300MW机组典型事故汇编.pdf

Shanghai Tenghui Forging Co,Ltd. 上 海 腾 辉 锻 造 有 限 公 司 300MW机组典型事故汇编 山东菏泽发电厂编 2001年2月 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 Shanghai Tenghui Forging Co,Ltd. 上 海 腾 辉 锻 造 有 限 公 司 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 5 3、违章作业 燃油喷出 引燃电缆 机组停运 6 3、升压站220kVⅠⅡ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 11 2、末级叶片护环脱落 振动大停机检修 12 3、Bo型振动安全裕度不够 叶片运行中断落 14 4、中压缸差胀无规律增大 15 5、青岛发电厂1号机跳机化瓦事故 16 6、循环水泵跳闸机组停运 18 7、EH油泵跳闸引起油压低汽机跳闸 19 8、汽动给水泵组倒转超速 损坏报废 20 9、主汽门、调速汽门关闭打不开 机组停运中断安全记录 21 10、危急遮断油门故障 机组被迫停运 22 11、调门漏油着火 机组打闸停运 24 12、清理油污 误发信号 汽泵跳闸 机组停运 25 13、循环水泵跳闸出口蝶阀未关 真空下降机组被迫停运 26 14、电钻钻进电缆 汽泵跳闸停机 27 15、青岛发电厂2号机300MW化瓦故障 28 16、300MW机组高压内缸螺栓断裂事故 30 17、沙岭子电厂300MW新机组启动中烧瓦事故 34 18、珠江电厂300MW机组断油烧轴瓦事故 37 19、 300MW汽轮发电机组大轴弯曲事故 40 20、 300MW汽轮机径向轴承损坏分析 41 21、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 56 2、操作产生扰动 空气流量低MFT 57 3、整定值搞反 给水泵汽化跳闸 58 4、更换OPC板造成机组跳闸 59 5、误送电源 保险熔断 锅炉灭火 汽机跳闸 60 6、误关平衡容器一次门 造成水位“低“停机停炉 62 Shanghai Tenghui Forging Co,Ltd. 上 海 腾 辉 锻 造 有 限 公 司 7、负压表管泄漏 表计指示误导 压力保护动作 锅炉灭火停机 64 8、屏蔽线接地不良 电超速干扰误劝 65 9、WDPF系统软件故障300MW机组运行中跳闸 66 10、引出线破损短路 发“信号“机组掉闸 67 11、仪用空气失去，过热汽减温水门关，主汽温升高，机组降出力 67 12、煤质差燃烧不稳定火检灵敏度高，误判造成MFT 68 13、给粉机低压释放跳闸 炉MFT动作跳机 71 14、计算机电源保险爆断 锅炉水位低停机 72 15、煤质突变“火焰丧失“保护动作 73 16、假戏真做 模拟报警试验引起机组跳闸 74 17、运行中FSSS直流电源消失 手动MFT 76 18、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MFT 75 2、给水流量信号失常 汽包水位低MFT 77 3、“给水泵人口压力低“跳闸 造成汽包水位低停机停炉 78 4、壁再泄漏临修 安全记录中断 79 5、后水冷壁悬吊管爆管停炉 81 6、炉膛落焦灭火 83 7、再热器泄漏未消除 检修延期定为事故 85 8、消泄漏，一次门关闭未通知值班 误判断，两台300MW机组停运 87 9、主汽温异常升高 未停机 定为事故 90 10、瞒真相 灭火原因不明 细分析 终于真相大白 91 11、仪用空气中断 停机构成事故 93 12、青岛发电厂8．14炉膛爆燃事故 95 13、小机跳闸处理中监调不当 造成汽包水位高机组跳闸 98 14、锅炉水冷壁爆管灭火 被迫停炉临修 99 15、1025t／h锅炉水冷壁高温腐蚀 100 16、石横电厂3号炉燃烧器烧损故障 102 17、黄台电厂7号炉严重磨损故障 104 18、秦皇岛热电厂4号炉“12.16“重大事故报告 107 19、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 119 2、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 120 3、蒸汽品质恶劣造成再热器频繁爆管 122 4、 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 129 2、设计及工艺缺陷，导致一台300MW发电机 Shanghai Tenghui Forging Co,Ltd. 上 海 腾 辉 锻 造 有 限 公 司 两次发生端部严重烧损事故 130 3、内冷水箱密封垫老化破碎，造成发电机断水故障 138 4、励磁系统四台整流柜相继掉闸，导致发电机跳闸事故 139 5、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 141 6、发电机出线刀闸接触不良，导致烧损着火紧急停机事故 142 7、制造质量不良造成500kV联变A相高压套管损坏事故 144 8、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 146 9、2号主变出线A相避雷器爆炸造成，2号机解列停机 149 10、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 150 11、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 151 12、220kV升压站开关爆炸主变严重损坏，全站停电事故 153 13、电厂6kV厂用开关柜火烧连营，十台开关柜烧损事故 155 14、PT、CT螺丝松动 误发信号机组停机 80 15、300MW发电机出口短路事故 158 16、谏壁30万千瓦发电机定子水回路堵塞引起端部过热 163 17、300MW发电机线圈短路事故原因与对策 168 18、太原一热300MW机组电刷烧毁故障分析 171 19、汉川电厂l号发电机定子接地故障 175 20、沙岭子电厂1号发电机定子相间短路事故 177 21、300MW汽轮发电机机内漏氢问题分析 178 22、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 186 2、失磁保护误动跳机故障 187 3、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 188 4、保护误整定使220kV 母联开关跳闸，300MW机甩负荷事故 190 5、因取发变组控制保险，造成停机停炉事故 192 300MW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、1．2．3C给粉机、电动给水门电源消失， Shanghai Tenghui Forging Co,Ltd. 上 海 腾 辉 锻 造 有 限 公 司 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kW．h。 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kW．h。 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220kVⅠⅡ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220kVⅠ、Ⅱ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220kVⅠ母线接1号机、邹龙线、邹接线；Ⅱ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50．1Hz，220kV I母线电压235kV，Ⅱ母线电压239kV，系统运 Shanghai Tenghui Forging Co,Ltd. 上 海 腾 辉 锻 造 有 限 公 司 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220kV 1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50．1降到48．9Hz，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6kV I段1601开关，Ⅱ 段 1602开关。备用Ⅱ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220kVⅡ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Ⅱ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，Ⅱ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Ⅱ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2950r／min的1机组被迫打闸 停机。