国产600MW机组典型汽机事故汇编

1、. 发电机消泡箱溢油1.设备简介 密封油密封瓦为双流环式密封瓦，系统分空侧密封油和氢侧密封油两个部分，空侧油设有空侧密封油箱和一台空侧交流油泵、一台直流油泵，氢侧油设有氢侧密封油箱和两台空侧交流油泵，氢侧密封油箱顶部和底部装有4支针阀，用于运输或紧急情况下限制氢侧油箱的排油阀或补油阀工作，密封油系统投入运行时，均应完全打开。2.事件经过03年10月16日机组调试时为处理1号机组密封油备用压差阀无法自动跟踪问题，9：40施工单位办理“密封油备用压差阀”检修工作票，17：10工作结束。在此期间，为配合DEH仿真试验，9：51启动密封油高压备用油泵运行，10：11启1A EH油泵运行，17：05启交

2、流润滑油泵运行。18：07 CRT画面发消泡箱油位高报警；19：15运行人员检查发现就地发电机检漏仪有油滴出，密封油氢侧回油箱满油，就地检查发现高压备用密封油泵至密封油手动门关闭，发电机密封油备用压差阀前后手动门开启，就地悬挂的“禁止操作”牌被弃置一边，立即关闭密封油备用压差阀前手动门，启动氢侧密封油泵强制排油，5分钟后，氢侧回油箱油位降刻度50，停泵。同时联系施工单位进行排油处理。19：35从发电机出线端检漏仪排出油4.5桶，机侧检漏仪排出油0.5桶，打开发电机底部放油没有油放出。3.原因分析3.1发电机密封油备用压差阀入口门开启是造成发电机消泡箱溢油的直接原因。密封油备用压差阀没有经过调试

3、整定，处于不可投运状态，无法起到正常调节左右；3.2当时发电机内部无风压，交流润滑油泵处于运行状态，低压油通过尚未整定好的密封油备用压差阀进入密封瓦使密封油氢侧回油量增大，氢侧回油箱满后很快充满0.1M3的消泡箱并越过迷宫式档油板和转子之间的间隙进入发电机内部；3.3密封油氢侧回油箱上下四个强制手柄，在系统投运时应保持处于完全松开状态，以保证浮子调整阀的正常工作，当时密封油氢侧回油箱上部两个强制手柄处于强制状态，使得氢侧回油箱油位高甚至满油后，排油不畅，使得油位继续升高，造成消泡箱进一步满油。4.吸取的教训4.1密封油氢侧回油箱上部两个强制手柄处于强制状态，是造成发电机进油的根本原因，在工作票

4、办理过程中存在漏洞，施工单位在办理与运行设备相关联的设备检修开工时，未进行现场监督，工作票终结未到就地核实验收，把关不利；4.2监盘不够认真，发生消泡箱油位信号后未能及时发现，直至就地巡检才发现，延误了异常事件的处理时机；4.3由于试行主副值值班，当班制采用人员轮换制，使监盘人员不能连续掌握整个系统运行的全过程，不能及时统筹考虑目前运行系统的状况，造成监盘针对性不强； 4.4正在调试或调试过程的缺陷处理，必须由调试单位认可，并完成对缺陷设备检修的处理要求，由值长统一下令执行。2. 疏水门内漏造成低真空保护动作跳机 1.设备简介 机组热力回热系统设计为“三高四低一除氧”配置，加热器疏水采用逐级自

5、流，高加疏水进入除氧器，低加疏水回到凝汽器，各加热器的危急疏水通过机组疏水扩容器排入汽轮机凝汽器；各台高加的连续排气接到除氧器，低加的连续排气接到凝汽器。2.事件经过：03年10月24日机组负荷120WM，电泵运行，1A、1C真空泵运行，低加、高加投入运行，1E磨运行。 1：06发现高压缸上下缸温差有上长趋势，280/317，t为37；1：37机组升负荷至120WM；1：41高压缸上下缸温差为274.5/317.1，t为42.6；由于高加冲洗危急疏水直接排至凝汽器，经现场分析认为高加运行即1、2抽投入使得高压下缸通流量增大，使得高压缸下缸进一步被加热是影响高压缸上下缸温差增大的主要原因。1：5

6、0 开始逐渐关闭1号、2、3高加抽汽，退出高加运行。2：05发现凝汽器真空下降，至-85Kpa运行人员手动开启1B真空泵不成功，2：07施工单位处理好1B真空泵后，启动成功，真空回升；2：10低真空保护动作停机。3.原因分析：3.1经现场查找，发现高加退出运行后，虽然#3高加正常疏水到除氧器电动门、调整门关闭，但其后手动门处于开启状态，存在内漏现象，当#3高加内部压力为零时，在当时除氧器压力为零，其排氧门在开启的状态下，空气经#3高加正常疏水进入凝汽器,造成凝汽器真空破坏，引起保护动作停机；3.2当真空降到-85Kpa 1B真空泵未联启，手启也未成功，虽后来经就地配电室开关保护复位启动成功真空

7、回升仍然造成保护动作，是造成停机的又一重要原因。4.吸取的教训：4.1利用组消缺时间对3号高加正常疏水电动门进行处理，保证其严密性；4.2现在低真空联起备用泵的压力测点分别取自运行的两台真空泵入口真空变送器，当两台真空泵入口真空都低于-85Kpa时才联启第三台真空泵，而实际上凝汽器真空与真空泵入口真空是不等同的，原设计上凝汽器真空未设计到DCS的变送器，只有压力开关，真空泵联锁无法直接取自凝汽器真空。应当加装凝汽器用于真空泵联锁的变送器或压力开关，保证联锁的可靠性；4.3 DCS画面上报警不能立即显现，需进一步完善；4.4在主要画面上增加凝汽器真空画面监视点；4.5真空泵过电流保护频繁动作，其

