转子弯曲事故案例分析
汽轮机高中压转子弯曲原因分析
要： 介绍 了机组启 动及 高中压转 子弯曲事故发生的过程 ， 在现场对 振动进行 了测试 ， 某发 电公 司 １ 对 ４汽轮机 高 中
压转子弯 曲原 因进行 了分析 。高 中压转子弯 曲事故 的初步原 因判定为 高中压转子机 械力学性能 不稳定 ， 机组长期运 行 导致局部动／ 间隙减小 ， 静 汽封系统蒸汽温度与压力 控制不合 理 ， 跳机后 违反 《 防止 电力生 产重大事 故 的二 十五项重 点 要求》 的规定 等。
关键词 ： 高中压转 子 ； 弯曲 ； 机械 力学性能 ； 静 间隙 ； 动／ 盘车
中图分类号 ： １Ｔ ６ ． １ Ｏ３ ：Ｋ２ ３ ６ 文献标 志码 ： Ｂ 文章编号 ：６４—１５ （０ ２ ０ ０ ３ ０ １７ ９ １ ２ １ ）６— ０ ３— ４
Ｏ 引 言
某 发 电公 司 １ ４机组 是 由上海 汽 轮机厂 制 造 的 Ｎ１５—１ ． ４ ５ ５ ５ ５ Ｂ ５ ２ ３ ２ ／ ３ ／ ３ １ １型 超 高 压 、 间 再 热 、 中 双缸 、 双排 汽 、 汽式 汽轮 机 ， 凝 机组 轴 承临 界转 速 ： 一 阶为 １ ０ ｍ ｎ 二 阶为 １ ０ ２１０ｒｍ ｎ 发 电机 ０ｒ ｉ ； ２ ／ ０～ ０ ｉ ， ９ ／
０ １ ４ ａ 温度 达 到 ３ ０℃ 。 ．０ ， ＭＰ ０
Ｏ ：２ １～ ６３ ， ４轴 承 的轴 振 开 始 上 升 ， １ ３ ，
阶临界转速为 １ ０ ｒｎ ０ ／ ｉ。轴承振动许可值 ： ４ ｒａ 在 额 定转 速运 行 时 ， 动值 不 超过 ０ ０ 振 ．５ｍｍ； 临界转 在
继续 升高 。
０ ：３ 增 大 高 温 轴 封 蒸 汽 量 汽 封 母 管 压 力 升 ６２ ，
高 。０ ：５ ６３ ， 封 母 管 压力 约为 ０ ０ ３ ａ ６ ２ ：５ 汽 ． ８ 。 ＭＰ
忘记轴封送汽造成转子弯曲
忘记轴封送汽造成转子弯曲集团公司文件内部编码：（TTT-UUTT-MMYB-URTTY-ITTLTY-忘记轴封送汽造成转子弯曲【简述】2003年7月20日，某厂一台300MW机组，在备用后热态启动过程中，因人员违章操作，致使汽轮机高中压转子产生永久性弯曲，被迫停运20余天，进行直轴处理。
【事故经过】7月20日16：00，荷潭Ⅱ线24号杆塔移位工作结束，按中调命令，值长申某通知各专业2号机组准备开机。
时号2机高中压内缸外上壁温度363.5℃，外下壁温度346.3℃，内壁上下温度测点已损坏；中压第一级出口上壁温356.21℃，下壁温测点已损坏；高中压胀差－1.78mm。
机长朱某于16：20通知主值宋某向号2机辅汽联箱送汽。
16：45锅炉点火。
17：40宋某开高、中、低压轴封进汽门暖管。
18：02宋某开大轴封进汽门向低压轴封送汽，操作中因接机长对讲机通知“送完轴封后配合检修人员处理右侧循环水出水门并检查真空泵组”，宋某即去汽机零米层调整循环水出水门，忘记了向高中压轴封送汽。
18：02左右，机长朱某启动真空泵抽真空。
18：32左右，宋某在用餐时才想起高中压轴封未送汽，马上报告机长朱某，朱告吃完晚饭马上去送。
此时发电一部副主任黄某发现机组负胀差增大，即询问朱某轴封送汽情况，朱回告高中压轴封还未送汽，黄下令宋某到现场将高中压轴封送汽。
20：51宋某按机组热启动状态进行冲转条件确认：高中压内缸外上壁温度338.21℃，过热汽压力5.17MPa，炉侧过热汽温度455℃，高中压胀差－2.25mm，高中压缸膨胀15.6／15.7mm，转子晃度0.028mm，凝汽器真空－87.1kPa，油温36.5℃，并报告机长、值长。
（事故后查看自动记录曲线：机前过热器左侧温度307.43℃，右侧温度350.4℃；再热器左侧温度204.45℃，右侧温度214.72℃；中压第一级出口上壁温度335.56℃。
）21：13值长申某命令冲转，机长朱某安排副机长张某在集控室指挥，自己去机头就地检查。
国外汽轮机转子大事故
国外汽轮机转子大事故汽轮机的转子系统（包括叶轮、叶片、主轴、联轴器、轴承、轴封、平衡活塞等）所发生的事故次数占汽轮机事故总数的三分之二以上。
在事故原因中，由于汽轮机产品缺陷（包括设计不当，制造缺陷，安装调整差错等）引起的事故次数约占70%，由于运行失误引起的事故次数约占19%，由于外界影响引起的事故次数约占11%。
下面介绍在五十年代至七十年代期间国外发生的典型的汽轮机转子断裂事故。
一由于轴系振动引起的大事故日本关西电力公司海南电厂3号机组600MW汽轮机的转子断裂日本关西电力公司海南电厂3号机组600MW汽轮机系东芝公司制造，单轮，四缸四排汽，两次中间再热，3600r/min。
蒸汽参数为超临界参数：246kgf/cm2, 538/552/566℃,该汽轮机从1972年4月8日开始试运行，在1972年6月5日进行超速试验（转子的超速转速为3960r/min）,当转速升到3850r/min时，发生异常振动，随即长达51米的转子在17米处断裂，汽轮机与发电机之间的连轴器穿透厂房飞出100多米以外。
该机组全部毁坏，损失约50亿日元。
事故经过的报道是这样的；首先励磁机壳飞离约5米远，励磁机转子约在中部断裂，接着是两端的连轴器螺栓和发电机转子扭断。
定子的线圈头在励磁机侧燃烧起来，而在汽轮机侧被碎块严重损坏。
两个低压转子在两端被扭断，低压末级叶片打穿汽缸飞出与机组纵向轴线成垂直方向达380米远。
高压与中压汽轮机以及机房地面下所有的辅助装置被油严重烧坏，油和氢气燃烧了一个半小时，20名在场人员安全脱险，无人受伤。
