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1、事故案例教材事故案例教材设备事故管理疏漏篇设备事故管理疏漏篇 1汽机围带脱落，被迫停机检修汽机围带脱落，被迫停机检修【简述】【简述】 2008年 10月 21日，某电厂 2 号机组揭缸提效通流间隙调整在设计值下限，由于镶嵌围带过程出现偏差，动静之间出现了碰磨，造成围带脱落，引起轴系不平衡振动。被迫停机检修。【事故经过】【事故经过】 某电厂 2号汽轮发电机组为东方 D09机型，1988年 12月移交生产，额定出力 200MW，三缸三排汽。 1997年机组A 级检修时进行汽轮机通流部分改造，额定出力 220MW。2008年 01月 01日-02月 17日，2 号机组进行揭缸提效检修，揭缸后在对通流
2、部分间隙数据测量的基础上，特别是在对高、 中、 低压转子各部分跳动测量均符合不大于0.05mm 的基础上，确定高、 中、 低压缸通流部分叶顶间隙、 隔板轴封间隙、轴端汽封间隙均按照设计值下限进行调整，其中叶顶汽封重新镶嵌，材质为铁素体（0Cr15Mo）。检修中进行了三次全实缸测量间隙。修后热力试验汽轮机热耗比设计值偏高 49Kj/Kwh。2008 年 02 月 16 日，2 号机组检修后启动一次冲转成功，启动升速以及过临界转速，机组振动状况良好。从 02月 16日扩大性中修启动后到7 月下旬，2 号机组运行状况稳定。07 月 30 日，2 号机组 1 号凝结器胶球系统收球率偏低，解列 1号凝结
3、器检查收球网，在凝结器水侧放水过程中，3 号轴瓦 L侧轴振由 108um 增大到 130um 左右，R 侧轴振由 83um 增大到 120um 左右，瓦振由 32um 变为 48um，发现 3号轴瓦振动变大后，立即停止解列凝结器水侧操作，但 3 号轴瓦振动基本没有再降，由于奥运保电要求，在制定了保证 2 号机组安全运行的技术措施，决定机组坚持运行，振动保护定值由原来的 220um 改为 200um。10 月 21 日申请中调同意，2 号机组停运检查。揭中压缸后发现 17 级脱落一组围带（含 6 支叶片），19 级叶片脱落 4 组围带（其中 3 组含 6 支叶片，一组含 8 支叶片），19级叶片
4、 2 组围带碰磨（均为6 支叶片）。【事故原因】【事故原因】国产 200MW 机组设计不稳定及汽缸变形，机组揭缸提效通流间隙调整在设计值下限，镶嵌围带过程出现偏差，在 07 月 30 日解列凝结器时，轴承标高发生了变化，动静之间出现了碰磨，造成围带脱落，是造成此次事故的直接原因。【防范措施】【防范措施】1. 高度重视检修后机组启动，特别是通流部分间隙进行调整过的机组，启动过程中严格执行 防止电力生产重大事故的二十五项重点要求实施导则 的要求，调整过间隙的机组各项指标的控制要更为严格。2. 间隙调整要遵循两项原则：转子的原始弯曲是正常的；转子的平衡状态是正常的，轴振应小于76 微米。有一项达不到
5、要首先进行解决。3. 要以扣实缸的间隙值为准，扣实缸螺栓要热紧，紧力达到制造厂要求。4. 汽封改造要严格控制，必须是技术成熟，改造的材料以及安装中的工艺要严格。项目策划不细，机组检修延期项目策划不细，机组检修延期 【简述】【简述】2008年08 月16日，某电厂 2 号循环流化床锅炉2 号外置床内部中温过热器泄漏机组停运，因项目策划不细，影响机组延迟并网。【事故经过】【事故经过】2008 年 08 月16 日06时 38分，运行人员监盘时发现床压不稳，右侧床压增长较快,派人就地进行事故排渣，同时加强床压调整，检查发现主汽流量 452.2T/H，给水流量 493.7T/H，补水量 63.5T/H
