600MW亚临界机组汽轮机启动中的胀差控制

600MW亚临界机组汽轮机启动中的胀差控制

赵振威

（华电内蒙古能源有限公司包头发电分公司内蒙古包头市九原区巴尔泰014013）

摘要：本文分析了600MW机组汽轮机在启动过程中,汽轮机胀差控制的重要性、变化规律、影响因素以及控制技术措施，提高了机组安全性,对于其它汽轮机具有一定参考价值。

关键词：机组；启动；汽轮机；胀差；控制

1、引言

汽轮机转子与汽缸的质量、表面积、结构等各有不同，转子质面比小于汽缸质面比（转子、汽缸的质量与转子、汽缸和蒸汽的接触面积之比），且蒸汽对转子的放热系数比对汽缸的放热系数大，因此转子温度变化较汽缸要快，转子膨胀或收缩的速度较汽缸要快。转子与汽缸的热膨胀差值称为相对胀差，简称胀差，转子膨胀大于汽缸膨胀时的胀差值为正胀差，汽缸膨胀大于转子膨胀时的胀差值为负胀差。根据汽缸分类又可分为高差、中差、低差。胀差是重要的监视参数，其大小表明汽轮机内部动静部分轴向间隙变化，若胀差超限，则热工保护动作使主机脱扣，避免动静部分发生碰撞，损坏设备。在稳定工况下汽缸和转子的温度趋于稳定值，胀差也趋于稳定。汽轮机在启动时，转子和汽缸分别以各自的死点为基准进行膨胀或收缩，由于汽轮机转子和汽缸温度随蒸汽温度变化的速度不同，因此胀差会产生较大变化。若胀差超限，则动静间轴向间隙消失，发生动静摩擦，引起机组振动增大，甚至掉叶片、大轴弯曲等严重事故。因此，在汽轮机启动过程中必须严密监视并严格控制汽轮机胀差，确保汽轮机设备的安全运行。

2、设备概述

以哈尔滨汽轮机厂生产600MW亚临界、中间再热、单轴、三缸四排汽、冲动凝汽式汽轮机为例，汽机采用高中压缸合缸结构，低压缸为双流反向布置。机组膨胀的绝对死点在1号低压缸的中心，由预埋在基础中的两块横向定位键和两块轴向定位键限制低压缸中心的移动，形成机组绝对死点。高中压缸由四只“猫爪”支撑，“猫爪”搭在轴承箱上，“猫爪”与轴承箱之间通过键配合。高中压缸与轴承箱之间、低压1号与2号缸之间在水平中分面以下都用定位中心梁连接。汽轮机膨胀时，1号低压缸中心保持不变，它的后部通过定位中心梁推动2号低压缸沿机组轴向向发电机端膨胀。1号低压缸的前部通过定位中心梁推着#3、#2轴承箱、高中压缸、#1轴承箱沿机组轴向向调速器端膨胀。轴承箱受基架上导向键的限制，可沿轴向自由滑动，但不能横向移动。轴承箱侧面的压板限制了轴承箱产生的任何倾斜或抬高的倾向。这种滑销系统膨胀通畅，效果良好。

3、汽轮机启动时胀差的变化规律

机组启动时，汽轮机胀差总体为正胀差。热态启动时，转子、汽缸金属温度较高，若冲砖时蒸汽温度偏低，则会出现负胀差。在冲转时，蒸汽流量较小，高压缸主要是调节级做功，只要蒸汽参数稳定，高压缸胀差上升均匀，但低压缸胀差还要受鼓风摩擦热量、离心力等因素的影响。

4、汽轮机胀差变化的影响因素

正值增大的主要因素：1）启动时暖机时间太短，升速太快或升负荷太快。2）滑销系统或轴承台板的滑动性能差，易卡涩。3）轴封汽温度过高或轴封供汽量过大，引起轴颈过份伸长。4）机组启动时，进汽压力、温度、流量等参数过高。5）推力轴承磨损，轴向位移增大。6）汽缸保温层的保温效果不佳或保温层脱落，在严冬季节里，汽机房室温太低或有穿堂冷风。7）双层缸的夹层中流入冷汽（或冷水）。8）胀差指示器零点不准或触点磨损，引起数字偏差。9）多转子机组，相邻转子胀差变化带来的互相影响。10）真空变化的影响。11）转速变化的影响。12）各级抽汽量变化的影响，若一级抽汽停用，则影响高差很明显。13）轴承油温太高。14）机组停机惰走过程中“泊桑效应”的影响。

