330MW機組哈蒙式間接空冷汽輪機調(diào)試分析

黃新長 (國電科學(xué)技術(shù)研究院，江蘇 南京 210031)

1 汽輪機設(shè)計特點

某電廠二期2×330MW擴建工程為兩臺330MW亞臨界哈蒙式空冷燃煤機組，汽輪機為亞臨界、一次中間再熱、表凝式間接空冷、雙缸雙排汽、單抽汽(其中采暖抽汽可調(diào)，工業(yè)抽汽不可調(diào))凝汽式汽輪機的系統(tǒng)，每臺機組配備2臺50%BMCR容量的汽動給水泵，1臺30%BMCR電動給水泵供兩臺機組共用，汽封為自密封系統(tǒng)。

汽輪機設(shè)計重點考慮以下幾個方面：在已有成熟的汽輪機的基礎(chǔ)上通過調(diào)整低壓缸模塊，以適應(yīng)空冷電站的背壓變化范圍大、平均背壓高的特點和運行模式等；在高背壓、低負荷狀態(tài)運行時，低壓缸應(yīng)具有一套有效的自動噴水系統(tǒng)投入運行；采用優(yōu)化改進，安全可靠的設(shè)計方法，預(yù)防可能意外發(fā)生的進冷氣、冷水，超速、著火和振動突變；汽輪機采用高中壓缸聯(lián)合啟動或高壓缸啟動方式，冬季汽輪機啟動有帶旁路的高中壓缸聯(lián)合啟動或高壓缸啟動的功能，以滿足空冷島防凍的要求。汽輪機的結(jié)構(gòu)設(shè)計配有40%BMCR容量(鍋爐最大連續(xù)出力)的高低壓兩級國產(chǎn)簡化串聯(lián)旁路，大大改善了機組的啟動性能，加快了啟動速度。

汽輪機調(diào)試工作在汽輪機本體施工完成后進行，先后經(jīng)過各分系統(tǒng)調(diào)試、酸洗、吹管、整套啟動和168h試運各個階段，機組各參數(shù)指標較好?，F(xiàn)將汽輪機調(diào)試過程中出現(xiàn)的問題進行總結(jié)，對其中的原因進行分析，并提出解決的方案，為今后330MW哈蒙式空冷汽輪機的調(diào)試提供一定的參考依據(jù)。

2 汽輪機調(diào)試中的問題及處理方法

2.1 高壓缸內(nèi)缸進水檢測溫差大

汽輪機開始沖轉(zhuǎn)時，主汽溫度為398℃、主汽壓力為3.7MPa、再熱汽溫度為387℃、再熱汽壓力為0.64MPa，背壓為33kPa，高壓內(nèi)缸進水檢測上、下溫度分別為223/184℃；轉(zhuǎn)速升至1800r/min時，高壓內(nèi)缸進水檢測上、下溫度分別為264/185℃，上下溫差為79℃(設(shè)計要求溫差大于50℃必須停機)，導(dǎo)致汽輪機手動打閘停機。經(jīng)分析，導(dǎo)致此缺陷的原因主要有以下幾個方面：

(1)測點信號出錯。調(diào)節(jié)級溫度和進水檢測上缸溫度測點較近，兩測點進入信號反接，導(dǎo)致錯誤的溫度顯示結(jié)果。

(2)汽輪機本體疏水管道不暢，疏水管道上有閥門未打開或打開不完全，導(dǎo)致測量溫度不能準確反應(yīng)內(nèi)缸溫度。

(3)高壓缸進汽量不夠，導(dǎo)致上下缸體受熱不均勻。

對于測點信號可能出錯、本體疏水流通不暢的檢查方法主要有兩個：一是通過干燒單個測點熱電偶，查看DCS測點溫度變化判斷測點信號是否反接；二是通過紅外測溫儀測量汽輪機本體疏水管道上所有閥門門桿的前后溫度變化，判斷本體疏水管道是否通暢。

通過檢查，排除了測點和疏水的原因。最后，通過調(diào)整汽輪機開始沖轉(zhuǎn)時主要的參數(shù)，包括：主汽溫度為357℃、主汽壓力為4.8MPa、再熱汽溫度為353℃、再熱汽壓力為0.72MPa，背壓為15kPa，內(nèi)缸內(nèi)上下進水溫差正常。

通過提高機組初參數(shù)，增加高壓缸相對進汽流量，整個沖轉(zhuǎn)和帶負荷過程中高壓缸內(nèi)缸進水檢測溫差保持正常范圍內(nèi)[1-3]。

2.2 中低壓連通管液控蝶閥自動關(guān)閉

機組整套啟動帶負荷階段，機組負荷260MW時，機側(cè)中低壓連通管液控蝶閥(CV閥)自動關(guān)閉，負荷降至88MW。檢查發(fā)現(xiàn)，在此過程中連通管液控蝶閥后壓力由0.37MPa下降至0MPa，五段抽汽壓力由0.39MPa上升至1.05MPa，五段抽汽兩段管道上的6個膨脹節(jié)全部拉壞并刺漏，導(dǎo)致緊急打閘停機。

