20起典型汽轮机事故原因分析及排除措施

1、20 起典型汽轮机事故原因分析及排除措施汇编一 富拉尔基二电厂 86 年 3 号机断油烧瓦事故（一）、事故经过86 年 2 月 23 日 3 号机（ 200MW ）临检结束， 2 时 25 分 3 号炉点火， 6 时 20 分冲动， 5分钟即到3000转/分定速。汽机运行班长辛XX来到三号机操作盘前见已定速便说：调速油泵可以停了 ”，并准备自己下零米去关调速油泵出口门，这时备用司机王XX说：我去”，便下去了。班长去五瓦处检查，室内只留司机朱XX。王XX关闭凋速油泵出口门到一半（原未全开）的时候，听到给水泵声音不正常，便停止关门去给水泵处检查。6 时28 分，高、中压油动机先后自行关闭，司机忙喊

2、： “快去开调速油泵出口门 ”，但室内无 值班员。班长在机头手摇同步器挂闸未成功。此时1 5 瓦冒烟，立即打闸停机。此时副班长跑下去把调速油泵出口门全开，但为时已晚。6时33 分，转子停止，惰走 7分钟，经检查除 1 瓦外，其他各瓦都有不同程度的磨损。汽封片磨平或倒状，22 级以后的隔板汽封磨损较重， 20 级叶片围板及铆钉头有轻度磨痕。转入大修处理。（二）、原因分析1、 油泵不打油，调速油压降低，各调速汽门关闭。三号机于84 年9月 25 日投产， 11 月曾发生大轴弯曲事故， 汽封片磨损未完全处理， 汽封漏汽很大， 使主油箱存水结垢严重， 主油箱排汽阀堵塞未能排出空气。主油泵入口有空气使调

3、速油压下降。此次启动速度快， 从冲动到定速只有 5 分钟，调速油泵运行时间短空气尚未排出，就急剧关闭调速油泵出口门。 过去也曾因调速油泵停的快， 油压出现过波动，后改关出口门的方法停泵。 这次又 操作联系不当，使油压下降。2、交直流油泵未启动。当备用司机关调速油泵出门时，司机未能很好的监视油压变化， 慌乱中也忘记启动润滑油泵。 24 伏直流监视灯光早已消失一直未能发现。3 、低油压联动电源已经切除。 20 日热工人员未开工作票在三号机热控盘进行了四项工 作，把热工保护电源总开关断开，工作结束忘记合上，致使低油压未能联动润滑油泵。4、这次机组启动，使用了启动操作票，操作票中有“交直流润滑油泵联动

4、试验和低油压联动试验”项目，但司机在执行这两项工作都没有做，而操作票上却已划“V。浙江台州发电厂 88 年 1 号汽轮发电机组烧瓦事故1988 年 8 月 18 日 15 时 25 分，台州发电厂 1 号汽轮发电机组因油系统中渗有大量空 气， 造成自动主汽门自行关闭， 调速油泵未自启动， 交流润滑油泵刚自启动即被直流油泵 自启动而闭锁，直流油泵自启动后电机烧损，致使断电烧瓦，构成重大事故。（一）、事故经过N125-135/535/535 型， 1982 年各参数均正常， 当时系统频率 49.6Hz ，14 时 55 分主滤网清理结束。 15 时台州发电厂 1 号汽轮发电机系上海汽轮机厂制造，1

5、2 月投产。 事故发生前， 1 号机组额定出力运行， 汽轮机润滑油系统旁路滤网运行，主滤网撤出清理，当班班长郑XX下令一号机司机陶 XX将旁路滤网切换为主滤网运行，陶接令后即用电话 令零米值班员李XX开启交流润滑油泵轧兰冷却水。接着陶按规定启动了交流润滑油泵，并将监盘工作交给监盘副司机管XX,即去零米执行润滑油滤网切换监护操作。15时12分主滤网充油排汽结束， 15 时 16 分主滤网投入运行，当关闭旁路滤网出口二圈时，发现调速油泵启动,陶即令李停止操作,并跑至零米值班室打电话询问情况。同时，在监盘的副司机管 XX,当时在场的班长傅 XX,当班班长郑见调速油泵运行指示 红灯闪光（自启动） ,并

6、听到警铃响了一下,但未见光字牌亮,查油压正常。郑令现场副司机王XX检查，未见异常，也无其他人员在工作，分析为误自启动，即令管停下调速油泵，停后各油压均稍有下降，几秒钟后调速油泵又自启动，警铃响，“主油泵出口油压低至 0.9MPa 光字牌亮后又熄灭，查油压恢复正常，管即复归开关控制把手（合上）， 15时 17 分郑接陶询问电话，郑告： “是自启动 ”。并查问下面操作情况后，通知陶：“上面准备停交流润滑油泵，保持调速油泵运行，滤网切换操作完毕后汇报”。陶答： “好的 ”。陶回到现场时见交流润滑油泵转速已下降， 随即关闭该泵轧兰冷却水， 调整好调速油泵冷 却水。 15 时 20 分旁路滤网撤出运行操

7、作完毕（出口门关闭） 。陶汇报郑： “切换操作全 部结束 ”。并提出： “慢慢关闭调速油泵出口门，上面注意油压变化，待全关后现扬按事故 按钮停调速油泵，然后再开启出口门 ”。郑同意如此操作。陶令李去操作，由李关闭调速 油泵出口门后，陶按事故按钮停泵。 15 时 25 分当准重新开启调速油泵出口门时，发现 直流润滑油泵启动， 电机冒火， 陶令李速开调速油泵出口门及旁路滤网出口门（主、 旁路 网同时投运） ，并协助操作完后跑回集控室。在集控室，管、郑见油压有所下降，事故喇叭响，调速油泵开关指示灯绿灯闪光，即复归 开关（拉开） ，此时，调速油压 1.1MPa ，润滑油压 0.1MPa ，均正常。几秒

