汽轮机的经济运行

汽轮机的经济运行（通用12篇）

汽轮机的经济运行 篇1

发电厂的各项经济技术指标表明了发电设备的完好程度、运行是否正常、合理。汽轮机的经济运行,就是要做到节省燃料、减少电力消耗、提高发电厂的净效率,即每发1千瓦时电所消耗的蒸汽量为最少,这对节约能源、降低发电成本、完成燃料消耗指标都具有重要意义。

一、维持额定的蒸汽初参数和再热蒸汽参数

新蒸汽压力和温度不仅与汽轮机的安全运行关系很大,而且也直接影响运行的经济性。新蒸汽压力变动一般不超过额定值的±5%。新蒸汽压力降低,装置的效率就会降低,通常中压机组初压每降低0.1M pa,热耗将平均增加0.5%~0.6%。新蒸汽温度变动不应超过规定的范围。汽温降低,汽轮机效率也会降低,一般中压机组的新蒸汽温度每降低10o C,蒸汽量将增加1.3%~1.5%,热耗增加0.5%。为了实现经济运行,应监视新蒸汽参数值,经常与锅炉密切联系,使新蒸汽参数不超过规定的波动范围。

采用中间再热不仅减少了汽轮机的排汽湿度,改善了汽轮机末几级工作叶片的工作条件,提高了汽轮机的相对内效率,同时使每1Kg工质的焓降增大了。此外中间再热的应用,使机组能够采用更高的蒸汽初压,增大单机容量,所有这些都会使发电厂的热经济性提高。

汽轮机低负荷运行、再热汽温偏低时,采用滑压运行是一条行之有效的措施,因为滑压运行时高压缸排汽温度高,每公斤蒸汽在锅炉再热器中所吸收的热量也随之减少。由于再热器中所需吸收的热量减少,可在较大负荷变化范围内,维持再热蒸汽温度不变。定压运行时,由于蒸汽在再热器中所吸收的热量多,再热汽温较难保证,往往在负荷低时就降低较多。

二、保持最有利的真空

凝汽器中的压力,在理想情况下应为蒸汽的饱和压力,由排汽温度来决定,而影响凝汽器真空的因素有以下几项:

(一)冷却水入口温度

如果凝汽器冷却水入口温度降低,排气温度必然降低,因此在相同负荷和冷却水量下冬季凝汽器的真空比夏季高。进入凝汽器的冷却水温度,在直流供水系统中完全由自然条件所决定,即随着气候、季节而变化,人力难以控制。若采用循环供水方式,冷却水温度仍然主要由环境温度和相对湿度来决定,但冷却设备运行维护的好坏也有很大影响。循环水在冷水塔中的散热主要是蒸发和对流传热,但由于季节气温不同还有所区别。例如,在冬季因为大气压力较高、空气温度低、水塔中空气流动速度快,所以水塔冷却效果主要靠空气对流传热。如果对水塔运行维护不当,冷水塔的周围严重结冰,将妨碍空气进入,使水塔冷却效率显著下降。在夏季,大气压力较低、空气温度高、循环水在水塔中大量蒸发,使空气温度降低。没有蒸发的循环水就将热量传给空气,使循环水得到冷却。在这种情况下对流传热就是次要的地位,所以在夏季冷却方式主要是循环水在冷水塔中的蒸发散热。当然无论冬季或夏季,对冷水塔的水量、淋水密度等都要适当调整。

(二)冷却水的温升

冷却水的温升与冷却水量有很大关系。在汽轮机运行时,排汽量由外界负荷决定,降低排汽压力或降低温升,主要依靠增加冷却水量来实现。但增加冷却水量必然增加循环水泵所消耗的功率,所以只有当增加冷却水量使汽轮机的得益大于循环水泵由此而多消耗的功率时,增加冷却水量才是合理的。当蒸汽在汽轮机末级动叶斜切部分已达膨胀极限时,汽轮机功率不会因再提高真空而增加。进一步说,即使汽轮机末级尚未达膨胀极限,但由于随着背压的降低,排汽比容不断增大,而末级排汽面积是一定的,于是末级排汽余速损失将不断增加。当由于背压降低而增加的有效热降等于余速损失的增量时,所达到的真空称为极限真空。如果冷却水进口温度不是很低时,要达到极限真空,就需要消耗大量的冷却水。因此在达到极限真空前,水泵耗功增量就可能超过了汽轮机功率的增量。若再继续增加冷却水量、提高真空,反而使机组出力减少。

当排入凝汽器的蒸汽量一定时,若凝汽器中冷却水的温升增加,则说明冷却水量不足,从而引起冷却水出口温度升高,真空下降。冷却水量不足的原因主要是循环水泵出力不足或水阻增加。而水阻增加主要是由铜管堵塞、循环水泵出口或凝汽器进口水门开度不足以及虹吸破坏等原因造成的。

(三)凝汽器的端差

凝汽器端差增大,同样会使排汽温度升高、真空降低。端差δt与冷却水温度tw1、凝汽器每单位冷却面积的蒸汽负荷Dc/Ac、铜管表面的清洁程度及蒸汽器内积聚的空气量等因素有关。换句话说,对于一定的凝汽器,在相同的负荷和冷却水流量条件下,端差的大小表明了铜管表面的脏污程度和凝汽器内积聚的空气量的多少。凝汽器铜管表面结垢或脏污均会妨碍传热,使端差增大。对中压机组,端差每降低1℃,真空可提高0.3%,汽耗率约降低0.27%。当凝汽器汽侧积聚较多的空气时,由于空气附着在铜管表面形成空气膜,妨碍了传热而使传热端差增大。空气漏入凝汽器的原因,一般是真空系统管道阀门不严或汽封供汽压力不足甚至中断。有时也由于射水抽气器效率降低,不能将漏入凝汽器的空气全部抽出所造成。此外凝汽器水位升高,使部分冷却铜管淹没而减少冷却面积也会影响真空。

三、保持最小的凝结水过冷度

凝汽器中的蒸汽理论上是在饱和状态下凝结的,其凝结水温度应等于该压力下的饱和温度。但实际上由于凝汽器构造和运行维护中存在问题,凝结水温度总是低于排汽压力下的饱和温度,这种现象称为凝结水的过冷却。排汽压力下的饱和温度与凝结水温度之差即为过冷度。

凝结水的过冷却,对发电厂的安全性和经济性都是不利的。凝结水过冷度代表着被冷却水直接带走的热损失。一般过冷度每增加1℃,燃料消耗量约增加0.1%~0.15%。另一方面凝结水的过冷却液会造成含氧量增加,使系统管道、低压加热器等设备受到氧腐蚀。因此减少凝结水过冷度不仅对经济性有利,同时对设备的安全运行也有好处。

运行中凝结水过冷度增大的主要原因有以下两点:

1)凝汽器水位过高。在运行中凝汽器水位过高会使凝汽器下面部分铜管淹没,这样冷却水带走了凝结水的部分热量,使凝结水过冷却。为防止这种现象,运行中应经常保持凝汽器水位在正常范围内。2)凝汽器内积存空气。在运行中由于真空系统不严、空气漏入凝汽器中,凝汽器的汽侧充满蒸汽和空气的混合气体。在这种混合气体中空气的成分越多,空气的分压力就增加,蒸汽分压力就降低。而蒸汽的凝结温度是蒸汽分压力下对应的饱和温度,它比排汽总压力对应的饱和温度要低,这样就使得凝结水温度低于排汽温度,于是产生了冷却现象。因此,蒸汽器中漏入的空气越多,过冷却现象就越严重。所以在运行中要保证真空系统的严密性,并要维护好抽气设备,这样才能既维持了凝汽器的高度真空,也防止了凝结水的过冷却。

四、充分利用加热设备,提高给水温度

利用汽轮机抽汽加热凝结水和给水,使这部分蒸汽不排入凝汽器,因而可减少被循环水带走的热量,即减少冷源损失。同时,由于给水温度提高,每公斤蒸汽在锅炉中的吸热量降低,从而提高了发电厂的热经济性。从试验得知,中压机组给水温度每提高1℃,燃料消耗可降低0.05%。因此,运行中应充分利用各回热加热设备,尽量提高给水温度,尽可能地使进入各热交换器的加热蒸汽的饱和温度与加热器给水出口温度的差值(即加热器端差)达到最小,一般不超过5~6℃。

为使高低压加热器能全部投入运行,最大限度地提高给水温度,应采取以下措施:1)调高加热器的检修质量,消除泄露现象。2)清扫加热器管子,经常保持加热面清洁,降低加热器的端差。3)消除加热器旁路阀和隔板的泄露现象,防止给水短路。4)改进加热器空气管的安装位置,防止加热器内部积存空气。5)消除低压加热器不严密处,防止空气的漏入等。

五、保持汽轮机的最佳效率

反映汽轮机完善程度的主要指标是汽轮机的相对内效率。它表明蒸汽热能在汽轮机内被利用的程度。相对内效率降低,说明蒸汽在汽轮机内的损失增加。

提高汽轮机相对内效率,可以采用以下措施:1)在保证汽轮机满负荷且不发生摩擦的前提下,缩小各级通流部分的轴向间隙,减小轴封和隔板汽封间隙,采取加装汽片的办法减小叶片顶部与气缸之间的径向间隙,以降低漏气损失。2)根据监视段压力判断通流槽道结垢情况,并视结垢严重程度和结垢性质采取合适的清洗方法及时清洗,以保持通流部分的清洁。3)加强凝结水质的监督,根据水质恶化程度,判断凝汽器泄露情况,并及时堵漏及检修,提高补充水的品质。4)尽量回收各项疏水,消除漏水漏气,减少凝结水损失。

六、降低各种损失

在选用燃油锅炉时,不应使锅炉容量大于实际需要负荷过多。否则,长期低负荷运行的锅炉效率低,能源浪费。对一炉多用要科学安排,合理调整峰谷,使锅炉连续满负荷运行,降低设备能力造成的能源浪费。蒸汽管道上1mm2的小孔,每年损失蒸汽量高达27t。对本体附件、管网要加强检修,防止跑、冒、滴、漏,减少热能损失。对蒸汽管道、热水管道采取保温措施,减少管道表面散热损失。

七、结语

汽轮机运行的经济性,是与诸多方面有关的综合性问题,但其中很多方面与变工况特性密切相关。从变工况的角度可以得到更深入的理解。只有掌握运行的基本原理,才能在运行实践中充分发挥机组的经济效益。

摘要：在能源短缺、厂网分家的大环境下,提高锅炉和汽轮机的经济运行水平,越来越受到电厂的重视。良好的燃烧状态和热传导性能,都能减少锅炉的各种热损失,使其保持高效率的经济运行;同时采取保温措施,也可有效降低燃油锅炉的运行成本。而汽轮机运行的经济性是与诸多方面有关的综合性问题。本文从多个方面探讨了锅炉和汽轮机经济运行的影响因素。

关键词：汽轮机,经济运行,锅炉,效率

参考文献

[1]宋淑英,傅龙泉.汽轮发电机机组间经济调度分析及实施方法[J].上海电力学院学报,1997.

[2]夏燕萍,吕泽华等.热电厂锅炉-汽轮机的优化调度[J].清华大学学报,2000.

[3]王毅林,王培红.汽轮机热力系统运行节能分析[J].汽轮机技术,2002.

