一起发电机导轴承烧瓦事故
水力发电机组推力轴承瓦磨损烧瓦分析与防控措施
水力发电机组推力轴承瓦磨损烧瓦分析与防控措施摘要：某水力发电厂#01机带负荷试验，造成推力轴承瓦磨损烧瓦，判断故障的原因并制定相关防控措施。
关键词：水力发电厂；带负荷试验；推力轴承烧瓦；原因分析；改进措施；1事件发生过程12月15日#01机组检修后启动会上强调，因推力轴承循环油进油管路(带Φ25示流器)更换新管，循环油新管路变大较多，推力轴承循环油以电动阀后面不锈钢球阀进行控制流量，流量以推力循环油在油槽内不会溢出为标准进行控制开度，推力循环油未开机前进行试运行，调节流量后示流器为两盏灯亮(50%开度)，待机组运行空转及带负荷后再进行调节开度。
12月18 日15:54， #01机以手动方式开机正常后以手动方式停机，于16:25操作完毕。
16:50，#01机从零升压。
因励磁高压保险原因零升失败，于18:53 暂停，#01机停机后，退出#01机推力、水导油循环。
12月19日14:30，#01机励磁高压保险已修复，继续进行试验，全开#01机推力电动阀前端的阀门、#01机水导循环油进油阀进行#01机推力、水导润滑油循环，14:58开始#01机从零升压操作，15:57 #01机同期装置假并试验操作。
16:17 ，#01机A级检修工作结束，#01机具备启动条件。
16: 45 #01机由检修转热备用。
17:02，#01机带3500KW负荷进行甩负荷试验，17:05#01机上位机操作发电成功，17:05～17:10分段带负荷至3500KW。
17:12发现推力瓦温已至68.3℃，现场保护仍未动作，立即紧急停机，17:14 #01机组事故停机。
17:12 #01机推力瓦温最高至81.6℃。
停机后立即对#01机组推力轴承处进行检查，发现推力轴承进油量偏小，示流器显示只有一盏灯亮（示流器上共4格灯），立即将示流器后端阀门开至全开位置，经推力循环油进行循环运行，推力轴承前轴端密封处有烟冒出，经分析，推力瓦可能已经过热磨损，需拆出推力瓦进行检查处理。
一起25MW_灯泡贯流机组发导轴承烧瓦事故处理技术
722023年11月上 第21期 总第417期工艺设计改造及检测检修China Science & Technology Overview板和发电机导轴承（以下简称“发导”）等部分组成。
正反向推力轴承为巴氏合金瓦，分别承受机组运行和停机过程中轴向水推力，并通过推力轴承座将水推力传递给管型座。
发导瓦为分半式巴氏合金瓦，主要承受机组径向不平轴承内部损坏的轴承及其他部件进行更换处理[4]。
4组合轴承的解体为最大程度减少抢修工作量和时间，采取在不拆卸机组各大件的情况下，进行组合轴承内部解体检查和部件更收稿日期：2023-04-22作者简介：陈长游（1987—），男，福建福清人，水电工程师，研究方向：水电厂技术设备管理研究。
一起25MW 灯泡贯流机组发导轴承烧瓦事故处理技术陈长游1 马 艳2（1.中国华电集团有限公司衢州乌溪江分公司，浙江衢州 324000；2.浙江水利水电学院，浙江杭州 310018）摘 要：某电站一台25MW 灯泡贯流式水轮发电机组经过A 修后在投产运行过程中出现，发电机导轴承温度异常升高而被迫停机，后续检查发现系发电机导轴承烧瓦。
该型机组烧瓦事故抢修难度大，存在空间狭小、耗时耗力、危险性大等突出特点，为减少抢修工作量和工期，采取在不拆除机组大件的情况下进行发电机导轴承瓦更换，专业技术人员讨论分析后，制定科学、合理、安全的抢修方案，量身定制临时专用工器具，并加强检修重点、难点工艺步骤的管控，最终在各方努力下，为期21天，成功完成抢修任务，后工艺设计改造及检测检修China Science & Technology Overview换。
鉴于管型座内空间狭小，检修空间有限，经过专业技术人员分析讨论，制定科学、合理、安全的解体方案[5]。
4.1专用支撑装置制作专用支撑装置制作是本次抢修工作中的一个创新点，也是最重要的安全保障。
主要步骤如下。
（1）拆除主轴保护罩及拆除管型座内部影响组合轴承解体的管路等部件，露出主轴。
发电机上导瓦烧毁事故原因及防范措施
3 暴露的问题 (1) 上导油冷却器环管管壁太薄，堵漏的环氧 树脂经过多年的油水浸泡、 磨损已大多脱落， 造成 管壁出现漏点， 产生负压并向外抽油， 使油盆内油
面下降。
发现上导温度最高升至 110. 80 ，上导 C
(2) 冷却水质差，泥沙含量大，长期对冷却器 铜管冲刷， 使得油冷却器管壁越来越薄， 造成管壁 出现破裂、穿孔。 (3) 运行人员对异常情况缺乏正确的判断、分 析能力， 对上导瓦缺油的异常未能分析出原因， 在 没有确认上导实际油位是否正常的情况下，冒险强
对有可能产生谐振的区域电网要进行综合治理， 应 通过更换设备(如将电磁式电 压互感器更换为电容 式电压互感器)或调整运行方式来改变系统局部参 数。建议在所有 35 kV 电 压互感器中性点装设阻尼 器或在其开口 三角绕组上装设一定阻值的阻尼电阻 来限制谐振产生。 (收 期: 2006- 10- 22 i石
析 事故 分 一 i x
f e n
电力 安 全 技 术
