颜云

（广东粤电湛江生物质发电有限公司，广东 湛江 524300）

轴加疏水系统概述

U型水封管通常应用在电厂轴封加热器疏水至凝汽器的管路上，它是依靠介质在U型水封管进口与出口之间的压力差来进行疏水，分为单级和多级，在电厂实际应用中以多级水封管居多。湛江生物质发电厂#1、2汽轮机为东方汽轮机厂生产的N50-8.83-5型高温、高压、凝汽式汽轮机，配套轴封加热器型号为JQ-50-1，换热面积50m2，汽侧工作压力为0.0951MPa（a），轴加疏水初步设计方案为疏水经U型三级水封管直接疏至凝汽器。汽轮机布置在运转层（8m），轴封加热器布置在4.3m层，U型三级水封管布置在0m层。

1 轴加运行存在的问题及原因分析

1.1 轴加无水位运行

轴封加热器投运前，对U型三级水封管注水赶尽空气、继续注水至轴加正常水位（240mm）后，停止注水，投入轴加U型水封管疏水系统运行。机组启动过程中，随着凝汽器真空提高，轴加U型水封管进、出口压差逐渐增大，发生水封破坏现象，轴加水位迅速降至130mm（就地水位计），轴加为无水位运行状态。

1.2 故障原因分析

根据厂家资料，轴加水位低Ⅰ值为180mm，正常水位为240mm，水位高Ⅰ值为300mm，水位高报警值为340mm。如图2所示，就地水位计满刻度560mm，水位计上接管中心线与轴加筒体中心线一致，轴加筒体内半径为400mm，即就地水位计显示值为160mm时轴加无水位运行。

通常，U型多级水封管每级水封管的高度可以用下列公式计算：

式中：H-多级水封中每级水封管的高度，m；Pin、Pout-多级水封进口、出口的压力，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)。

轴加汽侧工作压力为 0.0951MPa（a），凝汽器设计背压为7.2KPa（a），U型水封按三级设计，将相应数据代入公式（1），计算出H=2.93m，而原来设计U型多级水封每级水封管的高度为2.69m（如图1所示），明显偏小，是造成水封破坏的主要原因。另外，造成U型水封破坏的原因还有：负压侧沿程阻力和局部阻力较小，难以抵消真空的影响，在U型套桶管里未能建立起水封；疏水在U型管负压侧上升过程中，压力下降而汽化，平均密度下降，平衡U型管两侧压差所需有效水封高度比计算值大；生物质发电机组由于燃料特性的原因负荷变化较频繁，轴封加热器进汽量及内部压力经常变化，使轴加的水位无法维持在一定范围内，而导致其U型水封管内的疏水量经常变化。

1.3 轴加无水位运行对机组的影响

轴加无水位运行，U型水封破坏，轴封加热器中不凝结的汽-气混合物直接排入凝汽器中。一方面，蒸汽进入凝汽器中使凝汽器的热负荷增大，在循环水量不增加的情况下，凝汽器的真空必然会下降；另一方面，漏入凝汽器空气量增大，使气体分压力升高，也会阻碍蒸汽凝结，从而使凝汽器真空降低。

为定量分析轴加无水位运行对机组真空的影响，于2011年12月份，在机组负荷50MW、轴封供汽压力、温度及循环水温、循环水量等参数稳定的条件下，通过以下试验来获取相关数据。

1.3.1 关闭U型水封出口疏水手动门

缓慢关闭水封出口疏水手动门，轴加水位升至正常水位（240mm）时迅速打开此门，在此门关闭的这段短时间内，机组真空由原来的-92.88KPa升至-94.28KPa，真空提高 1.4KPa。

1.3.2 单台、两台真空泵运行的真空值比较

两台真空泵同时运行，机组真空-92.94KPa，停运A真空泵，B泵单独运行时机组真空掉至-90.25KPa；停运B真空泵，A泵单独运行时机组真空掉至-90.37KPa；真空泵单台运行相比双台运行时真空下降较多，说明机组真空严密性差，有较多空气漏入凝汽器中。

1.3.3 真空严密性试验

按照真空严密性试验步骤做完试验，测得数据并计算出真空下降值为1.35kPa/min左右，而真空严密性试验合格值为0.67kPa/min，再次验证了机组真空严密性差。

图1 U型水封结构简图

图2 轴封加热器疏水系统示意图

2 轴加疏水系统优化改造

2.1 初步改造为四级水封

轴封加热器运行中其汽侧实际工作压力为-1～-0.5KPa（表压），导致U型水封进、出口压差大于原来的设计值，且考虑到疏水汽化、负荷波动等影响因素，初步决定提高轴加水封有效高度，将三级水封改造为四级水封，观察应用效果。改造完成后（如图1所示），在机组启动过程中，轴加注水至正常水位后投入运行，轴加水位短暂稳定后迅速降至140mm，仍为无水位运行，当机组各项参数与轴加水封改造前基本一致时，机组真空值为-93.37KPa，相比改造前同样工况下真空提高约0.5KPa。U型水封改造为四级后的有效总水封高度为10.76m，原则上已满足设计工况的水封高度要求，机组真空也有所改善，但由于受疏水汽化率等因素的影响，轴加仍未能维持正常水位运行。停运一台真空泵，机组真空掉至-91.17KPa，相比两台真空泵运行时真空下降2.2KPa，水封改造效果不显著。

