给水泵小汽轮机

2024-07-16

给水泵小汽轮机（共7篇）

给水泵小汽轮机篇1

1、前言

某电厂#6机组汽轮机为东方汽轮机厂生产的N300-16.7/537/537-8型 (高中合缸) 亚临界压力, 一次中间再热, 单轴结构, 两缸两排汽、双袖汽凝汽器式汽轮机, 其给水泵小汽轮机上配置了小汽轮机危急跳闸系统 (ETS) 和高压抗燃油电液控制系统 (MEH) , 其中小汽轮机危急跳闸系统 (ETS) 控制柜放置在小汽轮机的附近, 主要包括电气超速组件、西门子S7-400可编程控制器、电源组件、继电器组件、操作盘和端子排部分。用以实现小汽轮机的保护功能、盘车控制功能、高低压主汽阀试验功能、危急遮断器在线试验和油泵试验功能。其中保护功能用以监视小汽轮机的某些参数 (如轴向位移大、排气真空过低等) , 当这些参数超过其运行限制值时, 该系统就关闭全部小汽轮机蒸汽进汽阀门, 紧急停机, 以保证小汽轮机安全运行。

该电厂#6机组自2007年5月试运以来, 给水泵小汽轮机危急跳闸系统 (ETS) 控制正常, 但运行及维护人员反映E T S设计存在如下问题: (1) 每台小汽轮机ETS系统只有一套PLC装置, 只要PLC装置发生故障, 就会造成相应小汽轮机控制及保护功能全部丧失, 可靠性不高。 (2) P L C装置安装在现场 (小汽轮机旁边) , 温度高, 外部环境较恶劣, 极易发生故障。 (3) 软件组态不开放, 逻辑组态查寻不方便, 故障后维护困难。

现在DCS系统运行稳定性越来越高, 其实时性和可靠性均不比PLC差, 为了提高小机保护设备的可靠性和方便设备的维护, 该电厂决定利用大修机会, 对#6机组给水泵小汽轮机危急跳闸系统 (ETS) 进行DCS系统改造, 将ETS的控制功能融入MEH系统中, 实现DCS、DEH、MEH (E T S) 的一体化。

2、改造方案

2.1 控制系统简介:

该电厂的DCS、DEH、MEH控制部分均采用新华控制工程有限公司的XDPS分散控制系统, 具有开放式的结构、模块化的技术设计和易于扩展的特点。网络部分采用了虚拟环形光纤以太网, 其核心部件为网络交换机。网络交换机采用了德国HIRSCHMANN公司的10/100M自适应RS2-FX/FX以太网光纤交换机。RS2-FX/FX光纤交换机, 提供了环形网络冗余管理器的功能。被配置为RM管理器的交换机在整个环形物理网络中作为逻辑断点存在。即环形以太网虽然在物理上是个环状结构, 但在逻辑上还是个总线结构。当某一段光纤或某一个交换机发生故障时, 环形网在物理上退化为总线型网络, 但逻辑总线特征并未发生变化, 网络中的各个节点一如通常的总线型或星形网络正常工作。整个网络的容错能力得到了大大的加强。

环型网络配置示意图

XDPS系统在采用环形网络的同时, 沿袭了XDPS系统一贯保持的双网冗余结构, 采用了冗余光纤环网。在环网的基础上又加了一道保险, 形成冗余容错网。

2.2 MEH简介:

东方汽轮机厂给水泵小汽轮机上配置的MEH是由东方汽轮机厂自行设计, 以高压抗燃油为工作介质, 以电液伺服阀为液压接口设备, 以高低压调节阀油动机为执行机构, 构成一套完整的MEH控制系统, 控制给水泵汽轮机的转速, 满足用户的要求。MEH系统主要有以下功能:

挂闸;

自动整定伺服系统静态关系;

升速 (目标、升速率) ;

CCS控制;

脱扣;

超速试验;

阀门活动试验;

控制方式切换。

2.3 改造目标

改造后#6机组给水泵小汽轮机危急跳闸系统将取消就地PLC控制, 其全部功能由#6机组电子间内MEH控制实现, 包括小汽轮机的保护功能、盘车控制功能、低压主汽阀试验功能、危急遮断器在线试验和油泵试验功能等。为了在MEH系统内实现以上功能, 需将就地控制柜的信号通过通信电缆引入电子间的M E H柜, 通过在A、B小汽轮机MEH的I/O柜内增加的I/O卡, 进入MEH的分部式处理单元 (D P U) , 经逻辑组态后输出, 最终在MEH实现原PLC控制的全部功能。

3、改造的过程

确定方案后, 该电厂利用其#6机组大修机会, 将给水泵小汽轮机危急跳闸系统DCS改造作为大修的一项技改工程开始实施, 具体电厂热控分部和电气分部设计, 由热控分部负责施工。

3.1 改造的设备清单

改造前先由热控技术人员收集资料, 罗列出详细的测点清单, 主要包括小机保护I/O测点清单、盘车控制I/O测点清单、低压主气门在线试验控制I/O测点清单、高压主气门在线试验控制I/O测点清单、危急遮断器在线试验控制I/O测点清单、油泵在线试验控制I/O测点清单等, 确保在改造后M E H中不会缺漏原PLC的功能。

3.2 逻辑组态

通过专用软件读出原PLC内部的逻辑组态, 充分理解掌握后在新华DPU内将之按新华控制系统的方式进行组态, 实现逻辑从PLC到MEH的转化, 确保保护、控制及试验的逻辑百分百正确。

3.3 增加的硬件

根据新华控制系统的硬件特点, 为在小汽轮机MEH上实现原PLC内的各种保护、控制及试验功能, 在利用M E H原备用通道的基础上, 在A、B小汽轮机的MEH的I/O柜各增加了二块BC-NET卡 (站控制卡) 、三块L P C卡 (逻辑保护卡) 、一块D O (数字量输出卡) 卡和一块DI卡 (数字量输入卡) 及相应端子板, 并增加一层卡槽以放置这些卡件。其中BC-NET是应用于XDPS产品中的一个功能卡, 它承担着管理I/O站内各卡件, 同时又完成与上位计算机进行位总线通讯接口的任务。两块卡冗余配置, 构成冗余通讯与控制。

LPC卡是专用于阀门控制的专用控制卡, 该卡接受多个用于汽机保护的开关量信号, 经防误动处理后, 加载到硬件保护逻辑, 处理后以触点方式输出。卡上所有的抗干扰和逻辑运算全用 (可编程) 硬布线实现, 所以性能可靠。卡上设计有8位的单片机, 能将卡上的输入信号和处理结果, 以通信的方式向BC-NET卡、分布式处理单元及各人机接口站传送。三块卡冗余配置, 实现重要信号的三取二逻辑。

同时拆除小汽轮机就地控制柜内的P L C控制回路, 将就地控制柜的端子排作为转接板, 最终各I/O测点通过控制电缆从就地至原PLC控制柜端子排, 再从原PLC控制柜的端子排引入电子间MEH内的IO卡件, 最终实现用MEH替代原PLC的全部控制功能。

