1 设备概况

北方联合电力有限责任公司包头第一热电厂2×300 MW机组汽轮机为亚临界、一次中间再热、双缸双排汽、直接空冷、供热凝汽式汽轮机，每台机组低压轴封系统配置1套轴封减温水装置，阀门型号DN32-Pg4.0，阀芯采用槽状梯形结构阀，配备Fisher DMA/AFSA182GRF24（24号）喷头1个，喷雾角度为70°，喷头采用焊接式安装。

2 存在的问题

2015年10月至2016年3月，1号机组轴封减温水装置自动投入率统计如表 1所示。由表 1可以看出，轴封减温水装置自动投入率仅为30%，而运行规程及技术监督要求轴封减温水装置自动投入率应为90%以上^[1]。

轴封减温水调整阀无法正常调整时，运行人员必须通过旁路手动阀来调整减温水量，加重了运行人员的工作量。而且调整阀流量过小时，会造成低压缸前后端汽封严重超温；同时造成低压轴封系统供汽温度过高，导致轴封间隙变大，使轴封漏汽量增大，润滑油系统供汽产生凝结水，凝结水窜入润滑油回油系统中，造成润滑油油质不合格^[2-3]。

3 原因分析

导致轴封减温水装置自动投入率低的可能原因主要有：调整阀阀杆、阀座材料使用不当发生锈蚀，造成卡涩；轴封减温水管道堵塞或泄漏，致使减温水压力低；喷嘴喷头参数不符合要求；调整阀导向套阀笼窗口结构不合理；调整阀流量过大或过小等。经过认真分析后，最终确定原因为：

（1）调整阀选型不当，特别是阀内通流面积不合理；

（2）喷嘴喷头参数不符合设计要求。

4 处理措施 4.1 改进调整阀阀芯与底座 4.1.1 阀芯

将阀芯结构由原来的槽状梯形改为笼套式（见图 1），节流孔数量27孔。并采取如下安装和运行控制措施。

（1）阀芯的节流笼套外径与阀座内孔的配合间隙控制在0.03~0.05 mm。

（2）采用直径为1 mm的通流孔，通流孔按规律分布，在增加可控行程的同时，实现流量的精准控制。

（3）调整阀压力调节范围由原来0.7~1.5 MPa降至0.4~1.5 MPa，调整不受凝结水压力变化的影响。

4.1.2 底座

改进前调整阀底座调整口径为6 mm，由于阀杆行程短，调整过程中稍有不慎阀杆就会偏离底口，无法关闭调整阀，同时造成底座损坏。改进后调整阀底座口径改为20 mm，阀杆行程范围增加，不会造成阀杆偏离底口。改进前后对比图见图 2。

4.2 改进喷嘴喷头

（1）喷嘴喷头规格由24号更为18号和22号，由焊接安装改为螺纹紧固安装。

（2）喷头喷雾角度为70°（18号喷头）和81°（22号喷头），确保喷雾范围无死区。改造前后的喷头见图 3。

5 改造效果 5.1 设备运行情况

（1）改进后的喷头喷雾压力能适应凝结水压力随机组负荷变化的要求，运行状况良好。利用“平均值-极差”控制图对改进后喷嘴喷头性能进行分析^[4-5]。如图 4所示，改进后没有出现越出控制界限的点，也未出现排列缺陷，说明该调整阀和喷嘴组合过程处于受控状态。

（2）改进前机组负荷为164.4 MW时，调整阀开度为零，低压缸前后汽封温度为310 ℃，严重超温；改进后机组负荷为179.5 MW时，调整阀开度为12%，低压缸前后汽封温度为149.2 ℃，完全符合设计要求（121~177 ℃）。

（3）轴封减温水装置自动投入率由30%提高到96.67%。

（4）1号机组的真空严密性由改造前的120 kPa/min提高至90 kPa/min，避免了低压缸前后端轴封漏汽增大使回油系统进水的事故发生。

5.2 经济效益

1号机组轴封减温水装置改进前，每次揭缸需更换低压缸汽封前后端汽封，需要费用大约2.4万元，改进后延长了汽封更换周期，除去改造费用2600元，可节约费用2.14万元。

6 结束语

对1号机组轴封减温水装置调整阀的阀芯和底座、喷嘴喷头实施改造后，解决了轴封减温水装置自动投入率低的问题，同时减少了低压缸汽封严重超温的不安全因素。改造措施可供其他机组参考。