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某电厂4号机组DEH系统主汽门和高压调门突然关闭原因分析与整改措施

一. 概述

某厂4号机组为300MW燃煤发电机组，DEH系统采用ABB公司的SYMPHONEY 系统。2013年1月22日机组正常运行过程中，DEH突然发出快关左侧中压主汽门（LSV）和3号高调门（CV3）的1s脉冲指令，导致这2个阀门突然全关，然后又自动恢复。

事件发生后，电厂组织相关技术人员进行分析，认为发生此现象是因为DEH 的信号在柜内通讯发生翻转所致，这也是该类DEH常见的异常故障。机组正常运行过程中突然关闭汽轮机调门，扰动和冲击都比较大，将严重威胁机组安全运行。

二. 原因分析

该事件的发生，DEH和DCS都没有任何记录，为原因分析增加了很大的难度。我们以机组的DEH逻辑为切入口，结合本次事件的现象和以往的一些经验，来逐步剖析事件的原因。

首先，在机组正常运行的情况下，只有通过阀门活动试验电磁阀，DEH才能让中压主汽门关闭。LSV的活动试验电磁阀为22YV，该电磁阀的驱动设计在DEH 系统的M2控制单元，但阀门活动试验的逻辑设计在M4控制单元。阀门活动试验时，动作指令信号在M4控制单元内产生，然后以通信方式送到M2控制单元，从而驱动电磁阀22YV带电。根据以往的经验，ABB这种DCS系统的柜内不同控制单元通讯，经常会发生通信信号翻转的现象。该DEH试验电磁阀的这种设计，极其容易由于通讯信号的翻转而导致电磁阀动作。

再来看CV3，除了正常的伺服阀控制外，还有活动电磁阀16YV控制。16YV 带电也会关闭CV3。与LSV的22YV电磁阀控制一样，16YV也设计在DEH的M2

控制单元，而CV3活动试验逻辑同样设计在M4控制单元。阀门活动试验时，电磁阀的驱动控制与LSV的完全一样，同样极有可能发生通信信号的翻转而导致电磁阀动作。

若CV3由伺服阀控制来关闭，则指令来源于同一个阀门流量指令，其他高压调门如CV1，CV2，CV4等也会动作，但本次只有CV3动作，因此可排除伺服阀指令动作的可能性。

综合上述分析，造成LSV，CV3同时关闭动作1s的原因，极有可能是M4到M2的通信信号发生翻转造成。

通信信号发生翻转是由于网络通信异常造成的，这是一种能够快速自行恢复的通信故障。通信时时刻刻都在进行，偶尔出现一次通信发送/接收异常，本来是属于正常现象，通信处理软件对接收到的数据做无效处理即可，但ABB这种DCS的通信处理存在一个BUG，在收到通信异常数据时，没能发现异常，就没有对数据进行丢弃的处理，而是直接接收该数据，则出现信号翻转就不为奇怪了。要消除该BUG，需要ABB公司对其通信程序进行测试，找出BUG的地方，对该通信程序进行升级。

三. 整改措施

通过分析，认为DEH阀门关闭是由于通信信号发生翻转造成的。为了减少这种信号翻转对DEH系统造成的影响，建议对此类重要通信信号做优化处理，如采取3取2处理、增加信号动作的闭锁条件等。例如，在进行阀门活动试验后，只有开始阀门活动试验时，才能在M2激活电磁阀带电，否则，就对电磁阀进行闭锁，这样，就能避免电磁阀的误动了。

电厂1～4号机组的DEH系统，之前也频频发生类似的信号翻转问题，该问题困扰该厂已久，后来在电科院热工所的建议下，对相关通信信号进行了优化处理，之后再未出现因信号翻转而造成DEH异常的现象。

某电厂4号机组DEH系统主汽门和高压调门突然关闭原因分析与整改措施

某电厂4号机组DEH系统主汽门和高压调门突然关闭原因分析与整改措施一. 概述某厂4号机组为300MW燃煤发电机组，DEH系统采用ABB公司的SYMPHONEY 系统。2013年1月22日机组正常运行过程中，DEH突然发出快关左侧中压主汽门（LSV）和3号高调门（CV3）的1s脉冲指令，导致这2个阀门突然全关，然后又自动恢复。事件发生后，电厂组织相关技术人员进行分析，认为发生此现象是因为DEH 的信号在柜内通讯发生翻转所致，这也是该类DEH常见的异常故障。机组正常运行过程中突然关闭汽轮机调门，扰动和冲击都比较大，将严重威胁机组安全运行。二. 原因分析该事件的发生，DEH和DCS都没有任何记录，为原因分析增加了很大的难度。我们以机组的DEH逻辑为切入口，结合本次事件的现象和以往的一些经验，来逐步剖析事件的原因。首先，在机组正常运行的情况下，只有通过阀门活动试验电磁阀，DEH才能让中压主汽门关闭。LSV的活动试验电磁阀为22YV，该电磁阀的驱动设计在DEH 系统的M2控制单元，但阀门活动试验的逻辑设计在M4控制单元。阀门活动试验时，动作指令信号在M4控制单元内产生，然后以通信方式送到M2控制单元，从而驱动电磁阀22YV带电。根据以往的经验，ABB这种DCS系统的柜内不同控制单元通讯，经常会发生通信信号翻转的现象。该DEH试验电磁阀的这种设计，极其容易由于通讯信号的翻转而导致电磁阀动作。再来看CV3，除了正常的伺服阀控制外，还有活动电磁阀16YV控制。16YV 带电也会关闭CV3。与LSV的22YV电磁阀控制一样，16YV也设计在DEH的M2

