华能辛店电厂#4机汽封进水事故通报
［序］5月14日，辛店电厂#4炉掉焦造成MFT动作跳机，因运行监视调整不及时、运行方式不合理，在停机过程中高、中压缸经汽封进水。幸未扩大成为重大设备损坏事故。本次事故造成机组停用47小时。
【事故经过】
5月14日19:34#4炉炉膛掉焦，就地一声沉闷响声，火焰监视器变暗后亮，“炉膛压力高”信号报警，炉MFT动作，首出原因“炉膛压力高Ⅲ值”（先负后正，—1919pa、＋3177 pa），联跳甲制粉系统，乙火检风机跳闸、甲火检风机联启， #4炉灭火。机、电跳闸，#4机组负荷由167MW下降到0。交流润滑油泵联动，主汽门关闭。6KV Ⅲ段工作电源跳闸，备用电源自投成功。查保护，炉首出原因“炉膛压力高Ⅲ值”。
19:34确认#4机交流润滑油泵联动启动成功，关闭#4机主蒸汽电动隔离门，全开凝汽器真空破坏门，开#4机主蒸汽及本体相关疏水阀门。关闭#4机二抽至炉侧抽汽母管阀门，开#4炉自用蒸汽至炉侧抽汽母管阀门，进行炉膛吹扫。
19:35#4机轴封汽源由#4机除氧器倒为抽汽母管供给。
19:36开启凝结器和除氧器补水门，维持凝结器、除氧器水位。
19:37联系#1机增负荷，提高抽汽母管压力，同时调整轴封供汽压力。
19:46发现高压缸前后、中压缸前汽封冒汽水，开大抽汽母管疏水门。
19:51#4机转子静止，惰走时间17分钟（原27分钟），投连续盘车，CRT显示电流在11～18A之间摆动，就地电流在14～24 A之间摆动，测大轴挠度#1/2瓦为90/120μm。
19:57中压下缸内壁温度急剧下降，由487℃降至70℃。20:17最低68℃。
20:04#4机盘车掉闸，手动盘车不动。
20:10高压内缸上缸内壁温度460℃，高压内缸下缸内壁温度440℃，中压上缸内壁温度480℃，中压下缸内壁温度70℃，根据现场状况，采取闷缸处理措施。降凝汽器真空到零，停#4机轴封供汽，关闭所有与汽缸连接阀门，解列#4机段抽汽母管（关闭#3、4机抽汽母管联络门）。
16日6:30，高压外缸上下缸温差20℃（上321℃，下301℃），中压缸上下缸温差63℃（上228℃，下165℃），经分析研究决定投盘车。
6:59试投盘车一次成功。电流有轻微摆动（范围9.8-10A，原始电流为9.5A），测大轴挠度：#1瓦50μm（原始值35μm），#2瓦150μm（原始值50μm）。连续盘车后，12:40大轴挠度恢复正常值（#1瓦40μm，#2瓦70μm），电流稳定，恢复正常。
16日18:30报竣工，转入备用。根据电网调度要求，17日开机迎晚峰。
17日10:30锅炉点火，16:06高压内缸内壁温度236/234℃，中压缸内壁温度152/144℃，16：05主蒸汽参数：压力2.31MPa、温度319℃，达到冲转条件冲转。16:11转速升至500r/min，全面检查无异常。振动情况：#1瓦瓦振7μm，轴振11μm；#2瓦瓦振15μm，轴振33/30μm；#3瓦瓦振9μm，轴振38μm。
16:18升速，16:22转速升至1000r/min中速暖机。振动情况：#1瓦瓦振6.7μm，轴振12.7μm；#2瓦瓦振34.4μm，轴振52/38μm；#3瓦瓦振7μm，轴振29μm。
17:09在进行全面检查正常后继续升速，机组顺利通过临界转速，17:18达额定转速。振动情况：#1瓦瓦振22.5μm，轴振34μm；#2瓦瓦振14.9μm，轴振126/78μm；#3瓦瓦振60.5μm，轴振109μm。全面检查正常机组准备并列，。
17:30发电机并列，带负荷至30MW暖机，20:00开始滑参数带负荷。
18日1:26，参数额定，带负荷至150MW，振动情况：#1瓦瓦振12.7μm，轴振14.8μm；#2瓦瓦振12.2μm，轴振63/38μm；#3瓦瓦振36μm，轴振81μm。机组正常运行。
【事故原因】
