纯干货分享|12个GE 9E级燃气轮机安全生产典型事件、原因分析与防范措施

案例1：模式切换时振动大燃机停运

一、事件经过

2008年10月23日，#1、3机组运行，#1燃机负荷100MW，#3汽机负荷65MW，AGC退出。23:50分#1燃机拖#3汽机性能试验结束,GE调试人员进行了最后一次燃烧调整后,通知运行人员机组可以投入协调控制及AGC运行。并告知#1燃机燃烧模式的切换点降负荷时为100MW左右，升负荷时为115MW到120MW。10月24日00时00分，由于AGC总负荷指令为180MW，此时#1燃机负荷达到110MW，燃烧模式由先导预混（PPM）模式切向预混（PM）模式。由于燃机在先导预混模式下，烟囱会有黄烟冒出，值长联系网调，接网调令退AGC及协调将燃机负荷升至120MW，00:08在燃机负荷升至115MW后，由于#2轴承振动达到21.2mm/s，超过自动停机保护定值20.8mm/s，#1燃机发自动停机令，主值对#1燃机进行主复位，重新发启动令成功，将#1燃机负荷稳定在90MW。00:50值长接调度令重新升负荷至130MW，尝试冲过燃烧模式切换点，00:55分#1燃机负荷升至115MW后由于#2瓦振动达24.5mm/s，#1燃机再次发自动停机令，主值对#1燃机又进行主复位，重新发启动令成功，将#1燃机负荷稳定在90MW。

经GE人员确认将燃烧模式切换点的燃烧基准温度由2280℉改为2290℉，告知运行人员在此切换点可减小振动，冲过切换点。10月24日06:54更改燃烧模式切换点的燃烧基准温度后，运行主值人员再次升负荷冲燃烧模式切换点时，#1燃机#2轴承振动达26.84mm/s，超过了燃机振动保护跳机值25.4mm/s跳机。

二、原因分析

燃烧模式切换时，由于GE厂家技术服务人员对切换点选择不当，造成燃机内流体波动大，#1燃机发生振动，振动超过燃机跳机保护动作值跳机，联跳#3汽机。

在性能试验开始前#1燃机燃烧模式切换设定点（由PPM模式切换至PM模式）为2260℉，模式切换正常；在10月23日性能试验完成后，GE公司进行了火焰筒DLN调整，此设定值改为2280℉，并将FXKSG1、FXKSG2、FXTG1、FXTG2、FXKG1ST、FXKG2ST、FXKG3ST等相关参数也进行了修改。

10月24日GE厂家TA再次将燃烧模式切换（由PPM模式切换至PM模式）温度设定值改为2290℉，燃机于早晨6:54进行燃烧模式切换时因轴承振动大跳机。

GE公司解释此次燃烧调整参数修改为GE公司技术部门下发的定值，可能与现场机组情况不能完全匹配，并决定由GE公司现场TA将#1燃机燃烧模式切换（由PPM切换至PM）温度设定值改回性能试验前稳定运行时的设定值2260℉，由于DLN设备已经拆除，GE公司TA并未对其它模式切换相关参数做相应的修改。

由于燃烧调整由GE厂家全部负责并进行技术封锁，需要专业的设备和软件，故由于燃烧调整参数设定问题引起的振动问题，发电企业无法查出其产生原因，需要GE厂家TA再次用DLN设备进行燃烧调整并解决。次此事件暴露出如下4方面的问题：

1.GE厂家技术服务人员技术把关不严，针对燃机模式切换的调整考虑不周。

2.热工人员对设备的管理薄弱，对厂家的调整试验、参数修改没有进一步进行分析。

3.在2次燃机因为振动大触发自动停机程序的情况下，仍然进行第三次强行通过燃烧模式切换点，暴露出运行把关不严的问题。

4.在机组非计划停运后，直接将机组转入计划检修，没有及时汇报上级部门，没有认真履行事故处理程序。

三、防范措施

1.对GE厂家的技术服务，要求热工人员紧密跟踪，尽快提高技术技能，加强分析和处理故障能力。

2.加强管理，提高运行人员的故障处理能力，严格执行事故处理和汇报程序。

案例2：燃机振动高跳机

一、事件经过

2011年9月09日，＃3机运行，BB3测点故障（于09月05日启机后就大幅波动，从－70mm/s到＋203mm/s，由于机组一直连运，未进行处理），BB5于09月09日上午09点多出现波动，从＋4.7mm/s到＋14.7mm/s，其它参数正常。13:57:52出现high vibration trip or shutdown，机组跳闸，＃1烃泵联跳。跳机前后＃3振动参数：

