事故停机论文

事故停机论文（通用4篇）

事故停机论文 篇1

1 概述

我国泵站多、分布广,几乎每个省市自治区和直辖市都有泵站,主要用于防洪、灌溉、排涝、供水等。上世纪五六十年代的泵站都是用常规保护和控制,到90年代中后期开始采用计算机监控系统。

泵站计算机监控系统系统采用开放的分层分布式结构,由微机保护装置、现地LCU控制装置、现场传感器、网络设备等部分组成。通讯规约普遍采用TCP-IP标准,并具有方便的可扩充通讯接口。站级监控工作站将所收集的信息进行实时显示、管理统计、分类存储,完成对现地设备的控制、操作及状态查询;能方便的实现与远方控制中心的通讯。

计算机监控系统系统运行中由于机组系统的多样性,针对事故停机处理的设计可能不同,在运行中会出现事故停机故障处理的不便。下面就本人维护中开停机的事件做一分析。

2 上埔泵站概况

上埔泵站位于广东省东莞市凤岗镇内,是深圳市北线引水工程的取水头部。北线引水工程年引水量为3.1亿m3.上埔泵站设计流量为14.0m3/s,泵站设计扬程为57.3m,安装6台单级双吸中开蜗壳式离心泵,其中2台备用,泵站装机功率为6×2500kW。

泵站自动化系统工程的监控对象包括主副厂房、开关站、厂区阀室、量水间等区域的所有设备,主要设备如下:(1)6台2500KW泵组及其附属及辅助设备(总容量15000KW);(2)2台主变压器及其附属及辅助设备;(3)6套补偿电容电器组;(4)110KV设备;(5)10KV母线;(6)10KV高压开关柜;(7)2台厂用变(站用变/生活变);(8)0.4KV厂用电进线开关柜;(9)6台泵组进出口压力测量;(10)全站公用设备a.前池水位测b.全站水系统c.全站通风系统d.直流电源系统e.量水系统。系统自2010年运行以来一直正常运行,期间只有随水配套的温度测量仪表发生过几次温度高报警、发生误报的温度仪表送检测单位检验正常、从没有发生事故跳闸的故障。

3 上埔泵站事故停机的分析

2002年12月21日突然发生3#机组跳闸,监控中心上位机事件显示机组事故跳闸,没有其它信息。微机保护装置显示正常、排除从微机保护装置发出跳闸指令。

分析设计图纸、机组发生跳闸有三种可能性:(1)微机保护,机组过电压(2)计算机监控工作站发出,(3)温度仪表发出。

通过现场分析微机保护装置正常、排除了电气故障,检查LCU柜41KTR继电器跳闸动作、猜测有温度过高信号输出、但JK1、JK2、JK3、JK4个温度仪表不能确定是哪个温度仪表发出、此时现场温度仪表显示正常、在发生跳闸前一段时间有温度升高报警信号。通过分析图纸设计时温度过高信号没有进入监控系统,温度过高信号直接跳闸、在计算机系统没有记录。初步怀疑是温度仪表跳变导致温度过高跳闸信号输出、温度仪表送检测机构检测正常,为了更好分析上述每次故障跳闸故障、决定在硬件、软件同时采取措施,便于分析事故调整原因。

3.1 硬件改进

硬件改动为取4路温度仪表JK1 JK2、JK3、JK4一路过高辅助触点进入PLC输入信号端,温度过高信号进入计算机监控系统、线路改进见图(2)增加部分。

3.2 软件改进

在监控系统中增加温度过高报警、当发生温度过高过高跳闸时、监控系统能实时记录跳闸记录、便于排除故障。对于温度跳变监视、设计温度监视曲线、同时在跳闸时记录前后各30s的温度曲线、便于实时参数的变化情况的分析。

