国投宣城发电有限责任公司 鲍志永 邱 岭 张 铸 周露露 汪杰斌

660MW超超临界汽轮机组真空下降原因分析及处理

国投宣城发电有限责任公司 鲍志永 邱 岭 张 铸 周露露 汪杰斌

文中对某660 MW超超临界汽轮机组小修后A侧凝汽器真空下降原因进行了分析研究，并结合运行参数综合分析判断为轴加水封筒多级水封撕破造成A侧凝汽器漏真空。对轴加水封筒进行了重新注水排空、提高轴加水位等针对性的处理，解决了A侧凝汽器真空下降问题，确保了该机组安全经济稳定运行。

凝汽器真空 负压系统 轴加水封筒 撕破 安全经济

图1 凝汽器抽真空系统图

某发电公司2号汽轮机采用哈尔滨汽轮机厂和日本三菱公司联合设计、制造的660 MW超超临界、一次中间再热、单轴、三缸、四排汽、高中压合缸、反动凝汽式汽轮机，型号是CCLN660-25/600/600。于2015年7月投入商业化运营。采用表面式N-40000-1型，双壳体、双背压、双进双出、双流程凝汽器，凝汽器设计背压5.15kPa（平均）、铭牌工况满发时11.8kPa（平均）、循环倍率60、循环水允许温升＜10℃、凝结水过冷≤0.5℃、凝结水含氧量≤20μg/L 。凝汽器真空对机组运行安全性和热经济性有很大影响。在运行中，凝汽器工作状态恶化将直接引起汽轮机热耗、汽耗增大和出力降低。对一台660 MW的汽轮机，真空每降低1 kPa，热耗增加0.056%，汽轮机汽耗增加1.5%～2.5%。另外，真空下降使汽轮机排汽缸温度升高，引起汽机轴承中心偏移，严重时还引起汽轮机组振动。为保证机组出力不变，真空降低时应增加蒸汽流量，这样导致了轴向推力增大，使推力轴承过负荷。因此提高凝汽器真空系统的严密性已成为火电厂节能降耗、保证机组经济安全稳定运行的有效途径[1]。

该机组自2016年10月小修以来，A侧凝汽器真空严密性一直达不到优秀水平，几次真空严密性试验结果均维持在ΔP=0.2kPa/min左右，且2016年10月14日17时发生A侧凝汽器真空快速下降，严重影响了该机组的安全经济稳定运行。

1 凝汽器真空快速下降过程描述

2016年10月14日08：00～17：00该机组330MW做低负荷试验，17：00试验结束机组负荷AGC指令至350MW。A侧凝汽器真空异常降低前真空泵运行方式为2A、2C真空泵运行，2B真空泵备用，真空泵联络电动门阀1、阀2关闭（如图1所示）[2]。运行人员监盘发现A侧凝汽器背压由3.87 kPa不正常快速上升至6.9 kPa并持续上升且A侧低压缸排汽温度同步上升（如图2所示），同时凝结水溶氧由4.61 ug/L快速上升至31.34 ug/L[3]。检查B侧凝汽器背压和B侧排汽缸温度无变化。运行人员立即启动备用2B真空泵运行，开启真空泵入口联络电动门阀1、阀2，凝汽器抽真空系统由独立并联单抽运行改为并联混抽运行，该机组A侧、B侧凝汽器背压稳定至5.1 kPa稳定运行。

2 现场排查及处理

针对真空参数变化情况检查DCS抽真空系统、循环水系统、轴封系统、低加系统、凝结水系统无明显参数异常，同时，安排值班员就地排查上述系统及与A凝汽器相关各负压系统漏真空情况。

