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
火电厂汽轮机事故案例分析(最终)
火电厂汽轮机事故案例分析
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凝汽器真空系统
2、凝汽器真空查漏事例二
大唐国际广东潮州发电有限公司2号机系由哈尔滨 汽轮机有限责任公司制造的CLN600-242/566/566型超临 界一次中间再热三缸四排汽双背压凝汽式汽轮机组，已 于2007年5月25日通过168小时试运后正式投产。 2009年2月18至21日，中试所一行两人去潮州发电 厂进行2号机的真空查漏工作，当时检测的测点47个， 未发现可凝泄漏点。 在检测本体疏水扩容器时，发现高压主蒸汽管道疏 水与扩容器连接部分有水滴出，后拆除保温检查为疏水 管道的弯头处有一砂眼，将砂眼堵塞后真空由之前的三 台真空泵运行-95KPa升至二台真空泵的-97KPa。
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（2个案例） （3个案例） （3个案例） （3个案例） （4个案例） （3个案例） （4个案例） （2个案例） （3个案例） （4个案例） （7个案例）
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火电厂汽轮机事故案例分析
资料来源：
1、本人经历的各电厂基建调试事例 2、本人经历的各电厂技术监督事例
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火电厂汽轮机事故案例分析
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轴封系统
2、低压轴封减温水自动无法使用故障
机组首次启动和带负荷过程中，都出现低压轴封进 汽温度过高或过低，将低压轴封喷水减温器后温度测点 后移至距离8米后依然如此。建议采用13.7米的低压缸 汽封温度作为调整减温水量的热工测点。
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火电厂汽轮机事故案例分析
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闭式冷却水系统
2、某电厂闭式冷却水系统膨胀水箱下不来水
深圳前湾电厂在调试过程中，曾出现过闭式冷却水 膨胀水箱补不进水事件。 原因分析： （1）膨胀水箱下水管与闭冷水管接口处积有大量的 空气。 （2）膨胀水箱下水管过小。 采取措施： （1）在膨胀水箱下水管与闭式冷却水管接口附近增 加放空气门。 （2）将膨胀水箱下水管改大一个等级。 经过上述处理后，再也没有出现过闭式冷却水系统 膨胀水箱下不来水现象。 ★吸取教训（1）定期排空气；（2）排空气不仅仅 只放最高点。
汽轮机事故案例
汽轮机事故案例汽轮机是一种利用蒸汽能量来驱动转子旋转，从而产生功率的热力机械设备。
它在发电厂、化工厂、石油化工、船舶等领域都有着广泛的应用。
然而，由于操作不当、设备老化、材料缺陷等原因，汽轮机事故时有发生。
下面我们将通过一个实际的案例来探讨汽轮机事故的原因及其对应的应对措施。
某发电厂的汽轮机在运行过程中突然发生了故障，导致了严重的事故。
经过调查，发现该事故的直接原因是汽轮机叶片断裂，导致转子不平衡，最终造成了设备的损坏。
而叶片断裂的根本原因则是由于汽轮机长期高负荷运行，叶片材料疲劳寿命到达，加上设备老化和维护不当，最终导致了叶片的断裂。
这一事故给发电厂带来了严重的经济损失，也对生产安全造成了严重的威胁。
针对这一事故，我们可以从以下几个方面来加以防范和应对：首先，对设备进行定期的检查和维护是非常重要的。
特别是对于高负荷运行的汽轮机来说，更需要加强对设备的监测和维护。
定期的润滑、紧固、磨损检查等工作都是至关重要的，只有保证设备的良好状态，才能够有效地防范事故的发生。
其次，对于设备的运行参数也需要进行严格的监控。
及时发现设备的异常情况，可以有效地避免事故的发生。
通过对转速、温度、压力等参数的实时监测，可以及时发现设备的异常情况，并采取相应的措施进行处理，从而保证设备的安全运行。
另外，对于设备的更新和改造也是非常重要的。
