机组效率及经济运行

机组效率及经济运行（共5篇）

机组效率及经济运行 篇1

引言

某石化公司炼油区蒸汽主要由热电厂 (低压蒸汽) 、动力厂动力锅炉 (B1、B2、B3) 和炼油装置余热锅炉供给;蒸汽等级有6.4 MPa、3.5 MPa、1.0 MPa和0.3 MPa;厂区蒸汽管网主要有中压 (3.5 MPa) 蒸汽管网、主蒸汽 (1.0 MPa) 管网和乏汽 (0.3 MPa) 管网。

动力厂现有3台75 t/h中压蒸汽动力锅炉, 总产汽能力为225 t/h。夏季一般运行1台锅炉, 主要目的是平衡蒸汽和保障300×104t/a重催装置的安全, 所产中压汽55 t/h供入中压管网;冬季运行2台锅炉, 除供入中压管网60~62 t/h外, 其余经背压发电 (38 t/h) 和减温减压 (15 t/h) 后供入低压管网, 补充平衡炼油区生产和生活用汽。

炼油区余热产汽的装置主要有300×104t/a重催、140×104t/a重催和连续重整。300×104t/a重催装置产出300 t/h、6.4 MPa蒸汽, 部分通过机组发电和气压机做功后产生1.0 MPa蒸汽, 部分分别经减压器和减温减压器并入3.5 MPa和1.0 MPa管网, 其中3.5 MPa蒸汽全部进入外部系统管网, 1.0 MPa蒸汽一部分装置自用, 一部分进入外部系统管网;140×104t/a重催装置产生的3.5 MPa蒸汽部分通过气压机做功, 部分进入外部系统管网, 部分进入减温减压器, 经减温减压后的1.0 MPa蒸汽与气压机透平机组排气合并, 一部分自用, 一部分并入系统管网。连续重整装置产生的中压蒸汽部分通过气压机做功, 部分进入外部系统管网, 气压机透平机组排出的1.0 MPa蒸汽, 一部分自用, 一部分并入系统管网。

热电厂向炼油区输入低压蒸汽, 最大供汽能力为540 t/h, 由2#路并入炼油厂区内低压蒸汽管网。6 MW发电装置由汽轮机组和发电机组组成, 所用中压蒸汽由锅炉装置供应, 生产的6000 k W电力与中2变电所并网。

1 存在问题

为了保证300×104t/a重催装置的安全生产, 防止余热锅炉出现故障时影响生产操作, 原设计装置产生的6.4 MPa蒸汽一部分做为2台蒸汽透平动力用汽, 10 t/h左右经减压器输送至外部系统3.5 MPa蒸汽管网, 其余经减温减压器进入1.0 MPa蒸汽管网。在实际生产中发现:300×104t/a重催产生的6.4 MPa蒸汽约220 t/h供给四机组透平和气压机透平, 富余65 t/h, 其中55 t/h经由减温减压器, 进入低压管网, 其余10 t/h经由减压器, 进入中压管网, 存在过多的中压蒸汽没有做功, 通过减温减压器降低压力降级使用的问题。

为满足余热产汽装置 (主要是300×104t重催装置) 的安全运行, 3.5 MPa蒸汽系统处于低压运行状态, 一方面动力锅炉装置长期处于低压力参数运行工况, 造成操作人员操作调整频繁, 工序控制难度大, 工艺指标经常性出现低于工艺卡片指标下限运行的情况;另一方面, 6 MW发电装置进汽压力较低, 带来该装置的发电蒸汽单耗较高, 动力厂冬季2台锅炉产生的高品质3.5 MPa蒸汽约有45 t/h供用户使用, 7 t/h经由减温减压器供入1.0 MPa蒸汽管网。仅有38 t/h左右供6 MW发电装置发电, 发电装置发电量最大仅能维持2 MW, 不利于装置的高负荷长周期运行。

2 系统蒸汽优化调整方案

通过蒸汽优化软件模拟计算得出如下优化调整方案 (图1) 。

2.1300×104t/a重催装置蒸汽调整方案

由炼油厂300×104t/a重催装置增加外供的3.5 MPa级蒸汽30~40 t/h, 同时减少供入系统的1.0 MPa级蒸汽量;动力厂锅炉装置将原供入系统的3.5 MPa级蒸汽30~40 t/h供至6 MW发电机组能级发电, 冬季运行2台锅炉时, 可将发电量由2 MW提至4 MW, 夏季可实现2 MW的发电量。

