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汽轮机运行常见事故及处理1 汽轮机紧急事故停机汽轮机破坏真空紧急停机：①、转速升高超过3300～3360r/min,或制造厂家规定的上限值,而危急保安器与电超速保护未动作；②汽轮机发生水冲击或汽温直线下降(10min内下降50℃）;③、轴向位移达极限值或推力轴承温度超限而保护未动作；④、胀差增大超过极限值；⑤、油系统油压或主油箱油位下降，超过规定极限值；⑥、汽轮机轴承金属温度或轴承回油温度超过规定值，或轴承冒烟时；⑦、汽轮发电机组突然发生强烈振动或振动突然增大超过规定值；⑧、汽轮机油系统着火或汽轮机周围发生火灾，就地采取措施而不能扑灭以致严重危机设备安全；⑨、加热器、除氧器、等压力容器发生爆破;⑩汽轮机主轴承摩擦产生火花或冒烟；发电机冒烟、着火或氢气爆炸；励磁机冒烟、着火。
汽轮机不破坏真空紧急停机：①、凝汽器真空下降或低压缸排汽温度上升,超过规定极限值；②、主蒸汽或再热蒸汽参数超限；③、主蒸汽、再热蒸汽、抽汽、给水、凝结水、油系统管道及附件破裂无法维持运行；④、调节系统故障，无法维持运行。
⑤、主蒸汽温度升高（通常允许主蒸汽温度比额定温度高5℃左右)超过规定温度及规定允许时间时。
机组运行中,对于机组轴瓦乌金温度及回油温度出现以下情况之一时，应立即打闸停机：①任一轴承回油温度超过75℃或突然连续升高至70℃时;②、主油瓦乌金温度超过85℃或厂家规定值时；③、回油温度急剧升高或轴承内冒烟时；④、润滑油泵启动后,油压低于运行规程允许值；⑤、盘式密封回油温度超过80℃或乌金温度超过95℃时；⑥、发现油管、法兰及其他接头处漏油、威胁安全运行而又不能在运行中消除时。
汽轮机紧急故障停机的步骤:①、立即遥控或就地手打危急保安器；②、确证自动主汽门、调速汽门、抽汽止回阀关闭，负荷到零后，立即解列发电机；③、启动辅助油泵；④、破坏真空(开启辅抽空气门或关闭主抽总汽门）,并记录转子惰走时间;⑤进行其他停机操作（同正常停机）。
汽轮机事故与预防之汽轮机烧轴瓦影响轴承故障的因素很多，如设计结构、安装检修工艺等等。
这里主要讲轴瓦烧损事故。
多年来，轴瓦烧损事故比较频繁，主要是异常情况下，轴向位移突然超过允许值而烧损工作面或非工作面推力瓦片，和断油烧损承力轴瓦。
下面列举几起典型事故案例：（1）1997年某厂一台100MW机组，启动前未投轴向位移保护，启动中在蒸汽减温水量大，且管道积水致使蒸汽带水，汽温急剧下降，主汽管道、主汽门、调节汽门冒白汽，司机跑到集控室向值长请示汇报，控制盘上轴向位移、胀差满表，值长却怀疑热工电源有问题延误停机，结果推力瓦磨损6mm多，机组严重损坏。
（2）1985年某厂一台200MW机组大修后进行主汽门、调节汽门严密性试验，由于中压自动主汽门关闭超前于高压自动主汽门，刹时负面推力增大，轴向位移保护动作不能继续实验，后现场决策人员决定退出轴向位移保护继续实验，结果造成推力瓦非工作面最大磨损，已磨损部份瓦胎。
再如1993年某厂一台300MW机组，投产时低旁不能联动，一次锅炉事故引发停机后，高旁动作低旁未联动，中压转子推力增大，轴向位移保护动作不能挂闸，值长令热工检查轴向位移保护，热工人员将保护电源断开，失去轴向位移保护，致使推力瓦片磨损约4mm。
