全国20起汽轮机事故汇编
《汽轮机飞车事故汇编》
事故原因这次4#机损坏原因是超速飞车。超速原因主要是在打 掉危急保安器后，自动主汽门自动关闭，其副触点接通，联锁发电 机主油开关跳闸，使发动机解列后，热网蒸汽从抽气口倒回作功， 加速汽轮机转速，直至飞车。以下是此次事故原因分析：
1.2 事后检查情况
水冷箱补水门浮球脱落在乙组水冷泵进水口附近；电动主闸门、自 动主汽门、调速汽门严密性不好(停机后,如果关闭低负荷喷水,排汽 缸温度可升至100℃左右)。一段、二段供热抽汽水动逆止门动作灵 活,但二段抽汽至高除水动逆止门活塞脱落卡涩；中压旋转隔板卡在 开度50mm处。透平油中含有大量杂质、水分,外观混浊,有乳化现象, 油箱内壁脏污,整个系统及部件解体清洗后仍有少量颗粒杂质；危急 遮断油门被纤维状杂物卡涩。超速14%保护动作油压按厂家参数定 值,设计值为额定转速下一次油压0.218MPa,动作转速一次油压0.283
1. 操作原因。这次停机是在中压油动机关闭后开不开，停机减负荷 时卡在7000KW以及高压油动门晃动和调速汽门故障等多种不利情 况下，未能进行仪表分析，就盲目操作，操作人员把正常停机操 作改为故障操作，立即打掉危急保安器。操作非常混乱，未按岗 位责任制、监护制度和复诵制度执行，正、副班长代替司机操作 ，在未确定机4/汽51关闭及负荷到零时情况下即打掉危急保安器 ，导致飞车。
(3)定期核准各重点保护电接点压力表并更换精度等级更高的压力表 。 (4)选用智能转速表,替换现役转速表,用转速表的报警和保护输出功 能取代油压接点信号,便于日常监测和事故分析。 (5)分析优化超速保护回路,统一动作条件,对改增智能表和一次油压 信号采用先串联后并联的方式进入超速保护,以保证保护动作的可靠 性。 (6)投入油净化装置,配套大功率滤油设施,严格控制透平油品质。 (7)增设热工工作备用电源,防止工作电源失电后使热工保护(包括超 速保护)失去保护功能。 (8)完善恢复机组热风烘干系统,保证能随时连续投入使用,以防止停 机后部件的锈蚀。在未完善前用抽真空法加以保养。 (9)高压油动机加装电磁阀,加速二次油泄压,使调节汽门更快关闭。 3.2 运行措施 (1)防止超速的各种保护和联锁均应投入运行,按要求进行试验。超速 保护不能可靠动作时,禁止将机组投入运行或继续运行。 (2)定期对自动主汽门、调速汽门和抽汽逆止门进行活动试验。当汽 水品质不符合要求时,应增加活动次数和扩大行程范围。 (3)定期对自动主汽门、调速汽门和旋转隔板进行严密性试验,并尽量 选择停机热态进行。
20起典型汽机事故
2．严格执行规章制度。运行规程不完善的要修改补充，不完善的内容先以书面形式颁布执行。运行人员应按规程操作和处理事故，厂领导不要干预运行人员操作，不得违章指挥操作，不得为避免事故拼设备。必须建立保护装置管理制度，落实责任制，重要保护和联锁装置退出运行时必须经总工程师或厂领导批准，并限期恢复。
2、
揭开低压缸检查，除发现20级有3处、25级有8处、叶片松拉筋有开焊外，还有两处叶片镶焊的司太立合金在距非叶片顶部30mm处裂断，其它部位均未见异常。
3、
对一、二、三段抽汽逆止门进行了汽密性试验，结果一、二段严密，三段抽汽逆止门前疏水管热，说明有漏汽现象。经对全部六段抽汽逆止门解体检查，各门密封面接触无断开处，无贯穿沟痕，深坑等。各门全行程活动自由，无卡涩。
事故后检查发现#2机组轴承损坏，其中#1、2、5、6下瓦和推力瓦损坏严重，需要更换。
二、事故原因分析
经检查分析计算机打印资料和事故后做试验证明，事故直接原因是C抗燃油泵跳闸，因蓄能器漏氢退出运行，造成抗燃油压迅速降低，该保护动作跳机。
3．设备管理不善，未能及时消除缺陷。抗燃油蓄能器、启／备变压器差动保护误动、厂用电和事故油泵自投装置等存在的问题，未及时处理，致使一般事故扩大为全厂停电和损坏主设备重大事故。计算机缺陷不及时消除，不能把9时19分40秒以后的数据资料打印下来，加深了分析事故难度。据反映，工作人员可擅自将重要保护退出运行，未经有关部门批准，限期恢复．