优化方案执行过程中, 如果2套重催装置余热锅炉出现故障, 立即停止操作, 并根据实际情况进行3.5 MPa级蒸汽系统调整, 必要时恢复原运行方案, 确保全厂中压系统安全运行。

1) 当300×104t/a重催装置出现异常时, 外输3.5 MPa级蒸汽量的调节如下:当两机汽轮机故障甩负荷时, 原则上外输3.5 MPa级蒸汽量不做调整;当装置自保联锁时, 装置不产蒸汽, 同时需要3.5 MPa级蒸汽, 届时需动力厂及时供应。当1台余热锅炉抢修时, 装置产汽量下降, 且蒸汽温度较低, 不能供应3.5 MPa级蒸汽, 3.5 MPa级蒸汽需动力厂来供应 (期间若装置出现紧急停工时, 动力厂应立即撤出发电蒸汽用于保证中压管网用气) 。

2) 该方案实施后, 300×104t/a催化装置承担3.5 MPa级蒸汽供应的任务, 外输3.5 MPa级蒸汽温度成为关键的影响因素, 主要取决于余热锅炉的运行阶段, 运行到后期, 由于锅炉积灰, 过热器过热度下降, 一定会造成3.5 MPa级蒸汽温度降低, 届时可适当增加动力厂锅炉蒸汽进入管网蒸汽量, 保证管网蒸汽品质。

2.2140×104t/a重催装置蒸汽调整方案

装置锅炉由于催化剂粉末积聚省煤段引起省煤段烟气不畅, 炉膛压力高, 烟气不能全部通过炉膛而加热饱和蒸汽, 自产3.5 MPa级蒸汽温度基本在340℃左右, 所以3.5 MPa级蒸汽不能满足气压机的品质需求。为此车间的自产大部分中压蒸汽通过减温减压器, 减压成低压蒸汽送出装置, 而汽压机的使用蒸汽主要靠外部蒸汽供给。装置自产3.5 MPa级蒸汽80 t/h, 温度340℃左右, 减温减压器的开度控制在40%, 大约60 t/h的3.5 MPa级蒸汽进行减压, 20 t/h的3.5 MPa级蒸汽和外部蒸汽混合进入气压机使用。

为保证汽压机进气温度满足要求 (在340℃以上) , 制订以下应急措施:

◇由于装置自产3.5 MPa级蒸汽尽量多走减温减压器进低压系统, 并保持此开度, 不进行大幅度的调节;

◇反应控制好掺炼比, 尽量控制少产蒸汽, 力保自产蒸汽温度能够控制在340℃以上;

◇汽压机加强入口蒸汽的脱水工作, 减少蒸汽带水对汽压机的影响;

◇加强监测, 注意外部蒸汽温度不要低于340℃, 若温度出现波动低于该温度时, 立即联系动力厂协调解决, 如蒸汽温度出现长时间低于340℃现象, 应立即停止此方案, 恢复原有操作。

3 方案实施与效果评价

6 MW发电装置由于控制系统落后, 无法实现发电负荷连续提升操作, 仅能实现发电负荷的阶梯型操作, 也就是说, 中压蒸汽余量满足其下一步负荷提升需要的最低蒸汽量 (约15 t/h) , 才能进行进一步负荷提升, 因此该优化方案实施过程分两个阶段进行。第一阶段自2010年2月3日实施, 发电量由550 k W提升至2 MW, 运行平稳后自2月24日进入第二阶段, 发电量由2 MW提升至4 MW。第一阶段, 300×104t重催装置多输出3.5 MPa级蒸汽44 t/h, 6 MW发电装置发电量由550 k W提升至2MW, 新增用汽20.8 t/h, 减温减压器增量20 t/h, 动力锅炉负荷降低3 t/h, 第二阶段, 6 MW发电装置发电量由2 MW提升至4 MW, 新增用汽25 t/h, 减温减压器降量30 t/h, 动力锅炉负荷降低5 t/h, 操作前后参数对比见表1。

