火力发电厂汽轮机运行故障及处理措施

火力发电厂汽轮机运行故障及处理 措施

刘志锋

国能（肇庆）热电有限公司 广东 肇庆 526238

摘要：在发电系统中，汽轮机属于关键性设备，其运行状态的好坏对电力生产的稳定性和安全性有着直接影响。受汽轮机结构特殊性的影响，其运行环境相对复杂，容易发生运行超速、水冲击、叶片断裂、振动过大以及轴承温度过高等故障，影响了汽轮机的运行效率。鉴于此，本文通过案例分析，对汽轮机运行过程几种典型故障及其处理措施进行了研究，以期为电厂运行人员提供参考。

关键词：火力发电厂；汽轮机；叶片断裂；机组振动大；水冲击；故障处理

1 电厂汽轮机概述

某火力发电厂投入运行的汽轮机机组是由东方汽轮机厂生产的型号为C350/284-24.2/1.35/566/566的超临界、一次中间再热、单轴、高中压分缸、三缸双排汽、抽汽凝汽式汽轮机，机组额定负荷为350MW，简称为350MW中间再热抽气凝汽式汽轮机。该电厂汽轮机的基础结构有三个部分，包括低、中和高压缸，其中低压缸为2×5个压力级、中压缸为7个压力级、高压缸为1个单列调节级+9个压力级。同时还包含轴承系统、回热系统等辅助结构或系统，其内部结构极其复杂。

2 电厂汽轮机运行典型故障及处理

2.1 汽轮机叶片故障

汽轮机叶片作为汽轮机的重要部件，在运行过程中容易出现故障。在汽轮机运行过程中，如果汽轮机油系统中掺入低劣油、叶片破损，或汽轮机轴振及位移负值增大，转子轴向推力增加，轴瓦出现磨损等，就会造成汽轮机叶片故障，不利于汽轮机安全稳定运行。

典型故障基本情况：

2021年8月13日，电厂#2、3两台汽轮机在运行过程中，运行人员发现1瓦相对轴振随着机组负荷变化开始缓慢增大。当#2机组负荷达到289MW时，1瓦轴振突然从38μm上升至128μm；当#3机组负荷达到234MW时，1瓦轴振突然从36μm上升至119μm，具体如表1所示。

表1 机组最大轴振情况

当汽轮机正常运行时，轴振值最大值为180μm，停机临界为280μm。从表1数据可以看出，机组1瓦轴承的振动参数并未超过报警值。在汽轮机在运行过程中，虽然轴承振动阐述未超过报警值，但是轴振参数发生不正常波动，说明机组已发生故障。

在汽轮机机组负荷发生变化的同时，1瓦的轴向位移负值也在发生变化，位移负值不断增大。当#2机组负荷达到289MW时，轴向位移负值突然从+0.19mm 增大至-0.15mm；当#3机组负荷达到234MW时，轴向位移负值突然从+0.14mm 增大至-0.06mm。通常情况下，汽轮机正常运行时，轴向位移应控制在0.1～0.8mm内，否则出现摩擦碰撞现象，进而发生轴弯曲、汽轮机叶片断裂等故障。随着机组负荷的变化，#2、3机组的轴向位移参数增大，由此可判断机组叶片已发生断裂故障。

故障诊断：

为了确认叶片断裂故障的发生及位置，通过揭缸故障检查对故障进行诊断。对#2、3机组进行检修，通过汽轮机中压缸揭缸检修，发现第1级其中一片动叶从根部断裂；第1级静叶出现严重变形、卷边；第2级其中一片静叶根部存在裂纹；其他叶片也出现不同程度的破损，以及第1、2级的动叶的叶顶围带内侧有金属碎屑附着物等问题。

故障处理：

在故障发生时，首先应申请减负荷停机。然后针对上述故障位置，采取以下处理措施：

（1）更换第1级根部断裂的动叶和第1级严重变形、卷边的静叶，对于其他出现不同程度破损的叶片进行无损检测，针对检测结果以及叶片损坏情况，及时进行修复或更换。

（2）清理第1、2级的动叶的叶顶围带内侧的金属碎屑附着物。

2.2汽轮机组异常振动

汽轮机组异常振动是影响汽轮机安全启动、运行的重要因素，也是较难处理的故障之一。主要包括汽轮机组振动过大、油膜振荡、转子摩擦振动三个方面。其中，汽轮机组振动过大是由汽轮机叶片损坏、零部件连接部位的螺栓安装不牢固、润滑油含有大量杂质等原因造成；油膜振荡是油膜与汽轮机之间摩擦力过大引起的；转子摩擦振动是由汽轮机转子之间摩擦形成的。

典型故障基本情况：

该电厂汽轮机机组的轴系主要是由高压转子、中压转子、低压转子以及发电机转子组成，共有6个轴承（如图1），由刚性联轴器连接，其中５号、６号用于支撑发电机转子，采用椭圆瓦，其余轴承均为可倾瓦，低压轴承均采用落地式布置以更好地使用空冷机组背压变化，轴承座直接安装在基础上，降低温度变化对轴承标高的影响。

