海萨600mw机组汽动给水泵烧瓦烧轴事故分析

海萨600mw机组汽动给水泵烧瓦烧轴事故分析

0b汽动回射中取得的事故给水泵群是大型火力发电所不可或缺的辅助设备，其功能和地位非常重要。印度海萨拉吉夫·甘地火力发电厂1号机组在14天带负荷连续试运中,发生了B汽动给水泵驱动端烧瓦烧轴事故。分析原因,主要应是润滑油携带的机械杂质。这次事故不但造成了给水泵严重损坏,需返厂修理,经济损失很大,而且使机组长时间缺乏一台主要辅助设备,使给水系统无备用手段,不利于机组安全和经济运行。这次事故也暴露了印度电力工程管理上的一些问题,如印方不重视安装质量,监督缺失,对润滑油系统清洁度的重要性认识不够,执行标准不严;中方管理也存在不足等,教训深刻。1fk4e39im型给水泵海萨工程装备2台亚临界参数600MW火力发电机组,每台机组锅炉主给水系统配置2台50%容量的汽动主给水泵组,1台50%容量的电动给水泵组。3台主给水泵都是上海电力修造总厂生产的FK4E39(I)M型给水泵,其主要参数为:流量1283t/h,转速5572r/min,功率7660kW,出口扬程2068m,必需汽蚀余量55m,效率84.6%。给水泵组采用机械密封,密封冷却水采用0.9MPa的闭式冷却水。泵组无暖泵系统。轴承为滑动轴承+推力轴承型式,润滑油由驱动汽轮机供给。驱动汽轮机为上海汽轮机厂生产的ND(Z)84/79/07型锅炉给水泵用单缸、冲动式、单流、凝汽式、可变入口参数、冷再蒸汽切换、变速、变功率汽轮机。2调查并总结了挖掘机事故发生的过程和结果2.1b汽泵跳闸结果2010年8月17日,海萨工程1号机组14天连续带负荷试运进入第11天。自进入试运计时之后,为了保证机组稳定,给水系统一直是3泵并列运行,没有把电泵转入备用。给水调节在自动方式,汽泵组自动而电泵组手动。事故前,B汽泵组运行平稳,从运行记录(见表1)可以看出,泵组振动稳定在40um左右,轴承金属温度保持在64℃左右,润滑油压力0.25MPa左右,密封水回水温度等参数正常。当运行到23点53分时,B汽泵因驱动端径向轴承温度高保护动作而跳闸。跳闸发生时,机组负荷505MW,锅炉给水流量1515t/h,润滑油压0.25MPa未变,给水泵转速4670r/min。振动变化方面,跳闸前驱动端44um,非驱动端31um,保持平稳,直到跳闸前5min,驱动端开始出现振动值下降。跳闸时X方向为2um,Y方向为16um。跳闸后3min,给水泵转速降至0,振动全部到0。在跳闸前后8min期间,X及Y方向振动曲线呈连续下降波动形状,但Y方向在跳闸后1min降至0。轴瓦温度方面,因泵组轴承温度当时没有历史记录,无法获得跳闸前后的温度变化数据。B汽泵跳闸后20s,给水流量从1515t/h下降到777t/h,跳闸后49s,运行人员开始手动提升电动给水泵转速,25s把液力耦合器勺管开度从初始35%增加到58.8%,40s给水流量恢复到1524t/h,对锅炉运行未造成大的扰动,机组负荷维持505MW基本不变。跳闸发生后,印方人员背着中方更换了损坏的振动探头,对瓦温高的真实原因未作深入检查,中方也没有细究,在8月18日凌晨1点59分又启动了B小机。B小机启动后,进行了一个较长时间的低速持续过程,在此期间驱动端轴承温度由42℃升至49℃,没有明显变化。振动比跳闸前有所升高,并且随着转速升高而增加。到2点42分,当小机转速升至2200r/min时,泵组自由端振动大保护动作再次跳闸。由于历史记录间隔大的原因,这次也没采集到跳闸时的振动峰值,所以历史数据显示只有30um,属于正常,而操作员站的实时数据却达到了保护限值,SOE有跳闸报警信号。这次跳闸被认为是暖泵问题所引起,故没做细致检查,即在2点48分挂闸再次启动了小机。B汽泵再次启动后,小机直接往上升速,开始B汽泵并泵操作。随着转速提高,驱动端径向轴瓦温度和振动跟着上升,到3点11分,瓦温达到91℃,保护动作跳闸,小机调门关闭,转速从4049r/min迅速下降,4min转速至0。