机组汽轮机

机组汽轮机（精选12篇）

机组汽轮机 篇1

摘要：介绍汽轮机A级检修专项试验的项目、相关试验标准和依据。总结云南省主要火电机组汽轮机A级检修后专项试验开展情况, 分析存在的问题, 提出改进建议。

关键词：汽轮机,A级检修,专项试验

1 前言

云南省200MW及以上火力发电机组共有26台, 2009年度共有6台机组进行了A级检修。总结火电机组汽轮机A级检修后专项试验开展情况, 结合各专项试验的规定内容, 分析各试验存在的问题, 提出完善和改进建议, 以进一步提高今后汽轮机组检修的整体质量水平, 并有效预防和杜绝设备事故的发生。

2 汽轮机A级检修试验现状

通过对2009年度汽轮机A级检修专项试验进行统计。各电厂检修专项试验开展的情况与标准要求还存在一定差异, 分述如下:

1) 轴系振动特性测试:机组A级检修前后都应开展轴系振动特性测试, 以测取机组各轴承振动峰峰值、振动频谱、轴系临界转速值及波德曲线等参数。修前测试分析结果用以指导检修期间相关调整及检修工作, 检修后启动测试的主要目的是监测机组启动过程的振动情况, 并对机组振动水平进行评价。各电厂对该试验不够重视, 通常只是机组存在振动故障时才开展轴系振动特性测试分析工作。

2) 机组效率试验:机组A级检修前后都应开展汽轮机组效率测试, 测试内容主要有汽轮机热耗率、汽耗率、冷端参数、汽缸及机组效率等经济性指标。试验主要目的在于分析机组经济性状况, 找到影响机组经济性能下降的原因, 为机组检修及运行提出指导性建议。各电厂对该试验较为重视, 2009年度试验完成率为100%。

3) 汽轮机叶片测频:A级检修期间对汽轮机末级叶片及给水泵汽轮机调频叶片进行静态固有频率测试, 测试参数包括叶片或叶片组静态频率值, 计算频率分散度。通过与历史数据及设计数据进行比较, 分析叶片频率变化原因, 提出处理建议。除整圈围带的叶片 (如哈汽300MW机组和东汽600MW机组) 和给水泵汽机调频叶片未开展静频测试工作外, 其余机组均正常开展。

4) 调节系统静态特性试验:A级检修后汽轮机调节系统应进行静止试验或仿真试验, 通过调节系统参数测试, 绘制调节系统静态特性曲线、计算转速不等率δ及迟缓率ε、转速稳定性和负荷稳定性。该项试验属于调节系统建模及参数实测项目, 试验方法较为复杂, 尚未列入A级检修常规测试项目, 也未引起电厂及试验单位的重视。

5) 汽门关闭特性测试:机组A级检修后, 对主汽门、调节汽门和抽汽逆止阀进行关闭时间及关闭特性测试, 各阀门的关闭时间须满足规程要求。主汽门、调节汽门测试只有部分电厂开展, 对于抽汽逆止阀的关闭特性测试则未开展。

6) 调节系统OPC特性测试:对调节系统进行OPC特性测试和分析, 能对机组甩负荷工况调节系统抑制转子最高飞升转速进行预测。该项试验在省内尚未开展。

7) 发电机内冷水系统流通性测试:采用测水流量等方法以检验汽轮发电机水冷绕组内部水系统的流通性, 防止机组在运行中因水系统发生赌塞而局部过热故障。各电厂在A级检修时均开展该项试验, 但部分电厂测试不规范, 未严格遵循相关试验标准。

8) 发电机定子绕组端部动态特性测试:试验内容包括定子绕组端部整体模态试验、定子绕组鼻端接头固有频率测量、定子绕组引出线和过渡引线固有频率测试。通过对测试结果的分析, 评价发电机定子绕组端部整体模态、线棒鼻端及引出线固有频率是否符合要求, 以防止发电机端部在运行中产生共振而磨损。该项试验开展情况良好。

3 存在的主要问题和建议

1) 汽轮机检修专项试验开展情况差异较大, 与相关标准要求存在一定差距, 如抽汽逆止阀关闭特性测试、调节系统静态试验和OPC特性测试尚未开展。各电厂应进行对标管理, 开展好各类预防性测试或检验工作。

2) 电厂应加强对轴系振动特性测试。

3) 对于调节系统静态特性试验, 各电厂基本没有开展, 测试单位也没有现场实用的简化测试方案。近年来, 部分机组存在热态启动空载运行时转速波动过大而难于并网的问题;300MW机组因调节系统问题导致电网有功波动的问题;电厂输出线路故障跳闸后机组难于带厂用电运行等问题。目前国内对调节系统建模和参数实测工作已趋于成熟并完成多台机组试验, 而仅针对调节系统参数测试及优化的简化试验方案尚未有效开展。并尽早开展调节系统参数简化测试及优化调整试验, 以保证机组调节系统的各项性能指标在规定标准范围内。另外, 应对调节系统进行OPC特性测试和分析, 以预测机组甩负荷后调节系统抑制转子的最高飞升转速。

4 结束语

火电厂汽轮机检修专项试验是机组检修的重要组成部分, 各电厂在编制机组A级检修计划时应给以高度重视, 并在过程中有效实施。对存在的问题, 电力试验单位应及时开展相关研究和改进工作, 电力技术监督或电力监管部门对试验开展情况应给予监督或指导。

参考文献

[1]刘凯主编.汽轮机试验.[M].北京:中国电力出版社, 2005.

[2]施维新编著.汽轮发电机组振动及事故.[M].北京:中国电力出版社, 1999.

[3]陆颂元著.汽轮发电机振动.[M].北京:中国电力出版社, 2000.

机组汽轮机 篇2

7.5MW汽轮机机组整套启动调试方案 简要概述

1.1 工程简要概述

珠江水泥余热电厂，设备简介整套启动调试的目的和任务

2.1 调试目的

整套启动调试是汽轮发电机组安装工程的最后一道工序。通过机组整套启动试运行，可以检验、考核电厂各设备及系统的制造、设计、安装质量以及各设备及系统的运转情况。通过试运过程中对设备的静态、动态特性参数的调整、试验以及让各种可能的缺陷、故障和隐患得到充分暴露并消除之，使主、辅机及至整套发电设备满足设计要求，以安全、可靠、稳发、满发的优良性能将设备由基建移交生产。

2.2 启动调试的任务

2.2.1 进行机组整套启动、调整、试验、并网带负荷，通过72+24小时满负荷试运行。

2.2.2 检测、调试和考验汽轮机各项控制系统的静态、动态特性，使其满足要求。

2.2.3 监测与考验汽轮发电机组在各种工况下的运行状况，使其满足设计要求。

2.2.4 考验机组辅机及各子系统与主机在各种运行工况下的协调性。2.2.5 记录、采集机组所有设备和系统在各种工况下试运的原始数据，积累有关原始技术资料，为以后机组安全经济运行和检修提供依据。

2.2.6 试验并确认主机、辅机和系统的最佳运行方式和最佳投用时机与条件。

2.2.7 投用和考验机组各项自控装置、联锁保护及仪表，考核投入率、精度及工作状况。

2.2.8 进行50％及100％B-MCR甩负荷试验，考查汽轮机调速系统动态性能可靠及安全性；主要设备技术范围

3.1 汽轮机

型号： NZ7.5-1.05/0.2

型式： 双压、单缸、冲动冷凝式汽轮机。

额定出力： 7.5 MW 调节方式 DEH 控制系统

主蒸汽压力： 1.05 MPa 主蒸汽温度： 320 ℃

主蒸汽流量： 37.2 t/h

额定工况下汽耗： 5.51 kg/(kW.h)额定工况下热耗： 15811 kJ/(kW.h)

制造厂： 南京汽轮电机（集团）有限责任公司

3.2 发电机

额定功率： MW 定子额定电压： kV 定子额定电流： A 冷却方式： 全空冷

功率因数：

满载效率：

励磁方式

制造厂家：编制依据及标准

本措施的编制参考以下有关资料：

《 7.5MW补汽冷凝式汽轮机安装使用说明书》 ；

《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程（1996年版）》部颁；

《电力建设施工及验收技术规范汽轮机机组篇（1992年版）》部颁；

《火电工程启动调试工作规定》部颁；

《火电工程调整试运质量检验及评定标准（1996年版）》部颁；

《电力建设工程调试定额（1996年版）》部颁；

设计院的系统设计及安装等设计资料，并参照其它电厂同类型机组新机启动调试经验编制。整套启动应具备条件

5.1 整套启动除应达到有关整套启动的各项条款外，对汽机方面还应满足以下要求：

5.1.1 各辅助设备及系统分部试运转合格，各手动阀门动作灵活；各调节阀、电动门、经启、闭试验证明其动作正常、功能完备。且标明动作方向、挂好标牌。

5.1.2 给水管道及主蒸汽管道经水压试验合格。

5.1.3 各汽、水管道吹扫、冲洗完毕，经检查验收合格。

5.1.4 汽轮机透平油油循环冲洗结束，管路恢复，油质符合油质监督规定。

5.1.5 汽机盘车试转符合要求，已可投用。

5.1.6 凝汽器灌水试验完毕，真空系统调试结束，确认真空系统严密良好。

5.1.7 调节保安油系统调试结束，油泵、阀门组块、油过滤及仪表、压力开关各功能均正常。速关阀、调节汽门动作正常。

5.1.8 汽机DEH控制系统静态调试完毕，拉阀试验合格，各项性能符合制造厂设计标准，ETS、TSI部件经校验合格。

5.1.9 热控“DCS”能投入使用，满足启动要求。DEH、ETS、TSI等调试结束。机、炉、电横向联锁、保护经校验合格，各报警、记录信号、光字牌显示正确无误。

5.1.10 发电机空冷系统调试完毕并合格。

5.1.11 各水箱、油箱等容器按需要补足品质合格的水和油等介质。

5.1.12 整套启动汽机设备分系统一览：

循环水泵和循环水系统

凝结水泵、凝器补水系统及凝结水系统。

发电机空冷却系统。

真空泵及凝汽器真空系统。汽机油、润滑、盘车系统，包括各油泵、供、排、回油及净化、过滤、冷却等。

主机DEH、ETS、TSI系统以及横向联锁、保护等。

除氧系统。

辅助蒸汽及轴封汽系统

电动给水泵及系统。

5.2 环境和人员需要具备的条件进一步明确如下：

5.2.1 设备现场的楼梯平台、沟道盖板应完备齐全;照明充足，通讯方便;障碍、垃圾以及其它易燃物已经清除，消防设施备齐，消防水源充足可靠。

5.2.2 厂房土建封闭良好，防雨确实可靠。

5.2.3 调试所用仪器仪表准备就绪。现场所需规程、系统图等已挂出、标明。系统图与现场实际确实应相符合。备足阀门钩、运行板手、记录表夹、手电筒和听棒等。

5.2.4 现场设备应有清楚的命名、编号。设备标志（如转动机械的转向、主要管道介质流向、操作机构的动作方向和极限位置等）均应正确明显。

5.2.5 参与启动的各方人员已分工明确，职责清楚。有关人员名单张榜贴出，以便联络。运行人员已经培训能熟练掌握运行技术和事故处理能力，并能协助调试人员搞好专项试验记录。启动现场已用红白带围起，无关人员不得入内。机组整套启动主要原则方式

6.1 空负荷试运行 机组通过首次冲转、启动升速直至3000转／分，对其机械性能进行检查考验。当汽轮机开始升速和到额定转速后，应完成如下工作：

6.1.1 进行各项原始记录（包括膨胀、差胀等），绘制机组冷态启动曲线（或结合DCS、DEH等系统采集数据），测量和监视机组振动，实测临界转速。检查各轴承润滑油回油情况。考察记录机组相对膨胀和汽缸绝对膨胀等。

6.1.2 考察、校核DEH系统的静态特性，检查、复核有关整定参数。

6.1.3 做机械危急保安器喷注油试验。

6.1.4 做主汽门严密性试验。

6.1.5 汽机各项检查完毕并确认正常后，可通知电气专业做各项试验。

6.2 汽机超速试验

6.2.1 电气试验结束后，汽机做各项检查，以确认汽机可以并网。

6.2.2 机组并网带负荷，1.5～3MW负荷左右稳定运行4～6小时，然后减负荷解列，做汽机电超速（3270r/min）和机械超速试验。

6.2.3 超速试验完成后，机组再次并网，逐步带满电负荷，以进行0％～100％额定负荷的变负荷试验以及各种设备的动态投用和各种工况出力考验,配合热控自动投运和调整。

