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。
断油烧瓦应急预案
一、目的为确保发电机组在发生断油烧瓦事故时，能够迅速、有效地进行处置，最大限度地减少事故损失，保障人员安全和设备安全，特制定本预案。
二、适用范围本预案适用于电厂发电机组在正常运行过程中，因润滑油系统故障导致断油，进而引发烧瓦事故的情况。
三、应急预案组织机构及职责1. 应急指挥部：负责事故的总体指挥和协调，由厂长担任总指挥，各部门负责人为成员。
2. 技术救援组：负责事故现场的技术救援工作，由生产技术部负责人担任组长，设备、电气、运行等部门人员为成员。
3. 医疗救护组：负责事故现场伤员的救治，由医务室负责人担任组长，医护人员为成员。
4. 通讯联络组：负责事故信息的收集、传递和发布，由办公室负责人担任组长，通讯人员为成员。
5. 安全保卫组：负责事故现场的安全保卫工作，由保卫部负责人担任组长，保卫人员为成员。
四、应急预案措施1. 事故发现与报告（1）运行人员发现断油烧瓦迹象时，应立即向应急指挥部报告。
（2）应急指挥部接到报告后，应立即启动应急预案，组织相关部门进行救援。
2. 事故现场处置（1）技术救援组应立即组织人员对事故现场进行检查，确认故障原因。
（2）根据故障原因，采取相应措施进行修复，如更换润滑油、修复油泵等。
（3）在修复过程中，确保现场安全，防止事故扩大。
3. 人员疏散与救护（1）医疗救护组应立即对伤员进行救治，确保伤员安全。
（2）安全保卫组应组织人员对现场进行警戒，确保人员疏散安全。
4. 事故信息发布（1）通讯联络组应立即将事故信息上报上级单位，并对外发布事故信息。
（2）根据事故发展情况，及时调整信息发布策略。
5. 事故善后处理（1）事故处理后，应急指挥部应组织相关部门对事故原因进行分析，制定整改措施。
（2）对事故责任人进行追责，确保事故责任落实到位。
五、应急预案演练1. 定期组织应急演练，提高运行人员应对事故的能力。
2. 演练内容应包括事故发现、报告、现场处置、人员疏散与救护、信息发布等环节。
发电厂断油烧瓦事故
供油系统维护不当、设备老化、 操作规程执行不严格等。
事故造成的损失和影响
设备损坏
燃气轮机严重损坏，需 要大修或更换。
生产中断
发电厂停产，造成电力 供应短缺，影响周边地 区。
安全风险
经济损失
事故可能引发连锁反应， 对其他设备造成影响， 增加安全风险。
维修和更换设备的费用， 以及停产带来的经济损 失。
统，确保油路畅通、油位正常。同时，加强操作人员的培训和安全教育，
提高应对突发情况的能力。
对未来工作的展望
01
技术升级
随着科技的发展，应积极探索和应用新的润滑技术，提 高润滑效果和设备可靠性，减少因润滑问题引发的设备 故障。
03
02
智能化监控
加强发电厂的智能化监控体系建设，对重要设备进行实 时监测和预警，及时发现潜在故障并进行处理，降低事 故风险。
03
润滑油系统对于发电厂的稳定运行至关重要，一旦润滑 油供应中断或不足，会导致设备磨损加剧甚至烧瓦事故 。
断油事故发生的过程和原因
断油事故通常是由于润滑油供应不足或中断所引起的。可能 的原因包括润滑油泵故障、油路堵塞、油箱液位过低等。
当润滑油泵出现故障时，无法正常抽取润滑油；油路堵塞会 导致润滑油无法顺畅输送到各个润滑点；油箱液位过低则会 导致润滑油供应不足。这些情况都会导致设备得不到足够的 润滑和冷却，进而引发设备磨损和烧瓦事故。
03
优化设备运行参数和方式，减少设备磨损和疲劳。
建立完善的事故应急预案
制定针对断油烧瓦事故的应急 预案，明确应急组织、流程和 责任。
定期组织应急演练和培训，提 高员工应对突发事故的能力。
配备齐全的应急设备和器材， 确保应急处置及时有效。
