【事故案例】凝泵汽化跳闸导致机组打闸停机

热电圈

一个属于供热发电人自己的圈子！！

一、 事发时工况：

机组在整套启动试运后的冲转升速过程中。B凝泵运行，A凝泵备用，凝汽器补水门、除氧器水位主、辅调节阀、凝泵密封水调节阀均投自动。B凝泵电流167A,凝结水母管压力3.3Mpa，凝结水流量752t/h，凝汽器水位678/640mm，凝结水温度39℃，凝泵密封水压力0.32Mpa。

二、 事件发生、扩大及处理情况：

1月10日机组启动冲车过程中， 22时38分15秒，主值监盘发现凝结水母管压力缓慢下降到2.39Mpa，A凝泵联启，就地检查凝结水系统正常。 22时42分36秒，停A凝泵，B凝泵运行。22时43分，B凝泵跳闸，同时A凝泵联启，凝结水母管压力下降到1.95Mpa，A凝泵联启后，凝结水母管压力回升到2.89Mpa。

22时48分，A凝泵电流降至134A，凝结水母管压力降到到2.4Mpa， B凝泵联启。凝结水母管压力升到3.19Mpa， A凝泵电流167.7A，B凝泵电流83.2A，值长令停B凝泵。22时51分，凝结水母管压力下降到1.69Mpa，凝结水母管压力低（保护定值2.0Mpa）保护动作A凝泵跳闸，同时B凝泵再次联启B凝泵不成功，A、B凝泵同时跳闸。

22时50分，主值令副值班员开启凝输泵供凝泵密封水手动门，凝结水自密封水调节门自动切除，凝泵密封水压力0.23Mpa，隔离A凝泵，再次启动B凝泵，凝结水母管压力升到2.4Mpa，B凝泵运行正常。22时52分，凝结水母管压力下降到1.05Mpa，密封水压力降到0 Mpa， B凝泵电流42.45A ，随之B凝泵跳闸，机组被迫打闸停机。

三、 事件原因分析：

1、 直接原因

因A，B凝泵频繁出现不打水，导致凝结水出口母管压力低保护动作，A，B凝泵跳闸，造成被迫汽机打闸停机。

2、 根本原因

a） 由于泵不打水过程中入口管及泵产生异常振动的现象，并结合对凝泵入口滤网及密封水检查亦未发现异常，以及机组启动后，两台泵运行情况均较正常的现象，专业人员分析为当机组处于启动状态时,向凝汽器排放的热疏水及热蒸汽量很大，造成凝结水温度偏高，最后导致凝泵汽化。

b） 在热态启动方式下，由于运行人员操作盲目，凝汽器水位较低，使得凝结水泵入口汽化，导致凝泵不打水。对出现的异常情况又判断不清，处理不当，造成6kV重要设备频繁启停，最后被迫停机。

c） 自动、保护解除存在较大的随意性，运行人员对公司及发电运行部下达的措施制度执行较差，规范操作方面亟待进一步加强。

四、 暴露问题：

1、 集控运行值班员对变工况下系统运行特性缺乏了解，凝汽器水位运行维持较低，该水位下虽能满足机组正常运行需要，但无法满足机组极热态启动时系统稳定运行要求。

2、 当值运行人员技术水平有待提高，操作中存在盲目性，发生事故时，对故事故因分析不清，致使事故扩大。

3、 运行人员对6kV重要设备启停操作的相关规定不清楚，未严格执行运行规程及发电运行部的规定，此次设备未造成损坏实属万幸。

4、 极热态启动的技术措施不完善，没有对凝结水异常情况处理做特殊说明。

5、 风险预控措施不到位，没有做好启动过程中凝结水异常情况的事故预想。

五、 防范措施：

1、 加强岗位责任制的学习，使运行人员明白自己的职责，值班员之间加强沟通配合，提高运行人员的责任心。

2、 加强对公司及发电运行部下达的措施制度执行情况检查监督，坚决贯彻“依靠自动、相信保护”原则，决不允许对发电部及公司下达的措施制度的执行打折扣。

3、 加强值班员培训，提高运行人员技术水平，避免盲目操作，提高风险防范意识。

4、 生技部要完善热态启动的技术措施，重点完善凝结水异常情况处理。

5、 生技部修改凝汽器运行维护及髙限保护定值（现已修改完毕，正常维护值由原670mm---850mm修改为850mm—950mm，高水位保护切除低旁定值由原1025mm修改为1300mm）,避免机组启动过程中,由于凝结水泵汽化导致凝泵不打水现象发生。

6、 发电部再次强调6kV电机启，停操作的规定，副值及以上人员要加强对运行规程的学习。

7、 严格执行运行规程规定，严禁违规操作。