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2017年浙江省大型火电厂汽轮机组典型故障分析

0 引言

火力发电厂汽轮机各主、辅设备发生故障[1],会对发电机组的安全、稳定、经济运行等方面造成不利影响,开展汽轮机各主、辅设备的故障统计与分析工作,发现设备故障的主要共性特征,分析、总结典型故障的产生原因、存在危害及防治经验,可以促使发电厂重视存在的问题,有针对性地制定治理、防范措施,降低设备故障发生率,减少设备损坏情况的发生,提高发电机组的运行安全性、稳定性和经济性。

2017年浙江省大型火力发电厂迎峰度夏技术监督检查发现汽轮机组主、辅设备新增各类故障信息共计141项,将新增故障信息进行归纳和整理,存在共性、典型的故障问题主要有:调速系统故障,高、低压旁路系统故障,西门子超超临界机组汽门阀芯、阀座密封面裂纹,汽轮机轴系振动大,西门子汽轮机液压盘车离合器损坏等。

1 调速系统故障

浙江省大型火力发电厂汽轮机调速系统故障频发,故障种类繁多,本次统计发现,涉及存在调速系统故障的机组共有15台[2],主要有通流改造后机组汽轮机顺序阀投用困难、汽流激振、汽门力矩偏低、汽门卡涩、汽门短暂异常部分关闭、汽门内漏、汽门关闭时间不合格、LVDT(汽门阀位反馈)故障、汽门阀位反馈与指令偏差大等问题,由此造成汽门开启阀位受限、机组负荷突降或受限、防超速保护功能丧失、汽门晃动等异常情况,严重影响机组运行的安全性和经济性,应引起发电厂的重视。

1.1 汽轮机顺序阀投用困难

某2台660 MW亚临界机组汽轮机共有4只高压调节阀,原顺序阀为2+1+1运行模式,机组通流改造后,在汽轮机投用顺序阀过程中会出现1号、2号瓦振动较大等故障现象,影响机组安全稳定运行,故汽轮机投用顺序阀时只能关闭顺序阀中的第四阀,投用前三阀(即2+1运行模式)。分析造成汽轮机顺序阀投用困难的原因是:由于汽轮机调节级汽封间隙较小,1号、2号轴瓦稳定性较差,当汽轮机在顺序阀投用过程中第四阀部分开启时,1号、2号瓦容易在汽流激振力作用下引起振动突增、瓦温升高等现象。

目前投用汽轮机顺序阀只能采用2+1的运行模式,在夏季工况时会存在高负荷出力受限、电网大频差动作时一次调频响应能力受限等情况。建议将机组的运行策略按以下方式进行优化:

(1)夏季高负荷出力时可切换至单阀模式,保证出力及一次调频性能,但单阀运行模式的缺点是经济性较差。

(2)可考虑增加2+2混合配汽模式,保证出力的同时亦可适当提高经济性。

(3)若汽轮机投用顺序阀仍采用目前关闭顺序阀中的第四阀、只投用前三阀的方式,建议考虑增加在电网大频差动作时机组的一次调频补偿策略,消除第四阀无法开启时导致机组负荷无法增加所造成的不利影响,增加机组一次调频响应能力。此外,为解决汽轮机顺序阀投用中第四阀投用困难的问题,建议继续与制造厂和其它科研机构开展合作研究工作,深入开展顺序阀模式下第四阀汽流激振治理研究[3],寻求最终解决办法。

1.2 汽门力矩偏低

某660 MW亚临界机组汽轮机1号中压主汽阀进行全行程活动试验时,在全关后需借助外力方可开启。分析故障原因,由于汽门开启阻力过大、所需开启力矩不够,会出现汽门无法自动开启的问题。如果有中压调节阀内漏造成中压主汽阀前后蒸汽压差过大、中压主汽阀开启过程中阀杆摩擦力过大等情况出现,均会造成汽门开启阻力过大。建议对1号中压调节阀的严密性、1号中压主汽阀阀杆磨损情况等进行检查,减少由于中压主汽阀前后蒸汽压差过大或中压主汽阀阀杆摩擦力过大所产生的开启阻力,保证在无需借助外力情况下中压主汽阀能够自动开启。

