660 MW汽轮机机组轴封系统控制方式分析

方 立，代军科，孙泉荣，金纯钢

(1.中国华电集团公司望亭发电厂，江苏 苏州 215155；2.苏州热工研究院有限公司，江苏 苏州 215004)

660 MW汽轮机机组轴封系统控制方式分析

方 立1，代军科2，孙泉荣2，金纯钢2

(1.中国华电集团公司望亭发电厂，江苏 苏州 215155；2.苏州热工研究院有限公司，江苏 苏州 215004)

介绍了西门子660 MW超超临界机组轴封系统的结构，以及其压力、温度控制方式和汽封禁供的条件，分析了机组在运行过程中遇到的问题，并提出了相应的处理建议，对提高机组安全稳定运行具有一定的作用。

轴封系统；压力控制；温度控制；汽封禁供

1 轴封系统结构

某发电厂3，4号汽轮机采用由上海汽轮机有限公司引进德国西门子技术设计制造的660 MW超超临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、反动凝汽式汽轮机组。

汽轮机的轴封系统主要由轴封母管、低压汽封漏汽母管、汽封进汽阀、汽封溢流阀、轴封冷却器、轴抽风机等部件组成。轴封蒸汽系统主要有2路汽源：一路来自备汽母管，另一路来自高排汽；2路汽源经调温、调压后接至轴封母管，作为轴封系统的备用汽源。

图1 轴封系统结构

轴封系统结构如图1所示，高压缸前轴封由5段4个汽室组成，后轴封由4段3个汽室组成，其第2个前轴封汽室和第1个后轴封汽室内的漏汽直接引至中压缸排汽管，第3个前轴封汽室和第2个后轴封汽室与轴封母管相连，而第4个前轴封汽室和第3个后轴封汽室的漏汽通过高压缸轴封回汽管道汇集至低压汽封漏汽母管；中压缸及低压缸的前、后端轴封均由3段2个汽室组成，两端第1个轴封汽室与轴封母管相连，两端第2个轴封汽室内的漏汽汇集至低压汽封漏汽母管。

2 轴封系统控制方式

2.1 轴封系统的压力控制

轴封系统的压力控制的特点为：汽封进汽阀和汽封溢流阀由同一个PID控制器通过控制轴封母管的压力来控制各自的开度，PID输出总指令与各自阀位的开度指令的关系如图2所示。运行人员可根据需要将压力控制方式在闭环自动和开环手动方式下进行无扰切换，当2个“轴封母管压力”变送器都出现坏信号时，压力控制方式切至手动方式。

图2 PID指令与汽封进汽阀和溢流阀阀位的开度指令关系

当机组在启动或低负荷运行时，备汽或者高排汽2路汽源经调温、调压后的蒸汽通过汽封进汽阀进入轴封母管，轴封母管压力由轴封母管压力1和2这2个压力变送器所测的压力取小得出。轴封母管实际压力与轴封母管压力设定值35 mbar经压力控制PID计算后，得出PID输出总指令，输出汽封进汽阀与汽封溢流阀指令，使得轴封母管压力维持在35 mbar。

随着机组负荷的增加，高、中压缸轴封漏汽和高、中压缸进汽阀的门杆漏汽也相应增加，致使轴封蒸汽压力上升，汽封进汽阀逐渐关小，以维持轴封母管压力正常值35 mbar。为了避免出现汽封进汽阀关闭而汽封溢流阀还未开启的情况，即2个阀门切换时出现同时关闭的临界情况，引入了5 %的“重叠度”，即当汽封进汽阀开度指令减小至5 %时，汽封溢流阀就开启，避免了在出现2阀同时关闭的临界情况时，因负荷波动等因素造成汽封进汽阀和汽封溢流阀频繁切换开关而引起的轴封母管压力波动，从而提高了调节的性能。

当汽封进汽阀全关时，汽封溢流阀开度为5 %，轴封系统的汽源切换为高、中压缸轴封漏汽和高、中压缸进汽阀的门杆漏汽。此时，轴封母管压力完全由汽封溢流阀控制，汽封溢流阀将多余的蒸汽排放至凝汽器。同时，低压汽封漏汽母管中的汽体被排入轴封冷却器，回汽在轴封冷却器中冷凝。轴封冷却器处配有2台轴抽风机，互为切换备用，用以抽出轴封冷却器中的空气，确保轴封冷却器的微真空。轴封系统中还设置了许多疏水阀门，以便及时排出在轴封系统刚启动时由于暖管而形成的水，避免其危害整个系统的安全。

