路春林 赵荣阁 王凯杰
滦河发电厂 河北承德 067002
随着电网负荷峰谷差的不断增大，机组进行深度调峰和启停调峰已成为必然。机组进行深度调峰和启停调峰使其金属温度变化增大，从长远观点来讲将加快金属的疲劳损坏，使机组使用寿命降低；从近期观点来讲，机组频繁调峰造成滑销系统磨损加剧，汽缸法兰内、外壁经常存在较大温差，从而造成汽缸移位、汽封磨损加剧等，短期内即会造成由于蒸汽内部窜流增大，机组运行的经济性下降。汽缸移位以及高温高压蒸汽进入汽轮机低压通流部分，使机组无法正常运行，严重时造成机组事故停机。滦河发电厂就发生过类似的停机事故。
1 机组设备及事故情况
滦河发电厂目前运行机组为2×50 MW和2×100 MW。其中，4、5号机组为50 MW，6 、7号机组为100 MW。4号机自1995年开始启停调峰；5号机自1996年开始启停调峰；1997年以来，6、7号机组低谷时进行50～60 MW深度调峰。自4、5号机组启停调峰以来 ，汽轮机在检修完成，并经过一段时间的调峰运行后，即出现前、后轴封漏汽问题，同时伴随有机组运行中负胀差增大的现象。1996年4号汽轮机、1999年5号汽轮机均发生由于汽缸移位造成前汽封磨损，而使机组不能正常运行被迫停机进行检修。
1999年12月5号机组完成检修，运行至2000年3月情况正常。在经过多次极热态启停调峰后，3月下旬开始，汽轮机前汽封漏汽逐渐增大，同时伴随着机组运行中负胀差逐渐增大现象。2000年7月7日，在一次利用机组降负荷处理缺陷后，机组负胀差达到-1.5 mm，机组负胀差保护动作，被迫停止运行。
滦河发电厂5号机为N50-90型单缸、冲动、凝汽式汽轮机，其经济功率为45 MW，抽汽参数如表1，轴封及法兰加热系统如图1所示。
为查清机组负胀差增大原因，利用机组调峰停机机会，对机组胀差保护系统进行检查，胀差测量系统未发现异常。
为进一步摸清问题，在机组正常运行状态下对七段抽汽进行检查，因5号机七段抽汽在安装时未安装温度测点，故将七段抽汽口附近管道保温拆除，对管壁进行温度测量 。在速度级后汽温510℃状态下进行测量的结果是：前汽封三挡漏汽至七段抽汽管道阀门门盖温度为375℃；Ⅰ号低压加热器入口阀门门盖温度为260℃；七段抽汽口附近管道管壁温度为418℃，七段抽汽口附近管道管壁温度较七段抽汽设计温度72℃高出346℃。测量数据显示汽轮机前汽封漏汽较大，且三挡漏汽未全部进入Ⅰ号低压加热器，其中一部分由七段抽汽口进入了汽轮机低压缸。
揭缸检查发现汽轮机前汽封大部分断裂、脱落，未断裂的全部向机头侧倒伏；汽缸中心测试机头向右侧移位0.375 mm，各通流间隙检查也发现移位现象，但经过调整后可达到标准范围。
2 原因分析
2.1 事故停机的直接原因
汽轮机前汽封的严重损坏使汽轮机前汽封漏汽量增大，其漏汽压力高于七段抽汽压力，致使汽轮机七段不能正常工作，部分蒸汽由汽轮机七段抽汽口漏入汽轮机，形成倒抽汽，造成汽轮机低压缸膨胀量增大，而转子未能同时得到相应的膨胀，引起汽轮机负胀差增大，机组胀差保护动作，使机组停机。
2.2 汽轮机前汽封损坏和机头移位的原因
(1) 汽轮机前汽封在施工过程中存在缺陷，部分汽封片未能捻紧，造成局部汽封片脱落。汽封片局部损坏后，片间压差增大，使吹损增大，又加快了汽封片的损坏。
(2) 机组的频繁启停调峰，使机组滑销系统磨损加剧，定位性能下降，并且由于汽缸法兰内外壁之间、左右法兰内壁之间、左右法兰外壁之间均存在较大温差，使汽缸发生移位，造成前汽封磨损。
