1 089 MW核电汽轮发电机组非核蒸汽冲转的实践

鲍旭东

（中核核电运行管理有限公司，浙江 海盐 314300）

1 089 MW核电汽轮发电机组非核蒸汽冲转的实践

鲍旭东

（中核核电运行管理有限公司，浙江 海盐 314300）

介绍某核电工程汽轮发电机组非核蒸汽冲转的试验过程，重点分析试验中汽轮机缸差、轴系和临界转速等参数，针对汽轮发电机组冲转过程中的轴承烧瓦事故进行了分析，对冲转检查的最低转速提出了相应建议。

非核蒸汽；汽轮发电机组；冲转试验

非核蒸汽冲转是指在反应堆装料前的核岛热态试验阶段，利用反应堆冷却剂泵和稳压器电加热器提供的能量使主系统升温升压，通过蒸汽发生器将一回路主系统能量转换成二回路主蒸汽热能，进行汽轮发电机组冲转的试验。这一试验是核岛蒸汽供应系统与常规岛汽轮机系统设备的一次联合调试，其目的是验证汽轮机转速调节控制及保护联锁装置动作正常，实测汽轮发电机组轴系的临界转速、各轴承的振动值，以及润滑油供油等辅助系统设备的运行数据，确认二回路主辅机设备安装质量符合机组启动运行的要求。

1 非核蒸汽冲转实例

1.1 汽轮发电机组概述

某核电站的2台额定出力为1 089 MW的半速汽轮发电机组为引进法国ALSTOM技术设计制造的，由1个HP/IP（高压/中压合缸）和2个LP（双流低压缸）组成。主蒸汽通过4组阀门进入HP汽缸，在高压汽缸中膨胀做功后，蒸汽被送往2个并联运行的汽水分离再热器中（位于HP/IP汽缸的两侧），经过汽水分离除湿和两级再热器加热后，再进入到IP汽缸，其流动方向与在高压缸中相反。在IP汽缸膨胀作功后，蒸汽进入LP汽缸膨胀继续做功，直到排汽进入凝汽器。该机组的轴系由1个HIP（高中压）转子、2个LP1/LP2（低压）转子和1个发电机转子（含励磁机旋转电枢等）构成，整个汽轮机本体汽缸及轴承定位的滑销系统如图1所示。

图1 汽机滑销系统

1.2 试验过程

新建核电站的汽轮发电机组非核蒸汽冲转试验项目，安排在核岛相关系统完成热态功能试验后进行，由于此时二回路大部分系统设备还未向运行移交，汽机厂房内设备安装和系统调试工作交叉进行，冲转试验的组织准备和协调工作较多，且运行操作有一定的风险和难度。在汽轮机冲转操作过程中，必须严密监测一回路平均温度和温降速率变化不能超过运行限值，连续监视稳压器和蒸汽发生器水位及压力不能超过运行限值，参数一旦出现异常必须立即中断操作。

在汽轮机非核蒸汽冲转准备阶段，首先要确认汽轮机的控制保护系统、监视仪表及其它辅助系统的调试已完成，并投用正常；其次是确认涉及汽轮机冲转操作相关的二回路系统、BOP（外围设施）部分相关系统设备单体调试和系统分部试验已完成，并投用正常。按照试验程序检查汽轮机控制与保护系统投入且各测点参数检测正常，待蒸汽发生器二次侧蒸汽参数达到非核冲转试验条件后，先按照汽轮机主汽门和调门严密性试验程序进行阀门严密性试验，并确认严密性合格。

某核电站2号汽轮发电机组第一次非核蒸汽冲转：10:28首次冲转到100 r/min，随后打闸进行摩擦检查；11:16再次冲转到100 r/min，进行低速暖机持续约50 min；12:17升速到500 r/min（速率50 r/min2），在此转速下持续仅3 min，发电机汽侧7号轴承瓦块一测点温度从62.5℃快速上升至132℃，打闸停机，在转子惰走过程中7号轴承瓦块另一测点温度从63.8℃上升至144℃。随后解体检查7号轴承，发现有异物进入，堵塞轴瓦油路，引起润滑油量不足，造成轴瓦金属温度迅速上升至熔点温度而发生轴瓦烧毁事故。

2号汽轮发电机更换7号轴承轴瓦后进行了第二次非核蒸汽冲转。21:23首次冲转到100 r/min，随后就地手动打闸进行摩擦检查；21:45再次冲转到100 r/min，低速暖机持续30 min左右；22:19升速到500 r/min（速率50 r/min2），暖机持续15 min；22:47升速到1 500 r/min（速率125 r/min2），空转维持15 min。23:02主控远方手动停机，0:40转速惰走到盘车投入，汽机惰走时间为98 min。这次非核冲转试验操作顺利，但是2号低压缸6号轴承金属温度在冲转升速过程中出现了温差大报警，最大时相差约27℃（测点金属温度分别为73.72℃和100.8℃）。对于6号轴承出现下瓦2点金属温度差值大报警的问题，只能在停机后翻瓦检查。

