轮机大轴弯曲事故案例汇编

轮机大轴弯曲事故案例汇编汽轮机大轴弯曲和严重超速、轴系断裂事故一样，是火力发电厂汽轮机严重事故。对火电厂安全生产、经济运行构成重大危害，给企业造成巨大损失。如：朝阳发电厂98年1号机大轴弯曲事故；富拉尔基二电厂89年1号机大轴弯曲事故；99年华能汕头电厂2号汽轮机高压转子弯曲事故；内蒙丰镇发电厂94年2号汽轮机大轴弯曲事故（见附录）等。因此，防止大轴弯曲事故是火电厂汽轮机运行维护重点，应该引起各级领导和生产技术人员充分重视。作为火电厂汽轮机值班人员，更应详细了解其产生原因，防范措施，防患于未然。汽轮机大轴弯曲原因：造成汽轮机大轴弯曲的原因是多方面的，主要归纳为以下几方面。1汽轮机通流部分动静摩擦通流部分动静摩擦，造成转子局部过热。一方面显著降低了摩擦部分的屈服极限；另一方面摩擦部分局部过热，其热膨胀受限于周围材料而产生很大压应力。当应力超过该部位屈服极限时，将发生塑性变形。当转子温度均匀后，该部位就呈现凹面永久性弯曲。在第一临界转速下，大轴热弯曲方向与转子不平衡力方向大体一致。此时，发生动静摩擦将产生恶性循环，致使大轴产生永久弯曲。而在第一临界转速上，热弯曲方向与转子不平衡力方向趋于相反，有使摩擦脱离趋向。所以，应充分重视低转速时振动、摩擦检查。字串72热状态汽轮机，进冷汽冷水冷汽冷水进入汽缸，汽缸和转子由于上下缸温差过大而产生很大热变形。转子热应力超过转子材料屈服极限，造成大轴弯曲。如果在盘车状态进冷汽冷水，造成盘车中断，将加速大轴弯曲，严重时将使大轴永久弯曲。3套装件位移套装转子上套装件偏斜、卡涩和产生相对位移；汽轮机断叶、强烈振动、转子产生过大弯矩等原因使套装件和大轴产生位移，都将造成汽轮机大轴弯曲。4转子材料内应力过大汽轮机转子原材料不合格，存在过大内应力，在高温状态运行一段时间后，内应力逐渐释放，造成大轴弯曲。5运行管理不当总结转子弯曲事故，大多数在发生、发展过程中都有领导违章指挥，运行人员违章操作，往往这是事故直接原因和事故扩大的原因。如不具备启动条件强行启动；忽视振动、异音危害；各类原因造成汽缸进水；紧急停机拖延等违章违规，造成大轴弯曲。防止大轴弯曲的措施1做好汽轮机组基础技术工作1.1转子安装原始弯曲的最大晃动值（双振幅），最大弯曲点的轴向位置及在圆周方向的位置、机组应备有安装和大修资料；1.2大轴弯曲表测点安装位置的原始晃动值（双振幅），最高点在圆周方向的位置；机组正常起动过程中的波德图和实测轴系临界转速；字串4正常情况下盘车电流和电流摆动值，以及相应的油温和顶轴油压；1.5正常停机过程的惰走曲线，以及相应的真空和顶轴油泵的开启时间。紧急破坏真空停机过程的惰走曲线。1.6停机后，机组正常状态下的汽缸主要金属温度下降曲线。1.7通流部分的轴向间隙和径向间隙。1.8应具有机组在各种状态下的典型起动曲线和停机曲线，并应全部纳入运行规程。1.9记录机组起停全过程中的主要参数和状态。停机后定时记录汽缸金属温度、大轴弯曲、盘车电流、汽缸膨胀、胀差等重要参数，直到机组下次热态起动或汽缸金属温度低于150°C为止。2.0系统进行改造、运行规程中尚未作具体规定的重要运行操作或试验，必须预先制定安全技术措施，经上级主管部门批准后再执行2.11准确完整的汽轮机运行规程，现场系统图，设备异动报告，安全措施。运行人员熟记运行规程，了解相关技术数据后，通过比较、分析、判断就能发现机组存在的问题，防患于未然。2设备系统方面的技术措施1汽缸应具有良好的保温，保证停机后上下缸温差不超过50C；2.2安装和检修中，合理调整动静间隙，保证在热状态下不发生动静摩擦；2.3合理布置主蒸汽、再热蒸汽、旁路系统、导汽管、汽缸本体疏水，保证疏水畅通。疏水中不发生倒汽，不互相排挤。疏水扩容器标高高于凝结器热水井最高标高。高低压疏水分别接入高低压疏水扩容器或疏水联箱。按疏水压力高低依次接入，并向低压侧倾斜45C。在所有疏水开启情况下，疏扩或联箱压力仍应低于疏水各管道最低压力，防止疏水不良；字串44汽轮机各监视仪表齐全可靠，汽缸各部位金属温度表完好齐全。