9FA燃机停机后缸温异常分析

潘小丰，杨金星

（杭州华电半山发电有限公司，杭州 310015）

9FA燃机停机后缸温异常分析

潘小丰，杨金星

（杭州华电半山发电有限公司，杭州 310015）

针对某9FA燃机停机后缸温下降速度异常增大的问题，分析异常现象并查找原因，通过更换中压并汽阀成功解决了此重大缺陷，可为类似机组的缸温异常分析提供参考。

9FA燃机；高压缸；缸温异常

0 引言

某发电公司拥有3套STAG 109FA单轴联合循环机组，每套机组由PG9351FA型燃气轮机、D10型三压再热系统的双缸双流式汽轮机、390H型氢冷发电机和三压再热带冷凝器除氧的自然循环余热锅炉组成。在运行中发现2号机组停机后高压缸温下降速率异常增大，造成了极大的经济损失，存在极大的安全隐患。经过对系统的仔细分析后，查明了异常的原因，并且成功解决了此重大缺陷。

1 发现问题

1.1 发现缸温异常

每次开机时，运行人员都要查看机组高压缸上缸缸温情况（见图1），根据机组缸温来选择冷态、温态或者热态启动方式，并根据实际情况投入温度匹配。某日，运行人员发现2号机组高压缸缸温不正常偏低。根据运行经验，熄火后8 h缸温下降35℃左右，隔天启动时缸温下降120～145℃，则机组隔天启动时缸温应在400～425℃左右，仍是热态启动。而2号机组在启动时，高压进汽缸上壁温度已下降至338℃，进入温态启动，有异常。（说明：高压进汽缸上壁温度低于204℃为冷态启动；高压进汽缸上壁温度介于204℃和371℃之间为温态启动；高压进汽缸上壁温度高于371℃为热态启动）。

图1 高、中压合缸剖面

1.2 深入了解缸温异常情况

在分析2号机组缸温异常原因之前，先查看缸温异常的具体情况。首先纵向查看2号机缸温异常情况发生的时间段，每个月随机取熄火时及熄火8 h后缸温数据，得出其平均值（见图2）。可以看出，2号机组缸温熄火后下降幅度从53.3℃增加到76.2℃，下降速率从6.7℃/h增加到9.5℃/h。说明2号机缸温异常情况长期存在，并且在最近愈发严重。

同时把2号机缸温下降情况与1号、3号机作横向对比。随机采集环境条件相近的7与8月份的数据并得出平均值（见表1），3号机组保温性能最好，8 h缸温下降35.2℃；1号机次之，8 h缸温下降40.7℃；2号机最差，8 h下降76.2℃，下降幅度比1号、3号机缸温下降的总和还要多，这说明2号机缸温下降过快。

图2 2号机缸温下降速度

表1 3台机缸温下降速度对比

从以上分析，无论是纵向对比过去1年2号机组缸温下降的速度变化情况，还是横向与1号与3号机组对比，可以确定2号机组缸温下降异常。在日开夜停运行方式下，停机后缸温下降过快，导致大量热量损失，已经影响了开机经济性，并且由于温度的急剧变化而带来的应力变化已经造成了不可估量的安全隐患。

2 原因分析并制定措施

在充分了解2号机缸温异常情况后，对缸温异常原因展开分析。一般情况下造成缸温下降的主要原因有2种：由于保温措施不当或上下缸体结合面不严密而造成的热量流失；有冷源漏入到汽轮机内部。

2.1 检查保温层及上下缸体结合面

首先整体查看保温层有无脱落，破碎，有无裸露的缸体、猫爪。检查发现：靠近4号轴承处下面有保温层缺失，靠近3号轴承处部分缸体、猫爪、结合面有保温层缺失，同时2号机高、中压缸保温层整体看起来比较老旧，一定程度上影响保温效果。

在汽缸下部贴壁处，由于受到长期的重力作用，导致保温贴壁处松动，存在间隙。冷空气注入后，保温效果急剧下降。存在一定可能性，但简单的外观检查无法具体判断保温层是否与缸体脱开。

当结合面漏气，漏出的汽就会在保温层上凝结，保温层底部就会有凝结的水往下滴。如果接合面漏气大，则会把保温层吹出，高、中压缸所在的空间温度会不正常偏高，且伴有汽流声。就地检查无发现异常，排除结合面泄漏可能。

外观检查后，用点温枪测高压缸所在空间的温度，并与1号、3号机对比。选取4号轴承外壳金属温度、隔音罩顶部框架金属温度作为参考点，测得温度（见表2）。可见，2号机保温效果较差，1号、3号机组保温层保温效果相对较好。

