600 MW汽轮机通流改造后的顺序阀投运方式研究

丁阳俊，印旭洋，顾正皓，吴瑞康，张 宝

（1.国网浙江省电力有限公司电力科学研究院，杭州 310014；2.杭州意能电力技术有限公司，杭州 310012；3.浙江国华浙能发电有限公司，浙江 宁波 315612）

0 引言

随着节能减排项目的深入推广，汽轮机的通流改造已广泛应用于600 MW级机组中，通流改造过程中，汽轮机轴系、汽封间隙等重新进行了调整，会在一定程度上影响汽轮机的配汽特性。由于电网总装机容量的不断扩大，越来越多的大容量机组参与调峰运行，机组大部分时间不能满负荷运行，很多机组都进行了配汽方式优化改造。而通流改造后，机组原来的配汽方式优化方案已经不适用于新的运行条件，导致顺序阀不能正常投运，或者机组在顺序阀配汽方式下运行时，安全稳定性降低，甚至发生轴承损坏或者振动大导致的停机[1-4]。如果机组长期在单阀方式下运行，效率较低，严重影响机组通流改造的效益，致使改造成本无法收回，且机组节能减排目标无法完成[5-6]。因此，需要对机组通流改造后的顺序阀投运方式进行研究，虽然在实施的过程中遇到一些问题，但经过合理的试验和细致的分析，这些问题均得到了相应的处理。

1 机组简介及顺序阀投运情况

某发电厂4台机组为上海汽轮机厂生产的亚临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、凝汽式汽轮机，改造前型号为N600-16.7/538/538，经上海汽轮机厂采用先进的AIBT（其核心是变反动度弯扭叶片的设计理念）通流技术进行增容提效改造[7]，改造后型号为N630-16.7/538/538。机组汽轮机汽门包括2只高压主汽门（TV1和TV2），4只高压调门（GV1-GV4），2只中压主汽门（RSV1和RSV2）和2只中压调门（IV1-IV2）。设计配汽方式有单阀方式与顺序阀方式，原设计顺序阀配汽方式的阀序为GV3/GV4-GV1-GV2，各汽门布置相对位置如图1所示。

图1 高压调节汽门布置与开启顺序

在率先完成通流改造的4号机组顺序阀投运时出现轴承温度高和振动大的问题，导致机组一直只能采用单阀配汽方式运行。按照制造厂说明，600 MW亚临界机组通流改造完成3～6个月后，配汽方式可由单阀配汽切换为顺序阀配汽。经调研获悉，同类型机组通流改造后尚无投入顺序阀方式运行的成功经验，如果机组通流改造后不能投入顺序阀运行，将会影响其运行经济性。

2 振动大和瓦温高原因分析

2.1 配汽方式对轴系的影响

在正常情况下，汽轮机叶片的受力与冲动该部分叶片的蒸汽流量成正比，而蒸汽流量与高压调门阀位正相关，阀位越大叶片受力越大。假设向下及向右方向受力为正，受力分析及热电偶布置见图2，方向为由汽轮机侧向发电机侧看。

转子所受汽流力分析如下：

式中：Fqx为转子水平方向受的合力；Fqy为转子竖直方向受的合力；ax，bx，cx，dx分别为高压缸进汽口1，2，3，4所对应的叶片水平方向受的力；ay，by，cy，dy分别为高压缸进汽口 1，2，3，4所对应的叶片竖直方向受的力。

按制造厂提供的顺序阀阀序GV3/GV4-GV1-GV2分析，当GV3与GV4处于全开状态，GV1有一定的开度，GV2处于全关状态时，机组高压缸所受的汽流力Fqx＞0，Fqy＜0。此时的配汽方式对转子的作用力向右向上，故1号、2号轴承载荷减少，瓦温也下降。而对于汽轮机转子，由于产生了一个上抬的力，转子与轴瓦的间隙增大，油膜厚度变大，油膜刚度减小，轴系的稳定性变差，但由于1号、2号轴承为可倾瓦轴承，稳定性明显优于椭圆瓦轴承，正好在一定程度上弥补轴承载荷的变化对轴承稳定性的影响[8-10]。

2.2 汽流激振力对轴系的影响

汽轮机系统内部的汽流激振现象不可避免，汽流激振会使轴系稳定性降低，从而诱发转子失稳，增加轴系稳定性的关键是避免共振，这种共振的起因是汽轮机局部涡流与主流蒸汽旋转所产生的不平衡力，导致转子偏离轴心，造成轴承的过载和虚载，从而引起振动。汽流激振力呈非线性变化，涡动速度、自转速度、涡动半径、压比以及交互作用对转子动力特性均有一定的影响，所以计算汽流激振力下转子的动力特性需要考虑很多因素[11]。

改造前，汽轮机不允许对角进汽，动叶叶顶汽封为2级，如图3所示。改造后，通过对汽轮机调节级动叶激振力考核，汽轮机允许采用对角进汽的方式。在此前提下，为了提高调节级效率的每一个细节，将动叶叶顶汽封增加到5级，如图4所示。经过计算后，认为虽然增加了动叶叶顶阻尼，但对角进汽可缓解不平衡激振力。改造后的实际情况表明：汽流激振力的计算存在许多不确定性，增加动叶叶顶汽封的设计并没有避开叶顶汽封涡流与主流的共振点。