4、改造的特点

本次#6机组给水泵小汽轮机危急跳闸系统的DCS改造, 采用新华XDPS标设与原PLC控制方式和功能进行有机地结合, 实现原有的全部功能, 保证了#6机组给水泵小汽轮机危急跳闸系统的运行、保护方式和以前一致, 与原PLC的设计和特点有效一致, 保证了小机的安全和使用寿命。

此次DCS改造, 解决了该电厂原给水泵小汽轮机危急跳闸系统系统存在的多个隐患及疑难问题:

1) 一体化的改造, 与DCS的信息交换一致, S O E、记录、历史数据的存档、分析很方便, 大大降低了事故分析的难度;

2) 改造后的系统, 开放透明, 无论参数调整、软件分析修改、故障检查诊断, 大大优于原系统, 维修人员对新系统的掌握比原系统更容易, 大大降低了事故分析处理维护的难度, 从另一方面来讲, 也提高了系统的可靠稳定性;

3) 备品备件更容易采购, 也便宜得多, 采购的周期也大大缩短, 对机组的维护很有利;

4) 可靠性大大增强。本次改造, 利用MEH的双冗余控制器作为ETS的控制系统, 比起原单个PLC控制器, 大大提高了系统的可靠性。

5、结束语

改造后#6机组给水泵小汽轮机能满出力长期安全运行, 完全实现了原PLC控制的小机保护功能、盘车控制功能、低压主汽阀试验功能、危急遮断器在线试验和油泵试验功能等。其保护系统由于取消了就地PLC控制, 将ETS系统纳入MEH系统中, 实现DCS、DEH、MEH (ETS) 的一体化, 解决了原PLC单控制器控制的巨大风险, 大大提高了机组运行的安全性, 同时也为今后大小汽轮机ETS保护能否取消PLC控制, 改为DCS控制, 实现DCS、DEH、MEH、ETS的一体化, 提供了实例参考。

参考文献

[1]新华控制工程有限公司.XDPS工程师手册.2006

[2]东方汽轮机厂.微机电液控制系统说明书.2005

[3]廖常初.S7-300/400PLC应用技术.[M].2版北京:机械工业出版社.2008

摘要：通过某电厂一项技改工程, 介绍如何将小汽轮机危急跳闸系统的纳入DCS控制, 并对DCS在实际生产过程中能否完全替代PLC的问题进行了探讨。

关键词：危急跳闸系统,DCS,改造

参考文献

[1]新华控制工程有限公司.XDPS工程师手册.2006

[2]东方汽轮机厂.微机电液控制系统说明书.2005

[3]廖常初.S7-300/400PLC应用技术.[M].2版北京:机械工业出版社.2008

给水泵小汽轮机篇2

关键词：小汽轮机,排汽蝶阀,运行,隔离

1 设备概况

邹县发电厂1000MW机组锅炉给水系统配置有2台50%BMCR容量的汽动变速给水泵, 一台25%BMCR容量的变速电动给水泵作为备用。小汽轮机设计有高低压两路汽源, 自动切换, 其中高压汽源为冷再蒸汽, 低压汽源为四段抽汽, 厂用辅汽作为启动和调试汽源, 小机排汽至主机凝汽器。

凝汽器设计为双壳体、双背压、单流程, 可在机组最大出力、循环冷却水温33℃, 背压不大于4.5/5.7 k Pa (a) 工况下长期运行。循环水系统为闭式循环, 水源为城市中水。

汽轮机驱动给水泵应用与节能分析篇3

汽轮机被称作工业领域的“原动机”, 它能将蒸汽热能转化为机械功的外燃回转式机械, 来自锅炉的蒸汽进入汽轮机后, 依次经过一系列环形配置的喷嘴和动叶, 将蒸汽的热能转化为汽轮机转子旋转的机械能, 从而驱动给水泵。它是热能、电能、动能转换过程的关键技术装置, 被广泛应用于各个工业领域。正是由于它是能量转换和能源综合利用中的关键装备, 所以在我国实施的节能减排战略中日益发挥着重要作用。蒸汽在汽轮机中, 以不同方式进行能量转换, 便构成了不同的汽轮机, 主要分为:单级汽轮机、多级汽轮机、冲动式汽轮机和反动式汽轮机。

1 汽轮机驱动给水泵的设备组成

一般来讲, 如今大多数火力发电厂锅炉出口处蒸汽主要应用于再次发电, 如果将锅炉出口处蒸汽引入发电机的主汽轮机, 通过做功发电后排汽, 然后再经冷凝器凝结后进入热力除氧器, 将除氧后的凝结水用锅炉给水泵输入锅炉, 以便循环使用。因为热力除氧器所需蒸汽的温度和压力都要比锅炉出口处蒸汽的温度和压力低, 所以如果不考虑增设汽轮机所带动的锅炉给水泵, 那样就必须将锅炉出口处的蒸汽减压减温后方能引入热力除氧器。那么, 蒸汽的焓就会在此过程中被消耗掉。当增设汽轮机驱动锅炉给水泵, 把锅炉出口蒸汽引入汽轮机, 将做功后的排汽引入热力除氧器, 就可以实现能源的阶梯级利用。汽轮机的排汽量通常小于热力除氧器用汽量, 此时不足的蒸汽量就会由锅炉出口处的蒸汽经减压减温后补足, 这样可以实现能源消耗最低, 产出功率最大。

为了能够让热电厂的持续供热量达到节能降耗, 而且还要满足外界负荷变化的要求, 汽轮机驱动给水泵时, 可采用电液调节系统来满足调速变化的要求, 而此系统只需要配备一套信号与反馈控制装置。其控制原理为:终端反馈器将采集到的信号传送给系统调速器, 系统调速器根据收集到的信号, 经处理后自动调节汽轮机主汽阀连杆轨迹, 以此调节汽轮机主汽阀的相对开度, 控制蒸汽的流量, 调节汽轮机的旋转速度, 进而改变锅炉给水泵的实际流量。电液调节系统有较宽的调速范围, 通常在百分之五十到百分之百。

就工业汽轮机驱动给水泵而言, 目前大多数汽轮机企业都有一套完整的设备供应, 包括汽轮机和水泵以及相应的冷却和控制调速系统。最新技术通常是采用集成一体化方式, 简化了设备的生产及安装工序。此系统就是将汽轮机的油冷却器和油箱装置在汽轮机主体的下方, 上方直接安装汽轮机本体、水泵和调速器, 它的最大优点就是占地面积相对较小, 而且安装使用极为方便。

2 汽轮机驱动给水泵的主要应用分析

汽轮机具有效率高、功率大、体积小、投资省、运行成本低和寿命周期较长等优点, 主要用于发电、交通和工业动力。主要表现形式为:简单循环发电, 由汽轮机和发电机独立组成的循环系统, 也称为开式循环, 其优点是装机快、起停灵活, 多用于电网调峰和交通、工业动力系统;前置循环热电联产或发电, 由汽轮机及发电机与余热锅炉共同组成的循环系统, 它将汽轮机排出的功后高温乏烟气通过余热锅炉回收, 转换为蒸汽或热水加以利用, 主要用于热电联产, 也有将余热锅炉的蒸汽回注入汽轮机提高汽轮机出力和效率, 前置循环热电联产时的总效率一般均超过百分之八十, 为提高供热的灵活性, 大多前置循环热电联产机组采用余热锅炉补燃技术, 补燃时的总效率超过百分之九十。

