g300mw机组典型事故汇编300mw机组典型事故汇编

300MW机组典型事故汇编山东菏泽发电厂编序言综观国内外电力事故，从发生的事故原因来看，有相当多的事故原因是由于人员安全意识不高、责任心不强、不能很好地遵守规章制度造成的。因此抓好安全管理工作。提高工作人员的素质，搞好岗前培训，增强工作人员的操作水平和事故处理能力，致关重要。希望大家克服麻痹和松懈思想，认真执行“两票三制”，抓好各项安全措施的落实，努力实现安全生产的“可控、在控”。我厂二期300MW机组投产在即，为贯彻落实“安全第一，预防为主”的安全生产方针。“保人身、保电网、保设备”，全面搞好二期工程的试运和投产工作。安监部从集团公司编印的发电系统典型故障分析与对策、国家电力公司事故快报、省集团公司山东电力安全通报上摘录了300MW机组发生的事故、障碍事例，供大家参考学习。方便大家从中总结经验、深刻吸取事故教训，提高认识，增强安全工作的责任感、紧迫感和压力感。在工作中举一反三，摸清事故规律，制定防范措施，防患于未然。为安全、平稳地搞好二期工程的试运和投产工作做出贡献。由于时间仓促，书中粗疏之处在所难免，恭请各位读者给以批评指正。目录一、火灾事故1、制粉系统爆破引燃电缆停炉53、违章作业燃油喷出引燃电缆机组停运63、升压站220KV母线PT先后爆炸起火,导致全厂停电事故7二、汽轮机及附属设备1、汽机动叶断裂停机112、末级叶片护环脱落振动大停机检修123、BO型振动安全裕度不够叶片运行中断落144、中压缸差胀无规律增大155、青岛发电厂1号机跳机化瓦事故166、循环水泵跳闸机组停运187、EH油泵跳闸引起油压低汽机跳闸198、汽动给水泵组倒转超速损坏报废209、主汽门、调速汽门关闭打不开机组停运中断安全记录2110、危急遮断油门故障机组被迫停运2211、调门漏油着火机组打闸停运2412、清理油污误发信号汽泵跳闸机组停运2513、循环水泵跳闸出口蝶阀未关真空下降机组被迫停运2614、电钻钻进电缆汽泵跳闸停机2715、青岛发电厂2号机300MW化瓦故障2816、300MW机组高压内缸螺栓断裂事故3017、沙岭子电厂300MW新机组启动中烧瓦事故3418、珠江电厂300MW机组断油烧轴瓦事故3719、300MW汽轮发电机组大轴弯曲事故4020、300MW汽轮机径向轴承损坏分析4121、上安电厂3号300MW汽轮机发电机组低压缸严重变形事故47三、热控1、UPS通风扇故障机组被迫减负荷562、操作产生扰动空气流量低MFT573、整定值搞反给水泵汽化跳闸584、更换OPC板造成机组跳闸595、误送电源保险熔断锅炉灭火汽机跳闸606、误关平衡容器一次门造成水位“低“停机停炉627、负压表管泄漏表计指示误导压力保护动作锅炉灭火停机648、屏蔽线接地不良电超速干扰误劝659、WDPF系统软件故障300MW机组运行中跳闸6610、引出线破损短路发“信号“机组掉闸6711、仪用空气失去，过热汽减温水门关，主汽温升高，机组降出力6712、煤质差燃烧不稳定火检灵敏度高，误判造成MFT6813、给粉机低压释放跳闸炉MFT动作跳机7114、计算机电源保险爆断锅炉水位低停机7215、煤质突变“火焰丧失“保护动作7316、假戏真做模拟报警试验引起机组跳闸7417、运行中FSSS直流电源消失手动MFT7618、火检卡件接线错误“火焰丧失“锅炉停炉82四、锅炉及附属设备1、制粉系统放炮引起锅炉MFT752、给水流量信号失常汽包水位低MFT773、“给水泵人口压力低“跳闸造成汽包水位低停机停炉784、壁再泄漏临修安全记录中断795、后水冷壁悬吊管爆管停炉816、炉膛落焦灭火837、再热器泄漏未消除检修延期定为事故858、消泄漏，一次门关闭未通知值班误判断，两台300MW机组停运879、主汽温异常升高未停机定为事故9010、瞒真相灭火原因不明细分析终于真相大白9111、仪用空气中断停机构成事故9312、青岛发电厂814炉膛爆燃事故9513、小机跳闸处理中监调不当造成汽包水位高机组跳闸9814、锅炉水冷壁爆管灭火被迫停炉临修9915、1025TH锅炉水冷壁高温腐蚀10016、石横电厂3号炉燃烧器烧损故障10217、黄台电厂7号炉严重磨损故障10418、秦皇岛热电厂4号炉“1216“重大事故报告10719、莱城电厂开关故障2机组锅炉MFT五、化学1、抗燃油漏入水汽系统，造成炉水磷酸盐、电导率严重超标1192、离子交换树脂进人低压给水系统前置泵，滤网堵塞无法开机1203、蒸汽品质恶劣造成再热器频繁爆管1224、300MW机组凝汽器铜管腐蚀分析123六、电气误操作1、因违章操作引风机带地线合闸，造成停机事故126七、发电机及电气事故1、发电机定子水接头过热流胶，被迫停运1292、设计及工艺缺陷，导致一台300MW发电机两次发生端部严重烧损事故1303、内冷水箱密封垫老化破碎，造成发电机断水故障1384、励磁系统四台整流柜相继掉闸，导致发电机跳闸事故1395、发电机滑环冒火被迫降负荷处理电除尘电源电缆接地被迫停炉1416、发电机出线刀闸接触不良，导致烧损着火紧急停机事故1427、制造质量不良造成500KV联变A相高压套管损坏事故1448、500KV线路高抗因假油位造成压力释放阀动作及温度高保护动作跳闸事故1469、2号主变出线A相避雷器爆炸造成，2号机解列停机14910、