（3）1994年，某厂一台300MW机组设计时未考虑润滑油泵联动装置，安装中电厂提出后设计代表增加了联动装置，但二次回路设计不合理，调试中未进行实际联动实验，移交生产后也未按期进行实际联动实验，以致在故障停机时，交、直流润滑油泵均未能联动，值班人员也未监视润滑油压并手动开启润滑油泵，致使停机中断油烧瓦。
（4）1986年某厂一台200MW机组，在一次事故中因汽封漏汽量大而使主油箱积水结垢严重，主油泵排气阀被堵塞未能排出空气，致主油泵入口存有空气。
停机中热工人员未办理工作票即将热工保护总电源开关断开，工作后又忘记合上，启动前运行人员未按规程规定进行低油压交、直流油泵联动实验。
关于贵定海螺1#汽轮发电机组飞车事故案例一、事故经过2018年5月1日22:34分，贵定公司因雷击造成外供电线路失电，导致余热发电1#、2#机组同时跳停，当班操作员立即通过中控按钮启动应急油泵，并电话通知相关领导。
巡检工立即赶到汽轮机现场，发现1#机组有异音，且机头位置喷油，无法靠近，随即对2#机组进行应急处理，并立即报告分厂和工段领导。
22:40分，公司领导到达现场，组织人员对现场采取保护和应急处置。
恢复供电后，对1#机组进行了初步检查，发现排气缸开裂，安全阀冲开，励磁机端盖脱落，手动盘车无法盘动等。
在安排专人现场监控后向区域专业组领导、股份公司相关部室人员进行了汇报。
5月2日贵州区域领导、机电专业组、装备管理部、自动化所、海川工程、南汽厂家相关人员，先后到达现场进行了详细检查，并于5月3日召开专题会议，对事故的原因、后续修复及防范措施进行分析研讨。
二、设备损坏情况经检查，汽轮机后缸上、下缸体开裂，第八、九级叶片全部脱落，第七级叶片外圈磨损及3块变形，前六级叶片外圈磨损，第七～九级隔板断裂，隔板汽封、径向汽封、前后汽封全部磨损，主油泵小轴断裂及油封环磨损，主油泵挡油环断裂，正推力瓦全部磨损，1#～4#瓦损坏，主轴1#、2#瓦轴径磨损，轴向位移及测速探头全部磨损，汽轮机侧联轴器及齿轮位移，盘车电机壳体断裂，励磁机定转子摩擦损坏，整流盘连接线断裂及风扇叶片磨损，凝汽器约20根铜管受损，发电机转子需返厂检修测试。
后汽缸上缸裂纹 后汽缸下缸裂纹第八、九级叶片断裂及变形 第七级叶片外圈磨损及3块变形前六级叶片外圈磨损 第七～九级隔板断裂径向汽封、前后汽封磨损 隔板汽封磨损主油泵小轴断裂 主油泵挡油环断裂正推力瓦全部磨损 轴瓦损坏主轴1#瓦轴径磨损 轴向位移及测速探头全部磨损汽轮机侧联轴器及齿轮位移 盘车电机壳体断裂励磁机定转子摩擦损坏 整流盘连接线断裂三、事故原因分析正常情况下，在系统失电后，发电机组会自动解列，机组转速会迅速上升，汽轮机电气及机械保护动作，自动关闭主汽门，但因不间断交流电源装置（UPS）处于旁路状态及操作员未及时按下急停按钮，均不能对主汽门提供关闭信号，导致主汽门不能关闭，汽轮机飞车。
探究汽轮机常见故障问题及检修对策摘要：新时代发展背景下，我国社会经济水平在不断的提高，人们对于整个电力行业的发展要求也在逐步的加强，为了能够满足对于电力能源的使用标准，就要注重对电力工程整体建设以及相关设备运行问题的综合分析。
目前在电力能源的生产过程中会消耗大量的资源，特别是汽轮机设备使用过程中对于煤炭资源的使用提出了较高的要求，如果汽轮机设备存在故障问题，不仅会造成能源的浪费，也会引发相应的安全事故，危害到整个电力行业的发展。
