“双碳”目标下火电机组故障
及应对措施综述
目 录
1主辅机轴系振动
2转子裂纹和转动部件脱落
3汽轮机长叶片振动和腐蚀
4进汽阀门卡涩和振动
5结 论
前 言
为实现“碳达峰、碳中和”的战略目标，我国发电行业的结构正在发生深刻的变革：一方面，大规模的风力发电、太阳能发电快速增长，江河流域大型水力发电有序推进以及核能发电积极安全有序发展，清洁能源装机和发电量占比越来越大，将成为能源供应的主力军；另一方面，火电机组积极进行转型升级，加快推进实现节能降耗改造、供热改造和灵活性改造的“三改联动”。在当前形势下，火电机组在保证高效发电的同时，还要提供采暖供热和工业抽汽以及深度调峰、灵活性运行，以满足节能降耗和消纳风电、光伏等新能源的要求。
然而，随着火电机组节能降耗各项措施的实施，大流量供热和工业抽汽改造以及快速启停、深度调峰、灵活性运行，使得部分设备运行偏离了原设计工况。远距离输电采用交流串补、特高压直流输电等技术，使机组轴系承受更大的交变扭应力作用。这些都造成了电站主辅机设备安全可靠性下降，故障频次增多，故障严重程度增大。近些年来，发生了一些重大故障或事故，如大修后启机和运行中振动大、转子裂纹和断裂、汽轮机低压转子末几级叶片裂纹、断裂和腐蚀、汽轮机进汽阀门卡涩和振动、发电机转子热弯曲及绝缘失效等。这些故障对火电机组长周期安全、稳定运行带来极大地挑战，不仅使设备检修维护成本增加，还造成重大经济损失和恶劣的社会影响。因此，需要加强安全故障机理的研究，从设计制造、运行优化、在线监测和检修模式等方面提出防止故障或事故发生的措施，以保证当前形势下火电机组安全稳定运行。
针对当前火电机组运行中出现的各种安全问题，一些学者进行了相关研究：文献[5]对大型汽轮机末级长叶片的冲蚀损伤机理进行了研究；文献[6]介绍了某330 MW机组切缸改造后，低压缸发生瞬时水冲击造成的振动保护动作事故；文献[7]结合实际运行情况，分析了机组深度调峰对汽轮机运行、汽轮机本体及其辅助设备寿命的影响，总结了普遍存在的问题；文献[8]通过调研分析了启停调峰及深度调峰对机组锅炉、汽轮机、环保及电气设备安全性的影响；文献[9-10]介绍了某300 MW机组高中压转子裂纹故障的诊断过程，指出深度调峰及灵活性运行诱发或加剧了该故障的产生；文献[11-12]研究了泵和风机变频改造后出现的弯曲和扭转振动问题，并提出了预防和处理建议；文献[13]分析了机组深度调峰时风机低负荷因流量过小、压力过大进入失速运行区，导致风机出现失速、喘振等情况，并给出风机改造和加装监测系统的预防技术措施。
以上研究都是针对某一具体的安全问题进行分析，或没有全面阐述各种故障机理和防范措施。因此，本文将基于现场案例和经验，系统归纳总结当前形势下机组运行中主辅机设备存在的轴系振动、转子裂纹和转动部件脱落、汽轮机长叶片振动和腐蚀、进汽阀门卡涩和振动等典型故障的机理和特征，并给出相应的应对措施。
1 主辅机轴系振动
1.1 故障机理和特征
1.1.1 主机
除采用超临界、超超临界及二次再热技术提高汽轮机热效率外，为防止漏汽量增大，进一步降低汽轮机热耗率，当前汽轮机安装时尽量减小汽封间隙，一般按下限或下限减0.1 mm实施。这就增大了启动和运行中发生动静碰摩的概率，摩擦振动往往造成振动超限，需花费一定时间在控制振动的前提下进行“磨和”处理，新建或检修后机组投运时发生动静碰摩已是常态化。此外，一些汽轮机高（中）压转子采用刷式汽封，由于其钴基合金材质很硬，具有“顽固”的耐磨性，造成许多机组启动“磨合”过程时间长，影响投运工期。如某650 MW机组汽轮机通流改造后（采用多道刷式汽封）启动19次，经历11天才定速3 000 r/min。
