下载北极星学社太原第一热电厂1999年11号300MW机组发生 断油烧瓦事故 1999年12月4日清晨，山西省太原第一热电厂11号300MW机组发生断油烧瓦事故。初步了解，事故造成发电机两侧轴瓦 (#6、 #7)乌金烧损，发电机转子下沉2-3mm，油挡磨损,其它受损情况尚需进一步解体调查．事故的初步情况如下： 一、事故前运行方式 11号机纽带有功负荷211MW，主汽流量789t／h，主汽压力1 3．37Mpa，主汽温度537℃，再热器温度537℃，主油泵运行，由#2射油器供润滑油(压力187Kpa，温度40℃)，主油箱油位42cm／32cm； 高压启动油泵、交流、直流润滑油备用， #1抗燃油泵运行， #2抗燃油泵备用，抗燃油压力4．1 3Mpa，机组运行正常。 二、事故经过 12月4日5时50分值班员巡检中发现#11机左侧高压主汽阀油动机控制滑阀下部法兰垫呲开，大量油气喷到主蒸汽管道上引起冒烟，遂立即报告单元长和司机。5时56分由于主汽门信号电缆烧坏。主控误发“右高压主汽门关闭”和“左中压汽门关闭”的信号， #ll炉灭火； 司机在主控室打闸未掉机，并启动交流润滑油泵，润滑油压由187kpa升到192kpa，通知巡检员就地打闸，5时57分机头打闸，主控发“电磁遮断阀动作”信号，5时58分电气值班员检查有功负荷到零，断开发电机20l开关解列， 司机停止#1、 #2抗燃油泵运行，转速开始下降，当转速下降到25 30—1987r／min过程中，主控室相继发出“润滑油压低1值”(68Kpa)、“润滑油压低2值”(49Kpa)、“润滑油压低3值”(29Kpa)信号，并联动直流润滑油泵，机组轴系振动增大，瓦温升高超限(#4、#5振动超过172μm，#5、#6、#7瓦温超过100℃)，开真空破坏门破坏真空。转速下降到1 756r／min时，“润滑油压低3值”、“润滑油压低2值”、“润滑油压低l值”信号恢复正常，润滑油压回升至234kpa，机组轴系振动开始减小、瓦温下降恢复。 6时09分转速降到0，润滑油压234kpa，司机停止直流润滑油泵，消防队开始灭火。 汽轮机转子惰走时间为10分43秒(正常为41分左右)，期间润滑油压低于29kpa以下时间为31秒。 6时12分启动盘车，机械重带不动，随即组织人力盘车。 三、事故原因的初步分析 汽轮机左侧高压主汽阀油动机控制滑阀下部为平法兰，法兰垫为耐油石棉垫，外经250mm， 内径160mm，厚度2mm，上下涂有密封胶，法兰共有8条直径16mm的栽丝，在一栽丝穿孔处呲口，抗燃油由此喷出，引起冒烟、着火。 初步分析发生断油烧瓦的原因是： 汽轮机打闸、发电机解列，在转速下降的过程中，主油泵不参加工作后， #2射油器出口逆止门未关，交流油泵供出的油通过#2射油器出口逆止门及#2射油器返回主油箱，造成润滑油压下降到29kpa以下，机组发生断油烧瓦，直流油泵联动后，在供油量剧增的情况下，#2射油器出口逆止门关闭，油压很快恢复正常。事故的根本原因还在继续调查分析中． 此次事故是今年以来国家电力公司系统内发生的又一次发电机组烧瓦事故，各网省公司、发电企业要针对这两起事故全面、严格检查运行的发电设备存在的问题，并立即进行整改，加强发电设备的管理，认真落实原能源部颁发的二十项反事故措施，搞好危险点因素分析和预测工作，事先制定控制事故的预防措施， 出现异常情况时，能够及时、准确进行处理，避免事态恶化导致事故的发生．要高度重视防止高压油系统的泄漏和由此引起着火的措施，对油系统的连接部位要加强检查、维护，对薄弱环节要进行特殊、有效的处理。各单位要结合《贯彻国务院安全生产电视电话会议的精神确保澳门回归期间可靠供电的紧急通知》的要求，发扬严、细、实的工作作风，严格执行安全生产的各项规章制度，做好今年的安全工作。
