1 000 MW机组单侧主汽门关闭的原因分析及处理

左伟伟

（国家能源集团江苏谏壁发电有限公司，江苏镇江 212006）

1 设备介绍

该机组采用上汽厂引进西门子技术的N1023-26.25/600/600汽轮机，汽轮机蒸汽阀门为单侧进油，采用EH油控制，每个阀门有一套控制模块控制阀门的启闭，一个集成式的组合油箱供给各阀门的EH油用油。汽轮机采用全周进汽加补汽阀的配汽方式，高、中压缸均为切向进汽。锅炉为超超临界压力参数变压运行螺旋管圈直流炉，单炉膛塔式布置形式、一次中间再热、四角切圆燃烧、平衡通风、固态排渣、全钢悬吊构造、露天布置。

2 事故经过

#13机机组负荷510 MW，B、C、D、E、F磨煤机运行。某日12：53，机组负荷突然下降至480 MW，然后逐渐回升至510 MW，DEH报警“IP ESV1”报“CLOSED”，发现主机#1中压主汽门反馈突变至0。EH油泵电流由26 A升至44 A，再热汽压由2.6 MPa升至3.1 MPa。巡检至就地检查#1中压主汽门EH油回油管温度情况，手摸发现回油管非常烫，同时至就地检查EH油泵实际流量，流量增大50 L左右，确认跳闸电磁阀已经打开泄油。15：20，热工检修处理结束，恢复正常。

3 故障原因分析及处理

3.1 中压主汽门ESV阀控制系统介绍

主汽门ESV阀属于开关型执行机构，汽门只能全开、全关。如图1所示，其工作回路由两只跳闸电磁阀、一只方向电磁阀、单向阀、插装阀、油动机等组成。跳闸电磁阀采用冗余配置，接收汽轮机保护系统来的信号，电磁阀得电插装阀关闭，失电插装阀打开，使活塞左右腔室连通。正常时电磁阀为带电状态，保护动作时跳闸电磁阀失电，与回油管接通，此时插装阀压力失去，在弹簧力的作用下迅速打开，油路切至回油，油动机供油回路被切断，ESV阀在弹簧力的作用下快速关闭。

3.2 事故原因分析

3.2 .1 #1中压主汽门跳闸电磁阀2断线失电，汽门关闭

从当时DEH画面中看到，#1中压主汽门跳闸电磁阀1、2状态无任何异常，这是因为画面显示的电磁阀状态不是电磁阀实际真正的状态，只是阀门的指令。也就是说，控制系统给阀门的指令是关闭。

该电磁阀断线失电可以从下面几个方面来判断：

（1）巡检至就地检查阀门实际位置。

（2）至就地检查#1中压主汽门油动机回油管温度。该油动机EH回油管连通后，回油管温度应该升高至50 ℃左右。

（3）EH油泵电流由26 A升高至44 A，就地检查发现EH油泵出口流量增大约50 L。

（4）就地实际检查两只跳闸电磁阀，两只电磁阀温度不一样，一只带电、一只失电。

3.2 .2 阀门断线的原因

就地对#13机各主汽门、调门测振，最高达83 μm，长期振动大容易造成阀门接线松动或断线。同时，阀门接线盒空间狭小，接线时容易虚接，从而造成阀门接线松动或断线。

阀门振动是由于汽流激振、基础振动大，无法进行改善。只有利用机组大、小修的机会对阀门电磁阀接线进行检查、加固、更换。

3.3 事故处理措施

3.3 .1 手动设置#1中压调门的阀限

判断并确认为#1中压主汽门关闭后，运行人员应第一时间将#1中压调门阀限设置为0，目的是防止主汽门突然打开造成大的扰动。操作时应该慢慢进行，逐步降低#1中压调门的阀限，并确认对应调门，直至#1中压调门关至0；恢复时，通过该侧调门阀限逐步开启汽门，恢复开度，注意由于流量逐步增加，汽温要控制好，开始通汽时要缓慢，并注意机组振动情况。

3.3 .2 注意EH油泵的工作情况，确认关#1中压主汽门的EH油就地进油手动门

一只主汽门的油流量较一只调门的油流量少，实际参数上来看，电流增大了18 A，流量增大50 L，EH母管油压力由16 MPa降至15.8 MPa。因两台机组EH油泵增容过，基本不受影响。出于系统安全考虑，需要确认关闭#1中压主汽门的EH油就地手动门。至就地缓慢关闭#1中压主汽门EH油进油门，注意油泵的电流逐渐回落至正常值。

3.3 .3 打开#1中压主汽门、中压调门前疏水

将#1中压主汽门、中压调门疏水气控门前手动门微开后（减少冲击），联系热工开放权限，打开疏水气控门。任一侧汽门关闭后，由于该侧蒸汽不流通，不能投太多减温水，同时保持疏水流通。

