汽泵油封损坏事故分析研究

2015-03-11李军义宋雨

科技创新导报 2014年36期

李军义++宋雨

摘要：中国某电建工程公司承建印度大型燃煤电站项目，该项目采用2×50%汽动给水泵，通过国内某著名汽轮机厂G16-1.0型给水泵汽轮机进行变速调节，给水泵采用国内某公司的HPT300-340ⅡM-6S型号，在#5机降负荷准备并停A汽泵的过程中，小机#3瓦（汽泵驱动端）温度快速升高，汽泵自动跳机，经对轴承进行开盖检查，发现#3瓦靠小机侧油挡密封环损坏，动静环及汽泵转子粘在一起，且油挡磨损汽泵转子，形成 V 型槽。为做好经验反馈，特对此次事故进行分析研究。

关键词：汽动给水泵密封环损坏经验反馈

中图分类号：TM3 文献标示码：A 文章编号：1674-098X（2014）12（c）-0024-01

1 事故过程描述

2011年1月25日凌晨4点左右，在#5号机降负荷准备并停A汽泵的过程中，小机转速下降到4500r/min时（此时负荷降为500MW），#3号瓦（汽泵驱动端）温度快速升高，4min内从64 ℃升高到了102 ℃，汽泵随即自动跳机。25日中午汽泵冷却后对轴承进行开盖检查，发现#3瓦靠小机侧油挡密封环损坏（该密封环为动静结构，设备到场后未进行过解体），动静环及汽泵转子粘在一起，且油挡磨损汽泵转子，形成 V型槽，其深达5 mm，宽达8 mm。

2 事故原因

事故原因为汽泵油挡密封环动静环间隙过小，在使用过程中发生碰撞并造成与汽泵转子摩擦，碰磨产生的挤压物将动环挤离原工作位置，转子与动环摩擦产生热量使动环内表面硬化，使其表面硬度大于转子硬度，对转子造成伤害，形成转子上的沟槽。

第5级叶轮处锈片为长期存放及运输过程中积水造成或在厂家发货前就已存在。

壳体连接螺栓孔周围沙粒为现场保存、运输过程不当所造成。

3 分析过程

3.1 油系统分析

从开始滤油至事故发生后，现场共进行了3阶段油样检测，第一阶段为汽泵轴瓦恢复前，2次取油样进行现场实验室检测，结果都为NAS7级；取油样送往印度孟买实验室进行检测，结果为NAS4级。之后开始汽泵轴瓦恢复。第二阶段检测：机组168开始前进行了现场检测，结果为NAS6级。第三阶段：事故发生后进行了现场检测，结果为NAS6级。

现场检验过程经多方人员见证，孟买检测地点为印度国家承认的实验室。从三阶段检测报告看，油质在厂家要求范围之内，不会对设备正常运行造成影响。

汽泵A与小机A公用一个润滑油箱，给水泵和给水泵汽机厂代分别参与了小机、汽泵的调试过程，在调试前后都未对油系统提出过任何异议。小机A自第一次试转至今，未出现过任何问题，油质应在可控范围内。

如果润滑油进入杂质，在设备运行过程中首先会对轴瓦造成损害，但从现场打开轴承盖更换油封时的情况来看，轴瓦并无损伤。

汽动给水泵组油系统于机组168前后应总包单位专家组要求，一直坚持板式滤油机保持在线滤油。

3.2 水系统分析

在给水系统调试前，首先对炉前系统进行了碱洗，多方全程参与并监督了此过程，系统清洁度在可控范围内。

在运行过程中，试运指挥部一直对水质要求严格，系统运行阶段连续对凝结水、除氧给水、蒸汽等取样化验。凝结水精处理系统运行正常，水质应在可控范围内。且在此汽泵组的调运阶段，厂代全程参与，并未对此提出过任何异议。

低压给水滤网精度为40目，中压给水滤网精度为60目，在运行过程中，没有出现过滤网前后差压报警的现象。在安装前、吹管完分别对所有滤网进行了清理检查，未发现损坏。

A、B汽泵供水来自同一个水源除氧器，B汽泵自运行伊始至今，从未出现过任何异常现象。

7月7日厂家解体后发现，叶轮、平衡鼓等均无损坏，可说明水质在可控范围内。

1月27日、28日分别得到厂家关于油封损坏的意见和回复，提出磨损后的泵轴存在安全隐患，建议返厂修复处理。项目部在1月31日168满负荷试运行结束后，领用备件芯包进行了更换，之后将更换下来的芯包运输至物资货场并进行了装箱保存。

1月25日更换后续机组密封环，并重新启动。直至1月31日168满负荷试运行结束，运行情况正常，#3号瓦温正常。