1、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
2、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
3、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 250m，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
4、降，交流润滑油泵联动，但联动后又停止运行。随后直流润滑油泵联动，但随后也停止运行（前者运行 10 秒，后者运行 16 秒） 。9：41：38，手动启交流油泵，共 2 分多钟断油。交直流润滑油泵不能及时投运是导致该事故发生的根本原因。1.3 处理方案：事故发生后，根据现场就地检查，1 轴承座内大量乌金并且下午发电机置氢时，大量气体沿发电机两端油挡处排出且现场氢气浓度超标，停机惰走时各轴承温度均偏高，可判定各轴承均有不同程度磨损，据此对一下步工作提出如下建议：一、准备工作1、机组按现行方案冷却至调节级温度降至 120以下，在此期间尽快落实可能更换的备品备件。2、润滑油停运后，揭各轴承及分解发电机端
5、盖，检查1、2、3、4、5、6 轴承、密封瓦、推力瓦、平衡瓦，修复可修复轴承，不能修复的应更换。3、检查修复轴颈，重新调整中心及对轮同心度。二、缸内汽封磨损情况判断1、宏观检查各端部汽封处轴颈磨痕，轻重程度2、将转子微抬起至轴封中间位置，测量上下、左右间隙与回装值比较，可初步估出汽封磨损情况。三、是否揭缸建议，以转子是否弯曲来决定。2.1 非正常停机后采取的应对措施及前期工作步骤#4 汽轮发电机组非正常停机后，为了在尽可能保护设备安全的前提下尽快解体设备确认损伤情况及处理方案，达到电力公司提出的在最短时间内安全、高效、保质恢复设备的要求，经各方专家领导商议决定立即采取以下应对措施和工序进行解体
6、、检查、恢复工作：1、汽缸采取闷缸措施，控制缸温。保证汽缸及转子温度自然冷却，防止汽缸及转子发生刚性变形。2、汽缸温度低于 120C 后，停止润滑油系统运行，起吊前箱、#24 轴承座、盘车轴承座。拆除各轴承座及发电机前后油挡，测量洼窝中心，塞尺测量高中压、低压缸前后轴封处转子顶起前径向间隙。测量各轴颈处桥规值。3、#16 轴承上半拆卸，宏观检查轴瓦、轴颈、推力轴承损坏情况，如轴颈损坏不严重，清理后测量现状态下各轴颈处扬度。测量高中压、低压转子与轴承座相对位置。4、对各轴颈外表面进行硬度检查。5、拆卸、起吊中低压联通管6、拆卸起吊低压外缸、内缸、隔板、轴封7、拆吊#17 轴承下半，清扫轴瓦乌金面
7、及座内残留钨金、杂质。8、高中压缸保温扒除9、研磨#17 轴瓦处轴颈10、拆卸高压进汽管道法兰螺栓及高中压外缸螺栓11、初步恢复高中压、低压、发电机转子标高、检查转子抬起量、防止动静摩擦。12、在轴瓦与轴颈结合部加装保护垫板，涂抹凡士林保证润滑。13、电动检修盘车就位14、拆除一条中低对轮螺栓，使用盘轴器与检修盘车共同试盘转子。15、轴系具备安全盘动条件后，拆卸中低、低发对轮螺栓。16、起吊高中压外缸，并加热拆卸内缸法兰螺栓。17、起吊高压内缸、中压隔板套18、使用高中压汽缸推拉装置进行推缸工作。19、顶开中低压及低发对轮止口20、低压转子起吊并进行轴颈、动叶的检查、测量、处理21、高中压转子
8、起吊并进行轴颈、动叶的检查、测量、处理22、检查高中压、低压叶顶汽封、隔板汽封磨损情况。23、另外，主油泵密封环（三道）及各轴承座浮动油环也有不同程度磨损，需测量后确认能否继续使用，如超标巨大，则需更换新环装复；24、主机润滑油、发电机密封油系统管道、邮箱、阀门、轴承座等处由于轴瓦钨金融化导致污染严重，需使用大流量冲洗设备对油系统进行彻底清扫，并对油质进行过滤和检测，最终检验合格后方可使用。通过#4 机停机后突击解体工作，发现了多项设备由于跳机断油事故导致的严重损伤，确认了高中压转子、低压转子、发电机转子、主油泵转子、励磁短轴等转动部分部件的损伤程度及处理方案。上述各转子除发电机转子、励磁短轴