2016年10月14日19：28排除2A真空泵故障的原因，20：20值班员就地测量轴加水封筒温度72℃，正常运行为35℃左右，判断轴加水封筒多级水封内水柱偏低或泄漏导致轴加疏水异常。立即对轴加水封筒进行注水，并对轴加及水封筒进行全面排查，发现A凝汽器背压由5.1 kPa下降至4.8 kPa，停止轴加水封筒注水后A凝汽器背压又回升至5.1 kPa，故持续对轴加水封筒注水并关小轴加疏水手动门抬高轴加液位，发现背压由5.1kPa持续缓慢下降。21：02启动备用轴加风机，发现背压继续下降至4.4 kPa，同时对轴加及水封筒相连管道涂泡沫查漏未发现明显漏点[4]。21：30停运2B真空泵恢复真空系统正常运行方式。21：50停运备用轴加风机，22：00调整轴加液位至600 mm。22：10 A凝汽器背压及A低压缸排汽温度稳定，机组恢复正常运行。

3 结果分析讨论

针对本次轴加多级水封系统出现的问题及应对措施进行分析探讨。

3．1 轴封及轴加系统概述

轴封系统是用于对主汽轮机及小汽机转子的密封，对高压区防止高压蒸汽泄漏造成热损失和污染，对负压区防止空气漏入，影响真空。该公司660 MW超临界汽轮机轴封系统为封闭式自密封系统，这种密封系统的特点是高、中压缸密封与低压轴封通过母管连接，在机组正常运行时，可实现两者之间的平衡蒸汽密封。在汽轮机启动和低负荷运行时，汽轮机各汽缸内的压力都低于大气压。高压缸的各汽封约在10%负荷时变成自密封，中压缸的各汽封约在25%负荷时变成自密封，大约在30%负荷下系统达到自密封，多余的蒸汽会通过溢流调节阀流往凝汽器。

图2 A侧凝汽器真空（背压）变化趋势图

图3 轴封加热器结构图

轴加用于汽轮机轴封系统，其主要作用是用凝结水来冷却各段轴封和高、中压主汽调节阀阀杆抽出的汽—气混合物，轴加风机在轴加汽侧腔室内形成并维持一定的真空，保证轴封回汽通畅，防止蒸汽从轴封端泄漏。使混合物中的蒸汽凝结成水，从而回收工质。将汽—气混合物的热量传给凝结水，从而提高汽轮机热力系统的经济性。

轴加工作过程如图3：由轴封系统来的汽气混合物分别从A、B进入，混合物沿着管系的导向隔板流向排出口E，蒸汽在流动中与管壁进行热交换而凝结，少量未凝结的蒸汽和被冷却了的空气被吸入轴加风机，在其中压缩至稍高于大气压后排入大气。轴加中的凝结水通过疏水管经过多级水封排入凝汽器，凝结水由前水室C口进入，从后水室口D排出。

3．2 轴加多级水封系统原理

轴封末档回汽进入轴加加热凝结水，轴加的疏水通过多级水封进入凝汽器，由于凝汽器是负压工作状态，这就要求多级水封要具有既能够使疏水顺利进入凝汽器，又不能漏入空气的功能。轴加在运行时处于微负压状态，压力大约在-6 kPa左右，与凝汽器真空压差约10 m水柱，多级水封在工作时必须产生高于10 m水柱的阻力方可保证疏水畅通又能阻止空气漏入。轴加至凝汽器多级水封为4级水封，每级水封筒高约2.6 m，多级水封结构的分析，如图4所示。

图4 轴加多级水封原理图

多级水封作用：维持轴加疏水水位，保护真空，一旦多级水封里的水灌满后，它的水位是基本维持不变的。多级水封就是增大疏水回水的阻力，从理论上说轴加疏水经过多级水封然后再有一定的高度回到凝汽器汽侧，流动阻力加上高差刚好等于凝汽器的真空，这时候就是最正常的工况，但事实上工况经常在变，凝汽器的真空也不是一成不变的，所以多级水封一般很容易造成两个结果，一是回水不畅（流动阻力大时），一是漏真空（回水阻力小时），多级水封并不是只能通过水不能通过汽，凝汽器真空太高时会把回水拉空就会有空气进入凝汽器，也自然就会造成凝汽器真空下降。

