1000MW二次再热汽轮机组热态启动难点分析

１０００ＭＷ二次再热机组汽轮机热应力控制策略分析Ｔｈｅｔｈｅｒｍａｌｓｔｒｅｓｓｃｏｎｔｒｏｌｓｔｒａｔｅｇｙｏｆ１０００ＭＷｄｏｕｂｌｅｒｅｈｅａｔｓｔｅａｍｔｕｒｂｉｎｅ陈林ꎬ许海雷ꎬ冀川(国电泰州发电有限公司ꎬ江苏泰州㊀２２５３００)摘要:汽轮机的运行情况直接影响到整个机组的经济效益ꎮ在汽轮机启停以及运行过程中不可避免会产生热应力ꎬ若这些应力得不到相应的控制ꎬ可能导致汽缸裂纹㊁转子变形等严重后果ꎮ以上海汽轮机厂１０００ＭＷ二次再热超超临界汽轮机为例ꎬ主要对热应力产生情况及其控制方法进行分析讨论ꎮ关键词:１０００ＭＷ发电机组ꎻ二次再热ꎻ热应力ꎻ温度裕量ꎻ温度准则Ａｂｓｔｒａｃｔ:Ｔｈｅｏｐｅｒａｔｉｏｎｏｆｓｔｅａｍｔｕｒｂｉｎｅｄｉｒｅｃｔｌｙａｆｆｅｃｔｓｔｈｅｅｃｏｎｏｍｉｃｂｅｎｅｆｉｔｓｏｆｔｈｅｗｈｏｌｅｕｎｉｔ.Ｔｈｅｒｍａｌｓｔｒｅｓｓｉｎｅｖｉｔａｂｌｙｏｃｃｕｒｓｄｕｒｉｎｇｔｈｅｓｔａｒｔ－ｕｐｏｒｓｔｏｐｐｉｎｇａｎｄｏｐｅｒａｔｉｏｎｏｆｔｈｅｓｔｅａｍｔｕｒｂｉｎｅ.Ｉｆｔｈｅｓｔｒｅｓｓｉｓｎｏｔｃｏｎ￣ｔｒｏｌｌｅｄꎬｉｔｍａｙｌｅａｄｔｏｔｈｅｓｅｒｉｏｕｓｃｏｎｓｅｑｕｅｎｃｅｓｏｆｔｈｅｃｙｌｉｎｄｅｒｃｒａｃｋａｎｄｔｈｅｒｏｔｏｒｄｅｆｏｒｍａｔｉｏｎ.Ｔａｋｅｎｔｈｅ１０００ＭＷｄｏｕｂｌｅｒｅｈｅａｔＵｌｔｒａ－ｓｕｐｅｒｃｒｉｔｉｃａｌｓｔｅａｍｔｕｒｂｉｎｅｏｆＳｈａｎｇｈａｉｓｔｅａｍｔｕｒｂｉｎｅｐｌａｎｔａｓａｎｅｘａｍｐｌｅꎬｔｈｅｔｈｅｒｍａｌｓｔｒｅｓｓｇｅｎｅｒａｔｉｏｎａｎｄｉｔｓｃｏｎｔｒｏｌｍｅｔｈｏｄｓａｒｅａｎａｌｙｚｅｄａｎｄｄｉｓｃｕｓｓｅｄ.Ｋｅｙｗｏｒｄｓ:１０００ＭＷｕｎｉｔꎻｄｏｕｂｌｅｒｅｈｅａｔꎻｔｈｅｒｍａｌｓｔｒｅｓｓꎬｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅｍａｒｇｉｎꎻｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅｃｒｉｔｅｒｉｏｎ中图分类号:ＴＭ６２１㊀㊀㊀㊀㊀文献标识码:Ｂ㊀㊀㊀㊀㊀文章编号:１６７４－８０６９(２０１８)０６－０２２－０２０㊀引言泰州发电公司二期两台机组汽轮机采用了上海汽轮机厂的全周进汽㊁超超临界㊁二次中间再热㊁单轴㊁五缸四排汽㊁单背压凝汽式㊁十级回热抽汽汽轮机ꎮ机组采用一个超高压缸㊁一个高压缸㊁一个中压缸和二个低压缸串联的布置结构ꎮ汽轮机五根转子分别由六个径向轴承来支承ꎬ除超高压转子由两个径向轴承支承外ꎬ其余四根转子ꎬ即高压转子㊁中压转子和两根低压转子均只有一个径向轴承支承ꎮ整个汽轮机轴系总长约３６ｍꎮ六个轴承分别位于六个轴承座内ꎮ１㊀汽轮机应力评估器(ＴＳＥ)简述１.