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1999年8月19日，阜新发电有限责任公司发生一起200MW汽轮机轴系损坏事故，造成了上千万元的经济损失。事故发生后，国家电力公司受国家经贸委的委托成立了事故调查组，开展了事故调查工作，已查明事故原因.这起事故的损失是惨重的，教训是深刻的。事故中暴露出的问题，如制定的反事故技术措施不能得到落实等，值得各单位认真反思。现将有关情况通报，请各有关单位吸取教训，举一反三，落实通报中的各项防范措施，防止类似事故重复发生。</br> 一、事故机组概况</br> 阜新电厂01号汽轮机CCl140／N200一12.7／535／535型超高压一次中间再热两段抽汽凝汽式机组，由哈尔滨汽轮机厂制造，出厂日期96年，出厂编号72N9；发电机型号．QFSN一200—2，出厂编号3—60237，出厂日期为95年10月，由哈尔滨电机厂制造；锅炉型号为HG一670／13．7一YMl6，出厂编号2339，出厂日期1995年3月，由哈尔滨锅炉厂制造。</br> 该机组1996年3月安装，96年11月2日首次并网发电，同年12月18日正式移交生产；到8月19日事故时止，累计运行15151小时，发电量27．06亿千瓦时。</br> 二、事故经过</br> 99年8月19日0时20分，运行五值接班，机组负荷为155MW运行；零时30分，值长令加负荷到165MW；1时整，值长令加负荷到170MW，主蒸汽压力为12．6Mpa，主蒸汽温度535℃，蒸汽流量536．9吨／时。</br> 47分30秒，“高、中压主汽门关闭”、“抽汽逆止门关闭“光字牌报警，监盘司机喊“机跳了”。47分32秒，交流、直流润滑油泵联动良好。47分37秒，发电机出口开关5532跳闸，有功负荷到“0”，6KV厂用电备用电源联动成功。</br> 值长来电话向单元长询问情况，单元长告：“01号机、发电机跳闸”。值长当即告：“立即查明保护动作情况，对设备详细检查；有问题向我汇报“。单元长令：“汽机、电气人员检查保护及设备情况。”司机助手到保护盘检查本特利保护，回来后向单元长汇报：“没有发现异常。”汽机班长检查完设备汇报单元长说：“设备检查没问题。”电气班长确认后汇报：“发电机跳，6KV厂用正常联动备用电源，电气保护无动作，只有‘热工保护动作’光字牌来信号。”</br> 单元长向值长汇报：“检查保护和设备都没发现问题。”值长告：“如无异常，可以恢复。”随即单元长告汽机班长：“汽机挂闸，保持机3000转／分。”汽机班长到就地机头处操作，手摇同步器由30mm退至到“0’’位，同时令司机助手去检查设备情况，助手回来后汇报：“机组检查正常，主轴在转动中。”这时班长操作同步器增加行程时发现高、中压主汽门未开，告助手去复归“热工保护动作自保持复归按钮”，当检查就地压力表立盘时发现调速油压很低，对从控制室返回来的助手说：“把调速油泵转起来。”</br> 调速油压恢复后，汽机班长到机头再次挂闸，逐步增加同步器行程，高、中压主汽门开启，行程达8mm时回到主控制室，准备用电调升速，设定目标转速3000r／min，升速率为300r／min／min，按进行键，此时转速实际值未能跟踪目标值，同时“高、中压主汽门关闭”信号光字牌亮，汽机班长根据经验分析认为电调不正常，向单元长汇报，并请示切液调运行，单元长同意。</br> 汽机班长到机头处将同步器退到“0“位，通知司机将电调切为液调运行，挂闸后同步器行程为8mm时，高压主汽门已开启，达11 mm时，转速表显示100r／min左右。1时56分30秒，当准备检查调速汽门开度时，听到主汽门关闭声，同时一声巨响，发电机后部着火，机组严重损坏。