汽机专业事故汇编

<font size="4">　3号机发电机转、定水系统异常<br/>1992年9月6日<br/>一. 故障现象：<br/>9时15分：3号炉灭火，负荷由251MW减至15 MW，启动电动给水泵运行；<br/>9时27分：再热汽温451／441℃，中内缸内壁温423／482℃，中联门后汽温490／500℃；<br/>9时34分：炉点火成功，负荷加至22MW；<br/>9时44分：负荷加至172MW；<br/>9时51分：检查发现发电机定冷水分门后压力0.53MPA节流该门,定冷水压力由0.843MPA上升至1.023MPA,定冷水流量由58.4T/H上升至58.7T/H；<br/>9时51分：电气侧“发电机断水”信号发,(机侧“发电机转子断水”闪一下)，检查发现定冷水压力0.85MPA,定冷水流量61T/H,端部冷却水流量7.8T/H,转冷水压力0.46MPA,流量32T/H,开大乙侧定冷水分门定冷水压力由1.028MPA下降至0.845MPA,定冷水流量由59T/H上升至61.2T/H；<br/>10时05分：得令,准备停机,开始减负荷；<br/>10时20分：电动给水泵电流突升至800A以上,值长令停止运行,负荷减至0MW,发电机解列,机组打闸,6KV3A段失压,甲循环水泵甲凝泵,甲凝升泵跳,抢投乙凝泵,乙凝升泵成功；<br/>11时00分：大轴静止,投入盘车运行。<br/>二. 原因分析：<br/>1. 发电机断水信号发出后，电气即倒厂用，在断633A开关时断不开，得令就地打跳633A开关，当电气值班员路到6KV配电室时，发现633A开关柜冒烟，经请示断开630开关，断开6KV3A段低压侧负荷（633A开关分闸线圈烧，开关机构有问题）。</font>

<font size="4">3号机主机跳闸<br/>1992年9月9日<br/>一. 故障现象： <br/>17时13分：3号机负荷由217MW甩至10MW，周波自由状态，转速最高升至3362r/min后下降，危急保安器动作，机组跳闸；<br/>17时14分：厂用电全停，各运行泵跳闸，联动泵未联动，启动直流润滑油泵，断开泵联锁，复归跳闸泵；<br/>17时15分：厂用电恢复，启动循环泵乙，凝泵乙，射水泵乙，凝升泵甲，定冷泵甲，直流润滑泵切为交流润滑泵运行，主机、小机排烟风机启动：<br/>17时20分：主机转速800r/min启动转泠泵乙；<br/>17时34分；大轴静止，投入盘车运行。<br/>二. 原因分析：<br/>1. 3号机跳闸原因为三公司在网控高周保护屏上工作时，将高周解列，4号机组的二根二次线位置接错，保护回路检查试验时造成造成接点闭合跳开3号机主变开关；<br/>2. 厂用电全停为电气合630A，630B开关时合不上（630A，630B有同期鉴定装置，在没有断开633A，633B之前，全该开关是错误的）；<br/>3. 3号主变过励磁动作，MK，LMK跳闸，633A，633B开关跳闸，造成厂用电全停。<br/></font>

<font size="4">　3号机振动大<br/>1992年9月29日<br/>一. 故障现象：<br/>4时50分：接令，作停机前准备工作；<br/>6时05分：负荷减至0MW，发电机解列，启动调速油泵，作调门严密性试验，负荷限制器快关调门，转速降至2040r/min，机组振动较大，打闸停机；<br/>6时21分：转速800r/min，启动顶轴油泵后发现转速下降快，9号瓦、10号瓦顶轴油压低，接令，紧急破坏真空；<br/>6时25分：大轴静止，由于9号瓦、10号瓦顶轴油压低：9号瓦油压6.5MPa,10号瓦油压3.0MPa手动盘车不动；<br/>7时35分：手动盘车180度。<br/>二. 原因分析：<br/>1. 由于10号瓦顶轴油管断，引起顶轴油压低，导致10号瓦被碾磨。<br/></font>

<font size="4">　3号机发电机断水保护动作，机组停运<br/>1992年10月24日<br/>一. 故障现象：<br/>9时55分：负荷152MW，机本92－02工作票“3号机乙定冷泵消缺”作措施；<br/>10时08分：发电机断水信号发，定冷泵甲跳闸，强投多次无效，当时现象为定冷泵甲跳后红绿灯都不亮，定冷水压由0.794MPa下降至0.057MPa,定冷水流量由60.7T/H下降至4.4T/H,端部流量由8.96T/H下降至0,转冷水压力,流量均正常,发电机跳闸，负荷由152MW甩至0MW,转速最高升至3335r/min后下降,危急保安器动作,机组跳闸；<br/>10时20分：试转定冷泵甲正常,开出口门投运；<br/>11时40分：汇同有关人员做主汽门严密性试验，结果将转子冲动，停做，做高、中压调门严密性试验，结果＃1、#2、#3、#4中调门不严。<br/>二. 原因分析：<br/>1. 3号发电机定冷泵乙有异音，于23日晚拆开靠背试转后，定为机械部分有问题，电源未拉待修。24日9时0分，汽机检修持工作票来修乙定冷泵，在办理工作票时，汽机运行人员写一纸条“3号机定冷泵停电”交电气运行人员，电气第一值班员未详细审核这一纸条，即让第三值班员去操作，该值班员到配电室未详细检查设备，即先拉掉甲定冷泵电源，后又拉掉乙定冷泵电源，造成了3号发电机定子冷却水中断，保护动作跳机。<br/></font>

