月处 理拉伤痕后，没有发现振动撞击痕，或其他伤痕，一直未作再处理。在运行期，轴承油膜压力稳定，巴氏合金温度正常。来得突然，走得亦快，这样大的振动等级不留严重伤痕，这是很少见的，也是很难理解的。归结为油膜失稳缺乏说服力，唯一依据是有半频。这样大的振动能量到哪儿去了?没有承受对象，东方汽轮机厂技术人员依据前面的取样建立了一个解释模型。
由于轴承中心下沉、汽缸壳体变形等因素，转子与低压端汽封形成的间隙并非环形，实际产生偏置，通常汽封单侧间隙为0.70mm，运行后大多可见到很浅的跑合印，设计运行态顶隙1.00mm，底部间隙0.4mm，左、右间隙各为0.7mm。 ?
当汽封滤网破后吹入杂质由顶部或中分面进入△max＝0.7mm，高速旋转带至△min＝0.4mm处其间可能产生一个跳动为△max－△min＝0.3mm就是我们见到的300～400μm的大轴振，继后可能产生两种情况，粘结在△min邻近区域，被高速研磨。当△max被研磨掉阴影区域，其厚度等于△min时，其振幅表现为急速收敛，在△max－△min区间，由于转速变化不大，△max被研磨减薄的 速度可以认为是定值，因此在这个区间振幅表现为线性下降。另一种情况就是高速旋转的转子挤压和拖带着杂质沿汽封齿移动，在△min处产生最大跳动，过△min继续向左侧移动，间隙逐渐增大，当杂质厚度△等于或小于该处间隙后，其振幅的变化过程亦将逐步下降到急速收敛回归。这样解释能做到与过程图反应的现象吻合。对来得突然，走得也快，“振动等级大”而又未造成严重损伤的现象就可以理解了。因此，No.4瓦轴振大不是振动 是跳动，是软、硬杂质进入汽封间隙中产生的机械干涉跳动。由于滤网破裂时，大量软、硬杂质涌入这就造成No.4瓦轴振频繁跳机。
6.2.3 No.3瓦轴振大的原因
概括前面的分析归结为No.3瓦轴承功能失效，造成失效的因素：
下瓦碾伤，下瓦中部缕空实际上是一个畸形的不规则型面，不具备评判能力来表达轴承的功能，措施就是恢复瓦型。
泄漏严重，漏点涵盖各要素，泄漏改变了轴承的油膜压力场。 7 经验总结
?故障现象必须找到故障源。寻找故障源是困难的，要经过曲折反复。故障源的真伪性可以说是一个永存的话题，但是不做是不能存真的，欢迎各方面指正，以期提高故障分析能力。通过这段工作我们认为应该总结下列几点：
(1)低压缸受到热冲击后，一次修复并转入长期稳定运行是一个理想目标，热应力释放，变形稳定是需要时间的，再次开箱开缸是正常的，机器遇到这样的情况也不是新机了，其评判应放到取得稳定运行后。就调整标高情况而言，机器适应能力范围是充裕的。 (2)机器受到冲击后，别忘了清理其内部的相关系统，运行后还需定期检查清理，方可消除水患、滤网破裂等情况。
(3)轴瓦修刮是难以避免的，要细化轴承作业规范和检查要求，不能还停留在眼看手摸阶段。
内蒙丰镇发电厂94年2号汽轮机大轴弯曲事故
（一）、事故经过
1994年2月13日2号炉过热器集汽联箱检查孔封头泄漏，2号机滑停检修。2月14日0时40分2号机加热装置暖管，0时55分负荷滑降至70MW，倒轴封，1时00分停高加，1时01分负荷降至50MW，停2号低加疏水泵，1时03分发电机解列，1时07分汽机打闸，1时14分投盘车，1时25分停循环泵做防止进冷水、冷汽措施。惰走17分钟，盘车电流36A，大轴晃动0.048mm，高压内缸内壁温度406℃，高压外缸内壁上下壁温416℃/399℃，高压外缸外壁上下壁温344℃，中压缸内壁上下壁温451℃/415℃。2月14日锅炉检修结束，21时00分点火升压。2月15日0时15分准备冲动。
