国产600mw机组典型事件汇编总结

＃1机组因主蒸汽温度低跳机事件发生前状态#1机组运行正常，负荷440MW，A/B汽泵运行自动调节，给水主控自动退出。

主给水流量1270t/h，单台汽泵流量680t/h，主蒸汽温度566℃，主蒸汽流量1200t/h。

事件经过02:19监盘发现#1炉储水罐压力测点快速上升，无波动，焓值控制器及焓值修正H自动切换为手动，给水流量快速下降，过热度急剧升高，监盘人员快速手动调整给水流量，将过热度控制在20～30℃之间；联系热工检查后告测量管冻，焓值控制器及焓值修正H无法投自动，给水流量通过给水主控手动调整；03:36监盘发现#1炉主给水流量测点1突变到-17t/h，联系网控屏蔽给水流量低、极低保护，同时联系热工检查后告测点上冻导致。

6:43:08#1炉主给水流量测点2突变至-15t/h，在给水流量下降的过程中，给水主控要求汽泵出力增加，由原来的5126r/min开始上升至5205r/min稳定在5400r/min。

6:43:10 汽泵流量偏置大，造成在6:43:19时汽泵给水调节自动退出“自动”，给水泵退出遥控MEH本地控制，此时锅炉给水信号选择的流量降至-14.3t/h，给水主控被强制350t/h最小流量，负荷447MW，主蒸汽温度565℃，主给水流量测点3点1322.4t/h。

6:45:04 负荷448MW，主蒸汽温度560℃，主给水流量测点3点1580t/h，汽泵转速5400r/min，投入锅炉遥控。

6:45:10 投入汽泵给水调节自动，低调阀开度由63.8%突然增大汽泵转速增加，主给水流量测点3增加；6:45:50退出汽泵给水调节自动，手动调节汽泵出力，到6:46:16负荷445MW，主蒸汽流量1326t/h，主给水流量测点3点1854.7t/h，主蒸汽温度552.8℃，汽泵转速5700.3r/min，低调阀开度89.34%，高调阀开度46%。

锅炉大量进水，主汽温度急剧降低，6:50主汽温度突降至474℃，因“主蒸汽温度低”汽机跳闸，联跳锅炉电气动作。

600MW发电机事故实例分析及防范1.概况某电厂5号、6号机是上海汽轮发电机公司生产的QSFN-600-2型发电机。

5号机于2007年9月14日和10月11日相继2次发生定子线棒相引线接头处烧毁事故。

2.第1次事故5号发电机于2007年9月2日22: 48第一次并网，事故发生前的最后一次并网时间为9月12日19:12，9月13日15:12升至600MW。

9月14日19:05:39，发电机定子冷水进口压力突然升高，由0.3MPa跃升至0.44MPa，几乎同时发电机定子冷水进口流量突然降低，由104.3t/h突降至89.9t/h。

