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  期刊号:200508
发电机组基础下沉的分析和处理
时间: 2008年11月29日 来源:本站原创 作者: 董玉培 浏览次数: 【字体:

  〔摘  要〕 针对盐城发电厂8号机投产以来一直存在的基础下沉、机头前倾问题,分析了轴颈扬度和基础沉降历年来的变化规律和趋势、机头下沉原因以及对机组安全性和经济性的影响,介绍了针对机头沉降问题采取的检修措施以及机组起动时的注意事项,提出了可供选择的改造处理方案。

   〔关键词〕 发电机组 ;基础; 检修; 启动

    盐城发电厂8号机组(125 MW)有7只滑动式支持轴承和1只独立式密切尔推力轴承,分别布置在6只落地式轴承座内。其中,汽机部分有3只支持轴承和1只推力轴承,汽轮机高中压转子与低压转子采用刚性联接,形成单轴三支点支承,轴向定位由推力轴承承担。发电机与励磁机部分有4只支持轴承,发电机转子与汽轮机、励磁机的转子均采用挠性联接。6只轴承座全部坐落于主厂房9 m层运转平台上,整台机组为横向布置,机头靠近炉侧。

    8号机组自1988年投产以后,经历5次大修监测,发现汽轮发电机组基础持续不均匀下沉,3,4号轴颈从安装时的扬度为0逐渐后侧扬起,机头的下沉量最大,向后各道轴承处下沉量逐级变小。尤其是在9号机组投产后,8号机组机头下沉幅度在快速增大。到2003年10月底, 1号轴颈由安装时的前扬735 祄/m已发展到后扬940 祄/m。机头不断下沉导致主设备存在严重的安全隐患,如推力轴承非工作面瓦块温度明显上升(平均温度比刚投产时升高了20℃);通流部分的动静间隙、各级隔板的组合间隙、低压缸前后轴封均已到了调整极限;与汽轮机连接的管道应力明显加大,特别是推力瓦温异常升高,随时都有被迫停机的可能。

 1  汽轮发电机组转子各轴颈扬度的变化情况

 1.1  制造厂要求的安装值

    对于N125-135/535/535型汽轮机转子各轴颈扬度的安装值,上海汽轮机厂在125 MW中间再热冷凝式汽轮机产品说明书中,有关汽轮机组安装部分有明确规定,汽轮机转子后3号轴颈扬度应为0。制造厂要求的汽轮机转子各轴颈扬度如图1所示。

1.2  机组投产时的安装值

    8号机组安装投产时,汽轮机转子各轴颈扬度如图2所示。

    (1) 扬度单位:1°=100 祄/m。

    (2) 上海汽轮机厂提供的参考值:X1=0.14mm;X2=0.221mm;X3=2.796mm。

    (3) 刚性联轴器下张口为0.10mm(标准为0.10~0.15mm)。

    扬度单位:1°=100 祄/m。

1.3  历次大修时所测各轴颈的扬度变化

    1989年10月,机组投产后的第1次大修时,经测量各转子轴颈扬度发现,整台机组1~7号轴颈已全部后扬,历年来后扬程度在逐年上升。历次大修时汽轮机1~3号轴颈扬度变化规律曲线见图3。

    通过图3可知:机组从投产到第1次大修时曲线较陡,基础下沉速率最大。在第1次大修后曲线形成第1个拐点,逐渐趋向平缓,基础下沉速率逐渐变慢。到第5次大修前(9号机投产后)形成第2个拐点,基础下沉速率再次变大。在第5次大修中经人工微调纠正,转子扬度情况略有好转。

    每次大修中各轴颈扬度虽经人工微量调整,修后状况略有好转,但机头仍以较快的速度前倾下沉。到2003年10月的第5次大修前,1号轴颈由安装时的前扬735 祄/m变成了后扬940 祄/m,变化幅度达1 675 祄/m。

1.4  汽轮机转子轴颈扬度目前状况

    根据制造厂要求,汽轮机前轴承轴中心线相对于后轴承应高出X3=2.796 mm(参考值),在安装时前轴承相对后轴承实际高出了X3′=3.125 mm。到2003年底的第5次大修后,汽轮机前轴承轴中心线相对于后轴承低了X3″=13 mm。与安装时相比,前轴承基础比后轴承多沉降了16.125 mm。2004年6月,用钟光DS-3型经纬仪观测1~7号轴承座中分面标高发现,1号轴承箱中分面比3号轴承低16.5 mm,1号轴承座中分面比7号轴承低40.5 mm。汽轮机转子轴颈扬度目前状况如图4所示。

