除氧器安全阀超压动作事故分析

一起600MW机组四抽至除氧器逆止门不严事件浅析

一起600MW机组四抽至除氧器逆止门不严事件浅析摘要：随着我国大容量发电机组投运时间越来越长，电厂设备的可靠性逐渐下降，一些隐性的设备隐患逐步显现，造成了设备的损坏或者机组的非停，影响了电厂的安全稳定运行。

本文分析了某厂由于四抽至除氧器逆止门不严而造成的机组非停事件，对于同类型厂也可能存在的同样隐患，以本文分析的事故为鉴，及时排查设备缺陷，可以有效避免同类型事故发生。

关键词：四抽；除氧器；逆止门；隐患一、事件经过事发前，某厂 1号机组负荷605MW，机组CCS、AGC投入，1A、1B引、送风机、一次风机运行，1A、1B汽泵运行，小机汽源由四段抽汽带，参数0.87Mpa、342℃，蒸汽量93.6 T/H。

电泵备用，省前流量1888T/H。

02:47:06，1号机组DCS显示1B引风机“电气回路故障”，1B引风机跳闸、1B送风机联锁跳闸，RB动作，机组控制方式从“协调”方式自动切至“汽机跟随”。

02:51:49，省前流量低至300T/H（省前流量小于600.2T/H，三取二延时10秒），触发锅炉MFT，汽轮机跳闸，发电机解列。

二、原因分析1B引风机电机二次电缆接地导致差动保护动作，造成引风机跳闸RB动作。

RB动作后由于减负荷速度快，除氧器内水的蒸发汽化过程延缓了除氧器内的压力下降，形成除氧器压力大于四抽压力情况，又因为四段抽汽至除氧器逆止门不严导致除氧器低温汽源倒入四抽至小机供汽管道，引起小机出力降低，锅炉MFT。

RB工况下除氧器温度压力变化趋势该公司小机供汽流程为：四段抽汽经四抽1号逆止门、四抽电动门、四抽2号逆止门、四抽至小机供汽逆止门、四抽至小机供汽电动门供小机用汽；辅汽联箱来汽经辅汽至小机供汽电动门、辅汽至小机供汽逆止门并入四抽至小机供汽电动门后给小机供汽。

四抽供除氧器供汽从四抽2号逆止门后经四抽至除氧器电动门、四抽至除氧器逆止门供除氧器用汽。

小机蒸汽流程图该公司小汽轮机为东方汽轮机厂产品，型号为G16-1，该公司《G16-1.0型锅炉给水泵汽轮机产品使用说明书》规定工作汽源和备用汽源之间采用外切换的方式。

八除氧器的事故处理

八、除氧器的事故处理
• 除氧器水位下降
– 原因： • 锅炉管道泄漏或系统管道阀门泄漏。 • 凝结水减少或中断。 • 炉水不合格，排污门开的过大。 • 除氧器上水调门“自动”失灵或旁路门开度偏小。
– 处理： • 除氧器水位降低较快，应立即降低机组负荷，并到就地对照水位避免出现假水位，确认水位下降时应立即检查并加大除氧器进水流量，使之与给水流量相适应，并注意监视凝汽器水位。 • 若水位调节门失灵，应立即切为手动或旁路进行调整。 • 凝结水流量减少时，应立即检查凝结水压力、凝泵电流等情况，注意凝汽器水位，必要时投入备用泵运行。 (注意凝结水精处理阀门位置是否正确)。 • 锅炉泄漏时，应加大补水量，维持除氧器水位，做好停机准备。 • 水位降低至低Ⅱ值，应联跳前置泵及给水泵，若不联跳时，要立即手动停止给水泵运行。
八、除氧器的事故处理
• 除氧器水位升高
– 原因： • 除氧器上水调门自动失灵。 • 除氧器水位指示不正常。 • 给水量突减。
– 处理： • 除氧器水位升高较快，应立即手动调小除氧器进水流量，使之与给水流量适应，若水位自动调节失灵，应切为手动或旁路调整。 • 除氧器水位升高至高I值时，除氧器溢流电动门应自动开启，若水位仍不下降，应立即开启除氧器事故放水门。 • 水位继续升高至高II值时，除氧器事故放水门自动开启，否则手动开启。 • 水位继续升高至高III值时，检查四抽至电动门应自动关闭，否则手动关闭。 • 水位变化较大时，应到就地对照水位避免出现假水位，如出现假水位，水位自动应切换为手动进行调整。
出现，将联关四抽至除氧器逆止门、电动门，解列除氧器汽侧。（高 Ⅲ值定值2600mm） – 水位低Ⅰ值1850mm闭锁前置泵及电泵启动。 – 水位低Ⅰ、Ⅱ值开关量同时出现或低Ⅱ值开关量与低Ⅱ值模拟量同时出现，将联跳前置泵、汽（电）泵。（水位低Ⅱ值定值600mm）

