徐军辉

（福建宁德核电有限公司，福建 宁德 355200）

核电汽轮机转子弯曲原因分析

徐军辉

（福建宁德核电有限公司，福建 宁德 355200）

核电汽轮机转子弯曲和严重超速、轴系断裂事故一样，是发电厂重大恶性事故。防止发生汽轮机转子弯曲事件是核电厂运行维护的重要工作。文章系统分析了核电汽轮机转子发生永久性弯曲的机理、引起转子弯曲的原因，并从管理、系统、操作等方面提出了防止汽轮机转子发生永久性弯曲的措施。

汽轮机；转子弯曲；措施

汽轮机转子弯曲和严重超速、轴系断裂事故一样，是发电厂重大恶性事故。它不仅影响机组负荷因子，增加机组的非计划停运时间，而且还要耗用相当多的检修费用，对电力企业安全生产、经济运行构成重大危害，给企业造成巨大损失。因此，防止转子弯曲事故是发电厂运行维护的重点，各级领导和生产技术人员应该充分重视。

宁德核电厂一期工程4台百万千瓦级容量机组，汽轮机为单轴、三缸、四排汽、冲动凝汽式半转速汽轮机。高中压缸为单层合缸设计，汽轮机叶片长、进汽量大，发生转子弯曲的风险较高。因此有必要深入研究汽轮机转子弯曲的机理、原因，并采取相应的防范措施。

1　汽轮机转子弯曲的机理

转子弯曲通常分为热弹性弯曲和永久性弯曲［1］。热弹性弯曲是指转子内部温度分布不均匀，转子受热后膨胀而造成的转子弯曲。当转子内部温度均匀后这种热弯曲会自然消失，永久性弯曲则不同，当转子局部区域受到急骤加热（或冷却），而该区域与其他部位产生很大的温度偏差，受热部位热膨胀受到约束产生高的压应力。当其应力值超过转子材料的屈服极限时，转子局部便产生压缩塑性变形。当转子内部温度均匀后，该部位将有残存拉应力，塑性变形不消失，从而造成转子的永久性弯曲。造成转子弯曲的因素是多方面的，但从永久性弯曲特征上归纳主要有两类：一类是转子振动使汽封或轴封动静间隙消失而产生摩擦；另一类是汽缸进冷水，使转子局部受到急剧冷却。这两种形式的转子弯曲在机理上是有所区别的。

1.1转子振动引起的转子永久性弯曲

机组启动过程中，由于转子受热不均匀所产生的温差而引起转子热弯曲，或转子在升速时，由于转子自身的动不平衡，而产生异常振动，从而引起转子径向表面与汽封法兰产生摩擦；也有当汽缸受热不均各部位温差过大引起的汽缸体热变形或拱背弯曲，同样会使动静间隙消失造成摩擦。实践证明，无论是由于转子热弯曲振动产生的摩擦，还是由于汽缸拱背弯曲、动静间隙消失摩擦引起的振动，一旦在低于临界转速时发生摩擦振动，振动就会急剧增大，从而加剧了摩擦，形成恶性循环，以致达到不可控制的程度，造成转子弯曲。

1.2汽缸进水造成转子永久性弯曲

机组启动过程中，如有冷汽冷水进入汽轮机，机组将产生剧烈振动。这时下汽缸突然冷却使得汽缸产生拱背变形，造成通流部分径向间隙消失，使转子汽封产生摩擦。机组正常停机时，汽缸金属温度均较高，若停机后汽水系统隔离不当，就会引起汽轮机进水。进水后，汽缸产生温差变形，先使轴封间隙消失，而后使转子无法转动，盘车被迫停止。转子在高温条件下突然受到冷水的侵袭，转子下半部浸泡在水中，受到冷却。转子表面急剧冷却产生弯曲，冷却部位在凹面。转子表面的冷缩要受到没有冷却部分的约束。热应力计算表明，当转子上下温差达200℃ 时，冷却部位的拉热应力将超过屈服应力极限，使该局部产生永久性变形。当转子内部温度均匀后被冷水浸泡的部位将从转子弯曲的凹面转为凸面。

