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1、轴封加热器疏水系统优化改造探析摘要：介绍国产50MW汽轮机轴封加热器疏水系统的工作原理，通过分析湛江生物质发电厂两台机组轴封加热器疏水系统无水位运行的原因，阐明由此导致汽轮机真空下降的危害，提出轴封加热器疏水系统改造的尝试、思路。疏水系统成功改造后，轴加实现正常水位运行，有效提高了机组运行的安全性和经济性。关键词：轴封加热器；疏水系统；无水位；真空中图分类号：TK26文献标识码：A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
2、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、髙压、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
3、。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：H=(Pin-Pout)/nY+(0.
4、5〜l)/n⑴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；丫-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
5、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
6、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，
7、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。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
8、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，
