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1、- 1 -青山纸业热电厂#5 汽轮机组轴封漏汽处理总结本人 1980 年参加工作，一直从事汽轮机组的检修、维护任务，在长期工作中，对汽轮机调速系统、转子找中有个人较深理解，先后参加过永安火电厂、邵武纸厂、光泽竹浆厂、江西寿昌纸业等企业的汽轮机组安装、 调试和维护，并撰写有青山纸业热电厂 2汽轮机突发振动原因的分析及处理等论文。设备故障的判断、分析、解决是一名检修钳工个人技术能力的综合反映，能在最短的时间内，判断出设备故障症结所在，并以最经济的手段解决故障应该是是一名检修钳工追求的目标。本着“具体问题具体分析”的原 则，下面以青 山纸业热电厂#5 汽轮机组轴封漏汽原因分析及处理为例，对相关内容予
2、以总结。1.青山纸业热电厂#5 汽轮机组轴封漏汽大，造成机组润滑油进水，油质乳化，润滑油粘度降低，严重影响机组安全运行。本人通过对机组漏汽原因进行具体分析，采取了相应的系统处理措施，并对机组下一步运行提出了较为稳妥的意见。1.1 机组简介青山纸业热电厂#5 汽轮机组(简称#5 机)，为青岛汽轮机厂制造的 CC12-5.88/0.981/0.490 型单缸、中温、次高压冲动双抽汽、凝汽式汽轮机，额 定功率 12MV，额定主蒸汽参数 5.88Mpa、470，额定负荷时汽耗量 92.4t/h,一 级抽汽参数 0.981 Map、283，额定抽汽量 35 t/h；二 级抽汽 0.490 Map、226
3、，额定抽汽量 35 t/h。1.2 机组运行特征#5 机组投产以来，经过运行、检修人员细心观察总结，发现了该机组的一个运行特征：暖机时间一定要充分，汽缸和转子膨胀位移5mm 以上，汽缸内上下左右 6 个测温点，缸壁温度达 200以上，它们相差不能大于 35，而且还要根据开机方式是额定参数启动或者滑参数启动，当时的蒸汽压力、汽温，机 组的冷 态、温态和热态程度，疏水情况及环境温度的不同做出不同的暖机时间，不然机组转子升速- 2 -过一阶临界转速（1360r/min）和二阶临界转速（1695r/min）时， #1、#2瓦轴承振动值分别可增大到 240m 和 160m 以上，并且还有上升趋势，此时必
4、须立即打闸停机。没能按照制造厂商提供的运行操作规程进行操作：低速（300500r/min）暖机 1020 分钟，中速（10001200r/min）暖机 60 分钟，然后按每分钟 300r/min 速度升速，进而迅速而平稳过临界转速。1.3 问题的提出#5 机时青岛汽轮机厂设计制造该参数的第一台机组（出厂号950001），级 数十一级，第一级为复速级，其余为压力级。该机组在1996 年安装调试过程中，曾出现转子振动大，调速系统不相匹配，达不到额定参数运行等情况，经多次改进才达到要求。1999 年 12 月因机组再次出现振动，进行第一次机组大修，解体后发现转子复速级叶片断了四块，中段叶片结垢较严重
5、，转子返厂修复后，恢复正常运行。2005 年下半年起，该机组轴封漏汽逐渐增多，润滑油取样化验含水份多，一星期滤油一次（用真空滤油机脱水）；2006 年上半年轴封漏汽加剧，一星期 滤油机要 23 天连续滤油，经仔细检查润滑油进水的各个环节，先后排除了冷油器内漏及调压器波纹管破损两种情况，最后确定为轴封间隙大，蒸汽顺着转子经汽档、油档进入轴承室，导致润滑油品质变差，产生乳化。2.轴封漏汽原因分析2.1 机组轴封结构、技术要求：#5 机高低压轴封为迷宫式汽封，材料为不锈钢片，用方形钢丝镶嵌汽封梳齿片（简称汽封片），组装在在转子前后两处轴封的轴颈位置上，高压侧轴封设有三道，共 54 圈汽封片；低压侧轴