1 . 万 ‘涯 1 甘沙 : 杜桂
第9卷 (2007 年第6 期)
发电$A上导瓦Io, eA 奔 s rliza 故原因及防范精施 r
(温宿水电 厂，新疆 温宿 843100)
1 事故经过
事故机组容量为3 500 kW, 1997 年 10 月投产 发电。 2005- 10- 20上午机组停机， 下午开机前， 对 设备进行检查时， 发现上导油位指示器显示油位过 低， 值班人员对发电机上导进行检查， 未发现漏油 点(事后检查发现为油位指示器内接信号的C4螺杆 卡在磁力浮子边上造成的)， 因10月15 日已 对上导 加过油， 值班人员误判断为油位指示器浮子卡涩造 成指示错误。 18:25， 发电机开机空转， 机组温度显 示稳定， 无上升情况， 上导油位指示器仍无指示。 为 保证安全， 18:30， 检修人员对发电机上导加了2桶 油， 但油位指示器仍无指示， 监视温度一直没有上 升，当时判断为油位指示器损坏，在发电机上导
发电机组烧瓦事故预案
一、预案概述发电机组烧瓦事故是指发电机组的轴承瓦因润滑不良、过载、温度过高或其他原因导致磨损、烧损，进而引发机组故障的一种现象。
为有效应对此类事故，保障电力系统的安全稳定运行，特制定本预案。
二、事故应急组织机构及职责1. 成立事故应急指挥部，由公司总经理担任总指挥，副总经理担任副总指挥，各部门负责人为成员。
2. 事故应急指挥部职责：（1）负责组织、协调、指挥事故应急处理工作；（2）决定事故应急响应级别；（3）指挥各部门按照预案要求，开展事故应急处理工作；（4）向上级部门报告事故情况，接受上级部门的指导和监督。
3. 事故应急指挥部下设以下工作组：（1）现场救援组：负责现场事故处理、人员疏散、物资保障等工作；（2）医疗救护组：负责伤员救治、卫生防疫等工作；（3）通讯保障组：负责事故信息收集、发布、上报等工作；（4）后勤保障组：负责事故现场物资供应、交通管制等工作；（5）安全保卫组：负责现场秩序维护、事故调查等工作。
三、事故应急响应程序1. 发现事故：当发电机组出现烧瓦故障时，现场操作人员应立即报告事故应急指挥部。
2. 确认事故：事故应急指挥部接到报告后，应立即派人现场核实事故情况。
3. 启动预案：根据事故情况，启动相应的应急响应级别，并通知各部门按照预案要求开展应急处理工作。
4. 应急处置：（1）现场救援组：立即切断事故发电机组的电源，防止事故扩大；（2）医疗救护组：对受伤人员进行救治，并做好卫生防疫工作；（3）通讯保障组：及时收集事故信息，发布事故通报，上报上级部门；（4）后勤保障组：组织物资供应，确保事故处理工作顺利进行；（5）安全保卫组：维护现场秩序，防止无关人员进入事故现场。
5. 事故处理：按照事故应急指挥部的要求，对事故进行处理，包括修复故障、恢复发电、调查原因等。
6. 应急结束：事故得到有效控制，发电机组恢复正常运行后，应急指挥部宣布应急结束。
四、事故调查与处理1. 事故调查：事故发生后，由安全保卫组牵头，组织相关部门对事故原因进行调查。
发电机组烧瓦事故应急预案
发电机组烧瓦事故应急预案2023-11-10contents •事故类型定义•应急组织及职责•应急设备及物资•事故预防措施•事故应急处理流程•事故原因分析调查•预案演练与培训•相关文件与联系方式目录01事故类型定义•发电机组烧瓦事故：发电机组的润滑系统出现故障，导致轴承摩擦力增加，进而引起轴承温度上升，最终引起轴承瓦面烧毁的事故。
发电机组烧瓦事故属于一般事故，不会对整个电力系统造成严重影响。
较大事故如果发电机组烧瓦事故导致机组停运，则属于较大事故，会对电力系统的稳定性和可靠性造成一定影响。
发电机组烧瓦事故会导致机组本身和相关设备受到不同程度的损坏。
事故影响设备损坏如果发电机组烧瓦事故导致机组停运，则会影响电力供应，可能会对工业、商业和居民用电产生影响。
电力供应中断发电机组烧瓦事故可能会导致人员伤亡和设备爆炸等安全风险。
安全风险02应急组织及职责应急指挥部组织应急小组，制定并实施应急计划协调各应急小组之间的行动监督应急计划的执行情况及时向上级报告应急处理情况负责现场抢险救援工作，包括灭火、救援被困人员等抢险救援组负责现场医疗救护工作，救治伤员，协助抢险救援组进行救援医疗救护组负责应急物资的采购、储备和调配，确保应急物资的供应物资保障组负责应急通讯联络工作，确保通讯畅通通讯联络组应急小组应急小组成员职责负责现场灭火、抢险救援工作，控制事故扩大，降低事故损失抢险救援组医疗救护组物资保障组通讯联络组负责现场医疗救护工作，救治伤员，协助抢险救援组进行救援负责应急物资的采购、储备和调配，确保应急物资的供应负责应急通讯联络工作，确保通讯畅通，及时向上级报告应急处理情况03应急设备及物资冷却设备发电机组烧瓦事故可能导致设备过热，因此需要准备冷却设备，如冷却风扇、冷却水等，以防止设备过热损坏。
备用发电机组备用发电机组是应对发电机组烧瓦事故的重要设备，可以在事故发生时迅速投入使用，保障电力供应不中断。
消防设备烧瓦事故可能导致火灾，因此需要准备消防设备，如灭火器、消防栓等，以便及时扑灭火灾，防止事故扩大。
金窝电站水导轴承烧瓦、烧轴事故原因浅析
