运行人员脱岗转子进水弯曲.docx

1、运行人员脱岗，转子进水弯曲【简述】2005 年 08 月 23 日，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，运行管理及三制不严肃，人员严重违反劳动纪律，造成 1 号机汽缸进水，转子严重弯曲。【事故经过】2005 年 08 月 23 日 01 时 00 分，机运四班早班。1 号机运代班司机王某（系 5 号机运司机）接班前对 1 号机组设备进行了检查，并针对凝汽器水位在00时40分至01时10分的30分钟内由500mm降至50mm的情况，对凝汽器补水至 700mm，并关闭了凝汽器补水二次门。之后，王经班长刘某（系二控班长，因一控副班长赵某请假后，临时兼任一控副班长岗位工作）

2、批准，返回 5 号机司机岗位监视 5 号机组盘车情况。01 时 20 分，机运副司机李某（系 2 号机副司机）根据刘某安排，负责 1号机停机后的监视工作。 之后， 李某抄录了 1 号机有关参数： 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时 50 分，凝结器水位降至 450mm，李某对凝结器补水至 950mm（现场水位计指示） ，关闭凝结器补水一次门（未使用加力杆） 。03 时 50 分，李某在启动 1 号给水泵向 1 号炉补水过程中，发现集控室凝结器电接点水位计指示

3、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，李某不了解该表计这一特性） ；04 时 00 分，李某通过观察发现水位不再发生变化后，即判断没有问题，然后到二控观看 3 号机组开机。05 时 00 分，李某检查发现 1 号凝结器水位仍维持在 1050，金属温度第 12 点 388，第 14 点 376，李某根据凝结器水位指示、金属温度变化和上下缸温差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，并在集控室电脑桌前打瞌睡。06 时 4

4、0 分，李某发现 1 号机大气释放阀冒汽和真空破坏门冒水，即电告刘某（在二控组织开 3 号机） ，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。李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，李开启了凝结器热水井放水门及 4 号低加放水门；刘某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） 。07 时

5、 20 分，刘某将情况汇报给运行部负责汽机专业的副主任陈某。07 时30 分，陈某至事故现场，将事故情况电告生产副总经理和安环部主任，并部署直轴的方法和注意事项。在进行 7 个小时人工定盘直轴后，于 13 时50 分、14 时 25 分、16 时 40 分，先后试投了 3 次连盘，盘车电流摆动幅度分别为 1518.5A、1315A、1516.5A。08 月 24 日 00 时 40 分，盘车电流 14A，摆动 0.6A。07 时 00 分，盘车电流 14A，摆动 0.3A。由于 1 号机盘车的电流和摆动均未发生太大的变化，加之 1 号机头没有大轴晃度测量装置 （只能以盘车电流及其摆动情况判断）

6、 ，我们遂根据历史经验初步判断转子应产生塑性弯曲。08 月 26 日，接中调通知，1 号.2 机可以停备一段较长时间。27 日，考虑到该机组已多年未进行大修、老化严重，有必要进行一次揭缸检查。08 月 29 日，经揭缸检查发现；在汽轮机转子与发电机转子联轴器螺栓未松的情况下， 汽轮机转子最大弯曲度部位在第 6 级后， 弯曲度为 0.615mm，汽轮机转子叶轮瓢偏度最大的部位在调节级叶轮进汽侧，瓢偏度为0.39mm；松开汽轮机转子与发电机转子联轴器螺栓，测量两联轴器中心，下张口 0.005mm，汽轮机转子联轴器比发电机转子联轴器高 0.18mm。在发现转子确实弯曲后，该厂才向上级公司进行汇报。09 月 01 日将转子送出进行修复。【事故原因】1. 未认真落实防止电力生产重大事故的二十五项重点要求中：“凝汽器应设有高水位报警装置并在停机后仍能正常投入”和“停机后应认真监视凝汽器、高压加热器和除氧器水位，防止汽轮机进水”的规定，是造成此次事故的直接原因。2. 运行代班管理存在随意性，1 号机组停运后，当班司机抽调从事其他工作，又批准两个副司机请假，临时安排其他机组人员替班，未交代机组、系统，