火电机组调试过程中常见问题讲义

1、调试过程中常见问题讲义附件一 汽轮机水冲击的危害及预防汽轮机水冲击，即水或冷蒸汽 （ 低温饱和蒸汽 ） 进入汽轮机而引起的事故，是汽轮机运行中最 危险的事故之一。此类事故在国内外时有发生，会造成严重后果，因而要求锅炉和汽机运行人员 予以高度重视。一旦发生此类事故，必须正确、迅速、果断地处理，以免造成汽轮机设备的严重 损坏。1 水冲击的危害1.1 动静部分碰磨 汽轮机进水或冷蒸汽，使处于高温下的金属部件突然冷却而急剧收缩，产生很大的热应力和热变 形，使相对膨胀急剧变化，机组强烈振动，动静部分轴向和径向碰磨。径向碰磨严重时会产生大 轴弯曲事故。1.2 叶片的损伤及断裂 当进入汽轮机通流部分的水量较

2、大时，会使叶片损伤和断裂，特别是对较长的叶片。1.3 推力瓦烧毁 进入汽轮机的水或冷蒸汽的密度比蒸汽的密度大得多， 因而在喷嘴内不能获得与蒸汽同样的加速 度，出喷嘴时的绝对速度比蒸汽小得多，使其相对速度的进汽角远大于蒸汽相对速度进汽角，汽 流不能按正确方向进入动叶通道， 而对动叶进口边的背弧进行冲击。 这除了对动叶产生制动力外， 还产生一个轴向力，使汽轮机轴向推力增大。实际运行中，轴向推力甚至可增大到正常情况时的10 倍，使推力轴承超载而导致乌金烧毁。1.4 阀门或汽缸接合面漏汽 若阀门和汽缸受到急剧冷却，会使金属产生永久变形，导致阀门或汽缸接合面漏汽。1.5 引起金属裂纹 机组启停时，如经常

3、出现进水或冷蒸汽，金属在频繁交变的热应力作用下，会出现裂纹。如汽封 处的转子表面受到汽封供汽系统来的水或冷蒸汽的反复急剧冷却，就会出现裂纹并不断扩大。2 水冲击的原因及预防2.1 锅炉方面(1) 锅炉蒸发量过大或不均，化学水处理不当引起汽水共腾。(2) 锅炉减温减压阀泄漏或调整不当，汽压调整不当。(3) 启动过程中升压过快，或滑参数停机过程中降压降温速度过快，使蒸汽过热度降低，甚至接 近或达到饱和温度，导致管道内集结凝结水。(4) 运行人员误操作以及给水自动调节器的原因造成锅炉满水。2.2 汽轮机方面 汽轮机启动过程中，汽水系统暖管时间不够，疏水不净，运行人员操作不当或疏忽，使冷水汽进 入汽轮

4、机内。如某厂一台200 MW气轮机组启动过程中发生大轴弯曲事故，其原因为：(1) 根据汽缸壁温记录，从 09:49:00 汽机冲转开始高压上下缸温差开始拉大，到 09:59:00 达到42C,结合运行人员操作情况综合分析认为：夹层加热装置暖管疏水不充分，开机投夹层加热时 高压缸进水或冷蒸汽，而机组此时又突然掉闸，使继续进入汽缸的水或冷蒸汽不能及时被较高温 度的蒸汽带走，造成上下缸温差增大，汽缸变形，导致动静碰磨，机组振动，大轴弯曲。(2) 冲转过程中没 有及时监视到汽缸温度以及上下缸温差的变化， 没有及时发现高压缸进水或 冷蒸汽；汽机跳闸后没有全面检查，没发现缸温已超标，就再次挂闸冲转，且升速