二.事件原因

＃3机BB3、BB5振动探头故障或电缆接触不良。

三、防范措施

更换BB3、BB5振动探头，检查紧固电缆接线。

案例3：燃机压力低丢失火焰跳机

一、事件经过

2010年12月02日10:19分#1燃机带预选103MW运行，#2机带58.5MW运行，#1燃机出现P2压力低，丢失火焰跳机报警，机组跳机。10:21气化站出现“电厂#1燃机跳机信号”，#2烃泵跳停，#2气化器出口安全门A205和烃泵出液母管安全门A202分别动作9次。

经检查发现：#1机P2压力2S钟内从18bar降到7bar。值班人员手动传动#1机速断阀，强制信号L20FS1，阀门不动作，甩开电磁阀20FS，测量20FS线路（Mark_v到电磁阀前接线箱），绝缘合格，测量电磁阀电压为80V，有波动，判断为电磁阀故障，将#3机20FS电磁阀拆至#1机，强制信号动作正常。

气化站烃泵跳停后，值班员退出“燃机跳机联锁”，烃泵自动启动，值班员再次手动停运，关闭烃泵出口手动阀，回流指令给定30％，通过辅调卸车，降低主调后压力。

二.事件原因

从跳机历史数据上看，速比阀开度39.85％，FPG2为18.22bar,在3s内，速比阀开至99.38％，FPG2降至5.75bar,怀疑速比阀前供气中断。通过#3机安全阀动作及前置过滤器上天然气压力表显示25bar，可以排除气化站异常造成天然气管线供气中断（气化站异常也不可能造成供机组天然气中断），初步判断为#1机速断阀故障造成机组供气中断熄火跳机。

三、防范措施

1.定购备件，以备故障时更换。

2.加强设备定期维护力度，降低设备事故率。

3.修改燃机跳停后烃泵操作程序。

案例4：发电机故障停机

一、事件经过

12月29日0:18分#1机在停机过程中，运行值班员发现机头控制室照明灯突然一闪，后88TK-2故障红灯亮。到现场检查发现该电机B相保险熔断，复归热偶、更换保险后启动，再次出现故障红灯亮，后查A、B二相熔断，经摇测电机三相对地绝缘均为0。

现场打开风机罩壳用手盘电机不动，打开接线盒闻到一股烧焦味，确认电机烧坏。更换了一台国产电机，并测量新电机绝缘大于500兆欧，合格、可投用。

在新电机试运前的检查中发现，开关的A、B相保险熔断，更换保险后将88TK-2电源开关抽屉插入时听到有放电声，立即拔出抽屉，检查保险完好，抽屉插头上有明显电弧灼伤痕，后进行打磨修复处理后，再次插入抽屉时无放电声，但热继电器出现过热、冒烟。

本次事故后再次拉出电源开关抽屉，检查发现接触器A、B触头粘死，后将其撬开、并作了原状下的打磨修复处理。接着送电试转，启动约2秒后，电流回到530A左右，约8秒后，电流降到450A左右，热继电器动作（原整定刻度为83A）。将88TK-1抽屉换到88TK-2试验正常，三相电流平衡（78A、热偶整定刻度为90A）。仍然换回88TK-2抽屉，同时将热偶整定刻度调至90A后再试，热偶仍然动作，接着又把热偶调到95A后再试，热偶动作。

检修人员分析认为只要能躲过启动电流即能正常运行，为了不影响负荷，建议短接热偶后先运行，经请示相关领导同意短接热偶。检修完成短接，并口头答复88TK-2不用试运、直接随机启动。8时46分运行发启动令开机，机组点火投入88TK，运行人员随后即发现88TK-2电源开关柜冒烟，立即停机、并断开88TK-2电源开关。 

拉出88TK-2抽屉检查发现接触器B相触头有烧伤痕迹，热继电器有焦臭味，抽屉插头B相也有带负载拔插烧伤痕迹，为了安全即将接触器、热继电器进行了更换。接着对电机进行试运，又发现B相无电流，立刻停运，将88TK-1电机的电源柜用于88TK-2试运正常。复装后再次检查发现B相保险熔断，但不知保险是什么时候熔断，再次更换保险后试运正常。

二、原因分析

1.电机解体检查发现输出端轴承过热烧坏、保持架脱落（有一块已严重挤压变形），转子、定子铁芯有较严重的磨损、错位（定），定子负荷侧线圈局部有聚集碳黑、金属残粒及线圈表层击穿烧熔现象。初步分析认为先是轴承损坏，引发失中及保持架碎片飞进定子与转子气隙内，造成严重动静摩擦，最后导致定子线圈接地。

2.经查电机该轴承投用约4500小时、不到正常使用寿命的一半，上次定检、加油（12月4日）记录及过程清楚，机械载荷部分均未发现异常，所以该轴承质量问题引起提前失效应该是这次故障的起因。

3.故障（保护动作）初期的检查、处理中，在未能查明和消除故障原因前提下复位热偶、换保险的再次启动，加剧了电机损坏（严重动静磨擦，引发定子磨损、铁芯错位、线圈接地）以致报废。

