汽轮机运行所遇事故总结doc.docx

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汽轮机运行所遇事故总结doc

全厂停电

事故经过

外网“盘铝线”故障，由于在外网故障的时候不允许自动跳“105开关”，导致#1汽轮发电机组不能孤网运行，而被电网拖垮，全厂停电。

事故处理

立即检查事故直流油泵是否联锁启动，当时直流油泵联锁启动，但是润滑油母管没有压力（0MPa），通知人员到现场确认回油视镜是否有润滑油（回复无），汇报技术员，并要求班长联系、安排人员准备手动盘车；安排人员检查自动主汽门是否关闭（已关闭），并将凝汽器就地水位利用事故放水放到可见水位；隔绝#1汽轮机所有进汽进水；手动关闭循环水进水和回水（当时排汽缸温度高于80℃）；关闭除氧器进汽总门和进水总门；DCS上复位所有设备跳闸信号，将所有阀门（开、关）和设备（启、停）打到需要的指令，防止误（开、关）和（启、停）；就地汽轮机转速到零立即手动盘车。

事故后果

#1汽轮机由于断油导致烧瓦外。

事故原因

可能原因1：

由于蓄电池蓄能（充压）不够而有可能导致直流油泵达不到额定出力（因为趋势显示直流出口有压力但是较低）；

可能原因2：

由于润滑油管道的安装有问题，油箱底部出口水平安装一段后再垂直安装后才进入油泵，管道在弯头处可能存在空气而打不起压；

事故总结

1、蓄电池按照规定做定期检查；

2、改装润滑油管道，由油箱接近底部（非底部）引出水平进入油泵；

3、安装事故高位油箱，正常运行时向高位油箱补油，事故时若油泵打不起压的时候由事故油箱暂时供油；

汽轮机孤网运行

事故经过

系统和外网“105开关”断开，而“106开关”暂时不能合上；由#1汽轮发电机组带厂用电负荷。

事故处理

由于当时#1汽轮发电机组负荷为26.5MW，厂用电为25MW，孤网瞬间汽轮机转速上升至最高3045r/min。

立即将#1汽轮机调节方式由“功率控制”方式切换为“阀位控制”方式，减小进汽量，调整汽轮机负荷和厂用电基本持平（略低），并告知电气人员若有设备启停必须让汽轮机运行人员知道，提前略作调整；电气运行人员调整电压。

在做汽轮机负荷调整的同时对轴封压力和凝汽器热井的水位进行调整，并关注其他系统的参数。

事故后果

由于当时厂用电与汽轮发电机组的负荷相差不是很大，并调整及时，未造成任何影响。

事故原因

外网故障断“105开关”，而“106开关”由于逻辑原因拒合。

事故总结

1、发电机孤网运行时，在任何情况下都应保住厂用电。

调节时候，注意两个参数：

电压和频率。

调整励磁电流的大小就调整了电压；调整汽轮机的进气量就调整了频率。

2、对于汽轮机运行人员，孤网运行时，要控制的就是汽轮机转速在3000r/min附近（波动不大），当转速小于额定转速时意味着厂用电负荷增加，而汽轮机组发出的功率不够，此时就应该开大汽轮机进汽调节阀，增加进汽量；

3、发电机孤网运行时，汽轮机运行人员和电气运行人员必须密切联系；

4、孤网运行时，汽轮机运行人员头脑必须保持清醒，切勿出现该减小进汽调门时而变成增大进汽调门，导致汽轮机超速。

一台给水泵运行，入口滤网堵塞导致给水压力低

事故经过

当时一台锅炉运行，汽轮机未投运，#2给水泵给锅炉供水，突然给水压力降低，经过调整无效，待启动备用泵时锅炉低水位“MFT”灭火。

事故处理

当发现给水压力降低，监盘人员立即提升#2给水泵的勺管开度，开度由42%开至60%时，给水压力仍在下降，监盘人员继续提升#2给水泵勺管开度，当提升至75%时给水压力还在下降，启动备用泵，但此时锅炉低水位保护动作而灭火。