１㊀热应力产生的工况温度改变时ꎬ物体由于外在约束以及内部各部分之间的相互约束ꎬ使其不能完全自由胀缩而产生的应力ꎬ又称温变应力[１]ꎮ汽轮机的启动过程是将汽轮机从盘车状态升速至额定转速并带负荷运行的过程ꎬ在纯冷态启动初期ꎬ转子和汽缸温度接近于常温ꎬ而在正常运行时ꎬ汽轮机的阀门㊁汽缸㊁转子的温度较高ꎬ超过５００ħꎮ从传热学的观点这是个加热过程ꎬ相反停机过程则是冷却的过程ꎬ此过程中的温差势必产生相应的应力ꎮ１.２㊀ＴＳＥ(ｔｕｒｂｉｎｅｓｔｒｅｓｓｅｖａｌｕａｔｏｒ)为了使汽轮机整个部件在启停机过程中的热应力均控制在允许范围内ꎬ需要对汽轮机的运行状态进行监视ꎬ控制其温度变化ꎮ为此ꎬ机组设置了汽轮机应力评估器(ＴＳＥ)ꎬ精确计算汽轮机运行期间阀门㊁转子及汽缸的最大应力ꎬ并与计算出来的允许值进行比较ꎬ最终得出汽轮机启停过程中允许的温度变化率ꎬ以确定主再热蒸汽参数与转速㊁负荷变化率之间的最佳匹配ꎬ确保主要部件应力不超限ꎬ提高机组正常运行年限ꎮ针对泰州公司二次再热机组特点ꎬ需要监视的主要部件有:超高压主汽门㊁调门㊁汽缸㊁转子ꎬ高压缸主汽门㊁调门㊁转子ꎬ中压缸转子ꎮ测量与蒸汽接触的表面温度和汽缸或阀体中间温度(５０％处)ꎬ通过各部件的测量和计算得到的温差和材料允许温差进行比较ꎬ得到相应部件的温度裕度ꎬ将其中最小的温度裕度作为运行时的参考值ꎬ输入至ＴＳＥ中ꎬ从而控制转速和负荷的变化率ꎬ进而控制热应力ꎮ通过应力闭环的控制ꎬ将汽轮机的热应力控制在允许范围内ꎮ此外ꎬＴＳＥ还可以形成不同温度下的Ｘ准则ꎬ还可以根据裕度计算出汽轮机冲转时最佳蒸汽参数ꎬ使锅炉与汽机的参数相适应[２－３]ꎮ热应力的大小用金属表面温度与中间温度２２２０１８年１２月电㊀力㊀科㊀技㊀与㊀环㊀保第３４卷㊀第６期的差值来表示ꎮ温差越大ꎬ热应力也越大ꎮ为了保证热应力不超允许值ꎬ可以通过温差不超过限值来表示ꎮ对于汽缸和阀体ꎬ通过平均温度Ｔｍ的函数来表示ꎮ限值共有两根曲线ꎬ正值为升转速㊁加负荷曲线ꎬ负值则为降转速㊁减负荷曲线ꎮＴ１㊁Ｔｍ为测量温度ꎬＴｍ为转子平均温度ꎬＴａｘ为转子中心温度ꎬｄＴ为实际温差ꎬｄＴｐｅｒｍｔｕｐｒ为允许温差(上限)ꎬｄＴｐｅｒｍｔｌｗｒ为允许温差(下限)ꎬｄｄＴｕｐｒ为温度裕度上限ꎬｄｄＴｌｗｒ为温度裕度下限ꎬ通过测得的阀体和汽缸相关温度参数得到:上限温度裕度ｄｄＴｕｐｒ＝ｄＴｐｅｒｍｔｕｐｒ－ｄＴ下限温度裕度ｄｄＴｌｗｒ＝ｄＴ－ｄＴｐｅｒｍｔｌｗｒ㊀㊀通过将超高压主汽门㊁调门㊁汽缸㊁转子ꎬ高压缸主汽门㊁调门㊁转子ꎬ中压缸转子八个温度裕度上限最小值送至汽轮机控制器温度裕度控制器最为升速和加负荷的裕度ꎬ计算出升速率和加负荷速率ꎮ同样也可计算出允许的降速率和降负荷速率ꎮ运行人员通过ＵＩ界面可以投切ＴＳＥ模块ꎮ同时ꎬ如果ＴＳＥ相关测点故障也会切除相应部件的应力控制器ꎮ每个部件的温度裕度在ＤＥＨ画面中以棒状图显示ꎬ如果温度裕度接近０ꎬ说明该部件的应力