2　引起转子永久性弯曲的原因

引起转子永久性弯曲的原因是多方面的，与结构、系统设计、安装工艺和运行管理等方面有关，应具体问题具体分析。除个别情况，大部分机组转子弯曲部位多发生在高压转子的调节级前轴封处，转子的损坏情况也基本相同［2］。现将高压转子弯曲事故的原因分析归纳如下。

2.1设备结构

有些机组磨损最严重的部位是调节级前轴封第一段，观察其汽封结构可以看出，该段转子表面装有镶入式汽封约400 mm长，没有弹性热槽的机组在运行中，如果动静部位发生摩擦，转子表面产生高温后无法自由膨胀，且来回窜动的间隙小，有些弹簧也会因失去弹性而造成汽封圈与轴表面产生硬摩擦。另外，该机组高中压转子为三支点结构，前汽封很长，且距轴瓦较远，因此调节级前汽封处挠度最大。当转子发生振动时，该部位易发生摩擦。另外该汽缸有膨胀不畅或跑偏现象，也影响机组通流部分的径向间隙。汽轮机滑销系统结构不良，启动过程中膨胀不畅，引起轴向动静部件摩擦结果汽封大多数被推倒，转子汽封摩擦导致转子弯曲。

2.2热力系统

为防止因汽轮机进水引起转子弯曲，必须从系统设计上考虑如何防止水进入汽轮机。有些机组疏水系统比较混乱，没有统一规范；有的机组主蒸汽管疏水与本体疏水接在同一个小联箱上，其疏水联箱中心线又低于热井最高部位300 mm左右。有些汽轮机主、再热蒸汽门关闭不严，抽汽逆止门不严，除氧器满水造成水从主蒸汽管道或抽汽管道进入汽轮机，引起汽缸变形，转子弯曲。汽轮机本体疏水系统不够合理，存在着凝结水倒入汽缸的可能。疏水母管的布置标高偏低等。

2.3运行管理

运行人员技术素质差、运行水平低、对事故预兆判断能力差，振动高处理不及时，缺乏科学运行管理等因素，是事故直接原因和事故扩大的原因之一。

3　防止汽轮机转子弯曲的措施

3.1做好汽轮机组基础技术工作［3］

1） 记录转子安装原始弯曲的最大晃动值（双振幅）、最大弯曲点的轴向位置及在圆周方向的位置。

2） 大轴弯曲表测点安装位置转子的原始晃动值（双振幅），最高点在圆周方向的位置。

3） 机组正常启动过程中的波德图和实测轴系临界转速。

4） 应具有机组在各种状态下的典型启动曲线和停机曲线（包括紧急破坏真空停机过程的惰走曲线），并应全部纳入运行规程。

5） 通流部分的轴向间隙和径向间隙。

6） 记录机组启、停过程的主要参数和状态。停机后定时记录汽缸金属温度、转子弯曲、盘车电流、汽缸膨胀、胀差等重要参数，直到机组下次启动或汽缸金属温度低于150 ℃为止。

7） 系统进行改造、运行规程中尚未作具体规定的重要运行操作或试验，必须预先制定安全技术措施，经上级主管部门批准后再执行。

8） 准确完整的汽轮机运行规程、现场系统图、设备异动报告、安全措施。运行人员熟记运行规程，了解相关技术数据后，通过比较、分析、判断就能发现机组存在的问题，防患于未然。

3.2设备系统方面的技术措施

1） 汽缸应具有良好的保温，保证停机后上下缸温差不超过50 ℃。

2） 安装和检修时合理调整动静间隙，保证在热态下不发生动静摩擦。

3） 合理布置主蒸汽、再热蒸汽、旁路系统、导汽管、汽缸本体疏水，保证疏水畅通。疏水中不发生倒汽，不互相排挤。疏水扩容器标高高于凝结器热水井最高标高。高低压疏水分别接入高低压疏水扩容器或疏水联箱。按疏水压力高低依次接入，并向低压侧倾斜45 ℃。在所有疏水开启情况下，疏扩或联箱压力仍应低于疏水各管道最低压力，防止疏水不良。

