历年来电厂汽轮机断油烧瓦事故案例分析汇总

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法律顾问：张友全 律师

正文：

历年来电厂汽轮机断油烧瓦事故案例分析汇总

一、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6.3kVⅡ-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。

5时52分33秒,自动主汽门全关，转速由3001r/min开始下降；5时52分43秒转速下降至2850r/min高压电动油泵联启失败（高压电动油泵缺相故障报警）。5时55分30秒，手动分开6.3KVⅡ-Ⅲ母联0611断路器，Ⅰ-Ⅱ母联0612断路器自动合闸成功，厂用电切换至6.3KV厂用Ⅰ母母线运行，厂用系统电源恢复正常。由于低压交流润滑油泵和直流油泵保护连锁未投入，低压交流润滑油泵和直流油泵未联启。5时58分12秒，润滑油压降至0Mpa。（见下图）

6时04分23秒，汽轮机转速到零。生产部副经理吴某某电话汇报值班领导机组解列。6时05分01秒，启动直流油泵、顶轴油泵，6时06分10秒，投入盘车运行，检查盘车电流8.3A，对比以往盘车电流8A变化不大。

事后调阅历史曲线，汽轮机惰走时间12分钟，汽轮机一瓦轴振最大0.09mm,二瓦轴振最大0.12mm,三瓦轴振最大0.16mm，四瓦轴振最大0.26mm。一瓦瓦振最大0.01mm,二瓦瓦振最大0.03mm,三瓦瓦振最大0.02mm，四瓦瓦振最大0.02mm。各支撑轴瓦温度不同程度升高，一瓦温度由61℃升至129℃，二瓦温度由51℃升至150℃，三瓦温度由62℃升至68℃，四瓦由56℃升至72℃。推力瓦温度最高为#4推力瓦72℃，其余推力瓦块温度均在65℃左右。

机组停运后揭瓦检查，汽轮发电机组#1-4上轴瓦钨金未发现损伤，翻出下轴瓦检查，发现#1、#2轴瓦钨金有脱落，下瓦口边缘有堆积的钨金碎片，钨金表面有发黑且有擀瓦迹象，轴径有高温变色现象。#3、#4轴瓦有轻微磨损，接触角右边有发黑的痕迹，推力瓦工作面无磨损，对主油泵密封环进行了检查未发现有磨损迹象。现场对转子轴径黑色摩擦痕迹，用金相砂纸打磨干净露出金属光泽。对磨损的轴瓦进行了修刮处理。10月7日00时10分，机组与并网发电，修后各轴瓦温度正常，推力瓦最高温度80℃，#2支撑轴瓦最高温度75℃（轴瓦损坏情况见附图）。 

#1下瓦：乌金高温变色，有擀瓦现象

#2下瓦：乌金高温变色，擀瓦最严重

#3下瓦：乌金高温变色，有轻微擀瓦现象

#4下瓦：乌金接触情况

2、原因分析

1）10kV外网某某线#15-#16杆发生车辆刮碰，造成C相断线并接地，10KV某某T生线Ⅰ母母线电压波动，造成送、引风机、给水泵等主、辅机跳闸，机组无法维持运行，是造成机组打闸停机的直接原因。

2）10kV外网电源故障时备自投切换条件为10KV某某T生线Ⅰ母母线电压三相低于7kV或6.3KVⅡ-Ⅲ母联0611断路器跳开，因线路断线且电压值未达到保护动作值，6.3KVⅡ-Ⅲ母联0611断路器状态为合闸状态，致使厂内保护PT断线闭锁未动作，造成厂用电未自动切至厂内运行。

3） 汽轮机打闸后汽机值班人员立即启动直流油泵，错误解除直流油泵“低油压联锁”，后因汽轮机转速未下降而错误的将直流油泵停运，且未及时将直流油泵联锁投入，是润滑油中断造成汽轮机断油擀瓦的直接原因。

