XXX电厂汽机事故汇编

后果，但应当注意。加强运行人员设备的逻辑保护学习，熟知每个设备的逻辑保护条件；设备操作时应缓慢平稳，尽量避免大幅度操作；在有重大或需要大幅度操作时，应加强专业之间的联系。

七、汽轮机阀门动作异常

1 事故现象：

⑴ 05月06日主机挂闸后两侧中主门无法打开，检查后判断为电磁阀装反，调整电磁阀后正常。

⑵ 主机挂闸后GV3处于全开状态，中主门有压回油量大；现场用干电池测试GV3伺服阀，伺服阀无反应；挂闸后ASP压力不稳定，有时高，有时正常，高时压力与AST压力相近。多次动作阀门后，GV1、TV2也出现卡涩现象。立即联系电厂技术人员对EH油进行取油样进行化验。取油样发现油中有可见固体颗粒，送检后化验结果为11级（EH油合格为小于5级）。

经电厂组织开会讨论后认为引起EH油质变差的原因为汽轮机阀门油动机出厂时未清理干净引起。拆除各阀门油动机返厂进行清洗，同时现场加强对EH进行滤油。06月02日油动机清洗结束后复装。06月12日EH油6.3m、12.6m取油样，送检；化验结果分别为：6.3m：5级；12.6m：4级，EH油系统恢复正常。

⑶、06月13日09:35 启动EH油泵，调整EH油母管油压，开启各油动机隔离门。开启RSV1隔离门时，母管油压下降至5MPa，检查分析后判断为节流孔板有问题，停运EH油系统。下午检查发现RSV1节流孔板未安装，隔离RSV1，联系厂家重新发货。安装节流孔板后，油压正常。

⑷、06月17日09时10分汽机挂闸，AST压力12.9MPa，ASP压力5.5MPa，OPC压力0MPa，后非常缓慢升至11MPa。分别试验AST电磁阀：AST3动作正常；动作AST1时压力正常升高但恢复后压力不降；随后动作AST4，汽机跳闸。互换AST1、AST3电磁阀电磁头后，分别动作AST1、AST3均正常，随后恢复。10:30 分别动作OPC1、OPC2电磁阀，正常。但OPC压力恢复缓慢且偏低，怀疑OPC电磁阀泄漏，联系厂家更换OPC电磁阀。18日更换OPC电磁阀后，动作正常。

2事故原因：

⑴ 对于DEH控制系统出现的问题，油质较差所占的比例较大，由于油质差造成伺服阀卡涩、调门振荡不稳等问题比较常见。

⑵由于油质差在日常工作中将会造成AST电磁阀无法复位，导致ETS回路误动作

⑶ 热控硬接线在机组运行期间由于振动等原因脱落，造成保护可靠性下降

3预防措施：

⑴ 综合以上几种情况，在以后的运行期间，机组启动之前，必须按照要求进行联锁试验，对试验的结果有完整的记录。

⑵ 运行期间，定期检查DEH界面各实时状态，发现异常及时处理 ⑶ 强化EH油监督，定期比较各高调门动作情况

八、汽泵前置泵入口滤网堵，停运汽动给水泵

1事故现象：

06月22日08:06 A汽泵前置泵入口滤网差压突增至105KPa，汽泵入口压力降至0.3MPa。

2事故处理：

启动电动给水泵交锅炉上水，08:18 打闸A小机，08:43 停运A汽泵前置泵。联系电建清理A汽泵前置泵入口滤网和A汽泵入口滤网。

为保证水系统的清洁，防止凝结水泵入口滤网堵塞，15:33 工频启动B凝结水泵；15:38 停A凝泵变频。电建清理A凝泵入口滤网。

3事故原因：

由于新运行机组，系统内较脏，容易出现滤网堵现象。随着运行时间的增加，系统逐渐清洁，滤网堵塞现象会逐渐避免。

4 事故预防：

⑴ 在机组正常运行时，注意前置泵入口滤网及给水泵入口滤网前后差压值是否增大；前置泵运行电流是否波动并下降；给水管路是否有异音；给水流量是否波动并下降。及时判断是否滤网发生堵塞，进行处理，防止给水泵发生汽蚀，引起事故扩大。

