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汽轮机中压缸温差大原因分析及其改造
广东连州发电厂 李焕辉 曾庆泉
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摘　要：自投产以来，连州发电厂两台125 MW汽轮机在温、热态开机，送轴封抽真空及甩负荷停机后，都会出现中压缸温差大的现象，严重影响了机组的安全运行，延长了机组再次启动的时间。在对运行操作和疏水系统进行全面分析的基础上，找出了导致中压缸温差大的原因，为此，对高中压调门门杆、高压缸轴封第四腔室存在泄漏蒸汽问题和汽缸高压本体疏水问题进行了改造，取得了明显效果。
关键词：汽轮机；汽缸；疏水；温差
1　问题的提出
连州发电厂装有两台上海汽轮机厂生产的125MW汽轮机，分别于2000年3月和8月投入商业运行。该汽轮机为超高压、中间再热、双缸、双排汽、单轴、冲动、凝汽式，采用高中压合缸，对称通流反向布置。在高压缸本体下部有一段抽汽供6号高压加热器用汽，中压缸下部有三、四、五段抽汽供除氧器及3，4号低压加热器用汽，低压缸本体下部有6，7段抽汽供1，2号低压加热器用汽。
从机组整机调试开始，一直到移交试运行后，在温、热态开机或机组送轴封抽真空后，出现中压内下缸温度快速降低的现象，特别是在机组跳机后，该温度急剧下降，造成中压内缸上外壁，外缸内壁，内缸上、下缸温差高达60～80℃，有时甚至更高。严重影响了机组的恢复，延长了机组再次启动的时间，并危及机组安全。
2　温差大现象
2．1　机组温、热态开机和跳机后缸温变化大
对缸温变化数据及其趋势进行详细分析，发现每次温、热态开机送轴封抽真空后，中压内下缸外壁温度骤然下降60～75℃，幅度相当大，具体如下：
a）2000年10月7日14时50分，1号汽轮机送轴封抽真空后，运行至16时15分，中压内下缸外壁温度由278℃降至218℃，下降幅度达60℃；中，中压内下缸外壁缸温从457℃降至383℃，下降幅度达74℃；
c）2001年2月26日4时50分，1号机送轴封抽真空后，运行至6时30分，中压内缸下缸外壁缸温由280℃降至205℃，下降幅度达75℃；
d）2001年5月28日11时，2号机抽真空后，运行至17时，中压内下缸外壁温度由261℃下降至188℃，下降幅度达73℃。
2．2　机组甩负荷后或带负荷打闸停机时缸温变化大　
在机组甩负荷后或带负荷打闸停机时，也会出现温差大的现象，其下降的幅度更为严重，具体如下：
a）2000年月10月9日22时15分，1号机组出现意外甩负荷，在其后的几分钟内，中压内下缸外壁温度由430℃降至338℃，下降幅度达92℃；
b）2000年11月15日21时22分，2号机锅炉MFT动作，中压内下缸外壁温度在2 min内由449℃降至366℃，下降幅度高达83℃。
3　原因分析
3．1　上、下缸及内外壁温差大引起不良后果
过大的上、下缸及内外壁温差可能导致汽缸“猫拱背”，引起汽轮机动静部分碰磨，诱发振动甚至造成大轴的弯曲，国内外汽轮机制造厂生产的汽轮机均曾发生过因上下缸温差大而导致的严重事故，其教训是惨痛的，为此，国家电力公司“防止电力生产重大事故的二十五项重点要求”中有明确的要求。
3．2　产生温差大的原因
上、下缸温差的产生一般是由于汽缸的保温不良、疏水倒串和汽缸进水、进冷气等因素引起的。对汽缸保温进行详细检查后，排除了保温方面的原因。制造厂和设计院在防止汽缸进水和进冷气方面一般均采取有效措施，普遍参照了美国ASME的“TDP－1－1980”的建议，但须注意不同机组的实际情况并不一致。为此，着重对运行操作和疏水系统进行了全面的分析。根据每次温、热态开机及甩负荷后出现中压内下缸温度下降的现象，分析原因有以下2个方面：
a）高、中压调门根杆泄漏的蒸汽和高压缸轴封第四腔室泄漏的蒸汽由一根管接到三段抽汽逆止门前，在温热态开机时，一部分低温轴封泄漏的蒸汽经第四腔室至三段抽汽管后倒流回中压缸底部的抽汽口，而中压缸内缸下壁和外缸内部温度测点又刚好布置在三段抽汽口附近，造成中压内下缸外壁和外缸内壁温度下降较快。同样，当机组甩负荷时，汽机本体处于真空状态，部分轴封蒸汽和调门泄漏的蒸汽经三抽倒流回中压缸底部抽汽口，造成中压内下缸外壁和外缸内壁温度快速下降（见图1）。

