火电厂汽轮机事故案例分析(最终)
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。
电厂汽轮机火灾事故案例
电厂汽轮机火灾事故案例篇一：浅谈热电厂汽轮机油系统火灾事故原因分析及预防浅谈热电厂汽轮机油系统火灾事故原因分析及预防汽轮机油系统着火，往往来势凶猛不易控制，如果不能及时切断油源、热源，火势将迅速蔓延、扩大，以至烧毁设备、厂房，危及人身安全。
一、油系统着火事故的原因分析油系统着火，一般都是由于系统不严密部件处漏出的油，接触到高温部件(汽缸、蒸汽管道等未保温好的热体)而引起的。
若处理不及时，往往酿成火灾。
汽轮机油系统的火灾事故，大都发生在机头附近高温区，这些地方正是油管道与蒸汽管道密集之处。
起火的主要原因是，高压油和法兰垫在运行中破裂。
主要是管道及法兰安装有问题，工艺马虎，结合面不平整，螺丝紧力不匀以及选用材料不当。
在运行中只要有一处破裂，就会喷油;如果油源不断，遇到未保温或保温不全的蒸汽管道或阀门，就能着火燃烧，迅速酿成大火。
20年12 月瓮福磷肥厂热电分厂曾经发生过3号汽轮机润滑油管法兰破损，引起火灾事故的例子。
二、汽轮机油系统火灾的预防措施1、防止油系统漏油2、严格检修工艺，提高检修质量。
机组大修时要有针对性地对油管法兰结合面进行研磨拂平，接触要紧密，努力消除运行中的漏油、渗油现象。
3、油系统法兰结合面严禁使用塑料或橡胶垫，法兰螺丝要均匀拧紧。
4、做好保温和隔绝工作，高温蒸汽管道、疏水管道及其阀门都要保温完整。
在高温区油管道附近的蒸汽管道，应外包铁皮，比较集中的地方还应装设防火隔墙。
5、机头下部油管道较密集，布置要合理，油管道尽可能布置在蒸汽管道下方，进油压力管道安置在较粗的回油管内，大管套小管，尽量减少法兰接头，运行中有振动的油管，要用固定支架固定。
6、从运行维护方面来讲，运行人员应认真进行巡回检查，注意监视油压、轴承回油、轴承档油环处情况是否正常，当调节系统大幅度摆动时，或机组油管发生振动时，应及时检查油系统管道是否漏油，发现漏油及时处理。
7、隔绝热源汽轮机油的燃点最低的只有20左右，汽轮机组机组采用抗燃油，油动机等用油燃点为300℃~560℃。
汽轮机轴瓦损坏事故事故案例分析
On the way to struggle, time always flies quickly. The current difficulties and troubles are many, but as long as you don’t forget your original intention and step by step towards your goal, the final outcome will be determinedby time.整合汇编简单易用（页眉可删）汽轮机轴瓦损坏事故事故案例分析事故经过11月24日晚电厂#1机组计划停机，此时需启动热电#2炉供热电#1机发电,需完成热电#2炉与主汽母管并汽工作。
现场参与本次并汽操作的人员有热电车间专工于永志、白班班长郭子涛、运行班班长王小明和司炉孙立夫等。
11月24日15：50分，启动炉#2炉点火。
17：02分，锅炉主汽压力2.2Mpa,温度380℃。
17：05分，班长曹金富汇报电厂值长于泳准备并汽，同时通知锅炉值班员孙立夫缓慢开启炉主汽旁路门，汽机开启#1炉主汽母管疏水、电动主汽门前疏水、三通疏水。
随后，班长曹金富与热网值班员按惯例（为缩短并汽时间）到双减站开#4双减和#1双减电动门，使蒸汽流量分流。
几分钟后,专工于永志便用对讲机通知在炉主汽门就地操作的值班员孙立夫缓慢开启炉主汽门。
17：10分左右，当班司机胡忠良发现汽机主汽温度由360℃快速降至240℃，汽机自动主汽门及前轴封处冒白汽，轴向位移指示增大，盘面显示轴向位移保护动作，在场的白班班长郭子涛立即跑到机前手摇同步器至零，手关自动主汽门不成功后，就地手打危急遮断器错油阀，事故停机。
停机后，串轴表指示为1.4mm（保护正常动作值为0.7mm），轴向位移油压0.18Mpa（保护正常动作值为0.245 Mpa）,控制室显示推力瓦温为123℃。
17：40分，专工于永志、班长曹金富、郭子涛三人现场商量，一致认为表计不准，机组没有异常问题。