4.在新电机投用前只检查和更换了A、B二个保险，当时却未对其它部分进行详细检查的情况下就推上开关抽屉，结果导致了带负荷“接插”，造成抽屉插头局部烧熔。经插头打磨处理后，仍在未查明原因的情况下再上开关抽屉，随即热继电器冒烟，再拉出抽屉检查，才发现是因接触器触头粘往所致。

5.经再次处理后送电试转，又出现了（2S后电流回到530A、8S降到450A左右）热继电器保护动作。后将88TK-1（整定90A）抽屉与88TK-2更换后启动正常，换回将88TK-2（整定调大90、95.再试，仍动作，实际上热继电器因经前面的过热冒烟及反复动作后性能已发生较大偏移。

6.为解决热继电器的不正常保护动作问题，现场检修电气分部人员请示本部门和生管部领导后短接热偶，但短接后却仍未进行检查、试转就直接投入开机。当时一投88TK-2即发现开关抽屉冒烟，立即停机、断开88TK-2电源开关。后查是保险B相烧断（B相触头、插头有烧伤痕迹）、热继电器有烧焦味，显然冒烟是缺相（B相保险熔断）造成热继电器主路过载（烧红）引起，而此B相是何时熔断，却因缺乏前面过程的检查，而一时无法确定。

7.上述4～6项，属检修处理人员的违章、违规操作造成，可以说是不顾人身、设备安全的野蛮操作行为，处理过程中还存在故障处理请示上报不全、不实现象，以致出现决定失策、违章不能制止的现象继续发生。

三、防范措施

1.加强大容量电机的检修中的轴承质量把关（从选型、订货、验收及试验）以及更换工艺，加强厂内大容量电机的定检、巡检、预试及维护工作，相关工作都要有明确的项目、要求、工艺、流程卡（规定），都要有详细书面记录（日期、人员、实际状态、执行情况），特别是日常的加油操作与相关定检工作。

2.运行电机保护动作，除了为保证主机安全的紧急状态外，运行人员必须在检查设备（电机和电缆）绝缘符合规定和可以盘动（无法盘动的电机除外）的前提下才可进行恢复、试投。在日常的电机检修和故障处理中检修人员必须严格执行相关安规和检修规程，特别是在未查明和消除故障电机、开关、线路的隐患前，不得擅自送电、重启。

3.建立和完善各类电机特别是大型电机热偶的定值校验和整定办法，按照电机规格订购大电流发生器，调整和更换不符合安全运行要求的在线电机保护热偶，以确保和提高各类电机热偶保护的可靠性。

4.对日常无法进行例行安全巡检的大型在运电机，进行结构改造（可以日常的巡检、监视）、对保护装置还不健全的大型电机进行完善，如增加监视用电流表、改进电气保护装置和提高保护性能。

5.日常的设备抢修一定要严格执行相关检修工艺，不得违章操作、不得野蛮操作，以确保抢修安全和避免抢修的超时现象出现。

6.设备检修中，对需要断开或跳开原设备保护的决定要慎重、工作要做细，要明确职责、权限，当事人对上级要如实反映情况，对因误报、缺报而造成上级领导命令或决定发生错误的，上报人要负主要责任、领导负失察责任。

7.设备抢修时，检修和运行部门间特别要做好对故障设备的交接工作，特别是运行人员在没有条件和把握的情况下，不要对故障设备随意乱动、以避免故障的加重和扩大，检修人员在接收故障设备时要详细了解、核实故障的详细情况，无论是修前、修后双方都要对设备进行认真的交接、验收，特别是运行人员对刚经检修的投运设备更要加强状态监护。

8.生产管理部的安全、技术监督管理人员在事故过程中应在第一时间赶赴现场，收集相关资料、监督、协调现场事故处理，确保现场事故处理的有序、安全进行。

9.健全和完善安全生产管理办法，强化员工安全教育、培训，加强现场安全生产监管和安全考核力度。

案例5：卡件损坏自动停机

一、事件经过

2007年06月12日18:47分#3燃机MARKV、发电机定子温度高高、重油温度高高、发电机热风温度高高、发电机冷风温度高高同时报警，机组快切轻油,检查#3发电机定子温度均位大于430℃,冷、热风温度为390-410℃，WTTL1、WTTL2、ATTC1、ATLC1、LTOT、LTOT1、LTOT2、FTH、FTHH、FTD、FTL均显示不正常，数值在415℃左右，到现场检查重油回油温度及重油加热器出口温度均在正常值内(121℃左右)；检查机组的有功、排气温度、CPD、CTD、FQL1、FSR等均正常；18:47:28#3燃机进入自动停机程序，19:00燃机脱网，19:06机组熄火，19:20燃机盘车投入。

