火力发电设备隐患排查治理手册

序号设备单元防止存在的隐患检查项目
1.1汽轮机超速1、调速系统存在缺陷
2、汽轮机超速保护装置不
当
3、运行中调整不当
1、蒸汽品质不好，主汽门、调速汽门，抽
汽逆止门卡涩。

2、汽封汽漏汽过大造成油中进水，引起调
速和保护套卡涩
3、抗燃油不合格引起伺服阀故障
4、自动主汽门和调速汽门严密性不合格
5、调速系统迟缓率过大或部件卡涩
6、高排逆止门未关严
7、危急保安器遮断油门卡涩
8、定期活动试验未按要求进行
9、运行中未定期进行喷油试验
10、惰走时间超设计值
11、启停机高低旁投入未按规程进行
12、转速探头故障、功率显示错误造成带负
荷解列发电机
13、调速系统调整不当，如同步器调整范围
、配汽机构膨胀间隙不符合要求等
14、危急保安器不动作或动作转速过高，如
飞锤或飞环导杆卡涩，弹簧在受力后产生过
大的径变形，以至与孔壁产生摩擦等，致使
危急保安器不动作或动作过迟
15、超速试验转速不稳，升速率过大
16、同步器调整超过了规定，不但会使机组
甩负荷后飞升速度升高，还会使调速部套失
去脉冲，造成卡涩
1.2汽轮机轴系断
裂
1、机组振动保护未投入，
振动大未及时停机
2、机组长期调峰、起停频
繁
3、未按规定进行机组超速
试验
4、发电机非同期并网
1、蒸汽品质不合格，引起转子叶片积盐腐
蚀
2、转子出厂前存在缺陷
3、叶片材质设计裕度较低
4、检修后汽缸内遗留工器具等异物
5、检修中动静间隙过少
6、新更换叶片存在安装质量问题，存在松
动、共振等可能性
7、未按规程要求控制启、停机及升降负荷
的温度及速率等
8、汽轮机膨胀不均，引起碰磨
9、机组长期负荷运行时，蒸汽温度和压力
控制不当，低压叶片冲蚀严重断裂
10、更换新形式汽封结构不合理，运行中掉
落引起碰磨。

11、汽缸漏汽造成缸体变形，引起碰磨
12、汽机隔板变形量超标
13、检修中联轴器螺栓紧力不够、无防松垫
片等引起振动大等
第一部分
1.主机及油系统
1.3汽轮机转子大
轴弯曲
1、汽轮机动静间隙
2、快速停机
3、汽轮机进水
1、检修中通流间隙过小超标
2、投入快冷装置停机，操作不当，进入汽
缸内气体温度过低
3、停机后过早揭缸，动静部件冷却过快引
起变形，大轴弯曲等
4、未按规程操作启停机，汽温短时间变化
较大
5、汽轮机进汽管道及各抽汽管道疏放水阀
门损坏或有异物，导致不能疏水，引起汽轮
机进水
1.4汽轮机断油烧
瓦
1、油系统大量泄漏
2、轴瓦供油管道或轴瓦进
油口堵塞
3、主油泵损坏，轴瓦供油
中断
1、油系统阀门存在垂直安装，可能因阀门
门芯掉落堵塞供油系统
2、切换阀阀芯的传动及连接部分的紧固件
、开口销、止转销等损坏造成阀芯脱落，引
起系统断油
3、切换阀阀蝶与阀座密封面采用软密封材
料老化、腐蚀、松动、脱落，引起大量跑油
4、全厂停电后直流油泵不工作，造成轴瓦
供油中断
5、交、直流润滑油泵因无排气管启动后不
打油
6、交、直流润滑油泵出口逆止门卡涩造成
供油中断
7、润滑油压低联锁保护装置未正常投入
8、直流润滑油泵的电压不够，引起油压低
供油中断。

1.5油系统泄漏着
火
1、汽轮机油系统的阀门、
法兰、活接、锁母、丝堵
等松动泄漏
2、油系统管道与管道或管
道与支吊架等长期碰磨引
起管道破损漏油，周围存
在高温物体引起着火
1、油系统管道材质使用错误，造成腐蚀泄
漏
2、油系统法兰及阀门阀盖等使用不耐油垫
片或O型圈引起泄漏。

