超臨界630MW機組主機配汽系統設備結構優化的研究與應用

李永利

（國華太倉發電有限公司,江蘇 太倉 215433）

超臨界630MW機組主機配汽系統設備結構優化的研究與應用

李永利

（國華太倉發電有限公司,江蘇 太倉 215433）

本文介紹了國產超臨界600MW等級機組汽輪機配汽系統主要隱患，詳細論述了隱患產生的原因與故障機理，提出并有效實施徹底消除隱患的技術方案，有效地消除長期以來威脅機組安全的重大隱患，提高了機組的經濟性及運行可靠性。

配汽系統；消除隱患；技術方案；可靠性

0 引言

某廠汽輪機為國產首批超臨界630MW等級機組，配汽系統為高壓主汽調節聯合閥殼是一個整體合金鋼鍛件，機組裝有兩個高壓主汽調節聯合閥，分別位于高中壓缸兩側，每個主汽調節聯合閥包括一個水平安裝的主汽閥和兩個相同的垂直安裝的調節閥。這些閥門的開度均由各自的油動機來控制，油動機由數字電液調節系統來控制。自機組投產該聯合汽門先后發生主汽門門桿斷裂，主汽門預啟閥卡澀，高調門閥座脫出，高調門聯軸器固定銷斷裂脫落，等重大缺陷，嚴重影響機組的安全運行。經過充分的計算分析，找出了設備缺陷產生的原因，并提出了一系列隱患處理方案，經實施后上述隱患得到徹底消除，極大地提高了機組的經濟性與運行可靠性。

1 設備概述

1.1 設備簡介

汽輪機配置的主汽門及高壓調節汽門為引國內進美國西屋公司技術設計的高壓聯合汽門，布置于13.7米運轉層高中壓缸的兩側，為臥式布置的聯合主汽門閥體組件(見圖1)。高壓聯合汽門由三個彈簧支架支撐，允許其能在各個方向自由地熱膨脹。高調門主要由閥殼、閥蓋、閥桿、閥蝶、導向套、閥桿套、油動機、彈簧座、聯軸節、LVDT組件、伺服閥、伺服卡等組成。高調門閥桿與油動機活塞桿由套筒型式聯軸節連接，聯軸節與閥桿采用螺紋連接，并加裝防轉銷防轉。

1.2 設備運行情況

機組自投產以來，高壓聯合汽門屢次發生設備故障，影響機組的安全穩定運行，主要故障如下：

（1）主汽門門桿斷裂,機組停運；（2）主汽門預啟閥卡澀，導致主門無法正常關閉；（3）高壓調節汽門閥座脫出，導致高調門無法正常操作；（4）高壓調節汽門聯軸節與閥桿防轉銷斷裂，聯軸節與閥桿螺紋磨損松脫，無法正常操作。

上述缺陷在機組未滿一個大修周期內屢次發生，長期威脅機組的安全運行。

2 主汽門桿斷裂原因分析及處理方案

2.1 高壓主汽門結構說明

主汽閥具有“雙重閥碟”而且在水平位置操作，油動機安裝在彈簧支架上，并且通過連桿及杠桿與主汽閥桿相連接（見圖2）。它由兩個單座的不平衡閥組成，一個閥安裝在另一個內部。閥處于關閉位置時，蒸汽進汽壓力與壓縮彈簧的作用力一起通過閥桿把每一個閥門緊緊地關閉在它的閥座上。預啟閥由兩部分組成，通過安裝在閥桿內部的彈簧彈性壓緊在主閥上，關閉時能與主汽閥內部的閥座較好的同心，閥桿移動并打開主汽閥時，預啟閥首先開啟。

主汽門工作壓力為24.2MPa，使用溫度為566℃。主汽門門桿為水平放置。主汽門門桿材料為GH901-T6+6（氮化），經1090℃保溫3小時水冷+775℃保溫4小時空冷，再經705～720℃保溫24小時空冷處理后，加工而成，然后表面氮化處理。

在機組啟動期間，隨進汽參數增加負荷不再升高，經對現場設備檢查后發現高壓主汽門門桿斷裂。斷裂門桿已累計運行時間約10000小時。主汽門門桿斷裂部位在與聯軸器連接的螺紋端。斷裂部位處于螺紋最后1～2個螺紋之間，螺紋和退刀槽處受到磨擦損傷，使螺紋頂部已磨去而成圓弧形。

