事故案例教材设备事故质量缺陷篇2.wps

事故案例教材事故案例教材设备事故设备事故质量缺陷篇质量缺陷篇 2 导电螺钉松动，转子故障停机导电螺钉松动，转子故障停机【简述】 【简述】2009年 10月 31 日，某电厂 1 号发电机在运行中滑环的导电螺钉松动，导致 接触电阻增大，出现过热引起弧光放电，造成导电螺钉烧损，机组 手动解列 【事故经过】【事故经过】事故前工况:有功 188MW，无功76Mvar，定子电流 7500A，定子电压15.84kV，转子电压 290V，转子电流1578A，主励 定子电压253V，主励定子电流 1122A，机组AGC投入运行1 号发电 机组于2007 年 8 月进行了通流改造，发电机转子进行返厂处理，各 项试验合格，2008年 7 月和2009 年10 月进行两次小修 2009年 10 月 31 日16 时14分，警铃响，1 号发电机来“A套调 节器强励动作”、“发电机失磁保护动作”信号、“发变组保护屏失 磁保护Ⅰ（失磁减载）动作”，“转子一点接地保护告警”、 “发电 机逆功率告警”，有功负荷下降至零 运行人员现场检查发现1号发 电机转子滑环处冒烟有火花16时 19分，手动解列发电机 检查发电机转子励磁碳刷无过流、 过热现象，刷架完好。

用500V 兆欧表测发电机转子绝缘电阻为0 欧姆，对刷架、 碳刷及各部绝缘部 分进行清理，再次测绝缘，仍然为0 欧姆 对刷架拆除，进行解体检 查，发现发电机转子正、负极滑环表面光滑、无过热烧伤痕迹，负极 侧滑环导电螺钉烧损，风扇环负极侧根部有过热熔化痕迹 发电机滑 环罩励磁机侧密封环与转子轴有摩擦痕迹，并且密封环的密封垫过 热 风扇环护板负极滑环侧有熔化的金属颗粒，分析为导电螺钉熔化 后，在高速旋转时甩到护板的侧壁上 转子抽出后，检查转子外观无 异常、通风孔无堵塞现象 【【事故原因事故原因】】 1 号发电机在运行中滑环的导电螺钉松动，导致接触电阻增大、 出现过热引起弧光放电，是造成此次事故的直接原因 从 DCS 记录看，转子电压和电流在 16 时 13 分 34 秒之前运行正 常，转子电压跟踪发电机出口电压调节转子（励磁）电流正常，定 子电压稳定，励磁系统、发电机转子系统故障前一直正常运行 16 时 13 分 34 秒，转子电流和转子电压开始摆动，此时定子电 压基本稳定运行，造成转子电流和电压摆动的原因分析为：转子回 路导电螺钉在集电环表面的压紧螺母松动，造成接触电阻增大，螺 母与集电环接触部位开始发热，随着发热与氧化的加剧，最终导致 螺母与集电环接触部位熔化，随着转子的高速旋转使熔化物在离心 力的作用下飞出，熔化部位开始放电产生电弧，导致转子电流剧烈 变化，为了维持出口电压稳定，调节器不断调节励磁电压以保持发 电机出口电压的稳定。

在这个过程中，随着励磁调节器的反复强励， 重复着电弧的点燃与熄灭，发电机导电螺钉开始向转子内部熔化， 当强励电压不能满足电弧点燃时，发电机开始失步，汽轮机转速开 始上升，最终机械超速动作，关闭主气门，发电机进入逆功率状态 从发电机转子端部看到负极导电杆有过热迹象，导电杆绝缘已经严 重碳化 【【防范措施防范措施】】 1. 在大修中严格按照检修项目执行，保证检修质量，按照预防 性试验项目，做好每一项试验，并做好记录 当直流电阻与出厂比较 有异常变化时，对导电螺钉进行重点检查是否松动，同时导电螺钉 锁片进行重新锁紧，保证锁片锁紧良好 2. 在小修中增加转子直流电阻检测项目，如有异常对导电螺钉 进行解体检查处理，同时对转子滑环导电螺钉进行检查是否存在过 热现象，检查锁片完好且不能松动，保证锁片起到锁紧作用 3. 加强技术监控管理，严格按照试验规程要求，对直流电阻进 行对比分析，查找历次试验记录，并与其纵向比较，不放过任何异 常数据，并详细记录试验结果 4. 检修人员要加强滑环部位的测温工作，定期对滑环部位进行 红外成像测温，机组启动后励磁电压、 电流达到额定时进行一次红外 成像测温，并做好记录。

