电厂#4机汽封进水事故通报.docx

1、电厂#4 机汽封进水事故通报【事故经过】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“炉膛压力高值”（先负后正，-1919pa、3177 pa） ，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。6KV 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

2、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 1118A 之间摆动， 就地电流在 1424 A 之间摆动， 测大轴挠度#1/2 瓦为 90/120m。19:57 中压下缸内壁温度急剧

3、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

4、.5A） ，测大轴挠度：#1 瓦 50m（原始值 35m） ，#2 瓦 150m（原始值50m） 。 连续盘车后， 12:40 大轴挠度恢复正常值 （#1 瓦 40m， #2 瓦 70m） ，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 7m，轴振 11m；#2 瓦瓦振 15

5、m，轴振 33/30m；#3 瓦瓦振9m，轴振 38m。16:18 升速，16:22 转速升至 1000r/min 中速暖机。振动情况：#1 瓦瓦振6.7m，轴振 12.7m；#2 瓦瓦振 34.4m，轴振 52/38m；#3 瓦瓦振 7m，轴振 29m。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 22.5m， 轴振 34m； #2 瓦瓦振 14.9m，轴振 126/78m；#3 瓦瓦振 60.5m，轴振 109m。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。

6、18 日 1:26， 参数额定， 带负荷至 150MW， 振动情况： #1 瓦瓦振 12.7m，轴振 14.8m；#2 瓦瓦振 12.2m，轴振 63/38m；#3 瓦瓦振 36m，轴振81m。机组正常运行。【事故原因】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