1炉甲吸风机电机引线接头过热开焊，接地保护动作跳闸事故15011、循环泵电机A相CT下部连接线压接处熔化导致停机停炉事故15112、220KV升压站开关爆炸主变严重损坏，全站停电事故15313、电厂6KV厂用开关柜火烧连营，十台开关柜烧损事故15514、PT、CT螺丝松动误发信号机组停机8015、300MW发电机出口短路事故15816、谏壁30万千瓦发电机定子水回路堵塞引起端部过热16317、300MW发电机线圈短路事故原因与对策16818、太原一热300MW机组电刷烧毁故障分析17119、汉川电厂L号发电机定子接地故障17520、沙岭子电厂1号发电机定子相间短路事故17721、300MW汽轮发电机机内漏氢问题分析17822、黄埔电厂6号发电机异步运行事故183八、继电保护1、1号机组因电跳炉保护误动跳机故障1862、失磁保护误动跳机故障1873、主变中性点电流继电器动作后卡住，引起两次发变组跳闸事故1884、保护误整定使220KV母联开关跳闸，300MW机甩负荷事故1905、因取发变组控制保险，造成停机停炉事故192300MW机组典型事故汇编一、火灾事故1、制粉系统爆破引燃电缆停炉事故概况邹县发电厂1炉系东方锅炉厂生产的DG1000/1701型亚临界自然循环煤炉，配300MW机组，1985年12月投产。大修后运行时间18个月。1992年5月26日1220分，1号炉丁制粉系统爆破，1330分检查丁磨上部电缆着火，立即将火扑灭。1445分甲、乙空气预热器、123C给粉机、电动给水门电源消失，丁排粉机上部电缆又着火，立即组织人员扑救。1430分机组解列停运，1530分将火全部扑灭。敷设部分临时电缆。5月27日357分机组并入系统。少发电量399万KWH。原因分析电缆着火系电缆上部积有煤粉，丁制粉系统放炮引出火源引燃所致。制粉系统放炮主要是入炉煤无灰干燥基挥发分高、磨出口温度较高积粉严重所致。防止对策1因燃用的煤易燃易爆，因此应严格控制磨出口温度；确保制粉系统通风量避免积粉。2确保整个制粉场所的卫生。2、违章作业燃油喷出引燃电缆机组停运事故概况十里泉电厂6号机组300MW1996年12月12日移交试生产。12月26日1220发现充压备用中的环形燃油母管在炉后中部漏油，即退出备用，搭设脚手架后于1630将泄漏处保温扒开，发现该处用法兰连接，将法兰重新紧固后仍未消除泄漏，决定更换法兰垫子。当一名检修人员去联系对油管道进行蒸汽吹扫时，另一名检修人员看到法兰已不漏油认为管道内没有压力了，即动手去拆除法兰螺栓。正在拆卸过程中，汽、油混合物从法兰开口处喷出，遇南侧约3M处锅炉人孔门而着火1747，将脚手架及相邻电缆烧坏，1802分A、B空预器跳闸，炉MFT。烧坏热工控制电缆及部分低压动力电缆400余根，平均烧坏长度19M，空气预热器密封自动控制柜烧坏，将烧坏的电缆段截掉用新电缆对接，更换了烧坏的控制柜，于1997年1月11日1440恢复并网。少发电量1149万KWH。事故原因分析1工作票制度执行不严格，虽签发了工作票但未严格执行，在措施未执行完毕就擅自动手去拆法兰螺栓；2客观上，基建单位施工人员未按设计要求施工，在环形燃油母管上采用法兰连接，而设计要求是全焊接连接；3设计上现场布置也不合理，油管紧靠电缆层架而无隔离保护措施。防止事故的对策1将法兰连接口割除改为焊接接口；2将燃油环形母管改到运转层以上原在运转层以下，停运后管内会存油；3全厂开展查、找、定、改活动和安全教育活动，对6号机组全面检查分析，发现问题立即组织整改；同时对全体生产人员进行严格执行“两票三制”安全教育，提高职工安全生产责任感。3、升压站220KV母线PT先后爆炸起火,导致全厂停电事故事故概况邹县发电厂升压站220KV、母线均装有JCCI一220型电磁式电压互感器，1985年9月投运。1事故前运行方式1号机组300MW运行，220KV双母线运行，母差保护投双母线位置，电厂通过邹龙线、邹夏线、邹接线与电网环路运行。其中220KV母线接1号机、邹龙线、邹接线；母线接邹夏线、01号高备变。1号主变和01号高备变高压侧中性点接地运行。发电机有功负荷296MW，无功110MVAR，系统周波501HZ，220KVI母线电压235KV，母线电压239KV，系统运行正常，无任何操作。2事故经过及处理情况1986年6月2日20时12分，升压站220KV1母线B相PT突然爆炸起火，瓷套炸成粉碎，最远的崩出35M左右，锅炉大量排汽，职工迅速将火扑灭。运行人员检查发现母差保护动作，跳掉I母线的1发电机主油开关、邹龙线、邹接线和母联开关，发电机有功负荷指示到零，系统周波由501降到489HZ，1号炉汽压瞬间升高。甲、乙再热器安全阀动作，锅炉水位急剧下降，电气将发电机励磁开关拉掉，同时，拉掉厂用6KVI段1601开关，段1602开关。备用段1620开关自投成功，I段1610开关未自投，强送成功。因厂用电中断，1号炉甲乙吸、送风机低油压启动掉闸，紧急停炉保护动作，关闭1汽轮机自动主汽门和中联门。电气将1机邹龙线、邹接线倒至220KV母线，并拉开I母线PT刀闸和母联开关两侧刀闸，母差保护投单母线位置，其母线电压为232KV。20时40分，合上212开关，邹龙线与系统并环良好。20时42分合邹接线开关并环时，因辅助接点接触不良，开关没动。