2.2 采用汽液两相流水位调节装置控制轴加水位

2.2.1 改造依据及方案

多级水封器的设计是一个复杂的计算过程，通常用静态计算方法来确定每级水封的高度。在机组实际运行中，受各种动态因素的影响，轴加多级水封器进出口参数与现场参数不相符。如机组冬、夏季真空不同，汽封间隙增大导致轴封汽量变大，轴加冷却水（凝结水）流量变化引起轴加汽测压力变化，轴加疏水汽化率变化等等，这些都是影响水封稳定运行的不确定因素。所以，要通过准确定量分析各种动态因素对水封的影响来精确计算每级水封高度是比较困难的。

借鉴本机组高、低压加热器疏水系统汽液两相流水位调节装置成功稳定控制水位的经验，特别是#5低压加热器，其运行工况与轴加相似，75%额定负荷以下其汽测为微负压状态，疏水接入的#6低压加热器任何负荷下均为负压状态（满负荷时汽侧压力-67KPa，与凝汽器相似），#5低加疏水系统汽液两相流水位调节装置控制水位非常稳定，在正常水位范围内的水位变化值为±20mm之内。汽液两相流水位调节器原来是西安交通大学的技术专利，由调节器和相变管自动调节水位，调节器信号口通过相变管直接与被控制容器相连通。经生产厂家根据现场应用经验，不断进行技术创新，其最新一代产品性能更稳定、控制水位更精确，且整套装置无电气、热工控制设备，维护简单。故决定对轴加疏水系统做进一步改造，在轴加多级水封器进口门前的管路上加装一套汽液两相流水位调节装置，与原来的多级水封并列，运行中互为备用，如图2所示。简要设计、安装方案如下：（1）入口阀（DN32）与调节器可以直接连接，也可以有≤250mm的短管连接，但入口阀前、调节器后应有≥200mm的直管段。（2）相变管（DN20）与轴加壳体接口的开孔中心高度在正常工作水位点（就地水位计中间位置，对应水位计刻度280mm处），与疏水管安装走向同一侧。

2.2.2 改造效果

轴加疏水系统于2012年2月初改造完成，通过机组运行中的试验来检验改造效果。机组启动过程中，轴加疏水先投入U型四级水封运行，机组负荷升至额定负荷50MW稳定运行时，轴封供汽温度、压力等参数正常，将轴加疏水切至汽液两相流水位调节装置控制，退出轴加多级水封运行，两种不同疏水方式下相关运行参数如表1所示。

从表1可看出，汽液两相流水位调节装置控制方式下轴加疏水端差（疏水出口温度与凝结水进口温度之差）为9.7℃，在正常值5.6℃～11.1℃范围内，说明没有蒸汽漏入疏水中。在机组负荷大幅度波动过程中，轴加水位均能维持在240～250mm之间运行，水位非常稳定，机组真空只受到负荷因素的轻微影响。

2012年4月底，在做机组真空严密性试验之前，为初步验证机组真空系统是否严密，通过单台、双台真空泵运行方式下比较机组真空值来判断。真空严密性试验要求机组负荷80%以上，即维持机组负荷45MW稳定运行，真空系统相关运行参数基本保持不变。两台真空泵同时运行时，由于天气较炎热，凝汽器真空只能达到-92.94KPa；A、B真空单独运行时，凝汽器真空分别掉至-92.45KPa、-92.27KPa。由此可见，在其他影响因素没有改变的情况下，轴加水位正常促使机组真空严密性得到明显好转。继续做真空严密性试验验证，测得数据并计算出真空下降值为0.63kPa/min，虽未达到良好值（0.40kPa/min），但试验已合格。

表1 不同轴加疏水方式的运行参数比较

3 经济性定量分析

有关文献资料表明，一般情况下，真空度每变化1%，可使热耗率变化0.7～1%，标准煤耗变化约1g/kW.h。轴加疏水系统改造为汽液两相流水位自动调节系统后，机组真空提高1.22kPa，真空度变化1.2%，发电标准煤耗降低约1.2g/kW.h；作为质检标准的生物质燃料低位热值2350kcal/kg、水分35%，则折合为生物质燃料时，机组发电消耗燃料降低3.57g/kW.h。按每台机组年利用小时6000计算，两台机组年发电量6亿度，每年可节省生物质燃料约2142吨，每吨标准生物质燃料成本350元，则每年节约燃料成本75万元。

总结

轴封加热器由于其特殊的使用环境（负压系统），疏水系统通常设计采用U型多级水封，但在机组运行中，实际运行参数与设计参数不相符，还受到机组负荷、不同季节机组真空差别较大、疏水汽化等动态因素的影响，轴加水封容易破坏，导致轴加经常无水位运行，机组经济性下降。新一代汽液两相流水位自动调节器技术成熟，从在轴加疏水系统的应用效果来看，其控制水位精确，且投运稳定后不用再人为调整，维护简单，值得推广应用。

[1]谭灿，吴阿峰.多级水封器计算高度的探讨[J].节能，2009（1）：23-24.

[2]林万超.火电厂热系统定量分析[M].西安：西安交通大学出版社，1985.