2.2 轴封系统的温度控制

2．2．1 汽封进汽阀前温度控制

为了确保汽轮机本体部件的安全，机组对汽封供汽的压力和温度有一定的要求。因为供汽温度如果与汽轮机本体部件温度(特别是转子的金属温度)差别太大，将使汽轮机部件产生很大的热应力，会加剧汽轮机部件的寿命损耗，同时还会造成汽轮机动、静部分的相对膨胀失调，直接影响汽轮机组的安全。为此，在汽封进汽阀前配有轴封减温调整门，用来调整“汽封进汽阀前温度”(由汽封进汽阀前温度1、汽封进汽阀前温度2取大得出)，使其与高压转子平均温度相匹配，如图3所示。

2．2．2 轴封母管温度控制

轴封母管上共有2个温度测量元件，其中“轴封母管前温度”用来监测高压缸段的轴封蒸汽，“轴封母管后温度”用来监测低压缸段的轴封蒸汽。该发电厂轴封系统主要通过控制“轴封母管后温度”来控制母管温度。

机组冷态启动时，由于此时母管温度较低，当“轴封母管后温度”低于115 ℃时，自动将压力控制PID中的输出上限设置为30 %(即汽封进汽阀开度最大为25 %)，以防止因压力需要而过分开大汽封进汽阀，进而加大进入轴封母管的蒸汽量，增大进汽与汽轮机转子的温差，使转子表面产生很大的热应力。当轴封母管后温度高于115 ℃时，PID输出上限设置为105 %，使其不会因为“轴封母管后温度”过低而限制汽封进汽阀的开度。

机组正常运行时，保持“轴封母管后温度”在220～325 ℃。如果进入低压缸端的轴封蒸汽温度过高，会使低压缸轴颈温度上升，引起轴的局部热应力，造成转动部分与轴承的碰擦，从而引起振动加大；如果 “轴封母管后温度”超过330 ℃，打开汽封进汽阀，利用备汽或者高排汽2路汽源经调温、调压后的蒸汽对轴封母管进行减温。“轴封母管后温度”与汽封进汽阀阀位指令的关系如图4所示。温度控制始终处于自动监视状态，仅当“轴封母管后温度”出现坏信号时，温度控制失效。

图4 轴封母管后温度与汽封进汽阀阀位指令的关系

将温度控制得出的汽封进汽阀指令与轴封母管压力控制PID得出的汽封进汽阀指令相比较，取较大值作为汽封进汽阀的最终阀位指令，如图5所示。即当温度控制得出的汽封进汽阀指令大于轴封母管压力控制PID得出的指令时，温度控制优先，反之则压力控制优先。例如：在轴封系统自密封后，压力控制PID输出为-30 %，根据图2关系汽封进汽阀阀位指令为0，汽封溢流阀阀位指令为35 %。如果此时轴封母管后温度上升为331 ℃，根据图5的关系汽封进汽阀阀位指令为10 %，2个汽封进汽阀指令取大，最终指令为10 %(即轴封母管温度控制优先于轴封母管压力控制)，从而起到给轴封母管减温的作用；而此时轴封母管的压力势必增大，轴封压力控制PID输出为-35 %，使汽封溢流阀开大到40 %，以维持35 mbar轴封母管压力。

所谓的数字签名，也称之为电子签名，指的是指附加在发送文件中的一组特殊的符号，通过对原文本进行一系列的混合运算，可以被接受者验证该文件是否被篡改或者伪造。

图5 轴封系统控制示意

2.3 汽封禁供

汽封禁供的条件如图6所示，当发生汽封禁供时，将汽封进汽阀指令设置为-5 %，使其更可靠地关闭。汽封禁供中特别要注意时刻保证汽封进汽阀前的温度高于此阀前压力下的饱和温度5 ℃以上，以防止轴封系统在自密封前因汽封禁供造成低真空动作，使机组跳闸；同时防止轴封系统自密封后，当轴封母管温度超过330 ℃时无法打开汽封进汽阀，进而起到给轴封母管减温的作用。

