高压主汽门、高压调节汽门

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。

10kv高压开关柜结构工作原理

10kv高压开关柜结构及工作原理 10kv高压开关柜结构及工作原理 10kv高压开关柜 KYN28A铠装型开式交流金属封闭开关柜，具有防止带负荷推拉断路器手车、防止误分合断路器，防止接地开关处在闭合位置时关合断路器、防止误入带电隔室、防止带电时误合接地开关等连锁功能。进线开关配备ABB公司的VD4真空断路器，负荷开关配ZN63A-12型真空断路器和JCZR16-7.2J型接触器-熔断器组合开关。 一、结构概述： 1. 型号含义： 2. 结构：

图中：A---母线室 B---断路器手车室 C---电缆室 D---继电器仪表室 1—泄压装置；2—外壳；3—分支小母线；4—母线套管；5—主母线；6—静触头； 7—触头盒；8—电流互感器；9—接地开关；10—电缆；11—避雷器；12—接地母线； 13—装卸式隔板；14—隔板（活门）；15—二次触头；16—断路器手车；17—加热装置； 18—可抽出式水平隔板；19—接地开关操作机构；20—控制小线槽；21—电缆封板。 开关柜的柜体为组装式结构，开关柜不靠墙安装。柜体分四个单独的隔室：手车室、主母线室、电缆室、继电器仪表室。柜体外壳防护等级IP42,各小室间防护等级IP2X。 2.1 手车：手车由开关柜的主元件和推进用底盘车组成。手车采用中置式结构，通过一台专用转运车可方便地进行手车进出柜的操作。以断路器为例：手车的下部为推进用的底盘车，断路器固定安装在底盘车上。底盘车内设置有推进机构，用以实现对断路器手车的进出车操作。底盘车内还设置有连锁机构，用以实现断路器和柜体之间的各项连锁

2.2 手车室：

隔室两侧安装了轨道，供手车在柜内移动时的导向和定位。静触头盒的隔板（活门）安装在手车室后侧。手车从断开位置/试验位置向工作位置移动的过程中，遮挡上、下静触头盒的活门自动打开；手车反方向移动时，活门自动关闭，直至手车退至断开位置/试验位置而完全遮挡住静触头盒，形成隔室间有效的隔离。断路器室的门上有观察窗，通过观察窗可以观察隔室内手车所处位置、断路器的合、分闸显示、储能状况等状态。 2.3 主母线室：

高压开关柜结构

高压开关柜结构 一、KYN高压开关柜（出线柜）结构 KYN高压开关柜由固定的柜体和真空断路器手车组成。就开关柜而言，进线柜或出线柜是基本柜方案，同时有派生方案，如母线分段柜、计量柜、互感器柜等。此外，尚有配置固定式负荷开关、真空接触器手车、隔离手车等方案。本章以出线柜（如图1）为例说明KYN开关柜结构：外壳隔板、面板、断路器室、断路器手车、母线室、电缆室、低压室和联锁/保护等等。 图1 KYN进线或出线柜基本结构剖面图 A、母线室 B、断路器室 C、电缆室 D、低压室 1、母线 2、绝缘子 3、静触头 4、触头盒 5、电流互感器 6、接地开关 7、电缆终端 8、避雷器 9、零序电流互感器 10、断路器手车 10.1、滑动把手 10.2、锁键（联到滑动把手） 11、控制和保护单元 12、穿墙套管 13、丝杆机构操作孔 14、电缆夹 15.1电缆密封圈 15.2、连接板 16、接地排 17、二次插头 17.1联锁杆 18、压力释放板 19、起吊耳 20、运输小车 20.1、小车锁定把手 20.2、调节螺栓 20.3、锁舌 1. 外壳和隔板 开关柜的外壳和隔板由优质钢板制成，具有很强的抗氧化、耐腐蚀功能，且刚度和机械强度比普通低碳钢板高。三个高压室的顶部都装有压力释放板。出现内部故障时，高压室内气压升高，由于柜门已可靠密封，高压气体将冲开压力释

