21汽轮机轴封系统缺陷分析和处理.doc

汽轮机轴封系统缺陷分析和处理 苏猛业 （中国电力平圩发电有限责任公司 安徽 淮南232089） 摘要：针对平圩#1、#2汽轮机轴封系统的缺陷进行分析，提供着手处理的思路和建议，并介绍成功处理缺陷的经验 关键词：轴封汽 原理 缺陷 处理方案 0　概述 平圩火电原装机容量为600MW×2台汽轮发电机组，为引进美国电气公司技术、哈尔滨汽轮机厂制造，#1机1989年12月投产，#2机1992年12月投产。每台机分别配有2 台由东方汽轮机厂生产的驱动锅炉给水泵的小汽轮机。2005年2月，#2汽轮发电机组完成了增容改造，现铭牌负荷为630MW。发电机为定子绕组水内冷，转子绕组和铁芯氢冷，轴端双环油密封，密封油系统用油取自汽机润滑油系统。 平圩两台机组轴封系统均采用母管制，每台机的高、中、低压缸轴封供汽和2台小机前后轴封供汽相连，轴封供汽设计上有三路汽源，分别是新蒸汽、再热冷段蒸汽、辅助蒸汽。机组启动、停机时，轴封为外供汽，高压缸的各汽封约在10%负荷时变成自密封，中压缸的各汽封约在25%负荷时变成自密封，大约75%负荷下系统达到自密封，如有多余的蒸汽，会通过溢流阀流往冷凝器。低压汽封供汽通过减温器使供汽温度维持在121-177℃之间，以防止汽封体可能的变形和损坏汽轮机转子。图1为轴封供汽系统图。 小汽机轴封供汽取自主机轴封供汽母管，轴端外汽封漏汽管φ573.5与主机漏汽管相连，高压内轴封漏汽通过φ764的管道接至小汽机后端低压部分，见图3。进入汽缸端部汽封前，管道上也安装有蒸汽减温器，并有感温喷水系统，使汽封蒸汽温度控制在149-177℃之间。 轴封蒸汽压力由高压供汽调节阀、冷再供汽调节阀、溢流阀、辅汽供汽调节阀来调节。调节定值如下： 给定值（表压） 高压供汽 0.021MPa 冷端再热供汽 0.0246 MPa 溢流阀 0.0281MPa 安全阀 0.281MPa 防爆门 0.81MPa 汽轮机转子在穿过外缸的部位装有大量环绕转子的汽封片，以防止空气漏入或蒸汽从汽缸漏出。汽封片与转子表面有间隙，防止在运行过程中发生接触。见图2所示，汽轮机在空负荷或低负荷时，汽轮机各缸内的压力都低于大气压力，供至X腔室的汽封蒸汽在一侧通过汽封漏 入汽轮机，另一侧漏入Y腔室。由轴加风机使Y腔室维持稍低于大气压力（0.007MPa）,因而，空气通过外汽封漏入Y腔室，汽气混合物被轴加风机抽出。 随着负荷的增高，汽缸排汽压力超过X腔室的压力，通过内汽封环发生反向流动。流量随排汽压力 的升高而增加。蒸汽从X腔室排到汽封供汽母管（相当于联箱），再从供汽母管流向低压汽封。 一、轴封汽系统缺陷表征 1. 高中压缸端部汽封外漏量大，温度高，夏季高温时更为严重，测得端部汽封处的轴颈上方温度高达300℃左右； 2. 两台小汽机前后轴封蒸汽外漏量大，轴承温度高，轴承振动、温度测量元件寿命低，易引起信号失准。曾发生过两次因信号有误跳小机事故。 3. 主油箱含水量大，密封油含水量大，发电机轴承绝缘低，发电机氢气湿度超标，且高居不下，最高达15g/m3，小汽机油箱含水量大。 4. #3轴承振动大，且随环境温度升高，DEH显示振动值缓慢爬升。 5. 润滑油主油箱负压降低，轴承回油不畅，轴承回油温度升高，轴承油挡外冒油烟，若同时开启两台主油箱排烟风机，润滑油中带水更大。高负荷时，轴封压力须维持在0.08MPa以上，否则凝器真空不好，低负荷时在0.06MPa以上。今年入夏，#1机高负荷时轴封压力在0.09MPa以上，溢流阀全开压力也调不下来。 6. #1机低压轴封温度频繁波动，且范围大，高达300多度，低至110以下，见图4。 二、原因分析 设计上，负荷在额定负荷的25%以上，高中压缸汽封X腔室肯定是正压，不会影响凝器真空，而低缸汽封X腔室随负荷的升高，密封蒸汽量增大，才能维持X腔室正压，满足运行真空。原因可能有： 1. 高中压缸轴封间隙调整过大或轴封与转轴在运行中发生磨擦， 25%额定负荷以上时漏入X腔室蒸汽量变大，轴封母管压力升高，漏入Y腔室的蒸汽量增大，Y腔室可能会形成正压。 2. 轴封加热器和风机容量富裕度小。X腔室进入Y腔室的蒸汽量变大，进入轴封加热器的热负荷增大，冷却面积小，风机抽真空能力不足，不能维持Y腔室微负压，导致蒸汽外漏。 图4、#1机低压轴封供汽温度 3. 低压缸内汽封与轴间隙超大；低压缸汽封供汽入口滤网脏污，进入低压汽封蒸汽管道上的