1.3 非核蒸汽冲转试验结果

2号汽轮机第二次非核蒸汽冲转从盘车转速冲转到额定转速耗时64 min，考虑非核蒸汽供给的汽量有限，在中间转速暖机停留时间很短，在1 500 r/min额定转速空转约15 min，实测轴系各轴承的轴振值均在40 μm以内，轴系动平衡状态较好。因进入汽缸的蒸汽参数较低，汽轮机的高压缸温度从55℃上升到107℃，高压缸体受热膨胀出约0.35 mm（绝对膨胀从3.1～3.45 mm），可见汽缸本体及转子受热膨胀有限。受泊松效应影响，转速从500 r/min升到1 500 r/min的过程中，转轴在叶片离心力作用下被“拉短”，高中压转子差胀值从1.46 mm变到-0.04 mm，在转速下降过程中差胀值又从-0.04 mm变到1.07 mm。在升速和降速过程中，低压转子也同样出现明显的缩短和伸长变化现象，转速从500 r/min升到1 500 r/min的过程中，低压转子绝对膨胀值最大变化约为3.91 mm（从6.54 mm到2.63 mm）。

实际测试2号汽轮发电机组冲转升速过临界转速区域的轴振动最大为65 μm，降速过临界转速区域的轴振动最大为92 μm，机组过临界转速的振动水平在现行国家标准规定的限值以内，但连接成轴系以后的各段转子临界转速特性有了明显的变化，如表1数据所示。

表1 2号机组轴系各转子的临界转速（一阶） r/min

在2号汽轮发电机组非核蒸汽冲转的升速过程，保持1台顶轴油泵运行，并由交流辅助润滑油泵连续提供轴承润滑油。随着汽轮机转速增加，主油泵开始从油箱吸油向系统供油，出口油量随转速上升逐渐增大，当转速达到500 r/min时，主油泵出口压力为0.25 MPa；转速达到1 500 r/min时，主油泵出口压力为0.38 MPa，主油泵工作正常，停止交流辅助润滑油泵运行。

在整个试验的升降转过程中润滑油总管压力控制在约0.21 MPa，轴承进油温度维持在35～45℃，各个轴承回油温度都低于50℃，顶轴油泵和电动盘车装置自启停功能正常，证明汽轮机润滑供油系统工作状态良好。由于本次冲转在1 500 r/min上停留时间很短，各个轴承的金属温度还未上升到稳定值，不能完全反映各个轴承工作情况。

2 问题与分析

2.1 试验的局限性

2次非核蒸汽的试验过程及结果表明，轴系各轴承的实测轴振值均在优良水平，机组轴系动平衡状态较好。由于非核蒸汽供给的汽量有限，非核冲转汽机升速过程和中间转速暖机停留时间很短，且汽缸进蒸汽参数较低，使得汽缸和转子都没有得到充分加热，因此不能推断机组在并网和升降负荷过程中，汽轮机本体的受热膨胀变化情况。

在反应堆装料后，2号汽轮机在首次核蒸汽冲转达到1 500 r/min时，2号低压缸前轴承5号轴振幅持续缓慢爬升，空载运行约6 h，振动值达到119 μm时，操纵员脱扣汽轮机停机。初步分析振动是由低压缸汽封或轴承油挡等处动静部件碰摩所致，这类问题在新装汽轮机的启停过程中较为常见，通过“磨合”的方法进行处理。再次冲转到1 500 r/min后，重复出现汽轮机5号轴瓦振动持续上升的异常情况，再次打闸，进行机组停机小修，对2号低压缸前后轴端汽封间隙进行修改，并解体5号、6号轴承进行检查。该汽轮发电机组非核蒸汽冲转试验一次成功，但在后续的机组启动过程中未能避免发生动静部件摩擦问题，是事前没有预料到的。

另外，在1号机组50%功率甩负荷试验过程中，发生了汽轮机轴向位移高信号跳机，并引发反应堆自动紧急停堆事件。经过深入的事故分析，确定轴向位移测量信号的实际零设置与主控显示零位偏差+0.20 mm是此次运行停机事件的原因。

上述2件事例反映出，由于受到机组运行工况条件的限制，非核蒸汽冲转试验还不能全面检验汽轮发电机组设备安装调试的质量，无法精准预测机组在热态工况条件下的运行状况。

2.2 轴承烧瓦事故的原因

在2号汽轮发电机组进行第一次非核蒸汽冲转到500 r/min时，发电机一侧轴承发生了烧瓦事故。通过运行数据分析排除了振动和油温变化等因素，判断轴承烧瓦的原因是缺油或局部断油，使轴颈与轴瓦发生非正常的接触。在轴承解体检查中发现该轴承侧瓦块的润滑油出口油道中有塑料包装物，且在烧毁的瓦块乌金中发现有纤维状棕色物体。最终确定该轴承因异物进入，堵塞轴瓦油路，引起润滑油量不足，轴承下瓦与轴颈在缺油或油膜破裂的状态下直接接触，使轴瓦金属温度迅速上升至熔点温度，轴瓦乌金材料与轴颈发生咬黏（胶合），导致轴承下轴瓦被碾压磨损。

