电气专业运行中隔离系统的安全技术关键点的判据1.doc

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1、2009年四季度非停灭火分析报告汇总生产部编制 2010年1月28日目录一、2009年四季度非停、灭火统计3二、2009年四季度非停简况3三、机组非计划停运分析报告4（一）红河2号机发变组A柜发电机比率差动保护误动停机。4（二）托克托6号机排汽至空冷岛防爆膜破裂，真空低跳闸。8（三）运城2号机组汽包水位高停机。10（四）丰润2号机汽包水位高四值停机。12（五）丰润2号机汽包水位高四值停机。15（六）宁德2号机高再进口集箱管座角焊缝开裂,被迫停机。18（七）张热号机汽包水位高四值停机。242009年四季度非停灭火分析报告汇总一、2009年四季度非停、灭火统计（一）四季度累计发生非计划停运7次，同

2、比增加7次，其中：火电发生非计划停运7次（运城1次，宁德1次，托克托1次，丰润2次，张热1次，红河1次）。累计发生非计划停运20次，同比增加5次。水电、风电未发生非计划停运。（二）四季度发生的7次非停中，汽机专业1次，继电保护1次，热控专业3次，锅炉专业1次，人员1次。（三）四季度累计发生锅炉灭火0次，同比减少3次。二、2009年四季度非停简况1.10月10日红河2号机发变组保护A柜发电机比率差动保护误动作停机。2.10月26日托克托发电公司6号机排汽至空冷岛管路防爆膜破裂，真空低跳闸。3.11月10日，运城2号机组2A一次风机动调头反馈杆轴承损坏，动调全部开展后突然全部关闭，炉膛负压保护停炉

3、，汽包水位波动大，水位高三值停机。4.11月19日，丰润2号机送风机风量自动摆动发散，总风量低低保护动作灭火，降负荷过程中起动电泵，电泵勺管逻辑不合理，自动调增且在26秒内不能干预，汽包水位高四值停机。5.12月4日，丰润2号机B侧一次风机轴承温度高，风机停运过程中风压降低，致使磨煤机堵煤跳闸，降负荷过程中起动电泵，电泵勺管逻辑不合理，自动调增且在26秒内不能干预，汽包水位高四值停机。6.12月10日，宁德2号机高再进口集箱接管座角焊缝热影响区开裂,被迫停机。7.12月12日，张热号机下装一次风机逻辑时，逻辑块反转造成一次风机失稳，汽包水位高三值灭火，降负荷过程中，停汽泵起电泵后，电泵勺管受R

4、B逻辑限制，自动调增禁止干涉，造成水位高整困难，汽包水位高四值停机。三、机组非计划停运分析报告（一）红河2号机发变组A柜发电机比率差动保护误动停机。1.停机前运行工况负荷300MW，机组各运行参数正常。2.事件经过10月10日9点37分，大唐红河电厂#2机保护A柜RCS-985A（南瑞）发电机比率差动保护运行中突然跳闸出口，保护动作信息有发电机比率差动动作，TJ1、TJ2、TJ3、TJ4、TJ5、TJ11、TJ12出口，外部重动1跳闸，然后就是主气门关闭，快切联动成功，同时#2机B柜DT801装置无任何信号。退出发变组A柜RCS-985A所有保护后，15点7分#2机组并网。3.原因分析1）保护

5、动作的装置为南瑞厂家生产的RCS-985A保护装置，装置可以记录最近的32次故障，可以对最后的8次进行录波。检查A柜的报告信息，发现从早上5点左右到保护跳闸为止，最早的一个故障报告信息就是“发电机内部故障启动”，随后还有多次“发电机内部故障启动”报告，偶尔还夹有“主变内部故障启动”报告，最后一次为“发电机比率差动保护动作”报告，在09时37分40秒620毫秒装置还发出了“发电机差动TA断线”，09时37分43秒057毫秒报出“主变差动TA断线”。因此认为A柜保护装置在早上5点以前可能已经发出“发电机内部故障启动”报告信息，只是保护装置只记录了最近的32次故障报告。保护动作出口前，由于每次保护启

6、动时持续的时间都很短，大部分半个周波左右，所以装置并没有发“发电机差流报警“信号。检查打印出来的报告，启动报告和动作报告的波形只是大小不同，其他基本一样。当时得出的结论是A柜RCS-985A发电机比率差动保护运行中动作，考虑到B套保护没有任何信息，可以认为发电机本体没有故障。10日11点25分，厂家人员收到第一次打印出来的保护动作报告及录波器的报告，没有得出结论；15点07分，2#机并网。厂家通过对A柜的保护录波数据的分析，16点35分得出以下结论：（1）发电机机端A、C相电流发生了畸变，发电机差动和主变差动均产生了差流，发电机差动和主变差动均启动；（2）机端A、C相电流畸变减小，满足发电机差

