2011年汽机典型事故分析

1、2011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,某电厂2号汽轮机“10.17”断油烧瓦事故介绍 某电厂6号机组超速事故分析和抢修处理介绍,2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

2、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：,该公司机组概况,该公司早期的250MW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2600MW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。

3、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。,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220kV段母线及段母线并列运行，母 联2012开

4、关在合闸位置。其中恒三甲线、恒洲甲线、#1主变运行于 220kV段母线，恒三乙线、恒洲乙线、#8B启备变、#2主变运行于 220kV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。,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350M

5、W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

6、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。,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

7、: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。,断油烧瓦事故发生经过,事故发

8、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。,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

9、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； 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； 汽轮机油挡（共九副）需更换，发电机油挡需返厂更换油挡齿； 高中压转子、1号和2号低压转子返厂修复； 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

10、厂处理； TSI探头已基本损坏，需更换； 六通阀润滑油入口处阀板连接螺栓断裂，六通阀失效； 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。,断油烧瓦事故造成的设备损坏情况,解体的六通阀,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2,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。,断油烧瓦事故发生的原因,2号机“10.17”事故调查组成立

11、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。,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

12、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

13、行了失效分析，分析结果如下：,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10,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

14、，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12,断油烧瓦事故发生的原因,利用Quanta 400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

15、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15,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

16、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。,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。,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

17、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,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

18、）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； 4）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； 5）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。,2、某电厂6号机组超速事故分析和抢修处理介绍,该公司机组概况,该电厂6机组是哈尔滨汽轮机厂生产的150MW超高压、一次中间 再热机组非可调一级抽汽供热机组，2004年10月投产，2007年10月 首次大修。 该电厂6机组于2011年5月19日停机过程中，因A/B侧中压主、调

19、 门同时卡涩和运行人员操作不当引起机组严重超速，经揭缸检查高、 中压转子发生永久性弯曲，弯曲最大位置在高、中压过桥汽封处，飘 偏值0.23mm，高、中压转子弯曲值0.125mm。经过低速动平衡及高 压调节级、高压末级、中压末级配重，机组经两个多月的抢修，于7月 28日21时45分并网发电。,事故发生经过,2011年5月19日20时38分受令停6号机组（因6炉炉水冷壁泄漏及 电网负荷低进行停机），22时57分负荷减到零，23时06分19秒汽轮机 手动打闸，23时06分26秒通过拉开806开关解列发电机。解列后运行 人员发现汽轮机转速达3200r/min并继续上升，立即再在电脑台上按 “手动停机”

20、和在机头拍危急遮断器，A/B侧中压主、调门不能关闭。 23时7分27秒汽轮机转速升至3480r/min时开启真空破坏门，汽轮机转 速下降（23时08分06秒汽轮机转速升至最高3654r/min），值长联系 机修前来处理中压调门不能关闭缺陷，在降速过程中转速反复波动。 23时33分机组转速降至1500转时各轴承振动增大，其中2号轴承轴振 和瓦振最大均超出测量范围(500um和200um)。23时34分在检查机组 各供汽阀门等是否关严时，发现中压主汽门和调门均没有关闭；23时 37分汽机转速降至1360r/min，关闭高压旁路后汽轮机转速才逐渐下降。 23 时50分转速到零时检查盘车不能自投，立即

21、进行手动盘车，同时联 系电修处理后恢复正常盘车。,事故原因分析,1、中压主、调门停机过程中出现同时卡涩，经解体检查中压调门为 阀套和阀筒之间产生高温氧化皮，导致调门不能关闭的主要原因，也 是导致汽轮机超速的重要原因； 2、运行人员在停机过程中未按停机操作要求检查确认高中压主、调 门全关后再解列发电机，同时汽轮发电机解列后发生超速时，仍没有 及时发现中压主、调门未关闭，未能及时退出高压旁路，是导致严重 超速的主要原因； 3、解列后，由于中压主、调门未关闭，同时高压旁路未退出运行时， 低温蒸汽经再热器通过中压主调门进入中压缸，导致中压缸进冷汽， 同时转子在堕走到第一临界转速时发生强烈振动（2号轴承

22、X、Y向轴 振已超出测点测量范围500um，瓦振也超出测点测量范围200um）， 引起高中压转子与汽缸之间发生严重的动静摩擦，引起转子温度不均； 其次，当转速到零时由于盘车电机开关故障未能及时投入连续盘车运 行，导致转子产生永久性弯曲的主要原因。,抢修处理概况,5月19日停机投入连续盘车运行后，全面外部听音检查轴承和本 体未发现异常响声，转子偏心最大65um（正常45um），于5月30日处 理好中压主汽门和调门卡涩后重新启动#6机组，但在冲转过程中#2轴 承X向轴振随转速升高而升高，其中转速升到1450转时，#2轴承X向轴 振升高加快，但其轴瓦振动反而下降，轴瓦温度及及回油温度不高， 其它轴承

