功热电汽轮机组（精选3篇）

功热电汽轮机组 第1篇

采用北京和利时公司的MACS系统, 实现机炉一体化微机监控。控制站按生产工艺系统划分, 共为5个站, #10站为锅炉烟风系统、制粉系统;#11站为FSSS;#12站为锅炉汽水系统;#13站机侧自动、顺控、汽机发电机定子温度;#14站为ETS (机保护) 和DEH (电调) 控制系统。

2 功能特点

2.1 系统软件平台为windows NT 4.0操作系统中文版。

2.2 各个工作站采用相同的主控单元, 同类型的I/O点采用相同的I/O模件。操作员站、工程师站采用相同的硬件配置及软件平台。各子系统的应用功能均用同一种图形组态工具实现。

2.3 系统管理网络SNET采用并行冗余100M总线结构的以太网, 控制级网络 (现场总线级网络FBUS) 采用标准EN10570的现场总线PROFIBUS-DP/PA现场总线。

2.4 采用CLIENT/SERVER (客户/服务器) 结构, 所有的数据管理和处理均由系统服务器完成, 使系统内部各项数据更加准确, 并确保一致性。每个客户机申请的数据被打包后快速的、有效的传递, 大幅度降低通讯负荷, 同时使系统的各项任务分配更加合理。

2.5 主控单元、系统服务器、网络现场控制站的主控单元 (DPU) 上的以太网卡、现场控制站内的24V系统电源、48V现场电源均以热备份方式冗余配置, 在出现故障时能够自动无扰切换, 并保证不会丢失数据。

2.6 I/O模块、主控单元、网络运行具有状态实时监测、自诊断与故障报警功能。

2.7 I/O模块、主控单元上固化了相应的软件。I/O模块采用光电隔离且均支持带电热插拔。模件具有看门狗定时器电路, 可使模块在异常情况下自动复位。

2.8 在现场控制站硬件设计中采用大量的先进技术, 模块采用低功耗元器件, 降低整体的热损耗, 同时在机柜中设计了通畅的风道。

2.9 SOE分辨率1ms, 模件为专用的开关量输入模块。布置在同一个工作站, 避免了不同控制器运算造成的时间偏差。

2.1 0 系统接地不需设单独接地网, 可单点接入电厂电气网。

2.1 1 为避免软磁放自动调节系统开、关动作频繁造成的继电器接点粘连、烧坏事故的发生, 改造后的自动调节系统采用外置磁放设计。

2.1 2 电调采用系统简洁、制造成本低的透平油纯数字式电液控制系统。低压透平油纯电调选用了MOOG公司新近推出的控制精度高, 抗污染能力强的直接驱动式电液伺服阀 (DDV阀) , 这种伺服阀具有很好的抗污染能力, 能适应透平油系统的一般清洁度水平。

3 DCS改造后的控制效果

3.1 DCS改造后的I/O点数统计如下:

模拟量输入:563

模拟量输出:43

数字量输入:352

数字量输出:393

3.2 改造后的控制立盘及操作台

3.2.1 控制立盘5个, 包括的表计有, 机侧:#1高加电接点水位计、#2高加电接点水位计、凝汽器热水井电接点水位计, 汽轮机转速、发电机功率;炉侧:东侧汽包水位电接点水位计、西侧汽包水位电接点水位计、火焰电视监视装置、汽包水位电视监视装置。

3.2.2 大屏数显2个, 真空、功率。

3.2.3 操作员站4个。

3.2.4 操作台上布置了手动硬手操设备, 包括手动主汽门关闭、手动发电机解列、强启交流润滑油泵、强启直流润滑油泵、手动停炉、开事故放水门、关事故放水门按钮, 安全门及向空排气手动按扭, 主汽门关闭联发电机跳闸联锁开关, DEH硬手操盘。

3.3 自动调节系统

自动调节系统有自动、手动、强制手动三种状态, 当自动控制系统设定值与被控变量之间的偏差超过预定范围时, 自动切至强制手动, 画面闪烁及热工信号声光报警, 此时自动调节系统转为手动控制。

3.4 机保护及联锁

3.4.1 ETS主汽门关闭保护包括:串轴、低真空、低油压、电超速、支持轴承回油温度、推力轴承回油温度、发电机内部故障、手动打闸。

3.4.2 抽汽逆止门保护。

3.4.3 高加水位高保护及联锁。

3.5 炉保护及联锁

3.5.1 锅炉灭火保护保留汽包水位高II值、汽包水位低II值、炉内无火、手动MFT、炉膛压力高、炉膛压力低、燃料中断停炉保护, 增加了送风机全停、引风机全停停炉保护。灭火保护事故原因首出原因显示及记忆。

3.5.2 过热安全门保护。

3.5.3 汽包安全门保护。

3.5.4 水位保护。

3.5.5 送、引风导向风门、磨冷热风门等联锁。

3.6 电调控制系统

采用低压透平油纯数字式电液控制系统, 实现远方自动挂闸、转速控制、功率控制、抽汽阀控、功率限制、低真空限制、103保护、110保护、仿真功能等。

3.7 硬手操保护回路

独立于DCS控制系统之外的手动主汽门关闭、主汽门关闭联动发电机跳闸、手动发电机解列、强启交流润滑油泵、强启直流润滑油泵、手动停炉、开事故放水门、关事故放水门的硬手操控制回路, 操作按钮布置在操作员站操作台, 确保在DCS控制系统故障时运行人员紧急情况下的操作及事故处理。

4 结果

锅炉水位保护、低油压停机保护、低真空停机保护、汽轮机电超速改为三取二逻辑, 增加了火焰电视监视装置, 送风自动正常投入, 重要信号 (如主汽流量等) 可根据不同需要进行补偿, 达到了安全性评价及二十五项反措要求, 机组参与DCS改造的自动调节设备自动投入率由改造前的90.9%提高到100%, 保护投入率达到100%, 提高了设备运行的安全可靠性及机组的自动控制水平。