汽轮机事故实例分析
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。
某车间余热发电汽轮机烧瓦事故分析报告
Things are done well, that is, things are done in a timely manner.精品模板助您成功（页眉可删）某车间余热发电汽轮机烧瓦事故分析报告一、事故概况2009年2月5日早上7点熟料二车间余热发电并网,7点40分因励磁故障致万七线跳，直流油泵开不起来（中控室有运行信号，但在现场直流油泵没有运行），此时，汽轮机还在惯性运转，经过盘车及准备工作，到10点30分左右重新启机，12点36分因油压不够又跳停，后多次冲转。
冲转了3-4次，每次冲转到2800R/M 时,辅助油泵不能停（辅助一停，油压马上就下降,主油泵油压不够），最后一次转速达到2500R/M时，振动太大，便停机拆开检查，发现汽轮机、发电机瓦已被烧坏。
事故前设备状况：部分温度、压力、液位显示不准；一月份DCS输入模块多次烧毁，导致系统关闭主气门关闭，又因主气门限位故障导致不能自动解列，造成万七线跳停。
事故前直流油泵电机运转状况异常，其它设备运转情况还好，2月4日晚上加油31桶，并将冷油器通道打至上方。
二、原因分析1、冷油器的漏油，导致油箱油量不足，主油泵油压不够，影响润滑是导致事故发生的直接原因。
2、由于直流油泵发生故障，故余热发电跳停顶跳万七线后汽轮机组停机时直流油泵未发挥作用，造成瓦的损坏是导致事故发生的间接原因。
3、未及时发现油箱油量不足确盲目开机是导致事故发生的主要原因。
三、事故责任及处理1、班长巡检不到位，盲目开机对这起事故负主要责任。
2、工段长疏于工段管理，未及时组织修复直流油泵，对这起事故负次要责任。
3、中控操作员胡、郑未对油压低作出正确判断，对这起事故负次要责任。
4、车间主任对这起事故负领导责任。
车间副主任对这起事故负领导责任。
5、技术部部长对这起事故负领导责任。
6、副厂长对这起事故负领导责任。
四、采取措施1、认真做好设备的管理工作，同时加强岗位工的操作技能的培训。
2、加大车间对班组的管理力度，强化岗位责任心。
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。
汽轮机轴瓦损坏事故事故案例分析调查报告.docx
事故经过11月24日晚电厂#1机组计划停机，此时需启动热电#2炉供热电#1机发电,需完成热电#2炉与主汽母管并汽工作。
现场参与本次并汽操作的人员有热电车间专工于永志、白班班长郭子涛、运行班班长王小明和司炉孙立夫等。
11月24日15：50分，启动炉#2炉点火。
17：02分，锅炉主汽压力2.2Mpa,温度380℃。
17：05分，班长曹金富汇报电厂值长于泳准备并汽，同时通知锅炉值班员孙立夫缓慢开启炉主汽旁路门，汽机开启#1炉主汽母管疏水、电动主汽门前疏水、三通疏水。
随后，班长曹金富与热网值班员按惯例（为缩短并汽时间）到双减站开#4双减和#1双减电动门，使蒸汽流量分流。
几分钟后,专工于永志便用对讲机通知在炉主汽门就地操作的值班员孙立夫缓慢开启炉主汽门。
17：10分左右，当班司机胡忠良发现汽机主汽温度由360℃快速降至240℃，汽机自动主汽门及前轴封处冒白汽，轴向位移指示增大，盘面显示轴向位移保护动作，在场的白班班长郭子涛立即跑到机前手摇同步器至零，手关自动主汽门不成功后，就地手打危急遮断器错油阀，事故停机。
停机后，串轴表指示为1.4mm（保护正常动作值为0.7mm），轴向位移油压0.18Mpa （保护正常动作值为0.245 Mpa）,控制室显示推力瓦温为123℃。
17：40分，专工于永志、班长曹金富、郭子涛三人现场商量，一致认为表计不准，机组没有异常问题。
郭子涛提议再次启动，于、曹二人均未表示异议。
随后，由郭子涛亲自操作进行冲车启动工作。
18：50 分，#1机定速3000r/min，班长曹金富向电厂当班值长于泳汇报轴向位移指示偏大，怀疑表不准，热工正在处理，其它工况均正常。
19：00分，请示值长同意后#1机并列。
19：10分加负荷至3000kw，19：20分 #1机轴向位移指示增大至1.5mm，轴向位移油压为0.15Mpa。
