设备简况：
1号机组于1991年9月投产， 汽轮机为英国GEC公司生产的N362.5-16.8/540/540亚临界、单轴、三缸、双排汽、一次中间再热、冲动、凝汽式。
轴系有9个轴承。制造厂给定的轴承振动高保护逻辑与定值为：同一轴承左、右侧轴振及座振同时达到0.162mm，机组跳闸。
2011年9月由北京北重进行低压缸通流改造。2017年完成揭缸检修后,连续安全稳定运行142天至2018年2月13日调停。3月10日至3月31日完成备用消缺，本次备用消缺中汽轮发电机组本体仅解体励磁机#9轴承，消除油挡漏油。4月4日启动，运行正常。
事件经过：
4月9日22:23 汽轮机低压缸#5/6轴承轴振、座振逐步上升，相邻轴承振动升高，中、低压转子偏心率升高。查汽机润滑油压与油温、各轴承金属温度与回油温度、高中压与低压轴封压力与温度、低压缸进汽压力与温度、低加疏水水位、除氧器水位、凝汽器水位与真空等参数均稳定正常（见附件1及附件2），无任何异常变化。就地检查无明显异音。
22:44 #6轴承左侧轴振0.281mm，右侧轴振0.093mm，座振0.135mm，#5轴承左侧轴振0.242mm，右侧轴振0.162mm，座振0.178mm，汽机振动高保护动作跳闸。锅炉、发电机跳闸，厂用电切换正常（见附件3）。22:50转速2000r/min破坏真空。惰走过程中振动继续上升，#6轴承左侧轴振0.353mm，右侧轴振0.138mm，座振0.228mm，#5轴承左侧轴振0.281mm，右侧轴振0.213mm，座振0.183mm。机组停运后，4月10日02:30 调度令转备用。事前工况：机组负荷180MW，主汽温度540℃，主汽压力100bar，再热汽温540℃，再热蒸汽压力30bar，凝汽器压力45mbar。各轴承振动情况基本正常，见下表：
轴承编号
#1
#2
#3
#4
#5
#6
#7
#8
#9
左45°轴振（μm）
52
41
137
43
56
50
52
81
110
右45°轴振（μm）
>
5084
26
31
33
55
123
座振（μm）
>>
22>61
原因分析：4月10日，邀请西安热工院、湖南省电科院及北京北重协助对机组运行工况与TDM数据进行分析【见附件A：《华能岳阳电厂1号机振动大跳机调查报告单（湖南省电科院）》及附件B：《华能岳阳电厂1号机组振动原因分析及建议（西安热工院）》】，振动分析结论为：
1.机组跳闸前运行参数无明显变化，无操作，排除运行参数异常导致机组振动。
2.#5/6轴承轴振、座振通频振动增加值较大，1倍频成分为主并伴有一定2倍频成分，无明显的0.5倍频成分，有较大的相位波动，排除汽轮机转子部件甩脱的可能性，振动主要为动静碰磨引起。
3.动静碰磨发生的部位可能为汽轮机低压缸前后#5/6轴承油挡及轴端汽封等，低压缸内部动静碰磨的可能性较小。
解体低压缸前后#5、6轴承和前、后端轴封后，确定主要碰磨位置为低压缸前轴封处。（见附件4）
碰磨原因分析：
1.低压轴封供汽温度偏低。GEC设定的低压轴封供汽温度为120℃，同类型机组一般为150℃左右。
2、低压轴封减温水压力下降。低压轴封减温水取自凝泵出口，凝泵变频改造前，减温水压力保持大于16bar，凝泵变频改造后，出口压力随负荷变化，最低可达5bar左右。机组负荷180MW时，减温水调阀全开，此时喷水量最大，轴封蒸汽带水可能性最大。如机组负荷进一步降低，因凝泵压力进一步下降，喷水量减少，低压轴封温度超过设计值、过热度增加，轴封蒸汽带水可能性减少。
3.低压轴封供汽温度偏低导致过热度较小，减温水压力偏低导致雾化不良，轴封蒸汽带水。
4.轴封蒸汽带水导致轴封体变形，轴封间隙减小，发生碰磨。
暴露的问题：
1.凝泵变频改造后，为追求节能效果，忽视了低负荷工况下凝泵出口压力下降、减温水压力下降存在的安全隐患。低压轴封减温水压力下降，造成调阀喷嘴雾化效果变差，低压轴封蒸汽带水。轴封套积水变形，轴封间隙变小甚至消失，引起碰磨。
2.低压轴封供汽温度偏低，过热度偏小，也增加低压轴封蒸汽带水的可能性。
3.专业技术管理人员对可能造成机组振动的因素认识不足，防范措施不到位。
防范措施：
1. 全面清查凝泵变频改造后可能存在的安全隐患。凝结水泵变频的频率下限由25Hz提高至35Hz，保持凝泵出口压力≥10bar，以提高低压轴封减温水压力改善喷嘴雾化效果，降低轴封蒸汽带水的可能性。
2.根据北京北重新的技术要求，低压轴封供汽温度由120℃逐步提高至150℃。按公司振动分析与处理专题会要求，目前对运行的2号机组已提高到140℃。
3.提高专业技术管理人员对机组振动机理的认识，加强和落实防范措施。1号机组按设计上限进行轴封间隙调整。检查轴封体供汽腔室至回汽腔室疏水孔通畅，防止轴封体积水。
