燃机事故案例汇编

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1、 .wd.燃气蒸汽联合循环机组安全生产典型事件汇编中国大唐集团公司安全生产部二O一二年十二月前 言天然气发电作为优质、高效的清洁能源，对于改善能源构造、保护环境、提高能源利用效率具有重要作用。2003年国家首次打捆招标引进了23台F型重型燃机，到2011年底国内天然气发电装机到达了3265万千瓦，占总装机容量的3.09%。预计2015年国内天然气消费量将达2300亿立方米，发电用天然气可满足7000万千瓦机组，给天然气发电建设带来前所未有的机遇。“前事不忘，后事之师，为推动集团公司天然气发电安全开展，从源头消除影响机组运行的各类隐患，指导“优化设计、提高效率、降低造价、“优化运行、确保安全、降

2、本增效专项活动的深入开展，保证机组“即投产、即稳定、即盈利、即达设计值，集团公司收集、整理了全国E型、F型各类在役燃气蒸汽联合循环机组投运以来发生的安全生产典型事件，汇编成册。本汇编共收集了典型事件73个，其中燃机系统引起的故障停机29例，占比最大为39.7%；天然气调压站系统引起的故障停机13例、发电机及电源系统引起的故障停机12例、汽机系统引起的故障停机8例、余热锅炉系统引起的故障停机6例、其他因公用系统、热工等缺陷引起的机组故障4次、人身伤亡事故1次。本汇编为内部资料，供学习参考。浙江大唐国际绍兴江滨热电有限责任公司为本汇编做了大量工作，在此表示感谢。本汇编在燃气发电尚属首次，不妥之处，

3、敬请批评指正。目 录第一篇 燃机系统一 9F燃机典型事件5案例1：叶片通道温差大自动停机5案例2：叶片通道温度趋势变化大自动停机5案例3：电机风机故障停机6案例4：空滤压差大致使燃烧器压力波动大停机7案例5：伺服阀故障处理不当燃烧器压力波动大跳机10案例6：人为误动停机12案例7：燃机燃烧不稳停机12案例8：伺服阀故障停机13案例9：天然气泄漏停机18案例10：机组提前进入BPT温控20案例11：机组调压段SSV阀故障关闭21案例12：主燃料流量控制阀前后压差频繁波动21案例13：机组轴承振动大22案例14：进口导叶IGV和旁路阀控制偏差大20案例15：机组停机过程模式切换时分散度大跳闸20案

4、例16：机组启动过程因天然汽温度低负荷迫降21案例17：压气机损坏事故21二 9E燃机典型事件23案例18：模式切换时振动大燃机停运23案例19：燃机振动高跳机事故24案例20：燃机压力低丧失火焰跳机跳机25案例21：发电机故障停机26案例22：卡件损坏自动停机28案例23：电机故障停机28案例24：排气分散度高跳机30案例25：燃机进口导叶IGV故障30案例26：检修维护不到位，运行中因异常二次停机32案例27：燃烧模式由贫贫模式向预混模式切换失败，进入扩展贫贫模式34案例28：燃机在满负荷预混 模式下运行时一区回火，造成燃烧模式保护切换34案例29：火焰筒烧损事故35第二篇 汽机系统案例3

5、0：低压排汽温度高停机38案例31：中压主汽门泄漏停机39案例32：低压与中压排汽温差大保护停机40案例33：汽轮机振动测量卡件故障停机41案例34：高压旁路阀卡涩故障43案例35：中压旁路阀动作异常44案例36：控制油泵电流异常45案例37：顶轴油管接头漏油故障45第三篇 发电机及电源系统案例38：中性点电流畸变跳机46案例39：发电机励磁系统故障#2、3机停运47案例40：燃机380V电源MCC段失电，事故油压低跳机47案例41：继保动作停运49案例42：主变差动保护误动停运54案例43：电机风机叶片损坏56案例44：燃机励磁碳刷故障57案例45：厂高变压力释放保护动作61案例46：柴油发

6、电机蓄电池老化62案例47：自动电压控制AVC装置故障62案例48：励磁开关远方无法合闸故障62案例49：定子接地跳机故障63第四篇 余热锅炉系统案例50：高压汽包水位低保护动作停机64案例51：水位保护动作停运66案例52：高压汽包水位低跳闸67案例53：高压过热器连接收泄漏68案例54：高压给水主调节阀故障69案例55：再热器膨胀节处保温冒烟着火71第五篇 天然气增压机系统案例56：增压站#1高压变端子箱进雨水，重瓦斯保护，停机72案例57：变频器故障快速停机73案例58：燃机燃料供应压力低保护动作停机73案例59：供气压力低跳闸保护动作停机74案例60：增压机入口管线气动阀跳闸停运75案

7、例61：天然气品质不合格跳机76案例62：温度卡件故障造成增压机跳闸停机77案例63：控制卡件故障致使增压机跳闸77案例64：仪用空气压力低造成增压机跳闸停机78案例65：控制卡件故障造成增压机跳闸停机79案例66：热控卡件故障增压机跳闸停机81案例67：增压机出口天然气温度测点故障停机82案例68：增压机喘振跳闸燃机停运84第六篇 公用系统案例69：雷雨天气导致线路和辅机运行异常86第七篇 热工控制案例70：下载数据时热控模块故障87案例71：VPRO控制卡件故障跳闸88案例72：DCS系统通讯故障88第八篇 人身伤亡事故案例73：燃气调压站控制室发生气体爆炸91第一篇 燃机系统一 9F燃机