由东京大学内田秀雄教授领导的“事故调查委员会”得出了下列结论：事故是因励磁机的径向轴承上下轴承壳因振动而分离引起的，因此轴承失去功能，使轴系临界转速降低而产生共振，促使轴承失去功能而引起自激振动的诱因。
主要是轴承质量差，平衡调整工作差所致。
发生剧烈振动后，励磁机损坏。
转子随之发生弯曲，断裂，更进一步使汽轮机叶片相碰，断裂，飞出，造成机组全部毁坏。
分析核电厂汽轮发电机组转子弯轴事故及其处理方式
分析核电厂汽轮发电机组转子弯轴事故及其处理方式摘要：汽轮机是核电厂中非常关键的设备之一，在核电厂运行中的安全稳定发挥着至关重要的作用，核电能源与其他传统能源相比有着非常多的优势，具有着效率高、密度大等特点，随着我国核电事业的快速发展，科学技术水平不断提升，汽轮机在核电厂中的应用也越来越广泛。
但是，但是在核电厂汽轮发电机组运行的过程中，可能出现的安全隐患最为重点在于转子弯轴事故这类隐患往往会给核电厂带来重大的影响，甚至是损失，因为对于弯轴这一现象来说，往往一旦出现，想要恢复原状，难度极大，而且资金耗费不菲，所以对于核电厂汽轮机来说，分析这类事故产生的原因，并且针对性的给予解决，至关重要，对于核电厂来说也是其必须面对并解决的课题。
关键词：核电厂汽轮发电机组；转子弯轴事故；分析处理引言随着人们对于能源需求不断加大，对于新能源的开采和使用也是我们当前工作的重点内容，而对于核电来说，这是一种新兴的能源方式奇优是颇多比起传统的能源要素来说不仅保护了生态，也提高了，对于能源的使用笑你，对于我国来说我国核电厂数量逐步提升，而在核电厂建设的过程中，不断加大投资力度。
正是因为我国的重视，使得我国核电产业发展迅速同时随着人才的引入，对智力起到了支撑作用，科技水平有不断的提升，据不完全统计我国核电总发电量占我国总发电量的百分之二左右。
而随着技术的不断发展，这个数据也会不断的提升。
而通过近几年趋势来看，在今后我国核电建设也会不断的增大，成为我国能源发电的重要产业。
而在此过程中，需要我们更为重视核电厂运转过程中所出现的一系列问题，并给予针对性的解决措施，最大程度上减少安全隐患。
一、事故的过程分析及转子的检查情况通过当前比较常用的汽轮发电机组，运行过程来看，这类发电机组包括众多的内部结构，而对于其在运转过程中出现的转子弯轴事故，进行了合理科学的分析，主要是在并网提升功率的过程中出现了这类事故，通过对于信息的整合来看，之所以会出现温州的状况[1]。
某反应气压缩机组转子弯曲故障案例分析
某反应气压缩机组转子弯曲故障案例分析转子弯曲是指转子的中心线处于不直状态。
转子弯曲分为永久性弯曲和临时性弯曲两种类型，特征如下：1. 转子永久性弯曲是指转子的轴呈永久性的弓形，它是由于转子结构不合理、制造误差大、材质不均匀、转子长期存放不当而发生永久性的弯曲变形，或是热态停车时未及时盘车或盘车不当、转子的热稳定性差、长期运行后轴的自然弯曲加大等原因所造成。
2. 转子临时性弯曲是指转子上有较大预负荷、开机运行时的暖机操作不当、升速过快、转轴热变形不均匀等原因造成。
3. 转子永久性弯曲与临时性弯曲是两种不同的故障，但其故障的机理是相同的。
转子不论发生永久性弯曲还是临时性弯曲，都会产生与质量偏心情况相类似的旋转矢量激振力。
4. 轴弯曲时通常都会产生很大的径向振动和轴向振动，如果弯曲位于转轴中央附近，支承转子的两个轴承上的轴向振动主要呈1X分量，如果弯曲位于联轴器附近或悬臂式支撑转子的外伸端产生弯曲时，则可能产生较大的2X振动分量。
此外，轴弯曲时一般会在一阶临界转速下产生较大的径向振动。
5.热弯曲是指转子受热后（如启机中或加负荷时）使转子产生了附加的不平衡力（即热不平衡），从而导致了转子发生弯曲的现象。
6.热不平衡的机理是转子横截面存在某种不对称因素（材质不对称、温度不对称、内摩擦力不对称等）、或温度场不均匀，可能在转子上产生弯矩，造成转子弯曲。
7.转子热弯曲引起的振动主要以基频分量为主，一般其具有如下特点。
7.1振动与转子的热状态有关，当机组冷态运行时（空载）振动较小，但随着负荷的增加，振动明显增大；7.2 一旦振动增大后快速降负荷或停机振动并不立即较小，而是有一定的时间滞后；7.3 机组快速停机惰走通过一阶临界转速时的振动较启动过程中的相应值增大很多；7.4转子发生热弯曲后停机惰走时在低转速下转子的工频振动幅值比在开车时相同转速下的振动值要大很多，而且在相同转速下，其工频振动的相位也可能不重合。
第一部分机组概况今天要分析的这套机组是由埃里奥特提供的反应气压缩机组，机组总貌图如图1所示。
电厂#2机高压转子弯曲事故
电厂#2机高压转子弯曲事故【设备规范】汽轮机为亚临界一次中间再热、单轴三缸三排汽、冲动凝汽式汽轮机，型号为k一300-170-3，额定出力为300MW。
高压缸主汽门前蒸汽压力为16．2MPa、温度540℃，高压缸排汽压力为3．88MPa、温度333℃。
汽轮机高中压汽缸分缸布置，高压缸采用双层缸加隔板套型式，蒸汽的流向设计成回流式，高中压缸设有法兰和螺栓加热装置，高压转子采用整体锻造式结构。
【事故前工况】#2汽轮机用中压缸冲转，机组的转速为1200转/分，#2机B级检修后第一次启动，处中速暖机状态；高压缸正在暖缸．高压缸法兰及螺栓加热已投入；主汽及再热蒸汽温度压力正常，各缸体膨胀、差胀、振动值均在正常范围。
【事故经过】4月11日，#2机组B级检修结束后，经过一系列准备与检查后，#2机于4月12日15时55分开始冲转，15时57分机组冲转至500rpm，初步检查无异常。
16时08分，升速至1200rpm，中速暖机，检查无异常。
16时15分，开启高压缸倒暖电动门，高压缸进行暖缸。
