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1、电厂9汽机上下缸温差大事件分析报告 1、事件经过（1）7月31日07:02时，9汽机上缸温382.6/384.96，下缸温339.96/342.44，温差43，缸温度出现明显的下降趋势。（2）07:12时，暖轴封母管。（3）07:13时，上缸温380.52/382.93，下缸温267.36/268.34，下缸温度出现明显的下降趋势，上下达到115左右的温差。（4）07:22时，9汽机送轴封。（5）08:24时，9汽机冲转。（6）以7机并网到到9机并网时间跨度算，7月30日为40分钟，31日为82分钟，则31日汽机并网时间相对30日延误了42分钟，少发电约3.22万kWh。2、原因分析（1）查阅
2、主汽母管沿程参数，提示未出现明显的带水现象，尤其是近机侧，过热度均210以上，且暖轴封时间晚于缸温急剧下降时间，因此排除从主汽阀和轴封进水的可能。数据和时间如下：07:02时，过热器出口参数1.88MPa/226.97，过热度15；07:02时，主汽阀前出参数0.08MPa/315，过热度213；07:12时，过热器出口参数1.75MPa/223.28，过热度14.7807:12时，主汽阀前出参数0.06MPa/313，过热度211.7。（2）抽汽母管（4米层）温度曲线显示抽汽母管温度急剧下降先于下汽缸，提示抽汽母管存水且水位逐步上升。曲线如下：06:31时，抽汽母管温度180.06，出现不明
3、显下降趋势；06:52时，抽汽母管温度159.21，出现明显下降趋势；07:01时，抽汽母管温度71.87，出现急剧下降趋势。（3）现场确认抽汽管0米快关阀前手动阀前疏水至本体扩容器管线，扩容器侧手动阀未开（不正确阀位），此阀应保持常开位置，否则运行中管道凝结水位将逐步上升。但停机后因无汽源，水位无法迅速上升到汽缸位置，因此可以排除该原因。（4）查阅凝汽器水位、凝汽器补水阀开度和凝泵流量曲线，提示凝汽器补水阀晚上较长时间全开，导致凝汽器水位上升后进入汽缸，进而导致下汽缸温度急剧下降。相关事件如下：03:11时，凝汽器补水阀全开，凝汽器水位迅速上升到1750mm；03:19时，凝汽器水位1992
4、mm，基本达水位计满量程（2m）；06:41时，凝结水流量从0 开始增大（之后直到汽机启动，未停泵）；07:35时，凝汽器水位下降至满量程以下可读数的位置，1968mm；07:00时，凝汽器补水阀关闭。（5）上下缸温差温差大分析结果：因凝汽器补水阀的控制对象是除氧器的水位，7月30日晚上停机后，凝汽器补水阀未从自动切换到手动关闭，随着停机后除氧器的水位下降，补水阀逐步开大直到满开，最终导致凝汽器汽侧水位上升，汽缸进水（分别从末级和抽汽口位置进入）。3、防范措施（1）停机后，运行值班员应将凝汽器汽侧补水阀切换到手动方式，且关闭到0位。（2）停机后，值班员仍应保持对设备的关注，当发现凝汽器水位迅速
5、升高时，应查明原因，如果是阀门内漏，则关闭手动隔离阀，同时报检修处理。（3）停机后，当出现抽汽母管或其他温度异常变化时，及时检查和排除原因。（4）通过技术手段，杜绝类似情况发生。热控修改DCS 程序，当抽汽母管或下缸温度下降速率达到或超过3/min 时，应报警；当凝汽器汽侧液位达到或高于1800mm时，补水调节阀全关且切换至手动。同时，热控检查全厂同类机组的凝汽器补水阀控制逻辑，对存在同类隐患的控制逻辑进行修改。（5）本次调查发现抽汽管0米疏水到本体扩容器手动阀未开，虽然不是导致本次故障的原因，但是抽汽管道内存水使汽机运行存在风险，尤其是高负荷遮断时，容易发生汽水逆行进入汽机，发生水冲击事件，因此该管线应保持畅通常开。