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冶金动力METALLURGICAL POWER 2019年第2期总第228期汽轮机疏水系统的几种水封黎旭（杭州中能汽轮动力有限公司，浙江杭州310018）【摘要】汽轮机疏水系统中有时要用到U型水封管，这种疏水方式结构简单，没有机械传动和电气元件，运行可靠，维护方便。
根据使用场合不同，需要选择不同种类的U型水封管，并根据使用条件对水封管的直径和长度进行计算，以保证其疏水通畅、不漏气。
【关键词】水封；疏水；汽轮机【中图分类号】TK26【文献标识码】B【文章编号】1006-6764(2019)02-0050-03Water Seals for the Drainage System of Steam TurbineLI Xu(Hangzhou Chinen Steam Turbine Power Co.,Ltd.,Hangzhou,Zhejiang310018,China)【Abstract】The drainage system of steam turbine sometimes uses U type water seal pipe,which has the characteristics of simple structure,without mechanical drive or electric elements,reliable operation and easy maintenance.Different types of U water seal pipe should be selected according to different usage conditions,while the diameter and length of water seal pipe should be calculated according to specific usage condition,to ensure smooth drainage without air leakage.【Keywords】water seal;drainage;steam turbine引言汽轮机疏水系统是将汽轮机本体、辅机和管道中的凝结水通过疏水管导出，以防止积水冲击造成汽轮机叶片损伤、大轴弯曲、管道振动等事故[1]。
3号机组疏水系统优化摘要：汽轮机在启动过程中，是一个金属吸热升温的过程。
暖机暖管初期，高温蒸汽与温度较低的金属接触，蒸汽凝结放热，将热量传递给管道及汽缸金属部件，蒸汽即凝结成水，这些疏水应及时排放，若积存在管内不仅严重影响暖管传热，而且可能带来管道的水冲击，造成阀门、管道和法兰的破裂损坏。
如果蒸汽夹带了疏水进入汽轮机内，将会发生更为严重的水冲击设备损坏故障。
所以，汽轮机组疏水系统可靠稳定显得尤为重要。
关键词：疏水系统；水平改垂直；疏水联箱一、疏水系统的简介胜利发电厂300MW机组为C300/237-16.7/0.39/537/537型汽轮机组，属亚临界中间再热两缸两排汽采暖抽汽凝汽式机组。
东方汽轮机厂生产制造，热力系统构造由西北电力设计院设计。
汽轮机在启动过程中，汽缸金属温度较低，进入汽轮机的主蒸汽温度及再热蒸汽温度虽然选择的较低，但均超过了汽缸内壁温度较多，蒸汽与汽缸温度相差超过200℃。