已达到了最大允许值ꎮ如果低于０ꎬ则应力超过了最大允许值ꎮ２㊀ＴＳＥ控制策略对于１０００ＭＷ二次再热机组汽轮机ꎬ其核心部件转子和叶片均使用高合金钢材料ꎬ此材料的许用温度变化关系就是ＴＳＥ控制器控制策略的核心底层ꎬ有了此基础ꎬ我们就可以建立一套应力控制的模型ꎬ我们对不同材料制成的部件暖机的速率是不同的[４]ꎮ汽轮机应力控制器(ＴＳＥ)是汽轮机一个监控模块ꎬ对其各个部件连续不断评估ꎬ给出汽轮机能运行在最小寿命损耗工况下提供必要的信息ꎬ同时也提供最大的运行灵活性ꎬ其有下列功能:在任何条件下ꎬ通过ＴＳＥ能将汽轮机应力控制允许范围内ꎻ计算和记录汽轮机部件的寿命损耗ꎮ汽轮机部件的温度改变量主要取决于启停机时蒸汽温度的变化㊁汽轮机负荷变化ꎮ图１是泰州公司二期ＤＥＨ功能模块主要结构ꎮ可以看出ＴＳＥ处于结构中的顶层ꎬ对整个控制输出具有重要意义ꎬ具体控制逻辑如下:从汽轮机应力评估ＷＴＧ中产生的负荷增加温度裕度ＷＴＯ和负荷降低温度裕度ＷＴＵꎬ在ＭＩＮ或ＭＡＸ选择功能块中ꎬ与最大语序裕度ＦＢＭＡＸ进行比较ꎮ选出的信号乘以延迟的转速设定值梯度ＮＳＶＧ以产生转速设定值控制的速率ꎬ在负荷运行期间ꎬ该因子切换到延迟的负荷设定值速率ＰＳＶＧꎬ升速方向转速上限裕度ＯＦＢＮꎬ降速方向转速下限裕度ＵＦＢＮꎮ限制转速设定值上限裕度ＯＦＢＮ最小值ꎬ以确保在升速期间转速梯度监控不作出响应ꎮ在带负荷控制器的负荷运行ＬＢ时ꎬ取消减小转速设定值梯度模块ＰＳＧꎬ由运行人员设定的期望内部负荷设定值梯度ＰＳＧＩꎬ与限制温度裕度ＷＴＯ和ＷＴＵ及最大允许裕度ＦＢＭＡＸ在ＭＩＮ或ＭＡＸ选件模块中选择[５]ꎮ图１㊀泰州公司二期ＤＥＨ功能模块组成３㊀结语汽轮机应力控制器运行曲线直接引进汽轮机热应力控制策略模块中ꎬ能直接反映温度准则ꎬ由应力计算到温度准则ꎬ汽轮机应力控制器全程监护ꎬ减轻了运行人员的工作量ꎬ更是有效地防止了人为的误操作ꎬ提高工作效率ꎬ汽轮机运行安全㊁可靠ꎮ参考文献:[１]伍能ꎬ郑云之.超临界参数大型汽轮机组的发展[Ｊ].上海汽轮机ꎬ１９８７(１):１－１２.[２]陆启毅.浅析汽轮机的热应力[Ｊ].科技创新与应用ꎬ２０１６ꎬ(１１):１２１.[３]程功.６６０ＭＷ西门子汽轮机启动程序中应力控制策略[Ｊ].电力与电工ꎬ２０１７(４):７１－７３.[４]葛智平.３５０ＭＷ汽轮发电机组凝汽器水位控制策略分析[Ｊ].电力科技与环保ꎬ２０１７ꎬ３３(５):５８－６０.[５]李永生ꎬ徐星ꎬ孙俊威.超超临界二次再热机组性能试验及分析[Ｊ].电力科技与环保ꎬ２０１７ꎬ３３(６):４０－４３.收稿日期:２０１８￣０７￣１９ꎻ修回日期:２０１８￣０９￣０６作者简介:陈林(１９８９￣)ꎬ男ꎬ江苏仪征人ꎬ硕士研究生ꎬ从事火力发电厂集控运行工作ꎮＥ－ｍａｉｌ:ｃｈｅｎｌ＠ｇｄｔｚ.ｃｏｍ.ｃｎ３２２０１８年陈林等:１０００ＭＷ二次再热机组汽轮机热应力控制策略分析第６期。