38第41卷第1期2018年1月水电姑机电技术Mechanical & Electrical Technique of Hydropower StationVol.41 No.lJan.2018金窝电站水导轴承烧瓦、烧轴事故原因浅析王志勇，王勇(四川川投田湾河开发有限责任公司，四川成都610041)摘要：田湾河金窝、仁宗海电站自2008年投产至今,水导轴承一直存在烧瓦现象。
在2015年8月，金窝电站1号 机组在切换负荷过程中，水轮机大轴下法兰与挡水筒相互刮蹭，发生大轴下法兰严重磨损和水导轴承烧瓦事故。
针 对机组烧瓦、烧轴进行探索、分析，提出将水导轴承筒式瓦技改为楔板式分块瓦的大修改造方案。
在2016年5月，机 组大修技改完毕并带满负荷试运行时，各导轴承振摆度、瓦温明显下降，烧瓦、烧轴问题得以根治。
关键词:冲击式;筒式瓦;楔板式分块瓦；刮蹭;烧瓦;烧轴中图分类号:TK730.322 文献标识码:BD01：10.13599/ki.l 1-5130.2018.1.0101概述四川川投田湾河开发有限责任公司是亚洲冲击 式雛装机容量最大的水电站，总装机容量760 MW〇梯级电站按“一库三级”进行梯级开发，自上而下依 次为仁宗海水库电站、金窝水电站、大发水电站。
前 两级电站主机设备由东方电机厂设计制造生产，大 发电站由哈尔滨电机厂设计制造生产。
金窝电站装有国内单机容量最大的冲击式水轮 发电机组，容量为140 MW。
水轮机型号为CJ610-L-263/6 x24,发电机型号为 SF140-16/5800, 设计水头=595 m，设计流量=27 m/s,额定转速 /I=375 r/rnin。
水轮机导水系统采用六喷六折结构控 制，7jC导轴承采用自润滑筒式瓦，瓦面为巴氏合金。
由于金窝、仁宗海电站水导轴承设计为筒式瓦, 它不能自调节与振动较大轴系的充分接触，所以筒 式瓦面局部位置存在受力过大的烧瓦现象，瓦隙随 之逐年增加，机组振摆度加大。
轴瓦烧损案例
二00四年九月二十九日#1机组168试运后消缺工作结束重新启动，15：56#1发电机并网；运行二十七小时后由于#1机组#5轴瓦温度异常升高到113.35℃于9月30日18：58紧急停机，于10月24日启动，机组停运24天；事故发生后，裕东公司迅速组成了有关各方参加的事故调查组（详见附件1），对事故进行了分析处理，现将有关情况汇报如下：一、事故现象：#1机组168小时试运结束后停机消缺工作于2004年9月29日全部结束。
9月29日7：56#1锅炉点火，12：54#1汽轮机冲转，15：56#1发电机并网；9月30日11：50～14：55满负荷运行3小时后减负荷至200MW。
#1机组在停机检修再次启动后，除#4、#5轴瓦外其他轴瓦温度均没有明显变化，其中#4 轴瓦温度82℃、#7轴瓦温度92℃；但#5轴瓦温度异常升高，在启动时瓦温为65℃，在29日17：02#5轴瓦温度升到83.7℃，回油温度为62℃；到9月30日上午10：00#5瓦金属温度由85.24℃以0.5℃/小时速率开始缓慢上升，16：00#5瓦的油膜压力开始由1.6MPa 缓慢下降，18：00#5瓦金属温度上升到96.4℃，#5瓦的油膜压力下降到0.5MPa，启动交流润滑油泵以提高润滑油压力，调整润滑油温在40℃左右，#5瓦金属温度仍然持续上升，18：43减负荷到50MW，18：47#5瓦金属温度开始直线上升，11分钟后由97.2℃上升到113.35℃（18：58），同时#5瓦回油温度由65℃升到74.56℃，运行人员果断打闸停机。
（#5瓦油膜压力下降时#3、4、6瓦的油膜压力分别是3.0/0.5MPa、4.0MPa、2.2MPa没有变化）在＃５瓦金属温度开始上升过程中，其振动也出现了异常波动。
１５：０９负荷２１２ＭＷ，５Ｘ由３０μｍ升到６０后又降至３２μｍ，５Ｙ由２８μｍ升到６５μｍ后又降至３２μｍ，＃５瓦振动由１７μｍ升到４７μｍ后又降至１９μｍ；波动２次。
发电机组烧瓦事故应急预案
发电机组烧瓦事故应急预案xx年xx月xx日•预案启动条件•组织与协调•应急物资与装备•事故现场应急处置•应急救援与处置技术•预案演练与培训•预案更新与修订目录01预案启动条件发电机组烧瓦事故是指发动机轴承体或前后端盖严重磨损，导致轴承间隙过大，使润滑油膜破裂，引起轴承摩擦表面金属熔化的事故。
事故定义发电机组运行过程中出现异常声音、振动加大、温度异常升高、排放增加等明显特征。
事故特征事故定义与特征事故等级判定标准根据事故影响范围和严重程度，烧瓦事故可分为三个等级：轻度、中度、重度。
中度：轴承间隙增大，摩擦表面局部金属熔化，机组运行受到影响，但未引起停机。
轻度：轴承间隙增大，但未引起摩擦表面金属熔化，机组运行基本正常。
重度：轴承间隙增大，摩擦表面金属熔化严重，机组运行被迫中断。
预案启动条件一旦发生发电机组烧瓦事故，达到预案启动条件，立即启动应急预案。
预案启动流程立即报告给相关领导和部门，组织专业人员评估事故等级，并按照预案等级对应采取相应措施。