6、封设有二道，共 24圈汽封片。前汽封环有 9 组，后汽封环 4 组，每一组分为六块，分别组装在上下缸的汽封体里，汽封环底部装有弹簧片，用于调整间隙。转子上的汽封片与汽封体之间的间隙，高压侧间隙为 0.150.20，低压侧间隙为 0.250.35（如图）- 3 -高压侧轴封有两个漏汽腔室，从里往外第一道漏汽腔室的蒸汽用管线- 4 -接至二级抽汽母管上，第二道漏汽腔室的蒸汽用管线接至轴封加热器上，进行热量回收。2.2 漏汽造成的不良后果汽轮发电机组在超过规定值的振动力作用下，机组动静部分产生摩擦，会造成轴瓦乌金破裂，转子变形、弯曲、断裂，叶片损坏等现象。#5 机组由于多次开停机出现的大振动，使转子
7、汽封片与汽缸的汽封环碰摩，间 隙偏大，没有密封住余汽。汽流 顺 着转子轴向进入轴承室，使润滑油含有水份，经过油循环、转子轴瓦挤压，润滑油恶化，油膜破坏或不稳定。 润滑油质量好坏，对汽轮机运行的可靠性、经济性有密切关系。该 机组曾经出现过以下不良情况：a) 因油质恶化，对机组润滑部分不能起到良好的润滑作用，致使轴承乌金熔化受损，#4 轴承下瓦产生裂纹，上瓦局部脱落；b) 油质不好造成传动部分腐蚀，动作迟滞、卡涩及零部件生锈，使调速系统及保护装置失灵.如 2006 年 1 月 3 日，#5 机调速系统出现不稳定、脉冲油压波动，机组负荷上下波动，手动调整同步器增加减少负荷均无反馈，有时油动机突然间滑
8、移（上升或下降），负荷突增或突减 2MW 左右。后经两次机组小修，清洁调速系统，恢复正常。c) 油品乳化，粘度降低，轴承内楔形油膜的动力不稳定，激发起机组的低频自激震荡。油膜震荡引起转子振动，而转子振动造成轴封动静之间碰摩，导致间隙偏大，产生漏汽，形成恶性循环。从 2006年 8 月到 2006 年 10 月#1 瓦震动值从 23m 增加到 45m，#2 瓦震动值从 18m 增加到 36m。2.3.轴封磨损原因分析a). #5 汽轮机机组是青 岛汽轮机厂制造的该 参数第一台机组，据了解该厂对中温、中压的汽轮机制造技术比较成熟，而对中温、次高压参数的机组是该厂初次设计制造，各部件材质、结构、汽缸
9、的强度大小、转子与汽缸的膨胀系数差别引起实际暖机与理论设计时间有很大差异，可以说该机组先天不足，造成该机组缺陷出现。在实际运行中，对该机组暖机时间长短无法确定，机组升速过临界转速振动大次数如下：- 5 -1999 年 11 月 31 日大修结束后开机，暖机 6 小时过临界时，轴振动值达 100m 后回落；2000 年 8 月 4 日，机组小修 6 天，暖机 6 小时，准备过临界时，轴振动值达 180m，打闸停机，重新暖机 3 小时； 2002 年 9 月 23 日，因锅炉检修，停机 12 天后开机，两次冲临界转速未过，暖机时间达十个半小时；2004 年 3 月 19 日，发电机组励磁机更换，开
10、机转子 1000r/min时， #1 瓦振 动值 83m.#2 瓦振动值 109m，轴承座 216m(测振仪测量)；2005 年 7 月 3 日，机组小修重点复查转子中心，开机暖机 7 小时；2006 年 6 月 18 日，机组小修 6 天，轴瓦检查及调速系统卡涩处理，冲临界时#1、#2 瓦振动大，降速， 继续暖机。上述表明:该机组过临界转速时不稳定，振动大，虽然时间较短，但可以肯定对转子动静部件造成了碰磨，而碰磨可以发生在任何转速和任何工况下（500r/min 、1000r/min、临界转 速、3000r/min 或高负荷），这样使机组通流部份径向间隙和轴端汽封间隙甚至油档间隙因此变大。b)
