柴油机、直流油泵综合故障机组断油烧瓦.docx

1、柴油机、直流油泵综合故障，机组断油烧瓦2012 年 11 月 16 日，某电厂 500kV 送出线路因覆冰跳闸，造成 1、2 机组停机，全厂对外停电，1 号机组在停机过程中，汽机轴承断油烧瓦，直接经济损失约 268 万元。【事故经过】事故前工况：某电厂在运 2 台 600MW 燃煤空冷发电机组，采用发电机一变压器组形式接入 500kV 升压站；500kV 母线接线形式为 3/2 接线，共三串；电厂规划远期两条外送线路，已建成一条，即 500kV 某忻线，并入华北电网；高压厂用电源分别从两台主变压器低压侧通过厂用变压器引接；电厂设两台启动备用变压器，从 35kV 母线引接，35kV 母线有两路电

2、源，1 路从 500kV 母线通过降压变引接，另外 1 路从电厂厂用向煤矿供电的线路 T 接，正常情况下，电厂向煤矿供电，事故情况下，通过该线路向电厂反送电，其联络开关需人工手动投切。事故前，500kV 升压站正常方式运行， 某忻线送出负荷845MW， 1号机组负荷450MW， 2号机组负荷460MW，10kV 厂用电由厂用工作电源供电，l、2 号机组 0.4kV 保安 PCA、B 段由厂用工作电源供电，1、2 号机组柴油发电机联动备用。11 月 16 日 2 时 20 分，某忻 II 线由于线路覆冰造成电流差动保护动作，线路跳闸，同时 l 号、2 号发电机零功率切机保护动作，机组跳闸，全厂对

3、外停电。1、l 号机组情况全厂失电后，l 号机组 0.4kV 保安 A、B 段失电，1 号柴油发电机联启成功，但出口开关未合闸。2 时 2 1 分，机组长发现油压开始降低（油压还未降到联动值） ，手动启动 l 号汽轮机直流润滑油泵，4 秒后跳闸，再次启动 3 秒后又跳闸；2 时 2 5 分，1 号机副值班员到就地直流控制柜手动强合直流润滑油泵成功，2 时 3 1 分，直流润滑油泵跳闸；随后又先后合闸两次，跳闸两次，2 时 32 分后，直流油泵再未成功启动。2 时 2 1 分，1 号机密封直流油泵联启成功。2 时 2 2 分，1 号机组破坏真空，汽机闷缸。值班人员发现氢压快速下降，由 0.398

4、MPa 降至 0.32MPa，1 号汽机 13.7 米发电机励磁小室处喷火，1 号机组立即紧急排氢。2 时 2 5 分，排氢降低氢压后，着火消失。2 时 3 5 分，1 号机转速至零，惰走时间 1 4 分钟。经调查，电厂交流保安电源采用柴油发电机组，无外接专用电源。而采用的柴油发电机控制模块适用于还有外接专用电源的接线模式，柴油发电机投入条件为工作电源消失，市电（外接专用电源）跳闸，柴油发电机就地控制面板应显示“断路全分”状态。事故当时，1 号柴油发电机面板显示“市电合闸状态，在此状态下，柴油发电机出口开关不允许合闸。运行人员到达柴油发电机小室后，试图将“市电合闸”状态设置为“断路全分”状态，

5、但不熟悉操作方法，经多次努力未成功。检修人员到场，卸载柴油发电机后，将 1 号柴油发电机面板由“市电合闸”设置为“断路全分”状态，柴油发电机正常接带 1 号机组保安 A、B 段。此时距事故发生已有 27 分钟。此前 1 号机组大修中对机组直流润滑油泵就地控制柜进行了技术改造，将1 号机组直流润滑油泵直流动力控制柜传统柜改造为智能柜，并保留传统柜做为智能柜的备用，用双置刀闸进行手动切换。发生全厂停电后，智能柜启动后即跳闸，机组长令 l 号机副值班员到就地控制柜处，手动启动智能柜未成功，后又将双置刀闸切换到传统柜。2 时 2 5 分，运行人员采取对传统柜先按启动按扭，后又强按 K31（合闸继电器）

6、等方法启动了直流润滑油泵（但运行人员不能确定油泵已启动） ，此时又接到机组长令去 1号发电机排氢。2 时 3 1 分，因机组长在集控室监视不到 1 号机直流润滑油泵电流及状态信号，误认为 1 号机直流润滑油泵未启动，又令运行人员去就地控制柜操作直流润滑油泵，运行人员误按了 K32（跳闸继电器）造成运行中的油泵跳闸。后运行人员又采用此方法按动继电器，造成油泵启停两次。2、2 号机组情况2 时 2 1 分，2 号柴油发电机因蓄电池亏电导致无法启动，2 号汽轮机直流润滑油泵联启成功，直流密封油泵联启成功。2 时 2 2 分，2 号机组破坏真空，汽机闷缸。2 时 5 7 分，2 号机转速至零，惰走时间 3 6 分钟。3、机组恢复情况3 时 3 3 分，煤矿至电厂倒送电源后，启动 2 号机组顶轴油泵，投入 2 号汽轮机盘车运行，电流 16A，盘车正常。3 时 5 3 分，府忻 II 线送电成功，逐步恢复全厂供电。15 时 2 2 分，2 号机组并网。18 时整，2 号机组带负荷至 600MW，机组全面检查无异常。4、损失恢复情况。因主机润滑油系统供油中断， 导致 l 号机组主机 1 号至 9 号