2025年电厂事故预想题目及答案

2025年电厂事故预想题目及答案2025年电厂事故预想一：600MW超临界机组主蒸汽管道爆破事故事故现象：1.锅炉右侧12米层突然发出剧烈撕裂声，现场可见白色蒸汽云团向四周扩散，局部区域温度急剧升高，附近设备表面出现明显热变形；2.DCS画面显示主蒸汽压力从18.5MPa骤降至14.2MPa，主蒸汽流量由1800t/h波动至1550t/h，锅炉汽包水位快速下降，从+30mm降至-120mm，给水泵转速自动升至5800rpm（额定6000rpm）；3.汽轮机调节级压力由15.8MPa降至12.1MPa，负荷从580MW骤降30MW，DEH系统发出“主蒸汽压力低”报警，高调门开度由65%增至72%；4.锅炉右侧区域工业电视画面显示管道支吊架变形，部分保温层脱落，漏汽点位于主蒸汽管道与过热器出口联箱连接弯头处（B3-2管段），漏汽量约占总流量的15%-20%；5.现场巡检人员反馈：漏汽区域有灼烫风险，3号炉右侧通道已无法通行，附近4台送风机轴承温度由65℃升至82℃（报警值85℃），振动值由0.03mm升至0.05mm（跳机值0.12mm）。原因分析：1.材质缺陷：该管段为2018年更换的P92钢弯头，经事后光谱分析，实际铬含量4.2%（标准8.5%-9.5%），镍含量0.8%（标准≤0.4%），属非标准材质代用；2.焊接质量：焊缝射线检测报告显示，焊缝根部存在未熔合缺陷（长度12mm，深度3mm），原检测单位因人员资质造假未发现该隐患；3.长期超温运行：2024年11月至2025年3月，因煤质波动（收到基灰分从18%升至25%），锅炉排烟温度长期高于设计值（380℃vs设计350℃），主蒸汽温度多次超温至605℃（设计571℃），加速了弯头氧化及蠕变损伤；4.支吊架失效：事故前3个月热态检查发现该管段2号弹簧支吊架锁死（压缩量0mm，设计压缩量15mm），但因检修计划冲突未及时处理，导致管道应力集中于弯头部位。处理步骤：1.初期应急处置（0-5分钟）：-机长立即汇报值长，值长启动《主蒸汽管道泄漏专项应急预案》，通知消防、安监、设备部到场；-副机长手动将锅炉切至“手动”控制，停止吹灰、打焦操作，维持给水流量1600t/h（略高于主蒸汽流量），防止汽包水位低跳炉；-巡检人员穿戴防烫服、呼吸器，确认漏汽区域无人员滞留，设置警戒区（半径30米），关闭附近6台电动门（包括3号磨煤机出口门、2号一次风机入口挡板）；-汽轮机主操密切监视轴向位移（当前0.3mm，报警值±0.8mm）、推力瓦温（最高92℃，报警值105℃），手动限制负荷至500MW，避免因主汽压力低导致汽轮机水冲击；2.系统隔离（5-15分钟）：-锅炉主操缓慢关闭主蒸汽母管至汽轮机电动主闸门（分5次关闭，每次关10%，间隔30秒），观察主蒸汽压力稳定在13.5MPa，汽轮机进汽量降至1400t/h；-确认高压旁路阀（容量30%）自动开启，维持再热器压力0.5MPa，防止再热器干烧；-设备部技术人员使用红外热像仪定位漏点（弯头外表面温度480℃，正常运行280℃），确认漏口尺寸约200mm×150mm，无扩大趋势；3.停机检修（15分钟后）：-值长下令机组滑参数停机，目标负荷200MW，主蒸汽压力降至8MPa，温度降至400℃；-负荷降至150MW时，手动打闸汽轮机，确认主汽门、调门关闭，转速开始下降；-锅炉逐渐减少燃料量（煤量从180t/h降至50t/h），维持汽包水位+50mm，当主蒸汽压力低于1MPa时，关闭所有疏水门；-停机后，对主蒸汽管道进行全面检查：-割取弯头焊缝进行宏观检查（裂纹长度延伸至母材50mm）、微观分析（晶界氧化深度0.3mm，蠕变孔洞密度3个/mm²）；-对同批次P92钢管（共12根）进行超声波探伤，发现其中3根存在内部分层缺陷；-校验支吊架弹簧压缩量（更换2号支吊架弹簧，压缩量恢复至15mm）；预防措施：1.物资管理：建立“双盲抽检”制度，新购合金钢管需经第三方（非原检测单位）光谱、力学性能复检，2025年6月底前完成库存P92钢管全面排查；2.焊接质量：修订《高压管道焊接作业指导书》，要求P92钢焊接必须使用持证焊工（SMAW-6G-4/60-F3J，有效期内），焊后100%进行RT+UT双检测，底片由集团公司专家二次审核；3.