生产安全典型事故案例汇编-32起汽机设备事故案例

八、交通事故汽机设备事故案例汽门关闭不严导致机组跳闸后超速【案例简述】1998年3月1日某电厂1、2号炉，4、6号机母管制运行，带电负荷31MW，7号机组单元制运行，带电负荷80MW，汽机各保护均在投入状态，其他的参数运行稳定，全厂总负荷111MW。8时，汽机7号主值班员郝某接班后检查各参数均正常，机组运行稳定。8月20分，郝某发现轴向位移指示偏大至－0.52mm（轴向位移正常指示在－0.26mm，动作值－1.2mm，最大±2.0mm），且摆动，打电话联系热工微保班值班人员李某要求进行处理。8时40分，热工微保班值班员李某来到现场，检查后向郝某交待，处理轴向位移需将串轴保护电源断开，必须有班长和监护人在场，同时叮嘱要加强监视，如果串轴保护值继续发展到－0.7～－0.8mm时，再联系处理。10时10分，当值值长刘某得知此情况后，令热工人员必须马上安排处理。10时50分，热工微保班班长郝某、值班员李某来到现场，请示值长，要求退出串轴保护，以便检查。值长刘某在得到运行副总孟某批准同意后将串轴保护联锁主汽门开关断开，当值长刘某询问有没有发电机跳闸的可能时，热工人员回答说：“没事，串轴保护电源已断开”（实际只断开了跳主汽门的回路，去发电机保护回路压板未断）。此时，热工分场专工胡某恰好来到7号控制室看他们处理，随后郝某令李某在保护屏处活动串轴保护测量板和鉴别板，郝某来到操作盘前监视，两块板活动后，串轴保护指示明显摆动，增大到－2.0mm（动作值－1.2mm跳闸，该表量程±2.0），持续约7min左右。10时58分，郝某向保护屏走去，刚一拉开保护屏门，即看到超速保护测量板4个红灯闪烁（实际是串轴保护动作），10时59分，7号机表盘铃响警报器掉牌（发电机跳闸掉牌），电气值班员立即向值长刘某报告发电机跳闸，负荷由80MW降到零，刘某马上令锅炉值班员稳定参数，防止灭火，随即跑到汽机操作盘前，发现主汽门关闭掉牌（实际上电气串轴保护也已掉牌），主值班员郝某跑到机头手摇同步器准备挂闸，抬头一看转速表转速在3600r/min，立即手打危急保安器停机，没有反应，立即跑回控制室，看到表盘汽机转速已达3653r/min（实际最高达3699r/min，热工转速表记忆值），立即关闭电动甲乙主汽门和一、二、三段电动抽汽门。11时20分，值长刘某令汽机第一次挂闸冲转，转速达到2050r/min时，自动主汽门及调速汽门关闭，此时，运行副总、运行科长、安监科长、汽机分场运行副主任都已来到现场，针对此情况，汽机班长郑某询问热工郝某，串轴、电超速、跳发电机保护退没退出，回答说已经退出了。郑某便要求郝某除保留低真空、低油压外，其余保护都退出，郝某按其说的办了。11时31分，值长刘某令汽机第二次挂闸冲转，当转速达到2156r/min时，自动主汽门及调速汽门再次关闭。汽机班长郑某、热工分场专工胡某、运行副总孟某分别让郝某将汽机所有保护退出。11时34分，值长刘某令汽机第三次挂闸冲转，当转速达到2156r/min时，自动主汽门及调速汽门又一次关闭。11时38分，值长刘某请示省调，同意7号机停机检查。11时42分，7号炉熄火。事故后对设备检查情况1．由于机组转速高达3699r/min时，危急遮断器两个心杆罩帽全部脱出，丝扣撸坏，心杆与罩帽销子被剪断，其中1号心杆在销孔最小截面处断开，在反作用力作用下，2号舌板将其上部的限位板在90°弯曲处撞击裂开上移，使其失去对2号舌板的限位作用。2．揭开低压缸检查，除发现20级有3处，25级有8处，叶片松拉筋有开焊外，还有两处叶片镶焊的司太立合金在距非叶片顶部30mm处裂断，其他部位均未见异常。3．对一、二、三段抽汽逆止门进行汽密性试验，结果一、二段严密，三段抽汽逆止门前疏水管热，说明有漏汽现象。经对全部6段抽汽逆止门解体检查，各门密封面接触无断开处，无贯穿沟痕，深坑等。各门全行程活动自由，无卡涩。4．对自动主汽门进行解体检查，予启阀和主阀行程正常，无卡涩，主阀与门座接触无明显断开处和贯穿性沟痕，但有一长50mm锈迹与阀座位置相对应。该门主阀经多次研磨处理，表面硬层基本消失，其密封接触面较宽，为7～8mm，在主汽门滤网前，有较多细铁渣和氧化皮性质的杂物。5．对调速汽门进行解体检查，发现1号阀密封面接触较好，2、3、4号阀密封面接触不好，有小的沟痕坑点等。6．对发电机转子风扇叶片全部进行外观检查未见异常，抽取4个风叶进行探伤检查，正常；转子端部固件未见松脱等异常现象。7．对主、副励磁机动静间隙检查均未见异常。8．对各瓦检查除主油泵推力瓦间隙由0.12mm增大到0.3mm，8号轴瓦下部有一块7mm×7mm钨金脱裂，其他各瓦均未见异常。【案例评析】1．发生这起事故的直接原因是热工人员作处理串轴保护缺陷的安全措施时，只断开了串轴保护跳主汽门回路，而没有断开串轴保护跳发电机回路中的压板，造成串轴保护误动作机组跳闸。2．串轴保护误动后，尽管危急保安器已经动作，但由于主汽门和调速汽门不严密形成了正向进汽，使汽轮机转速继续飞升到3699r/min，是造成这次机组超速的主要原因。【案例警示】1．处理热机保护、热工控制总电源和电源时，班长及专工或分场主任必须到场，设监护人；总工或副总同意批准，值长方可办理工作票（值长做好记录）。作业人员、班长、专工要详细核对图纸、技术资料。工作票中应填写完善正确的安全技术措施，确认工作顺序及操作步骤无误方可进行故障处理工作。2．将串轴保护、低油压保护联跳主汽门、发电机开关回路分别设控制开关，热工人员处理故障时，可分别将串轴保护、低油压保护回路切除，防止保护误动。对改进的热工保护，及时绘制改进后的二次回路图纸，做到专责人熟悉回路并要进行一次全面实际培训，培训结束后进行考试。3．制定防止汽轮机超速的技术措施，组织有关人员认真学习落实。4．严格检修工艺质量标准，在锅炉三管及主蒸汽给水等管道检修过程中，必须采取防止铁屑、焊渣进入汽水管道的可靠措施，确保各主汽门和调速汽门不受异物损伤，保持其良好的严密性。5．健全和完善生产指挥系统岗位规范，事故情况下坚持值长统一指挥的原则，杜绝随意性和盲目指挥。6．这次串轴保护误动暴露出有关人员安全第一、预防为主的安全生产意识非常淡薄，执行两票三制极不严肃，不是依法治厂，依法管生产，而是表现出一种不负责任的态度，反映出生产管理的随意性。7．1995年7号机热工保护回路改进后，其图纸没有及时整理、下发到各有关专业人员手中，也没有制定相应的检修、消缺规定，暴露出生产管理不严，脱节和工作不认真，不负责等方面的诸多问题。8．主值班员在8时20分即发现串轴保护指示异常，没有及时向班长和值长报告，直到10时10分才报告值长，违反了发现重大缺陷，立即逐级向上级报告的有关规定，暴露出对重大缺陷不重视，汇报不及时的问题。9．事故处理过程中，汽轮机主值班员已发现机组转速超过危急保安器动作转速达到3600r/min以上，而没有把这一重大问题立即向班长、值长和后续赶到有关领导报告，导致超速后的3次盲目冲动，严重违反了保人身、保设备的原则。10．有关人员在串轴保护动作时，只考虑尽快恢复设备的运行，没有认真询问和检查跳闸原因，盲目下令解除保护，强行冲动机组，严重违反了事故处理的原则，表现出一种只重视安全天数，不计事故后果的不正确态度。11．检修工艺、质量还要进一步提高。这次解体主汽门、调速汽门都发现有许多异物，说明在锅炉检修过程中不讲工艺，焊渣铁屑没有彻底清理干净，造成各汽门阀体受到不同程度损伤，导致汽门不严，为超速事故埋下了隐患。超速试验油膜失稳导致轴系断裂【案例简述】1988年2月12日16时06分，某发电厂200MW5号汽轮发电机组，在进行提升转速的危急保安器动作试验时，发生了轴系断裂的特大事故，轴系的7处对轮螺栓、轴体5处发生断裂，共断13处，主机基本毁坏。