事故后果

由于启动备用泵较晚，导致锅炉低水位保护动作灭火，影响了生产的正常运行。

事故原因

经检查，发现给水泵入口滤网被除氧器破碎的填料网丝堵塞，造成给水泵进水量减少导致出口压力降低；启动备用泵不够及时。

事故总结

1、给水泵入口滤网压差大应投入（之前均未投入）；

2、检修的时候应检查除氧器的填料网的情况，若有损坏应立即更换；

3、当给水泵入口压力降低，而增加勺管开度时无明显效果，应该果断启动备用泵，在保证锅炉上水的情况下再去查原因。

给水泵因耦合器出油温度测点松动导致跳闸

事故经过

当时正要交接班，一班（自己班组）正准备接三班，由于下夜班，监盘人员注意力不集中，#2给水泵跳闸，备用泵（#1给水泵）启动，汽机运行人员没有发现，而电气出现报警“开关变位，由合到分”、“开关变位，由分到合”，电气运行人员听到并发现是给水泵的动作引起，立即询问“你们在倒换给水泵吗？

”

事故处理

汽机运行人员听到电气运行人员的询问后，立即将DCS画面调到给水系统，迅速增大#1给水泵勺管开度，提升给水母管压力，保证了锅炉的上水。

事故后果

由于汽机运行人员监盘不集中，给水泵跳闸而未发现，导致给水母管压力下降（低至11MPa），锅炉水位已经显示黄线，但幸亏电气人员的及时提醒，抢救及时，未导致锅炉低水位保护动作。

事故原因

1、主要原因：

#2给水泵耦合器出油温度测点松动，保护动作导致#2给水泵跳闸；

2、由于是夜班，即将交班，运行人员监盘不够认真，汽机运行人员未发现给水泵跳闸、备用泵启动；

3、锅炉运行人员监盘也不认真，锅炉水位在降低，却未发现是给水母管压力低造成的；

4、逻辑不够完善，备用给水泵启动后勺管开度为备用时开度（＜5%），而不是跟踪跳闸泵的开度，导致备用泵启动后需人为去立即增加开度，失去备用的根本意义。

事故总结

1、由于测点原因导致保护动作，这不是人为能够控制的，所以必需保证监盘的质量；

2、交接班的时候，更应该稳重，因为大多时候的事故是发生在交接班的过程中，切勿因为即将交班而掉以轻心；

3、各设备的逻辑应该保证能正常且完善，否则失去做该逻辑的意义；

4、运行中各岗位的人员应密切联系，发现问题时相互告知、提醒。

运行凝结水泵由于水位测点的原因跳闸，备用泵无法联启

事故经过

由于#2凝汽器远传水位计和就地水位计相差过大，热工人员在校核水位计的过程中导致DCS水位低于凝结水泵跳闸值（350mm），运行凝结水泵（#2）跳闸，而因为凝结水泵启动条件中热井水位必须高于350mm，备用泵无法联锁启动。

事故处理

降低#2汽轮机负荷，派人到现场去监视就地水位，保证就地水位计在可见范围，立即联系热工人员上来解除凝结水泵启动条件中的水位条件，强制凝结水泵跳闸保护；复位保护动作信号，启动一台凝结水泵运行，将负荷恢复到未降低时，并密切同监视就地水位的人员联系，调整热井水位在就地可见。

热工人员处理好水位误差后，将凝结水泵跳闸保护投入，投入凝结水泵启动条件中的水位条件；并对负荷略作调整，观察远传水位和就地水位的变化情况是否一致，检查缺陷是否处理好。

