(阳城国际发电有限责任公司 山西晋城 048102)
摘要：汽轮机轴封系统（简称CET）主要是防止空气进入汽缸或蒸汽由汽缸漏出，并回收汽轮机汽封漏汽，利用其热量加热部分凝结水，同时还抽出汽轮机轴封系统的气体混合物，防止蒸汽漏入油系统中。汽轮机轴封系统出现异常时会导致运行机组一系列问题的出现，最终影响机组安全运行。
关键词： 轴封系统；溢流调门；定位器；负荷波动
一、引言
某厂汽轮机是西门子公司生产的K30*40-16 N30-2*10型亚临界，反动式、一次中间再热、单轴、双缸、双排汽、凝汽式汽轮机。
汽轮机轴封蒸汽系统通过向轴封装置提供密封蒸汽，防止高中压缸蒸汽漏入汽机房，同时防止冷空气进入低压缸再进入凝汽器。当机组启动时，从辅汽联箱来的蒸汽经过密封蒸汽调节阀保持密封蒸汽联箱及轴封各汽室压力为一恒定值35mbar（表压），当机组负荷达50％~70％额定负荷，该系统实现自密封，不需要外部蒸汽，即高中压轴封漏汽用于低压轴封密封。随着负荷的增加，蒸汽联箱压力提高时，通过开启密封蒸汽排汽调节阀将多余蒸汽排至凝汽器，以维持联箱压力恒定。汽机轴封最外层汽室与轴封蒸汽联箱相通，该联箱保持-5mbar（表压）的微负压，漏入轴封汽室的空气及沿轴泄漏的蒸汽被一起排入轴封加热器中，蒸汽被凝结，而空气被排放到大气中，负压是通过轴加风机维持的。
轴封蒸汽系统包括密封蒸汽和轴封蒸汽两部分，溢流蒸汽系统由汽机阀门门杆漏汽和U形环漏汽两部分组成。
二、现象
4月5日早上2号机组正常运行，负荷300MW左右。上午10:10分轴封溢汽调门的开度突然由14.8%变为18.8%，而后又迅速关到0位，此时轴封压力由4.8Kpa快速升到8.7Kpa，运行人员发现异常后迅速到就地查看轴封溢流调门。10:19分轴封压力降到5.3 Kpa，溢汽调门依然全关；1分钟后轴封压力降到4.8 Kpa，溢汽调门开到27%；几秒钟后轴封溢汽调门突然全开，轴封压力突降到-0.13 Kpa，此时凝汽器压力由5 Kpa上升到15 Kpa，凝汽器漏空，随后22水环真空泵联起，21、22高压调汽门开度由41%、42%瞬时开到96.7%和98.6%，负荷波动近20MW，而低压缸排气温度由33.9℃升到41.48℃，轴向位移由0.48mm变为0.511mm。此时，就地运行人员迅速将轴封溢流调门后手动门关闭，到10:22分轴封压力上到8.02 Kpa，溢汽调门开度稍有回落。尔后，运行人员通过调整轴封溢流调门后手动门的开度来调节轴封压力，使轴封压力维持在3.5KPa左右，此时溢流调门仍然在不同开度上持续摆动。11:10左右，2号机组开始降负荷至220MW左右，运行人员然后将轴封溢流调门后手动门关闭，随即维护人员对系统进行检查，具体检查情况如下：
1）检查轴封系统压缩空气供气压力正常，管路无泄漏；
2）检查轴封供汽、溢汽调门气缸检漏孔无压缩空气漏气现象；
3）检查轴封供汽管路无蒸汽泄漏现象；
4）检查轴封加热器水位，水位正常；
5）检查轴加风机，风机运行正常，出口逆止门无异常摆动；
6）检查主机轴封处无异常摩擦声音及漏汽、吸汽声音等；
7）检查轴封供汽调门、轴封溢汽调门无卡涩及蹩劲现象；
8）检查发现轴封溢流调门定位器控制线有烫伤痕迹，遂对其进行更换，更换后系统运行正常。
轴封供汽及溢汽调门波动如下图 凝汽器真空如下图
三、原因分析
4月1日2号机组因限负荷停机热备用，停机期间维护人员发现2号机组轴封溢流调门检漏孔处有压缩空气泄露，判断为轴封溢流调门气缸膜片破损，压缩空气由下部膜片腔室串到检漏孔处，随立即安排更换膜片。检修时维护人员将轴封溢流调门的气缸进行拆解，发现膜片有老化和磨损痕迹，然后对膜片进行了更换，仪控专业则对原轴封溢流调门上的阀门定位器进行检查，并对原定位器也进行了更换，更换后重新接线调门，阀门调试正常。4月3日中午，2号机组启动并网运行。
