低压缸后轴封套筒脱出的原因分析及处理

精品文档-下载后可编辑低压缸后轴封套筒脱出的原因分析及处理广州恒运企业集团公司C厂6号机型号是N210－12．7／535／535的中间再热超高压三缸二排汽凝汽式汽轮机（东方汽轮机厂生产），1998年6月投运，至1998年9月20日揭中低压缸检查时，共运行733．7h，期间冷态开机5次，热态开机2次。

1事故发生

1.1事故过程

1998年9月11日12时，锅炉B引风机发出喘振信号引起跳闸停机。经检查判断是误动，重新开机，汽轮机中压缸差胀－1．9mm，检查无其它异常，继续冲转，转速升至3000r／min时，汽轮机中压缸差胀最大升至－2．41mm，12时05分并网，12日1时35分，负荷升至40MW时锅炉突然灭火，汽机转速降至1800r／min时振动突然增大，全开真空破坏门，4，5号瓦盖振幅达60μm，轴振幅达130μm，转速降至1200r／min时，4，5号瓦盖振幅达75μm，轴振幅达230μm，转速到“0”，投盘车，盘车电流5A，略有1A左右摆动，5min后电流摆动增大，最大电流达20A（额定电流10A），10min后，盘车跳开，即手动投入盘车，盘不动。

1.2事故现象

检修人员用行车盘动转子，同时揭开盘车装置检查，发现小齿轮有磨损，修刮后装复，再次投盘车，盘车电流有微弱摆动，送轴封抽真空至设计参数后，多次检查准备冲转，盘车电流突然由5A增大到10A，电动机发热，盘车跳开。9月12日14时16分、9月14日9时、14日19时50分、19日14时30分启动时均出现上述现象，准备冲转时盘车跳开。全面检查发现低压后缸两个防爆门垫片均破裂，进行了更换，同时进行的检查项目有：调整了顶轴油压，监视了转子顶起高度均在允许范围内。检查中、低压转子四个支承轴瓦及推力瓦，结果发现支承瓦完好，推力瓦的非工作面瓦块有磨损，进行了修刮。1998年9月20日再次确定冲转方案，即先送低压缸轴封汽，后送中、高压缸轴封汽，汽源温度控制在250℃左右，压力控制在额定范围，全面加强监视低压缸膨胀和变形情况。1998年9月20日15时30分又开始冲转，转速为500r／min时，振动情况良好，转速为1500r／min时，振动情况良好，准备暖机20min，但5min后，低压后缸轴封处发出剌耳的金属磨擦声，且连续不断，接着紧急打闸停机。

2事故调查及原因分析

2.1揭缸检查

技术人员现场分析判断为轴封套部分有磨擦，决定揭开低压缸进一步检查，发现以下情况：

a）低压转子后汽封套筒向发电机侧轴面位移约20mm，定位卡圈脱出；

b）轴封套筒端头磨损深度达1mm，转子凸肩磨损，轴封套筒表面发蓝、光洁。

c）低压转子前轴封套无位移，但表面发蓝。

d）中压缸转子14级围带顶部有轻微的磨擦痕迹。

2.2原因分析

2.2.1汽封供汽系统不合理

该机组单机运行，设计启动汽源由B厂50MW机组新蒸汽供给（压力为8．9MPa，温度为535℃）。B厂新蒸汽经减温减压器后入供汽联箱，由除氧器平衡管和供汽联箱两路，分别供高、中、低压轴封供汽管。热态启动时，运行规程规定，高压缸内壁温大于150℃时，高、中压缸轴封用高温汽源，汽温在250℃左右，且与转子的温差小于100℃。现场由减温减压器调节供联箱温度，由于供汽联箱出口至低压缸汽封管无减温装置，使低压缸汽封温度也在280℃，低压缸汽封温度要求140～170℃，1998年9月10日引风机跳闸停机后，9月12～9月19日4次冲转时，低压缸轴封汽温均是280℃左右。由此可见汽封供汽系统在机组热态启动时，不能同时满足高、中、低压缸轴封不同的汽温要求。

