一起凝汽器因灌水查漏进水失控导致的转轴暂时变形事故

曹伍权,郑金华

(连州发电厂,广东513400)

2009年4月1日连州发电厂3#机组调峰停运,按计划对135 MW流化床的凝汽器进行灌水查漏,灌水查漏方法的示意见图1。

图1 凝汽器灌水查漏的方法示意

图2 凝汽器示意图

灌水查漏开始后按照要求3#机机组停运;3#机盘车装置及油系统各油泵停运并拉电;关3#机热井放水门,凝结水泵进口滤网底部放水门;停止3#机凝结水泵、射水泵运行,关射水抽汽器空气门及轴加至射水抽气空气门;3#机凝汽器底部加临时支撑,凝汽器汽侧加设临时水位计(见图2),5m以下真空表退出运行;关闭3#机给水泵密封水U型管至凝汽器手动门,关闭低加、轴加U型管放空气门,关闭各低加底部放水门,停止疏水泵运行并关闭其出口门;关闭轴加至射水抽汽器电动门;停止循环水泵运行,关其进、出口蝶阀及凝汽器循环水进、出水电动门,停止3#机胶球泵运行,拉电,挂“禁操牌”;开启3#机凝汽器循环水管道放水、放空气门放尽积水;联系检修打开3#机循环水侧人孔门。查漏期间严禁向高、低压扩容器排汽。打开3#机凝汽器两侧水室底部放水门;打开3#机凝汽器A和B侧循环水回水室放空气门;工作期间严禁向3#机凝汽器排汽、排水;待3#机凝汽器循环水室积水放尽后方可打开人孔门;待补水至5m时关闭3#机凝汽器补水调整门后手动门和旁路门;凝汽器铜管灌水查漏必须打开五米层人孔进行检查。

4月9日晚汽轮机缸温最高温度(高压缸内缸上壁)为120℃,电动盘车装置停运。凝汽器冷却水进、回水室人孔和中间水室人孔已经打开,凝汽器中间水室侧五米层人孔未开,汽侧热井已经放完水。19:00,完成对3#凝汽器热井增加12个临时支撑的工作,并将一卷长27.7m,直径15mm的透明胶管从3#机五米层放下一端至凝汽器负米层临时水位计接口处,作为临时水位计,灌水查漏的准备工作已全部完成。20:22,3#凝汽器汽侧开始灌水工作,在DCS上补水流量显示为29.9 t/h;21:30,凝汽器就地临时水位计,显示水位已接近到0 m(凝汽器热井水箱布置在负米层),凝汽器继续补水。4月10日3:05,运行人员接班时检查凝汽器就地临时水位计,显示水位在凝汽器水侧上排人孔门的下侧(距地面约3.5m左右)。5:20,当班主控现场检查临时水位计水位处于4.9m左右,其他未发现异常。但是到了5:40,当班运行人员发现低压缸后轴封处有大量水漏出,立即通知主控并停止凝汽器补水,同时检查临时水位计,水位显示约5.1 m。进一步检查堆放在五米层的临时水位计胶管,发现端头处在密封状态,剪断密封端发现临时水位计水位满水状态,由于临时水位计胶管最高端距地面约7m左右,表明凝汽器满水至少7 m,立即打开凝汽器热井放水门进行放水,但是由于凝汽器满水至汽轮机高压缸,汽轮机汽缸上、下温差已经开始增大,6:00最大已超过60℃,其中高压外缸内壁上下壁温114/54℃,中压外缸外壁上下壁温108/68℃,高压内缸内壁上下壁温116/57℃,高压内缸外壁壁温116/53℃,中压内缸内壁上下壁温108/98℃,中压内缸外壁上下壁温107/97℃。7:05,临时水位计水位降至5.8 m,停止凝汽器热井放水,打开汽轮机相关疏水门放水。

为了检查事故造成的大轴弯曲程度,10:20手动盘动 3#机转子 180°,测得大轴最大晃动度为125μm,表明转子出现轻微弹性弯曲。12:30转子挠度降至25μm,最大晃动度仍为125μm;15:10启动顶轴油泵后转子挠度降至20μm,最大晃动度达80μm;16:50转子挠度降至25μm,转子晃动度70μm。20:30测得转子挠度40μm;20:50盘动3#机转子360°,测得转子在#1瓦最大挠度40μm, 2#瓦最大挠度50μm。21:10投入3#汽轮机电动盘车,盘车电流25 A,无摆动,大轴晃动40μm,各轴承及缸温测点无异音。3#机高压外缸内壁上、下壁温差为32℃,高压内缸内壁上下壁温差21.3℃。11日18:50测量3#转子大轴晃动相位参数,结果最高相位和大修后记录相同,保持3#机电动盘车运行。5月5日,3#汽轮机启动正常。

