汽轮机组改造（精选12篇）
汽轮机组改造 篇1
我公司原设计配套两台型号为C6-35/5抽凝式汽轮机组, 其额定功率为6000KW。C6-35/5抽凝式机组在满负荷抽汽工况正常运行中, 必须保持冷凝量不低于12吨/小时, 如果蒸汽流量偏小, 将造成低压缸叶片形成鼓风摩擦, 排汽温度升高, 严重时还会使汽轮机中心线发生变化, 机组振动增大, 汽轮机排汽能源浪费严重, 改造节能空间较大。因此我公司通过调查研究后, 决定对其中一台抽凝式汽轮机组进行背压式改造, 改造后不仅达到公司蒸汽平衡作用而且取得良好经济效益。
1 改造的内容
1.1调速系统部分:对SRIV调速器进行改造, 更换同步器内波纹筒, 取消原低压调节滑阀及调整抽汽电动阀、拆除低压油动机、错油门及调节汽阀连杆。
1.2通流部分:更换原进汽喷嘴, 拆除低压部分的叶轮、隔板、汽封套筒, 前汽封改造、新制中间汽封、挡板 (隔板) 及汽封、加重块 (套筒) 等, 低压蒸汽室改造 (加进口堵板) , 汽缸开孔 (汽封抽汽) , 增加原低压汽缸排汽风机及汽缸排汽法兰。
1.3拆除原低压汽缸与冷凝器连接排汽管、抽气器及相关连接管道, 增加汽封抽汽器, 汽封管路改造, 将前汽封第一级漏汽直接接至除氧器, 前汽封第二级漏汽及新中间汽封漏汽通过蒸汽喷射器抽至除氧器。
1.4拆除原抽汽速关阀及相连油管, 在原位置安装旋启式止回阀, 在背压排汽管道上增加排空手动阀、排空电动阀及消声器。
1.5拆除凝汽器循环水进出口管并在进出口阀前进行盲断。在硫酸厂循环水泵出口总管上引一根DN150管接至冷油器、空冷器进水总管上, 冷油器、空冷器出水进入循环水回水总管后在冷却塔上水阀前接一根DN150管返回硫酸循环水冷却水池。
2 改造后主要技术参数
功率:6200KW 额定进汽流量:75t/h
进汽压力:3.43Mpa (绝压) 进汽温度:435℃
背压压力:0.637Mpa (绝压) 背压温度:269℃
3 改造后各项试验情况
3.1 空负荷试验
机组在升速过程中, 临界转速最大振动值为0.089mm, 低于0.15mm的振动要求, 到达额定转速3000r/min后, 机组转速稳定, 波动值不超过15r/min, 轴承最大振动值为0.019mm, 低于0.05mm的振动要求, 机组空负荷试验各项指标均合格。见轴承振动曲线图
3.2 超速试验
在空负荷试验、手拍危急保安器试验合格后, 对汽轮机进行超速试验, 危急保安器动作转速为3308r/min, 超额定转速的10.27%, 符合汽轮机危急保安器动作9~11%的范围, 试验合格。
3.3 改造后运行性能测试
根据不同运行负荷, 绘制功率、流量曲线图如下:
(粗线:实际运行曲线细线:设计计算曲线)
4 改造后经济效益计算
4.1 改造后背压式汽轮机运行情况
改造后, 公司生产所需低压蒸汽全部经背压式汽轮机做功后供出, 停用减温减压装置, 实现了蒸汽梯级利用, 汽轮机供热效率大幅度提高, 节能效果明显。
4.2 改造后经济效益计算
改造后, 在公司相同生产经营模式下, 背压式汽轮机正常运行负荷为4800kw/h左右, 按年运行时间330天, 年增加发电量为3801.6万kw, 按2011年10月份外购电价0.3532元/kwh计算, 年可产生经济效益为:38016000×0.3532=1342725元
4.3 节能量计算
改造后, 年增加发电量为3801.6万kw, 年产生节能量为:
38016000×0.00035=13305.6吨
上式中:0.00035--为电能折标准煤系数, 吨标准煤/kwh。
5 结束语
改造项目采用的生产工艺技术先进、可靠, 生产过程中无“三废”排放, 对环境不会产生影响, 符合工业节能技术改造项目节约能源和清洁生产的要求。技术改造后, 各项试验合格, 运行性能测试符合设计要求。解决了公司蒸汽的供应与使用不平衡问题, 有效降低蒸汽能源消耗。年增加效益1342万元, 产生节能量13305吨标准煤/年, 经济效益和社会效益十分显著。
汽轮机组改造 篇2
1.年龄40周岁以下热动及相关专业，男性，中专及以上学历，初级及以上技术职称
2.熟悉火力发电厂工艺流程，具有汽轮机组调试和试验经验。3.熟悉汽轮机运行、调整试验过程，熟悉火力发电厂汽轮机主机和辅机试验规程，具有较高和全面的汽机专业技术水平。
4、具有一定的组织、协调和沟通能力。
5、五年以上电厂相关专业工作经验及能够运用CAD制图。
6、身体健康，踏实肯干，工作积极主动，服从上级领导分配.7、懂得美国约克热泵机组工作经验者优先考虑。岗位职责：
1、负责协助工段长做好汽机专业的技术管理工作、员工的培训工作，为本专业的技术负责人，对本专业人员进行技术指导、指标考核、安全管理等工作。
2、负责编制修订专业规程，根据设备的运行情况制定相应的检修计划；
3、负责汽机专业现场疑难问题的处理；对现场的突发事件有应对措施；
4、负责各类记录及票类的管理及签发工作；
5、抓好专业内各类培训工作，采取切实有效的措施培训、指导本专业员工，并保留适当的培训记录；
6、负责提出汽机专业的技改、节能、技术等及、月度计划。
汽轮机组改造 篇3
关键词：汽轮机；汽封改造；机组热效率；影响；
1.现国内机组使用的传统汽封的特点以及存在的问题和弊端
现国内机组使用的传统汽封主要有高低齿汽封、梳齿型汽封和普通迷宫汽封，每种汽封都有其自身的特点和缺点，以梳齿形汽封为例，这种传统的汽封存在以下缺点：配合间隙不合理，运行中易卡涩；汽封材料选择不合理，一旦和转子发生摩擦，往往使转子损伤；汽封齿形不好，封汽效果差；带上负荷后，由于压差作用，汽封丧失退让性能。这些问题的存在，影响了机组的经济性。因此通过汽封改造，实现恢复或超越汽缸设计效率的目标，从而提高整台机组运行的经济水平，为节能降耗和机组竞价上网奠定坚实的基础。
2.现常用的几种新型汽封
基于传统汽封的特点与存在的弊端，改造传统汽封变得尤为重要，因此，新型汽封不断出现，常见的新型汽封主要有蜂窝式汽封、自调整式汽封以及布莱登汽封等。以下主要对这几种新型汽封的特点进行了介绍。
2.1.蜂窝式汽封
蜂窝汽封是由0.05～0.1 mm 厚不锈钢金属薄板采用特殊加工手段加工成相应直径及深度的规整蜂窝带，然后用真空钎焊技术将蜂窝带钎焊在母体汽封环低齿区域的内表面，和汽封环组合在一起形成蜂窝汽封。蜂窝汽封阻止流体泄漏的机能包括强大的气旋效应、强烈的摩阻效应、高效阻透气效应、高效的流束收缩效应、较好的热力学效应、强大的吸附效应。
2.2.自调整式汽封
自调式汽封取消了原传统汽封弹簧片压住汽封块，使汽封齿与轴径向间隙固定值为0.50～ 1.10mm 的支撑方式。每圈汽封采用了4 支专用弹簧支撑。在机组静止状态， 弹簧作用力使6块汽封块张开， 轴与汽封间隙变大。启停机时，可避免动静摩擦。机组正常运行时在20%～36%蒸汽负荷下， 可调式汽封块在背弧蒸汽的作用下，克服弹簧力逐级扣合汽封块， 汽封与轴间隙缩至最小0.38～0.50mm，可保证设计效率，并明显高于传统汽封。
2.3.布莱登汽封
布莱登汽封在机组启动时，蒸汽流量在2～3%计流量下开始关闭，在约28～30%设计流量下完成关闭；在停机时，蒸汽流量减少到2～3%，汽封全部张开。这样，布莱登汽封通过汽封弧段的自动开启和关闭，实现了在机组启、停机过程中汽封与转子的径向间隙可调，避免了由于振动产生的动静碰磨，在机组正常运行中汽封与转子的径向间隙始终保持在较小范围内（设计值下限，引进型300MW机组布莱登汽封工作间隙控制在0.30～0.40mm）。
3.新型汽封对机组热效率的影响
3.1.蜂窝式汽封
蜂窝式汽封是根据蜂窝状阻汽原理设计的，蜂窝带是质地柔软的六边形蜂窝网格，具有可磨损的优点；该汽封主要用于自由叶片顶部汽封及轴向密封。封汽效果较好。其不足之处是易于结垢。蜂窝汽封的独特结构避免了流体激振的发生，有效防止蒸汽振荡，从而保证了机组的安全稳定运行，提高了机组的热效率。