该机组的汽轮机系东方汽轮机厂1983年生产，出厂编号14，为DO5向DO9过渡的产品，调节部套也作了改动；发电机系东方电机厂1984年生产，出厂编号84-12-6-20。机组于1985年12月13日开始试运行，1988年2月正式移交生产。截止1988年2月12日事故前，机组累计运行12517h，检修5988h，停运461h，自停59次，危急保安器提升转速试验6次共31锤次，机组转速最高达到3373r/min。这次提升转速的危急保安器动作试验是在机组于2月12日5时52分与电网解列后，用超速试验滑阀，在接近额定主蒸汽参数及一级旁路开启的情况下进行的。做1号飞锤提升转速试验时，6号机主值班员将5号机盘上转速表显示3228r/min误看为3328r/min，并手按集控室的停机按钮，使机组跳闸，但并未与机头的试验人员联系，致使他们误认为1号飞锤已经动作。在场人员提供，在做2号飞锤提升转速试验过程中，当机组转速升到3302r/min时，听到有类似于汽门动作的声音，试验人员误认为2号飞锤已动作，将超速试验手柄放开，后确认2号飞锤并未动作。当转速降至3020r/min时，未发现异常，请示在场总工程师后，继续进行2号飞锤动作试验。根据在场人员的回忆，先听到升速叫声，看到副励磁机喷出灰尘，然后听到一声闷响，发电机端部着火，此时一名民工腰部被残片击中，在东头的人员听到一声闷响后随即看到1号瓦盖翻起，高压后汽封喷出蒸汽，试验人员跌倒。从听到升速叫声到发电机端部着火时间约6～8s，在此期间，据在场人员称并未感到剧烈振动，个别人反映发电机端部着火后又有一声响。电厂有关领导指挥广大职工和消防队员奋力扑火，火焰于16时28分扑灭，一人被残片击伤。【案例评析】这次事故是由油膜失稳开始的，突发性、综合性强烈振动造成的轴系严重破坏。该机组的轴系稳定性裕度偏低和机组转速飞升超速到3500～3600r/min是酿成这次事故的主要起因。它是一次综合原因引起的技术事故。【案例警示】1．改进调速系统设计，使其工作范围上限适当提高；改进超速试验，便于准确操纵，尽快对同类机组的调整器滑阀和超速试验进行一次普查，解决危急保安器的试验问题；提高超速保安装置的动作可靠性；重视热工检测系统的配备，保证仪表的工作完好率，加强机组关键运行参数的监测、保护、记录和记忆。2．研制稳定性良好的轴承，确定各轴承的合理相对标高，提高轴瓦的制造质量及安装工艺，研究轴系重要螺栓的必要预紧力与防松措施，提高中低压转子接长轴的制造和安装质量，制定运行机组的合理许可值。齿型联轴器失效导致调节系统失控轴系破坏【案例简述】某发电厂1号汽轮机是由哈尔滨汽轮机厂制造的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。1996年3月安装，1996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；0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536.9t/h。47分30秒，“高、中压主汽门关闭”、“抽汽逆止门关闭”光字牌报警，监盘主值班员喊了“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。”主值班员、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厂用电正常联动备用电源，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3000r/min。”汽机班长到就地机头处操作，手摇同步器由30mm退至到“0”位，同时令主值班员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，升速率300r/min/min，按进行键，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，通知主值班员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。其中中压转子电侧轴端在轴封R角处断裂，断轴长约1.8m，飞出距离11m；低压转子机侧轴端在轴颈与油挡过渡处断裂，断轴长约1m；发电机机侧轴端在轴颈处断裂，断轴长约1.5m，飞落约35m远；中、低压转子半挠性波纹联轴器两端断裂并成碎块；主油泵与主轴间齿型联轴器内、处齿损坏失效脱开；低压转子与发电机间、发电机与励磁机间对轮螺栓断裂。【案例评析】1．齿型联轴器失效是事故的起因。由于齿型联轴器质量低劣，材料处理工艺不合格及错用，导致齿牙严重磨损、折断、变形损伤，造成齿型联轴器低寿命失效，使主油泵轴与汽轮机主轴脱开，导致发电机跳闸、机组甩负荷、转速失去监测、调节系统失控。2．几种因素偶合的特殊工况致使低压缸铸造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的偶合，导致机组启动时中压汽门迟后于高压汽门而突然全开的特殊工况。通过对低压铸铁隔板破坏性试验结果表明，导叶屈服时的加载力约为设计压差的6.5倍，隔板损坏时的加载力约为设计压差的10倍，试验与计算结果相一致。因此，低压缸铸造铁隔板的碎裂损坏，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。3．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力，对转速表的异常指示没有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启动，是发生中、低压缸瞬时进入大量蒸汽特殊工况的条件之一。总之，“8•19”轴系损坏事故是一起由设备质量、技术等综合原因偶合引发的重大责任事故。【案例警示】1．加强备品配件的质量管理工作，按标准认真检验各项指标，严把备品配件及设备质量关，防止不合格的备品配件进厂，进而保证备品配件的安全可靠性。2．加强技术培训、提高人员素质。人员素质与生产和技术的发展水平不相适应是普遍现象，要加强人员的岗位技术培训，建立严格的技术考核制度，提高运行人员对一般事故和特殊事故的判断、应变能力的水平。3．加强技术管理、杜绝事故隐患。设备的健康水平是保证机组安全运行的先决条件，无论大小缺陷要查明原因、及时消除。要对200MW机组的齿形联轴器进行一次全面的检查，发现问题及时处理。按规定认真完成金属监督要求，对汽轮发电机转子进行金属检查。4．完善运行规程。对现有200MW机组的运行、检修规程进行全面的审查，结合设备、系统的实际情况以充实完善。如主油泵标高、低油压保护联动值、再热器压力的控制要求等，应进行深入研究，纳入规程。要针对电、液并存调节系统易发生的故障，编进运行规程的事故处理章节，以使运行、检修人员操作有章法、判断有依据。5．就地增设在主轴侧取信号源的转速表，便于运行人员在冲转升速及事故处理过程的对照和分析。6．铸铁隔板在国产200MW机组上被广泛使用，其制造、加工工艺要求较高，尤其是导叶的插入深度、浇铸结合的程度以及设计的型线等，一般较难控制，在正常运行中虽未发生过大的问题，但在异常工况下极易损坏，为提高运行的安全性和经济性，建议今后制造厂在新制机组时考虑将铸铁隔板改为焊接隔板，以提高抗冲击能力。7．齿型联轴器是汽轮机极为重要的部件，其磨损现象在国内较为普通，对其设计、制造质量必须高度重视。