常规火电厂事故汇编

1、 事故汇编DCS公用系统故障导致两台机组同时停运事故分析摘要：本文通过对一起DCS公用循环水控制系统故障导致两台机组同时停运事故的介绍，分析了远程控制柜电源系统和接地系统存在的安全隐患，针对问题提出了改进和防范措施，可为其他新建工程项目提供借鉴。  纳雍发电总厂装机8×300MW，其中38号机组DCS采用上海新华控制公司的XDPS400系统，每个循泵房设置远程控制站（两机公用），通过光纤连接到DCS公用网络，在单元机组操作员站进行监控。2005-4-7，因DCS公用控制系统故障，3、4号机组运行中3台循泵同时跳闸，导致两台机组同时低真空停运，并造成两台机组凝汽器循环水出水管

2、道垫子因发生水锤损坏多处的严重事故；经紧急抢修于次日启动后再次发生运行中3台循泵同时跳闸，由于机组负荷低，且抢救及时，未造成停机事故。在本次事故处理过程中暴露出的问题、采取的改进措施和汲取的经验教训都具有一定典型性，尤其在新建机组工程设计和施工调试阶段应引以重视。一、事故前运行方式    3、4号机组负荷均为310MW，循环水系统扩大单元制运行，#5、#6、#7循泵运行，#8循泵联锁备用，循泵出口联通管#1、#2电动蝶阀开足。二、事故经过    14:07，DCS循环水系统发出卡件故障报警，接着3、4号机组循环水系统所有泵、电动阀门同

3、时发生误跳、误动：#5、#6、#7循泵同时跳闸，#8循泵自启；#1冷却水泵跳闸，#2冷却水泵自启；循泵出口母管连通管电动蝶阀#1、#2自关；#3、#4冷却塔循环水进水门自关；工业水回水电动蝶阀#1、#2自关，工业水回水电动蝶阀3自开。    14:09，4号机组真空低保护动作跳闸。    14:10，3号机组低真空保护动作跳闸。    14:18，发现3、4号机组0米凝汽器胶球网处法兰大量漏水，凝汽器出水管垫子吹损，遂破坏真空，保压停炉进行抢修。    次日10:42，4号机

4、通循环水，13:35并网；12:10，3号机通循环水，13:48并网。15:06，#2循泵房所有设备再次同时发生误跳、误动。因#6循泵自启，3号机循环水压力得以保住；运行人员抢合#8循泵成功，4号机循环水压力得以保住。    鉴于DCS公用循环水系统频发故障，在未找到真正原因并加以解决之前，为防止再次发生事故，制定了循环水系统运行的应急措施方案：将#2循泵房远程控制柜内4台循泵及出口液控蝶阀的跳闸继电器全部拔除，避免DCS引起设备误动；循环水系统采用单元制运行，运行派专人加强就地监视，循泵停运操作在电气监控系统上进行。三、事故原因分析  

5、60; (1)从DCS系统查看各动作设备的跳合闸或开关指令，均无输出，运行也无相关操作记录，排除CRT盘上人为误操作可能。    (2)查看各循泵、出口蝶阀、连通管联络门、冷却塔循环水进水电动门、冷却水泵、工业水回水电动门等状态，发现所有设备均在同一时刻发生误动，排除某些设备先动再联动其它设备可能。 (3)由于循泵跳闸的同时伴随循泵出口母管连通管#1、#2联络门自关，#3、#4塔循环水进水电动门自关、#1冷却水泵跳闸、工业回水电动门#1、#2自关，这些设备均没有循泵跳闸联动的逻辑，控制电源也取自不同的MCC盘，除交流电源外还有直流电源，段上供电设备除#2循泵房外均

6、运行正常，所以可以排除动力电源的影响。    (4)查看DCS报警历史，发现跳泵前1秒均发生有DPU64/84 #1站和#2站卡件故障报警。进一步查看#1、#2站各卡件的报警累积记录，每块卡件均发生2次以上的报警，初步判断公用循环水控制系统发生故障是导致事故的原因。    结合事故现象和各设备状态历史趋势仔细分析后发现：#2循泵房所有非DCS控制的设备未误动、进入DCS控制但配电箱拉开的设备未误动，而所有由DCS控制的设备均在同一时刻发生了误动。判断事故发生时DCS远程控制柜所有出口继电器同时带电动作，使得所有设备反态动作(运行设备自

7、停、备用设备自启)。这一结论经试验得到证实。    进一步检查继电器误动原因，发现远程柜电源系统和接地系统在设计和施工方面均存在大量安全隐患。经贵州电力试验研究院、DCS厂家和电厂技术人员共同对远程柜反复进行电源系统品质测试、接地系统噪声测试、电源切换试验、电源降压试验，除未捕捉到继电器误动现象外，其它事故中发生的现象均已出现。经分析试验采取的手段有限，不可能完全模拟出事故时突发恶劣工况，如瞬间大幅压降和大能量电磁干扰等，但足以证明远程柜电源系统和接地系统不符合规范是造成本次事故的根本原因。四、改进措施4.1 远程柜电源系统改进措施  

8、0; (1)将远程柜的两路电源进线(UPS和保安段)均由1根2.5mm的线改为2根2.5mm的线并接，以降低线损电压，经测试提高电源电压35V。    (2)将远程柜空调的电源改接到就地MCC盘上，减小空调启停对远程柜供电电压的影响。    (3)将B路电源(保安段)增加一小型UPS(1kvA，6min)，防止电源瞬间突降。4.2 远程柜接地系统改进措施    (1)在远程柜同底座槽钢间增加胶木板，将远程柜与低压电气柜用胶木板绝缘隔离，使机柜完全浮空。    (2)重新在循泵

