汽轮发电机瓦及轴颈损伤事故分析和处理

（中机国能电力工程有限公司，上海 200061）

0 引言

某100 MW燃气-蒸汽联合循环电厂项目的机组容量为3×42 MW发电机组，2台燃气轮发电机组、2台余热锅炉和1台蒸汽轮发电机组组成一套“2+2+1”建制的联合循环发电机组。2014年4月4日，按照计划及项目部总体安排，汽机整组启动开始，于 10：40、12：01、13：56进行3次冲转，分别因不同原因打闸，最高转速为804 r/min（第三次），详见后续说明。在第三次冲转过程中，发现#4瓦有明显异音，且轴瓦温度异常，遂立即打闸。当日晚间安装单位将#4瓦打开，发现轴瓦已按转子旋转方向脱离工作位，定位销被切断，偏离约50°，轴瓦被卡死在轴承座内；4月5日凌晨1点拆除轴瓦，检查发现轴颈有严重擦痕，轴瓦巴氏合金严重损伤。4月6日～4月8日又先后打开#3、#2、#1瓦进行检查，发现三个瓦均有轻微损伤，轴颈也有轻微损伤，3个轴承箱内及下瓦顶轴油囊均发现有黑色坚硬颗粒物。

1 事故经过及检查情况

1.1 启机情况

4月4日10：40，汽机进行首次冲转，#1顶轴油泵运行，主汽压力 2.3 MPa，主汽温度 353.62℃，真空-62 kPa，转速166 r/min，发现调门异音，立即打闸停机。分析认为：调阀的预启阀开度小、忽开忽关，是造成声音异常的主要原因。决定第二次开机降低主汽压力。

12：01汽机第二次冲转，主汽压力1.9 MPa，主汽温度358.73℃，真空-79 kPa，未发现调阀的异常声音，转速294 r/min，发现励磁机汽端密封处异音，#4瓦顶轴油压力表有摆动现象，立即打闸停机，停机检查4#轴承回油窗回油完全正常，但是发现励磁机汽端密封盖与转子有碰磨现象。因此，对密封盖进行打磨处理。

13：56汽机第三次冲转，主汽压力1.84 MPa，主汽温度362℃，真空-60 kPa，汽机冲转。冲转过程中，现场调试人员汇报：4#瓦处碰撞声巨大、顶轴油压力表剧烈摆动、润滑油回油流量小。14：02立即打闸停机，最高转速804 r/min，停机后检查4#瓦金属温度最大为68℃，停机后立即投入盘车，发现 4#顶轴油压在12 MPa～14 MPa之间波动。

约16：00，#4瓦顶轴油管垫子冲破，更换垫子后启动#2顶轴油泵，母管压力低至4.6 MPa，#4瓦处转子有明显跳动情况，当时高压内缸壁温为 135℃，低于150℃的允许停机温度，且#4瓦回油观察孔已发现巴氏合金碎屑，决定停盘车。

1.2 轴瓦检查情况

4月4日晚上打开#4瓦检查，轴瓦已按转子旋转方向脱离工作位，定位销被切断，偏离约50°，轴瓦被卡死在轴承座内；4月5日上午拆除轴瓦，检查发现轴颈有严重擦痕，轴瓦巴氏合金严重损伤，并可明显看到轴瓦励端磨损严重（约2 mm）、汽端磨损较少。对轴瓦进行紧力复测，紧力为0.03 mm。

4月6日打开#3瓦检查，轴颈轻微损伤，轴瓦有一道轻微划痕，顶轴油孔有细小的坚硬杂物，对轴瓦进行紧力复测，紧力为0.05 mm。

4月7日打开#2瓦检查，轴颈轻微损伤，轴瓦有一道约1 mm划痕，轴承箱及顶轴油孔内有部分杂物，对轴瓦进行紧力复测，紧力为0.04 mm。

4月8日打开#1瓦检查，#1瓦上瓦也有轻微擦痕，#1瓦枕内部有较多硬质异物，推力瓦接触面有擦痕，轴承箱内也有很多异物，对轴瓦进行紧力复测，紧力为0.05 mm。

1.3 油系统安装、调试及检查情况

润滑油系统安装于1月份结束，2014年1月24日开始油循环，2月16日取样化验合格，3月1日油循环结束，翻瓦检查清理并安装TSI探头。

顶轴油系统由某汽机厂配套设计供货，油泵经口取自润滑油进油母管，进出口未设计过滤器、出口未设止回阀。顶轴油泵于2月初进行试运，#2顶轴油泵试运正常，#1顶轴油泵试运时振动明显、噪音大、出口压力低。后经厂家协调重新发了一台新泵，新泵于4月3日到场并在当日安装完毕。当日对该泵进行试运，第一次启动时，噪音、振动异常，立即停泵；第二次启动后 2 min内仍有异响，随后振动、声音、压力均正常。

4月11日将主油箱内润滑油倒至临时油桶。4月12日施工单位对主油箱内部进行检查，监理见证，未发现杂质。4月13日，施工单位自行拆除润滑油过滤器滤芯进行检查，未发现明显颗粒状杂质。