放板释放出来。相邻的开关柜由各自的侧板隔开，拼柜后仍有空气缓冲层，可以防止开关柜被故障电弧贯穿熔化。低压室D装配成独立隔室，与高压区域分隔开。隔板将断路器室B和电缆室C隔开，即使断路器手车移开（此时活门会自动关闭），也能防止操作者触及母线室A和电缆室C内的带电部分。卸下紧固螺栓就可移开水平隔板，便于电缆密封终端的安装。 2. 开关柜面板 开关柜面板分为二部分：仪表门，开关仪表门。仪表门主要完成仪表检测、带电检测、信号灯监视和就地电气操作；开关仪表门主要完成开关接地开关的就地机械操作。 图2 开关柜面板 1 仪表； 2 电磁分合闸按钮； 3 机械分合闸按钮；4名牌；5 丝杆机构手柄插口；6 观察窗； 7 柜内照明开关；8 高压带电显示；9 指示灯；10 电气接线图；11 接地开关操作插 3. 断路器室 断路器手车装在有导轨的断路器室B内，可在运行、试验（隔离）两个不同位置之间移动。当手车从运行位置向试验（隔离）位置移动时，活门会自动盖住静触头，反向运行则打开。手车能在开关柜门关闭的情况下操作，通过门上的观察窗可以看到手车的位置、手车上的ON（断路器合闸）/OFF（断路器分闸）按钮、合分闸状态指示器和储能/释放状况指示器。

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）

中压主汽门A级检修作业指导书(DOC)

江苏阚山发电有限公司 #2机组A级检修作业指导书 设备名称：中压主汽门 KKS编码：20MAB50AA001 批准： 审核： 编制：张志清 设备维修部 2012年02月

目次 1.概述及适用范围--------------------------------------------------------3 2.检修项目及质量控制点-----------------------------------------------5 3.检修进度-----------------------------------------------------------------7 4.安全措施-----------------------------------------------------------------7 5.人员配备-----------------------------------------------------------------8 6.备品备件及消耗材料--------------------------------------------------9 7.检修工器具--------------------------------------------------------------10 8.检修工艺流程-----------------------------------------------------------10 9. 附录-----------------------------------------------------------------------11

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

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135 MW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90 MW负荷，各项参数都正常。主汽门TV1和TV 2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 仅供学习与交流，如有侵权请联系网站删除谢谢2

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

亚临界机组主汽门检修

生产培训教案 主讲人：蔡立 技术职称： 所在生产岗位：本体调速班 讲课时间： 2007年2月6日

生产培训教案 培训题目：600MW汽轮机主汽门技术讲座 培训目的：按检修计划在2007年春节节检中将检修3号机组的1、2号自动主汽门，检查门杆弯曲，消除主汽门关闭延时的重大安全隐患。为了让员工更深刻了解设备的结构，以及运行中存在的安全隐患，掌握主汽门检修工艺要求和本次检修的重点工作，提高员工的技能，特此编写了本培训资料,以提高本体调速班技术水平。 内容摘要： 一.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℃。 本机组的高压进汽阀门，为由一个主汽门和两个调节气门所构成的组件，主汽门为卧式布置，而调节汽门为立式布置。进汽阀门组件共两个，分别设置于高压缸的两侧，通过主汽门座架固定于基础平台上。架座一端为“A”型弹性框架和横向拉杆拖架组合体。 主汽门靠液压开启，弹簧关闭，卧式运行。主阀内有一启动小阀，在全压下能开启，其通流能力约为25%额定蒸汽流量，它在调节汽阀全开的全周进汽启动时，能精确控制转速。主汽阀的主阀碟为非平衡

生产培训教案 式，在负荷或转速控制切换至调节汽阀控制而需要全部打开主汽门时，需关小后面的调节汽阀至一定程度，即主汽门主阀碟前后压差减小到一定程度方能打开主汽门主阀碟。主汽门在全开和关闭位置，阀杆都有自密封装置，以减少阀杆漏汽，主汽门内有一蒸汽滤网防止异物进入汽轮机，在试运行阶段，在永久性滤网外面，尚要临时增加一细目滤网。 主汽门的功能是在需要时起到紧急阻断进汽的作用。 二、主汽门检修项目 1、主汽阀解体检查 2、管道弯头测厚 3、检查修理蒸汽滤网 4、法兰螺栓做金相检查。

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/ba9985834.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/ba9985834.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

#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.

