300MW汽轮机轴封加热水位波动原因分析及解决措施

黄坤昌 范双双 李丰均 居国腾 刘东旭

摘  要：轴封系统是汽轮机的重要子系统，直接影响机组的安全性和经济性。某电厂300MW机组在完成切缸改造工作后，汽轮机轴封加热器水位产生了持续波动且逐渐恶化，导致轴封加热器频繁推出运行状态。通过制订不同的试验方案逐步排除了各部位的漏汽问题或切缸引发的副作用，并发现了疏水超过管道承载能力是造成水位波动的主要原因。通过改造疏水管路以增加轴加疏水的溢流能力有效解决了该故障。改造方案对同类型机组的类似问题有一定的借鉴意义。

关键词：300MW汽轮机组 轴封系统 轴封加热器 水位波动 低压缸切除

中图分类号：TM621 文献标识码：A 文章编号：1674-098X（2021）07（a）-0048-04

Cause Analysis and Solving Measures of Shaft Seal Heating Water Level Fluctuation of 300MW Steam Turbine

HUANG Kunchang1  FAN Shuangshuang2，3  LI Fengjun1  JU Guoteng1  LIU Dongxu2，3*

（1. Zhejiang Zheneng Shaoxing Binhai Thermal Power Co.， Ltd， Shaoxing， Zhejiang Province， 312073 China;2. Harbin Institute of Technology， Harbin， Heilongjiang Province， 150001 China;

3. Harbin Wohua Intelligent Power Equipment Co.， Ltd.， Harbin， Heilongjiang Province， 150001 China）

Abstract： The shaft seal system is an important subsystem of the steam turbine， which directly affects the safety and economy of the unit. After a 300MW unit completed the modification of removing low-pressure cylinder， the water-level of the shaft seal heater fluctuated continuously and gradually deteriorated， which caused the gland heater to be frequently put out of operation. Through the development of different test programs， the steam leakage problem at various parts or the side effects caused by removing low-pressure cylinder were gradually eliminated， and it was found that the drainage exceeding the carrying capacity of the pipeline was the main reason for the fluctuation of the water level. The fault was effectively solved by modifying the drain pipeline to increase the overflow capacity of the gland heater drain. The transformation plan has certain reference significance for similar problems of the same type of units.

Key Words： 300MW steam turbine; Shaft seal system; Shaft seal heater; Water level fluctuation; Low pressure cylinder removing

在电厂机组运行的过程中，轴封系统是汽轮机系统中的一个重要子系统[1，2]，主要用于对汽轮机动静结合部位的密封，其中轴封加热器起着关键作用[3，4]。但轴封加热器会发生水位波动问题，其原因很多：轴封加热器管系泄漏或爆管[5]、汽轮机润滑油中带水[6]、多级水封均运行不稳而发生水封破壞[7]、轴封加热器疏水不畅导致多次满水[8]等。为此，一些学者对轴封水位波动现象进行研究，针对不同的原因提出改造方案。主要有以下方案：合理调整轴封供汽压力[9];改造轴封管路，增设高压汽封加热器[10];修正最初的计算数值，合理选择多级水封的高度[11];汽轮机轴封排汽管道上设置U型紧急排水口[12]。

本文将针对某电厂300MW机组轴封加热器水位波动现象展开分析，其中对轴封加热器的额定参数、U型管水封高度、U型管疏水能力等方面进行分析。对轴加水位波动现象，提出相应的整改措施，进而解决水位波动导致轴加频繁撤出的现象。

1  设备简介

轴封系统主要设备包括轴封加热器、轴加风机等，其作用是通过负压吸收轴封处多余的蒸汽以防外漏，同时也有效阻止了空气漏入凝汽器导致凝汽器真空降低。当汽轮机处于启动状态和低负荷运行时，汽轮机各汽缸内压力都低于外部环境下的大气压力，轴封蒸汽通过轴封蒸汽母管送入“X”腔室，一部分通过轴封齿进入汽缸，另一部分进入另一侧的“Y”腔室。“Y”腔室在轴封冷却器的作用下，通过负压将“Y”腔室内的蒸汽与空气的混和物通过轴封管道引入轴封冷却器内。对于高中压合缸的各汽封来说，约在15%负荷时变成自密封。此时，蒸汽沿“X”腔室、汽封系统联箱流至低压汽封。

1.1 轴封加热器

“Y”腔室是汽封体漏汽区，其中必须维持压力稍低于大气压力，通常为686.5Pa的负压。如果系统工作正常，允许达到498.2～746.3Pa的负压。凝结水进入轴封冷凝器的前水室，在轴封冷凝器内流过管子后在后水室排出。阀杆漏汽及“Y”腔室的汽封漏汽通过两个蒸汽入口进入凝汽区，漏汽流过管子外壁而凝结，所形成的凝结水通过壳体疏水口排出。

