10起典型汽机事故汇编Word文件下载.docx

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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0.08MPa～0.015MPa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。

二、朝阳发电厂98年1号机大轴弯曲事故

朝阳电厂1号机组大修于1998年7月10日全部结束，7月12日和13日进行高速动平衡试验，振动情况良好，最大的5号轴承为0.028mm。

7月14日，机组进行第三次启动，7时锅炉点火，随后投9只油枪，8时汽轮机冲动，DEH系统投入，冲动前参数正常，炉侧过热蒸汽温度363℃、333℃，机侧温度267℃、压力1.72MPa、高压内缸上壁温度251℃，其它正常。

8时15分汽轮机定速3000rpm。

8时47分发电机手动同期并网，此时炉侧过热汽温432.1℃、438.5℃，机侧403℃、394℃，高压内缸上壁温度287℃，高压胀差2.45mm,振动最大的5号轴承为0.023mm，并列后发电机有功和无功功率表均无指标。

9时3分，发现高压油动机全开至155mm，将DEH切到液调。

9时5分，锅炉投入一台磨煤机，停三只轻油枪，投二级减温水，高压胀差3.6mm。

9时13分，高压胀差4.0mm，立即手摇同步器，将高压油动机行程关到96mm，发现中压油动机参与调整，再热汽压升到1.5MPa，又将高压油动机行程开到112mm。

9时19分高压胀差到4.38mm，用功率限制器将油动机关到空负荷位置（30mm），此时高压内缸上壁温度351℃，机侧过热汽温414℃，炉侧406℃。

9时24分，高压胀差4.46mm，运行副总下令发电机解列，汽机司机打闸停机，这时高压胀差最大到5.02mm。

打闸前振动最大的5号轴承为0.024mm，打闸后2分17秒时振动最大的1号轴承为0.039mm，转子惰走24分钟，启动盘车电流为60A，大轴晃度0.08mm，偏心0.138mm。

16时50分大轴晃度最终稳定在0.11mm,16时20分测量转子弯曲0.165mm，最大位于调节级后第二级叶轮处，说明高压转子已发生弯曲。

（二）、原因分析及暴露问题

弯曲的直接原因是由于高压转子胀差越限，没有及时打闸停机，导致高压前、后汽封和隔板汽封轴向径向碰磨，打闸以后惰走过程中高压胀差最大达+5.02mm。

高压胀差越限是由以下原因引起的。

1、功率表无指示,由于接线错误，并网后有功功率和无功功率表均无指示，没有及时停机处理，使DEH系统在没有功率反馈的条件下，将高压油动机开到最大，根据发电机转子电流2000A，推算有功负荷在33-45MW，蒸汽流量在220t/h左右，促使高压胀差的变化率增大。

2、机组参数不匹配，启动至并网主蒸汽温度一直偏高，锅炉投入多支油枪，使主蒸汽温度难以控制，为高压胀差增长创造了条件。

3、违反运行规程，规程规定高压胀差+3.0mm报警,+4.0mm打闸,但该机在高压胀差到4.46mm时才解列、打闸，机组经过长达24分钟惰走到静止，加重了轴径向磨损，造成大轴弯曲的恶果。

暴露出运行人员在发现重要表计没有指示时，没有及时汇报值长或通知相关专业运行人员，造成误判致使机组并列后带30MW左右负荷运行了10多分钟，高压胀差急剧增长。

三、大同二电厂5号机组在小修后启机过程中，发生烧瓦恶性事故

2002年10月16日14时14分，大同二电厂5号机组在小修后启机过程中，在进行主油泵和高压启动油泵的切换时由于运行人员误操作，发生烧瓦恶性事故。

一、事故经过

2002年10月16日，5号机组小修后按计划进行启动。

13时机组达到冲转条件，13时43分达到额定转速。

司机在查看高压启动油泵电机电流从冲转前的280A降到189A后于13时49分盘前停高压启动油泵，盘前光子牌发“润滑油压低停机”信号，机组自动掉闸，交流润滑油泵联启。

