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汽轮机区域安全事件案例

发布时间 :

2018-07-05

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汽轮机区域人员伤害事件

2013年12月26日,华电内蒙古卓资电厂在启动1号机组工作中,运行人员操作“混温联箱进汽手动门”暖管时,其一侧的焊接堵头突然崩开,击中操作人员,造成1人死亡。

五彩湾电厂#1机组汽轮机轴向位移大保护动作机组跳闸

2014年8月4日,五彩湾电厂#1机组汽轮机轴向位移大保护动作机组跳闸

1. 事件经过

8月4日,#1机组跳闸前,AGC投入,负荷213MW,主汽压力16.76MPa,再热压力2.6MPa,真空-75.21KPa,A、B、C、E四台磨煤机运行,给煤量分别为30.73t/h、29.46t/h、26.29t/h、23.13t/h;2瓦轴振X向28.876um、Y向29.913um、盖振2.176um,#2定位推力瓦温度66.328℃、#2工作推力瓦温度53.206℃,机组运行正常。

21:35:43至21:35:45,汽轮机轴向位移3位移从-0.012mm升至-1.997mm、轴向位移4位移从+0.058mm升至-1.927mm,满足轴向位移4取2跳机条件,触发“轴向位移大”保护动作,机组跳闸。

2. 检查处理情况

(1)打开2瓦润滑油箱观察孔,检查轴向位移就地测点安装正常;

(2)检查轴向位移就地前置器及接线正常;

(3)检查轴向位移前置器公共端、输出端对地电阻,电源对地电压均正常;

(4)检查轴向位移前置器公共端与输出端信号正常,公共端与24V电源正常;

(5)检查#1机TSI3500板卡3瓦盖振、4瓦盖振与3号、4号轴向位移探头在同一板卡。检查历史曲线,汽轮机轴向位移3位移从-0.012mm升至-1.997mm、轴向位移4位移从+0.058mm升至-1.927mm,23秒后两测点自动恢复正常显示,与轴向位移1、2测点显示值基本一致;3瓦盖振下降0.2um,1秒后恢复正常。初步判断,轴向位移3与轴向位移4的板卡故障。

根据#1机组整体情况检查结果,确认主设备完好,轴向位移保护动作为误动作。制定了#1机组在退出轴向位移保护运行的防范措施,#1机组于8月5日01:31并网。

3. 原因分析

汽轮机轴向位移1与轴向位移2共用一块板卡,轴向位移3与轴向位移4共用一块板卡,轴向位移3与轴向位移4变化趋势基本相同,初步判断,轴向位移3与轴向位移4的板卡故障。

4. 暴露问题

(1)#1机组TSI监控系统轴向位移3、4测点所在板卡本身存在质量问题(仅使用了20个月)。

(2)东方汽轮机厂提供的轴向位移保护逻辑设置不合理,未规避同一卡件上2点同时故障触发轴向位移保护动作跳机风险。

5. 防范措施

(1)联系汽机厂到现场分析解决存在的问题;

(2)改变现有板卡工作方式,将4个轴向位移测点分别接入4个板卡;

(3)组织分析研究采用现有TSI跳闸逻辑是否合理。

五彩湾#1机组轴向位移大跳机

2014年8月5日,五彩湾#1机组轴向位移大跳机

1. 事件经过

8月4日,#1机组因“轴向位移”保护导致机组跳闸后,检查确认为轴向位移3与轴向位移4的板卡故障所致,解除#1机组“轴向位移”保护后于8月5日01:31并网。

8月5日18:45,将TSI轴向位移保护3、4号测点屏蔽,逻辑由原来的“4取2”修改为“2取2” 动作,同时联系东方汽轮机厂自控中心紧急提供TSI3500/42M板卡。

8月5日19:30,副总经理郭永和要求当班值长胡刚按照生产技术部下发的机组轴向位移保护逻辑修改单投入#1汽轮机轴向位移保护,胡刚通知生产技术部热工主管左东明确认#1汽轮机轴向位移保护逻辑和测点正常后,左东明要求办理保护投入申请单,胡刚汇报运行部经理党高峰,经党高峰、郭永和同意后,胡刚令热工值班人员林术波、李国强检查确认#1机轴向位移保护测点是否正常,如果检查正常就投入保护。

20:20,林术波、李国强、运行值班员王思敏去#1机电子间检查#1机轴向位移保护是否正常,是否具备投入条件。

20:31,#1机组跳闸,ETS报警首出为“轴向位移大”。此时林术波、李国强、运行值班员王思敏正在#1电子间进行轴向位移保护投入前的测量检查工作。

2. 检查处理情况

(1)测量跳闸回路电缆接地电阻、线间电压、对地电压均正常;

(2)保护投入后,在TSI监测系统模拟轴向位移超限(高、低)触发机组跳闸,验证轴向位移跳闸逻辑及回路正常;

(3)检查DEH轴向位移历史曲线(如附图),轴向位移传感器信号显示正常,曲线平稳无波动。跳机时轴向位移1、2、3、4号测点显示值分别为0.022mm、0.005mm、-0.002mm、0.065mm,均未超出保护动作值(保护动作值为≥+1.2mm或≥-1.65mm),其中3、4号测点已屏蔽;

(4)检查轴向位移前置器公共端与输出端信号正常,公共端与24V电源正常;

(5)经过对保护投入前回路测量检查的模拟试验,并询问操作员操作过程,确认为操作人员在保护投入过程中,使用了万用表电阻档测量ETS输入端子排端子,造成短路导致汽轮机跳闸,正确测量方法应使用万用表直流电压档测量。

