几起典型汽机事故案例
20起典型汽轮机事故
20起典型汽轮机事故一富拉尔基二电厂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。
（二）、原因分析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。
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。
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。
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。
7个精选事故案例(2018.10.29)
7个精选事故案例，做PPT、培训会用到，建议收藏！来源：e点正能量目录1、陕西安康京昆高速“8•10”事故2、广东佛山地铁工地“2•7”透水坍塌重大事故3、台州天台足馨堂足浴中心“2•5”重大火灾事故4、湖北当阳“8•11”重大高压蒸汽管道裂爆事故5、连云港“12•9”重大爆炸事故6、临沂金誉石化有限公司“6•5”罐车泄漏重大爆炸着火事故7、广河高速公路龙门路段“7•6”重大道路交通事故1陕西安康京昆高速“8·10”特别重大道路交通事故一、事故发生经过2017年8月10日14时01分，驾驶人冯公浩驾驶河南省洛阳交通运输集团有限公司（以下简称洛阳交运集团）号牌为豫C88858的大型普通客车，从四川省成都市城北客运中心出发前往河南省洛阳市。
出站时，车内共有41人（2名驾驶人、1名乘务员以及38名乘客)。
行驶途中，先后在京昆高速公路成都市新都北收费站外停车上客2人，在德阳市金山收费站外停车上客4人，在绵阳市金家岭收费站外停车上客3人。
20时28分，车辆从陕西省汉中市南郑出口下高速公路至客车服务站用餐，在此期间下客1人。
21时01分，车辆更换驾驶人，由王百明驾驶车辆从汉中南郑口驶入京昆高速公路，此时车上实载49人。
23时30分，当该车行驶至陕西省安康市境内京昆高速公路秦岭1号隧道南口1164公里867米处时，正面冲撞隧道洞口端墙，导致车辆前部严重损毁变形、座椅脱落挤压，造成36人死亡、13人受伤。
二、事故原因及性质(一)直接原因。
经调查认定，事故直接原因是：事故车辆驾驶人王百明行经事故地点时超速行驶、疲劳驾驶，致使车辆向道路右侧偏离，正面冲撞秦岭1号隧道洞口端墙。
一是驾驶人疲劳驾驶。
二是事故车辆超速行驶。
(二)间接原因。
一是事故现场路面视认效果不良。
二是车辆座椅受冲击脱落。
三是有关企业安全生产主体责任不落实。
四是地方交通运输、公安交管等部门安全监管不到位。
五是洛阳市人民政府落实道路运输安全领导责任不到位，没有有效督促指导洛阳市交通运输部门依法履行道路运输安全监管职责。
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
汽机事故案例(精华版)
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。
【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。
《汽轮机飞车事故汇编》
MPa,主油泵出口油压1.373MPa；但实际运行中额定转速下一次油压 偏低,仅为0.204MPa,因此实际动作转速明显偏高,试验得出动作转速 约为3600r/min。
1.3 事故原因分析
乙组水冷泵失水是本次事故的引发原因。浮球脱落后堵塞水泵入口 使吸水不足,水压低联动甲泵,运行人员未能从根本上查清联动原因, 联动泵停运后,导致断水保护动作,发电机解列,汽轮机甩负荷。 危急遮断飞环按定值出击后,危急遮断油门拒动,转速进一步飞升,是 本次事故的主要原因之一。