9、房外电缆沟内选择接地点（接地电阻0.22，厂家要求<2.5）。    (3)将远程柜光纤盒内两根钢丝加上绝缘。    (4)将24V电源接地线接地。4.3 DCS改进措施    (1)按危险分散的原则重新分配DO通道，使一块卡件只控制一台循泵。    (2)增加卡件故障次数自动累计功能，便于分析。    (3)将远程柜两路电源状态和2个备用继电器的输出接点引入DCS，对设备的运行状态进行全程监控、记录。   

10、以上改进措施实施后，未立即恢复循泵跳闸继电器，3、4号机循环水系统继续在严密监视状况下运行了3个月，未再发生任何异常。2005-7-29，将所有循泵和出口蝶阀跳闸继电器装复后，循环水系统一直稳定运行至今。至此，可认为事故隐患已经消除。五、取得的经验教训    5.1 循环水系统由于运行中设备操作少，电厂基本都是无人值守，因此对其控制系统安全稳定性的要求更为突出。一旦发生故障，尤其在扩大单元制运行时，会直接威胁到两台机组的安全运行，造成的后果极为严重，设计时应对厂家硬件配置、图纸方案严格审查，做到一劳永逸。    5.2 循泵房环境远较

11、电子设备间差，远程控制装置应充分考虑现场温湿度、防尘、防电磁干扰等因素，并为所增设防护设施考虑完善配套解决方案。    5.3 施工单位为图方便，循泵房DCS控制装置电源往往直接从就地低压电气盘柜取，而循泵房低压电气设备一般属3类负荷，电源可靠性较低，甚至未达到两路冗余，在安装验收时应加以注意检查。    5.4 设计时远程柜电源电缆由热工专业开列，很难精确计算电缆长度和线损可能造成的压降，在安装时应现场实际测量电缆走向确定长度后，再根据控制装置负载大小核算电源电缆线径，确保电源品质。    5.5 电厂

12、平面设计时循泵房通常距主厂房较远，在丘陵山区其地基多采用回填处理，周围设置接地桩不能满足要求，只有电气接地网覆盖该区域，实际工程中又不可能为远程柜设置单独接地点，因此循泵房远程柜接地点的选择尤为重要，应与附近电气设备接地点保持足够距离，防止干扰反窜。99年5号机冲动过程中2号瓦振动大停机事件1999年6月24日20时45分5号炉点火，21时25分盘车检修结束，投入连续盘车，测大轴晃度0.04mm，22时00分开始抽真空，投入一、二级旁路系统，23时30分投入轴封供汽，23时50分法兰螺栓夹层加热装置暖管。高外上内壁温136、高内上内壁温142、高内下内壁温132、高外下内壁温116、左螺栓温度

13、138、左外法兰温度140、左内法兰温度139、右螺栓温度140、右内法兰温度140、右外法兰温度141。 0时35分5号机冲动，高外上内壁温135、高内上内壁温141、高内下内壁温130、高外下内壁温109、左螺栓温度168、左外法兰温度170、左内法兰温度169、右螺栓温度170、右内法兰温度169、右外法兰温度170。 0时40分升速至500r/min，投入法兰螺栓夹层加热装置。0时50分升速至950r/min，开始暖机。0时55分2号瓦振动突然增大，最大0.08mm，立即打闸停机。此时高外上内壁温135、高内上内壁温139、高内下内壁温120、高外下内壁温110、左螺栓温度183、左外

14、法兰温度192、左内法兰温度182、右螺栓温度184、右内法兰温度181、右外法兰温度191。 1时10分大轴静止，投入盘车，测大轴晃度0.43mm，1时20分测大轴晃度0.22mm，2时10分测大轴晃度达到正常值0.045mm，4时16分5号机重新冲动，5时5号发电机并列。 原因分析： 1、法兰螺栓加热装置暖管过早监视调整不当：23时30分法兰螺栓加热装置开始暖管，暖管后未及时监视缸温变化，使法兰螺栓温度上升较快，0时35分转子冲动时，高压外缸内法兰由139升至169。至打闸时高压外缸内法兰升至182，但高压外缸内壁温度尚未加热上来，汽缸夹层加热未跟上，使高压外缸内壁温度与高压外缸法兰内壁温

15、度之间温差过大，引起缸体变形，引起2号瓦振动。2、高压缸前轴封段冷却收缩：22时开始抽真空，当时高压内缸内下壁缸温141，23时30分投入轴封供汽，由于运行人员不能准确掌握理解运行规程，在缸温刚低于150后，就按机组冷态启动规定执行，使抽真空与轴封投入的间隔过长，引起高压缸前轴封段冷却收缩，在缸体变形的情况下，加剧轴系振动，使2号瓦振动聚增。教训与防范： 缸温在140左右抽真空后到投入轴封供汽的时间较长，转子轴封段局部冷却。运行监视调整不当，在法兰螺栓加热装置暖管后未能及时监视缸温变化，使法兰螺栓温度上升较快。运行人员对运行规程掌握理解不够，在机组运行中发生甩负荷至50MW以下时，必须及时投入

16、高压缸前后、中压缸前轴封供汽，防止转子轴封段急剧冷却。关于二道江发电厂七号机串轴保护误动超速事故的通报1998年3月1日，二道江发电厂发生了7号机串轴保护误动，汽轮机超速事故。这次事故暴露出该厂在安全生产管理上存在着较多问题，省局要求各单位认真吸取此次事故教训，切实落实部颁防止电力生产重大事故的20项重点要求，杜绝类似事故的发生，现将此次事故通报如下：一、事故前运行工况 事故前二道江发电厂1、2号炉，4、6号机母管制运行，带电负荷31MW；7号机组单元制运行，带电负荷80MW。汽机各保护均在投入状态，其它参数运行稳定，全厂总负荷111MW。二、事故经过 1998年3月1日8时，汽机7号机司机郝