二、原因分析

故障发生后值班员到就地检查重油回油温度,无异常；检查#3发变组保护柜,母线保护柜,出线保护柜,故障滤波上均无异常报警；检查发现TBCA板卡已损坏，认为此次停机是由TBCA板卡坏引起的。

三、防范措施

1.加强现场检查，完善防雷措施。

2.采购相关卡件备用。

案例6：电机故障停机

一、事件经过

2月11日0:26分#1机正常解列熄火，临界振动、惰走正常；当晚运行人员做定期工作测量88QA电流（128.8/134.6/129.1A）正常；4:28机组发“直流泵运行报警”，查88QA故障灯亮、88QA跳闸、88QE启动，检查现场无跑油、手摸88QA电机较烫手，经复归热继电器后88QA启动运行，其三相电流较停机后升高、分别为195/208/196A、且各相电流波动达20A；4:29投88TG/88QB/88QV恢复盘车运行，现场听88QA声音异常、并突然再次跳闸。

4:45再次复归88QA热继电器后，88QA/88TG/88QB/88QV运行，测88QA电流为200/201/205A（规程为139.9A），约经3min 88QA又重复上述2、3、的现象；5:03分机组TNH0%、88QE停运，轮间最高温度202℃，5:15手启88QE运行。

检修人员对88QA进行检查发现泵轴窜动大、手盘较沉、电机不卡且绝缘正常，安排更换新泵。

二、原因分析

1.经分析，88QA电机过载、跳闸是由轴承损坏造成。从所拆卸开的轴承已磨损、过热与散架及壳/盖的状况观察，应属渐进过载、磨损失效，而不是随机的突发性破坏。

2.该油泵是去年3月份更换的进口新泵，且今年1月份大修时更换过新的轴承，从1月19日设备投运到2月11日即出现上述故障，实际运行仅20天，从失效形态分析，检修工艺以及泵本身质量都存在问题。

三、防范措施

1.该机投产二年半已发生二次88QA的故障，其性质与后果较为严重的，生产部门要吸取教训、总结经验，特别是检修部门要进行专题研究，提出可行解决办法、并组织实施。

2.改进和提高备件的检查、验收以及检修质量。

3.针对这次该泵的渐进磨损损坏、而不是随机的突发破坏的机械失效特征，改进和提高日常的巡检、定检及维护工作的方法和技术，确保手段有效。

4.重视和做好全厂重要转动辅机（电流、振动及温度）的日常动态监控工作。

案例7：排气分散度高跳机

一、事件经过

6月3日07:43运行人员发现#6机TTXD1_17排气热偶故障开路，显示值为-84℃，07:54分告知热控人员答复，暂时不影响运行，马上派人处理；07:47机组发启机令，点火升速至满速，07:59:05机组发“燃烧故障”报警；07:59:06发“排气热偶故障”报警，08:00并网，08:13切到重油位，08:16带满负荷。08:42:45机组发“排气分散度高”跳机，查跳机时历史数据：

TTXD1_1：526、TTXD1_2：534、TTXD1_3：543、TTXD1_4：544、TTXD1_5：536、TTXD1_6：538、TTXD1_7：541、TTXD1_8：540、TTXD1_9：552、TTXD1_10：542、TTXD1_11：546、TTXD1_12：533、TTXD1_13：541、TTXD1_14：537、TTXD1_15：515、TTXD1_16：541、TTXD1_17：599、TTXD1_18：513、TTXM：538、TTXSPL：67.1、TXSP1：90.2、TTXSP2：88.2、TTXSP3：78.1、DWATT：28.4；08时42分46秒TTXD1_17：605℃；

08时50分热控人员到场确认TTXD1_17故障，09时08分将TTXD1_17并接到TTXD1_14上；9时10分～09时25分进行充油正常，09时27分启机，09时43分并网正常；6月6日，#6机小修时更换了#17排气热偶。

二、原因分析

1.本次跳机的直接原因为#17排气热偶故障：启机前为完全开路状态（查看诊断报警记录06:13:08发“〈S〉TCQA thermocouple  TC6  failed”报警）；约在启机脱扣时开始其温度在-84~230℃范围内波动，到了8:30以后波动消失，#17排气热偶温度从300℃左右开始缓慢爬升，至8:41:49时达540℃，超出了当时的TTXM：539℃，此后继续上升成为最高点；该热偶单点温度的升高造成TTXSP1、TTXSP2、TTXSP3同步上涨，相继超过允许温差TTXSPL值，造成跳机,保护动作正确。

2.本次跳机的间接原因为：运行人员没有及时发现#17热偶开路及开机后出现的异常波动；检修人员在接到通知后也未能认真分析可能存在的隐患，而是简单的答复暂时不影响运行，没有及时到现场进行相应处理，以造成保护动作。

