燃机事故案例汇编
《汽轮机飞车事故汇编》
事故原因这次4#机损坏原因是超速飞车。超速原因主要是在打 掉危急保安器后，自动主汽门自动关闭，其副触点接通，联锁发电 机主油开关跳闸，使发动机解列后，热网蒸汽从抽气口倒回作功， 加速汽轮机转速，直至飞车。以下是此次事故原因分析：
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
1. 操作原因。这次停机是在中压油动机关闭后开不开，停机减负荷 时卡在7000KW以及高压油动门晃动和调速汽门故障等多种不利情 况下，未能进行仪表分析，就盲目操作，操作人员把正常停机操 作改为故障操作，立即打掉危急保安器。操作非常混乱，未按岗 位责任制、监护制度和复诵制度执行，正、副班长代替司机操作 ，在未确定机4/汽51关闭及负荷到零时情况下即打掉危急保安器 ，导致飞车。
(3)定期核准各重点保护电接点压力表并更换精度等级更高的压力表 。 (4)选用智能转速表,替换现役转速表,用转速表的报警和保护输出功 能取代油压接点信号,便于日常监测和事故分析。 (5)分析优化超速保护回路,统一动作条件,对改增智能表和一次油压 信号采用先串联后并联的方式进入超速保护,以保证保护动作的可靠 性。 (6)投入油净化装置,配套大功率滤油设施,严格控制透平油品质。 (7)增设热工工作备用电源,防止工作电源失电后使热工保护(包括超 速保护)失去保护功能。 (8)完善恢复机组热风烘干系统,保证能随时连续投入使用,以防止停 机后部件的锈蚀。在未完善前用抽真空法加以保养。 (9)高压油动机加装电磁阀,加速二次油泄压,使调节汽门更快关闭。 3.2 运行措施 (1)防止超速的各种保护和联锁均应投入运行,按要求进行试验。超速 保护不能可靠动作时,禁止将机组投入运行或继续运行。 (2)定期对自动主汽门、调速汽门和抽汽逆止门进行活动试验。当汽 水品质不符合要求时,应增加活动次数和扩大行程范围。 (3)定期对自动主汽门、调速汽门和旋转隔板进行严密性试验,并尽量 选择停机热态进行。
20起典型汽机事故
2．严格执行规章制度。运行规程不完善的要修改补充，不完善的内容先以书面形式颁布执行。运行人员应按规程操作和处理事故，厂领导不要干预运行人员操作，不得违章指挥操作，不得为避免事故拼设备。必须建立保护装置管理制度，落实责任制，重要保护和联锁装置退出运行时必须经总工程师或厂领导批准，并限期恢复。
2、
揭开低压缸检查，除发现20级有3处、25级有8处、叶片松拉筋有开焊外，还有两处叶片镶焊的司太立合金在距非叶片顶部30mm处裂断，其它部位均未见异常。
3、
对一、二、三段抽汽逆止门进行了汽密性试验，结果一、二段严密，三段抽汽逆止门前疏水管热，说明有漏汽现象。经对全部六段抽汽逆止门解体检查，各门密封面接触无断开处，无贯穿沟痕，深坑等。各门全行程活动自由，无卡涩。
事故后检查发现#2机组轴承损坏，其中#1、2、5、6下瓦和推力瓦损坏严重，需要更换。
二、事故原因分析
经检查分析计算机打印资料和事故后做试验证明，事故直接原因是C抗燃油泵跳闸，因蓄能器漏氢退出运行，造成抗燃油压迅速降低，该保护动作跳机。
3．设备管理不善，未能及时消除缺陷。抗燃油蓄能器、启／备变压器差动保护误动、厂用电和事故油泵自投装置等存在的问题，未及时处理，致使一般事故扩大为全厂停电和损坏主设备重大事故。计算机缺陷不及时消除，不能把9时19分40秒以后的数据资料打印下来，加深了分析事故难度。据反映，工作人员可擅自将重要保护退出运行，未经有关部门批准，限期恢复．
10时50分，热工微保班班长郝宝伟、值班员李树新，来到现场，请示值长，要求退出串轴保护，以便检查。值长刘宝洪在得到运行副总孟凡荣批准同意后将串轴保护联锁主5气门开关断开。当值长刘宝洪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回路，去发电机保护回路压板未断)。此时，热工分场专工胡意成恰好来到7号机控制室一起看他们处理。随后郝宝伟令李树新在保护屏处活动串轴保护测量板和鉴别扳，郝宝伟来到操作盘前监视，两块板活动后，串轴保护指示明显摆动，增大到一2．Omm(动作值-1.2mm跳闸，该表量程土2．0)，持续了约7分钟左右。
案例分析092ppt课件
经初步分析，该用户是在门窗紧闭，空气不流通的情况下，三人连续 使用热水器洗澡，而且没有安装排气烟道，室内直接排放含有一氧化碳 的烟气，三人最终因吸入大量有毒烟气而中毒死亡
案例六：火灾事故
电线缠绕燃气线、短路击穿成火灾（该清理的赶快清理） 变思想观念，从“要我安全”向“我要安全”的观念转变，提高用户自我
防范的安全意识。
2002年4月5日7时55分，廊坊市广阳穿，形成0.4厘米左右的圆形孔，并着火，
经采取紧急措施没有造成事故蔓延。
经现场勘察，造成事故的主要原因为：蒸车电线搭绕在燃气管道上，
因电线短路导致电流将燃气管道击穿。
分析讲评
此事因燕青老年公寓食堂违反燃气安全使用规定，搭绕在燃气管道上 的电线老化短路导致事故的发生.
七、事故教训及防范措施 此事故虽已排除燃气公司任何责任，但经过深入分析和深刻检讨，仍暴露出一
些问题，如：燃气用户资料不够精确；用户信息更新不及时；相关事故资料准备不 充分等，以上问题结合此次事故，给了我们一次更深刻的警醒，安全工作只有常抓 不懈、保持警钟长鸣才能防患于未然。
用户事故的常见因素 1、用户未安装管卡或胶管（包括胶管老化、过长、龟裂、变硬、使用非燃气专 用管）问题，灶具超期服役。据统计，燃气软管老化脱落是厨房燃气安全的第一隐 患，很多市民家中的胶管使用多年未更换，胶管两端未安装管卡，导致胶管松动、 脱落而发生漏气，造成事故。 2、胶管过长，违规穿墙、门，老鼠啃咬的问题。 胶管长度超过标准规定，在穿 越门窗、墙壁时增加胶管损坏的可能，同时也增加了被老鼠啃咬导致泄露的机会。 3、用户违规私改乱接，对燃气表具等设施进行封闭的问题。用户违规对燃气管 道、设施私自进行改装，由于不是经过专业人员施工，难免导致安装不符合相关安 全规定，产生隐患。燃气设施密闭，给安全检查带来一定难度，泄露不容易被发现， 同时也为泄露爆炸提供了条件。 4、用户宣传问题。多数用户的安全用气知识十分缺乏，大部分公司向用户宣传 也没有留下任何证据，一旦发生事故，将给事故处理带来麻烦。因为燃气行业是高 危行业，所以燃气企业应当对用户的安全用气负有告知义务。 5、人为事故。
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。
燃机事故案例汇编
一、事件经过
2010年1月23日，机组二拖一运行，AGC投入，总负荷650MW；#1、2燃机负荷均为230MW，汽机负荷190MW，供热量1200GJ/h。14:00监盘人员发现#1燃机MARKⅥ界面发报警（排气框架风机风压低），“EXH FRAME OR #2 BRG COOLING TRBL-UNLOAD（排气框架或#2轴承区冷却风机故障）”，立即派人至就地检查该风机并点击MARKⅥ风机界面“#2 LEAD”和主复位按钮，该风机仍无法启动。14:01分#1燃机开始自动减负荷，运行人员手动退出AGC，降低热网负荷，机组维持低负荷运行。15:06负荷下降至3MW，调度通知停机，15:09分#1燃机停机。
二、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。
燃气—蒸汽联合循环机组
安全生产典型事件汇编
中国大唐集团公司安全生产部
