6001480180给水泵多级水封在现场的实际应用青海省桥头发电厂曹润马云810100作不正常等问，造成密封水回水大量外泄，引起给水泵润滑油质乳化，并造成给水泵经常退备用。经分析发现，型水封尺寸与现场状态参数不符，改造型水封后，给水泵螺旋密封工作正常，为机组的经济运行提供了保证。

　　1刖桥头发电厂125添界机组所配用的给水泵为海电力修造厂生产的，1480180泵。该泵在轴封装置上采反螺旋密封，利用略高尸前置泵进压力的低温凝结水迸反螺旋密封。其密封水大部分流到靠近栗内侧的间隙处，并与泵内流出的高温给水相混合后从密封卸荷水腔室返回前置泵进口，部分混合水沿螺旋齿顶间隙节流降压后流出泵外径多级口型水封槽回凝结器。

　　由于采反螺旋密封装置，使得给水泵在远行中的安全可靠性大为提高，减少了因更换填料而频繁起停泵带来的损失，同时也减少了运行当中的跑冒滴漏。但在现场的应用当中，给水泵发生密封水，水不畅回水大胃外漏时凝结水人量进入轴承室内，引起油质乳化等现象型水态参数不致，导致疏水无法正常疏凝结器内，造成凝结水的大量流失和水进入轴承室，引起油质乳化。对口型水封按现场状态参数进行校核改造后。型水封消除了回水不畅的现象，同时也保证了外部空气不进入凝结器而使凝结的真空降低。

　　2厂家设计的1型水封装置生产厂家设计的。型水封装置1.

　　2.1厂家计算书按厂家的使用说明书型水封的计算为设回凝汽器出水口，度为6，凝汽器绝讨压力为封装置无法实现正常的疏水作用。

　　厅逐级疏水。同，利用水封中的水柱付两容器间的空气进行必要的封堵，使两容器的压力不发生变化。由于0480 180给水泵密封水回水装亲中心线动水位回水91抽真的压力与体积抽真空后的压力与体积凝汽器注讪个前的压从⑷，将，以2代入2式为抽真空后第级水封平衡状态水位，1讪真个，第级水封平衔状态水位。

　　3人给水架水口，低位，1高度，2.2现场参数计兑在现场凝结器回水口高度为凝结器压力运行中为，49肘，0，当地大气压为075MPa密封水叫水为15；1 0.075V，抽真的压力与体积P2V2抽真空后的压力与体积以上计算中所采的状态参数是按标准状态选取的，按现场的实际状态矣数经计算得出如将4式代人5式经对现场的，水封尺十进行校核发现水封高度无法适应现场的状态参由于。型水封水柱高度太高，利用大气压和凝结器中的压差无法将给水博山消防泵泵密封水回水正常疏入凝结器中，从而造成密封水的大量流失。故需要将型水封按现场的状态参数重新计算设计。以便能实现水封的疏水作用。

　　3改造讣算经以上计算可知，在机组的正常运行中给水父的密封水回水无法经名级1型水封，系统到凝结器中，造成凝结水的大量流失。为此，结合现场实际和桥头发电厂海拔小压差的实际仍况，对型水封做厂如下改造。

　　⑴确定现场实际的状态参数并计算水封高度。

　　2缩短水封高度。以保证疏水正常，按以上的型水封计算如下正常运行给水水质合格情况下，炉水含硅量控制在1.8以下可保证蒸汽的3，2含量4.2锅炉排污在此试验前，机组正常运，炉水的3沿2按部颁参考位U.45mgL进行控制。此控制值大大低于试验得出的知说明以往的锅炉排污过大。增加了汽水损失在试验过程中。锅炉桂量浓缩速度很小，说明在锅炉给水水质较好般2凝汽器不撒漏的情况下，即使排污全部关闭，蒸汽品质也能长时间合格。但为降低炉水的铁锏允量，防止锅炉水冷壁结垢，必须保持定的连续排污量，并坚持每周次的定期底部排污。

　　5结论5.1炉水运行控制指标除汽水分离装迓外，炉水杂质浓度是影响汽水分离效果的主要因素之。炉水杂质浓度过高，可能使汽包水位膨胀加剧或在汽包水汽分界面产生泡沫，此时蒸汽的机械携带增大。所以，为了防止凝汽器泄漏加药过量或排污太小时，引起炉水杂质浓度过高而蒸汽品质劣化的现象。炉水炉水进行磷酸盐处理的主要目的是将炉水中为防止汽轮机等部位积结磷酸盐垢。在凝汽器不泄漏的情况下应尽量降低水中磷酸盐浓度。机饥常，炉水0广拧制在31几较合适，5.2锅炉运行工况汽包水位锅炉负荷等运行工况的变化也是影响汽水分离效果的小要因素，=1251机组作为电网调峰的主要机组，锅炉况的腽化与波动是必然的。为了保证蒸汽品质稳定，锅炉工况应控制在以范围+100嫩1的范围内，水位变化违度30如机组负荷在额定负荷以内稳定运行，锅炉负荷变化速度25=肖作善等。热力发电厂水处理。中国电力出版社。1996；肖作善。热力设备水汽理化过程。水利电力出版社。

　　收稿曰期200104 aO75V，抽真的压力与体积P2V2抽真空后的压力与体积经以上改造后，桥头电厂给水组在运行中螺旋密封无密封水流火现象。密封水回水流畅，消除给水泵油质经常乳化问。也保证了机组的真空，使机组不从回水管中漏空气，同时凝结水含氧量符合标准，真正起到了口型水封的作用。