華能某機組汽封進水事故警示學習

一、主設備情況：電廠裝機容量65萬KW，#1、2機為100MW燃油機組，#3、4機組為225MW燃煤機組，為2001年200MW燃油機組改造機組。汽輪機型號：N225-12.75-535/535；制造廠家：東方汽輪機廠；投產(chǎn)日期：1976/12/09；大修日期：2001/2/20-2001/12/31，汽輪機通流改造；2002/4/23-2002/5/2因中壓末級鎖口葉片斷揭中低壓缸處理。二、事故前運行工況：5月14日，電廠#1、4機組正常運行，#2、3機組備用，其中#1機組降參數(shù)（3MPa、450℃）帶20MW負荷運行，#4機組額定參數(shù)帶167MW負荷運行。系統(tǒng)頻率49.98HZ。#1、2、4主變運行，#02高備變帶6KVⅢ段運行，6KVⅣ段由工作電源供電。機側動力運行方式：#7調速給水泵，甲、丙循環(huán)水泵，甲凝結水泵，乙射水泵運行。爐側動力運行方式：甲、乙吸風機，甲、乙送風機，B火檢風機，甲制粉系統(tǒng)，給粉機除D2、D4停運外其它火嘴均投運，A、B層投手動，轉速530r/min，C、D層投自動、轉速450r/min，吸風機擋板投自動運行。抽汽母管汽源：#4機二、四段抽汽，#1機爐自用蒸汽供汽。一二期抽汽母管并列運行。三、事故發(fā)生、擴大和處理情況：5月14日19:34#4爐爐膛掉焦，就地一聲沉悶響聲，火焰監(jiān)視器變暗后亮，“爐膛壓力高”信號報警，爐MFT動作，首出原因“爐膛壓力高Ⅲ值”（先負后正，—1919pa、＋3177pa），聯(lián)跳甲制粉系統(tǒng)，乙火檢風機跳閘、甲火檢風機聯(lián)啟，#4爐滅火。機、電跳閘，#4機組負荷由167MW下降到0。交流潤滑油泵聯(lián)動，主汽門關閉。6KVⅢ段工作電源跳閘，備用電源自投成功。查保護，爐首出原因“爐膛壓力高Ⅲ值”。19:34確認#4機交流潤滑油泵聯(lián)動啟動成功，關閉#4機主蒸汽電動隔離門，全開凝汽器真空破壞門，開#4機主蒸汽及本體相關疏水閥門。關閉#4機二抽至爐側抽汽母管閥門，開#4爐自用蒸汽至爐側抽汽母管閥門，進行爐膛吹掃。19:35#4機軸封汽源由#4機除氧器倒為抽汽母管供給。19:36開啟凝結器和除氧器補水門，維持凝結器、除氧器水位。19:37聯(lián)系#1機增負荷，提高抽汽母管壓力，同時調整軸封供汽壓力。19:46發(fā)現(xiàn)高壓缸前后、中壓缸前汽封冒汽水，開大抽汽母管疏水門。19:51#4機轉子靜止，惰走時間17分鐘（原27分鐘），投連續(xù)盤車，CRT顯示電流在11～18A之間擺動，就地電流在14～24A之間擺動，測大軸撓度#1/2瓦為90/120μm。19:57中壓下缸內壁溫度急劇下降，由487℃降至70℃。20:17最低68℃。20:04#4機盤車掉閘，手動盤車不動。20:10高壓內缸上缸內壁溫度460℃，高壓內缸下缸內壁溫度440℃，中壓上缸內壁溫度480℃，中壓下缸內壁溫度70℃，根據(jù)現(xiàn)場狀況，采取悶缸處理措施。降凝汽器真空到零，停#4機軸封供汽，關閉所有與汽缸連接閥門，解列#4機段抽汽母管（關閉#3、4機抽汽母管聯(lián)絡門）。16日6:30，高壓外缸上下缸溫差20℃（上321℃，下301℃），中壓缸上下缸溫差63℃（上228℃，下165℃），經(jīng)分析研究決定投盤車。6:59試投盤車一次成功。電流有輕微擺動（范圍9.8-10A，原始電流為9.5A），測大軸撓度：#1瓦50μm（原始值35μm），#2瓦150μm（原始值50μm）。連續(xù)盤車后，12:40大軸撓度恢復正常值（#1瓦40μm，#2瓦70μm），電流穩(wěn)定，恢復正常。16日18:30報竣工，轉入備用。根據(jù)電網(wǎng)調度要求，17日開機迎晚峰。17日10:30鍋爐點火，16:06高壓內缸內壁溫度236/234℃，中壓缸內壁溫度152/144℃，16：05主蒸汽參數(shù)：壓力2.31MPa、溫度319℃，達到?jīng)_轉條件沖轉。16:11轉速升至500r/min，全面檢查無異常。振動情況：#1瓦瓦振7μm，軸振11μm；#2瓦瓦振15μm，軸振33/30μm；#3瓦瓦振9μm，軸振38μm。16:18升速，16:22轉速升至1000r/min中速暖機。