要认真总结设计中的问题，严格控制制造、加工质量；应有防止内齿套筒相对位移过大的措施、进一步改善齿的润滑状况；严禁错用材料、严格规范材料的处理工艺，确保齿型联轴器使用的安全性、可靠性。8．本案例违反了《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》第9条“防止汽轮机超速和轴系断裂事故”第9.2.1款、第9.2.6款之规定。水冲击导致汽轮机严重破坏【案例简述】某火电厂2号机组为哈尔滨汽轮机厂生产的31－50－2G型中压凝汽式汽轮机，出厂编号007。1968年12月投产发电，21年累计运行168065h，7次大修、26次小修、事故停机5次，承担电网调峰运行。1990年1月25日事故前主蒸汽系统为母管制运行，全厂负荷75MW，其中2号机组负荷30MW，高压轴封由新蒸汽供汽，1、2号除氧器并联运行，2号锅炉主蒸汽流量170t/h。3时07分2号锅炉在调整燃烧加负荷操作的过程灭火，点火升压，于3时27分主蒸汽压力达3.65MPa，蒸汽温度为399℃/420℃。3时33分全厂负荷加至73MW后自动减至69MW，其间无人注意水位的变化，当发现时机械水位表已达满度300mm，汽温已降至265℃。汽轮机加负荷后不久，运行人员看到管道间和主汽门冒白汽，立即就地手打危急保安器，并感到机组有异常声，目测转速3007r/min，又迅速到控制室按下发电机事故按钮，数秒后一声巨响机组爆炸，控制室屋顶坍塌，1、3号机组甩负荷，厂用电中断。时钟指示3时37分。轴系断为11段，10个断裂面，6处为轴颈断裂，3处为对轮螺栓断裂，1处为轴头被拉脱，3处裂纹，断裂面位置见图3。图3#2机组轴系断裂面位置除发电机和励磁机转子外，其余全部飞离原位。1瓦1.1m断轴飞出34m，1～3级叶轮间0.55m断轴飞出84m均落在A排墙外；汽轮机转子的套装部件除第8、9级叶轮外，其余全部飞脱，推力盘飞出44m落在A排墙外，第1级叶轮落在排汽缸内，第2级叶轮飞出30米落在37米锅炉屋顶，第3级叶轮飞出43m落在1号机端部零米，第4级叶轮飞出158m落在变电所，第5级叶轮飞出54m落在锅炉房除尘器间，第6级叶轮飞出12m落在3号机给水泵排水沟内，第7级叶轮落在主油箱内，第10级叶轮落在2号机循环水泵坑内。所有套装部件均有不同程度的形变和损坏，轴孔变椭圆并成喇叭状；所有动叶片全部被剪断；1号轴瓦钨金熔化瓦口张大，2号轴瓦钨金基本完好，下瓦断裂，3、4号轴瓦有碾压和撞击痕迹，5、6号轴瓦基本完好；1号调节汽门仍有35mm开度，2号调节汽门飞出34m落在A排墙外；汽轮机前箱和高压缸下缸移位，上盖和下缸分别飞出23m和31m落在A排墙外，低压缸破碎，残骸四处飞落，发电机严重损坏，励磁机机座位移。【案例评析】2号锅炉灭火后，由点火到汽压恢复正常约20min，在锅炉加负荷的过程中，无人监视汽包水位，而致使满水。2号汽轮机负荷由0加至28MW约6min，2号汽轮机主蒸汽温度由427℃降低到350℃约2min，由350℃降低到265℃约4min。在主蒸汽温度降低的过程中，汽轮机控制室内无人及时发现温度的变化，也未能正确判断汽轮机发生水冲击，使汽轮机较长时间进入低温蒸汽和水，在带24MW负荷解列的过程中，调节汽门又未能关闭，致使转速急速飞升。因而机组在水冲击的作用下，动静部件严重碰磨，转子弯曲，强烈振动，并在机组严重超速的过程中，而致使毁坏。固定销钉剪断造成汽轮机高压转子弯曲【案例简述】某火力发电厂＃7机组于1997年12月投入运行，汽轮机型号为N210-130-535/535，为超高压一次中间再热单轴三缸两排汽凝汽式。2003年5月9日，#7机组（200MW）在启动过程中发生高压转子弯曲的设备事故。2003年4月29日7时，＃7机#2给水泵出口再循环管法兰泄漏处理完毕。9时15分，汽轮机各参数具备冲转条件，汽轮机开始冲转，转速升至500r/min检查后继续升速，转速升至1000r/min左右时，发现＃2轴Y向振动235µm，＃3轴Y向振动210µm，＃2、＃3轴瓦振动在合格范围内，立即打闸停机。停机后，对高、中压缸前汽封进行听音，未发现磨擦声，测量大轴晃动度为0.60mm，于是判断汽轮机转子产生弯曲，立即采取温差法直轴。直轴后测量大轴晃动度为0.13mm，消除了转子的热弯曲（机组投产后原始晃动值为0.13mm）。同时厂部组织专业人员对振动超标进行了全面分析，认为是由于高压前轴封的汽封套变形，在启动过程中与转子产生碰磨，引起转子弯曲，属于弹性变形。随后，机组于4月29日、4月30日、5月8日先后进行了5次启动，均因#2、#3轴Y方向振动大未启动成功。机组于5月19日转入中修，经检查高压转子前轴封处出现轻微弯曲（0.12mm）。【案例评析】1．汽轮机第25级上隔板阻汽环中分面两侧固定销钉各被剪断一只，阻汽环的原始应力得以释放并向低压缸内侧弹性变形4mm左右，其弹性力作用在第25级叶片的端部，对低压转子施加了这样一个向右侧的外力，使得整个汽轮机转子以#3瓦或#4瓦为支点产生左右偏摆，也就是高中压转子向左移动，低压转子向右移动，造成#1、#2瓦口左侧间隙减小，使高压缸前汽封左侧间隙也随之变小，故而造成与高压转子发生严重碰磨。高压缸前轴封处最先产生磨擦、过热，出现转子局部碰磨的恶性循环，造成高压转子弯曲，轴振增大、超标。2．机组冲动前没有进一步增加盘车的时间，没有找出引起高压转子弯曲的真正原因。【案例警示】1．＃7汽轮机低压转子第25、30级由成组叶片拉筋改为整圈松拉筋。2．＃7汽轮机中压隔板第13、14、15级进行加固；第13～22级隔板全部进行变形量的测量，并作为历史性的监测数据。3．根据＃7汽轮机第25级的情况，对低压缸其他各级隔板加装M12×40的＃35钢销钉，以增加其强度。4．＃7汽轮机前箱、中箱的左侧各加装一块膨胀表。5．严格执行《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》相关内容，加强运行中相关参数监视。汽轮机轴瓦钨金、轴颈磨损【案例简述】2011年4月2日，某厂#3机组停机临修。于15日22时30分，临修结束锅炉点火。16日4时12分，汽轮机挂闸冲转；4时59分，汽轮机转速升至1360r/min，运行值班人员发现DCS监视画面中的“发电机密封油膨胀箱液位高”报警信号发出，于是采取放油处理，5时26分，液位高报警信号消失。7时53分，#3汽轮机转速3000r/min暖机，运行值班人员发现DCS监视画面中的“发电机密封油膨胀箱液位高”报警信号再次发出。16时12分，机组负荷618MW，汽轮机跳闸，首出原因显示“汽轮机润滑油压低”。转速到零后，就地投入盘车因电流大跳闸，盘车无法正常投入，手动盘车不动，关闭汽轮机本体所有疏水气动、手动门，对汽轮机进行闷缸处理。【案例评析】经现场查看和分析，初步认为发电机密封油回油膨胀箱下部系统回油不畅，导致密封油回油膨胀箱油位升高，并进入发电机内部。同时，回油不畅引起汽轮机润滑油主油箱油位下降，油位降至BOP油泵吸入口部位后，汽机润滑油主油泵不出力，润滑油压失去，虽成功联启交直流润滑油泵，但因油位低，交、直流润滑油泵仍无出力，“润滑油压低”保护动作跳闸，最终造成轴瓦烧损、汽轮机无法盘动。【案例警示】1.运行人员对机组运行状态与异常情况不敏感，在“密封油膨胀箱液位高”报警，且放出大约10升油的情况下，对于再次发出报警信号没有引起重视，也没有采取有效手段消除隐患。2.交接班制度执行不严格，交接班记录不全面，对当班出现的异常情况，交班人员未向接班人员进行详细交代，接班人员对前班出现的异常情况（膨胀箱油位高报警）没有引起高度重视，未对异常情况进行跟踪处理。3.