某发电厂汽机专业事故案例汇编

1、目录案例001：滑销系统卡涩造成汽轮机大轴弯曲1案例002：#5抽汽管道排气缸内管段爆破3案例003：高压调门高压进油管道裂纹造成eh油大量泄漏导致停机4案例004：vv阀未开高压缸闷缸运行造成转子损坏5案例005：冲转时高排逆止门不能全开使冷再管道剧烈振动7案例006：螺栓强度不足导致汽轮机调节级后内导流环脱落8案例007：叶片疲劳断裂被迫停机检修10案例008：中压缸返冷造成部分汽围带脱落11案例009：制造工艺不良导致汽机叶片断裂停机12案例010：汽轮机润滑油中断造成汽机主轴承报废13案例011：机组#4高调门晃动，引起负荷波动14案例012：汽轮机低压缸严重变形15案例013：机组启

2、动中汽机喷嘴损坏及烧瓦19案例014：焊接质量差导致汽机联通管爆管停机21案例015：机组断油烧瓦22案例016：盲目启动导致轴瓦损坏24案例017：疏放水系统不合理造成中压缸进水26案例018：汽轮机管道爆裂27案例019：汽轮机上下缸体温差大导致疏水开28案例020：金属监督不力导致汽机疏水爆管停机29案例021：高压缸排汽压力高机组跳闸31案例022：疏水门内漏造成低真空保护动作跳机32案例023：汽轮机#6、7瓦轴颈损伤34案例024：1、3、4号高调门卡涩37案例025：保安油管断裂40案例026：机组轴承振动大42案例027：1号高调门机械卡涩44案例028：汽机挂不上闸47案例0

3、29：高压缸上下缸温差大49案例030：调门控制油压突降50案例031：汽机轴承振动大51案例032：高压调门油动机漏油53案例033：机组在转子静止状态下冲车54案例034：真空低保护动作，机组跳闸55案例035：汽泵跳闸导致主汽温度异常57案例036：vv阀故障开启ets保护动作，机组跳闸58案例037：4号机11瓦x方向振动大停机60案例038：6号机组真空低跳机62案例039：汽轮机汽流激振后危急遮断器撞击子飞出，机组跳闸64案例040：中压主汽门门芯脱落，请示停机67案例041：高压转子第二级叶片断裂，振动大机组停机70案例042：再热器断流保护动作，机组停机74案例043：主机振动

4、保护动作导致机组跳闸78案例044：顺序阀阀序调整试验过程中#2瓦温高手动打闸停机82案例045：顺序阀阀序调整试验过程中#2瓦温高手动打闸停机88案例046：平凉电厂#5机组跳闸原因分析90案例047：凝汽器ab底部一根钛管泄漏91案例048：凝汽器ab底部一根钛管泄漏93案例049：卡件故障汽轮机轴承温度高保护动作跳闸94案例050：凝输泵全停导致凝汽器真空下降95案例051：汽动给水泵倒转超速损坏报废97案例052：疏水不充分引起小机转速突降98案例053：凝结水泵入口滤网垫子呲开100案例054：电动给水泵入口压力低跳闸101案例055：高压加热器疏水管道振动大102案例056：消防管

5、道跑水103案例057：主机润滑油#11冷油器下端盖丝堵漏水105案例058：汽轮机eh油系统压力下滑107案例059：汽泵前置泵自由端挡水环松动108案例060：机组破坏真空，停轴封时轴抽风机过水109案例061：主机润滑油箱排烟风机入口门误关110案例062：主机冷油器放水门前焊口泄漏111案例063：电泵前置泵入口安全门内漏112案例064：测温端子松动造成循环水泵跳闸114案例065：循环水泵出口门关，循泵不停115案例066：主油箱内部供油管道三通开裂117案例067：循环水处理a变03at跳闸119案例068：凝结水泵导流壳砂眼蜂窝严重120案例069：高压加热器支座变形121案例

6、070：凝汽器收球网变形123案例071：主机润滑油渗漏起火125案例072：真空泵损坏127案例073：凝结水泵泵壳破裂129案例074：小机密封水回水水封工作不正常131案例075：定冷水泵叶轮锁母脱落，叶轮损坏133案例076：电泵冷油器油中进水134案例077：高压疏水扩容器爆破136案例078：循环水冷却水塔配水管路损坏138案例079：汽机低压旁路门内漏140案例080：凝汽器端差大142案例081：低加水位高保护动作解列143案例082：闭式冷却水泵出口逆止门迸裂144案例083：eh油系统离子交换器漏泄145案例084：汽泵转子卡涩146案例085：凝结水泵跳闸148案例086

