600MW机组汽泵密封水回水系统的改造

浙江电力

ZHEJIANGELECTRICPOWER

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600MW机组汽泵密封水回水系统的改造

ImprovementonSealingWaterSystemofFeedWater

Pumpin600MWUint

王银丰

(浙江省电力建设总公司,浙江

宁波

315010)

摘要:嘉兴发电厂二期工程5、6号机组汽动给水泵密封水回水系统经改造后,能减少机组真空系统泄漏点,确保给水泵密封水回水畅通,避免给水泵润滑油系统进水问题,解决了原设计系统难以维持稳定运行的问题。

关键词:汽动给水泵;密封水;回水;600MW机组中图分类号:TK263+3

文献标识码:B

文章编号:1007-1881(2006)06-0067-02

嘉兴发电厂5、6号机组汽泵密封水系统由于设计、制造存在问题,密封水回水不畅,导致回水进入小机油系统中,不但造成凝结水的大量损失,而且影响了机组的安全稳定运行。本文分析了相关原因并给出了具体解决方案和改造后的运行效果。

1系统概述

嘉兴发电厂5、6号汽轮机是上海汽轮机有限公司引进美国西屋公司技术制造的600MW亚临界、中间再热式、四缸四排汽、单轴、凝汽式汽轮机,该机组所用的汽动给水泵组为上海电力修造总厂引进英国韦尔公司原装芯包生产的FK4E39-K型汽动泵、FA1D67型前置泵。该型号汽动给水泵的密封系统为迷宫密封,主要原理是通过间隙控制泄漏的方式对汽动给水泵加以密封。汽泵密封水采用凝结水泵出口母管来水,其回水分为两路:一路经过密封水回水母管去地沟或凝汽器,漏水量设计为7.8t/h;另一路回到汽泵前置泵进口电动门前的前置泵进口管道(见图1)。两台汽泵密封水共用一个三级U型水封(见图2)。

所有运行条件下,注入轴套的密封水压力经控制阀调节高于卸荷水压力0.1MPa。本机

组汽泵密封水调节阀布置在紧靠汽泵自由端侧,均安装在13.7m层。

5号机组在调试、试运期间,2台汽泵密封水回水只能投运1台,且运行过程中多次出现回水不畅现象(尤其是停泵过程),从泵呼吸孔处大量冒出,并进入轴承室,造成小机油箱进水,使润滑油大量带水,破坏了润滑油的油质,严重影响到汽泵轴承、小机油动机等部件的正常安全运行。

图1汽泵密封水示意图

图2原U型水封及其接口示意图

68王银丰:600MW机组汽泵密封水回水系统的改造2006年第6期

2故障分析

根据汽泵密封水系统在运行过程中出现的问题,并结合汽泵轴端的构造和功能,从以下几个方面对密封水回水不畅的原因和影响进行分析。

2.1运行中密封水无法正常排泄

汽泵的迷宫式密封装置采用螺旋型构造,在汽泵运转时,水会沿着螺旋槽向汽泵内部流动。当汽泵停运以后,汽泵内主给水及密封水失去动力,全部向外部流出,此时只依靠一个U型水封已不能满足排水需要。因此,必须及时打开密封水至地沟的隔离阀进行紧急排泄,如隔离阀不能及时打开,就会造成大量的水沿轴向流至轴承,导致泵呼吸孔冒水及小机润滑油系统进水。而现场排地沟隔离阀在汽机房底层位置,因此一旦出现汽泵紧急停运情况,运行人员缺少足够的时间打开密封水至地沟隔离阀,因此不能保证密封水在紧急情况下的正常排放。

2.2密封水回水不畅

根据迷宫式密封装置的结构,凝结水流量应为流至地沟或凝汽器的最大流量。设计院根据厂家提供的汽泵密封水回水流量(2台15.6t/h),至凝汽器管径设计为󰀁108󰀁4,且在凝汽器内部设置了50个防冲刷的󰀁12节流孔。经现场实测,2台汽泵密封水总流量最大值为30t/h,大大超过15.6t/h的最大设计值,说明汽泵密封轴套与衬套的间隙超过设计值,流量的不稳定也导致了大量空气混入密封水回水中,使得密封水回水工况更加恶劣。因此,可以说通流能力不足是密封水回水不畅的主要原因之一。

另外,根据原设计第2、3级水封外筒体及第3级筒体水室没有放气阀,使得注水时水位超过内筒口后,第2、3级水封外筒体的空气无法排出,导致注水不充分。这也会使密封水回水阻力增大。

2.3U型水封的虹吸高度不足

U型水封是根据设计院图纸进行现场制作的,与密封水系统的正常运行有着直接关系。现场U型水封至凝汽器接口标高为8.9

m,密封水在大气压及凝汽器之间压差作用下的虹吸高度为9.7m,考虑到管路阻力,虹吸高度余量已显不足;根据同类型多级U型水

[1]

