1、調試過程中常見問題講義附件一 汽輪機水沖擊的危害及預防 汽輪機水沖擊，即水或冷蒸汽(低溫飽和蒸汽)進入汽輪機而引起的事故，是汽輪機運行中最危險的事故之一。此類事故在國內外時有發生，會造成嚴重后果，因而要求鍋爐和汽機運行人員予以高度重視。一旦發生此類事故，必須正確、迅速、果斷地處理，以免造成汽輪機設備的嚴重損壞。 1 水沖擊的危害 1.1 動靜部分碰磨 汽輪機進水或冷蒸汽，使處于高溫下的金屬部件突然冷卻而急劇收縮，產生很大的熱應力和熱變形，使相對膨脹急劇變化，機組強烈振動，動靜部分軸向和徑向碰磨。徑向碰磨嚴重時會產生大軸彎曲事故。 1.2 葉片的損傷及斷裂 當進入汽輪機通流部分的水量較大時，會使

2、葉片損傷和斷裂，特別是對較長的葉片。 1.3 推力瓦燒毀 進入汽輪機的水或冷蒸汽的密度比蒸汽的密度大得多，因而在噴嘴內不能獲得與蒸汽同樣的加速度，出噴嘴時的絕對速度比蒸汽小得多，使其相對速度的進汽角遠大于蒸汽相對速度進汽角，汽流不能按正確方向進入動葉通道，而對動葉進口邊的背弧進行沖擊。這除了對動葉產生制動力外，還產生一個軸向力，使汽輪機軸向推力增大。實際運行中，軸向推力甚至可增大到正常情況時的10倍，使推力軸承超載而導致烏金燒毀。 1.4 閥門或汽缸接合面漏汽 若閥門和汽缸受到急劇冷卻，會使金屬產生永久變形，導致閥門或汽缸接合面漏汽。 1.5 引起金屬裂紋 機組啟停時，如經常出現進水或冷蒸汽，

3、金屬在頻繁交變的熱應力作用下，會出現裂紋。如汽封處的轉子表面受到汽封供汽系統來的水或冷蒸汽的反復急劇冷卻，就會出現裂紋并不斷擴大。 2 水沖擊的原因及預防 2.1 鍋爐方面 (1) 鍋爐蒸發量過大或不均，化學水處理不當引起汽水共騰。 (2) 鍋爐減溫減壓閥泄漏或調整不當，汽壓調整不當。 (3) 啟動過程中升壓過快，或滑參數停機過程中降壓降溫速度過快，使蒸汽過熱度降低，甚至接近或達到飽和溫度，導致管道內集結凝結水。 (4) 運行人員誤操作以及給水自動調節器的原因造成鍋爐滿水。 2.2 汽輪機方面 汽輪機啟動過程中，汽水系統暖管時間不夠，疏水不凈，運行人員操作不當或疏忽，使冷水汽進入汽輪機內。如某

4、廠一臺200 MW汽輪機組啟動過程中發生大軸彎曲事故，其原因為： (1) 根據汽缸壁溫記錄，從09:49:00汽機沖轉開始高壓上下缸溫差開始拉大，到09:59:00達到42，結合運行人員操作情況綜合分析認為：夾層加熱裝置暖管疏水不充分，開機投夾層加熱時高壓缸進水或冷蒸汽，而機組此時又突然掉閘，使繼續進入汽缸的水或冷蒸汽不能及時被較高溫度的蒸汽帶走，造成上下缸溫差增大，汽缸變形，導致動靜碰磨，機組振動，大軸彎曲。 (2) 沖轉過程中沒有及時監視到汽缸溫度以及上下缸溫差的變化，沒有及時發現高壓缸進水或冷蒸汽；汽機跳閘后沒有全面檢查，沒發現缸溫已超標，就再次掛閘沖轉，且升速過快，沒有及時發現機組振動

