停机状态下汽轮机汽缸进水问题分析及应对措施

吴 桐

（中节能（齐齐哈尔）环保能源有限公司，黑龙江 齐齐哈尔 161031）

目前国内发电厂安装使用的汽轮发电机组主要分为国产机组和进口机组2大类，国内垃圾焚烧发电公司因受城市区域内人口规模和燃料热值等方面因素影响，故设计建造的发电机组规模偏小，普遍使用国产机组，主要是由南京汽轮电机（集团）有限责任公司、青岛捷能汽轮机集团股份有限公司和北京北重汽轮电机有限责任公司等生产的汽轮发电机组，本文适用于保证某汽轮电机集团公司生产的N15-3.8-9型15 MW冷凝式汽轮机的安全稳定运行管理，作为参考借鉴。

1 某公司汽轮机抽汽形式

该型汽轮机具有三级非调整抽汽。其中一级抽汽用于供给蒸汽-空气预热器（每台炉用汽量5 t/h，2台炉共计10 t/h，蒸汽压力约为1.21 MPa，温度约为280℃）、暖风加热器（冬季使用，每台炉用汽量5 t/h，2台炉共计10 t/h）和垃圾湿解系统（湿解平均用汽消耗为5 t/h，蒸汽参数：压力约为0.8 MPa，温度约为180℃）。二级非调整抽汽供给除氧器（用汽量约5 t/h；除氧器工作参数：压力约0.27 MPa，温度约为130℃）、全厂采暖系统（冬季使用。本项目采暖季平均热负荷为9 356 kW，折合汽机抽汽为10～15 t/h。）及厂内部分其他用汽。三级非调整抽汽供给低压加热器（常规用汽量为3～5 t/h），不设高压加热器。

2 案例详情

某垃圾焚烧发电公司因外供电网原因导致厂内35 kV配电间B相高压熔断器烧损，汽轮发电机组紧急停机，停机后厂内运行人员按照运行规程检查操作后，紧急启动柴油发电机组作为厂内保安电源，继续维持停机过程中必要设备的稳定运行，其中可保证汽机专业除盐水泵、锅炉给水泵、汽轮机电动盘车和部分电动阀门等设备的正常供电。保安电源的供给确保除盐水泵可以源源不断地向除氧器补水，保证除氧器的正常水位；还可以继续维持锅炉给水泵的运行，将除氧器内的凝结水（除盐水）通过低压给水管道和高压给水管道向锅炉汽包供水，确保锅炉在停机过程中安全稳定运行，直至机组平稳停运；有了保安电源的供给汽轮机电动盘车则可以在汽轮机主打闸后（主汽阀、调速汽阀关闭后）转子惰走至完全停转后立即投入，并连续盘车直至转子冷却。在连续盘车阶段，汽轮发电机组轴承必须连续供油，这时主油箱上的直流润滑油泵则由UPS不间断电源持续供电，从而确保汽轮发电机组安全平稳地度过停运阶段。

2.1 紧急停机过程中出现的问题

（1）主蒸汽管道超压，导致锅炉安全阀动作。

（2）汽轮机汽缸下壁缸温度骤降，上下缸温差急剧增大。

（3）汽轮机汽缸下壁缸温度骤降后，汽轮机电动盘车电机跳闸。

2.2 案列详细经过

18点45分值长接运行人员A汇报，35 kV母线报警，联系技术部值班负责人到电子间进行检查。NCS盘面显示A、C两相相电压22 kV，B相电压18 kV，故障录波屏显示外网B项故障，初步判断B电源接地或PT保险断路。

18点50分左右技术部值班负责人与当班值长及运行人员到35 kV配电室进行检查。350隔离开关二次仪表显示三相电压平衡、准备对PT柜二次线路进行检查。

18点54分技术部值班负责人察觉主变运行声音消失、二次仪表显示三相电压归零，于是立即与运行人员回到中控室。机组因外网故障带14.5 MW甩负荷跳机，汽机最高转速升高至3 130 r/min，值长调派运行人员进行各项应急操作、各部门专业人员协助处理。

18点55分值长安排运行人员H开启汽轮机本体疏水系统手动阀。1号炉过热器集汽集箱压力升至4.08 MPa，安全阀尚未自动开启排汽。值长又安排运行人员B、运行人员C赶往故障地点就地手动开启1号炉生火排汽电动阀泄压（该系统电动阀门不在保安供电范围），因过热器集汽集箱压力偏高，但还需考虑保水方面原因，同时还安排开启1、2号炉过热器有压疏水手动阀。

18点56分值长安排到达现场运行人员E执行启动柴油发电机的相关操作。

18点59分值长安排到达现场运行人员F断开主变高压侧开关351（已得到调度允许）。

19点05分1号炉生火排汽电动阀和1、2号炉过热器有压疏水手动阀被打开，但1号炉过热器集汽集箱安全阀已动作自动开启，开启压力4.27 MPa。锅炉已经开始泄压。

19点09分柴油发电机启动恢复保安段电源。安排运行人员F负责汽机事宜，开启汽机间3.5 m层主蒸汽管道电动闸阀前后的手动疏水阀，控制汽轮机自动主汽阀前的主蒸汽管道压力；运行人员A负责锅炉事宜；运行人员G协助，并监督电气事宜。