尤其是转子弯曲表、振动表、缸温表、胀差表等；5主蒸汽、再热蒸汽减温水截止门应关闭严密，自动可靠；2.6门杆漏汽，轴封高压漏汽至除氧器管路上应设置逆止门和截止门；2.7高压加热器应装设紧急疏水阀，高水位能自动开启和远方控制，水位计正常；2.8除氧器、低压加热器水位计正常，疏水自调可靠，危急情况可放水；2.9自动主汽门、调速汽门、各段抽汽逆止门关闭严密，动作可靠；2.10提高转子一阶临界转速，避免发后油膜振荡；2.11热工保护，报警信号完整正常。3运行方面技术措施3.1汽轮机起动前必须符合以下条件，否则禁止起动：3.1.1大轴晃动、串轴、胀差、低油压和振动保护等表计显示正确，并正常投入；3.1.2大轴晃动值不应超过制造厂的规定值或原始值的0.02mm；3.1.3高压外缸上、下缸温差不超过50C，高压内缸上、下缸温差不超过35C；3.1.4主蒸汽温度必须高于汽缸最高金属温度50C，但不超过额定蒸汽温度。蒸汽过热度不低于50C；3.1.5主要保护试验不合格如轴向位移保护、胀差保护、低真空保护、润滑油压低保护，超速保护等不合格；3.1.6交流油泵、直流油泵、顶轴油泵、高压油泵不能启动或不能正常运行时；字串93.1.7DEH、DCS不能正常工作时；3.1.8盘车时汽轮机内有明显的金属磨擦声时3.1.9高中压主汽门、高中压调速汽门、抽汽逆止门关闭不严或卡涩时6.2.10汽轮机不能维持空负荷运行或汽轮机甩负荷后不能维持在危急保安器动作转速以下运行时。3.2冷态启动防止大轴弯曲措施3.2.1启动前对照阀门检查卡做详尽检查3.2.2连续盘车两小时以上，如间断应重新计时。启动前转子弯曲值不大于原始值0.02mm。3.2.3未连续盘车，严禁向轴封供汽。3.2.4冲转前各保护试验合格并正常投入。3.2.5冲转前检查各热工信号正常。3.2.6冲转前检查大轴弯曲表，轴向位移，胀差，振动表，缸温，转速表等重要表计投入。3.2.7冲转前应对主蒸汽、再热蒸汽、导汽管、轴封供汽管、法兰螺栓加热联箱充分暖管疏水。3.2.8冲转前参数选择。主蒸汽温度必须高于汽缸最高温度50°C以上，过热度不低于50°C，但不超过额定主蒸汽温度。3.2.9冲转前高压外缸上下温差不超过50C，高压内缸上下温差不超过35C，否则不允许启动。3.2.10主汽门、调门，各段抽汽逆止门动作正常无卡涩，关闭严密。调节系统赶空气正常。3.2.11启动中严密监视主蒸汽、再热蒸汽变化，严禁汽温反复上下波动，10分钟变化50C应打闸停机。字串13.2.12启动过程中严密监视凝汽器，除氧器水箱，及各加热器水位变化，防止满水。3.2.13法兰螺栓加热投入后，应精心调整，确保汽缸各处温度均匀上升，温差在允许范围。3.2.14汽轮机冲转过程中严格监视轴承振动。中速暖机前，轴承振动超过0.03mm,过临界转速时轴承振动超过0.10mm或相对轴振动值超过0.26mm，应立即打闸停机。当轴承振动变化土0.015mm或相对轴振动变化土0.05mm，应查明原因设法消除，当轴承振动突然增加0.05mm，应立即打闸停机。严禁强行通过临界转速或降速暖机。盘车中应全面检查，认真分析。查明原因并处理后连续盘车不少于4小时，再启动。3.2.15冲转至3000rpm定速后，应关小电动主汽门后疏水门，防止其疏水量太大影响汽缸本体汽缸疏水畅通。其他疏水在主再热蒸汽温度350C以上再择机关闭。3.2.16启动冲转过程中，不得投入再热蒸汽减温器喷水，否则将造成再热蒸汽带水。3.3热态启动防止大轴弯曲措施热态启动中除做好冷态启动前防弯曲措施外，还应注意以下工作。3.3.1尽量避免极热态启动。3.3.2热态启动，应先向轴封供汽后抽真空。3.3.3各主蒸汽、再热蒸汽、轴封供汽管道应暖管充分，加强疏水是热启防进水关键。3.3.4热态启动和滑参数停机后尽量不做超速试验。字串43.3.5调节系统充分赶空气。因为冲转中调门大幅波动，不易控制转速，并引起锅炉参数不稳定，造成蒸汽带水。3.3.6合理选择冲转参数。主再热蒸汽温度高于汽缸最高温度50-100C，并有80-100C过热度。3.3.7轴封供汽温度应与金属温度相适应，减少温差产生的局部热应力。