火力發(fā)電廠事故及異常案例匯編

1、大唐華東電力試驗研究所二 0 一六年九月前言近年來， 安全事故頻發(fā)，據調查，70%以上的安全事故都是由“三違”造成的，慘痛的事實一次次為安全生產工作敲響警鐘。為了認真汲取事故教訓，提高對各類違章行為危害的認識，采取 針對性措施，有效杜絕惡性事故的發(fā)生, 大唐華東電力試驗研究所有限公司搜集了本事故案例匯編，請所屬企業(yè)各級領導和廣大員工高度重視, 認真組織學習討論, 希望能從中汲取教訓, 引以為戒 , 為提高企業(yè)安全生產水平提供幫助。大唐華東電力試驗研究所生產技術部2016年 9 月目錄汽機篇某電廠660MW汽輪機帶負荷過程振動增大原因分析 4某廠1 號機振動大機組跳機 9某廠2 號機組循環(huán)水切換

2、不成功導致非停 14運行監(jiān)控不到位，轉子進水彎曲 16除氧器進汽逆止門不嚴，小機進冷汽跳機 20機組啟動過程中違章操作，造成轉子永久彎曲 23給水泵出口逆止門不嚴，汽泵倒轉造成設備損壞 26低壓安全油管道斷裂，造成非停事故 28某電廠2 號機 EH 油管道鎖母松脫原因分析及應對策略 30某電廠2 號機組 B 小機跳機 33某電廠 2 號機高中壓轉子對輪錯位分析 36某廠330MW機組低壓轉子瓦溫高分析 41鍋爐篇給煤機，連續(xù)斷（堵）煤 44給煤機跳閘，爐膛爆燃 46空預器停轉，降負荷 47水冷壁吹損，爆管停爐 49熱工篇1000MW機組小機MTSI電源故障造成機組跳閘分析 501000MW機組

3、低速碾瓦原因分析與處理 52某廠1 號機組異常停機事故 58某廠DCS故障引起循環(huán)水進水蝶閥自動關回 64某廠給水流量低觸發(fā)MFT66某廠給水流量低誤發(fā)觸發(fā)MFT69某廠回油溫度高跳機 71某廠爐膛壓力低低MFT73某廠 350MW汽輪機推力瓦磨損事故分析 76某廠 2 號爐貯水箱水位高MFT事故分析 81600MW機組高壓調節(jié)閥晃動事故的處理 88660MW超臨界DEH中汽輪機轉速波動原因分析與處理 91某電廠上汽-西門子1000MW機組軸承溫度測點故障處理 94上汽超超臨界機組給水流量低導致MFT動作事件分析 95電氣篇安全措施不全，帶地刀合刀閘 96操作丟項解鎖，帶地刀合刀閘 99甩線不

4、包絕緣，誤碰保護停機 103漏切二次壓板，差動動作停機 106操作確認馬虎，誤切勵磁停機 108電纜短路著火，引發(fā)全廠停電 110環(huán)火處置不當，轉子彎曲停機 115鐵芯松動磨損，定子接地停機 117設計存在缺陷，轉子嚴重磨損 119局部絕緣缺陷，主變套管燒損 123化學篇某電廠精處理系統(tǒng)跑樹脂事故 125某電廠 6 號機組抗燃油油質異常 129某電廠精處理制水周期短 132某電廠凝汽器泄漏事故 134陽床出水鈉含量偏高 135精處理再生系統(tǒng)樹脂混合后出水電導偏高 136爐水氯離子超標 138藥劑未經動態(tài)模擬試驗引起凝汽器結垢 140176汽機篇某電廠660M汽輪機帶負荷過程振動增大原因分析 W

5、【簡述】某電廠 2 號機組為東方汽輪機廠設計生產的N660-25/600/600型超超臨界壓力、一次中間再熱、單軸、三缸四排汽、雙背壓、凝汽式汽輪機，配套東方電機股份有限公司制造的QFSN-660-2-22B 型發(fā)電機。 2015 年 8 月，首次成功沖轉，定速3000r/min 時刻，軸振、瓦振良好，達到了國標對新裝機組振動水平的要求。機組并網后，低壓缸瓦振和發(fā)電機振動逐漸增大；機組負荷450MW時，5 8 瓦瓦振超過60 m， 7 瓦軸振也超過110 m。振動專業(yè)技術人員協(xié)助電廠對2 號汽機的振動異常情況進行分析和安全評估?！臼鹿式涍^】從機組首次并網后的歷史數據來看，2 號機組的振動異?，F

6、象主要有以下幾個特征：（ 1）首次定速3000r/min 空載運行時，機組軸振、瓦振良好；帶負荷后，低壓缸 B 缸及發(fā)電機振動隨負荷升高明顯增大，其中以 5 8 瓦的瓦振及7Y 軸振對負荷的變化最為敏感，負荷大于450MW時，5 8 瓦的瓦振、7Y 軸振就超過了報警值。（ 2）低壓缸及發(fā)電機振動與負荷的跟隨性具有可逆性，即隨負荷升高而增大，負荷降低后，振動基本能恢復至原始水平。（ 3）初并網時刻，機組負荷33.6MW無功（27.4Mvar） ， 7 瓦軸振/ 瓦振分別為33 m /13 m， 8 瓦軸振 / 瓦振分別為24 m /38 m；負荷增加至560MW時 （ 期間調整了無功功率）， 發(fā)

7、電機振動達到峰值，7 瓦軸振 /瓦振分別為136 m /76 m， 8 瓦軸振 /瓦振分別為86 m/92 m。（ 4）瓦振與軸振比值偏大，即瓦振大、軸振小的問題：主要表現在5， 6， 8 瓦上， 目前普遍認為瓦振與軸振比值的正常范圍為0.1 0.5；就 2 號機組來說，初定速3000r/min 時，瓦振與軸振的比值不到1，而帶負荷后6 瓦比值超過2.5。（ 5） 6Y軸振經常出現間歇性大幅跳變，在30 m 300 m范圍內大幅波動。1） 6Y 軸振經常出現間歇性大幅跳變，主要是10Hz 以下低頻振動，且信號輸出時好時壞，信號真實性還有待證實。（ 2）振動表現異常的5 8 瓦，以工頻為主，從性