1000MW超超临界二次再热超低背压机组运行中异常分析及治理摘要：介绍上海电气集团生产的1000MW超超临界二次再热超低背压机组轴系结构特点，总结分析该机组运行中轴承振动原因及处理措施。

振动故障分析及处理措施，对同类型机组振动故障诊断处理，设计优化具有参考意义。

1上海电气集团生产的1000MW超超临界二次再热超低背压机组轴系结构特点1.1上海电气集团生产的1000MW超超临界二次再热超低背压机组汽轮机介绍机组为上海电气在借鉴西门子1000MW五缸四排汽超超临界二次再热机组基础上进行自主生产，拥有自主知识产权，型号为 N1000-31/600/620/620 ，世界上首次采用六缸六排汽的单轴方案，单背压（超低设计背压2.9Kpa）、反动凝汽式汽轮机，凝汽器采用海水直流单元制供水冷却，配置三台单级立式斜流泵独立运行，其中两台双速泵，一台定速泵。

本机型由一个单流超高压缸（1*15级）、一个双流高压缸（2*12级）、一个双流中压缸（2*15）、三个双流低压缸（3*2*6）串联布置组成。

本机组将高压缸前置，布置形式变为高压缸、超高压缸、中压缸、低压缸。

该机型取消调节级，采用全周进汽滑压运行方式。

1.2上海电气集团生产的1000MW超超临界二次再热超低背压机组轴系结构特点汽轮机六根转子分别由七个径向轴承来支承，除高压转子由两个径向轴承支承外，其它转子均由单轴承支撑。

其中#3轴承座内装有径向推力联合轴承，且机组的绝对死点和相对死点均在超高压、中压之间的#3轴承座上。

汽机转子采用单轴承，整体轴系短。

七个轴承分别位于七个轴承座内，且直接支撑在基础上，不随机组膨胀移动，不受背压变化和汽缸变形的影响，机组轴向稳定。

但机组仍是国内汽轮机轴系最长机组，汽轮机轴系59.49米。

2 1000MW超超临界二次再热超低背压机组运行中7号轴承轴振逐渐增大。

2.1引起汽轮机组单个轴振大的原因：1、该轴承测量震动的探头松动测得数值虚假；2该轴承盖松动；3该轴承轴瓦有；4该轴承间隙超标。

1000MW超超临界汽轮机极热态启动特点及对策浙江国华宁海电厂二期2×1000MW超超临界汽轮发电机组是目前国内单机功率最大、经济性最高的火力发电机组。

文章对该汽轮机极热态条件启动过程进行了深入研究，提出了一系列有针对性的措施和方法，对机组停运后迅速并网带负荷具有重要的指导意义，对同类型机组也有一定的借鉴作用。

标签：超超临界；1000MW；极热态启动1 系统概述浙江国华宁海电厂二期工程2×1000MW汽轮发电机组采用德国SIEMENS 成熟的组合积木块式HMN机型，由1个单流圆筒型H30高压缸，1个双流M30中压缸和2个N30双流低压缸组成。

高压通流部分l4级，中压通流部分2x13级，低压通流部分4x6级，共计64级。

汽轮机大修周期设计为l2年，是一般电厂的2～3倍，在降低电厂检修维护费用的同时，也使机组等效可用系数得到很大提高。

汽轮机型式为超超临界、一次中间再热、四缸四排汽、单轴、双背压、凝汽式、八级回热抽汽，具体技术参数（铭牌功率TRL）如表1：2 极热态启动的特点极热态启动是指机组停用2h以内重新启动，对于采用滑参数停机的超超临界机组而言，此时一般汽轮机高压转子金属温度在380℃左右，而对于故障跳闸的机组在而言，此时汽轮机高压转子在550℃左右，可以说在这种工况下进行极热态启动，如果处理不当，将对于汽轮机的寿命造成极大的影响。

极热态启动的主要特点是：启动前机组金属温度非常高，一般仅比额定参数低50℃左右；汽轮机所要求的进汽冲转参数极高；启动时间非常短，一般在机组跳闸后，事故原因一经查明，消除马上冲转并网。

