600M2/538/566,机组主轴分为4段,均为整锻实心转子,分别为:高中压转子、低压转子A、低压转子B和发电机转子。盘车采用低速盘车,转速为1.5 r/min,位置在B低压排汽缸与发电机之间。汽轮机进汽采用喷嘴调节,共有4组高压缸进汽嘴,分归4个调速汽门控制。新蒸汽首先通过2个高压主汽门,然后流入调门。这些蒸汽分别通过4根导管连接汽缸上半部和下半部的进汽套管与喷嘴室连接。汽轮机共有热力级21级。高压缸调节级叶片采用单列冲动式,高、中、低压缸叶片全部采用反动式,其中高压缸为8级、中压缸为6级、低压缸为2×2×7级;末级叶片长度为1016mm。
汽轮机控制系统采用Industrial IT Symphony系统,由汽轮机数字电液调节系统、汽轮机危急遮断系统、给水泵汽轮机控制系统组成。该系统采用数字计算机作为控制器,电液转换机构、高压抗燃油系统和油动机作为执行器,负责汽轮机的挂闸;自动判断热状态;选择启动方式;升速;3000r/min定速;发电机假同期试验;并网带负荷;升负荷;阀切换;单阀/顺序阀切换;调节级压力反馈;负荷反馈;一次调频;CCS控制;热应力控制;高负荷限制;低负荷限制;阀位限制;主蒸汽压力限制;快卸负荷;超速限制OPC;负荷不平衡;超速保护OSP;喷油试验;超速试验;阀门活动试验;阀门在线整定;电磁阀试验;控制方式切换。该系统满足可扩展性,高可靠性,有冗余的汽轮机转速/负荷控制器的需要。汽轮机启动方式既能按中压缸启动方式,也能按高中压缸联合启动方式启动机组,配置有两级串联40%B-MCR容量、气动的高、低压旁路系统,可实现低负荷下的停机不停炉。
二、调试中存在的问题及分析处理
主机瓦振、轴振的分析及处理
1#汽轮机首次冲转时,在提高转速、做超速试验过程中,汽轮机5#、6#瓦振、轴振存在不稳定及超标等问题,瓦振最高达到64.6μm,轴振在做最后一次超速时达到240.3μm。。停机对5#、6#轴承进行翻瓦检查,发现轴瓦及轴颈存在不同情度的磨损现象,但核查安装各项参数并没异常。但在翻开#6轴承箱检查发现,轴承箱内存在大量铜屑,特别靠近盘车的地方铜屑越多。同时检查发现汽机润滑油系统及发电机密封系统设备同样存在大量铜粉,整个油系统已严重污染。经研究决定对主油泵、启动油泵、辅助油泵、事故油泵、油涡轮、推力轴承、盘车等带铜设备进行解体检查。经过设备的解体最终确认发现盘车装置的铜套的材质存在问题使铜套磨损造成大量铜屑脱落进入汽机润滑油系统,从而污染整个润滑油系统。经业主、监理、厂家研究决定重新更换盘车铜套,对损伤严重的轴瓦进行返厂,油系统重新油循环合格。经过一系统处理之后,开机直到带满负荷后,主机瓦振、轴振各项指标都在正常范围内。
小机速关阀在油泵切换时自动关闭现象
每台机组配两台50%容量的汽泵,小汽轮机由杭汽制造。小机供油装置采用集中供油方式,供小汽轮机润滑油、调节油、盘车油及给水泵润滑油。在调试过程中,都曾发生在小机挂闸状态下切换主油泵时发生速关阀自动关闭,小机跳闸。经过查询历史记录,由于在切换主油泵时,调节油与润滑油油压均有不同程度的下降,但在速关阀关闭之前调节油压力低信号开关并未动作,因此排除逻辑跳闸的原因,从而断定速关阀是在本身调节油压低的情况下依靠弹簧力动作关闭。通过检查调节油蓄能器、速关阀弹簧预紧力、危急遮断阀进油节流孔均符合厂家要求。排除以上情况,判断有可能是由于调节油油量不足,于是在保证小机与泵的轴承安全情况下,适当下调润滑油的进油量,增加调节油进油量。小机重新挂闸切换主油泵试验,小机速关阀一切正常,再没发生误动关闭现象。
