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1、一、事件经过Ol月24日11:34,某厂机组负荷280MW；中压缸排汽带供热首站运行，供热抽汽量498th;机组协调方式投入;送、引、一次风机双侧运行;总煤量159th,总风量1601th,主汽压力19.75MPa,主汽温度564,再热汽温566,2A/2C/2D/2E/2F制粉系统运行，煤量分别为2639223933(th),炉膛负压-35Pa,运行稳定。11:34机组负荷由280MW突升至346MW,供热首站供水压力、温度下降;查看#2机DCS、DEH以下参数变坏质量：主油箱油位1、2、3点，EH油压，高低压差胀，轴向位移1.2,热膨胀1.2,汽轮机主、调阀阀位，看门狗，伺服卡输出1.2故
2、障，主汽压力、调节级压力、再热压力、中排压力，一二抽压差、三四抽压差，中排蝶阀反馈，中排至首站气动逆止阀、液动快关阀、电动阀反馈，DEH各首出，汽机挂闸反馈，并网反馈、CCS指令、凝结器真空、机组功率、汽机转速。中排蝶阀1自动全开。11:38热工人员接到运行通知到电子间检查DEH机柜卡件工作状态，发现46-M2,46-M3主辅控制器状态指示灯均为红色，确定BRC300主辅控制器故障。排查故障控制器主要控制对象为左右主汽门、左右中压联合汽门、#1#4高压调节汽门、DEH保护及跳闸逻辑。12:20技术人员召开专业会，分析判断故障原因，同时咨询DCS厂家技术人员。13:00就地汽轮机机头处安排两人紧
3、盯转速，转速异常上升时及时手动打闸。通知监盘人员做好事故预想，准备对主、辅控制器进行复位。13:24对主控制器进行复位。复位后主控制器状态灯指示正常，DEH参数恢复正常过程中#1、#3、#4高压调节汽门、中压联合调阀关闭，#2高调阀滞后关闭。值长下令就地机头处手动打闸。汽机跳闸后机炉电大连锁动作正常。汇报省调锅炉煤质差全炉膛火焰丧失MFT动作，汇报省调机组DEH控制器故障跳机。13:28供热首站全停，通知热力公司机组故障停运。13:44启动机组电动给水泵建立水循环。14:05汇报省调机组具备点火条件，申请锅炉点火，省调同意。14:10锅炉点火成功，汇报省调。15:00热工将DEH46-M2控制
4、器更新后下装组态。15:43汇报省调同意机组开始冲转。7:25机组并网。二、原因分析1.事件原因检查与分析(1)控制器已运行时间十一年，电子设备长期处在运行状态，是造成控制器出现故障的主要原因。(2)18年12月3日21:18#2机DEH内TSl监视、金属温度全部参数及其他画面部分参数变坏质量，原因为46-M4、46-M5控制器同时报故障，此对控制器所带设备大多为DEH监视测点，无保护逻辑。复位控制器后测点显示恢复正常。(3)两次异常的控制器位于同一个机柜，不排除机柜控制总线、卡笼等存在故障隐患。2.暴露问题(1)46-M2、46-M3主、辅控制器老化。（2）机柜内卡笼、控制总线可能存在故障。
5、三、防范措施1 .更换的主控制器立即寄往厂家进行故障检测。发传真要求厂家技术人员在2号机组计划停机后立即到厂对机柜进行检查测试，协助分析事件的根本原因。2 .升级部分主要控制器及控制柜内相应的模件，避免类似主要控制器出现故障造成机组跳闸。3 .事件根本原因未查明前，运行人员做好相关事故预想。DEH负荷、压力控制器小选输出逻辑存在缺陷导致机组异常停运某厂5号汽轮机是上海电气集团N660-25/600/600,超超临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、八级回热抽汽、凝汽式汽轮机。控制油系统采用EH高压抗燃油，主汽轮机与给水泵的小汽机共用一套控制油系统。（一）事件过程某月28日6:33:335号机组
6、负荷380MW,煤量165TH,BCDE制粉系统运行,给水流量1023T/H,主汽压13.83MPa,主汽温度608oC,再热汽温度600oC,高压调门A/B,中压调门A/B全开状态。12月28日5:57:36机组负荷指令250MW,实际负荷250MW,协调控制方式，主汽压力设定11.16MPa,实际压力11.19MPa。5:57:38负荷指令由250MW升至273MW。5:59:54负荷指令由273MW升至300MW。6:12:47负荷指令从300MW升至350MW。6:22:11实际负荷上升至340.9MW,实际压力12.62MPa,滑压设定13.5MPa。6:22:12负荷指令从340.
