火力发电厂事故及异常案例汇编

1、火力发电厂事故及异常案例汇编大唐华东电力试验研究所二0一六年九月前 言近年来，安全事故频发，据调查，70%以上的安全事故都是由“三违”造成的，惨痛的事实一次次为安全生产工作敲响警钟。为了认真汲取事故教训，提高对各类违章行为危害的认识，采取 针对性措施， 有效杜绝恶性事故的发生,大唐华东电力试验研究所有限公司搜集了本事故案例汇编，请所属企业各级领导和广大员工高度重视,认真组织学习讨论,希望能从中汲取教训,引以为戒,为提高企业 安全生产水平提供帮助。 大唐华东电力试验研究所 生产技术部 2016年9月目录汽机篇某电厂660MW汽轮机带负荷过程振动增大原因分析4某厂1号机振动大机组跳机9某厂2号机组

2、循环水切换不成功导致非停14运行监控不到位，转子进水弯曲16除氧器进汽逆止门不严，小机进冷汽跳机20机组启动过程中违章操作，造成转子永久弯曲23给水泵出口逆止门不严，汽泵倒转造成设备损坏26低压安全油管道断裂，造成非停事故28某电厂 2 号机EH 油管道锁母松脱原因分析及应对策略30某电厂2 号机组B 小机跳机33某电厂2 号机高中压转子对轮错位分析36某厂330MW机组低压转子瓦温高分析41锅炉篇给煤机，连续断（堵）煤44给煤机跳闸，炉膛爆燃46空预器停转，降负荷47水冷壁吹损，爆管停炉49热工篇1000MW机组小机MTSI电源故障造成机组跳闸分析501000MW机组低速碾瓦原因分析与处理5

3、2某厂1号机组异常停机事故58某厂DCS故障引起循环水进水蝶阀自动关回64某厂给水流量低触发MFT66某厂给水流量低误发触发MFT69某厂回油温度高跳机71某厂炉膛压力低低MFT73某厂350MW汽轮机推力瓦磨损事故分析76某厂2号炉贮水箱水位高MFT事故分析81600MW机组高压调节阀晃动事故的处理88660MW超临界DEH中汽轮机转速波动原因分析与处理91某电厂上汽-西门子1000MW机组轴承温度测点故障处理94上汽超超临界机组给水流量低导致MFT动作事件分析95电气篇安全措施不全，带地刀合刀闸96操作丢项解锁，带地刀合刀闸99甩线不包绝缘，误碰保护停机103漏切二次压板，差动动作停机10

4、6操作确认马虎，误切励磁停机108电缆短路着火，引发全厂停电110环火处置不当，转子弯曲停机115铁芯松动磨损，定子接地停机117设计存在缺陷，转子严重磨损119局部绝缘缺陷，主变套管烧损123化学篇某电厂精处理系统跑树脂事故125某电厂6号机组抗燃油油质异常129某电厂精处理制水周期短132某电厂凝汽器泄漏事故134阳床出水钠含量偏高135精处理再生系统树脂混合后出水电导偏高136炉水氯离子超标138药剂未经动态模拟试验引起凝汽器结垢140汽机篇某电厂660MW汽轮机带负荷过程振动增大原因分析【简述】某电厂2号机组为东方汽轮机厂设计生产的N660-25/600/600 型超超临界压力、一次中

5、间再热、单轴、三缸四排汽、双背压、凝汽式汽轮机，配套东方电机股份有限公司制造的QFSN-660-2-22B 型发电机。2015 年8 月，首次成功冲转，定速3000r/min 时刻，轴振、瓦振良好，达到了国标对新装机组振动水平的要求。机组并网后，低压缸瓦振和发电机振动逐渐增大；机组负荷450MW 时，58 瓦瓦振超过60m，7 瓦轴振也超过110m。振动专业技术人员协助电厂对2 号汽机的振动异常情况进行分析和安全评估。【事故经过】从机组首次并网后的历史数据来看，2 号机组的振动异常现象主要有以下几个特征：（1）首次定速3000r/min 空载运行时，机组轴振、瓦振良好；带负荷后，低压缸B 缸及

6、发电机振动随负荷升高明显增大，其中以58 瓦的瓦振及7Y 轴振对负荷的变化最为敏感，负荷大于450MW 时，58 瓦的瓦振、7Y 轴振就超过了报警值。（2）低压缸及发电机振动与负荷的跟随性具有可逆性，即随负荷升高而增大，负荷降低后，振动基本能恢复至原始水平。（3）初并网时刻，机组负荷33.6MW(无功27.4Mvar)，7 瓦轴振/瓦振分别为33m /13m，8 瓦轴振/瓦振分别为24m /38m；负荷增加至560MW 时(期间调整了无功功率)，发电机振动达到峰值，7 瓦轴振/瓦振分别为136m /76m，8 瓦轴振/瓦振分别为86m /92m。（4）瓦振与轴振比值偏大，即瓦振大、轴振小的问题

7、：主要表现在5，6，8 瓦上，目前普遍认为瓦振与轴振比值的正常范围为0.10.5；就2 号机组来说，初定速3000r/min 时，瓦振与轴振的比值不到1，而带负荷后6 瓦比值超过2.5。（5）6Y轴振经常出现间歇性大幅跳变，在30m300m范围内大幅波动。【事故原因】（1）6Y 轴振经常出现间歇性大幅跳变，主要是10Hz 以下低频振动，且信号输出时好时坏，信号真实性还有待证实。（2）振动表现异常的58 瓦，以工频为主，从性质上来说，属于普通强迫振动。从机理上来看，振动与2 个因素有关，一是激振力(轴振大小可反映来自转子上的激振力的大小)，二是动刚度；与激振力成正比，与动刚度成反比。引起机组振动

