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水电厂运行安全工作体会

Tue, 24 Nov 2009 04:09:44 +0000

随着科学技术的飞速发展，电力系统和发电厂的单机容量越来越大，水电厂运行工作逐步走向现场无人值班，少人值守，远方集中控制，迫切要求运行设备自动化进一步提高，监控系统进一步完善，运行人员的工作责任心、安全意识进一步提高。

首先，应认真贯彻“安全第一，预防为主”的安全方针，加强全员安全意识教育，认真开展安全活动。目前存在安全活动形式化，具体表现在，安全文件和安全通报未认真组织学习；照抄文件内容而未开展分析；只注意写台帐，而忽略实际；未认真总结经验和教训。因此，在开展安全活动时必须结合实际工作情况，认真总结工作中发生的问题，不安全现象，习惯性违章等等，提出相应的解决办法，安全活动不能仅限于读简报，念安规，要形式多样，内容丰富，着重于安全工作规程及安全工作简报的学习讨论，如何避免发生不安全现象方面，从而提高安全活动的质量。由于新技术不断应用于生产，设备改造更新频繁，这就要求我们的安全管理水平也应同时提高，才能满足水电厂及电力系统安全稳定运行。由于微机的大量使用，而国家对于这方面的安全规定较少，《电业安全工作规定》涉及微机监控方面的内容几乎没有，这就需要相关部门尽快出台相应的安全工作规定，同时要求运行人员对这方面的安全意识需进一步的加强，就目前而言，看起来微机上操作很简单，但越简单越容易出问题，如果放松了安全教育就更容易出错，因此，安全思想教育不能放松。

第二，“两票”的合格率也是安全工作的重点。正确执行工作票和操作票的有关规定，是防止误操作，防止人身伤亡和设备事故的有力措施。在操作票制定和执行过程中应认真做到：任务清楚，制票正确，切实做到逐级审核，模拟操作时应同实际操作一样认真仔细。实际操作时应严格履行监护制度和唱票、复诵并逐项执行，对于操作中可能出现的问题也应事先做好预想，以便出现问题及时处理。对于绝缘器具的使用，应做到人人会使用。该使用的时候必须使用并加强管理，如有损坏，必须及时更换。操作后应对所操作的设备检查无误并汇报。如果操作中出现疑问应立即停止操作并汇报上级，不能自作主张。对于接地线的管理也应加强，使用后应登记和记录清楚，杜绝一切不安全隐患。工作票的签发应杜绝人情票现象，应严格按规定办理，不合格的票一律不能签发，对于可能出现的问题，应事先通知工作负责人，以确保人身和设备安全，工作票结束时应和工作负责人一道去现场检查无误后，才能办理结束手续。在两票的管理上，必须落实到实处，不能拟于形式，这样才能保证在两票的使用中不出现差错，从而保证安全生产。

第三，由于科技的发展和现代化企业的需要，高新技术的大量应用，设备更新和改造快，这就要求运行人员的综合素质进一步提高。对于运行人员的培训工作也应加强，对新设备的了解和学习应同步进行，目前存在资料图纸不齐全，运行规程修改不及时，使得运行人员对新设备一知半解，容易发生误操作，因此，要向运行人员提供详细的图纸和资料，条件允许的情况下最好请技术人员进行技术讲课，同时，新设备相关的运行规程要及时修改准确，这样才能新设备的安全运行。在学习各项科技知识的同时，有关安全方面的知识也应同时学习，需要经常组织培训运行人员安全用器具的正确使用方法，如何避免习惯性违章，如何增强自我保护意识，如何办理工作票，积极开展危险点分析等等。班组培训台帐必须结合现场实际，开展运行分析和事故预想，定期组织运行人员参加仿真培训，提高运行人员对故障、事故的准确判断和快速处理能力。只有这样才能在运行工作中，不断提高技术水平的同时，安全意识同时提高，从而保证设备安全稳定的运行。

第四，正确处理梯级调度与值守人员的工作关系。目前，制定的相关制度还不很完善，至使双方人员职责不清，心理上存在互相依赖的现象较为严重，这样的结果，将导致在处理故障、事故的过程中，发生我等你处理和我等你下令，使得双方在事故处理过程中容易造成延误有利时机，甚至可能使事故扩大，存在严重的安全隐患。这就要求制定完善的工作制度，使双方人员清楚自己的职责范围，各尽其责，避免工作中出现依赖、推委现象，同时加强全体人员的职业道德教育。只要这样安全工作才能得到有力的保证。另外，梯调与值守人员之间沟通不及时、不全面，难以准确掌握和了解所以设备运行情况，也是比较严重的安全隐患，因此，梯调人员必须加强与值守人员的联系，及时了解设备运行工况，了解设备存在的缺陷，做到对运行设备状况心中有数，同时，值守人员应该把设备的缺陷，存在的问题等等信息及时准确地反馈给梯调人员，严禁隐瞒，误报和漏报。确实做到双方人员心中有数，才能保证各项工作的顺利开展。梯调人员长期不在龚嘴和铜街子现场，对现场设备容易发生不熟习问题，将影响事故处理的准确判断性和正确性，应定期到现场熟悉，并使之经常化、制度化。

第五，提高设备检修、维护、巡检质量，才能保证设备健康、安全、稳定运行。由于我厂龚嘴电站、铜街子电站都是上个世纪七、八十年代投运的，加上大渡河河水泥沙含量高，存在设备老化，过流部件易损等等安全隐患，也是设备事故的高发期。这就要求在检修设备时，必须严格执行设备检修标准，真正抓好“三级验收”工作，提高设备健康水平。日常维护时，应做到及时消缺，并提高消缺水平，避免同样的缺陷反复发生。目前龚嘴水电站,铜街子水电站及沙湾梯调的监控系统运行还不够稳定，经常出现误报、错报和漏报信号，沙湾梯调没有语音报警系统，铜街子电站AGC装置未投入运行，设备改造和更换后，未及时修改监控系统，使得操作流程无法执行，特别是有的设备模拟量、状变量、温度量有些与实际不符，给运行监视、故障判断及事故处理带来许多困难，容易发生误操作。这就要求尽快完善监控系统。梯调人员对上微机的信息报警反应不够灵敏；其原因既有技术上的问题，也有思想上的原因。技术上的问题是由于对监控系统的组成不了解，思想上不构重视，对报警的原因不清楚，造成不能及时分析、汇报、处理。解决此问题的唯一途经是加强人员的责任心教育，弄清楚每一个报警量产生的原因以及会带来哪些后果，应如何处理等。在设备的巡检工作中，要准确掌握设备的运行状况，要严格做到全面、仔细，不留死角，做到心中有数。首先要通过走、看、听、闻、摸，从设备表计、声音、温度、气味和振动等表面现象，观察和判断设备运行状况。其次应对重点运行设备进行重点性检查。通过认真仔细的检查和分析，以便及时发现设备隐患，尽快处理。只有这样才能减少或避免应设备原因，从而导致设备事故的发生。

总之，安全工作必须长抓不懈，在牢固树立“安全责任重于泰山”思想，加强运行设备的检修和维护，严格安全管理。只有这样才能防止人身伤亡和设备事故的发生，才能在改革的大潮中站稳脚跟。