2.2.2轴封套与轴的过盈量偏小

查厂家图纸和有关资料得知，低压轴封套简装配过盈量设计为0．35～0．43mm，汽封套筒和低压转子的材质均为34CrNi3Mo，在20～300℃时，该材质的膨胀系数αV为13．3×10－6℃－1，轴封套壁厚90mm。轴封套和轴的传热是一个多层圆筒壁的导热过程，其套筒表面至轴内孔壁温度是全递减状态分布。单层圆筒导热时，当d2／d1＜2，圆筒壁的导热可把它当作平壁来处理，其误差≤4%。该轴封套最大外径d2＝735mm，轴封套内径（配合面处）d1＝555mm，则d2／d1＝1．32＜2，这时轴封套的导热可视为中径d＝645mm的展开平壁考虑。如求抵消过盈量的所需要的轴封与轴之间的极限温差，则：膨胀量＝温度差×圆周长×膨胀系数，当轴套过盈量取上限0.35mm时，可得温度差Δt＝40．7℃；当轴套过盈量取下限0．45mm时，其温度差Δt＝50．1℃，这样，轴封套过盈量取上限比取下限的温度相差9．4℃

综上述分析，将低压缸后轴封套脱落原因归为以下3个方面：

a）轴封供汽系统不合理，无法满足厂家对低压缸轴封汽源温度的要求。低压轴封汽源温度偏高，使质量比转子小的汽封套筒加热快，温差大，从而使套筒紧力消失，而出现松动，导致汽封套筒轴向位移20mm，定位环脱落，这是事故的主要原因。

b）设计图纸表明低压轴封套筒与转子装配过盈量为0．35～0．43mm，脱落侧轴封套筒实际装配尺寸过盈量可能在下限，造成温差相差9．7℃，使该后轴封套较前端轴封套在同样运行条件下更容易脱出。

c）高、中、低压缸胀差不相匹配，其中中压缸胀差超过标准（最高值为－2．41mm），汽封汽压太高，进汽量大，汽封温度上升快，也是可能因素之一。

3事故处理及系统改造

根据轴封套脱出及端头磨损情况分析认为，更换该部件一无备品，二修复时间长，经与制造厂家商定，采取修复加固方案处理。

3.1处理方案

取出旧定位圈，修理并装复，加热汽封套筒保证有足够的膨胀间隙使套筒向叶轮侧固定到位，然后在汽封套筒圆周上每隔120°处钻一个孔，攻丝，装配M20的定位螺钉，长度为90．5mm，见图1所示。这样能防止汽封松动，保证同心。为了降低低压缸轴封供汽温度，加装一套减温减压装置。

3.2修复加固具体施工工艺

修复加固具体施工工艺：将定位圈修复，装配到定位槽中，确认到位；4把铁焊枪对称加热汽封套筒，注意用还原焰，防止氧化汽封套筒；将汽封套筒快速加热到300～350℃，用红外线测温仪测温，检查套筒是否有松动并一次将汽封套筒推到定位处，并顶住约2～3h；用压缩空气吹住定位处，以便迅速冷却收缩；盘动转子至轴封套筒表面温度至60℃左右；汽封套筒冷至常温，将低压转子放入缸内，复查转子情况；无异常，在轴封套距端头20mm处，钻孔攻丝，均匀分布3个M20定位螺钉孔，深度一致，误差小于0．5mm，攻钻螺纹深度要一致，且保证不要损伤转子；加工螺钉，其相互之间的质量差别不超过2g，旋入螺孔，且端头略低于汽封套筒外圆；用样冲眼锁定，以防定位螺钉松动；打磨套筒端头磨损处。

3.3轴封汽源系统改进

按厂家对汽封汽源参数的要求，结合现场实际情况，在系统上加装一套减温减压装置，该装置设计压力2．5MPa，设计温度300℃，采用凝结水喷水减温，喷水工作压力0．7～1MPa，喷水量为450kg／h。原供汽联箱来汽经减温减压后压力控制在0．1～0．15MPa，温度为（130±5）℃，专供机组启动时汽机低压汽封用汽，正常运行时，切换至除氧器平衡管。

3.4修复改进后的效果

1998年9月轴封装复，新加装减温减压装置投入运行后，至1999年5月，机组共运行2919h，开机10次，运行正常。

4结束语

a）210MW汽轮机组，由于设计原因使轴封套脱出，这类事故在国内同类型机组中极为罕见，它严重威胁着整台发电机组的安全，不可轻视。

b）低压缸汽封供汽可单独调控，系统设计时不可缺少，采用加减温减压器的改进工程小，效果好。

c）轴封套的修复方法，费用低，时间短，能满足使用要求，