汽机设备隐患排查治理手册

汽机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,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,发现问题,问题归类,整改措施

1.主机及油系统,,,,,,,,,,

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，检查抗燃油检测报告

4、自动主汽门和调速汽门严密性不合格,检查汽门严密性试验报告

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，检查定期活动试验记录

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

17、DEH升速逻辑、超速试验逻辑或相关参数设置异常，导致汽机升速、超速或甩负荷时超速。

18、超速保护系统不动作

19、机组正常启动或停机过程中，严格按运行规程要求投入汽轮机旁路系统，尤其是低压旁路

20、对机组强行挂闸。

","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

5、数字式电液控制系统(DEH)应设有完善的机组启动逻辑和严格的限制启动条件

6、要慎重对待调节系统的重大改造，应在确保系统安全、可靠的前提下，进行全面的、充分的论证。

7、透平油和抗燃油的油质应合格。油质不合格的情况下，严禁机组启动。

8、电液伺服阀（包括各类型电液转换器）的性能必须符合要求，否则不得投入运行。运行中要严密监视其运行状态，不卡涩、不泄漏和系统稳定。大修中要进行清洗、检测等维护工作。发现问题应及时处理或更换。备用伺服阀应按制造商的要求条件妥善保管。

9、汽轮机主汽阀、调速汽阀运行中发生卡涩，无法处理，应立即安排停机处理。

10、只有通过危急保安器动作才能泄掉高压保安油的机组，要加强透平油质监督，防止油中水分、颗粒度超标导致遮断器卡涩引起超速事故，机组在网连续运行超过2000h，要进行降负荷打闸试验。

11、机组等级检修或汽门解体后，应开展汽门关闭时间、抽汽逆止门关闭时间测试，总关闭时间（由发出跳闸指令至油动机关闭的全过程）测试不合格，要组织科研院、制造厂等单位进行评估，根据实际情况确定是否允许机组启动。

12、机组A级检修或调速系统改造后，应开展静态仿真试验（包括带负荷试验、甩负荷试验）。

13、机组A级检修或汽门解体后，应开展汽门严密性试验，汽门严密性试验不合格禁止机组并网。

14、机组A级检修后，严格按照制造厂及行业要求进行超速试验，新建机组和调速系统进行改造后要进行甩负荷试验。

15、机组B级及以上检修应进行伺服阀性能试验并提供试验报告，A级检修DEH系统部套（油动机、卸荷阀、集成块、电磁阀等）要安排解体检修。

16、机组开机前，应分别进行AST跳闸、机械遮断跳闸（薄膜接口阀）泄安全油压试验。

17、中压主汽门阀前、阀后设置用于平衡阀前后压力的疏水管禁止在疏水阀前合并。

18、加强主调速汽门检修管理，严格按照汽轮机厂规定，阀门型线、阀杆弯曲、阀杆间隙满足制造厂要求。

19、新投产的超超临界机组主调速汽门的门杆等重要配合部位由于氧化皮造成间隙变小，要研究采取新材质、新工艺等方式解决卡涩问题。","1、防止电力生产事故的二十五项重点要求（国能安全[2014]161号

2、发电厂汽轮机、水轮机技术监督导则（DL/T1055-2007)

3、电厂用磷酸酯抗燃油运行维护运行维护导则（DL/T571-2014)

4、电厂用矿物涡轮机油维护管理导则（GB∕T14541-2017)

5、GB/T12145-2016《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》

6、厂家设计、制造要求、运行规程

","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。

6、2019年9月3日，江西大唐国际抚州发电有限责任公司2号机组因电气故障而导致机组跳闸，发电机与电网解列后因2号高压主汽阀、2号高压调节阀和2号中压调节阀出现卡涩导致超速，最高转速达3848.4r/min。

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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，检查日常水汽监督报表

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，检查机组历次启停振动监测记录及临界转速记录

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，检查机组检修记录，包括：动静间隙、扣缸工器具登记记录等

14、超速试验前未按要求进行带负荷暖机","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

10、机组冷态启动，带10%～25%额定负荷，运行3～4h后（或按制造商要求）立即进行超速试验。

","1、防止电力生产事故的二十五项重点要求（国能安全[2014]161号

2、发电厂汽轮机、水轮机技术监督导则（DL/T1055-2007)

3、GB/T12145-2016《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》

4、厂家设计、制造要求、运行规程","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，汽流带水严重，动、静叶片汽蚀严重，产生裂纹后断裂。",,,,

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

4、缸温差大启动

5、振动超限，未按规定停机

6、启动参数控制不当","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、启、停机过程或深度调峰过程热力系统疏水阀动作及汽缸温度变化情况

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

6、启动前外缸上、下缸温差超过50℃，内缸上、下缸温差超过35℃

7、启动过程或运行中机组振动大未按要求停机

8、热态启动时冲转参数控制不当，造成汽机热冲击。

9、启停机过程中是否按相关规程要求进行操作

10、对汽轮机运行过程发生故障、需要打闸是否立即执行。

11、检查汽缸保温情况。

12、各热工表计是否完整、正常。

13、盘车装置定期试验记录及操作规程

","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

机组启动过程中，通过临界转速时，轴承振动超过0.1mm或相对轴振动值超过0.26mm，应立即打闸停机，严禁强行通过临界转速或降速暖机。

6、机组运行中要求轴承振动不超过0.03mm或相对轴振动不超过0.08mm，超过时应设法消除，当相对轴振动大于0.26mm应立即打闸停机；当轴承振动或相对轴振动变化量超过报警值的25%，应查明原因设法消除，当轴承振动或相对轴振动突然增加报警值的100%，应立即打闸停机；或严格按照制造商的标准执行

6、高压外缸上、下缸温差不超过50℃，高压内缸上、下缸温差不超过35℃

7、蒸汽温度必须高于汽缸最高金属温度50℃，但不超过额定蒸汽温度，且蒸汽过热度不低于50℃

8、大轴晃动值不超过制造商的规定值或原始值的±0.02mm。

9、对盘车投运、盘车故障处理方式、轴封投运投运等应满足要求，各路疏水液位正常，汽轮机无满水隐患。

10、运行过程中振动突增、汽缸温度超差、主汽温度异常等需要立即打闸停机

11、保温良好，上下缸温差不超过50℃。

12、大轴弯曲、振动、轴向位移、轴瓦、推力瓦和汽缸金属温度等表计应合格。","1、防止电力生产事故的二十五项重点要求（国能安全[2014]161号

2、发电厂汽轮机、水轮机技术监督导则（DL/T1055-2007)

