汽机油系统问题集Word文档格式.docx

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1.3处理方案：

2.1非正常停机后采取的应对措施及前期工作步骤8

3.1本次事故暴露出的问题9

3.2应采取的事故的防范措施：

9

结论10

油系统

停机后，润滑油泵不能停，主要考虑缸温一般低于150度停盘车，这时轴承受汽缸的热传导作用温度升高的非常快，如不及时排走这部分热量可能导致轴承乌金熔化而损坏轴承。

因此润滑油泵还需运行短时间带走这部分热量，一般轴承温度低于75度，可以停油泵了。

只要轴承温度不高油泵就可以停。

适当调整轴承箱负压，就是调整排油烟机风门开度。

同时，尽可能谁负荷调整轴封供汽压力，较少漏气；

再有加强滤油，每天在油箱下部放水。

如果大修或有机会，彻底处理轴封间隙，从根本上治理轴封漏气。

更换轴封片，彻底解决轴封漏气。

降低轴封供气压力、降低轴承箱负压。

检查汽封，冷油器，增加油压或降低汽压，加强滤油。

滤油机常开，每天放8公斤水，油中水含量肯定超标，最好能够24小时滤油，降低进一步对汽封的磨损破坏。

我们厂在轴承箱处引入压缩空气，那天要到详细说明发上来。

那可是获奖的啊。

冷油器老化泄露，可检修一下冷油器。

答：

应检查如下设备：

1.检查油净化器油位是否上升；

2.油净化器自动抽水器是否有水；

3.密封袖箱油位是否升高,4.发电机是否进油；

5.油系统各设备管道、阀门等是否泄漏；

6.冷油器是否泄漏。

应做好以下工作：

（1）机组大修后，油箱、油管路必须清洁干净，机组启动前需进行油循环冲洗油系统，油质合格后方可进入调节系统。

（2）每次大修应更换轴封梳齿片，梳齿间隙应符合要求。

（3）油箱排烟风机必须运行正常。

（4）根据负荷变化及时调整轴封供汽量，避免轴封汽压过高漏至油系统中。

（5）倮证冷油器运行正常，冷却水压必须低于袖压。

停机后，特别要禁止水压大于油压。

（6）加强对汽轮机油的化学监督工作，定期检查汽轮机袖质和定期放水。

（7）保证油净化装置投用正常。

1、注意冷油器出口温度，及时调整，保持其在38~42℃之间，坚持少调整看原则，门开多少，相应油温变化多大，要心中有数，不能出现调整冷却水后长时间不检查，造成油温大幅度变化现象。

同时要根据经验来确证油温，防止表计故障时发生误判断、误操作现象。

2、注意油压情况（入、出口油压），能准确判断内漏。

3、注意任何情况下必须油压大于水压，防止冷却水泄漏到油中。

4、加强检查，找差漏点加以消除，防止发生火灾事故。

作用：

汽轮机发电机组正常运行，由于轴承摩擦而消耗了一部分功，它将转化为热量使轴承的润滑油温度升高，如果油温太高轴承有可能发生软化、变形或烧损事故。

为使轴承正常运行，润滑油温必须保持一定范围内，一般要求进入轴承油温在35-45℃，轴承的排油温升一般为10~15℃，因而必须将轴承排出来的油冷却以后才能再循环进入轴承润滑。

冷油器就是冷却主机润滑油的。

温度较高的润滑油和低温的冷却水在冷油器中进行热交换，通过调节冷却水流量来达到控制润滑油温度的目的（同时由于转子温度较高，尤为高压缸进汽侧，其轴颈也向外进行热量传递，所以润滑油也具有冷却轴颈的作用。

600MW汽轮机组润滑油系统事故分析

前言

盘车装置、顶轴装置提供合格的润滑油、冷却油和顶轴油。

润滑油系统的异常将威胁着汽轮机设备的安全运行，严重时会导致汽轮机烧瓦、大轴弯曲、转子动静磨擦甚至整机损坏等恶性事故的发生。

实际运行中，因润滑油系统故障而被迫停机的事情常有发生，因为停运润滑油系统受到汽轮机缸温、盘车等诸多因素的制约，处理过程一般也较长，这就给发电企业带来极大的损失。

因此，加强对以往类似事故的分析与总结，强化对汽轮机润滑油系统的管理与监视，才能做到防患于未然。

本文针对某火电厂两种型式、共四台600MW汽轮机润滑油系统在调试与试运阶段出现的典型问题做一描述与分析，希望起到一定的借鉴作用。

1机组简介

某火电厂二期工程由四台600MW机组组成，其中#3、#4机组汽轮机为东方汽轮机厂按日本日立公司提供的技术制造的冲动式、亚临界、中间再热式、高中压合缸、三缸四排汽、单轴、凝汽式汽轮机，机组型号为N600-16.7/538/538-1。