8、保护整定值与启动电流太接近，电气对保护值进行修正； 4.6在除氧器加热蒸汽压力为零时，退出高加前先将#3高加疏水倒到危急疏水，然后关闭#3高加正常疏水调门后手动门； 4.7机组运行期间，除氧器加热蒸汽压力最低整定压力为0.0149MPa，避免无压运行。3. 电泵前置泵入口安全门漏 1.设备简介 机组的给水系统采用2台50%BMCR的汽动给水泵组和1台30%BMCR的电动调速给水泵组。正常时，二台汽动给水泵并联运行满足机组带额定负荷要求。单台汽动给水泵运行，可供给锅炉60%BMCR的给水量。一台汽动给水泵和一台电动给水泵并联运行，可供给锅炉90%BMCR的给水量。为防止给水泵出口或减温水管道逆止

9、门不严，造成高压水串到低压管道，造成低压管道超压，在设计上三台给水泵的前置泵入口管道均设有安全阀。 2.事件经过03年12月14日1号机组带负荷600WM，两台汽泵运行，电泵备用，除氧器水位2563mm,除氧器压力0.73MPa。20：30 运行值接设备维护汽机点检专业“1号机电泵前置泵泵体补焊隔离措施”；隔离前电泵处于备用状态：出口门、进口门、再循环调门及至除氧器水箱电动门在开启，再循环至除氧头电动门在关闭，出口旁路调节阀在关闭，勺管在10，增压级出口门在关闭，给水系统电泵中间抽头至再热减温水母管有逆止门，增压级出口至过热器减温水母管有逆止门，出口至给水母管有逆止门。20：50运行人员开始按

10、工作票要求的措施进行隔离，就地关闭中间抽头手动门，电泵入口加药门。20：53运行人员关闭电泵前置泵入口门，20：54关闭电泵出口门及旁路副阀，20：55开始关闭再循环调节门及至除氧器水箱电动门，此时压力升高到1.26MPa,就地检查发现地沟有蒸汽反倒出，检查为电泵入口安全门起座（动作设定值为1.8MPa），怀疑电泵中间抽头至再热减温水母管逆止门，增压级出口至过热器减温水母管逆止门，出口至给水母管逆止门有内漏。21：00开启电泵入口门，就地检查正常，电泵入口安全门回座，巡操就地手动压紧出口门电动门、增压级电动门、抽头手动门、出口旁路电动门。21：08关闭电泵入口电动门，就地检查正常，并手动压紧入

11、口电动门。3.原因分析 3.1电泵作备用状态，其出口门及旁路电动门保持全开，勺管保持10开度，增压级后电动门及旁路调整阀在关闭状态，从上面经过分析看，电泵出口逆止门存在漏流现象，在做备用状态时，一部分高压水串流至低压侧，由于前置泵入口门及再循环均接至除氧水箱且完全开启，压力未有明显升高现象，同时说明漏流量不是很大，不足以使给水泵倒转； 3.2由于存在漏流现象，一部分水流从给水泵高压侧经由低压侧进入除氧水箱，运行人员在进行措施隔离时，首先关闭给水泵入口门，造成压力开始由0.93MPa,突升至1.0MPa,在入口门关闭的同时又关闭了电泵出口门，使得流动水流在入口门关闭时产生的水锤压力曲线与关闭电泵

12、出口门产生的水锤压力曲线在管道内相互作用，导致压力直线上升，引起系统压力突变。从飞升的压力看，逆止门漏量不是很大，介质流速也不是很快。4.吸取的教训4.1电泵出口逆止门存在一定的漏流现象，利用检修机会，对内漏阀门进行检修处理。4.2运行人员在操作上未按照先隔离高压侧，在隔离低压侧的原则进行操作，违反操作顺序，暴露出运行人员对基础操作原则缺乏实质性的认识，操作存在随意性；运行操作要严格执行运行规程和安规、反措的要求，避免操作的随意性。4.3入口安全门整定值为1.8MPa,实际动作值为1.26MPa，安全门整定不准，需对安全门整定值进行重新整定；4.4加强运行人员对运行规程的学习和基本操作技能的培

13、训，提高对系统的认知水平。4.5操作前高岗人员要对操作人员进行交底和指导，操作过程中要利用DCS上的趋势图对系统的变化加以分析，避免盲目操作。4.6针对此事，举一反三，加强对备用设备隔离、设备切换、试验等工作的风险预控，提高安全意识，防范意识。4. 1A凝结泵电机下轴承损坏及低旁三级减温水管道与支吊架连接焊口开裂 1.设备简介 每台机组配备两台100 %容量的凝结水泵，1台运行1台备用。凝结水泵为立式双壳体结构，叶轮为闭式并同向排列,首级叶轮为双吸型式,泵本体设有平衡机构和推力轴承，转子轴向力自身平衡。电动机为空水冷式电机，电机不承受泵的轴向推力。 2. 事件经过：1号机组CD、EF层共六只油

14、枪,机组处于暖管阶段,主汽压力3.5MPa,温度340，高旁开度15%,低旁开度50%;除氧器水位2700mm,除氧器30%、70%调整门开度均为0%,凝结泵所带主要用户为旁路三级减温水,凝结水最小流量阀投自动;1A、1B循环泵运行;1A凝结泵运行, 1B凝结泵备用,主机处于盘车状态。12：10 汽机冲转参数满足，请示调试人员准备汽机冲转；12：20调试所热控人员通知因汽机ATC逻辑修改后要进行1汽机ATC修改逻辑上传，并交待有可能会影响到机组真空泵正常运行，调试所机务人员同意其进行；12：24发现DCS给水泵系统、真空系统、循环水系统等画面测点及参数、设备及阀门状态变红消失，两台循泵出口门反

