火力发电厂事故及异常案例总汇编

火力发电厂事故及异常案例汇编大唐华东电力试验研究所二0一六年九月前言近年来，安全事故频发，据调查，70%以上的安全事故都是由“三违”造成的，惨痛的事实一次次为安全生产工作敲响警钟。

为了认真汲取事故教训，提高对各类违章行为危害的认识，采取针对性措施，有效杜绝恶性事故的发生,大唐华东电力试验研究所搜集了本事故案例汇编，请所属企业各级领导和广大员工高度重视,认真组织学习讨论,希望能从中汲取教训,引以为戒,为提高企业安全生产水平提供帮助。

大唐华东电力试验研究所生产技术部2016年9月目录汽机篇某电厂660MW汽轮机带负荷过程振动增大原因分析 (4)某厂1号机振动大机组跳机 (9)某厂2号机组循环水切换不成功导致非停 (14)运行监控不到位，转子进水弯曲 (16)除氧器进汽逆止门不严，小机进冷汽跳机 (20)机组启动过程中违章操作，造成转子永久弯曲 (23)给水泵出口逆止门不严，汽泵倒转造成设备损坏 (26)低压安全油管道断裂，造成非停事故 (28)某电厂 2 号机EH 油管道锁母松脱原因分析及应对策略 (30)某电厂2 号机组B 小机跳机 (33)某电厂2 号机高中压转子对轮错位分析 (36)某厂330MW机组低压转子瓦温高分析 (41)锅炉篇给煤机，连续断（堵）煤 (44)给煤机跳闸，炉膛爆燃 (46)空预器停转，降负荷 (47)水冷壁吹损，爆管停炉 (49)热工篇1000MW机组小机MTSI电源故障造成机组跳闸分析 (50)1000MW机组低速碾瓦原因分析与处理 (52)某厂1号机组异常停机事故 (58)某厂DCS故障引起循环水进水蝶阀自动关回 (64)某厂给水流量低触发MFT (66)某厂给水流量低误发触发MFT (69)某厂回油温度高跳机 (71)某厂炉膛压力低低MFT (73)某厂350MW汽轮机推力瓦磨损事故分析 (76)某厂2号炉贮水箱水位高MFT事故分析 (81)600MW机组高压调节阀晃动事故的处理 (88)660MW超临界DEH中汽轮机转速波动原因分析与处理 (91)某电厂上汽-西门子1000MW机组轴承温度测点故障处理 (94)上汽超超临界机组给水流量低导致MFT动作事件分析 (95)电气篇安全措施不全，带地刀合刀闸 (96)操作丢项解锁，带地刀合刀闸 (99)甩线不包绝缘，误碰保护停机 (103)漏切二次压板，差动动作停机 (106)操作确认马虎，误切励磁停机 (107)电缆短路着火，引发全厂停电 (109)环火处置不当，转子弯曲停机 (114)铁芯松动磨损，定子接地停机 (116)设计存在缺陷，转子严重磨损 (118)局部绝缘缺陷，主变套管烧损 (122)化学篇某电厂精处理系统跑树脂事故 (124)某电厂6号机组抗燃油油质异常 (128)某电厂精处理制水周期短 (131)某电厂凝汽器泄漏事故 (133)阳床出水钠含量偏高 (134)精处理再生系统树脂混合后出水电导偏高 (135)炉水氯离子超标 (137)药剂未经动态模拟试验引起凝汽器结垢 (139)汽机篇某电厂660MW汽轮机带负荷过程振动增大原因分析【简述】某电厂2号机组为东方汽轮机厂设计生产的N660-25/600/600 型超超临界压力、一次中间再热、单轴、三缸四排汽、双背压、凝汽式汽轮机，配套东方电机股份制造的QFSN-660-2-22B 型发电机。