4.举一反三，对2号机组进行相应整改。
附件1：#5/6轴承左、右侧轴振及座振、金属温度；低压转子偏心率；负荷；转速曲线
附件2：低压缸进汽压力；低压轴封温度、压力；凝结器真空、排汽温度；负荷；转速曲线
附件3: 1号机组跳闸SOE记录：
4* A C 53 4/9/2018 20:42:53.895 FD FAN A LUBE OIL PRESS LOW - ALARM
5* N O 53 4/9/2018 20:42:54.129 FD FAN A LUBE OIL PRESS LOW - NORMAL
4* A C 36 4/9/2018 21:45:18.645 MILL 'B' FEEDER B2 STALLED - ALARM
54* A C 42 4/9/2018 21:46:33.794 MILL 'B' CLUTCH DISENGAGED - ALARM
54* A C 46 4/9/2018 21:46:34.967 MILL 'B' MOTOR STOPPED/TRIPPED - ALARM
54* A C 25 4/9/2018 21:55:20.030 BFP 'B' STOPPED/TRIPPED - ALARM
54* A C 22 4/9/2018 21:55:22.963 BFP 'B' DISCH PRESS LOW TRIP - ALARM
54* A C 154 4/9/2018 22:44:20.532 TURBINE VIB HIGH(ETS) - ALARM
54* A C 146 4/9/2018 22:44:20.580 ETS TRIP COMMAND - ALARM
54* A C 147 4/9/2018 22:44:20.828 FRF PRESS LOW TRIP(ETS) - ALARM
54* A C 131 4/9/2018 22:44:20.927 TURBINE TRIPPED TRIP BOILER(MFT) - ALARM
54* A C 129 4/9/2018 22:44:20.987 MFT TO SER - ALARM
54* A C 38 4/9/2018 22:44:21.006 MILL 'C' FEEDER C1 STALLED - ALARM
54* A C 39 4/9/2018 22:44:21.008 MILL 'D' FEEDER D2 STALLED - ALARM
54* A C 33 4/9/2018 22:44:21.011 MILL 'A' FEEDER A1 STALLED - ALARM
54* A C 40 4/9/2018 22:44:21.011 MILL 'D' FEEDER D1 STALLED - ALARM
54* A C 37 4/9/2018 22:44:21.012 MILL 'C' FEEDER C2 STALLED - ALARM
54* A C 34 4/9/2018 22:44:21.014 MILL 'A' FEEDER A2 STALLED - ALARM
54* A C 30 4/9/2018 22:44:21.023 PA FAN B QF BK OPEN - ALARM
附件4: 低压前轴封碰磨处照片：
低压前轴封共有五圈汽封块，第二圈处磨损最严重。汽封齿倒伏，有碎屑。
原因分析：4月10日，邀请西安热工院、湖南省电科院及北京北重协助对机组运行工况与TDM数据进行分析【见附件A：《华能岳阳电厂1号机振动大跳机调查报告单（湖南省电科院）》及附件B：《华能岳阳电厂1号机组振动原因分析及建议（西安热工院）》】，振动分析结论为：
1.机组跳闸前运行参数无明显变化，无操作，排除运行参数异常导致机组振动。
2.#5/6轴承轴振、座振通频振动增加值较大，1倍频成分为主并伴有一定2倍频成分，无明显的0.5倍频成分，有较大的相位波动，排除汽轮机转子部件甩脱的可能性，振动主要为动静碰磨引起。
3.动静碰磨发生的部位可能为汽轮机低压缸前后#5/6轴承油挡及轴端汽封等，低压缸内部动静碰磨的可能性较小。
解体低压缸前后#5、6轴承和前、后端轴封后，确定主要碰磨位置为低压缸前轴封处。（见附件4）
碰磨原因分析：
1.低压轴封供汽温度偏低。GEC设定的低压轴封供汽温度为120℃，同类型机组一般为150℃左右。
2、低压轴封减温水压力下降。低压轴封减温水取自凝泵出口，凝泵变频改造前，减温水压力保持大于16bar，凝泵变频改造后，出口压力随负荷变化，最低可达5bar左右。机组负荷180MW时，减温水调阀全开，此时喷水量最大，轴封蒸汽带水可能性最大。如机组负荷进一步降低，因凝泵压力进一步下降，喷水量减少，低压轴封温度超过设计值、过热度增加，轴封蒸汽带水可能性减少。