摘要：唐山三友热电公司的汽轮发电机组为60MW供热发电机组, 是保障唐山三友集团供热、供电质量的主力机组, 锅炉为唐山信德锅炉厂生产的高压自然循环、集中下降固态排渣煤粉炉, 型号为XD-240/9.8-M1型;汽轮机为北京重型机械有限责任公司生产的多缸、冲动、轴流、回热抽凝汽式、带有一级可调整抽汽机组, 型号为C60-8.83/0.98型;发电机为北京重型机械有限责任公司生产的空气内冷汽轮发电机, 型号为QFa-60-2型。热控部分采用国产Ⅲ型仪表, 自动调节器为ECU100单回路调节器;锅炉灭火保护为东北电力学院生产的只能追忆未次事故原因和开关量的GAZ-3型灭火保护装置;汽轮机本体保护及联锁采用常规继电器。本机组早年投入运行以来, 控制设备老化, 数据不能实现共享, 部分控制策略未达到25项反措及安全性评价要求, 机组运行的安全可靠性及自动化水平低, 满足不了机组优化控制要求, 为适应电力技术飞速发展, 2006年5月, 进行了机组DCS控制系统改造。

关键词：DCS系统,火力电厂,改造

参考文献

[1]Wany H.Smeallie.Microprocessor-Based Distributed ControlSys-tems in the Modern Power Plant.Babcock&Wilcox Operat-ing&Maintenance Experience Conference, Oct.1983.

功热电汽轮机组 第2篇

乌石化热电厂3号汽轮发电机组的汽轮机为哈尔滨有限责任公司生产的CC50—8.83／4.02／1.27型高压双缸双抽冷凝式汽轮机，发电机为哈尔滨电机厂生产的QF—60—2型发电机，总成设计为西北电力设计院，安装、调试由新疆电力安装公司承担，投产日期为1997年1月30日。1998年5月12日至6月18日进行了鉴定性大修。

事故发生后，新疆维吾尔自治区副主席吾甫尔〃阿不都拉、中国石油天然气集团公司总经理马富才同志于当日赶赴现场，对防止事故扩大、尽快恢复生产和组织事故调查提出要求。国家经贸委安全生产局也派人赶赴现场，对事故调查作出具体安排。根据国家经贸委安全生产局《关于调查乌鲁木齐石油化工总厂“2〃25”事故的函》(安全[1999]14号)的要求，中国石油天然气集团公司组成了以主管安全生产工作的副总经理黄炎为组长，中国石油天然气集团公司、新疆维吾尔自治区经贸委、新疆电力公司有关专家为成员的事故调查组。事故调查组按照国务院《特别重大事故调查程序暂行规定》(国务院令第34号)和国家经贸委《关于特别重大事故调查处理和批复工作有关问题的通知》(国经贸安全[1999]5号)精神，于2月26日进驻乌石化，经过为期14天的事故调查、取证和分析，查明了事故的原因。现报告如下：

一、事故经过

1999年2月25日，乌石化热电厂汽机车间主任薛良、副主任顾宗军与汽机车间15名工人当班，其中3号汽机组由司机曹磊、副司机黄汉添和马新俊值班。

凌晨1时37分48秒，3号发电机一变压器组发生污闪，使3号发电机组跳闸，3号机组电功率从41MW甩到零。汽轮机抽汽逆止阀水压联锁保护动作，各段抽汽逆止阀关闭。转速飞升到3159r／min后下降。曹磊令黄汉添到现场确认自动主汽门是否关闭，并确认转速。后又令马新俊启动交流润滑油泵检查。薛良赶到3号机机头，看到黄汉添在调整同步器。薛良检查机组振动正常，自动主汽门和调速汽门关闭，转速2960r／min，认为是污闪造成机组甩负荷，就命令黄汉添复位调压器，自己去复位同步器。由办公室赶至3号机控制室的顾宗军，在看到3号控制屏光字牌后(3号机控制盘上光字牌显示“发电机差动保护动作和“自动主汽门关闭”)，向曹磊询问有关情况，同意维持空转、开启主汽门，并将汽机热工联锁保护总开关切至“退除”位臵。随后顾宗军又赶到3号机机头，看到黄汉添正在退中压调压器，就令黄汉添去复位低压调压器，自己则复位中压调压器。黄汉添在复位低压调压器时，出现机组加速，机头颤动，汽轮机声音越来越大等异常情况(事后调查证实是由于低压抽汽逆止阀不起作用，造成外管网蒸汽倒流引起汽轮机超速的)。薛良看到机组转速上升到3300r／min时，立即手打危急遮断器按钮，关闭自动主汽门，同时将同步器复位，但机组转速仍继续上升。薛良和马新俊又数次手打危急遮断器按钮，但转速依然飞速上升，在转速达到3800r／min时，薛良下令撤离，马新俊在撤退中，看见的转速为4500r／min。

约1时40分左右，3号机组发生超速飞车。随即一声巨响，机组中部有物体飞出，保温棉渣四处散落，汽机下方及冷油器处起火。乌石化和热电厂领导迅速赶至现场组织事故抢险，并采取紧急措施对热电厂的运行设备和系统进行隔离。于凌晨4：20将火扑灭，此时，汽轮机本体仍继续向外喷出大量蒸汽，当将1.27MPa抽汽供外网的电动门关闭后，蒸汽喷射随即停止。

(八)切实加强对新建、改建和扩建以及检修项目的管理。在设备选型和工艺设计上严格把好质量关，在工程监理上严格把好验收关。不符合安全要求的坚决不放过。(九)加大防污闪工作的力度，消除外绝缘故障，确保电网安全可靠