5、过快，没有及 时发现机组振动异常增大。(3) 在机组停运状态下由于阀门泄漏而使汽缸夹层联箱积水，而运行人员提前投入夹层加热装 置，且夹层加热系统暖管至投夹层加热的时间较短，造成夹层加热系统暖管疏水不充分。2.3 其他方面(1) 再热蒸汽冷段采用喷水减温时，由于操作不当或阀门不严，减温水积存在再热蒸汽冷段管内 或倒流入高压缸中，当机组启动时，积水被蒸汽带入汽轮机内。(2) 汽轮机回热系统加热器水位高， 且保护装置失灵， 使水经抽汽管道返回汽轮机内造成水冲击。(3) 除氧器发生满水事故，使水经除氧器汽平衡管进入轴封系统。(4) 启动时， 轴封管道未能充分暖管和疏水，也可能将积水带到轴封内；停机时，

6、切换备用轴 封汽源，因处理不当使轴封供汽带水。3 防止汽轮机水冲击的措施3.1 设计方面(1) 正确设置疏水点和布置疏水管。在锅炉出口至汽轮机主汽阀间的主蒸汽管道上，每个最低点 处均应设置疏水点；主蒸汽管道的疏水管不得与锅炉任何疏水管的联箱连接，再热蒸汽管道的最 低点处亦应设置疏水点。(2) 汽封供汽管应尽可能短，在汽封调节器前后以及汽封供汽联箱处均应装疏水管。(3) 疏水管应有足够的通流面积，以排尽疏水。(4) 设置可靠的水位监视和报警装置，除氧器、加热器和凝汽器应装高水位报警；加热器水位高 时，应有自动事故放水保护、抽汽逆止门应能自动关闭。3.2 运行维护操作方面(1) 在机组启、停 过程

7、中要严格按规程规定控制升 ( 降) 速、升(降) 温、升( 降) 压、加( 减)负荷 的速率，并保证蒸汽过热度不少于 80C。(2) 蒸汽 管道投用前 ( 特别是轴封供汽管道， 法兰，夹层加热系统和高中压导汽管 )应充分暖管， 疏水，严防低温水汽进入汽轮机。(3) 要严密监视锅炉汽包水位，注意调整汽压和汽温。(4) 注意监视除氧器，凝汽器水位，防止满水。(5) 定期检查加热器水位调节及高水位报警装置；定期检查加热器高水位事故放水门、抽汽逆止 门动作是否正常。(6) 机组热态启动前应检查停机记录和停机后汽缸金属温度记录。若有异常应认真分析，查明原 因，及时处理。(7) 启、停机过程中，应认真监视

8、和记录各主要参数。包括主、再热汽温，压力，各缸温度，法 兰、螺栓温度，缸差，轴向位移，排汽温度等。(8) 机组冲转过程中因振动异常停机而必须回到盘车状态时， 应全面检查， 认真分析， 查明原因，严禁盲目启动。当机组已符合启动条件时，应连续盘车不少于4 h ，才允许再次启动。(9) 当汽轮机发生水冲击时，应立即破坏真空、停机。在停机过程中应注意机内声音、振动、轴 向位移、推力瓦温、上下缸温差及惰走时间，并测量大轴幌度。如无不正常现象，在经过充分疏 水后，方可重新启动。在重新启动过程中，若发现汽机内部或转动部分有异音，或转动部分有摩 擦，应立即拍机，并进入人工盘车。二 发电机进油原因分析及对策1

9、发电机进油原因分析 发电机进油可因氢侧密封油箱油位控制不当，油箱满油而溢人发电机内，也可因密封瓦配油 槽处油压过高流入发电机内。因此，氢侧密封油箱液位控制及密封油压力调整是防止发电机进油 的关键。(1) 发电机密封作用是通过密封油在密封瓦和转轴之间的间隙流动阻止氢气外逸实现的，因此要 求装配间隙精度相当高，如果制造、安装达不到要求，间隙过大，极易造成密封油进入发电机。 另外，运行中因杂质堵塞油路，或者其它原因造成供油不足，两侧不平衡，都会引起轴瓦磨损， 增大轴瓦间隙，造成密封油进入发电机。(2) 发电机运行中要求很高的平衡调节阀调节精度，差压阀动作应灵敏，并有足够的调节范围。 这两个阀的装配精

