汽轮机事故实例分析
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。
大唐集团发电厂汽轮机事故案例分析题
目录一、【案例一】机组启动检查漏项 (2)二、【案例二】检修操作运行设备导致小机跳闸 (4)三、【案例三】辅机跳闸造成全厂停电后烧瓦 (5)四、【案例四】电泵油温高最终引起厂用电失去 (7)五、【案例五】野蛮操作造成汽轮机烧瓦 (9)六、【案例六】检修无票作业造成跑油烧瓦 (11)七、【案例七】小机油箱油位低造成小机跳闸 (14)八、【案例八】真空下降运行人员发现不及时 (15)九、【案例九】表计不准责任心不强造成汽缸进水 (17)十、【案例八】逻辑清楚盲目操作 (18)十一、【案例十一】操作票执行不严格操作随意性大 (19)十二、【案例十二】超负荷运行滑销系统卡振动大停机 (20)十三、【案例十三】事故处理经验不足造成事故扩大 (21)十四、【案例十四】思想麻痹，安全意识淡薄 (22)十五、【案例十五】违章操作造成大轴弯曲 (23)十六、【案例十六】操作不规范引起真空下降 (26)十七、【案例十七】高排压比低保护动作停机 (27)十八、【案例十八】机组由于功率回路故障处理不当停机 (28)十九、【案例十九】DCS失电 (29)二十、【案例二十】背压高保护停机 (31)汽轮机案例分析题一、【案例一】机组启动检查漏项1、事件经过1999 年4 月12 日，某电厂2 号机组在大修后的启动过程中4 月1日，#2 机组B 级检修结束后，经过一系列准备与检查后，#2 机于4 月12 日15 时55 分开始冲转，15 时57 分机组冲转至500r/min，初步检查无异常。
16 时08 分，升速至1200r/min，中速暖机，检查无异常。
16 时15 分，开启高压缸倒暖电动门，高压缸进行暖缸。
16 时18 分，机长吴X 令副值班员庄XX 开高压缸法兰加热进汽手动门，令巡检员黄开高、中压缸法兰加热疏水门，操作完后报告了机长。
16 时22 分，高压缸差胀由16 时的2.32mm 上升2.6lmm，机长开启高压缸法兰加热电动门，投入高压缸法兰加热。
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。
【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。
20起典型汽轮机事故解析
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。
汽轮发现机组发电机转子漏水事故案例分析
汽轮发现机组发电机转子漏水事故案例分析发电厂汽轮机组的发电机转子在运行过程中出现了漏水事故，造成机组停机维修。
本文将对该事故案例进行分析。
1.事故背景和过程该发电厂的汽轮机组采用的是水冷发电机，发电机转子是由多个圆筒状的转子段组成。
在运行过程中，发电机转子第二段开始出现漏水现象。
后经检查发现，转子第二段的水封圈出现严重磨损，导致了漏水现象。
该发电机转子已经运行了多年，期间对水封并没有进行检查和维修。
2.事故原因分析2.1设备老化该发电机转子已经运行多年，设备老化是导致水封磨损的主要原因。
长时间的运行和循环冷却，使得水封圈的橡胶材料因老化变硬，丧失了密封效果。
此外，长期的运行也会导致转子表面的腐蚀和磨损，使得水封圈的密封效果进一步下降。
2.2维护不及时由于该发电机转子在多年的运行过程中没有进行水封的检查和维护，导致了水封圈的磨损问题没有得到及时发现和解决。
如果能够定期检查和更换水封圈，就能够避免漏水事故的发生。
3.事故后果分析该漏水事故导致机组停机维修，造成了生产中断和经济损失。
此外，还需要花费一定的时间和成本对发电机转子和水封进行维修和更换，恢复机组的正常运行。
4.漏水事故的改进措施4.1定期检查和维护对发电机转子的水封进行定期检查和维护是避免漏水事故的关键措施。
定期检查可发现水封的磨损情况，及时更换磨损严重的水封圈，以保证水封的正常工作。
此外，还应注意水封的润滑和防腐蚀处理，以延长水封的使用寿命。
4.2使用新材料的水封在设计新的发电机转子时，可以考虑选用性能更优异的水封材料，以增强其抗老化和密封性能。
一些高强度、耐磨损、耐腐蚀的聚合物材料，可以取代传统的橡胶材料，提高水封的使用寿命和密封效果。