从表1可以看出发电负荷上升后, 6 MW发电装置主汽温度上升, 有利于机组的安全平稳运行, 由于300×104t重催装置输出3.5 MPa级蒸汽量增加, 其品质也大幅度提高, 有利于外部管网的安全运行。

2010年3月30日, 炼油区蒸汽系统开始实施夏季运行方案, 停用3#锅炉, 即运行1台锅炉, 发电装置负荷遂由4 MW降至2 MW, 发电装置进汽压力3.20 MPa, 主汽温度438℃, 排汽压力0.79 MPa, 排汽温度306℃, 在工艺控制范围内, 机组运行平稳。

该方案实施后, 达到了预期的目的, 即在夏季运行1台动力锅炉时, 6 MW发电装置发电量可维持2 MW, 较以往多发电2 MW;在冬季, 运行2台动力锅炉时, 6 MW发电装置发电负荷可维持在4 MW, 较以往多发电2 MW。

4 结论

1) 项目实施后, 6 MW发电装置平均多发电2 MW, 年发电量增加1680×104k Wh, 年节能3 927.8 t标油, 合5 611.1 t标煤, 炼油加工能耗 (标油) 降低0.393 kg/t。

2) 项目实施1年来, 发电量增加1680×104k Wh, 公司外购电量减少1680×104k Wh, 带来效益924万元。

3) 项目实施后, 300×104t重催装置输出3.5 MPa级蒸汽品质提高, 提高了3.5 MPa级蒸汽管网运行的安全性;300×104t重催装置输出3.5 MPa级蒸汽量增加, 输出1.0 MPa级蒸汽量减少, 即输出蒸汽品质提高, 按年运行8400 h计算, 装置能耗降低4 435.2 t标油, 单位加工能耗 (标油) 降低1.48 kg/t。

摘要：某石化公司炼油厂300×104t/a重催装置外供的3.5 MPa级蒸汽存在降级使用的现象, 能耗较高, 采取减少供入系统的1.0 MPa级蒸汽量, 增加300×104t重催装置外供的3.5MPa级蒸汽3040 t/h。动力厂锅炉装置将原供入系统的3.5 MPa级蒸汽3040 t/h供至6 MW发电机组能级发电, 冬季运行2台锅炉时, 可将发电量由2 MW提至4 MW, 夏季可实现2 MW的发电量, 可使炼油厂能耗显著降低。

关键词：炼油厂,发电,优化,调整

机组效率及经济运行 篇2

梅山发电厂潘贻惠

[摘要] 简略分析50MW机组改造前所存在的问题，介绍汽轮发电机扩容改造的项目内容及其改造效果和所取得的经济效益。

[关键词]汽轮发电机组扩容改造项目效益

前言

随着电力的发展，大容量、高效率的汽轮发电机组相继投入，给中小型发电机组生存带来严峻的考验。因此，如何降能耗，提高经济效益是每个企业所面临的课题。

梅山热电厂#6机组为N50 —8.83—535Ⅱ型纯凝汽式汽轮机，单缸、冲动式，额定功率为50MW，共有七段抽汽，2台高加，4台低加和1台除氧器。在2004年度大修期间，联合某电力检修公司与北京重型电机厂进行对该机组本体通流部分改造后，达到了增容、节能降耗、热电联产的如期目的。为企业的可持续发展打开新的一页。

一、改造前机组存在的问题

该机组是北京重型电机厂九十年代初期产品，由于受当时的设计、制造工艺等技术水准所限制，汽轮机通流部分的动、静叶片多数采用等截面直叶片，动、静叶片能耗高、级间效率低、经济效益差；机组的热耗、汽耗高于设计值或同类机组，叶型损失及流动损失大；汽封间隙不合理；高压缸与前轴承箱的立销定位差，汽缸跑偏；转子的第15级至17级的叶片强不够，在多次年度大修时发现部分围带脱落、叶片断裂。特别是在2001年度大修时，发现第16、17级的动叶片有多处严重断裂。末级和次末级的动叶片顶部没有围带，脱流损失大。