控制单元，而CV3活动试验逻辑同样设计在M4控制单元。阀门活动试验时，电磁阀的驱动控制与LSV的完全一样，同样极有可能发生通信信号的翻转而导致电磁阀动作。若CV3由伺服阀控制来关闭，则指令来源于同一个阀门流量指令，其他高压调门如CV1，CV2，CV4等也会动作，但本次只有CV3动作，因此可排除伺服阀指令动作的可能性。综合上述分析，造成LSV，CV3同时关闭动作1s的原因，极有可能是M4到M2的通信信号发生翻转造成。通信信号发生翻转是由于网络通信异常造成的，这是一种能够快速自行恢复的通信故障。通信时时刻刻都在进行，偶尔出现一次通信发送/接收异常，本来是属于正常现象，通信处理软件对接收到的数据做无效处理即可，但ABB这种DCS的通信处理存在一个BUG，在收到通信异常数据时，没能发现异常，就没有对数据进行丢弃的处理，而是直接接收该数据，则出现信号翻转就不为奇怪了。要消除该BUG，需要ABB公司对其通信程序进行测试，找出BUG的地方，对该通信程序进行升级。三. 整改措施通过分析，认为DEH阀门关闭是由于通信信号发生翻转造成的。为了减少这种信号翻转对DEH系统造成的影响，建议对此类重要通信信号做优化处理，如采取3取2处理、增加信号动作的闭锁条件等。例如，在进行阀门活动试验后，只有开始阀门活动试验时，才能在M2激活电磁阀带电，否则，就对电磁阀进行闭锁，这样，就能避免电磁阀的误动了。电厂1～4号机组的DEH系统，之前也频频发生类似的信号翻转问题，该问题困扰该厂已久，后来在电科院热工所的建议下，对相关通信信号进行了优化处理，之后再未出现因信号翻转而造成DEH异常的现象。

高压主汽门作业指导书

高压主汽门检修作业指导书

目次 1 范围3 2 本指导书涉及的文件、技术资料和图纸3 3 作业风险分析及安全措施3 4 备品备件及材料（按下表填写，不清楚的栏目可不填）3 5 现场准备及工器具3 6 办理工作票4 7 检修步骤4 8 自动关闭器及弹簧检查6 9 主阀部件检查测量7 10 螺栓硬度检查 8 11 清理检查部件，组装主阀部件9 12 阀门回装就位 9 13 清理场地、总结工作票 10 14 调整止动杆弹簧片 10 15 设备图纸 11 16 维修记录 13 17 完工报告 16

高压主汽门检修作业指导书 1 范围本作业指导书规定了高压主汽门大修工作涉及的技术资料和图纸、安全措施、备品备件、现场准备及工具、工序及质量标准和检修记录等相关的技术标准。高压主汽门油动机是DEH电液调节系统的执行机构。油动机活塞杆和调节阀阀杆通过一联轴器相连，油动机带动调节阀，向上运动则打开阀门。油动机是单向作用的，它通过高压抗燃油作为传递动力的工质，弹簧提供关闭阀门的动力。油动机包括油缸、控制组件、伺服阀、继动阀差动变送器、油阀门及过滤器等。本指导书适用于#3、#4机高压主汽门（KKS编码）大修工作，检修地点在#3、#4机高压主汽门区域。大修的项目为对高压主汽门进行检修，并对已发现的问题进行处理。 2 本指导书涉及的文件、技术资料和图纸《高压主汽门产品说明书》 AFGC20QJ012001 3号机组汽机主机维修技术标准。 3 作业风险分析及安全措施严格遵守《电业安全工作规程》。工作现场围警戒区。注意人身安全、铺设好橡皮。高压调节汽门解体后，做好管口封堵，防止管道内落入异物。高压调节汽门解体后，设备放置在铺设好橡皮上。确认工具等合格。 5 现场准备及工器具 5.1现场准备搭设工作平台，并在检修场地周围拉警示带。现场照明良好，通风正常。通知有关人员拆除影响工作的保温。做好防止交叉作业风险的措施。检修周围场地清洁，并铺设橡皮。 5．2工器具（按表格栏目填写，编码可不填写）

主汽门突然关闭的原因分析及处理对策讲课稿

主汽门突然关闭的原因分析及处理对策

行时，TV始终全开，THI始终为1，保持100的开度指令输出。而TV控制回路的PID模式也处于跟踪状态。由于外部原因导致TV1的阀位反馈减小，当两者之和小于90时，THI由1变0，此时，控制逻辑发生变化，首先TV控制回路中的PID模块不再处于跟踪状态，它开始进行运算，参与控制。在控制逻辑里，PID的设定值在并网前代表转速设定，其值为0～3000r/min，而在并网后却代表功率设定，其值为0～135 MW，当时带90 MW负荷，一旦PID投入运算，它的设定值为功率值，比实际转速小太多，PID的输出将很快从100降为0，从历史趋势图可以看出，只用了6 s。此时，TV的开度指令不再为100这个常数，而是SUM与PID输出之和，从上面分析得知PID输出很快降为0，下面须确认SUM的值。从历史数据可知SUM 也为0，所以TV的开度指令在6 s之内降为0，导致两个TV同时关闭造成这次事件。正常情况下，经过升速时的累加，SUM的值在200左右，不为0，但通过分析逻辑可以看出当DEH切过手动或打闸时，可将SUM的值清为0。经查，此前运行人员因为汽压波动，曾切过手动控制，使SUM为0。从图2还可以看出，在02:39:44时，指令有一个下降，很快又变为100。这是因为当时TV2反馈为97.61，TV1反馈为84.28，这时候THI已经翻转，由1变0，所以指令开始下降。到02:39:46时，TV1反馈又变为88.3，此时TV2反馈为96. 仅供学习与交流，如有侵权请联系网站删除谢谢3

