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汽轮机轴封蒸汽带水的原因分析与
戴学光
（神华福能（福建雁石）发电责任有限公司,福建 龙岩 350600）
摘 要：因为轴封蒸汽温度如果与汽轮机本体部件温度（特别是转子的金属温度）差别太大或是蒸汽带水,将使汽轮机部件产生很大的热应力,这种热应力将造成汽轮机部件产生摩擦,使部件寿命损耗加剧.文章结合某电厂机组冷态启动过程中因轴封蒸汽带水造成机组振动超限事故案例对轴封蒸汽带水的原因做具体分析.
关键词：汽轮机；轴封；蒸汽带水；热应力；机组振动 文献标识码：A
中图分类号：TK263 文章编号：1009-2374（2016）26-0061-02 DOI：10.13535/j.cnki.11-4406/n.2016.26.029
轴封蒸汽系统作为热力发电厂汽轮机系统的重要组成部分,其主要功能是向汽轮机主机、给水泵小汽轮机的端部动静部位提供轴向密封蒸汽,同时将各汽封的漏汽合理导向或抽出.在汽轮机的高压区段,轴封系统的正常功能是防止蒸汽向外泄漏；在汽轮机的低压区段,则是防止外界的空气进入汽轮机内部,保证汽轮机有尽可能高的真空度,另外,轴封蒸汽系统还有回收汽封漏汽,减少系统工质损失的作用,轴封蒸汽参数若控制不当将影响机组安全运行.
1 设备概况
某厂汽轮机是由东方汽轮机厂生产的300MW纯凝式汽轮发电机组.其轴封蒸汽系统是由轴封装置、汽封冷却器、轴封压力调节阀、轴封风机、压力调节阀、喷水减温器及相应的管道、阀门等部件组成,为防止杂质进入轴封,各支管上设有Ｙ型蒸汽过滤器.当机组在启动时,轴封蒸汽系统的汽源主要来自辅汽母管（辅汽母管汽源正常运行时来自四段抽汽或再热冷段抽汽,启动时来自邻机供汽）.辅汽进入轴封调压部件进行调压,调压后的辅汽随时由压力表、温度表监测,使辅汽在各种工况下维持其压力和温度的正常值.另外,还有一部分轴封汽来自高、中调门杆的漏汽.正常运行时,由高中压漏汽经喷水减温后作为低压端轴封供汽,多余漏汽经溢流站溢流至低压加热器或凝汽器.在机组低负荷或启动阶段,轴封供汽由外来（邻机）蒸汽提供.
2 振动超限经过
某日14∶28机组转速1100rpm,主汽压力3.14MPa,主汽温度410℃,热再汽压0.24MPa,热再温度396℃,真空－90.6kPa,高压内缸上下半壁温174℃/189℃,轴向位移－0.372/－0.311mm；高中压/低压胀差1.53/3.38mm,偏心13.8um,高压缸热膨胀7.4/5.7mm,主机润滑油温40℃,各轴承振动为1X/1Y 20/24μm,2X/2Y 30/40μm,3X/3Y 39/65μm.机组1100r/min中速暖机结束,设定目标转速2000r/min,升速率200r/min,准备升速至2000r/min暖机,14∶30转速升至1537r/min（高中压转子一阶临界转速1750r/min）2Y轴振由40μm持续上升至272μm,轴振保护动作,机组跳闸.15∶26汽机转速至零,投入连续盘车运行,盘车电流32A,大轴偏心10um、盘车电流无摆动现象,倾听缸内无摩擦声.
3 现场检查情况
（1）机组惰走过程倾听缸内无摩擦声、无异音；（2）检查主汽压力3.14MPa,主汽温度410℃,热再汽压0.24MPa,热再温度396℃,真空－90.6kPa,平稳无突降现象；（3）检查高压内缸上下半壁温174℃/189℃,高压缸热膨胀7.4/5.7mm,高中压/低压胀差1.53/3.38mm,偏心13.8μm,轴向位移－0.372/－0.311mm,各参数正常；（4）检查轴封供汽温度发现13∶51中压轴封温度由177.56℃突降至98.9℃,轴封母管压；（5）现场检查发现中压轴封进汽手动阀开度较小,大约只有4～5圈的开度,中压轴封进汽阀后滤网疏水直排管只有小量的蒸汽冒出,疏水阀的开度约有3～4圈.低压轴封前后进汽手动门均处于全开状态.
4 处理措施
（1）开大高压、中压轴封进汽阀至1/2开度,全开高压、中压、低压轴封进汽阀后滤网疏水阀,对轴封系统进行彻底疏水；（2）连续盘车2小时,17∶20全面检查正常,重新挂闸冲转至500rpm摩检正常,17∶26转速升至1200rpm中速暖机,17∶55中速暖机结束后继续升速,过临界转速4Y大轴振动最大值94.3μm,各轴振动良好：1X：49.4μm,1Y：52.8μm；2X：40μm,2Y：90.2μm；3X：31μm,3Y：74.3μm；4X：52.6μm,4Y：94.3μm；过临界转速时振动良好；19∶20转速达3000r/min,19∶31并网成功.