二、改造项目

1、汽轮机本体：

1.将中压缸（铸铁）更换为铸钢。

2.全新更换转子22级动叶片，采用高效新型叶片，第1~14级叶片的围带采

用整圈焊接联成，其余各级采用自带冠焊接组成。末级叶片取消拉金，减少流动损失。

3.原21级隔板全部更换为焊接隔板；第七级隔板套更换；第2~8级的静叶

片全部采用导流叶栅型，9~22级采用高效“后载入”式弯扭型静叶。4.后汽封采用斜平齿结构；其供汽采用双进单出进汽方式，以防止机组低负

荷轴封供汽不足问题。

5.更换四组调速汽门凸轮，使调速汽门的开启曲线更加合理。

6.高压缸的第八压力级后，增开两个100×200抽汽口供工业用汽（压力为

1.38MPa,流量40t/h）。

7.高速盘车改为低速盘车，减少转子盘车时对轴瓦磨损。8.加装电超速保护装置。2-

2、辅机全部不变。

3、发电机部分：加强了发电机定、转子绝缘；更换4座新型空气冷却器并增其冷却水量；主变加装多台强制式散热器。

4、锅炉部分：加装多组省煤器，以增加锅炉出力。加装省煤器后锅炉最大出力由原来的220t/h增加到250t/h，锅炉汽包入水顺畅，燃烧稳定。

三、改造效果

1、由于采用新型的调速汽门凸轮，使调门的通流能力大增加，满足了机组改造后的负荷、供汽要求。

表1调速汽新、旧凸轮通流能力比较（机组排汽压力-0094MPa）

表

1在机组纯凝工况下，原调门凸轮全开(凸轮全开转角为140mm)时，四组调

门最大通流只有220t/h，而采用新型凸轮后，凸轮转角为103mm时就可达到上述流量。

2、纯凝工况下，机组出力提高了20%，达60MW。最大出力可达62MW，在此工况下运行，机组状态良好：调速级压力、各监视段压力、推力瓦温度均正常，各项指标达到设计要求。

表2机组改造前后的经济效益比较

负荷主汽压力主汽温度凝结器真空轴向位移主汽流量汽耗率热耗率 MWMPa℃MPammt/h㎏/kwh50（改前)8.83532-0.0940.75 204.54.09 50（改后）8.83532 608.81530

-0.0940.58-0.0940.6

1kJ/kwh 10308.-1

183.63.651

42233.6749405.1

9391.4

表

2由上表看出，机组的汽耗率由原的4.09㎏/(kW·h)降到3.67㎏/(kW·h)，而热耗率则比原来减少了917KJ/（kW﹒h）；发电煤耗由原来的416g/（kW﹒h）降到374㎏/（kW﹒h），按年发电量527000MW计算，每年可节约标煤22134吨。按照当时的煤价计算,一年多可收回投资成本。

3、发电机在62MW负荷工况下安全连续运行，其定子的线圈、铁心各测点温度以及发电机进、出口风温均无任何超标。励磁电流在额定范围内，运行状况良好。

四、存在的问题

1、由于汽机本体中压段的第五段抽汽压力高于第四段抽汽压力，导致#3低加不能正常投入，#4低加出口水温只有138℃，达不到要求，降低了机组回热循环效率。

2、凝结水泵出力不够，除氧器水位难以维持。

五、结束语

梅山热电厂#6机组扩容后为NC60—8.83/1.38—535型带非调整抽汽凝汽式，单缸、冲动式，机组额定功率60MW，共8级抽汽，其中7级供加热器，1级供热。机组在纯凝工况下运行，最大出力可达62MW，各项经济指标达到要求，运行工况稳定。并取得了良好的经济效益和社会效应，为其它电厂的同类型机组改造提供了良好的借鉴。

机组效率及经济运行 篇3

[关键词]水轮发电机组；技术改造；运行方式；研究

1、概述

水电站技术改造中最重要的内容是水轮发电机组的技术改造。不少水电站除转轮需更换外，水轮机运行情况良好，可超出力运行的情况较多。而发电机老化严重，不能满足水机的超出力运行。这是因为早年生产的水轮发电机受当时的设计水平、材料质量、生产技术和制造工艺的限制，造成初装缺陷，又经多年运行，使发电机绝缘老化，线圈松动，铁损增加，运行噪音大，温升高，效率低。在一些小水电站中，对这类旧发电机的技术改造潜力很大。另一方面，随着近年来科技的发展，发电机的设计、制造水平有了很大的提高，新材料、新工艺的应用日益广泛，因此对水轮发电机进行技术更新、挖潜改造、扩机增容是不难实现的。