</br> 三、设备损坏情况</br> 1、轴系</br> 1)轴系断为11段，10个断裂面，其中5处为轴断裂，4处为对轮螺栓断裂，l处为齿型联轴器失效。</br> 2)中压转子电侧轴端在轴封。R角处断裂，断轴长约1.8m，飞出距离llm。</br> 3)低压转子机侧轴端在轴颈与油挡过渡处断裂，断轴长约lm。发电机机侧轴端在轴颈处断裂，断轴长约1．5m。飞落约35m远。</br> 4)中、低压转子半挠性波纹联轴器两端断裂并成碎块。 </br> 5)主油泵与主轴间齿型联轴器内、外齿损坏失效脱开。</br>6)低压转子与发电机间、发电机与励磁机间对轮螺栓断裂。</br>2、轴瓦</br> 1)、3、4瓦瓦体、瓦盖打坏，轴承箱上部破裂移位。</br> 2)、5、6瓦瓦体、瓦盖，轴承箱全部损坏。</br> 3)、6、7瓦全部破裂、移动。</br> 4)励磁机前瓦损坏，后瓦瓦盖损坏，瓦体损坏。</br> 3、隔板、叶轮及叶片</br> 1）、高压缸叶顶汽封磨损，隔板和轴端汽封严重磨损。</br> 2)中压缸第21级叶片复环局部脱落，第22级全级叶片叶顶磨损约10mm。</br> 3)低压缸转子27级叶片距叶顶断掉约200mm，32级叶片有27片距叶型底部15mm处断。</br> 4、主、辅设备</br> 1)、高、中缸猫爪横销翘起，立销不同程度损坏，缸体位移。</br> 2)、低压缸逆流侧上缸左侧破裂为100X300mm的孔洞，排汽缸上缸右侧破裂约为300X 700mm的孔洞，下缸右侧中分面下部破裂约为1000X1000mm孔洞。</br> 3)、低压缸顺流侧下缸左侧破裂约为150X300mm孔洞。</br> 4)、发电机定子底部局部扫膛，转子槽楔全部磨损，发电机励侧上端盖破损。</br> 5)、中、低压缸导汽管机侧左部被击穿约300X1000mm的孔洞，中部右侧断裂约1000mm，电侧左部被击穿约为300X1000mm的孔洞。</br> 6)、盘车装置损坏，定子线圈飞出A排墙外，齿形圈飞出约25m。</br> 7)、中压调速汽门操纵座折断倾倒。</br> 设备损坏的经济损失超过千万元。</br> 四、事故原因分析</br> 1、齿型联轴器失效是事故的起因。</br> 齿型联轴器由左、右外齿轴套和左、右内齿套筒构成。</br> 事故机组在98年乓月25日进行第一次大修，发现主油泵齿型联轴器外齿的齿宽磨损严重，对齿型联轴器进行了更换。</br> 根据中国科学院金属研究所对事故齿型联轴器材质的检测：左、右内齿和左外齿材料为38CrMoAI，基体热处理和表面渗氮处理均不合格，齿表面渗氮缺陷严重超标；右外齿错用材料为32Cr3MoV，使右内、外齿材料不相匹配，是齿型联轴器低寿命失效的主要原因，结构设计造成的润滑不良，加速了齿型联轴器的低寿命失效。此外，齿型联轴器装配的实际尺寸与图纸有偏差，可能使内外齿更易磨损。</br> 齿型联轴器的失效，在运行中造成主油泵小轴与汽轮机主轴脱开，主油泵停止工作、转速失去监测、调节系统失控。</br> 2、几种因素偶合的特殊工况致使低压缸铸铁隔板在压力波冲击作用下碎裂是轴系损坏的主要原因。</br> 由于主油泵不能工作，调速油压低、中压主汽门前压力高、转速失去监测、调节系统失控等条件的偶合，导致机组起动时中压汽门迟后于高压汽门而突然全开的特殊工况。根据清华大学应用振荡流体力学原理的计算结果：在中、低压缸瞬时进入300t／h一600t／h蒸汽所产生的压力波冲击下，低压各级隔板级间最大压差均为设计压差的10倍以上。</br> 通过对低压铸铁隔板破坏性试验结果表明，导叶屈服时的加载力约为设计压差的6．5倍；隔板损坏时的加载力约为设计压差的10倍；试验与计算结果相一致。</br> 因此，低压缸铸铁隔板的碎裂损坏，使静、动部件严重碰磨，机组发生强烈振动，是转子断裂、轴系破坏的主要原因。