此时运行人员要求检修将此保护退出，并汇报值长；经值长与热工核实后将该保护退出。
25日9：37分，#1机停机，经检查发现推力瓦严重烧损、推力盘严重磨损，汽机转子轴封、调节级和压力级第一级严重磨损，汽缸两端部汽封、隔板汽封不同程度的磨损，轴向位移保护线圈烧损, 磁力断路器执行错油阀和油压式轴向位移保护执行错油阀在工作位卡死。
火电厂事故分析
发电机励磁碳刷事故分析和对策（摘要）分析了某电厂135MW汽轮发电机碳刷烧损事故的原因，介绍了改进碳刷维护管理的措施。
（关键词）碳刷事故；发热；电流平衡；措施某电厂1，2号机曾因励磁碳刷环火造成2次停机事故。
机组容量135 MW，发电机的励磁形式为它励，额定励磁电流1 765 A，励磁碳刷采用非恒压形式，主励每极32条碳刷， 2号机组大修增容改造时，励磁碳刷改为恒压形式，每极30条碳刷。
1 事故经过(1) 上午08:00交接班检查1号机组碳刷无火花机，14:45检查发现主励磁机负极滑环碳刷环火，减负荷和减励磁电流、调整处理无效，碳刷刷辫相继发红烧断，并伴有弧光，14:55，值长令解列停机，事故过程约10 min，结果造成20个碳刷刷辫烧断，4个刷握孔熔化。
当时机房内温度35～40℃，有功负荷134 MW，无功负荷90 Mvar，励磁电流1 650 A。
(2) 2机房内温度35～40℃，2号机组有功负荷136 MW，无功负荷87 Mvar，励磁电流1 550 A，班中检查发现励磁负极的其中一条碳刷断辫，滑环碳刷火花大，取出该组(3条)碳刷更换，滑环环火，并发现其它碳刷相继发红断辫，减励磁电流，有功减至92 MW调整处理无效，解列停机。
整个过程约15 min，结果造成10只碳刷刷辫烧断，部分采集电环及销钉固定孔烧化，“V”架部分销钉烧断。
2 引起碳刷发热的因素碳刷发热由3部分组成：碳刷自身电阻发热，碳刷接触压降发热和磨擦发热。
碳刷自身电阻发热功率：W1=I2R碳刷接触压降发热功率：W2=I△E磨擦发热功率：W3=Fv其中：I－流过碳刷的电流；R-碳刷电阻；△E-接触压降；F-碳刷压紧力；v-碳刷与滑环的相对运动速度。
3 碳刷发热的原因3.1 碳刷使用过程中电阻值逐渐增大3.2 碳刷卡阻碳刷通过电流后发热，刷体膨胀，易卡在刷握，这时拉动刷辫感觉很紧；部分碳刷由于振动、刷握不垂直等原因，会在刷握一侧的上沿和另一侧下沿产生明显卡阻，这几种形式卡阻，用钳表仍可测得电流，容易被误导(刷辫处磁场较强，测量方法不同，钳表测得数值误差大，测量值只作定性分析)，碳刷却已经失效，致使其它碳刷分配的电流增加，电阻发热增加。
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。
【火电厂】 汽轮机技术监督典型事件论述
汽机技术监督典型事件论述典型事件一广东某电厂1号机组“5.5”凝结水含钠量严重超标事件调查报告轮机所何炳燊于5月18日至22日(5天)参加由某集团公司组织汽机、化学、锅炉专业技术人员对广东某电厂1号机组发生了汽机断叶片、凝汽器严重泄漏事件，凝结水含钠量严重超标，机组运行出现了异常，机组被迫停运转入检修成立事件调查专家组，对此事件进行现场调查和技术分析，查找事故原因，提出整改措施。
2010年5月5日，广东某电厂1号机组发生了凝汽器严重泄漏事件，凝结水含钠量严重超标，机组运行出现了异常，机组被迫停运转入检修。
为了更全面清楚查明事件原因，吸取教训，进一步加强生产技术管理工作。
某集团公司组织汽机、化学、锅炉专业技术人员成立事件调查专家组，于2010年5月18日至5月21日对此事件进行现场调查和技术分析，查找事故原因，提出整改措施。
同时对广东某电厂1号机组热力设备积盐的清洗方案进行审查，核定汽水系统清洗范围、清洗方法和过程质量控制指标，为此事件后续处理措施提供技术指导。
一、事件过程广东某电厂1号机组于2010年4月4日转入计划小修，工期至2010年5月2日。
4月4日4:22，1号机组打闸停机，转入小修。
14月25日，1号炉上水进行再热器水压试验，凝结水指标：钠1.41 mg/L，氯离子2.03 mg/L，电导率27.5us/cm，PH值9.37；给水指标：钠1.23mg/L，氯离子1.51mg/L，电导率24.3us/cm，PH值9.28。