17、彦飞接班后检查各参数均正常，机组运行稳定。8时20分，郝彦飞发现轴向位移指示偏大至一052mm(轴向位移正常指示在一026mm，动作值一12mm，最大土2Omm)，且摆动，打电话联系热工微保班值班人员李树新，要求进行处理。8时40分，热工微保班值班员李树新来到现场，检查后向郝彦飞交待，处理轴向位移需将串轴保护电源断开，必须有班长和监护人在场，同时叮嘱要加强监视，如果串轴保护值继续发展到-07一-08mm时，再联系处理。10时10分，当值值长刘宝洪得知此情况后，令热工人员必须马上安排处理。10时50分，热工微保班班长郝宝伟、值班员李树新，来到现场，请示值长，要求退出串轴保护，以便检查。值长刘宝洪

18、在得到运行副总孟凡荣批准同意后将串轴保护联锁主5气门开关断开。当值长刘宝洪询问有没有发电机跳闸的可能时，热工人员回答说：“没事，串轴保护电源已断开”。(实际只断开了跳主汽门回路，去发电机保护回路压板未断)。此时，热工分场专工胡意成恰好来到7号机控制室一起看他们处理。随后郝宝伟令李树新在保护屏处活动串轴保护测量板和鉴别扳，郝宝伟来到操作盘前监视，两块板活动后，串轴保护指示明显摆动，增大到一2Omm(动作值-1.2mm跳闸，该表量程土20)，持续了约7分钟左右。10时58分，郝宝伟向保护屏走去，刚一拉开保护屏门，即看到超速保护测量板4个红灯闪烁(实际是串轴保护动作)。10时59分，7号机表盘铃响警

19、报器掉牌，(发电机跳闸掉牌)，电气值班贡立即向值长刘宝供报告发电机跳闸，负荷由80MW降到零；刘宝洪马上令锅炉值班员稳定参数，防止灭火，随即跑到汽机操作盘前，发现主汽门关闭掉牌(实际上电气串轴保护也已掉牌)，司机郝彦飞跑到机头手摇同步器准备挂闸，抬头一看转速表转速在3600转分，立即手打危急保安器停机，没有反应，立即跑回单控室，看到表盘汽机转速、已达3653转分(实际最高达3699转分，热工转速表记忆植)，立即关闭电动甲乙主汽门和一、二、三段电动抽汽门。11时20分，值长刘宝洪令汽机第一次挂闸冲转，转速达到2050转分时，自动主汽门及调速汽门关闭。此时，运行副总、运行科长、安监科长、汽机分场运

20、行副主任都已来到现场)，针对此情况，汽机班长郑云青询问热工郝宝伟串轴、电超速跳发电机保护退没退，出，回答说已经退出了。郑云青便要求郝宝伟除保留低真空、低油压保护外，其余保护都退出，郝宝伟按其说的办了。11时31分，值长刘宝洪令汽机第二次挂闸冲转，当转速达到2156转分时，自动主汽门及调速汽门再次关闭。汽机班长郑云青、热工分场专工胡意成、运行副总孟繁荣分别让郝宝伟将汽机所有保护退出。11时34分，值长刘宝洪令第三次挂闸冲转，转速升至2150转分时，自动主汽门及调速汽门又一次关闭。11时38分，值长刘宝洪请示省调，同意7号机停机检查。11时42分，7号炉熄火。三、事故后对设备检查情况： 1、由于机

21、组转速高达3699转分时，危急遮断器两个心杆罩帽全部脱出，丝扣撸坏，心杆与罩帽销子被剪断，其中l号，心杆在销孔最小截面处断开，在反作用力作用下，2号舌板将其上部的限位板在90度弯曲处撞击裂开上移，使其失去对2号舌板的限位作用。2、揭开低压缸检查，除发现20级有3处、25级有8处、叶片松拉筋有开焊外，还有两处叶片镶焊的司太立合金在距非叶片顶部30mm处裂断，其它部位均未见异常。3、对一、二、三段抽汽逆止门进行了汽密性试验，结果一、二段严密，三段抽汽逆止门前疏水管热，说明有漏汽现象。经对全部六段抽汽逆止门解体检查，各门密封面接触无断开处，无贯穿沟痕，深坑等。各门全行程活动自由，无卡涩。4、对自动主

22、汽门进行解体检查，予启阀和主阀行程正常，无卡涩，主阀与门座接触无明显断开处和贯穿性沟痕，但有一长50mm锈迹与阀座位置相对应。该门主阀经多次研磨处理，其表现硬层基本消失，其密封接触面较宽，为78mm，在主汽门滤网前，有较多细铁渣和氧化皮性质的杂物。5、对调速汽门进行解体检查，发现1号阀密封面接触较好，2、3、4号阀密封面接触不好，有小的沟痕坑点等。6、对发电机转子风扇叶片全部进行外观检查未见异常，抽取4个风叶进行探伤检查正常，转子端部固件未见松脱等异常现象。7、对主、副励磁机动静间隙检查均未见异常。8、对各瓦检查除主油泵推力瓦间隙由012mm。增大到03mm和8号轴瓦下部有一块7X7mm钨金脱

23、裂外其它各瓦均未见异常。四、原因分析 1、发生这起事故的直接原因是热工人员在做处理。串轴保护缺陷的安全措施时，只断开了串轴保护跳主汽门回路，而没有断开串轴保护跳发电机回路中的压板，造成串轴保护误动作机组跳闸。2串轴保护误动后；尽管危急保安器已经动作，但由于主汽门和调速汽门不严密形成了正向进汽，使汽轮机转速继续飞升到3699转分，是造成这次机组超速的主要原因。五、事故中暴露出的主要问题1、这次串轴保护误动暴露出有关人员安全第一、预防为主的安全生产意识非常淡薄，执行“两票三制”极不严肃，不是依法治厂，依法管生产，而是表现出一种不负责任的态度，反映出生产管理的、随意性。2、95年七号机热工保护回路改