表2 3台机保温层相关参数对比℃

综上分析，保温层在一定程度上加快2号机缸温的下降速度，尤其是下缸温度，造成的结果往往是上下缸温差拉大，但这次是上下缸温同时快速下降，因此保温层绝非主因。

2.2 检查是否有冷源进入汽轮机

连接高、中压缸的介质有辅汽系统、余热锅炉系统。下面对这两种系统进行详细排查。

2.2.1检查辅汽——轴封系统是否有冷源进入

如果轴封系统中轴封瓦不严密，轴封瓦磨损严重或轴封瓦倾斜等故障，轴封汽会通过轴封瓦进入高、中压合缸（见图3）。

图3 辅汽及轴封系统

为了查出辅汽对2号机缸温的影响，对比了机组停机后投轴封与撤轴封不同状态的缸温下降速度，数据采集自问题严重的7、8月，同时说明撤轴封状态下，辅汽有无内漏进去而降低缸温，采集辅汽母管压力、轴封压力。为了参数的可靠性，各采集数据数次，对比机组6 h后的缸温（投轴封状态下机组停役时间短）（见表3）。可以看出，无论轴封投入与否，且轴封撤出时，轴封压力为零，辅汽母管压力为零，说明轴封系统良好，没有辅汽经冷却蒸汽管路进入汽机；2号机组在轴封投入、机组真空条件下，缸温下降平均速度为8.9℃/h，而轴封撤出破真空条件下平均下降速度为9.4℃/h，投轴封状态下缸温下降反而比撤轴封时相对慢点，但跟1号、3号机组相比，缸温下降速率异常大。这说明2号机组缸温下降异常，不是辅汽或轴封汽进入，造成对流冷却，快速降低缸温。因此，可以排除辅汽进入缸体的可能性。

2.2.2 检查余热锅炉系统是否有冷源进入

根据系统，可以得出连接高压缸的蒸汽管道有高压主蒸汽管道、高压缸排气-再热冷段（见图4）。下面将逐一分析各系统的有无异常情况。

表3 机组停机后有无轴封缸温下降对比

（1）高压主蒸汽系统。机组停役后主汽联合阀MCSV关闭，但主汽联合阀也存在内漏的情况，但是主蒸汽联合阀后无压力表，不能直观判断主蒸汽联合阀有无内漏。为验证缸温下降是否由主汽联合阀内漏导致蒸汽进入缸体，造成缸温异常下降，在9月初进行试验。试验方案如下：机组停役后关闭高过出口阀MOV5010，同时开启高旁PCV1001对其（高过出口阀MOV5010和主汽联合阀间的管道）进行泄压，保持凝泵，循泵运行，机组轴封投入未破真空。试验结果如表4所示，缸温下降速度为9.2℃/h，未见好转，因此，可以说明MSCV主汽联合阀没有内漏，主蒸汽没有进入缸体进行对流换热，排除该项可能。

图4 锅炉蒸汽系统

表4 隔离高压主蒸汽缸温下降情况

（2）高压缸排气-再热冷段。理论上，该段管道在机组停役后无压。下面选取该段上几个典型的压力测点对其进行压力调查，测点分别为高压排气压力PT6101、再热器1入口压力PT5105、再热蒸汽压力PT5106。同时调查曲线看这几个测点压力跟缸温的变化关系得出，该段管道在机组停机后起压，尤其是再热器1入口压力PT5105。为验证机组该段管道正常时的状态，横向对比了1号、3号机组停机后PT5105压力变化（机组投轴封、撤轴封分别取5组）（见表5）。可以看出，正常情况下，1号、3号机组轴封投入抽真空情况下，PT5105为微负压-0.02 MPa；轴封撤出破真空情况下为正压0.02/0.037 MPa。而2号机组在轴封撤出情况下压力达到0.1 MPa，轴封投入抽真空条件下不是为负压，而是达到0.075 MPa。说明2号机该段压力异常。

表5 各机组停役后PT5105压力对比

为说明PT5105压力与缸温下降的关系，采集了2014年1月到2015年9月初相关的数据80多组，化成散点图，并自动给拟合了线性关系（见图5）。从图中可以看出，再热器1入口压力PT5105大小和缸温下降速度存在一定的关系，并且PT5105压力越大，缸温下降速度越快。

图5 再热器1入口压力与缸温下降速度散点

至此，可以判断有冷蒸汽经由再热冷段管道到灌入高压排气缸。为了验证冷再管道汽源来自中压过热蒸汽，制定了详细的方案：机组停役时，当中压过热蒸汽并汽阀PCV5121关闭后，关闭其后隔离阀MOV5108，查看再热器1进口压力PT5105的压力变化和缸温的下降速度（见表6）。从表中可以看出，在机组撤轴封破真空情况下，PT5105压力由之前的0.095 MPa降到0.038 MPa，缸温下降速率从9.4℃/h降至4.5℃/h；机组投轴封抽真空的条件下，PT5105从0.075 MPa降至-0.013，缸温下降速度也降至5.0℃/h。因此，可以确定，漏入再热冷段管道的冷蒸汽来自中压过热蒸汽，由PCV5121内漏导致。

