300MW机组汽轮机

300MW机组汽轮机（精选11篇）

300MW机组汽轮机 篇1

1 提高300MW汽轮机机组经济性的重要价值

电力是一个国家重要的战略性能源, 是国民经济、人民生活的重要基础, 是建设社会主义市场经济的重要能源类型。特别在倡导和谐发展和可持续进步的背景下, 国家能源政策向电力行业进行了较大的倾斜, 生产和提供出更加清洁、高效、环保的能源成为电力事业的中心问题。300MW汽轮机组是常见的电厂机组类型, 新时期应该做到300MW汽轮机机组的经济运行, 这样才能够在完成电厂生产的过程中实现集约化发展, 也才能为发展提供优质的电力资源, 可见300MW汽轮机经济运行的价值和意义。电力企业和技术部门应该将300MW汽轮机机组经济运行作为当前电力工作的重点, 通过不断地创新和变革实现300MW汽轮机机组经济运行, 提升电力企业经济效益, 为全面小康社会创建打下系统、管理、能源方面的坚实基础。

2 影响300MW汽轮机组实现经济运行的主要原因

2.1 300MW汽轮机机组的实际负荷

300MW汽轮机机组随着负荷的变化而出现经济性的浮动, 当300MW汽轮机机组负荷在额定范围内时, 300MW汽轮机机组运行损失最小, 300MW汽轮机机组的经济性最高;而当300MW汽轮机机组负荷偏离额定负荷时, 将会在调节、节流、高压部位等处造成能量的损失, 进而导致300MW汽轮机机组经济性的降低。

2.2 300MW汽轮机机组系统原因

一是, 300MW汽轮机机组真空系统运行过程中出现进气量和真空状态的大幅度变化时将会产生热效率的降低, 引起300MW汽轮机机组工作状态的变化, 进而导致300MW汽轮机机组整个经济性降低。二是, 300MW汽轮机机组回热系统运行过程中出现蒸汽循环和交换的问题, 直接导致机组热效率的降低, 产生气损增大、泄露、停运等实际问题, 降低了300MW汽轮机机组运行的经济性。三是, 300MW汽轮机机组出现管道、阀门、设备等部位的泄漏, 造成水、气、热的迅速丧失, 降低了300MW汽轮机机组的能量转换的功率, 使300MW汽轮机机组经济性产生下降的现象。四是, 机组通流系统出现缺陷, 有结垢、密封、堵塞、间隙等方面的问题, 会直接导致300MW汽轮机机组出现通流部分效率下降, 进而造成300MW汽轮机机组经济性的降低。

2.3 300MW汽轮机机组运行参数的变化

300MW汽轮机机组运行中对重要参数失去控制, 例如:蒸汽含熵量的降低会直接引起发电机处理的下降, 并且这一趋势是在300MW汽轮机机组进气量不变的情况下发生, 所以有一定的隐蔽性, 导致300MW汽轮机机组经济性下降的技术控制和合理管理出现难度提升的实际问题。

3 300MW汽轮机机组经济运行应该注意的事项

3.1 控制300MW汽轮机机组的实际负荷

应该将负荷维持在300MW汽轮机机组的额定负荷范围内, 要防止出现负荷过分偏离而产生对300MW汽轮机机组经济运行的影响。在具体的运行中应该根据计算确定300MW汽轮机机组缝负荷, 并确定负荷经济性, 一般实现300MW汽轮机机组在总体上实现最佳的经济效益。

3.2 提高300MW汽轮机机组凝汽器真空效果

首先, 应该通过对凝汽器的真空试验确定关键参数和主要数据, 对凝汽器温差、真空状态等数据进行综合分析, 探寻300MW汽轮机机组真空效果影响的实际因素。其次, 对300MW汽轮机机组真空系统进行全面检查、消除系统的漏洞和缺失。其三, 对300MW汽轮机机组凝汽器进行维护, 以良好的清洁 (例如:对胶球清洗系统) 系统的维护确保凝汽器功能。

3.3 确保300MW汽轮机机组回热系统的运行

一是, 对300MW汽轮机机组回热系统的运行参数进行严格控制, 以便随时掌握300MW汽轮机机组和回热系统的运行状态, 有助于能量的循环利用。二是, 加强300MW汽轮机和锅炉的两端温度对比, 避免不必要的能量损耗。三是, 要对加热器水位和运行状态及时监控, 以确保能量的高效利用, 提升300MW汽轮机机组整体的经济运行效果。

3.4 提高300MW汽轮机机组通流部分热效率

仔细检查300MW汽轮机机组的通流部分, 如有结垢、堵塞情况应及时处理。在摸清300MW汽轮机机组特性后可以将通流部分轴封、汽封等间隙尽量调至中下限值。

3.5 减少300MW汽轮机机组的水、热、气的泄漏

加强对设备、系统的巡检, 运用观、听、触、嗅等方法检查系统泄漏情况, 发现漏点及时处理;每次启机正常后应全面检查汽轮机疏水系统;提高检修质量, 使用较高压力等级的阀门以保证阀门关严, 防止泄漏重复发生;充分利用和完善疏水系统的回收水泵和收集水箱, 实现对泄露的有效控制。

4 300MW汽轮机机组运行中经济性的实现

4.1 300MW汽轮机机组启动中的经济性问题

一是, 合理安排辅机设备的启动时间。二是, 减少不必要的疏水排放, 充分利用机组的启动旁路系统或类似旁路的凝疏管路系统, 有效降低机组启动过程中的汽水排放。三是, 缩短机组的启动时间, 尽快接带负荷等措施可以提高300MW汽轮机机组经济性。

4.2 加强300MW汽轮机机组的生产管理

制定出适合300MW汽轮机机组经济运行的管理制度、规程。增强节能意识和责任心, 规范操作, 进一步提高分析问题能力。通过对汽轮机本体及辅助设备的技术改造, 有效提高机组循环热效率和汽轮机运行经济性。

参考文献

[1]杨剑永, 张敏, 周亮.国产超临界600MW汽轮机经济性分析[J].东北电力技术.2006 (08) :23-24.

[2]李洪春.影响汽轮机经济性的因素及其影响值的计算方法[J].黑龙江科技信息.2008 (15) :114-115.

[3]李跃奇, 杨剑永.国产亚临界350MW汽轮机经济性分析[J].东北电力技术.2008 (06) :60-61.

[4]李洪春.影响汽轮机经济性的因素及其影响值的计算方法[J].黑龙江科技信息.2008 (15) :76-77.

[5]赵轶飞, 王葳, 管伟诗.结构改进对汽轮机经济性的影响[J].汽轮机技术.2001 (02) :56-58.

300MW机组汽轮机 篇2

1.设备系统概述 2.编制依据

3.启动试验组织与分工 4.带电范围

5.受电条件及受电前准备工作 6.lOkV厂用受电试验程序 7.安全注意事项 8.使用仪器

9.“强制性条文”及“反措”实施 10.附录：带电系统图 1设备系统概述

湖南华菱湘潭钢铁有限公司本期工程设计为135MW汽轮发电机组配套超高压高压煤气锅炉项目，主接线以发电机—变压器组单元方式接入厂内220kV屋外配电装置。发电机励磁系统采用东方电气集团的静态自并励励磁系统。机组均采用发电机变压器组单元接线，发电机经主变压器送至220kV系统，220kV配电装置为单母线接线方式。主变为特变电工衡阳变压器厂生产的三相三绕组强油循环变压器厂用变压器（特变电工衡阳变压器厂）高压侧从发电机出口接出，低压侧接入厂用10kV工段工作进线分支。LOkV II段由湘钢二中央通过0.5km线路并经断路器送至厂用互OkV II段，I段和工工段经过母联开关连接在一起。电气量保护为南京南瑞继保电气有限公司生产的RCS系列微机保护装置。2编制依据

为使厂用电受电试验顺利进行，全面检查一、二次电气设备参数符合国家标准，满足设计要求，依据湖南省电力勘测设计院提供的相关图纸和相关设备厂家资料； 《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程（2002年版）》

《火电工程启动调试工作规定》附件第三篇

《火电工程调整试运质量检验及评定标准》3。4，5.4，6.4，7.4的有关规定 《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB50150-06 《电业安全工作规程（发电厂和变电所电气部分）》DL408-91 《火电机组达标投产考核标准(2004年版)及其条文解释》 《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》

《电力系统继电保护及电网安全自动装置反事故措施要点》 《火电工程厂用受电前质量监督检查典型大纲》

等规程要求特编制本措施，本措施应经电气专业小组讨论、报试运指挥部批准后执行，涉及到电网范围内的设备应报电网部门核准。3组织分工

3.1为了确保厂用受电一次成功，应成立由湖南华菱湘钢有限公司、西安兴仪启动发电试运有限公司、浙江火电公司、武汉威仕监理公司、湖南电力勘测设计院等单位组成的带电领导小组，并经试运指挥部批准。带电试验过程中由领导小组指挥。

