600MW机组真空系统异常分析及治理
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总第96期2006年3月第1期 电 站 辅 机PowerStationAuxiliaryEquipment Vol.96Mar.2006,No.1
文章编号:1672-0210(2006)01-0010-03
600MW汽轮机真空系统异常分析和治理刘金才,靖长财(北京国华电力有限责任公司,北京100025)
摘 要:该文介绍了600MW汽轮机在试运时,真空系统出现的真空泵排气受阻、凝汽器进空气、小汽机轴封漏空气、真空泵入口滤网堵塞、凝汽器水位过高等问题。对汽轮机的影响进行了比较分析,有效解决了出现的问题,使真空系统运行正常,提高了汽轮机的经济性和安全性,对于其它汽轮机具有一定的参考价值。关键词:汽轮机;真空;轴封压力;入口滤网;凝汽器水位中图分类号:TM621.7 文献标识码:B
AnalysisandDisposaloftheAbnormaltyintheVacuumSystemfor600MWSteamTurbine
LIUJincai,JINGChangcai(BeijingGuohuaElectricPowerCo.,Ltd.,Beijing,100025,China)
Abstract:SomeProblemshappenedinthevacuumsystemduringthecommissioninghavebeendescribedinthepapersuchastheexhausthinderofvacuumpump,airleakageofcondenserandpumpturbine,blockofinletfilterofvacu2umpumpandtoohighwaterlevelofcondenser,etc.Theseproblemshaveeffectivelybeensolvedbasedonthecom2parativeanalysisoftheproblems.Theeconomyandsafetyoftheturbinhavebeenincreased,whichmayserveasref2erencetootherturbines.Keywords:turbine;vacuum;axialsealpressure;inletfilter;condenserwaterlevel
收稿日期:2005-05-20
作者简介:刘金才(19722),男,湖北汉川人,大学本科,工程师,现从事发电管理工作。
初终参数直接影响汽轮机效率,而初参数受金属材料的限制,决定于设计条件,一般运行中可保持在规定的范围内;终参数受到运行条件影响比较多,一般达到设计值的有一定的困难,并且终参数对汽轮机的安全性和经济性影响非常大。国华公司所属的广东国华粤电台山发电有限公司(以下简称台山发电公司)1号、2机组和河北国华定洲发电有限公司(以下简称定洲发电公司)1号机组,都是上海汽轮机有限公司制造的汽轮机,为4缸4排汽中间再热凝汽式汽轮机,型号N600-16.7/538/538型,高中压分缸,低压采用双流程结构。台山发电公司1号、2机组分别于2003年12月和2004年4月,机组经168小时试运后,移交试生产。设计3台50%容量的真空泵,型号NASH
TC-11,锥体开口,双吸真空泵,2台运行,1台备用;主汽轮机和小汽轮机供用一套轴封系统,小汽轮机排汽直接排入主汽轮机凝汽器。定洲发电公司1号机组于2004年4月机组168小时试运后,移交试生产。凝汽器为上海动力设备有限公司制造,型式为双背压、双壳体、对分流程、表面式,冷却面积38000m
2
,不锈钢管,凝汽器