浅析电厂除氧器故障引发机组跳闸事故

浅析电厂除氧器故障引发机组跳闸事故一、设备简介某电厂一机组机组汽轮机为亚临界、一次中间再热、单轴、四缸、四排汽凝汽式汽轮机；锅炉为亚临界一次中间再热、强制循环汽包炉。

DCS控制系统为分散控制系统。

主设备临修后点火，7小时后汽轮机挂闸，并且机组正常并网发电。

二、事件经过机组启动过程中，事故前机组负荷126MW，主汽压力7.3MPa，主蒸汽温度429℃，电动给水泵运行，汽动给水泵运行，并备用一汽动给水泵。

除氧器水位2146mm。

正常运行13小时后，运行人员开启四段抽汽至除氧器电动门，进行除氧器供汽汽源的切换。

一分钟后，第三路除氧器水位开始产生波动，5秒钟后第二路除氧器水位开始产生波动，三个除氧器水位测量值分别为：2164mm，2686mm和2460mm，除氧器水位的三个测量值两两偏差大于200mm，三取二逻辑模块判断除氧器水位测量值不可信，变为坏点，三取二水位信号输出为0。

除氧器水位低于950mm 保护动作值时，除氧器水位低保护动作，触发电动给水泵和汽动给水泵跳闸，锅炉MFT动作，机组跳闸，首出为“给水泵全停”。

故障发生后热工人员对除氧器水位变送器一次门、二次门、排污门开关位置进行了认真检查，各门位置并无渗漏现象。

对测量回路做电磁干扰测试，除氧器水位测量正常。

45分钟后，解除除氧器水位低跳给水泵保护信号，并锅炉重新点火，4小时后，机组并网发电。

在除氧器汽源切换过程中，做除氧器扰动试验，除氧器压力发生波动，但除氧器水位基本稳定在2146mm，无明显波动，未重现前一次除氧器水位波动现象。

三、原因分析1、事故直接原因分析除氧器供汽汽源由辅助蒸汽切至四段抽汽时除氧器内局部压力波动，导致同一取样点的除氧器水位第二路和第三路测量变送器正压侧取样平衡罐内的恒定压力降低，差压变小，出现虚假测量，第二路和第三路的测量水位瞬间升高，（第2路和第3路除氧器水位所用的平衡罐位于同一取样管两侧，在受到外界压力干扰时，两侧的平衡罐内的恒定压力波动不一致，引起同一取样点的第2路和第3路除氧器水位出现偏差），在16秒内引起除氧器水位三取二信号偏差大于设定值200mm，三取二逻辑模块判断除氧器水位测量值不可信，变为坏点，三取二水位信号输出为0，除氧器水位低于950mm保护动作值时，除氧器水位低保护动作，触发电动给水泵和22汽动给水泵跳闸，锅炉MFT动作，机组跳闸，是造成这次2号机组跳闸的直接原因。

联合循环中除氧器超压问题的分析及处理

联合循环中除氧器超压问题的分析及处理摘要：针对联合循环初期出现的除氧器超压、汽机超温等问题提出了用修改温控线方法予以解决，同时对修改温控线后燃气轮机运行情况作了简单的讨论。

关键词：燃气轮机联合循环控制调峰传热龙湾燃机电站300 MW联合循环发电设备，由2台100 MW等级燃气轮机、2台额定蒸发量为177t／h的单压余热锅炉及1台100 MW纯凝汽式汽轮机组成，其中燃气轮机及汽轮机由GE供货，控制系统为GEMARKV，2台余热锅炉由比利时CMT供货，公用1台除氧器。

联合循环机组分别于1999年4月15日开始调试至5月13日止72 h加24 h 满负荷试运结束，5月14日投入试生产。

本文就联合循环调试中出现的除氧器超压问题进行讨论。

1 问题的提出龙湾电厂余热锅炉，为单压、强制循环锅炉，垂直布置。

在锅炉尾部布置了低压蒸发器与除氧器构成低压强制循环，除氧器为内置除氧式，设计工作压力0．42 MPa，最高0．5 MPa，余热锅炉投入运行后发现除氧器压力不断升高，若对烟气档板进行调节，开度小时，虽能降低除氧器压力，但锅炉升压速度太慢；按正常的升压速度，即使全开除氧器至凝汽器进行泄压，除氧器压力仍然在0．5 MPa左右，安全门经常动作，降低燃气轮机负荷亦无效，运行调整困难。

当联合循环进入整套启动调试阶段，燃机负荷在35 MW至75 MW对应联合循环出力在220 MW的范围内，除氧器压力仍然超限。

当时包括外方在内的专家提出许多措施，如增加除氧器至凝汽器排放容量、减少低压循环泵流量（加节流孔）牺牲排烟温度以减少低压蒸发器吸热等措施，因种种原因未能实施，直到联合循环工程验收时仍作为遗留问题之一。