主汽门关闭的原因及处理

汽轮机单侧高压主汽门异常关闭的处理 1概述近年来，丰城2×700MW超临界机组、国华太仓2×600MW超临界机组、华能巢湖电厂2×600MW超临界机组、华能瑞金电厂2×350MW超临界机组在正常运行过程中均出现过汽轮机某个主汽门或调节汽门异常关闭的情况。汽轮机单个汽门异常关闭情况中，单侧高压主汽门异常关闭处理最为复杂，对机组安全经济运行也影响最大，甚至可能导致机组非计划停运事件发生。2010年8月，国华太仓电厂某台机组曾因汽轮机单侧高压主汽门异常关闭，锅炉蒸汽压力急剧上升，导致给水泵出力不足，锅炉给水流量低触发锅炉MFT动作，联跳汽轮机及发电机。2010年7月6日，丰城电厂#6汽轮机左侧高压主汽门卸荷阀O型圈泄漏，导致左侧高压主汽门异常关闭，由于缺乏相关处理经验，如果不是因为当时机组负荷较低，很可能导致机组非计划停运事故的发生。 2汽轮机单侧高压主汽门关闭的现象及原因分析汽轮机主汽门或调节汽门异常关闭的原因主要有调节系统故障、汽门阀芯脱落以及卸荷阀O型圈老化漏EH油等，其中，由于卸荷阀一直处于高温环境，卸荷阀O型圈老化漏油导致主汽门异常关闭最为常见。汽轮机高压主汽门异常关闭时，DCS报警画面将出现声光报警，机组协调控制方式自动切为手动控制，DEH由遥控切至手动方式，汽机调节阀由顺序阀自动切至单阀控制。汽轮机高压进汽由两侧进汽突然变为单侧进汽，在某种极端工况下（高压调节汽门顺序阀控制，未故障侧高压调节汽门只有一个在开位），汽轮机高压缸进汽面积可能只有异常关闭前的三分之一。在此情况下，汽轮发电机的负荷将急剧下降，机、炉侧的主汽压力将急剧上升，额定工况下锅炉超压导致锅炉安全门动作。因给水泵汽轮机由四段抽汽接带，汽轮机负荷下降引起汽轮机抽汽段压力下降导致给水泵的出力下降，给水量的急剧下降必然导致锅炉煤水比失调，螺旋管壁温度、主再热汽温及分离器出口蒸汽温度将快速上升，甚至导致锅炉超温保护触发MFT保护动作。同时，汽轮机高压缸由双侧进汽突变为单侧进汽，当汽轮机高压转子两侧所受蒸汽力将严重不平衡，将导致汽轮机#1、＃2瓦温度及振动可能出现较大波动。汽门卸荷阀O 型圈老化漏EH油，将导致EH油管系统压力下降，漏油严重可能导致汽轮机因EH油压低而跳闸。 3汽轮机单侧高压主汽门异常关闭的逻辑修改汽轮机单侧高压主汽门异常关闭时，需要监盘人员当时迅速判断故障原因，及时准确按照轻重缓急的顺序进行操作调整；同时盘面人员要做相互配合，在此情况下操作上不能出现任何的差错，这对于运行人员来说

CFB机组汽轮机单侧高压主汽门异常关闭处理

126 Modern Science 1 概述某电厂装机容量为2×330MW，锅炉采用HG－1125/17.5－ L.M G46型循环流化床锅炉，汽轮机型号为C C275/N330- 16.7/537/537/0.981/0.294，机组回热系统五段抽汽作为热网加热器汽源，电厂承担市区供暖。厂内另建设有3×116MW循环流化床热水锅炉及10×43.24MW第一类溴化锂吸收式热泵机组作为第二主力热源。 2 机组、热网工况及事故经过 2015年2月21日，事故前#1机组负荷220MW，主蒸汽流量868t/ h，主汽压力16.59MPa，汽包水位0，给煤量202t/h，汽轮机调门为顺序阀控制方式，#1-#4高压调节阀（以下简称GV1-GV4）开度分别为100%、100%、38%、0%，一次调频投入。市区供热量瞬时 648MW（热网加热器及热泵出力共394MW，热水锅炉254MW）， #2机组备用。事故时#1机组#1高压主汽门（以下简称TV1）突然从 100%关至0，负荷降至195MW，主汽压力突升导至锅炉PCV阀动作开启，操作员立即进行减少给煤量等相关操作，维持热网参数正常保证供暖。 3 汽轮机单侧高压主汽门关闭原因分析事故发生后，监盘人员检查发现TV1指令为100%，反馈为 0%，EH油系统正常。现场检查发现TV1阀位至0位，其连杆无松动，其它调门阀位正确。排除伺服阀堵塞或连杆故障及EH油系统故障，初步判断为油动机控制部分的卡件故障导致TV1异常关闭。事后检查证明确为控制部分的卡件故障。 4 机组事故处理 4.1 锅炉侧的处理事故前锅炉带80%ECR以上，TV1关闭后主汽压力骤升必然引起PCV动作泄压，“虚假水位”使汽包水位调整极为困难。TV1关闭后，操作员立即减少给煤量，最终减至事故前50%给煤量。基于循环流化床锅炉的热惯性，操作员果断停运一台二次风机，快速削弱炉内燃烧，起到良好的效果。汽包水位控制有专人调整，避免因水位调整不及时引起机组保护动作而事故扩大化！ 4.2 汽轮机侧的处理 TV1关闭后避免在事故处理中TV1突然全开，热工人员将TV1 指令手动改为0。机组进汽改为滑压—单阀运行方式。TV1主汽阀侧对应的是GV1和GV4（如图一），TV1关闭则GV1和GV4不进汽，切为单阀运行后能保证GV2和GV3高压调节汽门同时动作，可避免顺序阀方式下GV3开度过小。这种方式运行高压缸属单侧进汽，要注意对轴承温度及整个轴系的振动情况的监视。若TV1不能在短时间内开启，应将主蒸汽左侧进汽管道疏水门及导汽管疏水门开启，防止TV1开启后汽轮机造成水冲击。图一汽轮机高压缸进汽阀门示意图 4.3 更换油动机控制部分卡件的处理在更换TV1卡件过程中关闭油动机进油门。卡件更换完毕后，先将GV1、GV4关闭至0%，然后开启TV1进油门，在工程师站手动对TV1进行拉阀试验。试验合格后全开TV1。然后手动缓慢开启 GV1、GV4至与GV2、GV3开度相同后投入阀门自动控制。整个操作过程中注意主汽压力变化、高压缸上下缸温差、轴承振动等情况。 4.4 热泵及热水锅炉的相应处理机组负荷下降致使供热网蒸汽量明显下降，导致热泵驱动蒸汽流量不足，热泵机组均出现不同程度的不换热现象，热网供热量下降很快。热网汽动循环泵因驱动蒸汽量降低，热网循环水流量下降，及时停运热网汽动循环泵，启动备用热网电动循环泵运行，维持热网循环水流量，同时加大补水量避免热网管道振动导致管道泄漏事故。热水锅炉侧适当降低锅炉出力，防止因热网循环水量下降造成锅炉出口给水汽化（热网流程如图二）。机组负荷恢复后还应注意热网管道升温速度，避免升温过快造成热网管道泄漏。图二热网供回水流程图 5 结束语本次事故处理恰逢单台机组冬季运行，系统复杂且操作量非常大。虽然给操作人员带来了极大的困难，但由于事故处理得当，反应迅速，避免了事故扩大化。汽轮机主汽门单侧关闭严重影响到机组的安全运行，这使得主汽门、调节汽门的定期试验显得尤为重要，事故发生后只要按照既定方法处理，明确分工，密切配合定能使得机组安全稳定运行。参考文献： [1] 徐智华.汽轮机单侧高压主汽门异常关闭的处理[J].江西电力职业技术学院学报，2010，23(4) :36-38. CFB机组汽轮机单侧高压主汽门异常关闭处理 ☉蒋春雷桂朝伟（辽宁沈煤红阳热电有限公司）摘要：针对循环流化床供热机组汽轮机单侧高压主汽门异常关闭事故处理，详细介绍机组及热网的事故处理方法。关键词：高压主汽门；循环流化床锅炉；汽轮机；热网

