600MW事故汇编 汽机专业Word格式.docx

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2.4检查补充水至机组冷却水总门（12）在关闭位置。

2.5检查补充水至工业水进水二次门（14）在开启位置，#1机循环水母管至工业水门（49）在开启位置，关闭补充水至工业水进水二次门（14），观察风塔水位不再上涨，逐渐下降。

3.1各班交接班时现场系统运行情况交接不清楚，有关操作不能正确、及时反馈到记录中，并且没有口头交待。

接班人员在接班后，没有对系统进行详细检查，对系统运行方式不清楚。

3.2风塔排污、溢流汇集到一根母管，溢放水排至#1机循环水至工业水进水总门南侧的雨水井中，该雨水井管径的通流排放能力不能满足风塔排污需要，致使从雨水井返水。

3.3该系统有关电动门存在内漏情况，且浮球阀在水位高时不能严密关闭，控制补水。

4.1运行值班员应注意每小时检查风塔水位一次，发现水位上涨应及时分析原因，采取措施。

4.2实际测量风塔溢流管口距离蓄水池沿25厘米，测量硬化后循泵进水滤网处蓄水池外沿高度20厘米，风塔正常运行中，水位控制在距离蓄水池沿50~40厘米。

4.3测量循泵进口滤网后水位85厘米，池顶厚度40厘米，水面距离池顶内壁45厘米，DCS画面显示-0.6米，去除测量误差，因此DCS画面水位显示是正确的。

4.4机组设计时，考虑到循环水的排污应做到零排放，因此机组正常运行中，应保持#1机循环水至工业水门（49）在开启位置（目前#1机组运行方式下），保证全厂的工业水系统由循环水来供。

4.5机组停运时，消防水系统的补水水源以及工业水母管上的各用户可以由补充水来供，打开补充水至工业水进水二次门（14）时，应注意关闭#1机循环水至工业水门（49）。

4.6加强交接班制度，单元长、专业记录应详细交待清楚，尤其是系统切换记录。

4.7专业对系统图进行修改下发，并对运行人员进行培训。

三、#1机除氧器水位高

事情经过：

2008年12月05日17:

50，#1机负荷243MW，凝汽器水位1358.49mm，除氧器水位1952.45mm，除氧器水位调节阀开度88%并投入自动，低加水侧投入，凝结水流量1571t/h。

17：

55因凝结水再循环波动大，引起凝结水压力大幅度变化，备用凝结水泵联动，除氧器水位调整门频繁动作。

17：

57分，凝结水流量由1010t/h上升到1574t/h。

在调整的过程中，#1机除氧器水位调节阀手动状态下卡在50%的行程，造成除氧器水位高，除氧器连续排气、启动排气门冒水。

被迫开启除氧器紧急放水门向锅炉疏扩放水。

原因分析：

1、设备有缺陷，凝结水再循环水门在切手动的情况下，自动开关，引起凝结水母管压力大幅度波动，凝结水泵多次联动，加剧了凝结水压力和流量的波动。

调节门的线性不好，自动状态下，不能保证水位、流量的稳定。

后来调节门在50%位置卡涩，不能对水位进行有效调整。

2、值班员在压力波动大的时候，没有及时将调节门切至手动位置，稳定压力，当水位升高时，采取措施缓慢。

纠正措施：

1、要求热控对调节门的调节线性进行调整，调节阀前后电动门已经由原来的开关型改为点动操作，每发一个指令，保持开启3秒。

调节门出现故障可用电动门进行调整。

2、运行人员加强监盘，注意水位变化，及时进行调整，当发现调节门的动作异常时及时联系维护处理。

四、#1机润滑油温高

1、事件前运行方式：

#1机负荷600MW，主机润滑油温35℃，油温调节自动投入，#1密封油泵运行，各系统运行正常。

2、事件经过：

2.107:

18润滑油温偏低，油温调节阀因指令与反馈偏差大，未进行调整，运行值班员将油温调整切为手动，以提高油温。

2.207:

20油温调节阀开度2%，查润滑油温34.9℃，仍未上涨，运行值班员未再进行操作。

2.307:

38密封油母管压力低报警，联动B密封油泵后跳闸，联动直流密封油泵，查DCS上密封油压由0.576Mpa降至0.563Mpa。

2.407:

40运行值班员发现油温高，立即手动开启冷油器冷却水回水调整门，降低油温，油温最高升至61℃，轴承回油温度最高为#3瓦82℃，轴承金属温度最高为#4瓦100℃。

2.507:

45逐渐恢复正常工况，停运直流密封油泵。

3.1由于油温偏低，油温自动调节阀存在指令与反馈偏差大的现状，油温自动调节不及时，运行人员手动将油温调节自动解列，提高油温，调整后忽略了对油温的监视，造成油温升高未及时发现。