2、技术改造的必要性及要遵循的原则

现代科技的不断进步为水电站的技术改造创造了条件。对老水电站的技术改造可以收到投资少、收益大、施工期短、投资回报快的效果。众所周知，早期小型水电站的机组选型一般只按当时所颁布的系列型谱选择水轮机型号和标准直径，造成机组实际运行参数与设计参数不符，使机组长期达不到额定出力或偏离最优工况运行。据调查，有些小型水电站选择的设计工况偏离运行最优工况甚远，造成水能资源的浪费；有的电站由于运行年久，设备老化严重，致使出力下降；有的因选用的设备制造质量差或有严重缺陷，还存在安全运行可靠性差的问题；加上管理水平不高，使机组长期带病运行，从而加速了设备的损坏，这也是小型水电站存在的通病，而所有这些因素都使更新改造成为当务之急。然而技改的成功实施必须遵循从实际出发，根据原有工程状况，充分做好技改的技术经济论证，力求技术先进、经济合理，尽量采用新技术、新工艺、新设备，慎重选择设备制造商等原则，以保证设备质量的先进性和可靠性。同时，工程的更新改造必须符合相关规程规范，并严格执行审报手续和竣工验收的有关程序。另外，投资回报年限也是技改成功与否的重要指标之一，一般小型水电站的投资回报年限以3年左右为好。

3、改造中应注意的问题

改造前应做好可行性分析报告。通过对多年水文资料和电站运行工况分析，请发电设备生产厂专业技术人员利用计算机将各水头水能效益进行综合分析和对发电机电磁参数进行优化计算，列出改造方案比较表，然后邀请有关专家，起到了少花钱办好事的效果。对于水机转轮更换及发电机定，转子线圈更新同样应做好改造可行性分析。同时为验证改造后机组性能，有必要进行导叶开度与发电机出力对比试验；发电机定，转子温升试验。最好做一下机组效率试验，以验证改造的效果，并将试验结果存档。

4、水电水轮发电机的改造措施

水电水轮发电机技术改造的主要措施有以下几条：

1)更新定、转子绕组的绝缘。早期生产的水轮发电机绝缘材料多采用沥青云母材料，属于B级绝缘。改造中采用F级的环氧粉云母材料和F级的绝缘工艺，可提高发电机的耐电压性能和耐温性能，并减小绝缘材料的单面厚度。采用先进的浸漆、烘焙工艺，填充线圈间及线圈与铁心的空隙，可增加电机的绝缘、散热效果，降低温升。因为发电机质量的好坏、寿命的长短就在于绝缘材料，所以改进绝缘结构是发电机技术改造中最有效的方法。按《水轮发电机基本技术条件》规定，F级绝缘的最高允许温度，定子绕组为140℃，转子绕组为150℃。

2)在发电机绝缘水平提高、绝缘减薄的基础上，可增加定子绕组铜线的截面，提高线圈的槽满率，由此可增大电机的线负荷，提高发电机输出功率，达到增容的目的。同时也可降低绕组的电流密度，使铜耗减小，温升下降。更新线圈可采用先进工艺，如天津发电设备厂的“无间隙嵌线”专利新技术和线圈连焊新工艺；定子线圈制作采用二次热压二次整形工艺，使线圈导线排列整齐、匝间粘结牢固，线圈形状一致性好；定子线圈端部可采用目前大电机上采用的绑扎材料绑扎，可保证绑扎牢固、通风好、不易老化。转子绕组可加装散热匝；转子线圈对地绝缘采用上下端面900翻边结构，可有效阻止发电机长期运行中灰尘、油污进入磁极铁心与线圈之间，并提高对地耐压能力。

3)定子铁心采用高质量的导磁材料，如低损耗、高导磁冷轧无取向硅钢片，提高迭装系数，可减小定子铁心损耗，提高发电机运行效率。

4)改进发电机通风结构。采用3维温度场的科研成果设计发电机的散热，根据不同季节、发电机的不同出力情况、风温的高低，调节发电机风量；降低热风温度，减小风摩损耗，提高发电机的出力和使用寿命。