3、油系统周围存在有高温物体，未进行严
密隔离。

4、油系统管道长期震动，造成焊口开裂泄
漏
5、油系统运行中检修措施不彻底引起跑油
1.6发电机氢气漏
氢及爆炸
1、发电机本体存在漏点
2、密封油系统非正常运行
1、密封瓦检修中间隙超标
2、发电机端盖及人孔盖不严密
3、密封油浮子油箱浮球阀故障，大量跑氢
4、密封油氢油压差阀故障，油压偏低后氢
气大量泄漏
5、密封油真空油箱浮球阀卡涩，密封油供
油中断，氢气大量泄漏
1.7
发电机氢气纯
度降低
1、有空气进入氢气系统
2、补氢系统氢纯度不合格
1、密封油差压阀、平衡阀及相关表计故障
导致空氢侧回油混合后氢气纯度下降
2、真空油箱浮子阀故障引起
3、密封瓦间隙超标
4、密封油排烟风机出力不足
5、制氢站氢气品质不合格
1.8
汽轮机动叶、
隔板损坏
1、汽轮机隔板变形，引起
隔板损坏
2、汽轮机动静间隙不符合
标准
3、汽轮机隔板焊缝焊接不
合格
1、汽轮机隔板运行期间隔板前后压差大，
引起隔板变形，隔板一个大修期5-6年内正
常的变形量一般不应超过0.5mm。

如果变形
量发展速率、趋势异常，或者预计累积变形
量超过额定通流间隙的三分之一数值的，必
须进行隔板更换。

2、根据以往历史变化趋势，如果某级隔板
轴向间隙变小或者累计处理的变形量超过
1mm以上的，应重点关注。

3、检修期间隔板焊缝等金属检查，，检修
中要利用相控阵（超声波）等探伤手段对主
焊缝的内部是否存在有裂纹等缺陷情况进行
检查。

4、基建或检修期间机组内存有遗留异物
1.9汽轮机振动超
标
1、轴瓦检修、安装工艺不
符合标准
2、轴系中心不符合标准
1、轴瓦顶部间隙超标
2、轴瓦紧力不符合标准
3、轴系中心不符合标准
4、轴瓦垫铁接触不良
5、轴瓦钨金损坏（钨金脱胎、钨金检修工
艺不良等）
6、轴瓦顶轴油、润滑油系统异常
7、导致轴瓦与瓦枕接触面发生电流腐蚀，
特别是上瓦瓦枕受轴电流腐蚀情况较严重，
轴电流腐蚀严重影响瓦枕的接触情况
8、汽封间隙调整不符合标准
1.10汽轮机高温高
压区螺栓等部
件损伤、断裂
1、汽轮机高温高压区螺栓
硬度超标、金属性能不符
合标准
2、检修、安装工艺不符合
标准
3、螺栓选材不符合标准
1、螺栓硬度超标，标准参照DL_T_439-2006
2、螺栓表面存在缺陷
3、螺栓更换后材质选择不符合标准
4、螺栓检修工艺不当，冷紧力矩热紧弧长
不符合标准
5、需热紧螺栓加热方法不符合标准
1.11汽缸中分面及
级间不正常漏
汽
1、汽缸、隔板中分面存在
间隙或内张口
2、中分面螺栓紧固不符合
标准
3、隔板、汽缸中分面存在
裂纹
1、机组检修期间汽缸、隔板中分面存在局
部贯穿间隙或内张口，未及时消除
2、汽缸、隔板中分面螺栓紧固不符合标
准，螺栓紧力不足、失效等
3、汽缸、隔板中分面存有裂纹未及时处理
4、汽封选型不合理。

未根据不同的级间焓
将合理选择汽封形式，造成汽封失效引起级
间不合理漏汽
1.12EH油系统故障1、EH油管道断裂
2、主汽门、调速汽门伺服
阀故障
3、EH油质恶化
1、EH有管道振动情况，EH油系统管道管卡
及管道支吊架布置情况
2、EH油系统管道焊缝金属检验不符合标
准，未100%焊缝金属检验
3、EH油油质监测，确保油质各项指标符合
标准
4、EH油系统密封件选材不符合标准。

