300MW汽轮机EH系统油动机摆动的原因分析及改进措施

＜宁夏电力）２００６年增刊　３　００ＭＷ汽轮机ＥＨ系统油动机摆动的　原因分析及改进措施　

张海，韩燕　（大坝发电有限责任公司，青铜峡市７５１６０７）　

摘要：针对大坝发电有限责任公司３００Ｍｗ汽轮机ＥＨ系统油动机发生摆动的故障。分析并查找故障原因。　对ＥＨ油质劣化提出了防范和改进措施，通过对油质的严格监督和采取在高调门油动机支架上加装冷却水，　改善了油质和油动机组件的工作环境，降低了高压调速汽门油动机和电液伺服阀的故障率。　关键词：ＥＨ系统；　油动机；　油质劣化；　防范措施；　改进措施　中图分类号：ＴＭ６２１　文献标识码：　Ｂ　文章编号：１６７２—３６４３（２００６）ｚｋ－００７６－０２　

Ａｎａｌｙｓｉｓ　ａｎｄ　ｓｏｌｕｔｉｏｎ　ｆｏｒ　ｔｈｅ　ｏｓｃｉｌｌａｔｉｏｎ　ｏｆ　ｓｅｒｖｏｍｏｔｏｒ　ｉｎ　ＥＨ　ｓｙｓｔｅｍ　ｏｆ　３００　ＭＷ　ｔｕｒｂｉｎｅ　ＺＨＡＮＧ　Ｈａｉ，ＨＡＮ　Ｙａｎ　（Ｎｉｎｇｘｉａ　Ｄａｂａ　Ｇｅｎｅｒａｔｉｏｎ　Ｃｏ　，Ｌｔｄ．，Ｑｉｎｇｔｏｎｇｘｉａ　７５１６０７，Ｃｈｉｎａ）　

１　ＥＨ油系统故障状况　大坝发电有限责任公司　、　机组汽轮机系上海汽轮　机有限公司生产的Ｎ３００／１６．７，５３８，５３８型机组，配新华电　站控制工程有限公司生产的ＤＥＨ—ｍ型数字式电液调节　控制系统，其ＥＨ系统主要由供油系统、执行机构和危急　遮断系统三部分构成，高压控制油采用三芳基磷酸脂抗燃　油。机组自投产发电以来，在正常运行或启、停过程中，ＥＨ　系统的液压伺服执行机构一直存在单个调速汽门（油动　机）忽开或忽关；调速汽门（油动机）关不下来；调速汽门　（油动机）打不开、晃动；油动机卡涩及油动机密封面漏油　等故障。　上述故障在机组正常运行中发生过，在机组启、停试验　过程中发生次数较多。在机组大修时将高压调速汽门油动　机解体后，发现油缸内壁都有不同程度的腐蚀、磨损，有些　油缸内出现碳黑颗粒物质，油动机上部密封圈老化导致油　动机漏油，油动机控制块的内部通道也结有大量的碳黑胶　状物，更为严重的是，在机组运行中还曾发生过高调门油动　机控制块上所接的电液伺服阀、热工元件电缆等因温度高　而烧毁现象，严重威胁机组安全运行。　２故障原因分析　对于上述几类故障在实际工作中通过长期实践和分析　认为主要是由伺服阀故障造成，在多数情况下，更换电液伺　服阀后，故障消失。下面具体分析造成伺服阀故障的原因。　在ＥＨ调节系统中，电液伺服阀的任务是把电气量　转换为液压量去控制油动机。电液伺服阀的结构部件主　要有喷嘴、挡板、滑阀、节流孔　其中最重要的部件是挡　板和两个喷嘴，当有电气信号输入时，挡板转动，距两只　喷嘴的距离发生改变，则两只喷嘴的泄油量发生变化。　控制了油口的开启或关闭，从而控制高压油来调整节阀　的开度。　经过现场实践分析，得出电液伺服阀内电气部分出现　故障率很低，故障多数情况是伺服阀内双喷嘴和挡板系统　发生故障，如喷嘴被大颗粒物质堵塞等，造成进、出高压油　动机的油口发生变化（开大或关小）。另外，由于ＥＨ油质的　问题，造成伺服阀内滑阀出现故障的情况也存在。归纳起　

