600MW抽汽凝汽式汽轮机主汽门卡涩故障治理

全国火电大机组（600MW 级）竞赛第 11 届年会论文集 汽机 311 引进型 600MW 抽汽凝汽式汽轮机 主汽门卡涩故障治理 钟阁顺 （河北国华沧东发电有限责任公司 061113） 摘要：简要介绍了河北国华沧东发电有限责任公司引进型国产 600MW 抽汽凝汽式汽轮机高压主汽门卡涩的原因分 析和治理过程，给出了具体防范措施，并为国内同类机组提供有利参考。 关键词：汽轮机；主汽门卡涩；分析；治理；预防 1 前言 1.1 设备简介 河北国华沧东发电有限责任公司一期为两台引进型 600MW 中间再热抽汽凝汽式汽轮机， #1 机组于 2006 年 6 月 28 日正式移交生产，#2 机组于 2006 年 12 月正式投产运营。机组型号 C600-16.7/0.75/538/538，汽轮机型式：亚临界、单轴、四缸、四排汽、中间再热、抽汽凝汽式。汽 机示意图如下： 图 1 河北国华沧东发电有限责任公司汽轮机结构示意图 机组高压主调门配置为 2 组，每组 1 个主汽门加 2 个调节汽阀（TV+2GV），分别布置在高压缸 两侧，主汽门为卧式布置、调门为立式布置（高主门结构见图 2 和图 3 ）。高压主汽门和调节汽阀 在高压缸进汽处为防止汽机超速提供了双重保护。主汽门靠液压开启，靠弹簧关闭，执行机构为杠 杆式角行程结构，主阀内有一预启阀，在全压下能开启，其通流能力约为 25％的额定蒸汽流量，它 全国火电大机组（600MW 级）竞赛第 11 届年会论文集 汽机 312 在调节汽阀全开的全周进汽启动时，能精确控制转速。主汽门在全开和关闭位置，阀杆都有自密封 装置，以防止阀杆漏汽。 图 2 高压主汽门门体结构图 图 3 高压主汽门杠杆式执行机构 1.2 问题的提出 在机组调试和投产初期，高主门由于和安装质量等多方面原因，在 6 月 15 日机组调试期间 出现了一次卡涩故障，而后 9 月 15 日生产期间又出现了关闭严重超时现象，如果万一对应侧的调门 也同时出现故障，必将造成机组超速，严重危及主设备安全，经过两次治理我公司已解决了主汽门 卡涩和关闭延时问题。 2 调试期间主汽门关闭卡涩分析及处理 2.1 主汽门卡涩经过概述 2006 年 6 月 15 日 21 时，#1 机正在调试， 100%甩负荷试验成功后进行打闸试验，高主门 TV1 全国火电大机组（600MW 级）竞赛第 11 届年会论文集 汽机 313 在 220 毫秒内关到 15%（距离全关位 28mm）开度，在此开度上停留了 5 分钟后开始缓慢关闭，2 分钟左右全关，当时主汽压力 17.35MPa，主汽温度 518℃，见图 4、图 5。 图 4 阀门关闭时间及卡涩位置曲线 图 5 阀门卡涩及缓慢关闭的对应主汽压力 全国火电大机组（600MW 级）竞赛第 11 届年会论文集 汽机 314 2.2 主汽门关闭卡涩原因分析 故障发生后几次通过缓慢活动阀门查找原因，未见异常。然后进行打闸快关检查，在首次快关 时，发现 TV1 弹簧托盘与弹簧室有碰撞迹象，见图 6，当时主汽压力为 6.0MPa。 图 6 TV1 弹簧托盘碰磨情况 随后对阀门解体检查，发现 TV1、TV2 弹簧与套筒之间有摩擦迹象，而且 TV1 油动机活塞杆活 动非常困难，动作阻力大，确认机械卡涩和系统摩擦阻力是这次阀门卡涩的直接原因。 2.3 现场处理情况 表 1 主汽门现场处理概况 序 号 检查项目 现场检查情况 现场处理措施 1 传动机构各销轴和孔的配合间隙 无卡涩拉毛迹象，径向间隙均在 0.10mm 以上 销轴抛光、内孔清理 装配时在配合处涂润滑剂 2 杠杆与弹簧拉杆接触 有局部接触情况（次要原因） 修研局部接触部位，增大接触面积，组装时在滑动部位涂润滑剂 3 弹簧托盘 TV1 有严重碰磨痕迹（主要原因） 外圆车削掉 5mm（直径），边缘倒角为 10×60°， 安装时保证全行程范围内托盘与套筒圆周方向 无接触 4 弹簧表面 局部有摩擦痕迹（次要原因） 将弹簧表面修磨光洁 5 弹簧套筒 内壁有摩擦碰撞痕迹（主要原因） 修磨窗口，打成过渡圆角； 内壁除锈抛光（见图 7） 6 弹簧端面平行度 TV2 中簧平行度偏差为 9mm 使托盘受力偏斜（次要原因） 