8、質上來說，屬于普通強迫振動。從機理上來看，振動與2 個因素有關，一是激振力 （ 軸振大小可反映來自轉子上的激振力的大?。?， 二是動剛度；與激振力成正比，與動剛度成反比。引起機組振動大故障的原因總的來說只有 2 個，一是激振力過大，二是動剛度不足。（3）軸振隨負荷升高而增大，是激振力增大引起的。升負荷過程中，6 8 瓦軸振增大，主要是工頻分量的增大，表明轉子上的不平衡量增加了。不平衡量包括 2 個部分，一是原始質量不平衡，二是熱不平衡量。熱不平衡來源，最常見的原因是碰摩和局部受熱不均使轉子產生臨時熱彎曲；由于碰摩與無功無關，考慮到發(fā)電機轉子結構的特殊性，要注意匝間短路和冷卻系統(tǒng)局部堵塞等問題。

9、（ 4）瓦振隨負荷升高而增大，與2 個因素有關：一是軸振增大導致瓦振增大；二是熱負荷的影響使支撐動剛度降低，軸振不變的情況下仍可能使瓦振增大，具體表現為軸振、瓦振增大不成比例，如表1 所示。（ 5）瓦振與軸振比值偏大原因分析：支撐動剛度由結構剛度、連接剛度2 個要素組成。從TDM歷史數據及現場軸承座振動特性測試結果來看，存在支撐動剛度不足的問題。1）軸承座外部特性現場實測結果：沿軸向方向，從聯軸器端到轉子端 （ 也即從外端到內端） ， 5 8 號軸承座中分面垂直振動逐漸增大，內端比外端振動高出20 m左右。存在一定的差別振動，表明存在受力不均的現象，導致連接剛度變差。2） 從 TDM記錄的超速

10、試驗過程瓦振Bode 圖上發(fā)現，5 8 瓦軸振在 3000r/min 3360r/min 范圍內均出現共振峰，瓦振則存在至少1 個共振峰，也就是說5 8 瓦軸承座在工作轉速下存在一定程度的共振， 導致瓦振對激振力的變化比較敏感，出現了 “軸振小、 瓦振大”的現象。 由于軸承座臨界轉速只是稍大于工作轉速，在負荷增加的影響下， 軸承座結構剛度會有一定程度的降低，導致軸承座臨界轉速更加接近工作轉速，對激振力的變化（ 也就是軸振的變化） 更加敏感。從560MW與定速3000r/min 時刻瓦振與軸振比值的對比情況，可以得到驗證。（ 6）真空嚴密性試驗過程中，真空度降低3kPa， 6 瓦瓦振降低20 m

11、。 6 瓦軸承為坐缸式軸承，直接坐落在排汽缸上，表現出對真空非常敏感，也側面印證了6 瓦動剛度不足的判斷。電廠技術人員反映，6 號軸承箱曾因安裝困難采取過切削處理，此舉會降低軸承箱的剛度和強度，基本可以證實對6 號軸承箱存在動剛度不足的判斷?！痉婪洞胧扛鶕儏颠\行試驗及振動分析，認為2 號機組振動異?，F象是結構動剛度不足和熱不平衡綜合引起的，并有如下建議：（ 1）由于發(fā)電機振動與勵磁電流大小表現出正相關性，可能的原因包括匝間短路、轉子材質不均、冷卻系統(tǒng)不對稱引發(fā)的冷卻不均等。 因發(fā)電機轉子繞組匝間短路對設備安全性的影響遠高于其他引起轉子熱不平衡的原因影響，建議首先請發(fā)電機廠家及發(fā)電機專家確

12、診是否存在匝間短路故障，并評估對機組安全性的影響。如無匝間短路情況且其他引起熱不平衡的原因難以消除，再考慮其他手段抵消或者補償一部分熱不平衡量。（ 2） 利用合適的機會，對5 8 瓦動剛度不足的原因進行排查：檢查軸承緊力、間隙、瓦枕墊塊接觸狀況；臺板與汽缸以及臺板與軸承座之間接觸情況。尤其是6 瓦，最好能翻瓦檢查，并查看軸振探頭是否正常。（ 3） 對于 5-8 瓦軸承座工作狀態(tài)下共振的問題，主要有 2 條解決途徑：一是提高動剛度避開共振，也是解決此問題的根本方法，但現場操作起來通常都比較困難；二是降低激振力。即使運行中出現共振，在確保連接剛度無異常后，通過精細動平衡，減小轉子上的激振力，也可以

13、取得比較好的減振效果。某廠 1 號機振動大機組跳機【簡述】湘潭公司1 號機由于 #6 低壓加熱器水位差壓變送器數據失真，造成 #6 低壓加熱器汽側水位過高，中壓缸上下缸溫差過大變形，#2軸瓦 X方向軸振持續(xù)上升，機組打閘停機，造成非停事故?！臼鹿式涍^】2015 年 7 月 29 日 12 時 21 分， 湘潭公司1 號汽輪機 #3 軸瓦X方向軸振開始緩慢上升；12時 23分， #3軸瓦Y方向軸振開始緩慢上升；12時 24分， #2軸瓦 X方向軸振也開始緩慢升高。12時 29分， #2 軸瓦 X方向軸振升至90 m、 Y方向軸振升至52.4 m； #3軸瓦X方向軸振升至42.4 m、 Y方向軸振