暖机的最初阶段，蒸汽对汽缸进行凝结放热，产生大量的凝结水，直到汽缸和蒸汽管道内壁温度达到该压力下的饱和温度时，凝结放热过程才结束，凝结疏水量才大大减少。
在停机过程中，蒸汽参数逐渐降低，特别是滑参数停机，蒸汽在前几级做功后，蒸汽中含有湿蒸汽，在离心力的作用下甩向汽缸四周，负荷越低，蒸汽含水量越大。
另外，汽轮机打闸停机后，汽缸及蒸汽管道内仍有较多的余汽凝结成水。
由于本体疏水的存在，会造成汽轮机叶片水蚀，机组振动，上下缸产生温差及腐蚀汽缸内部；蒸汽管道内疏水不及时排放，积存管内不仅严重影响暖管传热，而且可能带来管道的水冲击造成阀门、管道及法兰破裂损坏。
因此，在汽轮机启动或停机时，必须要保证疏水的及时排放，疏水系统稳定可靠尤为重要。
二、目前300MW机组疏水系统存在的问题胜利发电厂300MW汽轮机组疏水系统是一种典型的系统，许多300MW机组都采用这样的系统：汽轮机本体的疏水、主汽疏水、再热蒸汽疏水、各级抽汽疏水、轴封供汽系统疏水和其他管道疏水放汽等等，都通过疏水联箱进入凝汽器的背驮式扩容器，再排入凝汽器。
600MW汽机疏水系统施晶一、汽机疏水系统的作用在汽轮机组各种运行工况下，当蒸汽流过汽轮机和管道时，都可能积聚凝结水。
例如：机组启动暖管、暖机或蒸汽长时间处于停滞状态，蒸汽被金属壁面冷却而形成的凝结水；正常运行时,蒸汽带水或减温喷水过量的积水等。
当机组运行时,这些积水将与蒸汽一起流动,由于汽、水密度和流速不同,就会对热力设备和管道造成热冲击和机械冲击。
轻者引起设备和管道振动,重者使设备损坏及管道发生破裂。
一旦积水进入汽轮机,将会造成叶片和围带损坏,推力轴承磨损,转子和隔板裂纹,转子永久性弯曲,静体变形及汽封损坏等严重事故。
另外,停机后的积水还会引起设备和管道的腐蚀。
为了保证机组的安全经济运行,必须及时地把汽缸和管道内的积水疏放出去,同时回收凝结水,减少汽水损失。
汽机疏水系统包括主机本体疏水、再热蒸汽冷、热段管道疏水、各抽汽管疏水、高中压缸主汽门和调节汽门前后疏水、高中压缸缸体疏水及给泵小汽机疏水等。
上述疏水管道、阀门和疏水扩容箱等组成了汽轮机的疏水系统。
这些疏水的控制对于保证汽轮机的安全启停与正常运行是非常重要的，同时必须重视主蒸汽管道的暖管，如果主蒸汽管道、再热蒸汽管道暖管不充分，就可能在汽轮机冲转时对管道产生过大的热应力及造成水冲击，并直接导致汽轮机进冷水、冷汽事故。
汽轮机在启动过程中和停机后都要进行疏水，其主要作用如下：1、从汽轮机中或管道中排出凝结水，防止水击发生，或避免在管道中发生水锤的现象。
2、通过疏水使管道和设备升温。
3、保持管道和设备的温度，使在运行时无凝结水产生，或在汽轮机启动时不产生过大的热应力。
水锤：在压力管道中，由于液体流速的急剧变化，从而造成管中液体的压力显著、反复、迅速的变化，对管道有一种“锤击”的特征，称这种现象为水锤（也叫水击）。
二、系统介绍我厂汽机疏水系统去向分二个部分：第一部分疏水进汽机大气扩容箱减温减压后进入凝汽器；第二部分疏水进凝汽器大气扩容箱减温减压后进入凝汽器。
汽轮机轴封与疏水系统1 轴封系统汽轮机轴封系统的主要作用是防止高参数的蒸汽沿高压段轴端向外泄漏，并防止空气沿低压段轴端进入低压缸破坏凝汽器真空。
本机共有前、后两组轴端汽封。
前、后轴端汽封均采用迷宫式汽封，具有良好的密封性能。
前、后轴端汽封的第一段漏汽接至SSR接口，第二段漏汽导入汽封加热器（CF）。
