330MW

油气、地矿、电力设备管理与技术　Ｃｈｉｎａ　Ｓｃｉｅｎｃｅ＆Ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ　Ｏｖｅｒｖｉｅｗ　３３０ＭＷ汽轮机轴瓦温度异常原因分析及处理　李彬　（大唐略阳发电有限责任公司，陕西略阳７２４３００）　【摘要】汽轮机轴瓦温度是机组运行控制的重要参数之一，３００ＷＭ机组在运行和启停过程中会出现轴瓦温度异常现象，轴瓦温度过高会严重威　胁机组的安全运行。本文通过对大唐略阳发电有限责任公司３３ＯＭｗ汽轮机发电机前轴承瓦温异常的原因进行分析，制定了相应处理方案，并在Ｂ级检　修中执行，最终使该瓦瓦温达到设计值范围，确保了机组安全稳定运行。　【关键词ｌ汽轮机轴瓦瓦温　２，效果不明显。　大唐略阳发电有限责任公司６号汽轮机组为北京北重汽轮发电　１１４１机厂生产的３３０ＭＷ亚临界，凝汽式汽轮机，共有８只支持轴承和１只　２．２机组真空对轴瓦温度的影响　推力轴承。支持轴承全部采用椭圆轴承。机组支持轴承采用下部双　通过观察发现机组负荷变化时，机组真空在一８８至一９２ＫＰａ范　侧进油，两端泄油　各轴承均设金属温度测点，１至６瓦沿轴向前后各　围内变化，７瓦金属温度在９７至１１４１２范围内变化，最高达１１８．５℃，　设一个温度测点，报警值：９５１２，停机值：１１０１２。７、８Ｎｉ各设一个温度　接近停机值（停机值为１２０１２），在５、６、７Ｎｉ处分别架百分表测量真空　测点，报警值：１１０１２，停机值：１２０１２。　变化时５、６、７瓦的标高变化，发现在真空从一８９ＫＰａ上升到一　９１ＫＰａ，５Ｎ标高降低０．１２ｍｍ，５Ｎ温度基本无变化，６Ｎｉ标高降低　０．０５ａｍ，ｒ６瓦温度由９３℃，降到９０１２，７Ｎｉ标高无变化，温度由１０５１２　１出现的问思　略阳公司６号汽轮机在２０１３年Ａ修结束开机过程中，发电机前轴　上升到１１８＂Ｃ，反之，降低真空，真空从－９１ＫＰａ下降到一８９ＫＰａ，５Ｎｉ　承（以下简称７瓦）金属温度异常升高，在较短时间内达到１０５１２，接近　标高升高０．１２ｍｍ，５Ｎｉ温度基本无变化，６瓦标高升高０．０５ｒａｍ，６瓦　１　１０１２报警值。因此进行了临时停机消缺。　温度由９Ｏ℃升高到９３１２，７瓦标高无变化，温度由１１８＂（２下降到１０６１２。　公司技术部门研究后初步制定出以下措施：将７瓦进油管节　２．３分析主要原因、制定临时方案　流孔直径自３８ｒａｍ扩至４２ｒａｍ；将润滑母管油压自０．１６ｍｐａ调高至　０．１８ｍｐａ。通过增加进油面积，提高润滑油母管油压以增大润滑油进　油量，提高润滑油冷却效率。　７Ｙｌ标高太高，在机组真空升高时，由于低压缸下沉，引起低压　缸前后轴承标高下降，７瓦受到的载荷变大，引起７瓦金属温度升高，　最终造成７瓦金属温度超过报警值接近停机值达１　１８＂Ｃ。根据以上原　该措施执行后开机运行过程中，７瓦瓦温仍然呈持续上升趋势，　因制定出下列临时方案：　并超过１１０＂（２报警值，最高达到了１１６１２。没有达到预期的效果，轴瓦　（１）长期运行一台顶轴油泵，顶起转子，减小轴瓦载荷。考虑到顶　金属温度长期超标大大降低了机组健康水平，给机组安全、稳定运　轴油泵长期在１８．４９ＭＰａ的高压下运行，容易造成油泵损坏和顶轴油　行造成极大的威胁。　管接头漏油的风险，决定将压力降到１４．５ＭＰａ运行。　（２）降低机组真空运行，减少低压缸的下沉量，达到降低７瓦金属　２要因确定　但该方法极大降低了机组经济性，没有采用。　我们一边监视运行，一边积极采取各种方法进行试验、查找７瓦　温度的目的，（３）在凝汽器底部支起千斤顶，适当顶升千斤顶，限制低压缸的　金属温度超标的原因，力争找到解决７瓦金属温度严重超标的方法。　２．１启动顶轴油泵，顶起转子，减小轴瓦负荷　启动顶轴油泵，运行油压１８．４９Ｍｐａ，启动后７瓦瓦温迅速下降　至９７￣Ｃ，但随着机组负荷的变化，瓦温又呈上升趋势，最终温度升至　部逐步支起所有千斤顶，并同时在低压缸前、后轴承箱及７瓦外端　盖处架设百分表，以监测顶起高度，在顶升过程中严密监视汽轮机　各瓦的温度和振动的变化，防止机组跳机。