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600 MW汽轮机轴封系统的缺陷分析及改进措施           
600 MW汽轮机轴封系统的缺陷分析及改进措施
作者:佚名 文章来源:不详 点击数: 更新时间:2008-9-24 9:59:45
摘要:   平圩发电厂1、2号汽轮机轴封系统存在缺陷,如:高、中压缸端部汽封外漏量大、轴封温度高,轴承振动增大,主油箱、小汽机油箱和密封油含水量过大等。文章分析了轴承系统产生缺陷的主要原因,介绍了2号汽轮发电机组增容改造中,重新设计轴封系统进行改造的情况,还介绍了成功处理缺陷的经验。 关键词: 汽轮机;轴封系统;缺陷;处理方案      平圩发电厂原装机容量为2×600 MW。1号机组于1989年12月投产,2号机组于1992年12月投产。给水泵小汽轮机为东方汽轮机厂引进技术生产制造。2005年2月,2号汽轮发电机组完成了增容改造,现铭牌容量已为630
MW。汽轮机为哈尔滨汽轮机厂引进美国电气公司技术生产制造。
    

1 轴封系统存在的缺陷


  随着运行时间的增加,轴封汽系统存在缺陷逐渐显露,使机组效率下降。存在的问题有:

  (1) 高中压缸端部汽封外漏量大、轴封温度高,特别在夏季高温时更为严重,端部汽封处的轴颈上方温度高达300 ℃左右。

  (2) 1号机组3号轴承的振动随环境温度的升高而增大。

  (3) 主油箱、小汽轮机油箱和密封油含水量大,发电机轴承端绝缘水平低,发电机氢气湿度超标,且居高不下,最高可达15
g/m3

  (4) 2台给水泵汽轮机前后轴封蒸汽外漏量大,造成润滑油系统含水量较大。润滑油主油箱负压降低,轴承回油不畅,且轴承回油温度升高,出现轴承油挡向外冒油烟的现象,若同时启动2台主油箱排烟风机,则润滑油中带水更多。

  (5) 高负荷时,轴封压力需维持在0.08 MPa以上,低负荷时维持在0.06 MPa以上。2005年入夏时期,1号机组高负荷时轴封压力在0.09
MPa以上,此时即使溢流阀全开,压力也降低不了。
    

2 轴封系统结构



  平圩发电厂2台汽轮机轴封系统是由轴端汽封、轴封供汽母管压力调整机构、轴封加热器、减温器以及有关管道组成的闭式轴封系统。汽轮机轴封系统结构如图1所示。每台机组的高、中、低压缸轴封供汽和2台小汽轮机前后轴封供汽相连,轴封供汽在设计上有3路汽源,分别为新蒸汽、再热冷段蒸汽、辅助蒸汽。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(表压)为:高压供汽为0.021
MPa;冷端再热供汽为0.024 6 MPa;溢流阀为0.028 1 MPa;安全阀为0.281 MPa。



    



图1 汽轮机轴封系统结构



  机组启、停时,轴封向外供汽,当负荷为10%时,高压缸的汽封为自密封;负荷为25%时,中压缸的各汽封形成自密封;负荷约为75%时,整个系统达到自密封,如有多余的蒸汽,则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,以防止汽封体变形或损坏汽轮机转子。

  给水泵小汽机轴封供汽取自主机轴封供汽母管,轴端外汽汽封漏汽管(Ф57×3.5)与主机漏汽管相连,高压内轴封漏汽通过管道(Ф76×4)到小汽机低压部分,进入汽缸端部汽封前,管道上也安装有蒸汽减温器,并配有感温喷水系统。
给水泵小汽轮机轴封系统示意图如图2所示。

    


图2 给水泵小汽轮机轴封系统示意图



  在汽轮机转子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向外泄漏。汽封片与转子表面有间隙,以防止在运行过程中发生接触。汽轮机在空负荷或低负荷运行时,汽轮机各缸内的压力都低于大气压力,空气通过外汽封漏入Y腔室,汽气混合物被轴加风机抽出,维持Y腔室内压力稍低于大气(0.007
MPa),随着负荷的升高,汽缸排汽压力超过X腔室的压力,通过内汽封环产生反向流动。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。



    

图3 主机端盖轴封汽室结构



3 轴封系统缺陷的原因分析

  原始设计介绍,当机组负荷在额定负荷的25%以上时,高中压缸汽封X腔室是正压,不会影响凝汽器真空,而低压缸汽封X腔室随负荷的升高而需增大密封蒸汽量,才能维持X腔室正压,满足机组运行真空的要求。产生缺陷的主要原因可能是:

     (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摩擦,
25%额定负荷以上时漏入X腔室蒸汽量增大,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偏小。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,由于冷却面积小,风机抽真空能力不足,不能维持Y腔室微负压,因而导致蒸汽外漏。

     (3) 正常运行时,轴封汽已达到自密封,如果轴封供汽站阀门内漏汽量大,溢流阀流量调节不足,则会造成轴封母管压力升高,导致轴端蒸汽外漏。

     (4) 轴封回汽系统设计不合理,运行中不易调整。轴封加热器到高、中压轴封的回汽管路较长,回汽管压损较大,影响了对端部轴封Y腔室的回汽压力,为此应适当加大轴封的负压值;高中压轴封每个轴封回汽腔室至轴封加热器的路径不同,阻力悬殊,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,回汽阻力增加,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。若单纯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,造成凝汽器真空下降,危及机组安全经济运行。

