汽机事故案例(精华版)
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。
电力系统事故案例
国华太电
一、某电厂#1机组主汽温度高跳闸事故
机组协调控制自动调节特性不好，出现跳磨煤机
等扰动后，需要退出协调方式切手动调节，参数
调节不稳，当协调退出时给运行人员增加非常大 的操作量。 机组发生异常情况下，各监盘人员之间相互协调 不够。
在机组运行方式改变后，对可能发生的危险点预
控认识不足。
国华太电
一、某电厂#1机组主汽温度高跳闸事故
16：24 AGC控制方式因＃1机主汽压力偏差大 跳为基本控制方式，协调自动退出，16：26解给水 自动为手动调整，机组负荷稳定在400MW。过热汽温 降至522℃，启动分离器出口过热度控制在19℃，过 热器一、二级减温水调整门自动关闭，并由自动跳 为手动。 16：32 ＃1炉F磨煤机加载油管漏油缺 陷处理完毕，启动＃1炉F磨煤机，给煤量加到 207t/h，过热器温542℃，启动分离器出口过热度 19℃，开启过热器一、二级减温水调门调整汽温， 并且上升趋势快，立即全开减温水调阀。
1.事故经过： 01：00，接班后本班为节省部分优质煤，逐步增 加C、D磨煤机烧本省劣质煤，减小B、E磨煤优质煤。 01：57开始发现D磨一次风流量逐步下降，磨煤机 差压较高，立即将D磨煤机给煤量降低同时调整D磨 冷热风门挡板着手吹通D磨，同时对所有磨煤机进 行一次排渣，发现无异常。 02：53发现C磨煤机一 次风流量也逐步下降，磨煤机差压也较高，立即将 C磨煤机给煤量降低也着手吹通C磨，同时再次对C、 D磨煤机进行一次排渣未发现异常。
国华太电
一、某电厂1000MW汽轮机轴瓦乌金损伤事故
16：12 机组负荷618MW，汽轮机跳闸，首 出原因“汽轮机润滑油压低”，转速到零
后，因主机油箱油位低使交、直流油泵不
汽机典型事故案例汇编补充
案例1：××电厂#1机闭式水箱水位突然上升一、事件经过#1机闭式水系统正常运行，闭式冷却器短接，在氢冷器供回水短接打循环，其他用户都没有投入，水位在525mm，水温37℃。
9:10在监视画面发现闭式水箱水位在上升，并且上升很快,派人去就地看水位，就地磁翻板水位计也在上升，下到零米没有发现泵停或门关，判断出水没有问题，水位上升到1200mm（溢流1300mm）,及时关断进水手动门，用手机询问化学确认已经启动除盐水泵。
二、事故原因没考虑到突然启泵，造成水位上升。
三、暴露问题1. 专业联系不到位。
2. 上水调门有缺陷不能及时投运没有做好预想。
四、防范措施1.上水调门不能及时投运时上水完成后及时关闭进水门。
2.加强监盘,做好事故预想。
3.加强各专业间设备启停联系。
案例2：××电厂#2机顶轴油泵损坏事故一、事件经过12月21日，#2机调停。
20：49分，#2机打闸，#2发电机解列。
21：17分，#2机转速至零，停止轴封供汽，投入盘车，顶轴油压时有时无，而运行人员没有及时查找原因，也没有通知检修及时检查。
22：36分，运行人员发现B顶轴油泵冒烟，启动A顶轴油泵，通知设备部和华新检修，设备部和华新检修人员检查发现顶轴油压就地显示为零，而盘车继续在投入，设备部要求运行紧急停盘车，一边组织华新检修准备手动盘车；一边组织华新检修拆#3机两台顶轴油泵装在#2机，并且对#2机顶轴油系统进行检查，发现#2机顶轴油进油总门没有全开，立即进行处理。
22：55分，B顶轴油泵已换好，启动后油压为13.0Mpa，#2机投入自动盘车，对各分压力进行调整，均正常后，手动盘车方案放弃。
0：51分，A顶轴油泵更换完后，试转正常，切换为A顶轴油泵运行。
