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汽轮机基础倒塌事故范文模板13页
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汽轮机基础倒塌事故
篇一：
汽轮机事故汇编
汽轮机事故汇编
一起由凝结水泵检修引起的事故
XXXX年7月4日某电厂发生了一起因凝结水泵检修而引起机组跳闸和一台给水泵损坏的事故。
当时2号机运行，因发现凝结水泵出力不足，负荷带不起来，于是联系检修。
检修人员办票清理B凝结水泵入口滤网。
约半小时后，检修人员将B凝结水泵入口滤网打开。
这时运行人员发现机组真空急剧下降，A凝结水泵电流剧烈波动，除氧器水位下降，凝汽器水位上升。
运行人员立即启动备用射水泵
以维持真空，并降负荷。
约2min后真空降至-80.99kPa，但低真空保护没有动作。
此时运行人员意识到可能是凝结水泵检修引起的，立即去紧B凝结水泵入口手动门并终止检修工作，但效果不明显，除氧器水位继续下降，于是继续大幅降负荷。
约7min后，A给水泵电流开始波动，A给水泵汽蚀。
4min后，停A给水泵，启动B给水泵，B给水泵仍处于轻微汽蚀状态中。
此时运行人员意识到了关键所在，立即去关A、B凝结水泵的空气门，但为时已晚，凝结水泵中的空气一时没法排出，水不能打走。
又约4min后，凝汽器满水，真空由-83.9kPa降至-77.9kPa，低真空保护动作。
就地检查，发现B给水泵的平衡管被打坏，漏水严重，于是停B给水泵。
1事故原因
1.1检修人员和运行人员均忽视了关闭凝结水泵空气门1，2（见图1），检修票签发人没有在工作票中填写这一安全措施，运行人员也没有进行补充，从而当检修人员打开B凝结水泵入口滤网时，大气与凝汽器和A凝结水泵泵体相通，导致真空急剧下降、A凝结水泵进空气打不出水来。
这是根本原因。
1.2低真空保护没有按规定动作（真空低至-83kPa时保护应动作），导致了事故扩大，使B给水泵损坏。
1.3运行人员判断事故不及时，处理事故不果断，导致了B给水泵损坏。
经认真分析判断，B给水泵损坏是因处理故障的时间过长导致除氧器水位下降，使给水泵发生汽蚀，造成给水泵平衡鼓与衬套咬死，以及叶轮与密封环轻度碰磨。
图1凝汽器及凝结水泵系统图
1-A凝结水泵空气门2-B凝结水泵空气门
滤1-A凝结水泵入口滤网
滤2-B凝结水泵入口滤网
2防事故措施
2.1重新对工作票签发人和工作票许可人进行资格认定这是一起因运行人员对系统不熟悉而产生的事故。
但作为工作票签发人和工作票许可人却同时忽视了一条明显的安全措施，暴露出工作责任心不强的问题。
工作票签发人接到检修任务就填票，但填写安全措施时较随便，考虑不全面；工作票许可人接票后只按照所填写的安全措施去完成，却不考虑措施是否全面，过分相信和依赖检修人员。
因此，对于工作票签发人和工作票许可人的人选，一方面要求他们有较高的业务技能，对现场系统相当了解；另一方面要求他们有很强的工作责任心。
2.2加强技术培训，提高运行人员的业务水平
在这起事故中，作为运行人员，一是没有将系统可靠地隔离开来，就交与检修；二是判断事故能力欠缺，当凝结水泵电流摆动而打不出水时，没有作出及时而准确的判断。
三是处理事故不果断，当除氧器水位降至危险水位时没有及时打闸停机，从而导致给水泵损坏。
这都说明运行人员业务水平欠佳。
因此，要抓好以下两方面的工作：
一是组织系统图背画考试，以加强对现场系统的了解；二是经常开展反事故演习，以提高判断和处理事故的能力。
2.3对机组运行中的设备检修要加强管理
机组运行中有设备要检修时，应将检修方案报告相关领导和专业技术人员，并经领导批准。
同时强调，应将设备可靠退出系统，技术人员应到现场进行确认和指导，然后方可动工检修。
很显然，在此次凝结水泵检修过程中，如果有专业技术人员在场监督和指导，事故是可以避免的。