发电机断油烧瓦事故预案
一、目的为提高发电机组运行的安全性，保障发电机组在发生断油烧瓦事故时的应急处置能力，降低事故损失，特制定本预案。
二、适用范围本预案适用于发电机组在运行过程中出现的断油烧瓦事故。
三、事故定义发电机断油烧瓦事故是指发电机在运行过程中，由于润滑油系统故障、操作失误等原因，导致润滑油供应中断，轴承温度急剧上升，最终造成轴承烧瓦的事故。
四、事故原因分析1. 润滑油系统故障：如润滑油泵故障、油管破裂、油箱油位过低等。
2. 操作失误：如误操作油泵开关、润滑油补充不当等。
3. 设备老化：如轴承磨损、油泵磨损等。
4. 环境因素：如温度过高、冷却水不足等。
五、事故应急处置措施1. 发现事故征兆（1）机组运行中，轴承温度异常升高。
（2）润滑油压力降低或油泵停机。
（3）机组振动异常。
2. 事故处理步骤（1）立即通知现场值班人员，启动应急预案。
（2）迅速检查润滑油系统，查找故障原因。
（3）如润滑油系统故障，立即启动备用润滑油泵，恢复润滑油供应。
（4）如润滑油泵停机，立即启动备用润滑油泵，恢复润滑油供应。
（5）如油管破裂，立即关闭泄漏处阀门，切断泄漏源。
（6）如油箱油位过低，立即补充润滑油。
（7）如故障原因无法立即排除，立即停止机组运行，进行紧急停机。
（8）对故障设备进行维修，恢复正常运行。
3. 事故处理注意事项（1）在事故处理过程中，确保现场安全，防止发生次生事故。
（2）加强现场监护，防止操作失误。
（3）加强设备检查，确保设备安全运行。
六、事故善后处理1. 对事故原因进行深入分析，查明事故原因，制定整改措施。
2. 对事故责任人和相关责任人进行责任追究。
3. 对事故处理过程进行总结，完善应急预案。
4. 加强员工安全教育培训，提高员工安全意识。
七、应急预案的培训和演练1. 定期组织员工进行应急预案培训，提高员工对事故的应急处置能力。
2. 定期组织应急预案演练，检验应急预案的有效性。
3. 根据演练情况，不断优化应急预案，提高应急处置能力。
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：为降低300MW汽轮机机组断油烧瓦事故发生率，笔者以某电厂300MW汽轮机机组断油烧瓦事故案例为切入点，指出润滑油泵无法正常投运是导致机组断油烧瓦事故产生的主要原因，并提出了相关处理方案。
关键词：300MW；汽轮机；断油烧瓦；润滑油泵；事故处理；处理策略300MW汽轮机断油烧瓦是电厂恶性事故之一，机组运行期间润滑油泵系统无法正常供油，轴承断油，必将出现烧瓦事故，导致大轴弯与轴瓦出着火，甚至发生爆炸事故。
在国内发电机组调试与运行过程中，发生多起断油烧瓦事故，经事故原因分析导致汽轮机机组断油的影响因素众多，本文探讨的300MW汽轮机机组断油烧瓦事故发生的主要原因即为润滑油泵系统难以正常投运，故必须加强润滑油泵控制系统的研究，提高其在断油过程中控制动作的快速性和准确性，以减轻事故损害，提高300MW汽轮机机组运行安全。
1 300MW汽轮机机组断油烧瓦案例探讨电厂300MW#4汽轮机为亚临界300MW氢冷机组，由于#2汽轮机电动的给水泵底部出现排水管泄露故障需停泵检修。
在执行倒泵操作命令时，由于操作失误，在1号电泵未正常供水时，即退出2号液力耦合器的运行工序，致使锅炉有60s的时间段未常态供水，造成汽包水位出现低保护动作，汽轮机跳闸，锅炉MFT，发电机解列，润滑油泵无法正常起压，轴承断油3min，导致烧瓦事故产生。
事故发生后，电厂迅速组织相关人员对事故原因进行细致研究，编指出润滑油泵系统无法正常供油是酿成事故的主要原因，为此，相关工作人员编制了检修方案，并制定了具体防范措施。