收稿日期：２００６－０３—２０　作者简介：　张海（１９６５一），男，助理工程师，从事火电厂汽轮机调速系统检修工作。　７６·　

维普资讯 http://www.cqvip.com （－７夏电力）２００６年增刊　３００ＭＷ汽轮机ＥＨ系统油动机摆动的原因分析及改进措施　来，主要有油中含有颗粒度大的杂质，堵塞喷嘴；油中颗粒　度超标，引起滑阀卡涩；抗燃油油质发生变化，酸度增高，从　而造成对喷嘴室、节流孔、通道及滑阀系统的腐蚀，从而增　大了漏油量。　实践证明，伺服执行机构中伺服阀出故障率频繁，而油　质劣化是伺服阀故障和造成油缸漏油的主要原因。　２．１系统的运行温度　温度对抗燃油的老化影响较大，特别是在系统中有过　热点出现时油管路距蒸汽管道太近时，油受到热辐射，劣化　加剧。在检修过程中，油动机解体检查中多次发现油缸内有　大量炭黑颗粒物质存在，而且高调门油动机密封圈因高温　而碳化。油中碳黑物质的存在证明ＥＨ抗燃油在运行中出　现了高温氧化、裂解现象。　２．２系统的污染　（１）油的水解和酸性变化：水会使磷酸水解产生酸性物　质，并目酸性产物又有自催化作用，酸值升高能导致设备腐蚀。　（２）固体颗粒：伺服机构间隙很小，液压控制系统对油　中颗粒含量非常敏感，当液体以高速流动时，颗粒可对系统　造成磨损，同时，在一些关键部位沉淀，使其动作失灵。　（３）矿物油污染：抗燃油中混入矿物油会影响其抗燃　性能，同时，抗燃油与矿物油中添加剂作用可能产生沉淀，　并导致系统中伺服阀卡涩，少量的矿物油也会影响液体的　泡沫特性及空气释放值。　２Ｉ３系统内泄　系统内泄使油泵的电流增大，导致ＥＨ油温过高而氧　化、裂解。例如：安全阀ＤＢ１０泄漏、蓄能器短路、伺服阀泄　漏、卸荷阀卡涩或安全油过低都会造成油泵内泄，导致ＥＨ　油温升高，酸化加快。　２．４系统检修质量　系统检修质量的好坏，对抗燃油的理化性能有很大的　影响。检修环境不清洁，密封件老化脱落，ＥＨ油对油箱，管　道内壁上有机物的溶解和剥离，金属间磨擦产生的金属碎　屑进入ＥＨ油中，引起油动机滑阀卡涩、杂质堵塞喷嘴等。　３防范和改进措施　３．１防范措施　（１）加强滤油工作：每星期滤油机滤油不少于３０ｈ。　（２）加强对ＥＨ抗燃油油质的化学监督及维护。　①机组正常运行情况下实验室分析项目及周期见表ｌ，　要求每年至少有一次送到经过认可的实验室进行油质全　分析。　②如果油质有异常情况。如酸值迅速升高，油的颜色　加深，水份含量增大，粘度变化增大等情况，应缩短试验周　期，需要进行单项分析。　③试验结果分析及措施：对运行油进行化验分析，使　之符合运行抗燃油质量标准，如果不符合标准，应及时通知　表ｌ机组正常运行情况下实验室分析项目及周期　有关人员，上报有关部门，认真分析查找原因，采取有效措　施进行处理。　（３）为了延长抗燃油的使用寿命，对运行中的抗燃油　根据需要定期进行精密过滤和旁路再生。　（４）对ＥＨ油系统进行定期检查，及时清理系统中各滤　网，必要时更换滤网滤芯。　（５）对库存抗燃油，应认真做好油品入库、储存、发放　工作，防止油的错用、混用及油质劣化。　３．２改进措施　３．２．１改善油动机组件的工作环境　针对高调门油动机工作温度过高而造成的ＥＨ抗燃　油烧结积碳和密封圈老化问题，通过现场调查和分析　后，我们认为解决问题的关键是消除调门壳体的热传导　和热辐射，有效地降低油动机缸体温度及加快活塞上部　油液流动。　具体方案是：在油动机上端盖加装冷却水套。加装冷却　水套后调门壳体通过热传导传递给油缸的热量直接被带　走，水套直接作用在油动机上端盖处，降低了密封圈处温　度，防止了密封圈老化失效，抗燃油泄漏；针对活塞上部油　液流动缓慢在高温工作环境下容易烧结积碳这一问题，我　们在油动机活塞下端部加工一孔道，并在孔道上安装一个　小０．６ｍｍ的节流孔，这样，活塞下部压力油经节流孔进入活　塞上部，加快了活塞上部油液的流动，通过油液自身的流　动，降低了油液温度，防止了因油液流动缓慢而造成烧结　积碳。　３．２．２提高系统检修质量　在对ＥＨ油系统进行检修过程中，必须严格按照规程　所要求的检修工艺进行。拆卸油口必须及时用白布和塑料　布双层封扎，严禁脏物入内；抗燃油系统所有部件的清洗工　作必须用酒精进行；污染物的清理必须彻底；伺服阀、错油　门滑块和油动机有腐蚀点时，必须彻底清除，或将部件更　换；所有拆卸部件应轻拿轻放，严禁磕碰。　