</br> 3、运行人员缺乏正确的判断能力，是偶发中压缸瞬时进入大量蒸汽特殊工况的主要原因之一。</br>齿型联轴器的失效，导致转速失去监测、调节系统失控，中压缸瞬时进入大量蒸汽特殊工况，这种情况在国内从未发生过，现场运行人员对此缺乏正确的判断能力，对转速表的异常指示没能做出全面的综合分析,运行人员认为“无异常”，仍按正常操作程序进行起动，是发生中、低压缸瞬时进入大量蒸汽特殊工况的条件之一。</br> 五、事故性质和责任分析</br> 1、齿型联轴器的失效是事故的起因。 由于齿型联轴器质量低劣，材料处理工艺不合格及错用，导致齿牙严重磨损、折断、变形损伤.造成齿型联轴器低寿命失效；使主油泵轴与汽轮机主轴脱开，导致发电机跳闸、机组甩负荷转速失去监测、调节系统失控。因而制造厂家哈尔滨市汽轮机辅机工业公司对此负主要责任。</br> 2、阜新发电有限责任公司对齿型联轴器的失效，导致转速失去监测、调节系统失控未能做出正确判断，对机组的再次启动应负直接责任。阜新发电有限责任公司，厂、分厂、生技处、安监处、值长组等相关领导应负领导责任；当班值长、单元长、汽札班长、汽机司机对机组启动应分别负指挥，操作的直接责任。</br> 3、设计、制造、运行单位对这种特殊工况的产生条件研究不够，未能在现有技术水平上加以避免，从而发生隔板损坏、进而导致轴系破坏的严重后果，应承担一定的责任。</br> 事故性质：阜新发电有限公司8．19轴系损坏事故是一起由设备质量、技术等综合原因偶合引发的重大责任事故。</br> 六、暴露问题</br> 1、通过实际测量、解剖检查等表明，低压缸隔板大部分导叶插入深度不够或浇铸接合不好，尤为突出的是浇铸的静叶销钉充满度不好，降低了导叶与隔板和外环的连接强度，在事故中使导叶从叶根或叶顶处拔出、脱落。</br> 2、中压转子表面存在加工缺陷和早期裂纹，导致应力集中，材料的抗疲劳能力及寿命大幅度降低，在机组异常工况下极易损坏，是事故的隐患。</br> 3、汽机运行规程不严密。对齿形联轴器损坏脱开，导致转速失去监测、调节系统失控，从现象到判断处理，没有明确规定，使运行人员只能凭个人分析去处理。</br> 4、培训工作不扎实，没有突出岗位培训的特点，缺乏相应的专业技术内容。造成运行人员经验不足，在紧急故障情况下应变能力差，综合分析、判断能力不够。</br> 七、防范措施</br> 1、齿型联轴器是汽轮机极为重要的部套，其磨损现象在国内较为普遍，对其设计、制造质量．必须高度重视。要认真总结设计中的问题，严格控制制造、加工质量；应有防止内齿套筒相对位移过大的措施、进一步改善齿的润滑状况；严禁错用材料、严格规范材料的处理工艺。确保齿型联轴器使用的安全性、可靠性。</br>2、加强备品配件的质量管理工作。按标准认真检验各项指标，严把备品配件及设备质量关，防止不合格的备品备件进厂，进而保证备品备件的安全可靠性。</br> 3、铸铁隔板在国产200MW机组上被广走使用，其制造、加工工艺要求较高，尤其是导叶的插入深度、浇铸结合的程度以及设计的型线等，一般较难控制，在正常运行中虽未发生过大的问题，但在异常工况下容易损坏，为提高运行的安全性和经济性，建议制造厂在新造机组时考虑将铸铁隔板改为焊接隔板，以提高抗冲击能力。</br> 4、加强技术培训、提高人员素质。人员素质与生产和技术的发展水平不相适应是普遍现象，尤其是青工较多、经验不足的现状。要加强人员的岗位技术培训，建立严格的技术考核制度，提高运行人员对一般事故和特殊事故的判断、应变能力和水平。</br> 5、加强技术管理、杜绝事故隐患</br> 设备的健康水平是保证机组安全运行的先决条件，无论大小缺陷均要查明原因、及时消除，决不可放过。要对200MW机组的齿形联轴器进行一次全面的检查，发现问题及时处理。按规定认真完成金属监督要求，对汽轮发电机转子进行金属检查。</br> 6、完善运行规程</br> 对现有200MW机组的运行、检修规程进行全面的审查，结合设备、系统的实际情况加以充实完善。如主油泵标高、低油压保护联动值、再热器压力的控制要求等，应进行深入研究，纳入规程。要针对电、液并存调节系统易发生的故障，编进运行规程的事故处理章节，以使运行、检修人员操作有章法、判断有依据。</br> 7、就地增设在主轴侧取信号源的转速表，便于运行人员在冲转升速及事故处理过程的对照和分析。 展开
