大型汽轮机组的轴封加热器疏水系统类型及目前水封改造供选择的方案(讨论稿)

汽轮机汽封系统节能改造探究汽轮机汽封系统是燃气轮机系统中重要的封闭装置之一，主要用于防止轴承油液外泄和空气内渗，保证汽轮机的高效、安全、可靠运行。

随着能源消耗和环境保护的压力日益增大，汽轮机汽封系统的节能改造问题逐渐受到关注。

本文将探讨汽轮机汽封系统的节能改造方案。

一、汽封系统的结构和工作原理汽轮机汽封系统通常由轴封、油封和气密罩等部分组成。

其中轴封一般采用机械密封，包括旋转子和静止子。

旋转子由轴上的转子和动环组成，静止子由固定的腔体和静环组成。

当转子旋转时，动环随之转动，静环不动，两者之间的接触面紧密贴合，形成密闭的空间，防止油液和气体泄漏。

油封一般采用液体密封或膜型密封。

气密罩则是将静止子和机壳通过空气密封的形式实现隔离，有效减少气体流失。

汽封系统工作原理是利用机械密封原理和油封技术，使油液不外泄，空气不内渗。

在汽轮机运行时，润滑油被泵送到轴承内，同时通过轴封和油封装置密封，保证油液不会外泄。

气密罩则是在静止子和机壳之间形成一个密闭的空间，通过气体压缩和密封，减少气体流失。

汽轮机汽封系统在运行过程中会有一定的能量损失，而节能改造方案的目的就是尽可能的减少这种能量损失，提高汽轮机系统的效率和节能性。

目前，汽封系统的节能改造方案主要有以下几种。

1. 采用先进的轴封技术轴封是汽轮机汽封系统中最重要的组成部分之一，其性能对汽封系统的整体性能有很大的影响。

采用先进的轴封技术可以有效地减少油液泄漏和气体流失，提高汽封系统的效率和节能性。

目前，常用的高效轴封技术包括热膨胀密封、磁悬浮轴封、膜型轴封等。

2. 优化气密罩结构气密罩是汽封系统中隔离气体的重要组成部分，其设计和结构对汽封系统的效率和节能性影响很大。

优化气密罩的结构可以降低气体压缩能力和能耗，减少气体泄漏，提高系统效率。

此外，还可以采用低摩擦材料和空气轴承技术，减少气体流失和摩擦损失，提高汽封系统的节能性。

3. 加强漏油监测和控制漏油是汽封系统的重要问题，可以通过加强漏油监测和控制来减少漏油。

火电站“轴封加热器”疏水方式的改进（北京保罗莎科技有限公司）1.序言“轴封加热器”（或“轴封冷却器”，简称“轴加”）是回热系统的首级加热器单元，汽侧冷凝水直接送往凝汽器，其工作状态直接影响凝汽器的真空。

2.“轴加”疏水系统存在的问题“轴加”疏水目前主要采用“U”型水封装置（下图为单级水封），依靠U型管中水柱的隔离“轴加”和凝汽器之间的汽（气）的连通并建立疏水通道。

“U”型水封装置受压力波动影响较大，水封经常会被“击穿”使“轴加”与凝汽器直通，往往真空大幅下降才被察觉。

主要原因是负压侧沿程阻力，加上水柱遇到真空产生汽化比重变小，由于真空侧的抽吸作用，造成水封被破坏。

因此水封装置最大的问题就是“击穿”。

有的电厂分析凝汽器真空破坏的诸多因素里，“轴加”占比还是很高的。

另外水封装置埋在地下，金属壁易腐蚀泄漏又不能及时发现，也是失去水封的一个原因。

单级水封示意图多级水封示意图一多级水封示意图二3. “轴加”装置体积过大，造成采购成本高、施工量大、占地多以及操作、维护等诸多困难。

首要的问题是为建立足够的水柱高度，需要较大空间。

按1kg/cm的压力算水柱就需要13.6m高，由于凝汽器标高的限制，只能向地下要空间，所以安装施工工作量很大。

4. 运行操作及维护检修复杂、繁琐水封装置启动初期包括运行中一旦失去水封，都要先向“U”型管中进行注水建立水封。

机组启动的初期，由于“轴加”负荷低，疏水温度高、比重小，水封重量也小，更容易被击穿，而此时正是系统压力不稳的的时期，所以水封装置击穿在启动期间更容易发生故障。

由于电厂负荷不稳定经常加减负荷，“轴加”进汽量也经常变化，使“轴加”中的水位波动较大。

水峰封随着也变化，动辄击穿失水，使“轴加”汽侧与凝汽器直接联通，凝汽器通过轴加风机与大气联通使凝汽器真空急剧下降，真空度降低1%，会造成蒸汽消耗量增加1%—2%，影响机组的安全和经济运行。

