1.設(shè)備簡(jiǎn)介
密封油密封瓦為雙流環(huán)式密封瓦，系統(tǒng)分空側(cè)密封油和氫側(cè)密封油兩個(gè)部分，空側(cè)油設(shè)有空側(cè)密封油箱和一臺(tái)空側(cè)交流油泵、一臺(tái)直流油泵，氫側(cè)油設(shè)有氫側(cè)密封油箱和兩臺(tái)空側(cè)交流油泵，氫側(cè)密封油箱頂部和底部裝有4支針閥，用于運(yùn)輸或緊急情況下限制氫側(cè)油箱的排油閥或補(bǔ)油閥工作，密封油系統(tǒng)投入運(yùn)行時(shí)，均應(yīng)完全打開。
2.事件經(jīng)過(guò)
03年10月16日機(jī)組調(diào)試時(shí)為處理1號(hào)機(jī)組密封油備用壓差閥無(wú)法自動(dòng)跟蹤問(wèn)題，9：40施工單位辦理“密封油備用壓差閥”檢修工作票，17：10工作結(jié)束。在此期間，為配合DEH仿真試驗(yàn)，9：51啟動(dòng)密封油高壓備用油泵運(yùn)行，10：11啟1A EH油泵運(yùn)行，17：05啟交流潤(rùn)滑油泵運(yùn)行。18：07 CRT畫面發(fā)消泡箱油位高報(bào)警；19：15運(yùn)行人員檢查發(fā)現(xiàn)就地發(fā)電機(jī)檢漏儀有油滴出，密封油氫側(cè)回油箱滿油，就地檢查發(fā)現(xiàn)高壓備用密封油泵至密封油手動(dòng)門關(guān)閉，發(fā)電機(jī)密封油備用壓差閥前后手動(dòng)門開啟，就地懸掛的“禁止操作”牌被棄置一邊，立即關(guān)閉密封油備用壓差閥前手動(dòng)門，啟動(dòng)氫側(cè)密封油泵強(qiáng)制排油，5分鐘后，氫側(cè)回油箱油位降刻度50，停泵。同時(shí)聯(lián)系施工單位進(jìn)行排油處理。19：35從發(fā)電機(jī)出線端檢漏儀排出油4.5桶，機(jī)側(cè)檢漏儀排出油0.5桶，打開發(fā)電機(jī)底部放油沒(méi)有油放出。
3.原因分析
3.1發(fā)電機(jī)密封油備用壓差閥入口門開啟是造成發(fā)電機(jī)消泡箱溢油的直接原因。密封油備用壓差閥沒(méi)有經(jīng)過(guò)調(diào)試整定，處于不可投運(yùn)狀態(tài)，無(wú)法起到正常調(diào)節(jié)左右；
3.2當(dāng)時(shí)發(fā)電機(jī)內(nèi)部無(wú)風(fēng)壓，交流潤(rùn)滑油泵處于運(yùn)行狀態(tài)，低壓油通過(guò)尚未整定好的密封油備用壓差閥進(jìn)入密封瓦使密封油氫側(cè)回油量增大，氫側(cè)回油箱滿后很快充滿0.1M3的消泡箱并越過(guò)迷宮式檔油板和轉(zhuǎn)子之間的間隙進(jìn)入發(fā)電機(jī)內(nèi)部；
3.3密封油氫側(cè)回油箱上下四個(gè)強(qiáng)制手柄，在系統(tǒng)投運(yùn)時(shí)應(yīng)保持處于完全松開狀態(tài)，以保證浮子調(diào)整閥的正常工作，當(dāng)時(shí)密封油氫側(cè)回油箱上部?jī)蓚€(gè)強(qiáng)制手柄處于強(qiáng)制狀態(tài)，使得氫側(cè)回油箱油位高甚至滿油后，排油不暢，使得油位繼續(xù)升高，造成消泡箱進(jìn)一步滿油。
4.吸取的教訓(xùn)
4.1密封油氫側(cè)回油箱上部?jī)蓚€(gè)強(qiáng)制手柄處于強(qiáng)制狀態(tài)，是造成發(fā)電機(jī)進(jìn)油的根本原因，
在工作票辦理過(guò)程中存在漏洞，施工單位在辦理與運(yùn)行設(shè)備相關(guān)聯(lián)的設(shè)備檢修開工時(shí)，未進(jìn)行現(xiàn)場(chǎng)監(jiān)督，工作票終結(jié)未到就地核實(shí)驗(yàn)收，把關(guān)不利；
4.2監(jiān)盤不夠認(rèn)真，發(fā)生消泡箱油位信號(hào)后未能及時(shí)發(fā)現(xiàn)，直至就地巡檢才發(fā)現(xiàn)，延誤了異常事件的處理時(shí)機(jī)；
4.3由于試行主副值值班，當(dāng)班制采用人員輪換制，使監(jiān)盤人員不能連續(xù)掌握整個(gè)系統(tǒng)運(yùn)行的全過(guò)程，不能及時(shí)統(tǒng)籌考慮目前運(yùn)行系統(tǒng)的狀況，造成監(jiān)盤針對(duì)性不強(qiáng)；
4.4正在調(diào)試或調(diào)試過(guò)程的缺陷處理，必須由調(diào)試單位認(rèn)可，并完成對(duì)缺陷設(shè)備檢修的處理要求，由值長(zhǎng)統(tǒng)一下令執(zhí)行。
1.設(shè)備簡(jiǎn)介
機(jī)組熱力回?zé)嵯到y(tǒng)設(shè)計(jì)為“三高四低一除氧”配置，加熱器疏水采用逐級(jí)自流，高加疏水進(jìn)入除氧器，低加疏水回到凝汽器，各加熱器的危急疏水通過(guò)機(jī)組疏水?dāng)U容器排入汽輪機(jī)凝汽器；各臺(tái)高加的連續(xù)排氣接到除氧器，低加的連續(xù)排氣接到凝汽器。
2.事件經(jīng)過(guò)：
03年10月24日機(jī)組負(fù)荷120WM，電泵運(yùn)行，1A、1C真空泵運(yùn)行，低加、高加投入運(yùn)行，1E磨運(yùn)行。 1：06發(fā)現(xiàn)高壓缸上下缸溫差有上長(zhǎng)趨勢(shì)，280/317℃，Δt為37℃；1：37機(jī)組升負(fù)荷至120WM；1：41高壓缸上下缸溫差為274.5/317.1℃，Δt為42.6℃；由于高加沖洗危急疏水直接排至凝汽器，經(jīng)現(xiàn)場(chǎng)分析認(rèn)為高加運(yùn)行即1、2抽投入使得高壓下缸通流量增大，使得高壓缸下缸進(jìn)一步被加熱是影響高壓缸上下缸溫差增大的主要原因。1：50 開始逐漸關(guān)閉1號(hào)、2、3高加抽汽，退出高加運(yùn)行。2：05發(fā)現(xiàn)凝汽器真空下降，至-85Kpa運(yùn)行人員手動(dòng)開啟1B真空泵不成功，2：07施工單位處理好1B真空泵后，啟動(dòng)成功，真空回升；2：10低真空保護(hù)動(dòng)作停機(jī)。
3.原因分析：
3.1經(jīng)現(xiàn)場(chǎng)查找，發(fā)現(xiàn)高加退出運(yùn)行后，雖然#3高加正常疏水到除氧器電動(dòng)門、調(diào)整門關(guān)閉，但其后手動(dòng)門處于開啟狀態(tài)，存在內(nèi)漏現(xiàn)象，當(dāng)#3高加內(nèi)部壓力為零時(shí)，在當(dāng)時(shí)除氧器壓力為零，其排氧門在開啟的狀態(tài)下，空氣經(jīng)#3高加正常疏水進(jìn)入凝汽器,造成凝汽器真空破壞，引起保護(hù)動(dòng)作停機(jī)；
3.2當(dāng)真空降到-85Kpa 1B真空泵未聯(lián)啟，手啟也未成功，雖后來(lái)經(jīng)就地配電室開關(guān)保護(hù)復(fù)位啟動(dòng)成功真空回升仍然造成保護(hù)動(dòng)作，是造成停機(jī)的又一重要原因。
4.吸取的教訓(xùn)：
4.1利用組消缺時(shí)間對(duì)3號(hào)高加正常疏水電動(dòng)門進(jìn)行處理，保證其嚴(yán)密性；
4.2現(xiàn)在低真空聯(lián)起備用泵的壓力測(cè)點(diǎn)分別取自運(yùn)行的兩臺(tái)真空泵入口真空變送器，當(dāng)兩臺(tái)真空泵入口真空都低于-85Kpa時(shí)才聯(lián)啟第三臺(tái)真空泵，而實(shí)際上凝汽器真空與真空泵入口真空是不等同的，原設(shè)計(jì)上凝汽器真空未設(shè)計(jì)到DCS的變送器，只有壓力開關(guān)，真空泵聯(lián)鎖無(wú)法直接取自凝汽器真空。應(yīng)當(dāng)加裝凝汽器用于真空泵聯(lián)鎖的變送器或壓力開關(guān)，保證聯(lián)鎖的可靠性；
4.3 DCS畫面上報(bào)警不能立即顯現(xiàn)，需進(jìn)一步完善；
4.4在主要畫面上增加凝汽器真空畫面監(jiān)視點(diǎn)；
4.5真空泵過(guò)電流保護(hù)頻繁動(dòng)作，其保護(hù)整定值與啟動(dòng)電流太接近，電氣對(duì)保護(hù)值進(jìn)行修正；
4.6在除氧器加熱蒸汽壓力為零時(shí)，退出高加前先將#3高加疏水倒到危急疏水，然后關(guān)閉#3高加正常疏水調(diào)門后手動(dòng)門；
4.7機(jī)組運(yùn)行期間，除氧器加熱蒸汽壓力最低整定壓力為0.0149MPa，避免無(wú)壓運(yùn)行。
1.設(shè)備簡(jiǎn)介
機(jī)組的給水系統(tǒng)采用2臺(tái)50%BMCR的汽動(dòng)給水泵組和1臺(tái)30%BMCR的電動(dòng)調(diào)速給水泵組。正常時(shí)，二臺(tái)汽動(dòng)給水泵并聯(lián)運(yùn)行滿足機(jī)組帶額定負(fù)荷要求。單臺(tái)汽動(dòng)給水泵運(yùn)行，可供給鍋爐60%BMCR的給水量。一臺(tái)汽動(dòng)給水泵和一臺(tái)電動(dòng)給水泵并聯(lián)運(yùn)行，可供給鍋爐90%BMCR的給水量。為防止給水泵出口或減溫水管道逆止門不嚴(yán)，造成高壓水串到低壓管道，造成低壓管道超壓，在設(shè)計(jì)上三臺(tái)給水泵的前置泵入口管道均設(shè)有安全閥。
2.事件經(jīng)過(guò)
03年12月14日1號(hào)機(jī)組帶負(fù)荷600WM，兩臺(tái)汽泵運(yùn)行，電泵備用，除氧器水位2563mm,除氧器壓力0.73MPa。20：30 運(yùn)行值接設(shè)備維護(hù)汽機(jī)點(diǎn)檢專業(yè)“1號(hào)機(jī)電泵前置泵泵體補(bǔ)焊隔離措施”；隔離前電泵處于備用狀態(tài)：出口門、進(jìn)口門、再循環(huán)調(diào)門及至除氧器水箱電動(dòng)門在開啟，再循環(huán)至除氧頭電動(dòng)門在關(guān)閉，出口旁路調(diào)節(jié)閥在關(guān)閉，勺管在10％，增壓級(jí)出口門在關(guān)閉，給水系統(tǒng)電泵中間抽頭至再熱減溫水母管有逆止門，增壓級(jí)出口至過(guò)熱器減溫水母管有逆止門，出口至給水母管有逆止門。
20：50運(yùn)行人員開始按工作票要求的措施進(jìn)行隔離，就地關(guān)閉中間抽頭手動(dòng)門，電泵入口加藥門。20：53運(yùn)行人員關(guān)閉電泵前置泵入口門，20：54關(guān)閉電泵出口門及旁路副閥，20：55開始關(guān)閉再循環(huán)調(diào)節(jié)門及至除氧器水箱電動(dòng)門，此時(shí)壓力升高到1.26MPa,就地檢查發(fā)現(xiàn)地溝有蒸汽反倒出，檢查為電泵入口安全門起座（動(dòng)作設(shè)定值為1.8MPa），懷疑電泵中間抽頭至再熱減溫水母管逆止門，增壓級(jí)出口至過(guò)熱器減溫水母管逆止門，出口至給水母管逆止門有內(nèi)漏。
21：00 開啟電泵入口門，就地檢查正常，電泵入口安全門回座，巡操就地手動(dòng)壓緊出口門電動(dòng)門、增壓級(jí)電動(dòng)門、抽頭手動(dòng)門、出口旁路電動(dòng)門。
21：08 關(guān)閉電泵入口電動(dòng)門，就地檢查正常，并手動(dòng)壓緊入口電動(dòng)門。
3.原因分析
3.1電泵作備用狀態(tài)，其出口門及旁路電動(dòng)門保持全開，勺管保持10％開度，增壓級(jí)后電動(dòng)門及旁路調(diào)整閥在關(guān)閉狀態(tài)，從上面經(jīng)過(guò)分析看，電泵出口逆止門存在漏流現(xiàn)象，在做備用狀態(tài)時(shí)，一部分高壓水串流至低壓側(cè)，由于前置泵入口門及再循環(huán)均接至除氧水箱且完全開啟，壓力未有明顯升高現(xiàn)象，同時(shí)說(shuō)明漏流量不是很大，不足以使給水泵倒轉(zhuǎn)；
3.2由于存在漏流現(xiàn)象，一部分水流從給水泵高壓側(cè)經(jīng)由低壓側(cè)進(jìn)入除氧水箱，運(yùn)行人員在進(jìn)行措施隔離時(shí)，首先關(guān)閉給水泵入口門，造成壓力開始由0.93MPa,突升至1.0MPa,在入口門關(guān)閉的同時(shí)又關(guān)閉了電泵出口門，使得流動(dòng)水流在入口門關(guān)閉時(shí)產(chǎn)生的水錘壓力曲線與關(guān)閉電泵出口門產(chǎn)生的水錘壓力曲線在管道內(nèi)相互作用，導(dǎo)致壓力直線上升，引起系統(tǒng)壓力突變。從飛升的壓力看，逆止門漏量不是很大，介質(zhì)流速也不是很快。
4.吸取的教訓(xùn)
4.1電泵出口逆止門存在一定的漏流現(xiàn)象，利用檢修機(jī)會(huì)，對(duì)內(nèi)漏閥門進(jìn)行檢修處理。
4.2運(yùn)行人員在操作上未按照先隔離高壓側(cè)，在隔離低壓側(cè)的原則進(jìn)行操作，違反操作順序，暴露出運(yùn)行人員對(duì)基礎(chǔ)操作原則缺乏實(shí)質(zhì)性的認(rèn)識(shí)，操作存在隨意性；運(yùn)行操作要嚴(yán)格執(zhí)行運(yùn)行規(guī)程和安規(guī)、反措的要求，避免操作的隨意性。
4.3入口安全門整定值為1.8MPa,實(shí)際動(dòng)作值為1.26MPa，安全門整定不準(zhǔn)，需對(duì)安全門整定值進(jìn)行重新整定；
4.4加強(qiáng)運(yùn)行人員對(duì)運(yùn)行規(guī)程的學(xué)習(xí)和基本操作技能的培訓(xùn)，提高對(duì)系統(tǒng)的認(rèn)知水平。
4.5操作前高崗人員要對(duì)操作人員進(jìn)行交底和指導(dǎo)，操作過(guò)程中要利用DCS上的趨勢(shì)圖對(duì)系統(tǒng)的變化加以分析，避免盲目操作。
4.6針對(duì)此事，舉一反三，加強(qiáng)對(duì)備用設(shè)備隔離、設(shè)備切換、試驗(yàn)等工作的風(fēng)險(xiǎn)預(yù)控，提高安全意識(shí)，防范意識(shí)。
1A凝結(jié)泵電機(jī)下軸承損壞及低旁三級(jí)減溫水管道與支吊架連接焊口開裂
1.設(shè)備簡(jiǎn)介
每臺(tái)機(jī)組配備兩臺(tái)100 %容量的凝結(jié)水泵，1臺(tái)運(yùn)行1臺(tái)備用。凝結(jié)水泵為立式雙殼體結(jié)構(gòu)，葉輪為閉式并同向排列,首級(jí)葉輪為雙吸型式,泵本體設(shè)有平衡機(jī)構(gòu)和推力軸承，轉(zhuǎn)子軸向力自身平衡。電動(dòng)機(jī)為空水冷式電機(jī)，電機(jī)不承受泵的軸向推力。
2. 事件經(jīng)過(guò)：
1號(hào)機(jī)組CD、EF層共六只油槍,機(jī)組處于暖管階段,主汽壓力3.5MPa,溫度340℃，高旁開度15%,低旁開度50%;除氧器水位2700mm,除氧器30%、70%調(diào)整門開度均為0%,凝結(jié)泵所帶主要用戶為旁路三級(jí)減溫水,凝結(jié)水最小流量閥投自動(dòng);1A、1B循環(huán)泵運(yùn)行;1A凝結(jié)泵運(yùn)行, 1B凝結(jié)泵備用,主機(jī)處于盤車狀態(tài)。
12：10 汽機(jī)沖轉(zhuǎn)參數(shù)滿足，請(qǐng)示調(diào)試人員準(zhǔn)備汽機(jī)沖轉(zhuǎn)；
12：20調(diào)試所熱控人員通知因汽機(jī)ATC邏輯修改后要進(jìn)行＃1汽機(jī)ATC修改邏輯上傳，并交待有可能會(huì)影響到機(jī)組真空泵正常運(yùn)行，調(diào)試所機(jī)務(wù)人員同意其進(jìn)行；
12：24發(fā)現(xiàn)DCS給水泵系統(tǒng)、真空系統(tǒng)、循環(huán)水系統(tǒng)等畫面測(cè)點(diǎn)及參數(shù)、設(shè)備及閥門狀態(tài)變紅消失，兩臺(tái)循泵出口門反復(fù)開關(guān)，手動(dòng)將1A循泵出口門開啟；
12：30 1號(hào)爐MFT，首出是“燃料喪失”，OFT發(fā)出，調(diào)試所人員交待原因?yàn)樯蟼鬟壿嫊r(shí)導(dǎo)致燃油跳閘閥失電關(guān)閉，立即關(guān)閉所有油槍手動(dòng)門，爐膛吹掃后減小爐膛通風(fēng)量，鍋爐停止排污；
12:31 DCS畫面恢復(fù)正常。當(dāng)時(shí)1A循泵出口門由于運(yùn)行人員人為干預(yù)使其正處于開啟狀態(tài), 而1B循泵出口門因無(wú)法操作，DCS畫面恢復(fù)正常時(shí)正處于關(guān)閉狀態(tài),因而保護(hù)動(dòng)作跳閘。
12：34 汽機(jī)巡操員在0米補(bǔ)氫時(shí)聽見(jiàn)突然有異常聲音，立即檢查發(fā)現(xiàn)1A凝結(jié)泵電機(jī)下導(dǎo)瓦冒煙并有火花，就地按事故按鈕緊急停泵并同時(shí)匯報(bào)值長(zhǎng)和主值。主控值班員立即啟動(dòng)1B凝結(jié)泵，管道振動(dòng)較大，檢查發(fā)現(xiàn)低旁三級(jí)減溫水管道與支吊架連接焊口裂開，漏水量大，緊急停止1B凝結(jié)泵。就地檢查發(fā)現(xiàn)1A凝結(jié)泵電機(jī)下導(dǎo)瓦油擋燒壞,軸瓦處軸徑變黑。
12：48 關(guān)閉凝結(jié)水雜用水總門并停電，啟動(dòng)1B凝結(jié)泵，隔離1A凝結(jié)泵做檢修措施（測(cè)量1A凝泵電機(jī)絕緣合格）。
3.原因分析
3.1 1A凝結(jié)泵電機(jī)下導(dǎo)瓦損壞分析
從DCS追憶分析, 11:54之前 1A凝結(jié)泵電機(jī)下導(dǎo)瓦溫平穩(wěn)地維持在51℃,在11:54為61.965℃至11:57瓦溫逐漸升高到77.535℃,從11:57至12:05下導(dǎo)瓦溫穩(wěn)定在77.535℃,在此階段凝結(jié)泵流量、出口壓力、電流、凝結(jié)泵最小流量閥開度均處于穩(wěn)定狀態(tài);12:05凝結(jié)水流量增大,最小流量閥由92%開始關(guān)小,12:06凝結(jié)水流量減小, 最小流量閥未能及時(shí)響應(yīng)繼續(xù)保持關(guān)小趨勢(shì),12:07電機(jī)下導(dǎo)瓦溫開始爬升至12:08升高到88.10℃并保持短時(shí)間穩(wěn)定,12:10凝結(jié)泵最小流量閥關(guān)至59.67%開始開啟,12:11凝結(jié)泵電流有一尖峰突變, 電機(jī)下導(dǎo)瓦溫又開始較快爬升,至12:24DCS畫面死機(jī)電機(jī)下導(dǎo)瓦溫升高到190.777℃,并繼續(xù)保持爬升趨勢(shì),12:24-12:31DCS記錄失憶;12:31DCS畫面恢復(fù)顯示有凝結(jié)水流量到零現(xiàn)象,至12:34電機(jī)下導(dǎo)瓦溫升高到285℃。點(diǎn)檢人員10:10就地測(cè)試電機(jī)下導(dǎo)瓦溫瓦溫為47℃。
分析認(rèn)為:
1）電機(jī)下導(dǎo)瓦本身存在設(shè)備缺陷問(wèn)題,在經(jīng)過(guò)一天運(yùn)行后缺陷加劇引起導(dǎo)瓦損壞;
