汽机专业事故汇编--3

<div style="ADDING-RIGHT: 0px; MARGIN-TOP: 10px; FONT-SIZE: 12pt; OVERFLOW-X: hidden; WIDTH: 97%; WORD-BREAK: break-all; TEXT-INDENT: 0px; LINE-HEIGHT: normal; HEIGHT: 200px; WORD-WRAP: break-word;">40　3号机真空波动一次<br/>1993年1月3日<br/>一. 故障现象： <br/>2时15分：负荷280MW，真空90.3KPa，发现真空缓慢下降，全面检查未见异常，联系减负荷,并启动电动给水泵运行；<br/>2时32分：负荷减至124MW,真空83.7KPa，期间将凝结水回收水箱,管扩解列,凝汽器循环水放空气一次门,汽加热疏水箱空气门关闭,仍未见回升；<br/>3时08分：真空开始缓慢上升,逐渐加负荷；<br/>4时14分：真空恢复至90.3KPa, 将以上操作恢复,未见真空异常现象；<br/>5时15分：停电动给水泵,后发现补水母管压力高、低对真空有影响。<br/>二. 原因分析：<br/>三. 采取对策：<br/><br/><br/>41　3号机主汽温度高停机<br/>1993年1月5日<br/>一. 故障现象：<br/>0时37分：3号炉灭火，负荷从250MW减至14.2MW；<br/>0时48分：再热汽温度下降至466.6/463.2℃；<br/>0时52分：炉点火成功；<br/>0时53分：主汽温度536/550℃；<br/>0时54分：主汽温度559/571℃，接令,打闸停机；<br/>1时04分：主机挂闸冲动；<br/>1时24分：发电机并网发电；<br/>2时58分：炉灭火,负荷由240MW减至18MW；<br/>3时10分：炉点火,再热汽温最低449.9/447.6℃,此时中内缸内下壁温470℃；<br/>3时24分：再热汽温升至553/555℃后开始下降,并有多次波动；<br/>6时00分：检查发现乙小机油箱油位由-80mm/-150mm下降至-105/-165mm；<br/>21时03分：高扩压力高且声音异常,故关闭高排前疏水一次门,真空由91.8KPa下降至86KPa,即开启该门,真空恢复至91.8KPa。<br/>二. 原因分析：<br/>1. 主汽、再热汽温度多次大幅波动均因调整不当引起；<br/>2. 乙小机油箱油位下降系乙小机冷油器漏；<br/>3. 关闭高排前疏水一次门，真空下降是因高扩疏水总管焊口裂缝引起。<br/>三. 采取对策：<br/><br/><br/>42　3机发电机主保护动作<br/>1993年1月18日<br/>一. 故障现象：<br/>0时40分：接令准备停机；<br/>1时22分：“发电机主保护动作”信号发，负荷由130MW甩至0MW；<br/>1时57分：大轴静止，投入盘车运行。<br/>二. 原因分析：<br/>三. 采取对策：<br/><br/><br/>43　3号机真空低打闸停机<br/>1993年1月20日<br/>一. 故障现象： <br/>17时05分：抄冲转参数：主汽压力4.87/4.8MPa,主汽温度337/349℃,再热汽压力0.384/0.303MPa,再热汽温度331/338℃,高内缸上下缸温D/E 137/177℃,中内缸上下缸温D/E 174/168℃,高缸膨胀17mm,中缸膨胀10.5mm,高差-0.5mm,中差+0.4mm,低I缸+0.5mm,低II缸+3.2mm,轴向位移-0.3-/0.4mm，大轴弯曲：高压转子0.02mm,中压转子0.025mm，调速油压2.05MPa,润滑油压0.141MPa,润滑油温31℃,真空81KPa；<br/>17时28分：主机挂闸冲转；<br/>17时43分：1400r/min中速暖机；<br/>20时19分：主机3000r/min；<br/>20时55分：发电机并网发电；<br/>22时34分：炉灭火；<br/>22时37分：备汽压力低(0.15MPa),真空低,汇报后接令：发电机解列；<br/>22时38分：打闸停机；<br/>23时10分：大轴静止,投入盘车运行。<br/>二. 原因分析：<br/>1. 备汽压力低是由于老厂来汽严重不足，加之4号机于22时30分炉灭火，无法提供备汽，导致3号机真空低，机组无法运行。