燃气机组典型事故案例分析及基建生产期反事故措施

燃气机组典型事故案例分析及基建生产期反事故措施为了确保燃气机组安装、调试、运行期间安全生产，有效控制事故发生，把好安全生产这个关口，从在役燃气机组投运以来发生的故障案例中，选择了部分典型案例作为培训学习。目的是希望燃气电厂相关人员能以身边发生的这些不安全事例为借鉴，举一反三、深刻反思、吸取教训、改进工作、加强管理、提前预控，做好详细的防范措施，避免类似事故再次发生。反事故措施目录表序号案例名称1、#7叶片通道温差大自动停机2燃烧器压力波动高高#1燃机跳机3、模式切换时振动大燃机停运4、#1燃机88TK-2故障停机处理5、#1燃机燃烧器压力波动大停机6、#2、#3机因人为误动停机7、#1燃机燃烧不稳停机8、#1燃机燃烧器压力波动大停机9、#2燃机伺服阀故障停机10、#1燃机燃烧器压力波动大跳机。11、#2燃机天然气泄漏停机处理12、汽机EH油泄漏#2、3机停运13、右侧中压主汽门泄漏停机14、#1汽机低压与中压排汽温差大保护停机15、#3汽机卡件故障停机16、#1燃机中性点电流畸变跳机17、#3发电机励磁系统故障#2、#3机停运18、#1燃机380V电源MCC段失电，事故油压低跳机19、继保动作#2、3机停运20、#2主变差动保护误动#2、3机停运21、#2燃机发电机过激磁保护动作跳闸22、#1燃机励磁碳刷故障23、#1余热炉高压过热器连接管泄漏24、#1燃机增压机变频器快速停机25、增压站#1高压变端子箱进雨水，重瓦斯保护，停机26、＃1燃机供气压力低跳闸保护动作停机27、#1燃机增压机入口管线气动阀跳闸停运28、#1燃机天然气品质不合格跳闸29、#2增压机跳闸#2、#3机停运30、#1增压机喘振跳闸#1燃机停运第一章燃机系统案例1：#7叶片通道温差大自动停机1、经过:2006年8月3日#1燃机按中调令于8时12分启动，8时24分点火，8时45分并列，8时49分当负荷升至50MW时，因#7叶片通道温度与平均值偏差达到26.44℃，超过了设计的25℃，时间超过30秒，控制室来“BPT温度偏差大”信号，机组自动停机以保护燃机。8月7日8时17分启动，8时53分并列。2、原因分析：1）2005年11月份调试期间曾出现#7叶片通道温度高现象，报警值由20℃调到23℃，自动停机值、跳闸值未做改动。其他叶片通道温度报警值维持20℃不变。2）由于日方技术人员在对BPT温差定值进行调整时，考虑不周，设定值偏低（自动停机BPT温差定值实际是25℃，定值最高可小于40℃）导致自动停机。3、防范措施：1）在控制系统中，修改燃机负荷35MW-65MW阶段的#1-20BPT温差定值（尤其#7BPT在启动期间报警由原来的23℃提高到30℃，自动停机由原来的25℃提高到33℃，跳闸由原来的30℃提高的35℃）。2）其他19个BPT温差定值，在燃机负荷35MW-65MW启动期间报警由原来的20℃提高到25℃，自动停机由原来的25℃提高到30℃，跳闸保持原来的35℃。案例2：燃烧器压力波动高高#1燃机跳机1、经过：2006年10月5日20时14分，#1燃机来“#20燃烧器压力波动传感器异常信息”及“燃烧器压力波动预报警”光字牌。通知维护部检修班人员到场检查，之后此报警频发。23时02分，来“燃烧器压力波动高高跳闸”光字牌（经查为#6、#7燃烧器压力波动高高），#1燃机跳闸。停机后，技术人员查找压力传感器、信号回路未见异常，经与网局调度协商于6日2时50分#1燃机启动，3时21分转速3000r/min观察，未见异常，于3时49分机组并列。4时33分“#20燃烧器压力波动传感器异常信息”及“燃烧器压力波动预报警”又发光字牌，机组维持200MW运行。2、分析及处理：10月8日申请停机消缺，更换#20燃烧器压力波动传感器一次元件，当时故障排除。但运行5天后“#20燃烧器压力波动传感器异常信息”及“燃烧器压力波动预报警”又发光字牌。