24、进后，其图纸没有及时整理、下发到各有关专业人员手中，也没有制定相应的检修、消缺规定，暴露出生产管理不严、脱节和工作不认真，不负责等方面的诸多问题。3、司机在08时20分既发现串轴保护指示异常，没有及时向班长和值长报告，直到10时10分才报告值长，违反了发现重大缺陷，立即逐级向上级报告的有关规定，暴露出对重大缺陷不重视，汇报不及时的问题。4、事故处理过程中，汽轮机司机已经发现机组转速超过危急保安器动作转速达到3600转分以上，而没有把这一重大问题立即向班长、值长和后续赶到的有关领导报告，导致超速后的三次盲目冲动，严重违反了保人身、保设备的原则；暴露出落实部颁防止电力生产重大事故的20项重点要求不

25、到位，培训工作满足不了生产实际需要等问题。5、有关人员在串轴保护动作时，只考虑尽快恢复设备的运行，没有认真询问和检查跳闸原因，盲目下令解除保护，强行冲动机组，严重违反了事故处理的原则，表现出一种只重视安全天数，不计事故后果的不正确态度。 6、检修工艺、质量还要进一步提高。这次解体主汽门、调速汽门都发现有许多异物，说明在锅炉检修过程中不讲工艺，焊渣铁屑没有彻底清理干净，造成各门阀体受到不同程度损伤，导致汽门不严，为超速事故埋下了隐患。六、责任分析 l 热工人员在处理串轴保护缺陷时，没有按规定办工作票，又不带保护回路图纸，只凭记忆做措施，纯属盲目操作，违章作业，应负此次事故的直接责任。2、发电机跳

26、闸后，调速系统不能控制机组转速飞升，暴露出设备方面存在重大隐患，有关检修人员应负机组超速事故的主要责任。3、当班值长和热工分场专工，没坚持开工作票，且监护不负责任，没有对照图纸认真研究处理步骤，盲目指挥操作，应负此次事故直接领导责任。4、在处理串轴保护缺陷前，热工人员及值长分别请示不在现场的分场主任是否开工作票，但分场主任以星期日可以不开票为由，令其处理缺陷，为事故的发生埋下了隐患，同时运行副总在得知此事后也没有及时到现场进行协调和指导消缺处理工作，检修副总和安监科、运行科科长没有按厂领导要求，把热工人员处理热机保护开工作票的有关规定落到实处，运行副总，厂生技科副科长、安监科长和热工分场主任，

27、没有把2月25日已经签发的热工人员处理热工保护需开工作票的规定下发到值长、汽机和电气等运行岗位，上述人员，应负此次事故的主要领导责任。七、防范措施 1、组织职工深入学习吉电安环(1996)129号吉林省电力工业局关于下发工作票实施细则的通知，根据文件规定，结合实际制定二道江发电厂执行工作票的实施细则，安监科组织各分场安全员定期检查“两票”严执行情况，发现问题及时纠正严肃查处。2、处理热机保护、热工控制总电源和电源时，班长及专工或分场主任必须到场，设监护人；总工或副总同意批准，值长方可办理工作票(值长做好记录)。作业人员、班长、专工要详细核对图纸、技术资料。工作票中应填写完善正确的安全技术措施，

28、确认工作顺序及操作步骤无误后方可进行故障处理工作。3、将串轴保护、低油压保护联跳主汽门、发电机开关回路分别设控制开关，热工人员处理故障时，可分别将串轴保护、低油压保护回路切除，防止保护误动。对改进的热工保护，及时绘制改进后的二次回路图纸，做到专责人熟悉回路并要进行一次全面实际培训，培训结束后进行考试。4、将汽机保护更换为本特立3300系统，制定运行维护的规程，制定热工保护投入切除的操作使用规定。5、结合防止电力生产重大事故的二十项重点要求制定防止汽轮机超速的技术措施，组织有关人员认真学习落实。6、严格检修工艺质量标准，在锅炉三管及主蒸汽给水等管道检修过程中，必须采取防止铁屑、焊渣进入汽水管道的

29、可靠措施，确保各主汽门和调速汽门不受异物损伤，保持其良好的严密性。7、健全和完善生产指挥系统岗位规范，事故情况下坚持值长统一指挥的原则，杜绝随意性和盲目指挥阜新电厂99年1号汽轮发电机组轴系断裂事故（一）、事故经过 阜新电厂1号汽轮机CC140/N200-12.7/535/535型超高压一次中间再热两段抽汽凝汽式机组，由哈尔滨汽轮机厂制造。1996年3月安装，96年11月2日首次并网发电，同年12月18日正式移交生产。1999年8月19日0时20分，运行五值接班，机组负荷为155MW运行；零时30分，值长令加负荷到165MW；1时整，值长令加负荷到170MW，主蒸汽压力为12.6MPa，主蒸汽

30、温度535，蒸汽流量536.9吨/时。47分30秒，“高、中压主汽门关闭”、“抽汽逆止门关闭”光字牌报警，监盘司机喊“机跳了”。47分32秒，交流、直流润滑油泵联动良好。47分37秒，发电机出口开关5532跳闸，有功负荷到“0”，6KV厂用电备用电源联动成功。值长来电话向单元长询问情况，单元长告：“01号机、发电机跳闸”。值长当即告：“立即查明保护动作情况，对设备详细检查，有问题向我汇报”。单元长令：“汽机、电气人员检查保护及设备情况”。司机、助手到保护盘检查本特利保护，回来后向单元长汇报：“没有发现异常”。汽机班长检查完设备汇报单元长说：“设备检查没问题”。电气班长确认后汇报：“发电机跳，6

31、KV厂用正常联动备用电源，电气保护无动作，只有热工保护动作”光字牌来信号。单元长向值长汇报：“检查保护和设备都没发现问题”。值长告：“如无异常，可以恢复”。随即单元长告汽机班长：“汽机挂闸，保持机3000转/分。”汽机班长到就地机头处操作，手摇同步器由30mm退至到“0”位，同时令司机助手去检查设备情况，助手回来后汇报：“机组检查正常，主轴在转动中”。这时班长操作同步器增加行程时发现高、中压主汽门未开，告助手去复归“热工保护动作自保持复归按钮”，当检查就地压力表立盘时发现调速油压很低，对从控制室返回来的助手说：“把调速油泵转起来”。调速油压恢复后，汽机班长到机头再次挂闸，逐步增加同步器行程，高

