摘要：在21世纪的今天，电力工业发展迅速，尽管以风能、太阳能为代表的新能源得到巨大发展，但受一次能源结构的限制，我国以燃煤为主的电力生产格局在短时期内还不可能改变。为满足国民经济发展的需要，加快电力发展的步伐，当前电力建设主要以350MW及以上超临界机组为主，今后燃煤机组中大型超临界火电机组所占比例将继续增大，且在新能源电力系统条件下，大型燃煤机组将承担更多的调峰任务。由于汽轮机组结构和系统的复杂性、运行环境的特殊性，汽轮机组的故障率较高，而且故障的危害性也很大。因此，汽轮机组的诊断一直是故障诊断技术应用的一个重要方面。文章首先分析了汽轮机运行故障的基本分析方法，简述了汽轮运行中常见故障类型，以此通过汽轮机现场运行实例进行研究分析，对提升汽轮机的运行效率具有重大价值。
关键词：发电厂；350MW汽轮机；运行故障；处理措施
1汽轮机运行基本故障分析方法
1.1汽轮机故障诊断过程
设备故障诊断技术的实施，主要包括三个环节，一是信息的采集，为故障分析诊断提供依据；二是信号处理，将杂乱无章的信号去伪存真，并根据分析进行相应的转换（变换），以获得对诊断工作有价值的既敏感又直观的信息；三是通过信号处理得到的信息对设备的状态（含故障状态）进行识别、判断和预报。
诊断实施的方式有简易与精密、离线与在线、人工诊断与智能化诊断等区分，具体方式要视诊断对象、诊断要求、人员素质与仪器手段等具体情况而定。大机组在企业生产中具有举足轻重的地位，一般均实施在线监测和精密诊断方式。智能化在线系统也有应用，但在目前技术水平下，由于机组故障诊断的复杂性，最终决策确诊还需要诊断专家参与意见，因而完全依靠诊断系统实现在线智能化诊断的并不多见。
1.2振动分析法
1.2.1信号的变换
为了便于发现振动信号与设备故障的依赖关系，找出与故障识别关系密切的信号特征，需对信号的形式加以变换或加工处理，使之机理清晰、形象直观、大小有度。这就是通常所说的信号处理技术。信号的变换与处理，可根据需要分别在幅值、时间、频率等进行。
1.2.2常用的振动信号分析方法
（1）波形分析法
由传感器输出的振动信号一般都是时间波形。对于具有明显特征的波形，可直接用来对设备故障做出初步判断。例如，大约等距离的尖脉冲是冲击的特征，削波表示有磨擦，正弦波主要是不平衡等等。波形分析具有简捷、直观的特点，这是波形分析法的一大优势。一般说来：单纯不平衡的振动波形基本上是正弦式的；单线性不对中的振动波形比较稳定、光滑、重复性好；转子组件松动及干磨擦产生的振动波形比较毛糙、不平滑、不稳定，还可能出现削波现象；自激振动，如油膜涡动、油膜振荡等，振动波形比较杂乱，重复性差，波动大。
（2）轨迹分析法
转子轴心相对于轴承座的运动轨迹，直观地反映了转子瞬时运动状态，它包含着许多有关机械运转状态的信息，因此，轴心轨迹分析是诊断设备故障很有用的一种方法，对确诊设备故障能起到很好的作用。轴心轨迹有未滤波的轴心轨迹和提纯的轴心轨迹两种类型，前者由轴端两个空间相距90°的位移传感器输出综合而成。由于所含成分比较复杂，轨迹一般较为凌乱，不易获得清晰的特征。后者是在频谱分析基础上提取相应频率成分重构而成，也可以通过带通保相滤波对轴心轨迹进行重构。提纯的轴心轨迹比原始轨迹简洁的多，而且突出了与故障有关的成分，因此，轨迹的特征与故障的相关性更加突出，诊断价值更大。
2汽轮机常见振动故障形态分析
汽轮机振动故障形态有多种类型，但其中常见故障发生率占了总数的95%以上。如果能对这些典型故障做出准确的判断，则足可以应付生产实际的需要。因此，对典型、常发故障诊断技术的掌握有十分重要的工程意义。本人在总结电厂的现场经验和大量处理数据分析的基础之上，通过对常见故障及故障特征进行归纳总结，见表1所示。
表1汽轮机发电机组振动故障特征
3汽轮机转子热弯曲故障实例分析
3.1机组振动背景介绍
本文以某热电厂汽轮机为例进行分析，该汽轮机由上海汽轮机厂生产。自投入运营以来状况基本良好，电厂于2015年进行了增容改造，2016年6月进行计划大修后，7月4日冲转并网，除5号、6号瓦振动⊙0.02mm外，其它各瓦3个方向的振动均未超过0.011mm，一切正常。7月8日18时，运行人员发现机本体保温灰抹面层有潮湿现象，当时分析是保温层未干透，未做处理。
第一次振动停机2016年7月10日21时25分，发现相对膨胀指示表由0.34mm增至0.56mm，其他参数无异常变化，并听到异常声音，随即检查机体运行情况，发现机体振动较大，用VM-63测振仪检测⊙0.041mm，-0.096mm，⊥0.142mm，立即将负荷进行了调整，但振动未消除，采取立即停机措施。停机后通过常规检查，除发现大气安全门破裂外，无异常情况，决定立即冲转试验。7月11日2时42分热态冲转、并网，整个过程中用1500数据采集器检测，振动无任何异常情况。然后决定检查本体保温层潮湿问题，扒保温层发现右侧中压油动机冷却水接头漏，右侧中压缸结合面卸荷槽疏水孔安装时未接管，向外漏汽，左侧后轴封加热器管漏等3处缺陷，处理好后，于7月12日9时38分冲转，13时18分并网。
