此期间 2 轴瓦 x y 方向轴振 继续上升 12 时 40 分 2 轴瓦 x 方向轴振升至 177 4 m y 方 向轴振升至 104 m 运行人员就地检查发现 3 轴瓦附近声音增 大 汽轮机内部无异常声响 运行人员快速降低机组负荷至 145mw 12 时 50 分 1 轴瓦 x 方向轴振达到 99 35 m y 方 向轴振 54 57 m 2 轴瓦 x 方向轴振达到 250 m y 方向轴振 153 m 3 瓦 x 方向轴振达到 69 03 m y 方向轴振 72 58 m 此时虽未达到汽轮机振动保护逻辑动作的条件 任一轴瓦某方 向轴振大于 250 m 相邻轴瓦同方向轴振大于 125 m 上述两 个条件同时具备时 汽轮机振动保护动作 机组跳闸 无延时 但因 2 轴瓦 x 方向轴振持续上升 且上升速度呈增快趋势 当值值长立即下令手动打闸停机 机组打闸后 发电部会同设备部专业人员立即就地查看汽 轮机惰走过程中各轴瓦和汽缸的情况 除在惰走时 中压缸后 轴封处有动静摩擦声外 高 中 低压缸及各轴瓦等其它部位 未发现明显异常 汽轮机惰走曲线与典型工况基本一致 未发 现异常 13 时 10 分 汽轮机转速到零 投盘车 盘车电流无 波动 大轴晃度与原始值一致 后经进一步检查 发现 6 段抽汽温度 中压缸排汽温度 该测点位于中压排汽缸下部供热抽汽管道上 距离中压排汽 缸底部约 400mm 中压排汽缸下半内壁温度 该测点位于中 压排汽缸底部 两根供热抽汽管道之间 中压排汽缸上半内 壁温度 该测点位于中压排汽缸顶部 两根低压缸进汽管道之 间 在汽轮机振动异常上升之前 在不同时间段先后开始下降 到机组打闸前 分别由 235 241 208 和 248 下降至 100 121 121 和 240 从机组振动开始增大直至停机的过程中 汽轮机所有轴瓦 温度 推力瓦温度 轴位移 高压缸胀差均无明显变化 中压 缸和低压缸胀差受中压排汽缸温度和低压缸进汽温度降低的影 响略有升高 但均在正常范围内 检查中通过对 6 低加汽侧放水 发现 6 低加水位变送器测 量不准 随后发现变送器一次门处于关闭状态 6 段抽汽管道 及供热抽汽管道内发现存水 进入低压排汽缸内部检查 低压末级叶片无损伤 结合机 组打闸前中压排汽缸上 下半内壁温度的变化 汽轮机振动呈 缓慢爬升无明显阶跃 低压缸进汽温度虽略有下降 但仍有约 100 过热度 以及上述其他检查情况和机组实际运行状态综合 分析 基本可以排除中 低压缸进水 对汽轮机造成水冲击的 可能性 事故原因 1 机组停运后对系统进行检查 发现 6 低压加热器水位 差压变送器一次门处于关闭状态 导致水位测量数据失真 正 常疏水调门无法根据真实水位进行调节 造成 6 低压加热器汽 侧满水 6 低压加热器疏水通过汽轮机 6 段抽汽管道和供热抽 汽管道溢流至中压缸排汽口处 造成中压排汽缸下半内壁温度 下降 导致中压排汽缸上下半内壁存在约 120 的温差 中压排 汽缸后部的中压缸后轴封收缩变形 引起中压转子轴颈与汽封 发生动静摩擦 因该摩擦现象在停机前一直未消失 造成邻近 的 3 轴瓦 x 方向轴振持续升高 又因本机组为高中压分缸结构 受高中压缸之间的 2 轴瓦负载偏轻 同时又是高中压进汽口的 位置 易受其他部位振源的影响 在 3 轴瓦 x 方向轴振开始升 高约三分钟后连带引起 2 轴瓦 x 方向轴振以更快的速度升高 最终因达到汽轮机振动保护值后打闸停机 因此 6 低压加热 器因水位测量失效 正常疏水调门无法正常调节 加热器满水 倒流 是本次停机的直接原因 2 运行人员监盘不到位 机组启动后未能对 6 低加水位 偏低 正常疏水调门开度不正常的情况引起重视 主观认为是 由于 6 低加正常疏水和紧急疏水调门内漏造成的 未进行进一 步检查核实 错过了及时发现该加热器水位测量失真的时机 