8、钟后 “主汽门 关闭”主油泵出口油压低至 0.9MPa 及润滑油压低至 0.08MPa0.015MPa 等光字牌 全部亮。管、郑准备去合调速油泵时，发现直流润滑油泵自启动0.08 、 0.055 、0.04 、0.015MPa 低油压光字牌全部熄灭。但随即发现直流润滑油泵开关红灯熄灭，事故喇叭 响，电流到零（电动机烧坏） 。当即解除交直流油泵联锁，抢合交流润滑油泵和调速油泵 均不成功。班长傅 xx即跑到九米现场开真空破坏门。生产厂长梁xx听到安全门排汽声，即跑到集控室， 得知两台油泵均抢合不成时， 即令电气运行人员跑到开关室合上调速油泵 开关。此时司机陶 xx跑到集控室，大声喊：直流油泵电机烧

9、了 ”并见调速油泵开关红灯闪光，即复归开关把手（合上），油压恢复正常。郑 xx去现场调查，发现2、3号轴承 处有烟冒出，此时监盘副司机即停射水泵。（ 二）、事故发生与扩大原因1 、分析认为主油泵工作失常是这次事故的起因。而主油泵工作失常则是由于油中渗有大 量空气所造成的。 因此油系统中渗有大量空气泡是这次一号机油压大幅晃动且急剧下降而 跳机的原因。 事故前清扫主滤网后进行切换操作时， 启动了交流润滑油泵， 使润滑油压升 高，各轴承回油量增加，油循环倍率增大，带入的空气随之增加。2 、造成这次跳机事故扩大成断油烧瓦的主要原因是直流润滑油泵自启动后电机烧毁，而直流润滑油泵电机烧毁时直流母线电压偏低

10、，造成调速油泵、交流润滑油泵手动抢合不成。三 99 年 5 号机冲动过程中 2 号瓦振动大停机事件1999 年6月24 日20 时 45 分5 号炉点火， 21 时 25 分盘车检修结束， 投入连续盘车， 测大轴晃度 0.04mm ， 22 时 00 分开始抽真空， 投入一、 二级旁路系统， 23 时 30 分投 入轴封供汽，23时50分法兰螺栓夹层加热装置暖管。高外上内壁温136 C、高内上内壁温142 C、高内下内壁温 132 C、高外下内壁温 116 C、左螺栓温度 138 C、左外法 兰温度140 C、左内法兰温度 139 C、右螺栓温度140 C、右内法兰温度 140 C、右外 法兰

11、温度141 C。0时35分5号机冲动，高外上内壁温 135 C、高内上内壁温 141 C、高内下内壁温 130 C、高外上内壁温 109 C、左螺栓温度 168 C、左外法兰温度 170 C、左内法兰温 度169 C、右螺栓温度170 C、右内法兰温度 169 C、右外法兰温度 170 C。0 时 40 分升速至 500r/min ，投入法兰螺栓夹层加热装置。 0 时 50 分升速至 950r/min ，开始暖机。 0 时 55 分 2 号瓦振动突然增大， 最大 0.08mm ，立即打闸停机。 此时高外上内壁温 135 C、高内上内壁温 139 C、高内下内壁温 120 C、高外上内壁温110

12、 C、左螺栓温度 183 C、左外法兰温度 192 C、左内法兰温度 182 C、右螺栓温度 184 C、右内法兰温度 181 C、右外法兰温度 191 C。1 时 10 分大轴静止， 投入盘车， 测大轴晃度 0.43mm ，1 时 20 分测大轴晃度 0.22mm，2 时 10 分测大轴晃度达到正常值 0.045mm ，4 时 16 分 5 号机重新冲动， 5 时 5 号发 电机并列。原因分析 ： 1 、法兰螺栓加热装置暖管过早监视调整不当： 23 时 30 分法兰螺栓加热 装置开始暖管，暖管后未及时监视缸温变化，使法兰螺栓温度上升较快，0 时 35 分转子冲动时，高压外缸内法兰由 139

13、C升至169 C。至打闸时高压外缸内法兰升至182 C,但高压外缸内壁温度尚未加热上来， 汽缸夹层加热未跟上， 使高压外缸内壁温度与高压外 缸法兰内壁温度之间温差过大，引起缸体变形，引起 2 号瓦振动。 2、高压缸前轴封段冷 却收缩：22时开始抽真空，当时高压内缸内下壁缸温 141 C, 23时30分投入轴封供汽， 由于运行人员不能准确掌握理解运行规程，在缸温刚低于150 C后，就按机组冷态启动规定执行， 使抽真空与轴封投入的间隔过长， 引起高压缸前轴封段冷却收缩， 在缸体变形 的情况下，加剧轴系振动，使 2 号瓦振动聚增。教训与防范：缸温在140 C左右抽真空后到投入轴封供汽的时间较长，转子

14、轴封段 局部冷却。 运行监视调整不当， 在法兰螺栓加热装置暖管后未能及时监视缸温变化， 使法 兰螺栓温度上升较快。运行人员对运行规程掌握理解不够，在机组运行中发生甩负荷至 50MW 以下时，必须及时投入高压缸前后、中压缸前轴封供汽，防止转子轴封段急剧冷 却。2002 年 6 号机误关循环水出口门低真空保护动作事件2002 年 5 月 20 日事故前 6 号机组负荷 197MW ，机组真空 86.1 kPa ， 在正常调整循环水出门时， 司机助手误将循环水出口门关闭，没有注意参数变化， 真空急剧下降， 发现真空下降很快， 立即启动备用射水泵， 启动备用循环水泵， 低真空保护动作， 主汽门关闭，机

