几起典型汽机事故案例

1、几起典型汽机事故案例朝阳发电厂98年1号机大轴弯曲事事故经过： 朝阳电厂1号机组大修于1998年7月10日全部完毕，7月12日和13日进展高速动平衡试验，振动情况良好，最大的5号轴承为0.028mm。7月14日，机组进展第三次启动，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、333，机侧温度267、压力1.72MPa、高压内缸上壁温度251，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、438.5，机侧403、394，高压内缸上壁温度287，高压胀差2.45mm,振动最大的5号轴

2、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，机侧过热汽温414，炉侧406。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5.0

3、2mm。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。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

4、时停机处理，使DEH系统在没有功率反响的条件下，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,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。 4、 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

5、带30MW左右负荷运行了10多分钟，高压胀差急剧增长。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，在进展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号机组小修后按方案进展启动。13时机组到达冲转条件，13时43分到达额定转速。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

6、掉闸，因此再次挂闸。14时14分，在高压启动油泵再次到达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，司机盘前发现六、七瓦温度高至90，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“1016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

7、阀前油压到达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流润滑油泵的联锁未进展复归操作，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“1016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

8、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。 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，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

9、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，停顿2号循环水泵。8时50分值长令汽机运行班长进展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号机司机张和副班长曹同时做好启动前的准备工作。曹接令后，并没命令副司机进展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，曹来到1号循环水泵电动入口门

10、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区分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，要求通知电气检查处理，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，张来到7号机排汽温度表处时发现排汽温度由正常的40升高到70，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

11、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、汽机运行班长曹在切换7号机1、2循环水泵操作中未按“四对照要求进展，对操作掉以轻心，极不负责，手中虽有对讲机在进展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

12、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号机司机张离开控制室抄表检查设备，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方法来维持真空，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。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

13、造。1996年3月安装，96年11月2日首次并网发电，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，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 向单元长询问情况，单元长告：“01号机、发电机跳闸。值长当即告：“立即查明保护

14、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

15、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，按进展键，此时转速实际值未能跟踪目标值，同时“高、中压主汽门关闭信号光字牌亮，汽机班长根据经历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8

16、mm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、事故原因主油泵停顿工作、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

17、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展起动，是发生中、低压缸瞬时进入大量蒸汽特殊工况的条件之一。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

18、作业，造成二级旁路母管爆破，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，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开度，将二级旁路进汽门关闭，经分析判断为调

19、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，从储藏油箱往主油箱补油无效，油泵已不打油，手动盘车不动，造成2号机烧瓦。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二、

20、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。董说：“得关闭一次门才能处理。董去2号机单控与司机王联系，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

21、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，供油缺乏，造成烧瓦。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。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

22、成管道爆破。1999年华能汕头电厂2号汽轮机高压转子弯曲事故 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。 一、设备标准 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一300-1

23、703，额定出力为300MW。高压缸主汽门前蒸汽压力为162MPa、温度540，高压缸排汽压力为388MPa、温度333。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构造。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1999年 4月11日，#2机组B级检修完毕后，经过一系列准备与检查后，#2机于4月12日15时55分

24、开场冲转，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，高压缸进展暖缸。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232mm上升26lmm，机长开启高压缸法兰加热电动门，投入高压缸法兰加热。1 6时25分，发现中压缸下部金属温度高于上部金属温度55，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

25、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140m，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500m，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，转子偏心率降至4070m后，又逐渐增大到300m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度方法进展转子调直。并认为，

26、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300m左右。15日19时20分，高压缸温度达145，停顿盘车，开场做揭缸检查工作。 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044mm。 2平衡汽封磨损严重，磨损量约12mm，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- 1.0mm，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