15、复开关，手动将1A循泵出口门开启；12：30 1号炉MFT，首出是“燃料丧失”，OFT发出，调试所人员交待原因为上传逻辑时导致燃油跳闸阀失电关闭，立即关闭所有油枪手动门，炉膛吹扫后减小炉膛通风量，锅炉停止排污；12:31 DCS画面恢复正常。当时1A循泵出口门由于运行人员人为干预使其正处于开启状态, 而1B循泵出口门因无法操作，DCS画面恢复正常时正处于关闭状态,因而保护动作跳闸。12：34 汽机巡操员在0米补氢时听见突然有异常声音，立即检查发现1A凝结泵电机下导瓦冒烟并有火花，就地按事故按钮紧急停泵并同时汇报值长和主值。主控值班员立即启动1B凝结泵，管道振动较大，检查发现低旁三级减温水管道与

16、支吊架连接焊口裂开，漏水量大，紧急停止1B凝结泵。就地检查发现1A凝结泵电机下导瓦油挡烧坏,轴瓦处轴径变黑。12：48 关闭凝结水杂用水总门并停电，启动1B凝结泵，隔离1A凝结泵做检修措施（测量1A凝泵电机绝缘合格）。3.原因分析3.1 1A凝结泵电机下导瓦损坏分析 从DCS追忆分析, 11:54之前 1A凝结泵电机下导瓦温平稳地维持在51,在11:54为61.965至11:57瓦温逐渐升高到77.535,从11:57至12:05下导瓦温稳定在77.535,在此阶段凝结泵流量、出口压力、电流、凝结泵最小流量阀开度均处于稳定状态;12:05凝结水流量增大,最小流量阀由92%开始关小,12:06凝

17、结水流量减小, 最小流量阀未能及时响应继续保持关小趋势,12:07电机下导瓦温开始爬升至12:08升高到88.10并保持短时间稳定,12:10凝结泵最小流量阀关至59.67%开始开启,12:11凝结泵电流有一尖峰突变, 电机下导瓦温又开始较快爬升,至12:24DCS画面死机电机下导瓦温升高到190.777,并继续保持爬升趋势,12:24-12:31DCS记录失忆;12:31DCS画面恢复显示有凝结水流量到零现象,至12:34电机下导瓦温升高到285。点检人员10:10就地测试电机下导瓦温瓦温为47。分析认为:1）电机下导瓦本身存在设备缺陷问题,在经过一天运行后缺陷加剧引起导瓦损坏;2）电机下导

18、瓦最初缺陷初期并未引起导致致命损坏,其损坏存在一个逐渐发展扩大的过程;3）在凝结水流量变化的过程中,凝结泵最小流量阀不能及时响应,导致凝结泵工况发生变化,破坏了电机下导瓦暂时稳定的状态,加速了下导瓦的损坏;4）上传逻辑时导致凝结水再循环突然关闭,进一步加剧了下导瓦的损坏,从而最终导致下导瓦的烧坏。3.2三级减温水管道与支吊架连接焊口裂开分析 12：34 1A凝结泵电机下导瓦冒烟并有火花，就地按事故按钮紧急停泵后,由于凝结泵联锁未投入,1B凝结泵未联启,主控值班员手动启动1B凝结泵，造成瞬间水击,引起管道振动，导致低旁三级减温水管道与支吊架连接焊口裂开。4.吸取的教训4.1 1A凝结泵电机下导瓦

19、未设报警,当瓦温升高时未及时发报警,运行人员未能及时发现瓦温升高现象; 完善DCS系统重要设备及重要部件报警;4.2 运行监盘人员存在一定麻痹情绪,因为1A凝结泵已运行一天,状态一直很稳定,而且未暴露明显缺陷, 运行监盘人员存在一定麻痹情绪; 提高对运行设备缺陷暴露周期的认识,加大对新设备的检查和监视力度,提高运行及维护水平;4.3最小流量阀调节品质不理想,调节惯量过大,响应特性迟缓; 完善最小流量阀调节品质,在未完善之前,凝结水系统流量有较大波动,在最小流量阀自动跟踪迟缓的情况下,应解除最小流量阀自动,手动调整;4.4凝结水系统管道布置弯头太多,导致凝结水沿程阻力太大;4.5凝结水系统支吊架

20、设计和安装存在一定缺陷,而且部分采用焊接硬支撑,无法减缓和消减管道振动; 取消凝结水固定焊接支吊架,并建议设计院完善凝结水系统支吊架布置方式;4.6 循环泵出口门关闭时,压力最高达到0.24MPa,说明其出口门几乎关闭,但没有回到0位,严重影响了循环泵的安全运行。增加运行中出口门关失电停泵的保护。4.7离线传输逻辑或AP必须履行审批手续,并制定可行的防范措施。5. 测温端子松动造成循环水泵跳闸1. 设备简介每台机组设有德国KSB生产的两台50容量的循环水泵，循环水泵设有如下保护：1）旋转滤网后水位低于6.0m，延时2秒；2）该台循环水泵运行60秒且出口压力高于0.2MPa；3）推力轴承温度大于

21、105，延时2秒；4）导向轴承温度大于105，延时2秒；5）B循环水泵出口蝶阀开度90%且关闭且泵在运行;6) B循环水泵出口蝶阀失电。2. 事件经过：04年8月21日20：00，1A循环水泵试运中跳闸。跳闸前1A、1B循环水泵正在进行8小时试运，1A循环水泵已连续运行5个小时，CRT上各温度如下：名称电机线圈温度1电机线圈温度2电机线圈温度3电机线圈温度4电机线圈温度5电机线圈温度6电机导向轴承温度电机推力轴承温度温度868686858887878220：00，电机导向轴承温度突然从87突升至109，就地报告1A循环水泵跳闸，CRT上出现报警信号。立即配合调试查找原因，并通知设备维护人员与西

