一．事故前工况
2月19日20时,某发电厂接调度令#3机停机调峰。22时40分发电机解列，22时41分打闸停机，23时03分转子静止投入盘车运行（转子惰走22分钟，惰走时间缩短），盘车电流6.5A，大轴偏心80μm。
2月20日9时45分接调度令启动#3机组。10时12分送轴封抽真空，10时35分锅炉点火，13时02分运行人员对机组状况及有关参数进行全面检查后，确认机组已具备热态启动条件，13时05分冲转。
13时07分转速升至500转／分，按规程对机组进行全面检查后，未发现异常，各轴瓦振动皆不超过0.01mm，继续升速。
二．事故发生、扩大和处理情况
13时10分转速升至800转／分时，发现机组振动有异常感觉，立即回摇同步器降速（振动异常时严禁采用降速的办法），在此瞬间机组转速不仅未降反而突升并且发出异音，于是立即就地打闸停机并迅速破坏真空；同时集控室发现们轴承振动监测仪表指示瞬间突增超标，马上按紧急停机按钮。打闸过程中机组最高转速达2000转／分，1号瓦轴振指示达500μm满量程。
13时18分真空到零。13时19分转子静止投入盘车运行，检查盘车电流正常（6A），本特利大轴偏心表指示170μm。
停机后检查发现高压前后轴封、中压前轴封处有轻微而间断的摩擦声，高压缸右侧保温外层部分脱落，打开凝汽器人孔门检查未级叶片未发现异常但听到中压缸侧也有轻微而间断的摩擦声。查阅事故追忆，发现1号轴承钨金温度在事故发生时，其中一测点瞬间达108℃。
盘车运行中，本特利大轴偏心表指示异常：
20日13时19分投盘车后为170μm；13时40分为95μm；13时55分为150μm，以后大轴偏心逐渐增大；19时15分为325μm；20时降至323μm，此后大轴偏心表指示缓慢增大；21日6时30分达到366μm。
21日13时05分，缸温280C、大轴偏心335μm时，经过研究后停止连续盘车，利用汽缸温差进行直轴，大轴偏心降至269μm。
21日14时30分投入连续盘车后，大轴偏心又逐渐恢复直轴前数值（335μm），经研究后不再利用温差直轴，盘车连续运行。
三．事故发生原因分析
（一）装置性违章
1.滑销系统卡涩，引起汽缸跑偏，加之汽机高压缸排汽逆止门不严，在锅炉点火升压过程中，冷蒸汽进入高压缸，造成高压缸局部收缩，动静间隙消失、动静摩擦引起振动，导致高压转子热弯曲，是这次事故的起因。
2.部分主要表计，如微机转速测点、高压内缸上下内壁温度测点等损坏，部分数据记录不全，为运行操作及事故分析、处理增加困难。
（二）作业性违章
运行人员在机组转速800转／分时发现振动异常，没有果断按规程停机，而是采取了降速的错误措施，是事故扩大、造成高压转子永久弯曲的直接原因。
（三）管理性违
1.3号机长期存在滑销系统卡涩缺陷，一直未能彻底解决。
2.对部颁“二十五项反措”贯彻不力，对规程的贯彻执行要求不严，对设备存在的问题认识不足。
3.管理粗放，现场规程部分内容规定不严密，可操作性差，没有针对具体情况及时修改。如机组起动在低转速时，规定的检查内容、项目不具体，而且没有检查项目的记录内容，使这次开机应该在低转速发现的问题没有被发现。
4.培训力度不够，部分人员素质较低，对部颁“二十项反措”不熟悉，对防止重大设备损坏事故的措施执行不严。
四．事故损失情况
设备损坏情况：
1、高压转子产生永久弯曲，最大弯曲部位在第3、4级之间，最大弯曲值为0.64mm。
2、第2、3、4级高压转子叶顶围带磨损严重。
3、高压转子隔板汽封和高压前后轴封轻微磨损。
4、1、2、3号轴承有轻微擀瓦现象。
五．防止事故重复发生的对策、防范/整改措施
1、对高排逆止门进行检查处理，达到灵活、严密。
2、启动过程中汽缸两侧加膨胀表，严密监视汽缸两侧膨胀，发现汽缸跑偏超标应立即停机，查明原因消除后，再重新启动。
3、启动过程中，主要轴承设就地瓦振监测表，实现就地连续监测，1300转／分以下，发现轴瓦振动达0.03mm，应立即打闸停机。
4、机组大修时对滑销系统进行检查处理，彻底消除卡涩。
5、加强管理，严格执行规程，定期修改规程，确保符合现场实际。
6、加强运行人员培训，提高业务能力，确保机组安全运行。
防止汽轮机大轴弯曲事故
1 、应具备和熟悉掌握的资料：
（1）转子安装原始弯曲的最大晃动值（双振幅），最大弯曲点的轴向位置及在圆周方向的位置。
（2）大轴弯曲表测点安装位置转子的原始晃动值（双振幅），最高点在圆周方向的位置。
（3）机组正常启动过程中的波德图和实测轴系临界转速。
（4）正常情况下盘车电流和电流摆动值，以及相应的油温和顶轴油压。
（5）正常停机过程的惰走曲线，以及相应的真空值和顶轴油泵的开启时间和紧急破坏真空停机过程的惰走曲线。
（6）停机后，机组正常状态下的汽缸主要金属温度的下降曲线。
（7）通流部分的轴向间隙和径向间隙。
