汽机专业事故汇编

------------------------------------------作者xxxx------------------------------------------日期xxxx汽机专业事故汇编【精品文档】【精品文档】【精品文档】【精品文档】【精品文档】【精品文档】汽机专业事故汇编二0一一年八月十二日前言贵州华电桐梓发电公司在建2*600MW超临界机组，计划于2012年年底实现单投。近几年来，从相同类型机组调试过程来看，由于设备缺陷引起的质量问题较多。另外，调试过程中的误操作、逻辑 设计 领导形象设计圆作业设计ao工艺污水处理厂设计附属工程施工组织设计清扫机器人结构设计 错误和检查不到位等情况也时有发生，个别机组在调试过程中已经暴露和发生了安装、调试等质量问题，影响了机组启动试运的进展。调试质量管理已经成为工程质量管理的重点之一。为交流经验、吸取教训，使桐梓发电公司2*600MW超临界机组在以后的调试、商业运行中避免类似问题发生，少走弯路，我们从各相同类型电厂收集典型事故资料，整理汇编成册。请各位认真学习，仔细分析，从中吸取经验教训，以便在以后的调试工作中能有所帮助。生产准备部汽机专业 目录 工贸企业有限空间作业目录特种设备作业人员作业种类与目录特种设备作业人员目录1类医疗器械目录高值医用耗材参考目录 1主蒸汽、再热蒸汽及旁路系统1.1给水自动跟踪不良、造成机组超温1.2协调控制系统组态存在缺陷,造成机组超压1.3水煤比严重失调，造成机组汽温急剧下降1.4主蒸汽温度骤降，造成汽机保护动作跳闸1.5一次调频引起负荷波动、导致温度低保护动作跳机1.6冲转时高排逆止门不能全开、造成冷再管道剧烈振动1.7高排压力高保护误动，造成机组跳闸1.8汽轮机旁路故障、保护动作掉闸2汽机本体、主机保护及油系统2.1保护误动，造成AST电磁阀动作2.2安装质量问题，造成汽轮机#8轴瓦温度高2.3润滑油冷却器冷却容量不足、造成润滑油温偏高2.4低压缸胀差偏大，影响机组安全运行2.5VV阀未开、高压缸闷缸运行、造成转子损坏2.6顶轴油管开裂，造成顶轴油压低机组跳闸后、润滑油中断造成轴瓦烧损事故维护人员误操作，造成“润滑油压低”保护动作跳机2.9高压调门晃动大、造成引起负荷波动旁路阀拒关、高温蒸汽进入低压缸造成低压缸严重变形2.11安装残留物清理不净，造成喷嘴损坏、轴瓦磨损2.12滑销系统卡涩、造成汽轮机大轴永久弯曲2.13汽机跳闸后，交、直流润滑油泵未联动造成断油烧瓦2.14冲转过程中、轴振大打闸停机2.15汽机挂闸作试验，造成低压缸安全膜破裂2.16阀门流量曲线有问题、造成机组负荷不正常波动3辅汽、轴封汽系统3.1轴封压力过高、导致油中进水3.2切换辅汽时、造成小机转速骤升4高、低压加热器及回热抽汽系统4.1操作调整不当，造成高加解列4.2出水口防冲刷铁板变形严重，造成高加不能正常投运4.3疏水不畅，造成高加疏水管道振动大4.4安装设计问题、造成二、三级抽汽联络管断裂4.5由于安装问题，#5抽管道在排汽缸内管段爆破5除氧器、给水系统5.1汽泵前置泵电机驱动端轴承烧损5.2小机超速保护动作跳闸引起机组跳闸停机5.3除氧器水箱顶部高加正常疏水备用进口堵板崩开，造成除氧器、凝汽器水位难以维持，申请停机5.4人为误操作、造成除氧器溢水5.5人为误操作，造成除氧器进水5.6操作不当，造成电泵入口滤网堵头加强筋呲开5.7疏水不充分，造成小汽进汽温度急剧下降5.8交接班交待不清，接班操作中造成汽泵再循环开启5.9检查不到位、小机油系统进水5.10试运期间几起给水泵轴瓦损坏事故5.11电泵入口滤网堵塞，被迫停机处理5.12汽动给水泵组反转超速、造成设备损坏报废5.13小机主汽门误关，造成机组减负荷5.14小机转速失灵，手动打闸5.15疏水不充分，造成小机转速突降5.17小机跳闸后油中进水5.18电泵入口压力低跳闸6凝结水系统6.1检修质量差、造成凝结水精处理装置出口蝶阀法兰垫片呲开6.2凝结水再循环调节阀通流量过大，造成管道冲击和凝泵过电流6.3凝汽器水位开关与变送器偏差大，造成凝泵跳闸6.4密封冷却水有杂质、造成凝泵机械密封烧损6.5凝泵密封水调节阀故障、造成凝结水压力波动6.6压力开关漏水、造成凝结水泵跳闸6.7凝结水倒流、造成凝结水泵入口滤网垫子哧开7凝结器真空系统7.1低真空保护误动，机组跳闸7.2水环真空泵抱死7.3真空系统有漏点，造成真空下降7.4运行人员误操作、造成凝汽器真空低跳闸7.5凝结器真空系统漏点、造成真空下降8循环水系统8.1循环水泵推力轴承烧损8.2操作不当，造成冷却塔溢流8.3循环水泵跳闸后出口门失电无法关闭，造成低真空保护动作9开式水系统9.1电机选型偏小、开式泵过电流9.2开式泵电机过流保护动作、两台开式泵跳闸10疏放水系统10.1高压主汽阀座疏水管道泄漏10.2疏水管设计不合理、造成#6低加不能投运10.3疏水不畅、冲转时造成瓦振大打闸停机主蒸汽、再热蒸汽及旁路系统给水自动跟踪不良、造成机组超温事故经过机组负荷控制方式为手动，机组负荷400MW，总燃料量170T/H，给水流量1100T/H，两台汽动给水泵运行，给水泵自动投入；5套制粉系统运行。机组由400MW负荷准备第一次升负荷至600MW，逐渐增加给煤量至220T/H。造成锅炉受热面短时间严重超温，屏式过热器出口最高温度达到656℃，高温过热器出口温度最高达到605℃。事故原因给水自动跟踪不良，值班员发现处理不及时造成煤水比严重失调，导致受热面严重超温。1.1.3防范措施1）由于机组处于调试阶段，设备的运行特性没有完全掌握，设备的自动处于调试阶段需要观察和完善，因此机组进行负荷调整时值班员要注意分阶段进行操作，每次加、减负荷的幅度不超过50MW，在调整负荷前要初步计算好当时的煤水比和负荷燃料比，进行一阶段的操作后要注意观察相关参数（氧量、给水流量、分离器入口温度、屏过出口温度、高过出口温度、再热蒸汽温度、一、二级减温水和事故减温水流量、烟气挡板的开度、主汽压力和负荷的变化），待参数基本稳定，减温水调节门在正常的调节范围后再继续进行下一阶段的操作。