4.3定期维修计划的制定制定定期维修计划，明确检查、维护和更换的时间节点和具体操作流程，以确保水封的及时更新。
维修计划应根据设备的运行状况、使用寿命和维修记录等因素进行制定，切实保证设备的正常运行。
5.结论通过对汽轮发电机组发电机转子漏水事故的分析可以得出，设备老化和维护不及时是导致漏水事故的主要原因。
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。
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。
一起余热发电汽轮机组飞车事故案例分析
XX水泥余热发电2#汽轮机组飞车一、事故经过XX水泥2#余热发电机组于2008年3月31日并网发电, 机组设计功率18MW。
2011年4月24日11:20 分左右, 供电部门220kV变电站出现故障, 造成四条窑停机, 发电机组于11:40分解列。
由于前期2#机组就地盘测速装置、TSI 监视盘及DEH控制系统共三个测速装置信号无反馈显示。
4月24日利用总降跳停期间, 对7个测速传感器进行了全面检查并处理。
检查中发现其中有两个测速传感器明显磨损,测速齿轮盘与转子轴固定螺栓松动, 在以上问题处理结束后, 并对7个测速装置进行了对应检查, 各测点均有反馈。
4月25日23:47分, 汽轮机开始第一次冲转, 次日26日2:30分转速由1200r/min升至2700r/min过程中, 在2460r/min时, 出现转速通道故障报警, 主汽门自动关闭, 复位后汽轮机转速稳定在1200r/min。
此时余热发电工艺主管景XX，随即电话告知分厂电气主管刘XX与分厂分管领导王XX。
刘XX首先到工程师站DCS画面查瞧记录, 检查故障。
由于故障原因不明, 刘XX与景XX商议后决定再冲一次, 以便进一步确认原因。
3:10分进行第二次升速, 转速在设定2700r/min, 升速至2340r/min时, 又出现转速通道报警, 主汽门自动关闭, 复位后汽轮机仍稳定在1200r/min 运行。
本次检查发现DEH三个测速装置中, 两个存在较大波动, 此时王XX路过DCS室时, 发现刘XX正在对DCS程序进行检查, 于就是在DCS室与刘XX就本次故障交换意见, 由于一人无法同时监控三个速度目标, 刘XX建议两人共同监控三个测速点。
两人商议后, 决定再升速一次, 确认具体原因。
3:30分进行第三次升速, 转速设定为2700r/min, 升速至2223r/min 时, 再次出现转速通道全故障报警, 主汽门自动关闭。
景XX将报警复位后, 汽轮机维持在1200r/min。
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。
汽轮机轴系损坏事故案例分析
open your eyes and see things as they really are.勤学乐施天天向上（页眉可删）汽轮机轴系损坏事故案例分析【事故机组概况】阜新电厂01号汽轮机CCl140／N200一12.7／535／535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，出厂日期96年，出厂编号72N9；发电机型号．QFSN一2002，出厂编号360237，出厂日期为95年10月，由哈尔滨电机厂制造；锅炉型号为HG一670／13．7一YMl6，出厂编号2339，出厂日期1995年3月，由哈尔滨锅炉厂制造。
该机组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；到8月19日事故时止，累计运行15151小时，发电量27．06亿千瓦时。
【事故经过】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。
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。
事故案例汽轮机断油烧瓦分析
事故案例汽轮机断油烧瓦分析汽轮机断油烧瓦是一种常见的事故案例，在汽轮机运行过程中，由于各种原因，导致汽轮机油路系统出现故障，从而导致油量不足或者油压过低，进而引发烧瓦现象。
本文将通过对一起汽轮机断油烧瓦事故案例进行分析，以便更好地理解该事故的成因与防范措施。
在电厂，一台汽轮机在正常运行时突然出现了断油烧瓦的事故。
根据初步调查结果，事故的原因主要有以下几个方面。
