上汽軸封系統典型事故案例探究與技改

【摘 要】該文結合某超超臨界二次再熱機組軸封系統一個典型的事故案例，詳細分析上汽軸封系統設計中存在的隱患，探究事故演化過程，并展示出成功技術改造方案，為今后同類型機組可靠運行提供參考，避免出現異常甚至機組非計劃停運事件。

【關鍵詞】超超臨界;二次再熱機組;軸封系統;真空;技術改造

引言：經過多年的技術改造和超常規發展，汽輪機整體設計、裝備已接近國外先進水平，汽輪機行業也連續呈現快速、穩定增長的態勢。其中猶以上汽作為行業代表，近年來不斷在超超臨界二次再熱機組得到廣泛應用。軸封系統作為汽輪發電機組中一個重要的熱力系統，其主要作用是：一方面給汽輪機軸封處提供一定壓力和溫度的密封蒸汽，防止高壓蒸汽沿軸端由內向外泄露而污染潤滑油質或防止外界的冷空氣漏入低壓缸而影響真空，并將軸封的漏汽抽出防止蒸汽進入軸承;另一方面，回收高壓軸封漏汽和軸封回汽，回收工質并減少熱量損失，提高機組經濟性。某660MW超超臨界二次再熱機組軸封系統采用上汽配套軸封系統典型設計，設計軸封壓力為高于大氣壓3.5KPa，正常軸封供汽溫度280～320℃，軸封系統供汽調閥和軸封溢流調閥接受系統壓力、溫度信號自動調整或保護關閉。本文針對某電廠調試期出現的一次軸封系統典型異常案例進行詳細分析，確定故障原因，確定技改方案，最終消除重大設備隱患。

1 上汽軸封系統概述

1.1 軸封蒸汽系統特點

機組本體軸封蒸汽系統設計中，供汽汽源來自機組的輔助蒸汽系統。汽輪機在盤車、沖轉階段，軸封供汽系統母管壓力維持在 3.5 kPa。當機組在低負荷運行期間，軸封蒸汽主要來自于經過軸封電加熱的輔汽供汽。隨著機組運行負荷的增加，當負荷達到約50%負荷時，汽輪機超高、高壓缸軸端漏汽已滿足軸封系統用汽，軸封系統運行方式轉為自密封。軸封蒸汽母管壓力上升，當蒸汽母管壓力升至一定值后，輔助蒸汽向軸封供汽調節閥自動關小，保持軸封供汽母管壓力維持在 3.5 kPa。軸封供汽調節閥逐漸全關過程中，軸封溢流調節閥逐漸自動打開，將多余的軸封蒸汽通過溢流管路排至凝汽器或#10低加，以維持軸封蒸汽母管壓力正常。汽輪機端部軸封漏汽通過軸封回汽管路進入軸封冷卻器冷卻，疏水回至凝汽器，示意圖如圖1所示。

1.2 軸封蒸汽系統控制簡介

軸封母管壓力共有兩個壓力測點，原設計通過U形管從軸封母管引出至13.7米平臺，通過邏輯進行二取大送出軸封壓力信號，邏輯中將軸封壓力設定值設為3.5KPa，無需人為調整。軸封供汽調閥與軸封溢流調閥為同一個控制模塊，兩閥門聯動共同保證軸封壓力穩定。當軸封壓力與3.5KPa的偏差送到軸封壓力控制器經計算后輸出PID值，指令信號控制軸封供汽調閥關小或軸封溢流調閥關小，當無調節余量時，重疊區間開始相應調門開大控制軸封壓力。

1.3 低壓缸真空跳閘邏輯

軸封系統與凝汽器真空息息相關，本論文因軸封異常至低真空保護動作，因此對低真空保護簡述如下。上汽廠凝汽器低真空保護采用一個固定的設定值和可變的設定值。真空一旦低于固定的設定值立即發出保護信號。可變的凝汽器真空設定值和低壓缸進汽壓力（即流通管壓力）相關。當超過動作值后延時 5 分鐘發出保護信號。

定值≥30KPa，三取二;

變值如圖二所示，隨著轉速和負荷的變化，低壓凝汽器真空在13KPa至30KPa之間變化，邏輯直接判斷，當達到對應定值后，5分鐘內如未恢復至定值以下，保護動作跳閘汽輪機。