在汽轮发电机组的首次启动和大修后启动的冲转操作过程中，最容易发生轴承烧瓦事故，其中因异物进入轴承造成烧瓦的情况时有发生。引起设备事故的主要原因是未做好安装过程中的清洁度控制，防异物管理措施失效。因此，全面和严格的现场设备安装质量控制是防止发生此类设备事故的有效措施。与此同时还需在机组调试方案和运行操作中，考虑以下2个对汽轮发电机轴承安全稳定运行有影响问题。

2.3 可倾瓦轴承检修工艺

该汽轮发电机组整个轴系的径向轴承都采用了可倾瓦轴承，与椭圆瓦或圆柱瓦轴承的工作特性不同，可倾瓦轴承的每个瓦块随运行参数（负载、转速、润滑油粘度等）改变时可以绕支点作微量摆动，瓦块倾斜角度自动调整与转子轴颈形成油膜厚度以适应载荷的变化。为保证在运行中每个瓦块具有良好的随动性，可倾瓦轴承的结构设计较为复杂，对设备的制造质量和检修工艺要求较高。

如果设备现场检修安装不当，可能造成轴承自动调整能力变差，也会出现轴承温度异常或轴承润滑失效的问题。例如：2号汽轮发电机组虽经过停机翻瓦检查，但仍存在6号轴承下瓦左右2点金属温度差值大报警的情况，某核电站反映出的同型号机组发电机两侧轴承轴瓦平行度超标频繁出现的问题[1]，都提醒在设备运行维护工作中，检修人员要高度重视可倾瓦轴承安装工艺和检修工作的质量，运行人员要熟知设备结构设计的特点，在汽轮发电机组启停运行操作过程中要严密监测轴承运行状态变化。

2.4 汽轮机冲转检查的最低转速

2号机组非核蒸汽冲转试验操作选择在100r/min进行低转速检查，主要是考虑用于非核冲转汽轮机的蒸汽供量有限。通过观察2号机组非核冲转过程的轴承运行参数变化情况，发现转轴从盘车转速到100 r/min低转速时，汽轮发电机组各径向轴承的轴瓦温度仅上升约1℃，说明此低转速条件下转轴动载荷较小，轴瓦同轴颈间可能还未形成楔形油膜区域，轴颈的润滑主要是依靠顶轴油泵注入各轴承的少量润滑油。而继续升速到500 r/min（速率50 r/min2）过程中轴承金属温度随转速上升而升高，这一现象说明在升速过程中油膜温度和厚度发生了快速变化。

对于大型汽轮发电机组的径向滑动轴承，随转轴的转速升高，被带进轴承的润滑油增多，形成润滑油膜的厚度增大，承受的负荷也就增大，同时因润滑油的摩擦功耗增加，轴承工作温度也会随着转速增高而升高，如果转轴的转速过低，不利于径向轴承润滑油膜的形成。

当轴承出现某种异常状况时，例如转轴转速瞬间突升或突降、轴承瓦面平行度改变、轴承进油量减少等瞬态变化过程，会引起最小油膜厚度减小或油膜温度异常升高，严重时会造成轴承润滑失效，进而导致轴承发生故障。按照制造厂的汽轮机升转速试验程序规定，汽轮机需在多个转速下停留一段时间，以检查汽机所有的运行参数正常，其中200 r/min为最低检查转速。因此对于半速核电汽轮发电机组冲转过程的低速检查，应选择在200 r/min以上运行转速平台进行，以利于机组的轴承部件的正常工作和充分磨合，并可及时发现设备的安装缺陷。

3 结语

汽轮发电机组非核蒸汽冲转是对核电站设备设计、制造、安装和调试质量进行检验，可以尽早地暴露设备缺陷并及时安排处理。由于非核蒸汽冲转汽机过程太短，汽缸和转子没有充分受热，非核蒸汽冲转试验工况下监测到的汽轮机运行数据会有很大的不确定性，因而还不能通过这类冲转试验，全面预测和准确分析此后机组的核蒸汽启动、并网及带负荷运行参数变化的趋势。

因此，新装机组只有加强设备安装调试过程的质量控制和管理，同时针对汽轮发电机组设备特点做好运行操作风险分析和应对措施，才能避免出现重大设备缺陷而严重影响机组安全运行，确保反应堆装料后的一回路与二回路的联合调试顺利进行。

[1]孙远明.核电厂汽轮发电机轴承异常原因分析与处理[J].大亚湾核电，2014（3）:20-22.

（本文编辑：徐 晗）

Startup Practice of Non-nuclear Steam of 1 089 MW Nuclear Turbine Generating Unit

BAO Xudong
（China Nuclear Power Operations Management Co.，Ltd.，Haiyan Zhejiang 314300，China）

This paper introduces an initial startup test of nuclear power generating units with non-nuclear steam in a nuclear power project.The paper mainly analyzes parameters such as cylinder variation，axes and critical rotation speed，and in the meantime proposes suggestions on bearing bush burning and the lowest rotation speed for initial startup test.

non-nuclear steam；steam turbine generating unit；startup test

TK267

B

1007-1881（2016）06-0057-04

2016-03-11

鲍旭东（1966），男，高级工程师，从事核电站设备管理工作。