某公司1号机由于#6低压加热器水位差压变送器数据失真，造成#6低压加热器汽侧水位过高，中压缸上下缸温差过大变形，#2轴瓦X方向轴振持续上升，机组打闸停机，造成非停事故。

12时21分，某公司1号汽轮机#3轴瓦X方向轴振开始缓慢上升；

12时23分，#3轴瓦Y方向轴振开始缓慢上升；

12时24分，#2轴瓦X方向轴振也开始缓慢升高。

12时29分，#2轴瓦X方向轴振升至90μm、Y方向轴振升至52.4μm；#3轴瓦X方向轴振升至42.4μm、Y方向轴振升至34.8μm。值长立即派人就地倾听各轴承声音，检查主汽门、调速汽门实际开度，未发现异常。同时，监盘人员立即对机组相关运行参数进行检查。

12时33分，#2轴瓦X方向轴振升至130μm、Y方向轴振升至72.1μm；#3轴瓦X方向轴振升至48.9μm、Y方向轴振升至46.4μm，运行人员解除机组AGC控制方式，调整机组负荷涨至173MW（通过机组实际运行中摸索，负荷180MW时振动值最优），主汽压力提高至12.1MPa，同时将主机润滑油温度降至42.1℃，此期间#2轴瓦X、Y方向轴振继续上升。

12时40分，#2轴瓦X方向轴振升至177.4μm、Y方向轴振升至104μm，运行人员就地检查发现#3轴瓦附近声音增大，汽轮机内部无异常声响，运行人员快速降低机组负荷至145MW。

12时50分，#1轴瓦X方向轴振达到99.35μm，Y方向轴振54.57μm，#2轴瓦X方向轴振达到250μm，Y方向轴振153μm，#3瓦X方向轴振达到69.03μm，Y方向轴振72.58μm，此时虽未达到汽轮机振动保护逻辑动作的条件（任一轴瓦某方向轴振大于250µm，相邻轴瓦同方向轴振大于125µm，上述两个条件同时具备时，汽轮机振动保护动作，机组跳闸，无延时），但因#2轴瓦X方向轴振持续上升，且上升速度呈增快趋势，当值值长立即下令手动打闸停机。

机组打闸后，发电部会同设备部专业人员立即就地查看汽轮机惰走过程中各轴瓦和汽缸的情况，除在惰走时，中压缸后轴封处有动静摩擦声外，高、中、低压缸及各轴瓦等其它部位未发现明显异常，汽轮机惰走曲线与典型工况基本一致，未发现异常，13时10分，汽轮机转速到零，投盘车，盘车电流无波动，大轴晃度与原始值一致。

后经进一步检查，发现6段抽汽温度、中压缸排汽温度（该测点位于中压排汽缸下部供热抽汽管道上，距离中压排汽缸底部约400mm），中压排汽缸下半内壁温度（该测点位于中压排汽缸底部，两根供热抽汽管道之间），中压排汽缸上半内壁温度（该测点位于中压排汽缸顶部，两根低压缸进汽管道之间）在汽轮机振动异常上升之前，在不同时间段先后开始下降。到机组打闸前，分别由235℃、241℃、208℃和248℃下降至100℃、121℃、121℃和240℃。

从机组振动开始增大直至停机的过程中，汽轮机所有轴瓦温度、推力瓦温度、轴位移、高压缸胀差均无明显变化，中压缸和低压缸胀差受中压排汽缸温度和低压缸进汽温度降低的影响略有升高，但均在正常范围内。

检查中通过对#6低加汽侧放水，发现#6低加水位变送器测量不准，随后发现变送器一次门处于关闭状态，6段抽汽管道及供热抽汽管道内发现存水。

进入低压排汽缸内部检查，低压末级叶片无损伤。结合机组打闸前中压排汽缸上、下半内壁温度的变化，汽轮机振动呈缓慢爬升无明显阶跃，低压缸进汽温度虽略有下降，但仍有约100℃过热度，以及上述其他检查情况和机组实际运行状态综合分析，基本可以排除中、低压缸进水，对汽轮机造成水冲击的可能性。

