火电典型异常汇编——汽机篇.doc

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1、火力发电生产典型异常事件汇编大唐国际发电股份有限公司2010年12月第一章 汽机篇6第一节 汽轮机本体故障停机61、汽轮机冲转过程中轴瓦断油紧急停机62、汽轮机轴瓦钨金碎裂停机83、推力瓦损坏导致停机124、汽轮机末级叶片断裂导致停机145、低压转子次末级叶片断裂导致停机17第二节 油系统故障停机251、抗燃油管道断裂导致停机252、EH油管接头泄漏停机283、油管法兰漏油引发机组着火停机294、EH油出口模块漏油导致停机315、低频振动导致顶轴油管焊口泄漏停机33第三节 发电机氢、油、水系统故障停机351、定冷泵跳闸导致发电机断水保护动作停机352、内冷水泄漏导致发电机断水保护动作停机363

2、、定冷水泵故障导致停机384、发电机漏氢着火停机405、发电机密封油压力突降导致停机426、发电机密封瓦胶垫老化漏氢严重导致停机43第四节 低真空保护动作停机451、空冷岛防爆膜爆破导致低真空保护动作停机452、空冷机组低真空保护动作停机473、循环水泵出口蝶阀检修措施不到位导致真空低停机49第五节 给水系统故障导致停机531、给水泵出口逆止门异常导致停机532、小汽机排汽门误关电泵联起不成功导致停机573、省煤器入口流量低保护动作停机594、汽泵跳闸给水流量低保护动作停机61第六节 运行操作不当导致停机631、误按AST停机按钮导致机组停运632、操作不当引起机组润滑油压低保护动作停机653

3、、轴封供汽调整不当引起机组振动大停机674、停高加时调整不当导致停机705、汽轮机做危急保安器注油试验导致停机726、并网后切缸时误判断造成停机747、投运润滑油反冲洗装置导致低油压保护动作停机758、暖机不充分引起汽轮机振动大停机77第七节 其它设备故障导致停机791、凝汽器泄漏停机792、凝汽器下部腐蚀泄漏导致停机823、凝结水管断裂停机844、氢冷器冷却水管道泄漏导致停机875、高加疏水管泄漏严重申请停机916、高压旁路入口电动门盘根泄漏申请停机927、中、低压缸之间的联通管端部崩开导致停机948、高调门门芯脱落导致停机96第二章 锅炉篇98第一节 四管泄漏停机98第一部分 管子材质不良

4、引起爆管981、后屏过热器材质不良泄漏停机982、水冷壁管材质不良泄漏停机1023、水冷壁材质缺陷导致泄漏停机1044、循环流化床锅炉中温过热器管材不良爆管停机1065、循环流化床锅炉左中温过热器材质不良泄漏停机108第二部分 超温引起爆管1121、水冷壁管堵异物爆管停机1122、屏过短期超温爆管停机1163、屏过出口小联箱管座超温泄漏停机1244、屏过短期过热超温爆管停机127第三部分 焊接质量差引起爆管1301、焊接质量差导致省煤器泄漏停机1302、水冷壁管焊口砂眼泄漏停机1333、水冷壁鳍片咬边泄漏停机1344、循环流化床锅炉后水冷壁焊口咬边爆管停机136第四部分 磨损减薄引起爆管139

5、1、吹灰器吹损水冷壁爆管停机1392、省煤器磨损爆管停机1433、吹灰介质吹损低温再热器导致停机1454、因管排错乱导致省煤器磨损爆管停机1465、烟气旋流吹损省煤器泄漏停机1486、喷燃器二次风冲刷磨损减薄导致水冷壁泄漏停机1517、循环流化床锅炉右水冷壁磨损泄漏停机1528、循环流化床锅炉左水冷壁磨损泄漏停机155第二节 运行操作不当导致灭火停机158第一部分 煤质变差调整不当导致灭火停机1581、煤质差调整不当锅炉灭火停机1582、煤质差锅炉燃烧不稳导致停机1613、燃烧不稳导致锅炉灭火停机1624、燃烧不稳导致汽温高停机1655、锅炉燃烧不稳给水流量低停机1676、磨煤机断煤燃烧不稳失

6、去火检锅炉灭火1697、磨煤机堵煤造成汽包水位高停机171第二部分 辅机故障及设备异常操作不当灭火停机1731、给水调节特性差调整不当导致锅炉灭火停机1732、给水自动调节品质差操作不当导致汽包水位高停机1763、空预器跳闸操作不当导致灭火停机1784、空预器跳闸调整不当低汽温保护动作停机1795、一次风机故障停止过程中汽包水位高导致停机1826、一次风机调节机构故障操作不当导致汽包水位高停机1847、一次风机动叶调节机构故障造成锅炉灭火停机1878、总风量低调整不当汽包水位高停机1899、制粉系统掉闸调整不当导致停机191第三部分 误操作及调整失误导致停机1941、误停火检风机致使锅炉灭火停