负值增大的主要因素：1）负荷迅速下降或突然甩负荷。2）主汽温骤减或启动时的进汽温度低于金属温度。3）水冲击。4）轴封汽温度太低。5）轴向位移变化。6）轴承油温太低。

7）启动进转速突升，由于转子在离心力的作用下轴向尺寸缩小，尤其低差变化明显。

5、汽轮机胀差控制的技术措施

5.1严格控制主蒸汽温度和流量变化，是控制胀差的有效方法。胀差产生的根本原因是汽缸与转子存在温差，蒸汽温度或流量变化大，转子与汽缸温差也大，引起胀差相应增大。

5.1.1机组冷态启动时，主蒸汽过热度必须大于50℃，主再热蒸汽参数接近并稳定在推荐范围（冷态冲转参数：主汽压力5.9MPa，主汽温度340℃，再热汽温300℃）。中速暖机时间应根据第一级金属温度确定，当该温度≤120℃时应暖机150分钟，不允许缩短暖机时间。暖机期间，主汽温不得超过430℃，主、再热蒸汽温差<40℃，温升率控制在0.92℃/min以下，主、再热蒸汽压力维持稳定。发电机并网后初负荷30MW，保持30min暖机，保持各主要参数稳定。各主要参数变化率应控制在：负荷变化率≯3MW/min、汽压变化率≤0.10MPa/min、主、再热汽温变化率≤1.38℃/min。4.6.5.2初负荷30MW暖机结束后，机组开始升负荷。各主要参数变化率应控制在：负荷变化率（30MW～180MW时≯3MW/min、180MW～300MW≯6MW/min、300MW～600MW负荷变化率≯12MW/min）、汽压变化率（30MW～180MW时≤0.1MPa/min、180MW～600MW≤0.27MPa/min）、主汽温变化率≤1.83℃/min、再热汽温变化率≤2.1℃/min。

5.1.2热态启动是以冷态启动过程中的某一阶段作为起点，与冷态启动程序大致相同。热态启动冲转参数选择原则：根据热态启动曲线，确定冲转参数、升速率、升负荷率、以及初负荷和初负荷保持时间。汽轮机冲转时，主、再热蒸汽温度必须与汽缸金属温度匹配，任何情况下调节级蒸汽温度与调节级金属温度差必须在+110～-56℃范围内，且保证56℃以上过热度；热态启动应先送轴封后抽真空，轴封蒸汽温度应与邻近汽缸内壁金属温度相适应，最大温差不超过100℃。热态启动过程中严密监视胀差、调节级蒸汽和调节级金属温度差、高中压上下缸温差小于42℃。升速或加负荷过程中汽缸金属温度不应上升或下降过快，如果胀差增加过快，应提高汽温或加负荷，按热态启动要求尽快加负荷至缸温相对应的负荷值。带5%的初负荷后，按照机组启动曲线进行升温、升压、加负荷。

5.2根据汽轮机第一级金属温度，选择合适的轴封供汽汽源，轴封蒸汽温度应与邻近汽缸内壁金属温度相适应，最大温差不超过100℃，轴封系统充分疏水、暖管，保证有14℃以上的过热度，低压轴封母管压力保持在28KPa，并控制低压轴封温度121-149℃。

5.3在汽轮机冲转、升速和初负荷暖机期间，适当降低凝汽器真空，保证合适的汽轮机进汽流量。

5.4在锅炉点火前，检查主、再热蒸汽管道、汽缸本体及抽汽管道疏水门开启，保证汽轮机本体部分疏水畅通。

6、结束语

600MW亚临界机组汽轮机胀差影响因素较多，在实践工作中不断探索胀差变化规律，不断总结控制汽轮机胀差的方法，综合分析采取针对性技术措施，确保机组安全运行。

参考文献：

（1）《汽轮机设备及系统（600MW级火力发电机组丛书）》，代云修、张灿勇主编，北京;中国电力出版社，2006

（2）《汽轮机设备及系统（600MW火力发电机组培训教材）》，华东六省一市电机工程学会，北京;中国电力出版社，1999.12

（3）《汽轮机运行技术问答》，华东电业管理局编，北京：中国电力出版社，1998