一、设备概况
1.1汽轮发电机简介
本工程采用东方汽轮机厂生产的亚临界、一次中间再热、凝汽式、单轴、双缸双排汽汽轮机，机组型号/537/537-8。发电机为东方电机厂生产的300MW水氢氢汽轮发电机自并励静止励磁电气送出设备为370MVA三相强油风冷双绕组无励磁调压升压电力变压器。
1.2润滑油系统简介
机组的润滑系统由主油箱、主油泵、交直流润滑油泵、两个注油器，一个供油泵入口，一个供润滑油、密封油系统、回油滤网、冷油器、一套净化油装置组成。两台注油器吸入口距主油箱顶距离为1930mm，交、直流润滑油泵吸入口主油箱顶距离为1420mm，油泵吸入口高于注油器吸入口510mm。主油箱用隔板横向分成回油室和供油室隔板距箱顶有20mm间隙，回油在回油室经过过滤后由600×800mm的方孔流入供油室。
二、事故前运行工况
11月24日16：00机组负荷为150MW润滑油压0.22MPa，主油泵进出口为0.2/2.0MPa，1瓦润滑油压0.11MPa稳定。
22：40DCS上油位下降到430mm且波动就地油位计1360mm。火电人员与运行人员发现主油箱人孔盖未关严，就地检查溢油管热，污油池有油，当时分析认为由于主油箱人孔盖未关严破坏了负压造成油外溢引起油位下降。随后将人孔封闭，就地油位计和DCS油位计匀稳定在当时值，就以为找到油位下降的主要原因，同时安排火电人员加油。
23：16润滑油压降到0.18MPa，主油泵进/出口压力由0.2/2.0MPa降至0.16/1.84MPa1轴承金属温度最高达316℃，推力工作瓦块金属温度最高达334.7℃，其它各轴承金属温度均异常升高，多个轴振、瓦振超量程，轴向位移跳机前为-0.27mm，跳机后为1.83mm汽机破坏真空，汽机惰走7分钟。
四、事故后果
4.1、1轴瓦烧瓦；
4.2、油档及下部汽封磨损；
4.3、轴颈磨损及金相组织变化；
4.4、润滑油污染。
4.5、事故照片。
磨损的2瓦轴颈
磨损的5轴承下瓦
磨损的推力瓦工作面
五、事故原因分析
5.1主油箱油位下降的原因
主油箱结构示意图如下图所示
制造厂设计的回油滤网为两个双层结构的滤网，并且油位计的下平衡管从双层滤网隔层中引出两个滤网油位计的下平衡管汇成一根引出油箱，制造厂说明书介绍其作用是作为主油箱回油室油位监视。而实际上，只有当双层滤网清洁时，才能作为主油箱回油室油位的监视及供油室油位监视的参考而当双层滤网脏污严重时，即不能真实反映回油室油位，更不能作为供油室油位的监视依据。当内滤网堵塞严重时，内滤网油位升高，内滤网处实际油位如高于溢油管时就造成溢油，当内外滤网都发生堵塞时，就地油位计显示的是内外滤网中的油位，无法反映主油箱供油室的油位。
以本次事故为例，在事故发生前，就地玻璃管最高油位1410mm，最低油位1330mm，回油室油口高度1900mm，最高油位离溢油口490mm此时内外滤网都已发生程度不同的堵塞。内层滤网的堵塞使油不断从溢油口流到事故油池。就地油位计已不显示实际油位。
事后查看事故油池有油约16吨，由于较长时间的溢油造成油系统的
5.2交、直流油泵联动后不打油原因
润滑油量不断减少，滤网后主油箱供油油位持续下降，导致Ⅰ、Ⅱ级注油器吸空，交、直流油泵联动后不打油，油压下降保护动作跳机。
此情况说明东汽厂对射油器吸入口高度应进行改进，使其高于交直流油泵吸入口高度，以保证因油位低，在射油器工作失效的情况下，交直流油泵能可靠的供油，以避免烧瓦事故的发生。