2） 電機(jī)下導(dǎo)瓦最初缺陷初期并未引起導(dǎo)致致命損壞,其損壞存在一個(gè)逐漸發(fā)展擴(kuò)大的過(guò)程;
3）在凝結(jié)水流量變化的過(guò)程中,凝結(jié)泵最小流量閥不能及時(shí)響應(yīng),導(dǎo)致凝結(jié)泵工況發(fā)生變化,破壞了電機(jī)下導(dǎo)瓦暫時(shí)穩(wěn)定的狀態(tài),加速了下導(dǎo)瓦的損壞;
4）上傳邏輯時(shí)導(dǎo)致凝結(jié)水再循環(huán)突然關(guān)閉,進(jìn)一步加劇了下導(dǎo)瓦的損壞,從而最終導(dǎo)致下導(dǎo)瓦的燒壞。
3.2三級(jí)減溫水管道與支吊架連接焊口裂開分析
12：34 1A凝結(jié)泵電機(jī)下導(dǎo)瓦冒煙并有火花，就地按事故按鈕緊急停泵后,由于凝結(jié)泵聯(lián)鎖未投入,1B凝結(jié)泵未聯(lián)啟,主控值班員手動(dòng)啟動(dòng)1B凝結(jié)泵，造成瞬間水擊,引起管道振動(dòng)，導(dǎo)致低旁三級(jí)減溫水管道與支吊架連接焊口裂開。
4.吸取的教訓(xùn)
4.1 1A凝結(jié)泵電機(jī)下導(dǎo)瓦未設(shè)報(bào)警,當(dāng)瓦溫升高時(shí)未及時(shí)發(fā)報(bào)警,運(yùn)行人員未能及時(shí)發(fā)現(xiàn)瓦溫升高現(xiàn)象; 完善DCS系統(tǒng)重要設(shè)備及重要部件報(bào)警;
4.2 運(yùn)行監(jiān)盤人員存在一定麻痹情緒,因?yàn)?A凝結(jié)泵已運(yùn)行一天,狀態(tài)一直很穩(wěn)定,而且未暴露明顯缺陷, 運(yùn)行監(jiān)盤人員存在一定麻痹情緒; 提高對(duì)運(yùn)行設(shè)備缺陷暴露周期的認(rèn)識(shí),加大對(duì)新設(shè)備的檢查和監(jiān)視力度,提高運(yùn)行及維護(hù)水平;
4.3最小流量閥調(diào)節(jié)品質(zhì)不理想,調(diào)節(jié)慣量過(guò)大,響應(yīng)特性遲緩; 完善最小流量閥調(diào)節(jié)品質(zhì),在未完善之前,凝結(jié)水系統(tǒng)流量有較大波動(dòng),在最小流量閥自動(dòng)跟蹤遲緩的情況下,應(yīng)解除最小流量閥自動(dòng),手動(dòng)調(diào)整;
4.4凝結(jié)水系統(tǒng)管道布置彎頭太多,導(dǎo)致凝結(jié)水沿程阻力太大;
4.5凝結(jié)水系統(tǒng)支吊架設(shè)計(jì)和安裝存在一定缺陷,而且部分采用焊接硬支撐,無(wú)法減緩和消減管道振動(dòng); 取消凝結(jié)水固定焊接支吊架,并建議設(shè)計(jì)院完善凝結(jié)水系統(tǒng)支吊架布置方式;
4.6 循環(huán)泵出口門關(guān)閉時(shí),壓力最高達(dá)到0.24MPa,說(shuō)明其出口門幾乎關(guān)閉,但沒(méi)有回到0位,嚴(yán)重影響了循環(huán)泵的安全運(yùn)行。增加運(yùn)行中出口門關(guān)失電停泵的保護(hù)。
4.7離線傳輸邏輯或AP必須履行審批手續(xù),并制定可行的防范措施。
1. 設(shè)備簡(jiǎn)介
每臺(tái)機(jī)組設(shè)有德國(guó)KSB生產(chǎn)的兩臺(tái)50％容量的循環(huán)水泵，循環(huán)水泵設(shè)有如下保護(hù)：1）旋轉(zhuǎn)濾網(wǎng)后水位低于6.0m，延時(shí)2秒；2）該臺(tái)循環(huán)水泵運(yùn)行60秒且出口壓力高于0.2MPa；3）推力軸承溫度大于105℃，延時(shí)2秒；4）導(dǎo)向軸承溫度大于105℃，延時(shí)2秒；5）B循環(huán)水泵出口蝶閥開度<90%且關(guān)閉且泵在運(yùn)行;6) B循環(huán)水泵出口蝶閥失電。
2. 事件經(jīng)過(guò)：
04年8月21日20：00，1A循環(huán)水泵試運(yùn)中跳閘。跳閘前1A、1B循環(huán)水泵正在進(jìn)行8小時(shí)試運(yùn)，1A循環(huán)水泵已連續(xù)運(yùn)行5個(gè)小時(shí)，CRT上各溫度如下：
名稱
電機(jī)線圈溫度1
電機(jī)線圈溫度2
電機(jī)線圈溫度3
電機(jī)線圈溫度4
電機(jī)線圈溫度5
電機(jī)線圈溫度6
電機(jī)導(dǎo)向軸承溫度
電機(jī)推力軸承溫度
溫度℃
86
86
86
85
88
87
87
82
20：00，電機(jī)導(dǎo)向軸承溫度突然從87℃突升至109℃，就地報(bào)告1A循環(huán)水泵跳閘，CRT上出現(xiàn)報(bào)警信號(hào)。立即配合調(diào)試查找原因，并通知設(shè)備維護(hù)人員與西門子廠家，檢查是否為DCS通訊方面故障，同時(shí)通過(guò)溫度曲線和事故追憶查找跳閘原因。從溫度曲線上看在1A循環(huán)水泵跳閘時(shí)電機(jī)導(dǎo)向軸承溫度一共出現(xiàn)了兩次突升，兩次間隔在9秒左右，第一次時(shí)間為19：59：45，最高溫度97℃，第二次時(shí)間為19：59：54，最高溫度109℃。這兩次溫度突變從正常運(yùn)行溫度達(dá)到峰值溫度的時(shí)間均為2－3秒左右。在事故追憶中查到，19：59：44發(fā)1A循環(huán)水泵導(dǎo)向軸承溫度報(bào)警，19：59：45發(fā)保護(hù)跳泵信號(hào)，其后在19：59：54又發(fā)了一次導(dǎo)向軸承溫度報(bào)警。現(xiàn)場(chǎng)人員反映在1A循泵跳閘時(shí)就地并沒(méi)有發(fā)現(xiàn)異?，F(xiàn)象。
最后調(diào)試和西門子人員認(rèn)為可能是該溫度測(cè)點(diǎn)虛接，導(dǎo)致信號(hào)反饋異常，觸發(fā)保護(hù)引起跳泵。最后經(jīng)廠家提供定值，將1A、1B循環(huán)水泵電機(jī)導(dǎo)向軸承、推力軸承溫度均改為95℃報(bào)警，105℃經(jīng)2秒延時(shí)跳閘。
1. 設(shè)備簡(jiǎn)介
每臺(tái)機(jī)組設(shè)有三臺(tái)水環(huán)式真空泵，正常運(yùn)行兩臺(tái)運(yùn)行,一臺(tái)備用。真空泵型式為二級(jí)葉輪、單吸入口、單排出口、下排式。工作水為除鹽水，冷卻水來(lái)自閉式循環(huán)冷卻水系統(tǒng)。
2. 事件經(jīng)過(guò)：
負(fù)荷510MW， 總?cè)济毫?92 t/h， 機(jī)組真空9.5KPa。
04年26日夜班，06：30值班人員發(fā)現(xiàn)機(jī)組真空9.8KPa且處于上升狀態(tài)，值班人員立即檢查真空系統(tǒng)，循環(huán)水系統(tǒng)，軸封系統(tǒng)，凝結(jié)水系統(tǒng)。并未發(fā)現(xiàn)異常。值班人員同時(shí)聯(lián)系汽機(jī)側(cè)巡檢，詢問(wèn)有無(wú)就地操作，得知并無(wú)任何操作。值班人員考慮真空泵的工作情況，讓汽機(jī)側(cè)巡檢檢查真空泵工作情況，06：45A真空泵水位低信號(hào)來(lái)，補(bǔ)水電磁閥開(此時(shí)機(jī)組真空達(dá)到最大，10.587KPa)，就地巡檢回報(bào)，真空泵補(bǔ)水正常，工作正常，此時(shí)真空開始回落，06：47真空回落到9.162KPa，機(jī)組恢復(fù)正常。
3.原因分析：
引起這次異常的原因本班認(rèn)為為A真空泵工作失常引起。從歷史追憶來(lái)看，真空泵發(fā)水位低報(bào)警后，補(bǔ)水電磁閥打開，大約補(bǔ)水20秒左右就會(huì)關(guān)閉，而此次A真空泵從發(fā)水位低報(bào)警，補(bǔ)水電磁閥開啟到關(guān)閉用了大約2分十五秒（從06：45：12到06：47：27）。同時(shí)補(bǔ)水電磁閥開啟的時(shí)候就是真空開始回落的時(shí)候。因此本班懷疑，由于A真空泵水位低報(bào)警點(diǎn)發(fā)生了一次漂移，導(dǎo)致水位處于比正常低報(bào)警值低了一些后才開始補(bǔ)水，這個(gè)過(guò)程中A真空泵由于汽水分離器的水位過(guò)低，導(dǎo)致A真空泵工作失常，真空上升。當(dāng)補(bǔ)水電磁閥開啟后，水位逐漸正常，A真空泵逐漸恢復(fù)正常工作，真空也逐漸恢復(fù)。
事后關(guān)于報(bào)警點(diǎn)漂移和熱工進(jìn)行了討論，由于真空泵汽水分離器的水位只有就地表計(jì)，無(wú)法得知當(dāng)時(shí)報(bào)警值為多少，所以認(rèn)為無(wú)法對(duì)此得到肯定答案。
4.吸取的教訓(xùn)
4.1設(shè)備設(shè)計(jì)或質(zhì)量上存在一定問(wèn)題
1） 就地真空泵汽水分離器水位計(jì)目前顯得偏低，不能在真空泵啟動(dòng)之前將水位補(bǔ)至較高位，造成真空泵啟動(dòng)因補(bǔ)水不及時(shí)，可能會(huì)導(dǎo)致真空下降；
2） 汽水分離器水位低報(bào)警有可能出現(xiàn)漂移；
3） 真空泵入口處無(wú)逆止門。
4.2將就地真空泵汽水分離器水位計(jì)換一個(gè)較長(zhǎng)的，能夠讓運(yùn)行人員將水位補(bǔ)到一個(gè)較高位置；
4.3保證汽水分離器水位正常報(bào)警；
4.4真空泵入口安裝逆止門；
4.5對(duì)取單一測(cè)點(diǎn)信號(hào)的自動(dòng)和保護(hù)進(jìn)行統(tǒng)計(jì)，對(duì)重要設(shè)備應(yīng)制訂出避免信號(hào)誤動(dòng)的防范措施。
1. 設(shè)備簡(jiǎn)介
每臺(tái)機(jī)組設(shè)有德國(guó)KSB生產(chǎn)的兩臺(tái)50％容量的循環(huán)水泵。循環(huán)水系統(tǒng)為開式循環(huán)，具體配置為取水明渠→前池→鋼閘板→粗?jǐn)r污柵→旋轉(zhuǎn)濾網(wǎng)→循環(huán)泵入口水池→循環(huán)泵→出口碟閥→循環(huán)水地下管道→凝汽器A/B側(cè)→虹吸井→排水暗渠→排水口，循環(huán)水泵出口門為德國(guó)阿達(dá)姆斯生產(chǎn)的碟閥。
2. 事件經(jīng)過(guò)：
1B循泵已啟動(dòng)，循環(huán)水運(yùn)行正常，準(zhǔn)備啟動(dòng)1A循泵； 4月10日中班恢復(fù)循環(huán)水系統(tǒng)。23：10左右啟動(dòng)1B循環(huán)水泵，運(yùn)行正常，23：28啟動(dòng)1A循環(huán)水泵，啟動(dòng)正常，電流273.7A，出口壓力0.11MP，就地人員檢查正常。運(yùn)行約10分鐘后，CRT發(fā)1B循泵的震動(dòng)測(cè)點(diǎn)的報(bào)警，觀察發(fā)現(xiàn)，該測(cè)點(diǎn)再?gòu)?.044mm到0.087mm之間來(lái)回波動(dòng)，報(bào)警值為0.05mm,同時(shí)循泵電機(jī)有一溫度測(cè)點(diǎn)不斷發(fā)報(bào)警，不斷自動(dòng)復(fù)位。但CRT顯示該溫度測(cè)點(diǎn)與其它電機(jī)溫度測(cè)點(diǎn)處于一樣的正常水平。立即叫人就地檢查，同時(shí)聯(lián)系熱工和東北核電檢查，熱工了解情況后，反映，該測(cè)點(diǎn)在之前確是經(jīng)過(guò)較整，但它的真實(shí)性還沒(méi)有檢驗(yàn)。因此，他們不能肯定此測(cè)點(diǎn)的好壞?？紤]到設(shè)備的安全和對(duì)當(dāng)時(shí)的其他系統(tǒng)無(wú)影響，再加上與我就地人員無(wú)法很好的聯(lián)系（通訊工具出現(xiàn)故障），值長(zhǎng)下令停1A循泵，值班人員馬上用子組停1A循泵，可在停止過(guò)程中出現(xiàn)了1A循泵出口門已關(guān)閉，但循泵電機(jī)不停地異常現(xiàn)象，值長(zhǎng)立即下令到6KV 開關(guān)室就地打閘（CRT已無(wú)法停），值班人員立即跑到6KV 開關(guān)室，就地打閘，23：45，1A循泵停轉(zhuǎn)。就地檢查設(shè)備無(wú)損傷。
3.原因分析
異常處理完畢后，立即聯(lián)系熱工和電氣二次地查找原因，由于這種異常在前一天已經(jīng)出現(xiàn)過(guò)，二次地通過(guò)試驗(yàn)，認(rèn)為已經(jīng)處理好（原因他們說(shuō)不明，但他們通過(guò)做實(shí)驗(yàn)認(rèn)為動(dòng)作已經(jīng)正常）。這次同樣異常的出現(xiàn)，說(shuō)明沒(méi)有找到根本的原因，就交付給了運(yùn)行，為正常運(yùn)行埋下了隱患。由于專業(yè)限制，根本原因，等待熱工或二次查找。
4.吸取的教訓(xùn)：
4.1熱控或電氣二次發(fā)生的設(shè)備問(wèn)題，經(jīng)處理后，運(yùn)行人員無(wú)法對(duì)其進(jìn)行有效監(jiān)控，以保證設(shè)備再次投入后的完好性。
4.2通訊工具不能很好的投入使用，距離稍遠(yuǎn)或有山體擋住就會(huì)造成通訊困難，設(shè)備一旦出現(xiàn)問(wèn)題無(wú)法及時(shí)聯(lián)系處理，對(duì)運(yùn)行帶來(lái)隱患。
號(hào)汽輪機(jī)主油箱內(nèi)部供油管道三通開裂故障
1.設(shè)備簡(jiǎn)介
1號(hào)機(jī)組上汽產(chǎn)600MW汽輪機(jī)主油箱內(nèi)部供油管道三通采用騎座式焊接三通結(jié)構(gòu)。三通直徑為Ф273MM,壁厚為9MM.
2.事件經(jīng)過(guò)：
1號(hào)主機(jī)潤(rùn)滑油母管油壓由5月17日的0.209Mpa緩慢而均勻的下降至6月28日的0.176Mpa，并進(jìn)一步有下降的趨勢(shì)，同時(shí)伴隨著油壓0.002 Mpa波動(dòng)；主油泵出口油壓由2.6Mpa下降至2.48Mpa；1瓦油壓由0.16Mpa下降至0.145Mpa；主機(jī)油位從+15mm上升至+40mm（油質(zhì)化驗(yàn)合格）。針對(duì)潤(rùn)滑油壓逐漸降低，為找到油壓降低的原因，在這期間采取了一系列措施
從5月17日到5月30日，潤(rùn)滑油母管油壓波動(dòng)，下將趨勢(shì)不太明顯，我們每天進(jìn)行跟蹤，記錄潤(rùn)滑油母管壓力，主油泵進(jìn)出口油壓、隔膜閥壓力、PI系統(tǒng)等油壓。
檢查主機(jī)排油煙風(fēng)出口管道是否堵塞，爬上汽機(jī)房屋頂查看排煙沒(méi)有堵塞，排除風(fēng)機(jī)煙氣管道堵塞。冷油器放油閥不內(nèi)漏及主機(jī)油管路系統(tǒng)無(wú)外漏，關(guān)小兩只主機(jī)冷油器放空氣閥，并在就地更換上了精密壓力表以監(jiān)測(cè)主機(jī)潤(rùn)滑油壓力
考慮到＃1機(jī)組汽輪機(jī)進(jìn)氣方式為多閥控制，高壓缸軸瓦負(fù)荷分配不均，是否影響進(jìn)油量，在5月27日－5月30日，進(jìn)氣方式改為單閥控制，油壓還是波動(dòng)，下降。排除了汽輪機(jī)運(yùn)行方式。
我們專業(yè)有人在上海出差的機(jī)會(huì)向吳涇電廠了解情況，沒(méi)有發(fā)生此問(wèn)題
潤(rùn)滑油主油箱油位油5月17的＋15mm上升到6月15日＋40mm,油質(zhì)化驗(yàn)合格?？紤]到主機(jī)油位變化與主機(jī)油箱負(fù)壓有關(guān)，6月15日切換主機(jī)潤(rùn)滑油排油煙風(fēng)機(jī)。觀察油壓還是波動(dòng)下降，排除排油煙風(fēng)機(jī)，分析在系統(tǒng)運(yùn)行的油量變少。
6月15日向上汽廠發(fā)傳真及電話咨詢，上汽廠答復(fù)有可能是注油器噴射口（5只噴射口）堵了。
考慮到油溫對(duì)油壓的影響，從6月16日在CRT打出的一個(gè)月油溫與油壓的變化曲線分析，油溫對(duì)油壓降低無(wú)影響。
6月25日，檢查＃1機(jī)組高壓備用密封油泵、交流油泵、直流油泵出口逆止閥是否內(nèi)漏，檢查方法是把出口壓力表拆掉，沒(méi)有油流出來(lái)，確定高壓備用密封油泵、交流油泵、直流油泵出口逆止閥不內(nèi)漏。
分析主機(jī)潤(rùn)滑油注油器出口逆止閥為可調(diào)逆止閥，6月25日，打開主油箱人孔門檢查注油器出口逆止閥，發(fā)現(xiàn)逆止閥調(diào)節(jié)螺栓定位螺母松動(dòng)，并緊固上。（同時(shí)發(fā)現(xiàn)，注油器出口管道遠(yuǎn)離人孔門處有油嘩嘩流動(dòng)，沒(méi)有引起注意，以為是套裝油管道回油造成）
6月27日,經(jīng)過(guò)兩天的觀察油壓，還是波動(dòng)，排除了注油器逆止閥調(diào)節(jié)螺栓定位螺母松動(dòng)原因。想到了6月25日油嘩嘩流動(dòng)的現(xiàn)象，決定打開＃2機(jī)組潤(rùn)滑油箱對(duì)比，發(fā)現(xiàn)#2機(jī)組注油器出口逆止閥處無(wú)油嘩嘩流動(dòng)，油液面非常平靜，斷定＃1機(jī)組主機(jī)注油器出口逆止閥后管道漏油，因?yàn)楦鶕?jù)漏油量大處觀察，有可能是主機(jī)交流油泵出口逆止閥后法蘭漏油。
6月27日，召開了會(huì)議，確定1號(hào)主機(jī)潤(rùn)滑油箱內(nèi)部管道漏油嚴(yán)重，決定1號(hào)機(jī)組申請(qǐng)停機(jī)。2004年7月5日進(jìn)入主油箱檢查，發(fā)現(xiàn)1號(hào)機(jī)主油泵注油器出口逆止門后三通存在長(zhǎng)達(dá)92公分左右的裂紋，裂紋波及范圍：從主油泵進(jìn)口管與三通的焊口至潤(rùn)滑油出口母管與三通的焊口，裂縫為連續(xù)裂縫，同時(shí)在三通的兩圓柱相截處，裂縫呈邊緣展開。
3.原因分析：
上汽產(chǎn)600MW汽輪機(jī)主油箱內(nèi)部供油管道三通為標(biāo)準(zhǔn)件（圖號(hào)：W2249），為保證機(jī)組運(yùn)行的可靠與安全，設(shè)計(jì)采取整體鍛件加工工藝。而上汽廠下屬的承包公司紅光鍋爐廠在實(shí)際生產(chǎn)制造中并未按圖紙技術(shù)要求加工，而是采用騎座式焊接三通結(jié)構(gòu)。因這種結(jié)構(gòu)三通焊縫較薄弱，焊縫本身容易由于焊接工藝不良或者外部影響容易產(chǎn)生缺陷，尤其在尖角處本體與焊縫未完全融合，焊接應(yīng)力比較集中，在運(yùn)行中由于管道應(yīng)力，容易出現(xiàn)裂縫。如我公司1號(hào)機(jī)組就是采用了騎座式焊接三通，在運(yùn)行6個(gè)月后，最終潤(rùn)滑油三通管焊縫開裂。
4.措施與教訓(xùn)：
