張金良， 鄧德兵， 高　琨， 王加勇， 張晉林， 趙清森

(1. 保德神東發(fā)電有限公司， 山西保德 036600；　2. 蘇州熱工研究院有限公司， 江蘇蘇州 215004)

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超高壓135 MW汽輪機葉片卷邊事故的原因分析及改進措施

張金良1， 鄧德兵2， 高琨1， 王加勇2， 張晉林1， 趙清森2

(1. 保德神東發(fā)電有限公司， 山西保德 036600；2. 蘇州熱工研究院有限公司， 江蘇蘇州 215004)

針對某超高壓135 MW汽輪機葉片卷邊事故，結(jié)合受損癥狀和啟動過程進行了分析，發(fā)現(xiàn)葉片卷邊為溫態(tài)沖轉(zhuǎn)過程中汽輪機進水所致。采取了相應(yīng)的措施后問題得以解決。

汽輪機； 葉片； 通流特征面積； 導(dǎo)汽管疏水

為防止汽輪機大軸彎曲事故，《防止電力生產(chǎn)事故的二十五項重點要求》規(guī)定汽輪機在啟停過程中“高壓外缸上、下缸溫差不超過50 ℃，高壓內(nèi)缸上、下缸溫差不超過35 ℃”和“供汽管道應(yīng)充分暖管、疏水，嚴(yán)防水或冷氣進入汽輪機”。筆者就某135 MW超高壓機組在熱態(tài)啟動過程中汽輪機輕微進水造成葉片卷曲事故，結(jié)合機組啟動過程和疏水管線布置進行探討。

1　故障現(xiàn)象描述

某制造廠1號、2號機組為NZK135-13.24/535/535型凝汽式汽輪發(fā)電機組，高壓缸由1個調(diào)節(jié)級和8個壓力級組成，高壓缸帶兩段抽汽，一段抽汽來自第7級后，二段抽汽來自高壓缸排汽。此外，為減少尾跡損失和提高級效率，高壓缸靜、動葉均采用薄出汽邊葉型。

2號機組于2014年2月16日至4月18日完成了第2次大修，正常投運后，發(fā)現(xiàn)同等負(fù)荷下調(diào)節(jié)級后壓力較大修前有明顯增大，且?guī)ь~定負(fù)荷時調(diào)節(jié)級后壓力已接近VWO工況設(shè)計值。考慮到機組的運行安全性，2015年4月初解體高中壓缸，發(fā)現(xiàn)以下情況：

(1) 調(diào)節(jié)級動葉出汽邊向內(nèi)卷曲(見圖1)。

(2) 高壓第1～4壓力級部分靜葉出汽邊向內(nèi)卷邊(見圖2)。

(3) 高壓第1～5壓力級部分動葉出汽邊的頂部內(nèi)卷、根部外翻，卷邊程度逐級減輕(見圖3)。

(4) 高壓缸第1～3級隔板中分面有水蝕痕跡(見圖4)。

(5) 調(diào)節(jié)級噴嘴出汽邊和動葉進汽邊無異常。

(6) 高壓第一壓力級動葉進汽側(cè)背弧面的固體顆粒物沖蝕痕跡不明顯。

(7) 中壓第一級動葉進汽邊背弧面SPE非常嚴(yán)重(見圖5)。

(8) 高中壓缸下半缸葉頂汽封磨損嚴(yán)重。

圖1　調(diào)節(jié)級動葉出汽邊向內(nèi)卷曲

圖2　高壓缸第1～5壓力級靜葉出汽邊向內(nèi)卷曲

圖3　高壓缸第1～8壓力級動葉出汽邊卷曲(卷曲程度逐級減輕)

圖4　高壓缸第4壓力級隔板中分面水蝕

圖5　中壓缸第1壓力級動葉背弧面受損嚴(yán)重

由上述情況可知：因靜葉和動葉出汽邊卷曲，高壓缸調(diào)節(jié)級和高壓缸第一級段(由調(diào)節(jié)級后至一段抽汽口之間的壓力級構(gòu)成)特征面積[1]降低非常突出。將大修后試驗數(shù)據(jù)與大修前進行對照(見表1)，發(fā)現(xiàn)同等工況下調(diào)節(jié)級后壓力和一段抽汽壓力顯著提高，高壓缸內(nèi)效率下降明顯。以閥門全開(4VWO)為例，大修后主蒸汽壓力升高10.1%，調(diào)節(jié)級后壓力升高14.1%，一段抽汽壓力升高6.4%，高壓缸排汽壓力和再熱蒸汽壓力均升高2.3%，高壓缸第一級段的特征面積下降17.3%，高壓缸第二級段(一段抽汽口和高壓缸排汽之間的壓力級構(gòu)成)的特征面積[1]下降12.0%，且高壓缸內(nèi)效率下降2.5百分點。

