600 MW超临界汽轮机轴封汽温对转子寿命影响的研究

张高辉

(华电国际奉节发电厂，重庆 404600)

600 MW超临界汽轮机轴封汽温对转子寿命影响的研究

张高辉

(华电国际奉节发电厂，重庆 404600)

大型火电机组参与电网调峰过程中，其汽轮机轴封系统参数变化致使轴封处转子经常承受交变应力作用，导致转子寿命损耗。以华电某电厂试运行中出现的问题为依据，说明火电厂现有系统在变负荷运行时，轴封汽温的变化对转子寿命的影响，并在运行和技术管理方面提出针对性的改进措施，对该类型机组开展寿命管理具有一定的借鉴意义。

调峰；转子；轴封汽温；寿命损耗

0 引言

目前，国民经济的发展已迈上一个新台阶，作为经济发展动力源泉的电网，其容量和峰谷差也日渐增大。由于国家提倡增大水电、风电等新能源的占比，使电网结构不断发生变化，火电机组必然会深度参与调峰，在调峰过程中会出现汽轮机转子寿命损耗问题[1]。针对该问题，大多研究集中于转子整体的温度场、应力场分布及梯度的变化方面，而对高中压轴封处转子表面温度变化而影响转子使用寿命的分析较少。

本文对华电某电厂超临界机组调试期间轴封供汽温度在不同负荷段的温度变化情况，以及轴封汽温与对应处转子表面之间的温差对转子寿命的损耗情况进行比较研究，同时针对该机组的系统特性提出相应的改进措施。

1 轴封及关联系统的概况

华电某电厂2 600 MW汽轮机为上海汽轮机厂生产的超临界、中间一次再热、三缸四排汽、单轴、双背压、凝汽式、8级回热、反动式汽轮机，型号为N600-24.2/566/566。该机轴封系统汽源分别由冷段再热蒸汽和辅助蒸汽联箱供给，通过冷段再热蒸汽汽源控制站、辅助蒸汽汽源控制站、溢流控制站控制轴封母管压力。辅助蒸汽分为高温辅助蒸汽和减温后低温辅助蒸汽两路汽源。机组正常运行时，高、中压缸轴端汽封的漏汽经喷水减温后，作为低压轴端汽封和小机轴封供汽，多余漏汽经溢流站溢流到A凝汽器。在机组启动、停机或低负荷运行阶段，轴封系统启动汽源来自辅助蒸汽系统。轴封主系统如图1所示。高、中压缸轴封段转子表面金属温度可利用高中压缸排汽温度表征检测，各负荷工况下高、中压缸排汽温度，见表1。

图1 轴封主系统

负荷/MW600450300240高压缸/℃298283291291中压缸/℃360363368358

该厂每台机组设置1台辅助蒸汽联箱，每台机组辅助蒸汽系统的汽源共有4路。汽源1为启动锅炉来汽，用于系统初次启动或邻机停机时本机启停用；汽源2为邻机辅助蒸汽联箱供汽，当邻机运行时，该机启停用；汽源3为本机四段抽汽供汽，机组正常运行时用；汽源4为本机冷段再热蒸汽供汽，机组低负荷时冷再压力大于1.2 MPa时，向辅助蒸汽供汽。

2 轴封汽温和转子表面温差

该电厂自2016年9月首次并网发电以来，轴封供汽汽温控制不稳定且在部分负荷段偏低。在机组启动初期，该厂辅助蒸汽联箱的汽源由启动炉供给，管线长度大约600 m，造成辅助蒸汽联箱温度只能达到260 ℃左右；在低负荷阶段，辅助蒸汽由冷段再热蒸汽供汽。由于冷段再热蒸汽至辅助蒸汽联箱供汽调节阀节流损失大，造成辅助蒸汽联箱温度最大只有268 ℃；经调节阀节流后，供到高压轴封汽温在180～230 ℃之间。机组在冷态启动时，是对转子加热的过程，其温差逐渐减小，转子寿命损耗也小。随着机组负荷的不断增大，高、中压缸的排汽温度不断增加。调试过程中，在额定负荷(600 MW)时，该机组轴封系统未形成自密封状态，机组高、中压缸轴端汽封漏汽量较小，辅助蒸汽仍有较大供汽量。以上情况造成高压轴封汽温在189～260 ℃之间波动，轴封汽温与高、中压缸轴封处转子金属表面温度存在较大温差，并随着工况的改变而变化。各负荷段轴封汽温与高、中压缸轴封处转子表面的温差统计见表2。

表2 不同负荷段轴封汽温与对应轴封处转子表面温差统计

3 高、中压缸轴封处转子寿命损耗计算

机组运行时，轴封汽温和转子表面之间的温差应保持最小，在各种轴封汽温和转子表面之间温差之下，由于热应力产生转子裂纹的估算循环次数可由图2中曲线确定。轴封汽温和转子表面之间的温差随不同的运行工况变化而变化，在一定的温差Δt之下，运行一段时间所消耗的转子使用寿命百分比计算公式如下