2）在给水自动投入期间，值班员要注意观察分离器入口温度以及给水控制站的温度偏差值，发现偏差过大自动不跟踪，要果断切除给水自动,手动调整给水量，给水因给水泵不能增加要果断减燃料降负荷，严禁给水不够强制带负荷。3）锅炉在进行加、减给水，增加给煤量时因为热惯性存在较大的延迟，值班员要注意观察和总结经验，避免猛增、猛减燃料量和给水量,造成参数上下长时间过调。4）为防止受热面超温，锅炉运行中要注意观察受热面的金属温度，其中屏式过热器出口金属温度不允许超过610℃，高温过热器出口金属温度不允许超过590℃，金属温度超过规定值时要采取措施,严禁金属温度长时间超过规定值运行。1.2协调控制系统组态存在缺陷,造成机组超压1.2.1事故经过机组为CCS协调控制方式，机组负荷指令570MW，主汽压力设定值，主汽温度设定值560℃，给水流量1746T/H，燃料量210T/H，调门的控制方式为顺序阀控制，#1、2调节阀全开，#3调门开度70%。为检验某地煤的制粉和燃烧情况，启动D制粉系统运行，后发现磨煤机堵煤，停止给煤机运行；随后F磨煤机润滑油泵和液压油泵因就地控制柜故障跳闸延时跳F制粉系统，此时A、B、E、C制粉系统出力达到，之后A制粉系统失去火检跳闸，值班员通过改变协调负荷指令改变机组负荷为500MW，汽机调门快速关闭，主汽压力升高至。值班员手动改变主汽压力定值，汽轮机高调门快速开启，机组负荷瞬间波动至630MW。将机组协调控制方式切换为汽机跟随后机组负荷和压力逐渐恢复正常。1.2.2事故原因协调控制系统组态存在缺陷，值班员在改变负荷输出指令（由570MW变为500MW）后汽机调门关闭过快导致主汽压力瞬间升高，值班员改变压力定值（降低压力定值）后汽轮机调门快速开启导致负荷瞬间上升至630MW。1.2.3防范措施：1）积极和调试所联系完善协调控制系统；2）值班员在协调方式调整负荷时要注意观察主汽压力、设定主汽压力和当前主汽压力偏差、机组负荷、负荷指令和当前负荷偏差，如发现主汽压力和机组负荷变化过快或协调运行不稳定要立即将协调方式切换为汽机跟随方式运行，在锅炉主控进行机组的负荷调整操作。1.3水煤比严重失调，造成机组汽温急剧下降1.3.1事故经过机组启动升负荷至330MW，锅炉主汽温度520℃，机侧主汽温度518℃；3套制粉系统运行，2支启动油枪投入；机组控制方式为机跟踪，FM自动投入。2台磨煤机同时断煤，另一台磨煤机处于间歇断煤状态，值班员立即增投2支启动油枪并将磨煤机自动切换为手动调节。5分钟后过热器开始进水，锅炉各受热面温度开始急剧下降，值班员将启动油流量由提升到并开始降低给水流量，30分钟后锅炉主汽温度降低至最低320℃，机前主汽温度降低至325℃，高压导汽管开始冒汽伴随汽轮机#1瓦轴振升高至110mm/s。之后经过降低给水流量和启动1台给煤机，受热面温度逐渐回升，50分钟后主汽温度恢复正常，汽轮机异常现象消失。1.3.2事故原因2台磨煤机断煤前给水流量1100T/H，燃料总量（加燃油量）相当于150T/H，水煤比7.3为正常。磨煤机断煤后（另一台磨煤机来煤处于不稳定状态）燃料总量（加燃油量）降低至81T/H，给水流量没有及时降低，仍然在1100T/H，水煤比增加至，煤水比严重失调，造成主蒸汽温度急剧下降。后将给水流量降低至580T/H并启动一台给煤机带42T/H煤量（此时总煤量相当96T/H），水煤比降至，锅炉沿程汽温开始逐渐回升。1.3.3存在的问题1）值班员异常处理经验不足，在给煤机运行不稳定频繁断煤的情况下没有注重汽水系统温度的监视和调整，磨煤机断煤后减水、增投油枪和提升燃油量不及时造成煤水比严重失调。2）值内工作安排不到位，在给煤机频繁断煤同时，除氧器水位和压力大幅度波动等异常情况下，没有组织力量协助值班员进行监视和操作，造成异常处理中监视和操作不到位。3）值长和值班员执行事故处理规程不到位，在主蒸汽温度急剧降低，机前主蒸汽温度降温幅度远高于50℃/10min的情况下，没有果断、严格地执行运行规程，对汽轮机的安全构成了严重的威胁。4）值内对断煤的事故预想不够，机组启动各给煤机频繁断煤没有引起足够的重视，班前会安全交底不到位。1.3.4防范措施1）强化值班员异常情况下判断处理能力，提高值班员操作水平。2）值长在机组运行工况异常的情况下，应合理安排和组织力量协助操作。3）加大机组事故处理规程的学习和执行力度，防止事故扩大和发生恶性设备损坏事故。4）各值认真组织学习二十五项反措，举一反三，防止类似事件发生。1.4主蒸汽温度骤降，造成汽机保护动作跳闸1.4.1事故经过机组调试中，负荷590MW，机组CCS协调投入；电负荷增加，由于锅炉热负荷没有跟上，给水流量自动增加并过调，流量最高至1962t/h，A/B小机转速达5772rpm；主蒸汽温度开始下降，过热度从186℃开始下降，在此期间主汽温6分钟从554℃降至464℃，下降了90℃，汽机ETS保护动作跳闸，转子惰走时间52min，就地投盘车无法启动；关闭汽机本体疏水，各抽汽疏水及高排通风阀进行闷缸，同时采取行车进行强制盘车。1.4.2事故原因1）机组协调控制状态下，电负荷增加后因锅炉热负荷未跟上，给水自动过调而引起汽温骤降，未及时减给水流量、降电负荷、增加热负荷。2）“主蒸汽过热度低”保护动作，汽机跳闸，汽缸受到急剧冷却而变形，造成盘车启不动的严重结果，严重威胁汽轮机的安全。1.4.3防范措施1）当出现电负荷与热负荷不匹配时，应及时采取措施，解除相关操作自动进行手动调节；2）当出现汽温下降时，应严格按规程规定处理，如汽温在10分钟内下降50℃应严格执行25项反措规定进行打闸停机，防止汽轮机发生水冲击。1.5一次调频引起负荷波动、导致温度低保护动作跳机1.5.1事故经过机组调试中，负荷180MW，主汽温470℃左右,准备试运汽泵时，“温度低”保护动作，汽机跳闸。1.5.2故障原因电网负荷波动，机组一次调频功能使机组负荷升至35%，温度低保护动作，汽机跳闸（温度低保护：汽轮机负荷大于35%时主蒸汽入口温度小于478℃）。