经验哦！四起电厂高加事故案例分析

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法律顾问：张友全 律师

正文：

经验哦！四起电厂高加事故案例分析

案例一：某电厂#2机组#3高加泄漏介绍：某发电公司#2机组为300MW直接空冷机组，2011年5月30日，负荷250MW-270MW之间，#3高加发生内漏，由于高加水侧出口电动门关闭不严，无法与系统彻底隔离，经中调批准，停机检修。

案例二： 某电厂#2机组#3高加泄漏：#2机组为600MW直接空冷机组，2011年4月23日负荷500MW至520MW之间，#3高加发生内漏，因高加水侧出口电动门及入口注水门关闭不严，无法单独隔绝高加进行堵漏处理，当时由于线路原因没有能申请下立即停机处理，4月25日17：00调度下令#2机开始滑停，机组停运处理高加泄漏。

案例三： 某电厂#1机组#3高加泄漏：#1机组为哈汽660MW超临界空冷机组，6月6日机组负荷520MW，高加就有内漏迹象，到6月7日晨判断高加泄漏，隔绝高加系统，未停机，完成高加泄漏处理。  

图11：泄漏管束位置（ 堵头泄漏是最常见的泄漏 ）

机组解列原因：高加出口电动闸阀为美国阿德伍德－莫利尔公司产品，生产序列号为51586－B，结构为平行双阀瓣。入口侧阀瓣密封面轻微冲刷，且有数道深达0.03－0.10mm的纵向拉痕。不能严密隔断给水，导致高加水侧一直过水带压，无法彻底与系统隔离，是造成停机检修的主要原因。

图12：闸阀阀瓣入口侧密封面外观图     

图13：出口电动闸阀结构图

1．#3高加泄漏的原因分析： 三个高加中，#3高加水侧、汽侧进口温度差为最高，进汽温度也是最高的，一般要超过430℃，汽、水侧压差也居三台高加之首，另外由于加热器的疏水是逐级自流的，#3高加的疏水量最大，疏水量变化也易最大，运行中出现大幅度变工况时，水位难以控制，易形成水位剧烈波动现象，水位低时就会使进汽直接冲刷蒸汽冷却段外围的管道，另外在疏水冷却段下游形成两相流。大多数高加换热管采用碳钢管，一般来说碳钢管的使用温度上限是430℃，如果投入#3高加时是先投汽侧后投水侧就会在高加换热管上出现温度超出碳钢管允许的温度分布情况，为避免这种情况发生高加投入要必须采用先投水侧，再投运汽侧，靠流动的给水带走热量，改善换热管壁上的温度分布状况；如水侧走旁路，高加汽侧就要确保不进汽，不使碳钢管超温。

换热管进口端泄漏，主要是给水进口端侵蚀造成，其产生侵蚀原因：一般认为给水温度在120到200℃时，管内壁形成氢氧化亚铁Fe(OH)2：Fe+2H2O=Fe(OH)2+H2氢氧化亚铁Fe(OH)2这层氧化膜结构疏松，易被水冲刷掉，蚀坑就是由于这种氧化膜不断产生，又不断冲刷而形成的。而当给水温度高于200℃时，管内壁会形成硬性四氧化三铁Fe3O4氧化膜，它能对管壁起保护作用，其化学反应式：3Fe+4H2O=Fe3O4+4H2；#3高加水侧入口处运行中正是处于120～200℃温度范围。

综上所述，#3高加的工作环境较恶劣，易出现失效和泄漏。

2．运行中的防范措施

（1）机组正常运行中高加的出水温度、进出水温差、加热器上、下端差是判断高加运行是否正常的主要参数，另外高加的疏水阀的开度和水位也是重要监视点。在一定机组负荷下，抽汽量和疏水量都是一定的，如果运行中发现疏水调门的开度比相同负荷下正常开度有所增大，而且是稳定的，给水泵流量(或勺管开度)增大，但是汽包水位正常，则多余的水必定是从管子泄漏出来的给水，此时不要等加热器壳侧满水或高水位保护动作再停加热器，而应立即停用加热器，进行查漏堵漏，以防止泄漏处高压给水冲刷相邻的管子，发生继发性损坏。高加上端差反映高加的加热效果，下端差反映高加水位设置的是否合理，下端差（5.6至8℃一般为正常值，具体根据各厂实际情况而定）偏离正常值太多时，要与疏水阀开度结合起来判断高加内漏的情况；运行中一定负荷下，各段抽汽压力和温度高于设计值过多，不但会造成换热管的泄漏、降低高加的使用寿命，也从另一方面反映了汽机通流部分有汽流短路现象，造成汽机内效率的降低，并且危害人身、设备安全。

