两起汽轮机烧瓦事故，到底谁之过？

厚源生物徐兵伟

一、事故经过 6月4日8时，某电厂两台300MW机组并网运行，一台机组（#1机组）负荷150MW，事故汽轮机组负荷250MW。#1机组因轴承振动不正常，6KV厂用电工作段仍由启动／备用变压器供电。 9时17分汽轮机突然跳闸，发出抗燃油(EH)油压低、EH油泵C泵跳闸、发电机失磁、汽轮机和发电机跳闸等讯号。汽轮机值班员立即抢合主机、小汽机直流事故油泵和发电机密封直流油泵，均启动正常。电气值班员发观发一变组2202开关跳闸，厂高交622a开关跳闸，622b开关红绿灯不亮，6KVⅡa、6kvⅡb两段自投不成功。9时18分抢合062a开关成功，汽机司机投入交流润滑油泵，停下直流润滑油泵。（点评：停下直流油泵一定要投入联锁，防止厂用电再次消失，直流联启不及时，这点经常被略，因为有的老电厂没有直流油泵硬联锁接线回路）电气值班员到现场检查，负荷开关已分闸，但没有检查发现622b开关在合闸位置。然后抢合上062b开关时，向#2发电机送电，引起启动／备用变压器差动保护误动作使2208、620a、620b三侧开关跳，#1机组失去厂用电跳闸，全厂停电。汽轮机交流润滑油泵失压，直流润滑油泵没有及时投入而使部分轴瓦断油。（点评：此时是否确认瓦温和回油温度是否正常？？）值班员先后切开061a、061b、062a、062b、060a、060b开关，于9时21分合2208开关成功。9时24分合620a开关成功，恢复Ⅱa段厂用电，但合620b开关不成功。经检查处理，9时50分合620b开关，10时17分就地操作合062b开关成功，至此厂用电全部恢复正常。 11时45分汽轮机挂闸，转速迅速升至120r/min，即远方打闸无效，（此为汽轮机禁止启动条件之一）就地打闸停机。（点评：像此种情况，原因未查清前禁止再次启动） 11时48分汽机再次挂闸，转速自动升至800r/min，轴向位移1．9mm，远方打闸不成功，就地打闸停机。12时10分第三次挂闸，轴向位移从0.7mm升至1.7mm，轴向位移保护动作停机。 事故后检查发现汽轮机组轴承损坏，其中#1、2、5、6下瓦和推力瓦损坏严重，需要更换。二、事故原因分析 经检查分析计算机打印资料和事故后做试验证明，事故直接原因是:C抗燃油泵跳闸，因蓄能器漏气退出运行，造成抗燃油压迅速降低，该保护动作跳机。 事故扩大为全厂停电的原因：汽轮机6kV厂用电B段622b开关跳闸线圈烧坏，红绿灯不亮，值班人员没有到现场检查，没有发现该开关未跳开，当抢合062b开关时，启／备变压器差动保护误动跳三侧开关，全厂失去厂用电。当时，#l机厂用电由启／备变压器供电，#1机组被迫停机。启／备变压器高低侧CT特性不匹配，已发生差动保护误动多次，未及时采取有效措施消除，亦是扩大为全厂停电事故重要原因。 汽轮机烧瓦原因：计算机打印资料表明，9时18分40秒直流事故油泵停，而此后因抢合062b开关造成全厂停电，交流油泵停运，润滑油中断烧瓦。全厂停电交流油泵停运后除了没有及时抢合直流润滑油泵外，直流油泵为什么不能联动和两次抢合不成功，有待继续检查联动装置和二次回路。三、事故暴露的问题 1．运行人员素质低，判断事故和处理事故能力不强。该厂曾发生过开关非全相运行，汽轮机叶片断落，振动异常没有立即停机，两次非同期并列#1发电机、#1炉空气预热器烧损等事故，仍至这次全厂停电、损坏设备重大事故，都出现运行人员误判断、误处理，反映运行人员处理事故能力不强。（点评：反事故能力欠缺，对运行规程的执行不力） 2．安全管理不善。发生多起事故未能及时组织深入调查分析，按“三不放过”原则严肃处理，认真吸取教训。运行规程未明确规定，开关红绿灯不亮时如何检查处理。运行人员往往不是按规程而是由值长或厂领导命令进行重大操作或处理事故。厂领导直接干预运行人员处理事故是错误的。全厂停电后，汽轮机组#6瓦温度曾达101℃，轴向位移1.9mm，运方打闸失灵，汽机挂闸后转速升高达800r/min，这些现象说明机组处于不正常状态，仍决定冲转，是拼设备的体现。（点评：设备异常跳闸后检查不到位，为事故的扩大埋下了隐患；领导违章指挥，造成事故进一度扩大，运行人员在接到违反安全命令，没有拒绝执行。）3．设备管理不善，未能及时消除缺陷。抗燃油蓄能器、启／备变压器差动保护误动、厂用电和事故油泵自投装置等存在的问题，未及时处理，致使一般事故扩大为全厂停电和损坏主设备重大事故。计算机缺陷不及时消除，不能把9时19分40秒以后的数据资料打印下来，加深了分析事故难度。据反映，工作人员可擅自将重要保护退出运行，未经有关部门批准，限期恢复。（点评：运行人员是设备缺陷发现，记录和跟踪的主要责任人，保护投退不规范是重要的管理原因。）4．个别值班人员不如实反映停过汽轮机直流润滑油泵和全厂停电时，不能迅速投入直流润滑油泵等情况，背离了做老实人，办老实事，说老实话的职业道德。四、反事故对策1．加强人员培训，提高运行人员的思想素质和技术素质，加强责任心和职业道德教育，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，按“四不放过“原则及时组织调查分析，真正吸取事故教训。对隐瞒事故真相的同志，给予教育和处理。（定期地进行反事故演经、经常进行事故预想，对以往发生的事故应全员学习，清楚事故的原因处理和相应的预防措施。）2．严格执行规章制度。运行规程不完善的要修改补充，不完善的内容先以书面形式颁布执行。运行人员应按规程操作和处理事故，厂领导不要干预运行人员操作，不得违章指挥操作，不得为避免事故拼设备。必须建立保护装置投退管理制度，落实责任制，重要保护和联锁装置退出运行时必须经总工程师或厂领导批准，并限期恢复。3．加强设备缺陷管理。坚持定期轮换试验制度，设备缺陷要及时处理，暂时难于消除的缺陷要有防止发生事故具体措施（包括技术措施和组织措施），颁发到有关岗位执行。4.制定典型事故处理流程卡，明确各岗位人员相应事故时应做的操作和相应的职责。 一根电缆引发的汽轮机“断油烧瓦”事故！ 1事故前工况3月12日10时17分机组负荷668.4MWA、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 主机润滑油压0.139MPa， 其它辅机运行正常，各运行参数正常。 2事故发生过程 3月 12日 10时 23 分，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。2）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。 3事故原因分析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。