1000MW汽轮机组

1000MW汽轮机组（精选12篇）

1000MW汽轮机组 篇1

1 回热抽汽系统

高加泄漏是很多电厂机组都会出现的故障之一, 造成泄漏的原因主要有以下几种:一是高加设备制造工艺差, 材料质量不过关。二是高加管板变形:这容易使管端口发生泄漏, 由于高加汽侧压力较低, 温度较高, 而水侧压力较高, 温度较低, 从而造成两侧间的热应力与机械应力叠加, 使管板向汽侧鼓凸, 造成端口泄漏。三是热应力过大:高加的温升率和温降率在高加启动和停运过程中相对较大, 这使得高压加热器管与管板结合处承受很大的热应力, 从而导致端口泄漏。四是检修不力, 即检修质量不过关:加热器泄漏比较严重时会造成跳机。因此, 在实际机组运行时, 高低压加热器系统需要运行人员的重点监控。

在实际机组中, 高加泄漏事故发生后, 典型的故障现象为:故障高加水位上升;高加的正常疏水阀和紧急疏水阀开度增大;发电机功率下降, 主蒸汽温度上升;除氧器水位降低, 给水流量突然下降, 但随着汽轮机转速的大幅升高, 给水流量开始回升。高低压加热器系统直接影响机组的热效率, 并对故障发生造成较大的影响。

2 凝汽系统的动态仿真

凝汽器是汽轮机极其重要的设备, 低压的乏汽排入凝汽器凝结成水, 从而形成机组的真空, 凝汽器的真空是评价汽轮机运行经济性的重要技术指标。研究表明, 如果凝汽器真空每下降1k Pa, 机组的热耗则增加0.6%~0.8%, 与此同时, 凝汽器真空还会影响机组的出力和安全。因此, 提高电站经济性的重要手段之一就是保持凝汽器高真空运行。影响凝汽器真空的因素主要有以下几种:一是循环水量不足甚至中断:能够判断循环水量不足的现象为机组负荷相同, 而凝汽器循环水进、出口温差增大。此时, 应检查循环水系统, 包括检查循环水泵的工作状况, 凝汽器的水室入口水压力, 循环水进口水室水位和循环水泵的进口滤网是否堵塞。二是真空系统漏空气:可以通过真空系统的严密性试验验证真空系统是否漏气。三是凝汽器水位高于正常值甚至满水。四是真空泵等抽气器工作效率降低或不正常。五是轴封母管压力低:这将导致一定量的空气漏入排汽虹, 造成凝汽器真空“下降”。六是闭式循环水冷却设备异常或者凝汽器铜管结坂:凝汽器真空是现场运行人员重点监视的参数之一, 在实际机组中, 凝汽器真空低故障时有发生, 原因以凝汽器漏气居多, 当凝汽器漏气量过大时, 引起的机组行为是真空下降、机组负荷下降、凝汽器端差增大、循环水温升增大、机组排汽温度上升、凝结水过冷度增加等。

3 仿真支撑平台LN

仿真支撑系统是仿真机系统的核心部分, 为开发者提供了一个模型开发和调试的环境。徐州1000MW机组仿真系统采用的是LN仿真支撑平台, LN仿真支撑平台是采用最先进的面向对象技术进行系统设计与开发的, 采用了基于虚拟DCS的激励式仿真模式。LN仿真支撑系统既有支撑系统的功能, 又有激励系统的功能。作为支撑系统, 它为仿真模型组态人员提供一个模型开发与调试的环境, 同时构建具有扩展性功能的仿真模型算法库;作为激励系统, 它是仿真模型运算的平台, 为虚拟DPU提供数据驱动。LN仿真支撑系统拥有功能强大的模块化算法库, 每个模块基本满足动量平衡、质量守恒和能量守恒等基本定律, 因而具有较快的运算速度。它为建模人员提供了便捷的图形建模环境, 并具备模型在线修改、调试功能。LN仿真支撑系统主要有三个组成部分:用户管理、算法管理与图形建模。