1.入厂煤煤质杂，厂家达60多家，由于燃料掺、配煤手段有限，造成入炉煤煤质不稳定，使锅炉燃烧调整不能及时适应。炉内空气动力场虽经C级检修进行了调整,但仍未达到理想状态，现仍存在强风环直径和贴壁风速较大现象，运行中易造成挂焦。各给粉机一次风压不均(C1、C3等一次风管动压变化幅值偏低约200Pa)，必须人为限制部分给粉机出力，造成各喷口风粉浓度不一，使炉膛热负荷分布不均，温度高的部位容易形成结焦。缺乏风粉在线监测装置，运行人员只能依靠经验来调整，造成燃烧调整不佳，使炉内燃烧区域及上部水冷壁产生挂焦现象，焦块逐渐增大直至发生掉焦，引起炉膛负压大幅波动，使炉内燃烧状况恶化，局部爆燃，加上大块焦渣掉入渣斗产生大量水蒸气，使炉膛压力迅速增大至锅炉保护动作值，引发MFT。
2.在汽轮机跳闸后，轴封供汽由除氧器汽平衡切至抽汽母管汽源时，运行人员监视调整不当，冷汽水通过轴封进入汽缸，并导致上下缸温差大，汽缸变形，盘车不动。
抽汽母管至机炉暖汽减温减压站（在炉零米）供汽管道属改建设计施工，φ108管，长约30米，抽汽母管至供汽站根部无一次门，无逆止门，供汽站阀门一次门前无疏水门，系统阀门均为改建留用的旧阀门，减温减压供汽站处于停运状态。一、二期抽汽母管并列运行，二期抽汽母管汽源为#4机二、四段抽汽；由于#1机为减亏降参数（3MPa,450℃）带20MW负荷运行，一期二三段压力不足0.3MPa，低于母管压力，不能投运，一期抽汽母管由#1炉自用蒸汽供汽，其管道较细供汽量少。稳定工况时抽汽母管压力（0.5-0.8MPa）高于减温水（给水泵密封水压力0.5-0.7MPa）压力，当#4机运行中发生跳机时，抽汽母管压力迅速下降（根据压力曲线最低0.13 MPa ），此时减温水通过内漏的减温水门经供汽管道进入抽汽母管，与管道内积水、#1炉自用蒸汽混和后作为轴封用汽进入轴封，并经过轴封进入汽缸。
此种情况只在二期单台机组运行，且厂房暖汽系统停运的特殊运行方式下才会发生。若两台机组同时运行，#3、4机抽汽母管并列，两台机均向抽汽母管供汽，即使是一台机组跳闸抽汽母管压力变化不大，故不会返水。若暖汽系统投运（冬季），也不会积存冷汽、水。
【暴露的问题】
1.运行管理工作不细致，对特殊运行方式时存在的问题没有充分认识和采取有效措施，对防范重大事故的措施执行不到位，运行人员处理异常情况的事故预想存在漏洞。运行值班人员发现抽汽母管蒸汽压力波动，温度下降，未采取果断措施，破坏真空，停送轴封，仅仅采取打开疏水门的手段疏水，造成汽机缸温急剧下降；运行值班人员对主要参数监视不到位，发现转子惰走时间明显缩短时未正确判断，采取有效对策，而是常规操作，继续保持真空投盘车，延误了处理时间，扩大了事故。
2.入厂煤没有建立主渠道，混配煤跟不上，煤质不稳定；锅炉空气动力场偏差大，运行人员安全生产警惕性放松，思想麻痹大意，燃烧监视、调整不及时，防结焦、掉焦措施不力，以至引发掉焦灭火事故。
3.抽汽母管至暖汽系统设计不合理，盲管太长，系统在靠近抽汽母管侧未加装一次门及逆止门，门前无疏水门。
4.为减亏一期机组降参数运行，不能满足汽机辅助汽源的参数、流量需要；暖汽系统停运后，与抽汽母管系统隔离措施不利，阀门内漏。
5.对改建后系统结构不合理和存在问题，特别是新老系统的接口上存在的重大问题未能及时发现并采取有效措施。暴露了技术管理工作不细、不严、有漏洞，改建新增设备系统的管理不到位，如减温减压站投停操作无明确规定，致使停运后系统隔离措施不利。
【事故责任及考核】
发生本次事故的起因是锅炉掉焦MFT跳机；在事故过程中运行人员处理不当使汽封进水，是造成事故扩大的直接原因和主要原因；抽汽母管系统上存有的隐患和对供暖减温减压站管理不当，使抽汽母管积水，是本次事故扩大的重要原因，事故单位为运行部。
1.当值单元长乔英军，为当班本单元机组的安全第一责任人，对本单元机组的安全运行和正确处理事故负有全面责任，事故处理不力，使事故扩大，对此次事故负主要责任。
2.当值汽机主值班员付建伟，为当班本机安全运行第一责任人，对汽机的安全运行和事故处理负有首要责任。事故处理中判断不准，处理不当，使事故扩大，对此次事故负次要责任。
3.当值值长魏修林，为本值安全运行第一责任人，对全值各机组的安全运行和事故处理的正确性负责，事故处理中，组织协调不力，监督指挥不当，对此次事故负重要责任。
