330 MW机组双流环密封油系统异常分析和处理

时间：2024-07-28

周海峰，李科文，刘维明，陈金卫，任建伟

(国电谏壁发电厂，江苏镇江 212006)

0 引言

某发电厂6期11，12号机组采用上海汽轮发电机有限公司生产的QFSN-300-350MW型发电机，该发电机采用水-氢-氢冷却方式，即定子绕组水内冷、转子绕组氢内冷、定子铁芯氢冷，发电机内部氢气采用双流双环式密封油系统来密封。该机组自投产以来，密封油系统发生了多起异常情况。

1 密封油系统概况

1.1 密封油系统的结构

密封油系统主要由空侧油路、氢侧油路、消泡箱、空侧密封油箱、氢侧密封油箱及密封油备用油源等部分组成。

1.2 密封油系统的工作原理

密封油系统如图1所示。该系统采用双流环式密封瓦，由于氢冷发电机的转子轴必须穿过发电机的端盖，因此这部分是氢内冷发电机密封的关键。密封油的空侧和氢侧2个油路分别将油供给轴密封瓦上的2个环状配油槽，油沿转轴轴向从密封瓦内径与转轴之间的间隙流出。如果2个油路的供油油压在密封瓦处恰好相等，油就不会在2个配油槽的间隙中窜流。通常情况下，只要密封油压始终保持高于机内氢气压力，即可防止氢气从发电机内逸出。空侧密封油将沿轴和密封瓦的间隙流往轴承侧，并同轴承回油一起进入空侧密封油箱，从而防止空气与潮气侵入发电机内部；氢侧密封油则沿轴和密封瓦的间隙流往发电机内侧，进入消泡箱，最后回到氢侧密封油箱。

图1 密封油系统示意

1.3 密封油系统的作用

密封油系统主要有2个作用：

(1) 防止外界气体进入发电机以及防止机内氢气漏出；

(2) 润滑冷却密封瓦。

采用氢气冷却的汽轮发电机必须由密封油将其端部密封，以保证发电机内部氢气不外泄，并防止空气和潮气进入发电机。该汽轮发电机采用双流环式密封瓦，密封效果好，调节范围宽，是非常成熟的产品。但若对其结构不甚了解，操作不当，也可造成发电机内部进油事故。特别是在发电机内部无压的情况下，密封油箱油位不易控制，密封油极易沿轴向进入发电机内部。

发电机内部进油是恶性事故，应该高度重视。

2 密封油压波动不稳定

双流环式密封油系统的空侧密封油压力随发电机内氢压的变化而变化，正常情况下可通过主差压阀调整；氢侧密封油压力则随发电机密封瓦处空、氢侧油压的变化而变化，可通过两侧平衡阀来调整。主密封油差压阀结构如图2所示。

图2 主密封油差压阀结构示意

主差压阀接于空侧密封油油泵进出油口，起旁路调节作用，信号分别取自机内氢压(通过油压形式传递)和密封油出口油压。该阀可自动调节旁路流量大小，从而保证密封油压始终高于机内氢压0.084 MPa。

平衡阀装于氢侧出口处，信号分别取自各自密封瓦处的空、氢侧油压，通过空、氢侧油压的变化自动调节平衡阀的开度大小，从而使空、氢侧在密封瓦处的油压差保持在±490 Pa左右。

在运行中，11，12号机组的发电机空、氢侧密封油压均发生了波动现象。

2.1 原因排查及处理过程

双流环式密封油系统发生空、氢侧密封油压波动情况，可能有以下3个原因：

(1) 发电机内氢气压力波动；(2) 空侧密封油泵工作不正常；(3) 主差压阀工作不正常。

经检查，确认发电机内氢压稳定，空侧密封油泵电流正常，油泵出口压力稳定。观察参数，发现氢侧油压变化明显滞后于空侧油压。现场主差压阀有上下轻微晃动情况，且油氢压差波动不定。