2 疏水系统汽轮机疏水系统的主要作用是在机组启动、停机、低负荷运行或低参数运行时，汽轮机本体、阀门、蒸汽管道等都可能凝聚凝结水。
这些凝结水必须及时疏泄出去，避免造成汽轮机进水，而引起水冲击，导致机器损坏。
因此，合理布置疏水系统管路并及时疏水是保证汽轮机安全运行的必要条件。
本机组在主汽阀和调节阀壳上均设有疏水口，汽轮机本体上在调节级后设有一疏水口，各压力级的疏水采用逐级自流的方式。
由于上述各疏水口的压力不同，因此，必须按压力高低顺序依次导出，以利于疏水畅通。
④排汽系统本小机采用下排汽方式。
排汽经由真空排汽管道，通过真空蝶阀和排汽接管进入主机凝汽器。
为保证机组正常运行，在后汽缸和排汽管道上均设有压力和温度测点，作为排汽压力和排汽温度的保护。
排汽压力和排汽温度的限制值见《汽轮机启动运行说明书》。
为减少管道对设备的作用力，排汽管道上应设置有压力平衡式万能膨胀节，用以吸收管道和设备的较大热膨胀。
用户在安装支、吊架时，应考虑选用适当的弹簧刚度和适当的预载，使得膨胀节能够补偿管道的膨胀，并使汽机排汽口受力符合要求。
⑤滑销系统汽轮机在启动、停机和运行时，由于温度的变化，会产生热膨胀。
滑销系统的作用就是为了使机组的动、静部分能够按照预定的方向膨胀，保证机组安全运行。
滑销系统简图见图8－12图8－12本机组的基架浇死在基础上，而小汽机靠后汽缸处左右两撑脚座落在已焊于基架上的两个挠性支架上，汽缸两撑脚上距排汽中心线向后197毫米处各有一定位销，用以固定汽缸与基架的相对位置，并以此作为机组的绝对死点。
前汽缸与后汽缸通过螺栓连成一体，并在前支持轴承处挠性地支撑在基架上。
汽封冷却器疏水方式的比较与选择摘要：主要介绍汽封冷却器三种不同的疏水方式、特点和比较。
根据实际情况，选择不同的疏水设备。
关键词：汽封冷却器；疏水；真空汽轮机在运行过程中，蒸汽会从前后分别向外泄漏，存在安全隐患，泄漏的蒸汽会窜入轴承座中导致润滑油中进水，影响机组稳定运行，同时影响汽机热效率。
因此，汽轮机都设有轴封系统。
对于背压式汽轮机，轴封系统主要是为了减少漏汽；对于凝汽式汽轮机，除了减少漏汽外，轴封系统还起到阻止外界空气进入汽轮机，防止破坏凝汽器真空的作用。
凝汽式汽轮机采用自密封轴封系统时及背压式汽轮机，通常设有汽封冷却器（有些厂家叫轴封加热器，轴封冷却器）。
汽封冷却器从轴封末端抽出的汽气混合物，进入冷却器被冷却成水，剩余的不凝结气体通过抽风机被排往大气。
抽风机的设置保证汽封冷却器气室处于微真空状态，使汽机轴封漏汽能顺利进入汽封冷却器。
汽封冷却器的作用：1、防止蒸汽从端部汽封漏到润滑油系统中从而降低、破坏油品；2、防止蒸汽从端部漏气到汽机房中，改善汽机房的环境条件；3、回收轴封漏汽，减少轴封漏气损失；4、用来加热凝结水或除盐水，减少热量损失。
汽封冷却器的设置中，较为重要的就是疏水（凝结水）的回收利用，常见的方式有三种（本文所述为凝汽式汽轮机的疏水方式）。
一、U型管疏水图1 U型管疏水这是最为常见和普遍应用的疏水方式（图1），自流方式疏水。
汽封冷却器疏水口，连接U型疏水管将疏水引入低位水箱（常压）回收。
汽封冷却器的压力为微负压运行，由抽风机建立，一般为风机全压为~7kPa，为保障其疏水，要求H1≥0.8米用于抵消其负压值。
为保证汽封冷却器内的水能够及时的排出以及管道阻力，根据相关规范[1]，要求汽封冷却器出口水位压力高于大气压10KPa（1米水柱压力值），即要求H1≥1+1米。
