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[转帖]汽轮机主要问题分析及处理 |
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| [转帖]汽轮机主要问题分析及处理 |
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作者：佚名 文章来源：不详 点击数： 更新时间：2008-9-24 8:52:01  |
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摘 要：在四川华电宜宾电厂1×100MW循环流化床工程汽轮机 调 试过程中，出现了一系列因安装、设计、产品等原因而造成的影响机组启动、运行的问题。 在一个机组调试中集中出现如此之多的设计、设备、安装问题是比较罕见的。作为该机组汽 轮机专业调试的组织者和参与者，对该工程汽轮机主要问题的分析及处理进行了探讨，为其 它类似机组的调试、运行提供借鉴。
关键词：汽轮机；调整试验；存在问题；分析处理
四川华电宜宾电厂1×100 MW循环流化床工程汽机选用北京汽轮电机有限责任公司制造的N10 0－8.83/535型高温高压、双缸、双排汽、冲动、冷凝式汽轮机，配套QFS－100－2型双水内 冷发电机和东方锅炉厂制造的DG410/98循环流化床锅炉。机组采用MAX1000DNA DCS分散控制 系统和新华DEH电液调节控制系统共同控制。该工程由四川电力设计咨询有限责任公司设计 ，四川电力建设二、三公司负责安装，四川电力调整试验所负责机组整套启动调试。
1机组整套启动调试过程中主要问题的处理及建议
机组从2003年12月21日22:33首次启动到2004年01月10日17:42第九次启动并完成72 h试运 移交生产，期间遇到了诸如轴封汽源、安全油压偏低、低压加热器疏水不畅等问题。
1.1机组轴封汽源问题
机组汽封汽源设计院只设计由汽平衡母管供汽，这就使得在冷态启动时只有除氧器先起压 才能提供轴封供汽，因除氧器起压所花费的时间较长，且需要大量的加热汽源，这样使得机 组冷态启动的时间加长，并且热经济性很差。机组于2003年12月21日22:33首次启动时因除 氧器不能提供足够的轴封供汽而导致汽轮机停机。在调试人员建议下安装了一条从辅助蒸汽 联箱至汽封供汽的管道，安装、改造的成本很低，却使得机组轴封供汽的可靠性及安全性大 大提高，并且缩短了机组启动时间，有利于机组快速、安全的启动。
1.2高压加热器注水问题
因设计原因，导致高压加热器联成阀没有安装注水管道及阀门，高压加热器系统无法注水， 高压加热器联成阀不 能投入，在加装了注水管道及注水阀门后，注水时发现在给水压力达8.0 MPa时高压加热器 联成阀 仍不能正常顶起，解体联成阀发现活塞通流孔为?2偏小，如此小的通流量导致长流水不能 完全泄掉而积压。将联成阀活塞上通流孔扩为?3.5，并将控制水长流水节流孔由?3缩小为? 1后，高压加热器联成阀在4.0～5.0 MPa及能正常顶起，解决了这一问题。
1.3轴封管路疏水
新蒸汽至前汽封一次漏汽室管路很长，且高低落差较大，但设计没有疏水，通汽时会导致管 路振动和蒸汽带水，根据调试人员的建议加装了这一管路，解决了这一问题。
1.4凝结水和除盐水互串
机组内冷水箱补水和真空泵汽水分离器补水由凝结水和除盐水来，二者相互通过阀门隔离， 由于设计不合理，在用除盐水补水时不能隔断凝结水，因凝结水压力高会导致凝结水串入除 盐水管路，当凝结水水质不合格时会影响除盐水水质，对整个机组造成危害，在对管路进行 改动后解决了这一问题。
1.5射油器错装
在首次启动高压油泵时发现主油泵入口压力达0.5MPa明显不正常，检查射油器后发现1、2 号射油器装反，与安装图纸不符，重新安装后主油泵入口压力恢复正常。
1.6汽轮机安全油压偏低
汽轮机挂闸过程中发现安全油压偏低，只有1.5MPa左右，导致不能正常挂闸，分析怀疑为 启 动阀上两个?6节流孔太小，导致安全油压不能正常建立，在将其中一个孔扩为?7后安全油 压提高至2.0MPa，机组能够正常挂闸，恢复正常。
