一、事件过程 2016年11月11日18时，赤峰热电厂B厂2号机组负荷81.3MW,主汽流量347.08t/h，调节级压力9.65MPa，一段抽气压力4.71MPa。11月11日18时25分44秒，低压缸相对膨胀、高压缸相对膨胀瞬间发生变化，高压缸相对膨胀由3.16mm变化为6.14mm，低压缸相对膨胀1分50秒内由4.83mm变化为2.02mm；轴向位移测点变为坏点。18时29分22秒，5瓦振动值由36μm突然升至87.38μm，5瓦振高保护动作机组跳机（保护值80μm）。 二、原因分析 （一）跳机原因分析 11月12日，蒙东能源火电部、东北电力科学研究院、哈尔滨汽轮机厂有限责任公司等单位的技术专家到现场，通过调阅2号机组历史各工况运行数据，结合跳机时DCS截图，综合汇总后，判定跳机事件是由于汽轮机高压缸通流部分异常，引起调节级压力、一段抽汽压力升高，致使汽轮机高、低压缸胀差、轴向位移及各瓦、轴振瞬间大幅变化，最终导致5瓦振动值大保护动作。跳机时各瓦振动见图1，各瓦Y方向轴振截图见图2，各推力瓦温见图3，各支撑瓦瓦温见图4、各瓦X方向轴振截图见图5。 图1 跳机时各瓦振动截图 图2 各瓦Y方向轴振截图 图3各推力瓦温截图 图4 各支撑瓦瓦温截图 图5 各瓦X方向轴振截图 11月17日22时，2号轴瓦解体，发现推力瓦非工作面钨金烧损，轴向位移探头磨损；11月21日3时，高中、低压缸全部解体，发现高压转子、隔板通流部分结垢。结垢最严重部位集中在高压3、4、5级转子及隔板通流部分，最大厚度达到2.5mm。推力瓦非工作面瓦块钨金磨损见图5，轴向位移测点损坏见图6，高中压过桥汽封磨损见图7、高中压转子通流部分结垢见图8 ，隔板通流部分结垢见图9。
图6 推力瓦非工作面瓦块乌金磨损
图7 轴向位移测点碰磨损坏
图8 高中压过桥汽封磨损
图9 高中压转子通流部分结垢
图10 隔板通流部分结垢
分别取转子各级叶片、隔板、高压进汽口等结垢部位共16份垢样送东北电力科学研究院进行成分化验，检测报告垢样中氧化钠含量47.24%、氯含量22.14%、三氧化硫含量26.93%（见附件）。
11月22日，东北电力科学研究院化学专业技术专家到场，根据高压转子、隔板通流部分结垢情况，结合垢样检测报告，组织对结垢原因进行分析。由于结垢部位主要集中在高压缸及高压进汽口处，且垢样中含有硫酸钠存在，初步判定凝汽器或热网循环水系统有泄漏点，另由于垢样中无明显硬度成分存在，进一步判定是热网加热器存在漏泄点。由于高压缸进汽压力较高、湿度较小，可溶性钠盐易产生沉积，随着运行时间增加，致使可溶性钠盐在高压缸及高压进汽口处逐渐增厚，造成高压通流受阻，进汽不均，轴向负位移变大，导致5瓦振大保护动作机组跳机。
（二）通流结垢原因分析
2016年10月11日，B厂2号机组1号热网加热器投入运行；10月12日，2号热网加热器投入运行。由于2号机组热网加热器疏水部分送至A厂除氧器，11月10日，A厂化验人员监测到除氧器水含有硬度，经系统排查，确认B厂热网加热器疏水含有硬度。对B厂热网疏水硬度进行监测化验，发现2号机1号热网疏水硬度含量为750微摩尔/升，2号热网疏水硬度含量为0微摩尔/升，切除1号热网加热器运行。
11月19日，对2号机组1号热网加热器注水验漏，发现共有24根管存在漏点，根据静压验漏漏水量较大，判断有爆管现象。2号机组1号热网加热器漏泄点见图10。
图11 2号机组1号热网加热器漏泄点图
由于热网加热器漏泄，热网水漏入热网加热器疏水侧，不合格疏水进入锅炉给水系统，通过喷水减温，造成蒸汽品质恶化，导致2号机组高压转子、隔板通流部分结垢。
（三）蒸汽品质劣化原因分析
1. 在投入热网加热器后，值长未要求化验员对疏水监督指标进行监测，直接将热网疏水回收至除氧器。
2. 化验人员监测蒸汽钠离子含量为1.5-3.0微克/升，二氧化硅含量17-19微克/升。跳机事件发生后，对钠表测量准确性进行检查，发现钠表电极老化，精度下降，钠离子含量实测值远低于实际值，致使钠离子监督指标误判，未能判断蒸汽品质逐渐恶化。
3. 本年度进行汽水在线化学仪表改造，设备已安装完，正进行调试，未正式投入运行，故未能监测到蒸汽、给水、凝结水氢导指标异常。
4. 化学汽水监督运行日报表（人工化验值）给水硬度监测指标在合格范围内，化验结果存在虚假嫌疑。
11月9日-11日化学指标监督报表见图12。
图12 11月9日-11日化学指标监督报表
三、暴露问题
1. 技术监督管理不到位
（1）各级管理人员对化学监督重要性认识不够，管理工作不到位，没有及时发现现场监督指标异常，化学在线仪表改造过程中没有采取临时措施，未对台式化学分析仪表进行定期校验。
（2）未按集团公司及蒙东能源化学技术监督相关要求，落实监督内容，对化学运行规程执行不严肃。
（3）未对基层技术监督人员进行有效培训，年度培训计划落实不到位，监督人员不具备对汽水监督指标异常情况分析和处理能力。
2. 运行人员责任心不强，技能水平低
（1）热网加热器投入运行后,当值值长未及时通知化验员监测热网加热器疏水水质，化验员未对疏水中硬度进行监测，致使不合格的热网加热器疏水回收至除氧器，导致给水、蒸汽品质劣化。
（2）化学监督人员未能依据其它已监测到的指标数据，判断分析汽水品质变化。没有认识到钠离子和硬度等监督指标对机组安全运行的重要性，未能及时查找到水质劣化原因。
四、防范措施
1. 加强化学监督管理，恢复化学分场专业化管理方式，配齐各级管理人员，负责A、B两厂的化学专业管理。
2. 完善厂级、部门（分场）、班组三级技术监督网络，定期召开技术监督网络会议，对技术监督指标异常情况进行分析，采取针对性措施加以解决。
3. 制定技术监督及二十五项反措监管平台应用实施细则，重新修订化学技术监督实施细则，严格执行技术监督工作标准和要求。
4. 配置和完善技术监督监测仪器，做好定期校验，保证化学监督指标满足技术标准要求。
5. 梳理近三年技术监督检查问题整改情况，对未整改完成的项目，落实责任部门、责任人及整改时限。
6. 增装热网加热器疏水氢电导率在线监测仪表，实时监测热网加热器疏水品质。
7. 加快在线化学仪表调试工作，确保机组启动后全部投运，实现钠离子、氢电导、二氧化硅、PH、磷酸根、溶解氧等指标在线监测。
附件 东北电科院垢样成分分析表
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