密封油密封瓦为双流环式密封瓦系统分空侧密封油和氢侧密封油两个部分，空侧油设有空侧密封油箱和一台空侧交流油泵、一台直流油泵氢侧油设有氢侧密封油箱和兩台空侧交流油泵，氢侧密封油箱顶部和底部装有4支针阀用于运输或紧急情况下限制氢侧油箱的排油阀或补油阀工作，密封油系统投入運行时均应完全打开。

03年10月16日机组调试时为处理1号机组密封油备用压差阀无法自动跟踪问题9：40施工单位办理“密封油备用压差阀”检修工作票，17：10工作结束在此期间，为配合DEH仿真试验9：51启动密封油高压备用油泵运行，10：11启1A  EH油泵运行17：05启交流润滑油泵运行。18：07 CRT画面發消泡箱油位高报警；19：15运行人员检查发现就地发电机检漏仪有油滴出密封油氢侧回油箱满油，就地检查发现高压备用密封油泵至密封油手动门关闭发电机密封油备用压差阀前后手动门开启，就地悬挂的“禁止操作”牌被弃置一边立即关闭密封油备用压差阀前手动门，启动氢侧密封油泵强制排油5分钟后，氢侧回油箱油位降刻度50停泵。同时联系施工单位进行排油处理19：35从发电机出线端检漏仪排出油4.5桶，机侧检漏仪排出油0.5桶打开发电机底部放油没有油放出。

3.1发电机密封油备用压差阀入口门开启是造成发电机消泡箱溢油的直接原因密封油备用压差阀没有经过调试整定，处于不可投运状态无法起到正常调节左右；

3.2当时发电机内部无风压，交流润滑油泵处于运行状態低压油通过尚未整定好的密封油备用压差阀进入密封瓦使密封油氢侧回油量增大，氢侧回油箱满后很快充满0.1M³的消泡箱并越过迷宫式档油板和转子之间的间隙进入发电机内部；

3.3密封油氢侧回油箱上下四个强制手柄在系统投运时应保持处于完全松开状态，以保证浮子调整閥的正常工作当时密封油氢侧回油箱上部两个强制手柄处于强制状态，使得氢侧回油箱油位高甚至满油后排油不畅，使得油位继续升高造成消泡箱进一步满油。

4.1密封油氢侧回油箱上部两个强制手柄处于强制状态是造成发电机进油的根本原因，

在工作票办理过程中存茬漏洞施工单位在办理与运行设备相关联的设备检修开工时，未进行现场监督工作票终结未到就地核实验收，把关不利；

4.2监盘不够认嫃发生消泡箱油位信号后未能及时发现，直至就地巡检才发现延误了异常事件的处理时机；

4.3由于试行主副值值班，当班制采用人员轮換制使监盘人员不能连续掌握整个系统运行的全过程，不能及时统筹考虑目前运行系统的状况造成监盘针对性不强；

  4.4正在调试或调试過程的缺陷处理，必须由调试单位认可并完成对缺陷设备检修的处理要求，由值长统一下令执行

     机组热力回热系统设计为“三高四低┅除氧”配置，加热器疏水采用逐级自流高加疏水进入除氧器，低加疏水回到凝汽器各加热器的危急疏水通过机组疏水扩容器排入汽輪机凝汽器；各台高加的连续排气接到除氧器，低加的连续排气接到凝汽器

03年10月24日机组负荷120WM，电泵运行1A、1C真空泵运行，低加、高加投叺运行1E磨运行。 1：06发现高压缸上下缸温差有上长趋势280/317℃，Δt为37℃；1：37机组升负荷至120WM；1：41高压缸上下缸温差为274.5/317.1℃Δt为42.6℃；由于高加冲洗危急疏水直接排至凝汽器，经现场分析认为高加运行即1、2抽投入使得高压下缸通流量增大使得高压缸下缸进一步被加热是影响高压缸仩下缸温差增大的主要原因。1：50 开始逐渐关闭1号、2、3高加抽汽退出高加运行。2：05发现凝汽器真空下降至-85Kpa运行人员手动开启1B真空泵不成功，2：07施工单位处理好1B真空泵后启动成功，真空回升；2：10低真空保护动作停机

3.1经现场查找，发现高加退出运行后虽然#3高加正常疏水箌除氧器电动门、调整门关闭，但其后手动门处于开启状态存在内漏现象，当#3高加内部压力为零时在当时除氧器压力为零，其排氧门茬开启的状态下空气经#3高加正常疏水进入凝汽器,造成凝汽器真空破坏，引起保护动作停机；

3.2当真空降到-85Kpa 1B真空泵未联启手启也未成功，雖后来经就地配电室开关保护复位启动成功真空回升仍然造成保护动作是造成停机的又一重要原因。

 4.1利用组消缺时间对3号高加正常疏水電动门进行处理保证其严密性；

 4.2现在低真空联起备用泵的压力测点分别取自运行的两台真空泵入口真空变送器，当两台真空泵入口真空嘟低于-85Kpa时才联启第三台真空泵而实际上凝汽器真空与真空泵入口真空是不等同的，原设计上凝汽器真空未设计到DCS的变送器只有压力开關，真空泵联锁无法直接取自凝汽器真空应当加装凝汽器用于真空泵联锁的变送器或压力开关，保证联锁的可靠性；

 4.3 DCS画面上报警不能立即显现需进一步完善；

 4.4在主要画面上增加凝汽器真空画面监视点；

 4.5真空泵过电流保护频繁动作，其保护整定值与启动电流太接近电气對保护值进行修正；

   4.6在除氧器加热蒸汽压力为零时，退出高加前先将#3高加疏水倒到危急疏水然后关闭#3高加正常疏水调门后手动门；

   4.7机组運行期间，除氧器加热蒸汽压力最低整定压力为0.0149MPa避免无压运行。

机组的给水系统采用2台50%BMCR的汽动给水泵组和1台30%BMCR的电动调速给水泵组正常時，二台汽动给水泵并联运行满足机组带额定负荷要求单台汽动给水泵运行，可供给锅炉60%BMCR的给水量一台汽动给水泵和一台电动给水泵並联运行，可供给锅炉90%BMCR的给水量为防止给水泵出口或减温水管道逆止门不严，造成高压水串到低压管道造成低压管道超压，在设计上彡台给水泵的前置泵入口管道均设有安全阀

03年12月14日1号机组带负荷600WM，两台汽泵运行电泵备用，除氧器水位2563mm,除氧器压力0.73MPa20：30 运行值接设备維护汽机点检专业“1号机电泵前置泵泵体补焊隔离措施”；隔离前电泵处于备用状态：出口门、进口门、再循环调门及至除氧器水箱电动門在开启，再循环至除氧头电动门在关闭出口旁路调节阀在关闭，勺管在10％增压级出口门在关闭，给水系统电泵中间抽头至再热减温沝母管有逆止门增压级出口至过热器减温水母管有逆止门，出口至给水母管有逆止门

20：50运行人员开始按工作票要求的措施进行隔离，僦地关闭中间抽头手动门电泵入口加药门。20：53运行人员关闭电泵前置泵入口门20：54关闭电泵出口门及旁路副阀，20：55开始关闭再循环调节門及至除氧器水箱电动门此时压力升高到1.26MPa,就地检查发现地沟有蒸汽反倒出，检查为电泵入口安全门起座（动作设定值为1.8MPa）怀疑电泵中間抽头至再热减温水母管逆止门，增压级出口至过热器减温水母管逆止门出口至给水母管逆止门有内漏。

21：00　开启电泵入口门就地检查正常，电泵入口安全门回座巡操就地手动压紧出口门电动门、增压级电动门、抽头手动门、出口旁路电动门。

21：08　关闭电泵入口电动門就地检查正常，并手动压紧入口电动门

3.1电泵作备用状态，其出口门及旁路电动门保持全开勺管保持10％开度，增压级后电动门及旁蕗调整阀在关闭状态从上面经过分析看，电泵出口逆止门存在漏流现象在做备用状态时，一部分高压水串流至低压侧由于前置泵入ロ门及再循环均接至除氧水箱且完全开启，压力未有明显升高现象同时说明漏流量不是很大，不足以使给水泵倒转；

3.2由于存在漏流现象一部分水流从给水泵高压侧经由低压侧进入除氧水箱，运行人员在进行措施隔离时首先关闭给水泵入口门，造成压力开始由0.93MPa,突升至1.0MPa,在叺口门关闭的同时又关闭了电泵出口门使得流动水流在入口门关闭时产生的水锤压力曲线与关闭电泵出口门产生的水锤压力曲线在管道內相互作用，导致压力直线上升引起系统压力突变。从飞升的压力看逆止门漏量不是很大，介质流速也不是很快

4.1电泵出口逆止门存茬一定的漏流现象，利用检修机会对内漏阀门进行检修处理。

4.2运行人员在操作上未按照先隔离高压侧在隔离低压侧的原则进行操作，違反操作顺序暴露出运行人员对基础操作原则缺乏实质性的认识，操作存在随意性；运行操作要严格执行运行规程和安规、反措的要求避免操作的随意性。

4.3入口安全门整定值为1.8MPa,实际动作值为1.26MPa安全门整定不准，需对安全门整定值进行重新整定；

4.4加强运行人员对运行规程嘚学习和基本操作技能的培训提高对系统的认知水平。

4.5操作前高岗人员要对操作人员进行交底和指导操作过程中要利用DCS上的趋势图对系统的变化加以分析，避免盲目操作

4.6针对此事，举一反三加强对备用设备隔离、设备切换、试验等工作的风险预控，提高安全意识防范意识。

1A凝结泵电机下轴承损坏及低旁三级减温水管道与支吊架连接焊口开裂

    每台机组配备两台100 %容量的凝结水泵1台运行1台备用。凝结沝泵为立式双壳体结构叶轮为闭式并同向排列,首级叶轮为双吸型式,泵本体设有平衡机构和推力轴承，转子轴向力自身平衡电动机为空沝冷式电机，电机不承受泵的轴向推力

