汽轮机事故案例
汽轮机进水事故案例
汽轮机进水事故案例
嘿，朋友们！今天来给你们讲讲汽轮机进水事故的案例呀，这可不是一般的事儿哦！
记得有一次，在一个大型工厂里，大家都像往常一样忙碌地工作着。
汽轮机嗡嗡地转着，一切看起来都很正常。
突然，一个工人发现汽轮机的运行声音不太对劲，“咦，这声音咋怪怪的呢？”他下意识地嘟囔着。
旁边的同事听到他的话，也凑过来，“可不是嘛，有点不太对呀！”就在这时，汽轮机的转速开始不稳定了，就像一个人突然发了脾气一样。
他们赶紧向上级报告，“领导，汽轮机好像出问题啦！”领导急匆匆地赶来，“怎么回事？快查查！”当他们打开检查口一看，傻眼了，里面居然进水了！“哎呀，这可咋办呀！”大家都慌了神。
就好比一辆正在高速行驶的汽车突然冲进了水里，那后果得有多严重啊！这汽轮机进水，不就跟人喝水呛着了一样嘛，那能好受嘛！
紧接着，大家开始了紧急的抢修工作。
有人忙着排水，“快快快，把水弄出去！”有人在检查设备有没有损坏，“看看，这坏了没？”整个场面紧张又忙碌。
经过一番努力，终于把问题解决了，但是这次事故给大家都敲响了警钟。
这也让我们深刻地意识到，在工作中，任何一个小细节都不能马虎呀，一个小小的疏忽，都可能引发这么大的麻烦！
这件事情告诉我们，对于任何设备，我们都要像对待宝贝一样精心呵护，时刻保持警惕，不能有丝毫的松懈。
只有这样，才能确保生产的安全和顺利呀，你们说是不是呢？。
生产安全典型事故案例汇编 -32起汽机设备事故案例
汽机设备事故案例汽门关闭不严导致机组跳闸后超速【案例简述】1998年3月1日某电厂1、2号炉，4、6号机母管制运行，带电负荷31MW，7号机组单元制运行，带电负荷80MW，汽机各保护均在投入状态，其他的参数运行稳定，全厂总负荷111MW。
8时，汽机7号主值班员郝某接班后检查各参数均正常，机组运行稳定。
8月20分，郝某发现轴向位移指示偏大至－0.52mm（轴向位移正常指示在－0.26mm，动作值－1.2mm，最大±2.0mm），且摆动，打电话联系热工微保班值班人员李某要求进行处理。
8时40分，热工微保班值班员李某来到现场，检查后向郝某交待，处理轴向位移需将串轴保护电源断开，必须有班长和监护人在场，同时叮嘱要加强监视，如果串轴保护值继续发展到－0.7～－0.8mm时，再联系处理。
10时10分，当值值长刘某得知此情况后，令热工人员必须马上安排处理。
10时50分，热工微保班班长郝某、值班员李某来到现场，请示值长，要求退出串轴保护，以便检查。
值长刘某在得到运行副总孟某批准同意后将串轴保护联锁主汽门开关断开，当值长刘某询问有没有发电机跳闸的可能时，热工人员回答说：“没事，串轴保护电源已断开”（实际只断开了跳主汽门的回路，去发电机保护回路压板未断）。
此时，热工分场专工胡某恰好来到7号控制室看他们处理，随后郝某令李某在保护屏处活动串轴保护测量板和鉴别板，郝某来到操作盘前监视，两块板活动后，串轴保护指示明显摆动，增大到－2.0mm（动作值－1.2mm跳闸，该表量程±2.0），持续约7min左右。