大型汽轮机低压缸体积庞大，设计刚度较差。许多汽轮机低压缸采用座缸式轴承结构，低压缸轴承座与低压缸整体焊接。部分机组在低负荷或供热工况运行时，高真空会引起低压缸发生形变，造成低压轴承座动刚度下降，产生结构共振，瓦振超标。一些机组因低压缸形变量和轴承标高变化过大致使转子与汽封间隙消失，发生动静碰摩，引发低压转子振动爬升、超限。
在机组快速启停或深度调峰过程中，由于汽轮机轴封供汽的汽源频繁切换，使得轴封处温度剧烈波动，容易引发转子或轴封片变形，导致动静间隙消失，产生动静碰摩、振动爬升。
低压缸零出力汽轮机运行中发生甩负荷后负向轴向推力明显增大，可能引起推力瓦温超限，造成推力瓦块烧损。如某300 MW机组低压缸零出力供热运行时，因锅炉故障汽轮机甩负荷，停机过程推力瓦非工作面某处温度最高升至128 ℃，检查后发现推力瓦乌金面受损。
为减小机组部分负荷下汽轮机热效率的下降程度，通常电厂对喷嘴调节汽轮机进行高压调节阀节能优化。但部分机组调节阀优化结果使得在有些运行工况，转子在汽缸中处于不利位置，造成高（中）压转子发生汽流激振或轴承失稳故障，引发振动激增，甚至振动保护动作，出现“非停”。
近年来，随着机组调峰幅度和调峰频次的增 加，加速了发电机转子线圈热胀冷缩效应，交变应力显著增加，加剧了线圈底下滑移层材料的老化和损坏，致使大型发电机转子线圈轴向膨胀受阻故障案例明显增多，造成大负荷工况发电机转子出现明显热弯曲和振动。同时，发电机转子绕组频繁膨胀收缩，产生的挤压变形也加大了其转子匝间绝缘的跑位、磨损，甚至引起绝缘失效，最终造成短路故障。如某1 000 MW机组发电机投运仅半年，由于频繁调峰运行，发电机振动随励磁电流增大现象越来越明显，热态下转子振动超过260 μm。后返制造厂解体检查发现部分垫条滑移层有明显磨损、发黑的情况，对应位置的线圈表面有滑移层残留。
1.1.2 辅机
风机、水泵等辅机设备实施高压变频改造、变频运行是当前采取重要节能措施之一。然而，一些大容量风机和水泵变频调速运行中出现振动、轴系裂纹故障或断裂事故。水泵组在变频工况运行时，可能在某一个或多个转速下，由于与支承部件固有频率重合而产生结构共振现象，造成振动超标，限制了机组出力。如某超超临界1 000 MW机组5B立式凝结水泵变频运行中，在40 Hz（1 189 r/min）时位于上部的电机水平振动高达713 μm。
如果变频器驱动的电动机输出的电磁转矩中含有与风机组或水泵组轴系某阶扭转固有频率相同的谐波分量，会致使产生轴系扭转共振，最终造成轴系裂纹或断裂。如某600 MW机组锅炉5A引风机变频改造后，试验过程中发生了电动机驱动端轴断裂事故。
辅助设备频繁启停，也会对设备的可靠性、稳定性产生一定影响。锅炉风机在低负荷下运行，流量与系统阻力与风机特性不匹配，导致风机偏离设计工况进入失速区，破坏叶轮内部流场，产生额外气动负荷，造成风机失速和喘振，严重时可能诱发叶片高应力点处的疲劳、断裂问题。
1.2 防范措施
针对灵活性运行和大流量供热机组，应考虑变负荷工况转子和汽缸温度场分布不同引起热膨胀的变化，合理的调整汽轮机通流部分径向间隙，防止启机和运行中汽轮机长时间的动静碰摩。为防止低压缸零出力运行时汽轮机在甩负荷等工况因大的负方向轴向推力可能引发推力轴承瓦温超限、通流部分轴向碰摩，也需合理调整通流部分轴向间隙和推力轴承间隙。