以某台300 MW 机组为例，经过几年的运行，汽轮机各通流部分间隙逐渐变大，各缸的效率已经远远低于设计值。现采用蜂窝式汽封对其进行改造。汽机端部轴封和通流部分汽封改造后，漏汽量比改造前明显减小，机组热耗大幅降低，其中：排汽压力降低使热耗降低51 kJ/kWh，；高中压缸效率提高使热耗降低24 kJ/kWh，提高了效率2.1%；高中压缸漏汽减少使热耗降低62 kJ/kWh，提高了效率2.7%；高中压缸至低压缸的自密封汽量大幅度减少。定量分析汽封改造后热耗率共降低约140 kJ/kWh，因此汽机端部轴封和通流部分汽封改造后，机组发电煤耗降低约4～5 g/kWh。
3.2.自调整式汽封
自调式汽封由于蒸汽克服弹簧力实现扣合， 一旦轴与汽封齿轻微摩擦， 汽封块会退出， 不至于形成剧烈摩擦， 没有必要保证太大的退让，从而显著提高了机组的热效率。在1999 年通辽发电总厂4 号机200MW 机组上大修中， 对自调式汽封在哈汽机组上的应用进行了完善。大修前、后经东北电科院有限公司的测试， 轴封的漏量降低了15%， 高压缸效率提高1.7%， 机组热耗降低了1.48% ， 解决了轴封漏汽及油中带水问题。
3.3.布莱登汽封
布莱登汽封改造多用于机组大修过程中，通过布莱登汽封改造所产生的机组效率提高效果往往包含在大修整体效果之中，难以从中定量的分离出来。以山东石横电厂3 号机组（300MW）采用布莱登汽封改造的效果可知，高中压缸使热耗提高了3.32%；中压缸漏效率提高了0.7%；高压进汽平衡环至中压缸漏汽降低了21.10（t/h）；漏汽率降低了2.56%；高排温降低了14.4℃。数据表明，这些机组高中压间的漏汽量有了明显的降低，达到或接近设计值，证明通过布莱登汽封的改造，机组的经济性有了明显的改善。
4.结论
通过以上的分析可见，采用新型汽封均可以提高机组的热效率，但由于各种汽封的特点不同，对提高热效率的影响程度和施工工艺等会有着一定的差异，蜂窝式汽封封汽效果较好，其不足之处是易于结垢。自调整式汽封操作方便，其不足之处是间隙比传统汽封大， 对密封性提出了更高的要求。布莱登汽封改造多用于机组大修过程中，汽封与转子的径向间隙稍增大一点，漏气量就增大很多。通过以上的分析和个人的经验，个人推荐蜂窝式汽封改造，封汽效果较好，对于机组热效率的提高效果明显，值得大力推广。
参考文献：
[1] 戴喜庆. 汽轮机汽封技术的应用[J]. 仪器仪表用户. 2007（02）
[2] 郝玉振，郑威，王学栋，丁俊齐. 汽轮机热力性能试验常见问题分析[J]. 山东电力技术. 2013（05）
[3] 王琦. 浅谈汽轮机运行主要参数的监视[J]. 河南科技. 2013（06）
汽轮机组改造 篇4
机组闭冷水系统的功能是向汽轮机、锅炉、发电机和脱硫系统等辅助设备提供冷却水。该系统为闭式回路, 开式冷却水系统的水流经闭冷器, 来冷却闭式循环水系统中的冷却水。闭冷水系统包括2台全容量闭冷泵、3台半容量闭冷器和1台膨胀水箱设备。闭冷水系统采用除盐水和凝结水作为冷却液, 用凝结水输送泵或除盐水泵向膨胀水箱补水, 然后通过闭冷泵在闭式回路中循环。闭冷水系统用户主要有主机润滑油冷却器、小机润滑油冷却器、EH油冷却器、真空泵冷却器、密封油冷却器、发电机器定子水冷却器和锅炉各风机润滑油冷却器等。闭冷水系统正常运行时, 1台闭冷泵运行, 闭冷水系统出力应满足机组最大出力时各种负荷运行的需要, 并有一定裕量。
2 闭冷水系统优化改造的必要性
2.1 全年闭冷水系统运行状况
查阅安全仪表系统 (SIS) , 采集闭冷水系统运行数据, 绘制出某发电厂闭冷水系统2012年全年运行状况, 如图1所示。
2.2 闭冷水系统运行状况分析
该发电厂地处北亚热带湿润季风气候区, 具有四季分明、雨量充沛、日照充足、冬寒夏热和雨热同步等特点。由于环境温度的变化, 导致闭冷水温度随着季节变化而变化。由图1可知, 闭冷水冷却器出口温度仅在6—9月会超过35℃, 全年平均温度在25℃左右。变冷泵流量和效率特性曲线由图2所示, 闭冷水系统用户冷却器进口调整门开度在7—9月超过80%, 平均开度在50%左右;特别是在冬季, 其开度在20%左右, 闭冷水系统用户各冷却器所需要的冷却水量较设计值偏离大。由图2可知, 闭冷水系统冷却器全年出口压力平均值为0.65 MPa左右。
2.3 闭冷水系统全年用户冷却水量分析
闭冷泵型号为SLOW300—550IB, 额定流量为2 000 m3/h, 扬程为50 m, 功率为400 k W, 其特性曲线如图2所示。由图2可知, 6—9月闭冷水流量为1 500~2 000 m3/h, 其他月份为750~1 250 m3/h。
通过以上分析可知, 6—9月, 闭冷泵可匹配系统经济运行, 泵的效率较高、节流损失小;其他月份, 由于闭冷水温度随着环境温度大幅下降, 闭冷水流量也急剧下降, 闭冷泵虽然能够满足闭冷水系统运行的需要, 但泵的节流损失大、效率低, 闭冷泵不再经济地匹配闭冷水系统运行, 造成能源浪费。
由此可见, 该电厂机组闭冷水系统配置的闭冷泵裕量过大, 系统母管长期处于较高压力下运行, 对泵、阀门密封件、调整门阀芯是不利的, 缩短了其使用寿命, 闭冷水系统运行经济性较差。所以, 对闭冷系统的节能进行改造是十分必要的。
3 闭冷水系统节能改造方案选择
3.1 闭冷泵改为变频运行
闭冷泵改为变频运行时, 闭冷泵根据系统用户用水量的多少改变转速, 保持系统母管压力在合理、经济的范围内, 运行灵活, 节约厂用电量。但是, 变频改造投资大, 涉及电气、控制和土建等专业, 必须由设计院等相关单位完成。
3.2 在闭冷水系统中增加1台小泵
闭冷水系统用水量长期为750~1 250 m3/h, 选择额定流量为1 000~1 200 m3/h、扬程为40 m的水泵, 与#1, #2闭冷泵并联运行, 就可以满足闭冷水系统各冷却器的需求。该电厂220 MW机组正进行拆除, 机组的射水泵额定流量为1 201 m3/h, 扬程为40 m, 完全可以满足机组闭冷水系统除6—9月以外8个月份的运行。
该方案投资小, 后期运行维护量较变频方案少, 系统运行可靠, 厂用电节约明显, 本厂检修部门即可独立完成闭冷水系统的节能改造。因此, 电厂机组闭冷水系统节能改造选择第二种方案。
4 闭冷水系统节能改造措施
大修期间, 在闭冷水进出水母管上引出1路管道, 加装1台闭冷泵, 并安装进出电动门、出口逆止门、进口滤网和进出口压力表。为了不影响美观, 将水泵安装在闭冷泵与前置泵之间。
4.1 改造成本
闭冷水系统节能的改造成本主要有:管道0.5万元;进出口阀门, 利用#4机组2台射水泵出口门, 只增购1个出口逆止门, 0.5万元;电缆7.0万元;热控电动阀门5.0万元;基础设施0.5万元, 总成本13.5万元。相对于购置1台新泵和电机及其附属管阀等, 节约费用约15万元。
4.2 预期收益
按该水泵运行240 d, 按75%的负荷率计算, 全年可节约 (400-185) ×24×240×0.48×0.75×10-4=44.582 4 (万元) , 2台机组全部实施改造后, 将每年产生89.170 8万元的经济收益。改造后, #1, #2闭冷泵型号为SLOW300-550IB, #3闭冷泵型号为350S-44AG。6—9月使用#1, #2闭冷泵运行, 其余月份使用#3泵运行, 极大地提高了闭冷水系统运行的经济性和可靠性, 达到了节能降耗的目的。改造后闭冷水系统简图如图3所示。
5 改造后闭冷水系统运行状况
改造后, 系统运行稳定, 机组满负荷运行时闭冷水系统使用#3泵的运行状况见表1所示。
由表1可知, 1—5月和10月, #3闭冷泵扬程和流量完全满足闭冷水系统用户的需求, 改造取得了预期的效果。
6 结束语
综上所述, 通过对电厂机组闭冷水系统改造方案的实施, 证明了闭冷水系统的节能改造是具有极大经济意义的。该节能改造方案节能效果明显, 既提高了设备效率, 又满足了生产工艺的要求, 具有一定的推广价值, 应该在汽轮机改造工程中广泛发展应用。
参考文献
[1]李念生.300 MW汽轮机控制系统改造[J].电力学报, 2004 (04) .
