汽轮发电机组轴封故障分析及处理方法

马建宾 吝军锋

(陕西国华锦界能源有限责任公司，陕西 神木 719300)

某火力发电厂引进汽轮机型号为N600-16.7／538/538，为600MW中间再热凝汽式汽轮机，由齿形轴封、阀门、管道、轴封加热器、轴加风机等设备组成。轴封的作用一是防止高压侧轴端的蒸汽外漏，造成主机润滑油进水及环境污染；二是防止空气漏入低压侧，凝汽器真空降低，效率下降；三是回收热量及工质，保证机组的正常启停及运行。

1 轴封工作原理

汽轮机轴封系统的作用是在汽轮机的轴端形成蒸汽密封，防止高压部分缸内的蒸汽外漏造成轴承油内进水和蒸汽能量损失；同时防止真空部分外界空气顺转轴漏进汽缸，影响机组真空和运行安全。在汽机开始启动或低负荷时，所有汽缸内的压力低于大气压力，汽封蒸汽通过轴封母管送入X腔室，一部分通过汽封片进入汽缸，另一部分进入另一侧的Y腔室。Y腔室则由于汽封蒸汽冷凝器的作用，始终保持低度负压，Y腔室内的蒸汽与空气的混和物通过连接管道进入汽封蒸汽冷凝器。

2 汽轮机轴封系统常见故障分析

2.1 #4 机轴加进、出口法兰严重泄漏分析

2007 年7 月12 日，#4机组安装调试后准备开机过168小时试运行。凌晨2：30，汽机侧投入轴封和真空系统，发现轴加水封破坏，重新对U型管注水。2：40，DCS上轴加液位高测点动作黄闪，运行人员未发现，轴加水侧旁路门被连锁开启，进出水门联锁关闭，轴封冷却器出口温度由正常的32℃持续升高至166℃，轴加压力升至正压，备用轴加风机自启。直至4：40运行人员DCS画面检查，才发现轴加水侧退出，即投入轴加水侧，现场发现轴加进出口法兰严重泄漏，停机检修。

原因分析：因轴加水封被破坏，注水操作时，发出轴加液位高报，联锁开启旁路阀后关闭轴加进、出口阀。因轴加水侧进、出口阀已关，基本上无水流过轴加水侧，无法保证轴加汽侧蒸汽正常凝结，轴加汽侧变为正压，联动备用轴加风机。轴加随着轴封蒸汽对轴加不断加热，温度不断升高，轴加水侧膨胀。直至两小时后才发现轴加水侧退出，立即投入轴加水侧，大量的水瞬间进入轴加水侧，此时的凝结水温度为38℃，轴加迅速冷却收缩，法兰垫片破裂，轴加端面严重泄漏。

2.2 #4 机满负荷运行时轴加满水分析

2008 年4 月27 日，#4机组刚开机运行一天，07：02分，负荷从150MW升至300 MW时，轴加液位高报警，就地检查轴加水位升高到20 cm，即开大轴加疏水至凝汽器手动门，液位高报消失。7：12和7：14分，轴加液位高报发出后即消失；运行人员未到就地检查轴加水位，7：18，轴加汽侧压力由-4.7 kPa开始上升，同时A轴加风机过流跳闸，B轴加风机因轴加汽侧压力升高时联锁启动即跳闸。直至7：25，轴加液位高报重新发出，运行人员发现轴加风机跳闸，轴加汽侧压力已达9 kPa，就地轴加满水，立即开大轴加疏水至凝汽器手动门，重新启动A轴加风机运行。

原因分析：发生此次轴加满水的异常情况，主要系开机过程，轴加疏水至凝汽器手动门开度偏小所致。在机组从150 MW升负荷至300 MW时，因轴封汽量增加，冷凝后的疏水量增大，无法及时排至凝汽器，在7：02第一次发现轴加液位高时，调整轴加疏水至凝汽器手动门的开度量偏小，又发出了连续二次轴加液位高报，因测点故障，报警立即消失，运行人员未能引起重视及时到就地进行确认，造成了轴加水位持续上升，最终发生了满水，轴加风机抽水过载跳闸。

2.3 #2 机开机过程中主机润滑油进水

2010 年4 月13 日晚班，＃2机组停运后，退出轴封系统运行，关闭辅汽至轴封隔离总阀及辅汽阀门站轴封供汽电动阀及旁路电动阀。15日晚班，＃2机开机，运行人员微开辅汽至轴封隔离总阀，并打开辅汽供轴封阀门站前疏水阀进行疏水。16日夜班，发现主机润滑油箱油位上涨了8 mm，立即关闭辅汽至轴封隔离总阀，而后主机油箱油位基本稳定。化学化验主机润滑油进水，主机进行滤油，延误了开机时间。

