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摘要：由于汽轮机轴封系统设计技术相对落后，轴封漏汽多次导致汽轮机透平油水分含量超标。同时汽轮机原有设计存在部分缺陷，影响机组真空及安全运行的问题尤其突出，汽轮机真空值一直维持在下限报警值运行。水封带无注水装置导致真空系统在开车初期、负荷波动期间水封打破后无法重新建立。均压箱上的减温水系统无法投用，导致均压箱蒸汽温度远远高于设计运行值，长时间运行大大缩短轴封及其梳齿的使用寿命，造成前、后轴封漏汽。射水抽气器投运以来未进行更换，抽气器文丘里管段出现偏心现象，影响了射水抽气器的抽气量，导致漏入凝汽器的空气不能及时抽出进一步恶化汽轮机真空。文中对汽轮发电机组技术改造进行了分析。
关键词：节能；轴封漏气；减温系统；真空
1汽轮发电机常见故障产生的原因
1.1汽轮发电机定子端部绕组短路故障
对于设备来讲，这种问题发生的几率非常高。因为它的上方存在较为薄弱的绝缘体，而一旦它受到油污等的腐蚀的话就会使得绝缘能力变差，继而就会导致引出线与水接头绝缘的短路故障。具体来讲，因为引出线的绝缘是手包形式的，而在处理水电接口地方的时候也是在下线以后开展的，再加上工艺方面的缺陷，就导致了绝缘的品质变差。至于水电接头绝缘性能来说，经过长期使用而沾满油污和水分等杂物的涤玻绳可能会导致两相短路。除了上述情况以外，如果油污较多的话，当氢气的温度高于界定值以后，就会导致绝缘能力变差。对于渐开线来讲，假如没有做好其故障区域的清理工作的话，一旦受力就会出现振动现象，进而使得绝缘处理受到严重的干扰，最终出现短路问题。上述几点便是短路问题的常见原因。对于这些存在的不利点，我们一定要认真分析第一时间处理，只有这样才能够将问题带来的负面效益降到最低。
1.2汽轮发电机定子线圈漏水、断水故障
对于汽轮机来讲，其定子线圈处经常出现渗漏现象。而这种问题出现的主要原因在于在焊接的时候没有处理好定子导线，进而使得接头的地方经常发生渗漏。除了上述以外，空心铜线的品质不高，没有牢固处理绕组，均会导致导线不牢固，进而引发渗漏问题。另外，如果设计不当导致绝缘水管比正常长度要长的话，就会使得管线和电机摩擦，时间久了就会出现问题了。
1.3汽轮发电机转子故障原因分析
除以上讲述的问题之外，转子的绝缘问题同样不容小觑。对于转子绝缘来讲，它的问题主要发生在绕组匝间。具体来讲，是因为绝缘处理被破坏了，进而引发了短路问题。除了上述以外，滑环破损也是一种常见的问题。而导致这种问题发生的原因非常多，比如设备运行振动而引发的电刷破损；长时间的运作导致碳粉聚集，如果聚集得太多而没有第一时间处理的话就会导致无法通风，最终引发问题。最后，护环破损也是一个发生几率较高的问题。
2机组改造的一些技术措施
2.1热负荷的确定
准确地确定热负荷是保证机组改造成功及提高经济性的关键。对于不可调抽汽改造，其抽汽量和抽汽参数只能通过调整进汽量而小范围调整，因此确定抽汽量应根据当时的用汽情况，长时间保持稳定，以保证机组能在经济性较佳的抽汽工况下运行，当热负荷偏大和偏小时，再适当地采取其它措施或利用其它设备，保证改造机组的热能利用率和综合经济效益。
2.2低真空运行的一些技术措施
采用低真空供暖后，需要注意的问题：第一，内效率降低。由于采用低真空运行，末几级在偏离设计工况下运行，降低了内效率，同时末几级容量流量大幅度降低，造成脱流、回流，引起不稳定振动，使末几级尤其末级动应力增大，增加了疲劳破坏的危险性。
期刊文章分类查询,尽在期刊图书馆因此机组改造后，应进行末级流场和强度计算校核。第二，因提高背压和循环水温，凝汽器热膨胀增大，影响凝汽器铜管在管板上紧固的严密性，或者铜管内结垢或聚积从70～80℃的热网中分离出的一些氧化物，导致传热恶化，使排汽温度和端差不断上升而无法运行。因此在运行时，需经常注意观察和维护。
3汽轮发电机组技术改造实施
公司CC12－3.5/1.6/0.5－Ⅱ型双抽凝汽式汽轮发电机组1996年建成投产，发电装机容量为抽凝式12MW。自2008年240t/h锅炉投入运行后高压蒸汽有所富裕，为了给集团创造更高利润，要求公司汽轮机发电机组达到满发、高发运行。