来源：http://www.zwsky.cn/fanwen/19115.html#

静态模拟甩负荷试验对实际甩负荷试验的意义

Thu, 11 Jun 2009 03:38:33 +0000

韩景复
广东省电力设计研究院
【摘要】随着新建火力发电机组的不断投产，汽轮发电机组甩负荷试验的进行已经越来越普遍，本文结合具体实例，说明了汽轮发电机组在进行常规法甩负荷试验之前，应进行静态模拟甩负荷试验的重要意义，并对试验结果进行分析。
【关键词】甩负荷飞升转速超速保护控制（OPC）电磁阀
汽轮发电机组的甩负荷试验是考验汽轮机调节系统对转速的控制能力，检查汽轮机调节系统的品质，预防机组超速的重要手段。自《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程（1996年版）》颁布以后，甩负荷试验就得到了广泛的开展，并且随着《火电机组达标投产考核标准（2001年版）》的颁布而成为基建达标的一项必检项目。由国家电力公司发布的《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》第九章“防止汽轮机超速和轴系断裂事故”中明确规定“9.1.11 对新投产的机组或汽轮机调节系统经重大改造后的机组必须进行甩负荷试验。对已投产尚未进行甩负荷试验的机组，应积极创造条件进行甩负荷试验。”[1]
为了确保机组在运行中或甩负荷试验时不发生危险，要求机组必须进行危急保安器试验、汽门严密性试验、超速试验、汽门关闭时间试验、抽汽逆止门关闭时间试验和静态模拟仿真试验。本文主要结合广东粤泷发电有限公司罗定发电厂135MW机组2号机的甩负荷试验实例分析说明在机组静止状态下进行模拟甩负荷试验的重要意义。
1、关于静态模拟甩负荷试验的说明
静态模拟甩负荷试验是汽轮发电机组进行实际甩负荷试验前应该进行的一项预备性试验。试验在汽轮发电机组停止状态下进行。试验方法是：汽轮机挂闸，手动将汽轮机所有汽门开启至满负荷位置（一般在实际试验中将所有汽门全开），电气专业实际合上发电机出口开关（但实际发电机没有与电网并上），由热工专业解除“发电机出口开关跳开汽机掉闸”的连锁条件，并模拟发电机出口开关跳开后触发超速保护控制（OPC）电磁阀动作致使调节汽门关闭的条件, 包括发电机负荷或代表发电机负荷的主蒸汽流量。将需要采集的发电机出口开关跳开信号、OPC电磁阀动作信号、所有汽门（主要是高、中压调节汽门）位移行程信号接入专用高速数据采集装置。一切条件准备就绪后手动断开发电机出口开关，利用采集仪器测量发电机出口开关断开时刻、汽轮机汽门开始关闭时刻、汽轮机汽门完全关闭时刻，然后计算出各分段时间，结合汽轮机厂家提供的汽轮机动态常数设计值，将上述各参数代入《汽轮机调节系统控制系统试验导则》(DL/T 711-1999)给出的甩负荷瞬时最高飞升转速静态预测公式（本文后面详细介绍的公式1）就可以计算出汽轮机实际甩负荷发生时最高飞升转速的理论值。
2、机组设备状况简介
广东省罗定发电厂2号汽轮发电机组是装机容量为135MW燃煤机组，其中锅炉是由东方锅炉厂生产的DG420/13.7-Ⅱ2型一次中间再热、π型布置、超高压自然循环汽包炉；汽轮机是由上海汽轮机厂生产的N135-13.24/535/535型超高压、中间再热、双排汽单轴布置冲动凝汽式汽轮机；发电机是由上海汽轮发电机厂制造的QFS-
135-2型发电机。机组采用DEH纯电调控制系统。该套机组于2004年6月4日首次点火整套启动，2004年6月12日完成72小时试运行，2004年6月23日通过24小时试运行考核后移交生产投入商业运行。
3、甩负荷试验过程和分析
根据国家电力公司对新投产机组必须进行甩负荷试验这一要求，罗定发电厂2号发电机组于2004年6月12日进行第一次甩负荷试验，由于超速保护控制 (OPC)电磁阀动作缓慢导致试验失败，经过对失败原因进行详细分析并对OPC电磁阀进行更换处理后，于2004年6月22日成功进行了甩50％和 100％负荷试验。
3.1 首次甩负荷试验
罗定发电厂2号汽轮发电机组于2004年6月12日下午16：00顺利通过72小时试运后，试运指挥组决定于当晚22：00进行甩负荷试验。在试验前按照要求完成了各项准备试验，但静态模拟甩负荷试验由于启动前试验条件不具备未能进行，这也正是首次甩负荷试验最终失败的主要原因。
2号汽轮发电机组于22：00进行甩100％负荷试验，在发电机出口开关手动跳开后，汽轮机1、2号危急保安器先后动作导致汽机跳闸，高、中压主汽门迅速关闭切断汽轮机进汽，仅仅经过1.44s的时间汽轮机组就达到最高飞升转速3281r/min。
3.2 甩负荷试验记录数据
利用DATAQ DI722高速数据采集装置记录了整个甩负荷试验过程曲线。以发电机出口开关断开瞬间做为计时起点零，到各个调节汽门因OPC电磁阀动作开始关闭的时刻这段时间为延迟时间，再到各个调节汽门关闭结束时刻这段时间为总关闭时间。分析试验记录结果发现从发电机出口开关跳开到所有调节汽门全部关闭的总时间相对偏长，虽然在国家和电力行业标准中没有对发电机跳闸OPC电磁阀动作调节汽门关闭的总时间象对汽门关闭试验的时间一样进行具体要求，但参考其他相同类型机组（同为上海汽轮机厂生产的同型号135MW机组）相比较要长的多。例如参考罗定发电厂1号汽轮发电机组，静止状态下进行的甩负荷模拟试验的调节汽门总关闭时间最长的中压调节汽门也才只有0.197s（关于1号机组的数据来源于广东省电力试验研究所编写的罗定发电厂1号机组整套启动调试报告），而2号汽轮发电机组的中压调节汽门要经过0.835s才能完全关闭，具体比较请参见下表1、表2：
表1 罗定电厂1号机静态模拟
甩负荷试验数据记录
汽门
名称
GV1
GV2
GV3
GV4
ICV1
ICV2
延迟
时间
（s）
0.033
0.033
0.033
0.033
0.033
0.033
总关闭
时间
(s)
0.147
0.160
0.150
0.157
0.197
0.197
注：表中GV1～4分别表示1～4号高压调节汽门、ICV1～2分别表示1～2号中压调节汽门，以下同
表2 罗定电厂2号机首次甩100%负荷
试验数据记录
汽门
名称
GV1
GV2
GV3
GV4
ICV1
ICV2
延迟
时间
（s）
0.020
0.020
0.020
0.020
0.020
0.020
总关闭
时间
(s)
0.515
0.515
0.515
0.515
0.835
0.835
3.3 甩负荷最高飞升转速静态预测
《汽轮机调节系统控制系统试验导则》(DL/T 711-1999)给出了甩负荷瞬时最高飞升转速静态预测公式：[2]
△nmax=(n0/Ta)ψ[Tv+αH(tH1+tH2/2)+αI(tI1+tI2/2)]r/min
公式（1）
式中：
n0－额定工作转速，r/min
Ta －转子时间常数，s 计算时取设计值7.0。
ψ －甩负荷相对值，%
Tv －蒸汽容积时间常数，s 计算时取设计值0.264。
αH、αI－高、中低压缸功率比例系数，% 计算时近似取用αH=0.3、αI=0.7。
tH1 tI1－高、中压油动机延迟时间，s
tH2 tI2－高、中压油动机工作行程等值关闭时间或工作行程关闭时间(总关闭时间减去延迟时间)，s
按照《汽轮机调节系统控制系统试验导则》(DL/T 711-1999) 给出的甩负荷瞬时最高飞升转速静态预测公式，结合表2中记录的试验数据对甩100％负荷进行最高飞升转速静态预测：将由试验数据记录得出的关闭时间数值 tH1、tH2、tI1、tI2代入公式（1）：
△nmax = (n0/Ta)ψ[Tv+αH(tH1+tH2/2)+αI(tI1+tI2/2)]
=（3000/7.0）×100%×[0.264
+0.3 (0.02+0.495/2)+0.7(0.02+0.815/2)]
= 276 r/min
根据以上计算结果，完全有理由相信，DEH控制系统OPC电磁阀动作后汽门关闭时间偏长是导致罗定发电厂2号汽轮发电机组首次甩负荷失败的直接原因。
3.4 问题处理和处理后效果
利用2号汽轮发电机组停机消缺的机会联系上海新华厂对两个OPC电磁阀进行更换处理，并于2004年6月18日进行静态模拟甩负荷试验，试验记录数据如下表3所示：
表3 罗定电厂2号机OPC电磁阀更换后
静态模拟甩负荷试验数据记录
汽门
名称
GV1
GV2
GV3
GV4
ICV1
ICV2
延迟
时间
（s）
0.015
0.015
0.015
0.015
0.015
0.015
总关闭
时间
(s)
0.180
0.190
0.190
0.180
0.210
0.210
根据表3的试验数据结合公式（1）进行甩100%负荷静态飞升转速预测：
△nmax = (n0/Ta)ψ[Tv+αH(tH1+tH2/2)+αI(tI1+tI2/2)]
=（3000/7.0）×100%×[0.264
+0.3(0.015+0.17/2)+0.7(0.015+0.195/2)]
= 160 r/min
3.5 问题处理后甩负荷试验过程简述
经过对OPC电磁阀进行更换处理，并在静止条件下进行模拟甩负荷试验达到要求后，罗定发电厂2号汽轮发电机组于2004年6月22日再次进行甩负荷试验，试验结果如下：
3.5.1 甩50%负荷试验
6月22日做甩50%负荷（67MW）试验：最高飞升转速是3072r/min，OPC动作一次持续约2.5秒，经96秒后基本稳定转速3000r/min。
3.5.2 甩100%负荷试验
6月22日做甩100%负荷（127MW）试验：最高飞升转速是3153r/min， OPC动作一次持续大约12秒，经128秒后基本稳定转速3000 r/min。
甩100%负荷最高飞升转速153r/min与在静态条件下预测的甩负荷瞬时最高飞升转速160 r/min相比仅相差7r/min，可见在静态条件下的预测结果还是比较准确的，对实际甩负荷试验有一定的指导意义。
4、结束语
目前电力资源的紧缺可以说是全国性的问题，广东省电力资源形势尤为严峻，未来几年是广东省电力建设高峰时期，各新建机组将相继投产，甩负荷试验是汽轮发电机组投产前必须进行的试验项目之一。虽然目前关于火力发电机组甩负荷试验的研究经验已经相当丰富，但为了保证这项具有一定危险性的试验的顺利进行，试验前的各项准备工作和预备性试验是必不可少的。
本文中引用的甩负荷试验实例广东省罗定发电厂2号汽轮发电机组尽管装机容量相对较小，但其在甩负荷试验中所发生的问题及分析方法完全可以应用到其他大容量亚临界机组甚至超临界机组。
在进行机组甩负荷试验前进行静态模拟甩负荷试验并对试验结果进行详细分析计算是非常重要的，可以在一定程度上避免甩负荷试验中出现不必要的风险。
参考文献：
[1] 国家电力公司.防止电力生产重大事故的二十五项重点要求.北京：中国电力出版社，2001.
[2] 中华人民共和国国家经济贸易委员会.汽轮机调节控制系统试验导则.DL/T 711-1999.