随着设备的老化，其安全性和可靠性都会逐渐下降，因此及时对设备进行更新和改造，可以有效地提高设备的安全性和可靠性，从而减少事故的发生。
总的来说，汽轮机事故的发生往往是由于多种原因的综合作用，因此预防汽轮机事故需要全面、系统地加以考虑。
只有加强对设备的监测和维护，及时发现并处理设备的异常情况，对设备进行定期的更新和改造，才能够有效地预防汽轮机事故的发生，保障生产安全和设备的正常运行。
汽车起重机事故案例4篇
汽车起重机事故案例4篇篇一：汽车起重机事故案例案例1：某施工工地用起重量16t汽车起重机往四层楼屋面吊空心楼板。
当汽车起重机已将二块楼板吊至四层屋面落稳后，准备抽出钢丝绳吊索时，钢丝绳压在楼板下的垫木上，无法抽出。
指挥人员认为需要将楼板重新吊起，使钢丝绳避开垫木。
当甲某用手势指挥起重机起吊时，乙某也在另一位置向起重机司机示意起吊。
起重机司机按照指挥意图将楼板缓缓吊起。
由于钢丝绳吊索内部存在扭转应力，加之楼板被吊起离开屋面呈自由状态，钢丝绳应力得以释放，致使楼板发生自由转动。
而乙某正面向起重机，且重心已前移，在被转动的楼板刮动后，坠地死亡。
该案系因不戴安全帽不系安全带致死。
根据汽车起重机吊装需要，该工程已将安全网拆掉，但受害者在高空作业，进行起重指挥时，没有采取任何安全保护措施，违章冒险作业，由于未戴安全帽，头部直接着地导致死亡。
案例2：某黄河牌卡车运载直径为20ram、长7m的圆钢3t。
运输中途因故求助某厂的汽车起重机将圆钢吊下来重新装车。
由于是用一根拖汽车用的钢丝绳吊索捆绑圆钢，该吊索钢丝绳直径为10．5mm，两端索眼的绳端固定连接只用一只绳夹拧紧。
用这根钢丝绳吊索将3t重的圆钢从卡车上吊放在地面的方木上。
当再将圆钢重新吊离地面时，驾驶员弯腰进入悬吊的圆钢下面拿方木，此时吊索的索眼绳头从绳夹中滑出，致使圆钢突然坠落，造成驾驶员死亡。
篇二：汽车起重机事故案例2010年3月11日，景润在辛集市建设大街西头搅拌站内施工时，起重机吊起的50吨抬罐与院内的架空电线相接触，造成在地面车下转罐的工人触电身亡。
此事故经景润与受害人亲属协商，一次性赔偿死者的法定继承人死亡赔偿金、丧葬费、抚养费、赡养费、医疗费、误工费、护理费、精神损害抚慰金等共计18万元。
赔偿款已于达成协议后一次性赔偿给了受害人亲属，保险公司在交强险限额内给付景润保险赔偿金11万元整，剩余7万元赔偿款，景润与中国平安财产保险股份有限公司湖南分公司协商理赔未果，诉至辛集法院，要求由中国平安财产保险股份有限公司湖南分公司在商业第三者责任保险保额内予以理赔，赔偿原告7万元及相应利息。
电厂生产事故汽机典型事例剖析
电厂生产事故汽机典型事例剖析案例19#3机TV1阀运行中突然关闭事故一、事故经过2004年8月8日，#3机组负荷301MW，主蒸汽压力16.7Mpa，汽轮机顺序阀控制，“机跟炉”投入，高压调门GV1、2、4、5、6全开，GV3开度为19% 。
21:05:15，发现负荷突然急剧下降到247MW，且继续快速下降，汽包水位、主蒸汽量、给水量也随之快速下降，主蒸汽压力则快速上涨，汽机值班员检查发现汽轮机左侧高压主汽门（TV1）关闭，反馈到0，高压调门GV1、2、4、5、6、3全开，“机跟炉”已自动解除，立即通知锅炉值班员快速减负荷。
21:05:40，锅炉值班员打掉#3A磨煤机，同时快速减少给煤量，同时紧盯锅炉给水画面，严密监视汽包水位，以及汽动给水泵出力情况；汽机值班员则密切监视主蒸汽压力上升情况，同时快速浏览EH油系统、汽轮机TSI监视画面，检查汽轮机轴向位移、振动、推力瓦温度、胀差等均正常，无大的变化，但#1、2瓦温度上升较快，由#1瓦温度由79℃上升至86℃，#2瓦温度由74℃上升至81℃。
电气值班员作好切换厂用电的准备。
21:05:51，机组负荷降至235MW，主汽门前压力由最高的18.3MPa （炉侧主蒸汽压力18.65MPa）开始回落，汽包水位最低达－170mm。
就地检查汽轮机左侧高压主汽门（TV1）在完全关闭位置，但其EH油系统无明显异常，保持汽轮机在“操作员自动”控制方式，使右侧高压调门GV2、4、6确保完全开启，继续滑降主汽压。
将#3机组情况汇报值长，联系热工检修人员处理。
21:24分，开启主蒸汽管道疏水、高压导汽管疏水手动门。
同时继续减负荷至184 MW。
#1瓦温度由最高的92.3℃、#2瓦温度由最高的83℃开始缓慢下降。