在机组出现振动故障后对故障原因分析能力不强 未能及时发 现 6 段抽汽及中压缸排汽温度异常下降的情况 从而影响了故 障处理的准确性和及时性是本次停机的主要原因 3 6 低压加热器水位保护设置不合理 该加热器水位保 护由一个开关量 就地液位开关 和一个模拟量 差压变送器 组成 其中高一值 水位 900mm 主控报警 由模拟量控制 高二值 水位 1050mm 联锁开启紧急疏水调门 水侧旁路门 关闭抽汽电动门 逆止门和水侧出入口电动门 由开关量和模 拟量以二取二的保护逻辑控制 因水位差压变送器即模拟量失 效 造成加热器水位高异常后 高一值报警和高二值保护均未 发出 致使 6 低压加热器未能切除 是造成本次停机的另一主 要原因 4 设备部热控专工和点检员在启机前后未对机组重要保 护和重要参数进行细致检查 未能及时发现缺陷 是本次停机 的间接原因 5 热控人员在 5 月 12 日至 5 月 22 日的 1 号机组停备期 间 在完成 1 号汽轮机 6 7 号低压加热器液位计表管更换 热控第二种工作票 工作后 未对 6 低压加热器水位差压变 送器系统进行恢复 在机组启动前及启动后对变送器进行检查 时不认真 未发现该变送器一次门处于关闭状态 造成水位监 视数据失真 是本次停机的间接原因 防范措施 1 严格按照集团公司 关于规范发电机组启动阶段管理的 通知 要求 机组启动前做好设备 系统的检查 试运行和保 护传动工作 机组启动后对主辅机系统进行全面检查 对所有 控制系统 保护装置等逐一确认 保证运行状态符合规程要求 2 严格按照集团公司 大唐国际开展安全隐患排查工作的 要求 全面 深入的开展排查工作 对机组各种保护逻辑进行 全面检查和梳理 遵循宁可误动 不能拒动的原则 修正错误 或不合理的保护设置 增加应有未有的保护设置 同时对保护 装置进行彻底检查 消除安全隐患 切实保证设备安全 坚决 杜绝走过场的情况发生 3 认真对照集团公司 大唐国际关于机组 降非停 的工作 要求以及我公司制定的 降非停 行动计划查找存在的问题 针 对 降非停 行动计划逐项落实 将动态检查作为日常工作的重 要内容 4 发电部特别要加强对运行规程和二十五项反事故措施的 培训和学习 深刻理解相关要求 要针对各种典型事故案例开 展技术培训 梳理典型事故案例 制定相应的应急处置方案 并组织各运行值进行实战演练 对演练过程中存在问题进行完 善 提高故障处理能力 同时开展有针对性的仿真机培训 从 故障判断到处理在仿真机上进行逐项演练 提高运行人员基本 操作技能和事故应急处置能力 停备 期间组织运行人员到运 行机组相同岗位进行跟班操作 5 加强运行管理 提高运行人员重要运行参数异常的敏感 性 发现设备参数异常及时分析并联系相关人员进行处理 避 免此类事件再次发生 要求发电部专工每天对设备运行重要参 数进行跟踪检查 发现设备运行参数异常要及时分析处理 6 加强设备管理 规范检修 维护 消缺工作 特别是加 强过程管控 加强工作票 操作票管理 严格执行两票管理制 度 对票种使用不规范的情况进行彻底整改 严肃执行验收制 度 切实落实责任制 加强点检工作 完善点检点设置和规范 点检内容 真正发挥出点检工作的重要作用 加强设备部专业 人员和检修维护人员的技术培训工作 提高业务水平 简述 某电厂 2 号机组为东方汽轮机厂设计生产的 n660 25 600 600 型超超临界压力 一次中间再热 单轴 三缸四排 汽 双背压 凝汽式汽轮机 配套东方电机股份有限公司制造 的 qfsn 660 2 22b 型发电机 2015 年 8 月 首次成功冲转 定速 3000r min 时刻 轴振 瓦振良好 达到了国标对新装机 组振动水平的要求 机组并网后 低压缸瓦振和发电机振动逐渐增大 机组负 荷 450mw 时 5 8 瓦瓦振超过 60 m 7 瓦轴振也超过 