7、动TA断线和主变差动TA断线条件，RCS-985装置正确发出报警信号，由于差动TA断线整定为不闭锁比率差动保护，在差流超过发电机比率差动动作值时，发电机差动保护动作出口，而主变差流未达动作值，主变差动保护不动作；（3）机端电流A相和C相电流相位相反，推测为机端CT二次电缆A、C相发生了短路分流。下面是发电机差动跳闸前的一次“发电机内部故障启动”报告的录波波形，启动时间是10月10日09时04分01秒742毫秒。可以明显看出，和发电机差动跳闸时刻的波形特征相似，均是发电机机端A、C相电流发生了畸变，发电机差动保护A、C相有差流，A相和C相的差流相角相差180度，只不过启动时的差流波形很长时间才突

8、变一下，只持续大概半个周波。2）为了找到跳闸原因做了CT二次侧AC相接地短路模拟试验、CT二次侧AC相短路模拟试验。为了判断有没有人为原因，做了CT二次侧A相开路模拟试验、CT二次侧A、C相开路模拟试验。通过比较上述的试验波形和实际的动作波形，得出结论：AC相短路时的间歇放电过程的动作波形与实际的动作波形最接近，即发电机机端A、C相电流发生了畸变，发电机差动保护A、C相有差流，A相和C相的差流相角相差180度。随后，对发电机机端CT二次侧的端子箱至保护装置的2FB-101A电缆用2500V的摇表进行了绝缘检查，A相对地、B相对地、C相对地、AB相间、BC相间、CA相间均正常，接近无穷大。对保护

9、装置的发电机机端CT回路也用2500V的摇表进行了绝缘检查，A相对地、B相对地、C相对地、AB相间、BC相间、CA相间均正常，接近无穷大。对发电机机端CT二次侧的根部至端子箱的电缆进行了检查，未发现异常，由于A、B、C三相各用一根电缆，A、C短接的可能不存在，所以可以确定机端CT至端子箱的电缆没有问题。在未找到故障点的前提下，认为是发电机机端CT二次侧的端子箱至保护装置的2FB-101A电缆内部A、C之间的电缆皮有地方磨破，在最后一次放电时把故障点烧开了所至，或A、C之间有接触的地方绝缘磨破，在最后一次放电时把故障点烧开所致。4.防范措施1）为了防止绝缘磨破，故障点烧开的地方再次故障，更换发电

10、机机端CT二次侧的端子箱至保护装置的2FB-101A电缆，将481这组CT二次回路A、C之间有接触的地方全部进行外观及绝缘检查。2）为了更加保险，要求厂家更换对应的发电机电流插件。3）管理措施：加强设备的定期检查，把设备的保护动作情况的检查作为一项巡检内容。4）每次大小修将CT、PT容易磨损的地方作重点检查。 5）在征得云南中调及大唐云南分公司同意后，将#2机A柜保护暂时投入信号观察一段时间，11月上旬如果未发生异常，保护将投入运行。5.责任分析及处理按照红河2009年经济责任制考核管理办法的安全生产经营指标考核细则中的第15项：机组非计划停运，考核如下。考核责任部门设备工程部2000元；设备

11、工程部部长吴广涛负管理责任，考核200元；设备工程部副部长王秀丽负管理责任，考核250元；继电保护班长马宏杰负主要管理责任，考核600元；班组技术员王继康负次要管理责任，考核400元；继电保护专责杜相洪负联带责任，考核300元；继电保护检修工宋立国负联带责任，考核250元。（二）托克托6号机排汽至空冷岛防爆膜破裂，真空低跳闸。1.停机前运行工况负荷515MW，真空-82Kpa。2.事件经过10月26日08时57分，集控室听到厂房外异常声响，立即派人查看，发现#6机排汽管路区域有大量汽体冒出，机组负荷、真空下降，降负荷至400MW。08时58分，真空急剧下降，#6机跳闸，首出“真空低”（低真空跳

12、闸值-24.4KPa）。就地检查发现汽机排汽至空冷岛管路B侧第一个防爆膜、A侧两个防爆膜破裂。3.原因分析#6机B侧空冷岛进汽母管靠北侧防爆膜因受抽吸力向内变形，变形至一定程度后，防爆膜内与外界隔离膜逐渐断裂，导致排汽装置内进入大量空气，巨大的抽吸力将防爆膜抽到空冷岛进汽母管内，随后大气压力将A侧空冷岛进汽母管两个防爆膜向外推出，导致机组被迫停运。#6机组于2005年11月投产，机组空冷岛部分由GEA公司设计，空冷防爆膜型号BT-00V-F36，由天津市仲立商贸有限公司供货，制造商为德国REMBE公司。经与GEA公司工程技术人员沟通，#6机空冷防爆膜设计向外爆破动作压力+40KPa（10%），