<br/>三. 采取对策：<br/><br/><br/><br/>44　3号机转冷泵甲多次跳闸<br/><br/>一. 故障现象： <br/>1993年1月22日15时42分：转冷泵甲消缺完，启动转冷泵甲，空载电流12A，空载压力0.62MPa,开出口门，投入运行，转冷泵乙停运后，转冷泵甲跳，立即抢投转冷泵乙正常；<br/>1993年2月8日12时43分：定期工作，转冷泵乙切为甲运行，乙泵投联动，甲泵电流17A；12时46分，转冷泵甲跳，乙泵联动；复归甲停止按钮、乙泵启动按钮，“转子进水压力低”、“转冷泵出口压力低”、“转子进口滤网差压高”信号发；<br/>1993年2月22日8时30分：启动转冷泵甲，停转冷泵乙投联动。8时35分，转冷泵甲跳，乙泵未联动，抢投成功，“转子进水压力低”、“转冷泵出口压力低”、“转子进口滤网差压高”信号发。11时0分，两次配合电检试转转冷泵甲，均运行5－6分钟即跳，切电处理。<br/>二. 原因分析：转冷泵甲多次跳闸均为热偶保护动作所致。<br/>三. 采取对策：<br/><br/><br/><br/>45 3号机1号中联门门后进汽短管疏水管破裂，机组停运<br/>1993年4月5日<br/>一. 故障现象：<br/>2时17分：负荷225MW突然听到机房内一声巨响，烟、汽、保温飞扬，机头一片浓雾；<br/>2时19分：立即就地手打危急保安器，检查负荷至0MW，转速下降；<br/>2时52分：大轴静止，因电气倒电源，停顶轴油泵，盘车暂不投，手盘转子180度；<br/>3时24分，电源倒好，启动顶轴油泵，手盘转子轻快，投入电动盘车。<br/>二. 原因分析：<br/>1. 检查,原因为乙侧1号中联门门后进汽短管疏水管破裂；<br/>三. 采取对策：<br/><br/><br/><br/>46　3号机发电机断水保护动作，机组跳闸<br/>1993年4月17日<br/>一. 故障现象： <br/>15时50分：转冷器甲滤网清扫工作结束，通知零米值班员将转冷器甲恢复作备用；<br/>16时04分：转冷水压力0.467MPa,转冷水流量16.37T/H,定冷水压流量均正常未变化，电气值班员告发电机断水信号来,此时主机未来任何信号,发现以上现象时，立即投入转冷泵甲运行，增转转冷泵后转冷水压力升高至0.535MPa，流量未变化，接着机组跳闸，此时厂用电失去，循环泵乙、丙，转冷泵乙，定冷泵甲，疏水泵甲跳闸，定冷泵乙、疏水泵乙联动，抢投电动给水泵，转不起来，启动调速油泵正常；<br/>16时08分：厂用电恢复，启动循环泵乙、丙；<br/>16时19分：主机转速491r/min，接令：挂闸冲转；<br/>16时40分：发电机并网发电；<br/>二. 原因分析：<br/>1. 发电机转子冷却水压取样点设计错误，该取样点安装在供水母管上，正常运行时，该点水压为0.467MPA,故“水压高接点处于接通状态”，一旦发电机供水流量小于整定值（20T／H）时，断水保护即动作令机组跳闸；<br/>2. 3号机转冷器甲清扫滤网工作结束后，由于恢复操作不当使系统中空气未排尽，造成转子冷却水流量下降（＜16T／H），导致发电机断水保护动作，机组跳闸。<br/>三. 采取对策：<br/>1. 改接转子冷却水压取样点至汇水管；<br/>2. 运行人员应严格遵守操作规定，防止操作失误造成运行机组跳闸。<br/><br/>47　3号机轴弯曲大停机，中差大停机保护动作，机组跳闸<br/>1993年6月11日<br/>一. 故障现象： <br/>3时26分：炉灭火，负荷由240MW减至10MW；<br/>3时46分：再热汽温降至455/460℃，打闸停机；<br/>4时20分：大轴静止，投入盘车运行；<br/>16时30分：炉点火；<br/>19时40分：主机挂闸冲转，抄冲转参数：主汽压力6.7/6.6MPa,主汽温度454/470℃,再热汽压0.64/0.56MPa,再热汽温度461/486℃,真空68.4KPa,高缸D/E 377/331℃,中缸D/E 