三、防范措施

1.加强对新员工的技能培训，值长、单元长加强对新员工运行操作的监控和指导，对各种异常现象（特别是各类报警）应仔细分析，及时处理。

2.检修人员在得到运行人员要求处理异常的通知后，应在规定的时间内处理异常，对影响机组安全运行的紧急缺陷可由值长自行决定停机处理后，再向上级汇报。对不影响机组安全运行且在开机状态无法处理的缺陷，由运、检两部共同制定防范措施后报生管管理部门备案。

3.对于单点排烟温度异常引起的排气温差大，在确认热电偶故障的情况下，可以采用并接热电偶的方式维持运行。对于区域性排烟温度异常，不得采用手动调节负荷或预选负荷的方式运行，当班值长应及时将异常情况报生产管理部和厂领导。 

案例8：燃机进口导叶IGV故障

一、事件经过

9月3日7:55#5机启机，8:07机组升速至90.3%n，观察到IGV开始动作，CSGV由33.6º缓慢上升；8:07:51机组升速至97.8%n时，发“IGV控制故障跳机”、“IGV控制故障”、“IGV位置故障”报警，机组自动停机，转速下降。

停机后进行IGV静态动作试验：分别给定34º、57º、84º的IGV开度时，MKVI反馈值、就地开度及测量伺服电流均对应，正常；9:26经多次反复IGV开、关动作试验正常后，机组发启动令第一次试机，9:37机组正常升速至89.8%n，IGV给定值CSRGV开始由34º开始增大，反馈值CSGV升至35.5º时保持不变，查就地开度仍在34º位置无变化，液压油压力为80bar，系统无渗漏。机组升速到97.5%n，IGV给定值CSRGV达84º时，机组自动停机；怀疑VH3前的液压油滤网脏，待轮间温度下降后，15：10更换了IGV的专用滤网。并再次进行IGV静态试验，在IGV不同角度下，其控制参数和反馈信息跟踪均正常，同时在各个角度状态下逐片检查（共64片）可转导叶，无卡涩；16:18发启动令第二次试机，现象同第一次试机，IGV仍打不开，机组自停；17:00模拟水洗状态第三次试机。选水洗状态，CRANK方式，发启动令，当14HM动作时，CSGV由34º升至84º，就地IGV开启，指示84º，观察相关运行参数未见异常。经对比几次试机时IGV的故障现象，分析认为测量、控制系统没有问题，初步锁定故障点应在液压系统和可转导叶机械传动部分。

9月4日8:40，依照上述思路，分析怀疑到20TV-1电磁阀在带电动作后，可能关闭不严，造成IGV油动机推动液压油流量不够。更换该阀，并进行IGV静态试验正常；11:28发启动令第四次试机，试验结果同前，IGV打不开，机组自停；17:30分为进一步观察IGV管路的油压变化，在IGV执行油动机的进、出口液压油管路上加装了测试用常规压力表，同时，为缩小故障范围，将IGV的伺服阀也进行了更换，21:30结束；23:00机组发启动令第五次试机，升速至90.3%n时IGV开度由34º开始开启，达55.5º后保持不变，此时油缸两侧油压为76/28bar；23:18机组空载满速，检查机组无异常后并网带负荷。当TTXM达370℃，CSRGV由57往上升时，CSGV保持55.5º不变，油缸两侧压力最终达84/0bar，CSGV仍为55.5，同时机组发“IGV控制故障”报警，即发STOP停机，仍未锁定具体故障点。

9月5日，经过多次IGV动、静态的检查和分析，故障范围逐步缩小到IGV的油动机和传动机构上。由于该项检查的工作量和难度都很大，耗费的时间也长，经请示厂领导同意后，开始进行该项检查；16:30经解体检查发现：油动机输出推动连杆头并帽松动、锁片长开；96TV-1/2安装板座与油动机输出推动连杆头的电焊处脱焊开裂；打开油缸检查内缸面光滑无异常拉伤痕迹，活塞运动自如。复装后，油缸可用手轻松推拉，憋压不漏。组装油动机后，重新紧固并帽，加锁两道锁紧压边（原大修返厂时锁一边），并点焊96TV-1/2安装板座与油动机输出推动连杆头；22:30油动机部套复装完毕，对IGV的静态CSRGV和就地指示值、IGV伺服电流和反馈值进行了检查、调整，并拆除了观察用的两只临时压力表。

9月6日0:00机组发启动令第六次试机。升速、并网直至带基本负荷IGV动作正常，机组无异常，2:19停机备用；7:55按计划正常启机，8:00分发现IGV油动机液压油管路漏油，立即停机处理，查为油动机左侧管进口卡套松脱，右侧管有砂眼。更换卡套并对砂眼进行了补焊。9:45处理完毕，试压无漏；10:2机组启动，10:22并网。