7、9MW升至400MW06:32:41控制器闭锁增。6:33.17.763至06:33:20.162负荷控制方式与压力控制方式多次切换，最后压力控制方式启作用。6:33:20.663运行投子环，复位控制器闭锁。6:33:29.763至06:33:32.163负荷控制方式与压力控制方式多次切换，最后负荷方式方式启作用。6:33:34.9516:33:35.3636:33:35.3636:33:35.7636:33:35.9116:33:36.1516:33:36.1636:33:36.5016:33:36.5646:33:36.6636:33:36.7116:33:37.110高中压调门跳闸电磁阀
8、动作。高压调门指令24%。压力控制方式启作用。快关指令发出报警，高压调门全关。KU动作甩负荷报警。跳闸电磁阀恢复。局压调阀主指令小于30%o高排逆止门跳闸电磁阀动作。快关恢复。负荷15MW。KU甩负荷报警消失。中压排汽温度高。6:33:37.211高压缸通风阀跳闸。6:33:37.261冷再逆止动作。6:33:37.361高中压调门关反馈消失。6:33:37.462限压方式reached消失。6:33:37.611冷再逆止阀开反馈消失。6:33:37.763高压调阀主指令大于30%。6:33:38.251高中压调门跳闸电磁阀动作。6:33:38.263负荷15mw,切转速控制。6:33:38.
9、411冷再逆止阀全关。6:33:38.563高压调阀主指令小于30%。6:33:38.610切除协调。6:33:38.962高压调门快关报警。6:33:39.011中压调门快关报警。6:33:39.062初压/限压切换，在初压方式。6:33:39.300高压调门跳闸电磁阀恢复。6:33:39.400中压调门跳闸电磁阀恢复。6:33:39.762高压调门快关指令消失。6:33:39.811中压调门快关指令消失。6:33:39.861负荷15mw消失。6:33:40.700初压请求信号发出。6:33:40.811通风阀全关消失。6:33:44.810通风阀全开。6:33:46.699初压请求信号消
10、失。6:33:52.667高压排气温度高保护动作信号。6:33:55.108锅炉跳闸保护动作。6:33:55.208汽机跳闸。运行人员立即手动干预，确认机电联锁保护动作正常，进行锅炉吹扫，06:51锅炉吹扫后通风结束，锅炉闷炉。07:00主机转速降至510转/分，顶轴油泵自启，主机盘车投入正常。（二）事件原因查找与分析1 .事件原因检查（1）电气专业：对功率变送器进行检查、校验，未发现异常。对功率变送器的工作电源进行检查及切换试验，未发现异常。对功率变送器PT、CT及4-2OmA输出回路端子紧固，未发现松动。对发电机PTCT回路进行检查，未发现异常。查故障录波器有功功率采样、三个功率变送器功率
11、输出、发电机电流及主变电流均有突降，判断发电机实际功率确实存在突降。（2）热工专业：对DEH服务器、FM458控制卡进行检查，未发现异常。对调门跳闸电磁阀电阻、回路绝缘进行检查，未发现异常。检查电气送至DCS系统功率信号的接线，三个电气功率信号分别配置到三个ADDFEM模块，查无异常。三个电气功率变送器传输信号进行电缆绝缘测试，未发现异常。检查压力控制回路、负荷控制回路，未发现异常。2 .原因分析本周为了满足电网对机组协调升负荷速率的要求，进行5号机组协调外挂系统调试优化，同时将机组的升负荷速率由3MWmin提高为7MWmino28日5:57机组开始连续升负荷,6:22压力设定值与主汽压力偏差
12、持续增大,压力控制器输出减小，DEH由负荷控制方式切至压力控制方式。6:33:32.163因运行降负荷，负荷控制器输出减小，切至负荷控制方式。6:33:35.363压力偏差增大值至L7MPa,压力控制器输出再次减小，切至压力控制方式。由于压力控制器PlD调节器积分累积的作用，导致压力控制器指令输出快速由82%下降至28%,压力控制器指令与阀位反馈偏差大于25%o06:33:35.763所有调门快关保护动作，调门全关，机组负荷由372MW降至OMW,触发150ms短甩负荷（KU）,2s后快关恢复（见图1）。由于调门关闭，实际主汽压力上升，调门逐渐开大。06:33:38.263,负荷65.5MW,