6.3 机组的72+24小时满负荷试运行，此间在负荷≥80％额定负荷时，可做汽机真空严密性试验。

6.4 机组启动调试阶段以就地手动启动方式。

6.4.1 机组就地手动启动方式要领：

6.4.2 就地手动启动： 6.4.3 汽压、汽温及真空等参数满足条件时，汽机挂闸。选择“就地启动” 6.4.4 置电动主汽门关闭、自动主汽门、高压调门全开位置，手动调整电动主汽门的旁通门来暖机、升速，并通过临界转速直至2800r.p.m，高调门手动启动，此时电动主汽门打开，高调门开始关并控制转速保持2800r.p.m。

6.4.5 输入目标值及升速率，将转速升至额定值。

6.4.6 在机组转速冲到额定转速及并网带10％左右负荷加热转子试运期间，要求锅炉保持汽温、汽压稳定。

6.4.7 在带10％负荷之后，随着负荷的增加，锅炉蒸汽参数可逐步滑升，到80％负荷后，可根据现场情况决定是否采用定压方式运行。

6.5 机组调试阶段，DEH系统的控制方式以手动操作方式为主，如条件成熟，可试用DEH的汽机自动控制方式(高调门手动启动、高调门曲线启动)。汽轮机冷态启动

7.1 冷态启动前的准备工作：

7.1.1 系统阀门状态应作详细检查，使其处于准备启动状态。如发现影响启动的缺陷或问题，应及时汇报处理。

7.1.2 联系电气测量电机绝缘，送DCS控制系统、仪表和保护信号等有关设备的控制电源和设备动力电源，气动阀门及执行机构还须送上稳定的压缩空气气源。

7.1.3 凝汽器补水到正常水位处。

7.1.4 做辅机联动试验及电动门操作试验，电动门动作时间均记录在册。7.1.5 准备好调试用仪器、仪表和冷态启动前的全部原始记录及曲线绘制仪器器具。

7.2 锅炉已供汽至分汽缸：

7.2.1 循环水管道及凝汽器排空气，投入循环水泵向凝汽器通水。

7.2.2 投入润滑油系统。

7.2.3 投用盘车装置。

7.2.4 辅助油系统开始工作，供油压力0.883MPa，油温37～45℃。

7.2.5 启动凝结水泵投用凝结水系统。

7.2.6 除氧器上水至正常水位。

7.2.7 开启真空泵对冷凝器抽真空，并通知暖管至电动主汽门前。

7.2.8 投用除氧器。

7.2.9 检查并确认主汽、汽机本体各疏水门均开启

7.2.10 发电机空冷系统投用，7.2.11 热工各控制、监视、操作装置送电投用。

7.2.12 作ETS危急遮断系统等保护试验。

7.2.13 根据锅炉要求启动电动调速给水泵，向锅炉供水。

7.3 汽轮机冷态启动程序

7.3.1 冲转

汽轮机冷态启动参数和控制指标：

主蒸汽压力： 0.6～1.0MPa 主蒸汽温度： 250℃以上

凝汽器压力： －0.04～-0.053MPa 润滑油压力： 0.08～0.145MPa 润滑油温度： 35～45℃

高压油压： 0.885MPa 高压缸差胀 +3.0～-2.0mm 35℃汽缸上、下温差

注意：在汽轮机冲转、满速直至带10％负荷期间，要求锅炉维持上述参数基本不变，主蒸汽温度在对应压力下至少有50℃的过热度。

（1）冷态启动前检查完毕，确认所有保护投入。

（2）遥控脱扣一次，结果正常。

（3）就地脱扣一次，结果正常。

（4）投汽轮机汽封系统。投入轴封加热器，启动轴封风机。均压箱新蒸汽送汽，压力控制30Kpa，缓慢开启高低轴封阀。

（5）真空达到-0.06MPa。

（6）投入后汽缸喷水，控制排汽温度≯80℃，短时间内也≯120℃。

（7）控制汽机润滑油温度，调节润滑油温度在38～45℃，油压在0.08±0.145MPa。

（8）DEH系统进入就地手动启动方式。

（9）真空达到 －0.07Mpa及以上。

（10）要求锅炉将主汽参数调整到0.8～1.0 MPa / 250℃，并确认。（通过分汽缸疏水、热力管道疏水对汽温汽压调整）

（11）冲转前应密切监视汽包水位，防止水位出现大的扰动。

（12）确认电动主汽门及旁路门处于关闭状态，主汽门、调节汽门全开。汽轮机挂闸。

（13）在DEH控制器画面上选定“就地手动启动”。

（14）联系值长和锅炉专业，控制好主汽温度和压力，准备冲转。

（15）缓慢开启电动主汽门旁通门。

（16）汽机冲转，盘车应自动脱开，停盘车。控制转速。

（17）适当开启旁通门，确认转速上升。

（18）冲转转速到500r/min 后，手动脱扣一次，确认动作正常。

（19）进行听音即摩擦检查，确认机组振动正常，各轴承进、回油压力、温度正常，无漏油、漏汽现象。

（20）转速到200r/min后，重新挂闸升速，稳定在500r/min，暖机30分钟。

（21）重新作7.3.1 1～19 项检查，确认正常。

（22）联系锅炉操作人员注意汽温、汽压及汽包水位，目标转速800 r/min暖机时间30分钟。

（23）缓慢开启旁通门继续升速。

（24）当转速升至1200r/min时，全面检查，暖机30分钟（暖机的转速及时间根据现场情况作相应的调整）。

（25）在升速和暖机的过程中，视上、下缸内外温度。

（26）中速暖机结束后，检查高压内缸下缸温度在90℃以上，汽缸整体膨胀大于1.8mm，继续冲转。

（27）设置目标转速2350 r/min，按下“确认”开始升速。

（28）通过临界转速时，使机组平稳而快速地通过临界转速。（临界转速约1600r/min）。

（29）升速到3000 r/min后，远方打闸一次，汽轮机重新挂闸，升速到3000r/min,此时对汽机本体及各相关管道疏水进行一次全面检查，以确保本体及各管道疏水畅通；观察排汽温度。

（30）满速后，继续暖机30分钟，待高压内缸下缸温度达150℃以上，汽缸整体膨胀在2-4mm时，可进行满速后的试验工作。

（31）升速过程中的注意事项

a)随时联系锅炉调整蒸汽参数，按冷态滑参数启动曲线进行升温、升压。

b)注意汽轮机本体几有关管道疏水应畅通，无水击及振动现象。

c)新蒸汽参数的变化情况应和启动曲线偏离不大。

d)注意汽缸各点膨胀均匀，轴向位移、高低压汽缸与转子相对膨胀等正常。

e)汽轮机各点金属温度，温升、温差不应超限。

7.3.2 首次满速后的工作

（1）远方打闸，检查确认主汽门、调节汽门关闭正常。重新启动。

（2）确认主油泵出口压力正常后，停用启动油泵和润滑油泵，并将其设置在“连锁”状态。

（3）通知值长，进行电气专业有关试验。

7.3.3 并网和带负荷暖机

（1）机组转速稳定在3000 rpm，检查发电机油系统、空冷系统等工作正常，在电气试验结束后即可做发电机并列操作。（2）全面进行热力系统检查。

（3）通知锅炉控制负荷，调整汽包水位；一切就绪后即可以并网。

（4）并网后，立即接带负荷0.6～1.5MW暖机。

（5）当排汽温度正常后，停用自动喷水装置。

（6）增加负荷时，注意机组振动情况和倾听各转动部分声响均正常。

（7）在增加负荷过程中，应经常监视汽轮机轴向位移、推力瓦块温度、油温、油压、油箱油位等。

（8）经常分析金属温度变化情况，监视主蒸汽压力、温度及再热器压力温度上升情况，不使蒸汽参数偏离启动曲线太大。

（9）维持2～3MW负荷，要求锅炉稳定参数，连续运行4～6小时后解列。

7.3.4 解列后完成下列试验

（1）电气超速试验

（2）机械超速试验

（3）超速试验的检查、注意事项：

a）试验由专人负责指挥，应在控制室和机头就地设专人在转速超过3360 r/min且超速保护拒动的情况下手动打闸，确保机组的安全。

b）试验前确认润滑油泵，高压启动油泵自启动试验结果正常，建议为确保安全在做超速试验时应将高压启动油泵手动开启。

c）超速试验中应有专人负责监视记录机组的转速、轴承油压、油温，各瓦振动、轴向位移、差胀、排汽温度、调节门和主汽门位置等参数。

d）试验中应派专人监视润滑油压。7.3.5 机组重新并网至额定负荷运行

（1）机组并网至升负荷过程中，主蒸汽参数满足制造厂要求

（2）超速试验合格，重新满速后再次并网，并接带1～2MW负荷，检查机组各参数是否正常，稳定30分钟。

（3）当负荷达2MW时检查隔离门前及其他疏水应关闭。

（4）设置目标负荷4MW，升负荷率0.1MW/min，开始升负荷。

（5）负荷达到2.5MW后，投入补汽。开启补汽电动门，设定补汽阀前后压差略低于表显压差值，补汽阀缓慢开启，压差设定值必须≥0.03Mpa。

（6）负荷达4MW后，稳定60min。通知化水化验凝结水。凝结水合格后回收除氧器。

（7）联系值长和锅炉人员，准备继续升负荷。

（8）设置目标负荷6MW，升负荷率0.1MW/min，继续升负荷。

（9）到达6KW负荷后，在DEH上按下“保持”键，此时主汽参数应达额定值。

（10）升负荷过程中，根据真空、油温、水温决定是否再投入一台循泵。

（11）负荷到达6MW时，参数应达到额定参数，联系化学化验炉水，若其品质不合格，则应维持负荷进行蒸汽品质调整。

（12）负荷到达7MW后，参数稳定的情况下投入自动运行方式运行，观察、确认自动投入后各参数是否稳定。

（13）注意在整个升负荷过程中，为了配合锅炉汽水品质调整要求，每次加负荷时应和化学调试人员保持密切联系。汽轮机热态启动

8.1 一般来说，凡停机时间在12h以内，汽轮机再启动称为热态，其他情况下汽轮机启动则称为冷态启动。

8.2 热态启动冲转参数

8.2.1 热态：新蒸汽温度至少比前汽缸处上汽缸壁温度高50℃，升速时的最大速率为500r/min。

8.2.2 蒸汽温度在相应压力下必须具有50℃以上的过热度。

8.3 热态启动必须遵守下列规定和注意事项

8.3.1 应在盘车投入状态下，先向轴封送汽，后拉真空，防止将冷空气拉入缸内。向轴封送汽时应充分疏水，提高轴封温度，使轴封蒸汽温度接近轴封体壁温度与高压轴封体温差不超过±30℃，防止送轴封汽时使轴径冷却，引起大轴弯曲。

8.3.2 冷油器出油温度应维持较高一些，一般不低于40℃。

8.3.3 为了防止高压主汽门和调速汽门不严密，引起汽轮机自动冲转或高温部件受冷却，故在锅炉投用后和汽轮机冲转前，凝汽器真空及主蒸汽压力不宜维持过高。

8.3.4 在锅炉尚有余压的情况下，在锅炉投用前必须投入抽气系统建立凝汽器真空，防止低压缸排汽安全膜动作。

8.3.5 由于自动主汽门、调速汽门、导汽管等部件停机后冷却较快，因此启动时 应注意这些部件的升温速度，防止加热过快，并注意机组振动情况。8.3.6 在增加负荷过程中，应密切注意汽缸与转子相对膨胀的变化。

8.3.7 启动过程中升速率、升负荷率由启动曲线确定，以汽缸金属不受冷却为原则，尽快过渡到金属温度相应的负荷点。

8.3.8 冲转开始，升速率200r/min/min以上。

8.3.9 达到500r/min后，进行主机摩擦听音和系统检查，并尽快结束

8.3.10 以200～300r/min/min的升速率，升速到 3000r/min。

8.3.11 要求尽快并网。

8.3.12 按启动曲线继续升负荷或暖机，以后操作和检查与冷态启动相同。

8.3.13 到达金属温度相应的负荷前升速、升负荷过程比较快，应注意观察机组振动、膨胀、差胀、各点金属温度和轴承的金属温度、回油温度等，必要时使用趋势图作仔细监视。

