300MW汽轮机及附属设备事故案例Word下载.docx

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12月3日揭开低压外缸检查发现低压转子3号瓦侧末级叶片严重受损，护环甩掉36片，部分叶片叶顶磨损，叶顶20mm左右及护环变色发兰；

3号瓦侧低压缸汽封齿轻微磨损；

上导流环在45‘角处有约lm长磨擦痕迹及熔融金属堆积物，堆积高度约3mm，经光谱检查堆积物成分为叶片及护环合金材质；

3号轴振动探头磨损。

事故发生后省局有关部门的专业技术人员，哈汽厂工程技术人员及机械部总代表实地察看了损坏情况，制定了修理方案。

将低压转子吊出，由哈汽厂人员将3号瓦侧末级叶片全部拆下进行了探伤检查，经检查确定有60片叶片不能再用，予以换新，其余叶片虽有损伤，但尚能再用（哈汽厂已无同型号备用叶片），重新复装，我厂对导流环金属堆积物进行车削处理并放大间隙，对轴系中心进行了检查复核，检查了高压缸汽封及轴瓦并利用此机会对7号机组的所有设备进行了检查消缺工作。

于12月21日19：

507号机组修复后并网发电。

事故少发电量15983万kW．h。

事故原因分析

事故发生后省局有关部门的专业技术人员组成调查组进行了实地调查分析工作。

发现低压末级叶片3号瓦侧未脱落的护环及4号瓦侧末级叶片护环都存在铆钉孔钻孔不规则，随意性很大（铆钉孔距叶顶距离和铆钉孔之间的中心距差别都很大）；

护环与叶片铆接不严有间隙；

铆钉铆接工艺不良，铆钉在孔内未胀满。

暴露出该低压转子末级叶片叶顶护环铆接工艺不良、强度不够。

运行中其中一片强度较弱的护环首先松动变形，与导流环发生磨擦，由于护环较薄，磨擦后局部熔化、熔融物堆积在导流环内弧上，使叶顶间隙不断减小，并与其它叶顶磨擦，导致部分叶顶发热变色、弯曲、熔化、脱落。

事故防止对策

（1）大修时对末级叶片及护环、铆钉加强检查、探伤，发现问题及时处理；

（2）加强振动检测设备的检查维护工作，确保准确、可靠，防止发生同类事件时扩大事故。

3、Bo型振动安全裕度不够叶片运行中断落

黄台发电厂7号机系东方汽轮机厂首次试生产的300MW亚临界凝汽机组，1987年11月投产。

1988年5月12日21：

50运行人员发现部分参数与正常值有较大偏差，其中；

再热蒸汽冷段压力由34．6kg／cm2升高到36kg／cm2、热段由31．5kg／cm2升高到33．5kg／cm2；

中联门后右侧压力由31kg／cm2升高到32．5kg／cm2、左侧由30kg／cm2升高到32kg／cm2；

同时轴瓦钨金温度1号瓦由57℃上升到59℃、2号瓦由79℃上升到82．5℃；

机组振动也有变化，垂直方向振动值1号瓦由4丝升高到10丝、2号瓦由2丝升高到4丝、3号瓦由18丝上升高21丝。

经分析认为通流部分有问题。

申请中调批准于14日0：

32停机检查，结果发现第11级动叶中有一片以根部断裂甩出，相邻4片严重损坏，并将11级静叶撞击严重变形。

将第11级动叶片全部拆下后经检查发现除断裂的一片外，该级的118片叶片中还有58片叶片的根部小包脚有裂纹，经与制造厂协商决定更换第11级的全部叶片，并增加松拉筋一道。