<font size="4">　3号机中差大停机，保护动作<br/>1992年10月26日<br/>一. 故障现象：<br/>15时30分：3号机正常运行中，主汽湿度上升，联系炉调整；<br/>15时33分：主汽温度上升至551/546℃；<br/>15时35分：主汽温度升至559/551℃，再热汽温度升至534/544℃，中差由1.5mm升至1.7mm；<br/>15时36分：负荷降至9.4MW，中差+1.8mm保护动作,机组跳闸；<br/>16时03分：大轴静止,投入盘车运行。<br/>二. 原因分析：<br/>1. 由于压缩汽压力低，炉减温水门关小，造成主汽、再热汽温度失控，导致中差超限，保护动作，机组跳闸。</font>

<font size="4">　3号机组工业水中断<br/>1992年11月3日<br/>一. 故障现象：<br/>15时33分：综合水泵房动力电源、控制电源失压，运行工业水泵和生活水泵跳，备用泵未联动，抢投无效，开3号机工业水至循环水联络门；<br/>15时38分：甲乙汽动给水泵因循环液温度高跳；<br/>15时43分；负荷从250MW减至0MW，打闸停机；<br/>15时46分：综合泵房电源恢复，启动1号、3号工业泵，关闭工业水至循环水联络门；<br/>15时55分：启动电动给水泵给炉供水；<br/>16时19分：大轴静止，投入盘车运行。<br/>二. 原因分析：<br/>1. 因综合变低压侧413开关机械过流整定不准确，造成误跳闸，引起工业水中断。</font>

<font size="4">　3号机中差大保护动作，机组跳闸<br/>1992年11月20日<br/>一. 故障现象：<br/>20时26分：主机挂闸冲转，冲转参数：主汽压力4.2/4.1MPa,主汽温度340/350℃,再热汽压力0.2/0.18MPa,再热汽温度351/347℃,真空-76.2KPa,高内缸内壁温45/63℃,中内缸内壁温57/56℃,高缸膨胀8/8mm,中缸膨胀6/6mm,高差-0.3mm,中差+1.0mm,低I缸+1.5mm,低II缸+4.1mm,轴向位移-0.4mm,调速油压2.1MPa,润滑油压0.15MPa,润滑油温33℃；<br/>20时45分：1400r/min中速暖机；<br/>11月21日0时04分：转速3000r/min；<br/>0时42分：发电机并网发电；<br/>1时40分：负荷加至70MW,中差+1.4mm,并有上升趋势；<br/>1时50分：中差+1.6mm，报警,负荷64MW；<br/>2时06分：中差+1.8mm,“中差大停机”保护动作,机组跳闸；<br/>2时30分：大轴静止,投入盘车运行。<br/>二. 原因分析：<br/>1. 由于再热汽温高且加负荷速度太快，导致中差超限，保护动作，机组跳闸。<br/></font>

<font size="4">3号机凝汽器满水真空下降至－63.9KPa<br/>1992年12月16日<br/><br/>一. 故障现象:<br/>8时10分：3号机真空由91.8KPa直线下降至63.9KPa,负荷由250MW减至138MW,经查射水泵,凝结水泵,循环水泵运行正常,而凝汽器电接点水位计全红并闪烁,凝汽器就地玻璃管水位计内汽泡窜动，看不清水位，判断为凝汽器水位高，即停一台除盐泵，停止向凝汽器补水，开启5号低加出口门前放水门;<br/>8时32分：真空开始恢复；<br/>9时10分：真空正常，负荷加至250MW。<br/>二. 原因分析：<br/>1. 当日7时06分，3号机凝汽器电接点水位计指示灯闪烁，热工值班员讲“如果表坏了，等白班处理”，当时CRT水位指示也不准。7时55分，启动3号除盐水泵运行，8时25分，即发现凝汽器满水，查凝结水温度由7时36分时的31℃下降至8时19分的15.8℃,过冷度为15.2℃；<br/>2. 热工人员在运行人员联系后不到现场处理水位计，只作口头交待，致使机组运行中凝汽器水位无法监视；<br/>3. 运行人员在凝汽器电接点水位计故障情况下，没有利用其它表计和其它手段凝汽器水位，导致凝汽器满水掉真空。<br/></font>

<font size="4">　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/></font>

<font size="4">　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/></font>