必须充分疏水并在连续盘车时才能投入轴封供汽。3.3.8热态启动前连续盘车不少于4小时，若盘车中断应重新计时。3.3.9加强振动监视，因为热态汽轮机各部件温差大，容易发生摩擦，振动。3.3.10启动前，启动班组应详细了解上次停机综合情况，并向每个操作人员说明，做好预想。3.3.11将上次停机曲线与正常曲线比较，若有异常应认真分析，查明原因，采取措施处理。3.4正常运行维护中防止大轴弯曲措施3.4.1汽轮机变工况时，加强状态监视，控制各参数在规定范围。3.4.2主蒸汽、再热蒸汽温度下降，应及时联系锅炉恢复正常，并按规定减负荷，疏水。如果10分钟内急剧下降50°C，应紧急故障停机。主再热蒸汽温度下降过快，是过水征兆。不但增加热应力，而且将引起剧烈热变形，造成动静摩擦，使大轴弯曲。3.4.3汽轮机因主再热蒸汽引起发生水冲击时严禁采用主、再热蒸汽向轴封供汽；3.4.4凝结器、除氧器，各高低压加热器水位正常。字串43.4.5低负荷运行时，不得投入再热器减温水因为此时再热蒸汽流量很小，如果投入减温水会引起再热蒸汽带水。3.4.7甩负荷、炉熄火后应及时切断主再热蒸汽减温水门，防止主再热蒸汽温度急降。3.4.8定期活动各主汽门、高中压调门、各抽汽逆止门，防止卡涩。保证在异常发生后能及时阻止冷汽冷水进入汽缸。3.4.9定期试验热工报警信号正常，各监视仪表正常，有缺陷及时联系检修处理。3.4.10加强设备巡视检查，对通流部分异音应加强监视分析，防止动静摩擦造成大轴弯曲。3.4.11加强振动监视，防止动静摩擦。正常运行中要求轴承振动不超过0.03mm，相对轴振动不超过0.08mm，如超过应设法消除。当轴承振动变化土0.015mm或相对轴承振动变化土0.05mm时，应查明原因设法消除。当各轴承振动突增0.05mm或相对轴振动大于0.26mm时，应立即打闸停机特别应注意振动的突变值，这是突发事故的明显征兆。3.4.12加强润滑油温、油压、油位监视，防止断油烧瓦造成大轴弯曲。切换冷油器小心细致。4.13加强轴向位移、胀差、推力瓦温度、轴瓦温度及回油温度监视。3.5停机、盘车状态防止大轴弯曲措施3.5.1滑参数停机应严格按照滑参数停机曲线执行。必须保持主再热蒸汽有50C以上过热度，且不能有回升现象，否则应开启相关疏水。若蒸汽温度10分钟急降50C立即打闸停机。字串53.5.2及时停运高加、低加、防止其水位异常。3.5.3在汽轮机打闸后，因转子回转效应将造成低压胀差大幅度正向上涨。故应该在打闸前降低低压胀差值，防止动静摩擦。3.5.4准确记录各油泵启动时间和惰走时间，按规定做好惰走过程参数记录和摩擦检查。3.5.5转速到零后，真空到零，停止轴封供汽，关闭汽缸本体疏水，及时正确投入连续盘车。3.5.6盘车启动电流过大，盘车电流大，摆动或通流部分异音，应查明原因及时处理。3.5.7连续盘车过程中发生跳闸，应全面检查。监视弯曲度变化，如弯曲度过大，应手盘180°静止，反复手盘180°，待挠度正常后投连续盘车。3.5.8发生热弯曲，盘车盘不动时，严禁用吊车或蒸汽冲转强行盘车。3.5.9防止除氧器、凝结器满水。关闭除盐水补水门。3.5.10全面检查汽缸与外界隔绝，定期进行本体疏水。3.5.11连续盘车至调节级上缸温度低于150C，方可停止连续盘车（停止连续盘车后采用定期盘车到常温）。连续盘车中应准确记录缸温变化，发现异常，及时查找原因并处理。3.5.12汽轮机在热状态下，汽系统各截止门不严密，则不能进行锅炉水压试验。3.5.13水压试验时，应连续盘车并密切监视汽缸温度的变化。3.6在下列情况下应采取紧急停止措施：字串53.6.1汽轮机转速达额定转速的110%而超速保护装置拒动时；3.6.2汽轮机发生水冲击时；3.6.3汽轮机轴向位移超过规定值时；3.6.4汽轮机轴瓦超过0.05mm或大轴相对轴振超过0.254mm时3.6.5汽轮机内有明显的金属磨擦声时；3.6.6汽轮机胀差大经调整无效超过规定值时；3.6.7汽轮机轴承金属温度超过规定值时三、热弯曲后的闷缸措施如果盘车不能正确投入，可能导致转子永久弯曲。