#5、#6机组为上海汽轮机有限公司与美国西屋公司合作并按照美国西屋公司的技术制造亚临界、中间再热式、四缸四排汽、单轴、凝汽式汽轮机，机组型号为N600-16.7/537/537。

两种型式汽轮机润滑油系统主要设备基本上是相同的，它们包括：

润滑油箱及其回油滤网、排油烟风机、主油泵、交流油泵、直流油泵、油蜗轮泵或射油器、冷却器、进回油管路、相关阀门以及一系列的测量元件等。

2润滑油油质差

2.1油质不好导致轴瓦拉伤

2004年2月19日凌晨2点10分，#3机组汽轮机#2轴承温度开始上升，最终稳定在约70℃（其它轴承温度均小于32℃）。

停主机盘车后，该处温度缓慢下降，再次投用盘车，该处温度又重新回升。

当时该机组正处于冲管阶段，汽轮机盘车投用，盘车启动前主机润滑油质化验结果为合格。

检查各顶轴油压力（#3-#8轴承），与盘车前期比，均无明显异常；

检查#2轴承润滑油供油及回油，未见异常。

检查温度测点，未见异常。

该机组冲管结束后，对#2轴承进行翻瓦检查，结果发现，该处支持轴承轴瓦有明显拉毛现象。

疑是有异物进入轴瓦所致，联想到此前各润滑油进油滤网多次被脏物堵塞，基本认为#2轴承在盘车期间温度缓慢上升系脏物进行轴瓦，导致轴瓦与转子磨擦增大、发热所致。

对该轴瓦进行刮磨、复装后，工作正常。

由于此次轴承温度异常上升发生在机组冲管期间，冲管后有足够的时间进行翻瓦检查，没有对工期造成影响。

2.2油质变差导致无法启动

2005年4月18日，#5机组168小时试运前夕，主机润滑油油质化验结果表明该油质明显恶化，大于NAS12级，超出汽轮机允许启动的要求。

由于油质恶化超标严重，决定全部更换新油，新油经过充分滤油后，油质于2005年4月25日达到汽轮机启动要求，机组顺利启动。

分析油质恶化原因，大致认为如下：

机组168小时试运前消缺时，高压缸进行了开缸处理，大量保温层被拆除后又重新复装，在此过程中不可避免的会出现大量保温层微小飞扬物弥漫于汽轮机运行平台。

而另一方面，由于主机缸温还比较高，其润滑油系统仍在运行中，主油箱排油烟风机没有停运，整个主机润滑油系统处于微负压状态。

在这种状态下，弥漫于汽机运行平台的大量的保温层微小飞扬物就不可避免的会被吸入主机润滑油系统中，从而造成该系统油质恶化。

因该问题的出现，耽误工期约7天。

3热工信号消失

2004年4月13日凌晨6点58分，#3机组正在做机组首次启动并网前的系列试验，发现汽轮机推力瓦工作面的温度测点信号全部失去，为安全起见，随即打闸停机。

揭盖后检查发现该处信号线全部被磨断，磨断的部位在信号线引出处于瓦块的接触处，该处正处于瓦块的棱角上。

在汽轮机运行过程中，由于推力瓦的轻微晃动，其温度信号线不可避免的会与瓦块上的棱角发生磨擦，以致磨断。

在再次信号线修复前，对相关棱角进行打磨处理，以免再有类似情况发生。

到目前为此，该处没有异常。

2004年4月20日14点07分，机组再次定速在3000r/min，因该问题的出现，耽误工期为7天。

4设备故障

4.1顶轴油管路断裂导致停机

2004年11月8日凌晨5点05分，#4机组负荷400MW，主油箱油位1652mm，这时，突然发现＃7瓦轴振由114μm下降到105μm，检查发现主油箱油位开始突降，就地检查发现，在#7轴承处，有大量润滑油向外喷出，由于位置原因，无法具体确认喷油位置，5点09分，负荷350MW，手动停机，到5点11分，主油箱油位下降到1554mm。

汽机转速下降下1700r/min时，破坏机组真空，总惰走时间为19min，在惰走过程中，#7轴承温度最高升到96℃（正常为60℃），发生在转速为81r/min时。