二、原因分析

1.机组在运行中长期的振动或偶然的一次大振动，引发锁片张开失效和焊缝开裂，导致IGV的油动机和传动机构松动和锁片失效。

2.IGV油动机左侧管进口卡套松脱及右侧管砂眼，也同样因振动，振脱卡套及油动机进、出油液压环形减振管因相互摩擦减薄而引起。

三、防范措施

1.利用每次小修机会，对全厂燃机的IGV部套和系统进行一次全面、仔细的检查（重点为检查、解决高频振动问题），及时消除隐患。同时将该项检查正式列入各台燃机的定期工作。

2.明确规定主机设备负责人为设备发生异常时技术攻关的召集、协调及分析、解决问题的总负责人。当设备出现疑难技术问题时，及时召集相关专业技术人员，进行讨论分析、安排相关检查及处理，尽快排除异常。各专业技术人员也应打破工种、专业界限，必须听从主机设备负责人的安排、调遣，积极配合，不得推诿。

3.认真总结经验，不断提高故障消缺能力，准确把握故障处理的切入点和时机。

案例9：检修维护不到位，运行中因异常二次停机

一、事件经过

1月28日10:23分#7机发“START”令，10:40机组并网；11:09发“轴承金属温度高”报警，经查#3瓦金属温度BTJ3-1/2达130/130℃，约1分钟、温度上升到140℃，查该瓦回油温度及各瓦振动均正常，令机快速降负荷到5MW，#3瓦金属温度无变化、仍为140℃。11:24报部门及厂领导同意后，令机解列、停机，进行相关检查。

经检查，#3瓦金属温度测量回路有接地现象，由于该故障的排除涉及到要揭透平缸等的大量工作问题，一时不能处理；后领导同意，运行中按#3瓦的进出油温差（LTB3D的#3瓦出油温度与LTTH1的滑油母管进油温度）为15℃的方法进行监控。

17:00分#7机组负荷70MW、TTIB1（负荷齿轮间温度）为178℃，18:00分TTIB1上升到188℃；19：00分TTIB1上涨到223℃，超过平时的正常运行180-190℃值上限。查88VG（负荷齿轮间通风机）风叶打开、开关柜红灯亮（有电）、但钳表测88VG电机电流却为0。后到现场打开负荷联轴间左侧门进行检查、发现，发电机前轴承下方有火花（光）。

19:16急令#7机降负荷、切轻油、准备停机，报部门领导；即通知厂警消队派员现场戒备和通知检修各分部负责人来现场检查、处理。19:36分#7机解列，期间多次向#4瓦下方火光部位用1211灭火机进行灭火，后经检查此明火是由#4瓦回油测点套管外部的沉积油垢在空间高温下自燃引发。

现场检查发现88VG电机内部有一根引线断开，重新接上后测该电机绝缘500Ω正常、试转电机及启动、稳定电流也均正常。

二、原因分析

1.#3温度检测故障原因分析

1）分析认为#7机#3瓦金属温度BTJ3-1/2测点回路引出线接地、线间短路故障，是造成测量不准及波动大的原因。

2）损坏的补偿导线上次大修作过更换，但这次故障的出现仍反映出年度检修的检查工作及日常定检、维护工作存在不足。

2.88QV故障及负荷间火警原因分析

1）按常规着火条件的空气、可燃物、温度三条来分析：可燃物为下部套管外长年积下的油垢；温度是由于88VG断相不转、引起负荷间环温上升（TTIB1上涨到223℃）；在负荷间高温烟气的烘烤下最终导致着火。

2）接线套管外长年积下油垢，此处长年没有妥善清理、日常清洁工作没有做到位，平时有疏漏、这次小修中也没有清理干净所致。

3）88VG断相不转经检查是由内一根引线断开所致，经现场调查此线段已相当陈旧。

4）该问题反映出年度小修（刚小修完）的检查及相关日常定检、维护工作仍有漏洞及不到位和不完善的地方。

5）当值运行人员存在处理措施不当的问题。（按照当时情况本次事件可不停机只降负荷处理）。

三、防范措施

1.#3瓦热电偶引线故障防范措施

1）在目前问题一时无法解决的情况下，运行中需加强监督#3瓦的进出油温差（LTB3D的#3瓦回油温度与LTTH1的滑油母管温度之差目前为13℃）和#3瓦的回油温度。

2）运行各值要加强对各主设备轴承瓦温及振动特性的正确理解与全面撑握，特别是监盘中各机组瓦温与振动的动态特性，以有效避免烧瓦故障和确保机组运行的安全可靠性。

3）年度检修时检查、更换该故障引线。

2.88QV故障及负荷间着火故障防范措施

1）制定检修计划，对处在恶劣环境条件下的动力线重要控制线应作有计划的分期、分批检查、更换，加强日常的定检和维护工作以提高设备运行的可靠性。

2）提高检修及日常定检、维护工作质量，要把各类缺陷尽力在计划检修及日常定检、维护中解决掉，确保已检查、维护或修理的设备质量。

3）强化生产设备现场的文明生产的力度，特别是各主设备各容易积有油垢等易燃物品的死角部位；特别是运行部要强化日常巡检和设备卫生工作以及加强设备检修后的验收工作，发现各项安全隐患及时上报、及时处理。

