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主油箱区域安全事故案例

发布时间 :

2018-07-05

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主油箱区域物体打击伤害事故

2018年1月19日,协鑫智慧能源股份有限公司所属的国电中山燃气发电有限公司中山民众天然气热电冷联产项目,在1号机组汽机房0米层主油箱西侧使用千斤顶进行冷油器微调操作时,支撑使用的斜垫铁打滑导致设备突然侧翻,导致承建单位中国能源建设集团广东火电工程有限公司的施工人员(山东军辉建设集团有限公司)1人死亡。

白马#61机组EH油油位低保护误动导致机组跳闸

2014年7月11日,白马#61机组EH油油位低保护误动导致机组跳闸

1. 事件经过

7月11日下午,白马公司#61机组负荷373MW,主汽压力17.017MPa,给水流量1075t/h,主蒸汽温度566.7℃。再热蒸汽温度566.5℃,再热蒸汽压力2.41MPa,EH油A供油泵运行 (B供油泵备用),B再循环油泵运行(A再循环油泵备用),机组各辅机运行正常,机组运行正常。

14:26,EH油箱油位低Ⅱ值信号发出,B再循环油泵跳闸,值长通知检修维护部热工、电气人员处理。接到运行通知,检修人员到现场办理逻辑保护强制单,强制了DCS系统跳闸逻辑,并开始检查,运行人员启动A再循环油泵运行。  

16:48,检修人员还在处理B油位开关控制逻辑过程中,EH油A供油泵、A再循环油泵跳闸,B泵未联动,运行人员强启A、B供油泵无效,发出故障信号。

16:50,运行人员切换厂用电至启备变运行。

16:53,“EH母管油压低停机”、“DEH跳闸停机”、“锅炉跳闸(BT)停机”、“发电机遮断停机”信号发出,ETS动作,机组跳闸。

18:00,检修人员拆除就地控制箱内EH油箱A、B油位低Ⅱ值油压开关在电气回路中的接线,远方启动EH油A、B供油泵启动正常,后保持B供油泵运行。

19:01,机组冲转。

19:17,机组与系统并网。

2. 原因分析

抗燃油箱油位共4只油位开关,高Ι值1只(LS4),低Ι值1只(LS3),低Ⅱ值2只(LS1、LS2)。LS3、LS4送至DCS报警用;LS1送至A主油泵及循环油泵、LS2送至B主油泵及循环油泵电气硬回路,采用一取一的方式作为保护用,二者采用或逻辑送至DCS。DCS中,油位低Ⅱ值联锁停循环油泵,油位低Ι值和低Ⅱ值相与联锁停主油泵。

14:26,EH油箱油位开关LS2误发低Ⅱ值信号,DCS及硬回路均动作,导致B再循环油泵跳闸、LS2低Ⅱ值油位开关硬回路闭锁B主油泵失去备用。

16:48,电气、热工人员正在检查过程中,EH油箱油位开关LS1误发低Ⅱ值信号,电气硬回路动作,导致EH油A主油泵跳闸(由于LS3低Ι值开关未发信号,DCS跳闸条件不满足)、A再循环油泵跳闸(此时DCS中低Ⅱ值信号已经强制为0,即DCS动作信号未出口),此时由于LS1 和LS2均动作,电气硬回路将A、B主油泵及A、B循环油泵均闭锁不能启动,最终导致EH油压低,ETS动作,机组跳闸。

检查发现,EH油箱油位正常,因此EH油箱油位开关LS1 和LS2发低Ⅱ值均为误动作,将其隔离后立即恢复机组启动。由于油箱油位测量筒上、下侧取样管均未装设隔离门,运行中无法彻底检查,需待停机后,彻底检查EH油箱油位开关LS1 和LS2。

通过上述分析,EH油箱油位低二值开关LS1和LS2误发信号是造成本次失效事件的主要原因。

3. 暴露问题

(1)设备缺陷处理不及时。7月11日14时26分,EH油箱油位低Ⅱ值发出,检修维护部热工班和电气班处理时间长,没有及时发现缺陷根源所在,贻误设备消缺时机。

(2)技术水平不高。16时28分,EH油B再循环油泵跳闸,B供油泵退出备用,现场检修人员不清楚EH油控制回路中,油箱油位低二值信号进入DCS的同时,还有一路进入电气开关控制回路,A供油泵运行,运行人员、检修人员均为未意识到A供油泵单机运行无备用,一旦故障可能造成机组跳闸。