8.3.14 运行应有专人负责汽轮机运行平台、润滑油系统的检查，遇故障及时汇报控制室。减负荷及停机操作

9.1 根据锅炉和汽机的减负荷率，取适当值作为正常停机的减负荷率。

9.2 每降低20％负荷，停留半小时进行系统及辅机切换工作。

9.3 停机操作前应确认辅助汽母管压力、温度正常，润滑油泵、盘车装置均经试验正常，并在自动状态。

9.4 汽轮机正常停机程序

9.4.1 确认停机命令。

9.4.2 停机步骤开始前，开供汽管道疏水。9.4.3 试验交、直流油泵，事故油泵，结果正常。

9.4.4 切除功率自动控制回路。

9.4.5 联系锅炉减负荷，在DEH上设置目标负荷5MW，减负荷率0.2MW/min。

9.4.6 负荷3MW，联系锅炉。

9.4.7 负荷1.5MW时蒸汽管道所有疏水开启。

9.4.8 降负荷到1MW。

9.4.9 联系值长，发电机解列。

9.4.10 解列后，若转速明显上升，须手动打闸停机，并汇报值长。

9.4.11 启动交流润滑油泵，检查油压正常。

9.4.12 手动脱扣停机，观察所有汽门应关闭，转速下降，将盘车切到自动位置。

9.4.13 转速400r/min，盘车齿轮喷阀打开。

9.4.14 转速200r/min，检查各瓦顶轴油压正常。

9.4.15 转速到0，记录惰走时间，检查盘车装置自动投入，否则手动投入，并注意盘车电流。

9.4.16 盘车时注意维持润滑油温21～35℃；若机内有明显摩擦或撞击声，应停止连续盘车，改为每半小时人工旋转转子180°，不允许强行连续盘车。

9.4.17 临时中断盘车必须经调试单位、生产单位、安装公司领导批准。

9.4.18 汽包压力降到0.2Mpa时，破坏真空，停真空泵。

9.4.19 维持轴封供汽压力，真空到0后，停轴封供汽，停轴加风机。9.4.20 根据锅炉要求决定何时停电动给水泵。

9.4.21 排汽温度低于50℃时，停凝结水泵，经值长同意，停循环水泵。

150℃方可停用盘车。9.4.22 正常停机后汽机连续盘车直至高、中压内上缸内壁温度

9.4.23 停运润滑油泵、油箱风机

9.4.24 停机操作应按程序有序地进行，次序不能颠倒，每个操作实施后都应检查结果，临时改变停机程序或有其他的重大操作需经调试所当班值长的批准，由电厂值长下达指令方可进行。

9.4.25 停机过程中，应有专人负责运转平台调节及润滑油等系统的检查，有异常情况及时与控制室联系。

9.4.26 机组减负荷时负荷率的设置应根据规程的要求，不可随意加快速度。满负荷（72+24小时）试运行注意事项

10.1 并网后一分钟内，DEH和DCS盘上应有功率显示，否则应立即解列。

10.2 启动和运行中应根据凝汽器、除氧器、汽包水位和油、水、空气温度的情况投入有关自动。

10.3 在满负荷下，应特别注意除氧器水位自动，确保其水位正常。

10.4 满负荷情况下应注意负荷的波动情况，如果自动控制特性不理想，机组负荷波动较大，应适当降低负荷定值。

10.5 机组启动、带负荷运行中，应按照规程要求，定期检查机组各系统的工作情况，及时发现异常并迅速处理。10.6 启动过程中应经常提醒锅炉，保持负荷与蒸汽参数的匹配。故障停机

汽轮机发生下列情况时应立即手拍危急遮断装置，并破坏真空紧急停机。

11.1 汽轮机转速升高到危急遮断器应该动作的转速仍不动作时。

11.2 机组发生强烈振动。

11.3 清楚的听出从设备中发出金属响声。

11.4 水冲击。

11.5 轴封内发生火花。

11.6 汽轮发电机组任一轴承断油或冒烟，轴承出油温度急剧升高到75℃。

11.7 轴承油压突然降低到0.02Mpa以下时，虽然已启动事故油泵无效时。

11.8 发电机内冒烟或爆炸。

11.9 转子轴向位移超过＋1.3或－0.7mm，同时推力瓦块温度急剧上升到110℃。

11.10 油系统着火，且不能很快扑灭，严重威胁到机组安全时。安全注意事项

12.1 整套启动的全过程均应有各相关专业人员相互配合进行，以确保各设备运行的安全性，以便整组启动顺利完成。

12.2 整套调试过程中如发生异常情况，应迅速查明原因，由电厂运行人员按事故处理规程进行处理。12.3 调试人员在调试现场应严格执行《安规》及现场有关安全规定，确保现场工作安全、可靠的进行。

12.4 参加调试人员应服从命令听指挥，不得擅自乱动设备，一切按现场有关规章制度执行，以保证整个调试工作的有序性。调试组织分工

机组汽轮机 篇3

当前国内在建核电汽轮机普遍采用了半速汽轮机，其设备结构与常规电站有较多不同，其中包括轴承的结构型式。目前国内核电汽轮机安装经验未能系统化，如何熟练掌握轴承的安装是困扰施工单位的难题，本文以台山核电EPR 1750MW机组半速汽轮机轴承安装管理为例，着重对支撑轴承的结构特点以及安装工艺进行介绍，并重点提出了调整过程中如何控制平行度偏差的方法。

一、概述

台山核电EPR一期工程采用额定功率1754.78MW、转速1500rpm、单轴、中间再热四缸六排汽凝汽式汽轮机，由一个高中压合缸和三个双流低压缸组成。汽轮机的为阿尔贝拉型半速汽轮机，其轴承结构如图1所示.

图1 支撑轴承示意图

阿尔贝拉型1750MW机组半速汽轮机支撑轴承有750mm和730mm两种规格，一个高压缸前后有两个轴承为730mm，轴承箱为落地式，三个低压缸有六个轴承位750mm，3号到8号轴承，轴承座与内缸为整体结构直接落在汽机基础上。

二、支撑轴承结构特点

1）轴承形式：轴承为偏支可倾瓦形式支撑轴承，轴瓦中分面与轴承座水平中分面夹角为15°（安装时需根据轴承外圆圆周长度来计算出15°弧长值），轴承放置在装于缸体轴承箱内的轴承调整装置上，通过轴承与调整装置、压紧装置之间形成的单向密封的油路给轴承提供润滑油。支撑轴承核心主体由3块偏支的可倾瓦组成，各瓦块单独供油，上瓦设置弹簧，该弹簧确保上瓦始终保持一定的载荷，底瓦瓦块相对于瓦块出油边的角度为47°（包角104°），侧瓦瓦块与上瓦块相对于瓦块出油边的角度为25°（包角57°）。

2）轴瓦支撑方式：瓦块与轴瓦瓦套通过瓦块背弧上的销孔连接定位，并使瓦块支撑在瓦块座板上，瓦块座板同时支撑在轴瓦套上，瓦块与瓦块座板以线接触的方式实现支撑，以确保瓦块在汽轮机运转过程中可以沿圆周方向小范围自由调整摆动，同时轴向方向与转子轴颈中心通过调整轴承支撑垫块，使轴承和轴颈中心线保持平行，也就是下文将详解的关于轴瓦平行度的保证。

3）轴承顶轴油油路布置：可倾瓦支撑轴承的底瓦块（即主支撑瓦块）和侧瓦块均设有顶轴油囊，底瓦块在支点处沿轴向方向均匀布置四个顶轴油囊，侧瓦块在支点初沿轴向方向的设有两个顶轴油囊。底瓦的四个顶轴油囊的顶轴油为单独供油，侧瓦的两个顶轴油囊则共用一路顶轴油供油，顶轴油经母管至轴承箱内的顶轴油分配器分成多路油路，且在与每个轴瓦连接处设有止回阀。（该轴承的顶轴要求为：顶轴状态下顶起高度为0.08～0.13mm，水平方向0.05～0.10mm，以确保正常运行的状态下轴承乌金表面形成稳定、连续及有一定厚度的油膜）。

4）配合要求：调整装置与轴承箱支撑装置为间隙配合;轴承与调整装置轴向为间隙配合;轴承压紧装置与轴瓦为过盈配合。

三、支撑轴承安装工艺

汽轮机是高速旋转的动力机械，轴承则是确保转子能够实现稳定高速旋转的核心部件，它承受汽轮机工作时转子所产生的各种载荷，并使汽轮机动静部套保持一定的相对位置和间隙，保证转子平稳运转。

阿尔贝拉型1750MW机组半速汽轮机的支撑轴承有着周向可调，轴向位移极小的设计特点，该特点决定了轴承相对于转子的平行度的保证，是确保将来汽轮机运行可靠性的关键安装步骤。由于设计方并没有提供有效的参考程序及设计数据指导轴承平行度的控制，但在通过分析轴承结构及参考常规机组安装经验反馈，并对安装过程中可能存在的制约轴承平行度调整的各类因素进行了梳理，确定在安装的三个阶段进行测量记录，具体有：汽缸空缸状态只有转子的情况下;半实缸状态下;汽缸在全实缸未紧固螺栓和紧固螺栓两种状态，过程中对各类制约因素实施逐一检查，逐个控制，最终通过减少累积误差来保证了汽轮机轴承的平行度。

1）检查轴承座与调整装置

图2 压紧调整装置示意图

安装前试组合，并用内径千分尺检查轴承座与压紧调整装置装配位置的平行度，偏差应控制在0.02mm以内，避免较大的偏差导致后续轴承平行度调整过程中累计偏差超标。

2）压紧调整装置

a.清理检查压紧调整装置，安装就位后控制压紧调整装置与轴承座轴向配合尺寸，使其在要求范围内;b.测量轴承调整装置侧部调整板（L型板）上下部分的平行度，总偏差控制在0.02mm以内;c.检查调整装置底部与轴承座的接触（接触面积不小于75%），在进行初步研磨后，待后续转子就位调整后进行精研。具体方法是：安装压紧调整装置下半（安装前在底部调整板底面和顶面涂抹红丹），紧接着安装底部调整板、侧部调整板，并牢靠固定，此时按垂直与水平两个方向测量装置的内径，如有偏差则研磨调整板。

3）轴承检查

a.轴承解体前利用塞尺检查水平中分面间隙应小于0.05mm，测量轴承横向截面的平行度，测量轴承的宽度，测量与调整装置的配合间隙均应符合设计要求;b.瓦块着色检查;c.检查轴承下半背弧与压紧调整装置下半之间的接触，接触应良好且均匀。

4）轴瓦平行度测量

如图所示，A1、B1、C1、A2、B2、C2为测量位置（该测量位置由设计方综合考虑选定，不可更改），D为测量位置处轴承内径。a.将转子吊装并按图纸K值定位，使用内径千分尺测量轴瓦平行度，平行度偏差要求≦0.10mm;b.根据平行度测量数据确定底部调整板、侧部调整板的研磨加工厚度（需要注意加工前必须结合轴承沿轴向两端的内径测量数据，通过计算确定轴瓦真实的平行度数据）。

如何根据测量数据来加工，加工多少，举例说明一下（测量位置及参数参考图3）：

汽侧A1=9.45mm ;B1=9.50mm ;C1=9.47mm

电侧A2=9.30mm ;B2=9.35mm ;C2=9.33mm

故A1-A2=0.15mm; B1-B2=0.15mm ;C1-C2=0.14mm

根据测量数据判断，需要进行调整，B、C测量点反映在底部轴瓦，需要对底部调整板进行调整，结合轴承内径数据D（以B点为例，对应位置点的偏差为（B1-B2）-（DB1-DB2）），通过测量轴瓦宽度、長度得出电侧底部调整板需要调整0.05mm。

四、安装关键控制点

轴承安装过程中还有几个关键控制点需要谨慎。其一，确保底部调整板的扬度要求与轴承基本一致;其二，安装时调整装置在轴承座内的位置与轴承在调整装置内的位置应保持紧靠同一侧（如电侧或汽侧），从而减少因就位位置不准确而额外增加的平行度的偏差;其三，调整轴承平行度的同时需保证转子轴颈相对油档的中心位置始终在要求范围内。

五、总结

汽轮机机组胀差计算方法 篇4

电站汽轮机的静子部件和转动部件在稳定和瞬态工况时, 汽轮机的转子和汽缸分别以各自的死点为基准沿轴向膨胀 (或收缩) 。因部件的结构、本身重量、负荷变化率、温升 (降) 率以及所处的热传导条件不同等原因, 各部件的温度分布和变化速率不同, 一般说, 转子受热表面积相对汽缸较大, 转子质量比汽缸质量, 因此, 蒸汽对转子的传热比汽缸快得多 (转子质面比大) , 而冷态启动时, 转子的平均温度比汽缸高, 因而转子的轴向膨胀大于汽缸, 使两者存在膨胀差。停机时转子温度降低速度比汽缸快, 这样转子膨胀量小于汽缸膨胀量。因这个胀差只是转子相对于汽缸而言, 故称为相对膨胀。我们定义:转子膨胀大于汽缸膨胀的称为正胀差, 转子膨胀小于汽缸膨胀的称为负胀差。本文提出的计算大、中型汽轮机胀差计算通过分别计算电站汽轮机的静子部件和转子部件的热膨胀, 从而得出稳态和暂态工况下汽轮机组的轴向胀差值。结合三维有限元分析计算和大量现场运行实测数据对计算结果进行修正, 这样, 把电站汽轮机整体复杂结构拆分为多个小的单元进行计算, 保证其计算精度。

