“双碳”目标下火电机组故障及应对措施综述

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.