如何防止汽轮机轴瓦烧损

1、防止汽轮机轴瓦烧损“二十五项重点要求”若干问题探讨轮机室 2008年10月 轴瓦烧损危害 在2000年底至2001年短短的几个月中，东方汽轮机厂先后接受了来自2个电厂的3根旧机转子轴颈的修复处理。它们均由于“渗巴氏合金”造成了轴颈材质的深层脆化，无法在允许的车削范围内予以清除，最终不得不作报废处理。 轴颈的渗巴氏合金是在不正常运行工况下，巴氏合金低熔点组成元素Sn（锡）、Sb（锑）及Cu（铜）向轴颈深层渗人，使转子材料的局部发生组织变异及脆化而致。轴瓦烧损危害某厂209号机低压转子5、6号轴承在1994年投运初期曾发生过严重断油烧瓦事故，此后两轴承一直在瓦温偏高的状况下运行。检查发现，转子摩擦

2、高硬区细针状马氏体的存在说明此处发生了相变重结晶，温度达800以上；而摩擦带两旁软化区则超过转子回火温度，达600以上。断油事故不仅使转子干摩擦区发生了相变硬化，更使摩擦区发生了巴氏合金的沿晶渗入，特别是硬化带的两侧既是软化区，又是相变硬化淬火的拉应力集中区，其深层渗入就更为强烈。Sn（锡）、Sb（锑）及Cu（铜）元素在转子材料晶界的富集使轴颈局部区材料失去了原有的高强度与高韧性，长期运行后优先在摩擦带两旁的低强度软化区里，由低熔点的白色相组织发生开裂成为宏观裂纹。因此，电厂在发生烧瓦之后，更换轴承的同时应加强对轴颈摩擦区材料微观组织的监督检查。润滑油在轴承中的作用 由于润滑油的存在，油品具有

3、一定的润滑性和粘度，在转子的轴颈和轴承乌金固体的光滑表面上形成连续不断的油膜层，从而以摩擦系数约为0.0010.01的液体摩擦代替固体摩擦（摩擦系数为0.10.4），大大减少了阻力，防止了轴的磨损和毁坏； 另一方面，运行中的汽轮机油，通过循环流动，不断带走轴承部分的热量以及油流高速运动摩擦所产生的热量，油作为传热介质，对系统内的有关设备，起到冷却、散热的作用。 此外，还同时起到冲洗和减振的作用。轴瓦烧损的三种根本原因 轴瓦烧损的三种主要原因润滑油原因：正常运行或启停过程中，由于轴承润滑油压突然中断或油质恶化，使轴承油膜无法建立或被破坏，引起轴瓦损坏；安装检修原因：由于安装和检修时轴瓦间隙不台理

4、，轴系中心偏移等原因引起转轴与轴瓦之间产生动静摩擦，造成轴瓦损坏。轴瓦本身问题：轴瓦制造或加工时质量存在问题，如轴瓦钨金层有裂纹、脱胎等，在运行中造成轴瓦损坏。轴瓦烧损表征 润滑油系统油泵的自动联锁装置设计、变更、安装不台理或运行中未将保护投入，当事故停机时不能正常联动，造成断油，引起轴瓦损坏。如：珠江电厂一台300 MW机组原设计的润滑油泵联锁装置不完善。在安装过程中，设计院根据现场情况，对原有的二次回路进行变更。但由于二次回路变更不台理，移交生产后，电厂也未及时复核图纸和设计变更单，在停机工况下也未做过低油压联动试验。 1994年3月，由于保护误动，造成故障停机时，交直流润滑油泵均未能联动