(3)设计不合理。在设计中,油位开关低二值信号与油泵采用一取一的方式,只要油位开关损坏或误发信号,都会造成油泵跳闸或失去备用。

(4)油位开关质量差。两套油位开关相继出现类似故障,在重要设备中极其罕见。油位开关型号: Magnet Switch TYPE BGU,厂家:上海柯普乐自动化仪表有限公司。

4. 防范措施

(1)针对此次出现的问题举一反三,对#61机组所有保护定值、热工联锁保护以及电气保护回路进行重新核定,确保各类保护正确,动作可靠。

(2)按照发生一项,查找一类的原则,公司安排热工、电气人员对涉及到停机、停炉的联锁、硬接线进行清理,提出修改建议。

(3)停机后,更换#61机组EH油箱油位开关。

(4)停机时修改电气保护回路,将#61机组EH油箱油位低Ⅱ值直接动作跳闸油泵改成油位低Ⅱ值经低Ⅰ值闭锁跳闸。

(5)在当前机组运行时,取消热控到电气回路跳闸的硬联锁,将DCS系统内低二值强制,保留低一值报警,密切监视EH油箱油位。

萨拉齐#2机组#2高调门EH油泄漏导致机组跳闸

2014年10月7日,萨拉齐#2机组#2高调门EH油泄漏导致机组跳闸

1. 事件经过

10月7日19:00,#2机组负荷300MW,主汽压力15.5MPa,主汽温度540℃,EH油箱油位446MM,#2EH油泵运行,#1EH油泵备用,EH油压13.86MPa,EH油温48℃,机组运行正常。

19:08,发现EH油箱油位快速下降。巡检就地检查发现#2高压调节阀伺服阀EH油系统泄漏,由于EH油压、油温较高、漏量较大,巡检人员无法靠近解列,立即回集控室取防烫服进行隔离,但由于泄漏较大无法靠近隔离;

19:16,值长下令开始快速降负荷;

19:34,EH油箱油位降至250mm,油位低三值保护动作,EH油泵停运;EH油压低至9.3MPa,发电机解列;

20:23,就地隔离#2伺服阀泄漏点,补油后重新启动EH油泵,就地检查#2高压调节阀伺服阀无泄漏;

20:42,依次启动锅炉风机及给煤系统;

21:11,汽轮机开始冲转;

21:32,#2机组并网。 

22.00,#2高压调节阀伺服阀垫片更换完毕,#2油动机重新投入使用。

2. 原因分析

(1)直接原因

检查#2高压调节阀伺服阀垫片O型圈断口呈撕裂形状,通过新旧O型圈切片观察,损伤的O型圈材质比较疏松,承压能力不足,O型圈存在质量缺陷。10月5日处理#2机组#2高调门卡涩缺陷时,使用班组保存的整套伺服阀(含O型圈)进行更换,为10月7日#2机组#2高调门伺服阀EH油泄漏的直接原因。

(2)间接原因

由于泄漏的EH油呈高压、高温(压力13.86MPa,EH油温48℃)雾状、截止阀操作空间狭小操作难度大,运行人员虽曾多次尝试关闭进油手动门,但最终未能关闭,导致事故扩大。

3. 暴露问题

(1)专业技术人员不熟悉高调门伺服阀O型圈的保存、保养标准,不熟悉O型圈的质量判断标准。

(2)调试期间,曾经发生过伺服阀EH油泄漏事件,生产技术管理人员对伺服阀漏油风险认识不足,重视程度不够,未能采取有效措施彻底解决此类问题。

(3)吸取焦距不深刻,未组织对伺服阀前截止阀操作不便的问题进行系统上、操作方式上、操作空间上的改进。

(4)事故预想不到位,未组织制定伺服阀EH油泄漏现场处置的有效方案,未组织全体运行人员进行相关的应急操作培训。

4. 防范措施

(1)设备维护部、发电运行部组织各班组学习本次事故通报,仔细分析事故处理过程中的不足和经验,防止类似事件再次发生。 

(2)制定伺服阀O型圈等橡胶类备件的保存标准,并按照标准保存相关物资。对库存其余伺服阀O型圈进行全面排查,退换不合格O型圈。

(3)制定EH油泄漏事故应急预案,并开展对此类事故的应急演练,完善事故预控措施,提高事故处理能力。

(4)组织对高压调节门伺服阀入口调节阀进口手动门操作把手进行改造或制作专用扳手,保证事故情况下可以顺利的对伺服阀进行隔离。 

(5)对EH油箱油位增加一个声光报警,方便运行监控。

(6)在油动机进油管路上加装进油关断门,以便在伺服阀泄漏或故障时可以及时关断并进行检修处理。

大南湖电厂#2机EH油压低跳闸停机

2013年6月5日,大南湖电厂#2机EH油压低跳闸停机

1. 事件前工况

 2013年6月5日,#2号机组296MW、总煤量204 t/h 、主蒸汽温度540℃、再热蒸汽温度539℃、主蒸汽压力17.58MPa、再热蒸汽压力3.61MPa、EH油压14.90MPa、背压25KPa、汽包水位和炉膛负压正常、机组运行正常。

