汽轮机油封泄漏原因分析及处理措施

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汽轮机润滑含水量升高的原因分析及处理措施

作者：张力

来源：《中国科技纵横》2017年第03期

摘 要：秦山第三核电厂CANDU6 重水堆核电站汽轮机曾多次发生过润滑油水含量异常升高事件，对机组安全运行造成较大的危害。本文通过介绍汽轮机润滑油和轴封系统的运行特点，结合不同工况下系统参数的变化情况，采用排除法分析可能导致滑油水含量上升的原因，并在此基础上提出避免润滑油进水事件发生的运行策略。

关键词：汽轮机；轴封；润滑油；含水量

中图分类号：TK263 文献标识码：A 文章编号：1671-2064（2017）03-0045-01

1 概述

CANDU6 重水堆核电站汽轮机采用日立公司TC4F-52型汽轮机，转速1500r/min，额定功率700MW。该汽轮机采用三级迷宫式轴封系统，以防止汽轮机高压缸端部蒸汽外漏和空气从低压缸端部漏入凝汽器。汽轮机润滑油系统向8个汽轮机径向轴承提供润滑油，并配备两台润滑油排烟风机，用于防止运行时润滑油烟气向厂房内排放。按照设计要求，正常运行时汽轮机润滑油水含量应低于100ppm，在实际运行中多次在机组启停阶段发生汽轮机润滑油进水事件，润滑油水含量最高达到1345ppm，对机组安全运行造成危害。根据系统设计特点进行分析，可能导致润滑油系统进水的原因有：

（1）润滑油冷却器泄漏，设备冷却水进入润滑油系统；

（2）雨水通过排油烟风管进入主油箱或油净化系统；

（3）汽轮机轴封系统存在蒸汽泄漏，蒸汽进入汽轮机轴承箱后冷凝成水，造成润滑油水含量升高。

由于我厂在设备冷却水中添加氢氧化锂以保持较高的PH值，所以当润滑油冷器传热管泄漏时可以对润滑油进行化学取样，通过分析润滑油中是否存在锂离子的方法进行排除。如果雨水通过排油烟风管进入油净化系统，可以检查风道的U型管段是否有残余积水的方法进行排除。除此之外，润滑油系统进水最可能来源为轴封系统蒸汽泄漏。下面对汽轮机轴封蒸汽进入润滑油系统的可能原因和途径进行分析。

汽轮机高压调门摆动原因分析及处理措施

摘要:汽轮机高压调门是汽轮机调速及安全运行的重要的设备，其调节品质的好坏直接影响到汽轮机转速及机组负荷控制的稳定性，同时对于机组的安全性也至关重要。本文简单介绍了调门控制的基本原理，从机械故障、控制信号故障、伺服阀故障及抗燃油品质等方面并结合机组调试过程中遇到的实际问题较全面的阐述了调门摆动的原因并提出处理措施。

关键词: 原理摆动原因处理措施

引言

随着新疆经济的蓬勃发展，大量火电机组集中投运，工期紧机组遗留问题较多且投运后暴露出各种问题，其中机组运行中过程中调门摆动是较为常见的问题，目前火力发电厂的汽轮机现在都采用DEH控制系统，其控制精度高，反应速度快，动态响应好，调门控制系统在整个系统中发挥了重要作用。然而调门控制系统就地设备所处的环境温度高，振动大，EH油的品质时刻影响着伺服阀的工作性能，这些因素都有可能造成整个系统工作的不稳定性。

1汽轮机调门控制的基本原理

高压调节阀执行机构属连续控制型执行机构，可以将高压调节汽阀控制在任一位置上，成比例地调节进汽量以适应汽轮机运行的需要。它一般是由伺服阀、伺服回路控制卡、位置反馈装置（LVDT）、液压系统组成。