2 原因分析2．1 余热锅炉的传热特性传热特性就是燃机负荷（输入燃料量）不变情况下，燃机（改变进口导叶）排气温度变化时余热锅炉各受热面吸热变化情况。

图1是工质温度随流程的变化规律，方框部分的大小表示各受热面的吸热量，D 是窄点（pinch point），表示高压蒸发器出口烟温与汽包饱和温度之间的传热温差，工况变动时该传热温差基本不变，当燃机排气温度变化时燃气温度线挠D点转动。

安全阀事故分析

摘要：分析了锅炉安全阀阀门漏泄、阀体结合面渗漏、冲量安全阀动作后主安全阀不动作、冲量安全阀回座后主安全阀延迟回座时间过长以及安全阀的回座压力低、频跳和颤振等常见的故障原因，并针对故障原因提出了解决方法。

关键词：安全阀冲量安全阀主安全阀1、前言安全阀是一种非常重要的保护用阀门，广泛地用在各种压力容器和管道系统上，当受压系统中的压力超过规定值时，它能自动打开，把过剩的介质排放到大气中去，以保证压力容器和管道系统安全运行，防止事故的发生，而当系统内压力回降到工作压力或略低于工作压力时又能自动关闭。

安全阀工作的可靠与否直接关系到设备及人身的安全，所以必须给予重视。

2、安全阀常见故障原因分析及解决方法2.1、阀门漏泄在设备正常工作压力下，阀瓣与阀座密封面处发生超过允许程度的渗漏，安全阀的泄漏不但会引起介质损失。

另外，介质的不断泄漏还会使硬的密封材料遭到破坏，但是，常用的安全阀的密封面都是金属材料对金属材料，虽然力求做得光洁平整，但是要在介质带压情况下做到绝对不漏也是非常困难的。

因此，对于工作介质是蒸汽的安全阀，在规定压力值下，如果在出口端肉眼看不见，也听不出有漏泄，就认为密封性能是合格的。

一般造成阀门漏泄的原因主要有以下三种情况：一种情况是，脏物杂质落到密封面上，将密封面垫住，造成阀芯与阀座间有间隙，从而阀门渗漏。

消除这种故障的方法就是清除掉落到密封面上的脏物及杂质，一般在锅炉准备停炉大小修时，首先做安全门跑砣试验，如果发现漏泄停炉后都进行解体检修，如果是点炉后进行跑砣试验时发现安全门漏泄，估计是这种情况造成的，可在跑砣后冷却20分钟后再跑舵一次，对密封面进行冲刷。

另一种情况是密封面损伤。

造成密封面损伤的主要原因有以下几点：一是密封面材质不良。

例如，在3～9号炉主安全门由于多年的检修，主安全门阀芯与阀座密封面普遍已经研得很低，使密封面的硬度也大大降低了，从而造成密封性能下降，消除这种现象最好的方法就是将原有密封面车削下去，然后按图纸要求重新堆焊加工，提高密封面的表面硬度。

某热电厂高压除氧器蠕炸事故案例分析

某热电厂高压除氧器蠕炸事故案例分析(一)事故概况1986年11月27日10时26分，吉林热电厂高压除氧器发生爆炸，造成2人死亡，2人受伤。

1981年5月5日该厂对除氧器大修时，为了改善进入除氧器水箱内部的作业人员的劳动条件，在水箱北侧开一方形孔。

大修中对除氧器的原始焊缝进行全面检查时，处理了检查中发现的许多缺陷，但对挖补的方孔焊缝没有检查，也未按要求进行水压试验，在以后的几年里也未按《压力容器安全技术监察规程》规定进行定期检验和水压试验，因而留下了严重的事故隐患。

1986年11月27日10时26分，在进行除氧器第二组重锤式安全阀定压时，2名操作人员用木杆将第一组安全阀顶住，班长监视除氧器头上的压力表，井指挥另1名操作人员操作排气门。

当压力表指示到0.96MPa时，值班副班长用手轻抬重锤，安全阀出现排气声，就在这一瞬间，2号除氧器水箱北侧原挖补处破裂，喷出大量汽水，将13. 5m处水泥平台击穿一个大洞，部分热水喷射到距离破裂处3m 远的北墙上，再反射到17m平台，将平台上的3个人烫伤。

(二)事故原因分析1. 事故后发现，破裂处的焊缝(厚度1Omm)有2/3未焊透，有的部位未焊透竟达4/5，钢板对接焊缝也未开坡口。

2.大修中随意改造压力容器，也未按要求进行检查和进行水压试验，留下事故隐患。

(三)预防同类事故的措施1. 加强法制观念，树立生产经营单位的安全责任主体意识，严格执行压力容器安全技术法规，严禁私自设计、改制或自制压力容器。

2. 加强管理，必须由具有相应资质的检验单位按规定对压力容器进行定期检验和水压试验。

3. 对压力容器的修理、改造工作，必须经过有关部门的批准。

乙调试安全阀，必须严格制定和执行调试工艺与操作规程，严禁违章操作。

安全阀事故分析

摘要：分析了锅炉安全阀阀门漏泄、阀体结合面渗漏、冲量安全阀动作后主安全阀不动作、冲量安全阀回座后主安全阀延迟回座时间过长以及安全阀的回座压力低、频跳和颤振等常见的故障原因，并针对故障原因提出了解决方法。

