发电厂断油烧瓦事故
300MW汽轮机组断油烧瓦事故分析及处理方案
300MW汽轮机组断油烧瓦事故分析及处理方案摘要：汽轮发电机组断油烧瓦是是火电厂非常严重的恶性事故之一，运行中轴承一旦断油，将造成轴瓦的烧毁，更为严重时会造成大轴弯曲和轴瓦处冒烟、着火、爆炸等严重事故。
本文针对一起典型的运行人员误操作导致的断油烧瓦事件进行了原因分析，并提出非正常停机后采取的应对措施及前期工作步骤以及相应的防范措施。
希望对电厂以后减少类似事故提供一些有益帮助。
关键词：汽轮机；断油烧瓦；防范措施前言众所周知，润滑油系统的工作好坏对汽轮机的正常运行有非常重要的意义。
然而通过调查不难发现，大多数火电厂都发生过汽轮发电机组断油烧瓦事件，近些年来，虽然各单位在预防汽轮发电机断油烧瓦事故上做了不少工作，事故也有所减少，但总的看来，有些电厂采取的防范措施不彻底，事故原因仍然存在，仍有其发生的必然性。
本文就是结合某厂300MW#4机组大修后在启动、冲转、试验过程中，由于运行人员误操作，出现了严重的断油烧瓦事故后，采取的一些处理措施进行了论述。
1.1#4机组断油烧瓦事故经过某电厂300MW#4汽轮发电机是东方汽轮机厂设计制造的第八代亚临界300MW氢冷机组。
该机组于2008年3月16日停机，3月20日盘车停运，正式转入A级检修。
4月25日凌晨5：00起，#4汽轮发电机组进入启动、冲转、试验阶段。
在此阶段#4汽轮机及调速系统运行状态正常，各技术参数符合要求，机组运行未发现异常情况。
1.2机组跳机及轴承断油事件经过：1、9点38分22秒停机，首出信号"汽轮机轴瓦振动大"，而从运行曲线上看，跳机前，电气试验中有一信号干扰＃6瓦振动信号，造成跳机。
9点30分左右6Y轴振开始出现大幅抖动，又瞬间回落，到9点38分跳机这段时间内出现三次较大的抖动。
（保护跳机值250μm，瓦振7丝跳机）。
2、润滑油压低(正常值0.0785-0.0981)MPa0.0490.0490.03920.0390.029联动交流润滑油泵联动直流润滑油泵EST遮断盘车状态跳盘车机组跳闸后，随后在转速下降过程中润滑油压下降，交流润滑油泵联动，但联动后又停止运行。
汽轮机断油烧瓦事故应急预案
汽轮机断油烧瓦事故应急预案1 总则为保证人员生命财产、机组设备的安全，防止发生突发性的汽轮机断油烧瓦事故，并能在危险发生后迅速、正确、有效的控制和处理事故。
根据《中国大唐集团公司安全生产危急事件管理工作规定》和《XXX公司安全生产危急事件管理工作实施细则》的要求，结合本单位的实际情况，本着“预防为主、自救为主、统一指挥、分工负责”的原则，特制定汽轮机断油烧瓦事故应急预案。
2 适用范围本应急预案适用于XXX公司汽轮机断油烧瓦事故可能引起的突发性事件。
3 概况 (各单位应根据本厂情况编写,以下做参考)我公司现有东方汽轮机厂和东方电机厂生产300MW汽轮机发电机组2台，额定转速3000r/min，分别布置在＃1、2汽机房12.6米层运转平台；每台机组各有上海汽轮机厂生产2台6MW 驱动给水泵式小汽轮机，额定转速6000r/min。
实际工作转速为～5500r/min，＃1、2汽机房12.6米层分别布置2台小汽轮机。
根据我公司设备情况，可能发生汽轮机断油烧瓦的设备有两台大机和四台小机，两台大机和四台小机均为本预案的应急目标。
设备主要技术参数：3.1主机润滑油系统及轴瓦系统简介主机润滑油为HU－20汽轮机油(即＃32汽轮机油)，主油箱有效容积为38m3，轴承运行容积为32 m3，高压启动油泵出口压力为1.75～2.0Mpa，流量90 m3/H；交流润滑油泵出口油压0.296Mpa，流量168 m3/H；直流润滑油泵出口压力0.198Mpa，流量138 m3/H；轴承进油压力0.081～0.12Mpa，当润滑油压低于0.08Mpa时报警，低于0.07Mpa时联启交流润滑油泵，油压低于0.06Mpa时跳机且联启直流润滑油泵。
