某电厂330MW汽轮机缸温异常下降的原因分析

【摘 要】汽轮机进水或进冷汽，是指有异常来源的水或冷汽进入到汽轮机本体内部，对汽轮机设备造成损坏或严重威胁其安全的一种事故。汽轮机进水事故不仅仅发生在机组正常运行中，也常常发生在机组停后；并且在停机后热态下，发生汽轮机进水或冷汽，非常容易造成汽轮机大轴弯曲、动静摩擦等恶性事故，威胁机组安全，影响机组寿命。本文对某电厂330MW汽轮机停机后热态下缸温异常下降的原因进行了详细分析。

【关键词】汽轮机；缸温；盘车跳闸；闷缸；换水；过热器；主汽门

1 设备概况

某厂安装有两台330MW燃煤供热机组，机组采用单元布置。锅炉为哈尔滨锅炉厂根据美国ABB-CE燃烧工程公司技术设计制造的亚临界参数汽包炉。锅炉型号为：HG1100/17.54-YM33型，采用自然循环、一次中间再热、单炉膛、平衡通风、四角切圆燃烧、燃烧器摆动调温、固态排渣、露天布置、全钢悬吊结构、紧身封闭布置的燃煤锅炉。汽轮机为哈尔滨汽轮机厂生产的C300/N330-16.7/538/538型，亚临界、中间一次再热、双缸双排汽、高中压合缸、抽汽冷凝式汽轮机。

2 问题的提出

汽轮机进水或进冷汽，是指有异常来源的水或冷汽进入到汽轮机本体内部，对汽轮机设备造成损坏或严重威胁其安全的一种事故。汽轮机进水事故不仅仅发生在机组正常运行中，也常常发生在机组停后；并且在停机后热态下，发生汽轮机进水或冷汽，非常容易造成汽轮机大轴弯曲、动静摩擦等恶性事故，威胁机组安全，影响机组寿命。

3 事前工况

根据中调安排，某厂#3机于2011年1月30日21：23停机，停机时主蒸汽压力6.84MPa、温度454℃，再热蒸汽压力0.18MPa、温度455℃。到1月31日11：30，各主要参数如下表1：

表1主要参数表

汽包水位（mm） 汽包壁温（℃） 主给水压力（MPa） 汽包压力（MPa） 主汽阀前蒸汽温度（℃） 第一级内缸壁温（℃）

高 低 门前 门后 左 右 上 下

465 240 174 2.57 3.55 3.0 238 239 341 331

4 事件经过

1月31日11：49，汽机第一级内下缸温度从327℃不正常下降。

11：52，运行人员发现汽机第一级内缸金属温度点2、高压缸外缸金属温度点2有明显下降趋势；立即检查汽机一、二、三、四段抽汽逆止门、电动门及其疏水门，并关闭各抽汽疏水手动门，关闭二抽至辅助蒸汽联箱所有阀门，辅助蒸汽联箱至本机系统所有手动门，关闭轴封系统所有手动门，就地检查凝汽器、除氧器、轴封加热器水位较低。值长令：锅炉带压放水，开启各空气门泄压。