32、、中压主汽门开启，行程达8mm时回到主控制室，准备用电调升速，设定目标转速3000r/min，升速成率为300r/min/min，按进行键，此时转速实际值未能跟踪目标值，同时“高、中压主汽门关闭”信号光字牌亮，汽机班长根据经验分析认为电调不正常，向单元长汇报，并请示切液调运行，单元长同意。汽机班长到机头处将同步器退到“0”位，通知司机将电调切为液调运行，挂闸后同步器行程为8mm时，高压主汽门已开启，达11mm时，转速表显示100r/min左右。1时56分30秒，当准备检查调速汽门开度时，听到主汽门关闭声，同时一声巨响，发电机后部着火，机组严重损坏。轴系断为11段，10个断裂面，其中5处为轴断裂

33、，4处为对轮螺栓断裂，1处为齿型联轴器失效。齿轮联轴器的失效，在运行中造成主油泵小轴与汽轮机主轴脱开，（二）、事故原因 主油泵停止工作、转速失去监测、调节系统失控。几种因素偶合的特殊工况致使低压缸铸铁隔板在压力波冲击作用下碎裂是轴系损坏的主要原因。由于主油泵不能工作，调速油压低，中压主汽门前压力高，转速失去监测，调节系统失控等条件偶合，导致机组启动时中压汽门滞后于高压汽门而突然全开的特殊工况。低压缸铸铁隔板的碎裂损坏，使静、动部件严重碰磨，机组发生强烈振动，是转子断裂、轴系破坏的主要原因。运行人员缺乏正确的判断能力，是偶发中压缸瞬时进入大量蒸汽特殊工况的主要原因之一。齿型联轴器的失效，导致转速

34、失去监测、调节系统失控，中压缸瞬时进入大量蒸汽特殊工况，这种情况在国内从未发生过，现场运行人员对此缺乏正确的判断能力，对转速表的异常指示没能做出全面的综合分析，运行人员认为“无异常”，仍按正常操作程序进行起动，是发生中、低压缸瞬时进入大量蒸汽特殊工况的条件之一。甘肃八三电厂93年25MW机组严重超速损坏（一）、事故经过 1993年11月25日9时30分，电机检修人员高××、宋××在二号机处理励磁机整流碳刷冒火缺陷，处理的方法是每取下一只碳刷，采用压缩空气清扫，开始时，在最后一圈刷握下有两只碳刷发出长约100mm细火线3-4束，到9时55分左右，励磁机碳刷

35、突然产生像电焊一样的耀眼火花。高对宋说：“你赶块申请停机”。宋跑到二号机司机值班室对司机助手姜××说：“赶快停机！”，此时二号机负荷在1万千瓦以上范围大幅度摆动，司机任××即令其一号减温器值班员胡××，加大减温器供汽负荷，令助手姜××速与值长联系。并手按甲管电动一次门关闭按钮后，即解列调压器，再进值班室发现有功负荷突甩到零，又看调速汽门、自动主汽门已关下，危急保安器已动作，马上回值班室关电动主闸门，启动交流润滑油泵，看表盘数字转速表指示42004300转/分后，停止该润滑油泵。助手及时手关至除氧器的供汽门，该门关至

36、二分之一行程时，姜发现盘车处爆炸起火。当时，从三号机迅速赶到二号机值班室的生技科汽机运行专责工程师汪××，发现有功负荷大幅度摆动几下后突甩至零，见司机已在机头处，并见班长张××用铁棒砸自动主汽门伺服机连杆，同时确证电动主闸门正在关闭过程中，即欲帮助他人关二号机总汽门，行进中听到一声巨响，回头一看，见低压缸后部大火升起，同时发现调速汽门倾倒。赶到现场的汽机分场运行主任见二号机转速达4200转/分，即去机头摇同步器，并见到班长将自动主汽门砸下，移动行程约10-15mm。有个别同志说：“发现表盘数字式转速表指示曾达5500转/分”。目击者反映：当时先听到二号汽

37、轮发电机组发出不同寻常的异音，同时看到励磁机处有一团火，发出像电焊一样刺眼的兰光，不到一分钟听到一声较大的震响，随即发现汽机低压缸上部冒汽，之后听到一声沉闷巨响，看到盘车等部件飞了起来，紧接着烟火升腾，直达主厂房房顶，并相继发出一次很清脆的爆炸声，黑色浓烟很快充满整个厂房。机组二、三瓦及盘车装置等物飞出并爆炸起火后，司机、运行技术员、分场主任等多人马上开启事故放油门，切断至除氧器汽源和发电机氢气源。广大职工和消防人员赶到现场，奋力救火，10时25分，灭火结束。邻机和厂房设施未受到大的损伤，未造成人员伤亡。9时57分，电气运行值班员张××发现二号发电机无功表突然由5000千乏

38、降到零，紧接着有功表全刻度摆动，转子电压显示由140V下降接近于零，转子电流下降回零，定子电流表指示突然升高并摆动；定子电压表指示降低并摆动；三号机有功负荷表指针也大幅度摆动；无功6000千乏上升到20000千乏。同时二号机强励动作。此时张喊：“快，二号机不行了！”即速减有功负荷。电气运行班长聂××、值长田××急跑至盘前，由田监视调整三号机。聂按调整负荷把手减有功负荷无效，征得值长同意后，令张拉开关，联跳二号主变压器三侧开关。并向汽机发出“注意”，“已开闸”信号，数秒后即收到汽机发来的“主汽门关闭”信号。此次事故造成一台25MW供热式汽轮发电机组彻底损坏