10时50分，热工微保班班长郝宝伟、值班员李树新，来到现场，请示值长，要求退出串轴保护，以便检查。值长刘宝洪在得到运行副总孟凡荣批准同意后将串轴保护联锁主5气门开关断开。当值长刘宝洪询问有没有发电机跳闸的可能时，热工人员回答说：“没事，串轴保护电源已断开”。(实际只断开了跳主汽门回路，去发电机保护回路压板未断)。此时，热工分场专工胡意成恰好来到7号机控制室一起看他们处理。随后郝宝伟令李树新在保护屏处活动串轴保护测量板和鉴别扳，郝宝伟来到操作盘前监视，两块板活动后，串轴保护指示明显摆动，增大到一2．Omm(动作值-1.2mm跳闸，该表量程土2．0)，持续了约7分钟左右。
生产安全典型事故案例汇编 -32起汽机设备事故案例
汽机设备事故案例汽门关闭不严导致机组跳闸后超速【案例简述】1998年3月1日某电厂1、2号炉，4、6号机母管制运行，带电负荷31MW，7号机组单元制运行，带电负荷80MW，汽机各保护均在投入状态，其他的参数运行稳定，全厂总负荷111MW。
8时，汽机7号主值班员郝某接班后检查各参数均正常，机组运行稳定。
8月20分，郝某发现轴向位移指示偏大至－0.52mm（轴向位移正常指示在－0.26mm，动作值－1.2mm，最大±2.0mm），且摆动，打电话联系热工微保班值班人员李某要求进行处理。
8时40分，热工微保班值班员李某来到现场，检查后向郝某交待，处理轴向位移需将串轴保护电源断开，必须有班长和监护人在场，同时叮嘱要加强监视，如果串轴保护值继续发展到－0.7～－0.8mm时，再联系处理。
10时10分，当值值长刘某得知此情况后，令热工人员必须马上安排处理。
10时50分，热工微保班班长郝某、值班员李某来到现场，请示值长，要求退出串轴保护，以便检查。
值长刘某在得到运行副总孟某批准同意后将串轴保护联锁主汽门开关断开，当值长刘某询问有没有发电机跳闸的可能时，热工人员回答说：“没事，串轴保护电源已断开”（实际只断开了跳主汽门的回路，去发电机保护回路压板未断）。
此时，热工分场专工胡某恰好来到7号控制室看他们处理，随后郝某令李某在保护屏处活动串轴保护测量板和鉴别板，郝某来到操作盘前监视，两块板活动后，串轴保护指示明显摆动，增大到－2.0mm（动作值－1.2mm跳闸，该表量程±2.0），持续约7min左右。
10时58分，郝某向保护屏走去，刚一拉开保护屏门，即看到超速保护测量板4个红灯闪烁（实际是串轴保护动作），10时59分，7号机表盘铃响警报器掉牌（发电机跳闸掉牌），电气值班员立即向值长刘某报告发电机跳闸，负荷由80MW降到零，刘某马上令锅炉值班员稳定参数，防止灭火，随即跑到汽机操作盘前，发现主汽门关闭掉牌（实际上电气串轴保护也已掉牌），主值班员郝某跑到机头手摇同步器准备挂闸，抬头一看转速表转速在3600r/min，立即手打危急保安器停机，没有反应，立即跑回控制室，看到表盘汽机转速已达3653r/min （实际最高达3699r/min，热工转速表记忆值），立即关闭电动甲乙主汽门和一、二、三段电动抽汽门。
汽轮机事故案例
汽轮机事故案例汽轮机是一种常见的热力机械设备，广泛应用于发电厂、化工厂等工业领域。
然而，由于各种原因，汽轮机事故时有发生，给生产安全和人员生命财产造成严重威胁。
下面我们就来看几个汽轮机事故案例，以便引起大家的重视和警惕。
案例一，某发电厂汽轮机事故。
某发电厂的汽轮机在运行过程中突然发生爆炸，造成了严重的人员伤亡和设备损坏。
经过调查，事故原因主要是由于汽轮机叶片疲劳断裂，导致叶片脱落并撞击其他部件，最终引发爆炸。
而叶片疲劳断裂的原因则是由于长期高负荷运行和缺乏定期检修保养所致。
这一事故给发电厂带来了巨大的经济损失，也给相关责任人敲响了警钟。
案例二，化工厂汽轮机事故。
某化工厂的汽轮机在运行过程中出现了异常振动和噪音，随后发生了严重的事故。
经过调查，事故原因是汽轮机轴承故障导致的。
而轴承故障的原因则是由于长期高速运转和润滑不良所致。
这一事故不仅给化工厂造成了严重的设备损坏，还给周围环境和人员的安全带来了威胁，引起了社会各界的高度关注。
案例三，某船舶汽轮机事故。
某船舶的汽轮机在航行中突然发生了故障，导致船舶失去动力，险些造成触礁事故。
经过调查，事故原因是汽轮机控制系统故障导致的。