对于低压缸轴承结构振动和低压转子动静碰摩问题，可在低压缸增加辅助支撑或筋板，提高汽缸局部的刚度，同时在机组冲转及低负荷运行时控制凝汽器真空度。这样可减小低压缸变形，避免或缓解低压转子动静碰摩和轴承座结构振动。
对于为提高经济性实施了高压调节阀阀序优化、但部分负荷出现不稳定振动问题的机组，必要时需要牺牲一定的经济性，而采取对保持汽轮机振动状态良好的阀序和开度方式运行。
对于立式泵组变频运行中某一转速下结构共振问题，现场一般采取减小激振力和调频隔振2种治理措施。除控制安装质量外，减小激振力常用措施就是精细动平衡试验。只要激振力足够小，也可以把振动控制在合格范围内。如果立式泵组2个方向刚度差异较大，使得其在工作转速范围内，存在2个共振峰值，那么在有限的现场加重平面上，有时很难同时把轴系2个固有频率下振动降至满意水平，只能避开某个转速区域运行。调频隔振就是改变结构固有频率，避开共振峰值，或增加系统阻尼，降低共振峰值。现场一般采取的方法是在泵组结构适当位置增加额外支撑进行加固。然而，对于已运行立式泵组的狭窄空间，有时寻找合适的支撑能够“生根”的位置较为困难，仅在泵体支座外焊接加强筋进行加固，效果可能有限。为保险起见，在实施具体的支撑加固方案前，最好先进行结构动力学计算分析，评估方案实施后的效果，确保方案能够明显增大结构刚度或改变固有频率。采用隔振垫等隔振阻尼器也是减缓结构振动的一种手段，选择合适的隔振垫能达到较好的隔振和减振效果。
抑制变频运行风机组和泵组轴系产生扭转共振及其破坏的措施应从机械和电气两方面入手。机械方面要设计优化轴系结构，改变扭转固有频率，增加部件强度和阻尼，避免产生扭转共振。电气方面是要减小引发轴系扭振的激振源，即通过优化变频器与感应电机特性以及控制方法，尽量避免电动机电磁力矩中所含扭转固有频率的谐波成分，或减小其幅值。
对于低负荷工况风机流量与系统阻力不匹配、不稳定振动问题，可进行烟风道整流、风机本体改造、优化风机沿程各系统等技术改造，同时加装风机在线监测系统，实时监测风机运行工作点及风机效率，指导风机运行，及时防止风机进入不稳定区。
为防止灵活性运行中发电机转子线圈端部滑移受阻及匝间绝缘易失效问题，可对发电机局部结构进行升级，如升级绝缘瓦、楔下垫条、滑移层材料，进一步提高端部整体滑移顺畅性；采用多层瓦结构的转子护环绝缘瓦，提高其绝缘和适形性。
2 转子裂纹和转动部件脱落
2.1 故障机理和特征
2.1.1 转子严重裂纹
机组频繁启停和深度调峰运行方式下，汽轮机转子表面承受较大的交变热应力。机组启动和加负荷时，转子表面承受热压应力，内部承受热拉应力，而减负荷和停机时转子表面和内部承受热应力的状况则相反，这种交变热应力载荷使转子发生热疲劳。转子缺陷处或孔、槽、角等应力集中较大的部位，在交变热应力及工作环境腐蚀性因素的作用下，促使转子裂纹萌生及发展。随着裂纹扩展，转轴上承受循环载荷的截面越来越小，而承受的局部应力越来越大。当局部应力超过转轴材料的强度，则剩余截面发生脆性断裂，最终导致转轴灾难性破坏。图1是某300 MW机组长期深度调峰运行后在汽轮机高中压转子调节级后应力释放槽处裂纹。覆盖超过3/4周长、最大深度超过194 mm的横向裂纹，该转子最终报废。
图1 某300 MW汽轮机高中压转子应力释放槽处裂纹