二O一二年十二月
前言
天然气发电作为优质、高效的清洁能源，对于改善能源结构、保护环境、提高能源利用效率具有重要作用。2003年国家首次打捆招标引进了23台F型重型燃机，到2011年底国内天然气发电装机达到了3265万千瓦，占总装机容量的3.09%。预计2015年国内天然气消费量将达2300亿立方米，发电用天然气可满足7000万千瓦机组，给天然气发电建设带来前所未有的机遇。
4.空气滤芯为纸质材料，纸纤维遇潮膨胀使得过滤器差压升高。遇雨雪天气（尤其是小雨雪），空气湿度大时空滤器差压升高，雨雪停止，空气湿度降低，差压会快速下降。
乌石化总厂气轮机飞车事故
汽，当将1．27 MPa抽汽供外网的电动门关闭后，蒸汽喷射
随即停止。 [评析] 经调查，这是一起由于关键设备存在隐患及事故应 急处理时无序操作导致飞车的责任事故。主要原因如下： (一)1．27 MPa抽汽逆止阀阀碟铰制孔螺栓断裂使阀碟脱 落，抽汽逆止阀无法关闭，是机组超速飞车的主要直接原因。
通过调查表明，3号机发生超速飞车是在按正常程序恢复生产，
薛良和马新俊又数次手打危急遮断器按钮，但转速依然飞速上 升，在转速达到3 800 r／min时，薛良下令撤离，马新俊在撤
退中，看见的转速为4 500 r／rain，
约1时40分左右，3号机组发生超速飞车。随即一声巨响，机
组中部有物体飞出，保温棉渣四处散落，汽机下方及冷油器 处起火。乌石化和热电厂领导迅速赶至现场组织事故抢险， 并采取紧急措施对热电厂的运行设备和系统进行隔离。于凌 晨4：20将火扑灭，此时，汽轮机本体仍继续向外喷出大量蒸
乌鲁木齐石油化工总厂 “2.25”特别重大事故
[案例] 1999年2月25日凌晨1时40分左右，中国石油乌鲁木
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1 916万 元。
复位低压调压器时，由于外管网低压蒸汽倒流进入汽轮机所引 起的。根据对1．27 MPa抽汽逆止阀解体检查和鉴定结果证实， 造成低压蒸汽倒流的原因是：抽汽逆止阀铰制孔螺栓断裂，阀 碟脱落，致使该逆止阀无法关闭。
(二) 运行人员在发电机差动保护动作后，应先关闭抽汽电动
门后解列调压器。但依据制造厂资料编制的规程有关条款模糊 不清，未明确上述操作的先后顺序，3号机组操作人员对操作
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。
事故处理及典型事故案例
燃烧器旁路阀异常
燃烧器旁通阀安装在过渡段。通过旁通阀调整空气流 量，从而控制燃烧空气流量。此报警监视燃烧器旁通 阀故障。 当下列任何一条件发生，报警发出： • 在机组打闸后旁通阀没有打开。 • 旁通阀控制信号输出（BYCSO）和实际阀位存在 ±5%或更大的偏差＞5S。 • 旁通阀参考信号（BYREF）和实际阀位存在±5%或 更大的偏差＞5S。 • 当旁通阀参考信号（BYREF）和实际阀位存在±5% 或更大的偏差＞10S。燃气轮机跳闸，报警发出。
燃机跳闸条件
15.燃烧器压力波动高高跳闸。 当下列任一条件发生时，报警信号发出，机组 跳闸： 当24个传感器（20个压力波动传感器和4个加速 度传感器）中某频段至少有两个传感器超过了 高限值。 当至少两个压力波动传感器达报警值， 燃机Runback。如至60%负荷时仍存在至少两 个预报警，机组跳闸，报警发出。 16.低周波跳闸。机组并网运行速度（47Hz）延 时 0.1秒跳闸
叶片通道温度偏差高跳闸
• 叶片通道温度偏差表示燃烧器到燃机出口处的 • • •
温度偏差。此报警是为了保护燃气轮机内部部 部件。如温度偏差大，燃机叶片经受热应力也 大。 当叶片通道温度（BPT）偏差（偏离BPT平均 温度）超出+20℃/-30℃,机组控制工程师必须 立刻减负荷直到报警复位，并检查热电偶，然 后在12小时内停机处理。 当BPT偏差超出+25℃/-40℃达30s，机组控制 工程师必须按正常停机程序立刻停机。 BPT偏差超过+20℃/-30℃报警发出。
20.燃烧器旁路阀异常跳闸。当旁通阀基准值 （BYREF）和实际阀位存在±5%或更大的偏差 ＞10S。燃气轮机跳闸，报警发出。 21. IGV异常跳闸。当IGV基准值（IGVCSO）同 实际的IGV位置偏差达±5%或偏差更大＞10s， 报警发出，燃机跳闸。 22. 输入信号故障跳闸。当TCS的两个转速信 号、发电机功率信号、燃烧室压力信号、滑油 温度信号、汽机低压缸排汽压力信号、汽机中 压缸进汽压力信号故障，或全部BPT或EXT温度 信号故障时，报警发出，燃机跳闸
MW机组事故案例汇编
MW机组事故案例汇编部门： xxx时间： xxx制作人：xxx整理范文，仅供参考，可下载自行修改300MW机组事故案例汇编一、300MW机组事故目录<35）案例1 4A小机推力瓦烧损并导致机械损坏事故案例2 #1发电机出口2PT发生C相短路案例3 #3发电机碳刷烧损事故案例4 #4主变异常运行事故案例5 #4机启机过程中汽包水位高锅炉MFT案例6 #4机一热工模件保险熔断导致机组跳闸案例7 #4A炉水泵电机轴承烧损事件案例8 #3发电机C相封闭母线进水事件案例9 #3发电机出口CT开路事故案例10 #1发变组GIS2201间隔G3气室C相故障案例11 380V厂用工作A段开关及母线短路事故案例12 #3机高厂变CT短路事故案例13 #4机高旁异常动作事故案例14 6B汽泵跳闸锅炉MFT事故案例15 #5.6炉多台给煤机连续堵煤事故案例16 #6B给煤机跳闸炉膛爆燃事故案例17 #3机TV1阀运行中突然关闭事故案例18 #6机大机润滑油泄漏事故案例19 #6机密封油系统跑油事件案例20 除氧器水位高地误操作案例21 #1机真空下降事故案例22 4A一次风机跳闸事故案例23 5A空预器停转事故案例24 #5机组两台给水泵故障跳机事件案例25 1A引风机电动机烧坏事件案例26 #4炉捞渣机故障案例27 #5发电机2205主开关偷跳事故案例28 #5发电机励磁整流变低压交流母线短路故障及转子一点接地保护、逆功率保护动作事件案例29 #5炉5C炉水泵电机烧损事故案例30 #1汽轮机小修试运进水事故案例31 #2机组水位高跳闸案例32 #6机“除氧器液位高三”误动跳机事故案例33 #5机组两台小机异常运行事件案例34 2A炉水泵消缺时导致#2机组跳闸事故案例35 张家口发电厂 2号机组危急保安器短轴断裂事故二、特种设备事故目录<9）案例1 #4锅炉水冷壁爆管事件案例2 北仑港发电厂一号机组发生特大锅炉炉膛爆炸事故案例3 关于天津斯曼特钢管有限公司伪造进口P91钢管造成电站锅炉主蒸汽管道爆裂事故地通报案例4私开电梯厅门误入电梯井道坠落事故案例5 脱钩伤人事故案例6 清河电厂因除氧器安全阀排汽量小造成除氧器爆炸案例7 石景山热电厂锅炉超压主蒸汽安全阀解列拒动造成锅炉寿命损失7%地后果案例8 锦州电厂安全阀校验升压实跳造成炉外管道爆破案例9 行车小吊钩坠落伤人三、人身事故案例<11）案例1 #3机组照明段刀闸故障拉弧灼伤操作员事件案例2 1B磨煤机试转人身未遂事故案例3 上海外高桥电厂人身死亡事故案例4 宁夏石嘴山发电厂发生重大人身伤亡事故快报案例5 安全措施不全电除尘内触电案例6 安全措施不到位热浪喷出酿群伤案例7 安全距离不遵守检修人员被灼伤案例8 手入保护罩三指头骨折案例9 汽机盘车突然启动伤人案例10 误拉隔离刀闸案例11 起吊孔坠落死亡300MW机组事故案例案例14A小机推力瓦烧损并导致机械损坏事故一事故经过1. 