1、故障经过：

2010年4月13日，#1、3机组纯凝工况运行，总负荷350MW，#1燃机负荷231MW，#3汽机负荷119MW，AGC投入。

10:50 #机组突然跳闸，甩负荷到0，发电机跳闸，联跳#1燃机。

机组跳闸后，值长立即通知相关人员到场检查，汇报相关调度，并要求运行人员立即对各系统在停机过程中的运行情况进行详细检查确认：汽轮机各主汽门关闭，转速下降正常，交流润滑油泵启动正常，顶轴油泵联启正常，汽机惰走时间正常，就地无异音；#1燃机油系统运行正常，惰走时间正常，就地无异音。

运行人员通过开启高压旁路供冷再蒸汽维持辅助蒸汽联箱压力，保证轴封压力正常，并立即派人启动启动锅炉，为轴封蒸汽提供备用蒸汽；

11:20#1燃机盘车投入。

11:50 #3汽机盘车投入。

事故处理完毕，停机过程中机组未发生异常情况。

2、故障后检查情况及近期轴系的检修情况：

2010年4月13日机组跳机后，立即进行现场检查：拆除汽机前箱顶部及侧向人孔，对新加平衡块检查，确认无松动、脱落；检查轴封体新加阻汽片（不锈钢板）与大轴间隙，满足不小于1mm的要求，未发现明显碰磨痕迹；检查#1轴承箱外油挡新加阻汽片（聚四氟乙烯板），发现轻微摩擦痕迹，因摩擦量较小，判断不是振动主要因素；在机组惰走期间，用听针听取各瓦声音均正常，缸内无异音；盘车投运后电流正常。

检查后初步判断，设备本身无损坏。为安全运行起见，盘车投入后将轴封体新加阻汽片、新增油挡阻汽片全部拆除。

在此次汽机启动前， 4月检修期间进行了一次设备整体消缺工作，汽轮机主机部分工作包括：在汽轮机前箱内进行了动平衡工作，增加了3个配重块（具体见附件）；在外汽封处新增加阻汽片（间隙1mm），前箱外油挡增加阻汽片（间隙0.4～0.6mm）；对高中压缸调端汽封间隙进行调整，结果如下表（1至3由内往外排序）； 间隙标准为0.5+/-0.05，其中1、2两道汽封底部间隙为下限。

在查阅运行操作记录时，发现本次机组启动后，低负荷时由于低压补气与中压缸排气温差大无法投入。在月13日10:13，机组负荷350MW，汽机负荷119MW时，低压补气与中压缸排气温差80℃，投入低压补汽（此前公司经与电科院讨论，经哈尔滨动力设备股份有限公司同意后将低压补气投入条件温差42℃改为80℃，投入低压补气）。此次操作15分钟内完成。

3、事故原因分析：

（1）事故的原因

故障发生后，经过华北电科院、西安热工院专家分析，结果认为本次故障停机的原因如下：

1）汽机在设计制造上存在缺陷，安装后#1瓦一直振动大，多次经过华北电科院、哈尔滨动力设备股份有限公司及其他专家分析，加配重处理后，振动相对稳定，但仍偏大（130µm），振动随供热抽汽的增大而降低，机组退出热网后，在负荷等其他扰动影响下，振动不稳定（附录部分给出了振动变化前后的具体振动数据及相位）。以上是本次故障的根本原因。

2）机组调试过程中，余热锅炉低压补汽与中压缸排汽温差大，按照厂家说明书要求无法投运。公司经与电科院讨论，经哈尔滨动力设备股份有限公司同意后将低压补气投入条件温差42℃改为80℃，投入低压补气。本次机组启动后，负荷350MW时投入低压补汽，低温的低压补汽引发汽机中压外缸膨胀不均匀，造成#1瓦振动大跳机。

3）汽机在小修时，为防止轴封蒸汽进入油系统，#1瓦轴封间隙调整为规范下限。#1，#2瓦新加轴封体阻汽片、#1轴承箱外新增油挡阻汽片。上述工作在其他诱因下引发汽机振动大。

（2）事故暴露出来的问题：

1）汽机在设计上存在缺陷，安装运行后#1瓦振动一直偏大，虽经加配重处理，但振动仍不稳定。

2）设备异动管理不规范，技改方案措施不完善，改造工艺不良。

3）特殊情况下低压补气的投入方式不合理。

4）燃机跳机的热工逻辑设置有待优化。汽机跳机后，主汽压力未上升到旁路快开压力值，旁路2秒未快开联跳燃机，逻辑不合理。

5）运行人员对低压补汽的操作不熟悉，运行规程对低压补汽的运行规定不完善。

4、防范措施

1）生产保障部机务专业继续联系电科院、哈尔滨动力设备股份有限公司探讨研究#1振动偏大的解决方案。

2）生产保障部机务专业拆除技改加装的辅助油挡，避免机组碰磨振动的可能性。

3）发电部、生产保障部机务、热工专业查找并处理低压补气温差测点不正常的问题，主要排查是否存在汽缸夹层、平衡孔漏气导致中压排气温度不正常升高的原因和其他原因。

4）发电部牵头、生产保障部机务、热工专业配合讨论优化燃机跳闸逻辑，在保证机组安全的条件下，汽机跳闸后，燃机能够继续运行。

5）发电部参照厂家说明书、总结运行经验，制定低压补气的投运规范，补充和完善《运行规程》。

6）生产保障部完善设备异动管理规定，并严格执行。