电厂汽轮机轴封系统

1、一、汽封概念在汽轮机穿出汽缸的地方, 动静部分之间的间隙设置轴封, 以减少蒸汽泄漏, 也称汽缸端部汽封。轴封一般分若干段, 每段内有多道汽封圈, 各段间有个蒸汽腔室, 通过管道将漏到腔室中的蒸汽疏走或向腔室中送汽。汽轮机轴封种类有传统齿形汽封、布莱登汽封、蜂窝式汽封, 这些汽封有较厚的汽封齿, 汽封间隙较大, 为了大幅度减少漏汽量, 近期还出现几种小间隙汽封, 如刷子汽封、柔齿汽封、弹性齿汽封。 汽封系统主要是向主汽轮机和给水泵汽轮机的轴封提供密封蒸汽, 收集汽封和汽阀门杆轴封腔的漏汽, 防止漏汽溢流至大气。汽轮机盘车运行后才能启动汽封系统, 否则将引起转子弯曲。轴封蒸汽压力高于大气压的设正压

2、轴封, 低于大气压的设负压轴封, 正压轴封防止蒸汽外漏, 回收工质与热量,保证机组安全经济运行, 负压轴封防止空气漏入汽缸, 降低机组排汽真空, 增加抽气器负荷, 降低机组效率。轴封蒸汽的泄漏量直接影响汽轮机的效率, 但汽封间隙也不可能无穷小, 我国早期某600 MW 机组曾因汽封间隙过小, 转子与汽封发生动静摩擦, 引起机组投运初期及投运后多次碰摩振动。汽轮机轴封设计时, 应考虑合理的汽封长度和间隙, 汽轮机安装或大修时, 也应考虑新机组制造应力释放, 运转时汽封间隙会变化的因素, 应按汽机厂设计值安装轴封间隙。 二、汽封系统分类汽封系统主要有两大类: 自密封系统和利用外部汽源供给密封用汽的

3、汽封系统。125 1 000 MW等级的汽轮机组多数采用自密封系统, 100 MW 以下等级的汽轮机组有的采用外部供汽的汽封系统,也有的采用自密封系统, 当高压端轴封漏汽量能满足低压端轴封供汽时, 可做到自密封。自密封汽封系统工作原理: 机组正常运行时, 低压(缸) 轴封由高中压( 缸) 第二段轴封漏出的蒸汽供给, 达到自密封, 多余的蒸汽溢流至凝汽器或低压加热器。大中型汽轮机组典型的自密封汽封系统, 由轴封冷却器、两台互为备用的风机、汽封蒸汽供汽站、减温器、Y 型蒸汽过滤器及管道组成。自密封汽封系统运行经济安全可靠, 工况适应性较好。小型机组汽封系统, 由均压箱、压力控制器、轴封冷却器及管道

4、组成, 轴封冷却器微真空的维持有的采用射水抽气器, 也有的采用射汽抽气器, 还有的采用轴封风机。外部供汽汽封系统热耗较大, 但管路简单, 以小型汽轮机为主的生物质发电厂仍有采用。小型背压式汽轮机的汽封系统, 无外部供汽汽源。 三、实例分析下面结合工程实例, 对不同等级和不同机型的汽封系统进行分析。图1为钦州燃煤电厂一期工程汽封系统图。钦州燃煤电厂1、2 号机组均采用东方汽轮机厂N600- 24. 2/ 566/ 566 型凝汽式汽轮机, 两台机组于2007年7月、1 1 月相续并网发电。自密封汽封系统的三个汽封蒸汽供汽站分别来自主蒸汽、辅助蒸汽和低温再热蒸汽。机组抽真空阶段由辅助蒸汽供汽, 压

5、力维持在约0. 122 MPa, 温度为250; 机组冲转到低负荷阶段, 由辅助蒸汽和低温再热蒸汽联合供汽,维持供汽母管压力维持在约0. 122 MPa; 机组在25% 60% 负荷时, 由主蒸汽和低温再热蒸汽联合供汽, 维持供汽母管压力约在0. 123 0. 127 MPa;负荷增加至大约60%时, 高中压缸轴封第二段漏汽量与低压缸轴封需要的供汽量达到平衡, 形成自密封状态; 当汽封供汽母管压力升至0. 129 MPa 时,溢流阀自动打开, 多余蒸汽溢流去8 号低压加热器,当8 号低加因满水、抽汽管温度超高或其他原因停运时, 蒸汽溢流去凝汽器, 低负荷下, 汽封排汽温度超过低加允许值时, 也

6、溢流去凝汽器。考虑转子的材料承温能力及寿命,冷态启动时防止转子反复受大温差引起热疲劳裂纹, 供汽温度应控制在150260, 热态启动时转子温度较高,为了防止轴端冷却, 出现较大负胀差, 供汽温度要高一些, 一般在208 375, 极热态启动时, 可采用主汽供汽。若辅汽温度超汽机厂的汽封供汽允许值, 设计时应注意在辅汽站前加减温器。为了灵活可靠的控制供汽母管压力并维持压力稳定, 供汽站及溢流站调门采用气动执行机构, 隔断门采用电动执行机构, 并纳入自动化控制系统。 运行中, 各供汽站调阀前的电动隔断门处于开启状态, 供汽管道处于热备用状态, 因此, 供汽站设有带节流孔板的小管径旁路。若供汽管道压