2. 原因分析

在保护投入过程中,操作人员错误使用万用表,用电阻档测量ETS输入端子排端子,造成短路导致汽轮机跳闸。

3. 暴露问题

(1)在重大操作之前对存在的风险源辨识不足,未制定可靠的安全技术措施,监护不到位。

(2)热工检修人员工作时精力不集中,操作方法不正确,导致误操作行为发生。

(3)热工检修人员技能水平不足。

(4)人员培训覆盖面不够,对TSI、ETS、DEH系统培训有待加强。

4. 防范措施

(1)更换#1机组TSI监控系统损坏的轴向位移板卡。

(2)检查#1汽轮机轴向位移探头、前置器及连接电缆。

(3)将原#1、#2机组TSI轴向位移保护逻辑四取二触发机组“轴向位移大跳机”,优化为:(#1轴向位移探头信号超限与#3轴向位移探头信号超限)或(#1轴向位移探头信号超限与#4轴向位移探头信号超限)或(#2轴向位移探头信号超限与#3轴向位移探头信号超限)或(#2轴向位移探头信号超限与#4轴向位移探头信号超限),以上四组信号任意一组达到动作值触发机组轴向位移大跳机。

(4)对同类型原理保护进行全面排查并进行优化。

(5)对TSI、ETS、DEH、FSSS逻辑进行排查并优化。

(6)加强技能培训,提高检修维护人员技能水平。

(7)加强重大操作之前对存在的风险源辨识,制定可靠的安全技术措施,严格执行监护操作,严防误操作事故。

米东热电厂#1汽轮机振动大导致机组跳闸

2014年7月6日,米东热电厂#1汽轮机振动大导致机组跳闸。

1. 事件经过

17:57:49  1号炉锅炉BT保护动作,首出脱硫“FGD”故障跳闸 。锅炉压力快速下降,压力变化率-1Mp左右下降,接值长令复位各跳闸设备,机组迅速切至阀控减负荷,同时调整燃烧、水位及各参数稳定。18:03负荷减至51MW,锅炉压力稳定。

18:05 厂用电切换。同时派人给增压风机烟气挡板送电。

18:07 脱硫值班员汇报增压风机无异常,DCS增压风机无跳闸首出,电气检查6kV配电装置发“接地保护”,1号增压风机电机接线盒处有焦糊味,立即切断1号增压风机电源,通知电气检修人员检查。机侧调整给水泵控制水位,除氧器投入辅助气源,提高辅汽压力,维持给水泵入口压力正常,检查真空,油压,高排压比,低压缸温度,TSI等参数正常。

18:20 电气检查发现1号增压风机C相接线柱接线烧断,汇报相关领导,准备全开增压风机静叶启动锅炉风机。

18:28 值长令开始依次启动锅炉风机。联系热工复位BT、MFT信号,就地检查一二次风机变频并复位信号,给煤机DCS无法启动,立即派人就地启动给煤机投煤。DCS调整炉膛负压,汽温稳定。逐步加大一次风恢复流化。

18:38 汽机1瓦轴振开始持续上升。此时主、再热温度450℃左右。

18:45 汽机进行单/顺阀切换。

18:55 在单顺阀切换过程中汽机1瓦轴振动大,达到保护值跳闸。检查油泵联启正常,检查润滑油压正常,开启高低旁维持主汽压力温度正常。

19:00 汽机1瓦振动恢复正常后,转速2021rpm。接令挂闸冲转,目标转速2900。

19:06 汽机1瓦振动大跳闸,接令待转速到0后投入盘车运行。

20:01 汽机转速到零投入盘车运行。汽轮机偏心显示150μm。

20:30 电机缺陷处理完毕,电机绝缘及直阻测试正常。

21:43 汽轮机偏心显示76μm,1号汽机开始冲转。

22:06 1号汽机转速3000r/min各参数正常,发电机并网,带负荷,最高负荷50MW,在升至50MW后#1轴振开始攀升,机组迅速降负荷,但是振动无下降趋势,继续攀升。

22:36 1号汽机1瓦振动大到跳闸值,1号汽机跳闸,1号发电机解列。厂用快切正常,油泵联启正常。汽机转速下降正常。

23:03 1号汽轮机就地转速到0,投入盘车,电流22A,汽轮机偏心显示298μm,就地检查正常高压缸听音检查无明显摩擦声音。

2014-7-7 

05:57 盘动转子7个小时左右后,汽轮机偏心显示74μm,1号汽机挂闸开始冲转冲转。

06:24 1号机转速升至3000r/min,检查系统无异常汇报省调,申请并网同意后,#1发电机并网,负荷逐渐加到50MW,投入高、低加。

07:15 负荷80MW切换厂用电正常,负荷逐渐加到200MW,机组运行正常。

2. 原因分析

直接原因:在汽轮发电机组负荷下降,主、再热汽温下降速度较快的情况下,未及时进行汽轮机的单、顺阀切换,使汽轮机高压缸喷嘴局部进汽,转子、汽缸局部冷却,导致动静部分摩擦、振动上升,机组跳闸。

间接原因:

(1)增压风机电机引线与铜线鼻子压接处存在的缺陷,长期发热烧损。

(2)在第二次启动过程中,从20:01投入盘车运行(偏心150μm)到21:43 汽机开始冲转(偏心76μm),盘车时间仅为1小时42分钟,转子弯曲应力及汽缸变形还未得到充分恢复,导致在汽轮机在冲转及带负荷运行时,动静部分摩擦产生机组振动跳机。

3. 暴露问题

(1)#1机组在4月份进行的等级检修工作中,电气专业检修人员对#1增压风机接线螺丝进行了紧固,但未能及时发现电机引线与铜线鼻子压接处存在的缺陷,发映出人员检修中对接线铜鼻子的压接情况检查不到位,对设备易出现问题的薄弱环节关注度不够,检修经验不足。

(2)迎峰度夏过程中,虽对电缆及电机本体进行了红外线成像检查,并形成了数据记录,但接线端子在接线盒内,红外成像检查的结果不直观,不能直接反应接线盒内部接线端子处的发热情况,在不能直接准确的测取设备运行中的发热情况时,没有想办法采取切实可行的措施来进行监测和调整,发映出专业技术人员对设备的管控上存在短板,责任制没有有效落实到现场,导致埋下了不安全的隐患。

