1 089 MW核電汽輪發電機組非核蒸汽沖轉的實踐

鮑旭東

（中核核電運行管理有限公司，浙江 海鹽 314300）

1 089 MW核電汽輪發電機組非核蒸汽沖轉的實踐

鮑旭東

（中核核電運行管理有限公司，浙江 海鹽 314300）

介紹某核電工程汽輪發電機組非核蒸汽沖轉的試驗過程，重點分析試驗中汽輪機缸差、軸系和臨界轉速等參數，針對汽輪發電機組沖轉過程中的軸承燒瓦事故進行了分析，對沖轉檢查的最低轉速提出了相應建議。

非核蒸汽；汽輪發電機組；沖轉試驗

非核蒸汽沖轉是指在反應堆裝料前的核島熱態試驗階段，利用反應堆冷卻劑泵和穩壓器電加熱器提供的能量使主系統升溫升壓，通過蒸汽發生器將一回路主系統能量轉換成二回路主蒸汽熱能，進行汽輪發電機組沖轉的試驗。這一試驗是核島蒸汽供應系統與常規島汽輪機系統設備的一次聯合調試，其目的是驗證汽輪機轉速調節控制及保護聯鎖裝置動作正常，實測汽輪發電機組軸系的臨界轉速、各軸承的振動值，以及潤滑油供油等輔助系統設備的運行數據，確認二回路主輔機設備安裝質量符合機組啟動運行的要求。

1 非核蒸汽沖轉實例

1.1 汽輪發電機組概述

某核電站的2臺額定出力為1 089 MW的半速汽輪發電機組為引進法國ALSTOM技術設計制造的，由1個HP/IP（高壓/中壓合缸）和2個LP（雙流低壓缸）組成。主蒸汽通過4組閥門進入HP汽缸，在高壓汽缸中膨脹做功后，蒸汽被送往2個并聯運行的汽水分離再熱器中（位于HP/IP汽缸的兩側），經過汽水分離除濕和兩級再熱器加熱后，再進入到IP汽缸，其流動方向與在高壓缸中相反。在IP汽缸膨脹作功后，蒸汽進入LP汽缸膨脹繼續做功，直到排汽進入凝汽器。該機組的軸系由1個HIP（高中壓）轉子、2個LP1/LP2（低壓）轉子和1個發電機轉子（含勵磁機旋轉電樞等）構成，整個汽輪機本體汽缸及軸承定位的滑銷系統如圖1所示。

圖1 汽機滑銷系統

1.2 試驗過程

新建核電站的汽輪發電機組非核蒸汽沖轉試驗項目，安排在核島相關系統完成熱態功能試驗后進行，由于此時二回路大部分系統設備還未向運行移交，汽機廠房內設備安裝和系統調試工作交叉進行，沖轉試驗的組織準備和協調工作較多，且運行操作有一定的風險和難度。在汽輪機沖轉操作過程中，必須嚴密監測一回路平均溫度和溫降速率變化不能超過運行限值，連續監視穩壓器和蒸汽發生器水位及壓力不能超過運行限值，參數一旦出現異常必須立即中斷操作。

在汽輪機非核蒸汽沖轉準備階段，首先要確認汽輪機的控制保護系統、監視儀表及其它輔助系統的調試已完成，并投用正常；其次是確認涉及汽輪機沖轉操作相關的二回路系統、BOP（外圍設施）部分相關系統設備單體調試和系統分部試驗已完成，并投用正常。按照試驗程序檢查汽輪機控制與保護系統投入且各測點參數檢測正常，待蒸汽發生器二次側蒸汽參數達到非核沖轉試驗條件后，先按照汽輪機主汽門和調門嚴密性試驗程序進行閥門嚴密性試驗，并確認嚴密性合格。

