F级燃气-蒸汽联合循环机组汽机轴封供汽可靠性探讨

张平（江苏华电昆山热电有限公司，江苏昆山215333）

F级燃气-蒸汽联合循环机组汽机轴封供汽可靠性探讨

张平
（江苏华电昆山热电有限公司，江苏昆山215333）

通过对燃气-蒸汽联合循环机组在不同运行方式下汽机轴封供汽可靠性的探讨，优化轴封供汽系统，保障机组安全稳定运行。

联合循环；运行方式；轴封；可靠性

0 引言

燃气-蒸汽联合循环机组由于其环保、启停迅速、升降负荷快、调峰能力强等优点被电网用作调峰机组。某新建电厂结合当地供热需求建设2套F级燃气－蒸汽一拖一多轴布置联合循环热电联产机组，机岛设备采用引进美国G E技术生产的P G9371F B型燃气轮机，汽轮机为双缸、三压再热、可调整抽汽、抽凝式汽轮机；燃气轮机发电机为Q F N-300-2型，铭牌发电机输出（300MW/353M V A），汽轮机发电机为Q F KN-150-2型，铭牌发电机输出150MW/176.5M V A），余热锅炉采用三压、再热、无补燃、卧式、自然循环余热锅炉；旁路系统采用高中压串联旁路，辅助蒸汽系统采用母管制，主要向机组轴封系统、凝汽器鼓泡除氧、及化学供汽，汽源来自机组低压供热抽汽母管，根据设计全厂未设置启动锅炉。下文结合机组今后的运行方式，着重在单机运行方式时对汽机启停、故障等情况下轴封供汽系统的可靠性进行探讨。

1 轴封供汽系统设计现状

汽机轴封系统采用某汽轮机厂设计的自密封轴封系统，主要有:高压供汽调节站、高压轴封喷水减温装置、低压轴封喷水减温装置、溢流调节阀、各种截止阀连同轴封冷却器等设备组成。该系统维持轴封供汽母管的压力在0.107-0.11MP a（a）之间，低压轴封供汽温度为121-150℃之间，在机组启动和低负荷运行状态下，轴封溢流调节阀处于关闭状态，轴封供汽通过高压供汽调节阀调整后经高压轴封减温装置至均压箱，满足轴封参数要求向汽轮机高、中压轴封供汽，同时再经低压轴封减温装置减温后向低压轴封供汽，如图1所示。当机组达到一定负荷（≈50%-60%），高压轴封的漏汽量大于等于低压轴封的需求量时，轴封系统采用自密封系统方式运行，轴封供汽调节阀关闭，轴封压力由轴封溢流阀调节，多余的蒸汽通过溢流调节阀排至凝汽，如图2所示。

高压供汽调节站汽源来自于主蒸汽和辅助汽源，设计在热态启动时采用主蒸汽，冷态启动时采用主蒸汽或辅助汽源，根据汽源的选择打开或关闭两路汽源的截止阀；轴封蒸汽温度控制根据高、低压轴封温度要求分别设置了高压轴封减温装置和低压轴封减温装置，主要设备为减温水调节阀和减温器，高压轴封温度调节控制信号取自高压缸内壁温度与汽封腔室内蒸汽温度之比较值，整定值非恒量，约±110℃。低压轴封温度调节控制信号取自供低压缸后汽封腔室内蒸汽温度值，整定值为150℃。同时为防止在系统运行时由于调节阀过开使轴封压力超过系统的设计压力，在均压箱上装有一只安全阀，用以维持系统压力不超压。安全阀采用直接压力作用的释放阀，整定值为0.28MP a，轴封供汽原设计图如图3所示。

图1 汽轮机在启动时的轴封系统

图2 汽轮机在正常运行时的轴封系统

2 轴封供汽可靠性分析

图3 轴封供汽原设计图

辅助蒸汽采用母管制，由于未设置启动锅炉，汽源由两套机组低压供热抽汽供给，当供热母管投用状态下，两套机组辅助蒸汽互为备用，机组轴封蒸汽采用辅助汽源作为启停用汽。在单套机组运行时，由于辅助蒸汽由本机低压抽汽供热供，辅汽母管就没有备用汽源，机组停机或跳闸后，轴封用汽只能采用本机主蒸汽余汽自供，轴封供汽可靠性相对比较薄弱。