16时18分，机长吴X令副值班员庄XX开高压缸法兰加热进汽手动门，令巡检员黄X开高、中压缸法兰加热疏水门，操作完后报告了机长。
16时22分，高压缸差胀由16时的2．32mm上升2．6lmm，机长开启高压缸法兰加热电动门，投入高压缸法兰加热。
16时25分，发现中压缸下部金属温度高于上部金属温度55℃，机长安排人就地检查中压缸及本体疏水门，无异常，经分析认为温度测点有问题，联系热工处理。
17时13分，热工人员将测点处理完毕，此时中压缸上下缸温度恢复正常。
17时27分，投中压缸法兰加热装置。
17时57分，主值余XX在盘上发现#2机#2瓦水平振动及大轴偏心率增大，报告值长。
13时02分，经就地人员测量，#2瓦振动达140μm，就地明显异音，#2。
机手动打闸，破坏真空停机。
18时08分，#2机转速到零，投盘车，此时转子偏心率超出500μm，指示到头，#2机停炉，汽机闷缸，电动盘车连续运行。
案例丨汽轮机转子弯曲案例分析
案例丨汽轮机转子弯曲案例分析1. 设备概述该机组为杭汽厂生产抽汽背压式汽轮机，驱动发电机发电：机组型号为：CB45-11.9/4.7/1.6汽轮机最大发电运行工况为45MW设计额定进口压力为11.9Mpa一抽压力为4.9 MPa排汽压力为1.6MPa进口温度535℃其中汽轮机轴瓦振动报警值80μm联锁停机门限110μm轴位移报警门限为±0.40mm联锁停机门限为±0.80mm图为该机组的总貌图图1 总貌图2. 故障过程2020年12月11日，08:00机组做开机前试验，10:58机组挂闸开始冲转，按照升速曲线进行升速及暖机，截止14:02定速3000rpm。
14:11并网成功后带一定负荷，维持低负荷暖机状态。
到15:15，2Y振动由6um升至102um，同时2X也跟随升高由7um升至93um。
机组立即降负荷，但2X振动仍持续上升至90um、2Y至102um，已接近停机门限（110um），后DCS手动打闸停机。
至15:32 转速至0rpm后持续投入盘车运行。
图2为振动随转速变化的趋势。
图2 振动随转速变化的趋势图3. 故障分析首先根据图3波形频谱图，振动上升变化以干净的1倍频为主，其它频率成分幅值很低，根据基频所对应的常见可能故障大概方向有：转子发生不平衡类故障（叶片或者拉筋围带、平衡块等部件脱落、有异物进入）或者摩擦，转子热弯曲等。
结合时域波形为标准正弦波形，且波峰波谷光滑稳定，无毛刺或者削波现象，轴心轨迹接近椭圆形，无正反进动交替，排除了摩擦现象。
图3 波形频谱图图4 轴心轨迹图若是部件脱落、有异物进入，是属于突发类不平衡故障，振动和相位也会发生突增后稳定，也不符合图谱。
图5 相位图根据现场加负荷期间振动上涨从而触发联锁，判断故障与机组的热负荷有关系，且在停机惰走时转子的工频振动幅值比在开车时相同转速下的振动值要大很多。
在机组停下来盘车时，振动就比较大40微米左右。
符合转子出现热弯曲现象的频谱特征。
转子热弯曲故障案例分析
转子热弯曲故障案例分析：1、高压给水泵长轴弯曲案例（摩擦热弯曲导致）：故障简介：该给水泵每次大修后，只能运行7-20天，刚大修完时，振动幅度一般在0.04-0.06mm，运行一段时间后，振动值达到1.17mm，轴瓦巴氏合金磨损严重。
故障特点及检查情况：泵启动后联轴器端轴瓦振动，2h内从0.38mm升至0.76mm。
最初怀疑是对中不良引起，经重新对中并更换联轴器弹性胶圈后，两端轴瓦振动都降到0.45mm 以下。
但运行4h后，两端轴瓦振动值又升到0.7mm以上。
反复调整后，振动问题仍无法消除，而且每次都有随运行时间增加而增大的情况。
振动频谱显示振动以工频为主，引起振动的可能原因是：轴弯曲或动不平衡。
将转子组装后进行外观检查，各级口环及导叶套处轴套磨损均在同一相位处，每处宽度25mm，共10处(每级叶轮对应一处)，磨损的沟槽深者达0.8mm 以上，磨损处的金属呈受热后的蓝色，磨损弧长约1/2圆周长度。
各段的静口环及导叶套顶部磨损偏轻，底部磨损偏重，测量与其对应的转动部件配合间隙都在1.1mm以上。
转子径向最大跳动值为0.13mm，且最大值在3、7级轴套处，5、6级间轴套(轴长中点)径向跳动值为0.07mm。
故障分析：由测量的数据可以知道，泵转子有一定径向跳动存在，转子在冷态情况下动静碰磨也比较小。
转子冷态的弯曲，不足以产生运行时的剧烈振动和拆检后观察到的磨损情况。
可假设如下：泵在运行的情况下，由于导叶套处轴套的偏磨，轴套局部发热，当产生的热量较大而无法被介质及时带走时，偏磨处发蓝。
轴套碰磨与不碰磨处的两侧，由于温度差而产生不一致的热膨胀使轴弯曲，轴弯向原来转子已经碰磨的一侧。
这样就出现了碰磨、发热、弯曲、碰磨加剧、轴进一步发热弯曲的恶性循环。
这种假设与叶轮口环及导叶套处实际偏磨、发蓝，振动值随时间加大，主要分量为工频的现象相吻合。
解决办法：减小转子初始弯曲；减小转子动不平衡量，使转子在运行时离心力引起的转子弯曲尽量小；销定轴承座，使运行中转子不变位；提高转子初始中心找正精度；大修时适当修改规程，加大导叶套与导叶挡套之间的间隙，一般取叶轮口环磨损后允许最大间隙的1.3倍。
电厂事故案例
忘记轴封送汽，汽机大轴弯曲【简述】2003年7月20日，某厂一台300MW机组，在备用后热态启动过程中，因人员违章操作，致使汽轮机高中压转子产生永久性弯曲，被迫停运20余天，进行直轴处理。
【事故经过】7月20日16：00，荷潭Ⅱ线24#杆塔移位工作结束，按中调命令，值长申某通知各专业2#机组准备开机。