4）自动主汽门活动试验因电磁阀损坏自上次机组A修后一直未进行，加之自动主汽门门杆受热膨胀， 机组打闸停机后，自动主汽门出现未及时关闭现象，造成发电机逆功率运行， 是汽轮机转速打闸后未下降的主要原因。

3、暴露问题

1）事故处理过程中，生产值长下令停止直流油泵，严重违反汽机运行规程和厂用电中断事故处理要点。

2）汽机人员未履行任何审批手续，随意解除汽轮机“润滑油压低”联锁，严重违反联锁保护投退管理制度。

3）生产管理混乱，日常技能培训流于形式，运行人员事故分析、处理能力差，事故情况下慌乱无序。生产人员综合素质亟需尽快提高。

4）汽轮机断油烧瓦，是典型的《二十五项反措》事故，充分暴露出发电公司对事故的危害性认识不够。

5）定期工作重视不够，反事故措施得不到真正落实。自动主汽门活动试验因设备故障长期未开展。

4、防范措施

1）组织所有运行人员进一步深入分析本次事故，吸取事故教训。重点学习电力系统《二十五项反事故措施》和典型电力事故处理，提高运行人员异常事故处理能力。

2）严格执行保护联锁投退管理制度。组织全体生产人员认真学习保护投退管理制度，尤其在突发事故情况下不得随意退出设备联锁保护，并做好日常管理监督与考核。

3）制定员工培训计划，立即对运行人员开展技术培训，重点培训各专业典型运行规程、系统图、集团下发相关技术指导意见，不定期开展反事故演习，不断提高员工的技术水平。

4）严格执行设备定期试验及切换制度，发现问题及时处理，确保设备试验正常开展。

5）在外网电源不稳定且备自投定值配置不合理的情况下将至厂用电源切至厂内运行，并积极联系保护厂家及技术咨询公司重新计算保护定值，待满足安全需求后再将厂用电切至厂外运行。

6）组织生产部管理人员、运行和检修维护人员认真学习油系统各油泵启动条件及设备故障复位方法，确保设备出现异常时及时投入备用设备运行。

7）认真执行重大操作和异常处置人员到岗到位管理制度，定期进行监督考核，提升生产管理人员到岗到位效率，协助现场处理异常事件。

二、交、直流润滑油泵不打油导致汽轮机断油烧瓦事故

（一）事件前工况

#1汽轮机组为哈尔滨汽轮机厂生产的N600-16.67/538/538型汽轮机组，2005年12月8日投产运行，2011年4月22日机组首次大修。

2011年4月22日#1机组开始A级检修。2011年6月16日9时58分， #1机组启动、并网，进行机组试运，尚未报备用。6月17日事件前#1机组负荷19MW，主汽压力5.5MPa，主汽温度459℃，给水温度155℃，给水压力5.94 MPa。

（二）事件经过

2011年6月17日02:57:29，#1机组检修试运过程中，由于锅炉给水旁路门盘根泄漏加剧需停机处理，值长下令紧急停机，打闸后，交流润滑油泵电机正常联启，但电流32.17A偏低,03:01:13汽轮机转速降至2264.9rpm，油压降至0.164MPa直流油泵电机正常联启，但电流只有15A，油压继续下降，03:01:18转速降至2255rpm，油压降至0.09Mpa，随后瓦温开始升高，振动增加，断油烧瓦。

3:03分，破坏真空，布置紧急排氢工作，事后根据振动情况判断，至3时09分28秒，汽轮机转速至零，惰走约12分钟。

4时06分，发电机氢压至零。汽轮机关闭所有本体疏水和抽汽管段疏水，置于闷缸状态。

（三）事件处理情况

由于事件发生在#1机组大修后启动过程中，为查找事件原因，设备部、监理、检修单位共同对汽轮机油系统设备的检修、试运情况、事件发生前的运行情况、事件发生后油系统设备情况进行了总结分析、解体检查和试验，情况如下：

