300MW汽轮机及附属设备事故案例.doc

汽轮机及附属设备事故案例1、汽机动叶断裂停机事故概况 黄台发电厂8号汽轮机系东方汽轮机厂生产的N300170537型亚临界压力双缸双排汽再热凝汽机组，出力300MW，主汽参数168MPa537，1990年7月制造，1990年12月投产。 1992年8月31日7：23，值班员发现8号机第4轴承振动大报警，同时车音突变，即紧急故障停机，停机后经分析凝结水硬度突增，判断为动叶片断裂，解体检查为低压缸正向第六级第七组有一片动叶断裂，其它部分损伤。于9月18日9：28修复后机组并网、恢复正常。事故少发电量13020kw.h。事故原因 叶片断裂原因系叶片材料不良所致。防止措施制造厂家应确保叶片的材质，生产出合格的产品；加强设备监造工作。2、末级叶片护环脱落 振动大停机检修事故概况十里泉发电厂7号机系哈尔滨汽轮机厂生产的N300-16.7/537型亚临界压力凝汽式机组,出力300MW,1997年11月投产。1997年11月29日15：04 7号机组负荷206MW，锅炉B送风机出口帆布伸缩节突然爆开，造成炉瞠负压低锅炉MFT，机组解列。15：45机组重新启动，15：55机组达全速，对机组全面检查正常，15：57发电机准备并列时，4号瓦轴振动突然达360mm，保护动作跳机。同时在机头监视的两名运行人员听到机组声音异常，即跑回控制室向班长汇报，破坏真空。机组眺闸后，倾听机组各部分声音无异常，转子惰走58rain。从低压缸人孔门观察，转子上的平衡块无脱落，叶片无断裂，化验凝结水硬度也合格。经盘车4h后检查未发现异常，决定再次启动，20：l0机组冲转，当汽轮机转速升到2630rmin时因振动大跳闸，即破坏真空。12月3日揭开低压外缸检查发现低压转子3号瓦侧末级叶片严重受损，护环甩掉36片，部分叶片叶顶磨损，叶顶20mm左右及护环变色发兰；3号瓦侧低压缸汽封齿轻微磨损；上导流环在45角处有约lm长磨擦痕迹及熔融金属堆积物，堆积高度约3mm，经光谱检查堆积物成分为叶片及护环合金材质；3号轴振动探头磨损。事故发生后省局有关部门的专业技术人员，哈汽厂工程技术人员及机械部总代表实地察看了损坏情况，制定了修理方案。将低压转子吊出，由哈汽厂人员将3号瓦侧末级叶片全部拆下进行了探伤检查，经检查确定有60片叶片不能再用，予以换新，其余叶片虽有损伤，但尚能再用(哈汽厂已无同型号备用叶片)，重新复装，我厂对导流环金属堆积物进行车削处理并放大间隙，对轴系中心进行了检查复核，检查了高压缸汽封及轴瓦并利用此机会对7号机组的所有设备进行了检查消缺工作。于12月21日19：50 7号机组修复后并网发电。事故少发电量15983万kWh。事故原因分析事故发生后省局有关部门的专业技术人员组成调查组进行了实地调查分析工作。发现低压末级叶片3号瓦侧未脱落的护环及4号瓦侧末级叶片护环都存在铆钉孔钻孔不规则，随意性很大(铆钉孔距叶顶距离和铆钉孔之间的中心距差别都很大)；护环与叶片铆接不严有间隙；铆钉铆接工艺不良，铆钉在孔内未胀满。暴露出该低压转子末级叶片叶顶护环铆接工艺不良、强度不够。运行中其中一片强度较弱的护环首先松动变形，与导流环发生磨擦，由于护环较薄，磨擦后局部熔化、熔融物堆积在导流环内弧上，使叶顶间隙不断减小，并与其它叶顶磨擦，导致部分叶顶发热变色、弯曲、熔化、脱落。事故防止对策(1)大修时对末级叶片及护环、铆钉加强检查、探伤，发现问题及时处理；(2)加强振动检测设备的检查维护工作，确保准确、可靠，防止发生同类事件时扩大事故。3、Bo型振动安全裕度不够 叶片运行中断落事故概况 黄台发电厂7号机系东方汽轮机厂首次试生产的300MW亚临界凝汽机组，1987年11月投产。 1988年5月12日21：50运行人员发现部分参数与正常值有较大偏差，其中；再热蒸汽冷段压力由346kgcm2升高到36kgcm2、热段由315kgcm2升高到335kgcm2；中联门后右侧压力由31kgcm2升高到325kgcm2、左侧由30kgcm2升高到32kgcm2；同时轴瓦钨金温度1号瓦由57上升到59、2号瓦由79上升到825；机组振动也有变化，垂直方向振动值1号瓦由4丝升高到10丝、2号瓦由2丝升高到4丝、3号瓦由18丝上升高21丝。经分析认为通流部分有问题。申请中调批准于14日0：32停机检查，结果发现第11级动叶中有一片以根部断裂甩出，相邻4片严重损坏，并将11级静叶撞击严重变形。将第11级动叶片全部拆下后经检查发现除断裂的一片外，该级的118片叶片中还有58片叶片的根部小包脚有裂纹，经与制造厂协商决定更换第11级的全部叶片，并增加松拉筋一道。新更换的叶片材质有73片是1Crl3、45片是CrllMoV。并将第11级静叶修复，该机于6月21日13：25并列。