2011年汽机典型事故分析

12011年汽机典型事故分析广东电网公司电力科学研究院2012年4月广东东莞21.某电厂2号汽轮机“10.17”断油烧瓦事故介绍2.某电厂6号机组超速事故分析和抢修处理介绍32号汽轮机“10.17”断油烧瓦事故简介2011年10月17日凌晨4点54分，某发电有限公司2号机组汽轮机发生了断油烧瓦的严重事故。为彻查事故原因和责任，吸取事故教训，及尽快恢复正常的生产条件，努力把事故带来的损失降到最低，10月17日，该公司根据《生产安全事故报告和调查处理条例》、《电力安全事故应急处置和调查处理条例》及国家电力公司《电业生产事故调查规程》的相关规定，成立了2号机“10.17”事故调查及抢修领导小组，下设事故调查组和事故抢修组；10月18日，公司股东方成立了2号机“10.17”事故调查组。经过现场调查，及对现场相关记录、资料的分析、论证，到目前为止，事故的原因已基本调查清楚，现将事故调查情况报告如下：4该公司机组概况该公司早期的2×50MW国产燃煤机组分别于1995年10月、1996年10月建成投产发电，2010年11月，根据国家电力体制改革的相关规定相继退役。现在以“上大压小”的方式建设的2×600MW超临界燃煤发电机组，其中1号机组于2011年6月27日通过168小时满负荷连续试运考核，2号机组于2011年10月7日通过168小时满负荷连续试运考核。本次事故机组为2号机组。三大主设备中，汽轮机为超临界、一次中间再热、单轴、三缸四排汽，八级回热抽汽，双背压、凝汽式汽轮机，出厂日期为2011年3月，出厂编号为B191-16-30；锅炉是超临界、一次中间再热、螺旋管圈直流炉，出厂日期为2011年5月，出厂编号为S2000-135；发电机是QFSN-600-2水氢氢汽轮发电机，出厂日期为2010年12月，出厂编号为B0600SHJ10105。到2011年10月17日事故时止，累计运行223.4小时，发电量为12068.4万kw.h。5断油烧瓦事故发生经过（一）事故前的运行方式2011年10月17日事故前220kVⅠ段母线及Ⅱ段母线并列运行，母联2012开关在合闸位置。其中恒三甲线、恒洲甲线、#1主变运行于220kVⅠ段母线，恒三乙线、恒洲乙线、#8B启备变、#2主变运行于220kVⅡ段母线。#1、2机组各带负荷350MW运行。#2机组协调控制方式投入,A、B汽动给水泵运行，电动给水泵备用，#2机主油泵带润滑油系统运行，出口压力2.5MPa,润滑油母管压力0.177MPa，辅助油泵投入联锁备用。#2炉A、B引风机、送风机、一次风机正常运行，A、B、C、D制粉系统运行，E、F制粉系统备用。＃12B高厂变带厂用电，#8B启备变备用。6断油烧瓦事故发生经过（二）事故现象、发展过程及处理情况10月17日04:54#2机组负荷突然从350MW甩至零，汽机转速快速下降，各瓦振动快速升高，并伴随有很大的噪声。盘前操作员确认2号发变组主开关跳闸、灭磁开关跳闸，确认厂用快切动作正常，厂用电切至#8B启备变供电；2号汽轮机主汽门、高调门、中主门、中调门关闭，各抽汽逆止门电动门关闭，各疏水自动开启；锅炉MFT联锁动作正常，锅炉燃料切除，2号炉灭火。操作员检查故障首出为：汽机跳闸“润滑油压低”；发电机“程序跳闸逆功率”保护动作，锅炉“汽机跳闸”联锁动作。检查交、直流油泵联动正常，但2号汽轮机润滑油母管压力到零。巡检员立即到就地检查，在2号机13.7米运转层，听到2号汽轮机发出很大的噪声，看到A、B低压缸轴封处冒烟，机头主油泵进出口油压及就地润滑油压力表均无指示，且前轴承箱右侧地面有大量油漏出。值长即令2号机破坏真空进行停机，并将故障情况汇报中调值班员及公司、部门领导，通知厂内检修值班人员到场处理。7断油烧瓦事故发生经过04:56运行人员手动启动#1顶轴油泵正常，当时#2汽轮机转速为1627rpm。04:57#2转速到零，巡检员到就地投主机盘车，手动/电动均无法投入。就地人员报告机头前轴承箱处大量漏油，是从前箱右下侧四个孔喷出，油喷到周围，已引起严重冒烟，并有扩大趋势。