10、度相当高， 特别是机械配重式平衡阀和差压阀， 长期保持某一个开度几乎不动， 如果油中含有杂质、水分等，则极易造成阀门卡涩，工作失常，引起发电机进油。(3) 氢侧密封油箱自动排补油装置一般采用浮球阀形式，当补油阀卡住，排油阀在较高油位时不 能自动开启，或因氢压低影响 ( 氢压低时排油压差低，补油压差高 ) 使得排油量减少甚至不能排 出，而又不断补油，导致氢侧密封油箱满油，直至消泡箱满油，最后油进入发电机。另外，浮球 阀机构强开强关手动门运行中往往容易误操作引起发电机进油。浮球阀排补油装置排补油较为缓 慢，对系统油压冲击较小，但容易出现卡涩；采用液位开关控制排补油门时，排补油门瞬间全开 全关，易冲

11、击系统油压，但较为可靠不易卡涩。采用哪种形式，要根据其特点合理配置。(4) 差压阀过去大多采用机械配重式，调节不灵敏且调节范围较小，容易卡涩，发电机进油事故 大多是因此引起。新机组采用薄膜波纹管式，跟踪灵敏不易卡涩，但易受油压波动冲击。(5) 系统管路布置、配置影响到回油和油压控制及氢侧密封油箱油位控制。国内有不少机组均出 现过密封油排烟风机抽油故障，其原因即因管路布置不合理、风机压头大。(6) 密封油中含有杂质，特别是铁屑，不仅会磨损密封瓦和转轴，破坏原有的轴瓦间隙，造成发 电机进油，还会使设备孔洞堵塞和差压阀、平衡阀、密封油箱排补油装置调节机构卡涩失灵。2 三个发电机进油实例(1) 张家口

12、发电厂 5 号机 1998年 11 月调试期间，在油氢压正常情况下，多次出现发电机进油、 空侧密封油两端压力偏差大、氢侧密封油箱油位下降现象，原因分析:1) 配套平衡阀和差压阀为机械配重式，调节精度差，存在卡涩现象，不能正常调节油氢差压；2) 汽端氢侧回油管有一处倒U型弯位，影响正常回油，引起发电机进油；3)差压阀和平衡阀信号测点、取点不在同一个位置， 油压调节位置离发电机轴中点很远，两侧管路长度和走向相差也很大，造成汽励两侧压差较大； 4)密封油补油管路管径过小，系统布置多处存在不合理。(2) 妈湾电厂 4 号机密封油系统运行中多次出现密封油油箱油位不稳、发电机大量进油、密封瓦 磨损等事故，

13、其主要原因有 :1) 密封油油质差，携带杂质过多，进入密封瓦后，堵塞油路造成瞬 间断油，密封瓦和转轴磨损，间隙增大造成氢侧密封油大量向发电机进油； 2)氢侧密封油箱油位 下降，补油浮球动作开启进行补油，造成空侧密封油压力剧降，密封瓦里氢侧油向空侧窜油。当 氢侧密封油箱油位恢复，补油浮球动作关闭，空侧密封油压力瞬间升高，密封瓦里空侧向氢侧窜 油，氢侧密封油箱油位升高至排油浮球动作排油。 如此循环使密封油箱油位一直剧烈波动。 显然， 排补油浮球阀动作不够平缓，排补油管路管径与主进油管路管径配置不协调，是造成主进油油压 大幅波动之因。(3) 2005 年 3月-7 月，韶关电厂 11 号机组调试期间

14、，发电机密封油系统出现油压波动和发电机 进油，氢侧密封油箱因油位低开关动作打开电磁阀时，空侧密封油母管压力瞬间从0.76MPa下降至0.56MPQ触发空侧密封油母管压力低联锁启动备用油泵。氢侧密封油系统采用液位开关控制 排补油门方式控制油箱油位，电磁阀为全开全关型，排补油管路采用d20mm勺油管，当电磁阀打开时，母管瞬间泄压，引起油压低联动，并影响空侧系统油压。后将电磁阀前后手动门关小，当 电磁阀打开时油压低联锁未动作，但空侧密封油母管油压出现从0.7MPa2到0.60MPa来回有规律性的波动，进入发电机处管路油压也有 0.06MPa波动，即使排补油门停止工作后波动依然长时间 存在，而氢侧密封

