汽轮机套管断裂后故障分析

汽轮机套管断裂后故障分析

0u3000边界条件发电机构的动力轴向推油的主要功能是接受载荷压机运行中的轴向推油，并维持载荷压车和静态部件之间的正常向心距离。因此，动力轴的正常工作是发电机构安全运行的先决条件之一。推力轴承瓦块温度是推力轴承运行状态的一个重要参数,一旦造成瓦块温度超高,乌金烧损,转子便会发生不允许的轴向位移,使汽轮机通流部分发生碰磨事故。某电厂600MW汽轮机为上海汽轮机厂生产制造的C157型N600/16.67/538/538亚临界直接空冷凝汽式汽轮机,由一个单流高压缸,一个单流中压缸和两个双流低压缸组成。调节级采用与高压缸汽流方向一致的顺流布置,高中压合缸。由于双流低压缸对称布置,推力相互抵消,自然平衡;高中压缸轴封左右对称,推力自然平衡。因此,推力平衡仅为高中压动叶的推力及平衡活塞之间的平衡。剩余不平衡力由推力轴承(LEG型)承受。本文对温度套管断裂及引发推力轴承温度异常偏高的原因和处理方案进行了详细分析与介绍,可供现役同型机组或同类机组发生相似问题后借鉴。1调整等级后，测量管道破裂故障1.1性能检查及断点分析该机组于2008年4月21日正式并网发电。2009年1月18日发生调节级后蒸汽温度测量内套管断裂漏汽,温度信号失去,择机通过内窥镜检查发现外套管也已经穿透。2012年11月29日发生第二只内套管断裂漏汽。大修揭缸后发现两只测温外套管均多段断裂,断裂碎块(如图1所示)散落在调节级后与第一级前腔室内,断点发生在高压内缸内壁、套管变径处(如图2所示)。断裂脱落套管造成调节级动叶整圈打击卷边(如图3所示),卷边最大深度达5.5mm,每只叶片损伤面积约为40mm×15mm,经无损探伤检查无裂纹。1.2轴向位移和推力瓦温对最大响应的影响内套管断裂漏汽后,监测到非工作面(调端)推力瓦温度有升高趋势。经与上汽厂沟通联系,得知同型机组已经发生过类似故障,初步判断为套管断裂漏汽对轴系产生了一定影响。至2013年6月21日大修前,由断裂前最高温度75℃缓慢递增并稳定至最高温度88℃,未达到报警值99℃;同时轴向位移跟随推力瓦温增长,由最大值-0.15mm增长至最大值-0.39mm(-靠调端,+靠电端)。此期间技术人员加强TSI监视,推力瓦温升高趋势逐渐放缓并趋于稳定状态,距离报警值还有安全余量,因其它运行参数无明显变化,暂不影响正常带负荷,于是逐渐安排大修时揭缸检查处理。2失败分析与处理2.1内套管与外缸焊接注意事项调节级后蒸汽测温套管分为内套管与外套管,测温的热电偶放置于内套管中,引线接至缸外。外套管插入高压内缸及其隔板套内,最终露出到调节级后的腔室,用以测量调节级后蒸汽的温度。其固定方式为外套管与内缸有过盈配合(0.05mm)的接触面,用以克服由于蒸汽冲刷而产生的激振力,在末端要求与内缸焊接后热处理。为防止外套管与持环碰磨,要求其与持环保持2.5mm的间隙。测温的内套管通过外缸插入到外套管内,要求与外套管保持同心,并有6.5mm的膨胀间隙,保证在运行当中不发生碰摩。最后内套管与外缸焊接以保持密封(如图4所示)。根据该厂套管断裂形态及同型机组发生相同或相似故障反馈给上汽的信息,发生故障的电厂都存在现场安装时外缸、内缸和持环上的热电偶孔不对中的情况,现场或返厂进行了扩孔或修正。即由于测温套管在加工和装配方面存在问题,最终导致套管断裂。(1)注意到了不对中,进行内缸扩孔后导致过盈配合的接触面消失,由于外套管受到蒸汽的冲刷,产生的高频振动只靠焊接部位克服,易发生断裂脱落情况;同时外套管和内缸之间的焊接质量不佳,导致在焊缝的热影响区出现裂纹,加剧了套管的断裂进程。