600 MW机组低压轴封供汽管路上绝热罩的加装

张延风，王文强，岳 恒

(辽宁清河发电有限责任公司，辽宁 铁岭 112003)

随着火电机组装机容量的增大，汽轮机作为重要设备之一，其性能直接影响机组的安全经济运行，辽宁清河发 电有限责任公司的1号机组运行中存在带较大负荷后，各部低压轴封汽室温度会随着负荷的升高而明显降低，最低时降至95 ℃，严重超出运行规程下限值的问题。该问题如果长时间不能得到解决，会使低压汽封下部积水产生汽蚀而损坏设备，还可能会使汽轮发电机组产生异常振动事故。专业技术人员通过分析判断,对轴封供汽管路进行改造后， 机组接带额定负荷时，各低压轴封汽室温度能够控制在正常范围之内，保证了1号机组的安全稳定运行。

1 机组概况

辽宁清河发电有限责任公司(简称清河发电公司)1号机组型号为CLN600-24.4/566/566，属超临界、一次中间再热、单轴、三缸、四排汽、双背压、反动凝汽式600 MW汽轮发电机组，于2011年11月通过168 h试运行。1号机组的轴封供汽系统由轴封供汽联箱、轴封供汽管路、喷水减温装置、滤网、轴封回汽管路、轴封冷却器、以及轴封风机等设备组成，高中低压汽封为高低齿迷宫式汽封，高压缸端部的轴封约在10%负荷时可自密封，中压缸的端部轴封约在25%负荷时达到自密封，4条φ114 mm的低压轴封供汽管路分别穿过对应的4台凝汽器，向低压轴封汽室供汽，大约在75%负荷时高中压缸端部的轴封漏汽可满足低压缸端部轴封供汽量的要求，整个轴封系统能够达到自密封，多余的蒸汽，可以通过溢流阀流入凝汽器。轴封系统的辅助汽源有辅汽、冷段再热蒸汽。清河发电公司运行规程规定：供汽压力30～50 kPa，低压轴封汽室温度正常值为120～180 ℃，最低不允许低于110 ℃。

2 存在问题及原因分析

2.1 存在问题

1号机组在450 MW负荷以下运行期间，各低压轴封汽室的工作温度正常，但负荷加至480 MW以上，低压轴封汽室温度会随着负荷的升高而明显降低，600 MW负荷时最低可降至95 ℃，严重超出运行规程的下限值，即使将低压轴封供汽联箱温度提升至180 ℃以上也无效，如果低压轴封汽室长时间低温运行，可能会使汽封积水产生汽蚀而损坏设备，严重时还可能会使机组产生异常振动事故，对600 MW汽轮发电机组的安全稳定运行极其不利。

2.2 原因分析

1号机组停运期间，对喷水减温装置进行了解体检查，并进行了喷水试验，雾化效果良好，位于低压轴封喷水减温装置后部母管温度能随着喷水量的改变而变化，低压轴封母管温度测点距喷水减温装置有2 m以上的距离，符合热工温度测点的安装要求，压轴封不存在异常问题。对凝汽器内部的低压轴封管路、以及连接管件进行详细排查，并对其进行投汽查漏试验，未发现异常问题。从轴封供汽温度与机组负荷对应参数可以看出，低压轴封汽室温度确实是随着负荷的升高而明显降低。1号机组轴封供汽系统改造前运行参数见表1。

针对低压轴封汽室温度随着机组的负荷升高而降低，通过查阅设计图纸、分析相关数据，认为穿过凝汽器内部的4条φ114 mm轴封供汽管路没有装设绝热装置，正处于各台低压汽缸的排汽区域内，当机组负荷增加时低压汽缸排汽量会随之增多，由于低压轴封供汽管路内部蒸汽流量基本保持不变，管路内部蒸汽在流经排汽区域过程中被大量的低温排汽冷却，造成进入轴封汽室内的蒸汽温度降低，是低压轴封汽室温度会随着负荷的升高而明显降低的主要原因。

清河发电公司同型号的9号机组低压轴封汽室温度没有随着机组的负荷升高而降低的现象，原因是低压前后2处轴封供汽温度的测点并没有安装在轴封汽室内，而是安装在穿入凝汽器前的轴封供汽支管上，轴封汽室温度随机组的负荷升高而降低的现象没有暴露出来，通过上述分析可知，9号机组也应该存在着与1号机组相同的问题。

3 解决方法

1号机组低压轴封汽室温度随着负荷的升高而明显降低的问题，会使低压汽封下部积水产生汽蚀而损坏设备，严重时汽轮发电机组会产生异常振动被迫停机事故。在征得汽轮机制造厂技术负责人的同意后，利用2016年11月份1号机组C级检修的机会，对穿过凝汽器内部4条低压轴封供汽管路进行技术改造，在原有的φ114 mm水平段管路上，缠绕适量的绝热保温材料，将φ159 mm的20号钢管沿中轴线方向对称锯开，分为上下两部分，均匀地罩在φ114 mm水管路上，利用短钢筋将φ159 mm钢管固定，在两种管径的管路之间形成一个均匀分布的环状空间，最后对φ159 mm钢管接缝处进行焊接，形成“绝热罩”，轴封供汽管路加装绝热罩示意图见图1(图中单位为mm)。加装绝热罩管路的长度从高中压汽缸向后端依次为：10.2、10.8、10.8、11.0 m。本项改造历时5天，投资约1×104元。

表1 1号机组轴封供汽系统改造前运行参数

图1 凝汽器内轴封供汽管路加装绝热罩示意图

1号机组的低压轴封供汽管路加装绝热罩后，将机组负荷逐渐加至600 MW，低压轴封供汽联箱温度保持160 ℃，只有低压前轴封汽室温度降低了20 ℃左右，其他各轴封汽室温度均可控制在正常范围之内，1号机组轴封供汽系统改造后运行参数见表2。机组各负荷下，低压轴封供汽压力为42 kPa。

表2 1号机组轴封供汽系统改造后运行参数

从表2中的数据可以看出，虽然低压前轴封汽室温度还存在着一定的降低现象，但并未超过运行规程的下限值，且可以控制在120～180 ℃之内，说明低压前轴封管路绝热罩加装不够全面，计划机组下次C级检修时补充完善，重点是折曲线管段。

4 优化效果

清河发电公司1号机组的低压轴封供汽管路改造后，当机组负荷加至额定时，在低压轴封供汽联箱保持正常温度的前提下，各低压轴封汽室温度均能控制在运行规程规定的范围之内，既可有效地避免因低压汽封下部积水产生汽蚀而损坏汽封设备事故，还可防止600 MW汽轮发电机组发生异常振动而被迫停机事故，确保了机组的长期安全稳定运行。

1号机组低压轴封供汽管路的改造为其他超临界机组的技术改造、以及安全经济运行提供了技术借鉴。公司计划9号机组A级检修时对低压轴封供汽管路进行相同的技术改造(加装绝热罩)。