汽轮机的经济运行 篇2

运行中对汽轮机设备进行正确的维护、监视和调整，是实现安全、经济运行的必要条件。为此，机组正常运行时要经常监视主要参数的变化情况，并能分析其产生变化的原因。对于危害设备安全经济运行的参数变化，根据原因采取相应措施调整，并控制在允许的范围内。

汽轮机运行中的主要监视项目，除汽温、汽压及真空外，还有监视段压力、轴向位移、热膨胀、转子(轴承)振动以及油系统等。

在正常运行过程中，为保证机组经济性，运行人员必须保持：规定的主蒸汽参数和凝汽器的最佳真空、给定的给水温度、凝结水最小过冷度、汽水损失最小、机组间负荷的最佳分配等。

一、汽轮机运行中的监视 1．负荷与主蒸汽流量的监视

机组负荷变化的原因有两种：一种是根据值长要求由值班员主动操作；另一种是由于电网频率变化或调速系统故障等原因引起。

负荷变化与主蒸汽流量变化的不对应一般由主蒸汽参数变化、真空变化、抽汽量变化等引起。遇到对外供给抽汽量增大较多时，应注意该段抽汽与上一段抽汽的压差是否过大，避免因隔板应力超限及隔板挠度增大而造成动静部件相碰的故障。

当机组负荷变化时，对除氧器水位和凝汽器水位应及时检查和调整。

随着负荷的变化，各段抽汽压力也相应地变化，由此影响到除氧器、加热器、轴封供汽压力的变化，所以对这些设备也要及时调整。轴封压力不能维持时，应切换汽源，必要时对轴封加热器的负压要及时调整。负压过小，可能使油中进水；负压过大，会影响真空。增减负荷时，还需调整循环水泵运行台数，注意调整给水泵再循环门的开关和给水泵电机的变频调整、高压加热器疏水的切换、低压加热器疏水泵的启停等。

2．主蒸汽参数的变化

一般主蒸汽压力的变化是锅炉出力与汽机负荷不相适应的结果，而主蒸汽温度的变化，则是锅炉燃烧调整、减温水调整、给水温度不正常发生变化等所致；主蒸汽参数发生变化时，将引起汽轮机功率和效率的变化，并且使汽轮机通流部分的某些部件的应力和机组的轴向推力发生变化。汽轮机运行人员虽然不能控制汽压、汽温，但应充分认识到保持主蒸汽初参数合格的重要性，当汽压、汽温的变化幅度超过制造厂允许的范围时，应要求锅炉恢复正常的蒸汽参数。3．真空的监视

真空是影响汽轮机经济性的主要参数之一，运行中应保持真空在最有利值。真空降低，即排汽压力升高时，汽轮机总的比焓降将减少，在进汽量不变时，机组的功率将下降。如果真空下降时继续维持满负荷运行，蒸汽量必然增大，可能引起汽轮机前几级过负荷。真空严重恶化时，排汽室温度升高，还会引起机组中心变化，从而产生较大的振动。所以，运行中发现真空降低时，要千方百计找到原因并及时进行处理。

4．相对膨胀的监视 正常运行中，由于汽缸和转子的温度已趋于稳定，一般情况胀差变化很小，但决不能因此而放松对它的监视。当机组运行中蒸汽温度或工况大幅度快速变动时，胀差变化有时也是较大的。如：负荷变化速率较大、主蒸汽温度短时内有较大的变化，汽缸下部抽汽管道疏水不畅等都将引起胀差的变化。特别是在发生水冲击使汽缸进水时，胀差指示很快就会超限，应引起注意。

5．对其他表计的监视

正常运行中，运行人员在监视时，还要注意润滑油温、油压、轴承金属温度、各泵电流等。如发生异常，及时排查原因并处理。

二、汽轮机运行中的监督 1．汽轮机通流部分结垢的监督

定期监督汽轮机通流部分可能堆积的盐垢，是汽轮机安全和经济运行的必要条件。喷嘴和叶栅通道结有盐垢，将导致通道截面积变窄，而使结垢级各级叶轮和隔板压差增大，比焓降增加；应力增大，使隔板挠度增大，同时引起汽轮机推力轴承负荷增大。汽轮机的配汽机构也可能结垢，使汽门和调速汽门卡涩，在甩负荷时将导致汽轮机严重超速的事故。

在凝汽式汽轮机中，通流部分的结垢监视是根据调节级压力和各段抽汽压力(最后一、二级除外)与流量是否成正比而判断的，一般采用定期对照分析调节级压力相对增长率的方法。

一般规定，冲动式机组调节级压力的相对增长率不应超过10％，反动式机组不应超过5％

汽轮机通流部分结垢的原因，主要是蒸汽品质不良引的，而蒸汽品质的好坏又受到给水品质的影响。所以，要防止汽轮机结垢，首先要做好对给水和蒸汽品质的化学监督，并对汽、水品质不佳的原因及时分析，采取措施。2．轴向位移的监视

汽轮机转子的轴向位移是用来监视推力轴承工作状况的。我厂汽轮机轴向位移停机保护值为：正负1.2mm。在推力瓦工作失常的初期，较难根据推力瓦回油温度来判断。因为油量很大，反应不灵敏，推力瓦乌金温度表能较灵敏地反映瓦块温度的变化。当轴向位移增加时，运行人员应对照运行工况，检查推力瓦温度和推力瓦油回温度是否升高及差胀和缸胀情况。如证明轴向位移表指示正确，应分析原因，并减负荷运行，做好记录，汇报上级，并应针对具体情况，采取相应措施加以处理。

3．汽轮机的振动及其监督

不同机组、同一台机组的不同轴承，各有其振动特点和变化规律，因此运行人员应经常注意机组振动情况及变化规律，以便在发生异常时能够正确判断和处理。

带负荷运行时，定期在机组各支持轴承处测量汽轮机的振动。振动应从三个方面测量，即从垂直、横向和轴向测量。垂直和横向测量的振动值视转子振动特性而定，也与轴承垂直和横向的刚性有关。每次测量轴承振动时，应尽量维持机组的负荷、参数、真空相同，以便比较，并应做好专用的记录备查，对有问题的重点轴承要加强监测。运行条件改变、机组负荷变化时，也应该对机组的振动情况进行监视和检查，分析振动不正常的原因。

论火力发电厂汽轮机的优化运行 篇3

【关键词】火力发电厂；汽轮机；运行；经济效益

最近几年，国民经济发展尤为迅速，社会电力需求不断提高。而从整体上来看，我国电力结构正发生着显著变化，电网负荷在白天和夜晚之间的差值也日趋明显，这对火力发电厂当中的汽轮机组运行时间产生可一定的影响，应使其与电网调峰相适应。但是，目前我国运行的汽轮机组为大容量的，其设计原理为基本负荷。当前，运行状况为变负荷与启停频发。因此，在安全性和热经济性上，汽轮机显著不如之前。所以，为了使其运行安全性能得到保障，当前发电企业的重点课题应为不断优化目前火力发电厂的汽轮机，以期实现节能增效的作用。

一、火力发电厂汽轮机概述

（一）汽轮机的基本特点

在火力发电厂，汽轮机的工质为蒸汽，其机械能是由热能转化来的。故，发电机发电所需的机械能是源自于蒸汽。目前，在火力发电厂中，有两大主机属于三大主要设备当中的成员。以下几点为汽轮机的主要特征：第一，汽轮机具有高热效率，尤其是凝气式汽轮机组及供热机组，二者的综合热效率分别为40%和80%；第二，由于汽轮机属于回旋的范畴，可以连续不断地开展工作，因而，其单机功率比较大；第三，汽轮机机组运行平稳，极少发生事故。为了提高汽轮机的利用率，在一般状况下，三年进行一次大修；第四，汽轮机具有较高的热经济性，其可使用各种廉价材料[1]。

（二）工作原理

汽轮机属于一种旋转机械，其作功的实现是通过蒸汽产生的热能来完成的，所以，其主要工作原理是将热能向机械能转换，而其中主要包括两个基本原理，第一个基本原理即为冲动作用原理；第二个基本原理为反动作用原理。

（1）冲动作用原理主要为：在汽轮机中，蒸汽从喷嘴中流出来，在经动叶汽道时，蒸汽就会改变其流动方向，对叶片进行冲动，并使叶轮转动，形成机械功。（2）反动作用原理主要为：在汽轮机中，蒸汽流至动叶片，形成汽道内膨胀，并且会不断的加速，汽流就会对动叶坐出反动力，而使叶轮转动，形成机械功。第一种工作原理的主要特征是蒸汽在动叶汽道内，只改变方向而不加速。第二种工作原理的主要特征是蒸汽在动叶汽道内不仅会改变方向，而且还会不断的加快速度。

二、我国火力发电厂汽轮机的运行现状

20世纪50年代，我国开始正式运用火力发电厂汽轮机。发展至二十世纪六七十年代，各汽轮机厂都纷纷开始研制燃气轮机。但是，由于后来我国调整了能源结构，天然气投入不足，从而增大了燃气轮机研制的成本。直到最近十年，我国才在一定程度上调整了能源战略，燃气轮机的研制也重新起步，并在短时间内以较快的速度发展起来。而且，汽轮机国产化的实现主要是源于采用市场换技术的形式。最近几年，很多火力发电厂的运行机组均开始老化[2]。为了提高设备的精密把脉率，强化状态监测，很多火力发电厂开始利用绩效管理系统来对机组进行检修，以杜绝各种因设备故障而引起的突发情况，不能使汽轮机机组“带病工作”，应及时解决其中存在的安全隐患，从而保证火力发电厂汽轮机机组能够安全、稳定的运行。

三、火力发电厂汽轮机的运行优化

（一）给水泵的优化

原本，电动给水泵是以定速给水泵来运行的，主要依靠于是调节锅炉给水的阀门。的确，必须承认此种方式具有明显的缺陷，即当机组向低负荷运行之际，阀门带来比较严重的节流损失。因此，应该对变速给水泵进行进一步的优化与完善。其主要实现途径是通过变动转速以及平移泵的曲线来完成。采用此种形式的水泵明显要优越于速给水泵。其主要优势是积水流量无需通过给水调节阀来改变，尤其是运行至低负荷之际，可以获得明显的节能效果，而且，采用此种方式，还能改善气动泵组运行的经济性能。

（二）回热加热器的优化

实际上，正常运行回热加热器对火电机组具有重要的意义，相比原系统来说，新系统的工作效率明显要高。而就能级来看，汽轮机的各级抽汽均是具有差别的。在此种状况下，抽汽压力越高，则此级抽汽返回汽轮机时将或作出更多的功。相应地，其能力和能级均将增高。汽轮机可利用其回热系统，使其在汽油机内的做功效率得到一定程度的增强。由此产生的影响主要包括以下几点：第一，加热器的上端差的变化；第二，加热器的下端差的变化；第三，抽汽压损的变化。而优化后的新系统，则能使汽轮机能更好地运行，并将其可能存在的个体差设计在合理范围内[3]。

（三）汽轮机背压的优化

背压属于排汽压力（汽轮机的），背压一旦发生变化，即将影响汽轮机组的各种参数，尤其是机组的热损耗及机组出力，与此同时，还会在一定程度上影响这整个机组的煤耗量。背压参数值主要由以下三个参数决定：第一，机组负荷；第二，循环水温度；第三，流量所。为了使背压值增加和循环水泵耗能增加之间的关系能更加确定，可应运用机组净出力法于优化实验当中。主要要过程即在不同的负荷下，使凝汽器的背压值发生改变，并对机组所增加的功率进行测量，并以目前循环水泵耗能情况为基础，得出最佳的汽轮机组的背压。

（四）凝汽器真空抽气系统的优化

在火电机组中，有一个非常主要的组成部分，即为凝汽器真空抽气系统。该系统会在极大程度上影响着火电机组的常规运行。在原系统当中，经常会发生设备故障的情况，而且，如果真空系统漏出了较多气体的时候，就会造成水环真空泵超载，从而严重损坏机组。因此，切实提高机组的运动性能才采用凝结器内部真空来实现。系统在获得优化以后，会具有各种优势，例如电厂热力循环效率会大大提高等等，所以凝汽器真空抽气系统开始被广泛的运用于实践当中。

（五）循环水泵匹配方式的优化

汽轮机组凝汽器在以下几方面需特定：1.冷却面积；2.清洁度；3.严密性。在某一负荷条件下，凝汽器压力的获取与循环水的温度和流量有重大关系。如果循环水的温度不同，那么其流量也将会出现一定的差别，对于循环水泵的运行也起到了一定程度的决定作用[4]。故在开展优化实验之际，应将循环水泵及叶片的角度进行调整，接着，再测量循环水泵的流量和功耗，以实现循环水泵的最佳配置。

四、结语

总的来说，我国拥有非常大的能源需求，而且这需求还在不断的增大。因而，目前我国电力行业亟待解决的问题是采用高效的能源来发电。当前，我国发电主要是采用火力的方式，在成本上，造成了一定的浪费现象。所以，应该不断的完善与优化当前的发电方式，并提高资源的使用率，减少污染物的排放，从而实现节能减排、绿色环保。当前，我国政府部门开始对增容后的调度容量进行批复与认定，电价政策以物价部出台的标杆电价为准，积极改造发电技术，并深入落实节能减排工作。另外，应增强对火力发电厂的管理，实现国有资产的增值与保值，使节能减排机制能更好地服务于社会经济的发展。