预案启动条件及流程02组织与协调负责全面指导、协调和决策总指挥副总指挥成员协助总指挥工作，负责现场指挥和协调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03应急指挥部组成与职责0201应急救援队伍建制与任务应急救援队医疗救护队Array负责现场医疗救护和转运伤员负责现场抢险救援和安全保障物资保障队通讯联络队负责应急物资的采购、储备和调配负责应急通讯和信息报告工作建立与当地政府、消防、公安等部门的联系和协调机制建立与相邻企业的协作和支援机制与外部救援力量协调机制03应急物资与装备按照使用场景和重要性进行分类发电机组烧瓦事故的应急物资可分为个人防护、检测与报警、灭火与冷却、其他四大类。
按照储备标准进行分类个人防护类物资储备标准应符合国家及行业相关规定，检测与报警类物资储备标准应符合现场实际需要，灭火与冷却类物资储备标准应符合现场实际需要，其他类物资储备标准应符合现场实际需要。
一起水轮发电机组推力轴承烧瓦事故分析与处理建议
迎合 镜板 形成完 全面 接触 ， 还 有就 是在 重压的 作用下 瓦与镜 板网全面 接触 ， 但 在瓦和托 盘 之间出现了点接触 或线接 触， 运 行后在 振动 和摩擦
由以 上的现象 ， 推力轴承烧瓦有 两种可能 的作用下， 点 接触或 线接 触逐步 变成面接 触 ， 抗 振螺 栓球 面损坏 ， 从而 （ １ ） 推 力轴承 绝缘损坏 ， 形成 轴电流 ， 烧伤瓦 面和镜 板摩 擦面 ， 另 破坏 镜板 水平 ， 使得 推 力瓦 受力严重不均 匀， 最 后导致 烧瓦 ， 此 次推 力 外在 轴电流 的的作用下润滑 油被 电解 ， 油润 滑能力降低 ， 瓦面 与镜 板摩 瓦事故发 展流程 如图ｃ 所 示。 擦 系数增大 ， 导 致瓦温升 高而烧瓦。 ４ ． 处 理 建议 （ ２ ） 推 力轴 承 本 身缺 陷 导致 烧 瓦 ， 烧 瓦 后瓦 金 属部 分与镜 板 摩 根据对 该 电厂推力轴承 烧瓦事 故的分 析和拆 卸发现 的情况有 以下 擦， 摩擦 生成物 导致 推力轴 承绝缘 损坏 ， 形成轴 电流， 从而烧伤 推力轴 处理建议 ： 承的 相关连 接面。 （ １ ） 更 换整套推 力瓦 ；（ ２ ） 修复推 力轴承抗 振螺 栓球面 ， 修 复托盘 发 电机轴 电压是 避免 不 了的 ， 但推 力轴承 要形成 轴 电流首先 的条 受损部 分 ；（ ３ ） 修 复镜板 ， 对修 复好 的镜 板应进行 严格的检 查 ， 发现 凹 件 是轴承 绝缘损 坏。 导致 轴承绝 缘损坏的 因素有几种可能 ： 轴承 绝缘材 点等缺 陷应 引起 重视 ， 严 重者 应 重新进行 修 复；（ ４ ） 安装 抗重块 ， 安装 料 缺陷、 透平油内存在导 电物质、 绝 缘材料 绝缘击穿。 时应认真检 查 ， 有些抗 重块 在进行 热处 理时会出现裂纹 ， 承受重力容易 在做进 一步检查 分析 时将推 力轴承座拆 开， 将绝 缘垫 、 绝缘 套、 绝 破碎 ， 发现有裂 纹的抗 重块不 能使用 ；（ ５ ） 安装时严格 控制安 装工艺和 缘 垫 圈进行 清洗 后重新 安装 ， 用ｌ Ｏ ０ ０ ｖ ￣ 殴表 测量绝 缘 电阻， 测量 值 为 质量 ， 精心调 整推 力瓦受 力， 保证 推 力轴 承各块瓦 上的载荷 分配均 匀度 １ ７ ６ ０ ￣ 殴， 由此可以确 定轴承 绝缘 材料不存 在缺 陷， 也没有绝缘 击穿。 尽量精 确至 １ ０ ％ 范 围；（ ６ ） 鉴于相 关零件 有电弧烧 伤情况 ， 建 议镜板与 用１ Ｏ Ｏ ０ ｖ 兆 殴表 对 发电机导 轴承 （ 没有 拆卸 ） 进行 绝 缘检 查， 每块 瓦 的 推力头联 接螺栓 加绝缘 套和绝 缘垫 圈， 定位销 不再使用金属销 ， 改用绝 绝 缘 电阻均在 １ ２ ０ ０ ￣ ｇ 殴以 上 ， 推力轴承 所用润 滑油 和导轴 承所 用润滑 缘销 ， 提 高推力轴承 绝。 油 是 同一 罐 油 ， 由此可 以确定 透平油 原先 不存在导 电物 质。 另外 ， 弹性 ５ ． 结 束语
灯泡贯流机组径向导轴承烧瓦事故分析与处理
Байду номын сангаас
１ 问题 提 出
维普资讯
２０． ０ ８№１
大 电 机 技 术
灯泡贯流机组径 向导轴 承烧瓦事故分析 与处 理
李 友 松
（ 西 昭平水 电厂 ，广 西 贺 州 ５ ６ ０ ） 广 ４ ８ ０
［ 摘 要］ 下福 电厂 机组在初期运行过程中 ， 先后发生 了两次发 电机径向导轴承烧瓦事故 ，主要原因是低转
速运行造成 油膜无法正 常建立 ，油液中含有杂质颗粒 ，轴瓦间隙配合不合理等 。针对性地采取了一系列措施 ：
保证高压顶起 系统正常工作 ，杜绝机组低转速运行时间过长 ， 保证油质 ，选取合理 的轴瓦间隙 ，保证工作面光
洁度 ，完善瓦温预警系统等 。成功地处理 了烧瓦问题 ，现机组 已安全连续运行近 ９ 月，运行情况 良好。 个 ［ 关键词］ 灯泡贯流 机组 ；径向轴 瓦烧 瓦 ；故障分析
下 福 电厂 位 于 广西 桂 江 中游 ，电站 总装 机 容量 为 ３ １． × ６５ ＭＷ ， 台灯 泡 贯 流式水 轮 发 电机组 ， 定水 头 三 额 为 ９ 机 组为二 导 形式 。发 电机 轴承 集正 反推 力轴 承 ｍ，