14、升至34.8 m。值長立即派人就地傾聽各軸承聲音，檢查主汽門、調速汽門實際開度，未發(fā)現異常。同時，監(jiān)盤人員立即對機組相關運行參數進行檢查。12 時 33 分， #2軸瓦 X方向軸振升至130 m、 Y方向軸振升至72.1 m； #3軸瓦 X方向軸振升至 48.9 m、 Y方向軸振升至46.4 m，運行人員解除機組AGC控制方式，調整機組負荷漲至173MW（通過機組實際運行中摸索，負荷180MW時振動值最優(yōu)）， 主汽壓力提高至12.1MPa， 同時將主機潤滑油溫度降至42.1 ，此期間#2軸瓦X、 Y方向軸振繼續(xù)上升。12時 40分， #2 軸瓦 X方向軸振升至177.4 m、 Y方向軸振升至1

15、04 m，運行人員就地檢查發(fā)現#3軸瓦附近聲音增大，汽輪機內部無異常聲響，運行人員快速降低機組負荷至145MW。 12 時 50分， #1 軸瓦X方向軸振達到 99.35 m， Y方向軸振54.57 m， #2軸瓦 X方向軸振達到250 m， Y方向軸振153 m， #3 瓦 X方向軸振達到69.03 m， Y方向軸振 72.58 m，此時雖未達到汽輪機振動保護邏輯動作的條件（任一軸瓦某方向軸振大于250 m，相鄰軸瓦同方向軸振大于125 m，上述兩個條件同時具備時，汽輪機振動保護動作，機組跳閘，無延時），但因 #2 軸瓦 X 方向軸振持續(xù)上升，且上升速度呈增快趨勢，當值值長立即下令手動打閘停

16、機。機組打閘后，發(fā)電部會同設備部專業(yè)人員立即就地查看汽輪機惰走過程中各軸瓦和汽缸的情況，除在惰走時，中壓缸后軸封處有動靜摩擦聲外，高、中、低壓缸及各軸瓦等其它部位未發(fā)現明顯異常，汽輪機惰走曲線與典型工況基本一致，未發(fā)現異常，13 時 10 分，汽輪機轉速到零，投盤車，盤車電流無波動，大軸晃度與原始值一致。后經進一步檢查，發(fā)現 6 段抽汽溫度、中壓缸排汽溫度（該測點位于中壓排汽缸下部供熱抽汽管道上，距離中壓排汽缸底部約400mm） ，中壓排汽缸下半內壁溫度（該測點位于中壓排汽缸底部，兩根供熱抽汽管道之間），中壓排汽缸上半內壁溫度（該測點位于中壓排汽缸頂部，兩根低壓缸進汽管道之間）在汽輪機振動異常

17、上升之前，在不同時間段先后開始下降。到機組打閘前，分別由235、241、208和 248下降至100、121、121和240。從機組振動開始增大直至停機的過程中，汽輪機所有軸瓦溫度、推力瓦溫度、軸位移、高壓缸脹差均無明顯變化，中壓缸和低壓缸脹差受中壓排汽缸溫度和低壓缸進汽溫度降低的影響略有升高，但均在正常范圍內。檢查中通過對#6 低加汽側放水，發(fā)現#6 低加水位變送器測量不準，隨后發(fā)現變送器一次門處于關閉狀態(tài)，6 段抽汽管道及供熱抽汽管道內發(fā)現存水。進入低壓排汽缸內部檢查，低壓末級葉片無損傷。結合機組打閘前中壓排汽缸上、下半內壁溫度的變化，汽輪機振動呈緩慢爬升無明顯階躍，低壓缸進汽溫度雖略有下

18、降，但仍有約100過熱度，以及上述其他檢查情況和機組實際運行狀態(tài)綜合分析，基本可以排除中、低壓缸進水，對汽輪機造成水沖擊的可能性。【事故原因】1 機組停運后對系統(tǒng)進行檢查，發(fā)現#6 低壓加熱器水位差壓變送器一次門處于關閉狀態(tài)，導致水位測量數據失真，正常疏水調門無法根據真實水位進行調節(jié)，造成#6 低壓加熱器汽側滿水，#6 低壓加熱器疏水通過汽輪機6 段抽汽管道和供熱抽汽管道溢流至中壓缸排汽口處，造成中壓排汽缸下半內壁溫度下降，導致中壓排汽缸上下半內壁存在約120的溫差，中壓排汽缸后部的中壓缸后軸封收縮變形， 引起中壓轉子軸頸與汽封發(fā)生動靜摩擦，因該摩擦現象在停機前一直未消失，造成鄰近的#3 軸瓦

19、 X 方向軸振持續(xù)升高，又因本機組為高中壓分缸結構，受高中壓缸之間的#2 軸瓦負載偏輕，同時又是高中壓進汽口的位置，易受其他部位振源的影響，在#3 軸瓦 X 方向軸振開始升高約三分鐘后連帶引起#2 軸瓦 X 方向軸振以更快的速度升高，最終因達到汽輪機振動保護值后打閘停機。因此，#6 低壓加熱器因水位測量失效，正常疏水調門無法正常調節(jié)，加熱器滿水倒流，是本次停機的直接原因。2 運行人員監(jiān)盤不到位，機組啟動后未能對#6 低加水位偏低，正常疏水調門開度不正常的情況引起重視，主觀認為是由于#6 低加正常疏水和緊急疏水調門內漏造成的，未進行進一步檢查核實，錯過了及時發(fā)現該加熱器水位測量失真的時機。在機組

20、出現振動故障后對故障原因分析能力不強，未能及時發(fā)現6 段抽汽及中壓缸排汽溫度異常下降的情況，從而影響了故障處理的準確性和及時性是本次停機的主要原因。3 #6 低壓加熱器水位保護設置不合理，該加熱器水位保護由一個開關量（就地液位開關）和一個模擬量（差壓變送器）組成，其中高一值 （水位900mm， 主控報警）由模擬量控制，高二值 （水位 1050mm,聯鎖開啟緊急疏水調門、水側旁路門，關閉抽汽電動門、逆止門和水側出入口電動門）由開關量和模擬量以二取二的保護邏輯控制，因水位差壓變送器即模擬量失效，造成加熱器水位高異常后，高一值報警和高二值保護均未發(fā)出，致使#6 低壓加熱器未能切除，是造成本次停機的另

