“双碳”目标下火电机组故障及应对措施综述-北极星火力发电网

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“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。