5、，而运行人员也未严密监视润滑油压，及时手动开启交、直流油泵，引起轴承断油烧瓦。轴瓦烧损表征 主油泵或射油器出口逆止闷关不严或未关。造成润滑油压低于规定值，导致机组发生断油烧瓦例。如：1999年12月，太原市第一热电厂一台300MW机组在紧急打闸过程中，由于主油泵故障，射油器出口逆止门未关，交流油泵供出的油通过射油器出口逆止门及射油器返回主油箱，造成润滑油压下降到29 kPa以下，机组发生断油烧瓦。轴瓦烧损表征 润滑油系统的切换操作，如切换冷油器、滤网以及启动定速后停用启动油泵等，未认真执行操作票制度，切换过程中由于操作不当或监护不严，造成断油，引起轴瓦损坏。再如：1986年4月，佳木斯发电厂7

6、号机组起动并网后，在投入1号冷油器时由于运行人员误操作，即误将冷油器油侧出口门关死，造成了机组轴承烧损事故的发生。轴瓦烧损表征 油系统阀门的安装不符合标准，门杆断裂或阀芯脱落时，造成断油，引起轴瓦损坏。轴瓦烧损表征 油质不合格，油温过高或过低，油混入水使油水解，造成轴承油膜无法建立或被破坏，引起轴瓦损坏。 由于设计、安装、制造和运行情况的具体不同，不同的机组对润滑油变温特性表现各异，有的机组对油温的变化非常敏感，尤其是在油温低于36的情况下，可能产生油膜失稳的恶劣后果。 推荐进行润滑油的变温特性试验，摸清机组轴承的振动性能，积极采取相应的对策，以保证机组的安全稳定运行。轴瓦烧损表征 润滑油参数

7、（温度）的变化可能导致油膜的不稳定涡动，致使油膜力激发振动，引起油锲“推动”轴在轴承中运动，在旋转方向产生不稳定力使转子发生涡动（正进动）。在系统内存阻尼不够大的情况下，出现较大的不稳定振动，当油膜涡动的频率等于系统的固有频率时，发生油膜振荡。在1998年大同、秦岭2台200MW机组发生的毁机事故，一种看法就是发生了油膜振荡所致。轴瓦烧损表征 随着润滑油温度的降低，支持轴承回油温度降低，但轴承润滑油温升逐渐加大，对机组的润滑和冷却效果不利。我国原中华人民共和国电力工业部颁电力工业技术管理规范（1980.5.5）3.6.24条指出，轴承润滑油温升宜在15以内。 对于润滑油温度变化振动特性不敏感的

8、机组，仍然推荐正常运行时，保持油温在38 45范围内，以取得良好的润滑和冷却效果。为保证汽机轴承运行的正常，在汽轮机转速升至2500r/min以前，轴承入口的油温一般应达到35以上。轴瓦烧损表征 轴承及润滑油系统的测量仪表不准确。使运行人员判断失误，造成断油引起轴瓦损坏。轴瓦烧损表征 新安装或大修后的汽轮机组在进行油系统冲洗时，由于冲洗、清理不彻底，使制造厂或安装、大修过程中遗留的铁屑或杂物在运行中被带人轴承，造成轴承摩擦，引起轴瓦损坏。如：1995年湛江发电厂一台新安装的300 MW机组，在汽轮机油系统冲洗后，未认真处理主油箱滤网内部遗留的铁屑，在机组投运后，铁屑被带人轴承，造成轴承摩擦引起

9、轴瓦损坏，振动增大。轴瓦烧损表征 发生水冲击等造成轴向位移突然超过允许值而轴向位移保护失灵或未投。引起推力瓦工作面或非工作面损坏。轴瓦烧损表征 汽轮机大轴弯曲或汽缸变形，造成轴承动静摩擦，引起轴瓦损坏。 如：1999年4月华能汕头电厂一台300 MW 机组在启动过程中，由于运行人员检查不到位，监视不严，造成汽轮机高压转子弯曲，引起轴承油挡磨损。防范措施 新设备投产前的调试、试运行和验收工作，必须对设备的主保护、自动装置、重要仪表予以高度重视，严格把关。按技术管理法规/行业标准/企业标准有关规定，对重要保护及自动装置尚未投入或不完整的，不准启动，不予验收。防范措施 投产及大修后的机组专业技术人员

