关键词：轴封系统；供汽参数；单机运行；控制逻辑；汽源切换速度
1 轴封系统概述
轴封系统的作用是向汽轮机本体和给水泵汽轮机的轴端提供密封蒸汽，并将端部漏汽回收至轴封加热器，进一步加热凝结水，避免工质浪费。在汽轮机高压区域，轴封作用是防止蒸汽向外泄露，在低压区域，则是防止外界空气漏入汽轮机内部，确保机组真空和安全运行。
300MW及以下容量机组轴封系统供汽一般由外部汽源供给，轴封系统结构复杂，为防止高压蒸汽泄漏，高压缸轴封较长，前轴封可达六个腔室，分别根据不同腔室蒸汽参数将其引至相应参数的抽汽管道或低压加热器，其中最外腔室为与空气混合的回汽，引至回汽母管送到轴封加热器。
600MW超临界及以上容量机组轴封系统已实现自密封，即在高负荷时，高中压缸漏汽和主汽门及调门漏汽量可满足低压缸供汽需要，无需外部供汽汽源。其轴封结构相对简单，高压缸前轴封为四个腔室后轴封为三个腔室，中低压缸均为两个腔室。
2 轴封系统控制特点
轴封系统参数的控制主要是轴封母管压力和母管温度的控制。不同容量和参数的机组，其对轴封供汽参数的设计要求不同。
以引进西门子技术的上汽1000MW机组为例，轴封供汽母管压力一般维持在3.5KPa，由供汽调节阀和溢流阀控制。机组启动阶段，供汽调节阀打开，分别供至汽缸各个轴封段，轴封母管压力靠辅汽汽源调节，随着负荷增加，一般达到20%以上负荷时，机组可达到自密封阶段，关闭轴封供汽调节阀，随着高压部分漏汽量增加，轴封母管压力大于3.5KPa，打开溢流调节阀，多余蒸汽流入凝汽器（或低压加热器汽侧）。
轴封系统对轴封供汽温度要求非常严格，靠供汽调节阀前减温器控制。当供汽母管温度超过310℃时，温度控制回路会产生积分量动作于轴封供汽调门，使轴封供汽调门微开，靠节流产生部分冷汽调节母管温度，同时减温器也受供汽调节阀前温度限制，当其温度>320℃，又会强关供汽调节阀。轴封供汽调门前温度设定值是由高压转子计算温度决定的，其对应关系如下图1所示：
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图1供汽温度设定值与高压转子计算温度关系
图中可以看出，转子计算温度低于200℃，即冷态冲转时，轴封供汽调节阀前温度可控制在240-300℃，转子计算温度高于300℃时，轴封供汽阀前温度控制在280-320℃，允许进汽温度为折线中间部分，温度过高或者过低，或者供汽调节阀前蒸汽过热度不够，均会强关轴封供汽调节阀。对于二次再热机组，超高压缸排汽温度达430℃左右，较常规机组高80℃，转子温度较高，供汽汽源温度由280℃-320℃升高至320℃-350℃，超高压缸内蒸汽压力较高，漏汽量相对较大，冲转至3000r/min时已达到自密封状态。
3 轴封系统常见问题及改进措施
轴封系统存在问题的根本原因是母管蒸汽参数不满足机组需求。轴封母管温度低，即轴封系统进冷汽或母管压力低导致进空气运行，会引起机组发生碰摩、振动大甚至发生抱轴，其中碰摩主要发生在转子平衡活塞和高压外缸排汽端，内缸变形不大。
3.1 轴封系统进冷汽运行及改进措施
轴封母管温度突然降低是引起汽轮机轴封端部膨胀不均，产生动静碰摩的主要原因。下面分析轴封母管温度降低的原因并提出相应改进措施。
（1）辅汽汽源温度低