39、。（二）、事故原因及暴露问题这次事故的起因是在处理二号机励磁碳刷冒火缺陷中，因处理工艺水平、技术水平不高，引起环火，导致二号发电机失磁，有功负荷急剧摆动，由于调速汽门失控，为这次事故提供了条件。当电气运行值班员为控制发电机失步，用同步器减二号机有功负荷时，调整无效，断开了灭磁开关，解列该机。在二号机解列后，调速汽门不但无法关闭，维持机组空转，而且转速势必急速飞升，引起危急保安器动作，自动主汽门关闭（主控室得到“自动主汽门关闭“信号），由于自动主汽门有卡涩缺陷，未关严（有目击者确证自动主汽门尚有10mm多的开度，汽机运行班长等人还用敲击自动主汽门伺服机杆的办法进行紧急处理）。造成了这次超速事故。

40、机组超速，首先造成汽机末三级叶片的断裂损坏，并击穿低压缸“发出第一次爆炸声”，机组强烈振动，串轴加大，轴系稳定破坏，进而损坏发电机密封瓦，氢气溢出发生“第二次爆炸声并着火”，同时引燃汽机透平油及部分电缆。随之，轴系进一步失稳，破坏了全部轴承，扭断主轴，使汽轮发电机组各动静部分严重磨、撞击、机组严重损坏。当关闭主蒸汽管电动主闸门及总汽门后，才完全切断进汽，转子失去转动的动力而停止，整个过程的时间是短暂的。台州发电厂88年1号汽轮发电机组烧瓦事故1988年8月18日15时25分，台州发电厂1号汽轮发电机组因油系统中渗有大量空气，造成自动主汽门自行关闭，调速油泵未自启动，交流润滑油泵刚自启动即被直流

41、油泵自启动而闭锁，直流油泵自启动后电机烧损，致使断电烧瓦，构成重大事故。（一）事故经过 台州发电厂1号汽轮发电机系上海汽轮机厂制造，N125-135/535/535型，1982年12月投产。事故发生前，1号机组额定出力运行，各参数均正常，当时系统频率49.6Hz，汽轮机润滑油系统旁路滤网运行，主滤网撤出清理，14时55分主滤网清理结束。15时当班班长郑××下令一号机司机陶××将旁路滤网切换为主滤网运行，陶接令后即用电话令零米值班员李××开启交流润滑油泵轧兰冷却水。接着陶按规定启动了交流润滑油泵，并将监盘工作交给监盘副司机管×

42、×，即去零米执行润滑油滤网切换监护操作。15时12分主滤网充油排汽结束，15时16分主滤网投入运行，当关闭旁路滤网出口二圈时，发现调速油泵启动，陶即令李停止操作，并跑至零米值班室打电话询问情况。 同时，在监盘的副司机管××，当时在场的班长傅××，当班班长郑见调速油泵运行指示红灯闪光（自启动），并听到警铃响了一下，但未见光字牌亮，查油压正常。郑令现场副司机王××检查，未见异常，也无其他人员在工作，分析为误自启动，即令管停下调速油泵，停后各油压均稍有下降，几秒钟后调速油泵又自启动，警铃响，“主油泵出口油压低至0.9MPa光字牌亮

43、后又熄灭，查油压恢复正常，管即复归开关控制把手（合上），15时17分郑接陶询问电话，郑告：“是自启动”。并查问下面操作情况后，通知陶：“上面准备停交流润滑油泵，保持调速油泵运行，滤网切换操作完毕后汇报”。陶答：“好的”。陶回到现场时见交流润滑油泵转速已下降，随即关闭该泵轧兰冷却水，调整好调速油泵冷却水。15时20分旁路滤网撤出运行操作完毕（出口门关闭）。陶汇报郑：“切换操作全部结束”。并提出：“慢慢关闭调速油泵出口门，上面注意油压变化，待全关后现扬按事故按钮停调速油泵，然后再开启出口门”。郑同意如此操作。陶令李去操作，由李关闭调速油泵出口门后，陶按事故按钮停泵。15时25分当准重新开启调速油泵

44、出口门时，发现直流润滑油泵启动，电机冒火，陶令李速开调速油泵出口门及旁路滤网出口门（主、旁路网同时投运），并协助操作完后跑回集控室。 在集控室，管、郑见油压有所下降，事故喇叭响，调速油泵开关指示灯绿灯闪光，即复归开关（拉开），此时，调速油压1.1MPa，润滑油压0.1MPa，均正常。几秒钟后“主汽门关闭”，主油泵出口油压低至0.9MPa及润滑油压低至0.08MPa0.015MPa等光字牌全部亮。管、郑准备去合调速油泵时，发现直流润滑油泵自启动0.08、0.055、0.04、0.015MPa低油压光字牌全部熄灭。但随即发现直流润滑油泵开关红灯熄灭，事故喇叭响，电流到零（电动机烧坏）。当即解除交直

45、流油泵联锁，抢合交流润滑油泵和调速油泵均不成功。班长傅××即跑到九米现场开真空破坏门。生产厂长梁××听到安全门排汽声，即跑到集控室，得知两台油泵均抢合不成时，即令电气运行人员跑到开关室合上调速油泵开关。此时司机陶××跑到集控室，大声喊：“直流油泵电机烧了”。并见调速油泵开关红灯闪光，即复归开关把手（合上），油压恢复正常。郑××去现场调查，发现2、3号轴承处有烟冒出，此时监盘副司机即停射水泵。(二）事故发生与扩大原因 1、分析认为主油泵工作失常是这次事故的起因。而主油泵工作失常则是由于油中渗有大量空气所造成的。因此油

46、系统中渗有大量空气泡是这次一号机油压大幅晃动且急剧下降而跳机的原因。事故前清扫主滤网后进行切换操作时，启动了交流润滑油泵，使润滑油压升高，各轴承回油量增加，油循环倍率增大，带入的空气随之增加。 2、造成这次跳机事故扩大成断油烧瓦的主要原因是直流润滑油泵自启动后电机烧毁，而直流润滑油泵电机烧毁时直流母线电压偏低，造成调速油泵、交流润滑油泵手动抢合不成。突发性振动诊断及处理案例1 设备概述上安电厂3机，汽轮机属东方汽轮机厂制造，型号为N30016.7/537/5374的双缸两排汽轮机组，配有本特利3300振动监测装置，测量各轴承轴振动传感器为45°安装，两传感器的夹角成90°。