汽轮发电机组热控安装总结 篇5
一．工程简介：
本工程为*******公司“上大压小”技术改造二期安装工程1×600MW超临界机组汽轮发电机组热控安装。
本项目作业于2010年12月01日开始，2011年08月20日结束。包括了汽轮机本体TSI、给水泵本体TSI及测量仪表安装,润滑油及EH油系统仪表安装，蒸汽、抽汽、辅汽系统仪表安装，氢气、氮气、仪表压缩空气系统仪表安装，凝汽器真空系统仪表安装等多项检测元件。
二． 工程量：
本期工程包括：热控检测仪表安装、仪表管路敷设、汽轮机本体TSI检测元件安装、给水泵本体TSI检测元件安装、润滑油及EH油仪表安装、凝汽器真空系统仪表安装、氢气、氮气系统仪表安装、气源管路敷设。三.主要施工方法：
施工图经过会审，经设计交底后，编写有针对性的作业指导书，施工前必须对参加作业人员进行施工程序、施工工艺、质量标准、施工危险因素和环境因素辩识及控制措施等方面内容的交底工作；施工机械及工器具的准备齐全；质量工作是关键地，将直接影响着整套机组的运行。在施工开始前，对施工人员进行了详细的技术交底，强化了质量意识。施工过程中，严把质量关，确保了施工质量。对于每一道工序的完成，首先由我们班组进行自检，然后再由工地质检进行复检，最后由项目部质量科及监理师最终检验。施工过程中，我们本着“做就要做得最好”的原则，严格控制，精益求精。四.施工质量管理：
安装需注意事项：首先按设计图纸及生产厂家技术手册进行施工。安装厂供设备必须按照厂家说明书或在厂家技术人员指导下施工；安装甲供设备必须遵照设计院图纸，压力类表头与管路的连接要严密不泄露、无机械应力，安装仪表时要注意安装地点应无剧烈振动及腐蚀性气体，操作维护方便，仪表安装前必须经实验室校验合格且贴有合格证。
其次作业人员均要有实际经验、技术合格，工作责任心强，并要严格按照施工图纸作好每一道工序、在施工的同时，设有专门监督检查的人员进行现场施工作业指导和检查，保证本作业项目达到设计要求。
五.安全文明施工管理：
文明施工要求：施工现场设废旧物品回收点,施工过程中发生的槽钢头、焊条头等及时清理回收,确保施工现场整洁有序。严格控制生产、生活污水随处排放，严禁长明灯、长流水及设备无负荷运转等现象。材料摆放整齐,不得随处乱放。施工现场道路通畅，保证安全通道畅通无阻。变压器区域严禁有明火，悬挂安装标识牌。
安全施工措施：进入施工现场必须正确佩带安全帽,高空作业系好安全带。所有施工人员必须经过三级安全教育,考试合格方可进入施工现场。设备材料在搬运过程中,必须由专人指挥,严禁多人同时指挥。使用电器设备必须装设漏电保护装置，并且确保接地可靠。
施工用电必须严格执行三相五线制，采用一机一闸。
六、质量验评情况
汽轮发电机组本体大修技术探讨 篇6
摘要：目前，随着中国经济的发展，越来越多的电站设备制造商将设备销往海外，这就要求我们积累足够的海外检修经验以应对市场发展需求。文章主要介绍印度某电厂600MW汽轮发电机组本体检修，通过检修问题分析、检修方案确立及检修过程处理的阐述，期望能为公司或同行提供可参考的经验。
关键词：汽轮发电机组；检修基础；沉降转子；对轮中心
中图分类号：TM311 文献标识码：A 文章编号：1009-2374（2013）23-0129-02
1 检修前机组主要问题
汽机本体主要存在#2轴瓦温度高、个别轴承振动偏大等问题；掌握的数据分析，造成#2轴承瓦温高的主要原因应是机组轴系中心变化大、各轴瓦负荷不均所致。为了彻底解决以上问题，必须对汽轮机本体进行揭缸大修，将汽轮机轴系中心调整到合格要求，以降低#2轴瓦温度、消除轴系个别轴承振动偏大现象，保证机组良好经济运行。
2 检修中发现的主要问题及其处理方案、结果
2.1 汽缸中分面间隙问题
#1、#2低压内缸中分面间隙在未紧螺栓情况下检查最大间隙为2.45mm（正反一级处），在紧1/3中分机螺栓情况下检查最大间隙为0.45mm（正反一级处）。
原因分析：内缸热疲劳，应力释放。
处理方案及结果：因汽缸热变形局部间隙较大，在厂家代表现场见证后认为对机组的安全性和经济性影响不大，要求扣盖时在内缸中分面涂抹高性能汽缸密封脂，反复收紧中分面螺栓即可。
高中压外缸在未紧中分面螺栓情况下最大间隙为1.10mm，在紧1/3中分面螺栓情况下最大间隙为0.90mm。
原因分析：运行时上下缸温差大。
处理方案及结果：因汽缸热变形造成局部间隙过大，采用上、下半汽缸对磨的处理方法，研磨后外缸仍有两处局部间隙0.20mm，在该处堆焊研磨。堆焊区域长度约200mm，宽度约20mm。
2.2 汽机岛基础不均匀下沉，造成轴系中心变化问题
处理方案及结果：
根据《#1机大修轴系调整的报审方案》，各轴承调整理论数据如下：
图1
轴系中心调整合格后，#1轴承更换成厂家提供的偏心瓦，底部抬高2.0mm，#2-#6轴承底部最终抬升量如下（单位：mm，+表示抬高，-表示降低）：
#1：+2.00 #2：-1.50 #3：+0.80 #4：+1.78 #5：+2.10 #6：+2.13
2.3 高中压转子弯曲，晃度/瓢偏超标，转子中部晃度最大0.155mm，推力盘瓢偏0.03mm
原因分析：动静摩擦，热应力侵蚀。
处理方案及结果：厂家答复维持现状使用，扣盖前在转子中部加平衡块。现场已加装3块平衡块，共560克。
2.4 前轴承箱翘头，台板间隙最大约1.4mm
原因分析：基础不均匀沉降。
处理方案及结果：将高中压缸与前轴承座连接处脱开，拆除主油泵联系螺栓，使前轴承箱处于自由状态，清理轴承箱与台板间接合面。处理后台板间隙减小到0.7mm。
2.5 #1低压缸调端轴承箱台板前翘，与二次灌浆层分离，最大间隙2.5mm，#2低压缸电端轴承箱台板后翘，与二次灌浆层分离，最大间隙0.9mm
原因分析：基础不均匀沉降。
处理方案及结果：总承包方提出注浆填补空隙，由其联系土建单位实施。已处理完成。
2.6 动、静叶片机械损伤较严重，中压缸#1、#2隔板套静叶片（出汽侧）机械损伤
原因分析：异物撞击。
处理方案及结果：在变形处修复，裂纹处挖补并圆滑过渡，处理后着色检查无裂纹。均已处理合格。
2.7 高压内、外缸进汽短管与密封环结合处腐蚀严重
原因分析：汽水品质差。
处理方案及结果：对损坏的管壁和套管进行打磨处理，更换腐蚀严重的密封环。已按要求处理完成。
2.8 因轴系中心调整量大，造成#2～#6瓦油挡洼窝中心与设计值偏差较大
处理方法及结果：我们建议对#4～#6轴承底部油档洼窝偏大的问题进行处理，以便于今后翻瓦检修，但业主明确不做处理。
2.9 #2、#6轴承下半瓦块钨金磨损较严重，温度测点位置几乎融穿
原因分析：负荷过重，振动撞击。
处理方法及结果：更换瓦块。
2.10 #7轴承下半瓦枕绝缘垫片有较为严重的电腐蚀现象，造成#7轴瓦标高下降，低发对轮中心严重超标
原因分析：油质差，造成绝缘垫短路融毁，导致对轮中心发生变化。
处理方案及结果：更换绝缘垫，重新调整低发对轮中，使其满足设计值要求。
2.11 发电机转子局部弯曲，汽、励端靠背轮处的晃度、汽端靠背轮端面瓢偏超标
原因分析：#7瓦事故导致。
处理方案及结果：热校靠背轮，并进行动平衡配重
处理。
2.12 汽端转子风扇叶片与挡风圈下半有磨损现象
原因分析：#7瓦事故导致磨损。
处理方案及结果：对风扇叶片进行着色检查，无变形和裂纹现象继续使用。
2.13 发电机汽端密封座下半内、外油挡磨损较严重
原因分析：#7瓦事故导致磨损。
