火力发电厂事故及异常案例总汇编.doc

word火力发电厂事故与异常案例汇编大唐华东电力试验研究所二0一六年九月前 言近年来，安全事故频发，据调查，70%以上的安全事故都是由“三违〞造成的，惨痛的事实一次次为安全生产工作敲响警钟为了认真汲取事故教训，提高对各类违章行为危害的认识，采取 针对性措施， 有效杜绝恶性事故的发生,大唐华东电力试验研究所某某搜集了本事故案例汇编，请所属企业各级领导和广阔员工高度重视,认真组织学习讨论,希望能从中汲取教训,引以为戒,为提高企业 安全生产水平提供帮助 大唐华东电力试验研究所 生产技术部 2016年9月 / 目录汽机篇某电厂660MW汽轮机带负荷过程振动增大原因分析4某厂1号机振动大机组跳机9某厂2号机组循环水切换不成功导致非停14运行监控不到位，转子进水弯曲16除氧器进汽逆止门不严，小机进冷汽跳机20机组启动过程中违章操作，造成转子永久弯曲23给水泵出口逆止门不严，汽泵倒转造成设备损坏26低压安全油管道断裂，造成非停事故28某电厂 2 号机EH 油管道锁母松脱原因分析与应对策略30某电厂2 号机组B 小机跳机33某电厂2 号机高中压转子对轮错位分析36某厂330MW机组低压转子瓦温高分析41锅炉篇给煤机，连续断〔堵〕煤44给煤机跳闸，炉膛爆燃46空预器停转，降负荷47水冷壁吹损，爆管停炉49热工篇1000MW机组小机MTSI电源故障造成机组跳闸分析501000MW机组低速碾瓦原因分析与处理52某厂1号机组异常停机事故58某厂DCS故障引起循环水进水蝶阀自动关回64某厂给水流量低触发MFT66某厂给水流量低误发触发MFT69某厂回油温度高跳机71某厂炉膛压力低低MFT73某厂350MW汽轮机推力瓦磨损事故分析76某厂2号炉贮水箱水位高MFT事故分析81600MW机组高压调节阀晃动事故的处理88660MW超临界DEH中汽轮机转速波动原因分析与处理91某电厂上汽-西门子1000MW机组轴承温度测点故障处理94上汽超超临界机组给水流量低导致MFT动作事件分析95电气篇安全措施不全，带地刀合刀闸96操作丢项解锁，带地刀合刀闸99甩线不包绝缘，误碰保护停机103漏切二次压板，差动动作停机106操作确认马虎，误切励磁停机108电缆短路着火，引发全厂停电110环火处置不当，转子弯曲停机115铁芯松动磨损，定子接地停机117设计存在缺陷，转子严重磨损119局部绝缘缺陷，主变套管烧损123化学篇某电厂精处理系统跑树脂事故125某电厂6号机组抗燃油油质异常129某电厂精处理制水周期短132某电厂凝汽器泄漏事故134阳床出水钠含量偏高135精处理再生系统树脂混合后出水电导偏高136炉水氯离子超标138药剂未经动态模拟试验引起凝汽器结垢140汽机篇某电厂660MW汽轮机带负荷过程振动增大原因分析【简述】某电厂2号机组为东方汽轮机厂设计生产的N660-25/600/600 型超超临界压力、一次中间再热、单轴、三缸四排汽、双背压、凝汽式汽轮机，配套东方电机股份某某制造的QFSN-660-2-22B 型发电机。

2015 年8 月，首次成功冲转，定速3000r/min 时刻，轴振、瓦振良好，达到了国标对新装机组振动水平的要求机组并网后，低压缸瓦振和发电机振动逐渐增大；机组负荷450MW 时，5－8 瓦瓦振超过60μm，7 瓦轴振也超过110μm振动专业技术人员协助电厂对2 号汽机的振动异常情况进展分析和安全评估事故经过】从机组首次并网后的历史数据来看，2 号机组的振动异常现象主要有以下几个特征：〔1〕首次定速3000r/min 空载运行时，机组轴振、瓦振良好；带负荷后，低压缸B 缸与发电机振动随负荷升高明显增大，其中以5－8 瓦的瓦振与7Y 轴振对负荷的变化最为敏感，负荷大于450MW 时，5－8 瓦的瓦振、7Y 轴振就超过了报警值〔2〕低压缸与发电机振动与负荷的跟随性具有可逆性，即随负荷升高而增大，负荷降低后，振动根本能恢复至原始水平〔3〕初并网时刻，机组负荷33.6MW(无功27.4Mvar)，7 瓦轴振/瓦振分别为33μm /13μm，8 瓦轴振/瓦振分别为24μm /38μm；负荷增加至560MW 时(期间调整了无功功率)，发电机振动达到峰值，7 瓦轴振/瓦振分别为136μm /76μm，8 瓦轴振/瓦振分别为86μm /92μm。

