常规火电厂事故汇编

事故汇编

DCS公用系统故障导致两台机组同时停运事故分析

摘要：本文通过对一起DCS公用循环水控制系统故障导致两台机组同时停运事故的介绍，分析了远程控制柜电源系统和接地系统存在的安全隐患，针对问题提出了改进和防范措施，可为其他新建工程项目提供借鉴。

纳雍发电总厂装机8×300MW，其中3～8号机组DCS采用上海新华控制公司的XDPS－400系统，每个循泵房设置远程控制站（两机公用），通过光纤连接到DCS公用网络，在单元机组操作员站进行监控。2005-4-7，因DCS公用控制系统故障，3、4号机组运行中3台循泵同时跳闸，导致两台机组同时低真空停运，并造成两台机组凝汽器循环水出水管道垫子因发生水锤损坏多处的严重事故；经紧急抢修于次日启动后再次发生运行中3台循泵同时跳闸，由于机组负荷低，且抢救及时，未造成停机事故。在本次事故处理过程中暴露出的问题、采取的改进措施和汲取的经验教训都具有一定典型性，尤其在新建机组工程设计和施工调试阶段应引以重视。 一、事故前运行方式

3、4号机组负荷均为310MW，循环水系统扩大单元制运行，#5、#6、#7循泵运行，#8循泵联锁备用，循泵出口联通管#1、#2电动蝶阀开足。 二、事故经过

14:07，DCS循环水系统发出卡件故障报警，接着3、4号机组循环水系统所有泵、电动阀门同时发生误跳、误动：#5、#6、#7循泵同时跳闸，#8循泵自启；#1冷却水泵跳闸，#2冷却水泵自启；循泵出口母管连通管电动蝶阀#1、#2自关；#3、#4冷却塔循环水进水门自关；工业水回水电动蝶阀#1、#2自关，工业水回水电动蝶阀3自开。 14:09，4号机组真空低保护动作跳闸。 14:10，3号机组低真空保护动作跳闸。

14:18，发现3、4号机组0米凝汽器胶球网处法兰大量漏水，凝汽器出水管垫子吹损，遂破坏真空，保压停炉进行抢修。

次日10:42，4号机通循环水，13:35并网；12:10，3号机通循环水，13:48并网。15:06，#2循泵房所有设备再次同时发生误跳、误动。因#6循泵自启，3号机循环水压力得以保住；运行人员抢合#8循泵成功，4号机循环水压力得以保住。 鉴于DCS公用循环水系统频发故障，在未找到真正原因并加以解决之前，为防止再次发生事故，制定了循环水系统运行的应急措施方案：将#2循泵房远程控制柜内4台循泵及出口液控蝶阀的跳闸继电器全部拔除，避免DCS引起设备误动；循环水系统采用单元制运行，运行派专人加强就地监视，循泵停运操作在电气监控系统上进行。 三、事故原因分析

(1)从DCS系统查看各动作设备的跳合闸或开关指令，均无输出，运行也无相关操作记录，排除CRT盘上人为误操作可能。

(2)查看各循泵、出口蝶阀、连通管联络门、冷却塔循环水进水电动门、冷却水泵、工业水回水电动门等状态，发现所有设备均在同一时刻发生误动，排除某些设备先动再联动其它设备可能。

(3)由于循泵跳闸的同时伴随循泵出口母管连通管#1、#2联络门自关，#3、#4塔循环水进水电动门自关、#1冷却水泵跳闸、工业回水电动门#1、#2自关，这些设备均没有循泵跳

闸联动的逻辑，控制电源也取自不同的MCC盘，除交流电源外还有直流电源，段上供电设备除#2循泵房外均运行正常，所以可以排除动力电源的影响。 (4)查看DCS报警历史，发现跳泵前1秒均发生有DPU64/84 #1站和#2站卡件故障报警。进一步查看#1、#2站各卡件的报警累积记录，每块卡件均发生2次以上的报警，初步判断公用循环水控制系统发生故障是导致事故的原因。

结合事故现象和各设备状态历史趋势仔细分析后发现：#2循泵房所有非DCS控制的设备未误动、进入DCS控制但配电箱拉开的设备未误动，而所有由DCS控制的设备均在同一时刻发生了误动。判断事故发生时DCS远程控制柜所有出口继电器同时带电动作，使得所有设备反态动作(运行设备自停、备用设备自启)。这一结论经试验得到证实。 进一步检查继电器误动原因，发现远程柜电源系统和接地系统在设计和施工方面均存在大量安全隐患。经贵州电力试验研究院、DCS厂家和电厂技术人员共同对远程柜反复进行电源系统品质测试、接地系统噪声测试、电源切换试验、电源降压试验，除未捕捉到继电器误动现象外，其它事故中发生的现象均已出现。经分析试验采取的手段有限，不可能完全模拟出事故时突发恶劣工况，如瞬间大幅压降和大能量电磁干扰等，但足以证明远程柜电源系统和接地系统不符合规范是造成本次事故的根本原因。 四、改进措施

4.1 远程柜电源系统改进措施

(1)将远程柜的两路电源进线(UPS和保安段)均由1根2.5mm的线改为2根2.5mm的线并接，以降低线损电压，经测试提高电源电压3~5V。 (2)将远程柜空调的电源改接到就地MCC盘上，减小空调启停对远程柜供电电压的影响。 (3)将B路电源(保安段)增加一小型UPS(1kvA，6min)，防止电源瞬间突降。 4.2 远程柜接地系统改进措施

(1)在远程柜同底座槽钢间增加胶木板，将远程柜与低压电气柜用胶木板绝缘隔离，使机柜完全浮空。

(2)重新在循泵房外电缆沟内选择接地点（接地电阻0.22Ω，厂家要求<2.5Ω）。 (3)将远程柜光纤盒内两根钢丝加上绝缘。 (4)将24V电源接地线接地。 4.3 DCS改进措施

(1)按危险分散的原则重新分配DO通道，使一块卡件只控制一台循泵。 (2)增加卡件故障次数自动累计功能，便于分析。

(3)将远程柜两路电源状态和2个备用继电器的输出接点引入DCS，对设备的运行状态进行全程监控、记录。

以上改进措施实施后，未立即恢复循泵跳闸继电器，3、4号机循环水系统继续在严密监视状况下运行了3个月，未再发生任何异常。2005-7-29，将所有循泵和出口蝶阀跳闸继电器装复后，循环水系统一直稳定运行至今。至此，可认为事故隐患已经消除。 五、取得的经验教训

5.1 循环水系统由于运行中设备操作少，电厂基本都是无人值守，因此对其控制系统安全稳定性的要求更为突出。一旦发生故障，尤其在扩大单元制运行时，会直接威胁到两台机组的安全运行，造成的后果极为严重，设计时应对厂家硬件配置、图纸方案严格审查，做到一劳永逸。

5.2 循泵房环境远较电子设备间差，远程控制装置应充分考虑现场温湿度、防尘、防电磁干扰等因素，并为所增设防护设施考虑完善配套解决方案。 5.3 施工单位为图方便，循泵房DCS控制装置电源往往直接从就地低压电气盘柜取，而循泵房低压电气设备一般属3类负荷，电源可靠性较低，甚至未达到两路冗余，在安装验收

时应加以注意检查。

5.4 设计时远程柜电源电缆由热工专业开列，很难精确计算电缆长度和线损可能造成的压降，在安装时应现场实际测量电缆走向确定长度后，再根据控制装置负载大小核算电源电缆线径，确保电源品质。

5.5 电厂平面设计时循泵房通常距主厂房较远，在丘陵山区其地基多采用回填处理，周围设置接地桩不能满足要求，只有电气接地网覆盖该区域，实际工程中又不可能为远程柜设置单独接地点，因此循泵房远程柜接地点的选择尤为重要，应与附近电气设备接地点保持足够距离，防止干扰反窜。

99年5号机冲动过程中2号瓦振动大停机事件

1999年6月24日20时45分5号炉点火，21时25分盘车检修结束，投入连续盘车，测大轴晃度0.04mm，22时00分开始抽真空，投入一、二级旁路系统，23时30分投入轴封供汽，23时50分法兰螺栓夹层加热装置暖管。高外上内壁温136℃、高内上内壁温142℃、高内下内壁温132℃、高外下内壁温116℃、左螺栓温度138℃、左外法兰温度140℃、左内法兰温度139℃、右螺栓温度140℃、右内法兰温度140℃、右外法兰温度141℃。

