超临界630MW机组主机配汽系统设备结构优化的研究与应用

李永利

（国华太仓发电有限公司,江苏 太仓 215433）

超临界630MW机组主机配汽系统设备结构优化的研究与应用

李永利

（国华太仓发电有限公司,江苏 太仓 215433）

本文介绍了国产超临界600MW等级机组汽轮机配汽系统主要隐患，详细论述了隐患产生的原因与故障机理，提出并有效实施彻底消除隐患的技术方案，有效地消除长期以来威胁机组安全的重大隐患，提高了机组的经济性及运行可靠性。

配汽系统；消除隐患；技术方案；可靠性

0 引言

某厂汽轮机为国产首批超临界630MW等级机组，配汽系统为高压主汽调节联合阀壳是一个整体合金钢锻件，机组装有两个高压主汽调节联合阀，分别位于高中压缸两侧，每个主汽调节联合阀包括一个水平安装的主汽阀和两个相同的垂直安装的调节阀。这些阀门的开度均由各自的油动机来控制，油动机由数字电液调节系统来控制。自机组投产该联合汽门先后发生主汽门门杆断裂，主汽门预启阀卡涩，高调门阀座脱出，高调门联轴器固定销断裂脱落，等重大缺陷，严重影响机组的安全运行。经过充分的计算分析，找出了设备缺陷产生的原因，并提出了一系列隐患处理方案，经实施后上述隐患得到彻底消除，极大地提高了机组的经济性与运行可靠性。

1 设备概述

1.1 设备简介

汽轮机配置的主汽门及高压调节汽门为引国内进美国西屋公司技术设计的高压联合汽门，布置于13.7米运转层高中压缸的两侧，为卧式布置的联合主汽门阀体组件(见图1)。高压联合汽门由三个弹簧支架支撑，允许其能在各个方向自由地热膨胀。高调门主要由阀壳、阀盖、阀杆、阀蝶、导向套、阀杆套、油动机、弹簧座、联轴节、LVDT组件、伺服阀、伺服卡等组成。高调门阀杆与油动机活塞杆由套筒型式联轴节连接，联轴节与阀杆采用螺纹连接，并加装防转销防转。

1.2 设备运行情况

机组自投产以来，高压联合汽门屡次发生设备故障，影响机组的安全稳定运行，主要故障如下：

（1）主汽门门杆断裂,机组停运；（2）主汽门预启阀卡涩，导致主门无法正常关闭；（3）高压调节汽门阀座脱出，导致高调门无法正常操作；（4）高压调节汽门联轴节与阀杆防转销断裂，联轴节与阀杆螺纹磨损松脱，无法正常操作。

上述缺陷在机组未满一个大修周期内屡次发生，长期威胁机组的安全运行。

2 主汽门杆断裂原因分析及处理方案

2.1 高压主汽门结构说明

主汽阀具有“双重阀碟”而且在水平位置操作，油动机安装在弹簧支架上，并且通过连杆及杠杆与主汽阀杆相连接（见图2）。它由两个单座的不平衡阀组成，一个阀安装在另一个内部。阀处于关闭位置时，蒸汽进汽压力与压缩弹簧的作用力一起通过阀杆把每一个阀门紧紧地关闭在它的阀座上。预启阀由两部分组成，通过安装在阀杆内部的弹簧弹性压紧在主阀上，关闭时能与主汽阀内部的阀座较好的同心，阀杆移动并打开主汽阀时，预启阀首先开启。

主汽门工作压力为24.2MPa，使用温度为566℃。主汽门门杆为水平放置。主汽门门杆材料为GH901-T6+6（氮化），经1090℃保温3小时水冷+775℃保温4小时空冷，再经705～720℃保温24小时空冷处理后，加工而成，然后表面氮化处理。

在机组启动期间，随进汽参数增加负荷不再升高，经对现场设备检查后发现高压主汽门门杆断裂。断裂门杆已累计运行时间约10000小时。主汽门门杆断裂部位在与联轴器连接的螺纹端。断裂部位处于螺纹最后1～2个螺纹之间，螺纹和退刀槽处受到磨擦损伤，使螺纹顶部已磨去而成圆弧形。

