高志杰，王永民，胡玉荣

（中国石油大港石化公司，天津 300280）

1 事件经过

大港石化公司焦化装置富气压缩机汽轮机型号5BL-3，为背压式汽轮机，设计进气压力3.35 MPa，进汽温度350 ℃，正常点转速12 250 r/min。

2017 年7 月21 日6:58:04，汽轮机4 个测振点振动值开始出现不同程度上升，至6:59:44，驱动端振动值VS3937 达到123 μm（图1），压缩机联锁停机（联锁值88 μm）。

图1 汽轮机历史趋势

2 状态监测情况

（1）异常振动点主要振动频率为一倍频（图2）

图2 汽轮机振动趋势

（2）异常振动点的轴心轨迹中有反进动现象（图3）

图3 汽轮机轴心轨迹

3 原因分析

通过状态监测确认一倍频为主要故障频率，判定汽轮机转子存在不平衡量，不平衡量有可能由异物侵入机体造成。从4 个方面进行分析。

3.1 蒸汽中夹带固体异物

此种情况会给汽轮机过流部件造成不可逆损伤，鉴于汽轮机再次开机后正常运行，各项参数与停机前基本一致，故排除这种可能。

3.2 蒸汽带水

事发时汽轮机入口中压蒸汽压力3.2 MPa，温度360 ℃，而247 ℃水的饱和蒸汽压接近3.2 MPa。同时通过红外热成像仪监测发现，中压蒸汽管排至焦化富气压缩机段保温铝皮温度（25～35）℃，未发现热点（图4），保温效果良好。所以当时汽轮机入口蒸汽带水的可能性很小。

3.3 汽轮机轴封泄漏汽排汽线存在凝液

该汽轮机在一级汽封体后设计有排汽管线，用于回收低压蒸汽。因该管线背压0.6 MPa，高于一级汽封体后压力0.48 MPa，因此该管线阀门自开机时一直处于关闭状态，可能存在凝液（图5）。现场测量该管线温度（160～200）℃，该温度范围对应的饱和蒸汽压为（0.62～1.55）MPa,高于实际压力0.48 MPa，同时现场导淋未见凝结水，因此可排除此原因。

3.4 气封内带水

图4 汽轮机入口管线红外热成像

该汽轮机两端气封漏气主要由气封抽气器回收，极少量从汽轮机两轴伸端泄漏出机体。当气封抽汽器不能正常建立负压时，气封漏气会从轴伸端泄漏，同时也在气封体内产生凝液。大量积累的凝液会扰动汽轮机转子，引起振动异常波动。

图5 轴封漏汽排汽管线

本次机组联锁停车时，现场发现气封抽汽器动力蒸汽压力0.2 MPa（设备厂商要求≥0.5 MPa），真空度为0，汽轮机气封漏气无法通过抽汽器有效回收；同时汽轮机至气封冷凝器之间的管线未保温，造成管线内存在凝结水，因此气封带水是本次故障的原因。

4 各车间抽气器系统对比

汽轮机气封抽气器系统主要包括气封冷却器和喷射器。气封冷却器用于冷却从汽轮机中抽出的空气和水蒸气；喷射器用于造成冷凝系统负压，形成气封冷却器和汽封之间的压差，将泄漏的空气和蒸汽吸入冷却器。

抽气器系统故障会引发部分泄漏蒸汽串入润滑油内，使润滑油带水，或者冷空气进入气封体内，使汽轮机转子因承受较大热应力产生弯曲变形。因此气封抽气器系统的正常运转是机组稳定运行的有力保障。

目前公司在用背压式汽轮机共3 台，分别为焦化富气压缩机用汽轮机、加氢裂化循氢机用汽轮机和催化气压机用汽轮机，其抽气系统如图6 所示，其中催化汽轮机在U 形水封后增加凝结水水箱，防止汽轮机开机过程因未建立U 形水封而影响抽气器抽气效果。各装置抽汽系统参数见表1。

5 解决办法

图6 汽轮机抽气器系统

表1 抽汽系统参数

（1）将汽封抽汽器的动力蒸汽提高至0.5 MPa 以上，真空度0.015 MPa（设备厂商要求≥0.002 MPa），确保抽气器正常工作，同时参考催化汽轮机抽汽系统，在U 形水封后增加凝结水水箱，进一步保证抽气系统工作的稳定性。

（2）对汽轮机各附属管线进行有效保温，避免因蒸汽温度波动或环境温度变化造成蒸汽凝结。

（3）短期内在轴封泄漏气排气线上的仪表引压点处增加导淋，定期检查此处有无凝结水。

（4）在下个检修期时将轴封泄露气排气线变更为注气线，保证轴封系统安全运行。

6 结语

汽轮机的故障现象多样，故障原因多变，因此进行故障判断时结合状态监测分析，可大大节省故障判断时间，及时查明原因，第一时间恢复设备运转，保证装置安全平稳运行。