联合循环发电或热电联产, 发电机与余热锅炉、蒸汽轮机或供热式蒸汽轮机 (抽汽式或背压式) 共同组成的循环系统, 它将燃气轮机排出的功后高温乏烟气通过余热锅炉回收转换为蒸汽, 再将蒸汽注入蒸汽轮机发电, 或将部分发电作功后的乏汽用于供热。形式有燃气轮机、蒸汽轮机同轴推动一台发电机的单轴联合循环, 也有燃气轮机、蒸汽轮机各自推动各自发电机的多轴联合循环;整体化循环, 由煤气发生炉、燃气轮机、余热锅炉和蒸汽轮机共同组成的循环系统, 主要解决使用低廉的固体化石燃料代替燃气轮机使用气体、液体燃料, 提高煤炭利用效率, 降低污染物排放。可作为城市煤气、电力、集中供热和集中制冷、以及建材、化工原料综合供应系统。

核燃联合循环, 由燃气轮机、余热锅炉和核反应堆、蒸汽轮机共同组成的发电循环系统。通过燃气轮机排出的烟气再热核反应堆输出的蒸汽, 主要为提高核反应堆蒸汽的温度、压力, 提高蒸汽轮机效率, 降低蒸汽轮机部分的工程造价;辅助循环, 在以煤、油等为燃料的后置循环发电汽轮机组中, 使用小型燃气轮机作为电站辅助循环系统, 为锅炉预热、鼓风, 改善燃烧, 提高效率, 并将动力直接用于驱动给水泵。

3 汽轮机驱动给水泵的节能分析

下面通过实例进行分析, 某热电分厂在原来给水泵优化工艺降压运行, 取得日节电两万千瓦时成效的基础上, 仍觉得有潜力可挖, 经过科学论证, 提出水泵的驱动方式由电动改为蒸汽驱动。利用从高压汽轮机抽出的二次蒸汽作动力, 推动小型背压式汽轮机, 从而驱动给水泵。由于背压汽轮机用汽需要每小时多抽出七十吨的二次蒸汽, 使高压汽轮机多抽汽多做功的特性得到充分发挥, 高压发电机组的发电能力可由五十兆瓦提高到六十兆瓦。这是一个“一举两得”的项目。改造后, 给水泵在原来基础上再实现每天节电七点五万千瓦时, 年节电两千六百万千瓦时;高压发电机组发电能力也由原来的五十兆瓦提高到六十兆瓦, 提高产量百分之二十, 经过这种调整后, 两台高压机组每年增加发电量一点六亿千瓦时。

现用汽轮机驱动给水泵替代原有的电动泵, 减少了电能消耗。从硫磺制酸装置开始, 对鼓风机采用汽轮机驱动, 通过汽轮机的使用使硫酸生产中功率最大的电机被代替, 所有硫磺制酸装置的电耗大大降低, 节约了大量的电能。硫磺制酸装置产生的余热蒸汽压力为3.4MPa, 而下一工序生产, 需利用的蒸汽压力为0.7MPa, 过去是将这部分余热蒸汽通过减温减压后供生产使用, 减压过程中会造成能源的浪费和多余排放。通过技术改造新建了余热发电装置, 将高位热能转化为低位热能供下道工序使用的同时, 将原浪费的热能转化为电能。该装置每年可利用余热发电已达到六千多万k Wh, 折合节约标准煤两万四千多吨。

结束语

由此可见, 采用汽轮机驱动锅炉给水泵, 具有极好的经济效益和节能降耗效果, 它投资少, 见效快, 具有广泛的应用前景。总之, 运用汽轮机驱动给水泵技术会给企业带来相当可观的经济效益, 值得大力推广。

摘要：近年来, 为实现节能减排、提高一次能源利用率, 热电企业都在实施一项行之有效的节能技改方案, 就是用汽轮机驱动的给水泵替代原有的电动给水泵, 以实现降本增利的目的。汽轮机驱动的给水泵是电站热力循环系统的主要部件之一, 特别是在高参数大容量的超超临界机组中占有重要地位, 可以说其安全可靠的运行, 直接影响着整个电站设备的整体运行。

关键词：汽轮机,给水泵,应用,节能

参考文献

[1]俞利峰, 王佳红, 赵磊.小型汽轮机带动热电厂给水泵的节能分析及应用[J].浙江:浙江节能, 2007年 (2) :52-53.

[2]孙德友, 工悦平, 魏君衡等.锅炉给水泵汽轮机控制系统研究与应用[J].汽轮机技术, 2003, 12.

[3]张银, 李传友.热功联产汽轮机在热电厂中的应用分析[J].电力节能, 2003, 12.

[4]陈绍彬, 张志恒.汽轮机及其辅助设备的经济分析[M].北京:中国电力出版社, 2000, 8.

[5]张承恩, 尹红颜, 楚志红.变频调速系统效率优化控制:理论及其应用[D].济南:山东大学, 2001, 12.

[6]朱丹丹, 程佳慧, 吴彤.小型火力发电厂汽轮机设备及运行[M].北京:水利电力出版社, 2005, 5.

给水泵小汽轮机篇4

关键词：火力发电厂,节能分析,汽轮机

0 引言

目前我国的火力发电厂汽轮机已经开始逐步取代了电动机给水泵,主要目的是为了实现整体中间能量转换环节的减少,带动整体能源利用效益提升。与此同时,我国的大部分工业汽轮机也实现了变换转速作业,所以在汽轮机供水压力调整和流量控制的过程中不再需要单一依靠阀门控制,提升了控制的准确性和安全性,可以实现全自动化准确的节流控制调节。

1 汽轮机驱动水泵的优点

伴随着我国的火力发电厂的机组容量的整体不断提升,火力发电厂的整体给水容量以及整体汽轮机压力也在不断提升,所以单一的电动方式给水泵应用已经无法完全满足实际的给水需求,也无法达到给水供应的稳定性与安全性需求。电动机驱动条件下的给水泵主要采用定速运行处理方式,该种方式的水压和水流调节依靠传统的阀门控制方法,所以容易造成节流损失,而且一旦出现机组功率的整体压力增加,很容易同时带动电动机控制设备的整体负荷增加,成本也进一步增加,所以应该采用汽轮机驱动给水泵[1]。

首先,汽轮机驱动方式可以有效获得高扬程,因为汽轮机的整体运行功率限制条件较少,所以可以有效满足给水泵大功率机组的运行需求[2]。

第二,锅炉的低负荷运行过程中,汽轮机转速的自动控制与调整可以保证给水阀门损失降低[3]。

第三,如果将给水泵与汽轮机进行直接连接,就可以有效避免出现转换过程中的能耗损失增加,可以有效提升整体机组运行的效率和能源利用率。

第四,给水泵的汽轮机作业主要是利用核心汽轮机进行抽汽处理,由此可以有效减少火力发电厂的冷却能源损失,可以提升整体的机组热能源经济效益[4]。

2 汽轮机节能改造的必要性

通过研究和分析可以发现,给水泵的汽轮机主要的汽源来自于供汽母管,属于火力发电厂的工业核心管道之一,所以在汽轮机驱动给水泵节能分析的过程中需要结合该因素。通过应用汽轮机可以明显发现转换效率得到了提升,同时也带动了火力发电厂的社会效益和经济效益明显提升,带动了锅炉给水系统整体运行更加稳定和安全。