值长立即通知公司专职消防人员赶赴现场做好应急处理准备。05:02#2机真空到零，停轴封供汽，关闭#2机汽缸疏水及管道疏水。05:09因机头有喷漏油严重，引起周围冒油烟继续加重难以控制，而且汽机转速已到零转，盘车也投不上。为控制漏喷油情况，停#1顶轴油泵及交、直流油泵运行，后检查已没有油漏喷出来。05:28机头冒烟得到控制后，尝试启动交流滑油泵，但机头前轴承箱处仍有大量漏油，立即停泵。在此期间检修人员试盘车，均不能盘动大轴。公司领导立即指示：1）运行人员立即采取紧急停机处理，隔离疏水系统，进行闷缸操作；2）迅速组织公司专职消防队赶赴现场做好消防应急准备，必要时请求消防部门支援；3）保护好事故现场；4）封存所有跳闸记录有关运行操作记录、运行日志、工作票、操作票等现场资料。8断油烧瓦事故发生经过事故发生后，该公司安委会及时地将事故情况分别向市电建集团公司、安委会、南方电监局及区安监局做了汇报，并于2011年10月19日填写电力事故（事件）及时报告单向南方电监局做第一次报告，10月21日第二次报告。南方电监局于2011年10月21日授权该公司事故调查组对事故进行调查，要求2011年11月30日前提交事故报告。9断油烧瓦事故造成的设备损坏情况经过13天的闷缸后，高中压转子调节级金属温度降到150℃以下，开始拆汽缸和导汽管保温，对汽机本体进行解体检查、检修。随着解体工作的进行，设备损坏情况逐渐清晰明了，11月11日三根汽轮机转子吊出，11月15日发电机转子抽出，该电厂2号机断油烧瓦事故引起的设备损坏情况已基本清楚，主要在以下几方面：1.1号-9号支撑瓦、推力瓦、密封瓦全部损坏，其中1号-6号支撑瓦、推力瓦损坏严重，乌金已全部磨损，7号-9号支撑瓦乌金严重碾压，密封瓦变形，所有支撑瓦、推力瓦、密封瓦均需返厂修复或更换；2.所有通流部分的汽封均磨损严重，其中下部轴封处汽封齿已全部磨掉，下部隔板、动叶汽封齿也基本磨完，通流部分的汽封需全部更换，其中轴封体也需根据现场处理情况重配；3.汽轮机油挡（共九副）需更换，发电机油挡需返厂更换油挡齿；4.高中压转子、1号和2号低压转子返厂修复；5.高中压转子的延伸轴弯曲度过大需更换，低压转子之间的连接轴油挡位置磨损严重、硬度过高，现已返厂处理；6.TSI探头已基本损坏，需更换；7.六通阀润滑油入口处阀板连接螺栓断裂，六通阀失效；8.大量的乌金及金属颗粒进入润滑油系统，润滑油受污染严重，需更换或补充。10断油烧瓦事故造成的设备损坏情况解体的六通阀11断油烧瓦事故造成的设备损坏情况六通阀损坏的零部件从现场拆下的已受外力弯曲变形的手柄1从现场拆下的已受外力弯曲变形的手柄212断油烧瓦事故造成的直接经济损失2号机“10.17”断油烧瓦事故所造成的直接经济损失分为两部分：一是汽轮机发电机现场拆卸安装费用；二是汽轮发电机设备返厂修复更换费用。直接经济损失近九百多万元人民币。13断油烧瓦事故发生的原因2号机“10.17”事故调查组成立后，立即对事故现象及各种资料进行分析论证，并对事故现场进行了排查，现已查明造成这次事故的直接原因是在2号机运行过程中冷油器六通阀进油处阀板连接杆紧固螺栓断裂脱落，两块阀板脱离，两台冷油器进口管被堵死，造成两台冷油器都无法进油，润滑油被切断，润滑油压迅速失去，导致2号汽轮机跳机，轴瓦烧损事故。汽轮机厂2007年对600MW机组冷油器的换向阀进行新的选型，选用某公司的六通阀（型号为FCLT-200/1.0-952B），首台2008年初用于山西漳山电厂，共使用8台。本次失效的冷油器六通阀即为该型号的产品。14断油烧瓦事故发生的原因六通阀润滑油出口和入口分别位于六通阀的上方和下方，润滑油由下方入口进入六通阀，通过下方的弯头进入冷油器，润滑油从冷油器出来后由六通阀上方的弯头进入六通阀，最后通过上方的出口流出，详细的结构图见图7。六通阀油路的切换通过偏心轮对阀板作用实施，可同时开启左侧或右侧的两个弯头油管，图7显示的是左侧关闭，右侧打开的结构图。