某核電站2號汽輪發電機組第一次非核蒸汽沖轉：10:28首次沖轉到100 r/min，隨后打閘進行摩擦檢查；11:16再次沖轉到100 r/min，進行低速暖機持續約50 min；12:17升速到500 r/min（速率50 r/min2），在此轉速下持續僅3 min，發電機汽側7號軸承瓦塊一測點溫度從62.5℃快速上升至132℃，打閘停機，在轉子惰走過程中7號軸承瓦塊另一測點溫度從63.8℃上升至144℃。隨后解體檢查7號軸承，發現有異物進入，堵塞軸瓦油路，引起潤滑油量不足，造成軸瓦金屬溫度迅速上升至熔點溫度而發生軸瓦燒毀事故。

2號汽輪發電機更換7號軸承軸瓦后進行了第二次非核蒸汽沖轉。21:23首次沖轉到100 r/min，隨后就地手動打閘進行摩擦檢查；21:45再次沖轉到100 r/min，低速暖機持續30 min左右；22:19升速到500 r/min（速率50 r/min2），暖機持續15 min；22:47升速到1 500 r/min（速率125 r/min2），空轉維持15 min。23:02主控遠方手動停機，0:40轉速惰走到盤車投入，汽機惰走時間為98 min。這次非核沖轉試驗操作順利，但是2號低壓缸6號軸承金屬溫度在沖轉升速過程中出現了溫差大報警，最大時相差約27℃（測點金屬溫度分別為73.72℃和100.8℃）。對于6號軸承出現下瓦2點金屬溫度差值大報警的問題，只能在停機后翻瓦檢查。

1.3 非核蒸汽沖轉試驗結果

2號汽輪機第二次非核蒸汽沖轉從盤車轉速沖轉到額定轉速耗時64 min，考慮非核蒸汽供給的汽量有限，在中間轉速暖機停留時間很短，在1 500 r/min額定轉速空轉約15 min，實測軸系各軸承的軸振值均在40 μm以內，軸系動平衡狀態較好。因進入汽缸的蒸汽參數較低，汽輪機的高壓缸溫度從55℃上升到107℃，高壓缸體受熱膨脹出約0.35 mm（絕對膨脹從3.1～3.45 mm），可見汽缸本體及轉子受熱膨脹有限。受泊松效應影響，轉速從500 r/min升到1 500 r/min的過程中，轉軸在葉片離心力作用下被“拉短”，高中壓轉子差脹值從1.46 mm變到-0.04 mm，在轉速下降過程中差脹值又從-0.04 mm變到1.07 mm。在升速和降速過程中，低壓轉子也同樣出現明顯的縮短和伸長變化現象，轉速從500 r/min升到1 500 r/min的過程中，低壓轉子絕對膨脹值最大變化約為3.91 mm（從6.54 mm到2.63 mm）。

實際測試2號汽輪發電機組沖轉升速過臨界轉速區域的軸振動最大為65 μm，降速過臨界轉速區域的軸振動最大為92 μm，機組過臨界轉速的振動水平在現行國家標準規定的限值以內，但連接成軸系以后的各段轉子臨界轉速特性有了明顯的變化，如表1數據所示。

表1 2號機組軸系各轉子的臨界轉速（一階） r/min

在2號汽輪發電機組非核蒸汽沖轉的升速過程，保持1臺頂軸油泵運行，并由交流輔助潤滑油泵連續提供軸承潤滑油。隨著汽輪機轉速增加，主油泵開始從油箱吸油向系統供油，出口油量隨轉速上升逐漸增大，當轉速達到500 r/min時，主油泵出口壓力為0.25 MPa；轉速達到1 500 r/min時，主油泵出口壓力為0.38 MPa，主油泵工作正常，停止交流輔助潤滑油泵運行。

在整個試驗的升降轉過程中潤滑油總管壓力控制在約0.21 MPa，軸承進油溫度維持在35～45℃，各個軸承回油溫度都低于50℃，頂軸油泵和電動盤車裝置自啟停功能正常，證明汽輪機潤滑供油系統工作狀態良好。由于本次沖轉在1 500 r/min上停留時間很短，各個軸承的金屬溫度還未上升到穩定值，不能完全反映各個軸承工作情況。