2.4加强保护装置的检查，确保其动作的准确性
一方面要在启动前对保护进行动作试验，另一方面要加强平时的维护和检查工作。
2.5搞好备用机组的可靠性管理，尽量减少机组运行时对重要设备进行检修
对凝结水泵出力不够这一缺陷，虽在2号机启动前已提出，但检修人员没有提前检修，从而导致在运行中检修而发生了事故
大型汽轮机汽缸膨胀不畅的分析及改进
汽轮机高中压静止部分的死点在汽轮机纵向轴线与中低压轴承座（#3）底部横向键中心线的交点上，高、中压静止部件以死点向前膨胀，前轴承座（#1）在高压外缸猫爪的推动下将向前移动约32mm，中轴承座（#2）在中压外缸猫爪的
推动下将向前移动约17mm。
推力轴承装于中轴承座（#2）内，运行时，推力轴承带动整个轴系随中轴承座（#2）向前移动，这时高压转子以推力轴承为死点向前膨胀，中压转子以推力轴承为相对死点向与高
压转子相反的方向膨胀。
在启动、运行期间，动静部分分别以各自死点为中心定向膨胀。
高压缸为正差胀，中压缸启动时为正差胀，低压Ⅰ缸、
低压Ⅱ缸为负差胀。
该类型机组自投产以来，均发生了高压、中压缸缸体膨胀不畅的现象，并且随着运行时间的推移、机组启停次数的增加，越来越严重，造成了各种缺陷：
轴瓦冷态负荷分配不均，联轴器不能按正常中心值联结；缸体变形；启、停机过程低压
缸差胀大；动静碰磨；延长暖机时间等缺陷，
二．原因分析
缸体膨胀不畅既有滑销系统结构设计失误、管道与缸体连接方式不正确的原因，又与滑销系统的运行方式、检修工艺等
方面有关。
1.
轴承座无润滑膨胀
1）由于制造厂原设计的台板油路弯多线长，注油阻力大，注入的新油很难将油槽内的旧油排出，致使油槽内的润滑油失去流动性，被高温烤结固化后失去润滑功效，增大了摩擦系
数
2）注油周期过长，由于旧油已经固化，新油只能局部注入或
无法注入，造成无润滑摩擦
2.
滑销系统卡涩
1）
轴承座与基础台板的配合不符合标准，接触不均匀或接触面积未达到75％以上，如：
大坝电厂前轴承座（#1）与西侧的
#3、#4台板存在0.08—0.25mm的间隙
2）
由于长期运行或检修的原因，基础台板部分位置出现拉毛现
象
3）
由于纵销和销槽的材质选取不合理，或安装时有异物进入销
槽，轴承座在膨胀、收缩时产生毛刺
4）
由于汽封间隙调整不当，运行时轴封漏汽窜入销槽、台板中，
引起锈蚀
3.
缸体与轴承座推拉结构不合理
原设计中，汽缸的膨胀、收缩是由其汽缸猫爪来传递的
1）当滑销系统各部分间隙调整不当或高压缸、中压缸两侧膨胀、收缩不均匀时，左右两只汽缸猫爪传递的推拉力亦不同，甚至只有单侧的汽缸猫爪传递拉力，从而使轴承座承受
偏心的推拉力，轴承座下的纵销单侧受力，容易导致纵销与键槽咬合，增大了汽缸膨胀、收缩时的摩擦力，造成膨胀不畅。
由于汽缸存在轴向、横向两个方向的膨胀和收缩，长时间的单侧膨胀、收缩受阻，会造成汽缸跑偏、变形。
这样直接造成汽缸的立销和猫爪横销受到剪切和挤压，检修时无法
调整其间隙。
同时，缸体的跑偏、变形又加大了轴承座的偏心推拉力，产生更大的摩擦力，甚至产生毛刺，进一步恶化了膨胀、收缩的不利条件，这样就产生了恶性循环。
2）由于轴承座受到的推拉力由猫爪作用于中分面，而受到的摩擦力作用于底面，这样就对轴承座产生了一个翻转力矩，且使轴承座与台板发生线性摩擦，摩擦力增大，不利于汽缸
的膨胀、收缩
猫爪推、拉力F
摩擦力f
机组膨胀、收缩时，若发生卡涩现象，则M增大，轴承座的翻转度增大，造成轴瓦与转子的扬度不一致，轴瓦的负荷分配不均，从而产生轴瓦温度高，轴系发生振动、严重的烧瓦
篇二：
汽轮机典型事故预防措施
组织机构
分部试运的职责及组织机构：
1、分部试运应在试运指挥部下设试运组的领导下进行。
由施工单位负责（分管试运组长由主体施工单位出任的副总指挥兼任）。
2、建设、调试、生产、设计单位参加。
3、主要辅机设备应有制造厂人员参加。
