大型汽轮机供除氧器射水抽气器逆止阀故障的分析及对策 

      针对汽轮机四段射水抽气器供除氧器分支逆止阀在机组降负荷过程中不严密，除氧器内蒸汽出现倒流的问题，根据2次故障案例进行认真分析，提出了2种射水抽气器逆止阀型式的运行和检修控制措施，对今后防止类似故障再次发生将具有借鉴作用。
     大型汽轮机四段射水抽气器一般设计带除氧器、小汽机、辅助蒸汽等，主射水抽气器管道上设置双射水抽气器逆止阀，运行人员对各段射水抽气器逆止门定期进行活动。通过试验发现，射水抽气器逆止门存在问题并及时处理；而供小汽机和除氧器的分支蒸汽管道上设置射水抽气器逆止阀，且射水抽气器逆止阀有两种型式，一种是与汽轮机射水抽气器逆止阀一样的气动射水抽气器逆止阀，另一种是水平旋启式的射水抽气器逆止阀。针对1000MW机组供除氧器射水抽气器逆止阀在机组降负荷过程中发生的不严密情况，造成除氧器蒸汽倒流到小汽机，小汽机进汽温度急剧下降等故障，提出了一系列技术措施，为设计、安装、运行、维护提供参考。
1汽轮机供除氧器射水抽气器逆止阀故障案例
1.1某1000MW机组供除氧器射水抽气器逆止阀故障案例1
     故障前状态：2012年4月1日，#3机组负荷1000MW，主蒸汽压力24.88MPa，主蒸汽温度597.4℃,再热汽压力4.46MPa，再热汽温度600℃,锅炉给水流量2957t/h，给煤量437.4t/h，总风量2963t/h。
     故障过程：2012年4月1日13时57分，运行人员进行#1引风机润滑油泵定期轮换，#2润滑油泵运行，#1润滑油泵备用。13时57分23秒，DCS远方启动#1引风机#1润滑油泵，2台润滑油泵并列运行，运行人员就地检查母管压力0.53MPa，认为#1润滑油泵启动正常（实际并泵时油压正常为0.6MPa，经事后试验确认#1润滑油泵出口逆止门卡涩）。13时57分41秒，运行人员远方停止#2润滑油泵；13时57分42秒，#1引风机润滑油压力正常信号消失；
     13时57分42秒353毫秒润滑油压力低Ⅰ、低Ⅱ信号同时发出；13时57分44秒525毫秒运行人员手动启动#2润滑油泵；13时57分45秒690毫秒，DCS发#1引风机跳闸指令（引风机润滑油压低保护动作，延时3s跳引风机），触发引风机RB动作。
     13时57分48秒，#3机组RB动作（CCS退出，机组转为机跟随方式运行），机组负荷指令开始平稳下降；14时00分40秒机组负荷降至807MW，给水流量降至1766t/h后开始出现波动并振荡发散，#1、#2小汽机转速也随之开始波动；14时01分59秒，给水流量波动降至281t/h，达到动作值382t/h，延时3s后给水流量低低保护动作，锅炉MFT。
     检查DCS系统和MEH系统历史曲线，在RB触发动作初期，曲线表明调节正常。但在后期RB过程中，汽轮机四抽蒸汽压力于14时00分40秒波动下降至0.98MPa，低于除氧器内压力1.02MPa，并出现多次反复，而汽轮机四抽供除氧器逆止门未能有效关闭，致使除氧器内发生“闪蒸”，蒸汽倒流入汽轮机四抽管道，导致汽轮机四射水抽气器逆止门2频繁关闭开启，除氧器“闪蒸”蒸汽直供2台小汽机，小汽机进汽流量开始波动并振荡发散。14时02分01秒，小汽机进汽温度由393℃降至274℃,虽然小汽机转速指令上升，但由于除氧器“闪蒸“产生的饱和蒸汽做功能力差，导致2台小汽机转速下降，后导致给水流量低低保护动作，触发锅炉MFT，机组跳闸。
     原因分析：机组RB动作过程中，四抽蒸汽压力低于除氧器压力时，由于四段射水抽气器供除氧器逆止门卡涩未能有效关闭，除氧器内“闪蒸”蒸汽进入四抽管道，造成四抽逆止门2关闭，除氧器内饱和蒸汽直供2台小汽机，但由于“闪蒸”蒸汽参数低，做功能力差，2台汽动给水泵出口给水流量持续下降，终导致锅炉给水流量低低保护动作触发MFT，机组跳闸。
     处理措施：汽机业人员在#3机组进行检查性修理时，对汽轮机四段射水抽气器供除氧器逆止门进行检修，修后压盖紧固，经汽机人员现场检查确认。故障后汽轮机四抽供除氧器逆止门处于未关闭状态，判断为逆止门卡涩，经进一步检查发现盘根压盖紧固偏斜，松活后逆止门自动回关。将盘根压盖重新紧固、间隙调匀后反复活动试验，开关正常。偏斜质量缺陷未及时发现，存在质量验收把关不严，质量管理存在不足。
1.2某1000MW机组供除氧器射水抽气器逆止阀异常故障案例2
     故障前状态：2017年7月30日，#6机组负荷426MW，机组协调方式运行，C、D、E磨运行正常，A、B、F磨正常备用，总煤量190t/h，2台汽动给水泵自动运行，A汽动给水泵再循环阀开度51%，B汽动给水泵再循环阀开度50%，A、B小汽机汽源由四段射水抽气器供给，给水流量1372t/h，A、B小汽机转速246r/min、255r/min，A、B小汽机进汽量为23t/h、24t/h，锅炉分离器水箱水位2.6m。