4月28日10:30 凝结水钠1000 mg/L，闭式冷却水(工业水)钠123mg/L。
4月29日7:33，凝汽器投入后，凝结水钠离子超标，最高达16mg/L，隔离凝汽器外侧进行查漏，未发现有漏点。
4月29日21:30，1号机组闭式工业水（采用除盐水或凝结水补水）取样显黄色混浊。
4月29日23:00，凝结水钠：93.6 mg/L，氯根448 mg/L，铁2258 ug/L。
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。
火电厂热工方面事故案例分析
9、组态不规范出现的时序问题
某厂在刚开始做并网试验时，汽机的六个调门突然开到最 大（100%的开度），致使转速过高而OPC动作。后经分析，查 看组态，发现电气断路器已经合闸信号来自另外一个主模件 （BRC300），在试验过程中，实际断路器已经合闸，但是其合 闸信号来的迟点，导致负荷目标值未切换过来，负荷目标值仍然 以原转速（3000转/分钟）作为目标值，如下示意图：
8、更换HSS03模件负荷突升问题 更换HSS03模件负荷突升问题 HSS03
某电厂2007年8月7号凌晨1点左右，热控人员接到运行人员 通知，＃1机左侧中压调门反馈突然变紫，指示值为60％，值班 人员经过初步检查确认为HSS03（液压伺服子模件）模件出问题， 将新模件设置好后直接替代原模件。此时造成负荷从295MW冲 到325MW，并造成一系列的联锁反应。后经过分析，因为左侧 中压调门原来的指令一直为100％，在模件出现问题后，左侧中 压调门已经关闭，在更换完好的模件后，该调门突然打开，造成 负荷突增。如果当时热控人员在更换模件前将指令强制到0，然 后再执行下一操作，就可避免。
某厂整套启动期间中压调门突关降负荷异常分析 2、某厂整套启动期间中压调门突关降负荷异常分析 整改措施：（1）修改再热压力修正中调指令逻辑。因为高 低旁容易关反馈消失引起误动，可将逻辑修改为低旁与高旁全关 信号 或 负荷大于某一定值时，再热压力才修正中压调门。（2） 当伺服阀故障时，可不把调门指令置0，应维持故障前的指令， 实现坏点传递功能。
转 速 指 令 （ 3000 ） 初始负荷
T
目标负荷
断路器已合闸
9、组态不规范出现的时序问题
处理方法：将断路器已经合闸信号组态到同一个模件，再做 试验后，一切正常。
10、 10、电源系统隔离出现的问题
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。
电厂火灾事故案例分析报告
电厂火灾事故案例分析报告1. 火灾事故概况2018年5月，某电厂发生一起严重火灾事故。
事故发生在该电厂的汽轮机房，导致大面积设备和建筑物损毁，并造成3名工人死亡、数十人受伤。
据初步调查，火灾原因为汽轮机房内的润滑油泄漏引发的火灾。
事故发生后，引起了社会各界的广泛关注和讨论。
2. 事故原因分析（1）设备故障：据事故调查，火灾的直接原因是汽轮机房内的润滑油泄漏。
润滑油泄漏可能是由于设备老化、不维护或者操作不当导致的。
此外，由于电厂汽轮机房内设备较为复杂，可能存在其他故障隐患，需要进一步排查。
（2）安全管理不到位：在事故发生前，电厂的安全管理制度和管理措施是否到位也是引起火灾的重要原因。
包括设备巡检、维护、安全防护等方面的管理措施，是否严格执行，是否存在疏漏等问题值得深入调查。
3. 事故影响及损失（1）人员伤亡：事故造成3名工人死亡，数十人受伤。
此次事故导致了家庭的伤痛和社会的关注，对受害者及其家属造成了严重的心理和经济损失。
（2）设备损毁：事故导致了大面积的设备和建筑物损毁，直接影响了电厂的正常运转。
此外，电厂的火灾事故也对周边环境和社会稳定造成了一定的影响。
4. 事故应对及处理（1）事故发生后，相关部门迅速启动应急预案，组织力量全力救援和灭火。
同时，全力开展事故调查，查明事故原因和责任，加强安全监管措施，确保类似事故不再发生。
（2）对于受害者及其家属，相关政府部门和企业应该及时展开援助工作，提供必要的经济和心理帮助，尽快解决受害者的困难。
5. 事故启示（1）着重加强设备维护和安全管理：设备维护和安全管理工作是防范火灾等事故的重要措施。