发电机进油后，发电机汽侧、励侧油水报警器未能及时发出报警（解体检查发现，汽侧报警器为浮子上方磁钢碎裂，励侧报警器为浮子上方磁钢失磁），导致未能及时发现发电机进油。4.对“主机油箱油位远方指示不稳定，油位低报警信号长期处于不可靠状态”的缺陷没有引起重视。该缺陷自机组试运以来长期存在，却未录入缺陷管理系统，也未采取任何临时防范措施和应急手段，致使对主油箱油位变化情况失去监视。本次临修期间，拟新加装的油位计在机组启动前一日晚上到货，当4月16日开机时，新的油位计尚未调试完，以致在机组油箱油位出现异常降低时，未能及时报警。5.主油箱油位由1250mm下降至600mm以下直至跳机，运行人员未能及时发现，暴露出巡回检查制度执行不严格，巡回检查不认真、不到位。高压胀差大导致大轴弯曲【案例简述】某电厂1号机组大修于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3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℃，其他正常。8时15分汽轮机定速3000r/min。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号轴承为0.023mm，并列后发电机有功和无功功率表均无指示。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3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，汽机值班员打闸停机，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24min，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。【案例评析】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：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；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；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24min惰走到静止，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。滑停降温速度过快导致大轴弯曲【案例简述】1989年1月13日，某电厂1号炉再热器泄漏，于21时45分开始滑停，值长对运行人员说：“汽温在350℃以上可以快点滑。”（规程规定滑停速度为1～1.5℃/min），开始时降温速度为1～1.5℃/min，22时到23时降温速度为2.7℃/min，23时到0时降温度为3.6℃/min。从额定参数滑到2.0MPa、260℃时应该需要6h，而这次滑停仅用2.5h。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到23。【案例评析】停机过程中降温速度过快，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。【案例警示】加强人员培训，做好异常情况下的事故预想，停机过程中严格按照运行规程的规定进行操作。高压缸法兰加热不均匀导致大轴弯曲【案例简述】某电厂2号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－300－170－3，额定出力为300MW。高压缸主汽门前蒸汽压力为16.2MPa、温度540℃，高压缸排汽压力为3.88MPa、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形成，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。事故前状况：2号机组B级检修后第一次启动，汽轮机用中压缸冲转，机组的转速为1200r/min，处于中速暖机状态，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。4月11日，2号机组B级检修结束后，经过一系列准备与检查后，2号机于4月12日15时55分开始冲转，15时57分机组冲转至500r/min，初步检查无异常。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，机长吴某令副值班员庄某开高压缸法兰加热进汽手动门，令巡检员黄某开高、中压缸法兰加热疏水门，操作结束报告机长。16时22分，高压缸差胀由16时的2.32mm上升到2.61mm，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，主值余某在盘上发现2号机2号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号瓦振动达140µm。机手动打闸，破坏真空停机。18时08分，2号机转速到零，投盘车，此时转子偏心率超出500µm，指示到头，2号机停炉，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40～70µm后，又逐渐增大到300µm并趋向稳定，电动盘车继续运行。在13日的生产会上经讨论决定：鉴于14h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℃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，3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300µm左右。15日19时20分，高压缸温度达145℃，停止盘车，开始做揭缸检查工作。设备损失情况：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。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0.3mm；高压第6、7、8级隔板阻汽片下部左侧磨损约0.8～1mm，第9、10级阻汽片下部左侧磨损约0.4～0.6mm；第1、2、3级阻汽片下部左侧磨损约0.6～0.8mm，第4、5级阻汽片下部左侧有少量磨损。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1mm，高压缸前油挡钨金齿左侧磨去0.35mm，铜齿磨去约0.45mm。【案例评析】4月12日16时18分，运行人员在操作2号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少，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长。56分时达100℃（左侧法兰金属温度为150.43℃，右侧为250.45℃）。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，轴承油挡磨损，高压转子弯曲。【案例警示】1．2号机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状态进行细致的核查；在2号机上监盘机长，主、副值班员，监视机组的主要运行状态不认真，2号机高压缸左右侧法兰温差增大及转子偏心率增大达38min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》。