发电机进油的分析与处理
发电机密封油系统采用单流环密封形式,两台主油泵,一台工作,另一台备用。它们均由交流电动机带动。一台事故油泵,由直流电动机带动。#1机组发电机密封油系统在调试过程中,发现发电机油水排污管有渗油现象,立即停止油泵采取排油措施。事后分析原因:由于密封油箱的浮子阀在调试过程中卡涩,造成油箱的自动补排油功能丧失,密封油溢过密封瓦挡油环,从而进入发电机。为了防止此问题再次发生,决定在以后安装过程中,仔细检查浮球阀的可靠性及加强密封油系统油质的清洁度。经过处理后,在以后的运行调试中,均再未出现发电机进油事故。
小机前置泵电机烧损的分析与处理
#1机组1B前置泵电机在运行时,前置泵电机泵端有规律发出异常声音,电机泵端轴承温度偏高,检修完毕后重新启动后,前置泵仍烧损直至B小机跳闸。对1B前置泵电机解体检查发现电机轴承严重烧毁,电机转子铁芯与定子铁芯出现不同程度的烧损。
根据1B前置泵电机轴承温度曲线数据,及事故后电机解体情况分析,在短短的4分钟内,前置泵电机轴承温度从70℃上升到176℃后温度测点烧损,主要原因是由于该轴承超过5个月没有加油脂保养,轴承因长期少油高速运转,导致轴承内部轴承护套和滚柱磨损加快,滚柱间隙增大,响声随之增大,轴承护套和滚柱慢慢开始疲劳脆化;轴承在连续高速运转中,当达到轴承护套材料无法承受高速运转的机械力作用下,轴承护套断裂散架,轴承内滚柱排列错位,轴承在严重卡涩的情况下继续高速运转,此时轴承温度骤然升高。电机轴承在滚柱错位严重卡涩的情况下继续运行31分钟,恶性循环导致电机转子扫膛,电机定子温度超过130℃后电机温度高保护动作跳闸,此时电机已经严重扫膛,电机转子严重烧损。1B前置泵电机轴承高温烧毁,是造成电机烧损的直接原因。为防止同类事故发生,应加强对设备运行情况检查力度,设备轴承润滑油应按厂家说明要求定时检查及增加;加完油脂后,异响声音还是存在时,应进一步检查及监视电机运转情况。前置泵轴承温度高和线圈温度高报警直至保护动作跳闸,均没有声音报警,暴露出#1、#2机组声光报警系统不够完善,应完善#1、#2机组给水前置泵等重要辅机的声光报警系统。
主油泵进出口压力低的分析与处理
#2机组在检修结束后,汽轮机转速升至3000转/分,主油泵进出口压力低于设计值,停止交流润滑油泵和直流润滑油泵后机组主油泵供油系统不能正常工作导致停机。但检查启动润滑油泵、交流辅助油泵、直流油泵并没异常。于是判断分析是主油泵不能正常供油使主油箱实际油位低于主油泵回路油涡轮吸油口所致。经查实,主油箱油位显示与主油箱实际油位存在偏差,开机时油位显示在1100～1150mm范围内波动,而实际油位在835～885mm左右,油涡轮正常工作的上吸入口稳定入油的最低极限油位在900mm左右,因此,这时候油涡轮不能正常工作。这是诱发主油泵不能正常供油的直接原因。事后通过对主油箱重新充油处理及增加主油箱就地油位计,保证主油箱油位真实性有进一步辅助判据。处理结束重新开机后,主油泵油压恢复正常。机组调试中参数及条件的调整
1. #1机电泵在锅炉冲管过程中,发生过在大流量冲洗过程中由于电泵入口压力低而跳泵,分析原因为:原入口压力低定值0.9MPa是在除氧器带压工况下给出的定值,而在锅炉冲管时除氧器并未带压。为防止该情况的再次发生,建议在冲管期间将原电泵跳闸条件中入口压力小于0.9MPa在冲管期间改为0.8MPa,锅炉冲管结束后再恢复原定值。