2 問題與分析

2.1 試驗的局限性

2次非核蒸汽的試驗過程及結果表明，軸系各軸承的實測軸振值均在優良水平，機組軸系動平衡狀態較好。由于非核蒸汽供給的汽量有限，非核沖轉汽機升速過程和中間轉速暖機停留時間很短，且汽缸進蒸汽參數較低，使得汽缸和轉子都沒有得到充分加熱，因此不能推斷機組在并網和升降負荷過程中，汽輪機本體的受熱膨脹變化情況。

在反應堆裝料后，2號汽輪機在首次核蒸汽沖轉達到1 500 r/min時，2號低壓缸前軸承5號軸振幅持續緩慢爬升，空載運行約6 h，振動值達到119 μm時，操縱員脫扣汽輪機停機。初步分析振動是由低壓缸汽封或軸承油擋等處動靜部件碰摩所致，這類問題在新裝汽輪機的啟停過程中較為常見，通過“磨合”的方法進行處理。再次沖轉到1 500 r/min后，重復出現汽輪機5號軸瓦振動持續上升的異常情況，再次打閘，進行機組停機小修，對2號低壓缸前后軸端汽封間隙進行修改，并解體5號、6號軸承進行檢查。該汽輪發電機組非核蒸汽沖轉試驗一次成功，但在后續的機組啟動過程中未能避免發生動靜部件摩擦問題，是事前沒有預料到的。

另外，在1號機組50%功率甩負荷試驗過程中，發生了汽輪機軸向位移高信號跳機，并引發反應堆自動緊急停堆事件。經過深入的事故分析，確定軸向位移測量信號的實際零設置與主控顯示零位偏差+0.20 mm是此次運行停機事件的原因。

上述2件事例反映出，由于受到機組運行工況條件的限制，非核蒸汽沖轉試驗還不能全面檢驗汽輪發電機組設備安裝調試的質量，無法精準預測機組在熱態工況條件下的運行狀況。

2.2 軸承燒瓦事故的原因

在2號汽輪發電機組進行第一次非核蒸汽沖轉到500 r/min時，發電機一側軸承發生了燒瓦事故。通過運行數據分析排除了振動和油溫變化等因素，判斷軸承燒瓦的原因是缺油或局部斷油，使軸頸與軸瓦發生非正常的接觸。在軸承解體檢查中發現該軸承側瓦塊的潤滑油出口油道中有塑料包裝物，且在燒毀的瓦塊烏金中發現有纖維狀棕色物體。最終確定該軸承因異物進入，堵塞軸瓦油路，引起潤滑油量不足，軸承下瓦與軸頸在缺油或油膜破裂的狀態下直接接觸，使軸瓦金屬溫度迅速上升至熔點溫度，軸瓦烏金材料與軸頸發生咬黏（膠合），導致軸承下軸瓦被碾壓磨損。

在汽輪發電機組的首次啟動和大修后啟動的沖轉操作過程中，最容易發生軸承燒瓦事故，其中因異物進入軸承造成燒瓦的情況時有發生。引起設備事故的主要原因是未做好安裝過程中的清潔度控制，防異物管理措施失效。因此，全面和嚴格的現場設備安裝質量控制是防止發生此類設備事故的有效措施。與此同時還需在機組調試方案和運行操作中，考慮以下2個對汽輪發電機軸承安全穩定運行有影響問題。

2.3 可傾瓦軸承檢修工藝

該汽輪發電機組整個軸系的徑向軸承都采用了可傾瓦軸承，與橢圓瓦或圓柱瓦軸承的工作特性不同，可傾瓦軸承的每個瓦塊隨運行參數（負載、轉速、潤滑油粘度等）改變時可以繞支點作微量擺動，瓦塊傾斜角度自動調整與轉子軸頸形成油膜厚度以適應載荷的變化。為保證在運行中每個瓦塊具有良好的隨動性，可傾瓦軸承的結構設計較為復雜，對設備的制造質量和檢修工藝要求較高。