运行人员误认为油压低的原因是就地油压表一次门未开造成保护动作机组掉闸，因此再次挂闸。

14时14分，在高压启动油泵再次达到190A时，单元长再次在盘前停高压启动油泵。

盘前光子牌再次发“润滑油压低停机”信号，由于交流润滑油泵联启未复归，交流润滑油泵未能联启，汽轮机再次掉闸。

单元长就地检查发现五瓦温度高，油挡处冒烟，司机盘前发现六、七瓦温度高至90℃，立即破坏真空紧急停机处理。

事故后经检查，发现二、五、六、七瓦下瓦乌金不同程度烧损。

五瓦处低压轴封轻微磨损，油挡磨损。

解体检查高压启动油泵出口逆止门时发现门板无销轴。

二、事故原因

“10·

16”事故是一起由于人员误操作引发的一般恶性事故，其原因为：

　1、两次停高压启动油泵时均未严格执行运行规程的规定：

检查高压启动油泵出口逆止阀前油压达到2.0Mpa后,缓慢关闭高压启动油泵出口门后再停泵（实际运行泵出口逆止阀不严）。

同时在停泵过程中未严密监视转速、调速油压和润滑油压的变化，异常情况下未立即恢复高压启动油泵。

2、在第二次挂闸前对高压启动油泵和交流润滑油泵的联锁未进行复归操作，造成低油压时交流润滑油泵不能联启。

　3、高压启动油泵出口逆止门板无销轴，造成门板关闭不严，主油泵出口门经该门直接流回主油箱，使各轴承断油。

　4、机组启动过程中现场指挥混乱，各级管理人员把关不严也是本次事故的重要原因。

大同二电厂5号机组“10·

16”烧瓦事故不仅暴漏了当值运行人员操作中存在严重的违章操作情况，有章不循，盲目操作，责任心不强。

同时也暴漏了在操作指挥中有违反制度、职责不清、程序不明的混乱现象，暴漏了一些运行人员对系统不熟，尤其是对主要测点位置不清的问题，暴漏了检修工作中对设备隐患不摸底，设备检修验收制度执行不严谨的问题。

大同二电厂的“10·

16”事故，公司各单位要引以为戒，认真从中吸取教训。

各单位要认真整顿运行人员纪律，重新审查各级人员职责，凡职责不明、程序不清的指挥应立即予以纠正。

应本着谁指挥谁负责，谁操作谁负责的原则，统一指挥，分部实施组织好现场的运行管理工作。

四、　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，6KV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、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，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。

五、富拉尔基二电厂89年1号机大轴弯曲事故

1989年1月13日，富拉尔基二电厂1号炉再热器漏泄，经请示调度同意于21时45分开始滑停，值长对运行人员说：

“汽温在350℃以上可以快点滑”，（规程规定滑停速度为1—1.5℃/分），开始时降温速度为1—1.25℃/分,22时到23时降温速度为2.7℃/分，23时到0时降温度为3.6℃/分。

从额定参数滑到2.0MPa、260℃时应该需要6小时，而这次滑停仅用2.5小时。

由于降速度过快，汽缸受到急剧冷却后变形，当胀差急剧变化并达到负值时，值长没有及时下令打闸停机，而是先倒厂用电后才停机，此时负胀差达到-1.8mm，此后又延误了停机时间，造成大轴弯曲最大达23道。