7、：循环式管道虹吸井出口穿墙套管处泄漏149案例087：小汽轮机跳闸150案例088：凝结水泵跳闸152案例089：循环水旋转滤网变形损害153案例090：循环水入口门后法兰及膨胀伸缩节损坏155案例091：定冷水泵振动超标157案例092：汽泵推力瓦磨损，主汽温度低159案例093：小汽轮机推力瓦磨损161案例094：氢冷器回水调阀故障162案例095：循环水泵振动大故障163案例096：高压调阀阀位波动故障164案例097：中间抽头电动门阀芯脱落165案例098：喷油试验不成功166案例099：#7瓦y向绝对振动异常167案例100：主机高调阀反馈故障169案例101：3a高加泄漏171案例

8、102：高调门阀杆松动173案例103：高调门阀杆松动174案例104：循环水泵自动排气阀漏水175案例105：人员误操作导致烧瓦176案例106：高排逆止阀漏汽故障178案例107：海水升压泵a驱动端轴承有异音180案例108：#6瓦右侧金属温度异常181案例109：高压右侧导管疏水管三通泄露182案例110：凝结水泵b振动大，轴承烧毁183案例111：发电机漏氢检查处理184案例112：抹布堵住供油管，造成停机187案例113：发电机机侧密封瓦漏油，造成停机188案例114：汽轮机附加保护油管断裂，造成停机189案例115：给水保护动作，锅炉灭火190案例116：汽轮机调速器随动滑阀异常动

9、作，机组跳闸192案例117：deh油管路振动大出现裂纹导致漏油，机组请停195案例118：eh油压力低保护动作，机组跳闸198案例119：给水泵汽轮机润滑油压低低导致机组跳闸200案例120：因#21循环泵故障导致机组真空低跳闸204案例121：主机凝汽器真空低打闸停机208案例122：除氧器水位异常上升210案例123：3b循泵入口旋转滤网（3c、3d）运行中跳闸不安全事件211案例124：3b循泵入口旋转滤网（3c、3d）运行中跳闸不安全事件213案例125：凝结水至除氧器进口逆止门泄漏215案例126：1a高加正常疏水异常关闭216案例127：循泵出口蝶阀被淹导致跳机217案例128：

10、机凝泵入口滤网堵塞导致跳机219案例129：2a循泵跳闸223案例130：主机真空下降，凝泵出口溶氧上升不安全事件224案例131：辅汽安全门动作225案例132：高加汽侧安全门起座226案例133：发电机补氢站压缩空气管道转接头错误连接至发电机补氢管道227案例134：汽泵低流量保护动作跳闸228案例135：小机跳闸229案例136：辅汽联箱超压导致安全门b动作230案例137：闭冷水系统异常231案例138：循泵变频器异常跳闸232案例139：主汽阀油动机o形圈破裂漏油跳闸234案例140：给水流量低跳闸236案例141：润滑油压低跳闸事件分析报告239案例142：定子冷却水流量极低信号误

11、发导致机组跳闸分析报告241案例143：汽轮机deh跳闸输出243案例144：闭冷泵切换导致两台小机油压波动，油泵联启247案例145：真空低停机分析报告250案例146：真空低停机分析报告253案例001：滑销系统卡涩造成汽轮机大轴弯曲一事故前工况2月19日20时,某发电厂接调度令#3机停机调峰。22时40分发电机解列，22时41分打闸停机，23时03分转子静止投入盘车运行（转子惰走22分钟，惰走时间缩短），盘车电流6.5a，大轴偏心80m。2月20日9时45分接调度令启动#3机组。10时12分送轴封抽真空，10时35分锅炉点火，13时02分运行人员对机组状况及有关参数进行全面检查后，确认机

12、组已具备热态启动条件，13时05分冲转。13时07分转速升至500转分，按规程对机组进行全面检查后，未发现异常，各轴瓦振动皆不超过0.01mm，继续升速。二事故发生、扩大和处理情况13时10分转速升至800转分时，发现机组振动有异常感觉，立即回摇同步器降速（振动异常时严禁采用降速的办法），在此瞬间机组转速不仅未降反而突升并且发出异音，于是立即就地打闸停机并迅速破坏真空；同时集控室发现们轴承振动监测仪表指示瞬间突增超标，马上按紧急停机按钮。打闸过程中机组最高转速达2000转分，1号瓦轴振指示达500m满量程。13时18分真空到零。13时19分转子静止投入盘车运行，检查盘车电流正常（6a），本特利