5.“轴加”疏水装置技改的思路由于“U”型管水封装置先天缺陷及不足，很多电厂都在想各种方法进行改进。

300MW机组疏放水系统优化改造[摘要] 通过对300MW机组疏放水系统阀门、管道进行优化，将原安装、设计不合理的冗余系统进行优化改造，使其布局更加合理、简单，进而减少阀门内漏，增加机组运行热效率。

[关键词] 系统优化阀门内漏热效率1.汽轮机的疏放水系统1.1大型汽轮机组在启停和变负荷工况下运行时，蒸汽与汽轮机本体及蒸汽管道接触时被冷却，当蒸汽温度低于蒸汽压力对应的饱和温度时会凝结成水，若不及时排出，则会存积在某些管道和汽缸中。

运行时，由于蒸汽和水的密度、流速、管道阻力都不同（两相流），这些积水可能引起管道发生水冲击，轻则使管道振动，产生巨大噪音污染环境；重则使管道产生裂纹，甚至破裂。

为了有效的防止管道中积水而引起的水冲击，必须及时地把蒸汽管道中存积的凝结水排出，以确保机组安全运行。

同时还可以回收洁净的凝结水，极大的提高了机组的经济性和热效率。

1.2汽轮机疏放水系统比较复杂，包括汽轮机本体疏水、主、再热蒸汽进汽管道疏水；高、中压主汽门、调门疏水、抽汽管道疏水、门杆漏汽及轴封系统疏水及其它辅助系统的疏放水。

各疏水按压力高低顺序经各疏水孔板或节流组件依次汇集于疏水母管，并通过疏水接管与疏水扩容器相连接，扩容后的蒸汽由扩容器的汽管进入凝汽器，凝结的疏水则通过疏水管接至凝汽器热井。

这种疏水方式阀门集中，便于控制、维护检修，又由于汽水分离，避免了热井内汽水冲击。

1.3疏放水系统的设计，应以运行安全经济、有利于快速起动、便于事故处理和实现自动化等为原则，全面规划、妥善安排，力求简单可靠，布置合理，并尽量回收排出的工质和热量，减少汽水损失。

其布置要遵循三个原则：（1）压力相同或相近的疏水布置在同一集管（2）压力高的疏水布置在压力低的后面（3）各疏水支管应与集管成45度夹角接入且进口方向与流动方向一致。

2.东汽300MW机组疏放水系统存在的问题：2.1在包头一电厂#1、2机组运行期间检查发现主汽、再热及抽汽系统由于疏水阀门前、后差压大，阀门出现不同程度的内漏，门芯吹损、弯头破裂、疏水扩容器焊缝开裂等故障；且机组运行经济性差，供电煤耗高、热效率低。

为什么轴加需要水封？一、什么是水封？其工作原理？水封指的是在装置中有一定高度的水柱，防止系统中气体窜入装置内。

水封是利用一定高度的静水压力来抵抗排水管内气压变化，防止管内气体进入室内的措施。

水封通常用存水弯来实施，设在卫生器具排水口下。

常用的管式存水弯有P形和S形两种，水封高度h与管内气压变化、水蒸发率、水量损失、水中杂质的含量及比重有关，不能太大也不能太小。

若水封高度太大，水中固体杂质容易沉积在存水弯底部，堵塞管道；水封高度太小，管内气体容易克服水封的静水压力进入室内，污染环境。

二、电厂中常用多级水封及工作原理。

水封在电厂中通过以多级水封的形式出现，主要用于轴封加热器的疏水与漏汽的密封装置水封筒，高低加加热器的汽液两相流水位调节装置，除氧器的水封装置等等。

下面进行简单的介绍：1、轴加多级水封多级水封是汽轮机轴封加热器的疏水部分，轴封加热器系统如图:轴封加热器的作用是:利用轴封蒸汽的回汽加热凝结水，减少热损失。

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，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(如图)，每级水封筒高约3m，多级水封结构的分析，如图:多级水封作用：维持轴加疏水水位，保护真空，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回水的阻力，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。

使用多级水封作为加热器疏水装置优点:没有机械传动，无磨损、无卡涩;没有电气元件，不需调试，不耗电;结构简单、维护方便。

汽轮机轴封系统常见问题分析及对策摘要：在介绍了轴封系统作用及控制逻辑特点之后，针对轴封供汽参数引起的问题，从供汽汽源、疏水系统、减温水、汽源切换速度、轴封系统布置以及控制逻辑等方面分析了原因，并对目前存在的单机运行机组情况进行了分析，提出了相应的建议，为机组的安全稳定运行提供了保障。