5、異常增大。 (3) 在機組停運狀態下由于閥門泄漏而使汽缸夾層聯箱積水，而運行人員提前投入夾層加熱裝置，且夾層加熱系統暖管至投夾層加熱的時間較短，造成夾層加熱系統暖管疏水不充分。 2.3 其他方面 (1) 再熱蒸汽冷段采用噴水減溫時，由于操作不當或閥門不嚴，減溫水積存在再熱蒸汽冷段管內或倒流入高壓缸中，當機組啟動時，積水被蒸汽帶入汽輪機內。 (2) 汽輪機回熱系統加熱器水位高，且保護裝置失靈，使水經抽汽管道返回汽輪機內造成水沖擊。 (3) 除氧器發生滿水事故，使水經除氧器汽平衡管進入軸封系統。 (4) 啟動時，軸封管道未能充分暖管和疏水，也可能將積水帶到軸封內；停機時，切換備用軸封汽源，因處理不

6、當使軸封供汽帶水。 3 防止汽輪機水沖擊的措施 3.1 設計方面 (1) 正確設置疏水點和布置疏水管。在鍋爐出口至汽輪機主汽閥間的主蒸汽管道上，每個最低點處均應設置疏水點；主蒸汽管道的疏水管不得與鍋爐任何疏水管的聯箱連接，再熱蒸汽管道的最低點處亦應設置疏水點。 (2) 汽封供汽管應盡可能短，在汽封調節器前后以及汽封供汽聯箱處均應裝疏水管。 (3) 疏水管應有足夠的通流面積，以排盡疏水。 (4) 設置可靠的水位監視和報警裝置，除氧器、加熱器和凝汽器應裝高水位報警；加熱器水位高時，應有自動事故放水保護、抽汽逆止門應能自動關閉。 3.2 運行維護操作方面 (1) 在機組啟、停過程中要嚴格按規程規定控

7、制升(降)速、升(降)溫、升(降)壓、加(減)負荷的速率，并保證蒸汽過熱度不少于80。 (2) 蒸汽管道投用前(特別是軸封供汽管道，法蘭，夾層加熱系統和高中壓導汽管)應充分暖管，疏水，嚴防低溫水汽進入汽輪機。 (3) 要嚴密監視鍋爐汽包水位，注意調整汽壓和汽溫。 (4) 注意監視除氧器，凝汽器水位，防止滿水。 (5) 定期檢查加熱器水位調節及高水位報警裝置；定期檢查加熱器高水位事故放水門、抽汽逆止門動作是否正常。 (6) 機組熱態啟動前應檢查停機記錄和停機后汽缸金屬溫度記錄。若有異常應認真分析，查明原因，及時處理。 (7) 啟、停機過程中，應認真監視和記錄各主要參數。包括主、再熱汽溫，壓力，各

8、缸溫度，法蘭、螺栓溫度，缸差，軸向位移，排汽溫度等。 (8) 機組沖轉過程中因振動異常停機而必須回到盤車狀態時，應全面檢查，認真分析，查明原因，嚴禁盲目啟動。當機組已符合啟動條件時，應連續盤車不少于4 h，才允許再次啟動。 (9) 當汽輪機發生水沖擊時，應立即破壞真空、停機。在停機過程中應注意機內聲音、振動、軸向位移、推力瓦溫、上下缸溫差及惰走時間，并測量大軸幌度。如無不正常現象，在經過充分疏水后，方可重新啟動。在重新啟動過程中，若發現汽機內部或轉動部分有異音，或轉動部分有摩擦，應立即拍機，并進入人工盤車。二 發電機進油原因分析及對策1 發電機進油原因分析發電機進油可因氫側密封油箱油位控制不當

9、，油箱滿油而溢人發電機內，也可因密封瓦配油槽處油壓過高流入發電機內。因此，氫側密封油箱液位控制及密封油壓力調整是防止發電機進油的關鍵。(1)發電機密封作用是通過密封油在密封瓦和轉軸之間的間隙流動阻止氫氣外逸實現的，因此要求裝配間隙精度相當高，如果制造、安裝達不到要求，間隙過大，極易造成密封油進入發電機。另外，運行中因雜質堵塞油路，或者其它原因造成供油不足，兩側不平衡，都會引起軸瓦磨損，增大軸瓦間隙，造成密封油進入發電機。(2) 發電機運行中要求很高的平衡調節閥調節精度，差壓閥動作應靈敏，并有足夠的調節范圍。這兩個閥的裝配精度相當高，特別是機械配重式平衡閥和差壓閥，長期保持某一個開度幾乎不動，如