温度曲线分析。

4 泵站停机条件的建议

复杂机组导致停机的条件较多、设计时在硬件和软件上需要综合考虑、在此主要提出两点建议:(1)所有跳闸信号在执行跳闸动作时、同时都要进入计算机监控系统、便于系统监视和排除故障。(2)软件处理上事件、报警记录要完整、时间记录正常。除电量信号有录波记录外、其它的导致跳闸的模拟信号如温度、震动等也应作录波记录,便于系统快速的排除故障、尤其是在事故停机后要求快速恢复系统的场所、具有较好的社会效益和经济效益。

摘要：随着我国经济水平及科学技术不断提高,水泵技术以及泵站的运行管理水平的提高也越来越受到人们的重视。本文主要针对东莞上埔泵站水泵事故停机过程和原因进行了分析,并提出相应改进措施及建议,希望为相关事故处理提供借鉴。

关键词：泵站,事故停机,改进措施,建议

参考文献

[1].DL/T 5065-1996.水力发电厂计算机监控系统设计规定[S].

[2].GB/T 50265-97.泵站设计规范[S].

[3].ANSI/IEEE C37.1-1987.监控、数据采集和自动控制系统采用的定义、规范和系统分析[S].

事故停机论文 篇2

关键词：多样性保护系统,数字化控制系统,软件共模故障,事故分析

0前言

中核集团自主研发的第三代百万千瓦级压水堆核电站的反应堆保护系统 (Reactor Protection System, RPS) 采用的是数字化控制系统 (Digital Control System, DCS) , DCS有可能因为发生软件共模故障 (Software Common Cause Failure, SWCCF) 而影响到系统功能。为此在核电厂中专门设置了多样性保护系统 (Diverse Actuation System, DAS) , 在发生SWCCF的情况下, 对反应堆提供保护, 以保证反应堆安全。

本文对汽轮机停机事故叠加SWCCF的堆芯后果进行计算分析, 研究是否需要在DAS中针对该事故设置专门的自动保护信号。如果需要设置DAS自动保护信号, 则进一步研究和确定需要在DAS中设置的自动保护信号和功能。

1 分析方法与基本假设

本文采用THEMIS程序和FLICA程序进行汽轮机事故停机DAS验证分析。初因事件叠加安全级仪控平台软件共模故障原则上属于超设计基准事故分析的范畴, 因此本文的验证分析采用最佳估算方法 (现实性假设) , 不考虑单一故障和厂外电源丧失, 并且有关参数取名义值。在DAS验证分析中, 认为安全级平台发生SWCCF后, 所有安全级保护功能全部丧失, 但在分析中多样性保护系统 (DAS) 和其它不受安全级仪控平台SWCCF影响的系统 (例如ATWT缓解系统等) 可以提供反应堆保护。

1.1 初始工况

反应堆初始功率、初始稳压器压力、初始反应堆冷却剂平均温度、初始稳压器水位、初始SG二次侧水位、初始SG的给水流量均为名义值。

1.2 初因事件与功能假设

汽轮机在t=0时刻事故停机并且安全级仪控平台同时发生软件共模故障, 随后蒸汽发生器失去主给水。

与堆芯相关的假设:

(1) 多普勒功率系数取最大绝对值;

(2) 在寿期初 (BOL) 和寿期末 (EOL) 两种情况下分别进行分析计算。

控制和保护系统:

不考虑安全级仪控平台保护信号, 但以下系统功能不受影响:

(1) ATWT缓解系统;

(2) 蒸汽旁排;

(3) 稳压器喷雾及电加热器。

DAS验证分析中操作员不干预时间[1]为事故后30分钟, 即对于没有自动保护信号的工况, 事故后30分钟操纵员手动停堆或启动专设安全设施。

采用以上假设的工况记作基准工况。

2 限制准则

参考文献[1]介绍了多样性保护系统事故验证分析所应用的验收准则。基于指导性原则, 并结合多样性保护设计原则和工程实践经验, 可以确定验收准则的要求为:最佳估算并满足屏障完整性准则 (不能导致一回路压力边界和安全壳完整性丧失) 、满足放射性后果准则、保证堆芯可冷却几何形状等准则。

