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( 1 t j t i 电力技术 2 0 0 i 5 年第 3 期 2 9 汽轮机主要问题分析及处理 李彬 ( 四川电力工业调整试验所 ， 四川成都6 1 0 0 1 6 ) 摘要 ： 在四川华 电宜宾电厂 l 1 0 0 m w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 中图法分类号 “- t k 2 6 文献标识码： b 文章编号： 1 0 0 3 6 9 5 4 ( 2 0 0 5 ) 0 3 一 o o 2 9 0 2 四川华电宜宾电厂 1 1 0 0 m w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 n 1 0 0 8 8 3 5 3 5 型高温高压、 双缸、 双排汽、 冲动、 冷凝式汽 轮机 ， 配套 q f s 一1 0 0 2 型双水内冷发电机和东方锅 炉厂制造 的 d g 4 1 0 9 8循环流化床锅炉。机组采用 m a x 1 0 0 0 d n a d c s分散控制系统和新华 d e h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 2 0 0 3年 l 2月 2 1日 2 2 ： 3 3首次启 动到 2 0 0 4年 o 1 月 1 0日1 7 ： 4 2 第九次启动并完成 7 2 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 2 0 0 3 年 l 2 月 2 1日 2 2 ： 3 3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 m p a 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 j 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(2 j 3 5 ， 并将 控制水长流水节流孔 由( 2 j 3缩小为(2 j 1 后， 高压加热 器联成阀在 4 0 5 0 m p a 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 5 m p a 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 5 m p a 左右 ， 导致不能正常挂闸， 分析怀疑为启动阀上 维普资讯 3 o ( 1j i i 电力技术) 2 o o 5 年第 3 期 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 0 m p a ， 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 8 1 、 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 1 8 0 p m。 远高于正 謦的 1 0 0 p m， 复位油孔为 3 in lt l ， 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 0 8 m p a 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 1 0 低压加 热器疏水不畅 在机组 7 2 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 1 5 c 、 2 5 c m 2 、 4 5 c m 2 ， 但实际机组配备 的疏水调节 阀通 流面积都为 2 5 c m 2 ， 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 d c s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 1 1 机组振动 在机组于 2 0 0 3年 1 2月 2 1日首次启动中， 4号 瓦振动最大达到 4 1 p m， 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 1 2 p m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 7 2 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