论文部分内容阅读
1 热电站基本情况
神华鄂尔多斯煤制油分公司热电生产中心(以下简称热电站)作为煤液化生产线的配套项目，为煤液化生产线提供生产必须的电力，蒸汽和除盐水。该项目采用循环流化床锅炉和空冷技术，以煤液化生产线的废弃物油灰渣、洗中煤、煤泥作为燃料。热电站共8台440t／h锅炉，5台100MW发电机组。其中，一期工程建设3×440t／h循环流化床锅炉和2×100MW直接空冷供热机组，以高压无头除氧器母管制为除氧加热系统。3炉2机已于2007-10投产运行。
1.1#1机高压轴封漏汽至#1除氧器逆止门返窜介质异常情况的发生
2009-05-13T00：41：30，中国神华鄂尔多斯煤制油分公司热电中心(以下简称热电站)1号机组热态备用盘车中，盘车电流5.4A，01：30分1号机组开始准备热态启动，汽轮机上内壁缸温370℃、下内壁缸温340℃，#0、1、2除氧器并列运行，01：40分开始暖轴封，准备送高低压缸前后轴封。02：00轴封暖管结束送轴封正常，02：05启动#1真空泵开始抽真空，02：30分，盘车突然跳闸，再次启动时无法启动，手动也无法盘动，此时汽轮机上内壁缸温由370℃下降至320℃、下内壁缸温由340℃下降至120℃，高压前轴封处有大量水流出，上下缸温度持续拉大。运行人员立即采取停止抽真空、停止轴封供汽，并破坏真空，打开汽机本体所有疏水直排门，关闭1号机高压轴封漏汽至#1除氧器逆止门后手动门。后经检修确认盘车装置损坏，大轴轻微弯曲。
2 1号机高压轴封漏汽至#1除氧器设计参数及运行现状
热电站1号机组为高压凝汽式直接空冷发电机组，额定容量100MW。汽轮机为哈尔滨汽轮机厂制造，共有6段抽汽，分别供给2台高压加热器、1台除氧器，3台低压加热器。汽轮机发电机组总级数为27级，高压轉子有8级，其中第1级为调节级，中压转子有5级，低压转子有2×2×6级。汽轮机采用高低压缸结构。轴封漏汽低压部分回收至轴封加热器，高压轴封漏汽及门杆漏汽合并回收至#1除氧器，系统参数见表二所示。
由于该机组为直接空冷凝气式机组，并且给水除氧均为母管制，除氧器基本上一直处于定压运行，考虑汽轮机负荷变化对回热系统的影响，起初设计高压轴封漏汽及门杆漏汽系统在机组负荷大干20MW时同时投运回收至#1除氧器，使得除氧器内压力在机组负荷低于20MW时高于高于轴封漏汽及门杆漏汽压力。
3 #1机高压轴封漏汽至#1除氧器逆止门返窜介质的原因分析
盘车跳闸前，盘车电流5.4A，1号机组热态备用状态，汽轮机上内壁缸温370℃、下内壁缸温340℃，#0、1、2除氧器并列运行，压力0.50MPa，温度148℃，高压前后轴封供汽温度150℃，压力0.020MPa，低压轴封供汽压力0.019MPa，温度140℃，机组背压35kPa。当运行人员开始暖管做启机准备时，未及时开启本体疏水，因为在准备启动前机组一直处于闷缸状态，盘车跳闸后，运行人员直接启动盘车、手动盘车均无济于事，再看机组本体参数时，上下缸温差已经拉至200℃，大轴已被死死卡住，盘车根本无法启动，加之抽真空汽机缸体内已形成负压，#1机高压轴封漏汽至#1除氧器逆止门后手动门在开启位置，#1机高压轴封漏汽至#1除氧器逆止门关闭不严，导致除氧器低温汽水混合物返窜通过#1机高压轴封漏汽至#1除氧器管道，流入#1汽轮机高压缸，此时缸体温度较高，急剧冷却后，盘车过力矩跳闸。而设计起初该管道上未设置任何疏水，造成管道积存疏水。
3.1逆止门严密性
在机组设计中未考虑到高压轴封漏汽至除氧器管道逆止门不严的情况，在逆止门不严，高压轴封侧压力低于除氧器时就容易造成介质返窜。因此，在母管制电厂对于高压轴封漏汽至除氧器逆止门的严密性对于机组安全运行的影响更为明显。而在机组设计时缺乏考虑造成介质返窜时对机组的影响，尤其是对缸体的影响。
3.2管道疏水设置