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
采用整锻结构,8～16压力级采用套装结构。 汽轮机转速升至3950r/min时,离心应力已达到额定转速下的1.734倍, 过盈配合的转动部件应力松驰而产生松动,及离心应力超过材料允许 强度而在转动部件应力集中区产生破坏等问题是事故检查处理的重 点。 我厂委托湖北省电力试验研究院对末三级叶片及第11级叶根进行了 强度校核计算。以检查封口叶片销钉是否产生变形和裂纹；叶根能 否承受如此大的拉应力；围带及铆钉能否承受3950r/min下的剪切应 力和拉应力等。 (1)末三级叶片销钉在超速至3950r/min时,计算得出其剪切应力最大达 4550kg/cm2(16级)。销钉材料25Cr2MoVA的屈服强度为7000kg/cm, 剪切强度为5100～6350kg/cm。由此可见,销钉3950r/min转速下剪切 应力小于该材料的许用剪切应力,销钉应不会发生形变。 (2)末三级叶片叶根在超速至3950r/min时,计算得出其剪切应力最大达 3981.4kg/cm（15级）。叶片材料2Cr13的屈服极限为4500kg/cm2,叶 轮的屈服极限为6500～7700kg/cm2。由此可见,在3950r/min转速下叶 轮的强度可承受该拉应力；末三级叶片叶根在3950r/min转速下承受 的拉应力小于材料屈服强度,此次超速不会引起叶根处产生变形。
火力发电厂电气事故案例大全
电气事故鸭溪电厂做50%甩负荷试验违章指挥造成#2高压厂变严重损坏（2005年）［序］2005年6月11日9时42分#2机组在做50%甩负荷试验过程中造成#2高压厂变损坏,给整个试运及机组移交后的安全运行带来了严重的影响,为吸取经验教训,落实责任,督促各部门认真执行和落实防范措施,特通报如下:【事故经过】2005年6月11日9时30分#2机组首次带负荷至150MW，准备做甩50%负荷试验，试验前由于考虑到甩负荷应接近运行的实际工况，厂用电未按试验方案倒至备用电源运行。
9时39分中试所试运指挥钟晶亮下令做甩50%负荷试验，运行值长向海扬接令并向中调申请同意后下令给电气运行副操王飞手动按下5022、5023开关跳闸按钮，同时锅炉手动停运B球磨机及D1、D4火嘴，机组甩负荷后带厂用电运行，汽轮机转速最高飞升至3061r/min，转速下降后在2748~2870 r/min之间波动，汽包水位随之大幅度波动（最高+160mm，最低-241mm），开大电动给水泵勺管开度至90%。
9时42分钟，晶亮下令用并切方式切换厂用电，电厂参加试运人员及时向其提出不能采用并切方式，但其继续下达了并切厂用电的命令，运行值长向海扬接令后又向电气运行副操王飞下达了并切厂用电的命令，王飞用并切半自动首先切换6kVⅡA段厂用电源,在备用电源开关6202合上后拉开工作电源开关6201时, #2发变组故障跳机, 6kVⅡB段保护启动切换成功,检查高厂变复压过流，高厂变轻、重瓦斯，高厂变差动保护动作,#2高压厂变呼吸器处喷油。
事后对#2高压厂变吊盖解体检查发现低压侧A分支：A相线圈扭曲；B相线圈上部有两处匝间短路；C相线圈下部有多匝线圈烧熔、铁芯9处损伤、10片局部烧熔。
【事故原因】1．发电机甩负荷后转速不能维持3000 r/min在2748～2870 r/min之间波动是因为发电机带有厂用负荷，中缸排汽压力超过动作定值，造成OPC频繁动作所至。
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
燃气机组典型事故案例分析及基建生产期反事故措施
燃气机组典型事故案例分析及基建生产期反事故措施为了确保燃气机组安装、调试、运行期间安全生产，有效控制事故发生，把好安全生产这个关口，从在役燃气机组投运以来发生的故障案例中，选择了部分典型案例作为培训学习。