就地检查，确认＃7轴顶轴油管路与其套管接口处断裂，就地关闭#7瓦顶轴油压力调节阀，喷油现象消失，主油箱油位稳定。

事后，停主机润滑油系统，对#7轴进行翻瓦检查，发现该处下瓦有部分磨损。

对断裂处的顶轴油管路重新焊接，对#7轴下瓦进行修刮，再次开机，工作正常。

2004年11月16日，该机组再次启动，因该问题的出现，耽误工期约9天。

4.2直流油泵倒转导致停机

2004年11月18日，发现主机在交流润滑油泵停运后，润滑油压偏低，重新启动润滑油泵后，就地检查发现直流油泵严重倒转。

为确保设备运行安全，随即进行停机处理。

主机润滑油系统停运后，进入主油箱进行检查，发现直流油泵出口逆止阀卡涩，造成泄漏，并且原设计中该处的两个逆止阀，实际上只安装了一个。

更换卡涩的逆止阀后，润滑油系统工作正常。

2004年11月28日，机组再次启动，因该问题的出现，耽误工期约10天。

4.3轴颈严重拉伤

2005年6月24日下午16时50分左右，＃6汽轮机准备第二次冲转到603r/min进行磨擦检查时发现＃7瓦#2金属温度达105℃，此时主机转速为402r/min，然后此点温度回落；

17时21分，主机转速38r/min时，＃6瓦#2金属温度到达113℃，随后，主机转速很快为O，投主机盘车后此两处金属温度慢慢回落，稳定后，#6瓦、#7瓦的#2金属温度均比其它各瓦高4℃左右，而该处#1金属温度正常。

事后，用第一次冲转后打闸停机的转速下降曲线与该次对比发现，转速从200r/min下降到0的时间，第二次比第一次缩短了近60%，但第二次冲转的真空值为-90kPa,第一次则为-81kPa。

第一次在3000r/min时打闸停机，惰走时间为45分钟，当时主机真空为90/91kPa。

随后，停机、停润滑油系统，进行翻瓦检查，情况如下：

（1）安放在主油箱中的润滑油回油滤网严重破碎（面积约为1/5），破碎滤网形成的细刚丝进入润滑油系统，而润滑油系统中冷油器出口的滤网与其旁路在运行时均在投用状态；

（2）#6轴轴颈有严重刮痕，刮痕特征为：

由顶轴油孔向两端逐渐加重，最大刮痕约为2mm宽、0.7mm深,共有17条；

#6轴上瓦有轻微局部磨伤，而#6轴下瓦拉伤情况严重：

电机端顶轴油囊基本被磨损或被磨损的乌金填平，电机端瓦的表面乌金磨损严重，而汽端乌金表面有严重拉毛现象，有拉毛处附着大量的纤细刚丝。

（3）#7轴处情况与#6轴处相似，但不及#6处严重；

检查其它轴、瓦，均发现类似情况。

（4）对主油箱进行清理，发现许多纤细刚丝、黑泥状与颗粒状物质。

随后，对严重刮伤的轴颈进行电刷渡处理，对严重刮伤的轴瓦进行更换，其它轴瓦进行人工修复。

对润滑油系统进行彻底清理和滤油，对破碎的滤网进行更换和加固。

因该问题的出现，耽误工期约35天。

6结束语

6.1主机润滑油系统的消缺处理，一般均要停运整个润滑油系统才能得以进行，而主机润滑油系统的停运受多方面因素限制，最主要的是受主机缸温的限制，因而，在机组试运阶段，如果主机润滑油系统出现问题，耽误工期一般较长；

（该电厂四台机组因该问题耽误工期两个多月时间）

6.2在润滑油系统设备安装与初次投用前，应对相关设备与管道进行彻底的检查与清理，及时发现设备的缺限，做到防患于未然。

6.3润滑油油质是润滑油系统最薄弱的一个环节，在润滑油系统投用后、尤其是在机组试运行期间，务必要加强与主机润滑油系统的管理和对其油质的监控；

6.4在机组启动初期，应加强对与润滑油系统相关参数的记录与分析，并及时进行与同机历史记录、同型式机组运行参数的对比，不放过每一个疑点，以便尽可能早的发现与解决问题；

在运行中，要加强对主机润滑油系统的巡检与监视，尽可能早的发现问题，避免事故的扩大；

6.5主机润滑油系统启停都比较方便，因而经常被众所忽视，但是，几乎所有的润滑油系统的缺限如不能及时发现与处理，都可能导致“二十五项反措”中的主机烧瓦、大轴损坏事故，因此，务必引起各方面的重视。

6.6为了减少主机润滑油系统事故发生的可能性、缩短主机润滑油系统消缺的工期，将来的工作应从以下几个方面努力：

开发润滑油油质在线监测与分析系统、发展汽轮机轴承磨擦在线检测技术、优化汽轮机组滑停技术、分析与掌握不同类型汽轮机转子的传热特性和引进和发展汽轮机的快冷技术。

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；

300MW

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）MPa0.0490.049

　　0.0392

　　0.039

　　0.029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。

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、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120°

C后，停止润滑油系统运行，起吊前箱、#2~4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、#1~6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#1~7轴承下半，清扫轴瓦乌金面及座内残留钨金、杂质。

　　8、高中压缸保温扒除

　　9、研磨#1~7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。

　　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

　　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。