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。

END

国电南宁电厂运行部