康慧軍

摘要：200MW東方汽輪機(jī)組軸封系統(tǒng)泄漏量普遍較大，軸封溢流開度大，軸封系統(tǒng)大部分多余蒸汽直接排向排汽裝置，造成冷源損失增大。文章所述軸封系統(tǒng)改造后，將軸封多余的蒸汽回收利用，極大地提高了機(jī)組的經(jīng)濟(jì)性，降低了機(jī)組的冷源損失。改造后，機(jī)組各方面狀況均較好。

關(guān)鍵詞：軸封溢流；200MW東方汽輪機(jī)組；軸封系統(tǒng)；低壓加熱器；排汽裝置 文獻(xiàn)標(biāo)識碼：A

中圖分類號：TK263 文章編號：1009-2374（2016）06-0027-02 DOI：10.13535/j.cnki.11-4406/n.2016.06.014

1 簡介

云岡熱電200MW機(jī)組為東方汽輪機(jī)廠生產(chǎn)的CZK220/160-12.7/0.294/535/535型超高壓、一次中間再熱、3缸2排汽直接空冷供熱機(jī)組。在機(jī)組正常運(yùn)行時(shí)，由高、中壓缸軸端汽封的漏汽經(jīng)噴水減溫后作為低壓缸軸端汽封供汽的汽輪機(jī)汽封系統(tǒng)，多余漏汽經(jīng)溢流站溢流至凝汽器。在機(jī)組啟動(dòng)和低負(fù)荷運(yùn)行階段，汽封供汽由外來蒸汽提供。該汽封系統(tǒng)從機(jī)組啟動(dòng)到滿負(fù)荷運(yùn)行，全過程均能按機(jī)組汽封供汽要求自動(dòng)進(jìn)行切換。該系統(tǒng)由軸端汽封的供汽、漏汽管路、主汽閥、調(diào)節(jié)閥的閥桿漏汽管路、主蒸汽站、輔助汽源供汽站、溢流站、減溫站及相關(guān)設(shè)備組成。本系統(tǒng)還設(shè)置一臺JQ-80-2型汽封加熱器及兩臺FZ-0.8-1400-1型軸封風(fēng)機(jī)，用于抽出最后一段軸封腔室漏汽（或氣），并維持該腔室微負(fù)壓運(yùn)行。

2 軸封系統(tǒng)布置分析

原軸封系統(tǒng)一漏進(jìn)入#3高壓加熱器，軸封二漏進(jìn)入除氧器，軸封三漏通過軸封回汽管道進(jìn)入軸封加熱器將凝結(jié)水初步加熱升溫。軸封控制站多余蒸汽通過兩路回到排汽裝置，溢流通過溢流站進(jìn)入排汽裝置，一路通過軸封控制站直通閥（DN200）進(jìn)入排汽裝置，機(jī)組在正常運(yùn)行中可以通過這兩個(gè)通道進(jìn)行調(diào)整軸封壓力。東汽設(shè)計(jì)當(dāng)負(fù)荷增至大約70%以上時(shí)機(jī)組建立自密封。但自基建開始運(yùn)行，機(jī)組自密封建立均較早，機(jī)組在負(fù)荷達(dá)到200MW時(shí)軸封溢流調(diào)整門開度達(dá)到75%～96%，這使大量蒸汽未做功直接進(jìn)入排汽裝置，增加了機(jī)組的冷源損失，降低了機(jī)組的經(jīng)濟(jì)性。

3 系統(tǒng)運(yùn)行參數(shù)及改造分析

原軸封系統(tǒng)設(shè)計(jì)存在不合理問題，從歷年華北電科院性能試驗(yàn)數(shù)據(jù)可得，汽機(jī)額定負(fù)荷200MW，除氧器參數(shù)（壓力0.53MPa、溫度166℃），門桿漏汽溫度413℃、軸封漏汽溫度424℃，軸封二漏漏汽壓力0.56MPa、大氣壓力88.02kPa。汽機(jī)軸封二漏排至除氧器的壓差僅為0.56-0.53=0.03MPa，其壓差非常小，結(jié)合現(xiàn)場運(yùn)行參數(shù)統(tǒng)計(jì)結(jié)果看，汽輪機(jī)前軸封漏汽排至除氧器的漏汽量是非常小的，甚至除氧器蒸汽倒反現(xiàn)象，軸封排汽管道流通不暢，導(dǎo)致軸封向外泄漏蒸汽量加大，造成蒸汽的損失，降低了機(jī)組的經(jīng)濟(jì)性。同時(shí)，軸封漏汽量增大，會(huì)增大油中含水，給機(jī)組安全性帶來了隱患?？紤]到機(jī)組運(yùn)行期間軸封漏汽壓力在0.45～0.50MPa，溫度為424℃，#3低壓加熱器主要設(shè)計(jì)參數(shù)見表1：

