排汽装置液位升高分析

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1、11.14#1机排气装置液位高事故分析一、事故前机组运行参数：#2炉、#4炉运行，#2炉A、B、C磨运行，#4炉A、B、C磨运行，#1机运行。主汽压力8.42MPa，汽温516.76℃，负荷73.03MW，#1、#2低压除氧器运行，#2中继水泵运行，#1中继水泵备用。#1、#2高压除氧器运行。#2给水泵运行，#3给水泵备用。#1凝结水泵运行，#3凝结水泵备用。二、事故经过2012年11月14日12时13分，#1机负荷由33MW升至55MW，排汽装置水位由1089mm逐渐涨至1705mm。随后采取了调整措施：将空冷风机转数提高，关闭除

2、盐水至排气装置补水门，关闭凝结水再循环门。14时35分机组负荷升至73MW，机组真空开始缓慢下降。16:00接班人员立即对排汽装置液位升高的原因做了初步的分析。首先启动#3凝结水泵，加大凝结水的排出量并派人员到现场核实排气装置液位和真空泵运行情况，发现水位已经超出液位计量程，并且听到排汽至空冷岛的管道有水冲击声。此时机组真空下降较快，随后值长令#2炉、#4炉投小油枪停止A磨运行#1机降负荷至38MW，停止#3凝结水泵运行，同时派人到现场就地打开凝结水至#4低压加热器出口放水手动门，用此门控制外排水量。为了避免因排汽量不足造成空冷岛管

3、排冻结又对空冷岛风机转数进行了调整。18:10启#2炉A磨停止小油枪，20:50启#4炉A磨停止小油枪，根据锅炉压力提升#1机组负荷。19:27关闭凝结水外排阀门。21:00机组各项参数及设备恢复正常。三、事故原因初步分析1、对系统设备不熟悉，采取措施不及时果断，机组负荷超过50MW时没有及时投入备用凝结泵运行，造成排汽装置水位升高。是此次事故发生的主要原因。2、对于机组负荷增大，可能引起的系列反应，运行人员未能及时判断，是此次事故的次要原因。四、运行吸取的教训1、加强运行培训，尽快掌握负荷调整对系统的影响及事故情况下的运行调整；2

4、、加强监盘运行分析，发现运行参数异常时应及时汇报。3、加强事故演练，明确事故情况下各岗位分工，提高事故情况下的运行处理能力。事故处理操作在值长统一指挥下进行，各岗位之间要加强联系；4、机组负荷调整一定要机、炉统一，避免负荷大幅波动；5、加强现场巡回检查，保证设备正常运行；6、机组异常情况下，注意监视发电机电压、电流、有功、无功、励磁电压、励磁电流、6kV厂用的切换。五、运行采取的防范措施在冬季两炉一机运行方式下，因排气装置水位高，使机组背压升高，影响汽机真空下降导致保护动作，为了保证机组稳定运行特制定如下安全技术措施:1、立即报告煤

5、调并降低机组负荷，减少排气量，保证低压缸排气温度不超过80℃；（负荷降低后，注意调整空冷风机转数及0.8MPa母管压力）2、发现排气装置液位升高时，应对照就地液位计、低压缸排气温度，并检查热工信号报警情况，分析、判断液位升高的原因，及时做出正确处理；3、运行人员要及时检查凝结水泵的运行状况:根据出口压力、凝结水母管压力、电流来判断其泵运行是否正常，必要时可倒泵运行。4、汽轮机排气压力高至55kPa（真空低于32kPa）真空低保护动作跳闸，若保护拒动手动打闸停机，避免设备顺坏。5、各值接班后要对各水位计进行就地与上位机画面的确认。六、

6、需解决完善的问题：1、应定期对各液位计进行校对，避免因液位不准使操作滞后。2、建议在上位机上加装软光字报警。