【近年汽轮机飞车事故】汇总，有图有分析！

案例文字图片均来自对微信公众号的收集，感谢原作者的辛勤整理！

---------------------------------------------------------------------------------

2018 年5月1日22:34分，贵定公司因雷击造成外供电线路失电，导致余热发电1#、2#机组同时跳停，当班操作员立即通过中控按钮启动应急油泵，并电话通知相关领导。巡检工立即赶到汽轮机现场，发现1#机组有异音，且机头位置喷油，无法靠近，随即对2#机组进行应急处理，并立即报告分厂和工段领导。

22:40分，公司领导到达现场，组织人员对现场采取保护和应急处置。恢复供电后，对1#机组进行了初步检查，发现排气缸开裂，安全阀冲开，励磁机端盖脱落，手动盘车无法盘动等。在安排专人现场监控后向区域专业组领导、股份公司相关部室人员进行了汇报。

5月2日贵州区域领导、机电专业组、装备管理部、自动化所、海川工程、南汽厂家相关人员，先后到达现场进行了详细检查，并于5月3日召开专题会议，对事故的原因、后续修复及防范措施进行分析研讨。

    经检查，汽轮机后缸上、下缸体开裂，第八、九级叶片全部脱落，第七级叶片外圈磨损及3块变形，前六级叶片外圈磨损，第七～九级隔板断裂，隔板汽封、径向汽封、前后汽封全部磨损，主油泵小轴断裂及油封环磨损，主油泵挡油环断裂，正推力瓦全部磨损，1#～4#瓦损坏，主轴1#、2#瓦轴径磨损，轴向位移及测速探头全部磨损，汽轮机侧联轴器及齿轮位移，盘车电机壳体断裂，励磁机定转子摩擦损坏，整流盘连接线断裂及风扇叶片磨损，凝汽器约20根铜管受损，发电机转子需返厂检修测试。

三、事故原因分析

      正常情况下，在系统失电后，发电机组会自动解列，机组转速会迅速上升，汽轮机电气及机械保护动作，自动关闭主汽门，但因不间断交流电源装置（UPS）处于旁路状态及操作员未及时按下急停按钮，均不能对主汽门提供关闭信号，导致主汽门不能关闭，汽轮机飞车。具体原因分析如下：

1、中控操作人员在系统失电后，按操作规程启动应急油泵，但未按下中控急停按钮（该操作步骤在发电失电应急操作规程中未作要求，操作员对此功能不清楚），造成主汽门无法及时关闭，是导致此次事故的主要原因之一。

11111

222222

2、现场余热发电不间断交流电源装置（UPS）处于旁路状态，失电后无法为机组控制系统提供电源，导致主汽门无法及时自动关闭，不间断交流电源装置（UPS）处于旁路状态，是此次事故的主要原因之一。(经咨询厂家，不间断交流电源在外电源停电，自身电量较低时会自动打到旁路状态进行自我保护，同时，人为也可以切换至旁路状态，贵定公司在日常检查中未能及时发现并恢复正常状态)

四、防范措施

1、利用开、停机契机，对机组电气超速进行试验，如机组连续运行6个月以上，需对机组进行机电超速试验，并做好记录。

2、利用开停机时，对主汽门、高调门严密性进行试验并做好记录。

3、加强对不间断交流电源（UPS）日常维护与管理，梳理存在的问题，及时进行整改，确保系统处于完好状态。

4、进一步完善DCS 控制系统，对不间断交流电源（UPS）正常信号引进中控操作画面，如不正常会自动报警。

5、发电机组在正常运行情况下，应每周对系统辅助设备进行联络试验，如油泵系统、真空系统等联络试验，并做好记录。

6、结合此次事故“举一反三”，修订完善《发电系统中控操作规程》，在《余热发电全线失电时应急操作》中增加中控紧停按钮操作步骤，规范操作行为，同时组织对中控操作人员等关键岗位人员进行培训，进一步掌握发电操作技能，特别在异常紧急情况下的操作规范。

一、事故情况
20##年4月26日3：59分，某公司2#发电机组18MW汽轮机发生飞车事故，26日晚9：30分，相关专家技术人员抵达现场，了解事故经过，对事故现场进行了勘验。

经过现场检查确认，对部分损坏设备返厂维修，6月9日设备安装完毕，6月10日油循环合格，进行了启动调试，6月11日3:52分恢复并网（停机约47天）。

二、事故经过
某公司2#发电机组于20##年3月31日并网发电，机组设计功率18MW。20##年4月24日11:20分左右，总降上级供电部门220kV变电站出现故障，2#发电机组于11：40分解列。
前期2#机组在运行中，存在就地盘测速反馈、TSI保护柜其中一个测速反馈及DEH（以数字计算机为基础的数字式电气液压控制系统）中控画面测速没有反馈显示问题，公司安排检查更换。