参考文献

[1]吕太，吴海波.汽轮机最佳运行工况的经济性试验分析[J].东北电力大学学报.2010，07（03）：36-37

[2]栾友.浅谈火力发电厂汽轮机的优化运行[J].黑龙江科学，2013，09（02）：90-92

[3]王吉勇.火力发电厂机组优化运行与辅机节能改造研究[J].沿海企业与科技，2010，04（09）：102-103

汽轮机调节油系统的运行 篇4

汽轮机调节油系统 (GFR) 向控制汽轮机进汽阀阀位的伺服执行机构和汽轮机超速保护控制器 (OPC) 及自动停机脱扣装置 (AST) 提供高压动力油。本系统能满足汽轮机在各种运行工况下对高压动力油的需求, 包括油量、油压和油温的需求。汽轮机调节油系统是一个单元系统, 也是一个闭环流动的油系统, 阀门执行机构、超速保护控制器和自动停机脱扣装置的排油回流到储油箱中。

1 汽轮机调节油系统介绍

汽轮机调节油系统设计成能向控制汽轮机进汽阀阀位的伺服执行机构、汽轮机超速控制器和自动停机脱扣装置提供油温、油压稳定和油质合格的高压动力油。本系统的油量可随需求而变, 有两台相同输油能力的供油泵, 每台泵的容量为100%, 系统所使用的动力油为三芳基磷酸脂型抗燃油。本系统设置的油冷却器其油侧压力高于水侧压力, 这可避免发生冷却水泄漏到动力油中, 免除污染油质。

汽轮机调节油系统, 又称EH高压油系统, 是一套集装成一个单元的供油系统。该系统由储油箱、供油泵、蓄压器、油冷却器、油质调理器、过滤器、各种阀门、表计和其他配件及管线构成。EH系统是DEH中的一个重要部分, 它以高压抗燃油为介质, 主要由供油系统、执行机构和危急遮断系统三大部分组成, 完成DEH指令信号到汽轮机阀门的转换。

2 汽轮机调节油系统运行方式及其设计参数

2.1 正常运行

在汽轮发电机起动和正常运行期间, 调节油系统向汽轮机进汽阀的执行机构、调节油试验模块、超速保护控制器 (OPC) 和自动脱扣装置 (AST) 提供压力油, 允许汽机进汽阀门正常动作。

系统设有二台各为100%容量的供油泵, 在正常运行时只需一台泵运行供油。当系统油压下降到设定值时, 处于备用状态的供油泵自动启动投运。

供油泵投运后, 从储油箱吸油, 并通过其出口压力油管线将动力油供给用户。每台供油泵吸油管线中设有一只滤径为140μm的过滤器。供油泵出口压力油管线中设有二只带差压开关且滤芯为3μm的过滤器。正常运行时一台运行一台备用, 当过滤器的差压升高到690k Pa时, 差压开关动作触发报警, 警示运行人员:过滤器已变脏, 必须调换。

系统运行时, 供油压力是通过供油泵的调压装置调整的。油泵出口母管压力设定值约为13.8MPa。

供油泵出口侧母管上所设置的一只泄压阀用于保护系统, 避免超压。当系统压力继续升高到15.8~16.2MPa时, 泄压阀动作, 将多余的油排到储油箱。

回油在进入储油箱之前流经管壳式油冷却器。二台油冷却器可一台运行, 也可二台同时运行。在正常运行工况, 一台运行, 一台备用。回油在油冷却器内被常规岛闭式冷却水系统提供的冷却水冷却, 油温维持在43~54℃。

运行中要关注油质变化, 监视油质调理器的工作情况, 确保油质在规定的许可范围内。

正常运行参数:供油压力14.8MPa (2000psig) ;供油温度43~54℃

2.2 特殊稳态运行

当汽轮机脱扣时, 系统仍保持运行。

2.3 特殊瞬态运行

当供油压力下降到设定值时, 备用供油泵投运。在备用供油泵顶替运行供油泵过程中, 系统油压由高压蓄压器补偿调整。

当汽轮机超速和脱扣时, 超速保护控制器 (OPC) 和自动脱扣装置 (AST) 油压失去, 使所有的汽机进汽阀门关闭。

2.4 启动和正常停运

在机组起动前, 至少应提前二小时启动供油泵, 如果调节油温度低于21℃, 则要投运油箱中的电加热器, 将调节油加热到35℃, 以降低油的粘度, 改善油的流动性能。

正常停运 (短期) 时, 要手动停运处于运行中的供油泵。投运油箱内的电加热器, 以维持油箱内的温度在48℃。

如果为了维修而需要较长时间停运供油系统, 则必须手动停运运行泵和油箱内的电加热器 (如果电加热器处于运行中) 。

长时间停运后, 系统再次投运前, 必须进行油质分析, 确认油质合格。

3 汽轮机调节油系统运行异常原因分析

3.1 调节油油温升高

调节油系统的正常工作油温为43~54℃, 当油温升高至57~60℃时, 温度开关将发出报警。

油温过高排除环境因素之外, 主要是由于系统内泄造成的。此时, 油泵的电流会增大。造成系统内泄过大的原因主要有以下几种:

1) 安全阀泄 漏。安全 阀的溢流 压力应高 于泵出口 压力2.5 ~3.0MPa, 如果两者的差值过小 , 会造成安全阀溢流。此时安全阀的回油管会发热。

2) 溢油阀卡涩或安全油压过低。当油动机上溢油阀动作后发生卡涩会造成泄漏, 当泄漏大时油动机无法开启, 当泄漏小时造成内泄。此时, 该油动机的回油管温度升高。当安全系统发生故障出现泄漏时, 安全油压降低, 会使一个或数个溢油阀关不严造成油动机内泄。

3.2 抗燃油酸值升高

抗燃油酸值升高会导致抗燃油产生沉淀、气泡和空气间隔等问题。影响抗燃油酸值的因素有很多, 其中主要因素为局部过热和含水量过高。

因为调节油系统工作在汽轮机上, 伴随着高温高压蒸汽, 难免有部分元件或管道处于高温环境中, 温度增加使抗燃油氧化过快, 氧化会使抗燃油酸度增加, 颜色变深。所以我们应注意:调节油系统元件特别是管道应远离高温区域;增加通风, 降低环境温度;增加抗燃油的流动, 尽量避免死油腔。

由于冷油器的设计为油侧压力高于水侧压力, 这可避免冷却水泄漏至调节油中, 因此抗燃油中的水分多数是由于油箱结露产生的。水在抗燃油中会发生水解, 水解会产生磷酸, 磷酸又是水解的催化剂。所以, 大量的水分会使抗燃油酸值升高。

3.3 调节油油压波动

调节油油压波动是指在机组正常工作的情况下 (非阀门大幅度调整) , 调节油压上下波动范围大于1.0MPa。

出现调剂油压波动现象主要是由于泵的调节装置动作不灵活造成的。调节装置分为两部分:调节阀和推动机构。调节阀装在泵的上部, 感受泵出口压力变化并转化成推动机构的推力, 其上的调整螺钉用于设定系统压力。

3.4 油管振动

调节油油管路特别是靠近油动机部分发生高频振荡 , 振幅达0.5mm以上 , 称之为调节油油管振动。油管振动会引起接头或管夹松动, 造成泄漏, 严重时会发生管路断裂。

引起油管振动的原因主要有以下几个方面:第一, 机组振动。油动机与阀门本体相连, 当机组振动较大时, 势必造成油动机振动大, 与之相连的油管振动也必然大;第二, 管夹固定不好。如果管夹固定不好, 会使油管发生振动;第三, 伺服阀故障, 产生振荡信号, 引起油管振动。

4 调节油系统运行原则

4.1 启动操作

汽机调节油系统有二路供油回路, 每一路有一台供油泵。机组正常运行时投一路供油回路, 另一供油回路就作为备用。每台供油泵在主控室设有TL操作开关, 只要储油箱油位高于351mm, 就可通过手动操作主控室TL开关来启动供油泵。

运行中 , 如果调节 油油压低 于10.8MPa, 而储油箱 油位高于351mm, 主控室TL开关在“备用”位置 , 则备用的供油泵将自动启动 , 同时在主控室中发出EH油压低报警。

4.2 停运操作

当选定的一路供油回路在运行中, 备用供油泵自投, 这时只要调节油油压不低于10.8MPa, 允许通过手动操作主控室TL开关来停止原来运行的供油泵。

如果储油箱油位降到低于305mm, 则闭锁油泵启动。

4.3 故障或事故情况下的操作

4.3.1 在 主油箱温度/液位不正常的情况下 , 在主控室的报警窗 上发出成组报警

在供油滤网差压高的情况下, 在主控室的报警窗上发出成组报警。

在供油泵故障情况下, 在主控室的报警窗上发出成组报警。

4.3.2 调节油母管压力低

如果汽机调节油系统不能正常运行, 当油压低于10.8MPa时, 在主控室中发报警信号, 并自动投备用油泵。如果备用油泵不能启动或油压不能保持, 当油压低于9.31MPa时, 汽机保护系统 (GSE) 动作使汽机脱扣。

4.3.3 动力源故障

失去控制气源时, EH油冷却器的冷却水出口气动调节阀将全开, 保证油冷却器的冷却水供给。

110V交流电源来自二路不同的电源系统 , 供油泵A/B的控制分别接在这二路电源上, 运行泵所在电源段故障, 将导致运行泵跳闸, 备用泵所在电源段故障, 将导致备用泵不能自动切换。

失去48V DC电源, 主控室报警窗上的信号不能显示, 同时, 报警窗显示48V DC丧失报警信号。

供油泵380V的交流电源来自LGA和LGB系统。LGA电源失去, 10秒后A泵跳闸;LGB电源失去, 10秒后B泵跳闸。

5 结束语

汽轮机调节油系统是汽轮机重要的辅助系统, 本系统向控制汽轮机进汽阀阀位的伺服执行机构和汽轮机超速保护控制器 (OPC) 及自动停机脱扣装置 (AST) 提供高压动力油, 本系统的安全稳定运行是汽轮机机组安全稳定运行的关键。

参考文献

[1]汽轮机调节油系统手册[Z].

[2]EH液压控制系统专用资料[Z].

[3]逻辑图册[Z].

汽轮机运行所遇事故总结 篇5

全厂停电

事故经过

外网“盘铝线”故障，由于在外网故障的时候不允许自动跳“105开关”，导致#1汽轮发电机组不能孤网运行，而被电网拖垮，全厂停电。事故处理

立即检查事故直流油泵是否联锁启动，当时直流油泵联锁启动，但是润滑油母管没有压力（0MPa），通知人员到现场确认回油视镜是否有润滑油（回复无），汇报技术员，并要求班长联系、安排人员准备手动盘车；安排人员检查自动主汽门是否关闭（已关闭），并将凝汽器就地水位利用事故放水放到可见水位；隔绝#1汽轮机所有进汽进水；手动关闭循环水进水和回水（当时排汽缸温度高于80℃）；关闭除氧器进汽总门和进水总门；DCS上复位所有设备跳闸信号，将所有阀门（开、关）和设备（启、停）打到需要的指令，防止误（开、关）和（启、停）；就地汽轮机转速到零立即手动盘车。事故后果

#1汽轮机由于断油导致烧瓦外。事故原因

可能原因1：由于蓄电池蓄能(充压)不够而有可能导致直流油泵达不到额定出力（因为趋势显示直流出口有压力但是较低）；

可能原因2：由于润滑油管道的安装有问题，油箱底部出口水平安装一段后再垂直安装后才进入油泵，管道在弯头处可能存在空气而打不起压； 事故总结1、2、3、蓄电池按照规定做定期检查；

改装润滑油管道，由油箱接近底部（非底部）引出水平进入油泵； 安装事故高位油箱，正常运行时向高位油箱补油，事故时若油泵打不起压的时候由事故油箱暂时供油；

汽轮机孤网运行

事故经过

系统和外网“105开关”断开，而“106开关”暂时不能合上；由#1汽轮发电机组带厂用电负荷。事故处理

由于当时#1汽轮发电机组负荷为26.5MW，厂用电为25MW，孤网瞬间汽轮机转速上升至最高3045r/min。立即将#1汽轮机调节方式由“功率控制”方式切换为“阀位控制”方式，减小进汽量，调整汽轮机负荷和厂用电基本持平（略低），并告知电气人员若有设备启停必须让汽轮机运行人员知道，提前略作调整；电气