时#2机高中压内缸外上壁温度363.5℃，外下壁温度346.3℃，内壁上下温度测点已损坏；中压第一级出口上壁温356.21℃，下壁温测点已损坏；高中压胀差－1.78mm。
机长朱某于16：20通知主值宋某向#2机辅汽联箱送汽。
16：45锅炉点火。
17：40宋某开高、中、低压轴封进汽门暖管。
18：02宋某开大轴封进汽门向低压轴封送汽，操作中因接机长对讲机通知“送完轴封后配合检修人员处理右侧循环水出水门并检查真空泵组”，宋某即去汽机零米层调整循环水出水门，忘记了向高中压轴封送汽。
18：02左右，机长朱某启动真空泵抽真空。
18：32左右，宋某在用餐时才想起高中压轴封未送汽，马上报告机长朱某，朱告吃完晚饭马上去送。
此时发电一部副主任黄某发现机组负胀差增大，即询问朱某轴封送汽情况，朱回告高中压轴封还未送汽，黄下令宋某到现场将高中压轴封送汽。
20：51宋某按机组热启动状态进行冲转条件确认：高中压内缸外上壁温度338.21℃，过热汽压力5.17MPa，炉侧过热汽温度455℃，高中压胀差－2.25mm，高中压缸膨胀15.6／15.7mm，转子晃度0.028mm，凝汽器真空－87.1kPa，油温36.5℃，并报告机长、值长。
（事故后查看自动记录曲线：机前过热器左侧温度307.43℃，右侧温度350.4℃；再热器左侧温度204.45℃，右侧温度214.72℃；中压第一级出口上壁温度335.56℃。
）21：13值长申某命令冲转，机长朱某安排副机长张某在集控室指挥，自己去机头就地检查。
宋某进行机组启动操作，并设定目标转速500rpm，升速率100rpm ／min。
供热汽轮发电机组转子弯轴事故的分析及处理
供热汽轮发电机组转子弯轴事故的分析及处理谷志德;李恒海;王宏伟【摘要】This paper analyzes the process of the rotor bending accident of the heating steam turbine generator set. It was confirmed that the main reason of rotor bending is rubbing and the direct reason of cause rubbing is large difference temperature of up and down of cylinder. After the bending rotor straightened and rotors low -speed dynamic balanced and the coupler end face restored, the units was started and combined to the grid smoothly, each bearing vibration achieves good level.%本文对一起供热汽轮发电机组转子弯曲事故的发生过程进行了分析，判断出造成该转子弯曲的主要原因是发生了动静碰摩，引起动静碰摩的直接原因则是上下汽缸温差过大。
对该弯曲转子实施了校直、低速动平衡、联轴器端面瓢偏修复等技术措施后，机组顺利起动、并网发电，各轴承振动均小于30μm，达到优良水平。
【期刊名称】《大电机技术》【年(卷),期】2013(000)005【总页数】4页(P41-44)【关键词】供热汽轮发电机组;转轴弯曲;动静碰摩;转轴校直;低速动平衡【作者】谷志德;李恒海;王宏伟【作者单位】甘肃省电力公司电力科学研究院，兰州 730050;华电电力科学研究院，杭州 310030;甘肃省电力公司电力科学研究院，兰州 730050【正文语种】中文【中图分类】TM311前言某厂一台 50MW 供热式汽轮发电机组轴系由高、低压转子，发电机转子以及 5个支持轴承组成。
转子弯曲故障诊断实例
转子弯曲故障诊断实例摘要：本文故障诊断实例来自化工单位真是的案例，对转子弯曲的故障特征进行了详细的分析和描述，同时验证了转子弯曲故障分析的结论，对旋转设备故障诊断有实际的参考意义。
关键词：汽轮机；故障；诊断；弯曲1设备基本情况某公司裂解气压缩机由汽轮机驱动，采用离心式结构，三缸、五段、 15级压缩。
汽轮机是抽汽凝汽式汽轮机，型号 EHNK50/63，额定功率 35122kW，额定转速 5495rpm，正常转速 4671-5700rpm，进汽压力 11.5MPa，进汽流量214t/h，抽汽压力 4.2MPa，抽汽流量 140t/h。
汽轮机一临界 3050rpm（理论），实际 2900 左右。
2020年5月对汽轮机进行大修，更换了汽轮机转子，调整了排气侧轴瓦间隙。
裂解气压缩机型号为2MCL1004 中压缸+DMCL1004 低压缸+2MCL907 高压缸。
其中，2MCL1004 中压缸，入口流量170074Nm3/h，入口压力0.230MPa，出口压力 0.895MPa，叶轮背靠背布置，直径 1000mm；DMCL1004 低压缸，双吸，入口流量173905Nm3/h，入口压力 0.127MPa，出口压力 0.266MPa，叶轮为背靠背布置，直径 1000mm；2MCL907 高压缸，入口流量10281Nm3/h，入口压力 0.854MPa，出口压力 3.955MPa，叶轮背靠背布置，直径 900mm。
三缸、五段、15 级压缩，干气密封。
2020年5月对汽轮机进行大修时，压缩机未进行任何检修。
2机组故障情况说明2020年6月，裂解气压缩机组在经过大修后冲转启机，但连续2次启机均因汽轮机振动过大而跳机。
汽轮机振动报警值63.5um,联锁值88.9um。
第一次启机升速至700rpm后暖机30min，接着升速至1500rpm暖机15min，再次升速至3800rpm运行5min跳机。