关键词：安全阀冲量安全阀主安全阀1、前言安全阀是一种非常重要的保护用阀门，广泛地用在各种压力容器和管道系统上，当受压系统中的压力超过规定值时，它能自动打开，把过剩的介质排放到大气中去，以保证压力容器和管道系统安全运行，防止事故的发生，而当系统内压力回降到工作压力或略低于工作压力时又能自动关闭。

安全阀工作的可靠与否直接关系到设备及人身的安全，所以必须给予重视。

2、安全阀常见故障原因分析及解决方法2.1、阀门漏泄在设备正常工作压力下，阀瓣与阀座密封面处发生超过允许程度的渗漏，安全阀的泄漏不但会引起介质损失。

另外，介质的不断泄漏还会使硬的密封材料遭到破坏，但是，常用的安全阀的密封面都是金属材料对金属材料，虽然力求做得光洁平整，但是要在介质带压情况下做到绝对不漏也是非常困难的。

因此，对于工作介质是蒸汽的安全阀，在规定压力值下，如果在出口端肉眼看不见，也听不出有漏泄，就认为密封性能是合格的。

一般造成阀门漏泄的原因主要有以下三种情况：一种情况是，脏物杂质落到密封面上，将密封面垫住，造成阀芯与阀座间有间隙，从而阀门渗漏。

消除这种故障的方法就是清除掉落到密封面上的脏物及杂质，一般在锅炉准备停炉大小修时，首先做安全门跑砣试验，如果发现漏泄停炉后都进行解体检修，如果是点炉后进行跑砣试验时发现安全门漏泄，估计是这种情况造成的，可在跑砣后冷却20分钟后再跑舵一次，对密封面进行冲刷。

另一种情况是密封面损伤。

造成密封面损伤的主要原因有以下几点：一是密封面材质不良。

例如，在3～9号炉主安全门由于多年的检修，主安全门阀芯与阀座密封面普遍已经研得很低，使密封面的硬度也大大降低了，从而造成密封性能下降，消除这种现象最好的方法就是将原有密封面车削下去，然后按图纸要求重新堆焊加工，提高密封面的表面硬度。

电站安全阀事故案例分析资料

2020/9/18
2
某电厂电站安全阀运行
接二连三出现故障
2009年06月11日，#3机负荷600MW，汽包压力19.15MPa，主汽压力17.3MPa，汽包左前安全阀误启座（整定压力19.82MPa），后机组降压运行安全阀回座，经现场确认该安全阀下调整螺钉被启座时冲出的蒸汽冲掉，上调整螺钉退出约10mm，且启座过程中的振动使下调整环跑位，安全阀回座压力改变，由于运行中无法对安全阀进行调整，为防止安全阀的再次启座而无法回座，已申请将#3炉汽包左侧前部安全阀退出运行。
安全阀事故案例分析
2020/9/18
张传虎电力行业电站阀门标委会
1
某电厂电站安全阀运行
接二连三出现故障
2009年06月10日，#4机负荷600MW，汽包压力18.93MPa，主汽压力 17.15MPa,1#过热器出口安全阀误启座（整定压力18.44MPa），汽包虚假水位瞬间上升至277mm,锅炉灭火,汽机跳闸。
小修机组停炉过程中进行（不做全行程
放汽试验，只做热态校验）；
2020/9/18
8
某电厂因除氧器安全阀
排汽量小造成除氧器爆炸
1981年某电厂发生7号机组(200MW)除氧器爆炸事故。1981年1月11日，7号机组正常运行负荷200MW，在除氧器水位低的情况下，补充大量低温水，运行人员违反规程采用2.4MPa压力的二段抽汽加热(要求负荷大于150MW采用三段抽汽)，当停止大量补水后，未关闭汽源，造成了除氧器超压，安全门虽然动作，但排汽量小于进汽量，压力继续升高，致使除氧器爆炸。事故造成设备和厂房严重损坏，并造成9人死亡，5人受伤。
2020/9/18
3
某电厂电站安全阀运行

除氧器爆炸事故应急处置方案(公司生产安全事故应急处置方案)