2.2 主汽门门杆断裂原因分析

电厂将断裂阀杆送至权威机构进行了进行金相分析，对断裂的主汽门门杆来样进行宏观检查，对断口进行扫描电镜检查，分析其主要元素成分，进行硬度检测，在相关部位取样，进行常温力学性能试验，观察金相组织。

阀杆使用的GH901合金在正常的固溶、时效处理后，通常含有11.6%（重量）、颗粒较小（140～200埃）的γ′强化相，少量的碳化物和金属间化合物及微量的夹杂物，可在550～650℃下长期工作。只有在较高的工作温度（650～1100℃）和使用应力作用下长期工作，才会使合金中的有害的η相与针状和短棒状Laves相析出。所以在566℃的工作温度下，不会形成有害的η和Laves相。即使在566℃长期（13000h）使用，形成少量的Laves相，也因温度较低，其形态呈颗粒状，对使用性能影响较小。但从金相和能谱成分分析可知，在合金的局部晶界有薄膜状金属间化合物而加宽现象，对合金性能有一定的影响，但不是引起门杆断裂的主要因素。

切取断口清洗去除氧化膜后在扫描电镜下观察，看到裂纹起源于螺纹底部，高倍下裂源处有小缺口和韧窝形貌，在裂源附近螺纹底部的表面有细小的裂纹存在。断口扩展区有密集而细小的疲劳条纹，有的部位出现晶粒滑移形貌，将滑移部位放大后，还可看到滑移面上有密集的疲劳扩展纹，瞬时断裂区呈韧窝形貌。从断裂部位的螺纹和其周围的磨损变形和螺纹内填充异金属、以及圆柱面磨擦痕迹的不均匀等情况可知，该处在断裂之前存在一定的相对移动，因此螺纹部位处于动态的不均匀状态。当断裂源处表面出现缺陷时，则在较大的拉伸应力作用下（如门杆开启和闭合时），形成一定的应力集中，而使螺纹底部表面金属出现晶粒的滑移和微小拉伸裂纹，因此在高倍的断口形貌中出现少量的韧窝特征。随着工作应力的周期变化，晶粒滑移和微裂纹逐渐的缓慢扩展，使断口形貌上出现密集的疲劳条带和晶粒滑移形貌。因此门杆的断裂主要是由于表面出现微小缺陷，在较大的工作应力作用下，出现晶粒滑移和微裂纹，并逐渐的缓慢扩展所致。

结论如下：

（1）主汽门门杆的材料符合GH901高温合金牌号要求，常温力学性能符合要求。

（2）门杆圆柱表面经氮化处理，由于长期在高温下运行外表面形成一层氧化膜，而螺纹断裂部位未经氮化处理。

2.3 主汽门门杆断裂处理方案

（1）更换新门杆，要求表面进行氮化处理，新更换的阀杆使用前进行仔细检查，表面应光洁无损伤。

（2）修定主汽门检修文件包，补充完善主汽门门杆及高压调门门杆金属检验项目。

（3）利用检修机会对同批次阀杆进行检测。

3 主汽门卡涩原因分析及处理方案

3.1 主汽门卡涩故障情况

机组按调度指令于21：42分打闸停机，发现1号、2号主汽门关闭不到位，1号、2号主汽门约有10%的开度，3：49分1号主汽门自动关闭到零，6：37 2号主汽门稳定在4%开度。解体后发现 2号主汽门预启阀关闭不到位，约有5mm 的开度，确认预启阀存在卡涩。

3.2 主汽门卡涩故障原因分析

“大师框架”与理论纷争——读大陆学者对乔姆斯基的访谈 ……………………………………… 张 韧（3.1）

（1）汽门长时间运行中未进行全行程活动试验，阀杆与主阀套筒间附着结垢物堆积，造成阀杆与主阀套筒局部卡涩；

（2）长时间运行，阀杆和阀碟套筒表面氧化层增厚，导致阀杆与阀碟套筒间隙偏小；

（3）蒸气通过节流孔进入预启阀，再通过阀杆和套筒间隙进入阀杆漏汽管，蒸气参数逐级降低，蒸气携带杂质和析出物在阀杆和阀碟套筒间隙较小处沉积结垢；

（4）预启阀原始设计尺寸偏小。

3.3 主汽门卡涩隐患治理方案

（1）对原主阀碟换型，选用配备预启阀结构优化的新型阀碟，该阀碟凡尔线接触直径、外型尺寸公差、总长度尺寸公差均完全相同。优化后预启阀在全开行程的进汽流量不小于改造前预启阀全开时的进汽流量。

