50 MW汽轮机缸效率的影响因素分析及对策

2018-05-18卢艳双

石油化工技术与经济 2018年2期

卢艳双

(中国石化上海石油化工股份有限公司热电部，上海200540)

由于人民大众环保意识的增强，全国上下都加强了节能减排工作，新安全环保法和各项法律法规中，均对节能环保工作做了要求。新环保法强化了企业防治污染的主体责任，加大了对环境违法行为的法律制裁。电厂作为燃料消耗大户，是节能减排的重点单位，汽轮机作为发电及供热系统中重要环节，其缸效率的高低，直接影响着电厂的发电成本，因此提高汽轮机的缸效率对企业的经济性具有重要意义。

1 汽轮机特性

1.1 汽轮发电机组情况

某厂汽机联合装置装有3台C50抽汽凝汽式汽轮机、1台CC50双抽凝汽式汽轮机、1台B25背压式汽轮发电机组和2台CC100双抽凝汽式汽轮机。4号机组建于20世纪90年代初，为双抽汽凝气式汽轮机，型号为CC50-8.83/4.12/1.47，型式为单缸、冲动、双抽汽凝汽式，具有两级调整抽气。

1.2 汽封型式介绍

现代火力发电厂汽轮机汽封一般采用迷宫式汽封，迷宫式汽封的密封原理是齿与转子间形成一系列节流间隙与膨胀空腔，使通过的工作蒸汽产生节流与热力学效应从而达到密封效果。汽封按其安装位置不同可分为3类：轴端汽封，隔板汽封和通流部分汽封。对于隔板汽封，由于在汽轮机的高压端，缸内蒸汽压力高，为减少蒸汽的泄漏量，一般采用高低齿汽封。在低压端，常采用平齿汽封以适应转子和汽缸较大差胀需要。

某厂4号机组的前汽封为高低齿迷宫式，隔板汽封中1～9级为高低齿式汽封，10～14级为平齿；装在隔板体上的汽封环1～6级的材质为不锈钢，7～14级汽封环的材质为铜。后汽封也是高低齿迷宫式，汽封环的材质为锡青铜。

1.3 机组性能

为了更好地了解机组性能，委托上海发电设备成套设计研究院有限责任公司对4号机组进行热力性能试验，具体数据见表1。

表1 4号机组热力性能试验数据

通过试验数据可知：4号机组汽轮机各缸的缸效率和热效率较低，热耗高，影响机组经济效益。汽轮机内轴端汽封、隔板汽封、隔板阻汽片自投入运行以来未进行全面更换。运行中汽缸受热变形、碰磨，导致隔板汽封、叶顶汽封和轴封不同程度磨损，增加了蒸汽泄漏量。机组启停过程中，胀差变化较大，由于轴封和隔板采用迷宫汽封结构，轴上凸台与汽封短齿发生位移，进一步增加泄漏量，对机组的运行带来负面影响。

2 导致缸效率低的原因分析

通过研究发现，汽轮机缸效率反映了汽轮机能量转换的完善程度，是影响机组运行经济性的重要因素之一。缸效率的变化可能是由于通流部分结垢、内漏、腐蚀或叶片磨损等扰动引起的，这些扰动不仅威胁到机组的安全性，也直接影响机组的经济性[1]。造成缸效率低有热力系统的原因，也有可能是机组通流部分间隙偏大造成的。经过分析，如不考虑运行工况造成的影响，汽轮机缸效率偏低原因有以下几方面。

(1)通流部分的动静间隙偏大

通流部分的动静间隙偏大，造成级间漏气量增大，级后压力变大，温度升高，熵增增大，有效焓降减小。对于反动式汽轮机，由于叶顶处压降大，径向汽封间隙稍有增加，就会造成级效率的损失明显增大。

(2)制造加工与设计存在偏差

由于动静叶在出厂前的加工和安装与设计值相比出现较大偏差(喷嘴出汽角、动叶出汽角、根部反动度、动静叶光洁度等)，使级速比偏离原设计最佳速比值，各级效率低于设计值，造成缸效率下降。这一现象在制造中时常发生，本机缸效率低可能与此有关。

(3)通流部分结垢

通流部分结垢与蒸汽品质有直接关系。对于反动式汽轮机，结垢同时发生在喷嘴和动叶上，使动静叶表面粗糙度增大，通流面积减小，焓降重新分配，导致级效率下降。检查考核试验前的运行记录，发现机组运行过程中没有发生长时间蒸汽品质不合格记录，结垢的可能性很小。

(4)轴封漏汽量大

高压轴端汽封用来防止高压蒸汽漏出汽缸，造成工质损失，恶化现场环境，或者冲进轴承使润滑油乳化。后轴封漏气会使不凝结空气漏入，导致真空度下降，影响凝汽器的正常工作。隔板汽封用来阻止蒸汽绕过喷嘴而造成能量损失，并使汽轮机轴向推力增大，这些都会使缸效率降低。