47、机组振动数据采集和处理均采用本特利公司ADRE FOR Windows及DM2000 系统。3机结构布置见图1。 该机组1997年10月16日顺利完成168小时考核运行，振动水平达到优良标准，在考核运行期未曾发生异常振动现象。 2 热冲击，维修恢复，随后出现突发性振动 热冲击：机组转入商业运行后，1997年10月20日(19：58)因电力系统试验，导致3机厂用电中断；机组由283MW甩负荷解列，并打闸停机；循环水泵、冷却水泵停运；高、低旁路处于全开位置，高温蒸汽经高、低旁路无法降温直入大机冷凝器，并冲破大、小机低压缸安全阀，机器遭受强劲的热冲击。 维修恢复：机组解体后，低压缸变形；高中压转子汽

48、封段有摩擦痕迹，3个汽封段的圆周跳动均超标呈微弯曲状；轴系中心标高超差，轴系基准No.3轴瓦中心从机头向后看下沉0.15mm，偏右0.43mm,No.4轴瓦中心下沉0.5mm。 高中压转子重做低速动平衡并对末级、次末级动叶表面进行超声探伤。对隔板中分面及静 叶进行磁粉探伤和着色检查。对低压缸内的主要焊缝进行磁粉探伤。对热冲击带来的影响进行清理后，按设计要求进行维修安装。1998年1月19日大修后一次启动成功，机器恢复正常，300MW下运行振动水平达到良好标准。但随着运行时间的增长，出现了突发性振动。1998 年1月19日至5月25日轴振大跳机分类汇总见表1。 从汇总表1中可看出3机有两个较长的

49、无大振动运行期。一为1月19日至2月7日累计 19日；二为3月1日至3月23日累计21日。同时，可以明显看出3月23日起进入频繁的振动跳机故障期。 3 振动特点及措施效果 3.1 振动特点 低频及低频分量 机组在定速3000r/min时和升负荷过程中，甚至在初始带稳定额定负荷时，3和4轴承没有1618Hz的低频振动分量，随着机组带额定负荷运行时间的增长，3和#4轴承Y方向振动逐步出现1618Hz频率的振动波动分量(开始时仅为6m)。到机组运行10几个小时后，3和4Y方向轴振的1618Hz的低频振动分量幅值渐渐增大，其幅值最高达45m，并且，出现1618Hz的低频振动分量的高幅值的时间间隔也愈来

50、愈短，最终机组因3 和4轴振的1618Hz低频振动分量突然增大而引起机组跳闸停机。机组跳机后，从其降速 波德曲线图中未发现有1618Hz的低压临界转速出现。 突发性振动与负荷的关系 研究认为3机突发性振动与机组所带负荷无关，跳机后再次启动仍有明显的1618Hz的低频振动分量，仍可以在很短的时间内带到跳机时的负荷水平(250300MW)。但是，机组维持稳定运行的时间将缩短。 3.2 措施效果 1998年3月23日，因厂用电原因甩负荷260MW，跳机后连续3次开机至2900r/min均出现No.3、No.4轴振突增直至机组跳机。电厂决定转小修，并请制造厂参与处理并寻找故障点。 开箱、翻瓦后发现：N

51、o.1、No.2、No.3、No.4、No.6下瓦顶起油囊部位圆周向有较深的拉伤痕，其中No.3痕深约1mm，宽约34mm；No.4瓦痕深约11.5mm，宽约34mm，采用冷补焊后修型。轴承支承垫块下间隙见表2。 重新消除支承垫块下的间隙并调正转子中心，No.2瓦中心标高较修前降低0.10mm，No.4瓦中心标高较修前抬高0.10mm；No.2、No.4瓦侧隙发生变化，No.2瓦从机头看左边侧隙较右边侧隙小0.40mm，No.4瓦左边侧隙较右边侧隙大0.27mm。No.2瓦作水平方向调正左移 0.2mm，复查对轮晃度紧固螺栓并完成相关复检后，4月18日启动，23：20定速3000r/mi n

52、。满负荷稳定运行至4月20日3：28，No.1轴振突然增大直至跳机；4月21日7：22，240MW稳定运行，No.4轴振突增跳机；4月21日21：21，283MW稳定运行，No.4轴振突增跳机。为此，现场决定转临修再次复查No.1No.4瓦。No.2瓦、No.3瓦侧隙重复前述变化：No.2 瓦左侧隙小0.35mm，右侧隙大0.35mm；No.3瓦左侧隙大0.150.40mm，右侧隙小0.15 0.40mm(塞尺测量平均值为0275mm)。 继续调正中心：No.2瓦中心下降0.15mm，No.3瓦中心右移0.2mm，No.4瓦中心再上抬 0.1mm，机组5月11日22：50冲转，12日1：17并

53、网。表3列出了此次启动运行中机组振动数据及 部分轴承运行参数。继后，汽机仍因低压转子轴振突发性振动而跳机。表3可见，随着机组运行时间的增加，3轴承油膜压力在连续下降(但当时由于电厂3油膜压力表的挂牌 错挂成6的油膜压力表上，因此掩盖了这一故障点)。东方汽轮机厂300MW机组运行时，大多通过顶轴装置记录各轴承的油膜压力，根据对轴承的钨金温度及振动监测状况，可对轴承的载荷及轴系的载荷分布作出评估并可提出调正的初步依据。 4 低压缸再次开缸寻找故障点 3机多次处理都是常规性的基本措施，即调整轴承中心和规范轴承装配，均未能克服汽机稳定运行一段时间后因突发性振动大而跳机这一主要矛盾。现场分析这一现象并寻