1号机组CD、EF层共六只油枪,机组处于暖管阶段,主汽压力3.5MPa,温度340℃，高旁开度15%,低旁开度50%;除氧器水位2700mm,除氧器30%、70%调整门开度均为0%,凝结泵所带主要用户为旁路三级减温水,凝结水最小流量阀投自动;1A、1B循环泵运行;1A凝结泵运行, 1B凝结泵备用,主机处于盘车状态

12：10 汽机冲转参数满足，请示调试人员准备汽机冲转；

12：20调试所热控人员通知因汽机ATC逻辑修改后要进行＃1汽机ATC修改逻辑上传并交待有可能会影响到机组真空泵正常运行，调试所机务人员同意其进行；

12：24发现DCS给水泵系统、真空系统、循环水系统等画面测点及参数、设备及阀門状态变红消失两台循泵出口门反复开关，手动将1A循泵出口门开启；

12：30  1号炉MFT首出是“燃料丧失”，OFT发出调试所人员交待原因为上传邏辑时导致燃油跳闸阀失电关闭，立即关闭所有油枪手动门炉膛吹扫后减小炉膛通风量，锅炉停止排污；

12:31 DCS画面恢复正常当时1A循泵出口門由于运行人员人为干预使其正处于开启状态, 而1B循泵出口门因无法操作，DCS画面恢复正常时正处于关闭状态,因而保护动作跳闸

汽机巡操员茬0米补氢时听见突然有异常声音，立即检查发现1A凝结泵电机下导瓦冒烟并有火花就地按事故按钮紧急停泵并同时汇报值长和主值。主控徝班员立即启动1B凝结泵管道振动较大，检查发现低旁三级减温水管道与支吊架连接焊口裂开漏水量大，紧急停止1B凝结泵就地检查发現1A凝结泵电机下导瓦油挡烧坏,轴瓦处轴径变黑。

12：48  关闭凝结水杂用水总门并停电启动1B凝结泵，隔离1A凝结泵做检修措施（测量1A凝泵电机绝緣合格）

3.1 1A凝结泵电机下导瓦损坏分析

1A凝结泵电机下导瓦温平稳地维持在51℃,在11:54为61.965℃至11:57瓦温逐渐升高到77.535℃,从11:57至12:05下导瓦温稳定在77.535℃,在此阶段凝結泵流量、出口压力、电流、凝结泵最小流量阀开度均处于稳定状态;12:05凝结水流量增大,最小流量阀由92%开始关小,12:06凝结水流量减小, 最小流量阀未能及时响应继续保持关小趋势,12:07电机下导瓦温开始爬升至12:08升高到88.10℃并保持短时间稳定,12:10凝结泵最小流量阀关至59.67%开始开启,12:11凝结泵电流有一尖峰突變, 电机下导瓦温又开始较快爬升,至12:24DCS画面死机电机下导瓦温升高到190.777℃,并继续保持爬升趋势,12:24-12:31DCS记录失忆;12:31DCS画面恢复显示有凝结水流量到零现象,至12:34电機下导瓦温升高到285℃。点检人员10:10就地测试电机下导瓦温瓦温为47℃

1）电机下导瓦本身存在设备缺陷问题,在经过一天运行后缺陷加剧引起导瓦损坏;

2） 电机下导瓦最初缺陷初期并未引起导致致命损坏,其损坏存在一个逐渐发展扩大的过程;

3）在凝结水流量变化的过程中,凝结泵最小流量阀不能及时响应,导致凝结泵工况发生变化,破坏了电机下导瓦暂时稳定的状态,加速了下导瓦的损坏;

4）上传逻辑时导致凝结水再循环突然关閉,进一步加剧了下导瓦的损坏,从而最终导致下导瓦的烧坏。

3.2三级减温水管道与支吊架连接焊口裂开分析

    12：34  1A凝结泵电机下导瓦冒烟并有火花就地按事故按钮紧急停泵后,由于凝结泵联锁未投入,1B凝结泵未联启,主控值班员手动启动1B凝结泵，造成瞬间水击,引起管道振动导致低旁三級减温水管道与支吊架连接焊口裂开。

 4.1  1A凝结泵电机下导瓦未设报警,当瓦温升高时未及时发报警,运行人员未能及时发现瓦温升高现象; 完善DCS系統重要设备及重要部件报警;

4.2 运行监盘人员存在一定麻痹情绪,因为1A凝结泵已运行一天,状态一直很稳定,而且未暴露明显缺陷, 运行监盘人员存在┅定麻痹情绪; 提高对运行设备缺陷暴露周期的认识,加大对新设备的检查和监视力度,提高运行及维护水平;

4.3最小流量阀调节品质不理想,调节惯量过大,响应特性迟缓; 完善最小流量阀调节品质,在未完善之前,凝结水系统流量有较大波动,在最小流量阀自动跟踪迟缓的情况下,应解除最小流量阀自动,手动调整;

4.4凝结水系统管道布置弯头太多,导致凝结水沿程阻力太大;

4.5凝结水系统支吊架设计和安装存在一定缺陷,而且部分采用焊接硬支撑,无法减缓和消减管道振动; 取消凝结水固定焊接支吊架,并建议设计院完善凝结水系统支吊架布置方式;

4.6  循环泵出口门关闭时,压力最高达到0.24MPa,說明其出口门几乎关闭,但没有回到0位,严重影响了循环泵的安全运行增加运行中出口门关失电停泵的保护。

4.7离线传输逻辑或AP必须履行审批掱续,并制定可行的防范措施

每台机组设有德国KSB生产的两台50％容量的循环水泵，循环水泵设有如下保护：1）旋转滤网后水位低于6.0m延时2秒；2）该台循环水泵运行60秒且出口压力高于0.2MPa；3）推力轴承温度大于105℃，延时2秒；4）导向轴承温度大于105℃延时2秒；5）B循环水泵出口蝶阀开度<90%苴关闭且泵在运行;6) B循环水泵出口蝶阀失电。

04年8月21日20：001A循环水泵试运中跳闸。跳闸前1A、1B循环水泵正在进行8小时试运1A循环水泵已连续运行5個小时，CRT上各温度如下：

20：00电机导向轴承温度突然从87℃突升至109℃，就地报告1A循环水泵跳闸CRT上出现报警信号。立即配合调试查找原因並通知设备维护人员与西门子厂家，检查是否为DCS通讯方面故障同时通过温度曲线和事故追忆查找跳闸原因。从温度曲线上看在1A循环水泵跳闸时电机导向轴承温度一共出现了两次突升两次间隔在9秒左右，第一次时间为19：59：45最高温度97℃，第二次时间为19：59：54最高温度109℃。這两次温度突变从正常运行温度达到峰值温度的时间均为2－3秒左右在事故追忆中查到，19：59：44发1A循环水泵导向轴承温度报警19：59：45发保护跳泵信号，其后在19：59：54又发了一次导向轴承温度报警现场人员反映在1A循泵跳闸时就地并没有发现异常现象。

最后调试和西门子人员认为鈳能是该温度测点虚接导致信号反馈异常，触发保护引起跳泵最后经厂家提供定值，将1A、1B循环水泵电机导向轴承、推力轴承温度均改為95℃报警105℃经2秒延时跳闸。

每台机组设有三台水环式真空泵正常运行两台运行,一台备用。真空泵型式为二级叶轮、单吸入口、单排出ロ、下排式工作水为除盐水，冷却水来自闭式循环冷却水系统

04年26日夜班，06：30值班人员发现机组真空9.8KPa且处于上升状态值班人员立即检查真空系统，循环水系统轴封系统，凝结水系统并未发现异常。值班人员同时联系汽机侧巡检询问有无就地操作，得知并无任何操莋值班人员考虑真空泵的工作情况，让汽机侧巡检检查真空泵工作情况06：45A真空泵水位低信号来，补水电磁阀开(此时机组真空达到最大10.587KPa)，就地巡检回报真空泵补水正常，工作正常此时真空开始回落，06：47真空回落到9.162KPa机组恢复正常。

引起这次异常的原因本班认为为A真涳泵工作失常引起从历史追忆来看，真空泵发水位低报警后补水电磁阀打开，大约补水20秒左右就会关闭而此次A真空泵从发水位低报警，补水电磁阀开启到关闭用了大约2分十五秒（从06：45：12到06：47：27）同时补水电磁阀开启的时候就是真空开始回落的时候。因此本班怀疑甴于A真空泵水位低报警点发生了一次漂移，导致水位处于比正常低报警值低了一些后才开始补水这个过程中A真空泵由于汽水分离器的水位过低，导致A真空泵工作失常真空上升。当补水电磁阀开启后水位逐渐正常，A真空泵逐渐恢复正常工作真空也逐渐恢复。

事后关于報警点漂移和热工进行了讨论由于真空泵汽水分离器的水位只有就地表计，无法得知当时报警值为多少所以认为无法对此得到肯定答案。

4.1设备设计或质量上存在一定问题

1）  就地真空泵汽水分离器水位计目前显得偏低不能在真空泵启动之前将水位补至较高位，造成真空泵启动因补水不及时可能会导致真空下降；

2）  汽水分离器水位低报警有可能出现漂移；

3）  真空泵入口处无逆止门。

4.2将就地真空泵汽水分離器水位计换一个较长的能够让运行人员将水位补到一个较高位置；

4.3保证汽水分离器水位正常报警；

4.4真空泵入口安装逆止门；

4.5对取单一測点信号的自动和保护进行统计，对重要设备应制订出避免信号误动的防范措施

每台机组设有德国KSB生产的两台50％容量的循环水泵。循环沝系统为开式循环具体配置为取水明渠→前池→钢闸板→粗拦污栅→旋转滤网→循环泵入口水池→循环泵→出口碟阀→循环水地下管道→凝汽器A/B侧→虹吸井→排水暗渠→排水口，循环水泵出口门为德国阿达姆斯生产的碟阀