21、一主要原因。4 設備部熱控專工和點檢員在啟機前后未對機組重要保護和重要參數進行細致檢查，未能及時發(fā)現缺陷，是本次停機的間接原因。5 熱控人員在5 月 12 日至 5 月 22 日的 1 號機組停備期間，在完成“ 1 號汽輪機6、 7 號低壓加熱器液位計表管更換（熱控第二種工作票） ”工作后， 未對 #6低壓加熱器水位差壓變送器系統(tǒng)進行恢復，在機組啟動前及啟動后對變送器進行檢查時不認真，未發(fā)現該變送器一次門處于關閉狀態(tài)，造成水位監(jiān)視數據失真，是本次停機的間接原因?！痉婪洞胧?. 嚴格按照集團公司關于規(guī)范發(fā)電機組啟動階段管理的通知要求，機組啟動前做好設備、系統(tǒng)的檢查、試運行和保護傳動工作，機組啟

22、動后對主輔機系統(tǒng)進行全面檢查，對所有控制系統(tǒng)、保護裝置等逐一確認，保證運行狀態(tài)符合規(guī)程要求。2. 嚴格按照集團公司、大唐國際開展安全隱患排查工作的要求，全面、 深入的開展排查工作，對機組各種保護邏輯進行全面檢查和梳理， 遵循寧可誤動、不能拒動的原則，修正錯誤或不合理的保護設置，增加應有未有的保護設置，同時對保護裝置進行徹底檢查，消除安全隱患，切實保證設備安全，堅決杜絕走過場的情況發(fā)生。3. 認真對照集團公司、大唐國際關于機組“降非?！钡墓ぷ饕笠约拔夜局贫ǖ摹敖捣峭！毙袆佑媱澆檎掖嬖诘膯栴}，針對“降非?！毙袆佑媱澲痦椔鋵?，將動態(tài)檢查作為日常工作的重要內容。4. 發(fā)電部特別要加強對運行規(guī)程和二

23、十五項反事故措施的培訓和學習， 深刻理解相關要求；要針對各種典型事故案例開展技術培訓。梳理典型事故案例，制定相應的應急處置方案，并組織各運行值進行實戰(zhàn)演練，對演練過程中存在問題進行完善，提高故障處理能力。同時開展有針對性的仿真機培訓。從故障判斷到處理在仿真機上進行逐項演練，提高運行人員基本操作技能和事故應急處置能力。 “停備”期間組織運行人員到運行機組相同崗位進行跟班操作。5. 加強運行管理。提高運行人員重要運行參數異常的敏感性，發(fā)現設備參數異常及時分析并聯系相關人員進行處理，避免此類事件再次發(fā)生； 要求發(fā)電部專工每天對設備運行重要參數進行跟蹤檢查，發(fā) 現設備運行參數異常要及時分析處理。6.

24、加強設備管理，規(guī)范檢修、維護、消缺工作，特別是加強過程管控，加強工作票、操作票管理，嚴格執(zhí)行兩票管理制度，對票種使用不規(guī)范的情況進行徹底整改。嚴肅執(zhí)行驗收制度，切實落實責任制。加強點檢工作，完善點檢點設置和規(guī)范點檢內容，真正發(fā)揮出點檢工作的重要作用。加強設備部專業(yè)人員和檢修維護人員的技術培訓工作，提高業(yè)務水平。某廠2號機組循環(huán)水切換不成功導致非?！竞喪觥抗粺?015年 8月 4日進行循環(huán)水切換操作，由于切換不成功，導致 2 號機真空下降，機組打閘，造成非停事故?！臼鹿式涍^】4日 6時，哈一熱廠1 號機組按調度令并網，開始1 號機組大修后 （汽封及噴嘴改造）試運行。 事件發(fā)生前，2 號機組負荷

25、221MW， 3、4 號循環(huán)水泵運行，3 號循環(huán)水泵電流151A， 4 號循環(huán)水泵電流161A。此時采用雙機一塔運行方式（由 2 號機的循環(huán)水泵及水塔為兩臺機組凝汽器提供循環(huán)水）， 2 號機循環(huán)水壓力0.2MPA， 2 號機組真空為-87.1kpa 。 2號水塔水位1.5 米，兩水塔聯絡閘板在關閉狀態(tài)。10 時20 分 ,1 號水塔注水完畢，聯系吊車，準備吊起水塔聯絡閘板門。為提高 2 號機組真空，10 時 29 分，啟動1 號變頻循環(huán)水泵運行，正常后，開啟1 號機上塔門，關閉循環(huán)水供、回水聯絡門，倒換為正常運行方式。10 時 34 分， 1 號變頻循環(huán)水泵跳閘，2 號循泵聯鎖啟動失敗， 1

26、號機循環(huán)水壓力降至0.05Mpa，運行值班人員立即開啟供、回水聯絡門，關閉1 號水塔上塔門，緊急恢復雙機一塔方式。2 號機組迅速降低負荷，煤量由162t/h 減至 138t/h ，維持真空不降低。由于1 號塔上塔門行程較長，在關閉過程中又出現卡澀現象，此時水塔聯絡閘板門吊起1/3 ， 3、 4 號循環(huán)水泵電流開始大幅擺動。10 時 54 分，2 號機組真空-80.3kpa ，低真空保護動作跳閘。【事故原因】1 1 號循環(huán)水泵跳閘后，循環(huán)水供、回水聯絡門開啟，1 號塔上塔門行程較長且關閉過程中卡澀，2 號塔循環(huán)水通過供水聯絡管，再通過 1 號塔爬塔門進入1 號塔， 造成 2 號水塔水位低，導致