来源：http://www.gaikuo.com/html/7/2007/0316/13524.html

200MW汽轮机组机械超速危急遮断系统改造的研究与实施

Wed, 10 Jun 2009 03:05:00 +0000

盖新华陈滨（新海发电有限公司）杨建明（东南大学）
1．背景与目的
　　国内200MW汽轮机在现代化技术改造中，大多采用基于高压抗燃油数字电液(DEH)控制系统替代原有机械液压调节系统，不仅极大地改善了调节系统的调节品质，而且工作稳定性、可靠性和安全性也有很大提高。然而，作为机组超速保护一道重要屏障的机械超速危急遮断系统仍然被保留了下来，并且继续与润滑系统共用油源。机械超速危急遮断系统是一种机械液压超速保护装置，由离心式超速危急保安器、危急遮断错油门和隔膜阀等组成。当机组转速达到超速危急保安器动作转速时，在离心力的作用下危急保安器的飞锤或飞环飞出，击打危急遮断错油门使之动作，释放机械超速危急遮断油压，导致隔膜阀动作， DEH系统中自动停机遮断（AST）油压被释放，使主汽门和调节汽门快速关闭。
　　机组DEH改造后保留机械超速危急遮断系统，其固有缺陷仍然困扰着机组的运行安全，突出表现为下列三个方面：
　　第一，试验、检测极不方便且充满风险。超速危急保安器是一个机械部件，要检测和调整其动作转速，必须在高速旋转状态下进行，无论采用什么方式设定动作转速（如在机组或专用试验装置上进行设定），最终都必须在机组的超速试验中加以验证。在危急保安器动作值大于电子超速保护装置动作值的机组中，在做机械超速危急遮断系统动作试验时，要在其它超速保护装置全部解除情况下将机组缓慢升至危急保安器的动作转速。这种情况下，机械超速危急遮断系统往往就是机组超速保护的最后一道屏障。如果试验时蒸汽参数较高、试验操作升速速率过快，超速危急遮断器或危急遮断一旦存在故障，很容易引发超速，乃至发生毁机恶性事故。据美国保险公司统计[1]，汽轮发电机组发生超速毁机恶性事故，50%发生于超速试验中。我国发电厂的超速毁机也大多发生于超速试验中。
　　其次，国产200MW机组轴封系统蒸汽泄漏问题仍是十分棘手的难题，油中带水严重影响机械超速保护系统的工作可靠性。润滑油系统油中带水、机械杂质等油液污染对机械超速危急遮断系统部件产生锈蚀、卡涩的隐患依然存在，机械超速危急遮断系统工作可靠性差。很多机组在进行检修后的超速试验中，曾多次发生过(包括DEH 改造前)挂闸电磁阀卡涩和机械超速危急遮断系统拒动故障，既影响了正常生产和增加了调试费用，又留下了巨大的安全隐患。
　　最后，机械超速危急遮断系统在线试验检测不完整，运行中不能及时发现故障和通过活动试验防止故障发生。国产200MW汽轮机机械超速危急遮断系统的在线喷油试验仅能检测和活动超速危急保安器，但不能检测危急遮断错油门，危急遮断错油门长期不动，在油液污染时极易造成动作迟缓和卡涩。
　　国产200MW机组现存润滑供油系统与机械超速危急遮断系统的固有不足及超速试验潜在风险，威胁着机组的运行安全。为了适应日益增长的安全、可靠、高效的电力生产要求，利用新技术，正确理解和认识国外机组先进的设计理念，突破现行法规和设计规范滞后于技术发展的束缚，睿智地选择可靠性更高、能方便和无风险地进行在线或离线试验、并能在线进行自检和维护的新型超速遮断系统，以取代机械超速危急遮断系统，理所当然的就成为机组技术进步关注的重点。

2. 电子超速保护系统的组成和特点

2.1 电子超速保护系统的特点
　　电子超速保护系统（Electronic overspeed protection systems,　EOPS）是一种防止旋转机械过速而损害设备的保护装置，以测速齿轮盘、无源（如磁阻式）或有源（如电涡流式、光电式、霍尔等）转速传感器为一次检测元件，以微处理器为核心的监控装置对被检测的转速信号进行计数和逻辑运算后输出相应的保护信号。电子超速保护系统通常用三套相同的监控装置对同一转速进行测量，经“3取2”逻辑运算后输出失电动作（即故障—安全型）的保护信号。它的采样时间一般为5ms，动态响应时间（包括继电器）不大于 40ms。目前，先进的电子超速保护系统还具有智能化自诊断功能，除随时对转速传感器进行无损伤的在线检测、保证一次检测回路的正确可靠外，还能够利用超速保护系统“3取2”冗余逻辑回路单通道故障不会引起机组跳闸跳机的特点，通过模拟产生转速脉冲频率信号定期或不定期地逐一对各监控装置进行全方位的在线检测，及时监视各监控装置的工作状态。这些系统通常还采用了模块化的设计方案，当机组运行期间电子超速保护系统一旦出现故障时能够可以在线更换模件，而不会引起机组跳闸停机。正是因为电子超速保护系统具有的强大的自诊断功能，涵盖了从转速传感器、传输线路直到监控装置的所有设备，所以才最大限度地保证了电子超速保护系统极高的可靠性。
　　同时，电子超速保护系统超速保护动作的定值可按要求任意设置，并且可以用标准转速校验台或用信号发生器代替转速传感器对全系统进行模拟试验，其试验的正确性、重复性、方便性是机械超速危急遮断系统无法比拟的，从而使对机组超速动作转速的检测无需机组旋转即可实现的愿望变为现实。正是由于电子超速保护系统这些突出的优点，使之替代机械超速危急遮断系统的条件已经成熟，所以，一些国际上信誉度很高的标准，如美国石油协会（American Pertroleum Institute API）已经要求汽轮机的超速保护选用基于“3取2”的电子超速保护系统而不选用机械超速保护系统。目前，国际上专业制造电子超速保护系统的厂家有美国的 BENTLY、WOODWARD（GE）和德国BRAUN、EPRO等公司，这些厂家的产品国内都有用户。
2.2 德国BRAUN公司E16型电子超速保护系统
　　E16型电子超速保护系统由三块独立的测速模块E1655、一块测试模块E1696和三只A5S霍尔效应转速传感器组成，外形如图1所示。其主要功能有：
　　2.2.1 三块测速模块E1655配合带推挽输出的A5S系列转速传感器，在机组

静态及运行状态下可以独立地对转速传感器、传输线路进行监测。每块测速模块E1655不仅接受本通道的转速脉冲信号，同时还接受其它两个通道的转速脉冲信号，并持续地对三个通道的转速脉冲信号进行比较，如果某通道的转速信号与其它两个通道的转速信号有明显偏差，则认定该通道传感器有故障。
　　2.2.2 下列三种情况下，E1655的两个超速保护继电器输出两路相互独立的失电跳机信号：
　　⑴、在汽轮机转速超过设定的保护动作转速值时（SP1）；
　　⑵、外部给定了跳闸信号（如压力、温度等越限信号）；
　　⑶、转速传感器故障及供电中断。
　　2.2.3 测试模块E1696可对测速模块E1655 以“外部测试”和“定期自动”两种方式进行自诊断检测。为了避免在对测速通道进行测试时引起误动作，在用“外部测试”方式测试时其它两个通道都被闭锁。测试模块进行定期自动巡检时，依次给各个测速模块输出高于或低于SP1的转速信号，相应通道在高于SP1时出现超速跳机信号，低于SP1时不出现超速跳机信号；最后再依次输出“强制跳机”信号，相应通道出现跳机信号。如果在测试和巡检中发现某一通道出现错误，则巡检过程自动被终止，同时，系统由“3取2”转为“2取1”，并向外发出“系统故障”信号。

3. 改造方案与改造内容

3.1 设备概况和改造设计思想
　　江苏省新海发电有限公司#11机是北京重型电机厂生产的200MW汽轮发电机组，其数字电液控制系统为上海新华控制工程有限公司生产的DEH III型，设置了三道超速保护，即103%超速保护控制(OPC)系统、110%自动停机遮断(AST)系统和112%机械超速危急遮断(MOET)系统。因AST动作值现场不能更改，无法通过超速试验检测和调整机械超速危急保安器动作值，故后将MOET的动作转速提前于AST，约3280rpm。
　　改造的设计思想是拆除原可靠性差、技术落后的机械超速危急遮断系统，增设一套E16型电子超速保护系统及AST电磁阀执行机构，并将主汽门和调节汽门的快速卸载阀改为电磁、液压双作用的快速卸载阀，且在就地设置手动机械打闸阀，从而构成超速保护控制(OPC)、自动停机遮断(AST)和电子超速停机遮断（EOST）3套相对独立工作、并有多重冗余电磁阀超速停机驱动机构的汽轮机超速保护系统。同时将#11机继电器构成的ETS改造为SIEMENS S7-300 PLC可编程控制器。

3.2 改造方案
　　3.2.1 增设一套采用“3取2”保护逻辑的德国BRAUN 公司生产的E16型汽　　轮机专用转速监测系统，设定保护动作转速为3270rpm(109%)。E16型超速保护系统的采样时间为5ms，整体响应时间小于15 ms，满足超速保护快速性要求。该系统能在线地检测转速传感器、电子测量模件E1655和遮断继电器整个通道的工作状态，通过E16编程可自动地产生高于 SP1(设定为3275rpm)、低于SP1(设定为3265rpm)的频率脉冲信号和强制跳闸信号定时检测各通道的工作情况，检测到故障时则通过测试模件E1696发出通道故障报警信号。
　　3.2.2 将#11机由继电器构成的ETS系统改造为用两套并行工作的SIEMENS　S7-300 PLC，以提高机组危急遮断系统的工作可靠性。
　　3.2.3 增装一套与AST电磁阀组结构基本相同的电子超速保护停机遮断电磁阀组（AST2），与原AST电磁阀组（AST1）并列在停机遮断油路上运行。AST2 电磁阀组与AST1同样具有在线试验功能，与E16电子超速保护系统构成了独立于AST1，替代机械超速危急遮断系统的新的超速保护危急遮断系统。为了进一步增加系统的可靠性，在电子超速停机遮断AST2电磁阀组模块上设置一个就地手动停机打闸阀，接入AST油路，该停机遮断阀主要用于就地手动停机操作。
　　改造后的超速保护系统原理如图3所示。

　　3.2.4 更换新型快速卸载阀。为了提高直接驱动主汽门、调速汽门的快速卸载阀的可靠性，将原主汽门、调节汽门的单作用快速卸载阀更换成电磁、液压双作用的快速卸载阀，增加了一个电控卸压通道。新的快速卸载阀的结构如图四所示，是由液控溢流阀(下部)和电磁阀两部分复合而成。电控快速卸载是带电动作电磁阀实现的，在电磁线圈带电时，铁芯带动电磁阀的滑阀右移，开启停机遮断油路与回油油路的通道，使液控溢流阀杯状滑阀上部的液压作用力下降，杯状滑阀在油动机油缸的油压作用下开启，快速地排泄油动机油缸中的油液，从而实现油动机的快速关闭。当电磁、液压双作用的快速卸载阀正常运行时，有两个通道可同时供AST油卸压，当电控通道有故障时，下部的液压通道照常可以卸掉AST油压。这样就实现了从电子超速保护装置，AST超速保护停机遮断电磁阀组直到主汽门和调速汽门的驱动机构都是双通道的冗余配置。