轴封供汽门不严密导致大轴弯曲【案例简述】某发电厂1994年2月13日2号炉过热器集汽联箱检查孔封头泄漏，2号机滑停检修。2月15日0时15分准备冲动。冲动前2号汽轮机技术状况：大轴晃动0.5mm，整体膨胀20mm，中压缸膨胀12mm，高压内缸胀差1.0mm，中压缸胀差－0.3mm，低压缸胀差－1.1mm，高压内缸内壁上下温差0，表指示温度均为282℃（高压内缸内上壁温度一个测点已坏（共4对测点组件），热工人员将上缸温度表电缆也接在了下缸温度测点上，因此实际指示的全是下缸温度），高压外缸上内壁温度293℃，下缸内壁温度293℃，中压缸上内壁温度268℃，下缸内壁温度210℃。润滑油压0.11MPa，油温42℃，调速油压1.8MPa，21时0分轴封送汽管道暖管（汽源由1号机2抽供），22时轴封送汽，开电动主闸门旁路门暖管至主汽门前，22时15分开电动主汽门，关旁路门，管道疏水倒疏扩，22时17分投Ⅰ级旁路（减温水未投）、Ⅱ级旁路，22时40分法螺加热管道暖管。冲动前蒸汽参数如下。主汽温度：左侧372℃，右侧377℃；再热汽温度：左侧340℃，右侧340℃；主汽压力：左侧2.7MPa，右侧2.7MPa。0时35分开始冲动，0时37分升速至500r/min，2瓦振动超过0.10mm（最大到0.13mm）打闸停机，0时57分转速到零，投盘车装置（惰走7min），盘车电流34A，大轴晃动指示0.05mm。经全面检查未发现异常。第二次冲动前2号汽轮机技术状况：大轴晃动0.05mm，高压缸胀差2.5mm，中压缸胀差1mm，低压缸胀差2.7mm，高压内缸上内壁温度320℃，下缸内壁温度320℃，中压上缸温度219℃，下缸127℃，串轴－0.05mm。真空73.32kPa，油温40℃，调速油压1.95MPa，润滑油压0.108MPa。第二次冲动的蒸汽参数如下。主汽温度：左侧400℃，右侧400℃；再热汽温：左侧290℃，右侧290℃，主汽压力：左侧3.5MPa，右侧3.5MPa。3时10分冲动，3时12分转至500r/min，2瓦振动0.027mm，3时25分转速升至1368r/min，3瓦振动0.133mm，立即打闸，开真空破坏门，3时40分投盘车装置（惰走15min），盘车电流34A，做防止进冷汽措施，大轴晃动指示0.05mm。6时30分抄表发现晃动表指示不正常，通知检修处理（晃动表传杆磨损，长度不足与大轴接触不良），9时0分处理好，晃动传动杆处测的大轴实际晃动值0.15mm，确认大轴弯曲。解体检查设备损坏情况：高压转子调节级处是最大弯曲点，最大弯曲值0.39mm，1～2级复环铆钉有不同程度磨损，高压缸汽封18圈被磨，隔板汽封9圈被磨，磨损3.5mm均更换。【案例评析】2月14日机组停运后，汽机缸温406℃，锅炉的低温（350℃）蒸汽经轴封供汽门漏入汽缸，汽缸受到冷却，大轴发生塑性弯曲（为防止粉仓自燃，2月17日锅炉点火烧粉压力升至0.5MPa时，发现轴封供汽门漏汽），解体检查发现轴封供汽门不严密。第一次启机时和第二次启机前大轴晃动度指示一直为0.05mm（实际大轴晃动表传动杆磨损已不能真实反映出大轴晃度的实际值），运行人员没有及时分析和发现大轴晃度表失灵，造成假象。第一次冲动按规程热态升速，2瓦振动超过0.1mm，最大至0.13mm。打闸停机后在没有查清2瓦振动真正原因的情况下又决定第二次冲动，使转子弯曲进一步加大，停机盘车过程中发现有金属摩擦声。【案例警示】大轴晃度表传动杆磨损、损坏。在两次启机前大轴晃度值一直是0.05mm没有变化，启动时又没有确证大轴晃动表的准确性，误认为大轴晃度值0.05mm为合格，反映出工作中存在麻痹思想。高压内缸内上壁一个温度测点组件损坏，热工就将其温度表电缆并接在高压内缸内下壁温度测点上，使得高压内缸内壁上下温差不能真正反映出来。执行规程不严格。第一次启动过程中，2瓦振动超过0.1mm（最大0.13mm），打闸停机后，没有认真分析找出原因和进一步确定主要表计（如大轴晃度表、缸温记录表）的准确性，也没有采取一定的措施，盘车不足4h，就盲目地进行第二次启动。生产管理存在问题，如运行人员监盘抄表不认真、停机后维护质量差，在高压缸进入低温蒸汽后，致使缸温记录表不能反映出缸温的变化；运行人员分析能力差，停机后高压内缸内壁上下温差一直为零，运行人员没有认真的分析和及时发现问题；2号机大轴晃动表传动杆早已磨损一直无人知道，轴封供汽门不严未能及时处理。冲转参数不当导致转子弯曲【案例简述】2003年7月20日，某厂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。2003年7月20日16时，某线路#24杆塔移位工作结束，按中调命令，值长申某通知各专业#2机组准备开机。当时#2机高中压内缸外上壁温度363.5℃，外下壁温度346.3℃，内壁上下温度测点已损坏；中压第一级出口上壁温356.21℃，下壁温测点已损坏；高中压胀差－1.78mm。机长朱某于16时20分通知主值宋某向#2机辅汽联箱送汽。16时45分锅炉点火。17时40分宋某开高、中、低压轴封进汽门暖管。18时02分宋某开大轴封进汽门向低压轴封送汽，操作中因接机长对讲机通知“送完轴封后配合检修人员处理右侧循环水出水门并检查真空泵组”，宋某即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02分左右，机长朱某启动真空泵抽真空。18时32分左右，宋某在用餐时才想起高中压轴封未送汽，马上报告机长朱某，朱告吃完晚饭马上去送。此时发电一部副主任黄某发现机组负胀差增大，即询问朱某轴封送汽情况，朱回告高中压轴封还未送汽，黄下令宋某到现场将高中压轴封送汽。20时51分宋某按机组热启动状态进行冲转条件确认：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15.6／15.7mm，转子晃度0.028mm，凝汽器真空－87.1kPa，油温36.5℃，并报告机长、值长。（事故后查看自动记录曲线：机前过热器左侧温度307.43℃，右侧温度350.4℃；再热器左侧温度204.45℃，右侧温度214.72℃；中压第一级出口上壁温度335.56℃）。21时13分值长申某命令冲转，机长朱某安排副机长张某在集控室指挥，自己去机头就地检查。宋某进行机组启动操作，并设定目标转速500rpm，升速率100rpm／min。转速升至500rpm，朱某就地打闸一次，检查机组无异常后告宋某。21时18分宋某挂闸进行第二次升速，设定目标转速3000rpm，升速率300rpm／min。21时22分转速升至1138rpm，宋某发现#2轴振X方向达190um，#2瓦振达70um，检查顶轴油泵已停。转至振动画面时，#2轴振X方向达225um。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。生产副总经理及副总工程师等迅速赶到现场，与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，经与厂家及电力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。8月3日开缸检查，发现高中压中间汽封梳齿局部轻度磨损，高中压转子弯曲250um，#2瓦轻微研磨。经直轴处理后。8月16日20时58分，#2机组启动正常，17日2时带满负荷300MW运行正常。【案例评析】1．