     (5) 2台小汽轮机的前、后端轴封供汽和回汽管共用,供、回汽参数相同,而前、后端轴封运行工况有较大差异,系统上又缺乏调节手段。取用的母管供汽压力高,对小汽轮机也造成影响,另外,小汽轮机轴封减温器减温水投用不正常,轴封供汽温度高达240
℃,更加剧了轴封供汽的调节难度。用供汽手动隔离阀进行调节,负荷变化时不能自动跟踪,因而造成外漏或者影响真空。

     (6) 高压轴封汽外漏,使靠近轴承处的轴颈温度过高,轴承标高发生变化,轴系中心与检修调整后不一致,轴系振动受到影响。随着环境温度的升高,这种变化加剧了轴承振动的变化。另外,1号机滑销系统长时间存在膨胀不畅的缺陷,随着环境温度升高,3号轴承振动就会缓慢爬升。如2005年6月份,3号轴承振动从105
μm左右很快爬升至162 μm,严重威胁机组的安全运行。

    

4 轴封系统处理措施



  根据对轴封系统缺陷产生原因的分析,提出以下改进措施:

     (1) 降低高中压轴封供汽流速,增大漏汽管直径,减小漏汽管道阻力,适当缩小轴封直径间隙,更换轴封加热器,增加冷却面积。

     (2) 提高轴封漏汽管负压。轴加风机增容,以提高轴加风机抽真空的能力,增大Y腔室负压。

     (3) 增大至低压减温器的通径和轴封供汽管径,加大低压汽封的蒸汽量,防止高负荷下低压轴封漏真空,也可同时降低轴封母管压力。

     (4) 可将轴封漏汽总管分成两段,高中压缸为一段,低压缸为一段,并分别直接到轴封加热器上,供汽和回汽分开调节,以防止高压轴封向外跑汽,低压轴封向机内漏汽。但大容量机组应用这种方法比较困难,管线布置复杂,会增加阀门数量,使成本增加。

     (5) 小汽轮机轴封供、回汽管道需重新设计,接至轴加的回汽管要单独安排接口,以防止回汽受排挤,喷水减温器扩径。也可将小汽轮机轴封供汽取自主汽轮机低压供汽减温器后,取消小汽轮机轴封减温器,降低成本,但要对低压轴封供汽进行核算。

     2号汽轮发电机组增容改造时,由哈尔滨汽轮机厂对其轴封系统进行了重新设计和改造。局部管道流速重新计算,因低压轴封管道重新布置比较困难,因而设计方案选择高中压轴封管道和轴封体进行改进,轴封冷却器和轴加风机增容,低压轴封减温器扩径,轴封汽主路基调门、轴封溢流基调门改为气动调整门由分散控制系统(DCS)控制,改善了轴封系统调整特性。目前2号汽轮机轴封泄漏缺陷已得以消除。

     1号汽轮机大修计划在2006年下半年进行,同时对轴封系统进行改造。由于在大修期间不能开缸检修,高中压缸轴封间隙无法调整,轴封外漏缺陷也不能及时消除。根据2号机组改造后的运行情况,
将安排对中轴承箱两端轴封体保温作进一步整治,严格按照缸体保温厚度控制,尽量增大在高压缸两端轴封体附近上下层的对流通道,开启汽轮机厂房顶部风机。测量发现,2、3号轴颈处温度由320
℃降至230 ℃左右时,汽轮机3号轴颈振动会出现下降趋势,基本维持在100/121 μm(报警值125 μm)运行,主油箱含水量大幅度减小,润滑油油质达到运行标准要求,给水泵汽轮机润滑油中含水量减少。2004年和2005年1号机组3号轴颈的振动数据对比见表1。

表1 1号机组3号轴颈振动数据对比  mm




数字电液控制(DEH)

振动值3X/3Y
4月
5月
6月
7月
8月
9月
10月
12月

2004年
112/152
105/172
88/178
90/184
105/172
90/181
87/165
89/114

2005年
97/123
114/131
123/160
107/126
97/123
99/121
100/119
 




5 结论



  (1) 汽缸端部轴封间隙过大是轴封汽外漏的主要原因。可以进行重新设计,减小安装间隙标准,检修时按标准调整间隙予以解决。目前,大容量机组从设计、安装、维护各方面技术越来越成熟,设备安全状况日益改善,大修周期越来越长,一般在5~6
年,一旦出现轴封间隙大,会在很长时间内难以处理。轴封间隙变大主要是磨损造成的,绝大部分磨损都是在机组启停阶段发生,这就要求提高运行人员的水平,控制好机组启停参数,加强对转子偏心、轴弯曲、轴承振动、轴封汽温度等参数的监视。

  (2) 轴封系统的设备功能要尽力恢复。高压、低压、小汽轮机轴封供汽减温器喷水阀不能投用或失效,轴封汽温度不能调节,这会对轴封母管压力高失去调节,因轴封汽温度过高而造成轴封体变形,引起轴颈磨损,轴承振动;引起转子热疲劳,降低转子寿命。

  (3) 热态启动时,高压缸轴封汽由辅汽提供,轴颈段的温度与进汽温度差值大,高压负差胀大,需投用轴封电加热器,以提高轴封进汽温度,来控制高压差胀。

  (4) 系统上存在缺陷。管道设计或安装不合理,会使管道阻力大,长期遗留缺陷,需要通过改进或改造解决。小汽轮机轴封、低压轴封、高压轴封间的相互影响要周密考虑。

  (5) 系统缺陷得到很好处理之前,运行人员要经常跟踪负荷变化,调整轴封压力,合理整治保温,这样可保证机组的安全经济运行。

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