高调门的门杆同阀芯脱开导致机组甩负荷事件分析

1. 事故过程

某电厂单机容量为330MW汽包炉。2008年4月21日凌晨3点42分47秒，机组在CCS控制方式之下，实际负荷257.69MW，负荷指令257.45MW，之后开始降负荷，目标负荷240.32MW。3点47分08秒，其实际负荷由241.33MW突然开始下降，10s后负荷下降到221.50MW，30s后下降到214.56MW，最大降幅达26.77MW，前10s内的下降速率达118.98MW/min。负荷下降前主汽温度540.43℃，主汽压力16.85MPa，负荷快速下降之后，主汽温度变化不大，最高541.98℃，最低531.99；主汽压力最高达17.45MPa，最低16.55MPa。在主汽压力17.35MPa ，高旁入口压力17.46MPa时，高旁自动打开，当高旁开度达到50%时，主汽压力升到最高，之后开始下降。运行人员在甩负荷发生后24s ，解除CCS控制方式并于3：50：02，手动停1台磨。在此之后，运行人员将机组稳定下来，重新起磨，将负荷带到240MW左右。

4月21日事故发生后，厂方首先对周围电厂及电网方面进行了调查，发现除此台机组外其它周围机组都运行正常，电网方面也没有重大变化，因而排除了电网原因造成的甩负荷事故。之后经过检查，机组在发生甩负荷时，机组的负荷指令、煤量指令、汽机指令及汽机调门反馈都是正常的，因此怀疑到是否是汽机调门出了机械问题。问题提出后，汽机检修人员对汽机调门进行了检查，没有发现问题。4月24日机组停机进行C级检修，并于5月12日，重新启动。在机组停运期间，检修人员用手操器对所有调门进行了反复的开、关调试，也未发现问题。

5月12日，机组重新启动后，发现汽机组调门全部开足的情况下机组也无法带满负荷，厂方再次将目光聚到了调门上。经过再次仔细的检查，终于发现3h号高调门的门杆同阀芯脱开，经过焊接，机组重新可以带上满负荷。至此，4.21事故的原因才被确认下来。

2. 事故分析

4.21事故原因确认后，再次研究4.21的历史趋势，发现在3点47分08秒甩负荷事故发生后，机组的一级压力从8.94MPa在2s之内下降到7.22MPa。一级压力实际上代表着机组的负荷，同时也代表着在额定工作压力下汽机调门的开度，因此从这里可以推断出汽机的调门应该是有所动作的。但从历史数据上看，汽机的指令和反馈在

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事故发生时未发生突变，而且负荷下降后，汽机的指令和反馈还进一步增大，正确反映了机组对升负荷的要求。而一级压力的突降，应该是反映了汽机进汽量的减少。同时，在事故发生后，给水流量从800.19t/h下降到577.07t/h，最终基本稳定于682.7t/h，而汽包水位只是下降了50mm左右，并基本稳定，也说明了机组的实际耗汽量下降了。

进一步对照汽机组调门的反馈，在事故发生之前，主汽压力为16.6MPa，汽机功率负荷参考为158.28MW，实际电负荷为256.71MW；事故发生之后，主汽压力为16.61MPa，汽机功率负荷参考为156.02MW，实际电负荷为185.75MW。其中，汽机功率负荷参考反映了汽机调门的开度流量，相比事故发生的前后，能够明显看出事故后的流量是减小了很多，由此也证明了事故的发生一定是由于汽机的通流量减少了，而由于主汽门是全开工作的，因此引起通流量减少的是汽机调门的机率很大，而调门的指令和反馈表面上又很正常，因此可基本判定是由于调门的机械部分出了问题，阀门的反馈没有真正的代表实际反馈位置。

3. 事故处理

从事故发生到到机组再次启动，没能很快检查出事故发生的真正原因，一方面是由于4.21事故后，没有确切的指出是由于调门出了问题；另一方面是由于调门断开位置比较隐蔽，检查人员没能仔细核查，从而导致了事故的延续。

为防止类似事故再次发生，除要求检查人员更加的仔细核实外，在CCS控制系统中设计防范控制策略，具体方案如下：

（1）加入实际负荷指令同实际负荷大于20MW切锅炉主控及汽机主控手动条件。 （2）同时增加对由于这种方式切手动发生后，将燃料主控的输出跟踪一下实际给煤量后立即释放，以保证煤量不再增加而加剧事故对机组各参数的扰动。

（3）机务人员应该在条件允许情况下对该调门进行解体，对阀杆同阀芯的断裂原因进行仔细分析研究，同时对其它调门进行比对，确保此类事故不会发生在其它阀门上，保证今后机组的正常运行。

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