1.5.3防范措施1）汽机负荷升至30%后，主蒸汽温度应保持在480℃以上，避免负荷波动造成保护动；2）运行人员要熟练掌握保护逻辑设置条件，作好危险点预防与控制。1.6冲转时高排逆止门不能全开、造成冷再管道剧烈振动1.6.1事故经过某上汽厂600MW机组，采用高压缸启动，机组冲转至2900rpm，进行阀门切换后，冷再管道剧烈震动，经检查系高排逆止门忽开忽关引起，手动打闸停机。1.6.2事故原因汽机一旦挂闸，OPC母管建立油压，压缩空气便送至高排逆止门气缸，使其处于自由状态，汽机冲转后由蒸汽将其顶开，如果此时汽量不足，此门便不能全开，致使冷再管道剧烈振动。1.6.3防范措施冲转时先强制打开高排通风阀，当高压缸排汽压力高于高排逆止门后压力时（约1000转/分）关闭高排通风阀。1.7高排压力高保护误动，造成机组跳闸1.7.1事故经过机组负荷600MW，5套制粉系统运行，2台汽泵运行，主/再热汽温537/535℃，发电机无功181MVAR；机组跳闸，“主汽门关闭、主燃料跳闸、小机跳闸”光字牌报警发出，厂用电由高厂变自动切至高备变运行。系统周波由50降至49.5Hz；汽包压力由17.18Mpa升至18.04Mpa，锅炉左侧过热器安全阀动作，17.0Mpa回座。1.7.2事故原因查保护首出为汽机跳闸，根据ETS后备盘显示为高排压力高跳闸。机组跳闸后，热工对高排压力开关进行检查，无感应电、绝缘良好、定值良好，压力开关未动作。运行过程中高排压力一直在正常范围内。高排压力高ETS动作原因不明。1.7.3防范措施1）请示总工同意，暂时解除高排压力高保护。2）会同有关部门进行保护改造，防止其误动。1.8汽轮机旁路故障、保护动作掉闸1.8.1事故经过机组负荷450MW，AGC投入，旁路系统为手动方式运行，锅炉5套制粉系统运行。单元长按照值里培训计划在旁路控制屏上向运行人员讲解旁路系统的投入过程，为了进一步详细讲解，将旁路系统由手动方式切到自动方式,1分钟后机组跳闸，SOE首出原因为旁路系统故障。1.8.2事故原因1）此次非停的直接原因是单元长安全意识淡薄，对设备系统的特点及缺陷状况了解不全面，简单地认为将旁路系统由手动方式切到自动方式短时间内不会有什么异常情况发生，将A侧低旁由手动方式切为自动方式后，致使旁路系统故障A侧低旁开启，造成机组跳闸。2）此次非停的重要原因是该低旁系统“自动”方式是不稳定的工作状态（在旁路系统功能完好正常情况下，低旁在手—自动方式之间切换是不会出现问题的。然而，在调试阶段，低旁在自动方式曾发生过异常现象。由于无法调出旁路控制系统内部的固化逻辑，我们曾多次联系厂家及调试单位，准备在明年机组小修期间彻底查明原因并消除隐患。鉴于此，为了保证机组安全运行，暂定旁路系统手动方式）。3）发电部曾下发过该旁路系统存在的缺陷并制定了相应的安全技术措施，但就旁路系统的方式没有作出明确的规定，也是此次非停的重要原因。1.8.3防范措施1）认真组织学习各项规章制度，严格执行运行规程和安全规程。2）加强安全培训、提高职工安全意识，进一步规范运行人员的工作行为，杜绝工作随意性，严格执行操作票制度，层层把关。3）布置各项工作时必须进行危险点分析，认真做好异常情况下的事故预想并制定有效的安全措施。4）进一步规范缺陷管理，针对设备缺陷制定相应的措施，防止事故的发生。汽机本体、主机保护及油系统2.1保护误动，造成AST电磁阀动作2.1.1事故经过机组操作员站发出“汽轮机一通道跳闸阀动作”报警信号，运行通知热工人员检查，热工人员迅速至就地检查汽轮机跳闸电磁阀，经检查发现汽轮机一通道跳闸阀已失电动作，但AST电磁阀电源正常，至主控电子间检查ETS保护柜发现ASP1跳闸，油压报警，证明汽轮机一通道跳闸阀确实已掉电，同时ETS保护盘来63－1/LV1-1汽轮机真空保护开关动作,初步判断为真空开关误动作导致电磁阀动作（此时机组真空正常），就地检查真空开关确实动作，判断此开关定值已偏离原校验定值。由于ETS保护柜中的真空保护无法手动解列，热工人员现场将偏离定值开关调回，复位ETS保护柜，操作员站报警消失，系统恢复正常。2.1.2事故原因我厂汽轮机真空保护设计控制逻辑为2套保护，#1/#2低压缸各1套，每套保护有4个压力开关，设计逻辑为4个压力开关分为2组，每组中有1个压力开关动作则动作一路电磁阀，而就地电磁阀设计为两路串联，即2路电磁阀中均有1个动作则机组跳闸。发生定值偏离的压力开关为SOR型，此开关符合定检要求，可认定为开关质量问题。2.1.3防范措施1）鉴于目前AST电磁阀设计原理（防止拒动），经与会人员认真讨论认为目前使用的“测点双或与”对应“电磁阀双或与”保护逻辑合理，不需要进行变更。2）从取样系统安全考虑，将现有控制逻辑中的#1/#2低压缸中的2组压力开关在逻辑搭接中互换，以此提高系统可靠性。3）从信号报警角度考虑，将电磁阀通道动作报警接入机组事故喇叭报警系统；4）上述措施举一反三，热控专业同步考虑“汽轮机润滑油压力低保护”和“汽轮机EH油压力低保护”的完善工作。2.2安装质量问题、造成汽轮机#8轴瓦温度高2.2.1事故经过汽轮机首次启动，冲转至3000rpm，正常带负荷至262MW；从主机运行情况看，低压转子轴承轴瓦温度高，其中以6瓦、8瓦温度最高。现将主机轴承温度在空载和带负荷时的参数 记录 混凝土 养护记录下载土方回填监理旁站记录免费下载集备记录下载集备记录下载集备记录下载 如下：℃，轴承回油温度59℃，润滑油压176KPa）：轴瓦1234567891011温度（℃）68677275869685106748267油压（KPa）150162159175171162159℃，轴承回油温度60℃，润滑油压173KPa。）轴瓦1234567891011温度（℃）70687381809490107748267油压（KPa）1421631391631621501502.2.2事故原因1）该500MW汽轮机组均在原机型基础上经过了较大的改型，其各项安装 标准 excel标准偏差excel标准偏差函数exl标准差函数国标检验抽样标准表免费下载红头文件格式标准下载 均需经过运行的进一步检验，才能得到验证。