2 方法简介

按比例画出表示轴承座和主要部件的汽轮机纵剖面, 以及表示台板和地脚螺栓的汽轮发电机外形图, 标出轴承、进汽中心线等关键点位置及绝对死点和相对死点位置, 确定轴向锚固位置。为控制胀差和防止动静部分相碰造成事故, 结构设计时通常设定转子相对于静子死点只有一个, 通常选定在转子轴向推力盘处, 600MW机组相对死点布置在高中压缸间轴承箱中推力盘上。静子相对于机组基础的绝对死点是静子热膨胀基准点, 也是静子膨胀起始点, 确定了绝对死点位置就确定了转子的膨胀方向, 对于中小机组轴向尺寸短, 汽缸绝对轴向差胀小, 一般选一个死点。对于600MW机组, 汽缸轴系轴向尺寸长, 汽缸绝对膨胀值也大, 总体布置复杂, 机组膨胀时对基础台板摩擦也大, 所以选定三个死点, 中压缸至低压缸之间的轴承箱处有一个机组死点, 两个低压缸各有一个汽缸死点, 这样将机组沿轴向划分成按不同方向膨胀的段, 每段轴向膨胀值小, 有利于控制相对胀差, 保证机组安全运行, 同时维持各汽缸通流部分较小的动静间隙, 获得良好的通流效率。另外, 按一个方向膨胀的汽缸少, 有利于减小汽缸膨胀时摩擦阻力, 使滑动舒畅, 避免卡涩, 缩短机组启停时间。

典型大功率机组与转子膨胀示意图如图1所示。

将静子和转子划分若干区段, 每个区段内的温度ti假定是稳定的, 它应该是蒸汽空气、水和油温度的函数, 对于复杂区段的温度ti的选取, 一般采用平均温度法, 如图2所示。

其中:T21为喷嘴出口温度, T1、T2见图2。

汽缸或转子各段长li内绝对膨胀值由下式确定:

△li=li (ti-t0) αi

其中, li-第i段长度;ti-第i段内所取温度;αi-第i段内金属线膨胀系数;t0-机组起始温度, 一般取20℃。

计算机组热膨胀时, 选取坐标原点。距离该点越远, 膨胀的累加值也越大, 距离死点为Xi处, 绝对膨胀值由下式确定:

汽轮机转子随同汽缸一起向机头方向作绝对膨胀的同时, 还向推力盘开始带着转子上的各个零件向死点方向膨胀。推力盘处的相对膨胀值为零。

转子上各点与汽缸上相应点之间的相对膨胀值计算分两种情况。如果转子上的关键点也是汽缸区段的关键点, 例如各轴承中心线位置, 在转子区段和汽缸区段计算绝对膨胀时都已经算出, 则转子和汽缸在轴承中心线处的相对膨胀值, 便是两者绝对膨胀值之差。如果转子上的关键点处Xi绝对膨胀值Li已算出, 而汽缸上与其相同坐标的点的绝对膨胀没有明显计算出来, 此时若求其相对膨胀值, 则由下式确定:

其中, xm、xn-汽缸上包含xi在内的区段首尾;Lm、Ln-汽缸上坐标为xm、xn处绝对膨胀值;Li-转子上坐标为xi处绝对膨胀值。

为保证机组正常安全运行, 将对不同工况 (稳态工况、启停暂态工况) 下的汽轮机机组胀差进行计算, 规定汽缸和转子向发电机方向膨胀为正, 向调端为负。

稳态工况:SS=SS转子-SS汽缸

暂态工况:I=S转子-SS汽缸 II=SS转子-S汽缸

SS-表示额定工况100%温度时膨胀量;S-表示暂态工况75%温度时膨胀量;I-暂态下转子收缩量;II-暂态下转子伸长量。

3 计算实例

计算对象选取为某引进1000MW汽轮机高中压部分, 运用上述方法计算机组各点胀差值, 并绘制出胀差曲线, 同引进机组提供的胀差曲线进行对比。如图3所示, 总胀差的误差量在1mm以内。

4 结 论

在稳定工况下, 相对胀差值接近于零 (如材料的热膨胀系数相等) , 相对胀差值变化最大是在起、停工况和机组负荷变化剧烈时。供热机组在抽汽量大时, 抽汽段后通流部分蒸汽参数 (温度, 压力、流量) 变化大, 对相对胀差值也有很大影响。径向间隙变化和轴向相对胀差不同, 径向间隙变化因温度引起的变化相对较小。

汽轮机组热膨胀是影响胀差的最主要因素。同时压差和温度场变化引起部件的挠曲变形, 转子压差引起△P位移, 离心力引起的转子收缩, 转子受真空、汽流和附加热、负荷变化速度、蒸汽温升速度等因素同样会影响汽轮机组的胀差计算。由于汽轮机产品各异, 结构上的差异, 在计算动、静胀差时可根据实际情况“分段”, 对重点考核部分可进行细分, 根据温度场计算结果求得各段的自由热膨胀量。

摘要：提出了一种适于大、中型汽轮机机组热膨胀的计算方法。机组膨胀基准点的确定, 胀差计算, 考虑了稳态和暂态热膨胀、离心力、压差等因素引起的胀差。而计算出的动、静间隙量及转子和汽封体的偏置量, 既在额定工况运行时能够满足通流部分在各种工况下动、静部件的关联关系, 又可保证机组各部件在各自中心线附近工作, 确保机组的安全运行。

关键词：汽轮机,静子,转子,胀差

参考文献

机组汽轮机 篇5

长春国电建设监理有限公司登封项目监理部

2011-9-30

尊敬的各位领导、各位专家：大家好！

首先，我代表长春国电建设监理有限公司登封项目监理部，对省电力质检中心站的各位领导、各位专家亲临施工现场，对#4汽轮机扣盖前监检及对监理工作的检查指导，表示热烈欢迎并致以诚挚的谢意。

在登封电厂二期工程项目部的正确领导下，经过安徽电建第一工程公司、长春国电监理公司登封项目监理部的共同努力下，#4机组汽轮机扣缸前安装已全部完成，具备质量监督检查的条件。

登封二期工程监理部在建设单位、安装单位、制造厂家等单位的支持下，已完成了#4机低压缸扣盖监检前验收工作。现就#4机组扣盖前的工程情况做简要的汇报：

一、工程概况：

登封二期工程设计容量为2×600MW燃煤发电机组。汽轮机主机设备由东方汽轮机有限公司生产。超临界、一次中间再热、单轴、三缸四排汽,凝汽式汽轮机。型号：N600－24.2/538/566型。额定功率：600MW，新蒸汽压力24.2MPa,新蒸汽温度5380C，再热蒸汽温度5660C，旋转方向：从汽轮机向发电机侧看去为逆时针方向。

工程参建单位：

安徽电建第一工程公司：负责#4机组安装。

河南电力建设调试院：负责调试。

二、工程进度和现状条件

1）汽机基础验收 2011年04月26日

2）汽机台板就位 2011年06月26日 3）低压外缸下半就位 2011年07月09日 4）发电机定子就位 2011年09月01日 5）低压内缸就位 2011年07月26日 6）高中压外缸定位 2011年08月10日 7）汽轮机半缸轴系找正完 2011年08月16日

8）汽轮机全实缸轴系找正完 2011年08月28日 9）低压缸通流部分间隙测量调整完 2011年09月28日 10）高中压缸通流部分间隙测量调整完 2011年09月30日 11）凝汽器与低压缸连接完 2011年09月26日 12）连缸后汽轮机全实缸轴系中心复测 2011年10月02日 12）发电机穿转子完 设备未到 汽机现状条件

1、汽机房能满足汽轮机本体安装施工条件，汽机基础沉降观察符合安装要求。

2、低压缸内外缸扣盖前调整工作已结束，试扣大盖检查并验收合格。

3、低压缸全部检查、安装、调整、检测和试验等项目记录及报告齐全、完整、准确，并已经业主和监理签认。

4、合实缸情况下转子推拉间隙检查完毕，符合制造厂设计要求。

5、运转层汽机扣大盖工作范围内的孔洞、沟道已封闭，栏杆齐全可靠，照明充分。

6、桥式吊车经负荷试验,状况良好，能保证安全、顺利吊装。

7、有干燥清洁的压缩空气，气源可靠供给，安装用工器具齐全。

8、对汽缸变形和中心偏差有影响的热力管道连接完毕，已留管口。

三、监理工作依据及质量控制情况 1.依 据: 长春国电监理部按照登封电厂二期工程建设监理委托合同、建设单位提供的该项目的设计、安装图纸和汽轮机有关安装资料说明及现行的国家有关验收技术规范、验收评定标准等作为开展监理工作的依据。在监理合同范围内，在业主授权和委托下，守法，诚信，科学地履行“四控、二管、一协调”职责,实施过程控制，努力满足顾客要求。2.质量控制情况

（1）依据规程规范要求,监理审查了施工单位的施工组织设计和施工作

业指导书,特殊工种作业人员的上岗资质证书。

（2）安装工作使用的计量器具如:百分表、内外径千分尺、合像水平仪等均由质量技术监督局检验且合格证在有效期内。

（3）汽轮机本体安装人员的技术水平完全能满足汽轮机本体的安装要求。

（4）施工质量验收及评定范围

安徽电建第一工程公司登封项目部，在汽轮机安装中本着尽职尽责、精益求精的原则，得到了业主单位及监理单位的认同。

验评项目： 1)汽轮机基础准备 2)基础检查与几何尺寸复核 3)地脚螺栓检查 4)#1—#6 轴瓦检查 5)

A 低压缸调整

A 低压缸通流部分间隙测量调整

A低压缸汽封间隙测量调整

6)合实缸低压转子与高中压转子联轴器找中心 7)

B 低压缸调整

B低压缸通流部分间隙测量调整 B 低压缸汽封间隙测量调整

B低压转子与 A低压转子联轴器找中心

8)A,B凝汽器与A,B汽缸联接

根据DL/T5210.3-2009,《电力建设施工质量验收及评价规程》（汽轮发电机组）

汽轮机低压缸扣盖前，按验评经监理验收项目：检验批44项，分项工程13项，质量评定结果为合格。

四、#4机本体安装扣盖前的监理具体工作

1）审批汽轮发电机安装开工报告一份，本体安装作业指导书3份。2）签发工程联系单3份。3）设备缺陷通知单份4 3）重点部位工程项目旁站2项。（有旁站记录）

4）督促安装单位对合金部件（低压缸）100%光谱分析，光谱分析按《火力发电厂金属光谱分析导则》标准进行评定，符合制造厂家技术要求。

硬度试验按《火力发电厂金属技术监督》DL/T438-2009规程的标准进行评定，符合制造厂家技术要求。

火力发电厂高温紧固件技术系列按DL-439-2006的规定执行，符合制造厂家技术要求。

五、监理评价

通过对#4汽轮机安装全过程的跟踪检查，监理认为施工单位安徽电建第一工程公司质量管理体系健全，三级质量检查验收制度完善，各项施工方案/作业指导书，编制规范，交底清楚，安全作业措施齐全,设施完善。汽轮机扣盖前的安装工作已经结束，并经监理组织联合检查验收，符合监检大纲应具备的条件。对#4汽轮机四级验收结果评价：

1）汽轮机安装质量始终处于受控状态，汽轮机各项安装记录、数椐准确真实。

2）焊接专业及金属监督严格按规程规范要求，进行质量监督,符合质量控制目标，焊接及金属监督处于受控状态。由此#4汽轮机具备扣盖条件。以上是我们监理在此次#4汽轮机扣盖前监检工作中的汇报总结，如有不足之处,请各位领导,专家指正,多提宝贵意见。

谢谢大家！

长春国电建设监理有限公司登封项目部

机组汽轮机 篇6

关键词：汽轮机；通流部分；结垢；蒸汽品质；清洗

中图分类号：TK267文献标识码：A 文章编号：1000-8136(2009)29-0022-02

霍州煤电煤矸石热电厂2#汽轮机组在运行中发现推力瓦温度大幅度升高，运行两个月后负荷4Mw时推力瓦温已达81℃，不得不限负荷运行，严重影响机组安全经济运行。

1 2#汽轮机推力瓦温度高原因分析

2#汽轮机带额定负荷6Mw时，调整抽汽压力远远超过规定值，并且随着机组运行时间的增长而不断恶化。带额定负荷6MW时调整抽汽压力最高达0.785MPa(额定0.49MPa)；并且推力瓦温骤然升高，带4MW负荷时推力瓦温已达81℃(冷油器出口油温37℃)，带来严重安全隐患。根据各段抽汽压力均与主蒸汽流量成正比这个原理，在运行中通过监视抽汽压力，就可以有效地监督通流部分工作是否正常。如果在同一负荷下各段抽汽压力升高，则说明该抽汽级以后通流面积减少，多数情况下是结了盐垢。其中，中压汽轮机各段抽汽压力相对升高15％时就必须进行结垢清理。据此推断为汽轮机通流部分结盐、流通不畅，导致汽轮机做功能力下降，使机组无法带至额定负荷。