图1 机组轴系结构及支撑状况示意图

2021年7月20日，在汽轮机启、停机过程中，发现1号轴承振动幅值偏大，峰值较高，到临界转速时轴承振动幅值增大尤为明显。而在运行工况下，1号轴承振动幅值也在增大，且随着机组负荷的变化增长幅度较大。当机组负荷达到240～290MW时，1号轴承振动幅值增长较为明显，从轴承振动幅值变化趋势来看，轴承的振动幅值与机组负荷有着密切关系。

故障诊断：

机组停运后，对1号轴承进行解体检查，发现1号轴承内部发生不同程度的磨损，轴承压枕紧力间隙扩大为0.15 mm，超过设计标准值，轴承也出现了松动，对转子的约束力也降低；轴瓦顶部间隙经测量均在0.68 mm以上，超过设计标准值，顶部间隙明显偏大；同时箱内锈蚀严重，由此推断，这些情况是轴承振动幅值增大的原因。此外，检查轴承垫片与支座的接触情况，发现垫片与支座的接触比例不符合设计要求，影响油膜刚度，进而增大轴承振动幅值。

故障处理：

（1）调整1号轴承压枕紧力为过盈0.05～0.11mm，消除轴承松动问题，同时研磨上轴承水平结合面，将顶部间隙严格控制在标准值以内，使轴承更具稳定性，以提高轴承对转子的约束力。

（2）全面清理轴承箱，对轴承箱内部进行着色，并通过超声检查，确保轴承箱不存在异常。

（3）现场进行修刮，使接触面积达85%以上，满足设计要求，以提高1号轴承油膜的刚度。

2.3水冲击故障

水冲击是汽轮机严重故障之一，是由摩擦生热等造成汽轮机内的真空急剧下降，使大量的水或冷蒸汽进入汽轮机造成的。如果水冲击较大，就会造成汽轮机设备内部发生严重撞击、磨损等问题。如果汽轮机出现汽水分离器满水，主、再热蒸汽减温水调整不当，机组负荷急剧变化，汽机本体疏水不良，蒸汽管道疏水不畅，除氧器或高、低加满水，轴封蒸汽温度调整、疏水不良，轴封带水等情况时，汽轮机都会发生水冲击故障。

典型故障基本情况：

电厂汽轮机的回热系统设计为三台高压加热器、一台由上海电气集团股份有限公司生产的GC-1210/GS-130(一体卧式无头除氧器)型号的除氧器、四台由东方汽轮机有限公司生产的卧式低压加热器，除氧器采用滑压运行。

2021年9月15日，在汽轮机运行工况下，汽轮机内部、主、再热蒸汽管道、抽汽管道或旁路系统有水击声，并产生剧烈振动，轴向位移上升至极限值，推力瓦块温度和推力轴承回油温度上升，惰走时产生异音和摩擦声且时间缩短。说明此时汽轮机发生水冲击故障。

故障诊断：

在此情况下，进行停机揭缸检查，发现汽轮机上下缸温差增大，温差高达46℃，并发出报警；轴向位移上升至极限值、推力轴承金属温度及推力轴承回油温度也上升、汽缸及转子金属温度突然下降、胀差减少并向负方向发展；加热器和除氧器满水等，综合分析，本次汽轮机运行故障为水冲击故障。

故障处理：

针对上述水冲击故障原因，应采取以下处理措施：

（1）严密监视主、再热蒸汽汽温、轴向位移、推力轴承金属温度及推力轴承回油温度、汽缸及转子金属温度、胀差及机组振动等情况，并详细记录惰走时间及倾听机组内部声音。当汽轮机汽轮机上下缸温超过56℃时，相关运行人员必须迅速破坏真空紧急停机，并快速切断有关汽、水源，加强主、再热汽管道、本体抽汽管道、轴封汽母管等有关系统的疏水。

（2）如果在惰走时未听出机组内部异声，如果惰走时间、轴向位移、推力轴承金属温度及推力轴承回油温度等数据偏高，但未超过正常运行高限值，需投入盘车4h，待上下缸温差低于42℃后，在机组热态启动条件下重新冲车。

（3）应隔离故障的加热器或开启除氧器事故放水，并开启抽汽管道疏水阀。

3结论

总而言之，汽轮机机组的安全稳定运行对提升电厂效益有着重要意义。因此，在汽轮机运行中，需要相关运行人员加强对汽轮机设备的监督、检查和维护，通过故障分析、故障诊断及时有效的找出汽轮机运行故障，并采取相应的处理措施，提高电厂的运行效益。

1）在汽轮机叶片故障处理中，通过分析轴承振动及轴向位移负值变化，并揭缸诊断，发现动、静叶局部发生断裂，判断叶片发生断裂故障，并根据动、静叶故障位置采取有效处理措施，保证汽轮机的正常运行。

2）在汽轮机机组异常振动处理中，分析1号轴承振动幅值，峰值较高，到临界转速时尤为明显，通过对1号轴承解体检查，发现轴承出现磨损和松动，判断机组异常振动的原因，针对性的采取处理措施，取得了良好效果。

3）在水冲击故障处理中，分析汽轮机内部出现水击声并伴有异音和摩擦声，惰走时间缩短等，通过停机揭缸检查，发现上下缸温差大、加热器和除氧器满水、轴向位移上升至极限值等，判断汽轮机内部发生水冲击，并采取相应的措施，有效避免汽轮机设备损坏，延长设备使用寿命。

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