10、果油中含有雜質、水分等，則極易造成閥門卡澀，工作失常，引起發電機進油。(3)氫側密封油箱自動排補油裝置一般采用浮球閥形式，當補油閥卡住，排油閥在較高油位時不能自動開啟，或因氫壓低影響 (氫壓低時排油壓差低，補油壓差高)使得排油量減少甚至不能排出，而又不斷補油，導致氫側密封油箱滿油，直至消泡箱滿油，最后油進入發電機。另外，浮球閥機構強開強關手動門運行中往往容易誤操作引起發電機進油。浮球閥排補油裝置排補油較為緩慢，對系統油壓沖擊較小，但容易出現卡澀；采用液位開關控制排補油門時，排補油門瞬間全開全關，易沖擊系統油壓，但較為可靠不易卡澀。采用哪種形式，要根據其特點合理配置。(4)差壓閥過去大多采用機械

11、配重式，調節不靈敏且調節范圍較小，容易卡澀，發電機進油事故大多是因此引起。新機組采用薄膜波紋管式，跟蹤靈敏不易卡澀，但易受油壓波動沖擊。(5)系統管路布置、配置影響到回油和油壓控制及氫側密封油箱油位控制。國內有不少機組均出現過密封油排煙風機抽油故障，其原因即因管路布置不合理、風機壓頭大。(6)密封油中含有雜質，特別是鐵屑，不僅會磨損密封瓦和轉軸，破壞原有的軸瓦間隙，造成發電機進油，還會使設備孔洞堵塞和差壓閥、平衡閥、密封油箱排補油裝置調節機構卡澀失靈。2 三個發電機進油實例(1)張家口發電廠5號機1998年11月調試期間，在油氫壓正常情況下，多次出現發電機進油、空側密封油兩端壓力偏差大、氫側密

12、封油箱油位下降現象，原因分析:1) 配套平衡閥和差壓閥為機械配重式，調節精度差，存在卡澀現象，不能正常調節油氫差壓；2)汽端氫側回油管有一處倒U型彎位，影響正常回油，引起發電機進油；3)差壓閥和平衡閥信號測點、取點不在同一個位置，油壓調節位置離發電機軸中點很遠，兩側管路長度和走向相差也很大，造成汽勵兩側壓差較大；4)密封油補油管路管徑過小，系統布置多處存在不合理。(2)媽灣電廠4號機密封油系統運行中多次出現密封油油箱油位不穩、發電機大量進油、密封瓦磨損等事故，其主要原因有:1) 密封油油質差，攜帶雜質過多，進入密封瓦后，堵塞油路造成瞬間斷油，密封瓦和轉軸磨損，間隙增大造成氫側密封油大量向發電機

13、進油；2)氫側密封油箱油位下降，補油浮球動作開啟進行補油，造成空側密封油壓力劇降，密封瓦里氫側油向空側竄油。當氫側密封油箱油位恢復，補油浮球動作關閉，空側密封油壓力瞬間升高，密封瓦里空側向氫側竄油，氫側密封油箱油位升高至排油浮球動作排油。如此循環使密封油箱油位一直劇烈波動。顯然，排補油浮球閥動作不夠平緩，排補油管路管徑與主進油管路管徑配置不協調，是造成主進油油壓大幅波動之因。(3)2005年3月-7月，韶關電廠11號機組調試期間，發電機密封油系統出現油壓波動和發電機進油，氫側密封油箱因油位低開關動作打開電磁閥時，空側密封油母管壓力瞬間從0.76MPa下降至0.56MPa，觸發空側密封油母管壓力

14、低聯鎖啟動備用油泵。氫側密封油系統采用液位開關控制排補油門方式控制油箱油位，電磁閥為全開全關型，排補油管路采用d20mm的油管，當電磁閥打開時，母管瞬間泄壓，引起油壓低聯動，并影響空側系統油壓。后將電磁閥前后手動門關小，當電磁閥打開時油壓低聯鎖未動作，但空側密封油母管油壓出現從0.7MPa2到0.60MPa來回有規律性的波動，進入發電機處管路油壓也有0.06MPa波動，即使排補油門停止工作后波動依然長時間存在，而氫側密封油母管油壓和平衡閥后氫側密封油油壓變化不明顯，打開發電機底部放油門有少量油排出，說明發電機已進油。經分析，這是由于空側密封油油壓波動引起空側密封油流入氫側，從而增大了氫側密封油