事故前有关设备状况2000年5月11日中午13:00时许,运行人员通知汽机检修,#4A小机保安油压低,润滑油压高.中午13:30分,谏壁电厂王勤.金峰办理405—032号“#4机A小机润滑油压力调整”热力机械工作票并进行工作,当时检查工作油压值为9.5KG,调整减压阀半圈油压无变化,即恢复原位.将所开地405—032号工作票办理“作废”.b5E2RGbCAP2.4A小机第一次停运<跳闸）5月12日1时许,当值值班人员发现4A小机直流油泵在运行状态,当时4A小机润滑油压179Kpa,A主油泵运行,B主油泵备用,联锁投入,经查曲线和事故追忆,发现直流油泵联启时地润滑油压约130 Kpa.p1EanqFDPw1:01分,值班人员在确认直流油泵联锁在投入位置后,将直流油泵停下,见润滑油压下降很快<最低值约124Kpa）,随即将直流油泵重新联启,此时,4A小机保护动作跳闸<后经热工查为“润滑油压低”保护动作）,见电泵未联启,即手启电泵,恢复锅炉给水正常.1:07分,4A小机转速为零,润滑油压为161 Kpa.在此过程中“润滑油压低”报警信号一直未发出.DXDiTa9E3d4A小机跳闸后,运行人员对小机润滑油系统做了启动实验,结果如下：①A主油泵与直流油泵运行,停止直流油泵,润滑油降至102 Kpa直流油泵又联启,润滑油压升至166 Kpa.RTCrpUDGiT②A.B主油泵分别单独运行与A.B主油泵同时运行,润滑油压均为20 Kpa左右.3.4A小机第一次启动1:50分,检修人员到现场调整减压阀后,A主油泵运行,润滑油压稳定为189 Kpa.1:55分,4A小机冲转,2:11分,转速3000rpm,2:18分,交锅炉运行.2:22分值班员发现直流油泵又联启<盘上显示联启时间2:20分,此次也无“润滑油压低”信号报警）,再次通知检修,2:45分检修人员再次到场处理减压阀缺陷,在调整过程中,润滑油压由160 Kpa降至135 Kpa,小机推力瓦温度显著上升,运行值班员并将这一情况告知检修人员.5PCzVD7HxA4.4A小机第二次停运<打闸）3:05分,小机推力瓦温度<测点05T3917）达85℃,且仍上涨,盘上手打A小机,该测点温度迅速下降至40℃.在前述过程中,汽机值班员曾注意到小机推力瓦另一测点05T3918推力瓦工作面温度显示未与测点05T3917同步增加,而是在一固定值不变.当时认为是测点质量坏,但并未将此一情况做出汇报并通知检修人员.3:30分,检修人员要求停直流油泵,继续调整减压阀,调至4:50分,无法将润滑油压调至稳定,告知运行白班处理.12日上午,检修人员继续调整4A小机减压阀未果,下午更换一新地减压阀,16:50分终结工作票.jLBHrnAILg5.4A小机第二次启动17:12时,启动4A小机油系统,调整润滑油压为148 Kpa ,18:59时小机冲至3000rpm,19:18时并4A小机减电泵出力,19:35时电泵退出运行.19:40时4A小机再循环调门波动,热工告无法处理,关4A小机再循环前截门.20:30分4A小机入口流量波动,解小机给水自动,联系热工查找原因.21:10分发现4A小机低压调门开至最大,联系热工检查MEH系统,减少机出力,对4A小机进行全面检查,就地4A小机低压调门已全开,推力轴承回油温度高,推力轴承温度高至70℃,支撑轴承温度49℃.21:19分启电泵<当时负荷265MW）,减4A小机出力,推力轴承温度明显下降.xHAQX74J0X6.4A小机第三次停运<跳闸）21:26分,4A小机转速至3800rpm时突然跳闸,由于热工保护在4A小机第一次跳闸时没有复归,热工未查出动作保护地记忆.4A小机推力瓦温度随着负荷下降而明显下降.LDAYtRyKfE二设备损坏情况经初步检查：给水泵推力轴承工作面瓦块严重磨损,非工作面瓦块轻度磨损,#3轴承乌金面过热起皮,#4轴承类似#3轴承稍重些,给水泵轴向位移约8-9mm,泵本体部件损坏<泵芯损坏状况待解体）,推力瓦块工作面测温元件损坏.Zzz6ZB2Ltk三事故原因1.在#4机组大修结束,机组运行刚刚几天地时间里,4A小机减压阀即发生运行不稳定地问题,4A小机减压阀地检修质量存在问题.是此次事故地起因.dvzfvkwMI1 2.事故前,4A小机润滑油系统存在缺陷,但汽机检修人员未能完成缺陷消除工作,为事故地发生埋下隐患.3.在事件过程中,检修数次调整4A小机减压阀都未消除存在地缺陷,成为事件不断演变扩大地主要因素.4.小机直流油泵是事故油泵,在4A小机第一次跳闸前,运行值班员在没有认真分析和汇报请示地情况下,将直流油泵停止运行是不适当地.rqyn14ZNXI5.在4A小机第一次启动后,运行值班员未将推力瓦工作面温度测点显示异常地情况做出汇报并通知检修人员,检修人员也未对推力瓦温度地大幅变化引起足够地重视,失去了对推力瓦磨损做出判断地机会.EmxvxOtOco6.在第二次启停机中,运行.检修人员均未及时发现给水泵推力轴承瓦块已经发生磨擦.第三次启机过程中,值班员在现场检查时,未及时发现给水泵推力瓦块发生磨擦,导致轴向位移过大,给水泵本体动静部份损坏.SixE2yXPq57.小机推力瓦温度测点安装位置不到位,不能准确反映推力瓦地真实温度,使测温偏低,为推力瓦磨损地判断增加了难度.6ewMyirQFL8.小机润滑油压力低保护整定偏低<可由目前地65Kpa提高到78.5 Kpa）,在小机润滑油压低时,恶化了推力瓦地工作状况,未能起到完全保护地作用kavU42VRUs四事故暴露地其它问题1.在4A小机第一次跳闸后,电泵未能联启.2.热工“小机润滑油压力低”报警,在几次直流油泵联启时都未发出信号.五反事故措施1.检修人员要进一步增强安全意识,提高检修.维护技术水平,维护要及时,重要设备不可以反复修而不好.在设备大小修时要坚持“三级”验收制度,各尽其责,把好设备检修和维护地质量关,为运行提供安全可靠地设备.y6v3ALoS892.小机直流油泵联启情况下,运行人员要分析直流油泵联启时地润滑油压情况,确系润滑油压低联启,不允许擅自停止直流油泵地运行,应通知运行部专工和检修人员进一步对设备存在地问题做出判断,需要停小机处理地,检修应申请停小机消除设备缺陷.M2ub6vSTnP3.运行人员对于发现地设备缺陷或异常情况<如4A小机推力瓦工作面温度测点05T3918）要及时汇报并通知检修.0YujCfmUCw4.热工分部对小机推力瓦温度测点地安装情况进行全面检查,调整安装位置,使其能准确反映推力瓦地实际温度,并提出推力瓦温度高跳闸时保护方案,报批后实施.对直流油泵地联启定值与润滑油压力低地报警及保护跳闸定值进行校验与整定.eUts8ZQVRd5.热工分部与运行部共同解决电泵联启过程中,由于密封水调整门开启延时造成不能及时联启地问题,以防止电泵联启不及时,造成锅炉水位异常.sQsAEJkW5T6.运行人员要加强对设备地巡视检查,特别是对大小修后设备地启动,一定要更细心,通过看.听.摸.闻等手段不断积累经验,提高分析判断设备运行状况地能力,做到设备发生异常及时联系处理,避免事故扩大.GMsIasNXkA案例2#1发电机出口2PT发生C相短路一事故经过2000年9月28日21时45分,#1发电机控制屏“定子接地”光字牌信号来,运行人员检查发电机保护屏见定子接地保护确已动作,且复归不掉,察看发电机各电气表计及各部温度,未见异常.即派人到现场检查,至发电机出口PT柜处检查未见故障迹象,至发电机出口PT端子箱测得PT二次电压数值不正常,运行人员迅速通知检修.TIrRGchYzg电气分部.相关班组地检修人员以及厂领导.