汽轮机低压轴封供汽温度突降分析及对策

芦海庆（宁夏大唐国际大坝发电有限责任公司，宁夏 吴忠 751607）

汽轮机低压轴封供汽温度突降分析及对策

芦海庆
（宁夏大唐国际大坝发电有限责任公司，宁夏 吴忠 751607）

针对某发电公司600 MW汽轮机低压轴封供汽温度突然降低的异常现象，分析其产生的根源并提出解决的办法，实现了机组真空严密性合格，消除了设备隐患，保证了机组长期经济、安全、稳定运行。

汽轮机；低压轴封；供汽温度；真空严密性

0 前言

汽轮机低压轴封供汽可以防止空气通过汽轮机低压轴端径向间隙漏入到低压缸内，从而保证汽轮机的安全和经济运行。汽轮机设置了一套轴封供汽系统，负责向低压轴封提供连续不断且可调整温度和压力的密封蒸汽。

1 汽轮机低压轴封供汽温度存在的问题

某公司5，6号汽轮机为东方汽轮机厂生产的NZK-16.7/538/538型亚临界、中间再热、单轴、双缸双排汽直接空冷机组，高、中压合缸布置。汽轮机在机组高负荷长时间运行时，由于低压缸轴封段存在泄汽不畅、低压缸轴封段温度变化大且汽封结合面处有水流出的现象，证明轴封段存在积水。长时间积水会导致轴封段密封差、真空严密性不合格，严重时使轴封段带水，威胁汽轮机的安全运行。此机组在增加负荷时，存在机组汽轮机低压轴封供汽温度瞬间大幅下降的现象，最低下降到105 ℃，而后上升到170 ℃，低压轴封供汽温度变化较大。

2 汽轮机轴封系统运行方式

2.1 轴封系统密封及运行汽源

（1）该机组轴封系统（见图1）为自密封系统，轴封供汽有3路汽源：启停时，由辅助蒸汽及主汽门前主蒸汽供汽；正常运行时，靠高、中压主汽门和调门等门杆漏汽和高压轴封漏汽形成自密封。

汽轮机在启动、停止过程中，轴封由低压辅汽联箱供汽，其定值分别为0.03 MPa，0.055 MPa。当轴封蒸汽联箱压力高于0.055 MPa时，溢流调整阀自动开启，以保证轴封压力正常。当汽轮机负荷低于30 %额定负荷时，汽轮机轴封用汽由低压辅汽供给；当汽轮机负荷大于30 %额定负荷时，高、中压轴封漏汽能够满足低压轴封用汽，低压轴封用汽由高、中压轴封漏汽供给，即转换为汽轮机自密封；此时低压辅汽供轴封及再热汽冷端供轴封调整门自动关闭。当汽轮机高、中压轴封漏汽量过大使轴封压力大于0.055 MPa时，溢流调整阀自动开启，以保证轴封压力正常。

（2） 在汽轮机正常运行中，汽轮机轴封系统设计为自密封式，具有设计合理、安全可靠、系统简单、自动控制能力强等许多优点，且能够满足汽轮机各种运行工况的需要。该轴封系统既提高了汽轮机的做功能力，又减少了轴封的漏汽损失，确保机组有较好的经济性。

2.2 机组运行对轴封供汽温度的要求

（1） 轴封蒸汽的过热度不应小于50 ℃，任何特殊情况下的过热度不得小于14 ℃。

（2） 低压轴封温度要求大于120 ℃，但不得超过180℃，建议轴封蒸汽温度设定为150 ℃。

（3） 为了避免出现大的热应力而引起汽轮机转子的损坏，高中压缸汽封腔室的轴封汽与转子金属温度之间的温差不允许超过110 ℃，但在机组冷态启动过程中允许短时间达到167 ℃。因低压缸轴封处温度较低，为了防止转子产生过大的热应力，必须严格控制汽轮机低压轴封蒸汽温度不高于180 ℃。

本机组采取了以下2种方法降低低压轴封蒸汽温度。

（1） 设置喷水减温冷却器，用凝结水作为冷却介质，直接冷却轴封蒸汽；所需要的轴封蒸汽温度值可以通过温度设定器来设定。这种冷却方法能够很好地适应工况快速变化的调节需要。

（2） 将低压轴封蒸汽管道经汽轮机凝汽器喉部延伸到凝汽器内部，利用轴封蒸汽管道周围流动的低压缸低温排汽来冷却轴封汽。机组正常运行时，低压轴封蒸汽经冷却后温度可下降20-30 ℃。

3 汽轮机低压轴封蒸汽温度突降原因分析

3.1 轴封供汽温度大幅变化的共性原因

（1） 轴封供汽、溢流站排汽压力调节阀、轴封供汽减温水阀调节不够灵活，对设定值进行跟踪控制不及时。

（2） 轴封供汽喷水减温器后温度测点安装位置不合理，过于靠近喷水减温器。

（3） 低压轴封蒸汽减温器喷嘴雾化效果不好，水从喷嘴喷出后不能够形成非常薄的均匀水雾，使汽轮机低压轴封蒸汽系统带水量增大，同时增加汽水分离器的负担，出现汽水分离不彻底的现象。一旦低压轴封蒸汽带水量增大，并进入到疏水罐中后，当疏水罐下部疏水器疏水不畅时，就会使疏水罐内部水位升高并且长期保持一定高度的水位；这样当低压轴封蒸汽流过时会携带大量水分，并造成蒸汽温度突然下降。

（4） 机组负荷大幅度变化时，低压轴封蒸汽的流量会相应发生变化；而减温水的变化滞后于蒸汽流量的变化，这就造成蒸汽带水、温度突降；而在低压轴封蒸汽温度低时，减温水调门又自动关小，因而造成轴封蒸汽温度突然升高、大幅波动。

