汽轮机在火力发电运行中的故障隐患排查及管理要点

1 汽轮机常见故障隐患分析

叶片系统故障主要涵盖磨损、腐蚀、裂纹及断裂等失效形式，其成因机制可归纳为长期超负荷运行、介质腐蚀效应及材料疲劳劣化。转子组件典型故障表现为动平衡破坏、热应力裂纹及轴颈磨损，其中动平衡失稳多源于叶片脱落或沉积物积聚，热应力裂纹则与机组频繁启停导致的温度梯度变化密切相关。汽缸组件失效模式可分类为密封失效、热变形及水击损伤，统计数据显示密封失效多发于运行年限超过 15 年的设备，而热变形引发的动静部件碰磨在变负荷工况下发生概率显著升高。

轴承系统失效主要表现为温度异常、轴瓦磨损及振动超标，其根本诱因涉及润滑系统失效或持续性过载运行。调节系统故障特征包括液压波动、伺服机构卡滞及反馈信号异常，其中油压异常波动可能触发机组超速保护联锁，伺服机构卡滞现象主要源于液压油质污染。润滑系统潜在风险包含油品氧化劣化、滤网堵塞等工况，实验数据表明油品酸值超过 0.3mgKOH/g 将加速轴承腐蚀进程，当滤网碎屑累积量超过 5g/100h 即触发停机保护机制。

汽封系统失效将导致工质泄漏及次生振动问题，间隙超标是其主要失效机理。凝汽器典型故障表征为真空度下降和管束腐蚀穿孔，运行规程规定当真空泄漏速率超过 0.5kPa/min 时必须进行系统检漏，钛管腐蚀现象多发生于海水冷却机组。针对循环水系统异常工况，需重点检测虹吸井水位偏差及胶球清洗装置投运效率，建议建立基于模糊控制的智能调节系统以实现参数优化。

2 汽轮机故障隐患排查方法

2.1 振动监测

在汽轮机轴承座、机壳等关键部位安装压电式加速度计和涡流位移传感器，实时监测振动情况。传感器应根据结构特点和振动特性合理布置，轴承座顶部和侧面应呈正交方向安装加速度计，轴颈处配置非接触式涡流传感器，确保准确采集轴向、径向及扭转振动信号。采用 16 位分辨率的数据采集系统以 10kHz 采样频率记录振动波形，通过快速傅里叶变换分析提取 1X、2X 工频分量及高频谐波特征。正常运行时振动速度有效值应控制在 2.8mm/s （按 API670 标准），频谱中工频分量占比超过 75% 。故障隐患会导致振幅增大和频率变化，如叶片松动故障会引发 500-800Hz 高频共振，轴瓦磨损会引起 0.4-0.6 倍频的低频段振幅异常。通过全息谱分析和轴心轨迹辨识技术，可及时定位转子不平衡、不对中或摩擦等故障类型。

2.2 温度监测

在轴承合金层、汽封齿顶、润滑油回油管等 12 个关键部位布置 PT100铂热电阻，测点数量和位置依据 ASMEPTC6 规范确定，在推力轴承工作面和非工作面同步安装双支热偶。采用红外热像仪每周扫描汽缸中分面温度场，配合无线温度传感器实时监测温度数据趋势。正常工况下各测点温度应满足 ISO10816-8 标准，轴承金属温度不超过 85^∘C 且各点温差小于 5℃。持续 3 小时温升速率超过 0.5^∘C/min 或相邻测点温差超过 8°C 时，提示故障隐患。如#3 轴承温升曲线呈现阶梯式增长，反映巴氏合金层可能出现微剥落；高压缸汽封温度异常升高至 280^∘C 时，提示蒸汽泄漏量已达设计允许值的 1.5 倍。通过建立温度场三维模型进行热力耦合分析，可精确判定热应力集中区域。

2.3 油液监测

按 ISO4406 标准每月采集润滑油样品，使用真空脱水装置处理试样后，采用 MIL-STD-2361C 方法检测运动粘度（ 40^∘C ）、水分含量和酸值。应用ICP 光谱仪检测 Fe、Cu、Pb 等 15 种金属元素含量，当铁谱分析发现 >30 μm 的层状磨粒时，提示轴瓦已进入剧烈磨损期。采用自动颗粒计数器按NAS1638 标准评定污染等级，配合显微镜观察磨粒形貌，半月齿状铜颗粒表明推力轴承异常磨损。建立基于 ISO4378 的磨损趋势模型，当铝元素浓度连续 3 次检测值超过基线 50ppm 时，需立即安排检修。