13、全负压（-145KPa）设计，即空冷防爆膜设计上在机组最大负压（理论上接近-89.4KPa）也不会向内爆破。空冷防爆膜由三层构成，拱形结构，最内层为2mm厚不锈钢板，中间由两层0.25mm和0.10mm聚四氟乙烯密封垫片，最外层为0.50mm不锈钢板，两层不锈钢板边缘（法兰）整圈点焊，结构上为防止防爆膜向内爆破，由14mm宽挡圈限制，具体见下图所示。导致#6机组非停的直接原因是B侧排汽管道上空冷防爆膜向内爆破（非正常动作），破坏机组真空，进而使A侧排汽管道上两个空冷防爆膜向外爆破（正常动作），最终低真空保护动作使机组跳闸。从防爆膜结构上分析；怀疑原设计防爆膜挡圈太窄（14毫米），且压板搭接太少

14、（最少处仅1毫米），强度上可能存在不足现象。4.防范措施1）针对原设计防爆膜挡圈太窄，且压板搭接太少，利用旧的测试一下强度后，加固档圈强度。 2）将防爆膜检查内容列入小修定检项目，小修时检查防爆膜工作状态是否完好，主要检查内容有：防爆膜两侧密封垫是否平整，有无缺口和弹性；防爆膜原始切痕是否贯通；防爆膜内侧固定卡片是否开焊；防爆膜表面是否有变形、局部凹坑、破损等现象；法兰紧固是否牢固；用游标卡尺检查法兰四周间隙是否均匀。3）将排出管口加十字防护，防止人身伤害。4）盘点物质库内防爆膜备件储存情况，保证储备在4个（一台机）以上，发现不足，立即补充。5）缩短各台空冷机组防爆膜的点检周期，将防爆膜法兰是

15、否泄漏，法兰紧固是否牢固，法兰间隙是否均匀点检周期缩短为每月两次。6）将防爆膜列入点检内容。5.责任分析及处理按照经济责任制考核管理办法考核如下：考核设备部2000元，考核设备部汽机点检长仲维辉300元，考核汽机点检王彦刚500元。（三）运城2号机组汽包水位高停机。1.停机前运行工况负荷420MW，两台一次风机在自动方式，2A一次风机动叶开度31%，电流108A；2B一次风机动叶开度33%，电流104A；一次风母管压力8.58KPa，一次风总量390T/H，其他参数稳定。2.事件经过11月10日09时42分，2号机组开始增加负荷，2A一次风机动叶开度逐渐增加到35%后，电流突增到328A，超出

16、额定电流14A，同时2B一次风机动叶开到37%后电流突降至80A；一次风母管压力升高至10.56 KPa，两台一次风机动叶自动回调到22%后，运行人员将动叶调节控制由自动切手动，动叶自动回调过程中两台一次风机电流无变化，手动减小2A一次风机动叶开度至17%后不见电流减小，运行人员判断为2A一次风机动叶调节机构故障。设备专责人员对2A一次风机液压油系统、动叶控制和反馈机构进行就地检查，就地将2A一次风机动叶开到26%时，风机出力没有变化；为防止2A一次风机长时间过电流运行，运行人员在就地适当关小2A一次风机出口挡板，2A一次风机电流减小至317A；运行人员投入油枪助燃，降低负荷至350MW。10

17、时21分，检修人员就地关小动调时，2A一次风机电流突降至46A，一次风母管压力突降至3.5 KPa，炉膛负压保护动作，锅炉MFT。运行人员在降负荷过程中，手动调整汽包水位，开启锅炉上水旁路调门，关闭锅炉上水主电动门，停止B小机运行，保持A小机运行，此时，汽包水位低至-210mm，由于降负荷速度较快，水位呈明显下降趋势，提高A小机转速至4700r/min，锅炉上水旁路调门60%，10时24分，汽包水位升高至340mm，汽包水位高三值跳机保护动作，汽轮机跳闸，发电机解列。3.原因分析1）2A一次风机动调机构故障，是本次事件的导火索。2）在没有预控措施的前提下，就地手动盲目摇动调机构，致使一次风压快

18、速由10.56KPa降至3.5KPa是引起锅炉灭火的直接原因。3）锅炉灭火后，运行人员快速降负荷，汽包压力快速上升，汽包水位快速下降，加大给水流量，给水流量过大是导致汽轮机跳闸的直接原因。4.防范措施1）在2A一次风机动调机构失控，故障原因不清的条件下，禁止在故障设备上进行试验和调整。避免出现不可控的事件发生。2）加强一次风母管压力低事故演练，加强对运行人员的技术水平的培训和锻炼，使其能够冷静果断的处理设备异常。3）汽包水位调整还需进一步锻炼，加强仿真机的培训练习，同时在机组启停中对水位调整人员进行现场指导和实际训练，提高运行人员技能。4）进一步加强设备维护，提高设备使用的可靠性。5.责任分析