为防止汽轮机左侧高压主汽门（TV1）突然开启，造成汽包出现虚假水位，以及避免瞬间对汽轮机造成较大冲击，派人去就地关闭左侧高压调门GV1、3、5油动机进油门，将GV1、3、5强制关闭。
汽轮机事故案例
汽轮机事故案例一、超速的案例及原因汽轮机转速超过额定转速的112％，即为超速。
严重超速可以导致汽轮发电机组严重损坏，甚至毁坏报废，是汽轮发电机设备破坏性最大的事故。
近10年来，国内曾发生过以下几次超速造成的设备严重毁坏事故：（1）1985年某厂一台国产200MW机组运行中，发电机开关掉闸甩负荷后，转速上升，危急保安器虽然动作基本上关闭了高压自动主汽门、调节汽门，但由于右侧中压主汽门自动关闭器滑阀活塞下部压力油进口缩孔旋塞在运行中退出，支住滑阀活塞不能移动泄压，造成右侧中压主汽门延时关闭，再热器余汽的能量使机组转速继续上升，约在3800r/min时，机组剧烈振动，中、低压转子间的加长轴对轮螺栓断裂拉脱，高、中压转子继续上升到4500r/min左右，轴系断裂成5段，高中压转子、汽缸通流部分严重毁坏，轴承、油管损坏后透平油漏出起火，经奋力抢救扑灭。
事故后经鉴定，汽轮机本体报废，发电机修复后继续使用，经8个多月耗资1400多万元才恢复运行。
（2）1988年某厂一台国产200MW汽轮发电机组，在进行危急保安器提升转速试验时，在用超速滑阀提升转速中调节系统失控，转速突然上升到3500r/min多，机组剧烈振动，造成轴系断裂为13段，多处是轴颈部分断裂，整个汽轮机和发电机毁坏报废，损失2500多万元。
（3）1990年某厂一台25MW中压汽轮机组，在锅炉满水后蒸汽带水进入汽轮机时打闸停机，但因自动主汽门、调节汽门卡涩未能完全关闭，机组仍带有2万多千瓦有功负荷，而汽机运行人员却按解列按钮将发电机与系统解列，造成机组严重超速，轴系断裂为11段，多处从轴颈部位扭断，汽机叶轮、大轴、汽缸断裂飞出，汽轮机和发电机毁坏报废。
（4）1990年某自备厂一台50MW供热机组，在机组停机时，负荷减到7MW再也减不下来，操作人员未看功率表，只看到调节汽门已关闭，即打闸停机并将机组解列，主汽门、调节汽门虽然关闭，但与热网连接的抽汽逆止门卡涩未能关闭，导致热网系统蒸汽返入汽轮机造成机组严重超速报废。
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。
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。
汽轮机飞车事故案例
汽轮机飞车事故案例1999年2月25日凌晨1时40分左右，中国石油乌鲁本齐石油化工总厂(以下简称乌石化)热电厂3号发电机一变压器组污闪，3号汽轮发电机组甩负荷。
在当班操作人员进行事故处理时，发生汽轮机超速飞车的设备事故，同时发电机及机组油系统着火。
事故无人员伤亡，设备直接经济损失1916万元。
乌石化热电厂3号汽轮发电机组的汽轮机为哈尔滨有限责任公司生产的CC50—8.83／4.02／1.27型高压双缸双抽冷凝式汽轮机，发电机为哈尔滨电机厂生产的QF—60—2型发电机，总成设计为西北电力设计院，安装、调试由新疆电力安装公司承担，投产日期为1997年1月30日。
1998年5月12日至6月18日进行了鉴定性大修。
一、事故经过凌晨1时37分48秒，3号发电机一变压器组发生污闪，使3号发电机组跳闸，3号机组电功率从41MW甩到零。
汽轮机抽汽逆止阀水压联锁保护动作，各段抽汽逆止阀关闭。
转速飞升到3159r／min后下降。
司机令副司机到现场确认自动主汽门是否关闭，并确认转速。
后又令另一副司机启动交流润滑油泵检查。
车间主任赶到3号机机头，看到副司机在调整同步器。
车间主任检查机组振动正常，自动主汽门和调速汽门关闭，转速2960r ／min，认为是污闪造成机组甩负荷，就命令副司机复位调压器，自己去复位同步器。
副主任在看到3号机控制盘上光字牌显示“发电机差动保护动作和“自动主汽门关闭”后，向司机询问有关情况，同意维持空转、开启主汽门，并将汽机热工联锁保护总开关切至“退除”位置。
随后副主任又赶到3号机机头，看到副司机正在退中压调压器，就令副司机去复位低压调压器，自己则复位中压调压器。
副司机在复位低压调压器时，出现机组加速，机头颤动，汽轮机声音越来越大等异常情况(事后调查证实是由于低压抽汽逆止阀不起作用，造成外管网蒸汽倒流引起汽轮机超速的)。