有关部领导.专工都以最快地时间赶赴现场.检修人员经过对发电机PT二次各电压地測量.分析,判断为C相接地.7EqZcWLZNX23时45分,#1发电机解列,经检修人员进一步实验检查,确认2PT发生C相一次线圈短路接地,随即对该PT予以更换.lzq7IGf02E9月29日7时55分,#1发电机并网.二事故原因：自建厂以来,我厂发电机出口PT已烧损4次,会议分析认为：发电机出口PT 二次不会存在过载情况,其运行虽在一定程度上受外部环境地影响,但其发生短路故障地主要原因还是产品制造质量问题.zvpgeqJ1hk三防范措施：1.发电机中性点电流表是判断发电机定子是否接地地重要依据,电气高试班要在机组停机检修时,对#1-4发电机中性点电流表及回路进行一次全面检查,保证其准确性.NrpoJac3v12.电气继保班对各机组发电机出口PT二次端子箱内端子进行重新标示,以方便运行人员测量.3.运行部要组织电气值班员,对在发电机“定子接地”信号发出情况下,如何做出快速判断和处理进行认真总结,明确规定检查和操作步骤.1nowfTG4KI4.电气分部及高压班要对该种型号PT地使用情况做进一步了解,确认制造质量存在问题后,可考虑换型.案例3#3发电机碳刷烧损事故一故障经过12月10日8时31分,#3发电机有功负荷200MW,转子励磁电压232V,励磁电流1850A.#2机谏壁大修人员发现#3发电机12M碳刷处冒火花并有焦糊味,运行人员到现场检查发现碳刷严重冒火后,立即将发电机无功负荷由80MVAR降至18MVAR,但冒火情况继续恶化,并发出发电机转子一点接地信号.8时42分,运行人员手动断开#3发电机2203主开关,汽机联跳,紧急停炉.fjnFLDa5Zo二碳刷损坏情况停机后检查发现,#3发电机励磁机10组碳刷盒均有不同程度烧损,其中四组已严重烧毁；导电板有轻度烧伤,环氧隔板一侧过热焦糊,滑环有中度电烧伤痕迹,绝缘套边缘轻度烧伤,励磁机挡风环受热变形.tfnNhnE6e5三碳刷烧损地原因分析碳刷烧损是由初期地碳刷打火发展而来地.碳刷打火应有以下几种原因：1.滑环.电刷.刷握及刷架表面脏污；2.刷握边缘卡涩.弹簧压力不匀；3.机组轴系振动较大,带动滑环一起振动.由于以上原因造成一些碳刷接触不良,接触电阻增大,使碳刷间电流地分配不均匀度变大,引起碳刷打火.碳刷打火后开始发热,由于碳刷地负温度效应,碳刷地接触电阻变小,这样,流过该碳刷地电流将增加,则该碳刷愈加发热,直至接触电阻降至饱和最低值,流过地电流至饱和最大值.如此恶性发展,使碳刷持续受热升温.同时,碳刷引线由于流过很大电流,也发热升温,经过一段时间后,温度达到碳刷引线<紫铜）地熔点温度时,碳刷地引线烧断,该组碳刷退出运行.HbmVN777sL当故障极部分碳刷引线烧断或受热变形卡涩退出运行后,正常运行地碳刷将承担全部转子电流而出现过载现象,导致其过热升温,并重复上述碳刷地恶化过程.随着碳刷恶化程度地发展和数量地增加,碳刷打火愈演愈烈,并形成环火,产生很高地热量,直至烧损碳刷各部件.V7l4jRB8Hs四事故责任发电机碳刷打火而发展为碳刷严重烧损,与机组轴系振动较大,碳刷本身结构和质量存在一定问题,如碳刷弹片压力不均等因素有关,同时,暴露出检修人员在发电机碳刷地维护.检查方面还存在一定问题：83lcPA59W91.碳刷各部件表面脏污,清扫不及时；未定期测量碳刷地均流情况,使碳刷平时即使在未打火地情况下,均流情况也不好；mZkklkzaaP2.11月底,#3发电机碳刷曾数次打火,并发生一次引线烧断情况,检修人员虽进行了处理,消除了碳刷打火现象,但碳刷地整体工作状况并未得到根本改变.AVktR43bpw3.检修部电气分部应对此次事件地发生负主要责任.4.发电机碳刷烧损有一个产生.发展和恶化地过程.运行人员未及时检查发现碳刷打火现象,对此次事件地发生负有次要责任.ORjBnOwcEd五防范措施1.运行人员要加强对运行机组地巡回检查,及时发现碳刷打火现象.如发现碳刷打火,除及时通知检修人员外,应尽快戴上绝缘手套,提拉碳刷,以及时消除卡涩.过热及异常振动,恢复碳刷滑动自如.2MiJTy0dTT2.检修人员每天巡视一次,检查刷架结构.滑环与碳刷间隙.碳刷恒压弹簧等应符合要求,及时更换过短.损坏.发热变形地碳刷.gIiSpiue7A3.检修要采取技术措施,采用新工艺研磨碳刷接触面,使新换碳刷接触面与安装位置滑环弧面接触良好.4.检修人员每次停机时,用压缩空气进行吹扫,清除刷架、刷握、滑环等处地积灰和污垢,使碳刷活动自如.5.检修人员每半月测量一次碳刷地均流度和温度,便于发现过热、接触电阻大地碳刷和评价碳刷地均流度.6.在以后地机组大、小修中,对滑环进行抛光处理.7.对发电机碳刷地改造地必要性进一步予已确认.案例4#4主变异常运行事故一事故经过2000年12月20日16时,#4发电机有功负荷297MW,无功负荷170MVAR.运行值班员接班后检查设备发现,#4主变运行声音异常,发出沉闷地“嗡嗡”声,立即通知电气检修并向值长汇报,同时,要求机炉值班员减负荷.16时45分,#4发电机有功负荷减至200MW,无功负荷减至150MVAR.18时40分,值长令准备停机.19时许,#4机6KV厂用电由高厂变倒至#2启备变供电.19时55分,#4发电机有功负荷15MW,无功负荷100MVAR,采用励磁调节器“DC”方式与系统解列,当执行到将#4发电机励磁调节器“AC”切至“DC”方式时,#4发电机“强励动作”信号发出,定子电流突增,最高至13900A,约2秒后恢复正常,当时在#4主变本体处地电气分部主任,听到#4主变声音突然变大,用对讲机联系主控值班员,要求立即将#4发电机解列.20时02分,运行值班员将#4发电机解列.uEh0U1Yfmh二#4主变地检查情况#4发电机停机后,电气分部高试班于12月21日对#4主变绝缘电阻.绕组介质损耗.泄漏电流.绕组直流电阻进行了测试,实验结论：合格.#4主变本体绝缘油色谱实验,总烃较高,为155.2,其它气体含量合格.#4主变套管绝缘油色谱实验结果正常.IAg9qLsgBX经厂部组织有关人员研究决定,将#4主变本体绝缘油抽出,从人孔门进入主变本体内部,进行全面检查.经厂家及我厂有关人员认真细致地检查,发现#4主变本体内部存在如下问题：WwghWvVhPE1.变压器低压侧B相软连接<靠A相侧）对紧固件放电,形成环流,软连接线有烧焦痕迹；2.从变压器低压侧B相人孔门看进去,一工艺镙栓松动,有明显过热痕迹；3.变压器低压侧连接固定镙栓凹凸弹簧垫装反；4.变压器箱顶支撑架固定垫块松动；5.变压器中性点套管绝缘筒松动<其固定镙栓松扣）；6.变压器个别磁屏蔽条松动.三#4主变异常运行原因#4主变装配工艺质量存在一定问题,个别镙栓及紧固件松动,平时运行中就较我厂其他主变声音为大.据了解,12月20日,系统曾进行线路试投操作,并同时发生系统内四台主变压器声音异常地现象.asfpsfpi4k分析认为：由于系统操作产生倍频谐波,当谐波频率与主变固有振荡频率相同时,主变发生共振现象,主变内部某些松动点振动发热,主变本体在振动地同时发出较大声音.ooeyYZTjj1另外,停机时,运行人员在将#4发电机励磁调节器“AC”切至“DC”方式时,出现#4发电机“强励动作”信号发出,定子电流突增地现象,是励磁调节器在切至“DC”方式时,DC单元产生波动,引起励磁增加造成.BkeGuInkxI四应采取地措施1.电气.化学分部继续加强对全厂主变及其它重要变压器地运行监察,坚持每三个月进行一次变压器油气色谱化验分析,坚持按规程要求进行定期实验.