2 控制系统概况300MW汽轮机润滑油油压过低或无法正常供油之后，轴承与轴瓦之间因缺失润滑作用而发生干摩擦而产生大量热量，热量迅速增加导致轴温快速升高，而造成轴瓦和轴承损伤，我们将此过程称之为断油烧瓦事故。
300MW汽轮机润滑油系统包括排烟风机、顶轴油泵、盘车电机、交直流油泵、油压降低保护装置、连接管道、仪表、阀门、启动油泵、射油器、冷油泵、主油泵等，不同辅助油泵系统设计均附带连锁逻辑，方便事故发生时紧急投运。
事故案例学习-神华集团陕西德源府谷能源有限公司“11.16”设备事故
神华集团陕西德源府谷能源有限公司“11.16”设备事故
一、事故简介
2012年11月16日，神华国能集团有限公司陕西德源府谷电厂（以下简称府谷电厂）由于500千伏送出线 路跳闸，造成1、2号机组停机，全厂对外停电。1号机组在停机过程中，汽机轴承断油烧瓦。
二、事故前工况
府谷电厂在运2台600MW燃煤空冷发电机组，采用发电机-变压器组形式接入500kV升压站；500kV母线接 线形式为3/2接线，共三串；电厂规划远期两条外送线路，已建成一条，即500kV府忻II线，并入华北电网 （河北南网)；高压厂用电源分别从两台主变压器低压侧通过厂用变压器引接；电厂设两台启动/备用变压器， 从35kV母线引接，35kV母线有两路电源，1路从500kV母线通过降压变引接，另外1路从电厂厂用向煤矿供电 的线路T接，正常情况下，电厂向煤矿供电，事故情况下，通过该线路向电厂反送电，其联络开关需人工手 动投切。事故前，府谷电厂500kV升压站正常方式运行，府忻Ⅱ线送出负荷845MW，1号机组负荷450MW，2号
机组负荷460MW，lOkV 厂用电由厂用工作电源供电，1、2 号机组0.4kV 保安PC A、B段由厂用工作电源供电，
1、2号机组柴油发电机联动备用。 府谷电厂进行第二次大修后于2012年11月3日投入运行。
三、事故经过
2012年11月16日2时20分，府忻Ⅱ线由于线路覆冰造成电流差动保护动作，线路跳闸，同时府谷电厂1号、 2号发电机零功率切机保护动作，机组跳闸，全厂对外停电。 （一）1号机组情况 • • 全厂失电后，1号机组0.4kV保安A、B段失电，1号柴油发电机联启成功，但出口开关未合闸。 2时21分，机组长发现油压开始降低（油压还未降到联动值)，手动启动1号汽轮机直流润滑油泵，4秒后 跳闸，再次启动3秒后又跳闸； • 2时25分，1号机副值班员到就地直流控制柜手动强合直流润滑油泵成功，2时31分，直流润滑油泵跳闸； 随后又先后合闸两次，跳闸两次，2时32分后，直流油泵再未成功启动。 • • 2时21分，1号机密封直流油泵联启成功。 2时22分，1号机组破坏真空，汽机闷缸。值班人员发现氢压快速下降，由0.398MPa降至0.32MPa，1号汽 机13.7米发电机励磁小室处喷火，1号机组立即紧急排氢。
事故案例汽轮机断油烧瓦分析
事故案例汽轮机断油烧瓦分析汽轮机断油烧瓦是一种常见的事故案例，在汽轮机运行过程中，由于各种原因，导致汽轮机油路系统出现故障，从而导致油量不足或者油压过低，进而引发烧瓦现象。
本文将通过对一起汽轮机断油烧瓦事故案例进行分析，以便更好地理解该事故的成因与防范措施。
在电厂，一台汽轮机在正常运行时突然出现了断油烧瓦的事故。
根据初步调查结果，事故的原因主要有以下几个方面。
首先，油路系统设计不合理。
该汽轮机的油路系统采用了较为复杂的结构，包括主油泵、辅助油泵、稻草叶油泵等多种泵站。
由于油路系统中存在许多连接管道和调压阀，这些部件容易出现老化、堵塞或者漏油等故障，导致油路系统不稳定，无法确保稳定的供油量和压力。
同时，由于油路系统的复杂性，维修人员往往难以快速地诊断并解决问题，从而给事故的发生埋下了隐患。
其次，维修保养不到位。
根据事故调查结果，该汽轮机的维修保养工作存在一定的问题。