保存每月1 日、 15日的红外成像图像记录， 记录中要有测量时的机组有功功率、 无功功率、 励磁电流、 环境温度等 数据，每月进行一次分析比对 5. 运行人员要加强巡视，每两小时用红外测温仪测量集电环和 碳刷的温度 明确要求滑环测量中间部位，碳刷测量刷辫与碳刷的结 合部位，每班进行一次记录发现温度异常立即汇报并通知处理 发电机转子导电螺钉烧损部位图片 阀门设计不当，机组断油烧瓦阀门设计不当，机组断油烧瓦【简述】 【简述】2010 年 07 月12 日，某电厂 3 号机润滑油冷油器因投产时使用结构设计不合 理的六通切换阀，导致机组运行中断油烧瓦，3号机组停运 【事故经过】【事故经过】 事故前工况：3 号机组负荷454MW，主油泵带润滑油 系统运行，氢密封备用油泵及交、 直流润滑油泵备用；主机冷油器运 行方式为A 冷油器运行，B 冷油器备用；润滑油母管压力0.14MPa， 主油箱油位-149.3mm,发电机密封油压0.58MPa，机组其它参数均正 常 2010年 07 月 12 日09 时59分 21秒，润滑油压低报警09 时59 分 22秒，润滑油压低保护动作跳机09 时59 分23秒，1 号、2主汽 门关闭，发电机主开关跳闸，直流润滑油泵、 交流润滑油泵联启，但 润滑油母管压力继续下降，直至到零，主油箱油位缓慢上升。

09时 59 分30 秒，汽轮机轴承振动达高II 值（跳闸值），振动继续增大， 直至超过表计量程10时 01分，手动开凝汽器真空破坏门，此时汽 轮机转速2362rpm，同时停真空泵10 时05分，汽轮机转速到零， 关闭汽轮机本体疏水，进行闷缸，关闭到凝汽器所有疏水10时 08 分，凝汽器真空到零，退主机汽封 现场检查发现发电机两端冒烟起火，立即组织灭火，并进行紧 急排氢 10 时20 分，氢压到零，充CO2进行置换 汽轮发电机组推力 轴承温度急剧上升，最高234℃ 3 号汽轮机经过解体对 1号-9支持轴承、油挡磨损、推力瓦块磨 损、 汽封磨损、 转子延伸轴断裂、 主油泵损坏、 本体TSI探头损坏等设 备损坏严重进行更换；高中压转子、 低压转子和发电机转子局部弯曲 返厂检修09月 17 日 16 时20 分，3号机组恢复备用 【事故原因】【事故原因】 3 号机组润滑油冷油器采用的六通切换阀为四阀碟结构（上下 隔离为两个三通阀），A、B 冷油器进油分别由六通切换阀下腔室内 两个阀碟控制，两个阀碟用螺栓与连杆螺纹连接，凸轮传动，有“A 开、 B关”和“A 关、 B 开”两种状态 该六通切换阀结构存在隐患，当 处于开位的阀碟松脱，在油流作用下，冷油器进油口将全部关闭， 导致润滑油中断，是造成此次事故的直接原因。

【防范措施】【防范措施】 1. 取消原冷油器六通切换阀，更换为哈尔滨汽轮机厂提供的更 加可靠的六通切换阀 全面检查油系统中各切换阀，对汽轮发电机组 润滑油系统（含主机、小机）滤油器、冷油器的切换阀全部解体，进 行内部结构形式检查，从安全可靠的角度分析并处理，确保可靠运 行 2. 改进直流润滑油泵出口管道，将汽轮发电机组主机、小机直 流备用油泵出口接至切换阀后的供油母管，油流不经过切换阀、 冷油 器、滤网等，直接向主机、小机轴承供油 3. 改进交、 直流油泵电缆，汽轮发电机组主、 小机交流和直流油 泵的动力电缆及控制电缆分开铺设，经过不同的电缆桥架接入电机 和控制室，防止火灾事故造成所有油泵同时故障 4. 改进供油母管滤油器及运行措施取消 3 号汽轮发电机组主 机润滑油出口滤油器（1、 2 号汽轮机无此设备）中 A侧滤芯，机组正 常运行时，确保投入 A 侧（无滤芯）运行3号汽轮发电机组主机润 滑油出口滤油器在机组正常运行时不得进行切换，待机组停机后可 视情况切换至 B 侧运行，可起到滤油的作用，同时监视滤网前后压 差情况，有上升趋势应及时通知检修人员清理或更换滤芯 5. 运行规程及逻辑保护完善。