1）设备检修过程：

#1机汽机油系统自2011年4月27日发票开始检修，4月28日油箱放油，开始油箱清扫，交流润滑油泵、直流润滑油泵、射油器等设备解体检修，详见检修作业指导书记录，从记录中未发现异常和超标情况。6月1日检修工作全部结束后移交大修试运组试运验收。

#1机大修中润滑油系统的检修工作：

l主机润滑油套装油管路检查：套装油管道检查孔法兰换垫、检查支吊架。

l主机润滑油回油滤网检查、清扫：滤网网布更换、更换密封垫、滤油期间定期清扫回油滤网。

l主油箱放油清扫、加油、滤油：检查主油箱内部各结构件、阀门、法兰螺栓无松动、异常，油箱放油后，油箱清扫，派专人在储油间滤油，回油后接临时滤油机24小时派专人滤油，定期清扫回油滤网和更换滤芯。

l主油箱排烟风机解体检修：排烟风机出口管道法兰垫片更换、叶轮检查。

l主机冷油器检修：#2冷油器抽芯，#1冷油器水室清扫、找漏、螺栓检查更换，顶部放空气门检查更换。

l主机冷油器切换阀解体检修：检查六通阀固定键，更换油封、密封垫等无异常。

l主机射油器解体检修：主油箱#2射油器扩压管冲刷，根据哈现代专家指导，对冲刷部位补焊处理。

l主机交流润滑油泵检修：检查叶轮、口环、轴承、油封等结构部件无异常，更换轴承、油封后回装。

l主机直流润滑油泵检修：检查叶轮、口环、轴承、油封等结构部件无异常，更换轴承、油封后回装。

l主机滤油机大修；排污槽管道改造、主机滤油机消漏、清扫、齿轮油更换，加热器解体检查、清扫；排污槽管道偏高，改至低于排污槽。

2）设备修后试运过程：

自2011年5月20日开始，#1机组检修进入分体试运验收阶段，油系统设备6月1日完成检修后，也经过试运正常。

2011年6月6日08:37，交流润滑油泵检修后第一次启动正常（电流80.5A,油压0.226MPa），系统充油。

2011年6月6日11:04，直流润滑油泵检修后第一次启动，与交流油泵并列运行（直流泵电流85.1A，交流泵电流77A,油压0.223MPa），

2011年6月6日11:08:01-11:08:34交流油泵停止运行，单独运行直流油泵，电流149.148A，油压0.202 MPa，11:09:08直流油泵停止运行。

2011年6月9日经大修冷态验收合格后，机组转入启动试运阶段。

3）机组启动试运

2011年6月10日5:26，锅炉点火启动，13:23汽机冲转，至事件发生，期间汽机共启停5次。

4）事件后检查过程：

6月17日21:03:41，油箱开始放油，放油后油箱内未发现异常，油箱内无异物；

6月18日18:43，交流润滑油泵解体（解体全过程录像），未发现泵异常；

6月18日19:14，直流润滑油泵解体（解体全过程录像），未发现异常；

6月18日20:53，交、直流油泵出口逆止门解体检查，未发现异常；

6月19日9:20，直流油泵出口加堵板后，主机直流润滑油泵送电，直流油泵自启，电流82A，转向正确，9:27停直流润滑油泵，就地拉开直流润滑油泵电源。

6月19日9:28，交流油泵出口加堵板后，启主机交流润滑油泵试运，转向正确，电流51A，出口压力0.3MPa。

6月19日11:00，交流油泵出口加堵板后，检修向交流润滑油泵内注压缩空气（5分钟左右），泵内充满空气，启动交流润滑油泵试运，电流34.2A，泵出口压力0MPa。

6月19日14:27，交流润滑油泵空试电机，启动后电流34.2A，转向正常。

6月19日15:11，直流润滑油泵空试电机，电流11.5A。

（四）事件原因分析

1、交、直流油泵不打油是本次事件的直接原因、主要原因。

事件发生后，王滩发电公司立即成立了调查组和抢修组。为了查清事件原因，进行了大量的检查和试验工作。综合参加事件调查的多位专家及技术人员意见，分析造成事件的直接原因是交、直流油泵不打油，泵不打油的原因可能有：