到7月5日晚6點(diǎn)，＃1機(jī)組潤(rùn)滑油主油箱排油結(jié)束進(jìn)入主油箱檢查，發(fā)現(xiàn)1號(hào)機(jī)主油泵注油器出口逆止門后騎馬三通焊縫處開裂，裂縫向上下兩邊展開，上到主油泵進(jìn)口管與三通的焊口，下至潤(rùn)滑油出口母管與三通的焊口，長(zhǎng)達(dá)92公分，裂縫情況非常嚴(yán)重。隨即設(shè)備部召開緊急會(huì)議，定下更換管道，要求廠家當(dāng)夜備好相同尺寸的管道，于6日上午運(yùn)送到臺(tái)電。檢修公司要清理好油箱，做好防火及防污染措施，在油箱內(nèi)切割取出開裂的管道，等待備品的到來(lái)。6日下午3點(diǎn)鐘，備品到貨，立即進(jìn)行焊縫打磨施焊，到7日10點(diǎn)鐘主油箱內(nèi)部管道施焊及超聲波檢查焊縫全部結(jié)束。
教訓(xùn)：
1、此缺陷屬于廠家生產(chǎn)缺陷，3、4、5號(hào)機(jī)組在安裝過(guò)程中予以改進(jìn)。
2、向設(shè)備廠家和基建單位反饋信息，在新機(jī)組中避免類似問(wèn)題。
潤(rùn)滑油管開裂圖片：
、2號(hào)機(jī)組4臺(tái)循環(huán)水旋轉(zhuǎn)濾網(wǎng)一天之內(nèi)全部被海水沖跨使機(jī)組減負(fù)荷
1.設(shè)備簡(jiǎn)介
2.事件經(jīng)過(guò)
2.1 1A、1B、2A、2B旋轉(zhuǎn)濾網(wǎng)故障經(jīng)過(guò)：
2004年5月26日8：00 2B循環(huán)水泵入口旋轉(zhuǎn)濾網(wǎng)主動(dòng)輪安全銷剪斷，導(dǎo)致該濾網(wǎng)無(wú)法運(yùn)行。履行工作票程序，在工作票辦理好后于10：20開始工作。
由于循環(huán)水泵運(yùn)行狀態(tài)下2B旋轉(zhuǎn)濾網(wǎng)兩側(cè)壓差大，加之在運(yùn)行狀態(tài)下濾網(wǎng)堵塞越來(lái)越重，最后于26日17：26 降負(fù)荷至300MW，停運(yùn)2B循泵進(jìn)行處理，為防止其余三臺(tái)旋轉(zhuǎn)濾網(wǎng)發(fā)生類似事件，將1A\1B\2A濾網(wǎng)改為連續(xù)運(yùn)行。但運(yùn)行人員考慮到三臺(tái)濾網(wǎng)同時(shí)運(yùn)行沖洗水量太大，會(huì)淹水位變送器，決定按照1A\1B\2A單臺(tái)濾網(wǎng)運(yùn)行30分鐘，停運(yùn)1小時(shí)改邏輯，按照1A\1B\2A先后順序運(yùn)行。
施工方法為消除濾網(wǎng)前后壓差后，解開濾網(wǎng)網(wǎng)片，利用手拉葫蘆盤轉(zhuǎn)濾網(wǎng)，將損壞網(wǎng)片更換，再恢復(fù)濾網(wǎng)。施工中發(fā)現(xiàn)2B旋轉(zhuǎn)濾網(wǎng)共損壞網(wǎng)片7片，庫(kù)存只有2片網(wǎng)片，經(jīng)東電一公司板金加工車間利用所拆下及試運(yùn)期間遺留損壞網(wǎng)片加工出4片，對(duì)變形小的網(wǎng)片錘擊修復(fù)1片，解決了備件短缺問(wèn)題。
2.2 1A\1B\2A旋轉(zhuǎn)濾網(wǎng)搶修經(jīng)過(guò)：
＃1機(jī)組負(fù)荷600MW；循環(huán)水系統(tǒng)雙泵運(yùn)行；其余系統(tǒng)正常。＃2機(jī)組負(fù)荷430MW；循環(huán)水系統(tǒng)單泵運(yùn)行；其余系統(tǒng)正常。
27日5：38－5：43發(fā)現(xiàn)1A\1B\2A旋轉(zhuǎn)濾網(wǎng)安全銷斷，經(jīng)研究決定，分別停運(yùn)循環(huán)泵，前池下閘板，利用旋轉(zhuǎn)濾網(wǎng)沖洗水泵及外加潛水泵降低前池水位，同時(shí)解開濾網(wǎng)進(jìn)行盤轉(zhuǎn)，其余檢修方法與2B濾網(wǎng)搶修基本一致，1A、2A、1B變形嚴(yán)重予以更換的濾網(wǎng)數(shù)量為9塊、7塊、10塊。3、旋轉(zhuǎn)濾網(wǎng)搶修施工的特點(diǎn)為工序簡(jiǎn)單，施工難度大。
3.原因分析：
3.1小銀魚的汛期：
小銀魚突然來(lái)臨，源源不斷的小銀魚使濾網(wǎng)堵塞，堵塞的濾網(wǎng)負(fù)荷過(guò)重造成主動(dòng)輪安全銷剪斷，在濾網(wǎng)停運(yùn)、循環(huán)泵繼續(xù)運(yùn)行的工況下，堵塞加劇，濾網(wǎng)前后壓差增大最后造成濾網(wǎng)變形損壞。見(jiàn)照片：
2.2旋轉(zhuǎn)濾網(wǎng)的傳動(dòng)方式：
臺(tái)電＃1、＃2機(jī)組循環(huán)水旋轉(zhuǎn)濾網(wǎng)采用的鏈條傳動(dòng)方式，此種傳動(dòng)不適用于大載荷條件，這也是斷鏈條和濾網(wǎng)啟動(dòng)中斷銷子的原因。
2.3旋轉(zhuǎn)濾網(wǎng)的結(jié)構(gòu)形式：
我廠所用旋轉(zhuǎn)濾網(wǎng)為無(wú)錫華東電力設(shè)備有限公司生產(chǎn)的XWC－3000型，網(wǎng)片是框式平面網(wǎng)片，容垢能力弱，強(qiáng)度低，在雜質(zhì)量增大情況下易變形，這是事故的主要原因。
2.4濾網(wǎng)沖洗水回水集污池：
集污池容積小，當(dāng)清理吊框時(shí)有一部分走直流進(jìn)入入口明渠，造成旋轉(zhuǎn)濾網(wǎng)負(fù)荷增加，網(wǎng)板受壓變形。從下面的圖片中可以看到部分小魚、小蝦直接排到入口明渠的情況。
52.5沖洗水沖掉的雜物清理速度：
四臺(tái)濾網(wǎng)沖洗掉的雜物最后都匯集到集污池，污物清理的方法為用手拉葫蘆提起網(wǎng)筐，將污物清理后再用手拉葫蘆將網(wǎng)筐放回，在此之間是沖洗水連同污物回流至循環(huán)水入口（習(xí)慣稱為“走直流”），造成污物二次匯集于旋轉(zhuǎn)濾網(wǎng)上，而且走直流的污物因流道設(shè)置原因主要回流至2B濾網(wǎng)上，這也是2B濾網(wǎng)先損壞的原因。 在污物清理人員不足情況下，這種情況急劇惡化。
2.6方式跟不上情況變化：
在小銀魚增多情況下，未及時(shí)延長(zhǎng)濾網(wǎng)運(yùn)行時(shí)間，在發(fā)現(xiàn)2B濾網(wǎng)損壞后，因集污池過(guò)濾容積小也未能將其余三臺(tái)濾網(wǎng)連續(xù)運(yùn)行。
2.7入口明渠沒(méi)有及時(shí)加裝攔魚網(wǎng)：
入口明渠是小魚、小蝦等海生物的必經(jīng)之路，如果及時(shí)安裝攔魚網(wǎng)，就會(huì)減輕旋轉(zhuǎn)濾網(wǎng)的負(fù)荷，減少或防止因?yàn)闉V網(wǎng)負(fù)荷太大而使濾網(wǎng)損壞。見(jiàn)攔魚網(wǎng)照片：
4. 吸取的教訓(xùn)
4.1廠家設(shè)計(jì)網(wǎng)板強(qiáng)度低是事故的主要原因；
4.2搶修速度慢造成事故擴(kuò)大；
4.3對(duì)所有循環(huán)水旋轉(zhuǎn)濾網(wǎng)進(jìn)行改造
1）1傳動(dòng)方式改造：將現(xiàn)有的鏈條傳動(dòng)方式改為渦輪渦桿傳動(dòng)，渦輪材質(zhì)錫青銅，渦桿材質(zhì)為40Cr。更換主軸，原來(lái)的旋轉(zhuǎn)濾網(wǎng)主框架、罩殼、滾筒等其它部件不變。更換減速機(jī)，減速機(jī)電機(jī)功率為：11/7.0KW，防護(hù)等級(jí)IP56。提高旋轉(zhuǎn)濾網(wǎng)負(fù)載能力，保證旋轉(zhuǎn)濾網(wǎng)運(yùn)行的可靠性。
2）2利用現(xiàn)有的網(wǎng)板進(jìn)行改造：在現(xiàn)在的網(wǎng)板上面焊接加強(qiáng)結(jié)構(gòu)件，在網(wǎng)板構(gòu)架的上下橫梁槽鋼內(nèi)側(cè)焊接一筋板，使橫梁截面變成矩形結(jié)構(gòu)，這樣網(wǎng)板承載能力有大幅度提高，同時(shí)在網(wǎng)片的內(nèi)側(cè)加裝支持鋼板三塊，材質(zhì)316L，增加網(wǎng)片剛度。
3）入口明渠加裝攔魚網(wǎng)，長(zhǎng)期看守并清理魚網(wǎng)。
6、7瓦軸頸損傷
1.汽輪機(jī)6、7瓦軸頸損傷概述：
1.1轉(zhuǎn)子軸頸相關(guān)技術(shù)規(guī)范：
序號(hào)
名稱
規(guī)格（mm）
材質(zhì)
損傷情況
1
#6軸頸
Ф481.63（直徑）×484（寬度）
30Cr2Ni4MoV-5+7
3*1.4 mm一條
3*1.0 mm一條
2
7號(hào)軸頸
Ф481.63（直徑）×484（寬度）
30Cr2Ni4MoV-5+7
3.7*1.8mm一條
2*0.5mm一條
2、事件經(jīng)過(guò)：
2.1 國(guó)華臺(tái)電2號(hào)機(jī)組于2月25日停盤車。2月26日解體＃6、＃7軸承蓋，將6、7瓦上瓦吊出后發(fā)現(xiàn)7瓦軸頸有3.7*1.8mm溝槽一條，2*0.5mm溝槽一條損傷較嚴(yán)重。6瓦軸頸有3*1.4 mm溝槽一條，3*1.0 mm溝槽一條（2004.11份小修時(shí)已存在，本次沒(méi)發(fā)展）。7瓦鎢金有劃痕并有φ4*3mm焊渣夾在軸與瓦之間。
2.2 2月27日，經(jīng)過(guò)研究確定使用哈爾濱汽輪機(jī)廠材料試驗(yàn)研究中心技術(shù)的哈爾濱德加法科技發(fā)展有限責(zé)任公司對(duì)軸頸進(jìn)行修復(fù)，修復(fù)的方法采用自溶微弧焊的方法。
2.3 軸頸損傷圖示描述：
6號(hào)軸頸損傷及軸瓦示意圖。共有2道深淺不一的溝槽，分別為深度1.4mm，寬度3mm左右和深度1.0 mm，寬度3 mm。（2004.11月小修時(shí)已存在）
7號(hào)軸頸損傷示意圖。共有兩道深淺不一的溝槽，分別為深度1.8mm，寬度3.7mm，
深度0.5mm，寬度2mm。（本次小修新發(fā)現(xiàn)的）。
軸承下瓦損傷情況： 6號(hào)上瓦沒(méi)有劃痕，下瓦有兩條較淺溝槽； 7號(hào)上瓦情況良好，7號(hào)下瓦有一條較淺溝槽。右側(cè)瓦口有兩個(gè)深2 mm直徑4 mm的壓痕，是電焊渣被轉(zhuǎn)子壓入鎢金面的痕跡。
2.4對(duì)各軸承箱內(nèi)進(jìn)油管檢查情況：
對(duì)6、7、8號(hào)軸承箱內(nèi)的進(jìn)油管和9、10號(hào)軸承進(jìn)油管進(jìn)行徹底檢查，檢查發(fā)現(xiàn)各油管的焊口在安裝期間全部使用電焊進(jìn)行焊接的，規(guī)定油管的焊口應(yīng)是采用氬弧焊接。
檢查進(jìn)油管的內(nèi)部發(fā)現(xiàn)，各焊口附近內(nèi)部表面很粗糙并有焊渣、焊瘤及氧化皮附著在內(nèi)表面。
3.原因分析：
3.1二號(hào)機(jī)6、7號(hào)軸頸損傷的主要原因是軸承箱內(nèi)廠家提供的供油管為碳鋼管并直接采用電焊焊接，焊接工藝較差各焊口附近內(nèi)部表面很粗糙并有焊渣、焊瘤及氧化皮附著在內(nèi)表面，在運(yùn)行中管道溫度的變化及油流不斷的沖刷，將附著焊口內(nèi)部的焊渣、焊瘤及氧化皮沖刷掉進(jìn)入瓦口，夾雜在鎢金面和軸頸之間，對(duì)高速旋轉(zhuǎn)的軸徑進(jìn)行切削，使軸頸表面產(chǎn)生不同深度的溝槽。
3.2廠家安裝時(shí)對(duì)油管路沒(méi)有采取正確的工藝進(jìn)行焊接，電建安裝時(shí)對(duì)油管路沒(méi)有進(jìn)行檢查、酸洗、噴沙等工藝清理干凈，也是這次軸頸損傷的直接原因。
4.采取的措施和對(duì)策：
4.1對(duì)6、7、8號(hào)軸承箱內(nèi)的進(jìn)油管和9、10號(hào)軸承進(jìn)油管進(jìn)行徹底檢查，將附著焊口內(nèi)部的焊渣、焊瘤及氧化皮人工用銼刀、刮刀、砂布等工具清理干凈。
4.2對(duì)彎頭內(nèi)部不能清理的管道，將焊口切開清理后重新焊接。
4.3嚴(yán)格執(zhí)行驗(yàn)收制度，不合格的管道不能回裝。
4.4在主油箱和軸承座內(nèi)增加濾油磁棒，6、7、8號(hào)軸承箱內(nèi)放磁棒不少于10根。
4.5盤車前進(jìn)行油循環(huán)不少于24小時(shí)，并油脂化驗(yàn)合格。
4.6對(duì)6、7、8號(hào)軸承進(jìn)行脫胎裂紋磨損情況檢查。
4.7加強(qiáng)與工程部的溝通，將3、4、5號(hào)機(jī)組缺陷消滅在基建期。并通報(bào)給國(guó)華同類型機(jī)組，避免發(fā)生重復(fù)性問(wèn)題。
4.8對(duì)管路、彎頭、法蘭進(jìn)行測(cè)繪，下次大小修時(shí)全部換為不銹鋼管道。
號(hào)機(jī)組1、3、4號(hào)高調(diào)門卡澀
1.設(shè)備簡(jiǎn)介
汽輪機(jī)型式：亞臨界四缸四排汽凝汽式汽輪機(jī)
汽輪機(jī)型號(hào)：N600-16.7/537/537
制造廠家：上海汽輪機(jī)有限公司
銘牌出力：600MW
額定轉(zhuǎn)速： 3000r/min（從汽輪機(jī)端向發(fā)電機(jī)端看為順時(shí)針旋轉(zhuǎn)）
額定參數(shù)：汽機(jī)高壓主汽閥前壓力 16.7MPa ，溫度 537℃
中壓聯(lián)合汽門前壓力 3.194MPa ，溫度 537℃
汽機(jī)主汽門與高調(diào)門為聯(lián)合裝置
2.事件經(jīng)過(guò)
2004年7月25日#3調(diào)節(jié)汽閥卡澀在開度37%；
8月22日在跳磨煤機(jī)時(shí)，1號(hào)、#4調(diào)節(jié)汽閥突開至82%，出現(xiàn)卡澀現(xiàn)象；
8月25日在#2機(jī)組申請(qǐng)停運(yùn)過(guò)程中，1號(hào)、#4調(diào)節(jié)汽閥在開度15%處卡澀；
9月8日#2機(jī)組由600MW降至400MW時(shí)，#3、#4調(diào)節(jié)汽閥在開度43%卡澀，最后發(fā)現(xiàn)#3調(diào)節(jié)汽閥在40%以上和15%以下容易卡澀。
3.原因分析
四套油動(dòng)機(jī)解體后發(fā)現(xiàn)，#3、#4油動(dòng)機(jī)的活塞缸內(nèi)抗燃油變硬、變黑，缸內(nèi)有拉痕；套筒與活塞桿粘在一起，活塞桿上有拉傷凹坑。由于油動(dòng)機(jī)與閥門裝配中心偏差，活塞桿不斷與支承軸套磨擦，產(chǎn)生的微粒在活塞桿密封處，造成活塞桿密封處微滲，長(zhǎng)時(shí)間高溫蒸汽烘烤下結(jié)碳并附著在活塞桿上，使閥門卡澀—結(jié)碳—卡澀，如此循環(huán)加劇了閥門卡澀和磨損，以致在活塞桿和支承軸套上形成較大面積損傷。所以#2#3#4調(diào)節(jié)汽閥存在嚴(yán)重漏汽的原因是，結(jié)合面螺栓緊力不夠所致。引起調(diào)節(jié)汽閥卡澀的原因是，油動(dòng)機(jī)與閥門裝配中心偏差，活塞桿不斷與軸套磨擦，造成活塞桿密封處滲漏，經(jīng)高溫蒸汽長(zhǎng)時(shí)間烘烤結(jié)碳，使閥門形成卡澀—結(jié)碳—卡澀的惡性循環(huán)，加劇了閥門卡澀，同時(shí)也增大了磨損。
4.經(jīng)驗(yàn)與教訓(xùn)
經(jīng)驗(yàn)：
將4只油動(dòng)機(jī)前端蓋上的安裝孔由原來(lái)的φ30改為φ32,有利于油動(dòng)機(jī)在安裝時(shí)找中，將支承軸套內(nèi)孔尺寸由63.5 mm改為69.5 mm,減少活塞桿與支前軸套的磨損面
更換4只油動(dòng)機(jī)的活塞桿，更換了4只油動(dòng)機(jī)的油缸密封件，4只油動(dòng)機(jī)經(jīng)過(guò)新華液壓公司試驗(yàn)平臺(tái)的跑合試驗(yàn)合格后出廠
教訓(xùn)：
1、此缺陷屬于廠家生產(chǎn)缺陷，應(yīng)該在安裝過(guò)程中予以改進(jìn)。
2、向設(shè)備廠家和基建單位反饋信息，在新機(jī)組中避免類似問(wèn)題
機(jī)組汽輪機(jī)高壓主汽門（TV2）關(guān)閉超時(shí)
1.設(shè)備簡(jiǎn)介
汽輪機(jī)型式：亞臨界四缸四排汽凝汽式汽輪機(jī)
汽輪機(jī)型號(hào)：N600-16.7/537/537
制造廠家：上海汽輪機(jī)有限公司
銘牌出力：600MW
額定轉(zhuǎn)速： 3000r/min（從汽輪機(jī)端向發(fā)電機(jī)端看為順時(shí)針旋轉(zhuǎn)）
額定參數(shù)：汽機(jī)高壓主汽閥前壓力 16.7MPa ，溫度 537℃。
兩只主汽門分別布置在汽輪機(jī)兩側(cè)，主汽門為臥式布置如圖
2.事件經(jīng)過(guò)
臺(tái)山電廠#2機(jī)組于2005年3月21日07：50發(fā)電機(jī)CT保護(hù)動(dòng)作，緊急停機(jī)中，高壓自動(dòng)主汽門（TV2）關(guān)閉到7％開度時(shí)，出現(xiàn)了關(guān)閉緩慢的現(xiàn)象.時(shí)間達(dá)1分鐘（從記錄曲線上查到）.過(guò)了1小時(shí)50分鐘,汽機(jī)再次打閘沒(méi)有出現(xiàn)關(guān)閉超時(shí)的現(xiàn)象.發(fā)電機(jī)CT保護(hù)動(dòng)作跳閘時(shí)，機(jī)組負(fù)荷600MW突降到0，汽輪發(fā)電機(jī)組轉(zhuǎn)速最高達(dá)3151rpm。
3.原因分析
#2機(jī)組2號(hào)主汽門在小修期間對(duì)其油動(dòng)機(jī)進(jìn)行了返廠檢修,對(duì)油動(dòng)機(jī)閥桿進(jìn)行更換,油動(dòng)機(jī)進(jìn)行了清洗,油系統(tǒng)進(jìn)行了油循環(huán),油質(zhì)合格.油動(dòng)機(jī)出廠時(shí)性能試驗(yàn)合格,排除油動(dòng)機(jī)的原因.在3月15日對(duì)#2主汽門進(jìn)行解體檢查,測(cè)量閥桿與襯套、閥芯與襯套間隙間，隙分別為合格。排除汽門本體卡澀.分析認(rèn)為汽門操作做彈簧托盤與彈簧套筒之間磨擦,造成汽門關(guān)閉緩慢.
四、措施與教訓(xùn)
措施：解體＃2主汽門彈簧操作座
在解體#2主汽門彈簧操作座時(shí),測(cè)量彈簧托盤直徑為466MM,彈簧套筒內(nèi)壁直徑為484MM,直徑的差值為18MM,就是彈簧移動(dòng)托盤與彈簧套筒之間的間隙為9MM.解體時(shí)發(fā)現(xiàn)彈簧移動(dòng)托盤與彈簧套筒在關(guān)閉位置處靠上壁之間有磨擦的痕跡.彈簧托盤沒(méi)有在中間位置,而是靠近了上部,與彈簧套筒壁在關(guān)閉位置處產(chǎn)生磨擦,導(dǎo)致汽門在開度7%時(shí)關(guān)閉超時(shí).
解體＃1主汽門操縱座，測(cè)量彈簧長(zhǎng)度，外彈簧：1055mm，中彈簧：1008mm，內(nèi)彈簧：932mm。彈簧長(zhǎng)度合格，外表無(wú)缺陷，無(wú)磨損痕跡，探傷無(wú)裂紋。
復(fù)裝時(shí)，對(duì)彈簧移動(dòng)托盤與彈簧套筒毛刺打磨光滑處理,對(duì)整個(gè)彈簧組及彈簧套筒抹二硫化鉬進(jìn)行潤(rùn)滑。彈簧移動(dòng)托盤放置彈簧套筒中間位置,在主汽門調(diào)行程時(shí)，彈簧移動(dòng)托盤與彈簧套筒無(wú)卡澀，關(guān)閉順暢.
教訓(xùn)：1.每次啟停機(jī)時(shí),打印主汽門關(guān)閉曲線.
2.在檢修主汽門時(shí),檢修人員的檢修技術(shù)水平需要提高.