3 极热态启动中注意的问题3.1 冲转参数的选择极热态启动前，汽轮机金属部件温度较高，要特别防止汽缸和转子被冷却。

在实际操作中应该根据汽轮机缸温、转子温度来决定冲转的参数，并要求加快升速、并网、及带负荷的速率，减少一切不必要的停留，防止汽轮机产生过大的热应力、热变形。

西门子1000MW汽轮机极热态冲转参数的选择是由DEH系统内部应力评估模型给定的，具体根据汽轮机高/中压转子温度、高压主汽门/调门内外壁温差、高压缸温度，在相应金属材料应力裕度模型的基础上计算得出。

1000MW二次再热机组再热汽温调整与优化一、运行情况概述该厂2×1000MW二次再热锅炉型式为2710t/h超超临界参数变压运行螺旋管圈直流炉，单炉膛塔式布置、四角切向燃烧、平衡通风。

设计煤种为神华煤。

过热蒸汽/一次/二次再热蒸汽额定温度605/613/613℃ 根据设计在65%～100BMCR负荷段，一次、二次再热蒸汽温度应能达到在额定值。

然而该厂二期两台机组投产初期，均存在再热汽温偏离设计值较多问题，月度均值只有587℃左右，机组效率大幅受限。

由于1000MW 等级的二次再热机组尚属首例，无成功调整经验借鉴，因此该厂从机组特性上深入研究，在磨组组合、吹灰、二次风门调整及煤种掺烧配烧中探索出一条二次再热1000MW超超临界机组再热汽温控制手段。

二、运行调整与优化1.吹灰方式调整从二次再热锅炉受热面布置可以看出，低温过热器受热面处于燃烧器出口，即处炉膛温度最高区域。

由于低温过热器受热面的辐射特性，较干净的低过受热面势必造成低过吸热过多，从而导致锅炉再热汽温低于设计值。

运行数据显示，低温过热器温升及烟气温降均大于设计值，说明低温过热器受热面吸热占较大。

针对此现象通过减少一次再热高再热段以下区域重点减少低过受热面区域吹灰频率和吹灰器数目，达到增加再热器的吸热，提高再热汽温的目的。

2.磨组运行方式优化通过磨煤机的组合方式来调节再热汽温与改变燃烧器的摆角的原理一样，都是改变燃烧中心来调整再热汽温。

选取下列磨组运行方式。

高负荷ABDEF、ABCDF运行时，一、二次再热器汽温距额定值甚远，主要原因是主燃区分为两段，降低了炉膛火焰的集中度，使锅炉燃烧剧烈程度降低。

如表1所示，在磨煤机组合中，ACDEF组合运行时的一、二再热蒸汽温度最高。

一是由于该种运行方式拉长了主燃烧区域的高度，炭粒子在炉膛的停留时间延长所致。

在600MW～800MW，重点比较BCDE/CDEF两种磨组运行方式。

采用上4台磨组运行时，由于主燃烧区域的上移，即火焰中心的上抬，再热汽温有着明显升高。

二次再热1000MW燃煤机组（极）热态启动切缸分析及应对措施摘要：对二次再热1000MW燃煤机组在（极）热态启动时出现切缸及并缸时的典型故障进行了研究，特别是极热态开机时，常因为排汽温度高导致切缸事件发生。

本文从实际情况出发，分析了超高压缸、高压缸排汽温度的原因并提出相应的控制策略，为机组（极）热态下安全、稳定及快速的启动提供了重要参考。

关键词：二次再热；极热态；切缸；并缸引言我厂汽轮机采用上汽制造的超超临界百万汽轮机组，采用德国西门子公司技术，汽轮机型号为N1000-31/600/620/620。

该机组为超超临界、二次中间再热、单轴、五缸、四排汽、双背压凝汽式汽轮机。

回热系统是典型的“四高五低一除氧”10级结构，双列高加布置，全周进汽，采用超高压、高压、中压3缸联合启动方式。

旁路系统配置了容量为40%锅炉最大连续蒸发量的高压旁路，2×50%BMCR中压旁路、低压旁路3级串联旁路。

高旁调节阀减温水取自高压给水泵出口母管，中旁调节阀减温水取自给水泵一级抽头，低旁调节阀喷水减温水取自凝结水。

一、启动状态划分及启动参数根据停机时间和超高压转子平均温度划分为冷态、温态、热态、极热态启动4种，见下表1。

表1 机组启动状态划分厂家建议冲转参数，见表2表2 厂家建议冲转参数二、二次再热汽轮机切缸的原因及动作过程汽轮机发生切缸，主要因为机组启动时，冲转参数较高，汽轮机进汽量小，鼓风表现尤为突出。

