发电厂汽轮机故障诊断

发电厂汽轮机故障诊断（精选11篇）

发电厂汽轮机故障诊断 篇1

目前, 我国经济的不断进步, 电力供应保障了我国人民与企业乃至整个社会的和谐, 电力需求的不断加大, 推动了发电厂汽轮机更好的发展。借助信息技术与计算机技术等高科技技术汽轮机实现了进一步的现代化作业, 操作系统简化、控制系统复杂是目前汽轮机的主要结构。

其中由于控制系统的复杂, 导致在对汽轮机出现故障时其后续的维护与维修工作难度加大, 因此就需要充分了解汽轮机出现的故障, 实现故障的早发现早解决, 有效保证电力供应。

1 发电厂中汽轮机出现的具体故障

发电厂中汽轮机主要出现的故障为振动故障, 目前的振动故障已达到10种以上, 其中发生率超过95%的都是几种比较常见的故障类型。一般针对振动故障目前比较普遍的做法是采用现场高速动平衡减小表面振动, 但是这类方法并没有有效解决汽轮机故障, 在汽轮机组运行一段时间之后会重复出现类似故障。

针对汽轮机组故障的存在直接导致出现未级、次未级叶片脱落, 故障出现直接导致汽轮机振动增大, 振动频率出现十分明显的增长。通过对故障的分析发现, 部分故障出现完全具有预见性的[1]。

2 发电厂中诊断汽轮机故障的问题

2.1 检测方法

在对发电厂中的汽轮机故障进行检测的过程中, 由于需要在不解体状态下进行运行状态的检测, 其大大增加了诊断的难度。因此需要采用现代化的分析技术对汽轮机故障作出一个全面的分析, 从而为故障诊断与故障预报提供可靠性数据[2]。

但是目前的检测方法, 虽然目前国内外的许多专家学者做出了较为细致的分析, 其中采用到的各种数学方法已经较为先进, 但是在故障征兆的获取方面成为了难点, 主要是因为检测手段已经不能够满足目前诊断的需求, 在这种情况下不能够得到全面的诊断资料, 十分不利于汽轮机的优化, 例如针对汽轮机转子表面温度的测量以及汽轮机组内部内杠螺栓断裂等故障的检测, 在检测方法上还存在一定限制。

2.2 产品性能

在对汽轮机的诊断过程中, 有效了解汽轮机材料的性能十分重要, 这是因为在对汽轮机使用寿命的评价与判断中其材料性能起着十分重要的作用, 只有了解材料性能才能够客观做到对汽轮机的寿命评价。但是, 目前由于汽轮机在复杂的工作环境中性能产生的变化不仅微小还十分广泛, 这种复杂性严重影响后期对汽轮机的维护与维修。

2.3 故障机理

想要快速处理汽轮机故障, 就需要了解汽轮机出现故障的机理。由于处于较为复杂的工作条件, 加上其中存在的较为复杂的故障, 目前在理论研究方面还没有一定的突破, 无法从理论上作出解释, 因此实践起来有一定影响。例如阻碍汽轮机故障诊断技术进步与发展的, 目前尚未良好解决的关羽在非稳定热态下轴系的弯扭复合振动问题等等, 一直是其中的难点。

3 发电厂中对汽轮机故障的具体诊断技术

3.1 选择合适正确的故障诊断设备

振动信号能够直接反应出汽轮机故障, 目前对于汽轮机出现的振动信号的检测最常用的方法是快速傅立叶变换, 该类诊断方法之所以常用的原因是具有对多个平稳信号具有普通适用性。一般不同故障发出的振动信号的频率范围较广, 需要采用到不同可测平了范围的传感器, 给故障诊断工作带来一定的复杂性。在实际的诊断过程中由于大部分信号呈现出非线性特征, 增加检测难度, 而只有准确检测信号才能够判断故障的种类。因此为了能够提高信号检测的精度, 就需要选择合适正确的故障诊断设备, 目前正在发展以及日益完善的有小波变换理论、人工免疫技术、延时嵌陷分析等。

3.2 借助BP网络实现汽轮机故障诊断

利用BP网络实现对汽轮机的故障诊断, 其最主要的核心技术就是模式识别, 由于人工神经网络能够有效解决关于符号推理方面的问题。在BP网络中针对输入值的选择, 范围一般在正负无穷大内, 但是在实际中最好采用标准化的输入与输出, 就是所谓的输入归一化[3]。在对输出值的设定时, 选择区间在[0, 1], 只有在这个范围之内才能够保证网络在测试中计算的输出值接近目标输出值。因此, 不管从哪个角度考虑, 其网络的输入值与目标输出值都应该设定在区间[0, 1]。

例如, 一般汽轮机常见故障为不对中、油膜振动等, 将其作为网络输出, 然后借助振动信号频谱选择其中8个相同频段上的不同频率的谱峰能量为特征量, 组成训练样本。如此一来将BP网络应用到汽轮机的故障诊断中, 提前得到训练的网络只需要通过正向传播计算就能够得到诊断结果。

3.3 D-S证据理论在汽轮机故障诊断中的具体应用

在汽轮机故障当中其转子振动故障中的诊断, 首先利用小波包分析方法对其转子故障进行能量分析以及故障特征的提取, 选取几种典型故障发出的振动信号, 利用小波包分解重构后提取到故障特征参数, 另外针对汽轮机故障表现为不平衡状态下发出的一组振动信号故障特征参数作为待检测量, 借助D-S证据理论就能够得到概率负值函数与不确定度。

4 结语

总而言之, 为了保证发电厂的正常运行, 做好故障的预防与短时间内解决, 不仅需要对常见故障做到全面了解与掌握, 还需要不断引进更加先进的诊断技术, 从在线监测与诊断技术两个方面实现汽轮机组的正常运行, 同时定期做好汽轮机组的维护工作, 有效保证社会和谐。

摘要：我国电力的保障离不开发电厂的正常运行。发电厂借助汽轮机产生电能, 保持发电厂的正常发电作业。其中汽轮机在技术进步的背景下实现了更加现代化的发展, 但是由于出现故障导致不能正常发电, 影响程度随着故障出现时间的持续而增大, 因此做好汽轮机故障的诊断工作显得尤为重要。本文以发电厂中汽轮机故障为中心, 在了解汽轮机出现的具体故障的基础上剖析目前诊断中出现的问题, 结合目前先进的技术提出几点更高效率的诊断应用, 旨在为实际的诊断与维护工作提供切实可行的理论基础。

关键词：汽轮机故障,发电厂,诊断

参考文献

[1]孙逊, 李光辉, 董凤仁.发电厂汽轮机及其辅机设备节能技术[J].中国高新技术企业, 2012.

[2]刘致诚, 原树妮, 程伟亭.超超临界汽轮机调试出现的问题及解决方法[J].能源研究与管理, 2015.

[3]程海明, 吴青, 赵春华.油液监测故障诊断关联规则的挖掘研究[J].武汉理工大学学报 (交通科学与工程版) , 2014.

发电厂汽轮机故障诊断 篇2

摘要

本文主要介绍了我厂开展状态监测与故障诊断工作的缘由、依据与现状，以及近几年所取得的显著效果，旨在进一步提高设备管理水平。

关键词 状态监测故障诊断

近年来，为了提高设备管理与维修的现代化水平，在省设协和油田设备处的大力支持与帮助下，我厂应用状态监测及故障诊断技术，及时发现并解决了许多设备隐患，提高了设备运行可靠度，为电厂长周期、满负荷生产奠定了良好的基础。开展状态监测与故障诊断工作的缘由

1.1 状态监测与故障诊断是一种新的管理理念 电厂生产的特点是自动化水平高、生产连续性强，一旦某台设备发生故障，将迫使机组降低负荷，甚至停机。多年的摔打与磨练告诉我们：单凭眼看、手摸、耳听、鼻嗅等感观经验来判断设备故障已无法适应现代化生产的需要，只有开展状态监测和故障诊断工作才能彻底摆脱这种落后的管理模式。

1.2 状态监测和故障诊断是提高设备管理水平的需要

我厂已搞过8次大修，在检修项目的确立和设备系统部件的更换上，虽然针对性、方向性有了很大提高，但确切性、适宜性、经济性仍有差距。根据“四个凡是”的贯标精神要求，设备、系统的大小修的立项应更具科学性、针对性，减少盲目性，要解决这一问题，惟有开展状态监测和故障诊断。

1.3 状态监测和故障诊断是降本增效的需要。我厂检修费用一年比一年紧缩，降本增效压力逐年递增，如何进一步降低发电成本，是摆在全厂干部职工面前的一个现实问题。从历年大修情况来看，部分单位存在不同程度的欠修和过剩检修。过剩检修意味着工作量加大，费用增加，造成人、财、物的浪费，而欠修将给设备运行带来隐患。开展状态监测和故障诊断可有效避免欠修和过剩检修，做到物尽其用，达到降本增效的目的。