19:05:45，发变组保护第一套和第二套装置发电机定子接地报警信号发出。

19:05:47，5号机跳闸，当时负荷620MW，跳闸信号为7号瓦振动大（254um）。

9月23日转子抽出，检查情况如下：定子励侧11号槽（C相中性点相引线处）上层线棒水盒处熔断。

定子励侧10号槽上层线棒绝缘套破损，并有局部灼伤痕迹，发现励端定子总进水管内6点钟位置留有约φ170mm的耐油橡胶纸板。

内窥镜检查发现有18根线棒励侧水盒内有异物堵塞，堵塞物为11号槽上层线棒铜熔化后的铜颗粒。

现场更换10、11槽两根上层线棒。

线棒内的堵塞物经压缩空气和高压氮气吹扫清除干净，并通过单根线棒水流量试验。

定子正反冲洗后，进行热水流试验并合格。

图1 励端定子总进水管发现的φ170mm耐油橡胶纸板10月1日，完成整体水压试验。

10月2日完成手包绝缘工作及定子端部固有频率测试和模态分析、手包绝缘电位外移检查、直流耐压、交流耐压等，10月2日晚发电机开始回装。

3.第2次事故9.14事故抢修完成后，5号发电机于10月7日20:08并网。

事故发生前从10月9日3:41最后一次并网，15:04升至600MW，运行至18:37满负荷跳闸。

10月11日18:37:50励磁系统总报警，18:37:51转子接地报警，18:37:51定子接地保护动作跳闸。

３ 处 理 经验
（） １ 电泵 启动 后迅速 提高 转速 带负荷 。本 次事
（ ）严密监视 分离器 出 口温度 、主 蒸汽温度上 ４
故 时， 电泵启动条 件要求 出 口电动 阀为关 闭， 因该 阀 升情况 ，如果温度 上升速度 过快 ，应 继续减 小燃料 开关 时 间较 长 ， 延误 了加 给水 时 间。一汽 一 电两 台 量或 者在 电泵打 出水 后加大 给水流量 ，将水煤 比提 泵并列运行 时按 １： ０ ６以下流量分 配 ， 避免发生抢 水 ， 高 。相 比汽 包 炉 ，喷水调温 只 能作 为微调 ，控制 水 从水泵 跳 电泵流 量不 应过大 。 事后对 电泵 启动 条件及 时进 行 煤 比是 直流炉 防止 金属 超温 最直 接手段 。
自动 ，燃料投 入 自动 ，投 入 Ｃ 方式 ， ４ ４ Ｃ Ａ／ Ｂ汽
珠 海金 湾发 电有 限公 司 电厂 ３号 、４号机 组 工 泵 并列 运行 ， 电泵 备用 ，Ｂ Ｆ 磨 煤机 运行 ，机 组 ～ 程 ２ ６ ０ＭＷ 超 临 界机 组锅 炉为超 临 界参数 变 压 参数 稳 定 。由于该 厂 刚投产 ， 节 系统未 能完 善汽 ￣０ 调 运行螺 旋 管圈直 流炉 ，单炉 膛 、一次 中 间再热 、四 泵 Ｒ ｎ ｃ 能 。 ｕ Ｂａ ｋ功 角切 圆燃烧 方式 、平衡 通风 、ｎ 型露天 布 置 、固态 控制 台出现 ４ Ｂ汽泵跳 闸报 警 ，给水 流量 快速
表 １ 锅炉额定工况及 Ｂ Ｒ工况主要参数 ＭＣ
名称 最 大连 续 蒸发 量 额定 工况 蒸 发 量
出流量 ， 手动 减 小 Ｂ， Ｄ给煤 机煤 量 ， 料量 控制 Ｃ， 燃 在 ｌ ６ｔ 右 ， ４ 左 水煤 比 ８７左右 ， 离器 口温度 有下 ． 分

600MW凝汽式汽轮发电组运行中凝结水泵事故案例分析贺帅天津市蓟州区别山镇大唐盘山电厂301900摘要：在凝汽式汽轮发电机组汽水循环系统中，凝结水泵是一种重要的辅助设备，其主要作用是将凝汽器热井中的凝结水输送到除氧器，维持机组汽水系统的循环。

在机组正常运行期间凝结水泵与机组真空系统相连接，当凝结水泵出现故障需隔绝时，如操作不当机组真空系统极易漏入空气，影响汽轮发电机组的正常运行[1]。

关键词：凝结水泵；运行；隔绝；分析中图分类号：TM621文献标识码：A1事故案例某600MW凝汽式汽轮发电机组配置两台凝结水泵，系统布置方式如下图：凝汽器内收集的凝结水经凝结水泵入口手动蝶阀、电动蝶阀和入口滤网进入凝结水泵，在凝结水泵内升压后经出口逆止门、出口电动门送入除氧器。

凝结水泵出口电动门为闸阀，全行程开关时间约2.9分钟。

机组正常运行期间，一台凝结水泵运行，另一台凝结水泵处于联锁备用状态，其出入口门均为全开状态，便于在事故状态下备用泵联启后能够迅速满足机组对凝结水流量的需求。

案例一：2016年8月7日，机组负荷300MW，2号凝结水泵运行，定期启动1号凝结水泵试运行，发现1号凝结水泵出口管道法兰（泵体与出口管道连接处）大量漏水，运行人员立即停运1号凝结水泵，此时凝结水泵出口电动门仍处于开行程中，停泵后逆止门关闭，该法兰处不再向外漏水，但大量空气经泄漏处漏入真空系统，高、低压侧凝汽器真空分别由94.1kPa、94.3kPa开始下降，随后2号凝结水泵电流和凝结水流量开始剧烈摆动并呈迅速下降趋势，除氧器水位持续快速下降。

凝结水泵出口电动门全开后再到联锁关闭的过程时间将近6分钟，事故过程中除氧器水位最低降至1334.7mm，机组负荷最低降至151MW，高、低压侧凝汽器真空分别最低降至80.7kPa、90.1kPa，两台汽动给水泵跳闸。

运行人员启动电动给水泵维持向锅炉供水，1号凝结水泵出口电动门关闭后，就地关闭1号凝结水泵出口电动门平衡门、泵体排气手动门、入口手动蝶阀和入口电动蝶阀后，2号凝结水泵电流和系统凝结水流量、机组机组真空逐渐恢复正常。