正在处理时，网控发现母线电压表切换开关打在A、C位置指示300KV以上针档处，约半分钟于20时52分一声巨响，母线C相PT又爆炸起火，情况同I母线。当即将火扑灭，检查母差保护动作，使母线的邹龙线、邹夏线、01高备变开关跳闸，全厂停电。保安电源自投成功，使升速至2950RMIN的1机组被迫打闸停机。20时55分拉开母线PT刀闸及217、212、201开关刀闸，21时55分合上215开关，邹夏线向母线充电良好，合前解除该母线的母差保护，后合上204高备变开关倒送厂用电良好，使1机安全停下。停机后厂连夜组织抢修，母线PT、避雷器全部换新，另外更换了被打坏的C相导线支持瓷柱。I母线PT全换，并更换了B相避雷器还更换了被打坏的A、C相刀闸支持瓷柱两只，两个PT端子箱内的设备及控制电缆近100M全烧熔化，整个抢修工作结束后于6月5日17时39分1机组与电网并网，一切恢复正常。3设备损坏情况I母线B相PT爆炸，打坏C相和避雷器B相瓷套及刀闸A、C相支持瓷柱；母线C相PT爆炸，打坏避雷器B、C相瓷套及C相导线支持瓷柱，共损坏了PT4个、避雷器3个、支持瓷柱3个，两个PT端子箱及近100M电缆。事故原因1I母线B相PT爆炸是在系统运行正常、无任何操作的情况下发生的，母线C相PT爆炸是在电厂停机I母线与邹接线停电、邹龙线环网正常，8分钟母线带负荷7万千瓦的情况下发生的。就是说系统无任何过电压现象，电厂220KV母线也不具备谐振过电压的条件，所以不是过电压造成的。至于母线电压表升至300KV，分析是由PT一次匝间短路引起变比变化所致，并非一次电压真正升到300KV。2对爆炸PT的解剖检查发现，在PT支架中段上、下铁芯之间纵向层间有一贯穿性电弧放电通道，在通道的上、下铁芯端有一黄豆粒大小的放电孔洞。另外，通过对线包的解剖检查发现，自上至下数第1芯柱和第4芯柱的平衡线圈及和它紧贴的几层高压线圈被烧损和熔融，变形严重，高压线圈过热，绝缘变色情况自里向外逐渐减轻。第2、第3芯柱的平衡线圈有严重的过热现象，铜线匝绝缘炭化。3检查试验情况爆炸PT及同批的其他三台未爆炸PT投运前交接试验除支架介损不合格外支架介质TG达17523S，当时参考标准为不大于10，其它试验项目都合格，由于当时支架的TG只是参考试验项目而不是正式交接试验项目，因此此PT仍然投运。事故后对另一台未爆炸的同批PT进行了解体前整体和解体后局部支架TG检查试验，结果整体支架TG为2589，局部支架TG为61直接法，测量时温度分别为295和335，试验电压分别为10KV和2KV。解体后还发现，绝缘支架都有明显的分层开裂现象，经用塞尺检查最大缝隙达009MM。4综合以上情况，可以认为PT爆炸的起因首先是上、下铁心之间的绝缘支架材质不良，介质损耗大，运行中发生沿支架纵向层间爬电击穿，导致第二、三铁心柱上高压线圈产生短路电流，同时引起第1、4铁心柱上的高压线圈承受高电压仅两个线包承受系统工作电压，励磁电流增加，再加上平衡二、三线圈的短路电流，使第1、4铁心柱上平衡线圈和高压线圈严重过热，并在系统电压作用下发生匝间短路，进而使第1、4铁芯柱上的所有线圈烧毁，最终导致整个互感器飞弧爆炸。因此，制造质量不良、互感器绝缘支架材质不符合要求，使介质损耗偏大，是造成互感器在运行中放电击穿最终导致爆炸的根本原因。防范措施1制造厂家应确保互感器生产中各种材质的质量，制造出合格的产品；2生产建设单位在投运前的互感器交接试验中必须坚持各项试验项目试验合格，包括绝缘支架的介质损在内。3加强生产中的运行监视，严格按规定进行互感器的预防性试验。二、汽轮机及附属设备1、汽机动叶断裂停机事故概况黄台发电厂8号汽轮机系东方汽轮机厂生产的N300170537型亚临界压力双缸双排汽再热凝汽机组，出力300MW，主汽参数168MPA537，1990年7月制造，1990年12月投产。1992年8月31日723，值班员发现8号机第4轴承振动大报警，同时车音突变，即紧急故障停机，停机后经分析凝结水硬度突增，判断为动叶片断裂，解体检查为低压缸正向第六级第七组有一片动叶断裂，其它部分损伤。于9月18日928修复后机组并网、恢复正常。事故少发电量13020KWH。事故原因叶片断裂原因系叶片材料不良所致。防止措施制造厂家应确保叶片的材质，生产出合格的产品；加强设备监造工作。2、末级叶片护环脱落振动大停机检修事故概况十里泉发电厂7号机系哈尔滨汽轮机厂生产的N300167/537型亚临界压力凝汽式机组,出力300MW,1997年11月投产。1997年11月29日15047号机组负荷206MW，锅炉B送风机出口帆布伸缩节突然爆开，造成炉瞠负压低锅炉MFT，机组解列。1545机组重新启动，1555机组达全速，对机组全面检查正常，1557发电机准备并列时，4号瓦轴振动突然达360M，保护动作跳机。同时在机头监视的两名运行人员听到机组声音异常，即跑回控制室向班长汇报，破坏真空。机组眺闸后，倾听机组各部分声音无异常，转子惰走58RAIN。从低压缸人孔门观察，转子上的平衡块无脱落，叶片无断裂，化验凝结水硬度也合格。经盘车4H后检查未发现异常，决定再次启动，20L0机组冲转，当汽轮机转速升到2630RMIN时因振动大跳闸，即破坏真空。