电力安全生产信息汇编2009年第1期（总第54期）浙江省电力试验研究院汇编内部交流一、电厂部分300MW汽轮机主汽门裂纹分析和处理某发电有限公司4号机组DEH跳闸事件分析某厂6号机组DROP16/66控制器故障的分析与处理某厂2号机高中压缸调节级蒸汽温度测点内套管断裂分析某厂1号机组168后启动过程中后屏过热器爆管分析报告锅炉炉墙局部晃动分析及处理某发电公司机组低加水位故障分析及处理某电厂5号机组增压风机投自动后炉膛压力波动大的原因分析二、供电部分某变电站2号主变故障分析某220kV变电站SF6气体泄漏缺陷分析某变电站110 kV GIS故障分析江苏电站设备缺陷信息二则某变电站3512开关两相短路接地事故分析一、电厂部分300MW汽轮机主汽门裂纹分析和处理某电厂1号机组是东方汽轮机厂生产的亚临界一次再热、两缸两排汽、凝汽式汽轮机；型号：N300-16.7/537/537-3；额定功率：300MW；额定进汽量：935t/h；主汽门前额定参数：16.7MPa/537℃；机组累积运行48847.10小时后，在大修期间，经检验发现汽轮机主汽门和主调门均存在裂纹缺陷。

根据裂纹的形貌、分布和性质提出以下意见：1.裂纹及分布情况左侧主汽门发现3条裂纹：A处分流筋根部周围存在一条裂纹，长约120mm；B处离加强筋根部约20mm、30mm高度各有1条裂纹，都长约80mm；右侧主汽门有3处有裂纹：B处有1条裂纹，长约80mm；C处有1条裂纹，长约20mm；D处有1条裂纹，长约30mm；门座A处开裂3/4圆周；2号高调门：位置①一处裂纹，连续长度30mm，宽1～2.5mm，位置②一处裂纹，连续长度50mm、宽1～2.5mm；1号高调门：位置A处存在线型损伤，长约20mm；4号高调门：位置B处存在一条裂纹，长约15mm。

图1 主汽门和主调门俯视图图2 主汽门和主调门裂纹缺陷照片2.裂纹分布特征及其初步分析分析以上裂纹，可以发现裂纹主要分布在门体的进汽温度变化大、过渡段、变截面（厚度不对称）、拐角半径比较小的区域，大多数伴随有原始的铸造缺陷如：砂眼、疏松、孔洞、夹杂物等。

经分析，裂纹应该是原始材料的铸造缺陷和承受的不均匀热应力循环共同引起。

汽轮机在启动和停机、运行负荷忽高忽低以及长期受高温高压蒸汽的冲击，使得门体承受热应力疲劳作用；同时，由于门体壁截面的温度梯度，使材料产生不均匀的蠕变损伤，加上材料中存在的铸造缺陷，则促成了运行中裂纹的形成和扩展。

因此，裂纹具有蠕变疲劳裂纹的宏观特征。

由于缺陷位置、检修时间和技术条件等因素影响，为了更好的处理缺陷，建议有关专业部门协同具有资质和经验的技术人员进行缺陷的全过程处理。

3.裂纹处理建议及补焊措施（1）对于发现开裂的右侧主汽门门座进行更换。

（2）鉴于裂纹属于危险性缺陷，在运行过程中易发生扩展和长大，因此建议对主汽门和主调门发现的裂纹缺陷进行打磨消缺处理，并根据打磨的深度进行补焊处理。

（3）由于主汽门、主调门属于厚壁铸造结构，刚度大，补焊区域容易产生应力集中，在补焊过程容易产生裂纹和变形。

因此，在不影响主汽门和主调门的门体强度和正常运行的条件下，对打磨区域深度较浅的的部位不建议补焊。

4.补焊和热处理工艺采取以下措施（1）首先用砂轮机及金属磨头对缺陷进行打磨去除，补焊处应开成适合焊接操作的坡口，焊前坡口经PT检验，满足JB/T4730-2005Ⅰ级。