3.2西安兴仪启动发电试运有限公司编写的厂用电受电措施经过参建各方讨论并经试运指挥部批准。

3.3由湖南华菱湘钢有限公司负责组织、协调落实各方面的工作。

3.4所有带电设备的操作均由电厂当值运行人员负责，并由调试人员和安装人员监护和复

查，所有操作应严根电厂运行规定执行。

3.5机组厂用电系统安装工作由浙江火电公司负责，西安兴仪启动负责lOkV以上部分的调试工作。所有带电设备的检修由浙江火电公司负责。

3.6有关督的试验工作、保护检查、测量，lOkV备用进线以上由西安兴仪启动调试人员负责。LokV母线及以下由浙江火电公司调试人员负责。

3.7安装人员、电厂当值人员应加强各带电设备的巡视并监视有无异常情况。3.8监理人员应负责对设备安装、调试质量进行监督。

3.9带电前应由带电领导小组组织有关各方对带电区域进行联合大检查；重点对带电区域的安全防护、隔离、道路照明、设备挂牌、消防设施等进行重点监督检查。4带电范围

4.11号机lOkV备用进线开关柜、DCS控制柜、厂用快切屏、同期屏等，机组故障录波器屏、测量屏、计量屏等。

4.2从湘钢二中央老厂过来的0.5kVI线路，lOkV备用进线开关，lOkV II段母线，lOkV母联开关，lOkV I段母线。，5受电条件及受电前准备工作

5.1带电范围内的一、二次电气设备安装完毕。带电设备电气交接试验完毕。并经质检中心验收合格。带电方案经工程主管部门审核并批准。

5．2试验现场周围应整齐、平整、清洁，无杂物，无土建施工。栏杆可靠。孔洞堵塞完好。人行通道、消防通道要畅通，照明充足。厂用电系统的建筑工程（包括照明、通风、消防、采暖、电缆沟道、建筑构架等）己基本完成，能满足厂用电系统受电要求。5.3 有关带电设备外观应完整、清洁，外壳机座的接地应齐全完好。5．4各带电设备应有明显的标志牌和警告牌，设备编号完整、正确。

5.5有关配电室的房门应上锁，带电设备应设遮栏，并悬挂相应的标示牌。5.6试验现场应备有充足完好的消防设施及设备。并经消防管理部门验收。5.7各带电设备及装置的绝缘试验应合格。一次设备接地良好。5．8 10KV高压输电线的绝缘、耐压试验应合格。

厂

5.9各开关、刀闸远方和就地传动正确，指示正常，以及相互间的连锁、闭锁功能正确。5.10测量CT二次阻值，阻值合理，无开路现象。二次接地可靠。CT备用绕组应可靠短路接地。

5.11测量PT二次阻值，阻值合理，无短路现象。

5.12检查二次回路交、直流电源保险应齐备，容量合适。5.13厂用直流系统、厂用UPS系统己投入运行。5.14检查lOkV母线及lOkV开关的绝缘电阻合格。5.15核对保护定值正确。

5.16检查所有配电段内开关均在“断开”位且不在“工作”位。

5.17逻辑回路传动正确，DCS信号指示正确。DCS监控测控系统、故障信息远传以及系统通讯等经调试功能完善，具备投运条件。5.18厂用快切回路若具备条件要传动准确。

5.19通讯设备齐备（包括集控室与变电站的通讯）。

5.20有关带电设备的图纸、资料、试验报告应齐全，试验报告、安装验收资料经监理、质监站审定全部合格。

5.21自动消防设施投入运行：消防器材配备齐全，并在有效期内。5.22电气设备的工作接地和保护接地明显可靠。符合设计要求。

5.23受电前向生产运行人员进行技术交底，准备好记录表格做好记录。5.29本措施断路器、隔离刀闸、地刀闸编号依据电厂正式编号。5.30受电前应通过质监中心站监检合格，确认具备受电条件。6.lOkV厂用受电程序 6.1 厂用受电准备工作。

6.1.1集控室DCS系统已投运。

6.1.2检查确认10KV的工作进线断路器，备用进线断路器，母联断路器在分位。6.1.3检查确认1号机lOkV所有开关手车在试验位置。

6.1.7将lOkV工作工段母线、工工段母线”推入工作位置，并投入相关保险，其余各lOkV开关均在试验位。LOkV备用进线线路PT推入工作位置，并投入相关保险。6.2湖南华菱湘钢有限厂用受电步骤：

6.2.1向调度申请合备用进线对侧湘钢二中央老厂断路器，对0.5km线路进行沖击，测量线路电压相序，沖击三次，每次间隔5分钟，最后一次投入运行。6.2.2将备用进线10KV断路器和手车推至工作位。

‘9．

6.2.3在同期装置上合上备用进线10KV断路器，对lOkV工工段母线冲击。

．

6.2，4 lOkV B段母线受电后，注意检查母线有无异常情况。如有异常，应立即报告现场指挥人员断开备用进线10KV断路器。处理正常后，方可继续进行。6.2.5测量lOkV II段母线“二次电压值、相序。

6.2.6测量lOkV II段母线PT至保护、测量、同期屏上的电压值、相序。

6.2.7检查10KV段母线上的所有断路器开关在检修位置，母线PT再投入位置，所有接地刀闸均在分位状态。

6.2.8将10KV母联断路器和母联隔JJ手车推至工作位置，合上操作电源。6.2.9合上母联断路器对10KV工段母线冲击。

6.2.10 lOkV工段母线受电后，注意检查母线有无异常情况。如有异常，应立即报告现场指挥人员断开母联断路器。处理正常后，方可继续进行。6.2.11测量lOkV工段母线PT二次电压值、相序。

6.2.12測量lOkV工段母线“至保护、测量、同期屏的电压值、相序。7．安全注意事项

7．1所有参加带电的人员必须严格按照“安全规程”要求作业。各单位各自负责所涉及工作中的安全措施。试验中的操作严格实行复述制度，并有专人进行监护。7.2带电区域内应悬挂“高压危险”，“设备带电”等明显的标志牌和警告牌。非作业人员禁止进入作业现场。由于现场施工单位人员较多，带电区域较大，有关单位应通告他们以防触电。

7.3带电过程中若发现异常情况，应立即断开电源，停止试验并向试验负 7.4带电区域内备足完好的消防器材及通讯设备。

7.5所有参加受电工作的人员应听从指挥，严禁违章操作及无令操作，所有操作必须按操作票执行。负责监听、监视、操作及监护的人员要坚守岗位，不得擅离职守。7.6不属于本次受电范围内的设备严禁操作。

7.7带电结束后，带电区域要加好门锁，钥匙由电厂值班人员统一管理。8．使用仪器 8.1数字万用表

8.2卡钳式数字相位表

8.3 1000V、2500V绝缘摇表

8.4电压相序表 9“强韦U性条文，’及“反措，‘实施 《工程建设标准强制性条文》（电力工程部分）的内容，是工程建设现行国家和行业标准中直接涉及人民生命财产安全、人身健康、环境保护和公众利益的条文，是参与建设活动各方执行工程建设强制性标准和政府于隋况实施监督的依据。同时考虑了提高经济和社会效益等方面的要求。列入《强制性条文》的所有条文都必须严格执行。国家电力公司制定了《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》（国电发[2000] 589号），是为了进一步落实“坚持预防为主，落实安全措施，确保安全生产”的要求，完善各项反事故措施，更好地推动电力安全生产，有目标、有重点地防止电力生产重大恶性事故的发生。因此，在机组基建调试期间，各系统分部试运及重点试验项目的实施，必须严格遵守《工程建设标准强制性条文》及《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》中的相关规定。本措施涉及到“强制性条文”及“反措”方面的内容及防范措施如下： 9.1“强制性条文”方面

9.1．《l电气装置安装工程

电力变压器、油浸电抗器、互感器施工及验收规范》GBJ148-1990 第2.10，2条原文：变压器、电抗器在试运行前，应进行全面检查，确认其符合运行条件时，方可投入试运行。检查项目如下：

a)本体、冷却装置及所有附件应无缺陷，且不渗油。b)备用电流互感器二次端子应短接接地。c)分接头的位置应符合运行要求；有载调压切换装置的远方操作应动作可靠，指示位置正确。d)变压器、电抗器的保护装置整定值符合规定。防范措施：

a)严格按照《工程建设标准强制性条文》和作业指导书执行。b)参建单位联合检查，分级验收并签字确认。9.1.2《交流电气装置的接地》

DL/T 621-1997 第4.1条原文：

电气装置和设施的下列金属部分，均应接地： a)互感器的二次绕组：

b)配电、控制、保护用功屏（柜、箱）及操作台等的金属框架； c)铠装控制电缆的外皮。‘ 防范措施：

a)严格按照《工程建设标准强制性条文》和作业指导书执行。b)参建单位联合检查，分级验收并签字确认。9.2 “反措”方面 9.2.1条文2 原文：防止电气误操作事故 防范措施：

A． 严格执行操作票、工作票制度，并使两票制度标准化，管理规范化。B． 严格执行调度命令，操作时不允许改变操作顺序，当操作发生疑问时，应立即停止操作，并报告调度部门，不允许随意修改操作票，不允许解除闭锁装置。C． 应结合实际制定防误装置的运行规程及检修规程，加强防误闭锁装置的运行、维护管理，确保己装设的防误闭锁装置正常运行。D． 建立完善的万能钥匙使用和保管制度。防误闭锁装置不能随意退出运行，停用防误闭锁装置时，要经本单位总工程师批准；短时间退出防误闭锁装置时，应经值长批准，并应按程序尽快投入运行。9.2.2条文13.7

原文：保证继电保护操作电源的可靠性，防止出现二次寄生回路，提高继电保护装置抗干扰能力。防范措施： A． 严格执行《继电保护及安全自动装置反事故技术措施要点》中有关保护及二次回路抗干扰的规定，提高保护抗干扰能力。B． 应认真对各项反事故措施落实情况进行全面检查、总结，尚未执行的要制定出计划时间表。C． 应按《电力系统继电保护及安全自动装置反事故措施要点》中关于二次回路、保护电压二次回路切换的有关要求，在设计、安装、调试和运行的各个阶段加强质量管理和技术监督，认真检查二次回路，做好整组试验