1.3 汽门开启过程中有异音

某660 MW超临界机组汽轮机2号高压调节阀在45%以上开度时有异音,60%以上开度时容易引起汽流激振。经初步分析认为:汽轮机2号高压调节阀阀座可能出现了松动现象,在2号高压调节阀开度增大时,通过的蒸汽流量增大,在蒸汽力的冲击作用下,高压调节阀阀座发生振动(抖动)、旋转、碰摩等现象,导致通过的蒸汽流场受到干扰,形成异音,造成汽流激振等现象。从高压调节阀阀座结构看,其设有定位销,推断2号高压调节阀存在阀座定位销断裂的可能。建议重新调整汽轮机顺序阀阀序,机组正常运行中限制2号高压调节阀的开度,加强监视高压调节阀的运行情况,停机时检修2号高压调节阀。

1.4 汽门卡涩

某1 000 MW超超临界机组A侧中压调节阀全行程试验时曾发生在15%位置卡涩无法关闭的现象[4]。经查,15%位置大致位于中压调节阀的预启阀关闭区域,推断存在预启阀导向键松动或导向键与键槽之间因间隙过小产生碰摩的可能,导致预启阀无法关闭。此外,汽门长期不活动时,阀杆与阀套之间容易积聚过多的氧化皮等杂质,同样会造成预启阀导向键卡涩或阀杆移动受阻,形成汽门卡涩。汽门卡涩威胁机组安全稳定运行,建议严格实行汽门活动性试验的相关规定,尽快对卡涩的中压调节阀解体检修,重新调整或固定预启阀导向键的位置,适当扩大导向键与键槽间隙,清理积聚的氧化皮等杂质,消除卡涩,确保预启阀能够平滑移动。对材质属于易产生氧化皮的阀杆、阀套,应进行升级改造,降低氧化皮的产生量,减少汽门卡涩情况的发生。

1.5 汽门短暂部分关闭

某2台1 000 MW超超临界机组B侧高压主汽阀全行程试验后,在其试验恢复的开阀过程中,A侧高压主汽阀存在短暂部分关闭的异常现象。局部控制油支管油压不足通常容易造成该控制油支管附近汽门油缸油压下降,油缸油压力矩不足而导致汽门出现关闭的现象。初步分析,B侧高压主汽阀全行程试验后,在其试验恢复的开阀过程中,可能因其油缸进油流量较大、进油速度过快,导致B侧高压主汽阀油缸的控制油支管需油量突增,从而引起A侧高压主汽阀附近局部控制油支管供油压力下降,A侧油缸油压力矩短暂不足而导致汽门出现短暂异常部分关闭的现象。汽门短暂异常部分关闭威胁机组安全稳定运行,建议在B侧高压主汽阀全行程试验后的恢复过程中对其进行缓慢开阀试验,并对B侧高压主汽阀伺服阀、节流孔等进行检查,适当缩小B侧高压主汽阀试验电磁阀的进油节流孔尺寸并试验其效果。如现场有条件,建议可在各汽门油缸控制油母管末端增设蓄能器,消除汽门开阀时需油量突增时带来的油压波动。

1.6 汽门关闭时间不合格

某330 MW亚临界机组高压主汽阀、中压主汽阀关闭时间均不合格(高压主汽阀:0.543 s,0.516 s;中压主汽阀: 0.556 s, 0.489 s), 《汽轮机调节控制系统试验导则》规定200—600 MW机组主汽门关闭总时间建议值是不超过0.3 s。经测算,在调节阀拒动的情况下危急超速最高转速可飞升至3 516 r/min,接近调速系统失控后,危急转速最高不超额定转速18%(3 540 r/min)的规定,处于较危险的区域。造成汽门关闭较慢的原因[5],可能与汽门关闭延时时间较长、汽门油缸泄油速度较慢或汽门阀杆卡涩等造成汽门净关闭时间较长等有关,建议从ETS(汽轮机跳闸保护系统)输入通道到安全油泄油回路进行检查,加快泄油速度,缩短延时时间,若汽门出现卡涩现象,应对汽门进行解体检查。