某电力发电企业有4台30 t/h循环流化床锅炉,配置了5台230k W电动能源给水泵进行锅炉用水供应,利用2台6 000 k W背压机组和2台3500 k W背压供热机组,以满足用户生产生活用热的需求,该类型的配置和整体机组运行方式容易导致综合发电企业和电厂用电率提升,平均为17%左右。正是因为电动给水泵属于工频电机进行间接驱动,所以无法改变给水泵的实际转速,再进行供热负荷缩小时,应该保证管道内的给水压力稳定,为了有效降低综合的电厂用电效率,应该尽量延长设备的使用寿命,所以企业也有必要进行设备的节能改造。

3 汽轮机驱动水泵节能分析

3.1 三种驱动方式的用能分析

在分析便捷的需求下,需要将工频电机进行直接驱动的给水泵直接称作为电动给水泵。电动给水泵的实际功能概括就是将热能通过加工处理转化为电能,然后再将电能通过特殊处理方法转化为机械能。变频方式的给水泵也可以实现这一形式的能源转化,但是主要的区别在于频率的改变可以在应用符合锅炉供水需要的同时保证电能到机械能转化过程中的能源消耗。汽动给水泵主要是蒸汽能源作用下的能源转化,也就是热能到机械能的转化,所以可以通过汽轮机的整体进汽输入量来控制好水泵的压力。从实际的操作和应用原理分析也可以发现,汽动的水泵的能源的控制与能源转化也是直接的能源控制方式。

3.2 改造方案的综合效益分析

通过企业设备节能改造,应该制定合理标准进行经济性衡量,可以进行综合的经济效益分析,如果采用3台200k W的电动给水泵加装1台200 k VA进口变频器,通过频率控制来调节锅炉给水量和速度,以此来进一步降低发电厂厂用电的能源消耗,预算出实际的投资成本为30万元。

如果将3台电动给水泵改整体改造成3台220 k W的汽动给水泵,因为整体机组运行方式差异,排除锅炉给水泵应用的可行性,剩余的机组设备都需重新更换,附加整体机组设备的安装费用,预计整体的投资成本为25万元。可以有效简化机组运行方式以及节省综合的投资成本,经过研究论证,可以将其整体改造成2台400 k W的汽动给水泵,预计投资成本为20万元。

3.3 改造后的实际效果分析

通过改造后的节能分析可以发现,将3台220 k W电动给水泵改改装2台型号为B0.4-0.5/0.1、额定功率为440 k W、进汽压力和温度分别为05 MPa、250℃,排汽压力为0.3 MPa的小汽轮机,驱动型号为GD88-85×5、流量为100m2/h、扬程为320 m、功率为350.8 k W、效率为75%的给水泵,合计投资成本为25万元。

4 结语

综上所述,为了有效降低火力发电厂的用电能耗,达到整体节能降耗的目标,需要进行给水泵节能改造,改造的结果研究分析可以发现,节能改造效果明显,可以达到稳定运行要求,同时还能节约能源提升经济效益。

参考文献

[1]张祥.火力发电厂汽轮机系统运行中存在的问题与应对措施分析[J].中国高新技术企业,2015(13):142-143.

[2]李书慧.火力发电厂汽轮机组节能降耗措施分析[J].中国高新技术企业,2015(25):112-114.

[3]徐曙.小汽轮机驱动给水泵和引风机的热经济性分析[J].湖南电力,2014(01):51-53.

给水泵小汽轮机篇5

中国富煤地区(如晋北、内蒙地区)由于水资源相当匮乏严重影响了当地电力工业的发展。随着发电厂空冷技术的提高和成熟,在富煤缺水地区建设大型火电厂成为可能。近年来,中国通过吸收引进国外先进的空冷技术,已具备独立设计、生产大型空冷系统的能力并已有成功的应用业绩。电厂主机空冷系统基本上可分为直接空冷和间接空冷2种,主机采用直接空冷后,由于给水泵特殊的运行方式和直接空冷系统背压的不稳定,给水泵基本采用电动给水泵或采用独立冷却方式的汽动给水泵。目前中国在直接空冷机组采用汽动给水泵后,汽动给水泵汽轮机(以下简称小汽轮机)凝汽器疏水传统上采用电动疏水泵疏水至主机排汽装置热井内。针对小汽轮机凝汽器疏水传统设计中存在的不足,山西右玉发电厂新建2×330 MW直接空冷煤矸石电厂采用了U水封自流式疏水,该系统操作维护简单、节约投资、节约厂用电。

1 传统直接空冷机组小汽轮机凝汽器疏水系统介绍

300 MW及以上直接空冷机组主机、小汽轮机通常布置在汽机运转层,主机排汽装置热井通常在0 m以下,小汽轮机凝汽器布置在汽机房中间层。小汽轮机凝汽器凝结水通过电动疏水泵疏水至主机排汽装置热井内进行回收(见图1),电动疏水泵通常布置在汽机房0 m平台,该系统在运行中存在以下几点不足之处:a)系统复杂,运行操作量大;b)由于小汽轮机疏水温度较高,疏水泵易汽化,影响系统稳定运行;c)汽机房零米层设备数量增加,布置较为拥挤。

1.主机空冷凝汽器;2.给水泵汽轮机凝汽器;3.A疏水泵;4.疏水泵

2 优化后的系统设计及水封高度级数计算

山西右玉发电厂2×330 MW煤矸石电厂项目所在地地处晋北地区,干旱少雨,水资源极度缺乏。项目设计阶段充分考虑本地区自然环境特点,综合考虑厂用电率和水耗等因素后,汽机主机采用直接空冷技术,单台机组给水泵采用2×50%汽动给水泵+1×30%电动给水泵方案,给水泵汽轮机排汽采用表面式机械通风间接空冷系统,循环水系统采用单元制。

工程汽机房分为0 m层、中间层、运转层三层,其中中间层相对标高为6.3 m,运转层相对标高为12.6 m,。主机排汽装置布置在汽机房0 m层底标高为-4.5 m的混凝土基坑内,排汽装置底标高为-3.05 m,小汽轮机凝汽器布置在中间层,凝汽器热井凝结水出口标高为5.88 m。主机排汽装置与小汽轮机凝汽器相对空间位置如图2所示。

1.主机排汽装置;2.主机排汽装置至直接空冷器排汽接口;3.排汽装置导汽板;4.小汽轮机凝汽器;5.小汽轮机凝汽器热井;6.小汽轮机凝汽器凝结水出水口;7.主机排汽装置热井;8.直接空冷器回水至排汽装置水侧接口