3.2润滑油温升高对密封油泵运行工况影响很大，造成密封油母管压力下降，联动备用泵，在处理密封油泵期间又忽略了对润滑油温的监视，造成油温继续升高。

3.3DCS报警光字牌中无润滑油温高及轴承回油温度高报警，仅监视画面中温度测点变红，不利于运行人员及时发现。

4.1加强运行人员监盘管理，对重要参数加强监视、分析，监盘中应定期对各画面进行巡查，以及时发现异常。

4.2完善机组自动控制，联系热工人员对油温自动调节进行检查完善。

4.3运行人员进行换盘操作时，应将目前运行工况及注意事项交接清楚；

输入调节指令时，应注意检查是否输入正确再按OK键。

4.4完善机组报警功能，联系热工人员将轴承回油温度高及润滑油温高加报警光字牌，以利于运行人员监盘操作。

4.5各自动、联锁不得随意退出，如确因设备原因需退出时，应汇报单元长，并做好记录。

五、电动给水泵跳闸，锅炉被迫熄火停炉

1、事件过程：

2009年1月13日0：

19分07秒#1炉两台磨煤机跳闸。

迅速降低机组负荷，0：

20AB汽泵因进汽压力低均跳闸，迅速启动电动给水泵向锅炉供水。

三分钟后电动给水泵跳闸。

给水流量到零，MFT未动作。

0：

30因电动给水泵启动不起来，锅炉手动熄火，机组停机。

2、原因分析：

2.1因气温低，运行人员为避免电动给水泵备用状态下油温下降过低，节流电泵工作冷油器冷却水门，电动给水泵启动后，没有及时调整冷油器冷却水门，工作冷油器出口油温升至85℃，电动给水泵跳闸。

2.2电泵跳闸后，工作冷油器出口油温在短时间内不见下来，电泵起允许中工作冷油器出口油温小于65℃条件不满足，造成电泵无法立即投运。

2.3电动给水泵启动后，传动端轴承温度最高达85℃，停运后温度一直维持51℃，后经查趋势电泵启动前温度已是70℃，判断为测点故障，后经热工人员紧固接线后，温度指示恢复正常12℃，与其它各轴承一致。

3、采取措施：

3.1专业通过技术命令形式，详细规定电动给水泵备用状态系统运行方式，同时明确电动给水泵在备用状态下工作冷油器冷却水门不得节流，每月试转电泵一次，确保可靠备用。

3.2对设备运行参数加强监视，对显示异常的测点，及时联系维护人员进行校对，确保测点显示正常可靠。

六、#1发电机断水保护动作

2008年12月5日#1机负荷130MW，#1定冷水泵运行，定冷水压力调节阀自动投入，开度36%，发电机定冷水流量109m3/h，定冷水压力0.383MPa。

2.105:

59:

03定冷水压力上涨，定冷水压力调节阀开始关闭，定冷水流量下降。

2.205:

21定冷水压力上升至0.5MPa，定冷水压力调节阀自动关至24%，定子冷却水流量降至63m3/h。

2.305:

51发电机断水保护动作，发电机解列，汽轮机跳闸。

2.4就地查发电机定子冷却水压力变送器管子上冻。

2.513:

39热工对压力表管加装拌热，测点指示正常后，#1机与系统并列。

由于天气寒冷，机房窗户和凝结器东大门不能关闭严密，机房没有取暖设备，山东电建没有采取防冻措施。

发电机定子冷却水压力变送器管子上冻，造成压力失准，而定冷水压力调节阀自动跟踪定冷水压力，从而造成发电机定冷水流量实际降低至保护动作值，30秒后发电机跳闸。

4.1联系热工人员对现场测点进行排查，加装拌热带，避免类似事件再次发生。

4.2联系对机房防冻问题进行全面排查整改，采取防冻措施。

4.3调整定冷水压力、流量至正常值，定冷水压力调节阀自动。

4.4运行人员加强监盘，发现异常情况及时分析采取措施，以避免类似事件的再次发生。

七、#1机组启动过程中汽缸进水

1、事件发生前状况：

1.1锅炉已点火，主汽温度177℃，主汽压力1.52Mpa，锅炉汽水分离器储水罐水位计故障，显示异常。

1.2汽缸金属壁温度情况：

高压调节级后温度230℃；

高压下半内壁温度245℃；

高压排汽室下半内壁温度182℃；

高中压缸中压进汽上半内壁温度235℃；

高中压缸中压进汽下半内壁温度237℃。

1.3高压缸排汽逆止阀在关闭位置。

1.4汽轮机盘车连续运行，电流13A，转子偏心13μm。

2、事件经过及处理：

2009年1月24日#1机组在启动过程中。

8：

26检查发现高压排汽室内壁下半缸壁温度，突然由182℃直线下降至134℃，随后高中压缸中压进汽下半内壁温度等多个测点温度也快速下降，高排逆止阀前压力上升至0.33MPa，高压调速汽门后压力最高达到0.31MPa，高排逆止阀门前管壁温度由70℃上升至130℃，一段抽汽逆止阀前温度由65℃上升至130℃，检查高中压缸本体疏水均在开启位置，就地检查高压缸排汽VV阀顺门杆向外漏水，凝结器水位1100mm，转子偏心由13μm上升至24μm，盘车电流13.5A.。

查给水流量653t/h，通知锅炉降低给水流量，调整361阀开度，开启VV阀疏水。

9：

10，汽轮机缸壁各测点温度开始缓慢回升，转子偏心恢复至13μm正常，盘车电流13A。

高中压缸中压进汽室上下壁最大温差达到175℃。

04，高中压缸中压进汽室上下壁温差降至75℃，开启高压缸倒暖阀对高压缸进行预暖。

预暖后，温差降至65℃。

20：

46，汽机冲转至200r/min进行摩擦检查，高中压缸内部声音未发现异常。

21：

04汽轮机转速升至400r/min，21：

14汽轮机转速升至800r/min暖机，高中压缸中压进汽室上下壁温差降至50℃，21：

08因处理高压左侧主汽门故障，机组打闸，转速降至零，25日0：

38高压左侧主汽门故障消除，高中压缸中压进汽室上下缸温差已经降至正常范围35℃，机组冲转至1800r/min，暖机63分钟，2：

20机组转速达3000r/min，升速过程中及定速后对机组全面检查测振均未发现异常。

本次汽轮机缸壁温度出现突然直线下降，根据事件现象分析，主要原因是由于汽缸进水引起。

分析汽缸进水的原因主要有以下几方面：

3.1锅炉汽水分离器储水罐水位计故障，水位无监视手段，7：

10后，锅炉调整给水流量，给水流量先维持在430t/h，20分钟后最高达到653t/h，并维持该流量运行20分钟，汽水分离器储水罐满水，造成主蒸汽管道进水。

高旁压力调节阀投入自动，高旁阀维持开度26%。

主蒸汽管道进水后通过高旁进入再热冷段，由于高排逆止阀没有严密关闭，给水从高排逆止阀进入高缸排汽管道，虽然高压排汽逆止阀前疏水门在开启位置，但因漏水量过大，疏水能力有限，漏水通过高排管道进入高压缸，查历史趋势显示，当时高排逆止门前压力逐渐上升至0.33Mpa、调速汽门后压力逐渐上升至0.31MPa，高排逆止阀门前管壁温度由70℃上升至130℃，一段抽汽逆止阀前温度由65℃上升至130℃。

高压缸进水后，通过中间轴封进入中压缸，由于中压缸处于高真空状态，进入的给水急剧汽化，使高中压缸中压进汽下半内壁温度突降至120℃，并呈下降趋势。

3.2主蒸汽管道进水后通过高旁进入再热冷段，然后通过高压缸预暖阀进入高压缸排汽管，也是造成汽缸进水的一个原因。

3.3锅炉汽水分离器储水罐水位计故障，水位无监视手段，为控制储水罐水位，手动频繁开启361阀向汽机本体疏水扩容器放水，由于给水流量大，给水在疏水扩容器内已经无膨胀扩容能力，使扩容器压力增高，从趋势看，锅炉开启361阀时，疏水扩容器压力有上升现象。

