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摘要：本文通过分析660MW超临界机组给水泵机械密封水温异常状况，对机械密封水温异常主要原因进行说明，并提出优化机械密封水供水系统方案，解决目前同型给水泵机械密封冷却异常的设计缺陷，推广该项优化方案的运用。
关键词：给水系统；机械密封；优化设计；推广运用
1、设备简介：
河北某发电有限责任公司（以下简称某电厂）二期工程建设两台660MW超临界机组，其汽轮机主机由哈尔滨汽轮机厂引进日本三菱技术生产，型号为CLN660-24.2/566/566，采用一次中间再热，单轴三缸四排汽、可调整抽汽凝汽式汽轮机，并利用四段抽汽供海水淡化制水工程用。
2、问题概述：
2010年7月2日，#41汽动给水泵驱动端机械密封水温随着机组负荷及给水泵转速增加而升高，曲线呈陡直爬升状态变化。15：39，当机组负荷由600MW位置开始升负荷（此时给水泵机械密封水温度分别为71.8℃及72.9℃），机械密封水温高报警；15：58 机组负荷达到660MW（此时机械密封水温度分别为77.2℃及76.99℃），机械密封水温接近跳泵值；维修人员紧急清洗机械密封水滤网，机械密封水温度分别降低至74℃及75℃，并且基本处于稳定状态。从滤网清洗效率来看，机械密封水温度未达到安全运行要求的温度值，仍处于报警值范围，且与联跳给水泵温度设定裕度不足，对机组满功率稳定运行带来极大安全隐患。
3、故障原因分析：
为解决给水泵机械密封水温度在机组满负荷状态下的安全风险，经专业技术人员查询厂家设计图纸并结合现场滤网清洗状态分析，判断机械密封水温高主要是受冷却水管系内壁附着大量机械密封磨损后的细微石墨颗粒，一方面是增加了密封水的沿程阻力，另一方面由于附着物严重影响机械密封水热传导，换热效率偏低，机械密封动、静环高速运转磨擦产生的大量热量在热交换器中无法有效热传导，导致在额定负荷工况下机械密封水处于报警值以上运行。
按照机械密封质保要求，机械密封正常运行必须达到8000h以上，在运行期间，机械密封冷却水自循环腔室实际为一个相对密闭的空间，动、静环在长期运行过程中，石墨+碳化硅复合粉末逐渐磨损，并且随着自密封循环水在该封闭腔室内往复循环，一部分被密封水滤网捕获，另一部分则大量堆积在供水管道及传热管内壁，这部分粉末的堆积是造成机械密封水传热不良的主要原因，在机组满负荷运行条件下表现为机械密封水温高报警。
4、优化设计及工艺要求：
针对该型机械密封水管路系统设计不合理现象，提出以下三种优化设计思路：方案一，增加机械密封水冷却器换热面积，可适当降低机械密封水换热后温度；机组运行期间无法实施，且需要重新采购冷却器，磨损后的粉末依然存在管壁内部。方案二，对机械密封动环一体甩水环叶轮形式进行改进，增加机械密封水循环速度以提高机械密封水循环倍率，适当提高机械密封水在机组高负荷下的适应温度；吸水槽加工后需要正常运行期间验证，若出现不理想或叶形改变降温效果不明显时需要机组降负荷进行更换，并且需要重新更改设计，损失大量机会电量，同时降负荷操作威胁机组运行安全稳定且存在不确定性的安全风险。方案三，采用低温高压凝结水外供机械密封水冷却方式，能有效冲洗机械密封水管路系统内壁，降低机械密封运行温度。该过程可以在正常运行期间将管道系统施工就位，预留接口，待窗口期具备后直接施工，不影响机组安全。
4.1优化方案选择：经汽机专业技术人员论证，并征询给水泵厂家主要设计人员意见后认为方案一、二均无法避免机械密封磨损后的粉末沉积带来的换热效率低下问题，且存在较大的安全隐患。最终确定方案三作为给水泵机械密封水冷却优化改造方案，主要优点如下：
若机械密封冷却水取自凝结水精处理系统出口母管，该处凝结水电导率≤20μg/L，氢电导率≤0.20 μs/cm，钠离子含量≤5μg/L，进入机械密封水系统后完全符合机械密封水清洁度要求；
凝结水压力正常为3.1—3.5MPa，而机械密封水腔室压力为1.5—2.5MPa，该水压差能对机械密封摩擦面有效冲洗，可保护机械密封动静环摩擦面；
凝结水正常运行温度一般为25—38℃，机械密封各部件密封所用的O型圈许用温度为-50—150℃，且机械密封动静环最高耐温为110℃，所以凝结水能有效保护机械密封及其O型圈，防止O型圈老化，延长机械密封使用寿命；