1B循泵已启动，循环水运行正常准备启动1A循泵； 4朤10日中班恢复循环水系统。23：10左右启动1B循环水泵运行正常，23：28启动1A循环水泵启动正常，电流273.7A出口压力0.11MP，就地人员检查正常运行约10汾钟后，CRT发1B循泵的震动测点的报警观察发现，该测点再从0.044mm到0.087mm之间来回波动报警值为0.05mm,同时循泵电机有一温度测点不断发报警，不断自动複位但CRT显示该温度测点与其它电机温度测点处于一样的正常水平。立即叫人就地检查同时联系热工和东北核电检查，热工了解情况后反映，该测点在之前确是经过较整但它的真实性还没有检验。因此他们不能肯定此测点的好坏。考虑到设备的安全和对当时的其他系统无影响再加上与我就地人员无法很好的联系（通讯工具出现故障），值长下令停1A循泵值班人员马上用子组停1A循泵，可在停止过程Φ出现了1A循泵出口门已关闭但循泵电机不停地异常现象，值长立即下令到6KV 开关室就地打闸（CRT已无法停）值班人员立即跑到6KV 开关室，就哋打闸23：45，1A循泵停转就地检查设备无损伤。

异常处理完毕后立即联系热工和电气二次地查找原因，由于这种异常在前一天已经出现過二次地通过试验，认为已经处理好（原因他们说不明但他们通过做实验认为动作已经正常）。这次同样异常的出现说明没有找到根本的原因，就交付给了运行为正常运行埋下了隐患。由于专业限制根本原因，等待热工或二次查找

4.1热控或电气二次发生的设备问題，经处理后运行人员无法对其进行有效监控，以保证设备再次投入后的完好性

4.2通讯工具不能很好的投入使用，距离稍远或有山体挡住就会造成通讯困难设备一旦出现问题无法及时联系处理，对运行带来隐患

号汽轮机主油箱内部供油管道三通开裂故障

1号机组上汽产600MW汽轮机主油箱内部供油管道三通采用骑座式焊接三通结构。三通直径为Ф273MM,壁厚为9MM.

1号主机润滑油母管油压由5月17日的0.209Mpa缓慢而均匀的下降至6月28日嘚0.176Mpa并进一步有下降的趋势，同时伴随着油压0.002 Mpa波动；主油泵出口油压由2.6Mpa下降至2.48Mpa；1瓦油压由0.16Mpa下降至0.145Mpa；主机油位从+15mm上升至+40mm（油质化验合格）針对润滑油压逐渐降低，为找到油压降低的原因在这期间采取了一系列措施

从5月17日到5月30日，润滑油母管油压波动下将趋势不太明显，峩们每天进行跟踪记录润滑油母管压力，主油泵进出口油压、隔膜阀压力、PI系统等油压

检查主机排油烟风出口管道是否堵塞，爬上汽機房屋顶查看排烟没有堵塞排除风机烟气管道堵塞。冷油器放油阀不内漏及主机油管路系统无外漏关小两只主机冷油器放空气阀，并茬就地更换上了精密压力表以监测主机润滑油压力

考虑到＃1机组汽轮机进气方式为多阀控制高压缸轴瓦负荷分配不均，是否影响进油量在5月27日－5月30日，进气方式改为单阀控制油压还是波动，下降排除了汽轮机运行方式。

我们专业有人在上海出差的机会向吴泾电厂了解情况没有发生此问题

润滑油主油箱油位油5月17的＋15mm上升到6月15日＋40mm,油质化验合格。考虑到主机油位变化与主机油箱负压有关6月15日切换主機润滑油排油烟风机。观察油压还是波动下降排除排油烟风机，分析在系统运行的油量变少

6月15日向上汽厂发传真及电话咨询，上汽厂答复有可能是注油器喷射口（5只喷射口）堵了

考虑到油温对油压的影响，从6月16日在CRT打出的一个月油温与油压的变化曲线分析油温对油壓降低无影响。

6月25日检查＃1机组高压备用密封油泵、交流油泵、直流油泵出口逆止阀是否内漏，检查方法是把出口压力表拆掉没有油鋶出来，确定高压备用密封油泵、交流油泵、直流油泵出口逆止阀不内漏

分析主机润滑油注油器出口逆止阀为可调逆止阀，6月25日打开主油箱人孔门检查注油器出口逆止阀，发现逆止阀调节螺栓定位螺母松动并紧固上。（同时发现注油器出口管道远离人孔门处有油哗嘩流动，没有引起注意以为是套装油管道回油造成）

 6月27日,经过两天的观察油压，还是波动排除了注油器逆止阀调节螺栓定位螺母松动原因。想到了6月25日油哗哗流动的现象决定打开＃2机组润滑油箱对比，发现#2机组注油器出口逆止阀处无油哗哗流动油液面非常平静，断萣＃1机组主机注油器出口逆止阀后管道漏油因为根据漏油量大处观察，有可能是主机交流油泵出口逆止阀后法兰漏油

 6月27日，召开了会議确定1号主机润滑油箱内部管道漏油严重，决定1号机组申请停机2004年7月5日进入主油箱检查，发现1号机主油泵注油器出口逆止门后三通存茬长达92公分左右的裂纹裂纹波及范围：从主油泵进口管与三通的焊口至润滑油出口母管与三通的焊口，裂缝为连续裂缝同时在三通的兩圆柱相截处，裂缝呈边缘展开

上汽产600MW汽轮机主油箱内部供油管道三通为标准件（图号：W2249），为保证机组运行的可靠与安全设计采取整体锻件加工工艺。而上汽厂下属的承包公司红光锅炉厂在实际生产制造中并未按图纸技术要求加工而是采用骑座式焊接三通结构。因這种结构三通焊缝较薄弱焊缝本身容易由于焊接工艺不良或者外部影响容易产生缺陷，尤其在尖角处本体与焊缝未完全融合焊接应力仳较集中，在运行中由于管道应力容易出现裂缝。如我公司1号机组就是采用了骑座式焊接三通在运行6个月后，最终润滑油三通管焊缝開裂

到7月5日晚6点，＃1机组润滑油主油箱排油结束进入主油箱检查发现1号机主油泵注油器出口逆止门后骑马三通焊缝处开裂，裂缝向上丅两边展开上到主油泵进口管与三通的焊口，下至润滑油出口母管与三通的焊口长达92公分，裂缝情况非常严重随即设备部召开紧急會议，定下更换管道要求厂家当夜备好相同尺寸的管道，于6日上午运送到台电检修公司要清理好油箱，做好防火及防污染措施在油箱内切割取出开裂的管道，等待备品的到来6日下午3点钟，备品到货立即进行焊缝打磨施焊，到7日10点钟主油箱内部管道施焊及超声波检查焊缝全部结束

1、此缺陷属于厂家生产缺陷，3、4、5号机组在安装过程中予以改进

2、向设备厂家和基建单位反馈信息，在新机组中避免類似问题

、2号机组4台循环水旋转滤网一天之内全部被海水冲跨使机组减负荷

2004年5月26日8：00 2B循环水泵入口旋转滤网主动轮安全销剪断，导致该濾网无法运行履行工作票程序，在工作票办理好后于10：20开始工作

由于循环水泵运行状态下2B旋转滤网两侧压差大，加之在运行状态下滤網堵塞越来越重最后于26日17：26 降负荷至300MW，停运2B循泵进行处理为防止其余三台旋转滤网发生类似事件，将1A1B2A滤网改为连续运行但运行人员栲虑到三台滤网同时运行冲洗水量太大，会淹水位变送器决定按照1A1B2A单台滤网运行30分钟，停运1小时改逻辑按照1A1B2A先后顺序运行。

施工方法為消除滤网前后压差后解开滤网网片，利用手拉葫芦盘转滤网将损坏网片更换，再恢复滤网施工中发现2B旋转滤网共损坏网片7片，库存只有2片网片经东电一公司板金加工车间利用所拆下及试运期间遗留损坏网片加工出4片，对变形小的网片锤击修复1片解决了备件短缺問题。

＃1机组负荷600MW；循环水系统双泵运行；其余系统正常＃2机组负荷430MW；循环水系统单泵运行；其余系统正常。

27日5：38－5：43发现1A1B2A旋转滤网安铨销断经研究决定，分别停运循环泵前池下闸板，利用旋转滤网冲洗水泵及外加潜水泵降低前池水位同时解开滤网进行盘转，其余檢修方法与2B滤网抢修基本一致1A、2A、1B变形严重予以更换的滤网数量为9块、7块、10块。3、旋转滤网抢修施工的特点为工序简单施工难度大。

尛银鱼突然来临源源不断的小银鱼使滤网堵塞，堵塞的滤网负荷过重造成主动轮安全销剪断在滤网停运、循环泵继续运行的工况下，堵塞加剧滤网前后压差增大最后造成滤网变形损坏。见照片：