特别时盘不动时，不能用吊车或蒸汽冲转强行盘车，以免造成汽轮机通流部分损坏。此时，应采取闷缸措施，尽快消除转子热弯曲。闷缸措施如下：滑油系统正常供油。顶轴油泵运行。滑停中发生热弯曲，应破坏真空停机，停止快冷。隔离汽轮机本体的内外冷源。关闭进入汽轮机所有汽门以及所有汽轮机本体，抽汽管道疏水门，进行闷缸。严格监视和记录汽缸各部分的温度、温差和转子弯曲值随时间的变化情况。不允许在未盘车时向轴封供汽。当调节级上下缸温差小于50°C时，先手动试盘，若能盘动，可将转子盘180°，进行自重法投直。即依靠转子自身重量投直。转子经多次180°盘转，当转子弯曲值回到正常范围，可投入连续车。通过正确闷缸，可最大限度避免转子永久性弯曲。字串6参考资料：《汽轮机运行值班员》《汽轮机设备运行》《汽轮机运行技术》《汽轮机设备》、《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》电力网事故典型案例二OO七年三月二十二日附录：汽轮机大轴弯曲事故典型案例一、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432.1C、438.5C，机侧403C、394C，高压内缸上壁温度287C，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351C，机侧过热汽温414C，炉侧406C。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,字串416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,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。字串4二、 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°。/分），开始时降温速度为1—1.25°。/分,22时到23时降温速度为2.7°。/分，23时到0时降温度为3.6C/分。从额定参数滑到2.0MPa、260C时应该需要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。三、 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。字串8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300MW。高压缸主汽门前蒸汽压力为16.2MPa、温度540C，高压缸排汽压力为3.88MPa、温度333C。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温度55C，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140pm,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500pm，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40—70pm后，又逐渐增大到300pm并趋向稳定，电动盘车继续运行。字串2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300pm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。（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0.80—1.OOmm，第9、10级阻汽片下部左侧磨损约0.40-0.60mm；第1、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0.45mm。字串1（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150.43C，右侧为250.45C）.