汽轮机差胀过大的原因分析及改进措施

第一篇：汽轮机差胀过大的原因分析及改进措施

汽轮机差胀过大的原因分析及改进措施

摘 要: 从相对膨胀产生的理论出发, 针对焦作韩电发电有限公司1 号机的实际情况, 分启动和运行2 个过程, 对汽轮机相对膨胀值大的原因进行了分析, 并介绍了所采取的相应控制措施或注意事项, 以及在实际生产中起到的作用作出了举例证明。

关键词: 相对膨胀;滑销;温升率前 言

我公司1 号汽轮机型号是C C50-8.83/4。22/1。57, 系哈尔宾汽轮机厂生产的双缸、单轴、双抽汽凝汽式汽轮机, 进汽温度535℃, 额定进汽量为224t, 中压额定抽汽量为30吨, 最大抽汽量为60吨。低压抽汽量为50吨，最大抽汽量为50吨。该机组投运后, 相对膨胀值及机组转动产生的噪声明显偏大, 特别是在启动过程中, 相对膨胀值超过规定值, 影响开机升速和升负荷时间, 是制约顺利开机的主要因素。投运初期, 开机时间在10h以上, 开机时间明显偏长。控制相对膨胀的重要性

金属物件在受热后, 向各个方向膨胀, 高温高压汽轮机从冷态启动到带额定负荷运行, 金属温度的变化很大 400～ 500℃。因此, 汽缸及汽轮机各部件的轴向、垂直、水平各个方向的尺寸都会因受

热明显增大。汽轮机各部件膨胀量不同, 使得各部件的相对位置发生变化, 其变化量超过汽轮机动静部分的允许间隙后, 动静部件将会发生磨擦, 导致汽轮机损坏, 甚至报废等严重后果。为了控制汽轮机的动静部分不摩擦, 汽缸的轴向膨胀和汽缸与转子的相对膨胀就成为开机过程中重要的控制指标。汽轮机在启动暖机过程, 转子以推力轴承 机头,1号瓦处为死点向后膨胀, 汽缸以后轴承座中点2 号瓦处为死点向前膨胀, 二者的膨胀差值即为相对膨胀习惯称为胀差。当转子膨胀值大于汽缸膨胀值时, 相对膨胀为正值, 该值过大时可造成动叶片出口处与下级喷嘴摩擦。当转子膨胀值小于汽缸膨胀值时, 相对膨胀为负值, 该值过大时可造成动叶片进口处与喷嘴摩擦。因此, 汽轮机的相对膨胀值的控制相当重要。1号汽轮机的相对膨胀测量装置安装在2 号瓦附近, 即汽缸死点处。1 号汽轮机的相对膨胀大的原因 3.1 理论分析

金属受热膨胀值有如下关系: ΔL=Lσ（ti-t0）(1)式中 ΔL 为金属的绝对膨胀值;L 为金属的长度;σ为该金属的线膨胀系数;ti 为金属材料的平均温度;to 为冷态温度, 通常取 20℃。

由式 1 可以看出汽缸与转子热膨胀的差值相对膨胀 取决于: a.由于转子与汽缸金属材料的不同, 其线胀系数σ的不同, 其在设计制造已确定, 这里不予讨论。

.b.由于热力过程的影响, 转子与汽缸的平均温度的不同。

此外, 机组热膨胀值还受非热力过程的影响。如转子转动时受泊松效应影响膨胀值会变小, 但3000 r min 后影响较小, 而汽缸受到滑销系统和抽汽管道能否自由膨胀的影响是比较大的。3.2 运行中相对膨胀值大原因分析及控制措施机组在稳定工况运行时, 各区段的温度分布是有规律的, 且转子和汽缸的金属温度接近同级的蒸汽温度, 理论上相对膨胀值应接近于0。而1 号汽轮机在30 MW , 抽汽90, t h 真空93 kPa的稳定工况长期运行时, 相对膨胀值仍为2.15 mm其原因分析如下: 3.2.1 汽缸的平均温度低于转子的平均温度, 其影响主要有2 方面: 1 保温不良。环境影响: 由于空气对流等引起汽轮机外缸产生温差, 从而降低了汽缸的平均温度。

3.2.2 由于转子与汽缸的金属材料的不同, 转子的线胀系数大于汽缸的线胀系数, 线胀系数在汽轮机的设计、制造过程中已确定, 故不予讨论。

3.2.3 滑销系统的影响。当机组的滑销系统受阻时, 汽缸的热膨胀值变化有跳跃式变化或汽缸的膨胀值存在变小的现象。在大修时对

滑销系统进行了检查清理, 热膨胀值变小的现象有所好转, 但仍须在开机过程中对汽缸的热膨胀进行监视, 监测有无跳跃式的变化, 以便停机检修时进行处理。

3.2.4 汽轮机启动过程中, 各抽汽管道能否自由膨胀, 其抽汽管道膨胀的热应力会影响汽缸热自身膨胀的变化。

以上对汽缸膨胀有影响的因素, 有待于大修时予以确证和排除, 以降低运行中相对膨胀值。

3.3 启动阶段相对膨胀值偏大的原因分析及控制 号机汽缸和转子可以看成是由很多段组成的, 每段的膨胀差值可由其长度和该段平均温差求出, 而该段末端的相对膨胀值为固定点 推力轴承处 至该处中间各段膨胀差值的代数和。因此, 汽轮机各段的胀差对机组整个相对膨胀各有其影响。3.3.1 主汽参数及金属温升率的影响

汽轮机启停过程中, 由于汽缸和转子材料、结构尺寸以及受热条件的不同, 即使是在相同的蒸汽参数下, 两者之间也明显存在温差。

从传热的角度分析: 在金属温度已上升到该段蒸汽相应压力的饱和温度后, 即蒸汽不会发生凝结放热后, 蒸汽对金属的单位时间的放热量Q1 为: Q1=(t蒸汽-t金属)αA金属

(2)式中 t蒸汽为该段蒸汽的平均温度;t金属为金属的平均温度;

α为放热系数;A金属为金属的受热面积。金属的单位时间的吸热量Q2 为: Q2 = m金属cb金属

(3)式中 m金属为金属的质量;c 为金属的比热;b金属为金属的温升速度。

如果不计散热损失, 由Q1 = Q2 , 整理公式(2),(3)得: b金属=(t蒸汽-t金属)αA金属/(m金属c)

(4)A金属/m金属称为质面比。

当机组启动升速或加负荷暖机前, 转子和汽缸与蒸汽的温差(t蒸汽-t金属)可以视为相等, 但在升速或加负荷暖机过程中, 由于放热系数α和质面比A金属m金属的不同, 转子与汽缸就会产生温差。汽缸的质量大, 接触蒸汽面积小;转子质量小, 接触蒸汽的面积大, 另外, 转子转动时蒸汽对转子的放热系数比汽缸的要大, 所以转子温度变化快, 转子更接近于蒸汽温度, 因此, 在汽轮机启停和工况变化时, 转子随蒸汽温度的变化膨胀或收缩更为迅速。在每个暖机阶段, 转子温度逐渐升到比较接近周围蒸汽的温度之后, 温升率明显下降, 而汽缸则仍以接近于原来的温升率升高温度。因此经过一段时间后,汽缸与转子的温差缩小, 这样就可以升速或升负荷到下一暖机阶段。

在滑参数启动过程中, 对主汽参数的控制和金属的温升率的控制是防止汽轮机的正胀差值过大的主要手段。要防止蒸汽参数过

高, 蒸汽参数过高会引起进汽量少, 暖机不均匀, 使转子加热过快, 汽缸加热相对过慢, 汽缸和转子的温差加大, 使得相对膨胀正值增加过快。

如在 2007年1号机开机, 主汽温度320℃, 压力2.7 MPa 时冲转。主汽温度365℃, 压力3.2 MPa 时并网, 相对膨胀增大至3.0 mm。锅炉蒸汽温度降至350℃时, 相对膨胀回落0.2 mm。3.3.2 控制轴封供汽对胀差的影响

高压汽轮机从调节汽室沿前轴封漏出的蒸汽,故前轴封段的转子温度较高, 且在汽轮机轴封处由于蒸汽流速高蒸汽的放热系数也大。再者, 高温高压汽轮机汽封段转子长度较大, 如果有效地降低轴封供汽温度, 对轴封段的正胀差减小是有利的。

轴封供汽有2 种来源: 厂用汽 压力0.89 MPa温度约280℃ 和高除汽平衡汽 压力约为0.5 MPa温度约158℃。运行中7 号机一般采用厂用汽作为轴封供汽的热源。在启动过程中, 转子轴封段温升率较快, 膨胀大, 应尽可能采用高除汽平衡汽源, 以低温蒸汽降低转子温升率。

在1 号机开机中, 尽快将高除压力升至正常, 将轴封汽源由厂用汽 280℃ 倒为汽平衡

158℃ 汽源, 对胀差的控制起到了较好的效果。3.3.3 汽缸、法兰螺栓加热装置投运对相对膨胀的影响

汽轮机在启动过程中, 使用汽缸法兰和螺栓加热装置可以提高汽缸、法兰和螺栓的温度, 有效地减少汽缸内外壁、法兰内外、汽

缸与法兰、法兰与螺栓的温差, 提高汽缸的平均温度, 加速汽缸的膨胀。法兰加热装置的正确使用, 对高压汽轮机启动控制相对膨胀值有较明显的作用。

值得注意的是, 如果启动时加热过度, 汽轮机中间几级的轴向间隙小于允许的范围, 而相对膨胀表的指示仍然可能在正常范围内, 对机组的安全构成威胁, 所以法兰螺栓加热装置的投入时间和温度的控制是相当重要的。只有在时间合适和温度恰当 的情况下, 法兰螺栓加热装置才能起到控制相对膨胀的作用。在1 号机开机中,7 号机冲转后, 胀差在0 mm 以上, 立即投法兰加热装置, 汽源温度260℃, 此时新蒸汽温度320℃。并网后倒为新蒸汽, 温度350℃, 法兰温度为170℃, 调节级温度为225℃, 相对膨胀值下降至0.19 mm , 汽缸法兰平均温升由原来的0.41 ℃/ min升至0.744 ℃/ min。3.3.4 凝汽器真空对控制相对膨胀的影响

在汽轮机启动过程中, 当机组维持一定转速或负荷时, 改变凝汽器真空可以在一定范围内调整胀差。当真空降低时欲保持机组转速或负荷不变, 必须增加进汽量, 使高压转子温升率加快, 其高压缸正胀差随之增大。由于进汽量的增加, 中、低压部分摩擦鼓风的热量被蒸汽带走, 因而转子被加热的程度减少, 正胀差减小。另外, 真空降低, 排汽缸温度的上升, 也会使中低压缸加快膨胀, 减少胀差．

在开机中, 真空控制在80～ 85 kPa, 排汽温度为100℃以内, 相对膨胀值有明显的回落。

3.3.5 加热器和抽汽投入的影响

由于转子、汽缸与蒸汽的热交换以对流换热的形式进行, 当机组启动达到一定负荷后, 转子的温度已接近该段蒸汽温度, 转子的温升较慢, 而汽缸受质面比的影响, 尚未达到工作温度, 膨胀不完全,此时投入高加和抽汽, 增加高、中压缸的蒸汽流量,由于流量、流速的变化, 对汽缸的放热系数 增大,α在同样的蒸汽与汽缸金属温度差下, 汽缸的加热程度增加, 温升率上升, 汽缸的温升率比转子快, 从而汽缸热膨胀加快, 相对膨胀值减小。3.3.6 疏放水对暖机的影响

充分的疏放水可以提高下汽缸的温度, 降低上下缸的温差, 也就提高了汽缸整体的平均温度。

各抽汽管道的充分疏放水, 提高了各抽汽口的温度, 相应提高了汽缸的整体平均温度。再者, 能使各抽汽管道充分膨胀, 减少了抽汽管道阻碍汽缸热膨胀现象的发生。4 结 论

4.1 1 号机在运行中相对膨胀值偏大, 应在停机检修时确证并排除;4.2 开机启动过程中应采取多个措施的配合使用。历次开机证明了能够控制好相对膨胀值不超过+4 mm , 且开机时间大大缩短, 采取以上措施后,开机时间由原来的10h 缩短到现在的5h～ 6h , 其效益是可观的。

2008-04-29

第二篇：20起典型汽轮机事故原因分析及排除措施

20起典型汽轮机事故原因分析及排除措施汇编

一 富拉尔基二电厂86年3号机断油烧瓦事故

（一）、事故经过

86年2月23日3号机（200MW）临检结束，2时25分3号炉点火，6时20分冲动，5分钟即到3000转/分定速。汽机运行班长辛××来到三号机操作盘前见已定速便说：“调速油泵可以停了”，并准备自己下零米去关调速油泵出口门，这时备用司机王××说：“我去”，便下去了。班长去五瓦处检查，室内只留司机朱××。王××关闭凋速油泵出口门到一半（原未全开）的时候，听到给水泵声音不正常，便停止关门去给水泵处检查。6时28分，高、中压油动机先后自行关闭，司机忙喊：“快去开调速油泵出口门”，但室内无值班员。班长在机头手摇同步器挂闸未成功。此时1—5瓦冒烟，立即打闸停机。此时副班长跑下去把调速油泵出口门全开，但为时已晚。6时33分，转子停止，惰走7分钟，经检查除1瓦外，其他各瓦都有不同程度的磨损。汽封片磨平或倒状，22级以后的隔板汽封磨损较重，20级叶片围板及铆钉头有轻度磨痕。转入大修处理。

（二）、原因分析

1、油泵不打油，调速油压降低，各调速汽门关闭。三号机于84年9月25日投产，11月曾发生大轴弯曲事故，汽封片磨损未完全处理，汽封漏汽很大，使主油箱存水结垢严重，主油箱排汽阀堵塞未能排出空气。主油泵入口有空气使调速油压下降。此次启动速度快，从冲动到定速只有5分钟，调速油泵运行时间短空气尚未排出，就急剧关闭调速油泵出口门。过去也曾因调速油泵停的快，油压出现过波动，后改关出口门的方法停泵。这次又操作联系不当，使油压下降。

2、交直流油泵未启动。当备用司机关调速油泵出门时，司机未能很好的监视油压变化，慌乱中也忘记启动润滑油泵。24伏直流监视灯光早已消失一直未能发现。

3、低油压联动电源已经切除。20日热工人员未开工作票在三号机热控盘进行了四项工作，把热工保护电源总开关断开，工作结束忘记合上，致使低油压未能联动润滑油泵。

4、这次机组启动，使用了启动操作票，操作票中有“交直流润滑油泵联动试验和低油压联动试验”项目，但司机在执行这两项工作都没有做，而操作票上却已划“√”。

二 浙江台州发电厂88年1号汽轮发电机组烧瓦事故

1988年8月18日15时25分，台州发电厂1号汽轮发电机组因油系统中渗有大量空气，造成自动主汽门自行关闭，调速油泵未自启动，交流润滑油泵刚自启动即被直流油泵自启动而闭锁，直流油泵自启动后电机烧损，致使断电烧瓦，构成重大事故。