振動情況：#1瓦瓦振6.7μm，軸振12.7μm；#2瓦瓦振34.4μm，軸振52/38μm；#3瓦瓦振7μm，軸振29μm。17:09在進行全面檢查正常后繼續(xù)升速，機組順利通過臨界轉速，17:18達額定轉速。振動情況：#1瓦瓦振22.5μm，軸振34μm；#2瓦瓦振14.9μm，軸振126/78μm；#3瓦瓦振60.5μm，軸振109μm。全面檢查正常機組準備并列。17:30發(fā)電機并列，帶負荷至30MW暖機，20:00開始滑參數(shù)帶負荷。18日1:26，參數(shù)額定，帶負荷至150MW，振動情況：#1瓦瓦振12.7μm，軸振14.8μm；#2瓦瓦振12.2μm，軸振63/38μm；#3瓦瓦振36μm，軸振81μm。機組正常運行。四、事故原因及擴大原因：1、入廠煤煤質雜，廠家達60多家，由于燃料摻、配煤手段有限，造成入爐煤煤質不穩(wěn)定，使鍋爐燃燒調整不能及時適應。爐內空氣動力場雖經(jīng)C級檢修進行了調整,但仍未達到理想狀態(tài)，現(xiàn)仍存在強風環(huán)直徑和貼壁風速較大現(xiàn)象，運行中易造成掛焦。各給粉機一次風壓不均(C1、C3等一次風管動壓變化幅值偏低約200Pa)，必須人為限制部分給粉機出力，造成各噴口風粉濃度不一，使爐膛熱負荷分布不均，溫度高的部位容易形成結焦。缺乏風粉在線監(jiān)測裝置，運行人員只能依靠經(jīng)驗來調整，造成燃燒調整不佳，使爐內燃燒區(qū)域及上部水冷壁產(chǎn)生掛焦現(xiàn)象，焦塊逐漸增大直至發(fā)生掉焦，引起爐膛負壓大幅波動，使爐內燃燒狀況惡化，局部爆燃，加上大塊焦渣掉入渣斗產(chǎn)生大量水蒸氣，使爐膛壓力迅速增大至鍋爐保護動作值，引發(fā)MFT。2、在汽輪機跳閘后，軸封供汽由除氧器汽平衡切至抽汽母管汽源時，運行人員監(jiān)視調整不當，冷汽水通過軸封進入汽缸，并導致上下缸溫差大，汽缸變形，盤車不動。抽汽母管至機爐暖汽減溫減壓站（在爐零米）供汽管道屬改建設計施工，φ108管，長約30米，抽汽母管至供汽站根部無一次門，無逆止門，供汽站閥門一次門前無疏水門，系統(tǒng)閥門均為改建留用的舊閥門，減溫減壓供汽站處于停運狀態(tài)。一、二期抽汽母管并列運行，二期抽汽母管汽源為#4機二、四段抽汽；由于#1機為減虧降參數(shù)（3MPa,450℃）帶20MW負荷運行，一期二三段壓力不足0.3MPa，低于母管壓力，不能投運，一期抽汽母管由#1爐自用蒸汽供汽，其管道較細供汽量少。穩(wěn)定工況時抽汽母管壓力（0.5-0.8MPa）高于減溫水（給水泵密封水壓力0.5-0.7MPa）壓力，當#4機運行中發(fā)生跳機時，抽汽母管壓力迅速下降（根據(jù)壓力曲線最低0.13MPa），此時減溫水通過內漏的減溫水門經(jīng)供汽管道進入抽汽母管，與管道內積水、#1爐自用蒸汽混和后作為軸封用汽進入軸封，并經(jīng)過軸封進入汽缸。此種情況只在二期單臺機組運行，且廠房暖汽系統(tǒng)停運的特殊運行方式下才會發(fā)生。若兩臺機組同時運行，#3、4機抽汽母管并列，兩臺機均向抽汽母管供汽，即使是一臺機組跳閘抽汽母管壓力變化不大，故不會返水。若暖汽系統(tǒng)投運（冬季），也不會積存冷汽、水。五、暴露問題：1、運行管理工作不細致，對特殊運行方式時存在的問題沒有充分認識和采取有效措施，對防范重大事故的措施執(zhí)行不到位，運行人員處理異常情況的事故預想存在漏洞。運行值班人員發(fā)現(xiàn)抽汽母管蒸汽壓力波動，溫度下降，未采取果斷措施，破壞真空，停送軸封，僅僅采取打開疏水門的手段疏水，造成汽機缸溫急劇下降；運行值班人員對主要參數(shù)監(jiān)視不到位，發(fā)現(xiàn)轉子惰走時間明顯縮短時未正確判斷，采取有效對策，而是常規(guī)操作，繼續(xù)保持真空投盤車，延誤了處理時間，擴大了事故。2、入廠煤沒有建立主渠道，混配煤跟不上，煤質不穩(wěn)定；鍋爐空氣動力場偏差大，運行人員安全生產(chǎn)警惕性放松，思想麻痹大意，燃燒監(jiān)視、調整不及時，防結焦、掉焦措施不力，以至引發(fā)掉焦滅火事故。3、抽汽母管至暖汽系統(tǒng)設計不合理，盲管太長，系統(tǒng)在靠近抽汽母管側未加裝一次門及逆止門，門前無疏水門。4、為