（2）监视给水的pH值和含氧量，防止高压加热器腐蚀损坏，正常运行中无铜的水侧系统环境中pH值一般在9.0到9.6之间，含氧量要求<7μg/L。

（3）机组负荷大范围变动（尤其是快速降负荷趋势，如RB、甩负荷时）时注意给水压力、温度的变化，换热管和端部管板此时可能出现焊缝处裂纹或渗漏，如运行中出现此类工况而且给水温降率超出1.8℃/min（快速升负荷时超出3℃/min）需要进行统计此过程时间和超过温度变化率的幅度；另外对于投、停运高加中温升率和温降率超限也要记录和统计，以便评估高加的寿命和为日后分析高加泄漏做好基础性工作。

（4）检查机组保护逻辑，是否有机组跳闸后连停高加，这样可以防止高加换热管束受到事故停机后的冷冲击。

（5）对比就地水位、DCS远方监视水位和参与控制的水位，防止出现虚假水位以及水位测量中出现的温度补偿不到位的情况，长期依靠虚假水位造成的低水位运行，会造成两相流冲击下游部件，运行中如果出现低水位运行而自动又不能满足工况变化的要求，在热控人员处理期间，就需要临时手动调节好水位。

3．高加及附属设备的检修工作中有关防止泄漏的措施

（1）高加进出口电动门（包括注水门）、抽汽电动门检修后一定要确保严密，门口的型线要精细研磨，并经验收合格。在炉侧注水查漏时可以通过给水走旁路来监视高加水侧压力以确保高加水侧进出口门的严密性，针对高加本体泄漏进行不停机处理。

（2）高加的汽、水侧安全门在检修中和调试前必须校验合格；抽汽逆止门检修中严格按作业指导书或检修文件包执行，检修后要测试其关闭时间（要求小于3S，控制<1S），运行中定期做抽汽逆止门活动试验；针对高加事故疏水和正常疏水控制阀的检修严格按作业指导书或检修文件包执行（如针对裂纹的检查），检修后漏流量必须严控。如果事故疏水阀不严密，将导致水位无法正常建立，从而导致进汽直接冲刷换热管道，造成过热蒸汽冷却段管束振动、与支撑管板摩擦，加剧高加内漏；另外对疏水阀及其后管道、弯头的两相流的冲击也会造成外漏；所以说事故疏水阀的严密与否是造成高加内漏的间接因素，检修、安装和调试过程中要严密关注该阀的状况。

（3）对于疏水管道弯头部位（容易出现两相流区）适当采用厚壁不锈钢管，并定期检验其壁厚；高加换热管的弯管处壁厚在每次B级及以上的检修中都应是必做的项目（尤其是立式高加）。

（4）检修中对于泄漏的管板处和管道内漏流的处理要慎重，对于是采用堵管还是焊接管板处渗漏也要综合判断，根据查漏的状况，漏量的多少决定是否要对漏管的周边换热管进行预防性堵管，堵管的堵头要与管材一致，最好采用厂家原配专用堵头，在堵管前应查清管束泄漏的型式及位置，并据此选用合适的堵管方式及工艺，做好热处理工作防止出现局部残余应力。为保证堵管质量，高加被堵管的端头部位一定要经过良好的处理，使管孔或管板孔圆整、清洁，与堵头有良好的接触面.对焊后和堵管后的管板处必须进行逐层（含各机加工后的堆焊层）100%MT或100%PT检查；另外对之前经历过高加大幅度温度变化的高加也要进行管板处探伤检验。

（5）高加停运，应保证放空气系统正常工作和采取有效的防腐措施，通常可根据停用时间长短及具备的条件，采用充水或充氮和水侧充氨的保养方法。

（6）对于曾经出现过过热蒸汽冷却段管束泄漏的情况的机组，应结合大小修，加强对同类卧式高压加热器热交换管进行定期检查，尤其是最外面两层管排，发现有泄漏、减薄、变形的管子要及时采取措施，避免管排发生持续性损坏。

案例四高加泄漏导致邻近抽汽倒灌冷汽，汽机最终振动大跳闸

1  设备简况

某电厂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。

 

2  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。

 

3  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）。

 

4  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。

 

5  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。

 

6  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。

 

7  附图

图1 1号机组跳闸曲线1

图2 1号机组跳闸曲线2

图3  1号机组跳闸曲线3  

图4 1号机组跳 闸SOE记录

图6  1号机组跳闸时中压缸上下缸温差  

图7 1号机组汽轮机振动情况

图8 1号机组高加疏水系统图

图9  1号机组高加系统图

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