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.主机及油系统

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

1、调速系统存在缺陷

10、惰走时间超设计值

2、汽轮机超速保护装置不

11、启停机高低旁投入未按规程进行

当

12、转速探头故障、功率显示错误造成带负

3、运行中调整不当

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

1.1汽轮机超速

1.2

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

1、机组振动保护未投入，6、新更换叶片存在安装质量问题，存在松振动大未及时停机动、共振等可能性 2、机组长期调峰、起停频7、未按规程要求控制启、停机及升降负荷

汽轮机轴系断

繁的温度及速率等

裂

3、未按规定进行机组超速8、汽轮机膨胀不均，引起碰磨试验9、机组长期负荷运行时，蒸汽温度和压力4、发电机非同期并网控制不当，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

1.3

1、汽轮机动静间隙

汽轮机转子大

2、快速停机

轴弯曲

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

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

1、油系统大量泄漏

料老化、腐蚀、松动、脱落，引起大量跑油

2、轴瓦供道或轴瓦进

汽轮机断油烧4、全厂停电后直流油泵不工作，造成轴瓦

油口堵塞

瓦供油中断

3、主油泵损坏，轴瓦供油

5、交、直流润滑油泵因无排气管启动后不

中断

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

1、汽轮机油系统的阀门、法兰、活接、锁母、丝堵等松动泄漏

油系统泄漏着2、油系统管道与管道或管火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

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

发电机氢气漏1、发电机本体存在漏点

4、密封油氢油压差阀故障，油压偏低后氢

氢及爆炸2、密封油系统非正常运行

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

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

发电机氢气纯1、有空气进入氢气系统2、真空油箱浮子阀故障引起度降低2、补氢系统氢纯度不合格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

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

1、汽轮机隔板变形，引起量超过额定通流间隙的三分之一数值的，必隔板损坏须进行隔板更换。

汽轮机动叶、2、汽轮机动静间隙不符合2、根据以往历史变化趋势，如果某级隔板隔板损坏标准轴向间隙变小或者累计处理的变形量超过

3、汽轮机隔板焊缝焊接不1mm以上的，应重点关注。合格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

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

1、轴瓦检修、安装工艺不

5、轴瓦钨金损坏（钨金脱胎、钨金检修工

汽轮机振动超符合标准

艺不良等）

标2、轴系中心不符合标准

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、汽轮机高温高压区螺栓硬度超标、金属性能不符

汽轮机高温高

合标准

压区螺栓等部

2、检修、安装工艺不符合

件损伤、断裂

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_439-20062、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、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、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