除氧器爆炸事故应急处置方案1 事故风险分析1.1 事故类型：除氧器爆炸。

1.2 事故发生的区域、地点或装置的名称：神华神东电力新疆准东五彩湾发电有限公司（以下简称“公司”）汽机房，除氧器。

1.3 事故发生的可能时间：一般在人员操作不当或设备故障的情况下。

1.4 事故的危害严重程度及其影响范围：除氧器爆炸造成除氧器容器壳体破裂，大量高温汽水喷出，设备损坏，机组停运。

1.5 事故前可能出现的征兆：除氧器压力急剧升高。

1.6 事故可能引发的次生、衍生事故：除氧器发生爆炸，大量的高温水将会迅速流入汽机、锅炉房内，将会对人身、设备造成极大危害，属于特大事故。

2 应急组织与职责2.1 应急组织机构应急救援领导小组组长：总经理副组长：各副总经理、总工程师、总经理助理、副总工程师成员：发电运行部、生产技术部、设备维护部、安全监察部、物资供应部、综合办公室的第一负责人或副职。

2.2 组织机构职责2.2.1 领导小组及职责（1）公司重大事故应急指挥部即是除氧器爆炸事故应急处置领导小组。

（2）贯彻国家、国家电网公司有关应急救援与处理的法规、规程规定，组织有关部门编制和定期修订除氧器爆炸事故应急处置预案。

（3）接受神华集团、神华国能（神东电力）集团公司和地方政府应急指挥部的领导，并在必要时请求应急援助。

（4）统一领导公司除氧器爆炸事故应急处置工作，研究部署除氧器爆炸事故应急处置工作措施。

（5）决定启动、结束除氧器爆炸事故应急预案。

（6）负责新闻发布，启动、结束除氧器爆炸事故应急预案后，及时上报上级主管部门和当地政府相关部门。

2.2.2 应急救援办公室及职责应急救援办公室设在生产技术部。

主任：生产技术部经理成员：安全监察部经理、发电运行部经理、设备维护部经理、汽机运行主管及其他有关人员。

主要职责：（1）根据除氧器爆炸事故情况，提请应急指挥部启动、结束除氧器爆炸事故应急预案。

（2）组织落实应急领导小组下达的指令，协调搞好各应急处置人员的各项工作。

锅炉事故分析及预案

一、锅炉事故分析锅炉作为一种重要的工业设备，广泛应用于工业生产、供热等领域。

然而，锅炉在运行过程中，由于操作不当、设备故障、管理不善等原因，可能会发生各种事故，给生产安全带来严重威胁。

以下是几种常见的锅炉事故及其原因分析：1. 超压事故锅炉超压是指锅炉内的压力超过最高许可工作压力而危及安全运行的现象。

主要原因有：（1）用汽单位突然停止用汽，导致气压急剧升高。

（2）司炉人员没有监视压力表，当负荷降低时没有相应减弱燃烧。

（3）安全阀失灵，如阀芯与阀座粘连不能开启、安全阀入口处连接有盲板、安全阀排气能力不足等。

（4）压力表管堵塞、冻结，压力表超过校验期而失效，压力表损坏，指针指示压力不正确，没有反应锅炉真正压力。

2. 缺水事故锅炉缺水是指锅炉内水位过低，导致锅炉底部过热而引起的事故。

主要原因有：（1）水位计损坏或失灵，无法准确反映锅炉水位。

（2）水位报警器失灵，无法及时发出警报。

（3）操作人员疏忽大意，未及时发现水位异常。

3. 满水事故锅炉满水是指锅炉内水位过高，导致蒸汽压力下降，严重时会引起爆炸。

主要原因有：（1）水位计损坏或失灵，无法准确反映锅炉水位。

（2）水位报警器失灵，无法及时发出警报。

（3）操作人员疏忽大意，未及时发现水位异常。

4. 爆管事故锅炉爆管是指锅炉受热面管破裂，导致大量水汽喷出的事故。

主要原因有：（1）锅炉水质不合格，导致水垢积聚，受热面管过热。

（2）锅炉运行时间过长，受热面管磨损严重。

（3）操作人员未按照规程操作，导致锅炉运行工况异常。

二、锅炉事故预案为有效预防和应对锅炉事故，确保生产安全，特制定以下锅炉事故预案：1. 预防措施（1）加强锅炉操作人员培训，提高安全意识。

（2）定期检查锅炉设备，确保设备完好。

（3）加强水质管理，防止水垢积聚。

（4）建立健全各项规章制度，严格执行操作规程。

2. 应急处置（1）发现锅炉事故时，立即停止用汽，切断电源。

（2）启动应急预案，组织应急救援队伍。

防止除氧器等压力容器超压爆破事故措施详细版

文件编号：GD/FS-3639（解决方案范本系列）防止除氧器等压力容器超压爆破事故措施详细版A Specific Measure To Solve A Certain Problem, The Process Includes Determining The Problem Object And Influence Scope, Analyzing The Problem, Cost Planning, And Finally Implementing.编辑：_________________单位：_________________日期：_________________防止除氧器等压力容器超压爆破事故措施详细版提示语：本解决方案文件适合使用于对某一问题，或行业提出的一个解决问题的具体措施，过程包含确定问题对象和影响范围，分析问题，提出解决问题的办法和建议，成本规划和可行性分析，最后执行。