因此，企业应该加强对设备的定期检修和维护，加强对员工的安全教育培训，确保安全生产。
（2）加强监管力度：政府相关部门应该加强对企业的安全监管力度，加强对企业的日常检查和监督，发现安全隐患及时整改，确保企业生产经营的安全。
（3）强化应急预案和救援能力：在面对突发性事故时，企业和相关部门应该能迅速启动应急预案，组织力量进行救援和灭火工作，最大限度减少事故造成的损失。
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。
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
17
凝结水系统
2、凝结水压力过低现象
深圳前湾电厂1号机组凝结水压力开始一直只能调 至3.0MPa，而凝泵的设计扬程为350m。后经仔细检查， 发现凝结水再循环旁路手动门不严有内漏，将其加紧半 圈后，凝结水压力升为3.5MPa，且再循环旁路阀造成的 噪声也消失了。
4683155热工保护不合理导致振动大跳机热工保护不合理导致振动大跳机在一次中速暖机结束升速3000rmin的过程中出现了4x方向轴承振动大跳机的情况实际振动值177um未达跳机值经检查发现tsi卡件设置了自保持功能也就是保持了上次轴承振动超过跳机的那个定值而在启动之前进行了主机轴承振动大跳机的试验卡件也就保持了一个跳机值当过临界出现另一个方向的振动超过报警值时就触发了主机保护从而造成了汽机误跳
2010-08-31
火电厂汽轮机事故案例分析
14
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。
火电厂汽轮机事故案例分析
7
2010-08-31
循环水系统
3、胶球系统收不到球现象
（1）德胜电厂2号机2008年11月6日-8日，进行胶球 清洗装置收球试验。初次投球时，由于胶球为1号机试 运时浸泡的球，胶球外径已达25.9，而不锈钢管规格 φ 25×0.5mm和φ 25×0.3mm两种。领新球浸泡24小时， 直径为φ 24，A侧胶球清洗装置投入胶球200只，运行30 分钟后收球30分钟，收回200只，收球率为100%；B侧胶 球清洗装置投入胶球200只，运行30分钟后收球30分钟， 收回200只，收球率为100%。A、B侧胶球清洗装置收球 率均大于95%，合格。 （2）一台循泵运行只能收一半，两台循泵运行可继 续收到另外的一半。 （3）胶球装置收球应：先关装球室出口门，再关装 球室入口门，然后再停止胶球泵运行，否则收不到球或 收不全球。
- 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)。
火电厂汽轮机事故案例分析
3
闭式冷却水系统
一、闭式冷却水系统
1、某电厂闭式冷却水泵打不出水事件
2010年6月15日，云浮发电厂5号机组正在进行整套 启动调试工作，当时机组带满负荷300MW运行。18：30 左右，空压机系统因电机温度高突然跳闸，经检查是闭 式冷却水系统压力过低造成，当时闭式冷却水泵出口母 管压力为0.36MPa（两台闭式冷却水泵运行）。 采取的措施：立即停止两台闭式冷却水泵，对泵入 口滤网和泵本体进行放空气，发现上述两处积聚有大量 空气。放尽空气后重新启泵出口压力正常，立即启动空 压机，系统恢复正常运行，整个过程为15分钟。随后， 对闭式水系统各处继续放空气。
2010-08-31
火电厂汽轮机事故案例分析
4
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。
2010-08-31
火电厂汽轮机事故案例分析
5
循环水系统
一、循环水系统
1、停泵后出口液控蝶阀关不到位泵倒转
某电厂循环水泵当时两台运行，因停机后需停止一 台循环水泵。停止其中一台循泵时，出口液控蝶阀关到 10度左右不再关闭，循环水泵倒转严重。就地强行开启 液控蝶阀常闭手动油门，出口液控蝶阀才往下全关到0 位，循环水泵不再倒转。 ★吸取教训（1）停止循环水泵时就地也要安排人员， 要重视；（2）停循环水泵时应先关出口液控蝶阀到15 度角再停泵，防止停循泵后出口蝶阀不能关，造成泵倒 转或出口压力过低。
火电厂汽轮机事故案例分析
8
