張延風(fēng)，王文強(qiáng)，岳 恒

(遼寧清河發(fā)電有限責(zé)任公司，遼寧 鐵嶺 112003)

隨著火電機(jī)組裝機(jī)容量的增大，汽輪機(jī)作為重要設(shè)備之一，其性能直接影響機(jī)組的安全經(jīng)濟(jì)運(yùn)行，遼寧清河發(fā) 電有限責(zé)任公司的1號機(jī)組運(yùn)行中存在帶較大負(fù)荷后，各部低壓軸封汽室溫度會隨著負(fù)荷的升高而明顯降低，最低時降至95 ℃，嚴(yán)重超出運(yùn)行規(guī)程下限值的問題。該問題如果長時間不能得到解決，會使低壓汽封下部積水產(chǎn)生汽蝕而損壞設(shè)備，還可能會使汽輪發(fā)電機(jī)組產(chǎn)生異常振動事故。專業(yè)技術(shù)人員通過分析判斷,對軸封供汽管路進(jìn)行改造后， 機(jī)組接帶額定負(fù)荷時，各低壓軸封汽室溫度能夠控制在正常范圍之內(nèi)，保證了1號機(jī)組的安全穩(wěn)定運(yùn)行。

1 機(jī)組概況

遼寧清河發(fā)電有限責(zé)任公司(簡稱清河發(fā)電公司)1號機(jī)組型號為CLN600-24.4/566/566，屬超臨界、一次中間再熱、單軸、三缸、四排汽、雙背壓、反動凝汽式600 MW汽輪發(fā)電機(jī)組，于2011年11月通過168 h試運(yùn)行。1號機(jī)組的軸封供汽系統(tǒng)由軸封供汽聯(lián)箱、軸封供汽管路、噴水減溫裝置、濾網(wǎng)、軸封回汽管路、軸封冷卻器、以及軸封風(fēng)機(jī)等設(shè)備組成，高中低壓汽封為高低齒迷宮式汽封，高壓缸端部的軸封約在10%負(fù)荷時可自密封，中壓缸的端部軸封約在25%負(fù)荷時達(dá)到自密封，4條φ114 mm的低壓軸封供汽管路分別穿過對應(yīng)的4臺凝汽器，向低壓軸封汽室供汽，大約在75%負(fù)荷時高中壓缸端部的軸封漏汽可滿足低壓缸端部軸封供汽量的要求，整個軸封系統(tǒng)能夠達(dá)到自密封，多余的蒸汽，可以通過溢流閥流入凝汽器。軸封系統(tǒng)的輔助汽源有輔汽、冷段再熱蒸汽。清河發(fā)電公司運(yùn)行規(guī)程規(guī)定：供汽壓力30～50 kPa，低壓軸封汽室溫度正常值為120～180 ℃，最低不允許低于110 ℃。

2 存在問題及原因分析

2.1 存在問題

1號機(jī)組在450 MW負(fù)荷以下運(yùn)行期間，各低壓軸封汽室的工作溫度正常，但負(fù)荷加至480 MW以上，低壓軸封汽室溫度會隨著負(fù)荷的升高而明顯降低，600 MW負(fù)荷時最低可降至95 ℃，嚴(yán)重超出運(yùn)行規(guī)程的下限值，即使將低壓軸封供汽聯(lián)箱溫度提升至180 ℃以上也無效，如果低壓軸封汽室長時間低溫運(yùn)行，可能會使汽封積水產(chǎn)生汽蝕而損壞設(shè)備，嚴(yán)重時還可能會使機(jī)組產(chǎn)生異常振動事故，對600 MW汽輪發(fā)電機(jī)組的安全穩(wěn)定運(yùn)行極其不利。

2.2 原因分析

1號機(jī)組停運(yùn)期間，對噴水減溫裝置進(jìn)行了解體檢查，并進(jìn)行了噴水試驗(yàn)，霧化效果良好，位于低壓軸封噴水減溫裝置后部母管溫度能隨著噴水量的改變而變化，低壓軸封母管溫度測點(diǎn)距噴水減溫裝置有2 m以上的距離，符合熱工溫度測點(diǎn)的安裝要求，壓軸封不存在異常問題。對凝汽器內(nèi)部的低壓軸封管路、以及連接管件進(jìn)行詳細(xì)排查，并對其進(jìn)行投汽查漏試驗(yàn)，未發(fā)現(xiàn)異常問題。從軸封供汽溫度與機(jī)組負(fù)荷對應(yīng)參數(shù)可以看出，低壓軸封汽室溫度確實(shí)是隨著負(fù)荷的升高而明顯降低。1號機(jī)組軸封供汽系統(tǒng)改造前運(yùn)行參數(shù)見表1。

