600 MW機組超臨界汽輪機低壓缸脹差大的原因分析及處理

張振宇，戚夢瑤

（1.國家電投河南電力有限公司平頂山發(fā)電分公司，河南 平頂山 467000；2.中國平煤神馬能源化工集團有限責(zé)任公司鐵路運輸處，河南 平頂山 467000）

600 MW機組超臨界汽輪機低壓缸脹差大的原因分析及處理

張振宇1，戚夢瑤2

（1.國家電投河南電力有限公司平頂山發(fā)電分公司，河南 平頂山 467000；2.中國平煤神馬能源化工集團有限責(zé)任公司鐵路運輸處，河南 平頂山 467000）

某發(fā)電廠2臺600 MW機組超臨界凝汽式汽輪機啟動及運行中低壓缸脹差時而偏高，甚至超過汽輪機廠家規(guī)定的安全運行值，對此，分析了汽輪機相關(guān)參數(shù)變化對低壓缸脹差的影響，發(fā)現(xiàn)造成低壓缸脹差偏大的主要原因是低壓軸封供汽溫度控制效果差。通過改造低壓軸封供汽溫度控制系統(tǒng)，有效降低了汽輪機低壓缸脹差，提高了機組的安全性和經(jīng)濟性。

超臨界汽輪機；低壓缸；脹差；低壓軸封溫度

機組啟動加熱、停運冷卻以及負(fù)荷發(fā)生變化時，汽缸和轉(zhuǎn)子會產(chǎn)生熱膨脹或冷卻收縮，轉(zhuǎn)子與汽缸之間的相對膨脹差稱為脹差。脹差過大或過小，意味著汽輪機動靜部分相對間隙發(fā)生了變化，如果脹差值超過了規(guī)定值，動靜間隙消失，就會發(fā)生動靜摩擦，可能引起機組振動增大，甚至葉片斷裂、大軸彎曲等事故[1]。因此，在汽輪機啟動、停運以及發(fā)生事故過程中應(yīng)該嚴(yán)密監(jiān)視和控制高低壓缸脹差在規(guī)定的范圍內(nèi)。由于低壓缸轉(zhuǎn)子比高、中壓缸部分的轉(zhuǎn)子長，且低壓缸缸體也較高、中壓缸要大，所以機組低壓缸脹差變化值往往要比同工況下的高、中壓缸脹差變化值大許多[2]。

針對某發(fā)電廠2臺600 MW機組超臨界凝汽式汽輪機啟動及運行中低壓缸脹差有時過高的狀況，結(jié)合投產(chǎn)以來機組相關(guān)參數(shù)進行分析，提出低壓軸封母管溫度控制不準(zhǔn)確是造成低壓缸脹差時而偏大的主要原因，并對其進行了改造。改造后的控制系統(tǒng)調(diào)節(jié)品質(zhì)良好，低壓缸脹差控制在安全運行值以內(nèi)。

1 汽輪機概況

某發(fā)電廠2臺汽輪機采用上海汽輪機廠有限責(zé)任公司生產(chǎn)的N600-24.2/566/566型超臨界、一次中間再熱、單軸、三缸四排汽、八級回?zé)岢槠⒛狡啓C。高、中壓缸具有沖動式調(diào)節(jié)級和反動式壓力級的混合型式，低壓缸是雙流、反動式，凝汽器設(shè)計的平均背壓值為5.2 kPa。汽輪機轉(zhuǎn)子采用整鍛無中心孔轉(zhuǎn)子，旋轉(zhuǎn)單元通過推力軸承定位，整個軸系被支撐在9個軸承上。汽缸與轉(zhuǎn)子膨脹關(guān)系如圖1所示。

制造廠規(guī)定低壓缸脹差報警值為15.24 mm，跳閘值為16 mm。2臺機組自2010年投產(chǎn)以來，低壓缸脹差一般為14 mm左右，有時偏高達到報警值，特別是2015年1月12日，2號機組啟動帶負(fù)荷時，脹差達到了報警值，給機組運行帶來了極大的安全隱患。