处理方案及结果：更换油挡梳齿，然后按油挡间隙值进行车削处理。已处理完毕。
3 机组运行情况
机组于2012年7月18日00时40分开始冲转，500r/min暖机半小时，01时33分升速至2300r/min暖机，02时21分升速至3000r/min定速，06时37分并网成功。汽轮机在运行各种状态下各轴承振动及温度均达到设计要求。
4 结语
汽轮机组改造 篇7
1.1 热源概况
1.1.1 锅炉
某热电厂原设计蒸发量130T/h循环硫化床蒸汽锅炉4台、供热调峰用供热量116MW循环硫化床热水锅炉2台。现已安装蒸发量130T/h循环硫化床蒸汽锅炉2台、供热调峰用供热量116MW循环硫化床热水锅炉2台。
1.1.2 汽轮机
某热电厂原设计B25-8.83/0.98/0.294背压式汽轮机2台、CC25-8.83/0.98/0.294抽凝式汽轮机1台 (配N-2000-Ⅰ型凝汽器1台) , 现已安装背压式汽轮机1台、抽凝式汽轮机1台。
1.2 热网概况
某热电厂原设计供热面积640万m2, 换热站30座, 一级管网设计供/回水温度130/70℃, 设计流量5900T/h。现有供暖面积360万m2, 建成换热站25座。
2 低真空运行的供热量和供热面积
CC25-8.83/0.98/0.294抽凝式汽轮机额定排汽压力为0.0038MPa, 排汽量72T/h, 凝汽器冷却水最高温度33℃, 如将凝汽器冷却水用于供热, 其水温应提高, 若按供暖设计回水温度55℃计算, 汽轮机排汽压力约为0.025MPa, 蒸汽的焓h1=2618k J/kg, 凝水的焓h2=272k J/kg, 可提供热量Q1=72×103× (2618-272) /3600=46920k W (168.91GJ/h) 。凝汽器冷却水量为m=5400T/h, 冷却水出口温度为t2=55+168.91×106/5400×103×4.1868=62.5℃ (5400 T/h循环水温度由62.5℃加热至75℃所需热量由加热器提供) 。按面积热指标64W/m2、二级管网供回水温差20℃计算, 5400 T/h的流量可供196万m2建筑面积。
3 供热方案
为保证汽轮机运行可靠, 必须有足够的供热面积, 可将原1号站及部分换热站取消, 改为直供方式。供暖期开始和结束一段时间 (供暖开始后和结束前各10天) 由凝汽器冷却水直接供热, 当凝汽器供热量满足不了要求时, 启动加热器对凝汽器冷却水进行再加热, 整个供暖季管网供水温度从38.7℃~75℃, 具体见表3。
4 热负荷延续曲线和供暖年耗热量
供暖室外计算温度-26℃, 供暖期182天, 供暖期室外日平均温度-10.5℃。
该系统196万m2供暖面积, 取面积热指标64W/m2, 经计算得出
采暖最大热负荷 125.44MW
采暖平均热负荷 104.06MW
采暖最小热负荷 37.06MW
采用无因次综合公式法绘制供暖热负荷延续曲线, 公式如下
将t'w=-26℃代入得
供暖期总天数为182天, 总小时数为Nzh=182×24=4368小时
用公式 (1) ~ (6) 可以计算出不同室外温度下的供暖热负荷和延续小时数, 结果列于表1:
供暖热负荷延续曲线见图1。
由前边计算可知, 凝汽器能提供热量为46.92MW, 可延续时间458h, 即可在供暖开始后和结束前各10天用凝汽器冷却水直接供暖, 其余时间均需使用加热器加热。
供暖年耗热量按下式计算
经计算得供暖年耗热量为127.76×104GJ/a, 凝汽器年供热量72.96×104GJ/a, 加热器年供热量54.80×104GJ/a。
5 加热器蒸汽耗量
加热器采用0.294MPa干饱和蒸汽加热循环水, 蒸汽的焓h1=2722kJ/kg, 凝水的焓h2=559kJ/kg, Δh=2163 kJ/kg, 加热器年耗汽量25.34×104T/a。凝汽器与加热器联合工作时, 加热器设计加热量Q2=5400×103×4.1868× (75-62.5) =2.826×108kJ/h, 最高用汽量131T/h。
若供暖循环水全部采用加热器加热 (考虑凝汽器检修或发生故障) , 加热器设计加热量Q=5400×103×4.1868× (75-55) =4.522×108kJ/h, 最高用汽量209T/h。
6 供热调节
管网采用质调节方式运行。管网采用质调节方式, 不同室外温度下供、回水温度由下式计算
本设计℃、℃、℃、采用M132散热器b=0.236, 上式变为
计算结果见表3。
7 图纸
汽轮机组改造 篇8
一、故障分析及处理
1. 高压通流面积偏大
(1) 原因分析
在进行阀门全开 (VWO) 试验时, 由于受到发电机功率 (不大于640MW) 的限制, 试验降参数运行, 新蒸汽压力曾一度降至15.5MPa, 额定参数为16.7MPa, 由此判断为高压通流面积偏大。
(2) 处理措施
对于高压通流面积偏大的问题, 采取的改进方法为在运行1年后对高压缸进行开缸大修, 将G08型机组高压前三级隔板面积更换为新型的75型机组高压前三级隔板面积;G08型机组调节级1#、3#喷嘴各堵4只, 部分进汽度由0.2465753减小到0.219178。改进过后, 机组最大进汽量由2179t/h减小到2103/h, 解决了高压通流面积偏大的问题。机组投运后, 轴向推力有所增加。原设计最大139k N, 最小58k N, 改后最大263k N, 最小244k N, 但还在机组允许范围之内。具体数据见高压调节级调整前后轴向推力数据比较表1。
2. 机组在运行中投顺序阀困难
(1) 原因分析
机组在运行中投顺序阀困难, 对此问题的分析为主要是受阀门开启顺序和轴承承载不合理的影响。为此做了大量工作, 针对不同的阀门开启顺序, 分析轴承承载的变化如下。
(1) G08原设计阀门开启顺序3—4—1—2, 轴承载荷和进汽量的关系如图1a、1b。
(2) 改进后方案一, 75型阀门开启顺序3—2—4—1, 轴承载荷和进汽量的关系如图2a、2b。
(3) 改进后方案二, 75型阀门开启顺序3—2—1—4, 轴承载荷和进汽量的关系如图3a、3b。
(2) 处理措施
通过上述分析判断, 采用改进方案一, 75型阀门开启顺序为3—2—4—1。解决了投顺序阀困难的问题。
3. 运行中低压5、6段抽汽温度偏高
(1) 原因分析
低压缸5、6抽汽温度升高现象是由低压1#内缸水平中分面变形所引起的可能性很大, 由于1#内缸水平中分面张口, 导致低压进汽直接漏入5、6段夹层, 使5、6抽汽温升高。经过对同类机组的调研和分析判断, 引起低压缸水平中分面变形的主要原因如下。
(1) 抽真空问题
抽真空使汽缸受较大合力, 导致中分面变形, 是引起漏汽的一个因素。这对内缸影响是较小的, 并会均匀分布在四周基架上。
(2) 刚性问题
低压外缸中部通过密集的螺栓与低压外缸两端连接, 低压外缸中部由于内部的撑管较少, 因而刚性较差。在机组启动抽真空时, 由于内外压差使汽缸承受较大的外力, 引起水平中分面变形。
综上所述, 不论是何种因素, 切断低压进汽和5、6段之间的泄漏通道是解决运行机组5、6抽汽温偏离设计值的最佳途径。
(2) 处理措施
在低压内缸中分面处增加密封键, 用于减少中分面的漏气, 提高低压缸效率。
根据低压内缸结合面变形处的特点, 结合新技术, 采用合理有效的水平结合面开槽, 加装密封胶条的方法处理漏泄问题。