新更换的叶片材质有73片是1Crl3、45片是CrllMoV。

并将第11级静叶修复，该机于6月21日13：

25并列。

事故少发电量27750万kW．h。

构成非考核事故。

（1）叶片断裂及根部裂纹的原因是Bo型振动安全裕度不够，部分叶片叶根小脚安装间隙过大而引起的；

（2）该机故障检修工期长（从5月14日到6月21日）是因为制造厂无同型的备用叶片，开缸后等制造厂现加工叶片。

防止事故的对策

（1）已更换了整级动叶片，并采用整圈松拉筋抑制Bo型振动；

（2）投入运行后加强机组参数的监视。

4、中压缸差胀无规律增大

障碍概况

邹县发电厂2号机系上海汽轮机厂生产的N300—165／550／550型亚临界压力再热凝汽机组，1986年12月投产。

最近大修日期1995年4月。

故障前1、2、4号机并网运行，3号机组在小修。

2号机组的中压差胀探头在1995年大修中更换过。

机组运行中曾出现过中压差胀值“增大”现象，最大增至1．7mm，调整后恢复至1．1mm左右，9月21日2：

00在180MW负荷稳定运行的情况下，中压差胀值逐渐升高，由1．05mm升至1．5mm，后又逐渐降至1．3mm，5：

00在负荷未变化的情况下，中压差胀又开始上升，6：

09负荷增至210MW，中压差胀继续上升，至7：

30升至1．75mm采取紧急措施未能凑效，向中调汇报情况申请停机检查，9，40中压差胀升至1．8mm机组掉闸。

停机后对热工测量系统进行了全面检查，未发现问题，机组各部正常，23日0：

50分2号机组并入系统。

少发电量1185万kW．h。

故障原因分析

（1）机组在负荷稳定情况下中压缸差胀出现异常波动；

（2）中压缸差胀探头是大修中更换的新探头分析该装置工作点失稳。

防止对策

（1）严密监视中压差胀的变化情况。

尽可能保持再热汽温压红线运行，

（2）有小修机修机组会更换测量探头。

5、青岛发电厂1号机跳机化瓦事故

青岛发电厂1号机系上海汽轮机厂生产的N300—17／538／538型亚临界压力凝汽式机组，出力300MW。

1995年12月投产。

1996年5月14日10：

05热工车间程控班在循环水泵房（海水冷却）就地解除1B循环水泵“润滑水压力低”保护时，因措施不当，导致1B循环水泵跳闸，IA循环水泵未联动投入，1号机因失去冷却水低真空保护动作跳机。

当汽轮机惰转到1247r／min时，直流润滑油泵跳闸，（交流润滑油泵在检修、不能投）跳闸后无任何信号发出，运行人员是通过油压指示和开关指示灯发现直流润滑油泵跳闸的，同时采取了以下处理措施：

（1）立即强开直流润滑油泵，但未成功

（2）立即开A、B、C顶轴油泵，因油压低，于10：

19分跳闸，（3）10：

21分，电气运行人员收回交流润滑油泵工作票，此时汽轮机转速为320r／min。

汽机运行人员开启A、B、C顶轴油泵；

（4）电气运行人员打开直流润滑油泵就地控制箱，复归一下热偶保护。

10：

24又开启直流润滑油泵；

（5）10，22汽轮机惰走静止，投盘车跳闸，立即手动盘车约100度。

事故造成汽轮机主轴承报废、更新、动叶片磨损严重。

少发电量18000万kW．h。

到6月20日12：

00恢复。

（1）热工人员解除1B循环水泵橡胶瓦“润滑水压力低”保护时，由于措施不当，造成保护动作，lB循环水泵跳闸，IA循环水泵因润滑水压力低不自投，引起主机低真空保护动作是跳机事故的直接原因，也是主机化瓦事故的起因；