二、事故性质及原因

经调查，这是一起由于关键设备存在隐患及事故应急处理时无序操作导致飞车的责任事故。主要原因如下：

(一)1.27MPa抽汽逆止阀阀碟铰制孔螺栓断裂使阀碟脱落，抽汽逆止阀无法关闭，是机组超速飞车的主要直接原因。

通过调查表明，3号机发生超速飞车是在按正常程序恢复生产，复位低压调压器时，由于外管网低压蒸汽倒流进入汽轮机所引起的。根据对1．27MPa抽汽逆止阀解体检查和鉴定结果证实，造成低压蒸汽倒流的原因是：抽汽逆止阀铰制孔螺栓断裂，阀碟脱落，致使该逆止阀无法关闭。

(二)运行人员在发电机差动保护动作后，应先关闭抽汽电动门后解列调压器。但依据制造厂资料编制的规程有关条款模糊不清，未明确上述操作的先后顺序，3号机组操作人员对操作顺序不明确；同时操作时主观相信抽汽逆止阀完好，未关闭电动门就解列调压器，造成实际上的无序操作，是机组超速飞车的次要直接原因。

(三)在事故处理中，司机曹磊在关闭抽汽电动门时投有确认阀门关闭情况，低压抽汽电动阀系统实际处于开启状态，使之与阀碟脱落的低压蒸汽逆止阀形成通道，导致低压蒸汽倒流，是飞车的间接原因(事故详细原因分析及责任者的划分见附件)。

三、对事故责任人的处理建议

(一)依据事故责任划分的结论，并依照有关条例规定，由国家经济贸易委员会对事故责任单位哈尔滨汽轮机有限资任公司的有关责任人员提出具体的事故处理意见。

(二)依据事故责任划分的结论，并依照有关规定，对乌石化有关事故责任人员提出如下处理意见：

1．对车间主任薛良给予撤销车间主任、开除厂籍、留厂察看一年处分；

2．对车间副主任顾宗军给予行政撤职处分；

3．对3号机司机曹磊给予行政记大过处分；

4．对副司机黄汉添给予行政记大过处分；

5．对副司机马新俊给予行政记过处分； 6．热电厂总工程师周万松对规程中有关条款模糊不清和对生产中存在的安全技术问题负有全面领导责任，给予行政记大过处分；

7．热电厂安全生产副厂长马军生，对全厂的安全生产负有直接领导责任，给予行政记大过处分；

8．热电厂厂长陈世全，应对此次事故负直接全面领导责任，给予行政降级处分；

9．乌石化安全生产副厂长王庭富，对总厂安全生产负有直接领导责任，给予行政记过处分；

10．乌石化厂长王永明作为企业安全生产第一责任人，应对总厂安全生产负全面领导责任，给予行政警告处分。

(三)建议乌石化对在管理、监督、审查、检修、维修及培训教育方面负有责任的其他人员按有关规定给予必要的行政处分。

四、改进措施

通过调查，我们认为，乌石化应认真吸取此次事故的教训，采取以下改进措施：(一)乌石化要组织全厂各级领导和职工进一步学习贯彻江泽民总书记对安全生产工作所作的一系列重要指示和国家有关安全生产的规定和文件，结合这次事故的教训，教育各级领导干部和职工，牢固树立“安全第一，预防为主”的思想，切实强化安全生产“责任臵于泰山”的意识，强化安全保生产，安全保效益，安全保稳定的观念，使广大职工自觉地把安全生产工作纳入到企业的生存和发展大局之中，尽快扭转安全工作的被动局面。

(二)进一步完善和落实各级安全生产责任制，真正做到安全生产人人有责。要严格执行岗位责任制，严格理顺生产操作程序，既要防止不到位，也要防止越位，职责必须明确。

(三)改进设计方案，不断完善汽轮发电机组的保护系统。抽汽式凝汽机组的调节保安系统，应保证在汽轮发电机组甩负荷和故障停机的任何情形下，除应当迅速关闭主汽门调速汽门外，还应同时关闭与抽汽关联的调速汽门(或旋转隔板)，以防抽汽逆止阀不严，由外网蒸汽倒汽造成机组超速飞车。在热工保护方面，为防止抽汽逆止阎不严，建议应考虑装设关闭时间小于1秒的快关阀，接人抽汽水压联锁保护中，以实现抽汽水压联锁保护双重化。为防止运行人员事故时误操作，将抽汽供热电动门接入热工保护的抽汽水压联锁保护中。当发生发电机跳闸甩负荷或发电机故障停机时，不但关闭抽汽逆止阀，同时还关闭供热电动门以切断汽源，防止汽轮机抽汽倒汽引起飞车事故。

(四)建立健全汽轮发电机热工联锁保护、定期试验制度和试验方法，确保热工连锁保护完好。完善定期试验制度以明确热工连锁保护，明确维护和试验人员与汽轮发电机组运行人员的责任，采取从保护热工联锁保护源头实际发讯的试验方法，避免由人为短接接点的方法做试验不能充分保证热工保护整体动作可靠的问题。(五)加强设备基础管理。要规范设备检修，建立完善的设备检修记录。对重点要害部位和关键设备的防范措施，要逐项确认，逐级负责。

(六)依据企业标准制订程序，及时修订规程，完善和规范规程的编制、审核和批准责任制。特别要充实和细化生产操作中事故预案制定及发现异常情况时的应急处理措施，对规程中可能引起汽轮发电机超速飞车的关键部分要引起足够的重视，确保规程准确无误。

(七)依靠计算机仿真技术，加强运行人员反事故能力的培训，努力提高运行人员的技术素质。此次事故的起因是主变压器35kV侧瓷套管发生污闪，且在事故当日前后相继发生三次污闪，因此防污闪工作有待进一步加强。应采取多种防污闪措施并举的治理方法，如35kV瓷瓶应加装2片增爬裙，110kV应至少加装3片。更换普通绝缘子为防污闪绝缘子，同时刷防污闪涂料，有条件的可采用硅橡胶合成绝缘子和局部配电装臵密闭。对穿墙套管采取提高一个电压等级的方法。对35kV和6kV系统为防止污闪原因造成单项接地时产生弧光接地过电压发展为接地短路故障，应尽可能采取自动性能较好的自动跟踪补偿的消弧线圈，以在系统运行方式变化时能有效的将接地电容电流限制在5A以内，充分发挥小电流接地系统的优越性，确保电网安全可靠。