15、组负荷到零。事后当事人没有及时汇报司机，造成故障原因判断不清， 延误了事故处理时间，导致锅炉灭火。在事故过程中 5、 6 号机同时启动了 4 台循环水泵， 险些造成故障的扩大。原因与教训：操作中存在习惯性违章和严重的误操作，在调整循环水门时， 同时开关两侧出口门，在中间暂停时，误将循环水出口门关闭，导致凝汽器大量减水，造成机组真空下降。业务水平低， 工作责任心不强， 调整循环水出口门时，不能认真监视有 关参数变化。处理事故能力差， 真空下降时，不能及时采取有效的补救措施，不能及时判 断事故点，处理事故时间较长。四 朝阳发电厂 98 年 1 号机大轴弯曲事故（一）、事故经过朝阳电厂 1 号机组大

16、修于 1998 年 7 月 10 日全部结束， 7 月 12 日和 13 日进行高速动平衡试验，振动情况良好，最大的 5 号轴承为 0.028mm。 7 月 14 日，机组进行第三次启动， 7 时锅炉点火，随后投 9 只油枪， 8 时汽轮机冲动， DEH 系统投入， 冲动前参数正常， 炉侧过热蒸汽温度 363 C、333 C,机侧温度267 C、压力1.72MPa、 高压内缸上壁温度 251 C,其它正常。8时15分汽轮机定速 3000rpm。 8时47分发电机手动同期并网，此时炉侧过热汽温432.1 C、438.5 C,机侧403 C、394 C,高压内缸上壁温度 287 C,高压胀差2.4

17、5mm,振动最大的5号轴承为0.023mm ，并列 后发电机有功和无功功率表均无指标。 9 时 3 分，发现高压油动机全开至 155mm ，将 DEH 切到液调。 9 时 5 分，锅炉投入一台磨煤机，停三只轻油枪，投二级减温水，高压 胀差 3.6mm 。 9 时 13 分，高压胀差 4.0mm ，立即手摇同步器，将高压油动机行程关到 96mm ，发现中压油动机参与调整，再热汽压升到 1.5MPa ，又将高压油动机行程开 到 112mm 。 9 时 19 分高压胀差到 4.38mm ，用功率限制器将油动机关到空负荷位置 (30mm),此时高压内缸上壁温度 351 C,机侧过热汽温 414 C,炉

18、侧406 C。9时24 分，高压胀差 4.46mm ，运行副总下令发电机解列，汽机司机打闸停机，这时高压胀差 最大到 5.02mm 。打闸前振动最大的 5 号轴承为 0.024mm ，打闸后 2 分 17 秒时振动 最大的 1 号轴承为 0.039mm ，转子惰走 24 分钟，启动盘车电流为 60A ，大轴晃度 0.08mm ，偏心 0.138mm。 16 时 50 分大轴晃度最终稳定在 0.11mm,16 时20 分测量转子弯曲 0.165mm ，最大位于调节级后第二级叶轮处，说明 高压转子已发生弯曲。(二) 、原因分析及暴露问题 弯曲的直接原因是由于高压转子胀差越限，没有及时打闸停机，导致

19、高 压前、后汽封和隔板汽封轴向径向碰磨，打闸以后惰走过程中高压胀差最大达+5.02mm 。高压胀差越限是由以下原因引起的。1 、功率表无指示 , 由于接线错误，并网后有功功率和无功功率表均无指 示，没有及时停机处理，使 DEH 系统在没有功率反馈的条件下，将高压油动机开到最 大，根据发电机转子电流 2000A ，推算有功负荷在 33-45MW ，蒸汽流量在 220t/h 左右，促使高压胀差的变化率增大。2、机组参数不匹配，启动至并网主蒸汽温度一直偏高，锅炉投入多支油 枪，使主蒸汽温度难以控制，为高压胀差增长创造了条件。3、 违反运行规程，规程规定高压胀差+3.0mm 报警 ,+4.0mm 打闸

20、 , 但该机在高压胀差到 4.46mm 时才解列、打闸，机组经过长达 24 分钟惰走到静止， 加重了轴径向磨损，造成大轴弯曲的恶果。暴露出运行人员在发现重要表计没有指示时， 没有及时汇报值长或通知相关专业运行人 员，造成误判致使机组并列后带 30MW 左右负荷运行了 10 多分钟，高压胀差急剧增 长。五 大同二电厂 5 号机组在小修后启机过程中，发生烧瓦恶性事故2002 年 10 月 16 日 14 时 14 分，大同二电厂 5 号机组在小修后启机 过程中， 在进行主油泵和高压启动油泵的切换时由于运行人员误操作，发生烧瓦恶性事故。一、事故经过2002 年10 月16 日， 5 号机组小修后按计

21、划进行启动。 13 时机组达到 冲转条件， 13 时 43 分达到额定转速。司机在查看高压启动油泵电机电流从冲转前的 280A 降到 189A 后于 13 时49 分盘前停高压启动油泵， 盘前光子牌发 “润滑油压低停 机”信号，机组自动掉闸，交流润滑油泵联启。运行人员误认为油压低的原因是就地油 压表一次门未开造成保护动作机组掉闸，因此再次挂闸。14 时 14 分，在高压启动油泵再次达到 190A 时，单元长再次在盘前停高压启动油泵。盘前光子牌再次发 “润滑油 压低停机 ”信号，由于交流润滑油泵联启未复归，交流润滑油泵未能联启，汽轮机再次 掉闸。 单元长就地检查发现五瓦温度高， 油挡处冒烟，司机

22、盘前发现六、 七瓦温度高至 90 C,立即破坏真空紧急停机处理。事故后经检查，发现二、五、六、七瓦下瓦乌金不同程度烧损。五瓦处低压 轴封轻微磨损，油挡磨损。解体检查高压启动油泵出口逆止门时发现门板无销轴。二、事故原因“10 1事故是一起由于人员误操作引发的一般恶性事故，其原因为：1 、两次停高压启动油泵时均未严格执行运行规程的规定： 检查高压启动 油泵出口逆止阀前油压达到 2.0Mpa 后 ,缓慢关闭高压启动油泵出口门后再停泵 （ 实际 运行泵出口逆止阀不严 ） 。同时在停泵过程中未严密监视转速、调速油压和润滑油压的 变化，异常情况下未立即恢复高压启动油泵。2、在第二次挂闸前对高压启动油泵和交