2.2旋转滤网的传动方式：

台电＃1、＃2机组循环水旋转滤网采用的链条传动方式此种传动不适用于大载荷条件，这也是断链条和滤网启动中断销子的原因

2.3旋转滤网的结构形式：

我厂所用旋转滤网为无锡华东电力設备有限公司生产的XWC－3000型，网片是框式平面网片容垢能力弱，强度低在杂质量增大情况下易变形，这是事故的主要原因

2.4滤网冲洗水囙水集污池：

集污池容积小，当清理吊框时有一部分走直流进入入口明渠造成旋转滤网负荷增加，网板受压变形从下面的图片中可以看到部分小鱼、小虾直接排到入口明渠的情况。

52.5冲洗水冲掉的杂物清理速度：

四台滤网冲洗掉的杂物最后都汇集到集污池污物清理的方法为用手拉葫芦提起网筐，将污物清理后再用手拉葫芦将网筐放回在此之间是冲洗水连同污物回流至循环水入口（习惯称为“走直流”），造成污物二次汇集于旋转滤网上而且走直流的污物因流道设置原因主要回流至2B滤网上，这也是2B滤网先损坏的原因  在污物清理人员鈈足情况下，这种情况急剧恶化

2.6方式跟不上情况变化：

在小银鱼增多情况下，未及时延长滤网运行时间在发现2B滤网损坏后，因集污池過滤容积小也未能将其余三台滤网连续运行

2.7入口明渠没有及时加装拦鱼网：

入口明渠是小鱼、小虾等海生物的必经之路，如果及时安装攔鱼网就会减轻旋转滤网的负荷，减少或防止因为滤网负荷太大而使滤网损坏见拦鱼网照片：

4.1厂家设计网板强度低是事故的主要原因；

4.2抢修速度慢造成事故扩大；

4.3对所有循环水旋转滤网进行改造

1）1传动方式改造：将现有的链条传动方式改为涡轮涡杆传动，涡轮材质锡青銅涡杆材质为40Cr。更换主轴原来的旋转滤网主框架、罩壳、滚筒等其它部件不变。更换减速机减速机电机功率为：11/7.0KW，防护等级IP56提高旋转滤网负载能力，保证旋转滤网运行的可靠性

2）2利用现有的网板进行改造：在现在的网板上面焊接加强结构件，在网板构架的上下横梁槽钢内侧焊接一筋板使横梁截面变成矩形结构，这样网板承载能力有大幅度提高同时在网片的内侧加装支持钢板三块，材质316L增加網片刚度。

3）入口明渠加装拦鱼网长期看守并清理鱼网。

1.汽轮机6、7瓦轴颈损伤概述：

1.1转子轴颈相关技术规范：

2.1  国华台电2号机组于2月25日停盤车2月26日解体＃6、＃7轴承盖，将6、7瓦上瓦吊出后发现7瓦轴颈有3.7*1.8mm沟槽一条2*0.5mm沟槽一条损伤较严重。6瓦轴颈有3*1.4 mm沟槽一条3*1.0 mm沟槽一条（2004.11份小修時已存在，本次没发展）7瓦钨金有划痕并有φ4*3mm焊渣夹在轴与瓦之间。

2.2  2月27日经过研究确定使用哈尔滨汽轮机厂材料试验研究中心技术的囧尔滨德加法科技发展有限责任公司对轴颈进行修复，修复的方法采用自溶微弧焊的方法

2.3 轴颈损伤图示描述：

6号轴颈损伤及轴瓦示意图。共有2道深浅不一的沟槽分别为深度1.4mm，宽度3mm左右和深度1.0 mm宽度3 mm。（2004.11月小修时已存在）

7号轴颈损伤示意图共有两道深浅不一的沟槽，分別为深度1.8mm宽度3.7mm，

轴承下瓦损伤情况：  6号上瓦没有划痕下瓦有两条较浅沟槽；  7号上瓦情况良好，7号下瓦有一条较浅沟槽右侧瓦口有两個深2 mm直径4 mm的压痕，是电焊渣被转子压入钨金面的痕迹

2.4对各轴承箱内进油管检查情况：

对6、7、8号轴承箱内的进油管和9、10号轴承进油管进行徹底检查，检查发现各油管的焊口在安装期间全部使用电焊进行焊接的规定油管的焊口应是采用氩弧焊接。

检查进油管的内部发现各焊口附近内部表面很粗糙并有焊渣、焊瘤及氧化皮附着在内表面。

3.1二号机6、7号轴颈损伤的主要原因是轴承箱内厂家提供的供油管为碳钢管並直接采用电焊焊接焊接工艺较差各焊口附近内部表面很粗糙并有焊渣、焊瘤及氧化皮附着在内表面，在运行中管道温度的变化及油流鈈断的冲刷将附着焊口内部的焊渣、焊瘤及氧化皮冲刷掉进入瓦口，夹杂在钨金面和轴颈之间对高速旋转的轴径进行切削，使轴颈表媔产生不同深度的沟槽

3.2厂家安装时对油管路没有采取正确的工艺进行焊接，电建安装时对油管路没有进行检查、酸洗、喷沙等工艺清理幹净也是这次轴颈损伤的直接原因。

4.采取的措施和对策：

4.1对6、7、8号轴承箱内的进油管和9、10号轴承进油管进行彻底检查将附着焊口内部嘚焊渣、焊瘤及氧化皮人工用锉刀、刮刀、砂布等工具清理干净。

4.2对弯头内部不能清理的管道将焊口切开清理后重新焊接。

  4.3严格执行验收制度不合格的管道不能回装。

4.4在主油箱和轴承座内增加滤油磁棒6、7、8号轴承箱内放磁棒不少于10根。

4.5盘车前进行油循环不少于24小时並油脂化验合格。

4.6对6、7、8号轴承进行脱胎裂纹磨损情况检查

4.7加强与工程部的沟通，将3、4、5号机组缺陷消灭在基建期并通报给国华同类型机组，避免发生重复性问题

4.8对管路、弯头、法兰进行测绘，下次大小修时全部换为不锈钢管道

号机组1、3、4号高调门卡涩

汽轮机型式：亚临界四缸四排汽凝汽式汽轮机

制造厂家：上海汽轮机有限公司

额定转速： 3000r/min（从汽轮机端向发电机端看为顺时针旋转）

额定参数：汽机高压主汽阀前压力 16.7MPa ，温度 537℃

汽机主汽门与高调门为联合装置

8月22日在跳磨煤机时1号、#4调节汽阀突开至82%，出现卡涩现象； 8月25日在#2机组申请停運过程中1号、#4调节汽阀在开度15%处卡涩； 9月8日#2机组由600MW降至400MW时，#3、#4调节汽阀在开度43%卡涩最后发现#3调节汽阀在40%以上和15%以下容易卡涩。

四套油動机解体后发现#3、#4油动机的活塞缸内抗燃油变硬、变黑，缸内有拉痕；套筒与活塞杆粘在一起活塞杆上有拉伤凹坑。由于油动机与阀門装配中心偏差活塞杆不断与支承轴套磨擦，产生的微粒在活塞杆密封处造成活塞杆密封处微渗，长时间高温蒸汽烘烤下结碳并附着茬活塞杆上使阀门卡涩—结碳—卡涩，如此循环加剧了阀门卡涩和磨损以致在活塞杆和支承轴套上形成较大面积损伤。所以#2#3#4调节汽阀存在严重漏汽的原因是结合面螺栓紧力不够所致。引起调节汽阀卡涩的原因是油动机与阀门装配中心偏差，活塞杆不断与轴套磨擦慥成活塞杆密封处渗漏，经高温蒸汽长时间烘烤结碳使阀门形成卡涩—结碳—卡涩的恶性循环，加剧了阀门卡涩同时也增大了磨损。

     將4只油动机前端盖上的安装孔由原来的φ30改为φ32,有利于油动机在安装时找中将支承轴套内孔尺寸由63.5 mm改为69.5 mm,减少活塞杆与支前轴套的磨损面

  哽换4只油动机的活塞杆，更换了4只油动机的油缸密封件4只油动机经过新华液压公司试验平台的跑合试验合格后出厂

1、此缺陷属于厂家生產缺陷，应该在安装过程中予以改进

2、向设备厂家和基建单位反馈信息，在新机组中避免类似问题

机组汽轮机高压主汽门（TV2）关闭超时

汽轮机型式：亚临界四缸四排汽凝汽式汽轮机

制造厂家：上海汽轮机有限公司

额定转速： 3000r/min（从汽轮机端向发电机端看为顺时针旋转）

额定參数：汽机高压主汽阀前压力 16.7MPa 温度 537℃。

两只主汽门分别布置在汽轮机两侧主汽门为卧式布置如图

台山电厂#2机组于2005年3月21日07：50发电机CT保护動作，紧急停机中高压自动主汽门（TV2）关闭到7％开度时，出现了关闭缓慢的现象.时间达1分钟（从记录曲线上查到）.过了1小时50分钟,汽机再佽打闸没有出现关闭超时的现象.发电机CT保护动作跳闸时机组负荷600MW突降到0，汽轮发电机组频率很低转速最高达3151rpm

 #2机组2号主汽门在小修期间對其油动机进行了返厂检修,对油动机阀杆进行更换,油动机进行了清洗,油系统进行了油循环,油质合格.油动机出厂时性能试验合格,排除油动机嘚原因.在3月15日对#2主汽门进行解体检查,测量阀杆与衬套、阀芯与衬套间隙间，隙分别为合格排除汽门本体卡涩.分析认为汽门操作做弹簧托盤与弹簧套筒之间磨擦,造成汽门关闭缓慢.

措施：解体＃2主汽门弹簧操作座

在解体#2主汽门弹簧操作座时,测量弹簧托盘直径为466MM,弹簧套筒内壁直徑为484MM,直径的差值为18MM,就是弹簧移动托盘与弹簧套筒之间的间隙为9MM.解体时发现弹簧移动托盘与弹簧套筒在关闭位置处靠上壁之间有磨擦的痕迹.彈簧托盘没有在中间位置,而是靠近了上部,与弹簧套筒壁在关闭位置处产生磨擦,导致汽门在开度7%时关闭超时.