2.1 单套机组启动低负荷阶段

单套机组启动时，由于辅助蒸汽没有汽源，启动用汽采用高压主蒸汽供。燃机启动点火后，高温烟气进入余热锅炉烟道，余热锅炉蒸发器受热产生蒸汽，当主蒸汽参数达到1.0MP a、250℃时，可投用轴封用汽，燃机并网温度匹配投用后，通过I G V和燃料量调整，使燃机排烟温度与高压汽缸内壁温度相差100℃左右，汽机启动冲转参数稳定在3.0MP a、330℃左右，此时作为轴封汽源，通过轴封供汽调节阀，完全能够满足轴封用汽要求，汽机冲转并网后，随着汽机带负荷，蒸汽参数按照汽缸金属升温、升压速率不断提高，到轴封系统自密封运行前（负荷50%以上），蒸汽参数达到6.0MP a、480℃左右，轴封用汽通过供汽调节阀和二级减温装置的调整能够满足高中低压轴封用汽需求。随着高压漏气量的增大，轴封供汽调节阀逐渐关闭，由溢流调节阀维持轴封压力正常。

2.2 单套机组运行故障跳闸阶段

机组正常运行时，轴封系统采用自密封方式运行，当机组故障跳闸，随着主汽门的迅速关闭，轴封压力下降很快，轴封系统从自密封方式切换至高压主蒸汽供汽方式时，由于溢流管道与轴封供汽管道通流量不一致，同时在轴封切换过程中可能存在阀门调节滞后，轴封压力不能平稳过渡、存在压力波动现象，特别是由于主蒸汽压力较高，基本负荷状态下压力高达11.0MP a左右，通过供汽调节阀瞬间调整到0.107～0.11MP a时，由于此时供汽调节阀本身通流量较小，调节性能变差，易造成系统压力波动大，轴封系统安全阀动作，难以对该系统进行有效控制，造成轴封供汽过大或瞬间断气等情况发生，威胁机组设备安全。

图4 轴封供汽优化设计图

3 提高轴封供汽可靠性措施

3.1 利用再热冷段蒸汽作为辅汽母管备用汽源

根据目前机组设计，蒸汽系统采用高中压串联旁路，中压旁路调整维持再热蒸汽压力。再热蒸汽冷段供汽正常运行中主要来自高压缸排汽和中压过热器出口并汽和启停过程中高旁来汽，蒸汽参数为3.6MP a、400℃左右，完全满足辅汽参数要求，可作为辅汽母管备用汽源，当机组停机或跳闸时，供热管道停止向辅汽母管供汽，再热冷段可通过高旁或中压汽包蓄热量产生的蒸汽供给辅汽母管，确保辅汽母管参数在正常范围，从而保障轴封供汽。

3.2 高压主蒸汽供轴封采用串联调节模式

由于高压主蒸汽参数高，通过一级调整满足轴封汽压力调节开度小，容易造成压力波动，建议采用两级串联调节，第一级将高压主蒸汽调整到1.5MP a左右，与辅助蒸汽供汽压力相近，第二级调整到符合轴封供汽压力。再通过两级减温装置使轴封汽温度符合高中、低压轴封温度要求，提高轴封压力调整的稳定性。优化后的轴封供汽系统如图4所示。

4 结语

轴封供汽的可靠性关系到机组的安全稳定运行，目前，新建电厂往往由于投产成本的关系一般不设置启动锅炉，在没有外在备用汽源的情况下，应结合自身设备特点和不同的运行方式，在设计阶段进行轴封供汽的可靠性论证。以利用再热冷段蒸汽作为辅汽母管备用汽源和高压主蒸汽供轴封采用串联调节模式两种方法为例，对轴封供汽进行相应优化改造，可提高机组轴封供汽的可靠性，从而保障轴封供汽的稳定性。

[1]杨顺虎.燃气-蒸汽联合循环发电设备及运行[M].北京：中国电力出版社，2003.

[2]G E公司.S109F B燃气-蒸汽联合循环机组运行操作维护手册[Z].G E公司.2013.

[3]哈尔滨汽轮机厂.L C112/N156-11.20/3.42/1.50型汽轮机启动运行说明书[Z].哈尔滨汽轮机厂，2016.

Discussion on Steam Supply Reliability of the Steam Turbine Shaft Seal for F Gas Turbine Combined Cycle Unit

ZHANG Ping
（Jiangsu Huadian Kunshan Thermal Power Co.，Ltd，Kunshan 215333，China）

B a s e d on t h e d i s cu ss ion o f t h e relia b ility o f t h e s team tur b ine sh a f t s eal un d er d i ff erent o p eration mo d e s，t h e s team s u pp ly s y s tem i s o p timi z e d to en s ure t h e s a f e an d s ta b le o p eration o f t h e unit.

com b ine d cycle；o p eration mo d e；sh a f t s eal；relia b ility

10.3969/J.ISSN.2095-3429.2017.03.008

TM611.31

B

2095-3429（2017）03-0030-03

2017-05-08

修回日期：2017-05-31

张平（1971-），男，江苏常州人，大专，工程师，长期从事燃气-蒸汽联合循环机组运行技术管理工作。