摘要：本文通过对轴封系统相关内容阐述及陕西某厂超临界热电联产机组，轴加事故疏水阀频繁动作异常实例的探究和分析，阐述了该厂轴加事故疏水阀频繁动作的根本原因及处理方案。
关键词：轴封加热器；轴封加热器多级水封；轴加水位；轴加事故疏水阀
1、前言
火力发电厂轴封蒸汽系统由汽轮机的轴封装置、轴封加热器、轴封加热器多级水封、轴封压力调节站、轴加风机及相应的管道，阀门等部件组成。本文就某厂调试及正常运行期间，轴封加热器水位高致使事故疏水阀频繁动作原因及应对措施进行探讨。
2、轴封系统功能及轴封加热器和轴加多级水封原理介绍
轴封蒸汽系统的主功能是向汽轮机、给水泵汽轮机的轴封和主汽阀，调节汽润的阀杆轴封提密封蒸汽，同时将各轴封的漏汽合理导向或抽出，在汽轮机的高压区段，轴封系统的正常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，则是防止外界的空气进入汽轮机内部，保证汽轮机有尽可能高的真空（也即尽可能低的背压参数），也是为了保证汽轮机组的高效率。
轴封加热器的作用：利用轴封蒸汽的回汽（含门杆漏气）加热凝结水，减少热损失。
轴加多级水封的作用：维持好轴加疏水水位，防止蒸汽进入凝汽器或下一级加热器，进入凝汽器将影响真空，进入下一级加热器将影响循环热效率，采用多级水封，使水在水封中曲折流动形成一定压差，并利用其特有结构只许疏水通过，防止蒸汽通过。多级水封的作用：维持好轴加疏水水位，防止蒸汽进入凝汽器或下一级加热器，进入凝汽器将影响真空，进入下一级加热器将影响循环热效率，采用多级水封，使水在水封中曲折流动形成一定压差，并利用其特有结构只许疏水通过，防止蒸汽通过。
如轴加内水位太高，将减少换热面积，使换热效果减弱，并有可能引起轴封压力的异常变化，使轴端冒汽，油中进水；而水位太低，多级水封将失去作用，轴封排汽将直接进入凝汽器，影响真空。
一旦多级水封里的水灌满后，它的水位是基本维持不变的。多级水封就是增大疏水的阻力，从理论上说轴封加热器疏水经过多级水封然后再有一定的高度回到凝汽器汽侧，流动阻力加上高差刚好等于凝汽器的真空这时候就是最正常的工况，但事实上工况经常在变，凝汽器的真空也不是一成不变的，所以多级水封一般很容易造成两个结果，一是回水不畅（流动阻力大时），一是漏真空（回水阻力小时），多级水封并不是只能通过水不能通过汽，凝汽器真空太高了把回水拉空自然就会有空气进去也自然就会掉真空了。
多级水封原理：疏水采用逐级溢流，而加热器内的蒸汽被多级水封内的水柱封住不能外泄。水封的水柱高度取决于加热器内的压力与外界压力之差。轴封加热器在运行时处于微负压状态，压力大约在-6 kPa左右，与凝汽器真空压差约10 m水柱（约100KPa），按照多级水封工作原理，此多级水封在工作时必须产生高于10 m水柱的阻力方可保证疏水畅通又能阻止空气漏入。轴封加热器至凝汽器多级水封为4级水封（如下图），每级水封筒高约3m。
图例 轴加多级水封示意图
|P0|+P1+P2+P3+P4=|P5|
3、轴封加热器水位高致使事故疏水阀频繁动作实例分析
3.1该厂简介
陕西某厂两台超临界2×350MW热电联产机组，汽轮机采用东方汽轮机有限公司设计制造的超临界、一次中间再热、单轴、高中压分缸、三缸双排汽、间接空冷抽气凝汽式汽轮机，型号为：C350/285-24.6/0.4/569/569型，额定转速为3000r/min，额定出力350MW，最大功率365.7MW。汽轮机轴封蒸汽系统采用自密封系统SSR。高、中压缸和低压缸共有6组汽封。高、中、低压轴端汽封采用DAS汽封，高、中、低压前后汽封采用椭圆汽封，汽封圈采用圆柱形压缩弹簧，保证汽封圈有良好的退让性。轴封加热器型号JQ-150-2型换热面积150m²。
3.2异常现象
在机组调试期间及后期正常运行中，均出现轴封加热器水位升高，事故疏水阀频繁动作的现象。如果满水将导致轴封回汽管道满水被迫停机，严重时将造成汽轮机水冲击，如果事故疏水阀不能正确关闭，回导致轴封回汽进入热井，影响背压，甚至停机，从而给机组安全运行埋下了大的隐患。
3.3分析思路
为探究其原因以便提出解决方案，对该厂轴封系统特别是轴加多级水封进行了认真的研究分析，并对该厂从轴封投运及不同负荷运行期间轴封加热器事故疏水阀动作次数进行了统计分析。
该厂轴封系统供气汽源为辅汽、冷再、主汽，小机轴封汽源取至大机轴封供汽目管，高调、高主、中联门阀壳、小机轴封回汽至轴封回汽母管至轴封加热器。
3.4原因分析
通过对该厂轴封系统的整体分析，认为轴封加热器水位高致使事故疏水阀频繁动作的原因，应该从两大方面入手分析，一个是轴封加热器汽侧；一个是轴封加热器水侧。
3.4.1轴封加热器汽侧原因