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今天真高兴，安装了CAJViewer5.0_OCR_Build_3803和leapftp,老运行老兄的通报和ftp都打开，联上了，谢谢楼上各位老兄的指点和辛劳，咱们的大家庭真温馨！ 展开
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张家口发电厂 2号汽轮机保安器短轴断裂事故分析</br>郭小玲 ,王 礼 ,邓贤东</br>(张家口发电厂 ,河北张家口 075133)</br>收稿日期 : 2002 09 07;修订日期 : 2003 01 30</br>(英文摘要此处略)</br>摘要 :介绍了张家口发电厂 2号汽轮机在 2001年 4月大修后连续发生两次危急保安器短轴断裂事故。并就此进行原因分析 ,提出了相关的防范措施。</br>关键词 :危急保安器 ;短轴 ;断裂</br>中图分类号 :ＴＫ264 2+3 文献标识码 :Ｂ</br></br>张家口发电厂 2号机组为东方汽轮机厂生产的Ｎ3 00-16 7(170)/537/537型 300ＭＷ亚临界、中间再热、三缸两排汽、凝汽式 (分缸)汽轮机 ,于 19 9 2年 5月 18日投产发电 ,累计运行发电量 1319 2070ＭＷ·ｈ,期间进行了 3次大修 ,7次小修。2号汽轮机的危急保安器为双撞击子相差 180°反向配置。主油泵为单级双吸卧式离心泵 ,安装在汽轮机前轴承箱内 ,通过主油泵联轴器和汽轮机主轴相连 ,主轴直接驱动。主要用途是为汽轮发电机组在正常运行时提供调节保安用油、射油器用动力油。主油泵与保安器短轴为单齿面连接 ,即联轴器对轮相对于保安器短轴无相对运动 ,属刚性连接。2号机组自投产以来 ,一直存在高中压汽缸膨胀不畅、汽缸结合面和轴端汽封漏汽、轴系振动大、汽缸跑偏等问题。2001年 2月 14日 ,2号机组进行大修 ,主要进行的改造有 :高、中压外缸机加工修复、部分结构改造 ;对高、中压汽封系统改造 ;2号、3号轴承箱更换为加强型箱体 ;轴承箱下滑块更换为膨胀石磨自润滑滑块 ;高、中压转子全速动平衡 ;阀门、管道系统改造等。通过 75天的大修 ,彻底消除了机组的膨胀不畅现象 ,轴封漏汽得到了根治 ,汽缸跑偏现象消失 ,轴系振动水平优良 ,机组各种运行工况基本达到了设计要求。但 2号机组在大修后连续 2次发生了危急保安器短轴断裂事故。</br>1 事故经过</br>2001年 4月 25日 ,2号机组大修结束后首次冲车 ,16:10定速在 3000ｒ/ｍｉｎ,按照运行规程要求进行机组的各项试验。26日 13:29并网发电 ,负荷最高升至 80ＭＷ ;22:40机组进行了一次甩负荷(10ＭＷ )检查动态飞升试验 ,最高转速 3014ｒ/ｍｉｎ;然后又连续进行了 5次超速试验。试验合格后 ,27日 03:27发电机再次并网发电 ,03:55主控室光字牌发“高中压主汽门关闭”及“1号撞击子击出”光字 ,转速表指示为零 ,发电机未解列。运行人员紧急进行了开启高压启动油泵、挂闸开主汽门操作 ,机组转速稳定后检查无异常 ,停高压启动油泵 ,此时主汽门又发生关闭现象 ,立即再次开启高压启动油泵 ,负荷升至 10ＭＷ。