检修.PgdO0sRlMo2.电气分部在已对#4主变进行放油做内部检查及处理地基础上,对1—3主变在大.小修中,逐台进行放油做内部检查,发现问题及时消除.3cdXwckm153.电气分部继保班继续查清励磁调节器在切换时引起励磁波动地原因,并予以消除.附：关于#4主变异常运行及检修情况地说明自2000年12月20日#4主变出现异常运行情况并进行检修以后,由于#4主变地总烃不断上升,又分别于2001年1月17日与2001年2月27日进行了停机检修,#4主变地总烃仍呈上升趋势.最后,结合2001年3月13日#4机小修,对#4主变进行了吊罩大修,具体情况分述如下：h8c52WOngM1.#4主变2000年12月20日由于系统线路调试操作,引发变压器声音异常及震动,同时伴随油地总烃升高,为了确保设备地安全,决定对#4主变进行停电检修.经厂家与我们地共同努力,在现有条件下进行了全面检查,发现了一系列明显缺陷,并给予消除.<详情见：#4主变异常运行事故分析会议纪要）v4bdyGious2.2001年1月17日,由于#4主变地总烃不断上升至1100ppm,显示主变内部还存在故障点,因此对主变进行了第二次临检,未发现问题.J0bm4qMpJ93.2001年2月27日,#4主变地总烃又发生明显地上升趋势,又停机对分接开关进行挡位切换.测量,对变压器进行滤油,也没有达到预期效果,总烃依然继续升高.XVauA9grYP4.通过上述几次地消缺检修,#4主变存在地根本缺陷仍未得以消除,结合2001年3月13日#4机小修,决定对#4主变进行吊罩大修以彻底消除此缺陷.bR9C6TJscw经吊罩检查发现油总烃超标地主要原因是变压器低压侧C相铁芯下部夹件上拉杆镙丝松动,局部严重过热,镙帽处产生较多黑色碳化物质.吊罩后发现地故障部位是前几次进入人孔门检查无法到达地位置<由于变压器箱体空间所限,无法检查此处）,只有在吊罩地情况下才能进行检查处理.pN9LBDdtrd#4主变自3月29日投运以来,总烃量合格,还需观察一段时间,予以最终确认.案例5#4机启机过程中汽包水位高锅炉MFT一事件经过.原因2000年10月1日8：21分,#4炉运行中失去火检机组跳闸,于10：19分重新并网.11：22分机组负荷34MW,7只油枪.一台C磨运行,主汽压7.8Mpa,汽包水位79mm,锅炉主给水旁路调节阀在自动位.DJ8T7nHuGT11：22：09秒热工发主蒸汽流量>14%信号,主给水电动门开启,此时由于运行人员在监盘和操作处理时不当,导致汽包水位高,锅炉MFT.QF81D7bvUA二采取地措施1.热工人员在主给水地画面中增加一个主蒸汽流量从1%∽14%地变化值,以便运行人员监视.2.热工分部应按设计要求恢复主给水电动门地中停开关.3.目前情况下,运行人员在14%地负荷附近,主给水阀和旁路阀地切换,尽量采用手动.4.运行专工.热工专工和电气电动头班利用停机机会,对该阀门进行实验,开启时间是否在8分钟左右,否则必须调整,避免次类事件再次发生.4B7a9QFw9h案例6#4机一热工模件保险熔断导致机组跳闸一事故经过：2001年3月28日21点26分,#4机热工DEH 24VDC供电保险模件中一路保险熔断,导致调门位置反馈变为-30%,因指令大于0%,从而使调门瞬间全开,机组负荷上升,主汽压力下降,汽包虚假水位上升,达到高二值,MFT动作.ix6iFA8xoX二事故原因：事故发生后,热工人员对熔断保险所带设备进行短路及接地检查,未发现短路及接地现象,同时空冷系统工作正常.结合以往设备状况,分析是由于调门位反LDT 电气特性较差,特别是在高温下性能不稳定,绝缘性能下降,导致保险熔断.wt6qbkCyDE三采取措施：1、采用每一设备自用一组保险地方式,防止各设备故障时相互影响.2、将重要地同类设备分散到不同组别中,当一组保险熔断时,不至对机组运行造成大地影响.3、目前可根据各设备回路负荷实际容量并与上一级保险相配合地原则,适当增大保险容量,如由0.5A改为1A.4、要采取切实措施,提高各设备元件地运行可靠性,防止各设备元件无故障情况下保险熔断.5、热工分部要做好技术和备品方面地准备工作,尽快予以实施.案例7#4A炉水泵电机轴承烧损事件一事故经过2001年3月25日中班,运行值班员×××根据运行部“#4小修后启动检查”地规定,进行#4炉炉水泵系统地检查.19：30分,检查到#4炉水泵#6滤网前后截门时,用门勾向开方向开门开不动,同时又发现滤网旁路#9门处于关闭状态,便认为出入口门已开,于是在检查卡上打勾.签名完成.Kp5zH46zRk3月26日16：30分,值班人员在注水操作前没有仔细检查阀门状态,便开始注水排空气.3月27日02：40分,换班后地班组未认真复查设备情况就启动了#4A炉水泵.05：30分停止运行.16：00时,××值接班后就地检查发现炉水泵#6滤网前后截门未开,立即全开投入.17：05分,启动#4A炉水泵.18时,4A炉水泵马达腔室温度升至48℃,锅炉降压,重投炉水泵注水.22：50分,#4A泵经多次注水均无效,马达腔室温度偏高,经请示锅炉熄火,炉水泵重新注水排气.Yl4HdOAA613月28日04：30分,启动#4A炉水泵.05：51分,#4A炉水泵跳闸,马达腔室温度48.9℃,过流保护动作.检修检查保护及绝缘正常.10：20分,启动#4A炉水泵,10：40分,#4A炉水泵马达腔室温度升至43℃,且仍上升趋势,就地摸马达下部明显发热,手停该泵运行,失去备用.ch4PJx4BlI二原因分析由于炉水泵采用水浸式电机,线圈冷却散热.轴承润滑冷却全部依赖一次冷却水,因此对一次冷却水地水质.流量.温度都有非常严格地要求.而这次启动中由于#6滤网前后截门及旁路门关闭,使一次水路不通畅,直接影响炉水泵电机地冷却和轴承润滑.另外,也由于滤网地前后截门和旁路门地关闭,形成排气死区,导致注水排气失效,泵体内形成气阻影响散热.两方面地原因导致炉水泵电机和轴承损坏.qd3YfhxCzo三责任分析1、运行当值值班人员×××责任心不强.没有认真执行《运行规程》和“两票三制”,是导致事故发生地主要原因.接班人员执行检查操作敷衍了事.阀门开不动也不试试能否关得动,在阀门状态不能确定地情况下,仅凭开不动和旁路门关就主观臆断前后截门已开.第二天,启动泵之前也未做例行检查,表现出工作不负责地态度,应负此事地主要责任.注水操作前确认设备状态,使注水操作失效,并失去一次挽回事故地机会,相应班组应负一定责任.E836L11DO52、运行部安全、生产管理人员对班组执行规程.制度中出现地问题,没有及时发现.及时纠正,管理上存在漏洞,对此应负管理责任.四防范措施1、组织运行人员认真学习此事故通报,加强责任心.事业心地培养教育,提高运行人员执行两票三制地自觉性.2、运行部要加强班组安全基础管理工作,发现不安全苗头及时予以纠正.结合实际重新审定炉水泵启动操作票,尽快下发监督执行.3、检修人员要保证设备阀门灵活好用,为运行人员操作判断提供。
燃机事故案例汇编
一、事件经过
2007年8月20日，#1机组启动并网后DCS上发“GT NO.3 BLADE PATH TEMP TREND CHANGE LARGE AUTO STOP”机组自动停机；18:00启动带负荷至20MW检查处理，未发现异常；但隐患仍然存在，需要进一步观察。
三、防范措施
1.机组跳闸后，立即启动两台启动炉，一方面向热网系统供蒸汽，使热网系统能够低温运行；另一方面为燃气提供轴封蒸汽，维持凝汽器真空，为燃机的随时启动做准备。