主汽门突然关闭的原因分析及处理对策实用版

YF-ED-J7553 可按资料类型定义编号主汽门突然关闭的原因分析及处理对策实用版 Management Of Personal, Equipment And Product Safety In Daily Work, So The Labor Process Can Be Carried Out Under Material Conditions And Work Order That Meet Safety Requirements. （示范文稿）二零XX年XX月XX日

主汽门突然关闭的原因分析及处理对策实用版提示：该安全管理文档适合使用于日常工作中人身安全、设备和产品安全，以及交通运输安全等方面的管理，使劳动过程在符合安全要求的物质条件和工作秩序下进行，防止伤亡事故、设备事故及各种灾害的发生。下载后可以对文件进行定制修改，请根据实际需要调整使用。桂林虹源发电有限责任公司2台135 MW机组于20xx年10月投入运行，该机组DEH由上海汽轮机厂提供，采用FOXBORO公司智能自动化仪表系列构成的凝汽式汽轮机数字电液调节控制系统，可由操作员站通过CRT各画面控制汽轮机冲转、升速、阀切换、并网、带负荷，具有两种互为跟踪的控制方式，即自动和手动，并可相互切换。该系统自投用以来，1号机组出现了在运行中两个主汽门突然自动关闭，导致甩负荷的事

件，当时1号机带90 MW负荷，各项参数都正常。主汽门TV1和TV2突然关闭，负荷迅速降至0，由于运行人员处理不及时，导致继电保护动作，跳机停炉。 1 原因分析开始汽轮机冲转升速时，汽轮机处于主汽门控制方式，此时4个调速汽门GV全开，转速由TV控制，TV的开度指令根据PID运算得出，控制原理逻辑如图1所示。图1 TV控制原理逻辑正常时，当转速达到2 950 r/min时，进行阀切换，转入调门控制，此时SUM开始快速累加，TV指令也跟着快速增加，主汽门加速开启，当TV1与TV2反馈平均值大于90时，THI 为1，TV的指令变为100并一直保持下去，这

350MW机组因现场施工造成主汽门关闭的事故简要分析

龙源期刊网 https://www.wendangku.net/doc/27450993.html, 350MW机组因现场施工造成主汽门关闭的事故简要分析作者：王桂华来源：《山东工业技术》2016年第22期摘要：某厂2×350MW超临界燃煤“上大压小”热电联产机组，锅炉为上海锅炉厂制造，类型为超临界、一次中间再热直流锅炉；汽轮机均采用哈尔滨汽轮机厂生产的超临界、一级调整采暖抽汽凝汽式汽轮发电机组，额定容量为350MW；DEH控制系统采用杭州和利时工程有限公司的MACSV6型汽轮机DEH控制系统，控制两个高压主汽门、四个高压主汽调节阀、两个再热主汽门和两个再热调节汽阀。本文简要分析由于汽机专业现场处理汽轮机左侧高压主汽门本体螺栓漏汽导致该门异常关闭；在后续运行人员汽压手动调整过程中处置不当，导致锅炉“储水箱水位高高”保护动作，造成该机组非计划停运。关键词：主汽门；事故；分析 DOI：10.16640/https://www.wendangku.net/doc/27450993.html,ki.37-1222/t.2016.22.072 1 事故经过 1月14日15点19分，该厂2号机负荷314.3MW，主汽压力24.2MPa，主汽门全开；A、B、D、E四台磨煤机正常运行。15时19分，1号高压主汽门突然全关，主汽压力在短时间内骤然上升，最高到28.13Mpa并导致PCV安全阀动作，负荷下降至274.3MW。 15时21分，运行人员手动停止E磨煤机。为保证A、B磨煤机的稳定运行，在等离子未拉弧的前提下，运行人员分别投入A、B层等离子模式，两台磨煤机随后均因“缺少点火源”跳闸；随后机组负荷、主汽压力缓慢下降。 15时26分，锅炉储水箱三个水位全部到达20m，并保持到跳机。15时28分，锅炉主汽压力11.63MPa，负荷为115MW（负荷低于30%）；蒸汽过热度小于5℃、分离器出口压力低于14MPa且锅炉储水箱水位高于17.5米，延时3s，2号机跳闸。跳闸首出为：“分离器储水箱水位高”。 2 原因分析 2.1 1号高压主汽门全关原因分析该机组自投产以来，由于基建期设备安装问题，汽轮机本体主汽门处频繁高温高压蒸汽泄漏，并且该主汽门的LVDT设备长周期处于100多度的环境，LVDT与伺服阀接线端子箱内部高温且湿度大，危及周围热控测点的测量。为消除此重大安全隐患，汽机专业办理热机工作票

主汽门突然关闭的原因分析及处理对策(正式)

编订：__________________ 审核：__________________ 单位：__________________ 主汽门突然关闭的原因分析及处理对策(正式) Deploy The Objectives, Requirements And Methods To Make The Personnel In The Organization Operate According To The Established Standards And Reach The Expected Level. Word格式 / 完整 / 可编辑

文件编号：KG-AO-2024-99 主汽门突然关闭的原因分析及处理对策(正式) 使用备注：本文档可用在日常工作场景，通过对目的、要求、方式、方法、进度等进行具体的部署，从而使得组织内人员按照既定标准、规范的要求进行操作，使日常工作或活动达到预期的水平。下载后就可自由编辑。桂林虹源发电有限责任公司2台135 MW机组于20xx年10月投入运行，该机组DEH由上海汽轮机厂提供，采用FOXBORO公司智能自动化仪表系列构成的凝汽式汽轮机数字电液调节控制系统，可由操作员站通过CRT各画面控制汽轮机冲转、升速、阀切换、并网、带负荷，具有两种互为跟踪的控制方式，即自动和手动，并可相互切换。该系统自投用以来，1号机组出现了在运行中两个主汽门突然自动关闭，导致甩负荷的事件，当时1号机带90 MW负荷，各项参数都正常。主汽门TV1和TV2突然关闭，负荷迅速降至0，由于运行人员处理不及时，导致继电保护动作，跳机停炉。 1 原因分析