22、门子厂家，检查是否为DCS通讯方面故障，同时通过温度曲线和事故追忆查找跳闸原因。从温度曲线上看在1A循环水泵跳闸时电机导向轴承温度一共出现了两次突升，两次间隔在9秒左右，第一次时间为19：59：45，最高温度97，第二次时间为19：59：54，最高温度109。这两次温度突变从正常运行温度达到峰值温度的时间均为23秒左右。在事故追忆中查到，19：59：44发1A循环水泵导向轴承温度报警，19：59：45发保护跳泵信号，其后在19：59：54又发了一次导向轴承温度报警。现场人员反映在1A循泵跳闸时就地并没有发现异常现象。最后调试和西门子人员认为可能是该温度测点虚接，导致信号反馈异常，触发保护引起跳

23、泵。最后经厂家提供定值，将1A、1B循环水泵电机导向轴承、推力轴承温度均改为95报警，105经2秒延时跳闸。6. 分离器水位低信号漂移造成真空异常升高1. 设备简介每台机组设有三台水环式真空泵，正常运行两台运行,一台备用。真空泵型式为二级叶轮、单吸入口、单排出口、下排式。工作水为除盐水，冷却水来自闭式循环冷却水系统。2. 事件经过： 负荷510MW， 总燃煤量192 t/h，机组真空9.5KPa。04年26日夜班，06：30值班人员发现机组真空9.8KPa且处于上升状态，值班人员立即检查真空系统，循环水系统，轴封系统，凝结水系统。并未发现异常。值班人员同时联系汽机侧巡检，询问有无就地操作，得知

24、并无任何操作。值班人员考虑真空泵的工作情况，让汽机侧巡检检查真空泵工作情况，06：45A真空泵水位低信号来，补水电磁阀开(此时机组真空达到最大，10.587KPa)，就地巡检回报，真空泵补水正常，工作正常，此时真空开始回落，06：47真空回落到9.162KPa，机组恢复正常。3.原因分析：引起这次异常的原因本班认为为A真空泵工作失常引起。从历史追忆来看，真空泵发水位低报警后，补水电磁阀打开，大约补水20秒左右就会关闭，而此次A真空泵从发水位低报警，补水电磁阀开启到关闭用了大约2分十五秒（从06：45：12到06：47：27）。同时补水电磁阀开启的时候就是真空开始回落的时候。因此本班怀疑，由于A

25、真空泵水位低报警点发生了一次漂移，导致水位处于比正常低报警值低了一些后才开始补水，这个过程中A真空泵由于汽水分离器的水位过低，导致A真空泵工作失常，真空上升。当补水电磁阀开启后，水位逐渐正常，A真空泵逐渐恢复正常工作，真空也逐渐恢复。事后关于报警点漂移和热工进行了讨论，由于真空泵汽水分离器的水位只有就地表计，无法得知当时报警值为多少，所以认为无法对此得到肯定答案。4.吸取的教训4.1设备设计或质量上存在一定问题1） 就地真空泵汽水分离器水位计目前显得偏低，不能在真空泵启动之前将水位补至较高位，造成真空泵启动因补水不及时，可能会导致真空下降；2） 汽水分离器水位低报警有可能出现漂移；3） 真空泵

26、入口处无逆止门。4.2将就地真空泵汽水分离器水位计换一个较长的，能够让运行人员将水位补到一个较高位置；4.3保证汽水分离器水位正常报警；4.4真空泵入口安装逆止门；4.5对取单一测点信号的自动和保护进行统计，对重要设备应制订出避免信号误动的防范措施。7. 循泵出口门关，循泵不停1. 设备简介每台机组设有德国KSB生产的两台50容量的循环水泵。循环水系统为开式循环，具体配置为取水明渠前池钢闸板粗拦污栅旋转滤网循环泵入口水池循环泵出口碟阀循环水地下管道凝汽器A/B侧虹吸井排水暗渠排水口，循环水泵出口门为德国阿达姆斯生产的碟阀。2. 事件经过：1B循泵已启动，循环水运行正常，准备启动1A循泵； 4月

27、10日中班恢复循环水系统。23：10左右启动1B循环水泵，运行正常，23：28启动1A循环水泵，启动正常，电流273.7A，出口压力0.11MP，就地人员检查正常。运行约10分钟后，CRT发1B循泵的震动测点的报警，观察发现，该测点再从0.044mm到0.087mm之间来回波动，报警值为0.05mm,同时循泵电机有一温度测点不断发报警，不断自动复位。但CRT显示该温度测点与其它电机温度测点处于一样的正常水平。立即叫人就地检查，同时联系热工和东北核电检查，热工了解情况后，反映，该测点在之前确是经过较整，但它的真实性还没有检验。因此，他们不能肯定此测点的好坏。考虑到设备的安全和对当时的其他系统无影

28、响，再加上与我就地人员无法很好的联系（通讯工具出现故障），值长下令停1A循泵，值班人员马上用子组停1A循泵，可在停止过程中出现了1A循泵出口门已关闭，但循泵电机不停地异常现象，值长立即下令到6KV 开关室就地打闸（CRT已无法停），值班人员立即跑到6KV 开关室，就地打闸，23：45，1A循泵停转。就地检查设备无损伤。3.原因分析 异常处理完毕后，立即联系热工和电气二次地查找原因，由于这种异常在前一天已经出现过，二次地通过试验，认为已经处理好（原因他们说不明，但他们通过做实验认为动作已经正常）。这次同样异常的出现，说明没有找到根本的原因，就交付给了运行，为正常运行埋下了隐患。由于专业限制，根本