目的是希望燃气电厂相关人员能以身边发生的这些不安全事例为借鉴，举一反三、深刻反思、吸取教训、改进工作、加强管理、提前预控，做好详细的防范措施，避免类似事故再次发生。
反事故措施目录表第一章燃机系统案例1：#7叶片通道温差大自动停机1、经过:2006年8月3日℃，超过了设计的25℃，时间超过30秒，控制室来“BPT温度偏差大”信号，机组自动停机以保护燃机。
8月7日8时17分启动，8时53分并列。
2、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。
3、防范措施：1）在控制系统中，修改燃机负荷35MW-65MW阶段的#1-20BPT温差定值（尤其#7BPT在启动期间报警由原来的23℃提高到30℃，自动停机由原来的25℃提高到33℃，跳闸由原来的30℃提高的35℃）。
2）其他19个BPT温差定值，在燃机负荷35MW-65MW启动期间报警由原来的20℃提高到25℃，自动停机由原来的25℃提高到30℃，跳闸保持原来的35℃。
案例2：燃烧器压力波动高高#1燃机跳机1、经过：2006年10月5日20时14分，#1燃机来“#20燃烧器压力波动传感器异常信息”及“燃烧器压力波动预报警”光字牌。
通知维护部检修班人员到场检查，之后此报警频发。
23时02分，来“燃烧器压力波动高高跳闸”光字牌（经查为#6、#7燃烧器压力波动高高），#1燃机跳闸。
停机后，技术人员查找压力传感器、信号回路未见异常，经与网局调度协商于6日2时50分#1燃机启动，3 时21分转速3000r/min观察，未见异常，于3时49分机组并列。
发电厂安全生产事故典型案例
4 行车司机王×;用50／10t 行车起吊50MW机缸盖和转子是 首次;经验不足 为此;分场和班组在本次大修中;安排了二 名行车司机配合工作 但7月18日当另一名司机因故未到时 却没有进一步采取措施;也是事故发生的一个原因
评析
三 事故暴露的问题
1 严重违反 安规中第 694 条规定 起吊重物不准让其长期 悬在空中;有重物暂时悬在空中时;严禁驾驶人员离开驾驶 室或做其他工作 更严重的是用绵纱和螺栓将限位器重锤垫 住;以增加提升高度;致使限位器失去限位作用
三 防范措施
3 不管厂内作业或厂外施工;工作人员都要认真分析设备的 运行方式 工作环境特点 施工场地环境 工作难易程度 工作 人员精神状况 思想情绪;对每一张操作票;每一张工作票所 制定的安全措施;认真开展危险点分析;做到预控在控;确保 自身和设备安全
4 严格对施工机械和施工设备进行施工前检查和试验;对存 有缺陷的施工机 器 具;坚决杜绝使用 严格安规规定进行起 吊工作;工作负责人必须严格监督施工全过程;对施工中出现 的违章行为及时纠正和制止 起吊工作中;确认起吊物件绑扎 牢固;吊钩挂好并将钩口封闭牢固后;再进行起吊 严格禁止 用手直接拖拉机件;造成人身伤害
三 防范措施
1 组织全厂开展一次安全生产整顿工作;认真开展警示教育 活动;举一反三;根据这次事故查找安全管理存在的问题和漏 洞;开展群众性反违章安全大讨论 反违章从我做起每个职工 结合自己工作岗位;写出自己的心得体会和安全保证 工作中 做到自觉地规章制度;提高安全思想意识和防范能力;确保三 不伤害
汽轮机事故案例
汽轮机事故案例
汽轮机事故案例有：
1. 300MW机弯轴：一台300MW机组的弯轴事故，导致了设备停机。
2. 蜂窝汽封事故：汽封漏汽量大，导致主油箱积水结垢严重，主油泵排气阀被堵塞未能排出空气，致主油泵入口存有空气。
3. 动叶蜂窝汽封脱落：动叶蜂窝汽封脱落，引发了设备故障。
4. 极热态启动事故：在极热态启动时，由于操作不当或设备问题，导致启动失败或设备损坏。
5. 超速试验弯轴：在进行超速试验时，由于控制不当或设备问题，导致弯轴事故。