10时58分，郝某向保护屏走去，刚一拉开保护屏门，即看到超速保护测量板4个红灯闪烁（实际是串轴保护动作），10时59分，7号机表盘铃响警报器掉牌（发电机跳闸掉牌），电气值班员立即向值长刘某报告发电机跳闸，负荷由80MW降到零，刘某马上令锅炉值班员稳定参数，防止灭火，随即跑到汽机操作盘前，发现主汽门关闭掉牌（实际上电气串轴保护也已掉牌），主值班员郝某跑到机头手摇同步器准备挂闸，抬头一看转速表转速在3600r/min，立即手打危急保安器停机，没有反应，立即跑回控制室，看到表盘汽机转速已达3653r/min （实际最高达3699r/min，热工转速表记忆值），立即关闭电动甲乙主汽门和一、二、三段电动抽汽门。
_107_ 汽轮机事故案例分析
汽轮机事故案例分析周世祥（山西省忻州市河曲县文笔镇山西鲁能河曲发电有限公司）一. 事故原因一台汽动给水泵因为润滑油压低MEST保护跳闸造成锅炉汽包水位低MFT动作二. 事故经过某厂一台600MW机组给水系统配置了二台50%的汽动给水泵和一台30%的电动给水泵。
2006年10月25日17:59监盘人员发现集控室照明闪烁，立即在DCS上检查设备运行情况，发现电动给水泵联启，#1A汽动给水泵跳闸，立即手动操作电动给水泵勺管开度增加电动给水泵出力，同时快减负荷、停止磨煤机、调节汽包水位。
18:00发现#1B汽动给水泵也跳闸，汽包水位降至－336mm，锅炉MFT保护动作造成#1机组故障停止。
机组跳闸后立即检查#1机组跳闸的首出原因为“MFT”，#1A汽动给水泵跳闸的首出原因为“润滑油压力低Ⅲ值”，#1B汽动给水泵跳闸的首出原因为“转速偏差大”。
进一步检查发现造成#1A汽动给水泵跳闸的原因是汽泵A润滑油泵电气故障跳闸，引起润滑油压力低保护跳闸，确认机组无其它异常18:42锅炉点火，19:30汽轮机冲转发电机并网，恢复机组运行。
三. 事故原因综合分析事故发生后立即组织机务、电气、热控工程技术人员对#1A、#1B汽动给水泵跳闸原因进行了全面的分析，并查看了SOE事故追忆，发现#1A汽动给水泵A交流油泵跳闸的原因是机械部分卡涩、导致其电流在70秒时间内突然从24.8A逐渐上升到53.9A，引起电气故障跳闸，虽然B交流油泵、直流事故油泵联启，但是联启时间比较长（2秒左右），润滑油压短时间内下降，润滑油压低Ⅰ值、低Ⅱ值、低Ⅲ值压力开关动作，导致A汽动给水泵润滑油压低METS保护动作跳闸；#1A 汽动给水泵保护跳闸后由于汽包水位下降，处于给水自动控制状态的#1B汽动给水泵为了维持汽包水位在给定值内，其给水自动调节指令增加由75.61％增加到96.62％、对应的汽泵转速由5175r/min 增加到5821r/min,#1B汽动给水泵实际转速在自动状态由5169r/min最高上升到5290r/min后就上升不动了（其原因为高低压进汽动力不足的问题），导致给水调节指令与实际转速发生偏差（偏差为530r/min左右）、#1B小机转速偏差METS保护动作（动作值±500r/min）、#1B汽动给水泵跳闸，造成汽包水位急剧下降，锅炉MFT。
汽轮机事故与预防之汽轮机烧轴瓦
汽轮机事故与预防之汽轮机烧轴瓦影响轴承故障的因素很多，如设计结构、安装检修工艺等等。
这里主要讲轴瓦烧损事故。
多年来，轴瓦烧损事故比较频繁，主要是异常情况下，轴向位移突然超过允许值而烧损工作面或非工作面推力瓦片，和断油烧损承力轴瓦。