19点15分1号炉过热器集汽集箱压力降至3.58 MPa。值长考虑到锅炉运行安全需要保水，故安排运行人员B、运行人员C就地关闭1号炉生火排汽电动阀，1、2号炉过热器有压疏水手动阀保持开启状态，控制锅炉压力。此时1号炉过热器集汽集箱压力为3.54MPa，2号炉过热器集汽集箱压力3.53 MPa。

19点31分机组转速到零，安排人员投入电动盘车，关闭汽轮机本体疏水系统手动阀，进行闷缸。

19点32分启动1号给水泵向锅炉省煤器补水。安排运行人员B关闭1号炉并炉阀与系统解列。此时除氧器液位342 mm。

19点37分运行人员F汇报汽轮机下汽缸温度下降过快，下汽缸温度301℃，上汽缸温度321℃。安排运行人员H开启汽轮机本体疏水系统手动阀。同时发现1号炉过热器集汽集箱压力快速上升，并联系运行人员B手动紧急开启1号炉生火排汽电动阀，随后1号炉过热器集汽集箱压力上升至4.19 MPa。

19点41分盘车跳闸，安排人员就地检查盘车电机，并尝试性进行手动盘车。1号炉过热器集汽集箱安全阀再次动作自动开启，开启压力4.27 MPa。随后1号炉过热器集汽集箱安全阀自动关闭，关闭压力3.85 MPa。

19点52分汽轮机上汽缸温度321℃，下汽缸温度下降到227℃后开始回升，热井水位1 049 mm，超液位计量程，怀疑凝汽器满水，值长安排运行人员E开启热井手动放水阀。

20点02分热井水位下降到可见水位950 mm。

20点22分汽轮机上汽缸温度318℃，下汽缸温度正常回升至233℃，关闭汽轮机本体疏水系统手动阀。

20点32分一号除盐水泵切换电源故障处理完成，向除氧器补水，除氧器液位-368 mm。

20点46分外网送电，但35 kV母线B相电压为14 kV还是过低，A、C两相21 kV，联系调度询问情况。

20点56分调度回复外线正常。通知技术部值班负责人进行厂内检查。

21点02分发现汽轮机上汽缸温度313℃，下汽缸温度187℃，再次不正常下降。并发现1段抽汽管道温度明显下降，怀疑1段抽汽管道进水。

21点03分值长再次安排人员开启汽轮机本体疏水系统手动阀，关闭各段抽汽电动阀，打开1段抽汽逆止阀后无压疏水手动阀，并关闭1、2号炉过热器有压疏水手动阀。

21点12分热井液位982 mm，再次过高，安排人员间断开启热井放水手动阀，控制热井液位。手动紧固一段抽汽电动阀。

21点25分汽轮机上汽缸温度307℃，下汽缸温度189.3℃，开始回升。

22点00分厂用电恢复。

01点40分汽轮机上汽缸温度266℃，下汽缸温度206℃，热井液位正常，关闭汽轮机本体疏水系统手动阀，期间连续间断开启热井放水手动阀，控制热井液位，手动尝试小幅度盘车，转子盘动正常即停止盘动。

03点30分汽轮机上汽缸温度258℃，下汽缸温度209℃，热井液位正常，启动电动盘车，运行正常。

3 案例分析

3.1 锅炉超压，导致过热器集汽集箱安全阀自动开启

在上述紧急停机状态下，厂用电中断，全厂带电设备、阀门全部断电停运，作为保安段电源的柴油发电机按规程启动。但该厂锅炉的生火排汽电动阀均未纳入保安电源供电范围，无法实现远方立即打开生火排汽阀进行排汽降压，运行人员迅速派人赶往锅炉36 m平台手动打开，同时打开过热器疏水阀门和汽机间主蒸汽管道疏水阀门对主蒸汽系统进行降压，但仍因反应时间过长导致在汽轮机打闸、主汽阀关闭后，主蒸汽管道压力逐渐升高，直至超压、安全阀动作，系统压力才逐渐下降,直至稳定。

3.2 汽轮机汽缸下缸温度骤降，上下缸温差急剧增大

在上述紧急停机状态下，汽轮机打闸、主汽阀关闭和调速汽阀关闭，1抽、2抽、3抽逆止阀自动关闭，汽轮发电机组进入停机惰走阶段，待转子惰走至停转后立即投入电动盘车。原计划进行闷缸处理，关严进入汽轮机的各路汽源阀门，保持汽缸热态状态以待再次启动；但是没过多久主控室盘上显示汽轮机下汽缸壁温逐渐下降，而且速度较快。且反复出现2次之后才分析出，1段抽汽管道温度下降明显，确定汽缸存在经1段抽汽管道进水的情况，于是取消闷缸操作，迅速开启汽缸本体疏水系统手动阀门向凝汽器疏水，同时开启热井排水防止凝汽器水位过高进入汽缸；开启1段抽汽逆止阀后无压疏水，向汽机间地沟进行紧急排水，在此一系列操作之后汽缸下壁温仍有下降趋势。经对汽轮机1段抽汽系统进行检查和分析，怀疑1段抽汽管道系统的水来源于有压疏水系统（疏水阀门内漏或未关严）且抽汽逆止阀关闭不严密：1段抽汽管道有压疏水接至汽机间有压疏水母管后排至汽机间0 m疏水箱集管，而疏水扩容器疏水母管也同时接至疏水箱集管（如图1所示）。