13、大轴偏心表指示170m。停机后检查发现高压前后轴封、中压前轴封处有轻微而间断的摩擦声，高压缸右侧保温外层部分脱落，打开凝汽器人孔门检查未级叶片未发现异常但听到中压缸侧也有轻微而间断的摩擦声。查阅事故追忆，发现1号轴承钨金温度在事故发生时，其中一测点瞬间达108。盘车运行中，本特利大轴偏心表指示异常：20日13时19分投盘车后为170m；13时40分为95m；13时55分为150m，以后大轴偏心逐渐增大；19时15分为325m；20时降至323m，此后大轴偏心表指示缓慢增大；21日6时30分达到366m。21日13时05分，缸温280c、大轴偏心335m时，经过研究后停止连续盘车，利用汽缸温差进

14、行直轴，大轴偏心降至269m。21日14时30分投入连续盘车后，大轴偏心又逐渐恢复直轴前数值（335m），经研究后不再利用温差直轴，盘车连续运行。三事故发生原因分析（一）装置性违章1.滑销系统卡涩，引起汽缸跑偏，加之汽机高压缸排汽逆止门不严，在锅炉点火升压过程中，冷蒸汽进入高压缸，造成高压缸局部收缩，动静间隙消失、动静摩擦引起振动，导致高压转子热弯曲，是这次事故的起因。2.部分主要表计，如微机转速测点、高压内缸上下内壁温度测点等损坏，部分数据记录不全，为运行操作及事故分析、处理增加困难。（二）作业性违章运行人员在机组转速800转分时发现振动异常，没有果断按规程停机，而是采取了降速的错误措施，是

15、事故扩大、造成高压转子永久弯曲的直接原因。（三）管理性违1.3号机长期存在滑销系统卡涩缺陷，一直未能彻底解决。2.对部颁“二十五项反措”贯彻不力，对规程的贯彻执行要求不严，对设备存在的问题认识不足。3.管理粗放，现场规程部分内容规定不严密，可操作性差，没有针对具体情况及时修改。如机组起动在低转速时，规定的检查内容、项目不具体，而且没有检查项目的记录内容，使这次开机应该在低转速发现的问题没有被发现。4.培训力度不够，部分人员素质较低，对部颁“二十项反措”不熟悉，对防止重大设备损坏事故的措施执行不严。四事故损失情况设备损坏情况：（一）高压转子产生永久弯曲，最大弯曲部位在第3、4级之间，最大弯曲值为

16、0.64mm。（二）第2、3、4级高压转子叶顶围带磨损严重。（三）高压转子隔板汽封和高压前后轴封轻微磨损。（四）1、2、3号轴承有轻微擀瓦现象。五事故暴露出来的问题略。六防止事故重复发生的对策、防范/整改措施（一）对高排逆止门进行检查处理，达到灵活、严密。（二）启动过程中汽缸两侧加膨胀表，严密监视汽缸两侧膨胀，发现汽缸跑偏超标应立即停机，查明原因消除后，再重新启动。（三）启动过程中，主要轴承设就地瓦振监测表，实现就地连续监测，1300转分以下，发现轴瓦振动达0.03mm，应立即打闸停机。（四）机组大修时对滑销系统进行检查处理，彻底消除卡涩。（五）加强管理，严格执行规程，定期修改规程，确保符合现

17、场实际。（六）加强运行人员培训，提高业务能力，确保机组安全运行。案例002：#5抽汽管道排气缸内管段爆破一事故前工况某厂#1机组运行正常。二事故发生、扩大和处理情况8月17日0时52分左右，监屏人员发现#1机主蒸汽流量突增30t/h，调节级、#1、2、3段抽汽压力上升，真空下降0.4kpa， #5、6抽汽压力下降，#2、3、4低加出口凝结水温度均下降，但四抽至小机和除氧器压力均没有明显变化，机组振动无变化。初步分析为中排至五抽之间抽汽系统发生异常。立即减负荷至280mw，查找故障原因，同时逐渐降低机组负荷。6时04分，负荷200mw，#5抽汽压力下降至0.15mpa，当时#6抽汽压力也下降至0