对比各轴瓦在运行中的温度值偏差较大（67—107℃），可以明确肯定机组轴瓦负荷分配需要经过进一步检验、修正，以保证汽轮机各轴瓦负荷分配处于一个比较合理的水平。2）在施工过程中，因厂家专家要求，除对轴承各部尺寸进行测量外，未做任何调整工作，但从测量数据可以看出，#8瓦瓦口间隙偏小。2.2.3处理过程1）机组停运后，对八瓦轴承标高进行了处理，将8瓦径向标高下降0.10mm。检查#8偏接触（并不严重），进行修研处理；2）机组再次并网运行至今，#8轴瓦温度下降至96℃，处于一个比较稳定的水平，能够满足机组正常运行，但其温度仍偏高，还需进一步研究及处理。2.3润滑油冷却器冷却容量不足、造成润滑油温偏高2.3.1事故经过某汽轮机组，润滑油系统设置了三台冷却器和AMOT温控三通调整阀，三通阀布置在冷却器的出口，自动调整冷却器出口冷油和冷却器入口短路管来的热油混合比例，其出口调温范围为41-42℃；机组第一次冲转，三台冷却器投入运行，冷却器出口油温达到46℃，为保证机组安全运行，采取冷却器外壳淋水的临时措施，出口温度降至43℃，但仍不能保证汽轮机组润滑油供油温度要求，汽轮机轴瓦温度升高，其中#6、#7、#8轴瓦温度均达到或超过了100℃，上述问题的存在，严重影响到机组的安全运行。2.3.2事故原因1）主要原因：冷却器结构不合理，冷却容量不足；2）次要原因：系统设计不合理，润滑油冷却器冷却水供水为循环水，回水与其它冷却器回水相连存在压力排挤现象，造成循环水回水不畅，现场测量流量，将其它回水切除后，润滑油冷却器冷却水流量为470T/H，投入后润滑油冷却器冷却水流量为350T/H。2.3.3采取措施1）机组停运后对冷却器进行解体改造，采取了在管板外圈补加钢板的措施，将间隙缩小至5mm。2）将润滑油冷却器冷却水回水接至凝汽器循环水回水管，避免压力排挤，保证冷却水流量。3）经初步改造后，润滑油温一直保持在41℃。2.4低压缸胀差偏大，影响机组安全运行2.4.1事故经过某机组经168试运后，正常运行情况下低压胀差为+20mm左右，当机组事故跳闸后，低压胀差会急剧上升至+25.5mm左右，超过了跳机保护动作值（报警值为+22.7mm、-0.76mm，跳机动作值为+23.5mm、-1.52mm），转子静子并经过盘车4.5小时后才能恢复到+20mm左右，汽缸温度下降到冷态状态时，其低压差胀下降到4mm左右；若机组跳闸后要尽快恢复，则必须退掉低压缸胀差保护，这样会发生机组动静碰磨的危险。2.4.2防范措施1）机组正常运行中应加强对低压差胀的监视，发现增大时应查明原因，采取措施消除。2）低压缸轴封汽温度最高不能超过195℃，正常运行维持在140℃-180℃之间。3）当机组跳闸后需立即恢复时，必须经总工同意后才能退出低压缸胀差保护，在保护退出期间应加强对机组振动、轴向位移等参数的监视。4）停机后需重新对低压缸胀差探头进行检查、定位。2.5VV阀未开、高压缸闷缸运行、造成转子损坏2.5.1事故经过某600MW机组第一次冲转，采用中压缸启动方式，经过200rPM摩擦检查和中速暖机后，升速至3000rPM；机组定速后进行了润滑油压力调整，事故润滑油泵联启试验，就地和主控打闸试验，闭锁阀闭锁试验，主跳闸电磁阀试验，DEH在线试验及推力瓦磨损试验，然后开始电气试验；这时“高压排汽缸金属温度高”动作，汽机跳闸。停机后，对跳闸原因进行检查，发现是因CV1（高调门）关闭、行程开关未正确闭合，引起VV阀关闭，导致高压转子闷缸运行。闷缸发生后，各方对闷缸情况进行了分析，确认了高压缸闷缸的原因，但未发现闷缸运行对机组造成根本性损坏，遂决定机组继续试运；第二次采取中压缸方式的温态启动，转速升至1700rpm过临界时#2瓦轴振曾达14丝，当时认为汽封可能有碰磨，渐渐振动又恢复正常;定速后#2瓦振动由7.4丝慢慢降到4.4丝，随后进行了发电机短路试验、发电机空载试验、发/变组短路试验、励磁系统闭环试验等电气试验，进行了润滑油压调整，完成变油温试验、变真空试验、旁路扰动试验，停机后锅炉进行蒸汽严密性试验，安全阀整定等工作。其后根据调试工作安排，又进行了两次冲转，完成了升压站电气试验,超速试验等工作，试验工作结束后逐渐将负荷升至600MW，此时调节级压力为13.8MPa，一级抽汽压力为6.8MPa,CV1,CV2,CV3全开，CV4开度至56%，发现机组出力受阻，于是停机处理。对高压缸开缸检查，发现高压缸转子的4、5、6、7、8级损坏严重，远远超出了预期的想象，经与厂家协商，决定更换机组高中压转子和高压隔板。2.5.2事故原因1）汽轮机第一次冲转作机组远方打闸试验时，CV1阀门已关闭，但行程开关关闭信号没有反馈，导致高压缸VV阀关闭，引起高压缸闷缸，鼓风摩擦产生热量造成高压转子过热损坏。2）调试人员及运行监视人员没有及时发现高压缸通风阀不正常状态，使机组在故障状态下长时间运行，造成设备损坏。2.5.3防范措施1）机组调试期间，调试措施应针对具体工作所涉及的操作，列出相应的危险点监控措施，有关技术管理人员与操作人员应认真学习。2）涉及机组安全运行的热工保护接线、位置开关、流量计、压力开关等环节，必须保证可靠性。3）做好生产准备期间运行人员技术培训工作，提高操作人员业务素质；运行人员应熟练掌握机组热工联锁、保护逻辑与定值，能够及时发现故障苗头并及时采取措施。4）机组调试期间就地必须有人对所操作的设备和阀门进行检查和核对，并作好记录。2.6顶轴油管开裂、造成顶轴油压低2.6.1事故经过某600MW机组开始启动，投入盘车运行，#7轴承顶轴油压9Mpa，汽轮机冲转后#7轴承顶轴油压开始下降，启动备用顶轴油泵，收效甚微，油压最低降到4.4Mpa。2.6.2事故原因停运后对#7轴承揭盖检查，发现顶轴油管至轴瓦油孔弯头处开裂，导致顶轴油从此处喷出泄油，建立不起足够的压力。