关键词：轴封系统；供汽参数；单机运行；控制逻辑；汽源切换速度1 轴封系统概述轴封系统的作用是向汽轮机本体和给水泵汽轮机的轴端提供密封蒸汽，并将端部漏汽回收至轴封加热器，进一步加热凝结水，避免工质浪费。

在汽轮机高压区域，轴封作用是防止蒸汽向外泄露，在低压区域，则是防止外界空气漏入汽轮机内部，确保机组真空和安全运行。

300MW及以下容量机组轴封系统供汽一般由外部汽源供给，轴封系统结构复杂，为防止高压蒸汽泄漏，高压缸轴封较长，前轴封可达六个腔室，分别根据不同腔室蒸汽参数将其引至相应参数的抽汽管道或低压加热器，其中最外腔室为与空气混合的回汽，引至回汽母管送到轴封加热器。

600MW超临界及以上容量机组轴封系统已实现自密封，即在高负荷时，高中压缸漏汽和主汽门及调门漏汽量可满足低压缸供汽需要，无需外部供汽汽源。

其轴封结构相对简单，高压缸前轴封为四个腔室后轴封为三个腔室，中低压缸均为两个腔室。

2 轴封系统控制特点轴封系统参数的控制主要是轴封母管压力和母管温度的控制。

不同容量和参数的机组，其对轴封供汽参数的设计要求不同。

以引进西门子技术的上汽1000MW机组为例，轴封供汽母管压力一般维持在3.5KPa，由供汽调节阀和溢流阀控制。

机组启动阶段，供汽调节阀打开，分别供至汽缸各个轴封段，轴封母管压力靠辅汽汽源调节，随着负荷增加，一般达到20%以上负荷时，机组可达到自密封阶段，关闭轴封供汽调节阀，随着高压部分漏汽量增加，轴封母管压力大于3.5KPa，打开溢流调节阀，多余蒸汽流入凝汽器（或低压加热器汽侧）。

轴封系统对轴封供汽温度要求非常严格，靠供汽调节阀前减温器控制。

回热系统疏水方式的选择1．回热系统的概述回热循环是提高火电厂效率的措施之一，现代大型热力发电厂几乎都采用了回热循环，是利用在汽轮机中做过功的蒸汽通过给水回热加热器将回热蒸汽冷却放热来加热给水。

目的是提高工质在锅炉内吸热的过程的平均温度，提高机组的热经济性。

加热器按照内部汽、水接触的方式不同，可分为混合式加热器与表面式加热器两种。

（1）表面式加热器加热器的蒸汽与水在加热器内通过金属管壁进行传热，通常水在管内流动，加热蒸汽在管外冲刷，放热后凝结下来成为加热器的疏水。

表面式加热器的特点：有端差，热经济性差；有金属传热面，金属耗量大，结构复杂，造价高；系统简单，运行安全可靠，布置方便，系统投资和土建费用少。

（2）混合式加热器混合式加热器由于汽水直接接触，其端差为零，无传热损失，本身造价低，便于汇集不同温度的汽水，热经济性高。

但是它也有一些缺点：系统复杂，泵较多，投资较大，使厂用电增加，土建投资相应增加。

一般情况下，除了除氧器必须采用混合式加热器以外，高加和低加都采用表面式加热器。

2．回热系统疏水方式的选择（1）加热器的疏水方式通常的疏水收集方式有两种：一是疏水逐级自流方式；二是疏水泵方式。

疏水逐级自流方式，利用相邻表面式加热器汽侧压力，将压力较高的疏水自流到压力较低的加热器中，逐级自流直至与主水流汇合。

疏水泵方式，由于表面式加热器汽侧压力远小于水侧压力，尤其是高压加压加热器，疏水必须借助与疏水泵才能将疏水与水侧的主水流汇合，汇入地点通常是该加热器的出口水流中。

（2）两种疏水方式经济性的比较疏水逐级自流方式的疏水从高压逐级自流到低压过程中，将使高压抽汽量增加，低压抽汽量减少，从而使热经济性降低；采用疏水泵方式时相反，它将减少高压抽汽，增加了低压抽汽，其经济性较疏水逐级自流方式高。

虽然前者的热经济性最差，但它具有系统简单、工作可靠、投资小、不需附加运行费、维护工作量小等优点，因此大多数机组的回热系统采用它，尤其是高压加热器几乎都采用它，有些大型机组的低加也采用这种方式。