圖1 汽缸與轉(zhuǎn)子膨脹示意

2 低壓缸脹差偏大原因分析

2.1 低壓缸脹差偏大的影響因素

汽輪機低壓缸脹差偏大的主要原因如下：

（1）滑銷系統(tǒng)或軸承臺板滑動性能差、易卡澀。針對滑銷系統(tǒng)，就地檢測汽缸膨脹順暢，在1號機組大修期間，對滑銷系統(tǒng)進行檢查未發(fā)現(xiàn)卡澀現(xiàn)象，缸脹數(shù)值也比較平滑，排除了滑銷系統(tǒng)導(dǎo)致脹差偏大的可能。

（2）TSI（汽輪機安全監(jiān)視系統(tǒng)）測量問題[3]。查看低壓缸脹差測量參數(shù)歷史數(shù)據(jù)，無突變、冒尖等異常，測量電壓值也與DCS（分散控制系統(tǒng)）顯示值相對應(yīng)，就地檢查也未發(fā)現(xiàn)測量裝置存在物理破損，接線屏蔽和電纜絕緣良好。可以判斷TSI測量準(zhǔn)確，排除了測量可能。

（3）軸承油溫過高。查看歷史數(shù)據(jù)，機組啟停及正常帶負(fù)荷時，軸承油溫一直控制在合適的范圍內(nèi)，排除了軸承油溫過高導(dǎo)致的軸承膨脹疊加。

（4）真空變化的影響。真空太高會導(dǎo)致汽輪機低壓缸排汽壓力及溫度過低，排汽溫度下降時，低壓缸缸體收縮，會使低壓缸脹差增大。該發(fā)電廠采用海水冷卻，全年氣溫變化不大，機組真空維持在-96.6 kPa左右，偶爾達到-98 kPa，故凝汽器真空不是引起低壓缸脹差偏大的主要因素。

（5）軸封供汽溫度過高，引起軸頸過分伸長。2臺機組低壓軸封溫度調(diào)節(jié)系統(tǒng)都是手動狀態(tài)，低壓端部汽封體的入口溫度較高，就地剝開保溫層測量得到溫度為160℃左右，故認(rèn)為低壓軸封供汽溫度調(diào)節(jié)不好，溫度過高是低壓缸脹差偏大的主要原因[4-8]。

2.2 低壓軸封供汽溫度對脹差的影響

汽輪機正常運行情況下，低壓缸缸體較大，而受熱處的面積相對較小，膨脹量比較小。低壓缸轉(zhuǎn)子共有4處受軸封加熱，轉(zhuǎn)子又具有良好的導(dǎo)熱性，使得轉(zhuǎn)子的膨脹量要比缸體大得多。如果低壓軸封供汽溫度過高，低壓缸轉(zhuǎn)子4處疊加起來的膨脹量會增加1～2 mm。2號機組低壓軸封供汽溫度對低壓缸脹差的影響如表1所示。

表1 2號機組低壓軸封供汽溫度對低壓缸脹差的影響

從表1可以看出，有效控制軸封供汽溫度是解決低壓缸脹差偏大的關(guān)鍵。然而通過分析低壓端部汽封體調(diào)節(jié)端和電機端溫度的歷史數(shù)據(jù)得知，這兩點的溫度在160℃左右，有時會更高，且溫度經(jīng)常波動，這就是低壓缸脹差偏高的根本原因。

將2號機組低壓軸封溫度調(diào)節(jié)系統(tǒng)投自動，設(shè)定值是125℃，被調(diào)量始終是107℃，調(diào)門始終處于關(guān)閉狀態(tài)，而低壓端部汽封體電機端溫度已達到183℃。發(fā)現(xiàn)2臺機組參與調(diào)節(jié)的溫度都采用減溫器后面管道上的測點溫度，此測點距離減溫水噴水點太近，不能準(zhǔn)確反映出低壓軸封母管的真實溫度，這與汽輪機說明書不一致，說明書明確指出低壓軸封噴水控制系統(tǒng)設(shè)定溫度以低壓端部汽封體（電機端）的溫度為基準(zhǔn)。故低壓軸封供汽溫度控制效果不好，導(dǎo)致軸封供汽溫度過高是汽輪機低壓缸脹差偏大的主要原因。

3 低壓軸封供汽溫度控制系統(tǒng)的改造

3.1 低壓軸封溫度的控制

在高中壓汽封供汽管進入低壓軸封之前，設(shè)有噴水減溫器用以降低低壓汽封密封蒸汽的溫度，噴水控制系統(tǒng)設(shè)定溫度以低壓端部汽封體（電機端）的溫度為基準(zhǔn)，減溫器的溫度整定值為149℃，低壓汽封供汽溫度控制范圍維持在121～177℃，以防止汽封殼體變形和損壞汽輪機轉(zhuǎn)子。

