华能某机组汽封进水事故警示学习

一、主设备情况：电厂装机容量65万KW，#1、2机为100MW燃油机组，#3、4机组为225MW燃煤机组，为2001年200MW燃油机组改造机组。汽轮机型号：N225-12.75-535/535；制造厂家：东方汽轮机厂；投产日期：1976/12/09；大修日期：2001/2/20-2001/12/31，汽轮机通流改造；2002/4/23-2002/5/2因中压末级锁口叶片断揭中低压缸处理。二、事故前运行工况：5月14日，电厂#1、4机组正常运行，#2、3机组备用，其中#1机组降参数（3MPa、450℃）带20MW负荷运行，#4机组额定参数带167MW负荷运行。系统频率49.98HZ。#1、2、4主变运行，#02高备变带6KVⅢ段运行，6KVⅣ段由工作电源供电。机侧动力运行方式：#7调速给水泵，甲、丙循环水泵，甲凝结水泵，乙射水泵运行。炉侧动力运行方式：甲、乙吸风机，甲、乙送风机，B火检风机，甲制粉系统，给粉机除D2、D4停运外其它火嘴均投运，A、B层投手动，转速530r/min，C、D层投自动、转速450r/min，吸风机挡板投自动运行。抽汽母管汽源：#4机二、四段抽汽，#1机炉自用蒸汽供汽。一二期抽汽母管并列运行。三、事故发生、扩大和处理情况：5月14日19:34#4炉炉膛掉焦，就地一声沉闷响声，火焰监视器变暗后亮，“炉膛压力高”信号报警，炉MFT动作，首出原因“炉膛压力高Ⅲ值”（先负后正，—1919pa、＋3177pa），联跳甲制粉系统，乙火检风机跳闸、甲火检风机联启，#4炉灭火。机、电跳闸，#4机组负荷由167MW下降到0。交流润滑油泵联动，主汽门关闭。6KVⅢ段工作电源跳闸，备用电源自投成功。查保护，炉首出原因“炉膛压力高Ⅲ值”。19:34确认#4机交流润滑油泵联动启动成功，关闭#4机主蒸汽电动隔离门，全开凝汽器真空破坏门，开#4机主蒸汽及本体相关疏水阀门。关闭#4机二抽至炉侧抽汽母管阀门，开#4炉自用蒸汽至炉侧抽汽母管阀门，进行炉膛吹扫。19:35#4机轴封汽源由#4机除氧器倒为抽汽母管供给。19:36开启凝结器和除氧器补水门，维持凝结器、除氧器水位。19:37联系#1机增负荷，提高抽汽母管压力，同时调整轴封供汽压力。19:46发现高压缸前后、中压缸前汽封冒汽水，开大抽汽母管疏水门。19:51#4机转子静止，惰走时间17分钟（原27分钟），投连续盘车，CRT显示电流在11～18A之间摆动，就地电流在14～24A之间摆动，测大轴挠度#1/2瓦为90/120μm。19:57中压下缸内壁温度急剧下降，由487℃降至70℃。20:17最低68℃。20:04#4机盘车掉闸，手动盘车不动。20:10高压内缸上缸内壁温度460℃，高压内缸下缸内壁温度440℃，中压上缸内壁温度480℃，中压下缸内壁温度70℃，根据现场状况，采取闷缸处理措施。降凝汽器真空到零，停#4机轴封供汽，关闭所有与汽缸连接阀门，解列#4机段抽汽母管（关闭#3、4机抽汽母管联络门）。16日6:30，高压外缸上下缸温差20℃（上321℃，下301℃），中压缸上下缸温差63℃（上228℃，下165℃），经分析研究决定投盘车。6:59试投盘车一次成功。电流有轻微摆动（范围9.8-10A，原始电流为9.5A），测大轴挠度：#1瓦50μm（原始值35μm），#2瓦150μm（原始值50μm）。连续盘车后，12:40大轴挠度恢复正常值（#1瓦40μm，#2瓦70μm），电流稳定，恢复正常。16日18:30报竣工，转入备用。根据电网调度要求，17日开机迎晚峰。17日10:30锅炉点火，16:06高压内缸内壁温度236/234℃，中压缸内壁温度152/144℃，16：05主蒸汽参数：压力2.31MPa、温度319℃，达到冲转条件冲转。16:11转速升至500r/min，全面检查无异常。振动情况：#1瓦瓦振7μm，轴振11μm；#2瓦瓦振15μm，轴振33/30μm；#3瓦瓦振9μm，轴振38μm。