上下缸温差171.2℃，高加疏水倒灌导致机组非停事故分析！

机组编号

停机时间

设备简况：

某电厂1号机组为进口超临界、水氢氢冷机组，额定容量500MW，锅炉为超临界直流锅炉，型号П п--1650-25-545БТ(П-78)，汽轮机为北京全四维动力科技有限公司设计、南京汽轮电机（集团）有限公司制造，型号A550-23.54/540/540。机组配套8、7、6号三台高压加热器，为原俄供设备，加热器汽源分别取自1、2、3段抽汽。

8 号高压加热器，型号为ПВ-1700-37-7 ，水侧额定工作压力37MPa，汽侧额定工作压力6.5 MPa，额定工作温度345℃，水侧流量1700±90  t/h，水侧入口温度为243℃ ，水侧出口温度为270 ℃  。

7 号高压加热器，型号为 Ц В-1700-37-4.5 ，水侧额定工作压力37MPa，汽侧额定工况下工作压力4.5 MPa，工作温度为295℃，水侧流量1700±90  t/h，水侧入口温度为200℃ ，水侧出口温度为243 ℃  。

6 号高压加热器，型号为Ц В-1800-37-2.0，水侧额定工作压力37MPa，汽侧额定工况下工作压力2.0 MPa，工作温度为440℃，水侧流量1700±90  t/h，水侧入口温度为160℃ ，水侧出口温度为200 ℃  。

1 号机组高压加热器疏水方式为8、7、6号高压加热器逐级自流，正常疏水至除氧器，事故疏水至凝汽器。

6 号高加抽汽电动门前安装有油压逆止门及水压逆止门；由于7号高加抽汽取自高缸排汽，未设置抽汽逆止门；8号高加抽汽电动门前安装有水压逆止门。高加保护及连锁设定为任何一台高加水位保护高II值动作，则开启高加入口联程阀保护水门RM546-1、2，开启高加旁路门RL551，关闭高加水侧进出口电动门RL549、RL550，关闭各高加进汽电动门RD540、RD542、RD543。高加跳闸后不联关各抽汽逆止门。

事前工况：

机组负荷452MW，主汽温度544℃，主汽压力24 MPa，再热汽温542.5℃，再热压力2.24 MPa。两台汽动给水泵运行，双引、双送运行。8号高压加热器水位1808mm、抽汽温度327℃、抽汽压力4.66MPa；7号高压加热器水位1716mm、抽汽温度278℃、抽汽压力3.13 MPa；6号高压加热器水位1680mm、抽汽温度449℃、抽汽压力1.33MPa。

事件经过：

8 月5日23时59分，8号高加水位由1800mm出现上涨，8号高加正常疏水调门RN554由64%自动开至98%。7号高加至到6号高加正常疏水门RN555由47%自动开至71.3%，6号高加正常疏水调门RN560由28%自动开至37%，7号高加水位由1700mm涨至1780mm，6号高加水位1680mm无变化。11小机调门由59%开至95%，12小机调门由62%开至99%。高加前给水量由1394t增加至1521t，高加后给水量由1384t降至1254t。

8 月6日00时01分， 8号高加水位达到2580mm，高加水位保护高II值动作，高加入口联程阀保护水门RM546-1、2开启，高加联程阀关闭，给水旁路电门RL551联开，高加水侧出入口电动门RL549、RL550联关，各抽汽电动门联关， 高加跳闸后设计动作正确。 运行人员手动全开6号高加疏水到凝汽器电门RN561，开调门RN562至56%，调整高加水位，避免高加高三值保护动作，同时令巡检核实就地高压加热器液位计，发现8号高加水位继续上升，最高达3960mm，7号高加水位由1780mm涨至2780mm，6号高加水位1680mm涨至1780mm后水位均开始下降。

00 时02分，解除机组AGC，投入机前压力回路。

00 时04分，高加切除后，8号高加水侧出口温度降低7℃，7号高加水侧出口温度升高3℃，6号高加水侧出口温度升高5℃。机组负荷由450MW升至499MW，给水量增至1631t，汽泵调门突升至全开，给水自动跳闸。

00 时07分，三段抽汽温度降至219.2℃，压力升至1.76MPa。

00 时09分，检查两台汽泵给水流量1438t/h，高加后锅炉总给水流量1355t/h，联系检修人员摇严高加水侧出入口阀门RL550、RL549。

00 时10分，给水流量减至1195t，运行人员调整锅炉汽温、负荷。汽机值班员检查主机TSI画面汽轮机振动等参数无异常变化。

00 时14分，检查6、7、8号高加进汽电动门RD540、RD542、RD543全关位，调整各高加水位正常。

00 时14分，一、二流道主汽温度最低分别降至497℃、511℃后回升，检查高中压缸缸温、主机TSI画面振动、轴向位移、各轴瓦金属温度等参数正常。

00 时15分， 检查主机TSI画面2瓦、3瓦振动上涨，检查疏水系统，检查中压缸下缸温度及进汽区温度开始下降，巡检就地检查、核实。

00 时19分，中压缸上缸缸体温度464.9℃，下缸缸体温度293.7℃，上下缸体温差171.2℃，汽轮机轴振大保护动作机组跳闸，最大振动值：主机2瓦X方向振动达到279um、Y方向振动达到222um，3瓦X方向振动达到261um、Y方向振动达到294um。检查主机轴向位移及各轴瓦金属温度正常，运行人员紧急破坏真空，进行停机相关操作。