因此，可以判断是由主差压阀的调节故障导致的空、氢侧油压全面波动。在这种情况下，如果油氢压差波动过大，则有可能发生发电机进油或是轴瓦磨损、氢气泄漏爆炸等恶性事故。

导致主差压阀调节故障主要有以下3个原因：(1) 差压阀阀体、阀杆损坏；

(2) 差压阀的油信号腔室内有空气，所取压力信号失准；

(3) 差压阀调整弹簧工作不正常。

联系检修人员检查，发现差压阀阀体、阀杆正常无泄漏。将差压阀油信号腔室内空气放出、更换调整弹簧后，差压阀工作正常，空、氢侧密封油压稳定。

2.2 预防措施

(1) 在差压阀解体检修后、投运前，应联系检修人员对油信号腔室进行放空气处理。

(2) 差压阀弹簧无变形、断裂、锈蚀，工作正常。

(3) 阀杆无磨损、弯曲，阀体无裂纹、无锈蚀，密封面完好。

(4) 运行中应对密封油压及油氢压差加强监视。

3 发电机氢气纯度下降且含水量大

氢气是一种极易爆炸的危险品，如果氢气中含氧量大于3 %，遇火立即爆炸。由于发电机在运转过程中可能出现定、转子放电现象，若发电机内氢气纯度降低，则可能发生氢爆，还可能造成发电机绕组绝缘下降，严重威胁发电机的安全。这也是造成发电机护环“氢致裂纹”的主要原因。同时，发电机氢气纯度降低，还会影响冷却效果，直接影响发电机效率，即氢气纯度每下降1 %，通风损耗及转子摩擦损耗将增加11 %。正常运行时，厂家要求氢气纯度在95 %—98 %，该发电厂规定氢气纯度大于 96 %。

运行中，发现发电机氢气纯度下降较快，经化学专业检测，确认了发电机氢气含水量较大。

3.1 原因分析

针对发电机里氢气含水量较大的现象，重点从以下几个方面进行分析：

(1) 氢气干燥器工作是否正常；

(2) 定冷水温是否过低，发电机内是否结露；

(3) 密封油工作是否正常，外界潮气是否进入发电机内；

(4) 密封油质是否变差，含水量是否变大；

(5) 空/氢侧油压是否在合适范围内，是否造成空/氢侧密封瓦处大量串油；

(6) 空侧排烟风机工作是否正常。

3.2 检查及处理

2014-07-16早班，11号机组启动后出现氢气纯度下降较快的情况。运行人员检查确认：氢气干燥器工作正常；定冷水温度42 ℃，发电机冷氢温度40 ℃，在规定范围内；高压油至密封油减压阀前手动门关闭严密；空/氢侧密封油压差值在合适范围，平衡阀处压力几乎在“0”位；氢侧油箱强补管、强排管处温差在8 ℃以内。这些说明氢气纯度下降较快不是由密封瓦处大量串油引起的。

7月18日，运行和检修人员对11号机密封油系统进行了全面检查。

经排查，确认上述参数、设备均运行正常，但空侧密封油排烟风机处地面有水迹，排水不畅。联系检修人员将1台排烟风机解体检查后，发现为排烟风机疏水管道U形管堵塞，无法有效将密封油箱中的水分带走、排出，造成密封油中所含水分进入机内，导致氢气纯度下降。

3.3 预防措施

(1) 在机组大小修期间，对密封油排烟风机疏水管道进行清理疏通。

(2) 巡检检查时，应细心观察排烟风机运行、振动声音是否正常，确保风机本体无水迹。

4 发电机氢气纯度下降且氢气泄漏

自2012-05-13以来，11号机组氢气纯度下降较快，日平均氢气排污量明显增大至7.49 m3，调整后效果不佳。自2013-01-03机组调停后启动以来，发现发电机氢压下降较快，补氢率较高，但密封油泵电流、出口压力等参数均正常。经过对密封油系统的多次调整，将原本维持在84 kPa的油氢压差逐步抬高到130 kPa，氢压从300 kPa降至260 kPa运行，均未取得良好效果，漏氢现象依然严重。漏氢最快时，发电机氢压在0.5 h内从296 kPa 骤降至 281 kPa。

4.1 原因分析

造成氢压下降、氢气逃逸的可能原因大致分为2类：(1) 密封油未能密封氢气；(2) 与发电机氢气相关的系统有泄漏，如管道、系统中的设备硬件损坏，存在漏点。

由于还发现有关运行参数发生了较明显变化，故对异常数据进行收集和排查。

(1) 氢侧油温在 42—52 ℃变化。

(2) 励端氢侧消泡箱回油温度偏低，在45—50 ℃变化，机端氢侧消泡箱回油温度在63—68 ℃变化。

(3) 运行中发现，发电机汽、励端空侧密封瓦进油口处就地压力表显示压力不一致。正常运行时，汽端空侧密封油进瓦压力为0.38 MPa，而励端仅为 0.31 MPa。