图4 通流改造后调节级动叶顶部汽封齿结构

2.3 振动报警值偏保守

振动标准GB/T 11348.2-2012中规定了汽轮发电机组各区域转轴相对振动位移的界限值，如表1所示[12]。

区域B的定义为：振动在此区域内的机组通常认为是合格的，可以长期运行。

区域C的定义为：振动在此区域内的机组，对长期连续运行而言，通常认为是不合格的。一般来说，在有合适机会采取补救措施之前，机组在这种状态下可以运行有限的一段时间。

该机组振动报警值为125μm，观察顺序阀投运时2号轴承的振动变化曲线如图5所示，发现振动并非突然增大，而是逐步变大，有一个变化过程，对于国内并网机组（额定转速3 000 r/min）而言，此报警值明显偏保守。

表1 各区域转轴相对振动位移界限

图5 2+1+1阀序试验过程中2号轴承振动变化趋势

3 处理措施

在确保机组安全稳定运行的前提下，与制造厂和业主共同研讨，确定针对顺序阀投运过程中振动大和瓦温高的处理措施。

3.1 在线处理措施

为使机组能尽快投入顺序阀运行，重点是对机组配汽曲线进行优化，调整高压调门的流量线性特性及重叠度。为了确保配汽方式改变前后，汽轮机轴承金属温度与振动变化幅度小、顺序阀方式运行时阀门晃动小、切换时参数波动量小、顺序阀方式运行时机组协调工作正常，依次对机组进行高压调门关闭试验、负荷变动试验和配汽方式切换试验[13]，其中，负荷变动试验和配汽方式切换试验按2+2方式和2+1+1方式（按不同重叠度）分别进行。

高压调门关闭试验分为2步：

（1）第1步为单个阀门关闭试验，负荷470 MW工况时，按顺序依次单独关闭GV1，GV2，GV3及GV4，观察三阀全开、单阀关闭时1号、2号轴承振动及瓦温情况。从试验情况来看，关闭GV1至3%时，2号轴承X方向振动超过130μm，关闭GV2和GV3至5%～9%时，1号、2号轴承振动均超过了报警值125μm，且有继续增大的趋势，1号轴承温度最高到92℃，因此未能全关。GV4在关闭过程中，振动未超限，最大值约为100μm。因此在后续的两阀关闭试验中，以先关GV4为基础，进行GV2/GV3-GV1-GV4（对角进汽方式）和GV1/GV2-GV3-GV4（下进汽方式）的试验。

（2）第2步为2个阀门关闭试验，在关闭GV4的基础上，分别关闭GV1和GV3。从试验结果来看，对角进汽GV2/GV3-GV1-GV4方式时瓦温和振动均较好，下进汽GV1/GV2-GV3-GV4方式时振动较大，GV3未能全部关闭。高压调门关闭试验结果可以基本确定4号机顺序阀阀序为GV2/GV3-GV1-GV4。

之后进行负荷变动试验，试验过程中发现，无论是2+2阀序（GV2/GV3-GV1/GV4）还是2+1+1阀序（GV2/GV3-GV1-GV4），当GV4开度在5%～9%时，2号轴承振动均会超过报警值125μm，其中2+2阀序试验时最大值到130μm，2+1+1阀序试验时最大值到140μm，相对于原阀序GV3/GV4-GV1-GV2在阀点处2号轴承振动的最大值240μm，都有明显改善。

根据试验数据优化后的流量特性曲线，如图6所示[14-15]，经过研究决定，将2号轴振报警值设置为150μm，并且在运行规程中增设振动超过165μm时切回单阀运行方式的逻辑，跳机值仍为原设定值250μm，并增设延时5 s。

3.2 停机检修处理措施

由于通流改造时，对汽封结构的改造没有避开叶顶汽封涡流与主流的共振点，结合改造前的机组运行数据，建议停机检修时将5级汽封恢复为 2级，汽封间隙由 0.9～1.0 mm改为 1.4～1.5 mm，以增加动叶进口叶顶部的腔室容积，从而缓解汽流激振现象。同时，有机会时可以尝试在2号轴瓦下加垫50μm，抬高轴瓦标高，适当减小轴瓦的宽度（如减小3 mm），以提高轴瓦的比压，提高轴瓦的稳定性。

该厂已经在另一通流改造后的同类型机组上选择性实施了上述停机检修时的处理措施，顺序阀投运效果将会在机组启动运行3～6个月后进行检验。

图6 优化后的流量特性曲线

4 结论

目前该机组已经采用在线处理措施，顺序阀配汽方式投运顺利，1号、2号轴承温度均未达到报警值，2号轴承振动有短时超过150μm报警值的情况，但都未达到需撤出顺序阀的定值（165μm）。从现场实际运行情况看，采用新的流量特性曲线后，顺序阀投运时主汽压力和负荷波动明显减小，该机组投运顺序阀安全可控。

根据性能试验单位对单阀、顺序阀方式不同负荷工况下该机组发电煤耗的试验分析，机组全年按65%负荷率（409.5 MW）计，计算得到顺序阀比单阀方式可降低发电煤耗6.20 g/kWh，全年投运顺序阀可节约标煤约22 240.7 t，按2017年全年平均标煤价759元/t计，合1 688.1万元。