因此要全面的注重对汽轮机设备常见故障问题的分析，保证汽轮机的整体使用效果。
关键词：汽轮机；常见故障；故障问题；检修对策引言在人们的生活过程中，电力能源已经成为非常重要的组成部分，发电也影响到了未来国家整个电力行业的发展。
在发电过程中，为了保证各项电力能源生产工作的有序开展，就要提高汽轮机的整体运行维护。
汽轮机在使用过程中会存在高温运行状态，这就需要保证设备的稳定性。
在这一基础上，还要提高汽轮机的检修维护力度。
每一个工作人员都要全面的分析深入的了解设计图纸，并结合实际情况，对汽轮机使用过程中的一些问题进行全面的防范，利用科学的检修和运行维护措施，加强整个汽轮机的使用效果。
1电厂汽轮机故障问题检修分析对于当前的电厂运行工作而言，汽轮机设备是整个电厂运行系统中非常重要的核心，一旦汽轮机存在故障问题将会影响到整体的运行效率。
而具体的故障问题主要涉及到以下几个方面：首先，油系统的故障。
当汽轮机运行的时候随着运行时间的增长，汽轮机内部的温度会逐渐的升高，这样会给整个油系统带来一定的影响。
如果汽轮机的油箱冷却水温度太高，无法及时的控制整体的水压变化，也会导致整个汽轮机的运行存在一定的难度。
其次，汽轮机叶片故障。
汽轮机在使用过程中叶片很容易出现问题，如果叶片存在了故障整个汽轮机的运行都会受到较大的阻碍。
而造成叶片故障的具体原因包括汽轮机内部使用的油质量过低或者系统的轴颈部受到了严重的磨损。
2024年汽轮机运行所遇事故总结一、全厂停电事故分析事故概况：由于外网“盘铝线”故障，导致#1汽轮发电机组无法孤网运行，进而被电网拖垮，引发全厂停电。
事故处理措施：1. 立即检查直流油泵是否联锁启动，确认润滑油母管压力，通知人员现场确认润滑油状态，汇报技术员并安排手动盘车准备；2. 检查自动主汽门关闭情况，将凝汽器就地水位调整至可见水位，隔绝#1汽轮机进汽进水；3. 手动关闭循环水进水和回水，关闭除氧器进汽总门和进水总门；4. 在DCS上复位设备跳闸信号，调整阀门和设备至相应指令，防止误操作；5. 当地汽轮机转速降为零后，进行手动盘车。
事故后果：#1汽轮机因断油烧瓦。
事故原因分析：1. 蓄电池蓄能不足，导致直流油泵达不到额定出力；2. 润滑油管道存在问题，可能存在空气导致压力不足。
二、发电机孤网运行事故分析事故概况：由于系统和外网“105开关”断开，“106开关”暂时不能合上，导致#1汽轮发电机组带厂用电负荷。
事故处理措施：1. 将#1汽轮机调节方式由“功率控制”切换为“阀位控制”，调整汽轮机负荷和厂用电基本持平；2. 通知电气人员设备启停前需知会汽轮机运行人员；3. 在调整汽轮机负荷的调整轴封压力和凝汽器热井水位，以及其他系统参数。
事故后果：由于厂用电与汽轮发电机组的负荷相差不大，调整及时，未造成影响。
事故原因：外网故障断开“105开关”，“106开关”因逻辑原因拒合。
三、给水泵运行事故分析事故概况：一台锅炉运行，汽轮机未投运，#2给水泵给锅炉供水，因入口滤网堵塞导致给水压力降低，锅炉低水位“MFT”灭火。
事故处理措施：1. 发现给水压力降低后，提升#2给水泵勺管开度；2. 当提升至一定程度后，启动备用泵；3. 锅炉低水位保护动作灭火。