27、2 號機循環(huán)水泵進空氣，進而導致2 號機凝汽器進水量變少，2 號機真空降低，低真空保護動作機組跳閘。2 1 號機組啟動初期，由于清除水塔內部堆積的廢棄填料，水塔無法注水，采取了兩機一塔的運行方式?！痉婪洞胧? 做細做實事故預案的編制工作，強化各級人員對事故預案的熟悉程度。生產管理人員加強對現場特殊運行方式和薄弱環(huán)節(jié)的掌控，定期查問現場運行狀態(tài)。規(guī)范重大操作的到位監(jiān)護制度，杜絕安全問題上的“想當然”。定期組織有針對性的事故演練，讓各級人員繃緊安全弦，真正做到在安全生產上如臨深淵、如履薄冰。2 加強設備的深入、細致治理，杜絕點檢和檢修工作的不認真、不徹底。 深化缺陷管理，用考核缺陷消除率、發(fā)生率

28、來促進設備治理。繼續(xù)深入推進點檢定修工作，通過日常點檢和精密點檢時刻把握設備狀態(tài)，對脆弱部位和薄弱環(huán)節(jié)要加大預維護力度。要舉一反三，加強對全廠變頻器的隱患排查，徹底查清變頻器冷卻風扇電源空開的跳閘原因。 吸取 2 號循環(huán)水泵不能正常聯啟的教訓，加強對備用設備的檢查和試運工作，確保備用設備的可靠備用。3 夯實運行管理基礎，強化 “按章辦事”意識。 從基礎的班前、班后會、 定期工作、事故預想抓起，管理人員定期考問、不定期抽查，確保各項基本制度在執(zhí)行環(huán)節(jié)上不打折扣，對簡化工作程序者從嚴從重處理。細化完善運行管理制度，明確要求、明確后果、明確考核，把“僥幸、麻痹、不負責任”的思想意識徹底消除。4 從生

29、產實際出發(fā)，改進運行人員的培訓體制。細化培訓方案，針對不同個體、不同崗位制訂不同培訓計劃。把培訓考試側重點向仿真機操作傾斜，逐步增加仿真機組合事故的難度。將培訓工作推進到班組和機組層面，加大值長對值內人員、主值對本機組人員的業(yè)務培訓力度。 面對運行隊伍的快速年輕化，要重新完善 “師徒合同”制度，加快新人的成長速度。5 專門制定公用系統(tǒng)的事故演練方案，完善標準票庫中關于公用系統(tǒng)的標準票。針對燃油系統(tǒng)、液氨系統(tǒng)、壓縮空氣系統(tǒng)、循環(huán)水系統(tǒng)的特殊運行方式，要全面梳理規(guī)程、系統(tǒng)圖、 操作票中不足之處，及時進行整改。運行監(jiān)控不到位，轉子進水彎曲【簡述】某電廠 1 號機組停備后，在向凝汽器注水過程中，由于反

30、措不落實，運行人員疏忽，沒有對凝汽器水位進行有效監(jiān)控，導致#1 機汽缸進水，轉子嚴重彎曲?！臼鹿式涍^】8 月 23 日某廠 1 號機組停備，凝汽器水位在30 分鐘內 （ 0： 401： 10） 由 500mm降至50mm的情況，運行人員對凝汽器補水至700mm，并關閉了凝汽器補水二次門。機組有關參數：軸向位移-0.3 ，差脹-1.7mm，汽缸壁溫第12測點調節(jié)級上缸前側外壁溫433，第14測點調節(jié)級下缸前側壁溫417， 除差脹屬正常偏大外，其它未見異常。02： 50，凝結器水位降至450mm，凝結器補水至950mm（現場水位計指示） ，關閉凝結器補水一次門。3： 50 運行人員發(fā)現集控室凝結器

31、電接點水位計指示1050mm（集控室水位表只顯示1050mm，其最大值1200mm不顯示，是因凝結器現場電接點測量筒最高點是1100mm，沒有 1200mm這個點）。 5： 00 運行人員檢查發(fā)現#1 凝結器水位仍維持在1050，金屬溫度第12 點 388，第14 點 376，運行人員判斷機組盤車狀態(tài)正常，即放棄了對凝汽器水位和金屬溫度的監(jiān)視以及集控凝汽器水位與現場水位計的校對工作。6： 40，巡檢發(fā)現#1 機大氣釋放閥冒汽和真空破壞門冒水，即電告盤前，并查看有關參數為：差脹 1.2mm，軸向位移-1.2mm，軸封壓力顯示為0.025MPa（集控），盤車電流未檢查。運行人員以為是軸封漏汽引起大

32、氣釋放閥沖壞（2 個大氣釋放閥，1 個低壓紙板邊緣沖壞，1 個低壓紙板沖出一半落在低壓缸上） ，立即壓關低溫蒸汽總門、軸封新蒸汽一、二次門和除鹽水至凝汽器補水一、二次門。 當返至 8 米平臺時，發(fā)現盤車已跳。此后，運行人員開啟了凝結器熱水井放水門及#4 低加放水門，并組織人員對系統(tǒng)進行檢查和人工盤車，但人工定盤難度很大（4 個人只能轉動10度左右） 。在進行7 個小時人工定盤直軸后，于13： 50、 14： 25、16： 40， 先后試投了3 次連盤， 盤車電流擺動幅度分別為15 18.5A、1315A、1516.5A。8月 24日00：40，盤車電流14A，擺動 0.6A；7： 00 盤車電