18、.14mpa，#4低加凝结水出口温度只比进水温度提高1，现场听见排汽缸内声音有异常，确定#5抽管道排汽缸内管段爆破。17日15时，打开排汽缸大气释放阀和6.3m层人孔门进行通风。20时，进入排汽缸检查，发现排汽缸内#5抽总管波形膨胀节爆裂，中间波形管部分几乎全部脱落，波形节出汽侧四个拉耳变形。飞出的碎片将12根凝结器铜管打伤，灌水检漏进行堵管处理。三事故发生原因分析（一）安装时管道没有按制造厂图纸布置死点，使得总管波形节受力不正常，而且此类波形节有一外护金属罩包着，在检修中对波形部分无法检查，长期运行后产生爆裂。（二）#5抽管道上弯头侧面有浅表性裂纹，打磨后局部少量补焊处理，原因为材料原始缺陷

19、。四事故损失情况略。五事故暴露出来的问题略。六防止事故重复发生的对策、防范/整改措施（一）在#5抽总管上按厂家图纸要求增加一个固定死点。（二）对#5抽母管及支管波形膨胀节进行更换。（三）对排汽缸内其它波形膨胀节进行外观检查。案例003：高压调门高压进油管道裂纹造成eh油大量泄漏导致停机一事故前工况某电厂#7机组运行正常。二事故发生、扩大和处理情况2006年6月2日0:20，xx到5低加出口新装流量计处进行暖管冲洗操作，经过机头时没有发现异常。0:28,xxx到机房巡检时发现7机头上部有油烟，便回到主控室汇报主值刘兰平，主值即通过对讲机令肖翔到机头检查。检查发现1高调门调阀eh油入口管道喷油，汇

20、报主值。主值立即将此情况汇报值长，并通知检修检查。由于属于eh油泄漏部分无法隔离情况，可能需要停机，于是按照启备变检修期间单机停机预案进行预操作，立即将7机组带所带的公用部分转移到8机组带，包括辅汽系统、仪用检修用空压机及冷却水、除灰空压机及冷却水、照明段、公用段，并关闭凝输泵到凝补水箱再循环门，联系8机启动凝输泵，关小凝汽器出口循环水门。同时值长令降负荷。0:56设备维护部汽机专业人员交待必须停机处理。0:58经请示调度同意后，值长令打闸停机。三事故发生原因分析（一）直接原因：7号机组eh油大量泄漏，eh油箱油位无法维持且运行工况无法处理，申请调度同意后手动mft打闸停机（二）根本原因：7号

21、机组eh油系统高压供油管道进1号高压调门油动机最后一个90度弯管处出现裂纹（长度约40），造成eh油大量泄漏，是本次事故的根本原因。经分析认为基建过程中eh油管道施工人工弯管弯曲过程中工艺不合理造成管道压扁（稍扁），在弯头处出现损伤，长时间高压eh油系统运行损伤部位不断扩大超过管材所能承受的强度极限造成管道裂开，是本次事故的根本原因。四事故损失情况略。五事故暴露出来的问题略。六防止事故重复发生的对策、防范/整改措施加强施工监理，确保施工质量。案例004：vv阀未开高压缸闷缸运行造成转子损坏一事故前工况2003年3月5日，某厂某台汽轮机采用中压缸启动方式，准备冲车。二事故发生、扩大处理情况9:1

22、5 汽机第一次冲转，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 gv1 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。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 阀逻辑作了进一步检

23、查，确认是由于机组远方打闸试验时，gv1 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，导致高压缸通风阀（也称 vv阀），非正常关闭，引起的高压缸闷缸。经分析，未发现闷缸运行对机组造成根本性损坏，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

24、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。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 set 98%,gv1,gv2,gv3 都全开，gv4 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

25、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。三事故发生原因分析（一）汽机第一次冲转做机组远方打闸试验时， gv1 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

26、，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。（二）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。四事故损失情况略。五事故暴露出来的问题略。六防止事故重复发生的对策、防范/整改措施（一）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。（二）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。（三）做好生产准备期间运行人员技术培训工作，提高操

27、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。（四）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。案例005：冲转时高排逆止门不能全开使冷再管道剧烈振动一事故前工况某厂汽轮机系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。某年7月29日，采用高压缸启动。二事故发生、扩大和处理情况机组冲转至 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，