而控制系统故障的原因则是由于长期使用和维护不当所致。
这一事故给船舶的航行安全带来了严重威胁，也给船员和乘客的生命财产造成了潜在危险。
综上所述，汽轮机事故的发生往往与长期高负荷运行、缺乏定期检修保养、润滑不良、控制系统故障等因素有关。
因此，我们在使用和维护汽轮机时，务必加强对设备的监测和管理，定期进行检修保养，保证设备的安全稳定运行，以防止事故的发生，确保生产安全和人员的生命财产安全。
汽轮机事故案例
汽轮机事故案例汽轮机事故案例2018年1月15日，在某温州化工厂，发生了一起汽轮机事故。
该化工厂是一家集生产、储运于一体的大型企业，其使用了多台汽轮机作为主要动力设备。
事故发生后，造成了严重的人员伤亡和经济损失。
经过调查和分析，事故的原因主要有三个方面。
首先，事故的发生与操作人员的不当操作有关。
事故当天，该化工厂进行了一次定期的维护与检修工作，其中涉及到汽轮机的关闭和开启。
但是由于操作人员操作不规范，没有严格按照操作规程进行操作，导致汽轮机在开启的过程中出现了故障。
此外，操作人员也没有按照规定的程序进行紧急处理，使得故障问题无法及时解决，最终导致事故的发生。
其次，事故的发生还与设备的老化和维护不到位有关。
该化工厂的汽轮机已经使用了多年，部分设备已经达到了使用寿命。
然而，由于企业资金紧张和管理不善，没有及时对设备进行更换和维护，致使设备老化程度加剧。
在事故发生之前，该汽轮机已经出现了多次故障，但是这些故障并没有引起足够的重视和处理，导致了事故的发生。
最后，事故的发生还与企业的安全管理不到位有关。
据事故调查组了解到，该化工厂在管理层对安全管理的重视程度不高，存在着管理混乱、缺乏安全意识等问题。
在事故发生前，化工厂并没有进行安全演习和培训，员工对逃生和自救的能力有所欠缺。
此外，企业也没有建立健全的安全制度和监测系统，无法及时发现和解决潜在的安全隐患，最终导致了事故的发生。
针对这次事故，相关部门对该化工厂进行了严肃处理。
在追究相关责任人的同时，也要求企业进行全面整改，加强对设备和操作人员的监控与管理。
企业还需要重新审核和完善安全制度与操作规程，加强安全培训和演习，提升员工的安全意识和技能。
此外，企业还需要加强设备维护和更新，确保设备的正常运行和安全性。
通过这次事故，我们可以看到安全管理在企业中的重要性和必要性。
企业必须加强对设备和操作人员的监控和管理，及时进行维护和更换，确保设备的安全运行。
同时，企业还需要注重安全培训和演习，提升员工的安全意识和自救能力。
几起典型汽机事故案例
朝阳发电厂98年1号机大轴弯曲事
事故经过： 朝阳电厂1号机组大修于1998年7月10日全部结束，7月12日和13日进行 高速动平衡试验，振动情况良好，最大的5号轴承为0.028mm。7月14日，机 组进行第三次启动，7时锅炉点火，随后投9只油枪，8时汽轮机冲动，DEH 系统投入，冲动前参数正常，炉侧过热蒸汽温度363℃、333℃，机侧温度 267℃、压力1.72MPa、高压内缸上壁温度251℃，其它正常。8时15分汽轮 机定速3000rpm。8时47分发电机手动同期并网，此时炉侧过热汽温432.1℃、 438.5℃，机侧403℃、394℃，高压内缸上壁温度287℃，高压胀差2.45mm, 振动最大的5号轴承为0.023mm，并列后发电机有功和无功功率表均无指标。 9时3分，发现高压油动机全开至155mm，将DEH切到液调。9时5分，锅炉投 入一台磨煤机，停三只轻油枪，投二级减温水，高压胀差3.6mm。9时13分， 高压胀差4.0mm，立即手摇同步器，将高压油动机行程关到96mm，发现中 压油动机参与调整，再热汽压升到1.5MPa，又将高压油动机行程开到 112mm。9时19分高压胀差到4.38mm，用功率限制器将油动机关到空负荷位 置(30mm)，此时高压内缸上壁温度351℃，机侧过热汽温414℃，炉侧406℃。 9时24分，高压胀差4.46mm，运行副总下令发电机解列，汽机司机打闸停机， 这时高压胀差最大到5.02mm。打闸前振动最大的5号轴承为0.024mm，打闸 后2分17秒时振动最大的1号轴承为0.039mm，转子惰走24分钟，启动盘车电 流为60A，大轴晃度0.08mm，偏心0.138mm。16时50分大轴晃度最终稳定 在0.11mm, 16时20分测量转子弯曲0.165mm，最大位于调节级后第二级叶 轮处，说明高压转子已发生弯曲。