D． 对经长电缆跳闸的回路，要采取防止长电缆分布电容影响和防止出口继电器误动的措施，如不同用途的电缆分开布置、增加出口继电器动作功率，或通过光纤跳闸通道传送跳闸信号等措施。

300MW机组汽轮机 篇3

电厂作为支撑我国经济发展的重要单位，近年来面临着日益增长的用电需求以及不断上涨的能源价格所造成的巨大压力，因此节能降耗成为一个重要的课题。面对当前严峻的能源形势，电厂应该积极探索一条节能降耗的道路，用最少的资源生产出更多的电能。这样不仅仅有助于提高企业经济效益，对于我国经济的稳定发展具有十分重要的意义。在电厂发电过程当中，汽轮机发挥着十分重要的作用，在汽轮机运行过程当中如果采取相应的措施，减少能源消耗，对于整个电厂的节能降耗都有十分重要的意义。这就要求发电厂在汽轮机的运行过程当中采取相应的技术措施，减少能源的消耗，同时对汽轮机进行适当的技术改造，降低能耗。

一、汽轮机节能原理介绍

汽轮机主要是由固定部分（静子）和转动部分（转子）组成，与回热加热系统（包括汽轮机抽汽、给水系统、凝结水及疏水系统等）、调节保安系统、油系统以及其它辅助设备共同组成的汽轮机组件。固定部分（静子）由汽缸、隔板、喷嘴、汽封、紧固件和轴承等部位组成。转动部分（动力）主要包括主轴、叶轮或轮鼓、叶片和联轴器等。固定部分的喷嘴、隔板与转动部分的叶轮、叶片组成蒸汽热能转换为机械能的通流部分。汽缸是约束高压蒸汽不得外泄的外壳，还设有汽封系统。理想循环热效率和汽轮机内效率的大小决定了汽轮机效率的大小，对于一定容量的机组，真空度、给水温度、换热器短差、漏气损失大小等因素决定了汽轮机效率的到底，因此对运行中的汽轮机进行改造，也就是通过改造以上因素，使汽轮机始终处于最佳的工况下运行，维护较高的运行效率。对汽轮机的节能改造要以以下三个原则为前提：a）切合实际情况，确保改造措施的可行性；b）对系统进行节能分析，针对系统最薄弱和影响机组性能最大的环节开展改造工作；c）改造措施技术要尽可能简单易行。

二、汽轮机效率影响因素分析

衡量汽轮机组效率高低的一个关键性指标就是汽轮机组的热耗率。对于新投产机组，导致汽轮机组热耗率高的因素有：通流部分效率低于设计值；真空度低、回热系统偏离设计值、初参数低于设计值、热力系统泄漏、加热器短差偏离设计值、节流损失；对于投产时间较长的老机组，造成汽轮机组热耗率偏高的因素主要有：长时间运行造成机组老化、机组运行负

荷低于额定负荷、通流部分效率下降、真空度低、运行方式不合理、运行参数偏离设计值、回热系统方式偏离设计、热力循环系统泄漏、加热器运行短差与设计值相偏离、厂用汽量较大等。因此，对于运行中的机组，要针对影响汽轮机热耗率的因素定期对汽轮机组进行检查诊断，及时发现并消除不利因素，维护汽轮机在最佳的工况下运行，提高其效率。

三、常见汽轮机节能措施与技术

（一）汽轮机通流部分的增容改造。中国新建的燃煤机组越来越高参数化、大容量化。但是仍旧存留有一些建造时间较早供热机组和自备电厂的机组参数较小。对于这些老机组，由于当时的设计水平和制造水平都比较落后，对这些小机组节能改造的主要手段是汽轮机通流部分的增容改造。例如徐州电厂4号125MW汽轮机经过增容改造以后，汽轮机热耗为原来的9 184 kJ/（kW·h）提高到8 175 kJ/（kW·h），效率提高明显[1]。

（二）重视热力系统内漏。加热器疏水水位正常与否对热力系统的性能有极大的影响。如果加热器疏水水位过高，水位就会淹没加热器的有效换热面积，从而使传热效率降低；加热器疏水水位过低，会造成热力系统内漏。热力系统内漏对汽轮机组的效率有很大的影响，一方面，热力系统内漏造成了汽轮机通流部分有效能量的损失，另一方面造成机组的真空度的降低和辅机的电耗的增加。因此，实际运行过程中，必须定期对阀门进行内漏检测，及时发现并处理问题，定期对加热器壳侧空气进行排放，及时排除不凝结气体，定期对加热器管子进行酸洗，去除钙垢，确保加热器疏水水位处于正常水平。

（三）维持汽轮机运行负荷。汽轮机结构设计是基于特性设计参数的。运行中的机组由于锅炉煤种的变化、负荷的变化，运行参数往往与设计参数有一定的偏离。运行参数偏离设计参数，不仅对汽轮机组的效率有很大的影响，同时还会威胁到汽轮机组乃至整个火电机组中设备的安全性及其使用寿命。因此，这就要求电网调度合理安排，尽可能保证主力机组的运行负荷。但是由于我们用电峰谷差的存在，很多火电机组都承担着调峰的任务，运行负荷一般都低于最大经济负荷，这就要求运行人员有很高的技术水平和丰富专业知识，根据负荷的变化及时的调整运行参数，保证设备安全高效的运行。

（四）加强煤种控制和锅炉的燃烧调节。相同背压下，汽轮机的进汽参数越高，流量越大，则汽轮机效率也越高。汽轮机的进汽参数是由锅炉的出汽参数决定的。锅炉的稳定燃烧是保证蒸汽品质的前提。中国煤炭的国情是成分复杂、种类繁多，而且分布不均匀。这就使得锅炉的燃用煤种与设计煤种成分相差很大，也为锅炉的安全高效运行制造了困难。为了解决此类问题，一方面，电厂要加强煤种控制，尽可能采购与设计煤种接近的煤种，或者采取混煤的方式；另一方面，锅炉运行人员要加强对锅炉的燃烧调节，根据不同的煤种和运行负荷，及时准确地调整风粉配比及燃烧器的角度，保证汽轮机进汽参数的品质。另外，还要保证给水的品质，减少排污，减少受热面积灰用汽，保证汽轮机进汽足质足量。另外要加强对汽轮机组的检修工作，在大修时，

要加强对汽轮机通流部分的维护，及时调整汽轮机隔板及动叶顶部的汽封间隙、调整调门，动、静也表面加强处理。防止汽封间隙增大造成漏汽的增加。加强对热工仪表和控制系统的维护和使用，及时更换精度不确定的仪表，保证测量参数的准确性。

结束语

电厂节能降耗的措施还有很多，本文着重从运行调整方面对节能降耗进行了分析。节能降耗手段应是多样的，不局限于运行调整方面。关键在于我们平时的细心观察及运行经验的总结。节能降耗也是一项长期任务，只要每一位员工关心节能降耗这项工作，并投身于这项工作中去，发电成本一定会大大降低，从而为企业创造可观的经济效益。

参考文献

[1]杨利民，李爱华.汽轮机节能和增容改造的可行性分析[J].中国电业技术，2013（1）：30-32.

300MW机组汽轮机 篇4

安庆电厂一期为2×300MW机组, 汽轮机是上海汽轮机厂与美国西屋公司合作并按照美国西屋公司技术制造的亚临界、一次中间再热、高中压合缸、双缸双排汽、单轴、凝汽式汽轮机, 型号为N320-16.67/538/538, 工厂产品号为H156。调速系统采用数字式电液调节 (DEH) , 其控制系统采用艾默生公司的OVATION系统, 伺服阀采用的是美国穆格公司, 伺服卡为艾默生公司VP卡, 两台机组分别于2004年和2005完成168小时运行移交生产。

自投产运行至今, 在DEH控制系统的使用过程中, 先后出现过高压调门波动、伺服阀线圈断线, 伺服阀线圈电压波动等现象, 安庆电厂采取了有针对性的处理措施, 问题得以解决, 保证了汽轮机的安全运行。

2 故障现象

安庆电厂#2机组自2013年5月以来, #5高压调门出现波动现象, 如图1所示。

3 调门摆动故障分析

汽轮机的调门控制方式是一个闭环环节, 调门指令经过VP卡输出与VP卡的输入 (即LVDT输入) 进行偏差运算, 经过功放至伺服阀油动机, 控制阀门动作同时油动机位置通过LVDT将位移信号转换成电压信号送给VP卡, 如图2所示。

通过图2的分析, 我们可以大致得出引起调门波动的原因有下列几条:

3.1 VP卡故障

VP卡是阀门控制卡, VP卡由电子模块和特性模块两部分组成, VP卡提供汽轮机阀门的闭环位置控制, 控制器经运算后的输出电压信号, 和安装在阀杆上的LVDT检测到的阀位信号一起, 通过比例、积分运算后, 产生冗余输出控制信号驱动电液伺服阀上的线圈, 通过液压传动改变阀门的实际位置。经过测量发现伺服阀线圈为正常, 并在停机状态下更换了VP卡, 但更换VP卡后, 该高调门故障依旧, 从而排除了VP卡故障的可能性。

3.2 伺服阀故障

我厂伺服阀采用的是美国穆格公司MOOG 761-003型伺服阀。伺服阀的功能是将DEH的电调控制部分与液动执行机构联系起来, 同时又把微弱的电信号放大为液动信号, 由液力去控制油动机。伺服阀内部机构复杂, 长期运行在高温和振动的环境中, 伺服阀中衔铁与滑阀之间的刚性连接会逐渐疲劳而造成阀门摆动, 同时油质、卡涩等也有可能造成阀门摆动甚至全开全关。