六、湛江电厂“6．4”全厂停电及#2机烧轴瓦事故通报

　一、事故经过：

　6月4日8时，湛江电厂两台300Mw机纽并网运行，#1机负荷150MW，#2机组负荷250MW。

#1机组因轴承振动不正常，6KV厂用电工作段仍由启动／备用变压器供电。

9时17分#2机突然跳闸，发出抗燃油（EH）油压低、EH油泵C泵跳闸、发电机失磁、汽轮机和发电机跳闸等讯号。

汽轮机值班员立即抢合主机、小汽机直流事故油泵和发电机密封直流油泵，均启动正常。

电气值班员发观#2发一变组2202开关跳闸，#2厂高交622a开关跳闸，

622b开关红绿灯不亮，6KVⅡa、6kvⅡb两段自投不成功。

　　9时l8分抢合062a开关成功，汽机司机投入交流润滑油泵，停下直流润滑油泵。

电气值班员到现场检查，负荷开关已分闸，但没有检查发现622b开关在合闸位置。

然后抢合上062b开关时，向#2发电机送电，引起启动／备用变压器差动保护误动作使2208、620a、620b三侧开关跳，#1机组失去厂用电跳闸，全厂停电。

#2机交流润滑油泵失压，直流润滑油泵没有及时投入而使部分轴瓦断油。

值班员

先后切开061a、061b、062a、062b、060a、060b开关，于9时21分合2208开关成功。

9时24分合620a开关成功，恢复Ⅱa段厂用电，但合620b开关不成功。

经检查处理，9时50分合620b开关，10时17分就地操作合062b开关成功，至此厂用电全部恢复正常。

　　1l时45分#2机挂闸，转速迅速升至120转／分，即远方打闸无效，就地打闸停机。

　　11时48分汽机再次挂闸，转速自动升至800转／分，轴向位移1．9mm，远方打闸不成功，就地打闸停机。

　　12时10分第三次挂闸，轴向位移从0．7mm升至1．7mm，轴向位移保护动作停机。

　　事故后检查发现#2机组轴承损坏，其中#1、2、5、6下瓦和推力瓦损坏严重，需要更换。

　　二、事故原因分析

　　经检查分析计算机打印资料和事故后做试验证明，事故直接原因是C抗燃油泵跳闸，因蓄能器漏氢退出运行，造成抗燃油压迅速降低，该保护动作跳机。

　　事故扩大为全厂停电的原因：

#2机6kV厂用电B段622b开关跳闸线圈烧坏，红绿灯不亮，值班人员没有到现场检查，没有发现该开关未跳开，当抢合062b开关时，启／备变压器差动保护误动跳三侧开关，全厂失去厂用电。

当时，#l机厂用电由启／备变压器供电，#1机组被迫停机。

启／备变压器高低侧CT特性不匹配，已发生差动保护误动多次，未及时采取有效措施消除，亦是扩大为全厂停电事故

重要原因。

　　#2汽轮发电机组烧瓦原因：

计算机打印资料表明，9时18分40秒直流事故油泵停，而此后因抢合062b开关造成全厂停电，交流油泵停运，润滑油中断烧瓦。

全厂停电交流油泵停运后除了没有及时抢合直流润滑油泵外，直流油泵为什么不能联动和两次抢合不成功，有待继续检查联动装置和二次回路。

　　三、事故暴露的问题

　　1．运行人员素质低，判断事故和处理事故能力不强。

该厂曾发生过开关非全相运行，汽轮机叶片断落，振动异常没有立即停机，两次非同期并列#1发电机、#1炉空气预热器烧损等事故，仍至这次全厂停电、损坏设备重大事故，都出现运行人员误判断、误处理，反映运行人员处理事故能力不强。

　　2．安全管理不善。

发生多起事故未能及时组织深入调查分析，按“三不放过”原则严肃处理，认真吸取教训。

运行规程未明确规定，开关红绿灯不亮时如何检查处理。

运行人员往往不是按规程而是由值长或厂领导命令进行重大操作或处理事故。

厂领导直接干预运行人员处理事故是错误的。

全厂停电后，#2机组#6瓦温度曾达101度，轴向位移1．9mm，运方打闸失灵，汽机挂闸后转速升高达800转／分，这些现象说明机组处于不正常状态，厂领导仍决定冲转，是拼设备的体现。

　　3．设备管理不善，未能及时消除缺陷。

抗燃油蓄能器、启／备变压器差动保护误动、厂用电和事故油泵自投装置等存在的问题，未及时处理，致使一般事故扩大为全厂停电和损坏主设备重大事故。

计算机缺陷不及时消除，不能把9时19分40秒以后的数据资料打印下来，加深了分析事故难度。

据反映，工作人员可擅自将重要保护退出运行，未经有关部门批准，限期恢复．

　　4．个别值班人员不如实反映停过#2机直流润滑油泵和全厂停电时，不能迅速投入直流润滑油泵等情况，背离了做老实人，办老实事，说老实话的职业道德。

　　四、反事故对策

　　1．加强人员培训，提高运行人员的思想素质和技术素质，加强责任心和职业道德教育，提高运行人员操作技术水平、判断和处理事故能力。

认真对待事故和障碍，按“三不放过“原则及时组织调查分析，真正吸取事故教训。

对隐瞒事故真相的同志，给予教育和处理。

　　2．严格执行规章制度。

运行规程不完善的要修改补充，不完善的内容先以书面形式颁布执行。

运行人员应按规程操作和处理事故，厂领导不要干预运行人员操作，不得违章指挥操作，不得为避免事故拼设备。

必须建立保护装置管理制度，落实责任制，重要保护和联锁装置退出运行时必须经总工程师或厂领导批准，并限期恢复。

　　3．加强设备缺陷管理。

坚持定期轮换试验制度，设备缺陷要及时处理，暂时难于消除的缺陷要有防止发生事故具体措施，颁发到有关岗位执行。

七、某厂汽轮机进水弯轴

某电厂号7机200MW机组，1998年6月17日4时8分时，由于锅炉高温段省煤器泄漏进行临检，用给水泵向锅炉上水打压查漏，4时30分时，压力升到14.5MPa，锅炉过热器安全门动作，即关闭给水阀停止给水泵运行。

6月18日1时冲动汽轮机，1时45分升速到1400rpm时，汽轮发电机组发生强烈振动，高压缸前后轴封处冒火，运行人员立即关调节汽门，降转速700rpm时，汽轮机轴向位移保护动作，汽轮机跳闸。

后多次强行启动，均不成功。

开缸检查汽轮机转子从高压第2级到第11级的动叶围带被汽封片磨出沟道，最深达3mm,汽封片磨损严重，大轴弯曲值达0.58mm.

