汽轮机事故与预防之汽轮机烧轴瓦(一)

汽轮机事故与预防之汽轮机烧轴瓦
影响轴承故障的因素很多，如设计结构、安装检修工艺等等。这里主要讲轴瓦烧损事故。多年来，轴瓦烧损事故比较频繁，主要是异常情况下，轴向位移突然超过允许值而烧损工作面或非工作面推力瓦片，和断油烧损承力轴瓦。下面列举几起典型事故案例：（1）1997年某厂一台100MW机组，启动前未投轴向位移保护，启动中在蒸汽减温水量大，且管道积水导致蒸汽带水，汽温急剧下降，主汽管道、主汽门、调节汽门冒白汽，司机跑到集控室向值长请示汇报，控制盘上轴向位移、胀差满表，值长却怀疑热工电源有问题延误停机，结果推力瓦磨损6mm多，机组严重损坏。（2）1985年某厂一台200MW机组大修后进行主汽门、调节汽门严密性试验，由于中压自动主汽门关闭超前于高压自动主汽门，瞬间负面推力增大，轴向位移保护动作不能继续试验，后现场决策人员决定退出轴向位移保护继续试验，结果造成推力瓦非工作面最大磨损2.58mm，已磨损部分瓦胎。再如1993年某厂一台300MW机组，投产时低旁不能联动，一次锅炉事故引起停机后，高旁动作低旁未联动，中压转子推力增大，轴向位移保护动作不能挂闸，值长令热工检查轴向位移保护，热工人员将保护电源断开，失去轴向位移保护，致使推力瓦片磨损约4mm。（3）1994年，某厂一台300MW机组设计时未考虑润滑油泵联动装置，安装中电厂提出后设计代表增加了联动装置，但二次回路设计不合理，调试中未进行实际联动试验，移交生产后也未定期进行实际联动试验，以致在故障停机时，交、直流润滑油泵均未能联动，值班人员也未监视润滑油压并手动开启润滑油泵，致使停机中断油烧瓦。（4）1986年某厂一台200MW机组，在一次事故中因汽封漏汽量大而使主油箱积水结垢严重，主油泵排气阀被堵塞未能排出空气，致主油泵入口存有空气。停机中热工人员未办理工作票即将热工保护总电源开关断开，工作后又忘记合上，启动前运行人员未按规程规定进行低油压交、直流油泵联动试验。机组启动定速后，操作人员未与司机保持联系而并监视润滑油压，就关闭启动油泵出口门，由于主油泵入口存有空气不上油，致使断油烧瓦，汽封被磨平倒伏，部分叶片铆钉头磨损。（5）某厂生产的300MW、125MW机组、200MW机组在用启动油泵开机定速后停启动油泵时，主油泵出口油压突然晃动甚至多次造成润滑油压突然降低、断油烧瓦，其主要原因是主油泵出口逆止门前后管道内积存空气，若积存空气不能排净，就会导致油系统工作不正常。经在逆止门上增设排气孔，并在定速后缓慢关小启动油泵出口门，使启动油泵出口油压低于主油压后再停启动油泵。使这类事故得到控制。（6）某厂生产的200MW带有涡轮泵的组合油箱机组，主油泵与启动油泵特性不匹配，在定速后缓慢关小启动泵出口门至接近关完时，润滑油压突然下降，交、直流油泵虽相继联动起来，甚至把启动油泵再开起来，润滑油压也不能恢复，仅1988年这类机组就发生4台烧轴瓦事故。经分析主要原因有以下几点：1）主油泵的压力和流量均比启动油泵的低，特性不匹配，当并列运行时主要是启动油泵工作，而主油泵处于半工作或不工作状态，当停用启动油泵时，造成主油泵瞬间流量增加，入口压力下降，润滑油向主油泵的补油量突增，加之溢油阀关闭不及时，造成润滑油压突降，甚至导致断油烧瓦。2）涡轮泵出力不足，设计流量小于实际流量，且三油楔轴瓦改椭圆瓦后增大了润滑油耗油量，更加剧了这一矛盾，使油泵在变工况时容易产生气蚀而造成油压突降（矿物油在常温下所含空气6％～12％，而水仅2％，说明油泵比水灰更易产生气蚀）。且涡轮泵在流量减少时，转速将增大，进一步加剧了气蚀。3）交、直流润滑油泵在涡轮泵已产生气蚀的情况下虽联动起来，但因也具备了气蚀条件，启动瞬间流量很大，也产生气蚀而不上油。这些泵都布置在主油箱一侧，相距很近，入口互相干扰也是不上油的因素之一。（7）直流润滑油泵联动装置回路装有交流中间继电器，在厂用电中断情况下，直流润滑油泵不能联动，造成停机中断油烧瓦。对于上述问题，各电厂与制造厂研究从设计上采取改进措施，同时电厂也采取一些临时措施防止这类事故的发生。推力轴承是控制汽轮发电机轴系在允许的轴向范围内转动，一旦轴系推力突然增大，使轴系超过允许范围，若轴向位移保护未动作，则将造成推力瓦片钨金烧损，甚至铜质瓦胎磨损，而导致一系列轴向间隙变化、磨损，造成机组严重损坏。