为了查找调门波动原因, 在线更换了新伺服阀, 但是调门抖动现象依旧。

3.3 LVDT故障

位移传感器 (LVDT) 是一个差动变压器。位移传感器是由一个芯杆与外壳组成, 在外壳中有三个线圈, 一个是初级线圈, 供给交流电源, 另外中心点两侧各绕有一个次级线圈, 这两个线圈是反向连接, 故次级线圈的净输出是两个次级线圈所感应的电势之差值。线圈中的铁芯在两个次级线圈的中间时, 两侧次级线圈感应的电势相等, 则输出的信号为零。当铁芯与线圈间有相对移动时, 例如铁芯上移, 则上半部的次级线圈感应的电势较下半部为大, 则输出的电势差是上半部的极性。解调器的作用是把交流变成直流, 即次级线圈感应出的交流电势, 经过整流和滤波后, 变为表示铁芯与线圈间相对位移的直流电信号输出。在位移传感器中, 外壳是固定不动的, 铁芯通过杠杆与油动机活塞杆相连, 输出的电信号就代表油动机的位移, 也就是调节阀的开度。在长期的高温与振动较大的工作环境中, LVDT的铁芯一旦在活动方向上不垂直, 与传感器外壳长期摩擦, 会导致芯杆磨损、断裂、松动。

自2013年9月后, #5高压调门在负荷稳定的前提下, 反馈波动现象频繁, 波动幅度加大, 指令与反馈偏差越来越大, 到现场检查, 阀门确实出现频繁摆动, 遂将#2机组汽轮机阀门控制方式由顺序阀切为单阀运行, 在DEH组态中将该高调门指令上限置0, 后将伺服阀进油阀门关闭, 即在阀门指令为0, 阀门油路切断, 阀门实际未动的情况下, 上位机显示阀门反馈仍然大幅波动, 确认为该高调门LVDT故障。在检修期间更换#5高压调门LVDT后, 该高压调门波动现象消失。

结束语

DEH是大型汽轮机运转的神经中枢, 也是热工自动控制系统的重要组成部分, 因此尽快熟悉和掌握DEH基本知识和检修技能, 对保证火力发电机组安全和经济运行有着十分重要的意义。

摘要：主要介绍了300MW机组汽轮机在运行过程中发生的高压调门波动情况, 并根据波动情况作出的原因提出了分析和解决的方法。

关键词：DEH,伺服阀,LVDT,Ovation,调门,波动

参考文献

[1]王爽心, 葛晓霞.汽轮机数字式电液调节系统[J].

300MW机组汽轮机 篇5

工业集聚区近年来有了快速的发展，但由于新建工业聚集区多在偏远地区，受到热能、交通等因素制约，如何为集聚区供热实现地方经济的可持续发展是集聚区亟待解決的问题。某市集聚区方圆十公里内没有供热企业，而距离集聚区只有八公里的某公司则成为唯一可以供热的企业。2008年某单位列入该市城市集中供热规划，主要承担工业及民用热负荷，为地方经济发展和城市环境保护做出贡献了贡献。为实现供热，该公司对发电机组进行供热改造。

一、改造情况介绍

该文是该公司25MW凝汽式汽轮机组供热改造方案概括的介绍分析。该公司安装25MW凝汽式汽轮发电机组三台，为实现向该市西部工业集聚区供热，2009年至2010年该公司对2号25MW凝汽式汽轮发电机组进行了供热改造。

该公司#2汽轮机为非调整打孔抽汽式汽轮机，额定抽汽量30t/h，供热压力0.7Mpa。根据该市城市供热规划，近期西部工业集聚区新增工业和居民采暖热负荷52t/h，已落实项目新增热负荷60t/h，近期热负荷合计112/h。

二、改造方案比较

方案一：将FC25—35-Ⅱ型打孔抽汽式汽轮机改造为背压式汽轮机。该方案的优点是此种类型的供热机组没有冷源损失，循环热效率达80%以上，经济性最好。供热能力大，除自身高压加热器、除氧器用汽外，可以供蒸汽100t/h。但结合该公司现状并不适用，一是按照汽轮机国家标准，对于25MW背压式汽轮机适用于蒸汽参数为次高压以上的汽轮机，而改公司的主蒸汽参数为中温中压，没有符合国家标准的机型。二是背压式汽轮机以热定电，在没有热负荷的情况下，机组将无法运行，在相当长的一段时期无法达到运行条件。

方案二：将FC25—35-Ⅱ型打孔抽汽式汽轮机改造为FCC25—2.0/1.0型二次非调整抽汽式汽轮机。这种方法的优点是：改造项目少，投资费用低。此种改造只需在原汽轮机汽缸上新增加抽汽，便可以改造成为两次非调整抽汽式汽轮机。原有设备可继续使用，投资费用低。改造后总抽汽量50t/h，电负荷可带25MW，由于抽汽压力不同，可满足不同热用户的需求。但这种方案存在以下问题：一是此种改造采用汽轮机隔板部分封堵措施，在没有热负荷的情况下，机组最大发电负荷出力将由25MW下降至21MW。汽轮机热效率也有所下降。二是此种改造汽缸受压大，隔板前后压差大，受力条件恶化，热膨胀时内应力增大，运行中易造成振动或动静部分的摩擦。运行安全性降低。三是此种改造转子叶片未进行相应更换，在满负荷下叶片过负荷，易发生断叶片事故。四是此种改造最大抽汽量50t/h，仅比现在的打孔抽汽方式多20t/h，无法满足将来热用户增加时热负荷的需求。五是此种改造循环热效率在45%以下，不符合国家热电联产机组技术规范的要求。这种改造方案既不能保证热用户增多时的需求，又不符合国家的相关技术规范要求，故不宜采用。

方案三：将FC25—35-Ⅱ型打孔抽汽式汽轮机改造为C25—3.43/1.67或C25—3.43/0.98型调整抽汽式汽轮机：此种改造额定供热能力大，额定抽汽量100t/h，最大抽汽能力120t/h，与此同时可带电负荷25MW，额定主蒸汽流量207t/h。在没有热负荷的情况下可在纯凝工况运行，电负荷25MW，适合公司实际情况。此种改造循环热效率可达60%以上，热电比可达100%以上，符合国家热电联产的相关技术规范要求。选择C25—3.43/1.67型调整抽汽型汽轮机，供热压力为1.67Mpa，供热温度约为320℃，供热流量额定100 t/h，最高120 t/h。通过安装减温减压装置，可满足各种热用户对蒸汽参数的不同要求。

三、方案确定与技术参数

通过上述几种技术方案的论证，最终确定改造方案为将FC25—35-Ⅱ型打孔抽汽式汽轮机改造为C25—3.43/1.67型调整抽汽式汽轮机（方案三）。该方案机组额定进汽量207t/h，额定抽汽量100 t/h，额定工况下电负荷25MW以上，调抽压力定为1.67MPa（可调范围1.4Mpa -1.67Mpa）；本次技术改造方案对汽轮机的末三级叶片进行了全三维改造，汽轮机前后汽封分别采用二道接触汽封，同时对机组的调速系统也进行了改进，对机组电负荷、热负荷的调控能力增大，使汽轮发电机组的热效率得到提高安全性有了保障。

四、运行情况

该机组改造后于2010年8月试运，机组经过168小时各运行参数达到设计要求运行情况正常，除了供热因量因用户原因没有达到设计值外，其他各项经济指标达到要求。

参考文献

[1]河南省焦作市工业聚集区发展规划

[2]中国长江动力公司（集团）汽轮机技术规范

本文作者：许来文

300MW机组汽轮机 篇6

某机组是亚临界、一次中间再热、单轴、两缸两排汽反动式300MW汽轮机, 原型机组是根据中国机械对外经济技术合作总公司中国电工设备总公司和美国西屋电气公司于1980年在北京签署的《大型汽轮机发电机组制造技术转让合同》引进技术制造的, 在考核机组的基础上对通流部分作了二次优化设计。目前, 在市场上运行的此类机组有数百台, 但是随着新技术和新工艺的出现, 与目前先进的超临界、超超临界机组相比, 此类机组存在效率相对低下、汽轮机热耗高等问题。投运十多年来, 该型汽轮机在经济性能和安全可靠性方面出现了不少问题, 汽轮机各监视段抽汽参数相对较高, 高、中压缸效率相对较低, 各项指标偏离机组设计值一定幅度, 致使机组的效率越来越低, 煤耗越来越高。

2 原因分析

根据对电厂运行状况及反馈的热力数据进行分析, 并结合当代国际先进汽轮机设计理念和先进设计手段, 机组的内漏、系统漏汽是导致上述问题的主要原因。从对已投运的机组完善改进的效果看, 该类型机组仍有完善改进的余地。本次优化改造将针对内漏和不合理的原始结构设计等两个方面进行优化改进, 以期提高该机组的经济性。

3 优化改进原则

(1) 在保持现有锅炉额定出力及各额定参数不变的前提下, 通过对汽轮机本体通流部分进行改造, 达到提高汽轮机热效率的目的。

(2) 各管道接口位置不变, 转子跨度、轴系、汽轮机高压转子与主油泵短轴接口和位置、现有的汽轮机基础等不变。改造后对基础负荷无影响。

(3) 借鉴国际先进的600MW超临界、超超临界机组技术, 优化机组通流部分、汽封结构、中低压连通管等结构, 排除机组运行中的安全隐患, 达到节能降耗、提高经济性的目的。

4 改进措施

4.1 高中压缸部分改进

(1) 高中压进汽插管改造

将原进汽结构中的进汽插管密封形式由活塞环式结构改为叠片式结构。安装时叠片内外环与进汽插管和高中压内缸之间留有间隙, 机组正常运行时, 由于高中压内、外缸温度不同受热膨胀产生径向力和轴向力, 在热膨胀和力的作用下叠片与进汽插管、高中压内缸内孔和外环槽端面密封, 以减少原结构的蒸汽泄漏。具体方案如图1所示。