--作者：udlk--发布时间：2006-10-4 14:35:12--

事故详细原因分析及费任者的划分

一、事故原因

(一)1.27MPa抽汽逆止阀阀碟铰制孔螺栓断裂使阀碟脱落，抽汽逆止阀无法关闭，是机组超速飞车的主要直接原因。

(二)运行人员在发电机差动保护动作后，应先关闭抽汽电动门后解列调压器，但依据制造厂资料编制的规程有关条款模糊不清，未明确上述操作的先后顺序，造成关闭抽汽电动门和解列调压器的无序操作，是机组超速飞车的次要直接原因。

(三)在事故处理中，司机曹磊在关闭抽汽电动门时没有确认阀门关闭情况，低压抽汽系统实际处于开启状态，使之与阀碟脱落的低压蒸汽逆止阀形成通道，是1.27MPa抽汽倒流飞车的间接原因。

二、事故原因分析

为分析事故原因，调查组反复多次进行了以下工作：1.现场观测、取证；2.查阅和分析原始记录、数据和资料；3.对事故当事人进行询问和笔录；4.解体设备；5.对关键设备和电汽机热工保护系统进行试验和测试；6.综合分析讨论。结果如下：

(一)通过对事故当事人的调查表明，3号机超速飞车是发生在复位低压调压器时。根据对1.27MPa抽汽逆止阀解体检查和鉴定结果证实：抽汽逆止阀铰制孔螺栓断裂，阀碟脱落，致使该逆止阀无法关闭。证实3号机超速飞车是由于逆止阀无法关闭，造成1.27MPa蒸汽倒汽引起。

1.机组在保护动作后，自动主汽门、调速汽门关闭，转速升到3159r／min后，最低转速降至2827r／min，历时约3分钟，这说明自动主汽门、调速汽门是严密的，该机调节系统动作正常。

2．发电机差动保护动作，机组转速上升到3159r／min，后降至最低时2827r／min；机组挂闸，开启自动主汽门，此时同步器在15.6mm，高压调速汽门没有开启，解列调压器，转速飞升到3300r／min ；打闸后，自动主汽门关闭，转速仍继续上升，最后可视转速为4500r／min；经现场确认：自动主汽门和高压调速汽门关闭严密。说明主汽系统对机组超速没有影响。

3．通过现场设备解体检查确定：4.02PMa抽汽逆止阀严密。4.02MPa蒸汽无法通过中压抽汽管道返汽至汽轮机。其他各段抽汽逆止阀经检查和鉴定均关闭严密。

(二)运行人员在发电机差动保护动作自动主汽门关闭后，未先确认抽汽电动门关闭就解列调压器，中压调速汽门和低压旋转隔板开启，因低压抽汽逆止阀无法关闭，致使1.27MPa抽汽倒汽至低压缸中造成机组超速飞车。

1．乌石化热电厂标准化委员会发布的《CC50－8.83／4.02／1.27型汽轮机运行规程》规定，发电机差动保护动作，发电机故障跳闸和汽轮机保护动作时，应依照7.12款7.12.2条执行，按故障停机处理；故障停机处理步骤依照7.1.3款执行。该7.1.3.7规定：停止调整抽汽，关闭供汽门，解到列、低调压器。

2．乌石化热电厂标准化委员会发布的《CC50－8.83／4.02／1.27型汽轮机启动运行规程》规定，汽轮发电机组负荷甩到零以后，调节系统不能维持空负荷运行，危急遮断器动作时，应依照7.10.1款7.10.1.2条中d项执行，解列中、低压调压器、关闭供汽门。此时，汽轮发电机组的状况与发电机差动保护动作后汽轮发电机组的状况完全相同，但《CC50－8.83／4.02／1.27型汽轮机运行规程》中的处理规程却与之相抵触。

3．哈尔滨汽轮机有限责任公司为乌石化热电厂提供的《CC50－8.83／4.02／1.27型汽轮机运行维护说明书／112.003.SM》，对关闭供热门和解列中、低压调压器这两项操作的顺序未做出说明。

4．当发电机差动保护动作、发电机出口油开关跳闸时，电磁解脱阀动作，危急遮断滑阀动作，泄去自动关闭器油，自动主汽门关闭。综合滑阀NO.1下一次脉动油泄去，增大高、中、低压油动机错油门下三路二次脉动油的泄油口。同时，由于发电机出口油开关跳闸，超速限制滑阀动作，直接泄去高、中、低压油动机错油门下三路二次脉动油使高、中、低压油动机加速关闭，以防止甩负荷时机组动态超速过大，使机组能可靠地维持空转。超速限制滑阀动作约三秒后自动恢复原位。与此同时，调压器切除阀也接受油开关跳闸信号而动作；泄去NO.2、N0.3综合滑阀下脉冲油压，使其落至下止点，从而增大高压油动机滑阀下脉冲油排油口；高压油动机得以迅速关闭，有效地消除了调压器在甩负荷时出现的反调作用。但同时也减少了低压油动机下二次脉动油的泄油口和上述综合滑阀N0．1增大低压油动机错油门下二次脉冲油的泄油口的作用恰好相反。然而哈尔滨汽轮机有限责任公司提供的《CC50－8.83／4.02／1.27型汽轮机调节保安系统说明书／112.002.SM》未对此作出说明，导致无法对低压旋转隔转板此时的启闭状态进行确认，给使用单位乌石化热电厂的有关人员判定上述情况下低压旋转隔板的启闭状态造成困难，在编制该型汽轮机运行规程中针对上述情况进行事故处理的有关条款时，误认为低压旋转隔板处于开启状态，因而无需对关闭电动抽汽门和解列调压器这两项操作规定先后顺序，给编制该型汽轮机运行规程造成误导。当发电机甩负荷时，汽轮机调节系统不能维持空负荷运行，危急遮断器动作时，也存在同样的问题。