因仅在#20燃烧器压力波动传感器出现异常报警，且未发生灭火现象，机组在200MW长时间运行，此报警信号为误发，由于此信号报警屏蔽后不影响机组正常运行，且机组运行中无法处理，决定暂时将#20燃烧器压力波动传感器信号屏蔽，待燃机C检时彻底检查处理。案例3：模式切换时振动大燃机停运1、故障经过2008年10月23日，#1、#3机组运行，#1燃机负荷100MW，#3汽机负荷65MW，总负荷165MW；AGC退出；#2燃机备用。10月23日23：50，#1燃机拖#3汽机性能试验结束,GE调试人员进行了最后一次燃烧调整后,通知安全运行人员机组可以投入协调控制及AGC运行。并告知运行人员，#1燃机燃烧模式的切换点降负荷时为100MW左右，升负荷时为115MW到120MW。10月24日00：00，由于AGC总负荷指令为180MW，此时#1燃机负荷达到110MW，燃烧模式由先导预混（PPM）模式切向预混（PM）模式。由于燃机在先导预混模式下，烟囱会有黄烟冒出，值长联系网调，接网调令退AGC及协调将燃机负荷升至120MW，00：08在燃机负荷升至115MW后，由于#2轴承振动达到21.2mm/s，超过自动停机保护定值20.8mm/s，#1燃机发自动停机令，主值对#1燃机进行主复位，重新发启动令成功，将#1燃机负荷稳定在90MW。值长将情况通知生产保障部并汇报部门领导。00：50值长接调度令重新升负荷至130MW，尝试冲过燃烧模式切换点，00：55分，#1燃机负荷升至115MW后由于#2瓦振动达24.5mm/s，#1燃机再次发自动停机令，主值对#1燃机又进行主复位，重新发启动令成功，将#1燃机负荷稳定在90MW。值长将情况汇报给部门领导。生产保障部热工人员联系厂家GE人员，GE人员通知热工人员将燃烧模式切换点的燃烧基准温度由2280℉改为2290℉，告知运行人员在此切换点可减小振动，冲过切换点。10月24日06：54，经生产保障部热工人员更改燃烧模式切换点的燃烧基准温度后，运行主值人员再次升负荷冲燃烧模式切换点时，#1燃机#2轴承振动达26.84mm/s，超过了燃机振动保护跳机值25.4mm/s跳机。2、故障后检查情况及原因分析燃烧模式切换时，由于GE厂家TA对切换点选择不当，造成燃机内流体波动大，#1燃机发生振动，振动超过燃机跳机保护动作值跳机，联跳#3汽机。#1燃机在性能试验开始前#1燃机燃烧模式切换设定点（由PPM模式切换至PM模式）为2260℉，模式切换正常；在10月23日性能试验完成后，GE公司进行了火焰筒DLN调整，由GE的现场TA将此设定值改为2280℉，并将FXKSG1、FXKSG2、FXTG1、FXTG2、FXKG1ST、FXKG2ST、FXKG3ST等相关参数也进行了修改，更改时间为2008年10月23日晚10时。10月24日GE厂家TA再次将燃烧模式切换（由PPM模式切换至PM模式）温度设定值改为2290℉，燃机于早晨6：54进行燃烧模式切换时因轴承振动大跳机。我方要求GE公司查清跳机原因并做出解释，GE公司解释此次燃烧调整参数修改为GE公司技术部门下发的定值，可能与现场机组情况不能完全匹配，并决定由GE公司现场TA将#1燃机燃烧模式切换（由PPM切换至PM）温度设定值改回性能试验前稳定运行时的设定值2260℉，由于DLN设备已经拆除，GE公司TA并未对其它模式切换相关参数做相应的修改。由于燃烧调整由GE厂家全部负责并进行技术封锁，需要专业的设备和软件，故由于燃烧调整参数设定问题引起的振动我厂无法查出其产生原因，需要GE厂家TA再次用DLN设备进行燃烧调整并解决；我公司正在与GE公司进行交涉，令其尽快派相关人员和设备来我公司解决燃烧模式切换引起振动大问题。3、暴露问题1)GE厂家技术服务人员技术把关不严，针对燃机模式切换的调整考虑不周。2)生产保障部热工人员对设备的管理薄弱，对厂家的调整试验，参数修改没有进一步进行分析。3)运行人员在2次燃机因为振动大触发自动停机程序的情况下，仍然进行第三次强行通过燃烧模式切换点，暴露出运行把关不严的问题。