2 高、低压旁路系统故障

本次统计发现浙江省火力发电厂存在高、低压旁路系统故障的机组共有12台,主要有高、低压旁路阀内漏,开启故障,油站充油频繁等故障问题。

2.1 高、低压旁路阀的内漏

高、低压旁路阀的内漏将导致热力系统工质泄漏,影响机组运行经济性。长期内漏还容易导致旁路阀密封面吹损严重,加剧内漏。此外,旁路阀内漏会导致阀后蒸汽温度高,减温水系统投入使用后,因减温水流量小雾化效果变差、减温水量控制不当等原因,还容易造成旁路阀后管道发生水击、管材热疲劳损伤等现象,从而出现裂纹、甚至断裂等情况,威胁机组安全稳定运行。

高、低压旁路阀内漏产生原因与旁路阀未关闭到位,阀芯、阀座密封面受损密封不严等因素有关[6]。建议在高、低压旁路阀开度调整时确保其机械零位在准确位置;对受损的高、低压旁路阀的阀芯密封面进行车销、研磨、堆焊等处理,密封面经红丹粉试口保证其达到质量要求,消除高、低压旁路阀的内漏现象;在旁路阀前加装滤网,阻止管路中积攒的焊渣、锈皮等通过,降低在机组启停阶缎绿丫┯槔质只骝蒸汽品质差对旁路阀阀芯、阀座密封面的冲刷和磨损,提高机组运行的安全性和经济性。高、低压旁路阀出现内漏时应注意控制其阀后减温水,必须将阀后温度控制在管材的温度承受范围以内,应根据管材许用应力的设计温度进行限制,防止管材超温;阀后蒸汽温度应高于对应蒸汽压力的饱和温度,并保持一定的过热度,防止出现管道水击;同时,阀后温度不应大幅快速波动,应注意通过调整减温水控制其缓慢变化,尽量减少因冷热骤变导致管材产生热疲劳损伤等问题。

2.2 高、低压旁路阀开启故障

高、低压旁路阀开启故障将导致主、再热蒸汽压力无法控制,尤其是机组在高负荷突然跳闸时,锅炉严重超压,可能因泄压不及时导致蒸汽管道发生爆炸,严重威胁机组安全运行。

某2台330 MW亚临界机组停机时,高、低压旁路阀曾多次出现无法开启的情况。分析原因,该机组正常运行中因高、低压旁路阀长期保持关闭状态,旁路阀液压油缸中的控制油消耗量极少,一些控制部件/部位的局部控制油长期滞留在高温环境下,受高温影响容易变粘稠,高、低压旁路系统比例阀出现卡涩、静态开启力矩偏大等问题,从而造成高、低压旁路系统比例阀因无法动作而失去控制功能,高、低压旁路阀无法开启。目前该机组高、低压旁路系统比例阀需经辅助外力疏通后方可有效动作。建议适当增大高、低压旁路系统比例阀开启力矩,或进行调研后考虑对高、低压旁路系统比例阀进行改型,保证高、低压旁路阀能够正常开启。

2.3 高压旁路阀油站充油频繁

某1 000 MW超超临界机组高压旁路阀油站存在频繁充油现象,约5 min 1次。分析原因,高旁油站频繁充油,说明系统存在耗油量较大、油压下降过快的问题[7],可能与高压旁路油站内部系统管道、电磁泄压阀、溢流阀、高压旁路阀油缸控制阀或电磁阀漏油泄压等有关。高压旁路油站系统漏油泄压,严重时会造成高压旁路系统失去动力油,进而导致高压旁路阀及其附属液压减温水阀无法操作,威胁机组的安全运行。建议对高压旁路油站进行彻查,消除频繁充油故障。