（1）交、直流油泵蜗壳积气，气塞不打油；

通过6月19日试验，交流润滑油泵蜗壳内充满油的情况下电流50A，充满空气的情况下电流34A，事件过程中交流润滑油泵的电流32A，更接近于泵打空气的状态，基本判定事件发生过程中两台油泵内打的是空气。

1）机组运行中，射油器区域会形成负压，主油箱内的油运行轨迹是经回油区域经过泵区域，进入射油器，然后系统循环；回油中所含带的大量的气体随油循环经过泵入口区域，少量气体汇集至泵壳形成气塞。

2）泵运行过程中，由于入口形成负压区，当泵壳中的油中所含的水局部压力下降至临界压力（一般接近汽化压力）时，水中气核成长为汽泡。也有可能使泵中积气形成气塞。

机组检修前，几年内油泵一直没有发生不打油现象，可能是检修中泵更换了密封件、出口法兰重新紧固，消除了泵原有的漏点，造成泵内淤积的气体无法排除，造成了气塞。

通过上述两种观点， 油泵蜗壳内积气可能性较大。 厂家设计及供货时均没有要求油泵放气，图纸、资料上也未包含放气装置。

（2）交、直流油泵入口产生负压区

1）本次事件过程中与机组大修前相比，系统没有改变，唯一不同的是主油箱检修滤油机处于运行状态，滤油机取油口为事故放油管，滤油机入口也是唯一低于泵入口的吸油口，怀疑运行过程中，由于滤油机的影响造成交、直流润滑油泵入口形成负压区，无法打油，但是交、直流润滑油泵入口距离滤油机吸入口1.2米，并且浸在油液面下1.4米，滤油机（流量200L/min）是否会造成交流油泵（流量4900L/min）和直流油泵（流量4878.9L/min）入口产生足够大的负压区，造成泵不打油，需厂家设计人员核算。设计厂家需根据泵流量曲线核算，判断泵是否运行在不稳定区以及泵抗扰动能力是否偏低。

设计滤油机取油口管径为Φ114×10，位置为事故放油管处，移动滤油机入口管径Φ57×3.5，位置为事故放油管处的接头，与设计位置相符。

2）两台射油器吸入口与交直流泵入口距离1.7米左右，射油器入口负压区是否会对交、直流润滑油泵形成影响，也需要哈汽厂进行校核。

2、运行人员停机过程中未发现交流润滑油泵工作不正常是本次事件的间接原因。

由于锅炉给水旁路门盘根泄漏加剧需停机处理，运行人员经请示中调后打闸停机。 运行人员在交、直流润滑油泵联起后，只监视到油泵已处于启动状态，没有注意油泵电流和就地压力，没有及时发现交、直流润滑油泵不打油的异常现象。

（五）事件暴露问题

（1）在汽轮机润滑油系统设计上存在缺陷，哈尔滨汽轮机厂配套的主机润滑油系统无法保证特定工况下轴系得到可靠供油。

（2）专业技术管理不到位，未发现设计存在问题，没有提出有效地防范和解决措施。

（3）技术管理和技术培训存在漏洞，各级人员对设备性能的掌握和事故处理能力不能满足现场需要。

（4）发现锅炉给水旁路门盘根泄漏加剧时，值长对锅炉给水管道泄漏的危害过度判断，下令紧急停机，错过了可能提前发现交流润滑油泵异常的时机，运行人员事故处理过程中比较慌乱，运行参数监视不全面。