第二次启机升速至700rpm暖机30min，升速至1500rpm 暖机25min，再次升速至4700rpm运行15min跳机。
案例分析(违章操作导致转子弯曲)
一、事故经过20日，某厂一台300MW机组，在备用后热态启动过程中，因A员违章操作，致使汽轮机高中压转子产生永久性弯曲，被迫停运20余天，进行直轴处理。
20日16时，电网线路工作结束，按中调命令，值长通知各专业1号机组准备开机。
此时1号机高中压内缸外上壁温度363. 5C，外下壁温度346.3℃，内壁上下温度测点已损坏；中压第一级出口上壁温356. 21℃，下壁温测点已损坏；高中压胀差-1.78mm。
机长于16时20分通知主值向2号机辅汽联箱送汽。
16时45分锅炉点火。
17时40分主值开高、中、低压轴封进汽门暖管。
18时02分开大轴封进汽门向低压轴封送汽，操作中因接机长对讲机通知“送完轴封后配合检修人员处理右侧循环水出水门并检查真空泵组”，主值即去汽机零米层调整循环水出水门，忘记了向高中压轴封送汽。
18时02分左右，机长启动真空泵抽真空。
18时32分左右。
主值在用餐时才想起高中压轴封未送汽，马上报告机长，机长令其吃完晚饭马上去送。
此时发电部主任发现机组负胀差增大，即询问轴封送汽情况，机长回告高中压轴封还未送汽，下令主值到现场将高中压轴封送汽。
20时5 1分主值按机组热启动状态进行冲转条件确认；高中压内缸外上壁温度338.21℃，过热汽压力5.17MPa，炉侧过热汽温度455℃，-87. 1kPa羞一2.36.mt高中压缸膨胀15.6／l5.7mm，转子晃度0.028mm，凝汽器真空-87.1kPa，油温36.5℃，并报告机长、值长。
（事故后查看自动记录曲线：机前过热器左侧温度307. 43℃，右侧温度350.4℃#再热器左侧温度204. 45℃，右侧温度214。
72℃；中压第一级出口上壁温度335. 56℃。
）21时13分值长命令冲转，机长安排主值在集控室指挥，自己去机头就地检查。
主值进行机组启动操作，并设定目标转速500r/min，升速率每分钟100r/min。
转速升至500r/min，就地打闸一次，检查机组无异常。
某发电厂发电机集电环环火处置不当造成转子弯曲停机事故分析
某发电厂发电机集电环环火处置不当造成转子弯曲停机事故分析一、简述某年5月18日，某电厂6号发电机集电环环火严重，造成停机事故。
二、事故经过5月18日22时11分，光字牌报警“轴承振动大”；CRT报警“#5、6轴振大”。
立即投油，停#5、#4制粉系统，降有功负荷至240MW。
同时，单元长派人就地检查，发现正极集电环冒烟，电刷打火。
检查人跑回单元室汇报情况后，降无功负荷由52 Mvar至-40Mvar；随即拿上对讲机与单元长再次跑到现场，发现发电机#7瓦基座剧烈振动，正极集电环环火严重，单元长立即用对讲机下令“打闸停机”，主控手动破坏真空打闸停机（22时16分），解列发电机，锅炉灭火。
三、事故原因1、励磁电流波动原因电刷与集电环表面的接触电阻变化较大，或出现电弧放电，引起转子电流波动，励磁装置进行自动调整。
2、#5、6瓦轴振动原因由于转子大轴正极集电环处被电灼伤，产生高温使得大轴弯曲引起大轴剧烈振动，#5、6瓦轴振值突增。
3、转子接地保护未发信号的原因由于转子接地保护延时整定为9秒，因轴系振动强烈，转子接地保护用的电刷脱离轴，回路断开。
所以，打闸前未能发转子一点接地信号。
机组打闸后，在故障录波器打印记录中，出现转子一点接地保护（高值）动作一次，其测量值为0.92 KΩ＜10 KΩ（整定值）。
可能在机组打闸时该接地电刷偶尔接（碰）地一次，导致保护动作一次。
4、#7瓦损坏的原因由于大轴弯曲振动，导致#7瓦底脚螺栓松动，油室两侧端盖螺栓松动脱落，冷却油管断裂，轴与瓦之间失去油润滑和冷却，温度升高，瓦内表面乌金损坏。
5、运行人员就地检查发现正极集电环冒烟，电刷打火时，没有考虑到问题的严重性，而是按常规的处理办法降低无功负荷，没有立即打闸，使机组故障运行时间至少延长4分钟，导致正极集电环和大轴损坏严重。
6、由于转子接地保护延时整定为9秒，转子回路瞬间或断续接地，不能发转子一点接地信号，使运行人员不能及时发现转子回路接地情况。
忘记轴封送汽 造成转子弯曲
忘记轴封送汽造成转子弯曲【简述】2003年7月20日，某厂一台300MW机组，在备用后热态启动过程中，因人员违章操作，致使汽轮机高中压转子产生永久性弯曲，被迫停运20余天，进行直轴处理。
【事故经过】7月20日16：00，荷潭Ⅱ线24号杆塔移位工作结束，按中调命令，值长申某通知各专业2号机组准备开机。
时号2机高中压内缸外上壁温度363.5℃，外下壁温度346.3℃，内壁上下温度测点已损坏；中压第一级出口上壁温356.21℃，下壁温测点已损坏；高中压胀差－1.78mm。
机长朱某于16：20通知主值宋某向号2机辅汽联箱送汽。
16：45锅炉点火。
17：40宋某开高、中、低压轴封进汽门暖管。
18：02宋某开大轴封进汽门向低压轴封送汽，操作中因接机长对讲机通知“送完轴封后配合检修人员处理右侧循环水出水门并检查真空泵组”，宋某即去汽机零米层调整循环水出水门，忘记了向高中压轴封送汽。
18：02左右，机长朱某启动真空泵抽真空。
18：32左右，宋某在用餐时才想起高中压轴封未送汽，马上报告机长朱某，朱告吃完晚饭马上去送。
此时发电一部副主任黄某发现机组负胀差增大，即询问朱某轴封送汽情况，朱回告高中压轴封还未送汽，黄下令宋某到现场将高中压轴封送汽。