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。（六） 、事故暴露的问题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。运行部在技术管理上存在漏洞，投产已两年，运行规程还不够字串7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》和《整组启动操作卡》四、内蒙丰镇发电厂94年2号汽轮机大轴弯曲事故（一）、事故经过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14日0时40分2号机加热装置暖管，0时55分负荷滑降至70MW，倒轴封，1时00分停高加，1时01分负荷降至50MW，停2号低加疏水泵，1时03分发电机解列，1时07分汽机打闸，1时14分投盘车，1时25分停循环泵做防止进冷水、冷汽措施。惰走17分钟，盘车电流36A，大轴晃动0.048mm，高压内缸内壁温度406°C，高压外缸内壁上下壁温416°C/399°C，高压外缸外壁上下壁温344C，中压缸内壁上下壁温451C/415C。2月14日锅炉检修结束，21时00分点火升压。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0.05mm，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282C［高压内缸内上壁温度一个测点已坏（共4对测点元件），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293C，下缸内壁温度293C，中压缸上内壁温度268C，下缸内壁温度210C。润滑油压0.11MPa，油温42C，调速油压1.8MPa，字串421时00分轴封送汽管道暖管（汽源由1号机2抽供），22时00分轴封送汽，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）、11级旁路，22时40分法螺加热管道暖管。冲动前蒸汽参数：主汽温度：左侧372C，右侧377C；再热汽温度：左侧340C，右侧340C；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500转/分，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7分钟），盘车电流34A，大轴晃动指示0.05mm。经全面检查未发现异常，厂领导询问情况后同意二次启动。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1.0mm，低压缸胀差2.7mm，高压内缸上内壁温度320C，下缸内壁温度320C，中压上缸温度219C，下缸127C，串轴-0.05mm。真空73.32kPa，油温40C，调速油压1.95MPa，润滑油压0.108MPa。第二次冲动的蒸汽参数：主汽温度：左侧400C,右侧400C；再热汽温：左侧290C，右侧290C，主汽压力：左侧3.5MPa，右侧3.5MPa。字串73时10分冲动，3时12分转至500转/分，2瓦振动0.027mm，3时25分转速升至1368转/分，3瓦振动0.13mm，立即打闸，开真空破坏门，3时40分投盘车装置（惰走15分钟），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。（二）、原因分析1、2月14日机组停运后，汽机缸温406C，锅炉的低温（350C）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。2、 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。