3 西门子超超临界机组汽门阀芯、阀座密封面裂纹

浙江省内多数西门子超超临界机组已投运多年,汽轮机汽门阀芯及阀座密封面普遍存在裂纹故障,有的机组在投运数年后,甚至出现汽门阀芯及阀座密封面裂纹集中快速式爆发的情况。

随着裂纹的扩大和加深,尤其是环向裂纹,随时可能造成阀芯及阀座密封面的金属部件脱落并进入汽轮机,从而损坏汽轮机通流部分,造成叶片变形、断裂、转子受损等严重问题,对机组安全运行构成严重威胁,需引起高度重视。

分析汽轮机汽门阀芯及阀座密封面裂纹的原因[8],可能与汽门阀芯及阀座密封面的材质、加工工艺以及汽轮机快冷装置投用不合理等有关。目前主要的处理方案有2种,一种是将原司太立合金密封面切除后,采用镍基合金过渡层加司太立合金堆焊密封面;另一种是原司太立合金密封面切除后,全部采用镍基合金堆焊密封面。建议进一步深入分析裂纹产生的确切原因,目前应做好如下应对措施:

(1)暂停投用汽轮机快冷装置,遇特殊情况投用汽轮机快冷装置时应谨慎,可适当降低缸温的冷却速率,如有条件,可考虑对该装置增加空气加热系统,减小冷空气与热态汽门的温差。

(2)加强检修中对汽轮机汽门阀芯及阀座密封面的检查,原则上对出现裂纹的汽门阀芯或阀座密封面应进行整体更换,不应采取挖补的修补方式,避免挖补后的部位再次产生裂纹并出现脱落的危险。

(3)对已产生裂纹但尚不能马上整体更换的汽门阀芯或阀座密封面,应做好安全评估和检查记录,加强对汽轮机运行参数的监视,尽快停机更换阀芯或阀座密封面,消除安全隐患。

4 汽轮机轴系振动大

浙江省各发电厂历来非常重视轴系振动问题,开展了各种综合诊断和治理,取得了较好的成效。目前,各发电厂绝大多数机组轴系振动控制情况良好,监测手段完善,但仍有部分机组因不同原因导致轴承振动存在超标问题。本次统计发现,汽轮机轴系振动存在偏大问题的机组共有12台,其中国足球协会超级联赛超临界机组占比较大。

机组轴系振动大,将影响机组安全可靠运行,严重时会损坏轴颈、轴瓦,甚至造成汽轮机动静叶片剧烈碰摩、叶片断裂、汽轮机损坏的严重事故。由于轴系振动产生的根源极其复杂,应根据机组出现的振动问题进行专项振动分析,并根据其振动特点进行综合诊断和治理[9]。

4.1 西门子超超临界机组汽轮机1号轴承振动大

某西门子660 MW超超临界机组1号轴承轴振大,处理过2次,但效果一直不理想,目前在40~120 μm波动。分析其原因,轴瓦电腐蚀、椭圆接触面圆滑度偏低等原因会导致与轴承座的接触性不好,轴瓦刚度不够,在汽流激振力作用下转子运动轨迹逐渐失稳,轴振增大[10]。建议提高轴瓦接触性和轴瓦刚度,增强轴瓦稳定性[11];对轴心运行轨迹进行分析;综合运用降主汽温度、调整轴瓦垫高和间隙、启停顶轴油泵、控制AGC(自动发电控制)速率、动平衡试验等手段,查明引起轴振增大的主要影响因素,有针对性地制定处理措施。