总结才能提升

事故分析

运行人员调整电压。在做汽轮机负荷调整的同时对轴封压力和凝汽器热井的水位进行调整，并关注其他系统的参数。事故后果

由于当时厂用电与汽轮发电机组的负荷相差不是很大，并调整及时，未造成任何影响。事故原因

外网故障断“105开关”，而“106开关”由于逻辑原因拒合。事故总结

1、发电机孤网运行时，在任何情况下都应保住厂用电。调节时候，注意两个参数：电压和频率。调整励磁电流的大小就调整了电压；调整汽轮机的进气量就调整了频率。

2、对于汽轮机运行人员，孤网运行时，要控制的就是汽轮机转速在3000r/min附近（波动不大），当转速小于额定转速时意味着厂用电负荷增加，而汽轮机组发出的功率不够，此时就应该开大汽轮机进汽调节阀，增加进汽量；

3、4、发电机孤网运行时，汽轮机运行人员和电气运行人员必须密切联系； 孤网运行时，汽轮机运行人员头脑必须保持清醒，切勿出现该减小进汽调门时而变成增大进汽调门，导致汽轮机超速。

一台给水泵运行，入口滤网堵塞导致给水压力低

事故经过

当时一台锅炉运行，汽轮机未投运，#2给水泵给锅炉供水，突然给水压力降低，经过调整无效，待启动备用泵时锅炉低水位“MFT”灭火。事故处理

当发现给水压力降低，监盘人员立即提升#2给水泵的勺管开度，开度由42%开至60%时，给水压力仍在下降，监盘人员继续提升#2给水泵勺管开度，当提升至75%时给水压力还在下降，启动备用泵，但此时锅炉低水位保护动作而灭火。事故后果

由于启动备用泵较晚，导致锅炉低水位保护动作灭火，影响了生产的正常运行。事故原因

经检查，发现给水泵入口滤网被除氧器破碎的填料网丝堵塞，造成给水泵进水量减少导致出口压力降低；启动备用泵不够及时。事故总结

1、给水泵入口滤网压差大应投入（之前均未投入）；

总结才能提升

事故分析

2、检修的时候应检查除氧器的填料网的情况，若有损坏应立即更换；

3、当给水泵入口压力降低，而增加勺管开度时无明显效果，应该果断启动备用泵，在保证锅炉上水的情况下再去查原因。

给水泵因耦合器出油温度测点松动导致跳闸

事故经过

当时正要交接班，一班（自己班组）正准备接三班，由于下夜班，监盘人员注意力不集中，#2给水泵跳闸，备用泵（#1给水泵）启动，汽机运行人员没有发现，而电气出现报警“开关变位，由合到分”、“开关变位，由分到合”，电气运行人员听到并发现是给水泵的动作引起，立即询问“你们在倒换给水泵吗？” 事故处理

汽机运行人员听到电气运行人员的询问后，立即将DCS画面调到给水系统，迅速增大#1给水泵勺管开度，提升给水母管压力，保证了锅炉的上水。事故后果

由于汽机运行人员监盘不集中，给水泵跳闸而未发现，导致给水母管压力下降（低至11MPa），锅炉水位已经显示黄线，但幸亏电气人员的及时提醒，抢救及时，未导致锅炉低水位保护动作。事故原因

1、主要原因：#2给水泵耦合器出油温度测点松动，保护动作导致#2给水泵跳闸；

2、由于是夜班，即将交班，运行人员监盘不够认真，汽机运行人员未发现给水泵跳闸、备用泵启动；

3、锅炉运行人员监盘也不认真，锅炉水位在降低，却未发现是给水母管压力低造成的；

4、逻辑不够完善，备用给水泵启动后勺管开度为备用时开度(＜5%)，而不是跟踪跳闸泵的开度，导致备用泵启动后需人为去立即增加开度，失去备用的根本意义。

事故总结1、2、3、4、总结才能提升 由于测点原因导致保护动作，这不是人为能够控制的，所以必需保交接班的时候，更应该稳重，因为大多时候的事故是发生在交接班各设备的逻辑应该保证能正常且完善，否则失去做该逻辑的意义； 运行中各岗位的人员应密切联系，发现问题时相互告知、提醒。证监盘的质量； 的过程中，切勿因为即将交班而掉以轻心；

事故分析

运行凝结水泵由于水位测点的原因跳闸，备用泵无法联启

事故经过

由于#2凝汽器远传水位计和就地水位计相差过大，热工人员在校核水位计的过程中导致DCS水位低于凝结水泵跳闸值（350mm），运行凝结水泵（#2）跳闸，而因为凝结水泵启动条件中热井水位必须高于350mm，备用泵无法联锁启动。事故处理

降低#2汽轮机负荷，派人到现场去监视就地水位，保证就地水位计在可见范围，立即联系热工人员上来解除凝结水泵启动条件中的水位条件，强制凝结水泵跳闸保护；复位保护动作信号，启动一台凝结水泵运行，将负荷恢复到未降低时，并密切同监视就地水位的人员联系，调整热井水位在就地可见。热工人员处理好水位误差后，将凝结水泵跳闸保护投入，投入凝结水泵启动条件中的水位条件；并对负荷略作调整，观察远传水位和就地水位的变化情况是否一致，检查缺陷是否处理好。事故原因

虽然运行人员已经安排一个到就地监视就地水位并同监盘人员密切联系，但是热工人员未解除凝结水泵水位低跳闸保护，导致低水位保护动作。事故后果

由于处理得当，并未造成停机事故，但由于对发电机负荷有相当的调整，造成厂用电量的波动，造成运行成本有一定的增加。事故总结

1、凝汽器水位出现误差处理时，必须安排人员到就地监视水位，同监盘人员多联系，控制水位在就地可见范围；监盘人员也得注意真空和轴承振动情况；

2、3、热工人员在处理凝汽器水位误差的时候，应该解除凝结水泵低水位缺陷处理后，必须核对水位上升和下降的趋势一致。保护，避免凝结水泵误跳；

2.5MPa压力上升快，高加解列

事故经过

2.5MPa蒸汽从2.0MPa迅速上升至2.45MPa，高加加热蒸汽由2.5MPa蒸汽提供，高加水位迅速上升至700mm，高加保护动作、解列。事故处理

立即检查高加旁路是否联开，并要求到现场检查旁路门实际动作情况；检查事故疏水阀门是否联开；告知锅炉运行人员：高加解列，给水温度将降低，注意燃烧情况和锅炉的壁温；询问调度2.5MPa蒸汽压力波动大的原因；将高加电动

总结才能提升

事故分析

门切换到手动状态（保护动作时为自动状态），将高加的水侧投入，趁高加温度未下降过多，迅速投入汽侧，保证锅炉的上水温度；高加水侧正常后关闭旁路，避免旁路开启而影响上水温度；一切正常后投入高加保护。事故原因

由于外界2.5MPa用户故障，迅速退2.5MPa蒸汽，而调度未来得及告知汽轮机运行人员。事故后果

未造成较大的波动。事故总结1、2、3、高加水位迅速上升时，禁止采取退出高加水位保护的方式来防止高必须告知锅炉运行人员高加已经解列，注意调整； 防止操作中导致其他系统的波动。加解列；

循环水入口压力低

事故经过

运行凝汽器循环水进水压力由0.34MPa降低至0.22MPa，几分钟后恢复至0.32MPa。事故处理

立即降低汽轮发电机组负荷，控制排汽缸温度低于60℃并加强真空的监视；询问水处理循环水压力降低的原因，回复有两台循环水泵跳闸；加强辅机温度的监视并通知锅炉运行人员注意监视辅机温度；汽机运行人员应相应对轴封压力及凝汽器水位进行调整；随时做好将辅机冷却水倒至备用工业水的准备； 事故原因

由于循环水泵跳闸两台引起循环水压力低。事故后果

循环水压力仍有0.22MPa，只是通过降低汽轮发电机组的负荷维持运行，没有造成事故停机。事故总结

1、循环水压力降低而不是全部丧失，只需通过降低电负荷的方式维持运行，但是必须加强真空和排汽缸的温度，排汽缸温度高于80℃时开启排汽缸喷水减温装置，控制排汽缸温度低于60℃；

2、3、降低负荷的时候必须加强其他参数的监视并做调整，例如轴封压力、加强各辅机温度的监视，视情况将辅机冷却水倒至备用工业水；

总结才能提升 凝汽器水位等；

事故分析

4、若循环水压力全部丧失，则需破坏真空停机，并及时关闭凝汽器循环水的进口门和出口门，凝且汽器温度未低于50℃禁止通入循环水。

汽轮机运行中电动主汽门阀芯部分脱落

事故经过

#2汽轮机运行中突然主蒸汽压力由8.90MPa下降至6.5MPa，电负荷有25MW下降至14MW，高压调门开度增大。事故处理

立即将DEH“功率控制”方式切换为“阀位控制”方式；查看主蒸汽母管压力，仍为正常值，当即判断应该是汽轮机主蒸汽管道出现问题，由于集控室外无异常声响，排除管道破裂的情况；判断原因为电动主汽门阀芯部分脱落，立即要求人员到现场查看，回复电动主汽门阀门部分脱落。联系调度，汇报技术员，汽轮机按照正常停机操作。事故原因

运行中电动主汽门阀芯部分脱落。事故后果

#2汽轮机停机。事故总结1、2、3、出现此类情况，若汽轮发电机组为“功率控制”方式，必须立即切切勿慌张，按照排除法来查找原因，冷静操作； 到现场查看的人员必须注意安全。换为“阀位控制”方式，防止高压调门全开。

汽轮机启动中由于胀差大跳闸

事故经过

#1汽轮机利用电动主汽门旁路门冲转，并网后带2MW的低负荷暖机，此时主蒸汽温度533℃，主蒸汽压力2.5MPa，胀差2.8mm。低速暖机时间差不多，需要增加主蒸汽压力，此时旁路门全开，需要就地点动电动主汽门，增加压力。当时为班长到就地电动点动，而电动开度过大，导致主蒸汽过高6.0MPa（实际只需要4.0MPa），导致胀差迅速增加到3.5mm，汽轮机胀差大保护动作停机。事故处理

由于主蒸汽压力增加过快，胀差迅速增大，汽轮机跳闸，汽轮机转速降低到0r/min时不能电动盘车，安排人员手动盘车，待胀差下降后，电动盘车超过4小时，到就地利用听针查看是否有异音，确认无动静摩擦，继续冲转汽轮机。事故原因

总结才能提升

事故分析

主蒸汽压力上升过快，胀差上涨过快。事故后果

汽轮机胀差保护动作，汽轮机跳闸。事故总结1、2、3、汽轮机低负荷暖机过程中利用电动主汽门点动时，严禁开度过大，汽轮机冲转过程中应该控制轴封压力及温度在控制范围的最低值，若胀差持续增长，可利用手动开启真空破坏门的方式适当降低真空

导致主蒸汽压力过大影响胀差；

控制主蒸汽压力及温度、升温速度；并适当增加暖机的时间； 来降低胀差，但严禁开度过大。

汽轮机停运后由于盘车喷淋油装置卡涩导致润滑油起火

事故经过

#1汽轮机正常停运后，盘车投入正常，集控室火警监视报警汽轮机8m平台着火，就地检查发现盘车处起火。事故处理

立即汇报，并组织人员利用二氧化碳灭火器进行灭火。事故原因

#1汽轮机盘车处喷油装置卡涩，摩擦起火。事故后果

灭火及时，未造成事故扩大，但是干粉灭火器的粉末进入润滑油系统，造成润滑油的油质恶化。事故总结1、2、3、润滑油着火必须立即组织人员进行灭火，并迅速通知厂消防队，做当火势漫延到主油箱时，应立即开启事故放油门放油，但必须保证灭火后必须分析润滑油的油质情况，油质不合格必须进行处理，例好火势的隔离和控制；

在转子静止以前维持油箱最低油位，不能使轴瓦出现断油情况； 如利用板式滤油机过滤，油质恶化严重不能使用时，必须重新更新润滑油，严禁继续使用；

4、必须监视正常运行的系统，切勿因为着火的原因而忽略了其他系统。

汽轮机检修后润滑油进水

事故经过

#1汽轮机运行中中分面漏气较大，开缸进行处理。投运后发现主油箱油位

总结才能提升

事故分析

缓慢上升，工作瓦温度最高已达到90℃。事故处理

到就地检查就地油位计显示值，和DCS显示一致，活动油位计后数值仍然没有变化，排除油位显示错误的原因；检查冷油器是否泄漏；利用油箱底部放水手动门将水放掉；加强汽轮机油系统及轴瓦温度的监视；投入真空滤油机过滤润滑油中的水分；维持轴封压力为规定范围的最低值，以不冒汽、不漏气为原则并监视真空；联系对油质进行分析。事故原因

