宗绪东，吴鲁东

（1.华电国际技术服务分公司，山东 济南 250014；2.华电莱州发电有限公司，山东 烟台 261400）

0 引言

上海电气电站设备有限公司汽轮机厂引进西门子技术生产的超超临界一次再热、二次再热1 000 MW机组，具有技术先进、效率高、系统简单、运行灵活、快速启动等特点，机组经济性及实测热效率达到世界先进水平。为了提高机组运行效率，减少机组内蒸汽泄漏造成的效率损失，汽轮机组动静部件密封处的间隙往往都调整得很小，增加了运行过程中动静部件发生碰磨的可能性［1］。采用上汽西门子技术的外高桥第三发电厂、国电北仑第一发电厂、华能玉环发电厂、天津国投北疆电厂等超超临界一次再热1 000 MW 机组，国电泰州、华能莱芜发电厂等超超临界二次再热1 000 MW 机组均发生过机组非正常停运时，汽轮机转子抱住、卡死不能盘车的事件，威胁机组运行安全［2-5］。当机组闷缸处理一段时间后，抱轴现象消失，可以正常启动运行。经分析上述机组抱轴事件的一个共同点，机组非停后在切换辅汽备用汽源时，轴封供汽温度均有较大幅度的下降并超过规程允许限值。如何控制好轴封供汽温度，对机组安全运行有重要意义。2020 年7 月21 日，某超超临界二次再热机组在非停后恢复启动过程中，发生了汽轮机抱轴故障，但整个启动过程中轴封供汽温度始终在规程运行范围内。

1 1 000 MW 二次再热超超临界汽轮机组轴封系统

轴封供汽是指作为密封轴封汽的蒸汽，在电厂原先的热力系统中，常见的轴封供汽的汽源是来自除氧器饱和蒸汽，随着设计技术和制造工艺的不断提高，高参数、大容量的新机组常采用自密封的轴封系统，所谓自密封的轴封系统，即指轴封密封汽是利用汽机本体的高压端的轴封漏汽密封低压端的轴封漏汽［6］。

3号、4号机组为上海汽轮机厂引进西门子技术设计制造的型号为N1000-31/600/620/620的1 000 MW超超临界、二次再热、五缸四排汽、反动式、单背压凝汽式汽轮发电机组。主机轴封备用汽源由辅汽联箱供汽，辅汽联箱正常汽源由3号、4号机六段抽汽（额定压力：0.777 MPa，温度：401.5 ℃）供给，紧急情况下通过联络门由一期1号、2号机（东方汽轮机厂1 000 MW一次再热超超临界汽轮机组）辅汽联箱供汽。一期辅汽联箱正常由1 号、2 号机四段抽汽（额定压力：1.159 MPa，温度：392.8 ℃）供给，当1 号、2 号机负荷降低，四抽压力不足时，辅汽联箱可由再热冷段（额定压力4.823 MPa，温度345.9 ℃）经调节阀节流后补充供汽。正常运行中3 号、4 号机轴封系统实现自密封，辅汽供轴封调节门关闭；超高压缸轴封一档漏汽接至高压缸排汽管道；超高压缸轴封二档、高压缸轴封一档漏汽接至中低压连通管；超高压缸轴封三档漏汽、高压缸轴封二档漏汽、中压缸轴封一档漏汽汇集至母管，一部分经减温后向低压轴封供汽，当母管压力超限后，轴封母管漏汽经溢流调节阀进入10 号低加或凝汽器汽侧；各轴封最外档漏汽汇集至母管后进入轴封加热器，空气由轴加风机抽出排空；机组启动、停止时，首先采用二期邻机辅汽向本机各轴封供汽，当邻机停运后，采用一期辅汽汽源。轴封供汽系统如图1所示。

图1 1 000 MW二次再热汽轮机组轴封系统

2 抱轴故障分析

2.1 抱轴故障过程

2020 年7 月21 日，1 号、2 号、3 号机组运行，3 号机组进行容量核定试验。17：05，负荷1 000 MW，发电机过激磁保护动作跳闸。切换一期辅汽供轴封，维持凝汽器真空-90 kPa 左右运行。18：36 投入盘车，大轴偏心为26 μm；19：14，值长下令点火启动；22：30，凝汽器真空-84.8 kPa；22：31，启动A 真空泵；22：50，真空升至-94.0 kPa。