8、典型事件案例1：叶片通道温差大自动停机一、事件经过2006年8月3日，#1燃机按中调令于8:12启动，8:24点火，8:45并网；8:49负荷升至50MW时#7叶片通道温度与平均值偏差到达26.44，超过设计值25，时间超过30秒，触发“BPT温度偏差大，机组自动停机。二、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温差定值进展调整时，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。三、防范措施1.在控制系统中，修改

9、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：叶片通道温度趋势变化大自动停机一、事件经过2007年8月20日，#1机组启动并网后DCS上发“GT NO.3 BLADE PATH TEMP TREND CHANGE LARGE AUTO STOP机组自动停机；18:00启动带负荷至20MW检查处理，未发现异常；但隐患仍然存

10、在，需要进一步观察。2008年6月28日，DCS上出现#2机组“GT No.9 BLADE PATH TEMP TREND CHANGE LARGE AUTO STOP报警，机组自动停机，当时负荷52MW。二、原因分析这两次事件均在并网之后不久发生，三菱公司分析认为是由于并网时机组初始负荷太高所致。三、防范措施出现这种情况，运行人员一般无法处理。三菱公司分析认为，一般要求并网后，等待机组控制模式CSO由“GOVERNOR切换至“LOAD LIMIT，并且机组并网初始负荷降低至约20MW之后，再投入ALR ON，自动升负荷。案例3：电机风机故障停机处理一、事件经过2010年1月23日，机组二拖一

11、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。14:00监盘人员发现#1燃机MARK界面发报警排气框架风机风压低，“EXH FRAME OR #2 BRG COOLING TRBL-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MARK风机界面“#2 LEAD和主复位按钮，该风机仍无法启动。14:01分#1燃机开场自动减负荷，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负荷下降至3MW，调度通知停机，15:09分#1燃机停机。二、原因分析检查发现#1燃机88TK-2风机电机停

12、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。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。将转子抽出发现定子端部有短路放电痕迹，端部线圈过热痕迹，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。如以下图： 图1 轴承小盖及挡

13、油环明显过热且有缺损 图2 轴承保持架粉碎图3 转子轴被内挡油环啃出环状沟道 图4 定子端部有短路放电痕迹，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。三、防范措施1.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.对同类型电机，同安装形式电

14、机进展普查，确认设备安康水平，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，定期进展更换检修。6.加强设备管理，认真点检，及时消除缺陷，使备用设备处于良好备用状态。案例4：空滤压差大致使燃烧器压力波动大停机一、事件经过2010年3月14日，#1燃机带供热运行，负荷365MW。9:56:57由于雨雪天气，燃机压气机入口空气滤网差压增大，10:08:07发出“#19燃烧器HH2频段压力波动越限报警；10:08:11发出“#3、#18燃烧器HH2频段加速度越限报警；10:08:12发出“燃烧器压力波动大降负荷信号；1

15、0:08:13又发出“#1、#2燃烧器HH2频段压力波动越限报警；10:08:14因燃烧器压力波动大跳闸保护动作停机。二、原因分析1.根据三菱公司设计，其燃烧器是通过调整燃料流量和空气流量来控制燃烧状态。其中扩散燃烧值班喷嘴与预混合燃烧主喷嘴的燃料比通过值班燃料控制信号PLCSO进展控制；进入燃烧器的空气量通过通过燃烧器旁路阀BYCSO进展控制。为了抑制燃烧振动增加，保持燃烧器最正确连续运行状态，三菱公司设计了燃烧振动自动调整系统，由自动调整系统A-CPFM和燃烧振动检测传感器组成。燃烧振动检测传感器共24个，包括安装于#1-#20燃烧器的压力波动检测传感器和分别安装于#3、8、13、18燃烧

16、器的加速度检测传感器。自动调整系统A-CPFM根据燃烧振动检测数据和燃机运行参数，对燃烧器稳定运行区域进展分析，并根据分析结果自动对PLCSO和BYCSO进展修正，从而实现燃烧调整优化。2.#1燃机控制系统对燃烧器压力波动传感器和加速度传感器检测数据分为9个不同的频段进展分析，分别为LOW15-40 HZ,MID(55-95 HZ,H1(95-170 HZ,H2(170-290 HZ,H3(290-500 HZ,HH1(500-2000 HZ,HH2(2000-2800 HZ,HH3(2800-3800 HZ,HH4(4000-4750 HZ。在不同频段针对燃烧器压力波动传感器和加速度传感器，

17、分别设置了调整、预报警、降负荷、跳闸限值，其中，调整功能由A-CPFM系统完成；预报警、降负荷、跳闸功能由燃机控制系统实现。当24个传感器中任意2个检测数值超过降负荷限值时，触发燃机降负荷；当24个传感器中任意2个检测数值超过跳闸限值时，燃烧器压力波动大跳闸保护动作。此次燃机跳闸即是由于#1、2、19压力波动传感器HH2频段检测数值均超过跳闸限值引起。3.根据三菱公司对燃机跳闸前后运行数据进展的分析，在燃烧器压力波动HH2频段数值出现越限报警时，H1频段数值也出现异常升高。此外，由于该天降雪天气的影响，压气机入口空气滤网差压在原有根基上出现异常增大，最高到达1.6kPa。压气机入口空气滤网差压

18、增大，进入燃机的空气流量减少。在空气流量减少的情况下，燃机运行区域非常接近燃烧器压力波动H1和HH2频段越限报警区域。该台燃机日方案出力曲线于10:00从360MW升到370MW，由AGC自动控制。燃机负荷上升燃料阀翻开，此时要求进口空气量同时增大，以满足适宜的燃空比；但由于压气机入口空气滤网差压大致使进入燃机的空气流量减少，造成燃烧不稳定，引起燃烧振动。燃烧振动出现后燃机控制系统ACPFM已动作并进展调整。当振动值到达报警值时RUNBACK功能也启动，但是由于振动值升高太快，在调节系统的调节发挥调作用前，燃烧振动到达跳机值，导致燃机因燃烧器压力波动越限跳闸。4.空气滤芯为纸质材料，纸纤维遇潮