19、及处理设备部对2A一次风机动调头故障负有设备维护责任，记二类障碍一起，考核1000元。运行四值2号机在整个事故处理过程中，措施不到位记一类障碍一起，考核2000元。发电部锅炉主管在完善水位高跳机的事故处理预案中，没能有效落实，负管理责任，考核500元。发电部主管集控副部长负管理责任500元。锅炉灭火后油枪、等离子不能较好投入，设备维护不到位，考核500元。（四）丰润2号机汽包水位高四值停机。1.停机前运行工况200MW，总燃料量126T，AGC，主汽压力14.7Mpa。2.事件经过11月19日7时06分，负压开始波动至-151pa，运行人员判断为掉焦，就地检查灰量正常，期间负压多次波动。7时9

20、分，炉膛负压至-1309pa，MFT动作，首出原因为“总风量低低，延时5秒”。火焰监视消失，运行的磨煤机、一次风机掉闸，磨出入口门全关。立即进行炉膛吹扫，迅速降负荷至10MW。7时11分汽包水位低至-482mm，手启电泵，电泵勺管不能调节，手动停止汽泵，开汽包放水，停止电泵。7时15分水位高至+280mm，大连锁动作跳机。3.原因分析1）#2炉送风机风量发散波动调节，当波峰达到低谷时，总风量低低保护动作，说明热工送风调节特性差，是此次锅炉灭火主要原因。此图说明：二次风量和总风量发散调节，而一次风量运行平稳。说明送风调节存在问题。2）运行人员对异常情况处理不及时果断是造成此次锅炉灭火的次要原因。

21、3）电泵在备用状态下热工跟踪逻辑存在问题，电泵启动后16S内，电泵勺管不能调节，延误了水位调整时机，是造成水位高跳机的主要原因。4）运行人员对电泵在备用状态下启动特性不清楚，对水位调整措施不当，是造成水位高跳机的次要原因。4.防范措施1）制定送风发散调节的应急预案，要求集控人员认真学习，并有记录，当再次发生此类现象时，应该综合分析判断查找事故原因，从而正确及时采取措施进行恢复。2）值班员加强灭火后处理的技术培训，不断总结经验，避免此类事故再次发生。3）对灭火不停机的学习不够，应认真总结经验，学习水位调节方法。4）设备部热控专业与电科院、发电部继续深刻查找送风机发散调节原因，制定试验计划，在原因

22、没有查清之前禁止送风投自动。5.责任分析及处理依据丰润热电公司经济责任制考核规定对相关人员进行考核。1）电科院对送风机调节特性不良引起负压波动负主要责任，依据基建期安全管理考核规定，考核电科院2000元。2）热工二班班长林小华对送风机调节特性不良引起负压波动负次要责任，依据经济责任制考核管理办法考核500元。3）热工车间主任李军对此次锅炉灭火负管理责任，依据经济责任制考核管理办法考核200元。 4）热工二班技术员刘学俭对此次锅炉灭火负技术管理责任，依据经济责任制考核管理办法考核200元。5）副总工程师兼设备工程部部长宋瑞宏负领导责任，考核100元。6）运行机组长张浩彤在异常发生时采取措施不果断

23、，在异常处理过程中没有及时采取行之有效的手段，造成锅炉灭火后水位调整不当，依据经济责任制考核管理办法考核张浩彤600元。7）运行值长杨志功对运行异常处理负管理责任，依据经济责任制考核管理办法考核400元。8）运行集控主值孙永龙、集控副值杨鹏、刘君伟应协助机组长做好机组的安全运行工作，负次要现场责任，依据经济责任制考核管理办法分别考核孙永龙200元、杨鹏200元、刘君伟200元。9）发电部锅炉高级主管董金生对此次锅炉灭火后水位调整负技术培训责任，依据经济责任制考核管理办法考核200元。10）副总工程师兼发电部部长李建军、发电部副部长孙健负领导责任，各考核100元。（五）丰润2号机汽包水位高四值停

24、机。1.停机前运行工况负荷200MW，四台磨运行、一台磨检修、主汽温540、主汽压14.2MPa。2.事件经过12月4日12时20分，2号炉B一次风机异常报警，CRT画面检查发现B一次风机驱动端轴承振动大并摆动，最大到8.1mm/s,最小1.0 mm/s，运行人员立即到就地检查测量振动，并通知设备工程部锅炉点检及热工人员，在此期间，将B一次风机液力耦合器勺管开度由53.2%减至52.6%，振动恢复至1.2 mm/s，就地测量也正常，检查未发现问题。12时40分，发现2号炉B一次风机驱动端轴承温度由38开始上升，运行人员立即到就地检查，并通知设备工程部锅炉点检及热工人员。随着温度的上升，先将B一