阀板的实物照片见图8，两侧圆形钢板（实测厚度厚20mm）由4根长度实测尺寸为101mm的连接杆通过内六角螺栓连接，每2个内六角螺栓由一根防松动铁丝连接在一起（见图3）。六通阀阀板的装配方式见图9，本次失效的阀板为入口侧阀板，实物照片见图10，其中有2根内六角螺栓发生断裂。为分析断裂原因，对其中的一个断裂内六角螺栓进行了失效分析，分析结果如下：15断油烧瓦事故发生的原因六通阀结构图六通阀阀板六通阀装配方式失效的六通阀螺栓已断开图7图8图9图1016断油烧瓦事故发生的原因由实测断裂螺栓的几何尺寸和多个螺栓螺杆磨损位置可判断内六角螺栓的断裂位置为螺栓与螺纹孔端面结合处，此处在受到外力作用时易在螺纹齿根部形成应力集中。在体视显微镜下，观察连接螺栓断口的表面特征，形貌照片分别见图11和图12。整个断口无明显的塑性变形，属脆性断裂，断口表面发灰，裂纹源区、裂纹扩展区和最终断裂区清晰可见。在螺栓断口中部裂纹扩展区可以看到金属疲劳断口最基本的宏观形貌特征——疲劳弧线，它是在疲劳裂纹稳定扩展阶段形成的与裂纹扩展方向垂直的弧形线，是疲劳裂纹瞬时前沿线的宏观变形痕迹。另外从图12可以清楚看到疲劳弧线在断口上由裂纹源向扩展方向凸起。终断区扩展区源区体视显微镜下的断口全貌图11弧线疲劳弧线图1217断油烧瓦事故发生的原因利用Quanta400扫描电子显微镜对断口进行微观观察分析，图13为断口低倍形貌，视场内包括典型断口的三个区域：裂纹源区、裂纹扩展区和最终断裂区。图14为扫描电子显微镜下观察到的疲劳条带。裂纹扩展区的微观疲劳条带见图15，断口上存在一系列基本上相互平行的条带，亦即疲劳条带，条带方向与裂纹扩展方向垂直并且条带沿着局部裂纹扩展方向向外凸。在疲劳断口上还可看到与疲劳条带一起存在的二次裂纹。综上，从内六角螺栓断口形貌可判断其断裂方式为疲劳断裂。断口低倍形貌图13疲劳条带图14疲劳条带图1518断油烧瓦事故发生的原因通过对六通阀结构的了解和现场解体检查，发现此六通阀存在以下缺陷：1、内六角螺栓与连接杆螺纹配合较松；2、螺栓防松用的弹簧垫片没有弹性，起不到弹簧垫片应有的作用；3、螺栓上的用于防松的锁紧钢丝锁紧方法不对（见图9），起不到防松作用；4、如果连接螺栓与阀板发生松脱或断裂，必然导致阀板堵塞两侧油路，结构上存在安全隐患。通过对螺栓断口断裂形式和现场情况分析，可以判定，此次断油烧瓦的主要原因是六通阀缺乏有效的螺栓锁紧装置，在油流的扰动下，螺栓长期切向受力，发生疲劳断裂和松脱，在油流的作用下，阀板将两侧进口油路堵塞，引起汽轮机断油烧瓦。19断油烧瓦事故的性质2号机“10.17”事故调查组通过调查、分析和论证后认定：2号机“10.17”断油烧瓦事故是因为2号机冷油器六通阀故障所引发的，属因设备故障而造成的设备事故。20事故的防范和整改措施1.对原有六通阀进行改造、完善通过对#1、#2机六通阀解体检查发现，某公司生产的六通阀（型号为FCLT-200/1.0-952B）存在螺栓锁紧装置起不到有效锁紧作用、弹性垫片质量差等缺陷。为消除此类型六通阀存在的潜在危险，可采用以下改进方法：1）加粗连接螺栓，连接杆、连接螺栓与阀板组装后连接螺栓与阀板焊接，防止发生松脱、断裂的可能性。2）转向杆增加向上的轴向定位措施，防止向上的轴向窜动。避免凸轮与螺栓之间的撞击。2.对1号机组冷油器六通阀停机检查，采取临时措施消除隐患后方可继续运行（已实施），待1号机组C修时按2号机组改进方案实施21事故的防范和整改措施3.加强设备维护和运行操作的管理1）严格按照《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》的要求，逐条检查、比对，落实到位；2）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，各油泵、射油器出口逆止门进行重点解体检查；3）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