汽机典型事故案例汇编补充

1 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。把#2机两台泵未损坏部件组装成一台泵。

2.顶轴油系统缺油是由于进油总门没有全开所致，而运行人员没有及时发 2 现，并且盘车还在继续运行，有可能把各轴瓦划伤，需对轴瓦进行检查。

三、暴露问题

1.运行人员设备投运系统检查质量差；

2.机组停运前顶轴油泵实验不认真；

3.汽轮机停机后发生问题运行人员麻痹大意。

四、防范措施

1.加强运行人员培训力度；

2.完善设备启停检查制度；

3.机组打闸前首先试验各油泵运行情况，如有问题严禁打闸，及时联系相关人员进行处理，并汇报领导；

4.顶轴油泵启动后，发现压力不稳或泵体过热，及时停止油泵并检查系统，同时通知检修人员现场检查处理；

5.顶轴油泵启动后，出口油压低于15Mpa时严禁启动盘车 ；

6.顶轴油泵启动后，出口压力正常时，巡检人员及时检查各瓦顶轴分压力正常后，方可启动盘车；

7.盘车启动后电流应小于7.5A，如大于7.5A及时查找原因并进行调整，调整后还达不到要求，应立即停止盘车运行，采取相应防护措施并汇报设备部及相关领导。

案例3：××电厂#4机组除氧器水位异常机组降负荷

一、事件经过

2008年11月2日20时，#4机组运行，负荷173MW，除氧器水位1992mm,凝结水泵出口压力2.4Mpa,高压给水压力13Mpa,平均床温913℃，给煤量100T机组稳定运行参数正常。

20：07：50监盘发现#4机凝结水泵A出口压力升为3.25 Mpa、除氧器水位开始下降。

20：08：00派副操到就地检查除氧器上水调节门状态，并开启手动旁路门，派副操到汽机零米检查凝结水系统。

20：09：00#4机开始减负荷，汇报值长#3机加负荷。联系华新检修。

20：10：00手动关闭三段抽汽电动门及气动门，手动解列#4、5低加汽侧，开启#6低加旁路电动门。

20：10：00副操汇报除氧器上水调节门开度为全开，并手动旁路门已全开，无过流声音。

20：10：20副操汇报，就地热井水位满水，凝结水母管压力为3.25 Mpa。

20：11：20 运行DCS发现#4机精处理旁路运行，主路退出运行，旁路调节 3 门已全开。

20：12：00退出B凝结水泵备用，关闭出口门。

20：12：00联系热工人员检查。

20：13：35 就地检查#4机精处理调节门前后手动门全开状态，旁路调节门已全开。

20：16：30就地手动开启凝结水精处理手动旁路门，凝结水流量开始增加。

20：16：41启动B凝结水泵，开启出口电动门。

20：17：35除氧器水位降至414 mm

20：18：00低水位联跳A给水泵。此时汽包水位降至-270 mm，手动MFT。

20：18：30机组负荷最低降至28MW。

20：21：00除氧器水位升至1850 mm，给水泵具备启动条件，启动B给水泵，给锅炉上水。

20：24：00启动给煤机，开始加负荷

20：25：00停运A凝结水泵

20：48：00负荷升至100MW。

二、事故原因

1.凝结水精处理压差高保护动作后，自动启动旁路系统，实际出口手动门传动杆连接键已从键槽内脱离，阀门手轮操作时，门杆不动，阀门未打开；造成精处理切除后，自动旁路投入运行时，凝结水至除氧器上水中断，除氧器水位低，联跳给水泵；

2.运行人员监盘不认真，未及时发现凝结水精处理自动切换到旁路系统；

3.精处理反冲洗系统定期工作不能满足设备要求，以致精处理压差高，保护动作切除运行系统。

4.运行人员在机组运行出现异常的情况下，分析判断不准确，没有根据运行参数做出及时准确有效的处理。

5.凝结水精处理旁路出口手动门故障后，运行巡检检查未及时发现。

6.运行操作风险预控措施不到位，事故发生后不能及时监控操作画面，发现事故现象、原因。

7.运行人员对设备、系统不清楚，没有及时开启精处理旁路系统门。

三、暴露问题

1.机组试运行期间未投入精处理系统，设备存在隐患和缺陷未及时暴露。

2.运行监盘精细度不够，精处理系统解列未及时发现。

3.凝结水精处理保护报警系统设计不完善，精处理压差高保护动作不报警，直接切跳系统，画面报警存在缺陷。

4.运行人员运行经验不足，事故判断能力较差，事故预想不足。 4 5.给水泵保护定值设置不合理（除氧器水位升至1850 mm，允许启给水泵水位点太高。），保护定值不合理应重新修订。