字串63、 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磨擦声。（三）、暴露问题1、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，反映出在工作中存在麻痹思想。2、 高压内缸内上壁一个温度测点元件损坏，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地反映出来。3、 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4小时，就盲目地进行第二次启动。、汽轮机超速的主要原因汽轮机超速事故是由于汽轮机在调速和保护系统故障及本身的缺陷造成的，但往往和运行操作维护有着直接的关系，按不同的事故起因和故障环节，分析讨论。调速系统有缺陷：汽轮机调速系统任务，不但要保证汽轮机在额定转速下正常运行，而且还保证在汽轮机甩负荷以后转速升高不超过规定的允许值，所以调速系统是防止汽轮机超速的第一措施。如果在汽轮机甩掉负荷以后不能保持空载运行，就可能引起超速。汽轮机甩负荷后，转速飞升过高的原因有以下几个方面。字串7（1） 调速汽门不能关闭或漏汽量大。（2） 抽汽逆止门不严或拒绝动作。（3） 调速系统迟缓率过大或调节部件卡涩。（4） 运行方式不合理或调整不当。（5） 调速系统不等率过大。（6） 调速系统动态特性不当。（7） 调速系统整定不当，如同步器调整范围、配汽机构膨胀间隙不符合要求等。汽轮机超速保护系统故障：（1）危急保安器不动作或动作转速过高危急保安器的动作转速一般规定在高于额定转速的10-12%,这是保护汽轮机使其转速不臻过分升高的主要保护设备，另外不同的机组还没有规定动作转速稍高于危急保安器的附加保护或电超速装置。如果在汽轮机转速升高时，造成危急保安器不动作或动作过尺原因主要有：重锤或飞环导杆卡涩。重锤或飞环动静部件不同心，在运行时憋劲。字串6弹簧在受力产生过大的径向变形，以致与孔壁产生磨擦。接吻扣或打击板间隙过大，撞击子飞出后不能使危急保安器滑阀动作。（2） 危急保安器滑阀卡涩，无法动作。（3） 自动主汽门和调速汽门卡涩。运行中操作调整不当：（1） 油质管理不善，进油时是劣质油或标号不同，领回时未化验加入主油箱运行，再者是检修质量不良，轴封间隙调整未在标准范畴内，调整不当，运行中轴封压力调得过大，漏汽到油档，造成油中进水，引起调速和保护部件卡涩。（2） 运行中同步器手动或电动时，加、减负荷超过规定调整范围，不但会造成机组甩负荷后转速飞升高，而且还会使调节部套失去脉动，从而造成卡涩，引起超速事故。运行中蒸汽品质不良，化学监未执行部颁标准，长期运行会造成主汽门和调速汽门卡涩。大、小修后或2000小时后和调速系统解体后，开机做超速试验，升速未执行标准，操作不当，造成转速飞升过快。字串6二、防止汽轮机超速事故的措施：在停机时，采用先打危急保安器关闭主汽门和调速汽门，确保发电机有功，功率为零，电流倒送后，再解列发电机，这样就可避免发电机解列时间不能拖延得太长，因这时机组处于无法运行，时间过长，在鼓风作用下会使排汽温度升高，低差胀会增大，造成对电网影响大。化学严格执行部汽水标准，加强对汽水的品质监督化验，防止汽水品质不合格，运行中蒸汽带盐使主汽门杆，调速汽门杆，各段抽汽逆止门杆结垢开、关不灵活、卡涩。化学应加强对油质的监督，执行部颁标准，定期抽样化验，有报告，防止油中带水或杂物造成调节部套卡涩和腐蚀。自动主汽门，调速汽门要开、关灵活，严密性合格，每天定期自动主汽门杆活动。每周变负荷30%，以便活动调速汽门及油动机滑阀。机组大修后，甩负荷试验前，必须进行主汽门、调速汽门严密性试验，保证符合技术要求，执行法规标准及制造厂的要求，主汽门和调速汽门单独关闭时，在额定参数下，稳定转速最高不得超过1000转/分，但试验汽压在额定汽压下进行，以求得甩负荷时或事故情况甩负荷后主汽门、调速汽门关闭的严密性。字串6运行中，当汽、水品质不合格时，要适当增加活动主汽门、调速汽门活动次数和范围，做好安全措施。运行中发现主汽门、调速汽门、抽汽逆止门卡涩时，要及