张晓军
内蒙古京能双欣发电有限公司 016014
摘要：某电厂2号机组在机组启动带负荷过程中出现高压缸胀差大，经现场原因分析需做进一步揭缸检查。
1机组概述
某厂#2机的汽轮机组由东方汽轮机厂制造，为超临界、一次中间再热、3缸2排汽、单轴、单抽凝汽式间接空冷汽轮机，型号为CJK350/353-24.2/1.5/566/566型，额定功率350MW。汽轮机采用高、中压分缸，7级抽汽回热。高压缸采用喷嘴配汽，调节级设有喷嘴数不一致的4个喷嘴组，DEH控制，可采用单阀和顺阀两种方式运行。机组可采用中压缸启动和高中压缸联合启动两种方式。
2高压缸胀差大原因分析
2.1现象
机组冷态启动，中压缸启动，10:16开始冲车，经500rpm摩检、1200rpm暖机和2600rpm暖机，12:10到达额定转速3000rpm，13:08并网带初负荷30MW。机组升负荷过程中，因主汽温升过快导致高压缸胀差发生发散性增大，随后高压缸胀差9.22/9.87mm（满量程10mm），19:11打闸停机。机组降速惰走至高压转子一阶临界转速区时，高压转子轴振和盖振快速增大，1、2、3、4瓦轴振及瓦振开始急剧上升，2、4瓦轴振超量程，汽机平台振感强烈。
机组冷态启动及升负荷过程中，高压缸胀差始终在高位运行，主蒸汽温度比正常高出30℃～40℃，特别在切缸时调节级后蒸汽温度急速上升，使高压缸胀差快速增大。高压内外缸前夹层蒸汽温度变化滞缓、可控性差，制约了高压外缸热膨胀跟随调节级后蒸汽温度变化，机组升负荷时进一步推高了高压缸的胀差。高压缸胀差超量程，造成前轴封第6列汽封与转子的轴向间隙消失，从而高压缸前轴封严重磨损。
2.2过程追溯
接电网调度令，启动2号机组，开启辅汽至轴封供汽电动门，轴封母管开始暖管（偏心19.48μm，盘车电流24.5A，高压缸胀差0.58/0.66mm，高压调节级后内缸内壁温度38.8℃）。22时01分，轴封母管暖管结束，开始抽真空。
汽轮机冲车（主要参数：主汽压力5.52MPa，主汽温度394.2℃，再热蒸汽压力0.81MPa，再热蒸汽温度377℃，高压缸左右侧膨胀7.1/6.7mm, 高压缸胀差0.77/0.91mm,轴向位移-0.23mm，凝汽器背压21.5kPa，偏心20μm，盘车电流24.4A，高压调节级后内缸内壁温度184℃，轴封母管压力32.2kPa，高压轴封母管温度297.6℃）。经过500 r/min摩检、中速暖机、高速暖机后升速至3000r/min。
机组并网后负荷升至72MW，高压缸左右侧膨胀14.73/15.22mm，高压缸胀差6.36/6.90mm趋于稳定。机组负荷120MW，高压缸胀差7.04/7.62 mm，高压缸胀差2达到报警值，DCS发高压缸胀差大报警（高压缸胀差大报警值7.5mm）。
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3事故分析
事故发生后，就地召开现场分析会，讨论检查内容、检查方法、检查范围等。
（1）为排查本次涨差发生原因、评估跳机后对设备造成损坏程度，通过检查轴承箱基础地脚螺栓、高/中压缸的猫爪滑销间隙，未发现因滑销系统故障导致本次事件发生的因素，可以排除滑销系统故障引起本次跳机事件发生的可能。
（2）汽机专业通过测量#2机组第1、2、3号轴封体外裸露转轴部位晃度，实测值分别为0.03mm、0.08mm、0.03mm，各高点径向位置一致评估后初步确认：高压转子发生暂性弯曲变形，位置在高压前轴封靠内缸侧汽封圈附近，测算弯曲量在0.15-0.20mm左右。
（3）热控专业排除因测点故障或偏差导致涨差超标的可能，对#2机组ETS保护系统、TSI系统等接线进行了全面检查，均未发现异常情况。
（4）检查汽轮机转子顶轴油压和各瓦（#5-#8瓦）顶起高度。
（5）拆除高压缸前外挂汽封，检查下部汽封两侧间隙，左侧下部汽封0.4mm,右侧下部汽封0.35mm（设计值0.4-0.7mm）。
（6）检查#1-#3瓦外油档均有不同程度的磨损，测量下油档两侧间隙全部超设计值，需全部更换。
油挡磨损情况
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从磨损情况看，DCS数据记录，转轴受到剧烈振动，才能造成此种情况的发生。
汽轮机轴系窜动量检查，向机头侧推窜动3.90mm，向发电机侧推窜量0.50mm。（设计为向机头侧推动值4.18～6.45mm，向发电机侧推动值2.52～5.25mm；安装时向机头侧推动值 4.45mm，向发电机侧推动值3.28mm）。
高压转子轴系窜动量记录
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综合以上检查数据判断，高压转子轴向推拉间隙明显消失，说明缸内动静部件产生严重碰磨，建议考虑需要揭缸进行进一步的检查确认。
参考文献：
林志勇. 一起汽轮机胀差大事故分析处理[J]. 科技风, 2014(19):57-57.
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张胡顺, 雷宇. 超临界机组汽轮机胀差问题分析及其控制[J]. 工程技术(文摘版)·建筑:00253-00253.