表6 隔离MOV5108后相关数据对比

2.3 处理措施

在2016年4月初2号机临修时，检修更换了中压并汽阀PCV5121，为确定更换效果，在机组4、5月份重新启动后，采集相关的数据（见表7）。从表中可以看出，2号机PCV5121更换后，缸温的保温效果明显好转，缸温下降速度大幅缩小，只有3.9℃/h。

表7 更换PCV5121后相关数据对比

下面将作一个对比，分别是问题未解决、临措关闭MOV5108和更换PCV5121，可以清楚看出前后3个不同状态缸温下降速率的变化（见图6）。同时，与1号、3号机作了对比，可以看出，PCV5121经更换后，2号机组缸温下降速度明显好转，甚至比1号、3号机都要好。至此，2号机缸温异常问题彻底解决。

3 解决缸温异常带来的效益

3.1 经济效益

由于PCV5121内漏，中压系统蒸汽大量流失，丧失了大量的热工质，增加了开机的气耗；同时，缸温快速下降后，增加了机组进汽时缸温温度匹配的时间，同样增加了气耗。经分析，更换PCV5121后，2号机组开机气耗比原先降低0.25万m3天然气。

图6 2号机不同状态下缸温下降速率折线

停机后蒸汽进入高压汽机内，一方面引起叶片汽蚀、水蚀等叶片腐蚀问题；另一方面由于停机后中压过热蒸汽温度不到250℃，与刚停机时高、中压缸缸温545℃相差巨大，造成汽机转子极具收缩，叶片、转子、缸体应力增大，加快应力疲劳，或者造成动、静叶片磨损，减少汽机使用寿命。

3.2 安全效益

由于中压过热蒸汽温度不到250℃，造成高、中压汽缸转子、缸体的急剧冷却整体往3号轴承收缩。但转子的表面积远大于缸体，转子冷却程度大，造成转子收缩比缸体快，差胀为负。使动、静叶片间距变小，甚至为零，造成动、静叶片摩擦。高压缸n级动叶的后面和n+1级静叶前面摩擦，中压缸n级静叶后面和n级动叶前面发生摩擦（主要集中在高、中压缸前面几级动、静叶片）。在机组启动时，造成振动大导致跳机，影响机组安全运行。

当冷蒸汽进入高压缸后，汽缸内壁和转子外表面首先冷却，而汽缸外壁和转子中心孔面冷却滞后，致使内壁和转子表明由于遇冷压缩产生拉应力，而汽缸外壁和转子中心则产生压应力。实践证明，汽缸出现裂纹或损伤大多由拉应力造成，所以汽缸快速冷却非常严重。因此，此次解决2号机冷蒸汽进入，在安全生产上有着重要意义。

4 结论

通过对中压过热蒸汽并汽阀的更换，成功解决了2号机组缸温下降异常的问题。本次异常的解决，每年将可节省37.5万m3天然气，在燃机发电形势日益严峻的今天，不但能为燃机运行降低运营成本，增效创收，摆脱危机，又能提高能源的综合利用率，减少温室气体二氧化碳的排放，增强了对环境的保护，对国家能源结构和环境保护做出一定的贡献。

除此之外，通过对这次异常现象的原因分析并制定措施解决问题，锻炼了运行人员在生产中解决实际问题的能力，培养了运行人员对解决问题的兴趣，同时增长了运行经验。并对汽轮机缸温情况、缸温异常现象及应力、汽蚀等后果有深入的了解，对今后的安全生产有重要意义。

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2017-09-22

潘小丰（1990），男，助理工程师，从事燃机运行技术管理工作。

（本文编辑：陆 莹）

Analysis of Cylinder Temperature Anomalies after Shutdown of 9FA Gas Turbine

PAN Xiaofeng，YANG Jingxing
（Hangzhou Huadian Banshan Power Generation Co.， Ltd.， Hangzhou 310015， China）

Aiming at the increased lowering speed of cylinder temperature of 9FA gas turbine after shutdown,the paper analyzes the abnormity and detects the reasons.The defect is eliminated by replacement of mediumpressure steam converging valve，which can be referenced for temperature abnormity analysis of similar steam turbines.

9FA gas turbine； high pressure cylinder； cylinder temperature abnormity

10.19585/j.zjdl.201711015

1007-1881（2017）11-0083-05

TK477

B