生产安全典型事故案例汇编 32起汽机设备事故案例.docx

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生产安全典型事故案例汇编32起汽机设备事故案例

汽机设备事故案例

汽门关闭不严导致机组跳闸后超速

【案例简述】

1998年3月1日某电厂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，其他的参数运行稳定，全厂总负荷111MW。

8时，汽机7号主值班员郝某接班后检查各参数均正常，机组运行稳定。

8月20分，郝某发现轴向位移指示偏大至－0.52mm（轴向位移正常指示在－0.26mm，动作值－1.2mm，最大±2.0mm），且摆动，打电话联系热工微保班值班人员李某要求进行处理。

8时40分，热工微保班值班员李某来到现场，检查后向郝某交待，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－0.7～－0.8mm时，再联系处理。

10时10分，当值值长刘某得知此情况后，令热工人员必须马上安排处理。

10时50分，热工微保班班长郝某、值班员李某来到现场，请示值长，要求退出串轴保护，以便检查。

值长刘某在得到运行副总孟某批准同意后将串轴保护联锁主汽门开关断开，当值长刘某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的回路，去发电机保护回路压板未断）。

此时，热工分场专工胡某恰好来到7号控制室看他们处理，随后郝某令李某在保护屏处活动串轴保护测量板和鉴别板，郝某来到操作盘前监视，两块板活动后，串轴保护指示明显摆动，增大到－2.0mm（动作值－1.2mm跳闸，该表量程±2.0），持续约7min左右。

10时58分，郝某向保护屏走去，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号机表盘铃响警报器掉牌（发电机跳闸掉牌），电气值班员立即向值长刘某报告发电机跳闸，负荷由80MW降到零，刘某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），主值班员郝某跑到机头手摇同步器准备挂闸，抬头一看转速表转速在3600r/min，立即手打危急保安器停机，没有反应，立即跑回控制室，看到表盘汽机转速已达3653r/min（实际最高达3699r/min，热工转速表记忆值），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，值长刘某令汽机第一次挂闸冲转，转速达到2050r/min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、汽机分场运行副主任都已来到现场，针对此情况，汽机班长郑某询问热工郝某，串轴、电超速、跳发电机保护退没退出，回答说已经退出了。

郑某便要求郝某除保留低真空、低油压外，其余保护都退出，郝某按其说的办了。

11时31分，值长刘某令汽机第二次挂闸冲转，当转速达到2156r/min时，自动主汽门及调速汽门再次关闭。

汽机班长郑某、热工分场专工胡某、运行副总孟某分别让郝某将汽机所有保护退出。

11时34分，值长刘某令汽机第三次挂闸冲转，当转速达到2156r/min时，自动主汽门及调速汽门又一次关闭。

11时38分，值长刘某请示省调，同意7号机停机检查。

11时42分，7号炉熄火。

事故后对设备检查情况

1．由于机组转速高达3699r/min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1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°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，其他部位均未见异常。

3．对一、二、三段抽汽逆止门进行汽密性试验，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6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，表面硬层基本消失，其密封接触面较宽，为7～8mm，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0.12mm增大到0.3mm，8号轴瓦下部有一块7mm×7mm钨金脱裂，其他各瓦均未见异常。

【案例评析】

1．发生这起事故的直接原因是热工人员作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3699r/min，是造成这次机组超速的主要原因。

【案例警示】

1．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，确认工作顺序及操作步骤无误方可进行故障处理工作。

2．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。

3．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。

4．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。

5．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。

6．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。

7．1995年7号机热工保护回路改进后，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。

8．主值班员在8时20分即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。

9．事故处理过程中，汽轮机主值班员已发现机组转速超过危急保安器动作转速达到3600r/min以上，而没有把这一重大问题立即向班长、值长和后续赶到有关领导报告，导致超速后的3次盲目冲动，严重违反了保人身、保设备的原则。

10．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。

11．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，造成各汽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。

超速试验油膜失稳导致轴系断裂

【案例简述】

1988年2月12日16时06分，某发电厂200MW5号汽轮发电机组，在进行提升转速的危急保安器动作试验时，发生了轴系断裂的特大事故，轴系的7处对轮螺栓、轴体5处发生断裂，共断13处，主机基本毁坏。

该机组的汽轮机系东方汽轮机厂1983年生产，出厂编号14，为DO5向DO9过渡的产品，调节部套也作了改动；发电机系东方电机厂1984年生产，出厂编号84-12-6-20。

机组于1985年12月13日开始试运行，1988年2月正式移交生产。

截止1988年2月12日事故前，机组累计运行12517h，检修5988h，停运461h，自停59次，危急保安器提升转速试验6次共31锤次，机组转速最高达到3373r/min。