事故原因

虽然运行人员已经安排一个到就地监视就地水位并同监盘人员密切联系，但是热工人员未解除凝结水泵水位低跳闸保护，导致低水位保护动作。

事故后果

由于处理得当，并未造成停机事故，但由于对发电机负荷有相当的调整，造成厂用电量的波动，造成运行成本有一定的增加。

事故总结

1、凝汽器水位出现误差处理时，必须安排人员到就地监视水位，同监盘人员多联系，控制水位在就地可见范围；监盘人员也得注意真空和轴承振动情况；

2、热工人员在处理凝汽器水位误差的时候，应该解除凝结水泵低水位保护，避免凝结水泵误跳；

3、缺陷处理后，必须核对水位上升和下降的趋势一致。

2.5MPa压力上升快，高加解列

事故经过

2.5MPa蒸汽从2.0MPa迅速上升至2.45MPa，高加加热蒸汽由2.5MPa蒸汽提供，高加水位迅速上升至700mm，高加保护动作、解列。

事故处理

立即检查高加旁路是否联开，并要求到现场检查旁路门实际动作情况；检查事故疏水阀门是否联开；告知锅炉运行人员：

高加解列，给水温度将降低，注意燃烧情况和锅炉的壁温；询问调度2.5MPa蒸汽压力波动大的原因；将高加电动门切换到手动状态（保护动作时为自动状态），将高加的水侧投入，趁高加温度未下降过多，迅速投入汽侧，保证锅炉的上水温度；高加水侧正常后关闭旁路，避免旁路开启而影响上水温度；一切正常后投入高加保护。

事故原因

由于外界2.5MPa用户故障，迅速退2.5MPa蒸汽，而调度未来得及告知汽轮机运行人员。

事故后果

未造成较大的波动。

事故总结

1、高加水位迅速上升时，禁止采取退出高加水位保护的方式来防止高加解列；

2、必须告知锅炉运行人员高加已经解列，注意调整；

3、防止操作中导致其他系统的波动。

循环水入口压力低

事故经过

运行凝汽器循环水进水压力由0.34MPa降低至0.22MPa，几分钟后恢复至0.32MPa。

事故处理

立即降低汽轮发电机组负荷，控制排汽缸温度低于60℃并加强真空的监视；询问水处理循环水压力降低的原因，回复有两台循环水泵跳闸；加强辅机温度的监视并通知锅炉运行人员注意监视辅机温度；汽机运行人员应相应对轴封压力及凝汽器水位进行调整；随时做好将辅机冷却水倒至备用工业水的准备；

事故原因

由于循环水泵跳闸两台引起循环水压力低。

事故后果

循环水压力仍有0.22MPa，只是通过降低汽轮发电机组的负荷维持运行，没有造成事故停机。

事故总结

1、循环水压力降低而不是全部丧失，只需通过降低电负荷的方式维持运行，但是必须加强真空和排汽缸的温度，排汽缸温度高于80℃时开启排汽缸喷水减温装置，控制排汽缸温度低于60℃；

2、降低负荷的时候必须加强其他参数的监视并做调整，例如轴封压力、凝汽器水位等；

3、加强各辅机温度的监视，视情况将辅机冷却水倒至备用工业水；

4、若循环水压力全部丧失，则需破坏真空停机，并及时关闭凝汽器循环水的进口门和出口门，凝且汽器温度未低于50℃禁止通入循环水。

汽轮机运行中电动主汽门阀芯部分脱落

事故经过

#2汽轮机运行中突然主蒸汽压力由8.90MPa下降至6.5MPa，电负荷有25MW下降至14MW，高压调门开度增大。

事故处理

立即将DEH“功率控制”方式切换为“阀位控制”方式；查看主蒸汽母管压力，仍为正常值，当即判断应该是汽轮机主蒸汽管道出现问题，由于集控室外无异常声响，排除管道破裂的情况；判断原因为电动主汽门阀芯部分脱落，立即要求人员到现场查看，回复电动主汽门阀门部分脱落。