6、，停止锅炉吹灰，检查四管泄露报警装置参数无明显异常。06 时 45 分，右侧床压继续增大，补水量也继续增大，启动 2 号凝补水泵。06 时48 分，就地检查发现左二外置床有汽冒出，通知设备部锅炉点检长、 发电部锅炉专工检查，确认左二外置床受热面泄漏，汇报中调并进行停机前各种试验及准备工作。 08时 10分，停止上煤 。09 时10 分，厂用电切换。10 时05 分，向中调申请停机，中调批准 。10 时10 分，2 号机组打闸。09月 04 日 04 时10 分，2号机组并网运行，期间停运450 小时。【事故原因】【事故原因】1. 本次受热面发生泄漏的直接原因为管材存在原始的纵向裂纹缺陷，随着运
7、行时间的延长，逐步发展导致泄漏，是造成此次事故的直接原因。2. 法国 ALSTOM 公司的循环流化床锅炉设计为一种理想化设计，认为不可能出现泄漏，故没有安装电动主汽门及过热打压堵阀，使每次检修后无法进行水压试验，是本次受热面发生泄漏的主要原因，另外，外置床内部设计不合理，没有设计检修及检查的空间，无法进行有效地防磨防爆检查，是造成此次事故的间接原因。3. 项目策划不严密，导致本次检修延期，一般锅炉受热面爆管发生可在 7 天内完成抢修，但带外置床的循环流化床锅炉与普通煤粉在受热面结构与布置上有很大区别，需把外置床内部的床料全部放尽并进行有效冷却后方可开始施工，再加上焊接及热处理工艺复杂且要求严格
8、，致使本次泄漏的处理施工计划 7 天时间，实际时间长达 10 天，在检修过程中停炉后冷却时间需要 3 天，放尽外置床中床料时间需要 1 天，割除泄漏管排和焊接受热面进行需要 4 天，加床料时间需要1 天，机组启动时间需要1天。由于对循环流化床技术远没有掌握，没有认识到外置床内部受热面管一旦发生泄漏的后果，如何进行检修处理，未能对外置床内部受热面做重点技术监控，从此次割除泄漏管后的测厚检查看，发现了大量的磨损超标管，在设备管理方面存在很大的漏洞，设备部对防磨防爆检查和处理认识不足，项目策划不细，未能有效监督检修单位的防磨防爆检查工作，是造成此次事故的间接原因。【防范措施】【防范措施】1. 积极与
9、制造厂及设计院联系，寻求彻底解决外置床内部无法检查、检修的问题。2. 确定逢停必检项目，坚持“逢停必查”的原则，利用一切机会扩大受热面防爆检查，进一步完善四管泄漏管理实施细则，完善责任制。3. 要求运行人员加强对“四管泄漏监控系统”报警及运行参数的监视，发生异常后要及时分析判断，果断做好措施，防止事故进一步扩大。4. 设备工程部点检人员应加强对外置床的巡检监督力度，尤其是对外置床内部受热面管的壁温测点、运行参数等监督。5. 仔细分析外置床磨损的原因，吸取教训、总结经验防止因外置床磨损而引起的锅炉爆管的再次发生。6. 加强对检修队伍的管理力度和点检验收的要求，尤其是对外置床内部受热面的防磨防爆检
10、查后的验收。7. 加强专业知识的学习以及项目管理的学习，确保项目策划不出差错，确保检修工期按时完成。验收管理缺位，设备损坏跳机验收管理缺位，设备损坏跳机【简述】【简述】2010年07月 26 日，某电厂 2 号机组检查发现润滑油冷油器六通阀上端盖螺栓全部脱落，润滑油大量喷出。09 时37 分58秒 ，润滑油压低保护动作汽轮机跳闸，大联锁保护动作，发电机跳闸。【事故经过】【事故经过】2010 年 07 月 26 日 09 时 37 分，2 号机组负荷177MW，主汽压力12.19MPa，主汽温度 532，主油箱油位-39mm。 主机润滑油压突降至0.03 Mpa ，主机交、直流润滑油泵同时联启，