2024年汽轮机运行所遇事故总结
2024年汽轮机运行所遇事故总结2024年，汽轮机运行过程中发生了多起事故，给生命财产安全和环境带来了严重的威胁。
事故的发生主要与设备故障、人为疏忽、管理不善等因素有关。
下面将对这些事故进行总结和分析。
1. XX火电厂6号汽轮机失效事故2024年1月，XX火电厂6号汽轮机发生失效事故，造成了数百万的经济损失。
经调查，事故原因是由于设备老化和维护不善导致的故障。
此次事故提示我们，应加强对设备的定期检修和维护，确保设备的正常运行。
2. XX电厂汽轮机爆炸事故2024年5月，XX电厂汽轮机因操作人员的错误操作，导致机组内部压力不平衡，最终导致汽轮机爆炸。
此次事故造成了多人死亡，严重损害了环境。
避免类似事故的发生，应加强对操作人员的培训和安全意识教育，健全安全管理制度，严格执行操作规程。
3. XX热电厂汽轮机事故2024年9月，XX热电厂汽轮机在正常运行过程中突然停机，经过调查，发现是由于电力供应不稳定导致的。
这次事故显示了电力供应的稳定性对汽轮机运行的重要性。
为了避免类似事故，应加强对电力供应的监测和维护，确保电力供应的稳定性。
4. XX化工厂汽轮机事故2024年12月，XX化工厂的汽轮机发生事故，造成了严重的爆炸。
初步调查发现，事故可能是由于管道泄漏引起了火灾，最终导致爆炸。
这次事故提示我们，应加强对管道的监测和维护，确保管道的完整性，防止泄漏事故的发生。
总的来说，2024年汽轮机运行所遇事故主要与设备老化、维护不善、操作人员疏忽以及电力供应不稳定等因素有关。
为了减少类似事故的发生，需要加强对设备的定期检修和维护，提高操作人员的安全意识和技术水平，确保电力供应的稳定性，加强对管道和设备的监测和维护。
只有这样，才能确保汽轮机的安全运行，保护生命财产安全和环境的安全。
燃机事故案例汇编
一、事件经过
2010年1月23日，机组二拖一运行，AGC投入，总负荷650MW；#1、2燃机负荷均为230MW，汽机负荷190MW，供热量1200GJ/h。14:00监盘人员发现#1燃机MARKⅥ界面发报警（排气框架风机风压低），“EXH FRAME OR #2 BRG COOLING TRBL-UNLOAD（排气框架或#2轴承区冷却风机故障）”，立即派人至就地检查该风机并点击MARKⅥ风机界面“#2 LEAD”和主复位按钮，该风机仍无法启动。14:01分#1燃机开始自动减负荷，运行人员手动退出AGC，降低热网负荷，机组维持低负荷运行。15:06负荷下降至3MW，调度通知停机，15:09分#1燃机停机。
二、原因分析
1.2005年11月份调试期间曾出现#7叶片通道温度高现象，报警值由20℃调到23℃，自动停机值、跳闸值未做改动。其他叶片通道温度报警值维持20℃不变。
2.由于日方技术人员在对BPT温差定值进行调整时，考虑不周，设定值偏低（自动停机BPT温差定值实际是25℃，定值最高可小于40℃），导致自动停机。
燃气—蒸汽联合循环机组
安全生产典型事件汇编
中国大唐集团公司安全生产部
二O一二年十二月
前言
天然气发电作为优质、高效的清洁能源，对于改善能源结构、保护环境、提高能源利用效率具有重要作用。2003年国家首次打捆招标引进了23台F型重型燃机，到2011年底国内天然气发电装机达到了3265万千瓦，占总装机容量的3.09%。预计2015年国内天然气消费量将达2300亿立方米，发电用天然气可满足7000万千瓦机组，给天然气发电建设带来前所未有的机遇。
4.空气滤芯为纸质材料，纸纤维遇潮膨胀使得过滤器差压升高。遇雨雪天气（尤其是小雨雪），空气湿度大时空滤器差压升高，雨雪停止，空气湿度降低，差压会快速下降。
轮机大轴弯曲事故案例汇编
轮机大轴弯曲事故案例汇编汽轮机大轴弯曲和严重超速、轴系断裂事故一样，是火力发电厂汽轮机严重事故。
对火电厂安全生产、经济运行构成重大危害，给企业造成巨大损失。