10、要全面审核图纸和设备变更情况，查核各种保护是否完备，各自动装置是否可靠，各定值是否准确，一旦发现隐患，立即消除，防患未然。防范措施低油压联锁 汽轮机的辅助油泵及自启动装置，应按运行规程定期进行试验(如每周)，并形成规范的记录，保证处于良好的备用状态。 机组启动前(盘车装置一旦投入)辅助油泵必须处于联动状态。机组正常停机前，应进行辅助油泵的全容量启动、联锁试验。 尤其针对套装油管路系统，由于油箱容积的限制，为了便于布置油泵，交、直流润滑油泵、氢密封备用油泵及注油器的吸入口较为集中，因此，各吸油设备间互有干扰。应反复试验在各种情况下的启动情况，以确保安全。防范措施低油压联锁 汽轮机的辅助油泵及自启

11、动装置试验装置在设计阶段就应纳入，安装阶段严格验收。原则是：操作方便，放油缓慢，观察油压明晰。 润滑油压压力低感受元件，可以是压力变送器或压力开关，其逻辑设计有硬联接，也有通过DCS逻辑设计实现，或采取两种方式冗余。防范措施 对某哈汽型200MW机组转子惰走润滑油压暂态过程研究表明，该型汽轮机在交流润滑油泵运转的情况下，打闸后转子从3000r/min惰走中，转速n约在1804r/min时，主油泵入口压力几乎降为0，油泵稳定油流状况受到破坏；虽然交流润滑油泵出力在增加，但润滑油母管压力p呈下降趋势。至1912r/min时，号射油器出口逆止门才关闭，过渡到由交流润滑油泵单独提供润滑油。防范措施图中

12、：1交流润滑油泵电流 I/I0 (I0=50A)；2润滑油母管压力 plub/plub0(plub0=0.20MPa)；3汽机转速 n/n0(n0=3000r/min)；4主油泵出口压力 pout/pout0(pout0=2.02MPa)；5主油泵入口压力 pin/pin0(pin0=0.12MPa) 01002003004005006007000.00.20.40.60.81.054321FEDCBA参 数 相 对 值时 间 T (s)防范措施 直流润滑油泵、直流密封油泵的电源应可靠。不得自带有保护电机过热的热偶保护。交流润滑油泵电源的接触器，应采取低电压延时释放措施，同时要保证自投装置动作

13、可靠，其电源电缆应采用可靠防火措施或采用耐火电缆。如：青岛电厂300MW机组的直流油泵，在系统设计时未设任何保护，但在制造厂家出厂时自带有保护电机过热的热偶保护，在紧急状态下直流油泵在运行中热偶保护动作，直流油泵跳闸，造成了机组轴承烧损事故的发生。再如：1999年宝鸡二电厂一台300MW机组，由于送风机事故按钮触点绝缘低跳闸，造成机组跳闸、解列，保安段电源低电压保护动作，由于供电方式设计的不合理使交流润滑油泵失电，而直流润滑油泵因开关合闸回路故障又未能成功开启，从而造成了轴承烧损事故的发生。防范措施 涉及润滑油系统的切换操作，如切换冷油器、滤网及启动定速后停用启动油泵等，均应填用操作票，在班长

14、(主值)监护下按操作票顺序缓慢进行，操作中应同主控员保持密切联系，严密监视润滑油压变化，同时操作中必须事先对可能存有空气的设备、部件进行充分排气，严防切换操作过程中断油。防范措施 机组启动、停机和运行中，轴瓦钨金温度或回油温度(含推力瓦、密封瓦)达到现场规程规定的停机值时，应果断停机。在机组运行中，各支持轴承、推力轴承和密封瓦的金属温度，均不应高于制造厂规定值，一般在90以下，主轴承温度测点紧贴钨金面的允许金属温度到95。东方汽轮机厂铸造锡基巴氏合金ZSnSb11Cu6的固相点温度为240，液相点温度为370，其最高使用温度不得超过100。引进型机组一般为107报警，112应紧急停机。回油温度