29、原因，等待热工或二次查找。4.吸取的教训：4.1热控或电气二次发生的设备问题，经处理后，运行人员无法对其进行有效监控，以保证设备再次投入后的完好性。4.2通讯工具不能很好的投入使用，距离稍远或有山体挡住就会造成通讯困难，设备一旦出现问题无法及时联系处理，对运行带来隐患。8. 1号汽轮机主油箱内部供油管道三通开裂故障1.设备简介1号机组上汽产600MW汽轮机主油箱内部供油管道三通采用骑座式焊接三通结构。三通直径为273MM,壁厚为9MM.2.事件经过：1号主机润滑油母管油压由5月17日的0.209Mpa缓慢而均匀的下降至6月28日的0.176Mpa，并进一步有下降的趋势，同时伴随着油压0.002

30、 Mpa波动；主油泵出口油压由2.6Mpa下降至2.48Mpa；1瓦油压由0.16Mpa下降至0.145Mpa；主机油位从+15mm上升至+40mm（油质化验合格）。针对润滑油压逐渐降低，为找到油压降低的原因，在这期间采取了一系列措施从5月17日到5月30日，润滑油母管油压波动，下将趋势不太明显，我们每天进行跟踪，记录润滑油母管压力，主油泵进出口油压、隔膜阀压力、PI系统等油压。检查主机排油烟风出口管道是否堵塞，爬上汽机房屋顶查看排烟没有堵塞，排除风机烟气管道堵塞。冷油器放油阀不内漏及主机油管路系统无外漏，关小两只主机冷油器放空气阀，并在就地更换上了精密压力表以监测主机润滑油压力考虑到1机组汽

31、轮机进气方式为多阀控制，高压缸轴瓦负荷分配不均，是否影响进油量，在5月27日5月30日，进气方式改为单阀控制，油压还是波动，下降。排除了汽轮机运行方式。我们专业有人在上海出差的机会向吴泾电厂了解情况，没有发生此问题润滑油主油箱油位油5月17的15mm上升到6月15日40mm,油质化验合格。考虑到主机油位变化与主机油箱负压有关，6月15日切换主机润滑油排油烟风机。观察油压还是波动下降，排除排油烟风机，分析在系统运行的油量变少。6月15日向上汽厂发传真及电话咨询，上汽厂答复有可能是注油器喷射口（5只喷射口）堵了。考虑到油温对油压的影响，从6月16日在CRT打出的一个月油温与油压的变化曲线分析，油温

32、对油压降低无影响。6月25日，检查1机组高压备用密封油泵、交流油泵、直流油泵出口逆止阀是否内漏，检查方法是把出口压力表拆掉，没有油流出来，确定高压备用密封油泵、交流油泵、直流油泵出口逆止阀不内漏。分析主机润滑油注油器出口逆止阀为可调逆止阀，6月25日，打开主油箱人孔门检查注油器出口逆止阀，发现逆止阀调节螺栓定位螺母松动，并紧固上。（同时发现，注油器出口管道远离人孔门处有油哗哗流动，没有引起注意，以为是套装油管道回油造成）6月27日,经过两天的观察油压，还是波动，排除了注油器逆止阀调节螺栓定位螺母松动原因。想到了6月25日油哗哗流动的现象，决定打开2机组润滑油箱对比，发现#2机组注油器出口逆止阀

33、处无油哗哗流动，油液面非常平静，断定1机组主机注油器出口逆止阀后管道漏油，因为根据漏油量大处观察，有可能是主机交流油泵出口逆止阀后法兰漏油。6月27日，召开了会议，确定1号主机润滑油箱内部管道漏油严重，决定1号机组申请停机。2004年7月5日进入主油箱检查，发现1号机主油泵注油器出口逆止门后三通存在长达92公分左右的裂纹，裂纹波及范围：从主油泵进口管与三通的焊口至润滑油出口母管与三通的焊口，裂缝为连续裂缝，同时在三通的两圆柱相截处，裂缝呈边缘展开。3.原因分析：上汽产600MW汽轮机主油箱内部供油管道三通为标准件（图号：W2249），为保证机组运行的可靠与安全，设计采取整体锻件加工工艺。而上汽

34、厂下属的承包公司红光锅炉厂在实际生产制造中并未按图纸技术要求加工，而是采用骑座式焊接三通结构。因这种结构三通焊缝较薄弱，焊缝本身容易由于焊接工艺不良或者外部影响容易产生缺陷，尤其在尖角处本体与焊缝未完全融合，焊接应力比较集中，在运行中由于管道应力，容易出现裂缝。如我公司1号机组就是采用了骑座式焊接三通，在运行6个月后，最终润滑油三通管焊缝开裂。4.措施与教训：到7月5日晚6点，1机组润滑油主油箱排油结束进入主油箱检查，发现1号机主油泵注油器出口逆止门后骑马三通焊缝处开裂，裂缝向上下两边展开，上到主油泵进口管与三通的焊口，下至润滑油出口母管与三通的焊口，长达92公分，裂缝情况非常严重。随即设备部

35、召开紧急会议，定下更换管道，要求厂家当夜备好相同尺寸的管道，于6日上午运送到台电。检修公司要清理好油箱，做好防火及防污染措施，在油箱内切割取出开裂的管道，等待备品的到来。6日下午3点钟，备品到货，立即进行焊缝打磨施焊，到7日10点钟主油箱内部管道施焊及超声波检查焊缝全部结束。教训：1、此缺陷属于厂家生产缺陷，3、4、5号机组在安装过程中予以改进。2、向设备厂家和基建单位反馈信息，在新机组中避免类似问题。润滑油管开裂图片：9. 1、2号机组4台循环水旋转滤网一天之内全部被海水冲跨使机组减负荷1.设备简介2.事件经过2.1 1A、1B、2A、2B旋转滤网故障经过：2004年5月26日8：00 2B