下面列举几起典型事故案例：（1）1997年某厂一台100MW机组，启动前未投轴向位移保护，启动中在蒸汽减温水量大，且管道积水致使蒸汽带水，汽温急剧下降，主汽管道、主汽门、调节汽门冒白汽，司机跑到集控室向值长请示汇报，控制盘上轴向位移、胀差满表，值长却怀疑热工电源有问题延误停机，结果推力瓦磨损6mm多，机组严重损坏。
（2）1985年某厂一台200MW机组大修后进行主汽门、调节汽门严密性试验，由于中压自动主汽门关闭超前于高压自动主汽门，刹时负面推力增大，轴向位移保护动作不能继续实验，后现场决策人员决定退出轴向位移保护继续实验，结果造成推力瓦非工作面最大磨损，已磨损部份瓦胎。
再如1993年某厂一台300MW机组，投产时低旁不能联动，一次锅炉事故引发停机后，高旁动作低旁未联动，中压转子推力增大，轴向位移保护动作不能挂闸，值长令热工检查轴向位移保护，热工人员将保护电源断开，失去轴向位移保护，致使推力瓦片磨损约4mm。
（3）1994年，某厂一台300MW机组设计时未考虑润滑油泵联动装置，安装中电厂提出后设计代表增加了联动装置，但二次回路设计不合理，调试中未进行实际联动实验，移交生产后也未按期进行实际联动实验，以致在故障停机时，交、直流润滑油泵均未能联动，值班人员也未监视润滑油压并手动开启润滑油泵，致使停机中断油烧瓦。
（4）1986年某厂一台200MW机组，在一次事故中因汽封漏汽量大而使主油箱积水结垢严重，主油泵排气阀被堵塞未能排出空气，致主油泵入口存有空气。
停机中热工人员未办理工作票即将热工保护总电源开关断开，工作后又忘记合上，启动前运行人员未按规程规定进行低油压交、直流油泵联动实验。
8月5日汽机专业漏油事故
8月5日汽机专业漏油事故分析
一、事故经过：
8月5日捌点班，丁值在岗。
值长郝玉刚、汽机班长郭海生、主司机马星亮。
副司机白爱梅、高爱情、史文宝。
接班时汽轮机为电动盘车运行方式,9:20接检修通知进行汽轮机调速系统检修工作,9:23分停电动盘车,9:24解高压调速油泵和交、直流润滑油泵联锁，停交流润滑油泵，汇报值长。
检修工作开始。
14：32分汽机主管苏艳君通知启班长郭海生启交流润滑油泵试验，汇报值长，14：34启交流润滑油泵，然后依次投交流油泵联锁、直流油泵联锁和高压调速油泵联锁，14：35高压调速油泵联锁启动，由于汽轮机机头盖开着正在检修，瞬间发生喷油现象，14：35手动停高压调速油泵，14：37投盘车，汇报值长。
二、事故原因：
1、在启动润滑油泵的时候投入高压油泵的连锁，导致高压油泵启动。
2、检修工作的安全措施做的不够详细，运行人员理解也不够透彻。
3、运行人员对检修项目和实验目的都不明白，导致操作过程出现误投保护。
4、汽机运行主管苏艳君在安排工作的时候不够仔细，没有交代清楚工作的目的和要注意的事项，导致事件的发生。
三、防范措施：
1、加强运行人员的专业知识培训，熟悉系统，掌握规程。
2、专业主管在今后的工作安排要认真仔细，强调注意事项，以及预防措施和应急处理步骤。
四、考核：
2011-8-15。
案例学习汽轮机瓦振信号坏点导致跳机，怀疑信号受干扰!