7、机1942、误停引风机锅炉正压保护动作停机1973、因排渣门操作不当造成锅炉灭火1984、制粉系统调整不当导致停机2005、启磨引起汽包压力高导致汽包水位高停机203第四节 锅炉结焦、掉焦引起灭火停机2051、锅炉严重结焦被迫停机（一）2052、锅炉严重结焦被迫停机（二）2083、炉膛掉焦失去火检灭火停机（一）2104、炉膛掉焦失去火检灭火停机（二）212第五节 其他原因引起停机2141、锅炉控制电缆积粉自燃导致停机2142、空预器一次风出口膨胀节断裂停机2153、因空气预热器严重堵灰申请停机2164、一次风机喘振导致汽包水位高锅炉灭火218第三章 电气篇221第一节 短路故障停机2211、母

8、线接地刀闸处沉降导致母差保护动作停机2212、主变内部低压侧短路造成停机2243、猫爬到主变低压侧母线导致差动保护动作2294、大风掀翻屋顶盖砸坏主变电缆套管造成全厂停电2305、6kV共箱母线对伴热电缆放电导致停机2366、6kV共箱母线连接螺栓对外壳放电导致停机2387、6kV封母进水发电机差动保护动作停机240第二节 母线失电导致停机2421、机组6kV厂用电配电柜进水造成停机2422、厂用6kV B段失电导致停机2443、锅炉MCC电源失电导致机组停运2474、锅炉MCC A段电源自动转换开关短路导致停机2505、循环水泵跳闸出口蝶阀失电未关导致循环水中断停机252第三节 其它故障导致

9、停机2551、灭磁电阻相关器件烧毁导致停机2552、主励正负极短路，发电机失磁掉闸2563、发电机定子线棒空心导线裂纹漏水停机2574、发电机引线出水汇流管过细导致定子接地保护动作停机2585、事故处理不当导致变电站母线全停263第四章 继保篇267第一节 差动保护动作停机2671、高厂变差动保护动作停机（一）2672、高厂变差动保护动作停机（二）2693、现场人员误触发差动保护出口导致发电机跳闸2724、主变反充电导致差动保护动作停机2735、励磁变差动保护动作停机278第二节 励磁系统相关保护动作导致停机2801、励磁AVR通道发生故障失磁保护动作停机2802、励磁开关MK掉闸引起机组停运

10、2813、励磁设备故障引起保护动作停机2824、励磁系统AVR转子过电压保护定值偏低导致286发电机失磁停机2865、励磁系统故障造成过激磁保护动作停机288第三节 人为原因造成停机2901、查找直流接地造成失步保护动作停机2902、查找直流接地导致锅炉灭火2943、网控直流系统串入交流导致停机2974、检修措施不到位引起发电机解列2995、发变组保护B柜突加电压导致保护动作停机3026、收导线不当弹到避雷器导致机组掉闸3047、励磁调整不当造成励磁系统保护动作停机3068、继电保护定值设定错误停机308第四节 PT回路异常停机3101、发电机PT二次保险松动过激磁保护动作停机3102、PT

11、一次保险熔断发电机高频保护动作停机3123、6kV系统铁磁谐振过电压引起机组掉闸314第五节 其它故障造成停机3151、发电机主开关掉闸造成停机3152、主开关非全相保护动作停机3203、发电机功率变送器故障停机321第五章 热控篇324第一节 因保护误动、信号误发导致停机3241、机组振动大保护误动跳机3242、汽轮机轴振大保护误动作停机3253、真空试验电磁阀误动造成真空低保护动作停机3264、检修措施不到位导致水位高保护误动停机3275、汽泵调节失常导致锅炉分离器水位低保护动作停机3286、电调“转速通道故障”导致保护误动停机330第二节 DCS故障或操作失灵导致灭火或停机3311、DC

12、S控制器误发跳闸信号导致停机3312、DCS网络柜内所有交换机电源失去导致停机3333、DCS网络设备工作异常导致停机3364、DCS系统DEH控制器电源烧毁导致停机3395、DCS控制柜故障引起汽包水位高停机3406、DCS网络柜失电导致停机3427、MCS1软件漏洞导致全炉膛灭火3458、全部POC站操作失灵导致锅炉灭火347第三节 其他故障导致机组异常或停机3491、投入一次调频造成机组甩负荷3492、在线下装逻辑导致停机3513、送风机挡板全关引发停机3544、高调门反馈装置故障导致停机3575、主给水流量表管冻结导致汽包水位高停机3596、小汽机掉闸造成锅炉汽包水位低保护动作灭火36