5)采用电子计算机优化设计。利用计算机设计软件进行电磁计算，确定最佳技改方案，设计发电机的电磁性能，选择最合理的结构尺寸。

5、水轮发电机组的运行方式

水轮发电机组的运行方式，按带负荷方式有并网运行、单机运行两种基本方式，按调速器控制方式有自动运行、手动运行两种方式。各种运行方式及其要点在下表中简要列出。

5.1 水轮发电机机组带负荷运行中应该注意的问题

并网运行是中小水轮发电机组的基本运行方式。并网运行机组运行工况的改变，要通过控制设备的切换来进行，如自动＝液压手动、发电＝调相等。运行方式的切换，应按运行操作規程进行，以保持切换中机组稳定与安全。并网运行机组的调速器永态转差系数b值，要根据机组在系统中的地位及担任负荷的性质来确定。中小机组并入大电网都担任基荷，其调速器的b值取8％。当系统的变化负荷可为调频、调峰机组所承担，保持系统频率不变时，该b=8％的机组负荷维持不变。只有当系统负荷变化较大，引起系统稳定频率有改变时，该机组的负荷才会有少许相应改变。如果并在大电网的小机组误把b调成很小值甚至为零，则该机组会在满载和零值之间发生功率摆动。只有系统的无差调频机组，才允许b值调整为零。

机组单机带孤立负荷运行，则孤立小系统的所有负荷都由一台机组承担。这种情况下运行的机组，对其调速器、励磁装置的自动调节功能将有较高要求，以保证既满足用户有功负荷、无功负荷需求，又保证电能频率和电压的稳定。

5.2 试运行机组带负荷试验

试运行机组首次带负荷运行试验，要采用逐渐加大负荷的方式，并分别在小负荷、中等负荷、较大负荷和满载下稳定运行一定时间，以便在各种负荷下全面检验机组的水力的、机械的、电气的性能。

在逐渐增加负荷的过程中，要仔细寻找机组可能存在的振动区，以便正常运行时避开这个不利的工况。

对于试运行机组还要进行甩负荷试验。甩负荷试验要在周密准备、统一组织下进行，要严格按着额定负荷的25％、50％、75％、100％的顺序由小到大逐级进行。只有当小负荷b进行的甩负荷试验一切正常，即机组水压上升、转速上升的最大值和过渡过程都符合规定要求，不超过允许值，无任何异常情况时，才允许进行甩更大一级负荷试验。甩负荷试验过程要严密监视机组的水、机、电等一切情况，并要对主要数据做好记录。

6、结论

水轮发电机组是整个电站的主要设备之一，做好水轮发电机组的改造，将提高水轮机的运行效率，增加年发电量，同时为国家提供更多的电力能源，减少二氧化碳排放，因此应该重视水轮发电机组的改造及安全运行。

机组效率及经济运行 篇4

关键词：水轮机组,最佳运行效率区,分析确定

汤河电站设有两台机组, 原总装机容量为3830千瓦, 其中大机组装机容量为3200千瓦, 结合灌溉溢洪季节性发电。小机组原装机容量为630千瓦, 结合弓长岭工业供水常年发电。630千瓦机组采用混流卧式水轮发电机组, 设计水头为3 3.5米, 相应的库水位为105.26米, 最大水头为37.52米, 最小水头为20.3米, 设计流量为2.31立方米每秒。如果630千瓦机组单机运行, 电厂的尾水位为71.76米。

一、最佳运行效率区的试验分析

为了既充分利用水资源、降低水量损耗, 又使电站尽可能达到最佳运行效率, 提高经济效益, 在一定水头下对水轮机导叶不同开时的流量、出力进行过实际测量、计算。根据测得的数据对电站的最佳运行效率区进行了分析探讨。

水轮机的出力N=9.8 1×Q×Hη (1)

式中:Q—水轮机过水流量

H—水轮机工作水头

η—水轮机效率

由 (1) 公式及制造厂家提供的水轮机运行特性曲线提出, 在一定水头, 流量越大, 机组出力越高, 其效率也越高, (流量是由导叶开度大小而调节的) , 但在机组运行实践中发现, 出力随导叶开度增大而增加, 但开度增大到一定程度后出力增加渐慢, 当导叶开度增大到90%至全开, 机组出力几乎不变, 这说明机组在导叶全开下运行不经济, 效率低。同时也证明了水轮机高效区的理论值与实际值不符。据此, 笔者对水轮机组最佳运行效率区曾做过实际技术验证。在库水位为108.38米, 电站尾水位为71.76米时, 电站水头H=108.38米-71.76米=36.62米。在水头一定下, 调节导叶开度1 0 0%、9 0%、8 0%、7 0%时, 测得机组各开度的流量, 并记录各开度时的机组出力 (N) 。由 (1) 式得出