2.6.3防范措施1）加强施工监理，确保施工质量。2）注意汽轮机启动过程中顶轴油压变化趋势，一旦发现异常应停机检查，确保机组安全。2.7机组跳闸后、润滑油中断造成轴瓦烧损事故2.7.1事故经过某300MW机组，热工人员在循环水泵房搞工作，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，1A循环水泵未联动投入，造成机组低真空保护动作跳闸。当汽轮机惰走至1247r／min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，同时采取以下处理措施：(1)立即抢合直流润滑油泵，但未成功；(2)收回交流润滑油泵工作票，投入交流润滑油泵运行,启动A、B、C顶轴油泵,此时汽轮机转速为320r／min。汽轮机转子静止后，投盘车跳闸；事故造成汽轮机主轴承报废、动叶片磨损严重。2.7.2事故原因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，1B循环水泵跳闸，1A循环水泵因润滑水压力低未自投，造成机组低真空保护动作跳机是事故的直接原因，也是机组轴瓦烧损的起因。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，引起直流润滑油泵跳闸、润滑油中断；因此，直流润滑油泵跳闸是汽轮机轴瓦烧损的直接原因。2.7.3防范措施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）对主机直流润滑油泵控制接线进行核对、更改；禁止设置直流润滑油泵保险和保护。3）对运行中重要辅机的检查、消缺，应将其切换，正常后方可工作。2.8维护人员误操作、造成“润滑油压低”保护动作跳机2.8.1事故经过某600MW机组正常运行，突然报警盘“润滑油压低”报警，汽机跳闸，经检查为维护人员误操作所致。2.8.2事故原因汽机就地因润滑油压ETS试验块压力表活节漏油，维护人员在处理过程中误将该试验进油门关闭，造成汽机“润滑油压低”保护两个通道同时打通，ETS动作，汽机跳闸。2.8.3暴露的问题1）现场对接有保护的重要阀门、压力开关、变送器、热工表计等，没有明显的标记。2）操作人员对系统不熟悉，工作时没有考虑后果，运行与维护在工作中联系脱节。2.8.4防范措施1）在进行跳机保护有关的工作时，一定要办理工作票，做好安全措施，对于可能误动的应申请退出保护。2）就地接有保护的变送器、压力开关、试验阀门等设备应有明确的标示，对可能误动的设备还应该加锁。2.9高压调门晃动大、造成引起负荷波动2.9.1事故经过某机组运行过程中，#4高压调门晃动大（18.4%—40.5%），调门开度指令未变，负荷由227MW升至276MW，5分钟后晃动幅度很小；30分钟后#4高压调门又一次晃动（18.8%—100%），调门开度指令未变，负荷由220MW升至300MW。2.9.2事故原因#4高压调门的速度反馈卡烧。2.9.3防范措施1）应立即稳定负荷，联系热工、汽机检修进行处理，注意汽机振动等参数的变化。2）若机组振动超限应立即打闸停机；3）立即手动将负荷限制器指令降到机组负荷指令或略低。旁路阀拒关、高温蒸汽进入低压缸造成低压缸严重变形10.1事故经过某300MW机组，完成“168”试运后转入试生产，继续补做50％、100％甩负荷试验(因汽机转速不能控制在3300rpm以内，试验不成功)；后又进行了500kV系统单相接地短路试验，并重新并网。第二天因500kV线路对端作投切电容器试验，造成发电机进相运行，发电机失磁保护动作解列，跳开500kV侧主开关，高低旁路快开，发电机带厂用变运行；因汽轮机转速不能维持3000rpm，先升到3250rpm，后降到2800rpm，14秒钟后发电机低频保护动作停机、停炉，厂用电快速切换装置启动，但因启动变差动保护误动跳闸，强送启动变开关不成功，造成厂用电失电，柴油机自启动成功，直流润滑油泵和直流密封油泵自启动成功；因高低旁路保护快关失灵，手动强关无效，使高温蒸汽进入排汽缸，造成低压缸及小汽机排汽安全门动作。直至仪表空气压力降至高低旁阀门自关设定值，高压旁路、低压旁路才相继关闭；汽机转速到零，多次启动盘车，因盘车马达热偶动作不成功，强行人工手动盘车使转子转动45度；其间多次强投电动盘车，就地强投盘车成功，当时大轴偏心为74μμm(规程规定为不大于66μm)。事故停机后，各单位经讨论并对机组进行消缺，仅考虑到事故中，机组凝汽器进入带压蒸汽后转子惰走了16分钟，认为高温蒸汽可能损坏凝汽器管子及胀口，大轴偏心已达到规程要求，盘车亦正常，未认识到高温蒸汽可能引起低压缸体变形，所以在消缺计划中未列出低压缸揭缸检查项目；消缺工作完工后再次启动，第一次冲至1200rpm，因胀差大打闸；第二次冲至950r／min，因高中压后轴封处碰磨，1瓦轴振达250μm跳机，处理变形阻汽片并盘车至偏心率合格；第三次冲至3000rpm，除1瓦轴振163μm外，其他各瓦均小于50μm，后因励磁系统故障，励磁开关跳闸停机；第四次冲至3000rpm，因1瓦轴振大，达183μm，且有上升趋势，决定打闸停机检修，惰走时间57分钟(未破坏真空)，就地偏心指示O．035mm。本次启动后，根据现场听音和1号瓦振动数据分析，依据振幅不是常数，在同一转速下振幅发生变化，过临界时振幅无明显变化及只有1号瓦振动较大，其余各轴振正常的现象。认为振动的主要原因为高压缸1号汽封碰磨，未认识到低压缸变形引起对轮中心变化，导致振动增大的问题。经有关单位共同研究，决定撤去上次消缺中对2瓦加上的120μm垫片，恢复到原试运状态，再用低参数启动一次，并测量振动数据；处理好后机组再次启动，升速至950rpm时，1瓦轴振明显增大，达185μm，立即降速至500rpm，1瓦轴振下降至110μm，再次升速至600rpm时，1瓦轴振又升至150μm，其余各轴振正常，鉴于1瓦轴振振动仍较大，决定打闸停机。经与厂家代表研究并报公司领导批准，决定解体检查。