汽轮机断油烧瓦事故案例分析
汽轮机断油烧瓦事故案例分析
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法律顾问：张友全 律师
正文：
汽轮机断油烧瓦事故案例分析
一、某电厂汽轮机断油烧瓦事故原因分析
二、交、直流润滑油泵不打油导致汽轮机断油烧瓦事故
三、一根电缆引发的汽轮机“断油烧瓦”事故！
【简述】 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。
【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。
【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。
【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。
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
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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
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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
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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
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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
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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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