针对具体事故工况及分类, 可进一步研究和确定具体的验收准则。在DAS分析验证中, 汽轮机停机事故 (II类工况同时叠加DCS发生SWCCF) 的验收准则如下: (1) 堆芯不会发生偏离泡核沸腾 (DNB) ; (2) 热点燃料芯块中心温度低于熔化温度限值; (3) 反应堆冷却剂系统压力不导致压力边界完整性丧失。

3 保护信号研究

3.1 基准工况分析

基于第1节的分析假设, 图1-图2给出基准工况的分析结果。汽轮机事故停机后, 随后主给水流量终止。此时因反应堆功率大于30%FP并且主给水流量低于6%NF, 触发ATWT缓解系统[2], 经计算核实反应堆不会超压, 最小DNBR高于限值, 事故发生后1800s内SG没有满溢。在此之后操作员开始进行干预, 将反应堆带入冷停堆状态。

3.2 蒸汽发生器满溢分析

3.1节分析中假设汽机停机之后给水丧失, 该假设对于堆芯安全而言是更恶劣的, 其分析结果表明即使在这种情况下仍然能够满足安全限值要求。但是若假设在事故发生后给水系统仍能维持一定的给水流量, 且在事故发生后的30分钟内无操作员干预, 有可能会造成蒸汽发生器满溢, 从而加重事故后果。为了进一步提高反应堆的安全裕量, 本文在3.1节分析的基础上, 进一步探讨增加“事故后蒸汽发生器不满溢”及相关信号设置。

3.2.1 无保护信号分析

本节在第1节基准工况假设的基础上, 考虑主给水维持100%NF流量, 对寿期末 (EOL) 工况进行分析 (记作工况1) 。

瞬态过程中, 主给水维持100%NF流量, 未能触发ATWT缓解系统[2], 蒸汽发生器在事故发生后约978s满溢 (图3) 。

3.2.2 主给水隔离信号分析

经过3.2.1节的分析, 考虑到可能存在蒸汽发生器满溢的风险, 本节在第1节基准工况假设的基础上, 在DAS中增设“SG水位高高”信号。如果瞬态过程中触发DAS保护系统的“SG水位高高”信号, 则主给水自动隔离 (记作工况2) 。

工况2的计算结果见图4-图5。在事故过程中给水流量过高, DAS保护系统的“SG水位高高”信号实现主给水隔离, 主给水隔离后触发ATWT缓解信号, 随之反应堆停堆, 辅助给水延迟一段时间后投入。在瞬态过程中最小DNBR高于限值。事故发生后1800s内SG没有发生满溢, 在此之后操作员开始进行干预, 从而可以最终避免SG满水。

4 结论

汽轮机事故停机叠加SWCCF不会损坏反应堆冷却剂系统压力边界的完整性, 事故中的最小DNBR值高于限值, 燃料包壳没有发生DNB的风险, 满足验收准则要求。在DAS系统中设置“SG水位高高”主给水隔离信号, 能够避免事故后蒸汽发生器满溢, 有效提高了核电厂的安全性。

参考文献

[1]NRC NUREG-0800 Branch Technical Position BTP-7-19, ‘Guidance for Evaluation of Diversity and Defense-in-Depth in Digital Computer-Based Instrumentation and Control Systems‘[R], Rev 6, July 2012.