22#汽轮机通流部分结垢的机理及2#机结垢的现状

2.1通流部分结垢的机理及化学成分

由于锅炉产出的蒸汽并不是绝对的清洁(其中含有各种盐分和杂质)，蒸汽在进人汽轮机内膨胀做功时，参数降低，携带盐分的能力逐渐减弱，盐分即被分离出来，紧紧地黏附在喷嘴、动叶和汽阀等通流部分的表面上，形成一层坚硬的盐垢。汽轮机内沉积的物质可分为易溶于水的、稍溶于水的和完全不溶于水的。可溶性的均是钠盐，如碳酸钠、硫酸钠、硅酸钠、氯化钠等；不溶性的是二氧化硅、氧化铜、三氧化二铁等。

2.22#汽轮机通流部分结垢的现状

霍州煤电煤矸石热电厂2#汽轮机组型号为C6-3.43／0.49。由山西机床厂设计制造，额定功率6MW，自1998年投产以来，一直连续运行，设备的利用率很高。由于蒸汽中盐分及杂物的日积月累，至2008年，该机通流部分结垢已达到了相当严重的程度，运行中出现了带额定负荷困难的问题，并且上述现象随着机组连续运行时间的增长而不断地恶化。2#机是一次调整抽汽式机组，运行中调整抽汽压力按用户的要求，均调整锁定在0.49MPa，所以，汽轮机结垢程度主要是通过监视调整抽汽压力的变化幅度来判断。2#机组在带6Mw负荷的情况下汽轮机抽汽压力已达到0.785MPa(厂家给定允许值为0.49MPa)，从2#机组外部象征来看为汽轮机高压侧通流面积相对减小造成了机组在带高负荷的情况下、高压侧监视段压力超标的现象。从整个热力系统的结构及运行状况来看，凝汽器管束材料为不锈钢TP304，给水中硅的含量一直在控制之中，除氧器的除氧效果也比较优良，热力管道未受腐蚀，因而垢的成分排除了不溶于水的氧化铜、氧化硅和三氧化二铁。故可以肯定垢的成分均为可溶性的钠盐。

汽轮机结垢后，解决的办法主要有两种：其一是停机揭大盖解体各结垢部件，进行人工铲除。此法费时费力，且难以将积垢清除干净、彻底。其二是在汽轮机运行中，使用低温蒸汽进行清洗，将机内溶于水的盐垢清洗掉。本厂如采用停机机械清理的方法清理，既要投入大量的人力、物力，又需要较长的时间，停机造成的损失巨大。为解决这一难题，我们组织工程技术人员进行技术攻关，通过集思广益，反复论证，在低转速阶段利用低温蒸汽对通流部分清洗，以达到除钠盐垢的目的。

2.3汽轮机机组通流部分结垢的危害

(1)使汽轮机通流表面变得粗糙，增大蒸汽流动时的摩擦损失，从而降低汽轮机的效率。

(2)汽轮机通流部分积盐使蒸汽的通流截面积减少，降低汽轮机的输出功率。

(3)盐类物质沉积在隔板喷嘴上，会增大隔板前后的压力差，从而增大隔板的弯曲应力。

(4)盐类物质沉积在动叶上，会增大叶轮前后的压力差，从而增大汽轮机转子的轴向推力，使推力轴承过负荷，严重时甚至会造成推力轴承乌金融化，动静部分发生摩擦、碰撞。

(5)一些盐类物质对通流部分尤其是叶片有腐蚀作用，腐蚀作用会降低叶片强度，严重时会使叶片断裂造成重大事故。

(6)盐类物质沉积在轴封上，使轴封环卡死失去弹性而造成轴封部分损坏。

(7)当沿汽轮机圆周积盐不均匀时，将影响转子的平衡，使汽轮机振动加大，甚至造成严重事故。

32#汽轮机通流部分的清洗

3.1清洗原理

因为水蒸汽中钠盐的溶解性与蒸汽的压力成正比，与蒸汽的温度成反比；所以进行汽轮机通流部分冲洗时，在保证汽轮机安全的前提条件下，尽可能在保持相对高的蒸汽压力和相对低的蒸汽温度。通过降低新蒸汽的进汽压力和温度，即把新蒸汽温度降低到接近于相应压力下的饱和温度时，使通流部分大多数处于湿蒸汽下工作。达到利用湿蒸汽溶解盐垢清洗通流部分结垢的目的。

3.2注意事项

(1)清洗前先退出低真空保护系统，整个清洗过程中维持真空20kPa左右。

(2)在清洗过程中每隔20min化验一次凝结水硬度、电导率。并根据化验结果来决定维持机组转速的时间以及是否继续升速，并判断盐垢的清洗效果，在凝结水电导率基本不变化并与给水电导率(25us/cm)大致相同时停止清洗。

(3)在清洗过程中锅炉方面要根据要求严格控制蒸汽温度、压力，以保证合格蒸汽品质。

(4)当气温接近饱和温度以后(一般比饱和温度高5℃一10℃)应继续运行到凝结水含盐量降到规定范围内，然后升高气温。

(5)注意监视汽轮机推力轴承金属温度≯85℃(当前最高点78~C)。若推力轴承金属温度上升至85℃同时伴随汽机轴向位移升高时，应终止进行清洗工作。

(6)注意监视汽轮机胀差、汽缸膨胀、各轴承振动、轴承温度、轴向位移的变化，当上述参数达到规定值时终止汽机通流部分清洗工作。

(7)如在进行汽机通流清洗过程中，任意参数达到紧急条件时，应果断停机；严禁发生人为处理不及时造成汽轮机损坏事故。

(8)清洗以后，应在相同的蒸气参数、背压和流量下比较清洗前后各监视段的压力，判断清洗效果。

4实施与效果

2#汽轮机通流部分吹洗之后，运行一直很稳定，6Mw负荷时监视段压力由原先0.785MPa左右下降到现在的0.50MP且左右(额定0.49MPa)。机组的状态达到了投产初期的水平，运行工况大为好转，不须再限负载运行，汽轮机恢复到了最佳工况及应有的效率，完全消除了因通流部分结垢而带来的安全隐患。汽轮机的效率有了明显的提高。

5汽轮机通流部分结垢的预防

汽轮机通流部分结垢主要是新蒸气品质不良引起的，而蒸气的品质如何主要取决于锅炉给水的品质好坏。汽轮机叶片上结有不溶于水的物质，如氧化铁和氧化铜等。氧化铁的出现是钢的腐蚀所造成的，腐蚀部位主要发生在给水与凝结水的管路系统中。铜垢主要来源是低压加热器铜管的腐蚀产物，一般可以通过加强凝结器及除氧器的除氧效果来减缓氧的腐蚀。

汽轮机凝结水含有各种杂质，这些杂质来自铜管(两级射汽抽气器、低压加热器)的腐蚀、冷却水的漏入以及低压加热器等的疏水。运行中必须严格监督凝结水品质，不合格时及时排人地沟，同时应监督和防止冷却水漏入凝结器中。

对化学水、疏水箱的质量应严格监督，以不影响给水质量为标准进行控制。

6结束语

超临界机组汽轮机旁路控制技术 篇7

国内汽轮机启动方式分为:带旁路的高中压缸联合启动、中压缸启动和不带旁路的高压缸启动方式。为适应电网对机组快速启动的要求并减少汽轮机本体金属寿命的消耗, 现在的大容量、高参数机组基本都采用带旁路的启动方式。带旁路的启动系统为适应不同的启动方式又分为:高、低压两级串联旁路、高压一级大旁路、三级大旁路系统、三用阀旁路系统等。

2 汽轮机旁路系统功能

汽机旁路系统的功能是排放汽机所不能接纳的蒸汽。在机组启动期间可作为启动排汽阀, 在降负荷时起减压阀作用, 并可维持停机不停炉状态。有旁路系统的机组特别适应调峰机组快速启动或停机的要求, 同时能大量节省暖机和稳燃的费用与时间。当机组快速甩负荷时, 可迅速排除蒸汽, 实现对锅炉的保护。

对于大型超临界机组, 汽机旁路系统是重要的辅助系统。超临界直流锅炉的启动特点是在启动初期, 锅炉在最低直流负荷以下运行, 必须通过旁路系统协调锅炉与汽机的参数差异, 控制旁路阀使机组按给定的压力进行升压, 在冷态启动、温态启动、热态启动和极热态启动工况下, 使蒸汽温度和汽机金属温度相匹配, 缩短启动时间, 满足电网对各种负荷的特殊要求, 实现机组FCB功能, 满足机组的运行安全性和经济性要求。

3 超临界机组旁路系统容量选择

3.1 超临界机组旁路系统容量选择

由于锅炉运行方式基本上带基本负荷并参与调峰, 对于调峰机组, 要求经常热态启动, 有时还要求停机不停炉、带厂用电运行, 这都要求机组有较大容量的旁路系统。

在确定旁路容量时, 主要考虑的因素是机组的启动工况、甩负荷工况及机组启动时间的要求。容量选择原则为高压旁路的容量能保证锅炉压力无明显变化情况下全部新蒸汽可以顺利通过;低压旁路的容量能保证冷凝器系统不受明显扰动情况下通过部分或全部再热蒸汽。

根据旁路系统不同的作用, 旁路系统在各个电厂采用的方式及容量也不尽相同, 也是超临界机组中差异较大的一个系统。

若旁路系统仅作满足机组正常启动时的要求, 旁路容量一般选用40%BMCR左右;若旁路系统要满足只带厂用电 (FCB工况) 运行或机组甩负荷后维持3000r/min运行, 则高压旁路容量至少选70%BMCR, 低压旁路应选50%BMCR以上。

目前国产超临界机组保护系统大多采用大联锁设计, 因此旁路系统容量选择一般仅满足机组正常启动时的要求就可以。

3.2 超临界机组旁路系统的运行方式

目前国内大部分的超临界机组采用高、低压两级串联旁路, 由于再热器中有蒸汽冷却, 使得高温再热器金属壁温低于高温再热器入口烟气温度, 使得锅炉投入燃料量的限制得以放宽。

汽机高、低压两级串联旁路系统中主要阀门功能:高压旁路阀用于主蒸汽压力调节;低压旁路阀用于再热蒸汽压力调节。旁路系统的运行方式与汽机冲转方式和启动方式等有关。

机组冷态、温态和热态启动时, 在锅炉点火前, 高压旁路阀全关;点火后, 视锅炉升温升压情况, 打开高压旁路阀, 此时高压旁路阀的开度随主蒸汽压力比例变化, 建立压力;汽机冲转前, 高压旁路阀控制蒸汽压力约为8MPa;汽机冲转后, 高压旁路阀开度逐渐减小, 维持主蒸汽压力约为8MPa;当负荷达到15 %MCR后, 高压旁路阀全关, 锅炉主蒸汽压力控制转为水煤比控制。

机组极热态启动时, 由于主蒸汽压力已经建立, 将高压旁路阀的设定压力改为3MPa左右;锅炉点火经过约10min后, 将高压旁路阀的设定压力改为约8MPa;当达到15%MCR时, 高压旁路阀全关, 锅炉主蒸汽压力控制转为水煤比控制。

4 高中压缸联合启动旁路

在高中压缸联合启动过程中, 主汽压力与再热蒸汽压力都需要维持稳定, 高低压旁路的控制有些需要特别注意的问题。

4.1 高压旁路控制方式

旁路系统的自动控制在各主要制造厂都有较为成熟的设计, 一般分为并网前的“升压”、“定压”, 并网后的“跟随”等几个模式, 压力的设定值由逻辑中的设定值生成器自动设定。但在实际运行中, 也有将旁路的压力自动控制简化, 压力设定值在各个阶段都由操作员人工设定, 称为简单自动控制。

对于高压旁路, 主要是维持主汽压力稳定。机组启动至并网前, 无论是自动生成压力设定值还是手动设定, 都能满足运行要求。机组并网后, 随着汽机升负荷, GV开大, 主汽压力降低, 高压旁路将自动关小维持汽压直到关闭。

如果是自动生成设定值, 那么设定值将跟随主汽压力, 并在设定值上加一个偏置dP, 即使主汽压力随锅炉的燃料量增加而上升, 也能保证高旁关闭。如果是简单自动控制, 那么在高旁关闭后, 压力设定值仍然是并网前的值, 这时应退出高旁的压力自动状态, 避免在主汽压力上升时高旁再次打开。