，文档所展示内容即为所得，可在下载完成后直接进行编辑。

1、机组A级检修后或根据压力容器安全门定期校验的有关规定进行除氧器、辅助蒸汽联箱及各加热器等压力容器的安全门整定校验工作，各安全门定值符合设计要求。

2、各压力容器的压力表，必须指示正确。

3、各压力容器的压力高报警装置必须好用。

4、各压力容器的压力自动调节器应好用，有问题及时联系处理。

5、机组启动前应试验除氧器进汽门、排汽门开关灵活。

6、除氧器正常运行采用滑压运行方式。

调整辅助蒸汽联箱压力在0.8～1.27 MPa之间。

7、当汽轮机四段抽汽压力大于0.147MPa时，检查辅助蒸汽到除氧器供汽门关闭。

8、正常运行时，经常监视除氧器压力调节门的工作情况，除氧器压力不得大于汽轮机四段抽汽压力。

9、严禁在任何一个安全门不严密或误动情况下，闭锁安全门。

10、每班至少进行一次除氧器就地和远方压力仪表的校验工作。

11、机组在停机状态下，除氧器排汽门必须在开启位置，除氧器各辅助供汽门在关闭位置。

电厂生产事故汽机典型事例剖析

电厂生产事故汽机典型事例剖析案例19#3机TV1阀运行中突然关闭事故一、事故经过2004年8月8日，#3机组负荷301MW，主蒸汽压力16.7Mpa，汽轮机顺序阀控制，“机跟炉”投入，高压调门GV1、2、4、5、6全开，GV3开度为19% 。

21:05:15，发现负荷突然急剧下降到247MW，且继续快速下降，汽包水位、主蒸汽量、给水量也随之快速下降，主蒸汽压力则快速上涨，汽机值班员检查发现汽轮机左侧高压主汽门（TV1）关闭，反馈到0，高压调门GV1、2、4、5、6、3全开，“机跟炉”已自动解除，立即通知锅炉值班员快速减负荷。

21:05:40，锅炉值班员打掉#3A磨煤机，同时快速减少给煤量，同时紧盯锅炉给水画面，严密监视汽包水位，以及汽动给水泵出力情况；汽机值班员则密切监视主蒸汽压力上升情况，同时快速浏览EH油系统、汽轮机TSI监视画面，检查汽轮机轴向位移、振动、推力瓦温度、胀差等均正常，无大的变化，但#1、2瓦温度上升较快，由#1瓦温度由79℃上升至86℃，#2瓦温度由74℃上升至81℃。

电气值班员作好切换厂用电的准备。

21:05:51，机组负荷降至235MW，主汽门前压力由最高的18.3MPa （炉侧主蒸汽压力18.65MPa）开始回落，汽包水位最低达－170mm。

就地检查汽轮机左侧高压主汽门（TV1）在完全关闭位置，但其EH油系统无明显异常，保持汽轮机在“操作员自动”控制方式，使右侧高压调门GV2、4、6确保完全开启，继续滑降主汽压。

将#3机组情况汇报值长，联系热工检修人员处理。

21:24分，开启主蒸汽管道疏水、高压导汽管疏水手动门。

同时继续减负荷至184 MW。

#1瓦温度由最高的92.3℃、#2瓦温度由最高的83℃开始缓慢下降。

为防止汽轮机左侧高压主汽门（TV1）突然开启，造成汽包出现虚假水位，以及避免瞬间对汽轮机造成较大冲击，派人去就地关闭左侧高压调门GV1、3、5油动机进油门，将GV1、3、5强制关闭。

除氧器闪爆事故分析与防范对策

除氧器闪爆事故分析与防范对策摘要：简述了除氧器闪爆事故的经过，详细分析了事故发生的原因，提出了预防与整改措施。

关键词：除氧器；事故；原因分析1 除氧器的工作原理锅炉给水经软化或除盐后，除去了Ca2+、Gg2+等硬度，但水中的溶解氧没有除去。

未经除氧的水进入锅炉，会对锅炉产生氧腐蚀，缩短锅炉的使用寿命。

除氧器的作用是利用蒸汽对水进行加热，使水达到一定压力下的饱和温度即沸点，将溶解于水中的氧逸出，以保证锅炉给水的品质。

2 事故经过某厂1#除氧器额定负荷150t/h，水箱容量50立方米（∮3032×10、L8500）、除氧头尺寸为∮1712×6，主要水源有热化除盐水、4#机凝结水、炼厂回水（含偏三甲苯回水）、高压疏水等。

因高压疏水管线泄漏，9月16日把1#除氧器切换至3#除氧器运行，计划进行检修。

2005年9月21日，某厂计划更换1#除氧器高压疏水管线。

车间副主任和安全员到现场，采取了全开除氧头的排氧阀，控制水位在1.6米（除氧器的额定容量是50m3，最高水位是2米，事后计算出当时的水量是40m3）等安全措施，开出二级动火作业许可证。