4、分部试运中向调试工作，一般由调试单位完成。
启动前的准备工作及应具备的条件
一、分部试运应具备的条件：
1、相应的建筑和安装工程已经完工并按《火电工程调态试运质量检验及评定标准》验收合格。
2、试运需要的建筑和安装工程的记录等资料齐全。
3、具备设计要求的正式电源。
4、组织落实，人员到位，分部试运的计划；方案和措施已经审批、交底。
二、汽轮机启动前应具备的条件:
a）系统要求:
（1）、汽轮机各系统及设备完好，阀门位置正确。
（2）、汽、水、油、气系统及设备冲洗合格。
（3）、热控装置的仪表、声光报警、设备状态及参数显示正确。
（4）、计算机控制系统连续正常工作2h~4h以上。
2、有关实验启动前全部试验合格。
3、汽轮机冲动前连续盘车，要求冲转前应连续盘车4h以上，特殊情况不少于2h。
4、轴封供气及抽真空。
轴封供气：
（1）、静止的转子禁止向轴封供气。
（2）、高低压轴封供汽温度一般在130℃—180℃抽真空：
（1）、汽轮机轴封未送不应抽真空。
（2）、冲转前应保持适当的真空75-85KPa
5、下列情况之一时，禁止汽轮机冲转或并入电网：
（1）、全部转速表失灵。
（2）、调速系统不能维持汽轮机空转或甩负荷后动态飞升转速超出危机保安器动作值。
（3）、主汽门调速汽门；抽汽逆止门关闭不严、卡涩或动作失灵。
（4）、危机保安器超速试验不合格。
（5）、汽轮机任一跳机保护失灵。
（6）、汽轮机任一主要控制参数失去监视或任一主要调节控
制装置失灵。
（7）、高压启动油泵、润滑油泵、事故油泵之一故障或其自启动装置失灵。
（8）、高、中压外缸内壁上下温差不大于或等于50℃
（9）、盘车装置，盘车不动或盘车电流超限。
（10）、汽轮机动静部分有清楚的摩擦声或其他异音。
（11）、汽、水、油、气品质不合格。
三、冷态启动：
1、进入汽轮机的蒸汽至少有50℃以上的过热度，并考虑与缸温匹配。
2、冲转前应对主、辅设备及相关系统进行全面检查，均应具备启动条件。
3、汽轮机冲转：
（1）、汽轮机冲至400—600r/min，迅速切断进汽，进行摩擦检查，仔细倾听汽轮机内部声音，确认流通部分无摩擦各轴承回油正常，应立即升速，升速率一般为每分钟100r/min
（2）、暖机时间，暖机转速应按制造厂提供的启动曲线进行。
（3）、暖机时间和温度应满足制造厂规定的要求。
4、并网及带负荷：
（1）、并网后立即带5﹪额定负荷暖机，在此负荷下至少稳定运行30min主蒸汽温度每变化2℃，稳定暖机时间增加1min
2
（2）、严格按启动曲线要求控制升负荷率。
主蒸汽参数的变化率。
（3）、升负荷至预定的负荷点，确认相应的疏水阀应关闭。
（4）、检查确认汽轮机振动，汽缸膨胀、胀差、轴向位移、轴承金属温度、回油温度、油系统压力，温度等主要参数在正常范围。
（5）、高、低压加热器应随机启动，当供除氧器的抽汽压力高于除氧器内部压力并能克服高度差引起的静压时，应换为该段抽汽，除氧器滑压运行。
（6）、根据负荷的增加应及时调整凝汽器真空，切换或投入给水泵、循环泵、疏水泵、等辅助设备。
四、热态启动：
主汽温度比调节级金属温度高100℃，保证主蒸汽温度有50℃以上的过热度。
热态启动操作：
1、先送汽封，后抽真空。
低缸汽封供汽温度为120℃—
150℃。
2、机组保护投入，若电调启动，则电调系统检查正常。
3、锅炉作好机组冲转后快速带负荷的准备，尽可能将高、
低加热器旁路阀开大，以满足机组并网后快速带负荷的需要。
（1）、冲转前检查盘车电流正常，大轴晃动不超过原始值±
0.02mm
（2）、冲动转子在600r/min停留5min。
全面检查机组。
确认良好后，以200—250r/min升速至3000r/min定速后，检查机组正常。
通知电气并网带上初始负荷。
（不宜在3000r/min长时间空转）
（3）、升负荷过程中，监视汽缸的胀差和壁温。