4.2 西门子超超临界机组汽轮机极热态停机轴振大

某3台西门子1 000 MW超超临界机组极热态停机后,因辅汽供主机轴封汽温度太低(约280℃),引起汽轮机2号轴承振动增大。分析认为:极热态停机时,辅汽供轴封汽温度太低,与高压轴封金属温度不匹配,尤其是2号轴承靠近高压缸进汽侧,停机时轴封金属温度最高,轴封金属遇到冷蒸汽后受冷收缩,与转子发生碰摩(已发现有的机组轴封齿磨损较大),引起轴承振动增大,严重时甚至会造成汽轮机大轴抱死。建议合理安排停机过程,优化机组滑参数停机程序,可考虑在机组降至低负荷时维持锅炉热负荷不变(保证低负荷烟气温度不低于环保脱硝要求)的情况下,通过适当开启高、低压旁路阀,控制汽轮机进汽量,实现在锅炉热负荷不变情况下滑参数停机,停机前尽可能降低汽轮机缸温,缩小辅汽所供轴封汽与高压轴封金属的温差,减少转子碰摩振动现象;建议对同类型机组开展调研,增设汽轮机轴封汽电加热系统,提高停机后轴封供汽温度,解决轴封汽与高压轴封金属的温度匹配问题,减少转子与轴封部件碰摩产生振动的现象发生。

5 西门子汽轮机液压盘车离合器损坏

某西门子1 000 MW超超临界机组汽轮机液压盘车离合器在汽轮机盘车投用过程中出现损坏事故。分析原因,该机组汽轮机液压盘车离合器损坏系静态盘车时启动力矩过大所致。为防止此类事故的发生,建议修订汽轮机盘车投运相关运行规程,制定汽轮机盘车启动操作点卡:在汽轮机转子静止状态下启动液压盘车时,必须先对汽轮机转子进行手动盘车,若汽轮机转子在手动盘车时出现无法盘动的情况,禁止投运液压盘车;若汽轮机转子在手动盘车时盘动轻滑,可逐渐增加液压盘车动力油,待液压盘车动力油能够推动汽轮机转子缓慢转动时,马上停止手动盘车,缓慢加大液压盘车动力油,并调整盘车转速至正常转速值。

此外,汽轮机液压盘车动态启动或运行时力矩过大、离合器啮合不到位、离合器在高速旋转时无法及时脱开等原因亦可能造成液压盘车离合器损坏[12]。建议检查汽轮机顶轴油系统,确定汽轮机各瓦处转子被顶起至规定值,防止顶起高度不到位,造成盘车动态启动或运行时力矩过大,从而损坏液压盘车离合器;在检修中应对液压盘车离合器进行检查,防止离合器传动楔块卡涩、安装不到位等原因造成液压盘车离合器在投运时出现啮合不到位、离合器在高速旋转时无法及时脱开等问题,从而避免因汽轮机转子高速冲击造成离合器损坏。

6 结语

火力发电厂汽轮机各主、辅设备故障种类繁多,有必要持续开展故障监督检查工作的统计与分析,梳理其典型、重要故障,便于发现生产运行中的薄弱环节。

调速系统故障、高、低压旁路系统故障、汽轮机轴系振动大、西门子汽轮机液压盘车离合器损坏等典型故障是常见易发故障,对机组的安全、稳定、经济运行会造成不同程度的影响,需要各发电厂在机组正常运行过程中持续关注,根据其特性适时调整运行方式,并结合检修及时予时消除。西门子超超临界机组汽门阀芯、阀座密封面出现裂纹是西门子机组的通病,目前采用的切割堆焊处理方法,其效果仍需长时间检验,裂纹的产生根源仍需各发电厂与制造厂及其它科研机构继续深入开展试验和研究,找出其确切原因,彻底消除安全隐患。

参考文献:

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[13]王异成,张宝,吴瑞康.通过汽轮机配汽方式的改造提高火力发电机组的运行经济性[J].浙江电力,2016,35(3)∶22-27.

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