经检查确认，水的来源为汽轮机轴封间隙增大，漏气冷凝后进入油系统。轴封间隙增大的原因：

1、检修后安装不合格，导致轴封间隙变大；

2、扣缸的时候中分面所涂密封胶过厚。事故后果1、2、事故总结1、2、3、4、5、润滑油进水若是因为冷油器进水的原因，应立即切换冷油器，但切换过程中应操作平稳，切勿出现油压和油温大幅度波动的情况； 若是因为轴封的原因，应加强轴封压力的调整，以不冒汽、不漏气为原则；

润滑油中进水后，必须对油质进行分析，油质不合格应进行处理或更换，严禁使用不达标的润滑油；

定期对主油箱放水，定期检查油箱油位、油色的变化，定期对油质进行取样化验，发现问题及时处理，防止事故的扩大 加强轴瓦温度的监视。汽轮机润滑油系统进水，导致润滑油品质变坏； 工作瓦温度升高，对汽轮机安全运行造成威胁。

中压油动机位移传感器脱落导致抽汽安全阀动作且无法回座

事故经过

当时#1汽轮机运行，抽汽投至减温器和减温减压器。突然汽轮机界区发出较大的响声，并伴着排汽的声音，紧接着集控室地板出现振动；DEH显示电负荷由25MW直接下降到12MW； 事情处理

立即检查主蒸汽母管压力，未发现异常；判断为#1汽轮机抽汽安全阀动作并派人到现场确认，回复#1汽轮机抽汽安全阀动作；立即汇报班长，联系调度#1汽轮机抽汽安全阀动作且不能回座，需要退出抽汽；安排人员关闭减温器和减温减压器的减温水；减温水关闭后直接点抽汽逆止阀退出抽汽，但是抽汽逆止

总结才能提升

事故分析

阀黄色闪烁，安全阀仍然无法回座；安排人员现场关闭中压油动机进油手动门，安全阀回座；调整凝汽器水位和轴封供汽压力；对电负荷加强监视；关中压油动机进油手动门的瞬间电负荷瞬间超过30MW，高负荷限制动作，立即切换到“阀位控制”，减小高压调门开度，降低负荷至为事故发生前的数值。事故原因

待处理完后，安排人员检查，发现中压油动机的两根位移传感器的其中一根脱落，导致中压油动机瞬间全开，抽汽压力超过安全阀动作值。事故后果1、2、3、事故总结

1、需要紧急退汽轮机抽汽的时候，必须先关闭减温器和减温减压器的减温水，否则抽汽中断而减温水未关，将导致2.5MPa和4.25MPa蒸汽带水，不仅对外界用户的设备运行造成威胁，还会导致蒸汽母管发生水冲击，造成管道的振动，严重时损坏设备和管道；

2、抽汽安全阀动作后电负荷瞬间下降，排汽量也瞬间减少，此时必须调整凝汽器水位，否则会造成水位抽空，凝结水泵空转，甚至影响真空；还得对轴封供汽压力进行调整。

3、4、安全阀动作后无法回座，必须想办法尽快解决，不然安全阀的间断安全阀动作不回座，处理过程中必须注意安全，保设备的前提是必排汽会产生很大的振动，对管道、设备甚至基建造成破坏； 须保证人身的安全； 造成抽汽中断，全厂2.5MPa母管压力下降（由2.2MPa下降至处理完后，安排人员到现场全面检查，发现安全阀排汽出基建的墙电负荷减小，增加公司下网电量； 1.8MPa），4.25MPa母管压力也下降； 壁被打坏；

2.5MPa管道振动大出现横向位移

事故经过

调度要求投运减温减压器，到现场疏水的人员将疏水手动门全开后去做其他的事情；汽轮机界区的2.5MPa管道出现很大振动，发生15cm的横向位移。事故处理

汇报调度，停运2.5MPa管线（外界减温减压站至汽轮机界区无阀门），将汽轮机界区的2.5MPa管道拉回原来位置。事故原因

由于刚全厂检修没有多久，2.5MPa管线停运后汽机当班人员未开疏水，而

总结才能提升

事故分析

检修完毕后2.5MPa带压之前调度没有通知，所以也没有对汽轮机界区2.5MPa的管道疏水，导致汽轮机界区2.5MPa的管道积水过多；开疏水的时候，开了就离开去忙其他的事情，管道发生振动未及时处理。事故后果

由于2.5MPa管线的停运，造成2.5MPa用户生产中断近3小时，损失较大。事故总结1、2、3、4、蒸汽管道停运后必须及时疏水，停运后有蒸汽流通也必须疏水，防对管道疏水的时候不能一下全部开启，应先开启部分，发生振动应蒸汽管道的疏水必须彻底，开启时间不能过短，应确认疏水完全后疏水的时候不能离开，发现异常必须立即采取措施。止管道积水过多；

及时关闭，待没有振动再继续开启； 再关闭疏水门；

汽轮机的经济运行 篇6

【 关键词 】电厂 汽轮机 节能

一、实现对汽轮机给水温度的有效控制

汽轮给水温度会受到燃料的影响，燃料燃烧的充分性和燃料的大小都是影响因素。如果给水温度过低，锅炉的各项能源消耗相对就会增加，汽轮的工作效率也会受到影响。因此，在具体工作中，应该要控制好汽轮机的给水温度。要实现对汽轮机给水温度的有效控制，就必须要从以下几个方面入手：第一，控制好加煤的速度和加煤的量，在开启和停止机组时，将水温控制在合理范围内。第二，增强对设备的运行维护，避免因操作失误而导致系统奔溃。第三，高压加热系统的管道需及时清洁，确保管道内容没有锈垢等异物，最大限度地减少热量损失，提高供热的效率。第四，定期对各个管道进行检查，确保管道的完整，避免出现渗透等情况。第五，确保高温加热器的水位，这是确保设备安全运行的基础，也是提高供热效率的重要保障。在对机组各项设备进行的检测过程中，尤其强调对供热环节漏点的检测，确保水室的密封性。如果水室的密封性不足，汽轮机在加压的过程中就有可能出现蒸汽泄漏的情况，不仅容易导致热量的损失，降低供热效率，而且还会延长机组的启动时间。

二、实现对汽轮机的有效控制

实现对汽轮机的有效控制包括了对汽轮机启动、停止和运行等各个环节的控制。汽轮机的启动并不是一项简单的工作，它需要根据电厂汽轮机的启动曲线，选择最符合实际需求的启动参数。比如，某电厂的汽轮机启动压力为2.5～3MPa，主温度在270～300℃之间，凝结器的真空压强在-50～40kpa。该设备在启动过程中需要较长时间的预热，导致机组在启动过程中温度过高，增加电厂的成本。因此，电厂为了节约成本，就必须要采取有效措施，解决这一问题。在具体的工作中可以考虑在打开主压力之前先打开旁压，确保压力控制在2.8MPa，然后开启真空破坏门，将真空控制在-50kpa左右。这不仅能够增加汽轮机的蒸汽量，而且能够实现对膨胀值的有效控制，缩短了并网的时间，提高了工作效率，降低了能源消耗。

在电厂的日常工作中，汽轮机一般是不会停止的，只有遇到检修等情况时才会停止其运转。停机也是一项技术工作，需要计算和选择合理的参数，才能确保汽轮机的各个部件都能够正常停机。在停机工程中应该要避免对辅助设备的伤害，提高汽轮机的使用寿命。

在汽轮机的运行过程中，通常会采用定、滑、定的方式。之所以采取这种方式是因为这种运行方式能够在低负荷的情况下，确保燃料的燃烧效率和水循环效率。另外，在运行中加强对液耦水泵的控制，对提高机组的运行效率具有重要意义。采用定、滑、定的启动模式的优点在于，在负荷变化不稳定的情况下，也能够较好地满足控制机组的需求。有效避免了主汽压力的损失，确保了加热的效率。在这个过程中，尤其强调对凝结器水温的控制，确保凝结器的水位是避免热量损失的重点。

三、确保凝汽器的真空状态

在汽轮机机组的运行中，凝汽器的真空状态对机组的运行有着重要影响，确保凝汽器处于最佳状态是提高机组运行效率的重要保证。只有机组的运行效率得到了保障，才能够达到降低能耗的目的。确保凝汽器的最佳真空状态，可以从以下几个方面入手：第一，定期进行机组真空密封性的性能检测，通常情况下，检测的周期为半个月一次。第二，定期进行射水泵运行检测，确保射水箱的水位和水温控制在合理范围内。第三，加强水质检测，定时清理管道内的水垢和锈垢。

四、加强对汽轮机的改造

加强对汽轮机可改造部件的改造是以提高工作效率、降低电厂运行成本为最终目的的。凝汽器是影响电厂发电效率的一个重要因素，如果凝汽器的经济性和安全性都达不到标准，那么安全生产和节约能源也就无从说起，因此在汽轮机改造工作中应该要强调对凝汽器的改造。在实际工作中，加强对凝汽器的改造可以从凝结水过冷、凝汽器真空等方面入手，通过对凝汽器这几个方面性能的改造，确保机组的运行安全，有效提高设备运行的效率，提高发电效率的基础上，节约了维修的成本。

结束语

综上所述，实现电厂汽轮机运行的节能降耗对促进电厂的可持续发展具有重要意义，不仅节约了社会资源，也提高电厂自身的经济效益。电厂汽轮机的节能可以从机组改造、确保凝汽器真空状态、加强对汽轮机的控制以及控制汽轮机给水温度等方面入手。事实上，实现汽轮机节能降耗的措施多种多样，因此，还需要相关研究人员进一步深入探讨。

【参考文献】

[1]刘芳.有关电厂汽轮机运行中节能降耗的对策研究[J].城市建设理论研究（电子版），2013（21）

[2]闫军鹏.电厂汽轮机运行的节能降耗[J].城市建设理论研究（电子版），2013（12）

[3]李立，张震阳.关于电厂汽轮机运行的节能降耗问题研究[J].中国科技纵横，2013（11）

浅析汽轮机运行的节能降耗 篇7

1汽轮机节能降耗可行性

1.1经济方面

目前新式汽轮机在节能降耗上具有很多优点, 但新汽轮机的购置成本较高, 长期以来的实践经验表明, 对现在的汽轮机进行技术改造后, 在节能降耗上也能达到较好的效果, 同时改造成本要远远小于购置新机器的成本。因此在电厂的节能降耗上对已有汽轮机进行改造, 在经济上是可行的, 不仅能为电厂节约很多的费用, 同时对电厂经济效益的实现也有积极的意义。

1.2技术方面

在几十年前我国的部分电厂为了达到汽轮机在运行时的节能降耗, 就对汽轮机进行了大量的技术改造工作, 且取得很好的成效, 改造过的汽轮机在能源转化效率和热效率上有了很大程度的提升, 同时改造技术经过几十年的发展和完善, 已经十分成熟, 改造后的汽轮机在运行的可靠性和安全性都有了较大的提高, 所以针对汽轮机进行技术改造达到节能降耗的目的在技术上是可行的。

2汽轮机运行过程中节能降耗的具体措施

2.1提高电厂汽轮机的真空度

汽轮运行时, 对真空度要求较高, 为了确保电厂达到最佳的经济效益, 应该保证汽轮机在最佳真空度下运行, 这就对第二台真空泵和循环水泵的启动时间提出了更高的要求, 只有在高负荷真实系统不泄漏之后才可以停止第二台真空泵, 当低负荷泄漏时要立即启动第二台真空泵的启动, 从而保证汽轮机运行时的真空度。

2.2控制汽轮机给水的温度

汽轮机的给水温度高低会直接决定着升温过程中煤量的消耗, 如果给水温度高, 则需要较短的升温过程, 对煤的消耗量也较少, 同时锅炉排烟的过程也较短, 对热量损耗较低, 相反, 如果给水温度较低的话, 那么就需要大量的煤来保证升温的过程, 锅炉的热效益也会降低。