（2）热工人员在联系解除循环水泵保护时，当值值长安排运行方式不当，措施不力，为事件的扩大埋下了潜在的隐患；

（3）直流润滑油泵热偶保护误动，系热偶保护离散性大、不可靠造成的；

热偶保护动作应接发信号而施工错接跳闸，引起直流润滑油泵跳闸、润滑油中断化瓦。

因此，直流润滑油泵跳闸是1号机化瓦的直接原因；

（4）从技术管理上看，厂及职能部门在生产管理上，在执行各种制度上不严。

不细、有漏洞；

主辅机主要保护停、服役管理制度不完善；

工作票执行不严格，投、停保护使用工作票范围不明确。

（1）立即修订“重要辅机设备停服役制度”，对影响主机安全运行或重要辅机消缺，必须填写“设备停服役”申请单，办理工作票后执行；

（2）按1号机设计图纸将主机直流润滑油泵控制接线核对改为正确接线；

（3）从新厂700mm管上接一路水，单供泵房用水；

（4）取消循环水泵“润滑水压低”（0．05MPa）跳泵条件，改接信号并完善规程。

6、循环水泵跳闸机组停运

石横发电厂乙站2号机系上海汽轮机厂生产的TC2F-34．21N型亚临界压力凝汽式机组，出力300MW，1988年12月投产，最近大修期1991年2月。

1995年11月6日6号机组负荷180MW，A、B、D磨煤机、A、B循环水泵运行。

5：

20分A循环水泵跳闸，其出口蝶阀不关，锅炉投入BC层油枪，减负荷至140MW，5：

40分B循环水泵也跳闸，重启不成功真空降至－0．08MPa，手动打闸停机。

22：

56分6号机组并网，恢复正常。

少发电量515万kW．h。

构成一般事故，中断安全记录。

事故的直接技术原因是由于冷却水塔水位过高溢流，经下水道倒流入循环水泵出口蝶阀坑内，浸入“蝶阀关跳泵”保护开关，使其短接发出跳泵信号，导致A、B循环水泵相继跳闸。

事故也暴露出运行交接班制度执行不好，循环水房泵的交班人员在无人接班的情况下，即离岗下班，使循环水泵房成为无人值班；

接班机组长得知循环水泵房无人值班后却安排一名不熟悉循环水泵房的人员去值班。

（1）加强“两票三制”执行的监督检查和考核；

（2）加强岗位培训，提高值班人员判断、分析和处理事故的能力；

（3）加强劳动纪律的检查、考核，提高监盘和巡检质量。

7、EH油泵跳闸引起油压低汽机跳闸

石横发电厂乙站1号机系上海汽轮机厂生产的TC2F-34．21N型亚临界压力凝汽式汽轮机，出力300MW。

1987年6月投产。

最近大修时间是1992年12月。

1995年8月1日5号机组负荷281MW，EH油泵B泵运行，A泵备用。

9：

10分EH油泵B泵出口滤网差压高，检修要求切至A泵运行。

40分A泵不卸载，EH油回油压力高。

又将EH油泵由A泵切回B泵运行。

10，09分EH油泵B泵跳闸，手启A泵、B泵均不成功，EH油压低汽机跳闸。

12：

13分5号机组并网。

少发电量60万kW．h。

EH油泵B泵出口滤网堵，A泵不卸载，造成其电机过负荷热偶动作，EH泵跳闸。

定期检查清洗EH油泵出口滤网。

8、汽动给水泵组倒转超速损坏报废

潍坊发电厂2号机组系亚临界300MW机组，配100％容量的汽动给水泵。

给水泵的出口逆止门是湖北高中压阀门厂生产的RCV250—1198／360型。

2号机组1993年12月投产。

最近大修时间是1994年7月。

1996年1月28日7：

59分，2号机组因锅炉MFT，机组解列，联动汽动给水泵组跳闸，但由于给水泵出口逆止阀卡涩，高压给水回流，而锅炉省煤器前又没装逆止阀，使汽动泵组倒转，产生强裂振动，导致给水泵出口电动门在关闭过程中（约1／3位置时）将电动头震落，并将各种表管震断，引燃大火，给水泵给水入口管也被震断。