⑵ 运行期间加强入口滤网差压监视。

九、高旁减温水堵板未拆除，高旁投运后高旁后温度高

1事故现象：

机组在启动及正常运行，调整高压旁路时，发现高压旁路减温效果不明显。06月25日甩50%负荷时，高旁开度5%，高旁减温水调门全开，高旁后仍温度高于430℃。

2 事故处理：

控制高旁开度，适当提高减温水压力，尽量缩短机组启动或停运时间 电建拆除了此四个堵板。在以后的启机期间，高旁减温水效果正常。同时，电建也对低旁减温水管路进行了清理，发现有个别喷头有堵塞现象，并进行了清理。

3事故原因：

⑴ 在锅炉吹管时，为防止高旁阀门磨损及杂物进入减温水管路，在减温水四个管路上加装了四个堵板。而吹管结束后忘记拆除，造成开高旁减温水时，降温效果不明显。

⑵ 机组运行一段时间后，检查高旁减温水喷头（包括轴封减温水喷头）

十、减温水调整不当造成主蒸汽温度大幅度下降，打闸停机

1 事故现象：

07月03日00:32 汽轮机在2040rpm中速暖机期间，由于减温水调整不当，主蒸汽温度下降较快，炉侧汽温下降率已大于50℃/min，主汽温度由453℃最低降至332℃。01:38 参数恢复正常，汽轮机重新挂闸冲转。03:07 机组并网带负荷。

2 事故处理：

集控室手动打闸停运汽轮机，加强疏水。惰走期间检查汽机本体 3事故原因：⑴减温水开度过大，造成汽温下降较快

⑵在进行汽包水位调整时，未及时调节给水压力与减温水开度， 造成减温水量瞬间过大

4预防措施：

⑴ 汽机专业加强主汽温度监视，特别是在启动初期，滑停期间，锅炉断煤等异常工况下

⑵ 锅炉专业调整水位、汽温时综合考虑 ⑶ 加强专业之间的联系

十一、运行凝结水泵跳闸，备用凝结水泵未联启或联启后跳闸

1 事故现象：

⑴ 07月12日08:48 由于锅炉上水量大幅度变化，运行人员调整除氧器水位时，关闭除氧器上水调门幅度过大，而忘记调整凝结水再循环，引起凝结水流量低，造成凝结水泵B跳闸。同时由于再循环未全开，凝结水泵A联启不成功。再循环全开后，手动工频强启A凝泵。检查变频器无异常后，重新变频启动凝结水泵B，调整各水位正常，08:59 停运A凝泵工频，机组恢复正常运行。 ⑵ 08月18日14:54 在化学投运精处理期间，由于凝结水压力低，B凝结水泵正常联启；后因凝结水流量低而再循环开度小于5%（此调门为气动门，后查趋势发现从向此阀门发开指令到阀门有反馈指令中间间隔14s），凝结水泵A、B同时跳闸，造成凝结水中断。联系锅炉，解除CCS，投入功率回路，快速降负荷，机组负荷由290MW最低降至190MW。随后手动强启B凝结水泵，泵启动后，出口电动门不联开，停运该泵。后查逻辑为：B凝泵跳闸后发100s出口电动门关信号脉冲，强启B凝泵时在该100s内，所以B凝泵启动后出口电动门未联开。14:57 复位凝泵变频器，强启A凝泵变频，启动成功，增加凝泵变频器出力，调整除氧器上水量。15:23 除氧器水位恢复至2000mm，期间除氧器水位最低降至1121mm。16:34 原因查明后，调整各水位正常，投入凝泵变频器自动。17:10 热工参考A凝泵，将B凝泵分闸后发100s关出口门脉冲更该为发3s脉冲。随后将凝结水流量低发10s开再循环脉冲更改为发15s脉冲。 2 事故处理：

⑴ 运行凝泵跳闸后，若备用凝泵联启，此时控制除氧器水位，防止除氧器水位高，检查凝结水辅助用水并进行调整

⑵ 运行凝泵跳闸后，若备用凝泵未联启。立即手动备用泵，启动正常后，进行正常调整；若备用凝泵启动失败，立即快速降负荷，同时检查跳闸泵，在无明显故障情况下，复位故障，手动启动一次

⑶ 在两台凝泵均无法启动情况，按照停机处理， 3事故原因：

⑴ 注水不充分，由于瞬间的扩容，造成凝结水压力瞬间降低和除氧器上水