19、膨胀使得过滤器差压升高。遇雨雪天气尤其是小雨雪，空气湿度大时空滤器差压升高，雨雪停顿，空气湿度降低，差压会快速下降。入口空气过滤器滤芯于2009年10月更换，进入冬季供热后机组长周期高负荷运行，空气滤芯差压上升较快。冬季大雾及雨雪天气较多，纸质空气滤芯处于恶劣运行工况下。机组在供热季必须连续运行，而空气滤芯又不能在机组运行中更换。针对空气滤芯差压升高现象，为保证机组连续高负荷运行，满足供热需求，开展了以下几个方面的工作：一是屡次进展在线人工清理，清理后增加一层包面，减少灰尘进入空气滤芯；二是连续投入反吹系统，减少灰尘在滤芯上的积累；三是在空气进气口外侧搭设防雨雪棚，减少进入空气过滤器的雨雪量。

20、三、防范措施1.机组跳闸后，立即启动两台启动炉，一方面向热网系统供蒸汽，使热网系统能够低温运行；另一方面为燃气提供轴封蒸汽，维持凝汽器真空，为燃机的随时启动做准备。2.将数据发送到三菱公司总部即进展数据分析。3月15日凌晨4时，日方提供初步分析结果，确认燃机本体及燃烧器正常，机组跳闸就是由于空滤器差压大，长负荷时空气量缺乏造成燃烧不稳，出现燃烧振动。3.在压气机空气入口原有单级滤网根基上，增加粗滤，以减小恶劣天气情况下对滤网差压的影响。4.重新进展燃烧调整。由于机组跳闸时机组在高负荷工况，机组的自动燃烧控制系统已进展调节，调节参数已改变，因此机组启动后需在高负荷段进展燃烧调整，重新对调节参数进

21、展确认、优化，以保证燃烧稳定。三菱公司的燃烧调整专家16日到达，3月17日开场燃烧调整，3月17日16时30分完成燃烧调整工作。5.对于雨雪天气情况下空气滤芯差压升高，而且不能在线更换滤芯，影响机组长周期连续运行的问题。与燃机入口空气系统设计制造商美国唐纳森公司三菱公司的分包商进展技术交流，确定了技术方案，在进气系统的入口加装PE材质的初滤系统，这样能过滤大局部灰尘和雨雪，大量减少进入后面纸质空滤灰尘和雨雪，并可以在线进展水清洗。通过改造一方面可以有效控制空气系统差压，确保机组安全运行；另一方面能极大延长空气滤芯的使用寿命，经济较好。案例5：伺服阀故障处理不当燃烧器压力波动大跳机一、事件经过2

22、010年12月4日晚，热网抽汽调节阀出现控制指令与阀位反响偏差较大现象最大16%，经分析认为伺服阀油门卡涩或油路堵塞，从而造成阀门无法动作到位。由于燃机运行过程中无法更换伺服阀，现场采取调整执行器油缸弹簧和修改阀门最小开度逻辑限制，使热网抽汽调节阀控制指令与阀位反响偏差的现象有所缓解，没有 基本解决；假设伺服阀异常情况恶化，则会导致热网抽汽调节阀无法朝关闭方向继续动作，热网抽汽流量也无法增加，进而影响燃机和热网系统正常运行。为解决这一问题，通过和阀门厂技术人员进展讨论后，确认热网抽汽调节阀电控局部PLC的控制逻辑为：阀门的控制指令和反响在PLC内部进展偏差比较并放大后，输出驱动伺服阀动作；通过

23、修改PLC逻辑增大PLC输出，在目前控制指令和阀位反响存在偏差的情况下，可以增加阀门进油量，进而使阀门可以继续跟随指令进一步关小，从而到达缩小指令和反响偏差的目的。阀门厂技术人员对PLC逻辑修改方案讨论后决，定通过修改PLC内部伺服逻辑中的比例放大系数来增加PLC的输出电压，通过在线进展修改。12月9日17时燃机带电负荷350MW，抽汽量约117t/h，机组AGC投入。18:18热网抽汽降至80t/h。因热工人员无法完成在线下载，运行值班人员并将热网抽汽降至50t/h，并按热工人员要求将热网抽汽调节阀解列为手动调整。在热网抽汽流量降低至50t/h并与运行人员共同确认安全措施都已做到位后，于19

24、:03:14开场进展PLC逻辑修改离线下载，19:03:24离线下载完成，随后热网抽汽调节阀动作出现大幅波动，导致热网抽汽量和中压缸排汽压力也出现较大波动。19:03:41发出“中压缸排汽压力高 报警；19:04:08发出“中压缸排汽压力低 报警；19:04:50陆续发出“#2、#3、#7、#8燃烧器H1频段压力波动越限预报警和报警；19:04:51触发“燃烧器压力波动大降负荷信号；19:04:54秒#1燃机因燃烧器压力波动大跳闸保护动作，#1燃机跳机。二、原因分析通过对燃机停机前后趋势分析，19:03:14开场进展离线下载，此时控制指令为28.31%，阀位反响为35.7%；19:03:24离

