汽机事故汇编1.doc

汽轮机调试及运行事故汇编通辽第二发电项目运行部汽机专业目 录目 录2一、vv 阀未开高压缸闷缸运行 造成转子损坏4二、电泵入口滤网堵塞，被迫停机处理6三、一次调频 负荷波动 温度低保护动作跳机6四、电缆不合格 水位开关误动 机组跳闸6五、疏水管道设计不合理 #6 低加不能投运7六、轴封压力过高 润滑油含水量超标7七、轴振动大 真空破坏门自动开启8八、运行人员误操作 凝汽器真空低跳闸8九、汽机凝输泵全停，凝汽器真空下降8十、高加疏水管道振动大10十一、冲转时高排逆止门不能全开使冷再管道剧烈振动10十二、汽轮机高排压力高信号管路冻结，保护动作，机组跳闸11十三、电机选型偏小 开式泵过电流11十四、开式泵电机过流保护动作两台开式泵跳闸12十五、凝泵再循环阀门设计不合理 影响凝水系统压力稳定12十六、行程开关未复位 循环水泵频繁自启13十七、主机#7 轴承顶轴油压低13十八、机组跳闸润滑油中断化瓦事故14十九、误关汽机润滑油压ets试验块进油门造成汽机“润滑油压低”保护动作跳机15二十、汽动给水泵组倒转超速损坏报废16二十一、小机主汽门误关，造成机组减负荷17二十二、小机转速失灵，手动打闸17二十三、疏水不充分，造成小机转速突降18二十四、小机跳闸后油中进水19二十五、#4gv晃动，引起负荷波动21二十六、300mw汽轮机低压缸严重变形事故21二十七、300mw新机组启动中喷嘴损坏及烧瓦事故26二十八、滑销系统卡涩造成汽轮机大轴弯曲28二十九、300mw机组断油烧轴瓦事故30三十、疏放水系统不合理造成中压缸进水事故32三十一、500mw机组两起汽机管道爆裂事故33三十二、汽轮机二、三段抽汽联络管断裂事故34三十三、汽轮机左侧电动主汽门旁路管弯头爆破事故34三十四、凝泵密封水基调仪故障35三十五、压力开关漏水，凝结水泵跳闸35三十六、凝结水泵入口滤网垫子哧开36三十七、电泵入口压力低跳闸36三十八、汽动给水泵在机组高负荷区跳闸的处理过程37三十九、高加事故解列处理38四十、高排压力高机组跳闸39四十一、某厂300mw机试运过程中异常事故原因及防范措施39四十二、托电循环水泵跳闸后出口门失电无法关闭，导致掉真空44四十三、托电#3机汽轮机旁路故障保护动作掉闸45四十四、由于安装问题，#5抽管道排汽缸内管段爆破47一、vv 阀未开高压缸闷缸运行 造成转子损坏1、故障概况某电厂 600mw机组汽轮机为日本日立机组，型号为tc4f-40，型式为亚临界，一次中间再热，单轴，三缸四排汽,冲动凝汽式。设计额定功率为 600mw，最大连续出力（t-mcr） 643mw。汽轮机总级数为 42 级，高压转子有 9 级，其中第一级为调速级，中压转子有 5 级，低压转子有 2 2 7 级。汽轮机采用高中压缸合缸结构。2003年 3 月 15 日， 9:15 汽机第一次冲转，采用中压缸方式，经过 200rpm最小摩擦检查和中速暖机，14:26 汽机定速 3000rpm，机组最大轴振 36m ，最高瓦温 87.1 。机组定速后进行了润滑油压力调整，事故润滑油泵联启试验，就地和主控打闸试验，闭锁阀闭锁试验，主跳闸电磁阀试验， deh 在线试验及推力瓦磨损试验，然后开始电气试验。20:06:42“高压缸排汽金属温度高”动作，汽机跳闸。停机后，对引起高排温度高跳机的原因进行了检查，发现是因 cv1 关闭行程开关未正确闭合，引起 vv 阀关闭，造成高压转子闷缸运行所致。机组第一次冲转定速时振动和瓦温3000r/min#1#2#3#4#5#6#7#8轴振m13/1423/2433/2630/2336/2824/1827/2711/14瓦温84.772.987.172.080.885.975.878.5闷缸发生后，甲方，调试方，建设单位,日立方对闷缸情况进行了分析，对日立提供的 vv 阀逻辑作了进一步确认，确认是由于机组远方打闸试验时， cv1 阀门已关闭（该阀门在电调操作画面上的反馈指示已到 0 ），但关闭节点没有回来，导致高压缸通风（也称 vv 阀），非正常关闭，引起的高压缸闷缸。当时，经分析，未发现闷缸运行对机组造成根本性损坏。遂决定机组继续试运。3月 16 日 16:47 汽机第二次冲转，为中压缸方式的温态启动， 1700r/ min最小过临界时#2 瓦轴振曾达 14 丝，当时认为汽封可能有碰磨，渐渐振动又恢复正常。定速后 2 瓦振动由 7.4 丝慢慢降到 4.4 丝，随即进行发电机短路试验、发电机空载试验、发/变组短路试验 (缺高厂变) 、励磁系统闭环试验等电气试验，进行了润滑油压调整，完成变油温试验、变真空试验、旁路扰动试验， 3 月 17 日 16:12 正常停机，锅炉进行蒸汽严密性试验，安全阀整定等工作。机组第二次冲转定速时振动和瓦温3000r/min#1#2#3#4#5#6#7#8轴振m37/2865/5035/2435/2539/3319/1429/2712/16瓦温82.371.684.669.977.484.772.576.1其后根据调试工作安排，又进行了两次冲转，完成了升压站电气试验,超速试验等试验工作，但负荷根据需要一直未超过 450mw。