 2. 事件经过

 6月5日11时18分18秒运行人员监盘发现#2机组操作员站监控画面所有监控参数显示异常(全部参数均显示为当前测点的KKS编码),立即通知检修人员进行检查。

 11时20分8秒监控画面所有监控参数恢复正常。

 11时20分17秒运行人员发现EH油泵B跳闸,EH油泵A未能联锁启动。

 11时20分49秒,#2机组因汽轮机EH油压力极低主保护动作跳闸,机组大联锁保护动作,锅炉MFT跳闸,机组与电网解列。

 更换A、B侧EH油泵就地柜电源开关,#2机组于6月5日23时7分并网运行。

 3. 检查处理情况

 机组跳闸后,大南湖电厂立即组织相关技术人员进行了参数收集,对相关参数、趋势、报警等进行检查分析,并立即组织对2号机组操作站画面监控参数异常、B侧EH油泵跳闸和A侧EH油泵未联动原因进行逐一分析。

 (1)通过对A、B侧EH油泵就地柜及相关的电源开关,2号机组保安段各负荷动作情况、2号机组保安段进线开关跳闸前后的工作状态等进行分析,查找B侧EH油泵跳闸A侧EH油泵未联动的原因。

 通过检查A、B侧EH油泵就地柜发现A、B侧EH油泵入口动力电源开关均跳开,调阅DCS系统趋势记录发现A侧EH油泵电源无效于11:18:12秒报出,后经查B侧EH油泵电源无效未接入DCS系统;

 检查DCS系统画面发现2号机组保安段进线开关跳闸前在PCA段带,跳闸后切换至PCB段带(检查保安段PCA段进线开关所有回路电源线、信号线绝缘均合格,开关机构传动均正常);

 根据保安段负荷图检查2号机组保安段所带负荷发现所有有备用设备的均切换至备用设备运行,无备用设备的如密封油真空泵等均跳闸;

 经现场查看保安段具有综合保护器的负荷均记录有保安段电压切换时的波动报警记录(时间经与DCS系统时钟核对后为11:18:13),波动时间为873ms。

 通过设备动作情况及故障现象判断,保安段进线开关在机组跳闸前由PCA段切换至PCB段带,切换过程中造成所带设备失电873ms,造成带有失压保护的EH油泵入口动力电源开关均跳开,由于当时DCS系统环路中断运行人员无法及时发现这一异常现象,从而未及时进行恢复送电,导致EH油系统压力持续下降造成机组跳闸。

 保安段PCA段开关偷跳的原因经技术人员讨论一致确认为开关二次触头接触不好造成常闭节点断开所致。

 (2)通过对DCS系统环路交换机、DCS系统各DPU切换记录、DCS系统故障前报警及近期的报警进行分析,查找DCS系统环路中断的原因。

 通过对相关设备进行检查发现DCS系统所有DPU均未发生切换现象;

 从DCS系统报警等数据来看,DCS系统环路从11:18:12至11:20:08发生了1分56秒的断环;

 DCS环路各交换机状态无异常,机组主干网交换机速率为100MB/S。

 4. 事件主要原因

 (1)EH油泵入口动力电源A、B开关均跳开,EH油系统压力持续下降,是造成机组跳闸的直接原因。

 (2)保安段工作电源进线开关二次端子接触不良发生偷跳,工作电源进线开关切换至备用电源进线开关,切换过程中造成所带设备失电873ms,造成带有失压保护的EH油泵入口动力电源开关均跳开,是造成机组跳闸的主要原因。

 (3)DCS系统环路中断运行人员无法及时发现EH油泵入口动力电源开关跳开现象,从而未及时进行恢复送电,导致EH油系统压力持续下降,是造成机组跳闸的另一主要原因。

 5. 暴露问题

 (1)大南湖电厂风险分析不够,未采取有效的预控措施,一是定检定修工作不到位,没有及时发现关键设备——保安段工作电源进线开关二次端子松动,导致二次端子接触不良发生偷跳,二是保安段未设计外接电源,导致保安段设计不合理,三是两台EH油泵在同一段保安段中,且保安段无快切装置造成切换时间过长存在较大运转设备失电或联动风险,四是主机鲁控LN-2000型分散控制系统主干网络通信速率偏低,只有100Mb/s,不能满足DCS系统实际数据传输要求。

