魏胜娈

(华电四川发电有限公司攀枝花分公司，四川 攀枝花 617065)

1 机组概况

华电四川发电有限公司攀枝花分公司现有2台150 MW机组，编号为#11，#12，由北京全三维动力工程有限公司设计，上海汽轮机有限公司制造。机组为N150－13.24/535/535型超高压、中间再热、单缸、单转子、单排汽、冲动式、凝汽式汽轮机。该机组结构简单、紧凑、尺寸小(长度比135 MW双缸机组短1/3)、质量小(比135 MW双缸机组质量小1/3)、运行灵活(可以带基本负荷)，也可以调峰或两班制运行。高压缸通流部分汽流为反向流动，中、低压缸通流部分汽流为正向流动。该汽轮机只有1根转子，为高低压一体整锻转子，无套装叶轮，提高了转子的可靠性。法兰与转子为一体结构，与发电机转子刚性联接，可靠性好。前轴承为推力支持联合轴承，转子以推力盘为相对死点向后膨胀，汽缸以排汽口中点为绝对死点向前膨胀;后轴承为支持轴承。汽轮机总长约9 m，运行层标高为10 m，机组中心距运行平台920 mm。配备了东方锅炉厂生产的DG490/13.7－Ⅲ型490 t/h循环流化床，一次中间再热、全钢结构、露天布置、自然循环汽包锅炉和哈尔滨电机有限责任公司设计制造的QF－150－2型空冷发电机。#11，#12机组分别于2005年10月及2005年12月投入商业运行。

2 启动及运行中出现的问题

2.1 疏水系统设计布局不合理

2005－03－15，#12机组在锅炉升温、升压及主汽管道暖管期间，汽轮机高压内缸上、下内壁温度由15℃逐渐升至35℃，立即对所属系统全面检查后，发现一抽逆止门前管道及高压内缸下半内壁温度逐渐降低。立即关闭主汽管道及高压旁路疏水，维持本体疏水开启，控制了温度的继续下降。

2.2 汽缸膨胀大

2005－12－16，#11机组进入试运行，当机组功率加至136MW时，发现汽缸A，B侧缸胀异常升高，同时差胀(允许值为－4～7mm)负值也相应增大，远大于同类型的#12机组，给机组安全运行带来极大的隐患。#11，#12机组相同功率下相关参数比较见表1。

2.3 停运后首次启动时辅联箱无汽源

华电四川发电有限公司攀枝花分公司循环流化床锅炉冷渣系统设备不稳定及调峰因素，导致全厂停运。在机组首次非冷态启动中，无辅助汽源向轴封母管送汽，严重影响了机组启动。

2.4 除氧器经常无压运行

2009－01－12，#12机组在运行中发现#1高压加热器至除氧器空气门出口管座有砂眼;2009－02－01，#12机组在运行中发现高压加热器至除氧器疏水门后管颈有砂眼;2010－04－27，发现#11机组除氧器#4加热进汽门前法兰盘垫损坏漏汽，以上缺陷的处理均须在除氧器无压运行方式下完成。

2.5 启动及初始负荷时机组振动增大

2010－09－26，#11机组小修后启动全速后的试验中，发现机组#4瓦大轴振动逐渐增大。检查发现高压缸排汽(以下简称高排)温度升高较快，迅速联系锅炉运行人员关小高压旁路直至关闭。将高排温度控制在正常范围后，大轴振动逐渐恢复正常。#11机组高排温度与大轴振动的关系见表2。

表2 #11机组高排温度与大轴振动的关系

3 问题的分析及预防措施

3.1 疏水系统设计布局不合理原因分析及预防措施

3.1.1 原因分析

疏水系统在汽轮机装置中是非常重要的，它是防止水进入汽轮机的部件，可保障汽轮机安全启、停。受场地所限，该系统只设有1个疏水膨胀箱，接收高、中压缸以及各阀门、管道等的疏水。根据各疏水的压力等级，分为高压疏水汇集管和中、低压疏水汇集管(共4个汇集管)，所有疏水管按压力等级依次排列接到疏水汇集管上，疏水汇集管再与膨胀箱相连接。疏水膨胀箱为卧式，直径为ø 1 856 mm，壁厚为28 mm，长约5586 mm，底部通过ø 219 mm×10 mm管路疏水至凝汽器热井，顶部通过ø 426 mm×16 mm管路接至凝汽器喉部。

由于疏水系统设计、布局考虑不周，主汽管道疏水、高压旁路管道疏水、高压导汽管疏水、调节级后疏水、一抽止回阀前/后疏水汇至同一根汇集管。主汽管道疏水、高压旁路疏水压力较高且流量较大(若疏水门节流，因旁路容量设计仅有15%，疏水流量小，不能满足机组启动要求)，造成疏水不畅，产生疏水排挤现象，最终导致返汽、返水进入汽缸。在机组热态启动中，冷汽、冷水从本体疏水返入汽缸，造成高压内下缸温度剧降，在冷态启动中，则有比汽缸温度高的蒸汽返入汽缸，造成上、下缸温差增大，导致设备损坏。

3.1.2 防范措施

在系统改造前，华电四川发电有限公司攀枝花分公司根据实际情况采取了疏水切换方式，避免了疏水排挤现象。

(1)锅炉点火后，当主汽压力≥0.1 MPa时，在关闭本体疏水、抽汽疏水后，开启主蒸汽管道疏水、高压主汽阀壳疏水进行充分暖管。应尽快投入蒸汽旁路系统及其减温装置，以提升蒸汽参数。此时应注意监视调节汽阀、高排逆止阀的严密性，监视汽缸上、下壁温度及温差。