2.2.1机组大小修时对加热器进行检漏

应该要注意观察, 对高加筒体密封性、水室隔板密封性进行认真的检查, 尤其是重点注意加热器钢管, 检查其是否出现漏点, 一旦发现漏点, 那么就应该在第一时间内进行消除, 避免出现严重事故。若高加筒体密封性较差, 那么必然会使得蒸汽和水的热交换效率大幅度下降, 甚至出现部份蒸汽短路现象, 对于给水温度会造成严重的影响。若水室隔板密封性较差, 那么势必会出现“短走旁路”的现象, 也会导致给水温度较低。

2.2.2保证高加投入率

应该严格按照规程规定来对机组滑停、滑启进行控制, 保持高加水位稳定, 加强高加运行维护, 减少换热管泄漏, 降低换热管积垢, 规范运行操作, 清除管内沉积物, 提高投入率。

2.2.3

为了保障主、辅设备安全运行和回热的经济性, 那么应该尽力维持加热器的正常水位。

2.3加强汽轮机的运行管理

电厂汽轮机在运行过程中可以采用定-滑-定的运行方式。实际上就是在高负荷区域下, 为了保持机组的高效率, 那么就应该改变通流面积 (一般采用喷嘴调节) 来实现。在极低负荷下, 为了保持给水泵轴临界转速、燃烧、水循环工况能够得到稳定, 那么就应该使用低水平的定压调节。而在中间负荷区, 就应该根据实际情况来加减负荷 (一般采用锅炉调整压力) , 使得汽门的开关处于滑压运行状态。为了提高给水温度和投入率, 减少加热器端差, 对加热器水位进行合理地调整, 应该在高负荷运行时适当提高汽轮机的主汽温度、主汽压力。低速暖机后, 肯定机组一切正常, 可逐渐开大主汽门将转速升至1400RPM, 保持40分钟～80分钟, 检查: (1) 油位、油温、油压、油流; (2) 辅助油泵的工作情况; (3) 汽轮机各部位的膨胀情况; (4) 上下缸的温度差不应超过50℃; (5) 监听机组内部的声音, 是否有摩擦。

2.4维持汽轮机凝汽器最佳真空

为了减少汽轮机在运行过程中对燃料的消耗量, 可以将汽轮机凝汽器维持在最佳的真空状态, 这样不仅可以有效的提高电厂汽轮机的工作效率, 而且可以大幅度提升整个汽轮机机组的经济效益。

2.4.1应该让凝结水位维持在一个合理的位置, 若凝结水位过高, 那么往往会造成凝汽器的真空下降, 这是因为凝汽器空间过小就会导致冷却面积严重不足;

2.4.2保证汽轮机机组的密封性良好。为了避免凝汽器出现泄漏的现象, 应该定期或者不定期地详细检查机组的密封性, 尽可能地利用设备大修的时候来处理、检查漏洞。

2.4.3为了确保凝汽器有较高的热交换效率, 在平时要确保循环水的品质, 同时经常检查及清理凝汽器内的水垢, 减缓水垢的发生速度。

2.4.4要保证射水池内的水位处于稳定的状态, 不宜过高也不宜过低, 要经常性的进行检查并及时换水, 同时要定期对射水池进行维护。

2.5汽轮机的停机

当汽轮机需要停机时, 尽量用滑参数来进行, 这样不仅有便于设备进行检修, 同时可以有效的降低汽轮机和锅炉的温度, 锅炉的余热也可进行发电。

结语

随着经济的快速发展, 人们对电能的需求量越来越呈上升趋势, 汽轮机做为电厂的主要发电设备之一, 其稳定的运行十分关键, 目前, 由于市场竞争的越来越激烈, 汽轮机在运行时的经济性也逐渐受到业内人士的关注, 电厂的能源消耗中汽轮机占很大比例, 因此, 通过上文的分析, 对汽轮机在运行中的节能降耗提出了具体的措施, 这样可以有效的保证汽轮机运行时的经济性, 保证电厂经济效益的实现。因此对汽轮机进行技术发行从而达到节能降耗的目的, 是各个电厂提高经济效益的重要途径和手段。

摘要：汽轮机作为电厂的重要设备之一, 在电厂的运行过程中发挥着十分重要的作用。随着近年来国家对节能政策的实施, 电厂在生产运行过程中也十分注重节能降耗。汽轮机也算得上是电厂的能耗大户, 因此对汽轮机进行适当的技术改造, 可以有效的节约能源的消耗, 并能取得较好的经济效益。文中对电厂汽轮机节能降耗运行的是从经济方面和技术方面对其可行性进行了分析, 并针对汽轮机运行过程中节能降耗的具体措施进行了阐述。

关键词：电厂,汽轮机,节能降耗

参考文献

[1]杨永明.自动化技术在电厂节能减排中的应用与研究[J].中国高新技术企业, 2011 (33) :112-114.

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[3]刘海渊.电厂汽轮机机组中存在的问题与节能方案分析[J].科技传播, 2012 (1) :156-158.

电厂汽轮机运行的节能降耗 篇8

随着社会的飞速发展, 国民经济水平显著提高, 各大工厂企业对能源的需求量也在日益增加, 但能源总量是有限的, 因此, 节能降耗势在必行。在我国, 电厂是高能耗企业之一, 所以节能的潜力空间也最大。目前, 很多电厂为了提高企业的经营效益都把降低能耗作为重点项目来抓, 只有这样在激烈的市场竞争中才能占领先机, 使企业立于不败之地, 对于实现我国又好又快的发展也具有十分重要的意义。在整个电厂发电过程中, 发挥作用最大的就是汽轮机, 因而我们可以通过对汽轮机采取相应的措施, 减少其运行过程中投入的能耗, 进而达到提高电厂收益的目的。本文作者在结合实际工作经验的基础上, 以电厂汽轮机运行过程中的能耗为研究对象, 提出节能降耗的具体措施, 以供类似企业参考, 具有一定的现实意义。

1 汽轮机节能降耗的可行性分析

首先, 我国已在上世纪九十年代初期就开始对汽轮机节能降耗的技术及方式进行探索, 经过近三十年的反复实践, 我国已在汽轮机节能降耗项目上逐渐走向成熟。电厂汽轮机经过改造后, 能源消耗得到了最大程度的降低, 能源转化效率得到了进一步的提升, 汽轮机的安全性能、稳定性能方面都得到了改进。

其次, 通过技术人员对汽轮机节能降耗项目进行经济评估, 汽轮机改造项目的投入成本远远低于新购置汽轮机的成本, 而且改造后的汽轮机能够实现大幅降低能源消耗的目的, 能够给电厂带来长期的经济效益, 因此具有一定的可行性。

2 汽轮机运行节能降耗采取的措施

2.1 水温控制

汽轮机给水的温度受锅炉燃料量的多少及燃烧的充分性影响, 当汽轮机给水温度过低时锅炉就会增加用电量, 同时汽轮机的单位能耗量也会增加, 这样汽轮机在排烟时会造成较大的热损失, 大大降低了能源的使用效率。所以我们必须要做到如下几个方面:首先我们一定要通过控制投入燃料量及添加的频次来控制汽轮机给水的温度, 严格按照规程操作, 防止由于操作不当引发的热能损失。其次, 我们要加强对关键部件的维护, 定期清洗, 及时清除沉淀物, 提高能源的使用效率。最后, 定期对管道进行检查, 以防出现管道泄漏的现象, 提高加热器的使用效率。

通常情况下, 保证汽轮机主要设备运行的基础就是使高温加热器的水位处于正常水平, 这样才能使加热器供热效率不受影响。我们在对汽轮机进行维护时一定要保证水室的密封性良好, 所有供热环节都没有漏点。密封性能不好的水室很容易在汽轮机加压过程出现蒸汽泄漏的现象, 这样就会在能量交换过程中出现热能损失, 进而降低汽轮机的给水温度, 延长汽轮机的启动时间。

2.2 凝结器状态控制

汽轮机的使用寿命受凝结器的影响最大, 凝结器若能时刻处于最佳的真空状态, 这对提高汽轮机的动能, 有效减少能源的投入量起到了至关重要的作用, 同时也会提高汽轮机的运行效益及使用寿命。因此, 我们一定要尽最大努力使凝结器时刻处于最佳的真空状态。主要如下:一是定期对凝结器进行真空严密性的测试, 确保其真空密封性能良好;二是对射水泵的性能进行检查, 确保射水箱水温不超过25度并使射水箱的水位始终处于正常水位;三是加强对凝结器管道内水质的监督, 定期清理水垢, 提高整个机组的工作效率;四是时刻关注凝结器的水位, 使其有足够的冷却面积, 进而提高汽轮机的运行效率。

2.3 汽轮机的启动、运行和停机

汽轮机的启动:在此过程中, 汽轮机都要进行长时间的预热, 这会增加能源的消耗, 使发电成本大幅提高。所以, 在该环节最好的解决办法就是:采用先开旁压的方式, 使压力始终维持在2.9MPa左右, 接下来人工开启真空破门, 使汽轮机的真空维持在-55MPa左右。我们通过增加蒸汽量的方式来提高暖机的速度, 缩短汽轮机的启动时间, 有效控制膨胀差值。

汽轮机的运行:若想提高燃料的燃烧效率以及在低负荷情况下较好的保持锅炉内的水循环, 我们需要采用定、滑、定的方式来使汽轮机运行, 这样才能在负荷不稳定的情况下对机组实现一次性调频的需要, 进而减少压力损失, 提高能源的使用效率。在此环节中, 对凝结器水温的控制就显得尤为重要了, 因为持续冷却会造成新的能源消耗。

汽轮机的停机:只有对汽轮机进行检修时才能停机, 停机时要设置合理的参数, 保证汽轮机的关键部件不会出现紧急停机, 最终达到延长汽轮机运行寿命的目的。

2.4 改造措施

若想提高能源的使用效率, 我们必须对汽轮机进行技术层面的改造, 这样才能降低运行成本, 提高汽轮机的运行效率。通常情况下, 我们可以通过改造凝结器来提高电厂的发电效率, 提高设备运行的安全性能, 因为凝结器自身的运行性能对汽轮机的运行效率起到了至关重要的作用, 所以改造的首要部件就是凝结器。对凝结器的改造主要包含了凝结器水温、凝结器端差、凝结器真空装等方面的技术改造, 通过改造提高汽轮机的运行效率和性能, 减少迫停及维修的几率。最终, 从多角度、全方位实现降低能耗的目的, 提高电厂的经营效益。

3 结论

若要实现电厂汽轮机运行过程中的节能降耗, 我们可以通过控制给水温度, 使凝结器时刻处于最佳的真空状态, 对汽轮机的启动、运行、停机环节进行控制, 最终实现降低能耗的目的。通常情况下, 我们可以从多个环节采取不同的措施来达到降低能耗的目的, 但主要还需要经验的积累以及日常的精细化管理, 这样这样才能做到万无一失。电厂节能降耗这一目标是时代的课题, 需要我们长时间去探索、去研究, 同时也需要我们将这一目标固化于心并体现在具体行动中。只有动员全员参与, 从细节上入手, 才能实现真正意义上的节能降耗, 进而实现整个国家又好又快的发展。

摘要：本文作者在对电厂汽轮机运行节能降耗进行可行性分析的基础上, 提出了一系列的解决措施, 主要是对汽轮机的给水温度进行控制, 使凝结器始终保持在最佳的真空状态, 对汽轮机的启动、运行及停机环节进行有效控制, 最终实现节能降耗的目的。

关键词：汽轮机,凝结器,节能降耗,措施

参考文献

[1]羊向荣.用计算机计算汽轮机效率的方法[J].汽轮机技术, 1988 (4) .

[2]王春云.日本超超临界压力发电技术[J].黑龙江电力技术, 1993 (6) .