2015 年8 月，首次成功冲转，定速3000r/min 时刻，轴振、瓦振良好，达到了国标对新装机组振动水平的要求。

机组并网后，低压缸瓦振和发电机振动逐渐增大；机组负荷450MW 时，5－8 瓦瓦振超过60μm，7 瓦轴振也超过110μm。

振动专业技术人员协助电厂对2 号汽机的振动异常情况进行分析和安全评估。

【事故经过】从机组首次并网后的历史数据来看，2 号机组的振动异常现象主要有以下几个特征：（1）首次定速3000r/min 空载运行时，机组轴振、瓦振良好；带负荷后，低压缸B 缸及发电机振动随负荷升高明显增大，其中以5－8 瓦的瓦振及7Y 轴振对负荷的变化最为敏感，负荷大于450MW 时，5－8 瓦的瓦振、7Y 轴振就超过了报警值。

（2）低压缸及发电机振动与负荷的跟随性具有可逆性，即随负荷升高而增大，负荷降低后，振动基本能恢复至原始水平。

（3）初并网时刻，机组负荷33.6MW(无功27.4Mvar)，7 瓦轴振/瓦振分别为33μm /13μm，8 瓦轴振/瓦振分别为24μm /38μm；负荷增加至560MW 时(期间调整了无功功率)，发电机振动达到峰值，7 瓦轴振/瓦振分别为136μm /76μm，8 瓦轴振/瓦振分别为86μm /92μm。

（4）瓦振与轴振比值偏大，即瓦振大、轴振小的问题：主要表现在5，6，8 瓦上，目前普遍认为瓦振与轴振比值的正常围为0.1～0.5；就2 号机组来说，初定速3000r/min 时，瓦振与轴振的比值不到1，而带负荷后6 瓦比值超过2.5。

（5）6Y轴振经常出现间歇性大幅跳变，在30μm～300μm围大幅波动。

【事故原因】（1）6Y 轴振经常出现间歇性大幅跳变，主要是10Hz 以下低频振动，且信号输出时好时坏，信号真实性还有待证实。

（2）振动表现异常的5－8 瓦，以工频为主，从性质上来说，属于普通强迫振动。

从机理上来看，振动与 2 个因素有关，一是激振力(轴振大小可反映来自转子上的激振力的大小)，二是动刚度；与激振力成正比，与动刚度成反比。

引起机组振动大故障的原因总的来说只有2 个，一是激振力过大，二是动刚度不足。

（3）轴振随负荷升高而增大，是激振力增大引起的。

升负荷过程中，6－8 瓦轴振增大，主要是工频分量的增大，表明转子上的不平衡量增加了。

不平衡量包括2个部分，一是原始质量不平衡，二是热不平衡量。

热不平衡来源，最常见的原因是碰摩和局部受热不均使转子产生临时热弯曲；由于碰摩与无功无关，考虑到发电机转子结构的特殊性，要注意匝间短路和冷却系统局部堵塞等问题。

（4）瓦振随负荷升高而增大，与2 个因素有关：一是轴振增大导致瓦振增大；二是热负荷的影响使支撑动刚度降低，轴振不变的情况下仍可能使瓦振增大，具体表现为轴振、瓦振增大不成比例，如表1 所示。

（5）瓦振与轴振比值偏大原因分析：支撑动刚度由结构刚度、连接刚度2 个要素组成。

从TDM 历史数据及现场轴承座振动特性测试结果来看，存在支撑动刚度不足的问题。

1）轴承座外部特性现场实测结果：沿轴向方向，从联轴器端到转子端(也即从外端到端)，5－8 号轴承座中分面垂直振动逐渐增大，端比外端振动高出20μm左右。

存在一定的差别振动，表明存在受力不均的现象，导致连接刚度变差。

2）从TDM 记录的超速试验过程瓦振Bode 图上发现，5－8 瓦轴振在3000r/min～3360r/min 围均出现共振峰，瓦振则存在至少1 个共振峰，也就是说5－8 瓦轴承座在工作转速下存在一定程度的共振，导致瓦振对激振力的变化比较敏感，出现了“轴振小、瓦振大”的现象。

由于轴承座临界转速只是稍大于工作转速，在负荷增加的影响下，轴承座结构刚度会有一定程度的降低，导致轴承座临界转速更加接近工作转速，对激振力的变化(也就是轴振的变化)更加敏感。