0时35分5号机冲动，高外上内壁温135℃、高内上内壁温141℃、高内下内壁温130℃、高外下内壁温109℃、左螺栓温度168℃、左外法兰温度170℃、左内法兰温度169℃、右螺栓温度170℃、右内法兰温度169℃、右外法兰温度170℃。

0时40分升速至500r/min，投入法兰螺栓夹层加热装置。0时50分升速至950r/min，开始暖机。0时55分2号瓦振动突然增大，最大0.08mm，立即打闸停机。此时高外上内壁温135℃、高内上内壁温139℃、高内下内壁温120℃、高外下内壁温110℃、左螺栓温度183℃、左外法兰温度192℃、左内法兰温度182℃、右螺栓温度184℃、右内法兰温度181℃、右外法兰温度191℃。

1时10分大轴静止，投入盘车，测大轴晃度0.43mm，1时20分测大轴晃度0.22mm，2时10分测大轴晃度达到正常值0.045mm，4时16分5号机重新冲动，5时5号发电机并列。

原因分析：

1、法兰螺栓加热装置暖管过早监视调整不当：23时30分法兰螺栓加热装置开始暖管，暖管后未及时监视缸温变化，使法兰螺栓温度上升较快，0时35分转子冲动时，高压外缸内法兰由139℃升至169℃。至打闸时高压外缸内法兰升至182℃，但高压外缸内壁温度尚未加热上来，汽缸夹层加热未跟上，使高压外缸内壁温度与高压外缸法兰内壁温度之间温差过大，引起缸体变形，引起2号瓦振动。2、高压缸前轴封段冷却收缩：22时开始抽真空，当时高压内缸内下壁缸温141℃，23时30分投入轴封供汽，由于运行人员不能准确掌握理解运行规程，在缸温刚低于150℃后，就按机组冷态启动规定执行，使抽真空与轴封投入的间隔过长，引起高压缸前轴封段冷却收缩，在缸体变形的情况下，加剧轴系振动，使2号瓦振动聚增。

教训与防范：

缸温在140℃左右抽真空后到投入轴封供汽的时间较长，转子轴封段局部冷却。运行监视调整不当，在法兰螺栓加热装置暖管后未能及时监视缸温变化，使法兰螺栓温度上升较快。运行人员对运行规程掌握理解不够，在机组运行中发生甩负荷至50MW以下时，必须及时投入高压缸前后、中压缸前轴封供汽，防止转子轴封段急剧冷却。

关于二道江发电厂七号机串轴保护误动超速事故的通报

1998年3月1日，二道江发电厂发生了7号机串轴保护误动，汽轮机超速事故。这次事故暴露出该厂在安全生产管理上存在着较多问题，省局要求各单位认真吸取此次事故教训，切实落实部颁防止电力生产重大事故的20项重点要求，杜绝类似事故的发生，现将此次事故通报如下：

一、事故前运行工况

事故前二道江发电厂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，其它参数运行稳定，全厂总负荷111MW。

二、事故经过

1998年3月1日8时，汽机7号机司机郝彦飞接班后检查各参数均正常，机组运行稳定。8时20分，郝彦飞发现轴向位移指示偏大至一

0．52mm(轴向位移正常指示在一0．26mm，动作值一1．2mm，最大土2．Omm)，且摆动，打电话联系热工微保班值班人员李树新，要求进行处理。

8时40分，热工微保班值班员李树新来到现场，检查后向郝彦飞交待，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-0．7一-0．8mm时，再联系处理。

10时10分，当值值长刘宝洪得知此情况后，令热工人员必须马上安排处理。

10时50分，热工微保班班长郝宝伟、值班员李树新，来到现场，请示值长，要求退出串轴保护，以便检查。值长刘宝洪在得到运行副总孟凡荣批准同意后将串轴保护联锁主5气门开关断开。当值长刘宝洪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回路，去发电机保护回路压板未断)。此时，热工分场专工胡意成恰好来到7号机控制室一起看他们处理。随后郝宝伟令李树新在保护屏处活动串轴保护测量板和鉴别扳，郝宝伟来到操作盘前监视，两块板活动后，串轴保护指示明显摆动，增大到一2．Omm(动作值-1.2mm跳闸，该表量程土2．0)，持续了约7分钟左右。

10时58分，郝宝伟向保护屏走去，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)，电气值班贡立即向值长刘宝供报告发电机跳闸，负荷由80MW降到零；刘宝洪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)，司机郝彦飞跑到机头手摇同步器准备挂闸，抬头一看转速表转速在3600转／分，立即手打危急保安器停机，没有反应，立即跑回单控室，看到表盘汽机转速、已达3653转／分(实际最高达3699转／分，热工转速表记忆植)，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，值长刘宝洪令汽机第一次挂闸冲转，转速达到2050转／分时，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，汽机班长郑云青询问热工郝宝伟串轴、电超速跳发电．机保护退没退，出，回答说已经退出了。郑云青便要求郝宝伟除保留低真空、低油压保护外，其余保护都退出，郝宝伟按其说的办了。

11时31分，值长刘宝洪令汽机第二次挂闸冲转，当

转速达到2156转／分时，自动主汽门及调速汽门再次关闭。汽机班长郑云青、热工分场专工胡意成、运行副总孟繁荣分别让郝宝伟将汽机所有保护退出。

11时34分，值长刘宝洪令第三次挂闸冲转，转速升至2150转／分时，自动主汽门及调速汽门又一次关闭。

11时38分，值长刘宝洪请示省调，同意7号机停机检查。 11时42分，7号炉熄火。

三、事故后对设备检查情况：

1、由于机组转速高达3699转／分时，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l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度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，其它部位均未见异常。

3、

对一、二、三段抽汽逆止门进行了汽密性试验，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。经对全部六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，其表现硬层基本消失，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和8号轴瓦下部有一块7X7mm钨金脱裂外．其它各瓦均未见异常。

四、原因分析

1、发生这起事故的直接原因是热工人员在做处理。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3699转／分，是造成这次机组超速的主要原因。

五、事故中暴露出的主要问题

1、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。

2、95年七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。

3、司机在08时20分既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。

4、事故处理过程中，汽轮机司机已经发现机组转速超过危急保安器动作转速达到3600转／分以上，而没有把这一重大问题立即向班长、值长和后续赶到的有关领导报告，导致超速后的三次盲目冲动，严重违反了保人身、保设备的原则；暴露出落实部颁防止电力生产重大事故的20项重点要求不到位，培训工作满足不了生产实际需要等问题。

5、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。

6、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。

六、责任分析

l 热工人员在处理串轴保护缺陷时，没有按规定办工作票，又不带保护回路图纸，只凭记忆做措施，纯属盲目操作，违章作业，应负此次事故的直接责任。

2、发电机跳闸后，调速系统不能控制机组转速飞升，暴露出设备方面存在重大隐患，有关检修人员应负机组超速事故的主要责任。

3、当班值长和热工分场专工，没坚持开工作票，且监护不负责任，没有对照图纸认真研究处理步骤，盲目指挥操作，应负此次事故直接领导责任。

4、在处理串轴保护缺陷前，热工人员及值长分别请示不在现场的分场主任是否开工作票，但分场主任以星期日可以不开票为由，令其处理缺陷，为事故的发生埋下了隐患，同时运行副总在得知此事后也没有及时到现场进行协调和指导消缺处理工作，检修副总和安监科、运行科科长没有按厂领导要求，把热工人员处理热机保护开工作票的有关规定落到实处，运行副总，厂生技科副科长、安监科长和热工分场主任，没有把2月25日已经签发的热工人员处理热工保护需开工作票的规定下发到值长、汽机和电气等运行岗位，上述人员，应负此次事故的主要领导责任。

七、防范措施 1、组织职工深入学习吉电安环(1996)129号吉林省电力工业局关于下发《工作票实施细则》的通知，根据文件规定，结合实际制定二道江发电厂执行工作票的实施细则，，安监科组织各分场安全员定期检查“两票”严执行情况，发现问题及时纠正严肃查处。

2、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后方可进行故障处理工作。

3、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。

4、将汽机保护更换为本特立3300系统，制定运行维护的规程，制定热工保护投入切除的操作使用规定。

5、结合《防止电力生产重大事故的二十项重点要求》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。

6、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。

7、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

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”。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，通知司机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。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