針對低壓軸封汽室溫度隨著機(jī)組的負(fù)荷升高而降低，通過查閱設(shè)計圖紙、分析相關(guān)數(shù)據(jù)，認(rèn)為穿過凝汽器內(nèi)部的4條φ114 mm軸封供汽管路沒有裝設(shè)絕熱裝置，正處于各臺低壓汽缸的排汽區(qū)域內(nèi)，當(dāng)機(jī)組負(fù)荷增加時低壓汽缸排汽量會隨之增多，由于低壓軸封供汽管路內(nèi)部蒸汽流量基本保持不變，管路內(nèi)部蒸汽在流經(jīng)排汽區(qū)域過程中被大量的低溫排汽冷卻，造成進(jìn)入軸封汽室內(nèi)的蒸汽溫度降低，是低壓軸封汽室溫度會隨著負(fù)荷的升高而明顯降低的主要原因。

清河發(fā)電公司同型號的9號機(jī)組低壓軸封汽室溫度沒有隨著機(jī)組的負(fù)荷升高而降低的現(xiàn)象，原因是低壓前后2處軸封供汽溫度的測點(diǎn)并沒有安裝在軸封汽室內(nèi)，而是安裝在穿入凝汽器前的軸封供汽支管上，軸封汽室溫度隨機(jī)組的負(fù)荷升高而降低的現(xiàn)象沒有暴露出來，通過上述分析可知，9號機(jī)組也應(yīng)該存在著與1號機(jī)組相同的問題。

3 解決方法

1號機(jī)組低壓軸封汽室溫度隨著負(fù)荷的升高而明顯降低的問題，會使低壓汽封下部積水產(chǎn)生汽蝕而損壞設(shè)備，嚴(yán)重時汽輪發(fā)電機(jī)組會產(chǎn)生異常振動被迫停機(jī)事故。在征得汽輪機(jī)制造廠技術(shù)負(fù)責(zé)人的同意后，利用2016年11月份1號機(jī)組C級檢修的機(jī)會，對穿過凝汽器內(nèi)部4條低壓軸封供汽管路進(jìn)行技術(shù)改造，在原有的φ114 mm水平段管路上，纏繞適量的絕熱保溫材料，將φ159 mm的20號鋼管沿中軸線方向?qū)ΨQ鋸開，分為上下兩部分，均勻地罩在φ114 mm水管路上，利用短鋼筋將φ159 mm鋼管固定，在兩種管徑的管路之間形成一個均勻分布的環(huán)狀空間，最后對φ159 mm鋼管接縫處進(jìn)行焊接，形成“絕熱罩”，軸封供汽管路加裝絕熱罩示意圖見圖1(圖中單位為mm)。加裝絕熱罩管路的長度從高中壓汽缸向后端依次為：10.2、10.8、10.8、11.0 m。本項改造歷時5天，投資約1×104元。

表1 1號機(jī)組軸封供汽系統(tǒng)改造前運(yùn)行參數(shù)

圖1 凝汽器內(nèi)軸封供汽管路加裝絕熱罩示意圖

1號機(jī)組的低壓軸封供汽管路加裝絕熱罩后，將機(jī)組負(fù)荷逐漸加至600 MW，低壓軸封供汽聯(lián)箱溫度保持160 ℃，只有低壓前軸封汽室溫度降低了20 ℃左右，其他各軸封汽室溫度均可控制在正常范圍之內(nèi)，1號機(jī)組軸封供汽系統(tǒng)改造后運(yùn)行參數(shù)見表2。機(jī)組各負(fù)荷下，低壓軸封供汽壓力為42 kPa。

表2 1號機(jī)組軸封供汽系統(tǒng)改造后運(yùn)行參數(shù)

從表2中的數(shù)據(jù)可以看出，雖然低壓前軸封汽室溫度還存在著一定的降低現(xiàn)象，但并未超過運(yùn)行規(guī)程的下限值，且可以控制在120～180 ℃之內(nèi)，說明低壓前軸封管路絕熱罩加裝不夠全面，計劃機(jī)組下次C級檢修時補(bǔ)充完善，重點(diǎn)是折曲線管段。

4 優(yōu)化效果

清河發(fā)電公司1號機(jī)組的低壓軸封供汽管路改造后，當(dāng)機(jī)組負(fù)荷加至額定時，在低壓軸封供汽聯(lián)箱保持正常溫度的前提下，各低壓軸封汽室溫度均能控制在運(yùn)行規(guī)程規(guī)定的范圍之內(nèi)，既可有效地避免因低壓汽封下部積水產(chǎn)生汽蝕而損壞汽封設(shè)備事故，還可防止600 MW汽輪發(fā)電機(jī)組發(fā)生異常振動而被迫停機(jī)事故，確保了機(jī)組的長期安全穩(wěn)定運(yùn)行。

1號機(jī)組低壓軸封供汽管路的改造為其他超臨界機(jī)組的技術(shù)改造、以及安全經(jīng)濟(jì)運(yùn)行提供了技術(shù)借鑒。公司計劃9號機(jī)組A級檢修時對低壓軸封供汽管路進(jìn)行相同的技術(shù)改造(加裝絕熱罩)。