28、手动脱扣汽机。三事故发生原因分析汽机一旦挂闸，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。四事故损失情况略。五事故暴露出来的问题略。六防止事故重复发生的对策、防范/整改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。案例006：螺栓强度不足导致汽轮机调节级后内导流环脱落一事故前工况某厂#2机组运行正常。二事故发生、扩大和处理情况6月17日21：16，#1机组运行中跳闸，查发电机保护屏及机组控制台事故打印记录为：发电机100定子接地

29、保护(主保护)、95定子接地保护(后备保护)动作。同时，在机组控制台的mcs发电机定子绕组温度趋势记录中，查出有两点不正常升高(定子线圈温度高报警值为120)。这两点温度分别是：64400025ttx的显示值(发电机定子线圈2号槽的温度)，从20：51起由63开始升高，到20：59后稳定在84，另一点64400029ttx(在mcs上显示为20号槽第十二段温度，后来在发电机部分线棒取出后，查64400029ttx显示的温度值为53号槽线棒的温度)，从20：57开始升高，由76持续上升到21：16机组跳闸时的119(机组跳闸后，该点温度最高上升至123)。#1发电机停机经初步检查，确认定子绝缘损

30、坏。厂里成立了以厂长为组长的事故调查小组和事故抢修小组立即将事故的大致情况向上级公司的有关部门及领导作了汇报。同时向省电力公司及调通局有关领导作了汇报。6月19日00：05，按省中调的指令将备用状态的2号机组点火开机，19日10：35并网。7月2日18时07分30秒，2号汽轮机轴向位移由-0.617mm开始增大；07分47秒，增大至-0.66mm；07分8秒，事故警报响，发电报机、汽轮机跳闸，负荷由180mw甩至0，来“热机保护动作”、“轴向位移大”光字牌，查为串轴保护动作。跳机时轴向位移最大-1.586mm，高压胀差增至5.975mm（此表量程为6mm），中压胀差增至-2.663mm，低压胀

31、差增至-1.778mm；07分50秒，轴向位移-0.254mm，高压胀差 5.268mm，中压胀差-1.526mm，低压胀差-0.530mm。之后轴向位移向正向发展，至19时44分20秒，轴向位移+0.993mm, 高压胀差5.505mm, 中压胀差3.066mm,低压胀差2.605mm。7分48秒，1、5、9号推力瓦温51、51、50，跳机后缓慢升高，至08分45秒升至56.56、58.58、57.19,之后回落。汽机2号支持瓦钨金温度73，推力瓦非工作面回油温度68并持续升高至85，工作面回油温度60并继续升高75。跳机时凝汽器真空89.9kpa，1、2、3、4、5、6、7、8各瓦振动13

32、.47、16.97、10.78、9.78、11.51、25.30、21.98、24.50um。跳机前高中压自动主汽门、调速汽门未有异常变化，各监视段压力无异常变化。跳机后启动调速油泵，破坏真空紧急停机，切除下夹层进汽，完成紧急停机的其他操作。18时25分，汽机转速至0，惰走时间为18分钟，机组内部未发现有异常声音，投入连续盘车正常（电流32a），大轴晃动度0.05mm。7月8日由于造成推力瓦磨损的轴向负推力产生的原因没有彻底查清，根据集团公司领导的指示，提前进行大修。三事故发生原因分析（一）固定高压缸调节级后内内导流环（1998年大修中加装，由哈尔滨汽轮机实业开发公司负责改造）的12个1240

33、的螺栓强度低，在2号机组连续5年变工况运行及多次启停机的情况下而疲劳断裂，致使调节级后内导流环脱落。脱落的内导流环与调节级动叶片发生动静挤压摩擦，使调节级动叶片出汽边严重磨损和变形，出汽截面积减小25%，因调节级叶片出汽边出现凹窝，汽流形线在出汽边陡变，造成叶片的轴向分力显著增加。根据理论计算轴向负推力增加5-6吨，这种不断增大的轴向负推力，最终导致轴向位移负向增大，引起推力瓦非工作面严重磨损，是产生轴向负推力的主要原因。（二）脱落的内导流环阻塞部分二级隔板喷嘴，造成调节级后压力升高0.5mpa，在负荷相同的情况下，增大高压转子前几级动叶及其轮盘的负向推力，是产生轴向负推力的次要原因。（三）高