检查过程中发现汽轮机7个测速装置中有两个明显损坏（分别为现场就地盘测速装置、TSI汽轮机安全监视系统保护柜三个测速装置其中一个）以及前测速盘与转子轴固定点松动。对以上故障处理结束后，其余5个测速装置进行对应检查，各测点均有反馈。

4月25日23:47分，汽轮机开始冲转，期间出现了三次跳停，均为转速通道全故障，DEH报警，主汽门自动关闭。
在此期间相关专业人员对故障进行了检查，但并未进行彻底的情况下，于次日3:37分，进行了第四次冲转，在3:59分，DEH控制测速装置共三个，其中2个突然无转速显示，由于系统连锁关系，汽机调门自动打开至68%，转速瞬间升至3850r/min，汽轮机安全阀动作，现场异常声响、振动，主汽门关闭停机。
三、检查情况
经查看DCS趋势及记录，在第四次1200r/min暖机期间，于3:52:29秒，ETS总保护被退出。
3:59:38秒出现转速通道全故障停机信号、
3:59:57秒TSI发出110%超速停机信号、
4:00:00秒103%和110%OPC超速保护动作（因ETS总保护被解除，保护不起作用）。

3:59:48秒，DEH测速信号检测到1#、2#转速同时为0r/min，DEH程序选择优选转速为0r/min（程序设置为三取二），用于转速控制，因与1200r/min的控制目标差距大，3:59:41秒，发出调门开度指令，3:59:55秒，调门开度指令最高到70%(阀限为70%)。到4:00:00秒，汽轮机最高转速达到3850r/min，同时主汽门开始关闭停机。

四、设备损坏情况

五、原因分析1.在24日检修时，发现两只测速传感器磨损和齿轮盘松动，分别进行了更换和紧固，误认为齿轮盘松动造成测速装置损坏，未进行深入分析，是造成本次事故的直接原因。\2.在故障检查期间，现场检查人员未根据系统连锁关系，制订相应防范措施，对可能会造成的后果，考虑不到位，盲目解除ETS总保护，违反公司主机设备保护管理规定，致使机组出现故障时ETS保护不起作用，是造成本次事故的主要原因。 3.主机设备开机时公司及部门分管领导未能到达现场进行组织与安排岗位人员进行规范操作，也是造成本次事故的原因之一。

六、防范措施
1、严格按照汽轮发电机组运行规程进行操作，并结合汽轮发电机组升速曲线及设计规范操作，确保机组长期安全、稳定、高效运行原理要求，进行。
2、系统连锁保护解除，要严格按各公司工艺、设备保护管理规定执行。在解除保护时，一定要做好防范措施，并针对可能发生的情况，拟定相关保护方案，报公司领导审批。
3、在汽轮发电机组启动前、后要对系统主要保护进行相关试验，具体要求如下：
静态时：要对油泵连锁、低真空保护、轴瓦、回油温度及四号瓦绝缘等进行试验。
动态时：根据规范要求，小修后要进行喷油试验和OPC试验，大修后分别要进行喷油试验、OPC103％、电气超速110％及机械超速试验等。
针对以上试验要认真做好记录，如有异常应组织相关人员进行研讨分析及时进行处理，正常后才能开启汽轮发电机组。
4、为合理启、停汽轮发电机组，某公司要加大对汽机专业知识培训力度，提高操作及管理人员对汽轮发电机组的认知度。运行参数控制见通报。
5、规范发电机组定期检修保养制度，每年度必须安排一定时间对机组进行检修和保养，具体检修内容和要求参照余热发电检修管理规程。
6、利用检修为契机，对汽轮发电机组重要部位及仪表测点进行维护与保养，如仪表测点要重点检查：轴向位移、转速测速装置、轴瓦及回油温度、绝对膨胀等；关键部位检查：危急遮断器和飞环、固定测速齿轮盘是否有松动、主油泵挡油环间隙、轴瓦及中心等。针对以上检查标准详见汽轮发电机组安装说明和图纸。
7、根据操作规程要求，要定期对润滑、控制油过滤器进行清洗（一周至少清洗1次），并结合油质化验情况，进行调整油品使用周期。同时也要利用一切停机机会，对AST、OPC及DDV电磁阀进行清洗，确保调节和控制系统油压工作正常。
8、针对汽轮发电机组检修后开机，公司及部门主要分管领导一定亲临现场，负责启动过程中的协调和指导工作，如出现异常时应及时向主要领导和专业部门相关人员汇报。
9、各公司针对机组投运以来，要认真分析机组运行情况，如振动、轴瓦及回油温度、上、下缸温等变化趋势是否在设计和要求范围内，尤其是故障原因要进行认真研讨分析，拟定相关处理和防范措施。
10、建立发电系统主机故障汇报制度，各公司主机故障处理情况第一时间汇报，寻求在技术上给予指导。
11、针对发电DEH调节系统等相关保护程序，如ETS总保护投切开关的取消、DEH转速参与系统连锁条件及非正常情况下的汽轮机升、降速率等进行优化完善。