为提高大型电源点向电力负荷中心长距离输电的能力，常在交流输电中采用串联电容补偿和特高压直流输电技术，可能会引发机网耦合作用下的汽轮发电机组轴系扭振故障，如次同步谐振和次同步振荡。前者产生很大的交变剪切应力使转子出现低周疲劳，会在极短时间内造成转轴出现严重裂纹，甚至断裂；后者产生较小交变剪应力使转子出现高周疲劳，一段时间后造成转轴产生裂纹。图2是扭振作用下某600 MW机组发电机转子汽端联轴器裂纹示意，该机组仅投运约半年即产生裂纹。
2.1.2 转动部件脱落
机组频繁启停、深度调峰运行不但使转轴本身承受较大的交变热应力，同时也使转轴上的汽轮机叶轮、末级长叶片和发电机护环等大质量转动部件出现明显的交变热应力。如果这些部件存在划痕、毛刺、尖角等加工质量缺陷，则在长期运行中承受的交变应力作用下会产生疲劳裂纹，并且高温状态下的部件容易出现蠕变损伤。不利的环境因素，如含盐水质、汽轮机末级湿蒸汽、水击、发电机漏氢等，都会加速应力集中部位裂纹的扩展。裂纹扩展发展到最后阶段，部件则产生断裂、脱落。与汽轮机动叶叶冠、围带、拉筋以及施加的动平衡块等脱落不同，当发生汽轮机叶轮或整根末级长叶片、发电机护环或风扇环等非转轴大质量转动部件断裂时，会造成数十千克甚至上吨质量的严重失衡，产生剧烈的不平衡振动，转子振动幅值可能高达数毫米或数十毫米，不仅造成振动超限停机，而且导致动静部件严重碰摩、固定结构连接螺栓松动或断裂、润滑油泄漏、发电机氢气泄漏或氢爆、发电机电气故障、现场着火、设备损毁等重大事故，造成巨大的经济损失。
图2 某600 MW机组发电机转子汽端联轴器裂纹
2015年3月13日某热电厂1台165 MW机组运行中发生严重的氢爆、着火、轴系破坏事故。其原因是汽轮机低压转子第20级叶轮1/2部分及其动叶突然断裂、飞脱。汽轮机低压转子第20级1/2部分叶轮及叶片断裂和事故破坏现场如图3所示。
a) 叶轮
b) 事故现场
图3 低压转子第20级叶轮和叶片断裂及事故现场
2021年3月12日某320 MW机组运行中发生严重氢爆、着火、轴系破坏事故，其原因由发电机励端护环突然开裂、脱落所致。开裂的发电机励端护环和事故现场如图4所示。
a) 励端护环
b) 事故现场
图4 开裂的发电机励端护环和事故现场
2.2 防范措施
长期服役和频繁启停以及深度调峰机组，汽轮机转子经常承受剧烈的温度变化和交变热应力，致使其寿命损耗过快，影响机组整体使用寿命。因此 应开展汽轮机转子热应力的数值计算分析研究，探究循环应力对转子疲劳寿命损耗的影响，开发并安装汽轮机转子寿命损耗在线监测系统。
对于交流输电采用串补装置和特高压直流输电等受机网耦合扭振潜在威胁的大型汽轮发电机组，应加装扭振监测保护装置（TSR）和扭振在线监测分析系统（TVMS），以连续测量各种机电扰动下轴系扭振响应，估算对应的扭转疲劳寿命损耗，并保护机组轴系安全。
由于转子较深裂纹对其振动特性有明显的影响，而且大多在役机组普遍安装有振动在线监测和分析（TDM）系统，以及先进的离线振动测量分析仪表的广泛使用，可以通过转子的异常振动分析来识别和判断转子裂纹故障。经验表明，虽然振动分析方法可以诊断出转子存在的裂纹，但当出现明显的振动异常时，通常转子裂纹已经扩展到相当深的程度，且无法通过机械加工手段处理裂纹转子，可能造成价值数千万元的转子报废。尽管如此，转子裂纹故障的准确识别、及时停机检查可以避免机组继续运行存在的转轴断裂风险。