当机组发生跳闸或者快速减负荷时，高压轴封漏汽侧压力急剧下降，而此时的除氧器压力温度未发生多大变化，均保持定压运行，高压轴封漏汽侧压力低于除氧器压力，高压轴封漏汽至除氧器逆止门后手动门又不能及时关闭，此时高压轴封漏汽至除氧器逆止门一旦不严密，势必造成汽轮机水冲击，对设备造成致命的伤害。管道没有疏水，也不能排出管道内低温介质。致使管道内介质直接流向机组缸体内。
3.3轴封漏汽逻辑
机组负荷大于20MW时，投运高压轴封漏汽及门杆漏汽系统。机组负荷低于20MW时，退出高压轴封漏汽及门杆漏汽系统。机组跳闸或快减负荷均未做逻辑。
3.4前轴承箱进水
高压轴封漏汽及门杆漏汽系统未投运时，大量蒸汽顺着大轴窜入轴承箱，导致机组润滑油水份严重超标，机组安全运行受到威胁。
4 改进措施
4.1保证机组在较高负荷区域运行
在锅炉负荷允许的情况下，保持1台机组负荷大于50MW，另外1台机组低负荷运行，高压轴封漏汽及门杆漏汽至对应除氧器手动门关闭。
4.2优化机组保护逻辑
在机组负荷低于50MW或机组跳闸主汽门关闭后，高压轴封漏汽及门杆漏汽至对应除氧器逆止门电动门联锁关闭。防止除氧器汽水反流。机组负荷大于50MW时，允许开高压轴封漏汽及门杆漏汽至对应除氧器逆止门及电动门。
4.3增设管壁温度测点
高压轴封漏汽及门杆漏汽至对应除氧器管道最低点加装温度测点。
4.4优化系统
在原有的高压轴封漏汽及门杆漏汽至对应除氧器逆止门前加装手动门及气动逆止门，在高压轴封漏汽最低点加装疏水管道，在门杆漏汽管道最低点加装疏水管道，防止低温汽水返窜。
4.5改善油质
在高压轴封漏汽及门杆漏汽系统未投运时，及时运行油净化装置，调整各轴承箱抽油烟蝶阀，保持微负压，调整高压轴封供汽压力。
5 结语
大型直接空冷汽轮机在正常运行中突然发生跳闸甩负荷工况时，一方面要严密监视上下缸温度及各抽汽压力、管壁温度和除氧器压力、供汽温度的变化，运行人员对出现金属壁温度突降等现象必须要及时采取措施，避免设备损坏事故的发生。另一方面要通过技术革新，利用新的理念和技术改造完善汽轮机防水击保护，根据实际情况制定运行规程和优化逻辑关系，从而有效防止汽轮机进冷汽、冷水对设备造成损坏。
神华鄂尔多斯煤制油分公司热电生产中心(以下简称热电站)作为煤液化生产线的配套项目，为煤液化生产线提供生产必须的电力，蒸汽和除盐水。该项目采用循环流化床锅炉和空冷技术，以煤液化生产线的废弃物油灰渣、洗中煤、煤泥作为燃料。热电站共8台440t／h锅炉，5台100MW发电机组。其中，一期工程建设3×440t／h循环流化床锅炉和2×100MW直接空冷供热机组，以高压无头除氧器母管制为除氧加热系统。3炉2机已于2007-10投产运行。
1.1#1机高压轴封漏汽至#1除氧器逆止门返窜介质异常情况的发生
2009-05-13T00：41：30，中国神华鄂尔多斯煤制油分公司热电中心(以下简称热电站)1号机组热态备用盘车中，盘车电流5.4A，01：30分1号机组开始准备热态启动，汽轮机上内壁缸温370℃、下内壁缸温340℃，#0、1、2除氧器并列运行，01：40分开始暖轴封，准备送高低压缸前后轴封。02：00轴封暖管结束送轴封正常，02：05启动#1真空泵开始抽真空，02：30分，盘车突然跳闸，再次启动时无法启动，手动也无法盘动，此时汽轮机上内壁缸温由370℃下降至320℃、下内壁缸温由340℃下降至120℃，高压前轴封处有大量水流出，上下缸温度持续拉大。运行人员立即采取停止抽真空、停止轴封供汽，并破坏真空，打开汽机本体所有疏水直排门，关闭1号机高压轴封漏汽至#1除氧器逆止门后手动门。后经检修确认盘车装置损坏，大轴轻微弯曲。
2 1号机高压轴封漏汽至#1除氧器设计参数及运行现状
热电站1号机组为高压凝汽式直接空冷发电机组，额定容量100MW。汽轮机为哈尔滨汽轮机厂制造，共有6段抽汽，分别供给2台高压加热器、1台除氧器，3台低压加热器。汽轮机发电机组总级数为27级，高压轉子有8级，其中第1级为调节级，中压转子有5级，低压转子有2×2×6级。汽轮机采用高低压缸结构。轴封漏汽低压部分回收至轴封加热器，高压轴封漏汽及门杆漏汽合并回收至#1除氧器，系统参数见表二所示。
