張延風，王文強，岳 恒

(遼寧清河發(fā)電有限責任公司，遼寧 鐵嶺 112003)

隨著火電機組裝機容量的增大，汽輪機作為重要設備之一，其性能直接影響機組的安全經濟運行，遼寧清河發(fā) 電有限責任公司的1號機組運行中存在帶較大負荷后，各部低壓軸封汽室溫度會隨著負荷的升高而明顯降低，最低時降至95 ℃，嚴重超出運行規(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生汽蝕而損壞設備，還可能會使汽輪發(fā)電機組產生異常振動事故。專業(yè)技術人員通過分析判斷,對軸封供汽管路進行改造后， 機組接帶額定負荷時，各低壓軸封汽室溫度能夠控制在正常范圍之內，保證了1號機組的安全穩(wěn)定運行。

1 機組概況

遼寧清河發(fā)電有限責任公司(簡稱清河發(fā)電公司)1號機組型號為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)電機組，于2011年11月通過168 h試運行。1號機組的軸封供汽系統(tǒng)由軸封供汽聯箱、軸封供汽管路、噴水減溫裝置、濾網、軸封回汽管路、軸封冷卻器、以及軸封風機等設備組成，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%負荷時可自密封，中壓缸的端部軸封約在25%負荷時達到自密封，4條φ114 mm的低壓軸封供汽管路分別穿過對應的4臺凝汽器，向低壓軸封汽室供汽，大約在75%負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號機組在450 MW負荷以下運行期間，各低壓軸封汽室的工作溫度正常，但負荷加至480 MW以上，低壓軸封汽室溫度會隨著負荷的升高而明顯降低，600 MW負荷時最低可降至95 ℃，嚴重超出運行規(guī)程的下限值，即使將低壓軸封供汽聯箱溫度提升至180 ℃以上也無效，如果低壓軸封汽室長時間低溫運行，可能會使汽封積水產生汽蝕而損壞設備，嚴重時還可能會使機組產生異常振動事故，對600 MW汽輪發(fā)電機組的安全穩(wěn)定運行極其不利。

2.2 原因分析

1號機組停運期間，對噴水減溫裝置進行了解體檢查，并進行了噴水試驗，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距噴水減溫裝置有2 m以上的距離，符合熱工溫度測點的安裝要求，壓軸封不存在異常問題。對凝汽器內部的低壓軸封管路、以及連接管件進行詳細排查，并對其進行投汽查漏試驗，未發(fā)現異常問題。從軸封供汽溫度與機組負荷對應參數可以看出，低壓軸封汽室溫度確實是隨著負荷的升高而明顯降低。1號機組軸封供汽系統(tǒng)改造前運行參數見表1。

針對低壓軸封汽室溫度隨著機組的負荷升高而降低，通過查閱設計圖紙、分析相關數據，認為穿過凝汽器內部的4條φ114 mm軸封供汽管路沒有裝設絕熱裝置，正處于各臺低壓汽缸的排汽區(qū)域內，當機組負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部蒸汽流量基本保持不變，管路內部蒸汽在流經排汽區(qū)域過程中被大量的低溫排汽冷卻，造成進入軸封汽室內的蒸汽溫度降低，是低壓軸封汽室溫度會隨著負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號機組低壓軸封汽室溫度沒有隨著機組的負荷升高而降低的現象，原因是低壓前后2處軸封供汽溫度的測點并沒有安裝在軸封汽室內，而是安裝在穿入凝汽器前的軸封供汽支管上，軸封汽室溫度隨機組的負荷升高而降低的現象沒有暴露出來，通過上述分析可知，9號機組也應該存在著與1號機組相同的問題。

3 解決方法

1號機組低壓軸封汽室溫度隨著負荷的升高而明顯降低的問題，會使低壓汽封下部積水產生汽蝕而損壞設備，嚴重時汽輪發(fā)電機組會產生異常振動被迫停機事故。在征得汽輪機制造廠技術負責人的同意后，利用2016年11月份1號機組C級檢修的機會，對穿過凝汽器內部4條低壓軸封供汽管路進行技術改造，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對稱鋸開，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號機組軸封供汽系統(tǒng)改造前運行參數

圖1 凝汽器內軸封供汽管路加裝絕熱罩示意圖

1號機組的低壓軸封供汽管路加裝絕熱罩后，將機組負荷逐漸加至600 MW，低壓軸封供汽聯箱溫度保持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，1號機組軸封供汽系統(tǒng)改造后運行參數見表2。機組各負荷下，低壓軸封供汽壓力為42 kPa。

表2 1號機組軸封供汽系統(tǒng)改造后運行參數

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

4 優(yōu)化效果

清河發(fā)電公司1號機組的低壓軸封供汽管路改造后，當機組負荷加至額定時，在低壓軸封供汽聯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行規(guī)程規(guī)定的范圍之內，既可有效地避免因低壓汽封下部積水產生汽蝕而損壞汽封設備事故，還可防止600 MW汽輪發(fā)電機組發(fā)生異常振動而被迫停機事故，確保了機組的長期安全穩(wěn)定運行。

1號機組低壓軸封供汽管路的改造為其他超臨界機組的技術改造、以及安全經濟運行提供了技術借鑒。公司計劃9號機組A級檢修時對低壓軸封供汽管路進行相同的技術改造(加裝絕熱罩)。