21 汽轮机轴封系统缺陷分析和处理

21 汽轮机轴封系统缺陷 分析 定性数据统计分析pdf销售业绩分析模板建筑结构震害分析销售进度分析表京东商城竞争战略分析 和处理 全国火电大机组(600MW级)竞赛第十届年会论文集 汽机 汽轮机轴封系统缺陷分析和处理 苏猛业 (中国电力平圩发电有限责任公司 安徽 淮南232089) 摘要:针对平圩#1、#2汽轮机轴封系统的缺陷进行分析，提供着手处理的思路和建议，并介绍成功处理缺陷的经验 关键词:轴封汽 原理 缺陷 处理方案 0 概述 平圩火电原装机容量为600MW×2台汽轮发电机组，为引进美国电气公司技术、哈尔滨汽轮机厂制造，#1机1989年12月投产，#2机1992年12月投产。每台机分别配有2 台由东方汽轮机厂生产的驱动锅炉给水泵的小汽轮机。2005年2月，#2汽轮发电机组完成了增容改造，现铭牌负荷为630MW。发电机为定子绕组水内冷，转子绕组和铁芯氢冷，轴端双环油密封，密封油系统用油取自汽机润滑油系统。 平圩两台机组轴封系统均采用母管制，每台机的高、中、低压缸轴封供汽和2台小机前后轴封供汽相连，轴封供汽 设计 领导形象设计圆作业设计ao工艺污水处理厂设计附属工程施工组织设计清扫机器人结构设计 上有三路汽源，分别是新蒸汽、再热冷段蒸汽、辅助蒸汽。机组启动、停机时，轴封为外供汽，高压缸的各汽封约在10%负荷时变成自密封，中压缸的各汽封约在25%负荷时变成自密封，大约75%负荷下系统达到自密封，如有多余的蒸汽，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，以防止汽封体可能的变形和损坏汽轮机转子。图1为轴 283 全国火电大机组(600MW级)竞赛第十届年会论文集 汽机 小汽机轴封供汽取自主机轴封供汽母管，轴端外汽封漏汽管φ573.5与主机漏汽管相连，高压内轴封漏汽通过φ764的管道接至小汽机后端低压部分，见图3。进入汽缸端部汽封前，管道上也安装有蒸汽减温器，并有感温喷水系统，使汽封蒸汽温度控制在149-177?之间。 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。调节定值如下: 给定值(表压) 高压供汽 0.021MPa 冷端再热供汽 0.0246 MPa 溢流阀 0.0281MPa 安全阀 0.281MPa 防爆门 0.81MPa 汽轮机转子在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从汽缸漏出。汽封片与转子表面有间隙，防止在运行过程中发生接触。见图2所示，汽轮机在空负荷或低负荷时，汽轮机各缸内的压力都低于大气压力，供至X腔室的汽封蒸汽在一侧通过汽封漏 入汽轮机，另一侧漏入Y腔室。由轴加风机使Y腔室维持稍低于大气压力(0.007MPa),因而，空气通过外汽封漏入Y腔室，汽气混合物被轴加风机抽出。 图2、主机端盖轴封汽室示意图 图3、小机端部轴封示意图 随着负荷的增高，汽缸排汽压力超过X腔室的压力，通过内汽封环发生反向流动。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。 一、轴封汽系统缺陷表征 1. 高中压缸端部汽封外漏量大，温度高，夏季高温时更为严重，测得端部汽封处的轴颈上方温度高达300?左右; 2. 两台小汽机前后轴封蒸汽外漏量大，轴承温度高，轴承振动、温度测量元件寿命低，易引起信号失准。曾发生过两次因信号有误跳小机事故。 3. 主油箱含水量大，密封油含水量大，发电机轴承绝缘低，发电机氢气湿度超标，且高居不下，最高达15g/m3，小汽机油箱含水量大。 4. #3轴承振动大，且随环境温度升高，DEH显示振动值缓慢爬升。 284 全国火电大机组(600MW级)竞赛第十届年会论文集 汽机 5. 润滑油主油箱负压降低，轴承回油不畅，轴承回油温度升高，轴承油挡外冒油烟，若同时开启两台主油箱排烟风机，润滑油中带水更大。高负荷时，轴封压力须维持在0.08MPa以上，否则凝器真空不好，低负荷时在0.06MPa以上。今年入夏，#1机高负荷时轴封压力在0.09MPa以上，溢流阀全开压力也调不下来。 6. #1机低压轴封温度频繁波动，且范围大，高达300多度，低至110 以下，见图4。 二、原因分析 设计上，负荷在额定负荷的25%以上，高中压缸汽封X腔室肯定是正压，不会影响凝器真空，而低缸汽封X腔室随负荷的升高，密封蒸汽量增大，才能维持X腔室正压，满足运行真空。