36、循环水泵入口旋转滤网主动轮安全销剪断，导致该滤网无法运行。履行工作票程序，在工作票办理好后于10：20开始工作。由于循环水泵运行状态下2B旋转滤网两侧压差大，加之在运行状态下滤网堵塞越来越重，最后于26日17：26 降负荷至300MW，停运2B循泵进行处理，为防止其余三台旋转滤网发生类似事件，将1A1B2A滤网改为连续运行。但运行人员考虑到三台滤网同时运行冲洗水量太大，会淹水位变送器，决定按照1A1B2A单台滤网运行30分钟，停运1小时改逻辑，按照1A1B2A先后顺序运行。施工方法为消除滤网前后压差后，解开滤网网片，利用手拉葫芦盘转滤网，将损坏网片更换，再恢复滤网。施工中发现2B旋转滤网共损坏

37、网片7片，库存只有2片网片，经东电一公司板金加工车间利用所拆下及试运期间遗留损坏网片加工出4片，对变形小的网片锤击修复1片，解决了备件短缺问题。2.2 1A1B2A旋转滤网抢修经过：1机组负荷600MW；循环水系统双泵运行；其余系统正常。2机组负荷430MW；循环水系统单泵运行；其余系统正常。27日5：385：43发现1A1B2A旋转滤网安全销断，经研究决定，分别停运循环泵，前池下闸板，利用旋转滤网冲洗水泵及外加潜水泵降低前池水位，同时解开滤网进行盘转，其余检修方法与2B滤网抢修基本一致，1A、2A、1B变形严重予以更换的滤网数量为9块、7块、10块。3、旋转滤网抢修施工的特点为工序简单，施工

38、难度大。3.原因分析：3.1小银鱼的汛期：小银鱼突然来临，源源不断的小银鱼使滤网堵塞，堵塞的滤网负荷过重造成主动轮安全销剪断，在滤网停运、循环泵继续运行的工况下，堵塞加剧，滤网前后压差增大最后造成滤网变形损坏。见照片：2.2旋转滤网的传动方式：台电1、2机组循环水旋转滤网采用的链条传动方式，此种传动不适用于大载荷条件，这也是断链条和滤网启动中断销子的原因。2.3旋转滤网的结构形式：我厂所用旋转滤网为无锡华东电力设备有限公司生产的XWC3000型，网片是框式平面网片，容垢能力弱，强度低，在杂质量增大情况下易变形，这是事故的主要原因。2.4滤网冲洗水回水集污池：集污池容积小，当清理吊框时有一部分走

39、直流进入入口明渠，造成旋转滤网负荷增加，网板受压变形。从下面的图片中可以看到部分小鱼、小虾直接排到入口明渠的情况。52.5冲洗水冲掉的杂物清理速度：四台滤网冲洗掉的杂物最后都汇集到集污池，污物清理的方法为用手拉葫芦提起网筐，将污物清理后再用手拉葫芦将网筐放回，在此之间是冲洗水连同污物回流至循环水入口（习惯称为“走直流”），造成污物二次汇集于旋转滤网上，而且走直流的污物因流道设置原因主要回流至2B滤网上，这也是2B滤网先损坏的原因。 在污物清理人员不足情况下，这种情况急剧恶化。2.6方式跟不上情况变化：在小银鱼增多情况下，未及时延长滤网运行时间，在发现2B滤网损坏后，因集污池过滤容积小也未能将其

40、余三台滤网连续运行。2.7入口明渠没有及时加装拦鱼网：入口明渠是小鱼、小虾等海生物的必经之路，如果及时安装拦鱼网，就会减轻旋转滤网的负荷，减少或防止因为滤网负荷太大而使滤网损坏。见拦鱼网照片：4. 吸取的教训4.1厂家设计网板强度低是事故的主要原因；4.2抢修速度慢造成事故扩大；4.3对所有循环水旋转滤网进行改造1）1传动方式改造：将现有的链条传动方式改为涡轮涡杆传动，涡轮材质锡青铜，涡杆材质为40Cr。更换主轴，原来的旋转滤网主框架、罩壳、滚筒等其它部件不变。更换减速机，减速机电机功率为：11/7.0KW，防护等级IP56。提高旋转滤网负载能力，保证旋转滤网运行的可靠性。2）2利用现有的网板

41、进行改造：在现在的网板上面焊接加强结构件，在网板构架的上下横梁槽钢内侧焊接一筋板，使横梁截面变成矩形结构，这样网板承载能力有大幅度提高，同时在网片的内侧加装支持钢板三块，材质316L，增加网片刚度。3）入口明渠加装拦鱼网，长期看守并清理鱼网。10. 汽轮机6、7瓦轴颈损伤1.汽轮机6、7瓦轴颈损伤概述：1.1转子轴颈相关技术规范：序号名称规格（mm）材质损伤情况1 #6轴颈481.63（直径）484（宽度）30Cr2Ni4MoV-5+73*1.4 mm一条3*1.0 mm一条2 7号轴颈481.63（直径）484（宽度）30Cr2Ni4MoV-5+73.7*1.8mm一条2*0.5mm一条2、