在整个操作过程中 ,转速信号取自辅助励磁机外部轴颈处的探测信号 ,该装置是本次机组大修时为防止汽轮机超速事故设置的。27日04:30检查确认保安器短轴自 1号、 2号保安器中间的细轴处断开 (如图 1所示 ),与其相连的主油泵停止工作 ,转速表指示为零。 07:02汽轮机打闸 ,发电机程序逆功率动作掉闸。该保安器短轴自机组投产累计运行时间约为 54000ｈ。</br>图 1 危急保安器断裂部位示意图</br>更换新的保安器短轴后 ,4月 29日 01:00挂闸冲车 ,01:15定速在 3000ｒ/ｍｉｎ;02:23进行机组超速试验 ,由于飞锤击出转速不合格需要调整而打闸 ,锅炉灭火。其间对撞击子进行了动作转速值整定 ;08:05机组定速在 3000ｒ/ｍｉｎ,进行超速试验合格 ,09 :42发电机并网。负荷逐渐升至 300ＭＷ后正常运行。5月 2日 06:17,机组带负荷 150ＭＷ ,控制室</br>立盘报“主汽门关闭”光字、“1号危急保安器滑阀落下”光字 ,负荷为零。锅炉ＭＦＴ动作 ,主油泵出口压力、转速表指示为零 ,06:29解列发电机。检查发现 ,新的危急保安器短轴也从 1号、 2号保安器之间的细轴处断开 ,其表露形式与第 1次完全相同。新的保安器短轴运行时数为 71ｈ。经过再次抢修 ,5月 19日 07:14,2号发电机组重新并网发电。</br>2 事故后采取的措施</br>(1 )第 1次短轴断裂事故后 ,未意识到检修安装及设备自身存在的问题 ,只是更换了新的保安器短轴。由于新保安器短轴端面与汽轮机转子相连接部位的止口尺寸不符 (原短轴端面止口直径为150 04ｍｍ ,新短轴端面的止口直径为175 06ｍｍ ),又经车削加工后与主轴相连。机组再次启动 ,运行 71ｈ后第 2次发生断裂事故。</br>(2)第 2次保安器短轴断裂后 ,更换了端面尺寸相符的新保安器短轴 ,并将主油泵转子由刚性轴改为减振性能较好的挠性轴 (该转子是在本次机组大修时进行的改造 ,原主油泵转子就是挠性转子 ,即大轴为空心 ,内插小轴为实心刚性),主油泵前边的80ｍｍ轴瓦恢复为原105ｍｍ轴瓦 ,主油泵上的零部件也恢复了大修改造前的状况 ,其它零部件未改动。</br>(3)将主油泵轴与保安器短轴之间的联轴器改为双面齿轮结构型式。</br>(4)将两个断开的危急保安器短轴进行材料分析测试。</br>3 原因分析</br>第 1次危急保安器短轴断裂以后 ,在仅更换了保安器短轴而未更换联轴器等零部件的情况下 ,机组再次启动。第 2次危急保安器短轴断裂以后 ,有关技术人员对可能造成短轴断裂的各种原因进行了分析。</br>3 1 联轴器的结构问题</br>由东方汽轮机厂设计制造的该类型保安器短轴与主油泵转子相连接的端面联轴盘为刚性轮 ,即单齿面连接 ,与保安器短轴相连接的一半联轴器无内齿套 ,而与主油泵轴相连接的一半则有内齿套。机组运行时 ,内齿套式联轴器在轴向位置不做滑动 ,只能随着主机转子的轴向伸缩而移动 ,通过固定于主油泵转子端部的外齿轮向主油泵转子传递扭矩 ,以提供调速系统所需要的压力油 ,没有与主机转子及主油泵转子在水平位置发生变化时的适应能力 ,如果轴系或主油泵转子运行时发生标高的变化 ,联轴器几乎成为完全的刚性连接件 ,高速旋转增大的扭矩应力集中在强度最薄弱的地方 ,即保安器短轴1号、2号撞击子之间的70ｍｍ空芯部位 (内部空芯圆孔尺寸为20ｍｍ );在轴系交变应力作用下 ,短轴最薄弱部位的材质强度不能承受扭曲应力而发生断裂 ,这是导致保安器短轴断裂的主要原因。