事故停机论文 篇3

沙溪口#01机组 (鲤鱼洲电站#01机组) , 装机容量为3500W, 水轮机型号为GD007-WZ-180, 发电机型号为SFW3500-16/2150, 机组属于卧轴轴伸贯流式, 1997年投入发电生产。#01机组保护、励磁系统、监控系统设备均运行多年, 调速器为2009年新改造设备。

2 事件经过

2009年7月11日06:02运行监盘, 上位机报警, “小水电机组事故”、“小水电#01机组电气事故”、“小水电机组失磁保护动作”、“机组事故”光字信号报警。运行人员至#01机现场查机组已停机正常, 于是立即告之维护人员前来处理。

维护人员首先从保护专业进行检查, 首先校验#01机失磁保护继电器整定动作值正确 (以电压为基准, 动作区-50°至115°) , 其次检查#01机失磁保护回路正常, 失磁保护继电器输出接点间绝缘大于100兆欧。最后故障录波#01机模拟量开关量录制波形未见异常。于是令#01机重新开机, 解除#01机失磁保护出口压板, 并网正常的几秒内测试#01机失磁保护继电器回路相位为190°, 正常不动作。后因#01机无功快速进相, 有功、无功功率表均为负值, 运行人员在增有功无效之后, 立即断开#01机601开关与系统解列停机。

维护人员紧接着从励磁专业进行检查, 测转子回路对地绝缘大于5兆欧, 转子回路接线端子检查及灭磁开关辅助接点检查正常, 进行小电流试验无异常。从外部查看无异常后, 进行#01机零起升压试验, 进一步观察转子电压、电流指示无异常, 于是重新投入#01机失磁保护出口压板, 将#01机与系统并列带负荷进行相关项目检查, #01机以手准方式并网。但#01机一与系统并列后却立即事故停机, 上位机有“#01机组事故、#01机电气事故、#01机失磁保护动作、#01机调速器故障”光字报警信号, 运行人员现场检查#01机停机正常, 无其他异常现象。

维护人员决定解除#01机失磁保护出口压板后再次将#01机与系统并列, 并列后小水电中控室控制台上的有功、无功功率表均为负值, 运行人员在增有功无效之后, 立即断开#01机601开关与系统解列停机。查监控实时系统#01机事故追忆故障录波图, 可知无功进相最大值1.41MVar, 最大定子电流为340A, 转子电流与转子电压值较平稳分别为81A与65V左右, 有功功率为负值 (无具体数据) 。

参与检查的维护人员及安生部技术人员对检查的结果进行重新分析, 初步判定该现象与保护、励磁系统基本无关系, 根据运行人员当时在再场提供的“#01机并网后导叶全关, 按增有功无效, 然后将机组解列, 导叶回空载”这一现象, 决定对调速器系统进行检查。

维护人员通过外加频率信号, 短接#01机出口开关位置接点, 模拟01机并网后, 导叶再次全关。此时发现调速器控制柜操作屏上显示“减有功”指示灯一直点亮。甩开监控开出减有功信号接线后, 此指示灯不亮。检查监控LCU第58开出点红灯亮, 第58个继电器长励磁, 此继电器属监控输给电调的减有功信号开出继电器。同时在实时系统检查监控减有功控制流程发现:由上位机减有功命令存储器动作并长时间保持着, 由运行人员在上位机, 通过操作减有功控制按钮, 将其复归, 复归后, 监控系统“减有功”开出点也随之正常。恢复#01机调速器控制柜内所有试验时甩开的接线, 检查无误后模拟自动开机并网正常, 现地与上位机增、减有功动作正常后, 设备正常投运。

3 原因分析

通过对监控实时系统事故潮流追忆故障录波图分析, #01机无功功率进相, 达到#01机失磁保护动作整定值, 保护正确动作。

经查#01机并网后出现失磁保护动作, 是由于监控控制程序不够完善, 在监控系统进行减负荷操作后“减有功”信号一直保持, 导致#01机组有功迅速减到零, 无功进相后功率方向角落入功率方向动作区内机组动作停机。

对#01机监控系统操作减负荷时“减有功”信号一直开出这个问题分析如下:由于#01机网络线路较长, 有时会出现脉冲丢失, 程序一时无法正常执行命令。本次正是因为运行人员在上位机操作“减有功”命令, 出现脉冲丢失, 造成#01机控制异常, “减有功”信号长期导通, 当#01机调速器接收到减有功令即执行之, 于是造成导叶全关, 事故停机。