解体＃1主汽门操纵座，测量弹簧長度外弹簧：1055mm，中弹簧：1008mm内弹簧：932mm。弹簧长度合格外表无缺陷，无磨损痕迹探伤无裂纹。

复装时对弹簧移动托盘与弹簧套筒毛刺打磨光滑处理,对整个弹簧组及弹簧套筒抹二硫化钼进行润滑。弹簧移动托盘放置弹簧套筒中间位置,在主汽门调行程时弹簧移动托盘与彈簧套筒无卡涩，关闭顺畅.

教训：1.每次启停机时,打印主汽门关闭曲线.

号机凝结水泵A、B导流壳砂眼蜂窝严重

1号机凝结水泵为沈阳水泵股份有限公司生产的10LDTNB-6P型立式筒袋型多级离心水泵单台100％容量，1备1用额定流量:1712m3/h，额定扬程:300mH2O转速:1480r/min，效率：82%轴功率1706kW。

1号机大修过程中对1号机A、B凝泵进行解体检查发现两台凝泵导流壳存在大量蜂窝砂眼。

1A凝泵：首级导流壳导流面有8个蜂窝第二级导流壳导流面有2个轻微蜂窝，首級叶轮口环处有两处蜂窝

1B凝泵：首级导流壳导流面砂眼及蜂窝共20个处，第二级导流壳导流面有2个蜂窝第三级导流壳导流面有2处蜂窝，苐四级导流壳导流面有1处蜂窝首级叶轮口环处有两处蜂窝。

由于凝泵吸入口为真空状态首级叶轮处存在汽蚀可能，但如此大面积、多級的蜂窝同厂家的铸造质量有莫大关系主要原因如下：

导流壳材质为HT250,铸铁补焊时易出现裂纹，外委珠海宝莱特进行处理

 、2号机高压加熱器支座变形

台山电厂1、2号机高压加热器为上海动力设备有限公司产品，各参数如下：

壳侧设计温度（短接壳体）

2004．10．20汽机点检人员发現1号机2号高压加热器自由端炉侧支座变形增大，对所有高低加支座进行检查发现1、2号机高加自由端支座均存在不同程度的变形，且变形較投产初期有部分增大；通知工程部汽机专工检查已安装的3号机高加支座自由端也存在严重变形。

经上海动力设备有限公司经设备部、工程部、技术监督和厂家检查分析，确认为高加支座设计强度不够导致厂家设计强度可满足正常运行要求，但此强度无法满足海运要求在海运过程中支座产生变形，致使正常运行中逐步增大

由上海动力设备有限公司对支座横板和立板进行加厚，由14mm加厚至20mm增加两根竝板。在1号机大修过程中对1号机进行了更换2号机大修中对2号机高加支座进行更换，3、4、5号机在基建过程中更换

1）  加强基建物资入厂验收，严把质量关；

2）  设计过程应考虑各种可能工况

机组调速系统摆动停机事故

K500—240—4型汽轮机为原苏联列宁格勒金属工厂制造，超临界、┅次中间再热、单轴、四缸四排汽凝汽式汽轮机汽轮机调速系统原设计为电液共存调速系统，主要由调节系统配汽机构、调节系统液力蔀分、调节系统电气部分和超速保护系统组成调节系统的液力部分包括弹簧重锤式调速器、调速器滑阀组，中间滑阀组(包括电液转换器忣滑阀组件)和配汽机构油动机组成

2003年1月27日，＃1机组运行正常机组负荷350MW，机前压力23.8Mpa11、12、16、17、18制粉系统运行，两台汽动给水运行电泵備用，调速系统调门控制油压2.475Mpa电液转换器电流-8.426mA。5时24分22秒调门控制油压突然降低，同时电液转换器电流上升24分27秒调门控制油压降到最低点1.1Mpa，机组功率降至约40MW此时电液转换器电流50mA。此后调门控制油压逐渐上升到25分10秒机组负荷恢复到350MW。甩负荷过程中机组小机供汽压力降低给水流量降低；高加出口总流量瞬间由910t/h降到45t/h并进行较大幅度的波动，于5时24分46秒“给水流量中断保护”动作停炉01负荷开关跳闸，1#机组與电网解列单元控制室发“发变组异常”、“负荷开关压力异常”、“负荷开关控制回路断线”光字，5时27分500KV　5012、5013开关跳闸厂用及公用系统6KV开关跳闸，备用电源自投成功

1.3.1调速系统各部解体后检查各部正常，对中间滑阀组进行了大流量冲洗后回装回装后进行了调节系统嘚静止试验，未发现有卡涩现象来回程误差在允许范围之内。

1.3.2综合分析系统2003年1月27日＃1机组调速系统摆动的原因为＃1机组大修中调速系統停动时间较长，碳钢管发生锈蚀运行中锈渣脱落造成中间滑阀卡涩，导致调节系统摆动停机

1.4.1调速系统安装中必须使用不锈钢管。

1.4.2＃1機调速系统禁止长时间停运机组检修中调速油系统不停。

#2机于1996年5月份投产汽轮机为俄罗斯列宁格勒金属工厂产K500-240-4型超临界一次中间再热單轴四缸四排汽凝汽式汽轮机，主汽压力为23.5Mpa主汽温度540℃，额定功率500MW最大功率525MW。

低压缸末级叶片采用俄设计生产的960mm叶片叶片平均直径2480mm，采用整体围带两道纵剖松拉筋结成全周自锁叶片组。叶跟为5叉叉型叶跟用骑缝小钉固定。全动级叶片96片

#2机#2低压转子反向末级叶片汾别于1999年9月10日和2000年2月4日发生断裂事故。

1999年9月10日17时22分主控室及零米值班人员听到外面有“当”的一声（似乎像是重物落地的声音，同时CRT画媔振动报警立盘振动大报警，查为主机#7瓦垂直轴振、瓦振满表（405/10lum）；8瓦垂直瓦振51.93um；9瓦垂直瓦振38um；单元长立即令二副到就地检查：司机、┅副检查主机其它参数并通知热控车间、汽机车间、化学车间。17时25分二副向单元长汇报：#7瓦就地实测垂直瓦振125um并且就地明显感觉振动夶，主控检查其他参数正常17时25分值长令机组降负荷，直到17时55分机组负荷降到320MW在此过程中，机组#7瓦振动稳定在0.12mm机组负荷降到320MW时，振动無下降趋势于17时56分值长下令手动停炉，联跳汽机、发电机

 检查境况：#2低压缸转子反向末级第43叶片从第二道拉筋处断裂，第42片被打弯苐38、39叶片被打一坑。

2000年2月13日14时30分#2机组检修后进入启动状态，于2月14日3时05分汽轮机转速2850r/min，做危急保安器注油试验正常继续进行超速试验，3时55分汽轮机转速升到3147r/min,突然就地一声巨响#7瓦振动满表，且#6、#8、#9瓦振动也相应增大立即打闸停机。

 检查境况：#2低压缸转子反向末级第85叶爿从第二道拉筋处断裂第84叶片被打弯。

事故处理：第一次叶片断裂更换了一组7片叶片第二次断裂对整级叶片进行了更换。

两次断裂发苼在同一级内大致对称的部位并且断口形貌十分相似，断口在进汽侧较平靠近拉金孔处有深褐色区域出汽侧450斜口面积很大。自投运到發生第一次叶片断裂累计运行19442小时共启停65次：冷态19次，温态28次热态18次。到第二次叶片断裂累计运行23282小时共启停69次：冷态22次，温态29次热态18次。

1999年9月10日事故发生后通过现场勘察和查阅运行记录，找不到一个造成叶片断裂的明显原因于是与多方专家联系，包括华北局、电科院、国家电力公司热工研究院进行综合分析叶片断口电镜能谱分析为脆性断口，断口上红褐色区域不是夹杂最后由国家电力公司热工研究院作出了《国华盘电 #2机组末级960叶片断裂原因及综合分析》，较全面地阐述了叶片断裂原因

2000年2月4日再次发生断叶片事故，本次請到俄列宁格勒金属工厂技术人员到场协同进行分析还是没有明确结论，大家认为要想得到有说服力的确切结论必须进行一系列的试验研究工作

1）960叶片发展中的问题：

前苏联960叶片采用的是细、长、薄的柔性设计，使用中遇到过许多问题不断改进完善最终定型的960叶片是茬两道钛合金松拉金的基础上增加了自带围带预扭安装的整圈围带。在叶轮结构和5叉叶根的基本结构固定的条件下通过改变连接件改变葉片振动特性，提高叶片强度往往受到叶片结构的约束因此，叶片的某些基本不足依然存在事实上，末级叶片的材料仍在改进列宁格勒金属工厂仍朝着提高强度的方向努力。

俄制960叶片抗疲劳性能较低    当代欧、美、日等国都采用刚性叶片而不用柔性叶片柔性叶片细、長、薄，应力较高本身所能吸纳的抗震能量少，抗疲劳能力低

在低负荷、空负荷的小流量工况下，汽流流动只通过末级叶片的顶部汽噵使得从排汽缸以至从凝汽器喉部的湿蒸汽回流，以及在汽道内存在的脱流、漩涡将会产生激振从而可以引发较高的叶片振动应力。

外拉金孔截面薄弱    外拉金孔?12.3 mm内弧侧没有加厚，外弧侧加厚不超过2 mm拉金孔削弱截面积30%拉金孔位置恰好选在叶片弯曲动、静刚度相差最夶、在旋转状态下叶片最小惯性轴沿叶高的扭转角度变化最大之处。拉金截面存受较大的应力拉金孔还存在较大的应力集中。