4） 汽轮机各监视仪表齐全可靠，汽缸各部位金属温度表完好齐全，尤其是转子弯曲表、振动表、缸温表、胀差表等。

5） 主蒸汽、再热蒸汽减温水截止门应关闭严密、自动可靠。

6） 门杆漏汽，轴封高压漏汽至除氧器管路上应设置逆止门和截止门。

7） 高压加热器应装设紧急疏水阀，高水位能自动开启和远方控制，水位计正常。除氧器、低压加热器水位计正常，疏水自调可靠，危急情况可放水。

8） 自动主汽门、调速汽门、各段抽汽逆止门关闭严密，动作可靠。

3.3运行方面技术措施

汽轮机冲转前必须符合以下条件，否则禁止启动［4］：1）大轴晃动不超过原始值0.02 mm。2）高压外缸上下温差不超过50℃，内缸上下缸温差不超过35 ℃。3）主蒸汽温度必须高于汽缸最高温度50 ℃以上，过热度不低于50 ℃，但不超过额定主蒸汽温度。

汽轮机出现以下任一情况时禁止启动：1）主要保护试验不合格，如轴向位移保护、胀差保护、低真空保护、润滑油压低保护、超速保护等；2）交流油泵、直流油泵、顶轴油泵、高压油泵不能启动或不能正常运行时；3）DEH、DCS不能正常工作时；4）盘车时汽轮机内有明显的金属摩擦声时；5）高中压主汽门、高中压调速汽门、抽汽逆止门关闭不严或卡涩时。

出现下列情况应采取紧急停机措施：1）汽轮机转速达额定转速的110%，而超速保护装置拒动时；2）汽轮机发生水冲击时；3）汽轮机轴向位移超过规定值时；4）汽轮机轴瓦超过0.05 mm或转子相对轴振超过0.254 mm时；5）汽轮机内有明显的金属摩擦声时；6）汽轮机胀差大经调整无效超过规定值时；7）汽轮机轴承金属温度超过规定值时。

3.3.1启动过程防止转子弯曲措施

启动前对照阀门检查卡做详尽检查。启动中严密监视主蒸汽、再热蒸汽变化，严禁汽温反复上下波动，10 min变化50 ℃应打闸停机。汽轮机冲转过程中，严格监视轴承振动。中速暖机前，轴承振动超过0.03 mm，过临界转速时轴承振动超0.10 mm或相对轴振动值超过0.26 mm，应立即打闸停机。当轴承振动变化±0.015 mm或相对轴振动变化±0.05 mm，应查明原因设法消除，当轴承振动突然增加0.05 mm，应立即打闸停机。严禁强行通过临界转速或降速暖机。轴封供汽温度应与金属温度相适应，减少温差产生的局部热应力。必须充分疏水并在连续盘车时才能投入轴封供汽。启动前连续盘车不少于2～4 h，若盘车中断应重新计时。当盘车电流较正常值大、摆动或有异音时应及时汇报分析、处理。当盘不动时，严禁强行盘车，应采取闷缸处理。启动过程要注意监测凝汽器、除氧器水位，防止汽轮机进水。

3.3.2正常运行中防止转子弯曲措施

1） 汽轮机变工况时，加强状态监视，控制各参数在规定范围。如果10 min内急剧下降50 ℃，应紧急故障停机。主、再热蒸汽温度下降过快，不但增加热应力，而且将引起剧烈热变形，造成动静摩擦，使转子弯曲。

2） 汽轮机因主再热蒸汽引起发生水冲击时严禁采用主、再热蒸汽向轴封供汽；控制凝结器、除氧器，各高低压加热器水位正常。

3） 定期活动各主汽门、高中压调门、各抽汽逆止门，防止卡涩，保证在异常发生后，能及时阻止冷汽冷水进入汽缸。

4） 定期试验热工报警信号正常，各监视仪表正常，有缺陷及时联系检修处理。

5） 加强设备巡视检查，对通流部分异音应加强监视分析，防止动静摩擦造成转子弯曲。

6） 加强振动监视，防止动静摩擦。正常运行中要求轴承振动不超过0.03 mm，相对轴振动不超过0.08 mm，如超过应设法消除。当轴承振动变化±0.015 mm或相对轴承振动变化±0.05 mm时，应查明原因设法消除。当各轴承振动突增0.05 mm或相对轴振动大于0.26 mm时，应立即打闸停机。特别应注意振动的突变值，这是突发事故的明显征兆。