维修人员经常对油泵进行例行检查和维护工作，但是对于油泵的更换周期、油泵的清洁和调整等工作却常常忽视。
这导致许多油泵在运行过程中产生了泄漏、磨损等问题，从而影响了油路的正常工作。
此外，维修人员对于油路系统的检查也存在一定的盲区，往往只关注油泵等设备的维护，而忽略了油路中其他关键部位的检查，导致隐患无法被及时发现和解决。
另外，人为操作失误也是该事故的一个因素。
根据事故调查结果，事故发生时，人员对于油压异常的判断和处理能力存在一定的问题。
在油路系统出现异常的情况下，他们并没有及时采取措施，例如关闭汽轮机等，而是选择将其视为正常现象，继续运行汽轮机。
这种操作失误导致了更严重的后果，油路系统的问题得不到及时修复，最终导致了断油烧瓦事故的发生。
针对以上问题，我们可以采取以下几种防范措施。
首先，在油路系统的设计环节，应尽可能减少连接管道和调压阀等部件的数量，简化系统结构，以降低故障发生的概率。
其次，在维修保养方面，应加强对油泵的维护工作，包括定期更换油泵、清洁和调整等。
发电厂断油烧瓦事故
contents
目录
• 事故概述 • 事故原因分析 • 预防措施与建议 • 事故处理与后果
01 事故概述
事故发生时间与地点
事故发生时间：XXXX年XX月XX日 事故发生地点：某火力发电厂
事故类型与规模
事故类型
断油烧瓦事故
事故规模
该事故导致发电厂的部分机组停运，对周边地区的电力供应造成影响。
后果评估与责任认定
后果评估
对事故造成的损失进行详细评估，包括设备损坏 程度、对发电厂运行的影响以及是否涉及环境污 染等。
整改措施
针对事故原因，制定相应的整改措施，加强设备 维护和操作管理，以预防类似事故再次发生。
责任认定
根据事故调查结果，确定事故责任方，并对相关 责任人进行追责。对于设备故障、操作失误等原 因导致的断油烧瓦事故，应追究相应的管理责任 和技术责任。
04 事故处理与后果
紧急处理措施
立即停机
一旦发现断油烧瓦事故，应立即停止发电机 组运行，以防止事故扩大。
冷却保护
启动紧急冷却系统，对烧瓦部位进行喷水冷 却，防止进一步损伤。
切断油源
为防止燃油继续进入燃烧区域，应迅速关闭 燃供应系统，并确保油路彻底隔离。
现场警戒
设立警戒区域，禁止无关人员进入，确保救 援人员安全。
油路堵塞或润滑效果不佳。
控制系统失灵
03
发电厂的控制系统出现故障，如传感器、电磁阀等部件失效，
导致油路控制不准确或无法正常工作。
瓦烧毁
瓦的制造材料问题
瓦的制造材料不符合要求，如耐 高温性能差、强度不足等，导致 瓦在高温下烧毁。
瓦的安装问题
瓦的安装不规范或安装质量不佳， 如瓦与轴的间隙过小、瓦的固定 不牢固等，导致瓦在工作过程中 发生偏移或松动。
一起汽轮机断油烧瓦事故案例分析
某电厂汽轮机断油烧瓦事故机组运行方式 : 某发电公司1#发变组经主变高压侧1101开关和岳色T生线19373刀闸与110kV岳色线并网运行；厂用电系统由10kV某某T生线经#1厂变高压侧进线1015断路器和低压侧出线0602断路器至6kVⅢ段母线，经6.3kV Ⅱ-Ⅲ母联0611断路器为厂用母线供电。
6.3kVⅠ-Ⅱ母联备自投0612断路器在热备用状态；400V厂用电系统1#低厂变411断路器、2#低厂变412断路器在合闸位置、厂用备用变处于热备用状态，380V工作段、380V辅助段在工作状态。
(见下图)1、事故经过：2018年10月1日，运行二值夜班，机组负荷9.9MW，主汽压力7.5MPa，主汽温度512℃，汽包水位+59mm，转速3003r/min。
5时46分02秒，10KV某某T 生线Ⅰ母母线C相电压由10.2kV下降至7.5kV，A相上升至11.21kV、B相上升至11.38kV，送、引风机、给水泵跳闸，#1、#2低厂变运行辅机设备跳闸，低压设备联锁启动正常。