考虑特殊情况，防止出现疏水管内出现排空，进而空气倒入汽封冷却器破坏其微负压从而使其失效的情况出现，需要后半段形成U型存水弯水封结构，建议H2≥1米且U型弯的数量不少于4个。
胜利发电厂300MW汽轮机组疏水系统的改造摘要：胜利油田胜利发电厂4号汽轮机原疏水系统结构不合理，针对原系统存在空间狭小不利于巡检、阀门排列紧密手轮磕碰操作不便等问题进行了改造。
改造的重点是简化、改装一些结构不合理的疏水管路、阀门和控制部分。
改造后，疏水系统结构更为合理，更利于机组的安全稳定运行，产生了较好的经济效益。
关键词：胜利发电厂；300MW汽轮机；疏水系统；改造胜利发电厂4号机组为C300/237-16.7/0.39/537/537型汽轮机组，属亚临界中间再热两缸两排汽采暖抽汽凝汽式汽轮机。
东方汽轮机厂生产制造，由西北电力设计院设计。
机组参数见表1。
汽轮机原疏水系统由于设备系统结构不合理，利用机组大修期间，对汽轮机疏水等系统进行了改造，达到了预期的效果。
一、目前4号机疏水系统附属设备存在的问题自4号机组疏水系统因初期安装未考虑现场实际操作需要，造成目前现场空间狭小，闷热。
特别是4A扩容器及附属疏水支管阀门布置极不合理，手动阀门排列较密，阀门手轮互相磕碰，操作不便；气动阀均布置在手动门内侧，各疏水支管间距只有150-200mm，检修人员根本无法进入里面进行检修。
待解决的问题主要有如下四个方面：1.巡检：如疏水管道或阀门泄漏时，由于管道阀门被铁皮全部遮盖，无法判断漏点位置；2.操作：运行人员就地检查、操作阀门困难，阀门扳手几乎无法使用；3.热工：气动门全部布置安装在手动门内侧，内部空间狭小，闷热，热工人员根本无法调试；4.机务：检修人员因阀门位置不当而无法进行维护及检修。
二、疏水系统改造经过现场测量，疏水系统进行如下改造以解决目前存在的问题。
1.为便于疏水管道布置摆放，将北侧4A胶球泵移至主油箱西侧，其附属管道重新布置。
2.将4号机凝结水最小流量阀至凝汽器的管道抬高重新布置，使4A扩容器南侧留出空间布置疏水管。
3.将8号低加逐级疏水管道抬高沿供热抽汽管道上方接入4A扩容器。
使4A 扩容器北侧留出空间布置疏水管。
汽机轴加多级水封系统汽轮机采用内泄式轴封系统时，一般设有轴封加热器（亦称轴封冷却器），用以加热凝结水，回收轴封漏汽，从而减少轴封漏汽及热量损失，并改善车间的环境条件。
轴封加热器的作用：利用轴封蒸汽的回汽（含门杆漏汽）加热凝结水，减少热损失。
轴封加热系统图多级水封原理是疏水采用逐级溢流，而加热器内的蒸汽被多级水封内的水柱封住不能外泄。
水封的水柱高度取决于加热器内的压力与外界压力之差。
多级水封是汽轮机轴封加热器的疏水部分。
轴封加热器在运行时处于微负压状态，压力大约在-6 kPa左右，与凝汽器真空压差约10 m水柱（约100KPa），按照多级水封工作原理，此多级水封在工作时必须产生高于10 m水柱的阻力方可保证疏水畅通又能阻止空气漏入。
轴封加热器至凝汽器多级水封为4级水封(如下图)，每级水封筒高约3m。
多级水封的作用：维持好轴加疏水水位，防止蒸汽进入凝汽器或下一级加热器，进入凝汽器将影响真空，进入下一级加热器将影响循环热效率，采用多级水封，使水在水封中曲折流动形成一定压差，并利用其特有结构只许疏水通过，防止蒸汽通过。