运行调整：优化配煤方案（灰分≤22%，硫分≤0.8%），安装煤质在线分析系统（2025年9月投运），主蒸汽温度超温（＞571℃）累计时间每月不超过120分钟；4.支吊架管理：将主蒸汽管道支吊架纳入“特护设备清单”，每季度进行热态位移测量（允许偏差±2mm），发现锁死、卡涩立即停机处理；5.培训强化：开展“高压管道泄漏应急演练”（每月1次），重点考核主汽压力下降时的水位调整、负荷限制、系统隔离操作，2025年7月底前全员通过模拟机考核。2025年电厂事故预想二：300MW机组汽轮机大轴弯曲事故事故现象：1.机组启动过程中（转速2800rpm），DEH画面显示2轴承振动从0.04mm骤升至0.15mm（跳机值0.12mm），3轴承振动0.13mm，同时发出“轴承振动大”报警；2.盘车装置（停机状态）电流由12A升至18A（正常8-10A），盘车电机温度从55℃升至70℃（报警值80℃）；3.胀差表显示高压缸胀差由+1.5mm降至-2.0mm（报警值-3.0mm），高中压缸上下缸温差从15℃升至55℃（报警值50℃）；4.汽轮机本体工业电视画面可见2轴承处有轻微摩擦火星，轴封处冒白色蒸汽（正常为微量），轴封供汽压力从0.02MPa降至0.01MPa；5.主蒸汽温度由冲转时的380℃降至350℃（过热度从80℃降至50℃），再热蒸汽温度345℃（低于主蒸汽温度5℃）。原因分析：1.轴封供汽异常：启动前轴封母管疏水未完全开启（误关1个疏水门），导致轴封供汽带水（温度260℃，压力0.03MPa，过热度仅30℃），低温蒸汽进入汽缸后，上缸内壁温度从200℃降至150℃，下缸因保温较好仅降至180℃，形成上下缸温差（上低下高）；2.暖机不足：机组从盘车状态（3rpm）到升速至2800rpm仅用时45分钟（标准≥90分钟），高压转子金属温度（220℃）与主蒸汽温度（380℃）不匹配（要求温差≤100℃），转子表面受拉应力，中心受压应力，导致热弯曲；3.疏水不畅：高压缸排汽逆止门后疏水门因阀芯卡涩未全开（实际开度30%），停机期间缸内积水未完全排出（事后检查缸内有50mm积水），启动时积水受热汽化，局部冷却转子中压段；4.监测失效：2轴承振动探头（型号BN3500）因电缆老化（绝缘电阻0.5MΩ，标准≥10MΩ），信号跳变未被DCS识别，导致振动真实值被延迟显示（滞后20秒）。处理步骤：1.紧急停机（0-3分钟）：-主值发现振动超跳机值后，立即手动打闸汽轮机，确认主汽门、调门关闭，转速开始下降；-检查交流润滑油泵（A泵）自动启动（电流55A，压力0.12MPa），直流润滑油泵（B泵）联动正常（备用状态）；-关闭轴封供汽门，开启轴封母管所有疏水门（共6个），排除带水蒸汽；2.盘车投运（3-10分钟）：-转速降至0后，尝试投入连续盘车（首次盘车电流25A，正常10A），盘车2分钟后电流降至15A，继续盘车30分钟，电流稳定在12A；-使用百分表测量大轴弯曲度（2轴承处），最大晃度0.18mm（正常≤0.07mm），3轴承处0.12mm（正常≤0.05mm）；-开启汽缸本体疏水门（共8个），利用压缩空气（压力0.6MPa）吹扫缸内积水，30分钟后确认无液体排出；3.弯曲恢复（10分钟后）：-采用“偏心加热法”：在2轴承对应转子位置（12点方向）安装远红外加热器（功率15kW），控制加热温度150℃（转子表面温度不超过200℃），同时在6点方向用压缩空气冷却（流速10m/s），每小时测量1次弯曲度；-加热4小时后，弯曲度降至0.10mm；继续加热2小时，弯曲度0.06mm（达标），停止加热，保持连续盘车；-联系厂家技术人员到场，使用激光对中仪检查转子中心（与汽缸中心偏差0.15mm，标准≤0.05mm），通过调整2、3轴承垫块（加垫0.10mm）恢复对中；4.检查确认（24小时后）：-揭缸检查：高压缸第3级动叶顶部有摩擦痕迹（深度0.2mm），静叶环汽封齿倒伏3片（需更换）；-转子探伤：使用超声波检测（频率5MHz），未发现裂纹；硬度检测（HB220，标准200-240）合格；-振动探头更换：将2轴承振动探头电缆全部更换为铠装电缆（绝缘电阻15MΩ），重新标定探头灵敏度（8mV/μm，标准7.8-8.2mV/μm）；预防措施：1.