车间主任看到机组转速上升到3300r／min时，立即手打危急遮断器按钮，关闭自动主汽门，同时将同步器复位，但机组转速仍继续上升。
汽轮机事故案例
汽轮机事故案例2018年3月7日，河北龙山发电厂发生一起汽轮机液压油系统着火事故，相关情况通报如下：一、事故经过2018年3月7日05时48分，运行人员发现#2汽轮机液压油泵联启，油压下降，2A 中调门反馈异常，现场检查2A中调门处有明火，立即打闸停机并组织灭火。
05时52分、主油箱油位由587mm降至506mm，盘前操作停液压油泵（因热控电缆烧损，2A泵停运指令未发出，油泵仍在运行）。
06 时06分，启动应急预案。
06时51分，停润滑油泵，主油箱放油。
07时00分，现场火情消除。
11时20分，主油箱补油正常，启动润滑油泵，汽轮机手动盘车180度正常。
经初步调查分析，事故原因未2A中调门进油隔离阀锁母松动脱开，压力油喷射到中调门高温阀体着火。
事故正在进一步调查中。
二、暴露问题1.设备管理存在漏洞。
#2机油系统原始设计存在隐患，液压油与润滑油公用同一油箱、同一种油（闪点205°C )，并且管道系统长期存在渗漏油和低频振动。
为便于油系统渗漏消缺，事故单位在各进汽门油管路上加装隔离阀，但方案论证不充分，隔离阀安装位置选择不当，靠近高温阀体，连接锁母无止动措施，造成运行中锁母松脱喷油起火。
而且，控制盘面未设计液压油泵电流参数，在油压等热工测点烧损后，无法正确判断液压油泵运行状态，未能及时停运油泵。
2. 运行管理有待加强。
运行人员未按规定进行巡回检查，没有及时发现液压油系统漏油及初始火情。
岗位培训和事故预想开展不好，人员应急能力差，事故异常情况下处置不当。
3. 事故防范措施落实不到位。
液压油系统渗漏问题长期得不到解决，也未做好邻近高温设备的保温、隔离等防火措施。
汽轮机平台等重点防火区域未设置火灾感烟、感温设施，视频监控系统不清晰、不能存取监控记录，影响火情的发现、处置和事故调查。
三、重点要求1深刻吸取事故教训。
华北公司和龙山公司要从根本上认识本次事故的严重性，按照“四不放过”原则，深入分析事故原因，严肃处理责任人员。
汽轮机水冲击事故案例
汽轮机水冲击事故案例咱就说有这么一个热电厂啊，那里面有台汽轮机一直工作得还挺顺溜的。
有一天呢，负责操作的小李啊，他就有点疏忽了。
当时的情况是这样的，那个凝汽器的水位控制系统出了点小毛病。
本来应该是有专人盯着这个水位的，但是那天刚好换班的时候有点乱，大家都没太在意这个事儿。
结果啊，凝汽器的水位就蹭蹭往上涨，就像开了闸的小河一样。
这时候，水就顺着管道啊，一路朝着汽轮机就冲过去了。
这汽轮机哪见过这个阵仗啊，就好比一个人正好好地走着路，突然被一盆冷水从头浇到脚。
当时就听见汽轮机那里传来一阵怪声，就像有人在里面敲锣打鼓似的，但是是那种很恐怖的敲法。
整个机组开始剧烈震动起来，大家都吓了一跳。
还好啊，当时有个老师傅在现场。
他经验丰富啊，一看这情况就知道大事不好，是水冲击了。
他赶紧大喊：“快停机，快停机！”然后大家手忙脚乱地就去操作停机程序。
等停下来一看啊，好家伙，汽轮机里面好多部件都被水给弄伤了。
像叶片啊，被水冲击得都变形了，就像原本挺拔的小树被大风刮弯了腰一样。
还有那些轴瓦啊，也进了水，磨损得不成样子了。
这一修啊，就花了好长时间，还损失了不少钱呢。
你说就因为一开始大家对那个凝汽器水位没太在意，就搞出这么大的事儿来。
从那以后啊，这个热电厂就特别重视设备的监控了，尤其是那些和水有关的设备，再也不敢马虎啦。
再讲一个例子啊。
有个小电厂，他们的汽轮机本来运行得好好的。
这时候呢，旁边的锅炉那边出了点岔子。
有个新手小王在操作锅炉的疏水系统。
他也不太懂啊，就瞎鼓捣。
结果呢，疏水没有按照正常的流程排出去，反而有一部分水就跑到了通往汽轮机的蒸汽管道里。
这水混着蒸汽就冲向了汽轮机。
汽轮机当时就像是吃错了药一样，开始不正常地转动起来，转速一会儿高一会儿低的。
而且啊，整个机组都开始冒白汽，就像冬天人在户外哈气一样，但是这可不是什么好现象啊。
操作人员看到这个情况，一开始还懵了呢，不知道咋回事。
还好旁边有个老工人反应快，他说：“这可能是水冲击啊，赶紧采取措施。
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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。