(2)加工不到位,采取现场将持环扩孔补救措施,没有保证热电偶套管与孔有足够的间隙;同时当内套管与外套管不同心时,内外套管间的间隙就会消失,造成内外摩擦破损。(3)安装方法不当,错误地将外套管先行焊接于内缸上,再整体落缸,使得套管弯曲存在初始应力;或是注意到了孔不对中,但错误地强行将套管单侧打磨回装,造成套管强度下降。2.2高压静叶持环的焊接设计上增加安全措施,在持环上增加热电偶保护套,降低调节级后蒸汽流动对外套管的影响,同时避免套管断裂影响到通流叶片。改造时加强焊接质量,严格按照上汽厂提供的焊接工艺焊接。改造时检查热电偶套与持环的配合,使之单侧间隙大于2.5mm,若不满足,则在加工持环上保护螺纹孔前对热电偶孔整体扩孔。具体优化措施如下:(1)步骤1:在高压静叶持环上开M52×3的螺纹孔(如图5所示);(2)步骤2:加工一个保护套管,拧到高压隔板套上,然后焊接(如图6所示)。改造优化前后对比如图7示。3mw以上时工作面荷载机组大修启动后非工作面推力瓦温比修前明显偏高,负荷带到520MW左右时,其中一点(工作面与非工作面各5只测点)高达104℃,并且瓦温的升高与负荷成正比。随后采取限负荷上限500MW运行,维持最高温度不超过报警值99℃。3.1机组运行表现机组在大修解体检查中,发现了调节级温度套管断裂,调节级叶片打伤的问题。但是,修前机组可以带额定负荷,推力瓦温最高为88℃。针对修后推力瓦温高而影响带负荷的问题,从以下4个方面进行了分析。(1)润滑油系统问题造成冷却不足。机组启动前后,油质化验合格,润滑油压力正常,且其它支持轴承的振动及温度参数显示正常,可排除润滑系统问题。(2)瓦温测点故障。经热工校验确认无误,并符合安装要求。(3)推力瓦块受损或安装质量差。修前初步判断推力瓦温度升高是由于调节级后蒸汽温度套管断裂漏汽所致,为排除推力轴承自身缺陷对判断的影响,大修中严格检查,未发现任何异常现象,安装时严格执行设计标准。且LEG推力轴承具有负载平衡和自动定位的功能,出现卡涩的可能性很小,故此点亦可排除。(4)机组大修后,轴系轴向推力较大偏离设计值。大修前,由于2只调节级后测温外套管断裂,打伤了调节级动叶,引起轴向推力向调端增大,轴向位移由最大值-0.15mm增长至最大值-0.39mm。3.2调整排汽平衡阀控制推力近期,为了不影响机组接带负荷,在保证安全的前提下,利用外部线路检修双机停运机会,做了如下临时处理方案。通过调整高中压外缸上的平衡管(高压排汽平衡活塞的调端腔室连接有4根平衡管通向中压缸排汽,以随时将从平衡活塞汽封漏过的多余蒸汽引入中压缸排汽,维持腔室一定压力)的漏汽量来调整高压缸排汽平衡活塞调端腔室的压力,进而改变轴系推力。即在平衡管上安装阀门节流,以提高腔室内的压力,增加轴系向电端的推力,使推力瓦调端工作瓦块温度降低,如图8所示。启机后根据推力瓦温随负荷增大而升高的趋势,在带175MW负荷、温度最高测点上升至87.3℃时,开始逐渐缓慢关闭截止阀,并同时监测工作面与非工作面各温度测点变化情况,瓦温得到明显控制,最终将上缸两个阀门完全关闭,下缸两个阀门关闭一小部分。额定负荷600MW工况下,推力瓦温度控制在74℃左右,轴向位移-0.20mm左右,效果立竿见影,其它各参数均稳定。停机处理时间2013年8月30日至9月5日,实施前参数取值时刻8月29日9点8分,实施后参数取值时刻9月26日19点36分。4风力轴承异常升