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全国火电 100-200MW 级机组技术协作会 2008 年年会论文集 汽轮机266汽缸膨胀不畅的原因及处理李勇鸿 齐 晔（海勃湾发电厂）摘要：通过分析机组运行与启停机参数的变化，查找汽轮机汽缸膨胀不畅的原因，采取防范措施关键词：汽轮机；膨胀不畅1 现象海勃湾发电厂两台 200MW 机组是东方汽轮机厂生产的机组，于 2003 年元月投产2004 年 11月 3 日#4 机（200MW）机组在机组温态启动过程中曾出现过高压汽缸膨胀不畅的现象当时机组参数：负荷 20MW，主汽压力： 2.5MPa，主汽温度 310/312℃，再汽压力 0.5MPa，再汽温度308/309℃，高压汽缸膨胀值 10.8mm，中压汽缸膨胀值 4.96mm，高缸胀差 1.87mm，中缸胀差0.69mm暖机结束后，继续升温升压带负荷，负荷 26MW，主汽压力：2.9MPa，主汽温度328/3329℃，再汽压力 0.6MPa，再汽温度 325/3327℃，高压汽缸膨胀值 10.9mm，中压汽缸膨胀值4.97mm，高缸胀差 2.2mm，中缸胀差 0.93mm。
发现汽缸膨胀值几乎不增加，立即停止升温升压带负荷，热工检查表计指示正常，经过 45 分钟暖机后，高压汽缸膨胀值突增至 11.85mm，中压汽缸膨胀值突增至 5.24mm，检查机组各部正常，继续升温升压带负荷至额定，高压汽缸膨胀值均匀增至 29.3mm，中压汽缸膨胀值 14.75mm，恢复至停机前参数这样现象在 2005 年 4 月 7 日#4 机又曾出现过一次2 原因分析：2.1 启动参数异常通过 DCS 工程师查阅机组启动的暖管、冲车、并网、暖机、带负荷等参数完全符合规程及厂家规定，且与 2003 年试运结束后多次起机的启机参数相同，因此可以排除启动参数异常的原因2.2 值班员调整不当汽机、锅炉、电气值班员严格执行规程，且有专业人士现场监护，升负荷、主汽压力主汽温度、再汽压力、再汽温度纪录曲线可以检查出操作水平，可以排除人为原因2.3 汽缸膨胀和收缩受阻本机组设计的汽缸死点在低压缸前部横销与纵销连线的交点，机组在运行中受热后，高、中压缸及低压缸前半部分以此为起点向前膨胀，低压缸后半部分向后膨胀；前轴承座和后轴承座分别在高中压缸和低压缸的推力作用下，在台板的滑动面上前后滑动轴承座底部采用润滑块进行润滑，轴承座因锈蚀或灰尘等原因造成滑销系统均存在一定程度上的卡涩现象，导致汽缸膨胀和收缩受阻，具体有两方面：全国火电 100-200MW 级机组技术协作会 2008 年年会论文集 汽轮机267M M1）本机轴封系统采用自密封形式，高压缸前后后轴封间隙过大，轴封漏汽大，造成轴承座所处的工作环境恶劣，温度高、轴承座与台板滑动面常有积水。
这样纵销和轴承座滑动面特别容易锈蚀，发生卡涩2）滑动面润滑装置需要在运行中定期加高温润滑脂，高温润滑脂在运行一段时间后干结引起油槽堵塞，加之运行中一些尘埃进入了油槽，最终导致了汽缸膨胀和收缩受阻3 采取的措施：1）针对高压缸前后轴封漏汽量大的现状在运行中要及时进行调整，在大修时检查轴封系统间隙应合理，适当调小，并且对轴封系统一挡漏汽进行了造改，一挡漏汽回汽原来回至除氧器，现在回至#4 低加汽侧（改造部分见图中虚线所示），大大改善了轴承座的工作环境，轴承座与台板滑动面积水彻底消除 除氧器 除氧器#4 低加改造前： 改造后： 2）在机组大修时检查轴承箱下自润滑块并且加入新的润滑油3）适当延长暖机时间，掌握暖机转速，在暖机过程中严密监视胀差及膨胀的变化4）冲转后及时投入汽缸夹层和法兰加热装置4 效果通过采取上述措施后，#4 机组再没有出现过汽缸膨胀值突增的现象，为机组的安全稳定运行奠定了基础。
