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接触式汽封相关论文
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320MW机组提高真空严密性分析与解决
王仕龙 张国庆 谷伟
（天津大港发电厂 天津 300272）
[摘 要] 本文通过对天津大港发电厂两台进口意大利328.5MW汽轮发电机组真空系统的分析,提出了提高真空严密性的方法.总结了328.5MW机组真空系统改造的特点和经验.
[关键词] 问题分析；机组改造
1 概述：
天津大港电厂#1、2机组系意大利ANSALDO公司生产的328.5MW凝汽式汽轮发电机组.机组型式TDCF：单轴、双缸、双排汽、亚临界凝汽式机组.机组真空系统配置两台真空泵（一台运行、一台备用）和一台射汽式气抽子（机组启动时使用）.机组自2004年12月锅炉改造投产以来,真空系统严密性试验均不合格（#1机组每分钟下降900pa、#2机组每分钟下降550pa.标准为每分钟下降小于300pa）.经过对运行机组状态的分析造成机组真空严密性的原因主要有低压缸两端轴封漏空气、真空系统设备管道阀门存在漏点、真空泵出力不足等问题.
2 机组改造前的运行参数：
#1机组参数：
负 荷 凝结器压力 排气温度 热井温度 冷却水入口温度
205MW 16.63kpa 45.6℃ 47.12℃ 9.7℃
#2机组参数：
负 荷 凝结器压力 排气温度 热井温度 冷却水入口温度
220MW 6.31kpa 36.63℃ 39.93℃ 16.47℃
(注：机组均保持两台真空泵运行)
#1、2机组在2006年2月和4月利用机组小修机会分别对真空系统进行了改造.
3 低压缸两端轴封（#4、#5）改造：
机组进入小修前,我们根据机组运行状况及设备结构特点制定了有针对性的措施并在小修中实施：
3.1 检查调整#4、5轴封间隙：解体检查发现#4、5轴封间隙偏大,调整至标准值.以往检修检查轴封间隙是将橡皮膏贴在汽封块上后回装汽封,盘动转子数圈后将汽封再解体观察橡皮膏与汽轮机主轴的接触情况来判定间隙值.此种方法存在着诸如数据不准确、随意性较大、工作量大等缺点.另外以前检修调整汽封采取车背弧或砸点的方法从工艺角度讲也存在不足之处.本次检修调整汽封间隙采取车背弧或修刮汽封齿的办法来调整间隙.检查轴封间隙时Ⅳ、Ⅴ、Ⅵ号汽封块间隙调整后用塞尺来检验间隙.Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ号汽封块检验间隙的方法是将橡皮膏贴在汽轮机主轴上盘动转子然后检查橡皮膏接触情况来判定汽封块的间隙.分部检查间隙合格后,在汽机主轴上粘贴0.85mm厚的橡皮膏后整体回装汽封套,盘车后检查橡皮膏无接触痕迹.采取此种检修工艺既保证了数据的准确性又确保了机组运行的安全性.
3.2镶嵌接触式汽封：汽封块间隙确定后将第一、三道（内、外圈）取出,用车床在汽封块中间加工出一道燕尾槽,镶嵌接触式汽封环.接触环要求如下：1、接触环与汽封块之间、接触环与接触环之间应保留一定间隙,以保证接触环活动自如,不允许出现卡涩现象.接触环要求耐温500℃,采用抗老化、耐高温、耐磨损的非金属复合材料.2、接触环退让弹簧安装在汽封块本体上.材料使用高铬弹簧钢（耐腐蚀弹簧钢）,厚度要求为0.3mm.退让弹簧安装后的预紧力要适中.3、在不安装退让弹簧的前提下,将接触环放入汽封块内检查密封面的接触情况.接触面积必须大于90%.4、接触环始终能随轴自由升缩,不得出现卡涩现象.接触环退让量≥2.5毫米.5、接触式汽封环每圈由10个弧段组成,中间弧组合为承插式（提高密封性能）.接触环符合上述要求后镶入汽封块内,回装后用塞尺检验接触环间隙直至合格为止.间隙如不符合要求对接触环进行修刮.

图1：接触式汽封示意图

图2：汽封块安装后
下表为轴封安装间隙（为保证机组运行的安全性接触环与主轴预留较小的间隙）：
#4轴封间隙值：表格中尺寸单位为：mm.