与转轴裂纹不同，当汽轮机动叶、叶轮以及发电机护环和风扇环出现一定裂纹时，轴系的平衡状态和转子刚度基本没有变化，在线监测的振动数值也就几乎没有反映，因而不会引起运行人员的关注。只有当这些部件裂纹发展到相当深的程度，裂纹出现明显的张口或部件出现明显的变形，这时轴系的平衡状态才会发生明显的变化，导致产生相应的振动响应。由于部件裂纹的扩展呈非线性特征，最后阶段发展速度极快，通常当轴系振动有明显变化时，这些部件的裂纹可能已经发展到即将断裂的时刻，事故将会瞬间发生。因此，部件断裂脱落前往往没有故障征兆，振动状态也多为正常，导致机组运行中无法提前预警或故障诊断，运行人员无法进行应急操作。
机组停机检修中对部件金属探伤检测是发现裂纹的重要手段，但有时可能无法及时检测出已出现的裂纹。究其原因，一方面是金属技术监督文件中并非规定每一部件任何位置都需要进行定期探伤检测，这就可能造成存在裂纹的部件或位置出现漏检；另一方面是有些情况下部件裂纹发展很快，还未等到机组停机检修，裂纹已发展到即将断裂、严重影响机组安全运行的危险程度。尤其是当前发电企业广泛开展设备状态检修，尽管其对于提高检修效率、减小检修费用发挥重要作用，但有时延长检修周期会增加部件裂纹扩展甚至断裂的风险。因此，应根据不同机组设计的结构特点、运行方式、服役年限、同型机组已出现过的部件断裂故障等，完善金属技术监督导则中对金属探伤检测的要求，并且优化状态检修导则，确定合理的检修周期，针对性地加强关键部件的金属探伤检测以发现潜在的裂纹，避免运行中大质量部件突发性断裂最终酿成重大事故。
加强对关键部件的运行参数调整对于防止部件开裂、脱落也是十分有益的。如运行中严格控制发电机内氢气湿度，可减小护环应力腐蚀程度。
3 汽轮机长叶片振动和腐蚀
3.1 故障机理和特征
汽轮机低压缸末级叶片在极高的离心力和湿蒸汽腐蚀的环境中工作，承受了很大的蒸汽力作用。机组在深度调峰及低负荷运行过程中，随着汽轮机级内容积流量的减小，低压缸末两级叶片构成的级内流动状态会发生较大变化，主要表现为产生进汽负攻角，在叶片压力面上形成流动分离，在叶根处产生扩压流动并形成脱流，诱发叶片颤振，导致动应力水平突增。同时，末级叶根汽流倒流带入的水滴对动叶出口边背弧产生侵蚀，致使高应力水平的末级叶片强度被削弱。这些变化不仅直接影响汽轮机的运行效率，诱发的叶片颤振和水蚀加剧也会威胁机组安全运行。
供热机组进行低压缸零出力改造后，进汽流量更少，小于末两级叶片的最小冷却流量，在汽轮机低压通流区域的汽流将不再推动叶片做功，而会以惰性形态被动叶扇动排挤出叶片通道，出现鼓风摩擦现象。鼓风摩擦会导致汽轮机叶栅通道局部出现高温区域，严重时将使内缸受热变形，影响动静部件的同心度，进而威胁机组的安全运行。同时，低压喷水的开启，蒸汽的卷吸作用会造成末级叶片出汽边水蚀。由于运行工况严重偏离设计值，在汽流负攻角冲击作用下，流场紊乱，涡系复杂化将导致末级叶片颤振，叶片动应力增大。极端工况下，供热甩负荷之后，大量供热抽汽又会瞬间进入低压缸，对于低压转子以及叶片存在瞬时冲击，严重时甚至造成叶片断裂、飞脱。
尽管小容积流量工况下末级叶片失效和低压排汽区域导流及回流蒸汽涡动冲刷对叶片的水蚀机理不完全明确，但叶片产生裂纹、断裂、腐蚀的隐患一直存在。事实上，近年来一些深调机组和低压缸零出力机组检修中发现末级叶片严重腐蚀和出现裂纹。如调峰运行的某350 MW机组汽轮机检修中发现低压转子调端末级叶片背弧出汽侧水蚀严重，如图5所示。
图5 某350 MW机组汽轮机末级叶片背弧出汽侧水蚀