2 軸封系統事故概述

2.1 事故現象

事故前，#4機組負荷530MW，軸封壓力3.5KPa，處于自密封狀態，背壓 6.94KPa。#4機準備做甩100%額定負荷試驗，機組加負荷過程中機組真空緩慢變差，當負荷加至407MW時，機組真空快速變差，此時背壓7.89KPa，軸封溢流開度29.2%。機組停止加負荷，安排人員查找真空漏點。機組真空仍快速上升，至12.579KPa后快速降負荷，啟動備用循泵，同時在DEH盤面上切除軸封壓力自動控制，手動關閉軸封溢流調門，并開大軸封供汽調門，機組真空開始緩慢變好（期間背壓最高至28.45KPa）。15：20大機背壓20.81KPa，#4機組低真空延時5分鐘保護跳閘（跳閘時軸封溢流開度54.2%）。

2.2 原因查找

1）查歷史曲線后發現，降低軸封壓力后，軸封溢流調門由事故前的29%開度慢慢開至54%開度，軸封溢流調門緩慢開大的過程伴隨真空變差，事故后分析，此次事故原因為軸封溢流不正常開大導致實際軸封壓力過低，機組漏真空所致。

2）事故后，軸封壓力變送器送實驗室重新校驗、測試均無異常;

3）軸封壓力變送器及測量管道確認無異?；匮b后，現場將軸封系統自動切除，軸封供汽調門保持84%開度，軸封溢流調門保持關閉，此時軸封兩個壓力測點顯示均為3.5KPa。觀察軸封壓力有下降趨勢，17：05，軸封壓力至2.9KPa，將軸封供汽調門開至86%開度，再次調整軸封壓力至3.5KPa。至18：12，軸封兩個壓力測點顯示均降至零，而#4機組真空在整個軸封壓力下降過程中無任何變化。

2.3 事故分析

經檢查分析，#4機組真空保護跳閘是由于輔汽至軸封供汽母管壓力取樣口至壓力變送器之間管路U型彎部分（Φ79管路，U型彎開度約2.5m，高度近3m），由于疏水管路疏水閥長時間未開導致U型管下部管段積水，兩側形成水柱。

軸封取樣U型管內水柱的存在，造成所測壓力與實際軸封壓力存在變化滯后和數值偏差。當負荷上升至330MW，軸封自密封后，軸封壓力由3.5KPa開始往上升，軸封供汽調門關至零，軸封溢流調門參與調節。由于測量的軸封壓力值與實際的軸封壓力存在較大偏差和滯后，DCS雖然顯示壓力為3.5KPa，但實際上，由于溢流閥對軸封母管的泄壓作用，真實的軸封壓力早已降至維持軸端密封的最低壓力以下。而此時，自動系統檢測軸封壓力大于設定值，繼續開大軸封溢流，導致軸封壓力進一步下降，低壓缸軸端大量漏入空氣至凝汽器，造成真空變差，直到15時20分，機組凝汽器壓力高跳閘?，F場U形彎如圖3所示。

3 系統技改

將原軸封母管壓力取樣口自軸封母管正下方引出改為從原取樣口對稱方向180°（即軸封供汽母管正上方）經13米電纜溝至13.7米以上，取樣母管采用與原管材一致的φ76碳鋼管路。自取樣母管頂部引出兩根壓力變送器測量管（測量管采用φ14不銹鋼管）至汽輪機轉子中線。為防止測量管路積水，測量管必須有一定揚度，H：L>1：10。將原取樣管路改為疏水袋型式，疏水另加管路引走。

通過以上技改，同時DCS上增加各主要負荷段對應軸封溢流調門開度做報警。后期運行中未出現類似異常，軸封溢流調門開度與負荷相對應，軸封壓力穩定，軸封系統重要隱患排除。

4 結束語

軸封系統狀態的好壞直接影響機組的安全、可靠運行，本文詳細對某660MW超超臨界機組二次再熱機組軸封系統的其中一個典型案例分析，列舉事故典型現象，探討事故原因并解決，為今后類似機組的安全運行提供了參考。

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作者簡介：

郭康（1985 年），男，安徽蚌埠人，本科學歷，工程師職稱，從事電廠運行工作。