如果設備現場檢修安裝不當，可能造成軸承自動調整能力變差，也會出現軸承溫度異常或軸承潤滑失效的問題。例如：2號汽輪發電機組雖經過停機翻瓦檢查，但仍存在6號軸承下瓦左右2點金屬溫度差值大報警的情況，某核電站反映出的同型號機組發電機兩側軸承軸瓦平行度超標頻繁出現的問題[1]，都提醒在設備運行維護工作中，檢修人員要高度重視可傾瓦軸承安裝工藝和檢修工作的質量，運行人員要熟知設備結構設計的特點，在汽輪發電機組啟停運行操作過程中要嚴密監測軸承運行狀態變化。

2.4 汽輪機沖轉檢查的最低轉速

2號機組非核蒸汽沖轉試驗操作選擇在100r/min進行低轉速檢查，主要是考慮用于非核沖轉汽輪機的蒸汽供量有限。通過觀察2號機組非核沖轉過程的軸承運行參數變化情況，發現轉軸從盤車轉速到100 r/min低轉速時，汽輪發電機組各徑向軸承的軸瓦溫度僅上升約1℃，說明此低轉速條件下轉軸動載荷較小，軸瓦同軸頸間可能還未形成楔形油膜區域，軸頸的潤滑主要是依靠頂軸油泵注入各軸承的少量潤滑油。而繼續升速到500 r/min（速率50 r/min2）過程中軸承金屬溫度隨轉速上升而升高，這一現象說明在升速過程中油膜溫度和厚度發生了快速變化。

對于大型汽輪發電機組的徑向滑動軸承，隨轉軸的轉速升高，被帶進軸承的潤滑油增多，形成潤滑油膜的厚度增大，承受的負荷也就增大，同時因潤滑油的摩擦功耗增加，軸承工作溫度也會隨著轉速增高而升高，如果轉軸的轉速過低，不利于徑向軸承潤滑油膜的形成。

當軸承出現某種異常狀況時，例如轉軸轉速瞬間突升或突降、軸承瓦面平行度改變、軸承進油量減少等瞬態變化過程，會引起最小油膜厚度減小或油膜溫度異常升高，嚴重時會造成軸承潤滑失效，進而導致軸承發生故障。按照制造廠的汽輪機升轉速試驗程序規定，汽輪機需在多個轉速下停留一段時間，以檢查汽機所有的運行參數正常，其中200 r/min為最低檢查轉速。因此對于半速核電汽輪發電機組沖轉過程的低速檢查，應選擇在200 r/min以上運行轉速平臺進行，以利于機組的軸承部件的正常工作和充分磨合，并可及時發現設備的安裝缺陷。

3 結語

汽輪發電機組非核蒸汽沖轉是對核電站設備設計、制造、安裝和調試質量進行檢驗，可以盡早地暴露設備缺陷并及時安排處理。由于非核蒸汽沖轉汽機過程太短，汽缸和轉子沒有充分受熱，非核蒸汽沖轉試驗工況下監測到的汽輪機運行數據會有很大的不確定性，因而還不能通過這類沖轉試驗，全面預測和準確分析此后機組的核蒸汽啟動、并網及帶負荷運行參數變化的趨勢。

因此，新裝機組只有加強設備安裝調試過程的質量控制和管理，同時針對汽輪發電機組設備特點做好運行操作風險分析和應對措施，才能避免出現重大設備缺陷而嚴重影響機組安全運行，確保反應堆裝料后的一回路與二回路的聯合調試順利進行。

[1]孫遠明.核電廠汽輪發電機軸承異常原因分析與處理[J].大亞灣核電，2014（3）:20-22.

（本文編輯：徐 晗）

Startup Practice of Non-nuclear Steam of 1 089 MW Nuclear Turbine Generating Unit

BAO Xudong
（China Nuclear Power Operations Management Co.，Ltd.，Haiyan Zhejiang 314300，China）

This paper introduces an initial startup test of nuclear power generating units with non-nuclear steam in a nuclear power project.The paper mainly analyzes parameters such as cylinder variation，axes and critical rotation speed，and in the meantime proposes suggestions on bearing bush burning and the lowest rotation speed for initial startup test.

non-nuclear steam；steam turbine generating unit；startup test

TK267

B

1007-1881（2016）06-0057-04

2016-03-11

鮑旭東（1966），男，高級工程師，從事核電站設備管理工作。