23、流润滑油泵的联锁未进行复归操 作，造成低油压时交流润滑油泵不能联启。3、高压启动油泵出口逆止门板无销轴，造成门板关闭不严，主油泵出口 门经该门直接流回主油箱，使各轴承断油。4 、机组启动过程中现场指挥混乱， 各级管理人员把关不严也是本次事故 的重要原因。大同二电厂5号机组“10 1烧瓦事故不仅暴漏了当值运行人员操作中存在 严重的违章操作情况，有章不循，盲目操作，责任心不强。同时也暴漏了在操作指挥中 有违反制度、职责不清、 程序不明的混乱现象，暴漏了一些运行人员对系统不熟， 尤其 是对主要测点位置不清的问题， 暴漏了检修工作中对设备隐患不摸底， 设备检修验收制 度执行不严谨的问题。大同二电厂的“

24、 10 16事故，公司各单位要引以为戒，认真从中吸取教训。为此公司针对大二的事故教训提出以下要求：1 、希望公司所属及控股各单位在确保完成公司全年各项任务的关键时期，认真吸取大同二电厂 “ 10 16事故的经验教训，严格落实责任制，加强设备监护， 加强事故防范措施。2 、 进一步认真落实国家电力公司颁发的防止电力生产重大事故的二 十五项重点要求和公司下发的国电股生字 2002133 号文防止电力生产重大事故 的二十五项反措实施细则 ，把各项反措内容严格细化，切实落实到运行、检修的日常 工作中，通过有效的组织措施和技术措施防止各类恶性事故的发生。3 、对润滑油系统，要采用明杆阀门，并标有开度指示

25、、开关方向指示和设有手轮止动装置。 对高、 低压备用油泵和低油压保护装置要定期试验，保持良好的备用状态4 、在机组启动定速后、停用高压油泵时，要先缓慢关出口门并注意监视 润滑油压的变化， 出口门全关后停高压油泵。 然后再打开高压油泵出口门恢复备用， 开 启出口门时亦应注意监视润滑油压的变化。5、 应当看到公司系统习惯性违章的现象仍然存在。为使反习惯性违章 得到完全遏制， 要求各单位把反习惯性违章做为反事故斗争的主要内容。各单位要认真审查各类规程， 通过运行规程规范运行人员的各种操作。 凡不符合运行规程要求的均视 为习惯性违章，加大惩罚力度。6 、 各单位要认真整顿运行人员纪律，重新审查各级人员

26、职责，凡职责 不明、程序不清的指挥应立即予以纠正。应本着谁指挥谁负责，谁操作谁负责的原则， 统一指挥，分部实施组织好现场的运行管理工作。7 、 要加强检修管理工作。对各项检修工作内容，要做到设备、人员、 质量评价的记载完整，对验收人更要做到有明确记载。8、 要加强运行人员的培训工作。运行人员除必须熟悉本专业的系统外， 同时必须熟悉主要测量点的信号来源，防止信号异常时产生误判。9 、 各单位要结合秋季安全大检查工作，从查思想、查管理、查规章制 度、查隐患入手， 认真落实各项责任制， 加大反习惯性违章的考核力度，坚决杜绝习惯 性违章。10、 切实落实保护、联锁的投切制度，各种保护定值要做到准确无误

27、， 坚决不能发生拒动、误动。11 、加强对各种重大操作的组织管理，明确各人责任，各司其职，不得 多头指挥，盲目操作。发生异常情况时，要在做好充分事故预想的前提下，保持镇定， 沉着应对。12 、 无论体制如何改革，保持生产骨干力量的稳定至关重要，请各厂不要 轻易、随便不顾生产实际需要调动生产人员。六 二道江发电厂 97 年误操作造成机组被迫停机事故1997 年 9 月 16 日 8 时 56 分，二道江发电厂 7 号机组汽机运行人员在调整 7 号 机循环水系统运行方式时，因误操作将运行中的 2 号循环水泵电动入口门关闭，造成 汽轮机循环水中断，致使真空急剧下降， 8 时 57 分低真空保护动作，

28、排汽门爆破，自 动主汽门关闭， 9 时 04 分手动打闸停机。（一）、事故前运行方式二道江发电厂 7 号机系哈尔滨汽轮机厂制造的 N100-90/535 型，双缸、 双排汽、单轴、冲动凝汽式汽轮机，于 1992 年 12 月投产。辅助设备运行状况良好， 其中 2 号循环水泵运行， 1 号循环水泵备用（电动入口门全开，电动出口门全关） 。（二）、事故经过9 月 16 日，为防止 7 号机 2 号循环水泵跳闸 （ 1 号循环水泵联动后出口 门打不开）造成汽机断水，且 1 号泵比 2 号泵流量大 2000 吨，切换循环水泵运行方 式， 启动 1 号循环水泵正常后， 停止 2 号循环水泵。 8 时 5

29、0 分值长令汽机运行班长进 行7号机1、2循环水泵的切换的操作。汽机运行班长接令后，即令7号机司机张XX和副班长曹XX同时做好启动前的准备工作。曹XX接令后，并没命令副司机进行1号循环水泵启动前的准备工作，自己直接到7号循环水泵处检查。8时56分，曹XX来到 1 号循环水泵电动入口门操作箱处（ 1 、 2 号循环水泵入口门操作按钮在一个操作箱 上，当时 2 号泵入口门绿灯不亮， 1 号泵入口门红灯不亮） 未加任何辨别就将在同一操 作箱上的 2 号循环水泵电动入口门关闭按钮按下。当看到 1 号循环水泵电动入口门无 变化时，曹XX误认为其入口门电路无电，马上用对讲机联系7号机司机张XX,要求通知电