經(jīng)分析，中低壓連通管液控蝶閥突然關(guān)閉的可能原因有：信號誤動；線性位移測量傳感器(LVDT)松動；EH油系統(tǒng)未調(diào)試好，油壓波動；內(nèi)部邏輯出錯；閥門的門芯損壞。

對上述原因逐一進行排查，最后得出內(nèi)部邏輯出錯導(dǎo)致CV閥關(guān)閉。整個過程中，液控閥就地電源箱出現(xiàn)短時間斷電，液控閥就自動關(guān)閉。按照設(shè)計要求，液控閥斷電后邏輯保護應(yīng)自動執(zhí)行使閥門全開。液控閥廠家到現(xiàn)場查看情況，發(fā)現(xiàn)液控蝶閥斷電后邏輯保護動作的設(shè)置不是自動開啟，而是就地手動開啟。由于時間短暫，運行人員根本來不及。經(jīng)過檢查發(fā)現(xiàn)，此閥門的邏輯為出廠模式，現(xiàn)場安裝和調(diào)試過程中沒有關(guān)注和修改。

2.3 停機后缸溫下降慢

機組整套啟動帶負荷階段，經(jīng)事故打閘停機后，中壓缸缸體溫度下降速度較設(shè)計曲線偏緩慢。

經(jīng)過分析，設(shè)計院設(shè)計時高壓門桿漏汽進三段抽汽的接口在三抽逆止門前，額定工況下高壓門桿漏汽進三段抽汽流量為0.81t/h。汽輪機打閘停機后，三段抽汽逆止門關(guān)閉，高壓門桿漏汽通過三抽管道進入中壓缸內(nèi)。由于門桿漏汽溫度高于中壓缸缸體溫度，漏汽對中壓缸進行停機后的加熱，導(dǎo)致停機后缸體溫度下降速度變緩，延長缸溫冷卻時間。

2.4 高旁減壓閥泄漏影響168h試運行

機組整套啟動帶負荷階段，當負荷升至270MW時，高旁減壓閥DCS顯示全關(guān)，但是高旁閥閥后溫度卻逐步上升，高旁減壓閥關(guān)閉不嚴，存在內(nèi)漏情況。機組主汽溫度538℃，高排溫度323℃，在2h內(nèi)，高旁減壓閥后溫度由322℃上升到442℃。高旁減壓閥后管道材料為碳鋼，而碳鋼管材的規(guī)定使用溫度不能超過450℃，超出適用溫度會對管道和運行安全產(chǎn)生重大影響。

可以直接投放高旁減溫水進行降溫處理，根據(jù)減壓閥后溫度上升的速度判斷泄漏量較小，減溫水來不及充分受熱、汽化就直接沖擊到高溫的高旁管道上，對高旁管道材料和運行的安全都可能會造成影響，因此，此方案不可行。

為了防止高旁閥后管道超溫，可以將高旁減壓閥開度手動調(diào)整到5%左右，然后再投入減溫水，減溫水和足夠的蒸汽混合后很快汽化，不會發(fā)生冷水沖擊管道的現(xiàn)象，高旁閥后管道溫度也控制在320℃～330℃，但同時也會造成中低壓缸流量偏大。在升負荷過程中要監(jiān)視三抽、四抽、五抽、六抽、七抽、八抽的壓力，避免這幾段抽汽壓力超過閥門全開工況(VWO)的計算壓力，防止中、低壓缸超負荷。待168結(jié)束后，利用檢修機會，對泄漏閥門進行徹底處理。

2.5 間冷塔換熱效果差及冬季防凍

汽輪機開始沖轉(zhuǎn)階段，間冷塔循環(huán)水進水溫度為57℃，出水溫度為58℃，兩者相差1℃，換熱效果極差。

分析其原因，間冷塔冷卻散熱器扇形段頂部保溫工作未完成，頂部風力很大。間冷塔冷卻散熱器扇形段頂部未保溫部位形成一個風口，把本應(yīng)進入冷卻散熱器中的風吸入了風口，冷卻散熱器扇形段無風進行散熱，導(dǎo)致間冷塔換熱效果極差。我們對其進行了改造，間冷塔全部保溫工作完成后，其換熱效果基本達到了設(shè)計要求。

機組帶負荷后背壓投入自動，循環(huán)水溫度較低，機組背壓較低，但循環(huán)水在間冷塔各扇片內(nèi)分配不均。機組試運期間對間冷塔各扇段的溫度進行了測試，發(fā)現(xiàn)運行測點溫度都較高，但部分翅片管溫度很低，有凍結(jié)的危險，在機組低負荷運行時，這種現(xiàn)象更明顯。我國西北地區(qū)冬季平均氣溫在-5℃以下，間冷塔上測點布置比較少，不能充分反映間冷塔各個扇片的溫度變化。當出現(xiàn)測點溫度低報警時，很可能部分扇片已經(jīng)結(jié)凍，這時應(yīng)立即采取措施恢復(fù)溫度，不應(yīng)認為測點溫度沒有報警就不會有結(jié)凍的危險[4-6]。