25、线下载完成，此时阀位反响为39.91%，此后阀门开场关闭，最低关至14.06%，此过程中运行人员手动开启阀门，指令最大至50%，但是阀门并没有跟随指令开启，而是继续朝关方向动作，约20秒后，阀门迅速开启，最高开至70%；而在此过程中运行人员手动关闭阀门，阀门依然没有跟随指令关闭，而是继续朝开的方向动作，约40s后又迅速关闭，最低关至11%。由于热网抽汽调节阀动作出现大幅波动，造成热网抽汽流量和中压缸排汽压力的波动，进而引起汽机负荷和燃机负荷计算值的波动；燃机负荷计算值的波动造成IGV阀门的动作，进而影响燃机燃料进气量的变化，在燃料量未发生明显变化的情况下由于此时机组负荷指令未发生变化，因此燃料

26、阀门的动作未发生明显变化，造成#1燃机由于燃烧振动引起燃烧器压力波动大跳闸保护动作，机组跳闸。通过检查分析认为本次机组跳闸的原因为：1.经检查发现伺服阀油路存在堵塞造成伺服阀阀芯动作卡涩，在控制指令变化后，伺服阀不能准确动作到位；表现为当运行人员手动操作阀门时，阀门没有迅速跟随控制指令动作，直到控制指令和阀位反响偏差到一定程度时，伺服阀阀芯才能动作，造成阀门迅速开启和关闭，从而引起阀门动作出现大幅波动。2.厂家对PLC逻辑中阀门参数的调整增强了PLC的输出作用，造成在离线下载完毕后，阀门向关方向运动较大，已经影响到了中压缸排汽压力，同时由于伺服阀阀芯动作卡涩，从而引起阀门动作出现大幅波动。3.

27、在逻辑下载前厂家提供的上位机组态软件信息与下载后实际情况相差较大，是造本钱次事件发生的原因之一。三、防范措施1.控制系统逻辑修改、下载的工作时一定要对下载的风险进展仔细全面的评估，必须对修改后可能造成的问题进展充分讨论，通过技术手段将危险因素进展闭锁。2.热网抽汽调节阀作为冬季供热中重要设备，出现故障在燃机运行过程中无法在线更换；可通过在控制油系统加装隔离阀门实现；在热网停运后对热网抽汽调节阀油缸进展冲洗，确保伺服阀工作油质的可靠。案例6：人为误动停机一、事件经过2010年5月11日，#2、3机组纯凝工况运行，总负荷366MW，#2燃机负荷244MW，#3汽机负荷122MW；#1燃机停运。20

28、:35分#2燃机做完燃烧调整试验，进入baseload 基本负荷开场性能试验。20:50运行人员做停运的#1燃机PM4清吹阀传动试验。20:53得到运行值长许可后，进入工程师站，误将运行中的#2燃机PM4清吹阀作了传动试验。20:54分#2燃机PM4清吹阀故障报警，保护动作跳#2燃机，联跳#3汽机。二、原因分析1.热工人员未履行工作票程序，无工作内容、操作和安全措施纪录，未进展危险点分析，工作疏忽，误将运行中的#2燃机PM4清吹阀关闭，#2燃机PM4清吹阀故障报警，保护动作跳#2燃机，联跳#3汽机，是本次故障的主要原因。2.热工专业管理松懈，未严格工程师站管理制度，检修人员在无监护的情况下单人

29、操作，是本次故障的管理原因。三、防范措施1.严格执行各项安全生产管理制度，各部门负责人加强对生产人员执行安全生产管理制度的管理、检查和考核。2.加强安全教育，提高责任心，认真监盘，精心操作。3.严格执行电子间、工程师站管理制度和生产现场计算机使用和管理制度，操作时双人进展，一人操作，一人监护。同时对电气PC间、电子间、GIS间、继电保护间加强出入管理，严格执行出入登记制度。4.生产人员值班时要保持良好的精神状态，操作时精神要高度集中。5.开展反习惯性违章的学习活动，催促各部门严格执行公司安全生产制度。案例7：燃机燃烧不稳停机一、事件经过2010年5月13日00:50分，#1、2燃机拖#3汽机以

30、“二拖一方式运行，#1燃机负荷110MW,#2燃机负荷195MW，#3汽机负荷200MW，总负荷505MW。00:51按调度曲线将总负荷降至450MW，运行人员将#1燃机负荷降至90MW，根据燃机特点，#1燃机燃烧模式自动由预混燃烧模式PM1+PM4喷嘴运行切至亚先导模式PM1+PM4+D5喷嘴运行。00:52分 #1燃机报“High exhaust temperature spread trip排气分散度高跳闸，#1燃机灭火，发电机解列，#2、3机组继续以“一拖一方式运行正常。二、原因分析通过对#1燃机跳闸信号和机组当前运行状态的分析认为，此次机组跳闸事故的原因是由于#1燃机在降负荷过程中，

31、由于自身特性当运行负荷低于90MW时，燃烧模式自动切换，由预混模式进入亚先导预混燃烧模式后，由于#2、3燃烧筒总共18个燃烧筒在燃烧切换后未能够有效稳燃，导致#2、3燃烧筒灭火，致使在燃烧模式切换完成后燃机排气温度#15、16、17、18、19这五个测点温度不升反降900-1100华氏度，相比于其他26支排气温度1200-1300华氏度较低，最终满足跳闸条件最高排气温差TTXSP1268.492大于允许排气温差TTXSPL268.155，延时2s跳闸导致#1燃机因排气分散度高而保护动作跳闸。GE公司技术人员通过其燃烧专家远程检查分析，确认了上述机组跳闸原因，并有针对性的提出了机组现场检查的工程