23、振动正常，当转速升高至1500转时#2轴承X向振动大（254um） 保护动作汽机跳闸（注：汽轮机临界转速为17501950r/min），而该 转速振动大与停机时转速相符。 5月30日停机后对测振仪检查无异常，对#2瓦进行揭盖翻瓦检查， 除下瓦有轻度磨损外，其它无异常，检查测量轴瓦数据均符合设计要 求，其中上瓦顶隙为0.52mm（标准要求0.420.52mm），对#2下瓦修 刮后并对上下瓦着色探伤检查无异常。检查装复后于6月7日重新启动， 结果与上次启动现象相同，转速至1550转/分，#2轴承X向振动大 （254um）保护动作汽机跳闸。,抢修处理概况,联系哈汽及广东电科院技术人员到现场共同分析原

24、因，初步分析 为由于经严重超速后，在惰走过程中发生强烈振动，引起动静部分发 生摩擦，同时经连续盘车后转子偏心一直偏大（65um），所以大轴 弯曲可能性较大，而经前2次启动因没有对各轴承进行振动频普分析， 最终未能确定大轴永久性弯曲。经研究决定，再次对#2瓦进行解体并 送外加工重新调整上瓦间隙（由原0.51mm调整为0.45mm）,增加#2瓦 油膜刚性，同时将#2瓦X、Y轴振测点进行对换测量，对#1瓦和主油泵 进行检查无异常后，于6月13日再次启动，并由广东电科院安装测量振 动分析仪对启动过程振动进行分析，结果在1650转时#2瓦X向轴振振 动大保护动作跳机。经分析为工频振动，确定转子已发生永久

25、性弯曲。 电厂方面于6月13日20时再次启动#6机冲转至1200转/分， 延长暖机时间，暖机至14日7时19分因低压缸胀差大（升至6.53um）决 定停机。,抢修处理概况,6月21日将高中压外缸成功起吊，22日将高压内上缸及中压上隔板 套吊出，发现高、中、低压叶片围带与叶顶汽封发生同一侧单边碰磨， 其中压侧碰磨较为严重，另外中压侧叶轮靠叶根处凸肩磨损亦较为严 重，测得高中压转子最大跳动量在过桥汽封处0.25mm(即偏心0.125mm)， 产生永久性转子弯曲变形，过桥汽封处汽封不同程度损坏，各轴承油 档也存在不同程度磨损。 6月29日对高中压转子进行低速动平衡试验，经低速动平衡 （转速180转/

26、分）检测后，在中压未级叶轮加装2KG平衡块， 高压调节级处加装1KG平衡块，高压未级加装0.25KG平衡块，总计加 装3.25KG平衡块。同时在安装转子时，由于转子发生弯曲变形，叶轮 轻微飘偏，导致转子不能顺利进入下缸，故对高中压转子叶轮靠叶根 处凸肩进行打磨11.5mm.。另外，更换过桥汽封6圈，高压侧轴封3 圈，低压第27、28、29级隔板汽封3圈。更换高压内外缸进汽短管（除 高压下内缸外）、中压缸隔热罩密封环，高中压上缸导汽管密封垫，中 压左侧导汽管上缸侧高压螺栓3根、中压右侧导汽管管侧高压螺栓2根。 另外，各汽（轴）封间隙要求取上限值，保证通流部分的动静间隙， 其它项目均按大修标准进行

27、。,抢修后启动和运行情况,7月27日#6机抢修结束，于28日8时25分冲转，500r/min摩检， 发现#5瓦靠发电机侧油档有异音，及高压轴封处有摩擦声。摩检完 后继续升速至1200r/min暖机约30分钟后，#1轴承X、Y向轴振分别 逐渐升高至保护动作停机。然而，经检查高压轴封处摩擦严重，其 中最外圈上部2块汽封块已出现高温变色。初步分析认为，由于高压 汽封体与转子发生严重摩擦，导致转子温度局部过高，引起转子弹 性弯曲，导致#1轴承轴振动大。停机后解体高压轴封，发现上部汽 封块已磨损约1.5mm，重新调整和测量汽封间隙，同时汽封间隙取 为上限值。,抢修后启动和运行情况,经处理高压汽封和调整#5瓦上油档后再次启动，于20时08分冲转， 经500转时摩检全部正常，继续升速至1200转暖机20分钟后升速过临界， 各轴承振动正常，顺利通过各临界转速，但#1瓦下瓦后温度在2200转时 出现异常，逐渐升高至94（润滑油温40.4），#1瓦下瓦前温度72， 在2800转/分暖机观察至#1下瓦