(3)生产技术部电气专业对迎峰度夏工作风险辨识不到位,未及时针对现场实际情况及时安排,布置现场检修工作,存在管理缺失。由于夏天环境温度高,对设备的安全运行存在不利的影响,各级生产管理人员没有结合迎峰度夏的要求,在细化设备的安全管控方面深入研究,制定防范措施,最终导致接线鼻子由于发热引发保护动作。

(4)发电运行部运行操作人员在锅炉BT动作后,应急处置不当,将主要精力放在增压风机事故处理及锅炉运行调整中,对汽轮机运行参数关注不足,未能按照运行规程及时对汽轮机进行单、顺阀切换,导致机组振动跳机与电网解列。说明人员对规程掌握程度不够,值长、单元长在对异常情况下机、炉、电协调工作上指挥不到位,主操、副操在对异常事件的处理上经验不足,能力上有待提高。

(5)运行人员严重违反《25项反措》第10.1.3.1条:“机组启动前连续盘车时间应符合制造厂家的规定,至少不得小于2~4h,热态启动不小于4h。若盘车中断应重新计时” 的要求。虽然生产技术部要求盘车时间应控制在3h左右,但是在盘车时间仅为1小时42分钟,转子弯曲应力及汽缸变形还未得到充分恢复的情况下,进行汽轮机冲转及带负荷,使转子弯曲加剧,延长了机组并网启动时间。

(6)发电运行部培训管理不到位,事故预想工作流于形式,在机组跳闸后,运行人员不能及时采取有效措施防止事故扩大。

4. 防范措施

(1)按照米东热电厂《定期工作》标准要求继续细化红外成像检查,并对异常数据进行分析。

(2)在下一次等级检修中对所有电机内部引线及接线铜鼻子压接情况进行全面检查,及时发现和处置存在的缺陷。

(3)根据预防性试验规程,加强对电机绕组的绝缘电阻、吸收比、直流电阻测试,对测试数据有异常的电机进行原因分析并消除缺陷。

(4)运行部要加强日常培训,有效的开展事故预想工作,保证事故预想、演练取得实效,能够指导日常工作。

(5)生产技术部作为厂内技术支持部门,要进一步加强现场指导,做好运行、检修期间的危险源辨识与评估工作。

(6)发电运行部将《25项反措》纳入日常培训课件中,组织运行操作人员进行学习讨论,及时总结经验、教训。

白马电厂#31机组真空低跳闸停机

2013年4月19日,白马电厂#31机组真空低跳闸停机。

1. 事件前工况

2013年4月 19日 14 时,#31机组发电负荷237MW,A汽泵前置泵检修消缺后试转正常,检查机组各参数运行正常,汽机真空-0.0891Mpa,汽机调节级压力9.9Mpa,A小机真空-0.0117Mpa,B小机真空-0.0905Mpa,汽机排汽温度46℃。

2. 事件经过

运行人员接班后,对A小机送轴封,开启A小机真空旁路门,为投运汽动给水泵做准备,14时15分系统操作完毕,此时小机真空-0.017Mpa,真空上涨趋势不明显,14时18分值长令实习副操开启A小机真空蝶阀,A小机真空达-0.072Mpa,大机真空-0.0868Mpa,14时19分25秒,#31机低真空保护动作(详见附件中白马电厂图片1),汽机跳闸,机组与系统解列。

系统解列后,进行恢复操作,16时26分#31机组重新并入系统。

3. 事件主要原因

(1)在A小机真空与大机真空差值较大的情况下开启小机真空蝶阀,致使大机真空下降过快、低真空保护动作,是造成此次事件的直接原因。

(2)当值运行人员未执行操作票、违反《操作票管理制度》要求,是造成此次事件的主要原因。

4. 暴露问题

(1)白马电厂A小机消缺结束后,运行人员存在尽快恢复A小机运行以减少电动给水泵运行的急躁心理,没有按规定使用操作票,也没有做好风险分析与预控措施,过早打开真空蝶阀,工作随意性大。

(2)白马电厂汽轮机运行规程不够细致,未对机组正常运行中投运单台汽动给水泵前抽真空的操作步骤、要求做细致的规定。

(3)白马电厂运行人员技术培训不到位,人员安全风险意识不强,对汽机真空模拟量值传输到DCS过程中存在阻尼现象底数不清。

(4)白马电厂重要辅机投运操作的到岗到位制度执行不严,运行部门专业管理人员虽赶向现场,但未到位时运行人员便开始主要操作。

(5)白马电厂安全管理存在薄弱环节,对操作票的使用管理不到位,生产管理职能部门对重要操作监管不到位。

5. 整改措施

(1)各单位要加强操作票的管理,做到操作前进行作业风险分析与预控,严格落实重大操作到岗到位制度,生产管理职能部门加强监督管理,确保操作规范。

(2)各单位要做好运行规程的定期修编工作,对重要辅机投、退操作的重要操作点提出明确、细致的规定。

(3)各单位要加强运行人员技能培训,提高运行人员对系统、参数的掌握程度与分析能力。

阜康电厂#2机组汽机推力瓦温度高启动不成功

2013年5月23日,阜康电厂#2机组汽机推力瓦温度高启动不成功

1. 事件前工况

2013年5月23日2时48分,#2机组B修后冲转至3000转,#2汽轮机#9推力瓦块(非工作面靠机头侧)温度显示93℃,其他推力瓦块正常,轴向位移显示-0.88mm。

2. 事件经过

发现推力瓦块温度高后,对回油量、油温及测点检查排除误报可能。通过开启高压旁路门减少高压缸进汽,同时缓慢提升机组负荷,使高中压转子向发电机方向移动,以减少推力盘对非工作瓦面摩擦、降低推力瓦块温度。负荷升至58MW之前推力瓦温控制在57℃且较稳定,负荷在58-75MW上升过程中#9推力瓦温度上升较快。负荷升至75MW,#9推力瓦温上升至100℃,此时#1轴向位移-0.79mm,高压缸差胀3.57mm,高压缸膨胀16.89mm,采取各种方式均无法使推力瓦温度下降,为避免推力瓦块钨金损坏,12时50分打闸停机。 