该工艺是在整个低压下缸水平结合面螺栓内侧 (距螺栓内侧约10~20mm) 用专用的铣床开设矩形密封槽 (宽12mm、深5mm) , 在槽内加入特殊圆形密封胶条 (直径10mm) , 形成一道闭环式的密封带, 以消除漏泄。
二、结语
通过分析平圩发电有限责任公司2#机组改造后运行中出现问题所产生的原因, 制定相应的对策, 取得了良好的效果, 保障了机组的安全、经济运行, 对同类型的机组具有一定的借鉴意义。
摘要：介绍了安徽淮南平圩发电有限责任公司2#机600MW汽轮机组改造后存在的一些问题, 并对问题进行分析、研究, 同时提出了处理方法。
关键词：通流面积,轴承载荷,进气量,汽缸变形,密封键
参考文献
汽轮机组改造 篇9
随着我国经济的发展, 工业化进程加快, 农村劳动力向城市集中, 城区面积逐年变大, 城市供暖要求也逐渐变大。但受地理条件制约以及政府整体规划要求, 并不能在所有需要供暖的地方建设新的供热电厂, 而原有电厂的供暖能力还不足, 所以在原有机组上进行改造, 余热再利用, 增加机组效率, 增大供暖面积就成了当下一些电厂势在必行的改造方案[1]。
以大连泰山电厂为例, 该电厂的135MW机组是由哈尔滨汽轮机厂生产的超高压、一次中间再热、双缸、单轴、双分流、双抽、凝汽式汽轮机, 凝汽器设计背压4.9 k Pa。电厂热效率仅为38%左右, 近60%的热量白白的损失掉, 其中最大损失为凝汽器的冷源损失, 约占总损失的60%。为了充分利用这部分冷源损失, 改造后, 在供暖期通过低真空运行将供热系统的热网循环水引入凝汽器作为冷却循环水, 提高汽轮机的排汽压力, 降低凝汽器的真空度, 增加排汽温度, 利用排汽的汽化潜热加热热网循环水, 这样不仅提高热网循环水水温, 还提高了整机的热效率。该机组改造过程中核心的改造部件之一为凝汽器, 因为改造前后机组运行条件变化非常大, 对于凝汽器的换热及强度方面要求的都非常高, 这里着重对该电厂135MW机组的低真空改造的凝汽器改造方案做一下详细介绍。
1 汽轮机组低真空改造原理
1) 原机组运行方式。主要是纯凝工况和抽汽供暖工况运行, 纯凝时循环水系统和热网系统自成一体, 运行示意图见图1。
纯凝运行时关断阀12关闭, 锅炉加热的蒸汽依次进入高压缸、中压缸、低压缸, 低压转子拖动发电机发电, 做完功的蒸汽进入凝汽器, 蒸汽被凝结后通过低加、除氧器、高加加热后再回到锅炉, 形成一个闭式循环系统。此时凝汽器所用冷却介质一般为系统外冷却水;当机组在冬季需要供暖时, 关断阀12打开, 一部分蒸汽通过热网加热器加热供暖水, 供暖水经过泵进入到千家万户, 供暖后冷却下来的水再回到热网加热器被加热, 以此循环运行。
1.锅炉2.高、中压缸3.低压缸4.凝汽器5, 6.低加7.除氧器8, 9.高加10.用户11.热网加热器12, 13.关断阀14.发电机
2) 机组改造内容。机组对低压通流部分进行改造, 保证机组背压提高, 排汽温度提高到75~80℃, 满足机组背压提高的安全性;对凝汽器重新进行计算和改造, 满足凝汽器温度升高和水室压力增大的安全性;对热网一次网回水管路、热网泵和加热器进行核算改造, 将热网一次网回水引入凝汽器水侧, 用于吸收汽轮机乏汽热量, 提高一次网供水温度, 然后串联到一次网热网加热器进行二次加热, 实现对外供热。
3) 机组改造后的运行方式。在采暖供热期间低真空循环水供热工况运行时, 机组纯凝工况下所需要的冷水塔及循环水泵退出运行, 将凝汽器的循环水系统切换至热网循环泵建立起来的热水管网循环水回路, 形成新的热交换系统。循环水回路切换完成后, 进入凝汽器的水流量降至6 000~9 000 t/h, 凝汽器背压由5~7 k Pa左右升至30~45 k Pa, 低压缸排汽温度由30~40℃升至69~78℃ (背压对应的饱和温度) 。经过凝汽器的第一次加热, 热网循环水回水温度由50℃提升至66~75℃ (凝汽器端差3℃) , 然后经热网循环泵升压后送入首站热网加热器, 将热网供水温度进一步加热后供向一次热网, 见图2。
1.锅炉2.高、中压缸3.低压缸4.凝汽器5, 6.低加7.除氧器8, 9.高加10.用户11.热网加热器12, 13.关断阀14.发电机
机组在纯凝工况运行时, 退出热网循环泵及热网加热器运行, 恢复原循环水泵及冷却塔运行, 凝汽器背压恢复至5~7 k Pa。
2 低真空改造后对凝汽器的影响
低真空供热改造后, 排汽压力、温度均相应升高, 凝汽器壳体及换热管膨胀量均有较大变化, 并且管束内部循环水压力、温度都有较大提高, 对于凝汽器管束的胀口强度、运行寿命等都有很大影响。
3 低真空改造后对凝汽器的优化设计
1) 改造后对凝气面积的优化设计。改造后循环水温、水量都发生变化, 凝汽器面积要求重新核算, 一般情况凝汽器面积都会增加, 如果增加则需要对凝汽器内部管束进行更换或增加管子, 以保证凝汽器面积[2]。
2) 运行温度高对凝汽器强度方面的影响和改进:改造后循环水温度升高, 由于换热管与凝汽器壳体材质不同, 因此受热膨胀影响也不同, 此时应该重新换热管和凝汽器壳体的热膨胀量, 尤其换热管是铜管的凝汽器受热膨胀影响更大, 容易产生换热管和管板之间的开焊, 导致泄漏, 应将铜管换成不锈钢管, 同时在凝汽器的膨胀方向上设置膨胀节。另外, 由于温度高, 垂直方向上的热膨胀量也增大, 如果原机组为弹性支撑, 则热膨胀所产生的力将作用在低压缸的底座上, 有将低压缸顶起的趋势, 存在安全隐患, 因此弹性支撑的膨胀节应改成刚性支撑 (大连泰山电厂改造时在凝汽器后水室侧设置了膨胀节, 同时将弹性支撑改成刚性支撑, 凝汽器上部与低压缸连接部位改成膨胀节结构, 见图3) 。
3) 低真空供暖期热网水量小对凝汽器的影响和改进。改造后循环水由冷却塔冷却改成热网水冷却, 此时水量相当于正常THA工况运行时的50%, 此时凝汽器内水速降低, 以大连泰山电厂为例, 改造前纯凝工况循环水量大约18 000 t/h, 设计水速2.1 m/s, 改造后供暖期循环水量7 600 t/h, 此时水速只有0.9 m/s (见图4) , 如果循环水混浊, 混浊物容易在凝汽器换热管内壁堆积, 降低凝汽器换热效果, 此时应关闭其中一侧循环水阀门, 使凝汽器半侧运行的方式, 此时凝汽器管内流速大约1.8 m/s (见图5) , 满足运行要求[3]。
4 结论
机组的低真空改造对于电企以及政府的规划有着重要意义, 适应当前节能高效的企业发展要求, 解决了许多电厂面临的实际问题。电厂前期需对周边的热用户发展情况做充分调研, 结合企业自身的机型特点, 制定适应合理的改造方案非常重要。这其中凝汽器的改造更要结合实际运行需要, 载荷变化、温度变化、压力变化、介质变化等等, 要做详细设计和改造方案, 才能保证改造后的机组高效稳定运行。
摘要：文中说明了未来一些地区机组低真空改造的必要性, 通过对大连泰山电厂低真空改造凝汽器优化设计的分析和实际应用, 提出了低真空改造对凝汽器的要求和需改造的部件, 以及需注意的方面, 涵盖了设计到运行方面的要求, 为今后电厂的低真空改造提供设计依据和参考。
关键词：低真空,改造,凝汽器,优化设计
参考文献
[1]李勤道, 刘志真.热力发电厂热经济性计算分析[M].北京:中国电力出版社, 2008.
[2]中国动力工程学会.火力发电设备技术手册[M].北京:机械工业出版社, 2002.