30、气检查处理， 张通知电气后即走出控制室去抄表检查设备 （室内只有除氧值班员 监盘）。8时57分，张XX来到7号机排汽温度表处时发现排汽温度由正常的40 C升高到70 C,他没有就地查找排汽温度不正常升高的原因，而是跑回到控制室。当其发 现2号循环水泵电流由 120A降至70A，真空由-89.2kPa 已降至-70kPa 并继续下降 时,立即启动实际上不备用的 1 号循环水泵,电负荷仍在 60MW 左右,致使真空继续 急剧下降。 8 时 57 分 48 秒 7 号机真空降至 -30kPa （低真空动作值） 低真空保护动作, 主汽门关闭, 电负荷到零。 8 时57 分 54 秒7 号机真空破坏 （

31、记录最低为 -15.94kPa）南侧两组排汽门爆破，此时回到控制室的曹XX听说真空下降，循环水有问题意识到自己操作的误,马上跑到 2 号循环水泵处,于 8 时 58 分左右将电动入口门开启, 9 时 04 分 7 号机被迫打闸停机。（三）、事故原因及责任分析1、 汽机运行班长曹XX在切换7号机1、2循环水泵操作中未按 四对照” 要求进行, 对操作掉以轻心, 极不负责, 手中虽有对讲机在进行切换操作前也未联系司 机,误将运行中的 2 号循环水泵入口电动门关闭,造成循环水中断致使真空急剧下降,7 号机低真空保护动作,主汽门关闭,排汽门爆破是造成此次事故的直接原因。2、7号机司机张XX离开控制室抄表

32、检查设备，即未找人顶岗又未通知 班长, 也未向除氧值班员交待, 延误了事故的发现时间。 发现事故现象后, 本应就地查 找原因采取措施恢复真空, 并果断地采取减负荷到零的办法来维持真空, 保护设备, 而 只是启动实际上不备用的 1 号循环水泵，对事故判断、处理不果断，采取措施不得力， 延误了事故处理时间，造成排汽门爆破事故扩大。七 阜新电厂 99 年 1 号汽轮发电机组轴系断裂事故（一）、事故经过阜新电厂 1 号汽轮机 CC140/N200-12.7/535/535 型超高压一次中间 再热两段抽汽凝汽式机组， 由哈尔滨汽轮机厂制造。 1996 年 3 月安装， 96 年 11 月 2 日首次并网

33、发电，同年 12 月 18 日正式移交生产。 1999 年 8 月 19 日 0 时 20 分， 运行五值接班，机组负荷为 155MW 运行；零时 30 分，值长令加负荷到 165MW ； 1 时整，值长令加负荷到 170MW，主蒸汽压力为12.6MPa，主蒸汽温度535 C,蒸汽 流量 536.9 吨/ 时。 47 分 30 秒， “高、中压主汽门关闭 ”、“抽汽逆止门关闭 ”光字牌报 警，监盘司机喊 “机跳了 ”。47 分 32 秒，交流、直流润滑油泵联动良好。 47 分 37 秒， 发电机出口开关 5532 跳闸，有功负荷到 “0”， 6KV 厂用电备用电源联动成功。值长来 电话向单元长

34、询问情况，单元长告：“01 号机、发电机跳闸 ”。值长当即告： “立即查明保护动作情况，对设备详细检查，有问题向我汇报 ”。单元长令： “汽机、电气人员检查 保护及设备情况 ”。司机、助手到保护盘检查本特利保护，回来后向单元长汇报： “没有 发现异常 ”。汽机班长检查完设备汇报单元长说： “设备检查没问题 ”。电气班长确认后 汇报： “发电机跳， 6KV 厂用正常联动备用电源， 电气保护无动作， 只有 热工保护动作 ” 光字牌来信号。单元长向值长汇报： “检查保护和设备都没发现问题 ”。值长告： “如无 异常，可以恢复 ”。随即单元长告汽机班长： “汽机挂闸，保持机 3000 转/分。 ”汽机

35、班 长到就地机头处操作，手摇同步器由 30mm 退至到 “0”位，同时令司机助手去检查设 备情况，助手回来后汇报： “机组检查正常，主轴在转动中 ”。这时班长操作同步器增加 行程时发现高、中压主汽门未开， 告助手去复归 “热工保护动作自保持复归按钮 ”，当检 查就地压力表立盘时发现调速油压很低，对从控制室返回来的助手说：“把调速油泵转起来 ”。调速油压恢复后，汽机班长到机头再次挂闸，逐步增加同步器行程，高、中压 主汽门开启，行程达 8mm 时回到主控制室，准备用电调升速，设定目标转速 3000r/min ，升速成率为 300r/min/min ，按进行键，此时转速实际值未能跟踪目标 值，同时

36、“高、中压主汽门关闭 ”信号光字牌亮， 汽机班长根据经验分析认为电调不正常， 向单元长汇报，并请示切液调运行，单元长同意。汽机班长到机头处将同步器退到“0”位，通知司机将电调切为液调运行，挂闸后同步器行程为8mm 时，高压主汽门已开启，达 11mm 时，转速表显示 100r/min 左右。 1 时 56 分 30 秒，当准备检查调速 汽门开度时，听到主汽门关闭声，同时一声巨响，发电机后部着火，机组严重损坏。轴 系断为 11 段， 10 个断裂面，其中 5 处为轴断裂， 4 处为对轮螺栓断裂， 1 处为齿型 联轴器失效。齿轮联轴器的失效，在运行中造成主油泵小轴与汽轮机主轴脱开，（二）、事故原因

37、主油泵停止工作、转速失去监测、调节系统失控。几种因素偶合的特殊 工况致使低压缸铸铁隔板在压力波冲击作用下碎裂是轴系损坏的主要原因。由于主油泵不能工作， 调速油压低， 中压主汽门前压力高，转速失去监测，调节系统失控等条件偶 合，导致机组启动时中压汽门滞后于高压汽门而突然全开的特殊工况。 低压缸铸铁隔板 的碎裂损坏，使静、动部件严重碰磨，机组发生强烈振动，是转子断裂、轴系破坏的主 要原因。 运行人员缺乏正确的判断能力，是偶发中压缸瞬时进入大量蒸汽特殊工况的主要原因之一。齿型联轴器的失效，导致转速失去监测、调节系统失控，中压缸瞬时进入 大量蒸汽特殊工况， 这种情况在国内从未发生过， 现场运行人员对此