这次提升转速的危急保安器动作试验是在机组于2月12日5时52分与电网解列后，用超速试验滑阀，在接近额定主蒸汽参数及一级旁路开启的情况下进行的。

做1号飞锤提升转速试验时，6号机主值班员将5号机盘上转速表显示3228r/min误看为3328r/min，并手按集控室的停机按钮，使机组跳闸，但并未与机头的试验人员联系，致使他们误认为1号飞锤已经动作。

在场人员提供，在做2号飞锤提升转速试验过程中，当机组转速升到3302r/min时，听到有类似于汽门动作的声音，试验人员误认为2号飞锤已动作，将超速试验手柄放开，后确认2号飞锤并未动作。

当转速降至3020r/min时，未发现异常，请示在场总工程师后，继续进行2号飞锤动作试验。

根据在场人员的回忆，先听到升速叫声，看到副励磁机喷出灰尘，然后听到一声闷响，发电机端部着火，此时一名民工腰部被残片击中，在东头的人员听到一声闷响后随即看到1号瓦盖翻起，高压后汽封喷出蒸汽，试验人员跌倒。

从听到升速叫声到发电机端部着火时间约6～8s，在此期间，据在场人员称并未感到剧烈振动，个别人反映发电机端部着火后又有一声响。

电厂有关领导指挥广大职工和消防队员奋力扑火，火焰于16时28分扑灭，一人被残片击伤。

【案例评析】

这次事故是由油膜失稳开始的，突发性、综合性强烈振动造成的轴系严重破坏。

该机组的轴系稳定性裕度偏低和机组转速飞升超速到3500～3600r/min是酿成这次事故的主要起因。

它是一次综合原因引起的技术事故。

【案例警示】

1．改进调速系统设计，使其工作范围上限适当提高；改进超速试验，便于准确操纵，尽快对同类机组的调整器滑阀和超速试验进行一次普查，解决危急保安器的试验问题；提高超速保安装置的动作可靠性；重视热工检测系统的配备，保证仪表的工作完好率，加强机组关键运行参数的监测、保护、记录和记忆。

2．研制稳定性良好的轴承，确定各轴承的合理相对标高，提高轴瓦的制造质量及安装工艺，研究轴系重要螺栓的必要预紧力与防松措施，提高中低压转子接长轴的制造和安装质量，制定运行机组的合理许可值。

齿型联轴器失效导致调节系统失控轴系破坏

【案例简述】

某发电厂1号汽轮机是由哈尔滨汽轮机厂制造的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。

1996年3月安装，1996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；0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，主蒸汽温度535℃，蒸汽流量536.9t/h。

47分30秒，“高、中压主汽门关闭”、“抽汽逆止门关闭”光字牌报警，监盘主值班员喊了“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。

”主值班员、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，6kV厂用电正常联动备用电源，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3000r/min。

”汽机班长到就地机头处操作，手摇同步器由30mm退至到“0”位，同时令主值班员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、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，升速率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，通知主值班员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，4处为对轮螺栓断裂，1处为齿型联轴器失效。

其中中压转子电侧轴端在轴封R角处断裂，断轴长约1.8m，飞出距离11m；低压转子机侧轴端在轴颈与油挡过渡处断裂，断轴长约1m；发电机机侧轴端在轴颈处断裂，断轴长约1.5m，飞落约35m远；中、低压转子半挠性波纹联轴器两端断裂并成碎块；主油泵与主轴间齿型联轴器内、处齿损坏失效脱开；低压转子与发电机间、发电机与励磁机间对轮螺栓断裂。

【案例评析】

1．齿型联轴器失效是事故的起因。

由于齿型联轴器质量低劣，材料处理工艺不合格及错用，导致齿牙严重磨损、折断、变形损伤，造成齿型联轴器低寿命失效，使主油泵轴与汽轮机主轴脱开，导致发电机跳闸、机组甩负荷、转速失去监测、调节系统失控。

2．几种因素偶合的特殊工况致使低压缸铸造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的偶合，导致机组启动时中压汽门迟后于高压汽门而突然全开的特殊工况。

通过对低压铸铁隔板破坏性试验结果表明，导叶屈服时的加载力约为设计压差的6.5倍，隔板损坏时的加载力约为设计压差的10倍，试验与计算结果相一致。

因此，低压缸铸造铁隔板的碎裂损坏，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。

3．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力，对转速表的异常指示没有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启动，是发生中、低压缸瞬时进入大量蒸汽特殊工况的条件之一。