3.1 用户管理

利用LN仿真支撑系统的用户管理软件可以完成对用户名、密码等的设置, 并且能够对人员进行分组和分配其优先级。

3.2 算法管理

即图元管理工具, 完成算法属性的定义和图元的管理, 构建完备的算法库, 从而用图形化的方式完成仿真模型的建立、编辑、调试和维护等工作。主要有以下特点:第一, 算法定义和设备定义的开放性, 即可以根据需要添加新算法、新设备;第二, 变量能够成组化:对于水、蒸汽、油和烟气等工质, 我们经常同时用到某些工质的流量、温度、压力和恰值等几个属性, 这时就可以把这些属性定义为一个成组的变量, 可以使建模时的算法应用更为简单方便;第三, 设备与算法对应的灵活关系, 即可以为不同设备定义同一个算法;第四, 实现了模型驱动与算法库的分离, 模型驱动时调用以动态链接库的形式存在的算法库, 从而使算法改变时, 只需要重新生成算法动态链接库, 不需要重新生成模型驱动程序, 实现了模型驱动与算法库的分离, 而且提高了算法库的开放性。

3.3 图形建模

它是仿真机系统模型开发的核心部分, 可以实现全图形建模。因电站仿真模型大部分是由电厂模型是由设备的算法模块以及设计数据组成并由模型运算引擎完成计算过程, 所以在模型系统的组建只需按发电厂的工艺流程将相应图形化的算法模块进行连线, 并且通过调试相应的参数, 即完成了模型的开发与调试。

4 采用的技术方案

一种1000MW火电机组汽轮机9级回热抽汽系统, 包括凝汽器、汽轮机低压缸、汽轮机中压缸、汽轮机高压缸和锅炉, 所述汽轮机高压缸对应连接l号高压加热器和2号高压加热器, 所述中压汽轮机对应连接3号高压加热器, 除氧器和五号低压加热器, 所述汽轮机低压缸对应连接6号低压加热器、7号低压加热器、8号低压加热器、9号低压加热器, 所述7号低压加热器上设置有低加疏水泵, 所述8号低压加热器、9号低压加热器分别通过8号疏水管、9号疏水管直接疏水至凝汽器。作为优选, 所述7号低压加热器上的低加疏水泵有两台。由于采用了上述技术方案, 本技术方案有益效果是:回热级数增加了一级, 热效率得到提高;解决了由于蒸汽压力较低导致在低负荷运行时可能出现疏水不畅的问题;虽然设备增加了, 但是运行成本得到降低, 更加具有经济性。

5 附图说明

图l所示, 一种1000MW火电机组汽轮机9级回热抽汽系统, 包括凝汽器10、汽轮机低压缸11、汽轮机中压缸12、汽轮机高压缸13和锅炉14, 所述汽轮机高压缸13对应连接1号高压加热器1和2号高压加热器2, 所述汽轮机中压缸12对应连接3号高压加热器3、除氧器4和五号低压加热器5, 所述汽轮机低压缸11对应连接6号低压加热器6、7号低压加热器7、8号低压加热器8、9号低压加热器9, 所述7号低压加热器7上设置有两台低加疏水泵7-1, 所述8号低压加热器8、9号低压加热器9分别通过8号疏水管8-1、9号疏水管9-1直接疏水至凝汽器10。7号低压加热器7上的低加疏水泵7-1有两台。

1为l号高压加热器, 2为2号高压加热器, 3为3号高压加热器, 4为除氧器, 5为5号低压加热器, 6为6号低压加热器, 7为7号低压加热器, 8为8号低压加热器, 9为9号低压加热器, 10为凝汽器, 11为汽轮机低压缸, 12为汽轮机中压缸, 13为汽轮机高压缸, 14为锅炉, 7-1为低加疏水泵, 8-1为8号疏水管, 9-1为9号疏水管。

参考文献

[1]姜成洋.超大容量超超临界燃煤发电机组的现状及发展趋势[J].锅炉制造, 2006, (03) :46-49.

[2]张光先, 朱彩群.超临界、超超临界为当今电力发展新趋势[J].电器工业, 2006, (10) :12-13.

[3]韩璞, 刘长良, 李长青.火电站仿真机原理及应用[M].天津:天津科学技术出版社, 1998:151-205.