4月 16 日进行机组大负荷试运。试着将负荷由 450mw升至 600mw，此时调节级压力 13.858mpa ，一抽压力 6.888mpa,gov set98%,cv1,cv2,cv3 都全开，cv4 开度至 56% ，发现机组出力受阻。由于空预器非金属膨胀节漏热风直吹电机动力电缆导致温度升高，4 月 16 日 14:44 正常计划停机处理缺陷。发现机组出力受阻后，在现场进行了多次查找和分析工作，基本排除了由于系统问题引起高压缸效率严重下降，出力不足且阻力增大的可能。结合第一次开机曾发生高压缸闷缸运行的现象，决定对高压缸开缸检查， 5 月 2 日高压缸揭开后发现，高压缸转子的 4 、 5 、 6 、 7 、 8 级损坏严重，远远超出了预期的想象。经与日立公司协商，决定更换机组高中压转子和高压隔板。5月 19 日#1 机组高压缸抢修工作结束。影响调试工期 30 天。2、故障原因:（1）汽机第一次冲转做机组远方打闸试验时， cv1 阀门已关闭（该阀门在电调操作画面上的反馈指示已到 0 ），但关闭节点信号没有回来，导致高压缸通风（也称 vv ）阀，非正常关闭，引起高压缸闷缸，鼓风摩擦产生热量造成高压转子过热损坏。 （2）调试人员及运行监视人员没有及时发现高压缸通风阀不正常状态，使汽机在故障状态下长时间运行。造成设备损坏。3、防范措施:（1）机组调试期间，调试措施应针对具体工作所涉及的操作，列出相应的危险点监控措施，有关技术管理人员与操作人员应认真学习。（2）业主、监理与建设单位应加强协调，从采购、保管、安装环节把好关，确保设备动作可靠性，尤其是重要的，涉及机组安全运行的热工保护接线和位置开关、流量计、压力开关等环节，必须保证可靠性。（3）做好生产准备期间运行人员技术培训工作，提高操作人员业务素质；运行人员应熟练掌握机组热工联锁、保护逻辑与定值，能够及时发现故障苗头并采取正确及时的措施。（4）机组调试期间就地必须有人对所操作的设备和阀门进行检查和核对，在操作票中增加关键危险点确认步骤。二、电泵入口滤网堵塞，被迫停机处理1、故障概况：某电厂 600mw机组在整套启动调试期间，负荷升至 67mw，“电泵入口滤网差压高”报警，滤网堵塞，电泵入口压力、流量降低，被迫打闸停机，清理滤网，影响调试工期一天。2、原因分析：给水系统水冲洗不彻底。3、防范措施：(1) 给水系统水冲洗应彻底，确保管道内杂物全部冲洗干净。(2) 调试期间利用好每次停机的机会清洗有关的滤网（如电泵、凝结水泵、轴封系统等的滤网）(3) 施工阶段的清理、喷砂和炉前碱洗要认真把关。三、一次调频 负荷波动 温度低保护动作跳机1、故障概况：某电厂 600mw机组带 180mw，主汽温 470 左右,准备试运汽泵。“温度低”保护动作，汽机跳闸。2、故障原因：电网负荷波动，机组一次调频功能使机组负荷升至 35% ，温度低保护动作，汽机跳闸（温度低保护：汽轮机负荷大于 35% 时主蒸汽入口温度小于 478 ）。3、防范措施：（1）汽机负荷升至 30% 后，主蒸汽温度应保持在 480 以上，否则严禁升负荷至保护动作条件。（2）在操作票中增加控制点，如：490 以上才允许负荷升至 30%。（3）运行人员要熟练掌握逻辑设置条件。四、电缆不合格 水位开关误动 机组跳闸1、故障概况：某电厂600mw机组整套启动，负荷 250mw，除氧器低水位及低低水位开关同时动作，电泵，汽泵跳闸，锅炉水位低 mft 。2、故障原因：水位信号电缆采用的是普通电缆，且未采取措施，导致电缆因高温损坏，误发水位低信号。3、防范措施：更换耐高温电缆，或在电缆高温环境段穿套管保护。五、疏水管道设计不合理 #6 低加不能投运1、故障概况：某电厂600mw机组试运时发现，#6 低加在机组负荷 75% 以下时，因水位高无法投运。2、故障原因：#6低加正常疏水管道出口标高 8.225m，管道高点标高 11.7m，高度差 3.475m，#6 低加如能正常疏水，必须能克服这个高差。通过计算，在 30% 额定负荷下 #6 至 #7 低加汽压差为 2m， 50% 额定负荷下汽压差为 3.2m， 75% 额定负荷下汽压差为 3.5m， 100% 额定负荷下汽压差为 5.8m。因此#6 低加低负荷不能随机投入，只能在机组 75% 负荷才能投运。3、防范措施：对#6 低加疏水管道改进，降低出口与最高点的高度差。六、轴封压力过高 润滑油含水量超标1、故障概况：某电厂 600mw机组在试运时，油化验班对主机润滑油进行定期化验时发现主机润滑油中含水量 108mg/l ，化学监督标准为润滑油含水量 100mg/l 。而在此之前含水量远小于 100mg/l 。2、原因分析：原因主要是为了提高凝汽器真空，将主机轴封压力提高，使轴封汽进入油中，使得润滑油中水分增多。