主油泵停止工作、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行起动，是发生中、低压缸瞬时进入大量蒸汽特殊工况的条件之一。

甘肃八○三电厂93年25MW机组严重超速损坏

（一）、事故经过

1993年11月25日9时30分，电机检修人员高××、宋××在二号机处理励磁机整流碳刷冒火缺陷，处理的方法是每取下一只碳刷，采用压缩空气清扫，开始时，在最后一圈刷握下有两只碳刷发出长约100mm细火线3-4束，到9时55分左右，励磁机碳刷突然产生像电焊一样的耀眼火花。高对宋说：“你赶块申请停机”。宋跑到二号机司机值班室对司机助手姜××说：“赶快停机！”，此时二号机负荷在1万千瓦以上范围大幅度摆动，司机任××即令其一号减温器值班员胡××，加大减温器供汽负荷，令助手姜××速与值长联系。并手按甲管电动一次门关闭按钮后，即解列调压器，再进值班室发现有功负荷突甩到零，又看调速汽门、自动主汽门已关下，危急保安器已动作，马上回值班室关电动主闸门，启动交流润滑油泵，看表盘数字转速表指示4200～4300转/分后，停止该润滑油泵。助手及时手关至除氧器的供汽门，该门关至二分之一行程时，姜发现盘车处爆炸起火。

当时，从三号机迅速赶到二号机值班室的生技科汽机运行专责工程师汪××，发现有功负荷大幅度摆动几下后突甩至零，见司机已在机头处，并见班长张××用铁棒砸自动主汽门伺服机连杆，同时确证电动主闸门正在关闭过程中，即欲帮助他人关二号机总汽门，行进中听到一声巨响，回头一看，见低压缸后部大火升起，同时发现调速汽门倾倒。赶到现场的汽机分场运行主任见二号机转速达4200转/分，即去机头摇同步器，并见到班长将自动主汽门砸下，移动行程约10-15mm。有个别同志说：“发现表盘数字式转速表指示曾达5500转/分”。

目击者反映：当时先听到二号汽轮发电机组发出不同寻常的异音，同时看到励磁机处有一团火，发出像电焊一样刺眼的兰光，不到一分钟听到一声较大的震响，随即发现汽机低压缸上部冒汽，之后听到一声沉闷巨响，看到盘车等部件飞了起来，紧接着烟火升腾，直达主厂房房顶，并相继发出一次很清脆的爆炸声，黑色浓烟很快充满整个厂房。

机组二、三瓦及盘车装置等物飞出并爆炸起火后，司机、运行技术员、分场主任等多人马上开启事故放油门，切断至除氧器汽源和发电机氢气源。广大职工和消防人员赶到现场，奋力救火，10时25分，灭火结束。邻机和厂房设施未受到大的损伤，未造成人员伤亡。

9时57分，电气运行值班员张××发现二号发电机无功表突然由5000千乏降到零，紧接着有功表全刻度摆动，转子电压显示由140V下降接近于零，转子电流下降回零，定子电流表指示突然升高并摆动；定子电压表指示降低并摆动；三号机有功负荷表指针也大幅度摆动；无功6000千乏上升到20000千乏。同时二号机强励动作。此时张喊：“快，二号机不行了！”即速减有功负荷。电气运行班长聂××、值长田××急跑至盘前，由田监视调整三号机。聂按调整负荷把手减有功负荷无效，征得值长同意后，令张拉开关，联跳二号主变压器三侧开关。并向汽机发出“注意”，“已开闸”信号，数秒后即收到汽机发来的“主汽门关闭”信号。此次事故造成一台25MW供热式汽轮发电机组彻底损坏。

（二）、事故原因及暴露问题

这次事故的起因是在处理二号机励磁碳刷冒火缺陷中，因处理工艺水平、技术水平不高，引起环火，导致二号发电机失磁，有功负荷急剧摆动，由于调速汽门失控，为这次事故提供了条件。当电气运行值班员为控制发电机失步，用同步器减二号机有功负荷时，调整无效，断开了灭磁开关，解列该机。在二号机解列后，调速汽门不但无法关闭，维持机组空转，而且转速势必急速飞升，引起危急保安器动作，自动主汽门关闭（主控室得到“自动主汽门关闭“信号），由于自动主汽门有卡涩缺陷，未关严（有目击者确证自动主汽门尚有10mm多的开度，汽机运行班长等人还用敲击自动主汽门伺服机杆的办法进行紧急处理）。造成了这次超速事故。机组超速，首先造成汽机末三级叶片的断裂损坏，并击穿低压缸“发出第一次爆炸声”，机组强烈振动，串轴加大，轴系稳定破坏，进而损坏发电机密封瓦，氢气溢出发生“第二次爆炸声并着火”，同时引燃汽机透平油及部分电缆。随之，轴系进一步失稳，破坏了全部轴承，扭断主轴，使汽轮发电机组各动静部分严重磨、撞击、机组严重损坏。当关

闭主蒸汽管电动主闸门及总汽门后，才完全切断进汽，转子失去转动的动力而停止，整个过程的时间是短暂的。

台州发电厂88年1号汽轮发电机组烧瓦事故

1988年8月18日15时25分，台州发电厂1号汽轮发电机组因油系统中渗有大量空气，造成自动主汽门自行关闭，调速油泵未自启动，交流润滑油泵刚自启动即被直流油泵自启动而闭锁，直流油泵自启动后电机烧损，致使断电烧瓦，构成重大事故。

（一）事故经过

台州发电厂1号汽轮发电机系上海汽轮机厂制造，N125-135/535/535型，1982年12月投产。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××下令一号机司机陶××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××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司机管××，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，在监盘的副司机管××，当时在场的班长傅××，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。郑令现场副司机王××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分旁路滤网撤出运行操作完毕（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，待全关后现扬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”，主油泵出口油压低至0.9MPa及润滑油压低至0.08MPa～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。但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××即跑到九米现场开真空破坏门。生产厂长梁××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。此时司机陶××跑到集控室，大声喊：“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××去现场调查，发现2、3号轴承处有烟冒出，此时监盘副司机即停射水泵。

(二）事故发生与扩大原因

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一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。

突发性振动诊断及处理案例

1 设备概述

上安电厂3＃机，汽轮机属东方汽轮机厂制造，型号为N300－16.7/537/537－4的双缸两排汽轮机组，配有本特利3300振动监测装置，测量各轴承轴振动传感器为45°安装，两传感器的夹角成90°。机组振动数据采集和处理均采用本特利公司ADRE FOR Windows及DM2000 系统。3＃机结构布置见图1。

该机组1997年10月16日顺利完成168小时考核运行，振动水平达到优良标准，在考核运行期未曾发生异常振动现象。

2 热冲击，维修恢复，随后出现突发性振动

热冲击：机组转入商业运行后，1997年10月20日(19：58)因电力系统试验，导致3＃机厂用电中断；机组由283MW甩负荷解列，并打闸停机；循环水泵、冷却水泵停运；高、低旁路处于全开位置，高温蒸汽经高、低旁路无法降温直入大机冷凝器，并冲破大、小机低压缸安全阀，机器遭受强劲的热冲击。

维修恢复：机组解体后，低压缸变形；高中压转子汽封段有摩擦痕迹，3个汽封段的圆周跳动均超标呈微弯曲状；轴系中心标高超差，轴系基准No.3轴瓦中心从机头向后看下沉～0.15mm，偏右～0.43mm,No.4轴瓦中心下沉～0.5mm。

高中压转子重做低速动平衡并对末级、次末级动叶表面进行超声探伤。对隔板中分面及静 叶进行磁粉探伤和着色检查。对低压缸内的主要焊缝进行磁粉探伤。对热冲击带来的影响进行清理后，按设计要求进行维修安装。1998年1月19日大修后一次启动成功，机器恢复正常，300MW下运行振动水平达到良好标准。但随着运行时间的增长，出现了突发性振动。1998 年1月19日至5月25日轴振大跳机分类汇总见表1。

从汇总表1中可看出3＃机有两个较长的无大振动运行期。一为1月19日至2月7日累计 19日；二为3月1日至3月23日累计21日。同时，可以明显看出3月23日起进入频繁的振动跳机故障期。