如：朝阳发电厂98年1号机大轴弯曲事故；富拉尔基二电厂89年1号机大轴弯曲事故；99年华能汕头电厂2号汽轮机高压转子弯曲事故；内蒙丰镇发电厂94年2号汽轮机大轴弯曲事故（见附录）等。
因此，防止大轴弯曲事故是火电厂汽轮机运行维护重点，应该引起各级领导和生产技术人员充分重视。
作为火电厂汽轮机值班人员，更应详细了解其产生原因，防范措施，防患于未然。
一.汽轮机大轴弯曲原因：造成汽轮机大轴弯曲的原因是多方面的，主要归纳为以下几方面。
1汽轮机通流部分动静摩擦通流部分动静摩擦，造成转子局部过热。
一方面显著降低了摩擦部分的屈服极限；另一方面摩擦部分局部过热，其热膨胀受限于周围材料而产生很大压应力。
当应力超过该部位屈服极限时，将发生塑性变形。
当转子温度均匀后，该部位就呈现凹面永久性弯曲。
在第一临界转速下，大轴热弯曲方向与转子不平衡力方向大体一致。
此时，发生动静摩擦将产生恶性循环，致使大轴产生永久弯曲。
而在第一临界转速上，热弯曲方向与转子不平衡力方向趋于相反，有使摩擦脱离趋向。
所以，应充分重视低转速时振动、摩擦检查。
字串72热状态汽轮机，进冷汽冷水冷汽冷水进入汽缸，汽缸和转子由于上下缸温差过大而产生很大热变形。
转子热应力超过转子材料屈服极限，造成大轴弯曲。
如果在盘车状态进冷汽冷水，造成盘车中断，将加速大轴弯曲，严重时将使大轴永久弯曲。
3套装件位移套装转子上套装件偏斜、卡涩和产生相对位移；汽轮机断叶、强烈振动、转子产生过大弯矩等原因使套装件和大轴产生位移，都将造成汽轮机大轴弯曲。
4转子材料内应力过大汽轮机转子原材料不合格，存在过大内应力，在高温状态运行一段时间后，内应力逐渐释放，造成大轴弯曲。
5运行管理不当总结转子弯曲事故，大多数在发生、发展过程中都有领导违章指挥，运行人员违章操作，往往这是事故直接原因和事故扩大的原因。
汽机专业事故汇编
汽机专业事故汇编二0一一年八月十二日前言贵州华电桐梓发电公司在建2*600MW超临界机组，计划于2012年年底实现单投。
近几年来，从相同类型机组调试过程来看，由于设备缺陷引起的质量问题较多。
另外，调试过程中的误操作、逻辑设计错误和检查不到位等情况也时有发生，个别机组在调试过程中已经暴露和发生了安装、调试等质量问题，影响了机组启动试运的进展。
调试质量管理已经成为工程质量管理的重点之一。
为交流经验、吸取教训，使桐梓发电公司2*600MW超临界机组在以后的调试、商业运行中避免类似问题发生，少走弯路，我们从各相同类型电厂收集典型事故资料，整理汇编成册。
请各位认真学习，仔细分析，从中吸取经验教训，以便在以后的调试工作中能有所帮助。
生产准备部汽机专业2011.8.12目录1 主蒸汽、再热蒸汽及旁路系统1.1 给水自动跟踪不良、造成机组超温1.2 协调控制系统组态存在缺陷,造成机组超压1.3 水煤比严重失调，造成机组汽温急剧下降1.4 主蒸汽温度骤降，造成汽机保护动作跳闸1.5 一次调频引起负荷波动、导致温度低保护动作跳机1.6 冲转时高排逆止门不能全开、造成冷再管道剧烈振动1.7 高排压力高保护误动，造成机组跳闸1.8 汽轮机旁路故障、保护动作掉闸2 汽机本体、主机保护及油系统2.1 保护误动，造成AST电磁阀动作2.2 安装质量问题，造成汽轮机#8轴瓦温度高2.3 润滑油冷却器冷却容量不足、造成润滑油温偏高2.4 低压缸胀差偏大，影响机组安全运行2.5 VV 阀未开、高压缸闷缸运行、造成转子损坏2.6 顶轴油管开裂，造成顶轴油压低2.7机组跳闸后、润滑油中断造成轴瓦烧损事故2.8维护人员误操作，造成“润滑油压低”保护动作跳机2.9 高压调门晃动大、造成引起负荷波动2.10旁路阀拒关、高温蒸汽进入低压缸造成低压缸严重变形2.11 安装残留物清理不净，造成喷嘴损坏、轴瓦磨损2.12 滑销系统卡涩、造成汽轮机大轴永久弯曲2.13 汽机跳闸后，交、直流润滑油泵未联动造成断油烧瓦2.14 冲转过程中、轴振大打闸停机2.15 汽机挂闸作试验，造成低压缸安全膜破裂2.16 阀门流量曲线有问题、造成机组负荷不正常波动3 辅汽、轴封汽系统3.1 轴封压力过高、导致油中进水3.2 切换辅汽时、造成小机转速骤升4 高、低压加热器及回热抽汽系统4.1 