11：59，多次开关汽机高压内外缸疏水阀，#1、#3、#5高压导汽管疏水阀，#2、#4、#6高压导汽管疏水阀，汽机缸温不见有回升。

12：03，汽机第一级内下缸温降到209℃，上、下缸温差125℃，盘车电流从25A开始出现向上波动趋势。

12：11，汽机第一级内下缸温降到175℃，上、下缸温差157℃，盘车电流从40A开始向上大幅波动。

12：20，锅炉压力为1.9Mpa，锅炉泄压放水。12：21，开启汽包事故放水门、前后水冷壁下集箱放水门，12：42～12：51，开启对空排汽门。

12：28，汽机第一级内下缸温降到144℃，上、下缸温差185℃，盘车电机因负荷过重热继电器动作跳闸，手动盘车不动。

13：00，打开主汽管道三通事故疏水阀1、2及高旁后主蒸汽管道疏水阀。

14：43，汽机第一级内下缸温最低降到102℃，上、下缸温差201℃。

14：45，关闭所有汽机高压缸内、外疏水阀进行闷缸。

经采取闷缸措施后，2月1日4：00，汽机第一级上下缸温度差缩小至60℃，盘车盘不动。

2日15：00，盘车装置处理好，16：00开始用电动盘车定期每隔4小时盘车180°，盘车电机电流25A。

3日11：32，#3机组投入电动连续盘车，电流25.6A，偏心50μm，主机各部听音未见异常。

2月9日14：35，并网发电。

5 原因分析

本次停机是春节期间调度调停，主要工作是更换磨损和破裂的磨煤机磨辊套。31日9：20，运行人员接“#3炉尾部检查清灰”工作票，锅炉执行快速冷却操作。

停炉后两台送风机动叶自动全开，引风机静叶全关，各挡板关闭，未进行自然通风，9：39开启A侧引、送风机进行锅炉快冷。

从DCS历史参数显示：左侧主汽门前蒸汽温度在31日11：33从278℃开始下降，7min后左侧高压主汽门汽室内部金属温度从302℃开始下降，16min后第一级内缸下壁温度从327℃开始下降，说明“冷源”路径是：左侧高压主汽门左侧高压调门高压缸。

31日2时后锅炉7次带压换水，除最后一次换水外，汽包水位没有超量程。最后一次换水从31日10：23开始，10：45结束，期间汽包压力从3.18MPa升到5.35MPa，汽包水位从424mm升到605mm，随后开始下降，48min后左侧主汽门前蒸汽温度开始下降。

最后一次换水期间过热器（低温过热器、分隔屏）部分壁温（约在200℃左右）仅下降约15℃，之后大部分又快速回升，分析认为：过热器低处U型管内的凝结水，在汽包压力升高或汽机侧阀门不严时，蒸汽带着凝结水向汽机侧流动到达壁温测点处，引起低温过热器、分隔屏壁温变化。

说明非汽包冷水（汽）进入主汽回路（汽包当时补水温度为65℃）。每次补水操作时主要参数变动情况如下表2：

表2

补水次数 第1次 第2次 第3次 第4次 第5次 第6次 第7次

开始时间 23：27 2：44 4：10 5：05 6：22 8：16 10：23

结束时间 23：48 3：18 4：27 5：22 6：47 8：32 10：46

补前汽包水位（mm） 417 366 422 433 430 435 424

补后汽包水位（mm） 513 521 531 531 533 511 605

补前汽包水位（MPa） 6.60 5.25 5.01 4.84 4.39 3.70 3.18

补后汽包水位（MPa） 7.09 5.55 5.30 5.22 4.56 3.98 5.35

补水前后压差值（MPa） 0.49 0.30 0.29 0.38 0.17 0.28 2.17

换水时减温水总门、气动门、电动门、调门全关无操作，过热蒸汽减温水流量DCS上显示流量为0t/h（因DCS系统算法中设有小信号切除功能，当流量的差压信号小于一定值的时候，DCS会自动切除该信号，使得流量输出值为0t/h）。

当检查差压变送器信号时，发现每次换水期间，B侧过热蒸汽二级减温水流量变送器的差压都有较小的信号输出现象，说明确实有减温水流过流量检测的节流装置。

“冷水”由二级减温水回路进入主汽系统，每次换水均有微量水流量，只有10：23这次换水才出现末级过热器壁温突降约40℃。

分析认为是锅炉换水时，由于减温水系统门有微漏，每次换水时有少量水渗漏并累积，到本次换水时达到溢出，进入末级过热器联箱。同时10：23这次换水，后屏壁温快速下降，但补水结束后后屏壁温快速回升，原因是部分“冷水”进入后屏过热器，在汽包压力升高或汽机侧阀门不严时，蒸汽带着后屏内“冷水”流向末级过热器，后屏管温很快回升，而末级过热器温度下降后未出现回升现象。

过热器减温水总门后压力随给水压力变化而相应变化，且给水压力、减温水总门后压力、主蒸汽压力的压差在换水期间有变化，也说明过热器减温水系统阀门有内漏。

11：40，左侧高压主汽门及3个调门开度均有波动，分别从-2.30/-1.77/-1.96/-1.85向下波动到-2.62/-3.68/-3.79/-3.71，说明左侧四个汽门未开启。

