沁北电厂高旁管道爆裂调查分析报告

1沁北电厂1月8日#6机高旁管道爆裂调查分析报告华能河南分公司调查分析组2015年3月9日2沁北电厂1月8日#6机高旁管道爆裂调查分析报告一、事件经过2015年1月8日，#6机组1000MW满负荷运行，主蒸汽压力25.75Mpa，主蒸汽温度604℃，高旁阀后温度437℃，高旁阀后压力4.73Mpa，再热蒸汽温度568℃。电厂进行#6机组性能试验，运行应西安热工院性能试验人员的口头要求，关闭高旁减温水调节阀、截止阀和手动门，以测试高旁阀泄漏量（测试完成后未开启高旁减温水阀门）。10:35:22高旁阀减温水系统阀门关闭完成，高旁阀后温度由352℃逐渐上涨至437℃保持稳定。12:45:38#6机组汽机厂房发出异常声响，6B汽泵小机轴振大跳闸，辅汽联箱压力、6A汽泵小机进汽压力快速下降。12:46:10锅炉给水流量低保护动作，锅炉MFT，机组联锁保护动作正常。13:08汽机转速到零，盘车投入正常。14:30检查发现#6机组汽机高旁阀后至冷段管道爆裂落到8米平台。二、现场检查及处置（一）检查情况1、机组跳闸原因：锅炉MFT跳闸首出为“给水流量低保护”动作，“给水流量低保护”动作原因为6B给水泵小机振动大跳闸和6A给水泵小机失去汽源转速快速下降，造成锅炉给水流量降低。2、检查发现：高旁阀后管道纵向爆裂，爆口长度6.1米，约10米长度管道断落至8米平台。（二）事件处置经过事件发生后电厂分管领导立即赶赴现场进行查看，确认人员、机组、设备状态，随后向上级管理公司进行了汇报。华能河南分公司和华能沁北电厂联合成立了#6机组高旁管道爆裂事件处理领导小组，下设调查小组、3抢修小组，明确人员、职责和分工，全面负责事件原因调查和现场抢修工作（见附件一：#6机组高旁阀后管道开裂事件处理组织机构），并通知设计单位、西安热工院相关专家到厂开展分析工作。1月10日9:00，华能国际电力股份有限公司、华能河南分公司、华能沁北电厂、设计单位、西安热工院等相关单位领导和专家在电厂召开了#6机组高旁管道爆裂事件专题会。与会人员通过对运行参数、阀门结构、管道材质以及应力计算等方面进行综合分析，初步达成共识，确定了高旁阀后管道恢复方案。会后电厂开始了进行高旁阀后管道恢复的准备工作。1月14日至19日，由股份公司生产部、工程部、技术部和有关技术专家组成专家组到达现场。经现场勘察及查阅原始设计、设备招标、施工记录等文件，对“#6机高旁管道爆裂故障”进行了调查分析，就设计、采购、安装、运行中存在的问题达成共识，提出了下一步工作指导意见和建议。1月17日，电厂紧急采购的高旁后管道运抵现场，开始安装，1月27日7:00抢修工作结束，机组开始启动，18:44机组并网，启动后检查机炉侧支吊架和膨胀指示器状态正常，高旁后管道壁温正常（见附件二、三）。2月13日，华能国际电力股份有限公司、华能河南分公司、华能沁北电厂、西北电力设计院、西安热工研究院领导和专家在沁北电厂召开了#6机高旁阀后管道爆裂调查分析会议。西安热工院就#6机高旁阀后管道爆裂原因分析进行了汇报，设计单位就高旁阀安装方式及高旁管道选材依据进行了说明，华能河南分公司调查组汇报了#6机高旁阀后管道爆裂调查分析报告。会议对报告提出具体修改意见，并对#6机高旁阀后管道恢复工作完成情况进行了检查。三、原因分析#6机高旁阀后管道超温、管材过热是造成此次爆裂事件的直接原因。1、高旁阀后管道未依据《火力发电厂汽水管道设计技术规定》(DL/T5054-1996)（简称管规）要求按减温管道设计，选用材质（A672B70CL32）4偏低(见附件四、五)是造成此次事件的主要原因。2、高旁阀后管道长期超温运行（超过382℃），致使管道材料发生蠕变变形，强度降低；事件当天电厂在进行性能试验，运行人员关闭高压旁路减温水门进行高旁阀泄漏试验，失去了减温手段，导致高旁阀后管道短时间内温度进一步上升，强度进一步降低。长期超温和短期超温作用叠加是造成此次事件的主要原因。