火电厂汽轮机辅机常见故障及检修方法研究

程进取

（贵州黔桂发电有限责任公司 贵州盘县 553531）

火电厂汽轮机辅机常见故障及检修方法研究

程进取

（贵州黔桂发电有限责任公司 贵州盘县 553531）

火电厂汽轮机辅机在运行的过程中，难免会出现一些故障，对此需要及时做好汇总工作，结合现场实际经验，找到有效解决办法，加强日常检修要点分析。本文现主要针对火电厂汽轮机辅机常见故障及检修方法展开了研究。

火电厂；汽轮机辅机；常见故障；检修方法

1 引言

汽轮机组属于是火电厂重要组成部分，直接关乎电厂运行安全性与经济性。因为设备结构复杂、运行环境特殊，汽轮机组难免出现各种故障，对此必须重视其日常检修工作的科学开展。在火电厂的日常维护中，汽轮机辅机也是一个重要环节，加强汽轮机辅机常见故障及检修方法研究具有现实意义。

2 火电厂汽轮机辅机检修必要性

汽轮机的正常运行将直接关乎于发电厂的运行，而汽轮机辅机的运行却影响着汽轮机的运行，若在运行过程中，辅机发生故障，将间接影响到电厂的发电效益和人们的日常生活用电。目前，保证汽轮机组安全、可靠的运行是发电厂维护部门最主要的工作之一，要注重培养专业的、高素质的维修人员，合理、及时的对汽轮机组进行保养和维护，这样不但有效的减少汽轮机组故障的产生，还可以保证人们正常稳定的供电来源，汽轮机组运行效率得到了提高，发电厂的效益也再升一节。因此，火电厂汽轮机辅机的日常检修和维护是非常必要的。

3 火电厂汽轮机辅机常见故障及检修方法

3.1 油系统故障及检修方法

汽轮机的油系统由润滑油系统、密封油系统以及调速油系统等几部分组成，火电厂汽轮机组安装或运行时，经常会有杂质进入汽轮机辅机油系统的中轴颈内现象，这种系统故障的产生可能导致中压汽轮机组的主蒸汽伺服阀卡住，堵塞或伺服孔，使得汽轮机组无法正常运行。

维修人员检修汽轮机油系统时，需做好清洁工作：①将储油系统彻底清理干净，以有效降低油系统发生故障的机率；②汽轮机轴瓦清理工作，且对所有的油阀门、止回阀及疏油阀等开展解体处理，通过清洗剂进行彻底的清洗；③对冷油器与油箱进行彻底的清理。

3.2 给水泵、循环水泵、前置泵故障及检修方法

3.2.1 给水泵故障

在汽轮机启动之前，给水泵无法完全挂闸，主要有两大故障原因：①热控回路中，由于保护动作无法贯彻实施，使得汽轮机启动后，给水泵无法顺利挂闸，出现故障；②在汽轮机机械中，由于挂闸电磁阀门前滤网长期使用，未能够及时予以过滤，出现堵塞问题，引起故障。

给水泵需要经常检修的部位是电磁阀门前的滤网是否堵塞，另外还要经常检修泵体零部件及热控回路。在实际检修工作中，需建立科学的养护体系与制度，做好给水泵零部件故障及更换记录，详细掌握各部件损坏时间，以便于后期在零部件到使用寿命前及时更换，避免零部件损坏后发现不及时对给水泵造成严重损坏。如图1所示即为给水泵状态检修系统示意图。

图1 给水泵状态检修系统示意图

3.2.2 循环水泵故障

汽轮机组运行过程中，循环水泵是重要组成环节，循环水泵出现故障的原因是由于凝汽器中存在一些杂物而影响了循环水的量，出现这种情况可以采用辅助抽气器来对杂物进行清理，若在一定的条件下，还可以增加凝汽器的水量，以此来保证循环水的量。另外，还可以建立PLC程序来设计一个反馈系统，对循环水泵的运行进行严格的控制，以此来保证汽轮机的真空状态的运行。

3.2.3 前置泵故障

前置泵故障主要有两大原因：①机械表面出现腐蚀，产生的化学反应造成泄露的问题；②前置泵运行时，由于动静环接触面造成磨损，引发故障。

前置泵检修中，应坚持定期、周期性的检修原则，保证前置泵的正常运行。前置泵检修内容主要是对零件进行更换，比如密封、泵体和管道密封零件。周期性检修主要是每班、每月、每半年和每一年进行检修：①每班检修中，对前置泵的进水、出水压力、轴承润滑程度进行检查；②每月检修中，对轴承润滑油情况进行检查；③每半年检修中，对左右紧固部位可靠性、机械密封程度、泵轴承和径向进行检查；④每年检修中，对润滑油的更换、泵的恶化程度进行检查。通过检查工作的全面落实，有效排除前置泵故障，保证前置泵稳定运行。

3.3 凝汽器真空不足故障及检修方法

凝汽器是构成汽轮机辅机凝汽机给的关键构件，包括凝结水泵、循环水泵以及抽气装置等，凝汽设备主要是在汽轮机排汽口建立并维持高度真空，令进入汽轮机的蒸汽能够膨胀为相对较低的排气压力，提高汽轮机热效率；凝汽设备还能够将汽轮机排汽凝结成洁净的凝结水作为锅炉给水，循环使用。汽轮机凝汽器的排汽压力对于汽轮机运行的效率有着直接影响，凝汽器的真空程度也会对汽轮机的正常运转造成影响，如果凝汽器的真空度不断降低，就会导致排汽温度持续升高，致使其现振动太大发生故障，温度越高，振动的幅度就越大。真空的气密性与凝汽器结垢都会造成汽轮机凝汽器的真空程度过低。