38、缺乏正确的判断能 力， 对转速表的异常指示没能做出全面的综合分析，运行人员认为 “无异常 ”，仍按正常操作程序进行起动，是发生中、低压缸瞬时进入大量蒸汽特殊工况的条件之一。八 富拉尔基二电厂 89 年 1 号机大轴弯曲事故1989 年 1 月 13 日，富拉尔基二电厂 1 号炉再热器漏泄， 经请示调度同 意于21时45分开始滑停，值长对运行人员说：汽温在350 C以上可以快点滑”，（规程规定滑停速度为1 1.5 C /分），开始时降温速度为1 1.25 C /分,22时到23时降 温速度为2.7 C/分，23时到0时降温度为3.6 C/分。从额定参数滑到 2.0MPa、260 C 时应该需要

39、6 小时，而这次滑停仅用 2.5 小时。由于降速度过快，汽缸受到急剧冷却 后变形， 当胀差急剧变化并达到负值时， 值长没有及时下令打闸停机， 而是先倒厂用电 后才停机，此时负胀差达到 -1.8mm ，此后又延误了停机时间，造成大轴弯曲最大达 23 道。九 甘肃八C三电厂93年25MW 机组严重超速损坏（一）、事故经过1993年11月25日9时30分，电机检修人员高 XX、宋XX在二号机 处理励磁机整流碳刷冒火缺陷， 处理的方法是每取下一只碳刷，采用压缩空气清扫， 开始时，在最后一圈刷握下有两只碳刷发出长约 100mm 细火线 3-4 束，到 9 时 55 分 左右，励磁机碳刷突然产生像电焊一样

40、的耀眼火花。高对宋说：“你赶快申请停机 ”。宋跑到二号机司机值班室对司机助手姜XX说：赶快停机！ ”，此时二号机负荷在1万千瓦以上范围大幅度摆动，司机任XX即令其一号减温器值班员胡 XX,加大减温器供汽负荷，令助手姜XX速与值长联系。并手按甲管电动一次门关闭按钮后，即解列调压器，再进值班室发现有功负荷突甩到零， 又看调速汽门、 自动主汽门已关下， 危急保安器已 动作，马上回值班室关电动主闸门， 启动交流润滑油泵，看表盘数字转速表指示 4200 4300 转/分后，停止该润滑油泵。助手及时手关至除氧器的供汽门，该门关至二分之 一行程时，姜发现盘车处爆炸起火。当时，从三号机迅速赶到二号机值班室的生

41、技科汽机运行专责工程师汪XX,发现有功负荷大幅度摆动几下后突甩至零，见司机已在机头处，并见班长张XX用铁棒砸自动主汽门伺服机连杆， 同时确证电动主闸门正在关闭过程中， 即欲帮助他人 关二号机总汽门，行进中听到一声巨响， 回头一看，见低压缸后部大火升起，同时发现 调速汽门倾倒。赶到现场的汽机分场运行主任见二号机转速达4200 转/分，即去机头摇同步器， 并见到班长将自动主汽门砸下， 移动行程约 10-15mm 。有个别同志说： “发 现表盘数字式转速表指示曾达 5500 转/分”。目击者反映： 当时先听到二号汽轮发电机组发出不同寻常的异音， 同时看 到励磁机处有一团火，发出像电焊一样刺眼的兰光，

42、不到一分钟听到一声较大的震响， 随即发现汽机低压缸上部冒汽， 之后听到一声沉闷巨响， 看到盘车等部件飞了起来， 紧 接着烟火升腾， 直达主厂房房顶， 并相继发出一次很清脆的爆炸声， 黑色浓烟很快充满 整个厂房。机组二、三瓦及盘车装置等物飞出并爆炸起火后，司机、运行技术员、分场 主任等多人马上开启事故放油门， 切断至除氧器汽源和发电机氢气源。 广大职工和消防 人员赶到现场，奋力救火， 10 时 25 分，灭火结束。邻机和厂房设施未受到大的损伤， 未造成人员伤亡。9时57分，电气运行值班员张 X X发现二号发电机无功表突然由5000千乏降到零，紧接着有功表全刻度摆动，转子电压显示由140V 下降接

43、近于零，转子电流下降回零， 定子电流表指示突然升高并摆动； 定子电压表指示降低并摆动； 三号机 有功负荷表指针也大幅度摆动；无功 6000 千乏上升到 20000 千乏。同时二号机强励 动作。此时张喊：快，二号机不行了！ ”即速减有功负荷。电气运行班长聂XX、值长 田XX急跑至盘前，由田监视调整三号机。聂按调整负荷把手减有功负荷无效，征得值 长同意后，令张拉开关，联跳二号主变压器三侧开关。并向汽机发出 “注意”，“已开闸 ” 信号，数秒后即收到汽机发来的 “主汽门关闭 ”信号。此次事故造成一台 25MW 供热式 汽轮发电机组彻底损坏。（二）、事故原因及暴露问题 这次事故的起因是在处理二号机励磁

44、碳刷冒火缺陷中， 因处理工艺水平、 技术水平不高， 引起环火，导致二号发电机失磁， 有功负荷急剧摆动， 由于调速汽门失 控，为这次事故提供了条件。 当电气运行值班员为控制发电机失步， 用同步器减二号机 有功负荷时，调整无效，断开了灭磁开关，解列该机。在二号机解列后，调速汽门不但 无法关闭， 维持机组空转，而且转速势必急速飞升，引起危急保安器动作，自动主汽门关闭（主控室得到 “自动主汽门关闭 “信号），由于自动主汽门有卡涩缺陷，未关严（有 目击者确证自动主汽门尚有 10mm 多的开度， 汽机运行班长等人还用敲击自动主汽门 伺服机杆的办法进行紧急处理） 。造成了这次超速事故。机组超速，首先造成汽机

