２０１１年２月 Ｖｏｌ ３４ Ｎｏ．１ ＧＵＡＮＧＸＩ ＥＬＥＣＴＲＩＣ Ｐ０ＷＥＲ 广西电力 ４９ 高压缸缸温异常现象的分析与探讨 Ａｎａｌｙｓｉｓ ｏｆ Ａｂｎｏｒｍａｌ Ｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅ ｏｆ Ｈｉｇｈ Ｐｒｅｓｓｕｒｅ Ｃｙｌｉｎｄｅｒ 林健秋 （韶关发电厂，广东韶关５１２１３２） 摘要：针对韶关电厂１１号机组启动过程中出现高压缸缸温异常的现象，通过对疏水系统进行分析，找出了原因，提出了解 决方法，并针对存在的问题在机组大修时对疏水系统进行了改造，改造后取得了明显的效果，启动过程中高压缸缸温异常现象 消失，大大缩短了机组启动时间，保证了机组的安全、稳定、经济运行。 关键词：汽轮机；缸温差；疏水系统；分析 中图分类号：ＴＭ６２１．３：ＴＭ６２１．７十２ 文献标志码：Ｂ 文章编号：１６７１—８３８０（２０１１）０１—００４９—０３ 韶关电厂１ １号机组自从２００６年投人商业运行 后，在每次冷态启动过程中，均出现高压内缸下内壁 温度比上内壁高５～１５℃，且温差有逐渐拉大的现象 ｆ经校核确认了测点的真实性），特别是在疏水系统改 造后（将高排逆止门前Ａ、Ｂ两侧２根疏水管合并成 ２根疏水管后再引至扩容器），温差拉大的现象更为 明显，温差最大时达３３℃，且在２ ０００ ｒ／ａｉｒｎ及以下 定速暖机过程中有不断增大的趋势，机组轴承振动 也相应增大，严重威胁到机组的安全运行，同时也大 大延长了机组启动并网的时问，给电厂带来巨大的 图１ 高压导管疏水管并管示意图 经济损失。直至２００８年１１月份机组大修结束，通过 揭缸检查，仍然未能找到问题的症结所在，大修后启 动过程中，缸温差逐渐拉大的现象依然存在。 图２高排逆止门前疏水管并管示意图 ２存在问题 ２．１缸温突然下降 １ 设备概况 韶关电厂１ １号机组是东方汽轮机厂生产的亚 临界高中压合缸的一次再热双缸双排汽单轴凝汽式 Ｎ３００—１６．７／５３７／５３７—８型汽轮机。本体疏水系统的高 压导管疏水管并管及高排逆止门前疏水管并管如图 每次温、热态启动过程中，当机组升速至ｌ ５００ ｒ／ｍｉｎ左右时，高压内缸上缸温突然直线下降２０～ ３０℃，但是时问不长，３０～５０ ｓ后缸温又慢慢恢复正 常。经过对比多次温、热态启动前的缸温和机侧主蒸 汽进汽管道暖管时间，发现在相近的启动缸温的情 况下，冲转前的暖管时间越长，冲转过程中高压内缸 上缸温突然直线下降的幅度越小，持续的时间也越短。 ２．２高压内缸上下内壁温差拉大 在机组冷态启动过程中，当汽机转速在２ ０００ １、图２所示，均采用垂直相交的并管方式。图１中，４ 根长１ ０００ ｍｍ的管子汇成１根，进口压力为ｌ ＭＰａ，汇流后管径增大，总流量为１５ ｔ／ｈ。图２中，管１ 和管２进口条件一样，进口压力均为０．０５ ＭＰａ，汇流 后总流量为６ ｔ／ｈ，管径不变。 收稿日期：２０１０—０３—１５；修回日期：２０１０—１０—２５ 广西电力 ＧＵＡ ＮＧＸＩ ＥＬＥＣＴＲｌＣ Ｐ０ＷＥＲ ２０１１年２月 ＶＯ１ ３４ ＮＯ．１ ｒ／ｍｉｎ及以下暖机时，出现高压内缸上下温差逐渐拉 大的现象，在２ ０００ ｒ／ｍｉｎ定速暖机过程中温差有不 断增大的趋势，当温差拉大至１８℃以上时，２号轴 ３是根据图１用计算流体力学分析软件ＣＦＸ仿真 模拟的高压导管疏水速度矢量分布图及流线分布 图，从图中可以看出，４根高压导管疏水存在一定程 度的干涉，相互阻碍，疏水的速度相差较大，越靠近 扩容器端的疏水速度越快；反之，远离扩容器端的疏 水速度则越慢。 