3、火力发电厂汽轮机防进水和冷蒸汽导则（DL/T834-2003）

4、厂家设计、制造要求、运行规程","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。

3、某N300-16.7-538/538-反动式汽轮发电组，2005年投产，高中压转子临界转速1600`1720rpm。2008年深度滑参数停机，机组负荷60MW时，给水泵转速突然大幅上升，过热器一二级减温水量突增，主汽温度5分钟内由372.5℃下降到285℃，然而11分钟后才打闸停机。正常惰走至1900rpm机组振动快速上升，1739rpm机组强烈振动。揭缸测量高压转子弯曲0.07mm。

4、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。

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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

4、系统倒换操作不当，导致系统跑油或断油","1、润滑油系统布置，包括阀门安装方向、材料及法兰连接垫片材质及管道支吊架；

2、用于联锁保护的压力变送器、压力开关安装位置及联锁保护定值校验

3、备用油泵定期试验

4、检修记录

5、润滑油系统及各轴承运行参数及联锁保护投退记录","1、润滑油系统严禁使用铸铁阀门，各阀门门芯应与地面水平安装；主油箱事故放油门应串联设置2个钢质截止阀，并挂“事故放油阀，禁止操作”；油系统的放油取样门及滤油机接口油门应有明显的标识牌和“禁止操作”警示牌。管道支吊架完好，系统无渗漏油地方

2、冷油器切换阀应有可靠的防止阀芯脱落措施

3、机组A级检修质量验收记录：包括汽轮发电机组各轴承、主油泵、油涡轮、交流油泵、射油器、滤网、管道的检修检查记录，其质量验收应符合《电力建设施工技术规范第3部分汽轮发电机组》DL5190.3-2019的要求。轴瓦应按《火力发电厂金属技术监倍规程》DL/T438和《汽轮发电机合金轴瓦超声波检测》DL厅297的规定进行超声波探伤检测，确认无脱胎或其他缺陷

4、机组A检修润滑油系统冲洗及临时滤网拆除记录，检修或冲洗所加滤网及临时封堵措施应拆除

5、机组启动及正常运行润滑油质应符合《电厂用矿物涡轮机油维护管理导则》GB∕T14541-2017要求

6、润滑油压低报警、联启油泵、跳闸保护、停止盘车定值整定及测点安装符合《防止电力生产事故的二十五项重点要求》之8.4.6要求

7、备用油泵定期试验应按规程进行，各项参数及联动正常

8、润滑油系统油位计、油压变送器、轴承金属温度及供回油温度测量装置按计量管理要求定期校验

9、机组启动及运行中各轴瓦温度及供回油温差应符合制造厂要求

10、有正确的操作票：包括冷油器器切换、滤网切换、油泵联锁试验等的操作票

11、有润滑油系统故障处理预案","1、防止电力生产事故的二十五项重点要求（国能安全[2014]161号

2、发电厂汽轮机、水轮机技术监督导则（DL/T1055-2007)

3、电厂用矿物涡轮机油维护管理导则（GB∕T14541-2017)

4、电力建设施工技术规范第3部分汽轮发电机组（DL5190.3-2019）","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。

3、国电电力三河电厂因电网线路故障，送出通道中断，导致1号、2号机组跳机，一期全厂失电，1号机组因保安电源故障，主机直流润滑油泵启动失败，发生断油烧瓦事件。

4、2010年1月，某厂4号机组（1000MW）启动过程中发现“发电机密封油膨胀箱油位高”报警，采取放油后报警信号消失。随后报警信号再次发出，运行人员误判测量装置故障，约8小时后，汽轮机因润滑油压低跳闸，交、直流润滑油泵随联启，但因主油箱油位低不能正常工作，造成机组断油烧瓦。

5、2004年9月，河南某电厂1号机组的168h试运后消缺工作结束，重新启动，运行27h后，1号机组5号轴瓦温度异常升高到113.35℃。其原因在于5号轴瓦在制造期间少了一道脱氢工艺，使得钨金与瓦块接合面处存有氢气，运行中氢气聚集导致轴瓦鼓包，破坏了顶轴油膜压力，引起轴瓦温度升高，积累至一定程度后，油膜压力下降几乎到零，从而导致轴瓦磨损。",,,,

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

3、密封油差压调整不当

4、主油箱负压调整不当

","1、油系统外观检查

2、油系统检修用材及施工工艺记录

3、焊接质量检验记录

4、油管道支吊架检查记录，油管道是否存在振动情况

5、油系统渗漏对受污染的保温层等清理不及时

6、密封油差压

7、主油箱负压

8、事故排油阀布置是否负荷反措要求

9、油管道防磨检查记录

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1、汽轮机轴承座附近的润滑油管道应采用焊接，不得采用法兰连接

2、调节油管道应无盲段或中间弓起的管段

3、油管与基础、设备、管道或其他设施应留有膨胀间距，保证运行时不妨碍汽轮机和油管自身的热膨胀。与存在胀缩位移的设备部件、管道连接的小油管应符合膨胀补偿规定

4、油管外壁与蒸汽管道保温层外表面应有不小千150mm的净距，距离不满足时应加隔热板

5、采用不锈钢材质的油管，管壁与铁素体支吊架接触的地方应采用不锈钢垫片或氯离子含量不超过50mg/kg的非金展垫片隔离

6、高压抗燃油系统的管道、管件、油箱等应为不锈钢材质

7、管道应采用重载管夹，管夹与管道的接触部位宜采用耐100℃以上高温且有弹性的材料，管道转弯前后应安装管夹，管夹布置间距应符合设计要求

8、油管接头不得承受管道、阀门的荷重

9、油系统检修所用材料应符合反措要求

10、油系统检修工艺及焊接质量验收应符合DL5190.3的相关要求

11、各轴承油档间隙及轴承室负压符合制造厂要求

12、现场无渗漏油部位

13、严格按规程要求调整密封油油氢差压

14、严格按规程要求调整主油箱负压，防止油箱正压

15、机组油系统的设备及管道损坏发生漏油，凡不能与系统隔绝处理的或热力管道已渗入油的，应立即停机处理。

16、润滑油系统严禁使用铸铁阀门，各阀门门芯应与地面水平安装；主油箱事故放油门应串联设置2个钢质截止阀，并挂“事故放油阀，禁止操作”；油系统的放油取样门及滤油机接口油门应有明显的标识牌和“禁止操作”警示牌。管道支吊架完好，系统无渗漏油地方。","1、防止电力生产事故的二十五项重点要求（国能安全[2014]161号

2、发电厂汽轮机、水轮机技术监督导则（DL/T1055-2007)

3、电力建设施工技术规范第3部分汽轮发电机组（DL5190.3-2019）

4、厂家设计、制造要求","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，劢磁机的漏氢被励磁机自冷风扇吸进滑环处，引起氢气着火。",,,,

