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1、一、主设备情况：电厂装机容量65万KW,#1、2机为100MW燃油机组,#3、4机组为225MW燃煤机组,为2001年200MW燃油机组改造机组。汽轮机型号:N225T2.75-535/535；制造厂家：东方汽轮机厂；投产日期：1976/12/09；大修日期：2001/2/20-2001/12/31,汽轮机通流改造；2002/4/23-2002/5/2因中压末级锁口叶片断揭中低压缸处理。二、事故前运行工况：5月14日，电厂#1、4机组正常运行，#2、3机组备用，其中#1机组降参数(3MPa.450)带20MW负荷运行，#4机组额定参数带167MW负荷运行。系统频率49.98HZ。#1、2、4主
2、变运行，#02高备变带6KV11I段运行，6KVN段由工作电源供电。机侧动力运行方式：#7调速给水泵，甲、丙循环水泵，甲凝结水泵，乙射水泵运行。炉侧动力运行方式：甲、乙吸风机，甲、乙送风机，B火检风机，甲制粉系统，给粉机除D2、D4停运外其它火嘴均投运，A、B层投手动，转速530rmin,C、D层投自动、转速450rmin,吸风机挡板投自动运行。抽汽母管汽源：#4机二、四段抽汽，#1机炉自用蒸汽供汽。一二期抽汽母管并列运行。三、事故发生、扩大和处理情况：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HI值”(
3、先负后正，一1919pa、+3177pa),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。6KVIn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HI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:
4、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1118A之间摆动，就地电流在1424A之间摆动，测大轴挠度#1/2瓦为90/120m019:57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
5、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（321,下301C）,中压缸上下缸温差63C（上228,下165C）,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9.8T0A,原始电流为9.5A）,测大轴挠度：#1瓦50m（原始值35m）,#2瓦150（原始值50m）。连续盘车后，12:40大轴挠度恢复正常值（#1瓦40m,#2瓦70m）,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236234C,中压缸内壁
6、温度152/144C,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500rmin,全面检查无异常。振动情况：#1瓦瓦振7m,轴振llm;#2瓦瓦振15m,轴振33/30Um；#3瓦瓦振9m,轴振38n16:18升速,16:22转速升至1000rmin中速暖机。振动情况：#1瓦瓦振6.7m,轴振12.7um；#2瓦瓦振34.4m,轴振52/38m；#3瓦瓦振7m,轴振29m017:09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22.5m,轴振34m;#2瓦瓦振14.9m,轴振126/78m;#3瓦瓦
7、振60.5Unb轴振109m0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12.7m,轴振14.8m;#2瓦瓦振12.2m,轴振63/38m；#3瓦瓦振36m,轴振81m0机组正常运行。四、事故原因及扩大原因：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（Cl、C3等一次风管动压
8、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
9、设计施工，108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,450C）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0.13MPa）,此时减温水通过内漏的
10、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。五、暴露问题：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
11、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。