1.4 状态监测和故障诊断是二期投产的需要

我厂二期两台机组相继投产，如果按照过去三年一大修的计划，每年至少要安排一台机组大修，甚至一年安排两台机组的大修。我厂经过8次机组大修，积累了丰富的检修经验，对设备、系统的性能特点有了更深的了解。特别是1999年和2000年的机组技改性大修，使设备的可靠性有了明显提高，基本具备了把机组三年一大修改为四年一大修的条件。延长大修周期的保证是开展状态监测和故障诊断，延长设备使用寿命，避免突发性故障。近几年来，通过实践逐步提高了对状态监测和故障诊断工作的认识，通过对设备定时、定点、定人监测，特别是＃2机组在线监测系统，避免了多起设备事故，更坚定了我们开展这项工作的决心。开展状态监测及故障诊断技术的依据

2.1 状态监测与故障诊断技术的含义

设备的状态监测通常是指通过测定设备的某一特征参数（如振动、温度），来检查其状态是否正常。当特征参数小于允许值时认为正常，否则认为异常。而设备故障诊断技术是通过了解和掌握设备在线使用的状态，结合设备的运行历史，对设备可能要发生的或已经发生的故障进行预报、分析、判断，确定故障性质、类别、程度、原因、部位，指出故障发生和发展的趋势及后果，提出控制故障继续发展的措施，通过采取调整、维修、治理的对策消除故障，最终使设备恢复正常状态。

目前，设备状态监测和故障诊断技术作为现代化设备管理的重要组成部分，是设备管理与维修管理必不可少的手段。尤其是在市场竞争日益激烈的今天，设备维修成本的控制和降低是企业最可挖掘的潜力之一。因此，应用状态监测与故障诊断技术，使预知维修取代传统而落后的事后维修和定期预防维

修是历史的必然。

2.2 贯彻和执行《全民所有制工业交通企业设备管理条例》

《全民所有制工业交通企业设备管理条例》。《条例》第七条规定：“企业应当积极采用先进的设备管理方法和维修技术，采用以状态监测为基础的设备维修方法，不断提高设备管理和维修技术现代化水平”。这一规定为企业开展设备状态监测工作指明了方向，使企业领导和广大职工明确了状态监测技术在实际设备管理中的地位和作用。

状态监测工作的深入和提高，使我们认识到：从计划维修制向状态维修制转换，是设备维修制度和方法的根本性变革，是实事求是思想在维修工作中的具体体现。在维修制度的变革中，职工地位和作用将发生深刻变化，他们将从以往单纯的设备维修的被动者成为设备维修的自主决策者。而状态维修制是建立在准确的状态监测与故障诊断基础上的，尤其是实时在线监测。状态监测工作开展的好坏将关系到能否从计划维修向状态维修转换、转换的快慢和转换程度的问题。我厂状态监测的现状

3.1 离线监测

状态监测现有的主要离线仪器主要有多功能数据采集器及其配套软件、红外热像仪及其配套软件、真空测漏仪和轴承听诊器，对＃2机组的大型关键辅助设备安装了在线监测系统，各运行、检修班组均配置了测振仪、点温仪、转速表等先进监测设备。

根据设备点检分工原则，对设备的检测点制定了检测周期，点检标准和点检路线；对检测回来的数据图象进行分析，并出具监测报告；对有问题的设备除了及时通知有关专业外，还在标准格式的异常报告上，加以详细的文字说明；对应当引起注意的设备缩短监测周期，进行连续的跟踪监测，以便早发现、早处理，防止事故扩大。

另外在机组大、小修前一般都要求全面检查一次，为设备的检修提供参考依据，检修后再全面检查一次，以利对检修质量进行全面的评价。在机组启动过程中如有问题，也要对其跟踪监测，确保机组安全。

3.2 在线监测

状态检修要求在机组设备出现故障之前，及时提出检修请求，避免故障停机和不必要的负荷扰动，最大程度地提高机组的运行可靠性。显然，状态检修需要对机组设备的性能参数，运行情况进行连续跟踪和分析。＃2机组目前已安装实时在线监测系统，实现设备状况跟踪和分析。

3.3 加强培训、不断提高监测水平

设备状态监测工作的普及、深入和提高，关键在人员的素质。我厂非常重视状态监测技术人员的培训工作，采用厂内办班、厂外学习、请进来走出去等各种方式，不断提高监测人员的素质和业务水平。比如99年在处理#1发电机振动过大时，培训中心抓住机会在全厂范围内举办了振动讲座，请西安热工研究院的施维新高工授课。施高工在99年9月11日授课时并没有讲什么高深的理论，其中心内容就是诊断思路与诊断方法问题，诊断思路正确与否、诊断方法是否得当将直接影响诊断的准确性。这次培训让诊断人员受益匪浅，使他们的诊断水平跨上一个新的台阶。

我厂为适应新上两台机组的需要，于2002年对原输煤系统进行了改造，其中#6皮带新装一台电机，试运时振动高达230μm，施工单位和电机购置单位各执一词，通过测试，谐波能量集中于基频，这是转子不平衡的典型特征，但诊断人员并没有过早的下结论，而是按照诊断的思路与方法，首先检查了电机基础的动刚度，发现电机与基础之间的垫铁不平整、放置的位置不对，导致连接刚度不足；电机基础为钢架焊接结构，其支承刚度严重不足，为了证明这一点，将电机置于地面上试运，测得振动仅为12μm。因此确诊为新购电机本身没有问题，而电机基础的动刚度严重不足，应采取措施加固基础。施工单位对电机基础灌浆后，电机振动降至20μm以下。

2003年8月份，管理局在海洋设备年审时，检测到船舶公司151船#2柴油机发电机振动高达287μm，尽管谐波能量集中于基频，但诊断人员利用正向推理方法迅速而准确的将主导故障锁定为基础动刚度不足，为船舶公司解决一生产实际问题。应用状态监测及故障诊断技术所取得的效果

根据工作记录进行的不完全统计到目前为止，状态监测与故障诊断办公室共发现现场设备故障隐患182起，这无疑为我厂的安全生产、避免直接或间接经济损失发挥了重要作用。

1、现场动平衡真空系统测漏

据不完全统计，98年以来利用数采器进行现场动平衡达107次，汽轮机真空系统查漏28次，发现漏点多处，检修人员根据泄漏程度，借停机、大小修之际，进行了处理。这不仅延长了设备的使用寿命，而且彻底改变了过去请人来做动平衡和查漏的做法，为我厂节约资金120.2万元。

2、轴承故障

据统计，98年以来共发现轴承故障32次，通过跟踪监测、对症下药，都极大限度的延长了轴承寿命。其中较为严重的轴承故障有两次，至今使我们记忆犹新。2001年2月至4月期间，＃1机组甲吸风机运行状态极不稳定，自由端轴承轴向振动在40～180μm内波动，经频谱分析，结合相位测试与润滑油铁谱分析，认定该轴承内圈松动，检修时发现轴颈严重磨损，修补后，振动只有50μm；2002年7月，＃1机组甲吸风机按计划进行检修后，轴承座垂直、水平方向振动均不足30μm，但轴向振动高达204μm，且极不稳定，故障诊断人员利用正向推理方法，找出了故障所在，更换偏转的轴承后，振动降至20μm以下，使风机及时恢复运行。

3、电气故障

据统计，近几年共发现电气方面的故障隐患43次，为领导决策提供了依据。1998年7月27日故障检测人员运用红外线热成像仪进行设备例行检查时，发现#1主变压器110KV侧A相套管将军帽处最高温度62.1℃，与B相相同处温差26.4℃，当时进行紧急停电抢修，解体检查发现A相穿缆软线断线30余根，故障处因严重过热，穿缆软线已严重变黑，油质碳化严重，避免了一场重大事故；2004年9月22日，发现#1主变A相套管将军帽顶部温度高达108.6℃,最高温升80.6℃, 与B、C相相同处温差55.6℃，后经解体检查证实引线铜螺杆已严重变色。

这些隐患的发现与排除，给我厂带来的经济效益是无法估量的，但这无疑在我厂创建达标电厂和一流电厂的进程中起到了积极促进的作用，为我厂长周期安全、经济、稳定运行作出了重大贡献。结束语

发电厂汽轮机故障诊断 篇3

【关键词】发电厂 汽轮机 故障问题 处理措施

汽轮机的工作原理是将蒸汽作为主动力，通过其散发的热能转换成机械式的旋转运动，汽轮机被广泛地使用在现代火力发电厂中。随着社会经济对电力资源供应量的需求不断扩大，电厂汽轮机的稳定运行成为保障电力厂实现持续供电的一个关键要素，这需要电厂维修部门能够及时排除汽轮机运行时的各种故障。因此，如何提高汽轮机的维修和故障处理就成为电厂维修部门人员所要思考的问题。

一、电厂汽轮机的操作注意事项

（一）自动主汽门操作注意事项

1、一旦在汽轮机中缺少高压油的灌输，汽轮机的主汽门就无法实现正常启动。只有在接通高压油路之后，并保证机组内部的各保护装置处于正常的工作状态，自动主汽门才能够正常开启。

2、由于突发故障导致的汽轮机停机，自动主汽门也会随之关闭，如果工作人员需要重新打开主汽门应该注意必须将主汽门的手轮旋转至全部关闭的位置，等到汽轮机运转速度降低到危机保安器复位后的转速以下，并且打开保安器的保护装置后，自动主汽门才能够再次被启动。如果在没有等到汽轮机降低至危机保安器运转速度就擅自开启自动主汽门，是无法成功的。