3、高旁阀后蒸汽温度测点距高旁阀较远，不能真实反映高旁阀后管壁温度分布，未能为运行人员的操作、判断提供依据，是引发本次事件的原因之一。4、高旁阀设计成水平安装与管规的规定不符，高旁阀检修质量差，导致高旁阀长期存在内漏，是引发本次事件的原因之一。四、暴露的问题1、设计阶段将高旁阀后管道按管规中2.0.2.1和2.0.2.2条再热器冷段管道的标准选择了A672B70CL32材质30mm壁厚，可满足蒸汽冲刷磨损的要求，但未充分考虑高旁阀运行可能导致阀后达到最高工作温度，以及温度不均匀对管道应力的影响，没有根据管规第2.0.2.2条第（5）款中要求“减温装置后的蒸汽管道取用减温装置出口蒸汽的最高工作温度”选取高旁阀后管道材质，导致高旁阀后管道材质偏低。2、三期高旁阀选用德国HORA阀（见附件六：HORA阀门结构图），其减温水采用中间环形孔直喷式结构，减温均匀性相对较差，导致高旁阀后管道上下壁温存在加大偏差，形成了异常的热应力。3、设计阶段并未针对高旁阀后管路设置合理的金属壁温监视测点，导致实际运行中，高旁阀后测点温度与阀后实际管壁金属温度存在较大的差异，运行人员无法监视到管道金属壁温的最高温度。4、设计阶段未根据管规第5.2.9.2要求“旁路阀的阀杆应垂直向上”，而采用水平布置，难以保证阀门的严密性，并且由于减温水水平喷射，形5成重力抛物线，导致管道上下壁温差进一步增大。5、设计阶段高排逆止阀前管道材料选用A691低合金钢，但施工阶段因故变更为A672碳钢，暴露出设计管理不严谨；高旁阀后第一道焊口热处理原始资料未移交生产，暴露出施工管理不规范。6、在2013年6月至2014年1月期间因高旁阀泄漏造成超温，超过管材设计温度382℃运行时间4034.5小时、超过420℃运行时间3323.8小时，未采取喷水减温措施，未组织技术分析，暴露出运行技术技能水平低。7、运行人员在进行#6机组大修后性能试验准备时，关闭减温水门检验高旁泄漏量，未开展事故预想，且未经厂部批准就进行了相关操作，阀门泄漏量试验结束后也没能及时投入减温水降低高旁后蒸汽温度。运行人员安全意识淡薄，风险辨识不到位。8、运行规程中规定“高旁阀出口温度大于420℃时，高旁阀全关”，但没有正常运行中由于阀门泄漏等原因造成温度升高时如何控制温度的规定。没有编制有效控制高旁阀后温度的技术措施，暴露出技术管理存在漏洞。9、高旁阀及减温水阀的检修质量差，检修队伍水平不高，检修文件包未按照标准内容记录，检修质量控制过程不严谨，检修后阀门依然内漏。10、技术监督管理人员尤其是金属监督管理人员对高旁阀后管道的超温没有引起高度重视，未能及时掌握高旁阀后管道的实际状况。2014年机组检修期间高旁阀后管道曾进行过消缺补焊；2014年12月22日高旁阀后疏水管附近管道漏汽，机组进行了降负荷带压堵漏。以上两次消缺期间本应对高旁阀后管道进行扩大性的金属监督检验，但金属监督专责并未结合管道材质、运行状况及时分析高旁阀后管道缺陷原因、发展趋势并制定措施。五、防范措施1、汽机高旁阀体出口段和阀后管道要严格按照管规中减温管道的标准6选择设计温度，设计温度应按可能出现的最高金属温度（参照可能出现的最高蒸汽温度）选取。参考同类型机组设计，将#6机组高旁后管道材质更换为A6911-1/4CrCL22的低合金钢。2、设计单位重新提供高旁阀垂直安装设计变更方案，电厂择机进行改造。3、按照火力发电厂汽水管道应力计算技术规程（DL/T5366-2006）要求核算高旁阀体出口段和管道应力的安全系数。4、在所有机组高旁阀和阀后管道沿流程增加管壁温度测点，以监测到可能出现的最高金属壁温，并在控制系统中增设该管段金属壁温报警，引入寿命管理系统。修改高旁阀相关系统图与运行规程，制定防止管道超温措施。5、加强运行管理和技术培训。