Ⅰ Ⅱ Ⅲ Ⅳ Ⅴ Ⅵ
第一道（内圈） 1.05 1.1 0.95 0.95 0.85 1.0
第二道（中圈） 1.05 1.1 0.95 0.95 0.85 1.0
第三道（外圈） 1.05 1.1 0.95 0.95 0.85 1.0
接触环与大轴间隙 0.35 0.35 0.25 0.15 0.1 0.3
#5轴封间隙值：表格中尺寸单位为：mm.
Ⅰ Ⅱ Ⅲ Ⅳ Ⅴ Ⅵ
第一道（内圈） 1.05 1.1 0.95 0.95 0.90 1.0
第二道（中圈） 1.05 1.1 0.95 0.95 0.90 1.0
第三道（外圈） 1.05 1.05 1.0 0.9 0.95 1.0
接触环与大轴间隙 0.35 0.35 0.25 0.15 0.1 0.3
4 A、B真空泵大修.
更换腐蚀的泵轴和叶轮,调整配水器间隙0.20mm,.改进材料及装配工艺：
4.1 提高材料耐腐蚀性能：泵轴由1Cr13改为不锈钢316L；配水器由镍铸铁改为316L；叶轮由硅黄铜改为海军铜（ZQAl9-4-4-2）；
4.2 改变过去的装配工艺：叶轮装在轴上,在车床上找正,精车叶轮；配水器窗口装配后直接车削窗口.无需调整配水器窗口垫片,直接达到标准间隙0.20mm.解决了过去因零部件形位公差大,被迫调大配水器窗口间隙导致真空泵出力下降的问题.
5 对其它与真空系统相连接的设备和系统进行找漏（凝结器汽侧压水,水位至汽轮机排气缸末级叶片处）：
5.1 轴封系统管路检查：轴封系统管路保温全部拆除,轴封管路焊缝检查无渗漏.抽检焊口打磨检查焊口无加渣、未溶等缺陷.轴封管路弯头测壁厚合格.
5.2 凝结器内部检查：凝结器内部真空管局部腐蚀漏,在漏点上打补丁.真空管与空气区接口处有破损,用4mm钢板封堵焊接.
5.3 凝结水系统压水找漏,管道保温拆除更换,与凝结器汽侧连接的疏水管道保温拆除,发现并处理以下缺陷并进行处理：
5.3.1 低加抽汽管道等疏水至凝结器扩容箱焊口渗漏,整体更换6mm厚疏水扩容箱；
5.3.2 #1低加筒体与凝结器连接焊口渗漏,焊口打磨补焊；
5.3.3 轴封加热器前放水门不严,更换新门；
5.3.4 A、B凝结泵及A、B、C抽出泵地脚法兰均为石棉板密封,存在密封不严问题.更换为丁晴胶条密封.
5.3.5 凝结水补水调节门后蝶阀法兰渗水及调节门盘根渗水,更换垫片及盘根；
5.3.6 凝结泵再循环门盘根漏水,加盘根.
5.3.7 凝结器底部凝结泵与抽出泵切换蝶阀法兰渗水,更换垫片.轴封加热器疏水管焊口渗水,砂眼补焊.四段抽汽压力表管焊口砂眼,砂眼补焊.#1低加处凝结器温度测点焊口砂眼,砂眼补
6 效益分析：采取上述措施后,#1机组共提高真空10kpa,真空每提高1kpa,煤耗降低3g/kwh.
机组每天发电量：32.85*24*0.9（负荷率）=709万kwh.
每天节约标准煤：709*30=237吨.
每天节约燃料费用：237*300=7.1万元.
7 结束语：
改造后#1、2机组真空系统均能保持正常状态运行.一台真空泵运行满负荷情况下凝结器压力可分别达到4.55kpa和5.5kpa.真空严密性试验合格分别为300kpa/min和30kpa/min.较之改造前有了很大的提高.从而较大地提高了机组运行的经济性.下表为#1、2机组改造后的有关数据：
#1机组参数：
负 荷 凝结器压力 排气温度 热井温度 冷却水入口温度
169MW 4.55kpa 25.86℃ 28.08℃ 12.52℃
#2机组参数：
负荷 凝结器压力 排气温度 热井温度 冷却水入口温度
319MW 5.67kpa 35.19℃ 38.69℃ 25.52℃