7 月22 日00：05，大轴偏心升至35 μm，2 号、3 号、4 号轴承振动逐渐增大并波动；00：20，盘车转速由54 r/min 逐渐降低；01：39 盘车转速降至0，手动试盘车不动，随后采取关闭汽缸等各部疏水门进行闷缸处理。

2.2 抱轴故障原因

2.2.1 高压缸上下缸温差大

7 月21 日22：30 至7 月22 日00：20 盘车转速开始下降期间，超高压内缸上下温差基本维持在0.4 ℃左右，高压内缸上下温差由3.7 ℃逐渐增至9.5 ℃（未超设计30 ℃报警值），因此排除了高压内缸上下温度变大，造成汽缸变形动静部分发生碰磨的原因。

2.2.2 超高压缸和高压缸轴封受冷却变形

超高压缸进汽侧轴封和高压缸两侧端部轴封均为转子镶齿式，与汽封块组成高低齿，形成迷宫式汽封结构，汽封间隙设计值为0.60 mm，间隙对温度变化较为敏感；超高压端部排汽侧为平齿式汽封结构，设计值为0.70 mm。超高压缸、高压缸端部轴封弧段被冷却，短时间内温度场急剧变化，产生应力变形，动静间隙缩小发生碰磨，转速逐渐降低至零。此过程与2号、3 号、4 号轴承振动变化及高压缸上、下缸温差变化相吻合。超高压缸、高压缸轴封受冷却主要原因如下。

1）轴封供汽温度低。

上海汽轮机厂对于1 000 MW 等级二次再热机组辅汽供汽温度的控制要求：当超高压转子温度低于200 ℃时，汽源温度控制240～300 ℃；当超高压转子温度高于400 ℃时，汽源温度控制320～350 ℃；当超高压转子温度在200～400 ℃时，汽源温度范围在上述区间内变化；汽源供汽调节阀延迟最低关闭温度为235 ℃，最高关闭温度为360 ℃，如图2 所示。实际运行中，因机组跳闸后辅汽联箱温度调节困难，为规避轴封断汽风险，华电句容、华能莱芜等多台1 000 MW 二次再热机组均已将辅汽温度高、低闭锁保护解除。

图2 1 000 MW二次再热机组轴封供汽温度控制曲线

查阅历史数据，7月21日17：00到7月22 日02：00，辅汽汽封供汽阀前温度维持在322～381 ℃，如图3所示。机组跳闸后，超高压转子温度应在400 ℃以上，最低轴封供汽蒸汽温度没有低于上海汽轮机厂规定，因此排除了轴封供汽温度低的原因。

2）真空快速上升，吸入冷空气造成轴封冷却。

文献［7］认为：在汽轮机停机、抽真空状态时，如轴封失压将会导致大量冷空气进入汽轮机高、中、低压轴封处，进而可能造成汽轮机轴封抱死。该分析结论值得商榷，原因如下：停机后如破坏真空，各汽缸与外界压力一样，不会吸入大量空气；拉真空时超高压缸、高压缸、中压缸、低压缸、凝汽器均处于压力相同的真空状态，压力变化过程一致，没有形成从轴封处吸入空气的动力；由图3 可以看出，3 号机轴封供汽压力调节门前压力始终维持在0.71～0.94 MPa，未发生轴封断汽现象；假定轴封吸入大量空气，空气进入凝汽器后会造成凝汽器真空迅速下降，而此过程中3 号机凝汽器真空未降反升；西门子公司规定汽机轴封允许吸冷空气的时间，每次发生进冷空气的时间不能超过3 h，1 年累积不能超过30 h（见图4），因空气传热系数远低于蒸汽，短时间吸入空气不会造成轴封迅速冷却。综上所述，排除了真空快速上升，吸入冷空气造成轴封冷却这一原因。