8、大故障的原因总的来说只有2 个，一是激振力过大，二是动刚度不足。（3）轴振随负荷升高而增大，是激振力增大引起的。升负荷过程中，68 瓦轴振增大，主要是工频分量的增大，表明转子上的不平衡量增加了。不平衡量包括2个部分，一是原始质量不平衡，二是热不平衡量。热不平衡来源，最常见的原因是碰摩和局部受热不均使转子产生临时热弯曲；由于碰摩与无功无关，考虑到发电机转子结构的特殊性，要注意匝间短路和冷却系统局部堵塞等问题。（4）瓦振随负荷升高而增大，与2 个因素有关：一是轴振增大导致瓦振增大；二是热负荷的影响使支撑动刚度降低，轴振不变的情况下仍可能使瓦振增大，具体表现为轴振、瓦振增大不成比例，如表1 所示。（

9、5）瓦振与轴振比值偏大原因分析：支撑动刚度由结构刚度、连接刚度2 个要素组成。从TDM 历史数据及现场轴承座振动特性测试结果来看，存在支撑动刚度不足的问题。1）轴承座外部特性现场实测结果：沿轴向方向，从联轴器端到转子端(也即从外端到内端)，58 号轴承座中分面垂直振动逐渐增大，内端比外端振动高出20m左右。存在一定的差别振动，表明存在受力不均的现象，导致连接刚度变差。2）从TDM 记录的超速试验过程瓦振Bode 图上发现，58 瓦轴振在3000r/min3360r/min 范围内均出现共振峰，瓦振则存在至少1 个共振峰，也就是说58 瓦轴承座在工作转速下存在一定程度的共振，导致瓦振对激振力的变

10、化比较敏感，出现了“轴振小、瓦振大”的现象。由于轴承座临界转速只是稍大于工作转速，在负荷增加的影响下，轴承座结构刚度会有一定程度的降低，导致轴承座临界转速更加接近工作转速，对激振力的变化(也就是轴振的变化)更加敏感。从560MW 与定速3000r/min 时刻瓦振与轴振比值的对比情况，可以得到验证。（6）真空严密性试验过程中，真空度降低3kPa，6 瓦瓦振降低20m。6 瓦轴承为坐缸式轴承，直接坐落在排汽缸上，表现出对真空非常敏感，也侧面印证了6瓦动刚度不足的判断。电厂技术人员反映，6 号轴承箱曾因安装困难采取过切削处理，此举会降低轴承箱的刚度和强度，基本可以证实对6 号轴承箱存在动刚度不足的

11、判断。【防范措施】根据变参数运行试验及振动分析，认为 2 号机组振动异常现象是结构动刚度不足和热不平衡综合引起的，并有如下建议：（1）由于发电机振动与励磁电流大小表现出正相关性，可能的原因包括匝间短路、转子材质不均、冷却系统不对称引发的冷却不均等。因发电机转子绕组匝间短路对设备安全性的影响远高于其他引起转子热不平衡的原因影响，建议首先请发电机厂家及发电机专家确诊是否存在匝间短路故障，并评估对机组安全性的影响。如无匝间短路情况且其他引起热不平衡的原因难以消除，再考虑其他手段抵消或者补偿一部分热不平衡量。（2）利用合适的机会，对58 瓦动刚度不足的原因进行排查：检查轴承紧力、间隙、瓦枕垫块接触状况

12、；台板与汽缸以及台板与轴承座之间接触情况。尤其是6瓦，最好能翻瓦检查，并查看轴振探头是否正常。（3）对于5-8 瓦轴承座工作状态下共振的问题，主要有2 条解决途径：一是提高动刚度避开共振，也是解决此问题的根本方法，但现场操作起来通常都比较困难；二是降低激振力。即使运行中出现共振，在确保连接刚度无异常后，通过精细动平衡，减小转子上的激振力，也可以取得比较好的减振效果。某厂1号机振动大机组跳机【简述】湘潭公司1号机由于#6低压加热器水位差压变送器数据失真，造成#6低压加热器汽侧水位过高，中压缸上下缸温差过大变形，#2轴瓦X方向轴振持续上升，机组打闸停机，造成非停事故。【事故经过】2015年7月29

13、日12时21分，湘潭公司1号汽轮机#3轴瓦X方向轴振开始缓慢上升；12时23分，#3轴瓦Y方向轴振开始缓慢上升；12时24分，#2轴瓦X方向轴振也开始缓慢升高。12时29分，#2轴瓦X方向轴振升至90m、Y方向轴振升至52.4m；#3轴瓦X方向轴振升至42.4m、Y方向轴振升至34.8m。值长立即派人就地倾听各轴承声音，检查主汽门、调速汽门实际开度，未发现异常。同时，监盘人员立即对机组相关运行参数进行检查。12时33分，#2轴瓦X方向轴振升至130m、Y方向轴振升至72.1m；#3轴瓦X方向轴振升至48.9m、Y方向轴振升至46.4m，运行人员解除机组AGC控制方式，调整机组负荷涨至173MW

14、（通过机组实际运行中摸索，负荷180MW时振动值最优），主汽压力提高至12.1MPa，同时将主机润滑油温度降至42.1，此期间#2轴瓦X、Y方向轴振继续上升。12时40分，#2轴瓦X方向轴振升至177.4m、Y方向轴振升至104m，运行人员就地检查发现#3轴瓦附近声音增大，汽轮机内部无异常声响，运行人员快速降低机组负荷至145MW。12时50分，#1轴瓦X方向轴振达到99.35m，Y方向轴振54.57m，#2轴瓦X方向轴振达到250m，Y方向轴振153m，#3瓦X方向轴振达到69.03m，Y方向轴振72.58m，此时虽未达到汽轮机振动保护逻辑动作的条件（任一轴瓦某方向轴振大于250µ