正常水位760±70mm,900mm高报警,500mm低报警。设计3台50%容量的真空泵,西门子公司生产,型号2BW4353-OMK4,卧式水环式机械真空
01600MW汽轮机真空系统异常分析和治理电站辅机总第96期(2006No.1)泵,2台运行,1台备用。针对机组试运时真空系统和设备出现的问题,从调试、设计、运行等方面进行分析,解决了真空系统存在的问题,提高了机组的经济性和安全性。1 1号机组真空泵排气受阻的分析和处理1.1 试运经过2003年9月19日,按照调试进度安排,进行了真空泵系统调试。9∶20分别启动1号机1、2、3真空泵。3台真空泵电流均为218A左右,严重超过正常运行值173A,泵工作腔室水温正常,大量气体从分离器空气流量计顶部排出,并且有尖叫声;到汽机房顶分离器总排放管检查,气体量较少且温度较高。泵体上部至泵两端密封冷却水管和泵工作腔室温度,随时间延长温度有升高现象,盘根处无滴水;拆除分离器排汽碟阀,分离器有大量气体排出,泵体上部至泵两端密封冷却水管和泵工作腔室温度温度下降,说明分离器内部压力较高。1.2 原因分析现场试验分析看,认为3台分离器出口空气管道设计汇总到一根主空气管线排至汽机房顶部,主空气管线存在水平段,并且水平段没有坡度,使排气中携带的蒸汽凝结成水后聚集,不能及时返回分离器。由于真空泵排气受阻不利于分离器内部气体的及时、充分排出,造成分离器内部压力升高,真空泵效率降低。1.3 采取措施抽真空系统分离器排空管汇总后引至汽机厂房管道,水平段相距5m加装两个疏水点,疏水管Ф57×3mm,经过水封(800mm)后及时自动排出疏水,消除水栓,避免排气受阻,改进后真空泵运行正常。2 1号机组真空低保护动作跳机分析2.1 事情经过2003年10月24日机组负荷120MW,电动给水泵运行,1号、3号真空泵运行,低加、高加投入运行,5号磨煤机运行,1∶06发现高压缸上下缸温差有上升趋势,280～317℃,Δt为37℃;1∶37机组升负荷至120MW;1∶41高压缸上下缸温差为274.5～317.1℃,Δt为42.6℃;由于高加冲洗疏水直接排至凝汽器,经现场调试分析认为高加运行使得高压缸下缸通流量增大是影响高压缸上下缸温差增大的主要原因。1∶50开始逐渐关闭1号、2号、3
号高加进汽门,退出高加运行。2∶05发现凝汽器真空下降,真空至85kPa,运行人员手动开启2号真空泵不成功,真空继续下降,2∶10真空至79.6
kPa,低真空保护动作停机。2.2 原因分析经现场检查,发现高加退出运行后,虽然3号高加正常疏水到除氧器电动门、调整门关闭,但其后手动门处于开启状态,存在内漏现象,当3号高加内部压力为零时,此时除氧器压力为零,其排氧门在开启的状态下,大气经3号高加正常疏水进入凝汽器,造成凝汽器真空破坏,引起保护动作停机。当真空降到85kPa时2号真空泵未联启,手启也未成功,是造成真空低停机的又一重要原因。除氧器压力在机组启动中,辅助蒸汽控制不当,
低于大气压力,也是造成真空低停机的又一重要原因。2.3 防范措施(1)真空低联启备用泵的压力测点分别取自运
行的两台真空泵入口真空变送器,当两台真空泵入口真空都低于85kPa时,才联启第3台真空泵,定值整定偏低,对其定值适当提高至87kPa。(2)手动启动真空泵不成功的原因为保护整定
值与启动电流太接近,经过计算后对整定值进行调整,防止启动后跳闸。(3)对3号高加正常疏水电动门进行处理,保证
其严密性;高加退出方式为退出高加前,先将3高加疏水导换到危急疏水,然后关闭3高加正常疏水调整门后手动门。并且机组启动中,控制除氧器辅助蒸汽,来保持除氧器压力大于大气压力。