汽动给水泵组倒转转速进一步飞升至8748r／min，而喷出的大量水、汽自行将大火扑灭。

事后检查给水泵损坏报废，小汽机除汽缸损伤较轻外其余本体部分报废。

事故停运888小时，少发电量2000万kW．h。

（1）湖北高中压阀门厂生产的逆止阀，制造质量差、卡涩，是引起泵组倒转的直接起因；

（2）给水泵出口电动门的电动头材料强度差在泵组倒转引起的剧烈震动中，被震落使电动门无法关到底，这就使水泵倒转速进一步飞升；

（3）锅炉省煤器入口未装逆止阀，使锅炉内压力水得以返流，使水泵倒转有了充足的“动力”；

（4）给水泵入口管被震断，使得返水排大气，客观上加大了压头动力，终使水泵倒转到8748r／min的难以置信的高速，使汽动给水泵组损坏报废；

（5）在运行监视上，由于运行人员未能正确地判断出汽动给水泵组在“倒转”，使倒转时间延长。

（1）在锅炉省煤器入口加装一道逆止阀；

（2）制定出详细的汽动给水泵、电动给水泵倒转的运行反措，并补充到运行规程中执行；

（3）对厂内其余的汽动给水泵、电动给水泵的出口逆止阀进行检查更换；

（4）加装山东电科院科技发展中心研制的防倒转转速报警装置。

9、主汽门、调速汽门关闭打不开机组停运中断安全记录

石横发电厂l号机系上海汽轮机厂生产的TC2F－34．21N型引进型亚临界压力凝汽式汽轮机，出力300MW。

最近大修年月1992年12月。

1995年8月8日5号机组负荷278MW，B、C、D、E磨煤机运行。

7：

09分BTG盘发“旁路自动投入”、“MEH不在给水自动”报警，汽轮机的主汽门、调速汽门关闭，运行人员将DEH切手动也打不开，主汽压升至19．4MPa，手动MFT，机组停运。

经检查，没查出什么问题，9：

45机组并网，12：

20分，5号机组又出现上述现象，再次停运。

经检查，更换2号通道电磁阀，DEH更换一块MC3卡件，程序重送一遍后于19：

10机组并网。

事故停运12小时1分，少发电量150万kW．h。

经检查发现汽机2号跳闸通道一电磁阀烧坏。

跳闸通道电磁阀无使用寿命曲线，不能定期更换。

10、危急遮断油门故障机组被迫停运

邹县发电厂2号机系上海汽轮机厂生产的N300—165／550／550亚临界压力凝汽式机组，出力300MW，1986年12月投产，最近大修1995年4月。

1995年4月18日事故前1～4号机并网运行，全厂出力1180MW，12：

58分，2号机主汽门关闭，负荷由300MW甩至零。

发电机励磁调节器误强励，A、B柜退出，并自投跟踪50Hz手动调节，发电机瞬间失磁，发电机断水，紧急停炉信号发出，炉动力全部跳闸灭火，厂用电倒至01高备变供给，13：

02发电机解列，转速降至1730r／min，13：

05将乙汽动给水泵汽源倒至厂用汽供给。

此时主机转速表失去指示，13：

10主机转速表恢复指示时发现主机转速到了3170r／min，出现超速。

检查、重关各主汽门、抽汽逆止门，并破坏真空，转速始下降，13：

23挂闸恢复不成功，检查发现2号危急遮断油门挂钩销轴断裂，遂停机处理，停机后检查发现2号危急遮断飞锤未复位，经处理于19日11；

50，2号机并入系统，14：

55解列做超速试验，第二次试验完毕转速2700r／min，复位时1号危急遮断油门挂钩销轴断裂（危急遮断飞锤未能复位所致）。

再次停机处理后于4月21日16：

27并入系统。

少发电量2265kW．h。

（1）四抽逆止门关不严，造成厂用汽倒回中压缸是造成汽机超速的原因；

（2）该机大修后新更换微机型励磁调节器，缺少运行经验，在主汽门关闭后发误励，导致双柜退出，自投跟踪手动50Hz励磁调节时造成发电机电压瞬时降低，使得400V动力低压释放，发电机转、静子水冷泵同时掉闸，发电机瞬间断水。