12月3日揭开低压外缸检查发现低压转子3号瓦侧末级叶片严重受损，护环甩掉36片，部分叶片叶顶磨损，叶顶20MM左右及护环变色发兰；3号瓦侧低压缸汽封齿轻微磨损；上导流环在45角处有约LM长磨擦痕迹及熔融金属堆积物，堆积高度约3MM，经光谱检查堆积物成分为叶片及护环合金材质；3号轴振动探头磨损。事故发生后省局有关部门的专业技术人员，哈汽厂工程技术人员及机械部总代表实地察看了损坏情况，制定了修理方案。将低压转子吊出，由哈汽厂人员将3号瓦侧末级叶片全部拆下进行了探伤检查，经检查确定有60片叶片不能再用，予以换新，其余叶片虽有损伤，但尚能再用哈汽厂已无同型号备用叶片，重新复装，我厂对导流环金属堆积物进行车削处理并放大间隙，对轴系中心进行了检查复核，检查了高压缸汽封及轴瓦并利用此机会对7号机组的所有设备进行了检查消缺工作。于12月21日19507号机组修复后并网发电。事故少发电量15983万KWH。事故原因分析事故发生后省局有关部门的专业技术人员组成调查组进行了实地调查分析工作。发现低压末级叶片3号瓦侧未脱落的护环及4号瓦侧末级叶片护环都存在铆钉孔钻孔不规则，随意性很大铆钉孔距叶顶距离和铆钉孔之间的中心距差别都很大；护环与叶片铆接不严有间隙；铆钉铆接工艺不良，铆钉在孔内未胀满。暴露出该低压转子末级叶片叶顶护环铆接工艺不良、强度不够。运行中其中一片强度较弱的护环首先松动变形，与导流环发生磨擦，由于护环较薄，磨擦后局部熔化、熔融物堆积在导流环内弧上，使叶顶间隙不断减小，并与其它叶顶磨擦，导致部分叶顶发热变色、弯曲、熔化、脱落。事故防止对策1大修时对末级叶片及护环、铆钉加强检查、探伤，发现问题及时处理；2加强振动检测设备的检查维护工作，确保准确、可靠，防止发生同类事件时扩大事故。3、BO型振动安全裕度不够叶片运行中断落事故概况黄台发电厂7号机系东方汽轮机厂首次试生产的300MW亚临界凝汽机组，1987年11月投产。1988年5月12日2150运行人员发现部分参数与正常值有较大偏差，其中；再热蒸汽冷段压力由346KGCM2升高到36KGCM2、热段由315KGCM2升高到335KGCM2；中联门后右侧压力由31KGCM2升高到325KGCM2、左侧由30KGCM2升高到32KGCM2；同时轴瓦钨金温度1号瓦由57上升到59、2号瓦由79上升到825；机组振动也有变化，垂直方向振动值1号瓦由4丝升高到10丝、2号瓦由2丝升高到4丝、3号瓦由18丝上升高21丝。经分析认为通流部分有问题。申请中调批准于14日032停机检查，结果发现第11级动叶中有一片以根部断裂甩出，相邻4片严重损坏，并将11级静叶撞击严重变形。将第11级动叶片全部拆下后经检查发现除断裂的一片外，该级的118片叶片中还有58片叶片的根部小包脚有裂纹，经与制造厂协商决定更换第11级的全部叶片，并增加松拉筋一道。新更换的叶片材质有73片是1CRL3、45片是CRLLMOV。并将第11级静叶修复，该机于6月21日1325并列。事故少发电量27750万KWH。构成非考核事故。事故原因分析1叶片断裂及根部裂纹的原因是BO型振动安全裕度不够，部分叶片叶根小脚安装间隙过大而引起的；2该机故障检修工期长从5月14日到6月21日是因为制造厂无同型的备用叶片，开缸后等制造厂现加工叶片。防止事故的对策1已更换了整级动叶片，并采用整圈松拉筋抑制BO型振动；2投入运行后加强机组参数的监视。4、中压缸差胀无规律增大障碍概况邹县发电厂2号机系上海汽轮机厂生产的N300165550550型亚临界压力再热凝汽机组，1986年12月投产。最近大修日期1995年4月。故障前1、2、4号机并网运行，3号机组在小修。2号机组的中压差胀探头在1995年大修中更换过。机组运行中曾出现过中压差胀值“增大”现象，最大增至17MM，调整后恢复至11MM左右，9月21日200在180MW负荷稳定运行的情况下，中压差胀值逐渐升高，由105MM升至15MM，后又逐渐降至13MM，500在负荷未变化的情况下，中压差胀又开始上升，609负荷增至210MW，中压差胀继续上升，至730升至175MM采取紧急措施未能凑效，向中调汇报情况申请停机检查，9，40中压差胀升至18MM机组掉闸。停机后对热工测量系统进行了全面检查，未发现问题，机组各部正常，23日050分2号机组并入系统。少发电量1185万KWH。故障原因分析1机组在负荷稳定情况下中压缸差胀出现异常波动；2中压缸差胀探头是大修中更换的新探头分析该装置工作点失稳。防止对策1严密监视中压差胀的变化情况。尽可能保持再热汽温压红线运行，2有小修机修机组会更换测量探头。5、青岛发电厂1号机跳机化瓦事故事故概况青岛发电厂1号机系上海汽轮机厂生产的N30017538538型亚临界压力凝汽式机组，出力300MW。1995年12月投产。1996年5月14日1005热工车间程控班在循环水泵房海水冷却就地解除1B循环水泵“润滑水压力低”保护时，因措施不当，导致1B循环水泵跳闸，IA循环水泵未联动投入，1号机因失去冷却水低真空保护动作跳机。当汽轮机惰转到1247RMIN时，直流润滑油泵跳闸，交流润滑油泵在检修、不能投跳闸后无任何信号发出，运行人员是通过油压指示和开关指示灯发现直流润滑油泵跳闸的，同时采取了以下处理措施1立即强开直流润滑油泵，但未成功2立即开A、B、C顶轴油泵，因油压低，于1019分跳闸，31021分，电气运行人员收回交流润滑油泵工作票，此时汽轮机转速为320RMIN。