1000MW超超临界二次再热机组汽轮机调试案例分析

陈 臻，崔凯峰，陈国民

(国电泰州发电有限公司，江苏 泰州 225300)

1 汽轮机调试典型案例分析

1.1 低压缸南侧外缸保温油漆被烧灼迹象

汽轮机调试机首次冲转至3000rpm后电气试验，试验过程中发现A低压缸南侧外缸保温油漆被烧灼烤黄，就地实测温度达到190℃，试运指挥部下令打闸停机。

由于长时间空负荷运行，超高排通风阀处于开启状态(设计考虑汽轮机冲转时超压缸进汽流量低，防止超高压缸鼓风摩擦及末级叶片温度高)，高温汽长时间冲刷，导致低压外缸不正常的温升；超高排通风阀连接于低压外缸A下部与凝汽器相连的斜板处，由于该位置离低压外缸A很近，且接口为倾斜向上，蒸汽进入冲刷低压外缸A下缸的端板，使低压外缸温度上升；二次再热机组启动方式中，超高排通风阀的运行方式欠妥。汽机再次冲转至3000r/min做电气试验(未并网)，调整超高排通风阀运行方式，保持超高排通风阀关闭，低压缸外缸外壳温度正常。

1.2 转子抱轴

在汽轮发电机机3000r/min电气试验过程中因消缺停机，在盘车状态下，盘车转速突然下降，开大主机液动盘车转速调节阀无效，且因手动盘车齿轮随转子伸缩与手动盘车孔已经错位无法及时进行手动盘车，转子停转，因转子温度高，调试指挥部下令闷缸。连续17d，每隔24h通过启、停顶轴油泵改变主机各轴承间隙，试图手动盘动转子均无效，待超高压转子温度降至120℃，经研究分析后手动盘动转子，检查转子无卡涩现象后将转子翻动180°直轴后偏心度正常，投入连续盘车，调整转速至50rpm。

为追求高经济性，汽轮机本体以及轴封动、静部分间隙设计余量比较小。汽轮机超高压缸、高压缸汽封径向动静碰摩造成了转子抱轴[1]。基建单位将高排逆止阀前、后疏水管道安装连接错误，二次冷再蒸汽倒流至高压缸，造成高压缸排汽A/B侧温差大，闷缸过程中导致汽轮机停运后高压缸上、下缸温差大，高压缸上下温差最大达80℃，发生动静碰磨。轴封蒸汽温度与缸温不匹配，轴封系统设计存在缺陷。常规一次再热机组高压缸排汽温度在350℃左右，本工程机组超高压缸、高压缸排汽温度在430℃左右，较常规机组高出80℃左右，轴封供汽温度仍采用280～320℃供汽设计存在缺陷，进汽温度偏低，造成机组停运后，轴封进汽温度与轴封腔室温度温差大，长时间较大温差，导致超高压缸、高压缸端部汽封轴封齿收缩变形，大轴与轴封齿碰磨[2]。超高排逆止阀卡涩未能关闭，导致一再蒸汽返至超高压缸，转子惰走过程中产生一个反作用力，不仅使转子惰走时间变短同时降低了盘车时的转速。

对冲转方式进行优化调整，超高压缸投运时，超高排通风阀关闭。同时降低冲转参数：超高缸进汽7.5MPa/400℃,高压缸进汽2.8MPa/380℃，中压缸进汽0.8MPa/380℃。增加汽轮机进汽量，降低排汽温度，减少轴封进汽温度与轴封腔室温度温差；

对轴封系统进行优化，提高超高压缸、高压缸、中压缸轴封进汽温度至320～350℃，控制低压缸进汽温度300℃[3]；

本机正常运行且轴封汽在自密封运行状态时，加强各轴封段轴封蒸汽温度的监视，保证备用汽源在正常备用状态。维持轴封压力调阀及旁路阀前节流孔疏水阀开启状态，防止轴封系统进水和冷汽；

当机组低负荷运行轴封汽需要补汽或停机后轴封汽全部由备用汽源供给时，应将高压段轴封进汽温度控制在350℃左右，维持低压缸轴封进汽温度不高于300℃；

若发生机组跳闸或正常停机等，应加强对超高缸/高压缸排汽温度的监视及时调整轴封供汽温度，防止封进汽温度与轴封腔室温度温差偏大。机组惰走过程中应尽快调整高压段轴封进汽温度达到350℃左右，观察1、2、3瓦轴振变化情况，若振动明显异常且轴封汽温度无法满足上述条件时，应立即破坏真空，真空至零后时停供轴封汽，防止轴封变形引起大轴抱死[4]；

当机组在跳机或停机后的盘车运行状态时，应加强对高压段轴封供汽温度的监视，防止封进汽温度与轴封腔室温度温差偏大。液动盘车投入连续运行后，要记录好主机惰走时间，判断是否正常；连续盘车期间要特别关注盘车转速的变化，若出现不规则的上下波动且无法判断具体原因时，则尽快破坏真空停轴封，防止轴封变形引起大轴抱死；

机组停运后，严密监视汽缸温度，如果上下缸温差变大,尽快关闭缸本体疏水门闷缸，可间断性开疏水门进行疏水。

1.3 超高排逆止阀在阀温较高时卡涩无法关闭

汽轮机打闸，转速下降至0后，超高排逆止阀关不到位，盘车无法投入。

本机组超高压缸排汽温度在430℃左右，常规一次再热机组高压缸排汽温度在350℃左右，设计人员未充分考虑在430℃左右时阀门轴套间隙，导致在阀温较高时卡涩；超高排通风关闭时，关闭力矩不够。一是汽缸内弹簧弹性系数不够，二是气缸排气时排气阀口径偏小。

弹簧侧气缸增加一路气源，在超高排通风关闭时，增加关闭力矩；适当放大阀门轴套间隙。

1.4 高负荷时汽泵密封水调整裕量小

高负荷时，凝结水压力小幅波动，造成汽泵密封水回水温度大幅上升。

汽泵密封水取自凝结水，1000MW负荷时，进水端密封水调阀开度将近80%，密封水出水温度控制在55-60℃，进水端密封水调节阀开度将近80%，从阀门特性流量曲线上看已近全开。调节裕量已不多，如凝结水压力有一点波动，电动调节阀将不能快速跟踪密封水回水温度的变化。高负荷下密封水调节裕量已不多，凝水压力稍微波动，势必密封水回水温度上飙。处理不当时很容易造成给水泵跳闸；给泵密封水这一薄弱环节，高负荷时凝泵变频长期接近工频工况运行，而除氧器主调大幅节流，违背设计初衷，凝泵变频达不到很好的节能效果。

进行技术改造，采用独立的水箱和水泵供给汽泵密封水；技改前，进行各负荷阶段试验，在保持密封水调阀全开工况下，降低凝泵变频转速，将维持密封水回水温度55℃左右时的凝泵出口压力值增加0.2MPa偏置，作为凝泵变频压力自动的设定值。这样既能保证给水泵安全运行，又能保证凝泵变频运行最大程度的节能[5]。

2 结语

在调试过程中，通过不断总结分析、试验，攻克了诸多1000MW二次再热超超临界汽轮机运行与控制技术难题，各项指标均达到设计值。该机组引领全球燃煤发电机组高效、环保技术发展方向，为电力行业的节能减排开辟新路径。