(4) 运行中，11号机组的氢侧密封油箱补油阀一直处于补油状态，而排油阀处于关闭状态，其油位长期处于139 mm的低油位。在强制不补油时，观察氢侧油箱油位下降速度在0.5 h内下降70 mm，而12号机组同样试验只下降10 mm。

(5) 经过多日观察，发现机组氢压下降速度时快时缓，但总体下降速度仍比正常情况时快。

4.2 原因排查

(1) 在氢侧密封油油箱附近，对消泡箱至氢侧密封油管道、定冷水箱顶部放空气门处、闭冷水箱顶部、主机油箱附近、主机排烟风机及空侧密封油箱排烟风机出口等处测氢，未发现大量漏氢信号。

(2) 对差压阀、平衡阀进行检查，动作无异常，且空、氢侧油泵出口压力正常。

(3) 怀疑空侧密封油路存在堵塞现象，在投入2组滤网后漏氢情况并无好转。

(4) 通过设备测量发电机汽、励端空侧密封油进油流量，结果显示励端流量高于机端流量。

(5) 通过进油压力表管将发电机汽、励端空侧密封油进油连通后(见图3)，励端油压略有上升。此举对于氢压下降虽有一定效果，但未能从根本上解决问题。

通过对氢压下降的排查及对参数变化的分析可知，虽然消泡箱处油位正常，发电机励端未测出一定浓度的氢气，但对发电机励端密封瓦与大轴轴颈磨损问题的分析判断仍十分必要。

图3 汽、励端空侧密封油联通示意

在机组运行中，发电机转子会受到整个汽轮发电机转子的膨胀位移、汽缸膨胀变化以及轴向位移串动变化的影响。因此，当轴颈磨损的深度和宽度达到一定程度时，密封瓦与转子轴颈的间隙会随着机组运行工况的变化而变化，时而增大，时而缩小，进而造成密封面上的圆筒形油膜失稳和密封油流量的变化。同时，变化的间隙使得密封瓦内部的空/氢侧油源相窜。在失稳和油源相窜的吸附作用下，发电机内氢气纯度和氢气压力必然会很快下降，且下降速率也不稳定。因为励端密封瓦与大轴的磨损，导致在该处不能很好地建立上起油膜，不能带走密封瓦和大轴摩擦的热量；同时因为氢侧压力稍高，致使本该回到氢侧的油量通过增大的间隙窜到空侧，造成了励端消泡箱回油温度偏低、氢侧油温偏低、氢侧回油箱油位低，氢侧油箱长期处于补油状态等现象。励端空侧进瓦密封油压低以及该侧油流流量大，也验证了这一点。

4.3 检查及处理

将原本维持在84 kPa的油氢压差逐步抬高到130 kPa后，向调度申请停机。停机后检查，发现的确是发电机励端密封瓦与大轴发生了磨损。更换励端空、氢侧密封瓦各1套，轴颈磨损委外修补后，机组再次启动运行，氢压下降速率正常，励端消泡箱回油温度上升至58 ℃，氢侧油温上升至49 ℃，氢侧油箱油位上升到229 mm，汽、励端空侧密封油进瓦压力分别为 0.38 MPa 和 0.37 MPa，所有参数恢复正常。

4.4 预防措施

(1) 为了便于在后续运行中及时观察汽、励两侧密封瓦腔室中氢侧密封油压，在机组调停时分别在发电机汽、励两侧氢侧油信号管处增加就地压力表及一次门；同时在汽、励两侧空、氢侧进油滤网大盖上部增加备用压力表一次门(共4只)，以便今后根据汽、励两侧空氢侧进油压力与空、氢侧密封瓦腔室中空、氢侧油压进行对比和判断。

(2) 在以后的大小修中，加强设备清理工作，一定要认真清理和吹扫发电机汽、励侧大端盖的盲角处。在进行油循环时，大流量冲洗一定要充分，不能只凭化验结果决定油质是否合格，最好是辅以挂网检查。有条件的情况下，可在瓦供油管处设置磁性滤网，以进一步提高油的质量。

(3) 运行人员在机组启动后，对密封油系统的相关参数要多加分析判断，发现问题应及时注意并处理，进一步确保机组运行的可靠性。