联系调度，汇报技术员，汽轮机按照正常停机操作。

事故原因

运行中电动主汽门阀芯部分脱落。

事故后果

#2汽轮机停机。

事故总结

1、出现此类情况，若汽轮发电机组为“功率控制”方式，必须立即切换为“阀位控制”方式，防止高压调门全开。

2、切勿慌张，按照排除法来查找原因，冷静操作；

3、到现场查看的人员必须注意安全。

汽轮机启动中由于胀差大跳闸

事故经过

#1汽轮机利用电动主汽门旁路门冲转，并网后带2MW的低负荷暖机，此时主蒸汽温度533℃，主蒸汽压力2.5MPa，胀差2.8mm。

低速暖机时间差不多，需要增加主蒸汽压力，此时旁路门全开，需要就地点动电动主汽门，增加压力。

当时为班长到就地电动点动，而电动开度过大，导致主蒸汽过高6.0MPa（实际只需要4.0MPa），导致胀差迅速增加到3.5mm，汽轮机胀差大保护动作停机。

事故处理

由于主蒸汽压力增加过快，胀差迅速增大，汽轮机跳闸，汽轮机转速降低到0r/min时不能电动盘车，安排人员手动盘车，待胀差下降后，电动盘车超过4小时，到就地利用听针查看是否有异音，确认无动静摩擦，继续冲转汽轮机。

事故原因

主蒸汽压力上升过快，胀差上涨过快。

事故后果

汽轮机胀差保护动作，汽轮机跳闸。

事故总结

1、汽轮机低负荷暖机过程中利用电动主汽门点动时，严禁开度过大，导致主蒸汽压力过大影响胀差；

2、汽轮机冲转过程中应该控制轴封压力及温度在控制范围的最低值，控制主蒸汽压力及温度、升温速度；并适当增加暖机的时间；

3、若胀差持续增长，可利用手动开启真空破坏门的方式适当降低真空来降低胀差，但严禁开度过大。

汽轮机停运后由于盘车喷淋油装置卡涩导致润滑油起火

事故经过

#1汽轮机正常停运后，盘车投入正常，集控室火警监视报警汽轮机8m平台着火，就地检查发现盘车处起火。

事故处理

立即汇报，并组织人员利用二氧化碳灭火器进行灭火。

事故原因

#1汽轮机盘车处喷油装置卡涩，摩擦起火。

事故后果

灭火及时，未造成事故扩大，但是干粉灭火器的粉末进入润滑油系统，造成润滑油的油质恶化。

事故总结

1、润滑油着火必须立即组织人员进行灭火，并迅速通知厂消防队，做好火势的隔离和控制；

2、当火势漫延到主油箱时，应立即开启事故放油门放油，但必须保证在转子静止以前维持油箱最低油位，不能使轴瓦出现断油情况；

3、灭火后必须分析润滑油的油质情况，油质不合格必须进行处理，例如利用板式滤油机过滤，油质恶化严重不能使用时，必须重新更新润滑油，严禁继续使用；

4、必须监视正常运行的系统，切勿因为着火的原因而忽略了其他系统。

汽轮机检修后润滑油进水

事故经过

#1汽轮机运行中中分面漏气较大，开缸进行处理。

投运后发现主油箱油位缓慢上升，工作瓦温度最高已达到90℃。

事故处理

到就地检查就地油位计显示值，和DCS显示一致，活动油位计后数值仍然没有变化，排除油位显示错误的原因；检查冷油器是否泄漏；利用油箱底部放水手动门将水放掉；加强汽轮机油系统及轴瓦温度的监视；投入真空滤油机过滤润滑油中的水分；维持轴封压力为规定范围的最低值，以不冒汽、不漏气为原则并监视真空；联系对油质进行分析。