（一）、事故经过

台州发电厂1号汽轮发电机系上海汽轮机厂制造，N125-135/535/535型，1982年12月投产。事故发生前，1号机组额定出力运行，各参数均正常，当时系统频率49.6Hz，汽轮机润滑油系统旁路滤网运行，主滤网撤出清理，14时55分主滤网清理结束。15时当班班长郑××下令一号机司机陶××将旁路滤网切换为主滤网运行，陶接令后即用电话令零米值班员李××开启交流润滑油泵轧兰冷却水。接着陶按规定启动了交流润滑油泵，并将监盘工作交给监盘副司机管××，即去零米执行润滑油滤网切换监护操作。15时12分主滤网充油排汽结束，15时16分主滤网投入运行，当关闭旁路滤网出口二圈时，发现调速油泵启动，陶即令李停止操作，并跑至零米值班室打电话询问情况。

同时，在监盘的副司机管××，当时在场的班长傅××，当班班长郑见调速油泵运行指示红灯闪光（自启动），并听到警铃响了一下，但未见光字牌亮，查油压正常。郑令现场副司机王××检查，未见异常，也无其他人员在工作，分析为误自启动，即令管停下调速油泵，停后各油压均稍有下降，几秒钟后调速油泵又自启动，警铃响，“主油泵出口油压低至0.9MPa光字牌亮后又熄灭，查油压恢复正常，管即复归开关控制把手（合上），15时17分郑接陶询问电话，郑告：“是自启动”。并查问下面操作情况后，通知陶：“上面准备停交流润滑油泵，保持调速油泵运行，滤网切换操作完毕后汇报”。陶答：“好的”。陶回到现场时见交流润滑油泵转速已下降，随即关闭该泵轧兰冷却水，调整好调速油泵冷却水。15时20分旁路滤网撤出运行操作完毕（出口门关闭）。陶汇报郑：“切换操作全部结束”。并提出：“慢慢关闭调速油泵出口门，上面注意油压变化，待全关后现扬按事故按钮停调速油泵，然后再开启出口门”。郑同意如此操作。陶令李去操作，由李关闭调速油泵出口门后，陶按事故按钮停泵。15时25分当准重新开启调速油泵出口门时，发现直流润滑油泵启动，电机冒火，陶令李速开调速油泵出口门及旁路滤网出口门（主、旁路网同时投运），并协助操作完后跑回集控室。

在集控室，管、郑见油压有所下降，事故喇叭响，调速油泵开关指示灯绿灯闪光，即复归开关（拉开），此时，调速油压1.1MPa，润滑油压0.1MPa，均正常。几秒钟后“主汽门关闭”，主油泵出口油压低至0.9MPa及润滑油压低至0.08MPa～0.015MPa等光字牌全部亮。管、郑准备去合调速油泵时，发现直流润滑油泵自启动0.08、0.055、0.04、0.015MPa低油压光字牌全部熄灭。但随即发现直流润滑油泵开关红灯熄灭，事故喇叭响，电流到零（电动机烧坏）。当即解除交直流油泵联锁，抢合交流润滑油泵和调速油泵均不成功。班长傅××即跑到九米现场开真空破坏门。生产厂长梁××听到安全门排汽声，即跑到集控室，得知两台油泵均抢合不成时，即令电气运行人员跑到开关室合上调速油泵开关。此时司机陶××跑到集控室，大声喊：“直流油泵电机烧了”。并见调速油泵开关红灯闪光，即复归开关把手（合上），油压恢复正常。郑××去现场调查，发现2、3号轴承处有烟冒出，此时监盘副司机即停射水泵。(二）、事故发生与扩大原因

1、分析认为主油泵工作失常是这次事故的起因。而主油泵工作失常则是由于油中渗有大量空气所造成的。因此油系统中渗有大量空气泡是这次一号机油压大幅晃动且急剧下降而跳机的原因。事故前清扫主滤网后进行切换操作时，启动了交流润滑油泵，使润滑油压升高，各轴承回油量增加，油循环倍率增大，带入的空气随之增加。

2、造成这次跳机事故扩大成断油烧瓦的主要原因是直流润滑油泵自启动后电机烧毁，而直流润滑油泵电机烧毁时直流母线电压偏低，造成调速油泵、交流润滑油泵手动抢合不成。

三 99年5号机冲动过程中2号瓦振动大停机事件 1999年6月24日20时45分5号炉点火，21时25分盘车检修结束，投入连续盘车，测大轴晃度0.04mm，22时00分开始抽真空，投入一、二级旁路系统，23时30分投入轴封供汽，23时50分法兰螺栓夹层加热装置暖管。高外上内壁温136℃、高内上内壁温142℃、高内下内壁温132℃、高外下内壁温116℃、左螺栓温度138℃、左外法兰温度140℃、左内法兰温度139℃、右螺栓温度140℃、右内法兰温度140℃、右外法兰温度141℃。

0时35分5号机冲动，高外上内壁温135℃、高内上内壁温141℃、高内下内壁温130℃、高外上内壁温109℃、左螺栓温度168℃、左外法兰温度170℃、左内法兰温度169℃、右螺栓温度170℃、右内法兰温度169℃、右外法兰温度170℃。

0时40分升速至500r/min，投入法兰螺栓夹层加热装置。0时50分升速至950r/min，开始暖机。0时55分2号瓦振动突然增大，最大0.08mm，立即打闸停机。此时高外上内壁温135℃、高内上内壁温139℃、高内下内壁温120℃、高外上内壁温110℃、左螺栓温度183℃、左外法兰温度192℃、左内法兰温度182℃、右螺栓温度184℃、右内法兰温度181℃、右外法兰温度191℃。1时10分大轴静止，投入盘车，测大轴晃度0.43mm，1时20分测大轴晃度0.22mm，2时10分测大轴晃度达到正常值0.045mm，4时16分5号机重新冲动，5时5号发电机并列。

原因分析：

1、法兰螺栓加热装置暖管过早监视调整不当：23时30分法兰螺栓加热装置开始暖管，暖管后未及时监视缸温变化，使法兰螺栓温度上升较快，0时35分转子冲动时，高压外缸内法兰由139℃升至169℃。至打闸时高压外缸内法兰升至182℃，但高压外缸内壁温度尚未加热上来，汽缸夹层加热未跟上，使高压外缸内壁温度与高压外缸法兰内壁温度之间温差过大，引起缸体变形，引起2号瓦振动。

2、高压缸前轴封段冷却收缩：22时开始抽真空，当时高压内缸内下壁缸温141℃，23时30分投入轴封供汽，由于运行人员不能准确掌握理解运行规程，在缸温刚低于150℃后，就按机组冷态启动规定执行，使抽真空与轴封投入的间隔过长，引起高压缸前轴封段冷却收缩，在缸体变形的情况下，加剧轴系振动，使2号瓦振动聚增。

教训与防范：缸温在140℃左右抽真空后到投入轴封供汽的时间较长，转子轴封段局部冷却。运行监视调整不当，在法兰螺栓加热装置暖管后未能及时监视缸温变化，使法兰螺栓温度上升较快。运行人员对运行规程掌握理解不够，在机组运行中发生甩负荷至50MW以下时，必须及时投入高压缸前后、中压缸前轴封供汽，防止转子轴封段急剧冷却。

2002年6号机误关循环水出口门低真空保护动作事件

2002年5月20日事故前6号机组负荷197MW，机组真空86.1 kPa，在正常调整循环水出门时，司机助手误将循环水出口门关闭，没有注意参数变化，真空急剧下降，发现真空下降很快，立即启动备用射水泵，启动备用循环水泵，低真空保护动作，主汽门关闭，机组负荷到零。事后当事人没有及时汇报司机，造成故障原因判断不清，延误了事故处理时间，导致锅炉灭火。在事故过程中5、6号机同时启动了4台循环水泵，险些造成故障的扩大。

原因与教训：操作中存在习惯性违章和严重的误操作，在调整循环水门时，同时开关两侧出口门，在中间暂停时，误将循环水出口门关闭，导致凝汽器大量减水，造成机组真空下降。业务水平低，工作责任心不强，调整循环水出口门时，不能认真监视有关参数变化。处理事故能力差，真空下降时，不能及时采取有效的补救措施，不能及时判断事故点，处理事故时间较长。

四 朝阳发电厂98年1号机大轴弯曲事故

（一）、事故经过

朝阳电厂1号机组大修于1998年7月10日全部结束，7月12日和13日进行高速动平衡试验，振动情况良好，最大的5号轴承为0.028mm。7月14日，机组进行第三次启动，7时锅炉点火，随后投9只油枪，8时汽轮机冲动，DEH系统投入，冲动前参数正常，炉侧过热蒸汽温度363℃、333℃，机侧温度267℃、压力1.72MPa、高压内缸上壁温度251℃，其它正常。8时15分汽轮机定速3000rpm。8时47分发电机手动同期并网，此时炉侧过热汽温432.1℃、438.5℃，机侧403℃、394℃，高压内缸上壁温度287℃，高压胀差2.45mm,振动最大的5号轴承为0.023mm，并列后发电机有功和无功功率表均无指标。9时3分，发现高压油动机全开至155mm，将DEH切到液调。9时5分，锅炉投入一台磨煤机，停三只轻油枪，投二级减温水，高压胀差3.6mm。9时13分，高压胀差4.0mm，立即手摇同步器，将高压油动机行程关到96mm，发现中压油动机参与调整，再热汽压升到1.5MPa，又将高压油动机行程开到112mm。9时19分高压胀差到4.38mm，用功率限制器将油动机关到空负荷位置(30mm)，此时高压内缸上壁温度351℃，机侧过热汽温414℃，炉侧406℃。9时24分，高压胀差4.46mm，运行副总下令发电机解列，汽机司机打闸停机，这时高压胀差最大到5.02mm。打闸前振动最大的5号轴承为0.024mm，打闸后2分17秒时振动最大的1号轴承为0.039mm，转子惰走24分钟，启动盘车电流为60A，大轴晃度0.08mm，偏心0.138mm。16时50分大轴晃度最终稳定在0.11mm, 16时20分测量转子弯曲0.165mm，最大位于调节级后第二级叶轮处，说明高压转子已发生弯曲。

（二）、原因分析及暴露问题

弯曲的直接原因是由于高压转子胀差越限，没有及时打闸停机，导致高压前、后汽封和隔板汽封轴向径向碰磨，打闸以后惰走过程中高压胀差最大达+5.02mm。高压胀差越限是由以下原因引起的。

1、功率表无指示,由于接线错误，并网后有功功率和无功功率表均无指示，没有及时停机处理，使DEH系统在没有功率反馈的条件下，将高压油动机开到最大，根据发电机转子电流2000A，推算有功负荷在33-45MW，蒸汽流量在220t/h左右，促使高压胀差的变化率增大。

2、机组参数不匹配，启动至并网主蒸汽温度一直偏高，锅炉投入多支油枪，使主蒸汽温度难以控制，为高压胀差增长创造了条件。

3、违反运行规程，规程规定高压胀差+3.0mm报警,+4.0mm打闸,但该机在高压胀差到4.46mm时才解列、打闸，机组经过长达24分钟惰走到静止，加重了轴径向磨损，造成大轴弯曲的恶果。暴露出运行人员在发现重要表计没有指示时，没有及时汇报值长或通知相关专业运行人员，造成误判致使机组并列后带30MW左右负荷运行了10多分钟，高压胀差急剧增长。

五 大同二电厂5号机组在小修后启机过程中，发生烧瓦恶性事故

2002年10月16日14时14分，大同二电厂5号机组在小修后启机过程中，在进行主油泵和高压启动油泵的切换时由于运行人员误操作，发生烧瓦恶性事故。

一、事故经过

2002年10月16日，5号机组小修后按计划进行启动。13时机组达到冲转条件，13时43分达到额定转速。司机在查看高压启动油泵电机电流从冲转前的280A降到189A后于13时49分盘前停高压启动油泵，盘前光子牌发“润滑油压低停机”信号，机组自动掉闸，交流润滑油泵联启。运行人员误认为油压低的原因是就地油压表一次门未开造成保护动作机组掉闸，因此再次挂闸。14时14分，在高压启动油泵再次达到190A时，单元长再次在盘前停高压启动油泵。盘前光子牌再次发“润滑油压低停机”信号，由于交流润滑油泵联启未复归，交流润滑油泵未能联启，汽轮机再次掉闸。单元长就地检查发现五瓦温度高，油挡处冒烟，司机盘前发现六、七瓦温度高至90℃，立即破坏真空紧急停机处理。

事故后经检查，发现二、五、六、七瓦下瓦乌金不同程度烧损。五瓦处低压轴封轻微磨损，油挡磨损。解体检查高压启动油泵出口逆止门时发现门板无销轴。

二、事故原因

“10·16”事故是一起由于人员误操作引发的一般恶性事故，其原因为：

1、两次停高压启动油泵时均未严格执行运行规程的规定：检查高压启动油泵出口逆止阀前油压达到2.0Mpa后,缓慢关闭高压启动油泵出口门后再停泵(实际运行泵出口逆止阀不严)。同时在停泵过程中未严密监视转速、调速油压和润滑油压的变化，异常情况下未立即恢复高压启动油泵。

2、在第二次挂闸前对高压启动油泵和交流润滑油泵的联锁未进行复归操作，造成低油压时交流润滑油泵不能联启。

3、高压启动油泵出口逆止门板无销轴，造成门板关闭不严，主油泵出口门经该门直接流回主油箱，使各轴承断油。

4、机组启动过程中现场指挥混乱，各级管理人员把关不严也是本次事故的重要原因。

大同二电厂5号机组“10·16”烧瓦事故不仅暴漏了当值运行人员操作中存在严重的违章操作情况，有章不循，盲目操作，责任心不强。同时也暴漏了在操作指挥中有违反制度、职责不清、程序不明的混乱现象，暴漏了一些运行人员对系统不熟，尤其是对主要测点位置不清的问题，暴漏了检修工作中对设备隐患不摸底，设备检修验收制度执行不严谨的问题。大同二电厂的“10·16”事故，公司各单位要引以为戒，认真从中吸取教训。为此公司针对大二的事故教训提出以下要求：

1、希望公司所属及控股各单位在确保完成公司全年各项任务的关键时期，认真吸取大同二电厂“10·16”事故的经验教训，严格落实责任制，加强设备监护，加强事故防范措施。

2、进一步认真落实国家电力公司颁发的《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》和公司下发的国电股生字[2002]133号文《防止电力生产重大事故的二十五项反措实施细则》，把各项反措内容严格细化，切实落实到运行、检修的日常工作中，通过有效的组织措施和技术措施防止各类恶性事故的发生。

3、对润滑油系统，要采用明杆阀门，并标有开度指示、开关方向指示和设有手轮止动装置。对高、低压备用油泵和低油压保护装置要定期试验，保持良好的备用状态

4、在机组启动定速后、停用高压油泵时，要先缓慢关出口门并注意监视润滑油压的变化，出口门全关后停高压油泵。然后再打开高压油泵出口门恢复备用，开启出口门时亦应注意监视润滑油压的变化。

5、应当看到公司系统习惯性违章的现象仍然存在。为使反习惯性违章得到完全遏制，要求各单位把反习惯性违章做为反事故斗争的主要内容。各单位要认真审查各类规程，通过运行规程规范运行人员的各种操作。凡不符合运行规程要求的均视为习惯性违章，加大惩罚力度。