1． 机组停运后对系统进行检查，发现#6低压加热器水位差压变送器一次门处于关闭状态，导致水位测量数据失真，正常疏水调门无法根据真实水位进行调节，造成#6低压加热器汽侧满水，#6低压加热器疏水通过汽轮机6段抽汽管道和供热抽汽管道溢流至中压缸排汽口处，造成中压排汽缸下半内壁温度下降，导致中压排汽缸上下半内壁存在约120℃的温差，中压排汽缸后部的中压缸后轴封收缩变形，引起中压转子轴颈与汽封发生动静摩擦，因该摩擦现象在停机前一直未消失，造成邻近的#3轴瓦X方向轴振持续升高，又因本机组为高中压分缸结构，受高中压缸之间的#2轴瓦负载偏轻，同时又是高中压进汽口的位置，易受其他部位振源的影响，在#3轴瓦X方向轴振开始升高约三分钟后连带引起#2轴瓦X方向轴振以更快的速度升高，最终因达到汽轮机振动保护值后打闸停机。因此，#6低压加热器因水位测量失效，正常疏水调门无法正常调节，加热器满水倒流，是本次停机的直接原因。

2． 运行人员监盘不到位，机组启动后未能对#6低加水位偏低，正常疏水调门开度不正常的情况引起重视，主观认为是由于#6低加正常疏水和紧急疏水调门内漏造成的，未进行进一步检查核实，错过了及时发现该加热器水位测量失真的时机。在机组出现振动故障后对故障原因分析能力不强，未能及时发现6段抽汽及中压缸排汽温度异常下降的情况，从而影响了故障处理的准确性和及时性是本次停机的主要原因。

（分析：这也反映出运行人员对加热器参数监视不到位，加热器满水端可以通过端差等参数发现不正常现象，而运行人员监视不到位，未能发现这一异常现象。）

3． #6低压加热器水位保护设置不合理，该加热器水位保护由一个开关量（就地液位开关）和一个模拟量（差压变送器）组成，其中高一值（水位900mm，主控报警）由模拟量控制，高二值（水位1050mm,联锁开启紧急疏水调门、水侧旁路门，关闭抽汽电动门、逆止门和水侧出入口电动门）由开关量和模拟量以二取二的保护逻辑控制，因水位差压变送器即模拟量失效，造成加热器水位高异常后，高一值报警和高二值保护均未发出，致使#6低压加热器未能切除，是造成本次停机的另一主要原因。

4． 设备部热控专工和点检员在启机前后未对机组重要保护和重要参数进行细致检查，未能及时发现缺陷，是本次停机的间接原因。

5． 热控人员在5月12日至5月22日的1号机组停备期间，在完成“1号汽轮机6、7号低压加热器液位计表管更换（热控第二种工作票）”工作后，未对#6低压加热器水位差压变送器系统进行恢复，在机组启动前及启动后对变送器进行检查时不认真，未发现该变送器一次门处于关闭状态，造成水位监视数据失真，是本次停机的间接原因。

1. 严格按照集团公司《关于规范发电机组启动阶段管理的通知》要求，机组启动前做好设备、系统的检查、试运行和保护传动工作，机组启动后对主辅机系统进行全面检查，对所有控制系统、保护装置等逐一确认，保证运行状态符合规程要求。

2. 严格按照集团公司、开展安全隐患排查工作的要求，全面、深入的开展排查工作，对机组各种保护逻辑进行全面检查和梳理，遵循宁可误动、不能拒动的原则，修正错误或不合理的保护设置，增加应有未有的保护设置，同时对保护装置进行彻底检查，消除安全隐患，切实保证设备安全，坚决杜绝走过场的情况发生。

3. 认真对照集团公司、关于机组“降非停”的工作要求以及公司制定的“降非停”行动计划查找存在的问题，针对“降非停”行动计划逐项落实，将动态检查作为日常工作的重要内容。

4. 发电部特别要加强对运行规程和二十五项反事故措施的培训和学习，深刻理解相关要求；要针对各种典型事故案例开展技术培训。梳理典型事故案例，制定相应的应急处置方案，并组织各运行值进行实战演练，对演练过程中存在问题进行完善，提高故障处理能力。同时开展有针对性的仿真机培训。从故障判断到处理在仿真机上进行逐项演练，提高运行人员基本操作技能和事故应急处置能力。“停备”期间组织运行人员到运行机组相同岗位进行跟班操作。

5. 加强运行管理。提高运行人员重要运行参数异常的敏感性，发现设备参数异常及时分析并联系相关人员进行处理，避免此类事件再次发生；要求发电部专工每天对设备运行重要参数进行跟踪检查，发现设备运行参数异常要及时分析处理。

6. 加强设备管理，规范检修、维护、消缺工作，特别是加强过程管控，加强工作票、操作票管理，严格执行两票管理制度，对票种使用不规范的情况进行彻底整改。严肃执行验收制度，切实落实责任制。加强点检工作，完善点检点设置和规范点检内容，真正发挥出点检工作的重要作用。加强设备部专业人员和检修维护人员的技术培训工作，提高业务水平。