1 050 MW超超臨界火電機組真空系統查漏及改造方法

倪穎鋒

(浙江浙能技術研究院有限公司，浙江 杭州 311121)

維持汽輪機最佳真空度是機組安全、經濟運行的重要保障[1]。一旦出現空氣泄漏進凝汽器，不僅影響機組的真空度，而且還將導致凝汽器內凝結水溶解氧偏高，對設備產生一定的腐蝕[2]。排汽溫度以及排汽壓力的上升，也會導致機組振動變大，危及低壓末級葉片運行的安全，真空系統泄漏將增加冷源損失，降低循環效率，以1 050 MW機組為標準，機組真空度每下降1 kPa，煤耗將會增加0.13%[3]。然而，整個汽輪機組與凝汽器關聯的系統較多，任何一處出現泄露，都將直接影響機組的真空，所以定期對機組的真空漏點排查十分重要[4-5]。

現場會定期檢測真空系統，現有的查漏方法主要有噴泡沫水、凝汽器單側隔離查漏、灌水查漏、超聲波查漏、薄膜法、鹵素法、氦質譜儀查漏法[6-8]。灌水法查漏主要在機組停運之后，向凝汽器汽側注水，當水達到凝汽器喉部時，停止注水，保持一天，在此過程中查看各處是否有泄露。此方法簡單而效果直觀；但也有不足之處，首先停機處理限制了實時消缺的可能性；并且冷水注入的冷態膨脹，其膨脹遠達不到受熱膨脹時的金屬膨脹系數，極易造成漏查；灌水高度無法查到汽機房頂的漏點。相對于注水查漏，后期出現的超聲波查漏具有一定的優勢，其主要特點是，不用在停機的狀態下進行檢查，且對泄漏點位置判斷較為準確，所用設備便于攜帶、成本低[9]，但因為其易受外界的因素影響，現場的聲音太雜，在一定程度上增加了查漏的操作難度。在上述兩種方法的基礎上，元素跟蹤法是較為經典的查漏方式。其基本原理是采用元素注入工質，隨著工質的流動，使用對應的設備在可疑位置進行元素檢測，以此判定是否有漏點。常用的方法有鹵素法與氦質譜儀查漏法。鹵素法以氟利昂作為標志元素，將氟利昂噴涂在可疑位置，由負壓作用吸入循環系統，如若出現泄露后期在真空泵口將會檢測到，從而確認此位置即為泄漏點。同理，氦質譜儀查漏法其基本原理與之類似[10-13]。但對比兩者可知氟利昂溶于水，不僅影響結果，而且氟利昂的利用不太環保，大量的使用將破壞大氣臭氧層，所以不便于大量使用。而氦質譜儀查漏法不僅可實現在線操作且設備便于攜帶，檢測靈敏度也較高。一旦機組出現真空度下降、抽汽溫度上升等問題時即可采用此方法快速查漏[14-15]。

本文首先采用氦質譜儀查漏法，對1 050 MW超超臨界火電機組真空系統查漏，并在此基礎上針對性的提出改造措施及操作控制優化方法。此方法快速查出漏點，并從根本上降低了門桿漏氣對汽輪機真空系統的影響，具有較高的實用推廣價值。

1 機組真空嚴密性試驗

某電廠#1、#2機組汽輪機組為上海汽輪機廠設計制造的1 050 MW超超臨界、一次中間再熱、反動式、四缸四排汽、單軸凝汽式汽輪機，機組型號為N1050-27/600/600。#1機自2017年3月A修后凝汽器A側真空逐漸變差，所以采用氦質譜儀查漏法進行查漏操作。

真空法一般用于汽輪機真空系統的泄漏檢測。 向可疑位置噴灑氦氣。 如果有泄漏點，氦氣作為示蹤氣體會隨著環境中的空氣被吸入，最后從真空泵氣水分離器的排放管排出。 氦氣與其他不凝性氣體形成的混合氣體通過監測探頭從噴射器出口泵入，通過氦質譜儀中的質譜分析功能，對靶板上氦分子粒子的質量進行分析判斷測試位置的相對漏氣量。本次檢測采用的是氦質譜儀查漏法，基準數值為1.0×10-6Pa·m3/s；1.0×10-6～1.0×10-5Pa·m3/s為小漏點；1.0×10-5～1.0×10-4Pa·m3/s為中漏點；1.0×10-4Pa·m3/s以上為漏點。

后期的真空嚴密性試驗結果也頻繁出現不合格的狀況。試驗結果見表1。

表1 #1機組真空嚴密性試驗結果

從表中結果可知，該機組高壓側中間有好幾個月嚴密性結果都大于0.27 kPa/min，根據電力行業標準《凝汽器與真空系統運行維護導則》的要求，該側凝汽器未達到規范要求。

2 真空系統查漏過程

在2018年11月份，用氦質譜儀對1號機進行全面的查漏工作。

對#1機組低壓缸本體、低加系統、凝結水系統、加熱器疏水系統、擴容器疏水系統及本體、低加各抽汽管道、真空抽氣系統、低壓旁路系統、機組補水系統、軸封加熱器疏水系統、排汽缸喉部等系統所有閥門、法蘭及管道等設備進行了檢測，發現#1機組低低壓缸前后軸封下部凹窩結合面、低壓缸部分螺絲、低壓缸推拉桿，高壓主汽門盤根及中壓主汽門盤根等設備泄漏，詳見表2。

