一起汽轮机进水事件原因分析

李衍平

(华电国际电力股份有限公司莱城发电厂，山东 济南 271100)

0 引言

某火力发电厂1 号机组为俄罗斯进口超临界、水-氢-氢冷机组，额定容量500 MW，锅炉为Пп-1650-25-545БТ(П-78)型超临界直流锅炉，汽轮机采用的是北京全四维动力科技有限公司设计并由南京汽轮电机(集团)有限公司制造的A550-23.54/540/540 型汽轮机。机组配套3 台高压加热器，为俄方原供设备，加热器汽源分别取自1～3段抽汽。

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和水压逆止门；7 号高加抽汽取自高压缸排汽，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1 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，分别关闭高加进汽电动门RD540，RD542，RD543。

1 事前工况

1 号机组负荷452 MW，主汽温度544 ℃，主汽压力24 MPa，再热汽温542.5 ℃，再热压力2.24 MPa。2 台汽动给水泵运行，双引、双送运行。8 号高压加热器水位1 808 mm，抽汽温度327 ℃，抽汽压力4.66 MPa；7 号高压加热器水位1 716 mm，抽汽温度278 ℃，抽汽压力3.13 MPa；6 号高压加热器水位1 680 mm，抽汽温度449 ℃，抽汽压力1.33 MPa。

2 事件概述

2020-08-05T23:59，8 号高加水位从1 800 mm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6 号高加的正常疏水门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1 700 mm 涨至1 780 mm，6 号高加水位1 680 mm，无变化。11 小机调门由59 %开至95 %，12 小机调门由62 %开至99 %。高加前给水流量由1 394 t/h 增加至1 521 t/h，高加后给水流量由1 384 t/h 降至1 254 t/h。以上现象表明高加存在泄漏。

2020-08-06T00:01，8 号高加水位升高至2 580 mm，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，给水旁路电动门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，高加跳闸后各动作正确。运行人员手动全开6 号高加疏水到凝汽器电动门RN561，开调门RN562至56 %，调整高加水位，避免高加高III 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3 960 mm，7 号高加水位由1 780 mm 涨至2 780 mm，6 号高加水位1 680 mm 涨至1 780 mm 后，水位均开始下降。

00:02，解除机组自动发电控制(automatic generation control, AGC)，投入机前压力回路。

00:04，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450 MW升至499 MW，给水流量增至1 631 t/h，汽泵调门突升至全开，引起给水自动跳闸。

00:07，3 段抽汽温度降至219.2 ℃，压力升至1.76 MPa。

00:09，检查2 台汽泵给水流量1 438 t/h，高加后锅炉总给水流量1 355 t/h，联系检修人员摇严高加水侧出入口阀门RL550，RL549。

00:10，给水流量减至1 195 t/h，运行人员调整锅炉汽温和负荷。汽机值班员调取主机TSI 画面检查汽轮机振动等参数，未发现异常变化。

00:14，检查6 ～8 号高加进汽电动门RD540,RD542，RD543，处于全关位，调整各高加水位正常。

00:14，一、二流道主汽温度分别降至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均正常。

00:15，检查主机TSI 画面，发现2 瓦、3 瓦振动上涨；检查疏水系统及中压缸，发现下缸缸体温度及进汽区温度开始下降，巡检就地检查、核实。

00:19，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，机组跳机。最大振动值：主机2 瓦x方向振动达到279 μm，y 方向振动达到222 μm；3 瓦x方向振动达到261 μm，y 方向振动达到294 μm。检查主机轴向位移及各轴瓦金属温度均正常，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 ～8 号高压加热器差压式液位计，液位显示正常。

3 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(2 580 mm)，高加跳闸，6 ～8 号高加抽汽电动门自动关闭，7，8 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，致6 号高加疏水温度持续升高，直至对应压力下的饱和温度，疏水汽化，高加内压力随之升高。

同时，检查确认3 段抽汽电动门未关闭到位，存在约50 mm 偏差，导致6 号高加内疏水产生的湿蒸汽倒灌至中压缸，中压缸下缸温度随之降低，上下缸温差因此增大，致中压缸缸体变形，导致机组振动增大。当中压缸上下缸温差增大至170 ℃时，2，3 号瓦振动值升高至跳机值，机组振动大保护动作随即跳机。

4 存在问题

(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年已经出现过水侧泄漏导致的停机事件，厂内未及时对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。没有排查出一起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，未将重要阀门定限位列入验收项目；检修人员责任心不强，在阀门限位整定时未按标准工艺进行整定，导致隐患实质化。

(5) 运行人员技术能力不足。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。高加跳闸后未及时发现3 段抽汽蒸汽温度及压力的异常变化情况，未及时采取有效措施，致使事故进一步扩大。

5 处理及预防措施

(1) 全面检修高压加热器。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、管束碎片撞击等造成其他管束损伤。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再发生泄漏。同时，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，并根据评估情况，制定后续方案，杜绝类似泄漏问题。

(2) 修改设计整定值。重新整定1 号机组3 段抽汽电动门RD543 开关位限位，确保3 段抽汽电动门RD543 开关到位，确保其严密性。

(3) 完善高加控制程序。进一步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) 升级阀门检修文件包。升级并完善涉及重要阀门的检修作业文件包，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和完善。

(5) 完善运行规程。运行部门要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要求补充到机组运行规程中。

(6) 加强检修管理和培训。加强检修管理工作，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，同时加强运行人员事故预想和应急处理能力培训。