9、因损伤轻微未返厂，采用现场处理方式进行修复。其余各段转子均解体并装车送返东方汽轮机厂进行厂内检查和修复工作。轴系#1 至#4 轴承返厂重铸钨金层，并根据轴颈车削量重新配装，#5、6 轴承使用库存备品轴瓦进行修研复装工作。高中压缸调节级喷嘴、高压第六级隔送返东方汽轮机厂进行叶顶汽封更换工作；其余叶顶封（高中压、低压）更换工作，由东汽厂家人员赴我厂进行现场处理。3.1 本次事故暴露出的问题本次事故暴露了电厂在安全生产特别是严格执行操作规程方面存在严重的问题。1、对全厂职工的安全教育工作还不够深入，电力生产“安全第一“的思想还没有真正地扎根于全厂每一个职工的头脑中。2、当值运行人员操作中存在严重的违
10、章操作情况，有章不循，盲目操作，责任心不强。3、运行人员素质低，对系统不熟，尤其是对主要测点位置不清，出现运行人员误判断、误处理。3.2 应采取的事故的防范措施：1、搞好危险点因素分析和预测工作，出现异常情况时，能够及时、准确进行处理。要高度重视防止抗然油系统的泄漏和由此引起着火、漏氢、爆炸措施，对油系统的连接部位要加强检查、维护，对薄弱环节要进行特殊、有效的处理。2、加强油温、油压的监视调整，严密监视轴承乌金温度及回油温度，发现异常应及时查找原因并消除。运行中发现油系统油压降低，油量减少以及前轴承箱内主油泵处声音异常时，可判断是主油泵故障，此时应立即启动辅助油泵，紧急停机，以免造成事故扩大。
11、3、启动前应认真按设计要求整定交、直流油泵的连锁定值，检查接线正确；将直流润滑油泵和交流润滑油泵联锁开关改为两只，各成系统，真正起到互为备用作用，不会同时失去备用。同时，要做到举一反三，检查其他重要联锁回路的动作情况，防止发生类似事故。4、油系统设备自动及备用可靠，并定期进行严格的试验。一旦发现系统泄漏，立即查明原因组织修复，且运行中油泵或冷油器的投停切换应平稳谨慎，严防断油烧瓦。5、要求检修人员对 DEH 故障的情况进一步深入分析，提出切实可行的改进意见，尽快进行实施。6、加强人员培训，提高运行人员操作技术水平、判断和处理事故能力。认真对待事故和障碍，及时组织调查分析，真正吸取事故教训。结论
12、通过该厂断油烧瓦事故，我们也应看到，任何事故的出现都是一把双刃剑，在接受惨痛教训的同时，也给检修人员提供了宝贵的学习机会。通过此次突发事故的应对，针对以上跳闸过程联锁与记录，该厂对DCS 组态做了进一步完善，汽机转速小于 2850rpm 联启交流油泵，改为汽机跳闸联启交流油泵；取消润滑油联锁按钮，完善 DCS 报警功能，尤其是声光报警功能。目前，该厂机组再次启动后，运行参数良好，各项试验数据显示，大修后机组性能指标较大修前有所提高。#4 机组工况大修后试验热耗率为 8037.65kJ/kwh，修正后的热耗率为 7954.10kJ/kWh，比大修前下降了 116.64kJ/kwh；试验计算高压缸效率为 79.53%，比大修前提高了 3.43 个百分点；大修后修正发电煤耗率为 298.95g/kwh,比大修前下降了 4.39g/kwh，通过此次大修也解决了该机组轴封漏气量大的问题，提高了机组运行的经济性。参考文献：1、胡代舜.大型汽轮机事故及预防.电力安全技术，1999 年 02 期2、刘崇和、张勇.汽轮机检修；中国电力出版社，2004 年3、电力行行业职业技能鉴定指导中心主编.汽轮机本体检修，中国电力出版社，2002 年4、华能国际电力股份有限公司.热工控制系统运行维护手册，中国电力出版社，2008 年5、张磊.汽轮机运行技术问答.中国电力出版社，2008 年