将所有弹簧端面平行度偏差修整到 1mm 以内 （见图 8） 7 球面垫圈接触情况 垫圈外部全周接触，符合厂家要求 清理、抛光 8 门杆与密封套配合情况 滑动自如，无卡涩迹象 本次不处理 9 油动机定位情况 定位止口接触良好 本次不处理，仍保证油动机与定位凸肩配合良好 10 杠杠及油动机活塞杆平行度 基本正常 本次油动机和弹簧重新采用立式安装，校核油动 机活塞杆和杠杆的平行度，消除憋劲现象 11 油动机活塞 TV1 活塞杆活动困难，明显内部有缺陷 更换为新出厂的合格油动机，见图 10 弹簧托盘碰磨痕 全国火电大机组（600MW 级）竞赛第 11 届年会论文集 汽机 315 图 7 弹簧室窗口打磨圆角图片 图 8 弹簧端面平行度修正图片 弹簧托盘打磨成圆滑过 TV2 弹簧端面平行度偏差达到 9mm 之多，修复到较为均匀 此数据为两个端面高度值 全国火电大机组（600MW 级）竞赛第 11 届年会论文集 汽机 316 图 9 TV1 油动机更换图片 2.4 修后效果 6 月 19 日晚 18 时检修工作全部结束。修复后打闸测试主汽门关闭时间为 286 毫秒（小于 300ms）， 试验结果合格，测量工具为录波仪，见图 10。 图 10 两个高主门关闭时间 3 主汽门关闭延时及处理经过 3.1 主汽门关闭延时概况 2006 年 9 月 15 日 12：22 分#1 机因电气故障跳机（注：机组跳闸时，负荷 400MW，主汽压力 约 16.4 MPa），＃1 高压主汽门（TV1）瞬间关闭到 6％开度，而后共用了 48 分钟才逐渐缓关到 0 位 全国火电大机组（600MW 级）竞赛第 11 届年会论文集 汽机 317 （见图 11）。 图 11 主汽门关闭超时曲线 3.2 主汽门关闭延时原因分析 在主汽压力降低到 0MPa 后，我们分别缓慢和快速关闭主汽门多次，结果没有发现任何异常迹 象。由于没有找到原因公司决定将#1 机组立刻转入小修，彻底排查故障。经过对该阀门进行了更为 全面细致的分析，归纳出可能造成关闭延时的原因有以下 9 项： 3.2.1 油动机活塞和油缸内筒摩擦阻力偏大。 3.2.2 控制回路和 EH 油系统的故障，如卸载阀卡涩等。 3.2.3 油动机定位偏斜，造成执行机构蹩劲 3.2.4 油动机活塞杆和铜套间隙偏小，或者运行中由于进入灰尘导致铜套拉毛。 3.2.5 弹簧室内弹簧托盘、弹簧本身与内壁、窗台发生碰磨。 3.2.6 执行机构转动销和套筒间隙偏小。 3.2.7 弹簧刚度偏小或者预紧力偏小。 3.2.8 弹簧拉杆下沉造成杠杆机构蹩劲。 3.2.9 主汽门阀体内的卡涩：阀杆与密封套、主阀与衬套、预启阀与衬套动静间隙过小，或阀杆弯 曲过大而造成卡涩等。 对以上原因大致可以分为两类： 第一，制造安装工艺和设备质量方面缺陷，造成系统阻力偏大； 第二，传动机构关闭动力偏小。 由于 6 月份已经对该阀门检修处理过一次，第一类问题出现的几率很小，而且阀门关闭超时几 乎都发生在主汽压力较高的情况下，下面我们对主汽门进行受力分析： 由于主汽门动作靠液压开启、弹簧关闭，阀门在关闭过程中动力来自于弹簧，阻力分别为由于 阀杆前后压差造成的蒸汽阻力、阀体和操纵座的机械阻力和油动机阻力构成，见图 12。 主汽压 16.4 MPa TV2 开度为 0TV1 开度为 6% 全国火电大机组（600MW 级）竞赛第 11 届年会论文集 汽机 318 蒸汽反作用力：F 蒸汽= (π×d2/4)×F 主蒸汽/9.8 机械阻力：F 机械 = F 阀体 + F 操纵 + 2F 油动机 见图 12 主汽门受力分析简图 操纵机构弹簧安全倍率计算结果（见表 2）显示：阀门在关闭过程中，随着开度逐渐减小，弹 簧力逐渐降低，而蒸汽对阀杆的反作用力没有变化，则弹簧安全倍率逐渐降低；同时，主汽压力愈 高，蒸汽反作用力愈大，弹簧安全倍率愈小，尤其主汽压超过 15MPa 时，现象更为明显。 