工程主机主要工况背压:THA工况背压为12.5kPa(绝对压力,下同),TRL工况背压为30 kPa,VWO工况背压为14 k Pa,TMCR工况背压为12.5kPa,最高允许运行背压为43 kPa。小汽轮机THA工况背压为11 k Pa,TRL工况背压为27 kPa,VWO工况背压为11 k Pa,TMCR工况背压为11 kPa。

直接空冷机组运行背压P2随机组负荷、气温、风况等因素综合影响,运行背压处于不稳定状态,小汽轮机由于采用哈蒙式间冷系统,运行背压较为稳定。小汽轮机凝汽器疏水由疏水泵疏水改为U水封疏水需要解决两个问题:a)在主机、小机所有工况点,小机凝结水排至主机排汽装置是否有足够的动力,会不会造成返水;b)多级水封怎么设计。为了便于分析计算,在此先建立多级水封疏水系统,其疏水系统示意图如图3所示。

分析主机、小汽轮机各运行工况背压可发现,小汽轮机凝汽器采用多级水封直接疏水至主机排汽装置,最主要的关键点在于主机与小汽轮机运行背压的不稳定,特别是主机运行背压变动范围大(12.5 kPa~43 kPa),增加了多级水封运行风险,如设计不合理会造成小汽轮机凝汽器满水或水封击穿。

首先分析各工况下,小汽轮机凝汽器疏水将传统凝疏泵疏水改为多级水封自流式疏水是否有足够的动力。分析主机、小汽轮机各运行工况背压可发现,最不利于多级水封自流式疏水的工况应该是小汽轮机排汽背压最低、主机排汽背压最高工况。

1.主机排汽装置;2.小汽轮机凝汽器;3.多级水封

由于主机排汽装置导汽板有开孔,排汽装置汽侧与水侧相通,可认为汽侧与水侧压力相等;由于排汽装置内部空间大且距离短,可忽略主机低压缸排汽在排汽装置内流动沿程压损;由于排汽装置水侧在机组运行当中水位很低,多级水封接口可接在排汽装置水侧高高水位上部。综合上述,可认为多级水封与主机排汽装置接口处压力等于主机低压缸排汽压力即背压,小汽轮机也进行同样处理,忽略小汽轮机排汽在凝汽器内流动的沿程损失。

根据厂家说明书,小汽轮机各种工况下最低运行背压为11 kPa,凝汽器安装位置为6.3 m层,根据图2可计算出小汽轮机凝汽器热水井疏水口标高为5.88 m。主机最高允许运行背压为43 kPa,主机排汽装置安装底标高为-3.05 m。

在分析中,设定小汽轮机凝汽器热水井水位处于正常运行水位即小汽轮机凝汽器热井内水位标高为6.3 m,多级水封至主机排汽装置疏水接口位置标高为0 m(处于主机排汽装置水侧运行最高允许水位以上)。最不利于小汽轮机凝汽器通过多级水封疏水工况下,设小汽轮机凝汽器热井疏水接口至主机排汽装置接口压差为P。

P=11 kPa+64.9 kPa(6.3 m高程差)-43 kPa,g取9.8 N/kg,

P=32.9 kPa>0

在机组实际运行中上述设定是合理的,不影响分析计算,所以小机疏水至排汽装置采用多级水封自流式疏水在动力上是满足的。

多级水封高度计算,初步设定多级水封布置在汽机房0 m层,根据水封计算公式进行计算:

在式(1)中,H为水封高度,m;N为水封级数;P1水封进口压力,Pa;P2水封出口压力,Pa;0.5为水封设计余量,m;ρ为水的密度,kg/m3,此计算中取小汽轮机平均背压下,小汽轮机排汽压力下饱和水的密度,ρ=980 kg/m3,g取9.8 N/kg。

在式(1)可改为:

在式(2)中,P1=P小+h,P小为小机排汽压力,Pa;h为小机热水井水面至多级水封进口接口高程差,m;P2为排汽装置压力,Pa,式(2)可换算为:

在式(4)中,对于设计好的多级水封K为定值,P小、h、P2均为变值,P小、P2随机组运行工况变化,h随小汽轮机热水井疏水口至多级水封接口处水位的波动变化。

由于主机、小汽轮机在运行中处于变工况运行,主机和小汽轮机的排汽压力处于波动,在多级水封的设计过程中,应从防止主机背压过高导致小汽轮机凝汽器满水造成事故和防止小汽轮机排汽压力高导致水封被击穿两种情况考虑,即在计算过程中取2个极端工况进行计算,取水封总高度最高值为设计值。

第1情况:防止主机背压过高导致小汽轮机凝汽器满水造成事故需按照小汽轮机排汽背压最低,主机排汽压力最高,小汽轮机凝汽器热水井疏水口至多级水封进口管段内全部充满凝结水且小汽轮机凝汽器热水井水位处于正常运行水位即水位标高为6.3 m进行设计计算,在计算小汽轮机凝汽器疏水至多级水封进口管段水位高程差时应减去多级水封的安装高度,即(4)式中h=6.3-H。

K=11 k Pa+64.93 kPa-H-43 kPa可改为:

根据现场布置和经验取N为4,水封高度为0.98 m。

第2情况:防止小汽轮机高背压工况下造成水封击穿需按照小汽轮机排汽背压最高,主机排汽压力最低,小汽轮机凝汽器热水井疏水口至多级水封进口管段内全部充满蒸汽即小汽轮机凝汽器热水井内无水位设计计算。

K=27 k Pa-12.5 k Pa可改为:

取N=4,H值为0.5 m。

综合上述2种情况,多级水封设计中有效水封高度取1 m,共4级。

3 工程实施

在工程实际实施过程中考虑多级水封运行中容易造成排气不尽等现象,造成水封运行不正常,改为单级U型水封(见图4)。

分析上述计算数据可知,h1最小取值为2 m,h2最小取值为3.92 m。根据图2所示,山西右玉发电厂新建2×330 MW发电机组小汽轮机凝汽器热水井与主机排汽装置水侧可用高程空间较为宽裕,在工程实施过程中,取h1=2.6 m,取h2=4.5 m,U型水封总高度为7.1 m,安全余量大,能满足工程实际需要,工程最终系统设计见图5。

1.主机排汽装置;2.A小汽轮机凝汽器;3.B小汽轮机凝汽器;4.单级U型水封;5.隔离门

4 经济性分析

将传统的小汽轮凝汽器疏水由凝水泵疏水改为单级水封疏水,降到了系统初投资、运行费用(检修维护费、电费等),节约了安装场地。按山西右玉发电厂2台机组计,可减少8台套凝输泵及管道附件,年节约耗电超过6×104kW·h,经济效益可观。

5 结语

在直接空冷机组汽动给水泵凝汽器疏水采用水封疏水技术上可行、经济效益明显、节约厂房利用空间、降低了运行人员工作量、减少了系统安全隐患,值得在其它项目根据工程实际情况采用。

摘要：以山西右玉发电厂新建2×330 MW直接空冷机组给水泵汽轮机凝汽器疏水系统优化、实施为例,简要分析了直接空冷机组给水泵汽轮机凝汽器凝结水采用水封自流疏水至主机排汽装置热井内的可行性和优越性。