（二）汽輪机热态启动时注意事项

1、在热态启动之前，要对汽轮机中的管道实施预暖工作，提升整台机器散发的蒸汽温度，从而避免汽轮机外部的金属部件由于受热不均匀存在的温度差异，而出现各处膨胀变形或收缩变形不一致的现象。

2、汽轮机使用的润滑油温度一定要保证足够高的温度，使其能够形成较厚的润滑油膜，通常来讲温度值必须保持在35℃以上。

3、凝汽器应该尽量处在真空的环境下，使排气温度呈现出下降趋势。另外，在抽汽器启动前，也要将送入轴封内的蒸汽抽成真空。

二、电厂汽轮机的常见故障及处理措施

（一）液压控制系统故障和处理

液压控制系统是基于电机提供的动力，使用液压泵将机械能转化为压力，输送液压油。液压控制系统的常见故障问题主要表现在油温过高而产生的报警现象，或者是油动机在闸门关闭之后不能够按照指令打开调门。导致油温过高的原因是冷却水温的液压控制器的溢流阀门卡死或冷却水阀门故障；而无法正常打开调门主要是因为汽轮机的OPC、AST和DEH控制系统故障造成的。

面对液压控制系统出现的故障，维护人员需要及时对溢流阀进行更换，或者在溢流阀没有出现严重损坏的情况下对设定值进行重新调整，在经过冷却水温度及热应力关系调节后的基础上保证各种阀门运行正常。一旦液压控制系统的阀门出现问题应该立即联系维护部门来检查处理，维护人员会针对伺服阀卡、活塞卡、进油阀等设备进行检查，并根据实际情况排查故障，对油泵、油箱、滤油机等润滑油容器统一清洗，防止油系统中阀门的油污堵塞。

（二）汽封片的故障和处理

汽封片是汽轮机中的密封装置，它的主要功能是防止阻隔汽轮机与外界空气的接触。汽轮机在长时间的工作运转之下，汽封片容易损坏或者变形，一旦汽封片发生故障，就会导致汽轮机的内部蒸汽泄露等问题。汽封片有隔板汽封片和转子汽封片，隔板汽封片损坏后只能够重新更换，转子汽封片的损坏大多数是因为在检修过程中有金属块杂物掉入到汽轮机内部而产生的。

汽封片的故障处理重点在于做好预防。工作人员在检修时，必须严格检查汽轮机内部的各个零部件，确保金属杂物不会掉入其中。如果碰到汽封片已经损坏的情况，应该立即停止汽轮机运转，将汽封片损坏处的齿部扯去2mm左右把它凿平。为了能够符合原有的汽封齿高度，工作人员将汽封齿槽再加深2mm，这样一来，汽封片磨损处的轴径在检修前小了4mm。

（三）汽轮机进水的处理和故障

在进气温度下降到一定范围之内时，汽轮机进气会产生大量的水，这些水的强大冲击力会折断汽轮机的叶片和增强轴向推力，甚至是造成轴承中轴瓦钨金的损伤。

工作人员如果发现汽轮机进水现象，必须立即停止汽轮机运转并将真空环境破坏掉，汽轮机全部的疏水门和蒸汽管道保持开放状态，检查回油温度和轴承钨金温度是否超出控制范围。另外，汽轮发电机组在脱扣停止进汽后，转子会依靠自己的惯性发生继续转动的现象，工作人员要对其中的真空变化和转子继续转动的时间做正确记载，转子惰走时参照汽轮机的内部声响对轴向的移动方位数值进行测定。

结束语

总而言之，电厂汽轮机在电厂发电生产中的地位非常重要，一旦汽轮机发生故障就会影响到发电厂生产的经济效益，甚至造成重大的经济损失。因此，汽轮机的维护和故障处理就成为电厂日常管理工作的重中之重。

【参考文献】

[1]尹鲁，李明涛.浅谈汽轮机的常见故障及检修方法[J].中国新技术新产品，2011（08）

[2]郭天霞.汽轮机常见故障排除方法与分析[J].黑龙江科技信息，2011（20）

[3]孔德丰，张中琼.浅谈影响汽轮机热效率的安装因素和处理方法[J].机电信息，2011（21）

火电厂汽轮机常见故障诊断及检修 篇4

汽轮机作为火电厂的主要组成设备, 按照汽轮机的热力学性能主要可分为抽气式、背压式、凝汽式、蒸汽汽轮机等。汽轮机主要是将化石燃料燃烧所产生的内能转化为转子转动的机械能, 最后转化为电能的装置。工作过程中首先将化石燃料燃烧, 加热锅炉中的水, 使液态水受热转化为水蒸气, 进入汽轮机内通过气体膨胀对外做功, 推动转子转动, 驱动发电机做功。膨胀后的水蒸气由排气阀排出, 经过冷凝器转化为水以供循环使用。

2 汽轮机的常见故障诊断和检修

汽轮机的常见故障包括汽轮机异常振动、汽轮机超速转动、汽轮机的油系统故障、汽轮机凝汽器系统故障、现对其进行一一阐述。

2.1 汽轮机异常振动及检修

导致汽轮机异常振动的原因有很多, 主要包括转子质量的不平衡、汽轮机轴承座的安装、轴承的安装精度问题、汽轮机滑销系统间隙控制等多个原因。转子质量的不平衡导致转子在转动时有离心力的产生, 会使机体产生周期性的振动。对此应使用动平衡调试的方法调整转子质量, 在离心力相反的方向上添加附加质量以平衡离心力, 使离心力的合力为零。

对于轴承的安装精度问题, 汽轮机中一般都会使用可倾瓦式的转子轴承, 良好的稳定性、能够在一定程度上防止油膜的震颤等是这种轴承独有的优点。可倾瓦式的转子轴承在工作时可以进行一定程度的自由摆动, 吸收一定的振动, 从而增强了机体的支撑柔性, 具有减震的特点。在安装时要注意轴瓦与轴承盖之间预紧力的大小预紧力过大或过小都会影响汽轮机的正常工作, 过大的预紧力会造成机械零件的变形, 增大接触应力, 加快零件的疲劳损坏;预紧力过小则无法到达紧固的目的, 导致零件的相对颤动。

对于汽轮机的滑销系统的间隙控制, 由于汽轮机工作时会伴随高压、不同温度的工作环境, 这会导致汽轮机内气体膨胀, 使缸体内壁受力发生形变, 导致缸体的中心偏移, 使缸体受力不均匀, 出现汽轮机的振动, 滑销系统是为了减小这种缸体因受力发生中心偏移的现象, 在安装滑销系统是必须准确控制滑销系统的间隙, 使缸体在受热或受冷时均能保证中心不变。从而控制汽轮机的异常振动。

2.2 汽轮机的超速转动及检修

汽轮机是工作在高速转动条件下的机械设备的精密组合, 汽轮机是机械的原动件, 承受着巨大的外力矩, 在汽轮机工作时一旦调节系统发生失效, 导致汽轮机转动速度异常增大, 则会发生严重的后果, 将使机械承受的实际应力大于许用应力, 会导致叶片甩落, 轴承遭到损坏, 转子折断, 严重时还会导致整个机组的损毁, 造成安全事故的发生。汽轮机超速将会是对工作人员的人身安全和机械设备损坏的重大事件。

为了保证调节系统的正常工作, 避免出现汽轮机的异常超速, 必须在汽轮机中使用保安系统, 进行监控转子的转动速度, 一旦速度超出一定范围, 就会触动保安系统进行工作, 制止转子速度的继续提升, 用以保证转子的速度始终保持在一定的范围内, 这是防止转子速度异常的有限方法, 因此在每次汽轮机的检修或者是组新安装时, 机组人员都要检查保安系统是否正常工作, 必要时要进行转子的超速试验, 以检测保安系统的正常工作。

2.3 水冲击对汽轮机的影响及维修

汽轮机中进入一定量的水或冷的水蒸气, 会给汽轮机设备带来比较严重的损坏, 冷的水蒸气凝结成水在汽轮机中会对汽轮机的叶片造成破坏, 使内部零件发生相互磨损、锈蚀, 轴承受损, 还会导致缸体内壁发生变形, 使汽轮机工作失效。因此应当对汽轮机进行防水保护, 一旦在汽轮机中已经注水则必须立马采取措施进行处理。

汽轮机工作时要特别注意蒸汽的压力和温度的变化。一旦蒸汽温度发生下降, 并降到规定最低温度之上时必须立马采取措施, 检测降温原因, 当温度降到50℃时, 要马上做紧急停机处理, 并且监视水位变化, 一旦有汽轮机进水危险则要立即切断可能进水的水源, 保证疏水系统的通畅, 在最短时间内排除隐患, 同时要定期检查加热器的运行状态, 保证加热器处于良好的工作状态。

