158型汽轮机高压缸上下缸温差突变原因分析

杨帆，丁勇能

(杭州华电半山发电有限公司，杭州　310015)

158型汽轮机高压缸上下缸温差突变原因分析

杨帆，丁勇能

(杭州华电半山发电有限公司，杭州310015)

9FA燃气-蒸汽联合循环机组在正常停机若干小时后，158型汽轮机高压缸上下缸温差急剧变化，导致机组在清吹阶段因轴振大而中止启动。通过对高压主汽管道各区域温度分布情况的分析和计算，找到造成高压缸缸温差异常的原因。

汽轮机;高压缸缸温;突变

汽轮机转子和汽缸作为在高温、高压环境下工作的高精度主要部件，如果突发进水故障，机组下缸通常会被快速冷却，上下缸温差急剧增大，导致汽缸产生较大的热变形，严重时甚至会因动静间隙消失而引发碰摩、大轴弯曲，造成叶片损伤或者断裂，汽缸结合面漏汽，高温金属部件永久变形和由热应力引起的金属裂纹，严重影响机组的安全稳定运行［1］。

因此，分析汽轮机汽缸进水故障的现象、原因，制定完善的防进水措施，对机组的安全稳定运行具有非常重要的意义。

1　机组概况

某STAG 109FA SS燃气-蒸汽联合循环“一拖一”单轴机组，即1台燃气轮机、1台蒸汽轮机、1台发电机和1台余热锅炉。蒸汽轮机为LN136-10.3/2.3/0.36/564/564/312双缸三压再热抽凝式158型汽轮机，余热锅炉为自然循环、三压、再热、无补燃的NG-109F-R型余热锅炉。STAG 109FA SS轴系布置见图1。

2015年2月18日00:56:00，机组根据电网调度要求解列停机。锅炉保温保压，炉侧电动隔离阀保持开启状态，高压主汽阀关闭，高压主汽管路上各疏水阀关闭，汽轮机撤出轴封汽，破坏真空，处于盘车状态。

2015年2月18日17:31:00，机组准备顶峰运行，投轴封、抽真空。根据规程执行燃气轮机清吹程序(轴系由LCI拖动，转速从0 r/min升至698 r/min清吹转速，持续17 min)，机组3X轴振逐渐增大至0.154 mm，清吹程序中止。转子惰走至零转速，因盘车啮合齿轮力矩超限，盘车自投失败。检查发现机组在启动阶段前的高压缸上缸温度为366℃，下缸温度为231℃。

2　高压缸温差异常的原因分析

由于该158型汽轮机不设置抽汽管路、高低压加热器、独立除氧器等设备，可以排除蒸汽或者水从抽汽管路、加热器逆流进入汽缸的可能性。

通过对历史数据和现场设备安装情况的了解，根据高压主汽流程(见图2)和停机期间主汽温度的变化趋势(见表1、图3)的分析，初步判断为在停机若干小时后，有冷源介质进入汽轮机高压缸内，导致了上下缸温差在短时间内急剧增大。

表1　高压主汽管路各敏感点温度变化表

2.1高压主汽管路温度敏感点分析

从表1、图3可见:机组00:56:00解列，04: 46:00炉侧电动隔离阀前疏水罐温度(TE5020)从387℃开始快速降温，05:28:00降温至281℃趋于平缓，平均降温速率为2.52 K/min。

06:53:00，汽轮机侧主汽温度(TTIS)从413℃开始快速降温，07:52:00降温至258℃趋于平缓，平均降温速率为2.63 K/min。

08:33:00，汽轮机高压缸上下缸温差逐渐扩大，至12:00:00左右，高压缸上缸温度447℃，下缸温度108℃，上下缸温差达到339 K的最大值。

2.2主汽管道内冷源“介质”的形成

从图3分析，高压主汽管道内蒸汽温度首先是从炉侧电动隔离阀前疏水罐开始降温。根据现场查看和温度测量，导致主汽管道内冷源“介质”形成的因素有:

(1)炉侧电动隔离阀前疏水罐半露天布置，位于炉顶29 m层平台下方的锅炉墙体与汽轮机主厂房墙体之间的“空气”走廊上。该走廊风速长期维持在10～15 m/s，且当天凌晨环境温度在5℃左右，疏水罐与外界换热条件较好。

(2)炉侧电动隔离阀前疏水罐保温棉材料为硅酸铝毡，厚度为25 mm，且该疏水罐的热电偶管座未保温，暴露在空气中。在机组正常运行时，通过红外成像仪测量(见图4)。该疏水罐保温层外壁平均温度为95.2℃，热电偶管座外壁温度可达476.5℃。

由图4可见，该疏水罐的保温棉厚度不足、热电偶管座未保温会导致热量的大量散发。

(3)炉侧电动隔离阀前疏水罐疏水的冷却。05:28:00，疏水罐的高压主汽管道内压力为6.54 MPa，疏水罐内的实测疏水温度为281℃。由此可知，由于该疏水罐保温不足、外部环境换热条件好，在持续的放热过程中，疏水罐内过热蒸汽逐渐的冷却至凝结水。

(4)炉侧电动隔离阀前疏水罐内冷却的疏水量。

根据图纸查阅，疏水罐体外筒体直径D1= 0.35 m，内筒体直径D2=0.32 m，计算时取名义直径D=(D1+D2)/2=0.335 m;筒体长度L=0.9 m。