〔4〕瓦振与轴振比值偏大，即瓦振大、轴振小的问题：主要表现在5，6，8 瓦上，目前普遍认为瓦振与轴振比值的正常X围为0.1～0.5；就2 号机组来说，初定速3000r/min 时，瓦振与轴振的比值不到1，而带负荷后6 瓦比值超过2.5〔5〕6Y轴振经常出现间歇性大幅跳变，在30μm～300μmX围内大幅波动事故原因】〔1〕6Y 轴振经常出现间歇性大幅跳变，主要是10Hz 以下低频振动，且信号输出时好时坏，信号真实性还有待证实〔2〕振动表现异常的5－8 瓦，以工频为主，从性质上来说，属于普通强迫振动从机理上来看，振动与2 个因素有关，一是激振力(轴振大小可反映来自转子上的激振力的大小)，二是动刚度；与激振力成正比，与动刚度成反比引起机组振动大故障的原因总的来说只有2 个，一是激振力过大，二是动刚度不足〔3〕轴振随负荷升高而增大，是激振力增大引起的升负荷过程中，6－8 瓦轴振增大，主要是工频分量的增大，明确转子上的不平衡量增加了不平衡量包括2个局部，一是原始质量不平衡，二是热不平衡量热不平衡来源，最常见的原因是碰摩和局部受热不均使转子产生临时热弯曲；由于碰摩与无功无关，考虑到发电机转子结构的特殊性，要注意匝间短路和冷却系统局部堵塞等问题。

〔4〕瓦振随负荷升高而增大，与2 个因素有关：一是轴振增大导致瓦振增大；二是热负荷的影响使支撑动刚度降低，轴振不变的情况下仍可能使瓦振增大，具体表现为轴振、瓦振增大不成比例，如表1 所示〔5〕瓦振与轴振比值偏大原因分析：支撑动刚度由结构刚度、连接刚度2 个要素组成从TDM 历史数据与现场轴承座振动特性测试结果来看，存在支撑动刚度不足的问题1〕轴承座外部特性现场实测结果：沿轴向方向，从联轴器端到转子端(也即从外端到内端)，5－8 号轴承座中分面垂直振动逐渐增大，内端比外端振动高出20μm左右存在一定的差异振动，明确存在受力不均的现象，导致连接刚度变差2〕从TDM 记录的超速试验过程瓦振Bode 图上发现，5－8 瓦轴振在3000r/min～3360r/min X围内均出现共振峰，瓦振如此存在至少1 个共振峰，也就是说5－8 瓦轴承座在工作转速下存在一定程度的共振，导致瓦振对激振力的变化比拟敏感，出现了“轴振小、瓦振大〞的现象由于轴承座临界转速只是稍大于工作转速，在负荷增加的影响下，轴承座结构刚度会有一定程度的降低，导致轴承座临界转速更加接近工作转速，对激振力的变化(也就是轴振的变化)更加敏感。

从560MW 与定速3000r/min 时刻瓦振与轴振比值的比照情况，可以得到验证〔6〕真空严密性试验过程中，真空度降低3kPa，6 瓦瓦振降低20μm6 瓦轴承为坐缸式轴承，直接坐落在排汽缸上，表现出对真空非常敏感，也侧面印证了6瓦动刚度不足的判断电厂技术人员反映，6 号轴承箱曾因安装困难采取过切削处理，此举会降低轴承箱的刚度和强度，根本可以证实对6 号轴承箱存在动刚度不足的判断防X措施】根据变参数运行试验与振动分析，认为 2 号机组振动异常现象是结构动刚度不足和热不平衡综合引起的，并有如下建议：〔1〕由于发电机振动与励磁电流大小表现出正相关性，可能的原因包括匝间短路、转子材质不均、冷却系统不对称引发的冷却不均等因发电机转子绕组匝间短路对设备安全性的影响远高于其他引起转子热不平衡的原因影响，建议首先请发电机厂家与发电机专家确诊是否存在匝间短路故障，并评估对机组安全性的影响如无匝间短路情况且其他引起热不平衡的原因难以消除，再考虑其他手段抵消或者补偿一局部热不平衡量〔2〕利用适宜的机会，对5－8 瓦动刚度不足的原因进展排查：检查轴承紧力、间隙、瓦枕垫块接触状况；台板与汽缸以与台板与轴承座之间接触情况。