每台主机设置两台顶轴油泵，出口压力8～12Mpa，一台运行，当顶轴油母管压力低于7Mpa时联启另一台顶轴油泵。
主机轴承为四点支撑。
高中压转子和低压转子分别由#1、#2和#3、#4轴承支撑， #1支持轴承为可倾瓦轴承，其余3个支持轴承均为带球面轴瓦套的椭圆轴承。
机组断油烧轴瓦事故
If you are really willing to work hard for your dreams, the worst result will be a late bloomer.精品模板助您成功（页眉可删）机组断油烧轴瓦事故【案例简述】某厂300MW机组断油烧轴瓦，事故前#2机组负荷300MW，各运行参数正常。
15时06分，#2机发出发电机定子冷却水断水信号，值班员、班长、值长检查定子冷却水泵，冷却水流量正常，判断为误发信号。
15时08分，#2炉BTG盘发出MFT(主燃料切除)动作信号，锅炉灭火，汽机跳闸，发电机解列，厂用电自投成功。
解列后，值班员开启有关旁路、切换轴封汽源、启动备用真空泵、停凝结水泵等操作。
15时17分，转速降到1550r／min，司机启动顶轴油泵。
15时25分，转速从1000r／min迅速降到0。
值班员、班长到机旁投盘车不成功，检查发现润滑油压表显示接近于O，即启动交流润滑油泵，油压上升到0.14MPa后再投盘车也不成功。
全部惰走过程仅17min，比平常少38min。
惰走期间润滑油中断，致使轴瓦烧毁。
【案例评析】1.#2机出现手动MFT跳闸，查实为锅炉保护装置误动，是事故的诱发原因；2.机组解列后，主汽门关闭，润滑油压随转速下降而降低，当油压降到0.07MPa和0.06MPa时，交、直流润滑油泵应自起动，但实际没有起动，是事故的主要原因；3．运行人员在汽机解列后，没有按运行规程规定：严密监视润滑油压，而是当汽机转速下降到2700r／min，润滑油压降到77～84kPa，交、直流润滑油泵未能自动启动时，才手动启动交，直流润滑油泵，致使汽机转速降低到主油泵不能正常供油的情况下，机组断油烧瓦，转子下沉，高压缸下部动静径向间隙消失，摩擦卡死。
这是事故的重要原因；4.汽机解列，出现润滑油压低之后，BTG盘没有发出低油压低I值、低Ⅱ值、低Ⅲ值3个声光报警信号，以及时提醒运行人员立即处理。
20起典型汽轮机事故
20起典型汽轮机事故一富拉尔基二电厂86年3号机断油烧瓦事故（一）、事故经过86年2月23日3号机（200MW）临检结束，2时25分3号炉点火，6时20分冲动，5分钟即到3000转/分定速。
汽机运行班长辛××来到三号机操作盘前见已定速便说：“调速油泵可以停了”，并准备自己下零米去关调速油泵出口门，这时备用司机王××说：“我去”，便下去了。
班长去五瓦处检查，室内只留司机朱××。
王××关闭凋速油泵出口门到一半（原未全开）的时候，听到给水泵声音不正常，便停止关门去给水泵处检查。
6时28分，高、中压油动机先后自行关闭，司机忙喊：“快去开调速油泵出口门”，但室内无值班员。
班长在机头手摇同步器挂闸未成功。
此时1—5瓦冒烟，立即打闸停机。
此时副班长跑下去把调速油泵出口门全开，但为时已晚。
6时33分，转子停止，惰走7分钟，经检查除1瓦外，其他各瓦都有不同程度的磨损。
汽封片磨平或倒状，22级以后的隔板汽封磨损较重，20级叶片围板及铆钉头有轻度磨痕。
转入大修处理。
（二）、原因分析1、油泵不打油，调速油压降低，各调速汽门关闭。