事故后果：锅炉低水位保护动作灭火，影响生产。
事故原因：给水泵入口滤网堵塞，给水泵进水量减少导致出口压力降低；启动备用泵不够及时。
四、给水泵跳闸事故分析事故概况：#2给水泵跳闸，备用泵启动，汽机运行人员未发现，导致给水母管压力下降，锅炉水位降低。
汽轮机水冲击事故是一种恶性事故，如不及时处理，易造成汽轮机本体损坏。
汽轮机运行中突然发生水冲击，将使高温下工作的蒸气室、汽缸、转子等金属部件骤然冷却，而产生较大的热应力和热变形，导致汽缸发生拱背变形，而产生裂纹，并能使汽缸法兰结合面漏气，负差胀增大，静动部分发生磨擦；转子发生大轴弯曲，同样也会使汽轮机发生动静摩擦，引起机组发生强烈振动。
水冲击时，因蒸汽中携带大量水分，形成水塞汽道现象，使叶轮前后压差增大，导致轴向推力剧增，如不及时打闸停机，推力轴承将会被烧损，从而使汽轮机发生剧烈的动静摩擦而损坏。
此外，当发生水冲击时，特别是在低压长叶片处，水滴对其打击力相当大，严重时将会把叶片打弯或打断，可见发生水冲击时将会导致汽轮机严重损坏。
一、水冲击的现象：1、主汽温度急剧下降，10min下降50℃或50℃以上。
2、从自动主汽门、门杆、调门、汽缸法兰平面、轴封等处冒白汽或溅出水滴。
3、主汽管、排汽管及汽机内部发生冲击声或金属噪音。
4、机组振动逐渐增大直至强烈振动。
5、轴向位移增大，轴力瓦温度迅速升高，差胀减小或出现负差胀。
6、汽缸上下缸温差变小，下缸温度降低较多。
二、水冲击的处理方法：水冲击事故是汽轮机运行中最危险的事故之一，运行人员必须迅速、准确的判断，一般情况下应以主汽温度是否急剧下降为依据。
同时应注意检查汽缸上下缸温度的变化，确认发生水冲击时，处理方法如下：1、立即破坏真空，紧急打闸故障停机。
2、开启主汽管、导管、汽缸、排气管道疏水门，彻底疏水。
3、准确记录惰走时间及真空变化。
4、检查推力瓦温度和润滑油回油温度，注意轴向位移变化，仔细听汽轮机内部声音。
5、水冲击停机后，若惰走时间正常，没有异音和振动，轴向位移和推力瓦温度均在正常范围时，报告班长，调度组织重新开机，但应加强疏水，升降过程中要仔细倾听机组声音，监视机组振动是否增大，如发生异常，应立即停止启动，停机检查。
三、水冲击事故的预防：1、严格监视主汽温度、压力，加强与锅炉岗位的联系。
直接空冷凝汽器系统（ACC）为汽轮机的主要辅机，是我国水资源缺乏地区近年来新兴的蒸汽冷凝技术设备。
煤矸石发电公司地处辽宁北部，受大风、沙尘、气温等外界客观因素影响，加之设备使用年限的增长，机组真空严密性在降低，从而直接导致汽轮机背压变幅较大、机组出力受限，严重时会导致直接空冷机组运行背压骤升而造成机组跳闸停机。
所以，直接空冷轴流风机叶片及U 型螺栓断裂分析与预防，是迫在眉睫的最重要的安全课题之一。
分别以轴流风机叶片、U 型螺栓为研究对象，均从断裂情况描述、原因分析、措施预防等三个方面展开论述，探讨最有效的防范措施，以保障机组安全运行。
1轴流风机叶片断裂1.1断裂情况描述2019年06月10日08:20，1号机组风机室305（图1）轴流风机叶片损坏4片，其中1片风扇叶（图2）完全折断脱落至安全网平台，编号为1-3-1；另外2片风扇叶部分破裂，编号为1-3-2（图3）和1-3-3（图4）；其余2片风扇叶外观检查良好。
