电厂＃9汽机上下缸温差大事件分析报告

电厂 电厂 9 9 汽机上下缸温差大事件分析汽机上下缸温差大事件分析 报告报告 1 事件经过 1 7 月 31 日 07 02 时 9 汽机上缸温 382 6 384 96 下缸温 339 96 342 44 温差 43 缸温度出现明显的下降趋 势 2 07 12 时 暖轴封母管 3 07 13 时 上缸温 380 52 382 93 下缸温 267 36 268 34 下缸温度出现明显的下降趋势 上下达到 115 左右的温差 4 07 22 时 9 汽机送轴封 5 08 24 时 9 汽机冲转 6 以 7 机并网到到 9 机并网时间跨度算 7 月 30 日 为 40 分钟 31 日为 82 分钟 则 31 日汽机并网时间相对 30 日 延误了 42 分钟 少发电约 3 22 万 kwh 2 原因分析 1 查阅主汽母管沿程参数 提示未出现明显的带水现象 尤其是近机侧 过热度均 210 以上 且暖轴封时间晚于缸温急 剧下降时间 因此排除从主汽阀和轴封进水的可能 数据和时 间如下 07 02 时 过热器出口参数 1 88mpa 226 97 过热度 15 07 02 时 主汽阀前出参数 0 08mpa 315 过热度 213 07 12 时 过热器出口参数 1 75mpa 223 28 过热度 14 78 07 12 时 主汽阀前出参数 0 06mpa 313 过热度 211 7 2 抽汽母管 4 米层 温度曲线显示抽汽母管温度急剧 下降先于下汽缸 提示抽汽母管存水且水位逐步上升 曲线如 下 06 31 时 抽汽母管温度 180 06 出现不明显下降趋势 06 52 时 抽汽母管温度 159 21 出现明显下降趋势 07 01 时 抽汽母管温度 71 87 出现急剧下降趋势 3 现场确认抽汽管 0 米快关阀前手动阀前疏水至本体扩 容器管线 扩容器侧手动阀未开 不正确阀位 此阀应保持 常开位置 否则运行中管道凝结水位将逐步上升 但停机后因 无汽源 水位无法迅速上升到汽缸位置 因此可以排除该原因 4 查阅凝汽器水位 凝汽器补水阀开度和凝泵流量曲线 提示凝汽器补水阀晚上较长时间全开 导致凝汽器水位上升后 进入汽缸 进而导致下汽缸温度急剧下降 相关事件如下 03 11 时 凝汽器补水阀全开 凝汽器水位迅速上升到 1750mm 03 19 时 凝汽器水位 1992mm 基本达水位计满量程 2m 06 41 时 凝结水流量从 0 开始增大 之后直到汽机启动 未停泵 07 35 时 凝汽器水位下降至满量程以下可读数的位置 1968mm 07 00 时 凝汽器补水阀关闭 5 上下缸温差温差大分析结果 因凝汽器补水阀的控制 对象是除氧器的水位 7 月 30 日晚上停机后 凝汽器补水阀未 从自动切换到手动关闭 随着停机后除氧器的水位下降 补水 阀逐步开大直到满开 最终导致凝汽器汽侧水位上升 汽缸进 水 分别从末级和抽汽口位置进入 3 防范措施 1 停机后 运行值班员应将凝汽器汽侧补水阀切换到手 动方式 且关闭到 0 位 2 停机后 值班员仍应保持对设备的关注 当发现凝汽 器水位迅速升高时 应查明原因 如果是阀门内漏 则关闭手 动隔离阀 同时报检修处理 3 停机后 当出现抽汽母管或其他温度异常变化时 及 时检查和排除原因 4 通过技术手段 杜绝类似情况发生 热控修改 dcs 程序 当抽汽母管或下缸温度下降速率达到或超过 3 min 时 应报警 当凝汽器汽侧液位达到或高于 1800mm 时 补水调节 阀全关且切换至手动 同时 热控检查全厂同类机组的凝汽器 补水阀控制逻辑 对存在同类隐患的控制逻辑进行修改 5 本次调查发现抽汽管 0 米疏水到本体扩容器手动阀未