6. 润滑油泵失效断油：润滑油泵失效，导致设备断油，引发设备故障或损坏。
7. 有系统报警不断油：在有系统报警的情况下，未及时采取措施或操作不当，导致设备断油。
8. 六通阀故障断油：六通阀故障导致设备断油。
9. 人为操作失误断油：操作人员失误导致设备断油。
10. 通流间隙引起的故障：通流间隙过小或过大，导致设备运行不稳定或出
现故障。
11. 停炉不停机：在停炉后未及时停机，导致设备继续运行并出现故障。
12. 疏水不畅事故：在启动或运行过程中，疏水不畅导致设备故障或损坏。
13. 稳定运行中参数突变事故：在稳定运行过程中，某些参数突然发生改变，导致设备故障或损坏。
这些案例涵盖了汽轮机运行中可能遇到的各种问题，包括机械故障、控制问题、人为操作失误等。
在实际操作中应加强设备的维护和保养，提高操作人员的技能和安全意识，以减少类似事故的发生。
典型燃气事故案例汇编
案例1：2004年9月23日16时，河北省邯郸新兴铸管有限责任公司发生1起锅炉炉膛爆炸特大事故，造成死亡13人，受伤6人，直接经济损失超过500万元。
事故的主要原因是：锅炉在不具备自动熄火保护条件、自控仪表尚未调试完毕、燃气阀门开启状态未确认、现场其他人员没有撤出、现场管理混乱的情况下，严重违规手动点火，造成可燃气体在炉膛及排烟系统爆炸。
案例2：2004年4月7日7时50分，河南省新乡二建在济南市天桥区药山工业园蓝翔技校西校区4号楼工地（宏达技校西区教学楼工地）发生一起房屋起重机械重大事故，造成3人死亡。
塔机平衡臂根部与塔身绞结完毕后，利用自身卷扬机起升平衡臂，当平衡臂拉到水平位置时，5个联结回转台的螺栓，1个螺母脱落，4个螺栓断裂，导致塔帽、上回转台、平衡臂及3名安装人员自25米高处坠落。
事故设备为QTG20型塔机。
事故主要原因是：该施工队在未制定安装塔机安全施工方案的情况下，擅自安排无证人员施工，标准规定应安装22只螺栓，实际只安装5只，联接强度不足，导致事故发生。
案例3：2004年4月15日19时，重庆市天原化工总厂二分厂发生1起压力容器爆炸重大事故，造成9人死亡，3人重伤，直接经济损失227万元。
事故的直接原因是：该设备因腐蚀穿孔导致盐水泄漏，造成三氯化氮形成和富集；三氯化氮富集达到爆炸浓度和启动事故氯处理装置造成振动，引起三氯化氮爆炸。
事故的间接原因是：压力容器日常管理差，检验检测不规范；安全隐患整改不力，责任制不落实；对三氯化氮爆炸的机理研究不成熟；相关安全技术规定不完善。
案例4：2004年4月25日9时40分，天津市宜中路天津市燃气集团万科物业发生一起压力管道泄漏重大事故，引起一氧化碳中毒，造成3人死亡。
该管道在马路便道埋地深约1.5米，管子直径100毫米，壁厚4.5毫米，为镀锌管，压力为0.12MPa，介质为煤制气，距学校门卫室只有2米。
经对泄漏管段勘察，事故的主要原因是：管子、防腐层上部和侧面有多处外力造成的严重损伤，经腐蚀后造成泄漏，泄漏点两处，一处长180毫米，一处长20毫米。
汽轮机及附属设备事故案例
汽轮机及附属设备汽轮机及附属设备事故案例事故案例1、汽机动叶断裂停机事故概况黄台发电厂8号汽轮机系东方汽轮机厂生产的N300—170／537型亚临界压力双缸双排汽再热凝汽机组，出力300MW ，主汽参数16．8MPa ／537℃，1990年7月制造，1990年12月投产。
1992年8月31日7：23，值班员发现8号机第4轴承振动大报警，同时车音突变，即紧急故障停机，停机后经分析凝结水硬度突增，判断为动叶片断裂，解体检查为低压缸正向第六级第七组有一片动叶断裂，其它部分损伤。
于9月18日9：28修复后机组并网、恢复正常。
事故少发电量13020kw.h 。
事故原因叶片断裂原因系叶片材料不良所致。
防止措施制造厂家应确保叶片的材质，生产出合格的产品；加强设备监造工作。