3.低压轴封供汽温度偏低导致过热度较小，减温水压力偏低导致雾化不良，轴封蒸汽带水。
4.轴封蒸汽带水导致轴封体变形，轴封间隙减小，发生碰磨。
暴露的问题：
1.凝泵变频改造后，为追求节能效果，忽视了低负荷工况下凝泵出口压力下降、减温水压力下降存在的安全隐患。低压轴封减温水压力下降，造成调阀喷嘴雾化效果变差，低压轴封蒸汽带水。轴封套积水变形，轴封间隙变小甚至消失，引起碰磨。
2.低压轴封供汽温度偏低，过热度偏小，也增加低压轴封蒸汽带水的可能性。
3.专业技术管理人员对可能造成机组振动的因素认识不足，防范措施不到位。
防范措施：
1. 全面清查凝泵变频改造后可能存在的安全隐患。凝结水泵变频的频率下限由25Hz提高至35Hz，保持凝泵出口压力≥10bar，以提高低压轴封减温水压力改善喷嘴雾化效果，降低轴封蒸汽带水的可能性。
2.根据北京北重新的技术要求，低压轴封供汽温度由120℃逐步提高至150℃。按公司振动分析与处理专题会要求，目前对运行的2号机组已提高到140℃。
3.提高专业技术管理人员对机组振动机理的认识，加强和落实防范措施。1号机组按设计上限进行轴封间隙调整。检查轴封体供汽腔室至回汽腔室疏水孔通畅，防止轴封体积水。
4.举一反三，对2号机组进行相应整改。
附件1：#5/6轴承左、右侧轴振及座振、金属温度；低压转子偏心率；负荷；转速曲线
附件2：低压缸进汽压力；低压轴封温度、压力；凝结器真空、排汽温度；负荷；转速曲线
附件3: 1号机组跳闸SOE记录：
4* A C 53 4/9/2018 20:42:53.895 FD FAN A LUBE OIL PRESS LOW - ALARM
5* N O 53 4/9/2018 20:42:54.129 FD FAN A LUBE OIL PRESS LOW - NORMAL
4* A C 36 4/9/2018 21:45:18.645 MILL 'B' FEEDER B2 STALLED - ALARM
54* A C 42 4/9/2018 21:46:33.794 MILL 'B' CLUTCH DISENGAGED - ALARM
54* A C 46 4/9/2018 21:46:34.967 MILL 'B' MOTOR STOPPED/TRIPPED - ALARM
54* A C 25 4/9/2018 21:55:20.030 BFP 'B' STOPPED/TRIPPED - ALARM
54* A C 22 4/9/2018 21:55:22.963 BFP 'B' DISCH PRESS LOW TRIP - ALARM
54* A C 154 4/9/2018 22:44:20.532 TURBINE VIB HIGH(ETS) - ALARM
54* A C 146 4/9/2018 22:44:20.580 ETS TRIP COMMAND - ALARM
54* A C 147 4/9/2018 22:44:20.828 FRF PRESS LOW TRIP(ETS) - ALARM
54* A C 131 4/9/2018 22:44:20.927 TURBINE TRIPPED TRIP BOILER(MFT) - ALARM
54* A C 129 4/9/2018 22:44:20.987 MFT TO SER - ALARM
54* A C 38 4/9/2018 22:44:21.006 MILL 'C' FEEDER C1 STALLED - ALARM
54* A C 39 4/9/2018 22:44:21.008 MILL 'D' FEEDER D2 STALLED - ALARM
54* A C 33 4/9/2018 22:44:21.011 MILL 'A' FEEDER A1 STALLED - ALARM
54* A C 40 4/9/2018 22:44:21.011 MILL 'D' FEEDER D1 STALLED - ALARM
54* A C 37 4/9/2018 22:44:21.012 MILL 'C' FEEDER C2 STALLED - ALARM
54* A C 34 4/9/2018 22:44:21.014 MILL 'A' FEEDER A2 STALLED - ALARM
54* A C 30 4/9/2018 22:44:21.023 PA FAN B QF BK OPEN - ALARM
附件4: 低压前轴封碰磨处照片：
低压前轴封共有五圈汽封块，第二圈处磨损最严重。汽封齿倒伏，有碎屑。