　　3.2.5拆除机械超速危急遮断器，并按原机械超速危急遮断器与高压转子及主油泵齿形联轴器的连接要求，加工制造一了个替代机械超速危急遮断器并与原短轴尺寸相同的的测速小轴，其上有一与小轴整体加工的模数为3，齿数为60的测速齿轮盘，在其相应的位置制作了测速传感器安装支架，将E16型电子超速系统的测速传感器安装在该支架上。新的转速测量位置与原设在主油泵端部的测速齿轮盘同为103%、109%和110%超速保护提供了沿转子轴向两个不同的测量位置，从而消除小轴断裂事故对机组运行安全的威胁。在新的测速传感器安装支架上新设4个A5S型霍尔转速传感器，3个为正常使用，1个作为故障备用。
3.3 汽轮机新的超速保护系统动作逻辑
　　新海发电有限公司#11机组超速保护系统改造后，将形成三道超速保护安全屏障，即OPC、AST和EOPT。按分层保护的设计原则，设计超速保护动作转速分别为103%、109%和110%。即当机组转速上升至103%额定转速时，OPC的“2取1”电磁阀组带电动作，快速关闭调节汽门；超速事故工况下，当转速升至109%额定转速时，E16电子超速保护装置输出两路超速跳机信号，一路不经过ETS直接送AST1、AST2电磁阀组和主汽门、调速汽门的电磁、液压双作用卸载阀的电磁阀，另一路通过ETS送AST1、AST2电磁阀组和主汽门和调速汽门的电磁、液压双作用卸载阀的电磁阀；当转速升至 110%时（包括低真空、低油压等其它保护），DEH通过ETS使AST1和AST2电磁阀组和主汽门、调速汽门的电磁、液压双作用卸载阀的电磁阀动作，快速泄放AST停机遮断油路油压，关闭高、中压主汽门、调速汽门。

4. 结论
　　新海发电有限公司#11机新的超速保护系统具有两套“3取2”转速测量装置，一套基于双PLC并行工作的ETS，三套冗余设计的停机遮断油路快速泄压执行机构，不仅有力地确保了机组超速工况下保护系统正确、可靠动作，并且通过带电动作和失电动作两种电磁阀的组合，又使超速保护系统误动作的概率降到最低。系统改造后进行了全面的性能试验，各项试验均一次成功，超速动作值正确可靠。特别是电子超速保护系统动作值修改十分方便，在做AST超速试验时，将电子超速保护系统修改动作值作后备保护，彻底消除了超速试验的风险。
　　新海发电有限公司等发电厂对汽轮机组进行的超速保护系统改造，既是技术进步的要求，更是安全生产的迫切需要。新海发电有限公司#11机组调节系统DEH改造后，在机组检修后的超速试验中就曾发生过多起机械超速危急遮系统拒动的故障，处理、调整既影响了机组的正常生产，又消耗了不少人力和试验燃油，造成相当可观的经济损失。虽然机组超速保护有工作较为可靠的OPC和AST作保障，但机械超速危急遮断系统不能可靠工作总是安全运行的隐患。为确保机组运行安全，减少不必要的生产损失，在消化、吸收国外机组系统设计经验和学习国外先进设计理念的基础上，国内多家发电厂对汽轮机组进行了以电子超速保护系统替代机械超速危急遮断系统的现代化改造，他们的成功实践有力地证明了用电子超速保护系统替代机械超速危急遮断系统在技术上是成熟的。这些电厂用自己的创新精神和开拓性工作论证了电子超速保护系统具有强大的生命力，它必将成为彻底根治机械超速危急遮断系统固有缺陷，进一步提高机组安全可靠性的重要手段。我们相信，随着电网对发电厂运行可靠性的要求越来越高，对汽轮机组进行以电子超速保护系统替代机械超速危急遮断系统的现代化改造的思路会被更多的人认知和接受。

参考文献
　　[1] Jeff Rudd,Electronic overspeed detection systems,ORBIT,1999
　　[2] 杨建明，新海发电有限公司#11机组超速保护系统改造可行性研究与设计，2002年3月

来源: http://www.cec.org.cn/4-6/technology/lwj/lunwen.asp?id=481

电网故障与火电厂机组控制应对措施

Wed, 10 Jun 2009 01:39:34 +0000

美加电网大面积停电，普遍关注的焦点是电网的安全。而本文试从发电厂的角度，讨论针对电网发生故障，电厂应对的保护和控制，以在某种方面减轻电网故障范围、缩短故障时间。
关键词：电网；发电厂；汽轮发电机组；一次调频；OPC；FCB
     0　引言
     美国东部时间2003年8月14日15：06 美国俄亥俄州北部5条超高压输电线路陆续发生故障，目前认为，由潮流大范围转移导致的快速电压崩溃，线路跳闸及系统解列后的频率崩溃原因，输电系统发生连锁反应，到16：11事故扩大到美国东北部8个州，以及接壤的加拿大南部地区。发生了自1965年以来的北美洲最严重的停电事件，也是世界电力史上前所未有的。致使该地区近5000万人失去了赖以生存的电力供应。经42时 49分后电力供应才基本恢复。经济学家测算该事故造成的经济损失在每天300亿美元。
美加电网大面积停电事故引起世界各国政府和电力工作者的关注，主要涉及的是国家能源链中的电力传输、电网可靠性、电力安全以及电力体制等问题。
面对电网故障后的发电安全问题，同样引起我们在宝钢从事电力工作人员的极大关注与反思。在电网发生故障时，电厂控制系统做出了什么样的应对？为什么经过很长时间机组才能恢复运行，电网才完全正常？
     1　电力运行可靠性的挑战
     1.1　电力系统的脆弱性
     从美加电网停电后仅 50 天，英国、澳洲、瑞士、意大利等工业国家先后发生大面积停电事故。这不会是偶然巧合。
就上海电网而言，最近一次重大故障发生在2002年2月19日，上海南桥变电站站控系统P13 的总线耦合器故障，造成断路器频繁分合闸，导致南桥、杨高两站 15组500kV相关线路跳闸，上海南网与华东网解列，造成大面积停电。（2）
就宝钢而言，1988年3月30日与1999年8月13日先后发生了电网蕴站、新站故障，造成宝钢电网与上海电网解列，孤立运行，造成程度不同的损失。我们注意到引发电网故障的原因各不相同，但表明其脆弱性就在身边。
     1.2　宝钢电网与上海电网系统的连接
宝钢三期工程建成后，从2001年开始，宝钢电网与上海电网的连接结构如图1：
从目前看，该系统与上海电网有4回线联结，较为可靠。但作为电厂还考虑到线路、变电站、电厂本身的检修，宝钢变电站及电厂本身可能突发的故障，网络的可靠性就会下降。
     1.3宝钢电厂在钢铁联合企业中位置
宝钢电厂是宝钢股份公司这个钢铁联合企业中，按能源先行原则率先投入生产的单元厂。1、2号350MW火力机组分别于1982年、1983年投入运行。 1997年与1999年10月又相继投入1台145MW 联合循环燃气轮机组，和1台350MW的火力机组。宝钢电厂发电总容量为1195MW，受电网控制年发电量约在72亿kWh。宝钢股份用电主要依靠宝钢电厂供给，目前用电负荷在800MW-1000MW之间。四期工程投产后将使负荷有阶跃性上升。

图1：目前宝钢电网基本连接图

      若上海电网、宝钢电网发生故障，对宝钢电厂机组带来不可克服的扰动，引起机组不稳定；若宝钢电厂的机组故障，电网对宝钢的供电在数量上受限制，两者都将给连续生产的钢铁企业带来不堪设想的后果。
      再则，由于电力行业正在进行新一轮电力体制改革，快步进入市场化。由于要分摊投资、输配、发供电各方的成本、利润，电网向宝钢供电的电价远高于宝钢向网上供电的电价。所以电厂是否能确保安全发电不仅涉及到宝钢股份的安全生产、能源平衡、环境保护，而且对其经营目标都有举足轻重的影响。
      不仅如此，宝钢这个大型钢铁企业在不断发展扩建过程中，应具有基本战略，这就是电源与电网的建设应有相对超前，电源、电网、用户同时建设，其能源链就必定是薄弱的。
     2　电网故障后的电厂应对
可靠的发电厂、完善的电网、精益的管理必定提高电力系统的可靠性，但对于数年一遇，甚至是数十年一遇的由电网固有的脆弱性带来的系统故障，仍无法避免。一旦发生，电厂处在了被动地位。在任何时间，由电网的故障性质、范围决定发电机组承受扰动的程度，由电网恢复的时间决定电厂设备承受特殊工况下运行的时间。
但我们认为，电厂面临电网故障亦应有积极、有效的应对。只要电厂在电网故障发生时，能保护发电机组，安全度过第一冲击，机组继续发电，即使仅带厂用电。如此，起码是避免电网故障的扩大，再则是缩短电网故障恢复时间。
作为电厂可去思考和实践的是，针对本系统电网的结构，分析电网可能故障的类型，设计、调试、完善应对故障的自动保护、控制策略。原则首先是确保发电机组在故障发生、恢复的过程中的安全，机组在危及自身安全的工况下运行，一旦设备损坏，电网也就成了无米之炊。所以它要求发电机组的热工、继电保护系统及整定值要正确、完善。机组在良好保护下，才有条件讨论以下的应对：
1）当电网突然故障解列时，发电机组不能跳闸，否则将可能导致电厂停电事故。而停电后的保护发电设备将成为风险巨大的工作，它全靠备用的柴油发电机组、蓄电池组、电源切换等系统的万无一失。且电厂全停后，就要承受等待外来电、汽源等能源的时间，它将延长电网恢复时间，可能引发更大故障。
2）机组瞬间自动将负荷降到与外界负荷相适应的范围，它可能是带发电机组在最低负荷运行；针对宝钢电网而言，只要宝钢电网尚未瓦解，它可能是带宝钢的基本负荷运行。
3）若宝钢电网故障解列，则发电机组应能带厂用电运行，一旦电网恢复，机组能以min数量级迅速加负荷，满足用户的需求。
依此原则，机组控制系统应对的技术方案是：
     3　一次调频
     3.1　一、二次调频原理
      一次调频是电网发供电及用电之间的重要平衡方式。电网周率由并网发电机组的一次调频功能共同承担，具有足够的一次调频能力的电网，可以保证在瞬息万变的负荷下有稳定的周率。但为了发电机组的运行的稳定，电网一次调频的能力是有限的。所以还需要由电网调度发指令，命令相关机组增减负荷以使供需平衡，即二次调频。
     3.2　电网故障时一次调频的作用
电网的一次调频过程是个随机过程，电力系统所调节的负荷分量主要是短周期（0.2-1Hz）的随机变动负荷。根据该特性，一旦上海电网故障，宝钢电网    单独运行，在目前两网负荷潮流下，电厂机组能够应对的功能首先是一次调频。