4.当值副值班员李众德，为当班本炉安全运行第一责任人，应对锅炉安全稳定运行负责，因燃烧调整不当，造成炉膛结焦掉焦，引发跳机事故，对此次事故负重要责任。
5.当值副单元长康廷，对本单元机组的安全运行和正确事故处理负有重要职责，对锅炉燃烧调整监督指导不到位，造成炉膛掉焦并引发跳机，对此次事故负重要责任。
6.厂长彭文晓，为全厂安全生产第一责任人，抓安全生产工作不力，对此次事故负领导责任。
7.厂长助理杨敏，分管全厂安全生产工作，对机组的安全运行及二十五项反措的贯彻落实负有领导责任，对改建后设备系统存在的隐患认识不足，组织整改不力，对此次事故负直接领导责任。
8.运行副总王英新，检修副总陈勇，安质副总牟建斌为全厂分管范围的技术领导，对二十五项反措贯彻落实不力，对改建后设备系统存在的隐患整改和规程、图纸的健全完善等工作不到位，对此次事故负技术领导责任。
9.运行部主任李之森，为运行部安全第一责任人，对本部门各级安全责任制的落实，对二十五项反措的贯彻落实及操作规程的健全完善负有领导责任，对此次事故负部门直接领导责任。
10.运行部汽机专工朱恒之、锅炉专工解广成，安生部汽机专工刘建伟为本专业技术负责人，对本专业的设备安全运行及二十五项反措贯彻执行负有技术管理责任。专业技术工作不到位，技术管理有漏洞，对本次事故负技术管理责任。
11.安生部主任冯清霞、副主任陈济奎，为全厂安全生产职能管理部门负责人，安全生产监督、管理不到位，对本次事故负部门管理责任。
【采取的防范措施】
1.加强运行管理，强化培训，提高运行人员事故处理操作水平及异常情况下的应变能力，熟练掌握操作规程，熟悉二十五项反措的有关内容，提高运行人员素质。执行人：李之森；完成时间：2003/6/20
2.加强入厂煤和入炉煤管理，建立供煤主渠道，强化混配煤措施；对各主要矿点的煤质的灰样进行分析，以便及时指导运行进行适当调整；根据煤质情况继续摸索合理调整风粉温度，合理调整一次风粉配比，使炉内热负荷分布趋于均匀；根据灰份情况及时调整吹灰次数并加强对炉内各受热面的结焦情况检查，拟在水冷壁上适当增开几只观察孔，并适当扩大观察视角，以便及时检查和打焦，减少或避免炉内结焦；利用11月份B级检修时机对燃烧器进行检查，对炉内空气动力场再行调整和优化，降低贴壁风速并减小强风环直径，避免因炉内空气动力场的原因而产生结焦现象；研究加装风粉在线监测装置，以便使锅炉在最佳工况下运行，避免因人为燃烧调整不及时引起的掉焦现象发生；继续摸索加强优化燃烧调整的经验，适当降低一次风速，调整单只给粉机转速，减轻贴壁燃烧，防止出现水冷壁局部热负荷过高达到预防结焦的目的。执行人：解广成；完成时间：2003/12/20
3.在抽汽母管至减温减压站管段靠近抽汽母管处加装截门及逆止门，在原一次门前加装疏水门。举一反三，全面排查抽汽母管及轴封、汽缸疏水系统是否符合二十五项反措要求。执行人：赵贵田；完成时间：#4机C级检修（2003/11/10）。防止其它系统冷汽、水进入汽缸的措施，如四抽电动门、轴封喷水减温水调节门、电动门在机组跳闸时联动关闭。执行人：朱恒之、张国荣；完成时间：2003/5/31
4.完善操作规程，明确操作规定，暖汽减温系统停运隔离时，确保系统严密，不向抽汽系统漏水。执行人：李之森；完成时间：2003/5/31
5.完善热控系统，当机组跳闸后，抽汽母管温度急剧下降至200℃以下时，联动关闭供汽调节门、电动门。执行人：朱恒之、张国荣；完成时间：2003/5/31。抽汽母管底部加装管壁温度测点，当温度下降至150℃以下时报警，以便及时发现管道积水，采取措施。执行人：朱恒之、张国荣、顾家骥；完成时间：#4机C级检修（2003/11/10）
6.组织各单位认真分析讨论，接受事故教训，正确处理好安全与效益、安全与技改的关系，对照二十五项反措全面检查改建后现场设备系统的状况，彻底消除隐患，修订完善操作规程、系统图，改善系统运行方式，使其适应现场实际。执行人：各有关部门安全第一责任人；完成时间：2003/7/31