(2) 汽封改进

对动叶叶顶汽封进行改进 (见图2) , 改为密封效果好的宫式汽封, 采用镶片式、异型钢带结构。并对汽封间隙进行调整。

将高压隔板汽封改造为5齿高低齿式、镶片式、异型钢带结构。转子返厂补充加工。并对汽封间隙进行调整。

4.2 低压内缸改进

引入超临界低压内缸模, 采用超临界内缸模块, 将原来1、2号内缸合为1个缸, 从而在根本上解决了低压进汽未经通流部分直接漏入5、6段抽汽腔室的问题。

内缸改进点为: (1) 低压缸由原来的三层缸改为两层缸结构, 即低压1、2号内缸合为1个低压内缸; (2) 改善汽缸螺栓尺寸和布局; (3) 重新设计低压电、调端隔板套, 将隔板套外缘往外扩300mm左右, 减少汽缸支撑。改善隔板套螺栓尺寸和布局; (4) 板套中分面加密封键, 减少中分面的漏汽量; (5) 隔板套轴向定位面处增加环形挡汽片 (见图6) 。

改造后效果如下: (1) 由整体大面积漏气到局部小面积漏汽。 (2) 整体水平中分面的接触距离减少。 (3) 隔板套水平中分面已经基本不漏气。 (4) 隔板套密封键处密封效果提高近400%, 此处漏气量大大减少。 (5) 漏入5、6段抽腔室的汽量大大减少。

4.3 中低压连通管改进

为了吸收管道产生的轴向热膨胀, 在连通管上装有两组压力平衡式波纹鼓膨胀节, 按必须吸收的热膨胀量来确定膨胀节的波纹数量。当采用连杆装置将滑动波纹节同一个反方向的波纹节连接在一起限制压力推力时, 压力平衡式膨胀节吸收轴向位移, 同时也承受管道的压力。为了达到较高的可靠性, 波纹节由内、外两层组成的。外层吸收管道系统的膨胀, 并且在较低应力水平的情况下承受蒸汽压力负荷。内层具有较高的压力承载能力, 并作为衬套保护外层不受腐蚀。90°直管采用热压弯头结构代替, 去除导流叶栅。由于改造前采用的是挠性辐板结构, 水平管端与垂直管端是直角连接, 增加了在管道内的流动阻力。改进后的新型连通管使机组在运行时的滑销系统运行更加畅通, 解决了因抽汽产生是振动导致的导流叶栅易脱落等问题。消除了机组运行的安全隐患, 为机组长期安全运行提供了保障。

5 结语

通过改进, 不仅优化了机组的通流设计、完善了机组的结构, 而且提高了机组的经济性能。目前已有14台机组进行了优化改进, 从用户反馈的信息来看, 改进后的机组提高了机组的安全可靠性, 降低了运行成本, 延长了使用寿命, 达到了节能减排的目标。

参考文献

[1]刘爱忠, 等.汽轮机设备及运行[M].北京:中国电力出版社, 2003.

[2]陶鼎文, 等.火力发电设备技术手册 (第二卷) 汽轮机[M].北京:机械工业出版社, 1998.

300MW机组汽轮机 篇7

关键词：润滑油管路,油压,流量,主油泵,射油器

1 引言

我公司300MW汽轮机组的原型是从西屋公司引进的技术, 一直是高中压合缸及低压缸的两缸结构。为适应市场需要, 满足用户采暖抽汽及工业抽汽的要求, 我公司自主研发的300MW三缸超临界抽汽机组, 此汽轮机组由高压缸、中压缸、低压缸组成。新三缸机组共有6个支持轴承, 推力轴承位于中箱, 为满足对机组润滑油系统新的要求, 结合西屋公司大型机组实用设计手册及我公司300MW汽轮机组油系统运行经验, 对新机组的油系统主要部套进行重新设计。

2 润滑油系统原理及参数确定

300MW汽轮机组润滑油系统原理:正常运行时, 由汽轮机转子带动的主油泵输出高压油供给安装在油箱上的双射油器, 射油器通过自身结构把高压油和部分油箱静压油混合, Ⅰ号射油器输出满足主油泵入口需要的低压油, Ⅱ号射油器输出满足汽轮机轴承需要的低压润滑油。机组启动、停机、事故情况下, 由辅助油泵 (高压启动油泵、交流润滑油泵、直流事故油泵) 保证机组的安全运行。机组润滑油流量等于各轴承油量、盘车油量及联轴器冷却用油量的总和, 经核算新机组润滑油流量为4000L/min, 机组中分面处润滑油压0.10~0.14MPa (g) 。为不改变汽轮机组保安、挂闸系统用油需要, 主油泵出口动力油压选择1.96MPa (g) 。

3 润滑油系统中主要元件的设计

(1) 射油器的设计。因新机组润滑油系统和控制油系统设计是各自独立的, 故采用原系统的多孔双射油器结构。Ⅱ号射油器出口流量就是机组润滑油流量即4000L/min。Ⅱ号射油器出口油压=中分面处润滑油压+位差压损+加冷油器、滑油过滤器压损+管道压损。新机组中分面标高为13.667m, 中分面处润滑油压按0.12MPa (g) 计算, 油箱放在零米地面, 位差压损为0.10MPa, 冷油器、滑油过滤器压损为0.14MPa (g) , 管道压损按0.04MPa估算 (与润滑油管道布置有关) 。经以上核算新Ⅱ号射油器出口油压0.4MPa (g) 。Ⅰ号射油器出口油压=主油泵入口油压0.1MPa (g) +位差压损0.10MPa+管道压损 (按0.02MPa估算) =0.22MPa (g) , 汽轮机组保安、挂闸系统为300L/mim, 根据以上参数按西屋射油器计算标准可得出新射油器结构所需尺寸, 也可得出Ⅰ号射油器出口流量为5350L/min。

(2) 主油泵的设计。Ⅰ号射油器出口流量为5350L/min, 故主油泵出口流量设计参数选5500L/min, 主油泵入口油压0.1MPa (g) , 出口油压为1.96MPa (g) 。和原系统一样, 主油泵为离心式结构如图1, 主油泵放在前箱中, 通过泵轴刚性连接在汽轮机转子高压端上, 原两缸汽轮机组的推力轴承也放在前箱中, 推力轴承是汽轮机转子的相对膨胀死点, 故机组运行时, 主油泵处相对膨胀为零, 机组冷态安装时泵壳与泵轮的两侧间隙相等, 即图中A=B, 新三缸汽轮机组推力轴承放在高压缸后的中箱上, 相对膨胀死点落在中箱, 经核算新机组正常运行时, 主油泵处胀差为3.2mm, 非正常运行时, 最大正胀差可达8.3mm, 负胀差为4.2mm, 故为使机组运行时泵轮不碰上泵壳, 造成机组膨胀不畅, 图中A、B值要足够大, 总间隙要大于15mm。为保证主油泵的使用寿命, 主油泵叶轮两边压力应相等, 正常运行时应让图中A=B, 这就需要在冷态安装时加工调整垫片, 使A值等于总间隙的一半再减去3.2mm。

(3) 主油箱的设计。为保证主油箱的强度及底部坡度, 主油箱仍采用卧式圆筒型结构。但容量必须加大。新机组润滑油流量为4000L/min, 比原系统增加了900L/min。为保证电厂在交流电失电, 同时冷油器断冷却水的情况下安全运行, 油箱油温不得超过79℃, 油箱容量必须加大, 按不小于8倍油循环倍率设计, 新机组油箱大小为φ2532mm×7800mm。

4 润滑油系统中其它部分的设计

因汽轮机组保安、挂闸系统不变, 高压启动油泵可直接使用原设备, 交、直流油泵出口压力0.40MPa (g) , 出口流量为4000L/min, 经计算电动机功率选55kW。因润滑油回油流量增加, 油箱回油套管管径相应加大。为使机组运行时, 尤其是机组启动时, 维持中分面压力稳定, 在润滑油母管靠近电机侧, 仍加有低压溢油阀, 整定值为0.10~0.14MPa (g) 。

5 结论

300MW机组汽轮机 篇8

关键词：汽轮机,转子,调节级,ANSYS,瞬态温度场

国家经济的快速发展, 人们用电量逐步增加, 致使扩大了电网容量和增大了日常的峰谷差值, 同时也增加了建造高参数容量大的火电厂数量, 在经济安全运行方面, 对发电厂的要求也提到了一定高度。为满足用户用电的需求, 发电机组在一些时候需要调峰, 使得机组启停次数大量增加, 负荷波动幅度也更加强烈, 机组运行状况的改变造成缸体温度场分布发生改变并且热应力也相应的产生。我们找到了处理复杂物理场的方法——有限元电脑分析方法, 这个方法效果非常好, 它是在计算机软件和数值计算相结合的条件下孕育产生的, 它不仅能生成结构复杂的几何结构, 还能准确地对多种边界条件进行处理。以前分析复杂的结构和边界条件都选用解析方法, 对于温度和应力分布很难准确地进行分析。本文选取320MW汽轮机组作为研究对象, 使用有限元单元化方法仔细分析转子的温度应力场, 分析应力场的基础是对温度场的分析, 且汽轮机组启停及运行的关键分析是调节级) , 在实际生产中研究调节级温度的真实分布对300MW机组实际运行过程进行优化打下理论之基。