 (2)基建时期未体现本质安全管理思想,对设计、选型等不合理情况把关不严,给后续生产埋下了DCS系统主干网络通信速率、保安段设计不合理、两台EH油泵同时接在同一保安段中、开关选型不合理等隐患。

 (3)电厂技术力量薄弱,隐患排查治理工作不够深入,没有发现上述这些隐患。

 (4)运行人员经验不足,处理突发事件能力有待加强。

 6. 整改措施

 (1)各单位要加强风险辨识与评估在生产实际中的应用,对生产过程、生产作业等方面的风险进行辨识与评估,全面排查基建、生产中存在的隐患,通过加强管理、制定预控措施等手段,使风险处于可控、在控状态。

 (2)各单位要提高人员技术水平及隐患排查的能力,加强日常的检查与分析,通过前期的参数变化、趋势等表象发现深层的问题,及时采取可靠措施消除隐患。

 (3)大南湖电厂采取以下措施:

 ①将A、B侧EH油泵就地柜空开更换为无失压保护的空开。

 ②将保安段PCA段工作电源进线开关与PCB段工作电源进线开关由单向切换改为双向切换,并将保安段正常运行工作电源进线开关改为PCB段带,将本次出现问题的PCA段工作电源进线开关改为备用状态。

 ③利用#2机组A级检修机会对DCS系统主干网交换机由100Mb/s升级为1000Mb/s。

 ④利用#2机组A级检修机会对保安段PCA段进线电源开关及同类型开关进行解体彻底检查,必要时更换备件。

 ⑤联系施耐德厂家技术人员到厂对同类型开关2次出现问题进行现场分析,查找问题制定可靠地防范措施。

⑥对其他电厂厂用电系统母线配置情况、保安段两路进线开关实现快切或自投情况、EH油泵电源接入情况进行调研,对母线、负荷系统进行完善。

鄂温克电厂#1机组EH油压低跳闸停机

2013年4月15日,鄂温克电厂#1机组EH油压低跳闸停机

1. 事件前工况

2013年4月15日#1机组负荷507MW,协调方式运行,主蒸汽压力23.19MPa,总煤量325t/h,总给水量1562t/h,B、C、D、E、F五套制粉系统运行,A、B、C三台给水泵运行,EH油系统运行正常(EH母管压力14.1MPa),EH油A泵运行,B泵备用。

2. 事件经过

4月15日10时9分15 秒#1机组负荷剧烈摆动(负荷5S内从507MW降至20MW后升至550MW),高、中压调门摆动,EH油压降低且摆动,EH油B泵联启,油压仍持续下降,10时9分45秒 #1机组跳闸,DEH、DCS、SOE首出均为EH油压低跳机。

检修处理并消除其他缺陷后,#1机组于4月18日23时53分并网。

3. 检查处理情况

(1)事件发生后,通过调取DCS和DEH历史曲线,发现DEH的三个转速信号中有两个在停机前出现多次波动,波动范围为2910rpm—3011rpm,OPC指令在37秒内发送4次,OPC母管油压低(压控开关)动作了4次。每次动作均导致高调、中调卸荷阀动作,调门随之关小,每次动作结束后,调门随之开启,负荷随之波动,如此往复4次,EH油压随之波动较大且快速降低10时9分45秒 EH油母管压力低保护(8.5Mpa)动作,机组跳闸。

(2)机组重新挂闸后,分别传动各调门正常,确认薄膜阀、调门卸荷阀、EH油泵出口溢流阀、保安油压、EH油试验装置阀门、EH备用泵试验电磁阀阀门、所有蓄能器放油门阀门正常、位置正确。

(3)检查OPC电磁阀线圈阻值正常(476.5/482.6千欧),线间阻值、对地阻值均无穷大,符合要求,排除线圈故障。

(4)对DEH至OPC电磁阀DO指令电缆使用500V兆欧表进行绝缘测试,对地阻值无穷大,排除电缆故障。

(5)对两个OPC输出继电器线圈进行绝缘检查为无穷大,阻值2.79/2.82千欧,排除继电器故障。

(6)对OPC动作输出所在的DO卡件、回路中所有接线端子进行检查,并用对讲机和手机对转速测量回路及DEH机柜做干扰测试,均未发现异常。

4. 事件主要原因

(1)鄂温克电厂触发OPC电磁阀动作OPC触发条件共有三项,分别为:

①汽轮机转速超过3090rpm(转速信号为三取中)时动作;

②中压缸排汽压力达到额定压力的5%同时发电机出口开关断开时动作;

②在汽轮机转速大于50000rpm后,一个系统扫描周期内转速变化率大于10rpm时动作。

(2)分别对以上涉及到OPC保护动作的条件逐一调历史曲线,发现:

①保护动作前,系统转速正常,最大值为3003rpm。

②发电机出口开关均在合闸位。

③DEH的三个转速信号中两个在停机前出现多次波动,发出“系统转速故障”,系统转速被置为无穷大,满足OPC动作的条件,导致OPC动作四次。

(3)OPC每次动作后,调门卸荷阀动作,调门快速关闭,而CCS(机组负荷指令507MW)使调门再次打开。EH油系统共设置4个40L的高压蓄能器,可满足OPC动作后调门从全关到全开一次所需油量,而此次OPC动作四次,蓄能器储压能力用尽,EH母管油压无法维持。

因此由于DEH转速探头故障、OPC逻辑不合理,是造成OPC电磁阀误动作的直接原因。

OPC电磁阀在短时间内频繁误动作,是导致EH油压降低至保护动作值的直接原因。

通过模拟试验,将调门开启,短接OPC动作指令线,经过四次短接,EH油压波动降到跳闸值(8.5MPa),试验结果与事件征状完全吻合。

机组检修时对转速探头的检查、检修维护不到位、调试时对热工逻辑审查不严、运行后对热工逻辑排查不彻底是造成此次事件的主要原因。

5. 暴露问题

(1)鄂温克电厂OPC加速度保护原设计为:在汽轮机转速大于2900转后,一个系统扫描周期内转速变化率大于10rpm时,OPC动作。该保护在调试期间采取将保护投入条件“转速大于2900rpm”更改为“转速大于50000rpm”方式取消,逻辑删除不彻底。在机组调试前虽然多次组织对热控逻辑进行审查并未审查出来,暴露出电厂调试期间对涉及主机保护的DEH逻辑审查不严、专业技术管理不到位。

(2)2013年鄂温克电厂按照《火力发电厂安全性评价》进行了自查评,但对热控逻辑检查不彻底,未查出此问题,暴露出专业人员专业技术培训不到位,人员技术水平有待提高。

(3)鄂温克电厂隐患排查不细致,机组投产后,公司内多次组织进行隐患排查均未查出该逻辑存在的问题。

(4)鄂温克电厂风险预控工作开展不到位,没有充分利用多次停机的机会,对重要的主机保护用的转速探头及回路进行细致的检查与试验,致使DEH三个转速探头两个发生不能正常工作现象,同时也暴露出没有做好外界因素引起探头故障的风险预控措施和没有做好转速测量不正常的坏点切除等防止逻辑误动措施问题。

6. 整改措施

(1)各单位要加强对热工逻辑变更的管理,在逻辑变更时要经过认真的研究讨论,必要时进行相关试验。    

(2)各单位要结合近期出现的问题,开展全面的热工逻辑与定值梳理与排查,利用各种机会消除逻辑隐患。

(3)各单位要充分利用停机等机会,对重要的主机保护用的转速探头等测量元件与回路进行细致的检查与试验,确保其健康状态。同时要优化外界因素引起测量故障的坏点切除措施和风险预控措施,防止误动现象发生。

(4)鄂温克电厂要采取如下具体措施:

①将波动大的转速信号改由备用转速探头输出,待停机油系统具备停运条件时,更换故障转速探头,查清探头损坏的真正原因。

②将三个转速信号分别引入DEH画面,便于全面实时监视,消除仅监视三取中转速的弊端。

③根据《安全性评价》1.6.2.12规定,对OPC动作逻辑进行修改,一是删除加速度保护,二是将“中压缸排汽压力达到额定压力的5%,同时发电机主开关断开,OPC保护动作”保护逻辑更改为“机组负荷小于30%,同时发电机主开关断开,OPC保护动作”。

④每天对DEH转速曲线进行检查。

⑤联系ABB技术人员到厂对DEH逻辑进行优化检查,并对热控人员进行技术培训。

⑥遇有停机检修时,对所有停机保护热工一次元件进行全面检查。





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