軸封加熱器疏水系統優化改造探討

顏云

（廣東粵電湛江生物質發電有限公司，廣東 湛江 524300）

軸加疏水系統概述

U型水封管通常應用在電廠軸封加熱器疏水至凝汽器的管路上，它是依靠介質在U型水封管進口與出口之間的壓力差來進行疏水，分為單級和多級，在電廠實際應用中以多級水封管居多。湛江生物質發電廠#1、2汽輪機為東方汽輪機廠生產的N50-8.83-5型高溫、高壓、凝汽式汽輪機，配套軸封加熱器型號為JQ-50-1，換熱面積50m2，汽側工作壓力為0.0951MPa（a），軸加疏水初步設計方案為疏水經U型三級水封管直接疏至凝汽器。汽輪機布置在運轉層（8m），軸封加熱器布置在4.3m層，U型三級水封管布置在0m層。

1 軸加運行存在的問題及原因分析

1.1 軸加無水位運行

軸封加熱器投運前，對U型三級水封管注水趕盡空氣、繼續注水至軸加正常水位（240mm）后，停止注水，投入軸加U型水封管疏水系統運行。機組啟動過程中，隨著凝汽器真空提高，軸加U型水封管進、出口壓差逐漸增大，發生水封破壞現象，軸加水位迅速降至130mm（就地水位計），軸加為無水位運行狀態。

1.2 故障原因分析

根據廠家資料，軸加水位低Ⅰ值為180mm，正常水位為240mm，水位高Ⅰ值為300mm，水位高報警值為340mm。如圖2所示，就地水位計滿刻度560mm，水位計上接管中心線與軸加筒體中心線一致，軸加筒體內半徑為400mm，即就地水位計顯示值為160mm時軸加無水位運行。

通常，U型多級水封管每級水封管的高度可以用下列公式計算：

式中：H-多級水封中每級水封管的高度，m；Pin、Pout-多級水封進口、出口的壓力，Mpa；n-多級水封中的水封級數；γ-水的重度，N/m3；系數(0.5～1)-富裕度(可忽略)。

軸加汽側工作壓力為 0.0951MPa（a），凝汽器設計背壓為7.2KPa（a），U型水封按三級設計，將相應數據代入公式（1），計算出H=2.93m，而原來設計U型多級水封每級水封管的高度為2.69m（如圖1所示），明顯偏小，是造成水封破壞的主要原因。另外，造成U型水封破壞的原因還有：負壓側沿程阻力和局部阻力較小，難以抵消真空的影響，在U型套桶管里未能建立起水封；疏水在U型管負壓側上升過程中，壓力下降而汽化，平均密度下降，平衡U型管兩側壓差所需有效水封高度比計算值大；生物質發電機組由于燃料特性的原因負荷變化較頻繁，軸封加熱器進汽量及內部壓力經常變化，使軸加的水位無法維持在一定范圍內，而導致其U型水封管內的疏水量經常變化。

1.3 軸加無水位運行對機組的影響

軸加無水位運行，U型水封破壞，軸封加熱器中不凝結的汽-氣混合物直接排入凝汽器中。一方面，蒸汽進入凝汽器中使凝汽器的熱負荷增大，在循環水量不增加的情況下，凝汽器的真空必然會下降；另一方面，漏入凝汽器空氣量增大，使氣體分壓力升高，也會阻礙蒸汽凝結，從而使凝汽器真空降低。

為定量分析軸加無水位運行對機組真空的影響，于2011年12月份，在機組負荷50MW、軸封供汽壓力、溫度及循環水溫、循環水量等參數穩定的條件下，通過以下試驗來獲取相關數據。

1.3.1 關閉U型水封出口疏水手動門

緩慢關閉水封出口疏水手動門，軸加水位升至正常水位（240mm）時迅速打開此門，在此門關閉的這段短時間內，機組真空由原來的-92.88KPa升至-94.28KPa，真空提高 1.4KPa。

1.3.2 單臺、兩臺真空泵運行的真空值比較

兩臺真空泵同時運行，機組真空-92.94KPa，停運A真空泵，B泵單獨運行時機組真空掉至-90.25KPa；停運B真空泵，A泵單獨運行時機組真空掉至-90.37KPa；真空泵單臺運行相比雙臺運行時真空下降較多，說明機組真空嚴密性差，有較多空氣漏入凝汽器中。

1.3.3 真空嚴密性試驗

按照真空嚴密性試驗步驟做完試驗，測得數據并計算出真空下降值為1.35kPa/min左右，而真空嚴密性試驗合格值為0.67kPa/min，再次驗證了機組真空嚴密性差。

圖1 U型水封結構簡圖

圖2 軸封加熱器疏水系統示意圖

2 軸加疏水系統優化改造

2.1 初步改造為四級水封

軸封加熱器運行中其汽側實際工作壓力為-1～-0.5KPa（表壓），導致U型水封進、出口壓差大于原來的設計值，且考慮到疏水汽化、負荷波動等影響因素，初步決定提高軸加水封有效高度，將三級水封改造為四級水封，觀察應用效果。改造完成后（如圖1所示），在機組啟動過程中，軸加注水至正常水位后投入運行，軸加水位短暫穩定后迅速降至140mm，仍為無水位運行，當機組各項參數與軸加水封改造前基本一致時，機組真空值為-93.37KPa，相比改造前同樣工況下真空提高約0.5KPa。U型水封改造為四級后的有效總水封高度為10.76m，原則上已滿足設計工況的水封高度要求，機組真空也有所改善，但由于受疏水汽化率等因素的影響，軸加仍未能維持正常水位運行。停運一臺真空泵，機組真空掉至-91.17KPa，相比兩臺真空泵運行時真空下降2.2KPa，水封改造效果不顯著。