3．3 该机组轴加水封撕破引发机组漏真空分析

3.3.1 轴封疏水管道有漏点。如果轴加水封筒中疏水管道存在漏点，将使轴加水封破坏造成轴加疏水中断或者轴加水位波动。

3.3.2 疏水管道设计不合理。多级水封高度应略大于轴加压力与凝汽器真空之差，才能保证疏水水封不被破坏。通常，多级水封管每级水封管的高度可以用下列公式计算：

H = (P0-P5)/nγ+ (0.5～1)/n

式中：

H-多级水封中每级水封管的高度，m；

P0-多级水封进口压力，MPa；

P5-多级水封出口压力，MPa；

n-多级水封中的水封级数；

γ-水的重度，N/m3；

系数(0.5～1)-富裕度(可忽略)。

由于轴加疏水管道安装存在不合理，可导致轴加水封不稳定。

3.3.3 轴加风机出力不足或故障，导致轴封回汽不畅，汽-气混合物不能及时排出使多级水封进口压力增大，长期运行导致轴加液位降低甚至失去。

3.3.4 机组启动投轴封初期多级水封筒注不充分，未正常建立轴加水封。

该机组轴加多级水封撕破原因分析如下：由于该机组2016年10月14日8：00--2016年10月14日17：00做低负荷330 MW稳燃试验，机组长时间低负荷运行，虽然30%负荷左右轴封系统即能达到自密封，但是轴封压力及温度较低且未及时进行调整，使得蜂窝轴封处积水，导致轴封回汽不畅、带气，单台轴加风机不能及时排走汽-气混合物，导致轴加多级水封进口压力增大，长期运行且运行值班员未及时发现并调整轴加液位，轴加液位降低至失去，最终导致本次A侧凝汽器真空快速下降的异常。

4 运行优化调整措施

为了保证机组安全经济运行，采取以下措施。

4.1 在轴加多级疏水管处加装温度测点，正常运行时此处温度应该在30℃～38℃左右，一旦轴加水封失去，疏水温度将会升高至50℃以上，便于运行人员判断，及时调整轴加液位。

4.2 增加轴加液位计远传液位测点，控制轴加液位400 mm～600 mm，并设置轴加液位400 mm低报警，600 mm高报警，以便于运行人员监视轴加液位及时发现轴加液位异常

4.3 保持轴封压力、温度稳定，防止轴加进口压力增大轴加水封压力失衡，水封失去。

4.4 机组启动投轴封初期必须将水封筒注满水，建立正常轴加水封。

5 结语

凝汽器的工作是否正常对电厂的安全与经济运行影响很大,应引起我们的高度重视。机组凝汽器真空严密性受到很多因素影响，不同的情况应区别对待。本文主要从运行角度对轴封、轴加、轴加多级水封原理进行阐述，以及轴加水位异常对机组真正的影响，当轴加多级水封失水时将导致机组真空下降，影响机组安全、经济、稳定运行。不同因素对凝汽器真空的影响的特点是不同的,只要对汽轮机真空变化特点有针对性地开展检查和分析,一定可以使凝汽器真空有较大的提高,从而进一步降低汽轮机组的煤耗,提高机组运行的经济性、稳定性和安全性。

[1]韩中合，田松峰，马晓芳．火电厂汽机设备及运行[M]．北京：中国电力出版社，2002年2月，第一版．

[2]汪杰斌．600MW超临界汽轮机机组冷端的优化改造[J]．热力透平．2014，43（3）：216-218，230．

[3]汪杰斌，赵荣，章遐林等． 火电厂凝结水溶氧增大原因分析及处理对策[J]．热力透平．2012，41（4）：300-302．

[4]汪杰斌，林建军，章遐林等．600MW超临界机组真空系统的检漏及处理对策[J]．发电设备．2013，27（1）：27-30．