操作调整不当，造成高加解列4.2 出水口防冲刷铁板变形严重，造成高加不能正常投运4.3 疏水不畅，造成高加疏水管道振动大4.4 安装设计问题、造成二、三级抽汽联络管断裂4.5 由于安装问题，#5抽管道在排汽缸内管段爆破5 除氧器、给水系统5.1 汽泵前置泵电机驱动端轴承烧损5.2 小机超速保护动作跳闸引起机组跳闸停机5.3 除氧器水箱顶部高加正常疏水备用进口堵板崩开，造成除氧器、凝汽器水位难以维持，申请停机5.4 人为误操作、造成除氧器溢水5.5 人为误操作，造成除氧器进水5.6 操作不当，造成电泵入口滤网堵头加强筋呲开5.7 疏水不充分，造成小汽进汽温度急剧下降5.8 交接班交待不清，接班操作中造成汽泵再循环开启5.9 检查不到位、小机油系统进水5.10 试运期间几起给水泵轴瓦损坏事故5.11 电泵入口滤网堵塞，被迫停机处理5.12 汽动给水泵组反转超速、造成设备损坏报废5.13 小机主汽门误关，造成机组减负荷5.14 小机转速失灵，手动打闸5.15 疏水不充分，造成小机转速突降5.17 小机跳闸后油中进水5.18 电泵入口压力低跳闸6 凝结水系统6.1 检修质量差、造成凝结水精处理装置出口蝶阀法兰垫片呲开6.2 凝结水再循环调节阀通流量过大，造成管道冲击和凝泵过电流6.3 凝汽器水位开关与变送器偏差大，造成凝泵跳闸6.4 密封冷却水有杂质、造成凝泵机械密封烧损6.5 凝泵密封水调节阀故障、造成凝结水压力波动6.6 压力开关漏水、造成凝结水泵跳闸6.7 凝结水倒流、造成凝结水泵入口滤网垫子哧开7 凝结器真空系统7.1 低真空保护误动，机组跳闸7.2 水环真空泵抱死7.3 真空系统有漏点，造成真空下降7.4 运行人员误操作、造成凝汽器真空低跳闸7.5 凝结器真空系统漏点、造成真空下降8 循环水系统8.1 循环水泵推力轴承烧损8.2 操作不当，造成冷却塔溢流8.3 循环水泵跳闸后出口门失电无法关闭，造成低真空保护动作9 开式水系统9.1 电机选型偏小、开式泵过电流9.2 开式泵电机过流保护动作、两台开式泵跳闸10 疏放水系统10.1 高压主汽阀座疏水管道泄漏10.2 疏水管设计不合理、造成#6低加不能投运10.3 疏水不畅、冲转时造成瓦振大打闸停机1.主蒸汽、再热蒸汽及旁路系统1.1.给水自动跟踪不良、造成机组超温1.1.1事故经过机组负荷控制方式为手动，机组负荷400MW，总燃料量170T/H，给水流量1100T/H，两台汽动给水泵运行，给水泵自动投入；5套制粉系统运行。
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一富拉尔基二电厂86年3号机断油烧瓦事故（一）、事故经过86年2月23日3号机（200MW）临检结束，2时25分3号炉点火，6时20分冲动，5分钟即到3000转/分定速。
汽机运行班长辛××来到三号机操作盘前见已定速便说：“调速油泵可以停了”，并准备自己下零米去关调速油泵出口门，这时备用司机王××说：“我去”，便下去了。
班长去五瓦处检查，室内只留司机朱××。
王××关闭凋速油泵出口门到一半（原未全开）的时候，听到给水泵声音不正常，便停止关门去给水泵处检查。
6时28分，高、中压油动机先后自行关闭，司机忙喊：“快去开调速油泵出口门”，但室内无值班员。
班长在机头手摇同步器挂闸未成功。
此时1—5瓦冒烟，立即打闸停机。
此时副班长跑下去把调速油泵出口门全开，但为时已晚。
6时33分，转子停止，惰走7分钟，经检查除1瓦外，其他各瓦都有不同程度的磨损。
汽封片磨平或倒状，22级以后的隔板汽封磨损较重，20级叶片围板及铆钉头有轻度磨痕。
转入大修处理。
</DIV><DIV> （二）、原因分析</DIV><DIV> 1、油泵不打油，调速油压降低，各调速汽门关闭。
三号机于84年9月25日投产，11月曾发生大轴弯曲事故，汽封片磨损未完全处理，汽封漏汽很大，使主油箱存水结垢严重，主油箱排汽阀堵塞未能排出空气。
主油泵入口有空气使调速油压下降。
此次启动速度快，从冲动到定速只有5分钟，调速油泵运行时间短空气尚未排出，就急剧关闭调速油泵出口门。
过去也曾因调速油泵停的快，油压出现过波动，后改关出口门的方法停泵。
