135MW 汽轮机低压胀差超限的研究及处理

□姜丽凤 王飞 李景兆 李连强姚光武 鹤煤公司热电厂

【摘要】 以鹤煤热电厂#1 机为例，针对东方汽轮机厂生产的135MW 汽轮机运行中普遍出现的汽轮机低压胀差超限问题，从系统设计、运行及检修角度入手进行分析研究，最终确定胀差超限的根本原因是#1 轴承箱卡涩、推拉装置故障等原因导致汽缸膨胀不畅所造成。采取针对性处理措施后低压胀差恢复至设计值，再热蒸汽温度较前平均提高45℃，年可节约标煤2142t，经济效益显著。

【关键词】 汽轮机 低压胀差 膨胀 轴承箱 滑销 再热汽温

目前在热电厂使用较多的东方汽轮机制造厂生产的C135-13.24/0.245/535/535 型汽轮机，运行过程中低压胀差超限已经成为一个共性的问题。以鹤煤热电厂#1 机为例，冬季运行中在控制再热汽温仅为460℃（额定汽温535℃）时低压胀差达到9.6mm，机组运行经济性降低的同时已严重威胁到机组的安全运行。

一、设备运行状况

鹤煤热电厂#1 机为超高压双缸双排汽一级可调凝汽式汽轮机。机组于2006 年11 月投产发电。投运初期，高中压缸绝对膨胀20mm，高压胀差3-4mm，低压胀差4.-5.5mm，主、再热蒸汽温度、真空、轴封温度等运行参数均可维持在设计参数运行。随着机组运行时间增长，汽轮机膨胀受阻问题突显。具体表现为：

1.1 机组暖机时间逐渐增长

冷态启动时，汽缸膨胀速度决定机组的启动时间。#1 机投产至今，出现的最为显著的问题即冷态开机时间逐渐增长。投运初期，#1 机启动冲转至负荷带至70MW 左右，汽缸完全膨胀至20mm 的时间约为8 小时。到了本次#1 机大修前，纯冷态启动的时间增至11 小时左右，较前比较增加约3 个小时左右。

1.2 高压缸膨胀逐渐变小

#1 汽轮机投入运行后，高中缸初始完全热膨胀值为20mm，与制造厂给出的膨胀量相吻合。但随着机组的持续运行，高压缸膨胀逐渐减小。直至2015 年3 月机组大修前， 高压缸膨胀已缩减至9mm 左右。

1.3 低压胀差逐渐增大

伴随高压缸膨胀逐渐减小，#1 汽轮机的低压胀差呈现逐渐增大趋势。机组初始投运时，#1 汽轮机低压胀差值为4-5.5mm，但随后逐渐增大。直至机组大修前，低压胀差已达到9.6mm 左右，严重威胁到机组的安全运行。

二、调控手段及应对措施

高压缸膨胀绝对值的严重不足，加之低压胀差严重超限及机组振动的不确定性带来的隐性影响，为避免机组发生动静碰磨、大轴弯曲的恶性事故，从安全运行的角度出发采取了以下几方面的调控手段及措施：

2.1 核定低压胀差安全运行允许的极限值并修改保护定值。

依照#1 汽轮机最近一次大修的本体检修数据，查找汽轮机每一级的最小通流间隙后进行综合比较，最终确定汽轮机低压缸的最小通流间隙在正向五级，间隙为6.5mm。以此为依据，综合考虑汽轮机进汽后速度级及各压力级因轴向位置差异而引起的膨胀量的不同及汽轮机因胀差大掉闸后泊桑效应引起的胀差异常增大的因素，修改汽轮机ETS 系统胀差保护定值，即维持高压胀差保护定值不变，将低压胀差保护报警正值由原来的+7mm 修改为+9.6mm，低压胀差保护跳闸正值由原来的+7.2mm 修改为+9.8mm。