15、的進油量，消泡箱油滿而進入發電機。至于空側密封油油壓波動，則是由于以下三方面的原因引起系統振蕩所致:(1)差壓閥控制信號取自空側密封油進發電機管路處，存在一定的滯后性；(2)新建機組采用薄膜波紋管式差壓閥，動作過于靈敏；(3)密封油箱排補油門為全開全關型，對油壓沖擊較大。對此，在排油閥和補油電磁閥后以及平衡閥差壓閥信號管二次門前加裝節流孔板，減少了其對油壓的沖擊，消除了油壓波動的現象。三 高中壓汽缸上下缸溫差大實例實例1汽輪機中壓缸溫差實例某廠汽輪機為超高壓、中間再熱、雙缸、雙排汽、單軸、沖動、凝汽式，采用高中壓合缸，對稱通流反向布置。在高壓缸本體下部有一段抽汽供1號高壓加熱器用汽，中壓缸下部

16、有3、4、5段抽汽供除氧器及4，5號低壓加熱器用汽，低壓缸本體下部有6，7段抽汽供6，7號低壓加熱器用汽。機組在溫、熱態開機或機組送軸封抽真空后，出現中壓內下缸溫度快速降低的現象，特別是在機組跳機后，該溫度急劇下降，造成中壓內缸上外壁，外缸內壁，內缸上、下缸溫差高達6080，有時甚至更高。汽機送軸封抽真空后中壓內下缸溫度變化情況第一次14時50分，汽輪機送軸封抽真空后，運行至16時15分，中壓內下缸外壁溫度由278降至218，下降幅度達；第二次11時，汽輪機送軸封抽真空后，運行至17時，中壓內下缸外壁溫度由261下降至188，下降幅度達73； 第三次4時50分，汽輪機送軸封抽真空后，運行至6時

17、30分，中壓內缸下缸外壁缸溫由280降至205，下降幅度達75； 機組甩負荷后或帶負荷打閘停機時缸溫變化情況第一次22時15分，機組出現意外甩負荷，在其后的幾分鐘內，中壓內下缸外壁溫度由430降至338，下降幅度達92； 第二次21時22分，鍋爐MFT動作，中壓內下缸外壁溫度在2 min內由449降至366，下降幅度高達83。上、下缸溫差的產生一般是由于汽缸的保溫不良、疏水倒串和汽缸進水、進冷氣等因素引起的。對于本機組可能造成上下缸溫差大的原因分析如下：一：高、中壓調門根桿泄漏的蒸汽和高壓缸軸封第四腔室泄漏的蒸汽由一根管接到三段抽汽逆止門前，在溫熱態開機時，一部分低溫軸封泄漏的蒸汽經第四腔室至

18、三段抽汽管后倒流回中壓缸底部的抽汽口，而中壓缸內缸下壁和外缸內部溫度測點又剛好布置在三段抽汽口附近，造成中壓內下缸外壁和外缸內壁溫度下降較快。同樣，當機組甩負荷時，汽機本體處于真空狀態，部分軸封蒸汽和調門泄漏的蒸汽經三抽倒流回中壓缸底部抽汽口，造成中壓內下缸外壁和外缸內壁溫度快速下降。二：疏水系統的設計不完善。機組溫、熱態開機以及機組甩負荷后重新啟動時，鍋爐蒸汽參數高，機組沖轉前要求開啟本體和主蒸汽管道疏水，特別是電動主汽門前、后疏水門的開啟，使大量高溫、高壓疏水和蒸汽進入高壓疏水擴容器，使原本處于真空狀態的擴容器處于正壓狀態，壓力高至0205MPa，而此時汽機本體處于真空狀態，這樣，部分低溫