</br>3 2 保安器材料与加工质量</br>钢铁材料的分析测试表明 ,第 1次断裂的危急保安器短轴 (以下简称 1号保安器轴)材料为 45号钢 ,第 2次断裂的保安器短轴 (以下简称 2号保安 器短轴 )材料为 35ＣｒＭｏ,两者的化学成份均符合国家标准 ,但未经正确的调质处理 ,材料的硬度偏低 (1号为ＨＢ161;2号为ＨＢ19 5),容易发生疲劳断裂。机组检修后运行状况不良 ,轴系振动使其弯曲应力增大 ,无疑也增加了疲劳断裂的机会。保安器短轴断裂位置的车削加工沟痕是应力集中的位置 ,也是疲劳断开的起始位置 ;断裂部位即2号保安器壳体150ｍｍ与短轴70ｍｍ过度的倒圆偏小 ,设计值为Ｒ2。根据保安器使用情况看 ,此倒圆增大的裕度还很大。所以 ,产品材料及制造加工质量差是造成短轴断裂的重要因素。</br>3 3 汽轮机轴系振动</br>汽轮机的轴系振动对保安器短轴断裂有很大影响。在本次机组大修时 ,由于主机 1号瓦由原来的椭圆型结构改为活支可倾瓦结构 ,根据厂家建议 ,将主油泵转子由弹性抗震形式转子改为刚性转子。经试验证明 ,刚性转子与弹性转子相比 ,其抗振能力相对较弱 ;在汽轮机转子做高速旋转时 ,半速窝动与转子自振、油流工作频率重叠容易产生破坏力很大的共振现象 ,引起轴系强烈振动。另外 ,机组频繁起停又是轴系交变应力不断扩大的诱导因素。机组启动过程中 ,多次出现 2号、 3号轴承水平振动值偏大现象 ;特别是在机组转速降至 2000ｒ/ｍｉｎ时 ,2号、3号轴承振动值分别突增至 400μｍ和 350μｍ ,运行人员紧急破坏真空加快降速。虽然振动过程比较短暂 ,但对于整个轴系影响较大。第 1次保安器短轴断裂前 ,机组共进行了2次冲车 ,5次超速试验。在机组第 1次启动过程中 ,由于 2号轴承振动值偏大 ,中间经过了 2次在高、中压对轮上平衡槽内配重平衡块的过程 ,最终配重平衡块重量为 59 8ｇ。短轴断裂后检查发现主油泵齿型联轴器的主油泵侧外齿轮齿面有双侧磨损、挤压的痕迹。这些现象表明机组在启动或运行过程中 ,存在着交变弯曲应力对齿面的作用。而正常状态下 ,齿轮的齿面不会出现反向受力的状况。因此 ,轴系产生共振是造成保安器短轴断裂的直接原因。</br>3 4 主油泵转子中心</br>主油泵转子中心标高的改变、对轮张口的偏差度对系统的影响很大 ,一旦这些数据与设计值偏差较大 ,很可能使转轴的弯扭应力增大 ,致使短轴从强度最薄弱的部位断裂。对主油泵转子中心进行了反复检查 ,主油泵找中心结果如图 2所示。</br>图 2 主油泵找中心结果 (ｍｍ)</br>第 2次更换转子后复测中心结果如图 3所示。</br>图 3 第二次更换转子后复测中心结果 (ｍｍ)</br>主油泵转子找中心的要求为 :主油泵转子中心高于主轴中心 0 25～ 0 30ｍｍ ;对轮张口≤ 0 03ｍｍ ;主油泵转子中心偏左 (Ａ列侧 )0～ 0 03ｍｍ。这是针对转子在椭圆轴承内的转动特性提出的要求。由于汽轮机 1号轴承已更换为活支可倾瓦结构 ,因此主油泵转子中心左右偏差范围定为± 0 02ｍｍ。从机组大修后的检修记录以及短轴断裂后主油泵转子中心复查结果可以看出 ,主油泵转子中心大修和抢修后的结果在设计要求范围内 ,与危急保安器短轴断裂无特别接近的关系。</br>4 结 论</br>(1)首先 ,保安器的联轴器应采用对轴系标高位置及振动变化适应能力较强的双齿面连接型式。双齿面联轴器优于单齿面联轴器的关键在于浮动于两个凸齿外的齿套具有一定的自动调节能力 ,能够在轴系振动或轴系轴向位移变化的情况下 ,随其自动调整而不会改变力的传递方向和大小 ,从而减小或消除传递于保安短轴的弯扭应力。</br>(2)保安器短轴材料应选用综合机械性能较好的合金材料 ,如 : 30Ｃｒ2ＭｏＶ等。零部件的设计制造过程中 ,在加工和机组运行许可的情况下 ,1号、2号保安器之间的变径处采用大的倒圆 ,以缓解或降低应力集中带来的危害。