滦河发电厂6号汽轮发电机组真空系统治理

电力18讯：    滦河发电厂100 MW汽轮发电机组6号机为N100-90／535型，单轴双缸双排汽冲动凝汽式机组，哈汽产品，1993年12月投产。该机组自投产以来，真空泄漏率一直处于严重超标状态，真空严密性试验只能维持1～2 min，无法测取准确数值，根据不规范试验估算，真空严密性数值约在2.5～3.0 kPa／min。目前，该厂的双套射水装置已全部投入运行，无备用设备，机组的真空问题对全厂生产的安全性和经济性影响极大。由于6号机组的真空问题影响机组供电煤耗8～10 g／(kW*h)，射水泵单耗增加一倍，是该厂“达标”、创“二星级企业”和“无渗漏电厂”的主要障碍，成为一个“老大难”问题。

1　真空系统泄漏的可能原因

　　(1) 汽轮机高低压轴端泄漏。当高压端汽封供汽压力过低，而至1号低压加热器(以下简称低加)的阀门开度又过大时，高、中压轴封处将形成负压，空气经高、中压汽封前各轴封处逐级漏入，然后从轴封加热器(以下简称轴加)、1号低加进入真空系统。为防止这种现象发生，可在轴封漏气进入轴加、1号低加前加装压力表及阀门，并维持0.01～0.03 MPa正压，使真空得到改善。
　　(2) 轴封冷却器下多级水封破坏或水封高度不够，空气经轴封风机排汽口由水封管等处直接进入真空系统。
　　(3) 低压缸水平结合面变形或水平与垂直结合面不严密，以及低压缸的排大气阀不严。
　　(4) 7、8段抽汽法兰处泄漏。加热器壳体等法兰连接的结合面不严(螺栓紧力不够，法兰焊接到管道上产生翘曲，法兰受热膨胀传递过大的应力等)。
　　机组轴封漏汽至7、8段，造成抽汽口处法兰及低压缸本体温度升高，法兰产生变形裂纹，空气由该处漏入真空系统(荆门2号机，7段抽汽处实测温度27.8℃，设计76℃)；抽汽口法兰用纸垫，反复灌水后易损坏；法兰强度不够，抽汽管道膨胀不畅，法兰运行中变形张口。
　　(5) 汽机疏水扩容器工作时进汽温度400～500℃，不工作时30℃，交变应力使扩容器易产生裂纹。
　　(6) 凝汽器喉部接口管道焊口易反复受交变应力作用而产生裂纹，或管道焊缝未焊透，管道和排汽管出现裂纹。
　　(7) 汽泵汽机对应于大汽机部分的泄漏。沙岭子电厂2号机，停汽泵投电泵，真空提高2 kPa，小汽机真空明显泄漏。
　　(8) 低压轴封间隙大，低压缸防爆门、热工表计接头、疏水泵、凝结泵盘根、真空系统阀门盘根等损坏。
　　(9) 排水井处的虹吸作用破坏，空气通过射水抽汽器前的水封进入凝汽器。
　　(10) 真空设备的内腔外伸的杆件与套筒处不严。
　　(11) 安全阀、疏水系统及汽轮机高低压管路的空气门不严。
　　(12) 加热器中的水加热温升小，汽侧空气漏入量过大。

2　真空系统泄漏治理

2.1　采用氦质谱检漏技术发现的问题
　　几年来，该厂多次召开专业专题会议，研究制定治理措施，但机组的真空泄漏率却一直居高不下，真空严密性始终在2～2.5 kPa/min左右徘徊。1998年5月，该厂决定采用先进的氦质谱检漏技术对6号机组真空系统进行检漏，分别于5、8、10月进行了3次检漏，检漏中发现汽机高压缸前轴封漏气严重，属于不易发现的大漏点。原因是高压轴封供汽量不足，空气从高压轴封漏入，经高压轴封第2档漏汽至7段抽汽管路进入凝结器，其间还发现了十几处微漏点，并进行了处理。
　　将高压轴封供汽门解体检查，确认高压轴封存在以下问题：
　　(1) 供汽管道直径设计偏小，实际安装的是D45×2.5管，经计算应选用D57×3.5管供汽。
　　(2) 供汽截门实际安装的是Dg40球型阀，且截门存在严重的质量问题，其开度行程最大只能开起4～5 mm，节流严重，造成前轴封供汽不足，应选用Dg50球型阀。
2.2　处理措施
　　(1) 将供汽截门更换为Dg50球型阀(双路供汽更换2个)。
　　(2) 将一部分当前可更换的供汽管路更换为D57×3.5管路。
　　通过上述初步治理，增加了高压前轴封的供汽量，机组的真空严密性明显提高，达到了该机历史最好水平，即0.746 kPa/min，投运一套射水抽气装置即可满足要求，提高了射水系统的安全系数。
　　(3) 6号机真空较低，通过对机组的热力试验测试表明，负荷100 MW时经初、终参数修正后，标准状况时真空为88.2 kPa，较设计值低3.34 kPa。真空每低1 kPa，热耗增加82.33 kJ/(kW*h)，机组效率降低约1.04%。低压缸排汽量及排汽压力较设计值偏高，真空泄漏严重，这是影响机组真空偏低的主要因素。
　　1号低加几乎无温升，负荷为100 MW时，温升为4.95℃，扣除轴加的影响，其温升接近于0℃，主要是由于高压轴封第2档漏汽至7段泄汽量大，排挤了7段抽汽量。同时由于1号低加疏水不畅，不能建立适当的加热器真空，也排挤了7段抽汽，影响了1号低加的进汽温度，使7段抽汽温度高达338℃，负荷为100 MW时的7段抽汽量仅为2.027 t／h，远远小于设计抽汽流量15.4 t／h，加大了低压缸排汽量，严重影响机组的真空，增加了冷源损失。
　　经过现场多次分析、查找、试验，最终查出该机组低加温升和真空的2项缺陷：