对于各工况下高旁减温水的流量应认真研究，补充操作细则，使运行人员能够按照曲线、按照数据、按照细则操作高旁减温水系统，避免操作的随意性；加强运行操作的纪律性，对于重要设备的重要操作，应按规定履行审批程序，对于性能试验、临机启动等扰动可能带来的影响，应组织专业分析，由分管领导决策相关操作，避免操作程序失控。6、提高阀门检修质量，对于高旁阀制造厂的检修工艺及热处理要求应严格执行，对于检修队伍的选择及检修人员的安排应参照汽轮机检修的最高标准，对于高旁阀的检修质量验收应严格按照三级验收的规定。确保高旁阀修后一个检修周期内不发生泄漏。7、加强技术监督管理，严格执行国家、行业制定的各种标准、规程。加强机组受监督部件超温统计，发现异常及时提出防范措施。对于四大管道及分支管线发生的微小缺陷要高度重视，及时进行扩大性或全面的金属监督检验。8、加强生产人员主要承压部件金属材料知识培训，学习《电厂动力管7道设计规范GB50764-2012》和《电力生产25项反措》等相关知识（见附件七：学习文件清单）。9、本着“全面排查、不留死角，重点突出、不走过场”的原则，按照电厂《关于深入开展隐患排查工作的通知》（见附件八），加强隐患排查工作，责任落实到人，及时发现并消除安全生产隐患。10、加强基建技术管理，生产人员要全过程参与，及时掌握设计安装信息，加强与同类机组设计、设备对比分析，及时提出优化改进的建议。11、将化学值班室等类似现场值班场所远离四大管道及分支区域，现场检查、采样等工作应短时高效，不做长期停留，对于高温高压管道和设备应完善隔离标识。8附件列表：附件一：#6机组高旁阀后管道开裂事件处理组织机构附件二：#6机组高旁阀减温水截门、疏水门开关与壁温曲线图附件三：#6机组高旁阀当前运行方式下阀后壁温曲线图附件四：设计单位高压旁路管道设计标准分析附件五：东北电力设计院关于汽机高压旁路设计温度选择传真附件六：HORA高旁阀结构图附件七：学习文件清单附件八：《关于深入开展隐患排查工作的通知》附件九：300MW机组高旁阀后管道选用应力计算书附件十：沁北电厂6机组高旁阀后管道超温统计报告附件十一：汽机高旁阀和阀后混温段设计分析9附件一：#6机组高压旁路阀后管道开裂事件处理组织机构1011附件二：#6机组启动后高压旁路阀减温水截门、疏水门开关与壁温曲线图12附件三：#6机组当前运行方式下阀后壁温曲线图13附件四：设计单位高压旁路管道设计标准分析设计单位高压旁路阀后管道的设计依据是《火力发电厂汽水管道设计技术规定》(DL/T5054-1996)中2.0.2.1和2.0.2.2条，再热蒸汽管道设计压力为取用汽轮机最大计算出力工况下高压缸排汽压力的1.15倍，低温再热蒸汽管道的设计温度为取用汽轮机最大计算出力下高压缸排汽参数，等熵求取在管道设计压力下的相应温度为382.4℃。高压旁路阀后管道选择了A672B70CL32材质。经咨询《火力发电厂汽水管道设计技术规定》(DL/T5054-1996)标准的主编人，解释“高压旁路阀后管道的设计温度应根据DL/T5054-1996第2.0.2.2条第（5）款中‘减温装置后的蒸汽管道取用减温装置出口蒸汽的最高工作温度’选取，该‘最高工作温度’应充分考虑阀后管道材料的选择应同时考虑防止蒸汽冲刷和内漏的共同影响”（见附件九：东北电力设计院提供300MW高压旁路阀后管道选用应力计算书）。设计单位在设计时未充分考虑上述复杂工况对高压旁路阀后管道材料和应力的影响，取用了再热器冷段设计参数，而哈汽同类型6台机组和华能其它百万机组高压旁路阀后管道材质均采用不低于A691.1-1/4CrCL22低合金钢。14附件五：东北电力设计院关于汽机高压旁路设计温度选择传真15附件六：HORA高旁阀结构图16附件七：华能沁北电厂组织学习文件目录1、《电厂动力管道设计规范GB50764-2012》2、《电力生产25项反措》3、《超（超）临界机组金属材料及结构部件检验技术导则》4、DL/T5054-1996《火力发电厂汽水管道设计技术规定》5、DL/T438-2009《火力发电厂金属技术监督规程》6、《火力发电厂汽水管道与支吊架维修调整导则》、D