事故少发电量27750万kWh。构成非考核事故。事故原因分析 (1)叶片断裂及根部裂纹的原因是Bo型振动安全裕度不够，部分叶片叶根小脚安装间隙过大而引起的； (2)该机故障检修工期长(从5月14日到6月21日)是因为制造厂无同型的备用叶片，开缸后等制造厂现加工叶片。防止事故的对策 (1)已更换了整级动叶片，并采用整圈松拉筋抑制Bo型振动；(2)投入运行后加强机组参数的监视。4、中压缸差胀无规律增大障碍概况 邹县发电厂2号机系上海汽轮机厂生产的N300165550550型亚临界压力再热凝汽机组，1986年12月投产。最近大修日期1995年4月。 故障前1、2、4号机并网运行，3号机组在小修。2号机组的中压差胀探头在1995年大修中更换过。机组运行中曾出现过中压差胀值“增大”现象，最大增至17mm，调整后恢复至11mm左右，9月21日2：00在180MW负荷稳定运行的情况下，中压差胀值逐渐升高，由105mm升至15mm，后又逐渐降至13mm，5：00在负荷未变化的情况下，中压差胀又开始上升，6：09负荷增至210MW，中压差胀继续上升，至7：30升至175mm采取紧急措施未能凑效，向中调汇报情况申请停机检查，9，40中压差胀升至18mm机组掉闸。停机后对热工测量系统进行了全面检查，未发现问题，机组各部正常，23日0：50分2号机组并入系统。少发电量1185万kWh。故障原因分析 (1)机组在负荷稳定情况下中压缸差胀出现异常波动； (2)中压缸差胀探头是大修中更换的新探头分析该装置工作点失稳。防止对策 (1)严密监视中压差胀的变化情况。尽可能保持再热汽温压红线运行， (2)有小修机修机组会更换测量探头。5、青岛发电厂1号机跳机化瓦事故事故概况 青岛发电厂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，IA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分跳闸，(3)10：21分，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又开启直流润滑油泵；(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、更新、动叶片磨损严重。少发电量18000万kWh。到6月20日12：00恢复。事故原因分析 (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，lB循环水泵跳闸，IA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。防止对策 (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； (3)从新厂700mm管上接一路水，单供泵房用水； (4)取消循环水泵“润滑水压低”(005MPa)跳泵条件，改接信号并完善规程。6、循环水泵跳闸 机组停运事故概况 石横发电厂乙站2号机系上海汽轮机厂生产的TC2F-3421N型亚临界压力凝汽式机组，出力300MW，1988年12月投产，最近大修期1991年2月。 1995年11月6日6号机组负荷180MW，A、B、D磨煤机、A、B循环水泵运行。5：20分A循环水泵跳闸，其出口蝶阀不关，锅炉投入BC层油枪，减负荷至140MW，5：40分B循环水泵也跳闸，重启不成功真空降至008MPa，手动打闸停机。22：56分6号机组并网，恢复正常。少发电量515万kWh。构成一般事故，中断安全记录。事故原因分析 事故的直接技术原因是由于冷却水塔水位过高溢流，经下水道倒流入循环水泵出口蝶阀坑内，浸入“蝶阀关跳泵”保护开关，使其短接发出跳泵信号，导致A、B循环水泵相继跳闸。 事故也暴露出运行交接班制度执行不好，循环水房泵的交班人员在无人接班的情况下，即离岗下班，使循环水泵房成为无人值班；接班机组长得知循环水泵房无人值班后却安排一名不熟悉循环水泵房的人员去值班。防止对策 (1)加强“两票三制”执行的监督检查和考核； (2)加强岗位培训，提高值班人员判断、分析和处理事故的能力； (3)加强劳动纪律的检查、考核，提高监盘和巡检质量。7、EH油泵跳闸引起油压低汽机跳闸事故概况 石横发电厂乙站1号机系上海汽轮机厂生产的TC2F-3421N型亚临界压力凝汽式汽轮机，出力300MW。1987年6月投产。最近大修时间是1992年12月。 1995年8月1日5号机组负荷281MW，EH油泵B泵运行，A泵备用。9：10分EH油泵B泵出口滤网差压高，检修要求切至A泵运行。9：40分A泵不卸载，EH油回油压力高。