353/354℃,高缸膨胀28.2/27.8mm,中缸膨胀17/17mm,高差-0.4mm,中差-0.2mm,低I差+0.6mm,低II差+3.5mm,轴向位移-0.2mm,大轴弯曲:高压转子0.06mm,中压转子0.025mm,润滑油温32℃；<br/>19时52分：冲动至2380r/min时，轴弯曲最大至299μm，“菲轴弯曲大停机”信号发；<br/>20时21分：大轴静止,投入盘车运行,电流38A,大轴弯曲:高压转子0.05mm,中压转子0.025mm；<br/>20时35分：主机挂闸冲转；<br/>20时55分：转速升至3000r/min；<br/>21时15分：发电机并网负荷加至28.4MW；<br/>6月12日0时49分：再热汽温560/553℃,中差大报警,负荷由170MW减至120MW；<br/>1时09分：负荷162MW时，“菲中差大停机”信号发,机组跳闸；<br/>1时49分：大轴静止投入盘车运行。<br/>二. 原因分析：<br/>三. 采取对策：<br/><br/><br/><br/>48 3号机发电机主保护动作，机组跳闸<br/>1993年7月10日<br/>一. 故障现象：<br/>10时00分：发电机碳刷着火，负荷由200MW减至21.3MW；<br/>10时04分：发电机主保护信号发,机组跳闸；<br/>10时10分：备汽压力低至0.25MPa,轴封压力低,接令：破坏真空；<br/>10时34分：大轴静止,投入盘车运行；<br/>二. 原因分析：<br/>由于碳刷过热冒火，最终发展为严重环火，导致紧急解列发电机。<br/>三. 采取对策：<br/><br/><br/><br/>49　3号机再热汽温急剧下降，打闸停机<br/>1993年7月27日<br/>一. 故障现象：<br/>10时25分：炉点火；<br/>13时10分：抄冲转参数：主汽压力4.6/4.5MPa,主汽温度317/336℃,再热汽温349/341℃,真空76KPa,高缸D/E 123/109℃,中缸D/E 47/104℃,高缸膨胀11mm,中缸膨胀7mm，轴向位移-0.2/-0.2mm,高差-0.1mm,中差+0.5mm,低I差+0.5mm,低II差+2.7mm,大轴弯曲：高压转子0.02mm ,中压转子0.02mm,润滑油温32℃；<br/>13时29分：主机挂闸冲转；<br/>13时45分：转速1500r/min中速暖机；<br/>15时00分：高旁蒸汽门打不开,热工告属设备问题,无法处理；<br/>16时02分：主机3000r/min；<br/>16时51分：发电机并网发电；<br/>16时52分：再热汽温由343/348℃开始下降；<br/>16时54分：热汽温下降至190/181℃；<br/>16时55分：发电机解列；<br/>16时56分：打闸停机；<br/>17时15分：转速降至190r/min， 接令：主机恢复；<br/>17时27分：主机3000r/min；<br/>17时50分：发电机并网发电。<br/>二. 原因分析：<br/>1. 由于再热蒸汽管道积水严重，导致机组并网蒸汽流量增大后，再热蒸汽温度直线下降，打闸停机。再热蒸汽积水可能有如下原因：1　锅炉再热器减温水量太大。2　高旁减温水量大。3　管扩压力高，管扩疏水倒回再热蒸汽管道。4　再热蒸汽管道疏水不充分。<br/>三. 采取对策：<br/><br/><br/><br/>50　3号机凝汽器、除氧器水位低，被迫停机<br/>1993年11月1日<br/>一. 故障现象：<br/>0时00分：3号机大修后首次带负荷运行，凝汽器、除氧器水位低无法维持，进行查漏，联系化学增转除盐水泵及补水泵；<br/>1时00分：凝汽器水位270mm，除氧器水位1270mm；<br/>3时30分：因凝汽器、除氧器水位低，机组无法运行，接令，准备停机；<br/>3时39分：发电机解列，打闸停机；<br/>4时18分：大轴静止，投入盘车运行。<br/>二. 原因分析：<br/>经查有以下原因影响凝汽器、除氧器水位：<br/>1. 高加危急疏水门内漏；<br/>2. 凝泵出口排污门内漏；<br/>3. 厂用汽至邻机供汽量大；<br/>4. 有压放水排炉热水井量大；<br/>5. 5号低加出水门前放水门内漏；<br/>6. 高压清洗门内漏。<br/>三. 采取对策：<br/><br/><br/>51　3号机高缸上、下温差大<br/>1993年11月21日<br/>一. 