2.2 主汽門門桿斷裂原因分析

電廠將斷裂閥桿送至權威機構進行了進行金相分析，對斷裂的主汽門門桿來樣進行宏觀檢查，對斷口進行掃描電鏡檢查，分析其主要元素成分，進行硬度檢測，在相關部位取樣，進行常溫力學性能試驗，觀察金相組織。

閥桿使用的GH901合金在正常的固溶、時效處理后，通常含有11.6%（重量）、顆粒較小（140～200埃）的γ′強化相，少量的碳化物和金屬間化合物及微量的夾雜物，可在550～650℃下長期工作。只有在較高的工作溫度（650～1100℃）和使用應力作用下長期工作，才會使合金中的有害的η相與針狀和短棒狀Laves相析出。所以在566℃的工作溫度下，不會形成有害的η和Laves相。即使在566℃長期（13000h）使用，形成少量的Laves相，也因溫度較低，其形態呈顆粒狀，對使用性能影響較小。但從金相和能譜成分分析可知，在合金的局部晶界有薄膜狀金屬間化合物而加寬現象，對合金性能有一定的影響，但不是引起門桿斷裂的主要因素。

切取斷口清洗去除氧化膜后在掃描電鏡下觀察，看到裂紋起源于螺紋底部，高倍下裂源處有小缺口和韌窩形貌，在裂源附近螺紋底部的表面有細小的裂紋存在。斷口擴展區有密集而細小的疲勞條紋，有的部位出現晶粒滑移形貌，將滑移部位放大后，還可看到滑移面上有密集的疲勞擴展紋，瞬時斷裂區呈韌窩形貌。從斷裂部位的螺紋和其周圍的磨損變形和螺紋內填充異金屬、以及圓柱面磨擦痕跡的不均勻等情況可知，該處在斷裂之前存在一定的相對移動，因此螺紋部位處于動態的不均勻狀態。當斷裂源處表面出現缺陷時，則在較大的拉伸應力作用下（如門桿開啟和閉合時），形成一定的應力集中，而使螺紋底部表面金屬出現晶粒的滑移和微小拉伸裂紋，因此在高倍的斷口形貌中出現少量的韌窩特征。隨著工作應力的周期變化，晶粒滑移和微裂紋逐漸的緩慢擴展，使斷口形貌上出現密集的疲勞條帶和晶粒滑移形貌。因此門桿的斷裂主要是由于表面出現微小缺陷，在較大的工作應力作用下，出現晶粒滑移和微裂紋，并逐漸的緩慢擴展所致。

結論如下：

（1）主汽門門桿的材料符合GH901高溫合金牌號要求，常溫力學性能符合要求。

（2）門桿圓柱表面經氮化處理，由于長期在高溫下運行外表面形成一層氧化膜，而螺紋斷裂部位未經氮化處理。

2.3 主汽門門桿斷裂處理方案

（1）更換新門桿，要求表面進行氮化處理，新更換的閥桿使用前進行仔細檢查，表面應光潔無損傷。

（2）修定主汽門檢修文件包，補充完善主汽門門桿及高壓調門門桿金屬檢驗項目。

（3）利用檢修機會對同批次閥桿進行檢測。

3 主汽門卡澀原因分析及處理方案

3.1 主汽門卡澀故障情況

機組按調度指令于21：42分打閘停機，發現1號、2號主汽門關閉不到位，1號、2號主汽門約有10%的開度，3：49分1號主汽門自動關閉到零，6：37 2號主汽門穩定在4%開度。解體后發現 2號主汽門預啟閥關閉不到位，約有5mm 的開度，確認預啟閥存在卡澀。

3.2 主汽門卡澀故障原因分析

“大師框架”與理論紛爭——讀大陸學者對喬姆斯基的訪談 ……………………………………… 張 韌（3.1）

（1）汽門長時間運行中未進行全行程活動試驗，閥桿與主閥套筒間附著結垢物堆積，造成閥桿與主閥套筒局部卡澀；

（2）長時間運行，閥桿和閥碟套筒表面氧化層增厚，導致閥桿與閥碟套筒間隙偏小；

（3）蒸氣通過節流孔進入預啟閥，再通過閥桿和套筒間隙進入閥桿漏汽管，蒸氣參數逐級降低，蒸氣攜帶雜質和析出物在閥桿和閥碟套筒間隙較小處沉積結垢；

（4）預啟閥原始設計尺寸偏小。

3.3 主汽門卡澀隱患治理方案

（1）對原主閥碟換型，選用配備預啟閥結構優化的新型閥碟，該閥碟凡爾線接觸直徑、外型尺寸公差、總長度尺寸公差均完全相同。優化后預啟閥在全開行程的進汽流量不小于改造前預啟閥全開時的進汽流量。