1 分析软件ANSYS的介绍

目前针对有限元分析通用分析数值软件之一就是ANSYS, 强大的计算分析功能使得在前后处理方面, 求解和数据库多场统一分析一体化方面拥有出众的表现。它的分析非线性功能, 可以同时使得求解器计算拥有多种, 可以划分多个用户网格, 总体来说, 它十分强大, 有点突出。

有限元分析法则是数值分析中的其中一种, 它能很好地处理形状条件复杂的物体, 并且可以随意变换它的单元形状和密集程度, 为了达到很好的相似而采取比较少的节点, 所以能很好的分析汽轮机转子的温度场和受力应力场。

2 为320MW汽轮机转子建模型

2.1 汽轮机模型参数

汽轮机参数为:N320-16.7/537/537 (合缸) , 亚临界中间次再热二缸两排汽凝汽式机组, 汽轮机转子, 总长6.98米, 0.73米的轴向长度, 调节级处半径为0.55米, 半径为0.1米的中心孔, 半径为0.3米的光轴, 其中高中压是整锻铸造, 高温耐热, 30Cr1Mo V的材料。为了减少机组运行时的轴向推力, 该320MW机组对称合缸布置, 在设计制造上轴向推力在一定程度上得到了相应的减少。根据建模的要求, 图示1简图所示, 高中压转子依次标注 (从左到右) , 我们把该转子抽象简化成一个轴对称三维立体图形, 没有内部热源, 各个方向性质相同, 在不稳定的条件下, 也是均匀的模型。

建立几何模型——1/4汽轮机高中压转子三维模型, 图2所示。

我们取调节级部分:见图3。

选取10°的模型并进行网格化分:见图示4与5。

3 解决模型温度场问题

3.1 为模型的温度场分布创建数学构架模型

引用文献[2], 由于该汽机转子模型在实际运行中的温度场不稳定, 我们假设该转子, 无内部热源, 个方向性质相同并且均匀, 我们列出偏微分方程式:

属于解轴对称温度函数问题, 在D区域内温度t (z, r, τ) 中是一个温度函数关系, 非定常, 并且轴对称, 从而可以获得求解。

注:ρ—材料的密度

Cp—材料的比热

λ为材料的导热率

3.2 计算传热系数

传热学理论告诉我们, 传导、对流和辐射是热量传递过程三种方式。在本模型中, 我们主要是传导和对流两种传热方式, 辐射忽略不计。在现有文献中, 对汽机转子的轴封位置、光轴位置, 利用换热系数公式计算所得。在机组实际的运行工况中, 只有知道了转子外界流质的换热系数和流质温度, 才能分析瞬时状态的温度场。我们选取不同时刻一系列的点的调节级处汽室温度, 各个抽汽蒸汽段的压力与温度, 按照这种方式对边界元的换热系数进行求解, 之所以这样来确定, 是因为它的表面换热系数是随时间、不同部位变化的, 不是固定的。各个部分的换热系数的确定, 要在分析瞬间状态温度场的时候仔细分析各个状态的边界条件, 不能简单的应用T, P或t相关的解析式来进行简单处理, 因为它们存在相当复杂的函数关系, 对于一段时间负荷的变化是无规律的, 随着负荷的变化蒸汽温度也是瞬时变化的, 所以对于换热系数要详尽的进行分析。

3.3 定解条件的确定

(1) 模型的热边界条件确定。转子模型如上图示2, 在计算过程中, 转子模型左端和右端 (轴承中心面和联轴器横截面) 我们认为绝热, 以此来处理简化, 即

注:α-蒸汽与转子表面的换热系数

tf-为与转子表面接触的汽温

(2) 转子内表面 (中心圆孔处) 作绝热边界处理。50℃作为恒定温度。转子轴颈处温度取70℃ (比轴承回油温度高) , 这个模型假设是第一类边界条件, 它已知边界温度的。而转子外表面的温度边界条件则是第三类边界条件 (即对流边界条件) 。

初始条件的运用, 求解式 (1) 的初始条件我们写为:

这两种情况下, 本文所涉及的初始条件, 每个条件的第一时刻和相应的边界条件, 根据稳态分析计算转子温度场在很短的时间内为初始状态。本文仅选择一个力矩和载荷步加载模拟汽轮机转子调节级。

(3) 对模型加载边界条件。我们运行计算机软件ANSYS对模型进行加载时进行简化处理, 但不是简单的拟合, 我们要运用关于其他参数边界条件化的瞬时分析。具体方法是:首先, 通过对温度场的计算在很短的时间内为初始条件, 边界条件的稳态分析对应边界条件。然后, 转子第一次加载边界条件对应的模型, 对于这段时间设定载荷步结束的时间, 为了计算第一个瞬态温度场。在第二周期计算, 与转子模型重新加载相应的边界条件, 此时, 载荷步的结束时间前两小时间段, 依次同理, 这样反过来进行重复加载, 直到最后一个采样周期结束时计算在整个工作条件下的瞬态温度场计算结果。由于边界是更复杂的, 所以这个繁琐过程使用加载读取程序指令进行。

4 在调节级处根据实际加载负荷 (图示6) 并且得到仿真结果 (图示7)

5 模型软件仿真的总结

在汽轮机实际生产启动过程中, 暖机前一段时间, 汽机转子内温度场在参数的变化下也不固定变化, 中心孔的温度和外表温度之间的差值也是呈增大趋势变化, 在暖机过程中转子温度场变化则趋于平稳, 在形状不规则的边界地带上分布折复杂的等温线, 这两者之间的温度差慢慢减小。在机组冷启动阶段中, 很明显, 转子是一个被蒸汽加热的过程, 温差的存在造成热应力的产生, 在控制温差率的前提下, 就相应控制了应力变化。我们通过控制部件间的温差, 我们可以在暖机过程中着手, 从图示7可以明显看出, 在启动的前期转子上出现温度差最大的时刻, 即调节级根部是最危险的部位。为了确保在最短的时间安全启动, 我们可以通过对冷启动过程的仿真并计算和实践, 合理安排各个阶段的启动时间来达到母的。

汽轮机在运行生产中, 各级是在不同的参数的蒸汽下转动, 而调节级是最重要的。在对调节级温度模拟仿真完成的基础上, 其他部位同样可以运用相同原理进行构建模型仿真分析, 对该汽机转子整体的温度场分布和应力场分布的情况进行研究, 运行电脑运行分析, 从而进行对实际运行状况的理论指导。

6 对此次实践论证的结论

(1) 温度场的有限元法计算汽轮机转子可以很好地模拟复杂的边界形状, 计算的结果更准确。协助于ANSYS有限元分析软件建立转子几何模型, 将有限元网格划分程序, 可以方便, 快速完成有限元网格生成与转子加密解决方案区域, 有限元网格模型的满足各种求解器的选择, 同时保证有限元结果的精度。

(2) 本文选择从电厂工况的实际运行条件的计算, 使计算结果更接近实际的操作, 而且在理论上为汽机转子温度场分布和应力的计算、汽机寿命损耗管理提供了有力的参考。

参考文献

[1]刘涛, 杨凤鹏.精通ANSYS[M].北京:清华大学出版社, 2002.

[2]剪天聪.汽轮机原理[M].北京:水利电力出版社, 1986.

300MW机组汽轮机 篇9

本文通过对哈尔滨汽轮机厂有限责任公司300MW机组附属机械的安装, 总结了一点经验及看法, 希望能达到抛砖引玉、承前启后的作用, 为汽轮机附机的安装提供借鉴与参考。

1 实践中采用的几种无垫铁施工的方法

1.1 顶丝法

顶丝法适用于整体底盘、底盘同基础接触面较大的机械设备, 如真空泵和给水泵前置泵。其对二次浇灌的用料要求较高, 具体操作步骤如下:1) 在基础地脚螺栓两侧布置垫板。垫板尺寸一般为100 mm×100 mm×10 mm, 垫板下面基础粗找平, 垫铁钣上面放置顶丝, 顶丝外形如图1。2) 利用顶丝将设备顶至设计标高, 调平找正后进行一次浇灌。一次浇灌要将地脚螺栓固定牢固垂直。3) 复查水平、标高和设备中心, 将地脚螺栓勒紧并用小木盒将顶丝同二次浇灌灌浆料隔离, 进行二次浇灌。灌浆层高度一般为底盘外侧为底盘底面向上5 mm, 底盘内部比底盘外侧高15 mm。4) 浇灌层强度达到标准拆模之后将顶丝松掉, 取下。再紧固一遍地脚螺栓。

1.2 预埋槽钢法

预槽钢件法适用于相对底盘较大, 需地脚螺栓, 可以进行拆卸的静止设备, 如定子冷却水装置、冷油器等, 一般不适用于转动机械。具体施工工艺方法如下:1) 配置预埋槽钢, 外形如图2, 预埋槽钢的尺寸不宜过大, 以150 mm×100 mm或更小为宜。2) 将预埋槽钢放置在地脚螺栓孔位置上, 其几何中心同地脚螺栓孔中心重合。槽钢侧边上边缘标高须比基础二次浇灌标高低5 mm左右, 以免其与设备底板相互碰撞。预埋槽钢的锚筋要同基础锚筋绑在一起, 基础浇灌一次直接浇铸到二次灌浆标高, 基础面要平整、满足设备直接座在上面的要求。3) 在预埋槽钢上确定设备螺栓孔的位置, 在相应位置上焊上同地脚螺栓同强度等级的、长度合适的六角头螺栓, 最后将设备座在基础上。