45、末三 级叶片的断裂损坏，并击穿低压缸 “发出第一次爆炸声 ”，机组强烈振动，串轴加大，轴 系稳定破坏， 进而损坏发电机密封瓦， 氢气溢出发生 “第二次爆炸声并着火 ”，同时引燃 汽机透平油及部分电缆。随之，轴系进一步失稳，破坏了全部轴承，扭断主轴，使汽轮 发电机组各动静部分严重磨、 撞击、 机组严重损坏。 当关闭主蒸汽管电动主闸门及总汽 门后，才完全切断进汽，转子失去转动的动力而停止，整个过程的时间是短暂的。 十 哈三厂 94 年 2 号机组二级旁路爆破引起跑油烧瓦停机事故1994 年 10 月 9 日 10 时 54 分，哈三厂 2 号机因检修和运行人员无票 违章作业， 造成二级旁路母管爆破

46、， 将交流润滑油泵出口逆止门后法兰与门体连接处撞 断，大量跑油，断油烧瓦。（一）、事故经过事故前 1、2 号机正常运行，总负荷 400MW ， 2 号机有功 200MW ，主 蒸汽流量670T/H ，主蒸汽压力12.7MPa，主汽温度540 C,再热压力2.3MPa，凝 汽器真空 94kPa ，高压调节级后压力 9.6MPa ，主油箱油位就地指示 -5/70mm。10 时48 分，运行监盘人员发现调节级后压力表的指示由 9.6MPa 下降 到 2.0MPa ，此时听到厂房内一声响， 运行班长马上从控制室跑出来检查， 听到二级旁 路管内有汽流声，回到单控到操作盘前看到旁路电动进汽门指示在20 开

47、度，将二级旁路进汽门关闭，经分析判断为调节级压力下降所致。10 时 54 分，汽机厂房内第二次发生巨响和汽流声，产生大量蒸汽。班长及 2 号机助手直奔二级旁路控制盘前，看 到进汽电动门又自动开启在 50 位置， 将二级旁路门关闭。 同时又发现润滑油压下降， 立即启动交流油泵，油压降至 0.08MPa ，又启动调速油泵，油压仍下降，又启动直流 油泵，此时，油压已降到 0.06MPa ，油位表指示接近 -200mm， 5、 6、7 瓦处冒烟。10 时 55 分立即在室内盘上打闸停机，转子惰走时间 5 分钟，室内油压表最低降至 0.018MPa 。启动 2 号顶轴油泵，从储备油箱往主油箱补油无效，油

48、泵已不打油，手 动盘车不动，造成 2 号机烧瓦。（二）、事故原因10 月9日上午，热工压流班三名同志处理 2号机高压调节级后二次门后 活节漏，将立盘后二次门关闭，但漏点未处理好，汇报班长董XX。董说： 得关闭一次门才能处理。”董去2号机单控与司机王 XX联系，要求关闭高压调节级后压力表一 次门，王说： “你有工作票吗？ ”董说： “星期天上哪开工作票，一会就处理完啦 ”。董与 王一同去高压调节级一次门处，王带着搬勾，对照标牌（标志不清） ，问董： “你能确定 是这个门吗？ ”董说：“你运行的还不知道吗？ ”王说： “你不知道， 我也不知道， 我不管 ”。 说完后，未关门回到单控室，董急于消除漏

49、点， 擅自将此门关闭， 致使调节级压力变送 器输出信号降低， 高压缸排汽压力高于调节级压力 1.5MPa ，二级旁路电动进汽门自动 开启，在二级旁路第二次动作时， 发生汽水冲击， 旁路母管发生爆破， 破裂开度 670mm ， 最大宽度 140mm ，环焊缝撕开弧长 350mm 。二级旁路母管爆破时产生位移，将交 流润滑油泵出口逆止门后法兰与门体连接处撞断， 润滑油大量跑出， 供油不足， 造成烧 瓦。（三）、暴露问题1、违章作业严重。热工压流班班长无票作业，且擅自操作运行一次门； 汽机司机不但不坚决制止， 而且还同检修人员去现场， 虽未操作， 但助长了检修人员的 违章行为。2 、人员技术素质低。

50、 运行和检修人员对该一次门同时接入三个回路的压 力表及保护装置不清楚， 对设备系统不掌握， 误关一次门， 使二级旁路电动门自动开启， 造成管道爆破。十一 华能汕头电厂 2 号汽轮机高压转子弯曲事故情况通报 按:1999 年 4 月 12 日，华能汕头电厂 2 号机组在大修后的启动过程 中，因漏掉对高压缸法兰加热左右侧回汽门的检查， 左侧汽门实际开度很少， 使高压缸 左右法兰温差严重超限， 监盘又较长时间没有发现， 造成高压转子大轴弯曲事故。 造成 这起事故的直接原因是运行人员责任心不强， 严重失职， 运行管理薄弱与规章制度不健 全也是造成事故的重要原因。 这种因左右法兰加热不均导致高压缸转子弯

51、曲事故近年来 还是第一次发生。 华能国际公司汕头电厂对这起事故的调查处理是严肃认真的， 及时查 明了原因，分清了责任。为共同吸取事故教训，现将华能汕头电厂 “设备事故调查报告 书”（摘要 ）转发，希望各单位认真结合本单位的实际情况，加强对职工的职业素养与岗 位责任的教育， 健全规章制度， 使各项工作规范化、 制度化、 同时， 加强对运行的管理； 杜绝工作中的不负责任、 疏忽大意的行为， 维护各项规章制度的严肃性， 防止类似事故 重复发生。设备事故调查报告书 （ 摘要 ）一、设备规范 汽轮机为亚临界一次中间再热、单轴三缸三排汽、冲动凝汽式汽轮机， 型号为 k 一 300-170 3 ，额定出力为