5、EH油系统蓄能器腐蚀、老化情况检查是
否符合标准
6、EH油系统活接头密封件材料选择，密封
面密封情况检查
1.13汽门门杆断裂1、机组的多次打闸，阀杆
断口位置出现疲劳应力，
从而发生阀杆断裂
2、汽门安装工艺不良
1、汽门检修后行程不符合标准
2、汽门弹簧伸缩量与汽门行程配合不正确
3、汽门门杆金属检验不符合标准
4、汽门门杆定位销销孔过大，门杆强度降
低
5、门杆与密封套筒间隙不符合标准
2.辅机系统
2.1机组真空低于
设计值
1、凝汽器汽侧存在泄漏点
2、真空泵系统存在缺陷
3、冷却水量偏低或温度偏
高
1、凝汽器喉部膨胀节存在破损，引起漏真
空
2、凝汽器冷却管束泄漏，引起汽侧真空降
低
3、大、小机轴封间隙值偏大，轴封压力未
调整或不能调整导致真空系统泄漏
4、海水流量低或温度高；循环水泵出力低
或两级三泵联络门内漏，流量下降引起真空
下降
5、水塔填料结垢严重，配水管道泄漏、配
水不均等导致循环水温度偏高
6、真空本冷却器脏污、盘根泄漏量大、真
空泵装配间隙偏大等缺陷引起真空泵效率下
降
7、二次滤网不能正常投运、凝汽器水室杂
物多堵塞凝汽器。

8、胶球系统投运率及收球率低引起凝汽器
冷却水管结垢，凝汽器效率降低引起真空降
低
9、循环水水质出现问题，导致凝汽器管束
严重结垢，影响换热引起真空降低
2.2加热器端差超
标
1、加热器疏水温度变化
2、加热器出水温服变化
3、加热器效率下降
1、加热器液位标定错误，导致实际液位过
高或过低，引起端差变化
2、加热器水侧结垢、加热器堵管率超设计
余量、加热器效率降低
3、加热器进出水隔板泄漏，导致出水温度
偏高
4、加热器汽侧隔板泄漏导致疏水被加热
5、加热器投运未按照规程投入，导致加热
器泄漏
6、加热器水侧、汽侧存在空气积聚使传热
2.3压力容器故障
频繁
1、压力容器管理未专业化
管理
2、压力容器管理管理制度
缺失
1、除氧器和高、低压加热器必须列入重大
危险源管理并有相应的管理制度
2、安全阀要有定期检验记录
3、要有金属检验管理制度并有检验记录
4、压力容器必须有劳动局颁发的合格证，
且未超期
2.4水淹泵房1、循环水管道填函、阀门
法兰大量泄漏
2、汛期暴雨、排水泵故障
1、循环水管道填函漏水
2、排污泵自动启动附件损坏，如：浮漂断
裂、触点脏污湿冷等
3、排污泵未进行定期试运，引起排水不及
时
4、排污泵配置数量较少，不能快速排水
5、排污泵电源异常，不能启动
2.5凝结水溶氧超
标
1、有过量空气溶解入凝结
水中
2、凝结水中溶解氧不能有
效分离
1、真空系统严密性不合格，造成凝结水溶
解过多氧气
2、凝汽器热井中的除氧装置大量损坏，导
致溶解氧不能析出
3、凝汽器热井水位过高影响到淋水盘的除
氧效果
4、空冷机组凝结水回水喷嘴堵塞影响凝结
水溶解氧析出
5、凝结水补水喷头堵塞，增加凝结水内溶
氧
2.6给水流量偏低1、给水泵本身出力不足
2、系统大量泄漏
1、给水泵运行中振动大，可能存在叶轮、
或平衡鼓损坏引起流量低
2、给水泵平衡管泄漏
3、给水再循环阀门内漏严重，导致给水泵
显示出力不足
4、给水系统管道进入异物堵塞，如：树脂
或滤网
2.7给水泵故障1、给水泵停运期间卡涩
2、驱动小汽轮机或电机故
障
3、给水泵本身缺陷
1、给水泵停备过程中不允许盘车
2、给水泵驱动小汽轮机振动大跳闸
3、给水泵电机电机过热停运
4、给水泵驱动小汽轮机润滑油泵切换时造
成油压低跳闸
5、给水泵驱动小汽轮机润滑油切换阀未注
油切换导致油压低跳闸
6、给水泵驱动小汽轮机油系统油脂不合格
引起调速系统故障跳闸
7、给水泵驱动液力偶合器勺管控制故障，
引起给水泵跳闸
8、给水泵轴承温度增高
9、给水泵轴瓦振动增大
10、给水泵出口逆止门卡涩，导致流量突降
11、给水泵机械密封泄漏
12、给水泵平衡管法兰或压力、温度表管泄
漏
2.8发电机定子冷
却水系统工作
异常
1、定冷水系统阀门、冷却
器等内、外漏
2、定冷水补排水系统故障
3、定冷水泵跳闸
1、定冷水系统密封件严禁涂抹密封胶等。