2010-08-31
凝汽器真空系统
三、凝汽器真空系统
1、凝汽器真空查漏事例一
珠海发电厂2×700MW机组1号机汽轮机为TC4F-40 型中间再热、三缸四排汽凝汽式，额定功率为700MW； 锅炉为辐射、再热强制循环炉，蒸气流量（BMCR）为 2290t/h，它们均由日本三菱（Mitsubishi）重工业株 式会社制造；发电机为美国西屋（Westinghouse）公司 产品，额定功率746MW，终端电压22kV。整个工程采用 设计、施工、调试总承包的方式进行，总承包商为日本 三菱商事株式会社和重工业株式会社。 2003年底电厂对1号机进行常规真空严密性试验， 试验结果为0.24KPa/min，机组投运初期真空严密性试 验结果为0.14kPa/min。2004年1月1日，1号机汽机维持 一台真空泵运行，负荷320MW，凝汽器真空-96.7KPa。
火电厂汽轮机事故案例分析
7
2010-08-31
循环水系统
3、胶球系统收不到球现象
（1）德胜电厂2号机2008年11月6日-8日，进行胶球 清洗装置收球试验。初次投球时，由于胶球为1号机试 运时浸泡的球，胶球外径已达25.9，而不锈钢管规格 φ 25×0.5mm和φ 25×0.3mm两种。领新球浸泡24小时， 直径为φ 24，A侧胶球清洗装置投入胶球200只，运行30 分钟后收球30分钟，收回200只，收球率为100%；B侧胶 球清洗装置投入胶球200只，运行30分钟后收球30分钟， 收回200只，收球率为100%。A、B侧胶球清洗装置收球 率均大于95%，合格。 （2）一台循泵运行只能收一半，两台循泵运行可继 续收到另外的一半。 （3）胶球装置收球应：先关装球室出口门，再关装 球室入口门，然后再停止胶球泵运行，否则收不到球或 收不全球。
火电厂汽轮机事故 案例分析
广东电网公司电力科学研究院 轮机所
2010-08-31
火电厂汽轮机事故案例分析
1
Байду номын сангаас 目录
一、 闭式冷却水系统 二、 循环水系统 三、 凝汽器真空系统 四、 凝结水系统 五、 轴封系统 六、 EH油系统 七、 发电机密封油系统 八、 旁路系统 九、 电动给水泵系统 十、 小汽轮机系统 十一、汽轮机主机
2010-08-31
火电厂汽轮机事故案例分析
9
凝汽器真空系统
2007年9月底，机组负荷620MW，一台真空泵运行， 凝汽器真空值已下降至-92.8kPa。应电厂委托，广东省 电力科学研究院于2007年9月25日（2007年第一次）对 其可疑的2号低压缸排汽膨胀节进行真空泄漏检测，从 排汽膨胀节靠发电机侧面下部施放氦气，发现有漏点。 珠海发电厂利用“十一”机会对1号机进行小修， 开机后机组的真空效果更差，需两台真空泵才能维持真 空-92.8 kPa。电厂对膨胀节下部进行注胶处理，2007 年10月19日我室（2007年第二次）对排汽膨胀节处的泄 漏点进行复测，发现原泄漏点的数值有所减小。 2007年10月25日至27日，我室（2007年第三次）对 1号机排汽膨胀节及以外的可疑点进行了检测，未发现 新的泄漏点。
2010-08-31
（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）
2
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
2010-08-31
2010-08-31
火电厂汽轮机事故案例分析
6
循环水系统
2、因循环水泵冷却水失去引起跳泵事件
（1）阳西电厂循环水电机冷却水由三台冷却水泵提 供，冷却水池淡水水源来自化学原水池。在一次调试运 行中，中途的供水手动门被人误关。40分钟后，循环水 泵电机因冷却水缺失线圈温度高跳泵。 （2）顺德德胜电厂循环水泵电机冷却水有两路：一 路由两台冷却水升压泵供；另一路由厂区开式工业水提 供。由于该厂循环水泵房离主厂区较远，厂区工业水用 量较大时，循环水泵工业水便不够压力。有一次因开式 工业水压力不够，电机线圈温度急剧升高，幸亏运行人 员及时发现，迅速调整厂区工业水用水量，才未造成循 环水跳泵事件的发生。 ★吸取教训（1）开式工业水作为循环水泵冷却水 不可靠，最好用自身冷却水（2）循环水泵电机线圈应 有温度保护。