600MW汽轮机轴封系统运行方式优化

600 MW 汽轮机轴封系统运行方式优化
发布时间：2021-10-20T08:46:33.985Z 来源：《中国电业》2021年16期作者：凌霖
[导读] 600 MW 汽轮机轴封系统运行中存在低压轴封供汽减温后 2 个测点温度偏差大
凌霖
长安益阳发电有限公司湖南益阳邮编413000
[摘要] 600 MW 汽轮机轴封系统运行中存在低压轴封供汽减温后 2 个测点温度偏差大、低压轴封供汽温度低、减温水量大等异常现象。

对汽轮机轴封供汽压力、温度等参数进行分析、调整，有效改善了汽轮机轴封系统的运行工况，提出了轴封系统的进一步优化措施。

关键词：汽轮机轴封压力温度损失
1、汽轮机轴封系统设计运行方式
汽轮机轴封系统的主要功能是向汽轮机的轴封和主汽门、调门的阀杆汽封提供密封蒸汽，同时将汽封的漏汽合理地导向和抽出。

在汽轮机的高压区段，轴封系统的功能是防止蒸汽向外泄漏，以确保汽轮机有较高的效率 ; 在汽轮机的低压区段，则是防止外界的冷空气进入汽轮机内部。

益阳发电有限公司二期 2 × 600 MW 汽轮机轴封系统设计运行方式如下：
1）机组启动及低负荷阶段，轴封供汽由高压辅助蒸汽提供，维持轴封供汽母管压力在 24 kPa。

2）当冷再蒸汽压力、温度满足轴封供汽要求 (蒸汽过热度不低于 14 ℃、蒸汽温度与调端高压缸端壁温差不超过 85 ℃) 时，由冷再供轴封并维持轴封供汽母管压力在 27 kPa。

3）当高、中压缸轴封漏汽及主汽门、调门的门杆漏汽能满足轴封自密封时，由轴封溢流调节门维持轴封供汽母管压力在 31 kPa。

4）低压轴封供汽减温水调节门的温度设定值为 150 ℃。

2、轴封系统按设计方式运行时存在的问题
2.1 低压轴封供汽温度偏低
调整前，#3、#4 汽轮机低压轴封供汽温度基本都略低于轴封供汽压力下的饱和温度（见表1，表中温度1、温度2为2个测点的温度），#4机组#4 低压缸励端轴封在机组运行时甚至发生过甩水现象，严重威胁机组运行安全。

为了防止轴封供汽带水， #3、#4 机组运行中均保持各轴封进汽滤网放水手动门微开，导致以下不利影响：（1）各轴封进汽滤网放水手动门损坏；（2）损失大量蒸汽；（3）不凝结气体可能漏入真空系统。

分析认为各瓦轴封压力偏差较大且#4低压缸电端轴封供汽压力较低的可能原因如下：
1）低缸汽封间隙不一致。

2）各瓦轴封供汽管路设计、安装不合理，导致供汽能力不一致。

3）各瓦轴封供汽管路滤网可能存在脏堵。

4）各瓦轴封供汽管路滤网放水门开度不一致，导致进汽量不一样。

2.3 轴封压力测点指示不准
#4 机组停运，在轴封供汽完全停止以后，高压轴封供汽压力指示为7 kPa，低压轴封母管压力指示为15 kPa。

对#4机组高、低压轴封供汽压力取样管进行吹扫并校验压力表后，高、低压轴封母管压力指示均为 0 kPa。

2.4 低压轴封减温水量大
当 #3，#4 机组低压轴封供汽减温后温度设定值为 150～170 ℃时，低压轴封减温水调节门的开度为 40%～50% (凝结水母管压力为1.5 MPa) ，减温后的蒸汽温度3，4 存在 20～50 ℃的偏差且温度1波动幅度较大。

为了保证低压轴封减温水调节门能投入自动控制，目前#3，#4机组均单独选择温度2进行调节，温度1仅作为参考。

由于减温水量大，低压轴封蒸汽不能将减温水完全汽化，低压轴封供汽减温后疏水罐3
～4 min就发1次水位高高报警，为防止低压轴封供汽减温后疏水气动门因频繁开关而损坏，运行中该疏水气动门保持常开，导致大量热量损失。

3、汽轮机轴封系统运行方式调整3.1 调整轴封系统运行压力 #3 机组高压辅助蒸汽供轴封压力设定值改为33 kPa，冷再供轴封压力设定值改为38 kPa，轴封溢流调节门压力设定值改为42 kPa。