3 振动特点及措施效果 3.1 振动特点 3.1.1 低频及低频分量

机组在定速3000r/min时和升负荷过程中，甚至在初始带稳定额定负荷时，3＃和4＃轴承没有16～18Hz的低频振动分量，随着机组带额定负荷运行时间的增长，3＃和#4轴承Y方向振动逐步出现16～18Hz频率的振动波动分量(开始时仅为6μm)。到机组运行10几个小时后，3＃和4＃Y方向轴振的16～18Hz的低频振动分量幅值渐渐增大，其幅值最高达45μm，并且，出现16～18Hz的低频振动分量的高幅值的时间间隔也愈来愈短，最终机组因3＃ 和4＃轴振的16～18Hz低频振动分量突然增大而引起机组跳闸停机。机组跳机后，从其降速 波德曲线图中未发现有16～18Hz的低压临界转速出现。

3.1.2 突发性振动与负荷的关系 

研究认为3＃机突发性振动与机组所带负荷无关，跳机后再次启动仍有明显的16～18Hz的低频振动分量，仍可以在很短的时间内带到跳机时的负荷水平(250～300MW)。但是，机组维持稳定运行的时间将缩短。

3.2 措施效果

1998年3月23日，因厂用电原因甩负荷260MW，跳机后连续3次开机至2900r/min均出现No.3、No.4轴振突增直至机组跳机。电厂决定转小修，并请制造厂参与处理并寻找故障点。

开箱、翻瓦后发现：No.1、No.2、No.3、No.4、No.6下瓦顶起油囊部位圆周向有较深的拉伤痕，其中No.3痕深约1mm，宽约3～4mm；No.4瓦痕深约1～1.5mm，宽约3～4mm，采用冷补焊后修型。轴承支承垫块下间隙见表2。

重新消除支承垫块下的间隙并调正转子中心，No.2瓦中心标高较修前降低0.10mm，No.4瓦中心标高较修前抬高0.10mm；No.2、No.4瓦侧隙发生变化，No.2瓦从机头看左边侧隙较右边侧隙小0.40mm，No.4瓦左边侧隙较右边侧隙大0.27mm。No.2瓦作水平方向调正左移 0.2mm，复查对轮晃度紧固螺栓并完成相关复检后，4月18日启动，23：20定速3000r/mi n 。满负荷稳定运行至4月20日3：28，No.1轴振突然增大直至跳机；4月21日7：22，240MW稳定运行，No.4轴振突增跳机；4月21日21：21，283MW稳定运行，No.4轴振突增跳机。为此，现场决定转临修再次复查No.1～No.4瓦。No.2瓦、No.3瓦侧隙重复前述变化：No.2 瓦左侧隙小0.35mm，右侧隙大0.35mm；No.3瓦左侧隙大0.15～0.40mm，右侧隙小0.15 ～0.40mm(塞尺测量平均值为0275mm)。

继续调正中心：No.2瓦中心下降0.15mm，No.3瓦中心右移0.2mm，No.4瓦中心再上抬 0.1mm，机组5月11日22：50冲转，12日1：17并网。表3列出了此次启动运行中机组振动数据及 部分轴承运行参数。继后，汽机仍因低压转子轴振突发性振动而跳机。表3可见，随着机组运行时间的增加，3＃轴承油膜压力在连续下降(但当时由于电厂3＃油膜压力表的挂牌 错挂成6＃的油膜压力表上，因此掩盖了这一故障点)。东方汽轮机厂300MW机组运行时，大多通过顶轴装置记录各轴承的油膜压力，根据对轴承的钨金温度及振动监测状况，可对轴承的载荷及轴系的载荷分布作出评估并可提出调正的初步依据。

4 低压缸再次开缸寻找故障点

3＃机多次处理都是常规性的基本措施，即调整轴承中心和规范轴承装配，均未能克服汽机稳定运行一段时间后因突发性振动大而跳机这一主要矛盾。现场分析这一现象并寻求下一步的措施时，制造厂表达了如下意见：

(1)认为没有找到故障点。因此，措施的针对性不强，其处理效果应坦率承认无效。 (2)从运行中看到的不正常现象：低压汽封进汽温度不正常，经常在低于下限要求，～100℃等级工作，怀疑低压汽封进水。低压缸差胀不正常，反应是凌乱的：

负荷250～300MW低压差胀～9.91mm 250～300MW低压差胀～8.87mm

当然还有属于两者之间的数据。这些数值是观察中的稳定值并非瞬时值，当参数和负荷相当时，其差异不应该这样大，属于不正常。经查询低压缸内的汽封系统、疏水系统、喷水系统在故障后并未彻底清理。

(3)No.2、No.3瓦均作了较大幅度的水平方向调整，难以再作调整。

基于上述原因，制造厂建议开低压缸，外部没有找到的故障点应到低压缸内继续找。同时可以复评低压缸变形，重新校正低压基准，争取较长的运行期并为下次调整留出余地。 低压缸开缸后发现：转子、低压缸锈蚀水斑严重，正、反向低压2级隔板汽封磨痕及锈斑严重。低压17、23级隔板静叶喉部掏出杂物及No.4瓦端低压齿上和槽中剔出杂物若干。

焊缝检查分为两类承力焊缝磁粉探伤，其余焊缝宏观检查。承力焊缝再次磁粉探伤，检查 结果未发现异常。宏观检查焊缝发现有3段各约200mm长度为弧形板与壁面结合处熔合不良，No.3瓦端1段、No.4瓦端2段，打磨清理补焊。 

解对轮螺栓检查低压对轮中心相对于中压缸T端及相对于电机G端的变化见表4。 表中数据反应出不到3个月的运行时间，中心变化幅度大，其中水平方向的变化更显突出。

汽封系统低压部分：汽封供汽滤网破裂，换网。低压汽封供汽管道积水，疏水节流孔堵塞，疏水排不出。低加抽汽段疏水管同样存在积水问题，改进疏水系统保证疏水畅通。对低压汽封供汽冷却实施改造，缩短冷却盘管，以及调整汽封供汽温度到一合适值。复查低压缸喷水系统，系统正常无泄漏。

在作转子顶起高度试验时发现：3＃轴承油膜压力表标牌与6＃轴承油膜压力表表牌挂反。

5 再次跳机，确认排除本次跳机的故障

5.1 轴承油膜压力

7月14再次启动时，No.3轴承油膜压力重复表5数据即为连续下降，No.3轴承油膜压力由定速时的3.7MPa降至跳机时的1.2MPa，历时37h。立即检查高压顶轴系统单向阀与节流阀间的管段，No.3相应管段烫手与正常的No.4、No.5、No.6相应管段相比差异极大。

No.4、No.5、No.6轴承油膜压力呈稳定态。

No.2瓦钨金温度一直未得到改善，从定速到带负荷，钨金温度阶段式上升：79→84.6→ 91.7→103℃。

5.2 临时措施

顶轴系统(见图2)关闭No.3节流阀，以期稳位No.3瓦油膜压力，执行关闭后无效果。继后，电厂按以往经验，重新打开No.3节流阀，开启高压油泵，向系统补入高压油，使用静载轴承和滑动轴承联合运行的方式来维持运行，仍然无效，No.3瓦油压不能止跌回升，7月15日17：43振动大跳机，跳机前No.3瓦油膜压1.2～1.3MPa，为定速时三分之一。

上述现象表明轴承承载区的高压油顶轴口处存在泄漏，泄漏范围含单向阀、管接、轴承管接、轴承；泄漏等级为开启高压油泵补入高压油后亦不能维持。

5.3 停机消缺

No.2轴瓦翻瓦检查，下瓦辗伤，顶轴油囊棱边压塌，侧隙左侧减小，修瓦，重开油囊，中心又左移0.20mm。

No.3瓦翻瓦检查，两端呈压黑印带，中部空白亮带，形成缕空的通道，将下瓦重新堆焊巴氏合金，以上

瓦为准重新加工下瓦的型面，重开油囊周向宽度不大于100mm，轴向长度80mm 等均规范作业，回装轴承。

重新清理顶轴装置系统(主要为强调单向阀清理，管接连接，进入轴承管接的紫铜垫片。)。

中压端保温不合要求，猫爪包上保温、中压排汽缸保温与轴承箱边成一体，要求去除猫爪上的保温，把中压排汽缸的保温与轴承箱分开留出散热通道20～30mm，改善No.2瓦的热环境。

关于No.2、No.3瓦中心标高，用户坚持调到GE机水平，制造厂持保留意见，由于是可调试的，尊重用户的要求。具体措施：No.3瓦提高0.17mm，No.2瓦再下调0.08mm。原中心高差0.32min经这次调整后No.2瓦比No.3瓦低0.57mm。