高压开关柜结构及工作原理

高压开关柜结构及工作原理 我厂6kV开关柜使用天水长城开关厂的KYN28A铠装型开式交流金属封闭开关柜，具有防止带负荷推拉断路器手车、防止误分合断路器，防止接地开关处在闭合位置时关合断路器、防止误入带电隔室、防止带电时误合接地开关等连锁功能。进线开关配备ABB 公司的VD4真空断路器，负荷开关配备天水长城开关厂的ZN63A-12型真空断路器和JCZR16-7.2J型接触器-熔断器组合开关。 一、结构概述： 1.型号含义： KYN28A-12-□---□ 铠装柜环境特征号 移开式一次方案号 设计序号 户内 2.结构：

1—泄压装置；2—外壳；3—分支小母线；4—母线套管；5—主母线；6—静触头； 7—触头盒；8—电流互感器；9—接地开关；10—电缆；11—避雷器；12—接地母线； 13—装卸式隔板；14—隔板（活门）；15—二次触头；16—断路器手车；17—加热装置；18—可抽出式水平隔板；19—接地开关操作机构；20—控制小线槽；21—电缆封板。 开关柜的柜体为组装式结构，开关柜不靠墙安装。柜体分四个单独的隔室：手车室、主母线室、电缆室、继电器仪表室。柜体外壳防护等级IP42,各小室间防护等级IP2X。 2.1手车：手车由开关柜的主元件和推进用底盘车组成。手车采用中置式结构，通过一台专用转运车可方便地进行手车进出柜的操作。以断路器为例：手车的下部为推进用的底盘车，断路器固定安装在底盘车上。底盘车内设置有推进机构，用以实现对断路器手车的进出车操作。底盘车内还设置有连锁机构，用以实现断路器和柜体之间的各项连锁

2.2手车室： 隔室两侧安装了轨道，供手车在柜内移动时的导向和定位。静触头盒的隔板（活门）安装在手车室后侧。手车从断开位置/试验位置向工作位置移动的过程中，遮挡上、下静触头盒的活门自动打开；手车反方向移动时，活门自动关闭，直至手车退至断开位置/试验位置而完全遮挡住静触头盒，形成隔室间有效的隔离。断路器室的门上有观察窗，通过观察窗可以观察隔室内手车所处位置、断路器的合、分闸显示、储能状况等状态。 2.3主母线室：

600MW汽轮机高压主汽门检修工艺

600MW汽轮机主汽门检修 前言 上汽600MW亚临界汽轮机卧式布置主汽门经常发生关闭缓慢、卡涩甚至卡死的故障，严重威胁机组的安全运行和稳定运行。主汽门在检修过程中工作人员的检修工艺对保证汽门修后的安全运行也起到关键的作用，下

面重点介绍主汽门的检修工艺进行介绍，使检修人员更深刻了解设备的结构，以及运行中存在的安全隐患，掌握主汽门检修工艺要求和检修的重点工作，提高员工的技能。 一、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℃。 本机组的高压进汽阀门，为由一个主汽门和两个调节气门所构成的组件，主汽门为卧式布置，而调节汽门为立式布置。进汽阀门组件共两个，分别设置于高压缸的两侧，通过主汽门座架固定于基础平台上。架座一端为“A”型弹性框架和横向拉杆拖架组合体。 主汽门靠液压开启，弹簧关闭，卧式运行。主阀内有一启动小阀，在全压下能开启，其通流能力约为25%额定蒸汽流量，它在调节汽阀全开的全周进汽启动时，能精确控制转速。主汽阀的主阀碟为非平衡式，在负荷或转速控制切换至调节汽阀控制而需要全部打开主汽门时，需关小后面的调节汽阀至一定程度，即主汽门主阀碟前后压差减小到一定程度方能打开主汽门主阀碟。主汽门在全开和关闭位置，阀杆都有自密封装置，以减少阀杆漏汽，主汽门内有一蒸汽滤网防止异物进入汽轮机，在试运行阶段，

在永久性滤网外面，尚要临时增加一细目滤网。 主汽门的功能是在需要时起到紧急阻断进汽的作用。 二、主汽门检修项目 1、主汽阀解体检查 2、管道弯头测厚 3、检查修理蒸汽滤网 4、法兰螺栓做金相检查。 三、主汽门现在存在的问题： 国华台电5台600MW机组投运后，高压主汽门相继出现卡涩和关闭超时严重威胁到机组的安全运行。 1、2004年5月8日，2号机跳机，DCS反馈1＃主汽门存在关闭时间超时达80秒（标准为小于0.4秒）,从开度15％关闭零位时,出现关闭超时异常。

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。

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