经过对推力瓦检查、修复后,5月30日0时44分机组并网。

3. 检查处理情况

(1)机组B修所做主要工作:

①对汽轮机高中压轴封、过桥汽封共27圈进行改造,改造为蜂窝式汽封。

②对轴封、过桥、隔板汽封间隙进行调整,均按下限+0.10mm进行调整。

③检查发现中压1、2、3级隔板通流间隙进气侧间隙均在2.49-2.69mm之间,较标准值4.85-6.2mm偏小3.51mm。通过与厂家进行沟通讨论判断原因为隔板套变形而引起,经东汽厂派人现场指导对隔板套凹槽处进气侧焊补、出气侧车削的方法使隔板套向发电机侧移动3mm。加工完成后中压1、2、3级通流间隙进气侧在6.2-6.61mm,较标准值偏大0.41mm,基本合格。

④轴系调整情况:

修前高低对轮中心:低压转子低0.33mm;高压对轮偏左0.11mm;左张口0.06mm;下张口0.72mm。

低发对轮中心:低对轮偏左0.045mm;低压对轮高0.065mm;上张口:0.09mm。

修后中心均调整至标准要求范围内。

⑤对推力瓦安排常规检修项目,经测量推力瓦块厚度差最大不超过0.02mm,推力间隙调整至0.42mm(标准0.40-0.45mm),对推力瓦进行修刮检查未发现推力瓦块异常。对推力盘漂偏和晃度进行测量晃度最大0.01mm,漂偏0.04mm。

(2)发现推力瓦温度高缺陷后,及时联系神华国能(神东电力)技术研究院、东方汽轮机厂、西安热工院、西电三公司、电力生产部专家对汽轮机推力瓦温度高问题进行讨论分析,并制定检查方案。

5月27日17时,开始吊出推力瓦上下瓦枕进行解体检查工作,对疑点逐一进行排查消除。

检查发现非工作面推力瓦块#7、#8、#9、#10瓦块有磨损现象,对#7、#8、#9、#10推力瓦块进行更换,将推力瓦块厚度之差控制在0.02mm。

推力瓦球面间隙为过盈0.06mm,将推力瓦球面间隙调整至0.025mm。

对推力间隙、推力瓦进油口、球面进行着色进行检查未发现异常,检查完毕后对推力瓦进行复装。

4. 事件主要原因

(1)推力瓦球面为过盈配合,导致球面不能自由活动是造成此次事件的直接原因。

(2)检修管理中未充分运用风险预控管理思想,汽轮机本体检修文件包不细,编制质检点不全,未对推力瓦球面配合间隙设置必要的质检点并监督执行,是造成本次事件的主要原因。

5. 暴露问题

(1)阜康电厂对主要设备检修作业的风险辨识与分析不够,只注重了本体检修改造中的相关工作,对直接影响机组稳定运行的标准项目中推力瓦检修工作没有给予足够的重视,采取有效的预控措施。

(2)阜康电厂检修标准化管理执行存在差距,基础管理工作不扎实,检修文件包关键质检点设置不全,修前技术交底不详细。

(3)阜康电厂技术管理人员缺乏检修经验,对外委检修队伍过程跟踪、监督、控制不力,对检修工艺、检修重点环节把关严。

6. 整改措施

(1)各单位要高度重视检修标准化和主要设备检修作业的风险辨识与分析等各项工作,确保检修文件包工艺与质检点的设置合理,并做好技术交底工作。

(2)各单位要加强检修过程管理,特别要加强对外委检修队伍过程跟踪、监督、控制力度,对高风险检修工艺、重点环节进行重点把关。

(3)各单位要加强人员培训,提高专业人员的技术素质与水平。

神华亿利电厂#1机组#1、2振动大保护动作机组跳闸

2013年8月14日,神华亿利电厂#1机组#1、2振动大保护动作机组跳闸

1. 事件经过

2013年8月14日08:00,神华亿利电厂#1机组负荷190MW,主汽压力12.7MPa,主、再热蒸汽温530℃/520℃,汽包水位-4 mm,真空-63Kpa,润滑油压0.13 MPa。#1瓦X/Y轴振动72/66µm,#2瓦X/Y轴振动69/65µm,各参数正常,机组运行稳定。

 08:27:49 汽机监盘人员通过振动实时曲线发现#1机组#1瓦振动突升至126µm,#2瓦突升至179µm,迅速将负荷由190MW降负荷至186MW,振动降至正常范围,保持负荷。

 08:29:42 汽轮机#1、2瓦振动再次突升,其中#2瓦X向至240µm,进行降负荷,降负荷速率2MW/min。

 8:31:00机组负荷184.7MW#2瓦X向振动最大259µm。汽轮机跳闸,发电机联锁跳闸,锅炉MFT动作,润滑油泵联启正常,厂用电切换正常。

 08:50 经过各专业检查系统正常后,汽轮机冲转升速。

 08:58 汽轮机转速至3000r/min,发电机起励升压。

 09:10 发变组并网成功。

 09:38 机组负荷93WM,机组单阀运行,阀位开度39.16%,主汽压力10MPa。#2瓦X向振动#2瓦X向振动突然升高达到跳闸值导致汽轮机再次跳闸,汽轮机立即挂闸冲转。

 09:48 发变组重新并网成功。

 2. 原因分析

 直接原因:汽轮机#2瓦X、Y向轴振动发生突变达到跳机值是机组跳闸的直接原因。通过查询#1机组小修启动(7月12日)以来机组各项参数,包括负荷、主汽压力、真空、调阀开度、瓦温、润滑油温、轴封供汽参数、各瓦振动值等的历史数据及相互关系,发现跳机前真空及压力波动较大,进而引发调阀开度(即GV2)的增大(机组为功率控制、顺阀运行方式,阀门开户顺序为GV3+GV4,GV2,GV1)。一方面GV2开度增大使得蒸汽对转子托起力增大,转子上浮,使得转子径向间隙不均匀,蒸汽激振力增大,引发汽流激振,另一方面#1机组一直存在高中压转子轴弯曲偏大(过桥汽封处大修时测得57um)的问题,其抗干扰能力差。两方面因素叠加,引发转子失稳轴振动大跳机。