表2 #1機組第1次真空查漏結果

對低壓缸前后軸封蓋子結合面及螺絲涂密封膠臨時封堵。A、B側低壓缸內缸推拉桿及中心導向銷處的汽缸補償器泄漏，是上汽西門子機組所特有的泄漏點，主要原因是補償器與低壓外缸的密封面上的“Ο”型密封圈老化，最好的處理方法是停機后更換密封圈，但這次堵漏是在機組運行期間，故只能在推拉桿汽缸補償器護罩外側與低壓缸外缸的間隙用密封膠采用填縫處理。封堵完之后用氦質譜儀檢測，漏點大小均小于5×10-6級別，可看做這些漏點已臨時封堵好。由于高、中壓主汽門盤根處溫度較高且閥桿需動作，所以未在線處理此處漏點。

在2019年1月再次進行嚴密性試驗，A側0.216 kPa/min,B側0.141 kPa/min，與前幾個月的試驗數據對比，A、B側數值均有所下降，但還是沒有達到0.133 kPa/min的優秀數值。從這可以看出，1A、1B高、中壓主汽門盤根處漏氣量對凝汽器A側的真空嚴密性有很大影響，需停機期間進行處理。

3 泄露原因分析及改造處理

3.1 門桿漏汽漏入空氣原因

上汽1 000 MW超超臨界汽輪機，汽輪機具有模塊化、效率高等優點，但在其原設計中，高、中壓主汽門管道直通凝汽器A側的疏水立管，當主汽門處于關狀態，門桿漏汽直排至凝汽器A側真空系統，當主汽門處于開狀態，無漏汽排出。因此，當主汽門正常運行期間處于全開狀態時，但當汽門閥桿處盤根老化密封不嚴時，將會有空氣漏入閥桿間隙，從門桿漏汽管路直通向凝汽器A側真空系統，進而影響真空嚴密性，原理見圖1。

圖1 主汽門門桿漏汽原理

3.2 高主、中主門桿漏汽管改造

根據漏氣原因，盤根處發生漏空氣問題的主要原因為盤根老化密封不嚴，根據上汽廠運行維護要求，主汽門盤根更換周期為小于1年，但現有的檢修制度規定，機組小修周期為大于2年，而日常臨停會因為溫降不夠而無法更換盤根，所以，根據實際情況，主汽門可能無法1年更換1次盤根，只能考慮其它方法。

高壓主汽門設計參數為設計溫度600 ℃，設計壓力1.6 MPa，最高運行溫度500 ℃，最高運行壓力0.7 MPa，中壓主汽門最高運行溫度582 ℃，最高運行壓力0.2 MPa。實際為啟停機時期的主、再熱蒸汽流經閥內間隙后經漏汽管道排入凝汽器的蒸汽，實際漏汽參數較低，與主機軸封回汽參數相差不多，且漏汽量較少，不會影響軸加風機出力，因此，決定將高、中壓主汽門接入主機軸封回汽管道，并配置相應電動閥，為防止可能產生的高溫蒸汽損壞電動閥后管道及軸封加熱器，增加門桿漏汽管道至主機軸封回汽管道2個溫度測點,并送至DCS。同時，在原高、中壓主汽門管道上增設電動閥，詳見圖2、圖3。

圖2 高、中壓主汽門門桿漏汽改造示意圖

圖3 門桿漏汽至主機軸封回汽管路增設溫度測點

1號機組C修后進行嚴密性查漏堵漏工作，首先對高、中壓主汽門盤根處進行復測，在各汽門盤根處分別噴出適量氦氣，檢測儀處無數據顯示，可以表明，在機組正常運行工況下，汽門盤根外側的空間已與凝汽器完全隔離，在隔離閥關閉且無內漏的條件下，無論汽門盤根狀態好壞，空氣均被引排至軸封加熱器，不會再影響凝汽器真空。

3.3 運行控制策略改進

(1)機組啟停機時，門桿漏汽管道按原設計接至凝汽器疏水立管；

(2)機組正常運行時，門桿漏汽管道接入主機軸封回汽管道，利用軸加疏水U形水封，防止主汽門漏真空；

(3)對高、中壓至主機軸封回汽管道溫度測點增加報警，當這兩個測點任一溫度高于410°，則應發出報警，高于430°，連鎖關閉至軸封回汽相應電動閥，打開至疏水立管相應電動閥，將切換至壓疏水立管。

3.4 取得的效果

(1)對1號機組凝汽器A側系統進行復檢，再一次進行真空嚴密性試驗，試驗結果為A側0.099 kPa/min，B側0.087 kPa/min達到優秀值。

(2)改造后的高、中壓主汽門管道在1號機組啟動過程中可順利切換，機組運行過程中，至主機軸封回汽溫度始終處于100 ℃左右，整個系統運行穩定。

4 結論

文中所進行的查漏以及處理方法，經現場操作及結果證明了對此類真空泄露問題處理具有高效性以及有效性。現對其總結如下：

(1)檢測結果說明了氦質譜儀中的質譜分析方法在超超臨界機組的真空查漏中具有較高的靈敏性；

(2)改造后的機組啟動切換說明針對門桿泄露所進行的改造具有很好的密封效果，且不會對機組的運行產生影響；

(3)汽輪機組凝汽器真空查漏因為涉及的負壓區域多，往往會使得查漏工作異常艱難。應針對不同類型的機組，采用合適的查漏方法，對一些重點區域重點關注；

(4)上汽超超臨界因其設計、制造、安裝的相似性，往往會出現共同的泄漏點，希望機組運行、檢修人員在機組運行時加以關注。