33、流14A，擺動0.3A。由于1 機盤車的電流和擺動均未發(fā)生太大的變化，加之1 機頭沒有大軸晃度測量裝置（只能以盤車電流及其擺動情況判斷）。 8 月 29 日，經揭缸檢查發(fā)現；在汽輪機轉子與發(fā)電機轉子聯軸器螺栓未松的情況下，汽輪機轉子最大彎曲度部位在第 6 級后，彎曲度為0.615mm，汽輪機轉子葉輪瓢偏度最大的部位在調節(jié)級葉輪進汽側，瓢偏度為0.39mm；松開汽輪機轉子與發(fā)電機轉子聯軸器螺栓，測量兩聯軸器中心，下張口0.005mm，汽輪機轉子聯軸器比發(fā)電機轉子聯軸器高0.18mm。在發(fā)現轉子確實彎曲后，該廠才向上級公司進行匯報。9 月 1 日將轉子送出進行修復?！臼鹿试颉? 防止電力生產重大

34、事故的二十五項重點要求中： “凝汽器應設有高水位報警裝置并在停機后仍能正常投入”的規(guī)定以及 “停機后應認真監(jiān)視凝汽器、高壓加熱器和除氧器水位，防止汽輪機進水”的規(guī)定沒有得到落實。2 運行代班管理存在隨意性，#1 機組停運后，當班司機抽調從事其他工作，又批準兩個副司機請假，臨時安排其他機組人員替班，未交代機組、系統(tǒng)， 特別是相關指示表記存在的差異及安全注意事項，造成對存在的異常不能及時發(fā)現。3 勞動紀律松懈，工作時間運行人員在現場睡覺，無人管理；現場作業(yè)存在隨意性，操作人員在對凝汽器補水過程中，違反有關規(guī)定，不使用加力桿直接用手關閉凝結器補水一次門不嚴等。4 運行規(guī)程中對凝汽器補水的相關規(guī)定缺少

35、數據，可操作性差。有關技術標準沒有關于停機后凝汽器水位應維持多高的具體要求。5 #1 機組凝汽器水位沒有高水位報警裝置，違反了防止電力生產重大事故的二十五項重點要求中第10 項防止汽輪機大軸彎曲、 軸瓦燒損事故第10.1.12 條 “凝汽器應有高水位報警并在停機后仍能正常投入”的規(guī)定?！痉婪洞胧? 認真檢查和整改安全責任制落實情況與安全意識上存在的問題， 迅速提高各級人員的安全責任心，使安全生產責任制真正落到實處。2 嚴格請假制度，嚴肅勞動紀律，整頓生產秩序。停備機組必須保證有2 名以上熟悉設備特性的本機組人員在崗，運行機組嚴禁安排不熟悉設備特性的人員頂崗；嚴格執(zhí)行安全生產匯報制度，對安全生

36、產中發(fā)生的重大問題，按照及時性要求逐級進行匯報；扎實開展運行分析、異常情況分析、安全日活動，加強檢查、督促，不斷夯實安全基礎。3 認真對照防止電力生產重大事故的二十五項重點要求，制定詳細的整改計劃，對存在的問題結合安全性評價整改工作一并按月考核、落實到位。提出#1 機無大軸晃度測量裝置改造方案報批后組織實施。完成對#1、 2 機組凝結器水位、盤車跳閘等聲光報警裝置的安裝、投入以及所有機組報警裝置的檢查與完善工作；編制、完善機組停運后的有關監(jiān)測、抄錄數據項目表，為運行人員及時準確地抄錄有關數據、分析處理機組工況提供可靠的依據。4 加快制度修編工作，特別是要按照二十五項反措，對凝汽器水位、低加水位

37、、高加水位、除氧器水位等參數在運行中和停機后維持多高水位的具體數據予以明確，并提出容器水位超過規(guī)定值時必須放水并查找原因的具體要求。5 強化生產技術培訓，提高人員素質。利用講座、講課、專題研討、 默畫系統(tǒng)圖、現場考問等多種形式開展扎實有效的技術培訓和技術比武活動，高質量地組織完成技術標準考試與特殊工種培訓、持證工作。6 嚴格執(zhí)行“兩票三制”。完成標準作業(yè)票建庫工作，按照集團公司工作票、操作票使用和管理標準要求，全面推行標準化作業(yè)并認真做好危險點預控工作。在非標準操作票庫尚未建好前，要求有關生產部門做好培訓工作，安排專人指導運行人員現場填寫作業(yè)票，規(guī)范操作程序。除氧器進汽逆止門不嚴，小機進冷汽跳

38、機【簡述】濱州公司1 號機 2015 年 10 月 31 日降負荷過程中，小汽輪機進汽壓力波動，給水泵出力下降，導致給水流量低保護動作，鍋爐MFT、發(fā)電機解列，造成非停事故。【事故經過】2015 年 10 月 31 日 7 時，大唐濱州發(fā)電公司1 號機組AGC方式運行正常，單臺100%容量汽動給水泵運行正常，A、 B、 C磨煤機運行，汽動給水泵汽源為本機四段抽汽，再熱冷段至小機的高壓汽源電動門開啟（高壓汽源熱備用），來自輔汽聯箱的小機調試用汽電動門關閉（自動關閉后，運行人員再次手動校嚴）。單臺50%容量的電動給水泵備用。輔汽聯箱汽源為本機四段蒸汽。7 時 33 分， 1 號機組負荷235MW，

39、運行人員啟動D 磨煤機升負荷，啟動后發(fā)現給水流量跟蹤緩慢，運行人員解除給水自動，采用手動調節(jié)方式，以維持汽水分離器出口蒸汽過熱度。7 時 56 分，C、 D 給煤機斷煤，運行人員解除燃料自動，機組切至機跟隨滑壓方式運行。因燃料量減少負荷逐漸下滑，空氣炮投入無效果，投入AB 層等離子穩(wěn)燃，C 磨維持給煤量20t/h左右運行。8 時 12 分 40 秒， C 給煤機給煤量降至0t/h ，剩余A、 B兩臺制粉系統(tǒng)運行，運行人員手動調節(jié)給水泵轉速，使給水流量從782.63 t/ 降至 577t/h 后，給水流量趨于穩(wěn)定。8 時 15 分 40秒，給水流量 554.34t/h 再次突然大幅降低，調節(jié)給水