2.2 采用汽液兩相流水位調節裝置控制軸加水位

2.2.1 改造依據及方案

多級水封器的設計是一個復雜的計算過程，通常用靜態計算方法來確定每級水封的高度。在機組實際運行中，受各種動態因素的影響，軸加多級水封器進出口參數與現場參數不相符。如機組冬、夏季真空不同，汽封間隙增大導致軸封汽量變大，軸加冷卻水（凝結水）流量變化引起軸加汽測壓力變化，軸加疏水汽化率變化等等，這些都是影響水封穩定運行的不確定因素。所以，要通過準確定量分析各種動態因素對水封的影響來精確計算每級水封高度是比較困難的。

借鑒本機組高、低壓加熱器疏水系統汽液兩相流水位調節裝置成功穩定控制水位的經驗，特別是#5低壓加熱器，其運行工況與軸加相似，75%額定負荷以下其汽測為微負壓狀態，疏水接入的#6低壓加熱器任何負荷下均為負壓狀態（滿負荷時汽側壓力-67KPa，與凝汽器相似），#5低加疏水系統汽液兩相流水位調節裝置控制水位非常穩定，在正常水位范圍內的水位變化值為±20mm之內。汽液兩相流水位調節器原來是西安交通大學的技術專利，由調節器和相變管自動調節水位，調節器信號口通過相變管直接與被控制容器相連通。經生產廠家根據現場應用經驗，不斷進行技術創新，其最新一代產品性能更穩定、控制水位更精確，且整套裝置無電氣、熱工控制設備，維護簡單。故決定對軸加疏水系統做進一步改造，在軸加多級水封器進口門前的管路上加裝一套汽液兩相流水位調節裝置，與原來的多級水封并列，運行中互為備用，如圖2所示。簡要設計、安裝方案如下：（1）入口閥（DN32）與調節器可以直接連接，也可以有≤250mm的短管連接，但入口閥前、調節器后應有≥200mm的直管段。（2）相變管（DN20）與軸加殼體接口的開孔中心高度在正常工作水位點（就地水位計中間位置，對應水位計刻度280mm處），與疏水管安裝走向同一側。

2.2.2 改造效果

軸加疏水系統于2012年2月初改造完成，通過機組運行中的試驗來檢驗改造效果。機組啟動過程中，軸加疏水先投入U型四級水封運行，機組負荷升至額定負荷50MW穩定運行時，軸封供汽溫度、壓力等參數正常，將軸加疏水切至汽液兩相流水位調節裝置控制，退出軸加多級水封運行，兩種不同疏水方式下相關運行參數如表1所示。

從表1可看出，汽液兩相流水位調節裝置控制方式下軸加疏水端差（疏水出口溫度與凝結水進口溫度之差）為9.7℃，在正常值5.6℃～11.1℃范圍內，說明沒有蒸汽漏入疏水中。在機組負荷大幅度波動過程中，軸加水位均能維持在240～250mm之間運行，水位非常穩定，機組真空只受到負荷因素的輕微影響。

2012年4月底，在做機組真空嚴密性試驗之前，為初步驗證機組真空系統是否嚴密，通過單臺、雙臺真空泵運行方式下比較機組真空值來判斷。真空嚴密性試驗要求機組負荷80%以上，即維持機組負荷45MW穩定運行，真空系統相關運行參數基本保持不變。兩臺真空泵同時運行時，由于天氣較炎熱，凝汽器真空只能達到-92.94KPa；A、B真空單獨運行時，凝汽器真空分別掉至-92.45KPa、-92.27KPa。由此可見，在其他影響因素沒有改變的情況下，軸加水位正常促使機組真空嚴密性得到明顯好轉。繼續做真空嚴密性試驗驗證，測得數據并計算出真空下降值為0.63kPa/min，雖未達到良好值（0.40kPa/min），但試驗已合格。

表1 不同軸加疏水方式的運行參數比較

3 經濟性定量分析

有關文獻資料表明，一般情況下，真空度每變化1%，可使熱耗率變化0.7～1%，標準煤耗變化約1g/kW.h。軸加疏水系統改造為汽液兩相流水位自動調節系統后，機組真空提高1.22kPa，真空度變化1.2%，發電標準煤耗降低約1.2g/kW.h；作為質檢標準的生物質燃料低位熱值2350kcal/kg、水分35%，則折合為生物質燃料時，機組發電消耗燃料降低3.57g/kW.h。按每臺機組年利用小時6000計算，兩臺機組年發電量6億度，每年可節省生物質燃料約2142噸，每噸標準生物質燃料成本350元，則每年節約燃料成本75萬元。

總結

軸封加熱器由于其特殊的使用環境（負壓系統），疏水系統通常設計采用U型多級水封，但在機組運行中，實際運行參數與設計參數不相符，還受到機組負荷、不同季節機組真空差別較大、疏水汽化等動態因素的影響，軸加水封容易破壞，導致軸加經常無水位運行，機組經濟性下降。新一代汽液兩相流水位自動調節器技術成熟，從在軸加疏水系統的應用效果來看，其控制水位精確，且投運穩定后不用再人為調整，維護簡單，值得推廣應用。

[1]譚燦，吳阿峰.多級水封器計算高度的探討[J].節能，2009（1）：23-24.

[2]林萬超.火電廠熱系統定量分析[M].西安：西安交通大學出版社，1985.