首先，油路系统设计不合理。
该汽轮机的油路系统采用了较为复杂的结构，包括主油泵、辅助油泵、稻草叶油泵等多种泵站。
由于油路系统中存在许多连接管道和调压阀，这些部件容易出现老化、堵塞或者漏油等故障，导致油路系统不稳定，无法确保稳定的供油量和压力。
同时，由于油路系统的复杂性，维修人员往往难以快速地诊断并解决问题，从而给事故的发生埋下了隐患。
其次，维修保养不到位。
根据事故调查结果，该汽轮机的维修保养工作存在一定的问题。
维修人员经常对油泵进行例行检查和维护工作，但是对于油泵的更换周期、油泵的清洁和调整等工作却常常忽视。
这导致许多油泵在运行过程中产生了泄漏、磨损等问题，从而影响了油路的正常工作。
此外，维修人员对于油路系统的检查也存在一定的盲区，往往只关注油泵等设备的维护，而忽略了油路中其他关键部位的检查，导致隐患无法被及时发现和解决。
另外，人为操作失误也是该事故的一个因素。
根据事故调查结果，事故发生时，人员对于油压异常的判断和处理能力存在一定的问题。
在油路系统出现异常的情况下，他们并没有及时采取措施，例如关闭汽轮机等，而是选择将其视为正常现象，继续运行汽轮机。
这种操作失误导致了更严重的后果，油路系统的问题得不到及时修复，最终导致了断油烧瓦事故的发生。
针对以上问题，我们可以采取以下几种防范措施。
首先，在油路系统的设计环节，应尽可能减少连接管道和调压阀等部件的数量，简化系统结构，以降低故障发生的概率。
其次，在维修保养方面，应加强对油泵的维护工作，包括定期更换油泵、清洁和调整等。
1、汽轮机飞车事故案例
一、英德海螺汽轮机飞车事故案例分析一、事件现象2011年18MW一发电机组发生飞车事故，该机组于2008年并网投运，因总降上级220kV变电站出现故障，导致该发电机组解列。
前期该机组就地盘测速装臵、TSI监视盘及DEH控制系统共三个测速信号曾无反馈显示，已利用总降停电机会，对7个测速装臵进行对应检查，各速度测点均有反馈信号。
总降线路故障恢复正常后，汽轮机开始第一次冲转，当转速由1200r/min升至2700r/min过程中，在2460r/min时，出现转速通道故障报警，主汽门自动关闭，复位后汽轮机转速稳定在1200r/min，由于故障原因不明，再次进行冲转，转速设定为2700r/min，升速至2223r/min时，再次出现转速通道全故障报警，主汽门自动关闭，在冲转期间，技术人员发现DEH中PV1速度正常，PV2速度在1200r/min以后不再变化，PV3速度波动异常，决定再次对测速装臵进行检查。
为避免在检查时发电机组出现跳停，相关技术管理人员将ETS总保护进行了手动解除，在进行检查过程中汽轮机房发生巨响，现场操作人员立即打闸停机，发现发电汽轮机振动剧烈，安全阀动作，盘车电机壳体开裂。
直到6月11日恢复并网，整个过程历时45天，直接经济损失万元，间接经济损失万元。
损坏情况如下图所示。
二、原因分析1、前期在检修时，曾发现两只传感器磨损和齿轮盘松动，已分别进行了更换和紧固，误认为齿轮盘松动造成测速装臵损坏（实际为齿轮轴弯曲），未进行深入分析，是造成本次事故的直接原因。
2、在故障检查期间，专业管理人员未根据系统联锁关系，制订相应防范措施，对可能会造成的后果，考虑不到位，盲目解除ETS总保护,违反公司主机设备保护管理规定，致使机组出现故障时ETS保护不起作用，造成飞车事故的发生。
三、事件教训1、严格按照汽轮发电机组运行规程进行操作，结合汽轮发电机组升速曲线及设计原理要求，进行规范操作，确保机组长期稳定安全运行。
一起汽轮机断油烧瓦事故案例分析
某电厂汽轮机断油烧瓦事故机组运行方式 : 某发电公司1#发变组经主变高压侧1101开关和岳色T生线19373刀闸与110kV岳色线并网运行；厂用电系统由10kV某某T生线经#1厂变高压侧进线1015断路器和低压侧出线0602断路器至6kVⅢ段母线，经6.3kV Ⅱ-Ⅲ母联0611断路器为厂用母线供电。
6.3kVⅠ-Ⅱ母联备自投0612断路器在热备用状态；400V厂用电系统1#低厂变411断路器、2#低厂变412断路器在合闸位置、厂用备用变处于热备用状态，380V工作段、380V辅助段在工作状态。
(见下图)1、事故经过：2018年10月1日，运行二值夜班，机组负荷9.9MW，主汽压力7.5MPa，主汽温度512℃，汽包水位+59mm，转速3003r/min。