由于该机组为直接空冷凝气式机组，并且给水除氧均为母管制，除氧器基本上一直处于定压运行，考虑汽轮机负荷变化对回热系统的影响，起初设计高压轴封漏汽及门杆漏汽系统在机组负荷大干20MW时同时投运回收至#1除氧器，使得除氧器内压力在机组负荷低于20MW时高于高于轴封漏汽及门杆漏汽压力。
3 #1机高压轴封漏汽至#1除氧器逆止门返窜介质的原因分析
盘车跳闸前，盘车电流5.4A，1号机组热态备用状态，汽轮机上内壁缸温370℃、下内壁缸温340℃，#0、1、2除氧器并列运行，压力0.50MPa，温度148℃，高压前后轴封供汽温度150℃，压力0.020MPa，低压轴封供汽压力0.019MPa，温度140℃，机组背压35kPa。当运行人员开始暖管做启机准备时，未及时开启本体疏水，因为在准备启动前机组一直处于闷缸状态，盘车跳闸后，运行人员直接启动盘车、手动盘车均无济于事，再看机组本体参数时，上下缸温差已经拉至200℃，大轴已被死死卡住，盘车根本无法启动，加之抽真空汽机缸体内已形成负压，#1机高压轴封漏汽至#1除氧器逆止门后手动门在开启位置，#1机高压轴封漏汽至#1除氧器逆止门关闭不严，导致除氧器低温汽水混合物返窜通过#1机高压轴封漏汽至#1除氧器管道，流入#1汽轮机高压缸，此时缸体温度较高，急剧冷却后，盘车过力矩跳闸。而设计起初该管道上未设置任何疏水，造成管道积存疏水。
3.1逆止门严密性
在机组设计中未考虑到高压轴封漏汽至除氧器管道逆止门不严的情况，在逆止门不严，高压轴封侧压力低于除氧器时就容易造成介质返窜。因此，在母管制电厂对于高压轴封漏汽至除氧器逆止门的严密性对于机组安全运行的影响更为明显。而在机组设计时缺乏考虑造成介质返窜时对机组的影响，尤其是对缸体的影响。
3.2管道疏水设置
当机组发生跳闸或者快速减负荷时，高压轴封漏汽侧压力急剧下降，而此时的除氧器压力温度未发生多大变化，均保持定压运行，高压轴封漏汽侧压力低于除氧器压力，高压轴封漏汽至除氧器逆止门后手动门又不能及时关闭，此时高压轴封漏汽至除氧器逆止门一旦不严密，势必造成汽轮机水冲击，对设备造成致命的伤害。管道没有疏水，也不能排出管道内低温介质。致使管道内介质直接流向机组缸体内。
3.3轴封漏汽逻辑
机组负荷大于20MW时，投运高压轴封漏汽及门杆漏汽系统。机组负荷低于20MW时，退出高压轴封漏汽及门杆漏汽系统。机组跳闸或快减负荷均未做逻辑。
3.4前轴承箱进水
高压轴封漏汽及门杆漏汽系统未投运时，大量蒸汽顺着大轴窜入轴承箱，导致机组润滑油水份严重超标，机组安全运行受到威胁。
4 改进措施
4.1保证机组在较高负荷区域运行
在锅炉负荷允许的情况下，保持1台机组负荷大于50MW，另外1台机组低负荷运行，高压轴封漏汽及门杆漏汽至对应除氧器手动门关闭。
4.2优化机组保护逻辑
在机组负荷低于50MW或机组跳闸主汽门关闭后，高压轴封漏汽及门杆漏汽至对应除氧器逆止门电动门联锁关闭。防止除氧器汽水反流。机组负荷大于50MW时，允许开高压轴封漏汽及门杆漏汽至对应除氧器逆止门及电动门。
4.3增设管壁温度测点
高压轴封漏汽及门杆漏汽至对应除氧器管道最低点加装温度测点。
4.4优化系统
在原有的高压轴封漏汽及门杆漏汽至对应除氧器逆止门前加装手动门及气动逆止门，在高压轴封漏汽最低点加装疏水管道，在门杆漏汽管道最低点加装疏水管道，防止低温汽水返窜。
4.5改善油质
在高压轴封漏汽及门杆漏汽系统未投运时，及时运行油净化装置，调整各轴承箱抽油烟蝶阀，保持微负压，调整高压轴封供汽压力。
5 结语
大型直接空冷汽轮机在正常运行中突然发生跳闸甩负荷工况时，一方面要严密监视上下缸温度及各抽汽压力、管壁温度和除氧器压力、供汽温度的变化，运行人员对出现金属壁温度突降等现象必须要及时采取措施，避免设备损坏事故的发生。另一方面要通过技术革新，利用新的理念和技术改造完善汽轮机防水击保护，根据实际情况制定运行规程和优化逻辑关系，从而有效防止汽轮机进冷汽、冷水对设备造成损坏。