4.2 低压旁路控制方式

对于低压旁路, 主要是维持再热蒸汽压力的稳定。机组启动至并网前, 无论是自动生成压力设定值还是手动设定, 都能满足运行要求。

但对联合启动来说会产生一个问题, 并网后至高排通风阀关闭前, 汽机调节级压力与再热压力并无必然联系, 这将导致低旁可能会开启也可能会关闭, 这样的调节对维持再热蒸汽压力的低旁来说是不正确的。即使高排通风阀已关闭, 高压缸蒸汽进入再热器, 此时调节级压力必然高于再热汽压, 低旁会自动关闭, 也会产生问题:如果此前低旁开度较大, 当低旁较快地关闭后, 再热蒸汽压力势必上升较多, 而IV的开度是有压力修正的, 再热蒸汽压力上升越多, IV关小得越多, 最终导致再热蒸汽力压力恶性升高, 因而高压缸排汽压力和温度也随之升高, 可能会触发汽轮机保护, 造成停机。

如果低旁是简单自动控制, 当升负荷IV开大时, 再热蒸汽压力降低, 低旁会自动关小以维持再热蒸汽压力, 但当IV 全开后, 随着汽机进汽量增加, 再热蒸汽压力会随之升高, 此时低旁反而会再次打开。因此, 当发现再热蒸汽压力开始升高后, 应将低旁切除自动, 手动关闭。可见, 由于高中压缸联合启动的特殊性, 对采用厂家设计自动生成设定值的旁路系统, 其控制方式必须根据实际的启动过程加以修改。尤其对低旁的控制, 修改量更多, 要避免并网后可能造成的非停。

对简单自动控制的旁路, 压力设定值完全由操作员决定, 可根据实际情况操作, 但要注意的是, 并网后如果要手动关闭低旁, 决不可操之过急, 否则低旁关闭过快的后果与上面提到的因自动生成设定值引起的低旁关闭一样, 可能会造成机组非停。

5 结束语

旁路系统的运行方式与汽机冲转方式和启动方式等有关。对超临界机组的汽机旁路的控制, 应根据启动方式, 针对启动时间的要求、有无再循环泵、机组是否参与调峰、快速启停、甩负荷、燃烧调整和控制、再热器冷却、汽机金属温度匹配等综合因素来考虑, 尽量做到满足机组安全运行要求。

摘要：阐述了超临界机组旁路系统容量选择及运行方式, 介绍了超临界机组高中压缸联合启动旁路系统的控制方式。

关键词：汽轮机,超临界,旁路系统,控制方式

参考文献

[1]冈部和之.超临界参数锅炉:变压运行超临界直流锅炉启动系统的设计[Z].上海锅炉厂, 1984.

60MW发电机组汽轮机安装实践 篇8

邯钢60MW发电机组汽轮机型号为CC60-8.83/3.34/0.98, 是目前国内外先进技术设计制造的新型冲动式、高温、高压、单缸、调整抽汽、凝汽式汽轮机。它与相应容量的锅炉及汽轮发电机配套, 构成火力发电机组, 在电网中带基本负荷, 也可承担调峰任务。为减小汽缸应力, 增加机组启停及变负荷的灵活性, 汽缸的前、中压部分采用单层隔板套结构。主汽阀独立置在汽轮机前端, 通过管道与汽缸连接。机组总长9.1m。来自锅炉过热器的新蒸汽通过1根Φ273×22mm主蒸汽管进入主汽阀, 再经4根Φ168×14mm进汽管分别进入汽缸前部的四个喷嘴室。蒸汽经1个单列调节级和19个压力级作功后, 由汽缸后部的排汽室向下排入凝汽器。在第5级后设第1段回热抽汽供1号高加 (№1HP HTR) , 第8级后设第2段回热抽汽供2段高加 (№2HP HTR) , 第14、16、18级后各有1个抽汽口分别供2、4、6号低加 (№2HP HTR、№2HP HTR、№2HP HTR) , 第10级后设回热抽汽供DTR及可调供热抽汽。

二、汽轮机设备安装要点

1. 垫铁布置及地脚螺栓

汽轮机框架完工交检后进行垫铁布置。垫铁布置前应确定基础的纵向和横向中心, 基础的纵向中心线对基准线的偏差在全长范围内不得超过±5mm。地脚螺栓孔位置、预留孔位置、管道预留槽位置、工程预埋件的位置、垂直度及中心线偏差均应符合图样和其他有关规定。放垫铁的位置凿出新的坚实平整的毛面, 保证铲出区比垫铁周边宽30～40mm, 渗透在基础上的油污必须清除干净。垫铁与基础面的接触, 用涂色法检查时, 总接触面积应在50%以上且无翘动;当采用座浆法时, 热铁与座浆混凝土的接触面积应达80%以上;允许用环氧树脂将垫铁粘在基础上。同一标高的垫铁应在同一平面上, 允许高差±1mm, 垫铁之间的接触应均匀, 接触面积≥70%以上, 垫铁四周0.04mm塞尺不入。每叠垫铁不允许超过3块, 二次灌浆前, 各垫铁侧面应定位焊牢。

2. 汽轮机汽缸找中心

东方汽轮机要求在半缸拉钢丝找中心再进行合缸组装状态下拉钢丝找中心。汽轮机总装合缸找中方法, 是将静止部件在合缸、半缸状态下的中心高度差, 预先加在静止部件在半缸状态下的中心高度上, 使静止部件的中心高度在合缸后因重力增加而下降至与转子的中心高度相同, 误差较半缸找中方法大为缩小, 有效地避免了汽轮机组在开启和运行过程中出现汽封齿碰磨、转子振动大等不良后果。邯钢9#汽轮机安装过程出现合缸找中心与半缸找中心的数据存在较大的偏差, 后来在中心及间隙调整时将这些偏差都修正了, 保证了机组运行的可靠性。

按照东方汽轮机公司的标准, 合缸状态与半缸状态找中心数据的偏差水平方向在0.03mm内, 垂直方向在0.15mm内。拉钢丝找中心是以汽轮机的1号轴承洼窝为基准, 要求基准洼窝中心偏差≤0.03mm, 然后对各轴承油挡、汽挡、内缸及隔板等洼窝进行测量, 并记录测得的数据。因为各轴承的标高和中心在其安装时已经基本调整好, 所以找中心时只需左右少量调整即可。连续测量3次, 3次测得的数据要求基本相同, 误差≤0.03mm, 如果>0.03mm, 则需进行调整, 调整后重新测量3次, 直到满足要求为止。

3. 各转子间联轴器找中 (图1)

(1) 汽轮机转子与发电机转子间联轴器找中要求

圆周a, b, c, d任意二数之差≤0.04mm, 端面A, B, C, D任意两数之差≤0.03mm。

(2) 主油泵转子与汽轮机转子之间联轴器安装要求

端面A, B, C, D任意两数之差≤0.06mm, 主油泵转子相对于汽轮机转子中心抬高0.2～0.25mm, 并左偏0～0.05mm, 主油泵转子与危机遮断器轴向间隙>8mm。对中后数据见表1。

4. 大口径管道连接

为了减少大口径管道安装对汽轮机的影响, 所有大口径管道均需在汽轮机扣盖前连接完成, 特别要注意后汽缸与凝汽器、汽封管道、各抽汽管道、主蒸汽导汽管, 要制定详细的对口、定位、施焊、热处理以及位移控制的办法, 以确保减少对汽缸的影响。

汽封管道焊接时, 应使汽封送汽管道朝汽封压力调节阀方向倾斜, 倾斜率1/50, 所有汽封和阀杆漏汽的汽气混合物管路应朝汽封抽气器方向往下倾斜, 倾斜率1/50, 管道内应清洁干净, 不得有焊渣、铁屑等异物, 管道焊接时应注意留出蒸汽吹管时的接口和出口。

焊接各抽汽段管道, 并安装、焊接抽汽止回阀气动控制系统, 其给水时过滤器与抽汽止回阀操纵装置之间的管道必须经过除锈、酸洗, 酸洗后用水冲洗干净并用压缩空气吹干后焊接, 以保证管道内清洁无杂质。本系统安装结束后按图样技术作系统试验。

主汽管安装时按实测尺寸配准焊好, 焊缝进行热处理和探伤, 然后按图样要求沿汽轮机轴线往机头侧冷拉以后, 将主汽阀固定。

东方汽轮机公司明确要求在汽缸合缸状态下 (即合缸找中心已完成调整时) 进行这些管道的连接工作管道连接不能强制对口, 焊接工作要统一指挥, 关键是要对称进行, 每一层焊接后都要充分消除热应力, 要用千分表监视汽缸的位移变化, 当变化量或对称点的偏差量超出预定值时, 应及时采取措施, 确保对汽缸的影响控制在最小的范围。

5. 油系统冲洗及验收标准

新安装结束机组必须对整个油系统进行冲系, 以清除残留在油系统内的机械杂质, 避免调节部套卡涩、轴承巴氏合金表面和轴颈表面拉伤, 保证机组的安全、正常运行。油系统的所有管道、阀门、油泵、油箱、滤油器、冷油器及射油器等都应进行冲洗, 参加油冲洗的管道必须是酸洗、磷化后的管道。本次冲洗用油为Turbinol X32, 冲洗分为几个回路进行, 油箱、交、直流润滑油泵、高压启动油泵、冷油器、各轴承及其连接管道;油箱、贮油箱及其连接管道;油箱、射油器、主油泵、轴承箱及其连接管道;调节部套之间的管道;顶轴装置及其连接管道。

在冲洗时, 对露在外面的管道及其焊缝, 用<3.6kg的铜锤或激振器敲击管道及焊缝, 以清除焊渣及其他杂质, 使油管内壁得到充分的清洗。在一些不可避免的冲洗死角, 采取辅助措施, 确保清洗彻底、干净。油系统冲洗时, 油温冷热交替变化, 冲洗以8h为一个循环, 油温控制参照图2。冲洗结束后所有轴承进行翻瓦清扫, 去掉粘在轴承和轴颈上的固体颗粒和杂质, 确信轴承清洁。油系统冲洗达到下列标准时冲洗合格。

(1) 在各回油管及油口处插入60孔/cm2滤网 (如原有临时滤网应去掉) , 在正常冲洗油量下, 每隔2h取出上述全部滤网, 用溶剂汽油清洗。然后用80孔/cm2滤网按标准过滤该油。经烘干处理后杂质总重量不超过0.1g/h。

(2) 采用放大倍数至少10倍且有刻度的放大镜, 观察任一滤网的杂质, 分别进行分类计数, 符合表2要求且无硬质颗粒。

(3) 进入调节保安部分油质颗粒度要求符合NAS1638 6级标准。

三、汽轮机安装保障措施

1. 台板研刮

汽轮机在运行过程中, 由于汽缸自身会受热膨胀, 因此, 将会使轴承座沿台板方向发生滑动, 安装中, 常出现台板接触不良现象, 势必导致日后机组振动, 所以, 施工人员在完成接触面的研刮后必须要用塞尺进行检查, 以便使其达到厂家及设计标准要要求。

2. 各轴瓦的检查和垫块接触面的调整

根据设计图纸和国家有关标准的要求对各轴瓦进行检修, 并对垫块接触面进行调整, 以保证各层间的良好接触。

3. 滑销系统间隙标准

对滑销间隙的选择是否科学合理直接影响着汽轮机组的安全运行, 如果间隙选择过小, 就会使汽缸膨胀受阻;如果间隙选择过大, 则会使汽缸的膨胀失去控制, 造成缸中心的变动, 进而使已经调整完毕汽缸内动静部分间隙发生变化, 增加摩擦和碰撞, 最终出现弯轴并引起振动。所以, 严格按照设计图纸和相关标准的要求进行滑销系统的施工, 合理调整滑销系统的间隙, 切忌不可因为盲目增大负荷而使滑销系统出现卡涩或歪斜。滑销间隙可参照表3和图3调整。

mm

4. 转子检查

转子的动平衡性能直接决定着汽轮机组运行的振动情况, 如果没有把握好这部分内容, 则其他工作的效果将会大打折扣, 所以使用前除了要查看其质量保证书和试验质保书外, 还要对其进行高速动平衡试验, 转子瓦振动值要<0.02mm。正式安装前, 还要对转子进行全面、细致地检查, 确保轴颈圆度、晃度、端面瓢偏度、同轴度及大轴弯曲均能符合厂家设计图纸和国家有关标准的要求。