（六）预防措施

（1）#1机交、直流润滑油泵加装放气装置，具体是在泵出口最高点打孔，增加放气管道，管道上加节流孔。

（2）与哈尔滨汽轮机厂及设计院联系，在润滑油系统上增加一卧式油泵，做为润滑油系统第三备用油源。

（3）事故放油管上取消一切临时接头。

（4）对油系统进行进一步检查，检查是否存在渗漏等缺陷。

（5）利用大、小修机会对#2机组交、直流油泵加放空气系统，增加第三备用油源。

（6）哈汽提供泵流量曲线，并分析泵的工作状态是否满足实际运行需要，抗扰动能力是否偏小。

（7）今后，遇非紧急停机情况，打闸前要提前启动交、直流润滑油泵，确定电流、油压正常。

（8）加强油泵定期试验管理，严格定期试验制度，不论日常油泵定期试验还是停机前的油泵试验，都要认真检查电流、油压是否正常。

（9）加强运行人员培训，提高事故预判和事故处理能力。

三、一根电缆引发的汽轮机“断油烧瓦”事故

（一）事故前工况

机组负荷668.4MW，A、B、 C、D、E、F六台磨煤机运行，A凝泵运行，A、B小机运行，主汽压力25MPa，主汽温度602℃，再热汽温度598℃，真空-94KPa，主机润滑油0.139MPa，其它辅机运行正常，各运行参数正常。

（二）事故经过

集控运行监盘发现机组负荷 从670MW快速下降至零，汽轮机跳闸，锅炉灭火，手动再次按机打闸、炉 MFT 按钮，并确认 5012 开关已解列，厂用电自动切换 正常，按机组停机事件处理。

运行人员检查交流启动油泵、交流辅助油泵、顶轴油泵先后 自启正常，机组转速下降，至11时14分机组转速到零，主机惰走时间 51 分钟，投入盘车运行。

查 ETS 首出为“润滑油压力低停机”。

集控运行人员立即对润滑油系统进行全面检查，润滑油压 0.12MPa，未发现异常。生产技术部热工专工经现场进一步检查， 确认右侧中联门法兰漏汽（原带压堵漏处）烧损润滑油压低保护热工电缆，导致误发跳闸信号。生产技术部立即组织维护人员对 该热工电缆进行恢复，发电车间立即进行机组恢复工作。

12 时 06分重新点火，13时31分达冲转参数。

13时31分，#2主机挂闸后开始冲转，高压内缸下半内壁温 度512℃，中压进汽室内壁温度538℃，主/再汽压9.1/0.9MPa， 主/再汽温：511/516℃，真空-98KPa，润滑油温30℃，润滑油压 0.12MPa，润滑油各油泵联锁投入，轴向位移-0.354/-0.017mm， 高中压缸差胀-1.8mm，低压缸差胀14.6mm，发电机氢压0.3 MPa， 其他主辅设备运行正常。 

13时38分，主机转速2520rpm，交流辅助油泵电流42.6A， 交流启动油泵电流72.65A ，润滑油压0.152 MPa；

13时39分，主机转速2850rpm，交流辅助油泵电流39.4A， 交流启动油泵电流 65.67A ，润滑油 0.162 MPa，主油泵出口压 力1.21 MPa；

13时42分，主机转速3000rpm，交流辅助油泵电流38.34A， 交流启动油泵电流 61.32A ，润滑油压 0.169 MPa，主油泵出口 压力：1.324 MPa。交流启动油泵电流逐渐下降并稳定，运行人 员初步判断主油泵已介入工作；

13时43分，主机转速3000rpm，交流辅助油泵电流38.3A， 交流启动油泵电流 61.3A ，润滑油压 0.17 MPa。运行人员检查 机组各轴承振动小于50μm、各金属瓦温小于90℃、润滑油油压 0.17 MPa，均属正常；

13 时 43分 11秒运行人员退出直流事故油泵联锁，

13时 43 分17秒手动停运交流辅助油泵，汽机润滑油压由0.144MPa开始 下降；

13时43分25秒运行人员退出交流辅助油泵联锁；

13 时 43分 30秒运行人员手动停交流启动油泵后，

13时 43 分35秒润滑油压降至0.091MPa（报警联启辅助油泵值：0.115MPa， 联锁直流油泵值：0.105 MPa）；

13时43分34秒交流启动油泵因主油泵入口油压低（联锁交 流启动油泵值：0.07MPa）联启，润滑油压升至0.144MPa；

13 时 43 分 51 秒运行人员再次检查机组交流启动油泵电流 59.63A，润滑油压力 0.133MPa，主油泵出口压力 1.3MPa 正常；运行人员退出交流启动油泵联锁；