事故原因

经检查确认，水的来源为汽轮机轴封间隙增大，漏气冷凝后进入油系统。

轴封间隙增大的原因：

1、检修后安装不合格，导致轴封间隙变大；

2、扣缸的时候中分面所涂密封胶过厚。

事故后果

1、汽轮机润滑油系统进水，导致润滑油品质变坏；

2、工作瓦温度升高，对汽轮机安全运行造成威胁。

事故总结

1、润滑油进水若是因为冷油器进水的原因，应立即切换冷油器，但切换过程中应操作平稳，切勿出现油压和油温大幅度波动的情况；

2、若是因为轴封的原因，应加强轴封压力的调整，以不冒汽、不漏气为原则；

3、润滑油中进水后，必须对油质进行分析，油质不合格应进行处理或更换，严禁使用不达标的润滑油；

4、定期对主油箱放水，定期检查油箱油位、油色的变化，定期对油质进行取样化验，发现问题及时处理，防止事故的扩大

5、加强轴瓦温度的监视。

中压油动机位移传感器脱落导致抽汽安全阀动作且无法回座

事故经过

当时#1汽轮机运行，抽汽投至减温器和减温减压器。

突然汽轮机界区发出较大的响声，并伴着排汽的声音，紧接着集控室地板出现振动；DEH显示电负荷由25MW直接下降到12MW；

事情处理

立即检查主蒸汽母管压力，未发现异常；判断为#1汽轮机抽汽安全阀动作并派人到现场确认，回复#1汽轮机抽汽安全阀动作；立即汇报班长，联系调度#1汽轮机抽汽安全阀动作且不能回座，需要退出抽汽；安排人员关闭减温器和减温减压器的减温水；减温水关闭后直接点抽汽逆止阀退出抽汽，但是抽汽逆止阀黄色闪烁，安全阀仍然无法回座；安排人员现场关闭中压油动机进油手动门，安全阀回座；调整凝汽器水位和轴封供汽压力；对电负荷加强监视；关中压油动机进油手动门的瞬间电负荷瞬间超过30MW，高负荷限制动作，立即切换到“阀位控制”，减小高压调门开度，降低负荷至为事故发生前的数值。

事故原因

待处理完后，安排人员检查，发现中压油动机的两根位移传感器的其中一根脱落，导致中压油动机瞬间全开，抽汽压力超过安全阀动作值。

事故后果

1、造成抽汽中断，全厂2.5MPa母管压力下降（由2.2MPa下降至1.8MPa），4.25MPa母管压力也下降；

2、处理完后，安排人员到现场全面检查，发现安全阀排汽出基建的墙壁被打坏；

3、电负荷减小，增加公司下网电量；

事故总结

1、需要紧急退汽轮机抽汽的时候，必须先关闭减温器和减温减压器的减温水，否则抽汽中断而减温水未关，将导致2.5MPa和4.25MPa蒸汽带水，不仅对外界用户的设备运行造成威胁，还会导致蒸汽母管发生水冲击，造成管道的振动，严重时损坏设备和管道；

2、抽汽安全阀动作后电负荷瞬间下降，排汽量也瞬间减少，此时必须调整凝汽器水位，否则会造成水位抽空，凝结水泵空转，甚至影响真空；还得对轴封供汽压力进行调整。

3、安全阀动作后无法回座，必须想办法尽快解决，不然安全阀的间断排汽会产生很大的振动，对管道、设备甚至基建造成破坏；

4、安全阀动作不回座，处理过程中必须注意安全，保设备的前提是必须保证人身的安全；

2.5MPa管道振动大出现横向位移

事故经过

调度要求投运减温减压器，到现场疏水的人员将疏水手动门全开后去做其他的事情；汽轮机界区的2.5MPa管道出现很大振动，发生15cm的横向位移。

事故处理

汇报调度，停运2.5MPa管线（外界减温减压站至汽轮机界区无阀门），将汽轮机界区的2.5MPa管道拉回原来位置。

事故原因

由于刚全厂检修没有多久，2.5MPa管线停运后汽机当班人员未开疏水，而检修完毕后2.5MPa带压之前调度没有通知，所以也没有对汽轮机界区2.5MPa的管道疏水，导致汽轮机界区2.5MPa的管道积水过多；开疏水的时候，开了就离开去忙其他的事情，管道发生振动未及时处理。

事故后果

由于2.5MPa管线的停运，造成2.5MPa用户生产中断近3小时，损失较大。

事故总结

1、蒸汽管道停运后必须及时疏水，停运后有蒸汽流通也必须疏水，防止管道积水过多；

2、对管道疏水的时候不能一下全部开启，应先开启部分，发生振动应及时关闭，待没有振动再继续开启；

3、蒸汽管道的疏水必须彻底，开启时间不能过短，应确认疏水完全后再关闭疏水门；

4、疏水的时候不能离开，发现异常必须立即采取措施。