二、事故原因1.22：36分，设备部人员检查发现各压力均为零，并且两台顶轴油泵泵体温度都高，后经解体检修，发现两台泵均有不同程度的损坏，其根本原因系缺油所致。
【案例探讨】8种汽轮发电机重大事故案例详解
【案例探讨】8种汽轮发电机重大事故案例详解0、前言一般说来，汽轮发电机事故多缘于材料和结构上的缺陷。
但近年来，随着我国电力生产规模的不断扩大、汽轮发电机单机容量的不断攀升，因机组振动等原因造成的汽轮发电机事故也时有发生，尤其是特重大事故的发生，已经严重影响到机组的安全运行，同时给电厂和发电设备制造厂带来巨大经济损失。
下面从事故类型结合国内外典型案例对汽轮发电机常见事故进行介绍。
1.轴系断裂事故汽轮发电机组的大部分事故，甚至比较严重的设备损坏事故，多由振动引起，机组异常振动是造成设备损坏的主要原因之一。
机组振动会使设备在振动力作用下损坏；长期振动会造成基础及周围建筑物产生共振损坏。
这当中，机组轴系扭振现象是发展大电网和大机组所面临的重大课题。
1970年代以前，由于单机容量相对较小，扭振的危害性并不突出；但近几十年来，随着超高压大电网和大功率机组的投产，国内外陆续发生多起网-机谐振造成机组严重损毁的重大事故，引起全世界广泛关注。
01.日本海南#3机事故日本关西电力公司海南电厂容量为 600MW的#3 机于 1972 年 6 月在试运行中发生破坏性事故。
这次事故在机组发生巨大振动之后的极短时间内即发生。
通常，汽轮发电机振动增大的原因很多，但在如此短的时间内发生如此巨大的振动，#3 机#11 轴承（励磁机处）损坏可谓该次事故的起因。
由于#11轴承的轴承盖和轴承座装配质量不太好，试运行中，转速下降时轴振动特别大，磨损了螺栓的螺纹；超速试验时(转速上升到 3850r/min)，#11 轴承的轴振动骤然增大，致使轴承盖固定螺栓脱出，上轴瓦脱落；而上轴瓦和挡油环一起飞出后，便无法向轴承下半部提供润滑油，#11 轴承作用消失。
这时，油膜阻尼降低，导致轴系临界转速下降，接近当时的实际转速(3850r/min)，引发共振，共振随即导致励磁机轴出现巨大振动(见图)。
在机组发生巨大振动之后的极短时间内，多段轴断裂，零部件飞出，并引发火灾，酿成特大事故。
火力发电厂典型事故案例汽机事故篇
火力发电厂典型事故案例汽机事故篇鸭溪电厂#2机电动给水泵整套损坏(2005年)【事故经过】2005年03月13日18时46分，河南电气队试转鸭溪电厂#2机甲凝结水泵时，鸭溪电厂#2机电动给水泵误启动，2005年03月13日20时45分，运行人员发现鸭溪电厂#2机电动给水泵组主泵芯苞损坏，液压偶合器泵轮损坏，各道轴承损坏，前置泵叶轮及轴承损坏，电机定子绕组线圈烧毁。
【故障现象】故障后，河南电气队人员带领发耳电厂电气实习人员到现场检查发现鸭溪电厂#2机电动给水泵组主泵芯苞损坏，液压偶合器泵轮损坏，各道轴承损坏，前置泵叶轮及轴承损坏，电机定子绕组线圈烧毁。
6kV电动机综合保护器及差动保护均未动作。
【检查分析】1.电动给水泵组损坏分析电动给水泵误启动，没有任何润滑油压、冷却水，造成各道轴承干磨使其严重损坏，长时间闷泵造成液压偶合器泵轮损前置泵叶轮及轴承损坏。
2.电动给水泵电机损坏分析长时间闷泵，电流巨增，电机定子绕组线圈温度过热，由于6kV电动机综合保护器及差动保护均未动作造成电机定子绕组线圈严重烧毁。
【存在的问题和反事故措施】1.引起本次事故的直接原因是，6kV 2A（2B）段于2004年12月份就已经移交鸭溪电厂管理，#2机电动给水泵组已经试转合格，但是鸭溪电厂没有停电记录与送电记录，#2机电动给水泵6kV高压开关怎么会送到工作位置，原因待查；6kV 2A（2B）段配电室的门未锁，工地施工人员比较乱、复杂；暴露出鸭溪电厂工地管理松散并不严谨，提醒我们发耳电厂以后在接交设备管理上一定要按规定严格执行，杜绝此类事故的重演。