表1　機組大修前后葉片卷邊處理后的主要參數(shù)比較

2　原因分析

造成高壓缸靜葉和動葉出汽邊卷曲的原因有：

(1) 蒸汽從鍋爐及主蒸汽管道攜帶來的固體顆粒物沖蝕。

(2) 汽缸內(nèi)部件脫落后被高速旋轉(zhuǎn)葉片切割或研磨成碎片，這些碎片損傷葉片。

(3) 大修扣缸時，軟性異物落在汽缸內(nèi)，該異物損傷葉片，同時變成齏粉。

(4) 汽輪機進水，發(fā)生輕度水擊。

主蒸汽閥解體后，對其濾網(wǎng)進行了檢查，濾網(wǎng)完整無缺，僅有少許顆粒物嵌在網(wǎng)眼(內(nèi)徑d=3 mm)中。另外，調(diào)節(jié)級噴嘴出汽邊無顆粒物沖蝕痕跡，調(diào)節(jié)級動葉進汽側(cè)背弧面有少許顆粒物擊打痕跡。因此，可以斷定葉片卷邊非固體顆粒物沖蝕所致。

汽缸解體過程中，對高壓缸內(nèi)部構(gòu)件進行了逐一清點，未發(fā)現(xiàn)缺失；而且中壓缸第一級進汽側(cè)背弧面凹坑現(xiàn)象在上次大修時已存在，為高壓內(nèi)缸中分面靠近中壓進汽側(cè)螺栓斷裂，脫落的螺栓被汽流帶入中壓流道，將中壓缸第一級靜葉和動葉擊傷。

圖6為某300 MW機組調(diào)節(jié)級葉頂汽封片脫落后損傷壓力級靜葉出汽邊的情況，靜葉出汽邊呈犬牙參差狀。

圖6　某機組汽封片脫落損傷靜葉狀況

圖7為某1 000 MW核電機組中間汽封體把合螺栓斷裂后進入汽流，靜葉出汽邊被擊傷后的現(xiàn)象。結(jié)合部件脫落損傷動靜葉癥狀，可以斷定高壓缸葉片卷邊不是部件脫落所致。

圖7　某機組斷裂螺栓損傷靜葉狀況

若扣缸時有軟性異物落在缸內(nèi)，則落入位置應(yīng)該位于調(diào)節(jié)級動葉和第1壓力級之間。那么，落在缸內(nèi)的異物與調(diào)節(jié)級動葉頻繁撞擊，并被磨成碎片，被汽流吹入壓力級，并繼續(xù)與下游壓力級動葉碰摩，直至從第一段抽汽口和高壓缸排汽離開汽缸。為尋找異物的蹤跡，將一段抽汽逆止閥和高排逆止閥解體，吊開閥蓋、抽出閥芯，但未找到異物碎片。

排除上述三種因素后，重點對水擊癥狀進行檢查：(1)隔板中分面存在明顯的水蝕凹痕；(2)動葉片卷邊受力方向與轉(zhuǎn)子旋轉(zhuǎn)方向相反，靜葉片卷邊受力方向與旋轉(zhuǎn)方向相同，若缸內(nèi)進水，則葉片受水的剎車作用，動葉薄出汽邊正好向內(nèi)卷，被葉片攪動起來的水滴撞擊在靜葉薄出汽邊上，也恰好可將其向內(nèi)卷曲；(3)高中壓缸下半缸葉頂汽封磨損嚴(yán)重，表明動葉圍帶與葉頂汽封間隙不足，發(fā)生過劇烈碰摩，軸振動應(yīng)該有所反應(yīng)。為此，查閱運行日志和調(diào)出DCS庫中大修后歷次啟機過程中關(guān)鍵運行參數(shù)趨勢曲線進行分析。

大修后2014年先后啟動6次：

(1) 4月19日大修后第一次沖轉(zhuǎn)，冷態(tài)啟動，轉(zhuǎn)速升至500 r/min，打閘、聽音、檢查，主控收不到高排逆止門關(guān)反饋信號，停下來進行處理。修復(fù)后，重新啟動，500 r/min、1 200 r/min、3 000 r/min定速，升速過程中各項安全參數(shù)正常，完成注油試驗后打閘停機，惰走正常，振動正常，鍋爐壓火，進入備用狀態(tài)。