2.4 油系统故障及检修

汽轮机中的润滑油一般用来减轻摩擦, 减小磨损。一旦润滑油的油质发生过度氧化, 使油质量降低或润滑油中混入过多杂质, 将会很大降低润滑油的功能。导致轴颈和轴瓦的接触部分摩擦增大, 零件表面粗糙度增大, 容易发生破坏。一旦发生油系统的破坏, 则应先对轴颈与轴瓦的接触部位进行焊厚处理, 再进行摩擦抛光处理。在汽轮机的检查过程中, 要注意过程中的清洁处理, 保证油系统的清洁, 同时在安装检修轴瓦时, 需要将轴瓦用洗涤剂进行彻底的清洁洗净, 并将空气压缩对轴瓦进行吹净处理。在轴承箱的清洁处理中, 需将轴承箱中存储一定量的油 (轴承箱清洁) , 再对箱体使用面粉团进行清洁。

2.5 凝汽器的故障及检修

汽轮机的热效率取决于凝汽器排泄气体的压力, 汽轮机的热效率更是与其真空度有着密不可分的关系。凝汽器的温度和汽轮机的温度两者基本保持同步。在冷凝过程中, 受热面积在一定程度上可以决定冷凝效果的好坏。因此, 一旦冷凝器出现故障将会极大地影响汽轮机的工作状况。冷凝器一般会由于结垢积累出现故障, 当结垢生成后, 会使凝汽器的阻力变大, 从而降低了冷凝效果。当结垢积累到一定程度后, 会严重阻碍凝汽器的工作, 造成真空度降低。一旦发生这种情况后, 则要采取物理化学方法处理结垢, 一般要使用一定量的专用化学试剂对管道进行彻底的清洗, 多次清洗后保持水温在40 摄氏度, 对清洗液进行酸度测定, 如果前后两次测得酸度不同, 则需继续清洗, 直至相同为止, 擦拭并清洗干净。

3 结束语

汽轮机是火力发电厂的重要设备, 汽轮机的正常工作与否将会直接影响发电质量高低, 这将极大地影响国家的生产和正常秩序的维持。因此, 保证汽轮机的正常工作具有重要意义, 一旦汽轮机发生故障, 要以最快的速度进行抢修以维持正常的供电。在日常维护中, 要注意容易发生故障的环节, 定期对汽轮机进行检查以保证正常工作, 同时要不断更新汽轮机的检修设备和技术, 提高汽轮机的工作效率, 是汽轮机能够更好地工作, 提高发电厂的供电质量, 更好地服务生产发展的需要。

摘要：汽轮机作为大功率机械, 在运行过程中一旦出现故障将会给发电厂带来极大的经济损失, 甚至会有安全事故的发生。因此, 对汽轮机的常见故障诊断和检修十分重要。本文针对汽轮机工作时的常见故障进行了分析, 并给出相应的故障检修方法, 对于保证汽轮机正常工作有着重要意义。

关键词：火电厂,汽轮机,故障诊断,检修

参考文献

[1]刘璐.火电厂汽轮机常见故障诊断及检修[J].中国新技术新产品, 2013.

[2]黎立政.浅析火电厂汽轮机常见故障的发生原因及检修方法[J].知识经济, 2012.

汽轮机通流部分故障诊断方法研究 篇5

【关键词】汽轮机；流通部分；故障诊断；主元分析；粗糙集

1、引言

运用蒸汽将热能转化为机械能从而完成工作任务的汽轮机，是如今火力发电厂使用的最广泛的原动机。如果汽轮机出现故障，将严重的影响到火电机组运行的可靠性和经济性，所以汽轮机部分故障诊断一直是人们关注和从事研究的重头戏，现在使用最广的方法有振动诊断法和热力参数诊断法。在汽轮机流通部分发生故障时，最先表现出的是温度、压力等的变化，因此热力参数诊断法一般用于发生故障早期的诊断，如果到了后期，将会出现振动参数的变化，此时采用的是振动诊断法。因为流通部分的故障可以发生在任何一个工况上，所以对诊断造成一定困难，这就要求监测系统有一定的智能性，可以自主进行监测诊断。而流通部分的热力参数为监测提供了有力的保障，那么如何更好的将这些参数为我们所用，从而减少不确定因素的发生，避免机组的经济性降低，保障可靠性的稳定，这是一下文章要解决的问题。

2、汽轮机流通部分故障模拟分析

2.1采用主元分析法进行特征提取

由于系统中的特征参数间存在有不同的相关性，所以对特征参数运用特征参数法进行提取时，可以减少相关性的出现和剔除冗余。之后运用聚类分析，如此可以为之后很大的减少工作量。

2.2采用聚类分析法诊断故障

聚类分析是一种数学方法，就是用来把所要研究的对象进行一定条件的分类。在汽轮机流通部分故障诊断时，使用聚类分析，就是分类故障，寻找相同和相似之处，减少工作量。

3、基于粗糙集的故障诊断规则的建立

3.1故障诊断觉此表的建立

有常见的故障特征，再结合以上运用聚类分析中分类得出的数据，构成故障模式类故障诊断决策表，用粗糙集理论，对其约简，从中得到有用信息。

3.2诊断规则的提取

有上述工作得到诊断决策表后，提取有用信息，形成故障模式类诊断规则中所包含的故障诊断规则的前提条件。它的规则表示如下：若“负荷正常”则“调节级压力偏高”、“高压缸排汽压力偏低”、“调节级压差偏低”“轴向位移偏高”有“故障为高压缸级组结垢”。

3.3加权模糊逻辑算法的运用

在故障的诊断过程中，那种非黑即白，非真即假的逻辑一般是不可取的。在汽轮机流通部分故障中往往存在许多的模糊不清，残缺断片的知识体系，它们是不具备有具体的形态，无法准确的计算与判断的。因此，在故障诊断中，我们引入了加权模糊逻辑算法的计算，对我们所得到的规则，进行逐条推理判断，得到需要的真度，然后对所得结果排序，把排序后可能性就是真度最高的那个规则，我们说这就是最后结论，在计算过程中，我们必须保证它们的外界条件必须相同，就是具备有相应的条件属性，确保其准确可信度足够。

4、故障征兆的表示

针对于故障征兆，我们就热力参数正常工作时的工作范围进行研究。在使用计算机自动获取故障征兆，从而建立起隶属度函数的过程中，需要知道热力参数监测范围，报警值和跳闸值等。但有时候为了方便，监测数据只有报警值和跳闸值，如此这就为我们带来了一定的困扰。所以就需要计算热力参数正常工作时的工作范围。

一般的，我们可以看到，发电厂中的热力参数值在一个平均值附近来回振动，随机变化，若我们将其当做一个随机过程，且这些数据满足近正态分布规律，我们就可以用“3σ规则”来确定它们的正常工作范围了。

5、诊断流程

就本文而言，其所对应的诊断流程是：

（1）有负荷与故障检测参数正常工作的关系曲线，需要求出所对应的参数范围，再结合运行规定，建立隶属度函数。

（2）取出发生故障时的监测函数，进行隶属度函数模糊化。

（3）对已经进行模糊化的监测参数运用主元分析法进行提取，得到相对应的主元特征。

（4）计算故障主元特征，求得与故障模拟类中心的贴近度，找到对应故障所属的故障模式类。

（5）按照故障模式类规则库中的诊断规则，进行挨个检查，逐一排查，计算出对应结论的准确度，得到真度最大的故障模式，就是所要得到的故障模式。

6、结论

综上，我们提出了一种变工况下汽轮机通流部分故障诊断的方法。利用提取的主元特征对通流部分的几种常见故障模式进行分类，用粗糙集建立决策表，用知识依赖度来分配轻重，如此克服了主观上的缺陷，是得到的结论更加具有客观性，事实性。

同时我们使用了Q-Q图还有“3σ规则”在结合运行规程中的规程制度确定出隶属度，求得相对应的隶属函数。运用曲线拟合的方法，求出工况和监测函数间的映射关系，使得隶属度函数具备智能性，如此可以解决相对应我们开始所说的故障时，监测系统自动捕捉工况出现的故障，方便之后的维修等的进行，极大的方便了用户，也减少了企业的损失。

参考文献

[1]武东，汤银才.寿命分布的PP图[J].数理统计与管理，2004年05期.

[2]叶军.基于Vague集相似度量的汽轮机故障诊断的研究[J].中国电机工程学报，2006年01期.

[3]李培强，李欣然，陈辉华，唐外文.基于模糊聚类的电力负荷特性的分类与综合[J]，中国电机工程学报；2005年24期.