13、17、主汽温度测点坏给水流量突变造汽包水位低锅炉灭火3658、火检柜失电导致锅炉灭火3679、失去全部密封风机导致锅炉灭火36910、控制气源系统堵塞，机组低真空保护动作37111、因空预运行信号消失引起MFT动作停机374第六章 辅控篇3771、因除盐水污染导致锅炉水冷壁爆管3772、脱硫系统故障造成锅炉炉膛压力保护动作停机3813、脱硫空压机故障导致机组停运3844、下装脱硫系统主控制器导致锅炉灭火3885、锅炉干排渣机钢带变形导致停机3896、机组因捞渣机堵渣被迫停运3957、循环流化床锅炉下渣管断裂停机4018、冷渣斗下渣管断被迫停机消缺4049、锅炉水封断水引起汽温高机组停运4061

14、0、PLC故障造成3、4号仪用空压机停运409第一章 汽机篇第一节 汽轮机本体故障停机1、汽轮机冲转过程中轴瓦断油紧急停机1设备简介某厂1号机组型号N200-130/535/535，为哈尔滨汽轮机厂生产的超高压、一次中间再热、三缸两排汽凝汽式汽轮机组，1995年投产发电。2事件经过2007年9月2日02时20分，1号机组准备开机。在达到冲转参数前，副机组长在外面对汽轮机本体进行了一次全面检查， 03时45分冲转前，副机组长对机组10m层再次进行了全面检查，均正常。03时52分机组开始冲转，冲转前各参数为：主蒸汽压力甲/乙2.2 /2.1MPa，主蒸汽温度甲/乙270/273，再热蒸汽压力甲/乙

15、0.23 /0.22 MPa，再热蒸汽温度甲/乙200/220,大轴晃度0.02mm,高压内缸上下温差0，高压外缸上下温差15，中压内缸上下温差25，真空-70kPa，主冷油器出口油温40、主机润滑油压0.12MPa。03时56分机组转速升至500r/min低速暖机，对机组全面检查正常。冲转时就地10m层设管部、检修部都有相关人员在对机组进行检查，也未发现任何异常情况。04时06分机组低速暖机结束继续升速，04时09分转速升至1000r/min，停止顶轴油泵运行，04时11分升速至1400r/min进行中速暖机。04时13分检查至2号瓦处时闻到十米平台有焦味，立即进行查找，发现9号瓦处副励磁机

16、冒烟，立即用对讲机向集控室汇报，得知这一情况后，机运主任工程师立即跑至就地查看，并要求监盘人员注意加强监视。电气值班员在10m层发现这一情况后也迅速跑至集控室向值长汇报。04时14分9号瓦盖振突现一尖波约0.071mm、瞬间又下降至正常，04时15分9号瓦盖振再次突升至0.199mm，集控立即按停机按钮打闸、破坏真空紧急停机，04时25分转子静止。停机后检查，9号瓦烧瓦、副励磁机扫膛受损。3原因分析1）轴承缺油是造成机组9号瓦烧瓦、副励磁机扫膛受损事故的直接原因。停机后在检查9号瓦进油节流阀时，发现该处有两片树叶。分析认为树叶可能是从真空滤油机油管进入主油箱的孔中掉入的。该树叶堵住了9号瓦进油

17、管节流阀部分油口，使润滑油进油量少，造成烧瓦。机组冲转后，在低速阶段，由于转速较低、轴承座内可能仍有少量存油、且顶轴油泵还保持运行，轴颈对轴瓦的碾压相对较轻，因此轴瓦损伤较轻，轴承振动也未出现明显增大情况。当低速暖机结束，04时09分转速升至1000r/min时，按规定停止了顶轴油泵运行，由于转速相对较高，且顶轴油泵停止后大轴略有“下沉”，因此轴颈对轴瓦的干磨、碾压加重，致使轴瓦乌金温度迅速升高、继而发生熔化，轴承中心进一步下沉，从而引起振动突增，并造成副励磁机动静部分发生碰磨，从而导致副励磁机定子线圈受损。2）检查不仔细、认真，监视不全面是造成此次事件的间接原因。（1）检查不仔细、认真。开机