图1风机室305图2风扇叶1-3-1轴流风机叶片及U 型螺栓断裂分析与预防煤矸石发电公司孟祥成刘石磊摘要分析了空冷岛轴流风机叶片、U 型螺栓的断裂原因、提出了预防措施，降低了事故发生率。
关键词直接空冷机组轴流风机叶片及U 型螺栓断裂分析图3风扇叶1-3-2电力工程··162图4风扇叶1-3-31.2断裂原因分析叶片受力较为复杂，主要承受离心力、气动弯矩等。
考虑到叶片随着环境等因素的影响而老化，其强度指标要相应的衰减，叶片的安全系数在8以上，远远高于其它材质的动部件安全系数2～3的要求，其设计使用达到20年。
玻璃钢叶片在现场使用过程中受到紫外线辐射、环境、湿度等因素的影响，容易产生老化现象，造成叶片玻璃钢体的强度指标的降低，从而降低叶片的使用寿命，对于风机叶片而言，叶片的疲劳一般发生在叶片桨根与叶身的交汇处。
从现场破损叶片的断裂面来看，只有叶片1-3-1叶桨处有陈旧性创面，而这个叶片是第一个破损叶片，断裂下来的叶片与高速旋转的1-3-2号叶片碰撞解体，并最终导致编号1-3-1叶片叶桨与叶身处（此处为风扇叶最薄弱处）折断。
汽轮机的异常与事故处理————————————————————————————————作者：————————————————————————————————日期:ﻩ汽轮机的异常与事故1、在什么情况下需要破坏真空紧急停机？答:在下列情况下，应破坏真空紧急停机：（1）机组转速升到3330r/mｉn，而危急保安器不动作，即将危急汽轮机设备安全。
（2）确认汽温、汽压、负荷大幅度变化,发生了水冲击。
（3）主蒸汽、再热蒸汽温度在10ｍin内上升或下降50℃以上。
（4）机组发生强烈振动，或机组内部有明显的金属摩擦声、撞击声。
（5）轴封摩擦冒火花。
（6）轴承润滑油低到保护值，启动辅助油泵无效或任一轴承断油冒烟。
（7）主要系统管道突然破裂，不能维持运行。
（8）轴向位移达到极限值。
（9）推力瓦钨金温度达到保护值,而保护拒动。
（10）任一轴承温度达到保护值，而保护拒动。
（11）油系统大量漏油，油箱油位降到最低值，而补油无效。
（12）油系统着火不能及时扑灭，威胁机组安全。
（13）高、中、低压胀差值达到保护值,而保护拒动。
（14）发电机、励磁机冒烟着火，发电机内氢气爆炸。
2、破坏真空紧急停机的操作步骤有哪些?答:破坏真空紧急停机的操作步骤如下：（1）按下盘上停机按钮或手打危急保安器后,确认高、中压自动主蒸汽门及调汽门关闭，确认高压缸排汽止回门、各段抽汽止回门关闭，负荷到零,发电机解列，转速下降。
（2）启动润滑油泵。
（3）开真空破坏门，破坏真空,停止射水泵运行。
（4）调整汽封,需要时切换汽封为备用汽源，开启本体、导管疏水。
（5）倾听机组声音，记录转子惰走时间。
（6）调整并维持除氧器、凝汽器水位。
（7）转速到零,真空到零，切断汽封供汽和其他进入缸体和凝汽器的汽源和疏水。
（8）启动盘车，倾听盘车状态下转动声音。
（9）完成其他停机操作，做好记录。
3、在什么情况下进行一般故障停机？答:在下列情况下进行一般故障停机：（1）主蒸汽、再热蒸汽温度降至允许最低值。