2.将数据发送到三菱公司总部即进行数据分析。3月15日凌晨4时，日方提供初步分析结果，确认燃机本体及燃烧器正常，机组跳闸就是由于空滤器差压大，长负荷时空气量不足造成燃烧不稳，出现燃烧振动。
4.利用小修时间对所有同类电机解体检查，更换轴承，补充油脂。
5.对同类型设备，做好备品备件工作，定期进行更换检修。
6.加强设备管理，认真点检，及时消除缺陷，使备用设备处于良好备用状态。
案例4：空滤压差大致使燃烧器压力波动大停机
一、事件经过
2010年3月14日，#1燃机带供热运行，负荷365MW。9:56:57由于雨雪天气，燃机压气机入口空气滤网差压增大，10:08:07发出“#19燃烧器HH2频段压力波动越限”报警；10:08:108:12发出“燃烧器压力波动大降负荷”信号；10:08:13又发出“#1、#2燃烧器HH2频段压力波动越限”报警；10:08:14因燃烧器压力波动大跳闸保护动作停机。
3.根据三菱公司对燃机跳闸前后运行数据进行的分析，在燃烧器压力波动HH2频段数值出现越限报警时，H1频段数值也出现异常升高。此外，由于该天降雪天气的影响，压气机入口空气滤网差压在原有基础上出现异常增大，最高达到1.6kPa。压气机入口空气滤网差压增大，进入燃机的空气流量减少。在空气流量减少的情况下，燃机运行区域非常接近燃烧器压力波动H1和HH2频段越限报警区域。该台燃机日计划出力曲线于10:00从360MW升到370MW，由AGC自动控制。燃机负荷上升燃料阀打开，此时要求进口空气量同时增大，以满足合适的燃空比；但由于压气机入口空气滤网差压大致使进入燃机的空气流量减少，造成燃烧不稳定，引起燃烧振动。燃烧振动出现后燃机控制系统ACPFM已动作并进行调整。当振动值达到报警值时RUNBACK功能也启动，但是由于振动值升高太快，在调节系统的调节发挥调作用前，燃烧振动达到跳机值，导致燃机因燃烧器压力波动越限跳闸。
9FA燃气轮机压气机叶片断裂典型案例
Failure of 9FA Gas Turbine Compressor – A Unique Experience.9FA燃气轮机压气机叶片断裂-----一个典型案例Dhabol power project of RGPPL, a Joint Venture of NTPC,GAIL & MSEB, consist of 6 numbers of GE make gas turbines and 3 number of GE make steam turbines with module configuration of 2 GT + 1 ST. Hence, there are 3 module and known as block -I, block -II and block -III.RGPPL电厂,印度国家电力集团的合资企业,有GE制造的6台燃机和3台汽机,采用2拖1的模式,三台机组分别称为I、II、III机组。
Though there are 6 numbers of GE make gas turbines but all 6 gas turbines are not identical so far the capacity, TIT and heat rate are concerned. As per the data available at site and Tractable (Consultant to Indian lenders) report, the gas turbine of block -I is suppose to be PG 9331 and gas turbine of block -II and block-III are PG 9351 version. As per GE technical literature PG 9331 is known as 9FA+ and PG 9351 is known as 9FA+e model. From the technical literature available in internet, the technical specifications of 9FA+ & 9FA+e are as follows:尽管有6台GE公司的燃机，但是到目前为止6台燃机的容量、透平入口温度、机组效率等不一致，根据机组收集的有用数据和印度的相关报告，I机组的燃机型号为PG9331，II、III机组的燃机型号为PG 9351。
全国20起汽机典型事故汇编
全国20起典型汽机事故汇编作者：佚名文章来源：本站原创点击数：2324 更新时间：2006-4-29一、发电厂86年3号汽轮发电机组烧瓦事故（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××关闭调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。
案例分析09.2
引 言
随着城镇居民生活水平的不断提高，燃气因 具有快捷、方便的优点，被广泛运用于各领域， 并逐渐走进百姓家庭。但是，由于违章操作、违 章施工及用户对正确使用知识的匮乏和燃气用具 市场的混乱，也导致一幕幕由燃气所引发的悲剧 在不断上演。之所以把大家聚集到这里分析学习 典型事故案例，是为了时刻为我们今后的安全言 行和行为敲响警钟。避免发生类似的错误。
案例七：胶州常乐花园住户燃气爆炸事故
一、事故名称：胶州市常乐花园11#-西2单元4楼西户燃气爆炸。 二、事故经过： 2009年1月14日9：30分左右公司接到群众报警：常乐花园用户家中发生爆 炸，问明情况后立即由总经理带队组织相关人员赶赴现场，启动预案。 事故直观：11#-西2单元4楼西户厨房及南阳台墙体炸掉，11#楼及北楼（9 号）、西侧楼房（10号）多数玻璃被震碎，相邻门头房部分玻璃震碎。 三、事故伤亡情况： 一死（该女于当日下午在胶州市医院死亡），八个轻伤（其中有四人于当 日下午出院）。 四、事故损失估计 暂无统计数字，需要当地政府部门确认。 五、事故调查 14日下午，当地建设局请青岛市燃管处有关专家到现场进行现场鉴定，并 调阅了燃气公司安检等资料，初步排除燃气公司责任。15日当地政府应急管理 办公室邀请山东省专家组再次进行了现场鉴定，鉴定结论：一、现场厨房内燃 气支管表后胶管末端是人为割断，未连接任何燃气用具，且表前阀和灶前阀均 处于开启状态。据此初步判定，该事故是由于燃气非正常泄出达到爆炸极限遇 点火源发生爆炸。二、从现场情况判断，该事故的引爆位置位于客厅内，引爆 燃气的点火源与多种因素有关。
案例六：火灾事故
电线缠绕燃气线、短路击穿成火灾（该清理的赶快清理） 变思想观念，从“要我安全”向“我要安全”的观念转变，提高用户自我 防范的安全意识。 2002年4月5日7时55分，廊坊市广阳道燕青老年公寓食堂户内表后管 被缠绕在管道上的电线因短路击穿，形成0.4厘米左右的圆形孔，并着火， 经采取紧急措施没有造成事故蔓延。 经现场勘察，造成事故的主要原因为：蒸车电线搭绕在燃气管道上， 因电线短路导致电流将燃气管道击穿。 分析讲评 此事因燕青老年公寓食堂违反燃气安全使用规定，搭绕在燃气管道上 的电线老化短路导致事故的发生. (1)运营部在对商业用户的安全检查时所发现的隐患要及时清除，避免因 隐患处理不及时导致事故的发生。 (2)加强对燃气用户的安全宣教工作，引导用户转变思想观念，从“要我 安全”向“我要安全”的观念转变，提高用户自我防范的安全意识。
超临界机组事故案例汇编(28个).