2.引起本次事故的间接原因是，6kV电动机综合保护器及差动保护均未动作，造成此次事故的扩大，以至#2机电动给水泵组严重；保护未动作的具体原因待查，据我们了解是保护线路接错（还没有证据证实），这个情况提醒我们以后在保护装置安装、调试、验收时一定要严格把关，所有的功能一定要传动到位，且逐项记录在案待查。
(完整版)几起典型汽机事故案例
原因分析及暴露问题
❖ 弯曲的直接原因是由于高压转子胀差越限，没有及时打闸停机，导致高 压前、后汽封和隔板汽封轴向径向碰磨，打闸以后惰走过程中高压胀差 最大达+5.02mm。高压胀差越限是由以下原因引起的。
❖ 1、功率表无指示,由于接线错误，并网后有功功率和无功功率表均无 指示，没有及时停机处理，使DEH系统在没有功率反馈的条件下，将高 压油动机开到最大，根据发电机转子电流2000A，推算有功负荷在3345MW，蒸汽流量在220t/h左右，促使高压胀差的变化率增大。
停机”信号，机组自动掉闸，交流润滑油泵联启。运行人员误认为油压低的原因
是就地油压表一次门未开造成保护动作机组掉闸，因此再次挂闸。14时14分，
在高压启动油泵再次达到190A时，单元长再次在盘前停高压启动油泵。盘前光
子牌再次发“润滑油压低停机”信号，由于交流润滑油泵联启未复归，交流润滑
油泵未能联启，汽轮机再次掉闸。单元长就地检查发现五瓦温度高，油挡处冒烟，
二道江发电厂97年误操作造成机组被迫停机事故
❖ 1997年9月16日8时56分，二道江发电厂 7号机组汽机运行人员在调整7号机循环水系 统运行方式时，因误操作将运行中的2号循环 水泵电动入口门关闭，造成汽轮机循环水中 断，致使真空急剧下降，8时57分低真空保护 动作，排汽门爆破，自动主汽门关闭，9时04 分手动打闸停机。
❖ 4、 暴露出运行人员在发现重要表计没有指示时，没有及时汇报值 长或通知相关专业运行人员，造成误判致使机组并列后带30MW左右负 荷运行了10多分钟，高压胀差急剧增长。
大同二电厂5号机组在小修后启机过程中，发生烧瓦分，大同二电厂5号机组在小修后启机过程中，在
几起典型汽机事故
朝阳发电厂98年1号机大轴弯曲事
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电气逆功率 发电机逆向功率达到动作值后，延时20S后保护出口。该保护是用于 保护汽轮机末级叶片的，发电机长时间逆功率运行表明汽轮机已无 进汽，发电机运行于电动机状态，末级叶片在没有蒸汽冷却的情况 下，容易出现超温损坏。 该保护与规程中“无蒸汽运行时间超过1分钟”需紧急停机条款是一 致的。规程条款中需注意的是“无蒸汽运行”的判断，不能以汽门 关闭作为条件，实际还是得通过逆功率情况进行判断，所以这条按 照逆功率拒动来理解更合适。当然，若误解了“无蒸汽运行”，按 “紧急停机”按钮来执行本条，操作上风险也是很低的，但却无助 于改变发电机的“电动机”运行状态。事实上要出现双套逆功率拒 动或开关拒动而后备保护不动的概率都是极低的。
300MW典规
25项反措
请关注我厂规
程附录中的各 启动曲线
三、汽轮机进冷汽
14：32 锅炉点火后，高旁开度从8%逐渐增大，最大至28%，在此过程中低 旁保持关闭（再热汽压力升至0.2Mpa后，低旁才会开启）。此时主汽压力 0.16Mpa，主汽温度175℃。 14：50发现盘车转速下降。 14：57 汽机盘车停运，转速到零。 15:00 锅炉手动MFT，低旁开启，再热汽泄压到零。 15:03 打闸6B小机。 15:05 隔离轴封供汽，停运真空泵、破坏凝汽器真空，对汽轮机进行闷缸。