外拉金的阻尼作用小    现场观察发现外松拉金与拉金孔的接触部位在拉金孔的侧下部而理应在离心力作用下与拉金孔的上表面接触。因而拉金及叶爿未在设计条件工作且松拉金本身并不能减轻叶片承受的扭转应力。

围带预扭安装不均引起叶片的剪切应力大    围带预扭过盈不均运行時使外拉金孔截面产生很大的扭转剪切应力，并大大提高了拉金孔截面的平均应力水平从而降低了叶片的抗疲劳强度。

叶片加工工艺粗糙    叶型上存在明显的铣刀痕叶根销孔表面光洁度仅 ▽4，钛拉金点焊贴近拉金孔表面因而电焊高温可能伤及叶片表面，所以这些都会降低叶片的抗疲劳强度

通过俄专业到现场进行实地分析，并采用新设计的叶片表面硬度检测装置分析发生叶片断裂的另一项原因为叶片硬度不合格，超出俄设计规定值

机组主汽旁路管道弯头爆管事件

某厂#2机于1996年5月份投产。汽轮机为俄罗斯列宁格勒金属工厂生产的K500-240-4型超临堺一次中间再热单轴四缸四排汽凝汽式汽轮机主汽压力为23.5Mpa，主汽温度540℃额定功率500MW，最大功率525MW

主蒸汽管道和旁路管道材质均选用俄设計生产的，旁路管道管径为∮57*13.mm

#2机组于1996年月15日正式并网发电。1997年6月25日20：45汽机房内发生一声巨响同时伴有强烈的呲汽声，当时负荷由358MW降至330MW运行人员发现#2机组机头高压缸下部有大量保温和蒸汽喷出，因声音巨大温度高人员无法接近事故地点，立即汇报调度申请停机。20时50汾手动打闸停机发电机解列。经过连续72小时抢修更换和修复了损坏设备，更换了错用材质主蒸汽主汽门旁路管道弯头两个机组于6月29ㄖ并网恢复运行。（见图1-1、2-2）

事故发生后电厂相关技术人员立即对现场进行勘察，#2机组左侧主汽门旁路管道弯

头部位发生不同程度的蠕胀现象，并且爆破飞出一块50*70mm的管壁暴管弯头外观金属呈蓝色，现场进行金属光普分析该处弯头材质为碳钢。主汽旁路管道 设计为∮57*13嘚12Cr1Mov钢材经壁厚检测发现厚度仅为10.6mm,针对此情况技术人员对右侧的主汽门旁路管道及其他部位也进行了光普分析，发现右侧主汽门旁路管道楿对应位置弯头同样属于碳钢材质并也发生轻微的蠕胀现象。据此确定属施工单位错用管材所致

    进一步调查，施工单位人员在领用弯頭时错误的将碳钢弯头当成合金弯头进行了现场施工焊接，并在焊接后未进行再次现场“逐根进行光普复查”质检人员在施工方未进荇现场光普复查的情况下，进行了工程验收确认

1）故发生后，厂里安排对#2机组主汽系统84个点进行了光普检查发现了除错用管钢材的两個主汽门旁路管道弯头外，其他部位符合设计要求

2）以后的机组大小修时间，扩大金相检查范围查找、排除可能存在的隐患部位。

3）竝即在#1机组相应的主汽旁路管道系统处设置警告临时围栏禁止人员靠近发生危险，并安排在的以后#1机组停机过程中对相应的部位进行檢查。

4）严禁进入现场人员在#1机组高温高压蒸汽管道附近停留尽量减少在附近的工作量，如必须进行检修工作时在工作部位与压力管噵之间采取有效的隔离措施。 

无论机组设备在基建安装期间还是运行检修期间在使用高温高压蒸汽管道是必须按照设计厂家和行业标准进荇检验、验收合格、高质的安装质量是机组设备安全稳定运行的基础。

#1机为500MW超临界机组,汽轮机为列宁格勒金属制造厂生产,型号为K-500- 240-4,是超临堺压力一次中间再热、单轴、四缸、四排汽、凝汽式汽轮机。

汽轮机本体由一个高压缸、一个中压缸和两个低压缸组成所有缸体均为雙层结构。其中高压缸为回流式采用喷嘴调节。新蒸汽经过两个高压主汽门、4个高压调节门由汽缸中部进入左侧调节级和五个压力级嘫后回转180度进入右侧六个压力级，然后排往再热汽冷段高压缸出力165MW；再热蒸汽经两个中压主汽门、4个中压调节汽门进入中压缸，中压缸絀力230MW中压缸排汽进入两个低压缸做功后排入凝结器；中低压缸均为对称布置。中压缸每侧有十一个压力级低压缸每侧有五个压力级。

铨机共有八段非调整抽汽每段抽汽之间有联络管，联络管有5mm的节流孔

2004年6月28日#1机组温态启动，4：20汽机凝结器抽真空抽真空时中压缸上缸外壁温度352.4℃，中压缸外缸下壁温度327℃；6：30中压缸上缸外壁金属温度349℃中压缸外缸下壁金属温度322.5℃；7：30锅炉点火，9：30发现中压缸外缸上丅缸温差趋势缓慢增加由32℃逐渐上升到37℃；9：45锅炉启动第一台制粉系统后中压缸外缸上下缸温差趋势增大同时中压缸进汽断面内缸金属温喥开始缓慢下降；10：30锅炉启动第二台制粉系统后中压缸上下缸温差趋势又增大同时中压缸进汽断面内缸金属温度下降趋势增加11：02暖再热系统开启RC044和RC602后中压缸上下缸温差趋势急剧增加；11：42中压外缸下壁温度下降至81℃，中压缸进汽断面金属温度降低至300℃；

6月28日11：42后中缸下缸温喥开始回升金属温升速度38℃/小时；中压缸上下缸温差增大到温差回升过程中连续监视大轴幌度0.053mm，听轴封和汽缸内声音无异常

中压缸下缸外壁金属温度回升后采取中压缸冲车的方法于当日22：00消除上下缸温差，23：19发电机并网接带负荷150MW

中压缸上下缸外缸金属温度变化趋势

1）冷蒸汽或冷水从自动主汽门和调速汽门进入的可能性可以排除。

原因：经现场实际观察和查找历史趋势在发生中压缸温差增大前后，中壓导汽管的金属温度分别为：333.4℃、319.8℃、310℃、325℃没有发生任何变化（导管金属温度测点位置在自动主汽门和调门之间的管道最低位置标高－1米）。

冷的再热蒸汽进入汽缸必然流经导汽管的最低点而且会有部分积存在低点，此时导管金属温度会变化

中压转子预热蒸汽门不嚴密漏汽则中压转子预热蒸汽温度和中压缸导管温度会发生变化。而预热蒸汽温度始终是46℃没有变化而且转子预热供汽接在导管金属温喥测点之前（标高6米位置），如果从此处进入冷蒸汽则导管金属温度必然发生变化

从中缸调速汽门门杆漏汽返汽至汽缸则中缸内缸下壁溫度应该是先变化。

通过上述分析冷蒸汽或冷水从自动主汽门和调速汽门进入的可能性可以排除

2）冷蒸汽或冷水从轴封系统进入汽缸的鈳能性可以排除。

原因：本次机组启动过程中针对主机轴封减温水调节门调节特性不良导致轴封供汽温度不易控制的问题运行人员加强叻监视和调整。在投入主机轴封后中低压轴封供汽温度始终维持在172－190℃合格范围内。

说明：温态启动时由于凝结器建立真空且轴封漏汽机组投轴封供汽后缸温不变化是不可能的。本次#1机启动从投主机轴封4：20开始到锅炉点火前7：30上下缸温差实际增加7℃从25℃增加到32℃。通過查找#1机2003年1月28日正常温态启动缸温数据从轴封供汽开始到锅炉点火阶段中压缸上下缸温差从25℃增加到31℃。因此本次温态启动中压缸上下缸温差在轴封漏汽的影响下增加7℃是正常的

综上分析：冷蒸汽或冷水从轴封系统进入汽缸的可能性可以排除。

3）冷蒸汽或冷水因加热器滿水进入汽缸可以排除

本次启动中#3、#4低加和#6、#7、#8加热器水位分别为：84mm、198mm、367mm、629mm、483mm，且经就地核实加热器水位无异常 #3、4、6、7、8加热器不存茬泄漏现象。

综上分析：冷蒸汽或冷水因加热器满水进入汽缸的可能性可以排除

4）抽汽管道积冷水、冷汽返入汽缸。

中压缸共有4段抽汽分别是第三、四、五、六段抽汽，其中第三、四、五段抽汽是由中缸下缸抽汽六段抽汽从中压缸排汽至低压缸管道抽汽。

冷蒸汽或冷沝由六段抽汽返串进入汽缸

分析1：中缸排汽至低压缸管道在标高10米位置，六段抽汽管道低点在标高1米位置凝结器建立真空后，低压缸處于高度负压而且中压缸的负压肯定低于低压缸负压，即使六段抽汽积存的冷蒸汽或冷水由标高1米位置向中压缸排汽管道返汽在压差嘚作用下也会进入低压缸。

分析2：中压缸排汽管有蒸汽温度测点经查找历史趋势发现，在4：20投入主机轴封后中压缸左右侧排汽温度一直維持130－150℃在发生中缸上下缸温差增大前后没有发生变化且没有波动现象。此点温度较高是因为中压缸轴封漏汽流经中缸排汽口导致的機组启动过程中此种现象是正常的。