32、和要求，具体检查工程如下：1.检查#16到#19号排气热电偶状态；2.检查#1、2、3、4联焰管是否泄露；3.检查燃机清吹阀，燃烧调整阀动作情况，重新进展逻辑传动；按照要求检查后均未发现异常，再次联系美国GE总部技术人员，经对方技术人员再次确认和分析后，GE方确认其之前燃烧调整的定值在燃烧切换过程中存在局部参数配比不合理的问题，需要对机组重新进展燃烧切换点的燃烧调整工作，5月14日1机组启动并网后在燃烧模式切换点进展两次切换试验，切换正常。虽然#1燃机再次启动并燃烧模式切换正常，为了确保安全经济运行，采集了近期#1燃机模式切换和5月13日#1燃机故障跳机时模式切换的报警、参数、趋势图，联系GE

33、要求给出5月13日#2、3燃烧筒灭火的具体原因。三、防范措施1.要求GE公司今后提供正式工作方案和安全措施。2.热工人员需尽快熟悉燃机燃烧调整的技术问题。3.加强部门专业人员对GE公司设备构造、性能和维护的培训。案例8：燃机伺服阀故障停机一、事件经过2010年7月4日，机组二拖一纯凝工况运行，AGC投入，总负荷580MW，其中#1燃机负荷180MW，#2燃机负荷180MW，#3汽机负荷220MW。#2燃机速比阀前压力P1:32.07kg/cm2，P2:29.83kg/cm2，IGV开度51%。14时18分，#2燃机跳闸，跳闸首出原因为：EXHAUST OVER TEMPERATURE TRIP

34、排气温度高跳闸。#2燃机跳闸后，运行人员按照正常操作程序进展停机操作，#1、3机组维持稳定运行，#1燃机负荷170MW，#3汽机负荷99MW，总负荷269MW。二、原因分析检查历史曲线发现，14:18:08燃机平均排气温度到达1240.44华氏度，超过保护动作值1240华氏度，保护动作正确。从历史趋势分析，14:18:05，#2燃机IGV导叶在指令未变化情况下关小，此时IGV指令增大，指令与反响偏差不断增大，平均排气温度迅速上升，14:18:08秒IGV指令74%，IGV反响57%，排气温度越过跳闸值，机组跳闸。从以上过程来看，IGV阀的失控是导致排气温度上升的直接原因。从IGV伺服阀电流曲线

35、发现，14:17:44秒IGV伺服阀电流开场异常波动，至18:05伺服阀电流失去。初步认为燃机压气机进口可变导叶伺服阀故障引起IGV开度减小，燃机压气机进风量减少，导致燃机排气温度高，超过设定值而燃机跳闸。图5 事故跳闸曲线经GE公司维护工程代表确认，认为IGV控制伺服阀存在故障。对IGV控制伺服阀卡件及电缆检查，无异常。进展IGV控制伺服阀传动试验，IGV伺服阀电流仍有波动。曲线见图6。图6 跳闸后IGV伺服阀传动电流曲线20:50更换IGV控制伺服阀，21:00分IGV控制伺服阀传动试验正常(见图7)。23:46机组启动，IGV工作正常，0:56机组并网。图7 更换IGV伺服阀后传动电流曲

36、线通过与伺服阀制造商沟通，结合已采集到的数据信息进展分析，伺服阀控制失灵可能的原因主要如下：1.伺服阀阀体内喷嘴或节流孔堵塞，导致控制油油路不通，伺服阀控制失灵；2.伺服阀阀球或阀芯阀套磨损量偏大，引起伺服阀偏置电流波动，伺服阀控制失灵。针对以上情况，检查了最近几个月#2燃机润滑油的油务监视报表，报表显示在此期间，燃机润滑油的油质始终合格。另外，燃机控制油取自润滑油供油母管，经过液压油泵加压后供应各液压控制阀，在液压油泵出口和各液压控制阀供油管上均配置有高精度过滤器，即供应伺服阀的液压油油质优于油务监视的结果，满足伺服阀对油质的要求。按照伺服阀制造商的要求，每两年应进展定期的清洗检测。此次故障

37、的伺服阀截止到事故前，投入运行1年，未到定期清洗检测期。伺服阀于2010年7月5日送上海MOOG控制检测，结果为内部磨损，属偶发故障。三、防范措施1.严格按照伺服阀制造商建议，定期清洗检测，保证伺服阀良好的工作性能。2.充分调研并吸取同类型燃机电厂在伺服阀检修方面的经历，将伺服阀的检修纳入到燃机小修的标准工程。3.深入学习并掌握伺服阀的工作原理和构造，提高原因分析和解决问题的能力。4.保证伺服阀备件合理的库存数量，将关键设备的伺服阀备件作为事故备件储存。5.做好滤油工作和油务监视，防止油质恶化。案例9：天然气泄漏停机处理一、事件经过2011年7月5日04:40分#2燃机启动清吹过程中，燃机MA

38、RK- VI发“HAZ GAS MONITOR RACK 3LEVEL HIGH报警，查看MARK- VI危险气体画面发现气体阀门间危险气体浓度监测仪表45HT-9B探头最高至10LEL报警值是10 LEL，表示天然气爆炸浓度下限4%的10%，45HT-9C探头最高至4 LEL，2号燃机启机程序自动闭锁，启动失败，燃机开场降速停运。二、原因分析经过对气体阀门间燃气模块进展查漏，确认两处漏点：一是PM4阀门阀杆处泄漏严重；二是双筒滤网切换阀一侧阀杆有轻微渗漏。图8 天然气泄漏点经过对PM4阀门进展解体发现，该阀门的阀杆密封O型圈破裂，导致天然气泄漏。主要有以下几个方面的原因：1.从解体撤除的O型