从560MW 与定速3000r/min 时刻瓦振与轴振比值的对比情况，可以得到验证。

（6）真空严密性试验过程中，真空度降低3kPa，6 瓦瓦振降低20μm。

6 瓦轴承为坐缸式轴承，直接坐落在排汽缸上，表现出对真空非常敏感，也侧面印证了6瓦动刚度不足的判断。

电厂技术人员反映，6 号轴承箱曾因安装困难采取过切削处理，此举会降低轴承箱的刚度和强度，基本可以证实对6 号轴承箱存在动刚度不足的判断。

【防措施】根据变参数运行试验及振动分析，认为 2 号机组振动异常现象是结构动刚度不足和热不平衡综合引起的，并有如下建议：（1）由于发电机振动与励磁电流大小表现出正相关性，可能的原因包括匝间短路、转子材质不均、冷却系统不对称引发的冷却不均等。

因发电机转子绕组匝间短路对设备安全性的影响远高于其他引起转子热不平衡的原因影响，建议首先请发电机厂家及发电机专家确诊是否存在匝间短路故障，并评估对机组安全性的影响。

如无匝间短路情况且其他引起热不平衡的原因难以消除，再考虑其他手段抵消或者补偿一部分热不平衡量。

（2）利用合适的机会，对5－8 瓦动刚度不足的原因进行排查：检查轴承紧力、间隙、瓦枕垫块接触状况；台板与汽缸以及台板与轴承座之间接触情况。

尤其是6瓦，最好能翻瓦检查，并查看轴振探头是否正常。

（3）对于5-8 瓦轴承座工作状态下共振的问题，主要有2 条解决途径：一是提高动刚度避开共振，也是解决此问题的根本方法，但现场操作起来通常都比较困难；二是降低激振力。

即使运行中出现共振，在确保连接刚度无异常后，通过精细动平衡，减小转子上的激振力，也可以取得比较好的减振效果。

某厂1号机振动大机组跳机【简述】公司1号机由于#6低压加热器水位差压变送器数据失真，造成#6低压加热器汽侧水位过高，中压缸上下缸温差过大变形，#2轴瓦X方向轴振持续上升，机组打闸停机，造成非停事故。

【事故经过】2015年7月29日12时21分，公司1号汽轮机#3轴瓦X方向轴振开始缓慢上升；12时23分，#3轴瓦Y方向轴振开始缓慢上升；12时24分，#2轴瓦X方向轴振也开始缓慢升高。

12时29分，#2轴瓦X方向轴振升至90μm、Y方向轴振升至52.4μm；#3轴瓦X方向轴振升至42.4μm、Y方向轴振升至34.8μm。

值长立即派人就地倾听各轴承声音，检查主汽门、调速汽门实际开度，未发现异常。

同时，监盘人员立即对机组相关运行参数进行检查。

12时33分，#2轴瓦X 方向轴振升至130μm、Y方向轴振升至72.1μm；#3轴瓦X方向轴振升至48.9μm、Y方向轴振升至46.4μm，运行人员解除机组AGC控制方式，调整机组负荷涨至173MW（通过机组实际运行中摸索，负荷180MW时振动值最优），主汽压力提高至12.1MPa，同时将主机润滑油温度降至42.1℃，此期间#2轴瓦X、Y方向轴振继续上升。

12时40分，#2轴瓦X方向轴振升至177.4μm、Y方向轴振升至104μm，运行人员就地检查发现#3轴瓦附近声音增大，汽轮机部无异常声响，运行人员快速降低机组负荷至145MW。

12时50分，#1轴瓦X方向轴振达到99.35μm，Y方向轴振54.57μm，#2轴瓦X方向轴振达到250μm，Y方向轴振153μm，#3瓦X方向轴振达到69.03μm，Y方向轴振72.58μm，此时虽未达到汽轮机振动保护逻辑动作的条件（任一轴瓦某方向轴振大于250µm，相邻轴瓦同方向轴振大于125µm，上述两个条件同时具备时，汽轮机振动保护动作，机组跳闸，无延时），但因#2轴瓦X方向轴振持续上升，且上升速度呈增快趋势，当值值长立即下令手动打闸停机。