发电厂汽轮机故障诊断 篇6

汽轮发电机组振动故障诊断是根据相关的数据和信息对故障定性, 进而对其产生的原因或机理做出判断, 并确定解决措施和实施处理方案。

过去对机组振动故障处理的历史和经验教训说明, 对振动故障的定性一般并不困难, 但在确定故障的具体原因时, 由于对造成故障的机理分析有分歧, 使得误判有时会发生。因此, 机组振动故障的诊断除需要现场的经验外, 还应该掌握一定的基础理论和科学的分析能力, 这样才能快捷地找出故障的确切原因, 提出正确的根治措施。而且, 近年来我国的大容量火电机组正向超临界压力发展。大容量的超临界汽轮发电机轴系长, 支持轴瓦数量多。例如, 绥中800MW超临界汽轮发电机为单轴五缸, 转子总长为59.5m。这样, 大机组的轴系振动变的更为复杂, 具有一定的特点。希望通过此机组振动故障的诊断, 对同类型的超临界机组的振动故障的分析起到指导的作用。

2 设备介绍

2.1 汽轮机主要设计技术参数

绥中发电有限责任公司安装两台前苏联生产的800MW燃煤汽轮发电机组。汽轮机为列宁革勒金属工厂制造的K-800-240-5型, 该型汽轮机为超临界、单轴五缸、 (一个高压缸, 一个中压缸, 三个低压缸) , 六排汽、具有一次中间再热, 8段非调节抽汽, 凝汽冲动式汽轮机。

3 机组振动故障的诊断

3.1 绥中#2机的振动分析

在绥电公司#2机的停机过程中, 我们对机组的轴系进行了振动监测。通过对数据进行全面分析, 我们认为#2机组在振动方面主要存在如下的问题:

3.1.1 #1轴承在过临界转速时振动大

图1~4为#1和#2轴承惰走过程的轴振曲线, 从图中我们就可以看到#1和#2轴承1X在1180~1400r/min区间振动峰值为300微米左右, 1Y在1650r/min振动峰值最高为352微米, 2X和2Y在通过一阶临界转速时振动不大。从图4还可看出2Y中存在着大量非基频的成分, 经频谱分析, 发现其中含有大量2X、3X、4X、5X高频成分。

我们通过对#1和#2轴承在惰走过程的瓦振的测量, 发现2瓦垂直振动在1580r/min峰值为72.9微米, 而1瓦在通过一阶临界转速时的振动却不大。

由于1瓦过一阶临界转速时的轴振大、瓦振不大, 而2瓦正好相反, 在过一阶临界转速时的瓦振大、轴振不大, 从上述的数据来看, 绥电公司#2机组的高压转子存在着较大的一阶不平衡。我们认为这有两种可能:一是高压转子叶轮顶部有损坏, 一是高压转子存在热弯曲。

从1瓦和2瓦振动数据上看, 其中含有部分低频成分, 这说明了1瓦和2瓦的稳定性不太好。

在机组惰走到低转速时, 我们测量到1瓦的1X晃度为61.5微米, 1Y晃度为42.1微米, 这还说明1瓦在轴颈处的晃度超标。

由此, 我们建议一是在机组检修时进行揭缸, 检查汽轮机大轴的高压转子, 叶轮是否有损坏, 发生了转子质量的不平衡;高压转子是否存在塑性弯曲;转子上是否存在横向裂纹。二是检修时重点检查1瓦和2瓦, 包括瓦面、顶隙、侧隙、紧力、标高, 要求检修后达到规定的标准。三是1瓦轴颈处晃度要求检修后达到规定的标准。四是如果有必要, 高压转子可考虑作动平衡, 从而更好的解决#1和#2轴承振动大的问题。

3.1.2 #7轴承振动大

图5~6为#7轴承惰走过程的振动曲线, 从图中我们可以看到#7轴承的7X上, 在通过1780r/min时振动峰值为206微米, 而且, 随着转速的增加, 振动值略微有所增长, 7X在3000r/min振动上涨为218微米。7Y在1780r/min时振动峰值为129微米, 7Y在3000r/min振动为190微米。我们还测量到7瓦垂直振动在3000r/min为50微米。

我们分析:7X、7Y过一阶临界转速后的振动值并不减小, 反而逐渐增大, 这很好地说明了一阶不平衡、二阶不平衡以及外伸端不平衡都对#7轴承振动存在着影响。

在机组惰走到低转速时, 我们测量到6X晃度为82微米, 6Y晃度为37.7微米, 7X晃度为96.9微米, 7Y晃度为58.5微米, 由此可见6瓦、7瓦处的轴颈晃度是超标的。

通过上述数据的分析, 我们建议#2号机组停机后, 测量6瓦、7瓦轴颈处的晃度, 6瓦侧、7瓦侧对轮的晃度, 以及6、7瓦之间两个短接的4个对轮的晃度。对晃度超标的进行处理后, 要求达到检修规定的标准。建议在机组检修中更换6、7瓦侧对轮螺栓, 应采用强度更高的螺栓。并且, 在#2机组检修完毕后, 进行轴系动平衡, 以便更好的降低#7轴承振动, 保证机组的安全稳定运行。

3.2 绥中#2机C级检修后的振动分析

绥电公司于2007年#2机组C级检修时, 在7瓦侧加重305克/70度, 8瓦侧加重305克/25度反对称配重, 但是从加配重前后的实际数据对比来看, 加配重后机组振动状态不如加配重前, 没能达到预期的效果, 以#9瓦垂直瓦振变化最大最大时曾达到6.02mm/s, 只能靠降低凝汽器真空来减小#9瓦垂直瓦振, 在12月25日#2机组停备期间将这对反对称配重取下, 从处理效果看, #9瓦垂直瓦振及#7瓦、#10瓦水平轴振较C修后都有所好转, 但是#9瓦垂直瓦振没恢复到C修前水平。

#9瓦垂直瓦振变大的可能原因分析:一是#2机组C级检修时加配重产生了部分影响;二是在#2机C级检修时, 低发对轮找中心时#12瓦轴承座底部垫片去掉0.50mm, 相应的励磁机底部垫片变化较大, 虽然低压缸发电机、发电机励磁机对轮中心都在标准范围内, 但是发电机转子重86吨、#3低压转子重36.2吨, #12瓦轴承座的标高发生变化影响到了轴系的负荷分配;三是#9瓦本身可能存在问题, 存在紧固件松动, 轴瓦紧力变化, 乌金磨损、脱胎的可能。

由此, 我们认为, C级检修后#9瓦垂直瓦振变大不完全是加的配重的关系, 将配重拆下后也没恢复到原来水平, 同样道理, 在#2低压转子上加配重也无法解决#9瓦垂直瓦振大的问题;凝汽器真空变化能够使汽缸变形, 进而使轴瓦负荷发生变化, #9瓦垂直振动随真空减小而减小, 从一个侧面说明现在#2机轴瓦负荷分配存在不均, 大修时要做好#2机轴瓦负荷分配工作, #9瓦位置要适当抬高。

4 结论

通过对绥中发电有限责任公司的俄制800MW汽轮发电机组振动故障的分析, 掌握了大容量超临界压力机组振动典型、常发故障的诊断技术, 能够迅速地找出故障的确切原因, 提出正确的根治措施, 从而保障了机组长周期的安全稳定运行。此诊断技术不仅为汽轮发电机组振动设计提供了良好的现场经验, 更值得国内同类型机组的借鉴。

摘要：文章主要介绍了汽轮发电机组振动故障诊断种类, 并对绥中发电有限责任公司#2机组的振动故障进行了诊断, 提出了正确的根治措施, 为汽轮机发电机组振动的设计提供了良好的现场经验。

关键词：汽轮发电机组,振动,故障诊断

参考文献

发电厂汽轮机故障诊断 篇7

1 轴系结构

某热电厂2号机组是上海汽轮机厂和上海电机厂生产的50 MW供热机组。汽机转子由1、2号轴承支撑,椭圆轴承,发电机两瓦为3、4号轴承,圆柱轴承,励磁机两瓦为5、6号轴承。轴系结构如图1所示。

机组投运以来,经历大小修各一次,小修中更换了励磁机转子,振动一直正常,1~4号瓦垂直振动均小于20μm。2号机组经常处于低负荷状态,带高负荷时间不多。

2 突发性振动现象和特征

机组在一次带高负荷时,1~4号瓦突然出现大振动,运行人员减小负荷,振动消失。经过数小时运行,增加负荷时,大振动再度出现。用手持测振表测量,发现振幅以3号瓦为最大,为200μm,其余3个瓦振较小;频谱分析表明,高振动的主频约为20 Hz。然后使用本特利DAIU-208测振仪对机组在带负荷工况和升降速过程的振动状况进行了全面的测量。

图2为发生大振动时1、3号瓦的时间趋势图,图3为振动时1~4号瓦的瀑布图,图4为振动时1、3号瓦的频谱图。

2号机组的振动特征是:振动是突发性的;大振动频率成分以20 Hz低频为主;振动突发时以3瓦振为最大,其余次之;4个瓦振动发生的时间相同,观察不到先后;负荷减小或转速减小,振动消失。

为进一步确定振动性质,又对升降速过程振动进行了分析,得到的升降速波特图如图5所示。

3 振动性质与振动原因分析

高速旋转机械设计和运行中的一个主要问题是控制和降低轴系的强迫振动响应,同时还存在另一类同样重要的问题:转子动力失稳和自激振动。

汽轮发电机组轴系临界转速、不平衡响应和稳定性共同构成了机组的动态特性,它们直接决定了机组在工作状态下和启停机过程中转子、轴承的振动状况,是设备安全可靠性的一个重要方面。

对机组轴系的临界转速和不平衡响应,无论在设计阶段还是实际运行中,都早就有了一些成熟的方法和经验来控制它们。

相比之下,稳定性问题出现的较晚,最早是在20世纪20年代。GE公司为高炉设计制造的新型透平压缩机运转中出现了转子动力失稳现象[1]。GE的工程师经过数年的研究才确定问题出自转子材料的内阻和套装转子部件之间的摩擦。在进行这些研究的同时,开始对径向油膜轴承所造成的油膜振荡失稳有所认识。