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

3、密封油差压调整不当

4、操作不当，误开排氢门","

1、发电机及氢气检修安措

2、发电试验安措

3、发电机气密性试验

4、发电机及氢气、密封油系统运行参数及补氢记录

5、氢气纯度等分析仪表定期校验记录

6、现场系统查看

7、密封油泵定期试验记录

8、密封油系统检修质量验收记录

","1、浮球阀定期检查记录及检修记录。

2、发电机氢冷系统中的氢气纯度、湿度和含氧量，在运行中必须实现在线检测并进行定期校正化验。氢气纯度、湿度和含氧量必须符合规定标准

3、氢冷发电机的排氢管、定冷水箱及防爆风机排气管必须接至室外。

4、当发电机氢气冷却运行时，置换空气的管路必须隔断，并加严密的堵板；当发电机空气冷却运行或检修时，补充氢气的管路必须隔断，并加严密的堵板。

5、在氢气系统附近明火作业必须办理一级动火工作票。

6、所有密封油泵应定期进行联动试验。

7、密封油系统的平衡阀、差压阀、油箱浮球阀必须保证动作灵活、可靠；密封瓦间隙必须调整合格，密封瓦配合处轴径椭圆度及光洁度必须合格

8、发电机氢气系统及密封油系统运行参数应符合规程要求。

9、发电机及氢气系统检修后发电机气密性应合格

10、发电机日补氢量应在规范允许范围内

11、发电出线箱与封闭母线连接处应装设隔氢装置，并在出线箱顶部设置排气孔，同时加装漏氢监测装置。

12、发电机端盖密封面、密封瓦法兰面及氢系统管道法兰面等用的密封材料，必须经检验合格后方可使用。严禁使用合成橡胶、再生橡胶制品。

13、防止发电机损坏事故所要求的试验检测工作已正确执行。","1、防止电力生产事故的二十五项重点要求（国能安全[2014]161号

2、电业安全工作规程第1部分热力和机械（GB26164.1-2010)

3、运行规程","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。

2、2018年4月12日06:00，广西某自备电厂的东方电气集团东方电机厂生产QFSN-350-2-20发电机，计算漏氢量达到59.6m3/d，检查发现励端测温接线板处有火苗。根据该发电机7号、9号以及其他7个测温接线板存在不同程度漏氢的情况判断，此次故障主要是由于上年度7月发电机内部氢爆过程中，测温接线板承受了很大的冲击力，在运行一段时间后螺栓逐渐开始松动，最终导致密封圈变形、破裂，使得氢气泄漏量逐步增大。氢气着火的原因是氢气喷出时携带静电，在喷出后放电引燃氢气。

3、2007年8月17日3∶20‚，古城电厂3号机组（东方生产QFQ-50-2-B型发电机）发生机内氢爆，设备损坏较重。原因是事故前连续3个月发电机氢气纯度低于96%，密封瓦漏油，氢气湿度较大，诱发电晕产生火花。

",,,,

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

3、润滑油水分过高","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、检查浮球阀是否卡涩现象

3、密封瓦间隙超标，检查检修记录

4、密封油排烟风机出力

5、制氢站氢气品质

6、润滑油油脂报告，含水量

7、机组补氢量","

1、运行日志符合规程要求

2、密封油系统检修记录符合规程要求

3、密封油平衡阀、差压阀检修记录符合规程要求

4、润滑油水分指标，滤水机投入记录","1、防止电力生产事故的二十五项重点要求（国能安全[2014]161号

2、《燃煤火力发电厂技术监控规程》第12部分：汽轮机技术监督

3、运行规程","1、1984年6月28日，荆门热电厂发生氢气爆炸造成2人死亡、1人受伤的事故。1984年6月25日，荆门热电厂5号机组因主油泵推力瓦磨损被迫停机检修，因需要明火作业，发电机退氢。6月27日，在检修人员对5号发电机内部接线套管是否流胶进行检查，并清擦发电机内部渗油时，感觉在发电机内发闷，因未找到轴流风机通风，改用家用台式电风扇通风。6月28日，当检修人员将电风扇放入发电机人孔门内并开停几次寻找合适放置位置时，发生氢气爆炸。事故原因是由于在发电机检修时，制氢站到发电机内部的氢管道未采取彻底的隔离措施，而该管道两道阀门又不严密，使发电机内氢气达到爆炸浓度，而检修工作中使用的日用电风扇的按键，在启停特别是换档时，产生电火花，从而造成了发电机内发生氢气爆炸。

2、2000年3月，大同二厂在5号机组大修中，发现该机组200MW水氢氢型汽轮发电机转子护环有严重裂纹。发电机转子汽侧护环外表面沿周向散布有7条轴向裂纹(有的肉眼已清晰可见)，长度在13—28mm之间，深度在5—8mm之间，其内表面沿周向散布有26条裂纹，长度在10—12mm之间，深度在3—5mm之间，同时发现发电机转子护环外表面有裂纹处所对应的内壁也有裂纹。发电机转子励侧护环外表面完好，其内表面有13条裂纹。由于是在检修中发现发电机转子护环有裂纹，从而未发生发电机转子护环崩毁事故。但因发电机转子护环存在严重裂纹，被迫全部更换。发电机转子护环产生裂纹的原因是由于在本次大修前，氢气干燥器(冷冻式)因故退出运行，造成发电机机内氢气湿度严重超标，实测机内露点温度经常在20~C以上，而转子护环采用不抗应力腐蚀的材料50Mnl8Cr4WN，最终导致在发电机转子护环热套部位产生应力腐蚀裂纹。又由于该发电机密封油系统存在不时向发电机内部漏油的问题，并且发电机汽侧漏油较为严重，因油中含水量大，故汽侧氢气湿度可能更高一些，从而使发电机转子汽侧护环应力腐蚀裂纹比励侧护环严重。",,,,

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、汽轮机本体检修记录（轴向通流间隙值、推力间隙及“K”值）

2、隔板变形量测量记录

3、隔板焊缝等金属检验记录

4、转子检修、配重台账

5、动静间隙检查

6、隔板焊缝金属检查

7、基建或检修期间机组内存有遗留异物

8、各监视段压差","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、隔板汽封块弹簧弹性良好，隔板围带固定牢固、无脱开现象；隔板汽封块固定销尺寸合格、汽封块四周铆接牢固、防松措施良好