原因分析：此次主机润滑油中进水的主要原因是在停机操作退轴封时，只关闭了辅汽阀门站供轴封电动阀，电动阀前手动隔离阀未关闭，阀门未完全隔绝，轴封母管上的疏水阀在关闭状态，造成轴封长时间疏水过程中，轴加风机未运行，辅汽进入轴封系统，主机汽封处的压力升高，由于主机轴承处的负压，蒸汽被吸入润滑油中。

2.4 #4 机开机过程中主机润滑油进水

2012 年3 月21 日白班，#4机开机，14：30投运轴封系统，发现轴加水位计底部法兰漏水。运行人员应检修要求，将轴加水侧切至旁路，关闭轴加凝结水进、出口阀，交给检修处理轴加水位计缺陷。16：20汽机专业要求检修立即停止轴加水位计检修工作，投入轴加水侧，化验主机润滑油质，润滑油中含水达2 740 mg/L（正常在100mg/L），安排检修进行滤油，直至29日9：30主机润滑油中含水合格。

原因分析：因检修处理轴加水位计泄漏，要求运行人员将轴加水路切至旁路，隔绝主路。轴加水位计是汽侧的水位计，根本无需将水侧切至旁路，但运行人员未经思考，就将轴加水侧切至旁路，从而造成轴封加热器的回汽无法正常冷凝，而轴加疏水尚未切至凝汽器，仍排入地沟，疏水不畅，轴加汽侧压力升高，导致主机轴封回汽无法正常排至轴封加热器，最从轴端冒出，沿主轴窜至主机轴承箱，引起主机润滑油水分超标。

3 防范措施

3.1 二期#3、4机组在调试时多次发生"轴加水位高跳轴加水侧"联锁保护动作，但由于汽侧无法解列，调试设计并不合理，即取消"轴加水位高退出轴加水侧"的逻辑联锁，轴封系统正常运行后，严禁水侧退出运行。

3.2 "轴加液位高"预示着轴加疏水系统异常，可能引起轴加风机抽水，主机润滑油进水等事故，机组筹建设计上仅在DCS上有一个开关量测点高报时会闪烁，没有硬光字牌报警，导致运行人员未能及时发现轴加液位高异常，故增加该报警至硬光字牌报警中，便于运行人员及时发现处理。

3.3 #4 机在筹建设计上轴加液位高报值偏低。轴加就地水位全量程为30 cm，当就地水位计水位升至10 cm时，轴加水位高发出，但实际上轴加水位还很低，将轴加水侧退出运行显然是不合理的。重新调整轴加液位高报值至20 cm。

3.4 #4 机轴加疏水至凝汽器U型管设计不合理，U型管道太短，导致正常运行中，负荷变化大时，轴封蒸汽量变化引起轴加水封经常遭到破坏，需要重新注水。这也是#4机轴封发生异常最多的原因。

3.5 正常运行中，若U形水封被破坏，注水操作关小轴加疏水至凝汽器疏水阀时，应缓慢，同时严禁将轴加疏水至凝汽器疏水阀全关，否则必然造成疏水滞流。

3.6 轴封加热器水侧退出运行，重新投入时应缓慢，以减缓热胀冷缩对系统的影响。

3.7 若发生轴加液位高时，应立即检查轴加疏水温度、轴加汽侧压力、轴加风机电流，并安排专人在就地监视轴加水位。

3.8 停机时应按停机操作卡要求隔绝辅汽至轴封隔离总阀及辅汽供轴封阀门站手动隔离阀，并且应观察轴封温度下降，确保轴封系统各阀门完全隔绝。

3.9 修改操作卡，在停机操作卡中明确要求：在停机后应打开轴封母管上的疏水阀，避免开机过程中少量蒸汽进入轴封，无法排走而窜入主机润滑油中。

3.10 若长时间投运轴封，而未启动轴加风机或抽真空，均可能造成主机油中进水，故应控制其工作节点，尽早保证主机汽封处于一定的负压。

结语

综上所述，在汽轮发电机组运行工作中，轴封系统及其操作并不复杂，监视参数也不多，反而一些小的异常现象出现容易被运行人员忽视，最终导致润滑油进水、轴加风机损坏等异常发生，延误了开机时间。运行人员应掌握轴封系统的工作原理，熟知系统流程，明确轴封系统投退的危险点，加强监视和细心调整，确保机组在最佳真空下经济运行。

[1]王秋会.汽轮机轴封系统改造探析[J].湖北电力，2007(S2).

[2]卢岗跃，阎保康.国产600MW汽轮机组轴封系统的技术改造及效果分析[J].华东电力，2002(03).