3、防范措施：(1)在机组运行中，应调节主机轴封压力适当，既不向外冒汽、也不向内漏汽。(2)调整好轴封冷却器负压。七、轴振动大 真空破坏门自动开启1、故障概况：某电厂600mw机组试运，汽机冲转过程中机组跳闸，21:25汽轮机惰走过临界转速时，因#11 轴振动大导致真空破坏门自动打开，造成真空下降，立即在立盘上关闭，就地注水正常。2、原因分析：原凝汽器真空破坏阀自动开启条件有：主机润滑油压力低低跳闸、轴向位移高跳闸、轴振高跳闸、 110% 超速保护跳闸。3、防范措施：调试期间或事故处理过程中也应该注意观察报警信息，避免引发新的事故。八、运行人员误操作 凝汽器真空低跳闸1、故障概况：某电厂 600mw机组试运。负荷 340mw时，投运#8 低加。16： 19 汽轮机因真空低跳闸。2、原因分析：运行人员投运#7、#8 低加时误开汽侧至大气排气门，凝汽器真空从 90.63kpa下降至 81kpa，低真空保护动作跳机。3、防范措施；(1) 在投运低加时，要先关闭各汽侧放水、放气门，就地与集控室联系好，密切注意真空变化。(2) 加强操作票制度管理，所有操作应填先写操作票，审核后进行操作，防止误操作的发生。（3）加强操作票的监护制度，监护人必须监护到位。九、汽机凝输泵全停，凝汽器真空下降1、事故概况：2002年9月7日，a凝输泵运行，电流124a，出口压力0.9mpa，b泵备用。05：13 a凝输泵电流降至66a，出口压力为0，b泵未自启，手启b泵后，出口压力仍为0，凝汽器真空由94.5kpa降至89.2kpa，开两台除盐水泵对500m3水箱进行补水；05：36 公司将b凝输泵入口滤网法兰拧紧，出口压力上升，电流增至124a；2002年9月8日，a凝输泵运行，电流110a，出口压力0.9mpa；20：12 a泵电流降至56a，b泵自启，电流75a，出口压力均为0，凝汽器真空由93kpa降至92.2kpa，关闭凝汽器补水调节门、凝输泵再循环门，真空恢复正常。就地打开凝输泵出口压力表进行放气，检查确认凝输泵出口积存大量空气。进一步确认凝输泵入口门及滤网盖子并不漏气，检查500m3水箱水位指示5m，dcs水位开关显示正常，打开水箱顶部观察孔，目测水位在大约1/3处；2、设备状况及运行方式：2台凝输泵与化水2台冲洗水泵入口公用一根进口母管，且冲洗水泵再循环接至进口母管，凝输泵再循环接至500m3水箱上部；正常运行时，凝输泵1台连续运行，1台备用，再循环门有一定开度；化水冲洗泵属程序控制，在高速混床反洗时启动，1台运行，1台备用，反洗结束，则停运冲洗泵，其再循环门也有一定开度。3、原因分析：（1）500 m3水箱水位偏低，凝补水流量过大时，从500m3水箱吸入口吸入空气，导致凝输泵进气，造成凝输泵出力下降；（2）当化水冲洗水泵停运期间，系统所漏空气（罗茨风机运行时对系统加压）从冲洗水泵再循环管漏至入口母管，导致凝输泵进气，造成凝输泵出力下降；（3）因凝输泵再循环管接至500 m3水箱上部，2台凝输泵不出力时，空气直接从再循环管通过凝汽器补水管进入凝汽器，导致真空下降。 （4）两台凝输泵故障停运时，真空泵分离箱补水（仅凝输泵供水一路，无备用水源）会失去，造成真空泵分离箱水位下降，真空泵出力下降，导致凝汽器真空下降。4、防范措施：（1）机组正常运行中，严密监视500m3水箱水位，维持在4m以上，水位低时，及时联系化学补水；（2）尽快调试安装500m3水箱水位高、低开关联锁除盐水泵启、停联锁程序（已完成）；（3）建议将凝输泵与冲洗水泵入口母管分开，增加从500m3水箱至冲洗水泵入口管道；（已对系统进行了改造。）（4）因2台凝输泵不出力或同时跳闸时，应立即在crt上关闭凝汽器补水门（气动门、前后截门及其旁路电动门），严密监视凝汽器真空、真空泵运行情况、热井水位等参数，尽快恢复凝输泵运行。（5）若2台凝输泵长时间不能恢复运行时，热井水位低时，可利用真空虹吸补水（确认凝输泵再循环隔离门关闭，开启凝输泵旁路门和热井补水门），同时关闭机炉侧排污，辅汽切至邻机供汽。（6）建议将凝输泵再循环管回水管由500m3水箱顶部改接至底部，防止空气由此管通过补水管进入凝汽器，同时降低500 m3水箱除盐水的含氧量。（7）建议从凝泵出口母管上，加一路去真空泵的补水。十、高加疏水管道振动大1、事故概况：2002年10月13日16点55分，#1机组#2高压加热器事故疏水管剧烈振动，就地检查发现#2高加水位低，事故疏水不自关，立即关闭#2高加事故疏水并解列#2高压加热器，#1高压加热器自动解列。#2高加疏水管道振动消失。2、原因分析：当时#1机组正在启动过程中、高加随机启动，由于负荷低，高加间压差小，疏水不畅，高加水位波动大。#2高加危急疏水门开启后，水位下降至正常值时该门不能正常关闭，造成汽水混合物进入疏水管道，高加疏水管道发生水冲击，从而引起管道振动。