本文轴封加热器的设计工作温度、压力、传热面积及流量如表1所示。

1.2 轴加U型管水封

轴加U型水封是对轴加疏水进行回收，同时防止空气进入凝汽器进而破坏真空的装置。某汽轮机轴封加热器水封采用的是单级水封，水封高度设计值为11m，水封筒埋地安装，埋地深度超过15m。当U型管两侧液面高度差所产生的压力差与作用于液面的压力差形成平衡时，水封达到平衡状态，疏水通过溢流的方式进入凝汽器。

2  异常描述

在机组运行的过程中发现，#2机组轴封加热器会出现疏水水位波动的现象，如图1所示的轴加疏水水位波动曲线，波动幅度为190～430mm，偶尔会高出轴加水位高报警值550mm，导致轴加水侧撤出，需要运行人员手动重新投入水侧。现场检查疏水管温度有波动，管道最高温度在40℃左右，存在间歇性疏水的情况。机组轴封系统运行平稳，凝汽器压力未出现较大的波动。

根据现象初步分析是轴加水封的疏水不畅引起的，主要原因可能有轴加进汽量增大、轴加水管泄漏、疏水管路堵塞等。#2机组上次开缸检修至今已运行3年时间，可能存在轴封磨损的情况，导致轴封漏汽量增大。与纯凝工况相比，#2机组中、低压供热投入后，汽轮机高、中压缸各级压力明显升高，导致轴加漏气量增加。自2021年2月20日#2机组启动后，轴加水位一直运行平稳。2月22日21时#2机低压供热流量第一次达到240t/h时，轴加水位开始波动，之后波动一直存在，如图1曲线所示。

轴加换热管泄漏会导致疏水量变大，当泄漏量不大时，可能会出现水位波动但未达到满水的程度，但疏水管路堵塞严重时也会导致轴加疏水不畅。

3  轴加水位波动原因分析及措施

3.1 水位波动现象

自2016年起，1号机组的轴封加热器发生间歇性水位波动现象，轴封正常液位为185mm，发生波动现象时最高液位可达450mm以上，甚至发生轴加满水现象，需要撤出轴加运行。2019年，轴加水位波动现象进一步加剧，转变为持续波动，并时不时需要撤出轴加运行，等水位降低后再投用轴加。

3.2 问题检查与初步分析

针对上述问题，对其进行相关检查及分析，具体内容如下。

（1）就地检查轴加液位计，其液位波动与DCS远传信号波动一致，排除测点问题。

（2）就地检查轴加汽测负压正常，凝汽器负压正常，轴封加热器疏水管随着轴加液位波动存在冷热交替变化现象。

（3）检查轴加换热管道，未发现管道泄漏现象，检查汽测疏水管道未发现堵塞现象。

（4）更换轴加U型管水封埋地管段，排除埋地管段泄漏導致疏水管形成气阻的原因。

（5）多次对轴加U型管进行注水，并微开注水阀，确保U型管水封建立，但并未改善轴加水位波动的现象，基本排除U型管水封被破坏产生气阻的可能。

通过对现场的一系列检查，未发现轴封加热器和U型水封存在的缺陷或者泄漏等问题，基本排除硬件设施问题。

该电厂自2016年进行中压供热改造，将再热蒸汽通过减温装置后对外进行供热，设计容量150t/h。另外，中、低压连通管也进行了相应的改造，通过减少低压缸进汽的方式，从中压缸排汽处抽汽，对外供热，设计流量410t/h。设备供热的改造导致，中压缸排汽压力抬升，轴封漏气量相应增加，导致进入轴加U型管的疏水增多，疏水温度抬升，在轴加水封高度过高的双重影响下导致了轴加水位的波动。

3.3 水封高度核算

基于上述分析，接下来对水封高度进行核算，取冬季凝汽器最高真空工况计算，考虑疏水在上升段汽化对密度的影响，并在正压侧维持至少1m左右的水柱高度。表2和表3分别为水封高度计算的初始参数。

一般情况下，水封高度取决于水封入口和出口的压力差。水封高度用公式（1）计算：

（1）

式中H为水封中每级水封的高度，单位为m;P1、P2分别为水封进、出口压力，单位为Pa;n为多级水封中的水封级数;γ为水的重度，取值1×104N/m3;0.5～1为富裕度（可忽略）。

该机组轴封系统级数为1级，轴封汽测维持负压-6.5kPa，凝汽器真空维持-98kPa，取富裕度为1m，计算得水封高度为10.15m，与水封设计高度11m基本吻合。

但是在查阅现场轴封冷却器U型水封管的设计图以及现场实际测量发现，水封管实际埋地有效高度为15m，疏水管进入凝汽器的标高为3m，实际的有效水封高度为18m，远远超过了设计值。

3.4 措施

依据水封高度的计算结果，重新设计U型水封，将水封高度降至15m以下，以确保轴加疏水顺畅。1号机组改造后，轴加水位波动问题彻底解决。

4  结语

通过对某电厂300MW轴封加热器水位波动问题的分析，并据此制定了相应的整改措施，即重新设计U型密封管的高度，彻底解决了轴加水位波动问题，避免轴加频繁撤出。此改造方案对同类型凝汽式汽轮机轴加问题的处置过程具有借鉴意义。

参考文献

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