汽轮机组改造 篇10
某石化公司有1台老式汽轮发电机组 (上海汽轮机厂1981年制造) , 为12MW两级调节抽汽凝汽式汽轮发电机组, 型号CC12-35/10/1.2。在安装投产之初, 由于蒸汽生产原料为重油, 产汽发电成本较高, 加之设备本身调速系统存在问题, 造成停运闲置20余年。
2003年, 该公司电站新建了2台130t/h CFB 高压锅炉和1台25MW高压双抽凝汽式汽轮发电机组。为了保证机炉匹配, 同时发挥闲置设备的效用, 对该12MW汽轮机组进行DEH电液调节改造, 该机组投入纯凝工况运行, 重新发电增效。但由于该公司冬季采暖需求, 全厂系统蒸汽用量冬夏季差距较大, 而该机组因设备本体原因只能纯凝工况运行, 该公司冬季采暖需求必须采用高压力等级 (主要是1.0MPa) 的蒸汽解决, 高能低用导致该公司综合热效率低, 供电综合煤耗居高不下。
2 方案分析与选择
该公司对外供汽的设备为3台汽轮机组, 2#机即该12MW汽轮机组, 3#机为B6的背压机组 (外供1.0MPa蒸汽) , 4#机为新建的25MW高压双抽凝汽式机组 (抽汽压力分别为3.5MPa和1.0MPa) 。
随着该公司的发展, 各生产装置自产汽能力增加, 近几年电站向生产装置送汽明显减少, 2009年蒸汽外供情况如表1、图1所示。
分析电站外供汽情况, 有3个特点:1) 供汽总量冬季 (12～3月) 因采暖需求, 负荷较高, 其余月份负荷相对较低;2) 外供低压汽冬夏变化大, 冬季负荷较高, 而夏季 (7～10月) 低压汽用量小于10t/h, 有时甚至为0;3) 中压汽全年用量较平均, 在40t/h左右。
由于上述供热特点, 一方面导致电站冬季4个月供热比较高, 供电标煤耗较低, 而其他月份供热比偏低, 供电煤耗明显升高;另一方面2#机冬季因供暖限制只能停用, 夏季低压汽供量低, 只能纯凝工况运行, 这种结构性问题又导致电厂的供电煤耗进一步升高 (最高560g/kWh) 。要提高电站综合热效率, 必须充分发挥2#机组作用。因而提出利用2#机余热抽汽供暖。
该公司生活区冬季采暖采用的是热水采暖方式, 由电站的1.0MPa蒸汽与循环水混合换热形成。每年采暖消耗蒸汽量10万t, 成本过千万。如果采用2#机组抽汽采暖, 可以实现提高机组供热比、降低供电煤耗、降低供暖成本。为此提出2个方案。
方案1:是利用2#机低真空循环水供热。
因为汽轮机组发电生产过程实际是一个能量转换过程, 能量在转换过程中必然伴随着种种损失。在汽轮机发电过程中, 主要存在锅炉损失、管道损失、汽轮机机械损失、发电机损失和冷凝损失。而在这些损失中, 又以冷凝损失, 也就是汽轮机在凝汽器中排汽凝结成饱和水所放出的热量损失最大。该厂汽轮机排汽的潜热全部由循环冷却水带走, 并通过凉水塔排入大气环境中。计算表明, 对于中小型汽轮机组, 冷凝损失约为60%, 再加上其他损失, 中小型汽轮机组的能源利用率仅为30%左右, 抽凝机组的能源利用率也仅为45%左右。如果将凝汽式汽轮机组改为循环水供热, 汽轮机组排汽冷凝所放出的热量就可以输送到热网中供热, 这样就避免了冷凝损失, 汽轮机组的能源利用率就可以提高到60%左右。
该方案在一些电厂已成功运用。针对此方案该公司委托某汽轮机厂对该机组进行低真空校核, 结论是:由于受机组运行工况和结构限制, 原设计主要工况为抽汽工况, 使低压缸第一级通流面积太小, 存在很大安全隐患, 无法进行低真空运行, 汽轮机低真空循环水供热方案不可行。
方案2:利用2#机工业抽汽供热。
重点研究了利用恢复2#机0.12MPa蒸汽抽汽作为冬季采暖热源 (见图2) , 通过表面换热加热循环水, 替代原来1.0MPa蒸汽混合加热采暖方式。原2#机设计有0.12MPa蒸汽抽汽口, 利用该压力等级的蒸汽供热, 在温度上、供热量上均具有实施的可行性。
根据两种方案的实施条件可行性, 选择方案2进行改造实施。
3 方案可行性核算
该公司生活区采暖系统原来由3个热水站组成, 供暖系统包括256栋居民楼、23个办公楼, 供暖总面积88.2×104m2, 各供热分站的循环热水泵18台 (12开6备, 运行总功率1375kW) , 耗电量较大。
根据《城市热力网设计规范》并结合生活区现有建筑状况, 采暖热指标取q=30W/m2。2#汽轮机0.12MPa蒸汽最大设计抽汽量为65t/h, 实际抽汽量可达50t/h。根据生产要求, 2#汽轮机0.12MPa (绝) 抽汽仅负担生活区居民楼供暖, 不考虑办公楼供暖, 故确定供暖面积A=692054m2。
供暖系统参数及加热蒸汽参数:供暖热媒为热水, 设计供水温度t1=65℃, 回水温度t2=50℃, 温差Δt=15℃;加热热源为0.12MPa (绝) 过热蒸汽, 蒸汽温度T1=153℃, 焓Ih=2776kJ/kg, 冷凝后出0.1MPa (绝) 冷凝水, 冷凝水温度T2=90℃, 焓Ic=380kJ/kg, 焓差ΔI=2396kJ/kg, 换热效率η=0.98。
计算结果如下:
采暖热负荷Q=A×q=20.8×106W;
循环水量
蒸汽耗量
上述结果若考虑散热损失, 则蒸汽耗量约为40t/h。
2#汽轮机可抽汽量最大为50t/h, 该方案具有可行性。
4 改造内容
2#机及生活区采暖节能改造主要内容包括2#汽轮机机组改造部分、新建供暖站和生活区部分热水系统管线改造等3个部分。
4.1 2#汽轮机机组改造部分
恢复0.12MPa 抽汽管线及系统, 对0.12MPa低压抽汽控制系统进行改造, 包括液压部分和电控部分 (含电子控制柜改造) 。
1) 电控部分。
原系统采用和利时公司的MACS-II系列产品, 现在把原调压调速液压控制系统改为CC12双抽式DEH电调控制系统。增加电控部分1套, 供货清单主要是控制柜、伺服板、电源等。
2) 液压部分。
低压抽汽油动机的改造与1.0MPa抽汽系统油动机的改造一致, 采用更换继动器方式。
保留原低压油动机的错油门滑阀套筒, 拆除原低压油动机反馈杠杆及反馈弹簧, 把原低压继动器改换为液力弹簧式继动器, 新增低压油动机的液力弹簧式继动器、电液伺服集成块、对低压油动机加装双冗余LVDT作为油动机行程反馈信号源、放大滑阀和底架等。用DDV电液转换器所控制的脉冲油直接控制继动器, 并与低压油动机配备的伺服模块和DDV阀油路集成块, 一起构成电液伺服油动机。增加液压部分1套, 主要是伺服机构、继动器、底架等。经改造后, 2#汽轮机的双抽电液调节系统图如图3所示。
4.2 新建供暖站
在动力厂电站旁新建供暖站, 新增0.12MPa蒸汽与采暖水换热用凝汽器1台, 循环热水泵2台 (1用1备, 型号KQSN350-N4, 电机功率800kW, 流量1210m3/h, 扬程150m) , 回水稳压罐1个 (200m3) 。从2#汽轮机0.12MPa蒸汽抽出口引出DN800管线至汽轮机厂房外凝结水箱旁, 0.12MPa蒸汽与采暖水换热后, 温度降至80℃后由泵抽至凝结水箱。50℃供暖回水利用自压进入换热凝汽器, 50℃热水换热至65℃后进入稳压罐, 由供暖循环水泵加压进入系统供暖管网输送到生活区用户。为了保证极端气候条件供暖, 在热水罐前设2台汽水混合器, 补充1.0MPa (表) 过热蒸汽。
4.3 部分热水系统管线更新调整
将原有泵站停运, 系统管线按3个区域优化, 形成循环回路, 同时将部分回水引入化水装置加热原水温度, 提高除盐水产量。
5 改造实施效果