3、防范措施：（1）严格执行规程规定，机组升到一定负荷时，再投入高压加热器，以防疏水不畅；（2）加热器投入过程中或负荷较低时，应加强对加热器水位的监视，保持水位正常；（3）加热器水位高时事故疏水开启，水位正常后事故疏水应自关，否则应手动关闭，维持水位正常；（4）加热器投入时应充分暖管疏水，严格控制升温升压率；（5）若加热器疏水管道振动时，应检查加热器水位是否正常、事故疏水是否关闭，事故疏水不自关时应手动关闭，联系热工处理、管道支吊架是否松动，发生剧烈振动时应立即解列加热器。十一、冲转时高排逆止门不能全开使冷再管道剧烈振动1、故障概况：某 600mw机组，汽轮机系上海汽轮机厂生产的n600-16.7/538/538 单轴，四缸四排汽，一次中间再热，亚临界,凝汽式汽轮机，采用高压缸启动。7月 29 日机组冲转至 2900r/min，阀切换后，冷再管道震动剧烈，经查由高排逆止门忽开忽关引起，手动打闸； 8 月 1 日，机组冲转后又发生了同样的现象，手动脱扣汽机。2、故障原因：汽机一旦挂闸， opc 母管建立油压，压缩空气便送至高排逆止门气缸，使其处于自由状态，汽机冲转后由蒸汽将其顶开，如果此时汽量不足，此门便不能全开，致使冷再管道剧烈振动。3、防范措施：冲转时先强制打开高排通风阀，当高压缸排汽压力高于高排逆止门后压力时（约1000转/分）关闭高排通风阀。十二、汽轮机高排压力高信号管路冻结，保护动作，机组跳闸1、事故概况：2002年12月9日23:17 ，机组负荷423mw、主汽压力15.9mpa、汽温537/528，汽机跳闸，发电机、锅炉联跳，电网频率降至49.75hz。厂用电自切成功。ets显示跳闸原因：remote 4 trip（高压缸排汽压力高）。2、原因分析： 高排压力高信号管路未加保温，位置靠近机房西大门处，气温低，信号管路冻结，因水结冰后体积膨胀，高排压力高信号管路及压力开关处水变成冰膨胀，压力升高，超过4.92mpa时压力开关动作，汽机跳闸。3、防范措施：（1） 对于信号管路、变送器增加保温或伴热电缆，切实做好冬季防冻措施，及时关闭厂房门窗，保持厂房内的温度，防止测量信号不准或开关误动作；（2） 增加汽机“高压缸排汽压力高”报警信号。十三、电机选型偏小 开式泵过电流1、故障概况：某 600mw机组，其开式水设计流量为 2304-3600 m3/h ，泵轴功率 238kw,配套电机功率 280 kw，两台泵，一运一备。机组试运时多次出现两台开式泵相继跳闸。2、故障原因：跳闸当时电流都大于额定电流，电机“过流保护”动作。只得将 a 、b 开式泵同时运行，且出口门都未全开（ 75% 左右），进行节流，其电机电流分别为 29a、30a ，达到额定电流的 88% 。168满负荷试运期间两台开式泵运行，电流都超过 30a 。经过排查，分析其原因，排除了开式水各用户基调仪调节不正常或开式水漏流的可能性，并且开式泵设计流量能满足系统需要，因此有可能为电机设计偏小，存在“小马拉大车”现象。3、防范措施：更换大电机。在此前，维持两台泵运行方式。十四、开式泵电机过流保护动作两台开式泵跳闸1、故障概况：2002年7月30日8：00 两台开式泵运行。8：16 b开式泵跳闸； 8：20 a开式泵跳闸。立即打开工业水至开式水系统供水门。8：22分别启动a、b开式泵运行，将开式泵出口电动门切至手动关至70%。管理处组织召开专题会进行讨论，会议决定开式泵电机定值由31.4a改为33.8a;将闭式水冷却器的冷却水调至30%，调整闭式水温度及开式水系统运行正常。2、原因分析：a、b开式泵跳闸原因：开式水泵出力过大，过流保护动作。3、防范措施：(1)在夏季，一台开式泵出力大过电流时，应保持两台开式水泵运行，同时节流闭式水冷却器开式水侧出口门，不能满足要求时保持两台开式水泵运行，防止开式泵过流，并注意闭式水温度在正常范围内；（2）开式水温度高时；可稍开工业水至开式水供水门调整开式水温度在正常范围内；（3）两台开式泵同时跳闸时，若短时不能恢复，应立即开启开工业水至开式水供水门，增开循环水泵，保持三台循环水泵运行，注意大、小机油温、磨煤机瓦温等用户温度变化情况。查明开式泵跳闸的原因，尽快恢复开式泵运行。十五、凝泵再循环阀门设计不合理 影响凝水系统压力稳定1、故障概况：设计该门为全开全关两位阀，只要一动作便大幅度影响凝结水流量（通流水量为 560t/h ），致使凝泵出口压力从 2.0mpa到 4.0mpa波动，管道剧烈震动,使运行工况受影响。2、故障原因： 设计不合理。3、防范措施： （1）将再循环阀改为调节阀。 （2）改造前，利用再循环阀隔离门进行调节。十六、行程开关未复位 循环水泵频繁自启1、故障概况：某 600mw机组循环水泵出口蝶阀为蓄能罐式液控缓闭止回阀，启停泵时，蝶阀与泵的联锁为：泵正常停止指令发出后，出口蝶阀先关至 15 ，泵停止，蝶阀连续全关。蝶阀开至 15 ，泵自启，蝶阀连续全开。