汽机运行人员开启A、B、C顶轴油泵；4电气运行人员打开直流润滑油泵就地控制箱，复归一下热偶保护。1024又开启直流润滑油泵；510，22汽轮机惰走静止，投盘车跳闸，立即手动盘车约100度。事故造成汽轮机主轴承报废、更新、动叶片磨损严重。少发电量18000万KWH。到6月20日1200恢复。事故原因分析1热工人员解除1B循环水泵橡胶瓦“润滑水压力低”保护时，由于措施不当，造成保护动作，LB循环水泵跳闸，IA循环水泵因润滑水压力低不自投，引起主机低真空保护动作是跳机事故的直接原因，也是主机化瓦事故的起因；2热工人员在联系解除循环水泵保护时，当值值长安排运行方式不当，措施不力，为事件的扩大埋下了潜在的隐患；3直流润滑油泵热偶保护误动，系热偶保护离散性大、不可靠造成的；热偶保护动作应接发信号而施工错接跳闸，引起直流润滑油泵跳闸、润滑油中断化瓦。因此，直流润滑油泵跳闸是1号机化瓦的直接原因；4从技术管理上看，厂及职能部门在生产管理上，在执行各种制度上不严。不细、有漏洞；主辅机主要保护停、服役管理制度不完善；工作票执行不严格，投、停保护使用工作票范围不明确。防止对策1立即修订“重要辅机设备停服役制度”，对影响主机安全运行或重要辅机消缺，必须填写“设备停服役”申请单，办理工作票后执行；2按1号机设计图纸将主机直流润滑油泵控制接线核对改为正确接线；3从新厂700MM管上接一路水，单供泵房用水；4取消循环水泵“润滑水压低”005MPA跳泵条件，改接信号并完善规程。6、循环水泵跳闸机组停运事故概况石横发电厂乙站2号机系上海汽轮机厂生产的TC2F3421N型亚临界压力凝汽式机组，出力300MW，1988年12月投产，最近大修期1991年2月。1995年11月6日6号机组负荷180MW，A、B、D磨煤机、A、B循环水泵运行。520分A循环水泵跳闸，其出口蝶阀不关，锅炉投入BC层油枪，减负荷至140MW，540分B循环水泵也跳闸，重启不成功真空降至008MPA，手动打闸停机。2256分6号机组并网，恢复正常。少发电量515万KWH。构成一般事故，中断安全记录。事故原因分析事故的直接技术原因是由于冷却水塔水位过高溢流，经下水道倒流入循环水泵出口蝶阀坑内，浸入“蝶阀关跳泵”保护开关，使其短接发出跳泵信号，导致A、B循环水泵相继跳闸。事故也暴露出运行交接班制度执行不好，循环水房泵的交班人员在无人接班的情况下，即离岗下班，使循环水泵房成为无人值班；接班机组长得知循环水泵房无人值班后却安排一名不熟悉循环水泵房的人员去值班。防止对策1加强“两票三制”执行的监督检查和考核；2加强岗位培训，提高值班人员判断、分析和处理事故的能力；3加强劳动纪律的检查、考核，提高监盘和巡检质量。7、EH油泵跳闸引起油压低汽机跳闸事故概况石横发电厂乙站1号机系上海汽轮机厂生产的TC2F3421N型亚临界压力凝汽式汽轮机，出力300MW。1987年6月投产。最近大修时间是1992年12月。1995年8月1日5号机组负荷281MW，EH油泵B泵运行，A泵备用。910分EH油泵B泵出口滤网差压高，检修要求切至A泵运行。940分A泵不卸载，EH油回油压力高。又将EH油泵由A泵切回B泵运行。10，09分EH油泵B泵跳闸，手启A泵、B泵均不成功，EH油压低汽机跳闸。1213分5号机组并网。少发电量60万KWH。事故原因分析EH油泵B泵出口滤网堵，A泵不卸载，造成其电机过负荷热偶动作，EH泵跳闸。防止对策定期检查清洗EH油泵出口滤网。8、汽动给水泵组倒转超速损坏报废事故概况潍坊发电厂2号机组系亚临界300MW机组，配100容量的汽动给水泵。给水泵的出口逆止门是湖北高中压阀门厂生产的RCV2501198360型。2号机组1993年12月投产。最近大修时间是1994年7月。1996年1月28日759分，2号机组因锅炉MFT，机组解列，联动汽动给水泵组跳闸，但由于给水泵出口逆止阀卡涩，高压给水回流，而锅炉省煤器前又没装逆止阀，使汽动泵组倒转，产生强裂振动，导致给水泵出口电动门在关闭过程中约13位置时将电动头震落，并将各种表管震断，引燃大火，给水泵给水入口管也被震断。汽动给水泵组倒转转速进一步飞升至8748RMIN，而喷出的大量水、汽自行将大火扑灭。事后检查给水泵损坏报废，小汽机除汽缸损伤较轻外其余本体部分报废。事故停运888小时，少发电量2000万KWH。事故原因分析1湖北高中压阀门厂生产的逆止阀，制造质量差、卡涩，是引起泵组倒转的直接起因；2给水泵出口电动门的电动头材料强度差在泵组倒转引起的剧烈震动中，被震落使电动门无法关到底，这就使水泵倒转速进一步飞升；3锅炉省煤器入口未装逆止阀，使锅炉内压力水得以返流，使水泵倒转有了充足的“动力”；4给水泵入口管被震断，使得返水排大气，客观上加大了压头动力，终使水泵倒转到8748RMIN的难以置信的高速，使汽动给水泵组损坏报废；5在运行监视上，由于运行人员未能正确地判断出汽动给水泵组在“倒转”，使倒转时间延长。防止对策1在锅炉省煤器入口加装一道逆止阀；2制定出详细的汽动给水泵、电动给水泵倒转的运行反措，并补充到运行规程中执行；3对厂内其余的汽动给水泵、电动给水泵的出口逆止阀进行检查更换；4加装山东电科院科技发展中心研制的防倒转转速报警装置。9、主汽门、调速汽门关闭打不开机组停运中断安全记录事故概况石横发电厂L号机系上海汽轮机厂生产的TC2F3421N型引进型亚临界压力凝汽式汽轮机，出力300MW。