34、压缸前第一汽封套内10环汽封高齿全部磨损，主汽通过该汽封套漏入夹层，导致十级前压力提高0.2mpa，在负荷相同的情况下，增大高压转子10-12级动叶及其轮盘的负向推力。（四）对温度、振动等参数逐渐增大的变化，没有进行认真分析，没有找出参数变化的原因，没有提前发现缺陷。四事故损失情况略。五事故暴露出来的问题略。六防止事故重复发生的对策、防范/整改措施（一）高压转子返回哈尔滨汽轮机厂进行修理，对调节级轮毂后侧进行着色检查、探伤检查未损处是否有缺陷，对高压转子进行低速动平衡试验，修复高压缸前第一汽封套内汽封。（二）加强机组参数变化情况的分析，提前发现问题并采取措施，防止设备损坏。加强检修管理，做好质

35、量验收和控制工作。案例007：叶片疲劳断裂被迫停机检修一事故前工况2004年8月27日#1机组运行，负荷301.51mw，主蒸汽压力15.7mpa，主蒸汽温度532，再热蒸汽压力3.55mpa，再热蒸汽温度540。二事故发生、扩大和处理情况11点16分，#1轴振、瓦振突然多点同时增大报警，其中轴振1x为186m，#3轴承垂直瓦振由18m增至70m，轴振3x达237m、3y为120m，#4轴承垂直瓦振增至49m，轴振4x达238m、4y为121m，轴振7x为156m、8y为105m。运行人员立即采取降负荷措施，并就地检查低压缸3、4瓦有明显振动，约30s内手动减负荷至169mw，此时，振动有轻微

36、下降趋势但不明显。11时25分负荷继续降至86mw时，值班员打闸，破坏真空停机。停机降速过程中，振动基本随转速降低而下降，但3轴振x、y下降较慢，机组转速到零后投盘车，盘车电流30a。停机后立即查看了机组振动在线监测系统记录数据和其他运行参数历史记录，机组加负荷过程和300mw负荷运行时基本正常，机组振动也基本正常。揭开低压缸吊出低压转子后，详细检查了低压转子和隔板损伤情况。低压反向第四级第14组第48片围带（围带剩余部分发）、第15组围带全部飞脱，第15组1叶片离根部168mm（相对叶高0.525）位置断脱，断口形貌呈典型的疲劳扩展状，叶片型线部分有少量黑色沉积物。断脱的叶片和围带挤伤该级上

37、隔板电侧出汽边静叶片10片，叶顶阻汽边磨擦熔化，熔渣附着在后面级叶片和隔板上。此外，本级另有2个叶片叶型部分有轻微击伤凹痕。据上推断第13组第6片叶片开裂后突然飞裂，将第13组6个叶片上围带全部拉出，并把相邻第12组5个叶片的围带带出与隔板围带相磨后断裂，隔板叶片系叶片击伤。三事故发生原因分析从材质理化性能试验结果来看，叶片各项机械性能指标均合格，材质化学成分基本合格，但断叶片出汽边金相组织异常，硬度明显超标，这是引起这一起个性叶片断裂的直接原因，由于相对薄弱的出汽边组织和硬度异常，其局部力学性能指标低，抗疲劳性能差，运行时由于叶片振动疲劳致形成裂纹，慢慢扩展，最后使叶片断裂。四事故损失情况略

38、。五事故暴露出来的问题略。六防止事故重复发生的对策、防范/整改措施（一）一旦揭缸吊出低压转子，即应对末级即次次末级叶片重点探伤检查，其他级叶片也应由金属专业人员进行宏观检查，必要时应无损探伤复查。（二）#1机应定期或不定期拆开内缸侧档板使用内窥镜对正、反向次次末级叶片进行监视检查。（三）应加强运行监视和监督检查及对机组振动情况的分析。案例008：中压缸返冷造成部分汽围带脱落一事故前工况2005年1月9日，某电厂#3机组滑参数停机。二事故发生、扩大和处理情况15：30开始滑停过程中，由于操作不当造成主汽温度和压力突降。17：20负荷17mw，17：30中压外缸内壁上、下温差272c，高压差胀由1