维修人员遇到汽轮机辅机真空气密性持续下降的故障，可以使用喉部以下的凝汽器或者真空系统，对系统进行停机灌水检漏，对喷嘴与汽轮机的轴封进行定期的检查和清理，并且利用化学方法进行凝汽器除垢，以有效的消除汽轮机组的漏气点，提升其抽汽的效率，保证凝汽器真空度。

4 实例分析

下文仅以某火电厂汽轮机凝汽器真空不足故障为例，具体探讨了其故障原因与检修建议。该火电厂1#汽轮机为N600-24.2/566/566型超临界一次中间再热、单轴、三缸四排汽汽轮机，配备N-38000A型凝汽器，该凝汽器为双壳体、单流程、双倍压表面式凝汽器。有2个斜喉部、2个壳体（包括热井、水室回热管系），汽轮机排气缸与凝汽器采用不锈钢波形膨胀节链接。2011年5月在负荷升至600MW后，低压凝汽器真空开始下降。低压凝汽器真空降至-82kPa时，开始减负荷，负荷减至447MW时，真空降至-79kPa，整个过程中，高压凝汽器真空一直正常。

4.1 系统检查与找漏

进入现场后，针对汽轮机冷端相关的凝汽器本体、循环水系统、抽空气系统、机组疏水系统、胶球泵清洗系统等各设备进行了检查及试验。检查情况如下：

（1）采用氦质谱检漏仪进行真空系统检漏，未发现明显漏点。机组负荷420MW，采取停泵方式进行真空严密性试验，低压凝汽器真空严密性试验结果0.1kPa/min，在合格范围内；表明低压凝汽器真空系统严密，无大量空气漏入系统中。

（2）分别检查3台真空泵工作电流、工作液温度正常；低压凝汽器抽空气门都在全开位置，开关抽空气门，真空值无明显变化。

（3）查机组主汽、再热、VV阀、BDV阀等排入低压凝汽器疏水扩容器的疏水阀门，没有发现明显变化；A侧低压旁路阀微漏，对真空影响有限。

（4）回热系统各低压加热器温升、端差正常，说明低压缸各回热抽汽管道密封完好。不存在回热抽汽管道破损引起凝汽器热负荷增加的情况。

（5）多次对凝汽器水室进行放空气，低压凝汽器真空无明显变化；循环水二次滤网末发现压差报警。在同负荷2台循环水泵运行条件情况下，1#、2#机组凝汽器的入口温度温升基本一致，表明1#机组的循环水量及冷却塔运行正常。

（6）运行中发现负荷降至400MW负荷以下时，低压凝汽器真空可恢复正常值。随着负荷的升高，低压凝汽器真空会急剧下降，负荷在430MW左右时，低压凝汽器真空勉强维持在-86kPa左右，说明低压凝汽器真空与负荷有着密切的关系。投入胶球泵清洗系统对凝汽器冷却管进行清洗，效果不明显。

（7）检查期间对凝汽器采取降低水位运行，真空有所改善，但是改善幅度有限。采用红外线测温仪对低压凝汽器汽侧外壁壁温进行测量，发现低压凝汽器竖直管子方向存在明显的温度分界线。测量时，高低压凝汽器进汽温度分别为40.3℃、52.2℃，低压凝汽器分界线以上温度为49.8℃，分界线以下温度39.4℃左右，混合后热井出水温度为30℃，过冷度高达16.3℃，说明低压凝汽器水位偏高，淹没部分冷却水管。

4.2 检修建议

通过检查分析，此次1#机组低压凝汽器真空异常偏低，是由于低压凝汽器回水热管入口出现杂物堵塞，下水不畅，在高负荷时内部水位异常升高引起的；利用临时停机机会，对低压凝汽器内部汽侧集水板滤网处杂物清理后，机组带满负荷时低压凝汽器真空恢复正常。

建议每次检修对凝汽器内部情况进行检查，及时清理各种杂物；凝汽器内部有检修工作时，应做到“工完、料净、现场清”，避免检修废料遗留到凝汽器内部。

5 结语

综上所述，汽轮机辅机大多数的故障都能通过的定期更换容易受损的部件、清洗系统及常见故障点检查等方式减少或者防止故障，因此，火电厂应该积极引进各先进的管理手段与设备，定期对汽轮机机辅经常出现故障的点位进行统计与检查，并依据统计与检查的结果，对故障的主要表现、原因及解决方法进行全面的归纳与总结，以便下次汽轮机辅机发生类似的故障时，可以及时采取有效的故障排除措施，确保火电厂汽轮机械的正常运行。

[1]董文强.火力发电厂汽轮机组辅机运行存在的问题及优化方法分析[J].大科技，2013（12）：74～75.

[2]姜智诚.试论发电厂汽轮机检修要点控制[J].工程技术：全文版，2016（50）：128～129.

[3]刘一凡，魏艳辉，严廷选.火力发电厂辅机振动故障故障分析处理[J].城市建设理论研究：电子版，2014（34）：55～56.

TM621

A

1004-7344（2016）21-0089-02

2016-7-5

程进取（1970-），男，汉族，贵州安顺人，助理工程师，中专，主要从事工作和研究方向为火电厂汽轮机辅机检修和新工艺，新方法以提高工作效率，缩短检修工期方面的研究。