6效果与结果

6.1效果

机组8月1日23：23冲转，8月2日2：06并网，8月5日中午完成了在各种负荷下的运行考核，并连续运行72h未跳机，制造厂工作组撤离现场，并希望完成168h考核。电厂完成168h连续运行考核后反馈数据与东方汽轮机厂。数据表明振动正常，运行工况良好。现将8月2日～ 8月9日的数据，抽样组合列表，见表5。

No.2瓦钨金温度高的问题得以解决，由79.1→84.1℃。No.4、No.5、No.6油膜压力早已进入稳定态。No.2瓦的热态位置变化只引起微幅变化。

No.2瓦进入热稳定态后，No.2、No.3瓦油膜压力稳定，没有再次出现No.2、No.3瓦轴承油膜压力连续下降的情况。 

轴振、瓦振良好，在不同工况有一定的幅度变化，但数据的重复性较好。 6.2 故障分类，解析振动成因 

以大振动跳机汇总表为依据，对No.3、No.4、No.3＋No.4大轴振跳机的原因分别作出解释。

推理故障模型应严格以故障采样、数据图表采样为依据。  6.2.1 No.3＋No.4轴振大跳机的原因分析 

低压缸再次开缸复查时轮中心变化值见表6(略)，3月23日前即在此状态下工作，转子中心大幅度的变化，产生摩擦现象应当是自然的，可理解的。从低压缸故障的取样可看到低压缸正、反向第2级隔板汽封被磨，转子上磨痕鲜明，未被水渍、锈斑覆盖，亦未因No.4瓦中心上调0.2而变成旧印痕。

因此，可以说一直存在着程度不同的摩擦振动。由于摩擦源在正反向二级隔板处，振动大跳机的表现为No.3＋No.4是正常反应。

6.2.2 No.4轴振大跳机的原因 

(1)低压汽封系统遇到特殊情况(图3为3＃机轴封供汽系统图)。

低压汽封供汽温度要求控制在150±30℃范围，目前有两种方法达到这一目标：一种方法是自动喷水降温；另一种方法就是在冷凝器喉部装设冷却管。本机用户要求采用喉部装冷却管的办法。由于运行真空定值，冷却管面积设定，低压汽封供汽温度，取决于来源于蒸汽温度和低压汽封的耗汽量，这类汽封供气的温度很难调正，工作范围大多在100～200℃间变化，空转及中低负荷时汽温只有90多℃，汽中大量含水。

(2)氧化皮剥落封堵滤网，形成水击并扰动低压缸真空。低压汽封管系除蒸汽过滤器平放设备在低压缸外，其余均布置在低压缸内。当低压缸受高温热冲击后，管系内外壁面必然产生很多氧化皮，这些氧化皮是难以一次处理干净的，有的附着力很强。当然不排除其他的

附着杂质，当汽封供汽温度在100～200℃间变化时，就为氧化层剥落提供了有利条件。这些杂质进入滤网，可以有许多分布态，这里选择3种来讨论问题。

筒式滤网可用圆周未被封堵的有效弧长表达滤网的通汽面积(图4)。 Ⅰ、Ⅱ有效弧长S相同，但Ⅱ储存的杂质可为Ⅰ的2倍，因此获得了1月19日～2月7日、3月1日～3月22日两个较长的稳定运行期。其前提条件是经滤网后蒸汽压力、流量足以封堵空气端的空气进入低压缸。Ⅲ和Ⅱ的杂质容量相当，但其分布方式可以使Ⅲ的有效弧长缩短很多。滤网有效通汽面进一步缩小，这就为发生异常变化准备了条件。反之当局部封堵滤网后的压力流量不足以封堵空气 进入，必然造成低压缸真空的大幅度扰动。因此，2月16日、2月17日的真空突降不能说与此 无关。对于喉中这个大的定值冷源(决定于真空)，随着汽封供汽量下降，其温度下降，含水量增多。因此从转子、汽缸、隔板、汽封上，到处可看到水渍印、锈层、锈蚀层，彩色斑澜。尤其是汽封供汽腔室与抽汽腔室形成鲜明对比，抽汽腔室中分面有水锈印，腔室内壁锈蚀，表明进水量多到抽不走形成腔室积水，同时也表明抽汽管的疏水通道堵塞，从操作上的反映必然是应提高低压汽封的供汽压力。

如何认识3月23日3次开机到2900r/min都因振动大跳机，以及随后4～5月No.4轴振频繁出现高幅值引起跳闸停机(见前面表1)?

3月23日蒸汽滤网中的杂质分布为形态Ⅲ时，滤网有效通流面积急剧减小，造成滤网前后压差增大。同时，由于汽封供汽管道疏水节流孔板堵塞，使供汽管道充水，进入滤网的蒸汽大量含水形成水击滤网，这两个因素使No.4瓦端滤网沿滤筒全长开裂，滤网筒内的氧化皮、软硬杂质全部涌入汽封，汽封间隙中嵌入大量的杂质(图5)，就形成了3月23日的特殊表现。从取样中可看到低压转子汽封段No.4瓦端与No.3瓦端显然不一样。No.4瓦端嵌入汽封齿沟内的软硬杂质在转子上研磨出光亮的环形亮痕，亮痕上覆有水滴锈蚀印。No.3瓦端汽封段无研磨痕，只为水锈、发兰、发黑印。No.4瓦汽封齿沟内除剔出了有光亮磨痕的韧性铁屑外，还从齿沟内掏出了焊溜子等硬性物质，表现为粘得很紧和在沟内卡得很紧。

这是经过4～6月运行后的残存取样，5月No.4瓦轴振大而频繁跳机，与前述现象是相互关联，而且又相互印证的。综合故障取样和1998年5月22日、5月23日No.4瓦轴振大跳机过 程图来分析这一现象，这两张跳机过程较具备重复性，并反应出下列共同点：

振幅发散速度接近于垂直上升，Y向振幅满格，是典型的突发。

高振幅持续一段时间，约50s，X向振幅可以看为线性下降，没有看到剧烈的跳跃或振荡。

跳机后50s，一般转速在2900r/min等级。

此时，X向、Y向振幅均接近于垂直下降，急速收敛回归到原有等级。

由于2900r/min等级，振动就急速收剑回归，因此可以排除旋转另件脱落或损伤的情况(开缸后的复查结果证实了低压转子未发现严重的损伤或有另件脱落)。No.4瓦下表面除4

月处 理拉伤痕后，没有发现振动撞击痕，或其他伤痕，一直未作再处理。在运行期，轴承油膜压力稳定，巴氏合金温度正常。来得突然，走得亦快，这样大的振动等级不留严重伤痕，这是很少见的，也是很难理解的。归结为油膜失稳缺乏说服力，唯一依据是有半频。这样大的振动能量到哪儿去了?没有承受对象，东方汽轮机厂技术人员依据前面的取样建立了一个解释模型。

由于轴承中心下沉、汽缸壳体变形等因素，转子与低压端汽封形成的间隙并非环形，实际产生偏置，通常汽封单侧间隙为0.70mm，运行后大多可见到很浅的跑合印，设计运行态顶隙1.00mm，底部间隙0.4mm，左、右间隙各为0.7mm。 

当汽封滤网破后吹入杂质由顶部或中分面进入△max＝0.7mm，高速旋转带至△min＝0.4mm处其间可能产生一个跳动为△max－△min＝0.3mm就是我们见到的300～400μm的大轴振，继后可能产生两种情况，粘结在△min邻近区域，被高速研磨。当△max被研磨掉阴影区域，其厚度等于△min时，其振幅表现为急速收敛，在△max－△min区间，由于转速变化不大，△max被研磨减薄的 速度可以认为是定值，因此在这个区间振幅表现为线性下降。另一种情况就是高速旋转的转子挤压和拖带着杂质沿汽封齿移动，在△min处产生最大跳动，过△min继续向左侧移动，间隙逐渐增大，当杂质厚度△等于或小于该处间隙后，其振幅的变化过程亦将逐步下降到急速收敛回归。这样解释能做到与过程图反应的现象吻合。对来得突然，走得也快，“振动等级大”而又未造成严重损伤的现象就可以理解了。因此，No.4瓦轴振大不是振动 是跳动，是软、硬杂质进入汽封间隙中产生的机械干涉跳动。由于滤网破裂时，大量软、硬杂质涌入这就造成No.4瓦轴振频繁跳机。