如轴加内水位太高，将减少换热面积，使换热效果减弱，并有可能引起轴封压力的异常变化，使轴端冒汽，油中进水；而水位太低，多级水封将失去作用，轴封排汽将直接进入凝汽器，影响真空。
|P0|+P1+P2+P3+P4=|P5|一旦多级水封里的水灌满后，它的水位是基本维持不变的。
多级水封就是增大疏水的阻力，从理论上说轴封加热器疏水经过多级水封然后再有一定的高度回到凝汽器汽侧，流动阻力加上高差刚好等于凝汽器的真空这时候就是最正常的工况，但事实上工况经常在变，凝汽器的真空也不是一成不变的，所以多级水封一般很容易造成两个结果，一是回水不畅（流动阻力大时），一是漏真空（回水阻力小时），多级水封并不是只能通过水不能通过汽，凝汽器真空太高了把回水拉空自然就会有空气进去也自然就会掉真空了。
汽轮机轴封系统方案1.概述汽轮机是一种能将蒸汽能量转化为机械能的旋转机械设备。
汽轮机的正常运行和高效工作需要保持良好的密封系统，以确保蒸汽不泄漏，并防止灰尘和杂质进入机器内部。
本文将介绍一种适用于汽轮机的轴封系统方案。
2.轴封材料选择轴封材料的选择至关重要，它应具有高温、耐腐蚀和耐磨损等特性。
常用的轴封材料有石墨、聚四氟乙烯（PTFE）、轴封纤维和润滑油脂等。
根据实际需求，可以选择合适的轴封材料组合，例如采用石墨和PTFE的复合材料作为主轴封材料，并在其周围加上轴封纤维作为支撑和保护层，使用适量的润滑油脂进行润滑和降低摩擦。
3.轴封结构设计为了确保轴封的有效性和可靠性，需要合理设计轴封结构。
一个典型的轴封系统包括几个关键部分：主轴封、辅助轴封和轴封室。
主轴封是主要的密封措施，它负责防止蒸汽泄漏，通常由多个环形轴封组成，与转子轴配合运动。
辅助轴封主要用于控制和调整主轴封的工作状态，例如加压、供润滑油等。
轴封室一般由密封室和轴封腔两部分组成，用于容纳轴封，并保证轴封的正常工作环境。
4.轴封系统附件设计轴封系统的各个部件之间需要配合良好，因此设计合适的附件是很重要的。
例如，轴封室需要设计适当的排污装置，以排出在轴封系统中产生的污染物和废水。
此外，还需要设计轴封的温度和压力监测装置，在系统运行过程中及时监测主轴封和辅助轴封的工作状态，以便进行调整和维修。
5.轴封系统安装和维护安装和维护是轴封系统正常运行的关键。
在安装过程中，需要确保轴封和轴封室的配合良好，并进行适当的调整和固定。
维护过程中，应定期检查轴封系统的工作状态，包括轴封材料的磨损情况、润滑油脂的补充和更换，以及各个附件的正常工作。
此外，还需要定期清洁和检查轴封室，以确保其内部环境清洁和无污染。
综上所述，汽轮机轴封系统方案应该综合考虑轴封材料选择、轴封结构设计、轴封系统附件设计以及轴封系统安装和维护等方面。
通过合理选择材料、设计结构和配备附件，可以确保汽轮机轴封系统的有效性和可靠性，同时降低维护成本，并延长轴封系统的使用寿命。
汽轮机组轴加疏水系统改造方案摘要以国内大型机组为例，以运行实践为基础，探讨了大型汽轮机组轴封加热器(以下简称轴加)及其热力系统的设计和运行问题，认为目前情况下，平东公司轴加疏水单级U型管水封疏水必须进行改造，对存在的问题进行了分析，提出了改造的设计要点。
一、概述平东热电有限公司#6、#7汽轮机为哈尔滨汽轮机厂生产的C140/ N210－12.75/535/535/0.981型超高压、一次中间再热、两缸两排汽、采暖用可调整抽汽、供热凝汽式汽轮机，自试运以来，两台机组真空系统严密性均较差，#6汽轮机最好时达到1.4kPa/min左右，#7汽轮机为3.5kPa/min左右，严重影响机组的经济性。