19、蒸汽經疏水母管，再經高中壓導汽管疏水管倒流回高中壓缸內部，從而導致了中壓內下缸外壁和外缸內壁溫度的下降，高、中壓缸的上、下缸溫差增大。針對以上2中可能制訂了一下解決辦法： 一：將高、中壓調門門桿泄漏的蒸汽和高壓缸軸封第四腔室泄漏的蒸汽用管道接至三抽逆止門后，并增加一管路至低壓擴容器。當機組開、停機時，將泄漏出的蒸汽用管切換至低壓擴容器，機組正常運行時切換至三抽運行。二：對汽輪機本體高、中壓導汽管的疏水由高壓擴容器改接至低壓擴容器，所有的疏水按壓力高低的實際情況重新排列，并嚴格向低壓側傾斜45°，從而更有利于疏水的暢通，防止疏水的回流。處理完畢后機組運行在每次溫、熱態開機和機組跳機后，

20、均未出現中壓缸下缸溫度快速下降的現象。上、下缸溫差保持在廠家要求的范圍之內，外缸的上、下溫差不超過50，而內缸上、下溫差不超過35，從而徹底解決了溫、熱態開機和機組甩負荷所引起的中壓缸下缸溫度下降的問題。實例2啟機過程中上下缸溫差大機組簡介：石橫發電廠裝機容量4X300MW，汽輪機部分為上汽生產的F156型，于1997年5月投產。屬于國產引進型330MW機組。1系統主要問題高、中壓缸上下缸溫差大。3號汽輪機高壓缸夾層漏汽至中壓缸冷卻蒸汽溫度與高壓缸排汽溫度基本一致,該汽流方向與設計不符，造成兩個危害：造成中壓轉子高溫段過度冷卻，轉子內外溫差大，轉子表面結構應力集中部位附加溫度應力上升，轉子疲勞

21、壽命損耗增大，易在結構應力集中部位產生表面裂紋；在正常運行中，高壓缸上半部排汽汽流回流，造成高壓內、外缸前部高溫段上、下缸溫差增大，使汽缸產生變形，易造成汽缸螺栓斷裂或松弛，汽缸結合面產生嚴重漏汽，且汽缸通流部分徑向汽封易磨損，汽缸效率下降。2分析處理一將高中壓缸夾層擋汽環改為“0”間隙，增加1道活動汽封；取消中壓冷卻蒸汽管，在該位置高壓外缸上下引出2路Dg100管，各加1只電動門，將夾層蒸汽排至2級抽汽逆止門前，通過調整電動門來控制上下缸溫差；在管道上加裝2只溫度測點和1個壓力測點。二增加溫度測點。為能對汽缸易出現溫差大的部位進行有效監測，增加高壓內缸調節級斷面上缸溫度測點，與原該截面下缸測

22、點構成一對上下缸溫差監視點，同時在高壓外缸前部高溫段增加一對上下壁溫測點。本次改造改善了高壓缸的夾層汽流，在高壓缸溫差最大的斷面增加了壁溫測點，改變了中壓缸的疏水，顯著降低了汽缸溫差。大修后試驗測量機組高中壓缸的溫差數據見表3（此時機組功率302MW）。 表 高中壓缸的溫差（）項目名稱上下溫差高壓內缸壁溫494.0469.224.7高壓外缸壁溫457.7469.9-12.2中壓外缸壁溫（排汽口）326.9332.4-5.5中壓外缸壁溫（中部）443.0418.924.1 3 建議       機組在停機時，中壓缸中

23、部上、下缸溫差達42。投3段抽汽和3號高壓加熱器，或關閉3號高壓加熱器連續排汽手動門后，缸溫差下降。這是因為3號高壓加熱器連續排汽至除氧器管道沒有逆止門，使除氧器冷汽返流到中壓缸，致使缸溫差增大。建議在所有高壓加熱器連續排汽管道上加裝逆止門。四、高壓給水系統調試時容易出現的問題及對策1電動給水泵組容易出現的問題及對策1.1 電動給水泵電機保護：在電泵帶負荷試運期間，應注意電泵事故跳閘后熱控、機務、電氣等相關專業保護動作的的檢查及確認；避免問題不清情況下的強行合閘操作，以免電機損壞；同時跳閘后重新合閘的時間間隔嚴格按照6kV電機的有關操作規程執行。 1.2 電泵電機軸向串動量大的問題及處理：在電