6.2.3 No.3瓦轴振大的原因

概括前面的分析归结为No.3瓦轴承功能失效，造成失效的因素：

下瓦碾伤，下瓦中部缕空实际上是一个畸形的不规则型面，不具备评判能力来表达轴承的功能，措施就是恢复瓦型。

泄漏严重，漏点涵盖各要素，泄漏改变了轴承的油膜压力场。 7 经验总结

故障现象必须找到故障源。寻找故障源是困难的，要经过曲折反复。故障源的真伪性可以说是一个永存的话题，但是不做是不能存真的，欢迎各方面指正，以期提高故障分析能力。通过这段工作我们认为应该总结下列几点：

(1)低压缸受到热冲击后，一次修复并转入长期稳定运行是一个理想目标，热应力释放，变形稳定是需要时间的，再次开箱开缸是正常的，机器遇到这样的情况也不是新机了，其评判应放到取得稳定运行后。就调整标高情况而言，机器适应能力范围是充裕的。 (2)机器受到冲击后，别忘了清理其内部的相关系统，运行后还需定期检查清理，方可消除水患、滤网破裂等情况。

(3)轴瓦修刮是难以避免的，要细化轴承作业规范和检查要求，不能还停留在眼看手摸阶段。

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℃，高压外缸内壁上下壁温416℃/399℃，高压外缸外壁上下壁温344℃，中压缸内壁上下壁温451℃/415℃。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282℃[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）、Ⅱ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：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。

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。

3、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。

4、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，至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。

4号机启动过程中中压缸上下缸温差大

一、事故名称: 4号机启动过程中中压缸上下缸温差大 四、事故前工况：

4号机组跳闸后重新启动，机组在点火后升参数，4号机组汽机盘车状态，锅炉F磨等离子模式运行，主汽压力：7.2Mpa，主汽温度：371度，调节级金属温度：416度。检修人员处理低旁疏水气动门前漏水缺陷，热控人员正在处理高旁打不开缺陷。

五、事故发生、扩大和处理情况：

21日22：46，4号机组跳闸后重新启动点火，运行四值主值※※打开汽缸本体疏水，00：00时运行四值巡操※※发现A侧低压旁路疏水处大量漏水， 0:50关闭高旁，开启5%旁路，设备部组织人员进行缺陷确认。

1：30检修人员将低旁后疏水门前漏水用胶临时处理好，3：10热工将高旁打不开缺陷处理好，打开旁路进行升温升压，3：30监盘人员发现中压缸中部下缸温度降至120度，立即关闭汽机本体疏水，观察中压下缸中间温度测点温度回升明显，汇报主值，但主值未向值长汇报。

5:00 4号机组达到冲转参数，值长通知汽机专工※※到场，但中压缸上下缸温差大不满足冲车条件。7:30值长将4号机组不能冲车原因汇报部门及公司有关领导。

六、事故原因及扩大原因分析： 1、直接原因分析：

经检查4号机组上下缸温差在22日1：00前，无明显下降趋势，在1:00 交班时，上下缸温差为37度。在进行低旁疏水漏水处理关闭高旁期间，下缸温度急剧下降，3：00达到最低温度为73度，在低旁疏水漏水处理完毕后，中压缸中部下缸温度迅速回升。在关闭中压缸疏水后，上下缸温差逐步减小。

A侧低压旁路疏水处泄漏，关闭高压旁路，高旁故障打不开造成旁路中没有蒸汽流过，再热汽压力到零，同时由于中压缸本体疏水门未关闭，造成冷汽进入中压缸，造成中压缸下缸温度开始下降，上下缸温差增大。

2、根本原因分析：

运行人员在进行低旁疏水漏水抢修处理时，未能系统地考虑安全措施，导致未将中压缸疏水门关闭，使中压缸漏入冷气，导致上下缸温差增大。

经检查停机抄表记录（其中有上下缸温差记录），夜班运行一值一直没有进行抄表，导致错过1：00 2：00抄表发现上下缸温差异常的机会，调查为主值童隽未安排进行该项工作，并说不知道停机抄表，说明主值※※对本岗位职责不清，导致本项工作未能落实；

运行一值机侧监盘人※※员在进行机侧旁路疏水的处理过程中，对重要参数未进行监控，未能把握监控要点，导致未能及时发现重要参数的异常，直到3：30才发现上下缸温差大的异常（其中持续约2小时的参数异常未能发现）。

七、事故损失情况：

造成延误机组启动约2小时。

#2机组作喷油试验汽机跳闸分析报告

一、运行方式

2005年9月28日0时，#2机负荷150MW。 二、喷油试验及跳机处理经过：

0：38分接值长令#2机做喷油试验。试验按照操作票要求进行。 1. 记录隔膜阀上油压0.79Mpa，试验油压0.01Mpa；

2. 将喷油试验手柄推至“试验”位后保持；缓慢开启注油门；

3. 油压升至0.18Mpa时，脱扣手柄自动回至“脱扣”位置，就地听到飞锤动作时的击出声；

4. 严密关闭喷油试验注油门，观察试验油压降至0.01MPa，将脱扣手柄推至“复位”位置后，该手柄自动回至“正常”位。

5. 缓慢放松喷油试验手柄至“正常”位。检查隔膜阀上油压为0.79MPa； 6. 0：41分汇报值长喷油试验结束，值长告#2机已跳闸。 0：41分炉MFT动作；

0：42 #2发电机程跳逆功率动作；

0：48汽轮机挂闸；0：51汽轮机冲转至3000rpm；

0：54#2炉重新点火；2：22#2机负荷升至150MW，完全恢复正常运行。 三、事故原因分析

1. 通过对操作步骤的分析认为：由于运行人员操作错误而造成跳机的因素基本可以排除；

2. 超速遮断滑阀在复位过程中，由于试验油路存在某种缺陷，使试验阀后透平安全油压恢复过慢（此油压运行人员无法监测），运行人员监视隔膜阀上安全油压已恢复正常，松开试验杠杆，从而造成跳机。

四、防范措施：

１．继续严格执行操作票制度，确保运行人员操作的正确性； ２．对喷油试验的油路系统进行必要的检查，找出问题的根源； ３．对高加解列阀进行解体检查，确保事故时动作的正确性；

４．对抽汽逆止门不联关一事彻底进行处理，保证事故时动作的正确性；

吴泾电厂2002年3月12日＃1机＃2瓦振动大跳机事故报告

一．跳机前运行工况： 3月12日20：00前，#1机组负荷500MW左右，机组运行情况正常。 二．情况经过： 20：00，运行人员发现“汽机振动大”光字牌报警，在DEH上观察到的最大振动有130um,最小只有0.6um（100um报警，254um跳机）。运行人员到现场检查＃2瓦振动情况，无异常，值长通知热工值班人员到现场。值班人员分析后，认为＃2瓦振动测量出异常值，在得到值长批准后，办好＃2瓦振动保护的保护解除手续，此时＃1机组20：23：55.484（SOE打印的跳机时间）因＃2瓦振动大跳机保护动作，汽机跳闸，锅炉MFT，汽机ETS保护装置故障首出为“VB2 TRIP”振动跳机。此后，解除＃2瓦振动保护，锅炉重新点火，汽机冲转，22：07重新并网发电。

三．原因：

＃2瓦振动大跳机的原因分析,是由于＃2瓦X向相对振动测量不准引起.其主要原因，是由于大机＃2瓦X向相对振动探头处环境温度较高,由于探头长期在高温环境下工作,使涡流式振动探头的特性变化引起测量异常,测量振动值突变，引起机组跳闸。目前#2瓦X向相对振动探头已损坏。

四．防范措施：

1、 适当增加＃2瓦周边环境的保温层厚度，以改善探头工作环境。

2、 向生产厂家询问，是否有比目前使用振动探头更高环境温度适应能力的振动探头替代目前使用的振动探头。

3、 目前＃2瓦振动以Y向相对振动代替X向相对振动，作为＃2瓦振动的显示,报警和保护。

4、 热控专业设想,＃2瓦振动以X向绝对振动达到跳闸值与Y向相对振动达到报警值同时满足,作为＃2瓦振动跳闸条件,此设想在厂部,汽机专业和运行专业同意后实施,并在停机时完成此项工作。