7、力太低, 必要时开供汽站旁通门, 压力太高, 必要时开溢流站旁通门。甩负荷时,溢流调阀关闭, 由辅汽站供汽, 汽机厂要求凝汽器没获零真空前, 不得停运汽封系统, 以免冷空气从轴封端吸入热汽缸及转子, 如果短时间停机, 可不破坏凝汽器真空, 但需保持盘车和汽封系统运作。供汽母管设安全阀和报警装置, 以防调门失灵, 引起供汽母管超压。漏汽母管95 kPa的微负压由轴封冷却器维持, 为了保证排汽顺畅,风机必须布置于封冷却器上方, 并可遥控操作。如果供汽母管压力过高, 或漏汽母管真空度不够, 蒸汽会喷射入油环, 使润滑油伴水乳化。当然, 汽封间隙过大也可能引起油进水。 轴封各汽源及支管母管, 包括低压

8、轴封均需要设温度测点。低压缸转子温度低于高中压缸转子,所以引向低压汽封的供汽母管上设喷水减温器, 将汽温降到160 210, 低压汽封供汽管由凝汽器喉部内部穿过, 得到低压缸排汽及喉部喷水的冷却, 经内置汽水分离器, 最终送入低压缸轴封的汽温不超过150。喷水减温器喷水点后应设计5 m 以上的直管段, 使喷水充分雾化, 疏水点应设在喷水后2.5m 处, 喷水部位与低压缸轴封间宜设计1315 m的管道, 防止喷水进入轴封, 使转子轴颈受到严重激冷。合山电厂改扩建2330 MW 机组工程, 采用北京汽轮电机厂N330- 17. 75/ 540/ 540 型机组, 汽封供汽母管喷水减温器后设外置立式

9、汽水分离罐( 布置于6.5 m 中间层) , 分离罐顶部排出的蒸汽送至低压轴封, 底部排出的疏水接至疏水扩容器, 能够较好地进行汽水分离。钦州电厂一期, 主汽高压调节阀、中压联合汽阀、BDV 阀和VV 通风阀一段门杆漏汽接入汽封供汽母管, 高压调节阀二段轴封漏汽去四段抽汽管道,三段轴封漏汽去低温再热蒸汽管道。不同机型的主汽高压调节阀的门杆漏汽去处不同, 主要根据门杆漏汽压力选择, 如来宾电厂二期300 MW 亚临界机组, 主汽高压调节阀的二段门杆漏汽去低温再热蒸汽管道, 一段门杆漏汽接入轴封冷却器, 广东国华惠州大亚湾热电一期300 MW 亚临界机组, 主汽高压调节阀的二段门杆漏汽去三段抽汽管

10、道。设计时应严格按照汽轮机厂要求, 选择压力稍微低的能够让门杆漏汽进入的管道。 给水泵汽轮机要求的汽封供汽温度较低, 由减温器后引出供汽管路。若给水泵汽轮机要求的汽封供汽压力、温度与主汽轮机的低压汽封母管参数不同, 引出的供汽支管应另外设调节阀或减温器, 不提倡设节流孔板, 其前后压差是不稳定的, 不能灵活地调节汽压。合肥二电厂350 MW 机组给水泵汽轮机, 要求的汽封供汽压力较低, 由主汽轮机汽封引来的较高压力的蒸汽只经过一道节流孔板便接入轴封, 而实际上供汽压力并没有减低到要求值, 高压的蒸汽沿转子轴向穿透油封挡进入前后轴承座中, 污染润滑油。来宾电厂二期, 试运行时也曾有润滑油进水的事

11、例, 因为管道的布置没能做到十分顺畅, 去高中压缸轴封的供汽支管有1 个下凹段, 去低压缸两侧轴封的供汽支管又有下凹段, 低压缸两侧轴封漏汽支管仍然有下凹段, 监理及调试单位对我院设计的汽封管道提出质疑, 要求核算汽封系统的压力,最后经检查, 发现发电机密封油控制装置的真空抽气装置使用了水环式真空泵, 抽气装置跳闸后, 水环式真空泵的冷却水倒吸入真空油箱, 使润滑油进水。虽然此次油进水主要原因不是汽封系统的问题, 但也给我们拉响了警钟, 汽封系统的供汽漏汽母管、各级供汽漏汽支管的布置应免出现袋形管段。 图1:钦州燃煤电厂一期工程汽封系统图四、汽封系统设计要点小结(1) 汽封蒸汽管道布置坡度很大

12、, 在PDMS 中应按放坡后的安装态建模, 才能够真正的检查避免碰撞。(2) 尽量避免管道出现袋形布置, 管道疏水坡向汽源, 低位点及死端必需设疏水点。供汽管道减温器下游设疏水罐。(3) 汽封系统疏水独占一根疏水集管。(4) Y 型蒸汽过滤器的正确安装方式。(5) 给水泵汽轮机汽封供汽管道从汽封供汽母管垂直段或水平管段顶部接出。(6) 注意转子材料的温度承受能力, 正常运行时低压轴封及给水泵汽轮机轴封的供汽参数匹配,冷热态启动时轴封供汽的温度不能超汽机厂允许最高温度。(7) 汽封各管道设温度测点。(8) 高压轴封漏汽去抽汽管道时, 插入点应远离汽缸接口。(9) 要接入其他管道的主汽调节阀阀杆漏汽、高中压缸前汽封漏汽管道应加逆止门, 应核对接纳管道的压力, 保证汽封漏汽能进入接纳管道。(10) 采用母管制的小机组, 前汽封一腔漏汽,应避免接到除氧器加热