国产300MW机组汽缸进水防范与应对措施

摘要：随着国民经济的稳步发展，对电力的需求迅速提高，如何保证发电机组的安全稳定运行、提高机组运行的可靠性已经成为电力企业的重点工作。文章拟就某机组停机后，汽缸进水的一系列处理过程，论述国产300MW汽缸进水的防范和应对措施。

关键词：国产300MW机组；汽缸进水；发电机组

中图分类号：TM621 文献标识码：A 文章编号：1009-2374（2012）07-0065-03

一、停机过程

2011年01月30日21：23某N300MW机组停机，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：

名称 汽包水位（mm） 汽包壁温（℃） 主给水（电动前门后）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 前 后 左 右 上 下

数值 465 240 174 2.57 3.55 3.0 238 239 341 331

停机过程：

1．1月31日11:49，第一级内下缸温度从327℃不正常下降。

2．11:52（运行报告），运行发现第一级内缸金属温度2，高压缸外缸金属温度2有明显下降趋势，立即检查一、二、三、四段抽汽逆止门、电动门，以及其疏水门，并关闭各抽汽疏水手动门，关闭二抽至辅助蒸联箱所有阀门，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，检查EH油系统油压正常13.8MPa。

值长令：炉带压放水，开启各空气门泄压。

3．11:59，多次开关高压内外缸疏水阀，#1、#3、#5高压导汽，#2、#4、#6高压导汽管疏水阀，缸温不见有回升（见图1：11:55～11:59之间多次开启各门）。

4．12:03，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。

5．12:11，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。

6．12:20（运行报告），炉压力为1.9MPa，炉泄压放水。

7．12:28，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。

8．12:47（运行报告），运行联系检修来人，打开EH有压回油旁路门，开之前滤网前压力为3bar。

9．13:00（运行报告），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。

10．14:43，第一级内下缸温最低降到102℃（上、下缸温差201℃）。

11．14:45（运行报告），关闭所有高压缸内、外疏水阀进行闷缸。

12．经采取闷缸措施后，2月1日4:00，第一级上下缸温度差缩小至60℃，盘车盘不动（后确认系盘车装置故障）。

13．2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°，电流25A。

14．3日11:32，该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。

15．2月9日14:35，检查无异后并网发电。

二、汽缸进水原因分析

1．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，运行接“3号炉尾部检查清灰”366301工作票，锅炉执行快速冷却操作。

2．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。

3．从DCS历史参数显示：左侧主汽门前蒸汽温度在11:33从278℃开始下降，7分钟后左侧高压主汽门汽室内部金属温度从302℃开始下降：16分钟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。

4．31日2时后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，48分钟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℃）。

5．换水时减温水总门、气动门、电动门、调门全关无操作，过热蒸汽减温过水流量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。

6．“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，原因是因部分“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。

7．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。

8．11:40，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。

9．2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。

10．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。

11．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（见图2）；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。

三、损坏、损失情况

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。

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。

四、处理情况

在盘车跳闸后进行炉侧紧急放水，汽机闷缸等措施后，第一级下缸温度逐渐回升。到第一级上、下缸温差小于60℃时，盘车不动是盘车装置在过负荷时损伤，经检修盘车后投入，其它工作临修完成后正常开机运行，未见其它异常。

五、原因分析

经过现场调查及相关数据分析，本次机组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。

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，是本次汽缸进水的重要原因。

4．管理原因：机组新投产，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。

六、责任分析

1．机组高压缸进水事件性质十分恶劣，但本次因进水量不大、当时高压缸温度较低、后期处置得当未造成后果。

2．主要责任：通过分析及设备A级检修时现场检查，3号机左侧高压主汽门存在明显缺陷，高调门设计存在漏汽隐患，因属新投产设备，未经过检修、校验，是设备质量问题。

3．次要责任：运行人员在进行第7次换水操作时，未采取有效手段控制锅炉压力上升，造成冷水（冷汽）流动性增加，又因设备存在缺陷，导致冷水（冷汽）进入汽缸。

七、防范、应对措施

1．机组大修机期间，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。

2．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、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。

3．针对停机过程中主蒸汽管道有积水可能，主蒸汽管道上因无电动主闸门且没有对空的疏水点，在打闸停机后不能及时排出管道内冷凝水，加装对空疏水系统。并考虑主蒸汽管道疏水不进入本体疏水系统而直排的技改。由于主蒸汽管道上没有疏水检测装置，应在主蒸汽管道最低点加装疏水检测装置。

4．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。

5．汽包加装满量程就地水位计，在锅炉停炉后便于监视汽包上水至最高水位，以保证汽包上下壁温差不超过规定值。在现阶段，汽包上水水位控制在不超过就地水位计指示的最高水位。