根据电站各辅助系统启停顺序可知，机组启动时，凝结水水质合格是给水系统供水的前提条件；机组停运时，当给水泵停运后凝结水系统仍然运行，方案三的机械密封水供水方案不会发生断水故障，采用凝结水供水完全满足给水泵机械密封冷却的需要；
4.2施工控制：
为了有效改造给水系统各泵机械密封水冷却系统，切实提高机械密封水安全运行性能，在该技术改造过程中严格执行DL/T869—2004《火力发电厂焊接技术规程》及DL/T868-2004《火力发电厂焊接工艺评定规则规程》相关标准，并依照机械密封水管道改造原理将管道优化。
取消原冷却器外供水管路，即闭冷水冷却器及相应管路，并将原管路开孔位置进行封堵，简化系统管路布置，减少系统连接的渗漏点数量；
取消原机械密封水回水温度测量元件、线路及对应的温度保护逻辑，新增凝结水至机械密封水压力表及滤网压差检测元件；
技术改进后，冷却水管采用母管制供水，经节流降压后向机械密封腔室供水，能有效冷却动静环；同时取消原机械密封自带的甩水环、出口管路，并进行封堵。供水压力调整为2.0—2.2MPa之间，可以避免凝结水对机械密封动、静环磨损面冲刷；
保留原双路滤网，采用一运一备方式运行，为后续清洗提供备用回路。
4.3优化效果验证：
该套系统改造投运后，给水系统机械密封水温度通过实际运行工况检验，完全符合运行要求，目前给水泵机械密封水运行参数如下所示：
从上表可以看出，机械密封冷却水改造后，已彻底解决了给水泵机械密封水温度高带来的安全风险，为机组稳定运行提供了有力支持。
5、结语：
通过本次技术改造的实施以及实施后的效果分析，该技术改造工作是一次成功的生产实际运用，为机组的安全稳定运行起到保驾护航的效果。经咨询兄弟单位同型给水系统机械密封运行状况，机械密封水温度高的安全风险一直没有解决，属于同一类型的设计缺陷，考虑本次改进可有效降低超临界给水泵机械密封水运行风险，特此建议将该优化方案向兄弟单位加以推广，以解决同型給水泵机械密封水设计遗留缺陷。
参考文献：
[1]DL/T5054-1996《火力发电厂汽水管道设计技术规定》
[2]DL/T869—2004《火力发电厂焊接技术规程》
[3]DL 5031-94 《电力建设施工及验收技术规范》（管道篇）
作者简介：
① 詹华德（1977-- ）男，江西鹰潭人，2004年毕业于江西南昌大学电气工程专业，本科学历，在职研究生，电力技术工程师（中级），现就职于海南核电有限公司维修处。
关键词：给水系统；机械密封；优化设计；推广运用
1、设备简介：
河北某发电有限责任公司（以下简称某电厂）二期工程建设两台660MW超临界机组，其汽轮机主机由哈尔滨汽轮机厂引进日本三菱技术生产，型号为CLN660-24.2/566/566，采用一次中间再热，单轴三缸四排汽、可调整抽汽凝汽式汽轮机，并利用四段抽汽供海水淡化制水工程用。
2、问题概述：
2010年7月2日，#41汽动给水泵驱动端机械密封水温随着机组负荷及给水泵转速增加而升高，曲线呈陡直爬升状态变化。15：39，当机组负荷由600MW位置开始升负荷（此时给水泵机械密封水温度分别为71.8℃及72.9℃），机械密封水温高报警；15：58 机组负荷达到660MW（此时机械密封水温度分别为77.2℃及76.99℃），机械密封水温接近跳泵值；维修人员紧急清洗机械密封水滤网，机械密封水温度分别降低至74℃及75℃，并且基本处于稳定状态。从滤网清洗效率来看，机械密封水温度未达到安全运行要求的温度值，仍处于报警值范围，且与联跳给水泵温度设定裕度不足，对机组满功率稳定运行带来极大安全隐患。
3、故障原因分析：
为解决给水泵机械密封水温度在机组满负荷状态下的安全风险，经专业技术人员查询厂家设计图纸并结合现场滤网清洗状态分析，判断机械密封水温高主要是受冷却水管系内壁附着大量机械密封磨损后的细微石墨颗粒，一方面是增加了密封水的沿程阻力，另一方面由于附着物严重影响机械密封水热传导，换热效率偏低，机械密封动、静环高速运转磨擦产生的大量热量在热交换器中无法有效热传导，导致在额定负荷工况下机械密封水处于报警值以上运行。
按照机械密封质保要求，机械密封正常运行必须达到8000h以上，在运行期间，机械密封冷却水自循环腔室实际为一个相对密闭的空间，动、静环在长期运行过程中，石墨+碳化硅复合粉末逐渐磨损，并且随着自密封循环水在该封闭腔室内往复循环，一部分被密封水滤网捕获，另一部分则大量堆积在供水管道及传热管内壁，这部分粉末的堆积是造成机械密封水传热不良的主要原因，在机组满负荷运行条件下表现为机械密封水温高报警。