     设定机组运行负荷1000MW，宝钢电网负荷为800MW，则200MW余额有可能不触发OPC动作，利用一次调频来克服。若1、2、3号机组按4%的不等率运行，独立网周波将为50.38 Hz。此时调度能及时通过电厂值长，通过二次调频即人为减负荷，即可迅速恢复电网周率。
      目前宝钢电厂的一次调频还未作如此事故预想，所以有4%负荷变动的上下限。如果为适应故障工况，可开放上限至额定负荷，下限至50%负荷。只要机组负荷大于70%，均应依靠一次调频功能应对。一次调频功能分别设置在汽机DEH侧与协调控制MCS侧，其中汽机侧是快速系统，试验表明，其响应在2～3sec内，作用时间约为20sec, MCS侧指令则要延迟20sec。
     4　OPC保护
      OPC（Turbine Over speed Protection Control）保护是针对汽轮机组在受到外界扰动，主要是指电网或是汽轮发电机自身故障，急甩负荷时，瞬间关闭汽轮机的高中压调节汽门，避免机组超速跳闸，可能维持运行的功能。
     4.1　汽机负荷急减将导致汽机跳闸
      大容量的汽轮机组具有相对较小的转动惯量和转子飞升时间常数。宝钢电厂350MW汽轮机组转子在额定蒸汽作用下从0 r/min上升到3000r/min仅需6.7-6.8 sec时间。同时，汽轮机转子的加速度与汽机蒸汽动力矩Mt和发电机磁阻力矩Me有如下关系：
带350MW负荷运行的机组突甩负荷时，巨大能量瞬间将使汽轮机组超速。作为机组的最基本保护，汽轮机危机保安器动作（在没有OPC保护时），它的设定动作值在额定转速的110%，即转速飞升到3300r/min时，汽轮机跳闸。
     4.2　OPC保护原理
     OPC的动作原理如下图:

图3: 汽轮发电机组的OPC保护动作原理

      由图可知, 一次中间再热的汽轮机组在下述情况下, 运行参数进入图中阴影区, OPC动作。
1）利用当机组甩负荷时, 汽机中压缸参数滞后发电机参数的特性, 即检测到中压缸进汽压力所代表的汽机瞬时功率大于发电机电流所代表的发电机功率60%, 表示机组已处甩负荷状态，OPC动作；
2）当汽轮发电机组转速达到额定转速的107%时, 它亦表示机组已处甩负荷状态，OPC动作；
3）在以上两种边界状态中间的任何落在阴影区的状态，OPC动作。
OPC动作, 汽轮机的高、中压调节汽门将脱离正常的负荷控制而瞬间关闭, 防止甩负荷导致汽轮机跳闸。动作后，机组的功率、转速瞬间返回非阴影区, OPC 随即恢复, 高、中压调节汽门立即接受负荷指令进行控制。
     4.3　OPC保护成功的核心
      汽轮发电机组具有OPC功能
1）首先是保护机组使其在甩负荷瞬间，汽轮机转速控制在危机保安器动作前，不至跳闸；
2）对于处电网中的一台机组，重要的作用是，从100%负荷甩至厂用电负荷运行；
3）对于宝钢电网一台机组，存在宝钢网孤立运行的可能，则要求从100%负荷甩至某一负荷运行。
对于后两者，要求在发电机组在如此的扰动过程中，维持在一定周率内运行，要做到非常之困难。但它确是发电和用户两端的要求：
发电设备：根据汽轮机低压转子的末级叶片进入共振带，振动应力剧增引起叶片断裂，固对机组运行周率有严格限制，如宝电机组47．5Hz-大于47.0Hz仅允许运行1min。电网用户：大型的泵与风机等机械设备，如宝钢1期，功率为7.5MW的高炉鼓风机为保护叶片进入共振带而断裂的整定值是48.5 Hz 0.1 sec 跳闸。
可见，OPC保护成功的核心在于，在负荷剧变时，既要瞬时关闭汽轮机高、中压调节汽门，精确限制转速飞升，又要瞬时有控制地开启高、中压调节汽门来适应电网负荷要求，任何毫秒级延迟引起的低周率，将导致OPC 动作的实质性失败。
这对该保护涉及的各个系统，如对压力、电信号等传感器，对电磁阀、E/H转换器等执行器，对汽轮机整个液压系统的响应时间、回滞曲线等调节性能，提出了极高的要求，对控制逻辑的响应时间与逻辑的周密性更是无须再提。
     4.4　宝钢电厂OPC保护动作的案例
     4.4.1　电网330事故
1988年3月30日，宝山地区蕴藻浜变电站发生220kV母线短路，该点正处保护死点，导致蕴站全停，即造成2215线路过负荷拉闸，使宝钢电网与系统解列。宝钢电厂1、2号机组负荷从660MW突降至250MW，由于汽轮机组OPC保护动作，成功带宝钢孤立电网运行。当时电网系统如图4：

图4：1988年宝钢与上海电网连接结构图

以当时2号机组动作过程，结合故障后的实动试验，分析看其过程。当日13点57分电网故障，瞬间机组负荷从330MW急减至200MW，转速以115r/min/sec的加速度飞升，达到汽轮机液压调速保护OPC系统的辅助调速器动作值，(其整定值为加速度大于60- 120r/min/sec，转速大于3060r/min), 0.7sec后，汽轮机高、中压调门关闭，该过程周率最高至51.5Hz , 辅助调速器动作1.3sec后恢复，由于执行机构的滞后作用，调门实际关闭1.7sec。有200MW负荷的作用，使负加速度达120 r/min/sec，至使最低转速达2886r/min, 造成瞬间最低周率48.1Hz，导致宝钢电网重要设备低周率保护动作跳闸。
此案例说明，OPC正确动作，不但机组未跳闸，并且还过渡到孤立电网运行，这在一定意义上已相当成功。但由于液压调速保护系统的动态特性尚不能满足330MW-0-200MW 的过渡过程设备对周率的要求，造成用户设备跳闸。所以该系统仍需完善。
4. 4. 2 　电网813事故
1999年8月13日带宝钢三期负荷运行的新宝钢变电站，220kV PT 故障，联锁正、付母保护动作，导致新宝变电网与系统电网解列。宝钢电厂两台发电机组，0号燃气轮机组与正值调试高峰的3号机组，与系统解列，带宝钢3期孤立电网运行。当时系统如图5：

图5：1999年新宝变3期电网结构

      当日，3号机组带350 MW满负荷稳定运行，19点48分机组负荷突降，汽轮机转速突升，OPC保护动作。从事件记录 SOE（Sequence  Of  Events）看到OPC动作过程：
19 ：48 ：59sec ：065ms        OPC   动作
19 ：48 ：59sec ：268ms        汽机无负荷 GV（高压调门）全闭
19 ：48 ：59sec ：392ms        汽机无负荷 ICV（中压调门）全闭
19 ：49 ：00sec ：813ms        OPC 复归
3号机组OPC系统动作精确，完全适应了再带负荷的要求。从模拟趋势记录看到，负荷从350MW瞬间甩到43MW，并以sec级速度返回到了孤立电网所需要的230MW。在如此大范围负荷急速增减过程中，汽轮机转速变化仅为 3003-3100-2982-3060 r/min，（即51.7-49.7Hz）。说明该OPC系统与整个汽轮机调速系统的设计成功，所有传感器、执行机构、控制逻辑运作优良。
但由于当时3号机组正处调试阶段，部分重要保护逻辑还尚未开始调试。系统方面宝钢电网的低频减载系统也未调试投用，通讯尚不畅，孤立电网运行8min后，2台发电机组低频保护动作，导致运行失败。
     5　FCB 保护
以上讨论如何应对电网故障给电厂发电机组运行的第一冲击，它是以事故后10sec内的瞬态过程为研究对象。下面讨论电网故障后发电机组特别是电站锅炉的应对，它基本上是以事故后5min内过程为研究对象。
     5.1 　FCB触发原理
FCB（Fast Cut and Back）即是针对电网（或发电机组）故障，设计的保护和控制逻辑。其意义是，快速减负荷，故障消除，快速恢复负荷。
该保护触发的原因：一是发电机主变开关52G 跳闸，二是任何原因导致的汽轮机高、中压调节汽门全闭。原理逻辑如下图：
高压调门（GV1-GV4）全闭
中压调门（ICV左右）全闭
电机主变出口开关（52G） OFF
      发电机负荷>30%                                         FCB 发生
FCB许可条件
        MFT未发生