四、汽轮机组安装后检测结果

机组冲转时按规定进行了特殊的汽缸膨胀试验, 汽缸膨胀前后左右均匀对称, 滑动平稳, 汽轮机在以后多次启停过程中膨胀和收缩情况也很好。运行时转子相当稳定, 轴瓦温度正常。表3和表4列出了汽轮发电机在调试期间60MW满负荷工况时轴振和瓦温数据, 其中轴振的报警值是0.05mm, 支持轴承巴氏合金温度报警值是90℃。

mm

℃

汽轮机组在试运行期间, 无论是升负荷还是满负荷运作, 都达到了安全运行的标准。机组上汽缸和下汽缸温差、排气缸温差、热膨胀、超速试验、调门严密性试验、真空系统严密性试验等检测结果, 均在国家有关标准的要求范围之内。汽轮机的自动调节及安全检测装置也能够保持正常工作状态, 各轴瓦振动幅值较小。

摘要：邯钢60MW汽轮机结构, 安装中垫铁布置、地脚螺栓、汽缸找中心、各转子间联轴器对中、大口径管道连接、油系统冲洗及验收标准的特点。

机组汽轮机 篇9

近年来, 随着国家经济技术的飞速发展, 各地方电厂装机周期非常短, 因此对电力设备制造厂的供货周期要求严格;目前汽轮机转子供料紧张, 经常与静子部分制造不能同步。因此要求实现将转子直接发送至电厂后现场装配。现以60万机组低压缸为例, 对静子内部套轴向通流进行测量、修配工艺方法进行说明介绍。

2 测量方法

2.1 轴向水平方向测量要求

(1) 平尺端面与隔板下半水平中分面平齐, 测量平尺与基准平尺必须用螺钉与接合面顶死无间隙 (塞尺检测间隙) 。

(2) 测量点在平尺与隔板两侧的接合面附近, 每个测量面需要测量4次并记录。

(3) 将基准平尺固定在低压反向第一级隔板出汽侧处, 并测量出该基准平尺与测量平尺的实际厚度并记录。

2.2 低压部套径向通流的测量

(1) 低压1#内缸部套的找中

在预装台调整假轴与1#内缸同心, 要求a、b、c三点一致, 允差0.05mm, 在反向第五级隔板出汽侧测量, 见图1。通过修磨垫片调整各部套与假轴同心。

(2) 低压1#内缸在2#内缸的就位

在预装台调整假轴与2#内缸同心, 要求a、b、c三点一致, 允差0.05mm。在正向第六级隔板出汽侧测量, 见图1。通过修磨垫片调整1#内缸与假轴同心, 要求a、b、c三点一致, 允差0.05mm, 在正反向第五级隔板出汽侧测量, 见图1。同时确定1#内缸与2#内缸轴向位置, 通过测量1#内缸第五级隔板内环出汽侧与2#内缸第六隔板内环进汽侧的距离, 测量左、右两点, 允差0.10mm。

(3) 2#内缸在低压外缸的就位

2#内缸在低压外缸内初步就位, 通过修磨垫片调整中心, 见图1;确定2#内缸在低压外缸的轴向位置, 测量左、右两点允差0.5。通过修磨垫片调整中心即a=b, c= (a+b) /2+0.13。

(4) 径向通流的测量

在无转子状态下, 通过测量假轴到各级隔板 (套) 内孔左右及上下值, 按以下公式计算B值即为通流值:

B=A+ (d/2) -D/2-H

A-假轴外圆到各级隔板内孔距离;B-通流值;d-假轴直径;D-转子直径;H-隔板 (套) 内孔到汽封齿高度。

2.3 低压电端、调端轴向通流的测量

电端、调端测量记录轴向通流尺寸时都要将基准平尺的厚度计算在内。将作为基准的平尺用顶丝固定在低压调端第一级隔板下半出汽侧, 作为测量基准。

电端、调端各级隔板轴向数据的测量与记录:

测量正反向第二级隔板进汽侧FC2′尺寸时, 测量基准平尺与第二级隔板进汽侧的开档尺寸并记录。测量正反向第二级隔板出汽侧BC2′尺寸时, 将测量平尺固定在第二级隔板下半出汽侧后, 测量基准平尺与该测量平尺的开档尺寸并记录。

在正反向第三级隔板进汽侧FC3′尺寸测量时, 将测量平尺固定在第三级隔板下半进汽侧, 测量基准平尺与测量平尺的开档尺寸, 该开档尺寸要将测量平尺的厚度考虑在内。在正反向第三级隔板出汽侧BC3′尺寸测量时, 将测量平尺固定在第三级隔板下半出汽侧, 测量基准平尺与测量平尺的开档尺寸, 测量平尺厚度尺寸不计算在内。

在正反向第四、五、六、七级隔板进出汽侧尺寸测量时, 按照与正反向第三级相同的方法进行测量, 测量所得到的数据填入表1中相应位置。但应注意, 第六、七级隔板测量时平尺一定要与隔板接触面紧密贴合无间隙, 否则误差将变大。

3 数据整理分析与计算

整理测量结果并记录入表1中, 计算各测量结果的平均值, 平均值通过取左、右两数相加除以2得到。

将各级隔板测量结果与理论数据对照, 各级隔板轴向尺寸测量值的平均值与名义值的差减去公差值即为应处理量。对于各级隔板的出汽边的测量值如果比名义值大, 则隔板需要处理, 但如果小则隔板不需要处理。而对于各级隔板进汽边的测量值比名义值大, 则隔板不需要处理;如果小则需要处理隔板, 具体处理数据视测量结果决定。

对不同型号300MW、600MW机组有不同级数及通流数值, 因此具体执行时应以所装机组的低压通流图来算得名义值。

4 结论

通过以上方法的数值测量, 与以往有汽轮机转子测通流数据进行比较, 完全符合设计要求。自2006年以来已有多台机组实现了转子现场装配, 在实际应用中, 效果良好, 满足了设计及使用要求。作为一项技术创新, 极大地提高了生产效率, 对今后高压机组无转子装配起到借鉴作用。

摘要：汽轮机供货周期短, 汽轮机转子与静子部分的制造周期不同步, 需要将转子直接发运至电厂后装配。为此, 文中以60万机组低压缸为例, 介绍了在无转子的情况下, 对静子内部套轴向通流进行测量、修配的工艺方法。

机组汽轮机 篇10

1 国产600m W超临界汽轮机组存在的问题

国产600m W超临界汽轮机组的主要不足体现在热耗率普遍高于设计值。其原因可以归结为以下的五点:汽缸效率偏低、背压偏高、轴封及门杆漏汽量偏大、热力系统泄漏、高压加热器端差偏高。下面只简要的对前两者进行论述:

1) 汽缸效率偏低

而分析导致气缸的效率低的原因包括:通流部分结垢以及气封间隙大。如果在进行了相应的检修及调整后效率的增加不太明显, 此时可以考虑是否由于隔板的制造或者叶片的制造工艺没有达标所致。

2) 背压偏高

汽轮机的热效率受到主蒸汽温度、主蒸汽压力、再热蒸汽温度以及背压等参数影响, 而背压在其中的影响力最为明显。如下图为国产600m W超临界汽轮机组背压的变化与热损耗的关系:

同时背压的变化、背压的偏离值以及机组的循环水的温度对于热损耗的影响如表1。

而影响背压的因素好包括凝汽设备、真空系统以及循环水系统, 具体包括:1) 冷却器的冷却水直接的取自循环水而没有经过处理, 从而导致循环水中的水生物或者贝类堵塞了冷却器以及真空泵的出力;2) 循环水的管道没有设置二次滤网, 从而导致在聚水室以及钛管内滋生大量的水生物及贝类, 影响了循环的进行;3) 胶球的清洗系统效率低下以及循环水的优化空间小, 造成传热、凝汽循环不畅。

2 直接空冷汽轮机组存在的问题及其对策

2.1 空冷凝汽器的性能受沙尘的影响

这种现象在风沙现象严重的西北部地区尤为严重, 由于沙尘在翅片管的积聚, 导致了翅片管的热阻增加, 甚至会导致传热性恶化以及堵塞冷却通道的后果。

2.2 空冷凝汽器的性能受风的影响

如果在空冷器的吸入口的附近产生了负压区, 那么本该吸入风机的空气就会散入空气一部分, 从而导致了吸入的空气量减少。此外还会造成吸入口的温度高于周围环境的温度以及热气流动不畅的后果。

2.3 空冷凝汽器在冬季冻结

空冷凝汽器在冬季冻结的原因主要有:排汽的放热量小于管束的散热量、管排间流量不均、凝结水再冷却、不凝气体聚集形成死区。

2.4 凝结水溶氧超标

溶解氧的含量直接的影响到系统的真空状态、降低了换热的效率、加剧了设备及管道的腐蚀。因此可以采取以下的措施:控制凝结水的过冷度、提高机组的真空严密性、改进补水方式、提高凝结水箱的除氧效果。

3 电厂汽轮机机组节能措施

3.1 优化循环水泵运行方式

现今大型变电站的通常规划尽管已经使用了规划多台同等级的机组的方式, 但是在循环水的系统设计中依旧沿用单元制的方式, 因此极大的限制了机组的经济效益的提升。以南方某地区为例, 一般为600m W的汽轮机组配备2台循环水泵, 除了在冬季使用一台外, 其它季节使用两台同时运行。由于循环水泵的耗能巨大, 几乎占据电厂用电的7%, 因此可见循环水系统与节能、经济之间的关系。为了优化循环水泵的系统、提高效益, 可以在循环水的各单元之间增设联通管。这样的设计有两个优点:不仅可以实现各单元的独立的运行, 同时还可以实现机组间的协同工作。实际的应用中可以冷端的实验以及凝汽器理论计算来获得不同的负荷以及不同的水温条件下的最佳适用循环水的用量。从而可以在调整水泵的运行方式的基础上达到既满足实际的需求又可以降低能耗。

3.2 合理使用减温水

当今的电厂汽轮机组常使用减温水来进行再热、主蒸汽温度。当减温水从省煤器的出口提供时对于机组的经济效益没有明显的作用, 但是当减温水从给水泵的中间抽头或者出口提供时, 就会由于缺少了高压加热器的作用而降低经济性能。并且随着机组的负荷的降低, 减温水带来的经济效益越小, 对于热耗率的影响也越为明显, 因此要在低负荷时慎用喷水减温。从节能的角度考虑, 应该在锅炉的烟气侧实施对于锅炉的调温, 尽量的减少减温水的使用。

3.3 检修系统内漏

系统的内漏不像系统外漏可以被及时的发现并消除。而且系统的内漏常常的发生于疏水系统。在这里有着较多的气动调节阀, 并且由于疏水阀的两边存在着较大的压力差, 从而造成无法闭合严密, 并且这种现象会随着停止与启动的次数增加, 于是内漏不可避免的要发生。

因此如果汽轮机厂可以利用大小的检修机会进行阀门的检修、更换, 达到阀门闭合的良好, 那么就可以有效的避免内漏的发生。

3.4 合理选择配汽方式

我国国产的大型汽轮机组一般在刚投入使用中采取单阀的控制方式运行, 但是经过一段时间的磨合就会转为顺序阀的控制方式。因为这样可以提高机组的经济性。但是实际中的使用情况却非这样。因此为了考察单阀控制和顺序阀控制对于机组的耗热率的影响, 经过对国产引进型600m W的性能测验得出结论:在低参数或者冷启动下的变负荷运行的过程中适于使用单阀的控制方式, 以达到加快机组的热膨胀、减小应力以及缩短启动时间的目的;相对的在额定参数不变的条件下可以使用顺序的控制方式以达到减小节流损耗、提高汽轮机效率的目的。

此外如果使用的是空冷器时还可以将空冷的废气输送到锅炉的送风机, 做好防尘、防风、防冻的工作等。

4 结论

大型的汽轮机在国民的生产生活中发挥着巨大的基础作用, 为推动者我国的经济的发展提供了能源保证。因此探讨电厂汽轮机面临的困难有着重要的现实意义。这里主要以我国的600m W的汽轮机组为主要对象, 还探讨了常用的空冷在实际的使用中所面临的问题, 但是并没有给出行之有效的解决方案。同时在节能减排的大背景下, 作为耗能的大户的电厂更要从基础做起, 在生产的各个环节注重节能的理念。

参考文献

[1]王佩璋.我国大型火电直接空冷技术及设备的研究与应用[J].发电设备, 2006, 20 (1) :33-37.

