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一、事件经过

（一）事件前运行工况

年5月8日13时25分24秒，某发电公司2号机组正常运行，负荷MW，主油箱油位-13mm，调节油压2.03MPa，润滑油压0.MPa。汽轮机主油泵运行，高压启动油泵、交流、直流润滑油泵备用。

图1停机前相关参数变化趋势

（二）事件详细过程

13时25分25秒2号机主油箱油位由-13mm开始下降。

13时27分47秒，2号机主油箱油位-50.14mm，软光字牌和硬光字牌均发出油位异常报警。

13时28分30秒监盘人员发现2号机主油箱油位下降至-54mm，立即汇报值长，值长立即前往就地检查，发现2号机前轴承箱处大量喷油，随即返回集控室下令紧急停机。

13时31分33秒，运行人员手动打闸。

13时33分06秒，开真空破坏门紧急停机，此时主油箱油位已快速降低至-mm。打闸时，调节油压2.01MPa，润滑油压0.MPa。

图2打闸时相关参数变化趋势

汽轮机惰走过程中，监盘人员密切监视主油箱油位、润滑油压、调节油压、各轴瓦温度及振动的变化趋势。】

停机过程中，运行人员通过高位油箱对主油箱进行补油，13时45分，主油箱油位由-mm上升至-34mm。

图3停机过程中主油箱油位变化趋势

停机过程中，主机润滑油压正常、各轴承温度及轴、瓦振动情况正常。

图4停机过程中各轴承温度变化趋势

图5停机过程中个轴承正东变化趋势

图6停机过程中各轴振动变化趋势

13时52分，汽轮机转速至零，投运盘车，检查盘车电流和声音正常，倾听机内声音正常，测量大轴晃动度0.1mm，正常。（2号机大轴晃动度原始值0.mm，规程规定大轴晃动度应在原始值±0.02mm范围内）

二、检查及处理情况

停机后经现场检查，2号机10米层存有大量油渍，5米层机头下部地面存有油渍，检查防火滑阀托盘内存在大量油渍，检查现场油管路没有看到明显泄漏点。因此时调速油泵停运，机组处于盘车状态，交流润滑油泵运行，故排除润滑油系统管路泄漏，初步判断为调速系统压力油管路泄漏。进一步检查汽轮机前箱下部各油管路，发现主油泵出口法兰（前轴承箱与调速油压母管连接法兰）密封垫7点钟方向有一宽约15mm的缺口，见下图：

图7现场泄漏法兰情况图

图8油系统图

经拆开主油泵出口法兰，检查主油泵出口管路为外径mm的碳钢管，密封垫为尺寸Ф×Ф×2mm的耐油纸垫，材质选择符合要求标准，但垫子已有明显的破损缺口。对破损的旧密封垫垫清理干净后（由于耐油纸垫粘在法兰上很紧，只能采用铲刀对密封垫进行破坏性铲除，未能对旧的密封垫做完整拆卸并拍照存档），更换材质为聚四氟乙烯，尺寸Ф×Ф×2mm的密封垫回装，18时10分更换密封垫工作结束。

18时26分启动高压调速油泵，调速油压建立正常后，检查该法兰无泄漏，油系统工作正常。后续发电部安排开机工作，同时安排专人在就地蹲守监视24小时，观察所更换垫片无泄漏。

图9密封垫更换完后法兰图

在更换密封垫的同时，对10米层地面、5米层地面、防火滑阀托盘漏油进行了清理、收集回收，对机头下部润滑油管路、高压调速油管路、10米层下部压力信号管路的油渍进行了清理，对热控、电气受油渍污染的电缆进行了检查清理，对漏油浸入管道(主要是5米层防火滑阀下部二抽逆止门处管路、主再热蒸汽疏水管路）的保温进行了清理、更换。抽汽为什么要分成几级？都有什么作用？】

三、原因分析

（一）直接原因

机组停运后立即对前箱下部油管路进行检查，检查到主油泵出口法兰（前轴承箱与调速油压母管接口法兰）密封垫在七点钟方向有一宽约15mm的破损缺口，因此，主油泵出口的法兰密封垫在运行中突然破损导致大量压力油外泄，是此次非计划停运的直接原因。

法兰密封垫破坏主要受两个因素影响，一个是密封垫本身因素，另一个是受力因素，而受力因素与管道膨胀、安装工艺（密封垫制作、螺丝紧力及均匀情况、张口情况等）有较大关系。