秦皇岛热电厂#4炉“12.16”重大事故报告（摘要）

一、事故前机组运行工况 （一）设备型号

秦皇岛热电厂#4炉为上海锅炉厂制造的控制循环四角喷燃的煤粉锅炉。型号SG—1025/18.3—M834，生产日期1994年，额定蒸发量1025t/h再热蒸发量835t/h过热主汽压力18.3MPa，给水压力20.1MPa，过热、再热蒸汽温度541℃，给水温度273.8℃，水冷壁管规格Ф45×6mm。16230mm以下为一般膜式壁，其上为内螺旋管膜式壁。炉膛的长×深×高=14022mm×11760mm×50400mm，炉水循环泵有3台，流量均为2179m3/h。

（二）事故前机组运行工况

1、负荷：15OMW。 2、吸风机：A、B运行。 3、送风机：A、B运行。

4、一次风机：A运行，B备用。

5、磨煤机：B、C运行，A、D、E备用，F磨检修。 6、给水泵：A、B汽泵运行，电泵备用。 7、高加：#1、2、3高加均投入运行。 8、主汽温度：534.7℃ 9、主汽流量：450.85t/h 10、给水流量：541.62t/h 11、汽包水位：5.81mm 12、给煤量：70t/h

二、事故处理经过

1997年12月16日上午，#4机组稳定运行，参数无异常，机组采用自动协调DEB（机基本）控制方式。

8时42分，CCS主控画面发“Rundown”信号，煤量由70t/h减至61t/h。引起汽压、水位波动，运行人员解除了自动控制；8时44分，副值将煤量手动加至73t/h，主值×××将水位自动调整切为手动调整，并根据汽压、水位波动情况，调整A、B汽泵的转速以控制水位。

8时47分，#2高加水位高报警光字牌亮，主值×××通知派人去开#2高加危急疏水。

9时04分，给水温度下降，发高加解列光字牌，高加跳闸。根据压力调整负荷、调整水位，并监视CRT锅炉总观画面，单元长协助控制汽温。此时，负荷160MW，主汽压力17.6MPa，汽温542℃，给水流量403t/h煤量74t/h主汽流量495t/h，CRT水位+3mm。

9时06分，负荷200MW，汽压17.9MPa，汽温548℃，给水流量547t/h主汽流量542t/h，CRT水位-175mm。主值×××发现B汽泵出口门关，于是开B汽泵出口门。画面显示高加给水旁路通。主值×××翻回CCS给水控制画面，不见水位上涨。即派入检查给水系统，9时08分，检查人员发现#2高加水侧安全门动作（高加水侧安全门定值27.5MPa，正常给水压力20.1MPa），主值×××令其检查高加系统。

9时08分，C炉水循环泵出入口差压报警，C炉水循环泵跳闸。同时，A炉水循环泵因差压小而报警。

9时09分B炉水循环泵出入口差压报警，B炉水循环泵跳闸。此时，水位为-250mm、给水流量为355t/h。主值×××仍继续调整水位，因为有水位显示和给水流量显示，汽包水位低Ⅱ值也未发报警光字牌信号，所以未立即停炉。当单元长发现汽温下降快接近470℃时，通知值班员注意汽温并及时开有关疏水门，随后又打电话通知燃油泵房启燃油泵准备投油，并通知值长。此时，检查人员就地检查发现高加入口门未关，出口门关闭，（经查给水流量曲线高加出口门在9：06分关闭），立即手关入口门十余次，但入口门未动，9时11分左右，向主值×××汇报，主值×××立即在CRT上开出口门，也未开动，即令人去手摇出口门。

9时12分，给水泵出口压力迅速上升，减温水压力随之上升，单元长对减温水调整不及时，造成主汽温度快速降至358℃，负荷降至100MW，缸体疏水门已开，汽温不再下降并有回升，此时查出中庄缸下缸温为340℃，胀差、振动未见异常，于是，启电泵停A汽泵，查看其它画面。

9时18分，停B汽泵。

9时19分，投AB1、AB2油枪。此时，发电部领导及专工来到主控室，同巡操员一起摇高加出口门。

9时23分，停C磨煤机。

9时25分，机组负荷为40MW。发现A炉水循环泵两个差压中一个为11kPa（跳闸值为60kPa），经单元长同意停A炉水循环泵，炉MFT动作，锅炉灭火。此时，CRT水位在-328mm范围内小幅度变化，给水流量为336t/h电接点水位为-300mm，停电泵。随后，单元长令启电泵，并用小旁路缓慢上水。

约9时26分，手动将高加出口门摇开，9时30分左右，高加出口门开度约50％左右，直至停机后全部摇开（由于在电动切向手动时挂不上挡，联系汽机队来人协助摇门，所以时间较长）。

9时35分，发电部代主任×××命令停机，停电泵。停机后汽包水位、给水流量仍有显示。

三、事故原因分析

1. 高加入口门三通阀电动头传动机构故障，造成锅炉断水事故。高加保护动作后，由于高加入口门三通阀电动头与阀芯传动机构固定键脱落，致使电机转而阀芯不动。当电机空转到限位后，高加出口门联锁关闭，而实际上旁路门并没打开，但CRT画面上却显示旁路通，造成汽包实际处于断水状态。这是事故发生的起因。

2. 汽包水位计测量误差致使汽包低水位保护拒动，造成事故扩大。该炉有3个水位计。就地水位计（水位TV）可视范围±200mm、电接点水位计±300mm、CRT带保护的差压式水位计量程为±400mm，保护定值为：+300mm、-384mm。所以当水位变化到-300mm以外时，就地水位计和电接点水位计就失去了监视作用，而CRT中差压式水位计虽可全量程显示，但由于厂家温度补偿设定值等原因造成偏差过大。后经分析、试验，该差压式水位计温度补偿，厂家给定值是50℃，由于加上保温投上伴热后，可使温度升至130℃（由1月13日#3炉汽包水位试验数据证明），受此温差影响，可使水位虚高108mm，而热工人员没有按规程规定，以就地水位计零水位进行校正。所以，在锅炉实际断水时，还显示-328mm（距保护定值尚差56mm），造成保护拒动。当锅炉水循环破坏后，B、C炉水循环泵相继因压差低跳泵，而A循环泵因测量系统故障后，没有采取有效的替代措施而失去了保护功能，只发压差低报警，未跳泵，导致了“MFT”未动作，使得事故闯过了后备保护的最后一道关口。为此，汽包低水位保护拒动、A炉水循环泵未跳导致“MTF”未动作，是造成事故扩大的一个重要原因。

3. 运行人员判断失误，使事故没能有效制止，最终酿成大错。锅炉断水后，给水流量计始终有350t/h的流量显示，电接点水位计始终有-300的水位显示，差压水位计始终显示-328mm，并且保护未动，这些都给运行人员一个误导。但有些信息已经正确地显示出锅炉断水。如3台炉水循环泵，B、C泵由于差压低跳泵，A泵差压低过限并报警，已提示锅炉水循环破坏。同时，值班员也发现高加出口门关闭，入口门开，旁路没打开，也可以证明锅炉断水。然而值班员没判断出锅炉已经断水应该停炉，而是立即派人去手摇高压出口门，加大给水，企图恢复水位。运行规程规定，当汽温两分钟下降超过50℃时，应立即打闸停

机，从9时08分至12分，4分钟之间，该炉汽温从538℃下降至358℃，平均每两分钟下降90℃。运行人员发现后违反规程没有采取紧急停机措施，所以运行人员错误判断、违反运行规程规定是这次事故扩大的主要原因。

8月15日＃2机组不能维持3000转/分原因分析

一、运行方式：

事故发生前运行方式：＃1、＃3、＃4、＃5机运行，＃1～＃4除氧器运行，＃1机和3＃机带＃5机运行。 二、事故经过：

5点40分，值长令＃2机组开始启动，在4点时，主汽管放水，无水，6点15分，＃2机组上缸外壁温度185度，下缸外壁温度165度，检查原因时，没有发现异常情况，下缸温度继续下降，到6点45分，最低降到45度，温度开始回升，回升缓慢。8点，汽机一班接班后，2＃机上缸外壁温度178度，下缸外壁温度55度，按照规定继续暖管，到9点15分，下缸外壁温度不在回升，申主任下令停止启动，查找原因。停止启动后，运行人员将机组的疏水门全部开启，2＃机下缸外壁温度继续上升。到11点20分，上缸外壁156度，下缸外壁温度94度，值长令2＃机启动，用三段抽汽送汽封汽源，在送汽封过程中，由于2＃机主控的汽封压力表损坏，不指示，八米司机在送汽封后太大，将2＃机汽轮机后汽缸排大气门打开。12点2＃机组启动抽真空，＃2炉点火，12点50分，上缸外壁温度151度，下缸外壁温度112度，具备冲车条件，冲车，当转速在2800转/分时，调速系统开始动作，油动机行程逐渐减小，转速逐渐升高，手摇开电动主汽门少部分，13点04分转速达到3000转/分时，油动机行程到“0”转速继续上升，退主同步器无效，打闸，发现转速仍然上升。自动主汽门卡涩在15mm位置，迅速关闭电动主汽门的旁路门和电动主汽门，开防腐门、开真空破坏门，将调速油泵倒为润滑油泵运行，锅炉灭火，开启对空排汽消压，13点25分，转速到零，启动盘车运行，盘车电流24A与启动前一致。 三、事故原因分析：