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供汽时，应确认盘车装置运行正常，先向轴封送汽，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，是导致发生转子弯曲的直接原因。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，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，是导致转子弯曲增大的重要原因。3．振动发现不及时，处理不果断，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》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或相对轴振动超过0.260mm，应立即打闸停机，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，致使高中压转子产生永久性弯曲。4．管理不严，规章制度流于形式。管理人员对安全生产没有树立“关口前移，靠前把关”的思想，导致现场混乱，运行人员责任心不强，当主值宋某发现高中压轴封未送汽时，马上报告机长朱某，朱某不是立即采取送轴封的措施，而是告吃完晚饭才去送。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段。【案例警示】1．严格管理，重大操作管理人员不仅要到位，更要履行职责，坚持“四个凡事”（凡事有人负责，凡事有人监督，凡事有章可循，凡事有据可查），及时发现、制止违章违规行为。2．杜绝习惯性违章行为。按照《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》进行操作，规范两票内容，实施危险点分析预控，将规章制度落到实处。3．提高运行人员综合素质，特别是提高班组长（机长）、主值的遵章守纪意识、管理能力和操作技能，认真对待每一项操作，使安全生产始终可控、在控。4．加强缺陷管理，积极消除缺陷。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。擅自隔绝冷油器造成机组轴承断油磨损【案例简述】某火电厂投产于1976年9月，13号机组容量300MW，型号为N300-165/550/550。2003年7月31日，#13机组由于值班员违反操作规程，造成轴承断油，钨金烧损的一般设备事故。2003年7月31日9时，火电厂13号机值班员丁某配合汽机检修人员进行13号机主机冷油器丙、丁组清洗的安全措施隔绝工作。9时33分完成冷油器丁组的清洗后，丁某电话汇报班长江某：“主机冷油器丁组清洗好，可以投运”。丁某接到班长可以投运命令后投入主机冷油器丁组，并于9时35分将执行情况电话汇报了班长。9时37分丁某在0米值班室休息片刻，心想还有一张机13冷油器丙组工作票还未执行，在自认为没有问题的情况下，既未与检修人员联系，亦未得到班长同意擅自隔绝冷油器丙组。在操作关闭“13号机冷油器丙组出油门”时，误关了位于该阀门右侧的“13号机自动反冲洗滤网进油门”，轴承油压由0.119MPa瞬时剧降至0.058MPa，9时38分机组轴承低油压保护动作，主汽门关闭，负荷由295.5MW降至0MW，横向保护动作，机组解列。经对13号机组解体检查，确认13号机2、3、4、5、8、9、10、11、12号轴瓦严重烧损；发电机10瓦侧转子风扇叶片与罩壳严重磨擦，9瓦侧转子风扇叶片与罩壳有轻微磨擦现象；发电机两端轴颈严重磨损。【案例评析】1．运行人员在没有接到操作命令的情况下擅自隔绝13号机冷油器丙组，又误关13号机自动反冲洗滤网进油门。2．操作票制度执行不严，监督不力，没有严格执行操作监护制度。3．两阀门相距很近且无防止误操作的技术装置，设备命名牌挂在阀门下方，不够醒目。【案例警示】1．严格执行操作票制度，加强操作过程中的安全监护。2．立即对一经误操作就会造成事故、障碍而又没有装设反误操作装置的设备采取防误技术措施。3．按照安全设施标识规范化要求，补充完善、规范现场设备的名称、编号、标识。润滑油质不合格导致轴瓦烧损【案例简述】某发电公司#6机组（容量600MW）于2007年5月23日完成168小时满负荷试运，随即投入商业化运营。2007年6月5日#6汽轮机在升速过程中，润滑油系统故障导致轴瓦烧损。2007年6月5日18时，该公司接网调“#6机组6月6日8时并网”的命令。6月6日7时10分，#6汽轮机开始冲转。汽轮机在升速过程中，#6轴承金属温度明显比其他轴承上升过快（温态启动情况下，转速过800转后，温度由65℃迅速升高，当转速2000转时，温度达到90℃），当机组转速达到3000转时，#6轴承金属温度达107℃（报警值107℃，停机值112℃），机组被迫停运。经检查，#6轴颈磨损，轴瓦损伤比较严重，返厂更换新瓦块。【案例评析】1．#6机轴承润滑油油压偏低（#6轴承润滑油压力为0.07MPa），同时顶轴油泵投入不及时，影响低转速下油膜的形成，转子与轴瓦接触碾磨使轴瓦温度升高。2．油循环不充分、不彻底，润滑油中有少量杂质，并造成轴瓦与轴颈的拉伤。3．顶轴油投退参数设置不合理。【案例警示】1．安装中严格控制工艺过程，防止杂质存留油管内，轴承通油后必须进行翻瓦检查清理。2．试运中严格遵守有关安全措施，按照规定参数进行调整。3．全面检查汽轮机轴瓦情况，彻底处理轴瓦划痕。4．检查清理润滑油系统，解决润滑油压偏低问题；加强润滑油循环滤油；加强顶轴油及润滑油和油质监控，确保参数正常。5．在各轴承箱回油热偶观察口处加装吸风口，进一步降低各轴承箱环境温度，并在合适部位加装过滤网，避免环境中灰尘进入油中。误停直流油泵造成机组轴瓦烧损【案例简述】某火电厂12号机组（150MW）为上海汽轮机有限公司制造的N150-13.24/535/535超高压、一次中间再热凝汽式汽轮机，哈尔滨电机厂制造的QF-150-2型空冷式汽轮发电机，励磁方式为微机控制自并励方式，于2005年4月进入试生产期。2005年10月21日，该地区普降暴雨，厂房排水不畅而引起“发电机转子两点接地”保护动作，在事故停机过程中，运行人员误停直流事故油泵，造成#12汽轮发电机组轴瓦损坏的一般设备事故。10月21日14时40分左右，该地区突降暴风雨，大量雨水从汽机房屋顶和发电机检修平台处进入10米平台，流入集控室，并经汽机岛和平台接缝处流到励磁母线槽盒、发电机出口PT柜、励磁室等处。15时03分，#12发电机“转子一点接地”信号发出，15时04分，发电机“转子二点接地”保护动作，机组解列。15时07分45秒，汽机润滑油压降至0.08MPa，“润滑油压低”光字牌报警，15时07分54秒，汽机2130rpm，润滑油压低至0.07MPa，“润滑油压低Ⅱ值”报警，低压交流油泵联启，润滑油压未回升。15时08分18秒，汽机2072转，润滑油压0.06MPa，“润滑油压低Ⅲ值”报警，直流油泵联启成功。15时08分53秒，汽机主值班员陈某发现低压交流油泵和直流油泵同时运行，未做思考和判断，将直流油泵退出运行。15时09分03秒，汽机陈某将直流油泵投入联锁备用。15时09分05秒，因润滑油压低于0.06MPa，“润滑油压低Ⅲ值”再次报警，控制系统再次发出合闸脉冲联启直流油泵，但启动不成，直流油泵在DCS操作界面OPFC（故障）闪光，“状态”栏闪光，但陈某未引起注意，忙于处理水系统，将操作画面切换至凝结水系统，对除氧器进行补水，未对直流油泵出现的故障闪光信号作出处理。