经控制器运算处理后的开大或关小高调门的电气信号经过伺服放大器放大后，在电液伺服阀中将电气信号转换为液压信号，使电液伺服阀主阀芯移动，并将液压信号放大后控制高压抗燃油油的通道，使高压抗燃油油进入执行机构活塞杆下腔，使执行机构活塞向上移动，带动高压调节汽阀使之开启，或者是使压力油自活塞杆下腔泄出，借弹簧力使活塞下移，关闭高压调节汽阀。当执行机构活塞移动时,同时带动二个线性位移传感器（LVDT），将执行机构活塞的位移转换成电气信号，作为负反馈信号与前面计算机处理后送来的信号相叠加，输入伺服放大器。当伺服放大器输入信号为零时，伺服阀的主阀回到中间位置，不再有高压油通向执行机构活塞杆下腔，此时高压调节汽阀便停止移动，停留在一个新的工作位置。

空冷机组汽轮机积盐原因分析及处理措施

摘要：汽轮机的腐蚀与积盐与蒸汽的品质密切相关。新空冷机组投运的前几年，热力系统内的含硅量很高，而粉末树脂过滤器除硅效果差，溶解下来的硅单靠锅炉排污排出。机组在正常运行期间系统内的硅含量整体偏大，常以二氧化硅的形式从蒸汽中析出，沉积在汽轮机的中、低压缸内，低压缸内沉积的量最大。

关键词：汽轮机 积盐 硅垢沉积

一、机组概况

河津发电分公司二期2×300MW燃煤机组锅炉为哈尔滨锅炉厂制造的HG-1056/17.5-YM21型亚临界、一次中间再热、自然循环汽包锅炉，最大连续蒸发量：1056T/H。汽轮机为哈尔滨汽轮机厂生产的NZK-300-16.7/537/537型亚临界、一次中间再热、单轴、双缸、双排气、反动式、直接空冷凝汽式汽轮机。#3空冷机组于2005年6月投入运行，2009年5月停机转入A修。

二、#3空冷机组汽轮机叶片积盐情况

2009年A修期间，在对汽轮机解体检查中发现低压缸从1级到6级颜色由1、2级的钢灰色夹杂少许锈红色逐渐过渡到5、6级不均匀的红褐色。1级、2级基本无沉积物，3级、4级有沉积物，呈土灰色，4级较3级沉积物多，背汽侧比迎汽侧沉积物多，颜色为土灰色夹杂少许土黄色，最厚处接近1毫米。第5级迎汽侧沉积物少，部分面积有沉积物，背汽侧布满红褐色、针尖状沉积物，较多。第6级仅有少许沉积物，叶片边缘1/6面积光滑，无沉积，呈金属亮色，其余部分有少许沉积物。刮取第4级、第5级叶片上的沉积物，进行计算得出：

图1：低压缸第4级叶片背汽侧

图2：低压缸第5级叶片背汽侧

三、#3空冷机组汽轮机积盐原因分析

#3空冷机组低压缸积盐的主要成分为二氧化硅（见下表盐垢成分分析），分析汽轮机积盐的原因主要有以下几个方面：

附：#3机组A修低压缸垢样分析数据

（一）#3机组试运行期间及投产初期水汽质量较差是造成汽轮机积盐的主要原因之一。一般新空冷机组投运的前几年，往往热力系统内的含硅量很高，主要是空冷系统在安装施工过程中有大量的灰尘、砂粒等落入其中，庞大的空冷设备死角又比较多，在机组运行过程中，灰尘、砂粒等杂质会慢慢溶解于水汽系统内，再加上粉末树脂过滤器除硅效果又差，夏季高温情况下不能连续运行等问题，