18、过程中，虽然当班运行人员在开机前的全面检查、冲转前检查、低速暖机检查中，都先后多次对9号瓦回油情况进行了检查，但检查不够仔细、全面，对9号瓦回油是否畅通这一问题的观察判断上经验不足，致使将看到的9号瓦回油管内的存油误认为是持续流动的轴瓦回油，未能及时发现9号瓦断油这一重大安全隐患。（2）对重要参数的监视不全。经查询曲线，9号瓦回油温度一直在24左右，与8号瓦回油温度相比低了较多，且比主机冷油器出口润滑油温低16左右。值班人员对这一明显异常未及时发现，特别是在机组冲转前也未全面查看。4整改措施1）加强技术培训，提高人员技术素质与操作技能，提高运行人员对异常情况、危险点的分析判断及处理能力。2）发

19、电部加强机组启动及运行中的检查，做到认真、细致、全面，注意检查方法，对存在疑问的情况应及时分析、汇报；做好启机过程中的监视工作，特别是重要参数的监视，如轴瓦回油温度、瓦温、振动等。同时设管部、检修部要配合发电部做好启机过程中的检查工作，特别是轴瓦、轴承回油温度及振动的监测，判断设备运行潜在隐患。 3）在机组大、中、小修工作中，条件具备时要策划对油系统中的设备如主油箱、调节阀、回油观察窗、滤网等检查、清洗，要求将此项工作列入定期工作。4）鉴于此次进油管内检查到有树叶情况，分析是从真空滤油机油管进入主油箱的孔掉入的，要求设管部、检修部采取防范措施。2、汽轮机轴瓦钨金碎裂停机1设备简介某厂汽轮机为东

20、方汽轮机厂生产的N300-16.7/537/537-3型（合缸）、亚临界中间再热二缸两排汽凝汽式汽轮机。2事件经过2007年07月05日12时30分，汽轮机2瓦温度由88快速升高并反复变化（最高94.9），热控检查测点无问题，启动交流润滑油泵，瓦温逐渐下降，13时55分降至87.6。22时23分，负荷230MW，3瓦瓦振由50m缓慢升至74m，期间瞬时摆动至100m,快速降负荷，3瓦瓦振下降并稳定在50m左右，期间2瓦瓦温由92升至95，降负荷后稳定在82左右。07月06日05时21分，负荷210MW，主机1瓦轴振X向306m，Y向265m，2瓦X向104m，Y向326m，3瓦瓦振由68m上升

21、至100m，快速降负荷调整无效，机组打闸停机。07时20分转速到零，投盘车，电流27A，挠度7丝。机组停运后分别对14瓦和7瓦进行了解体检查，其中1、3、4、7瓦未发现问题，2瓦下瓦钨金发现有严重的龟裂，面积约70以上，且钨金大面积脱落，另外，3、4瓦油档有磨损。3原因分析1）导致机组打闸的直接原因为1、2瓦轴振突然增大，即1瓦306m，2瓦326m，其中1、2瓦半频振动分别为303m和307m。从下列表中及SIS系统曲线知：机组仅用了8分钟时间，负荷从266MW突降至177MW后又突升至272MW，由于负荷突升突降过程使机组进汽流量瞬时发生较大变化，产生较强烈的汽流激振力，从而诱发了机组高压

22、转子半频汽流激振现象。07月06日机组停机前负荷及13瓦振动变化情况时 间负荷MW1瓦轴振m2瓦轴振m3瓦盖振m2瓦瓦温08.7.6 04：572661681138983.808.7.6 05：02177101991038308.7.6 05：05271.8168.811476.88308.7.6 05：21139355110107852）瓦钨金碎裂主要原因有以下几方面：（1）轴瓦钨金浇注存在质量问题，由碎裂的轴瓦钨金表面看，钨金与瓦胎粘合不太好，未发现瓦胎表面有镀锡迹象。（2）高中压转子的振动基数偏大，特别是在启机过程低转速（200rpm）时转子晃动值达0.10mm。由于转子激振力是通过轴颈

23、、油膜传递给轴瓦及轴承座，同时油膜产生交变压力传至轴瓦钨金上，使轴瓦钨金产生交变的压应力。因此，轴颈晃动过大会引起较大的交变油膜压力，当轴承油膜刚度较大而阻尼较小时，油膜不能有效的起到缓冲和阻尼作用，导致轴瓦钨金表面形成细微的疲劳裂纹，最终形成碎块。（3）轴瓦运行中球面自调心能力较差。当机组变工况时随着热态变化，转子的自位性较差，自调心能力不足，造成轴颈在轴瓦中发生倾斜，使轴瓦靠近中压缸一侧载荷过重，油膜厚度减薄，油膜刚度加大，轴瓦支撑和润滑状况恶化，局部钨金过热导致疲劳碎裂。（4）轴瓦热态标高变化。该机组自2005年以来，2瓦因载荷过大，瓦温一直偏高，小修中，为了减小2瓦载荷，标高降低0.3