6.检修人员风险预控意识不强，事故判断分析能力不足，未及时查找到设备缺陷原因。

7.设备可靠性差，汽机专业未及时试投精处理旁路系统。

8.设备故障后，巡检未能及时发现旁路门设备缺陷。

四、防范措施

1.对未投运设备及系统应在专业主管监护下操作、试运。

2.加强DCS画面保护报警管理，精处理保护动作需设置报警。对不合理保护定值进行修订，保证机组及设备安全运行。

3.加强运行人员技术培训，提高操作人员分析判断能力、完善事故预想和风险预控措施。

4.加强检修管理，提高检修人员事故判断能力，及时、准确判断缺陷，保证缺陷及时处理，提高设备的健康水平。

5.加强设备点检，及时发现设备缺陷、隐患予以消除，加强设备可靠性管理。

6.设备技术部、发电运行部对＃4机未试运设备、系统进行排查，安排逐步试运；发现问题及时安排处理。

7.设备技术部、发电运行部重新调整修正精处理系统反冲洗定期工作。

8.发电运行部专业主管加强定期工作管理和监督。

9.发电运行部加强人员业务学习，提高运行人员巡检水平，及时发现设备缺陷。

10.组织全体运行人员学习本次事故，举一反三，提高运行人员监盘事故判断能力。

案例4：××电厂给水泵油系统着火事故

一、事件经过

2008年7月10日16点，运行人员发现7-2小机润滑油站直流油泵处有明火，随即将火扑灭。后查明着火源是三建人员在6.3米电焊工作时，焊渣落至零米7-2小机渗油处引起，工作未办理工作票。运行人员立即制止其工作，将人员清理出现场。

二、事故原因

电焊工作时，焊渣落至零米7-2小机渗油处引起着火。

三、暴露问题

1.运行人员巡检质量不高。

2.建设单位不严格执行两票制度。 5 四、防范措施

1.各值班员应认真执行公司缺陷管理制度，发现缺陷应及时填写缺陷单，并通知到检修所在班组人员，发现重大油系统缺陷，应及时汇报单元长，并通知专业人员。

2.所有工作现场严禁有大布、易燃易爆等物品，检修工作必须办理工作工作票，在许可工作票时应先检查上下左右是否存在易燃品或有着火可能，只有采取可靠隔离措施后方可许可工作票，并汇报相关专业。

3.运行人员应按规定对主油箱及小机油箱油位进行检查，并对就地油位计与开机盘油位核对，小机主油箱油位应保持在50-200mm之间，发现油箱油位下降应及时分析原因，并联系检修进行加油。

4.油系统（大、小机）设备漏油，检修应及时进行消缺。如采取临时措施，现场严禁使用锯末，以防止锯末易燃造成火灾事故。因按安规规定使用沙子等措施。

5.遇油系统需要动火工作，同时应办理动火工作票，并将漏至地面及设备的油迹擦净，如接油盒满时应及时联系检修进行清理，必要时通知检修上缺陷单，并严格执行其安全措施。

6.系统漏油如漏至保温上，应按照安规规定填写缺陷单，通知检修应将保温进行更换。

7.巡回检查时，应对现场灭火器及消防设施进行检查，消防设备应随时做为备用，发现火灾及时通知消防队，联系电话：5119。

8.运行人员应加强设备的巡加回检查，对于大、小机、油箱油位等油系统其它参数应重点监视，加强参数分析，发现异常情况应及时汇报并进行处理，防止异常情况的扩大。

案例5：××电厂#4机组辅机循环水回水管道泄漏导致1#、2#、3#机组非计划停机

一、事件经过

7月24日21：30时1#、2#、3#机组运行正常，分别带135.7MW，139.9MW，152MW，4#机组调试，凝结水系统再循环运行。此时发现辅机冷却水池水位下降很快由3.78米下降至3.6米，21：33分，运行全面检查辅冷系统，发现4#机C真空泵处A列外有大量水流出，开启园区来水和深井泵补水门对前池加强补水，仍无好转。21：35分，#1、#2冷却水池水位分别下降至2.34米、1.72米左右，3#机减负荷准备停机，同时，关闭化学西门前开式水至3#、4#炉供、回水总门和3#、4#机侧冷却水供回水总门。21：58分，因泄漏量太大，隔离系统需一定时间， 辅机过热，锅炉手动MFT，3#汽轮机打闸停机；22：26分，经采取措施，#1、#2辅冷池水位有所升高，但运行中的2#、3#辅机冷却水泵出口压力突然消失，启动#1辅冷泵无效，辅机过热，#1、#2机组无法维持运行，锅炉手动MFT，1#、2#、机组打闸停机。#1、#2、#3机组打闸时负荷分别为100MW、45MW、150MW。

1.1#、2#、3#、4#辅机循环水管道系统和有压放水管道系统如下图所示：