3 运行中出现的问题分析及建议

(1) 该发电厂DEH(汽轮机数字电液控制系统)使用西门子T3000控制系统，其卡件底板为分段连接式，曾出现过因为底板连接处松动使一块控制汽封进汽阀和汽封溢流阀的指令的模拟量输出AO卡失电，导致汽封进汽阀失电全关而汽封溢流阀全开的情况，造成了真空在50 s内由-93 kPa跌至-87 kPa，险些造成跳机，严重威胁安全生产。

图6 汽封禁供的条件

大修时，在汽封溢流阀校验的过程中，发现汽封溢流阀调节指令和现场反馈一致，且此阀门在汽源失去时，能依靠其汽源装置上的闭锁阀使汽封溢流阀关闭。但是在现场阀门接线发生断线或者DEH控制柜卡件底板故障，从而引起卡件失电的情况下，此阀门将立即处于全开位置。当轴封系统进入自密封状态，汽封进汽阀关闭，汽封溢流阀开启调节轴封母管压力时，如发生上述情况，会使汽封溢流阀全开，并且由于溢流管路较粗，会造成汽轮机真空的急速下跌，进而发生跳机的危险。

为了保护机组安全，汽封溢流阀在现场定位器失电或者汽源失去时，应处于全关的安全位置。联系厂家安装人员得知，由于当时调试人员在调试此阀门时无法将其指令与现场反馈相一致，因此，直接将DEH组态中此阀门的输出指令4～20 mA对应正常阀门开度“0～100 %”，改成对应“100 %～0”，以保持指令与反馈一致，但却未考虑此阀门的安全位置(在其他同类型机组调研时也发现有此类的情况）。

该发电厂汽封溢流阀为上下气缸式调节型阀门，使用的阀门定位器为DVC6000型智能定位器，此定位器在控制电源失去时，定位器的“A”口压力为“0”，“B”口压力为汽源压力，而调试人员未考虑阀门失电时的安全位置，错误地将定位器的“A”口接阀门上气缸，“B”口接阀门下气缸，致使阀门在失电的情况下全开。对现场定位器管路进行修改，将“A”口接下气缸，“B”口接上气缸，DEH组态中此阀门的输出指令4～20 mA恢复成对应正常阀门开度“0～100 %”后，重新对汽封溢流阀进行校验，使此阀门在失电时处于“关”的安全位置。

轴封母管压力上升，会对汽机大轴中心线高度有一定的影响，导致油膜振荡进而引起振动增大；“轴封母管后温度”上升，会导致进入低压缸端的轴封蒸汽温度过高，使低压缸轴颈温度上升，产生轴的局部热应力和热膨胀，造成转动部分与轴承的碰擦，从而引起振动增大。

该发电厂4号机组经常出现以上情况，而3号机组则没有出现，经对比现场压力变送器安装位置发现，3号机组的2个压力变送器垂直安装在轴封母管的正上方，而4号机组的2个压力变送器则安装在轴封母管的侧下方。4号机组的这种安装方式容易使得测量管路中积水，造成测量不准。在检修时将4号机组的安装方式改成与3号机组一致，解决了上述问题。

(3) 该发电厂参与轴封母管温度控制的点只有“轴封母管后温度”这一个点，一旦此点出现坏信号，温度控制就将失效。因此，建议在同一位置再加装1个温度元件，以增加“轴封母管后温度”测量的可靠性。

参考文献:

1 毕华南，李红艳．660 MW机组轴封系统结构与运行分析[J]．华电技术，2009(10)．

2014-06-12。

方 立(1985-)，男，助理工程师，主要从事发电厂热工控制运行维护和管理工作，email：51358974@qq．com。

代军科(1976-)，男，工程师，主要从事热力发电厂汽轮机组生产运行和启动调试工作。

孙泉荣(1963-)，男，高级工程师，主要从事热力发电厂汽轮机组生产运行和启动调试以及发电机组热力系统经济性研究和性能分析工作。

金纯钢(1973-)，男，工程师，主要从事热力发电厂热工控制研究与机组性能试验和启动调试工作。