24、5mm，调整后2瓦温度一直维持在68左右，2瓦热态标高基本趋于合理。05月28日和06月05日两次处理缺陷降负荷过程中，由于汽缸膨胀不畅导致总的膨胀量减小3mm，由此2瓦温度开始有所上升，3瓦盖振也频繁出现振动突变现象。导致2瓦温度上升及3瓦盖振频繁变化的原因有可能受汽缸膨胀不畅影响。（5）该机组第二轴承箱设计为绝对死点，高中压缸由此向机头方向膨胀，05月28日后由于总膨胀量有3mm未膨胀出，汽缸膨胀受阻产生的反作用力导致二箱承受较大的翻倒力矩，致使二箱发生弹性变形，2瓦运行状态发生改变，载荷增大，引起了瓦温、振动变化。4整改措施1）解决2瓦温度高、钨金频繁碎裂措施：（1）提高轴瓦钨金浇铸质量

25、，严格按照瓦体去氢挂锡离心浇铸工艺进行钨金浇铸，确保瓦胎与钨金结合试验拉力大于7MPa。（2）调整2瓦热态标高，在现有基础上再降低0.10mm，各瓦油膜压力尽量满足1瓦3.7 MPa、2瓦3.4 MPa、3瓦4.6 MPa、4瓦4.8 MPa的设计要求。（3）轴瓦球面间隙调整至0.070.08mm，提高轴瓦自动调心能力。（4）瓦套紧力调整至标准下限0.02mm左右。（5）提高轴瓦球面接触，消除卡涩。（6）确保轴瓦侧隙大于顶隙，严禁出现立椭圆。2）解决汽缸膨胀不畅措施：（1）前箱台板滑块改为自润滑滑块。（2）检查调整与汽缸连接的所有管系支吊架。（3）检查调整前箱推拉装置推拉杆及推拉套筒间隙。（4

26、）前箱、二箱角销更换高强度螺栓。（5）前箱套装油管由刚性支撑改为柔性支撑。3）减小1、2瓦低频振动措施：（1）大修合理调整通流间隙。（2）1、2瓦更换抗振性较好的可倾式轴瓦。（3）大修认真检查高压调门阀座固定情况。（4）调整机组负荷尽量避免高压调门突开、突关现象。3、推力瓦损坏导致停机1设备简介某厂汽轮机是由东方汽轮机厂生产的N300-16.7（170）-537/537型（分缸）、亚临界中间再热三缸两排凝汽式汽轮机。2事件经过2001年10月11日，机组小修后启动运行，负荷198MW，高、低压加热器均投入，真空-87kPa，主机轴位移0.02mm，润滑油温38.5。02时48分，1、2瓦水平轴

27、振增大，立即减煤降负荷。02时50分，1、2瓦水平轴振增大至15丝后，增长速度加快，各瓦振无明显变化。推力瓦工作面3、6瓦块温度由74升至80。02时52分，大机轴向位移由0.03mm突增至保护动作值，机组跳闸。03时30分，机组转速到零投盘车，挠度6丝，盘车电流18A，惰走过程中1瓦、2瓦轴振最大增大至300m以上。事故后经解体检查，发现推力瓦工作面10块瓦块钨金全部磨损掉，已暴露出瓦胎；非工作瓦块未磨损；高压转子通流检查未发现动静部分碰磨现象。检查发现推力瓦整个工作面和非工作面瓦块相互对调装反。3原因分析机组推力瓦块摆动棱（瓦块背面支承及定位线）设计为平行于瓦块出口边三分之一处，瓦块正确安

28、装位置为：钨金面进油口应在距瓦块摆动棱三分之二弧长侧（见示意图1中a）。机组正常运行时由于润滑油的粘滞作用将油带入瓦块与推力盘之间、以摆动棱为支点形成一个楔形油膜（见示意图1中b）。本次停机检查发现工作瓦与非工作瓦整圈互换，因而造成摆动棱方向发生改变（因转子转向与进油方向不变），即形成摆动棱位于瓦块钨金面进油口三分之一处（见示意图2中a、b），原修刮的钨金进油口被置于瓦块的出（油）口一侧，这样使瓦块正常运行时的润滑楔形倾角大大减小，带入瓦块的冷却油量也随着大大减少。随着机组负荷的增加，转子轴向推力的不断增大，推力瓦块热量的积聚使瓦块的金属温度不断升高，瓦块逐渐产生半干摩擦现象，当轴向推力达到推

