目前，节能减排已成为火电厂的重要任务，机 组煤耗率、热耗率成为影响火电厂发展的关键指 标，因此各火电厂必须采取有效措施，大幅度降低 汽轮发电机组的耗能。本文以元宝山发电有限责任公司600 MW汽轮机为例，针对高压缸效率低、机 组热耗率高、轴封漏汽量大、机组轴系稳定性较差 等问题进行分析，并提出相应的治理措施，供同类 机组参考。

元宝山发电有限责任公司600 MW机组（2号机 组）于1985年末移交生产。锅炉由原联邦德国引 进，为亚临界、一次中间再热、变压运行、带再循环 泵、强制循环汽包炉，单炉膛、平衡通风、固态排渣、 全钢架、全悬吊结构、Π型露天布置；四角布置切圆 燃烧摆动燃烧器。汽轮机、发电机从法国阿尔斯通 ——大西洋公司引进，汽轮机型号为N600-16.7/ 537/537-1，亚临界、中间再热、单轴、四缸、四排汽、 冷凝式，额定功率为606.9 MW。

根据2012年11月机组效率试验数据，在设计 工况下，当负荷为600 MW时，机组试验热耗率为 8142.00 kJ/kWh，较设计热耗率高289.70 kJ/kWh；高 压缸效率为83.45%，比设计值88.67%低5.22个百分 点；中压缸效率为91.70%，比设计值91.96%低0.26 个百分点。

根据计算，高压缸效率每变化1个百分点，造成 机组热耗率变化0.2062%^[1]。因此，缸效率偏低是影 响机组经济运行的主要因素之一。

凝结水经轴封加热器后的设计温升为0.7 ℃， 实测温升为1.08 ℃，测得轴封漏汽量为设计值的 1.54倍。可见轴封漏汽量较大，从而使机组热耗率 增加17.41 kJ/kWh。机组在高负荷下运行时，轴封 溢流阀多处于全开状态，也增加了高压轴封漏汽 量。

中压缸前后轴封不严密，漏汽严重，使润滑油 含水量超标，致频繁滤油，不利于机组安全运行，同 时增加了运行维护费用。

机组正常运行时，3、8、9号轴瓦振动较大，如表 1所示。x、y 轴方向振动正常值为30~40 μm，瓦振正 常值为7~8 μm。

表 1(Table 1)

表 1 3、8、9号轴瓦振动值 μm

表 1 3、8、9号轴瓦振动值

8号轴瓦箱温度过高，达100 ℃，使位于8号轴 瓦箱的转速测点使用寿命降低，不利于机组的安全 运行。

将轴瓦解体后，发现2号汽轮机2、3、4轴瓦下 瓦块（每轴瓦2块下瓦块，共6块）温度测点凹陷，其 中4号轴瓦下瓦最严重（见图 1所示）。

图 1(Figure 1)

图 1 解体后的4号轴瓦下瓦块

高压缸转子围带外圆磨损不均匀，圆弧不光 滑，使叶顶汽封间隙不均匀，如图 2所示。高压缸叶 片调节级喷嘴有一叶片脱落，面积约为6 mm×22 mm，如图 3所示。

图 2(Figure 2)

图 2 高压转子围带外圆磨损

图 3(Figure 3)

图 3 高压缸叶片调节级喷嘴叶片脱落

汽轮机低压缸末级叶片上部进汽边、背弧水蚀 较为严重，并形成缺口（如图 4所示）。低压末级叶 片水蚀主要是因为排汽含水量大，其次水蚀与末级叶片设计有围带的结构形式有一定关系。据《元宝 山发电有限责任公司汽轮机末级叶片水蚀说明》^[2]， 末级叶片发生水蚀较普遍，从该机组运行时间和水 蚀状态看，处于相对稳定期。

图 4(Figure 4)

图 4 低压缸末级叶片上部进汽边、背弧

低压末级叶片拉筋有3处断裂，其中1处拉筋 缺失，长约100 mm，如图 5所示。

图 5(Figure 5)

图 5 低压末级叶片拉筋断裂、缺失

将汽轮机通流部分解体后发现以下问题：

（1） 高压缸叶片调节级后压力测点套筒断裂；

（2） 汽轮机通流表面结垢较严重；

（3） 6号轴瓦后侧浮环油挡变形；

（4） 中压内缸结合面一定位双头螺柱断裂；

（5） 发电机密封瓦内圆变形严重，内径最小处 比轴径小0.05 mm，并有碰磨迹象。

高压缸各级动叶顶部汽封块和静叶顶部汽封 块及平衡鼓汽封块自安装以来，由于磨损和机组安 装时采用刮汽封齿方法进行通流间隙调整，使汽封 齿高低不匹配，汽封齿尖不光滑，影响密封效果，并 对汽流产生扰动，所以更换高压缸隔板上锈蚀和缺 损的汽封块，并对更换后的汽封块采用缸上车削加 内圆调整汽封间隙，使其达到标准值^[3]。

使用高压水枪对高、中、低压缸所有通流表面进行冲洗。根据高压水冲洗经验，使用螺旋喷头， 高、中压缸通流表面冲洗压力控制在190~220 MPa， 低压缸通流表面冲洗时压力控制在150~170 MPa才 能达到彻底去除通流表面上的积垢，减小汽流阻力 和恢复通流面积的目的^[4]。

冲洗完成后，检查各进汽胀圈、抽汽胀圈，以减 少直接漏入内外缸间或未经过喷嘴做功而直接漏 入喷嘴室与内缸之间的蒸汽；检查所有汽封块后弹 簧有无断裂、弹性失效等问题，保证汽封块能够正 常压出，保证运行中动静间隙正常；检查所有缸体 结合面、隔板套结合面、高压喷嘴室结合面、平衡环 结合面、轴封套结合面，保证无漏汽现象。