5．乌石化热电厂标准化委员会在编写发布《CC50—8.83／4.02／1.27型汽轮机运行规程》时，编写、审核和批准等有关人员未就哈尔滨汽轮机有限责任公司提供的《CC50－8.83／4.0227型汽轮机启动维护说明书//112.003.SM》和《CC50—8.83／4.02／1.27型汽轮机调节保安系统说明书／／112.002.SN》上述内容向哈尔滨汽轮机有限责任公司提出疑义。

(三)3号机低压抽汽逆止阀因铰制孔螺栓断裂阀碟脱落，使1.27MPa外网蒸汽通过低压抽汽管道返到低压缸中，这是导致机组超速飞车的主要直接原因。在中低压调压器复位后，即机组在纯凝工况下，手打危急遮断器时，只能使自动主汽门和高压调速汽门关闭，中压调速汽门和低压旋转隔板不能关闭，无法将返汽量限制至最小，因而不能避免机组超速飞车。

(四)司机鲁磊在出现“发电机差动保护动作”和“自动主汽门关闭”信号后，进行停机操作。在DCS圆面上关闭各段抽汽电动门，但没有对电动门关闭情况进行确认，使1.27MPa蒸汽倒流至汽轮机低压缸成为可能(实际事故中1.27MPa抽汽三个电动门均在开启状态)。

(五)副司机黄汉添没有准确地向汽机车间主任薛良反映机组的真实情况。(六)汽机车间主任薛良和运行副主任顾宗军在事故发生时及时赶到现场是尽职尽责的行为。但违章代替司机与副司机操作，造成关闭抽汽电动门和解列调压器的无序操作。

三、事故责任划分

(一)机组超速飞车的主要直接原因是1.27MPa抽汽逆止阀铰制孔螺栓断裂使阀碟脱落，抽汽逆止阀无法关闭。抽汽逆止阀铰制孔螺栓的断裂原因是该项事故责任划分的关键。

事故调查时，在1.27MPa水平布臵的抽汽管道内沿抽汽流向距抽汽逆止阀约l0余米处的抽汽电动门前找到了铰制孔螺栓断裂部分。中国科协工程联失效分析和预防中心石油管材与装备分个L1对该螺栓残样进行了试验分析得出如下结论：

1．断口微观形貌分析结果证实，螺栓为疲劳断裂；

2．螺栓残样化学成分分析结果表明螺栓材料为1Cr13，符合制造厂技术条件要求；

3．力学性能试验结果表明，除硬度实验值为160HB(技术条件197－229HB)偏低外，其他指标符合工厂技术条件要求；

4．螺栓残样金相组织为回火索氏体十铁索体，属于正常调质状组织； 5．宏观断口具有疲劳断裂特征，断口形貌分为两部分，即疲劳区和瞬断区。疲劳裂纹起源于外表面，具有多源特征，形成的疲劳区呈圆环状，表面平坦；光滑，呈黑色。瞬断区位于中心部位，呈椭圆状，表面蛆糙，基本呈现黑色和黄褐锈色。疲劳区和瞬断区交界处可见明显的同心圆疲劳辉纹；

6．断口附近截面尺寸与螺栓其他部位截面尺寸一致。螺栓中部有51～64mm长度范围的磨损区，有啃咬痕迹。

根据中国科协工程联失效分析和预防中心石油管材与装备分中心的上述试验分析的结论，该螺栓残样的尺寸、化学成分和力学性能符合工厂技术条件要求。可确认该螺栓为1.27MPa抽汽逆止阀铰制孔螺栓的断裂部分。

参阅哈尔滨汽轮机有限责任公司为事故调查组提供的1.27MPa抽汽逆止阀的装配图和铰制孔蛹栓加工图(哈尔滨汽轮机有限责任公司《1.27MPa抽汽逆止阀铰制子孔螺栓加工图》和《1.27MPa抽汽逆止阀装配图》)可以看出：螺栓依靠两只螺帽紧固。图上未提出螺栓装配的其他技术要求，也未见任何其他螺帽止退措施。由此推断，两只螺帽上紧后，当1.27MPa抽汽的正常运行中进行切投时，由于温度变化，出现交变热应力，引起该螺栓应力集中区发生疲劳断裂。(从铰制孔螺栓加工图中螺杆台阶处的尺寸与铰制孔螺栓断裂处尺寸基本吻合)。

中国科协工程联失效分析和预防中心石油管材与装备分中心的试验分析中关于宏观断口的结论还证实，铰制孔螺栓外貌和断口处没有其他损伤。可排除安装和检修维护人员在安装检修时因安装检修工艺问题造成的螺栓损伤。

综上分析可以认定，该型抽汽逆止阀的设计采用铰制孔螺栓固定阀碟，并且未采用其他螺帽止退措施，使铰制孔螺栓在抽汽逆止阀的正常运行工况下，承受材质不能允许的交变应力，导致铰制孔螺栓疲劳断裂。

基于对铰制孔螺栓断裂原因的分析，该项事故资任的主要责任是制造厂家哈尔滨汽轮机有限资任公司的产品设计责任。哈尔滨汽轮机有限资任公司的有关设计、审核和批准人员应共同承担该项事故责任。

使用单位乌石化应承担因检修维护不到位，未及时发现和消除抽汽逆止阀铰制孔颊栓断裂阀碟脱落这一重大事故隐患的责任。

在1998年10月19日进行的1.27MPa抽汽逆止阀阀门检修记录上，没有阀门的关键部位铰制孔螺栓的检修记录，“阀门严密性实验”一栏空白。只进行了液控头动作实验，试验结果正常。在“其他记事”一栏记录“10月24日晚开机前试验，逆止阀动作试验合格”。

于1998年5月至6月进行的3号汽轮发电机组鉴定性大修。未对1.27MPa抽汽逆止阀进行解体鉴定性大修，属于检修漏项。乌石化热电厂负有设备检修计划审核管理职责的有关人员对此负有设备检修计划审核管理责任。