1987年6月投产。最近大修年月1992年12月。1995年8月8日5号机组负荷278MW，B、C、D、E磨煤机运行。709分BTG盘发“旁路自动投入”、“MEH不在给水自动”报警，汽轮机的主汽门、调速汽门关闭，运行人员将DEH切手动也打不开，主汽压升至194MPA，手动MFT，机组停运。经检查，没查出什么问题，945机组并网，1220分，5号机组又出现上述现象，再次停运。经检查，更换2号通道电磁阀，DEH更换一块MC3卡件，程序重送一遍后于1910机组并网。事故停运12小时1分，少发电量150万KWH。事故原因分析经检查发现汽机2号跳闸通道一电磁阀烧坏。跳闸通道电磁阀无使用寿命曲线，不能定期更换。10、危急遮断油门故障机组被迫停运事故概况邹县发电厂2号机系上海汽轮机厂生产的N300165550550亚临界压力凝汽式机组，出力300MW，1986年12月投产，最近大修1995年4月。1995年4月18日事故前14号机并网运行，全厂出力1180MW，1258分，2号机主汽门关闭，负荷由300MW甩至零。发电机励磁调节器误强励，A、B柜退出，并自投跟踪50HZ手动调节，发电机瞬间失磁，发电机断水，紧急停炉信号发出，炉动力全部跳闸灭火，厂用电倒至01高备变供给，1302发电机解列，转速降至1730RMIN，1305将乙汽动给水泵汽源倒至厂用汽供给。此时主机转速表失去指示，1310主机转速表恢复指示时发现主机转速到了3170RMIN，出现超速。检查、重关各主汽门、抽汽逆止门，并破坏真空，转速始下降，1323挂闸恢复不成功，检查发现2号危急遮断油门挂钩销轴断裂，遂停机处理，停机后检查发现2号危急遮断飞锤未复位，经处理于19日11；50，2号机并入系统，1455解列做超速试验，第二次试验完毕转速2700RMIN，复位时1号危急遮断油门挂钩销轴断裂危急遮断飞锤未能复位所致。再次停机处理后于4月21日1627并入系统。少发电量2265KWH。事故原因分析1四抽逆止门关不严，造成厂用汽倒回中压缸是造成汽机超速的原因；2该机大修后新更换微机型励磁调节器，缺少运行经验，在主汽门关闭后发误励，导致双柜退出，自投跟踪手动50HZ励磁调节时造成发电机电压瞬时降低，使得400V动力低压释放，发电机转、静子水冷泵同时掉闸，发电机瞬间断水。炉动力的双油泵掉后保护动作，引发紧急停炉保护动作；3第一次机组掉闸系2号危急遮断油门故障所致。防止对策1机组停机时加强对主汽门、抽汽逆止门监视检查。制定防止机组超速的措施；2组织研究完善新型励磁调节系统；3危急遮断飞锤复位转速较低，要调准。有停机机会时检查其它机组相同部位，防止事故重复发生。11、调门漏油着火机组打闸停运事故概况石横发电厂乙站2号机系上海汽轮机厂生产的TC2F一3421N型引进型亚临界凝汽式机组，1988年12月16日投产。1991年2月24日6号机组带292MW负荷运行，机组工况正常。17时50分，6号机组巡检员检查发现6号机2号高压调门油动机漏油，立即汇报机组长、值长。待值长前去查看时，2号调门处已着火，立即组织人员救火。1758汽机打闸停机，停EH油泵，发电机与系统解列。检修更换2号高压调门油动机后于24日2400，6号机组并网。事故少发电量180万KWH，事故少送电量144万KWH。事故原因分析6号机组大修中对2号高压调门油动机解体检查，发现油动机密封圈老化，门杆漏油。因没有密封圈备品与同型5号机油动机密封圈不一样故更换成国产化油动机，因该设备有厂家产品合格证秦峰航空液压公司机具厂所以没有解体检查。事后解体检查发现密封圈变形，活塞主端盖内孔被拉伤，引起漏油，遇高温而着火。属制造厂产品质量不良所致。防止对策1对转国产化的三台油动机全部解体检查，并更换合格的密封件；2将损伤的活塞杆及上端盖清理毛刺。12、清理油污误发信号汽泵跳闸机组停运事故概况石横发电厂乙站2号机组系引进型300MW机组1988年12月16日投产。1991年10月8日6号炉A、B、C、E磨煤机运行，机组负荷297MW，19时52分，BTG盘突发“汽泵温度高”、“润滑油压低”、“前置泵跳闸”信号，汽动给水泵及前置泵眺闸，电动给水泵自启动，RB成功，跳E、C磨煤机。值班员强关电动给水泵再循环阀，减A、B给煤机煤量至30TH，机组负荷210MW时，19时54分，锅炉因汽包水位低MFT，汽机跳闸，发电机逆功率动作解列。2310，6号机组并网。事故少发电量978万KWH，少送电量554万KWH。事故原因分析事后检查发现6号机汽动给水泵西侧电缆槽沟中有3条保护信号电缆，在离测点不到3M处有接头点，且接头绞接不牢，该处包敷的塑料带被油软化。仪控人员在清理槽沟中油污，用手抠泥时，碰着电缆，发“汽泵温度高“报警信号，汽动给水泵跳闸，电动给水泵自启动虽然成功，但因电动给水泵再循环阀气动门小修中换盘根后没磨合好发涩、关闭动作缓慢，未能及时关闭，使锅炉上水困难，终因汽包水位低MFT动作而停机。规程规定，汽动给水泵运行电动给水泵作为备用时，再循环阀门开是电动给水泵自启动的条件之一。但多次汽动给水泵跳闸电动给水泵自启动后，都因再循环阀门关得慢而引发汽包水位低MFT。防止对策1将电动给水泵再循环后隔离门关闭；2目前将流动给水泵温度高保护信号暂时解除；3机组小修时将汽动给水泵有接头的保护信号电缆重新敷设。