42、事件经过：2.1 国华台电2号机组于2月25日停盘车。2月26日解体6、7轴承盖，将6、7瓦上瓦吊出后发现7瓦轴颈有3.7*1.8mm沟槽一条，2*0.5mm沟槽一条损伤较严重。6瓦轴颈有3*1.4 mm沟槽一条，3*1.0 mm沟槽一条（2004.11份小修时已存在，本次没发展）。7瓦钨金有划痕并有4*3mm焊渣夹在轴与瓦之间。2.2 2月27日，经过研究确定使用哈尔滨汽轮机厂材料试验研究中心技术的哈尔滨德加法科技发展有限责任公司对轴颈进行修复，修复的方法采用自溶微弧焊的方法。2.3 轴颈损伤图示描述：6号轴颈损伤及轴瓦示意图。共有2道深浅不一的沟槽，分别为深度1.4mm，宽度3mm左右和深

43、度1.0 mm，宽度3 mm。（2004.11月小修时已存在）7号轴颈损伤示意图。共有两道深浅不一的沟槽，分别为深度1.8mm，宽度3.7mm， 深度0.5mm，宽度2mm。（本次小修新发现的）。轴承下瓦损伤情况： 6号上瓦没有划痕，下瓦有两条较浅沟槽； 7号上瓦情况良好，7号下瓦有一条较浅沟槽。右侧瓦口有两个深2 mm直径4 mm的压痕，是电焊渣被转子压入钨金面的痕迹。2.4对各轴承箱内进油管检查情况：对6、7、8号轴承箱内的进油管和9、10号轴承进油管进行彻底检查，检查发现各油管的焊口在安装期间全部使用电焊进行焊接的，规定油管的焊口应是采用氩弧焊接。检查进油管的内部发现，各焊口附近内部表面

44、很粗糙并有焊渣、焊瘤及氧化皮附着在内表面。3.原因分析：3.1二号机6、7号轴颈损伤的主要原因是轴承箱内厂家提供的供油管为碳钢管并直接采用电焊焊接，焊接工艺较差各焊口附近内部表面很粗糙并有焊渣、焊瘤及氧化皮附着在内表面，在运行中管道温度的变化及油流不断的冲刷，将附着焊口内部的焊渣、焊瘤及氧化皮冲刷掉进入瓦口，夹杂在钨金面和轴颈之间，对高速旋转的轴径进行切削，使轴颈表面产生不同深度的沟槽。3.2厂家安装时对油管路没有采取正确的工艺进行焊接，电建安装时对油管路没有进行检查、酸洗、喷沙等工艺清理干净，也是这次轴颈损伤的直接原因。4.采取的措施和对策：4.1对6、7、8号轴承箱内的进油管和9、10号轴

45、承进油管进行彻底检查，将附着焊口内部的焊渣、焊瘤及氧化皮人工用锉刀、刮刀、砂布等工具清理干净。4.2对弯头内部不能清理的管道，将焊口切开清理后重新焊接。 4.3严格执行验收制度，不合格的管道不能回装。4.4在主油箱和轴承座内增加滤油磁棒，6、7、8号轴承箱内放磁棒不少于10根。4.5盘车前进行油循环不少于24小时，并油脂化验合格。4.6对6、7、8号轴承进行脱胎裂纹磨损情况检查。4.7加强与工程部的沟通，将3、4、5号机组缺陷消灭在基建期。并通报给国华同类型机组，避免发生重复性问题。4.8对管路、弯头、法兰进行测绘，下次大小修时全部换为不锈钢管道。11. 2号机组1、3、4号高调门卡涩1.设备

46、简介汽轮机型式：亚临界四缸四排汽凝汽式汽轮机汽轮机型号：N600-16.7/537/537制造厂家：上海汽轮机有限公司铭牌出力：600MW额定转速： 3000r/min（从汽轮机端向发电机端看为顺时针旋转）额定参数：汽机高压主汽阀前压力 16.7MPa ，温度 537中压联合汽门前压力 3.194MPa ，温度 537汽机主汽门与高调门为联合装置2.事件经过 2004年7月25日#3调节汽阀卡涩在开度37%；8月22日在跳磨煤机时，1号、#4调节汽阀突开至82%，出现卡涩现象；8月25日在#2机组申请停运过程中，1号、#4调节汽阀在开度15%处卡涩；9月8日#2机组由600MW降至400MW时

47、，#3、#4调节汽阀在开度43%卡涩，最后发现#3调节汽阀在40%以上和15%以下容易卡涩。3.原因分析四套油动机解体后发现，#3、#4油动机的活塞缸内抗燃油变硬、变黑，缸内有拉痕；套筒与活塞杆粘在一起，活塞杆上有拉伤凹坑。由于油动机与阀门装配中心偏差，活塞杆不断与支承轴套磨擦，产生的微粒在活塞杆密封处，造成活塞杆密封处微渗，长时间高温蒸汽烘烤下结碳并附着在活塞杆上，使阀门卡涩结碳卡涩，如此循环加剧了阀门卡涩和磨损，以致在活塞杆和支承轴套上形成较大面积损伤。所以#2#3#4调节汽阀存在严重漏汽的原因是，结合面螺栓紧力不够所致。引起调节汽阀卡涩的原因是，油动机与阀门装配中心偏差，活塞杆不断与轴套

48、磨擦，造成活塞杆密封处渗漏，经高温蒸汽长时间烘烤结碳，使阀门形成卡涩结碳卡涩的恶性循环，加剧了阀门卡涩，同时也增大了磨损。4.经验与教训经验： 将4只油动机前端盖上的安装孔由原来的30改为32,有利于油动机在安装时找中，将支承轴套内孔尺寸由63.5 mm改为69.5 mm,减少活塞杆与支前轴套的磨损面 更换4只油动机的活塞杆，更换了4只油动机的油缸密封件，4只油动机经过新华液压公司试验平台的跑合试验合格后出厂教训：1、此缺陷属于厂家生产缺陷，应该在安装过程中予以改进。2、向设备厂家和基建单位反馈信息，在新机组中避免类似问题12. #2机组汽轮机高压主汽门（TV2）关闭超时1.设备简介汽轮机型式