15、m，相邻轴瓦同方向轴振大于125µm，上述两个条件同时具备时，汽轮机振动保护动作，机组跳闸，无延时），但因#2轴瓦X方向轴振持续上升，且上升速度呈增快趋势，当值值长立即下令手动打闸停机。机组打闸后，发电部会同设备部专业人员立即就地查看汽轮机惰走过程中各轴瓦和汽缸的情况，除在惰走时，中压缸后轴封处有动静摩擦声外，高、中、低压缸及各轴瓦等其它部位未发现明显异常，汽轮机惰走曲线与典型工况基本一致，未发现异常，13时10分，汽轮机转速到零，投盘车，盘车电流无波动，大轴晃度与原始值一致。后经进一步检查，发现6段抽汽温度、中压缸排汽温度（该测点位于中压排汽缸下部供热抽汽管道上，距离中压排汽缸底部

16、约400mm），中压排汽缸下半内壁温度（该测点位于中压排汽缸底部，两根供热抽汽管道之间），中压排汽缸上半内壁温度（该测点位于中压排汽缸顶部，两根低压缸进汽管道之间）在汽轮机振动异常上升之前，在不同时间段先后开始下降。到机组打闸前，分别由235、241、208和248下降至100、121、121和240。从机组振动开始增大直至停机的过程中，汽轮机所有轴瓦温度、推力瓦温度、轴位移、高压缸胀差均无明显变化，中压缸和低压缸胀差受中压排汽缸温度和低压缸进汽温度降低的影响略有升高，但均在正常范围内。检查中通过对#6低加汽侧放水，发现#6低加水位变送器测量不准，随后发现变送器一次门处于关闭状态，6段抽汽管道

17、及供热抽汽管道内发现存水。进入低压排汽缸内部检查，低压末级叶片无损伤。结合机组打闸前中压排汽缸上、下半内壁温度的变化，汽轮机振动呈缓慢爬升无明显阶跃，低压缸进汽温度虽略有下降，但仍有约100过热度，以及上述其他检查情况和机组实际运行状态综合分析，基本可以排除中、低压缸进水，对汽轮机造成水冲击的可能性。【事故原因】1 机组停运后对系统进行检查，发现#6低压加热器水位差压变送器一次门处于关闭状态，导致水位测量数据失真，正常疏水调门无法根据真实水位进行调节，造成#6低压加热器汽侧满水，#6低压加热器疏水通过汽轮机6段抽汽管道和供热抽汽管道溢流至中压缸排汽口处，造成中压排汽缸下半内壁温度下降，导致中压

18、排汽缸上下半内壁存在约120的温差，中压排汽缸后部的中压缸后轴封收缩变形，引起中压转子轴颈与汽封发生动静摩擦，因该摩擦现象在停机前一直未消失，造成邻近的#3轴瓦X方向轴振持续升高，又因本机组为高中压分缸结构，受高中压缸之间的#2轴瓦负载偏轻，同时又是高中压进汽口的位置，易受其他部位振源的影响，在#3轴瓦X方向轴振开始升高约三分钟后连带引起#2轴瓦X方向轴振以更快的速度升高，最终因达到汽轮机振动保护值后打闸停机。因此，#6低压加热器因水位测量失效，正常疏水调门无法正常调节，加热器满水倒流，是本次停机的直接原因。2 运行人员监盘不到位，机组启动后未能对#6低加水位偏低，正常疏水调门开度不正常的情况

19、引起重视，主观认为是由于#6低加正常疏水和紧急疏水调门内漏造成的，未进行进一步检查核实，错过了及时发现该加热器水位测量失真的时机。在机组出现振动故障后对故障原因分析能力不强，未能及时发现6段抽汽及中压缸排汽温度异常下降的情况，从而影响了故障处理的准确性和及时性是本次停机的主要原因。3 #6低压加热器水位保护设置不合理，该加热器水位保护由一个开关量（就地液位开关）和一个模拟量（差压变送器）组成，其中高一值（水位900mm，主控报警）由模拟量控制，高二值（水位1050mm,联锁开启紧急疏水调门、水侧旁路门，关闭抽汽电动门、逆止门和水侧出入口电动门）由开关量和模拟量以二取二的保护逻辑控制，因水位差压

20、变送器即模拟量失效，造成加热器水位高异常后，高一值报警和高二值保护均未发出，致使#6低压加热器未能切除，是造成本次停机的另一主要原因。4 设备部热控专工和点检员在启机前后未对机组重要保护和重要参数进行细致检查，未能及时发现缺陷，是本次停机的间接原因。5 热控人员在5月12日至5月22日的1号机组停备期间，在完成“1号汽轮机6、7号低压加热器液位计表管更换（热控第二种工作票）”工作后，未对#6低压加热器水位差压变送器系统进行恢复，在机组启动前及启动后对变送器进行检查时不认真，未发现该变送器一次门处于关闭状态，造成水位监视数据失真，是本次停机的间接原因。【防范措施】1. 严格按照集团公司关于规范发

21、电机组启动阶段管理的通知要求，机组启动前做好设备、系统的检查、试运行和保护传动工作，机组启动后对主辅机系统进行全面检查，对所有控制系统、保护装置等逐一确认，保证运行状态符合规程要求。2. 严格按照集团公司、大唐国际开展安全隐患排查工作的要求，全面、深入的开展排查工作，对机组各种保护逻辑进行全面检查和梳理，遵循宁可误动、不能拒动的原则，修正错误或不合理的保护设置，增加应有未有的保护设置，同时对保护装置进行彻底检查，消除安全隐患，切实保证设备安全，坚决杜绝走过场的情况发生。3. 认真对照集团公司、大唐国际关于机组“降非停”的工作要求以及我公司制定的“降非停”行动计划查找存在的问题，针对“降非停”行