15、油母管油压和平衡阀后氢侧密封油油压变化不明显，打开发电机底部放油门有 少量油排出，说明发电机已进油。经分析，这是由于空侧密封油油压波动引起空侧密封油流入氢 侧，从而增大了氢侧密封油的进油量，消泡箱油满而进入发电机。至于空侧密封油油压波动，则 是由于以下三方面的原因引起系统振荡所致 :(1) 差压阀控制信号取自空侧密封油进发电机管路 处，存在一定的滞后性； (2) 新建机组采用薄膜波纹管式差压阀，动作过于灵敏； (3) 密封油箱排 补油门为全开全关型，对油压冲击较大。对此，在排油阀和补油电磁阀后以及平衡阀差压阀信号 管二次门前加装节流孔板，减少了其对油压的冲击，消除了油压波动的现象。高中压汽缸上

16、下缸温差大实例 实例 1 汽轮机中压缸温差实例 某厂汽轮机为超高压、中间再热、双缸、双排汽、单轴、冲动、凝汽式，采用高中压合缸， 对称通流反向布置。在高压缸本体下部有一段抽汽供 1 号高压加热器用汽，中压缸下部有 3、4、 5段抽汽供除氧器及 4， 5号低压加热器用汽，低压缸本体下部有 6， 7段抽汽供 6， 7号低压加热 器用汽。机组在温、热态开机或机组送轴封抽真空后，出现中压内下缸温度快速降低的现象，特别是在机 组跳机后，该温度急剧下降，造成中压内缸上外壁，外缸内壁，内缸上、下缸温差高达6080C, 有时甚至更高。汽机送轴封抽真空后中压内下缸温度变化情况第一次14时50分，汽轮机送轴封抽真

17、空后，运行至 16时15分，中压内下缸外壁温度由278C 降至218C，下降幅度达；第二次11时，汽轮机送轴封抽真空后，运行至17时，中压内下缸外壁温度由261 T下降至188C, 下降幅度达73C；第三次4时50分，汽轮机送轴封抽真空后，运行至 6时30分，中压内缸下缸外壁缸温由280C 降至205E，下降幅度达75C；机组甩负荷后或带负荷打闸停机时缸温变化情况第一次22时15分，机组出现意外甩负荷，在其后的几分钟内，中压内下缸外壁温度由430C降至338E，下降幅度达92C；第二次21时22分，锅炉MFT动作，中压内下缸外壁温度在 2 min内由449C降至366E，下降 幅度咼达83Co

18、上、下缸温差的产生一般是由于汽缸的保温不良、疏水倒串和汽缸进水、进冷气等因素引起的。 对于本机组可能造成上下缸温差大的原因分析如下：一：高、中压调门根杆泄漏的蒸汽和高压缸轴封第四腔室泄漏的蒸汽由一根管接到三段抽汽逆止 门前，在温热态开机时，一部分低温轴封泄漏的蒸汽经第四腔室至三段抽汽管后倒流回中压缸底 部的抽汽口，而中压缸内缸下壁和外缸内部温度测点又刚好布置在三段抽汽口附近，造成中压内 下缸外壁和外缸内壁温度下降较快。同样，当机组甩负荷时，汽机本体处于真空状态，部分轴封 蒸汽和调门泄漏的蒸汽经三抽倒流回中压缸底部抽汽口，造成中压内下缸外壁和外缸内壁温度快 速下降。二：疏水系统的设计不完善。机组

19、温、热态开机以及机组甩负荷后重新启动时， 锅炉蒸汽参数高， 机组冲转前要求开启本体和主蒸汽管道疏水，特别是电动主汽门前、后疏水门的开启，使大量高 温、高压疏水和蒸汽进入高压疏水扩容器，使原本处于真空状态的扩容器处于正压状态，压力高 至0. 20. 5MPa而此时汽机本体处于真空状态，这样，部分低温蒸汽经疏水母管，再经高中 压导汽管疏水管倒流回高中压缸内部，从而导致了中压内下缸外壁和外缸内壁温度的下降，高、 中压缸的上、下缸温差增大。针对以上 2中可能制订了一下解决办法： 一：将高、中压调门门杆泄漏的蒸汽和高压缸轴封第四腔室泄漏的蒸汽用管道接至三抽逆止门后， 并增加一管路至低压扩容器。当机组开、