16:18升速，16:22转速升至1000r/min中速暖机。振动情况：#1瓦瓦振6.7μm，轴振12.7μm；#2瓦瓦振34.4μm，轴振52/38μm；#3瓦瓦振7μm，轴振29μm。17:09在进行全面检查正常后继续升速，机组顺利通过临界转速，17:18达额定转速。振动情况：#1瓦瓦振22.5μm，轴振34μm；#2瓦瓦振14.9μm，轴振126/78μm；#3瓦瓦振60.5μm，轴振109μm。全面检查正常机组准备并列。17:30发电机并列，带负荷至30MW暖机，20:00开始滑参数带负荷。18日1:26，参数额定，带负荷至150MW，振动情况：#1瓦瓦振12.7μm，轴振14.8μm；#2瓦瓦振12.2μm，轴振63/38μm；#3瓦瓦振36μm，轴振81μm。机组正常运行。四、事故原因及扩大原因：1、入厂煤煤质杂，厂家达60多家，由于燃料掺、配煤手段有限，造成入炉煤煤质不稳定，使锅炉燃烧调整不能及时适应。炉内空气动力场虽经C级检修进行了调整,但仍未达到理想状态，现仍存在强风环直径和贴壁风速较大现象，运行中易造成挂焦。各给粉机一次风压不均(C1、C3等一次风管动压变化幅值偏低约200Pa)，必须人为限制部分给粉机出力，造成各喷口风粉浓度不一，使炉膛热负荷分布不均，温度高的部位容易形成结焦。缺乏风粉在线监测装置，运行人员只能依靠经验来调整，造成燃烧调整不佳，使炉内燃烧区域及上部水冷壁产生挂焦现象，焦块逐渐增大直至发生掉焦，引起炉膛负压大幅波动，使炉内燃烧状况恶化，局部爆燃，加上大块焦渣掉入渣斗产生大量水蒸气，使炉膛压力迅速增大至锅炉保护动作值，引发MFT。2、在汽轮机跳闸后，轴封供汽由除氧器汽平衡切至抽汽母管汽源时，运行人员监视调整不当，冷汽水通过轴封进入汽缸，并导致上下缸温差大，汽缸变形，盘车不动。抽汽母管至机炉暖汽减温减压站（在炉零米）供汽管道属改建设计施工，φ108管，长约30米，抽汽母管至供汽站根部无一次门，无逆止门，供汽站阀门一次门前无疏水门，系统阀门均为改建留用的旧阀门，减温减压供汽站处于停运状态。一、二期抽汽母管并列运行，二期抽汽母管汽源为#4机二、四段抽汽；由于#1机为减亏降参数（3MPa,450℃）带20MW负荷运行，一期二三段压力不足0.3MPa，低于母管压力，不能投运，一期抽汽母管由#1炉自用蒸汽供汽，其管道较细供汽量少。稳定工况时抽汽母管压力（0.5-0.8MPa）高于减温水（给水泵密封水压力0.5-0.7MPa）压力，当#4机运行中发生跳机时，抽汽母管压力迅速下降（根据压力曲线最低0.13MPa），此时减温水通过内漏的减温水门经供汽管道进入抽汽母管，与管道内积水、#1炉自用蒸汽混和后作为轴封用汽进入轴封，并经过轴封进入汽缸。此种情况只在二期单台机组运行，且厂房暖汽系统停运的特殊运行方式下才会发生。若两台机组同时运行，#3、4机抽汽母管并列，两台机均向抽汽母管供汽，即使是一台机组跳闸抽汽母管压力变化不大，故不会返水。若暖汽系统投运（冬季），也不会积存冷汽、水。五、暴露问题：1、运行管理工作不细致，对特殊运行方式时存在的问题没有充分认识和采取有效措施，对防范重大事故的措施执行不到位，运行人员处理异常情况的事故预想存在漏洞。运行值班人员发现抽汽母管蒸汽压力波动，温度下降，未采取果断措施，破坏真空，停送轴封，仅仅采取打开疏水门的手段疏水，造成汽机缸温急剧下降；运行值班人员对主要参数监视不到位，发现转子惰走时间明显缩短时未正确判断，采取有效对策，而是常规操作，继续保持真空投盘车，延误了处理时间，扩大了事故。2、入厂煤没有建立主渠道，混配煤跟不上，煤质不稳定；锅炉空气动力场偏差大，运行人员安全生产警惕性放松，思想麻痹大意，燃烧监视、调整不及时，防结焦、掉焦措施不力，以至引发掉焦灭火事故。3、抽汽母管至暖汽系统设计不合理，盲管太长，系统在靠近抽汽母管侧未加装一次门及逆止门，门前无疏水门。4、为