案例学习汽轮机瓦振信号坏点导致跳机，怀疑信号受干扰!1 事件经过5月12日9时28分59秒，某电厂6号汽轮机9号轴承两个瓦振信号点质量报警，同时ETS保护中轴瓦振动测点超限坏点保护逻辑动作，汽机跳闸，跳闸首出记录为：轴瓦振动大保护动作。
汽机跳闸联关超高、高、中压主汽门/调门、超高压排汽逆止门、高排逆止门、各抽汽电动门、逆止门，汽轮机转速下降，连锁锅炉MFT动作，联跳B、C、D、E、F磨煤机和给煤机、A、B一次风机、A、B小机。
29分03秒，B、C、D、E、F层火焰丧失。
29分04秒，发电机程序逆功率保护动作，发电机跳闸。
9时49分，汽轮机转速510r/min，顶轴油泵自启动。
10时00分，汽轮机转速120 r/min，盘车电磁阀自动开启。
10时02分，投入主机连续盘车运行，检查各系统正常。
10时27分，炉膛充分吹扫后，停止A、B送风机、A、B 引风机运行。
5月13日9：10 6号炉点火，18：32汽轮机到达冲转参数、冲转，18：40 转速达3000r/min，机组振动等参数正常，19：55机组并网，22：30机组负荷500MW，各系统全面检查正常。
2 设备简况6号机组为1030MW燃煤发电机组,锅炉由哈尔滨锅炉有限公司制造, 锅炉型号：HG-2752/32.87/11.01/3.45-YM1，汽轮机由上海汽轮机有限公司设计制造，采用德国西门子公司的技术，汽轮机型号为：N1030-31/600/620/620。
发电机采用上海发电机有限公司生产的QFSN-1000-2型三相交流隐极式同步汽轮发电机。
小汽轮机由杭州汽轮机有限公司制造，型号为WK63/71，小机调速系统采用46号透平油，ETS控制逻辑在DEH系统中实现，DEH采用西门子T3000控制系统，TSI采用VM600控制系统。
TDM由阿尔斯通公司制造,型号为AC8010。
3 事前工况5月12日9时28分机组负荷895MW，主汽压29.4MPa，主汽温599℃，一再压力9.7MPa，一再温度610℃，二再压力3.2MPa，二再温度609℃，炉膛负压-88Pa，给水流量2361t/h，真空-93kPa，煤量303t/h，水煤比7.3，过热度40，风量2483t/h，B、C、D、E、F磨煤机运行。
《汽轮机飞车事故汇编》
MPa,主油泵出口油压1.373MPa；但实际运行中额定转速下一次油压 偏低,仅为0.204MPa,因此实际动作转速明显偏高,试验得出动作转速 约为3600r/min。
1.3 事故原因分析
乙组水冷泵失水是本次事故的引发原因。浮球脱落后堵塞水泵入口 使吸水不足,水压低联动甲泵,运行人员未能从根本上查清联动原因, 联动泵停运后,导致断水保护动作,发电机解列,汽轮机甩负荷。 危急遮断飞环按定值出击后,危急遮断油门拒动,转速进一步飞升,是 本次事故的主要原因之一。
1.2 事后检查情况
水冷箱补水门浮球脱落在乙组水冷泵进水口附近；电动主闸门、自 动主汽门、调速汽门严密性不好(停机后,如果关闭低负荷喷水,排汽 缸温度可升至100℃左右)。一段、二段供热抽汽水动逆止门动作灵 活,但二段抽汽至高除水动逆止门活塞脱落卡涩；中压旋转隔板卡在 开度50mm处。透平油中含有大量杂质、水分,外观混浊,有乳化现象, 油箱内壁脏污,整个系统及部件解体清洗后仍有少量颗粒杂质；危急 遮断油门被纤维状杂物卡涩。超速14%保护动作油压按厂家参数定 值,设计值为额定转速下一次油压0.218MPa,动作转速一次油压0.283
采用整锻结构,8～16压力级采用套装结构。 汽轮机转速升至3950r/min时,离心应力已达到额定转速下的1.734倍, 过盈配合的转动部件应力松驰而产生松动,及离心应力超过材料允许 强度而在转动部件应力集中区产生破坏等问题是事故检查处理的重 点。 我厂委托湖北省电力试验研究院对末三级叶片及第11级叶根进行了 强度校核计算。以检查封口叶片销钉是否产生变形和裂纹；叶根能 否承受如此大的拉应力；围带及铆钉能否承受3950r/min下的剪切应 力和拉应力等。 (1)末三级叶片销钉在超速至3950r/min时,计算得出其剪切应力最大达 4550kg/cm2(16级)。