排汽压力越高，汽轮机调门前蒸汽温度越高，鼓风摩擦越明显，为保护相应的末级叶片，再超高压缸、高压缸排汽温度限制器动作后，排汽温度仍高的情况下，汽轮机设置了超高压、高压叶片级温度高保护，执行切缸程序。

汽轮机DEH控制的主要任务是控制汽轮机调节阀的蒸汽流量，上汽DEH包括TAB生程控制器、转速、负荷控制器及压力回路控制器。

汽轮机排汽温度高时DEH的控制：1．超高压缸排汽温度高当机组启动后超高压缸排汽（超高排）温度超过460℃时，首先减小中压缸调节阀（中调阀）的开度，增大超高压缸的进汽量；如果超高排温度进一步上升至495℃时，则直接关闭超高压缸主汽阀（超高主），切除超高压缸；同时打开超高压缸通风阀，将超高压缸抽真空，由高、中压缸控制汽轮机的进汽量。

１０００ＭＷ超超临界二次再热机组汽轮机调试案例分析Ａｎａｌｙｓｉｓｏｆ１０００ＭＷｓｅｃｏｎｄａｒｙｒｅｈｅａｔｕｌｔｒａ－ｓｕｐｅｒｃｒｉｔｉｃａｌｓｔｅａｍｔｕｒｂｉｎｅｃｏｍｍｉｓｓｉｏｎｉｎｇ陈臻ꎬ崔凯峰ꎬ陈国民(国电泰州发电有限公司ꎬ江苏泰州㊀２２５３００)摘要:针对泰州公司１０００ＭＷ二次再热超超临界机组汽轮机调试过程中出现的一些典型案例ꎬ对其过程现象进行了分析ꎬ提出相应的解决措施ꎬ可供该类型机组的安装调试人员参考ꎮ关键词:１０００ＭＷ发电机组ꎻ二次再热ꎻ调试ꎻ汽轮机Ａｂｓｔｒａｃｔ:Ｔｈｉｓｐａｐｅｒｆｏｃｕｓｅｓｏｎｔｈｅｃｏｍｍｉｓｓｉｏｎｉｎｇｏｆｓｔｅａｍｔｕｒｂｉｎｅｓｏｆ１０００ＭＷｓｅｃｏｎｄａｒｙｒｅｈｅａｔｕｎｉｔｉｎａｐｏｗｅｒｐｌａｎｔ.Ｓｏｍｅｔｙｐｉｃａｌｃａｓｅｓａｒｅａｎａｌｙｚｅｄａｎｄｔｈｅｃｏｒｒｅｓｐｏｎｄｉｎｇｓｏｌｕｉｏｎｓａｒｅｐｕｔｆｏｒｗａｒｄｆｏｒｔｈｅｉｎｓｔａｌｌａｔｉｏｎａｎｄｃｏｍｍｉｓｓｉｏｎｉｎｇｏｆｔｈｉｓｔｙｐｅｕｎｉｔｓｉｎｔｈｅｆｕｔｕｒｅ.Ｋｅｙｗｏｒｄｓ:１０００ＭＷｐｏｗｅｒｕｎｉｔｓꎻｓｅｃｏｎｄａｒｙｒｅｈｅａｔꎻｃｏｍｍｉｓｓｉｏｎｉｎｇꎻｓｔｅａｍｔｕｒｂｉｎｅ中图分类号:ＴＭ６２１㊀㊀㊀㊀㊀文献标识码:Ｂ㊀㊀㊀㊀㊀文章编号:１６７４－８０６９(２０１８)０６－０２４－０２１㊀汽轮机调试典型案例分析１.１㊀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ꎬ试验过程中发现Ａ低压缸南侧外缸保温油漆被烧灼烤黄ꎬ就地实测温度达到１９０ħꎬ试运指挥部下令打闸停机ꎮ由于长时间空负荷运行ꎬ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ꎬ防止超高压缸鼓风摩擦及末级叶片温度高)ꎬ高温汽长时间冲刷ꎬ导致低压外缸不正常的温升ꎻ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ꎬ由于该位置离低压外缸Ａ很近ꎬ且接口为倾斜向上ꎬ蒸汽进入冲刷低压外缸Ａ下缸的端板ꎬ使低压外缸温度上升ꎻ二次再热机组启动方式中ꎬ超高排通风阀的运行方式欠妥ꎮ汽机再次冲转至３０００ｒ/ｍｉｎ做电气试验(未并网)ꎬ调整超高排通风阀运行方式ꎬ保持超高排通风阀关闭ꎬ低压缸外缸外壳温度正常ꎮ１.