通过以上分析可知，4号机组缸效率低的主要原因是通流部分的动静间隙偏大，安装制造加工与设计存在偏差及轴封漏汽量大。

3 改进措施

3.1 调整通流部分间隙

在大修中为提高汽轮机的内效率，要特别注意汽缸内通流部分的间隙情况。通流部分汽封由轴向汽封和径向汽封两部分组成。轴向汽封是由围带进汽侧的尖锐边缘、叶根上部的密封齿及隔板导叶上下的凸肩配合组成；径向汽封由镶嵌在隔板伸出的环形盖板上的不锈钢片与动叶围带配合组成。汽机通流部分汽封示意见图1所示。

图1 汽轮机通流部分汽封示意

(1)根据汽轮机检修规程规定，调Ⅰ级处的轴向间隙为2.0～2.5 mm，2011年大修中发现A、B排最高达到了3.74 mm，由于制造和安装的原因，此问题一直存在，在前几次大修中均未能解决，都作为不符合项提出存档。针对这些情况，因调Ⅰ处轴向间隙偏大，压1、2级处偏小，无法调整，虽在1#瓦处作了适当的调整但变化不大，基本维持原样。检修前后通流部分具体间隙情况见表2。

表2 4号机组大修前后通流部分间隙 mm

(2)调Ⅱ级处阻汽片磨去弯曲失效，将叶轮外缘围带磨损发亮，具体如图2所示。调Ⅱ级处阻汽片损坏失效在大修中委托制造厂修理后调整至标准值，高压缸的效率有很大提高。

图2 调Ⅱ级处叶轮外缘

3.2 检查、分析通流部分结垢情况

2011年大修时发现结垢情况尚可，第11、12级叶片垢相对较多。对第10级、第11级、第12级叶片进行取样分析，结果见表3。

表3 通流部分结垢取样分析

按照《上海电力工业局化学技术监督条例实施细则》的规定，对2011年大修结盐评价为：

第10级：结盐量为0.65 mg/(cm2·a)，小于1 mg/(cm2·a)，属一类，即基本不结盐；第11级、第12级:结盐量分别为2.99，2.87 mg/(cm2·a)，在1～10 mmg/(cm2·a)之间，属二类，即少量结盐。

3.3 采用全实缸验收汽封间隙

以往大修中利用黏胶布法测量汽封径向间隙，在每道汽封环的两端及底部各贴两道医用白胶布，厚度分别按照规定取最大间隙值和最小间隙值，宽度约10 mm，将贴好白胶布的所有汽封块组装好，并用木楔子顶住汽封块。在与汽封块相对应的转子汽封凸槽内涂上一层薄红丹油，然后将转子吊入汽缸内，盘动转子转动4～5圈后吊开转子，检查白胶布上的接触印痕，并根据印痕的深浅和颜色来判断间隙。用同样的方法在上半轴封和上半隔板汽封上贴上胶布，转子吊入汽缸前应将下半部的汽封块取出，防止上半汽封环被下半汽封环顶起，使测量不准确，然后将上半轴套和下半轴套用螺栓紧固，并把上半隔板吊装在相应的位置上，转动转子，检查间隙。

运行过的机组检修时，因气缸出现变形，在气缸中分面螺栓未紧固的情况下，中分面大多会出现一定的间隙，而在紧固中分面螺栓消除中分面间隙时，外缸出现变形，内部布套中心必然会发生变化。气缸变形情况非常复杂，所以采用全实缸验收能更接近运行中的真实情况[2]。基于以上分析，在调整汽封和轴封间隙方面，为将间隙控制在最合理范围，要求进行全实缸检验汽封间隙。在50 MW机组上采用全实缸检验汽封间隙，在保证安全的前提下，将汽封间隙调整至标准的下限。前后轴封的间隙也调整至标准间隙的下限，以减少高低压轴封的漏汽量。

3.4 更换下半缸保温，减少散热损失

汽缸上下汽缸保温的温差比较大，下缸保温失效，针对这些情况，对下汽缸保温进行更换。减少散热损失，同时也改善了以往开机时上下缸温差大的问题。

4 实施效果

为检验提高4号机组缸效率的几项措施的效果，在实施后委托上海发电设备成套设计研究院有限责任公司在大修后进行热力性能试验。大修前后数据对比见表4。

表4 大修前后各数据对比

4.1 经济效益

大修后的缸效率比大修前提高6.24%；汽耗率则比大修前下降1.02%；热耗率比大修前下降了1.76%。4号机组大修后的试验热耗率为7 093 kJ/kWh，比大修前降低了82 kJ/kWh。

折算下降标准煤耗值=(试验前试验热耗值-试验后试验热耗值)÷(4.186 8×7)=(7 175-7 093)÷(4.186 8×7)=2.8 g/kWh。每度电节约标煤约2.8 g，按4号汽轮机满负荷发电7 000 h，标煤价格600元/t计算，则每年可创经济效益：机组负荷×继续运行时间×折算下降标准煤耗值×合同煤价=50 000×7 000×2.8×600=58.8万元。