汽轮机运行常见事故及处理汽轮机2010-06-07 10:39:18阅读305评论0字号：大中小订阅2.2.1汽轮机紧急事故停机汽轮机破坏真空紧急停机：①、转速升高超过3300～3360r/min，或制造厂家规定的上限值，而危急保安器与电超速保护未动作；②汽轮机发生水冲击或汽温直线下降（10min内下降50℃）；③、轴向位移达极限值或推力轴承温度超限而保护未动作；④、胀差增大超过极限值；⑤、油系统油压或主油箱油位下降，超过规定极限值；⑥、汽轮机轴承金属温度或轴承回油温度超过规定值，或轴承冒烟时；⑦、汽轮发电机组突然发生强烈振动或振动突然增大超过规定值；⑧、汽轮机油系统着火或汽轮机周围发生火灾，就地采取措施而不能扑灭以致严重危机设备安全；⑨、加热器、除氧器、等压力容器发生爆破；⑩、、汽轮机主轴承摩擦产生火花或冒烟；发电机冒烟、着火或氢气爆炸；励磁机冒烟、着火。
汽轮机不破坏真空紧急停机：①、凝汽器真空下降或低压缸排汽温度上升，超过规定极限值；②、主蒸汽或再热蒸汽参数超限；③、主蒸汽、再热蒸汽、抽汽、给水、凝结水、油系统管道及附件破裂无法维持运行；④、调节系统故障，无法维持运行。
⑤、主蒸汽温度升高（通常允许主蒸汽温度比额定温度高5℃左右）超过规定温度及规定允许时间时。
机组运行中，对于机组轴瓦乌金温度及回油温度出现以下情况之一时，应立即打闸停机：①任一轴承回油温度超过75℃或突然连续升高至70℃时；②、主油瓦乌金温度超过85℃或厂家规定值时；③、回油温度急剧升高或轴承内冒烟时；④、润滑油泵启动后，油压低于运行规程允许值；⑤、盘式密封回油温度超过80℃或乌金温度超过95℃时；⑥、发现油管、法兰及其他接头处漏油、威胁安全运行而又不能在运行中消除时。
汽轮机紧急故障停机的步骤：①、立即遥控或就地手打危急保安器；②、确证自动主汽门、调速汽门、抽汽止回阀关闭，负荷到零后，立即解列发电机；③、启动辅助油泵；④、破坏真空（开启辅抽空气门或关闭主抽总汽门），并记录转子惰走时间；⑤进行其他停机操作（同正常停机）。
汽轮机典型事故与处理1.机组发生故障时，运行人员应怎样进行工作？机组发生故障时，运行人员应进行如下工作。
（1）根据仪表揞示和设备外部象征，判断事故发生的原因；（2）迅速消除对人身和设备的危险，必要时立即解列发生故障的设备，防止故障扩大；（3）迅速查清故陣的地点、性质和损伤范围；（4）保证所有未受损害的设备正常运行；（5）消除故障的每一个阶段，尽可能迅速地报告值长、车间主任、以便及时采取进一步对策，防止事故蔓延；（6）事故处理中不得进行交接班，接班人员应协助当班人员进行事故处理，只有在事故处理完毕或告一段落后，经交接班班长同意方可进行交接班；（7）故障消除后，运行人员应将观察到的现象、故障发展的过程和时间，采取消除故障的措施正确地记录在记录本上;（8）应及时写出书面报告，上报有关部门。
2.汽轮机事故停机一般分为哪三类？汽轮机事故停机一般有：（1）破坏真空紧急停机。
（2）不破坏真空故障停机。
（3）由值长根据现场具体情况决定的停机。
其中第三类停机包括减负荷停机。
3.什么叫紧急停机、故陣停机，由值长根据现场具体情况决定的停机？ 紧急停机：设备已经严重损坏或停机速度慢了会造成严重损坏的事故。
操作上不考虑带负荷情况，不需汇报领导，可随即打闸，并破坏真空。
故障停机：不停机将危及机组设备安全，切断汽源后故障不会进一步扩大。
操作上应先汇报有关领导，得到同意迅速降负荷停机，无需破坏真空。