13、循环水泵跳闸出口蝶阀未关真空下降机组被迫停运事故概况石横发电厂乙站2号机系上海汽轮机厂生产的TC2F一3421N型凝汽式机组，1988年12月16日投产。1991年8月23日，6号机A、B循环水泵运行，真空680MMHG，锅炉4套制粉系统运行，当时因煤质差，机组只带240MW。17，00“2A循环水泵事故跳闸”报警，2A循环水泵跳闸，但出口蝶阀却未关闭，倒流水使汽机因缺水而使真空急剧下降，“低真空”动作汽机跳闸，炉灭火，发电机逆率动作解列，少发电量45万KWH，少送电量333万KWH。事故原因分析检查2A循环水泵是电机速断保护动作跳闸，原因是运行人员清扫电机风箱卫生时，不慎将水溅入。拆端盖后发现该电机线圈表面有油污，较脏。水溅入电机后，使静子端部绝缘薄弱处相间故障，循环水泵跳闸后出口蝶阀卡涩，则扩大了事故，最终成为停机事故。防止对策1加强运行人员教育，不能用水清扫电气设备；2装手动强制出口蝶阀装置。14、电钻钻进电缆汽泵跳闸停机事故概况1989年5月8日石横发电厂乙站2号机带287MW运行，汽动给水泵运行，电动给水泵因要消除密封水滤网前隔离门活节泄漏而解除备用。15，13汽动给水泵跳闸，并发“汽动给水泵入口压力低”、“给水泵入口流量低”及“汽动给水泵跳闸”报警信号，汽动给水泵重挂闸挂不上。1540锅炉汽包水位降至300MM，手动停炉，汽机跳闸，手切厂用电，发电机逆功率保护动作跳闸。就地检查厂用电6KV2B11开关另序保护动作，2B一次风机另序保护掉牌。在机组恢复过程中2315启动2A送风机时，12A启备变瓦斯保护动作，B相差动保护动作，汇报中调后，2号机解除备用。将12A启备变解除后，5月10日1418，2号机组并网。事故少发电量1410万KWH，少送电量552万KWH。事故原因分析为了防止电缆桥架上的电缆积粉自燃，决定采用白铁皮封堵电缆桥架，此工作由厂劳动服务公司承包。在工作时，要使用电钻在桥架上钻孔，钻通孔眼后未及时停钻，一直钻到紧靠桥架的2号炉B一次风机动力电缆A相上，钻头与桥架形成单相接地，由于汽泵前置泵电机与2B一次风机电机接于同一段6KV母线上，致使母线三相电压不平衡，影响前置泵出力，出口压力降低，一直低到汽泵入口压力开关的动作值12KGCM2，使汽泵跳闸，并挂不上闸，最终造成汽包水位低紧急停炉。防止对策1不合格的施工隧伍撤离现场，进行安规学习，考试。2损坏电缆处理恢复。15、青岛发电厂2号机300MW化瓦故障故障概况青岛发电厂2号发电机因漏氢严重，并有进一步发展的趋势，日最大补氢量高达300立方米左右，经氢系统多次查漏，未发现大问题，怀疑密封瓦有问题。停机后，解体发现发电机前密封瓦乌金严重熔化，密封瓦处轴颈磨损，深度达06MM以上，密封瓦的间隙达5MM以上。解体检查发电机后密封瓦时，因工艺要求必须首先拆下6号支撑瓦瓦盖，揭开盖后，发现轴颈磨损，在上下瓦结合面处有钨金碎片，因此又对6号下瓦进行检查，结果如下1钨金面出现过热擀撵，深度约015MM左右；22个顶轴油瓦已被钨金碎片填满；3轴颈拉毛，以轴瓦两端处最重，出现78条环状沟槽形状的损伤，严重处沟槽宽3MM，深度约为152MM。4制造厂未安装下瓦顶轴油通道工艺孔的堵塞。原因分析1在检查发电机前密封瓦时，发现在氢侧密封瓦外侧环形槽中有2段LOMMLOMM，长各为7CM的橡胶条，由此造成空侧密封瓦圆周方向的供油不均匀；上下半密封瓦体之间的连接板销子露出圆孔，有碰磨的痕迹；再未发现其他异常。由于在运行过程中，密封瓦必须处于自由浮动状态，而销子从圆孔中退出卡在瓦体与密封瓦侧面的间隙中，使密封瓦卡死，造成轴颈与密封瓦之间的摩擦、发热以至烧坏密封瓦和拉毛轴颈。2按制造厂的设计要求，支撑瓦下瓦顶轴油通道的工艺孔，在加工完毕，清理干净后，将端部用旋塞堵住，焊牢后，做30MPA水压试验。而制造厂的工作人员未装配6号瓦工艺孔的旋塞，以致顶轴油从此处泄掉。失去顶轴油压的情况下，在每次启停过程中的低速阶段，形不成油膜，造成了轴颈与轴瓦之间的干磨擦，造成乌金的过热擀撵，冷却下来的硬乌金块又把轴颈拉毛。处理方案1发电机前密封瓦处轴颈磨损严重，为保证恢复良好的密封效果，经研究决定采用刷镀工艺修复轴颈。鉴于密封瓦已磨坏，决定更换新密封瓦，更换时注意将销子可靠地封在销孔内，又能在检修时易于抽出销孔。26号瓦下瓦虽有擀撵，但剩余乌金厚度在15MM以上，也未发现有乌金脱胎现象，还可以使用。若换新瓦，因原先无基准，要重找中心，工作量相当大。为使轴颈中心恢复到原来的状态，决定将下瓦抬高02MM。由于轴颈已磨损，使油膜承力面积减少，比压增大，建议轴瓦顶部间隙取设计值的上限09MM，实侧轴瓦顶部间隙为115125MM，决定将上瓦中分面铣去03MM。16、300MW机组高压内缸螺栓断裂事故事故概况石横电厂3号机组是1997年5月21日投产运行的300MW机组，汽轮机系上海汽轮厂机制造，主蒸汽温度为537。运行约3200小时后，于1997年11月17日发现高压内缸有异常声音，且带不满负荷，随后停机消缺。11月18日，揭缸后栓查发现，16根高压螺栓中有11根发现断裂，同时有9根高压持环螺栓断裂；超声波探伤检查又发现1根高压螺栓和3根高压待环螺栓存在裂纹。该高压内缸螺栓材质为GH4145SQ镍基高温合金。