39、圈破裂情况看，属于O型圈材料缺陷。该O型圈无法很好地适应天然气冷热温度变化带来的塑性变形，从而破裂导致天然气泄漏。2.该阀门在阀杆处的密封构造设计不尽合理：1机组运行期间，天然气温度高达185；2GE公司设计燃机本体外壳无保温层，机组运行期间，透平罩壳内的局部温度高约120；3燃气模块与透平罩壳相通。以上三点会引起燃气模块内部温度偏高，即燃气控制阀的运行环境很差，如此工况下，燃气控制阀阀杆密封采用的单O型圈极易因塑性变形导致密封失效。三、防范措施1.请专业机构对损坏密封圈进展检查分析，确定其材质、质量适用性，必要情况下联系原厂家对密封材料进展升级。2.燃机燃气小间在机组停备时系统不带压，无法进

40、展天然气查漏；考虑在每次机组启动前一天，联系热工专业强制开辅助关断阀，对燃气模块内的管道系统进展充压查漏，确保发现问题及时处理，并将其作为今后机组启动前的定期工作执行。3.组织与设备制造厂家就事故原因进展讨论，制定有针对性的技术改造方案，并对库存的阀门进展改造实施；待停机检修过程中，分别对在装的两套燃气控制阀进展相应改造。案例10：机组提前进入BPT温控一、事件经过2009年6月7日，#2机由300MW向330MW升负荷过程中，当负荷升至306MW时，#2机即进入BPT温控，整个升负荷过程缓慢耗时11分钟，而正常仅需不到3分钟。2010年2月24日15:09分#2机组由300MW升至350MW

41、过程中，机组提前进入BPT温控，升负荷速率降低，15:21进入EXT温控，最高负荷仅为325MW。2010年11月24日10:24当时大气温度27.70，#3机升负荷至320MW时，燃机提前进入BPT控制，升负荷速度减慢。二、原因分析随着机组运行时间变久，机组性能发生变化，3台机先后数次出现提前进入BPT温控的问题。另外，冬天和夏天大气温度变化较大，燃机燃烧不能适应大气温度变化也导致提前进入温控。三、防范措施一般的解决方法是进展压气机水洗以及重新进展燃烧调整。从实施效果看，水洗效果不是很明显，重新进展燃烧调整效果较好；但是季节变化后又会再次出现提前进入BPT温控问题，讨论准备将大气温度变化放进

42、IGV控制模块，使燃烧控制适应温度变化的需要。案例11：机组调压段SSV阀故障关闭一、事件经过2008年4月15日17:07分#3机运行过程中，#3机调压段SSV阀故障跳开，天然气自动切换到备用调压旁路供。现场检查发现SSV阀已关闭，且阀体大量漏气，立即拉隔离带隔离漏气区域，并将#3机调压路隔离并泄压，关闭备用路至#2机调压路球阀，交检修处理。二、原因分析经检查分析，认为SSV阀指挥器阀口垫老化导致指挥器故障。三、防范措施更换三台机组调压段SSV阀的指挥器。出现此类事故时，应做好机组调压段跳闸、备用调压段不能正常投运的事故预想。如果有机组在停运状态则关闭备用调压段至停运机组调压段的球阀。如果机

43、组调压段无天然气外漏、阀门损坏等异常情况，只是SSV阀误动作，可以考虑恢复机组调压段。案例12：主燃料流量控制阀前后压差频繁波动一、事件经过2010年11月30日13:00分#3机组正常运行，负荷稳定，主燃料流量控制阀前后压差在0.388MPa至0.395MPa之间频繁快速波动，主燃料压力控制阀A指令及现场实际位置也在小范围内频繁变化，导致机组负荷有约1MW的波动。二、原因分析经检查分析，故障原因为机组主燃料流量控制阀压差变送器、主燃料流量控制阀及压力控制阀A存在问题。三、防范措施进展了主燃料流量控制阀压差变送器1拆校，并调整了#3机组主燃料流量控制阀及压力控制阀A。案例13：机组轴承振动大一

44、、事件经过2009年1月21日，#2机组#2轴承振动开场略有增大，1月23日晚上检修停机时，X向振动最大至87um，#2轴承Y向振动最大至88um，而之前该值皆为50um左右；其他轴承振动皆低于60um。2月7日，#2机组3000rpm空载时，#2轴承轴振动X、Y向振动值均达120um随转速逐渐升高，06:08手动停机。后经三菱JV工作人员检查分析后告知是压气机转子第三级有裂痕，需停机检修，更换转子。二、原因分析燃机的压气机转子设计存在问题，运行中产生裂纹，导致振动大。机组过一、二阶临界转速的时候，振动也会增大。三、防范措施出现此类事件时，应该严密监视机组蒸汽参数、真空、差胀、轴向位移、汽缸金

45、属温度是否变化，润滑油压、油温，轴承金属温度是否正常。机组突然发生强烈振动或清楚听出机内有金属摩擦声时，应立即打闸停机。案例14：进口导叶IGV和旁路阀控制偏差大一、事件经过2010年5月15日06:27，#3机并网时，控制油供油压力瞬间降至8.64MPa，备用泵联锁启动，控制油压力恢复正常11.63MPa，就地检查无异常；06:29分#3机组发出“GT COMB BY.V SERVO MODULE DEVI报警，机组跳闸当时机组出力37MW。经检查，控制油系统无异常。初步分析可能为控制油杂质影响旁路阀动作造成旁路阀指令值与实际阀位偏差过大，超过跳机值，导致机组跳机；检查确认控制油系统及燃烧器

46、旁路阀正常后，#3机重新启机，运行正常。2010年5月25日，#3机启动时DCS发出IGV和燃烧旁路阀控制偏差大报警(26日启动时出现IGV控制偏差大报警)，而后立即复归，说明控制油系统仍然存在隐患，需进一步查找原因并彻底消除缺陷。二、原因分析这两次事件都是因为控制油系统存在杂质造成。由于控制油再生回路硅藻土过滤器过滤效果不好，而且长期运行硅藻土本身也会产生杂质。三、防范措施1.增加控制油再生装置，更换原来的硅藻土过滤器滤芯。2.将IGV和旁路阀控制偏差达5%时直接跳机，更改为控制偏差达3%时报警。出现报警时，如果报警未复归，应暂停升负荷，防止偏差进一步加大导致跳机。案例15：机组停机过程模式