(2) 4月21日正式啟動。沖轉(zhuǎn)前上、下內(nèi)缸壁溫分別為211 ℃和186 ℃；3 min內(nèi)升速至500 r/min，下缸壁溫下降至157 ℃；500 r/min停留5 min，下缸壁溫下降至104 ℃；繼續(xù)升速，2.5 min至1 000 r/min，1號軸振X向達175 μm，超過報警值125 μm，立即打閘；3 min后下缸壁溫繼續(xù)降低至91 ℃，而上缸溫度為205 ℃，悶缸、盤車；3 h后上、下缸溫差減小至42 K，在此期間出現(xiàn)轉(zhuǎn)速自動上升、盤車脫扣現(xiàn)象(19日也發(fā)生過)，這說明，主汽門及調(diào)門關(guān)閉不嚴(yán)，蒸汽漏入汽缸而沖動轉(zhuǎn)子；4 h后再次沖轉(zhuǎn)，定速、并網(wǎng)，帶低負(fù)荷暖機，待電氣試驗完畢后打閘停機。隨后多次發(fā)生自動升速、盤車脫扣，不得不停下來處理汽門關(guān)閉不嚴(yán)缺陷。4月21日啟動過程中轉(zhuǎn)速、缸溫、軸振等參數(shù)趨勢曲線見圖8。

圖8　大修后第一次溫態(tài)啟動趨勢曲線

(3) 4月22日再次開機，由盤車狀態(tài)直接沖至1 200 r/min，軸振大，保護動作，跳閘。降速至500 r/min，暖2 h后每100 r/min一個臺階暖機，振動下降后再升速，直至1 200 r/min中速暖機，隨后升至3 000 r/min，并網(wǎng)，升負(fù)荷。

(4) 5月2日夜間機組調(diào)停。5月29日再次啟動，6月22日調(diào)停，在這期間開展了大修后熱力性能試驗。受地區(qū)負(fù)荷需求不足限制，2號機組此后被調(diào)停過多次，每次停機時間均在20天以上。除5月21日和22日兩次屬于溫態(tài)啟動外，其他各次啟動均為冷態(tài)啟動，而且僅5月21日和22日兩次啟動升速過程中發(fā)生過軸振大和上、下缸溫差大的情況，其他各次啟動未發(fā)生。

結(jié)合啟動過程趨勢曲線，推理如下：5月19日試沖轉(zhuǎn)后鍋爐壓火，但主蒸汽管道還殘存蒸汽，且主汽門及調(diào)門不嚴(yán)，則進入主汽門前主蒸汽管道、導(dǎo)汽管、內(nèi)缸(調(diào)節(jié)級處)的蒸汽易冷凝成水，而且如果主蒸汽管疏水、高壓調(diào)節(jié)閥殼疏水、導(dǎo)汽管疏水和調(diào)節(jié)級疏水管線存在堵塞，則勢必積水。5月21日啟動前，鍋爐升溫升壓暖管期間，運行人員雖提前開啟主汽管道、調(diào)節(jié)閥殼、導(dǎo)汽管、內(nèi)缸和外缸等疏水氣動閥，但是，疏水不暢引起的積水被蒸汽吹入缸內(nèi)，下缸溫度急劇下降，內(nèi)缸拱背，下缸葉頂汽封碰摩，軸振上升，隨著500 r/min至1 200 r/min轉(zhuǎn)速上升，軸振陡增、報警，被迫打閘停機。水的初速度較低，阻礙葉片旋轉(zhuǎn)，動葉片薄出汽邊受旋轉(zhuǎn)反方向的水擊力作用而彎曲，被動葉片攪動起來的水滴又沖刷到靜壓背弧面上，使靜葉出汽邊也發(fā)生類似卷曲。動葉片卷邊方向與葉輪旋轉(zhuǎn)方向相反，應(yīng)為積水剎車作用所致；靜葉片卷曲方向與旋轉(zhuǎn)方向相同，應(yīng)為水滴沖刷引起的。調(diào)節(jié)級和壓力級都有卷邊，但調(diào)節(jié)級最為嚴(yán)重，各壓力級受損程度逐級減弱，第7、第8級基本無受損。導(dǎo)汽管積水進入汽缸，首先流經(jīng)調(diào)節(jié)級，水滴粒徑最大，速度最低，而調(diào)節(jié)級根徑大，旋轉(zhuǎn)線速度大，水刷作用力最大，故調(diào)節(jié)級動葉卷邊最嚴(yán)重。進水被調(diào)節(jié)級動葉打散，并部分蒸發(fā)，汽流中水滴含量及粒徑均有所減小，隨后損害第一壓力級，再次被擊碎，繼續(xù)蒸發(fā)，破壞力逐步減弱。另外，被離心力甩出的水滴落入葉頂汽封槽道中，部分水滴經(jīng)張口的隔板中分面噴射而出，將后者吹出凹槽。

為驗證上述推理，對主汽門前主蒸汽管、導(dǎo)汽管和調(diào)節(jié)級是否存在疏水管線堵塞現(xiàn)象進行了核實。將上述11條疏水管線從疏水管座處割開，并于疏水集管上切出檢查孔。通壓縮空氣檢查疏水管線是否通暢，最后發(fā)現(xiàn)下缸右側(cè)導(dǎo)汽管疏水管不通。