重点解体检查高中压缸和复查A、B对轮中心，在复查对轮中心时才发现低压缸变形下沉问题，进而扩大为解体检查低压缸。2.10.2事故原因1）事故发生的起因为500kV系统在投电容器组(400Mvar)时引起发电机进相，系统低频振荡(约1Hz)造成发电机失磁保护动作解列。2）事故扩大的直接原因是高、低旁路在事故全停后保护快关及手操均失灵，加之因失去厂用电，减温水及循环水同时中断，造成汽轮机低压缸超压、超温；高、低旁路没能按指令及时关闭，经检查为气源管路含水，造成内壁锈蚀，引起旁路气动阀堵塞所致。3）厂用电保护不完善，启动变差动误动，电气和热工设计匹配错误，造成厂用电系统全停，也是事故扩大的原因。4）高温蒸汽进入低压缸，由钢板焊接而成的低压缸超温，引起不规则变形，连在低压缸上的3、4瓦座发生变形，致使轴系中心偏差超标，造成动静碰磨。2.10.3暴露的问题1）对该厂双机单线500kV长线路(约200km)的运行方式缺乏经验，对系统运行稳定性估计不足，对500kV系统低频振荡缺乏事故预想和措施落实。2）对排汽缸超温的严重后果认识不足和缺乏经验，未及时核查轴系中心和进一步揭缸检查，延误了检修时间，造成了重大损失。3）事故后的两次启动缺乏经验，暴露了我们的安全思想不牢固，考虑问题不全面；在第一次启动中，由于思想上重视不够，没有加装振动相位频谱等监测仪表，在几次冲车振动较大时，只是根据听音和振幅分析就认为是汽封碰磨；尤其是在第一次启动失败后，未经严密的科学分析，就作出了撤下120μm垫片再试的决定。2.10.4防范措施1）进一步加强对单长线路双机运行方式的研究，采取可靠的运行措施。2）对机组热工、电气保护逻辑进行整理，对旁路动作不合理的设计进行改进。3）对汽机转速调节特性进一步调整试验。2.11安装残留物清理不净，造成喷嘴损坏、轴瓦磨损2.11.1事故经过某300MW机组，经过5个月的运行后因机组运行不正常，暂停试运。揭瓦、揭缸检查，发现机组损坏十分严重；4、5、6、7瓦不同程度损坏，中压转子叶片1～3级，均被打有不同深度，不同直径的坑点。中压第1级静叶喷嘴已被焊渣打击变形报废；从1级静叶喷嘴处取出焊渣、三角锉(45mm)、金属杂物24块；2、3级静叶喷嘴也有不同程度的坑点。2.11.2事故原因1）汽机中压转子及静叶喷嘴损坏原因是焊渣打击，取出焊渣进行分析为碳钢，具体来源有待进一步查明。2）转子轴颈及轴瓦的磨损其主要原因是油脏造成的，油系统内存在4个薄弱环节。a）套装油管制造、施工管理不善，无法清理焊瘤。b）油箱结构：油箱的滤网下部与油箱底部之间有150mm的通道，不易将机械杂物隔离在滤网之前。c）冷油器：这次事故后将冷油器解体检查，在1号机冷油器中清理出许多焊渣；2号机冷油器安装前也解体检查，同样清理出许多焊渣。这说明设备制造工艺管理不善，安装就位未进行解体清理。d）调节部套主轴承铸件发现有原来残留的杂物。综上所述，油脏问题需由施工、制造部门共同解决，单靠现场采用油循环冲洗的办法是不能解决的。℃℃℃。1）大型轴承停机过程中低速烧瓦问题，应控制停机低转速时的油温（35～38℃），停机时早开顶轴油泵，开机时2500rpm停顶轴油泵；停机时2000rpm开顶轴油泵。2）加强施工监督、管理、验收；严格执行验收标准；为解决油脏问题，在冷油器出口加一反冲洗过滤装置。3）设计、制造不合理的设备，应及时联系厂家协商解决，拿出合理的处理 方案 气瓶 现场处置方案 .pdf气瓶 现场处置方案 .doc见习基地管理方案.doc关于群访事件的化解方案建筑工地扬尘治理专项方案下载 。2.12滑销系统卡涩、造成汽轮机大轴永久弯曲2.12.1事故经过某发电厂接调度令停机调峰，发电机解列后打闸停机，转子静止后投入盘车（转子惰走22分钟，惰走时间缩短），盘车电流6.5A，大轴偏心80μm。第二天接调度令启动机组；送轴封抽真空、锅炉点火、热态冲转；转速升至500rpm，检查未发现异常，各轴瓦振动皆不超过0.01mm，继续升速至800rpm，发现机组振动有异常感觉，立即回摇同步器降速（振动异常时严禁采用降速的办法），在此瞬间机组转速不仅未降反而突升并且发出异音，于是立即就地打闸停机并迅速破坏真空；同时集控室发现们轴承振动监测仪表指示瞬间突增超标，马上按紧急停机按钮；打闸过程中机组最高转速达2000rpm，1号瓦轴振指示达500μm满量程；转子静止投入盘车运行，检查盘车电流正常（6A），大轴偏心170μm。停机后检查发现高压前后轴封、中压前轴封处有轻微而间断的摩擦声，高压缸右侧保温外层部分脱落，打开凝汽器人孔门检查未级叶片未发现异常，但听到中压缸侧也有轻微而间断的摩擦声，查阅事故追忆，发现1号轴承钨金温度在事故发生时，其中一测点瞬间达108℃。盘车运行中，大轴偏心表指示异常，刚投入时为170μm；10分钟后测为95μm；25分钟后测为150μm，以后大轴偏心逐渐增至325μm、323μm、366μm。事故造成高压转子永久性弯曲，最大弯曲部位在第3、4级之间，最大弯曲值为0.64mm；第2、3、4级高压转子叶顶围带磨损严重；高压转子隔板汽封和高压前后轴封轻微磨损；1、2、3号轴承有轻微擀瓦现象。2.12.2事故原因1）滑销系统卡涩，引起汽缸跑偏，加之高排逆止门不严，在锅炉点火升压过程中，冷蒸汽进入高压缸，造成高压缸局部收缩，动静间隙消失、动静摩擦引起振动，导致高压转子热弯曲。2）部分主要表计，如微机转速测点、高压内缸上下内壁温度测点等损坏，部分数据记录不全，为运行操作及事故分析、处理增加困难。3）运行人员在机组转速800rpm时发现振动异常，没有果断打闸停机，而是采取了降速的错误措施，使事故扩大、造成高压转子永久弯曲。4）机组存在滑销系统卡涩缺陷，一直未能彻底解决。5）对“二十五项反措”贯彻不力，对规程的贯彻执行要求不严，对设备存在的问题认识不足。2.12.4防范措施1）对高排逆止门进行检查处理，达到灵活、严密。2）汽缸两侧加膨胀表，严密监视汽缸两侧膨胀，发现汽缸跑偏超标应立即停机，查明原因消除后，再重新启动。