故障现象：<br/>8时0分：3号机在盘车状态下，发现高缸D/E 240/102℃,B/G 241/97℃,中缸D/E 231/122℃,B/G 220/183℃,高缸内缸上、下温差138℃，外缸上、下温差144℃，检查发现凝汽器水位高，启动凝泵甲运行，开启凝泵出口排污门放水，关闭凝汽器补水总门；<br/>8时55分：凝汽器水位至600mm，高缸上、下温差逐渐减小，停凝泵甲，关排污门。<br/>二. 原因分析：<br/>由于凝汽器补水调整门不严，加之机组停运后人员责任心不强，思想上麻痹大意，导致凝汽器满水进入汽缸，引起高缸上、下温差大。<br/>三. 采取对策：<br/><br/>52　3号机轴盖振动大停机保护动作，机组跳闸<br/>1993年12月20日<br/>一. 故障现象：<br/>18时01分：3号机正常运行中，“菲轴承盖振动大”信号发，检查发现10瓦轴盖振动达100μm，后下降至50μm；<br/>18时03分：“菲轴承盖振动大停机”信号发，保护动作，负荷由270MW甩至0MW机组跳闸，10号瓦轴盖振动最大达125μm；<br/>18时11分：主机转速降至1200r/min，接令：挂闸升速；<br/>18时42分：主机升至3000r/min；<br/>19时02分：发电机并网发电，轴盖振动大停机保护未投。<br/>二. 原因分析：<br/>三. 采取对策：<br/><br/><br/>53　3号机真空低保护动作，机组跳闸<br/>1994年3月6日<br/>一. 故障现象：<br/>2时38分：3号机小修工作完后并网，真空偏低，调整后真空由69KPa上升至92.6KPa；<br/>11时44分：负荷加至230MW,中压缸排汽管甲乙法兰漏泄；<br/>12时00分：负荷减至167MW；<br/>16时50分：负荷减至80MW,机检紧法兰螺栓；<br/>17时03分：真空从90.2KPa开始下降；<br/>17时06分：真空下降至62.5KPa,低真空保护动作,机组跳闸；<br/>17时28分：大轴静止,投入盘车运行。<br/>二. 原因分析：<br/>1. 中压缸排汽管泄漏是由于法兰变形，使用垫子不合适所致；<br/>2. 低真空保护动作是由于负荷减至80MW时，中缸排汽处为负压，空气通过法兰漏泄处进入凝汽器，致使凝汽器真空超限，保护动作，机组停运。<br/>三. 采取对策：<br/><br/><br/>54　3号机主油泵故障停机<br/>1994年3月26日<br/>一. 故障现象：<br/>19时38分：机组正常运行中，负荷由270MW甩至0MW，发电机主保护动作信号发，机组跳闸，检查CRT转速表到零，立盘和就地数字式转速表指示正常，并检查机组各参数均正常，启动调速油泵，开启疏油门，转速1500r/min启动顶轴油泵，转速降至1100r/min时接令：挂闸升速；转速1500r/min时停顶轴油泵，转速2900r/min进行阀切换，关疏油门，停调速油泵后调速油压快速下降，抢投调速油泵不成功，机组跳闸，启动交流润滑油泵；调速油泵开关处理好后启动正常，停交流润滑油泵。接令：重新挂闸升速。转速升至2600r/min“菲轴盖振动大停机”信号发，汽轮机跳闸，就地检查振动一直不大，接令：撤除“菲轴盖振动大停机”保护，再次挂闸升速至2900r/min进行阀切换，关疏油门，停调速油泵；<br/>20时40分：发电机并网；<br/>20时51分：负荷加至200MW；<br/>21时52分：机组负荷突然回零又恢复正常，听到机房一声巨响，同时，就地发现前箱内冒火，即就地打闸停机，开疏油门，断调速油泵联锁，启动交流润滑油泵，破坏真空，大轴静止，投入盘车运行。盘车电流40A，大轴弯曲：高压因固齿连接器坏无法测量，中压0.03mm。<br/>二. 3月29日揭前箱发现：主油泵转子前窜10mm，轴串撬不动。叶轮和泵壳磨损严重，其深度约5mm，密封环内钨金渣子较多，泵轴推力瓦严重过热，前箱内钨金渣子较多，固齿联轴器后端两个半圆挡板12根φ8螺丝全部拉断。<br/>三. 原因分析：<br/><br/><br/>55　3号机发电机故障<br/>1994年5月2日<br/>一. 故障现象： <br/>4时23分：负荷由255 MW甩至0MW，所有报警光字全灭，卧盘仪表电源失去，甲、乙、丙循环泵，乙凝泵，甲凝升泵，甲、乙射水泵，乙转冷泵，甲定冷泵，乙疏水泵均跳闸，立即启动直流润滑油泵，复归各转机停止按钮，查高、中压主汽门、调门均关闭，盘车顶轴油泵均无电，同时主机破坏真空。厂用电恢复，启动乙凝泵，甲凝升泵，甲转冷泵，乙定冷泵；排汽缸温度48℃，启动乙循环泵。