15时15分2秒，润滑油压下降为零。15时18分54秒，#1、#2、#3、#4轴瓦温度分别达到148.98℃、162.62℃、164.48℃、117℃。15时18分58秒，陈某发现润滑油压低，复归直流油泵操作界面“状态”栏，直流油泵联启回路动作，启动直流油泵，15时19分11秒，润滑油压由零开始上升至0.2MPa。15时20分，机组转速降为零，汽机投盘车不成功。用行车强行盘车不成功。将励磁母线槽盒做干燥处理后，励磁母线绝缘恢复，发电机转子接地故障消除。10月23日8时45分投入连续盘车。经解体检查#1～#4轴承，发现4个轴承轴瓦下瓦钨金已经严重烧毁，推力瓦工作面有轻微磨损，#2～#4轴颈有摩擦痕迹。【案例评析】1．汽机房进水是造成机组跳闸的直接原因。汽机房A、B排墙天沟内局部排水段沉淀了约50mm厚的煤粉，部分排水孔被残留杂物和煤粉淤积在钢筋篦子（6×φ6.5）上，影响一定的通水能力，加之天沟与彩板间未密封，在降雨量过大且排水不畅的情况下，溢水经天沟与彩板间的间隙进入汽机房。从A排墙房顶天沟溢水进入的雨水沿A排10米平台走廊和汽机岛接缝处流到励磁母线槽盒、励磁室地面、12号发电机主开关柜外壳等处，导致转子两点接地，保护动作，发电机开关跳闸。2．在处理机组跳闸过程中，值班人员判断、操作失误是导致轴瓦烧损事故的直接原因。在停机降速过程中，润滑油压低至“低Ⅱ值”时联锁启动低压交流油泵，但不打油。当润滑油压继续低至“低Ⅲ值”联锁启动直流油泵成功后，值班员陈某未严格执行《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》、《汽机运行规程》中有关“防止汽轮机大轴弯曲、轴瓦烧损”规定和机组跳闸事故处理的相关规定，未进行仔细判断就将直流油泵退出运行，且未严密监视润滑油压和轴瓦钨金温度，最终导致润滑油压下降到零，轴瓦因缺油而烧损。3．低压交流油泵不打油是引起轴瓦烧损的间接原因。润滑油压“低Ⅱ值”报警联锁启动低压交流油泵，但低压交流油泵空转不打油。原因是上海汽轮机厂制造的潜置式油泵系统存在设计缺陷，即两个立式油泵装在集装式油箱上，透平油经过长期搅动后产生的汽泡积存在低压交流油泵中而使油泵不打油（运行值班人员在11月10日和17日的定期试验时已发现这个问题，因交接不清楚、定期工作执行不规范而未引起有关人员重视）。4．直流油泵再次联启不成功是轴瓦烧损的间接原因。值班员陈某退出直流油泵后，润滑油压降至0.06MPa，“低Ⅲ值”报警，再次联启直流油泵，发出合闸脉冲。由于雨水从直流油泵控制箱顶部进线孔（未封堵）进入，造成电流变送器损坏，泥水使直流接触器辅助接点接触不良，最终导致直流油泵联启不成功，润滑油压继续降低至零。【案例警示】1．清理天沟、排水管等排水设施内积粉及杂物，确保排水设施畅通、可靠。2．对部分房屋处的接缝进行密封处理，并采取必要的防水措施。3．加强应急工作的安全管理，制定特殊工况和天气情况下的应急防范措施，严格执行。4．对上海汽轮机厂制造的潜置式油泵系统存在的设计缺陷进行改进，确保可靠工作。5．严格执行设备缺陷管理制度，加强设备管理，对影响设备安全运行的缺陷及时联系处理，消除事故隐患，短时期内不能消除的必须严密监视、制定预控措施。6．强化运行管理，按照要求作好各项定期工作，发现问题及时处理。7．作好人员安全和技术培训工作，提高操作技能和应急处理能力。轴瓦带伤运行导致严重磨损【案例简述】某电厂#1机组于2006年11月10日投产，装机规模为2×600MW机组。2007年11月8日5时10分监盘人员发现#1机组真空降至－81kPa，A真空泵电流下降，B真空泵电流上升。启动C真空泵正常，启动#2循环泵正常。5时18分真空下降至－69.3kPa（动作值），保护动作，#1发电机组解列，汽轮机跳闸，锅炉MFT动作。此时A真空泵电流111A，B、C真空泵电流205A。巡检人员在真空泵就地检查过程中，发现B、C真空泵正常，A真空泵分离器无水位。就地全开A真空泵补水手动门，给A真空泵补水正常。13时经检查＃1机真空系统无异常，分析并做试验证实＃1机低真空跳机是由于A真空泵汽水分离器水位低，水环破坏，空气泄漏引起。13时30分＃1机冲转。＃4、＃3瓦温度分别迅速上至110℃，同时振动迅速上升，最大值197um。打闸后温度、振动同时缓慢回落。＃1机停机对＃4、＃3轴瓦解体检查。11月16日＃3轴瓦解体检查正常。#4轴瓦揭开后，发现顶轴油囊对应的轴颈处有三道划痕，其中最严重的一道宽3mm，深1.5mm。#4轴瓦下瓦翻出后，发现瓦块已严重磨损。利用微弧补焊技术进行修复。11月27日#1机组#4轴颈修复结束，机组启动、并网运行正常。【案例评析】1．试运期间#4瓦轴颈有损伤，一直没有处理，低真空跳闸使4瓦轴颈创伤加重。2．在低速状态下，油膜形成不好，造成＃4轴瓦磨损，引起#4轴瓦温度高、振动大。【案例警示】1．加强缺陷管理，提高消缺质量，对一时难以消除的缺陷严密监控，制定相应的措施。2．严格执行《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》有关规定，严密监视运行中的各项参数，发现异常情况立即采取应急措施。3．加强人员培训，提高技术水平及事故应变能力。油泵抢合不成功导致轴瓦烧毁【案例简述】某发电厂1号汽轮发电机系上海汽轮机厂制造，N125－135/535/535型。事故发生前，1号机组额定出力运行，各参数均正常，当时系统频率49.6Hz，汽轮机润滑油系统旁路滤网运行，主滤网撤出清理，14时55分主滤网清理结束。15时当班班长郑某下令1号机值班员陶某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某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值班员管某，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，在监盘的副值班员管某，当时在场的班长傅某，当班班长郑见调速油泵运行指示红灯闪光（自启动），并听到警铃响了一下，但未见光字牌亮，查油压正常。郑令现场副值班员王某检查，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分旁路滤网撤出进行操作完毕（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，待全关后现场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分当准备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。几秒钟后“主汽门关闭”，主油泵出口油压低到0.9MPa及润滑油压低至0.08～0.015MPa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，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。班长傅某即跑到9米现场开真空破坏门。生产厂长听到安全门排汽声，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。此时值班员陶某跑到集控室，大喊：“直流油泵电机烧了。”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。郑某去现场调查，发现2、3号轴承处有烟冒出。