轴封供汽系统汽源一般由辅助蒸汽供给，冷再蒸汽作为备用，其供汽温度低的主要原因是辅汽汽源温度低。辅汽汽源一般由四段抽汽、冷再蒸汽、启动锅炉或邻机辅汽供给。正常运行期间，辅助汽源用户很少，导致辅汽几乎为死汽，辅汽温度低，机组启停时，邻机辅汽距离较远，管路较长，汽源管路疏水不畅等因素均会造成辅汽温度低，不能满足机组紧急状况时对供汽汽源温度的要求；在低负荷或热态停机过程中，冷再作为辅汽汽源，可能会由于高旁减温水调节不当或者存在内漏造成辅汽温度偏低。
针对以上情况，可在启停机时提前暖管，加大本机辅汽用量，比如加大除氧器用汽、增加锅炉吹灰等措施提高辅汽温度；正常运行期间，可保持辅汽至轴封旁路门适当开度，或适当开启供汽调节阀，维持一定蒸汽流通保证供汽温度；紧急停机过程中，放弃老厂或邻机较远汽源，采用冷再蒸汽作为备用汽源，维持高旁后温度不低于350℃，保证轴封供汽温度满足机组需要。
（2）轴封系统疏水不畅
轴封疏水系统对供汽参数的影响至关重要，疏水不畅会导致供汽温度偏低，影响机组安全运行。《DL/T834-2003火力发电厂汽轮机进水和冷蒸汽导则》中规定：轴封系统中，每种汽源阀门处均设有连续疏水管；汽轮机到轴加的排汽管道倾斜布置（坡度最小2/100），便于重力疏水至轴加，若排汽管道有低位点，则在该点设疏水管至排汽管较低标高处，或通过U形密封管疏水至集水箱或大气中。
轴封系统疏水主要设置在汽源阀门、轴封母管管路、母管至各段分支管路、回汽母管管路等位置。汽源阀门处疏水不畅将直接导致轴封供汽温度低或造成供汽母管温度不均；供汽母管和母管至各段分支管路上疏水不畅，除影响供汽温度外，蒸汽还会携带水分进入汽缸轴封处，导致结合面有水滴，甚至出现油中带水现象；回汽母管上疏水不畅将直接导致低压缸轴端冒汽。
因此，建议将轴封供汽支管上疏水门改成电动门，并设置温度低联开逻辑，避免停机或跳闸后积水；检修过程中彻底清理疏水罐内杂质，进行除锈处理，疏水罐前后进行水清理；机组正常运行时，低压轴封疏水罐旁路门开启0.5-1圈，保证蒸汽携带水能及时排掉。
（3）喷水减温装置调节不当
喷水减温装置主要布置在供汽阀前及供汽母管至低压缸管段，母管至高中压缸管段的喷水减温装置主要应用在哈汽生产的机组。《DL/T834-2003火力发电厂汽轮机进水和冷蒸汽导则》规定：使用减温器喷水装置，则采用动力操作截止阀，防止轴封不投入时水进入轴封联箱。辅助汽源设喷水减温器，则设置汽水分离器，并在减温器上设疏水装置；到低加和小汽机轴封的供汽管道装喷水减温器，则管道布置使喷水不进入轴封管道，喷水减温后设连续疏水装置，且能排除减温水喷水阀全开时喷入轴封管内全部流量。
喷水减温装置主要存在雾化效果不好，调节响应迟滞时间长，调节特性差及安装位置不合理等问题。供汽调节阀前喷水减温雾化效果不好，导致汽水分离器负担大，出现汽水分离不彻底现象，疏水罐长期高水位会造成供汽温度偏低；负荷大幅变化时，低压缸喷水减温调节不够灵活，其响应时间迟滞于蒸汽流量变化量，造成蒸汽带水，供汽温度降低；另外，减温水来源为高压凝结水（二次再热机组凝结水压力可达4MPa），调节特性为直线，调节品质差，往往造成蒸汽带水或气温偏低现象；喷水减温装置安装位置不合理，若装在疏水装置后，造成蒸汽携带大量水分无法排走；温度测点过于靠近减温水位置，也会导致造成减温水调节阀频繁摆动，引起蒸汽参数较大波动，影响机组安全运行。