40、泵轉速沒有效果。8時 15 分 57秒，給水流量低保護動作。8 時 16分 00秒，鍋爐MFT，聯跳汽輪機、發(fā)電機解列。【事故原因】通過查詢歷史數據得到，鍋爐給水流量大幅波動、且快速下降至310t/h ，鍋爐“給水流量低低”保護動作，導致鍋爐MFT、聯跳汽輪機。 第一次給水流量持續(xù)下降，原因是機跟爐滑壓方式運行，鍋爐D、C給煤機相繼斷煤，運行人員為維持汽水分離器出口蒸汽過熱度，調節(jié)水煤比，手動降低給水泵汽輪機轉速，使給水流量降低。第二次給水流量大幅降低，分析為小機進汽溫度大幅度下降，蒸汽做功能力不足，汽泵出力下降，小機調門開大，汽泵轉速仍然降低，從而引起給水流量低至跳閘值，導致機組跳閘。事故過

41、程中，1 號機組滑壓運行方式。四抽壓力與小機進汽壓力接近，略高于除氧器壓力0.05MPa，四抽溫度與小機進汽溫度相當。8 時 13 分 39 秒，鍋爐D、 C給煤機斷煤 30 分鐘后，鍋爐給煤量已不能維持穩(wěn)定負荷，導致機組負荷突然大幅度降低，四抽壓力與小機進汽壓力分別由0.71551MPa，0.71505MPa開始降低，輔汽聯箱壓力由0.63932MPa也開始降低，除氧器壓力由0.66374MPa也開始降低，但降低幅度明顯小于四抽壓力與小機進汽壓力降低幅度。8 時 14 分 11 秒，四抽壓力、小機進汽壓力與除氧器壓力三者壓力相當，均在0.663MPa左右。隨著時間的推移，除氧器壓力高于四抽壓

42、力和小機進汽壓力，小機進汽溫度由782.64 開始下降。8時 15分 22秒，除氧器壓力為0.64615MPa，四段抽汽壓力為0.57387MPa，小機進汽壓力為0.567MPa，除氧器壓力比四抽壓力高0.07MPa，比小機進汽壓力高0.08MPa，此時小機入口蒸汽溫度由345.50開始快速下降，8 時 16 分 0 秒，機組跳閘時，小機進汽溫度已劇烈下降至238.63。 從曲線上分析，小機進冷汽，此時主要是除氧器中飽和蒸汽進入小機導致小機入口溫度下降。由于3 號高加疏水（負荷247MW，疏水流量120t/h 左右、溫度190）進入除氧器汽化（除氧器絕對壓力0.718MPa， 對應飽和溫度為1

43、65.98）以及減負荷過程中，給水流量降低，除氧器水位上升，導致除氧器壓力高于四抽壓力，使除氧器內蒸汽因抽汽逆止門不嚴返至小機，小機進汽溫度大幅度下降，蒸汽做功能力下降，小機低壓調門雖持續(xù)開大，但汽泵轉速依舊降低，從而引起給水流量低至跳閘值，導致機組跳閘?！痉婪洞胧? 結合 1 號機組停機機會，對除氧器進汽逆止門進行修復，必要時進行更換，消除除氧器返汽至四抽的隱患。另外，安裝過程中，注意 2 號機相同類型逆止門邊緣有無磨損，做到防微杜漸。2 低負荷（180MW及以下）情況下，密切注意四抽與除氧器差壓以及小機進汽溫度變化，當進汽溫度迅速下降時，開啟 3 號高加危急疏水至凝汽器調門，同時開啟危急

44、疏擴減溫水，注意真空變化。嚴防除氧器中飽和蒸汽進入小機。3 除氧器進汽壓力，溫度無遠傳測點，不能隨時監(jiān)視除氧器的運行狀態(tài)，為判斷事故原因帶來一定困難，建議增加除氧器進汽壓力，溫度熱工遠傳測點，并送至DCS。運行中，注意觀察除氧器進汽溫度以及小機進汽溫度變化，如果小機進汽溫度下降速度過快，影響小機出力，啟動電泵備用。5 小機高壓汽源充分暖管，運行中保持熱備用。6 優(yōu)化快減負荷操作預案，加強應急演練，以確保異常情況下機組安全運行。機組啟動過程中違章操作，造成轉子永久彎曲【簡述】2003 年 07 月 20 日，某電廠一臺300MW機組，在備用后熱態(tài)啟動過程中，因人員違章操作，致使汽輪機高中壓轉子產

45、生永久性彎曲，被迫停運20 余天，進行直軸處理?！臼鹿式涍^】2003 年 07 月 20 日 16 時 00 分，某廠接中調命令2 號機組準備開機。當時2 號機高中壓內缸外上壁溫度363.5 ，外下壁溫度346.3 ， 內壁上下溫度測點損壞；中壓第一級出口上壁溫356.21 ，下壁溫測點損壞；高中壓脹差1.78mm。 16： 20 向 2 號機輔汽聯箱送汽。 16 時 45 分，鍋爐點火。17時 40分高、中、低壓軸封進汽門暖管。18時 02 分，開大軸封進汽門向低壓軸封送汽，操作中運行人員去汽機零米層調整循環(huán)水出水門， 忘記了向高中壓軸封送汽。18 時 03 分， 真空泵啟動抽真空。18時