关键词：火力发电,直接空冷,水封计算,节能

参考文献

浅谈给水泵汽轮机检修中的关键点篇6

汽轮机检修是保证汽轮安全、经济运行的重要措施。汽轮机设备的计划检修, 一般分为大修和小修2种。一般情况下, 1台机组的大修间隔为2~3年, 但是新安装的机组在运行1年后也应进行一次大修。小修间隔一般为6~8个月。汽轮机设备在大、小修前应根据设备的技术状况、零部件的磨损规律、存在的缺陷及必要的技术改进, 确定大、小修项目。

大修项目分为一般项目和特殊项目2类, 一般项目又分为常修项目和不常修项目。一般项目指:进行全面的检查、清洗和修理;消除设备缺陷;进行定期的试验。特殊项目是指一般项目以外技术复杂、工作量大、系统或设备结构有重大改变的项目。主要设备的小修项目包括:消除运行中发生的缺陷, 重点检查易磨、易损部件, 必要时进行零部件的清洗调整和试验。大修前的一次小修, 应做好检查, 核实大修项目。除计划检修外, 还有事故检修和临修。事故检修是指设备在有故障的情况下被迫进行的检修;临修是指在机组带病运行的情况下提出的检修要求。这2种情况的差别只是设备损坏的严重程度不同。显然, 事故检修是设备损坏较为严重, 无法继续运行而必须检修。

2 给水泵汽轮机概述

大容量机组多采用变速给水泵来调节给水流量, 这种调节是通过电动机驱动, 或用小汽轮机驱动实现的。给水泵的电动机驱动方式的优点是装置简单、工作可靠、成本较低。但当机组功率增大时, 相应的电气设备的容量要增大, 使整个装置的成本增加, 而且消耗的厂用电也增加。而给水泵的小汽轮机驱动方式保证有较宽的调速范围, 而且节省了大量厂用电, 另外, 小汽轮机以主汽轮机的抽汽为工质, 减少主机的末级蒸汽流量, 从而降低了主机的末级叶片高度和末级的余速损失, 提高了主机的内效率, 因此这种驱动方式已逐渐成为300 MW及以上机组应用最广泛的驱动方式。但它的缺点是价格贵、系统复杂, 且小汽轮机效率高于75%才具有经济性。

驱动给水泵的小汽轮机型式主要分背压式、背压抽汽式与凝汽式3种。我厂给水泵汽轮机采用的是东方汽轮机厂生产的G16-1.0型汽轮机, 形式为单轴、单缸、蒸汽外切换、变转速、凝汽式给水泵汽轮机。小汽轮机设计工况为主机TMCR由2台机并联运行, 采用主机4段抽汽作为工作汽源, 主机再热蒸汽冷段作为备用汽源, 调试及启动汽源由辅助蒸汽系统提供, 驱动每台锅炉给水泵供给锅炉50%BMCR给水量, 当1台汽动泵因故停运时, 采取机组降负荷至60%, 另外1台汽动给水泵单独运行方式。

给水泵汽轮机其本体结构的组成部件与主汽轮机基本相同, 也是由静止部分和转动部分组成。静止部分包括汽缸、隔板、喷嘴、轴承等部件。转动部分包括主轴、叶轮、动叶片等部件。给水泵汽轮机的结构如图1所示。

2.1 小机汽缸

小汽轮机为单缸机组, 由前、后2部分组成。前汽缸和后汽缸之间通过垂直法兰用螺栓连成一个整体。前汽缸和低压喷嘴室采用焊接结构, 材料为20 g。低压喷嘴室分为5个独立的腔室, 装焊于前汽缸上半部分内。后汽缸为焊接结构, 材料为Q235-B。

汽缸采用向下排汽的方式, 排汽口与排汽管道以焊接形式相接。在后汽缸下半内设有好几个篮式探头, 用于测量排汽口静压。在后汽缸上半设有大气阀 (防爆膜) , 它是真空系统的保护装置。当排汽压力升高到表压34.3 k Pa时, 大气阀中的保护性隔膜 (防爆膜) 破裂, 蒸汽排入大气, 避免汽缸、动叶片因压力过高而损坏, 以保证机组的安全。

喷嘴组合隔板是完成蒸汽热能向动能转换的部套, 具有工作温度高、前后压差大、与转子间隙小的特点。小机在设计时充分考虑了结构的强度、温度效应及工作条件, 因而有良好的安全可靠性。小机的喷嘴和隔板均为焊接结构。喷嘴由内、外环以及围带和导叶片组成, 并通过螺栓将其固定在低压喷嘴室的端面上。喷嘴共分5组, 每组之间用挡板隔开, 使其各组分别与喷嘴室的5个独立腔室相通, 各由相应的调节阀供汽。小机2、3级隔板装在前汽缸内, 第4~7级隔板装在后汽缸内。各级隔板均装置有水平中分面, 但上、下半之间无螺栓连接, 而是靠悬挂销将隔板上半悬挂于汽缸上半内, 以便于机组的安装和检修。为减小级间损失, 所有隔板汽封都采用高低齿汽封, 除末级隔板外, 各级隔板在动叶顶部均带有径向汽封。

2.2 小机轴系

由汽轮机转子、给水泵轴及用以联接汽轮机转子和给水泵轴的挠性联轴器组成了该汽轮机—给水泵机组的轴系。汽轮机转子两端支撑在轴承上, 轴承跨距为2 489 mm。汽轮机转子采用整锻转子, 材料为30Cr2Ni4MoV, 转子总长3 386 mm, 包括叶片总重约3 500 kg。转子包括调节级在内共7级叶轮, 所有叶轮为等厚截面叶轮, 除调节级为菌型叶根外, 其余为纵树型叶根槽。在第1~6级叶轮盘上设有5个30 mm的平衡孔, 均布在直径为550 mm的节圆上, 以减少叶轮两侧压力引起的转子轴向推力。叶轮间的隔板汽封和轴端汽封均采用迷宫型汽封。在转子第1、4、7级叶轮凸缘上设有径向平衡螺塞孔, 供做动平衡用。小机转子脆性转变温度FATT为-1.1℃。由于小机有较高的运行转速和较宽的转速运行范围 (2 840~6 000 r/min) , 故所有动叶片均采用不调频叶片。前3级动叶为直叶片, 后4级为扭叶片。调节级叶片材料采用2Cr12NiMo1W1V, 2~4级叶片材料采用1Cr12W1MoV, 5~6级叶片材料采用1Cr12Mo。为防止水蚀, 工作在湿蒸汽区的末级及次末级动叶片顶部进汽侧均采用防水蚀措施, 以提高叶片的抗水蚀强度。末级动叶片长度为365 mm, 材料采用1Cr12Ni2W1Mo1V。

3 给水泵汽轮机检修的关键点

(1) 给水泵汽轮机台板与垫铁及各层垫铁之间应接触密实, 用0.05 mm塞尺一般应塞不进, 局部塞入部分不得大于边长的1/4, 其塞入深度不得超过侧边长的1/4。