关于660MW机组7号低压加热器正常疏水不畅原因的分析及改造方案摘要：某发电有限公司两台660MW超临界机组在投产后，7号低压加热器正常疏水系统一直存在疏水不畅现象，为了确保7号低压加热器水位正常，必须要适当开启7号低压加热器危机疏水调节门，大量疏水直排至凝汽器，造成大量热量损失，同时7号低压加热器、8号低压加热器汽侧出口凝结水温度低于设计值，造成四级、五级、六级高能级抽汽量的增加，影响机组的经济性。

通过对7号低压加热器正常疏水系统的改造，7号低压加热器通过正常疏水可以满足各种运行工况，有效的提高了机组的经济性。

关键词：疏水；不畅；损失；改造一概述某发电有限公司安装的汽轮机是哈尔滨汽轮机厂有限责任公司生产的CLN660-24.2/566/566型汽轮机。

回热系统采用三高四低一除氧，5号低压加热器疏水疏至6号低压加热器，6号低压加热器正常疏水采用低加疏水泵升压后送至5号低压加热器凝结水进口，5号、6号低压加热器事故疏水通过事故疏水阀均排至凝汽器内。

7号低压加热器、8号低压加热器汽侧正常疏水采用逐级自流方式，事故疏水通过事故疏水阀均排至凝汽器。

两台机组7号低压加热器正常疏水从机组2008年末投产以来，均不能正常疏至8号低压加热器，运行中需适当开启事故疏水阀，才能保证7号低压加热器正常水位运行，造成7号低压加热器大量疏水的热值不能被8号低压加热器充分利用，同时增加了凝汽器的热负荷，降低了机组的热经济性。

加热器疏水异常，不但降低了机组的经济性，还常常威胁主机及其系统的安全，甚至还会引起严重的设备损坏事故。

经验表明，由于加热器故障而引起的汽轮机进水的事故在国内外发生过多起。

二对经济性的影响以75％额定负荷设计工况为例，进行经济性分析2.1疏水不畅对8号加热器经济性的影响7号低压加热器疏水量：41.2t/h，供汽压力：0.0495MPa，对应的饱和温度81.3℃，疏水单位热值为：244 kj/kg。

疏水总热值：244×41200=10.05GJ/h。

汽轮机高压加热器危急疏水调节阀改造摘要：高加危急疏水调节阀，通过的介质水虽然参数较低，但因是饱和水，且阀后压力是凝汽器真空，随着在阀后压力降低到饱和压力之下，必然会产生空化汽蚀，对阀门会造成极大的冲击，是目前电厂中容易损坏的一种阀门。

结合阀内件结构特性，提出改造优化方案，提高设备可靠性。

关键词：超临界；供热机组；高加：危机疏水：调节阀：改造引言：高加危急疏水调门主要作用是在高加水位高时能自动开启调节高加水位，避免出现高加水位过高引起换热效果变差，造成给水温度降低影响机组经济性，设备异常时甚至导致高压加热器满水，给汽轮机运行造成水冲击的风险，高加危急疏水调门可靠性对高加正常运行至关重要。

1 设备概况公司两台机组#1-#3高加危急疏水调节阀均是某电站阀门有限公司生产的先导式套筒调节阀，基建期由哈尔滨锅炉厂随高压加热器配供。

该阀阀芯结构为流关型（阀内介质流动方向：上进下出），流道依据线性特性设计。

阀门执行机构是由美国Fisher（费希尔）公司生产667型薄膜式气动执行器。

阀门主要技术参数如表1所示。

表1 #1～#3高加危急疏水调阀主要技术参数图1 #1～#3高加危急疏水调阀结构图2 存在问题高加危急疏水调节阀是一种专门用于电厂高加危急疏水系统的大口径、大流量、大压差、饱和介质的特种调节阀。

目前，超临界以上机组的高加危急疏水阀，不仅需要具备“关闭严密，开启灵活”的基本要求，还需具有精确的流量调节特性。

经统计，我公司1、2号机组在装#1～#3高加危急疏水调节阀均存在如下通病问题：2.1阀门开启困难。

经常出现阀门打不开的现象，不满足危急疏水调阀“开启灵活”的基本要求。

若在紧急情况下不能及时开启，存在高加满水甚至汽轮机进水的安全隐患。

2.2阀门小开度时（20%～30%）振动剧烈，阀位难以控制，且伴有较大噪声。

2020年12月11日，运行部（一值）在排查1号机组#1、#2高加疏水氢电导率偏高问题时，将#1高加正常疏水切至危急疏水，出现了#1高加危急疏水调阀执行机构支架受振动冲击断裂的问题。