２㊀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ꎬ在盘车状态下ꎬ盘车转速突然下降ꎬ开大主机液动盘车转速调节阀无效ꎬ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ꎬ转子停转ꎬ因转子温度高ꎬ调试指挥部下令闷缸ꎮ连续１７ｄꎬ每隔２４ｈ通过启㊁停顶轴油泵改变主机各轴承间隙ꎬ试图手动盘动转子均无效ꎬ待超高压转子温度降至１２０ħꎬ经研究分析后手动盘动转子ꎬ检查转子无卡涩现象后将转子翻动１８０ʎ直轴后偏心度正常ꎬ投入连续盘车ꎬ调整转速至５０ｒｐｍꎮ为追求高经济性ꎬ汽轮机本体以及轴封动㊁静部分间隙设计余量比较小ꎮ汽轮机超高压缸㊁高压缸汽封径向动静碰摩造成了转子抱轴[１]ꎮ基建单位将高排逆止阀前㊁后疏水管道安装连接错误ꎬ二次冷再蒸汽倒流至高压缸ꎬ造成高压缸排汽Ａ/Ｂ侧温差大ꎬ闷缸过程中导致汽轮机停运后高压缸上㊁下缸温差大ꎬ高压缸上下温差最大达８０ħꎬ发生动静碰磨ꎮ轴封蒸汽温度与缸温不匹配ꎬ轴封系统设计存在缺陷ꎮ常规一次再热机组高压缸排汽温度在３５０ħ左右ꎬ本工程机组超高压缸㊁高压缸排汽温度在４３０ħ左右ꎬ较常规机组高出８０ħ左右ꎬ轴封供汽温度仍采用２８０~３２０ħ供汽设计存在缺陷ꎬ进汽温度偏低ꎬ造成机组停运后ꎬ轴封进汽温度与轴封腔室温度温差大ꎬ长时间较大温差ꎬ导致超高压缸㊁高压缸端部汽封轴封齿收缩变形ꎬ大轴与轴封齿碰磨[２]ꎮ超高排逆止阀卡涩未能关闭ꎬ导致一再蒸汽返至超高压缸ꎬ转子惰走过程中产生一个反作用力ꎬ不仅使转子惰走时间变短同时降低了盘车时的转速ꎮ对冲转方式进行优化调整ꎬ超高压缸投运时ꎬ超高排通风阀关闭ꎮ同时降低冲转参数:超高缸进汽７.５ＭＰａ/４００ħꎬ高压缸进汽２.８ＭＰａ/３８０ħꎬ中压缸进汽０.８ＭＰａ/３８０ħꎮ增加汽轮机进汽量ꎬ降低排４２２０１８年１２月电㊀力㊀科㊀技㊀与㊀环㊀保第３４卷㊀第６期汽温度ꎬ减少轴封进汽温度与轴封腔室温度温差ꎻ对轴封系统进行优化ꎬ提高超高压缸㊁高压缸㊁中压缸轴封进汽温度至３２０~３５０ħꎬ控制低压缸进汽温度３００ħ[３]ꎻ本机正常运行且轴封汽在自密封运行状态时ꎬ加强各轴封段轴封蒸汽温度的监视ꎬ保证备用汽源在正常备用状态ꎮ维持轴封压力调阀及旁路阀前节流孔疏水阀开启状态ꎬ防止轴封系统进水和冷汽ꎻ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ꎬ应将高压段轴封进汽温度控制在３５０ħ左右ꎬ维持低压缸轴封进汽温度不高于３００ħꎻ若发生机组跳闸或正常停机等ꎬ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ꎬ防止封进汽温度与轴封腔室温度温差偏大ꎮ机组惰走过程中应尽快调整高压段轴封进汽温度达到３５０ħ左右ꎬ观察１㊁２㊁３瓦轴振变化情况ꎬ若振动明显异常且轴封汽温度无法满足上述条件时ꎬ应立即破坏真空ꎬ真空至零后时停供轴封汽ꎬ防止轴封变形引起大轴抱死[４]ꎻ当机组在跳机或停机后的盘车运行状态时ꎬ应加强对高压段轴封供汽温度的监视ꎬ防止封进汽温度与轴封腔室温度温差偏大ꎮ液动盘车投入连续运行后ꎬ要记录好主机惰走时间ꎬ判断是否正常ꎻ连续盘车期间要特别关注盘车转速的变化ꎬ若出现不规则的上下波动且无法判断具体原因时ꎬ则尽快破坏真空停轴封ꎬ防止轴封变形引起大轴抱死ꎻ机组停运后ꎬ严密监视汽缸温度ꎬ如果上下缸温差变大ꎬ尽快关闭缸本体疏水门闷缸ꎬ可间断性开疏水门进行疏水ꎮ１.