图2 轴封汽温与转子温差消耗转子寿命曲线

从图2中可以看出：当Δt<72 ℃时，转子由于温差热应力产生裂纹前的应力循环次数无穷大，此时由于温差交变热应力引起的转子寿命损耗可以忽略不计；当Δt>72 ℃时，由于温差交变热应力引起的转子寿命损耗很大，随温差的变大及运行时间的推移，很容易造成转子低周疲劳损耗而减少使用寿命[2]。

机组在调峰运行时，负荷从300 MW升至600 MW再降至300 MW一个循环周期内，高压缸排汽轴封段处最大温差在111 ℃，汽轮机转子变负荷一次的损耗寿命百分比K=0.010%，与汽轮机厂家设计值相同，影响可忽略；而对应中压缸轴封段处温差最大达到161 ℃，根据图2可知,裂纹发生前估算的循环次数为2 700，则调峰一次对应的中压缸排气处转子损耗寿命百分比K=0.037%。

从以上分析可知，该电厂调峰运行时，对中压缸排汽轴封段转子的使用寿命损耗影响较大，接近汽轮机正常变负荷运行时转子损耗的4倍。因此，必须重视轴封汽温的调整，使轴封汽温与转子表面的温差小于111 ℃，甚至小于72 ℃，方能最大限度地发挥汽轮机转子的使用价值，保证汽轮机的安全稳定运行。

4 改进措施

根据汽轮机侧各系统的运行特性和机组调试过程中出现的问题，合理优化轴封供汽汽源参数，以保证轴封汽温在不同运行工况下与高、中压缸转子之间的温差控制在合理范围内。机组运行应满足以下要求：机组在并网前且冷态启动时，汽轮机转子处于暖机升温过程，高压轴封汽温应控制在170～220 ℃范围内；热态、极热态启动时，应根据高压缸和中压缸排汽金属壁温情况，控制轴封汽温与高、中压缸排汽处壁温差小于110 ℃；机组并网后且负荷在240 MW范围之内，控制轴封汽温在220～300 ℃范围内；在负荷>240 MW时，应控制轴封母管温度在270～360 ℃范围内。

根据以上要求，对应的调整措施如下。

(1)在机组并网前且冷态启动时，轴封供汽由该机辅助蒸汽联箱供汽，利用轴封的高、低温辅助蒸汽汽源，轴封汽温应控制在170～220 ℃范围内，高压轴封母管压力在25～45 kPa范围内。

(2)热态、极热态启动时，应及早投入高、低压旁路阀，锅炉未点火前,低压旁路阀开度<5%，控制冷段再热蒸汽压力在1.0 MPa左右，高压旁路阀后温度在310～350 ℃，利用冷段再热蒸汽向轴封供汽，控制轴封汽温在300 ℃左右，锅炉应尽快点火。

(3)机组并网在240 MW范围内时，优先用冷段再热蒸汽对轴封供汽；当冷段再热蒸汽供轴封调节阀故障时，机组负荷<120 MW,应由辅助蒸汽高温汽源对轴封供汽；辅助蒸汽联箱优先采用相邻机组接带，若相邻机组未运行时，辅助蒸汽由冷段再热蒸汽接带，尽可能控制辅助蒸汽压力在0.8 MPa左右，保证冷段再热蒸汽供辅助蒸汽调节阀开度>75%，从而提高轴封汽温。

(4)机组负荷>240 MW时，针对机组四段抽汽管道逆止阀压力损失大，带不动小汽轮机的问题，对四段抽汽管道逆止阀进行检修或更换。在此问题解决前，应优化小机汽源，保证四抽能够接带辅助蒸汽联箱，保证轴封汽温在270～360 ℃范围内，或者采用冷段再热蒸汽供轴封。

(5)投入轴封系统正常运行后，每隔2 h开启高、低压轴封供汽滤网无压疏水门各1次，以防轴封蒸汽带水。

(6)增加主蒸汽管至轴封母管供汽汽源，提高该机组轴封汽源的可靠性。

(7)在轴封汽源切换过程中应平稳操作，防止高压轴封汽温参数大幅波动。

(8)建立轴封汽温与高、中压缸排汽温度的台账，定期分析温差所带来的转子损耗数据并提交技术部门进行专题分析，制定出有针对性的检修计划。

5 结束语

轴封段转子的交变温差热应力会使转子产生疲劳裂纹而损耗。本文针对某电厂定量分析研究轴封汽温与轴封段处转子表面温度之间的温差对转子的寿命影响，根据计算结果制订了相应措施，并在技术管理上建立此方面的台账，不断分析汽轮机转子寿命损耗的累积时间和次数，制定出有针对性的检修计划，确保汽轮机在寿命管理上不留死角，为汽轮机长期、安全、稳定、经济运行保驾护航。

[1]张志明.汽轮机启动过程中安全经济优化的研究[D].北京：华北电力大学,2006: 7-9.

[2]邬文睿.超超临界汽轮机转子高温强度的研究[D].上海：上海交通大学，2009：25-26.

(本文责编：刘炳锋)

2016-12-28；

2017-02-26

TK 262

B

1674-1951(2017)03-0033-03

张高辉(1983—)，男，河南平顶山人，助理工程师，从事火电厂全能运行工作(E-mail:zhang_gaoh111@163.com)。