13、触发长甩负荷（LAW）,将负荷控制方式切至转速控制方式。因转速控制器指令与调门阀位偏差大于25%,再次触发调门快关保护。06:33:39.300,调门快关保护恢复。因为转速控制器输出为5%,高中压调门保持全关，延迟10s,触发再热器保护，锅炉MFT。图1DEH压力控制器和负荷控制器输出结论：协调外挂系统调节不良导致主汽压力偏差大是本次非停诱因，但不是导致非停的主要原因，主要原因是DEH负荷控制器、压力控制器选小输出逻辑在特殊工况下存在缺陷，具体如下：（1）补汽阀上限为。时，高中压调门全开而补汽阀未在开位，阀门总流量指令有20%空行程，该调节区间主汽压力偏差未随总指令的减小而减小；（2）在控制方
14、式频繁切换时，DCS送来的两个压力设定值不同步，触发闭锁信号，闭锁负荷控制器设定值，45s后运行人员手动复位闭锁信号，负荷设定值与实际负荷有偏差，使负荷控制器指令快速下降；（3）压力控制器和负荷控制器分别计算输出，对输出的值进行取小后输出阀门总流量指令。当闭锁信号复位后，产生指令阶跃，在频繁切换时，引发总流量指令快速下降，触发快关，演化为后面的非停事故。3 .暴露问题（1）机组外挂协调系统调节不良，提高机组升负荷速率后，导致在连续升负荷过程中，主汽压力与设定压力偏差大。（2）控制逻辑不完善，无主蒸汽压力与设定值偏差大报警，不利于运行人员发现异常及时干预。（3）在新外挂协调系统及DEH控制系统方
15、面，对生产人员培训不到位。电厂DEH油路漏油机组申请停运事故一、事件经过1、事故前工况：#2机于04月14日至7月15日进行A级检修，期间进行DEHMEHETSMETS改造。事故前#2机组负荷469MW,#3EH油泵运行，#1、2EH油泵备用。2、事故发生、扩大和处理情况：（一）事件经过：12月22日下午，运行人员发现#2机#1高调门高压供油管路振动大，同时#4高调门高压供油管路也较大（较#1小），检查发现部分油管管卡松动，进行了紧固处理。12月23日收悉哈尔滨自控公司关于#2机#1高调门处理意见的传真函，建议更换#1高调门伺服阀。当晚公司组织进行#2机#1高调门伺服阀更换工作，工作前汇报网调
16、，但更换伺服阀前必须关闭#1高调门，当#1高调门开度由23%关闭到12%时，#1瓦水平轴振由lllm增加到176m,停止操作，恢复原状态。同时制定了巡检和监视措施以及事故状态下防止油管路漏油导致火灾发生的措施。12月25日哈尔滨自控公司技术专家到达，研究原因制定处理措施。12月26日白天组织进行了#4高调门伺服阀更换和#1高调门阀位变化试验,结果#1高调门油管路振动状况没有变化。17时至18时30分，针对当日试验结果，继续组织分析，分析认为：#1高调门伺服阀出现故障导致其油管振动大的可能性较大，#4高调门油管路由于受到油压波动的影响导致其振动大。应继续研究#1高调门伺服阀在线更换工作。12月2
17、7日00时50分运行人员发现#2机#4高调门压力油管与主压力油母管连接三通处出现裂纹，造成系统漏油，汇报网调。01时26分申请网调同意后停机处理。停机后检修人员开始进行现场的清理工作，对开裂的管段进行了更换，对油管路进行了加固，将EH油箱补油至正常油位，上述工作于18时20分完成。热工方面对四台高调门LVDT插头、伺服阀插头、端子盒接线进行全面检查，未发现异常；对DEH系统伺服卡监测画面进行检查，未发现伺服卡监测系统有报警信息。12月27日20时59分,启动#3EH油泵，对#1高调门进行静态试验。#1高调门稍开启后#1、#4高调门油管路振动剧烈。随即停止试验，对#1高调门伺服阀进行了更换。再次
18、试验后油管路振动情况消除。系统停油后，对油管路的焊口（包含2处新焊口）进行射线探伤，未见异常；对振动大的油管弯管处进行着色检查，未见异常。12月28日15时55分,#2炉点火。12月28日19时10分，#2机组启动升速过程中，发现#4高调门开度频繁摆动，更换伺服阀#4高调门开度频繁摆动情况依然没有消除。热工人员将#4高调门主LVDT接线解除，使用备用LVDT,阀门摆动消失，重新将主LVDT投入运行，阀门再次发生振动，为了机组运行安全，解除#4高调门主LVDT接线，使用备用LVDT工作，阀门工作正常。#1、4高调门管路振动情况都已经消除。12月28日19时50分，#2发电机并网。（二）关于#2机