又将EH油泵由A泵切回B泵运行。10，09分EH油泵B泵跳闸，手启A泵、B泵均不成功，EH油压低汽机跳闸。12：13分5号机组并网。少发电量60万kWh。事故原因分析 EH油泵B泵出口滤网堵，A泵不卸载，造成其电机过负荷热偶动作，EH泵跳闸。防止对策 定期检查清洗EH油泵出口滤网。8、汽动给水泵组倒转超速 损坏报废事故概况 潍坊发电厂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分，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，产生强裂振动，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kWh。事故原因分析 (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。防止对策 (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。9、主汽门、调速汽门关闭打不开 机组停运中断安全记录事故概况 石横发电厂l号机系上海汽轮机厂生产的TC2F3421N型引进型亚临界压力凝汽式汽轮机，出力300MW。1987年6月投产。最近大修年月1992年12月。 1995年8月8日5号机组负荷278MW，B、C、D、E磨煤机运行。7：09分BTG盘发“旁路自动投入”、“MEH不在给水自动”报警，汽轮机的主汽门、调速汽门关闭，运行人员将DEH切手动也打不开，主汽压升至194MPa，手动MFT，机组停运。经检查，没查出什么问题，9：45机组并网，12：20分，5号机组又出现上述现象，再次停运。经检查，更换2号通道电磁阀，DEH更换一块MC3卡件，程序重送一遍后于19：10机组并网。事故停运12小时1分，少发电量150万kWh。事故原因分析 经检查发现汽机2号跳闸通道一电磁阀烧坏。跳闸通道电磁阀无使用寿命曲线，不能定期更换。10、危急遮断油门故障 机组被迫停运事故概况 邹县发电厂2号机系上海汽轮机厂生产的N300165550550亚临界压力凝汽式机组，出力300MW，1986年12月投产，最近大修1995年4月。 1995年4月18日事故前14号机并网运行，全厂出力1180MW，12：58分，2号机主汽门关闭，负荷由300MW甩至零。发电机励磁调节器误强励，A、B柜退出，并自投跟踪50Hz手动调节，发电机瞬间失磁，发电机断水，紧急停炉信号发出，炉动力全部跳闸灭火，厂用电倒至01高备变供给，13：02发电机解列，转速降至1730rmin，13：05将乙汽动给水泵汽源倒至厂用汽供给。此时主机转速表失去指示，13：10主机转速表恢复指示时发现主机转速到了3170rmin，出现超速。检查、重关各主汽门、抽汽逆止门，并破坏真空，转速始下降，13：23挂闸恢复不成功，检查发现2号危急遮断油门挂钩销轴断裂，遂停机处理，停机后检查发现2号危急遮断飞锤未复位，经处理于19日11；50，2号机并入系统，14：55解列做超速试验，第二次试验完毕转速2700rmin，复位时1号危急遮断油门挂钩销轴断裂(危急遮断飞锤未能复位所致)。再次停机处理后于4月21日16：27并入系统。少发电量2265kWh。事故原因分析 (1)四抽逆止门关不严，造成厂用汽倒回中压缸是造成汽机超速的原因； (2)该机大修后新更换微机型励磁调节器，缺少运行经验，在主汽门关闭后发误励，导致双柜退出，自投跟踪手动50Hz励磁调节时造成发电机电压瞬时降低，使得400V动力低压释放，发电机转、静子水冷泵同时掉闸，发电机瞬间断水。炉动力的双油泵掉后保护动作，引发紧急停炉保护动作； (3)第一次机组掉闸系2号危急遮断油门故障所致。防止对策 (1)机组停机时加强对主汽门、抽汽逆止门监视检查。制定防止机组超速的措施； (2)组织研究完善新型励磁调节系统；(3)危急遮断飞锤复位转速较低，要调准。有停机机会时检查其它机组相同部位，防止事故重复发生。11、调门漏油着火 机组打闸停运事故概况 石横发电厂乙站2号机系上海汽轮机厂生产的TC2F一3421N型引进型亚临界凝汽式机组，1988年12月16日投产。 1991年2月24日6号机组带292MW负荷运行，机组工况正常。17时50分，6号机组巡检员检查发现6号机2号高压调门油动机漏油，立即汇报机组长、值长。待值长前去查看时，2号调门处已着火，立即组织人员救火。17：58汽机打闸停机，停EH油泵，发电机与系统解列。检修更换2号高压调门油动机后于24日24：00，6号机组并网。事故少发电量180万kWh，事故少送电量144万kWh。事故原因分析 6号机组大修中对2号高压调门油动机解体检查，发现油动机密封圈老化，门杆漏油。