5时46分02秒，10KV某某T 生线Ⅰ母母线C相电压由10.2kV下降至7.5kV，A相上升至11.21kV、B相上升至11.38kV，送、引风机、给水泵跳闸，#1、#2低厂变运行辅机设备跳闸，低压设备联锁启动正常。
5时46分21秒，联锁启动设备跳闸，报“缺相故障”；某某T生线10KV进线1015断路器、6.3kV出线0602断路器、6.3kVⅡ-Ⅲ母联0611断路器、6.3kVⅠ-Ⅱ母联断路器0612在DCS状态闪黄报“电气故障”，发电机出口断路器061F在合位。
由于10KV某某T生线Ⅰ母母线电压下降，机组各设备均无法重新启动（缺相故障），值长刘波下令打闸停机，同时通知生产部副经理吴某某；5时47分04秒,汽机操盘人员南亚刚通过DEH硬手操打闸停机，动力油压下降至0Mpa，抽汽控制阀油管路压力下降至0Mpa，汽轮机调速汽门关闭，抽汽逆止门关闭，自动主汽门未关闭到位。
5时50分43秒，汽机操盘人员南亚刚手动启动直流油泵同时解除交、直流油泵联锁；此时汽轮机转速3003r/min，因汽轮机转速未下降，5时51分01秒，值长刘波下令停止直流油泵，汽机操盘人员南亚刚停止直流油泵后，未投入交流、直流油泵联锁。
2024年汽轮机运行所遇事故总结范本
2024年汽轮机运行所遇事故总结范本一、引言汽轮机是一种重要的能源转换设备，在各种工业领域中广泛应用。
然而，由于各种原因，汽轮机在运行过程中可能发生事故，导致设备损坏、人员伤亡甚至环境污染等严重后果。
为了避免类似事故发生，我对2024年汽轮机运行所遇事故进行了总结，并对事故原因、后果及改进措施进行了分析和总结。
二、事故概述2024年，我所所负责的一家发电厂发生了一起汽轮机运行事故。
事故发生在7月18日晚上9点左右，事故涉及的汽轮机为一台容量为120MW的汽轮机。
事故原因初步判断为供气系统故障导致燃烧不充分，引发了一次爆燃。
事故导致汽轮机损坏严重，机组停机维修时间预计为两个月。
另外，两名操作人员在事故中受伤，并被立即送往医院进行治疗。
三、事故原因分析1. 供气系统故障通过对事故现场进行勘察和与相关人员的交流，初步确定事故原因为供气系统故障。
该系统由多个关键部件组成，包括燃气调压器、燃气管道和燃气喷嘴等。
初步分析表明，供气系统中的某个关键部件可能存在故障，导致燃气流量异常，燃烧不充分，进而引发了爆燃。
2. 操作人员失误除了供气系统故障外，操作人员的误操作也是导致事故发生的重要原因。
根据事故现场的监控录像和操作记录，操作人员在检修前未仔细检查供气系统的运行状态，也未按照操作规程进行操作。
这导致了对供气系统问题的忽视，进而引发了事故。
四、事故后果分析1. 设备损坏事故导致汽轮机损坏严重，需要进行停机维修。
由于停机维修时间较长，导致发电量下降，经济损失较大。
2. 人员伤亡事故中有两名操作人员受伤，立即送往医院进行治疗。
尽管伤势不严重，但这给操作人员和厂方带来了巨大的安全压力和负担。
3. 环境污染事故导致一次爆燃，释放了大量的烟尘、废气等有害物质，对周围环境造成了一定污染。
五、事故改进措施1. 定期维护和检修供气系统是汽轮机运行的重要保障，应定期对其进行维护和检修，确保各个部件的正常状态和工作性能。
此外，运行人员应加强对供气系统的监控和操作，发现问题及时处理。
8月5日汽机专业漏油事故
8月5日汽机专业漏油事故分析
一、事故经过：
8月5日捌点班，丁值在岗。
值长郝玉刚、汽机班长郭海生、主司机马星亮。
副司机白爱梅、高爱情、史文宝。
接班时汽轮机为电动盘车运行方式,9:20接检修通知进行汽轮机调速系统检修工作,9:23分停电动盘车,9:24解高压调速油泵和交、直流润滑油泵联锁，停交流润滑油泵，汇报值长。
检修工作开始。
14：32分汽机主管苏艳君通知启班长郭海生启交流润滑油泵试验，汇报值长，14：34启交流润滑油泵，然后依次投交流油泵联锁、直流油泵联锁和高压调速油泵联锁，14：35高压调速油泵联锁启动，由于汽轮机机头盖开着正在检修，瞬间发生喷油现象，14：35手动停高压调速油泵，14：37投盘车，汇报值长。
二、事故原因：
1、在启动润滑油泵的时候投入高压油泵的连锁，导致高压油泵启动。
2、检修工作的安全措施做的不够详细，运行人员理解也不够透彻。
3、运行人员对检修项目和实验目的都不明白，导致操作过程出现误投保护。
4、汽机运行主管苏艳君在安排工作的时候不够仔细，没有交代清楚工作的目的和要注意的事项，导致事件的发生。
三、防范措施：