1.10

1.11

1、汽缸、隔板中分面存在间隙或内张口

汽缸中分面及

2、中分面螺栓紧固不符合

级间不正常漏

标准

汽

3、隔板、汽缸中分面存在裂纹

1.12

1、EH道断裂

2、主汽门、调速汽门伺服

EH油系统故障

阀故障

3、EH油质恶化

1.13

1、汽门检修后行程不符合标准

1、机组的多次打闸，阀杆2、汽门弹簧伸缩量与汽门行程配合不正确断口位置出现疲劳应力，3、汽门门杆金属检验不符合标准

汽门门杆断裂

从而发生阀杆断裂4、汽门门杆定位销销孔过大，门杆强度降2、汽门安装工艺不良低

5、门杆与密封套筒间隙不符合标准

2.辅机系统

2.1

2.2

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

1、凝汽器汽侧存在泄漏点

5、水塔填料结垢严重，配水管道泄漏、配

机组真空低于2、真空泵系统存在缺陷

水不均等导致循环水温度偏高

设计值3、冷却水量偏低或温度偏

6、真空本冷却器脏污、盘根泄漏量大、真

高

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

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

1、加热器疏水温度变化

加热器端差超3、加热器进出水隔板泄漏，导致出水温度

2、加热器出水温服变化

标偏高

3、加热器效率下降

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

1、除氧器和高、低压加热器必须列入重大

1、压力容器管理未专业化危险源管理并有相应的管理制度

压力容器故障管理2、安全阀要有定期检验记录频繁2、压力容器管理管理制度3、要有金属检验管理制度并有检验记录

缺失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、循环水管道填函漏水

2、排污泵自动启动附件损坏，如：浮漂断

1、循环水管道填函、阀门裂、触点脏污湿冷等法兰大量泄漏3、排污泵未进行定期试运，引起排水不及2、汛期暴雨、排水泵故障时

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

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

1、有过量空气溶解入凝结致溶解氧不能析出

凝结水溶氧超水中3、凝汽器热井水位过高影响到淋水盘的除标2、凝结水中溶解氧不能有氧效果

效分离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

1、给水泵停运期间卡涩油切换导致油压低跳闸

2、驱动小汽轮机或电机故6、给水泵驱动小汽轮机油系统油脂不合格障引起调速系统故障跳闸3、给水泵本身缺陷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

1、定冷水系统阀门、冷却

发电机定子冷

器等内、外漏

却水系统工作

2、定冷水补排水系统故障

异常

3、定冷水泵跳闸

2.9

高低压旁路系

1、高低压旁路阀误开

统内、外漏及

2、高低压旁路阀内、外漏

控制系统故障

2.10

1、压力容器安全阀工作异常

承压设备超压

2、压力容器金属检验不符合标准

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、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、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

1、氨站管理制度不完善3、未严格执行防雷电、防静电措施，未设2、氨站防护措施不完善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

1、电厂内部应做到废水集中处理，正常工1、废水未集中处理，超标

况下，禁止废水外排，同时安装废水自动监

加强废水处理排放 控设施

、防止超标排 2、废水处理设备未制

2、废水处理设备的维护、管理制度不完

放事故定严格的运行维护和检修

善，废水处理设备运转不正常

制度

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

1、管道热应力开裂

主、再热、疏2、疲劳开裂水蒸汽管道爆3、腐蚀泄漏破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.人员伤害

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

高温汽水管道及附属部件2、主再热蒸汽、主给水等高温系统、高低无保温或泄漏造成的烫伤加、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

4.1高温伤害

4.2

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

自然或不当操作造成高空

高空落物伤害地防落物措施未完备、检修中产生的备件及

物体坠落

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

高处作业中因防范措施不、保护绳断裂等

高空坠落伤害

当造成人员坠落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

转动机械绞卷或转动部件

转动机械伤害2、因转动机械的联轴器及轴头等可见部位

脱离引起伤害

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

有毒物体泄漏或防护措施害

有毒物体伤害

未到位有危险作业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

4.3

4.4

4.6

分 汽机设备隐患排查治理手册

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，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、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、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、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、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、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、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、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，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、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。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、运行日志

2、密封油系统检修记录

3、密封油平衡阀、差压阀检修记录

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

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

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、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

1、汽门检修记录

2、汽门门杆金属检验记录

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

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

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

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、排污泵定期试运记录

2、运行巡检记录

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。

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。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

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

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1、运行日志

2、日常检修记录3、油脂化验记录

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

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

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、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

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

1、机炉外管台账

2、大小修机炉外管检查记录

3、支吊架检查记录4、运行日志

5、机外管管路阀门内漏情况

1、某厂高压导汽管的疏水管设计壁厚薄，设计为3.5mm，计算应为6mm，运行中疏水管破裂停机。2、某厂机组运行中低压缸平衡补偿管末端膨胀节崩裂，大量漏汽停机，原因是膨胀节护套焊缝质量不好，采用局部焊且未焊透，在长期运行交变应力作用下疲劳开裂。

1、检修中金属检验记录

2、运行日志

3、运行隔离措施及相应措施制度

4、设备四保持检查记录

1、防风、雪屋外检查记录

2、工作票中检修作业中防高空落物的防范措施

3、重物起吊的相应要求及防范措施

1、脚手架、安全带合格检查记录

2、检修中井坑孔洞的防护措施

1、设备四保持的日常检查记录

2、劳动保护安全防护措施

1、工作票中的安全防护措施

2、特殊作业的安全防护措施

发现问题问题归类整改措施