25、次风机液力耦合器勺管开度由52.6%减至45.6%，就地人员通知，轴承温度95，CRT显示温度120，立即降负荷，投AB层四个角油枪，着火正常，13时01分减小B一次风机液力耦合器勺管开度, B一次风机液力耦合器勺管开度降至8%，并开大A一次风机勺管开度至65%，此时一次风压由11.0kpa降至6.33kpa, 13时02分停B一次风机,未调整A一次风机液力耦合器勺管开度, 在负荷降至160MW左右时， 由于C磨煤机堵煤，火检失去掉闸，D磨煤机堵煤，火检失去掉闸，炉膛负压最大至-1290pa，A磨堵煤, 火检失去掉闸。AB层#1、#2角油枪投入着火正常，其余两个油枪灭火，紧急投入CD层四个角油

26、枪未着火。由专人监视调整汽包水位,此时汽压迅速下降，运行人员立即切除机主控用阀位降负荷，负荷降至50MW，在降负荷过程中，汽包水位迅速下降最低至-261mm后,水位逐渐恢复至-103mm时，为了防止汽泵供汽压力不够造成水位下降，13时05分在汽泵给水流量330T/H状态下，启动备用电泵，并关闭给水主路电动门开启最小流量调整门,控制盘急停汽泵。由于电泵备用时勺管开度54%，给水量迅速上涨，启电泵瞬间达到830T/H，水位上升，开紧急放水未见效果，水位迅速上涨至高3值，13时06分锅炉MFT动作灭火，13时06分汽包水位高4值保护跳闸。3.原因分析1）2B一次风机轴承损坏，运行人员在停止过程中，操

27、作不当是造成此次非停的直接原因。2）运行人员在B一次风机故障停止运行时，盲目操作未及时调整A一次风机出力至最大，致使一次风压压力低，造成运行磨煤机堵磨，磨煤机出口无火检，磨煤机C、D、A相继掉闸。3）运行人员在负荷降至50MW时，没有根据水位变化趋势，盲目启电泵，造成水位失控，水位过高四值，引起机组跳机。4.防范措施1）加大现场巡回检查力度，设备隐患早发现、早处理，对安全运行影响大的操作制定事故预案，发电部相关专业的人员及领导到现场监护，防止发生异常现象。2）发电部制定风机倒换和给水泵使用技术措施（见附件）并组织全体运行人员学习并落实。在汽压迅速下降，汽泵运行中，启备用电泵时要退出备用，关勺管

28、到最小后再启动，保证水位正常或是先关闭给水主路电动门倒旁路运行后再启电泵。要深刻吸取教训，防止同类事件再次发生。3）在机组状况危急时，严格按照规定执行。发电部要加强运行人员培训，组织运行人员深刻学习运行规程，提高运行人员的技术素质和技能。4）发电部加强事故演练，提高运行人员事故情况下操作能力，在处理事故时，能够准确判断、果断处理，防止此类事件重复发生。5.责任分析及处理依据丰润热电公司经济责任制考核规定对相关人员进行考核。1）运行机组长刘大炜对#2机组的安全运行负主要责任，在正常调整和异常处理过程中没有认真执行操作规程和发电部制定的措施，在停#2炉B一次风机时，未监视一次风压是否满足三台磨运行

29、的需要，造成磨煤机堵煤掉闸；在水位调整中处理不当造成水位高跳机事故的重复发生，依据经济责任制考核管理办法考核刘大炜1200元，同时调离机组长岗位。2）运行值长王建成对锅炉灭火后跳机负主要管理责任，依据经济责任制考核管理办法考核王建成600元。3）运行集控主值张硕、集控副值魏征、王志刚未协助机组长做好机组的安全运行工作，对本次停机负次要现场责任，依据经济责任制考核管理办法分别考核张硕500元、魏征400元、王志刚400元。4）发电部锅炉高级主管董金生对此次锅炉灭火后水位调整负技术培训管理责任，依据经济责任制考核管理办法考核200元。5）副总工程师兼发电部部长李建军、发电部副部长孙健对此次跳机负领

30、导责任，依据经济责任制考核管理办法考核李建军300元、孙健200元。6）设备工程部点检员田瑞军设备维护不到位，缺陷发现不及时，依据经济责任制考核管理办法考核1000元。（六）宁德2号机高再进口集箱管座角焊缝开裂,被迫停机。1.原因分析2009年12月10日，锅炉防磨防爆检查发现高温再热器进口集箱（图号12N2423MX，12Cr1MoVG，736.646）右侧第1屏前数第9根、第2屏第9根、第3屏第9根、第4屏第9根、第5屏第9根、第6屏第9根、第8屏第9根分配管管座焊缝开裂（见下图一）。图一高再进口联箱裂纹放大图2、检查情况：1）检查情况：（1）扩大范围进行防磨防爆检查发现高再左数第一屏炉前