承轴振发生突发性增大；但当机组继续升速后，温差 慢慢减小，２号轴承轴振亦明显下降，升速至３ ０００ ｒ／ａｒｉｎ时基本恢复正常。上下缸温差拉大这一现象在 机组投产时已经存在，但只有５—１５℃，在２００６年 １１号机组Ｂ修时，将汽机本体疏水系统改造后这一 现象变得严重起来。 ３原因分析 ３．１ 汽机疏水管道并管的弊端分析 在汽机疏水管道中，特别是本体疏水管道，为了 简化布置，在机组２００６年Ｂ修机组停运进行技术 改造时，将２根或几根压力相近的疏水管并成１根 再汇入疏水扩容器，如汽机高压进汽导管疏水管４ 根管并成１根管、高排逆止门前２根疏水管并成１ 根等，接口均成垂直９０。（见图１）。这样的并管方式 虽然简化了疏水管道布置，但是却存在很大的弊端。 由于垂直相接，２根疏水管道中的介质相互垂直冲 刷，相互干涉，形成阻力，有效通流面积大大减小，疏 水流量也大大减少（高加汽液两相流水位调节装置 的原理与此相似），因此，所需的充分疏水暖管时间 相应要大大增长。 ３．２缸温骤降的原因分析 温、热态启动过程中，上缸温突然大幅直线下降 说明进汽管道疏水没有疏干净，还存在积水。当机组 升速至１ ５００ ｒ／ｍｉｎ左右时，蒸汽具备足够的动能将 积水带人汽缸，造成缸温的骤然大幅下降。冈４开始时 怀疑疏水管道堵塞造成疏水不畅，在疏水管道割管 检查后排除了这种可能，笔者认为是上面所说的垂 直并管方式造成的疏水不畅，致充分疏水暖管所需 时间大大加长。汽机挂闸后，高压主汽门阀体疏水温 度及高压调门阀体疏水温度迅速上升至３００～４００ ℃，但高压进汽导管疏水温度只由原来的２０～３０ ｃＣ 缓慢升高至８０～１００ ｃｃ，而且长时间维持不变。在汽 机冲转后，高压进汽导管疏水温度一Ｌ升十分缓慢，在 汽机升速至１ ５００ ｒ／ａｒｉｎ左右时，缸温骤然大幅下 降，说明在高压进汽导管内依然存在积水，在主汽温 度不升高的情况下（挂闸后），需要倍数于原来的暖管 时间才能将高压进汽导管内的积水疏清，上面说的 “在相近的启动缸温的情况下，暖管时间越长，启动 过程中高压内缸上缸温突然直线下降的幅度越小， 持续的时间也越短”这一现象充分证明了这一点。图 图３高压导管疏水速度矢量分布图及流线分布图 ３．３缸温差拉大的原因分析 在机组冷态启动过程中，高压内缸上下温差拉 大的现象是在汽机转速２ ０００ ｒ／ｍｉｎ及以下暖机时 出现的，在２ ０００ ｒ／ｍｉｎ定速暖机过程中温差有不断 增大的趋势，当继续升速后，温差慢慢减小，至３ ０００ ｒ／ｍｉｎ时恢复正常。在正常运行时不存在上下缸 温差拉大的现象说明：上下缸温差拉大与高压进汽 导管密封件密封不严、高中压汽封泄漏、夹层装置等 设计及安装因素关系不大，在２００８年１１月的大修 揭缸检查中也证实了这一点。１ １号机夹层加热进汽 是在高压缸底部两侧进入夹层Ｉ区的，Ⅱ区排汽进 人高压缸排汽管，在启动中，规程规定夹层加热在 ５００ ｒ／ａｒｉｎ时投入，在转速２ ０００ ｒ／ｍｉｎ以下时，为保 证中压缸进汽量促进中压缸暖缸，再热蒸汽有一定 压力，此时进入汽缸的蒸汽流量及高压缸排汽逆止 门前后压差还不足以顶开高压缸排汽逆止门；在疏 水系统改造中将高排逆止门前Ａ、Ｂ两侧２根疏水 管合并成１根，汇流管管径却无相应增大，且接口成 垂直９０。，大大减少了疏水和排汽流量，夹层加热 蒸汽得不到有效疏通，变成纯粹对高压内缸下缸的 加热，故高压内缸缸温缓慢增加，上下缸温差逐渐拉 大。查有关数据发现，１ １号机高排逆止门前疏水管 内径只有ｑｂ４８ １３１１２０，而同一厂家生产，同是３００ ＭＷ 的１０号机的高排逆止门前疏水管内径为 ６４ ｍｍ， 因此高排逆止门前疏水管道管径设计偏小也是造成 ２０１１年２月 ＧＵＡＮＧＸＩ ＥＬＥＣＴＲＩＣ ＰＯＷＥＲ 广西电力 ５１ ＶＯｌ ３４ ＮＯ．