20：51宋某按机组热启动状态进行冲转条件确认：高中压内缸外上壁温度338.21℃，过热汽压力5.17MPa，炉侧过热汽温度455℃，高中压胀差－2.25mm，高中压缸膨胀15.6／15.7mm，转子晃度0.028mm，凝汽器真空－87.1kPa，油温36.5℃，并报告机长、值长。
（事故后查看自动记录曲线：机前过热器左侧温度307.43℃，右侧温度350.4℃；再热器左侧温度204.45℃，右侧温度214.72℃；中压第一级出口上壁温度335.56℃。
）21：13值长申某命令冲转，机长朱某安排副机长张某在集控室指挥，自己去机头就地检查。
宋某进行机组启动操作，并设定目标转速500rpm，升速率100rpm／min。
冲转参数不当导致转子弯曲
冲转参数不当导致转子弯曲【案例简述】2003年7月20日，某厂300MW机组，在备用后热态启动过程中，因人员违章操作，致使汽轮机高中压转子产生永久性弯曲，被迫停运20余天，进行直轴处理。
2003年7月20日16时，某线路#24杆塔移位工作结束，按中调命令，值长申某通知各专业#2机组准备开机。
当时#2机高中压内缸外上壁温度363.5℃，外下壁温度346.3℃，内壁上下温度测点已损坏；中压第一级出口上壁温356.21℃，下壁温测点已损坏；高中压胀差－1.78mm。
机长朱某于16时20分通知主值宋某向#2机辅汽联箱送汽。
16时45分锅炉点火。
17时40分宋某开高、中、低压轴封进汽门暖管。
18时02分宋某开大轴封进汽门向低压轴封送汽，操作中因接机长对讲机通知“送完轴封后配合检修人员处理右侧循环水出水门并检查真空泵组”，宋某即去汽机零米层调整循环水出水门，忘记了向高中压轴封送汽。
18时02分左右，机长朱某启动真空泵抽真空。
18时32分左右，宋某在用餐时才想起高中压轴封未送汽，马上报告机长朱某，朱告吃完晚饭马上去送。
此时发电一部副主任黄某发现机组负胀差增大，即询问朱某轴封送汽情况，朱回告高中压轴封还未送汽，黄下令宋某到现场将高中压轴封送汽。
20时51分宋某按机组热启动状态进行冲转条件确认：高中压内缸外上壁温度338.21℃，过热汽压力5.17MPa，炉侧过热汽温度455℃，高中压胀差－2.25mm，高中压缸膨胀15.6／15.7mm，转子晃度0.028mm，凝汽器真空－87.1kPa，油温36.5℃，并报告机长、值长。
（事故后查看自动记录曲线：机前过热器左侧温度307.43℃，右侧温度350.4℃；再热器左侧温度204.45℃，右侧温度214.72℃；中压第一级出口上壁温度335.56℃）。
21时13分值长申某命令冲转，机长朱某安排副机长张某在集控室指挥，自己去机头就地检查。
宋某进行机组启动操作，并设定目标转速500rpm，升速率100rpm／min。
环火处置不当,转子弯曲停机
环火处置不当，转子弯曲停机【简述】2003年5月18日，某电厂6号发电机集电环环火严重，造成停机事故。
【事故经过】5月18日22时11分，光字牌报警“轴承振动大”；CRT报警“#5、6轴振大”。
立即投油，停#5、#4制粉系统，降有功负荷至240MW。
同时，单元长派人就地检查，发现正极集电环冒烟，电刷打火。
检查人跑回单元室汇报情况后，降无功负荷由52Mvar至-40Mvar；随即拿上对讲机与单元长再次跑到现场，发现发电机#7瓦基座剧烈振动，正极集电环环火严重，单元长立即用对讲机下令“打闸停机”，主控手动破坏真空打闸停机（22时16分），解列发电机，锅炉灭火。
【事故原因】1、励磁电流波动原因电刷与集电环表面的接触电阻变化较大，或出现电弧放电，引起转子电流波动，励磁装置进行自动调整。
2、#5、6瓦轴振动原因由于转子大轴正极集电环处被电灼伤，产生高温使得大轴弯曲引起大轴剧烈振动，#5、6瓦轴振值突增。
3、转子接地保护未发信号的原因由于转子接地保护延时整定为9秒，因轴系振动强烈，转子接地保护用的电刷脱离轴，回路断开。
所以，打闸前未能发转子一点接地信号。
机组打闸后，在故障录波器打印记录中，出现转子一点接地保护（高值）动作一次，其测量值为0.92KΩ＜10KΩ（整定值）。
可能在机组打闸时该接地电刷偶尔接（碰）地一次，导致保护动作一次。
4、#7瓦损坏的原因由于大轴弯曲振动，导致#7瓦底脚螺栓松动，油室两侧端盖螺栓松动脱落，冷却油管断裂，轴与瓦之间失去油润滑和冷却，温度升高，瓦内表面乌金损坏。
5、运行人员就地检查发现正极集电环冒烟，电刷打火时，没有考虑到问题的严重性，而是按常规的处理办法降低无功负荷，没有立即打闸，使机组故障运行时间至少延长4分钟，导致正极集电环和大轴损坏严重。
6、由于转子接地保护延时整定为9秒，转子回路瞬间或断续接地，不能发转子一点接地信号，使运行人员不能及时发现转子回路接地情况。
7、集电环表面积小，电刷布置较集中。
运行监控不到位转子进水弯曲
运行监控不到位，转子进水弯曲【简述】某电厂1号机组停备后，在向凝汽器注水过程中，由于反措不落实，运行人员疏忽，没有对凝汽器水位进行有效监控，导致#1机汽缸进水，转子严重弯曲。
【事故经过】8月23日某厂1号机组停备，凝汽器水位在30分钟内（0：40～1：10）由500mm降至50mm的情况，运行人员对凝汽器补水至700mm，并关闭了凝汽器补水二次门。
机组有关参数：轴向位移-0.3，差胀-1.7mm，汽缸壁温第12测点调节级上缸前侧外壁温433℃，第14测点调节级下缸前侧壁温417℃，除差胀属正常偏大外，其它未见异常。
02：50，凝结器水位降至450mm，凝结器补水至950mm（现场水位计指示），关闭凝结器补水一次门。