2、末级叶片护环脱落 振动大停机检修事故概况十里泉发电厂7号机系哈尔滨汽轮机厂生产的N300-16.7/537型亚临界压力凝汽式机组,出力300MW,1997年11月投产。
1997年11月29日15：04 7号机组负荷206MW ，锅炉B送风机出口帆布伸缩节突然爆开，造成炉瞠负压低锅炉MFT，机组解列。
15：45机组重新启动，15：55机组达全速，对机组全面检查正常，15：57发电机准备并列时，4号瓦轴振动突然达360µm，保护动作跳机。
同时在机头监视的两名运行人员听到机组声音异常，即跑回控制室向班长汇报，破坏真空。
机组眺闸后，倾听机组各部分声音无异常，转子惰走58rain。
从低压缸人孔门观察，转子上的平衡块无脱落，叶片无断裂，化验凝结水硬度也合格。
经盘车4h后检查未发现异常，决定再次启动，20：l0机组冲转，当汽轮机转速升到2630r／min时因振动大跳闸，即破坏真空。
12月3日揭开低压外缸检查发现低压转子3号瓦侧末级叶片严重受损，护环甩掉36片，部分叶片叶顶磨损，叶顶20mm左右及护环变色发兰；3号瓦侧低压缸汽封齿轻微磨损；上导流环在45‘角处有约lm长磨擦痕迹及熔融金属堆积物，堆积高度约3mm，经光谱检查堆积物成分为叶片及护环合金材质；3号轴振动探头磨损。
发电厂安全生产事故典型案例(63页)
13日上午，曾××再向班长潘××汇报了情况，潘指点另一方法： 将连接水泵端顶盖和下轴承底座中分面的螺栓松几厘米后，用顶 丝顶起轴承支座，只要轴承松一点，就
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【详情】
一．事故经过
可以拆出。工作人员到现场后，按上述方法将所有中分面螺栓松 开三厘米，再用顶丝顶轴承座，轴座上四个顶丝均受力，但轴承 支座没有离开中分面，工作人员即用大锤轻轻敲打轴承支座法兰， 在敲打中轴承盒法兰断裂一小块。上午回到班组后，曾将法兰断 裂情况告诉了潘，潘说没关系。13日下午，工作人员继续将四个 顶丝带紧，再把受力的中分面螺栓松开，顶一点，松一点渐渐将 轴承支座顶离原盖法兰。16时10分左右，当曾指点谭继续松开连 接螺栓时．突然一声巨响，水从泵体内将约6t重的泵盖同大轴、
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三．防范措施
3、不管厂内作业或厂外施工，工作人员都要认真分析设备 的运行方式、工作环境特点、施工场地环境、工作难易程度、 工作人员精神状况、思想情绪，对每一张操作票，每一张工 作票所制定的安全措施，认真开展危险点分析，做到预控在 控，确保自身和设备安全。
4、严格对施工机械和施工设备进行施工前检查和试验，对 存有缺陷的施工机、器、具，坚决杜绝使用。严格执行“安 规”规定进行起吊工作，工作负责人必须严格监督施工全过 程，对施工中出现的违章行为及时纠正和制止。起吊工作中， 确认起吊物件绑扎牢固，吊钩挂好并将钩口封闭牢固后，再 进行起吊。严格禁止用手直接拖拉机件，造成人身伤害。
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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。