在停运 c 循环水泵时（每台机配三台循环水泵），出口蝶阀由全开关闭至 15 联跳 c 泵，但当出口蝶阀全关后又开启，导致在开至 15 时联启 c 泵。2、故障原因：原因为在 c 循环水泵出口蝶阀关闭过程中，其全开行程开关（ sq1 ）动作后，直到阀全关后仍未复位，导致液控蝶阀反复开关，从而联启循泵。3、防范措施：（1）更换行程开关。（2）运行中遇此情况，可立即通知热工值班工程师暂时解除循泵低水压连锁保护或就地手动将全开行程开关复位。十七、主机#7 轴承顶轴油压低1、故障概况：某上海汽轮机厂生产的 n600-16.7/538/538 凝汽式汽轮机主机开始启动，投盘车运行时#7 轴承顶轴油压 9mpa，但冲转后压力呈降低趋势，虽然开启四台顶轴油泵（原先运行三台），收效甚微，油压最低降到 4.4 mpa ，并且#7 轴承顶轴油管温度明显高于其他轴承。2、故障原因：推测为#7 轴承顶轴油流量大，可能有漏油的地方，导致压力低、温度高。揭开轴承盖进行了详细的检查，发现顶轴油管至轴瓦油孔弯头处油管因质量问题开裂，导致顶轴油从此处喷出从而泄油，建立不起足够的压力。将断裂处焊牢后该问题得到解决，#7 轴承顶轴油压升至 8.5mpa（三台顶轴油泵运行）。3、防范措施：（1）加强施工监理，确保施工质量。（2）要积累汽轮机冲转过程中的顶轴油压变化曲线，一旦发现异常应停机检查，确保日后停机的安全。十八、机组跳闸润滑油中断化瓦事故1、事故概况： 某发电厂1号机系上海汽轮机厂生产的n30017538538型亚临界压力凝汽式机组，出力300mw。1995年12月投产。 1996年5月14日10：05热工车间程控班在循环水泵房(海水冷却)就地解除1b循环水泵“润滑水压力低”保护时，因措施不当，导致1b循环水泵跳闸，1a循环水泵未联动投入，1号机因失去冷却水低真空保护动作跳机。当汽轮机惰转到1247rmin时，直流润滑油泵跳闸，(交流润滑油泵在检修、不能投)跳闸后无任何信号发出，运行人员是通过油压指示和开关指示灯发现直流润滑油泵跳闸的，同时采取了以下处理措施：(1)立即强开直流润滑油泵，但未成功；(2)立即开a、b、c顶轴油泵，因油压低，于10：19跳闸；(3)10：21电气运行人员收回交流润滑油泵工作票，此时汽轮机转速为320rmin。汽机运行人员开启a、b、c顶轴油泵；(4)电气运行人员打开直流润滑油泵就地控制箱，复归一下热偶保护。10：24启直流润滑油泵；(5)10：22汽轮机惰走静止，投盘车跳闸，立即手动盘车约100度。事故造成汽轮机主轴承报废、动叶片磨损严重。少发电量18000万kwh。到6月20日12：o0恢复。2、事故原因： (1)热工人员解除1b循环水泵橡胶瓦“润滑水压力低”保护时，由于措施不当，造成保护动作，1b循环水泵跳闸，1a循环水泵因润滑水压力低不自投，引起主机低真空保护动作是跳机事故的直接原因，也是主机化瓦事故的起因； (2)热工人员在联系解除循环水泵保护时，当值值长安排运行方式不当，措施不力，为事件的扩大埋下了潜在的隐患； (3)直流润滑油泵热偶保护误动，系热偶保护离散性大、不可靠造成的；热偶保护动作应接发信号而施工错接跳闸，引起直流润滑油泵跳闸、润滑油中断化瓦。因此，直流润滑油泵跳闸是1号机化瓦的直接原因； (4)从技术管理上看，厂及职能部门在生产管理上，在执行各种制度上不严、不细、有漏洞；主辅机主要保护停、服役管理制度不完善；工作票执行不严格，投、停保护使用工作票范围不明确。3、防范措施： (1)立即修订“重要辅机设备停服役制度”，对影响主机安全运行或重要辅机消缺，必须填写“设备停服役”申请单，办理工作票后执行；(2)按1号机设计图纸将主机直流润滑油泵控制接线核对改为正确接线；禁止设置直流油泵保险和保护。(3)对影响主机安全运行或重要辅机消缺，应实行辅机切换后的检查、消缺。十九、误关汽机润滑油压ets试验块进油门造成汽机“润滑油压低”保护动作跳机1、事故概况：2003年11月28日14：20，#2机负荷600mw，报警盘“润滑油压低”报警，汽机跳闸。15：00锅炉点火，15：17汽轮机冲转，15：30发电机并网。2、原因分析：#2机就地因润滑油压ets试验块压力表活节漏油，维护人员在处理过程中误将该试验快进油门关闭，造成润滑“汽机润滑油压低”保护两个通道同时打通，ets动作，汽机跳闸。3、暴露的问题：（1）现场对接有保护的重要阀门、压力开关、变送器、热工表计等，没有明显的标记；（2）操作人员对系统不熟悉，工作时没有考虑后果，运行与维护在工作中联系脱节。4、防范措施：（1）在进行于跳机保护有关的工作时，一定办理工作票，做好安全措施，对于可能误动的应申请退出保护。（2）于就地接有保护的变送器、压力开关、试验快等设备应有明确的标示。二十、汽动给水泵组倒转超速损坏报废1、事故概况： 某发电厂2号机组系亚临界300mw机组，配100容量的汽动给水泵。给水泵的出口逆止门是湖北高中压阀门厂生产的rcv2501198360型。2号机组1993年12月投产。