11、.气温过高或过低。汽封片在高温情况下，金属机械性能很快 恶化，冲击韧性、强度降低，汽封片受气流冲刷，形成侧倒摩擦。气温过低，局部内应力和热变形造成动静部件摩擦，轴向推力增大。从 1999 年起历史运行日记曾发现有蒸汽温度 485以上、465以下参数运行间断累计达 132 小时的情况出现。c).蒸汽品质不良，造成汽轮机通流部分部分喷嘴、叶片积盐结垢，通过截面减少，级内焓降增加，推力增大，使 轴封漏汽压力增加，加大了漏汽量，轴封漏汽第一道腔室压力从 0.25Mpa 增至到 0.36Mpa。从上述可以看出，#5 汽轮机的汽封片间隙越来越大，漏汽也逐渐增大的根本原因就在于以上三种情况的出现。- 6 -
12、3.设备缺陷的处理3.1 2006 年 10 月 15 日，由于前轴封漏汽逐 渐增大，热电厂决定对机组进行计划大修。经解体发现前后轴封的汽封片间隙全部超标，机头视前轴封左侧间隙 0.56mm，右侧间隙 0.32mm，后轴封左侧汽封间隙 0.30mm,右侧间隙 0.49mm,前轴封（高压轴 封）汽封片部份脆断缺口，转子叶片结盐垢，转子中心偏左 0.08mm,右张口 0.12mm,上张口0.07mm，四个 轴瓦均有不同程度磨 损。我们把检修重点放在前后轴封的汽封片更换工作上，对已损坏的汽封片逐一拆除、清理、修刮，并按照图纸上汽封片高度、间距要求先后组装镶嵌了低齿汽封片和高齿汽封片，并逐一落实汽封片
13、尺寸要求。3.2 将高压侧轴封第一腔室泄露蒸汽用管道引到除氧器上的汽平衡管进入水箱加热， （原有管道接至二级抽汽，没有压力差，疏水不畅），前轴封第二道腔室疏水接至轴封加热器里，减少了前轴封漏汽量。3.3 在机组大修中， 针对 可能影响汽缸、 转子热胀冷缩的外在作用力进行分析、改进。在汽缸下部抽汽管道增设波纹型补偿器，消除汽缸与抽汽管道的应力从而改善汽缸热胀冷缩情况；并对滑销系统进行全面的清洗、测量、 调整。3.4 凝结水品质不佳，不但影响锅炉的安全 经济运行，也影响到汽轮机组的安全运行。在此情况下，锅炉产生的蒸汽品质不佳造成通流部分结垢、腐蚀等不良情况。因此我们大力加强凝结水硬度、导电度、含氧
14、量、PH 值等指标的监督，同 时对软化水处理增加二级除盐装置。3.5 对调节系统各执行机构、油动机、错 油门、调压器、油系统等部件进行全部解体检查、清洗，同时加强油系统管理。3.6 更换 #1 瓦、 #2 瓦的汽档、油档，并调整间隙：前油档a=0.25mm,b=0.05mm,后油档 a=0.25mm,b=0.06mm，如图：- 7 -前油档 后油档4.处理效果及效益2006 年 10 月大修后，经过 7 小时的充分暖机，机组达到全速，前后轴封漏汽降到最低值，润滑油质量达到标准要求，达到了大修目的。#5 机运行至今，前轴封第一腔室蒸汽漏汽始终在 0.25Map 表压，系统润滑油没有进水现象，从而
15、彻底解决了润滑油进水乳化所引起的轴瓦、调速机构振动、卡涩等问题，确保机 组 安全经济运行，保障了公司供电、供汽，年创造效益五佰多万元。5.个人体会汽轮机的起停过程，从热传导来说是一个不稳定导热过程，实质上就是对汽轮机各部件的加热和冷却过程，在这个过程中，要使机组各部分的热应力、热变形、转子与汽缸的膨胀差以及传动部件的振动，均要维持设备工艺要求的允许范围内。不同的汽轮机有着不同的特征，由于设备结构、制造技术、运行参数、功率、热力系统的差异，每台汽轮机均有各自的运行规律。在机组的起停过程中，汽轮机各部件以及管道的应力和温度状态都要产生很大的变化，一些对设备最危险、最不利的工况，往往都发生在起停过程中。#5 机结构膨胀系数是客观存在，只要我们高度重视，掌握设备的规律属性，严格控制蒸汽温升速度、汽缸金属温升速度、上下缸温差、法兰、螺栓温度， 节能降耗，减少损失，并密切注意汽缸与转子膨胀差别、动静间隙、轴承油温、温差、转速、振动值 等，做到具体问题具体分析，并进行系统全盘考虑。实践- 8 -证明：在处理汽轮机设备故障中，要根据不同机组的不同特性，做到具体问题具体分析，根据掌握的情况做出最优化处理，在确保设备工作安全可靠性前提下，力争达到合理利用、充分发挥机组热效率和热经济。