案例10：燃烧模式由贫贫模式向预混模式切换失败进入扩展贫贫模式

一、事件经过

6月15日，#3机在第一次由贫贫燃烧向预混切换时，出现清吹系统退出故障，机组自动进入扩展LL模式，再次减负荷回切至LL-POS模式（约60MW）；之后多次进行试验均失败。

二、原因分析

燃气清吹系统的阀间压力放散管太细，造成阀间气体不能及时泄压。

三、防范措施

将燃气清吹系统阀间的压力保护定值K96PG2由原来的10PSI改为50PSI。

案例11：满负荷预混模式下运行时一区回火造成燃烧模式保护切换

一、事件经过

燃机满负荷运行，预混稳定模式。MKV突发“燃烧室1区自动点火”、“扩展L-L排放高”报警，同时燃烧室一区出现火焰，机组由预混稳定模式切至L-L扩展模式。

二、原因分析

1.控制系统故障导致燃烧室二区火焰回窜。

2.点火器故障。

3.一区火焰探测器故障。

4.燃料喷嘴、旋流器烧损坏，造成燃烧区外扩、回火。

三、防范措施

为防止排放超标及缩短燃烧部件使用寿命，立即降负荷到60MW，退出L-L扩展模式，重新带回基本负荷。

案例12：火焰筒烧损事件

一、事件经过

23:45因电气原因#1燃机满负荷跳机。在其后重新启动过程中,因机务、控制等各方面原因历经了4次高速清吹、点火，直至次日3:28并列，3:52机组负荷80MW,排气分散度(通常默认是第一分散度)26.7℃。22:54负荷100MW,排气分散度升至38.3℃,约1h后升至50℃,减负荷至90MW；第2日0:54分散度升至59℃,运行人员再次减负荷至85MW,排气分散度降至40℃；此后机组一直维持在该负荷运行,排气分散度基本稳定在40.5℃。凌晨6:20运行人员巡回检查时发现烟囱冒黑烟,立即停运机组。经检查,设备损坏情况如下:

1.7-8和8-9联焰管严重损坏,其中阳联焰管烧穿,管身因高温严重变形,靠7号、9号火焰筒一侧的联焰管头部烧灼情况稍轻,其余燃烧单元的联焰管正常。

2.#8火焰筒严重损坏,筒体尾部全部溶化,密封裙环全部丧失,筒体除顶部颜色基本正常外,其余大部分颜色变黑,筒身部分冷却气孔被溶化的金属重新凝固后堵塞，见图。

3.#2、7、12过渡段正常,#3、4、6过渡段内部表面(气流转弯处)有不同程度的斑坑，但未穿透。其余7只过渡段内有大小和范围不同的穿孔，未穿透的斑坑内部及其他部位有明显结垢。#8过渡段严重溶化、烧穿，见图2。

4.#8过渡段对应的3片静叶凹弧表面有黑烟,其中1片静叶进气边上附着较多金属溶渣，其余燃烧单元对应的静叶正常。

5.所有导流衬套没有烧伤、变形的痕迹,全部可用,燃烧室和燃烧缸、透平缸、排气框架等底部排污通道全部畅通，14只燃油逆止阀经校验台校验基本正常,动叶未做检查。

二、原因分析

1.影响燃烧单元热负荷变化的因素很多,如燃料分配的均匀程度，燃料的雾化、冷却空气的均匀,通流部分叶片的结垢程度，局部焓降差别、局部漏气等,排气分散度是所有这些因素的综合反应。在稳定的工况下,即使火焰筒、过渡段等部位发生局部过热,只要不穿透、不改变冷却流场分布,分散度仍将维持原先的水平。

2.从燃机燃烧系统的工作情况看,压气机出口约1/3的空气流量作为一次助燃空气从火焰筒端部鱼鳞孔进入,其余2/3空气量从火焰筒筒体冷却孔进入,在火焰筒内表面形成气膜以阻止高温燃气的表面接触。就温度分布情况看,在接近燃尽阶段的断面上混合气体平均温度最高,负荷越高,这个断面越接近尾部,满负荷大约就在筒身的2/3处,这是因为作为二次冷却的空气大部分从燃尽阶段的冷却孔内流入。由于火焰筒有良好的几何形状,本身具有完善的冷却条件,表面金属温度并不高,而过渡段外表面仅存在有限的对流冷却,内壁承受的是燃气轮机的进限的对流冷却,内壁承受的是燃气轮机的进大部分过渡段被烧穿而火焰筒相对完好也说明了这一点。