(二)造成机组超速飞车的次要直接原因是依据制造厂资料编制的规程有关条款模糊不清，未明确关闭抽汽电动门和解列调压器操作的先后顺序，造成无序操作。该项事故责任应划分为两部分：其一是制造厂哈尔滨汽轮机有限责任公司为乌石化热电厂提供的《CC50－8.83／4.02／1.27型汽轮机调节保安系统说明书//112.002.SM》中，当发电机差动保护动作、发电机出口油开关跳闸时及发电机甩负荷、汽轮机调节系统不能维持空负荷运行危急遮断器动作时，未对关键部件－低压旋转隔板的启闭情况做出说明，给使用单位乌石化热电厂的有关人员判定上述情况下低压旋转隔板的启闭状态造成困难，在编制该型汽轮机运行规程中针对上述情况进行事故处理的有关条款时，误认为低压旋转隔板处于开启状态，因而无需对关闭电动抽汽门和解列调压器这两项操作规定先后顺序。同时厂家提供的《CC50－8.83/4.02／1.27型汽轮机启动维护说明书／／112.003.SM》中，对事关机组能否安全运行的关闭抽汽电动供热门和解列中、低压调压器这两项操作的顺序未做出说明。因此制造厂家哈尔滨汽轮机有限责任公司应对此负主要直接责任。其二是乌石化热电厂的规程编写、审核和批准等有关人员未就哈尔滨汽轮机有限责任公司提供的《CC50—8.83／4.02／1.27型汽轮机启动运行维护说明书／／112.003.SM》和《CC50—8.83／4.02／1.27型汽轮机调节保安系统说明书／／112.002.SM》上述内容向哈尔滨汽轮机有限责任公司提出疑义。应对此负有次要直接责任。

哈尔滨汽轮机有限责任公司的《CC50－8.83／4.02／1.27型汽轮机调节保安系统说明书／／112.002.SM》和《CC50－8.83／4.02／1.27型汽轮机启动维护说明书／／112.003.SM》的编写、审核和批准人员对此共同负有主要直接责任。

乌石化热电厂的规程主要编写、审核和批准人员对此共同负有次要直接资任。(三)机组超速飞车的次要直接原因的另一方面是运行人员在发电机差动保护动作后进行事故处理操作时，应先关闭抽汽电动门后解列调压器。该项事故责任应由参与事故指挥和操作的人员共同承担。

指挥并参与操作的汽机车间主任薛良，在未从3#并汽轮发电机组当班司机曹磊处全面了解机组状况的情况下(仅从不对汽轮发电机组主设备负责的副司机黄汉添处了解机组的非全面情况)，就指挥并违章代替司机与副司机操作。指挥副司机黄汉添进行解列中、低压调压器的操作前未核实抽汽电动门关闭与否，是造成关闭抽汽电动门和解列调压器无序操作的主要事故责任者。

副司机黄汉添违章接受汽机车间主任薛良的错误指令，而且未提出任何异议。是造成不正确操作的直接事故责任者。

汽机车间运行副主任顾宗军，在控制室内，虽了解机组的全面情况，但未确认抽汽电动门关闭与否就在看到副司机黄汉添进行解列中压调节器操作时，不但不对其操作进行制止，反而代替其进行该项操作，且指挥黄进行解列低压调压器操作。是造成事故不正确操作的直接事故责任者。

(四)司机曹磊在关闭抽汽电动门时，没有确认电动阀门是否关闭，对机组飞车负有直接责任。

(五)热电厂总工程师周万松对热电厂生产中的安全技术问题全面负责。负责审核热电厂安全技术规程。应对规程中有关条款模糊不清和对生产中存在的安全技术问题负有领导责任。

(六)热电厂生产副厂长马军生，对全厂的安全生产具体负责。在检查各单位安全生产规章制度的建立和执行情况方面，以及在组织制订、修订和审定安全规章制度、安全技术规程方面应负有直接领导责任。

(七)热电厂厂长陈世全，是热电厂安全生产第一责任人，对热电厂的安全生产全面负责。在负责落实各级安全生产责任制和组织审定并批准热电厂安全规章制度、安全技术规程和安全技术措施方面，存在未尽职尽责之处，应对此次事故负全面领导责任。

(八)乌石化安全生产和设备副厂长王庭富，对安全生产和设备管理负有领导责任。

功热电汽轮机组 第3篇

中国石油化工股份有限公司九江分公司(下称“九江石化公司”)是江西省内唯一的炼油、化肥、化工配套生产的大型石油化工联合企业,是中国石化在中部地区、长江沿江的重要炼化企业之一。该公司热电联供(Co-Generation)自备发电站,为炼油、化肥、化工等生产装置提供高压、中压蒸汽和电力。拥有2台190 t/h高温、高压燃煤锅炉,1套50 MW热电联供汽轮发电机组。该发电机组的汽轮机由杭州汽轮机厂制造,汽轮机采用抽汽凝汽式运行,机组于2002年6月投入使用。

热电联供是从一次能源中获得两种以上二次能源。一次能源包括煤、液化气、天然气、石油焦等,二次能源是由一次能源经过转换的热力、电力、动力等。热电联供机组可以提高热力发电厂的热效率以及能源的综合利用效率,还有利于环保和降低投资成本。热电联供系统示意图如图1所示。

热电联供汽轮发电机组的工作原理是由汽轮机带动发电机进行发电,其排气排出的热量,则由废热回收锅炉进行热交换,蒸汽通过热力管网直接供应生产装置。热电联供系统将一次能源转换为50%的电能后再将30%的废热回收,可将一次能源的综合利用效率提高到80%以上。

