消泄漏一次门关闭未通知值班误判断两台机组停运.docx

消泄漏一次门关闭未通知值班误判断两台机组停运1、事故经过：某发电厂年 5 月 16 日事故前，1 号炉 C、D、E 制粉系统运行，机组负荷 275MW。2 号炉 C、D 制粉系统和 AB 层油枪 1、2、3 角运行，机组负荷 240MW，启备变 12A 因内部故障于 5 月 8 日解除备用，启备变 12B 备用，仅供 1、2 号机 6kVlBl、1B2、2B1、2B2 段。6kV 公用段为固定联接方式运行。1A23 到 C1 供 1CA 段、2B23 到 C2 供 1CB 段，1CA、1CB 母线联络开关 C3 在断开备用位置。1、2 号机循环水泵轴瓦密封水由自身润滑水和工业水供。筒仓 PC 分段运行，综合水泵房 MCC 由筒仓 PC 的 A 段供电。9：40 计算机班办理“1 号炉主蒸汽压力排污门漏，更换阀门”工作票开工手续，机组长接工作票后进行了询问答复，随令锅炉巡检员做该工作安全措施“关闭一次门”。9：55 主值班员发现炉盘数字显示窗上显示的主汽压力由 165MPa 降至 157MPa，立即汇报机组长并呼叫其他人员，机组长只根据该窗显示的主汽压力值将机组负荷减至 240MW，此时 1 号炉过热器安全阀和汽包安全阀均动作。主值班员排除了磨煤机进水判断，根据水位下降、波动幅度大判断为锅炉大量泄漏，数字显示主汽压力 10.2MPa，机组长关小 1 号机调门，快速降负荷至 110MW。主汽温超温，值长令投BC 层油枪后停 E 制粉系统， 开启电动给水泵维持汽包水位， 切厂用电 1B1、1B2 段由启备变 12B 供电， 9： 58 机侧记录压力表指示主汽压达 20 5MPa，炉侧主汽温达 577， 汽包低水位 1 号炉跳闸 MFT， 1 号机手动解列。 6kVlAl、1A2、公用段 1CA 段失电，筒仓 PCA 段失电综合泵房 MCC 失电工业水泵停运，1 号机 1A 循环水泵失电停运，1B 循环水泵和 2 号机 2A 循环水泵因润滑水流量低跳闸，值班人员将事故保安段 MCC7A 备用电源合上、合上PCIA41、IA42 联络开关，PCIA41、1A42 母线电源恢复，后将 MCC7A 倒由PCIA41 工作电源供电。10：15 拉开 1A23、C1 开关，合上 C3 联络开关，公用段 1CA 母线送电。2A 循环水泵跳闸后，出口门没自动关闭，派人去关出口门，此时 2 号机真空急剧下降，值班员开起电动给水泵，并将 2 号机负荷减至 80MW。10： 22 2C、 2D 磨煤机煤量减至最低， 主汽压升至 19MPa、 主汽温升至 578、真空降至 610mmHg，停 C、D 制粉系统，2 号炉“火焰丧失”MFT，手切厂用电 2B1、 2B2 段由启备变 12B 供电， 手动将 2 号机解列。 至此两台 300MW机组全停。11：OO，2 号炉点火，15：40 2 号机并网。23：58，1 号炉点火，5 月 17 日 3：25 1 号机并网。事故少发电量 525 万 kWH。2、事故原因：（1）1 号炉主汽压力变送器排污门泄漏消缺，该变送器所接测点是计算机的 1SP502，是炉盘数字显示窗显示主蒸汽压力的测点。当做安全措施关一次门后，此值则为虚假值，而机组长令巡检员关闭此一次门后，并未告诉监盘值班员数字显示窗的主汽压力显示已失效。当数字显示虚假的主汽压力“下降”值时，值班员和机组长都没意识到一次门关闭后此值不是真实压力值，而却怀疑磨煤机进水，减负荷至 240MW。根据数字显示排除这一判断后，又判断为锅炉大量泄漏，没有核对其他六处主蒸汽压力指示，机组长盲目地快速减负荷至 110MW，使锅炉严重超温、超压，1 号机组停运，这样判断处理是错误的。（2）1 号炉在超压情况下，值班人员没有及时发现超压。（3）启备变 12A 因制造质量不良内部故障而解除备用，是 6kVlAl、1A2失电的原因。（4）2A 循泵停运后出口门不关闭是导致 2 号机真空降低的直接原因。（5）公用段 1CA 在 1 号机停运后失电，筒仓 PCA 段失电，值长在厂内调度上负有一定责任。（6）2 号炉超压和严重超温是操作中减燃料和减负荷速率不协调所致。（7）工作票中的措施不全，影响范围不清。3、防范措施：（1）加强运行人员的岗位培训，提高分析、判断事故能力。提高技术素质，开展反事故演习、反事故预想。加强劳动纪律和监盘质量，提高运行人员的责任心。（2）开展定期运行分析，对特殊运行方式应做好事故预想并合理调度运行方式，及时制订相应措施。（3）严格执行工作票制度，仪控热力系统上的检修工作，应同时对照安规要求，工作负责人与工作许可人共同做好事故预想，工作票中应增加替代的监视手段如：“炉侧压力测点失灵后以机侧压力为准”等辅助措施，可以提醒监盘人员做到心中有数。（4）有检修工作时，工