图3 3号机组轴封供汽压力及温度

图4 西门子汽轮机轴封允许吸入冷空气时间与高压转子温度关系曲线

3）轴封供汽温度突然降低及温降速度过快。

文献［8］通过对3 个电厂的超超临界机组抱轴事件计算分析得出结论：轴封供汽温度突然降低及温降速度过快是导致机组在热态停机时发生动静部分碰磨乃至抱轴事故的主要原因。

3 号机组高压缸进汽温度为620 ℃，额定负荷高压缸前、后轴封漏汽温度超过400 ℃，前、后轴封齿温度接近400 ℃。当机组跳闸后，按照上海汽轮机厂的规定，轴封通入320～350 ℃的辅汽，实际上对轴封齿是一个冷却过程。但只要轴封供汽温度控制在此区间，冷却速度是可控的，能够保证轴封与大轴的间隙在安全范围。

从图3 可以看出，7 月21 日17：00 到7 月22 日02：00 期间，虽然轴封供汽温度始终维持在320 ℃以上，但7 月21 日20：00—21：00，轴封供汽温度由380 ℃突降至335 ℃，供汽温度下降速度快、幅度大，造成高压缸前、后轴封快速冷却，高压缸前后轴封与大轴径向、轴向间隙逐渐降至0，动静碰磨造成抱轴。

轴封供汽温度下降原因。因4 号机组停运，3 号机组跳闸后采用一期辅汽联箱汽源，正常运行时由1号、2 号机组四段抽汽供，当压力不足时可切换至冷再蒸汽供。查阅2 号机组历史曲线（图5），7 月21 日20：00，为提高辅汽供汽压力，快速开大2 号机组冷再至辅汽联箱调节阀，由于冷再蒸汽温度低（320 ℃），造成辅汽联箱蒸汽温度快速下降。

图5 2号机冷再供汽辅汽联箱调节阀开启造成辅汽联箱温度下降趋势图

3 优化方案

解决轴封供汽温度低有两种方法：一是增加外接辅助高温汽源（主蒸汽），二是轴封供汽增加电加热器。因3 号、4 号机主蒸汽压力、温度较高，改造工作量较大，因此排除外接辅助高温汽源方案。

文献［9-12］通过对国内超超临界汽轮机组抱轴事件分析，制定了轴封辅汽汽源加装电加热器方案，改造后取得了良好效果。针对该公司3 号、4 号机组的现状，应采取如下优化方案。

加强运行调整及监控。3 号、4 号机组同时运行时，二期辅汽联箱温度始终能够满足轴封供汽要求。但一台机组停运，必须使用一期辅汽汽源。如一期机组冷再供辅汽调节门开启速度过快，轴封供汽温度不能满足要求。因此当3 号、4 号机组任一台机组停运后，应合理调整1 号、2 号机组负荷及冷再供汽调节门开启速度，维持一期辅汽联箱温度相对稳定，避免大幅度快速波动。

利用机组检修机会，在3 号、4 号机组辅汽供汽调节门前各加装一组电加热器及疏水管路。为了防止机组正常运行时电加热器干烧，在电加热器后增加常开的疏水管路，并且调整轴封电加热器设置将轴封蒸汽温度维持比较高的温度范围，通过少许的通流量来保证轴封电加热器正常运行时的安全可靠性。机组正常运行时，通过对轴封电加热器设置将轴封蒸汽温度控制在350 ℃左右，以满足轴封蒸汽和转子的温度限制，防止本机出现转子抱轴甚至抱死的情况出现，改造方案详见图6。

图6 加装轴封电加热器系统

4 结语

超超临界汽轮机组轴封间隙小，对轴封供汽温度及变化速率敏感，极热态启动如果控制不当会造成抱轴事件发生，威胁机组安全运行。对超超临界二次再热机组极热态启动过程发生的抱轴事件进行了分析，认为轴封吸入空气造成轴封冷却导致抱轴故障的结论值得商榷，指出一期辅汽汽源切换是造成轴封供汽温度快速下降是抱轴发生的直接原因，并制定了针对性的运行控制和优化改造方案，问题得到解决，为国内同类型机组抱轴事件的分析与预防提供参考。