原因可能有: 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磨擦， 25%额定负荷以上时漏入X腔室蒸汽量变大，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，冷却面积小，风机抽真空能力不足，不能维持Y腔室微负压，导致蒸汽外漏。 图4、#1机低压轴封供汽温度 3. 低压缸内汽封与轴间隙超大;低压缸汽封供汽入口滤网脏污，进入低压汽封蒸汽管道上的喷水减温器通径小，或管径小，管道阻力大，到低压汽封的蒸汽量不足。致使X腔室压力低，影响机组真空。若要满足运行真空，需提高轴封母管压力，增大低压汽封蒸汽量，从而造成高中压轴封外漏。 4. 正常运行时，轴封汽已达到自密封，如轴封供汽站阀门内漏量大，溢流阀流量调节不足，会造成轴封母管压力高，导致轴端蒸汽外漏。 5. 轴封回汽系统设计不合理，运行中不易调整。由于轴封加热器到高、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;高中压轴封各道轴封回汽腔室 至轴封加热器路径不同，阻力悬殊，高中压轴封回汽排挤低压轴封回汽和小汽机轴封回汽，导致低压轴封和小汽机回汽困难，使回汽阻力增加，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，则往往伴随着低压轴封腔室内供汽量不足，空气进入，造成凝汽器真空下降，危及机组安全经济运行。 285 全国火电大机组(600MW级)竞赛第十届年会论文集 汽机 6. 两台小汽机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，系统上缺乏调节手段。取用的母管供汽压力高，对小汽机也造成影响，另外，小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，或者外漏，或者影响真空。 7. 600MW汽轮机转子外露部分短，端部轴封漏汽，更易串入轴承室内凝结，使润滑油含水量大，从而影响到密封油系统、发电机内氢气湿度。 8. 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，轴系中心不能反映检修时的组装值，轴系振动受到影响。随着环境温度升高，这种变化更加剧轴承振动的变化。因#1机滑销系统长时间存在膨胀不畅的缺陷，#3轴承振动一直较大，近两年，进入夏季，随着环境温度升高，#3轴承振动就会缓慢爬升。因轴封系统迟迟未能得到有效处理，一直在观察运行。今年进入6月份，#3轴承振动又很快从105?m左右爬升至162?m， 严重威胁机组的安全运行。 9. #1、2机小机轴封喷水长时间失去作用，轴封汽温失去调节，高负荷时温度常达340多度，是小机轴封外漏的主要原因。于05年12月初恢复喷水后，轴封汽温稳定在170度(见图5)，小机端部外漏情况得到明显改善，油中含水量大幅度减少，小机A推力轴承温度由最高88度变化到75度以下(见图6)，控制元件可靠性也会大大提高。 图5、#1机小机轴封供汽温度在 喷水恢复前后的变化曲线 图6、#1机小机A推力轴承温度在轴封 喷水恢复前后的变化曲线 三、处理 方法 快递客服问题件处理详细方法山木方法pdf计算方法pdf华与华方法下载八字理论方法下载 和途径 (一)根据对轴封系统缺陷的分析，系统上大致有以下几种改进方法: 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，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，目的是防止高压轴封向外跑汽，低压轴封向机内漏汽。大容量机组应用这种方法比较困难，管线布置复杂，增加阀门数量，成本增加。 286 全国火电大机组(600MW级)竞赛第十届年会论文集 汽机 5. 小机轴封供、回汽管道需重新设计，接至轴加的回汽管单独安排接口，防止回汽受排挤，。也可将小机轴封供汽取自主机低压供汽减温器后，取消小机轴封减温器，降低成本，但要对低压轴封汽进行核算。 6. #2机小机轴封喷水还未投用，供汽温度仍偏离 标准 excel标准偏差excel标准偏差函数exl标准差函数国标检验抽样标准表免费下载红头文件格式标准下载 较大(见图7)。