20时55分拉开Ⅱ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Ⅱ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，Ⅱ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；Ⅱ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，Ⅱ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Ⅱ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Ⅱ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 tgδ达 17．5％～23．S％，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 tgδ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 Shanghai Tenghui Forging Co,Ltd. 上 海 腾 辉 锻 造 有 限 公 司 炸的同批PT进行了解体前整体和解体后局部支架tgδ检查试验，结果整体支架tgδ为25．89 ％，局部支架tgδ为61％直接法，测量时温度分别为29．5℃和33．5℃，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0.09mm。 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N300170／537型亚临界压力双缸双排 汽再热凝汽机组，出力 300MW，主汽参数16．8MPa／537℃，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13020kw.h。 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N300-16.7/537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1504 7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 360µm，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 Shanghai Tenghui Forging Co,Ltd. 上 海 腾 辉 锻 造 有 限 公 司 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2630r／min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1950 7号机组修复后并网发电。事故少发电量15983万kW．h。 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34．6kg／cm2升高到36kg／cm2、热段由31．5kg／cm2升高到33．5kg／cm2； 中联门后右侧压力由31kg／cm2升高到32．5kg／cm2、左侧由30kg／cm2升高到32kg／cm2； 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82．5℃；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kW．h。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； Shanghai Tenghui Forging Co,Ltd. 上 海 腾 辉 锻 造 有 限 公 司 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 N300165／550／550 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1．7mm，调整后恢 复至 1．1mm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 1．05mm升至1．5mm，后又逐渐降至1．3mm，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1．75mm 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1．8mm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kW．h。 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N30017／538／538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 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320r／min。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kW．h。 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 Shanghai Tenghui Forging Co,Ltd. 上 海 腾 辉 锻 造 有 限 公 司 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”0．05MPa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TC2F-34．21N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。5 20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－0．08MPa，手动打闸停机。2256分6号机 组并网，恢复正常。少发电量515万kW．h。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TC2F-34．21N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 Shanghai Tenghui Forging Co,Ltd. 上 海 腾 辉 锻 造 有 限 公 司 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kW．h。 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RCV2501198／360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1／3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 8748r／min，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kW．h。 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 8748r／min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 TC2F－34．21N 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19．4MPa，手动MFT，机组停运。经检查，没查 Shanghai Tenghui Forging Co,Ltd. 上 海 腾 辉 锻 造 有 限 公 司 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kW．h。 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 N300165／550／550 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1～4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 1730r／min，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 3170r／min，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2700r／min，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2265kW．h。 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