冲动前2号汽轮机技术状况：大轴晃动0.05mm，整体膨胀20mm，中压缸膨胀12mm，高压内缸胀差1.0mm，中压缸胀差-0.3mm,低压缸胀差-1.1mm,高压内缸内壁上下温差0，表指示温度均为282℃[高压内缸内上壁温度一个测点已坏(共4对测点元件),热工人员将上缸温度表电缆也接在了下缸温度测点上,因此实际指示的全是下缸温度],高压外缸上内壁温度293℃，下缸内壁温度293℃，中压缸上内壁温度268℃，下缸内壁温度210℃。润滑油压0.11MPa，油温42℃，调速油压1.8MPa，
21时00分轴封送汽管道暖管（汽源由1号机2抽供），22时00分轴封送汽，开电动主闸门旁路门暖管至主汽门前，22时15分开电动主汽门，关旁路门，管道疏水倒疏扩，22时17分投Ⅰ级旁路（减温水未投）、Ⅱ级旁路，22时40分法螺加热管道暖管。
冲动前蒸汽参数：主汽温度：左侧372℃，右侧377℃；再热汽温度：左侧340℃，右侧340℃；主汽压力：左侧2.7MPa，右侧2.7MPa。
0时35分开始冲动，0时37分升速至500转/分，2瓦振动超过0.10mm（最大到0.13mm）打闸停机，0时57分转速到零投盘车装置(惰走7分钟),盘车电流34A,大轴晃动指示0.05mm。
经全面检查未发现异常，厂领导询问情况后同意二次启动。
第二次冲动前2号汽轮机技术状况：大轴晃动0.05mm，高压缸胀差2.5mm，中压缸胀差1.0mm，低压缸胀差2.7mm，高压内缸上内壁温度320℃，下缸内壁温度320℃，中压上缸温度219℃，下缸127℃，串轴-0.05mm。真空73.32kPa，油温40℃，调速油压1.95MPa，润滑油压0.108MPa。
第二次冲动的蒸汽参数：主汽温度：左侧400℃,右侧400℃；再热汽温：左侧290℃，右侧290℃，主汽压力：左侧3.5MPa,右侧3.5MPa。
3时10分冲动，3时12分转至500转/分，2瓦振动0.027mm，3时25分转速升至1368转/分，3瓦振动0.13mm，立即打闸，开真空破坏门，3时40分投盘车装置(惰走15分钟)，盘车电流34A，做防止进冷汽措施，大轴晃动指示0.05mm。
6时30分抄表发现晃动表指示不正常，通知检修处理（晃动表传杆磨损，长度不足与大轴接触不良），9时0分处理好，晃动传动杆处测的大轴实际晃动值0.15mm，确认大轴弯曲。
解体检查设备损坏情况：高压转子调节级处是最大弯曲点，最大弯曲值0.39mm，1-2级复环铆钉有不同程度磨损，高压缸汽封18圈被磨，隔板汽封9圈被磨，磨损3.5mm均更换。
（二）、原因分析
1、2月14日机组停运后，汽机缸温406℃，锅炉的低温（350℃）蒸汽经轴封供汽门漏入汽缸，汽缸受到冷却，大轴发生塑性弯曲（为防止粉仓自燃，2月17日锅炉点火烧粉压力升至0.5MPa时，发现轴封供汽门漏汽），解体检查发现轴封供汽门不严密。
2、第一次启机时和第二次启机前大轴晃动度指示一直为0.05mm（实际大轴晃动表传动杆磨损已不能真实反映出大轴晃度的实际值），运行人员没有及时分析和发现大轴晃度表失灵，造成假象。
3、第一次冲动按规程热态升速，2瓦振动超过0.1mm，最大至0.13mm。打闸停机后在没有查清2瓦振动真正原因的情况下又决定第二次冲动，使转子弯曲进一步加大，停机盘车过程中发现有金属磨擦声。
（三）、暴露问题
1、大轴晃度表传动杆磨损、损坏。在两次启机前大轴晃度值一直是0.05mm没有变化，启动时又没有确证大轴晃动表的准确性，误认为大轴晃度值0.05mm为合格，反映出在工作中存在麻痹思想。
2、高压内缸内上壁一个温度测点元件损坏，热工就将其温度表电缆并接在高压内缸内下壁温度测点上，使得高压内缸内壁上下温差不能真正地反映出来。