（2）用R307L电焊条半热焊和局部回火。

焊条直径Φ3.2mm，焊前按说明书要求烘干，保温桶带入现场。

（3）使用直流电焊机，反接法，电流90～120A。

（4）预热和回火温度的测量采取红外线测温枪。

补焊人员和过程监控人员对过程确认后才进行下一步。

（5）焊前对待焊区用氧－乙炔焰加热至250～300℃，均温10min后进行施焊。

（6）焊接时注意操作手法，防止产生夹渣气孔缺陷，并与本体圆滑相接，每焊接1/2～1根焊条，即停焊清渣，用CZ2型气刮铲、尖圆头铲，先打掉焊缝药皮，再对焊缝细密捶击3个来回以松弛应力。

再接着焊接下一层。

采用多层多道焊，焊道交错见焊道次序示意图，各道焊缝方向交替反向，使叠加应力能抵消部分。

焊道不摆动或较小摆动幅度。

尤其重视收弧处的焊肉饱满防止产生弧坑裂纹。

捶击时先捶击焊道中间再捶击焊道边界。

层间温度低于预热温度下限后，应停焊再次加热达到后才可以继续焊接。

电焊工施焊时，对应外壁可用烤把继续加热以减缓温度的降低速度。

（7）盖面层焊缝略高于毛坯面以保证有打磨量，如果是加工面，应确保加工余量。

（8）如果总的焊层厚度超过20mm，应增加中间回火600～630°C－30min。

焊满后进行600～630°C－60min回火。

硅酸铝纤维棉覆盖保温缓冷。

（9）焊接后焊缝表面打磨，经PT探伤，JB/T4730-2005Ⅰ级合格。

（10）补焊过程中应严格执行补焊工艺，厂内质量和检验部门应该介入整个缺陷的处理过程，并对处理过程进行必要的跟踪，共同探讨可能出现的问题，积累相关方面的处理经验。

（11）不需补焊的部位应该打磨圆滑过度，避免应力集中。

（12）所有裂纹缺陷处，打磨后无论是否进行补焊，都对缺陷定位和标识，以备下次检修时进行查验。

（广东院供稿）返回某发电有限公司4号机组DEH跳闸事件分析1.事件经过2008年11月04日08时30分，热控维护人员至4号机组（600MW）电子间巡检时发现DEH 01柜CPU417报警：主侧CPU417的IFM1F（第一路光纤接口）、REDF（冗余错误）红灯报警，从侧CPU417为IFM1F（第一路光纤接口）、REDF（冗余错误）、EXTF（外部故障）红灯报警；此时主侧CPU正常运行，从侧CPU已经停运。

热控维护人员立刻汇报，并根据故障现象初步判断为从侧光纤接触不良或光纤同步器故障，此时4号机组负荷440MW，主汽压力15.96MPa，汽轮机单阀方式运行，主汽门全开，高调开度22%左右。

根据西门子控制系统的冗余配置说明：从侧CPU控制系统故障启停不影响主侧CPU正常运行；在手续完备的情况下，热工人员对设备故障进行了处理，过程按照下面的步骤进行。

第一次操作过程：把从侧CPU417由RUN打到STOP位，后将电源模块PS405开关关掉，整个从侧CPU断电，对从侧CPU417光纤进行紧固，后将电源模块送电，待CPU指示灯闪烁结束后将从侧CPU417由STOP打到RUN位，重启后报警依旧没有消失，DEH控制系统运行正常。

第二次操作过程：把从侧CPU417由RUN打到STOP位，后再将电源模块PS405开关关掉，整个从侧CPU断电，更换光纤同步器完成后将电源模块送电，待CPU指示灯闪烁结束后将从侧CPU417由STOP打到RUN位，这次重启后CPU故障报警消失，DEH控制系统运行正常。