20、停机时，将泄漏出的蒸汽用管切换至低压扩容器，机组 正常运行时切换至三抽运行。 二：对汽轮机本体高、中压导汽管的疏水由高压扩容器改接至低压扩容器，所有的疏水按压力高 低的实际情况重新排列， 并严格向低压侧倾斜 45，从而更有利于疏水的畅通， 防止疏水的回流。处理完毕后机组运行在每次温、热态开机和机组跳机后，均未出现中压缸下缸温度快速下降 的现象。上、下缸温差保持在厂家要求的范围之内，外缸的上、下温差不超过50C，而内缸上、下温差不超过35C,从而彻底解决了温、热态开机和机组甩负荷所引起的中压缸下缸温度下降的 问题。实例 2启机过程中上下缸温差大机组简介：石横发电厂装机容量 4X300M,汽轮机部

21、分为上汽生产的 F156型，于1997年5 月投产。属于国产引进型330MV机组。1 系统主要问题高、中压缸上下缸温差大。 3 号汽轮机高压缸夹层漏汽至中压缸冷却蒸汽温度与高压缸排汽 温度基本一致 , 该汽流方向与设计不符，造成两个危害： 造成中压转子高温段过度冷却，转子内外温差大，转子表面结构应力集中部位附加温度应 力上升，转子疲劳寿命损耗增大，易在结构应力集中部位产生表面裂纹； 在正常运行中，高压缸上半部排汽汽流回流，造成高压内、外缸前部高温段上、下缸温差 增大，使汽缸产生变形，易造成汽缸螺栓断裂或松弛，汽缸结合面产生严重漏汽，且汽缸通流部 分径向汽封易磨损，汽缸效率下降。2 分析处理一将

22、高中压缸夹层挡汽环改为“ 0”间隙，增加 1 道活动汽封；取消中压冷却蒸汽管，在该 位置高压外缸上下引出2路Dg100管，各加1只电动门，将夹层蒸汽排至2级抽汽逆止门前，通 过调整电动门来控制上下缸温差；在管道上加装 2只温度测点和 1 个压力测点。二增加温度测点。为能对汽缸易出现温差大的部位进行有效监测，增加高压内缸调节级断 面上缸温度测点，与原该截面下缸测点构成一对上下缸温差监视点，同时在高压外缸前部高温段 增加一对上下壁温测点。本次改造改善了高压缸的夹层汽流，在高压缸温差最大的断面增加了壁温测点，改变了中压 缸的疏水，显著降低了汽缸温差。大修后试验测量机组高中压缸的温差数据见表3（此时机

23、组功率 302MWV。表高中压缸的温差C）项目名称上下温差高压内缸壁温494.0469.224.7高压外缸壁温457.7469.9-12.2中压外缸壁温（排汽口）326.9332.4-5.5中压外缸壁温（中部）443.0418.924.13建议机组在停机时，中压缸中部上、下缸温差达42C。投3段抽汽和3号高压加热器, 或关闭3号高压加热器连续排汽手动门后，缸温差下降。这是因为3号高压加热器连续排汽至除氧器管道没有逆止门，使除氧器冷汽返流到中压缸，致使缸温差增大。建议在所有高压加热器连 续排汽管道上加装逆止门。四、高压给水系统调试时容易出现的问题及对策1电动给水泵组容易出现的问题及对策1.1电动