主汽门突然关闭的原因分析及处理对策

主汽门突然关闭的原因分析及处理对策桂林虹源发电有限责任公司2台135MW机组于2000年10月投入运行，该机组DEH由上海汽轮机厂提供，采用FOXBORO公司智能自动化仪表系列构成的凝汽式汽轮机数字电液调节控制系统，可由操作员站通过CRT各画面控制汽轮机冲转、升速、阀切换、并网、带负荷，具有两种互为跟踪的控制方式，即自动和手动，并可相互切换。该系统自投用以来，1号机组出现了在运行中两个主汽门突然自动关闭，导致甩负荷的事件，当时1号机带90MW负荷，各项参数都正常。主汽门TV1和TV2突然关闭，负荷迅速降至0，由于运行人员处理不及时，导致继电保护动作，跳机停炉。 1原因分析开始汽轮机冲转升速时，汽轮机处于主汽门控制方式，此时4个调速汽门GV全开，转速由TV控制，TV的开度指令根据PID运算得出。正常时，当转速达到2950r/min时，进行阀切换，转入调门控制，此时SUM开始快速累加，TV指令也跟着快速增加，主汽门加速开启，当TV1与TV2反馈平均值大于90时，THI为1，TV的指令变为100并一直保持下去，这时主汽门处于全开状态，控制方式已转入调门控制方式。在以后并网、加负荷及正常运行时，TV始终全开，THI始终为1，保持100的开度指令输出。而TV控制回路的PID模式也处于跟踪状态。 1号机甩负荷时的历史趋势由于外部原因导致TV1的阀位反馈减小，当两者之和小于90时，THI由1变0，此时，控制逻辑发生变化，首先TV控制回路中的PID模块不再处于跟踪状态，它开始进行运算，参与控制。在控制逻辑里，PID的设定值在并网前代表转速设定，其值为0～3000r/min，而在并网后却代表功率设定，其值为0～135MW，当时带90MW负荷，一旦PI D投入运算，它的设定值为功率值，比实际转速小太多，PID的输出将很快从100降为0，从历史趋势图可以看出，只用了6s。此时，TV的开度指令不再为100这个常数，而是SUM与PID输出之和，从上面分析得知P ID输出很快降为0，下面须确认SUM的值。从历史数据可知SUM也为0，所以TV的开度指令在6s之内降为0，导致两个TV同时关闭造成这次事件。正常情况下，经过升速时的累加，SU M的值在200左右，不为0，但通过分析逻辑可以看出当DEH切过手动或打闸时，可将SUM 的值清为0。经查，此前运行人员因为汽压波动，曾切过手动控制，使SUM为0。还可以看出，在02:39:44时，指令有一个下降，很快又变为100。这是因为当时TV2反馈为97.61，TV1反馈为84.28，这时候THI已经翻转，由1变0，所以指令开始下降。到02:39:46时，TV1反馈又变为88.3，此时TV2反馈为96.8，THI由0变1，指令又变为100。这说明当时正好处于临界状态，TV的轻微变化都可能使指令变化。 2处理对策通过这次事件，表明原逻辑存在不完善的地方，为此在组态中对原逻辑进行了相应改动，即加一个RS触发器。

300MW汽轮机高压主汽门延迟关闭原因分析及处理

300MW汽轮机高压主汽门延迟关闭原因分析及处理某台国产引进型300Mw机组在跳机过程中，发生高压主汽门A、B均关闭不到位的故障，为此对主汽门及其油动机的工作原理和结构进行了分析，找出了主汽门延迟关闭的原因，介绍了现场处理的方法及所采取的安全措施。某厂1号汽轮机是上海汽轮机有限公司引进美国西屋公司技术生产的300MW亚临界凝汽式汽轮机。型号N300～16．7／537／537，为单轴、双缸、高中压合缸、中间一次再热、双排汽式。配有2只高压主汽门、6只高压调门、2只中压主汽门和2只中压调门。调节系统采用上海新华公司提供的DEH一Ⅲ型数字电液调节系统，液压部分采用高压抗燃油，其工作压力范围为12．4～14．5MPa，除了2只中压主汽门外，其余各汽门的开度均通过电液伺服阀控制。 1故障过程 1号机组在某次跳闸时，就地3只ASL挂闸压力开关信号均置零，高压调门、中压调门及中压主汽门阀门开度反馈均为0，高压主汽门TV1、TV2开度降至10％，均未收到行程开关关到位信号；转速由3000r／rain突降至零。主汽门TV2在机组跳闸后17rain34关闭，而TV1则在机组重新挂闸后1rain51才出现关闭信号。因当时负荷紧张而未做全面处理，仅对其外部的油路和机械部分进行了分析和检查，确认了延时关闭的原因。春节调停时对造成主汽门关闭延迟的原因进

行了确认与分析，并及时做了处理。2液压及机械部份的检查机组降负荷至150Mw。就地解开TV1全关限位开关的接线，强制TV1关闭至DCS及发变组保护系统信号。为防止试验侧高压调速汽门突然动作，将对应的高压调速汽门的油动机进油截止阀关闭，确保GV1、GV3、GV5在试验和故障处理过程中时刻处于关闭位置。 2．1液压部分检查关闭TV1进油截止阀，在主汽门的卡涩位置上保持油动机的开度，然后缓慢旋出快速卸荷阀的压力整定阀整定杆直至其全部松出，严密监视控制油母管压力没有大的变化，拆除主汽门杠杆与油动机活塞杆的连接销。此时，主汽门未有关闭动作，仍处于卡涩状态9·而油动机活塞可以用千斤顶将其顶到关闭位置。故判断主汽门卡涩部位不在油动机侧，而在主汽门内部或主汽门弹簧箱内。 2．2机械部分检查 (1)拆卸主汽门弹簧箱盖螺栓时，主汽门门杆在汽机内部剩余蒸汽作用下，随弹簧导杆一起向外移动。确认弹簧箱内部弹簧元断裂和移位，即就地恢复。(2)用千斤顶稍加用力顶起主汽门门杆，将其顶到关闭状态。 (3)恢复主汽门与油动机的连接，打开 EH油进油截止阀，做主汽门的关闭试验，此时主汽门关闭恢复正常。TV2的检查步骤与TV1相同。根据上述检查判断，1号机2只主汽门的卡涩是由其内部引起，需进一步解体检查。