31、往炉后数第根管排靠顶棚处挤压变形、第二屏炉前往炉后数第管排靠顶棚处挤压变形、第三屏炉前往炉后数第根管排靠顶棚处挤压变形，第六屏炉前往炉后数第根管排靠顶棚处挤压变形，第八屏炉前往炉后数第根管排靠顶棚处挤压变形。（2）高再进口联箱U型吊杆左数第、根、右数第根松动。 图二 （3）磁粉检验了高再进口集箱第69根接管座角焊缝共计270根，除泄漏7根外发现62根在小管侧焊缝热影响区存在磁痕显示缺陷，部分明显为裂纹。炉右数第二排第8根和第五排第8根裂纹严重，割除；炉右数第一排第8根、第四排第8根、第六排第8根、第十六排第9根、第十八排第9根、第二十五排第9根打磨超过0.5mm，需补焊处理；其余打磨复检合格。

32、磁粉检验了高再进口集箱第69根接管焊口（电建安装焊口）共计271根，发现炉右数第五十三排第6根、第五十六排第9根、第六十三排第8根和第六十三排第9根存在裂纹，第六十三排第8根打磨后复检合格，其余3个割除加短节焊接（见图三）。炉右数第六十三排第9根高再对接焊缝图三 检验发现电建安装对接焊缝裂纹磁粉抽检高再进口集箱第15根和1014根管座角焊缝，未见异常；抽检高再出口集箱炉左侧和炉右侧10排管座角焊缝，未见异常。内窥镜检验了高再进口集箱内部，未发现异物。2）裂纹特性分析（1）裂纹都分布在焊缝热影响区，裂纹发展方向是从外向里发展；（2）焊口裂纹都集中在管屏管从炉前数第根管，具有规律性。（3）集箱左侧

33、管子焊口裂缝开口方向朝左，集箱右侧管子焊口裂缝开口方向朝右，说明外应力在集箱两侧最大。（4）裂纹属于应力裂纹。3）原因分析：东方锅炉厂和华北电科院金属所针对高温再热器进口集箱分配管管座产生裂纹进行分析。（1）材质使用情况分析接管头材质SA-213T23是国外近年开发研制的锅炉用新型高强耐热钢，它是在SA-213T22材料的基础上通过降低碳和钼含量、控制杂质元素，添加W、V、Nb、B微合金化元素来保证材料的常温性能和高温蠕变断裂强度，T23具有优良的焊接工艺性。T23的碳当量小于T22，使得T23的抗冷裂纹敏感性优于T22；由于T23碳含量低，在焊接过程中不易出现热裂纹；据资料介绍T23的再热裂

34、纹敏感性远比钢研102的再热裂纹敏感性小，同时根据公司焊接工艺试验、工艺评定和生产情况T23在500-700之间热处理后不会出现再热裂纹。从锅炉厂和华北电科院金属所得到肯定SA-213T23材料符合使用条件。（2）厂家证明材料情况查证锅炉厂“原材料入场检验证明”和“厂内制造检验证明”等资料，都符合检验标准。（3）系统膨胀产生应力造成焊口开裂 高再集箱左右两端膨胀量为100mm，水平烟道侧包墙宽度为23534mm，膨胀量为72mm，高再入口集箱对应到侧墙水冷壁处的膨胀量约为90mm左右，顶棚管与高再穿顶棚管间隙为3mm,集箱与顶棚膨胀差约为20mm左右，集箱左右的胀差通过大包内2米左右管束吸收，

35、然而，管屏管从炉前数第根管是垂直管，不能充分吸收由于膨胀引起的应力，是造成垂直管焊口开裂的一个原因。锅炉厂负责核算集箱、水冷壁侧墙及顶棚膨胀值，核算顶棚管与高再穿顶棚管间隙是否能够满足膨胀需求，是否满足机组基本负荷及调峰负荷的要求。（4）接管座焊口结构不合理造成焊口开裂 由于本次集箱接管座焊口开裂都集中在从炉前数第根管焊缝热影响区，具有普遍性。东方锅炉厂接管座坡口型式为插接焊，并且从炉前数第、根管焊口型式为马蹄口（如图），焊接及热处理过程中容易产生应力集中。（5）运行中炉膛烟气对管屏扰动导致管屏晃动产生疲劳应力造成焊口开裂 锅炉厂设计只考虑了管屏的承重，没有考虑运行中烟气扰动导致管屏晃动以及高

36、压介质流动导致管子振动。锅炉厂应考虑管屏的固定装置改造，以减少晃动，减少焊口处应力。（6）工地安装存在对口不标准产生应力造成焊口开裂 从现场观察集箱个别管接头变形，可能由于集箱运输及安装过程中磕碰导致管接头变形，北京电建安装对口时存在强行对口现象，焊缝产生装配应力。（7）集箱钢性吊杆松动导致集箱水平度超标产生应力造成焊口开裂可能存在安装时集箱钢性吊杆垂直度不符合标准导致吊杆偏斜的问题，在机组运行时经过震动膨胀等外部因素，吊杆自动垂直，这样，吊杆就会松动。在集箱水平度满足要求的情况下，复核吊杆的垂直度。2.防范措施1）更换产生裂纹的管接头（9处），对未发展的裂纹进行挖补处理（7处），更换产生裂纹