1、加强运行人员的专业知识培训，熟悉系统，掌握规程。
2、专业主管在今后的工作安排要认真仔细，强调注意事项，以及预防措施和应急处理步骤。
四、考核：
2011-8-15。
- 1、下载文档前请自行甄别文档内容的完整性，平台不提供额外的编辑、内容补充、找答案等附加服务。
- 2、"仅部分预览"的文档,不可在线预览部分如存在完整性等问题,可反馈申请退款(可完整预览的文档不适用该条件!)。
- 3、如文档侵犯您的权益，请联系客服反馈,我们会尽快为您处理(人工客服工作时间：9:00-18:30)。
注：红色与蓝色为ppt展示可能用到的，蓝色是为了让我们看懂，之后记得删除掉
四．实例分析
汽流激振是影响汽轮机稳定的重要因素，近几年来在我国频频发生汽流激振事故，如下表部分汇总：
这仅仅是部分案例，实际案例远多于此。
下面主要以绥电1000MW 机组汽流激振事故为例。
1.机组简介
神华国华绥中发电有限责任公司发电B 厂( 以下简称绥电B 厂) 共安装了2 台1 000 MW 超超临界燃煤机组( 3、4 号机) ，3 大主机由东方电气集团引进日立技术制造。
3、4 号机组分别于2010年2 月、5 月投入商业运营。
4 号机组主汽轮机为东方汽轮机厂生产的N1000－25/600/600 型汽轮机，由1个单流高压缸、1个双流中压缸及2个双流低压缸依次串联组成。
2.汽流激振情况
4号机组首次出现气流激振为2010年4月12日，当时4号机组准备首次进行满负荷运行，当负荷升到850MW时，1,2号瓦轴开始波动，966MW是震动曲线发散，降负荷后又迅速收敛，当负荷降到
870MW时趋于稳定。
再次升负荷到780MW时又出现波动，940MW 时振动曲线再次发散。
振动相关参数如图表 1 ，本次汽流激振振动过程趋势如图3。
[1]
（这里主要看1X,1y,2x，2y的变化，变化特别明显，代表了轴的振动情况。
说明激
振时轴振严重。
注：轴振有2个测点，在轴承盖的上部有两个测点伸进去，测量轴承上瓦的振动，两测点成90°分布。
从汽机头部看向发电机，左上角的探头侧的是X相振动，右上
角就是Y相了。
）
3.绥电B 厂4 号机汽流激振控制方法：
为解决汽流激振问题，利用机组停运消缺机会对1号轴瓦顶隙及
4号高压调节阀开度曲线进行了相应调整。
a．将1 号轴承顶隙由0. 55 mm 调整至0. 50mm ( 设计值0. 47 ～0. 62 mm) 。
b．修改4 号高压调节门开度函数( 1～4 号高压调速汽门开度曲线如图2 所示) 。
c．机组消缺后启动，当升负荷至800 MW 时振动曲线开始发散，总阀位指令为88%，4 个高压调节阀开度分别为70%、53%、54%、15%，振动趋势及频谱图如图3、图4 所示。
（由波动看出调节后的效果）
从图3 和图4 中可以看出，振动曲线发散时28 Hz 分量迅速增大，工频分量基本无变化，而且与负荷和流量有很大关系，是汽流激振的典型特征。
后将4 号高压调节阀开度函数恢复至设计值(停机前状态) ，振动曲线仍然在800 MW 左右发散。
随后将负荷稳定在500 MW 在线对换1 号和4号阀门开度函数，更换过程中1、2、3 号轴振测点处的轴颈位移: 1 号轴颈向右移动约20μm ( 均为面向发电机) ，2号轴颈向右上方移动约84μm，3
号轴颈向左下方移动约18 μm，变化方向与喷嘴作用力基本吻合。
将机组负荷逐渐带至1 000 MW，1、2 号轴瓦振动基本控制在100 μm 以下，调整前后部分数据如表1 所示。
[2](对比红色数据)
4.效果：
a．通过改变4 号高调门调节特性曲线( 配汽曲线) 后，对抑制汽流激振有一定效果，但是4号高调门满负荷的开启速率仍然很大，1、2 号瓦振动曲线仍有发散的可能。
b．采取将1、4 号高调门调节特性更换后，实质上改变了汽流进入汽缸的方向，对汽流激振的抑制效果明显，运行3个月以上未再发生激振现象。
总之，在实践中摸索出了部分抑制汽流激振的方法并取得了初步成效，但仍然未完全解决4 号机汽流激振问题，如1 号高调门开度
大于35%，仍有激振的可能性等，很多原因仍需继续探索。
[1] 陈正飞,张景彪.绥电1000MW机组汽流激振原因分析[C].//2011年全国超(超)临界发电机组技术交流研讨会论文集.2011:395-401.
[2]李冬. 绥电4号机组汽流激振原因分析[J]. 东北电力技术,2012,01:26-28+38.。