11、润滑油压升至 0.093MPa。检查发现润滑油冷油器六通阀上端盖螺栓全部脱落，润滑油大量喷出。 09 时37分 58秒，润滑油压低保护动作汽轮机跳闸，大联锁保护动作，发电机跳闸。09时39 分，汽轮机转速降至 2470rpm，各瓦振、 瓦温表计均显示最大值。 09时 41分，汽轮机转速降至0rpm。盘车无法投入。09时 43分，空氢侧直流密封油泵联动，油氢压差下降到28KPa, 氢压 0.30MPa。 09时 44分，发电机氢压开始下降。09 时 49 分，发电机氢压降至 0.08MPa，就地发现发电机漏氢着火。 立即向发电机内充CO2，排氢置换，于 10时整将着火扑灭。10 时 03 分，公
12、司组织对整个事故现场进行保护，并对现场做好防火措施。 同时，立即对零米积油进行清理。 13时 20分，将现场积油全部清理完毕。13 时30 分，立即成立事故调查处理领导小组，并召开事故调查组第一次会议。 经检查发现，事故造成汽轮发电机轴瓦磨损、转子弯曲，汽轮机轴封及通流部分碰磨严重。【事故原因】【事故原因】1. 润滑油冷油器六通阀是哈尔滨汽轮机厂配套设备，存在严重的质量问题，上端盖紧固螺栓在运行中突然全部脱开，大量润滑油漏泄，是造成此次事故的直接原因。经检查发现六通阀存在的主要质量问题有：（1） 切换阀上法兰盖紧固螺栓咬合深度不符合设计标准。（2） 螺纹有效旋合长度不够。（3） 上端盖紧固螺栓
13、未按图纸要求安装弹簧垫圈。2. 润滑油冷油器六通阀到货后没有严格按照技术资料组织检查验收，是造成此次事故的间接原因。3. 润滑油冷油器六通阀未按 电力建设施工及验收技术规范 规定，在基建安装期间解体检查，是造成此次事故的间接原因。4. 设备点检和运行巡检及维护检查不到位，未能及时发现设备存在的隐患，是造成此次事故的间接原因。5. 运行人员未及时手动打闸停机，是造成此次事故的间接原因。【防范措施】【防范措施】为深刻吸取事故教训，杜绝类似事故再次发生，调兵山发电公司根据事故暴露的问题，深刻剖析。 从思想认识、 制度建设、 管理机制上对照检查，查找漏洞,制定整改措施:1. 针对设备质量问题采取的措施
14、：（1） 将 1 号机六通阀上下端盖进行了临时加固，近期准备更换，现已制定应急预案，并每天进行重点检查和监视。2号机六通阀已更换完毕。同时对全厂油系统的螺栓、法兰进行全面检查处理。（2） 对润滑油联动保护逻辑进行了修改，当润滑油压低至0.068MPa联启直流油泵同时联跳汽轮机。（3） 对 2 号机汽轮机真空破坏系统进行了增容改造，使汽轮机真空到零时间和惰走时间相匹配，符合规范要求。（4） 对 SOE 点进行梳理和实际传动，对时钟分配器损坏卡件进行了更换，使SOE 模块与服务器时间一致 。（5） 对润滑油保护开关的取样表管进行了改造。2. 针对汽轮机、发电机转子返厂修复后个别部位硬度超标和发电机