自1999年1月1日至11月3日，5号机启停调峰129次，除3次属冷态启动外，其余均属极热态启动(在机组启动送轴封前，速度级上缸温度均在400～420℃之间，速度级下缸温度均在380～400℃之间)。1999年12月24日至2000年7月7日5号机启停调峰108次，仅6次属冷态启动，其余均为极热态启动。
(3) 机组热态启动时轴封供汽没有适宜温度的汽源，轴封蒸汽温度与启动时金属温度存在较大温差，造成自投轴封至机组定速过程中轴封金属温度变化较大，诱发或加速了汽封损坏。
本机组在1999年12月检修完成后，多次进行极热态启动，前一天23：00～24：00时停机，第二天4：00～5：00时即投轴封，开始抽真空，准备启动。机组启动用轴封蒸汽一般采用三段抽汽或相邻机组除氧器汽平衡来汽，由于此时其它运行机组也均在低负荷状态下运行，100 MW机组只带50～60 MW负荷，50 MW机组最多只带30 MW负荷，轴封供汽温度为150～230℃。而机组启动前速度级后温度一般不超过390℃，速度级上缸温度400～420℃，速度级下缸温度380～400℃。
(4) 机组在停机后和启动过程中，左、右侧汽缸法兰内外壁温度不同，且存在较大温差，使汽缸左右侧膨胀不均，造成汽缸中心偏斜机头移位。
经查阅1996年4号机启停纪录及1999年5号机启停纪录，发现4号机右侧汽缸法兰内外壁温差明显大于左侧，且右侧汽缸法兰外壁温度明显低于左侧；5号机左侧汽缸法兰内外壁温差明显大于右侧，且左侧汽缸法兰外壁温度明显低于右侧。在检修时均发现汽轮机机头存在移位现象，检修中将前箱拉出，进行了调整汽缸的工作(1996年4号机向右侧移位1.92 mm，1999年5号机向左侧移位1.25 mm)。
2.3 热态启动过程中产生汽缸金属温差原因分析
1999年5号机组检修中加强了汽缸保温监督工作，检查2000年6月5号机组启停调峰记录，发现左侧汽缸法兰外壁温度高于右侧。2000年7月对5号机检修时发现汽轮机机头向右侧偏斜0.375 mm。将2000年6月4日至7月5日5号机启动数据进行整理，随机选取两组数据(平均值)列于表2。
由表2看出汽缸金属温差有以下特点：
(1) 滦河电厂5号机在进行启、停调峰过程中(停运时间少于8 h)，在停运后至送轴封前，汽缸两侧法兰内壁温差、汽缸两侧法兰外壁温差、法兰内外壁之间温差是逐渐增大的，且机组停运时间越长温差增大量越大；
注： 2000年7月4日送轴封前速度级前上缸壁温为此阶段最低值407℃；
2000年6月4日至7月5日送轴封前速度级前上缸壁温平均值412℃；
2000年6月22日送轴封前速度级前上缸壁温为此阶段最高值455℃。
(2) 在机组停运约6 h再次启动至并机前，汽缸两侧法兰内壁温差、法兰内外壁之间温差均为增大趋势，并网时一般达到最大值；
(3) 送轴封前缸温较高时与缸温较低时进行比较，缸温较高时在送轴封至并网的过程中，汽缸两侧法兰内壁温差、法兰内外壁之间温差增大的幅度大，且温差值高于送轴封前缸温较低时的数值；
(4) 随着机组负荷和蒸汽参数的提高，各温差值逐渐恢复到正常值。
产生汽缸金属温差的原因：
(1) 汽缸保温未能完全达到规程要求，由于汽缸散热损失较大造成停机后汽缸及汽缸法兰金属与外界温差增大；
(2) 机组停运所用时间较短，受汽包上下壁温差的限制停机参数较高，使停机后汽缸金属温度较高，汽缸及汽缸法兰与外界温差较大；