【案例评析】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1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，造成调速油泵、交流润滑油泵手动抢合不成。【案例警示】完善操作规程，提高员工业务技术水平。加强设备管理，提高设备可靠性。逆止阀不严密导致轴瓦断油【案例简述】2002年10月16日，某电厂5号机组小修后按计划进行启动。13时机组达到冲转条件，13时43分达到额定转速。值班员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，盘前光字牌发“润滑油压低停机”信号，机组自动跳闸，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跳闸，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。盘前光字牌再次发“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，汽轮机再次跳闸。单元长就地检查发现5瓦温度高，油挡处冒烟，值班员盘前发现6、7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2、5、6、7瓦下瓦钨金不同程度烧损。5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。【案例评析】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并不严）。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。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行复归操作，造成低油压时交流润滑油泵不能联启。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。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。【案例警示】加强培训，提高员工业务技术素质和事故处理水平。做好设备管理工作，提高检修质量和设备健康水平。逆止门未及时关闭导致断油烧瓦【案例简述】1999年12月4日某热电厂11号机组带有功负荷211MW，主汽流量789t/h，主汽压力13.37MPa，主汽温度537℃，主油泵运行由2号射油器供润滑油（压力187kPa，温度40℃），主油箱油位42mm/32mm；高压启动油泵、交流、直流润滑油泵备用，1号抗燃油泵运行，2号抗燃油泵备用，抗燃油压力4.1MPa，机组运行正常。5时50分在巡检中发现11号机左侧高压主汽阀油动机控制滑阀下部法兰垫呲开，大量油气喷到主蒸汽各处管道上引起冒烟，立即报告单元长和值班员。5时56分由于主汽门信号电缆烧坏，主控误发“右高压主汽门关闭”和“左中压主汽门关闭”的信号，11号炉灭火。在主控室打闸未跳机，并启动交流润滑油泵，润滑油压由187kPa升到192kPa，通知巡检员就地打闸，5时57分机头打闸，主控发“电磁遮断阀动作”信号，5时58分检查有功负荷到零，断开发电机201开关解列，停止1号、2号抗燃油泵运行，转速开始下降，当转速下降到2530～1987r/min过程中，主控相继发出“润滑油压低1值”（68kPa）、“润滑油压低2值”（49kPa）、“润滑油压低3值”（29kPa）信号，并联动直流润滑油泵，机组轴系振动增大，瓦温升高超限（4号、5号振动超过172µm，5号、6号、7号瓦温超过100℃），开真空破坏门破坏真空。转速下降到1756r/min时，“润滑油压低3值”、“润滑油压低2值”、“润滑油压低1值”信号恢复正常，润滑油压回升至234kPa，机组轴系振动开始减小，瓦温下降恢复。6时09分转速降到零，润滑油压234kPa，值班员停止直流润滑油泵，消防队开始灭火。汽轮机转子惰走时间为10分43秒（正常为41分左右），期间润滑油压低于29kPa以下时间为31秒。6时12分启动盘车，机械盘车带不动，人力盘车。汽轮机左侧高压主汽阀油动机控制滑阀下部为平法兰，法兰垫为耐油石棉垫，外径250mm，内径160mm，厚度2mm，上下涂有密封胶，法兰共有8条直径16mm的栽丝，在一栽丝穿孔处呲口，抗燃油由此喷出，引起冒烟、着火。【案例评析】初步分析发生断油烧瓦的原因是：汽轮机打闸、发电机解列，在转速下降的过程中，主油泵不参加工作后，2号射油器出口逆止门未关，交流油泵供出的油通过2号射油器出口逆止门及2号射油器返回主油箱，造成润滑油下降到29kPa以下，机组发生断油烧瓦，直流油泵联动后，在供油量剧增的情况下，2号射油器出口逆止门关闭，油压很快恢复正常。【案例警示】加强设备管理，提高设备可靠性。机组异步启动导致轴瓦烧损【案例简述】1995年11月10日，某发电厂#3机组小修后，#3发电机励磁变过流速断保护做静态试验时，因无试验方案，致使#3发电机异步启动，发电机转子及轴瓦烧损。1995年11月10日上午8时30分，电气继电保护班电话联系电气运行班长，准备对发电机励磁系统做静态试验，要求电气运行人员合上#3发电机7503主油开关及MK灭磁开关的操作动力保险，9时50分合上#3发电机MK开关，当合上7503开关后，造成#3发电机异步启动，#3机主变控制屏后上部有弧光，3号主变220kV、110kV侧电流表指示到头。主盘警铃喇叭响，2203、1103、103、603开关红灯闪光，#3主变跳闸，#0电抗器联动成功。立即手动拉开7503开关。经检查发现#3发电机过流保护掉牌，#3发电机本体两端冒烟且有焦糊味，#3发电机出口7503刀闸在合闸位置。发电机、轴瓦经抢修后于12月1日2时10分并网。【案例评析】1．安全生产疏于管理，#3发电机励磁变过流速断保护做静态试验事前没有周密的试验方案，运行人员更没有根据试验步骤进行操作的操作票。2．设备管理混乱，“#3发电机7503主油开关”和“#3发电机出口7503刀闸”设备编号重叠，给事故留下隐患。3．高压配电室钥匙管理执行不严格，检修人员借钥匙变更设备状态没有记录。4．安全意识淡薄。机组大小修后的相关试验方案、安全措施一直是口头进行联系，无书面试验方案，安全措施无法把关。【案例警示】1．对设备的编号和名称出现错误的进行修正，从源头上避免事故的发生。2．加强对钥匙的管理，任何时间出借钥匙必须查明借钥匙者的工作任务或目的并进行登记。检修人员不经值班负责人许可不得变更设备状态，设备状态在检修过程中确需变更设备状态者，也必须由运行人员来执行。3．机组大小修后的相关试验工作必须制定安全措施周密的方案，检修工作要按照工作票安全措施分步填制试验票，并提前一天（或几个工作班次）交到运行值班现场，值班负责人依据方案填制操作票。4．检修工作过程中确需扩大工作范围，必须履行新的工作许可手续。检修工作负责人禁止擅自扩大工作范围。5．加强职工的安全教育培训，提高责任心，安排工作要合理并保证其连续性。燃机压气机静叶损坏、断裂【案例简述】2008年9月12日，某公司#1燃机运行正常，5：30机组负荷为285MW。5：32机组突然跳闸，转速下降，MKVI上出现压气机排气压力失去报警（从12kg瞬时降为3kg），以及燃机排气温度超温报警，#1、2轴振全部超限（最高达0.28mm），IGV从66度开启到88度，#3-8轴承振动正常，防喘阀开启正常，#1-8轴承温度、润滑油压均正常，IGV关闭正常。6：02转速至零，盘车自投正常，偏心0.03mm，电流52A。经解体发现压气机1、5级静