6、各单位要认真整顿运行人员纪律，重新审查各级人员职责，凡职责不明、程序不清的指挥应立即予以纠正。应本着谁指挥谁负责，谁操作谁负责的原则，统一指挥，分部实施组织好现场的运行管理工作。

7、要加强检修管理工作。对各项检修工作内容，要做到设备、人员、质量评价的记载完整，对验收人更要做到有明确记载。

8、要加强运行人员的培训工作。运行人员除必须熟悉本专业的系统外，同时必须熟悉主要测量点的信号来源，防止信号异常时产生误判。

9、各单位要结合秋季安全大检查工作，从查思想、查管理、查规章制度、查隐患入手，认真落实各项责任制，加大反习惯性违章的考核力度，坚决杜绝习惯性违章。

10、切实落实保护、联锁的投切制度，各种保护定值要做到准确无误，坚决不能发生拒动、误动。

11、加强对各种重大操作的组织管理，明确各人责任，各司其职，不得多头指挥，盲目操作。发生异常情况时，要在做好充分事故预想的前提下，保持镇定，沉着应对。

12、无论体制如何改革，保持生产骨干力量的稳定至关重要，请各厂不要轻易、随便不顾生产实际需要调动生产人员。

六 二道江发电厂97年误操作造成机组被迫停机事故

1997年9月16日8时56分，二道江发电厂7号机组汽机运行人员在调整7号机循环水系统运行方式时，因误操作将运行中的2号循环水泵电动入口门关闭，造成汽轮机循环水中断，致使真空急剧下降，8时57分低真空保护动作，排汽门爆破，自动主汽门关闭，9时04分手动打闸停机。

（一）、事故前运行方式

二道江发电厂7号机系哈尔滨汽轮机厂制造的N100-90/535型，双缸、双排汽、单轴、冲动凝汽式汽轮机，于1992年12月投产。辅助设备运行状况良好，其中2号循环水泵运行，1号循环水泵备用（电动入口门全开，电动出口门全关）。

（二）、事故经过

9月16日，为防止7号机2号循环水泵跳闸（1号循环水泵联动后出口门打不开）造成汽机断水，且1号泵比2号泵流量大2000吨，切换循环水泵运行方式，启动1号循环水泵正常后，停止2号循环水泵。8时50分值长令汽机运行班长进行7号机1、2循环水泵的切换的操作。汽机运行班长接令后，即令7号机司机张××和副班长曹××同时做好启动前的准备工作。曹××接令后，并没命令副司机进行1号循环水泵启动前的准备工作，自己直接到7号循环水泵处检查。8时56分，曹××来到1号循环水泵电动入口门操作箱处（1、2号循环水泵入口门操作按钮在一个操作箱上，当时2号泵入口门绿灯不亮，1号泵入口门红灯不亮）未加任何辨别就将在同一操作箱上的2号循环水泵电动入口门关闭按钮按下。当看到1号循环水泵电动入口门无变化时，曹××误认为其入口门电路无电，马上用对讲机联系7号机司机张××，要求通知电气检查处理，张通知电气后即走出控制室去抄表检查设备（室内只有除氧值班员监盘）。8时57分，张××来到7号机排汽温度表处时发现排汽温度由正常的40℃升高到70℃，他没有就地查找排汽温度不正常升高的原因，而是跑回到控制室。当其发现2号循环水泵电流由120A降至70A，真空由-89.2kPa已降至-70kPa并继续下降时，立即启动实际上不备用的1号循环水泵，电负荷仍在60MW左右，致使真空继续急剧下降。8时57分48秒7号机真空降至-30kPa（低真空动作值）低真空保护动作，主汽门关闭，电负荷到零。8时57分54秒7号机真空破坏（记录最低为-15.94kPa）南侧两组排汽门爆破，此时回到控制室的曹××听说真空下降，循环水有问题意识到自己操作的误，马上跑到2号循环水泵处，于8时58分左右将电动入口门开启，9时04分7号机被迫打闸停机。

（三）、事故原因及责任分析

1、汽机运行班长曹××在切换7号机1、2循环水泵操作中未按“四对照”要求进行，对操作掉以轻心，极不负责，手中虽有对讲机在进行切换操作前也未联系司机，误将运行中的2号循环水泵入口电动门关闭，造成循环水中断致使真空急剧下降，7号机低真空保护动作，主汽门关闭，排汽门爆破是造成此次事故的直接原因。2、7号机司机张××离开控制室抄表检查设备，即未找人顶岗又未通知班长，也未向除氧值班员交待，延误了事故的发现时间。发现事故现象后，本应就地查找原因采取措施恢复真空，并果断地采取减负荷到零的办法来维持真空，保护设备，而只是启动实际上不备用的1号循环水泵，对事故判断、处理不果断，采取措施不得力，延误了事故处理时间，造成排汽门爆破事故扩大。

七 阜新电厂99年1号汽轮发电机组轴系断裂事故

（一）、事故经过

阜新电厂1号汽轮机CC140/N200-12.7/535/535型超高压一次中间再热两段抽汽凝汽式机组，由哈尔滨汽轮机厂制造。1996年3月安装，96年11月2日首次并网发电，同年12月18日正式移交生产。1999年8月19日0时20分，运行五值接班，机组负荷为155MW运行；零时30分，值长令加负荷到165MW；1时整，值长令加负荷到170MW，主蒸汽压力为12.6MPa，主蒸汽温度535℃，蒸汽流量536.9吨/时。47分30秒，“高、中压主汽门关闭”、“抽汽逆止门关闭”光字牌报警，监盘司机喊“机跳了”。47分32秒，交流、直流润滑油泵联动良好。47分37秒，发电机出口开关5532跳闸，有功负荷到“0”，6KV厂用电备用电源联动成功。值长来电话向单元长询问情况，单元长告：“01号机、发电机跳闸”。值长当即告：“立即查明保护动作情况，对设备详细检查，有问题向我汇报”。单元长令：“汽机、电气人员检查保护及设备情况”。司机、助手到保护盘检查本特利保护，回来后向单元长汇报：“没有发现异常”。汽机班长检查完设备汇报单元长说：“设备检查没问题”。电气班长确认后汇报：“发电机跳，6KV厂用正常联动备用电源，电气保护无动作，只有„热工保护动作”光字牌来信号。单元长向值长汇报：“检查保护和设备都没发现问题”。值长告：“如无异常，可以恢复”。随即单元长告汽机班长：“汽机挂闸，保持机3000转/分。”汽机班长到就地机头处操作，手摇同步器由30mm退至到“0”位，同时令司机助手去检查设备情况，助手回来后汇报：“机组检查正常，主轴在转动中”。这时班长操作同步器增加行程时发现高、中压主汽门未开，告助手去复归“热工保护动作自保持复归按钮”，当检查就地压力表立盘时发现调速油压很低，对从控制室返回来的助手说：“把调速油泵转起来”。调速油压恢复后，汽机班长到机头再次挂闸，逐步增加同步器行程，高、中压主汽门开启，行程达8mm时回到主控制室，准备用电调升速，设定目标转速3000r/min，升速成率为300r/min/min，按进行键，此时转速实际值未能跟踪目标值，同时“高、中压主汽门关闭”信号光字牌亮，汽机班长根据经验分析认为电调不正常，向单元长汇报，并请示切液调运行，单元长同意。汽机班长到机头处将同步器退到“0”位，通知司机将电调切为液调运行，挂闸后同步器行程为8mm时，高压主汽门已开启，达11mm时，转速表显示100r/min左右。1时56分30秒，当准备检查调速汽门开度时，听到主汽门关闭声，同时一声巨响，发电机后部着火，机组严重损坏。轴系断为11段，10个断裂面，其中5处为轴断裂，4处为对轮螺栓断裂，1处为齿型联轴器失效。齿轮联轴器的失效，在运行中造成主油泵小轴与汽轮机主轴脱开，（二）、事故原因

主油泵停止工作、转速失去监测、调节系统失控。几种因素偶合的特殊工况致使低压缸铸铁隔板在压力波冲击作用下碎裂是轴系损坏的主要原因。由于主油泵不能工作，调速油压低，中压主汽门前压力高，转速失去监测，调节系统失控等条件偶合，导致机组启动时中压汽门滞后于高压汽门而突然全开的特殊工况。低压缸铸铁隔板的碎裂损坏，使静、动部件严重碰磨，机组发生强烈振动，是转子断裂、轴系破坏的主要原因。运行人员缺乏正确的判断能力，是偶发中压缸瞬时进入大量蒸汽特殊工况的主要原因之一。齿型联轴器的失效，导致转速失去监测、调节系统失控，中压缸瞬时进入大量蒸汽特殊工况，这种情况在国内从未发生过，现场运行人员对此缺乏正确的判断能力，对转速表的异常指示没能做出全面的综合分析，运行人员认为“无异常”，仍按正常操作程序进行起动，是发生中、低压缸瞬时进入大量蒸汽特殊工况的条件之一。八 富拉尔基二电厂89年1号机大轴弯曲事故

1989年1月13日，富拉尔基二电厂1号炉再热器漏泄，经请示调度同意于21时45分开始滑停，值长对运行人员说：“汽温在350℃以上可以快点滑”，（规程规定滑停速度为1—1.5℃/分），开始时降温速度为1—1.25℃/分,22时到23时降温速度为2.7℃/分，23时到0时降温度为3.6℃/分。从额定参数滑到2.0MPa、260℃时应该需要6小时，而这次滑停仅用2.5小时。由于降速度过快，汽缸受到急剧冷却后变形，当胀差急剧变化并达到负值时，值长没有及时下令打闸停机，而是先倒厂用电后才停机，此时负胀差达到-1.8mm，此后又延误了停机时间，造成大轴弯曲最大达23道。

九 甘肃八○三电厂93年25MW机组严重超速损坏

（一）、事故经过

1993年11月25日9时30分，电机检修人员高××、宋××在二号机处理励磁机整流碳刷冒火缺陷，处理的方法是每取下一只碳刷，采用压缩空气清扫，开始时，在最后一圈刷握下有两只碳刷发出长约100mm细火线3-4束，到9时55分左右，励磁机碳刷突然产生像电焊一样的耀眼火花。高对宋说：“你赶快申请停机”。宋跑到二号机司机值班室对司机助手姜××说：“赶快停机！”，此时二号机负荷在1万千瓦以上范围大幅度摆动，司机任××即令其一号减温器值班员胡××，加大减温器供汽负荷，令助手姜××速与值长联系。并手按甲管电动一次门关闭按钮后，即解列调压器，再进值班室发现有功负荷突甩到零，又看调速汽门、自动主汽门已关下，危急保安器已动作，马上回值班室关电动主闸门，启动交流润滑油泵，看表盘数字转速表指示4200～4300转/分后，停止该润滑油泵。助手及时手关至除氧器的供汽门，该门关至二分之一行程时，姜发现盘车处爆炸起火。

当时，从三号机迅速赶到二号机值班室的生技科汽机运行专责工程师汪××，发现有功负荷大幅度摆动几下后突甩至零，见司机已在机头处，并见班长张××用铁棒砸自动主汽门伺服机连杆，同时确证电动主闸门正在关闭过程中，即欲帮助他人关二号机总汽门，行进中听到一声巨响，回头一看，见低压缸后部大火升起，同时发现调速汽门倾倒。赶到现场的汽机分场运行主任见二号机转速达4200转/分，即去机头摇同步器，并见到班长将自动主汽门砸下，移动行程约10-15mm。有个别同志说：“发现表盘数字式转速表指示曾达5500转/分”。

目击者反映：当时先听到二号汽轮发电机组发出不同寻常的异音，同时看到励磁机处有一团火，发出像电焊一样刺眼的兰光，不到一分钟听到一声较大的震响，随即发现汽机低压缸上部冒汽，之后听到一声沉闷巨响，看到盘车等部件飞了起来，紧接着烟火升腾，直达主厂房房顶，并相继发出一次很清脆的爆炸声，黑色浓烟很快充满整个厂房。

机组二、三瓦及盘车装置等物飞出并爆炸起火后，司机、运行技术员、分场主任等多人马上开启事故放油门，切断至除氧器汽源和发电机氢气源。广大职工和消防人员赶到现场，奋力救火，10时25分，灭火结束。邻机和厂房设施未受到大的损伤，未造成人员伤亡。

9时57分，电气运行值班员张××发现二号发电机无功表突然由5000千乏降到零，紧接着有功表全刻度摆动，转子电压显示由140V下降接近于零，转子电流下降回零，定子电流表指示突然升高并摆动；定子电压表指示降低并摆动；三号机有功负荷表指针也大幅度摆动；无功6000千乏上升到20000千乏。同时二号机强励动作。此时张喊：“快，二号机不行了！”即速减有功负荷。电气运行班长聂××、值长田××急跑至盘前，由田监视调整三号机。聂按调整负荷把手减有功负荷无效，征得值长同意后，令张拉开关，联跳二号主变压器三侧开关。并向汽机发出“注意”，“已开闸”信号，数秒后即收到汽机发来的“主汽门关闭”信号。此次事故造成一台25MW供热式汽轮发电机组彻底损坏。

（二）、事故原因及暴露问题

这次事故的起因是在处理二号机励磁碳刷冒火缺陷中，因处理工艺水平、技术水平不高，引起环火，导致二号发电机失磁，有功负荷急剧摆动，由于调速汽门失控，为这次事故提供了条件。当电气运行值班员为控制发电机失步，用同步器减二号机有功负荷时，调整无效，断开了灭磁开关，解列该机。在二号机解列后，调速汽门不但无法关闭，维持机组空转，而且转速势必急速飞升，引起危急保安器动作，自动主汽门关闭（主控室得到“自动主汽门关闭“信号），由于自动主汽门有卡涩缺陷，未关严（有目击者确证自动主汽门尚有10mm多的开度，汽机运行班长等人还用敲击自动主汽门伺服机杆的办法进行紧急处理）。造成了这次超速事故。机组超速，首先造成汽机末三级叶片的断裂损坏，并击穿低压缸“发出第一次爆炸声”，机组强烈振动，串轴加大，轴系稳定破坏，进而损坏发电机密封瓦，氢气溢出发生“第二次爆炸声并着火”，同时引燃汽机透平油及部分电缆。随之，轴系进一步失稳，破坏了全部轴承，扭断主轴，使汽轮发电机组各动静部分严重磨、撞击、机组严重损坏。当关闭主蒸汽管电动主闸门及总汽门后，才完全切断进汽，转子失去转动的动力而停止，整个过程的时间是短暂的。十 哈三厂94年2号机组二级旁路爆破引起跑油烧瓦停机事故

1994年10月9日10时54分，哈三厂2号机因检修和运行人员无票违章作业，造成二级旁路母管爆破，将交流润滑油泵出口逆止门后法兰与门体连接处撞断，大量跑油，断油烧瓦。

（一）、事故经过

事故前1、2号机正常运行，总负荷400MW，2号机有功200MW，主蒸汽流量670T/H，主蒸汽压力12.7MPa，主汽温度540℃，再热压力2.3MPa，凝汽器真空94kPa，高压调节级后压力9.6MPa，主油箱油位就地指示-5/70mm。