(3) 经过长期运行和频繁的启停调峰，汽缸结合面存在内张口，在检修中对气缸左右侧内张口情况了解不清，未能根据扣空缸情况调整汽缸两侧螺栓紧固顺序，致使汽缸两侧内张口出现较大的差异，导致在启动过程中两侧均出现较大内、外壁温差，以及两侧之间产生较大温度差异；
(4) 机组启动时轴封蒸汽温度较汽缸金属温度约低240℃，造成在投轴封至冲转期间冷蒸汽由轴封漏入汽轮机，加大了对汽轮机的冷却作用，使汽缸上下壁温差、汽缸两侧内壁温差、汽缸两侧外壁温差、汽缸内外壁温差增大。
3 采取的措施
(1) 检修中进行扣空缸工作，消除或减小汽缸内张口，并根据扣空缸结果调整汽缸螺栓的紧固顺序，减小汽缸两侧的内张口偏差。
(2) 加强对汽缸的保温工作，将保温适当加厚，减小停机后的对外散热量，以降低汽缸法兰内外壁温差及汽缸两侧法兰温差。
(3) 加强汽轮机前汽封的更换频率，并加强质量监督。
(4) 将汽轮机前汽封漏汽进入Ⅰ号低压加热器与七段抽汽的汇合点，由七段抽汽口附近改为进入Ⅰ号低压加热器入口阀门前附近；并在七段抽汽管道上，与前汽封三挡漏汽汇合点之间加装阀门和温度测点，对运行工况进行监视。一旦前轴封漏汽增大影响到汽轮机胀差时，关断七段抽汽阀门，不使前汽封三挡漏汽进入汽轮机低压缸。前汽封三挡漏汽至七段抽汽系统改造前、后对比如图2所示。
(5) 提高机组极热态启动时轴封的供汽参数，由原三段抽汽或汽平衡来汽作为启动时的轴封蒸汽改为由二段抽汽供轴封系统用汽，直接从抽汽母管引出，将轴封蒸汽温度提高至300℃，以提高在极热态启动情况下进入轴封的蒸汽温度，降低启动初期轴封蒸汽与金属之间的温差。
(6) 在机组启动前投轴封时，尽可能提高提供轴封汽源机组的运行负荷，提高汽轮机极热态启动时轴封蒸汽参数，以尽可能减小轴封蒸汽与汽轮机金属之间的温差。
(7) 合理控制汽轮机在极热态启动时的参数，并合理控制汽轮机在极热态启动时的启动速度，尽可能减小汽轮机在极热态启动过程中金属温度的降低程度和转子与汽缸之间、汽缸内外壁之间、汽缸两侧内壁之间及汽缸两侧外壁之间的温差。
(8) 汽轮机前汽封体加装温度测点，随时监视启、停过程和正常运行中的汽封温度 ，以便对其及时进行调整。
(9) 轴封加热器加装真空表，以随时监视和调整轴封加热器工作参数，确保其工作正常。
(10) 汽轮机在启停调峰时，采取机炉联合滑参数启停方式，尽可能降低汽缸金属温度，减小停机后汽缸与外界之间的温差和启停过程中汽缸两侧温差，减缓或消除由于启停过程中汽缸两侧温差带来的汽缸移位和汽封磨损，延长检修周期，确保机组的安全运行。
2000年8月15日，在4号汽轮机完成了图2的改造后，进行了七段抽汽的阀门开关试验：在45 MW负荷下，将七段抽汽阀门关闭，汽轮机负胀差仅用6 min就由-0.92 mm下降为-0.2 mm，验证了高参数蒸汽漏入汽轮机低压部分对机组负胀差的影响。
4 结论
随着电网负荷峰、谷差的不断增大，机组必然要进行深度调峰。因此，加强对机组调峰的研究，严格控制启、停过程中的各项参数，减缓由于调峰所带来的金属疲劳损坏 ，以及温度分布不均带来的膨胀不均而造成的汽缸移位变形，采取必要手段，控制启动过程中的相对位移，防止汽轮机前、后汽封和级间汽封的损坏，使现有的设备在尽可能小的投资情况下，达到安全稳定运行已成为电力企业的一项重要工作。
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