3.2 该机组轴封供汽温度大幅突降的原因

图2中的曲线表明，在2012-04-20机组长时间高负荷运行期间，负荷没有明显变化，轴封压力等参数调节正常，但低压缸两端轴封供汽温度依然出现10 ℃左右波动（在171-158 ℃之间变化）。图3示出2012-04-29机组负荷从464 MW增加到530 MW的过程中低压缸轴封供汽温度变化情况，轴封供汽温度在5 min内突降58 ℃左右（两端温度由162/163 ℃下至103/105 ℃），最低至103 ℃，随后恢复至166/167.9 ℃。

分析机组长时间高负荷运行期间及增加负荷过程中轴封供汽温度变化情况，并对机组轴封系统进行全面检查，排除了减温水、轴封供汽压力等因素的影响。

对系统布置进行分析后发现，由于轴封加热器到低压缸轴封段的回汽管路较长、回汽管压损较大，影响了对端部轴封的回汽压力，为此应适当加大轴封的负压值。但由于高中压轴封各轴封回汽腔室至轴封加热器的路径不同、阻力差别较大，高中压轴封回汽排挤低压轴封回汽和小汽轮机轴封回汽，导致低压轴封和小汽轮机回汽困难、阻力增加，低压轴封回汽腔室压力升高，因此回汽腔室的蒸汽向外逸出。若单单提高轴封加热器入口负压，降低各轴封回汽系统压力，减少轴封回汽腔室向外跑汽，则往往会伴随着低压轴封腔室内供汽量的不足，而很容易使空气进入，造成真空严密性下降，危及机组安全经济运行。

图2 机组长时间高负荷运行期间轴封供汽温度变化曲线

图3 机组增加负荷过程中轴封供汽温度变化曲线

4 采取的技术措施

（1） 轴封供汽温度的设定值由150 ℃提高至160 ℃，以保证当低压轴封蒸汽温度突降时不低于100 ℃（低压转子轴封处的实际温度约为80 ℃），防止汽轮机转子轴封处蒸汽凝结，造成转子表面温度突降。

（2） 汽轮机正常运行中，将低压轴封疏水罐疏水器旁路门开启（0.5-1）圈，保证蒸汽中携带的水能够及时排除掉。

（3） 检修中彻底清理低压轴封疏水罐疏水器内部杂质，并对各个部件进行除锈处理，同时对疏水器前、后管段进行水冲洗，既保证了疏水管道的畅通，同时也有效地防止了疏水器的卡涩。对轴封供汽温度、压力调节阀进行全面检查，保证了其跟踪的灵敏性。

（4） 停机后，对低压轴封蒸汽减温水系统进行彻底清理，对喷嘴进行清理修复，并进行了喷嘴雾化试验，对喷嘴间隙进行了合理的调整，采取了运行中防止松动的措施，保证机组正常运行中，低压轴封蒸汽减温水喷嘴雾化均匀、无偏斜及水帘，达到了最佳的雾化效果。

（5） 检查小机轴封段的漏汽影响，对小汽轮机轴封供汽、回汽门进行调整，减少小汽轮机轴封段漏汽量。

（6） 在机组检修中，对汽轮机轴封进行改造，将原迷宫式汽封更换为王长春接触式汽封，轴端密封效果好，减少了高中压缸轴封漏汽，使得低压缸轴封段回汽顺畅。

5 采取措施的效果及建议

5.1 效果

采取以上措施后，汽轮机高负荷运行期间，不存在低压缸轴封段冒汽、冷凝积水现象，保证了机组的安全运行。在机组增加负荷过程中，低压缸轴封供汽温度平稳，消除了大幅突降现象。

实验数据表明，600 MW空冷机组真空度每降低1 %，煤耗增加1.1 g/kWh，提高真空度可有效降低煤耗。通过以上各种技术措施，真空严密性试验合格率得以提高，避免了为保证真空严密性而提高低压缸轴封供汽压力的弊端，真空严密性由原来的250 Pa/min提高到100 Pa/min，真空严密性试验达到了优秀值，经济性显著提高。真空严密性试验合格，能够有效控制凝结水溶氧，提高汽水品质及汽轮机效率。

5.2 建议

建议根据现场设备布置情况，将通往轴封加热器的低压缸轴封回汽管道单独布置，彻底解决同一个回汽管道对低压缸轴封段回汽的影响，以保证汽轮机、小汽轮机所有轴封段回汽顺畅。

6 结束语

通过对汽轮机轴封系统存在问题的分析，查明了问题的原因并采取了有效措施，消除了低压轴封供汽温度突然下降的隐患，有效防止了因汽轮机转子低压轴封段温度突变引起的热应力变化对汽轮机转子安全的威胁，避免了异常事件的发生，保证机组的长周期安全运行。同时，真空严密性试验合格率提高，降低了机组供电煤耗，以控制小指标的方式确保了大指标的完成，实现了节能降耗，使机组始终以经济方式运行。

1 吴季兰.汽轮机设备及系统［M］.北京：中国电力出版社，1999.

2 李建刚.汽轮机设备及运行（第2版）［M］.北京：中国电力出版社，2010.

3 国家能源局.DL/T1290—2013直接空冷机组真空严密性试验方法［S］.2013.

4 中华人民共和国发展和改革委员会.DL/T892—2004电站汽轮机技术条件［S］.2004.

2015-08-07。

芦海庆（1973-），男，工程师，主要从事发电厂运行管理工作，email：lhq2650@sina.com。