疏水罐内疏水温度为ts=281℃，取疏水罐壁温为tw=276℃，计算时定性温度tm=(ts+ tw)/2=278.5℃。

由tm可查得该温度对应下的饱和水物性参数和汽化潜热为:

近似为竖壁膜状对流换热:

疏水罐内冷却的疏水量为:

2.3主汽管道内冷源“介质”的流动

在炉侧电动隔离阀前疏水罐内冷却下的凝结水必然逐渐沿着高压主汽管道向下流动，冷却后的凝结水汇集到高压主汽最低点+3.7 m层管道上(见图5)。

高压主汽+3.7 m层管路长度为L=3.6 m，内径Dn=305 mm，管道有效容积为0.262 9 m3。经过3 h的汇集，炉侧电动隔离阀前疏水罐内冷却的疏水与高压主汽管道内剩余蒸汽冷却的部分疏水，约不少于242.58 kg(密度为810.68 kg/m3)，容积约0.299 2 m3的凝结水充满+3.7 m层高压主汽管道形成“水栓”。由于高压主汽阀存在内漏情况，“水栓”前主汽管路压力逐渐降低，“水栓”前后产生压差，推动“水栓”前进至高压主汽阀。

形成该“水栓”的凝结水通过高压主汽阀泄漏至汽轮机高压缸进汽管，此时该凝结水温度为242℃，而高压缸进汽管与汽轮机高压缸相通，在轴封汽未投入的情况下，该管段内压力近似为大气压力或者微正压。部分凝结水瞬间汽化，体积膨胀约40～50倍，在短时间充满高压缸进气管后，进入高压缸内。由于此时高压缸下缸温度为483℃，凝结水及汽化的蒸汽作为“冷源”介质通过热交换大量地吸热，致使高压缸下缸温度急剧下降［2］。

在停机阶段，汽轮机高压缸排汽有两条通道，见图6。

从表1、图3可见:08:33:00高压缸上下缸温差开始趋于变大，3 min后，本体扩容器内温度(TE6702)从47℃迅速跃升到82℃，意味着有“高温”介质进入了本体扩容器。而与本体扩容器连接的所有阀门中高压通风阀是唯一处于开启状态的阀门。

由此可以清晰地查明高压主汽疏水的流经途径，见图7。

综上所述，由于机组高压主汽管路保温不佳，经过若干小时后高压主汽管道内剩余的蒸汽部分冷凝为凝结水，通过高压主汽阀泄漏至汽轮机高压进汽管。由于高压主汽阀后疏水阀因程序设定处于关闭状态，凝结水或汽化后形成的“冷源”进入汽轮机高压缸，因高压缸缸体不设疏水阀，无法及时排出的“冷源”介质逐渐充满高压缸下缸，致使高压下缸受冷后急剧冷却，最终使得高压缸上下缸产生339 K的巨大温差。

3　防范措施

汽轮机机组运行中要加强对重要设备、部件的维护，保证如高压主汽阀等重要阀门的动作灵活可靠、关闭严密和缸温测点的可靠有效，发现缺陷及时消除。

完善机组重要管道、区域的保温，对于破损、松动的保温要第一时间给予修复。

在停机后要严密监视、定时记录汽缸内壁温度、大轴弯曲值、盘车电流、汽缸膨胀、胀差等参数［1］。若机组启动前上下缸温差大于50 K，因停止执行启机程序，采取有效措施降低上下缸温差。

对于日开夜停的两班制机组，在停机后要注重监视主汽管道各部位的疏水温度，如发生短时间内温度突降现象，因开启相应位置疏水阀，排除管道累积疏水［3］。

4　结语

汽轮机汽缸进水会危害机组安全运行，有可能造成重大的设备事故。笔者通过对高压主汽管路各敏感点温度的分析，希望对目前越来越多实行日开夜停的调峰两班制燃气-蒸汽联合循环机组的安全启动有一定的借鉴意义。

［1］李晓波，陈德强.汽轮机汽缸进水原因分析及处理［J］.内蒙古电力技术，2011，29(5):36-39.

［2］付建国，李广金，赵爱军，等.机组快速减负荷过程中高缸壁温剧降现象的分析与解决［J］.河南电力，2001(1):15-17.

［3］林健秋.高压缸缸温异常现象的分析与探讨［J］.广西电力，2011，34(1):49-51.

Cause Analysis on Sudden Change of Temperature Difference between Upper and Lower Casing of HP Cylinder in a 158 Type Turbine

Yang Fan，Ding Yongneng
(Hangzhou Huadian Banshan Power Generation Co.，Ltd.，Hangzhou 310015，China)

After normal shutdown of a 9FA gas-steam combined cycle unit for several hours，the temperature difference between upper and lower casing of its high-pressure cylinder in the 158 type turbine changes violently，resulting in startup termination of the unit in purging stage due to shaft vibration.The causes are finally found through analysis and calculation on the temperature distribution at different areas of the high-pressure main steam pipe.

steam turbine;temperature of HP cylinder;sudden change

TK267

A

1671-086X(2016)01-0054-04

2015-07-20

杨帆(1974—)，男，高级工程师，主要从事电厂工程技术管理和行政管理工作。

E-mail:yangfan_golf@126.com