24、泵電機空轉及電動給水泵組調試過程中，注意檢查電泵電機軸向串動量的檢查，若電機軸串量大容易導致電泵前置泵推力瓦承受推力大，造成電泵前置泵推力瓦磨損嚴重，；當出現電泵電機軸向串動量異常的情況時，應停運，檢查磁力中心，必要時進行重新調整。1.3 給水流量快速增加時、主泵入口水壓低導致泵組頻繁跳閘問題及處理：在泵組運行期間，當給水流量快速增加時，若出現主泵入口水壓低導致泵組頻繁跳閘，則表明系統清潔度不良，由于主泵及前置泵入口濾網通流量不足，導致主泵入口水壓低跳閘，必須停運徹底清掃系統，避免主泵損壞。2 汽動給水泵組調試時容易出現的問題及對策2.1 小汽機及汽泵運行一段時間后調速汽門不嚴密：造成這種故障

25、的原因可能有2種：一是調速汽門連桿變形或螺絲松動，導致調速汽門在跳閘狀態下沒有徹底關閉到位，需要停運后重新調整；二是小汽機高、低壓進汽管道中存在機械雜質，導致小汽機運行期間調速汽門閥體或閥座損失，需要重新研磨處理。2.2 給水流量快速增加時、主泵入口水壓低導致泵組頻繁跳閘問題及處理：在泵組運行期間，當給水流量快速增加時，若出現主泵入口水壓低導致泵組頻繁跳閘，則表明系統清潔度不良，由于主泵及前置泵入口濾網通流量不足，導致主泵入口水壓低跳閘，必須停運徹底清掃系統，避免主泵損壞。3 給水泵組調試期間主泵損壞的典型案例及分析某廠350MW機組配美國Ingersoll Dresser汽動給水泵損壞情況1

26、0月26日，13:50引風機低高速切換時造成爐膛負壓低鍋爐MFT，汽輪機負荷由280MW跳閘，跳閘前汽泵轉速為4650r/min，汽輪機跳閘后汽泵轉速降到3600r/min左右時最小流量閥打開，幾分鐘后機組再次并網，14:18機組又一次與系統解列，14:30光字排出現汽動給水泵出口側軸承溫度105 報警，這時機械密封處冒煙，手動打掉汽泵。事故前，除氧器內水溫174，壓力0.9MPa，水位2900mm，輔汽備用汽源由于啟動鍋爐故障沒有投入熱備用，事故后前置泵出口壓力0.9MPa，五分鐘內降到0.5MPa，30分鐘后降到0.3MPa，前置泵出口流量由420t/h五分鐘內降到零。 汽動給水泵損壞情況

27、： 泵兩側軸瓦上下瓦都嚴重磨損，推力瓦有輕微磨損，機械密封動環全部損壞，平衡盤已不能使用，末級葉輪也有磨損，轉子已不能使用。 原因：由于汽機甩負荷導致除氧器壓力突變，加之主泵及前置泵入口濾網通流不暢，造成泵內缺水、造成主泵汽化損壞。五、高、低壓加熱器及抽汽回熱系統調試時容易出現的問題及對策 1 高、低加水位設定值的動態調整：在高、低壓加熱器及抽汽回熱系統靜態調試及最初的動態投運期間，應按照設備制造廠提供的及同型機組同樣設備的運行控制整定值來預設熱控DCS系統水位控制設定值，在系統帶負荷及滿負荷運行期間根據各加熱器進出口水溫及各疏水溫度的實際值，根據加熱器經濟運行端差相應調整DCS系統水位控制設

28、定值，避免加熱器水位偏高、影響機組穩定運行；同樣也避免水位控制過低導致事故疏水經常動作、影響機組經濟性，尤其是高加事故疏水動作后導致凝汽器熱負荷增加，影響真空，再者疏水沒有逐級下導至除氧器，造成熱量損失、影響經濟性、同時增加凝泵的負擔。2高、低加疏水調節閥的選型裕度應適當增大：一般來講調節閥的選型邊界條件參考汽輪機廠家提供的熱力特性中T-MCR工況及VWO工況的抽汽流量、溫度、壓力等參數，但由于個別段抽汽參數可能偏離熱力特性計算參數較大，造成抽汽流量增大較多，會導致加熱器運行期間正常疏水流量增加，事故疏水頻繁開啟，危及機組安全穩定運行。六、軸封系統操作不當造成轉子永久彎曲的典型案例及分析1 忘