九江石化公司热电联供发电机组汽轮机功率大、蒸汽用量大、主蒸汽压力高、温度高,容易结垢。2010年11月,汽轮机出现效率明显下降的趋势。在负荷未增加的情况下,主蒸汽用量不断增加,且调节级后压力有所上升,进汽调节阀开度不断调大。在1个月的时间内,新蒸汽进汽流量已由原来的98 t/h增大至106 t/h,调节级后压力也由原来的3.1 MPa升至3.7 MPa,汽轮机高压蒸汽调节阀开度已经开全,再无调节能力,且汽轮机经常发生振动加剧的现象。尽管采取了降低机组的负荷等措施维持运行,机组的运行工况仍然不稳定,使发电机组的发电能力、安全运行受到严重影响,降低了机组运行的安全可靠性,严重威胁到炼油、化肥、化工等生产装置安全、稳定运行。

经杭州汽轮机厂专家和九江石化公司工程技术人员会诊,分析造成上述状况的原因是由汽轮机通流部分结垢、结盐引起,对机组的安全、经济运行危害极大,因此必须尽快采取有效措施清除结垢物,保障生产装置安全、稳定运行。

1 结垢原因分析

2011年2月,九江石化公司进行了热电联供汽轮发电机组的停机检修,发现汽轮机叶片上有不同程度的结垢、结盐现象。对汽轮发电机组汽轮机叶片灰褐色粉状垢样进行分析检测,通过测定该垢样的灼烧质量百分含量,即Si、Na、Ca、Mg、Fe、Zn、AL等离子的质量百分含量,分析数据中酸不溶物(主要成分是SiO2)为95.2%,垢样化验检测分析结果如表1所示,其中样品状态为灰褐色粉状。

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经九江石化公司各方专业技术人员对热电联供汽轮发电机组汽轮机叶片结垢的特点、原因进行论证和分析,认为主要是由于蒸汽、凝结水的品质降低而导致机组汽轮机叶片形成不同程度的结垢。

1)经化验检测分析,热电联供汽轮发电机组的汽轮机叶片上结垢的酸不溶物为95.2%,其主要成分是SiO2。锅炉水中会含有少量(或微量)的盐类物质,工艺要求锅炉给水和主蒸汽中SiO2小于20μg/L,Na离子小于10μg/L。结垢的成因初步判断为:化肥脱盐水装置将回收来的各种凝结水与生水混合,进入树脂交换器进行除盐,一旦凝结水品质差,和生水在树脂中形成胶状物,胶状物含有Fe2O3、AL2O3和Si O2等物质,随除盐水进入除氧器和锅炉汽包。饱和蒸汽携带的硅酸在过热蒸汽中会失水变成SiO2,在高温状态下,胶状物中的Si元素被释放出来,一部分Si元素随过热蒸汽进入热电联供汽轮发电机组汽轮机,长周期运行中,在汽轮机叶片上逐渐附着形成Si O2结垢。

2)延迟焦化装置凝结水、化肥合成氨装置凝结水进入采暖系统替代低压蒸汽作为热源,再进入热电脱盐水装置进行处理。上述凝结水经过采暖系统循环后,水中Fe2O3含量大幅上升,远远超过现有化肥脱盐水装置脱除Fe3+的能力,造成二级除盐水Fe2O3超标,导致热电联供汽轮发电机组的汽轮机、除氧器、锅炉汽包等设备出现不同程度的铁腐蚀现象,如除氧器和汽包内壁呈铁锈红色,汽轮机转子腐蚀、叶片结垢,高压段冲击腐蚀,中、低压段结垢,说明蒸汽中携带了Fe、Si、Ca离子等杂质。

3)热电联供汽轮发电机组的汽轮机喷嘴和动叶片在蒸汽中Fe、Si、Ca等杂质严重超标的情况下运行,逐渐形成结垢。又根据主蒸汽流量增加、调节级后压力上升、凝汽器真空度同时上升,调节级后的第四级到第六级结垢情况尤为严重。调节级、第二级、第三级由于蒸汽参数较高,结垢相对较轻。第七级、第八级在湿蒸汽区运行,故结垢的可能性较小。

2 结垢的危害

石油化工工业是典型的流程工业,具有高温高压、易燃易爆等特点,必须保持生产过程的连续性,这对石油化工企业设备运行管理提出了严格的要求。

工业生产过程中,由于蒸汽、凝结水品质不良,盐类和硅超标通常会导致工业锅炉炉管结垢以及机组的汽轮机通流系统叶片结垢、结盐、设备腐蚀等现象,叶片疲劳腐蚀易产生裂纹,在交变应力作用下会造成叶片断裂,对机组的安全、高效、经济运行危害极大,严重的会造成生产装置非计划停机、停炉、停电等重大设备事故。

以九江石化公司热电联供汽轮发电机组汽轮机为例。当蒸汽、凝结水品质降低,蒸汽中Si、Ca、Fe、Mg、AL等离子超标,汽轮机喷嘴和叶片槽道结垢,产生化学腐蚀,造成叶片型损增大、级效率降低和叶片间蒸汽通流面积减小。在初压不变的情况下,汽轮机进汽量减少,影响汽轮发电机组的出力。据测算,汽轮机热效率每下降0.1%,供电煤耗就会增加0.1%,全年累计就要多消耗10 000多吨燃煤,给企业造成巨大的能耗损失。

如果机组带同样负荷,汽轮机叶片表面结垢后,蒸汽流量势必加大,叶片蒸汽弯曲应力增加;结垢的叶片离心力增加。这些都使叶片工作应力增加,导致叶片工作条件偏离设计工况,会改变成组叶片的频率和振型,使汽轮机叶片振动频率复杂化,叶片安全性会大大降低,严重时会导致汽轮机叶片损坏事故。

当汽轮机轮室压力明显升高时,汽轮机吸汽能力就会明显下降。因此,其最大输出功率就会大大降低,表现出来的现象是蒸汽进汽调节阀阀杆明显开大甚至全开,最终还可能导致汽轮机转速下降。同时,沉积物还会引起机械干扰。例如,轴向推力的增加,会使汽轮机止推轴承过载。

另外,当汽轮机通流部分结垢严重时,将破坏配汽机构的正常工作,并且容易造成自动主汽门、调速汽门卡死的事故隐患,有可能导致汽轮机在事故状态下紧急停机时自动主汽门、调速汽门动作不灵活或拒动作的严重后果,以致汽轮机损坏。