因没有密封圈备品(与同型5号机油动机密封圈不一样)故更换成国产化油动机，因该设备有厂家产品合格证(秦峰航空液压公司机具厂)所以没有解体检查。事后解体检查发现密封圈变形，活塞主端盖内孔被拉伤，引起漏油，遇高温而着火。属制造厂产品质量不良所致。防止对策 (1)对转国产化的三台油动机全部解体检查，并更换合格的密封件； (2)将损伤的活塞杆及上端盖清理毛刺。12、清理油污 误发信号 汽泵跳闸 机组停运事故概况 石横发电厂乙站2号机组系引进型300MW机组1988年12月16日投产。 1991年10月8日6号炉A、B、C、E磨煤机运行，机组负荷297MW，19时52分，BTG盘突发“汽泵温度高”、“润滑油压低”、“前置泵跳闸”信号，汽动给水泵及前置泵眺闸，电动给水泵自启动，RB成功，跳E、C磨煤机。值班员强关电动给水泵再循环阀，减A、B给煤机煤量至30th，机组负荷210MW时，19时54分，锅炉因汽包水位低MFT，汽机跳闸，发电机逆功率动作解列。23：10，6号机组并网。事故少发电量978万kWh，少送电量554万kWh。事故原因分析 事后检查发现6号机汽动给水泵西侧电缆槽沟中有3条保护信号电缆，在离测点不到3m处有接头点，且接头绞接不牢，该处包敷的塑料带被油软化。仪控人员在清理槽沟中油污，用手抠泥时，碰着电缆，发“汽泵温度高“报警信号，汽动给水泵跳闸，电动给水泵自启动虽然成功，但因电动给水泵再循环阀气动门小修中换盘根后没磨合好发涩、关闭动作缓慢，未能及时关闭，使锅炉上水困难，终因汽包水位低MFT动作而停机。 规程规定，汽动给水泵运行电动给水泵作为备用时，再循环阀门开是电动给水泵自启动的条件之一。但多次汽动给水泵跳闸电动给水泵自启动后，都因再循环阀门关得慢而引发汽包水位低MFT。防止对策 (1)将电动给水泵再循环后隔离门关闭； (2)目前将流动给水泵温度高保护信号暂时解除； (3)机组小修时将汽动给水泵有接头的保护信号电缆重新敷设。13、循环水泵跳闸出口蝶阀未关 真空下降机组被迫停运事故概况 石横发电厂乙站2号机系上海汽轮机厂生产的TC2F一3421N型凝汽式机组，1988年12月16日投产。 1991年8月23日，6号机A、B循环水泵运行，真空680mmHg，锅炉4套制粉系统运行，当时因煤质差，机组只带240MW。17，00“2A循环水泵事故跳闸”报警，2A循环水泵跳闸，但出口蝶阀却未关闭，倒流水使汽机因缺水而使真空急剧下降，“低真空”动作汽机跳闸，炉灭火，发电机逆率动作解列，少发电量45万kWh，少送电量333万kWh。事故原因分析 检查2A循环水泵是电机速断保护动作跳闸，原因是运行人员清扫电机风箱卫生时，不慎将水溅入。拆端盖后发现该电机线圈表面有油污，较脏。水溅入电机后，使静子端部绝缘薄弱处相间故障，循环水泵跳闸后出口蝶阀卡涩，则扩大了事故，最终成为停机事故。防止对策 (1)加强运行人员教育，不能用水清扫电气设备； (2)装手动强制出口蝶阀装置。14、电钻钻进电缆 汽泵跳闸停机事故概况 1989年5月8日石横发电厂乙站2号机带287MW运行，汽动给水泵运行，电动给水泵因要消除密封水滤网前隔离门活节泄漏而解除备用。15，13汽动给水泵跳闸，并发“汽动给水泵入口压力低”、“给水泵入口流量低”及“汽动给水泵跳闸”报警信号，汽动给水泵重挂闸挂不上。15：40锅炉汽包水位降至300mm，手动停炉，汽机跳闸，手切厂用电，发电机逆功率保护动作跳闸。就地检查厂用电6kV 2B11开关另序保护动作，2B一次风机另序保护掉牌。在机组恢复过程中23：15启动2A送风机时，12A启备变瓦斯保护动作，B相差动保护动作，汇报中调后，2号机解除备用。将12A启备变解除后，5月10日14：18，2号机组并网。事故少发电量1410万kWh，少送电量552万kW.h。事故原因分析 为了防止电缆桥架上的电缆积粉自燃，决定采用白铁皮封堵电缆桥架，此工作由厂劳动服务公司承包。在工作时，要使用电钻在桥架上钻孔，钻通孔眼后未及时停钻，一直钻到紧靠桥架的2号炉B一次风机动力电缆A相上，钻头与桥架形成单相接地，由于汽泵前置泵电机与2B一次风机电机接于同一段6kV母线上，致使母线三相电压不平衡，影响前置泵出力，出口压力降低，一直低到汽泵入口压力开关的动作值12kgcm2，使汽泵跳闸，并挂不上闸，最终造成汽包水位低紧急停炉。防止对策 (1)不合格的施工隧伍撤离现场，进行安规学习，考试。 (2)损坏电缆处理恢复。15、青岛发电厂2号机(300MW)化瓦故障故障概况 青岛发电厂2号发电机因漏氢严重，并有进一步发展的趋势，日最大补氢量高达300立方米左右，经氢系统多次查漏，未发现大问题，怀疑密封瓦有问题。