4月5日上午2号机组正常运行时负荷在300MW左右，达到额定负荷的85%左右，此时轴封供汽调门全关，该系统实现自密封，不需要外部蒸汽，即高中压轴封漏汽用于低压轴封密封。此时溢流调门开启，将多余蒸汽排至凝汽器，以维持联箱压力恒定，溢流蒸汽温度约在300℃左右。上午十时许，2号机组轴封溢流调门异常波动，经检查为轴封溢流调门定位器控制线故障。
究其原因为：2号机组轴封溢流调门检修完毕后，其定位器控制线未按要求与热源隔离、架空，而是搭在了阀架和保温铝皮上，由于轴封溢流调门阀架及周围保温铝皮温度偏高，而控制线又有一定程度的老化，其又在高温条件下长时间停留而造成烫伤、短路，从而造成了机组轴封系统的异常波动，影响了机组的安全稳定运行。（轴封溢流调阀结构图及阀门定位器图如下：）
经测量，对比1号至6号机轴封溢流调门阀架的温度，温度范围在145℃～190℃，与阀架接触的保温铝皮的温度约在100℃～120℃左右，具体测量数据如下表：
针对以上发生的故障问题，可以对故障系统进行延伸思考：当运行机组出现轴封系统自动调节失灵或供汽、溢汽调阀机械或控制故障而使得轴封压力不能自动维持在设定值时，应尽量维持机组负荷、主汽压力、主汽温度等参数的稳定，防止汽轮机高压调阀及过负荷阀阀位波动过大，必要时采取节流轴封供汽或溢流关断阀的方式来稳定轴封压力，同时检查轴封系统，及时发现问题迅速处理故障，以最快的速度恢复轴封压力的自动调节，若短时间内无法处理，必要时机组进行降负荷或者申请停机，以保证人员和设备的安全。
四、处理方法
经过各专业对系统进行检查，最终发现轴封溢流调门定位器控制线有老化现象和烫伤痕迹，然后仪控专业对控制线进行更换，更换后轴封系统恢复正常。仪控人员根据问题原因对2号机组轴封溢流调阀定位器控制线穿线管进行重新布置，以避免类似问题再出发生。轴封系统恢复正常后，2号机组升负荷至300MW，机组轴封供汽调门及溢汽调门投入自动调节，轴封压力维持在正常水平。
为保证机组安全运行，避免此类事件的再次发生，举一反三，仪控专业对所有运行机组的高温系统中运行的电动、气动及液压阀门进行逐一排查，重点检查设备的控制线、穿线管等与高温热源的安全距离；机务专业人员则对设备保温的完整情况以及检测其保温外护表面的温度，做到设备之间不相互影响、相互干扰，最大程度的降低设备的安全隐患。
五、结论
此次事件过程中，凝汽器出现短时漏空，高压调汽门开度由41%、42%瞬时开到96.7%和98.6%，引起轴向推力变化及低压缸排汽温度升高。凝汽器真空的下降，使低压缸排汽的容积流量减少，这样对末级叶片的工作环境不利，当排汽的容积流量减少时，蒸汽在末级叶片会产生旋涡，同时还会在叶片的某一部分产生较大的激振力，它的频率与叶片的固有频率不成正数倍，即不是与叶片发生共振，而是叶片颤振，这种颤振的频率低、振幅大，极易损坏叶片，造成事故；而当低压缸排汽温度上升过高时，可能引起凝汽器的热变形，破坏凝汽器的严密性。
所以汽轮机轴封系统是保证汽轮机安全稳定运行的一个非常重要的系统，系统虽小却万万不可忽视大意。在处理轴封系统故障时，不但要从现象出发，更应该从轴封系统故障所引起的机组的不安全运行方式来正确判断，这样才能正确和迅速的处理事故，保证机组的长期稳定持续安全运行。俗话说“差之毫厘,失之千里”, 用在汽轮机轴封系统这里真是恰如其分。
参考文献：
1、《汽轮机原理》，沈士一、庄贺庆、康松、庞立云等合编，水利电力出版社出版，1995年.
2、《阳城国电培训教材》，阳城电厂、江苏苏能编译，1999年.
作者简介：
刘越强（1987-），男，山西应县人，工程师，2011年7月毕业于山西大学工程学院动力系热能与动力工程专业，现在阳城国际发电有限责任公司工作。
论文作者:刘越强
论文发表刊物:《电力设备》2019年第1期
论文发表时间:2019/6/21
标签：调门论文; 蒸汽论文; 机组论文; 汽轮机论文; 凝汽器论文; 系统论文; 负荷论文; 《电力设备》2019年第1期论文;