（8）应具有机组在各种状态下的典型启动曲线和停机曲线，并应全部纳入运行叽程。
（9）记录机组启停全过程中的主要参数和状态。停机后定时记录汽缸金属温度、大轴弯曲、盘车电流、汽缸膨胀、胀差等重要参数，直到机组一下次热态启动或汽缸金属温度低于150℃为止。。
（10）系统进行改造、运行规程中尚未作具体规定的重要运行操作或试验，必须顷先制订安全技术措施，经上级主管领导或总工程师批准后再执行。
2、汽轮机启动前必须符合以下条件，否则禁止启动：
（1）大轴晃动（偏心）、串轴（轴向位移）、胀差、低油压和振动保护等表计显示正确，并正常投入。
（2）大轴晃动值不超过制造商的规定值或原始值的±0.02㎜。
（3）高压外缸上、下缸温差不超过50℃，高压内缸上、下缸温差不超过35℃。
（4）蒸汽温度必须高于汽缸最高金属温度50℃，但不超过额定蒸汽温度，且蒸气过热度不低于50℃。
3、机组启、停过程操作措施：
1、机组启动前连续盘车时间应执行制造商的有关规定，至少不得少于2～4h，热态启动不少于4h。若盘车中断应重新计时。
2、机组启动过程中因振动异常停机必须回到盘车状态，应全面检查、认真分析、查明原因。当机组已符合启动条件时，连续盘车不少于4h才能再次启动，禁盲目启动。
3、停机后立即投入盘车。当盘车电流较正常值大、摆动或有异音时，应查明原因及时处理。当汽封摩擦严重时，将转子高点置于最高位置，关闭与汽缸相连通的所有疏水（闷缸措施），保持上下缸温差，监视转子弯曲度，当确认转子弯曲度正常后，进行试投盘车，盘车投入后应连续盘车。当盘车盘不动时，严禁用起重机强行盘车。
4、停机后因盘车装置故障或其他原因需要暂时停止盘车时，应采取闷缸争施，监视上下缸温差、转子弯曲度的变化，待盘车装置正常或暂停盘车的因素消除后及时投入连续盘车。
5、机组热态启动前应检查停机记录，并与正常停机曲线进行比较，若有异常应认真分析，查明原因，采取措施及时处理。
6、机组热态启动投轴封供汽时，应确认盘车装置运行正常，先向轴封供汽，后抽真空。停机后，凝汽器真空到零，方可停止轴封供汽。应根据缸温选择供汽汽源，以使供汽温度与金属温度相匹配。
7、疏水系统役入时，严格控制疏水系统各容器水位，注意保持凝汽器水位低于疏水联箱标高。供汽管道应充分暖管、疏水，严防水或冷汽进入汽轮机。
8、停机后应认真监视凝汽器（排汽装置）、高低压加热器、除氧器水位仁主蒸汽及再热冷段管道集水罐处温度，防止汽轮机进水。
9、启动或低负荷运打时，不得投入冉热蒸汽减温器喷水。在锅炉熄火或几组甩负荷时，应及时切断减温水。
10、汽轮机在热状态卜，锅炉不得进打打水压试验。
4、汽轮机发生下列情况之一，应立即打闸停机；
（1）机组启动过程中，在中速暖机之前，轴承振动超过0.03㎜。
（2）机组启动过程中，通过临界转速时，轴承振动超过0.1㎜或相对轴振动直超过0.26㎜，应立即打闸停机，严禁强行通过临界转速或降速暖机。
（3）机组运行中要求轴承振动不超过0.03㎜或相对轴振动不超过0.08㎜，超过时应设法消除，当相对轴振动大于0.26㎜应立即打闸停机；当轴承振动或相对轴振动变化量超过报警值的25%，应查明原因设法消除，当轴承振动或相对轴振动突然增加报警值的100%，应立即打闸停机；或严格按照制造商的标准执行。
（4）高压外缸上、下缸温差超过50℃，高压内缸上、千缸温差超过35℃。
（5）机组正常运行时，主、再热蒸汽温度在10min内突然下降50℃。调峰型单层汽缸机组可根据制造商相关规定执行。
5、应采用良好的保温材料和施工工艺，保证机组正常停机后的上下缸温差不超过35℃，最大不超过50℃。
6、疏水系统应保证疏水畅通。疏水联箱的标高应高于凝汽器热水井最高点标高。高、低压疏水联箱应分开，疏水管应按压力顺序接入联箱，并向低压侧倾斜45°。疏水联箱或扩容器应保证在吝疏水阀全开的情况下，其内部压力仍低于各疏水管内的最低压力。冷段再热蒸汽管的最低点应设有疏水点。防腐蚀汽管直径应不小于76㎜。
7、减温水管路阀门应能关闭严密，自动装置可靠，并应设有截止阀。
8、门杆漏汽至除氧器管路，应设置逆止阀和截止阀。
9、高、低压加热器应装设紧急疏水阀，可远方操作和根据疏水水位自动开启。
10、高、低压轴封应分别供汽。特别注意高压轴封段或合缸机组的高中压轴封段，其供汽管路应有良好的疏水措施。
11、机组监测仪表必须完好、准确，并定期进行校验。尤其是大轴弯曲表、振动表和汽缸金属温度表，应按热工监督条例进行统计考核。
12、凝汽器应有高水位报警并在停机后仍能正常投入。除氧器应有水位报警和高水位自动放水装置。
13、严格执行运行、检修操作规程，严防汽轮机进水、进冷汽。
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