此方法的关键施工在于基础标高的准确测量和基础施工时顶面的平整程度和外观工艺。

1.3 带泵基础浇筑法

此方法适用于已到货的, 重量较小且用地脚螺栓固定的设备。如热网补充水泵、小型油泵、小型疏水排污扩容器等。施工工艺方法如下:1) 将设备底板下面清理干净, 并在地脚螺栓两侧点焊两块平垫板, 垫板同设备底板之间0.05 mm塞尺塞不入。2) 把设备中心位置、水平度调整好后悬挂在设计标高, 经过加固后直接进行基础浇灌, 浇灌高度为设备底板底面。浇灌要注意保护好地脚螺栓螺纹不被污染。3) 在基础强度达到要求以后, 磨开垫板电焊处并紧固地脚螺栓。

此方法的关键在于设备的固定, 即保证设备的中心线和标高。

1.4 水泥支墩法

此法适用于底板比较窄, 设备底盘同基础接触面积较小, 需要支撑物刚度较大的设备。如热网工业水补充水泵这类整体铸件底盘的泵和设备。具体施工工艺如下:1) 在验收好的基础上布置水泥支墩, 其布置原则同垫铁的布置原则。即在地脚螺栓的两侧以及负荷较集中的部位布置。2) 制作混凝土支墩。混凝土支墩整体为梯形, 是用事先做好的梯形盒子放置在水泥支墩的位置上, 再向其中填充混凝土制成的。在支墩的上部放置一块预埋铁板, 上表面标高为二次浇灌标高, 并且用框式水平仪调整至水平。待支墩全部做好且凝固强度达到要求后将设备就位。3) 调整好设备中心后进行二次浇灌。

此方法的关键施工在于支墩标高和它上面的预埋板的水平调整工作。

1.5 槽钢支撑法

槽钢支撑法适用于大多数泵类和设备, 但应用时要注意一次浇筑基础的标高为设备设计标高减去支撑座的高度。具体施工工艺方法如下:1) 在基础地脚螺栓位置设置预埋铁板, 尺寸一般为200mm×150mm。铁板厚度10mm为宜, 需要加锚筋。2) 配置槽钢支撑, 外形如图5。它是由两个槽钢背对立放布置的, 槽钢上面设有同设备底盘接触的垫板, 垫板、槽钢、预埋铁板须焊在一起, 槽钢长度150 mm即可。垫板同设备底盘的接触要良好, 且保持标高一致。3) 在垫板同槽钢焊接前将螺栓从垫板中心开好的孔内穿过, 并且将螺帽焊在垫板上, 注意螺栓的间距同地脚螺栓孔一致, 并且保证螺栓直。4) 以上工作做完之后进行基础二次浇灌, 浇灌高度为设备底盘下表面向上10 mm。

2 效果

经过分部试运测试检验各无垫铁施工的效果如下:

1) 采用预埋槽钢法的小机供油装置、定子冷却水装置均固定牢固, 运行无噪声, 无振动。

2) 采用带泵基础浇筑法的生水泵顺利完成8 h分部试运和分系统水压。其中A泵的运行参数如表1所示。 (Q=270 m3/h, n=2 950 r/min) 。

3) 采用顶丝法调整的开式循环水泵的A泵运行参数如表2所示 (Q=2 255 m3/h, n=980 r/min) 。

3 结论

以上介绍的施工工艺方法只是无垫铁施工工艺的基本方法, 在施工中可以根据不同的实际条件把几种工艺方法结合来使用, 也可将某一种工艺方法稍加改变而使用。不过无论如何改动都要遵循下列两个原则:一是必须进行二次浇灌。这是因为设备的底盘底面一般都不是精加工面, 无论土建专业施工怎么保证基础表面平整度都不能控制设备底盘同基础的接触面积达到75%以上, 只有二次浇灌才能将基础同设备底盘的接触状况达到合格要求。并且有效地改变设备基础的自振频率与转动部分的频率不产生共振。另外由于预埋槽钢法用于静止设备的安装, 因此不考虑它的共振。二是必须保证支撑设备的负荷承担物满足自身的强度要求。上述的施工工艺方法中顶丝法和预埋槽钢法是靠底盘同基础混凝土之间的接触面积较大而省去垫板的, 但对水泥强度的要求较高;而带泵基础浇筑法和水泥支墩法必须设置了底板来改善基础承力状况, 因此它们对设备底盘的形式和水泥强度的要求不太高。

摘要：介绍了300 MW汽轮机发电机组附属设备无垫铁施工工艺, 并给出使用效果。

300MW机组汽轮机 篇10

关键词：1瓦温升；盘车；轴瓦；轴颈

1 概述

某核电一期是由哈汽厂提供的650MW 级单轴、四缸六排汽带中间汽水分离再热器的反动凝汽式汽轮机，型号为HN650-6.41（三个低压缸、一个高压缸）。该汽轮机组共有8个轴承，结构为四瓦块可倾瓦，能按转子的挠度和倾斜程度自动调整定位，使轴颈与轴瓦处在较好润滑状态下工作。该汽轮机组1号和2号轴承不设顶轴油，3至8瓦设顶轴油。该机组在首次非核冲转期间在250rpm时1号轴瓦温度171.8℃导致烧瓦，随后翻瓦检查发现瓦块及轴颈严重拉毛（轴颈尺寸由φ304.19mm变成φ303.80）。现场根据厂家要求现场先后进行6次处理轴颈及轴瓦，每次投盘车后1瓦温升都在6℃至10℃范围，且瓦块与轴颈出现干磨烧瓦现象。现场依据冲转前盘车温升7℃出现烧瓦情况，会议决定依据其他同类型机组（如秦山核电）及厂家指导经验，再次冲转前盘车轴瓦温升小于5°为必要条件。

2 原因分析

1号轴承座与前轴承箱焊接成一体，轴承箱就位固定后1号轴承标高可通过下半垫块厚度（45度角）进行调整，润滑油通过金属软管连接至轴承四个进油孔（上下左右）进入轴承，通过挡油环回油孔泄到轴承座内。在轴瓦下半左右共4个金属测温元件，检测瓦温。机组冲转及盘车过程中出现轴瓦金属温度异常，经过核实检查排除了测温元件损坏、温度测量极性装反、温度测量补偿方法或标准不正确、温度补偿系统受到外界严重干扰等，确认轴承温度异常的真实性。

排除了因热工测量系统异常引起的轴瓦金属温度虚假升高和波动。根据轴承理论，引起1号瓦金属温度高的原因可能有轴承载荷过大、轴瓦质量不良、轴瓦自动调整能力差、轴颈表面及轴瓦冲转损伤后现场修复未达到设计要求等，下面逐一加以分析可能因素。

2.1 1瓦载荷太重

依据厂家文件1瓦的载荷为8T，因冲转前盘车转态下1号轴瓦温升7℃-8℃，2号轴瓦没有温升。而且轴承修复后再次盘车温升在6℃至10℃，轴瓦接触面出现发亮及发黑现象，该问题可能是由于1号轴瓦载荷过大所致；但现场通过1号轴承台高0.05mm后分别台高2号和3号轴承，测得1号轴承的载荷在5.5至7T之间未超出设计范围，可排除载荷太重原因。

2.2 轴瓦乌金浇铸不良

轴瓦乌金浇铸质量不良，浇铸时乌金过热、有夹杂、结合不佳，存在脱胎现象。当承受动载荷时，结合不牢的地方，脱胎进一步加剧。机组盘车或运行中，当杂质随润滑油一起进入轴瓦时，轴瓦与杂质发生干摩擦，使轴瓦乌金被刮伤、碾压等，都会造成瓦温升高。

2.3 轴瓦自动调整能力差

因采用假轴检查发现轴瓦曲率与轴颈不匹配：瓦块与假轴局部存在0.03mm可入，且轴承壳体中分面最大0.26mm可入。同时轴承间隙过小或者过大，轴承安装偏斜，瓦块底部增加的垫片过多，轴承与转子扬度不一致等因素，都可能使轴瓦自动调整能力变差。另外，在盘车过程中，若润滑油油质中的微小颗粒进入垫块与瓦块接触面，造成球面垫块在相对移动过程中发生卡涩或者产生毛刺，将影响轴瓦转动自位。

2.4 轴颈表面及轴瓦冲转损伤后现场修复未达到设计要求

因首次冲转瓦温过高轴颈已拉毛，通过现场通过砂带及麻绳处理后不柱度为0.04mm，椭圆度为0.06mm，不符合设计标准轴颈椭圆度≤0.02mm，不柱度≤0.02mm。轴瓦通过现场修刮调整，因轴颈直径减小太多（0.40mm）分别尝试开油楔、菱形油槽、调整与轴颈接触面积等方式均未见效，每次投盘车后都会有新的拉毛痕迹

3 处理及效果

通过原因分析后现在主要解决为轴颈及轴瓦修复、检查复装问题。

3.1 轴颈修复

因轴颈拉毛严重（直径已变小0.40mm），通过现场人工用沙带和麻绳难以达到设计要求。现场议定两种方案：①选择国内专业的轴颈机加修复公司到现场进行处理；②高压缸揭缸，整根转子返厂修复轴颈。采用现场机加工虽然可以修复轴颈表面拉痕，节约成本及时间，但质量无保证且核电无先列。返厂修复虽然工期长成本高，但技术成熟质量有保证。通过综合考虑选择转子返厂处理轴颈，编制轴颈修复质量计划并派专人跟踪监督。通过修复后轴颈拉痕全部消除，轴颈跳动≤0.02mm，椭圆度≤0.02mm，不柱度≤0.02mm，满足设计要求。