三号机于84年9月25日投产，11月曾发生大轴弯曲事故，汽封片磨损未完全处理，汽封漏汽很大，使主油箱存水结垢严重，主油箱排汽阀堵塞未能排出空气。
主油泵入口有空气使调速油压下降。
此次启动速度快，从冲动到定速只有5分钟，调速油泵运行时间短空气尚未排出，就急剧关闭调速油泵出口门。
过去也曾因调速油泵停的快，油压出现过波动，后改关出口门的方法停泵。
这次又操作联系不当，使油压下降。
2、交直流油泵未启动。
当备用司机关调速油泵出门时，司机未能很好的监视油压变化，慌乱中也忘记启动润滑油泵。
24伏直流监视灯光早已消失一直未能发现。
3、低油压联动电源已经切除。
20日热工人员未开工作票在三号机热控盘进行了四项工作，把热工保护电源总开关断开，工作结束忘记合上，致使低油压未能联动润滑油泵。
发电机组烧瓦事故应急预案
救援人员应佩戴齐全的防护用品，如防护服、手套、眼罩等，以保障
救援过程的安全性。
02
设置安全警戒线
在事故现场设置安全警戒线，禁止无关人员进入现场，确保救援工作
不受干扰。
03
救援注意事项
在救援过程中，应注意避免设备本体和润滑油系统的二次损伤，同时
要保护好现场人员和财产安全。
05
人员伤亡与财产损失处置
伤亡人员现场救护及转运
灭火与冷却装备
应配备干粉灭火器、水基灭火器、砂子灭火器等 灭火装备以及消防水枪、消防水带等冷却装备， 使用时需检查装备完好性及使用方法掌握情况。
检测与报警装备
应配备红外测温仪、振动检测仪、噪音检测仪、 有害气体检测仪等检测装备以及可燃气体报警器 、火焰探测器等报警装备，使用前需检查装备完 好性及使用方法掌握情况。
02
组织与协调
应急指挥部组成与职责
总指挥
1
负责全面指导、协调和决策
副总指挥
2
协助总指挥工作，负责现场指挥和协调
3
成员
各部门负责人和专业人员，负责相关职责范围 内的应急工作
应急救援队伍建制与任务
应急救援队
负责现场抢险救援和安全保障
医疗救护队
负责现场医疗救护和转运伤员
物资保障队
负责应急物资的采购、储备和调配
现场先期处置原则与方法
切断电源
在确认发电机组已经停止运转后，断开该设备的电源，以防止事故扩大。
紧急停机
立即执行紧急停机操作，停止发电机组运转，并关闭汽门、油门等进、出口阀门。
通风排气
打开设备本体及润滑油系统的放空气阀，进行通风排气，降低设备内部的温度和压力。
现场安全防护措施及救援注意事项
灵武电厂断油烧瓦事故
宁夏灵武电厂断油烧瓦事故2011年4月16日，华电宁夏灵武发电有限公司（以下简称“灵武公司”）#3汽轮机在临修结束后的开机过程中，因润滑油中断造成轴瓦烧损。
事件发生后，集团公司和华电国际有关人员立即到达现场，了解情况，指导处置，目前，事件正在进一步调查中。
现将有关情况予以通报，要求各单位高度重视，举一反三，深刻吸取教训，防止类似事件重复发生。
一、基本情况灵武公司#3机组为1000MW燃煤直接空冷超超临界汽轮发电机组，汽轮机由东方汽轮机厂生产。
该机组由山东电建三公司负责安装，山东中实易通调试所负责调试，中咨监理公司负责监理，2010年12月28日完成168小时试运。
二、事件经过2011年4月2日，#3机组停机临修。
15日22:30，临修结束锅炉点火。
16日4:12，汽轮机挂闸冲转；4:59，汽轮机转速升至1360r/min，运行值班人员发现DCS监视画面中的“发电机密封油膨胀箱液位高”报警信号发出，于是采取放油处理，5:26，液位高报警信号消失。
7:53，#3汽轮机转速3000r/min暖机，运行值班人员发现DCS监视画面中的“发电机密封油膨胀箱液位高”报警信号再次发出。
16:12，机组负荷618MW，汽轮机跳闸，首出原因显示“汽轮机润滑油压低”。