47、切换时分散度大跳闸一、事件经过22:58值长令停#3机，预选负荷250MW，22:58:48机组负荷258MW，TTRF1=2252。MKVI报COMBUSTION TROUBLE G3/L30SPA。HIGH EXHAUST TEMPERATURE SPREAD TRIP G3/L30SPT，机组跳闸，第一分散度352，第二分散度333，第三分散度330，#20-#28热电偶出现低温区。二、原因分析经查为PM4清吹阀VA13-6内漏，#3机组燃烧系统脆弱，出现LBO熄火现象。三、防范措施1.在机组停运期间更换PM4清吹阀VA13-6,并定期活动清吹阀。在未查出具体原因时，临时抬高燃烧切换点温

48、度，确保机组正常启停。2.联系GE厂家，进展季节性燃烧调整。案例16：机组启动过程因天然汽温度低负荷迫降一、事件经过06:44机组清吹阶段手动启动中压给水泵，投入性能加热器，进水及出水阀开启。但进、出口通风阀均未正常关闭，性能加热器未正常投入，温控阀一直处于全关状态。由于性能加热器原有的蓄热以及少量的中压给水经过性能加热器从出水管通风阀直接排向废液池行程的循环，天然气温度维持在150左右。06:53分#4燃机点火成功。07:02机组并网，07:27随着机组负荷增加，天然气流量增大后，天然气温度开场下降，07:38分#4机组天然气温度下降到141，进展燃烧模式切换。此时，DCS修正韦伯指数会发出

49、超限报警07:41分#4机组负荷266MW，因韦伯指数低触发燃机RUNBACK条件，机组负荷迫降到158MW，负荷最低到达125MW。07:42手动开启温控阀到55%，07:44手动关闭进出水通风阀。天然气温度从129开场上升，07:52分#4机组天然气温度达172，燃烧模式切换正常。二、原因分析在机组启动过程中，采取手动投入性能加热器方式，但未能及时检查出设备运行状态。在燃烧模式切换前，未能注意到重要监视参数值天然气温度及相关DCS重要报警。三、防范措施加强对重要参数监视，及时发现异常情况并防范措施。启停过程中应重点确认各辅机系统的正确投运或退出；严肃“两票三制的执行。案例17：燃气轮机压气

50、机损坏事故一、事件经过2012年1月3日18:45:30集控室听到两声巨响并伴随有较强的震动，MK发“COMP DISCHARGE XDUCER DIFF FAULT IGH、“LOSS OF COMPR DISCHARGE PRESS BIAS报警，压气机排气压力低至4.13kg/cm，机组跳闸，负荷由370MW甩到零，BB1X、BB1Y振动0.43mm，BB1、BB2瓦振26mm/s，1S后BB1X、BB1Y涨至0.6mm，BB1、BB2涨至46mm/s，排烟温度最高797。按紧急事故停机处理，盘车投入正常，盘车电流55A，惰走时间26min。1月4日，翻开压气机排气缸人孔门检查 ,发现有

51、大量叶片碎屑。1月5日，进入排气烟道检查,在放喘放气阀出口及附近烟道底部发现大量叶片碎屑，检查三动外观无异常，三级护环底部有碎屑，下游有粉状。1月6日，检查进气涡壳，发现IGV轴套有刮擦，其它无异常。1月8日，对压气机、透平孔探检查，发现压气机S3下半有2片根部断裂，其后叶片损毁严重，透平部件未见损伤，二级护环底部有大量金属粉尘。图9 S12级叶片严重受损变形 图10 S4级#20断裂叶片根部上图最上为S12级叶片，S9-S12级叶片严重受损变形上面4级，但 基本未断裂，沿旋转方向倒伏。S5-S8级叶片大局部断裂上部凹槽下面4级，仅余小量严重变形残片，沿旋转方向倒伏。上半右侧中分面第1片S8叶

52、片叶根槽损坏红色箭头处。缸体内外表严重刮伤。S4叶片严重受损变形，有2片从根部断裂；S3严重受损变形，有1片从根部断裂，有1片从叶尖片断裂。1月15日，撤除排气框架和透平缸，排气框架检查情况较好，筋板根部裂纹开展不大，未发现其他异常。透平缸吊开后检查喷嘴和动叶没有发现异物打击出现创伤性损坏痕迹，一喷内部冷却通道内充满碎末，一级复环轻微刮擦，二喷轮间密封局部损坏，二动蜂窝密封被打碎，三动蜂窝密封有损伤，整体情况良好。1月17日，撤除压排缸，吊出内缸，下午吊出燃机转子，S15和S16全部从根部打断，S17、EGV1和EGV2 基本维持原状，过渡段状况较好，没有发现大的损伤，下半缸S3确认断裂2片。

53、二、原因分析GE公司9FA系列燃气轮机在国内发生的压气机断叶片事故有五起之多，导致压气机转子和压体不同程度的损坏，主要原因是设备的材质问题和设计原因而所致。三、防范措施1.对压气机进展优化设计的P4包改造，更换压气机优质叶片。2.加强运行过程中机组振动等的监视，对于低频分量进展深入分析。2.提高机组运行过程中各变化量的重视程度，对机组及其部件进展劣化度跟踪分析。4.结合运行数据变化，以不定期和定期相结合的方式对机组通流局部进展孔探检查，尽量防止机组频繁启停对机械通流部件的损坏。二 9E燃机典型事件案例18：模式切换时振动大燃机停运一、事件经过2008年10月23日，#1、3机组运行，#1燃机负