15、转子车削后负荷受限，按专家论证会要求，重点采取了以下措施：（1） 加强振动诊断分析，成立分析小组，制定振动分析管理规定，定期进行振动趋势分析，发现异常及时研究处理。（2） 停机时对转子硬度超标点复查。 目前在停机时已进行了复检，没有发现异常变化。（3） 为防止两相短路造成发电机转子损伤，采取了如下措施：1） 定期记录发电机内冷水及氢气系统各参数，保证各参数符合运行规程要求；2） 及时监测和分析处理内冷水温度或定子线棒温度单点超温的原因；3） 严密监视发电机转子线圈温度，防止转子绝缘损坏，造成转子两点接地。（4） 取消OPC 逻辑，当转速达3090rpm时直接跳机。（5） 由于发电机转子只能承受
16、一次额定负荷下的发电机两相短路冲击，准备订购一根发电机转子。3. 针对事故中暴露出来的安全生产管理问题，进行深刻反思和梳理，认真进行整改和完善，重点做好如下工作：（1） 进一步完善设备点检定修工作。 目前点检人员已定岗定责，点检系统和点检设备已配置齐全，绩效管理已经建立，对点检标准正在修改完善，点检工作逐步走上正轨。（2） 加强生产技术管理。1） 对运行规程、系统图重新进行修编和审定。2） 对标准票进行补充，重新审核，按照“三讲一落实”工作要求，补充完善危险点分析及控制措施，保证齐全、正确和实用；3） 对热工、继保定值和逻辑重新进行一次彻底梳理；4） 对设备图纸、技术说明书等资料进行收集整理、
17、归类存档。（3） 加强“两票三制”管理，组织现场作业专项检查，对无票作业、违章作业从严从重处理。细化设备巡回检查标准，规范设备定期轮换工作。（4） 积极推进“两库两制”工作机制，认真开展隐患排查治理，梳理影响设备安全、 经济性问题，统筹安排好明年检修和技改工作。（5） 加强设备应急管理，针对设备特点，补充完善现场应急处置预案，定期开展应急演练。（6） 针对人员现状、 管理现状，本着缺什么补什么的原则，采用送出去、 请进来的方式，制定人员培训计划，尽快提高各级安全生产管理人员的水平。4. 改变工作作风，加强各部门团结协作，积极、主动做好安全生产工作。5. 认真落实各级人员安全生产责任制，增强全员
18、安全意识。切实把“安全第一、预防为主、综合治理”的方针落到实处。事故状态各参数曲线图片损坏的轴瓦（4 瓦）图片6瓦（顺时针转动 45度）图片发电机风扇叶与导风环碰磨部位图片螺丝底扣图片螺丝（明显偏短，造成旋入有效深度只有2-3扣）图片擅改汽封结构，转子叶片受损擅改汽封结构，转子叶片受损【简述】【简述】2009年02 月10 日至 02 月14 日，某电厂3号机组（2008 年，3号机组完成揭缸提效检修）运行过程中，凝汽器钢管产生泄漏。03月 02日，3号机组停备，检查发现凝汽器泄漏的不锈钢管系被异物打坏，捡出异物打光谱鉴定为含铬合金钢材料，揭开低压内上缸进行检查发现，低压 II 转子反向第七级
19、22 片叶片不同程度损伤，反六级围带汽封顶部一块脱落，部分叶片有轻微机械损伤，内上缸对应汽封槽拉坏。【事故经过】【事故经过】2008年 02月25 日，因冰灾影响，3号机揭缸提效检修比原定计划提前 80 天开工，由某公司负责蜂窝汽封的设计、测绘、 制造、 安装与调整。 03 月 13日，蜂窝汽封到货，在现场开箱验收时，发现低压正反第四、五、六级叶顶汽封块高齿轴向尺寸不符要求，第五、六级叶顶汽封有崩齿现象，低压第四、五、六级叶顶汽封共计12 圈不能使用。23 日 23 时 10 分，重新生产的汽封块在全部到货，参加全实缸通流间隙精调后，进行全实缸压胶布验收合格。2008 年04 月 30 日，3