1.查检修记录及主油泵检修作业指导书档案，该密封垫为年11月份2号机组大修期间由检修人员更换，从铲除旧垫过程可看到油没有浸透密封垫，现场法兰残留旧密封垫可知厚度为2mm。公司两台机组油系统一直都采用耐油纸垫（年公司物资采购记录可证），材料选用符合二十五项反措要求。

2.在机组运行时，主油泵出口法兰密封垫承受内部2MPa高压调速油压作用，外部承受8×M16法兰连接螺栓紧力，并承受高压缸膨胀推力等各种力的因素，下图为现场调速油母管布置情况:从吊架及支撑情况可知调速油母管可前后、左右自由膨胀，因此不存在有额外的膨胀阻力，在拆卸主油泵出口法兰前，检查法兰前后有近0.3mm张口，且存在轻微错位现象，同时，发现各法兰螺栓拆卸力度不均，说明紧固螺栓不够合理。法兰张口、螺栓紧力不均会造成密封垫承压能力明显下降。

3.经核查点检人员作为年主油泵大修主要牵头负责人和质检人员，在编写、审核作业指导书中对油系统密封垫的工艺要求编写不清，要求不明;验收时对密封垫更换质量把关不严;在此后的设备点检、隐患排查等长期检查中未能查明此隐患，尤其在年度3月份2号机组C级检修工作中，未策划对主机油系统法兰密封垫的检查更换。

综上设备点检管理不到位是此次密封垫破损泄漏的主要原因。

（二）间接原因

检修人员对油系统密封垫的检修工艺掌握不足，检修标准不高，检修工作责任心不足，对重点检修部位的检修质量标准不重视，随意性强，检修工艺质量失控是此次事件的次要原因。

四、暴露问题

1.点检人员没有认真吸取集团公司下发年一季度非计划停运事件汇编中类似油系统泄露事件的教训，点检人员对油系统的隐患排查认识不深刻，只简单对油系统密封垫材质核实合格，未能深入逐个排查密封垫的情况。对油系统密封垫更换周期掌握不清、管理要求不到位，对现场隐患排查不到位。在年度3月份2号机组C级检修工作中，未策划对主机油系统法兰密封垫的检查更换。

2.安全生产管理依然存在不严不实不细现象。设备点检对现场设备状况、设备劣化状况分析不到位，设备隐患排查治理台账不清晰，记录痕迹不完善，对机组运行中一些隐性缺陷未能及时查明、策划处理。

3.公司汽机检修规程中关于油系统检修部分没有对油系统法兰密封垫更换周期及检修工艺作出明确规定，对油系统密封垫的使用也没有作出明确规定。标准不清，导致检修人员及设备管理人员实际工作无标准可寻，方向不明，管理模糊混乱。

4.检修人员检修工作标准不高，执行工艺纪律性差，特别是对油系统检修工艺，不够重视，随意性强，检修工艺标准差。

5.此次事件发生，运行人员对油箱油位监控到位，及时发现漏油故障并及时采取有效措施，防范了事故的进一步扩大。公司1、2号机组的主油箱均未按照《防止电力生产事故的二十五项重点要求》第8.4.9款的要求加装三取二方式的主油箱低位跳机保护。目前汽轮机的油位监视只有在-50mm时热工发出软光字牌和硬光字牌的报警设置，运行规程要求当主油箱油位低至-mm时，运行人员采取打闸停机。在以上情况下，机组设备安全运行完全依靠运行人员监控手段，若运行监视失控则极易发生主机断油烧瓦的严峻风险。

经检查主油箱内部油泵安装尺寸，当主油箱油位低于-mm时，油位液面将脱离交流润滑油泵最低吸油口，则主机油系统会发生断油故障,机组存在严重的低油位不跳机而发生机组断油烧瓦的风险。

主油箱油位设置示意图

6.运行人员对异常事件紧急打闸停机的操作敏感性较好，但是在细节操作方面，对紧急停机破坏真空的操作上滞后打闸操作1分33秒，对主机油系统的安全运行造成了一定的隐患。

