凝汽式汽轮机汽耗率高的原因分析

凝汽式汽轮机汽耗率高的原因分析及处理措施动力厂汽机车间发电站周光军【摘要】动力厂汽机车间1、2、4汽轮发电机自1999年1月份以来出现排汽温度高，汽轮机汽耗率大幅度增加、轴承润滑油乳化严重等现象，通过调整了汽轮机通流间隙，改造轴封结构并完善循环水水质处理工作，从而较好地解决上述问题。【关键词】汽轮发电机、汽耗率、润滑油乳化概述动力厂汽机车间共有4台汽轮发电机组，其中3为背压式，1、2、4为凝汽式。1机1979年、2机1992年、4机1993年投产以来，运行状况一直比较稳定，各项技术指标良好。但自1999年1月初开始，该机组出现了排汽温度高、汽耗率、轴承润滑油乳化严重等问题。凝汽机组纯凝汽工况下，发电负荷6000时，耗汽量28时，排汽温度达63，汽耗率增加12，润滑油月消耗增加30，滤油工作量很大。问题原因分析2.1机组真空、循环水系统参数变化较大2.1.1首先对1997年至2003年来每年5至8月份，真空系统的有关数据进行比较，见表1年份循环水入口温度（）循环水出口温度（）真空值（MPa）端差值（）汽耗率不抽汽抽汽199728.434.60.066.75.287.43199827.535.30.0618.25.327.55199926.837.90.06210.65.417.78200027.239.80.06314.35.568.01200127.541.70.0620.15.888.36200227390.05820.35.898.33200327400.06215.788.35(表1)从表1可以发现，机组平均温升为13，由此所造成的汽耗率增加是显而易见的。2.1.2通过统计数据发现，机组凝汽器的疏通周期自1995年以来基本为半年左右，至2000年基本根据机组负荷变化的情况进行清扫，没有固定的疏通周期，时间较长，主要原因有：发电循环水的补充水源由水电厂3、4干线工业水供给，水质较差；由于机组采用的是如图1所示的供汽方式，对于轴封供汽的温度和压力难以准确把握，运行中往往由于供汽压力较大，温度较高，造成轴封信号管过热，看不见轴封信号的现象，使操作人员产生轴封汽不足，加大轴封供的错误操作。在后轴封齿峰磨损较大的情况下往往也会造成后汽缸排汽温度过高，前后端轴承油中带水，润滑油乳化现象严重等一系列恶性循环问题，因此有必要对轴封系统进行必要的改造，以解决存在的这些问题。图1改造前的轴封系统图3、处理措施1、2、4机组在今后进行计划大修，借此机会对机组各方面的问题进行全面的改进和处理。3.1改进真空、循环水系统工作状况采用真空系统注水找漏等方式消除真空系统漏点并对凝汽器进行疏通；通过增加循环泵的运行台数，并结合季节不同合理提高冷却倍率，使其（60至80）；加强循环水的排污频率，根据周边实际环境状况和化验结果，选择合理的药剂配方和加药剂量；补充水源仍改用工业水通过发电冷却水系统的改进，机组排汽温度在不同工况条件下平均下降了7至10循环水各项水质指标均有明显改善，凝汽器的疏通周期在每4个月左右进行一次人工清扫，有必要时可进行合理的酸洗。3.2合理调整通流部分间隙通过机组揭盖检查发现，机组稳中有降轴封和隔板、汽封均有不同程度的磨损，其中以低端轴封和高压速度级、速度级隔板汽封磨损严重，汽封体的汽封片基本磨平。速度级和叶片、围带上均有较深磨痕。各级动静间隙值比制造厂家提供标准值偏大0.5左右，经检修调整，基本符合机组动静间隙的标准值。（制造厂家提供的标准值为11.5）3.3轴封供汽系统改造由于原轴封系统设计结构不对轴封温度、压力等参数的控制，要求对轴封供汽系统进行改造，通过加装均压箱方式，使得轴封参数的控制变得更易于掌握，在实际操作中效果良好。另外，还需进行一项小的改造就是前、后轴封口部位处钻一直径为3的小孔，并接入一根空压风管道，保持空压风压力与轴封汽压力相等，这样一方面即可以防止轴封汽窜入轴承润滑油中，解决了油系统进水的问题，如图2所示处理后的实际效果如采取以上措施进行处理，机组排汽温度、汽耗率、轴承润滑油乳化等问题基本得以解决。机组在纯凝汽工况下，负荷6000时，排汽温度能够下降到51，汽耗率可维持为5.1左右，抽气工况下，发电6000时，进汽量28时，排汽温度在45左右，汽耗率下降到7.32左右，特别是润滑油月消耗将会下降60，大大降低因轴封漏汽造成润滑油进水和通过油箱放水的现象而达到理想的结果。结束语通过上述对1、2、4机耗率组汽耗率高、润滑油乳化等问题进行改进，这对我们设备运行和维护将要降低大量的工作量，提高机组的运行效率有了一个更为深刻的认识。机组运行效率的高低要受到多方面因素的影响；只有坚持长期的数据收集和分析，才有可能准确快速地把握住问题的主要矛盾，对症下药找到问题的办法所在。