表 2 机械阻力为 10%弹簧力时的弹簧安全倍率 主蒸汽压力(MPa)/蒸汽反作用力(kgf) 19 18 16.7 16 15 11 0 主汽 门开 度 弹簧 力 (kgf) 机械 阻力 (kgf) 5368 5085 4718 4520 4238 3108 0 100% 11300 1130 1.74 1.82 1.93 2.00 2.11 2.67 10 80% 10220 1022 1.60 1.67 1.78 1.84 1.94 2.47 10 60% 9140 914 1.45 1.52 1.62 1.68 1.77 2.27 10 50% 8600 860 1.38 1.45 1.54 1.60 1.69 2.17 10 40% 8060 806 1.31 1.37 1.46 1.51 1.60 2.06 10 20% 6980 698 1.15 1.21 1.29 1.34 1.41 1.83 10 0% 5900 590 0.99 1.04 1.11 1.15 1.22 1.60 10 3.3 现场处理过程 9 月 15 日机组转入小修之后，对主汽门全面解体检查，分为两个部分进行，其中阀门本体在公 司内检查修复，传动机构和油动机返厂处理。全部阀门处理情况如下： 3.3.1 现场检查阀门本体：各部套外观完好，无磨损拉毛痕迹，各部套动静间隙、门杆弯曲均在合 格范围内，组装后阀门推拉活动试验灵活，说明阀门本体没有问题。 3.3.2 传动机构和油动机在上海汽轮机厂进行全面解体检查，具体工作如下： 3.3.2.1 油动机全面解体检查，发现油缸铜套有轻微拉毛迹象，修复后回装，所有部件按采用超声 波清理，并完成了厂内各项试验，合格后送交组装车间与传动机构装配。 3.3.2.2 执行机构的所有传动销和套筒间隙由原来的 0.08—0.13mm 放大到 0.15—0.20mm。 全国火电大机组（600MW 级）竞赛第 11 届年会论文集 汽机 319 3.3.2.3 弹簧室内壁镗孔至光滑无毛刺，见图 13。 3.3.2.4 弹簧托盘外圆由圆柱面改为 R 角圆滑过渡，使之与弹簧室间摩擦力最小，见图 14。 图 14 弹簧室内壁镗孔 图 15 弹簧托盘车 R 角 3.3.2.5 弹簧进行刚度校验和弹簧力测试，结果证明全部合格，见表 3 表 3 弹簧刚度检验结果 弹簧刚度（N/mm） 实测值 规格 TV1 TV2 设计值 大弹簧（φ50） 120.83 119.4 119.35 中弹簧（φ40） 98.27 99.96 94.56 小弹簧（φ30） 64.28 62.81 62.78 3.3.2.6 弹簧室长度方向车去 20mm，提高执行机构预禁力，经过计算，TV1 增加关闭力 578.2Kg， TV2 增加关闭力 575.6kg。 3.3.2.7 解决油动机和传动机构的定位问题：油动机后部采用两个φ16 定位销、前部采用“L”型连 接块，避免当油动机受侧摆力冲击时发生定位偏斜，造化油动机活塞杆和铜套之间的卡涩。 3.4 处理后的结果 改进后高主门关闭试验结果较为理想，用录波仪测得关闭时间为 211.4ms，比原来的 286ms 缩 短了近 75ms，见图 15 。 托盘外圆导 R 角 内壁镗孔至光滑 全国火电大机组（600MW 级）竞赛第 11 届年会论文集 汽机 320 图 15 改进后主汽门关闭时间 4 结论和建议 通过对沧东公司一期工程两台亚临界 600MW 机组高压主汽门卡涩故障原因分析和治理， 我们不难发现，防范主汽门卡涩的主要从以下三个方面做文章： 4.1 防止油动机及 EH 油系统故障：此类故障多为油质脏污引发伺服阀堵塞、油动机活塞与缸体卡 涩等造成，故加强油务监督必须作为日常运行管理的工作重点； 4.2 防止执行机构局部卡死：此类故障多为传动机构动静部分碰磨、定位销轴间隙偏小、执行机构 定位偏斜等引发，所以安装、检修过程中，提高装配质量是避免这类问题发生的有效手段。 4.3 防止主汽门本体动静卡涩：在安装、检修过程中，必须严格履行质量验收程序，注意过程控制； 日常运行时加强汽水品质监督、严格执行阀门定期活动试验工作。 此外，我们还可以通过积极借鉴引进型超临界 600MW 机组、原装德国西门子 660MW 机组、阿 尔斯通 600MW 机组等其他机型主汽门的结构形式，与厂家积极探讨合理的改进，从设备本质 上消除主汽门卡涩的故障。 参考文献： [1] 《600MW 亚临界中间再热抽汽凝汽式汽轮机说明书》——上海汽轮机厂 [2] 《高压主汽门装配图》——上海汽轮机厂