总之，“8•19”轴系损坏事故是一起由设备质量、技术等综合原因偶合引发的重大责任事故。

【案例警示】

1．加强备品配件的质量管理工作，按标准认真检验各项指标，严把备品配件及设备质量关，防止不合格的备品配件进厂，进而保证备品配件的安全可靠性。

2．加强技术培训、提高人员素质。

人员素质与生产和技术的发展水平不相适应是普遍现象，要加强人员的岗位技术培训，建立严格的技术考核制度，提高运行人员对一般事故和特殊事故的判断、应变能力的水平。

3．加强技术管理、杜绝事故隐患。

设备的健康水平是保证机组安全运行的先决条件，无论大小缺陷要查明原因、及时消除。

要对200MW机组的齿形联轴器进行一次全面的检查，发现问题及时处理。

按规定认真完成金属监督要求，对汽轮发电机转子进行金属检查。

4．完善运行规程。

对现有200MW机组的运行、检修规程进行全面的审查，结合设备、系统的实际情况以充实完善。

如主油泵标高、低油压保护联动值、再热器压力的控制要求等，应进行深入研究，纳入规程。

要针对电、液并存调节系统易发生的故障，编进运行规程的事故处理章节，以使运行、检修人员操作有章法、判断有依据。

5．就地增设在主轴侧取信号源的转速表，便于运行人员在冲转升速及事故处理过程的对照和分析。

6．铸铁隔板在国产200MW机组上被广泛使用，其制造、加工工艺要求较高，尤其是导叶的插入深度、浇铸结合的程度以及设计的型线等，一般较难控制，在正常运行中虽未发生过大的问题，但在异常工况下极易损坏，为提高运行的安全性和经济性，建议今后制造厂在新制机组时考虑将铸铁隔板改为焊接隔板，以提高抗冲击能力。

7．齿型联轴器是汽轮机极为重要的部件，其磨损现象在国内较为普通，对其设计、制造质量必须高度重视。

要认真总结设计中的问题，严格控制制造、加工质量；应有防止内齿套筒相对位移过大的措施、进一步改善齿的润滑状况；严禁错用材料、严格规范材料的处理工艺，确保齿型联轴器使用的安全性、可靠性。

8．本案例违反了《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》第9条“防止汽轮机超速和轴系断裂事故”第9.2.1款、第9.2.6款之规定。

水冲击导致汽轮机严重破坏

【案例简述】

某火电厂2号机组为哈尔滨汽轮机厂生产的31－50－2G型中压凝汽式汽轮机，出厂编号007。

1968年12月投产发电，21年累计运行168065h，7次大修、26次小修、事故停机5次，承担电网调峰运行。

1990年1月25日事故前主蒸汽系统为母管制运行，全厂负荷75MW，其中2号机组负荷30MW，高压轴封由新蒸汽供汽，1、2号除氧器并联运行，2号锅炉主蒸汽流量170t/h。

3时07分2号锅炉在调整燃烧加负荷操作的过程灭火，点火升压，于3时27分主蒸汽压力达3.65MPa，蒸汽温度为399℃/420℃。

3时33分全厂负荷加至73MW后自动减至69MW，其间无人注意水位的变化，当发现时机械水位表已达满度300mm，汽温已降至265℃。

汽轮机加负荷后不久，运行人员看到管道间和主汽门冒白汽，立即就地手打危急保安器，并感到机组有异常声，目测转速3007r/min，又迅速到控制室按下发电机事故按钮，数秒后一声巨响机组爆炸，控制室屋顶坍塌，1、3号机组甩负荷，厂用电中断。

时钟指示3时37分。

轴系断为11段，10个断裂面，6处为轴颈断裂，3处为对轮螺栓断裂，1处为轴头被拉脱，3处裂纹，断裂面位置见图3。

图3#2机组轴系断裂面位置

除发电机和励磁机转子外，其余全部飞离原位。

1瓦1.1m断轴飞出34m，1～3级叶轮间0.55m断轴飞出84m均落在A排墙外；汽轮机转子的套装部件除第8、9级叶轮外，其余全部飞脱，推力盘飞出44m落在A排墙外，第1级叶轮落在排汽缸内，第2级叶轮飞出30米落在37米锅炉屋顶，第3级叶轮飞出43m落在1号机端部零米，第4级叶轮飞出158m落在变电所，第5级叶轮飞出54m落在锅炉房除尘器间，第6级叶轮飞出12m落在3号机给水泵排水沟内，第7级叶轮落在主油箱内，第10级叶轮落在2号机循环水泵坑内。

所有套装部件均有不同程度的形变和损坏，轴孔变椭圆并成喇叭状；所有动叶片全部被剪断；1号轴瓦钨金熔化瓦口张大，2号轴瓦钨金基本完好，下瓦断裂，3、4号轴瓦有碾压和撞击痕迹，5、6号轴瓦基本完好；1号调节汽门仍有35mm开度，2号调节汽门飞出34m落在A排墙外；汽轮机前箱和高压缸下缸移位，上盖和下缸分别飞出23m和31m落在A排墙外，低压缸破碎，残骸四处飞落，发电机严重损坏，励磁机机座位移。