13时43分56秒运行人员手动停交流启动油泵。

13时43分59秒“润滑油压低停机”信号发出，运行人员发现该信号，但未到现场确认，此时因热工维护人员还在抢修润滑油压低保护电缆，运行人员误认为是热控维护人员抢修电缆所致。（因“润滑油压低停机”保护未投入，机组未跳闸）

13时44分07秒运行人员未立即启动交流辅助油泵，而只投 入交流启动油泵联锁， 但油泵未立即联启；

13时44分08秒，润滑油压降至0MPa，#1～#8瓦温均突升；

13时44分18秒汽轮机跳闸，ETS首出为“汽机支持轴承乌金温度过高停机（120℃）”，DEH 跳闸停机，#1、#2 主汽门关 闭；

13时44分19秒因汽轮机跳闸联启交流启动油泵，润滑油压 升至0.222MPa（报警值≤0.115MPa）；

13时44分32秒运行人员手动启动交流辅助油泵，润滑油压 为0.216MPa；

13 时 46 分 09 秒投入交流辅助油泵联锁，

13 时 47 分 10 秒 投入直流事故油泵联锁；

13时48分锅炉手动MFT，

13时50分运行人员打开真空破坏 门，破坏真空停机；

13时53分22秒转速至零，运行人员多次投盘车未果，并对 现场检查发现汽轮机#6轴瓦处有钨金流出，即对汽缸进行闷缸处 理，同时进行氢气置换。

后经报请电网同意，#2机组转入B级检 修。

设备检查状况：

#2汽轮发电机解体后，发现#3、#4、#6轴承乌金磨损严重， #1、#2 轴承下瓦磨损，#5 轴承下瓦脱胎，#7、#8 轴承下瓦有局 部过热现象。

事件发生后，公司对机组检查和处理工作进行 了安排，联系设备检修人员到达现场。

3 月 12 日，组织召开了#2 机组抢修工作会议，会议确定了 抢修工作方案， 明确了B修的主要工作内容及要求。

3月13日进行了检修现场清理布置。

3月14日进行了氢气置换。

3月15日吊汽轮机、发电机化妆板。

3月16日#7、8、9瓦上半解体，并检查上瓦和轴颈。

3月17日#3、4瓦上半解体，并检查上瓦和轴颈。

3月18日#5、6瓦上半解体，并检查上瓦和轴颈，发电机密 封瓦解体。

3 月 19 日～23 日，拆导气管、连通管搭架、连通管、低压 缸中分面螺栓等。

3月24日#1、2瓦上半解体，并检查上瓦和轴颈。

3月25日～4月4日，汽轮机B修。

4月5日#1、2瓦修复后回装、研磨。

4月8日#7、8瓦回装。

4 月 9 日～4 月 23 日#3、4、5、6 瓦修复后回装、研磨。汽 轮机B修：汽封调整、对轮找中心等。4月24日高中压汽封间隙合格验收，开始扣B低压缸。

4 月 29 日 A 低压缸开始扣缸，低-发对轮中心调整开始，主 油泵间隙调整完成。

4月30日A低压缸扣缸结束，扣缸后各轴系中心复查。

5 月 1 日开始进行油冲洗，冲洗 4 小时后翻#1-#8 瓦下瓦检 查。

5月2日拉缸，中-低、低-低对轮连接，低发中心调整完成，高中压缸猫爪垫铁置换完成。

5 月 3 日各对轮连接完成，轴承箱开始回装，高中压导汽管 螺栓装复。

5 月 4 日中低压连通管装复，各轴承回装完成，通油、投盘 车。

5 月 5 日保温装复，架子拆除，现场清理，静态试验，锅炉 点火。

5月6日汽轮机冲转，定速，并网，恢复正常运行。

（三）事故原因

事件调查组对现场进行了详细的查看，询问了有关当事人， 查阅了相关记录，对事件原因分析如下：

1、直接原因：  #2 机组因右侧中联门法兰漏汽（原带压堵漏处）烧损润滑油压低保护热工电缆，导致误发跳闸信号，机组跳闸。

2、机组恢复过程中，在润滑油压低保护因保护电缆抢修未投入、润滑油系统油压不正常的情况下， 运行人员违反运行操作规程，擅自退出三台油泵联锁， 停运交流辅助油泵、交流启动油泵后,由于主油泵供油回路油涡轮泄漏严重，导致润滑油压低， 因润滑油压低保护退出未引起跳机， 最后由于轴瓦温度升高引起轴瓦温度高保护动作 跳机，造成汽轮发电机轴瓦磨损。