3：50运行人员发现集控室凝结器电接点水位计指示1050mm（集控室水位表只显示1050mm，其最大值1200mm不显示，是因凝结器现场电接点测量筒最高点是1100mm，没有1200mm这个点）。
5：00运行人员检查发现#1凝结器水位仍维持在1050ｍｍ，金属温度第12点388℃，第14点376℃，运行人员判断机组盘车状态正常，即放弃了对凝汽器水位和金属温度的监视以及集控凝汽器水位与现场水位计的校对工作。
6：40，巡检发现#1机大气释放阀冒汽和真空破坏门冒水，即电告盘前，并查看有关参数为：差胀1.2mm，轴向位移-1.2mm，轴封压力显示为0.025MPa（集控），盘车电流未检查。
运行人员以为是轴封漏汽引起大气释放阀冲坏（2个大气释放阀，1个低压纸板边缘冲坏，1个低压纸板冲出一半落在低压缸上），立即压关低温蒸汽总门、轴封新蒸汽一、二次门和除盐水至凝汽器补水一、二次门。
当返至8米平台时，发现盘车已跳。
此后，运行人员开启了凝结器热水井放水门及#4低加放水门，并组织人员对系统进行检查和人工盘车，但人工定盘难度很大（4个人只能转动10度左右）。
在进行7个小时人工定盘直轴后，于13：50、14：25、16：40，先后试投了3次连盘，盘车电流摆动幅度分别为15～18.5A、13～15A、15～16.5A。
固定销钉剪断造成汽轮机高压转子弯曲
The unexamined life is not worth living. 简单易用轻享办公（页眉可删）固定销钉剪断造成汽轮机高压转子弯曲【案例简述】某火力发电厂＃7机组于1997年12月投入运行，汽轮机型号为N210-130-535/535，为超高压一次中间再热单轴三缸两排汽凝汽式。
2003年5月9日，#7机组（200MW）在启动过程中发生高压转子弯曲的设备事故。
2003年4月29日7时，＃7机#2给水泵出口再循环管法兰泄漏处理完毕。
9时15分，汽轮机各参数具备冲转条件，汽轮机开始冲转，转速升至500r/min检查后继续升速，转速升至1000r/min左右时，发现＃2轴Y向振动235m，＃3轴Y向振动210m，＃2、＃3轴瓦振动在合格范围内，立即打闸停机。
停机后，对高、中压缸前汽封进行听音，未发现磨擦声，测量大轴晃动度为0.60mm，于是判断汽轮机转子产生弯曲，立即采取温差法直轴。
直轴后测量大轴晃动度为0.13mm，消除了转子的热弯曲（机组投产后原始晃动值为0.13mm）。
同时厂部组织专业人员对振动超标进行了全面分析，认为是由于高压前轴封的汽封套变形，在启动过程中与转子产生碰磨，引起转子弯曲，属于弹性变形。
随后，机组于4月29日、4月30日、5月8日先后进行了5次启动，均因#2、#3轴Y方向振动大未启动成功。
机组于5月19日转入中修，经检查高压转子前轴封处出现轻微弯曲（0.12mm）。
【案例评析】1．汽轮机第25级上隔板阻汽环中分面两侧固定销钉各被剪断一只，阻汽环的原始应力得以释放并向低压缸内侧弹性变形4mm左右，其弹性力作用在第25级叶片的端部，对低压转子施加了这样一个向右侧的外力，使得整个汽轮机转子以#3瓦或#4瓦为支点产生左右偏摆，也就是高中压转子向左移动，低压转子向右移动，造成#1、#2瓦口左侧间隙减小，使高压缸前汽封左侧间隙也随之变小，故而造成与高压转子发生严重碰磨。
高压缸前轴封处最先产生磨擦、过热，出现转子局部碰磨的恶性循环，造成高压转子弯曲，轴振增大、超标。
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华能汕头电厂操作检查不到位2号汽轮机高压转子弯曲事故
（1999年）
［序］1999年4月12日，华能汕头电厂2号机组在大修后的启动过程中，因漏掉对高压缸法兰加热左右侧回汽门的检查，左侧汽门实际开度很少，使高压缸左右法兰温差严重超限，监盘又较长时间没有发现，造成高压转子大轴弯曲事故。
造成这起事故的直接原因是运行人员责任心不强，严重失职，运行管理薄弱与规章制度不健全也是造成事故的重要原因。
这种因左右法兰加热不均导致高压缸转子弯曲事故近年来还是第一次发生。
华能国际公司汕头电厂对这起事故的调查处理是严肃认真的，及时查明了原因，分清了责任。
为共同吸取事故教训，现将华能汕头电厂“设备事故调查报告书”(摘要)转发，希望各单位认真结合本单位的实际情况，加强对职工的职业素养与岗位责任的教育，健全规章制度，使各项工作规范化、制度化、同时，加强对运行的管理；杜绝工作中的不负责任、疏忽大意的行为，维护各项规章制度的严肃性，防止类似事故重复发生。
【事故经过】
4月11日，#2机组B级检修结束后，经过一系列准备与检查后，#2机于4月12日15时55分开始冲转，15时57分机组冲转至500rpm，初步检查无异常。
16时08分，升速至1200rpm，中速暖机，检查无异常。
16时15分，开启高压缸倒暖电动门，高压缸进行暖缸。
16时18分，机长吴X令副值班员庄XX开高压缸法兰加热进汽手动门，令巡检员黄X开高、中压缸法兰加热疏水门，操作完后报告了机长。
16时22分，高压缸差胀由16时的2．32mm 上升2．6lmm，机长开启高压缸法兰加热电动门，投入高压缸法兰加热。
1 6时25分，发现中压缸下部金属温度高于上部金属温度55℃，机长安排人就地检查中压缸及本体疏水门，无异常，经分析认为温度测点有问题，联系热工处理。
17时13分，热工人员将测点处理完毕，此时中压缸上下缸温度恢复正常。
17时27分，投中压缸法兰加热装置。
17时57分，主值余XX在盘上发现#2机#2瓦水平振动及大轴偏心率增大，报告值长。
13时02分，经就地人员测量，#2瓦振动达140μm，就地明显异音，#2。
机手动打闸，破坏真空停机。