4 防范措施

针对监控减有功长时间开出的缺陷, 维护专业人员立即对监控程序进行完善, 增加脉冲限时闭锁, 防止上述信号长时开出, 造成类似故障发生。调速器控制系统增加“操作按钮长时间粘死”的闭锁功能。执行上述整改措施后, #01机至今未曾再次出现类似故障。

参考文献

事故停机论文 篇4

关键词：供热机组,积碳,间隙,防范措施

在某厂生产建设的过程中, 。主要应用了#2 型号的抽汽凝汽式的汽轮机组, 通过中压缸排气抽汽的方式源源不断的向市区提供热源, 因此在对单机相关性能进行设计的过程中, 主要是按照以下要求进行的。将抽汽蒸汽的流量控制在410t/h, 将抽汽压力控制在0.3MPa, 同时调整温度为206.17℃, 此时达到的最大抽汽压力为0.36MPa, 抽汽温度为219.21℃, 并且蒸汽抽汽的流量为650t/h。在这一设计下, 该厂获得了较为理想的收益, 但是随着使用时间越来越长, 问题也不断在实际情况中得以显现。

1 某厂汽轮机组运行中出现的问题

在投入使用后, #2 型号的汽轮机经常出现轴振变大的现象, 此时的振动峰值不足150μm, 但是根据相关要求的规定, 的那个机组的转速超过2900rpm时, 或者出现并网的情况后, 其中任何一个轴瓦在水平或是纵向的方向上的振动值达到140μm时, 就会自行进行报警, 当达到180μm时, 保护动作就会出现, 汽轮机会自动停机以起到保护的作用。如果上述现象没有出现, 说明某一部分存在故障, 应该予以详细的检查, 将具体原因找出。恰逢该厂进行大修, 所以对该型号的汽轮机组进行了详细的检验, 针对其中各个部分的实际情况进行了维修, 结果显示轴瓦存在问题, 经过处理后, 轴瓦的振动恢复了正常状态, 但是在该厂进入采暖期以来, 轴瓦振动过度频繁的现象又一次出现, 不能有效的确保对汽轮机产生保护的作用。对这一现象的产生应该予以更加严格的处理。

2 处理经过

通过对轴瓦的观察发现, #2 轴瓦在振动过程中存在较大的波动, 并且这一趋势不断上升, 在之前的AGC状态始终是投入状态, 同时热网中的抽汽蝶阀主要处在全开的位置上, 这时将加热器的进汽调门控制在40%的范围内, 然后详细观察各个参数, 结果显示热气温、轴向位置、汽压、回油温度以及瓦温等参数均处于正常的状态中, 随即将AGC解开, 采用手动的方式将负荷加以降低。结果显示#2 中的瓦轴呈现出不断的振动的趋势, 并且这一现象还不断的扩大, 超出保护范围内的定值后, 进而出现了跳闸的现象, 这一现象称为轴振动大保护停机现象。

在经过现场检验后, 发现跳机后的轴瓦恢复平静, 振动也趋于正常的水平, 并且转子惰走也相当平稳, 相应的时间也是在要求的范围内。当惰走到盘车转速时, 盘车恢复了正常的使用状态, 在对高中压缸进行测量的过程中也没有出现异常的情况, 恢复到正常水平。通过对其他状态进行分析, 并没有异常现象的出现, 其中前后瓦的温度以及回油温度等都处在正常水平中, 变化并不是十分明显。当转子处在静止的状态中时, 工作人员对#2 以及#3 瓦外的油档予以进一步的检验, 与此同时在其外侧增加了可以阻隔热量的挡板, 并对高中压缸中的进汽一侧的垂直位置又增加了保温的装置, 以起到保温的效果。