火力发电厂汽轮机的优化运行思考 篇9

1.1 汽轮机的热效率高

与传统火力发电厂电力生产效率相比, 汽轮机具有热工效率高的特点, 与传统设备相比, 汽轮机可以确保热工效率在40%以上, 这极大地节约了能源, 同时也能够为电厂稳定地运行提供经济与功能基础。

1.2 汽轮机的连续性好

汽轮机的工作原理简单, 普通的回旋就可以产生巨大的电能, 简单的结构避免了机组过于复杂而产生的事故高发缺陷, 同时简单的结构又可以降低设备维护的成本, 大大延长了机械的寿命。

1.3 汽轮机的经济性佳

通过对汽轮机运行状态、运行参数、运行方式的调节, 汽轮机可以快速实现经济运行和优化运行, 这有利于火力发电厂达到经济目标和安全目标, 同时也能在复杂的电力负荷下实现稳定运行, 有助于电力安全、社会价值等综合任务的达成。

2 火力发电厂汽轮机的运行优化

2.1 确定汽轮机优化运行的方法

从火力发电厂的实际运行工作看, 汽轮机优化的方法主要有两个:一是单因素轮换确定法。这一方法主要将汽轮机的运行影响因素进行分类和划定, 在其他因素不变的前提下, 变动一项因素, 进而绘制汽轮机运行和功率输出的曲线, 以找到汽轮机优化运行的最佳方式。这一方法的优势在于简单实用, 可以结合汽轮机的实际运行, 方便火力发电厂快速形成汽轮机优化运行的策略和方法。二是多因素联合调整确定法。这一方法是将汽轮机运行的影响因素看作是一个有机的整体, 通过高新元器件和设备形成对多因素整体上的认知, 以联合的方式确定汽轮机运行的最佳效果, 以形成对汽轮机运行的有效优化。当前汽轮机辅助技术、集成技术和数字技术正在高速发展, 确定汽轮机优化运行可以将单因素轮换法和多因素联合调整法综合使用, 利用汽轮机运行的实际, 借用高科技手段的力量, 做到对各种方法优势和长处的有效发扬, 做到对汽轮机优化运行的强有力保障。

2.2 确定汽轮机定压和滑压的运行参数

首先, 优化汽轮机运行应做好定、滑压参数的设置、测定和选择工作, 通过汽轮机在不同状态和不同参数下运行的对比、分析和研究, 制作汽轮机经济运行和科学管理的规划和方法, 为汽轮机达到最佳方式的运行提供可靠的依据和综合的例证。在确定汽轮机定压和滑压参数中, 应结合汽轮机的不同负荷条件与状态, 选择汽轮机定压参数和不同滑压参数进行经济性的分析与比较, 以获得机组在全负荷范围以内的最佳运行方式。其次, 应做好对定滑定运行方式在负荷转折点上的选择。最后, 在定滑定运行的方式下, 对各负荷点在主蒸汽压力与相应高压主汽调门的开度进行确定。

2.3 确定汽轮机给水泵的运行方式

汽轮机要想实现最佳运行, 其基础是给水泵的最佳运行, 因此, 探讨、研究和确定汽轮机给水泵的最佳运行方式成为汽轮机运行的关键。虽然给水泵对于整个汽轮机容量来讲, 其功率只在3±1%的范围, 但是对汽轮机运行的稳定和效率有着直接的影响。同时给水泵的运行出现低效率和低功率会直接造成汽轮机损耗的增加, 进而影响整个机组和电厂的运行经济效率。在具体优化汽轮机运行过程中, 应该强化给水泵的选择工作, 要以汽轮机组的最大功率和单台给水泵功率的比价作为基础, 做好给水泵最大功率输出的试验, 确定给水泵运行的强度、负荷和过程, 给汽轮机安全运行创造条件。要以汽轮机的低负荷工作状态作为基础, 进行给水泵的低负荷试验, 确定单台给水泵工作状态, 通过两项试验来确定给水泵经济运行的范围, 进而确保对给水泵的条件具有科学、安全、效率的基础。要结合汽轮机运行进行不同负荷的给水泵能耗和效率检验, 通过细微调节和多次试验, 找出给水泵能耗、功率的变化曲线, 进而形成汽轮机给水泵最佳的安全经济运行参数和方式。

2.4 确定汽轮机循环水泵的匹配方式

循环水对汽轮机净出力和稳定运行有着直接影响, 特别是在汽轮机功率固定、冷凝器面积一定的基础上, 要想提升汽轮机凝汽器的压力, 就必须通过循环水系统的调节, 来加以实现。要在设计阶段选择适宜的汽轮机水循环体系, 优化循环水泵性能和样式的选择, 提升循环水泵对流量和温度的调节控制能力, 做好汽轮机循环水泵的优化试验, 更好地使循环水泵适应不同负荷、不同温度条件带来的影响, 适应汽轮机运行实际的要求。在汽轮机运行中循环水泵还可以通过叶片角度、循环泵功率等因素的调整实现优化, 达到对水量、温度、功耗的精确控制和准确测量, 这是优化汽轮机运行、科学配置循环水泵的基本方法和主要方面。

2.5 确定汽轮机运行的背压

背压是排气压力的俗称, 是汽轮机运行中重要的参数。背压如果出现细微的变化, 将会直接引起汽轮机其他运行参数的变化, 进而对汽轮机热能损耗, 处理效率产生重大的影响, 对火力发电厂机组的原料消耗发生决定性作用。实现汽轮机的优化运行要考虑背压这一重要参数, 要加强对汽轮机负荷情况、汽轮机水循环系统、温度、流量的调整和监测, 通过及时调节优化汽轮机背压的强度和大小, 使背压处于精确的范围和稳定的状态, 进而提升汽轮机的净出力水平, 达到优化汽轮机运行的目标。在汽轮机运行实际过程中, 应该以负荷波动作为前提条件, 比较汽轮机净出力变化的数据, 控制水循环的流量和温度, 调整汽轮机冷凝器背压值, 增加汽轮机的输出功率, 实现汽轮机优化、高效、稳定运行。

3 结语

优化汽轮机运行, 实现火力发电厂经济目标必须结合汽轮机的运行实际, 要在火力发电厂长远目标的前提下, 以汽轮机安全运行作为基础, 有针对性地对汽轮机进行运行技术、运行参数、运行状态的调整与优化, 控制汽轮机的资源消耗, 降低火力发电厂的经济支出, 形成对火力发电厂系统性目标实现的支持。此外, 火力发电厂应该研讨新技术在汽轮机运行的广泛应用, 通过实时监测、网络技术、科学管理等新方法, 构建汽轮机运行的新模式, 开拓火力发电厂发展的新空间。

参考文献

[1]吕太, 吴海波, 胡乔良.汽轮机最佳运行工况的经济性试验分析[J].东北电力大学学报, 2010, (01) :99-103.

[2]闫顺林, 刘帅, 李玉辉.汽轮机变工况优化运行模型的研究[J].陕西电力, 2009, (07) :148-149.

[3]高林, 崔战兵, 王文骏.用于电网中长期分析的超 (超) 临界火电机组建模[J].中国电力, 2013, (07) :176-177.

[4]郭容赫, 陈泽榕.基于混沌原理的火电机组负荷分配优化系统研究[J].东北电力技术, 2013, (10) :35-38.

电厂汽轮机运行的节能降耗研究 篇10

汽轮机是电厂最主要的发电设备, 其整体结构比较复杂, 在运作过程中往往受到诸多外在因素的影响, 这些因素造成了汽轮机在发电时能源耗损增加。具体而言, 影响汽轮机效率的因素主要有以下几个:第一, 汽轮机的运行因素。因为在使用过程中对汽轮机的操作不规范, 使得汽轮机的运行参数发生变化, 不符合当前运行需要的负荷。或者是真空泵长时间运作导致温度过高, 凝汽器因而发生改变, 不能保证完全的真空状态, 造成汽轮机的水循环和热力系统受到限制, 极大地阻碍汽轮机的运行。第二, 停机因素的影响。汽轮机如果经常开关的话容易造成能源消耗提高, 在开机状态下一直进行暖机的话更是增大其能耗。第三, 设备方面的影响。受到电厂资金或者是管理方面的影响, 汽轮机出现技术落后、更新换代不及时等现象, 这些都加大了汽轮机的能源消耗。

2 汽轮机节能降耗的可行性分析

关于我国对于汽轮机的节能降耗可行性分析研究最早可以追溯到1990年, 我国专家学者经过20多年的探索研究, 通过对我国实际情况进行分析, 已经拥有了相对成熟的技术手段。根据这些技术对我国的汽轮机进行了改造, 改造后汽轮机的能源消耗明显降低, 汽轮机的安全性和稳定性方面有了长足的进步, 能源转换的效率也得到了很大的提高。技术人员对汽轮机相关因素进行分析, 发现直接对现有的汽轮机进行升级所需的资金远远低于购置最新汽轮机, 并且前者与后者在能源降耗方面相差不大。所以, 直接对现有汽轮机改造符合电厂的基本利益要求, 在可行性方面具有现实意义。

3 电厂汽轮机运转的节能降耗对策分析

3.1 保证凝结器的真空性

汽轮机的运作效率与凝汽器的真空状态息息相关, 只有保证凝汽器在良好的真空状态, 才能不断提高汽轮机的能源转换效率, 才能不断降低汽轮机在运转过程中的能源消耗。为了提高汽轮机的运作效率, 提高电厂的经济效益, 应该采取各种手段保证凝汽器处于最好的真空状态。具体的手段方式主要包括以下几点:首先, 定期对汽轮机的相关组件进行检查, 对其密封性进行测试, 如果发现存在问题就必须立刻进行整修, 务必做到及时谨慎;其次, 汽侧真空泵的维护务必做到细心, 避免因真空度不好而造成能源浪费;再次, 凝汽器的钛管在使用时间过长时容易出现水垢, 应该组织人员专门负责清理水垢, 保证汽轮机的能源转换效率;最后, 凝结水位在使用过程中要符合规定标准, 水位太高会导致空间变小, 没有足够空间进行冷却, 对凝汽器的真空状态造成影响, 降低汽轮机的整体运行效率。

3.2 汽轮机给水温度的优化控制

汽轮机的运行效率与水温息息相关, 如何进行水温控制是电厂亟需解决的问题。水温与锅炉燃料的燃烧有着直接关系, 因此, 应科学控制燃料的燃烧。如果水温不高则需要加大锅炉内燃料的燃烧, 但这也导致了排烟过程中的热损耗增长, 极大地降低了汽轮机的热效率。因此, 在控制水温时要注重锅炉加煤的速度与数量, 避免出现较大的损耗。对于需要进行密封性测试的相关组件要做到定期检查, 确保其密封性良好, 避免因这些因素导致汽轮机效率降低。

3.3 汽轮机的启动、运转与停止的优化控制

汽轮机在启动、停止、运行过程中往往会产生额外的能源消耗, 因此, 在各个环节都要重视操作, 尽量避免因操作导致能源消耗。在启动汽轮机的时候, 我们首先要选择启动参数, 他们也是使用汽轮机的主要指标, 一般选择主蒸汽压力8.0MPa—9.0MPa, 温度350℃—400℃;再热蒸汽压力1.0MPa, 温度320℃—350℃。凝汽器中具有-85k Pa—-90k Pa的真空压力, 这样启动参数才符合相关标准。但是在我们实际操作时经常发现, 因为汽轮机在启动时预热时间往往比较长, 并网时间随之拖延, 这些因素都可能导致汽轮机电量消耗的增加, 不利于节能降耗。为了防止这种情况出现, 必须在启动初期就保证汽轮机的主蒸汽压力, 然后对旁路压力、温度进行确认, 防止旁路超温。这样就提高了汽轮机的蒸汽量, 提高了启动速度, 控制了膨胀差值, 减少了汽轮机的并网准备时间。

3.4 汽轮机相关技术的优化

为了不断提高汽轮机的运行效率, 不断降低能源消耗, 实现节能降耗的目的, 我们必须从技术角度出发, 优化当前汽轮机的运行过程。只有这样才能逐步降低电厂在发电中的成本, 获取最佳的汽轮机运行效率。具体的技术手段主要是针对凝汽器而言, 为了保证汽轮机的安全和运行效率, 增强凝汽器的可操作性, 需要对相关的机组进行技术变革, 对凝汽器的真空度和端差等特性进行改造, 这样才能实现汽轮机的节能降耗的目的。

4 结语

汽轮机是电厂最主要的发电设备之一, 它的运行效率与电厂的效益息息相关。在电力企业的探索过程中, 相关人员要从自身电厂实际情况出发, 对各种汽轮机的性能、运行方式、特点进行深刻研究, 注重理论联系实际, 对电厂管理模式进行变革, 探索适合自身发展的道路。只有这样才能不断降低电厂运行损耗, 提高企业的经济效益与社会效益, 保证企业具有强大的市场竞争力。

摘要：随着世界范围内能源危机的日趋严重和人们环保意识的不断增强, 节能降耗已经成为备受关注的焦点问题。电厂是我国经济增长、人们生活水平提高的重要保障, 随着经济水平的提高, 人们对物质生活的要求越来越高, 用电量增长十分迅速, 给我国电力系统带来了很大的压力。本文讨论了电厂汽轮机运行的节能降耗的相关问题, 为提高我国电力系统的效率与水平提供切实有效的方法。