１ 、２ 测 温表 接线 拆 除 ，交 换对 接 ，测温 表 读数 基 本 拌 拌 不变 ，证实径 向轴承测 温 表计正 常 。 （ ）对 径 向轴承润 滑油流量 计进行 检查 ，流 量计 ３ 工 作正 常 。 可证 明轴 承润滑油 量充足 ， 不存在 轴承缺 油 。
对竹格多电站4月26日上导轴承烧瓦事故分析及反思
润滑不好 ， 很有可能是上 导轴 承的甩油不好或油位太低 。汇
报电站领导和安装单位的现场负责人 ， 但在加油时花 了很长 时间都没有加进润滑油。事故发生后 ， 吊开上导 、 推力油盆盖
后 发现上导油位稍微 偏低 ， 但是 不会很快 导致 烧瓦 ， 主要原
因还是上导轴承 的甩油孔位置偏低 ，导致其油循环 不好 ， 引
阿坝 师范 高等专科 学校学报
２０ ０７年
行两个 小时已经稳定 ， 而且油温稳定在 ２ ℃ ， 明冷却 器 的 ０ 表 工作是 正常 ； 检查冷却水压是 ０２ １ ａ冷却水 压是正 常的 ； ． ￣ ， ４Ｉ ｐ 而此时测量上 导轴承的摆度只有 ００ ｍ ． ｍ，上导摆度是正 常 ９ 的； 检查未发现有渗油 现象 ； 些情况表 明只有 上导轴承 的 这
缘板向下移动了一个 位置 ，此 次竹格多 电站 １ Ｆ机组上导瓦
发生烧瓦事件的原因分析 ：
修工作 ，Ｆ机组 于 ４月 ２ １ ８日 ８ ２ ：５分并网发 电并重新 申请进
行 ７ 小 时 试 运行 。 ２ 损失 情 况 如 下 ：
ｌ设计 原因 ： 、 上导轴承 的甩 油孔与绝缘板 的距 离过 小 ，
导、 推力轴 承油箱第一 次加 油的油位在上导瓦 的抗重螺栓 以
上的位置 。 上导轴承瓦温的整定值 为： 瓦温升高 ５ ＇ 瓦温过 ５Ｅ， 高 ６ ℃。在运行 巾发现上导瓦各测点均 出现持续上涨现象 ， ５ 而推力瓦的温度稳定不变 ， 经过分析可能是上导的油润滑不 良， 将此情况通知了电厂领导和安装单位有关负责人。 安装 单位从 １ 组临时加 油管加补充油 因加油 口高程过低而效 Ｆ机 果不佳 ， １４ ： １ ：０分 上位机发“ 撑机组 Ｐ ＣＸ 、 ４上导瓦温升 １ Ｌ ３Ｘ
一起汽轮机停机烧瓦事故的调查及处理
一起汽轮机停机烧瓦事故的调查及处理[摘要] 汽轮机润滑油系统是保证汽轮机安全的重要系统，系统故障会造成断油烧瓦事故。
文章简述了某135MW汽轮机停机惰走过程中，两台润滑油泵同时不能正常供油所引起的断油烧瓦事故，调查了事故的经过，分析了油泵不正常工作的原因。
检查、测量轴瓦的磨损情况，编制轴瓦更换及系统处理方案，从保证转子正常盘车、轴瓦处理、油系统检查及滤油处理、高压汽封处理、转子定位几个方面进行处置，保证不弯轴，轴系中心不发生变化及油系统清洁。
处理后开机，瓦温及振动正常，结果理想。
[关键词]汽轮机惰走润滑油泵不起压气体断油烧瓦处理措施1.引言汽轮机润滑油系统是保证汽轮机安全运行的重要系统，一旦发生故障不能正常供油，将造成机组跳闸甚至发生断油烧瓦事故。
在全国发电机组的调试和运行期间，有过多起案例。
从原因看，造成断油的原因是各异的。
本文所讲述的汽轮机烧瓦事故，其主因也是断油，但发生交、直流润滑油泵同时不能供油的现象尚是罕见，很有特殊性。
本次事故的基本情况是：新疆天业4X135MW机组工程在4号机组运行中，因2号电动给水泵底部排水管漏水需停泵进行检修。
当时机组带125MW负荷运行，在进行倒泵操作过程中，因操作失误，在1号电泵还没有转入正常供水的情况下，就把2号液力偶合器退出了运行，有60秒左右时间不能正常供水，致使汽包水位低保护动作，锅炉MFT，汽轮机跳闸，发电机解列。
在转子惰走过程中，发生交、直流润滑油泵同时都不能起压，有5分钟时间轴承断油，使轴瓦烧坏，产生了严重后果。
事故发生后，有关方面迅速采取了应对措施，组织各方专家对事故原因进行了勘查和分析，成立了检修组织机构，编制了检修方案，并制定了相应的防范措施。
1.系统概况汽轮机为哈尔滨汽轮机厂生产的C135/N150-13.24/535/535/1.3型高温超高压、一次中间再热、双缸双排汽、抽汽凝汽式汽轮机，发电机为哈尔滨电机厂QF-150-2型空冷发电机。
发电机轴瓦拉伤案例分析
发电机轴瓦拉伤案例分析一、事件现象2010年2月9日凌晨5:10时枞阳海螺由于雷电导致全厂失电，3#发电机组跳停， 5:12:39时润滑油压从0.10MPa下降至0.04MPa 时，直流油泵未能联锁开启，当班操作员意欲通过中控画面启动直流油泵，发现直流油泵不备妥无法开机，立即联系现场人员机旁启动直流油泵，也未开启，于5:15:57通过中控操作台启动紧急按钮开机，直流油泵已运转，润滑油压恢复正常，汽轮机1#、2#径向瓦温度分别由106℃、115℃逐渐下降至正常。
在全厂供电恢复正常，于2月9日17:00时机组开始冲转，当转速在0—1200rpm时机组振动和轴瓦温度均正常，当转速从1200rpm升速到2500rpm时，机组振动逐渐升高，其中当2#、3#轴瓦振动分别升至69.46um和51.01um，1#、2#轴瓦温度分别升至57.6℃和64.6℃时，现场人员打闸停机，进行停机检查； 2月10日下午经检查发现1#、2#、3#轴瓦均有不同程度拉伤现象需更换。