5.3制造厂说明书及发电公司运行规程都规定当双层滤网油位差，玻璃管油位计与超声波油位计之差，超过100mm应对双层滤网进行在线清洗，而调试、运行人员因对超声波油位计准确性产生怀疑，因此在事故前当双层滤网油位差远大于100mm时，也未向有关部门提出清洗滤网。
5.4相关人员对现场设备不熟悉
尤其对主油箱的内部结构油泵与注油器的吸入高度等，及就地玻璃管油位计的作用，仅以回油室油位计的显示作为供油室油位的参考依据，并不清楚回油滤网在堵塞的情况下是不能真实反映回油室、供油
室油位。
5.5DCS上超声波油位计显示主油箱油位自11月22日04：00起从1356mm开始下降到24日18：30降到715mm在此期间调试及运行人员无人反映油位下降情况。
六、事故结论
6.1油系统中杂质较多引起油滤网堵塞是造成此次事故的起始原因。
6.2超声波油位计与玻璃管油位计0位定位不一致没有现场调试是造成此次事故的重要原因。
6.3供油系统设计不合理，是造成事故的重要原因。
6.4参加调试的人员对供油系统不了解，又由于就地油位计的误导使调试人员没有正确地作出判断和处理，是造成此次事故的主要原因。
七、事故处事
故发生后，通过开轴承盖检查情况及对事故的分析判断，决定开缸进行彻底的检查消缺，并将转子送制造厂处理。简要介绍如下，
7.1汽缸及轴承座处理情况
对高中压缸、低压缸、轴承座、发电机端盖及稳定轴承全部打开进行了检查。开盖前及开盖过程中进行了设备检查及各原始数据测量记录，除目测外，对各轴颈进行磁粉着色、无损探伤及金相组织检查。东方汽轮机厂按照轴颈加工后实际尺寸配制1、3轴瓦及内油档。现场更换了磨损汽封块。并对汽缸通流及汽封间隙、发电机空气间隙、各轴承间隙重新进行测量调整。汽缸检修工作结束后依次完成了汽缸扣盖、轴系联接、轴承座扣盖、中低压联通管联接及保温等工作。
7.2油系统处理
检修期间，除了引进专业清洗公司对大机润滑油及密封油系统进行了大流量水冲洗，以保证系统清洁度外，还对油系统进行了以下改进和完善工作：
1、在供油室加装2米指示长度的就地油位计。
3、对超声波油位计进行标核、标定。以保证其显示油位的正确性并明确运行中的正常油位，最低运行油位、最高运行油位的数值。
4、将油箱溢流管由原先接至事故油池改接至贮油箱。
7.3高中压转子处理
高中压转子返东方汽轮机有限公司处理。在厂内对转子轴颈进行了车削及热处理。1轴颈最终单边车削量约6.7mm(轴颈尺寸约φ346.4)。中压轴颈外伸端各加工面的外圆、端面跳动返修至基本合格。中压端联轴器外圆跳动在回火前约为0.36mm回火后下降约为0.12mm。处理结束后，对1轴颈进行了无损探伤及金相分析，无异常。但1轴颈硬度偏高，最高硬度约405HB（里氏硬度计检测），若再采用提高温度回火强行降低硬度，可能使转子本体强度产生不利影响，甚至有可能再出现弯轴现象。且考虑到金相组织合格，经协商同意此转子按上述返修结果现状使用。
7.4低压转子处理
低压转子送上海汽轮机有限公司处理。在厂内对转子轴颈进行了车削及热处理。3轴颈最终单边车削量约3.2mm。处理结束后，对3轴颈进行了无损探伤、金相分析及硬度检测无异常。
7.5修复后的图片
现场处理的6机组达到300MW负荷,机组各项技术指标正常、运行稳定，以下是06年1月16日机组实时运行参数，可看到机组的振动、轴承金属温度情况良好。
修复后在DCS中显示的运行情况图片