3、执行规程不严格。第一次启动过程中，2瓦振动超过0.1mm（最大0.13mm），打闸停机后，没有认真分析找出原因和进一步确定主要表计（如大轴晃度表、缸温记录表）的准确性，也没有采取一定的措施，盘车不足4小时，就盲目地进行第二次启动。
4、生产管理存在问题，如运行人员监盘抄表不认真、停机后维护质量差，在高压缸进入低温蒸汽后，至使缸温记录表不能反映出缸温的变化；运行人员分析能力差，停机后高压内缸内壁上下温差一直为零，运行人员没有认真的分析和及时发现问题；2号机大轴晃动表传动杆早已磨损一直无人知道，轴封供汽门不严未能及时处理。
4号机启动过程中中压缸上下缸温差大
一、事故名称: 4号机启动过程中中压缸上下缸温差大 四、事故前工况：
4号机组跳闸后重新启动，机组在点火后升参数，4号机组汽机盘车状态，锅炉F磨等离子模式运行，主汽压力：7.2Mpa，主汽温度：371度，调节级金属温度：416度。检修人员处理低旁疏水气动门前漏水缺陷，热控人员正在处理高旁打不开缺陷。
五、事故发生、扩大和处理情况：
21日22：46，4号机组跳闸后重新启动点火，运行四值主值※※打开汽缸本体疏水，00：00时运行四值巡操※※发现A侧低压旁路疏水处大量漏水， 0:50关闭高旁，开启5%旁路，设备部组织人员进行缺陷确认。
1：30检修人员将低旁后疏水门前漏水用胶临时处理好，3：10热工将高旁打不开缺陷处理好，打开旁路进行升温升压，3：30监盘人员发现中压缸中部下缸温度降至120度，立即关闭汽机本体疏水，观察中压下缸中间温度测点温度回升明显，汇报主值，但主值未向值长汇报。
5:00 4号机组达到冲转参数，值长通知汽机专工※※到场，但中压缸上下缸温差大不满足冲车条件。7:30值长将4号机组不能冲车原因汇报部门及公司有关领导。
六、事故原因及扩大原因分析： 1、直接原因分析：
经检查4号机组上下缸温差在22日1：00前，无明显下降趋势，在1:00 交班时，上下缸温差为37度。在进行低旁疏水漏水处理关闭高旁期间，下缸温度急剧下降，3：00达到最低温度为73度，在低旁疏水漏水处理完毕后，中压缸中部下缸温度迅速回升。在关闭中压缸疏水后，上下缸温差逐步减小。
A侧低压旁路疏水处泄漏，关闭高压旁路，高旁故障打不开造成旁路中没有蒸汽流过，再热汽压力到零，同时由于中压缸本体疏水门未关闭，造成冷汽进入中压缸，造成中压缸下缸温度开始下降，上下缸温差增大。
2、根本原因分析：
运行人员在进行低旁疏水漏水抢修处理时，未能系统地考虑安全措施，导致未将中压缸疏水门关闭，使中压缸漏入冷气，导致上下缸温差增大。
经检查停机抄表记录（其中有上下缸温差记录），夜班运行一值一直没有进行抄表，导致错过1：00 2：00抄表发现上下缸温差异常的机会，调查为主值童隽未安排进行该项工作，并说不知道停机抄表，说明主值※※对本岗位职责不清，导致本项工作未能落实；
运行一值机侧监盘人※※员在进行机侧旁路疏水的处理过程中，对重要参数未进行监控，未能把握监控要点，导致未能及时发现重要参数的异常，直到3：30才发现上下缸温差大的异常（其中持续约2小时的参数异常未能发现）。
七、事故损失情况：
造成延误机组启动约2小时。
#2机组作喷油试验汽机跳闸分析报告
一、运行方式
2005年9月28日0时，#2机负荷150MW。 二、喷油试验及跳机处理经过：
0：38分接值长令#2机做喷油试验。试验按照操作票要求进行。 1. 记录隔膜阀上油压0.79Mpa，试验油压0.01Mpa；
2. 将喷油试验手柄推至“试验”位后保持；缓慢开启注油门；