15、不宜超过65，超过75时应立即打闸停机。对于轴瓦的温度保护，现在的新机组，一般都直接是接入ETS保护的，比较老的机组就是由运行人员依据温度值来手动停机防范措施 停机时，应设专人监视润滑油压和轴瓦温度，按规定及时投入交、直流润滑油泵。运行人员还必须熟悉交直流润滑油泵工作失常情况的紧急处理方法。如：1994年3月，珠江电厂发生2号机300MW机组的轴承烧损事故。其事故原因是由于保护误动作，使发电机解列，主汽门关闭，润滑油压随转速下降而降低，当油压降至0.07MPa和0.06MPa时，交、直流润滑油泵没有联动，而运行人员也没有严密监视润滑油压，手动开启交、直流润滑油泵不及时，导致了机组轴承严重烧损事

16、故的发生。防范措施 在机组启停过程中，应按制造厂规定的转速启停顶轴油泵，记录各轴承顶起油压值。 启、停机过程状态和参数记录应记录顶轴油压。正常运行时，该油压反映轴承油膜压力，也应纳入记录，并为每一轴承建立正常运行压力范围值，每当数值发生变化时，应进行专项分析和检查。防范措施 汽轮机油系统的管材要符合要求，变径管应采用锻制式，大管径可采用钢板焊制，禁止使用抽条冷作变径管。油系统的法兰应尽可能使用对焊短管法兰，使法兰焊接时不变形。 为防止由于阀门损坏造成断油事故，要求油系统严禁使用铸铁阀门。油系统阀门不得在水平管道上立式安装，以防止由于门芯脱落导致油管道堵塞。 为防止误操作和在紧急情况下能迅速找到

17、阀门，要求主要阀门要有明显的标志牌和挂有“禁止操作”警告牌。 为防止由于滤网堵塞而造成断油事故，在润滑油管道上不宜装设滤网。如果要装设滤网，则必须要有可靠的防止滤网堵塞和破损的安全措施。防范措施 主油泵或射油器出口逆止门应选择质量可靠的产品。检修中应注意主油泵出口逆止门的状态，防止停机过程中断油。防范措施 油系统油质应按规程要求定期进行化验。如若油质劣化应及时处理。在油质及清洁度超标的情况下，严禁机组启动。如：1991年1月，沙岭子发电厂发生300MW机组轴承损坏事故。在机组试运行过程中，47号轴承轴颈、轴承发生严重磨损，其原因是油质太脏所致。事故后，将冷油器解体检查后，清理出很多焊渣，调节部

18、套和轴承箱中发现有残留杂物。因此，为了防止由于油质不合格引起的轴承损坏事故，要求安装和检修时要彻底清理油系统，确保油系统清洁和无杂物。防范措施 油位计、油压表、油温表及相关的信号装置，必须按规程要求装设齐全、指示正确，并定期进行校验。 加强对运行机组轴瓦钨金温度、润滑油温度的监视。 安装和检修时要彻底清理油系统杂物，严防检修中遗留杂物堵塞管道防范措施 机组正常运行及启停过程中，要加强对机组振动、轴向位移、胀差等参数的监视。发现异常要及时处理。机组在振动不合格的情况下运行危害很多。比如：转子和轴承由于长期处于振动状态下运行，其本身金属材料会产生疲劳，从而降低了其使用寿命。由于转子振动大会使轴承表

19、面的钨金受到损害，轻者会出现钨金碾损现象，重者会发生轴承钨金脱胎甚至轴承烧损事故。而且转子振动过大，也易发生动、静部分摩擦。防范措施 当运行中发生水冲击、瞬时断油或其他可能引起轴瓦损坏的异常情况后，应查明轴瓦确实未损坏，才能重新启动机组。防范措施 汽轮机禁止在下列状态启动： 1) 任何一台油泵或其自启动装置有故障； 2) 油质不台格或油温低于规定的极限值； 3) 转子挠度指示大于规定的极限值； 4) 汽轮机上下汽缸金属温度差大于规定的 极限值； 5) 转子与汽缸的膨胀差大于规定的极限值。小结 汽轮机轴瓦损坏会严重影响机组的安全运行，各火电厂根据机组的实际情况应认真分析可能造成汽轮机轴瓦损坏的原