（图一、发电机损伤的瓦面）二、原因分析1、余热热发电DCS 机柜电源情况（图二锅炉控制电源）上图中:每面机柜由两路AC220V 电源供电，互为冗余。
第一路为UPS 电源，第二路为市电。
DI 信号COM 电源由DCS 机柜48V 电源模块提供。
每一块24V 电源模块和48V 电源模块均有一路输出引至电源报警用继电器，参见下图：电源模块端子（图三锅炉柜电源报警继电器）报警信号通过端子引至DCS的DI点，并在操作画面上有提示信息，当任何一个电源模块输出异常时，操作画面上的“系统配臵”按钮上的字会变成红色，见下图：电源模块T11和T12机柜电源短接端子（图四、汽轮机控制柜电源T11机柜）图4和图5中:每面机柜由两路AC220V电源供电，互为冗余。
第一路为UPS电源，第二路为市电。
DI信号COM电源由DCS机柜48V 电源模块提供。
（图6 、T11机柜电源报警继电器）端子（图7、T12机柜电源报警继电器）图6和图7 中：同锅炉控制柜类似，每一块24V 电源模块一路输出引至电源报警用继电器，本控制柜的48V 电源和来自另一面控制柜的48V 电源各一路输出引至电源报警用继电器，报警通过端子分别引至T11和T12机柜的DI 信号，并在操作画面上有提示信息，当任何一个电源输出异常时，操作画面上的“系统配臵”按钮上的字会变成红色，见“图3”。
巴基斯坦某水电站发电机导轴承烧瓦事故分析
承轴瓦烧瓦前机组安装和轴瓦调整均严格按照主机 制造厂家的技术指导执行 ，在现场安装单位和主机
瓦。拆 出发 电机轴瓦检查 ，上 、下游轴瓦整个瓦面
均烧伤 （ 见图 １ 、图 ２ ） ，同时拆 出水 轮机 导轴 瓦检 查 ，瓦面 轻度烧 伤 。经过 初 步分析 ，应该是 供油 不
足引起 。
制造厂家服务指导人员共同配合下完成。
收 稿 日期 ：２ ０ １ ５ —１ ０ —２ ６
现场安 装调 试单 位在 出油 口用 桶接 油测 量 ，环 境温度 在 １ ２ ￣ Ｃ时 ，重 力 油 箱 和 高低 压稀 油 站 油 箱 内温 度在 ２ ０ ℃以上 （ 以下 测 油量 条 件 相 同 ） 。 因 为
４８ ・
运 行与 维护 做过 速试 验成 功 。在空 载运行 前取 掉 了临 时用 的塑 料管 ，改成 了 帕２的钢 管 ，用 Ｄ Ｎ ２ ５的法 兰连 接 至
Ｓ Ｍ Ａ Ｉ Ｊ ．Ｈ Ｙ Ｄ Ｒ ０ Ｐ ０ Ｗ Ｅ Ｒ 加１ ６ ＾ ， ０ ． １ ，Ｔ ｏ ｔ ａ ｌ Ｎ ｏ ． １ ８ ７
正常 。
２ 烧 瓦过程 及事故现 象
２ ０ １ １ 年 １ ２月 ２ ２ １ ３，该水 电站 １ 号 机组 首 次 手
贯流式机组 的轴线调整具有难度非常大、间隙要求
高 、调整 时 间长等 特点 。该水 电站 １ 号发 电机 导 轴
动 开机 冲转 时 ，几分 钟后 发 电机导 轴承 轴瓦 发生 烧
３ ． ２ 发 电机 进 油 管路 的加 大
将 发 电机进 油 管 路 是 ３ ２的改成 似２ ，直 至 发 动机 层 （ １ ９ ８ ． ６ ｍ）处 ，再 分 成 ２路 １ ｔ ， ４ ２ ，￣ ｋ ４ ２ ／ ＇ ｂ ３ ２ 变径后 用 Ｄ ５不 锈 钢节 流 阀 ，在 此 管 路 中 装 自动 化元 件 ，用 Ｄ Ｎ ２ ５法 兰 出 口变 径 ＇ ｂ ３ ２ ／ ＇ ｂ ２ ６ 。法 兰 用 绝缘 管 和 绝 缘 板 做 绝 缘 处 理 ，与 轴 承 座 进 油 管 连
宁国厂违反操作规程导致电机轴瓦损伤
宁国厂违反操作规程导致电机轴瓦损伤电机是现代工业中常见的动力设备之一，使用广泛，但在使用过程中，有时会出现一些问题。
近期，位于宁国的某工厂发生了一起电机轴瓦损伤的事件，初步调查结果显示，此次事件是由于厂方违反操作规程所导致的。
事故发生在一座小型工厂的车间内。
车间内放置了多台电机，用于生产过程中的动力驱动。
据了解，这些电机正常情况下都是稳定运行的，而这次发生事故的电机在运行一段时间后突然停转，经过检查发现是轴瓦损伤造成的。
经过进一步调查，发现导致轴瓦损伤的原因是因为厂方在操作过程中违反了操作规程。
在正常情况下，电机运行时需要定期检查润滑油的添加情况以及轴瓦的磨损情况，但这家工厂在操作过程中没有严格执行这些操作步骤，导致电机发生故障。
具体来说，工厂操作人员在进行日常管理时没有及时检查电机的润滑油，润滑油的缺乏导致电机内部的摩擦增大，从而使得轴瓦损伤加剧。
此外，操作人员没有对电机进行定期的磨损检查，导致轴瓦的磨损达到了无法正常工作的程度，最终导致了电机停止运转。
这次事故的发生是对于宁国厂的一次教训，也提醒人们在工业生产中要严格按照操作规程进行操作。
电机作为工业生产中的重要设备，必须要保证其正常运行。
实施操作规程是保障设备运行安全的基本要求，任何单位和个人都不能忽视。
为了预防类似事件的再次发生，宁国厂决定加强对操作人员的培训和教育，强调操作规程的重要性，并制定更加严格的操作规程，并为电机设备增加定期维护计划，确保设备的正常运行。
总之，宁国厂违反操作规程导致电机轴瓦损伤的事件给我们提供了一个警示，即在工业生产中一定要严格按照操作规程进行操作。