停机后，解体发现发电机前密封瓦乌金严重熔化，密封瓦处轴颈磨损，深度达06mm以上，密封瓦的间隙达5mm以上。解体检查发电机后密封瓦时，因工艺要求必须首先拆下6号支撑瓦瓦盖，揭开盖后，发现轴颈磨损，在上下瓦结合面处有钨金碎片，因此又对6号下瓦进行检查，结果如下: (1)钨金面出现过热擀撵，深度约015mm左右； (2)2个顶轴油瓦已被钨金碎片填满； (3)轴颈拉毛，以轴瓦两端处最重，出现78条环状沟槽形状的损伤，严重处沟槽宽3mm，深度约为152mm。 (4)制造厂未安装下瓦顶轴油通道工艺孔的堵塞。原因分析 (1)在检查发电机前密封瓦时，发现在氢侧密封瓦外侧环形槽中有2段lOmmlOmm，长各为7cm的橡胶条，由此造成空侧密封瓦圆周方向的供油不均匀；上下半密封瓦体之间的连接板销子露出圆孔，有碰磨的痕迹；再未发现其他异常。由于在运行过程中，密封瓦必须处于自由浮动状态，而销子从圆孔中退出卡在瓦体与密封瓦侧面的间隙中，使密封瓦卡死，造成轴颈与密封瓦之间的摩擦、发热以至烧坏密封瓦和拉毛轴颈。 (2)按制造厂的设计要求，支撑瓦下瓦顶轴油通道的工艺孔，在加工完毕，清理干净后，将端部用旋塞堵住，焊牢后，做30MPa水压试验。而制造厂的工作人员未装配6号瓦工艺孔的旋塞，以致顶轴油从此处泄掉。失去顶轴油压的情况下，在每次启停过程中的低速阶段，形不成油膜，造成了轴颈与轴瓦之间的干磨擦，造成乌金的过热擀撵，冷却下来的硬乌金块又把轴颈拉毛。处理方案 (1)发电机前密封瓦处轴颈磨损严重，为保证恢复良好的密封效果，经研究决定采用刷镀工艺修复轴颈。鉴于密封瓦已磨坏，决定更换新密封瓦，更换时注意将销子可靠地封在销孔内，又能在检修时易于抽出销孔。 (2)6号瓦下瓦虽有擀撵，但剩余乌金厚度在15mm以上，也未发现有乌金脱胎现象，还可以使用。(若换新瓦，因原先无基准，要重找中心，工作量相当大)。为使轴颈中心恢复到原来的状态，决定将下瓦抬高02mm。由于轴颈已磨损，使油膜承力面积减少，比压增大，建议轴瓦顶部间隙取设计值的上限(09mm)，实侧轴瓦顶部间隙为115125mm，决定将上瓦中分面铣去03mm。16、300MW机组高压内缸螺栓断裂事故事故概况 石横电厂3号机组是1997年5月21日投产运行的300MW机组，汽轮机系上海汽轮厂机制造，主蒸汽温度为537。运行约3200小时后，于1997年11月17日发现高压内缸有异常声音，且带不满负荷，随后停机消缺。 11月18日，揭缸后栓查发现，16根高压螺栓中有11根发现断裂，同时有9根高压持环螺栓断裂；超声波探伤检查又发现1根高压螺栓和3根高压待环螺栓存在裂纹。 该高压内缸螺栓材质为GH4145SQ(镍基高温合金)。由于设备损坏严重，转为扩大性小修。因制造厂暂无其他材料备品螺栓，仍提供了GH4145材质的螺栓进行更换，机组于1998年1月12日恢复运行。原因分析事故发生后，先后对断裂螺栓进行了的超声波探伤检查、材料成分分析、规格尺寸复核、硬度测试、现场金相组织检验、机械性能试验等工作。1、螺栓材料定量光谱分析： Ni-736； Cr-155； Ti-257； Nb-115 主要成分基本符合厂家口头提供的GH4145设计要求范围。2、硬度测试：HB为250280不等，结果基本在厂家提供的硬度标准范围内(HB260331)。3、纵向机械性能试验：sb：1138811631Nmm2，ss：9053Nmm2，d5:30314，y：26。4、现场金相组织：螺栓外表面为奥氏体基体+金属间化合物；符合GH4145材料的组织结构特征。5、断口形貌及分析 从断口形貌初步分析，11根断裂高压螺栓中，有10根断口属于脆性断裂(包括疲劳断裂)，1根是韧性断裂。断裂分别发生在螺栓腰身、汽缸结合面和螺纹最大应力处。（1）西4号螺栓，断裂部位在距汽缸结合面上方240mm处。断口为典型的疲劳断口，断口干整，由疲劳源、放射状条纹扩展区和最终断裂区组成，疲劳源为裂纹性质，约占三分之一周长，断口面积六分之一左右；疲劳扩展区为细瓷状，占断口面积六分之四左右；最终断裂区与螺栓轴向约成45度，占断口面积六分之一左右；在断口附近螺栓表面存在较多的周向小裂纹。（2）西2、西6号螺栓，断裂部位在螺栓上端上螺母啮合的第一螺纹牙底处；西2、西6号螺栓断口为粗瓷状脆性断口，断口中有明显的裂纹发展区。（3）西1、西8、东1、东8号四根定位双头螺栓及西7号螺栓，断裂部位均在汽缸结合面处，断口为粗瓷状脆性断口，西1、西7号螺栓断口中有明显的裂纹发展区，并且在断口附近螺栓表面存在较多的周向小裂纹。（4）西3号螺栓断裂部位在距汽缸结合面上方95mm处，西5号螺栓断裂部位在距汽缸结合面上方65mm处，断口均为粗瓷状脆性断口；西3号螺栓断口中有明显的裂纹发展区，在断口附近螺栓表面存在较多的周向小裂纹。