29、力瓦块钨金承受能力的极限时，瓦块钨金温度接近于其软化温度，推力瓦承载能力显著降低，因而在极短的时间内造成了推力瓦块油膜失去，钨金磨损，轴向位移保护动作，机组跳闸停机。事故发生前除了个别瓦块钨金温度升至107 外，其余瓦块温度均在正常范围，也充分说明了瓦块磨损是在瞬间内发生。4整改措施1)对各机推力瓦工作瓦块和非工作瓦块及对应的垫板与轴瓦的具体安装位置上的永久性字头逐步做到统一编号，即字头位置、字号、旋转方向统一（包括热工引线在盘面显示），并及时、明确记录在检修技术记录本和作业文件（作业指导书或作业文件包）、点检员设备台帐中。2)重要部件安装验收时，要认真检查设备的方向标记，验收人员有疑问或有不

30、同看法时，不能轻易盲目放过，必须及时汇报主管领导研究确定。不仅要比较解体时的安装记录，而且要对原始安装情况进行实际分析、对照实际工作原理进行确认。点检人员要重点对作业过程把关。3)针对关键的设备问题及重要的异常，点检长要具有宏观全面管理和细节严密管理的高度责任心，重要项目全程监控，科学分工，合理组织，有的放矢。 4)检查全员技术薄弱环节，开展有针对性的培训学习，确保检修作业过程的正确性和技术把关的准确性、有效性。改进设备及技术管理观念和验收思想、思维，明确设备管理职责，严明技术管理纪律，强调项目技术攻关的严肃性、工作连续性和不同期间的责任衔接。5)检修单位各级人员应切实提高管理水平，严把质量关

31、，加强检修人员的技术培训，通过提高技术能力来保证检修质量。4、汽轮机末级叶片断裂导致停机1设备简介某厂汽轮机系北京重型机械厂生产的高压、单缸、冲动冷凝式汽轮机，额定功率100MW,1978年1月投产。2事件经过2007年4月1日0时3分，主控室里听到机房内有异响，#1瓦振突然增加至102.9um，#1轴振上升至411um；#2、#3、#4瓦振也同时增加。同时“轴承盖振动异常”光字牌报警, 运行人员立即就地检查轴承振动情况，确认机组振动明显增大后，立即就地手动打闸，并破坏真空紧急停止汽轮机运行。0时23分，汽轮机转子静止，投入连续盘车，电流20A，没有摆动，大轴挠度1.5丝。4月1日6时30分，

32、按照电网调度安排，机组转入备用，根据现场情况和DCS历史曲线显示，初步判断为叶片断裂或损坏，机组停运后做好安全措施打开凝汽器汽侧人孔门检查，检查确认为末级叶片断裂，断裂叶片长度约300mm左右，位置在第83片1、2级拉筋之间（见下图）。3 原因分析1）该汽轮机转子共17级叶片，其中六段抽汽口由16级、17级之间引出，供1号低压加热器。抽汽口标高在机房8m处，低压加热器布置在机房0m层，其水位计最高处标高为2.5m。根据故障发生前各参数变化趋势显示，1号低压加热器水位一直处于低水位运行状态，水位维持小于100mm，没有发生过突变，因此疏水不可能返回至抽汽口而进入汽轮机。而凝汽器水位维持在热水井标

33、高的1/3以下，热水井标高在1.5m，疏水扩容器水位与凝汽器水位相同，也不可能发生由于扩容器满水通过疏水管返回抽汽管道而导致汽轮机受到水冲击的情况。揭缸后用内窥镜对所有抽汽口及六段抽汽管道疏水口进行检查，未发现堵塞的现象。综合以上，可以排除由于低压加热器满水或疏水扩容器满水或者六段抽汽疏水不畅而导致的汽轮机叶片受到水冲击的可能。2）通过华北电科院金属所进行叶片分析，观察叶片剩余部分表面未见撞击痕迹，表面也没有发现其它宏观缺陷。可排除表面原始缺陷因素。因裂纹源在司太立合金片覆盖下，不能通过常规检验手段检出，不排除在安装司太立合金片的叶片工艺槽中存在原始制造缺陷或异常金属组织的可能。断裂部位从司太