2021年11月19日，调峰运行某600 MW机组启动过程在2 976 r/min时低压2转子电端1根末级叶片从根部突然断裂（图6），引起剧烈振动导致跳机和轴系破坏事故。
图6 某600 MW机组汽轮机末级叶片断裂
3.2 防范措施
为防止小容积流量工况末级叶片振动、强度下降和腐蚀，可从设计制造方面入手。如通流设计采用较高的根部反动度，增加动叶的压力梯度，延缓脱流的发生；在末级后部装设喷水冷却装置，降低末级和排汽缸的温度；设计末级动叶时采用增加叶片弦长，选用外形粗壮和功角适应性好的大头叶型，减小叶片高度，整圈围带布置，选用衰减性大和耐水性好的材料等，以增加叶片的强度和阻尼。另外，通常对叶片进行喷涂处理以提高表面强度和抗水蚀能力。运行方面可设置合理的低负荷运行方式，控制机组排汽压力在适当的范围内，使排汽容积流量不低于规定值。
对于切除低压缸供热的汽轮机，可优化末级、次末级叶片设计，保证其在高温下也能满足强度要求，并具备良好的抗水蚀性能；通过优化设计保证中排抽汽供热工况中压末几级叶片和隔板的强度。同时，加强运行管理，精确分析小流量下叶片可能出现的颤振点，在运行中注意避开。
此外，应加强对深度调峰运行和低压缸零出力等非设计工况汽轮机末级叶片的在线状态监测。通过对末级叶片周向振动响应、振动固有特性和温度等参数的连续监测，能够对叶片健康寿命状态进行实时评估，并进行叶片裂纹等故障诊断，提前故障预警和振动超限保护。
4 进汽阀门卡涩和振动
4.1 故障机理和特征
超（超）临界汽轮机运行中进汽阀门阀杆表面会形成致密氧化层，其膨胀系数与阀杆材料的膨胀系数存在差别。在机组启停和宽负荷运行中，进汽阀门阀杆持续动作以及进汽温度的波动，会导致氧化皮增厚并从阀杆表面剥落，氧化皮卡在阀杆与阀套之间环缝中易造成阀门卡涩。进汽阀门卡涩影响机组的正常运行和负荷调节，严重时还会造成阀杆断裂。进汽阀门卡涩若发生在停机或甩负荷过程 中，还会引发机组超速等严重事故。2019年8月，某电厂超超临界1 000 MW机组运行中因电气故障跳闸、汽轮机甩负荷，由于汽轮机主蒸汽阀门、调节阀卡涩导致阀门无法关闭，致使汽轮机最高转速达3 848 r/min，严重影响机组的安全性。
随着大机组调峰加剧，使得高压调节阀将长时间处于小开度和变开度运行中。小开度下高压调节阀节流严重，阀内不稳定流动极易引发高压调节阀振动。高压调节阀振动会导致机组负荷波动，阀杆螺纹滑丝、断裂，调节阀LVDT杆断裂，DEH油管路系统破坏，汽轮机振动，严重时还会造成机组的非正常停机。如果阀内流体激振力的频率与阀芯、阀杆等阀门部件、阀门支撑系统或者阀门相连的管道等结构的固有频率重合，则会引发结构共振。如某1 000 MW机组深度调峰运行半年后发现高压调节阀至高压缸进汽管道晃动明显，2号高压管道晃动最严重，且2号高压调节阀内伴有明显异音。2号高压调节阀振动测试表明该调节阀振动呈现撞击特征，解体检查发现阀芯的固定销断裂导致阀芯部件脱落，引发了管道振动。
对于需要中联门参调进行供汽的机组，由于原有中联门仅考虑启机情况下使用，其油动机的出力较小，参调时存在突然关闭的风险。此外，中联门的口径相对较大，调节性能差，参调时前后压差大，节流情况下容易引起中联门振动，威胁机组的安全运行。对于通过中低压缸连通管打孔供汽的机组，在大流量供汽情况下需要连通管蝶阀关至较小的开度，容易引起连通管蝶阀振动和膨胀节裂纹。某超临界600 MW机组因连通管膨胀节频繁产生裂纹，每2年需更换膨胀节，影响机组长期安全运行。