4、优化设计及工艺要求：
针对该型机械密封水管路系统设计不合理现象，提出以下三种优化设计思路：方案一，增加机械密封水冷却器换热面积，可适当降低机械密封水换热后温度；机组运行期间无法实施，且需要重新采购冷却器，磨损后的粉末依然存在管壁内部。方案二，对机械密封动环一体甩水环叶轮形式进行改进，增加机械密封水循环速度以提高机械密封水循环倍率，适当提高机械密封水在机组高负荷下的适应温度；吸水槽加工后需要正常运行期间验证，若出现不理想或叶形改变降温效果不明显时需要机组降负荷进行更换，并且需要重新更改设计，损失大量机会电量，同时降负荷操作威胁机组运行安全稳定且存在不确定性的安全风险。方案三，采用低温高压凝结水外供机械密封水冷却方式，能有效冲洗机械密封水管路系统内壁，降低机械密封运行温度。该过程可以在正常运行期间将管道系统施工就位，预留接口，待窗口期具备后直接施工，不影响机组安全。
4.1优化方案选择：经汽机专业技术人员论证，并征询给水泵厂家主要设计人员意见后认为方案一、二均无法避免机械密封磨损后的粉末沉积带来的换热效率低下问题，且存在较大的安全隐患。最终确定方案三作为给水泵机械密封水冷却优化改造方案，主要优点如下：
若机械密封冷却水取自凝结水精处理系统出口母管，该处凝结水电导率≤20μg/L，氢电导率≤0.20 μs/cm，钠离子含量≤5μg/L，进入机械密封水系统后完全符合机械密封水清洁度要求；
凝结水压力正常为3.1—3.5MPa，而机械密封水腔室压力为1.5—2.5MPa，该水压差能对机械密封摩擦面有效冲洗，可保护机械密封动静环摩擦面；
凝结水正常运行温度一般为25—38℃，机械密封各部件密封所用的O型圈许用温度为-50—150℃，且机械密封动静环最高耐温为110℃，所以凝结水能有效保护机械密封及其O型圈，防止O型圈老化，延长机械密封使用寿命；
根据电站各辅助系统启停顺序可知，机组启动时，凝结水水质合格是给水系统供水的前提条件；机组停运时，当给水泵停运后凝结水系统仍然运行，方案三的机械密封水供水方案不会发生断水故障，采用凝结水供水完全满足给水泵机械密封冷却的需要；
4.2施工控制：
为了有效改造给水系统各泵机械密封水冷却系统，切实提高机械密封水安全运行性能，在该技术改造过程中严格执行DL/T869—2004《火力发电厂焊接技术规程》及DL/T868-2004《火力发电厂焊接工艺评定规则规程》相关标准，并依照机械密封水管道改造原理将管道优化。
取消原冷却器外供水管路，即闭冷水冷却器及相应管路，并将原管路开孔位置进行封堵，简化系统管路布置，减少系统连接的渗漏点数量；
取消原机械密封水回水温度测量元件、线路及对应的温度保护逻辑，新增凝结水至机械密封水压力表及滤网压差检测元件；
技术改进后，冷却水管采用母管制供水，经节流降压后向机械密封腔室供水，能有效冷却动静环；同时取消原机械密封自带的甩水环、出口管路，并进行封堵。供水压力调整为2.0—2.2MPa之间，可以避免凝结水对机械密封动、静环磨损面冲刷；
保留原双路滤网，采用一运一备方式运行，为后续清洗提供备用回路。
4.3优化效果验证：
该套系统改造投运后，给水系统机械密封水温度通过实际运行工况检验，完全符合运行要求，目前给水泵机械密封水运行参数如下所示：
从上表可以看出，机械密封冷却水改造后，已彻底解决了给水泵机械密封水温度高带来的安全风险，为机组稳定运行提供了有力支持。
5、结语：
通过本次技术改造的实施以及实施后的效果分析，该技术改造工作是一次成功的生产实际运用，为机组的安全稳定运行起到保驾护航的效果。经咨询兄弟单位同型给水系统机械密封运行状况，机械密封水温度高的安全风险一直没有解决，属于同一类型的设计缺陷，考虑本次改进可有效降低超临界给水泵机械密封水运行风险，特此建议将该优化方案向兄弟单位加以推广，以解决同型給水泵机械密封水设计遗留缺陷。
参考文献：
[1]DL/T5054-1996《火力发电厂汽水管道设计技术规定》
[2]DL/T869—2004《火力发电厂焊接技术规程》
[3]DL 5031-94 《电力建设施工及验收技术规范》（管道篇）
作者简介：
① 詹华德（1977-- ）男，江西鹰潭人，2004年毕业于江西南昌大学电气工程专业，本科学历，在职研究生，电力技术工程师（中级），现就职于海南核电有限公司维修处。