事故原因是汽轮机进水,加上运行的一系列错误操作,导致汽轮机大轴永久性弯曲,具体原因分析如下:

　1、锅炉打压查漏时,虽然电动主汽门已关闭,但没有用手摇紧,汽轮机自动主汽门前压力曾上升到11MPa未引起足够重视,造成汽轮机进水。

　2、运行人员没有执行规程规定，达到紧急停机规定未执行紧急停机，而是采用了降速暖机的错误方法。

十五内蒙丰镇发电厂94年2号汽轮机大轴弯曲事故　

1994年2月13日2号炉过热器集汽联箱检查孔封头泄漏，2号机滑停检修。

2月14日0时40分2号机加热装置暖管，0时55分负荷滑降至70MW，倒轴封，1时00分停高加，1时01分负荷降至50MW，停2号低加疏水泵，1时03分发电机解列，1时07分汽机打闸，1时14分投盘车，1时25分停循环泵做防止进冷水、冷汽措施。

惰走17分钟，盘车电流36A，大轴晃动0.048mm，高压内缸内壁温度406℃，高压外缸内壁上下壁温416℃/399℃，高压外缸外壁上下壁温344℃，中压缸内壁上下壁温451℃/415℃。

2月14日锅炉检修结束，21时00分点火升压。

2月15日0时15分准备冲动。

冲动前2号汽轮机技术状况：

大轴晃动0.05mm，整体膨胀20mm，中压缸膨胀12mm，高压内缸胀差1.0mm，中压缸胀差-0.3mm,低压缸胀差-1.1mm,高压内缸内壁上下温差0，表指示温度均为282℃[高压内缸内上壁温度一个测点已坏（共4对测点元件）,热工人员将上缸温度表电缆也接在了下缸温度测点上,因此实际指示的全是下缸温度],高压外缸上内壁温度293℃，下缸内壁温度293℃，中压缸上内壁温度268℃，下缸内壁温度210℃。

润滑油压0.11MPa，油温42℃，调速油压1.8MPa，

21时00分轴封送汽管道暖管（汽源由1号机2抽供），22时00分轴封送汽，开电动主闸门旁路门暖管至主汽门前，22时15分开电动主汽门，关旁路门，管道疏水倒疏扩，22时17分投Ⅰ级旁路（减温水未投）、Ⅱ级旁路，22时40分法螺加热管道暖管。

冲动前蒸汽参数：

主汽温度：

左侧372℃，右侧377℃；

再热汽温度：

左侧340℃，右侧340℃；

主汽压力：

左侧2.7MPa，右侧2.7MPa。

0时35分开始冲动，0时37分升速至500转/分，2瓦振动超过0.10mm（最大到0.13mm）打闸停机，0时57分转速到零投盘车装置（惰走7分钟）,盘车电流34A,大轴晃动指示0.05mm。

经全面检查未发现异常，厂领导询问情况后同意二次启动。

第二次冲动前2号汽轮机技术状况：

大轴晃动0.05mm，高压缸胀差2.5mm，中压缸胀差1.0mm，低压缸胀差2.7mm，高压内缸上内壁温度320℃，下缸内壁温度320℃，中压上缸温度219℃，下缸127℃，串轴-0.05mm。

真空73.32kPa，油温40℃，调速油压1.95MPa，润滑油压0.108MPa。

第二次冲动的蒸汽参数：

左侧400℃,右侧400℃；

再热汽温：

左侧290℃，右侧290℃，主汽压力：

左侧3.5MPa,右侧3.5MPa。

3时10分冲动，3时12分转至500转/分，2瓦振动0.027mm，3时25分转速升至1368转/分，3瓦振动0.13mm，立即打闸，开真空破坏门，3时40分投盘车装置（惰走15分钟），盘车电流34A，做防止进冷汽措施，大轴晃动指示0.05mm。

6时30分抄表发现晃动表指示不正常，通知检修处理（晃动表传杆磨损，长度不足与大轴接触不良），9时0分处理好，晃动传动杆处测的大轴实际晃动值0.