7） 加强润滑油温、油压、油位监视，防止断油烧瓦造成转子弯曲。

8） 加强轴向位移、胀差、推力瓦温度、轴瓦温度及回油温度监视。

3.4热弯曲后的闷缸措施

热态停机后如果盘车无法投入，可能导致转子永久弯曲。通过正确闷缸，尽快消除转子热弯曲，可最大限度避免转子永久性弯曲。闷缸措施如下：

1） 确保润滑油系统、顶轴油系统正常运行。

2） 停止真空泵运行，打开真空破坏阀，以停止机组快冷。真空到零时停止轴封供汽，不允许在未盘车时向轴封供汽。

3） 隔离汽轮机本体的内外冷源，关闭进入汽轮机所有汽门以及所有汽轮机本体、抽汽管道疏水门，进行闷缸。

4） 严格监视和记录汽缸各部分的温度、温差随时间的变化情况。

5） 当调节级上下缸温差小于50 ℃时，先手动试盘，若能盘动，可将转子盘180°，依靠转子自身重量投直。转子经多次180°盘转，当转子弯曲值回到正常范围，可投入连续车。

4　结束语

为保证机组长期安全稳定运行，避免发生汽轮机转子弯曲事件，生产人员尤其是运行和维修人员不仅要熟悉掌握有关机组振动的基本知识，了解引起机组振动的各方面因素，不断提升自身经验和技能，提前预防、及时处理运行过程中引起机组振动的不合理因素，同时还应坚持“保守决策、程序至上”的原则，杜绝在振动异常原因不清楚的情况下机组上行，以确保机组的安全、经济运行。

［1］ 施维新. 汽轮发电机组振动及事故［M］. 北京：中国电力出版社，1998.（SHI Wei-xin. The Vibration and Accident of Turbine Generator［M］. Beijing：China Electric Power Press， 1998.）

［2］ 赵旭. 某汽轮机组动静碰磨非典型振动特征的分析与诊断 ［J］.汽轮机技术，2009，51（6）： 451-453.（ZHAO Xu. Analysis and Diagnosis for Nontypical Vibration Characteristics of Rubbing between Movable and Stationary Parts of a Turbine Generator［J］. Turbine Generator Technology， 2009， 51（6）： 451-453.）

［3］ 国能安全［2014］161号. 防止电力生产事故的二十五项重点要求（GuoNengAnQuan （2014） No.161. Twenty-five Key Requirements for Preventing Electric Power Production Accident.）

［4］ 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［M］.北京：中国电力出版社，2001.（Dept. of Power Generation and Transmission， State Power Corporation. Twenty-five Key Requirements for Preventing Severe Accident of Electric Power Production［M］. Beijing： China Electric Power Press， 2001.）

Analysis and Prevention of Nuclear Steam Turbine Rotor Bending

XU Jun-hui
（Fujian Ningde Nuclear Power Co.，Ltd.，Ningde of Fujian Prov. 355200，China）

Steam turbine rotor bending is a major severe accident of nuclear power plant just like over-speed and shaft rupture. Preventing the occurrence of steam turbine rotor bending event is an important work for nuclear power plant operation and maintenance.This paper analyses the mechanism of permanent bending about nuclear steam turbine rotor and reason to cause rotor bending， and puts forward measures from points of management， system and operation and so on to avoid permanent bending of the steam turbine rotor.

turbine；rotor bending；measures

TL37Article character：A Article ID：1674-1617（2015）04-0364-04

TL37

A

1674-1617（2015）04-0364-04

2015-09-04

徐军辉（1979—），男，河南人，工程师，学士，研究方向为核电质量保证。