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抽凝式汽轮发电机的故障原因剖析及处理 　　[摘 要]本文对抽凝式汽轮发电机故障原因及处理过程进行了分析，阐述了抽凝式汽轮发电机机组容易发生的故障现象，描述了机组波动现象，分析了故障的原因及具体的处理过程。 　　[关键词]凝气式汽轮机；故障原因；分析；处理过程 　　中图分类号：TD607 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2016）16-0028-01 　　抽凝式汽轮发电机机组在正常运行的过程中可能会出现主油油泵断油的现象，会导致调节油及润滑油发生瞬间失压，致使机组出现跳机的事故。在抽凝式的汽轮机机组进行热态启动的过程中，在抽汽口存在着低压的水或者蒸汽，将使汽轮机的汽封发生收缩，引起汽轮机机组发生振动，导致跳机事故的发生。 　　山西省某厂配置了抽凝式汽轮发电机，该汽轮机的轴功率为35.78MW，主要采用了一台反动式汽轮机，利用一拖二的方式对空气压缩机进行驱动。整个机组的控制系统为ITCC型的综合系统。该机组投运成功后一直平稳运行，没有出现过大的故障，但近期出现了真空波动现象，导致排气温度发生上升，工况急剧恶化，给整个生产带来了巨大的隐患。 　　1 汽轮发电机组波动现象的描述 　　该汽轮机机组近期出现了工况严重恶化的现象，并发生了真空波动，机组的排气温度自52℃上升至80℃，整体的排气压力自-70kPa上升至-40kPa，导致真空度发生了下降。由于发现的较为及时，通常对排汽压力连锁进行解除，没有出现停车的现象。经过检修人员的现场技术处理后，汽轮机的排气温度已经下降到49℃，整体排气压力较为平稳，运行工况恢复正常。 　　2 故障原因分析 　　对抽凝式汽轮发电机的真空度进行维护要求存在三个必要的条件，首先使抽凝式汽轮发电机的凝汽器冷却水将排汽进行冷却，构成真空；其次是利用凝结水泵对凝结水不断地抽送，以防止其影响换热；最后就是将漏入的空气及其他不凝气进行抽出，保持真空的状态。抽凝式汽轮发电机的真空度每降低1kPa，其热效率就会降低1%左右。影响真空度的因素主要有以下几个。 　　2.1 凝汽器的冷凝影响因素 　　由于机组的凝气器设计为表面式凝汽器，因此其换热面积在4000m3左右，通过对换热器进行检查，未发现有明显的泄漏及温升变化不明显的现象，这就说明相关的管束未发生堵塞。通过对换热器的冷却水进行温差的判断，可以得出其凝汽器冷凝能力较为正常，非真空恶化导致的基本分析结果。 　　2.2 抽气器的抽气影响因素 　　抽凝式汽轮发电机组的抽气系统所配置的两台主抽气器及一台启动式抽气器是采用4.4MPa、430℃的过蒸汽为动力的。在机组进行启动前主要利用启动抽气器进行工作，使真空达到所设定的条件，完成机组启动后，将启动抽气器切换至主抽气器进行工作。主抽气器通常是一开一备的，在条件允许的情况下对主抽气器进行切换，此时如果真空度没有发生明显的好转，最后将启动抽气器进行投入，如果真空度仍然是波动的，则应对抽气系统进行大查，进而判断抽气器是否是真空波动的原因。 　　2.3 对真空压力表的引压管进行检查 　　此抽凝式机组的就地压力表及远传压力测点是通过同一管子进行引出的，因为设计的原因引压管曾经发生过明显的积水现象，后来通过对技术进行改造有效解决了这一问题。在现场对管内进行检查，并没有发现明显的积水，因此可以有效排除引压管的原因。 　　2.4 核查现场无泄漏的现象 　　抽凝式汽轮发电机组的真空系统包括以下几部分：抽气器系统、爆破板、凝气器系统、汽封、凝气水泵及水封等。在工作现场对真空系统的管线进行一一核查，其密封性良好，同时对轴封汽压缸的排气管线进行检查，并无气泡冒出现象，因此可初步判断为轴封汽压不够，对旁路进行开大后真空并没有发生变化。检查其轴封调节阀，确认调节装置是正常的，在现场利用对管口进行堵封的措施以防止真空遭到进一步破坏。 　　2.5 轴封系统 　　为有效防止凝气式汽轮机机组在运行中出现高压端蒸汽发生泄漏的现象，应对汽轮机机组的自带疏齿式进行密封，进而构成密封腔，防止蒸汽外泄的同时有效对蒸汽进行隔离。通常轴封汽是由4.4MPa的蒸汽通过减压而来。设置减压装置的目的是为实现自动控制：当压力高时阀门将自动关小，应在现场确认控制器是正常的。根据轴封系统的特点对轴封余汽调节阀进行设置，利用轴封余汽调节阀管线将多余的蒸汽排至凝汽器。现场对低压端的轴封排管线进行检查，详细分析轴封管线系统的工作原理，当其发生明显故障时有以下特点：（1）温度较低；（2）温度较高；（3）供汽布置；（4）有渗水现象。 　　通过对轴封供汽系统进行检查，未发现明显的异常现象，利用测温枪对管线的温度进行测量，为410℃，温度为正常值。此时可以排除轴封汽供汽不足的原因，在现场重点对轴封汽带水进行检查，由于轴封汽的温度较为正常，因此不