这次又操作联系不当，使油压下降。
</DIV><DIV> 2、交直流油泵未启动。
当备用司机关调速油泵出门时，司机未能很好的监视油压变化，慌乱中也忘记启动润滑油泵。
24伏直流监视灯光早已消失一直未能发现。
</DIV><DIV> 3、低油压联动电源已经切除。
20日热工人员未开工作票在三号机热控盘进行了四项工作，把热工保护电源总开关断开，工作结束忘记合上，致使低油压未能联动润滑油泵。
</DIV><DIV>4、这次机组启动，使用了启动操作票，操作票中有“交直流润滑油泵联动试验和低油压联动试验”项目，但司机在执行这两项工作都没有做，而操作票上却已划“√”。
</DIV><DIV> </DIV><DIV> </DIV><DIV>二浙江台州发电厂88年1号汽轮发电机组烧瓦事故1988年8月18日15时25分，台州发电厂1号汽轮发电机组因油系统中渗有大量空气，造成自动主汽门自行关闭，调速油泵未自启动，交流润滑油泵刚自启动即被直流油泵自启动而闭锁，直流油泵自启动后电机烧损，致使断电烧瓦，构成重大事故。
（一）、事故经过台州发电厂1号汽轮发电机系上海汽轮机厂制造，N125-135/535/535型，1982年12月投产。
事故发生前，1号机组额定出力运行，各参数均正常，当时系统频率49.6Hz，汽轮机润滑油系统旁路滤网运行，主滤网撤出清理，14时55分主滤网清理结束。
15时当班班长郑××下令一号机司机陶××将旁路滤网切换为主滤网运行，陶接令后即用电话令零米值班员李××开启交流润滑油泵轧兰冷却水。
接着陶按规定启动了交流润滑油泵，并将监盘工作交给监盘副司机管××，即去零米执行润滑油滤网切换监护操作。
15时12分主滤网充油排汽结束，15时16分主滤网投入运行，当关闭旁路滤网出口二圈时，发现调速油泵启动，陶即令李停止操作，并跑至零米值班室打电话询问情况。
同时，在监盘的副司机管××，当时在场的班长傅××，当班班长郑见调速油泵运行指示红灯闪光（自启动），并听到警铃响了一下，但未见光字牌亮，查油压正常。
郑令现场副司机王××检查，未见异常，也无其他人员在工作，分析为误自启动，即令管停下调速油泵，停后各油压均稍有下降，几秒钟后调速油泵又自启动，警铃响，“主油泵出口油压低至0.9MPa光字牌亮后又熄灭，查油压恢复正常，管即复归开关控制把手（合上），15时17分郑接陶询问电话，郑告：“是自启动”。
并查问下面操作情况后，通知陶：“上面准备停交流润滑油泵，保持调速油泵运行，滤网切换操作完毕后汇报”。
陶答：“好的”。
陶回到现场时见交流润滑油泵转速已下降，随即关闭该泵轧兰冷却水，调整好调速油泵冷却水。
15时20分旁路滤网撤出运行操作完毕（出口门关闭）。
陶汇报郑：“切换操作全部结束”。
并提出：“慢慢关闭调速油泵出口门，上面注意油压变化，待全关后现扬按事故按钮停调速油泵，然后再开启出口门”。
郑同意如此操作。
陶令李去操作，由李关闭调速油泵出口门后，陶按事故按钮停泵。
15时25分当准重新开启调速油泵出口门时，发现直流润滑油泵启动，电机冒火，陶令李速开调速油泵出口门及旁路滤网出口门（主、旁路网同时投运），并协助操作完后跑回集控室。
在集控室，管、郑见油压有所下降，事故喇叭响，调速油泵开关指示灯绿灯闪光，即复归开关（拉开），此时，调速油压1.1MPa，润滑油压0.1MPa，均正常。
几秒钟后“主汽门关闭”，主油泵出口油压低至0.9MPa及润滑油压低至0.08MPa～0.015MPa等光字牌全部亮。
管、郑准备去合调速油泵时，发现直流润滑油泵自启动0.08、0.055、0.04、0.015MPa低油压光字牌全部熄灭。
但随即发现直流润滑油泵开关红灯熄灭，事故喇叭响，电流到零（电动机烧坏）。
当即解除交直流油泵联锁，抢合交流润滑油泵和调速油泵均不成功。
班长傅××即跑到九米现场开真空破坏门。
生产厂长梁××听到安全门排汽声，即跑到集控室，得知两台油泵均抢合不成时，即令电气运行人员跑到开关室合上调速油泵开关。
此时司机陶××跑到集控室，大声喊：“直流油泵电机烧了”。
并见调速油泵开关红灯闪光，即复归开关把手（合上），油压恢复正常。
郑××去现场调查，发现2、3号轴承处有烟冒出，此时监盘副司机即停射水泵。