54、荷100MW，#3汽机负荷65MW，AGC退出。23:50分#1燃机拖#3汽机性能试验完毕,GE调试人员进展了最后一次燃烧调整后,通知运行人员机组可以投入协调控制及AGC运行。并告知#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时00分，由于AGC总负荷指令为180MW，此时#1燃机负荷到达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轴承振动到达21.2mm/s，超过自动停机保

55、护定值20.8mm/s，#1燃机发自动停机令，主值对#1燃机进展主复位，重新发启动令成功，将#1燃机负荷稳定在90MW。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燃机又进展主复位，重新发启动令成功，将#1燃机负荷稳定在90MW。经GE人员确认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

56、达26.84mm/s，超过了燃机振动保护跳机值25.4mm/s跳机。二、原因分析燃烧模式切换时，由于GE厂家技术服务人员对切换点选择不当，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。在性能试验开场前#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公司进展了火焰筒DLN调整，此设定值改为2280，并将FXKSG1、FXKSG2、FXTG1、FXTG2、FXKG1ST、FXKG2ST、FXKG3ST等相关参数也进展了修改。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

57、设定值改为2290，燃机于早晨6:54进展燃烧模式切换时因轴承振动大跳机。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设备已经撤除，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厂家全部负责并进展技术封锁，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问题，发电企业无法查出其产生原因，需要GE厂家TA再次用DLN设备进展燃烧调整并解决。次此事件暴露出如下4方面的问题：1.GE厂家技术服

58、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.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展分析。3.在2次燃机因为振动大触发自动停机程序的情况下，仍然进展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.在机组非方案停运后，直接将机组转入方案检修，没有及时汇报上级部门，没有认真履行事故处理程序。三、防范措施1.对GE厂家的技术服务，要求热工人员严密跟踪，尽快提高技术技能，加强分析和处理故障能力。2.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19：燃机振动高跳机一、事件经过2011年9月09日，3机运行，BB3测点故障于09月

59、05日启机后就大幅波动，从70mm/s到203mm/s，由于机组一直连运，未进展处理，BB5于09月09日上午09点多出现波动，从4.7mm/s到14.7mm/s，其它参数正常。13:57:52出现high vibration trip or shutdown，机组跳闸，1烃泵联跳。跳机前后3振动参数：时间BB1BB2BB3BB4BB5BB10BB11BB1213:57:510.40.55.83.160.910.713:57:520.30.546.23.39.40.910.713:57:530.30.558.53.113.90.910.713:57:540.40.538.23.412.70.9

60、10.713:57:550.50.6243.510.50.910.72.事件原因3机BB3、BB5振动探头故障或电缆接触不良。三、防范措施更换BB3、BB5振动探头，检查紧固电缆接线。案例20：燃机压力低丧失火焰跳机一、事件经过2010年12月02日10:19分#1燃机带预选103MW运行，#2机带58.5MW运行，#1燃机出现P2压力低，丧失火焰跳机报警，机组跳机。10:21气化站出现“电厂#1燃机跳机信号，#2烃泵跳停，#2气化器出口安全门A205和烃泵出液母管安全门A202分别动作9次。经检查发现。#1机P2压力2S钟内从18bar降到7bar。值班人员手动传动#1机速断阀，强制信号L2

61、0FS1，阀门不动作，甩开电磁阀20FS，测量20FS线路Mark_v到电磁阀前接线箱，绝缘合格，测量电磁阀电压为80V，有波动，判断为电磁阀故障，将#3机20FS电磁阀拆至#1机，强制信号动作正常。气化站烃泵跳停后，值班员退出“燃机跳机联锁，烃泵自动启动，值班员再次手动停运，关闭烃泵出口手动阀，回流指令给定30，通过辅调卸车，降低主调后压力。2.事件原因从跳机历史数据上看，速比阀开度39.85，FPG2为18.22bar,在3s内，速比阀开至99.38，FPG2降至5.75bar,疑心速比阀前供气中断。通过#3机安全阀动作及前置过滤器上天然气压力表显示25bar，可以排除气化站异常造成天然气

62、管线供气中断气化站异常也不可能造成供机组天然气中断，初步判断为#1机速断阀故障造成机组供气中断熄火跳机。三、防范措施1.定购备件，以备故障时更换。2.加强设备定期维护力度，降低设备事故率。3.修改燃机跳停后烃泵操作程序。案例21：发电机故障停机一、事件经过12月29日0:18分#1机在停机过程中，运行值班员发现机头控制室照明灯突然一闪，后88TK-2故障红灯亮。到现场检查发现该电机B相保险熔断，复归热偶、更换保险后启动，再次出现故障红灯亮，后查A、B二相熔断，经摇测电机三相对地绝缘均为0。现场翻开风机罩壳用手盘电机不动，翻开接线盒闻到一股烧焦味，确认电机烧坏。更换了一台国产电机，并测量新电机绝缘大于500兆欧，合格、可投用。在新电机试运前的检查中发现，开关的A、B相保险熔断，更换保险后将88TK-2电源开关抽屉插入时听到有放电声，立即拔出抽屉，检查保险完好，抽屉插头上有明显电弧灼伤痕，后进展打磨修复处理后，再次插入抽屉时无放电声，但热继电器出现过热、冒烟。本次事故后再次拉出电源开关抽屉，检查发现接触器A、B触头粘死，后将其撬开、并作了原状下的打磨修复处理。接着送电试转，启动约2秒后，电流回到530A左右，约8秒后，电流降到450A左右，热继电器动作原整定刻度为83