29、記向高壓軸封送汽、 造成轉子永久彎曲1.1 【簡述】2003年7月20日，某廠一臺300MW機組，在備用后熱態啟動過程中，因人員違章操作，送汽封的過程中只向低壓汽封送汽，忘記向高壓軸封送汽，致使汽輪機高中壓轉子產生永久性彎曲，被迫停運20余天，進行直軸處理。1.2 【事故經過】7月20日16:00，荷潭線24#桿塔移位工作結束，按中調命令，值長申某通知各專業2#機組準備開機。時#2機高中壓內缸外上壁溫度363.5，外下壁溫度346.3，內壁上下溫度測點已損壞；中壓第一級出口上壁溫356.21，下壁溫測點已損壞；高中壓脹差1.78mm。機長朱某于16:20通知主值宋某向#2機輔汽聯箱送汽。16:

30、45鍋爐點火。17:40宋某開高、中、低壓軸封進汽門暖管。18:02宋某開大軸封進汽門向低壓軸封送汽，操作中因接機長對講機通知“送完軸封后配合檢修人員處理右側循環水出水門并檢查真空泵組”，宋某即去汽機零米層調整循環水出水門，忘記了向高中壓軸封送汽。18:02左右，機長朱某啟動真空泵抽真空。18:32左右，宋某在用餐時才想起高中壓軸封未送汽，馬上報告機長朱某，朱告吃完晚飯馬上去送。此時發電一部副主任黃某發現機組負脹差增大，即詢問朱某軸封送汽情況，朱回告高中壓軸封還未送汽，黃下令宋某到現場將高中壓軸封送汽。20:51宋某按機組熱啟動狀態進行沖轉條件確認:高中壓內缸外上壁溫度338.21，過熱汽壓力

31、5.17MPa，爐側過熱汽溫度455，高中壓脹差2.25mm，高中壓缸膨脹15.615.7mm，轉子晃度0.028mm，凝汽器真空87.1kPa，油溫36.5，并報告機長、值長。（事故后查看自動記錄曲線:機前過熱器左側溫度307.43，右側溫度350.4；再熱器左側溫度204.45，右側溫度214.72；中壓第一級出口上壁溫度335.56。）21:13值長申某命令沖轉，機長朱某安排副機長張某在集控室指揮，自己去機頭就地檢查。宋某進行機組啟動操作，并設定目標轉速500rpm，升速率100rpmmin。轉速升至500rpm，朱某就地打閘一次，檢查機組無異常后告宋某。21:18宋某掛閘進行第二次升速

32、，設定目標轉速3000rpm，升速率300rpmmin。21:22轉速升至1138rpm，宋某發現#2軸振X方向達190m，#2瓦振達70m，檢查頂軸油泵已停。轉至振動畫面時，#2軸振X方向達225m。21:23轉速升至1308rpm時，振動保護跳機，SOE首出為“瓦振大”，在降速過程中因振動上升，立即破壞真空緊急停機。21:41機組轉速到零，投入盤車運行。生產副總經理及副總工程師等迅速趕到現場，與有關技術人員研究分析后認為轉子存在熱彎曲，決定連續盤車4小時后再開機。21日至23日，經與廠家及湖南電力試驗研究所有關專家討論后，試開機4次并在中低壓轉子對輪上加平衡塊499克，均未獲成功。判斷為轉

33、子永久性彎曲，決定開缸檢查。8月3日開缸檢查，發現高中壓中間汽封梳齒局部輕度磨損，高中壓轉子彎曲250m，#2瓦輕微研磨。經直軸處理后。8月16日20:58，#2機組啟動正常，17日2:00帶滿負荷300MW運行正常。1.3 【事故原因】1.3.1 運行人員違章操作。運行人員在機組熱態開機時，違反防止電力生產重大事故的二十五項重點要求第條中“機組熱態啟動投軸封汽時，就確認盤車裝置運行正常，先由軸封送汽，后抽真空。”的規定，高中壓軸封送汽滯后于抽真空時間近30分鐘，致使冷氣沿高中壓轉子軸封處進入汽輪機，轉子受到局部冷卻，是導致發生轉子彎曲的直接原因。1.3.2 機組沖轉參數選擇不合理。沖轉時主蒸