2月9日开机，汽机未挂闸，主蒸汽压力4.17MPa、温度356/357℃，汽机转速到92转/分，说明主汽门、调门的确有泄漏情况。

从盘车电流变化情况看，第一级内缸上、下温差125℃时，缸内出现动静磨擦，温差175℃时，磨擦加大，温差185℃时，盘车过负荷跳闸。

上下缸温差回到60℃时盘车不动的原因是：盘车跳闸前力矩增大后造成盘车蜗杆的推力轴瓦推力增大，导致蜗杆推力轴瓦磨损及抱死；盘车蜗杆的推力轴瓦及支持轴承的进油口与支座的进油口不同心，导致进油量减少，也是轴承损害抱死的原因。

根据2月9日开机时各参数监测情况及运行情况初步判断，本次汽缸温度异常变化未对汽机本体造成损伤，但在盘车状态下产生了动、静磨擦。4月12日停#3机进行A级检修，解体后有关设备检查情况如下：

（1）揭缸检查未发现汽轮机、发电机动静部件有明显磨擦异常。

（2）解体汽机左侧高压主汽门时发现：因主阀碟缓冲行程调整垫片（分两半）的两只固定销剪断，一块调整垫片松脱，导致主阀泄漏（详见图1）。

（3）解体汽机高压调门时证实：预启阀设计就有泄漏量，因此高调门不可能关闭严密，泄漏量与阀碟锁母、套筒的间隙大小有关。

（4）解体锅炉减温水各阀门：调节门密封面有冲刷痕迹，其它各阀门检查时未见明显异常。

6 结论

经过现场调查及相关数据分析，本次3号机汽缸温度异常下降是锅炉带压换水时，因减温水总门及B侧过热蒸汽二级减温水气动门、电动门、调门都存在渗漏情况，一次汽系统进了“冷水”；又因主蒸汽系统未泄压，左侧高压主汽门、调门不严，“冷水”通过末级过热器、主蒸汽管道、左侧高压主汽门、调节门进入高压缸引起的。

（1）直接原因：左侧高压主汽门、调门不严，导致“冷水”进入高压缸。

（2）间接原因：减温水总门及B侧过热蒸汽二级减温水气动门、电动门、调门都存在渗漏情况，使“冷水”进入末级过热器。

（3）重要原因

31日10：23，运行人员在进行第7次换水时，无维持汽包压力稳定的相关操作，换水时汽包压力从3.18MPa升到5.35MPa，上升了2.17MPa（以前6次换水操作，在汽包压力较高情况下，汽包压力上升均控制在0.5MPa以内，说明操作时汽包压力可控），造成主汽系统压力波动，增加了“冷水”的流动性。

运行人员第7次换水操作时，汽包压力控制不到位，导致部分“冷水”通过有质量问题设备（左侧高压主汽门、调门）进入高压缸，属操作不当，是本次事件的重要原因。

（4）管理原因

有关技术、安全管理不到位，相关规程及防范措施不健全。如：事前已出现过主汽门不严的现象，未制定相关的防范措施；《集控主机运行规程》无锅炉快速泄压、快冷操作的有关规定，运行人员操作时无指导性规范可依。

7 改进措施

大修机期间，对主汽门、调门及减温水系统阀门进行全面检查、研磨，高压调门进行技改，对主汽门、调门进行严密性试验，保证其运行中能严密关闭。

加强运行人员培训，提高事故处理能力，停机后注意严密监视高加、低加、凝汽器、除氧器，轴封加热器水位，严格按“二十五条典型事故反措”要求，防止汽缸进水。

针对停机过程中主蒸汽管道有积水可能，收资考虑主蒸汽管道疏水不进入本体疏水系统而直排的技改。

发电运行部完善运行规程，明确特殊情况下锅炉是否快速泄压、快冷操作的有关规定，制定防范措施。

参考文献：

[1]《2×330MW热电联产机组集控主机运行规程》.佛山市南海发电一厂有限公司，2009（6）.

[2]电力行业标准DL/T834-2003.《火力发电厂汽轮机防进水和冷蒸汽导则》.中国电力出版社，2003；

[3]国家电力公司.《防止电力生产重大事故的二十五项反措》.