3. 油压升至0.18Mpa时，脱扣手柄自动回至“脱扣”位置，就地听到飞锤动作时的击出声；
4. 严密关闭喷油试验注油门，观察试验油压降至0.01MPa，将脱扣手柄推至“复位”位置后，该手柄自动回至“正常”位。
5. 缓慢放松喷油试验手柄至“正常”位。检查隔膜阀上油压为0.79MPa； 6. 0：41分汇报值长喷油试验结束，值长告#2机已跳闸。 0：41分炉MFT动作；
0：42 #2发电机程跳逆功率动作；
0：48汽轮机挂闸；0：51汽轮机冲转至3000rpm；
0：54#2炉重新点火；2：22#2机负荷升至150MW，完全恢复正常运行。 三、事故原因分析
1. 通过对操作步骤的分析认为：由于运行人员操作错误而造成跳机的因素基本可以排除；
2. 超速遮断滑阀在复位过程中，由于试验油路存在某种缺陷，使试验阀后透平安全油压恢复过慢（此油压运行人员无法监测），运行人员监视隔膜阀上安全油压已恢复正常，松开试验杠杆，从而造成跳机。
四、防范措施：
１．继续严格执行操作票制度，确保运行人员操作的正确性； ２．对喷油试验的油路系统进行必要的检查，找出问题的根源； ３．对高加解列阀进行解体检查，确保事故时动作的正确性；
４．对抽汽逆止门不联关一事彻底进行处理，保证事故时动作的正确性；
吴泾电厂2002年3月12日＃1机＃2瓦振动大跳机事故报告
一．跳机前运行工况： 3月12日20：00前，#1机组负荷500MW左右，机组运行情况正常。 二．情况经过： 20：00，运行人员发现“汽机振动大”光字牌报警，在DEH上观察到的最大振动有130um,最小只有0.6um（100um报警，254um跳机）。运行人员到现场检查＃2瓦振动情况，无异常，值长通知热工值班人员到现场。值班人员分析后，认为＃2瓦振动测量出异常值，在得到值长批准后，办好＃2瓦振动保护的保护解除手续，此时＃1机组20：23：55.484（SOE打印的跳机时间）因＃2瓦振动大跳机保护动作，汽机跳闸，锅炉MFT，汽机ETS保护装置故障首出为“VB2 TRIP”振动跳机。此后，解除＃2瓦振动保护，锅炉重新点火，汽机冲转，22：07重新并网发电。
三．原因：
＃2瓦振动大跳机的原因分析,是由于＃2瓦X向相对振动测量不准引起.其主要原因，是由于大机＃2瓦X向相对振动探头处环境温度较高,由于探头长期在高温环境下工作,使涡流式振动探头的特性变化引起测量异常,测量振动值突变，引起机组跳闸。目前#2瓦X向相对振动探头已损坏。
四．防范措施：
1、 适当增加＃2瓦周边环境的保温层厚度，以改善探头工作环境。
2、 向生产厂家询问，是否有比目前使用振动探头更高环境温度适应能力的振动探头替代目前使用的振动探头。
3、 目前＃2瓦振动以Y向相对振动代替X向相对振动，作为＃2瓦振动的显示,报警和保护。
4、 热控专业设想,＃2瓦振动以X向绝对振动达到跳闸值与Y向相对振动达到报警值同时满足,作为＃2瓦振动跳闸条件,此设想在厂部,汽机专业和运行专业同意后实施,并在停机时完成此项工作。
秦皇岛热电厂#4炉“12.16”重大事故报告（摘要）
一、事故前机组运行工况 （一）设备型号
秦皇岛热电厂#4炉为上海锅炉厂制造的控制循环四角喷燃的煤粉锅炉。型号SG—1025/18.3—M834，生产日期1994年，额定蒸发量1025t/h再热蒸发量835t/h过热主汽压力18.3MPa，给水压力20.1MPa，过热、再热蒸汽温度541℃，给水温度273.8℃，水冷壁管规格Ф45×6mm。16230mm以下为一般膜式壁，其上为内螺旋管膜式壁。炉膛的长×深×高=14022mm×11760mm×50400mm，炉水循环泵有3台，流量均为2179m3/h。