此外，當(dāng)高壓動葉出汽邊卷曲，通流面積下降，高壓各級壓力升高，高中壓轉(zhuǎn)子軸向推力將發(fā)生改變，位于2號軸承座的推力軸承受力將下降，工作面與非工作面溫差將發(fā)生改變。因此，查閱機組歷史曲線，取大修前第一次連續(xù)運行和第一次調(diào)停后連續(xù)運行期間的同等負(fù)荷下數(shù)據(jù)進行比較(見表2)，可見大修前推力軸承的工作面溫度較非工作面高，而大修后第一次連續(xù)運行期間非工作面溫度高于工作面，第一次調(diào)停后再次運行期間兩者溫差無明顯變化。結(jié)合多次調(diào)停后開機過程記錄和推力瓦溫度變化趨勢，給出判斷：葉片卷邊為4月21日沖轉(zhuǎn)過程中導(dǎo)汽管積水進入通流部件造成的。

表2　三個時期同等負(fù)荷下推力瓦溫度對比

由此得出本次汽輪機葉片卷邊事故的根源是疏水管線設(shè)計不合理，其中一支導(dǎo)汽管疏水管堵塞而引起汽輪機進水，沖轉(zhuǎn)升速過程中水滴沖刷葉片，導(dǎo)致薄出汽邊葉片卷曲。

3　改進措施

基于事故根源及現(xiàn)存缺陷，電廠進行了如下改進措施：

(1) 對葉片卷曲嚴(yán)重的部分磨掉，對較輕的部分進行矯正，最后對葉片進行表面拋光。

(2) 對主汽門及調(diào)門密封面研磨，通過密封線檢查和注水試驗來驗證嚴(yán)密性。

(3) 對汽輪機本體所有疏水管線進行了通暢性檢查，并將導(dǎo)汽管疏水管線改造列入后續(xù)行動計劃中，啟動管材及閥門采購。

(4) 機組啟動前，加強檢查疏水閥開啟及測量閥體溫度，尤其是四支導(dǎo)汽管和兩支主汽管座疏水管的壁溫監(jiān)測，確保本體所有疏水管線通暢、無積水。

(5) 機組啟動過程中，務(wù)必加強對上、下缸溫差的實時監(jiān)測，當(dāng)溫差超規(guī)定限值時需查明原因，并予以消除后再升速，嚴(yán)禁強行沖轉(zhuǎn)。

(6) 上述兩條載入汽輪機運行規(guī)程，并組織運行人員集中學(xué)習(xí)與落實。

修復(fù)后，汽輪機沖轉(zhuǎn)升速并網(wǎng)過程中，振動與缸溫正常，機組帶負(fù)荷運行正常，而且同比上次大修后調(diào)節(jié)級壓力有顯著降低，高壓缸第一壓力級段特征面積增大6.23%。

4　結(jié)語

主汽門及調(diào)門關(guān)閉不嚴(yán)，造成暖管時蒸汽進入汽輪機，導(dǎo)汽管疏水不暢，蒸汽冷凝水積存在導(dǎo)汽管內(nèi)，再加上疏水系統(tǒng)設(shè)計不合理，運行人員未能及時發(fā)現(xiàn)導(dǎo)汽管積水，最后，溫態(tài)啟動過程中汽輪機進水，水滴沖刷葉片，導(dǎo)致薄出汽邊葉片卷曲。電廠除對葉片卷曲部分進行了修復(fù)處理，還對運行操作進行了相應(yīng)完善，同時制定了疏水系統(tǒng)改造計劃，待后續(xù)停機期間予以實施。

[1] 徐大懋,鄧德兵,王世勇,等. 汽輪機的特征通流面積及弗留格爾公式改進[J]. 動力工程學(xué)報,2010,30(7):473-477.

Cause Analysis and Treatment of Blade Curling Accident in a 135 MW Super-high Pressure Steam Turbine

Zhang Jinliang1, Deng Debing2, Gao Kun1, Wang Jiayong2, Zhang Jinlin1, Zhao Qingsen2

(1. Baode Shendong Power Generation Co., Ltd., Baode 036600, Shanxi Province, China;2. Suzhou Nuclear Power Research Institute, Suzhou 215004, Jiangsu Province, China)

To clear the blade curling fault existing in a 135 MW super-high pressure steam turbine, an analysis was conducted on the damage status combined with the start-up process, which was found to be caused by the inflow of water into the steam turbine during hot start-up process. The problem was finally solved by taking appropriate measures.

steam turbine; blade; characteristic flow area; steam lead drainage

2015-10-27

張金良(1964—)，男，高級工程師，主要從事電廠生產(chǎn)技術(shù)管理工作。

E-mail: zjlbddc@163.com

TK263.3

A

1671-086X(2016)04-0269-05