只有这样，才能保证设备的正常运行，提高工业生产的效率和安全性。
通过这次事件的教训，相信宁国厂能够加强管理，避免类似事件的再次发生。
1A引风机跳机、电机轴承烧损事件的考核通报
关于对3月10日1A引风机跳机电机轴承烧损事件的考核通报一、事件经过：3月10日09时10分，#1机组负荷为207MW,制粉系统A、B、C、E磨煤机运行，运行人员应电气点检员张云峰的要求,对1A引风机电机进行加油，加油后运行人员及检修人员在现场监视了30分钟，确认无异常后离开现场，09时40分加油工作结束。
自10时13分开始，“引风机A驱动端X向振动大报警”、“引风机A驱动端X向振动大停机”、“引风机A驱动端Y向振动大报警”、“引风机A驱动端Y向振动大停机”光字牌报警陆续发出，至10时17分38秒振动急剧增大到20.08 mm/s，1A引风机电机差动保护动作，引风机跳闸，1A送风机联跳。
炉膛负压最大+689Pa，脱硫旁路挡板开启。
10时17分48秒，运行值班员解除AGC，投油稳燃，手动调整B侧风机负荷，维持锅炉氧量。
10时20分，就地检查1A引风机发现电机地脚螺栓拔起、电机移位，电机大轴烧损弯曲变红、轴承损坏，电机本机上温度元件接线箱脱落，6KV开关就地报警差动保护动作，就地检查1A送风机无异常。
10时30分，炉膛负压稳定，关闭脱硫旁路挡板，启动1A送风机并列。
10时45分，机组稳定在120MW，锅炉燃烧稳定，退出油枪。
二、原因分析：1、本次事件的原因为电机轴承原因引起电机驱动端振动大、电机大轴烧损。
2、从3月8日、9日及10日跳闸前温度曲线分析，温度元件直至变为开路前一直工作，且所检测数值正确。
温度元件在振动大时从轴承安装处脱落，未接触到轴承高温处，因此在电机线圈、轴承温度实际上升时电机轴承测量值反而略微下降。
3、引风机电机温度跳机保护定值为110℃，但逻辑保护中有一个速率限制模块，该模块内部设定1秒钟温度在8℃以内变化为正常值，大于8℃，逻辑内部判断为坏点。
当温度元件显示为开路683℃时，逻辑判断为该温度点为坏点，所以，引风机电机没有因为电机温度跳机保护而跳闸。
4、风机及电机侧振动探头自投产以来显示数值与手工测试值偏差较大，且风机侧振动常常超过报警值到达动作值，为此风机振动只投报警，未投保护（西安电科院调试报告及吉林电科院2010年7月保护项目复核中均无风机振动保护），因此在风机振动大时未跳风机。
浅析某水电站机组水导轴承烧损甩负荷事故原因
浅析某水电站机组水导轴承烧损甩负荷事故原因发布时间：2021-12-14T07:01:03.679Z 来源：《中国电气工程学报》2021年7期作者：陈克文[导读] 对一起某小型水电站#3机水导轴承烧损导致机组甩负荷事故的原因进行分析陈克文国家能源集团贵州电力有限公司红枫水力发电厂贵州清镇 551400摘要：对一起某小型水电站#3机水导轴承烧损导致机组甩负荷事故的原因进行分析，通过上位机发出的水机信号和现场设备原因查找，找出水导轴承烧损的主要原因，经过抢修工作进一步证实原因分析的正确性，并提出防范措施，为类似机组技术供水方式的水电站提供借鉴。
关键词：水导轴承；滤水器；示流器；锈蚀；润滑水前言某水电站三台18MW混流立轴式机组，其水导轴承均为筒式橡胶瓦结构，机组技术供水采用集中自流减压供水方式，每台机组从其引水钢管取水，通过主供水液压阀(3201)，经过滤，供给上导、下导及水导轴承，运行中的水导轴承对润滑水水质要求高，且不能缺水运行，在机组运行过程中，若出现水导润滑水源中断，则启动事故停机流程，保护橡胶水导轴承不被烧毁。
为提高水导润滑水的水质和供水的可靠性，水导技术供水设计为主供润滑水和备用润滑水两根管道，水导主供润滑水先经过大滤水器再经过小滤水器才供给水导轴承进行冷却和润滑，正常时投入主供润滑水，当开机流程启动后主供润滑水无法投入或运行中出现中断，延时50s后自动投入备用润滑水(见该电站部分水系统图)。
（一）事故经过事故发生前三台机组并网发电运行正常，#1机有功负荷15MW，无功负荷4.01MVar；#2机有功负荷16MW，无功负荷4.0MVar；#3号机有功负荷15MW，无功负荷4.0MVar运行正常。
2016年7月16日11时58分，监控系统上位机发“#3机投备用润滑水失败”信号，同时“#3机润滑水中断”事故流程启动#3机事故停机流程,跳#3机断路器事故停机，机组过速140%落快速闸门、事故配压阀动作、调速器急停动作，发电机保护盘发“水机事故联跳”、“励磁开关联跳”信号。
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滑分块（ 分为８ 巴氏合金斜子板式结构， 块） 布置在上 机架 。 上导油槽 的底部布置有一圈环形冷却器 ， 分 为两瓣， 通过０ ０ ２ ｍｍ的接管与 Ｄ ２ ｍ的可锻铸 Ｎ０ ｍ 铁普通管路活接头联接。 推力和上导冷却水总量为 １０ ｈ， ２ ｍ ／ 上导 的正常冷却水压力为０ ２ ａ 某 ． ＭＰ 。 日 该机组开机运行不Ｎ４ ｉ ， ｎ 计算机监控系统上位 ｍ 机简报信息窗显示有 上导轴承温度过高 机组 、“ 导叶全关 等信息 出现 ，出口开关跳闸，机组甩有 功 １７ ．９ Ｍｗ ，无功 ０ ３Ｍｖ ｒ ．７ ａ 。电磁 阀动作 紧急停 机， 机组事故报警信息窗 “ 上导轴承温度过高 光 字牌闪亮， 轴瓦温度显示达 １０ 上 。 ０￣ Ｃ 运行及检修