10时48分，运行监盘人员发现调节级后压力表的指示由9.6MPa下降到2.0MPa，此时听到厂房内一声响，运行班长马上从控制室跑出来检查，听到二级旁路管内有汽流声，回到单控到操作盘前看到旁路电动进汽门指示在20％开度，将二级旁路进汽门关闭，经分析判断为调节级压力下降所致。10时54分，汽机厂房内第二次发生巨响和汽流声，产生大量蒸汽。班长及2号机助手直奔二级旁路控制盘前，看到进汽电动门又自动开启在50％位置，将二级旁路门关闭。同时又发现润滑油压下降，立即启动交流油泵，油压降至0.08MPa，又启动调速油泵，油压仍下降，又启动直流油泵，此时，油压已降到0.06MPa，油位表指示接近-200mm，5、6、7瓦处冒烟。10时55分立即在室内盘上打闸停机，转子惰走时间5分钟，室内油压表最低降至0.018MPa。启动2号顶轴油泵，从储备油箱往主油箱补油无效，油泵已不打油，手动盘车不动，造成2号机烧瓦。

（二）、事故原因

10月9日上午，热工压流班三名同志处理2号机高压调节级后二次门后活节漏，将立盘后二次门关闭，但漏点未处理好，汇报班长董××。董说：“得关闭一次门才能处理。”董去2号机单控与司机王××联系，要求关闭高压调节级后压力表一次门，王说：“你有工作票吗？”董说：“星期天上哪开工作票，一会就处理完啦”。董与王一同去高压调节级一次门处，王带着搬勾，对照标牌（标志不清），问董：“你能确定是这个门吗？”董说：“你运行的还不知道吗？”王说：“你不知道，我也不知道，我不管”。说完后，未关门回到单控室，董急于消除漏点，擅自将此门关闭，致使调节级压力变送器输出信号降低，高压缸排汽压力高于调节级压力1.5MPa，二级旁路电动进汽门自动开启，在二级旁路第二次动作时，发生汽水冲击，旁路母管发生爆破，破裂开度670mm，最大宽度140mm，环焊缝撕开弧长350mm。二级旁路母管爆破时产生位移，将交流润滑油泵出口逆止门后法兰与门体连接处撞断，润滑油大量跑出，供油不足，造成烧瓦。

（三）、暴露问题

1、违章作业严重。热工压流班班长无票作业，且擅自操作运行一次门；汽机司机不但不坚决制止，而且还同检修人员去现场，虽未操作，但助长了检修人员的违章行为。

2、人员技术素质低。运行和检修人员对该一次门同时接入三个回路的压力表及保护装置不清楚，对设备系统不掌握，误关一次门，使二级旁路电动门自动开启，造成管道爆破。

十一 华能汕头电厂2号汽轮机高压转子弯曲事故情况通报

[按]:1999年4月12日，华能汕头电厂2号机组在大修后的启动过程中，因漏掉对高压缸法兰加热左右侧回汽门的检查，左侧汽门实际开度很少，使高压缸左右法兰温差严重超限，监盘又较长时间没有发现，造成高压转子大轴弯曲事故。造成这起事故的直接原因是运行人员责任心不强，严重失职，运行管理薄弱与规章制度不健全也是造成事故的重要原因。这种因左右法兰加热不均导致高压缸转子弯曲事故近年来还是第一次发生。华能国际公司汕头电厂对这起事故的调查处理是严肃认真的，及时查明了原因，分清了责任。为共同吸取事故教训，现将华能汕头电厂“设备事故调查报告书”(摘要)转发，希望各单位认真结合本单位的实际情况，加强对职工的职业素养与岗位责任的教育，健全规章制度，使各项工作规范化、制度化、同时，加强对运行的管理；杜绝工作中的不负责任、疏忽大意的行为，维护各项规章制度的严肃性，防止类似事故重复发生。

设备事故调查报告书(摘要)

一、设备规范

汽轮机为亚临界一次中间再热、单轴三缸三排汽、冲动凝汽式汽轮机，型号为k一300-170—3，额定出力为300MW。高压缸主汽门前蒸汽压力为16．2MPa、温度540℃，高压缸排汽压力为3．88MPa、温度333℃。汽轮机高中压汽缸分缸布置，高压缸采用双层缸加隔板套型式，蒸汽的流向设计成回流式，高中压缸设有法兰和螺栓加热装置，高压转子采用整体锻造式结构。

二、事故前工况

#2汽轮机用中压缸冲转，机组的转速为1200转/分，#2机B级检修后第一次启动，处中速暖机状态；高压缸正在暖缸．高压缸法兰及螺栓加热已投入；主汽及再热蒸汽温度压力正常，各缸体膨胀、差胀、振动值均在正常范围。

三、事故经过

4月11日，#2机组B级检修结束后，经过一系列准备与检查后，#2机于4月12日15时55分开始冲转，15时57分机组冲转至500rpm，初步检查无异常。16时08分，升速至1200rpm，中速暖机，检查无异常。16时15分，开启高压缸倒暖电动门，高压缸进行暖缸。16时18分，机长吴X令副值班员庄XX开高压缸法兰加热进汽手动门，令巡检员黄X开高、中压缸法兰加热疏水门，操作完后报告了机长。16时22分，高压缸差胀由16时的2．32mm上升2．6lmm，机长开启高压缸法兰加热电动门，投入高压缸法兰加热。1 6时25分，发现中压缸下部金属温度高于上部金属温度55℃，机长安排人就地检查中压缸及本体疏水门，无异常，经分析认为温度测点有问题，联系热工处理。17时13分，热工人员将测点处理完毕，此时中压缸上下缸温度恢复正常。17时27分，投中压缸法兰加热装置。17时57分，主值余XX在盘上发现#2机#2瓦水平振动及大轴偏心率增大，报告值长。13时02分，经就地人员测量，#2瓦振动达140μm，就地明显异音，#2。机手动打闸，破坏真空停机。18时08分，#2机转速到零，投盘车，此时转子偏心率超出500μm，指示到头，#2机停炉，汽机闷缸，电动盘车连续运行。18时18分至24分，转子偏心率降至40—70μm后，又逐渐增大到300μm并趋向稳定，电动盘车继续运行。

在13日的生产碰头会上，经过讨论决定：鉴于14小时的电动盘车后，转子偏心率没有减少，改电动盘车为手动盘车180度方法进行转子调直。并认为，高压转子如果是弹性变形，可利用高压缸上、下温差对转子的径向温差逐渐减少，使转子热弯曲消除。经讨论还决定，加装监视仪表，并有专人监视下运行。

13日12时40分起到18时30分．

三次手动盘车待转子偏心率下降后，改投电动盘车，转子偏心率升高，并居高不下，在300μm左右。15日19时20分，高压缸温度达145℃，停止盘车，开始做揭缸检查工作。

四、设备损失情况

1． 转子弯曲最大部位在高压缸喷嘴和平衡汽封处，最大弯曲值0．44mm。

2．平衡汽封磨损严重，磨损量约1．2mm，磨损部位在下部左侧；高压后汽封的下部左侧磨损约0.30mm；高压第6、7、8级隔板阻汽片下部左侧磨损约0．80-1.OOmm，第9、10级阻汽片下部左侧磨损约0.40-0.60mm；

第l、2、3级阻汽片下部左侧容损约0.60--0.80mm.第4、5阻汽片下部左侧有少量磨损。

3、高压缸后油挡下部左侧和上部左侧局部钨金磨损严重,钨金回油槽磨去一半约1.O0mm,高压缸前油挡钨金齿左侧磨去0．35mm，铜齿磨去约0．45mm。

五、事故发生扩大的原因

4月12日16时18分，运行人员在操作#2汽机高压缸法兰加热系统的过程中，漏掉了对高压缸法兰加热左右两侧回汽门的操作(或检查)，使得高压缸左侧法兰加热回汽门开度很小，右侧法兰加热回汽门全开；当16时22分，机长开启高压缸法兰加热电动门投入法兰加热后，从16时27分起。高压缸左、右两侧的法兰的温差开始增大．56分时达100℃(左侧法兰金属温度为150.43℃，右侧为250．45℃)．在高压缸左右温差大的期间,运行监盘人员没有及时发现,因而造成高压缸缸体膨胀不均，转子偏心率增加，高压缸内动静摩擦，轴承油挡磨损,高压转子弯曲。

六．事故暴露的问题

1．部分运行人员工作失职，责任心不强。#2机大修后运行人员未对系统进行启动前的全面检查。机长在下令投入高压缸法兰加热系统时，考虑不全面，下令不准确，没有要求操作人对高压缸法兰加热系统中的阀门的状态进行细致的核查；在#2机上监盘的机长、主、副值班员，监视机组的主要运行状态不认真，#2机高压缸左右两侧法兰温差增大及转子偏心率增大达38分钟没有发现；值长对机组启动过程中的重要参数跟踪监视不到位，掌握机组的运行工况不全面。

2．运行部在技术管理上存在漏洞，投产已两年，运行规程还不够完善，现场没有正式的《机组启动前各系统检查卡》和。《启动期间专用记录表：已有的《整组启动操作卡》 十二 历史：湛江电厂“6．4”全厂停电及#2机烧轴瓦事故通报

一、事故经过：

6月4日8时，湛江电厂两台300Mw机组并网运行，#1机负荷150MW，#2机组负荷250MW。

#1机组因轴承振动不正常，6KV厂用电工作段仍由启动／备用变压器供电。

9时17分#2机突然跳闸，发出抗燃油(EH)油压低、EH油泵C泵跳闸、发电机失磁、汽轮机和发电机跳闸等讯号。汽轮机值班员立即抢合主机、小汽机直流事故油泵和发电机密封直流油泵，均启动正常。电气值班员发现#2发一变组2202开关跳闸，#2厂高交622a开关跳闸，622b开关红绿灯不亮，6KVⅡa、6kvⅡb两段自投不成功。

9时l8分抢合062a开关成功，汽机司机投入交流润滑油泵，停下直流润滑油泵。

电气值班员到现场检查，负荷开关已分闸，但没有检查发现622b开关在合闸位置。然后抢合上062b开关时，向#2发电机送电，引起启动／备用变压器差动保护误动作使2208、620a、620b三侧开关跳，#1机组失去厂用电跳闸，全厂停电。#2机交流润滑油泵失压，直流润滑油泵没有及时投入而使部分轴瓦断油。值班员先后切开061a、061b、062a、062b、060a、060b开关，于9时21分合2208开关成功。9时24分合620a开关成功，恢复Ⅱa段厂用电，但合620b开关不成功。经检查处理，9时50分合620b开关，10时17分就地操作合062b开关成功，至此厂用电全部恢复正常。

1l时45分#2机挂闸，转速迅速升至120转／分，即远方打闸无效，就地打闸停机。

11时48分汽机再次挂闸，转速自动升至800转／分，轴向位移1．9mm，远方打闸不成功，就地打闸停机。

12时10分第三次挂闸，轴向位移从0．7mm升至1．7mm，轴向位移保护动作停机。

事故后检查发现#2机组轴承损坏，其中#1、2、5、6下瓦和推力瓦损坏严重，需要更换。

二、事故原因分析

经检查分析计算机打印资料和事故后做试验证明，事故直接原因是C抗燃油泵跳闸，因蓄能器漏氢退出运行，造成抗燃油压迅速降低，该保护动作跳机。

事故扩大为全厂停电的原因：#2机6kV厂用电B段622b开关跳闸线圈烧坏，红绿灯不亮，值班人员没有到现场检查，没有发现该开关未跳开，当抢合062b开关时，启／备变压器差动保护误动跳三侧开关，全厂失去厂用电。当时，#l机厂用电由启／备变压器供电，#1机组被迫停机。启／备变压器高低侧CT特性不匹配，已发生差动保护误动多次，未及时采取有效措施消除，亦是扩大为全厂停电事故

重要原因。

#2汽轮发电机组烧瓦原因：计算机打印资料表明，9时18分40秒直流事故油泵停，而此后因抢合062b开关造成全厂停电，交流油泵停运，润滑油中断烧瓦。全厂停电交流油泵停运后除了没有及时抢合直流润滑油泵外，直流油泵为什么不能联动和两次抢合不成功，有待继续检查联动装置和二次回路。

三、事故暴露的问题

1．运行人员素质低，判断事故和处理事故能力不强。该厂曾发生过开关非全相运行，汽轮机叶片断落，振动异常没有立即停机，两次非同期并列#1发电机、#1炉空气预热器烧损等事故，仍至这次全厂停电、损坏设备重大事故，都出现运行人员误判断、误处理，反映运行人员处理事故能力不强。

2．安全管理不善。发生多起事故未能及时组织深入调查分析，按“三不放过”原则严肃处理，认真吸取教训。运行规程未明确规定，开关红绿灯不亮时如何检查处理。运行人员往往不是按规程而是由值长或厂领导命令进行重大操作或处理事故。厂领导直接干预运行人员处理事故是错误的。全厂停电后，#2机组#6瓦温度曾达101度，轴向位移1．9mm，运方打闸失灵，汽机挂闸后转速升高达800转／分，这些现象说明机组处于不正常状态，厂领导仍决定冲转，是拼设备的体现。

3．设备管理不善，未能及时消除缺陷。抗燃油蓄能器、启／备变压器差动保护误动、厂用电和事故油泵自投装置等存在的问题，未及时处理，致使一般事故扩大为全厂停电和损坏主设备重大事故。计算机缺陷不及时消除，不能把9时19分40秒以后的数据资料打印下来，加深了分析事故难度。据反映，工作人员可擅自将重要保护退出运行，未经有关部门批准，限期恢复．

4．个别值班人员不如实反映停过#2机直流润滑油泵和全厂停电时，不能迅速投入直流润滑油泵等情况，背离了做老实人，办老实事，说老实话的职业道德。

四、反事故对策

1．加强人员培训，提高运行人员的思想素质和技术素质，加强责任心和职业道德教育，提高运行人员操作技术水平、判断和处理事故能力。认真对待事故和障碍，按“三不放过“原则及时组织调查分析，真正吸取事故教训。对隐瞒事故真相的同志，给予教育和处理。

2．严格执行规章制度。运行规程不完善的要修改补充，不完善的内容先以书面形式颁布执行。运行人员应按规程操作和处理事故，厂领导不要干预运行人员操作，不得违章指挥操作，不得为避免事故拼设备。必须建立保护装置管理制度，落实责任制，重要保护和联锁装置退出运行时必须经总工程师或厂领导批准，并限期恢复。

3．加强设备缺陷管理。坚持定期轮换试验制度，设备缺陷要及时处理，暂时难于消除的缺陷要有防止发生事故具体措施，颁发到有关岗位执行。

十三 历史回顾：关于二道江发电厂七号机串轴保护误动超速事故的通报

1998年3月1日，二道江发电厂发生了7号机串轴保护误动，汽轮机超速事故。这次事故暴露出该厂在安全生产管理上存在着较多问题，省局要求各单位认真吸取此次事故教训，切实落实部颁防止电力生产重大事故的20项重点要求，杜绝类似事故的发生，现将此次事故通报如下：

一、事故前运行工况

事故前二道江发电厂1、2号炉，4、6号机母管制运行，带电负荷31MW；7号机组单元制运行，带电负荷80MW。汽机各保护均在投入状态，其它参数运行稳定，全厂总负荷111MW。