最近大修时间是1994年7月。 1996年1月28日7：59，2号机组因锅炉mft，机组解列，联动汽动给水泵组跳闸，但由于给水泵出口逆止阀卡涩，高压给水回流，而锅炉省煤器前又没装逆止阀，使汽动泵组倒转，产生强烈振动，导致给水泵出口电动门在关闭过程中(约13位置时)将电动头震落，并将各种表管震断，引燃大火，给水泵给水入口管也被震断。汽动给水泵组倒转转速进一步飞升至8748rmin，而喷出的大量水、汽自行将大火扑灭。事后检查给水泵损坏报废，小汽机除汽缸损伤较轻外其余本体部分报废。事故停运888小时，少发电量2000万kwh2、事故原因： (1)湖北高中压阀门厂生产的逆止阀，制造质量差、卡涩，是引起泵组倒转的直接起因； (2)给水泵出口电动门的电动头材料强度差在泵组倒转引起的剧烈震动中，被震落使电动门无法关到底，这就使水泵倒转速进一步飞升； (3)锅炉省煤器入口未装逆止阀，使锅炉内压力水得以返流，使水泵倒转有了充足的“动力”； (4)给水泵入口管被震断，使得返水排大气，客观上加大了压头动力，终使水泵倒转到8748rmin的难以置信的高速，使汽动给水泵组损坏报废； (5)在运行监视上，由于运行人员未能正确地判断出汽动给水泵组在“倒转”，使倒转时间延长。3、防范措施： (1)在锅炉省煤器入口加装一道逆止阀； (2)制定出详细的汽动给水泵、电动给水泵倒转的运行反措，并补充到运行规程中执行； (3)对厂内其余的汽动给水泵、电动给水泵的出口逆止阀进行检查更换；(4)加装山东电科院科技发展中心研制的防倒转转速报警装置(5)机组启动前对给水泵各保护、联锁逐项试验并合格；正常停给水泵应先关出口门确认关严后再停泵；事故情况下应及时关闭出口门。简评：从这起给水泵倒转引起设备严重损坏的事故中可以引发一点思索，就是一切安全防范措施要遵守“本质安全”的原则，这台给水泵虽有逆止阀、电动出口阀来防止水泵倒转，但却连连失效，而大亚湾核电站主泵的防倒转装置是与泵连为一体纯机械式装置，没有多余的环节或二次线、电气联接，因而可靠性也最高，多一环节就会降低一层可靠性。从这起事故中能否给我们带来一点启发?二十一、小机主汽门误关，造成机组减负荷1、事故概况：2002年10月22日15点，#1机组负荷600mw，做b小机低压主汽门活动试验时，低压主汽门全关，转速急速下降，立即手启电泵，投a3、c1、b4油枪，手跳a、f磨，负荷最低降至380mw，汽包水位最低降至-303mm（当时汽包水位保护在投入状态）。2、原因分析：小机低压主汽门75%开度行程开关接点故障。3、防范措施：（1）联系热工及机务全面检查小机试验回路正常；（2）该试验尽量安排在低负荷（480mw以下）时进行，试验前，检查电泵备用良好，降低主汽压力，将做试验泵的负荷倒至运行泵，就地和控制室联系好，并作好该泵跳闸的事故预想。二十二、小机转速失灵，手动打闸1、事故概况：2002年8月4日15：45，1b小机转速失控（在自动位），低压调门全开，转速飞升，由3200r/min升至5200r/min，紧急手动打闸，停运前置泵，小机转速最低至570 r/min，不再下降，关闭低压进汽电动门。2、事故原因：小机转速自动失灵。3、防范措施：（1）机组运行中，当小机在锅炉自动状态下，若ccs定值与给定值偏差大于500r/min，锅炉自动会切除至转速自动，可在deh操作画面上以转速自动方式调节；（2）若ccs定值与给定值偏差大于1000r/min，则直接切至硬手操控制，在后备盘上进行增减调门操作；也可在deh操作画面上投入转速自动后，切至软手操，通过增、减调门开度调节转速。（3）若转速飞升，小机转速调节失灵，应立即打闸停机。二十三、疏水不充分，造成小机转速突降1、事故概况：2003年3月2日18:43:56 #1机组负荷592mw，汽包压力17.99mpa，锅炉汽包水位控制在“自动”方式，锅炉给水流量由1938.64 t/h突降至1025 t/h，a小机转速由5212rpm突降至3800rpm，a汽泵前置泵电流由63a突降至43a，锅炉汽包水位控制切至meh手动，汽包水位由+80mm降至-90mm，立即降低锅炉热负荷，手动增加a、b小机转速，维持汽包水位正常，稳定锅炉燃烧，就地全面检查，发现a小机低压主汽门处有轻微漏汽，其他未发现异常，处理过程机组负荷最低降至560mw。2、原因分析：从当时的现象、dcs画面曲线及调查情况来看，分析如下：18:43:50 a小机供汽流量由37 t/h 突降至17 t/h,a小机主汽门前供汽压力由0.58mpa升至0.66mpa,供汽温度在50s时间内由325急剧下降至239.51,18:43:56 a小机转速突降。在a小机转速下降过程中，其低压调节汽门实际开度与指令均跟踪转速，逐步增大，说明低压调门的动作正常。而小机低压主汽门为两位阀（全开全关），小机运行状态下主汽门全开，小机停运时主汽门全关。该门有三个行程限位开关：全开、全关与75%低压主汽门活动试验开关。