（2）機組運行期間，主汽門每月不少于一次全行程活動試驗。（3）機組檢修期間，對主汽門閥芯進行解體，清理閥桿和閥碟套筒表面氧化皮及積垢，保持間隙在上限值。

4 高壓調節汽門閥座脫出原因分析及處理方案

4.1 高壓調節汽門結構說明

每個高壓聯合汽閥配備兩個高壓調節汽門，高壓調節汽門主要由閥殼、閥蓋、閥桿、閥蝶、導向套、閥桿套、油動機、彈簧座、聯軸節、LVDT組件、伺服閥、伺服卡等組成。閥桿與油動機活塞桿由套筒型式聯軸節連接，聯軸節與閥桿采用螺紋連接，并加裝防轉銷防轉。高壓調門設計行程為55.8±2.2mm，油動機設計行程為85mm。高調門閥座與殼體裝配采用大緊力的冷-熱法裝配，設計直徑過盈量為0.19-0.23mm。

機組自投產以來，在運行期間屢次發生閥座脫出故障，導致該閥門無法正常關閉。

4.2 高壓調節汽門閥座脫出危害

（1）為避免低負荷閥門頻繁動作，對故障閥門產生沖擊，機組在負荷大于80%時才能投單閥運行，負荷小于80%時投順序閥運行，

（2）高調門在單閥方式下運行，由于節流損失，導致高壓缸效率明顯下降。在80%負荷下，單閥比順序閥煤耗高約4g/KW.h。

（3）缺陷未消除前，不投入AGC運行，并且在運行中不做AGC速率測試。

（4）閥座脫出，調門無法關閉至零位，在機組出現突發情況，緊急打閘停機時，若主汽門同時也出現故障，不能關閉至零位，將造成機組超速，設備損壞事故。

4.3 高壓調節汽門閥座脫出原因分析

（1）在高調門調節過程中，閥芯頻繁開關動作，產生汽流激振，對閥座產生一個旋轉向上合力，導致閥座向上運動，最終使閥座從閥體中脫落。

（2）由于預緊狀態下，原子位置變化，晶格畸變，當閥座長期在高溫下工作時，原子的活性增加，原子位置的調整導致金屬產生蠕變，蠕變的速度與材料特性、工作溫度、應力大小有關，蠕變的結果導致預緊應力松弛，閥座和閥體的配合緊力在高溫下釋放、減小，閥座易于從閥體中脫落。

（3）原設計閥座緊力不足，無法滿足閥門長期運行要求。

4.4 高壓調節汽門閥座脫出隱患治理方案

（1）機組運行期間，嚴格控制故障閥門的開度，減少對故障閥座的沖擊，避免缺陷進一步劣化。

（2）機組檢修期間，將兩臺高壓聯合汽門切割返廠檢修，更換新型閥座，新閥座改進情況：

A.閥座材料由原12Cr2Mo變更為X10CrMoNb9，從而提高其抗高溫性能，減少熱應力變形；

B.閥座與閥體的配合部分長度在原設計上加長30mm；

C.閥座與閥體配合緊力由原設計的0.19-0.23mm提高至0.25-0.30mm。

5 高壓調節汽門聯軸節與閥桿防轉銷斷裂原因分析及處理方案

5.1 高壓調節汽門連接方式說明

高壓調節汽門組由執行機構和配汽機構兩部分組成，執行機構主要包括油動機和操縱座，高調門閥桿與油動機活塞桿由套筒型式聯軸節連接，聯軸節與閥桿采用螺紋連接，并加裝防轉銷防轉。