3.1技术改造方案
加装水封带注水设置；更换汽轮机发电机组前后轴封；均压箱喷水减温系统优化改造；拆检并更换射水抽气器文丘里管；轴承箱与前轴封间增设环形氮气密封管路。
3.2改造方案及原理
3.2.1加装水封带注水装置，人为建立水封带水封，避免漏入空气直接进入凝汽器而影响真空。汽轮机水封带3个水筒水柱高度约10m，正常运行时轴封加热器内凝结水靠水柱压力进入水封带水筒，然后源源不断流入凝汽器底部，这样漏入轴封加热器内部的空气不能进入凝汽器影响真空。但是在汽轮机机组启动、负荷大范围波动、停机、真空波动等异常情况下水封带内水柱打破被吸入凝汽器内，水封被打破后无法对水封带进行补水，由于轴封加热器内为微负压区，空气漏入轴封加热器直接进入凝汽器引起真空急剧恶化，此时凝汽器、轴封加热器存在的差压，仅仅依靠轴封加热器凝结水再形成水封已经十分困难，所以必须人为对水封带水筒进行注水。在凝结水泵出口引出一条覬32管线，分别引在水封带平衡水筒下部，并加装可以控制的手动球阀。同时在水封带和凝汽器之间加装一个可以控制水位的截止阀。如在出现上述异常情况水封被打破时，只需要关闭水封带和凝汽器之间的阀门，防止空气进入凝汽器影响真空，同时迅速对水筒进行注水，这样水封带内水柱很快就会形成，而且不会对真空造成一定的影响。
3.2.2前轴封与轴承箱之间加装环形氮气密封装置，有效避免了轴封漏汽进入轴承箱导致透平油水分超标。在轴承箱油挡与前轴封之间，围绕转子周围加装覬32环形氮气管线，有效的将漏出蒸汽阻挡在轴承箱外。
3.2.3射水抽气器文丘里管射水偏流对真空系统的影响及解决办法。射水抽气器96年运行以来未进行检修和更换，喷嘴2处磨损严重，制止初始段的气相返流偏流，造成冲击四壁而发生震动磨损，高压水流扩散度变差，使得水的裹挟气体能力变差，空负荷工况下试验，最大出力为90kPa，严重影响汽轮机的运行真空。汽轮机停机后对射水抽气器进行拆检，对扩压管4段结垢进行彻底清理，同时对主要部件喷嘴2进行更换，同时要求厂家造成对喷嘴2射出口进行加长10mm，这样能实现两相流的均匀混合，降低气阻，消除气相偏流，增加两相质点能量交换，又能利用余速使排出的能量损失达到最少。改造后空负荷工况下试验，最大出力达到96KPa，抽气能力明显提高。
3.3改造后取得的经济及社会效益
3.3.1经济效益
发电机组在其它条件不变的情况下，凝汽器真空每提高1%，汽轮机发电机组发电汽耗降低1%，即为发电成本降低1%。
改造前：汽轮机真空为83kPa；
改造后：汽轮机真空为93kPa；
凝汽器真空提高=（93-83）/83=12%；
改造后在蒸汽量不变的情况下，按年发电量为6000万度电计算，一年可以多发电=6000万度×12%=720万度；按照国家发改委下发《节能技术改造资金基金管理办法》，同时参考燃用煤炭火力发电参数，规定1度电折合标准煤0.404kg；经过该项科技创新项目实施后，年共节约标准煤720万度×0.404=2908.8t，粉尘、SO2和CO2排放量分别减少727t/a、47.99t/a和7270t/a。
3.3.2社会效益
经过该项科技创新项目实施后，年共节约标准煤2908.8t，粉尘、SO2和CO2排放量分别减少727t/a、47.99t/a和7270t/a，大大改善了环境，具有较好的环保效益。
4结束语
总之，本项目的实施，大大减少了企业能源消耗。经过该项科技创新项目实施后，年共节约标准煤2908.8t，粉尘、SO2和CO2排放量分别减少727t/a、47.99t/a和7270t/a，本项目的实施符合公司发展要求，为节能降耗工作起到了巨大的现实意义。
参考文献
[1]徐士民.汽轮发电机组技术改造的几种形式和措施[J].黑龙江电力技术，2015，05：23-25.
[2]李俊强.汽轮发电机组油挡的技术改造及应用推广[J].科技创业家，2015，10：52-53.
论文作者:李兴亮
论文发表刊物:《建筑学研究前沿》2017年第15期
论文发表时间:2017/10/26
标签：凝汽器论文; 汽轮机论文; 真空论文; 机组论文; 就会论文; 水封论文; 水筒论文; 《建筑学研究前沿》2017年第15期论文;