 间接原因:#1机组自投产以来就存在无法切换阀序问题,具体表现为:顺序阀运行后,高压转子就出现剧烈振动。本次小修中委托西安技术研究院进行振动治理工作,#1机组轴系振动基数得到了显著降低,各瓦轴振均在70µm以下,且顺利切换顺序阀运行。但经过治理后轴系振动敏感度增大,抗干扰能力下降。如机组负荷155MW,顺序阀运行,GV1、GV2开度在55.2%,GV3开度在28.6%时,1、2轴承轴振会有明显波动。

 3. 暴露问题

 (1)对重大设备问题处理后可能存在的隐患风险认识不足,预控措施不完善。

 (2)电厂专业人员对振动特性变化的认识不深,对运行期间曾发生的1X轴振小幅波动现象风险辨识不足,为保证带负荷能力采取的技术措施偏弱,汽轮机抗扰动能力不够。

 4. 防范措施

 (1)机组正常运行时控制方式由功率控制改为阀位控制方式运行,增减负荷时在功控方式下进行。

 (2)将GV2阀位上限设定为35%。设置#1、#2瓦振动大时进行声光报警,1X轴振设为70um,1Y、2X、2Y轴振设为90um。

 (3)提高润滑油温在42-44℃之间运行,并加强对#2瓦瓦温的运行监控。按运行规程合理控制汽缸上下缸温差、轴封供汽温度在合理范围之内。

 (4)机组运行调整时,主汽压力变化率控制在0.5MPa/min之内,真空变化率控制在1KPa/min之内。

 (5)汽机小修时,解体检查#1、2瓦轴承,复测轴承间隙、紧力在合格范围之内。

店塔电厂#6机组汽轮机润滑油压低保护动作机组跳闸

2013年8月19日,店塔电厂#6机组汽轮机润滑油压低保护动作机组跳闸

 1. 事件经过

 2013年8月15日22时,店塔#6机组A修工作结束。8月18日00:43,并网运行,18日06:32解列,做了OPC超速试验、电超速试验、机械超速试验合格,06:40,机组重新并网运行正常。

 8月19日21:11:26,#6汽轮机润滑油压力由0.162MPa突降至0.011MPa,润滑油压低保护动作,同时主油泵油压由1.98MPa突降至0.02MPa,汽轮机跳闸,主汽门关闭,发电机逆功率保护动作,发电机解列。交流润滑油泵联动投入运行,润滑油压由0.01MPa升至0.162MPa,主油泵油压升至0.2MPa。21:17:50,汽轮机重新定速,主油泵油压仅为0.2 MPa,就地检查发现带动主油泵小轴不转动,确认主油泵故障,汽轮机打闸停机。

 2. 处理情况

 发生小轴断裂事件后,立即安排有关人员到东方汽轮机厂进行备件购运及相关技术沟通,同时积极准备好抢修前的工作,提前把小轴断裂部分拆掉,设备到货后连夜安装。8月25日14:02机组启动,重新进行机械超速试验。

 3. 事件原因

 汽轮机主油泵小轴断裂是造成本次机组跳闸事件的直接原因。分析小轴断裂事件的原因,可能为:

 (1)主油泵小轴设计存在缺陷,主油泵轴肩倾根倒圆角偏小,仅为0.4,容易产生过度角应力集中,致使小轴断裂,机组A修中,小轴由热态变为冷态,然后再变为热态,小轴热应力发生变化,以及超速试验,加速了小轴断裂的时间。东汽厂家告知, 7月份,河北德州电厂30万机组,与我厂结构完全相同,也发生小轴断裂事件,发生位置与我厂相同。

 (2)小轴热处理存在缺陷,致使发生脆性断裂。根据本次开机后一瓦振动值很小,及小轴断裂端口齐平,细密无任何疲劳特征,认为发生断裂可能是在小轴热处理时存在缺陷,导致脆性断裂。

 (3)加工工艺不良。在本来设计不合理的情况下,加工时稍加疏忽,过度角更容易产生应力集中,致使发生断裂事件。

 4. 暴露问题

 针对设计存在问题,未能按照非常规手段进行监督检查,仍按照标准检修方法是不能满足正常生产要求。

 5. 防范措施

 (1)在设计单位没有变更设计方案前,每次A级检修中对主油泵小轴变截面进行返厂检查。

(2)汽轮机主油泵的相关备件,准备齐全,并列入紧急事故备品备件中,做好应急措施。

府谷电厂“10.15”#1机组碳刷烧损事故

2017年10月15日,府谷电厂“10.15”#1机组碳刷烧损事故

(一)事故经过

7:35 乙值#1机运行人员召开班前会,7:44班前会结束。

7:45 副值班员王某到#1汽机13.7米区域进行检查,由汽轮机本体A侧(靠近A排墙侧)通道行至发电机侧,由励磁小间A排墙侧小门进入,使用红外线测温枪抽检碳刷与滑环结合面温度,最高69℃,对发电机正负极滑环测温,最高温度67℃(标准规定小于120℃),在巡回检查记录本上记录数据,07:50检查结束。

10:05 副值班员王某到#1汽机13.7米区域进行检查,到#1励磁小间检查,观察无异常情况、无异味(未按规定对#1发电机正负极滑环测温)。

10:12 巡检员元某在汽机房6.9米#1发电机底部巡检时闻到有焦糊气味,经排查发现集电环通风道出风口处有烟气排出,用对讲机汇报主值班员石某“汽机房6.9米#1发电机集电环通风道出风口处有烟气排出,并伴有焦糊气味”。在汇报期间发现排出的烟气逐渐变浓。副值班员王某在高加区域听到对讲机中的喊话后,立即到汽机房6.9米查看。

主值班员石某在监盘期间接到元俊汇报后,立即向值长张某某汇报,张某某迅速到13.7米#1励磁小间检查,发现D1、D5刷握各有两块碳刷已烧红,返回集控室拿绝缘手套并向主值班员石某下令减负荷。