2.6 循環(huán)水泵電流偏高

機組分體調(diào)試階段，啟動機組1號循環(huán)泵試運行，啟動電流為129A，運行電流為135A，電流超額定(126A),就地壓力為0.1MPa，啟動3號機2號循環(huán)泵試運行，啟動電流128A,運行電流131A，電流超額定(126A),就地壓力0.22MPa。

根據(jù)運行經(jīng)驗及分析確認，循環(huán)水泵電流投運階段電流超額定電流9A可以不做處理，等運行2～3年后，循環(huán)泵葉片有些許磨損，電流就會恢復(fù)額定，循泵出力也能達到額定。

2.7 循環(huán)水管道缺水

機組沖轉(zhuǎn)階段，循環(huán)泵電流大幅度擺動，導(dǎo)致汽輪機打閘停機。

經(jīng)檢查發(fā)現(xiàn)，施工單位對空冷塔地下水箱注水，造成循環(huán)水管道缺水。表面式間冷塔運行過程中，地下水箱水位控制尤其重要，要合理操作注水，注水要連續(xù)緩慢，避免出現(xiàn)注水閥門開度突然增大。保持低下水箱水位在一個較高的水平，避免出現(xiàn)循環(huán)水管道缺水的情況。

2.8 3、4號瓦溫偏高且左右側(cè)相差較大

機組沖轉(zhuǎn)階段，3、4號兩側(cè)瓦溫最高達95℃，4號軸承左右側(cè)瓦溫分別為95℃、79.5℃，兩側(cè)相差15.5℃，超過正常溫差約7.5℃。

通過擴大節(jié)流潤滑油管孔和增大潤滑油壓(從0.08MPa增加到0.11MPa)，解決了瓦溫偏高的問題。瓦溫左右側(cè)偏差大的原因是升速過程中穩(wěn)定時間不夠，汽輪機定速穩(wěn)定一段時間后，左右側(cè)瓦溫差就慢慢降低到8℃以內(nèi)。

2.9 低壓軸封供汽溫度變化異常

整套啟動負荷為額定330MW時，發(fā)現(xiàn)低壓軸封供汽溫度變化異常。無減溫水狀態(tài)時，低壓軸封供汽溫度達到了300℃左右；投入減溫水后軸封供汽溫度急劇下降至120℃。軸封供汽溫度的異常變化嚴重影響了機組的安全穩(wěn)定運行。

經(jīng)分析判斷，機組低壓軸封供汽溫度異常變化可能是減溫水流量變化較大、無法有效控制造成的。通過現(xiàn)場檢查確認低壓軸封減溫水噴嘴的霧化效果正常，但低壓軸封減溫水管道上的節(jié)流孔板孔徑較大，噴水閥門打開時噴水量過大，造成軸封供汽溫度急劇下降。利用機組停機檢修的機會，在低壓軸封減溫水電動調(diào)門后加裝了一條疏水管道排掉多余的減溫水，機組啟動后軸封供汽溫度變化再沒有出現(xiàn)異常的現(xiàn)象[7-9]。

3 結(jié)語

為了順利完成機組168h試運，在機組的調(diào)試過程中，各參與單位都進行了不懈的努力和研究。在此過程中發(fā)現(xiàn)的一些設(shè)計、設(shè)備質(zhì)量或安裝方面存在的問題也都得到了成功解決，予以總結(jié)，供同類型機組的啟動調(diào)試參考。

[1]唐廣通,王毅佳,李 暉,等.直接空冷汽輪機附屬系統(tǒng)調(diào)試中遇到的問題及處理[J].電力建設(shè),2011,32(5):76-79.

[2]張鋒鋒,焦曉峰,楊 晉,等.600 MW 超臨界直接空冷汽輪機組調(diào)試期間故障問題分析與處理[J].內(nèi)蒙古電力技術(shù),2011,29(3):89-93.

[3]康 松,楊建明,胥建群.汽輪機原理[M].北京：中國電力出版社,2000.

[4]唐廣通,南偉亮,李 暉,等.660MW超臨界直接空冷汽輪機整套啟動中的問題及處理措施[J].電力建設(shè),2011,32(2)：80-83.

[5]劉曉鵬.空冷系統(tǒng)簡介及在調(diào)試中存在的問題[J].西北電建,2005,(3):32-39.

[6]施維新.汽輪發(fā)電機組振動及事故[M].北京:中國電力出版社,1999.

[7]朱介南,徐狄柯,羅韶輝,等.600 MW汽輪發(fā)電機組振動異常分析及處理[J].熱力發(fā)電,2008,(4):56-58.

[8]王仲奇,秦 仁.透平機械原理[M].北京:機械工業(yè)出版社,1981.

[9]治 卿,羅純?nèi)?張文耀,等.600 MW 超臨界機組調(diào)試期間的汽水品質(zhì)監(jiān)督與控制[J].內(nèi)蒙古電力技術(shù),2011,29(2):51-55.