110 m 振动专业技术人员协助电厂对 2 号汽机的振动异常情 况进行分析和安全评估 事故经过 从机组首次并网后的历史数据来看 2 号机组的振动异常 现象主要有以下几个特征 1 首次定速 3000r min 空载运行时 机组轴振 瓦振良 好 带负荷后 低压缸 b 缸及发电机振动随负荷升高明显增大 其中以 5 8 瓦的瓦振及 7y 轴振对负荷的变化最为敏感 负荷 大于 450mw 时 5 8 瓦的瓦振 7y 轴振就超过了报警值 2 低压缸及发电机振动与负荷的跟随性具有可逆性 即 随负荷升高而增大 负荷降低后 振动基本能恢复至原始水平 3 初并网时刻 机组负荷 33 6mw 无功 27 4mvar 7 瓦轴振 瓦振分别为 33 m 13 m 8 瓦轴振 瓦振分别为 24 m 38 m 负荷增加至 560mw 时 期间调整了无功功率 发电机 振动达到峰值 7 瓦轴振 瓦振分别为 136 m 76 m 8 瓦轴振 瓦振分别为 86 m 92 m 4 瓦振与轴振比值偏大 即瓦振大 轴振小的问题 主 要表现在 5 6 8 瓦上 目前普遍认为瓦振与轴振比值的正常 范围为 0 1 0 5 就 2 号机组来说 初定速 3000r min 时 瓦 振与轴振的比值不到 1 而带负荷后 6 瓦比值超过 2 5 5 6y 轴振经常出现间歇性大幅跳变 在 30 m 300 m 范围内大幅波动 事故原因 1 6y 轴振经常出现间歇性大幅跳变 主要是 10hz 以 下低频振动 且信号输出时好时坏 信号真实性还有待证实 2 振动表现异常的 5 8 瓦 以工频为主 从性质上来 说 属于普通强迫振动 从机理上来看 振动与 2 个因素有关 一是激振力 轴振大小可反映来自转子上的激振力的大小 二是 动刚度 与激振力成正比 与动刚度成反比 引起机组振动大 故障的原因总的来说只有 2 个 一是激振力过大 二是动刚度 不足 3 轴振随负荷升高而增大 是激振力增大引起的 升 负荷过程中 6 8 瓦轴振增大 主要是工频分量的增大 表明 转子上的不平衡量增加了 不平衡量包括 2 个部分 一是原始 质量不平衡 二是热不平衡量 热不平衡来源 最常见的原因 是碰摩和局部受热不均使转子产生临时热弯曲 由于碰摩与无 功无关 考虑到发电机转子结构的特殊性 要注意匝间短路和 冷却系统局部堵塞等问题 4 瓦振随负荷升高而增大 与 2 个因素有关 一是轴 振增大导致瓦振增大 二是热负荷的影响使支撑动刚度降低 轴振不变的情况下 仍可能使瓦振增大 具体表现为轴振 瓦振增大不成比例 如 表 1 所示 5 瓦振与轴振比值偏大原因分析 支撑动刚度由结构刚 度 连接刚度 2 个要素组成 从 tdm 历史数据及现场轴承座 振动特性测试结果来看 存在支撑动刚度不足的问题 1 轴承座外部特性现场实测结果 沿轴向方向 从联轴器 端到转子端 也即从外端到内端 5 8 号轴承座中分面垂直振 动逐渐增大 内端比外端振动高出 20 m 左右 存在一定的差 别振动 表明存在受力不均的现象 导致连接刚度变差 2 从 tdm 记录的超速试验过程瓦振 bode 图上发现 5 8 瓦轴振在 3000r min 3360r min 范围内均出现共振峰 瓦振则存在至少 1 个共振峰 也就是说 5 8 瓦轴承座在工作 转速下存在一定程度的共振 导致瓦振对激振力的变化比较敏 感 出现了 轴振小 瓦振大 的现象 由于轴承座临界转速只 是稍大于工作转速 在负荷增加的影响下 轴承座结构刚度会 有一定程度的降低 导致轴承座临界转速更加接近工作转速 对激振力的变化 也就是轴振的变化 更加敏感 从 560mw 与定 速 3000r min 时刻瓦振与轴振比值的对比情况 可以得到验证 6 真空严密性试验过程中 真空度降低 3kpa 6 瓦瓦 振降低 20 m 6 瓦轴 承为坐缸式轴承 直接坐落在排