號(hào)機(jī)凝結(jié)水泵A、B導(dǎo)流殼砂眼蜂窩嚴(yán)重
1.設(shè)備簡(jiǎn)介：
1號(hào)機(jī)凝結(jié)水泵為沈陽(yáng)水泵股份有限公司生產(chǎn)的10LDTNB-6P型立式筒袋型多級(jí)離心水泵，單臺(tái)100％容量，1備1用，額定流量:1712m3/h，額定揚(yáng)程:300mH2O，轉(zhuǎn)速:1480r/min，效率：82%，軸功率1706kW。
2.事件經(jīng)過(guò)：
1號(hào)機(jī)大修過(guò)程中，對(duì)1號(hào)機(jī)A、B凝泵進(jìn)行解體檢查發(fā)現(xiàn)兩臺(tái)凝泵導(dǎo)流殼存在大量蜂窩砂眼。
1A凝泵：首級(jí)導(dǎo)流殼導(dǎo)流面有8個(gè)蜂窩，第二級(jí)導(dǎo)流殼導(dǎo)流面有2個(gè)輕微蜂窩，首級(jí)葉輪口環(huán)處有兩處蜂窩。
1B凝泵：首級(jí)導(dǎo)流殼導(dǎo)流面砂眼及蜂窩共20個(gè)處，第二級(jí)導(dǎo)流殼導(dǎo)流面有2個(gè)蜂窩，第三級(jí)導(dǎo)流殼導(dǎo)流面有2處蜂窩，第四級(jí)導(dǎo)流殼導(dǎo)流面有1處蜂窩，首級(jí)葉輪口環(huán)處有兩處蜂窩。
3.原因分析：
由于凝泵吸入口為真空狀態(tài)，首級(jí)葉輪處存在汽蝕可能，但如此大面積、多級(jí)的蜂窩同廠家的鑄造質(zhì)量有莫大關(guān)系。主要原因如下：
i. 設(shè)計(jì)工況的正常汽蝕：首級(jí)葉輪口環(huán)處小蜂窩為設(shè)計(jì)工況的正常汽蝕；
ii. 廠家鑄造質(zhì)量差：廠家鑄造質(zhì)量差是產(chǎn)生大面積蜂窩的主要原因。
處理經(jīng)過(guò)：
導(dǎo)流殼材質(zhì)為HT250,鑄鐵補(bǔ)焊時(shí)易出現(xiàn)裂紋，外委珠海寶萊特進(jìn)行處理。
4.措施教訓(xùn)：
iii. 加強(qiáng)金屬專責(zé)對(duì)鑄鐵件的驗(yàn)收；
iv. 采購(gòu)部分導(dǎo)流殼備件備用；
v. 導(dǎo)流殼表面噴涂耐沖蝕涂層，保護(hù)導(dǎo)流殼。
、2號(hào)機(jī)高壓加熱器支座變形
1.設(shè)備簡(jiǎn)介
臺(tái)山電廠1、2號(hào)機(jī)高壓加熱器為上海動(dòng)力設(shè)備有限公司產(chǎn)品，各參數(shù)如下：
名稱
加熱器編號(hào)
單位
66723Y-0-0
66724Y-0-0
66725Y-0-0
用戶參考編號(hào)
HP-1
HP-2
HP-1
管子
SA556 CrC-2
總長(zhǎng)（近似尺寸）
10770
12098
10970
mm
拆卸殼體所需間距
6500
7300
6000
mm
殼側(cè)設(shè)計(jì)壓力
7.47
4.73
2.07
MPa
殼側(cè)設(shè)計(jì)溫度（短接殼體）
420/290
360/265
460/245
℃
管側(cè)設(shè)計(jì)壓力
27.5
MPa
管側(cè)設(shè)計(jì)溫度
290
℃
215
℃
加熱器總面積
2063
2231
1745
m2
凝結(jié)段面積
1594.7
1549
1237.2
m2
疏水冷卻段面積
224
474
349.6
m2
過(guò)熱蒸汽冷卻段面積
244.3
208
158.3
m2
U型管總數(shù)
2634
2477
2336
根
管子外徑×壁厚
16×2.11
mm
給水流程數(shù)
2
管子管板連接方式
焊接后爆炸脹管
給水流量
1954
t/h
給水出口溫度
279.3
246.3
202.8
℃
給水進(jìn)口溫度
246.6
202.8
171.8
℃
蒸汽壓力
6.198
3.754
1.647
MPa
飽和蒸汽溫度
275.2
247.1
203
℃
進(jìn)口蒸汽溫度
389.7
324
429.3
℃
蒸汽熱焓
3149.7
3035.1
3317.7
Kj/kg
進(jìn)入蒸汽量
149.488
166.237
76.95
t/h
進(jìn)入疏水量
149.488
315.724
t/h
進(jìn)入疏水溫度
252.2
208.2
℃
出口疏水量
149.488
315.724
400.664
t/h
出口疏水溫度
252.2
208.2
177.5
℃
管側(cè)壓力降
0.064
0.076
0.050
MPa
殼側(cè)壓力降
0.027
0.041
0.040
MPa
2.事情經(jīng)過(guò)：
2004．10．20，汽機(jī)點(diǎn)檢人員發(fā)現(xiàn)1號(hào)機(jī)2號(hào)高壓加熱器自由端爐側(cè)支座變形增大，對(duì)所有高低加支座進(jìn)行檢查，發(fā)現(xiàn)1、2號(hào)機(jī)高加自由端支座均存在不同程度的變形，且變形較投產(chǎn)初期有部分增大；通知工程部汽機(jī)專工檢查已安裝的3號(hào)機(jī)高加支座，自由端也存在嚴(yán)重變形。
3.原因分析
經(jīng)上海動(dòng)力設(shè)備有限公司，經(jīng)設(shè)備部、工程部、技術(shù)監(jiān)督和廠家檢查分析，確認(rèn)為高加支座設(shè)計(jì)強(qiáng)度不夠?qū)е隆S家設(shè)計(jì)強(qiáng)度可滿足正常運(yùn)行要求，但此強(qiáng)度無(wú)法滿足海運(yùn)要求，在海運(yùn)過(guò)程中支座產(chǎn)生變形，致使正常運(yùn)行中逐步增大。
處理過(guò)程：
由上海動(dòng)力設(shè)備有限公司對(duì)支座橫板和立板進(jìn)行加厚，由14mm加厚至20mm，增加兩根立板。在1號(hào)機(jī)大修過(guò)程中對(duì)1號(hào)機(jī)進(jìn)行了更換，2號(hào)機(jī)大修中對(duì)2號(hào)機(jī)高加支座進(jìn)行更換，3、4、5號(hào)機(jī)在基建過(guò)程中更換。
4.措施教訓(xùn)
1） 加強(qiáng)基建物資入廠驗(yàn)收，嚴(yán)把質(zhì)量關(guān)；
2） 設(shè)計(jì)過(guò)程應(yīng)考慮各種可能工況。
機(jī)組調(diào)速系統(tǒng)擺動(dòng)停機(jī)事故
1.1設(shè)備簡(jiǎn)介：
K500—240—4型汽輪機(jī)為原蘇聯(lián)列寧格勒金屬工廠制造，超臨界、一次中間再熱、單軸、四缸四排汽凝汽式汽輪機(jī)。汽輪機(jī)調(diào)速系統(tǒng)原設(shè)計(jì)為電液共存調(diào)速系統(tǒng)，主要由調(diào)節(jié)系統(tǒng)配汽機(jī)構(gòu)、調(diào)節(jié)系統(tǒng)液力部分、調(diào)節(jié)系統(tǒng)電氣部分和超速保護(hù)系統(tǒng)組成。調(diào)節(jié)系統(tǒng)的液力部分包括彈簧重錘式調(diào)速器、調(diào)速器滑閥組，中間滑閥組(包括電液轉(zhuǎn)換器及滑閥組件)和配汽機(jī)構(gòu)油動(dòng)機(jī)組成。
1.2事件經(jīng)過(guò)：
2003年1月27日，＃1機(jī)組運(yùn)行正常，機(jī)組負(fù)荷350MW，機(jī)前壓力23.8Mpa，11、12、16、17、18制粉系統(tǒng)運(yùn)行，兩臺(tái)汽動(dòng)給水運(yùn)行，電泵備用，調(diào)速系統(tǒng)調(diào)門控制油壓2.475Mpa，電液轉(zhuǎn)換器電流-8.426mA。5時(shí)24分22秒，調(diào)門控制油壓突然降低，同時(shí)電液轉(zhuǎn)換器電流上升，24分27秒調(diào)門控制油壓降到最低點(diǎn)1.1Mpa，機(jī)組功率降至約40MW，此時(shí)電液轉(zhuǎn)換器電流50mA。此后調(diào)門控制油壓逐漸上升，到25分10秒機(jī)組負(fù)荷恢復(fù)到350MW。甩負(fù)荷過(guò)程中機(jī)組小機(jī)供汽壓力降低給水流量降低；高加出口總流量瞬間由910t/h降到45t/h，并進(jìn)行較大幅度的波動(dòng)，于5時(shí)24分46秒“給水流量中斷保護(hù)”動(dòng)作停爐，01負(fù)荷開關(guān)跳閘，1#機(jī)組與電網(wǎng)解列，單元控制室發(fā)“發(fā)變組異常”、“負(fù)荷開關(guān)壓力異?！?、“負(fù)荷開關(guān)控制回路斷線”光字，5時(shí)27分500KV 5012、5013開關(guān)跳閘，廠用及公用系統(tǒng)6KV開關(guān)跳閘，備用電源自投成功。
1.3原因分析：
1.3.1調(diào)速系統(tǒng)各部解體后檢查各部正常，對(duì)中間滑閥組進(jìn)行了大流量沖洗后回裝。回裝后進(jìn)行了調(diào)節(jié)系統(tǒng)的靜止試驗(yàn)，未發(fā)現(xiàn)有卡澀現(xiàn)象，來(lái)回程誤差在允許范圍之內(nèi)。
1.3.2綜合分析系統(tǒng)，2003年1月27日＃1機(jī)組調(diào)速系統(tǒng)擺動(dòng)的原因?yàn)椋?機(jī)組大修中調(diào)速系統(tǒng)停動(dòng)時(shí)間較長(zhǎng)，碳鋼管發(fā)生銹蝕，運(yùn)行中銹渣脫落造成中間滑閥卡澀，導(dǎo)致調(diào)節(jié)系統(tǒng)擺動(dòng)停機(jī)。
1.4措施及教訓(xùn)
1.4.1調(diào)速系統(tǒng)安裝中必須使用不銹鋼管。
1.4.2＃1機(jī)調(diào)速系統(tǒng)禁止長(zhǎng)時(shí)間停運(yùn)，機(jī)組檢修中調(diào)速油系統(tǒng)不停。
機(jī)組末級(jí)葉片斷裂事件
2.1設(shè)備簡(jiǎn)介：
#2機(jī)于1996年5月份投產(chǎn)。汽輪機(jī)為俄羅斯列寧格勒金屬工廠產(chǎn)K500-240-4型超臨界一次中間再熱單軸四缸四排汽凝汽式汽輪機(jī)，主汽壓力為23.5Mpa，主汽溫度540℃，額定功率500MW，最大功率525MW。
低壓缸末級(jí)葉片采用俄設(shè)計(jì)生產(chǎn)的960mm葉片，葉片平均直徑2480mm，采用整體圍帶，兩道縱剖松拉筋結(jié)成全周自鎖葉片組。葉跟為5叉叉型葉跟，用騎縫小釘固定。全動(dòng)級(jí)葉片96片。
2.2事件經(jīng)過(guò)：
#2機(jī)#2低壓轉(zhuǎn)子反向末級(jí)葉片分別于1999年9月10日和2000年2月4日發(fā)生斷裂事故。
1999年9月10日17時(shí)22分主控室及零米值班人員聽到外面有“當(dāng)”的一聲，（似乎像是重物落地的聲音，同時(shí)CRT畫面振動(dòng)報(bào)警，立盤振動(dòng)大報(bào)警，查為主機(jī)#7瓦垂直軸振、瓦振滿表（405/10lum）；8瓦垂直瓦振51.93um；9瓦垂直瓦振38um；單元長(zhǎng)立即令二副到就地檢查：司機(jī)、一副檢查主機(jī)其它參數(shù)，并通知熱控車間、汽機(jī)車間、化學(xué)車間。17時(shí)25分二副向單元長(zhǎng)匯報(bào)：#7瓦就地實(shí)測(cè)垂直瓦振125um，并且就地明顯感覺(jué)振動(dòng)大，主控檢查其他參數(shù)正常。17時(shí)25分值長(zhǎng)令機(jī)組降負(fù)荷，直到17時(shí)55分機(jī)組負(fù)荷降到320MW，在此過(guò)程中，機(jī)組#7瓦振動(dòng)穩(wěn)定在0.12mm，機(jī)組負(fù)荷降到320MW時(shí)，振動(dòng)無(wú)下降趨勢(shì)，于17時(shí)56分值長(zhǎng)下令手動(dòng)停爐，聯(lián)跳汽機(jī)、發(fā)電機(jī)。
檢查境況：#2低壓缸轉(zhuǎn)子反向末級(jí)第43葉片從第二道拉筋處斷裂，第42片被打彎，第38、39葉片被打一坑。
2000年2月13日14時(shí)30分，#2機(jī)組檢修后進(jìn)入啟動(dòng)狀態(tài)，于2月14日3時(shí)05分，汽輪機(jī)轉(zhuǎn)速2850r/min，做危急保安器注油試驗(yàn)正常。繼續(xù)進(jìn)行超速試驗(yàn)，3時(shí)55分汽輪機(jī)轉(zhuǎn)速升到3147r/min,突然就地一聲巨響，#7瓦振動(dòng)滿表，且#6、#8、#9瓦振動(dòng)也相應(yīng)增大，立即打閘停機(jī)。
檢查境況：#2低壓缸轉(zhuǎn)子反向末級(jí)第85葉片從第二道拉筋處斷裂，第84葉片被打彎。
事故處理：第一次葉片斷裂更換了一組7片葉片，第二次斷裂對(duì)整級(jí)葉片進(jìn)行了更換。
2.3原因分析：
兩次斷裂發(fā)生在同一級(jí)內(nèi)大致對(duì)稱的部位，并且斷口形貌十分相似，斷口在進(jìn)汽側(cè)較平靠近拉金孔處有深褐色區(qū)域，出汽側(cè)450斜口面積很大。自投運(yùn)到發(fā)生第一次葉片斷裂累計(jì)運(yùn)行19442小時(shí)，共啟停65次：冷態(tài)19次，溫態(tài)28次，熱態(tài)18次。到第二次葉片斷裂累計(jì)運(yùn)行23282小時(shí)，共啟停69次：冷態(tài)22次，溫態(tài)29次，熱態(tài)18次。
1999年9月10日事故發(fā)生后，通過(guò)現(xiàn)場(chǎng)勘察和查閱運(yùn)行記錄，找不到一個(gè)造成葉片斷裂的明顯原因，于是與多方專家聯(lián)系，包括華北局、電科院、國(guó)家電力公司熱工研究院進(jìn)行綜合分析，葉片斷口電鏡能譜分析為脆性斷口，斷口上紅褐色區(qū)域不是夾雜。最后由國(guó)家電力公司熱工研究院作出了《國(guó)華盤電 #2機(jī)組末級(jí)960葉片斷裂原因及綜合分析》，較全面地闡述了葉片斷裂原因。
2000年2月4日再次發(fā)生斷葉片事故，本次請(qǐng)到俄列寧格勒金屬工廠技術(shù)人員到場(chǎng)協(xié)同進(jìn)行分析，還是沒(méi)有明確結(jié)論，大家認(rèn)為要想得到有說(shuō)服力的確切結(jié)論必須進(jìn)行一系列的試驗(yàn)研究工作。
俄制960葉片分析：
1）960葉片發(fā)展中的問(wèn)題：
前蘇聯(lián)960葉片采用的是細(xì)、長(zhǎng)、薄的柔性設(shè)計(jì)，使用中遇到過(guò)許多問(wèn)題，不斷改進(jìn)完善最終定型的960葉片是在兩道鈦合金松拉金的基礎(chǔ)上增加了自帶圍帶預(yù)扭安裝的整圈圍帶。在葉輪結(jié)構(gòu)和5叉葉根的基本結(jié)構(gòu)固定的條件下，通過(guò)改變連接件改變?nèi)~片振動(dòng)特性，提高葉片強(qiáng)度往往受到葉片結(jié)構(gòu)的約束，因此，葉片的某些基本不足依然存在。事實(shí)上，末級(jí)葉片的材料仍在改進(jìn)，列寧格勒金屬工廠仍朝著提高強(qiáng)度的方向努力。
2）結(jié)構(gòu)強(qiáng)度分析
俄制960葉片抗疲勞性能較低 當(dāng)代歐、美、日等國(guó)都采用剛性葉片而不用柔性葉片，柔性葉片細(xì)、長(zhǎng)、薄，應(yīng)力較高，本身所能吸納的抗震能量少，抗疲勞能力低。
在低負(fù)荷、空負(fù)荷的小流量工況下，汽流流動(dòng)只通過(guò)末級(jí)葉片的頂部汽道，使得從排汽缸以至從凝汽器喉部的濕蒸汽回流，以及在汽道內(nèi)存在的脫流、漩渦將會(huì)產(chǎn)生激振，從而可以引發(fā)較高的葉片振動(dòng)應(yīng)力。
外拉金孔截面薄弱 外拉金孔?12.3 mm，內(nèi)弧側(cè)沒(méi)有加厚，外弧側(cè)加厚不超過(guò)2 mm拉金孔削弱截面積30%，拉金孔位置恰好選在葉片彎曲動(dòng)、靜剛度相差最大、在旋轉(zhuǎn)狀態(tài)下葉片最小慣性軸沿葉高的扭轉(zhuǎn)角度變化最大之處。拉金截面存受較大的應(yīng)力，拉金孔還存在較大的應(yīng)力集中。
外拉金的阻尼作用小 現(xiàn)場(chǎng)觀察發(fā)現(xiàn)外松拉金與拉金孔的接觸部位在拉金孔的側(cè)下部，而理應(yīng)在離心力作用下與拉金孔的上表面接觸。因而拉金及葉片未在設(shè)計(jì)條件工作。且松拉金本身并不能減輕葉片承受的扭轉(zhuǎn)應(yīng)力。
圍帶預(yù)扭安裝不均引起葉片的剪切應(yīng)力大 圍帶預(yù)扭過(guò)盈不均，運(yùn)行時(shí)使外拉金孔截面產(chǎn)生很大的扭轉(zhuǎn)剪切應(yīng)力，并大大提高了拉金孔截面的平均應(yīng)力水平，從而降低了葉片的抗疲勞強(qiáng)度。
葉片加工工藝粗糙 葉型上存在明顯的銑刀痕，葉根銷孔表面光潔度僅 ▽4，鈦拉金點(diǎn)焊貼近拉金孔表面，因而電焊高溫可能傷及葉片表面，所以這些都會(huì)降低葉片的抗疲勞強(qiáng)度。
通過(guò)俄專業(yè)到現(xiàn)場(chǎng)進(jìn)行實(shí)地分析，并采用新設(shè)計(jì)的葉片表面硬度檢測(cè)裝置，分析發(fā)生葉片斷裂的另一項(xiàng)原因?yàn)槿~片硬度不合格，超出俄設(shè)計(jì)規(guī)定值。
機(jī)組主汽旁路管道彎頭爆管事件
3.1設(shè)備簡(jiǎn)介：
某廠#2機(jī)于1996年5月份投產(chǎn)。汽輪機(jī)為俄羅斯列寧格勒金屬工廠生產(chǎn)的K500-240-4型超臨界一次中間再熱單軸四缸四排汽凝汽式汽輪機(jī)，主汽壓力為23.5Mpa，主汽溫度540℃，額定功率500MW，最大功率525MW。
主蒸汽管道和旁路管道材質(zhì)均選用俄設(shè)計(jì)生產(chǎn)的，旁路管道管徑為∮57*13.mm。
3.2事件經(jīng)過(guò)：
#2機(jī)組于1996年月15日正式并網(wǎng)發(fā)電。1997年6月25日20：45汽機(jī)房?jī)?nèi)發(fā)生一聲巨響，同時(shí)伴有強(qiáng)烈的呲汽聲，當(dāng)時(shí)負(fù)荷由358MW降至330MW，運(yùn)行人員發(fā)現(xiàn)#2機(jī)組機(jī)頭高壓缸下部有大量保溫和蒸汽噴出，因聲音巨大溫度高，人員無(wú)法接近事故地點(diǎn)，立即匯報(bào)調(diào)度，申請(qǐng)停機(jī)。20時(shí)50分手動(dòng)打閘停機(jī)，發(fā)電機(jī)解列。經(jīng)過(guò)連續(xù)72小時(shí)搶修，更換和修復(fù)了損壞設(shè)備，更換了錯(cuò)用材質(zhì)主蒸汽主汽門旁路管道彎頭兩個(gè)，機(jī)組于6月29日并網(wǎng)恢復(fù)運(yùn)行。（見(jiàn)圖1-1、2-2）
爆管彎頭（一）
爆管彎頭（二）
3.3原因分析：
事故發(fā)生后，電廠相關(guān)技術(shù)人員立即對(duì)現(xiàn)場(chǎng)進(jìn)行勘察，#2機(jī)組左側(cè)主汽門旁路管道彎
頭部位，發(fā)生不同程度的蠕脹現(xiàn)象，并且爆破飛出一塊50*70mm的管壁，暴管彎頭外觀金屬呈藍(lán)色，現(xiàn)場(chǎng)進(jìn)行金屬光普分析，該處彎頭材質(zhì)為碳鋼。主汽旁路管道 設(shè)計(jì)為∮57*13的12Cr1Mov鋼材。經(jīng)壁厚檢測(cè)發(fā)現(xiàn)厚度僅為10.6mm,針對(duì)此情況技術(shù)人員對(duì)右側(cè)的主汽門旁路管道及其他部位也進(jìn)行了光普分析，發(fā)現(xiàn)右側(cè)主汽門旁路管道相對(duì)應(yīng)位置彎頭同樣屬于碳鋼材質(zhì)，并也發(fā)生輕微的蠕脹現(xiàn)象。據(jù)此確定屬施工單位錯(cuò)用管材所致。
進(jìn)一步調(diào)查，施工單位人員在領(lǐng)用彎頭時(shí)，錯(cuò)誤的將碳鋼彎頭當(dāng)成合金彎頭進(jìn)行了現(xiàn)場(chǎng)施工焊接，并在焊接后未進(jìn)行再次現(xiàn)場(chǎng)“逐根進(jìn)行光普復(fù)查”，質(zhì)檢人員在施工方未進(jìn)行現(xiàn)場(chǎng)光普復(fù)查的情況下，進(jìn)行了工程驗(yàn)收確認(rèn)。
事故采取的措施
1）故發(fā)生后，廠里安排對(duì)#2機(jī)組主汽系統(tǒng)84個(gè)點(diǎn)進(jìn)行了光普檢查，發(fā)現(xiàn)了除錯(cuò)用管鋼材的兩個(gè)主汽門旁路管道彎頭外，其他部位符合設(shè)計(jì)要求。
2）以后的機(jī)組大小修時(shí)間，擴(kuò)大金相檢查范圍，查找、排除可能存在的隱患部位。
3）立即在#1機(jī)組相應(yīng)的主汽旁路管道系統(tǒng)處設(shè)置警告臨時(shí)圍欄，禁止人員靠近發(fā)生危險(xiǎn)，并安排在的以后#1機(jī)組停機(jī)過(guò)程中，對(duì)相應(yīng)的部位進(jìn)行檢查。
4）嚴(yán)禁進(jìn)入現(xiàn)場(chǎng)人員在#1機(jī)組高溫高壓蒸汽管道附近停留，盡量減少在附近的工作量，如必須進(jìn)行檢修工作時(shí)，在工作部位與壓力管道之間采取有效的隔離措施。
3.4措施及教訓(xùn)
無(wú)論機(jī)組設(shè)備在基建安裝期間還是運(yùn)行檢修期間在使用高溫高壓蒸汽管道是必須按照設(shè)計(jì)廠家和行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)進(jìn)行檢驗(yàn)、驗(yàn)收。合格、高質(zhì)的安裝質(zhì)量是機(jī)組設(shè)備安全穩(wěn)定運(yùn)行的基礎(chǔ)。
4.1設(shè)備簡(jiǎn)介：
#1機(jī)為500MW超臨界機(jī)組,汽輪機(jī)為列寧格勒金屬制造廠生產(chǎn),型號(hào)為K-500- 240-4,是超臨界壓力，一次中間再熱、單軸、四缸、四排汽、凝汽式汽輪機(jī)。