给水有可能从汽轮机本体疏水管道向汽轮机内部返水，造成汽轮机缸壁温度下降。

3.4根据上述分析，本次汽缸进水的原因主要是，锅炉满水通过主汽管道经高旁进入冷再管道，高排逆止阀关闭不严密，严重漏水，造成汽缸进水。

4、防范措施：

4.1严格执行规程规定，监视重要表计变化，若有异常显示，应进行处理。

异常消失前，禁止机组启动。

4.2机组启动过程中，应严密监视锅炉汽水分离器储水罐水位、除氧器水位、各加热器水位、凝汽器水位变化。

4.3机组点火后，严密监视汽轮机各金属壁温变化、转子偏心、盘车电流变化，每20分钟抄录缸温一次。

发现异常，及时分析处理。

在汽缸温差大的情况下，禁止机组启动。

4.4锅炉起压后，全面检查汽轮机本体疏水、各抽汽管道疏水正常开启，VV阀、BDV阀保持开启状态。

4.5机组升温升压过程中，应加强对疏水系统的检查，发现问题，及时分析处理。

4.6锅炉应严格控制给水流量，调整361阀向凝汽器疏水时应控制阀门开启幅度，在凝汽器真空低或者凝汽器水位较高时尤其应注意，防止疏水扩容器起压，倒灌进入汽轮机。

4.7机组事故状态下，应严密监视高排逆止阀前温度、压力的变化，尤其是高旁压力、温度调节阀开启的过程中。

4.8建议利用机组停机机会，对高排逆止阀、倒暖阀解体检查。

编者按：

此次事件非常侥幸，因机组停运多天，汽缸金属温度不高，才没有引起严重的后果，但其性质是非常严重的，假如机组刚停，机组热态启动，出现这种情况必然造成严重的设备损坏，其经济损失将是客观的，我们每一值班人员要从此次事件中，认真吸取教训，加强工作责任心，严格执行规程规定，加强对运行参数的监视，出现异常情况，认真做好分析，杜绝盲目操作。

八、转子偏心大

2009年3月1日#1机组点火启动，盘车投入连续盘车，盘车电流13.5A、转子偏心13mm，3：

05汽缸金属温度102℃，冷再温度201℃，冷再压力1.0Mpa，投入高压缸倒暖。

4：

15检查发现转子偏心无显示，盘车电机显示运行状态。

就地检查盘车脱扣，转子静止。

立即投入连续盘车，盘车电流13.5A、转子偏心65mm.，用听针倾听汽缸转动部分声音无异常。

5：

40转子偏心恢复13mm正常值。

2.1投高压缸倒暖时，高压缸突然进汽对转子产生动力，转子转速上升超过盘车转速，盘车自动脱扣，盘车跳闸后电机不会自动停止，DCS显示电机正常运行。

2.2盘车脱扣后没有任何警示信息，不易及时发现转子脱扣。

2.3值班员对DEH画面监视不到位，画面仅停留在金属温度画面上，未定期翻阅画面检查，所以，没能及时发现转子静止，偏心显示异常，转子静止时间长，造成转子弯曲。

3.1机组停运后，密切监视DEH画面，注意汽缸金属壁温度、转子偏心变化，发现异常，及时分析查找原因，及时处理。

3.2机组抽真空、送汽封启动投汽缸预暖时，应注意检查盘车运行情况，防止盘车自行脱扣，发现盘车脱扣，及时投入连续盘车。

3.3严格执行停机后抄录缸温表的规定，定期抄表并对表进行对比分析，发现异常及时查找原因，及时处理。

在汽缸金属温度较高的情况下，转子静止，会引起转子金属温度受热不均，造成转子弯曲，转子的弯曲程度，随汽缸、转子金属温度高低和转子静止时间长短的影响，汽缸、转子金属温度越高，转子静止后弯曲的越快，汽轮机在转子弯曲的情况下是不能启动的，一旦出现弯曲，需要长时间的连续盘车进行直轴，弯曲严重时将无法进行盘车，影响机组的启动。

九、#1机运行中调门关闭机组甩负荷

2009年2月11日16:

34#1机高中压调门突然关闭，机组负荷由350MW突然到零，机组协调自动退出，主汽压力突升，A、B小机进汽压力低跳闸，给水流量由967T/H突降至238T/H，炉MFT动作，首出给水流量低。

16:

38启动电泵，开启高旁降压。

19:

30机组转速到零，投入盘车连续运行，盘车电流13A，转子偏心12.7微米。

查历史趋势显示，CCS指令出现一坏点，指令输出到零，各高中压调门关闭，反馈到零，怀疑为热工转速信号或CCS通道卡件故障造成机组调门正常运行中突然关闭，负荷到零后，冷再压力骤然下降，A\B小机进汽压力降低，失汽跳闸，给水流量低，炉MFT动作，汽机、发电机跳闸。

此次停机后热工已对CCS机主控指令两个卡件进行更换、退出DEH加速度保护及在DEH接受CCS机主控指令增加速率限制百分之四，以进行质量判断。

十、电泵前置泵入口安全门漏（台电）

1.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。

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。

50运行人员开始按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。

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。

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。

08关闭电泵入口电动门，就地检查正常，并手动压紧入口电动门。

2.原因分析

2.1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；

2.2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。

3.吸取的教训

3.1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。

3.2运行人员在操作上未按照先隔离高压侧，再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。

3.3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；

3.4加强运行人员对运行规程的学习和基本操作技能的培训，提高对系统的认知水平。

3.5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。

3.6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。

十一、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（台电）

1.事件经过：

1号机组CD、EF层共六只油枪,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；

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；

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，两台循泵出口门反复开关，手动将1A循泵出口门开启；

301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:

31DCS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。

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。

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）。

2.11A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