22、动计划逐项落实，将动态检查作为日常工作的重要内容。4. 发电部特别要加强对运行规程和二十五项反事故措施的培训和学习，深刻理解相关要求；要针对各种典型事故案例开展技术培训。梳理典型事故案例，制定相应的应急处置方案，并组织各运行值进行实战演练，对演练过程中存在问题进行完善，提高故障处理能力。同时开展有针对性的仿真机培训。从故障判断到处理在仿真机上进行逐项演练，提高运行人员基本操作技能和事故应急处置能力。“停备”期间组织运行人员到运行机组相同岗位进行跟班操作。5. 加强运行管理。提高运行人员重要运行参数异常的敏感性，发现设备参数异常及时分析并联系相关人员进行处理，避免此类事件再次发生；要求发电部专工

23、每天对设备运行重要参数进行跟踪检查，发现设备运行参数异常要及时分析处理。6. 加强设备管理，规范检修、维护、消缺工作，特别是加强过程管控，加强工作票、操作票管理，严格执行两票管理制度，对票种使用不规范的情况进行彻底整改。严肃执行验收制度，切实落实责任制。加强点检工作，完善点检点设置和规范点检内容，真正发挥出点检工作的重要作用。加强设备部专业人员和检修维护人员的技术培训工作，提高业务水平。某厂2号机组循环水切换不成功导致非停【简述】哈一热2015年8月4日进行循环水切换操作，由于切换不成功，导致2号机真空下降，机组打闸，造成非停事故。【事故经过】4日6时，哈一热厂1号机组按调度令并网，开始1号机

24、组大修后（汽封及喷嘴改造）试运行。事件发生前，2号机组负荷221MW，3、4号循环水泵运行，3号循环水泵电流151A，4号循环水泵电流161A。此时采用双机一塔运行方式（由2号机的循环水泵及水塔为两台机组凝汽器提供循环水），2号机循环水压力0.2MPA，2号机组真空为-87.1kpa。2号水塔水位1.5米，两水塔联络闸板在关闭状态。10时20分,1号水塔注水完毕，联系吊车，准备吊起水塔联络闸板门。为提高2号机组真空，10时29分，启动1号变频循环水泵运行，正常后，开启1号机上塔门，关闭循环水供、回水联络门，倒换为正常运行方式。10时34分，1号变频循环水泵跳闸，2号循泵联锁启动失败，1号机循环

25、水压力降至0.05Mpa，运行值班人员立即开启供、回水联络门，关闭1号水塔上塔门，紧急恢复双机一塔方式。2号机组迅速降低负荷，煤量由162t/h减至138t/h，维持真空不降低。由于1号塔上塔门行程较长，在关闭过程中又出现卡涩现象，此时水塔联络闸板门吊起1/3，3、4号循环水泵电流开始大幅摆动。10时54分，2号机组真空-80.3kpa，低真空保护动作跳闸。【事故原因】1. 1号循环水泵跳闸后，循环水供、回水联络门开启，1号塔上塔门行程较长且关闭过程中卡涩，2号塔循环水通过供水联络管，再通过1号塔爬塔门进入1号塔，造成2号水塔水位低，导致2号机循环水泵进空气，进而导致2号机凝汽器进水量变少，2

26、号机真空降低，低真空保护动作机组跳闸。2 1号机组启动初期，由于清除水塔内部堆积的废弃填料，水塔无法注水，采取了两机一塔的运行方式。【防范措施】1 做细做实事故预案的编制工作，强化各级人员对事故预案的熟悉程度。生产管理人员加强对现场特殊运行方式和薄弱环节的掌控，定期查问现场运行状态。规范重大操作的到位监护制度，杜绝安全问题上的“想当然”。定期组织有针对性的事故演练，让各级人员绷紧安全弦，真正做到在安全生产上如临深渊、如履薄冰。2 加强设备的深入、细致治理，杜绝点检和检修工作的不认真、不彻底。深化缺陷管理，用考核缺陷消除率、发生率来促进设备治理。继续深入推进点检定修工作，通过日常点检和精密点检时

27、刻把握设备状态，对脆弱部位和薄弱环节要加大预维护力度。要举一反三，加强对全厂变频器的隐患排查，彻底查清变频器冷却风扇电源空开的跳闸原因。吸取2号循环水泵不能正常联启的教训，加强对备用设备的检查和试运工作，确保备用设备的可靠备用。3 夯实运行管理基础，强化“按章办事”意识。从基础的班前、班后会、定期工作、事故预想抓起，管理人员定期考问、不定期抽查，确保各项基本制度在执行环节上不打折扣，对简化工作程序者从严从重处理。细化完善运行管理制度，明确要求、明确后果、明确考核，把“侥幸、麻痹、不负责任”的思想意识彻底消除。4 从生产实际出发，改进运行人员的培训体制。细化培训方案，针对不同个体、不同岗位制订不

28、同培训计划。把培训考试侧重点向仿真机操作倾斜，逐步增加仿真机组合事故的难度。将培训工作推进到班组和机组层面，加大值长对值内人员、主值对本机组人员的业务培训力度。面对运行队伍的快速年轻化，要重新完善“师徒合同”制度，加快新人的成长速度。5 专门制定公用系统的事故演练方案，完善标准票库中关于公用系统的标准票。针对燃油系统、液氨系统、压缩空气系统、循环水系统的特殊运行方式，要全面梳理规程、系统图、操作票中不足之处，及时进行整改。 运行监控不到位，转子进水弯曲【简述】某电厂1号机组停备后，在向凝汽器注水过程中，由于反措不落实，运行人员疏忽，没有对凝汽器水位进行有效监控，导致#1机汽缸进水，转子严重弯曲