18时08分，#2机转速到零，投盘车，此时转子偏心率超出500μm，指示到头，#2机停炉，汽机闷缸，电动盘车连续运行。
18时18分至24分，转子偏心率降至40—70μm后，又逐渐增大到300μm并趋向稳定，电动盘车继续运行。
在13日的生产碰头会上，经过讨论决定：鉴于14小时的电动盘车后，转子偏心率没有减少，改电动盘车为手动盘车180度方法进行转子调直。
并认为，高压转子如果是弹性变形，可利用高压缸上、下温差对转子的径向温差逐渐减少，使转子热弯曲消除。
经讨论还决定，加装监视仪表，并有专人监视下运行。
13日12时40分起到18时30分．三次手动盘车待转子偏心率下降后，改投电动盘车，转子偏心率升高，并居高不下，在300μm左右。
15日19时20分，高压缸温度达145℃，停止盘车，开始做揭缸检查工作。
【事故原因】
4月12日16时18分，运行人员在操作#2汽机高压缸法兰加热系统的过程中，漏掉了对高压缸法兰加热左右两侧回汽门的操作(或检查)，使得高压缸左侧法兰加热回汽门开度很小，右侧法兰加热回汽门全开；当16时22分，机长开启高压缸法兰加热电动门投入法兰加热后，从16时27分起。
高压缸左、右两侧的法兰的温差开始增大．56分时达100℃(左侧法兰金属温度为150.43℃，右侧为250．45℃)．在高压缸左右温差大的期间,运行监盘人员没有及时发现,因而造成高压缸缸体膨胀不均，转子偏心率增加，高压缸内动静摩擦，轴承油挡磨损,高压转子弯曲。
【暴露的问题】
1．部分运行人员工作失职，责任心不强。
#2机大修后运行人员未对系统进行启动前的全面检查。
机长在下令投入高压缸法兰加热系统时，考虑不全面，下令不准确，没有要求操作人对高压缸法兰加热系统中的阀门的状态进行细致的核查；在#2机上监盘的机长、主、副值班员，监视机组的主要运行状态不认真，#2机高压缸左右两侧法兰温差增大及转子偏心率增大达38分钟没有发现；值长对机组启动过程中的重要参数跟踪监视不到位，掌握机组的运行工况不全面。
2．运行部在技术管理上存在漏洞，投产已两年，运行规程还不够完善，现场没有正式的《机组启动前各系统检查卡》和。
《启动期间专用记录表：已有的《整组启动操作卡》可操作性差。
3．运行部贯彻落实五项重点反措不及时．不得力．结合现场实际制订和执行重点反措的实施细则落实不到位。
4．参加机组大修后启动的运行行政、技术管理人员。
未能很好地履行对运
行人员执行运行规程状态的监督和技术把关的职责，没有及时发现汽机重要参数严重超限的重大问题。
5．电厂领导对各级安全生产责任制落实不力，对有关规章制度、规程的建立；健全检查督促力度不够,对运行管理要求不严,对上级下达的反措没有认真研究，贯彻落实。
【事故责任及考核】
1．机长吴X，在下令操作#2汽轮机高压缸法兰加热系统时。
操作命令不明确、不全面,漏掉了高压缸法兰加热系统中的手动回汽门;同时他在开启高压缸法兰加热电动门投入法兰加热后．没有对法兰左右两侧的温度进行全过程的跟踪监视和调整。
也没有向监盘人员作出交代，对此次事水负有主要责任。
2．值班员余XX监盘不认真，没有及时发现高压缸法兰左右温差及转子偏心率增大等事故象征，工作责任心不强，对此次事故负有重要责任。
3．汽机运行专工田X对运行技术监督管理不力，贯彻五项重点反措不得力、不及时，未能及时编写<<汽机启动前各系统检查卡》和《启动期间专用记录表》，在#2机大修后启动过程中，跟踪监督和技术指导不到位，对此次事故负有重要责任。
4．副值庄XX在监盘时不认真，没有监视高压缸法兰左、右两侧的温度及转子偏心率等运行参数，对此次事故负有重要责任。
5．值长张XX，在#2机组大修后启机操作过程中，没有要求本值人员用典型操作卡操作，对高压缸法兰加热的操作没有实行有力的监管，对#2机值班员监盘不认真没有及时纠正，掌握#2机组运行工况不全面，对此次事故负有重要责任。
6．运行部主任王XX(同时还是#2机组大修调试组组长)，副主任童XX对运行人员管理不严，贯彻落实规程制度和安全措施不力，落实各岗位安全责任不到位，现场监督指导不够，对此次事故负有一定责任。
7．生产副厂长张XX分管运行部，对运行管理工作要求不严，贯彻落实五项重点反措布置后，检查落实不够，对此次事故负有直接领导责任。
8．生产副厂长李XX作为#2机组大修总指挥，对此次事故负有领导责任；厂长郑XX，作为全厂安全第一责任者，对此次事故负有领导责任。
【采取的防范措施】
1．立即组织运行人员针对此次事故找出存在的问题，举一反三，吸取教训。
要求每个运行职工写出对“4．12”事故的认识和感受。
2．运行部立即组织编写《机组启动前系统检查卡》、《启动期间专用记录表》，完善细化汽机运行规程及《机组启动典型启动操作票》。
3．运行部要根据汽轮机制造厂的规定制定机组在各种状态下的典型启动曲线、停机曲线和惰走曲线。
4．对照总公司提出的五项重点反措，运行、检修、燃料、生产、行政部（保卫）要进一步制定完善的实施细则。
5、在全厂范围内，立即开展一次查思想、查管理、查隐患、查制度、查火险的安全活动。
6．健全各项安全生产规程制度，完善技术管理，进一步加强安全生产保证体系，全面落实各级安全生产责任制。
7．强化技术培训，进一步提高各级人员的技术素质，近期利用学习班时间组织学习安规、运规和重点反措，在五月--六月由运行部和安监部门组织进行闭卷考试。
今后要把运行人员的培训工作作为经常性工作长抓不懈，逐步提高运行人员的素质水平。
8．在这次事故处理中，采取停盘车的方法进行直抽是不慎重，也是不科学的，幸好汽缸温度较低，未引起事故扩大，今后要严格执行运行规程和制造厂的有关规定，避免类似的事件发生。