24、给水泵电机保护：在电泵带负荷试运期间，应注意电泵事故跳闸后热控、机务、电气等相关专业保护动作的的 检查及确认；避免问题不清情况下的强行合闸操作，以免电机损坏；同时跳闸后重新合闸的时间 间隔严格按照6kV电机的有关操作规程执行。1.2电泵电机轴向串动量大的问题及处理：在电泵电机空转及电动给水泵组调试过程中，注意检查电泵电机轴向串动量的检查，若电机轴串量大容易导致电泵前置泵推力瓦承受推力大，造成电泵前置泵推力瓦磨损严重，；当出现电泵电机轴向串动量异常的情况时，应停运，检查磁力中心，必要时进行重新调整。1.3给水流量快速增加时、主泵入口水压低导致泵组频繁跳闸问题及处理：在泵组运行期间，当给水流量快速

25、增加时，若出现主泵入口水压低导致泵组频繁跳闸，则表 明系统清洁度不良，由于主泵及前置泵入口滤网通流量不足，导致主泵入口水压低跳闸，必须停 运彻底清扫系统，避免主泵损坏。2 汽动给水泵组调试时容易出现的问题及对策2.1小汽机及汽泵运行一段时间后调速汽门不严密：造成这种故障的原因可能有 2 种：一是调速汽门连杆变形或螺丝松动，导致调速汽门在跳闸 状态下没有彻底关闭到位， 需要停运后重新调整； 二是小汽机高、 低压进汽管道中存在机械杂质， 导致小汽机运行期间调速汽门阀体或阀座损失，需要重新研磨处理。2.2 给水流量快速增加时、主泵入口水压低导致泵组频繁跳闸问题及处理： 在泵组运行期间，当给水流量快速

26、增加时，若出现主泵入口水压低导致泵组频繁跳闸，则表 明系统清洁度不良，由于主泵及前置泵入口滤网通流量不足，导致主泵入口水压低跳闸，必须停 运彻底清扫系统，避免主泵损坏。3 给水泵组调试期间主泵损坏的典型案例及分析某厂350MV机组配美国Ingersoll Dresser汽动给水泵损坏情况10月26 0,13:50引风机低高速切换时造成炉膛负压低锅炉MFT汽轮机负荷由280MW跳闸,跳闸前汽泵转速为 4650r/min ，汽轮机跳闸后汽泵转速降到 3600r/min 左右时最小流量阀打开， 几分钟后机组再次并网, 14:18 机组又一次与系统解列, 14:30 光字排出现汽动给水泵出口侧轴 承温

27、度 105 报警,这时机械密封处冒烟,手动打掉汽泵。事故前，除氧器内水温174C，压力0.9MPa,水位2900mm辅汽备用汽源由于启动锅炉故障 没有投入热备用，事故后前置泵出口压力0.9MPa五分钟内降到0.5MPa, 30分钟后降到0.3MPa, 前置泵出口流量由 420t/h 五分钟内降到零。汽动给水泵损坏情况： 泵两侧轴瓦上下瓦都严重磨损，推力瓦有轻微磨损，机械密封动环全部损坏，平衡盘已不 能使用，末级叶轮也有磨损，转子已不能使用。原因：由于汽机甩负荷导致除氧器压力突变，加之主泵及前置泵入口滤网通流不畅，造成 泵内缺水、造成主泵汽化损坏。五、高、低压加热器及抽汽回热系统调试时容易出现的

28、问题及对策1 高、低加水位设定值的动态调整： 在高、低压加热器及抽汽回热系统静态调试及最初的动态投运期间，应按照设备制造厂提供的及同型机组同样设备的运行控制整定值来预设热控DCS系统水位控制设定值，在系统带负荷及满负荷运行期间根据各加热器进出口水温及各疏水温度的实际值，根据加热器经济运行端差相应 调整DCS系统水位控制设定值，避免加热器水位偏高、影响机组稳定运行；同样也避免水位控制 过低导致事故疏水经常动作、影响机组经济性，尤其是高加事故疏水动作后导致凝汽器热负荷增 加，影响真空，再者疏水没有逐级下导至除氧器，造成热量损失、影响经济性、同时增加凝泵的负担。2高、低加疏水调节阀的选型裕度应适当增