29、。【事故经过】8月23日某厂1号机组停备，凝汽器水位在30分钟内（0：401：10）由500mm降至50mm的情况，运行人员对凝汽器补水至700mm，并关闭了凝汽器补水二次门。机组有关参数：轴向位移-0.3，差胀-1.7mm，汽缸壁温第12测点调节级上缸前侧外壁温433，第14测点调节级下缸前侧壁温417，除差胀属正常偏大外，其它未见异常。02：50，凝结器水位降至450mm，凝结器补水至950mm（现场水位计指示），关闭凝结器补水一次门。3：50运行人员发现集控室凝结器电接点水位计指示1050mm（集控室水位表只显示1050mm，其最大值1200mm不显示，是因凝结器现场电接点测量筒最高点是

30、1100mm，没有1200mm这个点）。5：00运行人员检查发现#1凝结器水位仍维持在1050，金属温度第12点388，第14点376，运行人员判断机组盘车状态正常，即放弃了对凝汽器水位和金属温度的监视以及集控凝汽器水位与现场水位计的校对工作。6：40，巡检发现#1机大气释放阀冒汽和真空破坏门冒水，即电告盘前，并查看有关参数为：差胀1.2mm，轴向位移-1.2mm，轴封压力显示为0.025MPa（集控），盘车电流未检查。运行人员以为是轴封漏汽引起大气释放阀冲坏（2个大气释放阀，1个低压纸板边缘冲坏，1个低压纸板冲出一半落在低压缸上），立即压关低温蒸汽总门、轴封新蒸汽一、二次门和除盐水至凝汽器补

31、水一、二次门。当返至8米平台时，发现盘车已跳。此后，运行人员开启了凝结器热水井放水门及#4低加放水门，并组织人员对系统进行检查和人工盘车，但人工定盘难度很大（4个人只能转动10度左右）。在进行7个小时人工定盘直轴后，于13：50、14：25、16：40，先后试投了3次连盘，盘车电流摆动幅度分别为1518.5A、1315A、1516.5A。8月24日00：40，盘车电流14A，摆动0.6A；7：00盘车电流14A，摆动0.3A。由于1机盘车的电流和摆动均未发生太大的变化，加之1机头没有大轴晃度测量装置（只能以盘车电流及其摆动情况判断）。8月29日，经揭缸检查发现；在汽轮机转子与发电机转子联轴器螺

32、栓未松的情况下，汽轮机转子最大弯曲度部位在第6级后，弯曲度为0.615mm，汽轮机转子叶轮瓢偏度最大的部位在调节级叶轮进汽侧，瓢偏度为0.39mm；松开汽轮机转子与发电机转子联轴器螺栓，测量两联轴器中心，下张口0.005mm，汽轮机转子联轴器比发电机转子联轴器高0.18mm。在发现转子确实弯曲后，该厂才向上级公司进行汇报。9月1日将转子送出进行修复。【事故原因】1 防止电力生产重大事故的二十五项重点要求中：“凝汽器应设有高水位报警装置并在停机后仍能正常投入”的规定以及“停机后应认真监视凝汽器、高压加热器和除氧器水位，防止汽轮机进水”的规定没有得到落实。2 运行代班管理存在随意性，#1机组停运后

33、，当班司机抽调从事其他工作，又批准两个副司机请假，临时安排其他机组人员替班，未交代机组、系统，特别是相关指示表记存在的差异及安全注意事项，造成对存在的异常不能及时发现。3 劳动纪律松懈，工作时间运行人员在现场睡觉，无人管理；现场作业存在随意性，操作人员在对凝汽器补水过程中，违反有关规定，不使用加力杆直接用手关闭凝结器补水一次门不严等。4 运行规程中对凝汽器补水的相关规定缺少数据，可操作性差。有关技术标准没有关于停机后凝汽器水位应维持多高的具体要求。5 #1机组凝汽器水位没有高水位报警装置，违反了防止电力生产重大事故的二十五项重点要求中第10项防止汽轮机大轴弯曲、轴瓦烧损事故第10.1.12条“

34、凝汽器应有高水位报警并在停机后仍能正常投入”的规定。【防范措施】1 认真检查和整改安全责任制落实情况与安全意识上存在的问题，迅速提高各级人员的安全责任心，使安全生产责任制真正落到实处。2 严格请假制度，严肃劳动纪律，整顿生产秩序。停备机组必须保证有2名以上熟悉设备特性的本机组人员在岗，运行机组严禁安排不熟悉设备特性的人员顶岗；严格执行安全生产汇报制度，对安全生产中发生的重大问题，按照及时性要求逐级进行汇报；扎实开展运行分析、异常情况分析、安全日活动，加强检查、督促，不断夯实安全基础。3 认真对照防止电力生产重大事故的二十五项重点要求，制定详细的整改计划，对存在的问题结合安全性评价整改工作一并按

35、月考核、落实到位。提出#1机无大轴晃度测量装置改造方案报批后组织实施。完成对#1、2机组凝结器水位、盘车跳闸等声光报警装置的安装、投入以及所有机组报警装置的检查与完善工作；编制、完善机组停运后的有关监测、抄录数据项目表，为运行人员及时准确地抄录有关数据、分析处理机组工况提供可靠的依据。4 加快制度修编工作，特别是要按照二十五项反措，对凝汽器水位、低加水位、高加水位、除氧器水位等参数在运行中和停机后维持多高水位的具体数据予以明确，并提出容器水位超过规定值时必须放水并查找原因的具体要求。5 强化生产技术培训，提高人员素质。利用讲座、讲课、专题研讨、默画系统图、现场考问等多种形式开展扎实有效的技术培

