电厂#4机组除氧器水位异常机组降负荷.docx

1、电厂#4 机组除氧器水位异常机组降负荷一、事件经过2008 年 11 月 2 日 20 时， #4 机组运行， 负荷 173MW， 除氧器水位 1992mm,凝结水泵出口压力 2.4Mpa,高压给水压力 13Mpa,平均床温 913，给煤量100T 机组稳定运行参数正常。20：07：50 监盘发现#4 机凝结水泵 A 出口压力升为 3.25 Mpa、除氧器水位开始下降。20： 08： 00 派副操到就地检查除氧器上水调节门状态， 并开启手动旁路门，派副操到汽机零米检查凝结水系统。20：09：00#4 机开始减负荷，汇报值长#3 机加负荷。联系华新检修。20：10：00 手动关闭三段抽汽电动门及

2、气动门，手动解列#4、5 低加汽侧，开启#6 低加旁路电动门。20： 10： 00 副操汇报除氧器上水调节门开度为全开， 并手动旁路门已全开，无过流声音。20：10：20 副操汇报，就地热井水位满水，凝结水母管压力为 3.25 Mpa。20：11：20 运行 DCS 发现#4 机精处理旁路运行，主路退出运行，旁路调节门已全开。20：12：00 退出 B 凝结水泵备用，关闭出口门。20：12：00 联系热工人员检查。20：13：35 就地检查#4 机精处理调节门前后手动门全开状态，旁路调节门已全开。20： 16： 30 就地手动开启凝结水精处理手动旁路门， 凝结水流量开始增加。20：16：41

3、启动 B 凝结水泵，开启出口电动门。20：17：35 除氧器水位降至 414 mm20：18：00 低水位联跳 A 给水泵。此时汽包水位降至-270 mm，手动 MFT。20：18：30 机组负荷最低降至 28MW。20：21：00 除氧器水位升至 1850 mm，给水泵具备启动条件，启动 B 给水泵，给锅炉上水。20：24：00 启动给煤机，开始加负荷20：25：00 停运 A 凝结水泵20：48：00 负荷升至 100MW。二、事故原因1.凝结水精处理压差高保护动作后，自动启动旁路系统，实际出口手动门传动杆连接键已从键槽内脱离，阀门手轮操作时，门杆不动，阀门未打开；造成精处理切除后，自动旁

4、路投入运行时，凝结水至除氧器上水中断，除氧器水位低，联跳给水泵；2.运行人员监盘不认真，未及时发现凝结水精处理自动切换到旁路系统；3.精处理反冲洗系统定期工作不能满足设备要求，以致精处理压差高，保护动作切除运行系统。4.运行人员在机组运行出现异常的情况下，分析判断不准确，没有根据运行参数做出及时准确有效的处理。5.凝结水精处理旁路出口手动门故障后，运行巡检检查未及时发现。6.运行操作风险预控措施不到位，事故发生后不能及时监控操作画面，发现事故现象、原因。7.运行人员对设备、系统不清楚，没有及时开启精处理旁路系统门。三、暴露问题1.机组试运行期间未投入精处理系统，设备存在隐患和缺陷未及时暴露。2

5、.运行监盘精细度不够，精处理系统解列未及时发现。3.凝结水精处理保护报警系统设计不完善， 精处理压差高保护动作不报警，直接切跳系统，画面报警存在缺陷。4.运行人员运行经验不足，事故判断能力较差，事故预想不足。5.给水泵保护定值设置不合理（除氧器水位升至 1850 mm，允许启给水泵水位点太高。 ） ，保护定值不合理应重新修订。6.检修人员风险预控意识不强，事故判断分析能力不足，未及时查找到设备缺陷原因。7.设备可靠性差，汽机专业未及时试投精处理旁路系统。8.设备故障后，巡检未能及时发现旁路门设备缺陷。四、防范措施1.对未投运设备及系统应在专业主管监护下操作、试运。2.加强 DCS 画面保护报警

6、管理，精处理保护动作需设置报警。对不合理保护定值进行修订，保证机组及设备安全运行。3.加强运行人员技术培训，提高操作人员分析判断能力、完善事故预想和风险预控措施。4.加强检修管理，提高检修人员事故判断能力，及时、准确判断缺陷，保证缺陷及时处理，提高设备的健康水平。5.加强设备点检，及时发现设备缺陷、隐患予以消除，加强设备可靠性管理。6.设备技术部、发电运行部对4 机未试运设备、系统进行排查，安排逐步试运；发现问题及时安排处理。7.设备技术部、发电运行部重新调整修正精处理系统反冲洗定期工作。8.发电运行部专业主管加强定期工作管理和监督。9.发电运行部加强人员业务学习，提高运行人员巡检水平，及时发现设备缺陷。10.组织全体运行人员学习本次事故，举一反三，提高运行人员监盘事故判断能力。