汽輪機(jī)本體由一個(gè)高壓缸、一個(gè)中壓缸和兩個(gè)低壓缸組成，所有缸體均為雙層結(jié)構(gòu)。其中高壓缸為回流式，采用噴嘴調(diào)節(jié)。新蒸汽經(jīng)過(guò)兩個(gè)高壓主汽門、4個(gè)高壓調(diào)節(jié)門由汽缸中部進(jìn)入左側(cè)調(diào)節(jié)級(jí)和五個(gè)壓力級(jí)，然后回轉(zhuǎn)180度進(jìn)入右側(cè)六個(gè)壓力級(jí)，然后排往再熱汽冷段，高壓缸出力165MW；再熱蒸汽經(jīng)兩個(gè)中壓主汽門、4個(gè)中壓調(diào)節(jié)汽門進(jìn)入中壓缸，中壓缸出力230MW。中壓缸排汽進(jìn)入兩個(gè)低壓缸做功后排入凝結(jié)器；中低壓缸均為對(duì)稱布置。中壓缸每側(cè)有十一個(gè)壓力級(jí)，低壓缸每側(cè)有五個(gè)壓力級(jí)。
全機(jī)共有八段非調(diào)整抽汽。每段抽汽之間有聯(lián)絡(luò)管，聯(lián)絡(luò)管有5mm的節(jié)流孔。
八段抽汽參數(shù)：
抽汽參數(shù)
抽汽
壓力(MPa)
溫度(℃)
抽汽量(t/h)
抽汽位置
供汽
一段抽汽
5.635
336
96.4
9級(jí)后
8號(hào)高加
二段抽汽
3.92
290
136.5
12級(jí)后
7號(hào)高加
三段抽汽
1.793
449
60.7
15(26)級(jí)后
6號(hào)高加
四段抽汽
1.137
386
99.3+8.4
17(28)級(jí)后
除氧器汽泵
五段抽汽
0.452
270
48.4
21(32)級(jí)后
4號(hào)低加
六段抽汽
0.252
205
48.4
23(34)級(jí)后
3號(hào)低加
七段抽汽
0.104
126
74.5
36(41) 46(51)級(jí)后
2號(hào)低加
八段抽汽
0.0187
59
37.9
38(43)48(53)級(jí)后
1號(hào)低加
4.2事件經(jīng)過(guò)：
2004年6月28日#1機(jī)組溫態(tài)啟動(dòng)，4：20汽機(jī)凝結(jié)器抽真空，抽真空時(shí)中壓缸上缸外壁溫度352.4℃，中壓缸外缸下壁溫度327℃；6：30中壓缸上缸外壁金屬溫度349℃，中壓缸外缸下壁金屬溫度322.5℃；7：30鍋爐點(diǎn)火，9：30發(fā)現(xiàn)中壓缸外缸上下缸溫差趨勢(shì)緩慢增加由32℃逐漸上升到37℃；9：45鍋爐啟動(dòng)第一臺(tái)制粉系統(tǒng)后中壓缸外缸上下缸溫差趨勢(shì)增大同時(shí)中壓缸進(jìn)汽斷面內(nèi)缸金屬溫度開始緩慢下降；10：30鍋爐啟動(dòng)第二臺(tái)制粉系統(tǒng)后中壓缸上下缸溫差趨勢(shì)又增大同時(shí)中壓缸進(jìn)汽斷面內(nèi)缸金屬溫度下降趨勢(shì)增加，11：02暖再熱系統(tǒng)開啟RC044和RC602后中壓缸上下缸溫差趨勢(shì)急劇增加；11：42中壓外缸下壁溫度下降至81℃，中壓缸進(jìn)汽斷面金屬溫度降低至300℃；
6月28日11：42后中缸下缸溫度開始回升，金屬溫升速度38℃/小時(shí)；中壓缸上下缸溫差增大到溫差回升過(guò)程中連續(xù)監(jiān)視大軸幌度0.053mm，聽軸封和汽缸內(nèi)聲音無(wú)異常。
中壓缸下缸外壁金屬溫度回升后采取中壓缸沖車的方法于當(dāng)日22：00消除上下缸溫差，23：19發(fā)電機(jī)并網(wǎng)接帶負(fù)荷150MW。
中壓缸上下缸外缸金屬溫度變化趨勢(shì)
時(shí)間
中缸上外溫度
中缸下外溫度
中缸進(jìn)汽斷面內(nèi)缸溫度
中缸外缸上下溫差
下缸外壁溫降率
主要操作
4：20
352.4℃
327℃
346.2℃
25.4℃
抽真空
6：30
349℃
322.2℃
341.6℃
27℃
7：46
345℃
312.3℃
338.5℃
32℃
鍋爐點(diǎn)火
9：45
341℃
304℃
333.1℃
37℃
1℃/12min
啟動(dòng)第一臺(tái)磨
10：30
339℃
286℃
329.4℃
53℃
1℃/2.8min
啟動(dòng)第二臺(tái)磨
11：02
338.1℃
251.1℃
322.5℃
87℃
1℃/min
暖再熱器
11：42
335℃
80.9℃
300.9℃
254℃
4.18℃/min
4.3原因分析：
1）冷蒸汽或冷水從自動(dòng)主汽門和調(diào)速汽門進(jìn)入的可能性可以排除。
原因：經(jīng)現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際觀察和查找歷史趨勢(shì)，在發(fā)生中壓缸溫差增大前后，中壓導(dǎo)汽管的金屬溫度分別為：333.4℃、319.8℃、310℃、325℃沒(méi)有發(fā)生任何變化（導(dǎo)管金屬溫度測(cè)點(diǎn)位置在自動(dòng)主汽門和調(diào)門之間的管道最低位置，標(biāo)高－1米）。
冷的再熱蒸汽進(jìn)入汽缸必然流經(jīng)導(dǎo)汽管的最低點(diǎn)，而且會(huì)有部分積存在低點(diǎn)，此時(shí)導(dǎo)管金屬溫度會(huì)變化。
中壓轉(zhuǎn)子預(yù)熱蒸汽門不嚴(yán)密漏汽則中壓轉(zhuǎn)子預(yù)熱蒸汽溫度和中壓缸導(dǎo)管溫度會(huì)發(fā)生變化。而預(yù)熱蒸汽溫度始終是46℃沒(méi)有變化。而且轉(zhuǎn)子預(yù)熱供汽接在導(dǎo)管金屬溫度測(cè)點(diǎn)之前（標(biāo)高6米位置），如果從此處進(jìn)入冷蒸汽則導(dǎo)管金屬溫度必然發(fā)生變化。
從中缸調(diào)速汽門門桿漏汽返汽至汽缸則中缸內(nèi)缸下壁溫度應(yīng)該是先變化。
通過(guò)上述分析冷蒸汽或冷水從自動(dòng)主汽門和調(diào)速汽門進(jìn)入的可能性可以排除。
2）冷蒸汽或冷水從軸封系統(tǒng)進(jìn)入汽缸的可能性可以排除。
原因：本次機(jī)組啟動(dòng)過(guò)程中針對(duì)主機(jī)軸封減溫水調(diào)節(jié)門調(diào)節(jié)特性不良導(dǎo)致軸封供汽溫度不易控制的問(wèn)題，運(yùn)行人員加強(qiáng)了監(jiān)視和調(diào)整。在投入主機(jī)軸封后，中低壓軸封供汽溫度始終維持在172－190℃合格范圍內(nèi)。
說(shuō)明：溫態(tài)啟動(dòng)時(shí)由于凝結(jié)器建立真空且軸封漏汽，機(jī)組投軸封供汽后缸溫不變化是不可能的。本次#1機(jī)啟動(dòng)從投主機(jī)軸封4：20開始到鍋爐點(diǎn)火前7：30上下缸溫差實(shí)際增加7℃，從25℃增加到32℃。通過(guò)查找#1機(jī)2003年1月28日正常溫態(tài)啟動(dòng)缸溫?cái)?shù)據(jù)，從軸封供汽開始到鍋爐點(diǎn)火階段中壓缸上下缸溫差從25℃增加到31℃。因此本次溫態(tài)啟動(dòng)中壓缸上下缸溫差在軸封漏汽的影響下增加7℃是正常的。
綜上分析：冷蒸汽或冷水從軸封系統(tǒng)進(jìn)入汽缸的可能性可以排除。
3）冷蒸汽或冷水因加熱器滿水進(jìn)入汽缸可以排除。
本次啟動(dòng)中#3、#4低加和#6、#7、#8加熱器水位分別為：84mm、198mm、367mm、629mm、483mm，且經(jīng)就地核實(shí)加熱器水位無(wú)異常， #3、4、6、7、8加熱器不存在泄漏現(xiàn)象。
綜上分析：冷蒸汽或冷水因加熱器滿水進(jìn)入汽缸的可能性可以排除。
4）抽汽管道積冷水、冷汽返入汽缸。
中壓缸共有4段抽汽，分別是第三、四、五、六段抽汽，其中第三、四、五段抽汽是由中缸下缸抽汽，六段抽汽從中壓缸排汽至低壓缸管道抽汽。
冷蒸汽或冷水由六段抽汽返串進(jìn)入汽缸。
分析1：中缸排汽至低壓缸管道在標(biāo)高10米位置，六段抽汽管道低點(diǎn)在標(biāo)高1米位置。凝結(jié)器建立真空后，低壓缸處于高度負(fù)壓，而且中壓缸的負(fù)壓肯定低于低壓缸負(fù)壓，即使六段抽汽積存的冷蒸汽或冷水由標(biāo)高1米位置向中壓缸排汽管道返汽，在壓差的作用下也會(huì)進(jìn)入低壓缸。
分析2：中壓缸排汽管有蒸汽溫度測(cè)點(diǎn)，經(jīng)查找歷史趨勢(shì)發(fā)現(xiàn)，在4：20投入主機(jī)軸封后中壓缸左右側(cè)排汽溫度一直維持130－150℃，在發(fā)生中缸上下缸溫差增大前后沒(méi)有發(fā)生變化且沒(méi)有波動(dòng)現(xiàn)象。此點(diǎn)溫度較高是因?yàn)橹袎焊纵S封漏汽流經(jīng)中缸排汽口導(dǎo)致的，機(jī)組啟動(dòng)過(guò)程中此種現(xiàn)象是正常的。
分析小結(jié)：通過(guò)分析得出可以排除冷蒸汽或冷水由六段抽汽反串進(jìn)入汽缸的可能性。
5）五段抽汽管道積冷汽冷水返串至汽缸
通過(guò)查找歷史參數(shù)，當(dāng)日8：40－10：40之間凝結(jié)器壓力維持16－17Kpa，此時(shí)中壓缸內(nèi)部應(yīng)該是負(fù)壓狀態(tài)，如果從五段抽汽向汽缸返冷蒸汽，則從8：40開始中缸下缸溫度下降速度就應(yīng)加快。而發(fā)生中缸溫度快速下降的時(shí)間是9：45。
根據(jù)中缸結(jié)構(gòu)，各段抽汽管道接在中壓缸的外缸，且各段抽汽室之間有隔板阻隔，抽汽是通過(guò)內(nèi)缸靜葉級(jí)組間隙排向抽汽室再進(jìn)入抽汽口。五段抽汽在中壓缸的尾部，即使從五段抽汽返冷汽冷水，在真空狀態(tài)下冷汽冷水會(huì)向中缸排汽方向流動(dòng)。如果冷汽冷水向中壓缸中部流動(dòng)，冷汽冷水需要克服阻力通過(guò)內(nèi)缸向四段、三段抽汽室進(jìn)入整個(gè)外缸，導(dǎo)致中壓缸下缸的內(nèi)缸和外缸整體被強(qiáng)制冷卻，內(nèi)缸的急劇冷卻將造成動(dòng)靜間隙減小，而此時(shí)盤車是否能夠盤動(dòng)，大軸是否彎曲值得商榷。
分析小結(jié)：從五段抽汽向中壓缸返冷汽冷水的可能性存在，但是從中壓缸的脹差、缸脹、盤車電流和汽缸內(nèi)部聲音判斷，從五段抽汽管道向汽缸返水返汽造成上下缸溫差達(dá)到250℃的可能性不大。
6）四段抽汽返冷蒸汽或冷水進(jìn)入汽缸
汽輪機(jī)的四段抽汽正常運(yùn)行中向自用蒸汽系統(tǒng)供汽，機(jī)組停運(yùn)后如果從廠用汽向四段抽汽返汽需經(jīng)過(guò)四段抽汽電動(dòng)門RH604，經(jīng)過(guò)抽汽管道返串進(jìn)入汽缸。（如圖1）
分析1：在四段抽汽疏水壓逆止門前有四段抽汽溫度測(cè)點(diǎn)。通過(guò)查找歷史趨勢(shì)，機(jī)組停運(yùn)到機(jī)組啟動(dòng)階段四段抽汽水壓逆止門前溫度測(cè)點(diǎn)沒(méi)有異常變化，可以確定沒(méi)有冷蒸汽流過(guò)抽汽管道。
分析2：機(jī)組停運(yùn)后，中壓缸溫度最高到460－470℃，在鍋爐上水冷卻階段的16小時(shí)內(nèi)，廠用汽系統(tǒng)處于運(yùn)行狀態(tài)即四段抽汽電動(dòng)門后壓力維持0.8－1.0MPa，廠用汽溫度在300－370℃，如果此時(shí)RH604內(nèi)漏導(dǎo)致冷蒸汽進(jìn)入抽汽管道且中壓缸處于負(fù)壓狀態(tài)，則此時(shí)中壓缸下缸被相對(duì)于缸溫的冷蒸汽冷卻，中缸溫度應(yīng)急劇下降。同時(shí)在機(jī)組啟動(dòng)時(shí)，6月28日1：35分廠用汽系統(tǒng)暖管完畢，RQ517處于全開狀態(tài)，廠用汽壓力在0.7－0.8MPa，如果四段抽汽電動(dòng)門RH604內(nèi)漏同樣會(huì)導(dǎo)致中缸溫度急劇下降。而在以上兩個(gè)階段四段抽汽水壓逆止門前溫度沒(méi)有異常變化。
分析小結(jié)：通過(guò)3.4.3.1、3.4.3.2、3.4.3.3分析四段抽汽不存在閥門不嚴(yán)導(dǎo)致廠用汽漏入汽缸的現(xiàn)象。
7） 抽至四抽管道閥門不嚴(yán)廠用汽經(jīng)三段抽汽管道進(jìn)入汽缸。
三抽至四抽管道安裝在四段抽汽電動(dòng)門RH604后，冷蒸汽或冷水只有通過(guò)廠用汽系統(tǒng)經(jīng)管道返汽進(jìn)入三段抽汽管道。（如圖1）
分析1：機(jī)組停運(yùn)后，中壓缸溫度最高到460－470℃，在鍋爐上水冷卻階段的16小時(shí)內(nèi)，廠用汽系統(tǒng)處于運(yùn)行狀態(tài)，廠用汽壓力維持0.8－1.0MPa，廠用汽溫度在300－370℃，如果此時(shí)RH605、RH606內(nèi)漏導(dǎo)致冷蒸汽進(jìn)入抽汽管道且中壓缸處于負(fù)壓狀態(tài)，則此時(shí)中壓缸下缸應(yīng)被相對(duì)于缸溫的冷蒸汽冷卻，中缸溫度應(yīng)急劇下降。
分析2：6月28日1：35廠用汽投運(yùn)正常后至9：30暖三抽至四抽管道的時(shí)間段內(nèi)三抽至四抽調(diào)節(jié)門RH606后蒸汽溫度始終維持172－176℃，假設(shè)冷蒸汽經(jīng)三抽至四抽管道調(diào)節(jié)門RH606、電動(dòng)門RH605返入三抽管道，從廠用汽投運(yùn)起漏汽應(yīng)該是連續(xù)的過(guò)程，中壓缸缸溫也應(yīng)是持續(xù)下降過(guò)程。
分析小結(jié)：通過(guò)3.4.4.2、3.4.4.3分析不存在三抽至四抽管道閥門內(nèi)漏導(dǎo)致中缸溫差驟增的現(xiàn)象。
8）冷蒸汽或冷水經(jīng)二抽至三抽聯(lián)絡(luò)管到三段抽汽管道返入汽缸。
機(jī)組溫態(tài)啟動(dòng)階段鍋爐熱負(fù)荷增加后再熱蒸汽系統(tǒng)和中壓缸下缸溫度急劇降低之間存在的聯(lián)系。從系統(tǒng)上分析再熱系統(tǒng)和中壓缸相關(guān)聯(lián)的只有高缸排汽二段抽汽至三段抽汽聯(lián)絡(luò)管。
（1）現(xiàn)象：6月28日7：30鍋爐點(diǎn)火后至9：45，中壓缸小上下缸溫差從32℃緩慢升高至37℃，溫差變化率為1℃/12min；9：45鍋爐啟動(dòng)第一臺(tái)制粉系統(tǒng)后發(fā)現(xiàn)中壓缸上下缸溫差上漲趨勢(shì)增大，溫差變化率1℃/2.81min；10：35鍋爐啟動(dòng)第二臺(tái)制粉系統(tǒng)后中壓缸溫差上漲趨勢(shì)又一次增大，溫差變化率1℃/min；11：05開啟快速?gòu)S用旁路RC044進(jìn)行再熱器暖管的操作后中壓缸溫差上漲趨勢(shì)驟增，溫差變化率4.18℃/min。
（2）如圖2，汽機(jī)側(cè)抽真空前開啟疏水時(shí)二段抽汽管道金屬壁溫開始升高至96℃，建立真空后管道上下壁溫度緩慢降低由96℃降低到70℃，說(shuō)明二段抽汽管段內(nèi)有介質(zhì)流動(dòng)；7：30鍋爐點(diǎn)火后高缸排汽一流程和二流程溫度都同時(shí)變化，變化的速率一致且都向著同一溫度變化，最終都達(dá)到了137.4℃，說(shuō)明鍋爐點(diǎn)火后有一股相同溫度的蒸汽自再熱系統(tǒng)流動(dòng)到高缸排汽管道的最低點(diǎn)。以后隨著鍋爐啟動(dòng)制粉系統(tǒng)在熱負(fù)荷的沖擊下高缸排汽溫度都發(fā)生劇烈的變化。而鍋爐啟動(dòng)中汽交在爐外不受熱，汽交內(nèi)的疏水和低溫再熱器的積水在鍋爐點(diǎn)火后有一部分低溫蒸汽或冷水會(huì)從冷再返回到高壓缸排汽管段，鍋爐熱負(fù)荷變化越大，返汽返水量越大。高缸排汽至82米的冷再入口管道都是垂直管段，管道內(nèi)凝結(jié)的水或來(lái)自再熱器蒸發(fā)的低溫蒸汽很容易流動(dòng)到高缸排汽管。冷蒸汽或冷水在標(biāo)高的作用下進(jìn)入第二段抽汽。當(dāng)11：05暖再熱器開啟RC602（接在高缸排汽至汽交管道的標(biāo)高26米處）后，因新蒸汽通過(guò)廠用快排RC044和RC602進(jìn)入再熱冷段，加劇了低溫蒸汽向高缸排汽管道的流動(dòng)，導(dǎo)致流動(dòng)到高缸排汽管段的低溫蒸汽進(jìn)入汽機(jī)第二段抽汽，此點(diǎn)可以通過(guò)暖再熱器開始后二段抽汽管段上下金屬壁溫急劇降低來(lái)印證。
（3）二段抽汽管道存有積水，而且鍋爐熱負(fù)荷的急劇變化和暖再熱器對(duì)三段抽汽會(huì)產(chǎn)生影響。
A）從二段抽汽管道上下金屬壁溫分析，二段抽汽水平管道肯定存在積水，而且積水溫度應(yīng)該在44℃左右。在鍋爐上水冷卻至汽機(jī)啟動(dòng)抽真空階段冷段疏水SH887在關(guān)閉狀態(tài)，此過(guò)程中高缸排汽管道積水能夠進(jìn)入二段抽汽管道，通過(guò)查找歷史趨勢(shì)顯示6月26日21：20在凝結(jié)器破壞真空后二段抽汽管道下壁金屬溫度從102℃降低到77.4℃，可以證明凝結(jié)器破壞真空的同時(shí)再熱器的低溫水在回流空氣的擠壓作用下進(jìn)入了二段抽汽管道，但是機(jī)組啟動(dòng)階段凝結(jié)器抽真空時(shí)開啟高缸排汽管道疏水SH887后，二段抽汽水平管道的積水因管道布置原因，不能夠被高缸排汽管道疏水SH887排出。
B）通過(guò)歷時(shí)趨勢(shì)曲線觀察，隨著鍋爐熱負(fù)荷的變化，高缸排汽溫度隨之劇烈變化，同時(shí)二段抽汽管段上下壁金屬溫度也跟著高壓缸排汽一流程蒸汽溫度的變化同方向變化，此點(diǎn)說(shuō)明在二段抽汽管段內(nèi)有介質(zhì)在流動(dòng)，特別是在暖再熱器的開始階段和停止暖再熱器的瞬間二段抽汽管道下壁金屬溫度急劇下降，說(shuō)明在二段抽汽的水平管道內(nèi)有水回流，而流動(dòng)的介質(zhì)會(huì)通過(guò)二段抽汽與三段抽汽聯(lián)絡(luò)管進(jìn)入三段抽汽水壓逆止門前管道。當(dāng)暖再熱器開始后二段抽汽管段上下金屬壁溫急劇降低，說(shuō)明此時(shí)有一股冷水或冷蒸汽通過(guò)聯(lián)絡(luò)管進(jìn)入三段抽汽管道，最少也是由高缸排汽管段進(jìn)入二段抽汽的低溫蒸汽給積存在三段抽汽水壓逆止門前的冷汽冷水一個(gè)推力，利于冷汽冷水向汽缸內(nèi)流動(dòng)。
(4)對(duì)三段水壓逆止門前管道積冷汽冷水的分析。通過(guò)對(duì)三段抽汽水壓逆止門前管道疏水的檢查和試驗(yàn)，得出結(jié)論：三段抽汽水壓逆止門前管道肯定積冷汽和冷水。為了證實(shí)三段抽汽管道疏水管到存在堵塞現(xiàn)象7月6日進(jìn)行了輸水管道的吹掃試驗(yàn)，參數(shù)如下：
時(shí)間
負(fù)荷
三段抽汽壓力
三段抽汽溫度
疏水手動(dòng)門溫度
手動(dòng)門后逆止門溫度
疏水總門溫度
試驗(yàn)前
500MW
1.62MPa
456℃
36℃
36.6℃
56℃
試驗(yàn)結(jié)束
500MW
1.62MPa
456℃
43℃
58℃
122℃
(5)分析小結(jié)：
A）鍋爐熱負(fù)荷的變化會(huì)使積存在再熱器內(nèi)的冷蒸汽流動(dòng)到高壓缸排汽管道。不排除高缸排汽管道疏水門SH887及門前手動(dòng)門在壓力較低時(shí)疏水不暢通的可能。
B）高壓缸排汽管道的冷汽冷水在鍋爐冷卻階段會(huì)進(jìn)入二段抽汽，從二段抽汽管道金屬溫度的劇烈變化說(shuō)明二段抽汽管道積水，啟動(dòng)中還會(huì)有一部分冷蒸汽或冷水進(jìn)入二段抽汽管道，這樣冷水或蒸汽會(huì)從二段抽汽和三段抽汽聯(lián)絡(luò)管可以進(jìn)入三段抽汽水壓逆止門前管道，同時(shí)鍋爐熱負(fù)荷變化劇烈、暖再熱器時(shí)會(huì)加劇冷蒸汽對(duì)三段抽汽的影響。
C）三段水壓逆止門前疏水管不通給三段抽汽水壓逆止門前管道積水創(chuàng)造了條件，存在積水的可能。
冷蒸汽從三段抽汽水壓逆止門前管道為什么會(huì)返入中壓缸？汽輪機(jī)各段抽汽管道間按照壓力等級(jí)都有聯(lián)絡(luò)管，各段聯(lián)絡(luò)管的連接方式都是從高壓段的低點(diǎn)接到低壓段的管道上部。機(jī)組啟動(dòng)正常情況下低壓段處于高度真空狀態(tài)，各段水壓逆止門前管道的冷蒸汽在壓差的作用下會(huì)被低壓段抽吸，不應(yīng)積水。那么即使二段抽汽對(duì)三段抽汽產(chǎn)生影響，如果通過(guò)三段以后的各段抽汽聯(lián)絡(luò)管順利排出，則冷蒸汽不會(huì)進(jìn)入中壓缸。
(1)三段以后的各段抽汽聯(lián)絡(luò)管存在水阻或聯(lián)絡(luò)管截流孔板堵塞會(huì)導(dǎo)致冷蒸汽返入中壓缸。
A）在機(jī)組啟動(dòng)發(fā)現(xiàn)中壓缸溫度下降后對(duì)主機(jī)各段疏水進(jìn)行了檢查，發(fā)現(xiàn)六段抽汽水壓逆止門前后管道疏水不熱，而且閥體溫度低于室溫。第一：因六段抽汽疏水安裝在四五六段抽汽管道疏水母管的最遠(yuǎn)端，疏水被五段和四段疏水排擠。第二：如果六段抽汽水壓逆止門前后疏水暢通，在那一時(shí)段內(nèi)中壓缸的排汽溫度是130－150℃，則中缸排汽管道至六段抽汽疏水和低壓擴(kuò)容器會(huì)形成一個(gè)回路，同時(shí)六段抽汽溫度測(cè)點(diǎn)安裝在抽汽水壓逆止門前管道高點(diǎn)，形成回路蒸汽流動(dòng)則六段抽汽溫度必然會(huì)發(fā)生變化。但是從4：20機(jī)組抽真空到21：30時(shí)間段內(nèi)六段抽汽溫度沒(méi)有任何變化始終是38.2℃，通過(guò)以上兩點(diǎn)分析，可以確定六段抽汽管道的低點(diǎn)積冷水。六段抽汽至七段抽汽聯(lián)絡(luò)管接在積水的六段抽汽管段最低點(diǎn)，連接點(diǎn)在0米位置，七段抽汽管道標(biāo)高在7米位置，此段聯(lián)絡(luò)管應(yīng)該存在水阻；
B）三段抽汽后的各抽汽管道聯(lián)絡(luò)管可能有堵塞現(xiàn)象。
