汽轮机水冲击的危害及预防

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汽轮机水冲击的危害及预防 3 J$ S- w% {6 F关国荣，王 雄 6 W) y" o6 K* X4 `) x/ D(粤华发电有限责任公司，广东 广州 510731) 　　汽轮机水冲击，即水或冷蒸汽(低温饱和蒸汽)进入汽轮机而引起的事故，是汽轮机运行中最危险的事故之一。此类事故在国内外时有发生，会造成严重后果，因而要求锅炉和汽机运行人员予以高度重视。一旦发生此类事故，必须正确、迅速、果断地处理，以免造成汽轮机设备的严重损坏。 " ?8 G3 Y- Y. @8 u: ?+ j) d' V- I4 d- d1 水冲击的危害 . y! o* J! e {2 O2 q1.1 动静部分碰磨 " e% ]+ I/ A3 U9 g: M) y; Y　　汽轮机进水或冷蒸汽，使处于高温下的金属部件突然冷却而急剧收缩，产生很大的热应力和热变形，使相对膨胀急剧变化，机组强烈振动，动静部分轴向和径向碰磨。径向碰磨严重时会产生大轴弯曲事故。 , U* B/ _+ G7 g1 p) t. i1.2 叶片的损伤及断裂 　　当进入汽轮机通流部分的水量较大时，会使叶片损伤和断裂，特别是对较长的叶片。 , E6 ^" ~* q1 I2 T/ |$ v& S4 r0 l8 h1.3 推力瓦烧毁 0 k& d8 s4 ~! o　　进入汽轮机的水或冷蒸汽的密度比蒸汽的密度大得多，因而在喷嘴内不能获得与蒸汽同样的加速度，出喷嘴时的绝对速度比蒸汽小得多，使其相对速度的进汽角远大于蒸汽相对速度进汽角，汽流不能按正确方向进入动叶通道，而对动叶进口边的背弧进行冲击。这除了对动叶产生制动力外，还产生一个轴向力，使汽轮机轴向推力增大。实际运行中，轴向推力甚至可增大到正常情况时的10倍，使推力轴承超载而导致乌金烧毁。 $ S3 J- q5 [ I# l2 U1.4 阀门或汽缸接合面漏汽 　　若阀门和汽缸受到急剧冷却，会使金属产生永久变形，导致阀门或汽缸接合面漏汽。 0 h6 q3 d$ q" Q: i+ w7 ~1 g1.5 引起金属裂纹 　　机组启停时，如经常出现进水或冷蒸汽，金属在频繁交变的热应力作用下，会出现裂纹。如汽封处的转子表面受到汽封供汽系统来的水或冷蒸汽的反复急剧冷却，就会出现裂纹并不断扩大。 2 水冲击的原因及预防 7 z/ ~: x5 j- _2.1 锅炉方面 & r+ b t7 J6 ?+ q(1) 锅炉蒸发量过大或不均，化学水处理不当引起汽水共腾。 : U0 j6 \: U0 ^- u) T5 ?3 J9 G(2) 锅炉减温减压阀泄漏或调整不当，汽压调整不当。 4 N, F. V1 e) _# J( t(3) 启动过程中升压过快，或滑参数停机过程中降压降温速度过快，使蒸汽过热度降低，甚至接近或达到饱和温度，导致管道内集结凝结水。 (4) 运行人员误操作以及给水自动调节器的原因造成锅炉满水。 2.2 汽轮机方面 　　汽轮机启动过程中，汽水系统暖管时间不够，疏水不净，运行人员操作不当或疏忽，使冷水汽进入汽轮机内。如某厂一台200 MW汽轮机组启动过程中发生大轴弯曲事故，其原因为： : R, K% M+ M3 U(1) 根据汽缸壁温记录，从09:49:00汽机冲转开始高压上下缸温差开始拉大，到09:59:00达到42℃，结合运行人员操作情况综合分析认为：夹层加热装置暖管疏水不充分，开机投夹层加热时高压缸进水或冷蒸汽，而机组此时又突然掉闸，使继续进入汽缸的水或冷蒸汽不能及时被较高温度的蒸汽带走，造成上下缸温差增大，汽缸变形，导致动静碰磨，机组振动，大轴弯曲。 ) T% T9 j2 t5 M' W9 I(2) 冲转过程中没有及时监视到汽缸温度以及上下缸温差的变化，没有及时发现高压缸进水或冷蒸汽；汽机跳闸后没有全面检查，没发现缸温已超标，就再次挂闸冲转，且升速过快，没有及时发现机组振动异常增大。 3 E' |( |2 E, W" H- ]# F1 K% d(3) 在机组停运状态下由于阀门泄漏而使汽缸夹层联箱积水，而运行人员提前投入夹层加热装置，且夹层加热系统暖管至投夹层加热的时间较短，造成夹层加热系统暖管疏水不充分。 2.3 其他方面 9 _3 G0 b/ q& {* K( x(1) 再热蒸汽冷段采用喷水减温时，由于操作不当或阀门不严，减温水积存在再热蒸汽冷段管内或倒流入高压缸中，当机组启动时，积水被蒸汽带入汽轮机内。 4 M" z2 |' g: ]; S5 L(2) 汽轮机回热系统加热器水位高，且保护装置失灵，使水经抽汽管道返回汽轮机内造成水冲击。 (3) 除氧器发生满水事故，使水经除氧器汽平衡管进入轴封系统。 (4) 启动时，　轴封管道未能充分暖管和疏水，也可能将积水带到轴封内；停机时，切换备用轴封汽源，因处理不当使轴封供汽带水。 5 P+ b! ?6 A3 o4 P; x9 `+ z3 防止汽轮机水冲击的措施 3.1 设计方面 ' ]( z: L; C/ e) `8 z, e(1) 正确设置疏水点和布置疏水管。在锅炉出口至汽轮机主汽阀间的主蒸汽管道上，每个最低点处均应设置疏水点；主蒸汽管道的疏水管不得与锅炉任何疏水管的联箱连接，再热蒸汽管道的最低点处亦应设置疏水点。 (2) 汽封供汽管应尽可能短，在汽封调节器前后以及汽封供汽联箱处均应装疏水管。 - V; N/ V3 P% I4 }- L( A3 { t(3) 疏水管应有足够的通流面积，以排尽疏水。 * V; A8 D+ k; t( |8 ]; ?6 K(4) 设置可*的水位监视和报警装置，除氧器、加热器和凝汽器应装高水位报警；加热器水位高时，应有自动事故放水保护、抽汽逆止门应能自动关闭。 3.2 运行维护操作方面 (1) 在机组启、停过程中要严格按规程规定控制升(降)速、升(降)温、升(降)压、加(减)负荷的速率，并保证蒸汽过热度不少于80℃。 (2) 蒸汽管道投用前(特别是轴封供汽管道，法兰，夹层加热系统和高中压导汽管)应充分暖管，疏水，严防低温水汽进入汽轮机。 5 O X5 P' Z# u' ~- d3 ?9 i( w(3) 要严密监视锅炉汽包水位，注意调整汽压和汽温。 # r8 Z3 x' u6 s: e/ T& D" N(4) 注意监视除氧器，凝汽器水位，防止满水。 5) 定期检查加热器水位调节及高水位报警装置；定期检查加热器高水位事故放水门、抽汽逆止门动作是否正常。 ' ]# U+ {( b) T' K* `(6) 机组热态启动前应检查停机记录和停机后汽缸金属温度记录。若有异常应认真分析，查明原因，及时处理。 (7) 启、停机过程中，应认真监视和记录各主要参数。包括主、再热汽温，压力，各缸温度，法兰、螺栓温度，缸差，轴向位移，排汽温度等。 (8) 机组冲转过程中因振动异常停机而必须回到盘车状态时，应全面检查，认真分析，查明原因，严禁盲目启动。当机组已符合启动条件时，应连续盘车不少于4 h，才允许再次启动。 (9) 当汽轮机发生水冲击时，应立即破坏真空、停机。在停机过程中应注意机内声音、振动、轴向位移、推力瓦温、上下缸温差及惰走时间，并测量大轴幌度。如无不正常现象，在经过充分疏水后，方可重新启动。在重新启动过程中，若发现汽机内部或转动部分有异音，或转动部分有摩擦，应立即拍机，并进入人工盘车。