转速370r/min，保安电源恢复，启动顶轴油泵；<br/>4时53分：大轴静止，投入盘车运行。<br/>二. 原因分析：<br/>1. 3号主变由于制造质量问题造成运行中发生三相短路；<br/>2. 发变组故障跳闸后，6KV备用电源未联动，造成厂用电源中断。<br/>三. 采取对策：<br/><br/><br/>56　3号机3号瓦振保护误动，机组跳闸<br/>一. 故障现象：<br/>1994年6月7日，3号瓦振大保护动作，机组跳闸，发电机解列。<br/>二. 原因分析：<br/>3号瓦振接线盒因靠近汽轮机受热变形（①中缸中分结合面漏汽。②汽缸及管道保温差。③轴封漏汽大。），接触不良造成开路，引起保护误动。<br/>三. 采取对策：<br/><br/><br/>57　3号机主油泵推力瓦温度高，机组停运<br/>1994年6月7日<br/>一. 故障现象： <br/>12时00分：3号机主油泵推力瓦温度高；<br/>23时35分：温度高至110℃；<br/>6月8日10时20分：发电机解列，机组停运。主油泵解体后检查发现推力轴承供油管接头处被熔化的两片钨金局部堵塞，推力瓦钨金轻度磨损。<br/>二. 原因分析：<br/>分析认为钨金残片为4月份抢修时残留在油系统内，导致进口管堵塞，油量不足，引起主油泵推力瓦温度高。<br/>三. 采取对策：<br/><br/><br/>58 3号机主油泵推力瓦温度高，机组停运<br/>1994年6月12日<br/>一. 故障现象：<br/>7时00分：3号机主油泵检修完后锅炉点火；<br/>13时45分：并网后发现主油泵推力瓦温度仍然较高；<br/>6月13日13时20分：主油泵推力瓦温度高达117℃；<br/>14时55分：发电机解列，机组停运，停运后揭前箱发现主油泵推力间隙为0.3mm,主油泵推力瓦块钨金轻度磨损。<br/>二. 原因分析：<br/><br/>三. 采取对策：<br/>经厂有关部门和局生产处专工认真分析、研究,确定了改进方案,即在泄油槽幅面增开直径1.5mm的半圆泄油通道6条,增大回油量,上半轴瓦进油口至工作面两侧均开1×3mm润滑油槽,对推力面油隙进行修刮。<br/><br/>59 3号机甲射水泵泵体发热，汽化不打水<br/>1994年8月6日<br/>一. 故障现象：<br/>0时50分，启动甲射水泵抽真空，甲泵泵体发热，汽化不打水，电流140A。<br/>二. 原因分析：<br/>因甲射水泵入口门未开（系暗杆门，不易直观判断门开、关位），造成甲泵不打水。<br/>三. 采取对策：<br/><br/>60　3号机高差大停机保护动作，机组跳闸<br/>1994年8月6日<br/>一. 故障现象：<br/>23时10分：机组正常运行中，主机甲侧高压主汽门开度只有55mm，经活动仍不能开出，准备停机处理；<br/>23时10分：开始减负荷；<br/>8月7日0时23分：控制室内打闸停机，转速下降，启动调速油泵，做调门严密性合格；<br/>1时0分：抄冲转参数：主汽压力5.5/5.5MPa,主汽温度508/508℃,再热汽温度490/480℃,高差-0.8mm,中差-0.6mm,低I差+4.0mm,低II差+9.5mm；<br/>1时03分：主机挂闸冲转；<br/>1时15分：转速3000r/min；<br/>1时32分：发电机并网带50MW负荷运行,高差-1.2mm,中差0；<br/>1时38分：甲侧主汽温度由509℃下降至483℃,要求提升汽温；<br/>1时45分：高差-1.3mm，“菲高缸差胀大停机”信号发，保护动作，主汽门、调门，各段抽汽逆止门及高排逆止门关闭，转速3006r/min不降，排汽缸温48℃；<br/>2时04分：转速下降；<br/>2时32分：高差-1.6mm,大轴静止,投入盘车运行,电流35A,大轴弯曲:高压转子0.03mm,中压转子0.02mm。<br/>二. 原因分析：<br/>1. 甲侧高压主汽门自动关回是三月份主油泵损坏造成油系统严重污染，虽经清扫，但仍存在死角，机组运行后，使残存的铁屑、金属沫进入自动主汽门油动机内，引起高压主汽门全开后保持不住，自动关回；<br/>2. 高缸差胀负值大是由于主汽温度大幅降低造成高差保护动作；<br/>3. 汽轮机跳闸后，转速长达19分钟不降是由于出口开关两相未拉开，造成汽轮机无蒸汽运行</div>