C）通過(guò)查找各段抽汽溫度曲線，從4：20機(jī)組抽真空到21：30時(shí)間段內(nèi)六段抽汽溫度沒(méi)有任何變化始終是38.2℃。六段抽汽溫度測(cè)點(diǎn)安裝在抽汽水壓逆止門前管道高點(diǎn)。如果各段抽汽管道聯(lián)絡(luò)管能夠?qū)崿F(xiàn)逐級(jí)自流，那么六段抽汽溫度應(yīng)該發(fā)生變化。當(dāng)日17：02在汽輪機(jī)用中壓缸沖車至300r/min運(yùn)行的情況下，全部投入了#6高加，#6高加疏水和凝結(jié)器相通，#6高加內(nèi)部高度負(fù)壓，在此情況下五段、四段、三段、二段抽汽溫度都發(fā)生變化，只有六段抽汽溫度仍然沒(méi)有變化，因此懷疑抽汽聯(lián)絡(luò)管有不暢現(xiàn)象不能使各段抽汽疏水壓逆止門前疏水不能通過(guò)聯(lián)絡(luò)管排出。
(2)如果二段抽汽至三段抽汽聯(lián)絡(luò)管有問(wèn)題導(dǎo)致進(jìn)入三段抽汽的冷蒸汽的通流量增大，抽汽聯(lián)絡(luò)管來(lái)不及排出進(jìn)入的冷蒸汽，導(dǎo)致冷蒸汽進(jìn)入汽缸。
(3)分析小結(jié)：三段抽汽以后的聯(lián)絡(luò)管存在疏水不暢的現(xiàn)象。如果三段抽汽后的聯(lián)絡(luò)管出現(xiàn)堵塞現(xiàn)象，那么在停機(jī)后因三段抽汽金屬壁溫高被蒸發(fā)的蒸汽就無(wú)法被聯(lián)絡(luò)管抽吸，積存在三段抽汽水壓逆止門前的冷水冷汽就會(huì)比正常情況下偏多。同時(shí)可以確定的是六段抽汽疏水門連接方式不正確，而且在本次啟動(dòng)中六段抽汽逆止門前后疏水管堵塞或疏水門有問(wèn)題。
從中壓缸結(jié)構(gòu)和中壓缸下缸金屬溫度測(cè)點(diǎn)的位置分析，從三段抽汽管道返冷蒸汽和冷水的可能性最大。
如果從四、五、六段抽汽返汽返水進(jìn)入汽缸，進(jìn)入汽缸的冷汽冷水首先進(jìn)入內(nèi)缸，再克服隔板阻力向中壓缸的中部流動(dòng)，那么中壓缸的內(nèi)缸上下缸溫差會(huì)更大，而且是汽缸的內(nèi)缸和外缸下部都會(huì)被大面積急劇冷卻，急劇冷卻后中壓缸脹差、缸脹、大軸幌度等參數(shù)會(huì)發(fā)生急劇變化，同時(shí)可能會(huì)造成轉(zhuǎn)子嚴(yán)重的熱彎曲彎曲盤車不動(dòng)的現(xiàn)象。
如果從四、五、六段抽汽返汽返水進(jìn)入汽缸，中壓缸汽缸的內(nèi)缸和外缸下部都會(huì)被大面積急劇冷卻，被冷卻的汽缸溫度將很難回升，上下缸溫差只有在上缸溫度自然冷卻后消除。當(dāng)日缸溫回升速度較快38℃/小時(shí)，當(dāng)冷水冷汽和汽缸熱交換完成后，汽缸缸溫馬上回升，應(yīng)該是汽缸被局部冷卻。
中壓缸下缸金屬溫度測(cè)點(diǎn)離三段抽汽口最近，且三段抽汽只有1個(gè)連通的抽汽室。從三段抽汽口向汽缸返汽返水，中壓缸下缸外壁溫度反應(yīng)最靈敏。溫差大事件發(fā)生后中壓缸的脹差、缸脹、大軸幌度等參數(shù)沒(méi)有大的變化說(shuō)明只是汽缸局部被冷卻。
分析結(jié)論：
結(jié)論1：根據(jù)造成中壓缸進(jìn)冷汽冷水的所有可能原因分析得出：本次機(jī)組啟動(dòng)中中壓缸溫差大的原因是從中壓缸下部第三段抽汽口返入冷蒸汽或冷水造成的。
結(jié)論2：造成三段抽汽管道向中壓缸返冷汽冷水的原因：三段抽汽管道因疏水管堵塞，導(dǎo)致積水，同時(shí)三段抽汽后的各段抽汽管道聯(lián)絡(luò)管截流孔堵塞或抽汽管道存在大量積水導(dǎo)致產(chǎn)生嚴(yán)重水阻。當(dāng)再熱器壓力擾動(dòng)時(shí)通過(guò)二段和三段抽汽聯(lián)絡(luò)管提供的動(dòng)力積水通過(guò)三段抽汽管道進(jìn)入中壓外缸。
針對(duì)此次事件檢查結(jié)果和所做的后續(xù)工作：
2004年9月－10月在#1機(jī)組小修過(guò)程中，針對(duì)兩次發(fā)生中壓缸脹差的問(wèn)題對(duì)#1機(jī)組疏水和抽汽系統(tǒng)采取了全面檢查，結(jié)果確證了導(dǎo)致汽缸上下溫差的原因并采取了相應(yīng)的措施。
1.1.1. 檢查結(jié)果發(fā)現(xiàn)如下故障。
1.1.1.1. 三段抽汽水壓逆止門前疏水逆止門銹蝕，疏水不通；
1.1.1.2. 四段抽汽至五段抽汽聯(lián)絡(luò)管被銹泥堵塞不通；五段抽汽至六段抽汽聯(lián)絡(luò)管被銹泥堵塞不通。
4.4措施及教訓(xùn)
4.4.1采取的措施：
1）更換所有抽汽段的抽汽聯(lián)絡(luò)管；
2）完善了汽機(jī)抽汽段的金屬壁溫測(cè)點(diǎn)，在一、三、四、五、六段抽汽管道加裝了上下壁溫測(cè)點(diǎn)，在高缸排汽的最低點(diǎn)加裝了金屬壁溫測(cè)點(diǎn)；
3）將四、五、六段抽汽逆止門前后疏水管到按照高低壓順序重新布置；
4）機(jī)組正常停機(jī)前對(duì)機(jī)組疏水管吹掃檢查。
4.2教訓(xùn)
機(jī)組長(zhǎng)時(shí)間運(yùn)行后忽略了小管徑疏水管的檢查，特別是帶有截流孔板的小管徑疏水管的檢查。
2.1設(shè)備簡(jiǎn)介
800MW機(jī)組給水系統(tǒng)設(shè)有四臺(tái)給水泵，其中兩臺(tái)電動(dòng)給水泵在鍋爐打水壓和機(jī)組啟動(dòng)時(shí)使用，兩臺(tái)小汽輪機(jī)拖動(dòng)的汽動(dòng)給水泵在機(jī)組正常運(yùn)行時(shí)使用。直流爐對(duì)給水水質(zhì)要求很高，所以在給水泵的前置泵入口和主泵入口都加有兩組并列的濾網(wǎng)，當(dāng)濾網(wǎng)壓差達(dá)到定值時(shí)，對(duì)濾網(wǎng)進(jìn)行切換并清掃。
2.2事件經(jīng)過(guò)
綏電#1機(jī)組試運(yùn)初期，多次出現(xiàn)過(guò)給水泵入口濾網(wǎng)堵塞現(xiàn)象，備用濾網(wǎng)切換清掃都來(lái)不及，其中有三次直接導(dǎo)致給水泵跳閘，機(jī)組停運(yùn)。例如，1999年12月15日，#1汽輪機(jī)第４次啟動(dòng)。16時(shí)20分，發(fā)電機(jī)并網(wǎng)，最大負(fù)荷137.5MW。21時(shí)00分，電泵前置泵入口濾網(wǎng)堵塞，致使鍋爐給水流量低保護(hù)動(dòng)作，鍋爐滅火，機(jī)組跳閘。后經(jīng)專業(yè)人員共同研究決定，將前置泵及主泵濾網(wǎng)加裝了反沖洗裝置，給水泵濾網(wǎng)堵塞現(xiàn)象逐漸消除。
2.3措施及教訓(xùn)
2.3.1原因分析
2.3.1.1俄制800MW機(jī)組系統(tǒng)龐大，管線設(shè)計(jì)復(fù)雜，死角較多。
2.3.1.2有些在啟動(dòng)前不能進(jìn)行沖洗或吹掃的設(shè)備和管道，安裝過(guò)程中清理的不徹底。
2.3.1.3系統(tǒng)沖洗或吹掃后沒(méi)有有效的防護(hù)措施，有二次污染發(fā)生，大型容器機(jī)械清掃不徹底。
2.3.1.4化學(xué)精處理樹脂泄漏，造成凝結(jié)水系統(tǒng)污染。
2.3.1.5機(jī)組投產(chǎn)前，系統(tǒng)化學(xué)清洗效果不理想。
2.3.2措施及教訓(xùn)
2.3.2.1在建的機(jī)組，在設(shè)備和管道安裝時(shí)，應(yīng)嚴(yán)把質(zhì)檢關(guān)，確保系統(tǒng)內(nèi)清潔、不殘存雜物。
2.3.2.2系統(tǒng)沖洗或吹掃后采取如放凈系統(tǒng)內(nèi)的存水、烘干或沖入惰性氣體等有效的防護(hù)措施，避免二次污染的發(fā)生，并及時(shí)對(duì)大型容器進(jìn)行機(jī)械清掃。
2.3.2.3加強(qiáng)對(duì)化學(xué)精處理設(shè)備的檢查和維護(hù)工作；化學(xué)精處理操作時(shí)，就地值班員應(yīng)與主控保持密切聯(lián)系。
2.3.2.4機(jī)組啟動(dòng)過(guò)程中，采取分段式和改變運(yùn)行方式?jīng)_洗的方法，確保每一步水質(zhì)合格。
2.3.3.5機(jī)組在試運(yùn)初期，在給水泵的前置泵和主泵入口濾網(wǎng)處加反沖洗裝置。
2.3.3.6選取合理的化學(xué)清洗劑，并采取最優(yōu)化的沖洗方案，將死角和盲腸部位降到最少。
汽輪機(jī)調(diào)速系統(tǒng)附加保護(hù)油管斷裂事件
3.1設(shè)備簡(jiǎn)介
俄供原設(shè)計(jì)800MW機(jī)組汽輪機(jī)調(diào)節(jié)系統(tǒng)為純液壓式，通過(guò)同步器電機(jī)控制所有調(diào)速汽門的開度。該調(diào)節(jié)系統(tǒng)不僅調(diào)節(jié)方式落后，在機(jī)組運(yùn)行中曾多次出現(xiàn)調(diào)速汽門突然開關(guān)現(xiàn)象，并且存在的缺陷較多。因而，在機(jī)組正式投產(chǎn)發(fā)電后，2001年03月份我們首先對(duì)#2機(jī)組的汽輪機(jī)調(diào)節(jié)系統(tǒng)進(jìn)行了部分改造；在2004年04月#1機(jī)組大修中，又將#1機(jī)組的汽輪機(jī)調(diào)節(jié)系統(tǒng)進(jìn)行了徹底改造，改造成哈爾濱汽輪機(jī)自控公司供貨的高壓抗燃油純電調(diào)控制系統(tǒng)，該系統(tǒng)從投運(yùn)以來(lái)各項(xiàng)性能來(lái)看，達(dá)到了預(yù)期的效果，并已通過(guò)專家鑒定驗(yàn)收。
3.2事件經(jīng)過(guò)
2001年07月07日14時(shí)18分，#1機(jī)組負(fù)荷580MW，主汽壓力23.52/23.61MPa，主汽溫度540/541℃，其它各項(xiàng)參數(shù)正常。14時(shí)19分，#1機(jī)組來(lái)“機(jī)組保護(hù)動(dòng)作”信號(hào)，機(jī)組跳閘。就地檢查發(fā)現(xiàn)附加保護(hù)油壓不正常，立即揭開汽輪機(jī)機(jī)頭的調(diào)速前箱，經(jīng)查附加保護(hù)油管斷裂。立即組織搶修， 19時(shí)25分將缺陷處理完。機(jī)組于19時(shí)40分并網(wǎng)，20時(shí)20分負(fù)荷560MW，恢復(fù)到正常運(yùn)行狀態(tài)。
3.3措施及教訓(xùn)
3.3.1原因分析
3.3.1.1機(jī)組跳閘后檢查發(fā)現(xiàn)，附加保護(hù)油管（Φ18×2）在前箱內(nèi)發(fā)生斷裂，造成附加保護(hù)油壓突然降低，致使汽輪機(jī)調(diào)速汽門、主汽門關(guān)閉，機(jī)組跳閘。
3.3.1.2油管斷裂處一個(gè)三通的兩個(gè)焊口布置不合理，間距40mm過(guò)小，致使管路同一部位重復(fù)受熱，導(dǎo)致應(yīng)力過(guò)于集中，降低了金屬?gòu)?qiáng)度。
3.3.1.3附加保護(hù)油管的三通安裝焊口焊接質(zhì)量不合格，焊肉堆積在油管內(nèi)壁形成節(jié)流。
3.3.2措施及教訓(xùn)
3.3.2.1機(jī)組安裝階段，應(yīng)嚴(yán)把質(zhì)檢關(guān)，確保每一個(gè)焊口、每一個(gè)設(shè)備都符合安裝標(biāo)準(zhǔn)。
3.3.2.2系統(tǒng)安裝時(shí)應(yīng)合理布置，優(yōu)化安裝方案。
3.3.2.3機(jī)組檢修前，應(yīng)首先確定每個(gè)檢修系統(tǒng)中關(guān)系到機(jī)組安全的重點(diǎn)檢查部位。
汽輪機(jī)調(diào)速汽門突然關(guān)閉，造成機(jī)組停運(yùn)事件
4.1設(shè)備簡(jiǎn)介
800MW機(jī)組輔助蒸汽系統(tǒng)龐大，設(shè)計(jì)復(fù)雜，按照壓力分有2.2MPa、1.60 MPa、1.57MPa 、0.6MPa四個(gè)等級(jí)。輔汽系統(tǒng)的管路直接與汽輪機(jī)冷段、熱段、Ⅲ段抽汽和Ⅳ段抽汽相連。汽動(dòng)給水泵的小汽輪機(jī)供汽汽源，在機(jī)組正常運(yùn)行中由汽輪機(jī)Ⅲ段抽汽供給；在機(jī)組啟動(dòng)過(guò)程中由啟動(dòng)鍋爐或汽輪機(jī)自用旁路供給；運(yùn)行中若機(jī)組突然甩負(fù)荷，汽輪機(jī)自用旁路自動(dòng)開啟，向小汽輪機(jī)供汽。
4.2事件經(jīng)過(guò)
2001年09月03日22時(shí)18分00秒，#2機(jī)組負(fù)荷600MW，汽輪機(jī)高壓主汽門前壓力23.3MPa，兩臺(tái)汽動(dòng)給水泵運(yùn)行，鍋爐九大風(fēng)機(jī)，五臺(tái)磨運(yùn)行，給水流量797/770t/h，小機(jī)供汽壓力1.10MPa，機(jī)組協(xié)調(diào)在投入狀態(tài)。
22時(shí)18分23秒，#2機(jī)立盤功率表顯示機(jī)組負(fù)荷突然下降到500MW（發(fā)電機(jī)有功指示瞬間到零）。機(jī)前壓力突升至24.5MPa，汽機(jī)主值立即在DEH盤將機(jī)組協(xié)調(diào)切到手動(dòng)方式，手動(dòng)開啟調(diào)門，發(fā)電機(jī)功率恢復(fù)到600MW.自用旁路2RC046自動(dòng)開啟至20%，自用1.60MPa/400℃母管上安全門動(dòng)作，使兩臺(tái)小機(jī)供汽壓力迅速下降。機(jī)側(cè)值班員解除2RC046自動(dòng)，手動(dòng)調(diào)整2RC046。22時(shí)20分01秒，給水流量低(定值265 t/h)保護(hù)動(dòng)作，鍋爐滅火，汽機(jī)跳閘，22時(shí)22分24秒，發(fā)電機(jī)手動(dòng)解列。09月04日03時(shí)48分， #2機(jī)組重新并網(wǎng)。
4.3措施及教訓(xùn)
4.3.1原因分析
4.3.1.1根據(jù)事故曲線追憶和有關(guān)數(shù)據(jù)進(jìn)行分析，造成機(jī)組跳閘的主要原因如下：
（1） 汽輪機(jī)調(diào)速汽門控制油壓瞬間由2.57MPa下至0.51MPa，汽機(jī)高、中壓調(diào)速汽門關(guān)閉，造成機(jī)組瞬間甩負(fù)荷。
（2） 因汽輪機(jī)調(diào)速汽門關(guān)閉，致使主機(jī)Ⅲ抽至小機(jī)供汽壓力下降，自用旁路2RC046開啟20%后，由輔汽向小汽機(jī)供汽的逆止門2RQ44K01、2RQ44K02因卡澀不能全開，輔汽超壓安全門跑砣，造成小機(jī)供汽壓力不足，出力下降，從而引起給水流量低。
（3） 當(dāng)小汽機(jī)供汽壓力突然降低后，給水泵流量突然下降，致使汽泵再循環(huán)門聯(lián)動(dòng)開啟。在機(jī)組負(fù)荷恢復(fù)正常后，汽泵再循環(huán)門沒(méi)有及時(shí)關(guān)閉，致使鍋爐上水量不足。
4.3.1.2調(diào)門控制油壓下降的可能原因主要有以下幾個(gè)方面：
（1） DEH超速保護(hù)OPC動(dòng)作，引起調(diào)速汽門控制油壓迅速下降，調(diào)門關(guān)閉，事故信號(hào)追憶時(shí)未發(fā)現(xiàn)有動(dòng)作記錄。
（2） 抗燃油中含有空氣或不凝結(jié)氣體，在電液轉(zhuǎn)換器噴油嘴噴出時(shí)，造成電液轉(zhuǎn)換器滑閥和中間滑閥的瞬間抖動(dòng)，引起調(diào)門控制油壓的瞬間降低，造成調(diào)門關(guān)閉。
（3） 調(diào)速系統(tǒng)內(nèi)出現(xiàn)隨機(jī)卡澀（如銹皮、金屬顆粒等異物），出現(xiàn)此類故障的隨機(jī)性較大。
（4） 電液轉(zhuǎn)換器或跟蹤滑閥故障，這是汽輪機(jī)調(diào)速系統(tǒng)的控制部分，出現(xiàn)故障時(shí)同樣會(huì)出現(xiàn)甩負(fù)荷。
4.3.2措施及教訓(xùn)
4.3.2.1對(duì)超速保護(hù)OPC回路及原件進(jìn)行可靠性校驗(yàn)，確保保護(hù)不發(fā)生誤動(dòng)。
4.3.2.2加強(qiáng)調(diào)速油的濾油工作和油質(zhì)化驗(yàn)及監(jiān)督，保證油質(zhì)在合格范圍之內(nèi)。
4.3.2.3停機(jī)后對(duì)輔汽向小汽機(jī)供汽的逆止門2RQ44K01、2RQ44K02解體檢查發(fā)現(xiàn)，逆止門卡澀。建議檢修人員應(yīng)對(duì)設(shè)備加強(qiáng)維護(hù)，特別是直接關(guān)系到機(jī)組安全的重點(diǎn)部位。
4.3.2.4結(jié)合機(jī)組實(shí)際，制定切實(shí)可行的《機(jī)組發(fā)生甩負(fù)荷事故時(shí)的事故處理技術(shù)措施》。
4.3.2.5建議及早將俄供原汽輪機(jī)調(diào)速系統(tǒng)進(jìn)行徹底改造，改造成純電調(diào)的控制系統(tǒng)。
600MW發(fā)電機(jī)轉(zhuǎn)子出現(xiàn)裂紋的原因分析
1.1 機(jī)組及事故概況
某發(fā)電廠3號(hào)機(jī)組，2002年4月18日，因機(jī)組振動(dòng)大緊急停機(jī)，經(jīng)檢查發(fā)現(xiàn)在發(fā)電機(jī)轉(zhuǎn)子勵(lì)磁側(cè)護(hù)環(huán)下本體與軸柄過(guò)渡圓角處，存在一沿轉(zhuǎn)子周向1650、最大深度為180mm的裂紋，轉(zhuǎn)子嚴(yán)重?fù)p壞、報(bào)廢。事故發(fā)生后，國(guó)家電力公司組織了專家組對(duì)事故原因進(jìn)行分析，已查明發(fā)電機(jī)轉(zhuǎn)子裂紋產(chǎn)生原因。這起事故損失巨大，教訓(xùn)深刻。在事故處理過(guò)程中，電廠工作人員嚴(yán)格執(zhí)行有關(guān)規(guī)定，處理得當(dāng)，避免了更大事故的發(fā)生。
某電廠3號(hào)機(jī)組為哈爾濱電站成套設(shè)備公司生產(chǎn)的國(guó)產(chǎn)首臺(tái)優(yōu)化型600MW機(jī)組，N600-16.7/537/537-1型中間再熱式汽輪機(jī)、QFSN—600—2YH型水氫氫冷發(fā)電機(jī)，于1996年1月27日投產(chǎn)發(fā)電。1998年3月16日曾因發(fā)電機(jī)轉(zhuǎn)子勵(lì)磁引線壓板螺釘斷裂，造成發(fā)電機(jī)定、轉(zhuǎn)子嚴(yán)重?fù)p壞返廠處理，同時(shí)將4號(hào)發(fā)電機(jī)（國(guó)產(chǎn)優(yōu)化型第三臺(tái)）定子、轉(zhuǎn)子換至3號(hào)機(jī)組上。于1998年7月10日投入運(yùn)行，截至2002年4月18日，累計(jì)運(yùn)行20935.46小時(shí)，發(fā)電量939023萬(wàn)千瓦時(shí)，起停78次。
1.2 事故經(jīng)過(guò)
某電廠3號(hào)機(jī)組于4月5日機(jī)組起動(dòng)由備用轉(zhuǎn)為正常運(yùn)行。4月9日5時(shí)00分，機(jī)組有功功率378MW、無(wú)功功率194Mvar，發(fā)現(xiàn)8、9、10、11號(hào)軸瓦的軸振動(dòng)均有所上升，其中9、10瓦尤為明顯，經(jīng)采取調(diào)整負(fù)荷、真空等運(yùn)行措施，未能抑制機(jī)組振動(dòng)的上升趨勢(shì)，經(jīng)省調(diào)同意于21時(shí)25分與系統(tǒng)解列，解列前，9號(hào)軸瓦軸振動(dòng)幅值為210μm/192μm，10號(hào)軸瓦軸振動(dòng)幅值為185μm/104μm。當(dāng)機(jī)組惰走通過(guò)臨界轉(zhuǎn)速區(qū)時(shí)，9、10號(hào)軸瓦軸振動(dòng)幅值達(dá)到500μm（表計(jì)指示滿刻度）。停機(jī)后對(duì)發(fā)電機(jī)進(jìn)行了全面檢查，僅發(fā)現(xiàn)9號(hào)軸瓦外油擋磨損嚴(yán)重，更換了油擋。4月18日機(jī)組再次起動(dòng)，升速至發(fā)電機(jī)一階臨界轉(zhuǎn)速時(shí)，振動(dòng)保護(hù)動(dòng)作機(jī)組跳閘，為查清發(fā)電機(jī)異常振動(dòng)原因，決定抽轉(zhuǎn)子返制造廠檢查。
在制造廠檢查，發(fā)現(xiàn)勵(lì)側(cè)護(hù)環(huán)內(nèi)側(cè)100mm處徑向跳動(dòng)值最大達(dá)到600μm，遂對(duì)發(fā)電機(jī)轉(zhuǎn)子拔護(hù)環(huán)檢查，發(fā)現(xiàn)勵(lì)側(cè)本體端部與軸柄過(guò)渡圓角處有一周向裂紋，裂紋位置見(jiàn)圖1。
(1) 事故發(fā)電機(jī)轉(zhuǎn)子 (2) 轉(zhuǎn)子開裂部位
圖1、發(fā)電機(jī)轉(zhuǎn)子及裂紋位置
2002年4月18日，因機(jī)組振動(dòng)大緊急停機(jī)，經(jīng)檢查發(fā)現(xiàn)在發(fā)電機(jī)轉(zhuǎn)子勵(lì)側(cè)護(hù)環(huán)下本體與軸柄過(guò)渡圓角處，存在一沿轉(zhuǎn)子周向1650、最大深度為180mm的裂紋，轉(zhuǎn)子嚴(yán)重?fù)p壞、報(bào)廢。事故發(fā)生后，國(guó)家電力公司組織了專家組對(duì)事故原因進(jìn)行分析，已查明發(fā)電機(jī)轉(zhuǎn)子裂紋產(chǎn)生原因。這起事故損失巨大，教訓(xùn)深刻。在事故處理過(guò)程中，電廠工作人員嚴(yán)格執(zhí)行有關(guān)規(guī)定，處理得當(dāng)，避免了更大事故的發(fā)生。
1.3 原因分析
1.3.1 設(shè)備損壞情況