超临界机组事故案例（28个）2012/6/14一、07年8.1日#1 机组事故跳机现象及处理经过一、事故前运行状况运行一值白班，时间：2007 年08 月01 日9 时39 分，#1 机组485MW，A、B、D、E、F 五台磨煤机运行，总煤量215T/H，A、B 引送风机运行，送风手动，引风自动，A、B 一次风机自动投入，A、B 汽泵自动运行，A、B 循环水泵运行，机组控制方式为CCS；6KV 厂用电分别由A、B 高厂变接带，厂用电快切正常投入。
二、事故现象：9：39：21 定期工作试启动#1 机电泵，机、炉、电光字牌报警，机组负荷到零，检查#1 发电机出口5012、5013 开关已跳闸，机、炉联锁跳闸正常，6KV1A、1B、1C 段快切正常，但6KV 1C 段切换后造成备用电源进线开关“过流、低电压”保护动作造成6KV1C 段失电，A、B、C 三台空压机全部跳闸，仪用气压力由0.712MPa下降至最低0.389MPa.就地检查发变组保护为C 屏B 高厂变A 相差动保护动作。
三、事故处理过程：1. 9：51：44 将6KV1C 段备用进线开关6161B 开关合闸，09：55 恢复公用PCA 及公用MCCA、B 段电源，启动A、B、C 空压机。
2. 10：51#1 炉MFT 复位，10：55 启动B 磨煤机，10：56 因启动分离器至大气扩容器左侧3A 阀电动门开不了造成分离器水位达13.2M 引起MFT 动作，联系九江维护处理同时派人就地将其摇开。
3. 11：28#1 机汽机转速到零，投入大机盘车。
4. 因两台密封风机入口滤网堵，暂停启炉。
11：55 将A 密封风机入口滤网拆除。
5. 12：08 启动B 磨煤机锅炉点火成功，12：24 启动A 磨煤机，12：41 主汽压7.19MPa，主汽温482 度，再热汽压0.29MPA，再热汽温476 度，汽机挂闸开始冲转，就地检查盘车未脱扣，手动打闸将盘车脱扣后重新挂闸继续升速，13：09 大机定速3000RPM， 13：22#1 发电机并网；13：47 将厂用电切换至本机高厂变接带。
9FA燃气轮机压气机叶片断裂典型案例
9FA燃气轮机压气机叶片断裂典型案例燃气轮机是一种常见的发电设备，通过燃料的燃烧产生高温高压气体驱动轮机运转，同时高速旋转的轴将机械能转化为电能。
在燃气轮机中，压气机是一个至关重要的部件，它负责将空气压缩后送入燃烧室进行燃烧，因此压气机的稳定运行对整个燃气轮机的正常运转非常重要。
然而，在使用燃气轮机的过程中，压气机叶片断裂的案例时有发生。
叶片断裂会导致压气机的有效工作能力下降，进而影响整个燃气轮机的工作效率和可靠性，甚至引发严重的事故。
一个典型的压气机叶片断裂案例是发生在一台9FA燃气轮机中。
这台燃气轮机是一种大型的工业燃气轮机，通常用于发电站的发电设备。
在此案例中，压气机叶片断裂的原因是由于工作温度和振动过大导致材料疲劳损伤。
首先，这台燃气轮机工作温度较高，达到了上千摄氏度。
叶片作为对空气进行压缩的关键部件，会承受巨大的热负荷。
长期以来，高温会导致叶片材料的结构变化，包括晶界的扩散、晶粒的长大和内部应力的积累。
这些因素都会导致材料的强度和韧性下降，增加了叶片在高温环境下断裂的风险。
其次，燃气轮机的工作过程中振动也会对叶片产生影响。
在运转过程中，由于叶片本身的几何不规则性和受力不均匀性，会引起不同频率的振动。
振动会导致叶片受到颠簸和冲击，增加了叶片的疲劳损伤，从而引发叶片断裂。
为了避免叶片断裂，必须采取一系列的预防措施。
首先，可以通过材料的改进来提高叶片的耐温性能。
研发出抗高温的合金材料，能够在高温环境下保持较好的强度和韧性，减少受热状态下的材料疲劳损伤。
其次，可以通过改变叶片的结构设计和工艺制造来减小叶片的振动。
优化叶片的形状和几何结构，使之更加规则和对称，减少不均匀受力和振动的发生。
此外，定期的检修和维护也是避免叶片断裂的重要措施。
定期对燃气轮机进行检查和维护，包括对叶片的检测和修复。
通过检测叶片的疲劳损伤情况，及时修复受损的叶片，避免其断裂导致更大的安全隐患。
总结起来，9FA燃气轮机压气机叶片断裂是一个典型的案例。
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燃气—蒸汽联合循环机组安全生产典型事件汇编中国大唐集团公司安全生产部二O一二年十二月前言天然气发电作为优质、高效的清洁能源，对于改善能源结构、保护环境、提高能源利用效率具有重要作用。
2003年国家首次打捆招标引进了23台F型重型燃机，到2011年底国内天然气发电装机达到了3265万千瓦，占总装机容量的3.09%。
预计2015年国内天然气消费量将达2300亿立方米，发电用天然气可满足7000万千瓦机组，给天然气发电建设带来前所未有的机遇。
“前事不忘，后事之师”，为推动集团公司天然气发电安全发展，从源头消除影响机组运行的各类隐患，指导“优化设计、提高效率、降低造价”、“优化运行、确保安全、降本增效”专项活动的深入开展，保证机组“即投产、即稳定、即盈利、即达设计值”，集团公司收集、整理了全国E型、F型各类在役燃气蒸汽联合循环机组投运以来发生的安全生产典型事件，汇编成册。
本汇编共收集了典型事件73个，其中燃机系统引起的故障停机29例，占比最大为39.7%；天然气调压站系统引起的故障停机13例、发电机及电源系统引起的故障停机12例、汽机系统引起的故障停机8例、余热锅炉系统引起的故障停机6例、其他因公用系统、热工等缺陷引起的机组故障4次、人身伤亡事故1次。
本汇编为内部资料，供学习参考。
浙江大唐国际绍兴江滨热电有限责任公司为本汇编做了大量工作，在此表示感谢。
本汇编在燃气发电尚属首次，不妥之处，敬请批评指正。
目录第一篇燃机系统（一） 9F燃机典型事件 (5)案例1：叶片通道温差大自动停机 (5)案例2：叶片通道温度趋势变化大自动停机 (5)案例3：电机风机故障停机 (6)案例4：空滤压差大致使燃烧器压力波动大停机 (7)案例5：伺服阀故障处理不当燃烧器压力波动大跳机 (10)案例6：人为误动停机 (12)案例7：燃机燃烧不稳停机.............................. 错误！未定义书签。