高壓調節閥油動機執行機構屬于控制型，可以將汽閥控制在任意的中間位置上，成比例地調節進汽量以適應需要。電-液伺服執行機構用來控制高壓調節汽閥的位置。經計算機運算處理后的欲開大或者關小汽閥的電氣信號經過伺服放大器放大后，在電液轉換器伺服閥中將電氣信號轉換成液壓信號，使伺服閥主閥移動，并將液壓信號放大后控制高壓油的通道，使高壓油進入油動機活塞下腔，使油動機活塞向上移動，經杠桿帶動汽閥使之啟動，或者是使壓力油自活塞下腔泄出，借彈簧力使活塞下移關閉汽閥。當油動機活塞移動時；同時帶動兩個線性位移傳感器，將油動機活塞的機械位移轉換成電氣信號，作為負反饋信號與前面計算機處理送來的信號相加，由于兩者的極性相反，只有在原輸入信號與反饋信號相加后，使輸入伺服放大器的信號為零后，這時伺服閥的主閥回到中間位置，不再有高壓油通向油動機下腔或使壓力油自油動機下腔泄出，汽閥便停止移動，停留在一個新的工作位置。其中的聯軸器起到連接油動機活塞桿與主閥桿的作用。機組自投產以來，在運行期間屢次發生高壓調節汽門聯軸節與閥桿防轉銷斷裂，聯軸節與閥桿螺紋磨損松脫，閥門無法正常操作。

5.2 高壓調節汽門聯軸節與閥桿防轉銷斷裂原因分析

（1）高調門閥桿與油動機活塞桿由套筒式聯軸節連接，聯軸節與閥桿采用螺紋連接，并加裝防轉銷防轉。在機組投入順序閥運行期間，因負荷變動需要，第3、4閥序的高壓調門工況較為惡劣，不可避免的參與頻繁動作，閥桿長期在振動交變應力下工作，導致閥桿螺紋裝配預緊力逐步降低甚至消失。由于裝配在閥桿上的閥芯組件受到汽流脈動、沖擊等交變作用力，致使閥桿來回轉動和上下跳動，從而加劇閥桿螺紋磨損失效。導致螺紋磨損，導致聯軸節與高調門閥桿松脫。

（2）套筒式加工工藝和檢修工藝復雜，一旦出現加工精度偏差，會造成上下同心度超標，對閥桿產生附加彎曲應力，容易造成閥桿斷裂或閥桿螺紋磨損失效。

（3）聯軸節強度相對較低，運行期間受汽流激振影響，聯軸節螺紋容易磨損，從而導致聯軸節連接失效，使用壽命較短。

上述原因導致，此類型高壓調節汽門在實際運行期間，頻繁發生防轉銷斷裂，螺紋緊固失效進而導致油動機閥桿與主閥桿脫離，高壓調門失去調節性能，威脅機組安全穩定運行。

5.3 高壓調節汽門聯軸節與閥桿防轉銷斷裂隱患治理方案

5.3.1 運行期間臨時處理方案

防轉銷斷裂缺陷一般發生在機組運行期間，為保證機組安全運行，為防止閥桿與連接套發生相對旋轉導致螺紋損壞，可將閥桿和連接套進行臨時加固處理。將斷裂的防轉銷取出，加工一個與連接套和閥桿同型的不銹鋼外套，沿軸向四等分破開，取其中三塊沿連接套與閥桿連接部位在徑向三三等分方向使用不銹鋼焊條進行立焊加固。

5.3.2 根本處理方案

將現有套筒式聯軸節改為法蘭式聯軸節，加工和更換新型號閥桿及聯軸節組件，改造后高調門閥桿采取非螺紋直接連接，加工工藝簡單，上下同心度容易得到保證，從根上解決運行期間受汽流激振影響導致螺紋磨損失效問題。聯軸節強度相對較高，抗振性能好，提高閥桿與聯軸節的使用壽命。

在原高調門聯軸節安裝位置進行改造，不改變原有高調門、油動機外形結構尺寸及安裝位置，不改變原閥門的調節方式。

6 總結

汽輪機主汽門和調速汽門是電廠的重要設備，該設備是否安全可靠運行將直接決定著機組的安全與經濟性水平。國產引進型聯合閥門因結構設計、使用參數、制造加工水平等原因導致實際使用時存在不同程度的缺陷。隨著對此類設備認知水平的不斷提高，逐步明確了缺陷產生的機理，及時采取了科學有效地治理方案并進行了有效實施。目前，該機組的高壓聯合汽閥各隱患已逐一處理完畢，設備連續運行近三年內未出現任何故障，極大提高了設備的安全可靠性與運行經濟性。

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10.16640/j.cnki.37-1222/t.2016.22.232