10：20分，检修人员割除高压疏水管线（DN50、割口距1#除氧器除氧头500mm，与除氧器没有隔离阀），当割至管道直径2/3时，飞溅的火星引起除氧器水箱内爆炸性混合气体突然闪爆，除氧器水箱东侧端盖从下往上沿焊缝口爆裂，水箱内的积水全部逸出。

3 事故原因分析3.1炼油装置来凝结水（炼厂回水）带油由于前段时间炼厂回水带油严重，需进行了排空，仍有少量油气进入除氧器与蒸汽混合。

9月16日停运1#除氧器到21日进行检修，历时5天，除氧器内的水和蒸汽逐渐冷却形成负压，空气从开启的除氧门进入，与之前进入的油气形成爆炸性混合气体。

3.2对除氧器动火作业危险认识不够3.2.1认为除氧器等盛水设备不可能存在爆炸性混合气体，没有进行动火前的气体分析和拆开人孔通风等安全措施。

安全阀引发的事故

安全阀引发的事故标题：安全阀引发的事故分析及预防措施一、引言安全阀是压力容器和管道系统中的重要安全设备，其主要功能是在系统压力超过设定值时自动排放介质，防止设备或系统因超压而发生爆炸或损坏。

然而，在实际操作中，由于各种原因，安全阀有时会发生故障，从而引发严重的安全事故。

二、安全阀引发的事故案例1. 案例一：某化工厂在生产过程中，因安全阀失效，导致反应釜内压力过高，引发爆炸，造成人员伤亡和重大财产损失。

2. 案例二：某热电厂锅炉系统中的安全阀出现卡涩现象，未能及时释放蒸汽压力，最终导致锅炉爆炸。

三、安全阀引发事故的原因分析1. 安全阀选型错误：选择的安全阀型号与实际工作条件不符，如公称压力、口径等参数不符合要求。

2. 安全阀质量不合格：安全阀本身存在制造缺陷，如弹簧疲劳、阀瓣变形等，导致其无法正常工作。

3. 安全阀维护不当：未定期进行安全阀的检查和维护，导致安全阀内部积垢、锈蚀等问题，影响其性能。

4. 安全阀设置不合理：如开启压力设置过低或过高，导致安全阀不能在适当的压力下动作。

四、预防措施1. 正确选型：根据设备的工作压力、介质性质等因素，合理选择安全阀的类型、规格和材质。

2. 提高产品质量：采购正规厂家生产的高质量安全阀，并定期进行性能测试，确保其处于良好的工作状态。

3. 加强维护保养：定期对安全阀进行清洗、润滑和校验，及时发现并处理问题。

4. 合理设置：根据设备的工作特性，合理设置安全阀的开启压力，使其能在适当的条件下动作。

五、结论安全阀是保障压力容器和管道系统安全的重要设备，任何与其相关的疏忽都可能导致严重的安全事故。

因此，我们应从选型、质量控制、维护保养和设置等多个方面加强管理，确保其能有效发挥作用，保障生产安全。

除氧器安全阀起跳压力标准

除氧器安全阀起跳压力标准除氧器是一种用于除去水中氧气的设备，广泛应用于各种工业领域。

为了保证除氧器的正常运行及工作安全，安全阀是一个必备的装置。

安全阀具有监测除氧器内部压力的作用，当除氧器内部压力超过安全阀起跳压力时，安全阀会自动打开，及时释放多余的压力，以避免设备因过高的压力而受损或发生事故。

安全阀起跳压力的作用安全阀起跳压力是指安全阀开启释放压力的最低值，也被称为安全阀的公称压力。

起跳压力的设定对除氧器的运行安全及压力控制至关重要。

如果起跳压力设置得太高，除氧器内部压力可能会超过设备承受范围，导致严重的事故发生。

而如果起跳压力设置得太低，安全阀频繁开启释放压力，不仅会造成能量、材料的浪费，还可能降低除氧器的工作效率。

安全阀起跳压力标准的确定确定除氧器安全阀起跳压力的标准是一个很重要的工作，需要考虑以下几个因素：1.设备设计压力：除氧器的设计压力是指除氧器设计者所规定的设备能够承受的最大压力。

起跳压力应低于设计压力，一般建议起跳压力为设计压力的85%~90%。

2.系统工作压力：除氧器在工作状态下的压力范围应该在安全阀的起跳压力之下。

系统工作压力是根据工艺要求和设备工作条件确定的，起跳压力应略低于系统工作压力。

3.环境压力：除氧器周围环境的压力也需要考虑，起跳压力应高于环境压力，以避免环境压力对除氧器安全阀的误动作。

安全阀起跳压力标准的例子以下是一个除氧器安全阀起跳压力标准的例子：1.设计压力：设备的设计压力为10MPa，起跳压力建议设置在设计压9MPa。

力的85%90%，即起跳压力范围为8.5MPa2.系统工作压力：根据工艺要求和设备工作条件确定，系统工作压力为6MPa，因此起跳压力应略低于系统工作压力，可设置在5.5MPa左右。