37、的接管（3处）。2）高温再热器进口集箱接管座角焊缝热影响区开裂是由于管座应力过大造成的，东锅厂在设计上存在问题，由东锅厂负责膨胀系统、应力核算及制定技改方案。3）宁德发电公司在2号机组运行中严格按负荷曲线启停炉和升降负荷，严密监视锅炉运行。宁德发电公司660MW超超临界锅炉是东方锅炉厂的第一台锅炉，咨询其他电厂同型号锅炉运行情况，进一步分析宁德发电公司出现的问题的真正原因，制定措施彻底解决。3.责任分析及处理此次泄漏主要原因是由于高再入口集箱分配管座应力过大，造成局部出现裂纹逐步发展扩大，分别记扩建工程部、设备部各0.5次一类障碍。按照宁德发电公司合同和安全生产奖惩规定的有关条款，对相关部门及

38、责任者处理如下： 1）东方锅炉厂在高再集箱分配管座设计和制造方面不合理，运行中烟气扰动和介质流动方面对管屏扰动考虑不周，对此次机组非停事件负有主要责任，根据锅炉设备买卖合同有关条款规定，扣除东方锅炉厂质量保证金300000元。2）北京电建在#2锅炉安装过程中存在强行对口现象，也是造成机组非停原因之一，根据#2锅炉安装工程施工合同有关条款规定，扣除北京电建质量保证金200000元。3）扩建工程部、设备部对此次非停事件负有主要责任，考核扩建工程部、设备部各2500元。4）原扩建工程部锅炉主管李新华在#2锅炉安装过程中对焊接工艺质量验收把关不严，对此次非停事件负有直接责任，考核1000元。5）扩建工

39、程部主任华春海在#2锅炉安装过程中对焊接工艺质量验收把关不严，对此次非停事件负有领导责任，考核500元。6）设备部锅炉点检员贾黎聪对#2锅炉点检不到位，对此次非停事件负有一定责任，考核800元。7）设备部锅炉点检长赵建民对锅炉专业管理不到位，对此次非停事件负有一定领导责任，考核500元。8）设备部副主任李钢对部门专业管理不到位，对此次非停事件负有一定领导责任，考核500元。9）设备部主任刘树立对此次非停事件负有一定领导责任，考核500元。（七）张热号机汽包水位高四值停机。1.事件经过11月30日，在做#1机组一次风机RB试验时，MFT动作，锅炉灭火；在做#1机组汽泵掉闸RB试验时，电动给水泵推

40、力瓦温度高掉闸，试验不成功。在原因未查清和方案未考虑周全的情况下，为在12月10日完成168小时满负荷试运，决定将不成功的试验放在168试运之后补做。12月12日补做在11月30日不成功的一次风机RB试验和汽泵掉闸RB试验。12月11日10时左右，监理召集调试人员、设备部热工人员和发电部技术人员，进行RB试验交底会，会上电科院调试人员对试验方法和试验中可能出现的问题进行说明，并说明试验前需要对修改后的逻辑进行下装，但是没有谈到下装逻辑可能造成的后果。12月12日9时45分中调同意张热公司#1机组RB试验，通过AGC由150MW涨负荷，涨至250MW时，炉膛负压报警 ，炉膛压力达到+2000Pa

41、左右，吸、送风机、一次风机自动切换为手动方式，#1一次风机出口压力5.3kPa，#2一次风机出口压力10.3kPa左右（后从历史趋势曲线中看到：10：20：59至10：21：11的12秒钟内，#1、2一次风机动叶开度由50%上升至80%，#1一次风机电流由67A上升至107.8A，出口压力由10.07kPa上升至13.81kPa；#2一次风机电流由68.66A上升至105.28A，出口压力由9.52kPa上升至13.15kPa；一次风母管压力则由9.19kPa上升至12.64kPa。10：21：12 #1一次风机失速,电流在8秒钟内下降到60.23A，出口压力下降到4.576kPa；而#2一次

42、风机电流上升到129.576A，出口风压下降到7.741kPa；一次风母管压力则下降到最低4.824kPa）。此时，电科院调试人员从工程师站跑出说一次风机抢风了并参与事故处理，运行人员立即减少给煤机给煤量，调整一次风机风量，降负荷，同时投油助燃，由于燃烧工况变化较大，锅炉水位出现大幅波动，造成水位高三值保护动作（从事后查到的趋势曲线上看，水位有一个急速上升的过程），锅炉灭火，水位急速下降。运行人员手动启动电动给水泵，停止汽泵运行，当时勺管位置在50%，运行人员手动调整勺管无效，汽包水位迅速上升，手动开锅炉底部放水，锅炉水位波动后继续上升，10时34分锅炉水位高四值保护动作引起机组掉闸。2.原因