经检查DCS曲线,4月10日00:00,2#低加水位开始由-11 mm上升,1:17已经满水,达1.3m处顶表,但是运行人员没有发现低加水位的异常。以后还有许多参数的变化都可以表明凝汽器水位异常变化,例如2:26低压旁路调整门(该测点在五米层位置)后压力由0.05M Pa开始慢慢上升,5:51低压旁路调整门后压力上升到0.09 MPa,4:07轴封供汽压力由-4 kPa开始上升,5:50轴封压力最高17.5 kPa从5:12至5:22,一段抽汽温度开始由47℃上升到89℃,表明此时汽缸内有冷水流至一段抽汽温度测点处,还有凝汽器灌水至5m,补水量应当为200 t左右,但是此次灌水历时9.3 h,灌水量到达420 t。遗憾的是这些异常都没有引起运行人员足够的注意,机组停运后对相关参数监控不到位,这是导致本次汽缸进水事故的根本原因。

维修部工作负责人工作责任心不强,在布置查漏工作的安全措施时,加装了一条透明胶管作为凝汽器临时水位计,但是没有检查所使用胶管是否导通,将一端密封的胶管直接接至3#凝汽器热井水箱,由于胶管端头封堵导致临时水位计胶管积存空气,导致安装了一条失效的临时水位计,进而造成水位显示失真,运行人员失去凝汽器水位判断依据。运行人员过度依赖临时水位计,在巡查时也没有想到要检查临时水位计一端是否会密封,结果错误地判断凝汽器水位,也是本次事件的重要原因之一。按照规程机组停运后要“安排专人在操作站上对机组设备的DCS参数进行监控管理”,但是这样的规定流于形式。按以往经验,水位至2#低加水位计顶表表明灌水查漏水位已接近汽机五米层,此时应严密监视水位,但是本次查漏工作中未全面评估灌水工作的进度情况,事实上2#低加水位在10日1:17已满水,但至交班前未引起当班运行人员的注意。在完成运行值交接班后,运行当班人员未对接班异常数据进行详细检查分析,盲目继续进行补水,导致不安全事件发生。运行人员巡查质量差,查漏工作开始至发现汽缸进水经历9 h跨越三个运行值,表面上就地巡检卡签名齐全,但运行值班人员麻痹大意,没有一个人对异常情况进行检查、分析和记录。发生重大安全事件而未及时汇报,5:40发现3#汽轮机低压缸轴封漏水,直至7:55运行部管理人员才接到异常情况汇报,而且未能及时采取切实有效的处理措施,导致事件进一步恶化。工作票制度落实不到位,未能按照安规要求在检修工作许可前工作许可人、负责人必须到现场仔细检查安全措施执行情况,没有起到检修安全措施执行情况的把关作用。

为了防止类似事件的再次发生,在技术上工厂必须补充完善凝汽器铜管灌水查漏工作票,将“必须打开五米层汽侧人孔”作为必要的安全措施列入。在凝汽器灌水查漏过程中,运行当班必须安排有一个人对灌水查漏工作专项负责,定期对汽机各参数变化和就地水位变化作全面检查,管理人员按流程节点跟踪工作开展情况。机组停运后至全冷态前,运行部必须严格落实“安排专人对机组设备的DCS参数进行监控”的工作,在此期间必须仍然严格落实巡检、抄表制度。运行人员须掌握凝汽器的水容积等重要参数,凝汽器灌水至5 m时,补水量约200 t在管理上,各级管理人员严格贯彻执行生产请示、汇报制度;维修部要制定关于临时水位计等临时测量工具的安装、验收和使用工艺卡,并组织相关人员培训、学习。现场工作人员要严格按照《安全生产规程》的要求,许可工作票前,工作票负责人和许可人必须确认安全措施是否正确、完备,工作许可人对布置的安全措施安全性负责。

汽轮机凝汽器灌水查漏工作是一项重要的基础性工作,但由于该项工作具体要求并不复杂,只要管理人员跟踪到位,运行人员以高度负责的态度,认真把控好灌水查漏过程中的主要环节,就可避免类似不安全事件的发生。