第二次振动停机7月13日6时10分，发现相对膨胀指示表在0.55~0.59mm之间变动，测振仪检测如下。1号瓦：⊙0.06mm，-0.08mm，⊥0.09mm。3号瓦：⊙0.07mm，-0.08mm，⊥0.09mm；立即减负荷，振动未消除，6时15分，3号瓦：-0.10mm，⊥0.11mm，打闸停机。停机前各项运行参数如下。主蒸汽温度：左管524℃，右管531℃。压力：9.2MPa。流量：102t/h。电负荷：20MW。真空度：-0.0895MPa。轴向位移：-0.06mm。相对膨胀：0.64mm。7月13日6时测振情况如下。1号瓦：⊙0.01mm，-0.03mm，⊥0.03mm。3号瓦：⊙0.02mm，-0.03mm，⊥0.03mm。3.2故障诊断
（1）随机变化。包括短时间停机后产生不平衡、长时间停机后产生不平衡、运行中突然产生不平衡等，而后者可能因动静摩擦、发电机负序电流太大、转动部件飞脱、转轴与水接触引起转轴热弯曲等原因造成。上述几种情况中除转轴热弯曲不能排除外，其它情况因启动次数，加减负荷试验，均可排除。
（2）随时间变化。包括扩展式不平衡和旋转性不平衡，与事实不符，可排除。
（3）随机组运行工况变化。包括转轴扭矩改变而产生不平衡、励磁电流增大后产生热不平衡、机组有功负荷增大后产生热不平衡，如汽缸膨胀不良引起中心不正、动静碰磨、改变轴承座与台板接触状态，但其特征是振幅随负荷增大而增大，且不会在短时间内停机后再启动振动即消失，与事实不符，可排除。
其它几种强迫振动在后来的一个月的数据采集器监测中，未能监测到，因而可排除。
3.3经过对现场设备检查和运行记录分析，发现以下问题：
（1）本机设计的主汽系统是2根Φ273×28的管子，经主汽门汇合，进入汽轮机。在1台炉运行的情况下，左管比右管弯头增加12个，长度增加50余m，使得机组在低负荷运行过程中，左管比右管压头损失增大，流量少50%，长期运行不排放疏水，左管极易形成疏水，而使汽温降低。7月14日8时，实测发现左管疏水管外壁温度比右管低100℃。当负荷发生较大变动时，低温蒸汽或疏水极易进入汽轮机，使转轴局部遭到冷却，使转子形成热弯曲，产生不平衡振动。
（2）运行主要监视的自动画线记录和单独显示的主汽温度表在电动主闸门和自动主汽门之间，温度接近混合温度，不能准确显示单管温度。而流量孔板后、自动主汽门前测温表较为真实，但运行人员一般不监视此表温度，只看流量，极易造成判断错误。
（3）7月13日2时35分甲管主汽温度降至500℃，疏水稍开。1时30分至3时30分左管主汽温度自动记录波动较大(495~530℃)。且7月12日16时45分，电网晃动，转速降至2985r/min，负荷为16~23MW，主汽压力为8.9~8.3MPa，流量为93~110t/h；7月12日20时57分，电网再次晃动，转速降至2991r/min，负荷为15~20MW，主汽压力为9.1~8.56MPa，流量为85~100t/h；机组一直处于低负荷、参数和负荷不稳的晃动状态之中，不控制好主汽参数、及时排放疏水，低温蒸汽或疏水极易进入汽轮机，使转轴局部遭到冷却，使转子形成热弯曲，产生不平衡振动。
3.4故障处理措施及建议
第一，在主汽管道的设计上，应尽量减少弯头的数量，减少阻力损失，特别是对两管并列设计的机组，要考虑当机组低负荷运行时两管运行参数的差异对机组的影响。在热工测点位置的设计选择上，应尽可能使采集的数据避开干扰，真实可靠。重要表计数据应自动存储，以利于事后的分析判断。
第二，运行人员要考虑当机组低负荷运行时可采取单管运行的方式，避免两管参数的差别对机组造成危害；在监盘时，应经常监视各相关表计，及时发现异常，立即分析处理，避免事故的进一步扩大。
第三，在汽轮机的选型设计上，应设计在线监测系统，及时记录机组的各项运行参数，特别是类似这种运行时的突发振动故障，2次都未能采集到振动记录，给事后分析带来困难。
参考文献
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论文作者:石磊
论文发表刊物:《电力设备》2017年第16期
论文发表时间:2017/10/26
标签：汽轮机论文; 机组论文; 疏水论文; 故障论文; 不平衡论文; 负荷论文; 波形论文; 《电力设备》2017年第16期论文;