#2机组汽轮机高压主汽门(TV2)关闭超时

#2机组汽轮机高压主汽门（TV2）关闭超时 1.设备简介汽轮机型式：亚临界四缸四排汽凝汽式汽轮机汽轮机型号：N600-16.7/537/537 制造厂家：上海汽轮机有限公司铭牌出力：600MW 额定转速： 3000r/min（从汽轮机端向发电机端看为顺时针旋转）额定参数：汽机高压主汽阀前压力 16.7MPa ，温度537℃。两只主汽门分别布置在汽轮机两侧，主汽门为卧式布置如图 2.事件经过台山电厂#2机组于2005年3月21日07：50发电机CT保护动作，紧急停机中，高压自动主汽门（TV2）关闭到7％开度时，出现了关闭缓慢的现象.时间达1分钟（从记录曲线上查到）.过了1小时50分钟,汽机再次打闸没有出现关闭超时的现象.发电机CT保护动作跳闸时，机组负荷600MW突降到0，汽轮发电机组转速最高达3151rpm。 3.原因分析 #2机组2号主汽门在小修期间对其油动机进行了返厂检修,对油动机阀杆进行更换,油动机进行了清洗,油系统进行了油循环,油质合格.油动机出厂时性能试验合格,排除油动机的原因.在3月15日对#2主汽门进行解体检查,测量阀杆与衬套、阀芯与衬套间隙间，隙分别为合格。排除汽门本体卡涩.分析认为汽门操作做弹簧托盘与弹簧套筒之间磨擦,造成汽门关闭缓慢. 四、措施与教训措施：解体＃2主汽门弹簧操作座在解体#2主汽门弹簧操作座时,测量弹簧托盘直径为466MM,弹簧套筒内壁直径为484MM,直径的差值为18MM,就是弹簧移动托盘与弹簧套筒之间的间隙为9MM.解体时发现弹簧移动托盘与弹簧套筒在关闭位置处靠上壁之间有磨擦的痕迹.弹簧托盘没有在中间位置,而是靠近了上部,与弹簧套筒壁在关闭位置处产生磨擦,导致汽门在开度7%时关闭超时. 解体＃1主汽门操纵座，测量弹簧长度，外弹簧：1055mm，中弹簧：1008mm，内弹簧：932mm。弹簧长度合格，外表无缺陷，无磨损痕迹，探伤无裂纹。复装时，对弹簧移动托盘与弹簧套筒毛刺打磨光滑处理,对整个弹簧组及弹簧套筒抹二硫化钼进行润滑。弹簧移动托盘放置弹簧套筒中间位置,在主汽门调行程时，弹簧移动托盘与弹簧套筒无卡涩，关闭顺畅. 教训：1.每次启停机时,打印主汽门关闭曲线. 2.在检修主汽门时,检修人员的检修技术水平需要提高.

主汽门卡涩措施

汽轮机高压主汽门卡涩措施批准：会审：编写：内蒙古京隆发电公司发电部 2016年6月8日

汽轮机高压主汽门卡涩措施我厂#1、#2机组在停运过程中都曾出现过汽轮机主汽门卡涩在低开度（10％左右）的现象，汽轮机在事故和正常停运的时存在较大的超速风险，针对此设备隐患，部门制定措施。 1、机组经过检修，启动前必须做汽轮机的主汽门和调门的严密性试验，且试验合格，试验未达标，严禁机组启动。 2、机组启动前，主汽门和调门开关传动试验正常且活动灵活，否则禁止启动。 3、定期做好机组日常的主汽门和调门活动试验。 4、对于每次发生的汽轮机主汽阀门的卡涩，必须找出根本原因并彻底的消除。 5、汽轮机跳发电机的保护：（1）程序逆功率：汽轮机主汽门的关闭信号与发电机的实际功率（-4.33MW），保护动作出口，一般汽轮机跳发电机通过此保护动作。（2）逆功率：发电机的实际功率达（-8.66 MW），延时一分钟，保护动作出口，相当于程序逆功率的后备保护，在实际运行过程中，往往起不到后备保护的作用，在汽轮机打闸后，实际功率不能达到（-8.66 MW），建议根据机组的实际特性，更改定值。（3）这几次的机组停运，以上保护由于主汽门的卡涩和功率未降低至（-8.66 MW），保护未动作，发电机通过紧停按钮解列，若采

用此方式进行发电机解列，需确认发电机功率为负值，若发电机仍发出有功，严禁紧停发电机。 6、汽轮机的打闸方式，必须采用手动打闸方式，因为手动打闸信号上传至调度，否则调度系统会认为机组非停。 7、机组正常停运过程中主汽门卡涩措施：（1）机组在滑停过程中，确保汽轮机各阀门随负荷降低而动作。负荷降至150MW时，高加疏水导至疏扩；负荷降至120MW时，检查汽机中压疏水开启；负荷降至60MW时，检查汽机高压疏水开启；汽轮机打闸后，检查主、再热汽门、高排逆止门、各段抽汽逆止门关闭，进汽回路通风阀和高排通风阀开启。以上阀门未正常动作，手动干预。（2）在机组停运时，必须先将有功、无功降到零后方可进行汽轮机打闸，若主汽门卡涩且汽轮机跳发电机保护未动作，需人为参与，应首先考虑立即停运抗燃油泵（机组打闸后才有停允许），让主汽门关闭，发电机程序逆功率动作。#1、#2机组出现的主汽门卡涩，此方法有效；如采取停运抗燃油泵的方法无效，需手动停运发电机，首先应检查发电机有功为负值（电气画面的发变组画面），可紧停发电机，与系统解列；或者主汽门卡涩，调门全部关闭60秒，亦可紧停发电机。 8、机组事故情况下机组跳闸主汽门卡涩措施：（1）发变组保护动作停机，机组与系统解列，应查看汽轮机转速情况，若转速上升或不下降，应同时采取以下措施：a.停运抗燃

