汽机第六段抽汽温度高的原因分析及处理
周绍兴
广州发电厂，广东广州510160
1 存在问题
广州发电厂共有4台50 MW汽轮发电机组，自投入运行以来，汽轮机第六段抽汽温度经常超过正常温度(80～85℃)，达到310～320℃。1号低压加热器的进汽温度也达到200℃以上。相反，1号低压加热器的凝结水温升只有10℃左右，远小于设计温升（30～50℃）。情况发生时，认为是运行人员调整不当引起的，后来其它机组均出现同样情况，才引起大家的注意，并研究分析其中的原因。
汽轮机第六段抽汽是从第十五级喷嘴前引出，其结构如图1所示，此段抽汽是1号低压加热器的专用汽源，除第六段抽汽外，另有前汽封第三腔室的漏汽（其漏汽量以下简称G3）由一条φ194 mm×6 mm的管子引入。厂家给出前汽封第三腔室的漏汽量为0.45 t/h，温度为425℃，对应的第六段抽汽温度为78℃。
2 原因分析
汽轮机主蒸汽通过做功，到达第十五级之后蒸汽的正常温度为78℃，为何却测得310～320℃的高温呢？从图1可知，前汽封第三腔室的漏汽经一条φ194 mm×6 mm的管子进入第六段抽汽管，温度高、流量大（经测算，实际流量远大于厂家给出值，达到2 t/h），而且又是从抽汽母管端头（机组右侧）引进，它流向布置在机组左侧的1号低压加热器时，经母管上部进入2条φ426 mm×5 mm的第六段抽汽管 。由于前汽封第三腔室的漏汽温度高，其比容值远大于第六段抽汽，在未充分混合前，有较大的浮升力 ，如若依靠浮升力向上流入汽口，它所测出的抽汽温度，必然是前汽封第三腔室漏汽与第六段抽汽的混合后的温度，当然要比第六段抽汽温度高。
1号机组曾发生过第十五级叶片断裂的情况，有理由认为，抽汽室局部出现高温汽流，使叶片承受过高热应力，是叶片断裂的原因之一。通过现场测算及有关的热力计算分析后，认为造成第六段抽汽温度高的原因有3方面。
2．1 前汽封第三腔室的漏汽量过大
通过抄录机组运行的实际参数，对1号低压加热器进行热平衡计算，当时测得1号低压加热器进汽温度为194℃，比厂家给出的值高110℃左右，并计算出前汽封第三腔室的漏汽量G3为2.05 t/h，比厂家给出的0.45 t/h大5倍。
现比较3号低压加热器进汽温度，由于前汽封第二腔室漏汽（其漏汽量以下简称G2）进入该低压加热器，该低压加热器的加热汽源从汽机第八级喷嘴后抽出，设计温度为275℃，由于前汽封第二腔室漏汽的进入，按厂家给定值，3号低压加热器进汽温度应从275℃升至283℃，而实际温度都是不升高反而降低，降至260℃。虽然汽压从0.92 MPa节流至0.28 MPa，加上管道散热损失，会导致汽温有少许下降 ，但不应该完全抵消由前汽封第二腔室漏气的混入引起的温升，因此，可以判断，G2值在运行中可能为零。
从上述调查分析可知，厂家给出的前汽封漏汽量与实际运行工况有较大出入。G3值超过厂家给定值的4～5倍，这是造成第六段抽汽温度高的主要原因。
2．2 前汽封结构及热力系统原设计有缺陷
根据厂家给出的前汽封结构图，结合广州发电厂机组当时的运行工况，对机组前汽封漏汽量进行详细的复查，分别计算出总的漏汽量G＝2.09 t/h，前汽封第一腔室、第二腔室、第三腔室的漏汽量分别为G1＝0.16 t/h，G2＝－0.05 t/h，G3＝1.98t/h。
出现以上的计算结果，在我们的分析预料之中，因为从系统图上看，前汽封第一腔室接至第二段抽汽至高压除氧器用汽管，前封第二腔室接至3号低压加热器进汽调整门前（调整门将进汽压力由0.92 M Pa节流至0.28 MPa）。因此，前封第二腔室口的压力必须高于0.92 MPa才能流通。前封第三腔室接至1号低压加热器 。由于广州发电厂高压除氧器加热汽源很大部分来自锅炉排污热源，加上各机组并列母管制运行，迫使第二段抽汽上高压除氧器抽汽门开度很小或完全关闭。因此，实际前封第一腔室漏汽是无出路的，漏汽量很小，甚至为零。
再从汽封结构图上看，前封第一腔室漏汽口至前封第二腔室漏汽口共有30圈汽封齿，前封第二腔室漏汽口至前封第三腔室漏汽口共只有10圈汽封齿，而3个漏汽口的抽汽压力分别为1.17 MPa，0.92 MPa，－0.043 MPa，因此，我们计算得出前封第二腔室漏汽口的漏汽量亦很小，有时甚至出现返流现象，即G2为负值。这样，前汽封总的漏汽量基本只能依靠前封第三腔室漏汽口漏出，所以，漏汽量G3值与总的汽封漏汽量大致相同。
2．3 低压加热器空气管设计不当，造成第六段抽汽量过小
从热力系统图上可知，各低压加热器空气管的布置采用逐级自流方式，即由3号到2号到1号低压加热器，最后由1号低压加热器排入凝汽器，而1号低压加热器进入凝汽器空气口布置的位置靠近低压加热器下部，位置太低，致使1号低压加热器上部积聚大量的空气，造成空气分压力较高，使第六段抽汽无法顺利抽出，导致1号低压加热器水温升只有10℃，亦造成了大量的前封第三腔室漏汽无法进入低压加热器，只能通过抽汽口返流入汽缸，造成了第六段抽汽温度过高。
2．4 原因分析小结
综合以上分析，汽缸前汽封结构不合理以及热力系统设计有缺陷，造成了前封第三腔室漏汽量G3过大，使得前封第三腔室漏汽通过第六段抽汽口返流入汽缸，造成温度测点处的汽温过高，这是第六段抽汽温度高的主要原因。
3 改进方案
通过以上的分析，提出如下的改进方案并进行了实施：
a）将前汽封第一腔室出口改接至第二段抽汽至高压加热器汽源，同时，为防止高压加热器停运时出现相同问题，将前汽封第二腔室出口并接一条管引至广州发电厂的对外供热汽管，以使前汽封第一腔室能有顺畅的出处。
b）将前汽封第二腔室出口接至第三段抽汽至3号低压加热器的调整门后（压力为0.28 MPa），增大前封第二腔室的流量。
c）将前汽封第三腔室进入第六段抽汽管的φ194 mm×6 mm管子，在垂直进入第六段φ529mm×6 mm抽汽母管之后，转向90°，沿φ529 mm×6 mm管线向前延伸至超过2条第六段抽汽口，向1号低压加热器方向喷射，并重新计算第六段抽汽管的应力变化情况，将φ529 mm×6 mm管材由A3F钢换成20号钢管 。
d）将2号低压加热器空气管引一旁路直接进入凝汽器，避免3号、2号低压加热器的空气进入1号低压加热器，1号低压加热器空气管重新在低压加热器汽室靠上部开口，进入凝汽器，使空气不至于积聚在1号低压加热器，减少空气分压力，增加传热效果。
4 结束语
以上改进措施实施之后，通过长时间的运行考验，第六段抽汽温度均维持在80～85℃之间，且1号低压加热器的凝结水温升大幅提高至30℃，既保障了机组的安全运行，又提高了机组运行的经济性
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