滦河发电厂6 号汽轮发电机组真空系统治理

      滦河发电厂100 MW汽轮发电机组6 号机为N100-90 ／535 型，单轴双缸双
排汽冲动凝汽式机组，哈汽产品，1993年12月投产。该机组自投产以来，真空泄
漏率一直处于严重超标状态，真空严密性试验只能维持1 ～2 min ，无法测取准
确数值，根据不规范试验估算，真空严密性数值约在2.5 ～3.0 kPa ／min.目前，
该厂的双套射水装置已全部投入运行，无备用设备，机组的真空问题对全厂生产
的安全性和经济性影响极大。由于6 号机组的真空问题影响机组供电煤耗8 ～10
g ／（kW*h），射水泵单耗增加一倍，是该厂“达标”、创“二星级企业”和
“无渗漏电厂”的主要障碍，成为一个“老大难”问题。

      1 　真空系统泄漏的可能原因

      （1 ）汽轮机高低压轴端泄漏。当高压端汽封供汽压力过低，而至1 号低
压加热器（以下简称低加）的阀门开度又过大时，高、中压轴封处将形成负压，
空气经高、中压汽封前各轴封处逐级漏入，然后从轴封加热器（以下简称轴加）、
1 号低加进入真空系统。为防止这种现象发生，可在轴封漏气进入轴加、1 号低
加前加装压力表及阀门，并维持0.01～0.03 MPa正压，使真空得到改善。

      （2 ）轴封冷却器下多级水封破坏或水封高度不够，空气经轴封风机排汽
口由水封管等处直接进入真空系统。

      （3 ）低压缸水平结合面变形或水平与垂直结合面不严密，以及低压缸的
排大气阀不严。

      （4 ） 7、8 段抽汽法兰处泄漏。加热器壳体等法兰连接的结合面不严
（螺栓紧力不够，法兰焊接到管道上产生翘曲，法兰受热膨胀传递过大的应力等）。

      机组轴封漏汽至7 、8 段，造成抽汽口处法兰及低压缸本体温度升高，法
兰产生变形裂纹，空气由该处漏入真空系统（荆门2 号机，7 段抽汽处实测温度
27.8℃，设计76℃）；抽汽口法兰用纸垫，反复灌水后易损坏；法兰强度不够，
抽汽管道膨胀不畅，法兰运行中变形张口。

      （5 ）汽机疏水扩容器工作时进汽温度400 ～500 ℃，不工作时30℃，交
变应力使扩容器易产生裂纹。

      （6 ）凝汽器喉部接口管道焊口易反复受交变应力作用而产生裂纹，或管
道焊缝未焊透，管道和排汽管出现裂纹。

      （7 ）汽泵汽机对应于大汽机部分的泄漏。沙岭子电厂2 号机，停汽泵投
电泵，真空提高2 kPa ，小汽机真空明显泄漏。

      （8 ）低压轴封间隙大，低压缸防爆门、热工表计接头、疏水泵、凝结泵
盘根、真空系统阀门盘根等损坏。

      （9 ）排水井处的虹吸作用破坏，空气通过射水抽汽器前的水封进入凝汽
器。

      （10）真空设备的内腔外伸的杆件与套筒处不严。

      （11）安全阀、疏水系统及汽轮机高低压管路的空气门不严。

      （12）加热器中的水加热温升小，汽侧空气漏入量过大。

      2 　真空系统泄漏治理

      2.1 　采用氦质谱检漏技术发现的问题几年来，该厂多次召开专业专题会
议，研究制定治理措施，但机组的真空泄漏率却一直居高不下，真空严密性始终
在2 ～2.5 kPa/min 左右徘徊。1998年5 月，该厂决定采用先进的氦质谱检漏技
术对6 号机组真空系统进行检漏，分别于5 、8 、10月进行了3 次检漏，检漏中
发现汽机高压缸前轴封漏气严重，属于不易发现的大漏点。原因是高压轴封供汽
量不足，空气从高压轴封漏入，经高压轴封第2 档漏汽至7 段抽汽管路进入凝结
器，其间还发现了十几处微漏点，并进行了处理。