在發(fā)電機(jī)轉(zhuǎn)子勵(lì)側(cè)護(hù)環(huán)下本體與軸柄過(guò)渡圓角處，存在一沿轉(zhuǎn)子周向1650、最大深度為180mm的裂紋（斷口形貌見(jiàn)圖2），轉(zhuǎn)子嚴(yán)重?fù)p壞、報(bào)廢。
圖2 斷口宏觀形貌
1.3.2 發(fā)電機(jī)轉(zhuǎn)子裂紋性質(zhì)和原因分析
1.3.2.1 勵(lì)磁引線壓板槽槽底根部R角處存在嚴(yán)重應(yīng)力集中
圖3 壓板槽槽底根部R角結(jié)構(gòu)尺寸
勵(lì)磁引線壓板槽槽底根部R角曲率半徑西屋公司原設(shè)計(jì)為6.35mm，哈爾濱電機(jī)廠將之減小到3mm（見(jiàn)圖3），實(shí)際測(cè)量最小處僅約為1mm，且形狀不規(guī)則并帶有尖角（見(jiàn)圖4），應(yīng)力集中情況極其嚴(yán)重。
通過(guò)采用實(shí)體模型、Ansys有限元軟件和西屋公司規(guī)定，對(duì)壓線槽槽底強(qiáng)度校核。計(jì)算結(jié)果表明，壓線槽槽底疲勞安全系數(shù)，在R=1mm、3mm條件下疲勞安全系數(shù)均小于3，不滿足西屋公司規(guī)定的在不考慮機(jī)組不對(duì)中情況下n應(yīng)該大于3的要求。
1.3.2.2 轉(zhuǎn)子材質(zhì)的脆性轉(zhuǎn)變溫度FATT和沖擊韌性超標(biāo)，為不合格轉(zhuǎn)子
通過(guò)對(duì)轉(zhuǎn)子材料性能分析表明，材料的化學(xué)性能符合26Cr2Ni4MoV合金鋼化學(xué)元素成分的要求；轉(zhuǎn)子的金相組織較為均勻，勵(lì)側(cè)的組織基本一致，均以貝氏體為主，并有少量的鐵素體；材質(zhì)的脆性轉(zhuǎn)變溫度（FATT）和沖擊韌性（Akv）分別為44oC和32~56J，超過(guò)JB/T 7178-93標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定（Akv≥90J、FATT≤-12oC）。因此，該轉(zhuǎn)子為不合格轉(zhuǎn)子。
1.3.2.3 在壓板槽槽底根部R角附近，距表面0.2mm存在有形狀不規(guī)則且?guī)в屑饨恰⒊?nbsp; 分為硅鋁酸鈣的淺表層夾渣。
1.3.2.4 轉(zhuǎn)子裂紋性質(zhì)為低名義應(yīng)力高周疲勞開裂
斷口宏觀形貌見(jiàn)圖2。裂紋沿周向165o，最大深度180mm，裂紋斷面面積約為轉(zhuǎn)子截面的三分之一。裂紋斷口為新月形呈淺碟狀，斷面平坦呈細(xì)瓷狀，斷口附近未見(jiàn)有明顯的宏觀變形，為亞臨界裂紋擴(kuò)展。斷口宏觀形貌具有貝殼紋、一次放射線和二次放射線等疲勞斷裂特征，斷口為高周疲勞斷裂，斷裂源位于勵(lì)磁引線壓板槽槽底根部R角及附近區(qū)域，裂紋源區(qū)域宏觀形貌見(jiàn)圖4。
（1） 裂紋源區(qū)域宏觀形貌 （2）壓板槽槽底R(shí)角
圖4、裂紋源區(qū)域宏觀形貌
斷口微觀形貌具有條紋、小斷塊和與裂紋擴(kuò)展方向基本垂直的二次裂紋等疲勞特征。裂紋走向從壓板槽槽底根部R角區(qū)域開始，在垂直于變截面過(guò)渡區(qū)主應(yīng)力方向，沿徑向和周向綜合擴(kuò)展，形成疲勞斷面。有20%~30%的斷面為沿晶斷裂，表明材料呈脆性，對(duì)缺口的敏感性強(qiáng)。
1.4 措施及教訓(xùn)
勵(lì)磁引線壓板槽槽底根部R角處嚴(yán)重的應(yīng)力集中和鍛件存在冶金夾渣及材料脆性是造成轉(zhuǎn)子產(chǎn)生裂紋的主要原因。
該設(shè)備事故所造成的嚴(yán)重后果，應(yīng)該引起設(shè)計(jì)、制造及生產(chǎn)單位給以足夠的重視。對(duì)于引進(jìn)的或成熟的系統(tǒng)設(shè)計(jì)及設(shè)備技術(shù)，不論是設(shè)計(jì)單位還是制造廠家都不應(yīng)該輕易改變?cè)O(shè)計(jì)，如果有必要進(jìn)行技術(shù)變更，需要組織有關(guān)部門的專家進(jìn)行充分的論證，并與原設(shè)計(jì)單位進(jìn)行溝通，征得原設(shè)計(jì)單位同意的條件下方可實(shí)施。另外，基建單位的設(shè)備制造監(jiān)理人員要負(fù)起責(zé)任，嚴(yán)格監(jiān)督設(shè)備廠家按圖施工，設(shè)備的材質(zhì)和工藝必須符合相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)，杜絕不合格的設(shè)備出廠。
GV1、GV4油動(dòng)機(jī)漏油
2.1 機(jī)組及事故概況
某電廠國(guó)產(chǎn)600MW機(jī)組，投產(chǎn)后運(yùn)行中發(fā)生主機(jī)高壓調(diào)門油動(dòng)機(jī)漏油，經(jīng)過(guò)反復(fù)處理仍然不能夠徹底解決，最后解體檢查發(fā)現(xiàn)設(shè)備質(zhì)量和安裝質(zhì)量均存在問(wèn)題。
2.2 事件經(jīng)過(guò)
上海汽輪機(jī)廠生產(chǎn)的600MW機(jī)組正常運(yùn)行過(guò)程中，于2000年9月4日巡回檢查過(guò)程中，發(fā)現(xiàn)GV1油動(dòng)機(jī)漏油，9月5日油動(dòng)機(jī)滲油量增加，漏入保溫后引起冒煙。9月10日因機(jī)組#2瓦振動(dòng)大引起保護(hù)停機(jī)，解體GV1油動(dòng)機(jī)處理滲油。9月21日，在做汽機(jī)性能試驗(yàn)時(shí)，因低真空保護(hù)動(dòng)作造成停機(jī)，在機(jī)組再次啟動(dòng)時(shí)，發(fā)現(xiàn)GV1油動(dòng)機(jī)漏油嚴(yán)重，經(jīng)解體發(fā)現(xiàn)Y型密封圈已經(jīng)磨損，密封件座與門杠也已部分磨損。10月1日節(jié)日檢修時(shí)，解體GV4油動(dòng)機(jī)，發(fā)現(xiàn)防塵圈磨損嚴(yán)重，Y型圈磨損上可，油動(dòng)機(jī)活塞桿表面拉痕嚴(yán)重，活塞缸也有拉毛現(xiàn)象，且發(fā)現(xiàn)活塞桿有彎曲現(xiàn)象，彎曲直達(dá)0.30mm。裝復(fù)時(shí)發(fā)現(xiàn)油動(dòng)機(jī)彈簧座平面與調(diào)門法蘭面存在不平行度，最多偏差達(dá)0.90mm經(jīng)商量決定修正GV1—GV4油動(dòng)機(jī)彈簧座平面，以解決中心偏差。油動(dòng)機(jī)在裝復(fù)時(shí)更換GV1、GV2活塞干，油缸拉毛處用油石油光，更換GV1、GV2油動(dòng)機(jī)活塞環(huán)、密封圈座及密封圈，找正GV1—GV2油動(dòng)機(jī)活塞桿與調(diào)門門桿中心，并加裝錐銷定位。
2.3原因分析
油動(dòng)機(jī)制造存在缺陷，膠圈緊力不合適，安裝時(shí)油動(dòng)機(jī)彈簧座與調(diào)門中心不正，造成油動(dòng)機(jī)活塞桿彎曲，引起活塞桿處漏油。
2.4 措施及教訓(xùn)
在油動(dòng)機(jī)制造和安裝過(guò)程中，要嚴(yán)把質(zhì)量關(guān)，派專人監(jiān)造。調(diào)試階段按規(guī)定認(rèn)真做好各項(xiàng)試驗(yàn)，確保能夠在試驗(yàn)過(guò)程中檢測(cè)出不合格的項(xiàng)目，及早采取措施消除設(shè)備隱患。
3.1機(jī)組概況簡(jiǎn)介
某電廠新安裝的上海汽輪機(jī)廠生產(chǎn)的600MW機(jī)組，除氧器水位高溢流排至凝汽器，除氧器排氧門排大氣運(yùn)行。
3.2 事故經(jīng)過(guò)
2000年5月26日 9：40鍋爐點(diǎn)火，17：25汽輪機(jī)沖轉(zhuǎn)，21：00發(fā)電機(jī)并網(wǎng)。2000年5月27日 00：38除氧器溢流閥誤開，造成汽機(jī)低真空保護(hù)動(dòng)作，發(fā)電機(jī)逆功率Ⅱ保護(hù)動(dòng)作跳閘。
3.3原因分析
除氧器溢流管入口布置在除氧器正常水位之上，而溢流管出口通過(guò)疏水?dāng)U容器與凝汽器相聯(lián)通。當(dāng)除氧器水位正?；蜉^低時(shí)，溢流管入口和除氧器汽室相通，而除氧器汽室又通過(guò)排氧門和大氣相通。在這種條件下，如果除氧器排氧門誤開，將會(huì)導(dǎo)致外部大量空氣通過(guò)除氧器排氧門，經(jīng)過(guò)除氧器溢流管進(jìn)入凝汽器，使凝汽器真空急劇下降，甚至導(dǎo)致汽輪機(jī)低真空保護(hù)動(dòng)作停機(jī)事故。
3.4 教訓(xùn)及措施
3.4.1 在系統(tǒng)設(shè)計(jì)方面進(jìn)行優(yōu)化，首先設(shè)法在設(shè)計(jì)階段消除事故隱患；例如：研究可否在除氧器排氣管上加裝逆止門等方法，以防止空氣倒流。
3.4.2 加強(qiáng)熱工調(diào)試方面的工作，確認(rèn)除氧器水位高溢流保護(hù)動(dòng)作正常，防止熱工連鎖、保護(hù)誤動(dòng)作事故發(fā)生。
3.4.3 在熱工邏輯上增加除氧器水位正?；虻陀谡Ｋ粫r(shí)，閉鎖打開除氧器溢流管電動(dòng)門邏輯功能，防止人為誤操作引起的事故。
3.4.4 加強(qiáng)運(yùn)行人員的技能培訓(xùn)，提高運(yùn)行人員及時(shí)發(fā)現(xiàn)事故和正確處理事故的能力，堅(jiān)決杜絕人為誤操作事故。
MFT
4.1 概況介紹
某廠新安裝的上海汽輪機(jī)發(fā)電機(jī)廠生產(chǎn)的600MW機(jī)組，在2000年6月2日至2000年7月2日168小時(shí)之前的試運(yùn)過(guò)程中，由于給水泵操作和給水流量調(diào)整不當(dāng)連續(xù)8次造成鍋爐汽包水位過(guò)高或過(guò)低保護(hù)動(dòng)作使鍋爐MFT。
4.2 事故經(jīng)過(guò)
4.2.1 2000年06月02日13：30鍋爐點(diǎn)火。2000年6月2日 14：20運(yùn)行人員操作調(diào)整不當(dāng)，造成鍋爐汽包水位低，鍋爐MFT。
4.2.2 2000年06月2日 14：30鍋爐點(diǎn)火， 15：32汽機(jī)沖轉(zhuǎn)，15：52發(fā)電機(jī)并網(wǎng)。2000年6月5日 21：13汽機(jī)Ⅳ1EH油管漏油，在減負(fù)荷過(guò)程中，因調(diào)整不當(dāng)，造成鍋爐汽包水位低，鍋爐MFT，汽機(jī)跳閘，發(fā)電機(jī)解列。
4.2.3 2000年6月5日21：55鍋爐點(diǎn)火， 23：33汽機(jī)沖轉(zhuǎn)，23：45發(fā)電機(jī)并網(wǎng)。2000年6月6日 00：00因水位調(diào)整不當(dāng)，瞬間增大給水流量，造成給水泵C因入口壓力低跳閘，鍋爐汽包水位低，鍋爐MFT，汽機(jī)跳閘，發(fā)電機(jī)解列。
4.2.4 2000年06月6日 14：45鍋爐點(diǎn)火，16：50汽機(jī)沖轉(zhuǎn)，17：08發(fā)電機(jī)并網(wǎng)。2000年6月7日 00：04給水泵C跳閘，鍋爐汽包水位低，鍋爐MFT，汽機(jī)跳閘，發(fā)電機(jī)解列。
4.2.5 2000年06月9日 15：04鍋爐點(diǎn)火， 20：10汽機(jī)沖轉(zhuǎn)，20：32發(fā)電機(jī)并網(wǎng)。2000年6月10日 05：50給水泵A再循環(huán)突然關(guān)閉，給水流量突升，運(yùn)行人員處理遲緩，導(dǎo)致鍋爐汽包水位高，鍋爐MFT動(dòng)作，汽機(jī)跳閘，發(fā)電機(jī)解列。
4.2.6 2000年6月10日 06：00鍋爐點(diǎn)火， 06：43汽機(jī)沖轉(zhuǎn)，7：00發(fā)電機(jī)并網(wǎng)。2000年6月10日 7：10運(yùn)行人員操作調(diào)整不當(dāng)，瞬間增大給水流量，造成給水泵C因入口壓力低跳閘，鍋爐汽包水位低，鍋爐MFT，汽機(jī)跳閘，發(fā)電機(jī)解列。
4.2.7 2000年06月10日 8：00鍋爐點(diǎn)火， 8：20汽機(jī)沖轉(zhuǎn)，8：55發(fā)電機(jī)并網(wǎng)。2000年6月10日 11：27給水泵A再循環(huán)突然關(guān)閉，給水流量突升，運(yùn)行人員處理遲緩，導(dǎo)致鍋爐汽包水位高，鍋爐MFT，汽機(jī)跳閘，發(fā)電機(jī)解列。
4.2.8 2000年07月2日 15：30鍋爐點(diǎn)火， 16：35汽機(jī)沖轉(zhuǎn)，16：43發(fā)電機(jī)并網(wǎng)。2000年7月2日17：55給水泵B并泵時(shí)再循環(huán)自動(dòng)關(guān)閉，運(yùn)行人員調(diào)整不及時(shí)，導(dǎo)致鍋爐汽包水位高，鍋爐MFT，汽機(jī)跳閘，發(fā)電機(jī)解列。
4.3 原因分析
4.3.1 兩次由于運(yùn)行人員調(diào)整給水流量不當(dāng)，造成鍋爐汽包水位低保護(hù)動(dòng)作，鍋爐MFT。
4.3.2 兩次增加給水流量過(guò)快，使電動(dòng)給水泵入口壓力低保護(hù)動(dòng)作，給水泵跳閘，造成鍋爐汽包水位低，鍋爐MFT，汽機(jī)跳閘，發(fā)電機(jī)解列。
4.3.3 三次給水泵再循環(huán)門自動(dòng)關(guān)閉，鍋爐汽包水位突然升高到保護(hù)動(dòng)作值，鍋爐MFT，汽機(jī)跳閘，發(fā)電機(jī)解列。
4.3.4 一次給水泵跳閘，導(dǎo)致鍋爐汽包水位低保護(hù)動(dòng)作，鍋爐MFT，汽機(jī)跳閘，發(fā)電機(jī)解列。
4.4教訓(xùn)及措施
4.4.1 采用先進(jìn)的熱控設(shè)備，使設(shè)備的質(zhì)量和技術(shù)方面的先進(jìn)性能夠滿足大容量機(jī)組自動(dòng)化調(diào)整的需要；
4.4.2 提高給水全程自動(dòng)調(diào)節(jié)系統(tǒng)及設(shè)備的安裝、調(diào)試質(zhì)量，確保該自動(dòng)調(diào)節(jié)系統(tǒng)在機(jī)組整套啟動(dòng)之前具備正確投入條件；
4.4.3 在機(jī)組啟動(dòng)過(guò)程中，及時(shí)投入給水全程自動(dòng)調(diào)節(jié)系統(tǒng)，保證鍋爐汽包水位調(diào)整的準(zhǔn)確性和可靠性；
4.4.4 加強(qiáng)對(duì)運(yùn)行人員的培訓(xùn)，提高運(yùn)行人員素質(zhì)，杜絕誤操作事故；
4.4.5 有針對(duì)性地做好風(fēng)險(xiǎn)評(píng)估工作，根據(jù)啟動(dòng)調(diào)試過(guò)程中存在的各種風(fēng)險(xiǎn)，制定出有效的安全技術(shù)預(yù)防控制措施。
5.1 概況介紹
某廠600MW機(jī)組在CCS方式下運(yùn)行，主機(jī)保護(hù)100%投入，負(fù)荷508MW，主蒸汽流量1649t/h，主蒸汽溫度534℃，主蒸汽壓力16.36MPa，高壓缸排汽溫度318℃，再熱蒸汽溫度535℃，再熱蒸汽壓力2.94MPa。汽動(dòng)給水泵及其前置泵A、B運(yùn)行，凝結(jié)水泵A、閉式冷卻水泵B、高低壓加熱及除氧器運(yùn)行，循環(huán)水泵A、B運(yùn)行，高低壓凝汽器抽真空泵B/B運(yùn)行。鍋爐A、B、C、D、E五臺(tái)磨煤，A、B一次風(fēng)機(jī)，A、B送風(fēng)機(jī)，A、B引風(fēng)機(jī)運(yùn)行。
5.2 事故經(jīng)過(guò)
5.2.1 事故現(xiàn)象
1998年10月08日21時(shí)55分，按調(diào)度命令#1機(jī)組加負(fù)荷至600MW。當(dāng)時(shí)機(jī)組在CCS方式下運(yùn)行，升負(fù)荷率設(shè)定為8MW/min,22時(shí)06分負(fù)荷達(dá)到592MW，22時(shí)09分，推力瓦溫度高報(bào)警（報(bào)警值為85℃），運(yùn)行人員立即進(jìn)行檢查：
5.2.1.1推力瓦工作面A/B兩個(gè)金屬溫度測(cè)點(diǎn)顯示為86℃/87℃（通常600MW時(shí)溫度為74~77℃）；
5.2.1.2 推力瓦非工作面溫度為57/60℃，屬于正常；
5.2.1.3 就地檢查推力瓦回油溫度60℃，正常；
5.2.1.4 軸向位移為-0.2mm（通常600MW時(shí)，軸向位移為0.0mm；設(shè)計(jì)允許值為+1.0~-0.6mm）；
5.2.1.5 #1軸承振動(dòng)（軸振，下同）50~60um之間波動(dòng)，（通常600MW時(shí)33~55um）#2軸承振動(dòng)38um。
5.2.1.6 其余運(yùn)行參數(shù)，如其它各瓦振動(dòng)、蒸汽參數(shù)、汽缸脹差、監(jiān)視段壓力、凝汽器真空、主蒸汽流量等檢查正常。
5.2.2 事故經(jīng)過(guò)
5.2.2.1 匯報(bào)調(diào)度，機(jī)組開始減負(fù)荷。在減負(fù)荷過(guò)程中，推力瓦溫度在一段時(shí)間回落后又上升；
5.2.2.2 推力瓦溫度上升至96/96℃，#1、2軸承振動(dòng)升高到135um，值長(zhǎng)令緊急停機(jī)，（制造廠家規(guī)定：推力軸承溫度大于107℃緊急停機(jī)，振動(dòng)保護(hù)動(dòng)作值為175um）匯報(bào)調(diào)度。
5.2.2.3 在停機(jī)轉(zhuǎn)速下降通過(guò)臨界轉(zhuǎn)速時(shí)#1振動(dòng)達(dá)到241um，#2軸承振動(dòng)達(dá)到161um，其余各軸承振動(dòng)正常。汽輪機(jī)惰走時(shí)間53min，投入盤車裝置正常，盤車電機(jī)電流30A。
5.2.2.4停機(jī)后，公司組織本廠技術(shù)人員、外部專家、省電力試驗(yàn)研究所工作人員和廠家代表一起進(jìn)行討論、分析。為了檢查和確認(rèn)故障原因，經(jīng)研究決定進(jìn)行重新開機(jī)，并制定了開機(jī)注意事項(xiàng)。
5.2.2.5 機(jī)組于10月9日20：08分開始沖轉(zhuǎn)，為安全起見(jiàn)升速率設(shè)定為100r/min,省電力試驗(yàn)研究所專業(yè)人員在現(xiàn)場(chǎng)進(jìn)行振動(dòng)監(jiān)測(cè)和診斷，有廠家代表在現(xiàn)場(chǎng)進(jìn)行指導(dǎo)。轉(zhuǎn)速升高到1200r/min時(shí)，#1軸承振動(dòng)從25um開始上升，到2500r/min,#1軸承振動(dòng)達(dá)到133um，#2軸承振動(dòng)57um,就地檢查#1軸承振動(dòng)明顯增大，立即在集控室緊急停機(jī)。
5.2.2.6 停機(jī)后，電廠與廠家代表、省電力試驗(yàn)研究所工作人員根據(jù)測(cè)量結(jié)果進(jìn)行分析、討論后決定再次進(jìn)行開機(jī)，并且把升速率提高到150r/min。
21：24 開始沖轉(zhuǎn)；
21：53 機(jī)組定速，#1軸承振動(dòng)52um，#2軸承振動(dòng)40um。在通過(guò)臨界轉(zhuǎn)速時(shí)#除1軸承振動(dòng)達(dá)到90um，其余軸承振動(dòng)都在60um以下。
22：21 機(jī)組并網(wǎng)帶負(fù)荷，軸向位移和推力瓦溫度均在正常范圍內(nèi)。
22：50 機(jī)組負(fù)荷160mw，推力瓦溫度83℃，軸向位移為-0.12mm。因?yàn)檩S向位移和推力瓦溫度有同時(shí)上升趨勢(shì)，所以決定滑參數(shù)停機(jī)。
10月10日00：48 機(jī)組解列。
5.3 設(shè)備損壞情況
5.3.1 高壓缸第八級(jí)隔板嚴(yán)重?fù)p壞，隔板內(nèi)環(huán)扭轉(zhuǎn)和軸向位移嚴(yán)重，內(nèi)環(huán)軸向沿汽流方向與第八級(jí)動(dòng)葉片和輪轂發(fā)生嚴(yán)重碰磨，上下隔板共50片靜葉中有21片掉下，其中上隔板8片，下隔板13 片；
5.3.2高壓轉(zhuǎn)子第7級(jí)葉片出汽側(cè)變形、磨損，第8級(jí)動(dòng)葉片和輪轂進(jìn)汽側(cè)嚴(yán)重磨損，第8 級(jí)動(dòng)葉片頂部圍帶有一小塊脫落；
5.3.3 第8級(jí)下隔板兩側(cè)有金屬碎片；
5.3.4 經(jīng)對(duì)高壓缸2~7級(jí)隔板表面滲透探傷和外觀檢查，發(fā)現(xiàn)裂紋和線性缺陷共10處，缺陷部位大部分在中分面第一級(jí)靜葉片根部；
5.3.5 中壓缸揭缸檢查結(jié)果：缸體內(nèi)積存因高壓轉(zhuǎn)子和隔板嚴(yán)重磨損而產(chǎn)生的金屬粉末；對(duì)中壓各級(jí)隔板進(jìn)行表面滲透探傷和外部檢查，共發(fā)現(xiàn)23處裂紋和線性缺陷，缺陷部位類似高壓缸，大部分在第一級(jí)靜葉根部。中壓轉(zhuǎn)子檢查結(jié)果正常。
5.4 原因分析
根據(jù)高壓轉(zhuǎn)子葉片、輪轂和隔板損壞情況分析，造成本次事故的原因是第8級(jí)隔板靜葉焊縫斷裂，從而導(dǎo)致靜葉脫落、隔板內(nèi)環(huán)軸向位移，并與第8級(jí)動(dòng)葉和輪轂發(fā)生嚴(yán)重碰磨。從隔板結(jié)構(gòu)和制造工藝分析，隔板靜葉焊接強(qiáng)度不足。這種類型隔板屬于東芝公司早期產(chǎn)品，在北侖港電廠二期工程中東芝公司已對(duì)隔板的結(jié)構(gòu)和制造工藝做了改進(jìn)。
5.5 教訓(xùn)及措施
5.5.1 從本次事故中，應(yīng)該吸取的教訓(xùn)是：
5.5.1.1 由于缺乏經(jīng)驗(yàn)，未能夠根據(jù)運(yùn)行參數(shù)變化（盡管是在制造廠規(guī)定的允許變化范圍內(nèi)），做出正確的判斷。對(duì)故障停機(jī)后重新啟動(dòng)的決定不夠慎重，對(duì)再次沖轉(zhuǎn)的風(fēng)險(xiǎn)和后果認(rèn)識(shí)不足，必須引以為戒。