20、 号机揭缸提效后开机正常，运行稳定，至 2009 年 03月 02日机组共启、 停 8 次，运行与启、 停期间汽机未发生任何故障。 2009 年 02 月 10 日 07 时 00 分，按调度要求开机并网。在 02 月10 日至 02 月 14 日 3 号机组运行过程中，发现凝汽器钢管产生泄漏，在运行中对高背压凝汽器进行单流程的查漏堵管处理，期间振动无明显异常，直至 2009 年 3 月 2 日电网调度安排 3 号机组停机备用，揭高背压凝汽器汽侧人孔门对钢管检查发现，凝汽器泄漏的不锈钢管系被异物打坏，捡出异物打光谱鉴定为含铬合金钢材料。 揭开内上缸进行检查，发现低压 II 转子反向第七级 22
21、 片叶片不同程度损伤，反六级围带汽封顶部一块脱落，部分叶片有轻微机械损伤，内上缸对应汽封槽拉坏。04月 09 日，低压 II 转子在上汽厂整体更换反向第六、 七级动叶片修复后回厂。04 月 20 日 14 时 00 分，具备开机条件，检修报竣工，因系统无负荷机组一直处于停机备用状态。 06 月16 日07时 27分，3号机组并网运行。【事故原因】【事故原因】1. 在电厂验收发现部分汽封不能使用，需重新供货后，汽封生产厂家为赶工期，擅自改变汽封块结构，提供其他型号机组使用的“T”型结构的蜂窝汽封。 该“T”型汽封块上的调整螺钉可能有原始缺陷而强度不够，在运行中发生脱落致使蜂窝汽封与叶片围带发生碰
22、磨，是造成此次事故发生的直接原因。2. 电厂专业技术人员对汽封生产厂家提供的“T”型结构蜂窝汽封存在隐患的可能性认识能力不够，未能确保设备的零风险，是造成此次事故发生的间接原因。【防范措施】【防范措施】1. 揭低压I、 II缸更换正反第六级叶顶围带汽封块为双“T”结构，防止在意外情况发生脱落的可能。2. 设备改造过程中，注意防止厂家为赶工期，擅自将并不适应于本机组的其他型号机组使用的结构型式的备品装至本机组使用。3. 设备改造过程中，不要过于相信厂家图纸，要逐件核对实物，防止厂家单方面改变结构型式的问题发生。专业管理失控，高压转子弯曲专业管理失控，高压转子弯曲【简述】【简述】2008年 10
23、月 26 日，某电厂机组B 级检修后启机。26日03 时 43 分,机组并网运行，07 时 25 分,1 瓦 Y 方向轴振达到260m，振动保护动作停机。【事故经过】【事故经过】 2008 年 10 月 25日 13时30 分，当值值长接省调令4号机 26 日 9 时 00分与系统并列，15 时38分 4号炉点火。26日 00时12 分，4号机达到冲转参数，值长令 4号机冲转。00时 25分，汽轮机转速 1000r/min，做发电机交流阻抗试验并暖机共 56 分钟。01 时38 分，转速升至 3000 r/min，各瓦轴振无明显变化，做发电机零起升压试验、 空载试验、 假同期试验2小时 5分钟
24、，同时进行暖机。 03时43 分，4 号机组并网运行，加负荷至15MW，暖机34 分钟。 04时 25分，负荷 33MW，自动切缸。05 时12分，负荷 45MW暖机结束。05 时 26 分，负荷升至 72MW，集控副主值班员发现高压胀差升至 6.6mm 且有继续上升趋势，值长令降低机组负荷，控制胀差上升趋势。 06 时 10 分，负荷减至 30MW，高压胀差8.14mm，自动切至中缸运行。 高压胀差开始逐渐下降。 07 时18分，4 号机组负荷29MW，一瓦轴振振动加剧。07 时 21 分，最大一瓦轴振 X 方向 200.8m，Y 方向166m。07 时 25 分，1 瓦 Y 方向轴振达到