（5）东2号螺栓断裂部位在下端螺栓与螺纹交界处，断口呈粗瓷状脆性断口，断口四周有明显的裂纹发展区。 以上断口均有不同程度的氧化现象。5、试验结果分析 对断裂螺栓进行检查及试验，焊栓表面存在较多的小裂纹，大部分螺栓断口不平整，汽轮机高压缸螺栓由于设计安装上的原因，造成螺栓存在弯矩，螺栓不仅承受轴向应力作用，还承受切向应力作用。（1）西4号螺栓的金相检验结果表明，螺栓组织中存在较多的沿晶应力腐蚀裂纹，裂纹粗细不均。由此可见，在服役过程中，在螺栓表面应力集中区或薄弱区由于切向应力和腐蚀介质的共同作用，产生了应力腐蚀小裂纹，从而构成了螺栓断裂源点。（2）西4号螺栓的断口为典型的疲劳断口，断口平整，最终断裂区较小。即该螺栓在交变应力作用下，在应力腐蚀裂纹处逐渐扩展，形成了疲劳断裂过程；当疲劳裂纹发展到断口只剩下较小面积时，才发生最终断裂，形成典型的疲劳断口。由断口的最终断裂区小，说明该螺栓所承受的应力相对较小。 根据资料介绍，机组设计时，每侧的高压内卸螺栓，除了二根定位螺栓外中间六根双头螺栓中4号螺栓的应力最大，在相同条件，4号螺栓可能先发生损坏。所以分析认为该西4号螺栓属于首先断裂的螺栓。（3）由于西4号螺栓的断裂，导致其它螺栓所承受的应力聚然升高，在高应力作用下，其它螺栓在产生应力腐蚀裂纹的应力集中区或薄弱区发生脆性断裂。（4）GH4145SQ钢螺栓为高强度螺栓，本次发生了大量螺栓断裂，说明运行中螺栓承受极高的应力，除了运行工况的附加应力和起动阶段的附加温差应力外，还可能是由于热紧应力过大所致。（5）本次螺栓断裂的断口发生了氧化现象，氧化产物主要是红棕色的氧化铁，说明是由于螺栓检断裂后，高温高压蒸汽泄漏，造成断口发生氧化。（6）GH4145SQ螺栓的化学成份和硬度值附合厂家提供的标准要求。常温机械性能试验结果，由于无厂家的标准要求，无法进行分析。7、结论 根据以上分析，石横电厂3号机组汽轮机高压内缸螺栓断裂，是由于结构不合理、安装工艺不当等原因，造成螺栓承受较高的附加应力，并在腐蚀介质的共同作用下，于螺栓表面形成应力腐蚀裂纹；在交变应力作用下，受力较大的西4号螺栓首先发生疲劳断裂，然后发生了其它螺栓的断裂。同时该机组高压内缸螺栓使用的GH4145SQ镍基高温合金，材料本身存在的抗疲劳性能低，应力腐蚀敏感等性能上的不足，也是促进螺栓断裂损坏的一个重要因素。防止对策 该引进型300MW机高压内缸螺栓材料为GH4145SQ(镍基高温合金)，它替代了西屋技术设计WR26材料。在我省青岛、威海两电厂新机组中也使用了HG4145QS材料的螺栓，且96年6月青岛电厂1号机高压螺栓断了3根；在全国其他地区的多个电厂也发生了断裂事故，如上海吴泾电厂断了9根持环螺栓、浙江加兴电厂断了5根、安徽马鞍山电厂断了11根、秦皇岛热电厂等。1、逐步更换GH4145SQ材质的螺栓为20CrlMolVNbTiB材质。2、对于仍在使用GH4145SQ材料螺栓的机组，降低20预紧力，使用专用螺栓润滑剂，避免两种以上材料的螺栓同时使用。3、放大双头螺栓缩径尺寸，使螺栓应力水平降低866。4、对于在用的GH4145SQ材质的螺栓，加强监督检查。17、沙岭子电厂300MW新机组启动中烧瓦事故设备及事故概况 沙岭子发电厂一期工程采用东方汽轮机厂制造的3缸2排汽、300MW机组。该机组自1990年8月17日第一次启动到1991年1月19日因机组运行不正常，暂停试运。其间共启动17次，短时带过300MW，280MW负荷，运行约22h。设备损坏情况1991年1月16日至5月7日进行揭瓦、揭缸检查，发现机组损坏十分严重。主要为：(1)发电机6、7瓦轴颈、轴瓦、密封瓦损坏严重，7瓦下瓦钨金处取出焊渣，7瓦轴颈磨损最深处约03mm。 (2)汽机低压缸4、5瓦的轴颈磨损严重，特别是5瓦轴颈拉槽最深处至少有03mm，5瓦下瓦钨金已完全损坏，4瓦下瓦有一条槽沟宽5mm、深01mm；中压缸3瓦下瓦面磨损严重，瓦的左右两侧温度计插入处的钨金已下陷；3瓦轴颈磨损较轻。 (3)中压转子的叶片13级，每个叶片均被打有不同深度、直径不等的坑点。中压第1级静叶喷嘴已被焊渣打击变形报废，从1级静叶喷嘴处取出焊渣、三角锉(45mm)金属余物24块。2、3级静叶喷嘴也有不同程度的坑点。中压自动主汽的滤网完好无损且干净。事故原因分析 (1)汽机中压转子及静叶喷嘴损坏原因是焊渣打击，取出焊渣进行分析为碳钢；从中压缸与导汽管弯头焊接处取出的焊瘤(用人工取出)分析为合金钢，说明焊渣并非错用焊条所致。导汽管安装焊接前，甲、乙双方共同进行过检查，确认无杂物，中压缸内如何进入碳钢焊渣，有待进一步查找原因。 (2)转子轴颈及轴瓦的磨损其主要原因是油脏造成的。