(二）、事故发生与扩大原因1、分析认为主油泵工作失常是这次事故的起因。
而主油泵工作失常则是由于油中渗有大量空气所造成的。
因此油系统中渗有大量空气泡是这次一号机油压大幅晃动且急剧下降而跳机的原因。
事故前清扫主滤网后进行切换操作时，启动了交流润滑油泵，使润滑油压升高，各轴承回油量增加，油循环倍率增大，带入的空气随之增加。
2、造成这次跳机事故扩大成断油烧瓦的主要原因是直流润滑油泵自启动后电机烧毁，而直流润滑油泵电机烧毁时直流母线电压偏低，造成调速油泵、交流润滑油泵手动抢合不成。
三 99年5号机冲动过程中2号瓦振动大停机事件1999年6月24日20时45分5号炉点火，21时25分盘车检修结束，投入连续盘车，测大轴晃度0.04mm，22时00分开始抽真空，投入一、二级旁路系统，23时30分投入轴封供汽，23时50分法兰螺栓夹层加热装置暖管。
高外上内壁温136℃、高内上内壁温142℃、高内下内壁温132℃、高外下内壁温116℃、左螺栓温度138℃、左外法兰温度140℃、左内法兰温度139℃、右螺栓温度140℃、右内法兰温度140℃、右外法兰温度141℃。
0时35分5号机冲动，高外上内壁温135℃、高内上内壁温141℃、高内下内壁温130℃、高外上内壁温109℃、左螺栓温度168℃、左外法兰温度170℃、左内法兰温度169℃、右螺栓温度170℃、右内法兰温度169℃、右外法兰温度170℃。
0时40分升速至500r/min，投入法兰螺栓夹层加热装置。
0时50分升速至950r/min，开始暖机。
0时55分2号瓦振动突然增大，最大0.08mm，立即打闸停机。
此时高外上内壁温135℃、高内上内壁温139℃、高内下内壁温120℃、高外上内壁温110℃、左螺栓温度183℃、左外法兰温度192℃、左内法兰温度182℃、右螺栓温度184℃、右内法兰温度181℃、右外法兰温度191℃。
1时10分大轴静止，投入盘车，测大轴晃度0.43mm，1时20分测大轴晃度0.22mm，2时10分测大轴晃度达到正常值0.045mm，4时16分5号机重新冲动，5时5号发电机并列。
原因分析：1、法兰螺栓加热装置暖管过早监视调整不当：23时30分法兰螺栓加热装置开始暖管，暖管后未及时监视缸温变化，使法兰螺栓温度上升较快，0时35分转子冲动时，高压外缸内法兰由139℃升至169℃。
至打闸时高压外缸内法兰升至182℃，但高压外缸内壁温度尚未加热上来，汽缸夹层加热未跟上，使高压外缸内壁温度与高压外缸法兰内壁温度之间温差过大，引起缸体变形，引起2号瓦振动。
2、高压缸前轴封段冷却收缩：22时开始抽真空，当时高压内缸内下壁缸温141℃，23时30分投入轴封供汽，由于运行人员不能准确掌握理解运行规程，在缸温刚低于150℃后，就按机组冷态启动规定执行，使抽真空与轴封投入的间隔过长，引起高压缸前轴封段冷却收缩，在缸体变形的情况下，加剧轴系振动，使2号瓦振动聚增。
教训与防范：缸温在140℃左右抽真空后到投入轴封供汽的时间较长，转子轴封段局部冷却。
运行监视调整不当，在法兰螺栓加热装置暖管后未能及时监视缸温变化，使法兰螺栓温度上升较快。
运行人员对运行规程掌握理解不够，在机组运行中发生甩负荷至50MW以下时，必须及时投入高压缸前后、中压缸前轴封供汽，防止转子轴封段急剧冷却。
2002年6号机误关循环水出口门低真空保护动作事件2002年5月20日事故前6号机组负荷197MW，机组真空86.1kPa，在正常调整循环水出门时，司机助手误将循环水出口门关闭，没有注意参数变化，真空急剧下降，发现真空下降很快，立即启动备用射水泵，启动备用循环水泵，低真空保护动作，主汽门关闭，机组负荷到零。
事后当事人没有及时汇报司机，造成故障原因判断不清，延误了事故处理时间，导致锅炉灭火。
在事故过程中5、6号机同时启动了4台循环水泵，险些造成故障的扩大。
原因与教训：操作中存在习惯性违章和严重的误操作，在调整循环水门时，同时开关两侧出口门，在中间暂停时，误将循环水出口门关闭，导致凝汽器大量减水，造成机组真空下降。
业务水平低，工作责任心不强，调整循环水出口门时，不能认真监视有关参数变化。