1、 上下缸温差大的原因：

（1）我们一直沿用以前的操作习惯来操作，机组在启动时，抽真空前将机组本体、调速汽门室、导汽管三个疏水门关闭，到冲车前再将以上三个疏水门开启，使在这段时间里，管道的疏水不能充分疏导到疏水扩容器中，这是造成上下缸温差大的主要原因。

（2）对照《中国国电集团公司重大事故预防措施》，我们发现我厂的疏水联箱不符合第12.1.6条：

“疏水系统应保证疏水畅通。疏水联箱的标高应高于凝汽器热水井最高点标高。高、低压疏水联箱应分开，疏水管应按压力顺序接入联箱，并向低压侧倾斜45度角。疏水联箱或扩容器应保证在各疏水门全开的情况下，其内部压力仍低于疏水管内的最低压力。”这是造成上下缸温差大的设备原因。

2、调速系统动作，油动机行程到“0mm”，调速汽门卡涩，不能维持机组空负荷3000转/分，是造成事故的主要原因。

3、转速超过3000转/分，主同步器到“0mm”位置，无效。

4、机组打闸后，自动主汽门卡涩，行程在15mm，小瓦兰卡死，严重漏气，引起转速上升 5、规定自动主汽门关闭时间小于1秒，手动关闭电动主汽门旁路门及手摇电动主汽门需要时间，引起转速上升。

6、开启防腐门引起锅炉流量表突然上升20T/H。

锅炉启动过程中缺水烧干锅事故

（一）事故经过：

××年×月×日，#12炉大修结束后，中继水上水，司炉开始进行上水前的检查，检查证实主汽门关，点火排汽门关，各压力表一次门开，各水位计均已投入，开启过热器反冲门，开启炉侧中继水上水门，令副司炉到零米检查定排系统，开启定排一、二次门，关闭定排总门，关闭定排取样门，开启过热器疏水手动门，开启汽包空气门，操作完后汇报司炉。18时30分，司炉联系汽机开启汽机侧中继水上水门开始上水。20时30分，锅炉水已满，解列中继水系统。20时35分，投入给水管路保持水位，开定排总门5秒进行换水，由于给水旁路调整门漏泄量大，门全关后漏泄量140T/H。司炉用截门控制流量，22时30分，化学通知水质合格，炉班长令准备点炉定安全门。司炉进行全面检查，并对照各水位计，云母水位计A侧+30mm，B侧+60mm，电接点+50mm，双色水位计坏，CRT画面三块（属电子水位计）A点-354 mm，B点+354 mm，C点强制在0位。联系转机值班员检查准备启动吸、送风机。次日0时50分，分别依次启动A、B吸风机、送风机，进行炉膛吹扫工作，此时发现FCV0702C、F风门操作不动，联系热工值班员处理，1时20分，热工人员处理好以上两风门。司炉令投入A2油枪点火，点火后令副司炉开启汽包加药入口门，开启过热器疏水门，1时50分，投入A4油枪升压，压力至0.4mpa时联系汽机开启主汽门，准备交后夜班。

2时0分，后夜班司炉接班检查情况，电接点水位计显示在+150至200 mm，CRT画面水位计表A点-354 mm，C点强制在0位，云母水位计A侧+150 mm，B侧看不清水位，双色水位计坏，给水调整门关（漏泄量大）事故放水门开，火监电视监视坏，A2、A4油枪投入，火焰大小无法判定。接班后司炉调整给水门掌握给水调整特性，电接点水位计下降至+150 mm。2时50分，司炉发现电接点水位计显示+200 mm，怀疑水位有虚假，立即汇报副班长要求停炉。副班长询问司炉接班对照水位情况，司炉回答，接班时对照水位编号，副班长再没有进一步证实水位的情况下，令司炉投入A3油枪升压，此时压力0.5MPa。司炉说暂不要投油，副班长说投上后再说，司炉令副司炉投入A3油枪。司炉协助副司炉去检查定排CRT1418

炉放水门，证实电接点水位表下不下降。3时10分，A3油枪投入，电接点水位依然不下降，司炉令协助副司炉去对照云母水位计，协助副司炉用对讲机告知司炉看不清水位。3时16分，司炉打电话向班长汇报，此时班长刚好进入控制室，司炉马上向其反映了水位的情况，班长立即到就地对照云母水位计，经校水确认汽包无水位，立即下令停炉。3时20分，司炉手动MFT停炉，此时汽包压力0.8MPa，主汽温度230℃（立盘）CRT主汽温度表是坏的，电接点水位表仍在+200 mm，汽包上壁温度为A230℃，B227℃，C216℃；下温度A点坏，B187℃，C181℃，停炉后立即停止吸、送风机，关闭档板、人孔，检查孔，解列后给水管路，关闭定排，密封炉膛。

（二）设备损坏情况

#12炉断水干烧后，从外观检查，发现锅炉后墙从标高12米至标高15米，A4与A3喷燃器之间7.4米范围内的水冷壁管排表面过热氧化并明显变色，尤其以A3、A4喷燃器分别向炉中心约3米的管排过热器氧化程度最严重；炉前墙A2喷燃器向炉中心约3米、标高13米至15米范围内的管排过热器氧化。上述部位的管排表面的氧化皮已经大块脱落，经测量该范围内管子向火侧的氧化层中，明显可剥离部分的厚度约为0.8mm，氧化层剥落后，管子表面可见明显的蚀坑，分布较密，深度0.2--0.5 mm，背火侧可剥离的氧化层厚度约为0.5 mm，没有明显可见的蚀坑。两侧墙水冷壁未见明显的变形。两则墙水冷壁管排整体沿上下方向呈S型变形，从标高到12.05米的钢性梁下，管排向炉内侧鼓出。A侧墙中片管排与前后片管排的组合焊缝处第一根管子，靠组合焊缝侧的鳍片根部的管壁被拉裂。 （三）事故原因

1、电子水位表指示不准确，双色水位表有缺陷没有处理好，在电接点水位表反映变化缓慢时，没有其他水位表供参考。

2、给水调整门漏泄大，使水位难以控制。

3、工业火监电视有缺陷没投，难以调整炉内的燃烧情况。

4、没有严格执行《运行规程》中关于锅炉点炉启动应具备的条件的规定。

5、锅炉启动中，在水位表不完善的情况下，没有指派专人对水。 6、当怀疑水位有误时，没有采取果断措施熄火停炉。 7、当水位未确认时，不应投入第三支油枪。 （四）责任分析

1、#12炉司炉在点炉进程中怀疑汽包的水位有误时，没有及时指派专人进行水位对照，也没有及时果断采取停炉，违犯了锅炉运行规程中“当在运行中无法判断汽包确实水位时，应紧急停炉”的规定。副班长当接到司炉汇报#12炉有异常时，也没有及时采取措施，反而令投入A3油枪一支，是本次事故发生的主要原因，应负事故的主要责任。

5、锅炉启动中，在水位表不完善的情况下，没有指派专人对水。 6、当怀疑水位有误时，没有采取果断措施熄火停炉。 7、当水位未确认时，不应投入第三支油枪。 （四）责任分析

1、#12炉司炉在点炉进程中怀疑汽包的水位有误时，没有及时指派专人进行水位对照，也没有及时果断采取停炉，违犯了锅炉运行规程中“当在运行中无法判断汽包确实水位时，应紧急停炉”的规定。副班长当接到司炉汇报#12炉有异常时，也没有及时采取措施，反而令投入A3油枪一支，是本次事故发生的主要原因，应负事故的主要责任。

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