最终，低压缸前轴承箱（５　瓦）顶起０．１５ｍｍ、５瓦金属温度上升６１２，低压缸后轴承箱（６瓦）顶起　下沉量，升高５、６瓦标高，降低７瓦载荷，降低７瓦金属温度。　（４）临时方案的实施和效果。长期运行一台顶轴油泵，凝汽器底　０．０３ｒａｍ，６瓦金属温度上升４１２，达到９３．５１２，接近报警值（报警值为　９５℃）。停止顶升后，７瓦金属温度降低至１０２１２，通过长时间的观察，　７瓦瓦温一直在９３－１０４１２之间波动，走势曲线仍呈现波动型，但较之　前有大幅下降且低于报警值（发电机轴瓦金属温度报警值为１　１０１２），　监视运行。　３制定方案及实施　３．１方案制定　通过以上原因分析和临时降低７瓦的温度，经过讨论最终制定　出下列方案：　图１　７瓦轴颈车削加工示意图　表１　ｌ瓦　Ｘ／Ｙ　（１）利用停机机会对低发转子进行中心复测及调整。　２瓦　Ｘ／Ｙ　３瓦　Ｘ／Ｙ　４瓦　Ｘ／Ｙ　５瓦　Ｘ／Ｙ　６瓦　）Ｌ／Ｙ　７瓦　Ｘ／Ｙ　８瓦　Ｘ／Ｙ　Ｂ修前瓦温　Ｂ修后瓦温　６８／４６　６７／６６　７４／６２　７６／６９　６４／４１　６９／６６　７１／７６　７９／７８　７８／６０　７４／５９　７９／９０　８Ｏ／８７　１０３　８４　９０　９４　１７０　２０１５＃１０￣１下第２０期总第２２４期　Ｃｈｉｎａ　Ｓｅ｜ｅｎｅｅ＆Ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ　油气、地矿、电力设备管理与技术　（２）对５、６、７瓦分别进行解体检查，检查轴瓦和轴径有无损伤。　７ＮＩ标高偏高，在运行中真空较高时，低压缸下沉量较大，使７瓦载荷　３．２方案实施　增大，导致７瓦瓦温异常升高。　在２０１４年Ｂ级检修中，我们对既定方案进行实施：　根据这一测量结果，考虑到６号机自２００８年Ｂ修以来，７ＮＩ金属温　３．２．１轴承解体，轴瓦和轴径检查和处理　度一直偏高，将凝汽器汽侧灌水高度由１．１８米升高到１．３４２米，进行　在２０１４年Ｂ修中，我们对５、６、７Ｎ１分别进行了解体检查，检查结　找中心测量调整，最终将发电机静子前侧抽掉０．２０ｍｍ垫片，后侧抽　果如下：　掉０．４８ｒａｍ垫片，通过平移发电机静子的方法进行左右方向的调整，　５瓦解体后经仔细检查，５瓦乌金表面无损伤，无裂纹，无脱胎现　调整后对低发中心进行复测，测量结果如下：　象，５瓦轴颈无磨损。６瓦解体后经仔细检查，６瓦乌金表面无损伤，无　中心偏差：下偏　Ｃ，ｏ．０１２５；左偏，ｔＬ，０．０２　裂纹，无脱胎现象，６瓦轴颈无磨损。　张口偏差：上张口０．０１；右张口０．０１　７ＮＩ解体后发现７瓦轴颈处出现多条磨损的深槽，最深处超过　调整后的测量结果显示中心及张口均在０．０２ｒａｍ以内，达到标　２ｍｍ，检查７瓦发现７瓦乌金面损坏严重，损伤严重，需要返厂处理。　准范围内。　北重厂经过强度校核后，将发电机转子７瓦轴颈处直径由４５０ｒａｍ车　３．２．３低压缸后轴承调整　细至４４５．４２ｒａｍ，保留密封瓦处转子直径不变，（车削部位如图１所　由于在停机前６瓦温度达９４１］接近报警值（报警值为９５１］），６瓦　示），并根据车削后的轴颈尺寸按照技术要求重新浇筑修配轴瓦。　紧邻７瓦，为了保证６瓦负载荷不至过重，在６瓦底部抽掉０．０７ｒａｍ垫　３．２．２发转子中心测量及调整　片。同时将６瓦进油管节流孔直径由￣３８ｍｍ扩至＠４０ｒａｍ，增大进油　在停机后，我们在凝汽器水侧无水，汽侧灌水１．１８米，千斤顶顶　量，降低６瓦温度。　升的状态下对低发转子进行了中心复测，测量结果如下（表架低压转　子，表针指向发电机转子，方向面向机头，单位：ｍｍ，下同）：　４处理效果　中心偏差：上偏４１，０．０２５｝左偏心０．０２５　ｌ张口偏差：下张口Ｏ．ｏ２；　Ｂ修结束开机运行后，从冲转到带负荷到最终满负荷３３０ＭＷ发　右张口０．