2、定冷水密封件严禁采用石棉纸等易脱落
、已破损的材料
3、定冷水系统阀门、冷却器内、外漏
4、定冷水泵出口阀门布置不符合标准
5、定冷水系统放气门设置符合标准
6、定冷水泵电气、控制部分安全可靠
2.9高低压旁路系
统内、外漏及
控制系统故障
1、高低压旁路阀误开
2、高低压旁路阀内、外漏
1、高低压旁路后蒸汽管路冷源冲击（关闭
不严时喷水减温）发生晃动，可能导致高压
旁路门气源管路断裂，导致阀门全开
2、阀门若水平布置，长时间运行后执行器
及阀门机制部分自重有可能导致阀杆弯曲
3、阀门回装精度不够，阀盖与阀座之间螺
栓紧力不一致，导致阀芯与阀座垂直度偏差
大
4、管道清洁不够，管道内部杂质随蒸汽进
入阀门腔室，阀门关闭时造成阀芯、阀座密
封面损伤
5、盘根选型、材质不符合标准
6、阀门存在局部隐患，阀杆与填料室、填
料压盖间隙大。

2.10承压设备超压1、压力容器安全阀工作异
常
2、压力容器金属检验不符
合标准
1、各种压力容器安全阀未进行定期检验
2、运行中压力容器其安全附件（如安全阀
、排污阀、连锁、自动装置）处于非正常工
作状态
3、压力容器内部有压力是、严禁进行任何
修理或紧固工作
4、压力容器耐压试验参考《固定式压力容
器安全技术监察规程》
5、除氧器和其他压力容器安全阀的总排放
能力，满足最大进汽工况下不超压
6、压力容器焊缝等定期进行金属检验
2.11
氨站设备故
障，液氨泄漏
事故
1、氨站管理制度不完善
2、氨站防护措施不完善
1、液氨储罐意外受热或罐体温度过高导致
压力超压
2、氨站喷淋装置运行情况，氨站泄漏自动
喷淋装置不能自动启动
3、未严格执行防雷电、防静电措施，未设
置符合规定的避雷装置，管道、法兰等应设
有防静电接地措施
4、氨站未建立安全管理制度
5、氨站卸氨装置应采用金属万向管道冲装
系统，严禁采用软管卸氨
2.12加强废水处理
、防止超标排
放事故
1、废水未集中处理，超标
排放
2、废水处理设备未制
定严格的运行维护和检修
制度
1、电厂内部应做到废水集中处理，正常工
况下，禁止废水外排，同时安装废水自动监
控设施
2、废水处理设备的维护、管理制度不完
善，废水处理设备运转不正常
3、锅炉化学清洗时，未制定废水处理方案
3.机外管系统
3.1主、再热、疏
水蒸汽管道爆
破
1、管道热应力开裂
2、疲劳开裂
3、腐蚀泄漏
4、磨损泄漏
5、焊接缺陷引起的泄漏
1、高中压导汽管法兰垫片材质使用错误，
厚度和紧力未达标准，启停是管道喘振导致
泄漏
2、中压联通管壁厚减薄、焊缝开裂等引起
泄漏 3、各疏放水管及排汽管的管座焊缝
开裂、内壁冲刷及外表腐蚀等引起泄漏
4、主再热蒸汽管道疏水门
内漏造成发后管道、弯头因磨损壁厚减薄泄
漏 5、机炉外管支吊
架存在歪斜、支撑存在缝隙，支架与管道焊
接导致膨胀、磨损引起的泄漏
6、大小修期间所有改造、更换的机炉外管
未100%金属检验，造成因焊接质量出现的泄
漏
7、机外管存在汽液两相流，阀门后弯头壁
4.1高温伤害高温汽水管道及附属部件
无保温或泄漏造成的烫伤
1、主再热蒸汽、主给水等高温管道、弯头
及相应附属放空气管、放水管、压力表、温
度表、取样管等管座泄漏烫伤
2、主再热蒸汽、主给水等高温系统、高低
加、除氧器等压力容器检修期间隔离措施不
到位，导致检修中泄漏烫伤
3、高温管道设备保温不完整、人员在巡检
或点检中可能造成烫伤
4.2高空落物伤害自然或不当操作造成高空
物体坠落
1、厂房外护板、屋外屋顶的杂物、冬季的
冰凌等落物可人员伤害
2、高处进行检修作业中未带工器具袋、场
地防落物措施未完备、检修中产生的备件及
附件未固定及保管妥当造成落物
3、各种起吊设备起吊重物时，捆绑不规范
、钢丝绳断裂等原因重物掉落
4.3高空坠落伤害高处作业中因防范措施不
当造成人员坠落
1、高处作业中的安全措施未做到位，如：
脚手架不合格，安全带未系、安全带不合格
、保护绳断裂等
2、井坑孔洞的防护措施不到位，人员误入
可能造成坠落伤害
4.4转动机械伤害转动机械绞卷或转动部件
脱离引起伤害
1、运行、检修人员在对转动设备进行日常
检查中因存在可缠绕物件造成绞卷伤害
2、因转动机械的联轴器及轴头等可见部位
无防护或防护设施损坏造成转动部件脱离伤
害或人员衣物绞卷伤害
4.6有毒物体伤害有毒物体泄漏或防护措施
未到位有危险作业
1、在长期封闭的井坑孔洞中进行作业前没
有进行活物试验或指标监测，可造成人身伤
害
2、接触有毒物质检修中防护措施不当或未
防护，如：抗燃油、润滑油、酸碱等造成伤
害
4.人员伤害
检查内容及标准检查依据、来
源
同类设备曾发生过的问题或存在的隐患检查周期
1、自动主汽门和调速汽门检修记录和严密性试验记录，门杆活动试验、汽门关闭时间测试、抽汽逆止门关闭时间测试等记录
2、超速保护系统检修记录、超速试验记录，超速保护控制系统定值设置和传动记录
3、各抽汽逆止门检修记录、定期活动试验记录，停机时关闭情况记录
4、危机保安器检修、检验记录1、1984 年分宜电厂发生50MW 机组超速事故。