39、.2mm增至2.07mm时退负荷至零。17：32发电机解列，17：33打闸，转子惰走至1700rpm时，#1、2轴承振动突增，即破坏真空停机。后经两次开机分别在1200rpm、1140rpm时因振动大打闸停机。揭缸确认中压缸第13、14、16级部分围带脱落。经抢修后于元月24日16:49并网运行。三事故发生原因分析（一）由于汽轮机中压侧动叶围带脱落较多，造成转子质量不平衡，导致瓦盖振动的增大。（二）由于主汽压力的突降，导致三级抽汽压力低于除氧器的压力，加上三级抽汽逆止门关闭不严致使冷源进入中压缸，导致中压外缸内壁上、下缸温差的增大。（三）缸温指示仅能在就地显示，不能在crt上准确实时提供，运行

40、人员只能靠定时抄表才能发现异常；未能提前发现三级抽汽管道上的逆止门存在重大缺陷。（四）在低负荷、变工况的情况下，存在着除氧器的冷源由三抽倒入汽缸的可能性。没有及时修改运行规程，也没有明确防范措施。（五）由于dcs画面设计上的不足，客观上给运行事故判断增加了难度。crt上只现实当前的实时温度、压力，运行人员不易记起10分钟前的温度值，从而失去了最宝贵的打闸时机。四事故损失情况略。五事故暴露出来的问题略。六防止事故重复发生的对策、防范/整改措施（一）加强技术培训工作，提高运行人员的专业技能。加强设备参数的监视调整，操作调整要平稳，确保系统参数变化在正常范围内。（二）对三抽水压逆止门解体检查，并加装

41、一道机械逆止门。（三）修改现行规程，明确防范措施，防止除氧器的冷源由三抽倒入汽缸。（四）维护运行规程的严肃性，机组启停操作严肃热机操作票制度，机组参数到达极限参数，要及时过短的打闸停机。案例009：制造工艺不良导致汽机叶片断裂停机一事故前工况2005年12月15日，11:27，13给水泵定期倒换，在启动13给水泵时，2厂高变复合电压闭锁过流保护动作，厂6112a、厂6112b开关跳闸，厂6012b开关联动成功，厂6012a段瞬间失压，12炉甲、乙磨煤机、甲侧一、二次风机因失去动力电源而停运，12炉mft动作灭火。立即减12机电负荷到3mw。11:3312机组程序逆功率保护动作跳闸。经检查，机组

42、未发现明显异常，请示省调同意并机。二事故发生、扩大和处理情况12:08，#12机与系统并列，负荷带至40mw时，汽机跳机，原因为轴瓦振动大。经请示汇报调度，同意#12机组停机检查，经电研院专家现场测试、分析，原因可能为低压缸转子叶片或围带、拉筋脱落。12月19日揭缸检查发现汽轮机第23级有2根叶片在稍部断裂，围带脱落3根叶片的长度。经加装围带和对称割叶片处理，于12月23日9:47，12机组并网。三事故发生原因分析经电力研究院专家、俄专家、哈汽厂专家现场查看、分析，为叶片制造工艺不良、设计不合理。四事故损失情况略。五事故暴露出来的问题略。六防止事故重复发生的对策、防范/整改措施加强对机组的轴瓦

43、、轴温、振动、各段压力的监视，并对监视结果进行比较分析，以便及时发现问题，及时处理。认真吸取事故教训，举一反三，严格按照集团公司防止电力生产重大事故的二十五项反措施进行对照检查，落实各级人员的安全责任，有针对性的加强设备检查和维护工作，杜绝同类事故的再次发生。案例010：汽轮机润滑油中断造成汽机主轴承报废一事故前工况机组运行正常。二事故发生、扩大和处理情况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。当汽轮机惰走至1247rmin时

44、，直流润滑油泵跳闸，(交流润滑油泵在检修、不能投入)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：（一）立即强开直流润滑油泵，但未成功；（二）立即开a、b、c顶轴油泵，因油压低，于10：19跳闸；（三）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；（四）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；（五）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

45、。到6月20日12：00恢复。三事故发生原因分析（一）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；（二）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；（三）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；（四）从技术管理上看，厂级职能部门在生产管理上，在执

46、行各种制度上不严、不细、有漏洞；主辅机主要保护停、复役管理制度不完善；工作票执行不严格，投、停保护使用工作票范围不明确。四事故损失情况略。五事故暴露出来的问题略。六防止事故重复发生的对策、防范/整改措施（一）立即修订“重要辅机设备停复役制度”，对影响主机安全运行或重要辅机消缺，必须填写“设备停复役”申请单，办理工作票后执行；（二）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。案例011：机组#4高调门晃动，引起负荷波动一事故前工况：略。二事故发生、扩大和处理情况：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