因此，为保证减温水雾化效果，应利用停机机会及时进行彻底清理，对喷嘴进行修复，保证减温水无偏斜和水帘，且要求减温装置能够防止内漏；修改逻辑，改善喷水减温装置的调节特性，控制好减温水量；对于凝结水泵出口压力较高的大容量机组，可将减温水来源由高压凝结水改为低压的凝结水；喷水减温装置距温度测点至少5m，确保蒸汽混合均匀，不受减温水的影响。
对于高中压缸管段设计喷水减温装置的机组，机组正常运行期间严密关闭喷水调节阀前后手动门和旁路手动门。
（4）回汽管路不畅
低压缸轴封回汽管路较长，压损较大，高中压缸轴封回汽至轴加路径不同，阻力远小于低压缸回汽管路，高中压缸回汽排挤低压缸轴封回汽和小汽机轴封回汽，导致低压缸和小汽机轴封回汽困难，压力升高，蒸汽向外逸出。若降低轴封供汽压力来减少蒸汽外溢，有可能产生低压缸轴封供汽不足，影响真空和机组安全。
将低压缸轴封回汽至轴加管道单独布置，彻底解决高中压回汽管道对低压缸轴封段回汽的影响。
（5）轴封汽源切换速度过快
机组在甩负荷时，轴封汽从自密封状态切换到母管供汽，由于辅汽母管长期处于备用状态，部分辅汽可能已经被冷却甚至出现水滴，供汽调节阀突然打开或者打开速度过快，会使汽缸和转子在短时间内受到温度骤降的冷蒸汽冷却，产生不均变形，发生碰摩甚至抱轴现象。
建立转子和汽缸的温度场模型，通过改变切换至供汽阀前温度和切换时间，分别计算轴封节点上瞬态变形量，从而计算动静间隙大小判断是否发生碰摩。其轴向和径向变形量与温度和时间的关系曲线如图2和图3所示：
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图2 轴向间隙与切换速度和温度关系 图3 径向间隙与切换速度和温度关系
上图中，1-7分别代表供汽温度切换至180℃、200℃、220℃、240℃、260℃、340℃和400℃，机组正常运行时转子端面与外缸轴向间隙为-17.5mm，轴向间隙值大于-17.5mm时，表示动静间不会发生轴向碰摩，而径向间隙为正，则不会发生碰摩。
从上图中可看出，当轴封供汽温度切换至同一供汽阀前温度时，切换速度越慢，其轴向和径向间隙越大，发生碰摩的几率降低；当轴封供汽温度切换时间相同时，切换至供汽阀前温度越低，其轴向和径向间隙越小，发生碰摩的几率增大。自密封切换到轴封供汽阀前温度低于260℃且切换速度过快时，机组可能发生动静碰摩甚至引发抱轴。当机组切换至供汽阀前温度低于260℃时，轴封供汽阀门应开启缓慢，时间不低于4min，才能避免发生动静碰摩的几率。
3.2 轴封系统进空气运行及改进措施
轴封系统母管压力控制不当，会造成母管压力低或者母管压力波动，从而导致轴封进冷空气运行，影响机组真空和安全运行。轴封失去辅汽汽源时，由于空气换热系数远小于蒸汽，有汽轮机制造厂规定允许短期进冷空气运行。其中允许吸入冷空气运行时间与高压转子平均温度有关，如对于某1000MW机组，热态停机时空气允许进入时间为90min，高压转子温度低于270℃允许时间为180min，一年累计通空气时间不超30h。