关键词：汽轮机,节能降耗,电厂

参考文献

汽轮机的经济运行 篇11

【关键词】汽轮机；油质变差；原因；对策

0.前言

汽轮机油质的好劣，对汽轮机设备的安全平稳运行起着十分关键的因素。近年来，随着全国各地百万千瓦大容量汽轮发电机组的投产运行，对汽轮机用油品质提出了更高的要求，因其问题引发汽轮机故障的频率也在日益增多。因此，为有效确保汽轮机安全可靠运行，降低生产经济成本，本文笔者结合自己的工作实践经验，通过分析汽轮机运行中油质变差的客观因素，对今后汽轮机在运行过程中，如何提高油系统内的用油品质提出了相应的对策措施。此专题的研究，对汽轮机设备延长使用寿命，降低电厂生产成本，提高企业经济效益具有十分重要的现实意义。

1.导致运行中汽轮机油质变差的客观因素及分析查找

目前，我国电厂对汽轮机运行中油质进行的常规监控，执行标准主要是《电厂运行中汽轮机油质量标准》GB/T7596—2008，以及《电厂用运行矿物汽轮机油维护管理导则》GB/T14541—2005中的汽轮机油质量指标、检验周期进行监控和维护。其中，监控的项目指标包括：水分、酸值、外观、闪点、泡沫特性、清洁度等。在通常情况下，只要汽轮机处于正常运行状态，上述监控的常规指标也都基本能保持在正常范围内。那么，引发汽轮机油质变差的客观因素是什么？通过生产实践表明，一方面是产生于恶劣的使用环境。由于汽轮机油存在于汽轮机组润滑油系统和调速系统中，因常受含水和金属颗粒，以及高温和有氧、搅动条件的影响，导致油品极易劣化，质量变差。另一方面产生于汽轮机油自身性能。由于目前国内热电企业使用较多的是天然石油精加的矿物用油，即：碳氢混合结构的烃类物质。这类汽轮机油会随汽轮机运行时间的递增，油品性能逐步变坏，最后油质超标不能再继续使用。由此看来，运行中汽轮机组油质，必须具有能迅速分离出润滑系统水分，保护设备不被腐蚀的破乳化性能，以及在存有空气环境及高温下的抗氧化性能，才能保持系统内的用油质量符合标准要求。否则，随着破乳化性能和抗氧化性能的超标弱化，将直接导致汽轮机组故障的发生。因此，确保汽轮机安全可靠运行，对汽轮机油质的监控，重点还应放在这两项性能指标的监控上。

2.解决汽轮机油质变差的主要措施

针对汽轮机运行中油破乳化性能和抗氧化性能的超标弱化，意味着油质已劣化，需要采取何种补救措施，下面就围绕这两项指标性能，结合电厂对汽轮机运行中油质在这两项性能指标的实例控制，作如下片面性探讨。

2.1破乳化性能超标的解决方案

现象：B电厂于2011年初投运了两台汽轮机，运行1年后，汽轮机油破乳化时间已达到50min左右，但此时汽轮机油的水含量按《电厂运行中汽轮机油质量标准》GB/T7596—2008监控标准，均小于50mq/kq，有较大富余度。因担心影响到汽轮机的正常运行，逐步对其进行维护。

处理方法：针对上述现象，技术人员按照现行热电企业执行的监控维护标准，即：正常运行的汽轮机油破乳化时间不大于30min，以确保水在润滑油系统中能迅速分离，从而减轻过滤除水装置负担， 使汽轮机油水含量在短时间内恢复正常的技术指导思想，于是采用了两种技术解决方法，一是对1号机组进行了部分置换入新油，对2号机组进行了补加破乳剂，结果从检测两台运行中汽轮机油质量得知，汽轮机油的破乳化时间明显缩短到30min内，汽轮机组平稳运行。

结论：通过生产实践表明，若汽轮机油破乳化时间超过30min，但油中水含量较低，说明油品并不会乳化。若其他各项性能指标也处于正常范围内，则说明汽轮机油并未劣化，只需通过加入破乳剂或补加新油的方法，就能提高汽轮机油的抗乳化性能，延长其使用寿命。

2.2抗氧化性能的超标解决方案

现象1：A电厂的两台大容量高负荷汽轮机，由于在运行中轴封蒸汽泄漏严重，进入到润滑油系统中，造成油系统进水，水含量增高，且检测出T501抗氧化剂含量已低于运行汽轮机油的标准（不低于0.15%），出现预警。

处理方法：技术人员在油中添加了T501酚型抗氧剂，效果不是很理想，再加入了酚胺复合型抗氧剂，抗氧化剂含量还是低于运行汽轮机油规定的标准。通过请教汽轮机油供应商，在其指导下，采用旋转氧弹法对汽轮机油的抗氧化性能进行了评价，结果是达标的。

结论：该故障的排除，让我们吸取到的经验是，若抗氧化性能低于标准预警时，单纯添加T501酚型抗氧剂的技术方案，已不能满足汽轮机组的运行工况要求，故障现象也难以得到解决。因为T501酚型抗氧剂会在100℃以上分解失效，无法适用。同时要注意，如在汽轮机油中添加的是复合型抗氧剂，而酚型抗氧剂只加入少量甚至不加，则可能出现因T501酚型抗氧剂检出量很低，误判汽轮机油抗氧化性能。针对这一点，需要在汽轮机油供应商的指导下， 采用旋转氧弹法，去评价汽轮机油的抗氧化性能。但添加复合型抗氧剂，对提高汽轮机油的高温抗氧化性能，延长汽轮机使用寿命有着重要的意义。

现象2：C电厂一台汽轮机组于2009年正式投入运行，2012年3月底，冷油器泄漏，造成机组油系统进水，取样化验发现油品酸值增加较快、油品液相锈蚀实验不合格，随即进行故障排除。

处理方法：因考虑不会在近段时间对该机组进行大修，但又担心油品劣化加速对油膜的破坏和机体内金属部件的腐蚀，进而增大摩擦导致轴承过热引发故障。技术人员立即取样化验，检测到油品酸值增加较快，采取了使用滤油器、投入净油器措施处理，后停止处理，检验时发现汽轮机油相关指标具体的变化情况，见下表：

结论：由表所见，汽轮机油冷油器泄漏后，油品的酸值从新油的0.03mgKOH/g变化到0.28mgKOH/g，超过运行汽轮机油质量标准。投入净油器处理后，酸值指标降低了，但并没有达到运行汽轮机油质量标准。再使用滤油器处理后， 也未达到运行汽轮机油质量标准。2013年1月未经处理，正常取样化验酸值仍高出运行汽轮机油质量标准。由此得出结果，汽轮机运行中油的酸值超标后，投入净油器和使用滤油器处理，虽然有所改善油品的酸值、油品的液相锈蚀实验，但不能从根本上解决问题，长时间运行，必将导致抗氧化性能减弱，因此，得寻找出另外适宜的彻底解决方案。

3.结语

综上分析及解决方案得知，诱发汽轮机油质变差的因素较为复杂，要确保机组安全运行，防止故障发生，减少电厂的经济成本，做好油质差变的事先预控制工作尤为关键，这需要我们以高度的责任感，在生产实践中不断地摸索总结经验。 [科]

【参考文献】

[1]孟玉婵.我国运行汽轮机油的维护与监督管理[J].润滑油，2007，02.

[2]吴国林.浅析汽轮机油清洁度控制措施[J].中国高新技术企业，2010，27.

浅谈火力发电厂汽轮机的优化运行 篇12

1 目前我国火力发电厂汽轮机运行现状

我国的火力发电厂汽轮机应用始于上世纪50年代，60至70年代各汽轮机厂都曾研制生产过燃气轮机。但随着国家能源结构调整，天然气供应不足，燃气轮机研制在逐步失去市场。近10年来，随着国家能源战略的调整，燃气轮机才重新步入发展的快车道，并采取以市场换技术的方式，逐步实现汽轮机国产化。不少火力发电厂近年来在运行机组逐渐老化的形势下，纷纷借助绩效管理系统，完善点检定修，从而提高设备的精密把脉率，强化状态监测、故障诊断及劣化分析，及时处理设备的突发状况;同时积极开展提高辅机、输煤设备可靠性管理水平，在火电机组节能减排标准越来越高的现状下，加强设备维护，加大设备技改，杜绝汽轮机机组“带病运行”，增强安全隐患整改的及时性。

2 提升火力发电厂汽轮机运行效率的意义

A.传统的火力发电所使用的汽轮机，工作温度一般是几百摄氏度，而直接以天然气为燃料的燃气轮机，工作温度都在1 000摄氏度以上。如此高温寻常钢铁都要融化，而燃气轮机叶片却要保证能以每分钟3 000转以上的速度工作。因此，开发热效率高、洁净无尘、造价低廉的发电技术是当务之急，汽轮机将是未来洁净高效能源系统的核心动力设备。其独特的优势成为当代最先进的商业化火力发电技术。

B.火力发电厂应高度重视环保设施管理，完成机组脱硫旁路的拆除，实施多台电除尘改造、脱硫等一系列技改项目，为旁路拆除后脱硫设施稳定运行提供保障。同时通过机组汽轮机通流部分改造、低氮燃烧器改造、等离子改造、锅炉脱硝改造等一系列重大技改项目的实施，降低机组能耗水平，提升安全环保水平。

3 优化火力发电厂汽轮机运行

3.1 通过性能及能耗诊断试验优化运行

随着近几年火力发电厂对机组经济指标严格管控，并加大节能减排力度，针对汽轮机检修，对机组进行修前设备状态评估。为实现节能减排目标，更好地完成检修工作任务，火力发电厂对按美国ASME标准进行三阀全开、600 Mw、500 Mw、400 Mw、300 Mw负荷时机组效率试验及100%负荷汽水损失率试验。另外，为了评估高中压缸过桥汽封漏量，还进行了三阀全开影响系数法试验。通过性能及能耗诊断试验，不少火力发电厂为机组检修、设备改造和节能减排提供了依据。

3.2 加紧汽轮机优化运行专业人才的培养

要正确定位现阶段我国火力发电厂汽轮机的发展水平，提高火力发电厂汽轮机优化运行水平，加紧汽轮机优化运行专业人才的培养，建立一支稳定的人才队伍。在新产品研发过程中，总结地热机组应用纯低温余热发电技术的运行经验，积极引进全三维技术、电调(DEH)技术、补汽控制技术等国际最新的汽轮机技术。现已成功研制了水泥窑纯低温余热发电系列汽轮机。

3.3 创新发展，重点突破核心技术

要加快汽轮机发展速度，进行跨越式发展，就要引进、消化、创新联动，重点突破核心技术，包括金属材料冶炼制造、叶片喷嘴加工技术、大型部件热处理、大型部件复合总成、计算机控制、检测仪表，也包括能源综合技术、热电联供技术、燃气蒸汽循环技术、振动测试分析等。

4 结语

火力发电厂优化汽轮机运行，从而提高资源利用率，降低单位产品污染物排放量，对节约能源、减轻大气污染、保护环境十分有利，工程效益也十分明显。目前，政府相关部门正在尽快批复、认定增容后的调度容量，并执行物价部门出台的增容负荷标杆电价政策，提高发电企业技术改造积极性，进一步做好节能降耗、环境保护工作。同时，火力发电厂应加强管理，发挥好增容机组的节能减排效益，确保国有资产保值增值，为经济又好又快发展做出更大贡献。

摘要：近几年来,环保节能成为我国电力工业结构调整的重要方向,火电行业在“上大压小”的政策导向下积极推进产业结构优化升级,优化汽轮机组的运行,关闭大批能效低、污染重的小火电机组,在很大程度上加快了国内火电设备的更新换代,拉动火电设备市场需求。

关键词：火力发电厂,汽轮机现状,优化运行

参考文献

^[1^]王运民^.汽轮机变工况时各监视段压力与温度的定量计算^[J^].汽轮机技术^,2007^,(6)^.

[2]李学明.水火电联合运营策略及火电机组负荷智能分配研究[D].北京:华北电力大学,2006.

[3]徐杰彦.火力发电厂机组优化运行与辅机节能改造研究[D].南京:东南大学,2004.

[4]朱洪波,周昊,廖宏楷,等.火力发电厂锅炉运行优化管理系统的研究与开发[J].广东电力,2004,(6).