案例8：伺服阀故障停机 (13)案例9：天然气泄漏停机 (18)案例10：机组提前进入BPT温控 (20)案例11：机组调压段SSV阀故障关闭 (21)案例12：主燃料流量控制阀前后压差频繁波动 (21)案例13：机组轴承振动大 (22)案例14：进口导叶IGV和旁路阀控制偏差大 (20)案例15：机组停机过程模式切换时分散度大跳闸 (20)案例16：机组启动过程因天然汽温度低负荷迫降 (21)案例17：压气机损坏事故 (21)（二） 9E燃机典型事件 (23)案例18：模式切换时振动大燃机停运 (23)案例19：燃机振动高跳机事故 (24)案例20：燃机压力低丢失火焰跳机跳机 (25)案例21：发电机故障停机 (26)案例22：卡件损坏自动停机 (28)案例23：电机故障停机 (28)案例24：排气分散度高跳机 (30)案例25：燃机进口导叶IGV故障 (30)案例26：检修维护不到位，运行中因异常二次停机 (32)案例27：燃烧模式由贫贫模式向预混模式切换失败，进入扩展贫贫模式 (34)案例28：燃机在满负荷预混模式下运行时一区回火，造成燃烧模式保护切换.. 34 案例29：火焰筒烧损事故 (35)第二篇汽机系统案例30：低压排汽温度高停机 (38)案例31：中压主汽门泄漏停机 (39)案例32：低压与中压排汽温差大保护停机 (40)案例33：汽轮机振动测量卡件故障停机 (41)案例34：高压旁路阀卡涩故障 (43)案例35：中压旁路阀动作异常 (44)案例36：控制油泵电流异常 (45)案例37：顶轴油管接头漏油故障 (45)第三篇发电机及电源系统案例38：中性点电流畸变跳机 (46)案例39：发电机励磁系统故障#2、3机停运 (47)案例40：燃机380V电源MCC段失电，事故油压低跳机 (47)案例41：继保动作停运 (49)案例42：主变差动保护误动停运 (54)案例43：电机风机叶片损坏 (56)案例44：燃机励磁碳刷故障 (57)案例45：厂高变压力释放保护动作 (61)案例46：柴油发电机蓄电池老化 (62)案例47：自动电压控制AVC装置故障 (62)案例48：励磁开关远方无法合闸故障 (62)案例49：定子接地跳机故障 (63)第四篇余热锅炉系统案例50：高压汽包水位低保护动作停机 (64)案例51：水位保护动作停运 (66)案例52：高压汽包水位低跳闸 (67)案例53：高压过热器连接管泄漏 (68)案例54：高压给水主调节阀故障 (69)案例55：再热器膨胀节处保温冒烟着火 (71)第五篇天然气增压机系统案例56：增压站#1高压变端子箱进雨水，重瓦斯保护，停机 (72)案例57：变频器故障快速停机 (73)案例58：燃机燃料供应压力低保护动作停机 (73)案例59：供气压力低跳闸保护动作停机 (74)案例60：增压机入口管线气动阀跳闸停运 (75)案例61：天然气品质不合格跳机 (76)案例62：温度卡件故障造成增压机跳闸停机 (77)案例63：控制卡件故障致使增压机跳闸 (77)案例64：仪用空气压力低造成增压机跳闸停机 (78)案例65：控制卡件故障造成增压机跳闸停机 (79)案例66：热控卡件故障增压机跳闸停机 (81)案例67：增压机出口天然气温度测点故障停机 (82)案例68：增压机喘振跳闸燃机停运 (84)第六篇公用系统案例69：雷雨天气导致线路和辅机运行异常 (86)第七篇热工控制案例70：下载数据时热控模块故障 (87)案例71：VPRO控制卡件故障跳闸 (88)案例72：DCS系统通讯故障 (88)第八篇人身伤亡事故案例73：燃气调压站控制室发生气体爆炸 (91)第一篇燃机系统（一） 9F燃机典型事件案例1：叶片通道温差大自动停机一、事件经过2006年8月3日，#1燃机按中调令于8:12启动，8:24点火，8:45并网；8:49负荷升至50MW时#7叶片通道温度与平均值偏差达到26.44℃，超过设计值25℃，时间超过30秒，触发“BPT温度偏差大”，机组自动停机。
二、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。
三、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：叶片通道温度趋势变化大自动停机一、事件经过2007年8月20日，#1机组启动并网后DCS上发“GT NO.3 BLADE PATH TEMP TREND CHANGE LARGE AUTO STOP”机组自动停机；18:00启动带负荷至20MW检查处理，未发现异常；但隐患仍然存在，需要进一步观察。
2008年6月28日，DCS上出现#2机组“GT No.9 BLADE PATH TEMP TREND CHANGE LARGE AUTO STOP”报警，机组自动停机，当时负荷52MW。
二、原因分析这两次事件均在并网之后不久发生，三菱公司分析认为是由于并网时机组初始负荷太高所致。
三、防范措施出现这种情况，运行人员一般无法处理。
三菱公司分析认为，一般要求并网后，等待机组控制模式CSO由“GOVERNOR”切换至“LOAD LIMIT”，并且机组并网初始负荷降低至约20MW之后，再投入ALR ON，自动升负荷。
案例3：电机风机故障停机处理一、事件经过2010年1月23日，机组二拖一运行，AGC投入，总负荷650MW；#1、2燃机负荷均为230MW，汽机负荷190MW，供热量1200GJ/h。
14:00监盘人员发现#1燃机MARK Ⅵ界面发报警（排气框架风机风压低），“EXH FRAME OR #2 BRG COOLING TRBL-UNLOAD （排气框架或#2轴承区冷却风机故障）”，立即派人至就地检查该风机并点击MARK Ⅵ风机界面“#2 LEAD”和主复位按钮，该风机仍无法启动。
14:01分#1燃机开始自动减负荷，运行人员手动退出AGC，降低热网负荷，机组维持低负荷运行。
15:06负荷下降至3MW，调度通知停机，15:09分#1燃机停机。
二、原因分析检查发现#1燃机88TK-2风机电机停运，开关就地报“接地保护”动作。
将电机本体动力电缆接线拆开后，测量电机本体绝缘，三相对地为0.1兆欧，手动盘电机风扇可以盘动。
拆出风机后，风机叶轮本体扇叶端部有不规则坑状损坏，电机本体驱动端轴承小盖及挡油环明显过热且有缺损。
风机叶轮拆下后发现电机本体驱动端轴承小盖及挡油环处明显损坏，将挡油环及甩油环拆下后，发现轴承保持架粉碎，滚珠过热变形，轴承外环与电机大盖之间有摩擦，轴承内挡油环与转子轴明显摩擦，转子轴被内挡油环啃出环状沟道。
电机非驱动端未见任何异常。
将转子抽出发现定子端部有短路放电痕迹，端部线圈过热痕迹，定子铁芯有轻微扫膛现象，电机非驱动端定子端部未见任何异常。
如图所示：图1 轴承小盖及挡油环明显过热且有缺损图2 轴承保持架粉碎图3 转子轴被内挡油环啃出环状沟道图4 定子端部有短路放电痕迹，伴有轻微扫膛现象从故障现象看，电机驱动端轴承因长期处于高温下工作，导致轴承油脂乳化后流失，轴承处于干涩状态下运行；因摩擦逐渐导致轴承区域明显过热，引发定子端部区域过热，绝缘老化降低，最终定子绕组匝间短路产生高温烧烧损；缺润滑脂是本次故障的直接原因。
三、防范措施1.加强设备缺陷管理，对失去备用的运行设备制定防范措施，加强检查，同时尽快修复被用设备，保证设备安全稳定运行。
2.改造88TK-2风机电机，将加、排油孔引至电机外侧，加装轴承测温元件，上传到集控室监视。
3.对同类型电机，同安装形式电机进行普查，确认设备健康水平，对不能满足运行要求的电机安排检修。
4.利用小修时间对所有同类电机解体检查，更换轴承，补充油脂。
5.对同类型设备，做好备品备件工作，定期进行更换检修。
6.加强设备管理，认真点检，及时消除缺陷，使备用设备处于良好备用状态。
案例4：空滤压差大致使燃烧器压力波动大停机一、事件经过2010年3月14日，#1燃机带供热运行，负荷365MW。
9:56:57由于雨雪天气，燃机压气机入口空气滤网差压增大，10:08:07发出“#19燃烧器HH2频段压力波动越限”报警；10:08:11发出“#3、#18燃烧器HH2频段加速度越限”报警；10:08:12发出“燃烧器压力波动大降负荷”信号；10:08:13又发出“#1、#2燃烧器HH2频段压力波动越限”报警；10:08:14因燃烧器压力波动大跳闸保护动作停机。