封应用情况看,回水管至凝汽器汽侧接口距U形水封槽的底部控制在6~7m之间较为理想。

2.4水封高度的计算

当凝汽器绝对压力为0.0049MPa,回水高度为8.9m,假设当地大气压为0.1MPa时,根据波义尔定律气体方程计算得知三级水封高度满足要求,水封可以建立。

3改造措施及效果

根据分析,对密封水系统进行重新改造,具体措施如图3所示。

图3改造后U型水封及其接口示意图

(1)在U型水封前增加1个汽水分离筒。(2)在第3级外筒体及内筒体水室各增加1个放气阀。

(3)进凝汽器接管口径增大至󰀁159󰀁4.5,端部封堵,在管段上开孔(󰀁12共200个)。

(4)由于凝汽器汽侧6m标高处空间较小,为了给密封水提供正吸压头,从原回凝汽器喉部管路6m标高处引出一路至同侧凝汽器热井。

5号机组密封水系统自2006年2月份大修改造后,机组启停及日常运行过程中,均未发现密封水回收不畅、汽泵呼吸孔冒水、小机油系统进水等异常情况,系统改造效果良好。

(下接第75页)

2006年第6期

吴坚胤:500kVGIS设备故障检修一例

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3)对表2中的各气室进行补气,使压力恢复至额定压力。

4更换后试验

气室恢复后,进行如下试验:

(1)由于断路器与TA气室母管重新连接,因此由断路器两侧接地刀闸通入电流,进行主回路直流电阻测量。

(2)断路器在进行50次分合闸操作后,进行断路器机械特性试验。

(3)操作试验(正常远、就地操作)。

(4)对表2中各气室进行水分含量检测。(5)由4号主变进线套管处加压,进行交流耐压(电压592kV/1min)及局放试验。

(6)上述试验通过后,对断路器进行冲击合闸试验。

5结束语

通过断路器故障抢修,有以下几点体会:(1)GIS设备单元的更换牵涉的面较广,不仅是故障气室,还需注意相邻气室间的压力差。对于更换时所需的支架及专用工具,可以根据现场的实际情况,采用现场临时加工的方法解决。

(2)设备单元进行更换时,如何保持母管的稳定是更换时最需要注意的问题。

(3)GIS升压站不仅要配备足够数量的SF6

气体,还应配备一定数量的空瓶,以供回收气体使用。对于存有故障气室气体的气瓶,应做好明显、永久的标记,避免错用。

(4)GIS设备虽然具有结构紧凑、占地面

积小的优点,但也使得其部件的拆装极其麻烦,某一单元的更换往往需要拆除其它许多部件,并要涉及到气体回收、补气,检修周期较长。据统计,由于制造厂和安装单位工艺不良造成的故障约占GIS设备故障的40%,由于制造厂清洁工作不好造成的故障占16%。从以上统计数据可见产品质量的重要性,因此制造厂家应加强管理,严格把好产品质量关。

(5)GIS设备的故障多发生在新设备投产的当年,根据加拿大等国的统计资料,第1年运行时,设备故障率为0.53次/间隔,而第2年则下降到0.06次/间隔,降低了8.83倍,然后趋于稳定。可见GIS设备最容易发生故障的时间是运行的第1年,运行人员要加强管理,加强巡视检查工作。同时不能因为GIS设备维护工作量少,而放松对GIS专用工具的维护、保养工作,特别是SF6回收小车,各种配件和管路转换接头众多,平时一定要注意加强保管。参考文献:

[1][2][3]

ABB.MethodStatement500kVGISJiaxing,2003.ABB.SwitchgearManual,2001.

罗学琛.SF6气体绝缘全封闭组合电器[M].北京:中国电力出版社,1999.

收稿日期:2006-03-31

作者简介:吴坚胤(1971-),男,浙江宁波人,工程师,学士,从事电力基本建设管理工作。

(上接第68页)万t,经济效益和社会效益相当可观。参考文献:

[1]曹润,马云.DGT480-180给水泵多级水封在现场的实

际应用[J].青海电力,2001,(4):30-32.收稿日期:2006-05-15

作者简介:王银丰(1975-),浙江宁波市人,工程师,从事火电机组的基建管理及设备安装、机组调试等工作。

4结束语

汽泵密封水系统回水不畅问题产生了一系列不良后果:大量凝结水流失;小机润滑油油质恶化;现场文明生产和设备安全运行都受到很大的影响。经过改造后已彻底解决了上述问题。2台汽泵密封水回水若按25t/h、年运行时间7000h计算,每年可回收除盐水17.5