3.4.1.1轴封母管供气压力测点不准指示偏小，致使轴封回汽量大，使凝结的疏水量增加，导致轴封加热器水位升高。
3.4.1.2高压调节阀、高压主汽阀及中联门阀壳漏气至轴封回汽母管的漏气量较设计值大，使凝结的疏水量增加，导致轴封加热器水位升高。
3.4.1.3小机轴封回汽至轴封回汽母管的汽量大，使凝结的疏水量增加，导致轴封加热器水位升高。
3.4.1.4轴封加热器负压大，造成轴封加热器疏水顶不过去，导致轴封加热器水位升高。
3.4.2轴封加热器水侧原因
3.4.2.1轴封加热器水侧有漏点，凝结水漏入轴封加热器汽侧，导致轴封加热器水位升高。
3.4.2.2轴封加热器水封注水门内漏或未关严，导致轴封加热器水位升高。
3.4.2.3轴封加热器多级水封内部有异物堵塞或气塞或水塞现象，造成疏水不畅，导致轴封加热器水位升高。
3.4.2.4轴封加热器多级水封设计不合理级数多或每级高度过高，造成疏水不畅，导致轴封加热器水位升高。
3.4.2.5轴封加热器多级水封正常疏水手动门门芯脱落或开度不足，过水量小，导致轴封加热器水位升高。
3.5处理经过
出现此种情况后，在机组运行时对轴封母管供气压力测点进行校核验证测点准确，排除此项；对轴封加热器负压由-5kpa调至-2kpa均无效，排除此项；通过轴封加热器疏水温度及出口温度曲线，确认水侧无泄漏；通过测量注水门前后温度对比及对阀门检查确认其无内漏，排除此项；测量轴封加热器多级水封正常疏水手动门后温度做了记录，利用停机期间确认此门无故障，排除此项。
那么最有可能的原因就是剩余回汽量大及轴封加热器多级水封设计不合理级数多两项最为可能。
利用停机期间将轴封加热器多级水封旁路掉一级，并进行充分的注水排气，水位仍然高，排除此项。
利用排除法认为轴封回汽量大可能性最高。
为进一步确认轴封回汽量大是导致轴封加水位高致使事故疏水阀频繁动作的根本原因。对轴封加热器水位历史数据曲线和轴封加热器事故疏水阀动作次数历史数据进行了统计，统计数据如下：
6.29日11：43投运轴封系统，轴封压力29kpa，至7.1日10：19分轴封加热器事故疏水阀未动作开启，轴封加热器水位均稳定在208mm。
7.01日10：41并网带初负荷至7.01日19：52分负荷升至130MW期间，轴封加热器事故疏水阀未动作开启，轴封加热器水位均稳定在223mm。
轴加水位开始波动失衡从CV31.6%总阀位91.38%负荷130MW开始，此时正常疏水能够维持轴封加热器水位不至于达到轴封加热器事故疏水阀保护动作值。
调取负荷175MW，轴封目管溢流阀开度20%时，三个时间段四个小时的数据：
7.04日01：21---7.04日05：22分轴封加热器事故疏水阀动作三次每次时间间隔为1小时。
7.04日12：31---7.04日16：21分轴封加热器事故疏水阀动作三次每次时间间隔为1小时。
7.05日22：58---7.06日03：00分轴封加热器事故疏水阀动作三次每次时间间隔为1小时。
调取高负荷300MW、271MW、350MW，轴封目管溢流阀开度46%时，三个时间段四个小时的数据：
7.04日17：45---7.04日21：47分，负荷300MW，轴封加热器事故疏水阀动作5次，其中有2次时间间隔为50分钟，其余三次是30分钟。
7.05日7：27---7.05日11：47分，负荷271MW，轴封加热器事故疏水阀动作8次，其中有3次时间间隔为50分钟，其余5次是30分钟。
7.05日12：21---7.05日18：36分，负荷350MW，轴封加热器事故疏水阀动作8次，其中有1次时间间隔为50分钟，其余7次是30分钟。
从上面历史数据看，轴封加热器事故疏水阀动作次数随着负荷的增加而增加，存在正相关性。
由于轴封供汽压力是由压力调节站及轴封溢流阀控制，轴封供汽母管压力一直是29kpa，未发生变化，排除供汽母管压力高导致回汽量大的可能；
最终确认导致轴封加水位高致使事故疏水阀频繁动作的根本原因是高调、高主、中联门阀壳漏气及小机轴封回汽至轴封回汽母管回汽量大导致。
该厂利用停用期间联系厂家对高调、高主、中联门进行清理和研磨后，问题得到解决。
4、小结
通过上面的分析可以看出，一个异常只有通过全面综合的分析才能找到异常的根本原因，原因找到才能有针对性的采取处理措施，隐患彻底的排除，才能保障机组安全运行，避免经济损失。
参考文献：
[1]《火力发电机组培训教材》汽轮机分册
[2]《富平发电厂集控运行规程》
论文作者:刘廷帅
论文发表刊物:《基层建设》2019年第15期
论文发表时间:2019/8/5
标签：加热器论文; 疏水论文; 水位论文; 水封论文; 汽轮机论文; 凝汽器论文; 事故论文; 《基层建设》2019年第15期论文;