1.7发电机断水保护
因北重配套的内冷水流量计不能做为断水保护开关，因此在整个试运行期间只将内冷水压力 做为发电机断水保护信号。鉴于发电机断水保护是机组的重要保护装置，没有流量开关的情 况下机组运行存在很大的潜在危害，因此建议尽快购置可靠的内冷水流量开关，确保机 组长期安全运行。
1.81、2号危急遮断器
在完成机组首次启动和并网带负荷后，进行了机组机械超速试验，1号飞锤能够动作，但第 三次超速试验时发现1号错油门的油门盖已断裂脱落，更换后1号飞锤能处于警戒状态并正常 击出，而2号飞锤经过十多次试验飞锤均未动作，对2号错油门解体检查。发现下列问题：
1) 2号飞锤滑阀与座套之间的间隙达180μm，远高于正常的100μm，复位油孔为?3 mm， 经计算其流通面积远小于滑阀与座套之间的泄流面积，导致机组掉闸后安全油压不能完全泄 掉，机组无法掉闸，且部件较粗糙。
2) 在挂闸后复位油压仍有0.08 MPa左右，不能到零。
3) 飞环弹簧经多次装配已变形变软，使飞环在挂闸时不能正确到位，或到位后因拉力不够 松动造成掉闸。
综上所述，2号危急遮断器存在严重质量问题，应整体更换。但鉴于试运时间紧迫，采取了 在复位油管路上加装一泄油阀的临时措施，但因飞环在挂闸时不能正确到位，常引起汽轮机 掉闸。最后将2号危急保安器错油门的油门盖换至1号。在一个机械飞锤的情况下完成了机组 的试运工作。
因机械超速是汽轮机的重要保护，直接涉及到机组的安全运行。建议应尽快装配合格的2号 危急遮断器并进行超速试验，并且原有的临时措施应取消恢复原状，确保机组安全运行。
1.9抽汽逆止门水控电磁阀
由于北重配套的抽汽逆止门水控电磁阀质量太差，致使每次电磁阀关闭时，阀杆有偏心现象 ， 不能完全到位隔断控制水，各段抽汽逆止门无法正常开启，严重影响各段抽汽的投入和机组 带负荷。因此在整个试运行期间采取非常措施将控制水关闭再缓慢打开来投入各段抽汽，但 在机组带高负荷时一旦机组甩负荷，各段抽汽逆止门不能迅速关闭，容易造成机组超速。加 热器满水时造成汽缸进水，建议更换所有抽汽逆止门水控电磁阀或改为气动控制，确保机组 安全运行。
1.10低压加热器疏水不畅
在机组72 h试运期间，低压加热器疏水始终存在疏水不畅，导致低压加热器水位偏高引起抽 汽管道振动。停机检查发现2号低压加热器一根铜管泄露，处理完毕再次带负荷时仍然存在 疏水不 畅的问题。根据厂家图纸各个疏水调节阀通流面积分别为15 cm2、25cm2、45cm 2，但实际机组配备的疏水调节阀通流面积都为25cm2，在对疏水泵出口疏水调节阀加装 一旁路管道后情况有所好转，但低压加热器水位仍不能降到可监视水位以下。建议按厂家图 纸配备 相应通流面积的疏水调节阀，并请设计院确认疏水管道通流面积能够保证机组满负荷运行时 疏水正常。另外应对DCS上各高、低压加热器水位变送器信号和电接点水位信号、玻管水位 信号进行核对，使其具有一致性，保证运行人员的监视可靠、准确。
1.11机组振动
在机组于2003年12月21日首次启动中, 4号瓦振动最大达到41μm，超过国家发电机组优良 标准。经分析后认为是汽轮机转子动不平衡所致，决定对机组进行动平衡试验，加装平衡 块。试验完成后机组最大振动降到12μm左右，达到国家发电机组优良标准，确保了机组安 全、稳定运行。
2结束语
通过机组长达2个月的试验、运行，基本暴露了汽轮机存在的各种问题和隐患并逐一提出了 解决方法和建议，在72 h试运结束时除设备到货原因的问题外绝大部分得到了解决，通过 试运汽轮机各项主要运行指标达到设计要求，主机及辅机运行稳定可靠，圆满完成了汽轮机 调 试任务，在春节前提前移交生产，为缓解四川电网供电的紧张局面赢得了时间。但尚有一些 影响机组长期稳定、安全运行的问题因设备更换不能及时到货还未得到彻底解决，在剩余问 题解决后，可以确保这台汽轮发电机组的长期、稳定、安全运行。这个机组所存在的问题在 常规汽轮机调试中比较普遍，希望能对今后同类机组调试给出一些有意义的借鉴！
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