（图片）

b）疏水系统的设计不完善。原设计只考虑了正常运行或机组冷态启动时疏水压力高低分布，而未考虑温、热态开机以及机组甩负荷后机组启动的情况。机组温、热态开机以及机组甩负荷后重新启动时，锅炉蒸汽参数高，机组冲转前要求开启本体和主蒸汽管道疏水，特别是电动主汽门前、后疏水门的开启，使大量高温、高压疏水和蒸汽进入高压疏水扩容器，使原本处于真空状态的扩容器处于正压状态，压力高至0．2～0．5MPa，而此时汽机本体处于真空状态，这样，部分低温蒸汽经疏水母管，再经高中压导汽管疏水管倒流回高中压缸内部，从而导致了中压内下缸外壁和外缸内壁温度的下降，高、中压缸的上、下缸温差增大（见图2）。

（图片）

4　设备改造
针对上述问题，利用机组大修，从以下两个方面进行了改造。
a）将高、中压调门门杆泄漏的蒸汽和高压缸轴封第四腔室泄漏的蒸汽用管道接至三抽逆止门后，并增加一管路至低压扩容器。当机组开、停机时，将泄漏出的蒸汽用管切换至低压扩容器，机组正常运行时切换至三抽运行。
b）对汽轮机本体高、中压导汽管的疏水由高压扩容器改接至低压扩容器，所有的疏水按压力高低的实际情况重新排列，并严格向低压侧倾斜45°，从而更有利于疏水的畅通，防止疏水的回流。
5　改造效果评价
改造后，1号机组运行1年多，2号机组运行也将近1年，每次温、热态开机和机组跳机后，均未出现中压缸下缸温度快速下降的现象。上、下缸温差保持在厂家要求的范围之内，外缸的上、下温差不超过50℃，而内缸上、下温差不超过35℃，从而彻底解决了温、热态开机和机组甩负荷所引起的中压缸下缸温度下降的问题，确保机组的安全启停和运行。
6　结论及建议
a）连州电厂两台125 MW机组在温、热态开机时，机组送轴封抽真空后，及甩负荷停机或跳机后，出现中压缸温差大的现象，原因是高、中压调门门杆泄漏的蒸汽和高压缸轴封第四腔室泄漏的蒸汽由一条管接到三段抽汽逆止门前，一部分低温轴封蒸汽经第四腔室泄漏至三段抽汽管后倒流回中压缸底部的抽汽口所致；另外，汽轮机本体和主蒸汽管道疏水直接接入高压疏水扩容器，出现正压状态，部分低温蒸汽经疏水母管回流，再经高中压导汽管疏水管倒流回高中压缸内部，也导致了中压内下缸外壁和外缸内壁温度的下降。
b）机组改造后运行1年多的实践证明，改造是成功的，没有产生其他的负面影响，保证了机组的安全运行，但通过对整个系统的分析，将疏水集管（三）至高压疏水膨胀箱的管路保留，增加切换阀门，同时在其引至低压疏水膨胀箱的管路上也增加切换阀门更加合理。机组开启过程中将疏水引至低压疏水膨胀箱，稳定运行后切换至高压疏水膨胀箱，以避免机组故障跳机时高压疏水进入低压疏水膨胀箱。
c）汽缸和管道的疏水从疏水扩容器返回汽缸是非常严重的问题，在一些机组上时有发生。国家电力公司“防止电力生产重大事故的二十五项重点要求”第10点防止汽轮机大轴弯曲事故中明确强调，疏水联箱或扩容器应保证在各疏水门全开的情况下，其内部压力仍低于各疏水管内的最低压力。实践表明，接入疏水扩容器的管道的压力排列应根据实际的运行情况的高低和机组的运行方式等做出最优处理。
参考文献
［1］廖天聪．汽轮机原理［M］．北京：水利电力出版社，1990．
［2］朱新华．电厂汽轮机［M］．北京：水利电力出版社，1996． 3/30/2005

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