25、260m，振动保护动作停机。转子惰走时间 41 分钟，较上次 55分钟减少 14分钟。21时 18分，TSI 显示偏心值增大，最大达 94.6m，测量二瓦轴颈处弯曲最大0.25 mm，三瓦轴颈处最大 0.06 mm，停止 4 号机电动盘车，进行手动盘车。将高点放在顶部 45 分钟，测量二瓦轴颈处转子没有明显下沉迹象，间隔 30 分钟手动盘车 180，手动盘车直到缸温降至120停止。【事故原因】【事故原因】1. 蜂窝式汽封齿的厚度偏差不满足设计最小允许值，造成电侧齿根间隙减小，汽轮机切缸运行后蜂窝式汽封与高压转子产生轴向摩擦，是造成此次事故的直接原因。2. 中压缸切至高压缸时，未控制好主汽温度，
26、主汽温度高于启动曲线上限 6.9，导致高压胀差增大，且高压胀差达到紧急停机值（7.4mm）时，运行人员未立即破坏真空紧急停机，加剧了轴封磨损，是造成此次事故的直接原因。3. 运行规程及修后启动方案中编制的振动保护报警值和动作值为 120m 和 260m，较厂家给定的偏高，且机组启动过程中，在转速升速至 2015 r/min 时一瓦轴振最大达到 248m，运行人员未及时采取有效措施乃至振动保护动作后未及时破坏真空紧急停机，是造成此次事故的间接原因。4. 对集团公司揭缸提效工作认识不足，更换汽封工作重视不够，准备不充分，没有详细论证和及时汇报上级有关部门。 当检修项目发生变更时没有及时组织专业技术
27、人员进行深入分析，是造成此次事故的间接原因。5. 在安装及验收过程中，过分依赖厂家安装人员，没有实际测量高压转子窜轴，是造成此次事故的间接原因。【防范措施】【防范措施】1. 立即组织各级技术人员核对新增设计或变更原设计的技术方案，必须经过上级部门审核通方可执行，对所有技术改造项目的技术管理、 检修管理和技术监督管理实行全过程监督，防止违反技术标准项目事件重复发生。2. 加强检修管理，各项作业必须制订详细的施工组织方案或作业指导书，经审批后执行。 执行过程中如发现内容不符或项目增减，必须重新执行审批制度。 杜绝作业人员私自更改或删减工序、 工艺。 所有更换部件必须严格执行三级验收制度，经验收合格
28、方可使用。 验收内容必须有依据，符合国家行业标准。3. 完善 330MW 汽轮机组本体作业指导书，重新进行修订细化，对汽轮机通流间隙、 大轴晃度、 对轮中心组合晃度、 轴向推力间隙测量的停工待检点及见证点全部执行三级验收。 在检修过程中，严格执行检修工艺质量标准。4. 进一步认真落实防止电力生产重大事故的二十五项重点要求实施导则，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。5. 加强运行人员守制观念管理，严格执行运行规程，机组启动时，必须严格按照升温升压曲线进行滑升主、 再热蒸汽参数，启动过程中，应严密监视汽机轴振、 高、
29、中、 低压缸胀差、 轴向位移、 汽缸金属温度变化及上下缸温差参数，当上述参数达到停机值时，必须立即打闸停机。 加强运行参数调整，控制运行参数正常，加大对参数超限考核力度。6. 完善运行规程, 细化异常控制措施。加强运行人员技能培训，组织有针对性反事故演习，提高运行人员异常及事故处理能力和综合素质，强化遵章守制意思和操作技能，使安全生产始终在控、 可控。7. 根据省发电公司安生部、 电科院、 生产厂家以及厂专业技术人员共同讨论确定机组启动及运行报警值和动作值，修改并完善运行规程。8. 加强运行专业管理，落实运行岗位职责，加强汇报制度，对检修后的设备检修情况及变更进行认真分析，有针对性的编制相关运行操作方案及事故处理预案。转子碰磨处图片转子碰磨处下汽封图片