浅谈汽轮机组真空系统严密性 篇11

关键词 凝汽器;真空;方法;措施

中图分类号TK263文献标识码A 文章编号1673-9671-(2009)111-0064-01

众所周知,机组凝汽器真空对机组运行安全性和热经济性有很大影响。在运行中,凝汽器工作状态恶化将直接引起汽轮机热耗、汽耗增大和出力降低。另外,真空下降使汽轮机排汽 缸温度升高,引起汽机轴承中心偏移,严重时还引起汽轮机组振动。为保证机组出力不变,真空降低时应增加蒸汽流量,这样导致了轴向推力增大,使推力轴承过负 荷,影响机组安全运行。

1提高汽轮机组真空系统严密性的经验

凝汽器真空下降,会使蒸汽在汽轮机内的焓降减少,从而使汽轮机出力下降和热经济性降低。一般真空下降1%,汽耗约增大1%-2%。同时焓降减小,还会增大级的反动度,使轴向推力增加,从而使推力轴承受的负荷加大,严重时会使推力瓦块乌金熔化。此外,凝汽器真空下降,使低压缸排汽温度升高,造成低压缸热膨胀变开和低压缸后面的轴承上抬,破坏机组的中心从而发生振动,也会使凝汽器钢管的内应力增大,以致破坏凝汽器的严密性,还会使低压段端部轴封的径向间隙发生变化,造成摩擦损坏。

汽轮机组的真空系统是由抽真空系统和轴封系统两部分组成,其作用就是用来建立汽轮机组的低背压,也就是用来建立凝汽器的高真空,使蒸汽能够最大限度的把热焓转变为汽轮机的动能。在汽轮机组尚未投入运行时,凝汽器中的真空取决于抽真空系统所建立的真空;在汽轮机组投入运行后,抽真空系统只是把泄漏到汽轮机内部的空气和不凝聚气体及时抽走,凝汽器内的真空主 要取决于进入凝汽器内的蒸汽与循环冷却水的热交换情况,而蒸汽与循环冷却水的热交换情况主要取决于凝汽器的换热面积、循环冷却水温度(循环冷却水温度取决 于当地的环境温度)和循环水量。由此可见,在具体的电厂生产环境下(也就是说,在具体的环境温度条件下),要确保凝汽器内具有良好的真空,必须保证抽真空系统性能良好,有足够大的凝汽器换热面积和足够的循环冷却水量。汽轮机组抽真空系统'>真空系统性能的优劣,作为建立凝汽器真空的一个必要条件,对于凝汽式汽轮机组的经济性和安全性显得更重要。

汽轮机组的真空系统严密性差是一个长期困扰电厂的老大难问题,我厂新投产的2台国产机组(分别为10号和11号机组),设置2台离心水环式真空泵,从设计角度为1台运行,1台备用。因为机组严密性差必将导致凝结水含氧量超标,会对凝结水管路和设备造成腐蚀,正因如此,在机组运行中都把真空系统严密性作为重要的考核指标。将发现的漏点彻底处理好,从而保证机组真空严密性达到合格的水平,从根本上消除泄漏造成的危害。

2要彻底消除汽轮机组真空系统的漏点,应分层次做好以下各项工作

2.1做好消除真空系统泄漏的基础工作

做好基础工作是要害。我厂充分利用机组大、小修和每次临修消缺的机会,有条件时都要进行真空系统高位灌水查漏。一经发现的漏点,就认真处理,保证严密不漏,这是消除真空系统泄漏的最基础工作。

2.2加强机组运行的技术治理工作

汽轮机组的真空系统泄漏问题,不仅与检修安装质量有关,而且还与运行的状态紧密相连,例如 ,轴封加热器的无水位运行问题,轴封加热器的疏水直接汇入凝汽器,若加热器不能维持一定的水位运行,则通过轴加风机使凝汽器与大气相连,从而使凝汽器漏入空气,降低凝汽器真空。

2.3进一步展开设备和系统整改以缩小泄露面

我厂200MW机组真空系统比较复杂,与真空系统相联系的其他汽水系统较多,是系统整改的重点和难点,主要有凝汽器补水系统、疏水系统、低压加热器系统、事故疏水系统等。缩小系统的泄露面,我厂加大力量从以下几方面着手:

⑴取消与真空系统直接相连的所有放空气门和部分放水门

我厂200MW机组在原设计上与真空系统直接相连的凝汽器补水系统、低压加热器系统、事故疏水系统的管道放空气门很多,系统复杂,操作检查繁琐。运行实践中早已证实,多一道焊口就多一个漏点,这些放空气门、放空气管大都是带有泄漏,而且很难进行严密性治理,可以说是对机组运行有百害而无一益,因此将这些与真空系统直接相连的所有放空气门和部分放水门取消。

⑵下大力气进行真空系统管道及阀门的严密性治理

真空系统管道及阀门的严密性治理是一项较大的工程,要将与真空系统相连的所有管道和阀门全部检查并检修一遍也是很不现实的,我厂检修部门与发电部相配合,以"及时发现,及时处理,应修必修,修必修好"为原则,将焊口、兰盘、裂纹、阀门的严密性根治工作高度重视起来,检修维护工作细致到位,运行点检验收标本兼责,上下齐心,下大力气真抓实干,保质保量,为提高机组运 行的安全性、经济性做出贡献。运行人员在正常操作中严格遵守所有非调整阀门,尤其是真空系统的阀门,常开阀应保证全开,常闭阀就确保关严,从根本入手,做好真空系统攻坚战的基础工作。

⑶如运行中在负荷稳定情况下,发现凝汽器真空下降,同时真空泵电流升高,且循环水温升下降,端差增大,则说明有空气漏入凝汽器,应重点排查轴封,轴封蒸汽压力,汽轮机排汽室与凝汽器喉部,抽气管连接处,汽缸结合面,排大气门处,真空破坏门,及低压抽汽、疏水管道本体疏扩等处是否有泄漏。

机组汽轮机 篇12

近年来, 我国电网峰谷差不断增大, 但抽水蓄能电站建设容量不足。因此, 随着火力发电机组单机容量的不断增加, 大型火电机组已经作为主力机组参与了调峰和负荷变动。由于机组频繁参与调峰运行, 汽轮机转子会受到交变应力的影响, 从而造成汽轮机转子的低周疲劳和蠕变损耗。随着时间的积累, 转子必将出现裂纹甚至发生断裂, 严重影响汽轮机组的安全稳定运行, 甚至引发安全性事故。因此, 对汽轮机转子寿命的分析显得尤为重要, 其已成为生产大功率汽轮机需要考虑的重要因素之一。

1 影响汽轮机转子寿命的因素

(1) 温度。

随着汽轮机参数和功率的不断增大, 在机组启停或变负荷时, 蒸汽温度变化剧烈, 转子承受的交变应力会很大, 很容易超过屈服应力而产生塑性形变。在汽轮机启动过程中, 汽轮机转子处于一个逐渐升温的过程, 此时其外表面承受压应力, 而中心孔承受的是拉应力。在停机过程中, 汽轮机转子处于逐渐冷却的过程中, 应力刚好与启动过程相反, 转子外表面承受拉应力, 中心孔承受的则为压应力。因此, 汽轮机组的每一次启停, 转子都会经历一次应力循环, 长期的启停或变负荷便会导致材料的低周疲劳损伤, 最终影响汽轮机转子的寿命。

(2) 转速。

汽轮机转子在稳定工况下转速为3 000 r/min, 而如果发生有功负荷与有功电源容量不匹配的情况, 汽轮机的工作频率将会偏离50 Hz的设定频率, 导致机组产生一定的振动。这就破坏了机组的动态平衡, 对转子的稳定性造成很大影响, 引起转子的变形或损坏, 缩短转子的使用寿命。

(3) 脆性温度。

汽轮机转子的金属材料由韧性状态转化为脆性状态的温度叫脆性转变温度。在此温度以上时, 转子金属材料为韧性状态, 断裂形式为韧性断裂;在此温度以下时, 处于脆性状态, 断裂形式为脆性断裂。随着转子工作时间的增加, 其脆性转变温度逐渐增加, 这就使转子在正常工作的状态时更易发生脆性破坏。

(4) 其他因素。

过热蒸汽、再热蒸汽品质不佳, 或汽轮机组的不合理维护等, 都会对转子的使用寿命产生不利的影响。

2 转子寿命损耗的分析与计算方法

汽轮机转子的寿命损耗一般可归结为低周疲劳损耗和蠕变损耗2部分。通常情况下, 低周疲劳损耗大约占到转子寿命损耗的80%, 而蠕变损耗则占转子总体寿命的20%左右。现对转子的寿命损耗分析如下:

2.1 转子低周疲劳损耗及计算方法

汽轮机组的每一次启停, 转子都会经历一次交变应力循环, 导致转子产生低周疲劳。机组长期的启停或变负荷便会导致金属材料的持续低周疲劳损耗, 最终严重影响汽轮机转子的使用寿命。因此, 对转子低周疲劳损耗的研究具有很高的工程应用价值。首先, 它可准确地推算和预测转子的寿命, 预防灾难性事故;其次, 可为工程实际应用提供数据支持, 帮助人们根据不同的工程要求选择适合的材料, 并为抗疲劳材料的研究提供理论依据。

在应力集中的部位容易发生最大局部应力和应变, 这对转子的低周疲劳寿命损耗起到了决定性的影响。因此, 对于汽轮机转子的低周疲劳损耗, 可以根据局部应力相同的疲劳寿命曲线进行计算。

目前在进行汽轮机转子低周疲劳损耗的计算中, 所用的金属疲劳曲线和计算公式各不相同, 但均比较倾向于Manson-Coffin公式所列的低周疲劳损耗表达式:

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式中, ε为总应变幅度;εe为应变幅度的弹性分量;εp为应变幅度的塑性分量;δf为疲劳强度系数;b为疲劳强度指数;εf为疲劳延性系数;c为疲劳延性指数;E为弹性模量;Nt为低周疲劳寿命。

而应变幅度可根据Mason-Coffin公式分解为弹性应变幅度和塑性应变幅度2部分, 它们与应力的关系可以用下式表示:

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式中, δ为应力;E为弹性模量;K为循环强度系数;n为循环应变硬化指数。

因此, 只要明确了应力值, 就可通过材料的低周疲劳曲线计算出致裂循环周次Nf, 并通过低周疲劳寿命损耗d=1/ (2Nf) 的计算公式得出汽轮机转子的低周疲劳损耗。一般情况下, 转子材料的低周疲劳特性曲线需要经多次实验后通过最小二乘法拟合得出, 有文献提到了目前大型火电机组高中压转子广泛采用的30Cr1Mo1V转子钢材料在538 ℃下的低周疲劳特性曲线, 如图1所示。

2.2 转子蠕变损耗及计算方法

汽轮机转子除了易受到低周疲劳损伤外, 还会受到蠕变损伤。蠕变指的是在恒定载荷条件下, 材料的应变随着载荷作用时间的累积而增大的现象。时间越长, 转子材料发生蠕变损伤的程度就会越大。虽然在转子寿命的损耗中, 低周疲劳损耗占主导地位, 但是蠕变损耗也不能忽视。

在工程实际中, 很难得到转子实验样品, 因此目前普遍采用非破坏性方法来估计汽轮机转子的蠕变损耗。转子的蠕变损耗指数可以用下式表示:

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式中, ti为材料实际承受应力、温度的时间 (h) ;Ti为对应于应力、温度、材料发生蠕变的断裂时间 (h) 。

而Ti可用Larson-Miner参数P计算:

P= (t+273) (20+logTi)

式中, t为运行温度 (℃) 。

3 转子寿命管理

汽轮机转子低周疲劳损耗和蠕变损耗这2种损耗与转子的使用寿命有如下关系:

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式中, n为汽轮机组的启停次数;N为转子的低周疲劳寿命;t为机组的累计运行时间;tR为转子的蠕变寿命;B为低周疲劳和蠕变间的影响系数。

由上式可知, undefined即为转子的低周疲劳损耗累积值, undefined为蠕变损耗累积值。考虑到火电机组为适应调峰的需要, 其负荷是随着电网需求而改变的, 因此转子表面的温度为变量, 必须考虑低周疲劳和蠕变间的影响因素undefined。但是由于系数B的数量级较小且难以计算, 因此一般简化计算时对undefined不予考虑。此时, 上式可简化为:undefined。通常情况下, 当undefined时, 就需要密切关注汽轮机转子的运行参数变化情况, 以保证机组的安全稳定运行。

4 结语

本文针对汽轮机转子的寿命损耗进行了分析与研究, 详细介绍了转子的低周疲劳寿命损耗和蠕变寿命损耗, 并给出了计算方法, 有一定的工程实际应用价值。一方面, 它可准确推算和预测出转子的使用寿命, 保证汽轮机组的安全运行, 预防灾难性事故的发生;另一方面可为工程实际应用提供数据支持, 帮助人们根据不同的工程要求选择适合的材料, 并为抗疲劳金属材料的研究提供理论依据。

参考文献

[1]张保衡.大容量火电机组寿命管理与调峰运行[M].北京:水利电力出版社, 1988

[2]史进渊.大功率电站汽轮机寿命预测与可靠性设计[M].北京:中国电力出版社, 2002

[3]程相利, 马致远.汽轮机高压转子启停热应力场和寿命损耗计算[J].汽轮机技术, 1992 (4)