36、训和技术比武活动，高质量地组织完成技术标准考试与特殊工种培训、持证工作。6 严格执行“两票三制”。完成标准作业票建库工作，按照集团公司工作票、操作票使用和管理标准要求，全面推行标准化作业并认真做好危险点预控工作。在非标准操作票库尚未建好前，要求有关生产部门做好培训工作，安排专人指导运行人员现场填写作业票，规范操作程序。除氧器进汽逆止门不严，小机进冷汽跳机【简述】滨州公司1号机2015年10月31日降负荷过程中，小汽轮机进汽压力波动，给水泵出力下降，导致给水流量低保护动作，锅炉MFT、发电机解列，造成非停事故。【事故经过】2015年10月31日7时，大唐滨州发电公司1号机组AGC方式运行正常，单

37、台100%容量汽动给水泵运行正常，A、B、C磨煤机运行，汽动给水泵汽源为本机四段抽汽，再热冷段至小机的高压汽源电动门开启（高压汽源热备用），来自辅汽联箱的小机调试用汽电动门关闭（自动关闭后，运行人员再次手动校严）。单台50%容量的电动给水泵备用。辅汽联箱汽源为本机四段蒸汽。7时33分，1号机组负荷235MW，运行人员启动D磨煤机升负荷，启动后发现给水流量跟踪缓慢，运行人员解除给水自动，采用手动调节方式，以维持汽水分离器出口蒸汽过热度。7时56分，C、D给煤机断煤，运行人员解除燃料自动，机组切至机跟随滑压方式运行。因燃料量减少负荷逐渐下滑，空气炮投入无效果，投入AB层等离子稳燃，C磨维持给煤量2

38、0t/h左右运行。8时12分40秒，C给煤机给煤量降至0t/h，剩余A、B两台制粉系统运行，运行人员手动调节给水泵转速，使给水流量从782.63t/降至577t/h后，给水流量趋于稳定。8时15分40秒，给水流量554.34t/h再次突然大幅降低，调节给水泵转速没有效果。8时15分57秒，给水流量低保护动作。8时16分00秒，锅炉MFT，联跳汽轮机、发电机解列。【事故原因】通过查询历史数据得到，锅炉给水流量大幅波动、且快速下降至310t/h，锅炉“给水流量低低”保护动作，导致锅炉MFT、联跳汽轮机。第一次给水流量持续下降，原因是机跟炉滑压方式运行，锅炉D、C给煤机相继断煤，运行人员为维持汽水分

39、离器出口蒸汽过热度，调节水煤比，手动降低给水泵汽轮机转速，使给水流量降低。第二次给水流量大幅降低，分析为小机进汽温度大幅度下降，蒸汽做功能力不足，汽泵出力下降，小机调门开大，汽泵转速仍然降低，从而引起给水流量低至跳闸值，导致机组跳闸。事故过程中，1号机组滑压运行方式。四抽压力与小机进汽压力接近，略高于除氧器压力0.05MPa，四抽温度与小机进汽温度相当。8时13分39秒，锅炉D、C给煤机断煤30分钟后，锅炉给煤量已不能维持稳定负荷，导致机组负荷突然大幅度降低，四抽压力与小机进汽压力分别由0.71551MPa，0.71505MPa开始降低，辅汽联箱压力由0.63932MPa也开始降低，除氧器压力

40、由0.66374MPa也开始降低，但降低幅度明显小于四抽压力与小机进汽压力降低幅度。8时14分11秒，四抽压力、小机进汽压力与除氧器压力三者压力相当，均在0.663MPa左右。随着时间的推移，除氧器压力高于四抽压力和小机进汽压力，小机进汽温度由364.93开始下降。8时15分22秒，除氧器压力为0.64615MPa，四段抽汽压力为0.57387MPa，小机进汽压力为0.567MPa，除氧器压力比四抽压力高0.07MPa，比小机进汽压力高0.08MPa，此时小机入口蒸汽温度由345.50开始快速下降，8时16分0秒，机组跳闸时，小机进汽温度已剧烈下降至238.63。从曲线上分析，小机进冷汽，此时

41、主要是除氧器中饱和蒸汽进入小机导致小机入口温度下降。由于3号高加疏水（负荷247MW，疏水流量120t/h左右、温度190）进入除氧器汽化（除氧器绝对压力0.718MPa，对应饱和温度为165.98）以及减负荷过程中，给水流量降低，除氧器水位上升，导致除氧器压力高于四抽压力，使除氧器内蒸汽因抽汽逆止门不严返至小机，小机进汽温度大幅度下降，蒸汽做功能力下降，小机低压调门虽持续开大，但汽泵转速依旧降低，从而引起给水流量低至跳闸值，导致机组跳闸。【防范措施】1 结合1号机组停机机会，对除氧器进汽逆止门进行修复，必要时进行更换，消除除氧器返汽至四抽的隐患。另外，安装过程中，注意2号机相同类型逆止门边缘

42、有无磨损，做到防微杜渐。2 低负荷（180MW及以下）情况下，密切注意四抽与除氧器差压以及小机进汽温度变化，当进汽温度迅速下降时，开启3号高加危急疏水至凝汽器调门，同时开启危急疏扩减温水，注意真空变化。严防除氧器中饱和蒸汽进入小机。3 除氧器进汽压力，温度无远传测点，不能随时监视除氧器的运行状态，为判断事故原因带来一定困难，建议增加除氧器进汽压力，温度热工远传测点，并送至DCS。运行中，注意观察除氧器进汽温度以及小机进汽温度变化，如果小机进汽温度下降速度过快，影响小机出力，启动电泵备用。5 小机高压汽源充分暖管，运行中保持热备用。6 优化快减负荷操作预案，加强应急演练，以确保异常情况下机组安全