2.4 无损检测

对末三级动叶实施相控阵超声波检测，探头频率选择 5MHz，依据

ASMEBPVCV 规范判定当量直径 >1.5mm 的缺陷。磁粉检测采用荧光磁悬液，按 JB/T4730 标准对叶根销钉槽实施周向磁化，发现 >2mm 的线性显示需返修。渗透检测按 ASTME165 标准执行，使用溶剂去除型着色渗透剂。转子轴颈定期进行布氏硬度检测，确保 HB 值在 280-320 范围内。汽缸焊缝采用 Ir-192γ 射线探伤，像质计灵敏度达到 2-2T 等级，配合 TOFD 技术检测未熔合缺陷。所有检测数据录入寿命管理系统，建立部件缺陷演化数据库。

3 汽轮机管理要点

根据设备实际运行状况、制造商技术手册中的维护建议以及 ISO55000资产管理体系标准，制定包含预防性检修、预测性维护的年度科学检修计划。明确涵盖压缩机转子动平衡校验、密封系统气密性检测等 18 项核心检修项目，设定 3 个月/1 年/3 年分级检修周期，细化激光对中校准、热成像检测等 35 项关键工艺标准。通过定期实施全面解体大修，系统性更换达到服役年限的推力轴承、迷宫密封件等老化部件，采用声发射检测技术识别微观裂纹，消除潜在机械失效隐患，确保设备 MTBF（平均无故障时间）达到 8000 小时以上，避免非计划停机导致的日均百万元级经济损失。每日执行设备清洁润滑标准化作业流程，使用无水乙醇清除传动部件表面油污，重点检查联轴器对中偏差 ⩽0.05mm 、法兰连接螺栓预紧力矩达标，维护液压油站恒温循环系统，及时清理换热器翅片积灰。严格按 2000 小时周期更换符合 DIN51524 标准的 VG46 抗磨液压油，运用油液光谱分析仪监测磨粒浓度，维持滚动轴承油膜厚度在 5⋅15μm 最佳区间，实现设备设计寿命从10 年延长至 15 年，降低年均维护成本 23% 。

通过 SCADA 系统实时采集转速传感器（ ±0.1% 精度）、轴振动探头（ 4-20mA 输出）等 280 个监测点的运行数据，建立三级预警机制：当蒸汽温度偏离设定值 ±8^∘C 时触发黄色预警，主蒸汽压力波动超过 ±0.5MPa 时启动橙色预警，轴承箱振动烈度突破 4.5mm/s 阈值时激活红色联锁保护。运用 Minitab 进行设备 OEE（综合效率）趋势分析，针对汽轮机热效率异常下降 0.7% 的情况，及时调整抽汽调节阀开度至 62% 优化位。基于五年期故障数据库（含 1273 条维修记录）构建 LSTM 神经网络预测模型，通过实时比对当前振动频谱与 300 个典型故障特征图谱，提前 14 天预判高压缸第6 级动叶即将发生的疲劳断裂风险，生成包含备件采购清单、检修窗口期的智能决策方案，使非计划停机率从 5.8% 降至 1.2% 。

每季度开展包含 API670 机械保护系统调试、SiemensT3000 控制系统组态等专项技术培训，每年举办机组振动故障诊断实战竞赛。实施"五星级检修工程师"认证计划，对掌握激光熔覆再制造等新技术的团队给予项目奖金系数 1.5 倍激励，促使关键设备 MTTR（平均修复时间）从 16 小时缩短至 9 小时。建立包含 32 个维度的技能矩阵管理系统，确保每台关键机组配置 3 名具备 ANSYS 应力分析能力的专家级维护人员，保障设备可用率稳定在 99.6% 以上。

4 结束语

汽轮机在火力发电运行中的稳定性和可靠性对于整个电力系统至关重要。通过对汽轮机常见故障隐患的深入分析，采用科学有效的排查方法，如振动检测、温度监测、油液监测和无损检测等，能够及时发现设备的潜在问题。同时，加强汽轮机的管理工作，从设备维护、运行监测到人员管理等方面入手，制定完善的管理措施，能够有效降低故障发生的概率，提高汽轮机的运行效率和可靠性。

参考文献

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