34、汽溫度與熱態開機要求不匹配，不僅未達到防止電力生產重大事故的二十五項重點要求第條中“主蒸汽溫度必須高于汽缸最高金屬溫度50，但不超過額定蒸汽溫度”的要求，沖轉時主蒸汽溫度左側307.43、右側350.4，而高中壓內缸外上壁溫度為338.21，啟動時出現了負溫差，是導致轉子彎曲增大的重要原因。1.3.3 振動發現不及時，處理不果斷，存在僥幸心理。振動測量、監視不及時，未能嚴格執行防止電力生產重大事故的二十五項重點要求實施細則第條“機組啟動過程中，在中速暖機之前，軸承振動超過0.03mm”。和第條“機組啟動過程中，通過臨界轉速時，軸承振動超過0.10mm或軸振動超過0.26mm立即打閘停機，嚴禁強

35、行通過臨界轉速或降速暖機。”的相關規定，機組在啟動過程中已出現異常振動，沒有及時采取措施予以消除，直至SOE“瓦振大”保護動作停機，惰走過程中沒有采取破壞真空縮短惰走時間的果斷措施。停機后在未查明原因采取措施的前提下多次開機，致使高中壓轉子產生永久性彎曲。 1.3.4 管理不到位，未形成“嚴、細、實”的管理作風。管理不嚴，規章制度流于形式。管理人員對安全生產沒有樹立“關口前移，靠前把關”的思想，導致現場混亂，運行人員責任心不強，當主值宋某發現高中壓軸封未送汽時，馬上報告機長朱某，朱某不是立即采取送軸封的措施,而是告吃完晚飯才去送。沒有緊迫感，更沒有意識到未及時送軸封的危害性，拖延了送軸封的時間

36、。啟動過程中，協調不力，操作隨意，習慣性違章。參數測點布局不合理，消缺不及時。如主蒸汽溫度測點、轉子晃度表測量點布置不合理，高中壓缸內壁上、下溫度測點損壞；中壓缸第一級出口下壁溫測點損壞。使運行人員失去了有效的監視手段。給事故的發生埋下了禍根。六、 直接空冷系統調試中易出現的問題及對策：1風壓試驗：風壓試驗考核空冷系統安裝的嚴密性，出現泄漏的地方一般為管束與蒸汽分配管及凝結水收集管的連接處。該位置為現場焊接，為漏點集中出現的部位。某電廠曾出現凝結水回水管整道焊口3/4未焊的施工質量問題，導致真空嚴密性很差。風壓試驗前應在冷卻三角內外搭好腳手架，系統充入壓縮空氣后采用肥皂水刷涂的辦法找漏，冬季肥

37、皂水中添加酒精防凍。2 冷態沖洗：冷態沖洗在熱態沖洗及風壓試驗前進行，采用高壓水對管道內部進行沖洗。沖洗時應注意避免空冷內部積水過多導致管道受力變形甚至損壞。3 熱態沖洗：熱態沖洗一定要保證沖洗時間、流量、溫度等。在條件允許的情況下，盡可能對每一列及單元多次沖洗。提高流量，溫度盡可能達到80以上，對應的壓力達到45KPa.a.以上。應注意排水至雨排井或排水溝的強度及耐溫極限，防止流量過大或溫度過高造成破壞。化學制水補水能力往往成為沖洗的瓶頸，不得不將沖洗分為2次甚至更多。熱態沖洗效果達不到要求，機組帶負荷及試運期間凝結水很難達到合格的水平。空冷系統冬季啟動投運期間注意加強防凍措施。4 真空嚴密性試驗：空冷機組的真空建立較為困難，5-7倍于常規水冷機組的真空系統容積。啟動時采用三臺大容量真空泵，建立真空需要1h左右時間。因系統容積較大，真空嚴密性試驗每分鐘下降小于50Pa/min，一次嚴密性試驗大約要進行1h左右。 七、 機組并網后