供暖站2009年9月底开始土建施工, 2009年10月22日7台机泵到现场安装, 11月15日完成主体设备管线施工, 由于寒流天气提前1个月到来, 11月14日完成单机试运, 15日系统灌水, 16日系统循环, 17日投入临时加热蒸汽, 热水送到采暖用户。11月29日, 在完成了仪表控制系统改造后, 2#机组正常并网运行, 0.12MPa低压抽气向供暖站成功送汽, 供暖改造试运全面完成。供暖站流程如图4所示。
1) 机组供电煤耗降低。
冬季供暖期, 2#机投用抽汽平均每小时30t, 机组供电煤耗可降低30～50g/kWh。改造前后2#机供电煤耗对比如表2所示。
2) 供热成本降低。
根据实际运行工况测算, 1个采暖期 (按100d计算) , 通过采用压差2#机多发电, 增加效益291.4万元;回收利用2#机三段抽汽蒸汽凝结水与补充循环水之差值, 降低成本133万元。
供热站电耗与原厂外热水站电耗相比, 减少成本支出41万元。
供热站由电站维护, 减少厂外维护人员人工成本, 节约费用24万元;化水利用热水加温节约蒸汽2t/h降成本67.2万元;改造后消耗0.12MPa蒸汽量略有上升, 增加成本182万元;综合以上6项降成本总量为374.4万元。
6 结语
该12MW纯凝汽轮机组抽汽采暖的改造成功对一些同样处于运行效益不良的老设备具有很好的借鉴意义, 可以结合运行和负荷实际, 从分析能源消耗和设备运行状况入手, 寻找节能降耗低碳的有效方案运用于设备改造工作。
摘要：通过分析某石化公司12MW纯凝工况汽轮机组运行工况和全厂采暖需求, 提出对汽轮机组进行低压抽汽改造作为供暖热源的方案, 并对实施后的实际效果进行了评价。
火电厂汽轮发电机组振动影响分析 篇11
关键词：汽轮发电机组 振动 影响因素 分析
汽輪发电机组产生振动的大小直接影响到机组能否安全运行和整个电厂的经济效益。引起汽轮发电机组振动过大或者异常的原因有很多，既有设计制造方面的原因，也有运行方面的原因，还有安装和检修等方面的原因。
一、设计制造时影响因素
汽轮发电机组转子的质心与旋转中心不重合则会因为转子的不平衡而产生一个离心力，这个离心力会对轴承产生一个激振力而使之引起机组振动，如果这个离心力过大，则机组的振动就会异常。汽轮发电机组转子装配时每装配一级叶片都应该对该级叶片进行动平衡试验，整个转子装配完成后在出厂之前对整个转子进行低速和高速动平衡，以确保转子的不平衡量在合格范围内。
产生汽轮发电机转子不平衡量较大的主要原因是机械加工精度不够和装配工艺质量较差，必须提高机械加工精度，同时保证装配质量，从而才能保证转子的原始不平衡量较小。另外，如果机组的设计不当也会引起机组的振动。
二、安装和检修时影响因素
汽轮发电机组在安装和检修过程中的工艺质量对机组振动的影响非常大，根据对现场机组振动的分析，很多汽轮发电机组的轴承振动过大都是由于安装和检修不当引起的，或者说机组的振动很多时候都是可以通过安装或检修来解决的。
1.轴承标高的影响
两端的轴承标高不在设计要求的范围内，转子两端轴承的负荷分配不合理。负荷较轻的一边，轴瓦内的油膜将会形成不好或者根本不能建立油膜，这样就会诱发机组的自激振动、油膜振动和汽流激振。而负荷较重的一边，由于吃力太大，会引起轴瓦温度升高，当轴瓦乌金温度达到一定值时，很容易产生轴瓦乌金过热现象，从而造成机组的振动。
应该根据制造厂家的技术要求，再结合现场的实际情况对机组轴承标高进行认真的调整。由于各台机组的实际情况不尽相同，因此受热后的膨胀也不完全一样，所以必须结合各厂的实际情况对机组轴承标高进行调整。
2.轴承自身特性影响
主要包括轴瓦的紧力、顶隙和连接刚度等几个方面。轴瓦紧力和顶隙主要影响轴承的稳定性，如果轴承的稳定性太差，在外界因素的影响下容易使机组振动超标。轴承的连接情况主要对轴承刚度产生影响，若轴承刚度不够，在同样大小的激振力下引起的振动较大，必须将轴承各连接螺栓拧紧。
3.机组中心影响
机组中心应包括转子与汽缸或静子的同心度、支撑转子各轴承的标高、轴系连接同心度和平直度。
如果转子与汽缸或静子的同心度偏差过大，则可能会引起汽流激振、电磁激振和动静碰磨。若发生碰磨，则会使转子发生热弯曲而引起不稳定普通强迫振动。当联轴器法兰外圆与轴颈不同心、联轴器法兰止口或螺栓孔节园不同心、端面瓢偏、连接螺栓紧力明显不对称时，不论圆周和端面中心数据调整的如何正确，当把连接螺栓拧紧后，都会使轴系不同心和不平直。当转子处于旋转状态时，轴系同心度和平直度会直接产生振动的激振力，引起机组的振动。
4.滑销系统影响
当由于某种原因使滑销系统卡涩时，机组的膨胀就会受到限制，当机组的膨胀受到限制时就会引起机组较大的振动，严重时以至于不能开机或者引起动静碰磨，从而造成更大的破坏。由于膨胀受到限制而无法开机的现象在现场经常出现，因此在检修和安装期间应该对此引起高度重视。
5.动静间隙影响
当汽轮机转子与汽缸之间的间隙过大时，汽轮机内效率会降低；当汽轮机与轴封之间的间隙过大时可能会引起蒸汽外漏或者空气内漏，从而影响机组的效率和真空；当发电机转子与静子之间的间隙过大时同样会影响发电机的效率。间隙又不能过小，否则将引起动静碰磨，会使机组的振动超标。因此合理调整隔板汽封、端部汽封以及发电机转子与静子之间的间隙是非常重要的。
6.转子结垢影响
机组大修期间，对汽轮机叶片上的结垢进行清理，进行除垢时保证除垢方法正确性，注意对整个转子都要进行除垢，否则可能会在转子上产生新的质量不平衡。
三、运行时影响因素
机组的振动除了与上面阐述的各方面因素有关外，还与机组的运行状况存在很大的关系。
1.机组膨胀影响
当滑销系统本身不存在问题时，如果运行人员操作不当，机组也会出现膨胀不畅的问题。最明显的例子是在开机过程中，当机组的暖机时间不够或者升速加负荷过快，则机组各部分的膨胀就不一样，一方面会产生热应力，减少机组的寿命；另一方面就会引起过大的膨胀差，从而影响机组的开机过程。当机组的膨胀不充分时，极易引起机组的动静碰磨而产生振动。
2.润滑油温影响
轴颈在轴瓦内的稳定性决定机组诱发振动的可能性，当稳定性太差时，外界因素的变化很容易引起机组振动的产生。而润滑油在轴瓦内形成的油膜又是影响转子稳定性的一个重要影响因素，油膜的形成除了与轴承乌金有关外，还有一个重要因素就是润滑油油温，润滑油油温应该在一个合理的范围内，过高过低都对油膜形成不利。
3.轴封进汽温度影响
每一轴封的进汽温度都不一样，在运行规程所允许的范围内调整轴封进汽温度会对机组的振动产生一定影响。轴封进汽温度对机组振动的影响主要表现为进汽温度对轴承座标高的影响和温度对端部汽封处动静间隙的影响。
4.机组真空和排汽缸温度影响
机组真空和排汽缸温度相辅相成，其中一个因素的变化必然引起另一个因素的改变。对于轴承座坐落在排汽缸上的机组来说，排汽缸温度的变化主要表现在对轴承座标高的影响上，会对机组的振动产生影响。
5.断叶片影响
当汽轮机发生断叶片时，转子的质量分布明显发生改变，机组的振动会发生明显的变化，这种情况在现场有时可能不会被察觉，振动的变化既包括振动大小的变化，也包括振动相位的变化，现场大多数仪表只能监视振动大小的变化。为了尽量避免断叶片的现象发生，除了在设计制造和安装检修期间采用适当的措施来保证外，运行中在增减机组负荷时应尽量平稳。
参考文献：
[1]穆苍莉.浅论汽轮机发电机组振动的影响因素[J].科技资讯，2006（05）.
[2]何国安，田满金，郑永强.小型汽轮发电机组轴系振动的分析与处理[J].热力透平，2009（04）.