3 1号机组真空低原因分析及处理3.1 调整试验2003年10月26、27日在启动2台小汽轮机时发现,1号、2号小汽轮机提高真空速度较慢,1号小汽轮机真空可维持在92kPa左右,2号小汽轮机真空可维持在89kPa左右,而且正常运行后,主汽轮机真空由92.5kPa降至91.5kPa左右,27日对整个真空系统进行了较为全面的检查,发现2台小汽轮机时轴封供汽表一直显示负压状态(-0.005
kPa),并对此进行了系列试验。1号小汽轮机轴封调整:10月27日4∶48逐渐11电站辅机总第96期(2006No.1) 将1号小汽轮机轴封回汽门全关,主汽轮机凝汽器真空由91.5kPa升到92.1kPa;4∶51逐渐将1号小汽轮机轴封回汽门全开,主汽轮机凝汽器真空由92.1kPa降至91.5kPa。2号小汽轮机轴封调整出现同样的情况。主汽轮机轴封调整:10月27日5∶50提高主汽轮机高压轴封压力由90.5kPa升至112kPa,低压轴封压力由60.5kPa至70.8kPa,主汽轮机凝汽器真空升到92.50kPa。3.2 原因分析经现场查找和试验分析看,2台小汽轮机轴封封不住漏空气和主汽轮机轴封压力整定值偏低,是影响主汽轮机凝汽器真空的主要原因,经查厂家资料,确认小汽轮机轴封供汽管道上装有Ф5mm的节流孔板,造成两台小汽轮机轴封供汽压力不足。3.3防范措施对2台小汽轮机轴封供汽管道上的节流孔板拆除,以提高轴封供汽压力和流量。由于2台小汽轮机轴封汽源取自主汽轮机低压轴封母管,应当考虑主汽轮机低压轴封供汽量问题,防止主汽轮机低压轴封供汽量不足。保持主汽轮机高压轴封压力为90～120kPa,低压轴封压力70～73kPa,可以满足主汽轮机高压和低压轴封密封的需要。4 1号机组真空泵入口滤网堵塞真空下降原因分析4.1 真空下降原因2004年1月16日10∶15-11∶30锅炉点火升温升压中,凝汽器真空由80.2kPa缓慢下降到30kPa,而真空泵入口真空82kPa升到95kPa,被迫锅炉灭火,检查轴封压力、循环水流量正常,经过分析检查真空泵入口滤网可能有问题,对其解体后,发现滤网被铁锈、污泥堵塞。主要原因是正式滤网为8mm孔径,临时滤网为80目,过密,并且抽空气管道安装后没有吹扫和滤网清理不及时造成堵塞。4.2 采取措施采取的措施机组试运按期逐个清理滤网,将临时滤网由80目改为40目。
5 1号机组凝汽器水位高真空下降原因分析
5.1 凝汽器水位高的原因2004年1月17日机组负荷60MW,暖机准备进行超速试验,1∶40～1∶58之间,凝汽器真空88
kPa下降到60kPa、排汽温度71.6℃升到109.9℃,热水井水位750mm升到1070mm,1号真空泵电流213～550A之间摆动,2号真空泵电流在215
～489A之间摆动。由于对凝汽器水位线监视不到,
说明凝汽器水位过高达到1070mm,超过正常水位,造成抽空气管道夹带水份,影响凝汽器换热,造成真空下降,真空泵运行不稳定。5.2 采取对策加强对凝汽器水位的监视,尽快对凝汽器自动调节水位仅调试投入运行。
6 2号机组真空低的分析6.1 真空偏低2004年3月29日机组启动中负荷300MW暖机时,发现真空与正常值比较偏低,仅有92kPa,为此进行详细分析和检查,真空泵运行正常,循环水系统运行正常,1∶40启动3号真空泵,真空升至93.72kPa,1∶44启动1号真空泵,真空升至94.33kPa,仍然偏低。6.2 情况处理经过分析,1号小汽轮机当时已抽真空,处于盘车状态,但是小汽轮机真空比主汽轮机低的较多,经过现场检查,发现低压供汽主汽门法兰漏泄,向内漏空气,通过不严的主汽门和低压调速汽门进入汽缸内,流入凝汽器,造成真空下降。经过处理,漏泄消除,3∶00真空升至97.01kPa,达到了预期的数值。综上所述,汽轮机真空在机组试运期间出现的异常情况,只要认真分析,认真治理,问题是完全可以消除的,从而提高机组的安全性和经济性。