20、因，并制定出切实可行的防范措施是非常必要的。轴瓦损坏实例 邹县发电厂2号机组是上海汽轮机厂设计生产的N300-165/550/550型亚临界压力，四缸四排汽，中间再热冲动凝汽式汽轮机。 该机组自投产以来，多次发生3号轴承座内的4、5号瓦异常振动、脱胎、化瓦，造成事故停机，严重影响机组的安全经济运行。轴瓦损坏实例原因分析 一、 转子轴向位移过大 转子轴向位移过大，发生动静碰磨，使轴瓦振动加剧，造成化瓦，脱胎。轴瓦损坏实例原因分析 二、 高中压缸膨胀不畅 2号机组1、2号轴承座落在带有“米”字槽的基础台板上，轴承座与基础台板之间有高温润滑脂润滑。由于台板“米”字形槽道过长，给润滑脂的彻底更换造成极

21、大困难。高温润滑脂长期在高温下工作，性能下降，加之汽轮机高中压缸支承方式为上缸支承，汽缸膨胀时，轴承座受力部位偏高且因轴承座刚性不足而变形，使滑销系统产生卡涩，汽缸膨胀不畅，造成转子振动加剧，降低了油膜质量，造成化瓦、脱胎。轴瓦损坏实例原因分析 三、 油中带水含杂质 由于2号机组启动时高中压缸膨胀不畅，造成迷官式轴封系统的高低齿发生碰磨，使轴封漏汽进入轴承座，造成油中带水。 另外，油箱滤网框架凹凸不平，且框架下部与油箱装设滤网的沟槽接触不良、严密性差，不易将杂质隔离在滤网之前，降低了润滑油精度，恶化了轴瓦工作环境。轴瓦损坏实例原因分析 四、 负荷晃动 2号机组参与电网调频以来，高压调节汽门大多

22、数时间处于节流状态，形成低频振动，使机组负荷晃动。 另外，由于机组采用电液调节系统，油中带水，含杂质，也使调节系统产生卡涩，使负荷晃动加剧，恶化了轴瓦的工作环境。轴瓦损坏实例改进措施 一、调整轴向间隙确保转子动力级与隔板间隙。 2号机组中压缸检修前通流(A、B向)间隙均小于设计值1mm2mm，为确保机组安全，对中压缸通流间隙进行统一调整处理，即高中压转子对轮调整垫片加厚1mm。轴瓦损坏实例改进措施 二、改进轴承座滑板轴承座台板的“米”字型槽增加直径为10 mm的回油槽道，缩短润滑脂的流程，降低润滑脂流动阻力，使新润滑脂能更顺畅地替换旧润滑脂，保持台板上的润滑性能。轴瓦损坏实例改进措施 三、定期

23、更换润滑脂 为确保润滑脂的性能，应定期对其进行更换。 四、 确保油箱滤网完好 修补油箱滤网框架，保证滤网框架四周光洁平整，确保滤网框架与油箱结合面的严密性，确保油质洁净，优化轴瓦润滑环境。轴瓦损坏实例改进措施 五、优化机组动态特性曲线 优化机组动态特性曲线，重新调整各调门的重叠度，适当提高低负荷下开度较小的调门开度，减小因节流造成的低频振动，减小预启阀预启间隙，确保阀门结合面平整无凹凸，消除低频振动。轴瓦损坏实例邹县电厂2号机小结 邹县电厂2号汽轮发电机组轴瓦损坏主要是由中压转子热不平衡和高中压缸膨胀不畅，使各轴瓦负荷分配不合理造成的。 采取了上述改进措施后，消除了隐患，保证了机组安全运行。轴