10:15 值长张某某将D1、D5刷握拔出,放置在滑环小室外。

10:16 值长张某某令已赶至#1励磁小间的主值班员石某现场监视,返回集控室汇报总工程师、副总经理、运行部经理、检修部电气专业经理、运行部电气专工,随后值长张某某令#1机组降低发电机励磁电流,减发电机无功功率,同时汇报河北省调“#1机组出现异常工况紧急降负荷”。

10:23 #1机组有功降至440MW,无功降至-12.2Mvar,励磁电流降至2723A,励磁电压降至275V,励磁绕组温度升至126℃。

主值班员石某在现场监视碳刷期间,发现B1、B5刷握各有一块碳刷有逐渐变红的趋势。

10:25 主值班员石某向值长汇报#1发电机碳刷架处冒烟量变大,滑环局部出现环火,值长下令打闸停机,紧急破坏真空,同时汇报河北省调,汇报国神生产指挥中心。

机组惰走过程中,检修电气专业经理刁某某和检修人员马某将烧红碳刷的B1、B5刷握拔出放置到励磁小室外地面上,检修人员段某某、武某某使用干粉灭火器对放置在地面的碳刷进行喷射。

11:08  #1汽轮机转速到零,投入盘车。

停机后,检修人员拆除烧损碳刷、刷握等,对发电机相关设备进行检查,测试发电机集电环绝缘、交流耐压试验正常,负极侧全部碳刷(64块)、刷握、部分刷握架烧损、集电环表面灼伤。经抢修,#1机组于10月18日5:16并网。

(二)事故原因分析

1.直接原因

(1)碳刷质量鉴定情况

检查#1发电机正极(未受损侧)碳刷,发现1块碳刷存在开裂现象,检查碳刷备件,部分碳刷由两块材料压接而成(有明显接缝),安排人员携带6块碳刷到上海摩根碳刷厂(使用碳刷品牌厂家)进行鉴定。经鉴定,除检修部库存2007年6月随机备件(1块,刷辫绝缘套管为红色)为正品,其余送检产品(2015年11月份采购的备件1块,刷辫绝缘套管为红色;2016年5月份采购的备件2块,刷辫绝缘套管为蓝色;以及现场拆下损坏的开裂和未开裂的碳刷各1块,刷辫绝缘套管为蓝色)均为伪造上海摩根公司产品。(详见附图3:碳刷鉴定报告)。

查阅碳刷采购、使用情况,2015年7月份由安徽润尔兴仪表有限公司提供的100块碳刷已用完,2015年11月份由山东辰航机电设备有限公司提供的300块碳刷,剩48块,刷辫绝缘套管为红色,碳刷由两块材料压接而成(有明显接缝);2016年5月份由安徽正蓝电器有限公司提供的400块碳刷,剩196块,刷辫绝缘套管为蓝色;2017年4月份由安徽正蓝电器有限公司提供的150块碳刷,剩32块,刷辫绝缘套管为蓝色,碳刷由两块材料压接而成(有明显接缝)。根据运行碳刷更换情况推断,#1、#2机组事前至少2年使用的碳刷均为上海摩根仿造产品。

委托哈尔滨国家电炭制品质量监督检验中心对送检碳刷进行检验(送检样品为2017年安徽正蓝电器有限公司的10块碳刷,碳刷本身为粘接产品,试验过程中对选取的5块粘接碳刷分成两半,一半标注为A试样,另一半标注为B试样,按照S126试验条件进行了型式试验),碳刷的检验情况:检验碳刷A、B试样的电阻率、灰分、摩擦系数均不合格,不符合国家S126标准要求。由此更进一步验证2017年安徽正蓝电器有限公司提供的碳刷不符合国家标准,为伪造品。

(2)碳刷烧损原因分析

为分析#1机组碳刷电流分布情况,10月17日,对#2机组单个碳刷电流分布情况进行了测量、分析。以D区为例:

D区各碳刷电流分布情况

 第一块 第二块 第三块 第四块

D区 刷辫 电流 刷辫 电流 刷辫 电流 刷辫 电流

D1 蓝 48 蓝 141 蓝 1 红 28

D2 红 35 红 77 红 83 红 79

D3 蓝 4.5 红 250 红 123 红 45

D4 蓝 97 红 180 蓝 7.8 红 23

D5 蓝 39 红 9.7 蓝 17 蓝 1.4

D6 红 111 蓝 16 蓝 7.5 红 10.3

D7 蓝 91 红 97 红 7.3 蓝 2.0

D8 红 82 红 105 红 20 红 34

根据D区各碳刷电流分布情况,流经单个碳刷电流差异很大,存在严重的电流分布不均现象,D1第3块碳刷流经电流仅为1A,D3第2块碳刷流经电流已达250A(单个碳刷额定通流能力96.52A,超出碳刷额定通流电流2.6倍)。查阅#1机组检修记录,9月22日至10月1日,#1机组因府忻Ⅱ线检修停备期间,只对集电环通风道碳粉、设备表面浮灰进行了清理,由此推断#1机组各碳刷电流应同样存在分布不均现象。

碳刷电流分布不均的原因:一是不同批次碳刷混用,电阻率不同,导致并联碳刷电流分配不均,运行中造成碳刷温升差别大;二是拼接碳刷两块电阻率不同或运行中开裂,电阻增大,电流减小,造成其他碳刷电流相应增大。哈尔滨国家电炭制品质量监督检验中心对5块粘接碳刷检验,A半碳刷平均电阻率是12.2μΩm,B半碳刷平均电阻率是27.8μΩm。三是碳刷与刷辫接触电阻不同(连接铆钉、刷辫变色),造成碳刷温升不同、电流不同。对比正品、仿造品碳刷刷辫连接铆钉,正品刷辫铜柱为紫铜色,两个仿造品刷辫的铜柱颜色暗淡,其中一个甚至有锈斑;四是运行中若个别碳刷过热会造成弹簧退火,压力减小,引起接触不良,电流分布不均;五是碳刷在刷握内不能活动自如,与集电环接触电阻不同等。