3 处理方法及效果

九江石化公司针对热电联供汽轮发电机组汽轮机叶片结垢的情况,于2011年2月对该汽轮发电机组进行停机检修,采用湿蒸汽清洗方案清洗汽轮机叶片的结垢物,即在低负荷、低转速(3 300～3 500 r/min)、锅炉降压降温情况下,用低温(220～250℃)、低压(1.9～2.1 MPa)饱和湿蒸汽冲洗清除结垢物,使进入汽轮机第一个结垢级的蒸汽有2%的湿度,利用湿蒸汽做功的同时冲刷结垢物的喷嘴和动叶片,将结垢物充分溶解,并随做功后的排汽凝结水带出机组。

操作时,降低热电联供汽轮发电机组汽轮机的负荷,将汽轮机由抽汽凝汽式变为凝汽式运行,将汽轮机的转速降低到3 300 r/min,避开汽轮机的临界转速,且在2 673 r/min和4 233 r/min这2个临界转速点之间有较宽的浮动范围。严格控制主蒸汽流量在12～15 t/h,不宜过大,防止轴向位移过大,但蒸汽流量也不宜过低,会造成清洗不彻底。进汽温度略高于该压力下的饱和蒸汽温度,根据清洗时的情况可在清洗后期适当提高新蒸汽的过热度,以减轻对已清洗好的叶片的冲蚀。手动用自动主蒸汽阀门控制蒸汽流量,清洗过程中每10 min检测1次凝结排水的电导率,不合格凝结水排地沟。并重点监控汽轮机膨胀值、轴向位移、振动和温度等重要运行参数在指标范围之内,汽轮机运行参数出现大的波动以及主机监视参数过大应果断停机处理。清洗时,汽轮机的主要参数如表2所示。

清洗过程中,凝结水电导率呈明显下降趋势,证明汽轮机汽缸内的结垢物在逐渐减少,清洗效果比较明显。清洗完成后,将汽轮机主蒸汽进汽温度和压力逐渐提高,汽轮发电机组提速正常并加载,这样有利于进一步清除沉积物。经过停机检查,汽轮机叶片结垢层清除效果良好。2011年2月26日,九江石化热电联供锅炉点火运行,50 MW发电机组汽轮机恢复满负荷运行,主蒸汽用量减少,各运行参数都控制在指标范围之内。

截至2012年9月,九江石化公司50 MW热电联供汽轮发电机组汽轮机已经连续运行19个月,汽轮机轮室压力在6.8 MPa左右。在抽汽状态下,高压蒸汽调节阀开度达到原始开车时开度的85%。在全凝时,高压蒸汽调节阀开度在50%,达到预期效果。热电联供汽轮发电机组实现了经济、安全运行,达到了预期效果。工业应用实践证明,使用低温、低压饱和湿蒸汽冲洗清除汽轮机叶片结垢物的方案是可行的。

4 改进措施

九江石化公司针对热电联供汽轮发电机组汽轮机叶片结垢的成因采取了相应的技术改进和管理措施,并对蒸汽、凝结水品质管理各环节存在的问题进行了整改。

1)质量管理中心加强蒸汽、凝结水品质的监测,及时采样,分析锅炉给水、炉水、疏水、凝结水、饱和蒸汽、过热蒸汽等,保证蒸汽、凝结水质量合格。由于目前公司质量管理中心现有检测设备无法分析水中络合态的硅,所以在设备运行过程中一旦发现锅炉水可溶性Si O2含量超标要及时汇报,并联系质量管理中心同时采集锅炉水和除盐水样做全硅化验检测,对高温状态硅释放进行验证。2)热电作业部脱盐水装置回收的全厂各种凝结水相对较为复杂,凝结水回收要进一步优化工艺运行方式,对工艺凝结水和透平凝结水区别对待和处理。目前,延迟焦化装置凝结水已改炼油系统除油、除铁装置处理后进除氧器装置进行回收利用;采暖凝结水目前因为没有过滤设备而另外回收利用。通过采取以上措施,严格控制热电脱盐水装置回收的各种凝结水质量和蒸汽品质在工艺要求的范围之内,尽量减少含硅元素胶状物的形成。3)热电联供发电机组汽轮机在运行过程中,发现有叶片结垢等类似问题要及时处理,避免运行工况进一步恶化。在机组运行一定时间后,根据机组运行效率定期对汽轮机的通流部分结垢物进行清洗,降低设备能耗,以保证机组高效、经济运行,从而保障生产装置安全、稳定运行。4)机械动力处负责组织完善蒸汽、凝结水的分析项目和频次,加强对蒸汽、凝结水品质的监测和管理。化肥作业部、热电作业部在蒸汽、凝结水品质管理工作上存在不足,作业部尽快采取整改措施,成立攻关小组,按期完成攻关会布置的各项工作。5)热电作业部通过整理全年回收延迟焦化装置凝结水期间锅炉水可溶性二氧化硅含量超标的数据,完善热电联供锅炉汽包水位的校零工作,严格监控汽包水位,避免水位波动太大,同时加强检查与考核;进一步组织对锅炉水p H值不合格原因进行分析,并提出处理措施。热电作业部进一步完善在线监测仪表,逐月统计产汽单位磷酸三钠等药品的耗量。6)化肥作业部恢复合成氨装置气化炉废热锅炉加药工作,与质量管理中心对接协调解决废热锅炉取水样的问题,组织专题技术攻关,进一步提高除氧水溶解氧合格率。

5 结语

经过公司各部门的共同努力,通过采取一系列有效措施严格监控蒸汽、凝结水品质,提高了蒸汽、凝结水品质分析的准确性,最大程度地降低了蒸汽、凝结水中的杂质含量,减少蒸汽对Fe、Si、Ca离子的溶解携带,使蒸汽、凝结水品质合格率逐月提高。