２００８年第１０期　《贵州电力技术》　（总第１１２期）　汽轮机润滑油泄漏致机组热效率降低　的原因分析及处理措施　贵州兴义电力发展有限公司　张学喜　［５５０００２］　摘要汽轮机润滑油系统油中进水，导致油质恶化，造成调速系统卡涩、润滑油系统非正常运行等情况，这种情况　在很多电厂都曾出现过，然而，润滑油泄漏至凝结水、给水系统中，导致凝结器、加热器换热效率下降，机组热效率降　低的情况相对少见。本文就盘县发电厂２号机凝结水、给水系统中进油，导致凝结器真空下降、给水温度降低的原　因进行分析，并提出相应的处理措施。　关键词汽轮机水中进油真空给水温度机组效率　１　现状　（１）盘县电厂２号机主油箱油位下降较快，润　滑油系统检查无明显外漏现象，相比其他机组，２号　机润滑油的用油量比其他机组要高出３—４倍。　（２）２号机高加出口设计额定给水温度２４２℃，　而２号机高加出口给水温度长期维持在２３８ｏＣ左　右，且有逐渐下降的趋势，给水系统设备、抽汽系统　设备检查均无异常。　（３）２号机凝结器真空偏低，相对１、３、４、５号机　组，２号机日平均真空要低２—３ｋＰ，而排气温度、循　环水流量、水温等均正常。　２存在问题　凝结器真空和给水温度下降，机组热效率降低。　３原因分析　（１）停机检查润滑油冷油器铜管无泄漏情况，　排除透平油通过冷油器铜管向冷却水泄漏的情况；　检查各轴承，发现低压转子前轴承箱（５号轴　承）靠低压缸侧有透平油流过的痕迹，随即启动润　滑油泵并盘车，停机盘车过程中未发现５号轴承有　明显漏油现象；　检查除氧器水箱、低加和高加水室、凝结器热井　等，均发现有润滑油油迹，特别是以除氧水箱和低加　水室油迹较为明显，那么，润滑油又是从什么地方进　入给水系统的呢？真空偏低、给水温度偏低又是什　么原因呢？在排除了一切润滑油与凝结水、给水系　统可能接触的设备外，又回到５号轴承上查找原因。　解体检查５号轴承，发现５号轴承低压缸侧下　半梳齿式油挡档齿出现倒伏，油挡间歇增大，运行中　・２０－　润滑油从此处泄漏的可能性很大，分析原因，　２００ＭＷ汽轮机低压转子两端轴承座（５、６号轴承）　坐落在排汽缸上，机组正常运行过程中，因油挡与轴　颈间的间歇过大，由于凝结器的负压作用，致使润滑　油通过油挡间歇泄漏并沿转子大轴窜人低压缸后进　入凝结器，进人凝结器的润滑油随凝结水经低加和　除氧器后进入高加，润滑油泄漏的原因明确。　（２）润滑油进人凝结水后，在凝结器汽侧铜管　表面和加热器水侧换热管表面形成一层油膜，由于　油膜的存在，影响了凝结器和加热器的换热效果，导　致凝结器真空偏低以及给水温度下降。　４处理措施　（１）按设计要求调整５、６号轴承油挡间歇，并　将５、６号轴承内油挡（靠低压缸侧油挡）更换为浮　动式油挡，彻底解决运行中油挡与轴颈问的碰磨问　题，油挡漏油的情况得到完全解决。　（２）分别在除氧器、低压加热器、高压加热器的　进出口管路上加装临时清洗系统，先后用草酸、　ＫＯＨ和ＮａＣＯ　的水溶液进行循环清洗，彻底清楚除　氧水箱以及低加和高加换热管水侧表面的油污，解　决了高、低加的换热问题。　（３）由于２号机凝结器铜管循环水侧管壁结垢　严重，经分析，并作经济比较，大修中对２号机凝结　器铜管进行改造，将铜管改为不锈钢管，一并解决了　２号机凝结器汽侧铜管表面的油膜问题。　５处理效果　（１）润滑油系统运行正常，主油箱油位稳定；　（２）高加出口给水温度恢复设计值；　（３）凝结器真空达标。　（收稿日期：２００８０８２５）