发出。16:12，机组负荷618MW，汽轮机跳闸，首出原因显示“汽轮机润滑 油压低”。转速到零后，就地投入盘车因电流大跳闸，盘车无法正常投入 ，手动盘车不动。汽轮机轴瓦、推力瓦解体后，发现各轴瓦钨金、轴颈均 有不同程度磨损。 初步认为发电机密封油回油膨胀箱下部系统回油不畅，导致密封油回 油膨胀箱油位升高，并进入发电机内部。同时，引起汽轮机润滑油主油箱 油位下降，油位降至BOP油泵吸入口部位后，汽机润滑油主油泵不出力， 润滑油压失去，最终造成轴瓦烧损、汽轮机无法盘动。
最深达16毫米以上，相应下一级隔板进汽侧板体表面附着有金属熔融物，
其中第8级隔板表面附着金属熔融物横断面显示分成两层，表层表面呈 灰黑色过热氧化物痕迹，底层表面呈黄色锈蚀痕迹。
1、汽轮机厂家设定胀差保护定值不合理，未起到保护作用；动静间隙 裕度不足，厂家设计、施工安装控制不当，实际间隙与胀差遮断保护值 不匹配。启动运行说明书中高压胀差限值为6mm报警、6.5mm遮断，机 组启动并网后高压胀差最大到6.08mm，未达到遮断值。 2、设备管理、技术管理不到位。6KV 11段进线开关在前期损伤，返厂 修复后，在出厂检查验收没有进行开关特性试验。 3、运行管理不到位。运行人员经验不足，暴露出专业人员前期准备不 足，对机组特性掌握不够，运行规程编制不全面，对运行人员的培训不 到位。运行人员在机组启动操作过程中违反运行规程，未有效控制参数
异常变化。
这是一起由电气设备引起的，运行人员违反规程规定，引发制造厂家设 计、基建安装安全隐患的扩大性事故。
升负荷过程84分钟时间主汽温度由394℃升至522℃，高压缸胀差由3.67升至 5.75mm，跳闸前高压缸胀差最大达6.08mm，已超报警值6.00mm。高压外 缸内壁上下缸温差最大超114.9℃，超过《汽轮机启动运行说明书》高压外 缸上下缸温差不超过50℃规定。
15:08 上下缸温差最大达到110℃（392/281℃）。此后温差缩小，稳定在
62℃左右，超过汽轮机盘车允许值55℃。
事件造成汽轮机在热态工况下盘车停运29小时27分，延误机组
启动49小时。
在锅炉点火初期，因冷再蒸汽管道疏水不充分，锅炉再热器起 压后，冷再管道上的冷气返回至汽轮机高压缸，出现高压缸上下缸
汽轮机事故案例
一、防止汽轮机超速
案例1：国电某厂，在进行小机超速试验时，小机测量转速值为实际值一 半，导致小机飞车，转子叶片断裂。
案例2：
国华某厂，2009-5-29，#4机小修滑停，主汽门关闭超时。 #1高 压主汽门在3-4%的时候出现关闭超时，关闭时间长达3.473s；打闸时， 点检人员就地检查发现主汽门在3-4%阶段缓慢关闭到位。 2010年8月25日，1号机定子接地发电机跳闸，汽机跳闸。磨煤机 全部在运行，手动MFT，手动开PCV阀，锅炉泄压，汽轮机转速最高 至3146r/min后下降。机组跳闸过程中： 1、高压主汽门关闭时间2分09秒、3分57秒；中压主汽门关闭时间419 毫秒，1分51秒。 2、由于主汽门关闭超时，惰走时间217分钟 本次跳机由于汽机主汽门关闭超时，造成锅炉未及时发出MFT，造成 锅炉压力升高，安全门动作。
#6机组正常运行时，因#7轴瓦顶轴油管老化泄漏，造成#7轴瓦润滑油建 立的压力油楔受顶轴油管泄漏影响，油楔的刚度和稳定性降低，由于油楔未
完全被破坏，#7瓦瓦温偏高。12月18日，#7轴瓦顶轴油软管破裂进一步扩展
，油楔刚度及稳定性急剧恶化，油楔完全被破坏，导致#7轴瓦瓦温短时快速 升高，保护动作，机组跳闸。