图6：一般FCB构成逻辑

      我们应指出，如图6所示的FCB触发逻辑，针对处于大电网中的电厂是适当的，但对于宝钢电厂存在孤立电网运行的可能，该逻辑就存在问题。
      330、 813两次电网故障的共同特点，都要求宝钢电厂机组在经受了与系统解列的冲击后，仍需带孤立电网运行。在此环境下，OPC 保护动作后，汽轮机高、中压调节汽门瞬时关闭将导致FCB动作，它将自动减载 95% -100%，与孤立电网的负荷要求是完全不符的。
      因此，电厂更改了3号机组汽轮机高、中压调门全闭后触发FCB的条件。而当汽机调门全闭后形成发电机逆功率运行，则有逆功率检测继电器完成发电机跳闸，触发FCB保护。
     5.2　FCB保护动作
FCB同时向汽轮机和锅炉侧，发出一系列指令，从满负荷减到5%或0%负荷运行。
     5.2.1　汽轮发电机侧
FCB动作，立即解除汽轮发电机侧的负荷指令进入转速控制。即汽机根据予置的4% 的不等率进行速度控制，以维持3000r/min为目标，负荷指令仅跟踪实际值。它保证了发电厂孤立系统运行的周率。
     5.2.2　发电锅炉侧
      与350MW汽轮机所匹配的是1160T/H ,17.26MPa/3.81MPa，541℃ /541℃亚临界一次中间再热发电锅炉。它要承受100%负荷瞬间减至5%或0%的负荷冲击，关键控制技术在于：
1）快速释放危险的多余能量
FCB联动电动安全门（PCV）强制开启10sec,然后切回自动控制，迅速释放过热蒸汽能量；汽包安全门则做后备保护。
为应付FCB 特殊工况，机组特别设计有30%锅炉额定蒸发量的旁路系统。FCB强制开启高压旁路阀5sec, 然后切回自动控制。它起分级释放能量、冷却再热器、回收工质、维持热力循环的重要作用，旁路系统动作的正确与否，决定了FCB成功与否。
2）燃料急减并稳定燃烧
FCB 发生时锅炉至少可以在30%旁路容量负荷运行。但问题在燃烧的动态稳定。根据FCB前燃料品种、数量，自动顺序切除有关燃烧器。在燃烧扰动中影响安全的低热值气体燃料BFG 切除；COG亦切除；有关煤层；并联动相关的轻油燃烧器投入稳燃。燃料量则由调节负荷切换为定值控制。
3）稳定锅炉汽包水位
汽包水位不但是锅炉、汽轮机负荷平衡的标志，又是机组安全运行的根本。汽机负荷急减造成锅炉汽包压力急升，汽包进水困难，负荷急减又造成汽包需水量减少，为此 FCB联动切换汽动给水泵的调速系统为定值控制，联动电动给水泵启动，向汽包强制进水；由于负荷急减引起汽、水的不平衡，汽包水位的自动控制由3冲量转为水位单冲量控制。
4）机组协调解除偏差保护，强制定值、自动控制
因为FCB 要在事故发生时数秒，数分种内完成数十项紧急操作，由人工完成是不可能的。根据FCB试验得到的对象模型，将有关锅炉运行的重要控制切换为定值控制或自动控制，它们的正常是FCB成功的基础。
     5.3　FCB 是对机组控制水平综合指标
FCB功能是对电厂锅炉、汽轮发电机组，特别是协调机组运行的整个热工控制系统的综合考验。机组在电网故障时，要在秒级时间内，从100%负荷突降到带厂用电或空负荷维持运行，汽轮机调速、锅炉燃烧的动态响应及稳定等，任一细节出问题，都会导致失败。
     6　结论
综上所述，若宝钢电厂4台机组带负荷1000MW 运行，以下给出电网故障时的应对方案：

表1：   电网故障电厂控制应对电网故障可能类型宝钢电厂负荷可能余量宝钢电厂机组应对周率变动可能范围机组应对过渡时间
上海/宝钢电网解列 50～200MW（宝钢高负荷）一次调频 ≤ +0.5Hz 1min
上海/宝钢电网解列 200～500MW（宝钢低负荷） OPC动作+负荷跟踪 ≤ ±1Hz 2min
系统全停特殊故障 900MW OPC +FCB带厂用电运行 ≤ +1.5Hz 10min
1）在当前宝钢-上海负荷潮流下，发生宝钢电网单独运行时，一次调频功能是重要的应对。目前机组一次调频功能正常，但应对电网故障尚存在问题。主要是作用范围目前限制在±14MW，显然不能适应故障调频工况。应进一步研究放宽上下限带来的风险与利益。
2）当宝钢电网单独运行时，发电机组的OPC功能是极重要的应对。3号机组该系统良好，1、2号机组有待完善，主要是汽机调门重新开启时间有延迟问题。
3）当发生电厂电输送不出的严重情况，电厂要成功实现FCB，带厂用电运行。这需要付出代价，在机组检修与运行中做大量细致的试验与完善工作。
4）电厂机组的检修策略要适应宝钢电网安全性的要求，电厂机组的管理要上台阶，使电厂机组的安全性可靠性进一步提高

¤ 凝结器真空缓慢下降的原因与处理方法 ¤

Sat, 11 Oct 2008 19:04:25 +0000

国电云南省小龙潭发电厂汽机专业的安全生产历史上，曾经多次发生凝结器的真空缓慢下降的异常情况，给汽轮机组的安全经济运行造成一定的影响。各机组都不同程度发生过凝结器真空缓慢下降的异常情况，只是真空下降的最低数值不同。造成凝结器真空缓慢下降的原因较多，现在就生产实际工作中遇到的造成凝结器真空缓慢下降的原因与处理方法介绍给大家仅供参考，若有错误观点则请指正，谢谢！

一、在汽轮机组启动过程中，造成凝结器真空缓慢下降的原因

1、汽轮机轴封压力不正常

（1）、原因：在机组启动过程中，若轴封供汽压力不正常，则凝结器真空值会缓慢下降，当轴封压力低时，汽轮机高、低压缸的前后轴封会因压力不足而导致轴封处倒拉空气进入汽缸内，使汽轮机的排汽缸温度升高，凝结器真空下降。而造成轴封压力低的原因可能是轴封压力调节伐故障；轴封供汽系统上的阀门未开或开度不足。

（2）、象征：机械真空表、真空自动记录表的指示值下降、汽轮机的排汽缸温度的指示值会上升。

（3）、处理：当确证为轴封供汽压力不足造成凝结器真空为缓慢下降时，值班员必须立即检查轴封压力、汽源是否正常，在一般情况下，只需要将轴封压力调至正常值即可。若是因轴封汽源本身压力不足，则

应立即切换轴封汽源，保证轴封压在正常范围内即可，若是无效，则应该进行其它方面检查工作。

2、凝结器热水井水位升高

（1）、原因：凝结器的热水井水位过高时，淹没凝结器铜管或者凝结器的抽汽口，则导致凝结器的内部工况发生变化，即热交换效果下降，这时真空将会缓慢下降。而造成凝结器的热水井水位升高的原因可能是除盐水补水量过大；机组#4低加凝结水排水不畅；凝结水系统上的阀门开度不足造成的。

（2）、象征：机械真空表、真空自动记录表、汽轮机的排汽缸温度的指示值下降、而凝结器电极点、就地玻管水位计值会上升。

（3）、处理：当确证为凝结器的热水井水位升高造成凝结器真空为缓慢下降时，值班员必须立即检查究竟是什么原因使凝结器真水位上升，迅速想办法将凝结水位降至正常水位值。

3、凝结器循环水量不足

（1）、原因：当循环水量不足时，汽轮机产生的泛汽在凝结器中被冷的量将减小，进而使排汽缸温度上升，凝结器真空下降，造成循环水量不足的原因可能是循环水泵发生故障；循环水进水间水位低引起循环水泵汽化，使循环水量不足；机组凝结器两侧的进、出口电动门未开到位；在凝结器通循环水时，系统内的空气未排完。

（2）、象征：机械真空表、真空自动记录表的指示值会下降，汽轮机的排汽缸温度的指示值上升，凝结器循环水的进、出口会波动，凝结器循环水的进、出口水温度会发生变化（进口温度正常，出口温度升高）。

（3）、处理：当确证为凝结器循环水量不足造成凝结器真空为缓慢下降时，值班员应迅速汇报班长，同时，联系循环水泵人员检查循泵运行是否正常，进水间水位是否正常。迅速到就地检查机组凝结器的两侧进、出口电动门是否已经开到位，两侧进、出口压力是否波动（编者按：若是波动则对其进行排空气工作，直至空气管排出水为止）。

4、处于负压区域内的阀门状态误开（或误关）

（1）、原因：由于机组启动过程中，人员操作量大，在此过程中难免会发生操作漏项或是误操作的情况，这是造成此类真空下降的主要原因。

（2）、象征：机械真空表、真空自动记录表、汽轮机的排汽缸温度的指示值下降，发生的时间之前，值班人员正好完成与真空系有关操作项目。

（3）、处理：当确证为处于负压区域内的阀门状态误开（或误关）造成凝结器真空为缓慢下降时，值班人员应迅速将刚才所进行过的操作恢复即可。

5、轴封加热器满水或无水

（1）、原因：在机组启动过程中，由于调整不当或是轴封系统本身的原因使轴封加热器满水或是无水，将导致凝结器真空下降，造成轴封加热器满水或是无水的原因可能是轴封加热器铜管泄漏；轴封加热器至凝结器热水井的疏水门开度不足，或是疏水门故障；抽汽逆止门的回水门开度过大；轴封加热器汽侧进、出口门开度不足，疏水量减少，使轴

封加热器无水。

（2）、象征：机械真空表、真空自动记录表的指示值会下降，汽轮机的排汽缸温度的指示值上升，若是轴封加热器满水，则汽轮机的高、低压缸前、后轴封处会大量冒白汽，而此时轴封压力会上升，严重时，造成轴封加热器的排汽管积水，使轴封加热器工况发生变化，导致真空下降；若是轴封加热器无水，则大量的轴封用汽在轴封加热器中未进行热交换就直接排入凝结器内，增加了凝结器的热负荷，导致真空下降。