（2）机组运行期间，主汽门每月不少于一次全行程活动试验。（3）机组检修期间，对主汽门阀芯进行解体，清理阀杆和阀碟套筒表面氧化皮及积垢，保持间隙在上限值。

4 高压调节汽门阀座脱出原因分析及处理方案

4.1 高压调节汽门结构说明

每个高压联合汽阀配备两个高压调节汽门，高压调节汽门主要由阀壳、阀盖、阀杆、阀蝶、导向套、阀杆套、油动机、弹簧座、联轴节、LVDT组件、伺服阀、伺服卡等组成。阀杆与油动机活塞杆由套筒型式联轴节连接，联轴节与阀杆采用螺纹连接，并加装防转销防转。高压调门设计行程为55.8±2.2mm，油动机设计行程为85mm。高调门阀座与壳体装配采用大紧力的冷-热法装配，设计直径过盈量为0.19-0.23mm。

机组自投产以来，在运行期间屡次发生阀座脱出故障，导致该阀门无法正常关闭。

4.2 高压调节汽门阀座脱出危害

（1）为避免低负荷阀门频繁动作，对故障阀门产生冲击，机组在负荷大于80%时才能投单阀运行，负荷小于80%时投顺序阀运行，

（2）高调门在单阀方式下运行，由于节流损失，导致高压缸效率明显下降。在80%负荷下，单阀比顺序阀煤耗高约4g/KW.h。

（3）缺陷未消除前，不投入AGC运行，并且在运行中不做AGC速率测试。

（4）阀座脱出，调门无法关闭至零位，在机组出现突发情况，紧急打闸停机时，若主汽门同时也出现故障，不能关闭至零位，将造成机组超速，设备损坏事故。

4.3 高压调节汽门阀座脱出原因分析

（1）在高调门调节过程中，阀芯频繁开关动作，产生汽流激振，对阀座产生一个旋转向上合力，导致阀座向上运动，最终使阀座从阀体中脱落。

（2）由于预紧状态下，原子位置变化，晶格畸变，当阀座长期在高温下工作时，原子的活性增加，原子位置的调整导致金属产生蠕变，蠕变的速度与材料特性、工作温度、应力大小有关，蠕变的结果导致预紧应力松弛，阀座和阀体的配合紧力在高温下释放、减小，阀座易于从阀体中脱落。

（3）原设计阀座紧力不足，无法满足阀门长期运行要求。

4.4 高压调节汽门阀座脱出隐患治理方案

（1）机组运行期间，严格控制故障阀门的开度，减少对故障阀座的冲击，避免缺陷进一步劣化。

（2）机组检修期间，将两台高压联合汽门切割返厂检修，更换新型阀座，新阀座改进情况：

A.阀座材料由原12Cr2Mo变更为X10CrMoNb9，从而提高其抗高温性能，减少热应力变形；

B.阀座与阀体的配合部分长度在原设计上加长30mm；

C.阀座与阀体配合紧力由原设计的0.19-0.23mm提高至0.25-0.30mm。

5 高压调节汽门联轴节与阀杆防转销断裂原因分析及处理方案

5.1 高压调节汽门连接方式说明

高压调节汽门组由执行机构和配汽机构两部分组成，执行机构主要包括油动机和操纵座，高调门阀杆与油动机活塞杆由套筒型式联轴节连接，联轴节与阀杆采用螺纹连接，并加装防转销防转。