     故障过程：18：40，#2机组负荷由410MW变化到436MW时，监盘发现中间温度从396.9℃开始缓慢上升，运行人员通过给水偏置调节给水流量。18时43分23秒，锅炉分离器水箱水位达到5.1m，锅炉湿态信号发出，给水控制系统由干态转为湿态控制（逻辑判据为：锅炉分离器水箱液位高于5m且分离器水箱压力<18MPa，锅炉给水自动转入湿态运行），切换湿态后，给水指令由1360t/h变为958t/h。
     18时45分03秒，机组负荷降到404MW，四段射水抽气器压力0.5MPa，18时47分45秒，四段射水抽气器压力下降至0.40MPa。同时锅炉中间点温度快速上升至402℃。18时46分36秒，负荷329MW，A小汽机进汽温度340.6℃,B小汽机进汽温度339.1℃,此时2台小汽机进汽温度开始下降。A小汽机轴向位移0.289mm，B小汽机轴向位移0.328mm，此时2台小汽机轴向位移开始上升。18时47秒42分，机组负荷降至311MW，总煤量194.3t/h，锅炉给水流量969t/h，运行人员手动切除给水主控自动，通过给水主控指令直接加水至1340t/h（实际给水流量1181t/h），同时通过燃料主控减煤至172t/h。
     18时49分54秒，A汽动给水泵进口流量374.1t/h，A小汽机进汽温度164.9℃,A小汽机轴向位移0.568mm，A小汽机转速快速下降至2207r/min，A汽动给水泵再循环快开至100%（A汽动给水泵转速低于2600r/min，逻辑判据A给水泵已退出运行）。
18时50分40秒，机组负荷337MW，锅炉给水流量830t/h，A小汽机进汽温度降至158℃,A小汽机进汽流量降到14.2t/h；B小汽机进汽温度降至156℃,B小汽机进汽流量降到25.6t/h。
     18时50分46秒，B小汽机轴位移0.744mm（轴位移保护动作值为0.7mm）跳闸，此时判断A、B小汽机运行信号全部消失。18时50分48秒，#6炉MFT（出为水冷壁保护动作跳闸）。
     原因分析：#6机组锅炉低氮燃烧器改造后，汽水蒸发段后移，低负荷运行时，分离器储水箱出现水位并达到5m，干态转湿态判据不适应新工况触发干态转湿态切换逻辑，锅炉给水控制由干态转湿态，机组给水流量下降导致负荷迅速下降，四段射水抽气器压力低于除氧器压力。因除氧器射水抽气器逆止阀不严，造成除氧器冷汽返至四段射水抽气器母管，导致小汽机进汽温度、流量大幅波动。A汽动给水泵转速低于2600r/min，A汽动给水泵退出运行，B汽动给水泵轴向位移大跳闸，A、B2台小汽机全停，锅炉MFT。
     处理措施：将锅炉干湿态切换相关逻辑优化，即锅炉干湿态转换逻辑由原来的“分离器水箱液位高于5m且分离器水箱压力<18MPa”转入湿态，优化为“分离器水箱液位高于8m且分离器水箱压力<18MPa”转入湿态。同时，锅炉分离器水箱液位4m设置报警，并开启热备用至大气扩容器电动门调门降低液位；对除氧器射水抽气器阀进行检修治理。
2预防汽轮机供除氧器射水抽气器逆止阀故障措施
     汽轮机四段射水抽气器设计带除氧器、小汽机、辅助蒸汽等，主射水抽气器管道上设置双射水抽气器逆止阀，运行人员对各段射水抽气器逆止门每月进行活动，通过试验发现射水抽气器逆止阀存在的问题并及时安排处理。
     但是供除氧器射水抽气器分支设置射水抽气器逆止门，发电厂射水抽气器逆止阀型式有2种，一种是运行中无法活动；另外一种气动逆止阀运行中可以活动，会出现机组负荷变化大时，除氧器射水抽气器逆止阀卡涩或内漏倒流引起小汽机出力不足或小汽机的进饱和汽的故障。
     建议运行中可以活动的射水抽气器逆止阀定期试验，运行中不能活动的汽轮机检修时，检修人员检查逆止阀灵活性，出现问题及时处理，必要时对活动机构进行分析改进。同时，热控研究机组快速降负荷过程中除氧器返汽至小汽机的保护逻辑，建议除氧器压力高于四段射水抽气器压力0.2MPa时和小汽机进口蒸汽温度与除氧器射水抽气器温度差超过50℃时，联关四段射水抽气器供除氧器电动截止阀逻辑，反之，开启四段射水抽气器供除氧器电动
截止阀。
     通过1000MW机组供除氧器射水抽气器逆止阀的2起故障案例，对供除氧器射水抽气器逆止阀设计、设备选型、运行、维护等应引起高度重视。在机组降低负荷时，增加保护功能可避免故障再次发生，防止汽轮机非计划停机和造成小汽机因汽温急剧下降而造成损坏。