尤其是6瓦，最好能翻瓦检查，并查看轴振探头是否正常〔3〕对于5-8 瓦轴承座工作状态下共振的问题，主要有2 条解决途径：一是提高动刚度避开共振，也是解决此问题的根本方法，但现场操作起来通常都比拟困难；二是降低激振力即使运行中出现共振，在确保连接刚度无异常后，通过精细动平衡，减小转子上的激振力，也可以取得比拟好的减振效果某厂1号机振动大机组跳机【简述】某某公司1号机由于#6低压加热器水位差压变送器数据失真，造成#6低压加热器汽侧水位过高，中压缸上下缸温差过大变形，#2轴瓦X方向轴振持续上升，机组打闸停机，造成非停事故事故经过】2015年7月29日12时21分，某某公司1号汽轮机#3轴瓦X方向轴振开始缓慢上升；12时23分，#3轴瓦Y方向轴振开始缓慢上升；12时24分，#2轴瓦X方向轴振也开始缓慢升高12时29分，#2轴瓦X方向轴振升至90μμμμm值长立即派人就地倾听各轴承声音，检查主汽门、调速汽门实际开度，未发现异常同时，监盘人员立即对机组相关运行参数进展检查12时33分，#2轴瓦X方向轴振升至130μμμμ℃μm、Y方向轴振升至104μμμm，#2轴瓦X方向轴振达到250μm，Y方向轴振153μμμm，此时虽未达到汽轮机振动保护逻辑动作的条件〔任一轴瓦某方向轴振大于250µm，相邻轴瓦同方向轴振大于125µm，上述两个条件同时具备时，汽轮机振动保护动作，机组跳闸，无延时〕，但因#2轴瓦X方向轴振持续上升，且上升速度呈增快趋势，当值值长立即下令手动打闸停机。

机组打闸后，发电部会同设备部专业人员立即就地查看汽轮机惰走过程中各轴瓦和汽缸的情况，除在惰走时，中压缸后轴封处有动静摩擦声外，高、中、低压缸与各轴瓦等其它部位未发现明显异常，汽轮机惰走曲线与典型工况根本一致，未发现异常，13时10分，汽轮机转速到零，投盘车，盘车电流无波动，大轴晃度与原始值一致后经进一步检查，发现6段抽汽温度、中压缸排汽温度〔该测点位于中压排汽缸下部供热抽汽管道上，距离中压排汽缸底部约400mm〕，中压排汽缸下半内壁温度〔该测点位于中压排汽缸底部，两根供热抽汽管道之间〕，中压排汽缸上半内壁温度〔该测点位于中压排汽缸顶部，两根低压缸进汽管道之间〕在汽轮机振动异常上升之前，在不同时间段先后开始下降到机组打闸前，分别由235℃、241℃、208℃和248℃下降至100℃、121℃、121℃和240℃从机组振动开始增大直至停机的过程中，汽轮机所有轴瓦温度、推力瓦温度、轴位移、高压缸胀差均无明显变化，中压缸和低压缸胀差受中压排汽缸温度和低压缸进汽温度降低的影响略有升高，但均在正常X围内检查中通过对#6低加汽侧放水，发现#6低加水位变送器测量不准，随后发现变送器一次门处于关闭状态，6段抽汽管道与供热抽汽管道内发现存水。

进入低压排汽缸内部检查，低压末级叶片无损伤结合机组打闸前中压排汽缸上、下半内壁温度的变化，汽轮机振动呈缓慢爬升无明显阶跃，低压缸进汽温度虽略有下降，但仍有约100℃过热度，以与上述其他检查情况和机组实际运行状态综合分析，根本可以排除中、低压缸进水，对汽轮机造成水冲击的可能。