660MW機組低壓汽封溫度異常處理及改進

谷生虎

摘 要：針對2臺660 MW超超臨界機組低壓汽封調整困難、溫度超標及軸封帶水等問題，經過分析表明，調整問題主要是測點位置離霧化噴嘴過近、溫度異常主要是測點處代表性不強，通過現場系統檢查、調查研究、確定處理方案，并結合機組檢修分步落實，解決了低壓汽封溫度異常引起的超溫、帶水、摩擦、振動等一系列問題，提高了機組安全性。

關鍵詞：汽輪機；低壓汽封；超溫；帶水

中圖分類號：TK263 文獻標志碼：A

0 概述

蕪湖發電公司2臺機組為東方汽輪機廠生產的N660-25/580/600型超超臨界凝汽式汽輪機，汽封系統采用自密封汽封系統，即在機組正常運行（60 %以上負荷）時，由高、中壓缸軸端汽封的漏汽經噴水減溫后向低壓缸軸端汽封供汽的汽輪機汽封系統，多余漏汽經溢流站溢流至#8低壓加熱器或凝汽器；在機組啟動或低負荷運行階段，汽封供汽由外來蒸汽（輔汽）提供。主機的低壓段軸封汽母管為小機的軸封汽提供汽源。該汽封系統從機組啟動到滿負荷運行，全過程均能按機組汽封供汽要求自動進行切換。要求在所有運行工況下，溫度調節站均自動維持低壓汽封腔室處溫度在121 ℃～177 ℃。由于低壓汽封系統主要是防止低壓缸軸端部分的空氣漏入汽缸，但如果低壓汽封溫度低于這個范圍，會由于過熱度小造成軸封處帶水，特別是在正常運行或熱態啟動中，安全風險更大；另一方面，還需考慮轉子汽封處的金屬溫度較汽缸要高，軸封汽又要保證與其溫差不可過大，避免冷卻轉子而影響差脹變化。

該廠機組投產運行后，低壓汽封先后發生了以下問題：1）低壓汽封溫度難于控制，溫度波動大；2）低壓汽封溫度顯示在185 ℃～200 ℃，不符合技術監督要求；3）低壓汽封帶水，低壓軸封磨損，瓦振大。經過多次處理、完善與改進后，徹底解決了低壓汽封問題。

1 改進措施

首先，低壓汽封溫度難于控制，溫度波動大，查看低壓汽封溫度曲線，發現與低壓汽封減溫水調整門曲線幾乎同步波動，反應過于靈敏，低壓汽封難于控制到穩定的溫度。通過檢查現場安裝情況，發現低壓汽封母管直管段較短，由于位置原因母管有上揚趨勢，導致安裝溫度測點位置未能按說明書要求，安裝在噴嘴后不小于12.1 m處，現場實際安裝位置僅3 m左右，低壓汽封減溫水未能充分霧化，使測量溫度驟降立即關閉減溫水調門，過關后溫度急劇上升，導致溫度隨減溫水調節閥大幅度波動而難以控制穩定。根據分析采取將溫度測點移位至母管末梢——A、B側低壓缸三通前（距噴嘴距離13 m處），運行一段時間，基本穩定在170 ℃～180 ℃，基本解決了低壓汽封難以調節的故障。

其次，隨著凝泵深度變頻節能調整，供低壓汽封減溫水的壓力下降，使低壓汽封減溫水調節閥開度在100 %時，低壓汽封仍超過低壓汽封上限值（177 ℃）。并在集團公司技術監督檢查中提出：1號機低壓汽封供汽溫度189 ℃，超過運規高限定值，要求落實整改。通過現場檢查發現，#1、2機均存在調節閥全開，低壓汽封只能控制在180 ℃～200 ℃，調取現場數據分析見表1。

從表1可以看出，低壓汽封母管溫度隨著凝結水壓力的降低而升高。

從現場系統布置和運行狀況分析原因：

（1）噴嘴或濾網堵塞：凝結水雜母系統布置在凝結水系統末端，機組啟停管道中聚集銹垢、雜物造成調整門卡澀、濾網堵塞；易導致冷卻水量少，低壓軸封減溫器噴水霧化效果不好，不能起到噴水減溫作用。

（2）低壓軸封母管溫度是隨機組負荷的變化以及凝泵變頻運行凝結水壓力的高低而變化，說明減溫水調節閥通流不夠，100 %開度不能滿足調節需要（廠家提供同類機組出現過因設計時為工頻凝泵壓力，實際運行時為變頻出力，導致減溫水壓力低于設計值，通過改進噴嘴解決）。

（3）測點溫度的真實性，代表性不強。

經專業會討論，在停機中分別對濾網進行檢查、清洗，霧化噴嘴疏通試驗，均未發現堵塞現象。進一步檢查低壓汽封冷卻水調節閥、調節閥進出口門、旁路門及管道檢查，亦沒有發現異常。聯系廠家定制改進型噴嘴，按改造方案在U201A級檢修中更換時，檢查發現低壓汽封穿缸管道未按要求進行套管保護，可能存在明顯降溫現象，經比對檢查運行中#1機組，低壓汽封顯示190 ℃，但低壓汽封管道溫度較低，拆開低壓汽封儀表接頭處積水明顯。結合歷次機組啟動中低壓軸封處有異音、振動，檢修中解體發現低壓軸封磨損嚴重的現象，經現場討論決定：暫不更換低壓汽封減溫水噴嘴，采取將低壓汽封經低壓缸的穿缸管道全部增加保護套管，并在離低壓軸封最近的汽封管道上增加4個低壓缸軸封腔室溫度測點，采用用4個腔室溫度取中值控制減溫水開度，保留原母管溫度測點進行比對、驗證。

2 改造效果

經改進實施后，低壓汽封腔室控制溫度正常（#3～6軸封腔室溫度分別為160 ℃、174 ℃、155 ℃及130 ℃），調節性能可靠，低壓軸封無帶水、啟動中振動等現象。根據DCS中參數比較，增加完整的保護套管后，低壓汽封母管溫度較低壓軸封腔室溫度約高了70 ℃左右，說明原缺少套管的低壓汽封穿缸管道溫度降應更大，即原低壓汽封母管“超溫”（189 ℃），實際低壓軸封腔室溫度在100 ℃左右，低于低壓汽封最低值121 ℃，導致因過熱度小而產生軸封帶水現象。該次改進既保證了低壓軸封真實溫度在合格范圍內，又解決了低壓軸封帶水的安全隱患，完全達到了預期效果。

3 結語

發電行業生產中，經常會遇到基建遺留問題、運行方式變化、機組老化等原因造成的一系列問題，影響機組的安全、經濟運行。汽輪機低壓汽封溫度，尤其是低壓汽封腔室中軸封溫度的過熱度，直接影響機組軸系的摩擦、振動，甚至導致機組非停事件。因此專業人員根據原廠說明書、技術資料以及現場實際情況，及時進行處理、優化改進非常必要，也是保證機組安全運行的技術保障。特別是在當前火電行業發展趨勢下，機組靈活性調度、深度調峰及對外供熱，均會改變機組性能的變化，設備優化與技術改造尤為重要。

參考文獻

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