由于各碳刷电流分布不均,D1、D5刷握中的两块碳刷电流过大,导致碳刷发热。根据碳刷的“负温度效应”(随着电刷温度增高,接触电阻降低,在80—100℃时最低,当温度超过100℃,接触电阻急剧增加),碳刷发热初期,接触电阻减少,电流增加,碳刷愈加发热膨胀;由于碳刷与刷握间隙较小(标准为0.1-0.2mm),碳刷发热膨胀后极易卡涩,与集电环接触不良,导致发热进一步加剧。碳刷高温过热,使集电环表面正常运行时形成的一层均匀、稳定的氧化膜被破坏,改变了碳刷与集电环的接触特性,增加了同区域碳刷和集电环的接触电阻,致使发热碳刷数量急剧增加(与其相邻的B1、B5因传热作用温升更快),D1、D5碳刷刷辫熔断,其他碳刷流过电流增加,加剧了碳刷电流分布的不平衡,恶性循环,最终导致碳刷环火(运行人员现场也发现了碳刷环火)。碳刷环火一是造成纯铜材质的刷握架和刷握过热变形,导致局部热熔损坏,二是产生的高温和热熔残渣波及集电环,发生碳刷烧红、产生烟气现象,最终造成负极碳刷、刷握、刷握架烧损,集电环表面灼伤。

综上所述,本次事故的直接原因为:由于发电机各碳刷电流分布不均,负极集电环D1、D5碳刷因电流过大,加之仿造品碳刷质量问题以及碳刷“负温度效应”,D1、D5碳刷发热严重,产生高温,破坏了集电环表面的氧化膜,负极集电环区域所有碳刷接触电阻增大,集电环及碳刷发热情况加速恶化,产生更为严重的碳刷电流分布不均现象,恶性循环,形成碳刷过热发红、环火,造成负极所有碳刷、刷握、刷握架烧损,集电环表面灼伤。

2.间接原因

(1)发电机碳刷管理制度、标准不完善。发电机碳刷测温标准没有明确规定测试位置及测温方式,巡检表中只有碳刷与滑环结合面温度,没有具体碳刷温度记录,无法分析碳刷温度变化情况;无碳刷电流定期测试分析规定,无刷握弹簧压力检测规定(正常弹簧压力1.45kgf±20%/只)不能及时发现碳刷电流分布不均匀情况,及时消除事故隐患。

(2)发电机碳刷领用、使用管理不规范。运行部对碳刷领用后的保存、使用等管理较随意,调查发现2015年度批次的碳刷还未使用完,就开始使用2016、2017年度批次的碳刷;而且碳刷的更换记录、日常管理台帐不完善,虽然每次更换碳刷记录具体更换了哪个区的第几号碳刷,但未记录更换的是哪批次的碳刷。

(3)制度规程执行不严格,运行管理不到位。运行人员巡视检查制度执行不到位,未严格按规定时间对发电机正负极滑环进行测温;运行规程执行不严格,规程规定“当碳刷磨损到其顶部仅高出刷盒顶部约3mm时或碳刷磨损长度不大于60mm时应予更换”,但在事故现场发现有碳刷磨损达66mm仍未更换,暴露出府谷电厂部分运行人员责任心不强,运行管理不严、不细,运行标准化未有效落地,各级管理人员监督、检查、考核不到位。

(4)检修维护标准执行不到位。维护标准中规定了碳刷及集电环检修检查标准,在2017年9月23日机组双停期间,电气检修也按要求清扫了集电环通风道灰尘和碳粉,但在本次事故处理过程中发现,集电环积灰清理不彻底,通风通道中还存有积灰。未严格执行励磁碳刷测温定期工作,2017年10月2日设备测温后,未严格落实“每周测温一次”的要求,2017年10月9日未对励磁小室设备进行测温。

(5)技术管理存在漏洞。未对励磁碳刷定期测试电流工作提出相关要求及标准;运行规程与检修规程中对碳刷更换规定要求不一致(运行规程规定每极一次更换碳刷不能超过6块,检修规程规定每次4块);定期工作监督检查不到位,对运行及检修人员定期工作是否到位、工作质量是否满足要求等问题监管不到位,反映出府谷电厂技术管理不深入,存在较大差距。

(6)吸取同类事故教训不深刻,事故防范意识差。府谷电厂生产技术管理人员对励磁系统碳刷的重要性认识不足,吸取同行业励磁系统故障教训不深刻,2016年12月份曾发现一个碳刷出现过热现象,但未引起重视,仅做了更换处理,没有深入分析过热原因,彻底消除事故隐患。反映出府谷电厂部分生产管理人员安全风险意识不强,管理不深不细、标准不高。

(7)府谷电厂物资计划及领用使用、物资采购、物资到货验收、供应商管理等各环节责任落实不到位,公司物资管理部在电子商务平台小额采购方面监督检查不到位。

①需求计划管理及物资领用使用管理不到位。一是需求信息不全,审核、审批环节没有纠正,没有发挥应有作用。碳刷需求计划提报时只有型号,没有尺寸及品牌;二是物资计划提报存在随意性。2015年5月、2016年5月所进碳刷至少还有剩余271块未使用的情况下(按2016年#1、2机全年使用212块的情况测算,至少还能使用一年多),仍在2016年11月份提报150块碳刷需求计划;三是物资使用部门运行部没有执行先进先出先使用制度。截止到2017年10月15日事发时,在2015年11月、2016年5月所进碳刷领用后未使用的碳刷各剩48块、196块的情况下,却使用了2017年4月份到货的碳刷118块,没有考虑碳刷存放时间过长有可能影响产品质量问题,交叉使用不同批次产品可能造成运行不稳定问题。