24、瓦损坏实例河津电厂1号机 河津发电厂一期工程安装了2台日本三菱公司制造的350 MW 燃煤汽轮发电机组。 汽轮机型号为TC2F.35.4亚临界、一次中间再热、反动式、单轴双缸(高、中压缸为合缸)双排汽凝汽式汽轮机，高、中、低压转子均为实心结构； 发电机为三菱电机公司制造的MB-J卧式全氢内冷、稳极、全静态可控硅整流励磁发电机。轴瓦损坏实例过程 1号机组于2002年9月17日停运进行投产后的第一次检查性大修。为使汽轮机缸体金属温度尽快降下来，1号机组采用滑参数停机，最终在高压缸调节级金属温度降至320后停运。 为检查3000r/min空负荷下的各瓦轴振动值，特在机组停运后，准备重新冲车至额定转速

25、下进行测试工作。 冲转过程中，出现了1瓦瓦温瞬间增高异常。轴瓦损坏实例过程 1号机组打闸停机后，70min后转速惰走至0，启动盘车。这时，各瓦瓦温均有不同程度上升，其中1瓦瓦温上升的幅度最大达20 。 盘车维持运转40min后，重新进行自动冲转，升速率设定为300r/min。再次冲转时的有关参数：主汽压力8.2MPa，温度420，再热汽温度408，偏心40m，调节级金属温度310，润滑油温30。 当主机转速升至180r/min时，1瓦瓦温由52突升至120，立即打闸，该温度降低至110又突然返升至145，此后该瓦温随转速回降至52。轴瓦损坏实例轴瓦损坏情况 该型机组高、中压转子1、2号轴承均采

26、用四瓦块可倾瓦，低压转子的3、4号轴承采用三瓦块可倾瓦。1瓦每块钨金面宽弧长为210mm200mm，2瓦每块钨金面宽弧长为235mm250mm。 检修检查发现，下2块瓦均有不同程度磨痕，左下瓦磨痕约130mm130mm(中部)，右下瓦磨痕约100mm140mm，同时2瓦也有少量磨痕，左右下瓦磨痕约235mm100mm。 在机组大修解体过程中，对发电机2块接地碳刷特地进行了检查，2块碳刷与大轴接触面均有划痕，其中1块四周均有不同程度的缺角、裂痕，在机组运行中碳刷磨损量较大，其周围的碳粉较多，最频繁时每周需更换一次碳刷。轴瓦损坏实例原因分析 三菱公司该型350MW机组各种状态启动时，均按如下程序设

27、定执行：由盘车开始升速过程时，润滑油温设定为30。当转速高于600r/min时，润滑油温设定值自动由30变为40；在停机过程中，当主机转速低于600r/min，润滑油温设定值自动由40变为30。 升速过程中，当转速超600r/min后，实际油温值开始缓慢升高到40时需30min35min。 对于热态或极热态启动的机组来说，此时早已达到了额定转速，甚至已并网带负荷运行，润滑油温未能与主机转速同步升起；而在机组停运过程中，当转速降至600r/min以下时，润滑油温设定值变为30，实际油温降至该值只需5min6min。轴瓦损坏实例原因分析日方专家分析认为，发电机碳刷(共2块，分布在5瓦处)维护不佳，

28、接地碳刷与大轴不能可靠接触，造成汽轮机组轴系产生轴电流，尤其在主机转速较低，轴瓦与转子间油膜很薄、油膜未能良好形成的情况下，大轴、轴瓦表面均产生电气腐蚀而形成针眼点蚀坑。在大修检查过程中，发现推力轴承处也有同样的针眼点，在转速较低(如盘车、停机惰走、机组启动冲车初期)、油膜薄弱的情况下，大轴与轴瓦点蚀坑局部处油膜更薄，更加剧了点蚀的发展。此时轴电流传至距碳刷较远的轴瓦处击穿油膜放电，1、2号瓦内的油膜被破坏，轴瓦磨损，对应的转子轴颈上光洁度也不同程度地有所降低。当瓦内钨金表面产生点蚀坑后，日方要求大轴表面光洁度达8/1000mm 以下，实际所测值达16/1000mm，最大值已达24/1000m