二、事故经过

1998年3月1日8时，汽机7号机司机郝彦飞接班后检查各参数均正常，机组运行稳定。8时20分，郝彦飞发现轴向位移指示偏大至－0．52mm(轴向位移正常指示在一0．26mm，动作值一1．2mm，最大土2．Omm)，且摆动，打电话联系热工微保班值班人员李树新，要求进行处理。

8时40分，热工微保班值班员李树新来到现场，检查后向郝彦飞交待，处理轴向位移需将串轴保护电源断开，必须有班长和监护人在场，同时叮嘱要加强监视，如果串轴保护值继续发展到-0．7一-0．8mm时，再联系处理。

10时10分，当值值长刘宝洪得知此情况后，令热工人员必须马上安排处理。

10时50分，热工微保班班长郝宝伟、值班员李树新，来到现场，请示值长，要求退出串轴保护，以便检查。值长刘宝洪在得到运行副总孟凡荣批准同意后将串轴保护联锁主5气门开关断开。当值长刘宝洪询问有没有发电机跳闸的可能时，热工人员回答说：“没事，串轴保护电源已断开”。(实际只断开了跳主汽门回路，去发电机保护回路压板未断)。此时，热工分场专工胡意成恰好来到7号机控制室一起看他们处理。随后郝宝伟令李树新在保护屏处活动串轴保护测量板和鉴别扳，郝宝伟来到操作盘前监视，两块板活动后，串轴保护指示明显摆动，增大到一2．Omm(动作值-1.2mm跳闸，该表量程土2．0)，持续了约7分钟左右。

10时58分，郝宝伟向保护屏走去，刚一拉开保护屏 门，即看到超速保护测量板4个红灯闪烁(实际是串轴保护动作)。10时59分，7号机表盘铃响警报器掉牌，(发电机跳闸掉牌)，电气值班贡立即向值长刘宝供报告发电机跳闸，负荷由80MW降到零；刘宝洪马上令锅炉值班员稳定参数，防止灭火，随即跑到汽机操作盘前，发现主汽门关闭掉牌(实际上电气串轴保护也已掉牌)，司机郝彦飞跑到机头手摇同步器准备挂闸，抬头一看转速表转速在3600转／分，立即手打危急保安器停机，没有反应，立即跑回单控室，看到表盘汽机转速、已达3653转／分(实际最高达3699转／分，热工转速表记忆植)，立即关闭电动甲乙主汽门和一、二、三段电动抽汽门。11时20分，值长刘宝洪令汽机第一次挂闸冲转，转速达到2050转／分时，自动主汽门及调速汽门关闭。此时，运行副总、运行科长、安监科长、汽机分场运行副主任都已来到现场)，针对此情况，汽机班长郑云青询问热工郝宝伟串轴、电超速跳发电机保护退没退出，回答说已经退出了。郑云青便要求郝宝伟除保留低真空、低油压保护外，其余保护都退出，郝宝伟按其说的办了。

11时31分，值长刘宝洪令汽机第二次挂闸冲转，当 转速达到2156转／分时，自动主汽门及调速汽门再次关闭。汽机班长郑云青、热工分场专工胡意成、运行副总孟繁荣分别让郝宝伟将汽机所有保护退出。

11时34分，值长刘宝洪令第三次挂闸冲转，转速升至2150转／分时，自动主汽门及调速汽门又一次关闭。

11时38分，值长刘宝洪请示省调，同意7号机停机检查。

11时42分，7号炉熄火。

三、事故后对设备检查情况：

1、由于机组转速高达3699转／分时，危急遮断器两个心杆罩帽全部脱出，丝扣撸坏，心杆与罩帽销子被剪断，其中l号，心杆在销孔最小截面处断开，在反作用力作用下，2号舌板将其上部的限位板在90度弯曲处撞击裂开上移，使其失去对2号舌板的限位作用。

2、揭开低压缸检查，除发现20级有3处、25级有8处、叶片松拉筋有开焊外，还有两处叶片镶焊的司太立合金在距非叶片顶部30mm处裂断，其它部位均未见异常。

3、对一、二、三段抽汽逆止门进行了汽密性试验，结果一、二段严密，三段抽汽逆止门前疏水管热，说明有漏汽现象。经对全部六段抽汽逆止门解体检查，各门密封面接触无断开处，无贯穿沟痕，深坑等。各门全行程活动自由，无卡涩。

4、对自动主汽门进行解体检查，予启阀和主阀行程正常，无卡涩，主阀与门座接触无明显断开处和贯穿性沟痕，但有一长50mm锈迹与阀座位置相对应。该门主阀经多次研磨处理，其表现硬层基本消失，其密封接触面较宽，为7～8mm，在主汽门滤网前，有较多细铁渣和氧化皮性质的杂物。

5、对调速汽门进行解体检查，发现1号阀密封面接触较好，2、3、4号阀密封面接触不好，有小的沟痕坑点等。

6、对发电机转子风扇叶片全部进行外观检查未见异常，抽取4个风叶进行探伤检查正常，转子端部固件未见松脱等异常现象。

7、对主、副励磁机动静间隙检查均未见异常。

8、对各瓦检查除主油泵推力瓦间隙由0．12mm。增大到0．3mm和8号轴瓦下部有一块7X7mm钨金脱裂外．其它各瓦均未见异常。

四、原因分析

1、发生这起事故的直接原因是热工人员在做处理。串轴保护缺陷的安全措施时，只断开了串轴保护跳主汽门回路，而没有断开串轴保护跳发电机回路中的压板，造成串轴保护误动作机组跳闸。

2、串轴保护误动后；尽管危急保安器已经动作，但由于主汽门和调速汽门不严密形成了正向进汽，使汽轮机转速继续飞升到3699转／分，是造成这次机组超速的主要原因。

五、事故中暴露出的主要问题

1、这次串轴保护误动暴露出有关人员安全第一、预防为主的安全生产意识非常淡薄，执行“两票三制”极不严肃，不是依法治厂，依法管生产，而是表现出一种不负责任的态度，反映出生产管理的、随意性。2、95年七号机热工保护回路改进后，其图纸没有及时整理、下发到各有关专业人员手中，也没有制定相应的检修、消缺规定，暴露出生产管理不严、脱节和工作不认真，不负责等方面的诸多问题。

3、司机在08时20分既发现串轴保护指示异常，没有及时向班长和值长报告，直到10时10分才报告值长，违反了发现重大缺陷，立即逐级向上级报告的有关规定，暴露出对重大缺陷不重视，汇报不及时的问题。

4、事故处理过程中，汽轮机司机已经发现机组转速超过危急保安器动作转速达到3600转／分以上，而没有把这一重大问题立即向班长、值长和后续赶到的有关领导报告，导致超速后的三次盲目冲动，严重违反了保人身、保设备的原则；暴露出落实部颁防止电力生产重大事故的20项重点要求不到位，培训工作满足不了生产实际需要等问题。

5、有关人员在串轴保护动作时，只考虑尽快恢复设备的运行，没有认真询问和检查跳闸原因，盲目下令解除保护，强行冲动机组，严重违反了事故处理的原则，表现出一种只重视安全天数，不计事故后果的不正确态度。

6、检修工艺、质量还要进一步提高。这次解体主汽门、调速汽门都发现有许多异物，说明在锅炉检修过程中不讲工艺，焊渣铁屑没有彻底清理干净，造成各门 阀体受到不同程度损伤，导致汽门不严，为超速事故埋下了隐患。

六、责任分析、热工人员在处理串轴保护缺陷时，没有按规定办工作票，又不带保护回路图纸，只凭记忆做措施，纯属盲目操作，违章作业，应负此次事故的直接责任

2、发电机跳闸后，调速系统不能控制机组转速飞升，暴露出设备方面存在重大隐患，有关检修人员应负 机组超速事故的主要责任。

3、当班值长和热工分场专工，没坚持开工作票，且监护不负责任，没有对照图纸认真研究处理步骤，盲目指挥操作，应负此次事故直接领导责任。

4、在处理串轴保护缺陷前，热工人员及值长分别请示不在现场的分场主任是否开工作票，但分场主任以星期日可以不开票为由，令其处理缺陷，为事故的发生埋下了隐患，同时运行副总在得知此事后也没有及时到现场进行协调和指导消缺处理工作，检修副总和安监科、运行科科长没有按厂领导要求，把热工人员处理热机保护开工作票的有关规定落到实处，运行副总，厂生技科副科长、安监科长和热工分场主任，没有把2月25日已经签发的热工人员处理热工保护需开工作票的规定下发到值长、汽机和电气等运行岗位，上述人员，应负此次事故的主要领导责任。

七、防范措施

1、组织职工深入学习吉电安环(1996)129号吉林省电力工业局关于下发《工作票实施细则》的通知，根据文件规定，结合实际制定二道江发电厂执行工作票的实施细则，安监科组织各分场安全员定期检查“两票”严执行情况，发现问题及时纠正严肃查处。

2、处理热机保护、热工控制总电源和电源时，班长及专工或分场主任必须到场，设监护人；总工或副总

同意批准，值长方可办理工作票(值长做好记录)。作业人员、班长、专工要详细核对图纸、技术资料。工作票中应填写完善正确的安全技术措施，确认工作顺序及操作步骤无误后方可进行故障处理工作。

3、将串轴保护、低油压保护联跳主汽门、发电机开关回路分别设控制开关，热工人员处理故障时，可分别将串轴保护、低油压保护回路切除，防止保护误动。对改进的热工保护，及时绘制改进后的二次回路图纸，做到专责人熟悉回路并要进行一次全面实际培训，培训结束后进行考试。

4、将汽机保护更换为本特立3300系统，制定运行维护的规程，制定热工保护投入切除的操作使用规定。

5、结合《防止电力生产重大事故的二十项重点要求》制定防止汽轮机超速的技术措施，组织有关人员认真学习落实。

6、严格检修工艺质量标准，在锅炉三管及主蒸汽给水等管道检修过程中，必须采取防止铁屑、焊渣进入汽水管道的可靠措施，确保各主汽门和调速汽门不受异物损伤，保持其良好的严密性。

7、健全和完善生产指挥系统岗位规范，事故情况下坚持值长统一指挥的原则，杜绝随意性和盲目指挥。

十四 某厂83年汽轮机进水弯轴

某电厂号7机200MW机组，1983年6月17日4时8分时，由于锅炉高温段省煤器泄漏进行临检，用给水泵向锅炉上水打压查漏，4时30分时，压力升到14.5MPa，锅炉过热器安全门动作，即关闭给水阀停止给水泵运行。6月18日1时冲动汽轮机，1时45分升速到1400rpm时，汽轮发电机组发生强烈振动，高压缸前后轴封处冒火，运行人员立即关调节汽门，降转速700rpm时，汽轮机轴向位移保护动作，汽轮机跳闸。后多次强行启动，均不成功。

开缸检查汽轮机转子从高压第2级到第11级的动叶围带被汽封片磨出沟道，最深达3mm,汽封片磨损严重，大轴弯曲值达0.58mm.事故原因是汽轮机进水,加上运行的一系列错误操作,导致汽轮机大轴永久性弯曲,具体原因分析如下:

1、锅炉打压查漏时,虽然电动主汽门已关闭,但没有用手摇紧,汽轮机自动主汽门前压力曾上升到11MPa未引起足够重视, 造成汽轮机进水。

2、运行人员没有执行规程规定，达到紧急停机规定未执行紧急停机，而是采用了降速暖机的错误方法。

十五 内蒙丰镇发电厂94年2号汽轮机大轴弯曲事故

（一）、事故经过

1994年2月13日2号炉过热器集汽联箱检查孔封头泄漏，2号机滑停检修。2月14日0时40分2号机加热装置暖管，0时55分负荷滑降至70MW，倒轴封，1时00分停高加，1时01分负荷降至50MW，停2号低加疏水泵，1时03分发电机解列，1时07分汽机打闸，1时14分投盘车，1时25分停循环泵做防止进冷水、冷汽措施。惰走17分钟，盘车电流36A，大轴晃动0.048mm，高压内缸内壁温度406℃，高压外缸内壁上下壁温416℃/399℃，高压外缸外壁上下壁温344℃，中压缸内壁上下壁温451℃/415℃。2月14日锅炉检修结束，21时00分点火升压。2月15日0时15分准备冲动。

冲动前2号汽轮机技术状况：大轴晃动0.05mm，整体膨胀20mm，中压缸膨胀12mm，高压内缸胀差1.0mm，中压缸胀差-0.3mm,低压缸胀差-1.1mm,高压内缸内壁上下温差0，表指示温度均为282℃[高压内缸内上壁温度一个测点已坏(共4对测点元件),热工人员将上缸温度表电缆也接在了下缸温度测点上,因此实际指示的全是下缸温度],高压外缸上内壁温度293℃，下缸内壁温度293℃，中压缸上内壁温度268℃，下缸内壁温度210℃。润滑油压0.11MPa，油温42℃，调速油压1.8MPa，21时00分轴封送汽管道暖管（汽源由1号机2抽供），22时00分轴封送汽，开电动主闸门旁路门暖管至主汽门前，22时15分开电动主汽门，关旁路门，管道疏水倒疏扩，22时17分投Ⅰ级旁路（减温水未投）、Ⅱ级旁路，22时40分法螺加热管道暖管。

冲动前蒸汽参数：主汽温度：左侧372℃，右侧377℃；再热汽温度：左侧340℃，右侧340℃；主汽压力：左侧2.7MPa，右侧2.7MPa。

0时35分开始冲动，0时37分升速至500转/分，2瓦振动超过0.10mm（最大到0.13mm）打闸停机，0时57分转速到零投盘车装置(惰走7分钟),盘车电流34A,大轴晃动指示0.05mm。

经全面检查未发现异常，厂领导询问情况后同意二次启动。

第二次冲动前2号汽轮机技术状况：大轴晃动0.05mm，高压缸胀差2.5mm，中压缸胀差1.0mm，低压缸胀差2.7mm，高压内缸上内壁温度320℃，下缸内壁温度320℃，中压上缸温度219℃，下缸127℃，串轴-0.05mm。真空73.32kPa，油温40℃，调速油压1.95MPa，润滑油压0.108MPa。

第二次冲动的蒸汽参数：主汽温度：左侧400℃,右侧400℃；再热汽温：左侧290℃，右侧290℃，主汽压力：左侧3.5MPa,右侧3.5MPa。

3时10分冲动，3时12分转至500转/分，2瓦振动0.027mm，3时25分转速升至1368转/分，3瓦振动0.13mm，立即打闸，开真空破坏门，3时40分投盘车装置(惰走15分钟)，盘车电流34A，做防止进冷汽措施，大轴晃动指示0.05mm。

6时30分抄表发现晃动表指示不正常，通知检修处理（晃动表传杆磨损，长度不足与大轴接触不良），9时0分处理好，晃动传动杆处测的大轴实际晃动值0.15mm，确认大轴弯曲。

解体检查设备损坏情况：高压转子调节级处是最大弯曲点，最大弯曲值0.39mm，1-2级复环铆钉有不同程度磨损，高压缸汽封18圈被磨，隔板汽封9圈被磨，磨损3.5mm均更换。

（二）、原因分析 1、2月14日机组停运后，汽机缸温406℃，锅炉的低温（350℃）蒸汽经轴封供汽门漏入汽缸，汽缸受到冷却，大轴发生塑性弯曲（为防止粉仓自燃，2月17日锅炉点火烧粉压力升至0.5MPa时，发现轴封供汽门漏汽），解体检查发现轴封供汽门不严密。

