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中图分类号：U664.113文献标识码：A文章编号：2095-2104（2013）
河源电厂2*600MW工程中，汽轮机为哈尔滨汽轮机厂引进三菱技术生产制造的超超临界压力汽轮机，型号为： CCLN600-25/600/600，超超临界、单轴、两缸两排汽、一次中间再热、凝汽式汽轮机；最大连续出力为622.1MW，额定出力600MW。高中压汽轮机采用合缸结构，低压汽轮机采用一个48英寸末级叶片的低压缸，这种设计降低了汽轮机总长度，紧缩电厂布局。低压缸采用双分流结构，蒸汽进入低压缸中部，通过反动式低压压力级做功后流向排汽端，向下进入凝汽器。
一、内漏的判断与发现
河源电厂2号机组于2012年12月进行C修，C修对轴封系统进行改造，2013年1月24日启动后，在同等情况下，2号机组真空都要比1号机组真空高，说明轴封系统改造的效果非常明显。但是仔细观察两台机组参数，发现2号机组机组排汽温度比1号机组高。具体数据如表一。
表一
低压缸排汽口和凝汽器相连，凝汽器的真空变化和排汽压力的变化同步，排汽温度也就接近于凝汽器压力所对应的饱和温度。凝汽器真空与低压缸排汽温度的变化趋势时相适应的。一般来说，凝汽器真空高，低压缸排汽温度低。可是对比两台机组的参数，发现存在不合理的现象：相对于2号机组来说，1号机组真空低，排汽温度也低。出现这样的情况，有可能是1号机组低压缸喷水管路上内漏，导致来自凝结水杂用母管上的凝结水泄露到低压缸中去。由于低压缸喷水管路上没有喷水流量测点，而喷水压力测点也没有明显的压力显示，没有办法直接判断是否为低压缸喷水管路上阀门内漏。为了验证这个判断，采集两台机组的凝结水系统的相关参数如表二。
图一
如果1号机组低压缸喷水管路上阀门内漏，凝泵的出力就分为两部分：一部分要满足凝结水流量的要求；两外一部分出力就通过低压缸喷水管路上的阀门内漏到凝汽器中去。所以，相对于2号机组来说，保持相同的凝结水压力的情况下，1号机组的凝泵电流应该要偏大，凝结水流量要偏小。可是通过表二的数据显示，凝泵电流大的，凝结水流量也大，符合正常的逻辑。仅仅通过表二的数据并不能完全判断为1号机组低压缸喷水管路阀门内漏。
由于凝结水有一定的温度，如果管路上有阀门内漏，管道上的温度一定是有差异的。管道上测温的位置布置如图一所示，就地采集的温度数据如表三。
表三
观察表三数据，由于测点1、测点2、测点5都有温度，而测点3及测点4都没有温度，可以知道，低压缸喷水调门的管路上并没有凝结水流过，而低壓缸喷水调门旁路门则是有凝结水流过，可以判断1号机组低压缸喷水调门旁路门内漏。
二、内漏的危害分析
机组正常运行中，低压缸排汽减温水内漏会造成汽轮机末级叶片湿度增加。严重时，末级叶片的汽流中会存在水滴，水滴在汽轮机高速旋转的作用下会冲击末级叶片的出汽边，造成末级叶片的水蚀，严重影响汽轮机的安全运行。哈汽运行说明书对这个问题有着这样明确的要求：为了防止汽轮机损坏，当不需要投入低压排汽缸喷水装置时，该喷水调节阀旁边的旁通阀不得处于开启状态，这一点是重要的。
三、建议采取的措施
低压缸喷水调门旁路门在正常运行中无法隔离处理，只能等待机组停运时再处理。在机组停运前，为降低该门内漏造成的危害，建议采取一下措施：
1）由于凝结水采用变频控制，可以通过减低凝结水压力的办法来减少内漏进凝汽器的凝结水。至于降低的幅度由运行与热控商讨后决定。
2）适当延长备用凝结水泵工频试转周期，以减轻凝结水漏入低压缸的水量。
3）内漏未处理好之前，运行人员应该密切监视3、4号轴承的温度、振动等参数，如果明显恶化的情况，视情况决定是否停机处理。
4）1号机组准备于2013年10月大修，检修部门应做好低压缸末级叶片修复或更换的准备，以免影响机组大修的进程。
四、总结
由河源电厂两台机组的同负荷下的参数对比，发现真空高排汽温度也高的不合理现象，初步判断出低压缸排汽减温水内漏。通过就地测量排汽减温水管道的温度，确认为低压缸排汽减温水调门旁路门内漏。再由采集到的凝结水系统的相关数据进行对比，可以看出1号机组凝结水泵电流并没有明显偏大，这说明低压缸排汽减温水的内漏量并不大。考虑到低压缸排汽减温水内漏可能导致汽轮机末级叶片水蚀的重大危害，为尽可能的降低损害的程度，提出了切实可行的应对措施，对汽轮机的安全提供了保障。