[4]陈蕾.轮机流体网络系统图形化建模软件的开发[D].武汉:武汉理工大学, 2007.

[5]胡念苏.超超临界机组汽轮机设备及系统[M].北京:化学工业出版社, 2008:95-140.

1000MW汽轮机组 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。

1000MW汽轮机组 篇3

关键词：300MW汽轮机  快冷装置  冷却方法

中图分类号：TM621.3 文献标识码：A 文章编号：1674-098X（2014）011（a）-0083-01

随着我国电力工业的发展，城市居民的用电量也日益增大，这就使得电厂对大容量汽轮机组的需求越来越高，对汽轮机组运行中的经济性和安全性也提出了更高的要求。我从自身工作总结出上海汽轮机厂300 MW汽轮机组快冷装置的应用进行系统分析。

（1）汽轮机快冷装置的原理。汽轮机组的快冷装置的作用主要是降低汽轮机高、中压缸以及高、中压转子的温度。实际运行过程中由于汽轮机组频繁启动或机组工作负荷较大时蒸汽剧烈变化，引起汽轮机组部件温度过高，从而产生较大的热应力，这时就需要快冷装置为汽轮机降温。快冷装置主要是当发生汽轮机本体及其主要部件发生故障，需要紧急停机方能处理，停机后向汽轮机汽缸内导入适宜压力和冷却蒸汽来进行降低汽轮机内部的金属温度以便用最短的时间处理好设备缺陷尽快将机组与电网并列，增加电力系统的稳定性。这类强制性的冷却被称为快冷。近年来汽轮机汽缸的保温材料和保温工艺制作水平不断提高，由于大型的汽轮机组冷却速度较慢，依靠自然冷却来进行降温非常浪费时间，这就为快冷装置的应用提供了保证，通过快冷装置的使用，可以节约很多时间，为汽轮机组的故障抢修提供了时间上的保障，快冷装置的介质主要是以空气或低温蒸汽为介质，采用空气进行冷却可以降低缸内温度，并且还可以确保设备的安全性，主要是空气与流过金属表面的温度减小了，当两者温差出现瞬间过大时，不至于引起金属表面产生急剧冷却，而产生过大的热应力。

（2）快冷装置的冷却分析。以白山热电厂300MW汽轮机组为例，在采用蒸汽强制性冷却停机时与一般的停机数据进行对比，其主要的不同点是蒸汽的强制冷却时是在高负荷下进行的强制冷却，而在低负荷下汽轮机组需要更长的停留时间，在200MW时，机器由正常的停机参数16.75 MPa调节至4.0 MPa，以确保汽轮机组金属部件温度的平稳散热。在停机的正常滑停状态，汽轮机组金属部件温度一般在350 ℃左右，而采用快冷装置进行停机冷却，温度可达到250 ℃以下。在汽轮机组负荷减至0MW时，最低主蒸汽温度降低到320 ℃，过热度70 ℃，汽轮机不会产生进水的危险。在采用蒸汽制冷时，主要的关键因素是调控好停机过程中蒸汽的压力、温度下降的速度，如控制不当，会造成温度回升，上下缸的温度差增大。压缩空气冷却进入汽轮机内采用顺流方式，压缩空气在汽轮机内部流动与汽轮机工作时蒸汽的流动方向相同，汽缸冷却比较均匀。原有的金属温度测点可以利用，便于监视和控制冷却速度。