2. #1机凝结水至低旁减温水用户管道在调试期间曾发生由于凝结水泵启动时出现水击而折断。经分析是由于凝结水压上升过快,凝结水用户管路由于注水管太小导致注水排气不够充分,引起水击过大,从而造成管道振动过大吊架脱落而折断。为了消除这种现象,增强了管道吊架的拉力强度,并且增大注水管径,把注水点由凝泵出口改在除氧器上水调门前的凝结水母管上。并且在正常启泵时稍开除氧器上水调门,以便把少量的空气赶走。改进后经过长时间的运行再无此现象发生。
3. 1#机组在试生产过程中曾发生由于高加解列而导致高加进口三通阀在开启中卡涩导致给水流量低,锅炉MFT,汽机跳闸。分析事故原因是由于在高加解列逻辑中,只要发生高加解列指令同时发给高加进口三通阀开启,#1高加出口电动门关闭,主给水走旁路。由于高加进口三通阀在切换过程中开到15%左右而发生卡涩无法再开启,而同时#1高加出口电动门根据逻辑指令已全关到位导致给水切换高加旁路不成功,给水流量低导致MFT动作。经过修改将原逻辑发生高加解列时,先全开三通阀,直到收到全开反馈信号之后再关闭#1高加出口电动门,此问题现象得以消除。
其他问题的处理
1. #1机在首次冲转达到3000r/min后,开始在空负荷下做并网前的电气试验,在此期间#1瓦轴振突然快速增大,立即打闸。经分析是由于电气试验时间拖得太长,空负荷时高压缸进汽量很少且不均匀,可能造成转子发生轻度热弯曲从而造成碰磨导致振动突然增大,打闸后经过连续盘车4h直轴后再重新冲转至3000r/min,振动现象消失。
2. #1、#2机凝泵在168试运时,由于很多疏水管道都是第一次投运,因此将很多杂质带入凝汽器,从而使凝泵入口滤网发生堵塞,造成凝泵汽蚀失压。在凝泵隔离与恢复的过程中多次出现误操作,造成运行泵发生汽蚀失压。由于两台凝泵入口都处于负压区,两台泵的泵体排空经过各自的隔离门后串在一起接入凝汽器。因此在操作时一定要特别注意,在隔离泵是一定要首先将运行泵排空门关闭,而在恢复备用泵时一定要先将检修泵排空打开抽尽空气时再开启入口电动门和运行泵的排空门。
3. 机组在负荷变动较快的情况下多次出现由于#3高加水位高而发生高加解列。经过分析发现由于在快速升降负荷的情况下,各段抽汽压力变化很快,特别是#3高加与除氧器的压差变化较慢,直接导致#3高加的疏水水位快速上涨,而正常疏水调阀与危急疏水调阀在投入自动的情况下对水位快速变动下的响应速度非常慢,而在高一值出现报警到高三值出现高加解列的时间短。对于该问题的解决方法是要求监盘人员在负荷变动较快的情况下,密切关注#3高加的水位变化趋势,并立即切除#3高加正常疏水调阀与危急疏水调阀的自动,手动快速调整两阀门的开度大小,保证#3高加水位正常。
三、结语
由于安装和调试的工期十分紧张,致使很多问题在整套启动后才完全暴露,给缺陷的及时处理带来了很大困难。通过现场各参建单位的共同努力,问题基本上都已得到较为彻底的解决,为机组今后的安全、稳定运行奠定了基础并具有以下重要意义:
第一,汽轮机组调试是火电厂基建调试的一个重要组成部分,是确保机组正式投产后安全、稳定运行的重要手段。
第二,大型汽轮机组设备存在的问题和解决的方法具有共性。因此,加强与其他同型式汽轮机用户的联系,有助于快速解决问题。
第三,#1、#2汽轮机组调试中出现的问题与处理方法对其他同型汽轮机用户有一定的借鉴意义。
山西省电力局.汽轮机设备检修——高级工.北京:中国电力出版社,1997.
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