5时46分21秒，联锁启动设备跳闸，报“缺相故障”；某某T生线10KV进线1015断路器、6.3kV出线0602断路器、6.3kVⅡ-Ⅲ母联0611断路器、6.3kVⅠ-Ⅱ母联断路器0612在DCS状态闪黄报“电气故障”，发电机出口断路器061F在合位。
由于10KV某某T生线Ⅰ母母线电压下降，机组各设备均无法重新启动（缺相故障），值长刘波下令打闸停机，同时通知生产部副经理吴某某；5时47分04秒,汽机操盘人员南亚刚通过DEH硬手操打闸停机，动力油压下降至0Mpa，抽汽控制阀油管路压力下降至0Mpa，汽轮机调速汽门关闭，抽汽逆止门关闭，自动主汽门未关闭到位。
5时50分43秒，汽机操盘人员南亚刚手动启动直流油泵同时解除交、直流油泵联锁；此时汽轮机转速3003r/min，因汽轮机转速未下降，5时51分01秒，值长刘波下令停止直流油泵，汽机操盘人员南亚刚停止直流油泵后，未投入交流、直流油泵联锁。
关于河北某电厂6月4日1号机组断油烧瓦事件的通报
关于河北某电厂6月4日1号机组断油烧瓦事件的通报6月4日，河北某电厂因电网线路故障，送出通道中断，导致1、2号机组跳机，一期全厂失电，1号机组发生因保安电源故障断油烧瓦事件。
现将有关情况通报如下：一、基本情况（一）停机前运行情况。
6月4日10时44分，电厂1、2、4号机组正常运行，3号机组A级检修。
一期（1、2号机组）220KV升压站出线二线迁改、一线单线路运行。
（二）停机经过。
10时44分37秒，一线C相跳闸，重合成功后因故障点未消除三相跳闸，导致1、2号机组跳闸，一期全厂失电。
1号机组情况。
10时44分37秒汽轮机OPC保护动作，主汽门关闭汽轮机跳闸，锅炉MFT。
由于双回线停电，一期升压站与电网失去联络，发电机逆功率保护未动作，发电机未解列。
10时45分11秒，DCS记录汽轮机转速降至2555r/min，汽轮机润滑油压降至0.12MPa，4秒后DCS系统失电。
10时45分23秒，#1发变组A/B屏低频保护动作,机组解列。
柴油发电机联启正常，柴油发电机出口开关GS001跳闸，保安段失电，UPS系统失电，DCS失电。
就地检查1号机柴油发电机运行正常，强合两次柴油发电机出口开关GS001，两次均5秒左右跳闸。
10时49分，现场检查220V直流Ⅰ段电压低（44V），主机直流润滑油泵未启动。
就地检查直流油泵无异常，强启直流油泵仍失败。
运行人员根据事故演练预案对发电机进行紧急排氢，防止了事故扩大。
10时51分左右，1好机组汽轮机2、4号瓦处冒烟，盘车电机配电箱处出现明火，现场紧急灭火处置。
10时59分左右，转子停转，手动盘车盘不动，判断为汽轮机轴瓦磨损。
现场隔绝汽轮机本体进行闷缸。
11时21分，按调令一线恢复送电，恢复1、2号机组厂用电系统正常。
2号机组情况。
10时46分，2号机柴油发电机联启正常，保安段电源正常，直流系统正常，2号机组正常停运。
17时00分，2号机组按调令并网。
二、暴露问题1.二十五项反措落实不到位。
33发电机组烧瓦事故应急处置方案
33发电机组烧瓦事故应急处置方案（完整正式规范）编制：___________________审核：___________________日期：___________________33发电机组烧瓦事故应急处置方案1 总则1.1 编制目的因设备故障、误操作等原因, 易使汽轮发电机组轴瓦油膜破坏造成轴瓦烧损。
轴瓦烧损, 将造成轴颈损坏, 严重时发生动静摩擦导致汽轮机损坏, 被迫进行停机翻瓦、甚至揭缸处理, 对电厂损失极大。
为了提高我厂的经济稳定运行、保护设备和系统的安全, 特制订本方案。
