电厂机组除氧器水位异常机组降负荷
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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3.25Mpa、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
3.25Mpa。
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启动B凝结水泵,开启出口电动门。
20:17:35除氧器水位降至414mm
20:18:00低水位联跳A给水泵。此时汽包水位降至-270mm,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1850mm,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.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1850mm,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。