汽机班长检查完设备汇报单元长说：“设备检查没问题”。电气班 长确认后汇报：“发电机跳，6KV厂用正常联动备用电源，电气保护无 动作，只有‘热工保护动作”光字牌来信号。单元长向值长汇报：“检 查保护和设备都没发现问题”。值长告：“如无异常，可以恢复”。随 即单元长告汽机班长：“汽机挂闸，保持机3000转/分。”汽机班长到 就地机头处操作，手摇同步器由30mm退至到“0”位，同时令司机助手 去检查设备情况，助手回来后汇报：“机组检查正常，主轴在转动中”。 这时班长操作同步器增加行程时发现高、中压主汽门未开，告助手去复 归“热工保护动作自保持复归按钮”，当检查就地压力表立盘时发现调 速油压很低，对从控制室返回来的助手说：“把调速油泵转起来”。调 速油压恢复后，汽机班长到机头再次挂闸，逐步增加同步器行程，高、 中压主汽门开启，行程达8mm时回到主控制室，准备用电调升速，设定 目标转速3000r/min，升速成率为300r/min/min，按进行键，此时转速 实际值未能跟踪目标值，同时“高、中压主汽门关闭”信号光字牌亮， 汽机班长根据经验分析认为电调不正常，向单元长汇报，并请示切液调 运行，单元长同意。汽机班长到机头处将同步器退到“0”位，通知司机 将电调切为液调运行，挂闸后同步器行程为8mm时，高压主汽门已开启， 达11mm时，转速表显示100r/min左右。1时56分30秒，当准备检查调 速汽门开度时，听到主汽门关闭声，同时一声巨响，发电机后部着火， 机组严重损坏。轴系断为11段，10个断裂面，其中5处为轴断裂，4处为 对轮螺栓断裂，1处为齿型联轴器失效。齿轮联轴器的失效，在运行中 造成主油泵小轴与汽轮机主轴脱开。
二、事故原因
“10·16”事故是一起由于人员误操作引发的一般恶性事故，其 原因为： 1、两次停高压启动油泵时均未严格执行运行规程的规 定：检查高压启动油泵出口逆止阀前油压达到2.0Mpa后,缓 慢关闭高压启动油泵出口门后再停泵(实际运行泵出口逆止 阀不严)。同时在停泵过程中未严密监视转速、调速油压和 润滑油压的变化，异常情况下未立即恢复高压启动油泵。 2、在第二次挂闸前对高压启动油泵和交流润滑油泵的 联锁未进行复归操作，造成低油压时交流润滑油泵不能联启。 3、高压启动油泵出口逆止门板无销轴，造成门板关闭 不严，主油泵出口门经该门直接流回主油箱，使各轴承断油。 4、机组启动过程中现场指挥混乱，各级管理人员把关 不严也是本次事故的重要原因。
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。
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。 2、机组参数不匹配，启动至并网主蒸汽温度一直偏高，锅炉投入多 支油枪，使主蒸汽温度难以控制，为高压胀差增长创造了条件。 3、违反运行规程，规程规定高压胀差+3.0mm报警,+4.0mm打闸,但 该机在高压胀差到4.46mm时才解列、打闸，机组经过长达24分钟惰走 到静止，加重了轴径向磨损，造成大轴弯曲的恶果。 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。
（三）、事故原因及责任分析
1、汽机运行班长曹××在切换7号机1、2循环水泵操作中未按“四对照” 要求进行，对操作掉以轻心，极不负责，手中虽有对讲机在进行切换操 作前也未联系司机，误将运行中的2号循环水泵入口电动门关闭，造成 循环水中断致使真空急剧下降，7号机低真空保护动作，主汽门关闭， 排汽门爆破是造成此次事故的直接原因。 2、7号机司机张××离开控制室抄表检查设备，即未找人顶岗又未通知 班长，也未向除氧值班员交待，延误了事故的发现时间。发现事故现象 后，本应就地查找原因采取措施恢复真空，并果断地采取减负荷到零的 办法来维持真空，保护设备，而只是启动实际上不备用的1号循环水泵， 对事故判断、处理不果断，采取措施不得力，延误了事故处理时间，造 成排汽门爆破事故扩大。
阜新电厂99年1号汽轮发电机组轴系断裂事故
