[摘 要]印尼某電站燃煤机组运行过程中出现轴封甩水问题，导致汽轮机润滑油含水指标严重超标，严重影响机组安全运行，通过分析轴封蒸汽参数特征和轴封系统构成，轴封蒸汽汽源参数偏低是造成轴封甩水问题的主要原因，借助轴封系统汽源改造提高轴封蒸汽参数，从而消除了轴封蒸汽甩水问题，保障了机组安全运行。
　　中图分类号：TK267 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2016）25-0091-01
　　1、概述
　　印尼某电站为中国援助印尼的电力项目之一，该电厂设计为两台65MW燃煤机组，汽轮机为四川某知名汽轮机厂制造的N65-8.83高温高压凝汽式汽轮机；锅炉为杭州某知名锅炉厂生产的型号为NG-267/9.8-M单炉膛、П型布置、无再热、平衡通风、固态排渣、全钢构架结构的高温高压锅炉，该电厂于2011年开工建设，两台机组均于2012年9月份投产，其中机组生产运行及维护人员均为中方人员。
　　2、 轴封系统设计及运行情况
　　汽轮机轴封系统作用之一是保障汽轮机轴端漏气，减少工质浪费；作用之二是防止机组热态启动时冷空气进入汽轮机轴端，造成汽轮机弯轴，因此轴封系统能否正常工作严重影响机组安全运行。
　　2.1 轴封系统布置
　　轴封系统设计由三路汽源，其中一路来自汽包新蒸汽，另外一路为除氧器平衡母管，此外系统还增设一路高压汽封汽源，取自汽机侧主蒸汽管道。根据机组启动方式不同，系统运行方式略有不同。机组冷态及温态启动时，汽轮机轴端汽封由汽包供给，机组带至40%-50%负荷时，根据除氧器压力情况，可将汽源切至除氧器平衡母管供给，机组热态或极热态时则还需投入高压轴封系统，轴封系统原如图1所示。
　　2.2 轴封系统运行情况
　　两台机组试运期间轴封系统运行工况不稳定，多次出现轴封甩水现象。轴封甩水不仅易造成轴封段转子因温度剧烈变化产生过大应力，而且引起汽轮机差胀急剧变化，进而引起机组碰摩，进而造成机组振动大跳机，此外，轴封甩水造成汽轮机润滑油系统污染，油中含水问题严重，油中水分含量最高超过4000mg/L。其中2012年8月两台机组均因为轴封甩水造成机组振动大先后跳机，机组无法安全稳定运行。
　　3、轴封甩水原因分析
　　根据轴封甩水发生是相关参数变化趋势，可以得知甩水现象出现前轴封供汽压力和温度均会发生较大变化，轴封供汽压力波动尤为明显。而根据轴封系统设计可知，轴封两路汽源均为饱和蒸汽，其中平衡母管汽源在除氧器工况突变情况下，汽源极易转变成过饱和蒸汽。为此对不同负荷下两路汽源供汽时轴封供汽母管蒸汽参数进行计算，结果如下：1）汽包供汽时，机组在较低负荷时，轴封供汽处于过热状态，过热度均小于5℃且着机组负荷升高而降低；机组负荷高于20MW时，轴封供汽处于过饱和状态；2）除氧器平衡母管供汽时，轴封供汽均处于过热状态，过热度均低于10℃且着机组负荷升高而降低。
　　基于上述参数计算分析可知，两路汽源均出现蒸汽过热度随负荷增大而下降的趋势。汽包供汽时，由于能够确保蒸汽品质，因此低负荷采用汽包供汽是可行的。除氧器平衡母管供汽时，由于除氧器为水汽混合加热器，工况不稳定，轴封汽源稳定性较差，易转变为过饱和蒸汽而引起系统带水，进而发展为轴封甩水，因此引起轴封甩水的根本原因轴封供汽参数偏低，容易转化成饱和蒸汽，进而凝结成水。
　　4、轴封供汽汽源改造
　　根据成熟的轴封汽源设计可知，轴封汽源均为过热度较大蒸汽，以便确保轴封系统蒸汽可靠性。据此，需改造轴封供汽汽源来消除轴封甩水。结合现场系统布置及可用汽源参数分析，将三段抽汽作为轴封汽源之一，高负荷时可采用除氧器平衡母管配汽来防止轴封供汽超温，轴封系统经汽源改造后出现轴封甩水现象，并且轴封供汽母管温度较改造前有大幅提高，如表1所示。轴封压力调节站后温度亦由之前的140℃升高到165℃以上，并且根据机组工况不同可调整轴封进汽温度。
　　5、结论
　　汽轮机轴封甩水不仅严重影响汽轮机本体的安全性，并且极易造成汽轮机润滑油系统污染，同样会危及汽轮机轴系安全稳定运行。通过增设较高参数汽源可以大大提高轴封系统供汽品质，保证轴封系统母管蒸汽合理的过热度，蒸汽稳定性好，机组工况突变时，轴封蒸汽不会因为参数突变而凝结成水，引起汽轮机轴封甩水，保障了汽轮机运行的安全性。
　　作者简介：
　　鄢传武（1979-），男，江西人，高级工程师，长期从事火电机组调试及节能改造技术研究。