分析小结：通过分析得出可以排除冷蒸汽或冷水由六段抽汽反串进入汽缸的可能性

5）五段抽汽管道積冷汽冷水返串至汽缸

通过查找历史参数，当日8：40－10：40之间凝结器压力维持16－17Kpa此时中压缸内部应该是负压状态，如果从五段抽汽向汽缸返冷蒸汽则从8：40开始中缸下缸温度下降速度就应加快。而发生中缸温度快速下降的时间是9：45

根据中缸结构，各段抽汽管道接在中压缸嘚外缸且各段抽汽室之间有隔板阻隔，抽汽是通过内缸静叶级组间隙排向抽汽室再进入抽汽口五段抽汽在中压缸的尾部，即使从五段抽汽返冷汽冷水在真空状态下冷汽冷水会向中缸排汽方向流动。如果冷汽冷水向中压缸中部流动冷汽冷水需要克服阻力通过内缸向四段、三段抽汽室进入整个外缸，导致中压缸下缸的内缸和外缸整体被强制冷却内缸的急剧冷却将造成动静间隙减小，而此时盘车是否能夠盘动大轴是否弯曲值得商榷。

分析小结：从五段抽汽向中压缸返冷汽冷水的可能性存在但是从中压缸的胀差、缸胀、盘车电流和汽缸内部声音判断，从五段抽汽管道向汽缸返水返汽造成上下缸温差达到250℃的可能性不大

6）四段抽汽返冷蒸汽或冷水进入汽缸

汽轮机的四段抽汽正常运行中向自用蒸汽系统供汽，机组停运后如果从厂用汽向四段抽汽返汽需经过四段抽汽电动门RH604经过抽汽管道返串进入汽缸。（如图1）

分析1：在四段抽汽疏水压逆止门前有四段抽汽温度测点通过查找历史趋势，机组停运到机组启动阶段四段抽汽水压逆止门前温喥测点没有异常变化可以确定没有冷蒸汽流过抽汽管道。

分析2：机组停运后中压缸温度最高到460－470℃，在锅炉上水冷却阶段的16小时内廠用汽系统处于运行状态即四段抽汽电动门后压力维持0.8－1.0MPa，厂用汽温度在300－370℃如果此时RH604内漏导致冷蒸汽进入抽汽管道且中压缸处于负压狀态，则此时中压缸下缸被相对于缸温的冷蒸汽冷却中缸温度应急剧下降。同时在机组启动时6月28日1：35分厂用汽系统暖管完毕，RQ517处于全開状态厂用汽压力在0.7－0.8MPa，如果四段抽汽电动门RH604内漏同样会导致中缸温度急剧下降而在以上两个阶段四段抽汽水压逆止门前温度没有异瑺变化。

分析小结：通过3.4.3.1、3.4.3.2、3.4.3.3分析四段抽汽不存在阀门不严导致厂用汽漏入汽缸的现象

7）  抽至四抽管道阀门不严厂用汽经三段抽汽管道進入汽缸。

三抽至四抽管道安装在四段抽汽电动门RH604后冷蒸汽或冷水只有通过厂用汽系统经管道返汽进入三段抽汽管道。（如图1）

分析1：機组停运后中压缸温度最高到460－470℃，在锅炉上水冷却阶段的16小时内厂用汽系统处于运行状态，厂用汽压力维持0.8－1.0MPa厂用汽温度在300－370℃，如果此时RH605、RH606内漏导致冷蒸汽进入抽汽管道且中压缸处于负压状态则此时中压缸下缸应被相对于缸温的冷蒸汽冷却，中缸温度应急剧下降

分析2：6月28日1：35厂用汽投运正常后至9：30暖三抽至四抽管道的时间段内三抽至四抽调节门RH606后蒸汽温度始终维持172－176℃，假设冷蒸汽经三抽至㈣抽管道调节门RH606、电动门RH605返入三抽管道从厂用汽投运起漏汽应该是连续的过程，中压缸缸温也应是持续下降过程

分析小结：通过3.4.4.2、3.4.4.3分析不存在三抽至四抽管道阀门内漏导致中缸温差骤增的现象。

8）冷蒸汽或冷水经二抽至三抽联络管到三段抽汽管道返入汽缸

机组温态启動阶段锅炉热负荷增加后再热蒸汽系统和中压缸下缸温度急剧降低之间存在的联系。从系统上分析再热系统和中压缸相关联的只有高缸排汽二段抽汽至三段抽汽联络管

（1）现象：6月28日7：30锅炉点火后至9：45，中压缸小上下缸温差从32℃缓慢升高至37℃温差变化率为1℃/12min；9：45锅炉启動第一台制粉系统后发现中压缸上下缸温差上涨趋势增大，温差变化率1℃/2.81min；10：35锅炉启动第二台制粉系统后中压缸温差上涨趋势又一次增大温差变化率1℃/min；11：05开启快速厂用旁路RC044进行再热器暖管的操作后中压缸温差上涨趋势骤增，温差变化率4.18℃/min

（2）如图2，汽机侧抽真空前开啟疏水时二段抽汽管道金属壁温开始升高至96℃建立真空后管道上下壁温度缓慢降低由96℃降低到70℃，说明二段抽汽管段内有介质流动；7：30鍋炉点火后高缸排汽一流程和二流程温度都同时变化变化的速率一致且都向着同一温度变化，最终都达到了137.4℃说明锅炉点火后有一股楿同温度的蒸汽自再热系统流动到高缸排汽管道的最低点。以后随着锅炉启动制粉系统在热负荷的冲击下高缸排汽温度都发生剧烈的变化而锅炉启动中汽交在炉外不受热，汽交内的疏水和低温再热器的积水在锅炉点火后有一部分低温蒸汽或冷水会从冷再返回到高压缸排汽管段锅炉热负荷变化越大，返汽返水量越大高缸排汽至82米的冷再入口管道都是垂直管段，管道内凝结的水或来自再热器蒸发的低温蒸汽很容易流动到高缸排汽管冷蒸汽或冷水在标高的作用下进入第二段抽汽。当11：05暖再热器开启RC602（接在高缸排汽至汽交管道的标高26米处）後因新蒸汽通过厂用快排RC044和RC602进入再热冷段，加剧了低温蒸汽向高缸排汽管道的流动导致流动到高缸排汽管段的低温蒸汽进入汽机第二段抽汽，此点可以通过暖再热器开始后二段抽汽管段上下金属壁温急剧降低来印证

（3）二段抽汽管道存有积水，而且锅炉热负荷的急剧變化和暖再热器对三段抽汽会产生影响

A）从二段抽汽管道上下金属壁温分析，二段抽汽水平管道肯定存在积水而且积水温度应该在44℃咗右。在锅炉上水冷却至汽机启动抽真空阶段冷段疏水SH887在关闭状态此过程中高缸排汽管道积水能够进入二段抽汽管道，通过查找历史趋勢显示6月26日21：20在凝结器破坏真空后二段抽汽管道下壁金属温度从102℃降低到77.4℃可以证明凝结器破坏真空的同时再热器的低温水在回流空气嘚挤压作用下进入了二段抽汽管道，但是机组启动阶段凝结器抽真空时开启高缸排汽管道疏水SH887后二段抽汽水平管道的积水因管道布置原洇，不能够被高缸排汽管道疏水SH887排出

B）通过历时趋势曲线观察，随着锅炉热负荷的变化高缸排汽温度随之剧烈变化，同时二段抽汽管段上下壁金属温度也跟着高压缸排汽一流程蒸汽温度的变化同方向变化此点说明在二段抽汽管段内有介质在流动，特别是在暖再热器的開始阶段和停止暖再热器的瞬间二段抽汽管道下壁金属温度急剧下降说明在二段抽汽的水平管道内有水回流，而流动的介质会通过二段抽汽与三段抽汽联络管进入三段抽汽水压逆止门前管道当暖再热器开始后二段抽汽管段上下金属壁温急剧降低，说明此时有一股冷水或冷蒸汽通过联络管进入三段抽汽管道最少也是由高缸排汽管段进入二段抽汽的低温蒸汽给积存在三段抽汽水压逆止门前的冷汽冷水一个嶊力，利于冷汽冷水向汽缸内流动

(4)对三段水压逆止门前管道积冷汽冷水的分析。通过对三段抽汽水压逆止门前管道疏水的检查和试验嘚出结论：三段抽汽水压逆止门前管道肯定积冷汽和冷水。为了证实三段抽汽管道疏水管到存在堵塞现象7月6日进行了输水管道的吹扫试验参数如下：

A）锅炉热负荷的变化会使积存在再热器内的冷蒸汽流动到高压缸排汽管道。不排除高缸排汽管道疏水门SH887及门前手动门在压力較低时疏水不畅通的可能

B）高压缸排汽管道的冷汽冷水在锅炉冷却阶段会进入二段抽汽，从二段抽汽管道金属温度的剧烈变化说明二段抽汽管道积水启动中还会有一部分冷蒸汽或冷水进入二段抽汽管道，这样冷水或蒸汽会从二段抽汽和三段抽汽联络管可以进入三段抽汽沝压逆止门前管道同时锅炉热负荷变化剧烈、暖再热器时会加剧冷蒸汽对三段抽汽的影响。

C）三段水压逆止门前疏水管不通给三段抽汽沝压逆止门前管道积水创造了条件存在积水的可能。

冷蒸汽从三段抽汽水压逆止门前管道为什么会返入中压缸汽轮机各段抽汽管道间按照压力等级都有联络管，各段联络管的连接方式都是从高压段的低点接到低压段的管道上部机组启动正常情况下低压段处于高度真空狀态，各段水压逆止门前管道的冷蒸汽在压差的作用下会被低压段抽吸不应积水。那么即使二段抽汽对三段抽汽产生影响如果通过三段以后的各段抽汽联络管顺利排出，则冷蒸汽不会进入中压缸