4.2 防范措施
为了防止阀门卡涩事故发生，需在汽轮机带负荷情况下，定期（每周）对汽轮机的高、中压主蒸汽阀和调节阀进行活动试验，以保证阀门安全运行。超（超）临界机组在阀杆等关键间隙表面采用喷焊司太立合金等抗氧化皮处理措施也可有效减缓氧化皮的生成。
针对小流量工况下阀内流体不稳定流动，可进行阀门型线和结构优化，减小深度调峰时阀门所受到的激励力。对于中联门参调的大流量供热汽轮机，应配置更大提升力的油动机，同时优化阀门型线，避免参调时发生阀门突然关闭和振动。
为掌握运行中联门的振动状况，可对阀门振动进行在线监测。由于阀门内蒸汽的工作温度较高，采用常规接触式的测振方法难以测量阀门振动。推荐使用非接触式的测量，如激光测振仪进行测量。目前已开发出阀门振动在线监测系统，并在一些中联门参调的大流量供热汽轮机上实施应用。图7为阀门振动在线监测系统。
图7 阀门振动在线监测系统示意
5 结 论
1）火电机组在实施节能降耗各项措施、大流量供热和工业抽汽改造、灵活性运行后，运行的安全可靠性明显下降，可能出现主辅机轴系振动、转子裂纹和转动部件脱落、末级叶片振动和腐蚀、进汽阀门卡涩和振动等问题，应引起高度重视。
2）加强机组振动控制，合理调整汽轮机径向和轴向间隙，对刚度较弱的低压缸进行加固，适当降低凝汽器真空，合理控制运行中轴封供汽温度等，都有助于减缓或消除启机过程和低负荷运行时汽轮机出现动静碰摩。
3）加强灵活性运行发电机转子局部结构升级，采用多层瓦结构护环绝缘瓦以提高绝缘可靠性和适形性，升级绝缘瓦、楔下垫条滑移层材料以提高端部整体滑移顺畅性，避免或减缓大负荷工况发电机线圈膨胀受阻产生的转子热弯曲。
4）加强灵活性运行汽轮机转子热应力的数值计算分析研究，探究循环应力对转子疲劳寿命损耗的影响，开发并安装汽轮机转子寿命损耗在线监测系统。
5）加强汽轮机末级叶片补强和防水蚀设计，同时对末级叶片进行喷涂处理，高压调节阀和参调供热的中联门进行阀门型线和结构优化，减小深度调峰和大流量供热时阀门所受到的激励力。
6）加强设备的振动故障诊断，充分利用现场普遍安装的TDM系统，根据机组启停机、带负荷运行中振动频谱、伯德曲线等振动特征的变化，提早诊断转子裂纹故障，及时停机检修，防止发生突然断裂事故。
7）加强机组运行中容易出现故障部件的状态监测，如加装汽轮机末级叶片在线状态监测系统、中联门振动在线监测系统等，评估末级叶片和中联门的工作状态，提早发现存在的潜在故障。
8）加强设备优化检修，在状态检修的基础上，针对深度调峰、灵活性运行、切缸供热等机组，应加大汽轮机末级叶片、高中压转子和叶轮、发电机转子、护环及低发联轴器等部件的金属探伤频次，及时发现存在的裂纹，防止运行中突然断裂、脱落。
引用本文格式
张学延, 何国安, 曾立飞, 等. “双碳”目标下火电机组故障及应对措施综述[J]. 热力发电, 2022, 51(12): 10-17.
ZHANG Xueyan, HE Guoan, ZENG Lifei, et al. Overview of thermal power units’ faults and the countermeasures under the target of “carbon neutrality and carbon peaking”[J]. Thermal Power Generation, 2022, 51(12): 10-17.