承力轴承是承受轴系的重量在给定的中心线上转动。在轴瓦钨金和轴颈之间靠形成的油膜承受轴系的重量（推力瓦片与推力盘之间也靠油膜承受推力），当一旦断油或缺油时，将形不成油膜，轴系重量压在轴瓦上，轴颈同钨金直接接触，就会产生高温将钨金熔化，轴颈将与瓦胎摩擦。同时机组径向间隙变小，造成径向动静部分严重摩擦，导致机组严重损坏。因此，烧轴瓦事故（不论推力瓦或承力轴瓦）不仅是轴瓦损坏问题，而且可能导致汽轮发电机组动静部分磨损的设备损坏事故。在防止烧轴瓦事故方面应结合设备实际情况和制造厂有关说明，继续贯彻水电部[1963]水电生字287号文版发的《关于防止汽轮机轴瓦损坏的技术措施》。这里强调以下几点：（1）运行中轴瓦钨金温度或回油温度（含推力瓦、密封瓦）达到现场规程规定时，应按规程规定果断停机。（2）涉及润滑油系统的切换操作如切换冷油器、过滤器以及启动定速后停用启动油泵等，均应填用操作票，在班长监护下按操作票顺序缓慢进行操作，操作中应同司机保持密切联系，严密监视润滑油压变化，若润滑油压变化应即停止操作，查明原因后再继续操作。同时操作中必须事先对可能存有空气的设备、部件进行充分排放空气，排净后方可投入润滑油系统。（3）机组启动前应检查试验交、直流润滑油泵工作正常，并投入低油压保护和联动。停机时应有专人监视润滑油压，必要时应手动投入润滑油泵。（4）当发生水冲击、瞬间断油或其他可能引起轴瓦损坏的异常情况后，应查明轴瓦确未损坏以后，才能重新启动机组。（5）直流润滑油泵、直流密封油泵的电源应可靠，其联动装置回路装有交流中间继电器的应改为直流中间继电器，其电源电缆应采取可靠防火措施或采用耐火电缆，以保证失去交流电源或电缆火灾时确保停机时对轴瓦可靠供油。（6）润滑油系统的截门一般应平装，以防门杆断裂时断油，润滑油系统和冷油器冷却水系统的截门宜采用明杆截门（即门杆随截门开启向外伸出），以便于一目了然地知道截门的开、关程度。（7）对于主油泵与启动油泵特性不匹配或运行中润滑油压突变的机组，可与制造厂和同型机组电厂联系采取改进措施，防止断油烧瓦事故的发生。（8）1982年华北局制订的防止烧轴瓦措施中规定，当轴瓦钨金温度和回油温度达到下列数值时应打闸停机：1）任一轴承回油温度超过75℃或突然升到70℃；2）主轴瓦钨金温度超过80℃；3）回油温度升高，轴承内冒烟时；4）润滑油泵启动后，油压低于运行规程允许值时；5）盘式密封瓦回油温度超过80℃，或钨金温度超过95℃时。以上措施规定可供参考。汽轮机超温及温度变化失控进入汽轮机的蒸汽温度超限或变化速度失控，将严重影响汽轮机的安全和寿命，具体分析如下。（1）机组额定汽温及允许最高汽温范围是根据金属材质强度特性确定的，超出允许温度，将明显降低材料的屈服强度，在超温（高于额定温度）下长时间运行能增加发生裂纹的危险。因此，规程对超过额定温度分档次规定了允许时间，并规定达到允许最高温度时应打闸停机，以保证设备的使用寿命。同时还规定建立超温记录簿，对每次超温的最高温度和持续的时间都要记入超温记录簿，作为分析超温情况的依据，并进行必要的考核。但是，一些电厂对超温还没有引起足够的重视，例如某厂装有4台100MW高压机组，80年代初期该厂严重超温，超温记录簿上有一台机5个月内超温50多次，其中一次超温到580℃长达24h（额定汽温535℃），经整顿后，该厂将主汽温度记录表改为圆盘式，每天一张记录纸，使用前先在表纸上划好允许汽温变化范围的上下限，运行精心调整做到温度不超限。据了解，目前有一些电厂对规程关于超温的规定还没有认真执行。再如某厂一台100MW机组，锅炉检修中将甲、乙两侧过热器减温水控制系统按错，启动后一侧过热蒸汽超温，控制加大减温水实际上减小了减温水，另一侧控制关小，实际加大了减温水，致使一侧温度高达600℃，另一侧则降到390℃，现场决策人员认为两根来汽管进入一个自动主汽门后混合起来，可按平均温度（600℃＋390℃＝495℃）对待。这种决策显然是不科学的。其后明确规定对汽温的监控以单管为准，只要其中一根管超标就要按规程规定处理。对于低汽温已在第三节大轴弯曲，第五节汽缸进水等节中讲了，不再重复。（2）从启动到正常运行，机组经历了从冷态或热态逐步增温到满负荷下温度的过程；从满负荷减到空负荷到停止运行，机组又经历了从满负荷下的温度逐步减低到热态或冷态温度过程；在机组正常运行中，这种增温，减温幅度不大，但在大幅度加减负荷以至甩负荷时，机组也将经历大幅度增温和减温（即冷却）的过程。