（一）、事故经过 阜新电厂1号汽轮机CC140/N200-12.7/535/535型超高压一次中间再 热两段抽汽凝汽式机组，由哈尔滨汽轮机厂制造。1996年3月安装，96 年11月2日首次并网发电，同年12月18日正式移交生产。1999年8月19 日0时20分，运行五值接班，机组负荷为155MW运行；零时30分，值长 令加负荷到165MW；1时整，值长令加负荷到170MW，主蒸汽压力为 12.6MPa，主蒸汽温度535℃，蒸汽流量536.9吨/时。47分30秒，“高、 中压主汽门关闭”、“抽汽逆止门关闭”光字牌报警，监盘司机喊“机 跳了”。47分32秒，交流、直流润滑油泵联动良好。47分37秒，发电 机出口开关5532跳闸，有功负荷到“0”，6KV厂用电备用电源联动成功。 值长来电话向单元长询问情况，单元长告：“01号机、发电机跳闸”。 值长当即告：“立即查明保护动作情况，对设备详细检查，有问题向我 汇报”。单元长令：“汽机、电气人员检查保护及设备情况”。司机、 助手到保护盘检查本特利保护，回来后向单元长汇报：“没有发现异 常”。
大同二电厂5号机组在小修后启机过程中，发生烧瓦恶性事故
2002年10月16日14时14分，大同二电厂5号机组在小修后启机过程中，在 进行主油泵和高压启动油泵的切换时由于运行人员误操作，发生烧瓦恶性事故。 一、事故经过 2002年10月16日，5号机组小修后按计划进行启动。13时机组达到冲转条 件，13时43分达到额定转速。司机在查看高压启动油泵电机电流从冲转前的 280A降到189A后于13时49分盘前停高压启动油泵，盘前光子牌发“润滑油压低 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， 司机盘前发现六、七瓦温度高至90℃，立即破坏真空紧急停机处理。 事故后经检查，发现二、五、六、七瓦下瓦乌金不同程度烧损。五瓦处低压 轴封轻微磨损，油挡磨损。解体检查高压启动油泵出口逆止门时发现门板无销轴。
（一）、事故前运行方式
二道江发电厂7号机系哈尔滨汽轮机厂制 造的N100-90/535型，双缸、双排汽、单轴、 冲动凝汽式汽轮机，于1992年12月投产。辅 助设备运行状况良好，其中2号循环水泵运行， 1号循环水泵备用（电动入口门全开，电动出 口门全关）。
（二）、事故经过
9月16日，为防止7号机2号循环水泵跳闸（1号循环水泵联动后出口门打不 开）造成汽机断水，且1号泵比2号泵流量大2000吨，切换循环水泵运行方式， 启动1号循环水泵正常后，停止2号循环水泵。8时50分值长令汽机运行班长进行 7号机1、2循环水泵的切换的操作。汽机运行班长接令后，即令7号机司机张 ××和副班长曹××同时做好启动前的准备工作。曹××接令后，并没命令副司 机进行1号循环水泵启动前的准备工作，自己直接到7号循环水泵处检查。8时56 分，曹××来到1号循环水泵电动入口门操作箱处（1、2号循环水泵入口门操作 按钮在一个操作箱上，当时2号泵入口门绿灯不亮，1号泵入口门红灯不亮）未 加任何辨别就将在同一操作箱上的2号循环水泵电动入口门关闭按钮按下。当看 到1号循环水泵电动入口门无变化时，曹××误认为其入口门电路无电，马上用 对讲机联系7号机司机张××，要求通知电气检查处理，张通知电气后即走出控 制室去抄表检查设备（室内只有除氧值班员监盘）。8时57分，张××来到7号 机排汽温度表处时发现排汽温度由正常的40℃升高到70℃，他没有就地查找排 汽温度不正常升高的原因，而是跑回到控制室。当其发现2号循环水泵电流由 120A降至70A，真空由-89.2kPa已降至-70kPa并继续下降时，立即启动实际上 不备用的1号循环水泵，电负荷仍在60MW左右，致使真空继续急剧下降。8时 57分48秒7号机真空降至-30kPa（低真空动作值）低真空保护动作，主汽门关闭， 电负荷到零。8时57分54秒7号机真空破坏（记录最低为-15.94kPa）南侧两组排 汽门爆破，此时回到控制室的曹××听说真空下降，循环水有问题意识到自己操 作的误，马上跑到2号循环水泵处，于8时58分左右将电动入口门开启，9时04分 7号机被迫打闸停机。