油系统内存在4个薄弱环节： a 套装油管：制造、施工管理不善，无法清理焊瘤。 b 油箱结构：油箱的滤网下部与油箱底部之间有150mm的通道，不易将机械杂物隔离在滤网之前。 c 冷油器：这次事故后将冷油体检查，在1号机冷油器中清理出许多焊渣；2号机冷油器安装前也解体检查，同样清理出许多焊渣。这说明设备制造工艺管理不善，安装就位未进行解清理。 d 调节部套主轴承铸件：发现有原来残留的杂物。 综上所述，油脏问题需由施工、制造部门共同解决，单靠现场采用油循环冲洗的办法是不能解决的。 (3)3号轴承箱死点不死。 (4)凝结器的膨胀吸收问题：为了吸收机组启停前抽真空，启动后及带负荷时的热膨胀，引进的250MW以上的机组凝结器喉部采用高性能橡胶波纹带或不锈钢波纹带连接。 东方汽轮机厂300MW分缸机组3号轴承箱为死点，凝结器喉部为硬性连接，底部为弹簧与200MW机组相同。 (5)大型轴承停机过程低速烧瓦问题：这个问题国内外均发生。据厂家介绍，大型轴颈400500mm，球面直径在1m以上时，停机过程中转速在120050rmin，特别是在700200rmin时，易出现轴瓦磨损。沙电1号机第17次启动后停机过程中转速在560rmin时，6瓦温度上升到967；转速到229rmin时，5瓦温度951；205rmin时，温度上升985。防止事故措施 (1)发电机6、7瓦由厂家处理，配制轴瓦及密封瓦。 (2)汽机低压缸转子处理轴颈处，然后根据轴颈处理结果，由厂家重新配制轴瓦。 (3)汽机中压缸： a 由厂家对3号轴承箱进行死点加固，重新配瓦，厂家要求将球面间隙放大到008012mm，以提高自控能力。 b 3瓦轴颈磨损轻微，由现场处理。 c 中压第1级静叶喷嘴由厂家新制作，2、3级静喷嘴现场处理。 (4)高压缸1、2号瓦及其轴颈现场处理。 (5)大型轴承停机过程中低速烧瓦问题，应控制停机低转速时的油温，以在3540为宜，厂家建议：停机时早开顶轴油泵。 (6)调速器不稳的改进措施： a 将调速泵由静压供油改为压力供油。 b 各滑阀形位公差问题，由厂家另供一套合格部件更换。 c 为解决油脏问题，在冷油器出口加一反冲洗过滤装置。 (7)中压缸膨胀慢，影响升负荷速度的改进措施： a 将中压缸胀差由+3OOmm放大至38mm。 b 从3段抽汽逆止门前增加f76管至疏水扩容器，以增加中压缸壳体的传热效果。 c 将中压缸前猫爪上的法兰加保温，以防其散热。 (8)凝结器的膨胀吸收问题：因凝结器喉部为硬性连接，在机组启动及带负荷后，4、5瓦将抬高。抬高后比压增加多少，需经厂家计算。18、珠江电厂300MW机组断油烧轴瓦事故事故经过 1994年3月30日，珠江电厂2号机在事故紧急停机过程中，发生一起汽轮机断油烧轴瓦事故。事故前2号机组负荷300MW，各运行参数正常。15；06，2号机发出“发电机定子冷却水断水”信号，汽机司机、班长、值长检查定子冷却水泵，冷却水流量正常，判断为误发信号。15；08，2号炉BTG盘发出MFT(主燃料切除)动作信号，锅炉灭火，汽机跳闸，发电机解列，厂用电自投成功。解列后，汽机值班员开启有关旁路、切换轴封汽源、启动备用真空泵、停凝结水泵等操作。 15：17，转速降到1550rmin，司机启动顶轴油泵。 15，25，转速从1000rmin迅速降到0。司机、班长到机旁投盘车不成功，检查发现润滑油压表显示接近于0，即启动交流润滑油油泵，油压上升到014MPa后再投盘车也不成功。全部惰走过程仅17min，比平常少38min。惰走期间润滑油中断，致使轴瓦烧毁。事故原因分析 (1)2号机出现“手动MFT”跳闸，查实为锅炉保护装置误动，是事故的诱发原因。 (2)机组解列后，主汽门关闭，润滑油压随转速下降而降低，当油压降到007MPa和006MPa时，交、直流润滑油泵应自起动，但实际没有起动，是事故的主要原因。 (3)运行人员在汽机解列后，没有按运行规程规定：严密监视润滑油压，而是当汽机转速下降到2700rmin，润滑油压降到7784kPa，交、直流润滑油泵未能自动启动时，才手动启动交，直流润滑油泵，致使汽机转速降低到主油泵不能正常供油的情况下，机组断油烧瓦，转子下沉，高压缸下部动静径向间隙消失，摩擦卡死。这是事故的重要原因。 (4)汽机解列，出现润滑油压低之后，BTG盘没有发出低油压低I值、低值、低值3个声光报警信号，以及时提醒运行人员立即处理。这也是未能及时手动启动交、直流润滑油泵的原因之一。事故暴露的问题 (1)机组在基建调试阶段，对汽机润滑油系统这样重要的设计变更，未经会签和审批就予以实施，暴露了管理不严。 (2)调试工作不完善，如润滑油系统在静态、动态低油压试验中，均没有发现机组解列、主汽门关闭后，交、直流润油泵低油压不能自起动的重大隐患。 (3)机组移交生产后，未能及时组织人员复核图纸和设计变更单，以致润滑油系统设计变更错误一直没有发现，酿成重大设备事故。 (4)运行岗位新人员多，缺乏实际经验，事故处理能力较差。防止事故措施 (1)设计部门必须切实加强设计工地代表的管理，对工地代表在现场变更重要设计，主要的自动装置和保护，必须严格审批，加强管理。 (2)新设备投产前的调试、运行和验收工作，必须按电力工业技术管理法规有关规定，对设备的主保护、自动装置、重要保护及自动装置尚未投入或不完整的，不准起动，不予验收。 (3)运行中的汽轮机交、直流润滑油泵及其低油压自起动装置，必须经常处在良好状态。没有自起动装置或自起动装置不完善的机组，不允许起动，运行中的机组必须立即安排处理。 (4)运行中汽轮机的交、直流润滑油泵，其低油压联锁起动开关必须在投入位置，不得随意退出。 (5)运行中交、直流润滑油及其低油压自起动装置应每周试验一次。每次正常停机前要进行试验；停机后，在主汽门关闭工况下也要进行试验，以检查自启动功能是否正常。 (6)停机时，应设专人监测润滑油压和轴瓦温度，随转速的下降及时投入交、直流润滑油泵。运行人员必须熟悉交、直流润滑油泵失常情况下的紧急处理方法。 (7)新投产及大修后的机组，专业技术人员要全面审核图纸和设备变更情况，查核各种保护完备，各自动装置可靠，各定值准确，一旦发现隐患，立即消除，防患未然。19、300MW汽轮发电机组大轴弯曲事故事故经过 1993年11月4日20：00，洛河电厂2号机乙侧调门前主蒸汽温度测点严重泄漏，消缺启动过程中，当汽机转速达1500rmin时，发现机组振动大，于11月5日4：52停机。经检查，测量高压转子大轴晃动180m，并保持不变，确认为永久变形，决定解体检查。又测得高压转子弯曲度为320m，经省局同意，决定进行直轴处理。7日22日直轴处理，于11月24日13：14并网发电。事故原因分析 (1)经多次分析认为大轴弯曲的原因是汽缸进水，上下缸温差达200，使汽缸产生变形，转子与轴封、阻汽片间隙消失，进行摩擦，转子无法转动。上下缸温差大，转子下部冷却部位热应力超过屈服应力极限，产生拉伸塑性变形，转子内部温度均匀后，冷却部位由凹变凸。汽缸解体后复查，弯曲方向与理论完全相符，大轴弯曲曲线呈圆弧形状，弯曲的弧也比较长。 (2)高压缸进水是由高压缸旁路系统进入缸内的。高排逆止门系主汽门联动逆止门，由于本身结构存在问题，又长期存在隔绝门不严和开关不到底的缺陷一直未能解决。 (3)高排逆止门控制系统不灵。 (4)炉点火后，高排逆止门处在开的状态，未及时关闭。 (5)高压缸上下温差开始逐渐增大时未引起重视，待温差骤增时已来不及处理。20、 300MW汽轮机径向轴承损坏分析概况 19881990年相继投产的石洞口电厂4台汽轮机组是上汽厂生产的N300165535535型中间再热凝汽式，额定功率300MW，单轴4缸、4排汽机组。每个转子均由两个轴承支承，整个汽轮发电机组共有12道轴承，汽轮机的高压、中压、低压4个转子以及低压转子与发电机间转子均采用对轮刚性连接，除1号、10号、11号、12号轴承外，都是两个轴承共同安装在一轴承座内。推力轴承在2号、3号轴承之间。投产以来，4台机组多次发生径向轴瓦磨损、碎裂，甚至烧瓦损坏的故障。据统计，2号机的次数最多，4号、5号、11号的轴瓦损坏次数也较多。径向轴瓦损坏原因分析 石洞口电厂300MW机组轴承损坏情况，经过几年探索和不断完善检修工艺，有一定的改善，但没有得到根本好转。分析其损坏原因，主要有以下几点： (1)轴瓦合金浇铸质量不良 由轴瓦损坏统计资料表明，轴瓦碎裂14次，占总数的39。在这些碎裂的轴瓦中，有些碎裂的弧长竟然达到300mm，宽为100mm。碎裂的轴瓦除极个别轴瓦钨金底层还和瓦体紧密结合外，绝大部分的钨金底层表面和瓦体完全没有粘边；有些表面还有黑斑点；有些碎裂部分周围相当大范围仍有脱壳现象。这些都说明浇铸质量不佳，结合不牢，存在脱胎现象。当这些轴瓦承受一定动负荷或温度变化时，结合不牢或本已存在脱胎现象的轴瓦就进一步发展成轴瓦碎裂。 (2)轴承负荷分配不均匀 300MW汽轮发电机组的轴承，除1号、10号、11号、12号外，其余都是两个轴承共同安装在一个轴承座内。因为，汽轮机转子间的对轮是刚性连接的，如果两个轴承的中心相对轴系中心有高低的话，中心较低的轴承负荷应较轻，它对应的转子负荷就部分或全部地由另一轴承所承受，这样就会使该轴承超负荷运行，发生轴瓦过热、磨损和碎裂，甚至烧瓦等故障。 造成轴承中心有高低的原因是多方面的。例如安装、检修时轴系找中心偏差、温度影响、轴承座扬度的变化等。制造厂对轴系中心找正的要求相当严格，要求汽轮机高压、中压、低压转子对轮的开口分别是；0032mm、0024mm、0