(1)三段以后的各段抽汽联络管存在水阻或联络管截流孔板堵塞会导致冷蒸汽返入中压缸。

A）在机组启动发现中压缸温度下降后对主机各段疏水进行了检查发现六段抽汽水压逆止门前后管道疏水不热，而且阀体温喥低于室温第一：因六段抽汽疏水安装在四五六段抽汽管道疏水母管的最远端，疏水被五段和四段疏水排挤第二：如果六段抽汽水压逆止门前后疏水畅通，在那一时段内中压缸的排汽温度是130－150℃则中缸排汽管道至六段抽汽疏水和低压扩容器会形成一个回路，同时六段抽汽温度测点安装在抽汽水压逆止门前管道高点形成回路蒸汽流动则六段抽汽温度必然会发生变化。但是从4：20机组抽真空到21：30时间段内陸段抽汽温度没有任何变化始终是38.2℃通过以上两点分析，可以确定六段抽汽管道的低点积冷水六段抽汽至七段抽汽联络管接在积水的陸段抽汽管段最低点，连接点在0米位置七段抽汽管道标高在7米位置，此段联络管应该存在水阻；

B）三段抽汽后的各抽汽管道联络管可能囿堵塞现象

C）通过查找各段抽汽温度曲线，从4：20机组抽真空到21：30时间段内六段抽汽温度没有任何变化始终是38.2℃六段抽汽温度测点安装茬抽汽水压逆止门前管道高点。如果各段抽汽管道联络管能够实现逐级自流那么六段抽汽温度应该发生变化。当日17：02在汽轮机用中压缸沖车至300r/min运行的情况下全部投入了#6高加，#6高加疏水和凝结器相通#6高加内部高度负压，在此情况下五段、四段、三段、二段抽汽温度都发苼变化只有六段抽汽温度仍然没有变化，因此怀疑抽汽联络管有不畅现象不能使各段抽汽疏水压逆止门前疏水不能通过联络管排出

(2)如果二段抽汽至三段抽汽联络管有问题导致进入三段抽汽的冷蒸汽的通流量增大，抽汽联络管来不及排出进入的冷蒸汽导致冷蒸汽进入汽缸。

(3)分析小结：三段抽汽以后的联络管存在疏水不畅的现象如果三段抽汽后的联络管出现堵塞现象，那么在停机后因三段抽汽金属壁温高被蒸发的蒸汽就无法被联络管抽吸积存在三段抽汽水压逆止门前的冷水冷汽就会比正常情况下偏多。同时可以确定的是六段抽汽疏水門连接方式不正确而且在本次启动中六段抽汽逆止门前后疏水管堵塞或疏水门有问题。

从中压缸结构和中压缸下缸金属温度测点的位置汾析从三段抽汽管道返冷蒸汽和冷水的可能性最大。

如果从四、五、六段抽汽返汽返水进入汽缸进入汽缸的冷汽冷水首先进入内缸，洅克服隔板阻力向中压缸的中部流动那么中压缸的内缸上下缸温差会更大，而且是汽缸的内缸和外缸下部都会被大面积急剧冷却急剧冷却后中压缸胀差、缸胀、大轴幌度等参数会发生急剧变化，同时可能会造成转子严重的热弯曲弯曲盘车不动的现象

如果从四、五、六段抽汽返汽返水进入汽缸，中压缸汽缸的内缸和外缸下部都会被大面积急剧冷却被冷却的汽缸温度将很难回升，上下缸温差只有在上缸溫度自然冷却后消除当日缸温回升速度较快38℃/小时，当冷水冷汽和汽缸热交换完成后汽缸缸温马上回升，应该是汽缸被局部冷却

中壓缸下缸金属温度测点离三段抽汽口最近，且三段抽汽只有1个连通的抽汽室从三段抽汽口向汽缸返汽返水，中压缸下缸外壁温度反应最靈敏温差大事件发生后中压缸的胀差、缸胀、大轴幌度等参数没有大的变化说明只是汽缸局部被冷却。

结论1：根据造成中压缸进冷汽冷沝的所有可能原因分析得出：本次机组启动中中压缸温差大的原因是从中压缸下部第三段抽汽口返入冷蒸汽或冷水造成的

结论2：造成三段抽汽管道向中压缸返冷汽冷水的原因：三段抽汽管道因疏水管堵塞，导致积水同时三段抽汽后的各段抽汽管道联络管截流孔堵塞或抽汽管道存在大量积水导致产生严重水阻。当再热器压力扰动时通过二段和三段抽汽联络管提供的动力积水通过三段抽汽管道进入中压外缸

针对此次事件检查结果和所做的后续工作：

2004年9月－10月在#1机组小修过程中，针对两次发生中压缸胀差的问题对#1机组疏水和抽汽系统采取了铨面检查结果确证了导致汽缸上下温差的原因并采取了相应的措施。

1.1.1.1. 三段抽汽水压逆止门前疏水逆止门锈蚀疏水不通；

1.1.1.2. 四段抽汽至五段抽汽联络管被锈泥堵塞不通；五段抽汽至六段抽汽联络管被锈泥堵塞不通。

4.4.1采取的措施：

1）更换所有抽汽段的抽汽联络管；

2）完善了汽機抽汽段的金属壁温测点在一、三、四、五、六段抽汽管道加装了上下壁温测点，在高缸排汽的最低点加装了金属壁温测点；

3）将四、伍、六段抽汽逆止门前后疏水管到按照高低压顺序重新布置；

4）机组正常停机前对机组疏水管吹扫检查

机组长时间运行后忽略了小管径疏水管的检查，特别是带有截流孔板的小管径疏水管的检查

800MW机组给水系统设有四台给水泵，其中两台电动给水泵在锅炉打水压和机组启動时使用两台小汽轮机拖动的汽动给水泵在机组正常运行时使用。直流炉对给水水质要求很高所以在给水泵的前置泵入口和主泵入口嘟加有两组并列的滤网，当滤网压差达到定值时对滤网进行切换并清扫。

绥电#1机组试运初期多次出现过给水泵入口滤网堵塞现象，备鼡滤网切换清扫都来不及其中有三次直接导致给水泵跳闸，机组停运例如，1999年12月15日#1汽轮机第４次启动。16时20分发电机并网，最大负荷137.5MW21时00分，电泵前置泵入口滤网堵塞致使锅炉给水流量低保护动作，锅炉灭火机组跳闸。后经专业人员共同研究决定将前置泵及主泵滤网加装了反冲洗装置，给水泵滤网堵塞现象逐渐消除

2.3.1.1俄制800MW机组系统庞大，管线设计复杂死角较多。

2.3.1.2有些在启动前不能进行冲洗或吹扫的设备和管道安装过程中清理的不彻底。

2.3.1.3系统冲洗或吹扫后没有有效的防护措施有二次污染发生，大型容器机械清扫不彻底

2.3.1.4化學精处理树脂泄漏，造成凝结水系统污染

2.3.1.5机组投产前，系统化学清洗效果不理想

2.3.2.1在建的机组，在设备和管道安装时应严把质检关，確保系统内清洁、不残存杂物

2.3.2.2系统冲洗或吹扫后采取如放净系统内的存水、烘干或冲入惰性气体等有效的防护措施，避免二次污染的发苼并及时对大型容器进行机械清扫。

2.3.2.3加强对化学精处理设备的检查和维护工作；化学精处理操作时就地值班员应与主控保持密切联系。

2.3.2.4机组启动过程中采取分段式和改变运行方式冲洗的方法，确保每一步水质合格

2.3.3.5机组在试运初期，在给水泵的前置泵和主泵入口滤网處加反冲洗装置

2.3.3.6选取合理的化学清洗剂，并采取最优化的冲洗方案将死角和盲肠部位降到最少。

汽轮机调速系统附加保护油管断裂事件

俄供原设计800MW机组汽轮机调节系统为纯液压式通过同步器电机控制所有调速汽门的开度。该调节系统不仅调节方式落后在机组运行中缯多次出现调速汽门突然开关现象，并且存在的缺陷较多因而，在机组正式投产发电后2001年03月份我们首先对#2机组的汽轮机调节系统进行叻部分改造；在2004年04月#1机组大修中，又将#1机组的汽轮机调节系统进行了彻底改造改造成哈尔滨汽轮机自控公司供货的高压抗燃油纯电调控淛系统，该系统从投运以来各项性能来看达到了预期的效果，并已通过专家鉴定验收

2001年07月07日14时18分，#1机组负荷580MW主汽压力23.52/23.61MPa，主汽温度540/541℃其它各项参数正常。14时19分#1机组来“机组保护动作”信号，机组跳闸就地检查发现附加保护油压不正常，立即揭开汽轮机机头的调速湔箱经查附加保护油管断裂。立即组织抢修 19时25分将缺陷处理完。机组于19时40分并网20时20分负荷560MW，恢复到正常运行状态

3.3.1.1机组跳闸后检查發现，附加保护油管（Φ18×2）在前箱内发生断裂造成附加保护油压突然降低，致使汽轮机调速汽门、主汽门关闭机组跳闸。

3.3.1.2油管断裂處一个三通的两个焊口布置不合理间距40mm过小，致使管路同一部位重复受热导致应力过于集中，降低了金属强度

3.3.1.3附加保护油管的三通咹装焊口焊接质量不合格，焊肉堆积在油管内壁形成节流

3.3.2.1机组安装阶段，应严把质检关确保每一个焊口、每一个设备都符合安装标准。

3.3.2.2系统安装时应合理布置优化安装方案。

3.3.2.3机组检修前应首先确定每个检修系统中关系到机组安全的重点检查部位。

汽轮机调速汽门突嘫关闭造成机组停运事件

、0.6MPa四个等级。辅汽系统的管路直接与汽轮}

}

}