高压调节阀油动机执行机构属于控制型，可以将汽阀控制在任意的中间位置上，成比例地调节进汽量以适应需要。电-液伺服执行机构用来控制高压调节汽阀的位置。经计算机运算处理后的欲开大或者关小汽阀的电气信号经过伺服放大器放大后，在电液转换器伺服阀中将电气信号转换成液压信号，使伺服阀主阀移动，并将液压信号放大后控制高压油的通道，使高压油进入油动机活塞下腔，使油动机活塞向上移动，经杠杆带动汽阀使之启动，或者是使压力油自活塞下腔泄出，借弹簧力使活塞下移关闭汽阀。当油动机活塞移动时；同时带动两个线性位移传感器，将油动机活塞的机械位移转换成电气信号，作为负反馈信号与前面计算机处理送来的信号相加，由于两者的极性相反，只有在原输入信号与反馈信号相加后，使输入伺服放大器的信号为零后，这时伺服阀的主阀回到中间位置，不再有高压油通向油动机下腔或使压力油自油动机下腔泄出，汽阀便停止移动，停留在一个新的工作位置。其中的联轴器起到连接油动机活塞杆与主阀杆的作用。机组自投产以来，在运行期间屡次发生高压调节汽门联轴节与阀杆防转销断裂，联轴节与阀杆螺纹磨损松脱，阀门无法正常操作。

5.2 高压调节汽门联轴节与阀杆防转销断裂原因分析

（1）高调门阀杆与油动机活塞杆由套筒式联轴节连接，联轴节与阀杆采用螺纹连接，并加装防转销防转。在机组投入顺序阀运行期间，因负荷变动需要，第3、4阀序的高压调门工况较为恶劣，不可避免的参与频繁动作，阀杆长期在振动交变应力下工作，导致阀杆螺纹装配预紧力逐步降低甚至消失。由于装配在阀杆上的阀芯组件受到汽流脉动、冲击等交变作用力，致使阀杆来回转动和上下跳动，从而加剧阀杆螺纹磨损失效。导致螺纹磨损，导致联轴节与高调门阀杆松脱。

（2）套筒式加工工艺和检修工艺复杂，一旦出现加工精度偏差，会造成上下同心度超标，对阀杆产生附加弯曲应力，容易造成阀杆断裂或阀杆螺纹磨损失效。

（3）联轴节强度相对较低，运行期间受汽流激振影响，联轴节螺纹容易磨损，从而导致联轴节连接失效，使用寿命较短。

上述原因导致，此类型高压调节汽门在实际运行期间，频繁发生防转销断裂，螺纹紧固失效进而导致油动机阀杆与主阀杆脱离，高压调门失去调节性能，威胁机组安全稳定运行。

5.3 高压调节汽门联轴节与阀杆防转销断裂隐患治理方案

5.3.1 运行期间临时处理方案

防转销断裂缺陷一般发生在机组运行期间，为保证机组安全运行，为防止阀杆与连接套发生相对旋转导致螺纹损坏，可将阀杆和连接套进行临时加固处理。将断裂的防转销取出，加工一个与连接套和阀杆同型的不锈钢外套，沿轴向四等分破开，取其中三块沿连接套与阀杆连接部位在径向三三等分方向使用不锈钢焊条进行立焊加固。

5.3.2 根本处理方案

将现有套筒式联轴节改为法兰式联轴节，加工和更换新型号阀杆及联轴节组件，改造后高调门阀杆采取非螺纹直接连接，加工工艺简单，上下同心度容易得到保证，从根上解决运行期间受汽流激振影响导致螺纹磨损失效问题。联轴节强度相对较高，抗振性能好，提高阀杆与联轴节的使用寿命。

在原高调门联轴节安装位置进行改造，不改变原有高调门、油动机外形结构尺寸及安装位置，不改变原阀门的调节方式。

6 总结

汽轮机主汽门和调速汽门是电厂的重要设备，该设备是否安全可靠运行将直接决定着机组的安全与经济性水平。国产引进型联合阀门因结构设计、使用参数、制造加工水平等原因导致实际使用时存在不同程度的缺陷。随着对此类设备认知水平的不断提高，逐步明确了缺陷产生的机理，及时采取了科学有效地治理方案并进行了有效实施。目前，该机组的高压联合汽阀各隐患已逐一处理完毕，设备连续运行近三年内未出现任何故障，极大提高了设备的安全可靠性与运行经济性。

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[7]电站阀门;电站阀门一般要求[J].

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10.16640/j.cnki.37-1222/t.2016.22.232