2、第一次启机时和第二次启机前大轴晃动度指示一直为0.05mm（实际大轴晃动表传动杆磨损已不能真实反映出大轴晃度的实际值），运行人员没有及时分析和发现大轴晃度表失灵，造成假象。

3、第一次冲动按规程热态升速，2瓦振动超过0.1mm，最大至0.13mm。打闸停机后在没有查清2瓦振动真正原因的情况下又决定第二次冲动，使转子弯曲进一步加大，停机盘车过程中发现有金属磨擦声。

（三）、暴露问题

1、大轴晃度表传动杆磨损、损坏。在两次启机前大轴晃度值一直是0.05mm没有变化，启动时又没有确证大轴晃动表的准确性，误认为大轴晃度值0.05mm为合格，反映出在工作中存在麻痹思想。

2、高压内缸内上壁一个温度测点元件损坏，热工就将其温度表电缆并接在高压内缸内下壁温度测点上，使得高压内缸内壁上下温差不能真正地反映出来。

3、执行规程不严格。第一次启动过程中，2瓦振动超过0.1mm（最大0.13mm），打闸停机后，没有认真分析找出原因和进一步确定主要表计（如大轴晃度表、缸温记录表）的准确性，也没有采取一定的措施，盘车不足4小时，就盲目地进行第二次启动。

4、生产管理存在问题，如运行人员监盘抄表不认真、停机后维护质量差，在高压缸进入低温蒸汽后，至使缸温记录表不能反映出缸温的变化；运行人员分析能力差，停机后高压内缸内壁上下温差一直为零，运行人员没有认真的分析和及时发现问题；2号机大轴晃动表传动杆早已磨损一直无人知道，轴封供汽门不严未能及时处理。

十六 盘车装置突然启动伤人事故的原因分析

汽机盘车突然启动伤人事故概况

2000年5月，某电厂2号机小修期间，在2号轴瓦消缺完工后，拆除安全措施，运行人员就地手动投汽机转子盘车装置时，发现盘车装置启动不了，怀疑盘车装置未啮合好，于是，检修人员用专用手柄就地手动盘车，在检查啮合装置是否到位时，盘车装置突然启动，手柄旋转致使正在盘车的检修人员右手被打伤，运行人员发现盘车装置突然被启动，立即将其停运。本着电力事故“三不放过”的原则，该厂安监人员当即组织了事故调查分析。在此期间没有任何人员在远方或就地启动盘车装置，只有一个运行人员受令到400 V配电室检查盘车装置开关状态，发现开关把手未到位，将其扳到了位。

盘车装置突然启动的原因分析

2.1 盘车启动的热工联锁条件

此盘车装置设计有自动、远方和就地手动3种

启动方式。在每种方式下启动均应满足一定的条件。由于其联锁控制回路极其复杂，经仔细分析、整理得出如下结论：

① 无论采用何种启动方式，只有在盘车啮合好（即SB16H301常开接点闭合）之后，才允许合主启动器。

② 当选择开关切手动时，R-S触发器B输出置0即T5=0，从而T6=0、T7=0、T8=0、T10=0，吸合线圈和辅助启动器均不启动，盘车只能人为就地啮合。啮合好后才能就地手动启动。

③ 盘车远方或自动启动的动作过程：

④ 远方或自动方式启动盘车，在主启动器合闸不成功时，没有自动复位启动指令的功能，即没有使R-S触发器A自动翻转置0的功能，也没有自动发出分闸指令，从而使R-S触发器B以120 s为间隔频繁翻转。

⑤ 远方或自动方式启动盘车，启动指令R-S触发器A和R-S触发器B只有在发出停止指令或选择手动控制方式，才能翻转置0。

由上述分析可知：盘车选择手动控制方式时，就地发出的启动指令只是一个脉冲，在热工回路中没有自保持功能，因此，盘车突然启动的原因很可能发生在电气二次回路。

2.2 盘车装置电气二次回路

盘车电气二次回路，辅助启动器分/合闸指令继电器KCC1、主启动器分/合闸指令继电器KCC2、吸合线圈分/合闸指令继电器KCC3均采用双位继电器。当SF1和Q1开关合上且电源正常，盘车自动或远方启动条件满足时即T5=1，若盘车啮合装置未啮合(SB16H301常闭接点闭合），则T7=1，KCC3继电器动作，其常闭接点断开，常开接点闭合，KL2继电器动作，吸合线圈励磁；同样，T10=1，KCC1继电器动作，KM1接触器动作，盘车电机启动，但是盘车辅助启动器的分/合闸指令继电器KCC1是间断性来回翻转，从而使KM1接触器也间断性动作，即盘车启动0.3 s停5 s，直到盘车啮合装置啮合好时，T13=1，T14=1，吸合线圈分/合闸指令继电器KCC3和辅助启动器分/合闸指令继电器KCC1返回，吸合线圈和辅助启动器停运，此时，T9=1，主启动器分/合闸指令继电器KCC2动作，KM2接触器动作，盘车电机连续运行。由于盘车装置在啮合过程中盘车电机间断性频繁启停，为了防止盘车电机过热，在辅助启动器回路中串接一电阻来限制启动电流。

手动方式启 动盘车时，若条

件满足，则T1=1，T9=1，当控制电源正常时，KCC2双位继电器翻转，此时若动力电源也正常，KM2接触器动作，盘车电机启动。

由此可见，盘车电机电气控制回路具有如下特点：

① 盘车分/合闸指令继电器KCC2是双位继电器，具有自保持功能。

② 盘车装置启动不成功时，没有使KCC2双位继电器复位的功能。

③ 分/合闸指令继电器KCC1、KCC2、KCC3的电源是控制电源，而接触器KM1、KM2、KL2的电源是动力电源。控制电源220 V交流电与动力电源380 V交流电没有直接联系，分别独立存在。

④盘车没有设计动力电源低电压保护，在运行过程中失去动力电源时，KM2接触器失电分断，盘车停运，但KCC2接触器没有被触发返回，当动力电源恢复时，盘车会自动启动。

2.3 控制电源的构成

为了确保控制电源的可靠性，交流控制电源设计得非常巧妙。

以400VCA段动力负荷交流控制联锁电源为例，当400VCA、CB、OCH02母线段电源正常时，继电器KM1、KM2、KM3动作，交流电源由CB段电源经KM1常开接点来提供。若CB段电源失电，则交流电源由OCH02段电源经KM2常开接点和KM1常闭接点来供给。若CB、OCH02段均失电，则交流电源由CA段电源经KM3常开接点、KM2常闭接点、KM1常闭接点来供给。这样，确保了交流电源的备用冗余。

由以上分析可以得出：当盘车控制电源自动开关SF1合上，交流电源正常，若动力电源开关Q1未合到位或未送电，KM2继电器因没有电源而不动作，盘车电机启动不了，但是当动力电源恢复正常即重新合好Q1开关后，KM2继电器动作，盘车电机启动。这就是导致盘车突然启动的原因。暴露的问题

3.1 贯彻执行《安规》的力度不够

《安规》规定“修理中的机器应做好防止转动的安全措施，如：切断电源；切断风源、水源、气源；所有有关闸板、阀门等应关闭；上述地点都挂上警告牌。必要时还应采取可靠的制动措施。检修工作负责人在工作前，必须对上述安全措施进行检查，确认无误后，方可开始工作。”但现场未严格执行《安规》规定。

3.2 个别专业技术人员对设备的电气和热工控制回路不甚清楚，专业技术水平有待提高。

3.3 对电气设备防误检查力度不够，没有及早发现盘车控制回路存在的设计问题，即没有设计防止突然来电启动的防误闭锁控制回路。防范措施

4.1 正确认识和采用双位置指令继电器

双位置继电器对指令具有自保持功能，这样，就可能导致电气设备失电后再恢复电源时又突然启动。象汽机盘车、锅炉空气预热器等设备在热态下不允许长时间停运，以防设备受热不均而变型损坏，因此必须手动盘旋设备，而手动盘旋设备应考虑防突然来电启动的防误闭锁。

在电气控制回路上可以采用如下2种方法：(1)英国机组在汽机盘车控制回路中用手动盘车辅助接点来闭锁盘车启动，即当就地手动盘车时，常闭辅助接点断开，切断盘车启动回路；(2)在盘车的控制回路中用电源电压继电器接点来闭锁盘车启动，但仅适用于脉冲启动指令式控制回路，当发出启动（合闸）脉冲时，若动力电源没电或Q1开关未合好，KSV1继电器的常闭接点闭合、常开接点断开，继电器KCC2不动作。当电源电压恢复正常后，启动脉冲已过，盘车电机不会启动。盘车正 常运行中失电时，KSV1继电器常闭接点闭合，KCC2继电器返回，防止了突然来电启动。

4.2 正确理解和采用R-S触发器

R-S触发器对指令具有自保持功能，这样，也可能导致电气设备失电后恢复电源时突然启动。因此，在热工联锁逻辑中应仔细考虑R-S触发器的复位条件。由上述热工逻辑分析可知：当盘车电机启动不成功时，不能自动复位R-S触发器A、R-S触发器B和指令继电器KCC2，只有发出停止指令或就地事故按钮，才能使R-S触发器A、R-S触发器B和指令继电器KCC2返回。

这就是该电气设备控制回路的不足，应加以完善。

4.3 采用单独的合/分闸指令继电器

对于脉冲指令分/合闸控制回路，可以采用单独的合/分闸指令继电器KCC/KCT。KCC指令继电器只发出合闸脉冲，不会自保持

，用KM继电器常开接点来实现自保持，发出合闸脉冲时，若因动力电源开关Q1未合好或动力电源失电等，KM继电器均不动作，当电源恢复正常时，电机也不会自启动。

4.4 采用电动机本身的动力电源

为了使电气设备控制回路接线简单方便和防止电气设备误启动，低压电动机的控制电源可以采用电动机本身的动力电源。

4.5 在开关结构上采取措施

如俄罗斯部分400V开关就采用了这样一种措施，当开关因保护动作或就地事故按钮停运时，开关只有在机构复位后，才能允许再次合闸。这样，可以避免在没有查出事故原因的情况下盲目启动或自动联动故障设备而扩大事故。十七 三门峡华阳发电有限责任公司三门峡华阳发电有限责任公司

5月31日＃2汽轮机断油烧瓦事故情况汇报

一、事故前运行方式：

2003年5月31日15时42分，＃2机组负荷300MW，#2炉A、B、C、D磨煤机运行，E磨煤机备用。A、B汽泵运行，电泵备用。A凝泵运行，B凝泵备用。A凝升泵运行，B凝升泵备用。A、B循环水泵运行。主油泵带润滑油系统运行，高压调速油泵、交直流润滑油泵备用。B空侧密封油泵运行，A空侧密封油泵、直流油泵备用。B氢侧密封油泵运行，A氢侧密封油泵备用。AEH油泵运行，BEH油泵备用。发电机氢压0.28Mpa。＃2高厂变带厂用电，#1启备变备用。#1炉爆管停炉抢修。

二、事故经过：

5月30日17时10分，运行人员巡检发现“#2机主机冷油器切换阀手轮密封套漏油严重”，记缺陷，要求检修消缺。

5月31日7时52分，检修处理后申请验收该缺陷。15时09分，运行人员发现仍然漏油，没有同意验收。检修继续处理（网上消缺）。15时10分左右，检修人员继续处理漏油缺陷。

15时42分38秒，＃2汽轮机突然跳闸，首出信号“润滑油压低”，主机交、直流润滑油泵联启，润滑油压回升至0.11Mpa。高中压主汽门、调门、高排逆止门联关。炉MFT动作，A、B一次风机、A、B、C、D磨煤机跳闸，燃油速断阀关闭。炉安全门动作。“程跳逆功率”、“逆功率保护”未动作。15时43分左右，检修人员打电话通知运行人员“快停＃2机”，同时通知消防队，另一名检修人员跑步去集控室告诉运行人员。15时43分32秒，手启空侧直流油泵。15时43分06秒，手动将6KV厂用电切至＃1启备变带。15时43分44秒，手动断开崤222开关，解列＃2发电机。15时44分18秒，手动启电泵。15时45分，值班人员发现主油箱油位急剧下降。从曲线查，15时42分41秒，油位-89mm；15时43分13秒，油位-340mm（热工测量最低限）。15时44分13秒，主机润滑油压开始下降，15时45分37秒，油压到0mpa。15时45分32秒，转速2500rpm，瓦温由60℃开始上升。15时46分02秒，转速2350rpm，瓦温上升至160℃（满档）。15时45分50秒，主机轴承振动至满档(150um满档)，轴承冒烟，立即进行事故排氢灭火，同时充CO2。15时46分24秒，手动开启真空破坏门，停B真空泵运行，当时转速2256rpm，当时真空88.35Kpa（DAS画面）。关闭所有通向凝汽器的疏水，因主机真空下降缓慢，退主机汽封。15时46分，值长令拉开崤222甲刀闸，解备厂62A、厂62B开关。15时48分11秒，氢压（0.28Mpa）开始下降，15时53分05秒，氢压到零。15时48分35秒，A空侧交流密封油泵联启。15时50分10秒，关闭电动主闸门。15时50分14秒，A氢侧交流密封油泵联启。15时51分42秒，汽机转速到零。15时54分11秒，空侧密封油压到零。15时56分，停止直流润滑油泵、交流润滑油泵运行。15时58分，停止空侧直流密封油泵、A.B氢侧密封油泵、A.B空侧密封油泵运行。16时36分，停A凝泵运行。16时42分，停A凝升泵。

事故后立即组织各方力量清理汽机零米及六米积油，对汽机油系统进行全面检查。17时30分，处理好冷油器切换阀，18时40分，主油箱补至正常油位。20时10分，汽机房内所有积油全部清理完毕。20时30分，处理好集油管上被崩开的窥视窗。21时12分，陆续启动直流润滑油泵、密封油泵、顶轴油泵，开始手动盘车，6月1日5时34分，转子盘转180度。截至6月2日11时35分，转子已盘转3圈。

三、事故后完成的主要工作：

1、事故发生时公司领导立即赶到事故现场组织人员抢险，清理现场漏油。

2、事故发生后立即向大唐集团公司安生部金主任、刘银顺高工汇报。

3、立即组织人员准备手动盘车，目前转子已盘转3圈。

4、当天夜里公司成立以卫请波副总经理为组长的事故调查组，开展抢险和事故调查；成立以李江海总工程师为组长的事故抢修组，开展事故抢修，初步制定抢修方案，对备品、备件准备工作进行落实。成立以韩占山主席为组长的后勤保障组，组织后勤保障工作。

5、6月1日9时，公司组织相关生产人员参加的事故分析会，对事故原因进行了初步分析。

四、事故原因初步分析：

检修人员在＃2汽轮机润滑油冷却器切换阀检修工作时，没有办理工作票手续，也没有与运行人员打招呼，当将润滑油切换阀上边备帽松开后，大量的润滑油从阀杆与轴套之间隙喷出，润滑油压降低到零，断油，造成造成＃2汽轮机停机烧瓦。详细情况正在进一步调查中。