五段抽汽設(shè)計(jì)壓力為0.473MPa，正常運(yùn)行期間五段抽汽溫度為317℃，通過數(shù)據(jù)分析對比，軸封二漏蒸汽壓力與五段抽汽壓力基本相互匹配，所以，將軸封二漏起源由原供給除氧器，通過直徑219mm管道改接至#3低壓加熱器，同時(shí)在管路上加裝手動(dòng)門以及逆止閥，兩路汽源混合。機(jī)組自基建以來軸封溢流量均較大，調(diào)門開度大，軸封大量蒸汽直接排入排汽裝置，這樣加大了機(jī)組的熱損失，致使蒸汽的利用率降低，影響機(jī)組的經(jīng)濟(jì)性，所以對軸封溢流蒸汽引入#1低加進(jìn)行做功，原軸封系統(tǒng)設(shè)計(jì)一路軸封控制站至排汽裝置直通管路，該路只有在軸封溢流無法調(diào)整時(shí)參與調(diào)解軸封壓力，所以運(yùn)行期間不經(jīng)常投運(yùn)，在本次改造過程中，將軸封控制站至排汽裝置直通管路切割，從軸封溢流母管接直徑為￠273mm，同時(shí)加裝DN250的電動(dòng)門至#1低壓加熱器七段抽汽進(jìn)汽管處。軸封控制站整汽溫度在380℃～390℃之間，軸封壓力在0.02～0.03MPa之間進(jìn)行調(diào)整，通過分析對比#1低壓加熱器性能設(shè)計(jì)參數(shù)（見表1）軸封系統(tǒng)壓力變化值可以滿足#1低壓加熱器設(shè)計(jì)要求，蒸汽壓力較7段抽汽壓力略高，蒸汽溫度較7段抽汽溫度高130℃～240℃，高品質(zhì)軸封蒸汽與低溫7段抽汽混合升溫，進(jìn)入低加，通過歷年運(yùn)行參數(shù)分析，軸封蒸汽參與低加換熱，加熱器出水換熱溫差較改造前降低2℃～3℃，且主機(jī)各項(xiàng)運(yùn)行參數(shù)均正常，沒有改變，負(fù)荷在150～155MW時(shí)，軸封溢流蒸汽引接入#1低壓加熱器后，改造后混合的蒸汽具有較高的過熱度，進(jìn)入7號低加后需首先將過熱蒸汽冷卻到飽和狀態(tài)，而過熱蒸汽比容大，占用了較大的低加空間，使得7號低加凝結(jié)能力下降所至，改造后7段抽汽已經(jīng)被完全排擠，因此，改造前后影響機(jī)組效率分為兩個(gè)方面：一方面是7號低加抽被完全排擠，返加汽機(jī)后增加了汽機(jī)的作功，提高了機(jī)組效率；另一方面是由于7號低加溫升下降，增加了6號低加抽汽量，降低了機(jī)組作功，使得機(jī)組效率下降。

4 軸封系統(tǒng)優(yōu)化后的效果

軸封一漏管道自除氧器改接道#3低壓加熱器，緩解了軸封一漏排汽受阻不暢現(xiàn)象，減少了軸封蒸汽向外泄漏量，從而減少軸封外漏蒸汽進(jìn)入軸承箱蒸汽量，降低油中含水，提高潤滑油油質(zhì)，提高機(jī)組的安全性。為評估改造效果，我們調(diào)取了6號和7號低加改造前后200MW負(fù)荷時(shí)凝結(jié)水溫度等相關(guān)數(shù)據(jù)，具體數(shù)據(jù)如表2。

從表2數(shù)據(jù)可以看出：改造后低加凝結(jié)水溫升下降了5℃，分析原因是由于軸封溢流蒸汽溫度高，具有較高的過熱度，進(jìn)入7號低加后需首先將過熱蒸汽冷卻到飽和狀態(tài)，而過熱蒸汽比容大，占用了較大的低加空間，使得7號低加凝結(jié)能力下降所至，改造后7段抽汽已經(jīng)被完全排擠，因此，改造前后影響機(jī)組效率分為兩個(gè)方面：一方面是7號低加抽被完全排擠，返加汽機(jī)

后增加了汽機(jī)的作功，提高了機(jī)組效率；另一方面是由于7號低加溫升下降，增加了6號低加抽汽量，降低了機(jī)組作功，使得機(jī)組效率下降，兩部分對煤耗影響數(shù)值估算如下：

（1）7號低加對煤耗影響計(jì)算：

增加機(jī)組作功：

（2739.9-2513.0）×23813/3600=1500kW

影響發(fā)電煤耗降低：

1500/200000×325=2.43g/kWh

（2）6號低加對煤耗影響計(jì)算：

7號溫升不足造成6號低加多耗汽：

506338×7×4.1868/（2938.2-404.8）=5857.56kg/h

6號低加多耗汽減少機(jī)組做功：

（2739.9-2513.0）×5857.56/3600=369.19kW

6號低加多耗汽造成發(fā)電煤耗升高：

369.189/200000×325=0.600g/kWh

（3）綜合作用降低發(fā)電煤耗：

2.43-0.600=1.83g/kWh

5 結(jié)語

軸封系統(tǒng)的改造從整體效益上分析，改造是成功的，該項(xiàng)目改造投資費(fèi)用低，極大限度地回收機(jī)組的冷源損失，提高了機(jī)組的經(jīng)濟(jì)性，在同類型機(jī)組軸封泄漏量大的機(jī)組可以廣泛推廣。

參考文獻(xiàn)

[1] 云岡熱電機(jī)組2*200MW機(jī)組運(yùn)行規(guī)程[S].

（責(zé)任編輯：周 瓊）