主汽门突然关闭的原因分析及处理对策通用版

安全管理编号：YTO-FS-PD933 主汽门突然关闭的原因分析及处理对策通用版 In The Production, The Safety And Health Of Workers, The Production And Labor Process And The Various Measures T aken And All Activities Engaged In The Management, So That The Normal Production Activities. 标准/ 权威/ 规范/ 实用 Authoritative And Practical Standards

主汽门突然关闭的原因分析及处理对策通用版使用提示：本安全管理文件可用于在生产中，对保障劳动者的安全健康和生产、劳动过程的正常进行而采取的各种措施和从事的一切活动实施管理，包含对生产、财物、环境的保护，最终使生产活动正常进行。文件下载后可定制修改，请根据实际需要进行调整和使用。桂林虹源发电有限责任公司2台135 MW机组于 20xx年10月投入运行，该机组DEH由上海汽轮机厂提供，采用FOXBORO公司智能自动化仪表系列构成的凝汽式汽轮机数字电液调节控制系统，可由操作员站通过CRT 各画面控制汽轮机冲转、升速、阀切换、并网、带负荷，具有两种互为跟踪的控制方式，即自动和手动，并可相互切换。该系统自投用以来，1号机组出现了在运行中两个主汽门突然自动关闭，导致甩负荷的事件，当时1号机带90 MW负荷，各项参数都正常。主汽门TV1和TV2突然关闭，负荷迅速降至0，由于运行人员处理不及时，导致继电保护动作，跳机停炉。 1 原因分析开始汽轮机冲转升速时，汽轮机处于主汽门控制方式，此时4个调速汽门GV全开，转速由TV控制，TV的开度指令根据PID运算得出，控制原理逻辑如图1所示。

防止主汽门、调速汽门卡涩不严应急处理预案

防止主汽门、调速汽门卡涩不严应急处理预案撰写人：___________ 部门：___________

防止主汽门、调速汽门卡涩不严应急处理预案为保证一期机组正常的安全运行，避免发生主汽门、调速汽门卡涩不严，预防运行中主汽门、调速汽门卡涩不严的情况下，发生汽轮机超速、烧瓦、轴系断裂等重大设备损坏事故。一．主汽门、调速汽门卡涩风险分析造成主汽门卡涩的原因很多，主要有机械方面的原因，材质方面的原因，化学蒸汽品质方面的原因等，运行中出现卡涩时，当发电机出现故障跳闸，由于主、调速汽门不能严密关闭，将导致汽轮机超速、烧瓦、以致于轴系断裂等重大设备损坏事故，汽轮机启动过程中出现卡涩时，汽轮机无法正常冲转。二.预防主汽门、调速汽门卡涩的措施 1.高压自动主汽门及调节汽门、再热主汽门及调节汽门应能迅速关闭严密，无卡涩。阀门关闭时间应小于0.15s。 2.加强对油质的监督，定期进行油质的分析化验，防止油中进水或杂物造成调节部套卡涩或腐蚀。定期进行主油箱放水工作，油净化装置应正常投入运行。 3.透平油和抗燃油的油质应合格，在油质及清洁度不合格的情况下，严禁机组起动。 4.坚持自动主汽门，调速汽门的定期活动试验工作，保证运行中各汽门开关灵活、可靠，坚持按规程要求进行危机保安器试验，汽门关闭第 2 页共 2 页

时间测试。 5.坚持每年进行自动主汽门，调速汽门的严密性试验，自动主汽门，调速汽门开关应灵活，严密性试验合格，机组大修后、甩负荷试验前，必须进行主汽门和调速汽门严密性实验，并保证符合技术要求。 6运行中加强蒸汽品质的监督，防止蒸汽带盐使门杆结垢造成卡涩。 7汽轮机启动冲转前，应保证蒸汽品质合格，否则应采取措施，加大炉排污量直至蒸汽品质合格方可冲转。 8.机组运行中，当汽水品质较差时，应适当增加主汽门、调汽门的活动试验次数，运行中发现主汽门、调速汽门卡涩时，要及时消除汽门卡涩的缺陷，主汽门卡涩不能在运行中处理时，应请示停机处理。 9.利用机组停机的机会，应检查门杆与阀杆套是否存在氧化皮，氧化皮应清除。 10.在汽轮机运行中，要注意检查调节汽门开度和负荷的对应关系，以及调节汽门后的压力变化情况。若有异常，应及时检查处理。 11.运行中发生调节系统摆动，应及时查找原因并设法消除。 12.停机时，先打危机保安器，应先检查有功功率到零、主汽门调速汽门关闭严密，采用逆功率保护动作解列发电机，严禁带负荷解列。三.运行中主汽门、调速汽门卡涩不严，发生发电机跳闸处理要点 1.若发电机跳闸，转速能维持在危急保安器动作转速以下运行，高第 2 页共 2 页

高压自动主汽门开不出故障处理

高压主汽门开不出故障处理 1、现象 2013年10月31日，#1汽轮发电机组挂闸不成功，主要系#2高压自动主汽门开不出，多次挂闸均失败，同时高压遮断阀组压力状态不正确。 2、分析 #2高压主汽门系调节型，其油动机由控制电磁阀、速关阀、伺服阀及油动机本体组成。主汽门开不出，原因包括：阀门机械卡涩，油动机无法克服弹簧弹力及卡涩将门开出；控制电磁阀状态不对或卡涩未建立控制油压，速关阀未顶开，工作油路不通或量少；油质差导致伺服阀堵塞，进入油动机活塞腔室的油量少，无法建立高压油将阀杆顶起。

3、处理及根本原因 3.1针对机组运行前抗燃油颗粒度一度严重超标，认为伺服阀堵塞故障可能性较大，决定更换伺服阀，同时拆除控制电磁阀进行清洗，恢复后挂闸仍然不成功。 3.2 油系统阀门检查结束未取得效果，分析焦点放在阀门机械卡涩故障，由于该主汽门为倒装工艺，于是将油动机与阀门杆解开，再次进行挂闸，油动机丝毫未动，分析认为油动机未建立工作油压，且各油阀门均正常，因此判断为油动机控制油腔室弹簧止回阀卡涩引起。 3.3 解体油动机顶部机构，拆出密封盖，发现油动机止回阀卡涩在定位销处，且阀体套于定位销结合处存在严重拉伤，有一宽约2mm、长10mm金属铁屑（止回阀定位套于定位销碰撞，定位销上碰下），导致该止回阀卡涩，弹簧弹力无法使其自动回位密封控制油及工作油腔室，控制油压无法建立，导致速关阀无法顶开，工作油腔室无法建立高压工作油。 3.4 对油动机止回阀定位套及定位销进行损伤修复，用#0砂布进行打磨抛光，恢复设备后（期间直接恢复油动机与阀杆连接，同时连接保留油动机弹簧预启力12.7mm），挂闸成功。（该调节型主汽门开关速度较快（约30秒，由于检修过，油动机内无油，第一次挂闸开出速度较慢），#1开关型主汽门开关速度约2-3分钟）。 4、注意事项