五、计划抢修的主要项目

从事故过程及事故追忆曲线判断，#2汽轮发电机组轴系#1～8轴瓦已经烧毁（＃

9、10瓦经检查完好），汽轮机通流部分的损坏情况需做进一步的确认。

计划主要检修项目是：揭高中、低压缸检修，对高中压转子、低压转子、高中压缸、低压缸及汽缸通流部分进行全面检查、检修，对烧损轴瓦进行处理。发电机、主励磁机、副励磁机解体大修。对汽轮机整个润滑油系统进行彻底清理。

详细的检修项目和其它专业的检修项目正在编制、整理。目前，抢修的组织机构已经成立，正在积极开展工作。计划抢修工期为一个月。三门峡华阳发电有限责任公司 2００３年６月2日

汽机运行应采取的防范措施。

此通报很典型，虽然机组型号及容量与我公司有一定差异，但对我们很有借鉴之处。此事故起因是检修人员在处理＃2汽轮机润滑油冷却器切换阀漏油后，再次漏泄并处理时，没有办理工作票手续，也没有与运行人员打招呼，当将润滑油切换阀上边备帽松开后，大量的润滑油从阀杆与轴套之间隙喷出，润滑油压降低到零，机跳联动交直流润滑油泵油压恢复后，将主油箱油打空造成再次断油，造成＃2汽轮机断油烧瓦。

一 此汇报不全面，具体原因调查中，但我们本着“事后诸葛”的原则，从中可发现运行人员在此次事件中的不足：

1.“5月31日7时52分，检修处理后申请验收该缺陷”，直至“5月31日15时09分，运行人员发现仍然漏油，没有同意验收”。这期间有7个多小时，如果没有其他操作，则运行人员验收工作太拖沓。

2.消缺不办工作票及检修处理后再次处理不办工作票，我公司也时有发生，我们应引以为戒。

3.“15时42分38秒，＃2汽轮机因“润滑油压低”突然跳闸，而15时43分44秒，手动断开崤222开关，解列＃2发电机”。说明低油压联跳发电机保护未投或不好用。延误机组惰走时间1分06秒。

4.“15时46分24秒，手动开启真空破坏门，停B真空泵运行”。破坏真空不及时、不果断。如果42分38秒机跳时由于具体原因不清，没有及时破坏真空可以理解；但43分44秒解列发电机时，还不破坏真空就有点说不过去了。延误破坏真空至少2分30秒。

二 若我公司发生同样事件（运行中油系统或设备突然大量漏油）时，运行人员可采取下列手段降低设备受损程度。

1.设法切除漏泄部位或堵漏。

2.迅速、果断紧急破坏真空停机，尽量缩短惰走时间。3.加强补油，可用高位油箱补油，同时联系检修补油。4.适当降低油压（润滑或调速），减少漏泄速度，缓解主油箱油位下降速度，必要时可仅保证顶轴油泵正常运行。

5.空侧密封油泵有可能无法正常运行时，应果断将平衡阀切至旁路运行保持单侧密封，同时排氢。

6.漏泄出的润滑油必须做好防火措施。2003年6月5日

电气运行应采取的防范措施。

1、做好汽机下列油泵电机定期绝缘测定工作

启动油泵、交流润滑油泵、直流润滑油泵、空氢侧直流密封油泵、顶轴油泵、盘车。

2、每班主岗人员必须对蓄电池浮充电流和放电控制器滑杆位置进行校对，不符合要求及时调整，确保蓄电池良好备用。

3、启动直流油泵时，要加强对220V直流系统的监视与调整，保证直流母线电压稳定。4、220V直流系统接地时，要严格按规程规定进行查找并联系处理。5、220V蓄电池定期充放电期间，注意监视调整母线电压。十八 太原第一热电厂99年300MW机组发生断油烧瓦事故

1999年12月4日山西省太原第一热电厂11号300MW机组发生断油烧瓦事故。事故造成发电机两侧轴瓦（6号、7号）钨金烧损，发电机转子下沉2-3mm，油档磨损。

（一）、事故前运行方式

11号机组带有功负荷211MW，主汽流量789t/h，主汽压力13.37MPa,主汽温度537℃,主油泵运行由2号射油器供润滑油(压力187kPa,温度40℃),主油箱油位42mm/32mm；高压启动油泵、交流、直流润滑油备用，1号抗燃油泵运行，2号抗燃油泵备用，抗燃油压力4.1MPa,机组运行正常。

（二）、事故经过

12月4日5时50分值班员在巡检中发现11号机左侧高压主汽阀油动机控制滑阀下部法兰垫呲开，大量油气喷到主蒸汽各处室道上引起冒烟，遂立即报告单元长和司机，5时56分由于主汽门信号电缆烧坏，主控误发“右高压主汽门关闭”和“左中压主汽门关闭”的信号，11号炉灭火；司机在主控室打闸未掉机，并启动交流润滑油泵，润滑油压由187kPa升到192kPa，通知巡检员就地打闸，5时57分机头打闸，主控发“电磁遮断阀动作”信号，5时58分电气值班员检查有功负荷到零，断开发电机201开关解列，司机停止1号、2号抗燃油泵运行，转速开始下降，当转速下降到2530-1987r/min过程中，主控相继发出“润滑油压低1值”（68kPa）、“润滑油压低2值”（49kPa）、“润滑油压低3值”（29kPa）信号，并联动直流润滑油泵，机组轴系振动增大，瓦温升高超限（4号、5号振动超过172μm，5号、6号、7号瓦温超过100℃），开真空破坏门破坏真空。转速下降到1756r/min时，“润滑油压低3值”、“润滑油压低2值”、“润滑油压低1值”信号恢复正常，润滑油压回升至234kPa，机组轴系振动开始减小，瓦温下降恢复。6时09分转速降到零，润滑油压234kPa，司机停止直流润滑油泵，消防队开始灭火。汽轮机转子惰走时间为10分43秒（正常为41分左右），期间润滑油压低于29kPa以下时间为31秒。6时12分启动盘车，机械盘车带不动，人力盘车。

（三）、事故原因分析

汽轮机左侧高压主汽阀油动机控制滑阀下部为平法兰，法兰垫为耐油石棉垫，外径250mm，内径160mm，厚度2mm，上下涂有密封胶，法兰共有8条直径16mm的栽丝，在一栽丝穿孔处呲口，抗燃油由此喷出，引起冒烟、着火。初步分析发生断油烧瓦的原因是：汽轮机打闸、发电机解列，在转速下降的过程中，主油泵不参加工作后，2号射油器出口逆止门未关，交流油泵供出的油通过2号射油器出口逆止门及2号射油器返回主油箱，造成润滑油压下降到29kPa以下，机组发生断油烧瓦，直流油泵联动后，在供油量剧增的情况下，2号射油器出口逆止门关闭，油压很快恢复正常。十九 珠江电厂94年2号机断油烧瓦事故

1994年3月30日，珠江电厂2号机在事故紧急停机过程中，由于设计变更错误，交直流润滑油泵不能低压联锁起动，同时值班人员处理不当，没有及时发现并迅速启动交直流润滑油泵，造成汽轮机断油烧轴瓦。

（一）、事故经过

2号机是哈尔滨汽轮机厂生产的引进型300MW产品。15时08分，二号炉BTC盘发出FMT（主燃料切除）动作信号，锅炉灭火，汽机跳闸，发电机解列，厂用电自投成功。解列后，汽机值班员进行停机后有关开启旁路，切除轴封汽源，启动备用真空泵，停凝结水泵的操作。15时17分，转速降到1550转/分，司机启动顶轴油泵。15时25分，转速从1000转/分迅速降到零。投盘车不成功，检查发现润滑油压接近零，即启动交流润滑油泵，油压上升到0.14MPa后再投盘车也不成功。全部惰走过程仅17分钟，比平常55分钟减少38分钟。惰走期间润滑油中断，致使轴瓦烧损。

（二）、设备损坏情况

经揭缸检查，汽轮发电机组轴瓦除6瓦完好以及7、8瓦磨损不严重外，其余五个轴瓦全部烧损，钨金脱落，轴颈稍有磨损。汽机油挡、高压缸下汽封，有不同程度的磨损。

（三）、事故原因分析

1、二号机出现“手动MFT”跳闸，查实为锅炉保护装置误动，是事故的诱发原因。

2、机组解列后，主汽门关闭，润滑油压随转速下降而下降，当油压降到0.07MPa和0.06MPa时，交、直流润滑油泵应自动启动，但实际没有启动，是事故的主要原因。二号机润滑油泵控制开关由于质量存在问题，在调试时发现机组停止后，润滑油泵在润滑油压低时联锁不能切除，致使油泵长期运行，停不下来。后做修改，在润滑油压低压联锁启动交、直流润滑油泵的回路上串接一个接点，这个接点在汽轮机运行时呈闭合状态，而在主汽门关闭工况下，接点呈打开状态，在打开状态下，低油压联锁自启动回路则被切除，故交直流润滑油泵均不能启动。

3、运行人员在汽机解列后，没有按规程规定：严密监视润滑油压，当汽机转速下降到2700转/分，润滑油压降到0.77-0.84MPa，交、直流润滑油泵未能自动启动时，立即手动启动交、直流润滑油泵，致使汽机转速降低到主油泵不能正常供油的情况下，机组断油烧瓦，转子下沉，高压缸下部动静径向间隙消失，磨擦卡死，是事故重要的原因。

4、汽机解列，出现润滑油压低之后，BCT盘没有发出低油压低Ⅰ值、低Ⅱ值、低Ⅲ值三个声光报警信号，及时提醒运行人员立即处理。其原因与润滑油泵不能低压联动一样，被变更后的二次回路接点所切除。这也是运行人员未能及时手动启动交、直流润滑油泵的原因之一。

（四）、反事故措施及对策：

1、运行中的汽轮机交、直流润滑油泵及其低油压自启动装置，必须经常处于良好状态。没有自启动装置或自启动装置不完善的机组，不允许启动，运行中的机组必须立即安排处理。

2、运行中汽轮机的交、直流润滑油泵，其低油压联锁启动开关必须在投入位置，不得随意退出。

3、运行中交、直流润滑油泵及其低油压自启动装置应每周试验一次。每次正常停机前要进行试验，停机后，在主汽门关闭工况下，也要进行试验，以便检查自启动功能是否正常。

4、停机时应设专人监视润滑油压和轴瓦温度、随转速下降及时投入交、直流润滑油泵。运行人员还必须熟悉交流或直流润滑油泵工作失常情况的紧急处理方法。

二十 高加联成阀检修烫伤事故

长广煤矿发电厂3号机1号高加联成阀(图1)泄漏检修。当时A给水泵运行，高加汽侧及水侧已隔离24h，汽、水侧压力表指示均为零。当阀盖与阀体联接螺丝拆除时，法兰面有汽冒出，5min后有大量的汽水混合物从联成阀冲出，由于检修人员躲闪不及造成2人被烫伤的重大事故。

事故原因

1.1 现场检查发现给水并未经高加进口电动阀漏入高加联成阀，而高加联成旁路却有水流入高加联成阀，并间歇性有汽水从联成阀冲出。可以判断有两路阀门存在泄漏现象：一路是1号高加进汽电动门少量漏汽进入高加气侧；另一路因高加出口电动阀及高加出口总阀隔离不严，少量给水经联成旁路进入联成阀。

1.2 检修前1号、2号高加汽侧已泄压，但1号高加进汽电动门的漏汽使高加内部汽、水侧处于无水高温状态。此时高加水侧也已泄压，高加进口联成阀处于关闭状态，少量倒回的水大部分积聚在高加进口联成阀，水无法进入高加内部。当检修人员解体高加进口联成阀阀盖和阀盖盘根后，原处于关闭的高加进口联成阀变成关闭不严，少量水进入1号高加后立即汽化，若进一步进水则产生压力，只要有大于0.01 MPa的压力就可将进口联成阀阀盖冲出。进口联成阀阀盖冲出后，此时1号高加从进口联成阀进一部分水，则有一部分汽、水混合物冲出。事故经验教训

2.1 高温状态下检修加热器必须确保隔离严密。

2.2 当加热器处于无水高温状态时不能轻信压力表指示为零态。

2.3 高温法兰拆卸时若有汽水冒出应立即停止检修，检查隔离措施是否完善。

2.4 检修人员拆卸高温状态的法兰时，应留有最后对角2个螺丝，松脱时人应避免与法兰正对。

第三篇：煤矿事故原因分析及改进措施

安全法学论文

姓 名：学号：

煤矿事故原因分析及改进措施

摘 要：煤炭工业在我国国民经济中的基础地位将是长期和稳固的。搞好煤矿安全生产事关国家经济发展及和谐社会构建，意义重大而深远，但我国整体安全生产形势仍然不容乐观，存在很多问题，需要认真分析科学处理坚持“安全第一，预防为主，综合治理，总体推进”和“安全、装备、管理、培训并重”这一总体指导思想煤矿安全生产才能得到健康稳定地发展。

关键词：煤矿；管理 ；生产；事故

0引 言

“矿难”是一个充满血泪，令人恐惧的名词。根据中国官方的统计数据，自2000年以来，煤矿事故一直高居不下,2000-2005年的六年间，矿难死亡人数始终徘徊在5700至6900人之间。而根据英文版的人民网和中国日报的数据，中国煤矿矿难死亡人数每年高达10万以上。近日，智利阿塔卡马沙漠中的圣何塞铜矿发生塌方事故，33名矿工被困地下700米深处。在我们身边几乎时时刻刻世界都在发生着矿难事故，但是有多少事故是应该发生的呢？生命变得如此轻薄，这究竟是谁的责任，我们应该采取什么手段避免类似的悲剧再次发生，这些都值得我么深思。

1引发煤矿安全事故的一些原因

1.1 安全思想意识淡薄

我国全面实行市场经济后，迫使煤炭企业从以前的单一粗放型生产向效益型生产转移，由于安全为隐型效益，出了事故为负效益，不出事故时安全效益又体现不出来，而安全投入又不像对生产和销售投入那样容易见效。所以，安全工作容易被忽视，尤其是在当今煤矿生产经营问题日益增多的情况下更是如此。安全意识的普遍淡化，直接导致在生产中不能很好的执行安全制度，减少对安全保障资金的投入，间接的削弱了安全保障能力。

1.2 安全教育和技术培训力度不够。

根据《安全生产法》和《煤矿安全规程》的要求，煤矿所有新工人都必须经过严格的培训，并需经过严格考核，才能上岗作业。目前，煤矿井下一线多数招用农民轮换工，流动性大，招工频繁，这样给培训工作带来一定难度，导致有的单位培训工作关口把不严，未经培训合格的工人下井作业。这样的工人安全意识淡薄，不具备矿井安全基本知识，不掌握安全生产的操作技术，违章现象时有发生，其结果是给安全生产工作埋下很大的隐患。

1.3 现场管理操作及中出现的弊病多。

大部分煤矿早班现场安全管理人员多，中晚班现场安全管理人员少，路线近的作业点安全管理人员涉足较多，边远采区管理人员涉足少。由于这方面原因，煤矿大多数事故发生在中晚班及边远地带。也有的煤矿企业在把工程承包给外包队的同时，连同安全工作一同承包给对方，出现以包代管，外包队日常安全管理失控。有的单位质量标准化工作求虚不求实。采掘工程队伍平时不按标准进行施工，月底验收时再重新返工整改，返工过程自然会增加一些不安全隐患；甚至为