4 异常工况出现的原因分析

4.1 主机#3瓦瓦振逐步增大

此次#3瓦瓦振逐步上升（图2），后通过降低主、再热蒸汽温度，参数逐渐稳定。

任一侧汽门关闭后，应该注意机组各瓦振动、温度变化情况。发现振动变大，可以通过调整蒸汽温度偏差，降低主、再热蒸汽温度，降低机组负荷来控制。该缺陷处理好以后及时恢复，避免机组长时间处于异常工况。

4.2 炉侧系统中出现的异常参数及分析

4.2 .1 炉侧再热蒸汽系统中异常情况

当#1中压主汽门关闭后，蒸汽侧出现了一些异常工况，如图3所示。

（1）炉侧二再出口#1、#3管出口汽温较#2、#4管出口汽温高20 ℃左右，且微量减温水还有30 t/h。

（2）二再出口#1、#3管出口汽温即炉侧汽温有600 ℃，而汽机侧汽温只有570 ℃左右。

（3）恢复工况时，即#1中压调门微开5%开度后，炉侧#2、#4管温度快速上升（趋势如图4所示），#1、#3管出口温度快速下降，特别是#2管减温水量基本已开足，仍然上升至610 ℃左右。

4.2 .2 二再出口管管壁及出口集箱管壁温度趋势

#1中压主汽门关闭之前的二再出口集箱管壁温度分布如图5所示，二再#1～#11屏管壁温度较二再#12～#22屏高，二再#23～#33屏管壁温度较二再#34～#44屏高。

从图5、图6可以看出，#1中压主汽门关闭后，二再出口#1～#11、#23～#33屏管壁温度逐渐下降，#12～#22、#34～#44屏管壁温度逐渐上升。

4.2 .3 二再出口烟温变化趋势

从图7中可以看出#1中压主汽门关闭后，炉左侧烟温急剧下降而右侧烟温急剧上升，恢复时相反。

4.3 分析与结论

4.3 .1 分析

锅炉实际二再集箱及就地管屏设备布置如图8所示。

从图8可知：

（1）#1中压主汽门对应炉侧为二再出口#2、#4管，#2中压主汽门对应炉侧为二再出口#1、#3管。

（2）#1、#2管同处于一个出口集箱，#3、#4管同处于一个出口集箱。

（3）#1管对应管屏为二再#1～#11屏，#2管对应管屏为二再#12～#22屏，#3管对应管屏为二再#23～#33屏，#4管对应管屏为二再#34～#44屏。

4.3 .2 结论

（1）当#1中压主汽门关闭，即二再出口集箱#2、#4管不流通。由于#1、#2管同处于一个出口集箱，该集箱蒸汽均从#1管出去至汽机，#12～#22屏内工质相对于#1～#11屏来说处于近似干烧状态，图5、图6中管壁壁温可以证实（#12～#22管壁温度明显上升）。#11～#22屏内壁温上升造成二再集箱管壁温度上升高达610 ℃（图7），而#1管出口温度测点位置（图8）紧靠二再出口集箱，由于热传导作用，该测点温度显示高达600 ℃（不能代表#1管内工质温度）；另外，燃烧侧烟气相对于#1～#11管来说换热增强，烟气温度下降（图7），#1管蒸汽温度会上升后趋于稳定。汽机侧#1管温度570 ℃代表的是蒸汽温度，汽机侧#1管温度测点在机房8.6 m上方位置（图8），实际上工质流动应该以机侧温度为准。#3、#4管温度变化同理。

（2）#2管出口由于节流，工质基本处于不流动状态（集箱内部分工质向#1管方向流动，阻力较大），且#2管测点位置在炉外出口管上，所以当#1中压主汽门关闭后，随着时间的推移，#2管出口温度逐步下降（测点位置工质不流通）。#4管出口温度下降同理。

（3）恢复工况下，#1中调微开5%时，#2、#4管中处于干烧状态的工质发生流动，测点处温度快速上升，即如图4所示趋势。

4.4 处理要点与注意事项

（1）发生此类故障时，应密切注意EH油泵的工作情况，因调门流量较大，发生断线对系统影响更大，此时若确认故障应尽快设阀限关调门，关就地EH油进油手动门。

（2）汽轮机发生单侧进汽应特别注意各瓦振动情况，发现增大趋势及时降低负荷。

（3）此次发生阀门断线的负荷较低，若负荷高，运行人员应该加强对管壁超温情况的关注。

（4）尽量不投用减温水，必须投用时应根据机侧温度调整减温水量，减少两侧汽温偏差。

（5）恢复时最好将壁温控制在605 ℃以下，防止汽温上升太多，难以控制。

5 结语

单只主汽门或单只调门突然关闭，虽然不会造成机组跳闸，但此工况下一些异常参数要注意监视。只有对运行中的异常和事故进行分析、总结、改进，才能保障机组安全稳定运行。