2021年主汽门突然关闭的原因分析及处理对策

2021年主汽门突然关闭的原因分析及处理对策 Security technology is an industry that uses security technology to provide security services to society. Systematic design, service and management. ( 安全管理 ) 单位：______________________ 姓名：______________________ 日期：______________________ 编号：AQ-SN-0215

2021年主汽门突然关闭的原因分析及处理对策桂林虹源发电有限责任公司2台135MW机组于2000年10月投入运行，该机组DEH由上海汽轮机厂提供，采用FOXBORO公司智能自动化仪表系列构成的凝汽式汽轮机数字电液调节控制系统，可由操作员站通过CRT各画面控制汽轮机冲转、升速、阀切换、并网、带负荷，具有两种互为跟踪的控制方式，即自动和手动，并可相互切换。该系统自投用以来，1号机组出现了在运行中两个主汽门突然自动关闭，导致甩负荷的事件，当时1号机带90MW负荷，各项参数都正常。主汽门TV1和TV2突然关闭，负荷迅速降至0，由于运行人员处理不及时，导致继电保护动作，跳机停炉。 1原因分析

开始汽轮机冲转升速时，汽轮机处于主汽门控制方式，此时4 个调速汽门GV全开，转速由TV控制，TV的开度指令根据PID运算得出，控制原理逻辑如图1所示。图1TV控制原理逻辑正常时，当转速达到2950r/min时，进行阀切换，转入调门控制，此时SUM开始快速累加，TV指令也跟着快速增加，主汽门加速开启，当TV1与TV2反馈平均值大于90时，THI为1，TV的指令变为100并一直保持下去，这时主汽门处于全开状态，控制方式已转入调门控制方式。在以后并网、加负荷及正常运行时，TV始终全开，THI始终为1，保持100的开度指令输出。而TV控制回路的PID模式也处于跟踪状态。图2为1号机甩负荷时的历史趋势。图21号机甩负荷时的历史趋势由于外部原因导致TV1的阀位反馈减小，当两者之和小于90时，THI由1变0，此时，控制逻辑发生变化，首先TV控制回路中的PID 模块不再处于跟踪状态，它开始进行运算，参与控制。在控制逻辑

高压主汽门检修作业指导书

QB 天津大唐盘山发电有限责任公司发布

目次 1 目的 (1) 2 适用范围 (1) 3 作业条件 (1) 4 风险分析/危害辨识 (1) 5 组织及人员分工: (2) 6 窗口计划 (2) 7 备件和工具明细 (2) 8 检修项目及工艺流程 (3) 9 检修工序及质量标准 (3) 对螺帽进行热紧 (8) 10 质量记录 (9) 11 试验报告 (9) 12 完工报告单 (10) 13 阀门检修品质再鉴定记录表 (12) 14 设备检修不符合项目处理单 (13) 15 业主检修经验反馈 (14) 16 承包商经验反馈 (15) 17 其他 (16)

检修作业指导书 1 目的 1.1 保证高压主汽门检修符合检修工艺质量要求、文明生产管理要求。 1.2 为所有参加本项目的工作人员，质检人员确定必须遵循的质量保证程序。 2 适用范围适用于天津大唐盘山发电有限责任公司两台汽轮机的四台高压主汽门检修工作. 3 作业条件 3.1 汽轮机停止运行，办理检修工作票。 3.2 高、中压缸缸温低于150℃。 3.3 作业组成员了解检修前汽轮机高压主汽门的缺陷，缺陷处理情况有相应的方案。 3.4 作业组成员了解汽轮机高压主汽门的运行状态及小时数。 3.5 清点所有专用工具齐全，检查合适，试验可靠。 3.6 参加检修的人员必须熟悉本作业指导书，并能熟记熟背本书的检修项目，工艺质量标准等。 3.7 参加本检修项目的人员必需安全持证上岗，并熟记本作业指导书的安全技术措施。 3.8 准备好检修用的备品配件、工器具、量具及相应的材料。 3.9 开工前召开专题会，对各检修参加人员进行组内分工，并且进行安全、技术交底。 4 风险分析/危害辨识 4.1 汽轮机高压主汽门检修总体危害辨识 4.1.1 参加检修的人员进行安全教育和技术培训，达到上岗条件。 4.1.2 汽轮机高、中压缸缸温低于150℃。 4.1.3 主汽门解体、检修和进行起吊工作时严禁损伤设备及其它部件。 4.1.4 严禁携带工具以外的其它物品（如金属性物品或锋利物品）。 4.1.5 作业组成员的着装要符合工作要求。 4.1.6 所带的常用工具、量具在开工前、后应认真清点，建立相应的台帐绝不许遗落在设备内。 4.1.7 各作业过程对参加工作人员要进行安全交底，做好危险预想。 4.2 起吊阀门部件阶段的风险分析 4.2.1 行车起吊，必须有专业人员指挥、监护。 4.2.2 检查使用的吊链应完好、无损，并符合载荷要求，准备3T倒链两个，检查倒链有无滑链现象，抱毂上旋转吊点应结实牢固。 4.2.3 起吊物件要起吊平稳。 4.2.4 阀门部件起吊之前应检查连接的螺栓、销子全部拆除，热工接线已经拆开。 4.2.5 阀门部件吊出后要用钢板及时做好封堵，贴封条。 4.2.6 部件吊出后定置管理要求的检修场地等待检修。 4.2.7 现场设专职安全监护人。 4.2.8 作业时，其他闲杂人员不得入内。 4.3 检修阶段的风险分析 4.3.1 每天开工前工作负责人向工作班成员交代安全注意事项，工作结束后，总结当天的安全工作情况。 4.3.2 每天开工前工作负责人向工作班成员及民工交代安全注意事项，工作结束后，总结当天的安全工作情况 4.3.3 使用电动工器具必须配用漏电保护器，照明灯要做到人走灯停。 1