事故前在危急保安器拒动缺陷尚未消除、调速汽门严重漏汽的情况下，还是强行起动机组，使机组在发电机甩负荷的过程中严重超速，造成了毁机事故。

2、1992年11月19日，新疆丰收电厂1号机组在准备并网时，发生严重超速事故。

其事故原因是由于油中含有杂质，造成调速汽门卡涩，危急保安器未能在规定的转速下动作，从而引起了机组严重超速事故。

3、1993 年11 月，甘肃八O 三电厂25MW 机组发生严重超速损坏事故。

其事故原因是由于当机组有功摆动时，又减不下来负荷，所以只好带负荷解列，从而引起汽轮机转速飞升；又由于调速汽门拒动，自动主汽门卡涩，使大量蒸汽继续进入汽轮机，转速骤升到4300r／min，结果造成了机组严重超速事故。

4、1993 年9 月24 日，珠江电厂2号汽轮发电机组在甩负荷的过程中，联动开启高压旁路，低压旁路未投联锁而未能联动开启，而中压主汽门和调节汽门卡涩，未能关闭，使机组在17s 后转速达4207r ／min，最后，在手动开启低压旁路后，转速才得以控制。

5、1999 年新疆地方电厂发生一台50MW 机组超速事故。

其事故原因是由于在机组甩负荷的过程中，抽汽逆止门故障而未能关闭，致使热网蒸汽倒流，从而造成了机组严重超速损坏。

1、日常水汽监督报表
2、机组检修记录，包括：动静间隙、扣缸工器具登记记录等。

3、转子大修中的探伤监测记录
4、试验、事故、转子技术档案记录
5、运行日志：机组启停记录
6、防止发生次同步谐振造成发电机转轴断裂事故的有效措施
7、机组振动监测记录
8、主辅机、振动保护投入记录
9、联轴器螺栓检修记录1、某厂低压转子围带在运行中振动脱落，导致动平衡破坏，飞出的围带撞击径向体使其局部变形，动静摩擦，机组振动大停机 2、某厂机组在运行中振动突然增大，振动大保护动作跳机，揭缸检查发现断裂叶片进汽侧有裂纹源，说明在断裂前存在原始裂纹或缺陷，叶片断裂具有疲劳特性。