在一定水头 (H=36.62米) 下, 机组出力N及流量Q (由测得结果得出) 已知, 由 (2) 、 (3) 式可算出机组各开度的效率η值和耗水率q, 见表1。不同开度下进行计算比较, 相对效率最高, 耗水率最低的开度为该水头下机组最佳运行效率区域。

二、最佳运行效率区的确定

根据表1数据得出, 在108.38米水位下, 导叶开度80%耗水率最低, 机组效率最高 (67.95%) , 此开度为机组最佳运行效率区域。用同样的方法可以确定其它容量的机组最佳运行效率区。

三、结论

机组效率及经济运行 篇5

关键词：超临界机组汽轮机；轴封系统；问题分析；优化方案

中图分类号：TM621 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2015）23-0110-01

汽轮机的轴封系统主要作用是防止在主汽轮机及小机正常运行时高温高压蒸汽进入空气四溢，以及机组起停过程中避免空气从汽轮机动静部分间隙进入汽轮机而破坏真空。轴封系统是确保超临界汽轮机的良好运转的重要组成部分。在本文中，超临界汽轮发电机组，对轴封系统的设计，安装和操作问题的详细分析，基于超临界机组在运行中遇到的有关问题，提出了具体的解决方案。

1 轴封蒸汽系统的功能

轴封蒸汽系统的功能是防止高压区的蒸汽溢出到大气中，并防止空气进入低压区，其主要组成有以下几方面。

1.1 供汽和溢流

轴封汽源主要有低温再热蒸汽、四抽、辅汽以及各档阀杆漏汽。各路汽源供至轴封蒸汽母管，通过调门控制母管压力在一定值。超临界机组在一定负荷以上单靠各阀杆漏汽即可达到自密封效果，多余蒸汽通过溢流回路送至#8低压加热器。

1.2 轴封蒸汽回汽

主、小机的轴封回汽排至轴封加热器，用以加热机侧给水并进一步对轴封蒸汽热量加以利用。通过轴封加热器冷凝后的水回收至凝汽器。

1.3 汽封蒸汽疏水

通过自动疏水器将轴封蒸汽疏水排至凝汽器疏水扩容器。

2 轴封系统中的相关问题及原因分析

2.1 轴封加热器内部断裂成因

因为轴封加热器进汽温度约为150 ℃，压力为20 kPa，而轴封加热器的排汽回水温度通常为50 ℃，凝结水温度约为35 ℃，压力约为2 MPa。因此轴封加热器在设计中，管道内外壁即存在一定温差和压差，当热交换过程的蒸汽供应突变时，容易造成管道振动，进而造成管道断裂。

2.2 低压缸喷水导致低压转子振动

当机组负荷快速下降时，排汽温度会迅速升高，低压缸喷水需要开启，喷水对低压缸采取低压气缸壁的冲击的引线，从而使沿筒壁低压高温冷却水流入锥形密封体，使之成为一个尖锐下降水汽进入密封的温度引起凝聚，这促使转子的局部振动。

2.3 轴封声音异常

由于经常产生在低压涡轮轴密封重新路由过程的碰撞节奏音，并从缸体的外侧可以更准确地确定声音产生的位置，这种情况的发生，主要是由于疏水性分离器喷嘴堵塞使蒸汽，密封水平升高，由于水同时分离成蒸汽，减少所引起的机器振动水平上升的量引起的密封本体不断可听。

2.4 低压轴封供气带水

①用满载压力表和低压密封接头的蒸汽室单元被连接到水流处，除去低压缸，气缸密封后乙低压蒸汽压力表，发现了来自蒸汽湿腔室的蒸汽和水蒸汽连续地从蒸汽内部溢出。究其原因通常是密封水对蒸汽温度测量点密封允许的，导致密封蒸汽过热。