了应付检查，采取临时伪装的方法，从而没有从根本上重视安全问题。这些情况都成了威胁安全生产的隐患。

1.4安全投入严重不足

由于历史原因，我国国有煤矿安全投入欠帐已达500多亿元。前几年，因煤炭市场长期低迷，煤炭企业亏损严重，国有企业很难筹集到足够的资金投入到安全基础设施的装备上，安全投入欠账越来越多，而企业为了维持正常的生产经营，只能少投入或不投入，在安全方面仅维持一种简单再生产的状态。在投入减少的情况下，煤矿的安全装备尤显不足，许多应该配备设施不能配备，应该更换或维护的安全设备不能及时更换或维护，促成了事故隐患

1.5 安全管理缺陷

安全管理的重要前提是安全技术及装备的保障。在此基础上，还与企业自身的管理制度、管理措施和管理观念息息相关。我国的煤矿企业安全生产管理体制不健全，安全检查制度没有真正落实，缺乏预防和控制的安全监察培训，执法力度和考核力度不够。企业基层领导安全管理观念淡薄，对安全投入与生产效益的关系认识欠缺，不能及时发现和彻底消除事故隐患，对工作过程缺乏具体的指导和管理。企业职工普遍安全意识淡薄，缺乏处理突发性事故和自我保护的能力，更有甚者，无视规章制度，“三违” 现象时有发生。企业文化建设作为安全管理中的“ 软管理”，一直被企业领导人所忽视，没有发挥出其应有的作用。2解决方法及对策

2.1 加大安全生产投入力度

（1）应加大煤矿安全技术改造和安全科技投入，尽快弥补煤矿安全欠账；建议地方政府允许煤炭企业按照《煤炭生产安全费用提取和使用管理办法》（简称《管理办法》）规定的高线提取安全费用，部分省在煤矿能承受的范围内，可突破《管理办法》规定的高线提取安全费用。

（2）依法对安全资金的使用进行监管。目前安全资金的使用缺乏有效的监督，有些企业挤占和挪用安全资金。为此，建议有关部门，配合《管理办法》，制定安全资金管理、使用和监督的部门规章，建立由煤矿安全监察部门和审计部门联合对安全资金使用情况的监督制度，确保企业的安全资金管好用好。

2.2.深化煤矿安全专项整治

（1）全面贯彻瓦斯防治的“十二字方针”，继续加强“一通三防”工作。瓦斯事故然是国有煤矿的主要灾害事故，在特大和特别重大事故中仍占绝大多数。目前，40%的高瓦斯矿井还没有建立瓦斯抽放系统，15%的国有煤矿产能的瓶颈是通风系统能力，多数国有地方煤矿通风系统存在问题。因此“一通三防”是仍然是安全工作的重中之重。要继续加强以治理瓦斯灾害为重点的煤矿“一通三防”工作[1]。

（2）实施煤矿包工队准入制度。针对目前煤矿包工队存在的问题，建议承包煤矿施工企业在承包煤矿工程前，必须依照《安全生产许可证条例》规定，向安全生产许可证颁发机关申请领取安全生产许可证。要加强对承包、发包煤矿工程施工安全监察，对承包煤矿工程的施工企业进行安全生产条件考核，从源头上把好安全生产关。建议将承包煤矿工程施工企业纳入《煤矿安全生产许可实施办法》或依照《行政许可法》制定专门规章，作出具体规定。

（3）对超能力、无能力煤矿及整体承包的国有地方煤矿分类监管。这部分煤矿安全投入少，存在装备差、管理不到位等诸多问题，其安全隐患较大。部分实施承包经营国有地方煤矿这一问题也很突出。建议煤矿安全监察机构对这类煤矿进行重点监察。

（4）规范煤矿生产能力核定工作。建议国家有关部门建立一套科学规范的煤矿生产能力核定标准，定期对煤矿生产能力进行核定，为煤矿安全监察和行业管理提供依据。此外，为了保证煤矿主要设备的日、月、年检修时间，建议重新制定科学的检修标准，为煤矿安全监察提供依据。

（5）进一步加大对小煤矿的整治力度。对高瓦斯矿井或瓦斯突出矿井以及其它自然灾害严重的煤田，应明令禁止小煤矿开采；对目前存在的非法开采和越层越界开采问题，应采取刚性措施限期彻底清理；对非法违规开采的小煤窑继续实行最严格的关闭政策；对死灰复燃的加大惩治力度；对给非法开采提供保护的政府官员进行严肃查处；对利诱、阻挠、威胁安全执法部门的单位和个人要依法严惩。

2.3 全面提高队伍的整体素质

煤矿的工作环境恶劣，危险性大，而工资收入低，福利条件差，是长期以来煤矿职工队伍整体素质低的主要原因。为提高煤矿职工队伍的整体素质，首要的问题是保证职工队伍的相对稳定：

（1）研究制定煤矿企业的最低工资标准。为了稳定煤矿职工队伍，国家应研究制定煤矿一线工人分地区最低工资标准，并根据需要适时进行调整，并向社会发布，吸引较高素质的人来煤矿工作，同时对煤矿经营者进行有效约束。

（2）制定有利于稳定煤矿职工的管理办法。提高协议工养老保险和工伤保险提取比例。对煤矿现行用工制度进行改革，支持企业实行协议工可定期转为长期合同制工人，稳定职工队伍。

（3）加强煤矿职工培训。制定新的符合实际的培训标准和培训教材，以防培训流于形式。煤矿企业要提高认识，积极配合有关部门对从业人员进行教育和培训，合理利用现有人力资源，采取有效措施，充分调动各专业人员的积极性。新招收人员必须经培训考核合格，方可上岗作业。

2.4 进一步完善煤矿安全监管体制

在坚持当前我国煤矿安全生产管理体制的同时，我国应该积极发展煤矿安全生产管理的“第三方监督力量”，充分发挥“第三方监督力量”在我国煤矿安全生产管理中的作用，使我国的煤矿安全生产管理体制进一步发展为国家监察、行业管理、企业负责、第三方监督、群众参与监督、劳动者遵章守纪[2]。

(1)按照国家监察、地方监管的定位，对国家煤矿安全监察和地方煤矿安全监管的职责进行调整。强化地方政府对煤矿的安全监管职能，强化煤矿安全监察机构对各地煤矿安全监管情况进行监察的职能。

（2）进一步完善煤矿安全监察体制。对于没有设立煤矿安全监察机构的省区要尽快设立。建议在各级安监、煤监机构增设总工程师职务。经常召开安监员座谈会，不断交流思想，相互传授经验，提高安监员的管理艺术和管理方法。不断改善监察形式，打破固定模式。加强中晚班、边远采区、边角地带的监察，将“三违”现象消灭在萌芽状态。

2.5 用合理手段综合处置事故

煤矿的生产过程包括煤炭开采、运输、提升、筛选直至成为商品。在生产过程中各环节都存在着多种不安全因素，易导致事故的发生。煤矿事故大致可分为瓦斯事故，煤尘事故，水灾、火灾、顶板事故，机电事故及其它事故等几种类型 针对各类事故进行信息收集、整理，并作出规律分析与决策分析，是减少事故的有效手段。同时可辅助计算的等高科技手段来分析预测事故发生的可能性。

2.6 运用法律手段、强化煤矿安全生产管理

《矿山安全法》、《煤炭法》、《中华人民共和国全民所有制工业企业法》、《煤矿安全规程》对加强煤矿的安全生产工作都作了严格规定,这标志着煤炭企业开始步入健全的法制轨道。企业应以此为契机,坚持运用法律手段,依法强化对煤矿安全的管理和监督。要做到“有法必依,执法必严,违法必究”。加强宣传教育力度,使广大职工知法、懂法,增强执法守法观念。煤炭各企业要按照国家煤炭行业有关安全法规制定完善的管理制度,规范自己的行为,使各项工作都纳入法制轨道。强化企业内部安全监督检查和管理,建立健全与《煤炭法》相适应的安全执法体系和保障体系,实现煤炭管理部门对煤矿从申请办矿到基建生产以及事故处理等全过程的依法监督。

2.7 推广运用安全系统工程，加快安全管理的现代化步伐。

安全生产管理是一个系统工程。安全系统工程改变传统的“事后追查型”为“事先预测型”的管理模式，依靠客观实际的准确信息，综合地、系统地分析事故发生的原因，并做出预测和安全评价，研究造成事故的初始原因，防范事故的发生。因此，煤矿安全系统工程对于实现煤矿安全效果的根本好转具有重要作用。1，要建立安全信息交流平台，应用安全信息管理。安全信息管理是煤矿安全系统工程的重要组成部分，通过信息的收集、处理、反馈，随时掌握整个矿井的安全生产动态。2，要科学设计和运用安全检查表。运用安全检查表进行安全检查，可以克服盲目性和片面性，可以避免走过场的现象；提高检查工作质量，实现检查工作的标准化、规范化的优点。3，通过运用事故原因的分析理论提高安全生产管理水平。利用事故树分析能找出事故原因及其相互之间的逻辑关系，发现系统中存在的潜在危险，便于寻找控制事故的要点，实现有效地进行事故防控。3结 论

坚持“安全第一，预防为主，综合治理”的生产方针和“以人为本“的科学发展观，是改善我国煤炭行业安全现状的基本原则。相信不久以后，经过各方共同努力，煤矿再也不是危险的代名词！

参考文献:

[1]陈宝智，王金波.安全管理〔M].天津: 天津大学出版牡，1999.[2]国家安全生产监专管理局.中国安全生产年鉴2002[M].北京:煤炭工业出版社，2003.

第四篇：压疮原因分析及改进措施

压疮原因分析及改进措施（1425850）

一、原因分析

1、患者是“脑出血”病人，呈浅昏迷状态，长期卧床不能活动。

2、患者不能经口进食，营养不良，体质消瘦。

3、该患者为压疮评分高危患者，护士没能引起重视，压疮的预防措施不到位。

4、患者大小便失禁，皮肤潮湿，家属护理不到位。

5、护士责任心不强，未能引起高度重视，对压疮防护宣教不到位。

二、改进措施

1、加强护士责任心，认真执行床旁交接。

2、护士长、高年资护士加强监管力度。

3、加强宣教，让患者家属了解如何避免压疮的发生。

4、责任护士对压疮高危患者引起高度重视。

5、对压疮高危患者的防护措施到位，如气垫床的使用，定时翻身等

压疮原因分析及改进措施（1419260）

一、原因分析

1、患者是“脑梗塞”患者，呈嗜睡状态，四肢活动受限。

2、患者禁食，营养状态欠佳。

3、患者大小便失禁，皮肤潮湿。

4、患者为压疮评分高危患者，未能引起护士高度重视，预防压疮护理措施不到位、不完善。

二、改进措施

1、护士长、高年资护士加强监管力度。

2、加强宣教，让患者家属了解如何避免压疮的发生。

3、责任护士对压疮高危患者引起高度重视。

4、对压疮高危患者的防护措施到位，如气垫床的使用，定时翻身等。

压疮原因分析及改进措施（1426215）

一、原因分析

1、患者骨折患者，强迫体位。

2、患者右胫腓骨中断粉碎性骨折，胸椎L1，L2椎体骨折，胸椎L3椎体左侧横突骨折，右侧趾骨、坐骨、骶骨骨折，禁止翻身。

3、护士护理措施不完善。

二、改进措施

1、告知病人及家属有关注意事项。

2、保持皮肤及床单位整洁、干燥。

3、使用气垫床。

4、全身营养支持。

压疮原因分析及改进措施（1418033）

一、原因分析

1、患者“胃癌”，体质消瘦，营养状况欠佳。

2、患者是压疮评分高危患者，未能引起护士的重视，预防措施不到位。

3、患者四肢活动受限，不能自主更换体位。

4、护士责任心不强，向家属宣教不到位。

二、护理措施

1、告知病人及家属有关注意事项。

2、保持皮肤及床单位整洁、干燥。

3、使用气垫床。

4、全身营养支持。

5、加强护士责任心，加强宣教，让患者家属了解如何避免压疮的发生。

压疮原因分析及改进措施（1422310）

一、原因分析

1、患者“脑出血”，处于昏迷状态。

2、患者禁食，体质消瘦，营养状况欠佳。

3、未及时提高压疮高风险防范意识。

4、护士责任心不强。

5、护士长未起到监管力度。

二、整改措施

1、加强护士责任心及强化责任护士对压疮高危患者发生压疮的风险意识，及时采取有效的预防措施尽量避免发生压疮。

2、加强科内关于压疮防范的培训。

3、加强健康宣教。

4、护士长加大监管力度。

第五篇：压疮原因分析及改进措施

压疮发生原因分析及改进措施

（一）原因分析：

带入压疮、预报压疮难免发生原因分析：

1）患者及家属因素：部分病情危重、晚期肿瘤患者因为疼痛、气喘等原因，主观上不愿更换体位，或其家属依从性差，不配合置气垫床、定时翻身等防范措施，对压疮防范宣教内容的主动接受意愿差。

2）病情因素：昏迷、急症、恶液质、持续增高的血糖、水肿、高热多汗、石膏固定患者、瘫痪、自主活动丧失、二便失禁、长期卧床等。

3）营养因素：绝大多数患者压疮带入者和压疮高危者都有不同程度的全身营养障碍、营养 摄入不足，肌肉萎缩，低蛋白等状况。

4）护士因素：部分护士对压疮高危患者的主观预防意识不强，评估不足，防范措施落实不 到位、不稳妥、不及时。

5）陪护因素：陪护人员未定时为患者翻身或翻身不及时、翻身时动作粗暴、幅度大，未 及时为病人解除潮湿环境。

（二）改进措施：

1、避免局部组织长期受压，经常更换卧位，建立床头翻身卡，2~3h小时翻身一次（操作者独自翻身困难者，应寻求帮助协助翻身，切记粗暴操作），仰卧位时一般床头角度不大于30度，防止身体下滑，引起剪切力增加。采用软枕、气垫，垫圈充气应1/2—2/3满，不可充气过足（水肿明显、重度肥胖患者禁用），置气垫床。

2、对昏迷、使用镇静剂后、肢体运动障碍、石膏固定、牵引等特殊病人，按常规认真落实各项预防措施，并加强床旁交班、加强巡视。

3、保护病人皮肤

根据需要每日用温水清洁皮肤，大小便失禁者及时擦洗和更换，床铺保持清洁干燥、平整、无碎屑。

4、长期卧床的老年患者，每日进行全范围关节运动，维持关节活动性和肌肉张力，促进血液循环，预防足下垂等并发症。

5、增进营养，平时应注意给病人补充营养，鼓励患者多吃一些营养丰富高蛋白、高维生素、易消化的食物，以增强患者的体质，改善病人营养状况，促进创面愈合。

6、鼓励病人活动：鼓励病人在不影响疾病治疗的情况下，积极活动，防止因长期卧床不动而导致各种并发症。

7、加强健康教育，提高家属和护工落实褥疮措施的依从性，护士在巡视时协助翻身和落实各项预防护理措施。

8、带入压疮或高危压疮者，视压疮程度予以压疮贴外贴、冰皮长皮膏外涂（九院外配）等防范措施，必要时请外科会诊，给予相应的防范措施，以促进压疮朝好的方向发展。