5 振动原因分析
（1）现场检查轴封系统投入运行后对高、中、低压分路门开度不够,低压轴封较长时间有吸空气声音,中高压轴封开度才2圈左右,并且轴封母管压力控制较低才30kPa,明显偏低；（2）本次启动前锅炉进行水压试验主、再蒸汽管道可能存在积水,而本次启动在锅炉起压以后才开启投高低旁路,没有提前利用旁路抽管道余水,造成暖管过程主汽门杆长时间漏水,投旁路时间滞后；（3）本体疏水工作不及时,机组真空建立后未及时安排先疏水排尽管道死角余水；（4）高压缸预暖控制不合理,未按要求调节缸内压力,预暖阀开度迟迟未开大到8∶30时,开度才10%左右,造成汽缸温度、膨胀升涨缓慢；（5）冲转后夹层加热没有根据上下缸,内外缸及法兰内外壁温度没有及时调整,本次冲转后夹层一直处于全开状态,造成现场加热过度；（6）机组轴系振动异常原因分析：13∶51轴封供汽母管压力由30kPa突降至15kPa,中压轴封进汽温度由178℃突降至98℃,此时中压轴封因疏水不充分,轴封供汽带水进入中压轴封,导致中压轴封急剧冷却产生局部弯曲变形,在升速过程轴封处发生了局部碰磨,导致机组轴系振动异常上升；（7）启动过程中压轴封进汽阀开度过小中压轴封进汽节流后压力、温度下降.
6 防范措施
6.1 机组启动阶段
（1）启机过程中轴封系统应疏水充分,根据现场轴封管路实际布置,防止轴封积水,要求机组启动至定速3000rpm、轴封汽温度正常后方可关闭疏水.投轴封前应暖管、疏水彻底,使封汽达到要求温度,各水水点都必须进行检查确保该疏水点疏水正常；（2）汽封供汽必须具有必要的过热度,盘车之前不得投入汽封供汽系统,以免转子弯曲,为了防止汽封部位由于热应力而造成转子损坏；（3）在机组启动阶段要监视轴封加热器负压值在规定范围,以确保轴封蒸汽回汽正常,另外需将轴封回汽母管上各疏水点阀门全开,彻底疏水；（4）机组启动前投轴封暖管疏水要充分,轴封投用初期应维持较高压力,各疏水门全开,特别是各进汽门后滤网放水门应保持全开,考虑到投入轴封到机组并网还有很长时间,各排地沟疏水门应在连续排出蒸汽,无水珠后关小或关闭,在机组冲转前半小时左右再打开,注意轴封进汽温度无大幅波动,否则不进行冲转,待稳定后再冲转；（5）机组冲转过程中保持轴封系统稳定,维持轴封压力略高于正常运行压力,保持45～50kPa（300MW机组）,不投减温水,疏水门开启,特别要避免轴封温度突升突降,若出现轴封汽温突降情况,应请示专工增加暖机时间,升速过程中若出现非临界区振动大幅上升立即打闸,倾听机内声音,转速至0后投入连盘,视情况再择时冲转；（6）机组并网带负荷后,轴封投用减温水要缓慢,发现轴封温度下降较快,应及时开启有关疏水,实际操作过程中,低压前轴封容易出现温度大幅下降的
情况.
6.2 机组降负荷阶段
在控制降负荷时,当汽封母管压力降低后,辅助供汽调节阀根据需要而开启,以保持汽封联箱压力.当负荷降低时,应调整汽封供汽温度,使之与高﹑中压转子金属表面温度的匹配能使转子应力（在汽封区内）减至最小.
6.3 汽轮机事故跳闸阶段
当汽轮机跳闸时,汽封联箱的压力降低,辅助供汽调节阀快速开启,以保持汽封母管压力.由于汽封汽源的快速切换,使高压供汽和汽缸端壁金属之间的温度匹配受到限制.然而如果在跳闸之前温度匹配得好,则当发生向外部供汽汽源的切换时,可避免产生过大的转子金属表面的温度波动.
6.4 机组停运阶段
（1）在机组停运、轴封进汽阀关闭后高、中、低压轴封进汽阀后的滤网疏水阀应全开,以排除垂直管段内的积水；（2）机组在停运期间,保持各轴封进汽门后滤网排水门全开,以防止管道内积水.
7 轴封系统优化建议
（1）要对轴封各段温度测点做好跟踪分析,看该温度测点是否有异常或布置是否合理,必要的话建议在高、中、低压轴封进汽门后多增加一组温度测点（最好是在进汽最低点处易积水的地方增加）,这样可以对运行人员有更多的操作参考；（2）轴封系统不同压力疏水管路不能直接汇入同一根疏水母管,以防止排挤现象发生,造成疏水不畅；（3）机组轴封系统若有存在U型管路的地方必须增加疏水点,特别是低压轴封回汽管路,该管道至轴封回汽母管接口距离较长且一般与轴封回汽母管形成U型管结构,启动阶段经常积水造成低压轴封回汽不畅；（4）通常轴封蒸汽系统各疏水管路都有主路和旁路,主路上一般都装有自动疏水器,但往往随着机组运行时间的增加,自动疏水器就失去自动疏水功能,所以机组启动时一定要检查各疏水点有没有正常工作,一般建议疏水尽量使用疏水旁路进行.
8 结语
汽轮机轴封蒸汽带水不仅拖延机组并网带负荷时间,影响机组经济性,甚至造成机组动静部件磨损、大轴弯曲或水冲击,严重威胁机组安全,降低机组运行寿命,因此我们要用科学合理的方法避免该类事故.在轴封投运时要进行充分输水暖管,严格控制轴封蒸汽参数.在生产运行过程中要对每个重要操作进行制度化、常态化,并对任何事故的原因进行科学分析.
参考文献
[1] 东方汽轮机厂N300-16.70/537/537-8型（合缸）产品说明书[S].
[2] 陆颂元．汽轮发电机组振动[M]．北京：中国电力出版社,2000．
（责任编辑：蒋建华）
汽轮机论文范文结:
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