１ 机组启动过程中疏水流量不足的一个原因。通过对 扩容器及疏水口的检查，排除了由于扩容器疏水口 布置不合理造成疏水不畅这一可能。 图４是根据图２仿真模拟的高排逆止门前管道 疏水速度矢量分布图及流线分布图，从图中可以看 出，２根高排逆止门前管道疏水相互排斥严重，疏水 的速度相差很大，从流线分布图可以看出，靠近扩容 器端的疏水流量远远大于远离扩容器端，另一根疏 水管几乎起不到疏水作用。 图４高排逆止门前管道疏水速度矢量分布图及流线分布圉 ４处理方法 ４．１ 改变并管方式 将并管接口角度由垂直９０。改为４５ ｏ，减少 疏水阻力，使疏水顺畅；相应增大并管后的汇流管道 直径，保证疏水流量不小于并管前（如图５）；或取消 并管方式，恢复至并管前的布置方式。这样可减小 疏水阻力，增大主汽门、调门阀体、高压导管等进汽 管道的疏水量以及汽机中、低转速暖机时高压缸排 汽口的疏水流量，从根本上杜绝机组在冷态启动过 程中高压内缸上下内壁温差拉大的现象。图６是以 图５的并管方式模拟出的疏水速度矢量图及流线分 布图，从图中可以看出２根疏水管疏水排斥阻碍作 用很小，大大增加了疏水流量。 图５疏水管并管改造示意图 ４．２合理调整机组参数 １）机组启动前检查高排逆止门，保证动作灵活， 防止卡涩。 ２）冷态启动时，在保证中压缸一定进汽量暖缸 图６并管方式改变后疏水的速度矢量图及流线分布图 的前提下，适当减小高压旁路的开度，开大一点低 旁，以尽量降低再热蒸汽压力，增大高排逆止门前后 压差，使高排逆止门能够尽早打开。 ３）几次开机过程中发现，在２ ０００ ｒ／ｍｉｎ暖机 时，缸温差缓慢增大，但提高至２ ２００ ｒ／ａｒｉｎ时，缸温 差出现缓慢下降趋势，因此，将２ ０００ ｒ／ｍｉｎ暖机转 速提高至２ ２００ ｄｍｉｎ（此转速不在共振区内）时，同时 注意监视机组振动情况。 ４）在凝汽器抽真空前，打开各疏水门，靠水的自 重疏水１０ ｍｉｎ后关闭，建立真空后再打开进行疏 水。主、再热蒸汽管道要充分暖管，特别注意高压自 动主汽门前阀体疏水、高调门阀体疏水，高压导管疏 水、高排逆止门前疏水、再热蒸汽管道疏水等汽机本 体疏水是否畅通，疏水温度是否正常升高等，不正常 的要及时联系检修进行检查。 ５）冷态启动时，在规程规定的范围内尽可能降 低主蒸汽的冲转参数，增加进入汽缸的蒸汽流量。 ６）根据缸温、汽缸膨胀及胀差等情况，适当延迟 投入夹层加热（特别是冷态启动时）。 ５效果 疏水系统改造后，在机组冷态启动过程中，高压 内缸内壁上下温差最大不超过５ ，在２ ０００ ｒ／ｍｉｎ 及以下定速暖机过程中，机组轴承振动也无异常增 大现象；在机组温、热态启动过程中再无出现上缸温 突然直线下降的现象，问题基本解决。 ６结语 通过疏水系统的分析，找出疏水管道连接方式 不佳是造成疏水不畅、机组启动过程中高压内缸内 壁上下温差拉大及高压内缸上内壁温度突然直线下 降的主要原因，采取措施后，消除了机组启动过程中 高压缸缸温异常的现象，大大缩短了机组启动时间， 保证了机组的安全、稳定、经济运行。同时，此次改 造，为我厂存在类似问题的其 （下转第６１页） ２０１１年２月 Ｖｏ１ ３４ ＮＯ．１ ＧＵＡＮＧＸＩ ＥＬＥＣＴＲＩＣ ＰＯＷＥＲ 广西电力 ６１ ４．３．３各蒸汽室、高压管道的疏水串流 门向汽缸泄漏是本次惰走时间延长的次要原因。 机组负荷为５７ ＭＷ时，解除汽机疏水联锁控 制，手动开启各路疏水，其中高压缸１号主汽门前管 道疏水门故障无法开启。２：３１负荷４０ Ｍｗ时汽机 打闸，检查所有开启的疏水门后温度正常。