转子动力失稳和自激振动通常表现为下列特点:(1)振动频率为次同步或超同步,与转子转速非同步;(2)自激振动的频率以转子本身的固有频率为主;(3)多数为径向振动;(4)振幅可能发生突然急剧增加;(5)振幅的变化与转速或负荷关系密切;(6)失稳状态下的振动能量来源于系统本身的能量。

对于旋转机械,自激振动的种类有涡动或振荡、参数失稳、干摩擦颤振以及强迫振动失稳等。在汽轮发电机组转子轴承系统中,造成转子发生动力失稳的作用力很多,常有这样一些(不包括参数时变造成的失稳):动压轴承-油膜振荡、密封-类似于油膜振荡、转动部件内摩擦、叶轮顶隙造成的气动力(Alford力)、空心转轴内滞留液体、干摩擦、扭转涡动(扭矩作用在一个不对中的转轴上所致)和螺旋涡动颤振。

汽轮发电机组轴系稳定性直接关系到机组的安全运行和设备的可靠性。稳定性能低劣的机组,轻者可减少发电时数,增加检修费用,重者将导致重大毁机事故。

可以使汽轮发电机组转子产生发散运动的部位有轴承、轴端及通流部分的汽封、热套配合面、材料内阻等,转子所发生的失稳分别被称为油膜振荡、汽流激振、摩擦自激等。国内外机组实际运行情况表明,汽轮发电机轴系主要的失稳型式是油膜振荡和汽流激振。

实际机组稳定性状况与制造、安装及运行有关。加工时过大的误差可能会使原本设计正确的轴承稳定性能降低;安装时对扬度、轴承标高、轴承载荷等重要指标的控制同样可以直接影响到机组稳定性;运行参数对稳定性也会造成暂时性的影响。

在影响机组稳定性的诸因素中,轴承是决定因素。滑动轴承中的油膜除了产生压力支承整个转子外,还产生阻尼力抑制转子振动。在一定条件下,阻尼低的轴承支承的转子会发生油膜振荡或类似性质的半速涡动。

现场机组处理经验表明,造成汽轮机组失稳的原因通常是多方面的,而非单一因素所致。导致轴系失稳的扰动力可能来自轴承、转子的内摩擦、流体力等。仅就轴承的扰动力来看,这个力取决于转子-轴承的系统阻尼,取决于轴承油膜交叉刚度的量值,还取决于转子转速与临界转速之比。

根据对2号机组振动测试数据,可以初步确定振动为转子失稳。根据(1)负荷变动引起振动或减小,(2)低频这2个特征看,像是汽流激振,但从3号振幅最大看,振动似乎以发电机转子为主,而不是以汽机转子为主;另外,20 Hz的自振频率和汽机转子固有频率22.3 Hz(1 340 r/min)不符。因而无法肯定振动性质为汽流激振。

如果是油膜振荡,应该和转速相关,而不应该是由负荷变动引起的;振动频率可以低于半速频率或发电机的固有频率。

升降速测试结果显示,该机组汽机和发电机的临界转速均为1 330~1 350 r/min,无法以此来判断振动是以汽机转子还是以发电机转子为主出现。

正在难于最终确定振动性质的时候,停机前做的打闸降速-升速试验表明,转速升到3 000r/min时再次发生了低频振动,这次和带负荷无关,根据这种现象,很快基本确定了振动是油膜振荡。

故障性质和原因的完全确认还需要根据解体检查的测量值。

造成油膜振荡的原因是轴承。鉴于2号机组是在已经正常运行2年后的现在才发生油膜振荡,分析其原因,一个可能是轴瓦磨损,使得轴承间隙变化,垂直方向间隙增大,形成了立椭圆,稳定性恶化,发生油膜振荡;另一个可能是轴承脱空,负载减小,轴颈在轴承中的偏心率减小,稳定性降低,引起油膜振荡。如果是后者,则用负荷变化做为起因可以解释。负荷变化引起汽机转子上抬,1、2号瓦负载减轻,同时牵连3号瓦负载减轻,在轴承稳定性本就降低的情况下,负荷变化对轴系的扰动导致3号瓦发生油膜振荡。

检查各瓦瓦温、回油温度发现,3号瓦的这两个温度相对都低,瓦温61℃、回油温度51~53℃,相邻两瓦瓦温大于66℃、回油温度大于56℃。

根据振动数据,可以排除叶片飞脱,进入复水器检查末级和次末级叶片,没有发现问题;检查平衡块,也没有问题。可以排除通流碰磨,碰磨虽然也有突发性,但不会以20 Hz的低频为主。

如果上述推断的结论成立,解体后应该在轴承上发现问题。

机组温度降下来解体,对4个轴承的顶隙、侧隙的检查,基本和厂家设计值、4月份小修回装测量值符合,没有发现明显问题;扬度检查2号瓦较上次测量值增大,其余各瓦扬度没有问题;对轮张口没有变化;但发现3个重要情况:

(1)对轮中心圆周偏差由0.04 mm变化到0.78mm,即汽机对轮中心高出发电机对轮中心0.39mm。

(2)2号瓦、4号瓦下瓦乌金表面磨损严重,3号瓦面磨痕轻;

(3)3号瓦块翻转约7 mm,4号瓦块翻转约1mm,2号瓦块没有翻转。

这些情况表明,3号瓦脱空;大振动以发电机转子为主。

关于2号机组振动性质和原因,可以确定为以3号瓦为主的发电机转子的油膜振荡;3号瓦负载过轻,造成3号瓦稳定性降低,产生油膜失稳。

至于3号瓦脱空,相对标高变化的原因,尚待进一步分析。

4 处理方案确定、实施及处理结果

根据对振动原因的分析意见,确定并实施了如下的处理方案:

(1)对轮中心调整:2号瓦中心降低0.05 mm,3号瓦中心抬高0.33 mm,4号瓦中心抬高0.35 mm;

(2)修刮2、3、4号瓦下瓦瓦面,修刮过程中不得增大顶隙;

(3)增加3号瓦紧力到0.05 mm。

2003年7月30日,机组处理后冲转,监测带50MW以上负荷8小时,振动正常,没有低频振动,23、24 Hz的低频分量最大幅值为2μm。

图6为负荷51~53 MW时的振动趋势图,图7为51~53 MW时的振动瀑布图。

满负荷时3号瓦瓦温64℃、回油温度62℃,明显高于消缺前,说明3号瓦轴承载荷明显提高,稳定性增加。

5 结束语

本次2号机组振动分析和故障诊断处理是在测点有限,时间紧迫条件下进行的。由于缺少轴振测点,无法知道轴径静态位置,增加了诊断难度。

诊断中利用起振工况、振动频谱、瓦温等参数,得到了初步结论;然后利用解体后检查结果,最终确定了故障性质和直接原因;在此基础上制订了处理方案,实施后使故障得以消除。

参考文献

发电厂汽轮机故障诊断 篇8

宁波钢铁有限公司焦化厂干熄焦锅炉配套有1台高温高压汽轮发电机组，以下简称CDQ汽轮发电机组。本汽轮机为单缸抽汽凝汽试汽轮机，由杭汽中能汽轮动力有限公司制造，机组型号C25-8.83/0.98，额定转速3000r/min，机组于2010年2月建成投产。

2 故障经过

2013年4月17日，CDQ汽轮发电机组跳机。检查SOE记录为速关阀关闭、505紧急停机、ETS动作，机组没有任何报警信号，分析认为：可能是汽机危急遮断器动作，速关阀关闭，ETS保护动作，因此进行机械超速试验，试验结果3060r/min，确认危急遮断器提前动作，对危急遮断器的动作转速进行调整，动作转速3270r/min,4月18日并网发电。

2013年4月19日机组再次跳机，故障原因与17日相同，超速试验的动作转速为3117r/min，对危急遮断器的动作转速进行调整，20点30分并网发电。

3 原因分析

危急遮断器转速动作原理，当汽轮机发生机械超速时，安装在主轴上的飞锤离心力大于弹簧的压紧力，向外飞出，将危急遮断器的挂钩打脱。危急遮断油门滑阀在弹簧力作用下移动，切断速关油，使速关油压降低，速关阀关闭停机。飞锤提前动作的原因有以下几种：

(1）危急遮断器飞锤上调整螺母的防松销没有定位到调整螺母的槽内，没有起到相应防松的效果，长期运行后造成调整螺母松动，向外转动后使弹簧的压紧力减小，飞锤提前动作。4月17日晚跳机后已对调整螺母进行调整，并做了记号，4月19日停机后检查调整螺母位置，并未发现有松动的迹象，可排除此原因。

(2）正常运行期间飞锤上的弹簧一直被调整螺母压住，在长期的压紧状态下，可能变软，使压紧力减小，飞锤提前动作。4月19日停机后对弹簧拆出检查，未发现变软，可排除此原因。