5、隔板汽封静叶片无卷边、开焊现象

6、对隔板围带汽封、隔板汽封块固定销钉、隔板汽封块弹簧进行检查，检查应固定牢固、无松动、弹簧弹性良好","1、DL/T838《燃煤火力发电企业设备检修导则》

2、厂家设计、制造要求、运行规程",,,,,

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

3、汽机冲转参数、运行参数异常

4、防止汽轮机轴振异常","1、轴瓦顶部间隙

2、轴瓦紧力

3、轴系中心

4、轴瓦垫铁接触情况

5、轴瓦钨金损坏情况（钨金脱胎、钨金检修工艺不良等）

6、轴瓦顶轴油、润滑油系统异常情况

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、通流部分、轴封间隙、油挡间隙

9、启动前外缸上、下缸温差超过50℃，内缸上、下缸温差超过35℃

10、启动过程或运行中机组振动大未按要求停机

11、热态启动时冲转参数控制不当，造成汽机热冲击

12、一次调频频繁动作，引发高调门波动，造成汽轮机转子在轴瓦内频繁移动，产生动静碰磨

13、对轴瓦瓦口间隙进行检查，确保瓦口间隙均匀

14、轴系扬度趋势是否一致

15、油挡间隙、油挡阻汽片间隙是否合格

16、各转子配重块是否固定牢固、有无松动现象

17、顶轴油管有无憋劲现象

18、各转子叶片应着色检查，低压转子末级叶片、次末级叶片销钉应做金属检验

19、瓦块钨金检查

20、瓦块摆动性能

21、轴封系统（疏水系统、轴封减温水系统）

22、滑销系统检查

23、转子裂纹检查

24、联轴器螺栓检查

","1、轴瓦检修记录（轴瓦顶部间隙、瓦枕紧力、轴瓦垫铁接触情况）

2、轴系中心记录

3、轴电流消除装置投运情况

4、机组振动记录（异常时需异常分析及处理措施）

5、机组润滑油油质记录台账

6、汽封间隙记录

7、机组运行中要求轴承振动不超过0.03mm或相对轴振动不超过0.08mm，超过时应设法消除，当相对轴振动大于0.26mm应立即打闸停机；当轴承振动或相对轴振动变化量超过报警值的25%，应查明原因设法消除，当轴承振动或相对轴振动突然增加报警值的100%，应立即打闸停机；或严格按照制造商的标准执行

8、高压外缸上、下缸温差不超过50℃，高压内缸上、下缸温差不超过35℃

9、蒸汽温度必须高于汽缸最高金属温度50℃，但不超过额定蒸汽温度，且蒸汽过热度不低于50℃

10、大轴晃动值不超过制造商的规定值或原始值的±0.02mm

11、轴瓦瓦口间隙负荷要求，四角瓦口间隙应均匀

12、轴系扬度应与设计值趋势保持一致

13、油挡间隙、阻汽片间隙应满足设计值要求

14、汽轮机各固定块检查无冲刷、固定牢固，并留有记录

15、顶轴油管无憋劲现象，且固定牢固

16、转子叶片金属着色检查合格，低压转子末级叶片、次末级叶片销钉应金属检查合格，并留有影像资料

17、TDM历史数据每季度备份一次，并存放专用电脑内，该电脑安装TDM分析软件，定期组织相关人员进行分析。

18、TDM接入SIS系统，方便与运行参数共同分析。

19、TDM振动量程高限与TSI系统相匹配。

20、振动监督管理人员要参加科研院组织的定期振动培训，并取得上岗资格证。

21、各企业TSI振动量程调整至700μm；转速600r/min以上，偏心信号要转为显示振动信号以监测小轴的振动情况。

22、.机组启、停机过程纳入典型工况管理，记录并比较启停机过临界转速的振动值及临界转速。当发现启、停机临界转速的差值超过150r/min时，应高度重视，进行专题分析。

23、记录并比较机组启停机过程中通过转子一阶临界转速的一半（副临界转速）时的两倍频振动峰值。

24、记录并比较机组启停机过程中低转速（400-500r/min）下各轴承轴径的晃度值（振动值）。

25、严格执行制造厂给定的机组启停曲线，暖机时间不得低于曲线要求。

26、机组正常运行期间，若发现振动随主汽的压升、温降明显增大时，应高度重视，进行专题分析。对比各轴承振动变化趋势，如有增长趋势立即组织专题分析。

27、各企业利用机组检修机会在一瓦或二瓦轴径处加装就地挠度表，并纳入运行启停机管理。机组配置的偏心表直观反映小轴晃度，要把偏心与就地挠度表对照分析大轴弯曲变化情况。每次大修就地挠度表最高、最低点相位要在发电机尾部轴头标记，前箱键相槽位置要与发电机尾部轴头标注位置一致。

28、机组冲车参数选择与调节级缸温相匹配，升参数期间严密监视主汽门体壁温、调节级缸温变化，若发现持续下降，采取开导汽管疏水后未见改善，机组禁止启动。

29、机组启停工况高度重视缸温差，将各处缸温差报警值纳入到TSI画面，缸温差超限时严禁机组启动，采取灭火闷缸连续盘车措施，直至满足启动条件。

30、机组温态、热态启动时，冲车时主汽压力的选择不高于主机厂推荐值，控制升速、带负荷速率，缩短负温差启动时间。

31、机组运行中要严格控制主油箱负压，避免负压过高轴承箱吸入保温等异物引起油档积碳，造成机组振动增大。

32、每次启停机TDM系统波特图、频谱图等要进行分析备份。

33、各企业健全完善汽轮机转子专用台账，内容至少包含转子原始、历次动平衡加装的平衡块位置、重量，转子原始、历次检修后弯曲最大值及轴向、径向位置。每次机组揭缸检修后的汽轮机通流轴向最小间隙数值及位置要记录在运行规程中。","1、防止电力生产事故的二十五项重点要求（国能安全[2014]161号

2、《燃煤火力发电厂技术监控规程》第17部分：旋转设备振动技术管理

3、DL/T838《燃煤火力发电企业设备检修导则》

4、厂家设计、制造要求、运行规程","1、2020年7月4日12:18，湖南湘潭4号机组（60万千瓦）30万千瓦负荷运行过程中，汽轮机振动大保护动作，机组跳闸。

2、2021年1月2日21:27，河南洛阳5号机组（30万千瓦），机组负荷25万千瓦运行中，汽轮机1瓦轴承振动大机组跳闸。

3、2021年9月9日06:35，京津冀保定11号机组（20万千瓦），机组9万千瓦负荷运行中，汽轮机4瓦X向振动254μm与4瓦Y向振动120μm，汽轮机振动大保护动作，机组跳闸。",,,,