由于凝汽 器一直处于真空状态，可以保证不同压力等级的疏 水不会发生串流１４１。 ４．３．４汽机高、中压缸主汽门、调节汽门关闭不严 高、中压缸主汽门关闭时间为：高压缸１号主汽 门２１７ ｍｓ；高压缸２号主汽门２４４ ｍｓ；中压缸１号 主汽门３９１ ｍｓ；中压缸２号主汽门４１７ ｍｓ，均小于 通过追忆打闸后中压缸主汽门后温度及第一级 叶片持环温度变化稳定，且趋势与高压缸２号主汽 门后汽室的温度变化趋势基本一致，可以判断中压 缸主汽门关闭是严密的，并且中压缸及导汽管疏水 一直保持开启，即使有少量蒸汽泄漏也会排至凝汽 器而不是进入中压缸。 行业规定的高压缸主汽门０．３ Ｓ、中压缸主汽门０．５ ｓ 的要求，即可以认为汽缸主汽门关闭是及时的。 ，／时刻 ｌ—ｌ号主汽门蒸汽温度；２—２号主汽门蒸汽温度；３一调节级金属温 图２为机组打闸后高压缸主汽门前后温度变化 曲线。从曲线看高压缸１号主汽门前温度低于２号 主汽门前温度，且两侧温差逐渐增大，主要是因为１ 号主汽门前疏水门无法开启，蒸汽积存所致；１号主 汽门后汽室金属温度低于２号主汽门后汽室温度， 且两侧汽室壁温差也随之增大；２号主汽门后金属 度；４—１号主汽门汽室内壁金属温度；５—２号主汽门汽室内壁金属 温度。 图２ １号机组打闸后高压缸主汽门 及调节级前后各测点温度变化趋势 ５结论 综上所述，高压缸１号主汽门关闭不严导致打 闸后少量锅炉余汽进入汽轮机高压缸推动转子，是 转子惰走时问延长的主要原因；１号主汽门前蒸汽 壁温变化曲线在惰走时有反弹变化，符合正常停机 打闸前金属温度冷却不彻底的客观事实；高压缸调 节级温度与１号主汽门汽室金属壁温曲线均呈较快 下降趋势，说明１号主汽门侧蒸汽流通对蒸汽室形 成了强制冷却。１０：０５，锅炉泄压放水破坏真空，１号 主汽门前温度及调节级温度开始回升，主汽门汽室 管道疏水阀故障无法开启，导致１号主汽门前的蒸 汽不能及时通过疏水管排入凝汽器，是转子惰走时 间延长的次要原因。鉴于此应该对高压缸１号主汽 门进行解体检查，彻底解决主汽门关闭不严的缺陷， 对主汽门前疏水阀进行检查消缺，提高阀门动作的 可靠性。 参考文献 【１】卢练响．国华台山电厂２号机组惰走时间延长的原因分 析及处理ＩＪ】．热力发电，２００７，（１０）：４１—４３． 金属壁温下降变缓，两侧温差逐渐缩小，没有真空的 拉动各异常参数（壁温差、温差）开始恢复，这说明１ 号主汽门存在内漏。１号主汽门后的１、３号调节汽 门至少有一个关闭不严密（行业对汽轮机调节汽门 的严密性无特殊要求），漏汽使转子克服了机械阻力 继续转动是造成惰走超时的根本原因。１号主汽门 内漏贯穿于隋走始终，且泄漏量较小产生的推力也 较小，这与对惰走曲线的分析是一致的。７：００，热控 【２】钟先良．国产３００ ＭＷ机组惰走时间异常原因分析及对 策［Ｊ】．湖南电力，２００１，（５）：３７—３８． 【３】吴志刚，孟临潼．２１０ ＭＷ汽轮机大轴弯曲原因分析及 直轴方法【Ｊ］．广东电力，２００７，２０（１２）：５１－５４． １４Ｉ孙勇，程辉科，王静明．某引进型６００ Ｍｗ汽轮机高压外 缸温差过大现象的剖析『ＪＩ．广东电力，２００４，１７（４）： ６７－６９． 检修将故障的１号主汽门前疏水门强制开启，使该 分支管路内的蒸汽和疏水排向凝汽器，１号主汽门 前后温度逐渐恢复正常，可见１号主汽门前疏水门 故障无法开启导致该支路积存余汽，通过１号主汽 （上接第５１页） 它机组进行技术改造提供了有力的技术依据。 参考文献 １９９２． 【２】刘国伦，林健秋．韶关发电厂＃１ １机组汽机运行规程【Ｒ】． 韶关：韶关发电厂，２００８． ［１】沈士一康松．汽轮机原理【Ｍ］．北京：水利电力出版社，