(3）机组轴向位移大，转子上的轴位移凸肩将危急遮断器的挂钩打脱，但是在机组跳机时，从机组的轴位移及推力瓦温度情况看，曲线平稳，轴向位移超标可排除。

(4）运行中可能有油进入到飞锤底部，造成飞锤重量增加，离心力增大，飞锤提前动作，相当于做了飞锤喷油试验。喷油试验是在汽轮机不带负荷空转的情况下，通过专门的油管路给飞锤充油，增加它的偏心质量，使飞锤动作，组成部分有喷油试验阀、注油管、注油通道组成。一般充油试验动作转速略低于额定转速3000r/min。经查看汽轮机的说明书，这台机组未安装有喷油试验。经询问生产厂家，此批生产的汽轮机虽取消了喷油试验装置，但是未取消转子上注油通道，只是将外部注油通道的接头用螺栓封堵。4月19日停机后拆卸主油泵的油封环及注油通道的堵头螺栓后，均有油流出。证明了运行中有油进入飞锤底部，造成危急遮断器飞锤出现误动作现象。

(5）转子上注油通道的位置位于主油泵密封环出口处，图中为一级密封环，2为二级密封环，3为注油通道，4为离心飞锤。由于干熄焦发电机组启停比较频繁，导致主油泵出口侧密封环间隙磨损超标，进而沿二级密封环进入到离心飞锤的注油通道。

4 解决措施

5月21日，利用干熄焦锅炉停机检修时间机会对汽轮机危急遮断器飞锤、弹簧、注油通道、主油泵等进行了详细的检查、处理。

(1）经测量主油泵出口的浮动环间隙0.20mm，油封环间隙0.15mm，均偏大，对其进行更换，调整间隙为0.10mm。拆除出口端盖上原来作为注油通道的堵头螺栓，相当于增加一个泄油点。同时将飞锤底部固定螺母的泄油孔由4mm扩大至6mm，增加泄油量。

(2）急遮断器飞锤安装位置相对靠前，经测量与轴表面距离为2mm，调整到图纸要求的2.5-3mm，减少飞锤与转子的偏心距，减小离心力。

(3）为彻底解决飞锤内漏进油的可能，将转子上注油通道孔用氩弧焊堆焊堵死。

(4）调整超速试验动作转速至要求的3270-3330r/min范围内。

5 结束语

通过对此次汽轮机跳机故障的分析及处理，此次汽轮机跳机的主要原因为主油泵出口侧密封环间隙磨损超标，进而沿二级密封环进入到离心飞锤的注油通道，同时危急遮断器飞锤安装位置相对靠前，飞锤与转子的偏心距偏大，致使飞锤由于质量增加后而引起的离心力增加，当离心力大于弹簧压紧力后，飞锤误动作而停机。这一故障在汽轮机设备故障中较为少见，对于转子有注油通道，并与主油泵出口密封环连通的同类型结构汽轮机在出现无报警跳机时值得借鉴。

参考文献

[1]汽轮机检修编委会.汽轮机检修[M].北京:中国电力出版社,2010.

[2]郭延秋.大型火电机组检修使用技术丛书:汽轮机分册[M].北京:中国电力出版社,2003.

发电厂汽轮机故障诊断 篇9

某电厂2#汽轮发电机组汽轮机型号为LC40/N115-9.88/539/1.9高压、单轴、冲动、凝汽轴向排汽式汽轮机。机组在调试运行期间, 汽轮机转子1#、2#瓦轴振及瓦振在额定转速变负荷或变工况下出现交替增大、减小现象, 即其中一个瓦的振动增大时, 另一个瓦的振动将变小, 振动最大时2瓦振动接近200μm。调试初期定速的振动画面及振动趋势如图1、图2所示。

2 异常振动原因分析与处理

出现该异常振动后, 对与机组运行相关的数据进行采集整理分析。调取整个过程的振动数据后, 发现该机组的振动问题主要反映在汽轮机1#、2#瓦, 振动主要存在两个特点:一是未带负荷时2#瓦振动持续增大, 最大振幅接近200μm;二是带负荷后出现1#、2#瓦振动交替增大、减小。

对以上问题进行针对性分析, 调取TDM振动数据可以发现机组在整个运行期间, 2#瓦振动相位相对比较稳定, 1#瓦振动相位呈不规律性变化, 但是1#瓦幅值较小, 说明机组在整个运行期间, 汽轮机转子可能存在动静碰磨。结合机组振动运行画面, 可以发现汽轮机1#, 2#瓦瓦温数据存在较大差异, 2#瓦瓦温明显低于1#瓦瓦温。调取同型号已经稳定运行机组瓦温数据进行比较, 如表1所示, 可以发现2#机组2#瓦瓦温同样低于同型号1#机组2#瓦瓦温。结合设计厂家提供的1#、2#瓦的设计比压数据, 1#瓦1.36 MPa, 2#瓦1.58 MPa, 2#瓦比压要大于1#瓦, 但是本台机组2#瓦瓦温却明显低于1#瓦, 说明实际轴系2#瓦承载明显低于设计承载, 转子稳定性差, 易受外界扰动影响, 这也是造成机组出现1#、2#瓦振动交替变化的原因。

根据以上分析制定后续处理方案:1) 揭瓦检查1#、2#瓦轴瓦磨损情况;2) 鉴于目前机组可能存在碰磨现象, 不宜将2#瓦标高上调太多, 建议2#瓦标高上调0.1 mm;3) 对于碰磨问题, 如机组振动一直在200μm以下, 可继续运行, 进行相关试验, 直至振动稳定;4) 如振动稳定后, 振幅仍较大, 可以采用动平衡方案进行进一步处理。

℃

机组按以上方案进行处理后, 交替振动消失, 各瓦振动恢复正常。处理后振动画面如图3所示, 虽然目前2#瓦承载仍然偏低, 但是机组目前运行比较稳定, 可在大修时将标高进一步调整。

3 结语

机组各瓦振动交替变化是汽轮发电机组经常发生的一类振动现象, 主要与轴瓦的承载相关, 合理进行轴系设计, 严格控制安装质量, 是避免出现该类振动问题的关键。

参考文献

发电厂汽轮机故障诊断 篇10

关键词：密封油系统  发电机进油  差压阀

中图分类号：TK264.2 文献标识码：A 文章编号：1674-098X（2014）11（b）-0084-01

随着科技的不断发展，近几年，在国内大型发电厂中，汽轮发电机组得到广泛的应用，汽轮发电机组的密封油系统的地位越来越重要。密封油系统的运行是否稳定，直接关系着整个发电机组的工作状态，密封油系统根据密封瓦形式我们分为两类，一类为盘式，中等容量发电机多采用此种类型。另外一种是环式，又分为单流，多流以及三流等多种类型。由于密封油系统的运行安全直接威胁到整个发电机组的安全，因此本文将发电机密封油系统在日常中遇到的故障进行了归纳分析。

1 发电机密封油系统故障

发电机密封油系统的故障主要包括，电机进油故障和密封油系统的振动故障等故障。

1.1 发电机进油

发电机密封油系统进油现象是发电机密封油系统的主要故障原因，密封油系统可以对发电机内氢气进行很好的密封，在发电机运行的时候，操作不当或者其他原因，都会导致密封油直接进入发电机，进而会慢慢腐蚀发电机内的定子线圈，使得定子线圈的绝缘性能大大降低，使得线圈短路或者知击穿，使得发电机组不能运行。

（1）发电机进油故障，重要的原因就是由于不适当的氢侧回油箱油位控制，使得发电机密封油系统油满而溢，使得油进入发电机内。

（2）密封瓦配油槽油压过高，密封油压力设置不正确，使得密封油进入发电机中。

（3）发电机自动控制系统故障，当氢侧回油箱油位的自动控制系统失灵的时候，会导致补油阀卡住无法运行，排油阀又由于油位比较高，而不能自动开启，此时就会在空侧密封油压力，会高于氢侧密封油压，使得密封瓦处的油由压力高的地方进入压力较低的地方，油窜流致氢侧回油箱，使得氢侧回油箱油满，进而导致消泡箱油满，使得油进入发电机内。

（4）密封液压自动控制失灵故障也会使得油进入发电机，当密封油压控制出现故障的时候，会导致密封瓦处的油窜入发電机，当系统运行时间长，在退氢过程中，由于要使得差压阀和平衡阀长时间保持某一开度，运行时间较长的时候，就会引起差压调节阀堵塞或者平衡阀的卡涩，今儿引起密封油压自动控制失灵。

通过对发电机进油故障的分析，笔者提出如下发电机进油的解决方案

对于氢侧回油箱油位控制故障，笔者根据长时间的使用经验，认为，应该对氢、油压差进行实时监测，使油压差控制在规定范围内，油压差不能太大，以防止发电机密封油系统油满而溢进入发电机。

对于密封油压力的调整故障，笔者认为，在机组检修的时候，要时常观察密封瓦压力调整范围，加强对密封油的压力监测， 使密封油的压力恒定在一定范围内。

发电机气体置换过程中，当气体压力小于0.1 MPa时，此时容易引起发电机进油时，通过微调平衡阀，保持液压压力的氢气侧油压比空侧油压稍高油，可以避免发电机进油的发生。