由值长根据现场具体情况决定的停机：事故判断不太便，判断不太清楚，或某一系统或设备异常尚未达到不能减负荷停机的程度。
操作上应控制降温、降负荷速度、汽缸温度下降到一定的温度再打闸。
4.区别三类事故停机的原則是什么？ 区别三类事故停机的原则是：（1）故障对设备的危害程度和要求的停机速度。
（2）对设备故陣的判断是否方便清楚。
5.破坏真空紧急停机的条件是什么？破坏真空紧急停机的条件是：（1）汽轮机转速升至3360r/min，危急保安器不动作或调节保安系统故障，无法维持运行或继续运行危及设备安全时。
汽轮机超速飞车损毁2015年6月11日20点11分许，位于海盐县沈荡镇工业园区的浙江恒洋热电有限公司汽轮机厂房内2号汽轮机设备爆炸引发厂房内发生重大火灾，接到报警后，消防人员迅速赶赴现场奋力扑救将大火扑灭。
2015年6月12日海盐县安全生产监督管理局牵头组织了事故调查组，开展事故现场查勘和人员访谈，了解事故发生、现场施救和企业损失情况。
事故发生经过：电站DCS系统记录的历史数据显示，2015年6月11日20点10分09秒在2#机组发电机带21MW左右负荷运行中的2#循环水泵发生断电，备用的循环水泵没有自动联锁启动，造成2#机组凝汽器循环冷却水中断，凝汽器压力从－80KPa开始上升，20点10分50秒凝汽器压力上升到－64.63KPa 触发停机信号，停机信号同时送2#汽轮机关闭主汽门和发电机出口油开关跳闸。
20点10分54秒发电机负荷从21MW甩至零，2#汽轮机的转速从2993.73rpm开始上升，20点10分57秒转速到3300rpm电超速保护动作信号送出，但保安油压没有释放，汽轮机主汽门和调节汽门没有关闭。
20点11分08秒转速继续飞升至4490rpm（超出转速表量程）以上，转速飞升过程中机械超速保护（120%机械超速保护装置）也没有起作用，保安油压始终没有释放，造成主汽门和调节汽门不能关闭切断汽轮机进汽，发生严重超速事故。
20点11分12秒保安油压小于1MPa报警信号才出现，此时2#汽轮机前后轴承箱已发生剧烈爆炸。
根据电厂汽轮机厂房监视录像记录，2015年6月11日20点09分29秒（显示时间与DCS时间不同步）控制室运行人员发现2号发电机负荷瞬间甩至零，其中一名运行主值跑出主控室到就地检查，在接近2号汽轮机头时前轴承箱就发生剧烈爆炸，所幸未伤及人员性命。
一、事故经过2018 年5月1日22:34分，贵定公司因雷击造成外供电线路失电，导致余热发电1#、2#机组同时跳停，当班操作员立即通过中控按钮启动应急油泵，并电话通知相关领导。
汽轮机常见事故及处理方法！一、为什么不能超速？（1）汽轮机在运行过程中，叶片所受的离心力和转速的平方成正比，即是说，转速虽然上升不大，但转子上所承受的离心力就成几何倍的增长，这在汽轮机设计的时候就考虑到的，所以超速现象对汽轮机是极为危险的。
（2）转机的转子在设计、制造过程中，都会有一个自身的自震频率，也就是我们冲转的时候要注意的临界转速所对应的频率。
所以，汽轮机正常的工作转速都不在临界转速范围内。
但当汽轮机转速超过工作转速，达到转子自身频率的两倍，这时机组的震动将大大增加，甚至比机组过临界转速的震动还要大的多。
由于机组震动大所造成的动静部分的摩擦，使得机组震动继续增大，这就导致了一个恶性的循环。