（3）、处理：当确证为轴封加热器满水或无水造成凝结器真空为缓慢下降时，司机迅速通知副司机检查轴封加热器的水位是否正常，若是满水则开启轴封加热器汽侧排汽管上的放水门排水至有蒸汽流出为止，同时检查轴封加热器的汽侧疏水门是否已达全开位置。若是轴封加热器无水，则将轴封加热器的水位调至1/2即可。

在汽轮机机组启动过程中，经常碰到的凝结器真空缓慢下降的原因就是这种。当然，这不是绝对的，但是应该遵循这样的原则：当凝结器真空缓慢下降时，值班员应根据有关仪表，象征，工况进行综合判断，然后进行相应的处理。

二、在汽轮机组正常运行中，造成凝结器真空缓慢下降的原因

1、射水池的水温升高，抽气器工作失常

（1）、原因：在汽轮机机组运行过程中，由于季节的变化或是其它因素使射水池的水温升高，在抽气器的喷嘴处可能会发生汽化现象，从而使抽气工作失常，凝结器中的不能凝结气体不能及时排出，导致真空

下降。造成射水池水温上升的原因可能是夏季环境温度引影响；热力系统内有热源排入射水池内，使水温升高。

（2）、象征：凝结器的真空值与某时期相比较有所下降，或早晚间真空值存在差值。若用电子测温仪或用手摸射水池水时，水温偏高，射水抽气器的下水管的温度也同样偏高。

（3）、处理：当确证为射水池水温升高造成凝结器真空缓慢下降时，适当开启射水池补水门进行射水池换水工作，降低水温。必要时检查热力系统与其相关连的阀门是否关闭严密，即可。

2、轴封加热器排汽管积水严重

（1）、原因：当轴封加热器排汽管积水时，使排汽的通流面积减少，轴封供汽系统工作失常，导致真空下降。造成轴封加热器排汽管积水的原因可能是轴封加热器水位升高；排汽至射水抽气器下水管上的阀门故障；轴封蒸汽母管带水；季节变化（如天气变冷）。

（2）、象征：当排汽管积水时，轴封加热器排汽管的外壁温度偏低，严重时，高、低压缸前后轴封处会大量冒白汽，这时，机组凝结器真空开始缓慢下降。

（3）、当确证为轴封加热器排汽管积水造成凝结器真空缓慢下降时，机组人员应迅速地将轴封排汽母管上的放水门全开，进行排水工作，直至水排完为止。必要时开启轴封母管端头疏水门排水，即可。（我厂#3机组轴封排汽管上未安装排水门，这就需要定期开启轴封端头疏水门进行放水工作。）

3、凝结器汽侧抽气管积水

（1）、原因：当凝结器汽侧空气管积水时，使抽气器空气管的通流面积相对减小，导致凝结器真空缓慢下降。造成凝结器汽侧空气管积水的原因可能是机组启动时，抽气器空气管疏水不及时；季节变化（如天气变冷）；抽气器倒拉水进入空气管。

（2）、象征：当凝结器汽侧空气管积水时，凝结器甲、乙汽侧空气管的管壁及腔室疏水管的管壁的温度相对于正常时约低，而射水抽气处抽气器的外壁温度则相对升高。

（3）、处理：当确证为凝结器汽侧空气管积水造成凝结器真空缓慢下降时，机组人员应迅速汇报班、值长，然后进行凝结器空气管拉水工作。此项工作不是经常进行的，因此，应做好相应的安全措施之后，再开始进行操作，具体的方法是：①、汇报值长同意，若机组负荷为100MW则适当将负荷减至80MW运行，记录工作前的有关参数（真空、排汽温度、轴封压力等）；②、缓慢关闭该机组运行中的射水抽气器空气门，注意真空下降的程度，必要时适当将机组负荷减少部分；③、当空气门关完之后，稍开真空破坏门停留时间不超过60秒，紧接着又迅速关闭真空破坏门；④、迅速将射水抽气器空气门全开，恢复至正常状态；⑤、汇报值长，将机组负荷加至100MW运行即可。

4、凝结水位升高

（1）、原因：在正常运行中，造成机组的凝结器水位升高的原因可能是除盐水补水量过大；凝结器铜管泄漏；凝结水再循环电动门误开或关不到位；低压加热器疏水泵出口压力过高和除氧器压力过高（排挤凝结水）。

（2）、象征：凝结器电极点、就地玻管水位计指示升高，凝结水泵出口压力升高，运行的凝结水泵电流升高达极限值。凝结水过冷度增大。

（3）、处理：当确证为凝结水位升高造成凝结器真空缓慢下降时，值班员应迅速查明造成凝结器水位升高的原因，将凝结器水位降低即可。

5、运行人员或检修人员工作过程中发生失误、造成凝结器真空缓慢下降

（1）、原因：由于运行人员或检修人员在工作过程中发生失误，使凝结器真空缓慢或急剧下降，造成凝结器真空缓慢或急剧下降的原因可能是运行人员在正常操作中对系统或是其它原因误开、误关与真空系统有关的阀门；检修人员在进行与真空系统有关的检修工作时，擅自误开、误关阀门。

（2）、象征：类似的情况发生时，凝结器真空机械真空、自动记录

表的指示值下降速度会出现两种象征：①、凝结器真空缓慢下降，汽轮机的排汽缸温度上升，凝结器电极点水位计的指示值上升，凝结水泵电流和凝结水母管压力会升高；②、凝结器真空急剧下降时，汽轮机的排汽缸温度上升较快，机组运转声突变；凝结器电极点水位计的指示值上升同样较快（若是误关循环水系统的阀门，则机组的凝结器循环水压力将会发生变化）。

（3）、处理：当确证运行人员或检修人员工作失误造成凝结器真空缓慢或急剧下降时，值班人员应沉着冷静地迅速将事发前所进行的操作全部恢复。若是判断为检修人员在时进行检修工作造成的，则迅速到就地将检修人员擅自误开、误关阀门的阀门关闭即可。

6、在做与真空系统有关的安全措施时，凝结器真空缓慢下降

（1）、原因：在做与真空系统有关的安全措施的过程中，当真空系统阀门关不严密的因素存在时，凝结器真空缓慢下降，造成的原因可能是处于负压区的设备或阀门有空气被拉入凝结器内，使真空缓慢下降。

（2）、象征：凝结器真空缓慢下降，汽轮机的排汽缸温度上升，凝结器电极点水位计的指示值上升。

（3）、处理：当确证为是因做安全措施而引起凝结器真空缓慢下降时，值班员应迅速将所的安全措施恢复即可。

7、运行中机组低压加热器汽侧无水

（1）、原因：机组正常运行中，由于人员疏忽大意或是工况发生变化时未能及时调整低压加热器的水位，导致低压加热器无水位运行，这时由于低压加热器无水位，抽汽未能进行热交换就直接排向凝结器热水井，使凝结器热负荷增大，真空下降。

（2）、象征：凝结器真空缓慢下降，汽轮机的排汽缸温度上升，凝结器电极点水位计的指示值上升，就地检查可以发现运行中的低压加热器玻管水位计无水位指示。

（3）、处理：当确证为是运行中机组低压加热器无水导致凝结器真空缓慢下降时，值班员只要将低压加热器调整至有水位显示即可。

三、在汽轮机组事故处理中，造成凝结器真空缓慢下降的原因

1、轴封压力过低

（1）、原因：当机组发生事故时，由于多种因素会导致轴封压力下降。例如，单机运行或两台机组运行时，在事故处理过程中由于处理不当，造成轴封压力下降压力下降，使凝结器真空缓慢下降。

（2）、象征：凝结器真空缓慢下降，汽轮机的排汽缸温度上升，凝结器电极点水位计的指示值上升，与轴封压力有关的表计指示值下降。

（3）、处理：

按下列几种情况进行处理：

①、单机运行发生事故的时，若发生轴封压力下降，凝结器真空缓慢下降，这时除氧器人员必须立即与锅炉司水联系，将吹灰汽源倒至汽平衡母管，同时，迅速关闭该除氧器汽平衡门，以保证轴封压力正常。

②、两台机组运行时，若壹台机组发生事故，则视除氧器的压力高、低而决定是否倒吹灰汽源，当除氧器的压力太低不能保证轴封用汽时，则应迅速与锅炉司水联系，将吹灰汽源倒至汽平衡母管，同时，迅速关闭该除氧器汽平衡门，以保证轴封压力正常。

③、多台机组运行时，若某台机组发生事故，而其它机组运行正常，则不需要倒吹灰汽源，因为汽平衡母管是联通的，轴封汽源受到的引响不会太大。因此，不必倒吹灰汽源，只要将处于正常运行机组的除氧器压力调高即可。

④、多台机组运行时，若全部机组同时发生事故，则此时各单元除氧器人员必须迅速与锅炉司水联系，将吹灰汽源倒至汽平衡母管，同时，迅速关闭该除氧器汽平衡门，以保证轴封压力正常。

无论是何种情况下，当吹灰汽源不能迅速倒至汽平衡母管时，机组人员（主机司机、助手），应迅速将轴封汽源倒为本机组供给即：开启主蒸汽一次大路门→开启新蒸汽一、二次门→关闭法兰螺栓加热装置排汽总门→开启法兰螺栓加热装置低温汽源门→关闭轴封汽源母管分段门→用轴封压力表调节伐控制好轴封压力→此过程中必须注意的是：加强疏水→以防管道振动（编者按：此项操作在我厂汽轮机运史上，#1、3机组曾经使用）。

2、凝结器热水井满水

（1）、原因：由于在事故状态下，设备或人员的因素会使凝结器热水井满水，而造成满水的原因可是凝结水泵跳闸；凝结水泵跳闸之后因逆止门关不严，使凝结水系统中的倒回热水井造成满水；除氧器补水量过大；或是循环水泵跳闸（短时内恢复运行）。