3、低压转子反向第4级（次次末级）叶片断裂，应系该叶片制造质量不良，出汽边金相组织异常、硬度超标，抗疲劳性能差，造成叶片断裂，#3、#4瓦振动大停机
4、某厂因叶片材质、加工工艺存在缺陷；叶片的耐振强度不足，运行中断裂，机组振动大停机
5、某厂因叶片材质不合格，运行中第20级叶片温度高，存在过负荷现象，运行中断裂，振动大停机
6、某厂机组运行过程中末级叶片断裂，机组振动增大，申请停机，原因为末级叶片金属材料不合格，长期受到汽流冲击交变应力，在机组负荷大范围变化和长期低负荷运行情况下，汽
分 汽机设备隐患排查治理手册
1、检修中的通流记录
2、启停机重要参数记
录（上下缸温差等）3、机组减温水管路阀门应能关闭严密、自动装置可靠，并应设有截止阀
4、转子技术台账（原始缺陷、材料特性、历次检修检查记录、主要运行数据、冷热态启停次数、超温超压运行时间）
5、门杆漏气至除氧器管路应设置逆止门和截止阀1、某厂停机后盘车过程中没有认真监视凝汽器补水情况，造成汽缸进水，盘车跳闸，只能手动盘车，后来揭缸检查发现转子弯曲度为0.615mm，叶轮瓢偏度为0.39mm，返厂检修。

2、某厂在进行揭缸提效改造中，将高压轴封梳齿式汽封改为蜂窝式汽封，同时调整了汽轮机轴封径向汽封间隙、隔板径向汽封间隙，开机时振动大保护动作停机，检查发现更换汽封后三圈大多已过热融化，转子汽封凸台磨损严重，进汽侧内缸轴封处最大弯曲值0.235mm，返厂检修。

1、交直流油泵定期启动试验记录
2、油系统检修系统隔离措施
3、轴瓦检修扣盖前的检查记录
4、运行日志
5、主油泵、交直流油泵、小机油泵排空管检查记录
6、冷油器六通阀检查记录
7、射油器检查记录、逆止门销子材质及磨损情况记录1、2010年7月12日，大唐华银电力股份公司金竹山发电厂3号机组运行中发生断油烧瓦事故，原因是运行中的冷油器切换阀的阀芯脱落，在油流的作用下切换阀的阀芯堵塞在阀座上（冷油器入口侧），汽轮机润滑油全部中断，造成汽轮机轴瓦烧损、轴径磨损的严重设备损坏事故。

2、2013年11月16日，唐山热电公司1号机因主机润滑油温异常升高，经处理无效，润滑油温达到限值打闸停机事故。

事故的起因为运行中冷油器冷却水门的阀蝶脱落，润滑油温逐渐升高，当进行冷油器切换阀切换操作时，由于切换阀的压紧手轮太紧操作不动，运行人员联系检修人员后共同将压紧门轮打开，在切换过程中冷油器切换阀的切换销钉蹩劲折断，造成冷油器无法切换，润滑油温未得到有效控制，机组被迫打闸停机。

1、更换或改造油系统使用的管道、阀门材质清单
2、机组检修油系统焊口探伤记录
3、定期排查管道震动碰磨记录
4、靠近高温区域的防范措施及实施情况1、2010年7月26日，辽宁调兵山发电公司2号机润滑油冷油器切换阀的端盖在运行中崩开，汽轮机油系统大量跑油，汽轮机润滑油压低跳机，造成汽轮机轴瓦烧损、转子轴径磨损、大轴弯曲的严重设备损坏事故。

2、1981年5月，开封电厂3 号汽轮机机头前箱下部一根φ32mm 的压力油管，在密封接头处爆破，泄漏的压力油经过电缆孔洞喷到二级旁路汽门上着火，此火又把二级旁路汽门周围的电缆引燃，火势迅速扩大，现场灭火器材无法扑灭，酿成一场损失严重的火灾事故。

3、1993年9月，浑江发电厂5号机组发生漏氢着火事故。

事故原因为：机组大修时将密封油冷油器滤网端盖的耐油石棉橡胶垫更换为胶皮垫，机组投入运行后，胶皮垫在压力、温度和腐蚀介质的作用下损坏，致使密封油系统发生泄漏，密封油压迅速下降，虽然直流密封油泵联起也无法满足发电机氢油压差的要求，导致氢气从发电机两侧在端盖外漏，
1、浮球阀定期检查记录及检修记录
2、运行日志中补氢记录1、2014年08月25日，宁德1号机组发生发电机 漏氢着火非计划停运事件，事后检查发现密封油浮子油箱浮球阀在较大开位处卡涩，造成氢侧回油膨胀油箱及浮子油箱排空，发电机内的氢气经氢侧回油膨胀油箱、浮子油箱漏至发电机空气析出油箱，由于瞬间大量漏氢，防爆风机无法将全部氢气排出，密封油空气析出油箱内的氢气通过两端轴承回油管道返至发电机汽、励两端，通过发电机大端盖从轴端外漏，最终造成7、8瓦处氢气大量外泄，并引发氢气着火事件。