炉动力的双油泵掉后保护动作，引发紧急停炉保护动作；

（3）第一次机组掉闸系2号危急遮断油门故障所致。

（1）机组停机时加强对主汽门、抽汽逆止门监视检查。

制定防止机组超速的措施；

（2）组织研究完善新型励磁调节系统；

（3）危急遮断飞锤复位转速较低，要调准。

有停机机会时检查其它机组相同部位，防止事故重复发生。

11、调门漏油着火机组打闸停运

石横发电厂乙站2号机系上海汽轮机厂生产的TC2F一34．21N型引进型亚临界凝汽式机组，1988年12月16日投产。

1991年2月24日6号机组带292MW负荷运行，机组工况正常。

17时50分，6号机组巡检员检查发现6号机2号高压调门油动机漏油，立即汇报机组长、值长。

待值长前去查看时，2号调门处已着火，立即组织人员救火。

17：

58汽机打闸停机，停EH油泵，发电机与系统解列。

检修更换2号高压调门油动机后于24日24：

00，6号机组并网。

事故少发电量180万kW．h，事故少送电量144万kW．h。

6号机组大修中对2号高压调门油动机解体检查，发现油动机密封圈老化，门杆漏油。

因没有密封圈备品（与同型5号机油动机密封圈不一样）故更换成国产化油动机，因该设备有厂家产品合格证（秦峰航空液压公司机具厂）所以没有解体检查。

事后解体检查发现密封圈变形，活塞主端盖内孔被拉伤，引起漏油，遇高温而着火。

属制造厂产品质量不良所致。

（1）对转国产化的三台油动机全部解体检查，并更换合格的密封件；

（2）将损伤的活塞杆及上端盖清理毛刺。

12、清理油污误发信号汽泵跳闸机组停运

石横发电厂乙站2号机组系引进型300MW机组1988年12月16日投产。

1991年10月8日6号炉A、B、C、E磨煤机运行，机组负荷297MW，19时52分，BTG盘突发“汽泵温度高”、“润滑油压低”、“前置泵跳闸”信号，汽动给水泵及前置泵眺闸，电动给水泵自启动，RB成功，跳E、C磨煤机。

值班员强关电动给水泵再循环阀，减A、B给煤机煤量至30t／h，机组负荷210MW时，19时54分，锅炉因汽包水位低MFT，汽机跳闸，发电机逆功率动作解列。

23：

10，6号机组并网。

事故少发电量97．8万kW．h，少送电量55．4万kW．h。

事后检查发现6号机汽动给水泵西侧电缆槽沟中有3条保护信号电缆，在离测点不到3m处有接头点，且接头绞接不牢，该处包敷的塑料带被油软化。

仪控人员在清理槽沟中油污，用手抠泥时，碰着电缆，发“汽泵温度高“报警信号，汽动给水泵跳闸，电动给水泵自启动虽然成功，但因电动给水泵再循环阀气动门小修中换盘根后没磨合好发涩、关闭动作缓慢，未能及时关闭，使锅炉上水困难，终因汽包水位低MFT动作而停机。

规程规定，汽动给水泵运行电动给水泵作为备用时，再循环阀门开是电动给水泵自启动的条件之一。

但多次汽动给水泵跳闸电动给水泵自启动后，都因再循环阀门关得慢而引发汽包水位低MFT。

（1）将电动给水泵再循环后隔离门关闭；

（2）目前将流动给水泵温度高保护信号暂时解除；

（3）机组小修时将汽动给水泵有接头的保护信号电缆重新敷设。

13、循环水泵跳闸出口蝶阀未关真空下降机组被迫停运

石横发电厂乙站2号机系上海汽轮机厂生产的TC2F一34．21N型凝汽式机组，1988年12月16日投产。

1991年8月23日，6号机A、B循环水泵运行，真空680mmHg，锅炉4套制粉系统运行，当时因煤质差，机组只带240MW。

17，00“2A循环水泵事故跳闸”报警，2A循环水泵跳闸，但出口蝶阀却未关闭，倒流水使汽机因缺水而使真空急剧下降，“低真空”动作汽机跳闸，炉灭火，发电机逆率动作解列，少发电量45万kW．h，少送电量33．3万kW．h。