43、运行。机组启动过程中违章操作，造成转子永久弯曲【简述】2003年07月20日，某电厂一台300MW机组，在备用后热态启动过程中，因人员违章操作，致使汽轮机高中压转子产生永久性弯曲，被迫停运20余天，进行直轴处理。【事故经过】2003年07月20日16时00分，某厂接中调命令2号机组准备开机。当时2号机高中压内缸外上壁温度363.5，外下壁温度346.3，内壁上下温度测点损坏；中压第一级出口上壁温356.21，下壁温测点损坏；高中压胀差1.78mm。16：20向2号机辅汽联箱送汽。16时45分，锅炉点火。17时40分高、中、低压轴封进汽门暖管。18时02分，开大轴封进汽门向低压轴封送汽，操作中运

44、行人员去汽机零米层调整循环水出水门，忘记了向高中压轴封送汽。18时03分，真空泵启动抽真空。18时32分，相关运行人员在用餐时才想起高中压轴封未送汽，马上报告机组长，机组长决定吃完晚饭马上去送。18时32分，运行人员发现机组负胀差增大，到现场将高中压轴封送汽。20时51分，冲转前条件确认：高中压内缸外上壁温度338.21，过热汽压力5.17MPa，炉侧过热汽温度455，高中压胀差2.25mm，高中压缸膨胀15.615.7mm，转子晃度0.028mm，凝汽器真空87.1kPa，油温36.5。21时13分，机组冲转，设定目标转速500rpm，升速率100rpmmin。转速升至500rpm，打闸检查

45、正常。21时18分，挂闸进行第二次升速，设定目标转速3000rpm，升速率300rpmmin。21时22分，转速升至1138rpm，2号轴振X方向达190m，2号瓦振达70m，检查顶轴油泵已停。21时23分，转速升至1308rpm时，振动保护跳机，SOE首出为“瓦振大”，在降速过程中因振动上升，立即破坏真空紧急停机。21时41分，机组转速到零，投入盘车运行。有关技术人员研究分析后认为转子存在热弯曲，决定连续盘车4小时后再开机。21日至23日，经与厂家及省试验研究所有关专家讨论后，试开机4次并在中低压转子对轮上加平衡块499克，均未获成功。判断为转子永久性弯曲，决定开缸检查。08月03日，开缸检

46、查，发现高中压中间汽封梳齿局部轻度磨损，高中压转子弯曲250m，2号瓦轻微研磨。经直轴处理后。08月16日20时58分，2号机组启动正常。08月17日02时00分，2号机组带满负荷300MW运行正常。【事故原因】1. 运行人员违章操作。运行人员在机组热态开机时，违反防止电力生产重大事故的二十五项重点要求第10.1.3.6条中“机组热态启动投轴封汽时，就确认盘车装置运行正常，先由轴封送汽，后抽真空。”的规定，高中压轴封送汽滞后于抽真空时间近30分钟，致使冷气沿高中压转子轴封处进入汽轮机，转子受到局部冷却，是造成此次事故的直接原因。2. 机组冲转参数选择不合理。冲转时主蒸汽温度与热态开机要求不匹配

47、，不仅未达到防止电力生产重大事故的二十五项重点要求第10.1.2.4条中“主蒸汽温度必须高于汽缸最高金属温度50，但不超过额定蒸汽温度”的要求，冲转时主蒸汽温度左侧307.43、右侧350.4，而高中压内缸外上壁温度为338.21，启动时出现了负温差，是造成此次事故扩大的直接原因。3. 振动发现不及时，处理不果断，存在侥幸心理。振动测量、监视不及时，未能严格执行防止电力生产重大事故的二十五项重点要求实施细则第10.1.4.1条“机组启动过程中，在中速暖机之前，轴承振动超过0.03mm”。和第10.1.4.2条“机组启动过程中，通过临界转速时，轴承振动超过0.10mm或轴振动超过0.26mm立即

48、打闸停机，严禁强行通过临界转速或降速暖机。”的相关规定，机组在启动过程中已出现异常振动，没有及时采取措施予以消除，直至SOE“瓦振大”保护动作停机，惰走过程中没有采取破坏真空缩短惰走时间的果断措施。停机后在未查明原因采取措施的前提下多次开机，是造成此次事故的间接原因。4. 运行人员责任心不强。当机长接到发现高中压轴封未送汽的报告时，未立即采取送轴封的措施,而是吃完晚饭才去送，拖延了送轴封的时间，是造成此次事故的间接原因。5. 参数测点布局不合理，消缺不及时。如主蒸汽温度测点、转子晃度表测量点布置不合理，高中压缸内壁上、下温度测点损坏；中压缸第一级出口下壁温测点损坏，使运行人员失去了有效的监视手

49、段，埋下了事故隐患，是造成此次事故的间接原因。【防范措施】1. 重大操作管理人员不仅要到位，更要履行职责，及时发现、制止违章违规行为。 2. 提高班组长（机长）、主值的遵章守纪意识、管理能力和操作技能，消除盲目乐观思想，要严肃认真对待每一项操作，使安全生产始终在控、可控。3. 对设备缺陷要积极创造条件予以消除，保证设备能够健康运行。对暂时无法消除的缺陷，要制定针对性的防范措施，并具有可操作性，以防止事故的发生、扩大。给水泵出口逆止门不严，汽泵倒转造成设备损坏【简述】某厂2号机汽泵停运过程中由于出口逆止门不严，造成了汽动给水泵组高速倒转，小机和汽泵设备损坏严重。【事故经过】某发电厂2号机300M

50、W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。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，而锅炉省煤器前又没装逆止阀，高压给水回流，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kWh。

51、【事故原因】1. 给水泵出口逆止阀卡涩，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，造成水泵倒转。4. 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.