严重时，会使汽轮机彻底的报废。
（3）如果是用于发电的机组，由于我国的电网频率定为50Hz，那么对应的，汽轮机转速也应该是3000rpm，如果机组不在额定转速下工作，那么将无法与电网并列运行。
即使是孤网运行，如果频率升高，将直接导致转动机械的转速也对应升高，破坏电机的正常工作，造成泵或风机的出力异常增加，使电机发热，泵或风机震动增大，容易导致烧瓦事故。
同时还会影响滤波器的正常工作，降低用电质量。
二、汽轮机超速的主要原因汽轮机超速事故是由于汽轮机在调速和保护系统故障及本身的缺陷造成的，但往往和运行操作维护有着直接的关系，按不同的事故起因和故障环节，分析讨论。
1.调速系统有缺陷。
汽轮机调速系统的任务，不但要保证汽轮机在额定转速下正常运行，而且还保证在汽轮机甩负荷以后转速升高不超过规定的允许值，所以调速系统是防止汽轮机超速的第一措施。
如果在汽轮机甩掉负荷以后不能保持空载运行，就可能引起超速。
汽轮机甩负荷后，转速飞升过高的原因有以下几个方面：（1）调速汽门不能关闭或漏汽量大；（2）抽汽逆止门不严或拒绝动作；（3）调速系统迟缓率过大或调节部件卡涩；（4）运行方式不合理或调整不当；（5）调速系统不等率过大；（6）调速系统动态特性不当；（7）调速系统整定不当，如同步器调整范围、配汽机构膨胀间隙不符合要求等。
事故调查报告2015年6月12日企业概况浙江恒洋热电有限公司于2003年12月注册成立，由中达联合控股集团有限公司和嘉兴大洋纸业股份有限公司共同投资组建，位于海盐县沈荡镇开发区，是一家热电联产股份制企业，其主要产品：热能、发电、硫酸铵。
恒洋热电联产项目是一座区域性的公用热电厂，采用高效率、低污染的循环流化床锅炉集中供热。
项目建设规模为四台130t/h次高温次高压循环流化床锅炉、一台24.5MW抽凝式汽轮机组和三台12MW背压式汽轮机组及相应配套设施，形成年发电量32000万KWh，年供热大于280万吨的生产能力，供热管网设计供热能力456t/h，出口母管蒸汽压力0.98MPa、温度300℃；供热覆盖区域为沈荡、于城、百步、武原镇西片、西塘桥西片及南湖区余新镇、凤桥镇南片等区域，蒸汽管网分东、西、南管线及凤桥支线，现有200家左右用户接入蒸汽管网，实现了集中供热，替代传统小锅炉。
设备简介发生事故的2号汽轮机是青岛捷能汽轮机股份有限公司2004年制造的C25‐4.90/0.981（470℃）,次高温次高压、单缸、抽汽凝汽式汽轮机,与东风厂制造的两台QF2‐30‐2A发电机配套使用。
汽轮机本体主要由静子和转子部分组成，静子部分的汽缸为单缸结构，由前、中、后缸三部分组成，前缸采用合金铸钢，中钢采用铸钢，后钢采用钢板焊接式结构，通过垂直中分面连接成一体。
主汽门、高压调节汽阀蒸汽室与汽缸为一体，新蒸汽从两侧主汽门直接进入高压调节汽阀蒸汽室内，为防止主汽门阀杆下涩，主汽门阀杆可作活动试验。
汽缸下部有工业抽汽口和加热器用回热抽汽口，汽缸排汽室通过排汽接管与凝汽器刚性连接。
转子部分采用套装型式，叶轮及联轴器套装在转子上，共有13级动叶，其中一级双列调节级、一级单列调节级、11级压力级（其中包括三级扭叶级）。
转子通过刚性联轴器与发电机转子连接，转子前端装有主油泵叶轮。
机组前轴承箱装有推力轴承前轴承、主油泵、调节滑阀、保安装置、油动机等。