【案例评析】

2号锅炉灭火后，由点火到汽压恢复正常约20min，在锅炉加负荷的过程中，无人监视汽包水位，而致使满水。

2号汽轮机负荷由0加至28MW约6min，2号汽轮机主蒸汽温度由427℃降低到350℃约2min，由350℃降低到265℃约4min。

在主蒸汽温度降低的过程中，汽轮机控制室内无人及时发现温度的变化，也未能正确判断汽轮机发生水冲击，使汽轮机较长时间进入低温蒸汽和水，在带24MW负荷解列的过程中，调节汽门又未能关闭，致使转速急速飞升。

因而机组在水冲击的作用下，动静部件严重碰磨，转子弯曲，强烈振动，并在机组严重超速的过程中，而致使毁坏。

固定销钉剪断造成汽轮机高压转子弯曲

【案例简述】

某火力发电厂＃7机组于1997年12月投入运行，汽轮机型号为N210-130-535/535，为超高压一次中间再热单轴三缸两排汽凝汽式。

2003年5月9日，#7机组（200MW）在启动过程中发生高压转子弯曲的设备事故。

2003年4月29日7时，＃7机#2给水泵出口再循环管法兰泄漏处理完毕。

9时15分，汽轮机各参数具备冲转条件，汽轮机开始冲转，转速升至500r/min检查后继续升速，转速升至1000r/min左右时，发现＃2轴Y向振动235µm，＃3轴Y向振动210µm，＃2、＃3轴瓦振动在合格范围内，立即打闸停机。

停机后，对高、中压缸前汽封进行听音，未发现磨擦声，测量大轴晃动度为0.60mm，于是判断汽轮机转子产生弯曲，立即采取温差法直轴。

直轴后测量大轴晃动度为0.13mm，消除了转子的热弯曲（机组投产后原始晃动值为0.13mm）。

同时厂部组织专业人员对振动超标进行了全面分析，认为是由于高压前轴封的汽封套变形，在启动过程中与转子产生碰磨，引起转子弯曲，属于弹性变形。

随后，机组于4月29日、4月30日、5月8日先后进行了5次启动，均因#2、#3轴Y方向振动大未启动成功。

机组于5月19日转入中修，经检查高压转子前轴封处出现轻微弯曲（0.12mm）。

【案例评析】

1．汽轮机第25级上隔板阻汽环中分面两侧固定销钉各被剪断一只，阻汽环的原始应力得以释放并向低压缸内侧弹性变形4mm左右，其弹性力作用在第25级叶片的端部，对低压转子施加了这样一个向右侧的外力，使得整个汽轮机转子以#3瓦或#4瓦为支点产生左右偏摆，也就是高中压转子向左移动，低压转子向右移动，造成#1、#2瓦口左侧间隙减小，使高压缸前汽封左侧间隙也随之变小，故而造成与高压转子发生严重碰磨。

高压缸前轴封处最先产生磨擦、过热，出现转子局部碰磨的恶性循环，造成高压转子弯曲，轴振增大、超标。

2．机组冲动前没有进一步增加盘车的时间，没有找出引起高压转子弯曲的真正原因。

【案例警示】

1．＃7汽轮机低压转子第25、30级由成组叶片拉筋改为整圈松拉筋。

2．＃7汽轮机中压隔板第13、14、15级进行加固；第13～22级隔板全部进行变形量的测量，并作为历史性的监测数据。

3．根据＃7汽轮机第25级的情况，对低压缸其他各级隔板加装M12×40的＃35钢销钉，以增加其强度。

4．＃7汽轮机前箱、中箱的左侧各加装一块膨胀表。

5．严格执行《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》相关内容，加强运行中相关参数监视。

汽轮机轴瓦钨金、轴颈磨损

【案例简述】

2011年4月2日，某厂#3机组停机临修。

于15日22时30分，临修结束锅炉点火。

16日4时12分，汽轮机挂闸冲转；4时59分，汽轮机转速升至1360r/min，运行值班人员发现DCS监视画面中的“发电机密封油膨胀箱液位高”报警信号发出，于是采取放油处理，5时26分，液位高报警信号消失。

7时53分，#3汽轮机转速3000r/min暖机，运行值班人员发现DCS监视画面中的“发电机密封油膨胀箱液位高”报警信号再次发出。

16时12分，机组负荷618MW，汽轮机跳闸，首出原因显示“汽轮机润滑油压低”。

转速到零后，就地投入盘车因电流大跳闸，盘车无法正常投入，手动盘车不动，关闭汽轮机本体所有疏水气动、手动门，对汽轮机进行闷缸处理。

【案例评析】

经现场查看和分析，初步认为发电机密封油回油膨胀箱下部系统回油不畅，导致密封油回油膨胀箱油位升高，并进入发电机内部。

同时，回油不畅引起汽轮机润滑油主油箱油位下降，油位降至BOP油泵吸