47、，负荷由227mw升至276mw，5分钟后晃动幅度变小；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。三事故发生原因分析#4 gv的速度反馈卡烧。四事故损失情况略。五事故暴露出来的问题略。六防止事故重复发生的对策、防范/整改措施（一）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。（二）若机组振动超值立即打闸停机。（三）立即手动将负荷限制器指令降到机组负荷指令或略低。案例012：汽轮机低压缸严重变形一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

48、、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。二事故发生、扩大和处理情况三号机组于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、1

49、00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

50、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

51、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：2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

52、了0.12mm，其它检查项目未见异常。1997年11月14日，厂部组织会议重点布置三号机启动准备工作，会议确认三号机预订消缺项目全部完成，增加的检查项目未发现异常，决定即日开始启动准备。（一）11月16日机组启动。本次启动共冲车四次，第一次冲至1200rmin，因胀差大打闸；第二次冲至950rmin，因高中压后轴封处碰磨，1瓦轴振达250m跳机，处理变形阻汽片并盘车至偏心率合格后；第三次冲至3000rmin；除1瓦轴振163m外，其他各瓦均小于50m，后因励磁系统故障，励磁开关跳闸停机；第四次冲至3000rmin，因1瓦轴振大，达183m，且有上升趋势，决定打闸停机检修。惰走时间57分钟(未破

53、坏真空)，就地偏心指示0.035mm。本次启动后，根据现场听音和1号瓦振动数据分析，依据振幅不是常数，在同一转速下振幅发生变化，过临界时振幅无明显变化及只有1号瓦振动较大，其余各轴振正常的现象。认为振动的主要原因为高压缸1号汽封碰磨，未认识到低压缸变形引起对轮中心变化，导致振动增大的问题。经电厂、施工单位、制造厂共同研究，决定撤去上次消缺中对2瓦加上的120m垫片，恢复到原试运状态，再用低参数启动一次，并测量振动数据(相位、频谱、波形)。（二）11月26日机组再次启动，启动前请河北电研所协助加装了振动监测仪表。升速至950rmin时，1瓦轴振明显增大，达185m，立即降速至500rmin，1瓦

54、轴振下降至110m，再次升速至600rmin时，1瓦轴振又升至150m，其余各轴振正常，鉴于1瓦轴振振动仍较大，决定打闸停机。经与厂家代表研究并报公司领导批准，决定解体检查。重点解体检查高中压缸和复查a、b对轮中心，在复查对轮中心时才发现低压缸变形下沉问题，进而扩大为解体检查低压缸。三事故发生原因分析（一）事故发生的起因为500kv系统在投电容器组(400mvar)时引起发电机进相，系统低频振荡(约1hz)造成发电机失磁保护动作解列。对线路投电容器造成的影响，事先认识不足。对500kv系统振荡可能引起跳机缺乏思想准备和措施落实。（二）事故扩大的直接原因是高、低旁路在事故全停后保护快关及手操均失

55、灵，加之因失去厂用电，减温水及循环水同时中断，造成汽轮机低压缸超压、超温。高、低旁路没能按指令及时关闭，经检查为气源管路含水(设计只有一级冷冻式干燥器，空气系统未设计放水点，疏水器堵塞不好用)，造成内壁锈蚀，引起旁路气动阀堵塞所致。仪表空气管道设计为普通碳钢管，受潮腐蚀后影响空气品质。按“火力发电厂热工自动化设计技术规定cnogjl689”规定，应采用不锈钢管。（三）厂用电保护不完善，启动变差动误动，电气和热工设计匹配错误，造成厂用电系统全停，也是事故扩大的原因。电气设计失磁保护动作解列，发电机带厂用变运行，不启动厂用电切换，而热工设计机炉控制又无甩负荷后带厂用电的功能。加之汽机调速汽门调节参数尚未经甩大负荷验证。在本次发电机甩负荷带厂用电后，机组转速波动很大，先超速至3250rmin，又降速到2820rmin，致使47hz低频保护动作联跳机、炉。发电机低频保护动作灭磁并停机停炉后，启动中压切换。因主机已解列14秒，同期不满足，不能快速切换，只能慢速切换，6kv所有厂用电动机自启动(因为6kv母线低电压保护设计不完善，设计变更落实不及时，