(2) 台板与轴承座或滑块、台板与汽缸的接触面应光洁无毛刺并接触严密, 每25 mm×25 mm上有3~5个点的接触面积, 占全面积的75%以上并应均匀分布。用0.05 mm塞尺检查, 在四角处应不能塞入。检查时台板应支垫平稳, 接近于安装状态。

(3) 检查汽缸各垂直、水平结合面, 用0.05 mm塞尺不得塞通, 在汽缸法兰同一断面处, 从内、外两侧塞入长度总和不得超过汽缸法兰宽度的1/3。

(4) 检查汽缸垂直与水平结合面交叉部位挤入涂料的沟槽应畅通清洁。

(5) 汽缸水平结合面的紧固螺栓与螺栓孔之间, 四周应有不小于0.50 mm的间隙。

(6) 猫爪横销的承力面和滑动面用涂色法进行检查, 应接触良好。试装时用0.05 mm塞尺自两端检查, 除局部有缺陷外, 应无间隙。

(7) 检查轴承与轴承盖的水平结合面, 紧好螺栓后用0.05 mm塞尺应塞不进;通压力油的油孔, 四周用涂色法检查, 应连续接触, 无间断。

(8) 用压铅丝法检查轴瓦项部及两例的间隙应符合规定的要求, 两侧间隙应用塞尺检查阻油边, 插入深度以15~20 mm为准。

(9) 检查推力瓦间隙为0.25~0.50 mm, 但应保证其最大间隙不得超过所驱动的给水泵的允许轴向窜动值。

(10) 检查转子轴颈、推力盘、联轴器等各部分应无裂纹和其他损伤, 并光洁无毛刺。

(11) 检查轴颈椭圆度和圆柱度偏差应不大于0.02 mm, 否则应进行修复。

(12) 检查推力盘外缘端面瓢偏应不大于其半径的1/1 000, 否则应予以修整。

(13) 检查联轴器法兰端面应光洁无毛刺, 法兰端面的飘偏不大于0.03 mm, 检查联轴器法兰外圆 (或内圆) 的径向晃度应不大于0.02 mm。

(14) 转子在汽缸内找中心对应时应以汽缸的前后汽封及油挡洼窝为准, 测量部位应光洁, 各次测量应在同一位置;最后, 应保证转子联轴器的中心允许偏差符合规定的要求。

(15) 检查喷嘴无外观损伤, 检查隔板、阻汽片应完整无短缺、卷曲, 边缘应尖薄, 铸铁隔板应无裂纹、铸砂、气孔等缺陷。

(16) 检查通汽部分间隙和汽封间隙符合规定的要求, 且测量通汽部分间隙时, 应组合好上下半推力轴承, 转子的位置应参照制造厂的出厂记录, 一般应处于推力瓦工作面承力的位置。

(17) 检查组装好的盘车装置, 用手操作应能灵活咬合或脱开。在汽轮机转子冲动后, 应能立即自动脱开, 脱开后操作杆应能固定住, 保持汽轮机转子的大齿轮与盘车齿轮之间的距离。

(18) 汽缸水平结合面螺栓冷紧时一般应从汽缸中部开始, 按左右对称进行紧固。冷紧时一般不得用大锤等进行敲击, 可用加长扳手或电动、气动工具紧固。

(19) 对调节系统中的螺杆长度、连杆长度、弹簧压缩尺寸、蝶阀等主要部件进行调整时, 应在拆卸前测量记录制造厂的原装尺寸, 并据此进行组装。

(20) 组装时, 对调节系统部件的各孔、道应按图核对, 其数量、位置及断面均应正确并畅通。

(21) 组装时, 检查调节系统各滑动部分全行程动作应灵活, 各连接部分的销轴应不松旷, 不卡涩;检查调节系统和油系统各结合面、密封面均应接触良好, 无内外边缘相通的沟痕, 丝扣接头应严密不漏, 垫料和涂料应选用正确。

4 结语

综上所述, 为了防止汽轮机发生故障和损坏, 应该在运行一定的时期以后, 对汽轮机加以检查和修理。如果不按时检修, 内部的小毛病不能及时发现, 就有可能扩大成大毛病, 并使汽轮机遭受严重的破坏。

汽轮机检修是一项专门的技术工作, 需要比较多的人力和物力, 有时还要用特殊的工具和材料。汽轮机检修是保证汽轮安全、经济运行的重要措施, 给水泵汽轮机作为汽轮机的一种, 为了保证其运行安全及工作顺利开展, 给水泵汽轮机检修的维修应关注台板与垫铁及各层垫铁之间接触密实, 汽缸各垂直、水平结合面、汽缸水平结合面的紧固螺栓与螺栓孔之间、轴承与轴承盖的水平结合面等关键点。

摘要：汽轮机检修是保证汽轮安全、经济运行的重要措施, 现从汽轮机检修的内容着手, 结合给水泵汽轮机的特点和结构, 分析了给水泵汽轮机检修中的关键点。

关键词：水泵汽轮机,检修,关键点

参考文献

[1]杜宗岚.蒸汽汽轮机检修[J].石油化工建设, 2006 (3)

[2]杨雪萍.汽轮机状态检修与状态监测的研究[J].华北电力技术, 2003 (6)

给水泵小汽轮机篇7

在国产新建300 MW机组及600 MW机组试运过程中，给水泵汽轮机油系统中进水现象十分严重，特别是调试及初次机组启动期间。根据现场的观察、试运过程的调试，由于给水泵汽轮机与给水泵共用一套油系统，所以给水泵汽轮机油中带水的原因分析及处理应从给水泵汽轮机和汽动给水泵两方面进行考虑。

2 带水原因分析及对策

2.1 给水泵汽轮机轴封系统压力调节原因造成轴承室油中带水

给水泵汽轮机的汽封用汽由主机轴封系统供给，供汽压力一般是25 k Pa左右。有些设计院和厂家未考虑到这方面，在设计图纸中将25 k Pa左右的蒸汽直接送入给水泵汽机的汽封系统。过高的蒸汽压力经汽封齿节流后仍然压力很高，于是蒸汽从前后汽封体喷出，凝结水流沿转子轴向穿透油封挡进入前后轴承座中污染润滑油造成油系统进水。解决这一问题的办法是：在试运过程中给水泵汽机进汽管路上装有一只节流孔板，将轴封供汽压力降至3～8 k Pa，再送入给水泵汽机的汽封系统。节流孔板的孔径要在现场调试确定。有些电厂为了保证真空度试验时的真空度把节流孔板取下不用，是严重错误的。

另一方面，给水泵汽机的汽封进汽管路的疏水对汽封供汽压力的影响很大。一般情况下，该疏水接到主机真空疏水扩容器，给水泵汽机启动时，疏水阀打开;正常运行时，该阀关闭。由于真空疏水扩容器内真空很高，疏水阀的开关将直接影响轴封供汽压力。因此，必须通过调整进汽管道上的节流阀(部分厂家设计为手动截至阀)开度，才能保证轴封汽压力正常。然而，由于试运转及初运行时工人很难设定一个固定的开度，有些电厂索性将节流阀全开，这也是造成给水泵汽机正常运行时汽封体大量向外喷汽的一个原因。汽封体喷汽直接造成油中进水。在给水泵汽轮机试运转时建设单位与调试所共同合作设定出疏水阀开与关时的开度，并记录，以减少在今后的启停机时汽封喷汽现象的发生。