跳闸后,瓦温继续上升,3点13分达到峰值113℃,随后下降。这次跳闸后,现场初步检查发现密封水温度也很高,认为机械密封已经损坏,遂决定停泵检修。2.2机械密封自由基磨损B汽动给水泵组再次瓦温高跳闸后,做好泵组检修前的隔离措施,中印双方人员开始对其进行检查。这次只检查了泵部驱动端和油系统,因轴颈磨损严重,芯包需要抽出返厂,就未再检查自由端的轴承状况。这次给水泵事故造成了驱动端轴瓦损坏,在轴颈上产生深度摩擦凹槽,转子大轴报废;同时,也产生了驱动端机械密封损坏、振动探头损坏及润滑油系统进水等后果。(1)拆出驱动端振动探头检查,X/Y向两个新更换的探头也已磨损。4个损坏探头的表面均磨损发黑,有摩擦灼烧迹象,前端有碰撞变形现象,但线圈铜丝未断。检查自由端探头,没有出现磨损。加上第一次磨损的探头,共损坏4个振动探头。(2)打开驱动端轴承盖,发现机械密封的螺栓有一个在渗水,其余有水流的痕迹。机械密封水漏入到了轴承箱中,说明机械密封已经损坏。(3)驱动端径向轴承瓦块靠泵侧位置有20mm宽的严重磨损,边缘乌金熔化,在瓦块两侧入口处堆积有乌金熔渣,上瓦块两端边缘有坚硬熔渣,中间部分发黑,有熔化和摩擦痕迹,靠联轴器侧瓦块部分有轻微没损,部分光亮,见图1。(4)轴颈在瓦块边缘磨损处磨出一道宽约15mm,最深处约10mm的V形凹槽,如图2。V形凹槽两侧轴颈有高温过火的现象。轴颈与轴瓦接触部位,除刻槽外,其余部位磨损痕迹不明显。(5)轴瓦温度测温元件测量值正确,没有损坏。(6)检查B小机润滑油系统,滤网有金属屑。检查油箱,油箱底部放出不少污水。(7)自由端轴承箱未打开检查,但从振动及径向轴瓦和推力轴瓦温度看,测量均正常,应当没有问题。(8)转子轴颈摩擦出V形深槽,现场不能修复,需要返回厂家内更换新轴,造成给水泵较为严重地损坏。3原因分析从现场磨损现象及运行参数历史记录,对这次事故的原因作如下分析和探讨。3.1化学中损伤的原因瓦块乌金磨损,是由于高速运转时轴瓦与轴之间的油膜被破坏,金属直接摩擦的结果。其原因很复杂,如润滑油中含有杂质、润滑油中含水、润滑油压不够造成供油不足、安装时瓦面损伤、有害的化学反应等,它们都可能导致发生润滑临界状态或破坏油膜,进而损坏轴承。缺油、油中含水和有害化学反应对轴瓦的损伤现象与现场不符,查润滑油压历史数据,是正常的,所以基本可以排除这些因素。从本次事故烧瓦的现象看,瓦块烧蚀的是局部边缘部分,因此,产生的主要原因应该是润滑油中的坚硬杂质或安装时瓦面局部有损伤。因为在5月份泵驱动端机械密封因磨损泄漏而更换过,在那次检修中是否伤害了瓦块是个不可追溯的未知数,因此不能排除其可能性。润滑油中携带来的较大颗粒、坚硬杂质是概率最大的原因,这些杂质有可能是原来遗留在油管道中未被冲洗出来的金属屑或沙粒,或是脱落的金属毛刺等。这些颗粒进入轴瓦间隙中,擦伤瓦块,造成局部油膜破坏,又进一步损伤,如此恶性循环而在局部产生高温,使乌金熔化。有人怀疑进入瓦中的杂质是磨损的探头线圈,但从历史振动数据看出,振动数据变化是连续曲线,直到跳闸后1min,X/Y向探头仍有振动数据输出,这说明线圈没有断裂,检查探头也验证了这一点,所以这种怀疑应是不能成立的。3.2高温高温下产生高温轴颈切出深槽,这主要是轴颈与乌金熔渣在高转速下较长时间摩擦的结果。高速运转的轴与堆积在瓦口的金属屑摩擦,产生大量热量,在轴摩擦处产生高温,加速了对轴金属的磨蚀。乌金熔化后在油冷却下结成坚硬的块,其中也夹杂了硬度高的金属及氧化物颗粒,对轴的磨蚀更加厉害。因为瓦温是通过瓦块传导到测温元件的,不能及时反映出摩擦处的温度,温度上升比较慢,所以没有及时停止运行,造成比较长时间地磨蚀。根据事故现象分析,第一次温度高保护跳闸前即已造成了磨损,但不会这么严重,第二次启动后加剧了磨损程度。3.3接头安装不对振动探头产生损坏的因素,一是探头与轴直接接触产生摩擦;二是轴剧烈振动碰摩探头。有人认为是探头安装太深与轴直接摩擦造成,但泵已经运行了几个月的时间,如安装不对则应该早就磨了。从现场试验看,探头插入极限深度也不会与轴接触。