前 言
随着电力工业的高速发展,大容量、高参数机组投建愈来愈多,为保证机组的安全运行,调节系统的控制液采用了抗燃油。因抗燃油运行的好坏直接关系到机组的安全,故必须加强监督和重视。
嵩屿电厂1、2号机为利用美国西屋公司技术,由上海汽轮机厂制造的国产引进型机组(Ｎ30016.7/538/538)。汽轮机的调速系统采用美国西屋公司生产的ＤＥＨⅡ型数字式电液调节器,使用的是ＡＫＺＯ(美国)ＥＨ油,其油系统油压正常控制值在12.41ＭＰａ～14.48ＭＰａ。1号机于1995年12月并网发电,1996年9月转入商业运行;2号机于1996年12月并网发电,1997年7月转入商业运行。经过一段时间的运行,发生了因ＥＨ油油质劣化而危及到机组安全经济运行的现象,特别是2号机。为此,针对该机组的特点,对ＥＨ油的劣化原因进行了分析和研究。
1 机组抗燃油的运行和维护情况
1.1 高压ＥＨ油系统
高压ＥＨ油系统由供油装置、抗燃油再生装置及油管路部件组成。供油装置提供控制部分所需要的油及压力,同时,保持油的完好无缺。其主要部件有:油箱、油泵、油压控制块、储能器、冷油器和再生装置。
1.2 运行中出现的问题
2号机组1996年12月并网发电,1997年2月发现ＥＨ油颗粒度不合格,后经过滤合格,5月份又发现水分超标、颗粒度有增大的趋势,随后出现调门多次抖动现象。后因ＥＨ油劣化严重,形成乳状液,时常造成油泵滤网压差高,导致系统油压从14.2ＭＰａ降到13.2ＭＰａ,危及汽轮机的安全运行。曾利用停机处理了ＥＨ油,但随后油系统的ＥＨ油水分时常超标,酸值随着硅藻土的投运而波动,最大达0.532ｍｇ/ｇ。1998年2月因2号机4号高压调门卡涩,申请将机组负荷限制在280ＭＷ运行,且尽量避免调峰。
1.3 维护监督情况
机组投运前,能够依据厂家要求做好系统冲洗准备,将ＥＨ油加入系统后,进行冲洗及系统清洁度的测定,直至系统恢复到正常运行状态。抗燃油的测试周期:从启动至第1个月,每周一次;至第一年,每月一次。重要的试验项目有:含氯量(最大<150ｍｇ/Ｌ),含水量(最大<0.10,以体积计),中和指数(最大<0.25ｍｇ/ｇ),杂质含量(洁净度)。
2 抗燃油的劣化原因及防止措施
嵩屿电厂2号机ＥＨ油质劣化原因是多方面的,经研究认为主要有以下几个方面。
2.1 ＥＨ油系统设计的不足之处
(1)高温促使ＥＨ油的老化 油动机直接挂在主汽门座的调门上面,没有冷却装置。经对ＥＨ油系统部件表面温度的测试,发现多个过热点。ＥＨ油正常运行的温度应小于65℃,虽然回油温度为45℃～60℃,实际抗燃油的接触温度远远高于它抗劣化的温度。
(2)Ｏ型橡胶密封圈耐高温能力差 油动机内的氟化橡胶Ｏ型密封圈由于长期处在高温下而脆化。调门在动作时出现磨损断裂现象,诸如"炭黑"的小颗粒卡涩油动机以及阻塞伺服阀,调门出现抖动或无法调节,或出现喷漏现象。对换下的Ｏ型密封圈进行试验发现:当Ｏ型圈处于250℃以下温度时,其物理性能尚无大的变化;当温度升至260℃时,Ｏ型圈的硬度开始发生变化,较尖的螺丝刀可轻易将其表面破坏;当温度达到290℃时,可较易将Ｏ型圈拉断;加热过程中最高温度控制在310℃时,氟化橡胶被慢慢溶解在ＥＨ油中,使ＥＨ油变成黑褐色,粘度变大,油质劣化。因此应考虑选择耐温更高,适合于ＥＨ油系统的密封圈。
(3)ＥＨ油的油箱偏小 回油速度过快,油箱仅有725升,而泵的出力为38Ｌ/ｍｉｎ,循环倍率显然太高,易造成ＥＨ油劣化,故可考虑将油箱改大些。另一方面加油速度过快,冲力大,易形成泡沫,导致气体含量过高,加速老化。故可考虑在油箱中增加隔板,增加回油口和出油口的距离,有利于消泡和释放空气。
2.2 设备安装,特别是保温工作有问题
ＥＨ油系统管路在汽轮机大罩壳内,通风较差,且离缸壁及蒸汽管道太近。1、2号机相比较,2号机保温较差,该包的未包,不该包的却包了。将1、2号机ＥＨ油部件的温度进行比较,2号机的高压调速汽门油动机平均表面温度191.4℃,较1号机的105℃高出86.4℃;2号机的高压调速汽门连接件平均温度229℃,较1号机的168.7℃高出60.3℃;2号机的高压调速汽门所附油管平均241℃,较1号机的120℃高出121℃。很显然,2号机的ＥＨ油较1号机的ＥＨ油受到的热辐射强烈得多,故2号机的ＥＨ油劣化程度非常严重。