#6、#7机设计上轴加疏水水封采用多级水封方式，根据以往其它机组的运行经验，多级水封运行中易发生水封破坏现象，公司2006年10月对轴加疏水水封进行改进，改为单级水封。
U 型水封管通常应用在电厂低压加热器轴封蒸汽冷却器等设备内的凝结疏水至凝汽器的管路上，它是依靠介质在U型水封管进口与出口之间的压力差来进行疏水的U 型水封管，分为单级和多级，在电厂实际应用中多级水封管应用较多，平东公司改造后的轴封疏水U 型运行一直不稳定，存在不少问题，针对这些问题进行分析和提出改造方案。
二、U型水封管在实际运行中遇到的问题目前国内设计轴加疏水水封不论是单级还是多级水封存在运行不稳定问题，易发生水封破坏现象，并且多是运行中临时对轴加水封进水和回水阀门进行调节。
一般情况下，主要是由于负压侧沿程阻力和局部阻力较小，难以抵消真空的影响，在U型套桶管里未能建立起水封，致使空气随疏水一同进入凝汽器中，使得真空恶化。
因此，在U型套桶管的出口加装一个调节阀，使疏水在U型套桶管里流动会产生节流，增大沿程阻力和局部阻力，强制建立起水封，改善真空。
如果U型套桶管直通凝汽器或者设计不当，将无法建立起水封，从轴封回收的蒸汽(含有空气)冷却后空气随疏水一同进入凝汽器,影响凝汽器真空。
目前机组加减负荷较频繁轴封蒸汽冷却器进汽量经常变化，使冷却器的水位无法维持在一定范围内，而导致其U型水封管内的疏水量经常变化，U 型水封管多次发生失水现象，当U 型管水封管失水时，轴封蒸汽冷却器的汽侧就直接与凝汽器相通，机组真空就会急剧下跌，需要运行人员对轴加进行注水，并且当注水量大时，遇突然发生机组跳闸造成轴加电机烧损，多次影响机组的安全经济运行。
在U型套桶管的出口处加装调节阀，起到了增大沿程阻力和局部阻力的作用，在U型套桶管里形成水封，保持了两端的压力差。
但这并非长久之计，主要问题是担心轴加泄漏，轴加汽侧由于阻力较大(调节阀的节流作用)，轴加疏水及泄漏的凝结水很难较快地排入凝汽器，轴加汽侧水位升高很快，疏水会沿着轴封汽管道经汽轮机高、低压汽封进入汽轮机，这样将会产生严重的后果，一则疏水会对汽轮机的大轴起着冷却作用，使大轴产生热应力或产生热弯曲；二则疏水进入汽轮机后会产生水击作用，严重时会打坏汽轮机的叶片。
其次需要对轴加进行注水，并且当注水量大时，遇突然发生机组跳闸造成轴加电机烧损，因此，电厂在条件允许的情况下，应彻底进行改造，消除隐患。
一般由于设计精度问题，在轴加U型套桶管出口处加装调节阀，满负荷时逐渐关小调节阀，凝汽器真空随之变化，调节阀关闭到20%开度时，真空就应正常。
但是目前平东公司其调节阀开度仅为3%，其存在的问题应认真分析。
三、国内轴加系统方案简介3.1、姚孟电厂现有4台300 MW机组和两台600MW，其中1、2号机组由上海汽轮机厂制造，分别于1975年和1981年投产，3、4号机组从法国阿尔斯通公司引进,，5、6机为哈汽机组，分别于1985年和1986年及2007年投产，其轴加疏水均为单级水封系统。
4台300MW机组的轴封加热器系统在调试中及投产后都发生过一些问题，曾多次发生过水封破坏事故，致使真空急剧下降而停机。
经过多次改进后，问题基本上得到了解决。