五、防范措施

1.针对此次事件立即开展举一反三的密封点排查，重点对主机油系统、给水泵组油系统、密封油系统进行隐患排查治理，杜绝类似事件再次发生。

1）结合目前1号机组停备情况立即安排检修对10米层调速系统密封垫检查更换：主油泵进口法兰密封垫、主油泵出口法兰密封垫、中压油动机压力油进油管法兰密封垫、中压油动机OPC脉动油管法兰密封垫、左侧中压自动关闭器进油法兰密封垫、右侧中压自动关闭器进油法兰密封垫、左侧高压自动关闭器安全油信号管接头、滑阀端盖密封垫、右侧高压自动关闭器安全油信号管接头、滑阀端盖密封垫、左侧高压油动机上、下活塞油压信号接头、右侧高压油动机上、下活塞油压信号接头。

2）根据集团公司防止电力生产事故二十五项重点要求，对现场排查到以下隐患，并制定整改计划。

2.安全生产管理上切实做好设备管理严、细、实的精细化管理，从点检和检修两方进一步补充完善油系统密封点台账，细化至每个接头、法兰、密封垫，细化参数信息和检查更换记录。

3.利用目前正在公司修编检修工艺规程机会，在充分调研的基础上，合理制定油系统检修周期，密封垫选用及安装工艺规范。按以下原则进行：油系统密封件在周期6年内完成一轮更换；润滑油系统、密封油系统、给泵油系统密封垫材质选择更换聚四氟乙烯垫，厚度不超过2mm，调速保安系统，尽量使用膨化聚四氟乙烯垫，厚度不超过2mm，对于顶轴油系统，使用紫铜或铝合金密封垫，厚度不超过5mm。对于检修工艺作如下要求：安装密封垫前检查法兰密封面平整，无倾斜，错位现象，垫片制作应与法兰密封面大小相等，安装时垫片处于法兰正中心，不偏斜，检查连接螺丝无咬丝，收紧连接螺丝时两法兰对正，将法兰连接螺丝对称均匀收紧。

4.针对油系统检修的工艺水平差，责任意识不强等薄弱环节，加强检修公司检修工艺培训工作，提高检修人员检修工艺水平，提高责任意识。

5.关于公司1、2号机组的主油箱未按照《防止电力生产事故的二十五项重点要求》第8.4.9款的要求加装三取二方式的主油箱低位跳机保护，目前正就油箱油位低保护跳机的合理定值与哈汽厂家进行沟通，在5月25日前确定主油箱低油位保护的定值并与哈汽厂家沟通确认，后续尽快完成对主油箱合理低油位跳机保护设施加装。

在主油箱低油位保护安装之前，一方面结合本次停机的在-mm时打闸停机的经验，为两机主油箱加装油位-mm时的软光字牌报警信号，提醒运行人员注意油位监视，并作为手动打闸的重要参考信号。另一方面为防止汽轮机油系统出现异常时运行人员出现处置不当，制定《汽轮机油系统异常处置技术措施》，并组织培训，提高运行人员处置油系统异常的技术水平，坚决杜绝主油箱油位低引起的主机断油烧瓦事件。

6.针对此次事件暴露的运行人员应急处置操作的不足，重点做好油系统异常运行的应急处置措施编制，并加强运行操作培训工作，结合此次事件组织开展汽轮机油系统事故应急演练，提高运行人员应急处置的能力。并举一反三的加强其他应急处置事件的培训和演练。

六、责任考核

此次事件是继“1.13”灰斗脱落事故之后，且在3月份机组经过C修后发生的非停事件，为切实转变工作作风，提升生产管理水平，公司从严考核。根据《集团发电企业机组检修、技术改造项目质量事件管理办法》第二章第七条（机组A级检修，修后天内因检修质量发生机组非计划停运），定性为一般质量事件，对相关责任人考核如下：

1.汽机点检员艾某某，对设备作业指导书的编写审核不严、对检修质量把关不严，检修策划安排不到位，隐患排查治理流于形式，对此次事件负主要责任，考核元。

2.汽机调速班徐某作为设备检修的工作负责人，对检修工艺执行标准不高，对此次事件负次要责任，考核0元。

3.检修公司经理助理兼汽机队长谭某某对此次事件负技术责任，考核0元。

4.设备部汽机点检长柏某某对此次事件负技术管理责任，考核0元。

5.设备部刘某某作为分管汽机专业的副主任，对此次事件负有直接管理责任，考核0元。

6.检修公司经理黄某某，对此次事件负管理责任，考核0元。

7.设备部主任胡某某，对此次事件负管理责任，考核0元。

8.公司总工程师邓某某，对此次事件负技术责任，考核0元。

9.公司总工程师张某，对此次事件负领导责任，考核0元。

来源：电力安全生产

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