从历史数据看,8月8日启动B汽泵运行后,振动数值稳定。跳闸前后振动数据变化趋势也可以证明探头正常,所以安装不正确造成接触这种说法不能成立。从探头损坏现象看,应是在泵组振动的时候产生了触碰。因为当探头与轴间隙偏小,没有达到要求的1mm,又加上轴受热膨胀,当轴承油膜破坏发生剧烈振动的时候,就可能与轴颈接触。所以振动和受热膨胀是探头磨损的主要原因。3.4接头温度对纱线电阻的影响在第一次跳闸前5min,驱动端振动数据才开始从44um下降,曲线呈波动下降形状,而自由端没有变化,这可以推定驱动端探头附近出现异常,探头间隙产生了变化。这种异常最大的诱因就是高温。轴颈与乌金熔渣摩擦产生很高的温度,因为探头距离瓦块10mm左右,距离很近,所以探头处的温度也会升高;热量沿轴传导,探头处轴温度也将升高。这样会产生两个作用:(1)轴温度升高会产生膨胀,使探头间隙变小。从理论计算可知膨胀对间隙有较大影响:泵轴材料为2Cr13不锈钢,如轴温升高到200℃,膨胀量为0.3mm左右;温度300℃时,膨胀量为0.45mm左右;(2)探头温度升高使线圈电阻也增加。这两个因素都会使输出电压减小,振动数值下降。3.5机械密封漏出率低的原因事故后检查润滑油系统,发现润滑油系统带水。水来源主要有冷油器泄漏、轴封蒸汽漏入轴承座及水泵组机械密封水漏入轴承中。现场检查可以排除前两个因素,就只有机械密封漏水这个主要原因了。现场检查表明,泵组第一次跳闸前后密封水温度正常,说明机械密封此时并未损坏,但第二次温度高跳闸后,密封水温度超限值,这说明此时机械密封已经损坏漏水,而后来打开机械密封检查也证明了这一点。机械密封为什么损坏,从机械密封螺栓漏水来看,这可能是第二次启动后泵组振动的原因,但机械密封损坏的具体原因要拆出进行检查分析后才能得出结论。4处理事故和改进建议4.1事故后将其油泵系统进行彻底检查,最终是个(1)这次事故导致了泵驱动端径向轴瓦和轴颈的严重磨损,轴瓦可以现场更换,但轴在现场已失去修复的可能,必须返回厂家处理。驱动端机械密封也被损坏,因此也需要更换。事故后,已把B汽泵整个芯包抽出,运回厂家进行处理。(2)润滑油系统进行彻底检查和处理。放出油箱内的润滑油,对油箱内的沉积杂质进行清理,然后重新对润滑油系统进行油循环,直至油质化验合格。(3)油循环合格后,检查B小机的轴承并彻底清理轴承及轴承箱;检查轴瓦的磨损情况并作相应处理。(4)DCS系统历史记录不完善,一些重要参数没有进入历史数据库,影响对事故原因进行分析。针对这一问题,要求DCS厂家予以完善。4.2ds系统保护逻辑和报警信号进了《环(1)所有汽泵组及电泵组润滑油系统加强滤油,定期取样化验,确保油质合格,防止再次出现因油质不合格对轴瓦造成损害事故。(2)根据给水泵厂家要求,泵机械密封水回水需要报警和跳闸保护,但设计只采用了现场双金属温度计测量,而无温度高报警信号进DCS系统,这对监视泵机械密封的运行状况缺乏实时信息,对泵组的安全运行不利。要求设计增加DCS系统保护逻辑和报警信号,最好增加远方温度指示测点。(3)历史记录库只设置了200个重要参数的历史记录,轴承温度和油温,入口流量等参数没有进入历史记录,无法查找保护动作前温度变化趋势,帮助分析原因。建议设计增加所有重要参数(如汽包压力、主给水压力、给水泵轴瓦温度、炉膛压力、主蒸汽流量等)的历史记录。(4)工程师站无法监控操作员站的操作记录,当设备发生异常和事故时,不能追溯操作情况,不便于分析事故原因,需要进行改进。(5)重要参数的历史记录采集时间间隔要调整,减小采样时间,防止再出现历史记录数据与操作员站画面数据不一致的现象。5中方需要系统治疗(1)印方必须提高质量意识,重视过程控制,去掉弄虚作假的作风,否则类似事故还会发生。从主机润滑油系统的不干净造成密封瓦磨损,密封油系统管道杂物堵塞导致发电机进油事故,就可以证明印方对油质的不认真。(2)印度油质化验机构少,在本地没有,化验油样必须送首都新德里,所以印方都不送油样到专门检验机构化验。中方要查验油质化验报告时,就用自己的化验仪器取个样做