1.2 编制依据《生产经营单位安全生产事故应急预案编制导则》（AQ/T 9002-2006）《电力企业综合应急预案编制导则》《电力企业专项应急预案编制导则》1.3 适用范围本处置方案适用于华能左权煤电有限责任公司2 事故特征2.1 因汽轮机交直流油系统（润滑、密封）同时故障、开停机误操作、机组事故处理不当而造成汽轮机油系统供油中断；或由于汽轮机进水、蒸汽参数低、叶片结垢、超出力等原因使轴向推力过大, 使推力轴承过载毁坏；机组在振动不合格的情况下长期运行；以及检修工艺不良造成油中有杂质、或油口堵塞等原因, 使汽轮发电机组轴瓦油膜破坏造成轴瓦烧损。
一旦发生轴瓦烧损事故, 势必造成轴颈损坏, 严重时发生动静摩擦导致汽轮机损坏, 被迫进行停机翻瓦、甚至揭缸处理, 对电厂损失极大。
2.2 事故危害程度分析2.2.1 Ⅲ级状态：汽轮机运行中主油箱油位缓慢下降；运行中发现1、2瓦金属温度超过115℃, 3～6瓦金属温度超过110℃, 7～8瓦金属温度超过90℃或不正常升高；回油温度超过75℃（达到报警值）；机组运行中轴振（X方向、Y方向）达125μm等情况, 若不采取措施, 容易导致烧瓦事故。
2.2.2 Ⅱ级状态：汽轮机运行中出现润滑油压低0.069MPa, 主油箱油箱油位低于-100mm, 同时直流油泵联动；机组油系统管道、阀门、法兰结合面等处严重漏油, 且系统无法隔绝；汽轮机运行中发现推力瓦温度超过85℃或不正常的升高；运行机组中轴振增大并达到250μm等情况, 若不采取停机措施, 容易导致烧瓦事故。
三门峡华阳发电5月31日#2汽轮机断油烧瓦事故情况汇报
三门峡华阳发电5月31日＃2汽轮机断油烧瓦事故情况汇报文章出处：汽轮机事故汇编发布时间：2005-12-30xxxx发电有限责任公司5月31日＃2汽轮机断油烧瓦事故情况汇报一、事故前运行方式：2003年5月31日15时42分，＃2机组负荷300MW，#2炉A、B、C、D磨煤机运行，E磨煤机备用。
A、B汽泵运行，电泵备用。
A凝泵运行，B凝泵备用。
A凝升泵运行，B凝升泵备用。
A、B循环水泵运行。
主油泵带润滑油系统运行，高压调速油泵、交直流润滑油泵备用。
B空侧密封油泵运行，A空侧密封油泵、直流油泵备用。
B氢侧密封油泵运行，A氢侧密封油泵备用。
AEH油泵运行，BEH油泵备用。
发电机氢压0.28Mpa。
＃2高厂变带厂用电，#1启备变备用。
#1炉爆管停炉抢修。
二、事故经过：5月30日17时10分，运行人员巡检发现“#2机主机冷油器切换阀手轮密封套漏油严重”，记缺陷，要求检修消缺。
5月31日7时52分，检修处理后申请验收该缺陷。
15时09分，运行人员发现仍然漏油，没有同意验收。
检修继续处理（网上消缺）。
15时10分左右，检修人员继续处理漏油缺陷。
15时42分38秒，＃2汽轮机突然跳闸，首出信号“润滑油压低”，主机交、直流润滑油泵联启，润滑油压回升至0.11Mpa。
高中压主汽门、调门、高排逆止门联关。
炉MFT动作，A、B一次风机、A、B、C、D磨煤机跳闸，燃油速断阀关闭。
炉安全门动作。
“程跳逆功率”、“逆功率保护”未动作。
15时43分左右，检修人员打电话通知运行人员“快停＃2机”，同时通知消防队，另一名检修人员跑步去集控室告诉运行人员。
15时43分32秒，手启空侧直流油泵。
15时43分06秒，手动将6KV厂用电切至＃1启备变带。
15时43分44秒，手动断开崤222开关，解列＃2发电机。
15时44分18秒，手动启电泵。
15时45分，值班人员发现主油箱油位急剧下降。
从曲线查，15时42分41秒，油位-89mm；15时43分13秒，油位-340mm（热工测量最低限）。
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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。