3）启动过程中，主要轴承设就地瓦振监测表，实现就地连续监测。4）加强运行人员培训，提高业务能力，确保机组安全运行。2.13汽机跳闸后，交、直流润滑油泵未联动造成断油烧瓦2.13.1事故经过某300MW机组，正常运行；突然发出“发电机定子冷却水断水”信号，检查定冷水泵，定冷水流量正常，判断为误发信号；随后锅炉MFT动作，锅炉灭火，汽机跳闸，发电机解列；转速降到1550rpm，启动顶轴油泵；转速至0后投盘车不成功，检查发现润滑油压表显示接近于O，即启动交流润滑油泵，油压上升到0.14MPa，投盘车仍未成功；汽机转子惰走17min，比平常少38min；惰走期间润滑油中断，致使轴瓦烧毁。2.13.2事故原因1）锅炉MFT跳闸，是事故的诱因。2）机组解列后，润滑油压随转速下降而降低，当油压降到0.07MPa、0.06MPa时，交、直流润滑油泵未联动是事故的主要原因。3）运行人员在汽机解列后，没有严密监视润滑油压，当润滑油压降至交、直流润滑油泵联动值未能自动联动时才手动启动交，直流润滑油泵，造成汽机润滑油中断烧瓦，转子下沉，高压缸下部动静径向间隙消失，摩擦卡死。4）汽机解列，出现润滑油压低之后，润滑油压低I值、低Ⅱ值、低Ⅲ值未发声光报警信号。2.13.3暴露的问题1）启动前的热工联锁、保护试验未按规定执行。2）运行岗位新人员多，缺乏实际经验，事故处理能力较差。2.13.4防范措施1）新设备投产前的调试、试运行和验收工作，必须按《电力工业技术管理法规》有关规定，对设备的主保护、自动装置、重要保护及自动装置尚未投入或不完整的，不准起动，不予验收。2）运行中汽轮机的交、直流润滑油泵，其低油压联锁起动开关必须在投入位置，不得随意退出。3）运行中交、直流润滑油泵及其低油压自起动装置应每周试验一次；每次正常停机前和启动前要进行试验。4）机组事故跳闸或正常停机后，运行人员应立即手动投入交流润滑油泵运行，必须熟悉交、直流润滑油泵失常情况下的紧急处理方法。2.14冲转过程中、轴振大打闸停机2.14.1事故经过汽机转速升至3000rpm时，＃1轴承振动大（250um），手动打闸停机。2.14.2事故原因高压汽封摩擦，间隙不合理。2.14.3防范措施1）盘车状态下加强对各动静部分摩擦检查，确保正常。2）冲转时，检查大轴偏心、轴向位移、胀差、上下缸温差正常，符合启动条件；冲转过程中，加强对各轴承振动的监视，发现不正常时，及时处理。3）无论何种机组启动状态都应先送轴封后抽真空。2.15汽机挂闸作试验、造成低压缸安全膜破裂2.15.1事故原因厂用电中断后，机组在未建立真空，凝结水泵、循环水泵停运，汽封未停情况下挂闸。中压调门不严，大量蒸汽进入汽缸造成低压缸超压、安全膜破裂。1）机组温、热态情况下，严禁在凝结水泵、循环水泵停运、无真空情况下挂闸。2）厂用电中断后，严禁开启本体疏水，禁止汽水排入凝结器，尽量保持真空；真空到零后，立即开启真空破坏门。2.16阀门流量曲线有问题、造成机组负荷不正常波动2.16.1事故经过某机组自投产以来，在正常运行中，其负荷时常发生波动现象，大致有两种情况：一是负荷突然跳动8-1.5MW左右然后在自动控制下慢慢恢复负荷，负荷变化时，调节级压力也相应发生变化，但调门开度没有发生变化；二是在一定的调门开度时，机组的阀门和负荷抖动，EH油管也有点振动；进一步检查发现负荷波动只出现在高调门23-28%的开度区域（24%的阀门开度区域对应87%的流量）；机组负荷发生突变时，其主汽压力几乎没变，调门开度也几乎没有变化，主要是由于主汽流量突然发生变化所造成的。2.16.2事故原因通过用听针对高调门汽流声判断，所有的高调门汽流声都不太正常，其中#3高调门最严重，能够听出有“咚咚”的声音，可以判断负荷突然跳动由高调门的阀碟引起；由于机组在24%的阀门拐点区出现了阀门和负荷抖动，可以判断机组的阀门流量曲线有问题，需要优化处理。2.16.3防范措施1）当机组运行在23-28%的阀门开度区域发生负荷波动时，待负荷波动后恢复时，可通过改变主汽压力设定值来避开波动点。2）机组运行中还应做好某个阀碟突然脱落的事故预想，在单阀运行时，如果某个阀碟脱落后，其负荷可能会突降1/6左右，应特别注意锅炉的燃烧情况及给水的自动情况，防止锅炉灭火和超温。3辅汽、轴封汽系统3.1轴封压力过高、导致油中进水3.1.1事故经过某600MW机组试运中，油化验班对主机润滑油进行定期化验，发现主机润滑油中含水量108mg/l，化学监督标准含水量≤100mg/l，而在此之前含水量远小于100mg/l。3.1.2事故原因为了提高凝汽器真空，将主机轴封压力提高，致使轴封汽通过轴承油档进入油中，造成润滑油中水分增多。3.1.3防范措施在机组运行中，应适当调节主机轴封压力，以既不向外冒蒸汽、也不向内漏空气为原则。3.2切换辅汽时、造成小机转速骤升3.2.1事故经过机组启动过程中，负荷280MW，进行辅汽联箱汽源切换，辅汽联箱压力突然上升，小机转速急剧升高1000rpm。3.2.2事故原因开冷再至辅汽电动门时，冷再至辅汽联箱基地调节门卡，联箱压力突升至1.6MPa。3.2.3防范措施1）冷再至辅汽联箱汽源尽量在低负荷时（≤100MW）使用，高负荷下切换时因基调前后差压太大，调节性能差，电动门突然开启时，扰动大，易造成辅汽联箱超压。2）运行中，切换辅汽联箱供汽时，应先关闭基地调节门后手动门，然后开启电动门，再缓慢开启手动门，注意基地调节门动作正常，门后压力正常。高、低压加热器及回热抽汽系统4.1操作调整不当、造成高加解列4.1.1事故经过某机组正常运行，负荷350MW，两台汽泵运行；煤量不正常增加至175T/H，检查发现A、F磨煤机堵磨，将A、F磨煤机出力减至最低后堵煤仍未减缓，此时负荷降至303MW，煤量增加至231T/H，启C制粉系统，停A给煤机，煤量开始降低，负荷开始增加，随后A磨煤机吹通，启A给煤机，停F给煤机，由于协调摆动水量降至650T/H，B汽泵再循环调节阀全开，解除协调，手动增加给水量，并手动关B汽泵再循环调节阀，这时除氧器水位高、#3高加水位高高、高加解列。