54、求下一步的措施时，制造厂表达了如下意见： (1)认为没有找到故障点。因此，措施的针对性不强，其处理效果应坦率承认无效。 (2)从运行中看到的不正常现象：低压汽封进汽温度不正常，经常在低于下限要求，100等级工作，怀疑低压汽封进水。低压缸差胀不正常，反应是凌乱的： 负荷250300MW低压差胀9.91mm 250300MW低压差胀8.87mm 当然还有属于两者之间的数据。这些数值是观察中的稳定值并非瞬时值，当参数和负荷相当时，其差异不应该这样大，属于不正常。经查询低压缸内的汽封系统、疏水系统、喷水系统在故障后并未彻底清理。 (3)No.2、No.3瓦均作了较大幅度的水平方向调整，难以再作调整。

55、基于上述原因，制造厂建议开低压缸，外部没有找到的故障点应到低压缸内继续找。同时可以复评低压缸变形，重新校正低压基准，争取较长的运行期并为下次调整留出余地。 低压缸开缸后发现：转子、低压缸锈蚀水斑严重，正、反向低压2级隔板汽封磨痕及锈斑严重。低压17、23级隔板静叶喉部掏出杂物及No.4瓦端低压齿上和槽中剔出杂物若干。 焊缝检查分为两类承力焊缝磁粉探伤，其余焊缝宏观检查。承力焊缝再次磁粉探伤，检查 结果未发现异常。宏观检查焊缝发现有3段各约200mm长度为弧形板与壁面结合处熔合不良，No.3瓦端1段、No.4瓦端2段，打磨清理补焊。 解对轮螺栓检查低压对轮中心相对于中压缸T端及相对于电机G端的变

56、化见表4。 表中数据反应出不到3个月的运行时间，中心变化幅度大，其中水平方向的变化更显突出。 汽封系统低压部分：汽封供汽滤网破裂，换网。低压汽封供汽管道积水，疏水节流孔堵塞，疏水排不出。低加抽汽段疏水管同样存在积水问题，改进疏水系统保证疏水畅通。对低压汽封供汽冷却实施改造，缩短冷却盘管，以及调整汽封供汽温度到一合适值。复查低压缸喷水系统，系统正常无泄漏。 在作转子顶起高度试验时发现：3轴承油膜压力表标牌与6轴承油膜压力表表牌挂反。 5 再次跳机，确认排除本次跳机的故障 5.1 轴承油膜压力 7月14再次启动时，No.3轴承油膜压力重复表5数据即为连续下降，No.3轴承油膜压力由定速时的3.7M

57、Pa降至跳机时的1.2MPa，历时37h。立即检查高压顶轴系统单向阀与节流阀间的管段，No.3相应管段烫手与正常的No.4、No.5、No.6相应管段相比差异极大。 No.4、No.5、No.6轴承油膜压力呈稳定态。 No.2瓦钨金温度一直未得到改善，从定速到带负荷，钨金温度阶段式上升：7984.6 91.7103。 5.2 临时措施 顶轴系统(见图2)关闭No.3节流阀，以期稳位No.3瓦油膜压力，执行关闭后无效果。继后，电厂按以往经验，重新打开No.3节流阀，开启高压油泵，向系统补入高压油，使用静载轴承和滑动轴承联合运行的方式来维持运行，仍然无效，No.3瓦油压不能止跌回升，7月15日17

58、：43振动大跳机，跳机前No.3瓦油膜压1.21.3MPa，为定速时三分之一。 上述现象表明轴承承载区的高压油顶轴口处存在泄漏，泄漏范围含单向阀、管接、轴承管接、轴承；泄漏等级为开启高压油泵补入高压油后亦不能维持。 5.3 停机消缺 No.2轴瓦翻瓦检查，下瓦辗伤，顶轴油囊棱边压塌，侧隙左侧减小，修瓦，重开油囊，中心又左移0.20mm。 No.3瓦翻瓦检查，两端呈压黑印带，中部空白亮带，形成缕空的通道，将下瓦重新堆焊巴氏合金，以上 瓦为准重新加工下瓦的型面，重开油囊周向宽度不大于100mm，轴向长度80mm 等均规范作业，回装轴承。 重新清理顶轴装置系统(主要为强调单向阀清理，管接连接，进入轴

59、承管接的紫铜垫片。)。 中压端保温不合要求，猫爪包上保温、中压排汽缸保温与轴承箱边成一体，要求去除猫爪上的保温，把中压排汽缸的保温与轴承箱分开留出散热通道2030mm，改善No.2瓦的热环境。 关于No.2、No.3瓦中心标高，用户坚持调到GE机水平，制造厂持保留意见，由于是可调试的，尊重用户的要求。具体措施：No.3瓦提高0.17mm，No.2瓦再下调0.08mm。原中心高差0.32min经这次调整后No.2瓦比No.3瓦低0.57mm。 6效果与结果 6.1效果 机组8月1日23：23冲转，8月2日2：06并网，8月5日中午完成了在各种负荷下的运行考核，并连续运行72h未跳机，制造厂工作组

60、撤离现场，并希望完成168h考核。电厂完成168h连续运行考核后反馈数据与东方汽轮机厂。数据表明振动正常，运行工况良好。现将8月2日 8月9日的数据，抽样组合列表，见表5。 No.2瓦钨金温度高的问题得以解决，由79.184.1。No.4、No.5、No.6油膜压力早已进入稳定态。No.2瓦的热态位置变化只引起微幅变化。 No.2瓦进入热稳定态后，No.2、No.3瓦油膜压力稳定，没有再次出现No.2、No.3瓦轴承油膜压力连续下降的情况。 轴振、瓦振良好，在不同工况有一定的幅度变化，但数据的重复性较好。 6.2 故障分类，解析振动成因 以大振动跳机汇总表为依据，对No.3、No.4、No.3No.4大轴振跳机