采用了新设计的水封系统后，已安全运行17~25年，表明了所采用的低位高深度水封筒和高位高深度U形管水封的高度可靠性。
3.1 轴加安装标高图1，标高为4米，轴加汽侧系统轴加应装在运转层平台以下足够低的标高上，以便从汽缸下部引出的轴封抽出管道的支管及母管，能顺着流向，以足够的单向坡度引至轴加顶部，较大的标高差(3~5m)以防轴加水位异常时，水进入轴封系统。
轴加标高越低疏水U形管水封可利用的正压侧水柱高度越小(不宜小于4m)，往往需向地下插套管式水封管，轴加的合适标高一般在2~6m标高上，较低的标高用于有地下室的布置中（例如姚孟#3、4300 MW机组和平东#6、7机组）。
图一：轴加汽侧系统图3.2 国内外汽轮机组的轴加疏水系统类型国内外汽轮机组的轴加疏水系统一般为水封式和低位水箱式，水封式又分为多级和单级水封，低位水箱式分为疏水式和内浮球式。
3.2.1上海汽轮机厂早期引进西屋型300MW机组轴加低位水箱疏水泵其原则性热力系统图为：图二：上海汽轮机厂早期引进西屋型300MW机组轴加低位水箱疏水泵3.2.2上海汽轮机厂引进西屋型300MW机组轴加疏水优化后其原则性热力系统图为：图三：上海汽轮机厂引进西屋型300MW机组疏水系统(华能阳逻电厂)3.2.3 姚孟#5、6机组600MW机组轴加单级水封系统：图四：3.2.4 湖南株洲电厂135MW机组轴加多级水封系统：图五：300MW机组轴加多级水封系统3.2.5 135MW机组利用两相流控制轴加水封系统湖南株洲电厂N125-13.24/535/535/的汽轮机疏水优化后其原则性热力系统图为：图六：135MW机组利用两相流控制轴加水封系统3.2.6江苏射阳港200MW机组低位水箱轴加水封系统2001年改造为轴加疏水直接进入低位水箱，而低位水箱的水位由自动控制水位的浮球阀控制。
图七：江苏射阳港200MW机组利用两相流控制轴加水封系统3.2.7 邹县电厂600MW机组轴封加热器U型疏系统邹县电厂两台N-600型双背压凝汽式机组(5号、6号机组),分别于1997.01.17和1997.11.05 移交生产。
邹县电厂600MW机组原轴封加热器U型疏系统水管密封易发生水封破坏，自投产以来,其排汽真空一直达不到设计值,试运期间满负荷下只有———(92-93)kPa, 比设计值低3-4kPa,为验证U型疏水管水封的严密性进行以下试验：1)、开注水后,A凝汽器-96kPaB凝汽器-92kPa,关注水后,A凝汽器-93kPaB凝汽器-91.5kPaA凝汽器差3kPa,B凝汽器差0.kPa。
因轴加疏水排至A凝汽器。
对A凝汽器影响较大。
2）、停轴封加热器风机后,轴加筒体压力-780Pa。
3）、在轴加U型疏水管的封头处钻一小孔后向里吸气。
通过上述试验,证明轴加U型疏水管高度不够,密封破坏,影响主机真空。
4）、将原U型水封改为多级水封后试验。
开注水后,A凝汽器真空无变化，停轴加风机,轴加筒体压力为-1Pa。
改后轴加多级疏水密封性能良好。
图八：邹县电厂600MW机组轴加水封系统改前和改后图邹县电厂原设计轴封加热器单级“U”型水封的总高度为10.6m，改为多级“U”型水封后，多级水封的总高度12.3m。
改造后的试验表明，机组启动前多级水封注满水，机组启动后不需要连续注水。
真空无变化，完全满足运行要求,彻底解决了轴封漏气的问题，并且安装检修方便。