4.1.2事故原因1）在降负荷过程中磨煤机风量调整不当，造成磨煤机堵煤进入炉膛的燃料量降低，机组负荷降低。由于机组协调状态，负荷偏差造成协调不断增加给煤机的燃料量；一方面燃料量增加加剧了磨煤机的堵磨，同时燃料量增加使给水流量同步增加；由于磨煤机堵磨，煤量增加并没有使进入炉膛的煤粉量增加，造成水、煤比严重失调，造成锅炉沿程温度急剧降低，主汽温度降至390℃。2）在处理过程中，堵煤瞬间吹通，造成给粉量瞬间增大，主汽压力升高，给水流量瞬间由1400t/h降至650t/h，导致B汽泵再循环开启，最终给水流量降至350t/h，因为给水流量大幅度的降低造成除氧器水位升高，造成＃3高加疏水不畅，疏水水位高高保护动作解列。3）值班员在手动调整水、煤比的过程中由于操作经验不足，造成水、煤比严重失调，造成汽温严重降低。4.1.3存在的问题1）运行人员防止重大设备损坏的安全意识差，当主汽温度5分钟内下降超过50℃，没有及时打闸停机。2）对锅炉汽水分离器过热度监视、调整不力，导致过热器进水。3）监盘不认真，没有及时发现磨煤机堵煤，处理中没有及时解除协调、投入油枪、降低给水流量，错过了事故处理的时机，造成锅炉沿程汽温严重降低。4.1.4防范措施1）组织各值认真学习运行规程、各项技术措施，掌握异常及事故处理的原则。2）提高监盘、巡检质量，加大考核力度；定期进行运行管理制度的学习。3）增加汽机汽温低保护，避免发生重大设备损坏事故。4.2出水口防冲刷铁板变形严重，造成高加不能正常投运4.2.1事故情况某机组调试期间，高加投运后因疏水输不走，高加水位高一直不能正常运行，严重影响机组的经济效益。4.2.2事故原因将#1高加疏水出口管切开，发现高加内部壳体出水口防冲刷铁板变形严重，造成疏水出口面积明显缩小，最小间距不足5㎜，通过与生产厂家联系，确认此间距应在42㎜。因此，可以肯定，高加水位高的原因是此位置通流面积严重不足所致，后采用千斤顶将变形铁板顶回至原来位置，并加支撑以防止再次挤压。机组启动运行后，高加投入运行后，高加出口给水温度低于设计值4℃，高加水位正常，各调门开度正常，高加能够满足运行要求。4.3疏水不畅，造成高加疏水管道振动大4.3.1事故经过某机组#2高压加热器事故疏水管剧烈振动，就地检查发现#2高加水位低，事故疏水不自关，立即关闭#2高加事故疏水并解列高加组，#2高加事故疏水管道振动消失。4.3.2事故原因高加随机启动，由于负荷低，高加间压差小，疏水不畅，高加水位波动大。#2高加危急疏水门开启后，水位下降至正常值时该门不能正常关闭，造成汽水混合物进入疏水管道，从而引起管道振动。4.3.3防范措施1）加热器投入过程中或负荷较低时，应加强对加热器水位的监视，保持水位正常。2）加热器水位高时事故疏水开启，水位正常后事故疏水应自关，否则应手动关闭，维持水位正常。3）加热器投入时应充分暖管疏水，严格控制升温升压率。4）若加热器疏水管道振动时，应检查加热器水位是否正常，事故疏水是否关闭，否则手动关闭，联系热工处理；若因管道支吊架松动发生剧烈振动时应立即解列加热器。4.4安装设计问题、造成二、三级抽汽联络管断裂4.4.1事故经过某机组运行正常，负荷为500MW；突然中压缸右侧有呲汽声，运行人员进行检查，10分钟后机头处突然响声大，25分钟后判断是二段与三段抽汽联络管三段侧呲汽，汇报调度申请停机；停机后检查发现二、三级抽汽联络管(￠32×3mm)在三段抽汽管(￠377×13mm)侧沿焊缝处开裂。4.4.2事故原因该联络管没有加装管座，直接插入焊接，由于根部应力较大，管壁较薄，造成撕裂。4.4.3防范措施安装加强管座，加强巡回检查，及时发现问题。4.5由于安装问题，#5抽管道在排汽缸内管段爆破4.5.1事故经过某机组运行过程中，主蒸汽流量突增30t/H，调节级、一、二、三级抽汽压力上升，真空下降0.4Kpa，五、六级抽汽压力下降，#2、3、4低加出口凝结水温度均下降，但四抽至小机和除氧器压力均没有明显变化，机组振动无变化。初步分析为中排至五级之间抽汽系统发生异常；立即减负荷至280MW，查找故障原因，同时逐渐降低机组负荷至200MW，#5抽汽压力下降至0.15Mpa，当时#6抽汽压力也下降至0.14Mpa，#4低加凝结水出口温度只比进水温度提高1℃，现场听见排汽缸内声音有异常，确定#5抽管道排汽缸内管段爆破。4.5.2事故原因安装时管道没有按制造厂图纸布置死点，使得总管波形节受力不正常，长期运行后产生爆裂。4.5.3防范措施1）在#5抽总管上按厂家图纸要求增加一个固定死点。2）对#5抽母管及支管波形膨胀节进行更换。3）对排汽缸内其它波形膨胀节进行外观检查。5除氧器、给水系统5.1汽泵前置泵电机驱动端轴承烧损5.1.1事情经过机组负荷530MW，六套制粉系统运行，接班前巡检检查汽前置泵电机驱动端轴承油位三分之二，手摸前后轴承温度正常。接班40分钟后汽前置泵电机驱动端温度高报警，CRT上显示51℃，同时发现汽前置泵电机驱动端轴承温度迅速上升，主值班员立即安排巡检就地检查同时启电泵；巡检汇报汽前置泵电机声音异常，有呜呜声，立即汇报单元长，迅速通知启电泵停汽前置泵，值班员迅速做出减汽泵负荷起电泵，5分钟后电泵启动正常并带负荷，7分钟后停汽泵时汽前置泵跳闸，此时汽前置泵驱动端轴承温度℃，巡检汇报汽前置泵电机驱动端轴承冒烟；汇报有关领导同时通知检修处理。5.1.2事故原因1）生产厂家问题：轴承室内各配件装配间隙过小，电机在运行中转子的轻微串动便会导致轴承受力而加快轴承损坏速度。2）从轴承室内放出的润滑油目测来看，变质严重而失去润滑效果，加剧了轴承损坏速度。5.1.3防范措施1）加强轴承润滑油油质监视，发现油质变化应及时通知检修更换。2）及时与厂家联系，制定处理方案，也便在机组检修时彻底处理。3）增加巡视次数，对运行参数（油位、油温、振动值）认真作好记录，并定期分析其变化情况。5.2小机超速保护动作跳闸引起机组跳闸停机5.2.1运行方式机组负荷600MW，主汽温