34、立合金片覆盖下的叶片进汽侧开始发生，且在安装司太立合金片的叶片工艺槽边缘附近。裂纹萌生后，在交变应力作用下，沿晶扩展形成疲劳条纹，并在叶片横截面承载面积减小后，导致叶片强度不足发生脆性断裂脱落。 末级叶片制造中，焊接司太立合金前要在叶片进汽侧边缘开槽。现断口在裂纹源附近位置的小锐角凹槽，看不出圆滑过渡迹象。锐角凹槽结构容易引起局部应力集中甚至萌生裂纹。 4整改措施 1）加强对点检员专业知识的培训，特别是设备金属监督检验方面的知识要做为重点培训内容，不断提高专业技术水平和对相关标准的掌握。 2）在以后重要设备监造、验收，包括重点备品备件的验收过程中，要派出技术能力强、专业技术知识全面、责任心强的

35、人员进行监造，确保全面掌握设备制造的各个环节，把好设备监造、验收关，并邀请华北电科院专业技术人员参与验收，共同协商，扩大复检范围，突破标准有关要求，力争做到复检率100%，检验方法100%。 3）吸取教训，在每次汽轮机组小修中都要从凝汽器汽侧人孔门进入对末级叶片进行宏观检查；每次揭缸检修中，重点对末级叶片的情况进行金属检验，对检查结果做记录，对发现的问题处理并制定相应的措施。 4）点检人员和金属监督人员，要从思想上提高认识。在所辖设备的技术改造中，要对设备的生产制造、检查检验、安装进行全过程管理，做到全面掌握设备状况。5、低压转子次末级叶片断裂导致停机1设备简介某厂4号汽轮机为哈尔滨汽轮机厂制

36、造的超临界、一次中间再热、单轴、高中压合缸、三缸、四排汽、凝汽式汽轮机，型号为CLN600-24.2/566/566，额定功率600 MW，通流总级数 44级，其中高压缸10级，中压缸6级，低压缸227级。未级叶片长度1000 mm，汽轮机总长27200mm。2事件经过4号机组于2007年10月6日4时41分并网，7时00分负荷增加至300MW，此时双套吸、送风机和一次风机，A、B汽泵运行，电泵备用，双循环水泵运行，炉跟机协调方式投入。6日22时34分负荷增加至495MW，5号瓦振突然增大，由15.7m上升至59.0m，5号轴振X方向由37.5m 上升至71.02m；Y方向由28.8m上升至8

37、2.20m，就地听测声音无异常，测振动和CRT显示一致。22时46分凝结泵出口凝结水Na+含量在线表测量达99.5g/l，化验人员手测为100g/l。判断为凝汽器钛管泄漏，停止B循环水泵运行，维持A循环水泵单泵运行，对凝结器内圈循环水进行隔绝，关凝汽器内圈汽侧抽空气门，开凝结水系统启动放水门进行凝汽器换水。隔绝凝汽器内圈后，凝结泵出口凝结水Na+开始下降，7日00时05分凝结水Na+下降至7g/l。根据机组运行状况及振动情况的初步分析，造成5号轴承轴振及瓦振突然增加以及凝结器钛管泄漏的原因为低压转子掉异物造成，机组于07日0时45分开始滑停，5时01分滑参数降负荷到30MW，打闸停机。进入低压

38、缸内部检查发现II低压缸反向末级叶片司太立 合金片有被硬物击伤现象。10月10日22时30分揭缸发现如下问题：反向次末级叶片有一片从围带下部断掉一段，长度约30mm（编号96），击伤一片（编号97）；反向次末级叶片叶顶围带汽封齿磨损严重。10月11日处理末级叶片，更换司太立合金3处，其它11处进行补焊，全面着色检查。10月13日0时00分更换96、97、3号叶片完毕，11时47分投盘车，17时00分锅炉点火，10月15日1时30分汽机冲转到2000rpm，振动情况及其它参数基本正常。4时40分汽机定速。除6号瓦振动稍大外，其它各瓦振动情况基本正常，各瓦振动相位与停机前基本相同。5时38分机组并

39、网。经过几小时运行，6号瓦振动恢复正常。3原因分析3.1检查情况2007年10月9日，经过对低压外缸以及内缸进行了解体检查，检查情况如下：发现低压反向次末级靠近叶顶处叶片断裂，大约长度为40mm，反向末级叶片14、22、24、32、43、61司太立合金局部脱落，见图1图4。对凝结器内部检查发现凝结器内圈钛管泄漏一根；未发现叶片掉落的残存物。图1 断口俯视、侧视图图2 第96片、97片撞击部位图3 起裂部位图4 断裂叶片宏观形貌3.2试验分析3.2.1 化学成分表1 0Cr17Ni4Cu4Nb 的化学成分 （%）项目CSiMnPSCrNiNbNCu标准值0.0551.00.500.0350.03