当主汽门全开时其开关量显示为：低压主汽门开足 1 ；当主汽门离开全开位置时其开关量显示变为 0 ；当主汽门全关时显示为：低压主汽门全关 1 。从曲线看，a小机低压主汽门开关量始终显示为“开足 1”。结合小机低压主汽门的结构及其行程开关分析主汽门不会动作。再看b小机，当18:43:50 a小机供汽流量突降约5s 后b小机进汽流量由39t/h降至23 t/h,供汽压力上升,与a小机动作情况一致。从上述现象及小机进汽系统布置及流量下降、汽温下降、压力上升现象进一步分析如下：四抽来汽逆止门 逆止门 ft 至小机b 疏水管 至小机供汽电动门 逆止门 至小机a辅汽联箱 pt 3月2日8：30开始进行#2机组辅汽吹管工作时，#1机组辅汽至小机进汽电动门全关隔离。当吹管结束恢复#1机组辅汽联箱隔离措施时，运行人员部分开启辅汽至小机进汽电动门，估计当时该管路底部疏水未疏净，辅汽推动近20米管路内的部分死气、凝结水,当压力逐渐高于对侧四抽压力时顶开逆止门；或者当时电动门开度过大，压力0.76mpa，温度280的辅汽迅速顶开逆止门。然后低温的辅汽迅速与四抽供汽混合，在这时蒸汽品质与流动特性发生变化：汽水混合物或非饱和蒸汽体积迅速缩小，流量降低，温度急剧下降，小机发生水冲击（从a小机低压主汽门处轻微漏汽可以看出），由于小机发生水冲击，叶片进汽处发生水塞，造成低压主汽门前压力升高，轴向推力增加。当蒸汽品质恶化及流量降低后致使小机做功能力迅速下降，转速、出力降低。当小机转速由5212rpm突降时，低压调门开度升至近85%转速仍不上升，于是运行人员立即手动全开辅汽至小机进汽电动门，保证了小机转速不再下降。由于水冲击的时间较短，管道内的凝结水较少，汽温回升的较快，因此没有造成严重后果。因为辅汽供小机用汽管道首先经过a小机，然后经约4米管道至b小机处。这股辅助蒸汽先进入a小机，然后进入b小机，所以a、b小机的进汽流量先后发生相同变化。3、防范措施：（1）在进行一些现场基本操作时，不能草率、马虎地对待。任何操作均应引起重视，因为任何的操作不当都可能引起严重后果。（2）在操作类似蒸汽管道的疏水、暖管工作时，一定要首先确认管道疏水阀门开启，到就地缓慢手动摇开供汽门，进行充分暖管、疏水，避免操作幅度过大或未进行暖管造成管道振动、冲击，或引起更为恶劣的异常发生。当大、小机进汽温度急剧降低，管道、汽机严重的水冲击事故时，按照规程规定，果断处理，以防事故扩大。（3）对于不常用的疏水管道、阀门在操作时一定要到就地确认阀门状态，并在有条件的情况下，确认疏水管道温度（手摸或测温），以确保疏水畅通。（有的疏水阀门虽然开了，但管道不一定畅通）二十四、小机跳闸后油中进水1、事故概况：2002年10月30日 #1机组由于“火检风压低”导致锅炉mft，小机跳闸后，小机润滑油中水分严重超标：a小机油中含水量为1340 mg/l；b小机油中含水量为2750mg/l，大大超过了100 mg/l的标准。在机组168试运期间，也曾发生过这种情况。2、原因分析： 在小机正常运行中，小机润滑油中含水量在标准范围内；从几次小机油中水分超标来看，都是发生在小机跳闸后，分析其主要原因如下：（1）汽泵的迷宫式密封装置采用螺旋型，密封水采用凝结水泵出口母管来水，其回水分为两路：一路经过密封水回水母管至地沟或凝汽器；另一路为至汽泵前置泵入口门前的卸荷水。由于密封结构的原因，当汽泵运转时，水会沿着螺旋槽向汽泵内部流动。当汽泵停运以后，汽泵内的水及密封水失去此动力，因此全部向外部流出，此时只依靠u型水封回凝汽器已不能满足排水需要，从而导致水进入小机润滑油。（2）小机跳闸后汽泵密封水调阀调节不及时。3、防范措施：小机正常运行中，应采取以下措施防止小机油中进水：（1）密封水调阀投入“自动”时，应严格监视调节正常，保持差压在：#1机在120kpa左右、#2机在150kpa左右，密封水回水温度在5070左右（与凝水温度一致说明密封水压力偏大；接近卸荷水温度说明密封水压力偏小），否则联系热工处理调门；（2）投运密封水时严格按操作票执行。投运密封水时应首先开启密封水回水至地沟门，汽泵注完水再开启密封水高压卸荷水门；（3）发现汽泵密封水漏水，应立即结合密封水回水温度与漏水情况调节密封水差压；调整后如仍严重漏水应部分开启密封水回水至地沟门；（4）汽泵密封水回水至凝汽器水封注水正常后水封放气门应微开，以便回水畅通，注意放气门开启后应不影响真空；（5）调节小机轴封压力适当，不向外冒汽；（6）正常运行中凝泵出口压力应保持稳定，防止大幅波动使密封水压力不稳。（7）正常停运时，应提前开启密封水回水至地沟门。当小机跳闸后，应立即进行以下操作，防止小机油中进水:(1)迅速派人到就地将汽泵密封水回水至地沟门打开。(2)dcs画面检查汽泵密封水调节门动作正常、差压正常，否则切至手动并调整密封水差压正常。(3)汽前泵跳闸应关闭汽前泵入口门、汽泵密封水回水至除氧器卸荷水门，调整密封水回水温度、压差正常。