</br>( 3)应采取多种形式的监控手段。目前 ,大多数机组转速采集来自前箱内主油泵端部的齿轮测速装置。一旦出现如危急保安器短轴断裂的情况 ,运行人员很难及时判断机组的运行情况 ,极易出现误操作 ,甚至发生汽轮机超速事故。针对这种情况 ,建议在各台机组的励磁机短轴或其它合适部位加装一套测速装置 ,便于运行人员对机组进行监视。</br>( 4)对于在装的 300ＭＷ汽轮机组 ,要利用机组停运或检修的机会 ,对各保安器短轴进行一次全面检查 ,包括宏观检查、金属成分、无损探伤、材料硬度等 ,以便发现问题及时处理 ,防止事态扩大。</br>( 5)应建立一套完整的质量保证体系。对产品质量、设备安装、检修等问题引起高度重视 ,建立永久性记录台帐 ;与制造厂密切合作 ,加强设备、产品在设计制造过程中的质量监督 ;从设备制造到安装使用要有跟踪记录 ;对各个环节的质量管理工作要常抓不懈。</br>参考文献 :</br>姜求志 ,王金瑞 火力发电厂金属材料手册 北京 :中国电力出版社 , 2001 </br>徐灏 机械设计手册 北京 :机械工业出版社 ,19 9 1 </br>作者简介 :郭小玲 ( 19 69 - ) ,女 ,河北张家口人 ,张家口发电厂工程师 ,从事汽机检修管理工作。 展开
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谢谢楼上。 展开
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<blockquote><b>以下是引用<i>老运行在2003-10-5 9:39:52</i>的发言：</b></br><blockquote><b>以下是引用<i>qwe789在2003-10-3 17:09:14</i>的发言：</b></br> 老运行：你发的两个事故打不开，能转换成WORD吗?</br> </blockquote>你装CAJViewer5.0_OCR_Build_3803吧，这个东东很好的！保证你可以打开了！</br>已经转换成word格式的《张家口保安器短轴断裂事故分析》。</br> </br> 1008 展开
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<blockquote><b>以下是引用<i>qwe789在2003-10-7 21:14:32</i>的发言：</b></br>老运行：我按你所说下载了。但是还是看不了。谢谢。</br></blockquote>你装CAJViewer 展开
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老运行：我按你所说下载了。但是还是看不了。谢谢。 展开
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<blockquote><b>以下是引用<i>凌门一脚在2003-10-6 22:53:01</i>的发言：</b></br>强烈要求直接复制原文！</br> 我电脑打不开，总死机。</br></blockquote>用FlashFXP下载！！！ 展开
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强烈要求直接复制原文！</br>我电脑打不开，总死机。 展开
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我也有同感，谁指导一下？ 展开
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