1000MW二次再热机组汽轮机转子抱轴故障及措施

李泽亮

摘 要：国家能源集团泰州发电有限公司二期机组在调试阶段时期，发生过转子抱轴故障，运行人员会同调试单位认真分析原因，并结合其他百万机组的运行经验，努力尝试摸索解决问题的办法。针对超高压缸/高压缸排汽温度高、轴封温度低、超高压缸/高压缸上下缸温差大等原因进行逐一排查并实行了相对应的措施，最终解决了问题，圆满的完成了机组168试验。在此基础上，运行人员还提出了一系列改进和优化措施，并在之后的运行中不断摸索完善措施，避免了类似的事故再次发生。

关键词：转子抱轴；轴封；动静间隙；分析问题；解决措施；优化

DOI：10.16640/j.cnki.37-1222/t.2019.10.177

0 引言

国电泰州电厂二期工程2*1000机组主汽轮机是由上海汽轮机有限公司制造，型号标准为N1000-31/600/610/610，其蒸汽参数为主汽压31MPa，主汽温600℃，一、二次再热汽温610℃；它是超超临界二次再热凝汽式、单轴、五缸四排汽汽轮机，工作转速3000r/min，超高压、高压、中压联合启动，全周进汽。

1 事故概述

泰州电厂#3机组调试期间，由于超高排、高排通风阀排汽口位置较高（14至15米左右），且超高排、高排排汽参数较高，造成低压缸外壳温度较高，有烤焦现象，调试单位下令汽轮机打闸，盘车投运，锅炉未停运（做安全门校验）。在盘车投运期间转速有波动，之后盘车转速到0，锅炉MFT动作灭火。

2 处理及事故分析

锅炉灭火，随即进行闷缸直轴处理，十日之后盘动正常，一个礼拜之后汽轮机转子又停止转动一次，投盘车无效，转速直接降到零。结合其他百万机组的运行经验，故障原因应该是径向动静部分间隙比较小[1]，经分析有以下几种可能性：

高压缸排汽A/B侧温差大，高排逆止门不严，导致汽轮机停运后高压缸上下缸温差大。

轴封蒸汽温度与汽缸温度不匹配。从汽轮机打闸到转子抱死，在五个小时之内由于轴封和真空系统未停运，导致一直有与汽缸缸温不匹配的轴封蒸汽进入汽缸，从而使动静部分径向间隙变小而发生摩擦。经对比，泰州电厂一期汽轮机由于经常出现油中进水的情况，因此经常停机后维持轴封、真空系统不停运，直至炉内蒸汽压力泄去后再停运轴封、真空系统，汽轮机本体也没有出现过异常情况，但不同的是一期机组轴封处动静部分间隙比二期机组偏大。

超高排、高排通风阀排汽口位置比较高，对低压缸进行烘烤，导致低压缸膨胀变形、动静摩擦。

超高排逆止门未关闭，蒸汽从逆止门回倒至超高压缸，对汽轮机叶片起反向制动力，导致汽轮机惰走时间比较短，并最终盘车失败。但后来经过查阅资料，证实由于汽轮机的叶片型式特征，汽轮机的逆止门和抽汽口的回汽对汽轮机叶片转子起到的是正向的推力，会使汽轮机发生正转[2-3]，所以后来排除了此原因。

3 解决措施

在投用盘车时，通过轴封电加热器及轴封系统疏水控制轴封温度在DEH允许范围之内。辅汽母管温度维持在270℃以上（通过辅汽至锅炉灰斗加热连续投入运行、空预器吹灰由辅汽提供汽源、辅汽至一台小机进汽保持一定开度等手段）。在机组正常运行及停机时，超高压缸、高压、中压缸轴封进汽温度控制在320℃-350℃，维持低压缸轴封进汽温度300℃。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。

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。

确保超高排逆止门/高排逆止门能动作正常。机组跳闸或正常停机时，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，防止轴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，观察超高压缸1、2瓦轴振变化情况，若振动明显异常且轴封温度无法满足上述条件时，应立即破坏真空，真空至零后停供轴封汽，防止轴封变形引起大轴抱死。

机组非计划停运，事故原因不明或主要辅机设备故障，短时无法启动，则尽快破坏真空停轴封，防止轴封变形引起大轴抱死。

冷态启动冲转时，看情况适当降低参数，以增加进汽量，防止排汽温度过高。每次在汽轮机转子惰走至盘车转速时，对盘车运行情况加强关注，若盘车未投上，立即采取措施进行处理。

4 优化措施

4.1 汽封蒸汽温度匹配优化

针对二次再热机组的特殊性，轴封供汽温度需与转子温度相匹配。具体见以下曲线：

当超高压转子温度小于200℃时，超高压、高压及中压汽封汽源温度范围：240～300℃；

当超高压转子温度大于400℃时，超高压、高压及中压供汽汽源温度范围：320～350℃；

当超高压转子温度在200～400℃之间时，超高压、高压及中压供汽汽源温度范围在上述区间内变化。

对低压汽封蒸汽温度的要求是：当超高压转子温度小于200℃时，低压轴封供汽汽源温度范围：240～270℃；当超高压转子温度大于300℃时，低压轴封供汽汽源温度范围：280～290℃；当超高压转子温度在280～290℃之间时，低压轴封供汽汽源温度范围在上述区间内变化。

4.2 轴封系统控制说明

通过汽封供汽调节阀和汽封溢流调节阀维持汽封母管的压力在3.5kpa，通过辅汽、电加热器及减温器控制相应轴封供汽温度。汽封阀门站前电加热器纳入DEH系统并以电加热器出口温度[4]（汽封供汽调节阀前）控制汽封电加热器，汽封电加热器出口温度按下图绿色实线整定，温度低于绿色。

汽封减温器投入自动控制系统，并以1#低压缸调阀端端部轴封腔室温度控制汽封减温器，满足温度在低压缸轴封温度允许范围内。

当轴封供汽阀门站前温度不能满足轴封供汽参数要求时（低于最低温度下限5度）轴封供汽阀应处于关闭状态以防止不符合参数的蒸汽供入轴封供汽腔室。机组甩负荷时应联锁电加热器全部投入，确保轴封供汽温度尽快满足要求。

对各轴封供汽支管测点进行监控，当超高压、高压及中压供汽支管温度低于轴封供汽汽源温度曲线以下5℃时，发出温度低报警，此時需要检查辅助蒸汽是否满足要求、电加热器投入是否正常及轴封疏水阀是否打开。增加联锁逻辑：当轴封电加热器后温度<320℃，气动疏水阀打开；当轴封电加热器后温度>350℃，气动疏水阀关闭。

当超高排或高排温度高于350℃后，汽轮机跳闸，轴封压力由3.5kpa自动降至2kpa，三组电加热器自动联启，主机轴封电加热器后温度高于350℃时停一组加热器，高于360℃时停第二组，高于370℃时停第三组。

5 总结

随着火电装机容量的不断增大，为了追求更高的经济性，汽轮机本体以及轴封动静部分间隙设计余量比较小，给运行维护水平提出了更高的要求。

参考文献：

[1]柯文石，张峰.华能玉环电厂4×1000 MW机组3年运行的实践探索[J].电源技术，2010，31（04）：64-68.

[2]华洪.1000Mw超超临界汽轮机转子咬轴分析及处理[J].上海电力，2009（06）：462-465.

[3]张鹏.西门子技术1000MW超超临界汽轮机防止汽封抱轴的分析与处理[J].应用能源技术，2010（10）：9-11.

[4]戎朝阳，胡珊君.1000 MW超超临界汽轮机轴封汽温控制[J].发电设备，2010，24（04）：261-264.