由于设备损坏严重，转为扩大性小修。因制造厂暂无其他材料备品螺栓，仍提供了GH4145材质的螺栓进行更换，机组于1998年1月12日恢复运行。原因分析事故发生后，先后对断裂螺栓进行了的超声波探伤检查、材料成分分析、规格尺寸复核、硬度测试、现场金相组织检验、机械性能试验等工作。1、螺栓材料定量光谱分析NI736；CR155；TI257；NB115主要成分基本符合厂家口头提供的GH4145设计要求范围。2、硬度测试HB为250280不等，结果基本在厂家提供的硬度标准范围内HB260331。3、纵向机械性能试验B1138811631NMM2，S9053NMM2，530314，26。4、现场金相组织螺栓外表面为奥氏体基体金属间化合物；符合GH4145材料的组织结构特征。5、断口形貌及分析从断口形貌初步分析，11根断裂高压螺栓中，有10根断口属于脆性断裂包括疲劳断裂，1根是韧性断裂。断裂分别发生在螺栓腰身、汽缸结合面和螺纹最大应力处。（1）西4号螺栓，断裂部位在距汽缸结合面上方240MM处。断口为典型的疲劳断口，断口干整，由疲劳源、放射状条纹扩展区和最终断裂区组成，疲劳源为裂纹性质，约占三分之一周长，断口面积六分之一左右；疲劳扩展区为细瓷状，占断口面积六分之四左右；最终断裂区与螺栓轴向约成45度，占断口面积六分之一左右；在断口附近螺栓表面存在较多的周向小裂纹。（2）西2、西6号螺栓，断裂部位在螺栓上端上螺母啮合的第一螺纹牙底处；西2、西6号螺栓断口为粗瓷状脆性断口，断口中有明显的裂纹发展区。（3）西1、西8、东1、东8号四根定位双头螺栓及西7号螺栓，断裂部位均在汽缸结合面处，断口为粗瓷状脆性断口，西1、西7号螺栓断口中有明显的裂纹发展区，并且在断口附近螺栓表面存在较多的周向小裂纹。（4）西3号螺栓断裂部位在距汽缸结合面上方95MM处，西5号螺栓断裂部位在距汽缸结合面上方65MM处，断口均为粗瓷状脆性断口；西3号螺栓断口中有明显的裂纹发展区，在断口附近螺栓表面存在较多的周向小裂纹。（5）东2号螺栓断裂部位在下端螺栓与螺纹交界处，断口呈粗瓷状脆性断口，断口四周有明显的裂纹发展区。以上断口均有不同程度的氧化现象。5、试验结果分析对断裂螺栓进行检查及试验，焊栓表面存在较多的小裂纹，大部分螺栓断口不平整，汽轮机高压缸螺栓由于设计安装上的原因，造成螺栓存在弯矩，螺栓不仅承受轴向应力作用，还承受切向应力作用。（1）西4号螺栓的金相检验结果表明，螺栓组织中存在较多的沿晶应力腐蚀裂纹，裂纹粗细不均。由此可见，在服役过程中，在螺栓表面应力集中区或薄弱区由于切向应力和腐蚀介质的共同作用，产生了应力腐蚀小裂纹，从而构成了螺栓断裂源点。（2）西4号螺栓的断口为典型的疲劳断口，断口平整，最终断裂区较小。即该螺栓在交变应力作用下，在应力腐蚀裂纹处逐渐扩展，形成了疲劳断裂过程；当疲劳裂纹发展到断口只剩下较小面积时，才发生最终断裂，形成典型的疲劳断口。由断口的最终断裂区小，说明该螺栓所承受的应力相对较小。根据资料介绍，机组设计时，每侧的高压内卸螺栓，除了二根定位螺栓外中间六根双头螺栓中4号螺栓的应力最大，在相同条件，4号螺栓可能先发生损坏。所以分析认为该西4号螺栓属于首先断裂的螺栓。（3）由于西4号螺栓的断裂，导致其它螺栓所承受的应力聚然升高，在高应力作用下，其它螺栓在产生应力腐蚀裂纹的应力集中区或薄弱区发生脆性断裂。（4）GH4145SQ钢螺栓为高强度螺栓，本次发生了大量螺栓断裂，说明运行中螺栓承受极高的应力，除了运行工况的附加应力和起动阶段的附加温差应力外，还可能是由于热紧应力过大所致。（5）本次螺栓断裂的断口发生了氧化现象，氧化产物主要是红棕色的氧化铁，说明是由于螺栓检断裂后，高温高压蒸汽泄漏，造成断口发生氧化。（6）GH4145SQ螺栓的化学成份和硬度值附合厂家提供的标准要求。常温机械性能试验结果，由于无厂家的标准要求，无法进行分析。7、结论根据以上分析，石横电厂3号机组汽轮机高压内缸螺栓断裂，是由于结构不合理、安装工艺不当等原因，造成螺栓承受较高的附加应力，并在腐蚀介质的共同作用下，于螺栓表面形成应力腐蚀裂纹；在交变应力作用下，受力较大的西4号螺栓首先发生疲劳断裂，然后发生了其它螺栓的断裂。同时该机组高压内缸螺栓使用的GH4145SQ镍基高温合金，材料本身存在的抗疲劳性能低，应力腐蚀敏感等性能上的不足，也是促进螺栓断裂损坏的一个重要因素。防止对策该引进型300MW机高压内缸螺栓材料为GH4145SQ镍基高温合金，它替代了西屋技术设计WR26材料。在我省青岛、威海两电厂新机组中也使用了HG4145QS材料的螺栓，且96年6月青岛电厂1号机高压螺栓断了3根；在全国其他地区的多个电厂也发生了断裂事故，如上海吴泾电厂断了9根持环螺栓、浙江加兴电厂断了5根、安徽马鞍山电厂断了11根、秦皇岛热电厂等。1、逐步更换GH4145SQ材质的螺栓为20CRLMOLVNBTIB材质。2、对于仍在使用GH4145SQ材料螺栓的机组，降低20预紧力，使用专用螺栓润滑剂，避免两种以上材料的螺栓同时使用。3、放大双头螺栓缩径尺寸，使螺栓应力水平降低866。4、对于在用的GH4145SQ材质的螺栓，加强监督检查。17、沙岭子电厂300MW新机组启动中烧瓦事故设备及事故概况沙岭子发电厂一期工程采用东方汽轮机厂制造的3缸2排汽、300MW机组。该机组