3、间接原因：

1) 直流事故油泵硬联锁未设计

去年11月份在逐条对照《二 十五项反措》检查时，已经发现直流事故油泵未实行硬联锁，不 符合9.4.2中“汽轮机润滑油压力低信号应直接送入事故润滑油 泵电气启动回路”的要求，也列入了整改计划，但由于一直未具 备停盘车条件，未能在此次事件前完成改造。

2)联锁逻辑设计不完善

在运行人员投入启动油泵联锁后， 未能及时联启交流启动油泵，直到机组跳机后才启动，反映出 PS-9003 主油泵吸入口压力低联启交流启动油泵的联锁存在缺 陷，主油泵吸入口压力低只发3s脉冲，3s后投联锁不再起作用。跳机后联启是因为主机跳闸所致。

3)油涡轮垫子被冲毁，造成润滑油压低

对润滑油系统进行 全面解体检查发现：主油泵出口至油涡轮进口法兰处密封垫全部 冲掉，油涡轮出口至各瓦油管连接法兰处密封垫出现破损（约 20%），使得汽轮机润滑油系统压力低

4)润滑油压低保护未投入

虽然履行了润滑油压低保护退出 申请手续，但在机组恢复过程中，由于润滑油压低保护电缆仍在抢修中，导致润滑油系统出现压力低后润滑油压力低保护没有动 作跳机，最终由于轴瓦温度升高引起轴瓦温度高保护动作跳机。

（四）防范措施

1、严格管理，养成“严、细、实”的工作作风。重大操作管理人员不仅要到位，更要履行职责， “靠前把关” ；坚持四个“凡事”（凡事有人负责，凡事有人监督，凡事有章可循，凡事有据可查） ， 及时发现、制止违章违规行为。 

2、重视“非计划停运” 。要从管理的高度重视非计划停运， 深刻认识到非计划停运不仅给集团公司带来经 济损失，还给集团公司的声誉带来了不良影响。 

3、杜绝习惯性违章行为。按照《运行规程》和《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》进行操作，规范“两票”内容，实施危险点分析预 控，将规章制度落到实处。

4、提高运行人员的综合素质。特别是提高班组长 、主值的遵章守纪意识、管理能力和操作技能，消除盲目乐观思想， 要严肃认真对待每一项操作， 使安全生产始终在控、可控。

5、加强缺陷管理，积极消除缺陷。对设备缺陷要积极创造条 件予以消除，保证设备能够健康运行。对暂时无法消除的缺陷，要制定针对性的防范措施，并具有可操作性，以防止事故的发生、扩大。

四、某电厂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：

图1 4瓦上瓦

图2 4瓦轴颈

图6 发电机定子左后垫片出来

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。 如下图所示。

4、事故原因分析

经过哈尔滨汽轮机厂、冷油器切换阀制造厂、电科院、集团公司、分公司及电厂人员查阅设计图纸和现场确认，一致认为就造成本次断油停机事故的润滑油外漏原因如下：

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。

而在装螺栓外径实测为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。见下图。

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。如下图所示。

3）在装螺栓未按图纸要求安装弹簧垫圈

5、6QHF冷油器切换阀存在的隐患 

此次发生漏油事故的冷油器型号为6QHF。该型号的冷油器今年5月份在该集团的某个电厂也发生过紧固螺钉松动、脱落，造成阀蝶旋脱堵死运行油口，从而发生汽轮机断油烧瓦的事故。经分析，该型号的冷油器存在设计、制造及安装上的缺陷。见下图。