要保持密封油的油质的质量，使油质合格，进而降低差压阀的堵塞情况，同时经常对差压阀，平衡阀进行调节校验，使密封液压自动控制处于工作状态。

笔者建议在氢侧回油箱中，加入氢气干燥器，降低氢侧回油箱内的氢气湿度，使空侧密封油压力和高于氢侧密封油压维持一定的平衡。

1.2 密封油系统的振动

1.2.1 差压阀摆动导致系统振动

差压阀摆动影响密封油系统的振动的又一个主要原因，其中分为两种情况。

第一种情况是使用了质量差的密封油，由于油中含有的杂质，从而导致差压阀或泵出口止回阀卡涩，导致系统的振动。

第二种情况是由于差压阀的压力差信号的空侧过于敏感，从而导致差压阀摆动。这种情况往往发生在氢或系统的液压压力波动发生频率变化较大的时候。

对于第一种情况，应该在试运行阶段，工作人员就使用良好的通滤波器油润滑系统，以防止杂物，异物，泥沙等残留在系统中，调试密封油系统试运行应该在润滑系统调试后进行性，在对密封油系统进行调试时候，同时对整个管道加装滤网进行大流量冲洗滤油，并安装机油滤清器，以确保干净的密封油系统。

对于第二个问题，取自空侧泵出口附近的油压信号，由于本身压力的不稳定，直接导致主差压阀的压力信号不稳定，加上主路采样管相当厚，从而导致压力信号更敏感，进而引起差压阀频繁波动。事实上，原装进口的这种密封油系统，差压阀禁区的主液压管路的信号只有一个节流孔，没有道路采样管的设计，国内安装一个旁路主要是基于系统启动时低气温因油粘稠，油压通过节流孔反应不敏感而设计。因此正常运行时靠节流孔取空侧油压即可，主路采样管只起到配合调节作用，系统正常运行时可保持其关闭，而这些很多工作人员并不清楚，认为这一路必须全开才行，因此直接导致导致差压阀摆动。

1.2.2 空侧防爆风机出口逆止门卡涩，从而导致系统的振动

该逆止门使油箱形成正压，卡涩将导致油箱内空侧油中的氢气不易析出来，从而导致氢的油箱空侧不容易对它们进行分析，并且分离出氢气不能排出，这将使得氢气随空气侧密封油进入空侧泵入口，导致空侧泵出口压力的波动，油泵的振动，引起差压阀的振动。因此，防爆风机机输出的压力应尽量选择较大的，以方便回油和析出，氢气排出，同时也要选择可靠的逆止出口门。

3 结语

该文通过对发电机密封油系统故障，提出如下预防和改进措施：

（1）空侧密封油压力和氢侧密封油压维持一定的平衡，能够有效降低发电机密封油系统的故障频率，可以加强对油压的监测。

（2）差压阀，平衡阀调节不好，启停过程中容易产生发电机进油，可以从设备，操作等多方面的努力避免。

（3）密封油质量差，差压阀的液压信号过于敏感，防爆风机出口止回阀卡涩，会造成差压阀摆动。提高油的质量，关闭空气侧的液压压差阀主路信号，是解决该问题的有效措施。

参考文献

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[3] 张志强，于达仁，徐基豫.汽轮机油系统故障监测与诊断综述[J].中国电力，2001（2）：11-16.

[4] 马保会，倪涛，张学民.330MW汽轮发电机组密封油系统故障分析及处理[J]. 华电技术，2010（12）：7-8+84.

电厂汽轮机的常见故障及对策 篇11

1 电厂汽轮机

从工作原理上看, 电厂的汽轮机和工厂的汽轮机没有什么很大的区别。较大型的电站汽轮机主要是用来发电, 汽轮机是原动机, 它用来带动发电机发电, 整个的汽轮机工作系统工作原理很复杂。与此相对的工业汽轮机主要是拖动水泵等等, 系统相对来说比较简单。

2 电厂汽轮机的易发故障

2.1 汽轮机真空下降

在电厂的汽轮机工作的过程中, 会由于工作时间过长、摩擦生热等导致汽轮机在工作的过程中发生真空下降的事故。电厂汽轮机产生故障会导致负荷方面产生压力, 热度上升甚至会对一些工作零件造成破坏

2.1.1 真空直速下降。

真空急剧下降是因为在循环泵的压力变成零, 与实际工作运行中产生一定差距, 这时会导致在工作中产生真空急剧下降的现象。

2.1.2 真空较缓下降。

在工作循环中, 运行过程中的水量不够充分, 在进口和出口时表现出来的温差很大, 可能是因为凝汽器被混进的异物阻塞, 对于这种现象应该对相应的器件进行清洗。同时另一种可能的原因是在工作的过程中水的温度上升, 导致工作室的压力提升, 使工作的效率下降, 造成真空比较缓慢的下降。

2.2 汽轮机轴承损坏

这里所讲的汽轮机轴承包括用来推力的轴承和支撑的轴承。产生这一事故的主要原因是机器质量没有保障、受到水击或者是对温度的下降没有做到处理的处理。

2.3 油系统工作失常

在油系统中经常出现的故障有油压下降、温度过高、油位降低等等。电厂汽轮机在油系统上出现的问题主要是EH油系统的故障和DEH系统的故障。

2.4 汽轮机运行速度过快

汽轮机在整个系统运行中是原动力机, 在工作的过程中如果调节不及时或者系统的调节出现问题并且没有进行及时的人工操作, 这时就会导致汽轮机的旋转速度快速上升, 导致一系列问题的产生, 甚至有可能造成整个系统的崩溃。

2.5 受到水冲击

由于汽轮机在运行的过程中会产生温差变化, 温度急剧下降的时候导致大量的水进入, 气温过低且水饱满, 没有进行及时的人工操作, 这时就会导致汽轮机遭到严重的水冲击。严重的水冲击会导致严重的后果, 例如叶片被折断, 碰撞和磨损严重等等。

2.6 汽轮机叶片受损

汽轮机叶片损坏是汽轮机故障中主要的部分, 这里所讲的叶片受损主要是指汽轮机叶片的破损。汽轮机在运行的过程中会各种各样的问题, 并且都会在不同程度上损坏汽轮机的叶片。因此汽轮机受损的原因也是多种多样的, 主要分为内在的原因和外部原因。汽轮机叶片自身的原因主要是产品没有按照片规格生产, 设计上和材料上都不合格, 并且在加工的过程中投中减料, 这必然导致在实际运行中受到损坏。汽轮机叶片受损的外部原因有很多, 例如负荷过大、遇到水冲击、操作不当等等。

3 排除故障的对策

3.1 真空下降故障排除

在整个工作环节中一旦发展真空急剧下降或者交换下降时, 第一次需要做的就是查照真空表计, 核对情况属实时要及时查找出现的原因, 针对具体的原因, 具体问题具体分析, 规划出实际的解决方案。在进行故障排除的过程中, 如果效果不明显, 下降仍然继续的话需要根据相关的规定降低负荷, 降低温度, 防止急剧下降。

3.2 轴承损坏的排除对策

汽轮机轴承的损坏会造成整个环节的崩溃, 因此对于这一故障应该做好及时的预防与检修。首先在预防方面需要安装预防轴电流的相关装置, 对各个温度进行及时的测量和预警。在维修的过程中要停止装置, 并且维修之后要进行检查, 避免一些维修杂物遗漏。如果出现轴向位移明显加大的时候需要快速及时的减轻负荷, 并进行定期的故障排查。

3.3 油系统失常的排除方法

要防止油系统方面产生问题需要对油系统进行定期的故障排查和检修, 进行及时的更换和定期的调整。工作人员要对阀门等等各个环节定期维修来保证正常工作的运转, 一旦出现故障应该及时通知相关人员抢修。故障出现时要做到高效清洗, 避免油系统的阻塞或者是损坏。

3.4 汽轮机运行超速的故障排查

汽轮机在运行中会出现速度过快的现象, 对此应该做好全程的监督与维修, 每天按照标准的规格进行一次速度调整。

3.5 水冲击的解决方案

一旦发现汽轮机出现水冲击事故要迅速地停止机械的运转, 打破真空, 打开疏通通道。进行完一系列的抢修工作之后要再次检查推力轴承和支撑轴承的温度, 进行有效的记录与测量。等待测量的结果正常之后再重新运行汽轮机。但是再重新运行之后还有轻微故障时应当再次即刻停止运行并再次做进一步的检查。

3.6 叶片受损的处理措施

为了有效防止在工作过程中因为叶片受损所产生不必要的工程损失, 首先从叶片自身应该严格按照规格标准进行生产, 使用规格标准的叶片进行运作。同时在使用的时候应该做好其他方面的故障排查, 避免因为其他方面的故障导致的叶片受损。在检修时, 完善叶片的技术档案, 并且在检查时认真负责地对各个叶片进行维修。

4 结语

综上所述, 通过对电厂汽轮机平时出现的故障及排除方法进行一个系统的总结与概述, 电厂汽轮机在工作中可能会出现叶片受损、速度过快等方面的问题, 对此应该在排除的时候给与高度重视。只有这样才能够保证在电厂工作过程中不会因为汽轮机的故障导致整个电厂的工作系统受损, 致使正常的电力系统不能很好的运转, 乃正影响社会的正常生活。通过以上分析和方法的总结, 在应用于实际中之后可以很好的保证电厂汽轮机的正常运转。

参考文献

[1]石杨, 谢诞梅, 阚伟民, 郑李坤, 熊扬恒.国产1000MW超超临界机组转子的冷却系统[J].汽轮机技术, 2011 (03) .

[2]林静仁.发电公司ETS故障原因分析[J].自动化应用, 2010 (04) .