由于汽缸、阀门和大轴表面到中心孔的厚度都很大，在增温和冷却过程中，都存在由于温差引起的热应力，增温的一侧要膨胀，但受部件内部存在温差制约，不能自由膨胀而产生压应力，减温的一侧要收缩，也受温差制约不能自由收缩而产生拉伸应力，如果温度变化率过快，产生的压应力或拉应力使材料表面达到屈服点甚至超过屈服点，则将形成残余变形。随机组起停，加减负荷累积下来，就会使材质表面产生裂纹并不断发展影响机组的使用寿命。一些电厂对温度变化率过快影响机组寿命认识不足，在设备起、停、加减负荷等变工况情况下对温度变化率控制不严格，经常出现温度大幅度直线升、降、例如有的厂吹灰器不能正常投运，过热器积灰结焦影响正常运行，于是在后夜低负荷时采用突然降负荷并使过热器降温掉焦掉灰，这种措施在短时间改善锅炉运行状况也有一些效果，但在这处过程中蒸汽温度呈数十度直线升降，对机炉材质将造成热应力严重超标；再如有的电厂在没有技术措施保证正常的温度变化率的情况下，盲目缩短起停时间未搞速起停等等，这些做法在初期可能看不出影响，但经过一段时间，可能造成汽缺变形、部件裂纹、汽封严重磨损等等而发生事故并影响设备寿命。因此，在控制机组温度变化率方面，应采取以下主要措施：（1）根据制造说明和典型规程的规定，制订机组冷态启动、温态启动、热态启动（300MW机组运行规程规定，高压缺调节级内缺内壁200℃以下为冷态，200～370℃为温态，370℃以上为热态，美国通用公司对冷态规定为150℃以下，温态为150～375℃，热态相同）、滑参数启动、带负荷、停机的依据，严格按曲线规定控制温度变化率。（2）热态启动时，严防低于机组金属湿度的蒸汽进入机内或送入封，并落实各项防止汽缺进水的措施。金属表面聚冷比聚热对寿命的影响更大。（3）在运行中或故障情况下，要尽量避免汽温大幅度变化。（4）快速启、停应有技术措施，并经试验确保温度变化在正常允范围内方可实施。汽轮机承压部件、压力容器爆破汽轮机管道系统承压部件和压力容器爆破也将造成严重后果，如主蒸汽管道，给水管道、高加疏水管道、除氧器等发生爆破，不仅造成设备损坏，而且会造成人身伤害，现将比较典型的事故案例列举如下：（1）90年代初期某厂一台苏制100MW机组运行中发现电动主汽门前主蒸汽管焊口附近漏汽，随即将机组停运后进行检查，发现Ф273mm主蒸汽管道与电动主汽门的焊缝已有1／4圆周裂透。割管检查发现主蒸管道使用是Ф273mm×30mm的厚壁管，而电动主汽门接口处壁厚仅20mm，且外径略大于273mm，施工安装时将主蒸汽管内壁作了斜坡扩孔，对接处壁厚约18mm。投产后也未检查过该焊缝的情况，致长期运行中受管道力矩和热应力等影响产生裂纹。另一根主蒸汽管也已产生裂纹。由于发现后及时停机检查，才未酿成毁灭性灾害。（2）1987年某厂300MW机组中甲侧主汽管上的大旁路铸钢三通与管道焊口运行中突然断开，最大水平位位移1.2m，并引起另一Ф33mm×16mm管道折断，汽水灰尘进入发电机小间造成发电机出口短路，厂房也局部损坏，造成这次事故的主要原因是三通外径380mm，管口外径353mm，对接焊口时三通管外壁未削坡（15℃），有陡的台阶，断口尚铸钢侧熔合线断开，熔合金属均在管道一侧。事故前累计运行7.26万h，事故后检查其他机组,也有类似裂纹缺陷。（3）文革时期某厂搞“改革”，养活了高加法兰螺栓条数，并将法兰接合面外侧焊在一起，投运后从法兰处爆开，汽水喷出造成附近一值班人员死亡。此外，高加疏水管弯头冲刷减薄爆破造成人员伤亡事故曾多次发生。（4）1981年某厂苏制200MW机组除氧器运行中，由于机组早已满负荷运行，但未按规程规定在带负荷150MW以上将除氧器汽源由Ⅱ段抽汽改为Ⅲ段抽汽供气，加之，除氧器压力高速门不起作用，安全门排放量不足且性能不良，保护装置不完善，致使除氧器严重超压爆破，爆破产生的巨大冲击力将其下部各层的预制板包括集控室上下的预制板全部压到下部电缆夹层，造成值班人员9人死亡1人重伤；其横向冲击力还造成除氧间、厂房A列部分土建结构严重损坏，同时汽轮机、发电机、主变压器也遭到不同程度的损坏，教训极为沉痛。

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