52、 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。低压安全油管道断裂，造成非停事故【简述】七台河3号机组运行中低压安全油管道突然断裂，导致隔膜阀上腔失压，AST油泄压，机组全部进汽门关闭，机组跳闸，造成了非停事故。【事故经过】6月11日七台河公司3号机组负荷339MW，A、B、C、D磨运行，A侧送、引、一次风机运行，B侧送、引风机、一次风机运行，A、B汽泵运行，电泵联锁备用，机组各主要参数运行平稳。17:40:20.9汽轮机AST母管油压低信号1、2、3动作，同时汽轮机所有进汽门全部迅速关闭，17:40:21.9机组负荷由33

53、9MW迅速下降为0MW，随后17:40:26.7发电机逆功率保护动作，17:40:27.9汽轮机ETS保护动作，机组跳闸，17:40:28.9锅炉MFT，17:40:29.9汽轮机转速下降。【事故原因】根据保护动作时间及主汽门关闭时间判断出先是汽轮机主汽门关闭，导致机组逆功率，发电机保护动作引起汽轮机跳闸锅炉MFT。从跳闸过程曲线上分析造成主汽门关闭的原因是调节保安系统AST油失去压力，能造成调节保安系统AST油失去压力有两种原因，一种是薄膜阀上腔油压失压导致薄膜阀打开使AST母管油液经无压回油管路排至EH油箱；另一种是两组AST电磁阀（共4个），每组至少有一个AST电磁阀开启，则AST母管油

54、液经无压回油管路排至EH油箱。经过电厂热控检测发现4个AST电磁阀均正常，由此判断薄膜阀上腔低压安全油失压是导致机组跳闸的主要原因。从低压安全油系统分析知道，在正常情况下，只有就地手动停机或机械超速保护动作时，隔膜阀上腔低压安全油才会失压。针对上述低压安全油失压原因分析，分别对危急遮断器和低压安全油系统泄漏采取两方面检查措施。针对危急遮断器，通过对薄膜阀上腔排气口处接压缩空气管路，能够在薄膜阀上腔建立起气压，薄膜阀动作正常，同时汽轮机手动挂闸顺利成功，危急遮断滑阀不存在卡涩现象，说明危急遮断系统动作正常，并且危急遮断器滑阀以及危急遮断器滑阀至薄膜阀上腔油管路不存在问题。同时薄膜阀动作正常，也说

55、明薄膜阀膜片等阀门本身不存在问题。上述检查排除危急遮断器误动可能。针对低压安全油系统漏泄，机组投入盘车后，启动高压备用油泵运行，对高压备用油泵进行检查，油泵出口油压0.4MPa（正常运行时油压为1.0MPa），电流16.8A（正常运行时电流为30A），对高压备用油泵进行排气检查，排气管开启后未见空气只有油流出，排气操作后泵出口压力及泵运行电流均无变化，说明高压备用油泵出口油压及运行电流偏低原因不是由于泵内存气导致出力下降，而是低压安全油系统存在漏泄。现场利用窥镜设备对主油箱至前箱低压安全油管路进行检查，在检查中发现前箱下部低压安全油供油管路疑似存在焊口裂开现象，随后启动高压备用油泵，在焊口处涌

56、出大量润滑油，由此判断为机组主油箱至前箱低压安全油供油管路存在漏泄,导致低压安全油压无法建立。【防范措施】在对泄漏部位管路进行处理期间，应对其他油管路的支吊架进行检查，确保支吊架安全牢固，减少管道在运行中所受到的应力及振动情况；考虑到泄漏部位的隐蔽性，为避免类似事件的发生，应对油管路内其他焊接处进行仔细检查，以免有所遗漏。某电厂 2 号机EH 油管道锁母松脱原因分析及应对策略【简述】某电厂 2 号机组运行过程中，A 侧中压主汽门EH 油进油管上滤网前锁母处发生EH 油泄漏，现场检查泵侧锁母有松动，由于机组正在运行，电厂将锁母紧至原来位置后用强力胶封住，并加装视频监视。【事故经过】2016 年1

57、 月19 日，2 号机组正常运行中，巡检人员发现2 号机组A 侧中压主汽门EH 油进油管滤网前存在EH 油泄漏，检查发现该处锁母松动，为保证机组持续运行，现场将锁母拧紧后用强力胶封住，并架设视频监视器时刻监视泄漏点，电厂技术人员反映该处EH 油管曾发生短时间管道振动，且EH 油管漏油、EH 油管振动事故在该厂其他机组也多次发生。经现场检查，该泄漏点位于 A 侧中压主汽门下方侧面，泄漏点已封堵，锁母已拧紧，使定位标志线与原来位置重合，漏点旁约1m 处架设监视器，地面可见油污，管道上未见明显锈蚀。现场检查 EH 油管弯头均采用弯管，整个管路沿EH 油流向采用水平+向上方向布置，无U 形膨胀设计。为了避免EH 油管振动，从油泵至油动机的管道上设有较多固定用架子，EH 油泵出口油压稳定。从电厂技术人员处得知，EH 油管振动及泄漏14 号机均曾发生，管道振动一般发生在负荷调节阶段，持续时间一般几分钟至十几分钟不等，与运行工况无关且不可复现，其他运行时间管道稳定，油压稳定，调节正常。该厂 3，4 号机EH 油管均采用弯头连接，