#4 机组高压辅助蒸汽供轴封压力设定值改为40 kPa，冷再供轴封压力设定值改为 45 kPa，轴封溢流调节门压力设定值改为47 kPa。

调整后 #3，#4 机组运行中高、低压缸轴封均能保证可靠密封，且没有蒸汽外漏。

3.2 调整低压轴封供汽减温后温度 #3 机组低压轴封减温水调门设定值改为 233 ℃。

在150～600 MW范围内运行时，各轴封供汽温度均能维持在120～150 ℃，满足了轴封供汽过热度的要求；同时，低压轴封减温水调节门的开度始终小于 5% (凝结水母管压力为 1.5 MPa) ，减温后疏水罐水位高高报警约10 h发信1次，达到正常要求。

#4 机组低压轴封减温水调门设定值改为230 ℃。

在300～600 MW范围内运行时，各轴封供汽温度均能维持在120～150 ℃，满足了轴封供汽过热度的要求；同时，低压轴封减温水调节门的开度始终小于16% (凝结水母管压力为1.5 MPa) ，减温后疏水罐水位高高报警约20 min 发信1次，比调整前有较大改善。

将#3、#4 机组各轴封的入口滤网放水门关闭后，轴封供汽温度仍能维持在120 ℃以上，但#3机组#4低压缸励端入口滤网放水一、二次门因长期开启受蒸汽冲刷，内漏严重，需要更换新门。

#3、#4 机组低压轴封供汽温度调整后，#4 机组轴封减温水用量明显比#3 机组大，低压轴封管路的积水情况也比较严重，其原因为：#3、#4 机组低压轴封供汽管路布置方式不一样，#4 机组疏水口离减温水喷头较近。

#3、#4 机组低压轴封供汽温度调整后，减温后温度1与温度2的差值仍然较大（#3 机组温度2比温度1高120 ℃，#4 机组温2比温度1高53℃）。

温度测点位于蒸汽管道上方，温度1与温度2测点相距约 20 cm，正常情况下不可能存在如此大的偏差，对温度1的测温元件及其套管的安装情况进行检查也都正常，基本确定为减温水未完全汽化就进入温度1测量区域，导致温度1指示偏低。

4、进一步优化措施4.1 #3、#4 汽轮机高压轴封母管疏水加装疏水罐 #3、#4 汽轮机高压轴封母管疏水原设计有疏水，能在分散控制系统（DCS）发送水位“高”、“高高”
报警并实现疏水门自动开关。

在安装过程中，因空间限制取消了液位罐，直接安装了疏水管。

当汽轮机负荷刚刚满足轴封系统实现自密封时，轴封溢流调门、冷再供轴封调门、高压辅助蒸汽供轴封调节门均处于关闭状态，此时高压轴封母管中蒸汽不流动，高压轴封母管蒸汽温度急剧下降；汽源切换完成后，高压轴封母管温度又上升到正常值并保持稳定，如：机组负荷560 MW时的高压轴封母管温度为308℃，负荷373 MW时仅为127 ℃，待冷再供轴封调门开启后高压轴封母管温度又升至250 ℃并稳定。

部分蒸汽冷却后疏水积聚在轴封供汽母管中，如果不手动开启母管疏水门，当加减负荷后轴封供汽的汽源切换或轴封溢流调节门开启时，将出现蒸汽带水的现象，甚至发生管路振动。

因此，将 #3、#4 汽轮机轴封母管疏水安装疏水罐，能在 DCS 发送水位“高”、“高高”报警并实现疏水门自动开关。

4.2 优化低压轴封减温器安装管段直径 #3、#4 汽轮机低压轴封减温器，额定减温水量为15 t / h 。

说明书要求该型号减温器可以安装在内径为 203．2～1 524.0 mm 的蒸汽管路中，而 #3、#4 汽轮机低压轴封供汽管路的尺寸为219 mm × 7 mm（即内径为 205 mm），为该型号减温器适用范围的最下限。

而#3、#4 汽轮机低压缸轴封供汽减温后管路频繁疏水，即使将减温后温度提高至 230 ℃仍然积水较多，说明有部分减温水是直接喷到了管壁上，这部分减温水与蒸汽不能充分接触，不能完全汽化。

重新选择低压轴封减温器或增加低压轴封减温器安装管段直径。

#3，#4 汽轮机高压轴封管道的尺寸为273 mm × 7 mm（即内径为 259 mm），比低压轴封管路内径大54 mm，如果将低压轴封减温器安装管段换成高压轴封一样的管道，可以有效减少喷至管壁的减温水量，也可避免更换减温器的高额费用。

5、结束语
对湖南益阳发电有限公司 #3、#4 汽轮机轴封系统进行优化并调整运行参数后，有效地解决了低压轴封供汽减温后温度1和2 偏差大、低压轴封供汽温度低、减温水量大、轴封供汽带水以及管路振动等异常情况，改善了汽轮机轴封系统的运行工况，保障了机组的安全与经济运行。