０３５　电，７ＮＩ瓦温最高至８８１］，离报警温度１１０１］相差２７￣Ｃ，较停机前下降　由测量数据看来，中心及张口值偏差都在合理范围内，这也与　明显，停机前后瓦温值见表１。　在千斤顶支起后，７ＮＩ温度回到安全范围内的结果相印证。松开凝汽　５结语　器底部千斤顶，水侧无水，汽侧灌水１．２米，工况下对低发转子再次　由机组开机后运行参数来看，６瓦瓦温为８０／８７￣Ｃ，较停机前７９／　进行测量，测量结果如下：　９０１］略有下降，７瓦瓦温在８３１］至８８１］之间，８瓦瓦温较停机前９ｏ℃至　中心偏差：上偏心０．１１５ｌ左偏４１，０．１１　９４１］之间变化全部在报警值以下，机组各瓦振动无明显变化。通过　张Ｉ：ＺＩ偏差：下张口０．０４ｌ右张口０．０４５　这一结果可以看出，此次７瓦温度异常缺陷的处理是成功的，保证机　由此数据可知，在凝汽器底部千斤顶支撑力去掉后，发电机张　组能在各种工况下安全运行，机组运行的安全性得到极大地提高。　口无明显变化，但中心偏差已经超出要求范围，由此可以确定，由于　……上接第１６９页　作与维护人员也要取得有效的资格，且按照有关规定职责进行工作。　（２）为了保证计量系统在确定的准确度范围内操作，并能够达到　在所用之处，测试设备测量的不确定度应符合国家法规。所有　一定的可靠性，必须进行常规的检查和校准程序。检查和校准要依　测试设备均应用于其所用的环境。如果要把这种设备用于危险区　据对计量系统不确定度的标准、计量工艺的参数变化情况来决定　域，它应具有适当的安全合格证。这里应强调的是在天然气计量中，　（３）对计量系统有影响的工艺设备，比如实流流量和工作压力除　用于现场测试的设备必须是防爆的，否则只能在实验室进行测试。　了经常性的常规的检查外，还要定期进行检验确保能正常工作。为　要对系统进行目测检查以确保其完整性达到设计的标准。尤其对自　了减少因不一样的系统误差引起的读数误差，要根据同一标准对系　动、手动的截断阀和放空阀一定要认真的检查保证其能安全可靠的　统进行检定。在估计工作系统和核查系统间的误差时，要考虑系统　操作。也要对电器系统和电缆电路的危险区域合格证书进行检查，　的不确定度和有可能发生的安装影响。　保证它们符合标准。在开启出口阀时要减少高压对流量计的冲击。　（４）对转换装置和校准情况进行定期检查，当维护、检查流量计　当涡轮流量计和旋转式容积流量计给下游大管道升压时，更加注重　及二次仪表后，应确保计量系统的正常工作，对相应的维护资料等　测试和校准程序，对安装设计的依赖，计量管路是否能在计量系统　进行周期保存。　良好运行时满足计量要求，计量站要在正常使用前进行测试和校　准，一定要明确测试和校准的程序，确保温度计量经过差压变送器、　５结语　压力变送器时的稳定性，按要求进行恰当的试运行测试，保证准确　现阶段天然气被作为重要的能源越来越受到重视，其计量的准　计量。其中流量计应按各类型流量计的制造厂的要求和有关国家标　确性成为计量工作者的重点研究对象。为了达到天然气计量的准确　准进行检测。对二次仪表应该在安装前依据国家标准进行有效的校　可靠，人们逐渐认识到仅对流量计进行研究、改进，来提高流量计量　准。避免出现意外传递影响，还要进行一次现场测试。其包括传感　的准确、可靠性是有限的，只有使整个计量系统的可靠性得到保证，　器、信号的传输、模拟数字的转换和流量计的整个系统的不确定度　才能从根本上解决计量的准确性问题。　验证。　参考文献：　４计量系统的运行与维护的可靠性　［１］ｇｂ／ｔｌ　８６ｏ３－－２００１天然气计量系统要求［Ｓ］．　（１）计量系统要有一个操作程序用来审查计量站，计量站在其使　［２１魏海波．Ｆ０Ｊ一１　Ｏ８天然气计量专用系统［Ｄ］．重庆大学，２００２年．　用寿命期限内这个程序要保证其始终在设计性能范围内运行，并且　［３］彭建华．天然气流量的标准孔板计量方法及影响其准确度因素筒　能持续这个性能的运用。这个程序要有相关部门的有效肯定。而且操　析［Ｊ］．计量与测试技术，１９９９年Ｏ２期．　［４］《天然气计量系统技术要求》２００２年８月１日．　２０１　５＃１０月下第２０期总第２２４期１７１