#1机低压轴封喷水目前还是基调仪控制，对温度控制精确度差，负荷变化大时，需辅以手动调节，使低压轴封温度波动大(见图4)。需要及时恢复和完善系统原设计功能。 图7、#2机小机轴封供汽温度曲线 (二)随#2汽轮发电机组增容改造，#2机轴封系统也由哈汽重新设计进行改造。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， 设计方案 关于薪酬设计方案通用技术作品设计方案停车场设计方案多媒体教室设计方案农贸市场设计方案 上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DCS控制，改善了轴封系统调整特性。 (三)#1机轴封系统改造已经安排在2006年下半年，因机组大修后多年未开缸检修，轴封间隙无法调整，轴封外漏现象更为严重，系统改造前如何保证机组的安全运行，是摆在我们面前的工作。下面就处理的一成功事例供大家探讨。 今年入夏以来，6月份#1机发电机机内氢气湿度日均8.5g/m3(主油箱在线持续滤油)，最高达15g/m3，放水量日均1109.3ml。情势一度非常紧张，6月下旬，因主油箱开人孔盖滤水，润滑油系统真空被破坏，中轴 承箱处油烟外窜至保温上，为防止火灾，将#3轴承处中压缸端部轴封带油迹保温部分拆除，几天后发现润滑油含水扩展趋缓，DEH画面上#3轴振动降低，从160?m降至145?m。技术人员及时对此现象进行分析:600MW汽轮机转子外露部分短，汽缸端壁离轴承箱很近，保温时难免将轴承箱包进去，轴封外漏蒸汽对轴承座的影响更大，通过保温整治，加大轴封处和6米层的空气对流，使外漏的蒸汽快速向上，减小轴颈处温度，轴承标高回位，振动得到改善。同时，减少了进入轴承箱的蒸汽，润滑油含水大大减少，排烟风机负荷减少，油系统真空度提高，产生一种良性循环。 于是在7月份安排对中轴承箱两端轴封体保温进行进一步整治，尽量增大上下层对流通道。随后，#2、3轴颈处温度由320?降至230?左右，#3轴振持续降低，基本维持在100/121?m(报警值125?m)运行，主油箱含水量和发电机氢气湿度也大幅度减小，达到运行标准。表1、表2是近两年的数据对比: 287 全国火电大机组(600MW级)竞赛第十届年会论文集 汽机 表1、#1发电机气氢气湿度和放水量 表2、#1汽轮机#3轴振 (四)#2汽轮机轴封系统改造时未充分考虑两台小机轴封系统，小汽机的轴封外漏、油中进水依然存在。06年2月份小修中进行改造。经过分析和计算，将小汽机外汽封漏汽管、各单台小机前/后轴封回汽管汇总后的母管以及两台小机轴封回汽母管汇总后至轴封加热器的母管管径重新设 计，小机高、低压调节阀门杆漏汽管管径和接口重新选定，尽力减小回汽阻力，增大各段回汽管的负压。改造完成后，两台小机轴封外漏、油中含水量大、调门门杆漏汽、测量信号飘移等缺陷得到彻底消除，为#1汽轮机轴封系统的改造提供了实践基础。图8是#2机小机轴封系统管道改进图。 四、结论 1. 汽缸端部轴封间隙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;检修时间隙按标准调整。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由磨损造成的，绝大部分磨损都是在机组启停阶段发生的，这就要求提高运行人员的水平，控制好机组启停参数，加强转子偏心、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缺陷要尽力恢复。高压、低压、小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，一方面对轴封母管压力高失去调节，另一方面，轴封汽温度过高，会造成轴封体变形，引起轴颈磨损，轴承振动;温度交变，更易引起转子热疲劳，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，提高轴封进汽温度，来控制高压差胀。 4. 系统上存在缺陷。管道在设计上或安装不合理，管道阻力大，长期遗留缺陷，需要通过改进或改造解决。小机轴封、低压轴封、高压轴封间的相互影响要周密考虑。 288 全国火电大机组(600MW级)竞赛第十届年会论文集 汽机 5. 系统缺陷未能得到很好处理以前，要经常跟踪负荷变化，调整轴封 压力，合理整治保温，都可大大减轻对实际运行的影响，保证机组的安全 经济运行。 289