在正常运行过程中，轴封温度控制逻辑中规定，轴封母管温度大于310℃，供汽调阀微开，节流部分冷蒸汽冷却母管温度，但同时受供汽调阀前温度限制，大于320℃，强制关轴封供汽调阀，供汽阀的频繁开启会造成母管压力波动；自密封阶段，负荷快速波动时，溢流阀响应滞后于高压蒸汽外漏变化量，会使轴封母管压力短时间内大幅波动，另外，在机组停机过程中，高压缸主汽门关闭，通风阀打开，高压缸处于抽真空状态，轴封系统高压蒸汽漏汽中断，溢流阀迟滞时间长，会造成轴封母管压力降低，影响机组安全稳定运行。
3.3 轴封加热器运行及改进措施
轴封系统回汽通入轴加，进一步加热给水，蒸汽在轴加内凝结成水，不凝气体通过轴加风机排入大气并维持轴加微负压。若轴封回汽量大，轴加水位控制不当会造成低压轴端冒汽，母管压力升高，严重可能造成轴加满水倒流至回汽管路影响机组安全运行。
进口西门子机组在轴封回汽进轴加的管路上引出一路，通过U型管排入地沟。在轴加水位过高或事故状态下，轴加水通过U型管排入地沟，避免了轴加水倒流入轴封回汽管路，对轴加系统安全运行起到了保障。具体如下图4所示：
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图4 西门子轴加系统设计
对于新投产机组或轴加水位不易控制的机组，西门子轴加系统的设计对水位控制具有一定的参考价值。
3.4 单机运行轴封系统运行注意事项
机组单机运行时，无外部汽源，机组跳闸后，只有冷再或主汽作为备用汽源，尤其是对1000MW等级机组，其轴封系统抗干扰能力差，停机过程轴封供汽参数控制不当容易导致轴封系统进冷汽或者空气，使机组发生严重变形甚至产生不可避免的损失。针对单机运行特点，对轴封系统的安全运行提出以下几点建议：
（1）在机组正常运行期间，应严格控制供汽阀前温度，保证供汽阀前疏水常开，适当开启供汽阀旁路阀门或者供汽阀门，保证辅汽汽源和冷再处于热备用状态。
（2）确保供汽管道和回汽管道各处疏水畅通，管道无积水。
（3）辅助蒸汽温度低时，可增加辅汽用量来提高温度，投入空预器吹灰，磨煤机暖风器等，加大除氧器辅汽用量等保证辅汽温度满足机组需求。
（4）热态停机过程中，机组跳闸后，若锅炉未MFT时，观察冷再及辅汽运行是否正常，在锅炉不超压情况下，减小高旁开度，稳定冷再压力及辅汽参数，确保高旁后温度350℃左右，保证轴封供汽温度正常。
（5）盘车期间，密切关注机组振动情况和轴封温度，若振动增大，轴封温度低，轴封母管压力降低，立即采取措施提高供汽温度，若主机振动继续增大，应破坏真空，停止轴封供汽，采取短时间进冷空气运行，短时间内无法得到满足参数要求的汽源，则进行闷缸处理。
开启高旁通过冷再恢复辅汽系统运行
4 结语
本文从轴封系统遇到的常见问题着手，主要从辅助汽源、轴封疏水系统、减温水、回汽管路设计以及汽源切换速度等方面分析了轴封系统进冷汽的原因，从轴封供汽参数控制逻辑方面分析了轴封母管压力波动和压力低的原因，并提出了相应的解决方法。另外，对目前存在的无外部汽源的单机运行特点和现状进行了了解，并提出了相关建议，为轴封系统的安全运行提出了建议。
参考文献：
[1]薛江涛,张耀华,马运翔,丁建良.1000MW二次再热汽轮机轴封系统问题分析及对策[J].中国电力,2017,(01):101-104+110.
论文作者:苗原青
论文发表刊物:《当代电力文化》2019年 17期
论文发表时间:2020/1/9
标签：温度论文; 疏水论文; 机组论文; 蒸汽论文; 系统论文; 压力论文; 低压论文; 《当代电力文化》2019年 17期论文;