4月9日对已拆卸的#1顶轴油泵进行解体检查，发现转子镀铜层局部脱落，脱落部分在泵体内找到；4月16日，对#2顶轴油泵进行解体检查，油泵各部件完好无损伤，但调解活塞行程的斜板基本处于水平状态，即泵出力已在最小状态。

据现场了解，#1、#2瓦润滑油节流孔板安装于瓦枕处（孔径不明）；#3、#4瓦润滑油节流孔板安装于轴承箱进油口（孔径18 mm）。

2 事故原因分析

2.1 现场表征分析

造成事故的直接原因是坚硬颗粒状杂物通过顶轴油、润滑油进入轴瓦，引起轴瓦和轴颈摩擦，损伤轴瓦及轴颈，产生摩擦力而剪断定位销，进而带动轴瓦移位，导致润滑油孔堵塞，造成润滑油断油，加剧轴瓦、轴颈磨损[1-2]。具体情况见图1～图6。

图1 #4瓦轴颈损伤情况

图3 #4瓦剪断的定位销

图4 #4顶轴油泵损坏情况

图5 #1顶轴油泵脱落的铜部件

图6 #1、#2为粘在#4轴颈上的金属颗粒，#3为事故后#4瓦上取下的巴氏合金

各轴瓦解体检查均发现顶轴油囊有颗粒物，瓦轴颈在轴瓦轴向全位置范围内损伤。

2.2 微机事件报文分析

以4月4日事故过程和图7所示后台冲转趋势曲线可以看出：事故汽轮机转速、轴承金属及回油温度、轴承瓦振、主汽压力、高压主汽母管温度冲转的趋势为升速曲线。结合图8所示冲转趋势曲线也可以看出：事故汽轮机顶轴油泵出口压力、排气压力、低压缸排气压力温度和油压都出现异常现象。

图7 冲转趋势曲线1

图8 冲转趋势曲线2

3 事故处理方案

1）拆除励磁机、#4轴承箱、发电机励端小端盖，在靠近发电机定子励端处将转子可靠支撑，用胶合板将发电机励端小端盖临时封闭，防止轴颈加工时损伤叶片、线圈或异物进入发电机内部。

2）联系厂家车削及抛光，车削量需保证轴颈直径大于强度极限φ295 mm，车削过程中每车削0.5 mm左右复测一次工装与转子的同心度，每次进刀量控制在0.2 mm左右，最后一刀进刀量不得大于0.05 mm。

3）某汽机厂负责立即联系按瓦坯内径302 mm、巴氏合金内径295 mm预加工2副轴瓦，在厂家现场加工结束取得最终轴颈测量数据后，按最终轴颈尺寸完成轴瓦加工，及时发运到现场。

4）轴瓦到场后进行复装，装子重新找正，测量轴承各间隙、紧力是否符合制造厂及规范要求，严格按DL 5190.3-2012《电力建设施工技术规范 第3部分：汽轮发电机组》及DLT 5210.3-2009《电力建设施工质量验收及评价规程 第3部分：汽轮发电机组》的相关要求复测转子中心、转子瓢偏、转子扬度、励磁中心、推力间隙和各轴承安装数据等关键数据，形成技术记录并经总包单位、监理签字确认。

5）发电机定子端盖密封前应对发电机内部进行联合检查，办理隐蔽工程签证，对转子、定子绝缘进行测量。

6）将所有碳钢阀门更换为不锈钢阀门，检查所有油系统阀门阀杆是否按电力行业标准水平或向下安装，不符合的应进行调整。重新对润滑油系统进行油循环，冲洗过程中应使用木榔头或橡胶榔头对管道进行敲打，清除死角杂质，冲洗时润滑油温应控制在45℃～55℃，油样取点应位于油箱底部。

7）冲洗结束后翻瓦检查时检查确认各轴承节流孔板孔径，轴承复装后，对各轴承润滑油流量分配进行检查，如流量不均匀应对节流孔板进行调整。

8）对顶轴油系统进行改造，每台油泵出口增加止回阀，出口母管增加过压阀，改造结束后拆除各轴承顶轴油软管，对顶轴油系统进行冲洗。

9）对其它系统进行仔细检查，确保下次开机顺利进行[3-5]。

4 结论

根据本文提出的系列损伤事故处理方案和整改方案，某100 MW燃气-蒸汽联合循环电厂项目的汽机故障得到了最优化解决。电厂运行至今，汽轮发电机瓦及轴颈没有出现异常情况，汽轮发电机可靠性与安全性没有改变，由此说明本文的事故处理方案可行。

[1] 李占宝, 周长华, 王峰, 等.大型发电机出口断路器事故分析和处理[J].电力建设, 2013, 34(7)：95-99.

[2] 莫乾凯, 陈瑞龙.给水泵电机烧瓦事故分析及防范措施[J].电力安全技术, 2004, 6(4)： 25.

[3] 徐熙瑾, 张宝.给水泵汽轮机调门LVDT脱落造成的事故分析[J].汽轮机技术, 2006, 48(3)： 221-223.

[4] 刘常碧.某电厂给水泵切换导致锅炉MFT事故分析[J].青海电力, 2009, 28(2)： 43-44.

[5] 周正梅.一起发电机短路事故分析[J].电力安全技术, 2005, 7(1)： 26.