2.2 给水泵汽轮机轴封系统设计原因造成轴承室油中带水

部分设计院将给水泵汽轮机轴封回汽及门杆漏汽直接接在汽轮机轴封回汽管道上，与主机轴封回汽及门杆漏汽交差与回汽母管连接，使轴封回汽不畅通，造成给水泵汽轮机前后轴封大量漏汽，汽进入轴承腔室凝结之后进入油系统造成油中带水。设法保证回汽畅通的办法：给水泵汽轮机轴封漏汽及门杆漏汽单独设置母管将回汽引至与轴封回汽母管轴封加热器接口较近位置。

另一方面给水泵汽轮机的轴封供汽是来自主机轴封供汽系统，但主机轴封起源至给水泵汽轮机管道上没有调门，当主机轴封站自动调节系统故障时，汽封供给水泵汽轮机轴封压力无法调整，压力增加漏汽量就大，汽吸入轴承腔室中也导致油中带水，为了减少这方面的影响，电厂应配合设计院在给水泵汽轮机轴封管道上装设单独调门，减小小机轴封受大机轴封的影响。

2.3 油箱设计及排烟管原因造成给水泵汽轮机油中带水

油箱的排油烟风机直接装于油箱上部，且风机出力大，当风机运行时油箱内部形成负压，加上回油管道直径较大回油落差大，造成轴承腔室负压，在轴封处有少量蒸汽外露时，也被吸入轴承腔室内，凝结后的水量越积越多。减小轴承座的负压可行简捷的办法就是，在油箱上部加装一支与大气连通的吸气管(DN80短管并加滤网及防尘盖)，使油箱保持与大气连通，降低油箱的真空度。排烟管道在安装时必须装设U型放油点，定期对排油烟管道放水，防止管内凝结水倒回到油箱。

2.4 汽泵密封水调节原因造成汽泵密封水进入汽泵轴承室

汽泵密封冷却水引起油中带水，在机组启停中也会发生，特别是在试运过程中反复启停，所以汽泵轴端密封水进入油系统的影响，是汽泵引起小机油系统中带水的主要原因。

汽动给水泵水侧密封一般是采用迷宫式套筒进行密封的，套筒外侧有“O”型密封圈，然后是轴承内腔室，轴承的外腔室有一呼吸孔与大气相通，如图1所示为轴封套结构及密封水密封原理图。

从结构布置来看，若各密封间隙在设计要求范围内，且密封水供回水满足设计要求，则水由泵轴端进入润滑油系统的可能性较小。但从现场实际试运情况来看，在机组中泵轴承呼吸孔处曾多次出现喷水现象，一旦有喷水现象则一定会存在润滑油中进水。出现呼吸孔喷水现象的原因主要有2个方面：(1)密封冷却水供应量太大，过多的密封冷却水，造成回水困难，回水腔室水位过高。部分水从密封件进入轴承腔室，过多的水从呼吸孔处溢出;(2)密封水供水量太少，因密封冷却水量小，高压高温的给水会进入回水腔室，并汽化起压，在压力作用下，汽水将通过密封件进入轴承腔室，并从轴承腔室的呼吸孔处喷出，这将会造成润滑油中严重带水。

由于汽泵的密封水设计是通过基地式温度调节仪进行控制(沈阳水泵厂引进日本荏原泵组)的，其控制是通过密封水的回水温度进行，正常运行中控制回水的温度为60℃左右。在机组初阶段冷态试运转时各温度无法达到热态温度，所以基地式温控调节系统不能正常投入自动(上海电力修造总厂引进英国韦尔公司技术生产的汽动泵压力控制阀：密封水压力=泄荷水压力+0.1 MPa则不存在此现象)，回水温度的控制是通过手动进行调节的，手动调节阀调整在一定的开度，运行中不作调整。而因机组负荷的变化，汽泵的转速也随之变化，汽泵出口端的压力也在变化，从密封件处泄漏的高压给水量也在变化，高负荷时漏量较大，理论上所需的密封水量也应有所增大，若密封水调节阀开度不变，则供水压差减小，供水量也会减少，回水腔室水温升高，可能造成起压，使汽水进入润滑油系统;若进行密封水手动调整，一是可能在调整过程中会水量偏大，回水不及造成水进入润滑油系统;二是在高负荷调整后，机组进入低负荷运行阶段，密封水量会偏大，也会回水不及使密封水进入润滑油系统。而自动调节系统进行跟踪调节时，是动态调节过程，过量调节的可能性较小，即使出现过调则过调的幅度也不会太大，不易造成油中带水。

在机组初阶段冷态试运转时联系泵厂及阀门厂家根据试运时的冷态温度对温控阀进行暂时的定值修改，让自动调节系统的功能在冷态时能投入使用，使给泵密封冷却水的供水量随运行工况的变化而自动调整，避免人为调整误差给系统带来的影响，冷态试运结束在后再将设定值更改为标准设计，虽然此措施要投入一定的人力与精力，但是这样可强有力地避免给水泵油中带水现象的发生，保证试运时的安全运行。

2.5 汽泵轴封间隙偏大造成密封水进入轴承室

从许多机组现场运行的情况来看，在密封水回水温度控制较正常时，有时会从呼吸孔处溢出水，溢出的水温不高，从而也说明了回水腔室的液位较高，部分水进入了呼吸孔处。这一情况除上述的密封水调整的因素外，还有就是密封间隙偏大引起的。

处理此缺陷的唯一办法，是在安装检修期间对每台汽泵轴端间隙进行测量，若存在超标情况应及时调整或更换密封件。

2.6 热力系统的停运次序不当造成密封水传入轴承室，使润滑油中带水

密封冷却水引起油中带水，除正常运行调整中会发生外，在机组启停中也会发生，特别是在停机过程中。因试运中突发事件，机组停运，给水系统停运锅炉泄压，而给水系统未放水前，因系统运行的安排，可能要求凝水系统停运，若此时停运凝水系统，给泵的密封冷却水便中断，给水系统中的高温水就会由轴端密封进入回水腔室，并汽化起压，从而进入润滑油腔室，使油中带水严重，这一情况也在600 MW机组试运过程中汽泵上出现过。

这就要求机组停运时优化系统停运的次序，避免高压高温汽水由锅炉侧倒入给水系统，在给水系统未放尽水完全泄压前，不得停用密封冷却水，且在每次的停机措施中作出明确的停运次序要求。

3 结语

综合以上分析，造成给水泵汽轮机油系统中含水量较大，甚至使润滑油出现严重乳化现象的主要原因是：给水泵汽轮机轴封漏气量大与给水泵汽轮机轴承室负压过大;汽泵的密封冷却水的调整与汽泵两轴端密封间隙的大小存在不协调问题;另外在启动停机的运行方式调整上也存在较大的影响。为降低小机润滑油中含水量，总结以往试运经验结合系统及设备设计原理，能有效地进行彻底的治理。

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