12时05分，热控人员返回电子间检查DEH系统运行情况，发现从侧控制器FM458 CF灯闪烁报警。

12时26分左右，专业技术管理人员到热控电子间后检查，确认此FM458 CF故障报警类型为通讯故障报警，其可能的原因是EXM448-1通讯电缆接触不良或EXM448-1卡件故障。

经过研究决定对从侧CPU再重启一次，此时负荷495MW，主汽压力16.15MPa，汽轮机单阀方式运行，主汽门全开，高调开度22%左右。

第三次操作过程：把从侧CPU417由RUN打到STOP位，后再将电源模块PS405开关关掉，整个从侧CPU断电，后将电源模块送电，待CPU指示灯闪烁结束后将从侧CPU417由STOP打到RUN位，启动完成后FM458 CF灯仍然闪烁报警，此时运行人员反映，4号机两侧主汽门关闭，12时36 分35秒，主汽门指令到零，调门指令恢复到20%，12时36 分42秒，主汽门全关，12时37 分42秒汽轮机跳闸，ETS首出为“压比低保护”动作。

运行人员手动MFT，发电机解列。

停机后立刻对DEH控制系统从侧EXM448-1进行检查，并在1号机组进行更换试验，确认EXM448-1卡件已经故障损坏。

经过更换故障卡件后，4号机组重新挂闸冲转；转速至3000转时，热控专业人员进行DEH系统DPU的切换试验和重启试验，结果正常。

2.事故分析（1）DEH系统的跳闸过程分析序号 时间输出指令（MW)实际功率（MW）TV2指令TV2反馈GV1指令GV2反馈转速OPS并网信号BRN1 12:36:29.673 460 463 100 96.0622 22 3001 12 12:36:30.149 0 0 0 0 0 0.943000 03 12:36:30.723 32 453 90.4593.2 14.813.47 2998 04 12:36:35.288 205 402 0 61 23 21 3001 05 12:36:42.873 0 26.5 0 0.9 31 30 2998 0对DEH上述数据分析后有如下结论：1）在12:36:29.673--12:36:30.723的1秒多的时间内，DEH系统通讯有局部中断的现象发生，该时间内的数据失真（DCS侧功率信号无明显异常），历史趋势中数据采集除转速未有明显变化外，其它数据和指令均瞬间阶越到零，12:36:30.723以后数据采集恢复正常；2）开关量信号存在反转的情况，BRN由1状态变化到0；3）高压主汽门控制有一个指令清零的动作发出，造成主汽门的控制指令在6秒的时间内由100%减至0%，主汽门实际反馈在13秒后关至0%；4）高压调门控制有先关闭后开启的动作产生，其变化的趋势和功率变化的趋势基本保持一致。

（2）DCS系统的SOE报警情况12:36:41.004 E 40MAA10AA112XB02 ZG01 44 TUB B SIDE MS M OFF CLS 12:36:41.232 E 40MAA10AA111XB02 ZG01 44 TUB A SIDE MS M OFF CLS 12:37:42.663 A 40ETS00BT008 XG01 49 ETS SYS TRIP12:37:42.799 E 40MAB10AA111XB01 XG01 49 TRUB RH A STOP VLV OPN12:37:42.800 E 40MAB10AA112XB02 XG01 49 TRUB RH B STOP VLV OPN12:37:42.875 E 40LKX10CP015A ZG01 44 TUBR TRIP 212:37:42.887 E 40LKX10CP016A ZG01 44 TURB TRIP 312:37:42.891 E 40LKX10CP014A ZG01 44 TURB TRIP 112:37:43.055 E 40MAB10AA111XB02 XG01 49 TRUB RH A STOP VLV CLS12:37:43.210 E 40MAB10AA112XB01 XG01 49 TRUB RH B STOP VLV CLS12:37:44.278 M 40CKE00BT001 XG01 49 TUB TRIP对DCS系统的跳闸SOE分析如下：主汽门的关闭信号是在汽机跳闸信号之前；在汽机跳闸信号发出后，中压主汽门开到位信号消失；查看ETS系统及DEH系统的首出原因为“压比低保护”动作。