      将高压轴封供汽门解体检查，确认高压轴封存在以下问题：（1 ）供汽管
道直径设计偏小，实际安装的是D45 ×2.5 管，经计算应选用D57 ×3.5 管供汽。

      （2 ）供汽截门实际安装的是Dg40球型阀，且截门存在严重的质量问题，
其开度行程最大只能开起4 ～5 mm，节流严重，造成前轴封供汽不足，应选用Dg50
球型阀。

      2.2 　处理措施（1 ）将供汽截门更换为Dg50球型阀（双路供汽更换2 个）。

      （2 ）将一部分当前可更换的供汽管路更换为D57 ×3.5 管路。

      通过上述初步治理，增加了高压前轴封的供汽量，机组的真空严密性明显
提高，达到了该机历史最好水平，即0.746 kPa/min ，投运一套射水抽气装置即
可满足要求，提高了射水系统的安全系数。

      （3 ） 6号机真空较低，通过对机组的热力试验测试表明，负荷100 MW时
经初、终参数修正后，标准状况时真空为88.2 kPa，较设计值低3.34 kPa. 真空
每低1 kPa ，热耗增加82.33 kJ/ （kW*h），机组效率降低约1.04%.低压缸排汽
量及排汽压力较设计值偏高，真空泄漏严重，这是影响机组真空偏低的主要因素。

      1 号低加几乎无温升，负荷为100 MW时，温升为4.95℃，扣除轴加的影响，
其温升接近于0 ℃，主要是由于高压轴封第2 档漏汽至7 段泄汽量大，排挤了7
段抽汽量。同时由于1 号低加疏水不畅，不能建立适当的加热器真空，也排挤了
7 段抽汽，影响了1 号低加的进汽温度，使7 段抽汽温度高达338 ℃，负荷为100
MW时的7 段抽汽量仅为2.027 t ／h ，远远小于设计抽汽流量15.4 t／h ，加大
了低压缸排汽量，严重影响机组的真空，增加了冷源损失。

      经过现场多次分析、查找、试验，最终查出该机组低加温升和真空的2 项
缺陷：1 号低加7 段抽汽进汽门门心脱落，而电动头和门杆动作正常，实际1 号
低加不进汽，从而使高压轴封第2 档漏汽至7 段全部返回到汽轮机低压缸，造成
凝汽器进空气；疏水器疏水管口堵住一块铁板，疏水不能完全畅通。消除上述两
项缺陷后，1 号低加温升已达正常范围（温升22～25℃）。并将第2 档漏汽至7
段加装1 个手动门和一块压力表，用以调节第2 档漏汽至7 段回汽量，维持高压
轴封在良好的工作状态。

      1999年4 月25日至5 月15日对6 号机进行了中修，在中修过程中，对该机
真空系统再一次进行了检查和治理，中修结束后，于5 月19日机组运行中进行了
真空严密性试验，其真空严密性达到了0.22 kPa/min的全优水平，供电煤耗降至
403 g/（kW.h），厂用电率降至8.38% ，使机组自1993年移交生产以来多年真空
严密性严重超标的问题得到彻底解决。

      3 　真空治理需要科学认真的工作态度

      （1 ）通过对6 号机的真空治理，尤其是近一年来的工作体会，机组停机
后凝结器进行高位灌水所发现的滴水渗水等微漏点一定要设法消除，它往往构成
机组热态运行中一个较大的泄漏点。

      （2 ）对发现的泄漏部位进行分析后认为，造成故障的根本原因是，设备
安装工艺较差和焊接质量不良所造成，表现在焊缝坡口不规范，焊缝深度不符合
技术要求等方面。这再一次告诫我们，设备的检修质量是决定安全经济的首要条
件，由于不注重安装与焊接质量，多年来使6 号机组在运行中造成了巨大的能耗
损失，要认真吸取这一教训。