660MW机组低压汽封温度异常处理及改进

谷生虎

摘 要：针对2台660 MW超超临界机组低压汽封调整困难、温度超标及轴封带水等问题，经过分析表明，调整问题主要是测点位置离雾化喷嘴过近、温度异常主要是测点处代表性不强，通过现场系统检查、调查研究、确定处理方案，并结合机组检修分步落实，解决了低压汽封温度异常引起的超温、带水、摩擦、振动等一系列问题，提高了机组安全性。

关键词：汽轮机；低压汽封；超温；带水

中图分类号：TK263 文献标志码：A

0 概述

芜湖发电公司2台机组为东方汽轮机厂生产的N660-25/580/600型超超临界凝汽式汽轮机，汽封系统采用自密封汽封系统，即在机组正常运行（60 %以上负荷）时，由高、中压缸轴端汽封的漏汽经喷水减温后向低压缸轴端汽封供汽的汽轮机汽封系统，多余漏汽经溢流站溢流至#8低压加热器或凝汽器；在机组启动或低负荷运行阶段，汽封供汽由外来蒸汽（辅汽）提供。主机的低压段轴封汽母管为小机的轴封汽提供汽源。该汽封系统从机组启动到满负荷运行，全过程均能按机组汽封供汽要求自动进行切换。要求在所有运行工况下，温度调节站均自动维持低压汽封腔室处温度在121 ℃～177 ℃。由于低压汽封系统主要是防止低压缸轴端部分的空气漏入汽缸，但如果低压汽封温度低于这个范围，会由于过热度小造成轴封处带水，特别是在正常运行或热态启动中，安全风险更大；另一方面，还需考虑转子汽封处的金属温度较汽缸要高，轴封汽又要保证与其温差不可过大，避免冷却转子而影响差胀变化。

该厂机组投产运行后，低压汽封先后发生了以下问题：1）低压汽封温度难于控制，温度波动大；2）低压汽封温度显示在185 ℃～200 ℃，不符合技术监督要求；3）低压汽封带水，低压轴封磨损，瓦振大。经过多次处理、完善与改进后，彻底解决了低压汽封问题。

1 改进措施

首先，低压汽封温度难于控制，温度波动大，查看低压汽封温度曲线，发现与低压汽封减温水调整门曲线几乎同步波动，反应过于灵敏，低压汽封难于控制到稳定的温度。通过检查现场安装情况，发现低压汽封母管直管段较短，由于位置原因母管有上扬趋势，导致安装温度测点位置未能按说明书要求，安装在喷嘴后不小于12.1 m处，现场实际安装位置仅3 m左右，低压汽封减温水未能充分雾化，使测量温度骤降立即关闭减温水调门，过关后温度急剧上升，导致温度随减温水调节阀大幅度波动而难以控制稳定。根据分析采取将温度测点移位至母管末梢——A、B侧低压缸三通前（距喷嘴距离13 m处），运行一段时间，基本稳定在170 ℃～180 ℃，基本解决了低压汽封难以调节的故障。

其次，随着凝泵深度变频节能调整，供低压汽封减温水的压力下降，使低压汽封减温水调节阀开度在100 %时，低压汽封仍超过低压汽封上限值（177 ℃）。并在集团公司技术监督检查中提出：1号机低压汽封供汽温度189 ℃，超过运规高限定值，要求落实整改。通过现场检查发现，#1、2机均存在调节阀全开，低压汽封只能控制在180 ℃～200 ℃，调取现场数据分析见表1。

從表1可以看出，低压汽封母管温度随着凝结水压力的降低而升高。

从现场系统布置和运行状况分析原因：

（1）喷嘴或滤网堵塞：凝结水杂母系统布置在凝结水系统末端，机组启停管道中聚集锈垢、杂物造成调整门卡涩、滤网堵塞；易导致冷却水量少，低压轴封减温器喷水雾化效果不好，不能起到喷水减温作用。

（2）低压轴封母管温度是随机组负荷的变化以及凝泵变频运行凝结水压力的高低而变化，说明减温水调节阀通流不够，100 %开度不能满足调节需要（厂家提供同类机组出现过因设计时为工频凝泵压力，实际运行时为变频出力，导致减温水压力低于设计值，通过改进喷嘴解决）。

（3）测点温度的真实性，代表性不强。

经专业会讨论，在停机中分别对滤网进行检查、清洗，雾化喷嘴疏通试验，均未发现堵塞现象。进一步检查低压汽封冷却水调节阀、调节阀进出口门、旁路门及管道检查，亦没有发现异常。联系厂家定制改进型喷嘴，按改造方案在U201A级检修中更换时，检查发现低压汽封穿缸管道未按要求进行套管保护，可能存在明显降温现象，经比对检查运行中#1机组，低压汽封显示190 ℃，但低压汽封管道温度较低，拆开低压汽封仪表接头处积水明显。结合历次机组启动中低压轴封处有异音、振动，检修中解体发现低压轴封磨损严重的现象，经现场讨论决定：暂不更换低压汽封减温水喷嘴，采取将低压汽封经低压缸的穿缸管道全部增加保护套管，并在离低压轴封最近的汽封管道上增加4个低压缸轴封腔室温度测点，采用用4个腔室温度取中值控制减温水开度，保留原母管温度测点进行比对、验证。

2 改造效果

经改进实施后，低压汽封腔室控制温度正常（#3～6轴封腔室温度分别为160 ℃、174 ℃、155 ℃及130 ℃），调节性能可靠，低压轴封无带水、启动中振动等现象。根据DCS中参数比较，增加完整的保护套管后，低压汽封母管温度较低压轴封腔室温度约高了70 ℃左右，说明原缺少套管的低压汽封穿缸管道温度降应更大，即原低压汽封母管“超温”（189 ℃），实际低压轴封腔室温度在100 ℃左右，低于低压汽封最低值121 ℃，导致因过热度小而产生轴封带水现象。该次改进既保证了低压轴封真实温度在合格范围内，又解决了低压轴封带水的安全隐患，完全达到了预期效果。

3 结语

发电行业生产中，经常会遇到基建遗留问题、运行方式变化、机组老化等原因造成的一系列问题，影响机组的安全、经济运行。汽轮机低压汽封温度，尤其是低压汽封腔室中轴封温度的过热度，直接影响机组轴系的摩擦、振动，甚至导致机组非停事件。因此专业人员根据原厂说明书、技术资料以及现场实际情况，及时进行处理、优化改进非常必要，也是保证机组安全运行的技术保障。特别是在当前火电行业发展趋势下，机组灵活性调度、深度调峰及对外供热，均会改变机组性能的变化，设备优化与技术改造尤为重要。

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