3.燃油中含有一定金属添加剂,燃烧后产生的颗粒对输送通道产生磨损。过渡段承受的是高温且高速流动的燃气,当流动方向改变时产生的磨损最严重。过渡段被穿透后冷却空气从穿透处进入过渡段,导致过渡段压力升高,也使火焰筒内压力增加,火焰筒内燃烧的高温燃气通过联焰管流向二侧燃烧筒的流量增大,高温燃气直接接触火焰筒内壁而迅速烧坏火焰筒。在这一过程中,相对应的过渡段因局部磨穿而使冷却空气量增加,从而改变了整个燃烧系统冷却空气量的分配。

从上述分析来看,虽然分管回流式燃烧系统有诸多优点,但所有的燃烧单元不可能做到热负荷均匀一致,微小的误差随时间的积累终归会使薄弱环节遭到损坏,从结构上看这些薄弱环节就在过渡段的气流拐弯处。因此,#1机在燃烧事件发生前相对较长的时间内已存在自然磨损,在电力短缺期间,机组连续满负荷运行,水洗周期成倍延长,过渡段已达到当量时间而未进行燃烧检查,一旦穿透便在较短时间内扩散并演变成燃烧事故。

经过分析，GE燃烧检测保护存在严重缺陷。根据多年的运行经验,如果燃烧设备发生突发性的严重偏离设计工况的情况,燃烧检测保护应能发出报警和保护动作、切断燃料。但对于一些因长期积累引起的燃烧部件缓慢损耗的事故却无法及时报警,主要原因有以下几个方面：

1.燃烧监测将排气温度作为唯一计算量,把排气温度分布作为燃烧部件及通流部件是否正常的唯一判据,虽然理论上是可行的,但实际运行中却不能完全保护设备,根本原因是没有对温度变化历史趋势进行分析。排烟温度偏差在正常范围时,初温特别是局部初温不一定正常。因此不能仅以排烟温度来判定初温是否正常、燃烧是否正常。

2.燃气轮机进气容积流量太大,反映设备状况的温度、压力等流动参数的偏差不足以反映排气端温度分布的较大变化。即使对平均值来说,也仅当透平运行正常且工况稳定时,进口和出口参数才具有对应关系。

3.GE设置的保护定值不是很合理。例如在基本工况下,通过计算其分散度大致在68℃左右,而实际运行中超过33℃的概率不大；变工况下的监测保护定值是在原稳态基础上增加111℃,工况稳定后以一定速率衰减至稳态值,而实际情况是工况变化时排气分散度很少超过44℃。因此,这样的分散度变化不可能引起保护装置动作。

三、防范措施

日常维护应制定防止燃烧单元热偏差的技术措施，定期进行燃烧检查。对于燃用液体燃料特别是重油的燃气轮机，利用每隔200h的停机水洗进行日常维护：

1.燃料供给系统。燃料供给系统是日常维护的主要对象，主要进行如下检查：

1）双螺杆泵是供油系统中的主要增压设备,转子外表涂有比较坚硬但比较脆的涂层,用于减少动静部分间隙,提高泵的效率"实际运行中多次发生涂层剥落,这些剥落的碎片很容易卡住燃油管路上的单向阀!燃油喷嘴等,导致燃油流量不均匀,也造成多次燃烧监测保护动作。

2）流量分配器的主要问题是磨损"磨损导致流量分配不均匀,测速齿轮的固定螺丝脱落和测量间隙的变化,运行中主要反应在流量显示有偏差和波动,影响了调节品质,造成机组负荷摆动大。因此应充分利用机组水洗机会定期测量测速齿轮的间隙和紧固螺丝的紧力。

3）单向阀。每一燃烧单元的燃油喷嘴入口均设有单向阀,目的是当供油系统进行管线清洗时防止清洗的柴油进入通流部分。单向阀的特性(启闭压力)对燃油流量影响较大,要保证14个单向阀特性一致确有困难。可定期将单向阀放到自制的压力校验台上进行启闭压力的校验,将启闭压力相对均匀一致的单向阀集中使用。

4）燃油喷嘴的性能对燃烧系统的影响非常大。现场无法进行流量和雾化试验,但可进行严密性试验,目的是防止燃油!雾化空气互相串通"流量的偏差通过单向阀前的压力进行监视。

2.燃烧检查

1）目视检查。利用机组水洗后的干燥期间,对角拆卸1组或2组燃油喷嘴,对联焰管、火焰筒、过渡段和一级喷嘴进行目视宏观检查,尽早发现早期缺陷。

2）孔窥仪检查。通流部分的检查是目视检查的盲区。孔窥仪检查通常是在目视检查没有发现明显缺陷,而机组仍然存在原因不明的问题,需要对通流部分特别是一、二级喷嘴的冷却部分进行的检查。

3）按GE标准进行的检查,即计划小修。这种检查方式较为彻底,也有足够的时间进行一些简单的处理，但要事先申请。