46、32分，相關運行人員在用餐時才想起高中壓軸封未送汽，馬上報告機組長，機組長決定吃完晚飯馬上去送。18 時 32 分，運行人員發(fā)現機組負脹差增大，到現場將高中壓軸封送汽。20 時 51 分， 沖轉前條件確認：高中壓內缸外上壁溫度338.21 ，過熱汽壓力5.17MPa， 爐側過熱汽溫度455，高中壓脹差2.25mm，高中壓缸膨脹15.6 15.7mm，轉子晃度0.028mm，凝汽器真空87.1kPa，油溫36.5 。21 時 13 分，機組沖轉，設定目標轉速500rpm，升速率100rpm min。轉速升至500rpm，打閘檢查正常。21 時 18 分，掛閘進行第二次升速，設定目標轉速3000r

47、pm，升速率300rpm min。 21 時 22分，轉速升至1138rpm， 2 號軸振 X方向達 190 m， 2 號瓦振達70 m，檢查頂軸油泵已停。21 時 23 分，轉速升至 1308rpm 時，振動保護跳機，SOE首出為“瓦振大”，在降速過程中因振動上升，立即破壞真空緊急停機。21 時 41 分，機組轉速到零，投入盤車運行。有關技術人員研究分析后認為轉子存在熱彎曲，決定連續(xù)盤車4 小時后再開機。21 日至 23 日，經與廠家及省試驗研究所有關專家討論后，試開機4 次并在中低壓轉子對輪上加平衡塊499 克， 均未獲成功。判斷為轉子永久性彎曲，決定開缸檢查。08 月 03 日，開缸檢查

48、，發(fā)現高中壓中間汽封梳齒局部輕度磨損，高中壓轉子彎曲250 m， 2 號瓦輕微研磨。經直軸處理后。08 月 16 日 20 時 58 分， 2 號機組啟動正常。08 月 17日 02 時 00 分， 2 號機組帶滿負荷300MW運行正常?！臼鹿试颉?. 運行人員違章操作。運行人員在機組熱態(tài)開機時，違反防止電力生產重大事故的二十五項重點要求第10.1.3.6 條中“機組熱態(tài)啟動投軸封汽時，就確認盤車裝置運行正常，先由軸封送汽，后抽真空。 ”的規(guī)定，高中壓軸封送汽滯后于抽真空時間近 30 分鐘，致使冷氣沿高中壓轉子軸封處進入汽輪機，轉子受到局部冷卻，是造成此次事故的直接原因。2. 機組沖轉參數選

49、擇不合理。沖轉時主蒸汽溫度與熱態(tài)開機要求不匹配，不僅未達到防止電力生產重大事故的二十五項重點要求第 10.1.2.4 條中“主蒸汽溫度必須高于汽缸最高金屬溫度 50，但不超過額定蒸汽溫度”的要求，沖轉時主蒸汽溫度左側 307.43 、右側350.4，而高中壓內缸外上壁溫度為338.21 ， 啟動時出現了負溫差，是造成此次事故擴大的直接原因。3. 振動發(fā)現不及時，處理不果斷，存在僥幸心理。振動測量、監(jiān)視不及時，未能嚴格執(zhí)行防止電力生產重大事故的二十五項重點要求實施細則第 10.1.4.1 條 “機組啟動過程中， 在中速暖機之前，軸承振動超過0.03mm”。和第10.1.4.2 條“機組啟動過程中

50、，通過臨界轉速時，軸承振動超過0.10mm或軸振動超過0.26mm立即打閘停機，嚴禁強行通過臨界轉速或降速暖機。 ”的相關規(guī)定，機組在啟動過程中已出現異常振動，沒有及時采取措施予以消除，直至SOE“瓦振大” 保護動作停機，惰走過程中沒有采取破壞真空縮短惰走時間的果斷措施。停機后在未查明原因采取措施的前提下多次開機，是造成此次事故的間接原因。4. 運行人員責任心不強。當機長接到發(fā)現高中壓軸封未送汽的報告時，未立即采取送軸封的措施, 而是吃完晚飯才去送，拖延了送軸封的時間，是造成此次事故的間接原因。5. 參數測點布局不合理，消缺不及時。如主蒸汽溫度測點、轉子晃度表測量點布置不合理，高中壓缸內壁上、

51、下溫度測點損壞；中壓缸第一級出口下壁溫測點損壞，使運行人員失去了有效的監(jiān)視手段，埋下了事故隱患，是造成此次事故的間接原因?！痉婪洞胧?. 重大操作管理人員不僅要到位，更要履行職責，及時發(fā)現、制止違章違規(guī)行為。2. 提高班組長（機長）、主值的遵章守紀意識、管理能力和操作技能，消除盲目樂觀思想，要嚴肅認真對待每一項操作，使安全生產始終在控、可控。3. 對設備缺陷要積極創(chuàng)造條件予以消除，保證設備能夠健康運行。對暫時無法消除的缺陷，要制定針對性的防范措施，并具有可操作性，以防止事故的發(fā)生、擴大。給水泵出口逆止門不嚴，汽泵倒轉造成設備損壞【簡述】某廠 2 號機汽泵停運過程中由于出口逆止門不嚴，造成了汽

52、動給水泵組高速倒轉，小機和汽泵設備損壞嚴重?！臼鹿式涍^】某發(fā)電廠2號機300MW機組，配100容量的汽動給水泵。給水泵的出口逆止門是湖北高中壓閥門廠生產的RCV250 1198 360型。1996年 1月 28日 7： 59， 2號機組因鍋爐MFT，機組解列，聯動汽動給水泵組跳閘，但由于給水泵出口逆止閥卡澀，而鍋爐省煤器前又沒裝逆止閥，高壓給水回流，使汽動泵組倒轉，產生強烈振動，導致給水泵出口電動門在關閉過程中（ 約 1 3位置時） 將電動頭震落，并將各種表管震斷，引燃大火，給水泵給水入口管也被震斷。汽動給水泵組倒轉轉速進一步飛升至8748r min， 而噴出的大量水、汽自行將大火撲滅。事后檢查給水泵