②采购过程管理不到位。一是采购环节对采购方案编制及审核的重要性认识不够,物资部没有联系需求部门对碳刷的尺寸、品牌进行补充和说明,采购方案对重要物资也没有进一步落实产品质量保证措施要求,单纯靠供应商和运行部专工沟通解决问题;二是物资部采购人员编制采购方案过于简单,只按需求部门需求制订采购方案,没有设定产品质量保证措施,例如要求供货商供货时提供与原厂家或总代理的合同及发票、原厂家或代理商的授权书等;三是采购人员在采购过程中对计划价格及当时其他单位报价和预中选价格偏差过大情况没有进行分析,没有要求中选供应商对过低价格给予解释,也没有对碳刷的市场价格情况进一步了解,简单按照程序选择了最低价供应商中选,物资部门负责人结果审批时也未发现,从采购到审批环节没有尽到主体责任。

③物资到货验收管理不到位。使用部门的验收是产品质量保证体系的主要环节、最后关口。根据《陕西德源府谷能源有限公司物资采购管理办法》第三条及《陕西德源府谷能源有限公司仓储及物资调剂管理办法》第十一条规定,物资到货后由采购员通知需求部门进行质量验收,质量验收主要由需求部门负责,运行部没有制订碳刷验收标准及要求,运行部电气专工作为验收负责人,对与正品碳刷甚至是与之前假冒碳刷有明显差异的碳刷按合格品验收,没有尽到应尽的责任。

④重要物资采购时对供应商资格条件没提出门槛要求,导致不正当竞争,报价偏离正常区域供应商数量多,决选困难。

⑤公司物资管理部对基层单位自主采购物资监督检查管控不到位。对基层单位自主采购范围内批次采购额度较小的电子商务平台采购行为没有进行系统有效的监督检查,没有尽到监督管理责任。

(8)“十九大”生产保电专项措施不完善。府谷电厂制定的“十九大”保电措施中部分措施未细化,可操作性不强;“十九大”保电专项检查再排查不细致,存在漏洞,运行部未根据公司及本单位“十九大”保电措施制定部门的专项措施,未针对励磁碳刷制定专项的检查措施,没有及时发现发电机碳刷存在磨损严重、温度测量不规范现象等安全隐患。

(三)防范措施

1.府谷电厂进一步完善“十九大”保电措施,生产副总经理、总工程师24小时轮流现场带班值守,强化“十九大”保电措施的执行和监督。要特别加强对#1、2机组发电机励磁小室设备的特护,制定24小时特护措施,明确责任人。认真落实碳刷更换工作的相关要求,及时更换#2机组碳刷。增加单个碳刷电流测试工作,发现问题及时处理。

2.府谷电厂深入吸取本次事故教训,深刻反思,全面排查规程标准是否满足反措、厂家技术资料的要求,执行是否到位,备品质量是否满足要求,对历年来发生的不安全事件防范措施是否落实到位进行认真梳理,切实防范同类事故重复发生。

3.府谷电厂进一步完善设备管理标准。根据相应国家及行业标准,明确刷架、刷体温度、碳刷电流测试方法及数据标准;明确刷辫、碳刷、集电环良好的判断标准(包括完善刷辫脱辫、导线氧化、过热等异常问题),碳刷振颤、良性活动、磨损等检查标准。

4.府谷电厂进一步规范碳刷的领用、使用管理。规范碳刷的检查、核对、更换等管理程序,规范碳刷领用、入库、保存、使用、记录等日常管理台帐,详细记录碳刷使用、更换的时间、批次、型号、哪个区的第几号碳刷,不使用不同厂家、不同牌号的碳刷。

5.府谷电厂进一步补充完善检修管理标准。合理策划检修项目,完善励磁设备检修文件包内容,提高质量验收等级;对碳刷及刷架进行调整,确保碳刷运行中与集电环表面接触良好;明确吹扫工艺,使用压缩空气对励磁刷架及集电环通风道进行积灰清扫;测量集电环表面光洁度和圆度,当光洁度下降到▽5以下或圆度超出0.05mm时应进行车磨处理,降低运行中碳刷非正常摩擦产生打火现象的可能性。

6.府谷电厂要加强生产技术监督管理工作,进一步发挥生产技术监督管理职能,加强技术分析和管理,落实专业人员每月对巡检制度、定期工作的执行情况及工作质量进行全面检查,提高设备的技术保障能力。

7.府谷电厂及公司物资管理部要加强物资全过程管理,落实相关责任。

(1)加强物资需求计划及物资领用使用管理。一是明确编制审核责任,需求环节加强对物资需求计划的审核把关,对应明确的规格型号等内容缺失或不全的,审核审批环节应当退回要求补充完善;二是严格执行先进先出先使用制度。对领用的物资,只有在之前先领的物资使用完毕的情况下才能使用后领用的物资,以免物资存放时间过长影响产品质量。

(2)加强物资采购过程管理。一是采购环节制订采购方案时对提报环节不明确、不完善的需求信息,要主动与需求部门沟通落实,确保采购及到货物资满足采购需求;二是制订并强化电子商务平台采购规定及流程管理,针对不同物资制定适当的采购方案,确保采购物资满足采购质量要求; 三是对有明确品牌要求的物资,若不从原生产厂家直接采购,在制定采购文件时要明确保证物资质量的手段或措施; 四是加强市场价格调研和分析工作,对于明显偏离市场行情的报价,要求供应商提供报价合理性分析。

(3)加强到货验收管理,仓库保管员根据采购订单,及时办理入库手续,货物到货后,按照制度要求及时组织验收,严肃验收流程及相关签字手续。需求部门要制订所管理物资验收标准并明确岗位责任,验收人员要承担起质量验收的主体责任。  

(4)加强供应商准入及资格管理,要求对重要物资在电子商务平台采购时设置资格条件要求。

(5)加强对基层单位自主采购物资的管控力度。神华集团ERP系统、SRM系统、电子商务平台即将投入使用,公司将按神华集团电子商务平台管理要求出台制定公司电子商务平台管理办法,要求基层单位制定相应的实施细则,过渡时期,各单位要强化神华国能电子商务平台使用管理,公司物资管理部要加强监督检查并提出相关使用要求。

8.公司电力生产部要针对本次事故发生的原因,进一步完善发电机集电环维护标准及管理制度,指导各单位规范发电机集电环、碳刷的检修以及日常检查维护等工作。



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