2.2 根据低压胀差变化情况，及时进行运行参数调整：

（1）调整再热蒸汽温度。运行实践表明，再热蒸汽温度变化对低压胀差影响异常明显，成为控制低压胀差的最有效手段。

（2）调整轴封供汽温度。维持轴封母管蒸汽温度在220℃ -235℃之间，根据低压胀差变化情况及时调整低压封减温水量，控制低压轴封温度在100℃ -110℃之间。

（3）必要时调整真空。再热蒸汽温度降低至460℃低压胀差仍无法控制在9.6mm 以下时，通过降低轴封压力或破坏真空的方法下调真空，以达到减小低压胀差的目的。

2.3 加强运行管理。主要包括：

（1）加强主机TSI 各项参数监视，特别针对汽轮机各瓦瓦振及轴振、轴向位移、低压胀差等参数，发现异常及时进行处理，超过允许值时要果断停机，避免动静碰磨事故出现。

（2）提高主机巡检频率及质量。针对主机各瓦进行就地测振，以便及时发现轴系振动异常。

三、原因分析及处理

综合#1 汽轮机运行中出现的各类异常，认为高中压缸缸体膨胀受阻是根本原因。汽轮机运行中，因轴封漏汽因素的影响，#1 轴承箱与台板结合面受水汽影响出现锈蚀，且随着运行时间的增长，锈蚀现象越来越为严重，导致高中压缸在向机头方向膨胀过程中阻力增大。

在应力作用下，轴承箱出现变形，轴承箱与台板结合面逐渐减小，导致汽缸膨胀过程中阻力更为增大，如此恶性循环，最终造成冷态启动过程中汽缸膨胀严重受阻，暖机时间增长。

2015 年4 月份，电厂对#1 机进行了重点包括抽汽轮机前箱等项目的大修检查。结果显示，汽轮机高、中、低压各部通流间隙均在合格范围内，主要问题集中在汽轮机前箱部分，包括：

1、#2 推力瓦下半非工作面标号#2、#3、#4、#5 推力瓦块与垫环之间销钉断裂，垫环上销孔变形成椭圆。

2、前箱与高压缸之间拉回装置紧固螺栓锈蚀严重，致无法拆除。

3、高压缸前猫爪与前箱之间右侧内、外定位销顺利拔出，而左侧内侧Φ50×150 定位销卡涩无法取出。在将定位销利用电钻取出后发现销孔内错台约2-3mm。

4、全部定位销取出后抽前箱。在移动约1mm 后前箱卡涩无法移动，后用两50 吨千斤顶在前箱后侧，顺利将前箱顶出。吊出前箱后发现台板前端有一直线凸起，前部纵销右侧面有凸起，且自润滑台板锈蚀严重。

5、前箱自润滑台版锈蚀处理以后回装前箱，前箱无法恢复原位，经检查发现右侧拉回装置与前箱之间顶死，无任何间隙。

至此可以判断，造成汽轮机膨胀不畅的根本原因集中在前箱部分。为此针对性地进行了以下几方面的处理：

1、对整个机组滑销系统进行清理检查。

2、对前箱底部结合面、基架表面及纵销垂直结合面进行清理。对研前箱基架及轴承箱结合面，保证结合面接触面积达70% 以上，且结合面0.05mm 塞尺不入为止。

3、汽轮机高压轴封间隙采用制造厂提供的下限值即50 丝，以有效减小前轴封漏汽量，避免大量高压蒸汽进入前箱与台板结合面。

4、针对部分轴封漏汽，采取在前轴封外侧加装挡汽板的措施，确保蒸汽不会进入前箱台板中造成台板锈蚀。

5、更换#2 推力瓦垫环，确保推力瓦的可靠安装。

四、效果与效益分析

4.1 效果

机组检修结束，于5 月15 日整组启动。启动后的各项技术指标明显好转，汽轮机膨胀不畅及由此引发的一系列技术问题得到彻底解决，机组运行稳定性及可靠性大大提高，主要表现在：

（1）机组启动时间明显缩短，由之前的11 小时恢复至8 小时左右，基本与机组投运初期启动时长一致。

（2）高中压缸膨胀值恢复至20mm，基本恢复至机组投运初期膨胀水平。

（3）在保持再热蒸汽温度在额定范围内运行的前提下， 低压胀差范围稳定在4.5-5.5mm 之间，彻底解决了再热蒸汽温度受低压胀差变化的影响，提高机组安全运行水平的同时极大提高了机组运行的经济性。

（4）机组轴系及各轴承振动指标总体较好，最大处#4 瓦x 向振动为10 丝，均处在振动报警值以下，机组运行可靠性大为提高。

4.2 效益分析

汽轮机低压胀差超限问题解决后，再热汽温恢复至额定参数运行。对比检修前、后再热蒸汽温度变化可知，检修后再热蒸汽温度平均提高约45℃，以#1 机组年发电7 亿kwh 计算，年约节省标煤2142t，经济效益显著。

五、结论