检查2A循环水泵是电机速断保护动作跳闸，原因是运行人员清扫电机风箱卫生时，不慎将水溅入。

拆端盖后发现该电机线圈表面有油污，较脏。

水溅入电机后，使静子端部绝缘薄弱处相间故障，循环水泵跳闸后出口蝶阀卡涩，则扩大了事故，最终成为停机事故。

（1）加强运行人员教育，不能用水清扫电气设备；

（2）装手动强制出口蝶阀装置。

14、电钻钻进电缆汽泵跳闸停机

1989年5月8日石横发电厂乙站2号机带287MW运行，汽动给水泵运行，电动给水泵因要消除密封水滤网前隔离门活节泄漏而解除备用。

15，13汽动给水泵跳闸，并发“汽动给水泵入口压力低”、“给水泵入口流量低”及“汽动给水泵跳闸”报警信号，汽动给水泵重挂闸挂不上。

40锅炉汽包水位降至－300mm，手动停炉，汽机跳闸，手切厂用电，发电机逆功率保护动作跳闸。

就地检查厂用电6kV2B11开关另序保护动作，2B一次风机另序保护掉牌。

在机组恢复过程中23：

15启动2A送风机时，12A启备变瓦斯保护动作，B相差动保护动作，汇报中调后，2号机解除备用。

将12A启备变解除后，5月10日14：

18，2号机组并网。

事故少发电量1410万kW．h，少送电量552万kW.h。

为了防止电缆桥架上的电缆积粉自燃，决定采用白铁皮封堵电缆桥架，此工作由厂劳动服务公司承包。

在工作时，要使用电钻在桥架上钻孔，钻通孔眼后未及时停钻，一直钻到紧靠桥架的2号炉B一次风机动力电缆A相上，钻头与桥架形成单相接地，由于汽泵前置泵电机与2B一次风机电机接于同一段6kV母线上，致使母线三相电压不平衡，影响前置泵出力，出口压力降低，一直低到汽泵入口压力开关的动作值12kg／cm2，使汽泵跳闸，并挂不上闸，最终造成汽包水位低紧急停炉。

（1）不合格的施工隧伍撤离现场，进行安规学习，考试。

（2）损坏电缆处理恢复。

15、青岛发电厂2号机（300MW）化瓦故障

故障概况

青岛发电厂2号发电机因漏氢严重，并有进一步发展的趋势，日最大补氢量高达300立方米左右，经氢系统多次查漏，未发现大问题，怀疑密封瓦有问题。

停机后，解体发现发电机前密封瓦乌金严重熔化，密封瓦处轴颈磨损，深度达0．6mm以上，密封瓦的间隙达5mm以上。

解体检查发电机后密封瓦时，因工艺要求必须首先拆下6号支撑瓦瓦盖，揭开盖后，发现轴颈磨损，在上下瓦结合面处有钨金碎片，因此又对6号下瓦进行检查，结果如下:

（1）钨金面出现过热擀撵，深度约0．15mm左右；

（2）2个顶轴油瓦已被钨金碎片填满；

（3）轴颈拉毛，以轴瓦两端处最重，出现7—8条环状沟槽形状的损伤，严重处沟槽宽3mm，深度约为1．5～2mm。

（4）制造厂未安装下瓦顶轴油通道工艺孔的堵塞。

原因分析

（1）在检查发电机前密封瓦时，发现在氢侧密封瓦外侧环形槽中有2段lOmm×

lOmm，长各为7cm的橡胶条，由此造成空侧密封瓦圆周方向的供油不均匀；

上下半密封瓦体之间的连接板销子露出圆孔，有碰磨的痕迹；

再未发现其他异常。

由于在运行过程中，密封瓦必须处于自由浮动状态，而销子从圆孔中退出卡在瓦体与密封瓦侧面的间隙中，使密封瓦卡死，造成轴颈与密封瓦之间的摩擦、发热以至烧坏密封瓦和拉毛轴颈。

（2）按制造厂的设计要求，支撑瓦下瓦顶轴油通道的工艺孔，在加工完毕，清理干净后，将端部用旋塞堵住，焊牢后，做30MPa水压试验。

而制造厂的工作人员未装配6号瓦工艺孔的旋塞，以致顶轴油从此处泄掉。

失去顶轴油压的情况下，在每次启停过程中的低速阶段，形不成油膜，造成了轴颈与轴瓦之间的干磨擦，造成乌金的过热擀撵，冷却下来的硬乌金块又把轴颈拉毛。

处理方案

（1）发电机前密封瓦处轴颈磨损严重，为保证恢复良好的密封效果，经研究决定采用刷镀工艺修复轴颈。

鉴于密封瓦已磨坏，决定更换新密封瓦，更换时注意将销子可靠地封在销孔内，又能在检修时易于抽出销孔。

（2）6号瓦下瓦虽有擀撵，但剩余乌金厚度在1．