29、m 。轴瓦损坏实例原因分析 主机进行长达4h的强迫冷却后，高速旋转的转子表面受着拉应力，而这种机组转子为实心转子，内部承受整体应力很大，在如此的应力作用下，再进行冲转，原本表面拉应力的转子突然受到热冲击而受压应力，导致偏心突大，造成1号瓦损坏。轴瓦损坏实例临时措施(1) 对主机各瓦全面进行检查，尤其是对1、2、3、4号可倾瓦各瓦块的调整机构进行彻底检查，并将1号瓦进行了更换。(2) 对各瓦供油管道进行了吹扫清理。(3) 对1、2号瓦轴径处的所有的针状点蚀坑用专用工具研磨，最终1、2瓦处轴颈整圈表面光洁度达8/1000mm以下。(4) 极热态启动冲车前，手动调整润滑油温维持在3842。机组停运惰

30、走过程中，转速降至600r/min，将润滑油温控制器投入手动状态，将其油温由40缓慢随转速降至30 ，防止润滑油温在低转速下大幅度下落。轴瓦损坏实例长远措施 (1) 根据机组不同启动状态，将润滑油温变化情况按要求编入启动程序中。 (2) 对发电机转子的接地碳刷加强维护，选用耐磨、高质量的碳刷，定期更换，杜绝机组运行中碳刷破损、碎裂或接触不良。 (3) 增设轴电流报警装置及保护装置。轴瓦损坏实例河津电厂1号机 江苏国华太仓发电有限公司2台600MW超临界机组为上海汽轮机有限公司(STC)与西门子西屋公司(SWPC)联合设计制造的N600-24.2/566/566型超临界、一次中间再热、单轴、三缸

31、、四排汽凝汽式汽轮机组。轴瓦损坏实例河津电厂1号机 2006年3月3日，C级检修发电机抽转子，发现发电机励端轴瓦严重磨损，轴颈严重磨损。3月8日揭开8号轴瓦瓦盖时发现8号轴瓦轴颈中间部位严重磨损， 磨损发生在8号轴瓦轴颈中间位置轴向长约420mm轴段，磨损深度(半径方向)0.01mm0.80m，最深约1.0mm。轴瓦损坏实例原因分析 8号轴瓦上瓦检查发现有轻微擦伤。 而8号轴颈严重刮伤，有17条伤痕，最大伤痕宽约为2mm，深约为1mm，伤痕呈圆周状、从中间到两侧依次渐密地分布在8号轴颈处。 将8号轴瓦下半瓦翻出后发现，电机端顶轴油囊基本被磨损或被磨损的乌金填平，电机端瓦的表面乌金磨损严重，而汽

32、端乌金表面有严重拉毛现象，拉毛处附着大量的纤细钢丝。轴瓦损坏实例原因分析 8号轴颈刮伤情况 8号瓦下瓦磨损情况轴瓦损坏实例原因分析润滑油系统内存在颗粒状物质。润滑油回油滤网材质不符合设计要求，滤桶侧面与底面的接合部位没有根据图纸要求安装相应压条，造成滤网底边没有固定。以至于长期受到冲刷后形成疲劳损伤，致使滤网严重破损，从而造成大量的纤细钢丝进入润滑油系统。事故发生时顶轴油母管压力已降至9MPa低于设计值12MPa，在该压力下8号轴颈已经不能完全顶起。由于顶轴油母管压力的下降，导致轴颈与轴瓦间隙减小，而此时低压缸两侧的轴瓦随轴承座受凝汽器真空影响而单边偏折，从而易引起轴瓦单侧烧瓦。轴瓦损坏实例处理回油滤网所使用的材质成分中，C、Cr、Ni元素均不符合要求，为此进行了更换，并在滤桶侧面与底面的接合部位安装相应压条，以达加固目的。全部轴承进行翻瓦检查，对拉伤情况比较严重的8号轴颈进行微弧焊处理，而对于其他几个拉伤情况较轻的轴颈进行一般打磨处理，