4)运行人员在机组非计划停运后，下意识地直接将机组转入计划检修，没有及时汇报上级部门，没有认真履行事故处理程序。4、采取措施1)对GE厂家的技术服务，生产保障部热工人员要紧密跟踪，尽快提高技术技能，加强分析和处理故障能力。2)安全运行部加强管理，提高运行人员的故障处理能力，严格执行事故处理和汇报程序。案例4：#1燃机88TK-2故障停机处理1、故障经过2010年1月23日，机组二拖一运行，AGC投入，总负荷650MW，＃1、＃2燃机负荷均为230MW，汽机负荷190MW，供热量1200GJ/h。1月23日14时00分，监盘人员发现#1燃机MARKⅥ界面发报警（排气框架风机风压低）,EXHFRAMEOR#2BRGCOOLINGTRBL-UNLOAD（排气框架或#2轴承区冷却风机故障）”，立即派人至就地检查该风机并点击MARKⅥ风机界面“#2LEAD”和主复位按钮，该风机仍无法启动。通知生产保障部热工、电气、机务专业，汇报蒋总，汇报部门。14：01，#1燃机开始自动减负荷，运行人员手动退出AGC，降低热网负荷，机组维持低负荷运行。15：06，负荷3MW，调度通知停机，15：09#1燃机停机。2、故障后检查情况及原因分析2010年1月23日14时，电气人员到现场后检查，发现#1燃机88TK-2风机电机停运，开关就地报“接地保护”动作。将电机本体动力电缆接线拆开后，测量电机本体绝缘，三相对地为0.1兆欧，手动盘电机风扇可以盘动。拆出风机后，风机叶轮本体扇叶端部有不规则坑状损坏，电机本体驱动端轴承小盖及挡油环明显过热且有缺损。将电机送至电机检修厂家解体检修。2010年1月20日，#1燃机88TK-1风机电机因振动大停运检修，将电机送至电机检修厂家解体检修，修复周期4天，截至1月23日未修复。风机叶轮拆下后，发现电机本体驱动端轴承小盖及挡油环处明显损坏；将挡油环及甩油环拆下后，发现轴承保持架粉碎，滚珠过热变形，轴承外环与电机大盖之间有摩擦，轴承内挡油环与转子轴明显摩擦，转子轴被内挡油环啃出环状沟道。电机非驱动端未见任何异常。将电机转子抽出后，发现定子端部有一处短路放电痕迹，端部线圈明显过热痕迹。定子铁芯有轻微扫膛现象。电机非驱动端定子端部未见任何异常。图片如下：轴承小盖及挡油环明显过热且有缺损轴承保持架粉碎转子轴被内挡油环啃出环状沟道定子端部有一处短路放电痕迹，伴有轻微扫膛现象从故障现象看，电机驱动端轴承因长期处于高温下工作，导致轴承油脂乳化后流失，轴承处于干涩状态下运行，因摩擦逐渐导致轴承区域明显过热，引发定子端部区域过热，绝缘老化降低，最终定子绕组匝间短路产生高温烧烧损。缺润滑脂是本次故障的直接原因。综上，本次故障的原因分析如下：1)电气专业人员设备缺陷管理不到位。88TK-1风机故障后没有修复，在88TK-2风机故障后，备用设备无法投入而跳机。2)生产各部门在88TK-1风机退备后没有采取好防范措施，没有加强运行风机的检查。3)电气点检人员对88TK-2风机电机的维护、检查不到位；4)运行巡检人员对88TK-2风机电机的检查不到位；5)88TK-2风机电机由于设计原因，运行中无法检查、添加油脂，且轴承温度无测点上传到集控室实时监控；3、暴露问题1)燃机部分重要辅机设备还存在由于润滑脂检查不方便和温度、电流无法在线监视等原因，检查、维护不到位的情况；2)电气点检人员、运行巡检人员对设备的维护检查不到位；3)电气专业人员设备缺陷管理不到位。4、防范措施1)生产保障部加强设备缺陷管理，对失去备用的运行设备制定防范措施，加强检查，同时尽快修复被用设备，保证设备安全稳定运行。2)改造88TK-2风机电机，将加、排油孔引至电机外侧，加装轴承测温元件，上传到集控室监视；3)对全厂同类型电机，同安装形式电机进行普查，确认设备健康水平，对不能满足运行要求的电机安排检修；4)利用小修时间对所有同类电机解体检查，更换轴承，补充油脂；5)对同类型设备，做好备品备件工作，定期进行更换检修；6)电气专业加强设备管理，认真点