（2）、象征：凝结器真空缓慢下降，汽轮机的排汽缸温度上升，凝结器电极点水位计的指示值上升，凝结水母管压力升高达1Mpa及以上，凝结消耗泵电流上升达极限值。

（3）、处理：当确证为凝结器热水井满水造成凝结器真空缓慢下降时，值班员就迅速想法将凝结器热水井的水位降至正常水位。

3、调漏至七抽手动门调整不及时

（1）、原因：当机组发生事故时，由于主蒸汽流量变化，凝结器内部工况同时也发生变化，使汽轮机高低压轴封处倒拉空气进入凝结器，真空下降。

（2）、象征：凝结器真空缓慢下降，汽轮机的排汽缸温度上升，凝结器电极点水位计的指示值上升。

（3）、处理：当确证为调漏至七抽手动门调整不及时造成凝结器真空缓慢下降时，当班人员迅速到就地适当关小调漏至七抽手动门即可。

四、除盐水系统故障，或在除盐水补水管路、阀门检修工作过程中造成凝结器真空缓慢下降的原因

在正常运中，也曾发生过因除盐水系统故障而造成凝结器真空缓慢下降的异常现象。

（1）、原因：这种情况大都是除盐水泵跳闸；除盐水系统阀门误关（或故障）；进行检修工作时引起的。空气被拉入凝结器的简意线路图是：

前提条件是除氧器除盐水补水调节伐进出及调节伐均处于开启位置，发电机内冷水箱除盐水补水门开启部份，则当除盐水系统故障时，空气是这样进入凝结器的[空气从内冷水箱顶部排气管→除盐水调节伐管路→进入凝结器喉部→导致大空气被拉入凝结器内→凝结器真空缓慢或急剧下降（若检修处理调节伐及调节伐进出口门时）。

（2）、象征：凝结器真空缓慢或急剧下降，汽轮机的排汽缸温度上升，凝结器电极点水位计的指示值上升。

（3）、处理：当确证为除盐水除盐水系统故障，或在除盐水补水管路、速汇值长，同时，适当减负荷运行，立即到就地查看，必要时关闭有关阀门，若判断为除盐水泵阀门检修工作过程中，造成凝结器真空缓慢下降时，机组人员应迅跳闸，则联系化学启动备用除盐水泵运行即可。

总而言之，本文所述的内容是在汽轮机正常运行中，较为常见的凝结器真空缓慢下降的原因、象征与处理方法。当然，这些不是绝对原因、象征与处理方法，因为随着我厂设备的老化，新的原因、象征也会产生，这就需要我们大家在工作的过程中，不断地总结和提高各方面的知识与技能。

⊙水电厂设备淹没事故的原因分析及预防措施

Fri, 10 Oct 2008 18:00:18 +0000

摘要：通过分析两起水电厂设备淹没事故的原因，针对水轮发电机组的过流部件及附属设备等因腐蚀、磨损、松动等机械故障造成的淹没事故提出了相应的预防措施。

ｌ前言

水电厂除了在汛期要加强对大坝、水工建筑、厂房等重点部位的监测和巡视，确证设备运行良好、电源可靠、闸门启闭灵活，保证防洪、防淹各种抢险物资到位，防止洪水对大坝、厂房和机组造成的损失之外，由于水电厂运行的特殊性，也必须注意防止由于设备零部件腐蚀等原因造成的水淹厂房、损坏设备的情况发生。

２　事故举例

２．ｌ　真空破坏阀损坏引起的水淹顶盖事故

２．１．ｌ　事故经过

某６０ＭＷ轴流转架式机组在支持盖内对称布置有４个自动式紧急真空破坏阀，孔口直径６００ｍｍ，阀盘直径３５０ｍｍ，其作用是机组紧急停机时向转轮室补充空气，防止真空度过大引起水击抬机造成的危害。阀盘在转轮室真空达到０．０１ＭＰａ时自动开启，达到０．０３ＭＰａ时全部开启，而小于０．01ｆＭＰａ时则自动关闭。

某日，该机组在运行时，机组十Ｙ方向的一个真空破坏阀突然大量漏水，使顶盖集水槽的水位急剧上升，虽将全部顶盖排水泵起动抽水，但水位仍然快速上升，很快就淹没顶盖排水泵和水轮机导轴承，使机组被迫停机。

２．１．２　事故原因分析

事故后对该真空破坏阀进行检查，发现密封环与阀体的８个Ｍ１６连接螺丝已全部断裂或脱落，其中３个断裂螺丝的断日是陈旧的痕迹，说明在事故前已腐蚀。此外，断裂密封环严重移位，在闹盘与密封环之间形成较大的错口，由于当时顶盖水压为０．１５ＭＰａ，因此造成大量漏水，漏水量约９０ｍ³／ｈ，大大超过了３台顶盖水泵的排水量。

该真空破坏网在设计上也存在严重的缺陷，主要是材料选用不当、密封环连接强度较低。密封环和连接螺丝采用青铜材质，阀座采用铝合金材料，本来闹座上所钻的ＭＩ６ｍｍ螺孔和螺丝连接强度较低，加上长期运行，铝与铜金属产生电化学反应，使螺孔和螺丝的螺纹连接部分受到严重腐蚀，进一步削弱了密封环与阀座的连接强度。在机组运行时顶盖振动、水流作用和真空破坏阀动作的影响下，

导致螺丝断裂或脱落，造成密封环严重移位，这是造成事故的主要原因。

２．１．３处理措施

将机组的４个真空破坏阀阀体都改为铸钢结构，密封环的连接螺丝改用Ｍ２０ｍｍ的４５号钢螺栓，其余部件保持不变。另外，阀盘与阀杆的固定螺母增加止动销钉，防止由于螺母松动造成阀盘脱落而引起的顶盖被淹事故。

由于真空破坏阀装设在支持盖内与水轮机流道的水流直接接触，应定期对其监测、维护。设计时应选择耐腐蚀、强度高的材料和结构，以防止由于真空破坏阀零件腐蚀、松动、断裂等引起的故障。

２．２检修排水系统逆止网破裂引起的淹没事故

２．２．ｌ事故经过

某机组的检修排水系统采用间接排水方式，机组检修时涡壳、尾水管的积水排到排水廊道，再用检修排水泵抽水至下游。

当时由于一台机组的发电机推力轴承发生烧瓦事故，处理时需要盘车检查研刮瓦的质量，故落下尾水闸门，起动检修排水泵欲将尾水位降至转轮安装高程ｖ３９．５ｍ以下，以减少盘车时轮叶转动的水阻力。但当一台检修排水泵（单级双吸离心水泵，型号１３ＳＨ—9Ａ，电动机功率１５５ｋｗ，流量５３０ｍ³／ｈ，扬程为７５由启动不久时，管路突然有大量水喷出，运行人员无法判断漏水部位和及时采取关闭有关水泵进出口阀门等应急措施，只好停泵撤离现场，致使排水廊道（包括检修和渗漏水泵房的全部离心水泵电机、控制柜等）被全部淹没。

２．２．２事故原因分析

事故发生后，待潜水员冒险关闭通向尾水的出口阀，再用临时安装的水泵抽干廊道积水后检查发现：该台排水泵的出日逆止闹闹体有一块面积约３０ｃｍ²的缺口。水泵启动时，由于逆止阀的阀盘转动轴轴套严重偏磨、松动，或者阅体存在裂纹，阀盘开启时与阀体严重撞击造成碎片脱落，致使水从缺口喷出，淹没水泵房后，尾水从缺口大量回流，将整个排水廓道淹没。

该逆止阀为旋开式无缓冲型逆止阀，阀体材料为铸铁，由于铸铁脆性大，抗撞击能力差或容易存在裂纹、厚薄不匀、应力集中等铸造缺陷，水泵在启动和停止瞬间，在水锤的作用下，阀盘与阅体撞击力较大，容易造成逆止阀损坏。

２．２．３　处理措施

将４台检修排水泵和２台渗漏排水泵的出口逆止阀全部更换为能承截较大水击压力和撞击力的铸钢２０逆止阀。如采用微阻缓冲型逆止阀效果更好。另外，将逆止阀改为布置在排水泵与出日阀门中间，既便于检修逆止阀，又利于故障时迅速切断水源。

３　真名容易发生淹没事故的部位与预防措施

３．ｌ　顶盖、支持盖等过流部件（包括与之相连的压力表接头、进出水管接头等）

应注意防止腐蚀、泥沙沉积和机组水击抬机等对这些部件造成的危险。

３．２　进人孔、集水并及各种孔洞

应注意检查在甩负荷、突变负荷等机组工况下，这些部位（部件）的受力情况，强度是否满足要求。及时处理液位信号器件、水泵等故障。另外，在尾水管、蜗壳、顶盖等进入问的结构方面，避免采用简单的堵板式结构，应设计为向内开启的门式结构，其作用为：①在机组检修期间，如果发生排水系统等故障时，运行和检修维护人员可以迅速关问进人孔；②水轮机流道充满水时，水压使进人孔保持关闭状态。

３．３　供排水系统进出水管道及阀门等设备

例如坝前取水口与第一个人口阀门之问的管段，一旦发生严重漏水，很难及时堵漏处理。应对这些重点部位加强定期检查、维护，必要时用测厚仪对管路及附件的腐蚀等进行观测。根据对锈蚀管路的处理经验，一般是适当开挖管段周围的混凝土，焊接上一段新管，或者将锈蚀严重的管路用混凝土封闭起来。实际上，如果水电站供排水系统的一些重要管段或部件采用不锈钢等耐腐蚀、强度高的材料和结构，增加投资不多，但对今后水电厂的长期安全运行会有很大好处。

３．４　主轴密封

主轴密封漏水严重引起的水导、顶盖淹没事故较为常见。必须加强对主轴密封的监测与维护，以便及时处理存在缺陷，确保排水系统的可靠性。

４　结语

类似顶盖、真空破坏阀、技术供排水系统、蜗壳和尾水进人孔等过流设备（部件），由于结构简单，其安全可靠性容易被忽视，但是一旦出现腐蚀穿孔、松动等机械故障，往往引起厂房机组设备的严重淹没事故。因此，在设计、材料造型和运行维护等诸方面应加以足够重视，以避免类似事故发生。