销钉材料25Cr2MoVA的屈服强度为7000kg/cm, 剪切强度为5100～6350kg/cm。由此可见,销钉3950r/min转速下剪切 应力小于该材料的许用剪切应力,销钉应不会发生形变。 (2)末三级叶片叶根在超速至3950r/min时,计算得出其剪切应力最大达 3981.4kg/cm（15级）。叶片材料2Cr13的屈服极限为4500kg/cm2,叶 轮的屈服极限为6500～7700kg/cm2。由此可见,在3950r/min转速下叶 轮的强度可承受该拉应力；末三级叶片叶根在3950r/min转速下承受 的拉应力小于材料屈服强度,此次超速不会引起叶根处产生变形。
火力发电厂典型事故案例汽机事故篇
火力发电厂典型事故案例汽机事故篇鸭溪电厂#2机电动给水泵整套损坏(2005年)【事故经过】2005年03月13日18时46分，河南电气队试转鸭溪电厂#2机甲凝结水泵时，鸭溪电厂#2机电动给水泵误启动，2005年03月13日20时45分，运行人员发现鸭溪电厂#2机电动给水泵组主泵芯苞损坏，液压偶合器泵轮损坏，各道轴承损坏，前置泵叶轮及轴承损坏，电机定子绕组线圈烧毁。
【故障现象】故障后，河南电气队人员带领发耳电厂电气实习人员到现场检查发现鸭溪电厂#2机电动给水泵组主泵芯苞损坏，液压偶合器泵轮损坏，各道轴承损坏，前置泵叶轮及轴承损坏，电机定子绕组线圈烧毁。
6kV电动机综合保护器及差动保护均未动作。
【检查分析】1.电动给水泵组损坏分析电动给水泵误启动，没有任何润滑油压、冷却水，造成各道轴承干磨使其严重损坏，长时间闷泵造成液压偶合器泵轮损前置泵叶轮及轴承损坏。
2.电动给水泵电机损坏分析长时间闷泵，电流巨增，电机定子绕组线圈温度过热，由于6kV电动机综合保护器及差动保护均未动作造成电机定子绕组线圈严重烧毁。
【存在的问题和反事故措施】1.引起本次事故的直接原因是，6kV 2A（2B）段于2004年12月份就已经移交鸭溪电厂管理，#2机电动给水泵组已经试转合格，但是鸭溪电厂没有停电记录与送电记录，#2机电动给水泵6kV高压开关怎么会送到工作位置，原因待查；6kV 2A（2B）段配电室的门未锁，工地施工人员比较乱、复杂；暴露出鸭溪电厂工地管理松散并不严谨，提醒我们发耳电厂以后在接交设备管理上一定要按规定严格执行，杜绝此类事故的重演。
2.引起本次事故的间接原因是，6kV电动机综合保护器及差动保护均未动作，造成此次事故的扩大，以至#2机电动给水泵组严重；保护未动作的具体原因待查，据我们了解是保护线路接错（还没有证据证实），这个情况提醒我们以后在保护装置安装、调试、验收时一定要严格把关，所有的功能一定要传动到位，且逐项记录在案待查。
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汽轮机事故案例
汽轮机事故案例有：
1. 300MW机弯轴：一台300MW机组的弯轴事故，导致了设备停机。
2. 蜂窝汽封事故：汽封漏汽量大，导致主油箱积水结垢严重，主油泵排气阀被堵塞未能排出空气，致主油泵入口存有空气。
3. 动叶蜂窝汽封脱落：动叶蜂窝汽封脱落，引发了设备故障。
4. 极热态启动事故：在极热态启动时，由于操作不当或设备问题，导致启动失败或设备损坏。
5. 超速试验弯轴：在进行超速试验时，由于控制不当或设备问题，导致弯轴事故。
6. 润滑油泵失效断油：润滑油泵失效，导致设备断油，引发设备故障或损坏。
7. 有系统报警不断油：在有系统报警的情况下，未及时采取措施或操作不当，导致设备断油。
8. 六通阀故障断油：六通阀故障导致设备断油。
9. 人为操作失误断油：操作人员失误导致设备断油。
10. 通流间隙引起的故障：通流间隙过小或过大，导致设备运行不稳定或出
现故障。
11. 停炉不停机：在停炉后未及时停机，导致设备继续运行并出现故障。
12. 疏水不畅事故：在启动或运行过程中，疏水不畅导致设备故障或损坏。
13. 稳定运行中参数突变事故：在稳定运行过程中，某些参数突然发生改变，导致设备故障或损坏。
这些案例涵盖了汽轮机运行中可能遇到的各种问题，包括机械故障、控制问题、人为操作失误等。
在实际操作中应加强设备的维护和保养，提高操作人员的技能和安全意识，以减少类似事故的发生。