②低压力雾化喷嘴密封保存密封加热水如此之差。

③轴密封供应蒸汽冷却外部冷源；密封蒸汽管不通畅的疏水性，导致密封水。

通过调查，确定密封蒸汽管的冷源冷却的原因，通过冷凝器传递，降低了密封气体质量。通过低压蒸汽管冷凝器密封后分为前和引进2路低压密封为通过蒸汽冷凝管裸管蒸汽室后，与低压缸排汽冷却后和可能会受到低压力水箱和后气缸水幕保护喷淋。

2.5 小汽机轴封供汽不足

小机投入运行，真空由-95 kPa降至-93 kPa。相反，小机停运，真空回收装置后退出。提高主机的密封压力，真空机组发现了一个明显的上升趋势，存在问题的单位迷宫系统，通过综合判断得出：影响蒸汽真空重点应该是小汽轮机轴封系统，这个问题的主要原因是小的存在汽轮机轴封严重不足。

3 轴封系统的优化措施

3.1 轴封管道的热隔绝措施

因为低压轴封位于关联冷凝器管道内，并在冷凝器内的温度和排气温度几乎是相同的，并且比所述低压轴封蒸汽温度相当低，同时密封管进入冷凝器因为由低压缸干扰的水后，形成密封的蒸汽管路振动的损害。为了解决上述的情况下，在涡轮机运行的低压缸密封隔绝热管的内部，和2 mm左右管中的蒸汽关到避孕套的蒸汽管密封件和背面，可以有效地减少振动密封的情况出现破损的管道。

3.2 进汽管道与回汽管道中膨胀节的安装

由于超临界蒸汽涡轮机的操作条件的影响，轴封系统工作在不断变化，并且当蒸汽涡轮机的气缸的热变形的量变化时，密封该管将不可避免地产生的振动，膨胀或收缩现象，导致密封管道应力的变化，可导致相应的连接器拆关原，这样你就可以返回到蒸汽管道和蒸汽管道进入伸缩缝，它扩大应力的作用，并能更好地吸收密封管。

3.3 增加低压轴封体温度监测点

操作时超临界汽轮机，轴封系统的操作直接影响机组的安全运行，从而保证了主，辅助蒸汽控制阀和密封不好调节涡轮机的溢流阀的良好维护性能运行状态具有重要的作用和意义。通过植物温水低压缸头操作，密封母管中的反应，封成一个全面的健康检查气管，适当增加低压密封的温度，以便于涡轮机运行期间监测点封工作条件进行准确的判断。

3.4 逆止阀的水平安装

除了低压缸蒸汽冷凝器和背部在合理的优化蒸汽管道，但也应对密封成优化，以避免内部断裂冷凝器影响汽轮机的健康的蒸汽涡轮机和蒸汽管道。另一方面，由于密封背坡蒸汽管和密封该加热器可以不小于1/50，故轴加风扇出口止回阀应安装的水平达到，从而保证了涡轮机的正常运行主机。此外，除了对止回阀的水平，为水点安装的高、中、低的密封的管应该选择一个相对低的位置。

3.5 对供汽管道加装保温套管

与水封到机组的安全运行问题，会带来很大的风险，如转子弯曲，密封垫磨损和腐蚀，主机润滑油带水，通过对轴封蒸汽回汽管道安装隔热套管来解决。所提出的设计单位或工厂考虑低压轴封蒸汽供给配管，蒸汽管不能直接通至冷凝器，以避免在冷凝器冷却。

3.6 拆除节流孔板

拆除节流孔板，重新启动后，投入一个小机轴封系统，轴封蒸汽压力，温度正常。试验带负荷时真空以0.25 kPa/min的速率下降，可接受范围内。通过比较相同的负载，以真空近2 kPa后解决了小汽轮机轴封供汽的问题，彻底解决问题，单位的经济运行会产生良好的效果。

4 结 语

汽轮机轴封系统是汽轮机的重要组成部分，有史以来发生了很多问题：如转子弯曲、轴振动、真空系统的问题，以及轴封带水等问题，常与同轴密封系统，本文提出超临界汽轮机轴封系统运行的常见问题及问题分析，为解决轴封系统相关问题给出了可行的意见和建议，在可预见的未来，加强轴封系统故障及问题点的排除是保持超临界汽轮机有效运行的重要手段。

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