冷油器切换阀的结构如下：

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

 

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

2）切换阀阀瓣未固定

设计上为保证切换时另一侧的阀蝶密封到位，通过旋转阀蝶定位间距后外侧用定位螺钉锁死，而内侧却没有固定，所以阀蝶在里面是可以旋转的，运行中阀瓣受油流影响会转动，会影响密封效果，震动也易引起阀内紧固件松动。

3）紧固螺钉易松动、脱落，造成阀蝶旋脱堵死运行油口。 这也是该集团另一个电厂2号机今年5月份发生断油烧瓦事故的主要原因。

4）外部法兰盖紧固螺栓不符合要求，厂家没按要求配置弹簧垫圈等隐患。

6、预防措施 

1）对于采用6QHF冷油器的机组，最好能停机检查、处理。不能近期停机检查处理的机组，必须立即采取办法对切换阀上下法兰盘同时进行加固，防止机组运行中上下法兰松脱漏油。对于采用其它型号冷油器的机组，也要对照上述的问题进行检查，同时核查设计、制造及安装是否存在其它缺陷。

2）如果近期机组有停机机会，要对阀碟和内部紧固螺栓进行焊接加固处理，拆掉胶圈；同时对上下端盖螺栓及螺孔、止动垫圈等措施进行检查，如不符合规范要求必须更换处理。

3）在更换处理之前先暂停冷油器切换阀切换操作（已经切换在中间位置的，要把手柄固定，防止位置转动）。运行中加强润滑油温、油压变化和内部是否有振动等异常的监视检查。如运行中发生渗漏、异常变化等缺陷，必须立即停机处理。

4）使用哈汽机组的电厂如存在上述缺陷，应尽快与厂家联系。其它型号冷油器和其它厂家的机组也应进行排查，有问题尽快与厂家联系。

5）核查小汽机等辅机冷油器切换阀的型式，有类似问题一并采取有效措施。

6）点检和运行人员要加强对油系统的检查，用听针、振动、测温仪等定期对六通阀等重要设备进行就地巡检和测试工作，并做好记录。

7）结合本单位油系统设备的结构和投产后发生的各类异常，组织专业人员进行分析和讨论，制定防范措施。

8）根据厂家提供的图纸资料，研究油系统设备的结构特性，制定详细的检查项目，完善作业指导书和运行规程。

9）加强对油系统设备及管路连接法兰的螺栓、垫圈情况的检查。禁止运行中有渗漏油的情况，若有异常时要抓紧申请停机进行消除，要避免在线处理渗漏油缺陷的情况，避免扩大事故。

10）排查法兰密封垫是否符合要求。落实二十五项反措关于“油系统禁止使用橡胶垫（含耐油橡胶垫）的规定”，对不符合规定的法兰密封垫、密封圈，近期抓紧更换。

11）排查油系统阀门的安装位置、型式是否正确。

12）全面检查汽轮机油系统（包括主机润滑油系统、EH油系统、小机油系统）管路是否有异常振动、碰磨部位，支吊架是否有松脱现象。

13）检查油系统各设备运行参数是否有异常。

14）机组大、小修时，对主油箱内、外部所有设备、油管道进行外观和焊口、弯头的探伤检查，包括：各油泵、射油器出口逆止门进行重点解体检查；射油器焊口、喉部着色检查；主油箱溢油阀及流量孔板前逆止门灵活性检查；检查射油器出口逆止阀销子、调节螺栓的定位螺母是否完好等等，防止卡涩、泄漏造成润滑油系统出现异常。

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