转速到零后，就地投入盘车因电流大跳闸，盘车无法正常投入，手动盘车不动，关闭汽轮机本体所有疏水气动、手动门，对汽轮机进行闷缸处理。
三、设备损坏情况截至4月27日，汽轮机轴瓦、推力瓦解体完毕，发现各轴瓦钨金、轴颈均有不同程度磨损。
四、原因初步分析经现场查看和分析，初步认为发电机密封油回油膨胀箱下部系统回油不畅，导致密封油回油膨胀箱油位升高，并进入发电机内部。
同时，回油不畅引起汽轮机润滑油主油箱油位下降，油位降至BOP油泵吸入口部位后，汽机润滑油主油泵不出力，润滑油压失去，虽成功联启交直流润滑油泵，但因油位低，交、直流润滑油泵仍无出力，“润滑油压低”保护动作跳闸，最终造成轴瓦烧损、汽轮机无法盘动。
300MW汽轮发电机组断油烧瓦事故分析
事故过程中，从集控室观察到#1轴承至#6轴承和推力瓦 的振动和温度最大值，如表1所示。
根据从DCS收集的信息来看，当时判断轴承瓦块肯定已经 损伤，甚至可能已引发轴颈的大规模损伤。
虽然已采取闷缸措施保证转子不弯曲变形，但为避免转
114
Sheji yu Fenxi◆设计与分析
表1 #1轴承至#6轴承和推力瓦在事故中参数最大值
. A1ll事R故i详g细ht过s程Reserved.
（1）1月31日00：05，机组运行人员准备打闸停机； （2）00：12：42，直流油泵启动，汽轮机转速3 006 r/min，汽 机打闸； （3）00：13：00，汽轮机转速2 847 r/min，联动启动交流油泵； （4）00：13：37，交流润滑油泵跳闸，应急电源故障报警，直 流润滑油泵未联启，汽轮机转速2 567 r/min，系统润滑油压 0.140 1 MPa，并开始下降（后经检查核实：交流润滑油泵为应 急电源跳闸，主电源开关未处于工作状态）； （5）00：15：41，汽机润滑油系统油压下降至0.067 4 MPa， 主油泵出口油压0.711 1 MPa，汽轮机转速1 886 r/min（油泵都 停止运行后，油系统靠主油泵仍有少量油压）； （6）00：15：46，汽机润滑油系统油压下降至0.022 MPa，主 油泵出口油压0.106 5 MPa，汽轮机转速1 864 r/min（主油泵出 力不足，此时油系统彻底开始断油）； （7）00：16：13，汽机润滑油系统油压为0.022 MPa，主油泵 出口油压0.074 MPa，汽轮机转速1 755 r/min，此时瓦温开始有 升高趋势（油系统彻底断油）； （8）00：17：23， 运 行 人 员 启 动 直 流 投 入 运 行 ， 此 时 汽 轮 机 转速1 303 r/min； （9）00：17：45，汽机润滑油系统油压恢复为0.123 9 MPa， 汽轮机转速1 193 r/min，此时部分瓦温达到最高，其中#2瓦 203.73 ℃，#4瓦102.08 ℃； （10）00：22：26， 汽 机 大 轴 静 止 ， 通 知 安 排 投 盘 车 ， 启 动 盘 车无效，就地手动盘车不动； （11）00：25：30，由于盘车无法盘动，通知运行人员及时采 取措施，闷缸控制缸温，保证气缸及转子温度自然冷却，防止
某电厂2号机组汽轮机断油烧瓦事故原因分析
某电厂2号机组汽轮机断油烧瓦事故原因分析1、事故经过某电厂2号机组汽轮机为哈尔滨汽轮机厂生产的300MW汽轮发电机组，锅炉为循环流化床锅炉。
该机组为今年新投产的机组。
2010年7月26日，该机组运行过程中因冷油器漏油，导致机组断油而烧瓦。
事故前：负荷177MW，主汽压力12.19MPa，主汽温度532℃，主机润滑油压0.16 MPa，主油箱油位-39mm，发电机氢压0.3 MPa，左右床压6/5KPa，床温756℃。