43、分析1）11月30日，在做#1机组一次风机RB试验时，MFT动作，锅炉灭火，后来原因分析为一次风机动叶存在动作抑制死区，指令正反动作时，有5s抑制动作时间，影响风机动叶快速做出反应。经讨论将抑制动作时间改为1s，逻辑需要优化，并决定在再次RB试验前进行逻辑下装。12月12日10时20分，电科院试验人员在逻辑在线下装过程中，一逻辑块状态翻转（日立系统存在控制器逻辑下装后功能块进行初始化的问题，当该功能块在逻辑下装前状态为0时，初始化会对该状态进行一次01的变化，然后回到正常状态），一次风机动叶开度1S内达到80%，由于#1一次风机失速，造成风机抢风失稳，是引起事故的主要原因。2）事故处理中，运行

44、人员调整水位不及时，高三值保护动作，锅炉灭火。3）由于运行人员不了解电动给水泵存在26秒内自动将勺管调至66%且不得人员干预的逻辑，增加了锅炉水位调整的难度，10时34分，锅炉水位高四值保护动作引起机组掉闸。.防范措施1）吸取#1机组掉闸暴露出的各方面管理问题，展开自查与检查，重点放在安全生产管理制度的执行、管理人员思想、严格落实各级生产责任制方面。2）加强基建调试工作管理，凡是需要在调试阶段完成的试验项目，绝对不能带入生产阶段，尤其对于正在调试阶段的#2机组，吸取#1机组教训，坚决做到各项试验全部完成后再进入168试运。3）强化机组试运期间的全过程管理，必须严格执行各项规章制度，加强“两票三

45、制”管理，杜绝无票作业。4）牢固树立主人翁意识，坚持以我为主的指导思想，从#2机调试开始，电科院调试人员下达任务，由当值值长具体落实，运行人员实际操作，调试人员监护，以提高运行人员技术水平和事故处理能力，实现基建与生产的平稳过渡。5）加强DCS工程师站管理，严格执行张热公司工程师站管理规定，严格执行出入工程师站登记制度，严禁机组运行期间修改、下装控制逻辑，确实需要修改的逻辑严格执行审批、签字程序，要制定防止下装、修改逻辑时影响机组安全运行的技术措施，防止下装、修改逻辑时调节装置或保护误动，做好危险点分析工作，并告知运行人员，做好事故预想。6）修改和完善电动给水泵逻辑，并按照生产部2009年59

46、号文件关于转发中国大唐公司提高火电主设备热工保护及自动装置可靠性指导意见的通知要求，组织热工人员、调试人员、运行人员在一周内对其它热工保护和自动装置的在线逻辑进行审核，避免类似情况发生。7）根据#1机组目前状况，在机组缺陷较多现状下加强缺陷管理力度，重拳出击，严格执行缺陷管理制度，重奖重罚，对于发现设备、运行隐患的个人实行重奖，对于不能及时发现缺陷，处理缺陷不及时，造成设备异常的个人或部门重罚，奖罚力度按照缺陷管理制度奖罚金额的两倍进行考核。8）加强对维护项目部的一体化管理，明确设备工程部的归口管理职责，明确维护部的维护范围及标准，确保维护人员能满足现场维护要求，对于维护部的消缺维护工作同样执

47、行双倍考核标准。）加强技术培训和仿真机演练，提高运行人员的事故处理能力。10）对转入生产的设备系统认真进行梳理，使其符合正常的运行方式，保证机组安全稳定经济运行。.责任分析及处理对有关责任人员处理，本着“四不放过”的原则进行追究，根据张家口热电有限责任公司经济责任制考核办法规定，处理结果如下：热工人员安全思想麻痹，热控专业主任路玉新在现场未能严格要求电科院执行工作票制度，操作员站管理不到位，对于给水泵逻辑错误没有及时发现，未能对电科院提出的#1机组RB功能优化说明提出异议，考核1000元；热工班长白永胜对于给水泵逻辑错误没有及时发现，未能对电科院提出的#1机组RB功能优化说明提出异议，考核500元。设备工程部副部长李亚鹏主管#1机组调试工作，对于给水泵逻辑审查不严，对电科院提出的#1机组RB功能优化说明未提出异议，考核300元。设备工程部部长王海峰主管部门工作，负有管理责任，未能对电科院提出的#1机组RB功能优化说明提出异议，考核300元。 运行汽机主管赵新春未能发现电动给水泵逻辑错误，负有审查不严的责任，考核500元。事故处理中，在盘机组长吴文军指挥失当，未及时指定专人监视汽包水位，造成锅炉灭火，考核100元。当值值长姚革在事故处理中，负有指挥和监督不到位的责任，考核100元。锅炉主管石元军未能对电科院提出的#1机组RB功能优化说明提出异议，考