轴封系统管理：启动前执行“轴封疏水三级检查”（巡检员→主值→专工），开启所有疏水门（共12个），疏水时间≥30分钟（以排汽温度≥120℃为准）；2.启动曲线优化：修订《汽轮机启动操作票》，明确升速率≤100rpm/min（原150rpm/min），在1500rpm、2500rpm各暖机30分钟（原各20分钟），高压转子金属温度与主蒸汽温度差≤80℃（原100℃）；3.疏水系统改造：将高压缸排汽逆止门后疏水门更换为气动快开门（全开时间≤5秒），增设积水监测装置（2025年8月投运，报警值水位≥20mm）；4.振动监测升级：2025年6月底前完成所有轴承振动探头电缆更换（铠装+屏蔽），每季度进行振动信号完整性测试（幅值误差≤5%）；5.应急培训：开展“大轴弯曲模拟演练”（每季度1次），重点考核打闸时机、盘车投运、弯曲度测量操作，2025年9月底前运行人员100%通过VR模拟考核。2025年电厂事故预想三：2×1000MW机组厂用电全失事故事故现象：1.2号机组集控室DCS画面黑屏（UPS失电），所有380V/6kV动力设备停运（电流0A），6kV母线电压从6.3kV降至0V；2.汽机直流润滑油泵（B泵）自动启动（电流85A，压力0.11MPa），锅炉直流给水泵（C泵）启动失败（控制电源失电），汽包水位从+20mm降至-250mm（低低跳炉值-300mm）；3.脱硫系统GGH停转（转速0rpm），吸收塔搅拌器停运（浆液沉淀风险）；4.主变冷却器全停（油温从65℃升至75℃，报警值80℃），启备变（3主变）未自投（6kV备用电源进线开关拒合）；5.现场应急照明（LED）自动点亮，巡检人员反馈：3号机6kV配电室有焦糊味（6A段进线柜），柜门温度70℃（正常≤50℃）。原因分析：1.6kV系统短路：2机6kVA段进线柜（型号KYN28-12）电缆室因鼠患（发现死鼠1只）导致A、B相短路（故障电流25kA），弧光烧毁母线支持绝缘子（3片断裂）；2.备自投失效：启备变（3主变）6kV备用电源进线开关（VS1-12）因二次回路接线松动（T6端子排接触电阻0.5Ω，标准≤0.1Ω），备自投装置（PCS-9653）未能发出合闸指令；3.直流系统异常：220V直流Ⅰ段母线因蓄电池组1电池漏液（电解液pH值9，标准6-7），电压从230V降至210V，导致锅炉直流给水泵控制模块失电（工作电压220V±10%）；4.联锁逻辑缺陷：6kV母线失电后，汽轮机交流润滑油泵（A泵）未联动（原逻辑仅联动直流泵），导致润滑油压力短暂下降（0.08MPa），轴瓦温度升至85℃（报警值90℃）。处理步骤：1.应急电源启动（0-2分钟）：-值长立即汇报调度，申请启动1机柴油发电机（容量2000kW），1分钟内带起保安段（380VPCA段），恢复DCS电源、交流润滑油泵（A泵）；-手动启动锅炉直流给水泵（C泵）备用控制电源（切换至直流Ⅱ段，电压235V），给水泵转速升至3000rpm（最小流量转速），汽包水位回升至-150mm；2.故障隔离（2-10分钟）：-巡检人员穿戴绝缘靴（25kV）、手套，检查6kVA段进线柜（柜门已变形），确认电缆室弧光烧损范围（长1.5m，宽0.8m），使用灭火器（SF6）扑灭残留明火；-拉开2机6kVA段所有出线开关（共12个），断开与6kVB段联络开关（4012），将故障段隔离；-测量启备变6kV备用电源进线开关二次回路电阻（T6端子排重新接线后电阻0.05Ω），手动合闸成功，6kVB段恢复供电（电压6.2kV）；3.设备恢复（10分钟后）：-锅炉侧：逐步启动电泵（B泵），给水量增至1200t/h（维持汽包水位-50mm），投入油枪（4支）稳定燃烧，主蒸汽压力从4MPa升至6MPa；-汽机侧：交流润滑油泵（A泵）运行正常（压力0.13MPa），轴瓦温度降至75℃，启动盘车装置（电流10A），检查大轴弯曲度0.04mm（正常）；-电气侧：更换6kVA段母线支持绝缘子（3片），清理电缆室鼠患痕迹（封堵进线孔洞，加装驱鼠器），测试母线绝缘（5000V兆欧表，绝缘电阻1000MΩ）；-脱硫侧：启动吸收塔搅拌器（3台），投入工艺水冲洗GGH（转速恢复至1.5rpm），控制浆液pH值5.8（正常5.5-6.2）；4.全