5.5.1.2在日常運(yùn)行中，比較注重對(duì)對(duì)于運(yùn)行參數(shù)超過(guò)報(bào)警值的情況進(jìn)行分析，對(duì)運(yùn)行參數(shù)在規(guī)定許可范圍內(nèi)的不正常變化分析不夠，重視不足。
5.5.2防范措施
5.5.2.1 對(duì)機(jī)組修復(fù)后的性能做詳細(xì)的評(píng)價(jià)，并進(jìn)行運(yùn)行調(diào)整試驗(yàn)，為運(yùn)行操作提供指導(dǎo)。同時(shí)要求日方提供運(yùn)行操作指導(dǎo)和注意事項(xiàng)；
5.5.2.2要求日方在提出事故原因分析報(bào)告的基礎(chǔ)上，提供可靠的設(shè)備安全保證并達(dá)到原有的機(jī)組性能指標(biāo)，及早確定汽輪機(jī)技術(shù)改進(jìn)方案；
5.5.2.3 加強(qiáng)運(yùn)行參數(shù)趨勢(shì)的分析，利用本廠現(xiàn)有的計(jì)算機(jī)監(jiān)測(cè)分析系統(tǒng)，研究和開發(fā)根據(jù)軸系振動(dòng)和運(yùn)行參數(shù)趨勢(shì)變化進(jìn)行故障診斷的數(shù)學(xué)模型；
5.5.2.4 進(jìn)一步牢固樹立保設(shè)備的思想，對(duì)故障停機(jī)后的重新啟動(dòng)要慎之又慎，對(duì)可能發(fā)生的風(fēng)險(xiǎn)和產(chǎn)生的后果要做深入分析，防止事故擴(kuò)大。
6.1機(jī)組運(yùn)行方式簡(jiǎn)介
某廠引進(jìn)日本東芝600MW機(jī)組，#1機(jī)組負(fù)荷550MW，磨煤機(jī)A、B、C、D、E運(yùn)行，循環(huán)水泵A單臺(tái)運(yùn)行，高低壓真空泵A/B運(yùn)行，開式冷卻水泵A、B停止備用。
6.2 事故經(jīng)過(guò)及處理
1997年4月19日18：20，調(diào)度令#1機(jī)組加負(fù)荷由550MW加負(fù)荷至600MW。運(yùn)行人員在加負(fù)荷過(guò)程中，發(fā)現(xiàn)凝汽器真空逐漸下降，排汽室溫度隨真空下降緩慢升高，并且在CRT上發(fā)現(xiàn)凝汽器真空和排汽室溫度仍有繼續(xù)惡化的趨勢(shì)。運(yùn)行人員采取措施：
6.2.1啟動(dòng)備用高低壓真空泵B/A，同時(shí)對(duì)系統(tǒng)進(jìn)行全面加查；
6.2.2 降低機(jī)組負(fù)荷至500MW，在18：59真空停止下降；
6.2.3 19：00真空又開始下降，而且下降速度很快；
6.2.4 機(jī)組降負(fù)荷至450MW，同時(shí)啟動(dòng)備用循環(huán)水泵B;
6.2.5 進(jìn)一步檢查發(fā)現(xiàn)真空泵密封水溫度普遍升高，LP真空泵B密封水溫度高達(dá)65℃；
6.2.6 停止 B真空泵，檢查發(fā)現(xiàn)LP真空泵B熱交換器已經(jīng)堵塞；
6.2.7 啟動(dòng)開式冷卻水泵B，真空泵密封水溫度恢復(fù)正常，凝汽器真空恢復(fù)正常。
6.3 原因分析
#1機(jī)組水環(huán)式真空泵組配備的密封水冷卻器采用開循環(huán)冷卻水海水做為冷卻介質(zhì)，冬春季節(jié)為了節(jié)省電能，將開式冷卻水泵停止做備用，冷卻水直接由海水循環(huán)泵供給。由此使真空泵密封水冷卻器冷卻水壓力和流速長(zhǎng)時(shí)間工作在相對(duì)較低的狀態(tài)，加之冷卻水濾網(wǎng)長(zhǎng)期未進(jìn)行排污，使得各臺(tái)密封水冷卻器中積存了大量的泥沙、雜質(zhì)和空氣，大大影響了熱交換器的冷卻效果，并最終導(dǎo)致了冷卻器不同程度的堵塞，其中以低壓真空泵B熱交換器堵塞最為嚴(yán)重。在這種潛在的隱患下，適逢4月19日天氣轉(zhuǎn)暖，海水溫度較以前有所升高，熱交換器效果進(jìn)一步下降，密封水溫度升高使真空泵工作效率下降，甚至失去了抽真空作用。
6.4 防范措施和注意事項(xiàng)
6.4.1 正常運(yùn)行時(shí)，應(yīng)經(jīng)常檢查真空泵密封水溫度變化在規(guī)定范圍內(nèi)（一般不應(yīng)該大于36℃），發(fā)現(xiàn)密封水溫度升高要及時(shí)查找原因進(jìn)行處理，密封水溫度一旦達(dá)到60℃，真空泵將失去抽真空作用。
6.4.2在停止開式冷卻水泵期間，要加強(qiáng)對(duì)密封水冷卻器的維護(hù)工作，應(yīng)定期進(jìn)行清掃、排氣保持換熱效果在正常狀態(tài)。
6.4.3 為了防止密封水冷卻器不同程度的堵塞，要定期啟動(dòng)開式冷卻水泵。
6.4.4 對(duì)開式冷卻水泵入口旋轉(zhuǎn)濾網(wǎng)進(jìn)行徹底調(diào)試，使之具備“AUTO”投入條件并投入“AUTO”。防止泥沙、垃圾進(jìn)入真空泵密封水冷卻器。
6.4.5 每年開春氣溫升高季節(jié)，要及時(shí)開啟開式冷卻水泵。
6.4.6 措施及教訓(xùn)
在火力發(fā)電廠中，由于凝汽器真空低原因引起的事故是比較多見(jiàn)的。引起凝汽器真空緩慢下降的原因很多，如：真空泵工作異常、循環(huán)水量減少、循環(huán)水溫度升高、熱水井水位升高、軸封供汽系統(tǒng)異常、真空系統(tǒng)漏泄、凝汽器工作不正常等等，凝汽器真空降低輕則減負(fù)荷，嚴(yán)重會(huì)導(dǎo)致停機(jī)事故或設(shè)備損壞事故，所以必須引起足夠的重視。
7.1 概況簡(jiǎn)介
某廠600MW#2機(jī)組采用海水冷卻的開式循環(huán)水系統(tǒng)，每臺(tái)機(jī)組設(shè)有兩臺(tái)循環(huán)水泵，每臺(tái)循環(huán)水泵之前設(shè)有固定攔污柵和旋轉(zhuǎn)濾網(wǎng)。固定攔污柵由水平傾角80o，柵距50mm的金屬格柵組成，能攔住較大的雜物，運(yùn)行人員定期用耙草機(jī)剔除雜物。海水經(jīng)過(guò)固定攔污柵后再進(jìn)入旋轉(zhuǎn)濾網(wǎng)，旋轉(zhuǎn)濾網(wǎng)能夠攔住較小的雜物，由運(yùn)行人員每班清洗一次。循環(huán)水經(jīng)過(guò)旋轉(zhuǎn)濾網(wǎng)后就進(jìn)入循環(huán)水泵入口水池，循環(huán)水泵進(jìn)口水池裝有循環(huán)水泵入口水位低報(bào)警和水位低低保護(hù)開關(guān)，定值分別為-2.2m和-2.3m。 發(fā)生事故前，2A循環(huán)水泵檢修，2B循環(huán)水泵運(yùn)行，由于旋轉(zhuǎn)濾網(wǎng)堵塞，使循環(huán)水泵入口水位低低開關(guān)保護(hù)動(dòng)作，2B循環(huán)水泵跳閘，汽輪機(jī)凝汽器低真空保護(hù)動(dòng)作，鍋爐MFT，發(fā)電機(jī)解列。
7.2 事故經(jīng)過(guò)
1997年4月5日02：30，#2機(jī)組負(fù)荷550MW，循環(huán)水泵2B運(yùn)行，循環(huán)水泵2A檢修。循環(huán)水泵2B突然跳閘，凝汽器真空低保護(hù)動(dòng)作，鍋爐MFT,發(fā)電機(jī)解列。中壓開關(guān)室檢查循環(huán)水泵2B無(wú)電氣保護(hù)動(dòng)作信號(hào)，CRT上有循環(huán)水泵低低報(bào)警，到循環(huán)水泵檢查旋轉(zhuǎn)濾網(wǎng)時(shí)發(fā)現(xiàn)整個(gè)濾網(wǎng)積滿雜物，已經(jīng)被嚴(yán)重堵塞。
7.3 事故原因分析
7.3.1 旋轉(zhuǎn)濾網(wǎng)的通流部分被雜草堵塞形成一道屏障，海水受阻，使旋轉(zhuǎn)濾網(wǎng)后循環(huán)水泵入口水池的水位降低到循環(huán)水泵入口水位低低值開關(guān)保護(hù)動(dòng)作，循環(huán)水泵跳閘，機(jī)組停機(jī)。
7.3.2 圍海建造的東西灰場(chǎng)附近又建造了許多碼頭，使得取水口附近海水流場(chǎng)變化，一期工程運(yùn)行伊始至今，取水口淤泥越積越多，取水口處水位越來(lái)越淺。
7.3.3 取水口與河道入?？诰嚯x較近，經(jīng)常有大量的水草、雜物涌入取水口，隨水流一起進(jìn)到旋轉(zhuǎn)濾網(wǎng)，進(jìn)而被吸附到旋轉(zhuǎn)濾網(wǎng)上，用沖洗水泵很難沖洗干凈。
7.3.4 生產(chǎn)技術(shù)管理人員對(duì)循環(huán)水泵旋轉(zhuǎn)濾網(wǎng)堵塞會(huì)發(fā)生跳泵的危險(xiǎn)認(rèn)識(shí)不足，工作抓的深度不夠。針對(duì)三月下旬兩次凝汽器半邊清掃雜物的情況，運(yùn)行管理上雖然制定了相應(yīng)的旋轉(zhuǎn)濾網(wǎng)沖洗方案并下發(fā)，但是從管理人員到運(yùn)行維護(hù)人員對(duì)措施的執(zhí)行和監(jiān)督力度不夠，以至于運(yùn)行人員對(duì)旋轉(zhuǎn)濾網(wǎng)是否進(jìn)行了沖洗都不知道。
7.3.5 運(yùn)行值長(zhǎng)、機(jī)組長(zhǎng)指揮措施不力。對(duì)已經(jīng)制定的技術(shù)措施不登記、不傳達(dá)、不監(jiān)督執(zhí)行，甚至出現(xiàn)不了了之的情況。
7.4 教訓(xùn)及措施
7.4.1 對(duì)一期工程循環(huán)水取水口進(jìn)行改造。
7.4.2 由值長(zhǎng)負(fù)責(zé)監(jiān)督嚴(yán)格執(zhí)行旋轉(zhuǎn)濾網(wǎng)沖洗措施。加強(qiáng)旋轉(zhuǎn)濾網(wǎng)沖洗，正常班兩次，根據(jù)旋轉(zhuǎn)濾網(wǎng)清潔程度，不干凈時(shí)增加沖洗次數(shù)。沖洗不掉的水草，及時(shí)聯(lián)系檢修工手工清除。
7.4.3 通過(guò)分析，使相關(guān)人員充分認(rèn)識(shí)旋轉(zhuǎn)濾網(wǎng)沖洗的重要性，責(zé)任落實(shí)到人。
8.1 概況介紹
某廠新安裝的600MW機(jī)組在一次調(diào)試運(yùn)行的啟動(dòng)過(guò)程中，汽輪機(jī)定速3000r/min，發(fā)電機(jī)未并網(wǎng)，電動(dòng)給水泵運(yùn)行，電動(dòng)給水泵密封水由事故密封水泵帶。
8.2 事故經(jīng)過(guò)
1994年4月15日14點(diǎn)50分，#2機(jī)組啟動(dòng)過(guò)程中汽輪機(jī)3000r/min時(shí)，因電動(dòng)給水泵密封水中斷，導(dǎo)致泵內(nèi)熱水溢出（電泵密封水差壓低保護(hù)未動(dòng)作），軸封處冒白汽，就地外國(guó)調(diào)試專家后手動(dòng)調(diào)電泵。電泵跳閘后，運(yùn)行人員立即手動(dòng)停止#2機(jī)，并停用#2爐油槍，鍋爐MFT。事后檢查電動(dòng)給水泵潤(rùn)滑油脂發(fā)現(xiàn)已經(jīng)乳化。
8.3 原因分析
8.3.1 #2機(jī)組凝結(jié)水儲(chǔ)水箱水位低低，給水泵的事故密封水泵不打水，導(dǎo)致電動(dòng)給水泵失去密封水。
8.3.2 給水泵密封水差壓保護(hù)不好用。給水泵失去密封水時(shí)，密封水差壓保護(hù)應(yīng)該動(dòng)作而未動(dòng)作。
8.3.3 給水泵密封水正常應(yīng)該由凝結(jié)水壓力母管供給，但是#2機(jī)組自調(diào)試以來(lái)一直采用事故密封水泵供。原因是由于密封水切換由凝結(jié)水供給時(shí)，密封水濾網(wǎng)會(huì)快速堵塞。說(shuō)明凝結(jié)水水質(zhì)存在臟污比較嚴(yán)重的問(wèn)題，應(yīng)該徹底解決。
8.3.4 給水泵密封水差壓低報(bào)警不好用。只在CRT上有軟報(bào)警，而沒(méi)有應(yīng)報(bào)警。
8.3.5 #2機(jī)凝結(jié)水儲(chǔ)水箱的浮子式就地水位計(jì)經(jīng)?？ㄔ谥虚g位置（900T左右），并且水箱補(bǔ)水自動(dòng)未調(diào)試好，不能夠投入。給運(yùn)行人員正確監(jiān)視、調(diào)整水位帶來(lái)很大困難。
8.3.6 運(yùn)行人員對(duì)凝結(jié)水儲(chǔ)水箱水位檢查、調(diào)整不到位，對(duì)于水箱水位下降導(dǎo)致的后果進(jìn)行的風(fēng)險(xiǎn)評(píng)估不足。
8.4 教訓(xùn)及措施
8.4.1 機(jī)組調(diào)試人員和運(yùn)行人員要嚴(yán)格按運(yùn)行規(guī)程辦事，所有的差壓開關(guān)和保護(hù)必須校驗(yàn)正常，并在聯(lián)鎖試驗(yàn)合格后才可啟動(dòng)給水泵。
8.4.2 #2機(jī)組凝結(jié)水儲(chǔ)水箱補(bǔ)水自動(dòng)應(yīng)該盡快調(diào)整好后投入，電動(dòng)給水泵的密封水要盡快調(diào)整、切換到正常運(yùn)行方式。
8.4.3 運(yùn)行人員要認(rèn)真監(jiān)盤、巡檢，每班定時(shí)校對(duì)控制室水和就地水位，要“舉一反三”，定期校對(duì)其他水箱、壓力容器水位和油箱油位。
8.4.4 加強(qiáng)對(duì)運(yùn)行人員的培訓(xùn)和管理工作，做到運(yùn)行人員人盡其職，各負(fù)其責(zé)，堅(jiān)決杜絕類似事故再次發(fā)生。
8.4.5 不但加強(qiáng)對(duì)運(yùn)行設(shè)備的檢查維護(hù)，也要對(duì)停止備用的設(shè)備進(jìn)行嚴(yán)格的檢查和維護(hù)。
9.1概況介紹
某電廠600MW機(jī)組在春節(jié)停運(yùn)后的冷態(tài)啟動(dòng)中，啟動(dòng)初期由于軸封電加熱器不能夠投運(yùn)，軸封供汽由輔助蒸汽汽源直接供給，由于輔助蒸汽投運(yùn)時(shí)疏水不暢，導(dǎo)致軸封供汽溫度低至103℃，一直持續(xù)到機(jī)組負(fù)荷450MW。
9.2 事故經(jīng)過(guò)
1999年2月26日，#2機(jī)組進(jìn)行冷態(tài)啟動(dòng)前的準(zhǔn)備工作，輔助設(shè)備及系統(tǒng)逐步投入運(yùn)行。27日白班投運(yùn)輔助蒸汽系統(tǒng)，中班在執(zhí)行投入主機(jī)軸封供汽操作卡過(guò)程中，發(fā)現(xiàn)軸封電加熱器不能投運(yùn)（17組電加熱絲已經(jīng)全部壞掉）， 檢修處理無(wú)效。當(dāng)時(shí)鍋爐已點(diǎn)火，考慮的設(shè)備和系統(tǒng)運(yùn)行的安全性，必須投入主機(jī)抽真空系統(tǒng)，因此被迫在輔助蒸汽不經(jīng)過(guò)軸封電加熱器加熱的情況下直接供向軸封，加上低壓軸封供汽減溫水調(diào)節(jié)閥工作不正常，致使主機(jī)低 壓軸封供汽溫度跌至103℃，后來(lái)雖然隔離了減溫水，但是仍然不能夠使軸封供汽溫度回升。2月28日8點(diǎn)10分，軸封供汽切換至#1機(jī)組冷段再熱汽供給，但情況卻無(wú)明顯好轉(zhuǎn)，甚至負(fù)荷達(dá)到450MW后，軸封供汽溫度低還在一直報(bào)警，高、低壓段軸封供汽溫度分別為180℃和104℃。經(jīng)過(guò)隔離減溫水，提高軸封供汽壓力，強(qiáng)開卸荷閥至50%等措施后，軸封供汽溫度雖然有上升跡象，但是減溫水一投入軸封供汽溫度就會(huì)立即下跌，而且在104℃附近持續(xù)4個(gè)多小時(shí)才開始回升。在此情況之下，運(yùn)行人員將冷段供軸封供汽調(diào)節(jié)閥的手動(dòng)旁路開啟適當(dāng)?shù)拈_度，進(jìn)行認(rèn)為調(diào)壓至105mbar(原90mbar)，各溫度開始回升，高壓段軸封供汽溫度升高到298℃，低壓軸封供汽溫度升至150℃（全開減溫水隔離閥），但穩(wěn)定一段時(shí)間之后，軸封供汽溫度又出現(xiàn)快速下跌現(xiàn)象，實(shí)際上軸封供汽仍處于非正常的運(yùn)行方式下。直至3月2日14時(shí)，機(jī)組負(fù)荷達(dá)到458MW，軸封供汽母管中積水完全蒸發(fā)、疏盡后，開啟低壓缸軸封減溫水手動(dòng)隔離閥，關(guān)閉冷再至軸封調(diào)節(jié)閥的旁路閥，軸封卸荷閥投入自動(dòng)，軸封母管溫度303℃，低壓軸封蒸汽溫度160℃，軸封供汽系統(tǒng)恢復(fù)正常運(yùn)行方式。
9.3 原因分析
9.3.1 輔助蒸汽系統(tǒng)投入時(shí)疏水不暢，導(dǎo)致輔助蒸汽系統(tǒng)的大量積水進(jìn)入軸封供汽系統(tǒng)。
9.3.2 軸封供汽系統(tǒng)17組電加熱絲全部燒壞，不能夠正常投運(yùn)。在正常情況下，輔助蒸汽過(guò)熱度比較低，由于輔助蒸汽沒(méi)有經(jīng)過(guò)加熱直接供到軸封在流動(dòng)過(guò)程中，經(jīng)過(guò)散熱又會(huì)產(chǎn)生大量的凝結(jié)水。
9.3.3 輔助蒸汽系統(tǒng)疏水設(shè)計(jì)不合理。冷段至輔助蒸汽母管供汽管段、冷段至輔助蒸汽旁路供汽管段、冷段至軸封供汽系統(tǒng)供汽管段、輔助蒸汽母管管段等不同壓力等級(jí)的疏水全都接在同一根疏水母管上，引起相對(duì)壓力較低的輔助蒸汽母管疏水不暢。
9.3.4 鍋爐點(diǎn)火升溫幾小時(shí)后才投主機(jī)軸封供汽抽真空，導(dǎo)致蒸汽管道暖管疏水不及時(shí)。
9.3.5 低壓軸封減溫水調(diào)節(jié)閥工作不正常，甚至在低壓軸封供汽溫度低到105℃時(shí)還沒(méi)有完全關(guān)閉。
9.4 教訓(xùn)及措施
9.4.1 在機(jī)組冷態(tài)啟動(dòng)過(guò)程中，應(yīng)該先投入軸封供汽、抽真空，然后鍋爐在點(diǎn)火，以充分疏盡管道中的積水。
9.4.2 加強(qiáng)對(duì)系統(tǒng)設(shè)備的檢查維護(hù)，確保軸封電加熱器能夠經(jīng)常保持良好的備用狀態(tài)，軸封供汽減溫水調(diào)整門能夠正常動(dòng)作，精確調(diào)節(jié)。
9.4.3 對(duì)疏水系統(tǒng)進(jìn)行改造，將不同壓力等級(jí)的疏水分開后在分別連接到凝汽器進(jìn)行回收，確保個(gè)管道內(nèi)疏水暢通。
9.4.4 汽輪機(jī)啟動(dòng)過(guò)程中，軸封供汽參數(shù)必須符合規(guī)程規(guī)定要求，不得超出允許變化范圍。
9.4.5 發(fā)現(xiàn)減溫水自動(dòng)調(diào)節(jié)失靈時(shí)，要及時(shí)聯(lián)系檢修人員進(jìn)行處理。如果軸封供汽溫度超出許可變化范圍，要解除自動(dòng)進(jìn)行手動(dòng)調(diào)節(jié)到正常值。
10.1 概述
1994年6月23日10點(diǎn)30分，某發(fā)電廠600MW機(jī)組#2機(jī)汽輪機(jī)房8.5米層主機(jī)潤(rùn)滑油箱區(qū)域、0米層發(fā)電機(jī)密封油裝置區(qū)域、A排外的主變和廠總變區(qū)域消防水系統(tǒng)的開式噴頭同時(shí)發(fā)生噴水。14點(diǎn)10分對(duì)汽輪機(jī)油取樣分析，發(fā)現(xiàn)主機(jī)潤(rùn)滑油箱內(nèi)全部潤(rùn)滑油嚴(yán)重乳化。
10.2 事故經(jīng)過(guò)
#2機(jī)組5月底6月初在350MW-400MW負(fù)荷運(yùn)行時(shí)發(fā)現(xiàn)電除塵器不能夠升壓，低壓旁路B油動(dòng)機(jī)嚴(yán)重漏油，石子煤系統(tǒng)堵死等缺陷。試運(yùn)指揮部決定6月2日停機(jī)消缺，6月19日消缺工作完工。
6月20日調(diào)試和運(yùn)行人員進(jìn)場(chǎng)，進(jìn)行啟動(dòng)前的準(zhǔn)備工作；
6月23日10點(diǎn) 鍋爐具備點(diǎn)火條件；
10點(diǎn)30分運(yùn)行人員準(zhǔn)備啟動(dòng)發(fā)電機(jī)定子冷卻水系統(tǒng)，汽機(jī)巡檢員在現(xiàn)場(chǎng)檢查發(fā)現(xiàn)發(fā)電機(jī)密封油裝置區(qū)域的消防水系統(tǒng)在噴水，便立即將此情況匯報(bào)當(dāng)班機(jī)組長(zhǎng)和值長(zhǎng)。值長(zhǎng)和調(diào)試指揮人員一方面派人關(guān)閉就地消防水隔離閥，另一方面，緊急停止電動(dòng)消防水泵和消防穩(wěn)壓水泵。
10點(diǎn)45分，消防水系統(tǒng)停止噴水；
14點(diǎn)10分，進(jìn)行汽輪機(jī)油取樣檢查，發(fā)現(xiàn)已經(jīng)嚴(yán)重乳化。
10.3 原因分析
10.3.1 消防水系統(tǒng)存在設(shè)計(jì)隱患，由于煤場(chǎng)一Dg150閥門裂開，引起消防水系統(tǒng)大量跑水泄壓，導(dǎo)致消防水系統(tǒng)處于非正常運(yùn)行狀態(tài)（正常系統(tǒng)壓力維持6~9bar）系統(tǒng)壓力只有1.0~1.5bar。在此條件下，6月23日10點(diǎn)25分啟動(dòng)電動(dòng)消防泵，做#1爐空氣預(yù)熱器消防噴水試驗(yàn)，由于消防水壓力升高致使4支就地消防水隔離閥被沖開，誤噴水。
10.3.2 現(xiàn)場(chǎng)檢查確認(rèn)，噴到潤(rùn)滑油箱頂部的消防水是通過(guò)油箱頂部蓋板的不密封的縫隙流入油箱的，根據(jù)油箱油位升高值計(jì)算，流進(jìn)油箱的消防水大約740kg。油箱頂部進(jìn)水既有設(shè)計(jì)方面的原因，也有安裝方面的原因，在設(shè)計(jì)上頂蓋采用大面積多塊組合結(jié)構(gòu)，密封性差，而且一只檢查孔蓋板使用搖臂軸固定；在安裝方面，一支人孔蓋的螺栓未