汽轮机大修分解前，在半缸全瓦状态下检查对 轮中心，并对对轮中心进行调整；汽轮机组装后，在 全缸状态下进行对轮中心复查和精调，这样有利于 通流间隙调整，避免调整好的通流间隙因转子调整 而产生间隙不均导致密封效果差的问题^[5]。

常用的通流间隙测量有压铅丝、压胶布、压硅 胶等方法，由于2号汽轮机为尖齿汽封，使用压铅丝 法准确性较差；二压胶布法测量通流间隙，测量误 差较大；相比较而言，使用压硅胶法测量准确性较 高，且测量较快。所以建议选用压硅胶测量，并由 厂家派技术人员专人测量，保证测量的准确性。

采用机加和样冲法、汽封块背弧法进行通流间 隙调整，以提高调整准确度，避免采用刮汽封齿的方法，易造成汽封高低齿不匹配，汽封齿不连续，不 利于密封，且对蒸汽产生扰动。

汽封间隙调整前后，加强对汽封块端部的检 查，在汽封径向间隙调整合格后，对其汽封块的膨 胀间隙进行全面测量，逐级对比调整，使间隙控制 在0.2~0.5 mm，既保证汽封弧段的密封效果，又不影 响径向间隙。按设计标准，高压缸各级通流径向间 隙为（0.89±0.05）mm，中压缸各级通流径向间隙为 （0.80±0.05）mm，低压缸通流径向间隙设计也较 大。此次调整通流间隙时，动叶顶部径向间隙按设 计标准下限调整。由于轴封处轴径较小，刚性较 差，碰磨热量直接转至轴上，一旦碰磨，易引起振动 甚至轴弯曲，所以平衡鼓、静叶顶部、内外轴封处径 向间隙仍采用设计标准调整。通流间隙调整前对 所有汽封块与汽封块槽进行彻底清扫。低压缸前 后轴封结合面由于采用汽缸密封脂，所以在清扫时 要防止原密封脂落入轴封回汽管，造成回汽不畅、 轴封漏汽问题^[6]。

试验报告中的轴封漏汽量是通过轴封加热器 热平衡求得的数值，这样估算的准确性较差，建议 在机组大修前后进行试验时精确测量各漏汽管道 的节流孔板，对轴封系统进行一次诊断，确定振动 大的原因^[7]。具体包括：检查轴封本身，包括轴封径 向间隙是否正常、汽封齿有无磨损、汽封块弹簧有 无失效或断裂、轴封套结合面有无漏汽；检查轴封 进汽滤网是否有堵塞，轴封回汽管是否畅通；对辅 汽供轴封阀门、主汽供轴封阀门、轴封溢流调节阀 及其旁路阀进行全面检查。

（1） 对轴系进行振动测试，通过精做动平衡、 改善对轮连接等措施降低轴系振动。

（2） 利用QFTZ汽封间隙调整装置对汽封块背 弧进行加工，以调整汽封间隙。整个高压缸汽封间 隙通过2次调整即可达到理想效果，每次调整不超 过24 h^[8]。

（3） 更换2、3、4号轴瓦下瓦块，瓦块从哈尔滨 汽轮机厂订购，具体技术要求见表 2。

表 2(Table 2)

表 2 方式费用情况

表 2 更换的2、3、4号轴瓦下瓦块参数

（4） 为了提高调节级配件的精度和质量，采用 加工进刀方法^[9]，加工进刀量如表 3所示。

表 3(Table 3)

表 3 叶片调节级加工进刀量1) 注：1)均为单侧进刀量。

表 3 叶片调节级加工进刀量1)

（5） 从元宝山发电有限责任公司600 MW机组 运行时间和水蚀状态判断，低压缸末级叶片水蚀状 况处于相对稳定期，但需要对其加强监视与检查。

对汽轮机高压缸效率低和通流漏汽量大的问 题进行治理后，机组在各工况下热耗率如下：

（1） 在3VWO（4个调速汽门中3个调速汽门全 开、1个关闭）工况下，高压缸效率为84.1%，比设计 值88.7%低4.6个百分点；中压缸效率为92.6%，比设 计值93.1%低0.5个百分点。机组主蒸汽流量修正 至额定主蒸汽压力和温度条件下为1848.2 t/h。修 正后的热耗率为8144.8 kJ/kWh。

（2） 机组在4VWO（4个调速汽门全开）工况下， 高压缸效率为86.4%，中压缸效率为92.6%，机组主 蒸汽流量修正至额定主蒸汽压力和温度条件下为 2150.8 t/h。修正后的热耗率为8120.6 kJ/kWh，发电 煤耗率降低4.1 g/kWh。高压缸效率较治理前提高 了1.5个百分点，中压缸效率提高了1.9个百分点。

（3） 机组在600 MW 负荷下，高压缸效率为 84.0%，中压缸效率为92.6%。机组主蒸汽流量修正 至额定主蒸汽压力和温度条件下为1902.3 t/h。修 正后的热耗率为8178.0 kJ/kWh。

由于机组热耗率的降低及高、中压缸效率的提 高，每年可为公司带来200余万元的经济效益，同时 减少了CO₂和NO_x等排放，节约了用水。

元宝山发电有限责任公司600 MW机组通过对 轴封漏气量大、机组热耗率高等问题进行治理后， 取得了良好的经济效益和节能效果，治理措施可供其他类似机组参考。