(2)当自动主汽门前主、再热蒸汽温度分别高于高、中压缸内缸下壁50℃且至少有50℃以上的过热度时，关闭主蒸汽管道疏水后，开启本体疏水、抽汽疏水开始冲转，加热器随机启动。

3.2 汽缸膨胀大原因分析及预防措施

3.2.1 原因分析

该机组高压缸采用双层结构，高压内、外缸夹层通的是7级抽汽即#1高压加热器抽汽，经空心螺栓孔节流进入隔热罩内层，从内层的螺栓孔沿圆周出来进入隔板，再进入低压缸做功。主蒸汽通过高压进汽短管及喷嘴室，然后再进入高压缸做功，而进汽短管套在喷嘴室进汽管上与内缸连接，中间采用密封环密封。密封环尺寸不符合标准以及安装过程中漏装或反装，均会使主蒸汽短路，进入夹层加热外缸，导致汽缸膨胀增大。2006－01－04，停机后分别对#1～#4高压进汽管进行检查，发现进汽短管密封环存在装反现象。

3.2.2 采取的措施

试运行结束停机后，发现高压进汽短管密封环未按照厂家要求安装，随后在厂家人员的指导下，对高压进汽短管密封环重新正确安装后，机组膨胀及差胀恢复正常值。机组检修后的参数见表3。

3.3 停运后首次启动时辅联箱无汽源原因分析及预防措施

表3 机组检修后的参数

华电四川发电有限公司攀枝花分公司2×150MW汽轮机组属技术改造项目，启动汽源来自老厂(2×50 MW汽轮机组)三级抽汽。2007年6月老机关停后，由于设计上的诸多因素，至今未安装启动锅炉。在双机停运后的首次热态启动中，辅联箱无汽源向轴封汽母管送汽，给机组启动带来严重的安全隐患。

根据系统的实际情况，在机组启动中采取以下特殊运行调整方式:

(1)锅炉点火起压(主蒸汽压力≥0.2 MPa)后，检查并关闭低压旁路阀门。逐步开启高压旁路调整阀，联系锅炉运行人员开启再热器向空排汽门，控制再热管道不超压。

(2)在电动主蒸汽门前温度≥150℃时，调整主蒸汽到轴封汽母管来汽门，向轴封母管送汽暖管，当轴封压力、温度正常后，启动真空泵抽真空。

(3)在凝汽器真空系统正常后，其余操作按正常启动方式进行暖管疏水。

(4)当高排逆止门前温度、中压主蒸汽阀壳内壁温度或汽缸任一点温度突降5℃时，关闭高压旁路调整阀。

通过以上调整，确保了机组安全启动。

3.4 除氧器无压运行原因分析及预防措施

3.4.1 原因分析

机组参与调峰导致机组经常处于变工况运行以及检修工艺及设备质量等方面的因素，导致除氧器附属设备频繁发生泄漏且无隔绝点。为减少非计划停运次数，除氧器需采取特殊运行方式即无压运行，这会对给水泵的安全运行带来极大隐患。

3.4.2 预防措施

对热力系统进行计算后，在确保机组通流部分不超限的情况下调整机组功率≤90 MW，然后按照抽汽参数从高到低的顺序逐步停运1，2，3，4段抽汽，最后节流5段抽汽至本段加热器出水温度≤85℃且就地除氧器压力到零为止，顺利地配合了检修消缺。

3.5 机组振动原因分析及预防措施

3.5.1 原因分析

华电四川发电有限公司攀枝花分公司机组采用高、中压缸联合启动的方法时，由于再热器压力高，高压缸排汽止回阀经常打不开，高压缸蒸汽流量很小，大量的摩擦鼓风热量非常容易使高排温度升高，致使排汽缸受热膨胀引起中心变化，最终导致汽轮机产生振动。

3.5.2 采取的措施

(1)在机组冲转前，锅炉稳定燃烧，保持汽温、汽压的稳定。

(2)在机组冲转过程中，随着转速的升高和进汽量的增加，主蒸汽压力逐渐降低，此时逐渐关小高压旁路阀。

(3)机组定速及初始负荷阶段，根据主蒸汽压力及高排温度继续关小高压旁路阀直至关闭，从而增大高压缸进汽量，减少摩擦鼓风损失。同时，严格控制金属温度变化率，防止高排温度过高而引起机组振动。

4 结论

通过治理及采取相应的安全技术措施，在近几年的启动及运行中，确保了华电四川发电有限公司攀枝花分公司2×150 MW汽轮机组的安全、稳定运行，同时也为下一步的技术改造指明了方向:

(1)因华电四川发电有限公司攀枝花分公司主汽门前疏水是通过本体疏水扩容器接入凝汽器的，考虑并接一路疏水至锅炉疏水扩容器，以便停机后将汽轮机主汽门前疏水切至锅炉疏水扩容器，及早停止循环水泵及真空泵，既可节约厂用电，又可满足双机停用后首次非冷态启动提供轴封用汽的要求。

(2)本体疏水扩容器上增加1根汇集管，将主汽管道及高压旁路管道疏水汇入此管，可彻底解决疏水排挤现象。

［1］国家电力公司发输电运营部.《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》辅导教材［M］.北京:中国电力出版社，2001.