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

4、热冲击，冲转参数异常，汽机进水","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

6、热态启动时冲转参数控制不当，轴封系统带水，缸温差大，造成汽机热冲击

7、转子表面和中心孔需进行探伤检查","1、高温高压区螺栓检修记录

2、高温高压区螺栓金属检验记录、台账

3、更换后螺栓材质

4、高压外缸上、下缸温差不超过50℃，高压内缸上、下缸温差不超过35℃

5、蒸汽温度必须高于汽缸最高金属温度50℃，但不超过额定蒸汽温度，且蒸汽过热度不低于50℃

6、对更换前旧螺栓同类螺栓进行金属材质检验，并询问厂家材质是否正确，以此决定新更换螺栓材质。

7、检查热紧螺栓紧固弧长及螺栓紧固前后螺杆伸长量，依据作业指导书及对应机组主机证明书判断标准。

8、热紧螺栓加热时间不可过长，使用加热棒长度对比螺杆长度不可过长或过短，标准参考主机证明书及作业指导书。

9、已投产机组每次大修中，必须进行转子表面和中心孔探伤检查。按照《火力发电厂金属技术监督规程》(DL/T438-2009)相关规定对高温段应力集中部位可进行金相和探伤检查，选取不影响转子安全的部位进行硬度试验。","

1、《电力建设施工技术规范第3部分：汽轮发电机组DL.5190.3-2019》

2、《电力建设施工质量验收及评价规程第3部分：汽轮发电机组DL/T5210.3-2009》

3、依据《防止电力生产事故的二十五项重点要求》8.2防止汽轮机轴系断裂及损坏事故中的","1、2021年1月9日01:20，京津冀蔚县1号机组（60万千瓦），高导管进汽法兰漏汽，运行中无法处理，12日23:33手动停机。

2、某电厂1Cr5Mo材质滑脱，造成中压主汽门门盖损坏事件",,,,

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、检修期间汽缸严密性检查、修理记录

2、汽轮机扣缸报告

3、汽封选型分析

","1、DL/T838《燃煤火力发电企业设备检修导则》

2、厂家设计、制造要求、运行规程

3、电力建设施工质量验收及评价规程第3部分：汽轮发电机组：2高中压缸清理检查验收，4高中压缸喷嘴室、隔板（套）、汽封（套）检查验收",,,,,

1.12,EH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

4、EH油系统管道振动","1、汽门、油动机、伺服阀检修记录

2、EH油质化验报告

3、系统内蓄能器皮囊检修记录

4、EH油系统管道金属检验记录

5、EH油泵电流运行趋势

6、检查一次调频动作情况，参数设定

7、做好伺服阀劣化分析","1、汽门、油动机、伺服阀检修记录满足设计要求

2、EH油质符合《电厂用磷酸酯抗燃油运行维护运行维护导则》要求

3、蓄能器充氮压力校验符合说明书要求

4、EH油系统管道金属检验记录内容及质量满足设计要求

5、EH系统运行参数（油泵电流、油温、油压等）符合规程要求

6、EH油管道振动情况，EH油系统管道管卡及管道支吊架布置情况

7、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

8、EH油系统密封件选材不符合标准。

9、EH油系统活接头密封件材料选择，密封面密封情况检查

10、一次调频参数设置不合理，系统油压频繁波动

","防止电力生产事故的二十五项反措：8.1防止汽轮机超速事故

","1、辽宁葫芦岛2号机组左侧中调门油动机快关电磁阀1号螺栓安装过程因预紧力超过标准产生缺陷，在超过极限的瞬间应力作用下，1号螺栓瞬间断裂，电磁阀结合面产生张口，其余三根螺栓在超范围拉伸力和径向应力作用下相继断裂，导致电磁阀阀体脱落，油动机安全油孔漏油，无法隔离，手动停机。

2、2012年9月2日某电厂1号机组协调方式运行，运行值班人员发现1BEH油泵电流摆动大，由34A摆至51A，就地检查3号高调门开度摆动，并伴有EH油管道振动，检查为伺服阀内部滑阀卡涩。

3、2020年6月24日03:43，广西合山3号机组（67万千瓦）机组51万千瓦负荷运行，EH油压低保护动作，机组跳闸。

4、2021年7月27日04:55，辽宁葫芦岛2号机组（35万千瓦），机组28万千瓦负荷运行中，左侧中调门油动机漏油，无法隔离，汇报调度同意后，07:47手动停机。",,,,

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

3、汽门材质需要升级

","1、汽门弹簧伸缩量与汽门行程配合不正确

2、门杆与密封套筒间隙

3、日常水汽监督报表

4、汽门检修后行程

5、汽门弹簧伸缩量与汽门行程匹配度

6、汽门门杆金属检验

7、门杆定位销销孔直径

8、阀门严密性

9、汽门材质不能满足目前机组需要高强度投入一次调频的要求，没能及时更新材质等","

1、汽门检修记录满足设计要求

2、汽门门杆金属检验记录满足设计要求

3、汽门门线符合标准，门线整圈无间断

4、汽水品质定期检验报告及检测内容符合要求","1、GB/T12145-2016《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》

2、DL/T838《燃煤火力发电企业设备检修导则》

3、厂家设计、制造要求、运行规程",1、某电厂于2021年6月发现某机组负荷在运行过程中负荷异常降低，2号高调门反馈异常全开，就地检查发现2号高调门在传动过程中阀杆不动，怀疑是2号高调门阀杆可能断裂。影响该机组正常稳定运行。,,,,

1.14,发电机检修,防止发电机损坏事故,"1、密封油系统检修管理；

2、内冷水系统检修管理。","1.每次随发电机检修对密封油浮子油箱进行清理，对浮子阀进行解体检查清洗，防止浮子阀卡涩造成发电机大量进油或漏氢。

2.每次检修前，对氢纯度、排补氢量进行分析，确定密封瓦运行状态，必要时安排检修。

3、每次停机时，均应进行内冷水系统反冲洗，并检查清扫反冲洗滤网。

4、内冷水系统检修时，要采取严格的防止异物进入内冷水系统的措施，防止发生内冷水路堵塞造成发电机绝缘过热损坏。",1、非停对标,1、系统内发生一起由于定子铁心松动磨损定子线棒引起的发电机定子接地故障,,,,