2010年7月26日9点37分06秒，主油箱油位-39mm，发“汽轮机润滑油压低”信号，主机交直流润滑油泵联启，润滑油压0.093MPa。
9点37分15秒，主油箱油位下降至-86mm，发“汽轮机润滑油箱液位低”信号。
9点37分45秒，主油箱油位下降至-310mm变坏点1500mm，润滑油压0.078MPa，发“汽轮机润滑油箱液位低低”信号。
9点37分58秒，润滑油压0.06MPa，汽轮机润滑油压低保护动作汽轮机跳闸。
就地检查发现主机润滑油冷油器六通阀大量跑油。
9点39分05秒汽轮机转速降至2790rpm，汽轮机各瓦振动：除了1X/1Y有显示为92/86mm，其它各瓦振动测点全部坏点；各瓦温度温度升高，其中#3瓦146℃，#4瓦147℃。
9点39分42秒汽轮机转速降至2470rpm，1X/1Y瓦也成坏点，1-6瓦轴瓦金属温度达129-161℃。
9点41分34秒汽轮机转速降至0 rpm。
手动盘车，盘不动。
汽轮机采取闷缸措施。
2、解体检查情况解体3、4瓦；将发电机内部残余氢气置换完毕后，解体 5 、6瓦，拆发电机端盖、拆密封瓦，拆除中低压联通管，法兰加堵，监视缸温差变化。
分解低发对轮螺栓，进行抽发电机转子，解体低压缸工作。
解体设备的主要情况如下：4瓦上瓦4瓦轴颈三瓦上瓦三瓦轴颈发电机底座螺栓错位发电机定子左后垫片出来5瓦上瓦5瓦轴颈风扇叶磨损3、解体发现的新问题由于厂家设计问题，发电机6瓦定位销长度尺寸不够，未能卡住轴瓦，无法起到定位作用，造成轴瓦转动。
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9点39分42秒汽轮机转速降至2470rpm，1X/1Y瓦也成 坏点，1-6瓦轴瓦金属温度达129-161℃ 。
轴瓦球面
定位销
定位槽
定位销孔
三、事故原因分析
经过哈尔滨汽轮机厂、冷油器切换阀制造厂和东北 电科院及大唐国际、辽宁分公司、调兵山电厂人员查阅设 计图纸和现场确认，就造成本次断油停机事故的润滑油外 漏原因达成一致意见，如下：
1、切换阀上法兰盖紧固螺栓咬合深度不符合设计标 准
切换阀上法兰阀体螺栓孔内螺纹小径尺寸实测：上 部φ11.5 mm，深度6mm以下为φ11.2 mm。按照国标 (GB5782)的设计标准应为φ10.106 mm。
9点41分34秒汽轮机转速降至0 rpm。手动盘车，盘不 动。汽轮机采取闷缸措施。
9点44分进行发电机排氢，向发电机内充CO2。 9点49分08秒发电机氢压降至0.08MPa，就地发现发电 机跑氢着火。10时00分发电机着火部位火情扑灭。
现场重点是做好发电机处保护和防火措施，做好闷缸封 堵措施，组织人员清理现场和设备上积油，防止从地沟外排。
蝶松脱
该切换阀在设计、制造上存在严重质量问题，隐患如下：
① 阀瓣上的密封胶圈易脱落
图1 6QHF型 冷油器切换阀 1.上阀盖 2.手柄 3.阀杆 4.凸轮 5.密封组件 6.阀盖 7.阀体
2、有15台机组没有采用六通切换阀型式，用4个闸板 阀作为冷油器的截断门。 涉及6个电厂：陡河、高井、红 河、新余、云冈。
3、有26台机组采用的是FQ型（FQ-200-1（2）、 FQ-5-250）， 涉及9个电厂：河西、张家口、高井、潮州、 宁德、盘山、王滩、乌沙山、运城，结构如下图2。
此开口定 位销是检 查重点！
图2 FQ-200型切换阀
4、有21台机组采用的是FQ-6-250（东汽用于 300MW及以下机组）和D600B-765000A（东汽用于 600MW及以上机组）型式的切换阀， 涉及8个电厂：陡 河、迁安、唐热、云冈、呼热、大坝、托克托、宁德，见 图3、图4。
图3 FQ-6-250型 切换阀