3.环境压力：除氧器周围环境压力为大气压，约为0.1MPa，因此起跳压力应高于环境压力，可设置在0.2MPa以上。

根据以上考虑因素，可以确定除氧器安全阀起跳压力的标准范围为5.5MPa~9MPa，具体数值需根据实际情况和设备要求确定。

电站安全阀事故案例分析

2020/6/15
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教训与对策
各种压力容器安全阀应定期进行校验和排放试验。[国家电力公司颁布的《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》 4．1．2 ]
运行中的压力容器及其安全附件(如安全阀、排污阀、监视表计、联锁、自动装置等)应处于正常工作状态。[国家电力公司颁布的《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》 4．1．3]
除氧器和其他压力容器安全阀的总排放能力，应能满足其在最大进汽工况下不超压。[国家电力公司颁布的《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》 4．1．1《电站压力式除氧器安全技术规定》(能源安保 (1997)709号)制定除氧器运行规程，规程中应明确除氧器两段抽汽的切换点，严禁高压蒸汽直接进入除氧器。推广滑压运行，逐步取消二段抽汽进入除氧器。除氧器应配备不少于2只全启闭式安全门，并有完善的自动调压和报警装置。
2020/6/15
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锦州电厂安全阀校验升压实跳造成炉外管道爆破
1999年锦州东港电力有限公司发生3号锅炉 (670t／h)汽包联络管爆破事故。1999年7月9日， 3号锅炉在安全门热态整定过程中，高温段省煤器出口联箱至汽包联络管直管段发生爆破，造成 5人死亡，3人严重烫伤。事故由于该段钢管外壁侧存在纵向裂纹，致使钢管的有效壁厚仅为 1．7mm左右，从而导致在3号锅炉安全门整定过程中，当主蒸汽压力达到16．66MPa时，钢管有效壁厚的实际工作应力达到材料的抗拉强度而发生瞬时过载断裂，发生爆破。
2006年2月18日，华润阜阳电厂发现新建 600MW机组配用的6R10HCI-69W-C12A型弹簧安全阀阀座缺陷。
2020/6/15
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运行期间主蒸汽安全阀误开事故分析及响应

运行期间主蒸汽安全阀误开事故分析及响应摘要：主蒸汽安全阀为蒸汽发生器提供二次侧超压保护，如果发生误开启事故，将会造成一回路冷却剂系统不可控冷却，由于慢化剂的负温度系数，这将向反应堆引入正反应性。

文章分别对满功率运行和热态零功率运行时一个主蒸汽安全阀误开启事故进行模拟，分析了非能动安全设施对此事故的自动动作情况，并针对此类事故发生时主控室操纵员、运行值班员和维修人员应该如何响应提出优化方案，确保在尽可能短的时间内将事故的影响降低，并逐渐恢复电厂的运行状态。

关键词：主蒸汽安全阀；事故模拟分析；非能动；事故响应1．引言三门核电厂两台蒸汽发生器经过两条主蒸汽管线连接到一个主蒸汽母管，每条主蒸汽管线有六个弹簧加载式安全阀[1]（见图一），其有四个安全相关功能[2]：防止蒸汽发生器二次侧超压、安全壳隔离、主蒸汽隔离和蒸汽发生器隔离。

二次侧超压保护作为其行使安全相关功能的重点，当汽轮机快速甩负荷，旁排系统不可用，造成主蒸汽管线超压的风险时，将过多的蒸汽通过主蒸汽安全阀排走，从而带走一回路产生的过多的热量。

这样设计的目的是每个安全阀在110%主蒸汽设计压力下的最大蒸汽释放能力被限制在一定数值之下，以限制一个安全阀意外失效或者卡开时蒸汽不可控排放的流量及随之带来的反应堆瞬态。

在WANO事件报告中，2011-02-07, Balakovo 4号机组在满功率运行,由于控制回路管线断裂导致主蒸汽安全阀意外开启并无法复位,导致反应堆过冷,引入大量正反应性,最终反应堆紧急停堆维修。

2011-4-29，Withkola 3号机组在大修期间，发现一个主蒸汽安全阀由于腐蚀，密封部件造成损坏，还好发现及时，避免了运行带来的风险。

FSAR事故报告第15章对主蒸汽安全阀误开事故定为Ⅱ类事故，即中等频率事故[3]。

该报告分析认为三门核电一个主蒸汽安全阀误开事故在满功率情况下不会触发停堆，在零功率下，反应堆有足够的停堆深度不会重返临界，满足事故分析验收准则，以主蒸汽管线小破口进行包络，进行了简单定性的分析，故有必要模拟整个事故进程，对整个事故可能对电厂造成的影响进行分析。