3 对问题原因的分析

在经过系统的处理后, 针对实际情况, 工作人员对问题产生的原因进行了分析。电科院和厂家专家从#2 机组#2 瓦轴振现象和振动频谱诊断分析认为, 振动是动静碰磨所引起。主要原因为:#2 瓦外油档积碳而引起随机性碰磨振动, 另外#2 机高中压汽缸汽封径向间隙及#2、3 瓦外油档、挡气板间隙较小。经查看检修记录, 高压缸前后汽封最小间隙0.35mm, 厂家标准值0.30-0.50mm, 检修调整应控制在0.40-0.50mm, 油档与挡气板间隙为0.2mm, 应调整在0.25-0.30mm。机组在运行中工况的大幅变化中很容易发生动静碰磨。分析产生振动的主要原因有以下几点:

(1) #2、3 瓦外油档处积碳, 诱发振动。形成原因为:汽缸温度高, 辐射至外油档处, 产生油气, 与周围灰尘聚集形成积碳。 (2) 动静碰磨:高中压缸汽封间隙偏小, 存在碰磨;#2、3 瓦外油档及挡气板间隙偏小, 引起碰磨。 (挡气板设计值0.2mm、实测0.2mm, 现场检查有明显磨损。) (3) 北重机组转子与国产同类型机组相比较轴颈细, 转子轻, 对碰磨较为敏感;经调研北重同类型机组也存在轴振超标现象。

4 防范措施

(1) 机组在供热期操作时, 抽汽量应尽量缓慢调整, 避免瞬间增大或减小。同时严密监视机组、供热管道等振动。 (2) 利用机组停机检修机会, 做好高中压缸进汽部位汽缸保温, 进一步检查阻碍汽缸膨胀的收缩因素, 如滑销系统, 抽汽管道以及支吊架等。 (3) 正常运行中观察#2、3 瓦轴振和瓦振以及偏心实时在线监控曲线, 一旦发现当振动有增大趋势且继续上升时, 应立即减小供热量, 降低负荷等措施, 及早干预控制振动的进一步增大, 并及时汇报和做好记录。 (4) 机组正常运行当中, 在调整负荷时应尽量缓慢, 各主要参数变化幅度要符合规程。 (5) 根据负荷及热网供水温度的要求在调整热网加热器进汽时, 要同时兼顾调整中压缸至低压缸蝶阀。并检查中排压力和温度的变化, 防止超压或者压力低于规程规定值。 (6) 机组在停运时, #2、3 瓦外油档进行清理, 增大油档下部回油孔, 并在油档外侧加装挡汽隔热板, 高、中压汽缸进汽侧垂直部位加装保温, 减少积碳的产生。 (7) 机组停运后, 检修人员对主汽甲分支疏水一次手动门重新添加盘根, 同时对主汽乙分支疏水一次手动门重新添加盘根, 严格执行检修工艺, 避免再次泄漏。 (8) 机组在揭缸检修中, 对高中压缸汽封、立销间隙进行检查和调整, 避免径向碰磨。 (9) 利用本次停机机会完成如下工作:a.高、中压汽缸进汽侧垂直部位加装保温;b.对#2、3瓦油档更换为气密封油档, 调整间隙 (≥0.4mm) 通过以上防范措施, #2 机各瓦振动值均稳定在10-70μm, 证明采取的措施是有效的, 这为以后类似机组维护提供了宝贵的经验, 也为兄弟单位同类型机组提供了参考。

5 结论

综上所述, 本文主要论述了某厂在供热生产过程中汽轮机组产生的故障, 汽轮机轴系振动造成停机的现象是当前工作中比较常见的一个问题, 如果能够对这一问题予以有效的解决, 那么对于该厂的经济效益将会起到有效的保障。希望在本文的论述中, 相关工作人员能够引以为戒, 注重此类问题的出现, 并且对其予以有效的解决。

参考文献

[1]牛修富, 陈自雨, 李红利, 张兆先.1000MW超超临界机组油挡积碳治理[J].电站系统工程, 2013 (5) .

[2]张卫军, 曹作旺.汽轮机油挡积垢碳化摩擦振动的诊断[J].热力透平, 2011 (4) .