蒸汽带水致使机组推力瓦工作面磨损.docx

蒸汽带水，致使机组推力瓦工作面磨损事件经过：3 月 17 日早班 3：00，机组负荷 300MW，AGC 方式，A、D、C磨运行，总煤量 122t/h，主汽压力 173kg/cm2,主汽温度 530，再热汽温度 530，一级减温水量 54t/h，二级减温水量 53t/h。3 月 17 日 3：00，副值班员巡检发现#1 机#6 高加水侧安全阀动作，联系检修处理，并减负荷至 230MW，检修人员到现场试紧安全阀无效。值长决定将#6、#7、#8高加（高加为大旁路方式）退出运行，供检修作进一步处理(后经检查#6高加水侧安全阀弹簧断裂)。高加解列后，给水温度由 252下降至 165，受给水温度下降的影响，汽包水位产生波动， 4：16，值班员将汽包水位改手动控制，由于水量调整不及时，导致汽包水位高，4：18，机组跳闸。机组跳闸后，检查确认厂用电快切成功，锅炉 MFT 动作，盘车油泵和电动抽吸泵自启成功，汽机各抽汽逆止门和高排逆止门均正常关闭。 4：40 锅炉重新点火， 5：00 记录启动参数:主汽温为 500，再热汽温为 495，汽机偏心度为 0.021mm，上下缸温差 20（363/343） ，正常。5：09 汽机高压缸冲转，5：19 汽机转速达 3000rpm，升速过程中汽机各轴承振动、温度等均正常； 5：25 发电机自动准同期并网，负荷加至 18MW。5：26发现主蒸汽温度下降到 330，调画面发现锅炉一、二级减温水快关阀和调阀在开启状态，总减温水量指示达 130t/h，立即关闭锅炉减温水门，在值长下令打闸时，机组于 5：2646跳闸,OIS 画面显示汽机轴向位移由0.5mm 变至-2.31mm， 串轴保护动作， 推力轴承 （工作面） 下部温度由 60突升至 82。值班员立即破坏真空，汽机惰走 21 分钟后，于 5：47 转速到零，盘车自投正常。在惰走过程中，各轴承振动和温度均正常。汽机上下缸温差一直在正常范围内。机组跳闸后，厂有关领导均到达现场，组织进行了系统的检查和分析工作。 根据#1 主汽门法兰有一处漏汽及润滑油中有钨金粉末的现象，并综合分析跳机前后有关参数及曲线，确认汽机在冲转后因湿蒸汽进入造成轴向推力变化，导致推力瓦磨损。3 月 20 日，#1汽机推力轴承及主汽门等进行解体检查，情况如下：1、推力瓦工作面（后侧） 钨金磨损， 剩余厚度约 1mm， 脱落的钨金一部分被挤压在瓦的油槽内，另一部分掉入前机架腔室，并随润滑油进入了主油箱。2、推力瓦非工作面完好，未有损伤。3、推力盘面未见损伤，正常。在更换工作面推力瓦后，主油箱进行了清理。机组于 3 月 22 日 11：55 并网恢复运行。暴露问题：1、 运行现场指挥协调不力，组织无序，反事故能力不强。在机组启动过程中，运行人员有章不循,执行运行规程缺乏严肃性，未能全面检查系统状态， 忽视对主汽温度等重要参数的监控,导致湿蒸汽进入汽轮机,损坏推力瓦。 2、个别运行、检修人员安全意识淡漠，未执行热控保护管理制度 ，导致保护变更后减温水联锁长时间保持在解除状态，留下了事故隐患。防止对策：1、 强化各级人员的安全教育，加大对有关规章制度特别是安规、运行规程及二十五项反事故措施的贯彻执行力度,提高干部职工执行制度的自觉性。2、 贯彻落实各级运行人员岗位责任制，各岗位人员做到责职分清、重点突出、分工明确、操作规范，把握好机组启停及事故处理各个环节。3、 加大运行人员培训力度，缩短上模拟机培训周期，提高运行实际操作水平和全面事故处理能力,特别是手动调节汽包水位的技能。4、 严格执行保护投退制度，加强保护联锁及定值参数修改的封闭管理。