29、大：一般来讲调节阀的选型边界条件参考汽轮机厂家提供的热力特性中T-MCRT况及VW6况的抽汽流量、温度、压力等参数，但由于个别段抽汽参数可能偏离热力特性计算参数较大，造成抽 汽流量增大较多，会导致加热器运行期间正常疏水流量增加，事故疏水频繁开启，危及机组安全 稳定运行。六、轴封系统操作不当造成转子永久弯曲的典型案例及分析1忘记向高压轴封送汽、造成转子永久弯曲1.1【简述】2003年7月20日，某厂一台300MW机组，在备用后热态启动过程中，因人员违章 操作，送汽封的过程中只向低压汽封送汽，忘记向高压轴封送汽，致使汽轮机高中压转子产生永 久性弯曲，被迫停运20余天，进行直轴处理。1.2【事故经过

30、】7月20日16:00，荷潭U线24#杆塔移位工作结束，按中调命令，值长申某通 知各专业2#机组准备开机。时#2机高中压内缸外上壁温度 363.5 C,外下壁温度346.3 C,内壁 上下温度测点已损坏；中压第一级出口上壁温356.21 T，下壁温测点已损坏；高中压胀差1.78mm机长朱某于16:20通知主值宋某向#2机辅汽联箱送汽。16:45锅炉点火。17:40宋某开 高、中、低压轴封进汽门暖管。18:02宋某开大轴封进汽门向低压轴封送汽，操作中因接机长对 讲机通知“送完轴封后配合检修人员处理右侧循环水出水门并检查真空泵组”，宋某即去汽机零米层调整循环水出水门，忘记了向高中压轴封送汽。18:

31、02左右，机长朱某启动真空泵抽真空。18:32左右，宋某在用餐时才想起高中压轴封未送汽，马上报告机长朱某，朱告吃完晚饭马 上去送。此时发电一部副主任黄某发现机组负胀差增大，即询问朱某轴封送汽情况，朱回告高中 压轴封还未送汽，黄下令宋某到现场将高中压轴封送汽。20:51宋某按机组热启动状态进行冲转条件确认：高中压内缸外上壁温度338.21 C,过热汽压力5.17MPa炉侧过热汽温度455C，高中 压胀差2.25mm高中压缸膨胀15.6 / 15.7mm转子晃度0.028mm凝汽器真空87.1kPa，油 温36.5 C,并报告机长、值长。（事故后查看自动记录曲线：机前过热器左侧温度307.43 C

32、,右 侧温度350.4 C；再热器左侧温度 204.45 C,右侧温度 214.72 C；中压第一级出口上壁温度 335.56 C。）21:13值长申某命令冲转，机长朱某安排副机长张某在集控室指挥，自己去机头就地 检查。宋某进行机组启动操作，并设定目标转速500rpm,升速率100rpm/min。转速升至500rpm, 朱某就地打闸一次，检查机组无异常后告宋某。21:18宋某挂闸进行第二次升速，设定目标转速3000rpm,升速率300rpm/min。21:22转速升至1138rpm,宋某发现#2轴振X方向达190卩m #2瓦振达70卩m检查顶轴油泵已停。转至振动画面时，#2轴振X方向达225卩

33、m 21:23转速升至 1308rpm时，振动保护跳机，SOE首出为“瓦振大”，在降速过程中因振动上升，立即破坏真空紧 急停机。21:41机组转速到零，投入盘车运行。生产副总经理及副总工程师等迅速赶到现场，与 有关技术人员研究分析后认为转子存在热弯曲，决定连续盘车4小时后再开机。21日至23日，经与厂家及湖南电力试验研究所有关专家讨论后，试开机4次并在中低压转子对轮上加平衡块 499克，均未获成功。判断为转子永久性弯曲，决定开缸检查。8月3日开缸检查，发现高中压中间汽封梳齿局部轻度磨损，高中压转子弯曲250卩m#2瓦轻微研磨。经直轴处理后。8月16日20:58， #2机组启动正常，17日2:0