19、组抗燃油油质问题：公司机组正常运行期间，抗燃油的化验分析按油质监督管理制度开展周分析、月分析和半年全分析。其中，周分析监测外观、颜色、机械杂质、微水；月分析除周分析内容外，还监测颗粒度和酸值；每半年送电科院进行一次全分析，监测运动黏度、密度、微水、闪点、颗粒度、凝点、酸值、空气释放值、自燃点、起泡特性、电阻率、氯含量等指标。#2机组抗燃油滤油机在12月份机组启动后，运行每日晚20：00至次日早6：00投入连续运行。12月26日起开始投入连续24小时运行。（三）电液伺服阀检测情况：通过在停机状态下（12月27日）对#1高调门进行的静态试验判断，#1高调门电液伺服阀存在故障。12月29日将#1高调
20、门电液伺服阀送往沈阳电力工业液压控制质量检验测试中心进行检测，结果为压力增益检测项目为不合格,其余所检项目符合检测要求。第二年01月6日将#1高调门电液伺服阀送往上海穆格公司做进一步检测，发现该阀力矩马达反馈杆球头磨损（磨损情况见附件），磨损后直径为0.785mm（厂家提供的制造直径为07920.001mm）阀套上的密封胶圈损坏一个，为阀套右侧第二个胶圈。（四）供油管裂纹金属分析：1、所用管材成分、规格与设计相符，规格252.5,材质ICrI8Ni9Ti2、断口位于支管与母管相连的根部区域，因母管刚性大于支管，所以该区域就受力状态来讲，类似于悬臂梁的根部。3、尽管焊接时的热输入对材料的性能有所
21、影响，由于裂纹距焊缝外侧约9mm,非焊接影响的最严重部位，可排除裂纹产生与焊接的因果关系。焊接时的热输入是否引起了金属组织的变化待进一步分析。4、裂纹处未有塑性变形，属脆性断裂；断口没有明显的扩展解理条纹，说明瞬时力很大。二、经济损失1、机组（设备）停止运行时间42.4小时；2、机组少发电量2950万千瓦时；3、少发电量的纯利损失369万元；4、机组再次启动耗油量155.02吨；5、设备损坏费用75000元；6、检修材料费用2000元；7、其它费用26000元。三、原因分析技术原因分析：1、事故直接原因分析：#2机#4高调门压力油管与主压力油母管连接三通处出现裂纹，造成系统漏油，申请停机消缺。
22、2、事故根本原因分析：造成管路出现裂纹的主要原因是#1、4高调门侧供油管路存在异常振动，导致管路应力集中的薄弱点发生裂纹。2.1 造成#1、4高调门侧供油管路振动的原因有以下两个：#1高调门电液伺服阀故障，导致HP压力油振荡，#1高调门和#4高调门的供回油管路为同一根母管，#1高调门的压力油震荡传导至#4高调门。可能当时#4高调门LVDT存在故障导致#4高调门供油管路振动。2.2 #1高调门电液伺服阀故障的原因：从上海穆格公司的检测结果分析，#1高调门电液伺服阀力矩马达反馈杆球头磨损后间隙加大导致流量曲线突跳，造成压力调节不稳定，是电液伺服阀故障主要原因。#1高调门电液伺服阀力矩马达反馈杆球头
23、磨损原因:伺服阀制造加工阶段存在原始缺陷（穆格公司承认在运行时间这么短的情况下发生反馈杆球头磨损，是一个个案，不能排除此缺陷）尽管油质定期检验合格，但是不能排除抗燃油系统的死区中存有细小颗粒，进入到电液伺服阀中，造成反馈杆球头磨损。2.3 #4高调门LVDT故障的原因，可能有以下几个因素：伺服卡阀位反馈输入通道发生故障；LVDT本身及其测量回路存在问题；两路LVDT之间存在相互干扰。管理原因分析（包括暴露出的管理问题）1、对#1、#4高调门侧油管路由于振动大后能导致管路出现裂纹的风险评估不足，预控措施不到位。2、设备隐患排查不彻底，没能及时发现影响设备安全运行的重大隐患。3、检修维护不到位，对
24、电液伺服阀和LVDT的检查、维护工作存在不足，抗燃油油质的维护工作有待加强。4、对类似电液伺服阀这样的精密进口设备没有现场解体检查的手段，完全依靠外委厂家。四、防范与改进1、加强EH油系统的隐患排查，加强检修、维护工作；2、加强对抗燃油油质的管理，加强滤油工作，尤其是与电液伺服阀故障可能有关酸值、电阻率、氯含量、颗粒度、水分等指标的管理与维护；3、加强热工设备隐患排查，加强设备检查、维护、试验工作；4、加强两台机组EH油系统的日常点检及维护工作；5、利用机组停机检修机会，安排对两台机组所有电液伺服阀进行检测；6、在机组每次启动前，都要进行DEH系统静态试验，并派人到就地确认设备工作状态；7、通过抗燃油管路的大流量循环，减少管路的杂质死区。