 2  主厂房沉降观测情况

     表1为1987—1996年汽机主厂房基础沉降记录,表中A排为汽机房北墙,B排为机、炉隔墙,A—1为A排由东向西1号桩柱,B—1为B排由东向西1号桩柱,明显地反映了主厂房基础有不均匀沉降现象。

 3  原因分析

     造成汽轮发电机组基础下沉、机头前倾的因素很多,针对盐城发电厂8号机组基础下沉情况,综合分析主要有以下几种原因。

3.1  地质地貌的影响

    盐城市地处长江中下游的苏北平原里下河地区,其地貌单元为冲积平原,由黄、淮所夹带的大量泥沙堆积而成,属于湿泥性沉降地区,地质松软,承载能力差。

3.2  开采地下水的影响

    盐城发电厂位于盐城市北郊,属于城乡结合部,无论市区哪一方向过量抽取地下水,厂区的地势都会受到影响。特别是随着城市经济发展的需要,市区在不断扩容,工厂及地下水用户日益增多,加上地下水在前些年被无节制地开采,更加速了盐城电厂主厂房基础的沉降。

3.3  厂房布置的影响

    六期主厂房在新洋河与皮叉河交汇处的北岸,距新洋河边不到60 m。主厂房东西向布置,南侧有锅炉和大烟囱,北侧是主、厂变和升压站。汽轮发电机组座落在主厂房内的9 m运转平台上,机头向南,基础为孤立岛式结构,南北向布置。由于机组前后两侧建筑物及设备重量的偏差(南侧锅炉、烟囱较重),造成炉侧地基下沉量较大,加上主蒸汽管道、再热冷段和再热热段管道对汽轮机又有一定的牵制,导致汽轮发电机组基础南侧沉降较快,北侧沉降较慢,呈现机头前倾的局面。

3.4  七期扩建后的影响

    1988-2002年,六期主厂房内只有1台8号机组,从汽轮发电机组各转子轴颈扬度变化曲线分析,基础下沉、机头前倾的速率已逐渐趋缓。经七期扩建后,主厂房内2台机组同向并列布置,到2002年9号机组投产后,8号机组基础下沉的速率又在明显上升,而且9号机组机头下沉速度同样较快(注:9号机组运行1年时间1号轴承相对于3号轴承下沉了5.5 mm)。

 4  对安全生产的影响

     8号机组投产后不久,由于炉侧地基下沉量较大,造成锅炉与汽机相连的主蒸汽、再热蒸汽冷热段、一级旁路、二级旁路管道以及除氧层与汽机连接的管道应力在逐渐增大,整台机组所有轴颈均出现后扬,使机组出力受到制约,机组的安全性和经济性也受到较大影响[1,2]。安全隐患主要表现在如下几个方面:

    (1) 由于机头下沉量较大,汽轮机轴向平衡力受到破坏,机组从投产后不久就一直处于负推力状态运行;

    (2) 由于受各主要管道牵制,导致汽轮机滑销系统卡涩,汽缸膨胀不畅,高压缸前端左右侧膨胀值偏差较大,2,3,4号轴承振动值也有所增加,轴振保护无法投入。在8号机组多次调峰中,经常影响机组的启停速度;

    (3) 由于转子轴颈扬度的变化,迫使汽轮机转子轴线与汽缸中心严重偏置,直接导致通流部分动静间隙、低压缸前后轴封间隙、各级隔板的组合间隙达到调整极限,真空严密性不合格;

    (4) 推力轴承超出自位范围,非工作面上部瓦块温度明显上升,最高时达98℃,同时伴随着推力轴承回油温度超标,造成多次被迫停机检修。

 5  检修方面采取的对策

     根据“防止电力生产重大事故的25项重点要求”,在历次检修中针对基础下沉、机头前倾、转子轴颈后扬等问题采取了下列措施[3]:

    (1) 轴颈扬度进行纠偏,在找中心时,采用改轴基准为点基准,抬前端、降后端的方法校正转子轴颈扬度,尽量将高、中压转子与低压转子联轴器下开口做到上限,以缓解下开口逐渐消失的矛盾;

    (2) 根据转子找中后的位置重新调整隔板洼涡中心、各级隔板组合间隙和隔板汽封及轴封间隙,当隔板挂耳调整量较大时,结合加厚汽缸工作垫片来完成调整;

    (3) 由于推力轴承为独立式结构,不能随着转子而抬高,为了能适应推力轴承自位能力,一般推力瓦均根据热态接触状况实施研磨,保证在修后一段时间内能达到安全运行。

 6  运行方面的对策

     由于机头下沉对安全运行已经构成了严重的威胁,因此,在8号机组的启动过程中规定了如下注意事项以确保机组安全:

    (1) 主蒸汽及再热蒸汽参数变化不应偏离启动曲线太大;

    (2) 启动过程中严格执行汽缸、法兰螺栓加热原则,汽机冲转后,转子膨胀最快,要以转子膨胀为基准做到:① 内缸温度跟上转子温度,下缸温度跟上上缸温度,外缸温度跟上内缸温度,法兰中部温度跟上汽缸温度,法兰螺栓温度跟上法兰中部温度;② 保证各部温度在限额之内,加热不可过度以免出现负差胀;

    (3) 启动过程中使用金属温度比较分析原则:① 采取垂直于轴中心线的同一截面范围内的测点进行比较分析;② 汽缸的法兰温度以法兰中心为准(若此测点不准或坏了,可用内外测点的平均值参考);③ 法兰与螺栓的温度以法兰中心温度和就近的螺栓温度为标准; ④ 汽缸内外的温差以汽缸上、下温差平均值为标准;

    (4) 升速过程中注意各轴承回油量及油温,当冷油器出口油温超过40℃时投入冷油器,并调整油温在规定范围内;

    (5) 注意汽轮机本体及有关管道疏水畅通无水击及振动现象;

    (6) 注意汽缸各点膨胀均匀,轴向位移、高低压差胀、缸胀等正常;

    (7) 热态启动除执行冷态滑参数启动规定外,还须注意下列各项:① 在连续盘车的情况下,先向轴封送汽,后拉真空,向轴封送汽前应充分疏水,使轴封汽温接近轴封体温度,轴封汽与高压轴封体的温差不超过±30℃,以防轴颈冷却变形,向轴封送汽后,注意大轴弯曲无增大;② 在锅炉有余压的情况下,应在锅炉点火后,真空在40 kPa以上方可开启I、II级旁路及主要蒸汽管道疏水门,同时注意凝汽器真空,防止低压排汽缸安全门动作。旁路投用前须稍开进汽调整门5%~10%进行暖管疏水15~20 min,然后才可投用;③ 热态启动时,锅炉蒸汽参数较高,特别是锅炉水压试验后的热态启动应密切注意汽缸金属温度的变化,严防自动主汽门、调整门、中联门不严密引起汽轮机自动冲转,使高温部件受到冷却,故在锅炉点火后汽机冲转前,主蒸汽压力、真空不应维持过高,一般要求汽压不大于

4 MPa、真空在60 kPa左右,汽机冲转检查后即可全关真空破坏门,提升真空;④ 热态启动时应严格控制上、下缸温差在正常范围内,汽加热装置应根据金属温度、高压差胀、法兰内外壁温差来决定是否投入(投用前必须充分暖管暖箱,联箱温度应高于外缸温度80~100℃)。若高中压外缸温度在350℃以上,可不投入汽加热,当法兰温度低于汽缸温度20℃以上时,投入法兰螺栓加热装置;⑤ 热态启动时,油温应维持在35℃以上;⑥ 冲转前15 min打开电动主汽门对门后管道进行暖管疏水;⑦ 热态、温态启动应严格控制高温部件的温差和差胀,冲转后应尽快升速、并列,带负荷,一直加负荷到高压内下缸温度所对应的冷态滑启时的负荷值,然后按滑启曲线带至满负荷;

    (8) 在升速过程中,轴的绝对振动不得超过0.076 mm。过临界转速时,轴的绝对振动不得超过0.125 mm,否则应立即停机,严禁使用降速方法消除振动。转子静止后立即投入盘车,测量大轴弯曲,连续盘车时间不得少于4 h。在带负荷暖机阶段发现振动大,可降负荷处理,若降负荷不能消除振动,一旦发现振动超限,应立即打闸停机。

 7  可供选择的改造处理方案

     根据盐城发电厂8号机组目前的设备状况,并结合多次对推力瓦处理的情况判断,仅仅依靠对推力轴承的检修已不能从根本上解决问题,经研究认为有如下几种处理方案可供选择:

    (1) 在下一次机组大修中或机组到了不能正常运行时,对汽轮发电机组进行重新安装;

    (2) 更换汽轮机1,2,3号轴承箱,按轴承座基础下沉量相应增加轴承箱高度,予以补偿;

    (3) 在1号轴承箱底部与前台板之间增加滑块,在2号和3,4号轴承箱与台板之间增加固定垫片,以提高轴承箱高度。

 参考文献

1 席洪藻.汽轮机设备及运行.北京:水利电力出版社,1988.

2 张保衡.大容量火电机组寿命管理与调峰运行.北京:水利水电出版社,1988.

3 刘尚慈.火力发电厂金属断裂与失效分析.北京:水利水电出版社,1992.

 

 
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