40、015.0-16.03.8-4.50.15-0.350.0503.03.7实测值0.0300.3260.3520.0210.01015.64.160.216/3.42断裂叶片的化学成份符合要求。3.2.2力学性能表2 0Cr17Ni4Cu4Nb 的室温力学性能项目屈服强度（MPa）抗拉强度（MPa）延伸率（%）断面收缩率（%）冲击功（J）硬度HB标准值75089090016.055.0-277311实测值7509152071.5195297断裂叶片的化学成份符合要求。3.2.3 金相组织，见图5图8图5 叶片基体组织100图6 叶片基体组织500图7 叶片断口组织1200图8 叶片断口组织22

41、000Cr17Ni4Cu4Nb的金相组织为均匀的回火马氏体，金相组织正常。 3.2.4扫描电镜分析，见图9图12图9 断裂叶片断口宏观形貌 图10 断裂起裂源部位形貌图11 断裂疲劳扩展部位形貌图12 断裂疲劳扩展部位形貌3.3结论叶片材料的金相组织、力学性能、化学成份均符合要求，宏观和断口扫描电镜分析认为，起裂部位在叶片的横截面的出汽侧的中间部位（如图2、3所示），且断口有明显的疲劳扩展现象。综合分析认为裂纹起源于表面的机械损伤，经疲劳扩展后最终导致断裂。反向次末级叶顶围带汽封磨损和反向末级叶片司太立合金片脱落为次末级叶片残片击打所至。4整改措施1)对断裂的叶片及相邻的两级叶片进行更换处理；

42、对末级叶片进行无损探伤检查，发现问题进行更换叶片处理，对末级叶片司太立合金进行修复或重新更换处理；对隔板静叶以及其它部件进行进一步检查；今后利用机组揭缸机会，对次末级叶片以前部位进行仔细检查，及时发现异常情况。2)加强对设备的管理水平，杜绝将设备缺陷带到运行中去。加强点检工作，及时掌握设备运行参数的变化趋势。强化设备的劣化分析工作。第二节 油系统故障停机1、抗燃油管道断裂导致停机1 设备简介某厂汽轮机为国产600MW、三缸四排汽、亚临界、一次中间再热、凝汽式汽轮机。采用DEH调节系统，配备两台抗燃油泵，抗燃油压力14.0MPa，抗燃油母管材质采用1Cr18Ni9Ti。2 事件经过2010年3月

43、12日，机组负荷354MW，#1EH油泵运行，#2EH油泵备用。10时01分，机组突然跳闸，ETS首出信号为“抗燃油压低保护跳闸”。机组跳闸后，对现场进行检查，发现抗燃油供油母管到EH油压低试验装置信号管断裂（位于6.9m运转层），EH油外泄，现场抗燃油管道大幅振动，立即停止抗燃油泵运行。从SIS及工程师站历史趋势上看，3月12日1时50分以后，EH油泵电流开始发生短时异常波动变化。1时50分，#1EH油泵电流从41.7A升到了51A，IV1（左侧中压调速汽门）阀位反馈从99.323%降至99.006%，其它主汽门及调节门阀位反馈没有变化。06时03分，#1EH油泵电流从42A两次变化到51A

44、左右，IV1阀位反馈从99.475%降至99.097%，其它主汽门及调节门阀位反馈没有变化。09时03分，#1EH油泵电流从42A升到52A，历时20分钟，IV 1阀位反馈从99.47%降至99.005%，其它主汽门及调节门阀位反馈没有变化。09时57分，电流从41.5A上升到53A左右直到机组跳闸，IV1阀位反馈从99.015%降至98.771%，其它主汽门及调节门阀位反馈没有变化。机组跳闸后，现场查看抗燃油系统，左侧抗燃油管道支架及管卡由于管道振动大部分掉落和固定滑道开裂，油管断裂部位为压力油母管异径三通与信号管连接焊口外侧熔合线（抗燃油压低保护信号管材质为1Cr18Ni9Ti，规格为10*2，供油母管材质为1Cr18Ni9Ti，规格为32*3）。在断裂表管焊接完毕、管卡安装完成，系统恢复后的试运过程中，发现EH油系统管道仍大幅震荡。关闭左侧高主门、中主门、中调门、及左侧的两个高调门的入油截止阀后，管道不再振动，进而逐步打开上述阀门，每开一个阀门，观察油管振动情况，当打开IV1入油截止阀时，管道剧烈振动，判断为伺服阀故障。经过对左侧中调门伺服阀更换后管道不再震荡，系统恢复正常。油箱补油，信号管进行焊接后，3月12日14时45分，机组挂闸启动。3 原因分析1）结合SIS及工程师站历史趋势分析，由于左侧中调门IV1