振动的变化情况。
（4）、机组若在1200r/min以下，轴承振动超过0.03mm，立即打闸停机，投入连续盘车。
检查转子弯曲值，盘车电流和上下缸温差。
（5）、汽轮机冲转后根据低压缸排汽温度投、切低压缸喷水，
正常情况下排汽缸温度不超过65℃可以长期运行，一般不得超过80℃
启动前的试验、技术方案及措施
一、汽轮机启动前的试验：
1、汽轮机调速系统静止试验。
2、汽轮机全部跳机保护试验及机、炉、电大连锁试验。
3、抽汽逆止门，控制阀，调节阀开关及保护连锁试验。
4、除氧器、加热器等主要辅助设备的保护试验。
5、各种油泵、水泵启停及保护连锁试验。
6、辅机应经一定时间的连续运转证明可靠。
二、技术方案：
篇三：
汽轮机典型的事故处理
汽轮机典型的事故事故处理
1汽温汽压不正常对汽轮机的影响及处理
主蒸汽压力高会引起进入汽轮机的蒸汽流量加大同时在一定压力提升范围内整机的焓降增大，但气压升高过大，蒸汽管道阀门汽室内以及法兰螺栓中的压力会增大，当应力超过极限时就会拉断的危险，即使当应力极限低于极限值时，超过正常工作压力时，长期运行也会减少里不见得使用寿命。
主蒸汽压力低会引起理想焓降下降，气压降低过多汽轮机带不满负荷。
主蒸汽温度过后高影响通流部分安全运行的主要因素，应加强监视，初温越高机组的效率越高但如果温度高会加快金属的蠕变速度，缩短设备的使用寿命，使机组气缸膨胀过大甚至损坏设备。
主蒸汽温度过低会使机组的轴向推力增大，短时间内气温降低过多，主蒸汽温度直线下降50度10分钟内，可能使机组发生水冲击，并引起转子震动，可能导致动静摩擦，如发现主蒸汽温度直线下降50度以上时为了不发生水冲击，推力瓦不受到损坏应立即打闸停机。
汽轮机规定停机48h后的启动为温态启动停机8h后的启动为热态启动。
停机2h后的启动为极热态启动。
按启动前汽轮机汽缸金属温度。
1.冷态启动汽缸温度是150℃低于。
2.温态汽缸温度181—350℃.3.热态汽缸温度350—450℃。
4.极热态启动为450℃以上。
一、进汽温度过高的处理
1汽机正常运行时进汽温度为435℃（+5℃,-10℃）。
最大变化范围为
435℃（+10℃,-15℃）
2发现进汽温度上升至445℃时，联系锅炉降温，并密切注意机组振动情
况，一般锅炉主汽温度与汽机处的主汽温差是6-8℃,发现表计误差大
时，联系热工进行校验。
3在锅炉采取措施后，汽温仍超过450℃，应联系值长停机。
汽温在450℃
时每次运行时间不得超过15分钟，全年累计不超过20小时。
4对以上情况，运行人员必须作详细记录，包括超温情况，减负荷情况及处理时间。
二、进汽温度过低处理
1发现汽温降低时，应密切注意机组的振动情况，推力瓦温度及轴向位
移的变化情况。
2汽温降至420℃以下时，应联系锅炉升温。
3汽温如继续下降时应紧急通知锅炉恢复，汽温在400℃以下时适当降负
荷，汇报班长，开启自动主汽门前疏水及汽缸疏水。
4汽温下降至370℃减负荷至零，维持时间不得超过15分钟，否则紧急停机。
5低汽温减负荷参照表（抽汽工况按流量参照）：
6汽温恢复时，根据汽温情况增加负荷，并在400℃时关闭所有疏水。
7进汽温度下降较快时，应特别加强注意，防止水冲击事故发生。
三、进汽汽压过高的处理
1汽压升到3.63Mpa时，汇报班长，通知锅炉降压，汽压升至3.63Mpa时
运行超过15分钟或者大于3.9Mpa时用进汽总门节流到正常汽压，节流无效时与值长联系停机。
2汽压升高时，应注意管道有无漏汽现象、机组的振动情况及轴向位移的变化情况。
四、进汽压力过低的处理
1发现汽压降低时，应密切注意推力瓦温度与轴向位移变化，并按以下方法处理。
2汽压降至3.13Mpa时汇报班长，联系锅炉升压。
3汽压降至3.13Mpa以下时可根据汽压负荷对照表减负荷（抽汽工况按流量参照）。
4汽压降至2.0Mpa时,负荷应降至零.