停机后检修人员检查6、7、8号高压加热器液位计正常（液位计采用差压式液位计）。

原因分析：

1 号机组8号高加管束泄漏，高加疏水水位突升，达到高Ⅱ保护动作值（2580mm)，高加跳闸，6、7、8号高加抽汽电动门自动关闭，8、7号高加疏水自流入6号高加，因其温度高于6号高加疏水温度，加热6号高加内疏水，导致疏水温度上涨至对应压力下的饱和温度，疏水汽化，高加内压力升高。同时由于3抽电动门未关闭到位（后经现场检查确认该阀门未关闭到位，偏差约50mm），导致6号高加内疏水产生的湿蒸汽倒灌至中压缸，中压缸下缸温度降低，上下缸温差增大，中压缸缸体变形，机组振动上升，中压缸上下缸温差增大至170℃，2、3号瓦振动值升高至跳机值，机组振动大保护动作跳机。

暴露问题：

1、 检修质量存在问题，1号机组3抽电动门检修后限位整定存在偏差，导致3抽电动门未能正常关闭到位。

2、 隐患治理不到位，1号机组8号高加2019年已经出现过由于水侧泄漏而导致的停机事件，厂内没有及时对1号机组8号高加管束泄漏问题进行彻底排查治理。

3、 隐患排查不彻底，没有排查出一期机组高加跳闸后不联关抽汽逆止门的逻辑问题。

4 、检修管理不到位，重要阀门检修关键验收点制定不全，没有将重要阀门定限位列入验收项目。检修人员责任心不强，阀门限位整定时未按标准工艺进行整定，导致隐患发生。

5 、运行人员技术培训不到位，监盘不认真，应急处理能力和经验不能满足生产实际需要。高加跳闸后没有及时发现3抽蒸汽温度及压力异常变化的情况，未及时采取有效措施，致使事故进一步扩大。

防范措施：

1、 对泄漏的8号高压加热器进行检修，对泄漏部位周围管束进行全面检查，避免由于管束泄漏汽水吹损、管束碎片撞击造成其它管束损伤。对1号机组所有高压加热器换热管壁厚进行全面检测，修后对高压加热器进行打压试验，确保修后高压加热器不发生泄漏情况。

2 、重新整定 1 号机组三段抽汽电动门RD543开关位限位，确保三段抽汽电动门RD543开关到位，确保其严密性。

3 、完善高压加热器疏水水位高Ⅱ值动作保护逻辑，增加高加跳闸联关抽汽逆止门控制程序。

4 、修编完善重要阀门检修作业文件包，将阀门修后传动定限位工作列入质检计划，并举一反三，对其他检修作业文件进行全面梳理完善。

5 、强化检修管理，落实检修人员岗位职责，提高检修人员责任心，严格考核，确保设备检修质量。

6 、加强运行人员事故预想及应急处理能力培训。

7 、利用本次高压加热器检修机会，对高压加热器内部管束及焊口进行抽检，评估1号机组高压加热器的运行可靠性，根据评估情况，制定后续方案，避免类似泄漏情况发生。

8 、运行部门完善机组保护联锁传动的检查内容，并将检查高加跳闸后保护动作执行情况的内容补充到机组运行规程。

序号

措施内容

责任

部门

1

对泄漏的8号高压加热器进行检修，对泄漏部位周围管束进行全面检查，避免由于管束泄漏汽水吹损、管束碎片撞击造成其它管束损伤。对1号机组所有高压加热器换热管壁厚进行全面检测，修后对高压加热器进行打压试验，确保修后高压加热器不发生泄漏情况。

检修部

2

重新整定 1 号机组三段抽汽电动门RD543开关位限位，确保三段抽汽电动门RD543开关到位，确保其严密性。

检修部

3

完善高压加热器疏水水位高Ⅱ值动作保护逻辑，增加高加跳闸联关抽汽逆止门控制程序。

检修部

4

修编完善重要阀门检修作业文件包，将阀门修后传动定限位工作列入质检计划，并举一反三，对其他检修作业文件进行全面梳理完善。

检修部

5

强化检修管理，落实检修人员岗位职责，提高检修人员责任心，严格考核，确保设备检修质量。

检修部

6

加强运行人员事故预想及应急处理能力培训。

发电部

7

利用本次高压加热器检修机会，对高压加热器内部管束及焊口进行抽检，评估1号机组高压加热器的运行可靠性，根据评估情况，制定后续方案，避免类似泄漏情况发生。

检修部

8

运行部门完善机组保护联锁传动的检查内容，并将检查高加跳闸后保护动作执行情况的内容补充到机组运行规程。

发电部