49、：亚临界四缸四排汽凝汽式汽轮机汽轮机型号：N600-16.7/537/537制造厂家：上海汽轮机有限公司铭牌出力：600MW额定转速： 3000r/min（从汽轮机端向发电机端看为顺时针旋转）额定参数：汽机高压主汽阀前压力 16.7MPa ，温度 537。两只主汽门分别布置在汽轮机两侧，主汽门为卧式布置如图2.事件经过台山电厂#2机组于2005年3月21日07：50发电机CT保护动作，紧急停机中，高压自动主汽门（TV2）关闭到7开度时，出现了关闭缓慢的现象.时间达1分钟（从记录曲线上查到）.过了1小时50分钟,汽机再次打闸没有出现关闭超时的现象.发电机CT保护动作跳闸时，机组负荷600MW突降

50、到0，汽轮发电机组转速最高达3151rpm。3.原因分析#2机组2号主汽门在小修期间对其油动机进行了返厂检修,对油动机阀杆进行更换,油动机进行了清洗,油系统进行了油循环,油质合格.油动机出厂时性能试验合格,排除油动机的原因.在3月15日对#2主汽门进行解体检查,测量阀杆与衬套、阀芯与衬套间隙间，隙分别为合格。排除汽门本体卡涩.分析认为汽门操作做弹簧托盘与弹簧套筒之间磨擦,造成汽门关闭缓慢.四、措施与教训措施：解体2主汽门弹簧操作座在解体#2主汽门弹簧操作座时,测量弹簧托盘直径为466MM,弹簧套筒内壁直径为484MM,直径的差值为18MM,就是弹簧移动托盘与弹簧套筒之间的间隙为9MM.解体时发

51、现弹簧移动托盘与弹簧套筒在关闭位置处靠上壁之间有磨擦的痕迹.弹簧托盘没有在中间位置,而是靠近了上部,与弹簧套筒壁在关闭位置处产生磨擦,导致汽门在开度7%时关闭超时.解体1主汽门操纵座，测量弹簧长度，外弹簧：1055mm，中弹簧：1008mm，内弹簧：932mm。弹簧长度合格，外表无缺陷，无磨损痕迹，探伤无裂纹。复装时，对弹簧移动托盘与弹簧套筒毛刺打磨光滑处理,对整个弹簧组及弹簧套筒抹二硫化钼进行润滑。弹簧移动托盘放置弹簧套筒中间位置,在主汽门调行程时，弹簧移动托盘与弹簧套筒无卡涩，关闭顺畅.教训：1.每次启停机时,打印主汽门关闭曲线. 2.在检修主汽门时,检修人员的检修技术水平需要提高.13.

52、 1号机凝结水泵A、B导流壳砂眼蜂窝严重1.设备简介：1号机凝结水泵为沈阳水泵股份有限公司生产的10LDTNB-6P型立式筒袋型多级离心水泵，单台100容量，1备1用，额定流量:1712m3/h，额定扬程:300mH2O，转速:1480r/min，效率：82%，轴功率1706kW。2.事件经过：1号机大修过程中，对1号机A、B凝泵进行解体检查发现两台凝泵导流壳存在大量蜂窝砂眼。1A凝泵：首级导流壳导流面有8个蜂窝，第二级导流壳导流面有2个轻微蜂窝，首级叶轮口环处有两处蜂窝。1B凝泵：首级导流壳导流面砂眼及蜂窝共20个处，第二级导流壳导流面有2个蜂窝，第三级导流壳导流面有2处蜂窝，第四级导流壳导

53、流面有1处蜂窝，首级叶轮口环处有两处蜂窝。3.原因分析：由于凝泵吸入口为真空状态，首级叶轮处存在汽蚀可能，但如此大面积、多级的蜂窝同厂家的铸造质量有莫大关系。主要原因如下： i. 设计工况的正常汽蚀：首级叶轮口环处小蜂窝为设计工况的正常汽蚀； ii. 厂家铸造质量差：厂家铸造质量差是产生大面积蜂窝的主要原因。处理经过：导流壳材质为HT250,铸铁补焊时易出现裂纹，外委珠海宝莱特进行处理。4.措施教训： iii. 加强金属专责对铸铁件的验收； iv. 采购部分导流壳备件备用； v. 导流壳表面喷涂耐冲蚀涂层，保护导流壳。14. 1、2号机高压加热器支座变形1.设备简介台山电厂1、2号机高压加热器

54、为上海动力设备有限公司产品，各参数如下：名称加热器编号单位66723Y-0-066724Y-0-066725Y-0-0用户参考编号HP-1HP-2HP-1管子SA556 CrC-2总长（近似尺寸）107701209810970mm拆卸壳体所需间距650073006000mm壳侧设计压力7.474.732.07MPa壳侧设计温度（短接壳体）420/290360/265460/245管侧设计压力27.5MPa管侧设计温度290215加热器总面积206322311745m2凝结段面积1594.715491237.2m2疏水冷却段面积224474349.6m2过热蒸汽冷却段面积244.3208158.

55、3m2U型管总数263424772336根管子外径壁厚162.11mm给水流程数2管子管板连接方式焊接后爆炸胀管给水流量1954t/h给水出口温度279.3246.3202.8给水进口温度246.6202.8171.8蒸汽压力6.1983.7541.647MPa饱和蒸汽温度275.2247.1203进口蒸汽温度389.7324429.3蒸汽热焓3149.73035.13317.7Kj/kg进入蒸汽量149.488166.23776.95t/h进入疏水量149.488315.724t/h进入疏水温度252.2208.2出口疏水量149.488315.724400.664t/h出口疏水温度252.2208.2177