４结束语　通过对汽轮机ＥＨ系统油动机摆动的原因分析，得出　了ＥＨ抗燃油油质劣化是故障发生的主要原因。　针对油质劣化找出了防范和改进措施。通过防范措施　的实施，油品质量明显提高，伺服阀故障率大幅下降；通过　改进措施的实施，高调门油动机缸体温度降到７００Ｃ以下，　（下转第８２页）　７７·　

维普资讯 http://www.cqvip.com ＜宁夏电力）２ｏｏ６年增刊　Ｎ５０－８．８３—１型汽轮机调速系统速度变动率小的原因分析及处理　率的主要因素，进行了以下处理：　（１）更换了调速油泵前油封圈、中油封圈。使其间隙达　到了规程的规定值。　（２）更换了主油泵齿轮联轴器，使主油泵联轴器内外　齿接触面达到了规程规定值，齿轮间隙实测为０．３ｍｍ。符合　要求。主油泵．１、　瓦磨损严重，进行了更换，间隙符合要求　（如表３）。　表３轴瓦间隙（修后）　（单位：㈣）　（３）更换了调速汽门凸轮架两侧轴衬，使调速汽门凸　轮架轴衬间隙，调节汽门传动机构各部间隙符合规程要求。　（４）将调速器滑阀各部套清洗，泄气塞　１孔进行清理　疏通，使油压管内积空气泄气畅通。　（５）大修中对油系统进行了严格的清理。将主油箱用　面团进行了清理。油管道拆除用蒸汽吹洗，保证了透平油的　清洁度。　（６）通过以上处理，　机组于２００６年４月１０日大修结　束。调速系统静态试验，主要特性数据如下：　①自动主汽门严密性试验：转速下降至１０００ｒ／ｍｉｎ以　下，合格。　②调速汽门严密性试验：转速下降至１０００ｒ／ｍｉｎ以下，　合格。　③超速试验：－１撞击子动作转速３３１９ｒ／ｒａｉｎ；　撞击　子动作转速３３０４ｒ／ｒａｉｎ；联合动作转速３３０４ｒ／ｍｉｎ，主油泵出　口油压２．３５ＭＰａ，合格。　④调速系统速度变动率增加到８－－４．１％（额定转速），　将来条件具备时，增加压力变换器弹簧刚度使速度变动率　达到规定值４．５％的要求。　⑤调速系统迟缓率ｅ－－－０．４％，液调机组，８≤０．５％为合　格。符合要求。　４调整后的效果　通过本次大修对　机调速系统速度变动率小的因素。　进行分析、消除。使其达到了较为理想的效果。　。　．　（１）机组调速系统速度变动率。从２００３年７月机组　项修后试验的８＿２．５％（额定转速）不合格。到２００６年４月　机组大修后试验的调速系统速度变动率８－－４．１％（额定转　速），在允许范围内较上次试验有所提高，调速系统稳定性　得到改善。　＋　…　（２）机组大修前负荷在１０ＭＷ一１５ＭＷ之间摆动，本次　大修后负荷在１ＭＷ　５ＭＷ之间摆动，符合要求。负荷稳定　性明显升高。　（３）机组大修前手摇同步器加减负荷，调整相当困难，　而本次大修后摇同步器加减负荷。调整操作较以前容易许　多。说明调速系统的稳定性有所提高，从而为设备的安全、　经济运行提供了保证。　（４）大修对　机调速系统速度变动率小的因素，进行　分析并加以消除，仅此一项节约费用１２万元。　

５结束语　调速系统稳定与否直接与速度变动率和迟缓率有关。　由于制造厂家移交的资料不全和调速部套磨损。使得调节　系统部件检修存在一定的难度。经过本次大修。调速系统的　速度变动率和迟缓率调整到合格范围。调速系统的稳定性　有所提高，消除了负荷随系统周波变化摆动大的难题，从而　达到了机组安全经济运行的目的。