03：30，负荷升至30MW，主汽4.7MPa、431℃，再热汽0.38MPa、温度435℃，
胀差HP/IP/LP分别为：3.99mm/2.78mm/4.83mm。 04：00 ，负荷43MW，启动12磨煤机，负荷升至55.61MW，主汽4.95MPa、 496℃，再热汽0.62MPa、435℃，胀差分别为3.99mm/2.78mm/4.83mm。 04：42主汽温度降至506℃，再热气温降至488℃，高压缸胀差最大达6.08mm 后开始下降。
温差大、轴封回汽温度下降等异常现象，最终导致动静部件变形卡
涩，发生汽轮机盘车停运。
四、轴瓦损坏
2011年4月15日22:30，华电某厂临修结束后启动。16日 4:59 DCS中“发 电机密封油膨胀箱液位高”报警信号发出，采取放油处理，5:26，液位高报
警信号消失。7:53，DCS中 “发电机密封油膨胀箱液位高”报警信号再次
04：45 倒厂用电时厂用母线时11段工作电源进线开关未合到位，备用
电源开关退出，11给水泵跳闸，汽包水位低保护动作，锅炉MFT。 04：56 汽机转速到0，就地盘车无法启动，手动盘车转子无法盘动。
开缸后检查主要问题如下：
高压转子第6、7、8级动叶叶轮出汽侧与下一级隔板板体发生严重 碰磨，叶轮进汽侧有明显过热痕迹，出汽侧叶轮轮毂表面有磨损沟痕，
逆功率原理
1、程序逆功率
பைடு நூலகம்
发电机逆向功率达到动作值后（0.01pu，约13MW），并且汽轮机跳
闸信号（电气中习惯称主汽门关闭）出现，延时1.5S后保护出口。 这部分是落实反措中的“严禁带负荷解列”要求，目的应为 防止
汽轮机超速。事故按钮中的GCB分闸按钮务必谨慎，若在汽门卡
涩时按下，可能导致超速。一般情况下使用紧急停机按钮即可实 现解列目的，操作风险要低很多。
国华某电厂，2014年12月18日10时43分，#6机组跳闸，SOE首出“汽轮机
瓦温高跳闸”，检查为#7瓦温度达到跳闸值为107℃(最高达到107.5℃），发
电机程跳逆功率动作，发电机跳闸，锅炉主控自动降至48％，高低旁联动正 常，其余设备联动正常。检查发现#7瓦下瓦部分钨金被碾压，碾压部分靠近
汽端。
暴露的主要问题 1. 运行人员对机组运行状态与异常情况不敏感，在报警并放出大约10 升油的情况下，对于再次发出报警信号没有引起重视，也没有采取措施。 2. 交接班制度执行不严格，交接班记录不全面，对当班出现的异常情 况，交班人员未向接班人员进行详细交代，接班人员对前班出现的异常情 况（膨胀箱油位高报警）没有引起重视。 3. 发电机进油后，发电机汽侧、励侧油水报警器未能及时发出报警（ 解体检查发现，汽侧报警器为浮子上方磁钢碎裂，励侧报警器为浮子上方 磁钢失磁），导致未能及时发现发电机进油。 4. 对“主机油箱油位远方指示不稳定，油位低报警信号长期处于不可 靠状态”的缺陷没有引起重视。该缺陷自机组试运以来长期存在，却未录 入缺陷管理系统，也未采取任何临时防范措施和应急手段，致使对主油箱 油位变化情况失去监视。 5. 主油箱油位由1250mm下降至600mm以下直至跳机，运行人员未能 及时发现，暴露出巡回检查制度执行不严格，巡回检查不认真、不到位。
二、汽轮机轴系损坏
2010年11月8日国华某330MW机组，在进行倒厂用电过程中，由于进线开关
合闸不成功，11段厂用段失电造成机组跳闸。汽轮机在停运过程中造成高压 转子第6、7、8级动叶叶轮出汽侧与下一级隔板板体发生严重碰磨事故，致
使高压转子返厂修复，机组被迫转入大修的严重后果。
03：06 机组并网，参数为主汽：4.92MPa、393℃，再热汽0.06MPa、389℃。 胀差分别为3.67mm/2.82mm/4.57mm。