３㊀超高排逆止阀在阀温较高时卡涩无法关闭汽轮机打闸ꎬ转速下降至０后ꎬ超高排逆止阀关不到位ꎬ盘车无法投入ꎮ本机组超高压缸排汽温度在４３０ħ左右ꎬ常规一次再热机组高压缸排汽温度在３５０ħ左右ꎬ设计人员未充分考虑在４３０ħ左右时阀门轴套间隙ꎬ导致在阀温较高时卡涩ꎻ超高排通风关闭时ꎬ关闭力矩不够ꎮ一是汽缸内弹簧弹性系数不够ꎬ二是气缸排气时排气阀口径偏小ꎮ弹簧侧气缸增加一路气源ꎬ在超高排通风关闭时ꎬ增加关闭力矩ꎻ适当放大阀门轴套间隙ꎮ１.４㊀高负荷时汽泵密封水调整裕量小高负荷时ꎬ凝结水压力小幅波动ꎬ造成汽泵密封水回水温度大幅上升ꎮ汽泵密封水取自凝结水ꎬ１０００ＭＷ负荷时ꎬ进水端密封水调阀开度将近８０％ꎬ密封水出水温度控制在５５－６０ħꎬ进水端密封水调节阀开度将近８０％ꎬ从阀门特性流量曲线上看已近全开ꎮ调节裕量已不多ꎬ如凝结水压力有一点波动ꎬ电动调节阀将不能快速跟踪密封水回水温度的变化ꎮ高负荷下密封水调节裕量已不多ꎬ凝水压力稍微波动ꎬ势必密封水回水温度上飙ꎮ处理不当时很容易造成给水泵跳闸ꎻ给泵密封水这一薄弱环节ꎬ高负荷时凝泵变频长期接近工频工况运行ꎬ而除氧器主调大幅节流ꎬ违背设计初衷ꎬ凝泵变频达不到很好的节能效果ꎮ进行技术改造ꎬ采用独立的水箱和水泵供给汽泵密封水ꎻ技改前ꎬ进行各负荷阶段试验ꎬ在保持密封水调阀全开工况下ꎬ降低凝泵变频转速ꎬ将维持密封水回水温度５５ħ左右时的凝泵出口压力值增加０.２ＭＰａ偏置ꎬ作为凝泵变频压力自动的设定值ꎮ这样既能保证给水泵安全运行ꎬ又能保证凝泵变频运行最大程度的节能[５]ꎮ２㊀结语在调试过程中ꎬ通过不断总结分析㊁试验ꎬ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ꎬ各项指标均达到设计值ꎮ该机组引领全球燃煤发电机组高效㊁环保技术发展方向ꎬ为电力行业的节能减排开辟新路径ꎮ参考文献:[１]田丰.汽轮机设备及系统[Ｍ].北京:中国电力出版社ꎬ２０１３. [２]王月明ꎬ牟春华ꎬ姚明宇ꎬ等.二次再热技术发展与应用现状[Ｊ].热力发电ꎬ２０１７ꎬ４６(８):１－１０.[３]何文珊.华能玉环电厂１０００ＭＷ超超临界汽轮机特性[Ｊ].电力建设ꎬ２０１７ꎬ(１１):７０－７２.[４]花亚伟ꎬ乐先涛.１０００ＭＷ超超临界机组调速汽门卡涩分析处理及预防措施[Ｊ].电力科技与环保ꎬ２０１７ꎬ３３(３):６１－６２. [５]李永生ꎬ徐星ꎬ孙俊威.超超临界二次再热机组性能试验及分析[Ｊ].电力科技与环保ꎬ２０１７ꎬ３３(６):４０－４３.收稿日期:２０１８￣０７￣３０ꎻ修回日期:２０１８￣０９￣０６作者简介:陈臻(１９８１￣)ꎬ男ꎬ江苏泰州人ꎬ工程师ꎬ从事火力发电厂集控运行工作ꎮＥ－ｍａｉｌ:ｃｈｅｎｚ＠ｇｄｔｚ.ｃｏｍ.ｃｎ５２２０１８年陈臻等:１０００ＭＷ超超临界二次再热机组汽轮机调试案例分析第６期。