主机和小机冷油器、 滤网在机组正 常运行时原则上不进行切换操作，利用停机机会进行倒换，同时检 查是否正常；如果运行中必须切换，至少指派 2 名有经验的运行人 员进行操作，专业技术人员和安监人员进行现场监护，操作过程应 缓慢且切换过程中密切注视油压的变化 6. 严格执行《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求实施 导则》中关于防止汽轮机大轴弯曲、轴承烧损事故重点要求 堵板安装纰漏，漏油着火停机堵板安装纰漏，漏油着火停机 【简述简述】2009 年 09 月28 日，某电厂2号锅炉 2号角供油环管吹 扫截止阀逆止门前堵板垫子哧开，喷出的油溅至吹灰器上，引起 2 号角周围区域及零米的地沟着火，迫使2 号机破坏真空停机 【事故经过】【事故经过】 事故前工况：2号机组负荷 300MW，CCS投入，磨煤 机 A、 B、 C、 D 运行，E 磨备用，给水泵A、 B 运行，C泵备用，A凝结泵 运行，主汽压力16.7MPa，真空-69.4KPa，A、 B引风机、 送风机、 一次 风机运行，没有运行操作 2009 年 09 月 28 日 20 时 59 分，2 号炉 2 号角等离子壁温高报警 发，燃油调整阀、回油阀状态显示异常（CRT显示粉色），燃油系统 炉前进油压力降低，回油调节阀位置反馈指示显示异常（CRT 显示 粉色），火警报警信号发，值班员就地检查，发现 2 号炉 12.6 米东 南侧着火。

21 时00 分，值长立即组织人员对电气设备区域用二氧化 碳灭火器扑火，其余用干粉灭火器扑灭；同时联系消防队报火警， 并令隔离炉前油系统，化学停运供油泵 21时 05分，供油泵停运 21 时 07分，消防队到现场组织扑救 21时 20分，锅炉房内明火全部扑 灭负荷由 300MW减至 180MW，停运2号炉 D磨煤机21时 19分，炉 MFT 动作，首出为火检冷却风丧失立即停运 B 给水泵，调整汽包水 位正常切辅汽至冷再21时 22分，切厂用至启备变带21时 25分， 汽轮机打闸，发电机逆功率保护动作，启动交流润滑油泵，顶轴油 泵 A、 B 21 时 28分，破坏真空汽轮机停机 21时 35分，切断着火区 域带电设备及阀门电源 21 时45分，停风烟系统 21时 57分，盘车 投运09月 28 日 23 时07 分，2号发电机由“热备”转“冷备” 【事故原因】【事故原因】 1. 机组调试期间曾因发生燃油进入辅汽系统，基建安装单位在 环型供油管吹扫阀逆止门前加装了堵板（安装工艺不规范） 堵板垫 子哧开造成漏油，是造成此次事故的直接原因 2. 运行人员对异常分析不到位，事故经验不足，是造成此次事 故的间接原因。

【防范措施】【防范措施】 1. 将燃油系统阀门垫子改为金属缠绕垫将供、回油环管吹扫截 止阀及逆止门割除加堵头 2. 加强运行管理，发现参数异常，及时分析，并对异常参数的 设备进行检查 3. 对 1、2 号炉炉前油系统及供油系统进行排查，对查出的问题 进行整改 转子叶片转子叶片共振 动叶断裂停机共振 动叶断裂停机 【简述】【简述】2009 年06 月 19日，某电厂 330MW汽轮发电机组，转子 叶片 A1振型共振，导致中压缸第 5 级动叶叶片断裂，造成 2 号发电 机组被迫停运 【事故经过】【事故经过】 2009年 06月19 日03 时37分 48秒，2 号机2、 3、 4 瓦 X方向轴振分别从 31um、 72um、 46um突升至 143um、 223um、 146um，Y 方向轴振也有不同程度的升高 集控室内清晰听见机组的振动声，运 行人员迅速减少电热负荷03时 39分45 秒，2号机轴振保护动作， 高中压主汽门、调门、中低压回转隔板关闭，本体疏水联动开启，各 级抽汽段逆止门、 电动门联动关闭 润滑油泵、 顶轴油泵联动运行正常、 供油压力正常，当机组转速下降至2000～1700rpm 时，机组轴振、 瓦 振迅速增大（2、 3、 4 瓦瓦振分别为93。