动力工程设备故障诊断案例

某热电厂汽轮机振动异常故障诊断与处理案例一、故障背景与现象某热电厂#3汽轮机为N100-9.8/535型机组，额定功率100MW，已稳定运行12年。机组轴系由高中压转子、低压转子、发电机转子通过刚性联轴器串联组成，轴承采用五块可倾瓦滑动轴承。2023年X月X日，机组带80MW负荷运行时，DCS系统突发报警：#2轴承（低压转子前轴承）垂直振动值从日常25μm陡升至78μm（报警阈值80μm），同时#2轴承金属温度从85℃升至98℃，机组负荷出现±5MW的波动，运行稳定性明显下降。二、诊断过程与分析（一）现场初步排查技术人员首先对#2轴承区域进行目视检查：轴承座螺栓无松动，润滑油位正常且无乳化、变色，轴封漏汽量在设计范围内，基础混凝土无裂缝、沉降痕迹。初步排除“螺栓松动”“油位异常”“轴封漏汽”“基础沉降”等直观诱因。（二）振动信号采集与频谱分析采用便携式振动分析仪采集#2轴承垂直、水平、轴向三个方向的振动信号，结合DCS历史曲线分析：垂直方向：主频为1倍频（转频，对应50Hz，因机组转速3000rpm），幅值占比70%；2倍频幅值占比25%，同时存在少量高频成分（100Hz以上）。水平方向：以1倍频为主，幅值45μm；轴向振动仅15μm，无明显异常。相邻轴承：#1轴承（高压转子后轴承）振动稳定在20μm，#3轴承（低压转子后轴承）振动升至35μm（未报警），提示故障源或与低压转子相关。（三）轴承温度与油液分析跟踪#2轴承温度趋势发现，温度随振动升高呈“指数型”上升，且热成像显示轴承座局部温度达102℃（环境温度25℃）。采集润滑油样进行铁谱分析：油液中检出铜、铁磨粒，磨粒尺寸以10-20μm为主，形态包含“切削状”（轴承磨损特征）和“疲劳剥落状”（滚动接触疲劳特征），表明轴承存在磨损。（四）故障树逻辑推理结合振动频谱（1倍频主导、2倍频次之）、轴承磨损、相邻轴承振动关联，构建故障树：1.转子不平衡：1倍频主导是不平衡的典型特征，可能因叶片积灰、磨损或脱落导致。2.联轴器不对中：2倍频幅值较高（占比25%），提示轴系对中存在偏差。3.轴承磨损：油液磨粒、温度升高验证轴承间隙或油膜稳定性下降。4.基础刚度不足：基础无沉降，暂不优先考虑。三、故障定位与验证（一）转子不平衡验证停机后对低压转子进行外观检查，发现末级叶片表面有积灰（约0.5mm厚），且局部叶片边缘存在“锯齿状”磨损。使用动平衡仪测试，测得低压转子不平衡量为150g·mm，相位角120°，超出允许值（≤50g·mm）。（二）联轴器对中验证采用百分表法测量高中压转子与低压转子联轴器的“张口”和“偏移”：张口：0.05mm/m（设计允许≤0.03mm/m）；偏移：0.10mm（设计允许≤0.08mm），确认对中偏差。（三）轴承磨损验证解体#2轴承后，发现巴氏合金表面有划痕、局部剥落，轴承间隙实测0.35mm（设计值0.25-0.30mm），磨损导致油膜刚度下降，进一步放大振动。四、处理措施与效果（一）转子动平衡校正对低压转子进行现场动平衡：在转子平衡槽内添加80g平衡块（相位角120°），复测不平衡量降至45g·mm，满足要求。（二）联轴器对中调整通过垫片调整低压转子轴承座高度与水平度，重新测量联轴器：张口：0.02mm/m；偏移：0.06mm，符合设计标准。（三）轴承更换更换#2轴承（同型号巴氏合金轴承），装配后实测轴承间隙0.28mm，油膜刚度恢复。（四）效果验证机组启动后带80MW负荷运行：#2轴承垂直振动降至22μm，水平振动18μm；轴承金属温度稳定在82℃；机组负荷波动消除，连续运行72小时无异常，故障彻底解决。五、经验总结与建议（一）强化状态监测体系建议电厂升级在线监测系统，增加轴承油膜压力、转子轴位移、叶片振动等监测点，结合“振动+温度+油液”多参数预警，提前捕捉故障征兆。（二）诊断方法的“组合拳”应用单一手段易误判，需结合频谱分析（振动特征）、铁谱分析（磨损类型）、现场测量（对中/间隙）等方法，通过故障树逐步缩小范围。例如：1倍频主导优先排查不平衡，2倍频突出则重点检查对中。（三）预防性维护策略转子平衡：每年停机时对关键转子进行动平衡复测，清理叶片积灰；联轴器对中：每2年复测轴系对中，避免热胀冷缩导致偏差；轴承管理：每3年解体检查轴承