而之前运行人员大量开启过热器疏水阀门和汽机间主蒸汽管道疏水阀门对主蒸汽系统进行降压，导致疏水箱集管满水带压，返水至有压疏水母管内，1段抽汽逆止阀后的有压疏水管道未设计疏水阀，每一路有压疏水管上只是设计了2台手动截止阀，而该截止阀存在内漏或未关闭严密的问题，从而大量的过热器、主汽疏水进入1段抽汽管道系统内，倒入汽缸。于是运行人员迅速关闭过热器疏水阀门和汽机间主蒸汽管道疏水阀门（此时锅炉安全阀已动作泄压，主蒸汽管道压力下降恢复平稳），经过汽轮机本体疏水系统和1段抽汽无压疏水至地沟系统迅速排水后，上下汽缸壁温逐渐回升。事后经咨询汽轮机厂家，该机组配备的抽汽逆止阀在停机时会断油迅速关闭，从设计上该类型逆止阀只需确保蒸汽不会大量倒流至汽缸内对汽轮机进行冲转，但是对介质的完全阻断效果不会很严密，会有少量蒸汽倒回汽缸（正常情况下也不会有水倒入抽汽系统管道，故阻水效果较差）。

另外还有一个间接原因就是除盐水泵虽被纳入保安电源范围内，却在切换电源时出现故障，检修人员到达就地处理之后，方才成功送电，并启动除盐水泵向除氧器正常补水。延长了锅炉通过过热器有压疏水控制锅炉压力的时间，如果除盐水量充足，则使锅炉停炉期间的安全运行得到保障，增加生火排汽电动阀排汽降压时长，减少通过过热器有压疏水降压的时长。

3.3 下缸温度骤降后，汽轮机电动盘车电机跳闸

此问题比较好分析，下汽进水后下缸壁温下降导致下汽缸及内部套收缩，隔板汽封和围带汽封间隙缩小；而转子温度变化较汽缸温度变化而言相对较小，收缩变化也较小，导致汽轮机动静部件之间相互接触摩擦，甚至抱死（经现场少量手动盘车测试后，确定上述问题后停止盘车），最终导致盘车电机超电流保护后电机跳闸。直至汽缸上下壁温差值缩小至50℃以下后，电动盘车重新投入。

4 经验总结及技改措施

（1）该厂针对本次主蒸汽管道超压，导致锅炉安全阀动作的问题，将锅炉生火排汽电动阀纳入保安段电源，并做好日常维护、保养及试验等工作，很好地解决了紧急停机时，运行人员无法第一时间打开锅炉生火排汽电动阀对主蒸汽管道压力进行控制的问题；另外重新对锅炉安全阀重新整定值4.16 MPa，并严格执行特种设备定期报检流程。

（2）该厂还针对汽轮机1段抽汽管道进水倒至汽缸，使汽缸下缸温度骤降，上下缸温差急剧增大的问题进行了以下整改和技改措施：

解决上述主汽管道超压问题后，会大大降低紧急停机疏水过程中出现疏水系统饱和超压倒灌的几率；

认真排查各汽水系统阀门的内漏情况，并对其进行检修治理；对存在汽缸进水隐患的有压疏水系统管道，加装了性能可靠，具有止回功能的自动疏水阀；

厂内增加了阀门水压试验设备，定期或检修期间对重点部位阀门进行水压试验，不合格的阀门由专业检修人员对其进行研磨处理直至合格，对内漏严重的重点部位阀门及时进行了更换，增加阀门备品库存数量，并做好相关台账管理，以此加强疏水阀门内漏的全面治理；

运行人员综合素质较差，对疏水系统不熟悉，发现问题后不能第一时间判断问题根源所在，造成处理问题时间较长，并出现反复。对厂内运行人员加强了系统培训，要求各岗位人员熟练掌握厂内各系统流程图，熟练掌握各种情况下启、停机操作流程，加强了厂内重点区域的日常巡检频次和巡检质量，确保各应关阀门处于严密关闭状态。制定了系统性的应急演练方案，加强了处理应急演练频率，让员工熟能生巧，在问题发生时思路清晰，能够第一时间做出正确的处置措施，将危害和损失降至最低。

（3）上述问题的良好预防控制，能够有效防止因汽缸进水导致的下缸温度骤降后，汽轮机电动盘车电机跳闸的问题。