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

4、空冷机组风向变化

5、轴封压力低或低压轴封供汽门误关

6、真空破坏门误开或漏气

7、除盐水箱缺水

8、低压旁路是否误开，高低加疏水、事故放水门等开启

9、机侧疏水至凝汽器阀门、管道存在漏点

","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

10、运行真空泵入口门误关、汽水分离器水位过低、工作介质温度过高

11、空冷机组风向、风速变化，有炉后风。

12、轴封压力低、漏真空。

13、除盐水系统有漏点。

14、低旁、加热器事故疏水等误开，过负压系统管道有漏点或运行方式异常。

15、真空泵汽水分离器排汽逆止门不严，导致排汽口大量漏真空

16、机侧疏水至凝汽器阀门盘根、阀体泄漏、管道腐蚀损坏，导致空气吸入凝汽器，导致真空降低。

17、低压缸或排汽装置及凝汽器汽侧人孔门存在泄漏，引起真空降低

18、空冷岛系统抽真空门泄漏，引起真空降低

19、空冷岛系统散热翅片、集水联箱或空冷进汽蝶阀焊口泄漏，引起真空降低

","1、胶球系统投运率及收球率记录

2、运行日志

3、二次滤网投入记录

4、真空泵等附属设备检修记录

5、真空严密性试验记录

6、检查负压系统运行方式

7、阀门阀体检查，盘根法兰检查紧固

8、停机机组定期对凝汽器进行灌水查漏，对有漏点的水侧管束进行封堵

9、日常巡检关注汽侧人孔门密封情况，停机时对人孔螺栓进行紧固

10、使用涂抹黄油的方法对空冷岛系统抽真空门进行严密性检查

11、停机对空冷岛集水联箱及空冷进汽蝶阀焊口进行金属检验，有损伤及时处理，使用真空查漏仪对空冷岛散热翅片进行检查。

12、停机机组对凝汽器喉部膨胀节进行金属检验","《节能技术监督实施细则》

《DL/L1290-2013直接空冷机组真空严密性试验方法》","1、某厂低压缸与凝汽器联接的喉部不锈钢膨胀节因加工质量不好，存在硬伤，在运行中交变应力作用下焊口处裂开，真空明显下降，多次处理后仍漏气严重，被迫申请停机处理。2、某厂因五段抽汽管道膨胀节安装存在问题，焊口焊接工艺差，导致在机组运行时，膨胀节导向支撑断裂，管道拉伸量超过膨胀节变形量，致使水平膨胀节破裂、垂直膨胀节破裂，喉部个别测点温度超过120℃3、某厂凝汽器背包式疏水扩容器疏水进入凝汽器的管道未设置挡板，开机时大量疏水直冲凝汽器钛管，导致钛管多根泄漏，后在疏水管端部加装挡板，问题解决

4、某厂射水抽汽器系统设计不合理，混合室出口大小头因冲刷减薄未及时发现，运行中破裂，机组真空急剧下降导致非停5、某厂真空泵补水电磁阀卡住，无水位低报警装置，水封破坏，空气大量进入凝汽器，造成真空低保护动作跳机。

6、某厂凝汽器管束泄漏，海水进入凝结水系统，电导率等超标，未及时停机处理，停机后检查发现锅炉管道及汽轮机叶片大量腐蚀结垢

7、江苏徐塘6号机组2号真空泵电机开关控制回路运行信号辅助触点表面氧化，引起运行反馈信号抖动，联锁开启2号真空泵入口门，同时由于2号真空泵汽水分离器排汽逆止门不严，导致排汽口大量漏真空，凝汽器真空低，机组跳闸。",,,,

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

4、加热器疏水调节门开度变化","1、加热器水位控制不当，导致端差过大

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效率降低","1、运行日志

2、水位标定记录

3、加热器管束堵管记录

4、加热器检修记录

5、按厂家要求控制加热器水位

6、加热器疏水门开度监督记录","《节能技术监督实施细则》

《DL/L1290-2013直接空冷机组真空严密性试验方法》","1、某厂高加因制造质量差，胀管质量差，运行中大量泄漏导致停机

2、某厂高加堵管率高于标准值，导致高加端差增大，高加效率降低，更换高加",,,,

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","1、重大危险源管理制度及日常检查记录

2、安全阀整定记录

3、金属检验管理制度及记录

4、压力容器合格证","1、《电力生产重大事故二十五项重点要求实施导则》4.3.4

2、《电力生产重大事故二十五项重点要求实施导则》4.3.6

3、《电力生产重大事故二十五项重点要求实施导则》4.1.4

4、《电力工业锅炉压力容器监督规程》","1、某厂#3高加水侧安全阀入口装有节流装置，且管壁较薄，与筒体采用螺纹联结，运行中螺纹处断开，大量漏水，被迫停机。

2、某厂#3高加抽汽管在高加内部的一段管道有裂纹，大量漏汽，导致高加疏水端差比设计值高近20℃，后利用停机机会切疏水管作临时处理，完全处理需切高加筒体抽芯子才能处理。

3、1981年清河发电厂发生7号机组(200MW)除氧器爆炸事故。1981年1月11日，7号机组正常运行负荷200MW，在除氧器水位低的情况下，补充大量低温水，运行人员违反规程采用2．4MPa压力的二段抽汽加热(要求负荷大于150MW采用三段抽汽)，当停止大量补水后，未关闭汽源，造成了除氧器超压，安全门虽然动作，但排汽量小于进汽量，压力继续升高，致使除氧器爆炸。事故造成设备和厂房严重损坏，并造成9人死亡，5人受伤。",,,,

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

3、运行方式异常，造成管道憋压泄漏

4、循环水管道及附件泄漏","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

6、循泵启动后出口门无法开启，造成管道憋压泄漏

7、循环水管道腐蚀泄漏，法兰垫片损坏","1、排污泵定期试运记录

2、运行巡检记录

3、检查循泵启动逻辑及启动方式

4、定期检查循环水管道、法兰、膨胀节等连接位置",,"1、2010年6月15日某厂运行巡检时发现1B循环水泵出口管道与前池穿墙管填涵处存在渗水现象，6月16时运行人员监盘发现1号机组A循环水泵“出口液控蝶阀关至75°”报警，期间1B循环水泵跳闸（原因为：出口蝶阀关至75°不具备启动条件）期间机组真空降至跳机值，动作保护机组解列。因循环水泵房内存在跑水隐患较大，需重点检查进出口管路填涵不发生漏水和渗水现象，并备用足够防汛设备。

2、2021年1月19日，龙江七台河1号机组（35万千瓦），2021年1月19日06:07，机组15万千瓦负荷运行中，循环水供水管道原二次滤网堵板处泄漏，手动停机。",,,,