汽轮机汽封系统改造措施分析摘要：汽轮机有不同类型的汽封，各自有其特点，合理运用才能发挥该类型汽封的长处，取得良好效果，从而提升汽轮机的效能，此外汽轮机汽封间隙的合理确定也很重要，需要遵循科学的检修方法。

文章分析了汽轮机各类型汽封特点，阐述了汽封径向间隙的合理确定与调整方法。

关键词：汽封特点；汽封的合理使用；径向间隙；检验工艺1、各类型汽封的特点分析1.1蜂窝汽封蜂窝汽封与其他各种形式的“硬齿”汽封相比，它的汽封齿最薄，硬度也最低，因此碰磨时不会象其他“硬齿”汽封一样在转子表面留下显著的磨痕。

同时，蜂窝汽封与其他“硬齿”汽封不同，在与转子碰磨时象不会产生“刀片”切割现象，这是它不会磨伤转子的主要原因。

梳齿类汽封的每一根汽封齿，在与转子碰磨时犹如车刀，很容易在转轴或覆环表面割出沟槽。

此外，蜂窝汽封由于它曲折的网状结构使其表面面积大大增加，又极大地提高了它的耐磨性，因此蜂窝汽封既耐磨又不易磨伤转子是它突出的一个特点。

1.2布莱登汽封布莱登汽封，是当前汽封中唯一在工作过程中汽封块的位置发生变化的汽封。

正是这一特点使其具备其他形式的汽封不具备的优点，在机组启停过程中不稳定状态下能够有效的避免碰磨。

但是也正是这一特点，使其可能发生其他形式的汽封不可能发生的缺陷，即运行中未能合拢，造成漏汽量剧增。

1.3刷式汽封刷式汽封名义上属于柔齿汽封，究其实际，应视为硬齿与柔齿相结合的汽封。

安装时通常将其硬齿按照标准间隙调整，柔齿间隙在此基础上可较大幅度减小。

因为柔齿与转子间隙为弹性配合，具有较好的自适应能力。

刷式密封是一种允许摩擦，理论上可做到“零”间隙的密封。

为了避免对轴产生损害，与刷式密封相配合的轴颈处需要一层耐高温、耐磨蚀的涂层。

但国内使用时，似乎都没能做这样的处理。

因此在确保刷毛不脱落的情况下应当尽量选用较细的刷毛，以避免或减轻对主轴的损伤。

1.4“接触式”汽封以王常春“接触式”汽封为例，属于硬齿与接触齿相结合的汽封。

汽轮机低加疏水系统改造摘要：本文以浑江发电公司300MW汽轮机组低加疏水系统改造过程为例，全面分析、阐述了浑江发电公司2号机组低加疏水系统存在的问题及处理方法。

关键词：低加疏水系统；存在问题；原因；分析；处理1、概述浑江发电公司2号机组低加疏水系统自投产以来，不能实现逐级自流。

在机组运行中6、7、8号低压加热器的危急疏放水必须开启，造成低加疏水直接排入凝汽器，形成热源浪费，降低机组经济性。

2、低加疏水系统存在的问题与分析（1）低加疏水不能进行逐级自流，正常运行时，危急疏水需要保持开启运行，前一级的疏水没有参与下一级与凝结水的换热，造成大量热能损失，影响机组热耗。

（2）低加疏水系统的每级压差较小，对系统的阻力及压差要求较为严格，调查现场的管路系统，阀门的安装较多，正常疏水调整门前后均有截止门，加上弯头较多，进一步增大了管路的沿程阻力。

（3）低加疏水系统的管路设计中存在“U”型弯，它的存在可能产生“气阻”或“水阻”，在压差较小的情况下，很难克服管路的阻力达到自流的目的。

（4）七、八号低压加热器的端差较大，不利于加热器的安全长期稳定运行。

2号机组2009年大修前热力试验结果如下：2号机组修前热力试验表从列表中可以看出，各台低加的下端差均超设计值达10℃以上，严重影响低加的长期、安全运行。

7、8号低加疏水水位为负（实验没有给出），是由于低加疏水大部分通过危急放水管路进入凝汽器，只有少量或没有疏水走正常疏管路，造成疏水温度偏低加热器端差为负，说明低加疏水系统严重不能自流，低压加热器没有起到作用。

3、解决措施。

（1）降低管路阻力、阀门的管路，以实现流通顺畅。

（2）针对疏水管路的调整门前后有截止门的实际情况，为减少管系阻力，对其取消。

只保留调整门，进行疏水流量调整，可以大大减小管路阻力。

（3）针对管系存在的“U”型弯，在低加系统改造中进行取直，使管路的“U”弯取消，彻底消除管路的“水阻”及“气阻”。

同时减少弯头，使管路阻力减少。