52、300MW 。高压缸主汽门前蒸汽压力为16 . 2MPa、温度540 C,高压缸排汽压力为 3 . 88MPa、温度333 C。汽轮机高中 压汽缸分缸布置， 高压缸采用双层缸加隔板套型式， 蒸汽的流向设计成回流式， 高中压 缸设有法兰和螺栓加热装置,高压转子采用整体锻造式结构。二、事故前工况#2 汽轮机用中压缸冲转,机组的转速为 1200 转/分,#2 机 B 级检修后第一次启动,处中速暖机状态；高压缸正在暖缸高压缸 法兰及螺栓加热已投入； 主汽及再热蒸汽温度压力正常, 各缸体膨胀、差胀、 振动值均 在正常范围。三、事故经过4 月 11 日, #2 机组 B 级检修结束后,经过一系列准备与检查

53、后, #2 机于 4 月 12 日 15 时 55 分开始冲转, 15 时 57 分机组冲转至 500rpm ,初步检查无 异常。 16 时 08 分,升速至 1200rpm ,中速暖机,检查无异常。 16 时 15 分,开启 高压缸倒暖电动门,高压缸进行暖缸。 16 时 18 分,机长吴 X 令副值班员庄 XX 开高 压缸法兰加热进汽手动门，令巡检员黄 X 开高、中压缸法兰加热疏水门，操作完后报 告了机长。 16 时 22 分，高压缸差胀由 16 时的 2 32mm 上升 2 6lmm ，机长开 启高压缸法兰加热电动门，投入高压缸法兰加热。 16 时25分，发现中压缸下部金属温度高于上部金属

54、温度55 C,机长安排人就地检查中压缸及本体疏水门，无异常，经分析认为温度测点有问题，联系热工处理。17 时 13 分，热工人员将测点处理完毕，此时中压缸上下缸温度恢复正常。17 时 27分，投中压缸法兰加热装置。 17 时 57 分，主值余 XX 在盘上发现 #2 机#2 瓦水平振 动及大轴偏心率增大，报告值长。13时02分，经就地人员测量，#2瓦振动达140 ym , 就地明显异音， #2 。机手动打闸，破坏真空停机。 18 时 08 分， #2 机转速到零，投 盘车，此时转子偏心率超出 500ym ，指示到头， #2 机停炉，汽机闷缸，电动盘车连续运行。18时18分至24分，转子偏心率降

55、至 40 70 m后， 又逐渐增大到 300ym 并趋向稳定， 电动盘车继续运行。在 13 日的生产碰头会上，经过讨论决定：鉴于 14 小时的电动盘车后， 转子偏心率没有减少，改电动盘车为手动盘车 180 度方法进行转子调直。并认为，高压转子如果是 弹性变形，可利用高压缸上、下温差对转子的径向温差逐渐减少，使转子热弯曲消除。 经讨论还决定，加装监视仪表，并有专人监视下运行。13 日 12 时 40 分起到 18 时 30 分 三次手动盘车待转子偏心率下降后，改投电动盘车，转子偏心率升高，并居 高不下，在300ym 左右。15日19时20分，高压缸温度达 145 C,停止盘车，开 始做揭缸检查工

56、作。四、设备损失情况1 转子弯曲最大部位在高压缸喷嘴和平衡汽封处，最大弯曲值0 44mm 。2 平衡汽封磨损严重，磨损量约 1 2mm ，磨损部位在下部左侧；高 压后汽封的下部左侧磨损约 0.30mm ；高压第 6、7、8 级隔板阻汽片下部左侧磨损约 080-1.OOmm ，第 9 、 10 级阻汽片下部左侧磨损约 0.40-0.60mm；第 l、2、3 级阻汽片下部左侧容损约 0.60-0.80mm.第 4、5 阻汽片下部左侧有少量磨损。3 、高压缸后油挡下部左侧和上部左侧局部钨金磨损严重 , 钨金回油槽磨去一半约 1.O0mm, 高压缸前油挡钨金齿左侧磨去0 35mm ，铜齿磨去约 0 4

57、5mm 。五、事故发生扩大的原因4 月 12 日 16 时 18 分，运行人员在操作 #2 汽机高压缸法兰加热系统的过程中， 漏掉了对高压缸法兰加热左右两侧回汽门的操作 （或检查 ） ，使得高压缸左侧 法兰加热回汽门开度很小，右侧法兰加热回汽门全开；当16 时 22 分，机长开启高压缸法兰加热电动门投入法兰加热后，从 16 时 27 分起。高压缸左、右两侧的法兰的温 差开始增大.56分时达100 C（左侧法兰金属温度为150.43 C,右侧为250 .45 C ）.在 高压缸左右温差大的期间 , 运行监盘人员没有及时发现 , 因而造成高压缸缸体膨胀不均， 转子偏心率增加，高压缸内动静摩擦，轴承

58、油挡磨损 ,高压转子弯曲。六事故暴露的问题1 部分运行人员工作失职，责任心不强。#2 机大修后运行人员未对系统进行启动前的全面检查。 机长在下令投入高压缸法兰加热系统时， 考虑不全面， 下令 不准确，没有要求操作人对高压缸法兰加热系统中的阀门的状态进行细致的核查；在 #2 机上监盘的机长、主、副值班员，监视机组的主要运行状态不认真， #2 机高压缸 左右两侧法兰温差增大及转子偏心率增大达 38 分钟没有发现； 值长对机组启动过程中 的重要参数跟踪监视不到位，掌握机组的运行工况不全面。2运行部在技术管理上存在漏洞，投产已两年，运行规程还不够完善， 现场没有正式的机组启动前各系统检查卡和。 启动期间专用记录表：已有的整 组启动操作卡 十二 历史：湛江电厂