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

3、有不合格的外来水源回收至凝汽器","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

6、暖风器、暖汽等疏水水质不合格时回收，造成溶氧升高","1、运行日志

2、检修中补水系统等喷嘴检查记录

3、真空严密性试验记录

4、按规程规定检验水质合格后回收外来水源

5、真空严密性不合格时，应及时进行真空查漏工作，利用停机机会对湿冷机组凝汽器进行管束查漏工作，利用冬季低负荷机会对空冷机组凝汽器进行查漏工作

6、利用停机机会检查凝汽器内部凝补水喷头、空冷凝结水喷头应无堵塞、无松动现象

7、真空严密性不合格时，应及时进行真空查漏工作，利用停机机会对湿冷机组凝汽器进行管束查漏工作，利用冬季低负荷机会对空冷机组凝汽器进行查漏工作

8、利用停机机会检查凝汽器内部凝补水喷头、空冷凝结水喷头应无堵塞、无松动现象","《锅炉运行导则》《节能技术监督导则》

《DL/L1290-2013直接空冷机组真空严密性试验方法》",1、1992年大港电厂发生3号炉水冷壁爆管事故。3月12日18：10，3号320MW机组带200MW负荷运行时，发现机组负荷由200MW下降到160MW，蒸汽流量由680t／h下降到500t／h，给水流量由680t／h上升到730t／h，过热蒸汽压力由15．2MPa下降到13．3MPa，过热蒸汽温度由523℃上升到552'C，炉膛负压大幅度摆动，火焰电显示云雾状，运行人员现场检查锅炉19m标高燃烧器B角处响声较大，机组长判断为锅炉水冷壁爆管，随后机组停运。经检查发现炉膛为B角右侧墙标高19．5m处第10根水冷壁管出现38mmXlOOmm的开窗状脆性爆口，该管内壁有严重腐蚀，使内径φ44．5mm、壁厚5．1mm的水冷壁管减薄到3．1mm；并且还发现燃烧器高温区的大面积水冷壁管向火侧结有2mm以上的铁垢，垢下有溃疡腐蚀凹坑，管壁减薄，有的减薄2mm以上，腐蚀坑下有金属宏观裂纹和微裂纹，腐蚀产物是高价氧化铁。大面积水冷壁管失效的主要原因为：3号机组因制造质量、设计和安装质量等原因，长期分部试运，锅炉虽在长期停运期间采取必要的保养，但机组大部分热力系统无法保养，发生腐蚀，而该厂又对水质恶化的处理不够重视，凝结水除盐设备未能投入运行，低压加热器频繁跳闸，投入不正常，致使进人除氧器的凝结水温度偏低，而除氧器又未全面调试，不能正常除氧，从而导致给水中含氧、含铁量长期超标。因此，铁就随给水进入锅炉，全部沉积在水冷壁管上，铁垢的存在引起其沉积物下的垢下腐蚀，而铁垢又将引起水冷壁管的过热，金属温度升高又促进了腐蚀，最终导致燃烧器高温区水冷壁管大面积鼓包。修复3号锅炉更换管总长约2900m，总质量约17t，机组停运3个月。,,,,

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

3、运行操作不当","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

5、误开再循环门

6给水调整时给水偏差大，手动过调

7调整不当造成汽泵流量低跳闸","1、运行日志

2、日常检修记录

3、油脂化验记录

4、最小流量阀内漏情况

5、检查运行规程、操作票正确",《节能技术监督实施细则》,1、某电厂给水再循环调门严重内漏，漏量达100t/h，使给水流量偏低，影响机组处理。,,,,

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

4、运行操作不当，运行方式异常造成给水泵故障

","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

13、给水泵启动时未开启再循环门，造成水泵气蚀

14、水泵启动时，未检查油系统、冷却水系统投运情况，

15、给水泵密封水温度、压力，轴封供汽温度、压力，润滑油油质、给水是否有杂质进入泵腔、泵密封环导叶衬套与叶轮等硬度组合

16、给水泵启动、停备过程中操作是否符合运行规程要求（暖泵系统是否合理）

","

1、运行日志符合运行规程

2、检修记录（轴承、螺栓、间隙、对中、联轴器）满足设计要求

3、润滑油、抗燃油系统无泄漏，油质化验记录符合《电厂用磷酸酯抗燃油运行维护运行维护导则》要求

4、给水再循环门动作正常，进口门、出口逆止门状态正常

5、给水泵驱动液力偶合器勺管无故障

6、给水泵机械密封良好

7、给水泵平衡管法兰或压力、温度表管严密

8、最小流量阀内漏情况",,"1、某厂#2B小机跳闸，给水流量大幅降低，立即按照单泵跳闸紧急处理，切除机组为手动控制，紧急手动快速降负荷，锅炉MFT动作，首发原因“炉膛压力低”，主机跳闸；10：10主机转速到0，因2B汽泵推力瓦温度测量卡件故障误发信号“#2机B汽动给水泵推力瓦外侧温度高”，导致汽泵推力瓦温度高保护动作跳B小机，锅炉MFT动作，主机跳闸。

2、某厂机组正常运行中发生平衡管发生泄漏，扒开保温后确认漏点是平衡管与泵体连接法兰变径处，现场无法处理，联系带压堵漏人员到现场进行带呀堵漏，带压堵漏人员做完卡具进行堵漏，由于平衡管法兰与泵体连接处位置别扭，卡具卡上后往里打胶，胶从卡具连接部位跑掉，经过多次调整仍然无法堵住且泄漏越来越大，后经请示领导汽泵退备停运放水进行处理，解体法兰后发现法兰靠近焊口部位已冲刷出一“1x4”一漏点，法兰材质为碳钢，而法兰后管路在几年以前已更换为不锈钢材质。本次将给水泵发兰更换为厚壁法兰。

3、湖南公司耒阳电厂1号机组2号给水泵勺管进油调节阀卡涩，导致转速失控无法正常出力；1号给水泵启动后润滑油泵卡涩导致润滑油压低跳闸，两台给水泵全停引起给水中断，手动停机。

4、2020年4月22日23:55，甘肃公司八〇三热电厂2号机组（33万千瓦，单辅机配置），给水泵驱动端机械密封泄漏，停机处理。

5、2020年05月27日10:02，湖南公司耒阳电厂1号机组（21万千瓦），负荷11万千瓦运行中，2号给水泵勺管故障不出力，1号给水泵启动后润滑油压低跳闸，给水中断，手动停机。",,,,

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

4、操作不当，造成定冷水断水","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

7、误关阀门造成定冷水断水

","1、定冷水系统密封件材料选择及安装工艺

2、定冷水系统检修记录

3、定冷水系统放气门布置情况

4、重要系统操作时做好监护",,,,,,

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

3、高低压旁路阀连接块脱开，阀门开关不动","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。","1、高低压旁路阀检修记录