3.3疏水方式的选择长期运行实践表明，U形管水封疏水方式是简单、可靠、免操作、免维护的方式，最适合用于对可靠性要求很高、压差不大的轴加疏水系统，任何其它疏水方式，如电动、气动或浮子式水位调节装置都无法与它媲美。
有的机组轴加疏水放至低位水箱或疏水箱，再经疏水泵打至凝汽器、水箱设水位控制装置。
3.4轴加疏水U形管有效水封高度的安全值计算轴加疏水U形管有效水封高度的安全值，轴加汽侧压力最高为0.097Mpa，凝汽器压力最低为0.003MPa,疏水密度取970kg/m3,按计算,需要的水封有效高度为：（0.097-0.003）÷9.8×106=9.89m。
然而，由于疏水在U形管负压侧上升过程中，压力下降而汽化，平均密度下降，平衡U形两侧压差所需有效水封高度比计算值大15%~20%，已由试验证实。
在U形管正压侧装水面计，实测水封破坏时的有效水封高度(U形管负压侧排出口与正压侧水面标高差)，在工况稳定时为11.5m，工况变动时为12.0m。
姚孟电厂有3台300MW机组原设计轴封加热器疏水U形管的最大有效水封高度为11.7~12m，调试过程中均多次因水封破坏,真空急剧下降而停机。
后改为14~15m，已安全运行9~15年，遇到过各种工况变化，均未发生U形管水封破坏事故。
设计中最高有效水封高度应大于12.5m。
6.4 轴加疏水U形管水封两侧分枝的高度因为水柱只能承受压力而不能承受拉力,所以只有U形管正压侧有水柱存在时,U形管中的水位才是稳定的。
根据运行经验，当有效水封高度达最大值时，正压侧水柱高度应大于2m；所以U形管负压侧分枝的高度应不小于：12.5+2=14.5m。
夏季凝汽器真空在低限,有效水封高度将比其最大值降2m，正压侧水柱高度将为2+2=4m,为安全起见,U形管负压侧分枝高度应大于15m。
6.5 轴加疏水低位U形管水封U形管负压侧分枝为14.5m,凝汽器最高点标高一般为7~9m,所以,U形管需做成套管式,插入地下,负压侧出口接在凝汽器低位,正压侧分枝高度大于负压侧。
抽真空时,正压侧水柱进入负压侧后仍留有足够高度;破坏真空两分枝水面平衡后,水不会进入轴加,这是最可靠的方式,能适应任何工况。
地下井壁应有衬管,套管应用不锈钢管,以防腐蚀。
曾有一电厂地下插管漏泄,地下水进入热力系统,无法处理。
在这种方式中,地下套管中的水柱总是放不掉的。
姚电公司#1、2台机组改为这种方式(地下部分15m)，已安全运行25年，经历了各种工况考验。
图九：姚孟#1、2机组和华能阳逻电厂低位U形管水封安装图6.6 轴加疏水高位U形管水封如果现场条件不宜做低位水封，则应采用高位水封。
将Φ250圆管(等压罐)置于高位,下端以Φ125管道(排水管),上端以Φ50管道(虹吸破坏管)分别接至凝汽器,两管道均应有足够大的单向坡度。
U形管水封的负压侧接在等压罐的上部。
等压罐的标高以满足最大有效水封高度及U形管正压侧的安全水柱高度为准。
高位水封U形管正压侧高度很小,所以直径应大,以便有足够的容积接纳停机后负压侧反回的水,防止轴加水位升高;启动快速真空时,正压侧有足够的水补充到负压侧,以防止正压侧水柱消失(改进前曾发生过这类事故)。
6.7 轴加疏水U形管水封的通流能力轴加疏水量很小,在(1~3)×103kg/h,但是,当传热管束漏泄时,可能增加数10倍,所以U形管水封的通流能力应有足够大的富裕量,单枝管径可在Φ100~Φ150之间,若取Φ125,则当传热管束的漏泄面积为单管横断面积的5倍时,仍不会出现危险水位。