机组运行时故障活接头漏水 ， 部分水进入油槽使透 平油计， 冷却器漏水时未被及时发现 同时， 运行人员反映 ，该机组 的尾水处水面有许多浮油， 通知检修人员检查机组透平油系统各部分包括集油 槽 、漏油槽 、水导油槽、导叶接力器等部位是否存 在大量漏油现象 ， 但均未发现问题。由于一台邻近 机组检修时安装单位将一些废油倒人检修集水井， 检修排水泵时将废油排入尾水， 使检修人员误认为 尾水处的浮油是废油造成 的。 ２ 故障处理及 防范措施
５０ ２） ３ ３５
位 过 高 、过 低时发 出故 障信 号 。事 故 前 ，即开机 前
５ ， 当上导油槽油位过低时， ｈ 故障信号只在监控系 统的信息窗中作为一条信息发出，由于窗口有许多 机组运行信息不断出现，因此很快被覆盖 ， 加上无 事故（ 故障） 声响报警 ， 故未能被运行人员及 时发现。 需要指出的是 ： ） （ 由于风洞 内发 电机出 口 中性点 １ 及
一
●一
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Ｊ 盏
电 安 技 力 全术
第卷２年３ ４ （２ 期 ０第 ） ０
± ５ 。但 随着 员 电供 热 网的建 成 以及 热 用户 的增 ℃ 加 ，用户 用 汽的不 稳定使 汽机 抽汽量 在短 时 间 内出
（）重新 选取 压力 取样 点 ，改掉 由主 汽母管压 １
２ １ 故 障处 理 ．
出， 而且有焦糊味， 上导油槽浮子油位计指向底位。 分析上导轴瓦可能已烧坏 ， 故该机组退出运行 ， 做 事 故抢 修 。 １ 事故原因 １ １ 结构缺陷 ． 上导轴承拆盖并加入压力约 ０ １ ａ ．７ ＭＰ 的冷却 水 ，发现上 导油槽 内一 Ｙ方向的冷却器活接头有水 流射出，泄漏量较大。抽出轴瓦后 ，发现 ８ 块轴瓦 已烧坏 ， 每块轴瓦的中部均有宽约 ８ ｍｍ， ０ 厚度为 ｌ ｍ的熔化层 。 ｍ 拆开漏水的活接头发现密封橡胶圈 已损坏 ，与活接头联接的 ￣ ０ ｍ 铜管的螺纹部分 ２ ｍ 外径偏小 ，螺纹散乱 ， 安装时使用了大量的密封生 料带 ， 联接强度较低 ， 两段管路联接 中心偏差较大 ， 安装时密封圈就被损坏。而且橡胶密封圈耐油性较 差 ，浸润在 透 平油 中变硬 变质 ，止漏效 果差 。由于 机组运行时特别是机组停机制动时机架振动较大， 导致活接头逐渐松动直至脱落 由于上导油槽底部冷却器水管距尾水的高程高 出近 ８ 机 组停机 无冷 却水 ， ｍ， 开机 前约 ６ ｈ内油槽 内的透平油几乎全部从冷却器 的故障活接头及管路 泄漏到下游尾水 ， 导致轴承干摩擦而烧瓦，这是造 成这次上导轴承烧瓦的主要原因。 １２ 监测手段存在的问题 ． 上导油槽只在风洞内设置浮子液位计， 油槽油
力分配锅炉热负荷，采取每 台锅炉集汽联箱后的压 力作为主调节信号，只要每台炉将集汽压力控制在 定范 围 内 ，蒸 汽母管 即使 有压 损 ，其母 管压 力都
一
现从几吨到几十吨的变化 ，造成蒸汽压力在 ９ １ ．～ ９．ＭＰ ，汽 温在 ５０～５ ０ ７ ａ １ ４￣ Ｃ波动 。其 主要 原因 是 给粉机转速调节跟不上蒸汽母管压力的变化和锅炉
人员立 即赶到现 场检查 ，发 现上导 盖板 处有烟 雾 冒
引出母线无任何安全遮拦， 容易造成巡视人员伤亡 事故 ； ） （ 由于机组存在的缺陷， 目前运行条件下， ２ 在
无法对单台机组操作油系统的泄漏量进行精确测量。
另外 ，事故 发生前 一 天 ，机组 开机运 行 时上导 瓦的两 个 测温计显 示较 前期 上升 了 ３ ℃ ， 未能 ～４ 但 引起运 行 人员的足 够重 视 。瓦 温升 高的原 因是 由于
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第卷（２第期 ４ ２ 年 ３） ０ ０
电 安 技 力全 术
Ｓ 鬃
黄志雄 （ 广西西津水力发电厂 横县
某 台水 轮发 电机型 号为 ｓ ２ ６ ／ ６ｏ Ｆ ４ ０ ８ｏ ，额定 转速 １０／ ｎ 系半 伞 式机组 ， ０ｒ ｍｉ ， 上导 的型 式是油润
打开ｌ导端盖 ， 上 抽出轴瓦后 ， 更换损坏的活接 头的密封 圈，调整活接头两段铜管的中心一致，上 紧冷却器 的故障活接头 ， 检查另一个活接头的联接 情况。通过试验水压（． ａ耐压 ３ ｎ试验合 ０３ ＭＰ ） ０ ｍｉ 格后 ， 将刮研好的 ８ 块备用上导瓦回装 ， 按单侧间 隙０ １ ～０２ ｍ ．５ ．０ ｍ调整轴瓦间隙， 模拟上导油位过 低、 过高信号试验合格。 开机空转试验 ３ ａ 及带 ０ ｎ ｍ １ 负荷试验 ，瓦温、油温的温升趋势无异常 ， ０ Ｍｗ 机组恢复正常运行状态。 ２２ 改造 情 况 ． 经过 ３ 个月运行后，上导冷却器活接头又再次 发生泄漏 ， 但未造成重大事故 。 明该油槽冷却器 说 联接方式的可靠性很差 ，因此进 行技术改造 ，以消 （ 下转第 ３ 页） ２