二十五、#4gv晃动，引起负荷波动1、事故概况：2002年8月4日12：05 大机#4gv晃动大（18.4%40.5%），调门开度指令不变，负荷由227mw升至276mw，5分钟后晃动幅度很小；15：30大机#4gv晃动大（18.8%100%），调门开度指令不变，负荷由220mw升至300mw。2、事故原因：#4 gv的速度反馈卡烧。3、防范措施：(1)应立即稳定负荷，联系热工、机本体班进行处理，注意汽包水位、汽机振动等参数的变化。(2)若机组振动超值立即打闸停机。(3)立即手动将负荷限制器指令降到机组负荷指令或略低。二十六、300mw汽轮机低压缸严重变形事故按：1997年10月20日20时，华能国际某电厂在基建通过168小时后，移交试生产仅4天进行未完的调试项目过程中，发生了“三号机组跳闸，厂用电中断，旁路阀拒关，高温汽进入低压缸造成低压缸变形”的严重事故；由于该厂领导及技术、安监等部门检查不认真，停机后进行了两次启动，使事故扩大，导致恢复设备出力的检修直到1998年1月19日21时才恢复发电，构成设备重大事故；事故后未认真组织事故调查，华能国际电力股份有限公司未按事故调查规程及时报告国家电力公司；事故调查报告上报时间拖至1998年5月初，远超过了规定期限。华能国际电力股份有限公司对上述做法作了检查。为了增强“依法管理”的意识，对华能国际电力股份有限公司未认真执行电业生产事故调查规程的做法提出批评。事故调查报告(节录)一、主要设备规范1汽轮机型号：n3001675375374型(合缸) 2型式：亚临界中间再热两缸两排汽凝汽式汽轮机 3额定功率：(经济功率)300mw 4最大功率：330mw 5额定蒸汽参数：新蒸汽167mpa537 再热蒸汽33mpa537 6额定新蒸汽流量：935th 7最大新蒸汽流量：1025th 8转速：3000rmin二、事故前工况 事故前一、二、三号机运行，四号机停机消缺。一号机组出力350mw，二号机组出力330mw，分别经一、二号主变升压到220kv经双母线(带旁路)主接线送往河北南部电网。三号机出力有功280mw，无功23mvar，经三号主变升压500kv后，经32主接线接入500kv系统，通过安保线(单回线约200km)与保北站相接。三号机厂用电由本身单元变带3a1、3a2段，启动变带公用段，主蒸汽压力167mpa、温度536，再热蒸汽压力33mpa，a、b循环泵运行，b、c、d三台磨运行。三、事故经过 三号机组于1996年6月开始安装，1997年8月5日首次冷态启动，汽机共启动40次，于1997年10月16日17时完成“168”试运，转入试生产并继续进行未完调试项目。于10月17日补做了50、100甩负荷试验(因汽机转速不能控制在3300rmin以内，试验不成功)。于10月18日一10月19日进行了500kv系统单相接地短路试验。后于10月19日13时31分重新并网。10月20日20时零分因500kv线路对端保北站500kv侧做投切电容器试验，造成发电机进相运行，三号发电机失磁保护动作解列，跳开500kv侧主开关，高低旁路快开，发电机带厂用变运行。因汽轮机转速不能维持3000rmin，先升到3250rmin，后降到2800rmin，14秒钟后发电机低频保护动作停机、停炉，厂用电快速切换装置启动，但因启动变差动保护误动跳闸，强送启动变开关不成功，造成厂用电失电，柴油机自启动成功，直流润滑油泵和直流密封油泵自启动成功。因高低旁路保护快关失灵，手动强关无效，锅炉主汽门失去电源无法操作，使高温蒸汽进入排汽缸，造成低压缸及小汽机排汽安全门动作。直至仪表空气压力降至高低旁阀门自关设定值，20时14分高压旁路关闭，20时24分低压旁路关闭。20时16分汽机转速到零，多次启动盘车，因盘车马达热偶动作不成功，强行人工手动盘车使转子转动45度。其间多次强投电动盘车并于21时17分就地强投盘车成功，当时大轴偏心率为74m，后稳定为526m(规程规定为不大于66m)。22时10分恢复启动变运行，厂用电带电。 事故停机后。厂部于21日、22日连续两次召集生产、基建部门、施工单位、制造厂家代表、调试队专业人员开会，会议讨论了三号机停机消缺项目。并针对“1020”事故情况增加了检查项目，仅考虑到事故中，三号机组凝汽器进入带压蒸汽后转子惰走了16分钟，认为高温蒸汽可能损坏凝汽器管子及胀口，大轴偏心率已达到规程要求，盘车亦正常，未认识到高温蒸汽可能引起低压缸体变形，决定除按原订168小时后消缺计划进行外，增加检查项目： 12号瓦、5号瓦揭盖翻下瓦检查；2凝汽器不锈钢管检查，胀口检查；3低压缸内主要焊缝外观检查；4联通管内不锈钢伸缩节外观检查；5低压末级叶片外观检查；6凝汽器压水试验。 10月28日在2号瓦揭盖检查时发现瓦口两侧间隙不对称，左侧偏小，右侧偏大，按照制造厂家代表的建议，由施工单位将2号瓦左移了012mm，其它检查项目未见异常。 1997