2、高低压旁路阀内漏情况

3、高低压旁落系统油站（气源）工作情况

4、高低压旁路阀连接块检查及传动记录",《节能技术监督实施细则》,1、某电厂4号机组高旁阀检修后，机组启机时，发生高旁阀盘根泄漏事故，造成机组停机。,,,,

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

3、压力容器压力表失效","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

7、压力容器上使用的压力表，应列为计量强制检验表计，按规定周期进行强检","1、根据设备特点和系统实际情况，制定每台压力容器的操作规程

2、压力全面检查水位附近筒体减薄情况

3、压力容器焊缝等全面金属检验记录

4、安全门检修、校验记录","1、《电力生产重大事故二十五项重点要求实施导则》4.1.1

2、《电力生产重大事故二十五项重点要求实施导则》4.1.2

3、《电力生产重大事故二十五项重点要求实施导则》4.1.3

4、《电力生产重大事故二十五项重点要求实施导则》4.1.5

5、《电力生产重大事故二十五项重点要求实施导则》4.2.1.4

6、《电力工业锅炉压力容器监督规程》",1、某电厂除氧器水位低，增加供水，导致压力降低；为保证除氧效果，需提高除氧器压力，升压过程中，压力未控制，急剧增加，导致除氧器超压发生爆炸。,,,,

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","1、氨站管理制度

2、氨站区域喷淋试验记录

3、氨站运行管理，氨罐充装量",,,,,,

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、废水处理设备运行维护和检修制度

2、废水处理设备的投运率、处理效率和废水排放达标率

3、锅炉化学清洗时，未制定废水处理方案","

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",,,,,,

2.13,发电机内冷水系统断水、接地,"1、防止内冷水系统进入异物造成发电机接地。

2、防止截止止回一体阀出现阀门卡涩及阀芯脱落。

3、防止调整阀控制系统异常导致的阀门关闭，发电机断水事故。","1、将全部缠绕式滤网更换为不锈钢激光打孔滤网，不锈钢滤网满足反措10.3.1.2相关要求。

反措《10.3.1.2》安装定子内冷水反冲洗系统，定期对定子线棒进行反冲洗，定期检查和清洗滤网，宜使用激光打孔的不锈钢板新型滤网，反冲洗回路不锈钢滤网应达到200目。

2、坚持“逢停必洗”的原则，利用机组长时间停备及检修机会对内冷水系统进行反冲洗。

3、发电机、内冷水系统检修时要加强现场管理，防止异物进入系统。

4、内冷水泵出口采用截止止回一体阀时，一体阀必须安装在水平管段上，阀杆垂直安装且阀杆向上，阀杆导向套应为一体式结构。具备条件的，应将一体阀更换为截止阀加止回阀的单体结构。

5、内冷水温度、压力调整阀应根据运行的实际工况装设机械限位。","1、内冷水系统滤网是否全部更换为不锈钢滤网。

2、是否依据“逢停必洗”原则策划项目，对内冷水系统进行反冲洗。

3.1、内冷水系统检修现场隔离、准入管理。

3.2、内冷水系统检修现场设备、管道封堵管理。

3.3、内冷水系统检修现场文明生产情况。

4、内冷水泵出口阀形式及结构是否满足要求。

",,"1、系统某厂机组大修后，发电机内冷水系统进异物，堵塞在一根定子线棒内，造成此线棒冷却水流量低、长期过热，发电机定子接地事故。

2、系统某厂发电机内冷水泵定期切换时，采取关闭出口门后再停泵的操作方式，运行人员误停另一台泵，导致发电机断水保护动作，机组非停。",,,,

2.14,压力容器故障,为防止火电机组承压部件小径管座失效造成的设备事故和人身事故.,"1、承压部件管座、套管的结构、材料、焊接工艺、检验工艺。

2、建立温度测点、压力测点、疏（放）水、排空、取样管及管座台账。

3、各企业要明确各类承压部件管座的负责人以及负责人的责任和义务。

4、各企业应根据设备台账建立带缺陷设备档案，应包括以下内容：隐患排查情况、各类管座的检查情况、潜在隐患评估情况和综合论证情况。

5、除氧器和高、低压加热器、辅汽联箱是否列入重大危险源管理并有相应的管理制度

6、安全阀定期检验记录

7、金属检验管理制度及检验记录

8、压力容器合格证及有效期

9、安全阀锈蚀、卡涩、整定值、动作情况","1、压部件管座、套管的结构、材料、焊接工艺、检验工艺是否满足要求。

2、是否建立温度测点、压力测点、疏（放）水、排空、取样管及管座台账，及明确责任人。

3、是否建立缺陷设备档案。

4、重大危险源管理制度及日常检查记录规范，能按规章制度处理问题

5、能定期整定安全阀

6、金属检验管理制度及记录规范，能按规章制度处理问题

7、压力容器有合格证且在有效期内

",1、《防止电力生产事故的二十五项重点要求》（国能安全[2014]161号,"1、某厂#3高加水侧安全阀入口装有节流装置，且管壁较薄，与筒体采用螺纹联结，运行中螺纹处断开，大量漏水，被迫停机。

2、某厂#3高加抽汽管在高加内部的一段管道有裂纹，大量漏汽，导致高加疏水端差比设计值高近20℃，后利用停机机会切疏水管作临时处理，完全处理需切高加筒体抽芯子才能处理。

3、1981年清河发电厂发生7号机组(200MW)除氧器爆炸事故。1981年1月11日，7号机组正常运行负荷200MW，在除氧器水位低的情况下，补充大量低温水，运行人员违反规程采用2．4MPa压力的二段抽汽加热(要求负荷大于150MW采用三段抽汽)，当停止大量补水后，未关闭汽源，造成了除氧器超压，安全门虽然动作，但排汽量小于进汽量，压力继续升高，致使除氧器爆炸。事故造成设备和厂房严重损坏，并造成9人死亡，5人受伤。

4、",,,,

2.15,阀芯脱落,防止阀芯脱落,"1、检查机组运行中应采取的防范措施执行情况；

2、检查检修中的应采取的防范措施执行情况。","1、检查阀门的联接块、联接杆、热控反馈杆等外部螺纹联接部位是否作为现场巡检必查项目；

2、检查是否推行SIS点检，记录典型工况下各调门开度，同类设备的调门开度定期进行对比分析。

3、检查汽轮机调速汽门是否长期在小流量开度下运行；

4、检查阀门是否具备防松措施；

5、排查六通切换阀阀芯脱落隐患；

6、排查截止止回一体阀隐患；

7、排查阀门部件腐蚀隐患；

8、排查阀门流向；

9、排查阀杆断裂隐患；

10、排查检修作业文件包是否根据实际情况进行修订完善。",,"1、某电厂锅炉主给水调节阀为梅索尼兰产品，型号88-41315-DN200，阀芯与阀杆之间采用螺纹连接、止退销防松，“高进低出