34、0带满负荷300MW运行正常。1.3【事故原因】1.3.1运行人员违章操作。运行人员在机组热态开机时，违反防止电力生产重大事故的二十五 项重点要求第10.1.3.6条中“机组热态启动投轴封汽时，就确认盘车装置运行正常，先由轴 封送汽，后抽真空。”的规定，高中压轴封送汽滞后于抽真空时间近30分钟，致使冷气沿高中压转子轴封处进入汽轮机，转子受到局部冷却，是导致发生转子弯曲的直接原因。1.3.2机组冲转参数选择不合理。冲转时主蒸汽温度与热态开机要求不匹配，不仅未达到防止 电力生产重大事故的二十五项重点要求第10.1.2.4条中“主蒸汽温度必须高于汽缸最高金属温度50E，但不超过额定蒸汽温度”的要求，

35、冲转时主蒸汽温度左侧307.43 C、右侧350.4 C,而高中压内缸外上壁温度为338.21 T，启动时出现了负温差，是导致转子弯曲增大的重要原因。1.3.3振动发现不及时，处理不果断，存在侥幸心理。振动测量、监视不及时，未能严格执行防 止电力生产重大事故的二十五项重点要求实施细则第10.1.4.1条“机组启动过程中，在中速暖机之前，轴承振动超过0.03mm。和第10.1.4.2条“机组启动过程中，通过临界转速时，轴 承振动超过0.10mm或轴振动超过0.26mm立即打闸停机，严禁强行通过临界转速或降速暖机。” 的相关规定，机组在启动过程中已出现异常振动，没有及时采取措施予以消除，直至SOE

36、 “瓦振大”保护动作停机，惰走过程中没有采取破坏真空缩短惰走时间的果断措施。停机后在未查明原 因采取措施的前提下多次开机，致使高中压转子产生永久性弯曲。1.3.4管理不到位，未形成“严、细、实”的管理作风。管理不严，规章制度流于形式。管理人员对安全生产没有树立“关口前移，靠前把关”的思想，导致现场混乱，运行人员责任心不强， 当主值宋某发现高中压轴封未送汽时，马上报告机长朱某，朱某不是立即采取送轴封的措施，而是告吃完晚饭才去送。没有紧迫感，更没有意识到未及时送轴封的危害性，拖延了送轴封的时间。 启动过程中，协调不力，操作随意，习惯性违章。135参数测点布局不合理，消缺不及时。如主蒸汽温度测点、转

37、子晃度表测量点布置不合理，高中压缸内壁上、下温度测点损坏；中压缸第一级出口下壁温测点损坏。使运行人员失去了有效 的监视手段。给事故的发生埋下了祸根。六、直接空冷系统调试中易出现的问题及对策：1风压试验：风压试验考核空冷系统安装的严密性，出现泄漏的地方一般为管束与蒸汽分配管及凝结水收 集管的连接处。该位置为现场焊接，为漏点集中出现的部位。某电厂曾出现凝结水回水管整道焊 口 3/4未焊的施工质量问题，导致真空严密性很差。风压试验前应在冷却三角内外搭好脚手架， 系统充入压缩空气后采用肥皂水刷涂的办法找漏，冬季肥皂水中添加酒精防冻。2冷态冲洗：冷态冲洗在热态冲洗及风压试验前进行，采用高压水对管道内部进

38、行冲洗。冲洗时应注意避 免空冷内部积水过多导致管道受力变形甚至损坏。3热态冲洗：热态冲洗一定要保证冲洗时间、流量、温度等。在条件允许的情况下，尽可能对每一列及单 元多次冲洗。提高流量，温度尽可能达到 80C以上，对应的压力达到 45KPaa以上。应注意排 水至雨排井或排水沟的强度及耐温极限，防止流量过大或温度过高造成破坏。化学制水补水能力 往往成为冲洗的瓶颈，不得不将冲洗分为 2次甚至更多。热态冲洗效果达不到要求，机组带负荷 及试运期间凝结水很难达到合格的水平。空冷系统冬季启动投运期间注意加强防冻措施。4真空严密性试验：空冷机组的真空建立较为困难，5-7倍于常规水冷机组的真空系统容积。启动时采用三台大 容量真空泵，建立真空需要 1h左右时间。因系统容积较大，真空严密性试验每分钟下降小于 50Pa/min，