河源电厂2*600MW工程中，汽轮机为哈尔滨汽轮机厂引进三菱技术生产制造的超超临界压力汽轮机，型号为： CCLN600-25/600/600，超超临界、单轴、两缸两排汽、一次中间再热、凝汽式汽轮机；最大连续出力为622.1MW，额定出力600MW。高中压汽轮机采用合缸结构，低压汽轮机采用一个48英寸末级叶片的低压缸，这种设计降低了汽轮机总长度，紧缩电厂布局。低压缸采用双分流结构，蒸汽进入低压缸中部，通过反动式低压压力级做功后流向排汽端，向下进入凝汽器。
一、内漏的判断与发现
河源电厂2号机组于2012年12月进行C修，C修对轴封系统进行改造，2013年1月24日启动后，在同等情况下，2号机组真空都要比1号机组真空高，说明轴封系统改造的效果非常明显。但是仔细观察两台机组参数，发现2号机组机组排汽温度比1号机组高。具体数据如表一。
表一
低压缸排汽口和凝汽器相连，凝汽器的真空变化和排汽压力的变化同步，排汽温度也就接近于凝汽器压力所对应的饱和温度。凝汽器真空与低压缸排汽温度的变化趋势时相适应的。一般来说，凝汽器真空高，低压缸排汽温度低。可是对比两台机组的参数，发现存在不合理的现象：相对于2号机组来说，1号机组真空低，排汽温度也低。出现这样的情况，有可能是1号机组低压缸喷水管路上内漏，导致来自凝结水杂用母管上的凝结水泄露到低压缸中去。由于低压缸喷水管路上没有喷水流量测点，而喷水压力测点也没有明显的压力显示，没有办法直接判断是否为低压缸喷水管路上阀门内漏。为了验证这个判断，采集两台机组的凝结水系统的相关参数如表二。
图一
如果1号机组低压缸喷水管路上阀门内漏，凝泵的出力就分为两部分：一部分要满足凝结水流量的要求；两外一部分出力就通过低压缸喷水管路上的阀门内漏到凝汽器中去。所以，相对于2号机组来说，保持相同的凝结水压力的情况下，1号机组的凝泵电流应该要偏大，凝结水流量要偏小。可是通过表二的数据显示，凝泵电流大的，凝结水流量也大，符合正常的逻辑。仅仅通过表二的数据并不能完全判断为1号机组低压缸喷水管路阀门内漏。
由于凝结水有一定的温度，如果管路上有阀门内漏，管道上的温度一定是有差异的。管道上测温的位置布置如图一所示，就地采集的温度数据如表三。
表三
观察表三数据，由于测点1、测点2、测点5都有温度，而测点3及测点4都没有温度，可以知道，低压缸喷水调门的管路上并没有凝结水流过，而低壓缸喷水调门旁路门则是有凝结水流过，可以判断1号机组低压缸喷水调门旁路门内漏。
二、内漏的危害分析
机组正常运行中，低压缸排汽减温水内漏会造成汽轮机末级叶片湿度增加。严重时，末级叶片的汽流中会存在水滴，水滴在汽轮机高速旋转的作用下会冲击末级叶片的出汽边，造成末级叶片的水蚀，严重影响汽轮机的安全运行。哈汽运行说明书对这个问题有着这样明确的要求：为了防止汽轮机损坏，当不需要投入低压排汽缸喷水装置时，该喷水调节阀旁边的旁通阀不得处于开启状态，这一点是重要的。
三、建议采取的措施
低压缸喷水调门旁路门在正常运行中无法隔离处理，只能等待机组停运时再处理。在机组停运前，为降低该门内漏造成的危害，建议采取一下措施：
1）由于凝结水采用变频控制，可以通过减低凝结水压力的办法来减少内漏进凝汽器的凝结水。至于降低的幅度由运行与热控商讨后决定。
2）适当延长备用凝结水泵工频试转周期，以减轻凝结水漏入低压缸的水量。
3）内漏未处理好之前，运行人员应该密切监视3、4号轴承的温度、振动等参数，如果明显恶化的情况，视情况决定是否停机处理。
4）1号机组准备于2013年10月大修，检修部门应做好低压缸末级叶片修复或更换的准备，以免影响机组大修的进程。
四、总结
由河源电厂两台机组的同负荷下的参数对比，发现真空高排汽温度也高的不合理现象，初步判断出低压缸排汽减温水内漏。通过就地测量排汽减温水管道的温度，确认为低压缸排汽减温水调门旁路门内漏。再由采集到的凝结水系统的相关数据进行对比，可以看出1号机组凝结水泵电流并没有明显偏大，这说明低压缸排汽减温水的内漏量并不大。考虑到低压缸排汽减温水内漏可能导致汽轮机末级叶片水蚀的重大危害，为尽可能的降低损害的程度，提出了切实可行的应对措施，对汽轮机的安全提供了保障。