3.2 低壓軸封供汽溫度控制系統(tǒng)的改造

（1）噴水控制系統(tǒng)被調(diào)量的選擇。2臺機組的軸封母管減溫水調(diào)閥以低壓端部汽封體（電機端）的溫度作為被調(diào)量，并且在DCS軸封系統(tǒng)畫面增加低壓端部汽封體的調(diào)節(jié)端和電機端溫度顯示。

（2）控制參數(shù)的優(yōu)化。DCS畫面組態(tài)完成后，低壓軸封溫度調(diào)節(jié)系統(tǒng)投自動，調(diào)整PID參數(shù)，提高調(diào)節(jié)品質(zhì)。

4 改造效果

2臺機組低壓軸封供汽溫度控制系統(tǒng)改造后，投入自動運行狀態(tài)，低壓軸封供汽溫度能準(zhǔn)確控制。當(dāng)調(diào)節(jié)系統(tǒng)減溫器的溫度設(shè)定值為130℃，滿負(fù)荷600 MW時，2臺機組的低壓缸脹差分別為12.14 mm和12.56 mm，低壓缸脹差有效控制在安全值以內(nèi)。

5 結(jié)語

通過對某發(fā)電廠2臺600 MW機組超臨界機組低壓軸封供汽溫度控制系統(tǒng)的成功改造，提高了控制系統(tǒng)的調(diào)節(jié)品質(zhì)，有效解決了由于軸封供汽溫度高引起的汽輪機低壓缸脹差偏大問題，提高了機組的安全性和經(jīng)濟性。

[1]羅晶.微油模式下機組冷態(tài)啟動的低壓缸差脹控制[J].浙江電力，2011（12）∶60-62.

[2]黃樹紅.汽輪機原理[M].北京：中國電力出版社，2008.

[3]朱北恒，孫長生，丁俊宏.2009年浙江火電機組熱工保護系統(tǒng)可靠性改進[J].浙江電力，2010（8）∶53-56.

[4]解祥奇.汽輪機啟動過程中脹差的分析和控制[J].科技風(fēng)，2011（11）∶40-41.

[5]何洪流.汽輪發(fā)電機低壓缸脹差大原因分析及處理[J].貴州電力技術(shù)，2015（7）∶17-19.

[6]劉振杰，許晨，顧春術(shù).600 MW機組脹差變化特性分析及控制[J].電力安全技術(shù)，2013（6）∶7-10.

[7]周輝，丁亮.汽輪機脹差產(chǎn)生的原因分析與控制[J].應(yīng)用能源技術(shù)，2011（7）∶4-6.

[8]程昆明，張俊杰，黃冬梅.機組脹差大的原因分析及處理[J].華中電力，2003（6）∶68-70.

（本文編輯：張 彩）

Cause Analysis and Treatment of Large Differential Expansion of LP Cylinder in Supercritical Steam Turbine of 600 MW Units

ZHANG Zhenyu1，QI Mengyao2
(1.Pingdingshan Power Generation Branch，SPIC Henan Electric Power Co.，Ltd.，Pingdingshan Henan 467000，China；2.Railway Transport Department，China Pingmei Shenma Energy&Chemical Group Co.，Ltd.，Pingdingshan Henan 467000，China）

In a power plant，differential expansion of low pressure cylinder of two 600 MW supercritical condensing steam turbines during startup and operation was high and sometimes exceeded the safety value specified by the manufacturer.Therefore，the paper analyzes how the relevant parameter variation of the steam turbine influences differential expansion of low pressure cylinder.It is detected that the large differential expansion of low pressure cylinder results from poor temperature control of low pressure steam supply for shaft sealing，by transformation of which differential expansion of low pressure cylinder of steam turbine is greatly reduced，and safety and economy of the units are improved.

supercritical steam turbine；LP cylinder；differential expansion；LP shaft sealing temperature

TK267

：B

：1007-1881（2017）03-0059-03

2016-10-16

張振宇（1983），男，工程師，主要從事發(fā)電廠過程控制管理及研究工作。