汽轮机组改造 篇12
江西大唐国际新余发电有限公司#302汽轮机系哈尔滨汽轮机厂制造的超高压一次中间再热三缸两排汽凝汽式汽轮机, 型号为N210-130/535/535, 于1995年6月投入运行, 到2008年6月21日止, 该机组已进行了3次大修。
该型机组的主要参数:压力12.75MPa, 温度535℃;再热蒸汽温度535℃, 设计背压6.37kPa, 设计给水温度241℃, 机组设计额定功率210MW, 所配发电机为哈尔滨电机厂生产的QFSN-200-2型200MW发电机, 汽轮发电机组的铭牌功率为200MW。汽轮机在额定纯凝工况下的设计热耗为8392kJ/kW·h, 高压缸设计通流效率为84.54%, 中压缸设计通流效率为89.34%。
新余发电公司#302汽轮机通流部分改造前具体存在以下问题:
1.1 安全可靠性低
1) 汽轮机本体中压缸隔板 (第20、21、22级) 原设计存在缺陷, 隔板变形大并存在裂纹, 危及机组安全运行, 因隔板变形可能导致动、静部分摩擦, 存在大轴弯曲的重大安全隐患。
2) 汽轮机本体低压缸原设计动叶为铆接围带, 由于运行中的碰摩, 一些压力级的动叶围带铆钉受到很大程度的磨损, 末级叶片存在围带脱落隐患。
3) 汽轮机部分轴承振动偏大, 特别是5号轴瓦修前盖振偏大 (最大达70μm) , 6号轴瓦修前轴振偏大 (X向150μm、Y向280μm) , 严重影响汽轮机组的安全稳定运行。
4) 汽轮机高中压轴封漏汽偏大, 且排油烟风机功率偏低, 导致油中带水, 严重影响机组调速系统的安全运行。
1.2 机组能耗高
通流改造前, #302号机组200MW工况下的热耗为8698 k J/kWh, 供电煤耗386 g/kWh, 不仅远低于目前国内200MW机组的先进水平, 而且与200MW机组的平均水平366.85 g/kWh (2004年统计结果) 相比差距也很大, 给电厂带来了相当大的能耗和环保压力。
2 302号机组汽轮机通流部分改造的必要性与可行性
2.1 机组通流改造的必要性
#302机是哈尔滨汽轮机厂69型机组, 属于20世纪60年代末70年代初的设计。受当时设计水平、设计手段与制造水平的限制, 机组在经济性能方面和安全可靠性方面都存在不少问题, 只有对汽轮机通流部分进行彻底的技术改造, 才能消除机组的安全隐患、降低机组煤耗、提高机组效率, 所以, 对#302汽轮机通流部分进行改造是非常必要的。
2.2 机组通流改造的可行性
2.2.1 技术方面
从20世纪90年代开始, 国内的一些汽轮机厂和高科技公司就开始了采用全三维汽轮机设计技术国产老机组进行现代化技术改造的实践, 到目前为止, 国内改造过的老机组共计约400多台, 改造机组的容量涉及12～300MW机组。改造后的绝大部分机组的热力性能、安全可靠性都有了很大程度的提高, 在工程实施上也都积累了丰富的改造经验。老机组的通流技术改造产生了巨大的经济效益和社会效益, 已成为实现电力工业技术进步、节能将耗的一项重要技术措施和手段。尤其是随着技术的进步和改造经验的丰富和积累, 国内汽轮机的设计技术和改造技术又有了进一步的提高, 由20世纪90年代的三维技术发展到目前开始流行的四维技术, 采用四维技术进行机组改造可比三维技术提高效率1.5%左右, 并且机组的安全可靠性也有大幅度提升。
从国内电力行业以往400多台机组改造情况和最新汽轮机技术的发展来看, 对老机组进行现代化技术改造以达到增容、节能、降耗的目的, 在技术上是完全可行的。
2.2.2 技术经济方面
对#302机组进行技术改造, 投入的资金相对较少, 尤其是机组改造增容 (对于国产200MW机组来说, 因改造后通流效率提高可增容5%～8%, 其余增容量由锅炉富余蒸发量确定, 一般可增容10%以上) 后, 技术改造费用远低于新增容量部分的新建费用, 投资回报期短, 改造成本相对来说非常低。由于是技术上的彻底改造, 机组的安全可靠性、可用率和经济性能完全可以保证达到国内同等级机组的先进水平, 机组的使用寿命与新机等同。因此, 从投资回报率上看, 进行全面的技术改造是最佳选择。
3 机组通流改造的技术方案和改进措施
3.1 通流改造的改造目标
通流改造要达到的目标如下:
1) 确保汽轮机通流部分改造后高压缸效率86.2%、中压缸效率92.2%、低压缸效率86.8%;使通流效率提高5%～8%, 即高压缸通流效率88.5%、中压缸通流效率93.1%、低压缸通流效率87.2%;
2) 通过现代化通流技术改造并结合锅炉配套改造, 使机组铭牌增加至230MW;
3) 确保汽轮机通流部分改造后, 机组在三阀点工况下, 凝结器背压6.4kPa时, 汽缸效率达到设计效率, 热耗率厂家保证值8164.3kJ/kWh, 煤耗确保降低20g/kWh, 力争降低22g/kWh (仅指通流部分) 。
3.2 通流部分改造的技术措施
3.2.1 气动热力设计方面
(1) 运用最先进的全四维技术对通流部分全部重新设计和计算, 更换所有动、静叶片 (包括喷嘴组) , 提高通流效率。 (2) 调节级喷嘴采用四维技术优化后的子午面收缩静叶栅, 提高调节级效率。 (3) 高、中、低压缸所有静叶片均采用经过优化的新型高效后加载叶型, 在较大的攻角变化范围内保持了较低的叶型损失, 提高了机组变负荷时效率, 有利于机组参加调峰运行。 (4) 高压缸2-12级隔板全部采用新型分流叶栅。 (5) 中低压部分所有静叶片均采用弯扭联合成型叶片。 (6) 对高中低压通流部分进行了子午面光顺。 (7) 所有动叶均采用自带冠叶片 (取消围带铆钉联接方式) , 围带内斜外平, 顶部外圆设有3-4道汽封齿以减少叶顶泄漏, 提高了级效率。取消了动叶拉筋, 减小了扰流损失 (整台机仅保留末级动叶一道拉筋) 。
3.2.2 结构安全性方面
(1) 所有动叶片采用自带冠结构, 降低了叶片动应力, 具有良好的抗振强度, 提高了可靠性, 彻底消除原有机组围带脱落隐患。
(2) 2～19级采用焊接钢隔板, 采用先进的有限元方法进行设计, 并对隔板主焊缝结构进行了改进, 进汽侧主焊缝深度由原0.2mm叶片宽增加到0.37mm叶片宽, 原叶片两头低于围带2～3mm改为伸出围带1.5～2mm, 保证了主焊缝焊接质量, 提高了主焊缝强度。针对中压前三级隔板的刚度不够、变形大等问题, 通过采取加厚这三级隔板板体, 使用优质耐高温合金钢材料, 加宽静叶片等措施, 防止高温变形。
(3) 中低压部分隔板从第20级开始全部采用钢结构静叶与外环和板体直接焊接的焊接隔板, 强度高、刚性好, 能有效防止运行中变形及产生裂纹。
(4) 末级、次末级设计提高了根部反动度, 使机组在规定的负荷运行范围内叶片根部不出现负反动度, 以防止末级动叶片根部出现水蚀, 并明显改善了叶片受力状态, 提高了叶片可靠性。末级动叶进汽侧上部背弧镶焊整条司太立合金片, 次末级动叶进汽侧上部背弧进行电火花强化, 以增强叶片抗水蚀能力。末级隔板进汽侧叶片顶部设有去湿槽, 出汽侧 (动叶围带顶部) 设有去湿环和去湿孔。
(5) 更换高、中压前汽封套, 对汽封套进行加强设计, 消除高温变形。
(6) 更换所有隔板套, 新设计时考虑加强, 消除高温变形。
(7) 更换所有套装叶轮, 对旧主轴进行全面彻底的检查, 转子出厂前进行高速动平衡试验。
3.3 更换新型汽封
自投产以来, #302汽轮机隔板汽封为传统梳齿型汽封, 该型式汽封结构不合理也不科学, 存在以下缺点: (1) 漏汽率大; (2) 汽封可退让性差, 易磨损; (3) 易产生汽流激振, 引起转子的不稳定。通过收集资料了解到可退让式隔板汽封、轴端蜂窝汽封 (如图1) 是当今比较先进的密封方式, 能够高效密封。在同样的径向间隙情况下, 蜂窝式密封的泄漏量比梳齿式密封少50%～70%, 轴端汽封可以保证安装时较小的密封间隙, 低压轴端密封从结构上解决了因胀差引起的低齿掉台、高齿倒伏的问题, 因此, 将传统梳齿型汽封更换为新型汽封。新型护封具有如下优点: (1) 漏汽率较小; (2) 汽封可退让性好; (3) 不易产生汽流激振, 转子运行稳定; (4) 解决了油中带水现象, 提高了油的品质。特别是蜂窝式汽封 (安装在轴端处) 大大减少了漏汽, 提高了真空, 显著提高了机组热经济性。
4 #302机组通流改造后的整体效果
机组通过通流改造后, 主机各轴振、瓦温、油温以及轴瓦进出油温差等参数均在允许范围内;汽机各项安全检测系统投用正常;汽机DEH和ETS系统功能完善、工作稳定;调速系统无卡涩, 晃动, 能正常参与负荷调节;真空系统严密性良好, 满足设计要求;机组各项保护及热控自动调节装置投用正常, 动作正确可靠, 品质优良。表1为汽轮机通流改造前后缸效、通流效率、热耗率等项目的数据比较。
改造取得的具体效果如下:
(1) #302汽轮发电机组在夏季工况进行铭牌出力试验, 试验电功率为221.12MW, 满足汽轮机220MW铭牌出力的要求, #302机组在夏季工况 (真空10.2kPa) 试验期间下, 能够安全、稳定、连续地带221.12MW负荷运行。对比汽轮机铭牌工况设计值 (电功率、调节级压力、主蒸汽流量) , 汽轮机本体通流能力尚有富裕。
(2) 汽轮机通流部分经本次现代化改造后, 汽轮发电机组整体性能水平优良, 符合设计要求, 能够满足机组在夏季工况下带220MW出力运行的要求。
(3) #302机通流改造后节能效果 (以200MW出力计算) 。
热耗降低:8698-8154=544kJ/kWh
可节约发电煤耗 (标煤) :
544/4.1868/7/0.92/0.99=20.3g/kWh
由节约煤耗减少的年发电成本:
200×3500×103×20.3/106×600=852万元/年
二氧化碳减排:
200×3500×103×20.3/106×2.62=37230吨/年
二氧化硫减排:
200×3500×103×20.3/106×0.0085=120吨/年
注:锅炉效率为92%, 管道效率为99%, 年利用小时数3500小时, 标煤价格按600元/吨计算。
5 结束语
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