3.2 轴瓦修复

轴瓦根据转子修复后的直径尺寸，从新修复曲率。因轴颈修复后尺寸变化较大，同时轴承拉毛严重且现场修复无效果，讨论决定返厂补焊加工处理。轴瓦修复完成后抱假轴检查瓦块与假轴间隙0.02mm塞尺检查不入；轴承壳体中分面间隙0.03mm塞尺检查不入。通过现场轴瓦修刮进油楔（间隙放大至0.10mm），以便润滑油进入，同时剔除瓦块硬点、夹杂。并用着色法检查轴瓦乌金无裂纹、脱胎现象。

3.3 轴承复装及中心调整

因转子返厂修复轴系已解列，现根据中心设计要求重新轴系找中连接。调整完中心后测量出1号瓦块底部的球面垫块总厚度，采用备用垫块加工至所需厚度进行替换，以免因增加工艺垫片造成卡涩影响瓦块自位能力。从新测量调整轴瓦顶隙、轴瓦顶隙、汽封间隙等参数使之满足设计要求。

依据以上方法处理后复装，油质合格后起盘车1号轴瓦温升0.3℃，异常问题得到顺利解决，核冲转时各轴瓦温升正常。时隔数月后同样问题在2号机出现，非核冲转前盘车时轴瓦温升上升10℃。依据一号机的安装经验立即停盘车翻瓦检查：发现轴瓦也出现大面积炭黑，轴颈轻度拉毛；现场通过加工假轴对1号轴瓦进行修刮，同时用沙袋及麻绳处理轴颈。处理后再次盘车温度正常，非核冲转一次成功。

4 结束语

300MW机组汽轮机 篇11

1.1 振动故障经过的描述

在2010年4月22日时机组的负荷为550MW, 继续增加负荷后, 3号机组的5号轴瓦的轴出现了振动的问题, 在X方向上轴振动时从24um开始发生波动的, 幅度在16-40um的范围内, 而在Y方向上, 振动时从45um是开始发生波动的, 幅度在35-90um的范围内。并且随着所受负荷的不断变化, 5号轴瓦的轴振动情况是不断间歇波动的, 严重的影响了机组的稳定性和安全性, 因此暂停机组的运行。

1.2 振动故障的原因分析

在2010年5月8好对3号机组开机检查, 将其轴承盖打开, 我们发现低压转子以及中压转子联轴器罩壳的两侧板均脱落, 并且调速板的侧板掉落在了轴承座的内部, 而发电机端的侧板套则是随着转子进行转动的, 产生了4处磨痕。在这4处磨痕中, 最严重的为发电机端联轴器的凸台磨痕, 磨痕的宽度约为60mm, 而深度也达到了10mm, 并且从调速端到发电机端是逐渐变浅的。在发电机端外缘处和螺栓调速侧的磨痕都是较浅的, 轴颈和联轴器的连接处也有磨痕存在。

联轴器的罩壳侧板为什么会脱落呢?这主要是由于联轴器罩壳3mm厚侧板和中间的上、下两个半圆形拱板的焊接方式都是采用点焊, 刚度较差, 侧板也容易出现变形, 一旦出现了触碰和摩擦, 侧板就很容易脱落。结合振动故障的具体特点, 我们认为导致5号轴瓦轴出现振动故障的根本原因就是低压转子和中压转子联轴器罩壳侧板出现了不规则的碰磨。

1.3振动故障的解决对策

1.3.1在侧板厚度不变的前提下, 汽轮机低压转子以及中压转子联轴器罩壳的侧本与上、下两个半圆形的拱板之间不再采用点焊的方式, 建议选择双面满焊。

1.2.2及时的更换低压转子和中压转子的联轴器罩壳, 适当的扩大预留的间隙, 建议分别加大4mm, 同时选择更加合理的设计安装值。

1.2.3在整个机组的运行的过程中, 我们发现是会碰磨5号轴瓦的, 由于出现过振动增大的现象, 随后这种现场又消失了, 可见联轴器的凸台的整圈都受到了磨损, 磨掉部位对转子的强度并没有产生过大的影响, 转子振动也未受到影响。在进行了相关的计算后, 我们认为虽然低压转子和中压转子的联轴器受到了磨损, 但是轴颈的强度还是可以满足机组的安全运行的, 所以我们只需要继续进行打磨, 逐步消除毛刺就可以了。

在采取了上述的对策后, 机组的运行状况恢复正常, 负荷为600MW时, 其振动在48um左右, 并且看不到波动的现象, 5号轴瓦的金属温度约为55摄氏度, 运行性能良好。

2 某发电公司的1号机组的振动故障分析

2.1 3-7号轴瓦的振动故障

2.1.1 挡板结构。

通常情况下, 在汽轮机组的转子轴系中应有5个联轴器的螺栓是有挡板的, 这5个联轴器螺栓分别是低压转子发电机联轴器靠近低压转子的一侧, 低压转子发电机联轴器靠近发电机的一侧, I、II低压转子发电机联轴器靠近II低压转子的一侧, 低、中联轴器靠近低压转子的一侧以及I、II低压转子发电机联轴器靠近I低压转子的一侧。联轴器的螺栓挡板一般会分为两个半扇形, 宽度约为165mm, 厚度为5mm, 材料一般选用1Cr13, 在每一个挡板上都均匀的分布着12个直径为mm的孔, 每个螺栓的长度为40mm, 直径为10mm, 挡板将这12个固定在了联轴器的螺栓上, 从而避免了联轴器螺栓出现高速旋转鼓风的问题。在2快挡板上, 也均匀的分布了12个半圆形的排气孔, 挡板内的气体就能够被排出。挡板与转子的间隙应为0.5mm, 与顶部的间隙为不超过0.3mm, 拧紧螺栓的力矩为40Nm。

2.1.2 振动故障经过的描述。

在调试机组的过程中, 汽轮机处于冲转的状态, 其转速约为1200r/min, 半个小时后其转速约为2450r/min, 3个半小时后其转速达到了2950r/min, 又过了半个小时, 成功的进行阀切换的操作, 转速也随之达到了2977r/min, 此时汽轮机的3-7号轴瓦的轴振动情况突然增大, 由于机组的振动保护功能, 所以机组停止了运行。随后启动了顶轴油泵, 当转速达到400r/min时, 4号轴瓦是有摩擦声的。

2.1.3 停机检查。

在将机组停机后, 进行检查时, 我们发现4号轴瓦位置处的联轴器螺栓挡板有两个链接螺栓都断裂了, 而8号轴瓦位置处的联轴器螺栓挡板有12个连接螺栓断裂了, 并且整个螺栓挡板大概掉下了四分之一。6号轴瓦和7号轴瓦位置处的联轴器螺栓都沿着顺时针方向翘起了, 均有2个连接螺栓断裂了, 8号轴瓦和4号轴瓦位置处的联轴器外罩也都出现了相应的损坏。

2.1.4 振动故障的原因分析

(1) 由于联轴器双头螺栓的露出部分的尺寸不符合相应的要求, 所以环形挡板也就无法靠近到联轴器的槽中, 有一部分已经出槽了。挡板的损坏都是按照转子的转动方向翘起的, 并且都是从接缝处开始的, 所以接缝处翘起的原因应为安装挡板时操作不当, 导致其安装不平; (2) 虽然是有防松垫连接螺钉, 但并不是每个都固定牢靠, 所以挡板容易出槽。挡板的质量为8kg, 如果其出槽, 那么螺钉就会被拉断, 轴系的重量就会严重失衡, 轴瓦的振动会剧烈上涨, 同时出现了跳机的现象。

2.1.5 振动故障的解决对策。

出现此类振动故障时, 应立即全部更换已经损坏了的联轴器螺栓挡板, 安装时应严格执行相应的检修工艺标准, 保证其安装质量。

2.2 7-9号的轴瓦振动故障

2.2.1 振动故障的经过描述。

在调试整个机组的过程中, 进行超速试验时, 汽轮机的转速为3000r/min, 11分钟后转速达到了3134r/min, 此时7-9号轴瓦的轴振动突然出现了剧烈振动的现象, 由于机组自动的振动保护功能, 因此机组停止了工作状态。在此过程中, 机组7-9号轴瓦的轴最大振动分别为341um、316um以及265um。

2.2.2 停机检查。

在机组自动停机后, 对其进行检查时, 我们发现9号轴瓦位置处的联轴器螺栓挡板大概掉下了四分之一, 而8号轴瓦位置处的联轴器螺栓挡板上有一个连接螺栓出现了断裂, 在其断裂后, 联轴器螺栓孔和挡板螺栓孔出现了错位的现象, 并且轴上也产生了划痕。断裂的螺栓表面有粗糙的部分, 也有光滑的部分, 在机组运行的过程中, 挡板出现颤动, 并且当其疲劳强度超过了极限应力后, 就出现了断裂。

2.2.3 解决的对策。

出现此类振动故障时, 应立即将已经损坏的联轴器螺栓挡板全部更换, 为防止接缝处出现翘起的问题, 应将2个联轴器挡板焊成一个整圈的整体。

3 结束语

通过以上的论述, 我们对600MW的汽轮机出现的几类振动故障进行了详细的分析和论述, 我们归纳了所暴露出的几大问题和应采取的对策:首先, 出现了三次汽轮机轴振动的大停机故障, 会对整个机组运行的稳定性和安全性造成严重的影响;所出现的三次振动故障, 有一次为静止部分, 另两次为转子本身。由于转子的运行状况对于整个机组运行的安全性都是有着影响的, 所以我们应更加重视汽轮机转子的安装操作, 保证其安装质量, 做好对相关人员的教育和培训工作, 制定健全的转子工艺标准, 并且严格的遵照相应的规程和制度进行检查和维修的工作。

参考文献

[1]毕大成.600MW机组异常振动故障分析[J].中国新技术新产品, 2012.

[2]刘红革.浅谈600MW机组出力不足原因分析及处理[J].云南电力技术, 2008.