9点37分15秒，主油箱油位下降至-86mm，发 “汽轮机润滑油箱液位低”信号。
9点37分45秒，主油箱油位下降至-310mm变 坏点1500mm，润滑油压0.078MPa，发“汽轮机 润滑油箱液位低低”信号。
9点37分58秒，润滑油压0.06MPa，汽轮机 润滑油压低保护动作汽轮机跳闸。就地检查发现 主机润滑油冷油器六通阀大量跑油。
图4 D600B-765000A型切换阀
5、神头2台机组采用的是进口的AMOT Controls England 8BRDB10507-00-AWY
五、目前在装的6QHF冷油器切换阀存在的隐患
阀瓣上的4个聚 氨酯密封胶圈易 脱落
阀蝶没有固定
上下法兰盖紧固 螺栓存在隐患
4条螺丝无防栓外径实测为φ11.7 mm，咬合深度单侧 只有0.1mm至0.25 mm（标准应是0.92mm），未达设计 要求，造成连接强度严重不足。
8个M8X1.75螺 丝底扣全部已
捋扣
2、螺纹有效旋合长度不够 设计图纸要求上端盖紧固螺栓规格为M12×40，而 现场实际使用螺栓规格为M12×24.5，同时图纸要求上盖 厚度为15mm，而实测厚度为16.2mm，内螺纹工艺倒角 1mm，螺栓倒角及未承力螺纹部分2mm，以上原因造成 螺栓实际有效旋合长度约5.3mm，与设计图纸严重不符。 3、在装螺栓未按图纸要求安装弹簧垫圈
二、 解体检查情况
事后厂里立即成立了事故调查处理领导小组。下设事 故调查组、设备抢修组、运行生产维护小组、后勤保障组 4个专项组，明确了责任，落实分工；协同设备生产厂家， 哈汽厂查明原因，解体检查设备损坏状况，制定修复方案 和抢修措施、计划。
进展工作：
解体3、4瓦；将发电机内部残余氢气置换完毕后， 解体 5 、6瓦，拆发电机端盖、拆密封瓦， 拆除中低压联 通管，法兰加堵，监视缸温差变化。分解低发对轮螺栓， 进行抽发电机转子，解体低压缸工作。目前速度级处缸温 一天下降15-20℃左右。
4瓦上瓦
4瓦轴颈
三瓦上瓦
三瓦轴颈
发电机底座螺栓错位
发电机定子左后垫片出来
5瓦轴颈
5瓦上瓦
风扇叶 磨损
发现新问题：
由于厂家设计问题，发电机6瓦定位销长度尺寸不够， 未能卡住轴瓦，无法起到定位作用，造成轴瓦转动。目前 其它几个新投电厂：张热、丰润、锦州、调兵山、吕四、 潮州（包括河西）等有停机机会，也要扩大检查范围，对 轴瓦定位销等情况进行检查。
螺丝明显偏短，造成旋入有 效深度只有2-3扣
四、大唐国际在装冷油器切换阀情况
目前大唐国际共有80台汽轮发电机组（含多伦煤化 工动力分厂3台，临汾河西热电2台），冷油器的出入口阀 门配置情况如下：
1、有17台机组配备的是6QHF型的主冷油器切换阀。 另外潮州1、2号机组4台小机的冷油器切换阀也是此种类 型。此种类型阀门共计21个、涉及7个单位：潮州、吕四、 调兵山、锦州、张热、丰润、多伦动力分厂，结构如下图 1：
关于加强冷油器切换阀等汽轮机油系 统设备管理的要求
----调兵山2号机组“7.26” 断油事故通报
2010.7.30
目录
一、调兵山2号机组事故经过 二、设备解体情况 三、事故原因分析 四、大唐国际在装冷油器切换阀情况 五、目前在装的6QHF冷油器切换阀存在的隐患 六、要求采取的措施
一、调兵山2号机组事故经过
2号机组事故前：负荷177MW，主汽压力12.19M Pa，主汽温度532℃，主机润滑油压0.16 MPa，主油 箱油位-39mm，发电机氢压0.3 MPa，左右床压6/5K Pa，床温756℃。
2010年7月26日9点37分06秒，主油箱油位-39m m，发“汽轮机润滑油压低”信号，主机交直流润滑 油泵联启，润滑油压0.093MPa。