2汽轮机震动的原因及处理
原因：
1汽轮机动*静部分发生摩擦。
2.汽轮机机械部分松弛*部件损坏或变形。
3.汽轮机发电机中心不正。
4.轴承底座地脚螺栓松动。
5汽轮机过负荷。
6发电机转子短路。
7轴瓦间隙不合格。
8润滑油膜破坏或油温过高过低不稳定。
9开机时暖管不良*热膨胀不均匀。
10蒸汽参数不合格，后排气温度过高。
11动静部分之间调入杂物。
处理：
1;运行中发生震动或不正常的声音时，立即降低机组负荷，直到震动
和异音消失为止，并检查：
（1）润滑油压和油温是否正常。
（2）气缸膨胀是否正常，检查是否由于冷空气侵入高压部分而
引起震动，应立即关闭门窗。
（3）主蒸汽温度是否过高过低。
（4）在启动过程中发生震动或异音时，应将转速降低至震动或
异音消失，进行充分的暖管和疏水。
（5）假如震动在发电机出去励磁后消失或在发电机提升电压时
消失时机组发生震动，证明发电机转子短路引起的震动，此时应汇值长，停机进行检查。
2：
当汽轮机发生震动时：
1#轴承振动超过0.05mm，2#3#轴承振动超过0.07mm，应立即紧急故障停机。
3:
突然发生强烈震动并清除的听到金属摩擦声音，应立即故障停机。
4;通知电气检查发电机*励磁机工作是否正常。
3轴向位移增大
轴向位移增大的原因
1.负荷增大，则主蒸汽流量增大，各级蒸汽压差随之增大，使机组轴向位移增加。
2.主蒸汽参数降低，各级的反动度都将增加，轴向推力也随着增加。
3.隔板汽封磨损，漏气量增大，是各级间压差增大。
4.机组通流部分因蒸汽品质不佳结垢时，相应级的叶片和叶轮前后压差增大，十几组的轴向推力增大。
5.发生水冲击时，机组轴向推力明显增大。
处理：
1.轴向推力增大时，应检查推力瓦温度*负荷*汽温*汽压*真空*声音*震动是否正常，适当减去部分负荷。
轴向位移增大至掉闸数值时，同时推力瓦温度明显升高，应紧急故障停机。
如轴向位移保护失灵时，应及时汇报手动打闸停机。
2.轴向位移动作使汽轮机掉闸时，检查主汽门是否关闭，检查推力瓦温度，轴向位移指示，声音震动*汽温*汽压*真空*等正常时，（停用一级抽气改为双减供汽），通知热工人员轴向位移保护误动作请处理，
确认正常后重新合闸开机，注意调正汽封*热井水位*润滑油压*真空，在重新合闸开机和带负荷过程中，若轴向位移剧烈增大，应紧急故障停机。
4汽轮机水冲击的现象及处理
汽轮机在正常运行中经常会遇到各种各样的事故,直接影响机组的安全运行,经济效益.其中水冲击的危害对机组的影响和危害较大.以下是关于水冲击的现象,原因,处理方法以及运行方面所采取的措施的分析.
首先是关于汽轮机发生水冲击的现象有：
（1）主蒸汽汽温10分钟内下降50度或50度以上。
（2）主汽门法兰处汽缸结合面，调节汽门门杆，轴封处冒白汽或溅出水珠。
（3）蒸汽管道有水击声和强烈振动
（4）负荷下降，汽轮机声音变沉，机组振动增大
（5）轴向位移增大，推力瓦温度升高，差胀减小或出现负差胀。
汽轮机发生水冲击的原因有以下几种：
（1）锅炉满水或负荷突增，产生蒸汽带水。
（2）锅炉燃烧不稳定或调整不当。
（3）加热器满水，抽汽逆止门不严。
（4）轴封进水。
（5）旁路减温水误动作。
（6）主蒸汽，再热蒸汽过热度低时，调节汽门大幅度来回晃动。
汽轮机发生水冲击应做如下处理：
（1）启动润滑油泵，打闸停机。
（2）停主抽汽器，破坏真空，给水走液动旁路，稍开主汽管向大气排汽门。
除通知锅炉以外疏水门外，全开所有疏水门。
（3）倾听机内声音，测量振动，记录惰走时间，盘车后测量转子弯曲数值，盘车电动机电流应在正常数（来自:
WwW.:
汽轮机基础倒塌事故）值且稳定。
（4）惰走时间明显缩短或机内有异常声音，推力瓦温度升高，轴向位移，差胀超限时，不经检查不允许机组重新启动。
为防止发生水冲击，在运行维护方面着重采取如下措施；
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