（3）快冷装置的冷却方法。以白山热电厂300 MW汽轮机组为例，快冷装置的冷却方法分为三种。首先是采用本机自身的蒸汽进行冷却，其冷却效果较为突出，主要是由于蒸汽的比热容大，对流过程中的放热过程较大，在冷却过程中导入大量的降温蒸汽进行快速制冷。在冷却时一定要按着技术指标进行控制：法兰沿宽度的逆温差，冷却时的降温速度，恒温过程中的负荷率，以及汽缸的负胀差。自身蒸汽降温的过程易受冷却汽量的限制，在降温后期，由于汽量的原因致使冷却的效果达不到要求，对于300 MW汽轮机组要求降低到150 ℃，而压力在5.0 MPa―6.0 MPa时温度超过300 ℃以上，降温效果不理想。其次是采用相邻机组的低温蒸汽来进行冷却，冷却时机组的转速要降至100～200 r/min，进行逐步的降温，采用相邻机组蒸汽降温时要注意检查大轴的晃动幅度，高中压缸的金属温度，此类方法的利用率较低，只适合停机后的机组冷却。最后是采用的方法是空气冷却，也是最普遍和最常用的一种方法，主要是利用空气在汽轮机内部的通流部分热交换的过程进行冷却。利用空气冷却时其空气量及放热系数都远小于蒸汽，因此热冲击对汽轮机本身是没有危害的，利用空气冷却停机后的汽轮机比较安全。空气冷却有两种方式，首先是利用抽汽器抽出空气，建立一个真空，空气自然进入汽轮机，排向低壓缸，通过主汽门前后的疏水管道排向凝汽器。此方法冷却，在汽缸金属温度低于300 ℃，机组连续盘车状态下进行。其次是利用压缩空气并进行电加热把介质送入汽缸进行冷却，其优点主要是可以控制冷却空气的温度，并可以对汽缸内的各种温度进行调节与控制，但利用此种方式进行冷却需要进行管道改造和连接、购置专用装置、增加费用。

（4）采取汽缸快冷装置在实践中出现的问题与解决的方法。汽轮机快速冷却结束以后，每次对发电机进行定期测绝缘不合格，经过测量得对地为0MΩ。这就严重影响了快冷装置的正常使用。原因是经过检查分析是由于系统阀门关闭不严造成的，返回的蒸汽凝结造成集汽联箱积水，而积水没有疏水系统致使测得的数据为0。解决的方法：在集汽联箱下部加装一条疏水管，排出凝结的水就可以解决此问题，再次测量绝缘对地为2000MΩ，一切正常。

（5）快冷装置使用的运行规定和注意事项：停机后调速级温度和中压缸第一级持环温度低于35 ℃方可投入快冷装置;快冷投入前必须充分疏水，运行中严防高、中压汽缸产生过大的热应力，防止汽缸、蒸汽管道内积水;快冷投运的过程中必须保证盘车连续运行，严禁在转子静止状态下向汽缸送汽;进汽前对盘车电流、轴向位移、汽缸热膨胀、胀差、高中压缸金属温度及温差控制好;控制进汽温度与调速级温差在50～80 ℃，调速级金属温度350～250 ℃，温差按50 ℃控制，在250～150 ℃，温差按80 ℃控制，最大温差不超过80 ℃。严格控制冷却速度、汽缸缸温降率不超过8～12 ℃;快冷结束后，为保证转子及汽缸冷却均匀，盘车连续运行下少于8 h。

参考文献

[1] 上海汽轮机厂300MW机组主、辅设备说明书、主要技术特性、设备规范、启动、停止、正常维护、试验及事故处理.

[2] 水力电力部.电力工业技术管理法规[S].电力工业部，1980.

1000MW汽轮机组 篇4

潮州发电厂3、4号机为2×1000MW超超临界机组, 汽轮机为哈尔滨汽轮机有限责任公司与日本东芝株式会社联合设计制造的超超临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、双背压、八级非调整回热抽汽、凝汽式汽轮机, 凝汽器为双壳体、单流程、双背压表面式凝汽器, 并列横向布置。

2 节能改造项目介绍

2.1 超超临界汽轮机揭缸提效

潮州电厂#3、#4机组设计热耗7 3 5 9.9 K J/K W H, 高压缸设计效率90.29%, 中压缸设计效率94.83%。从机组热耗考评试验看, 高中压缸效率、热耗均高于设计值, 需对汽轮机进行揭缸提效及通流改造。通过以下改造, 合计单台机降低热耗值75kJ/kWh, 供电煤耗约降低2.10g/kWh

2.1.1 高、中压缸隔板汽封

隔板汽封仍采用传统汽封, 汽封型式不做改进, 只对汽封间隙按哈汽新标准进行调整;叶顶围带汽封镶嵌的硬汽封片拆除, 重新镶嵌汽封片, 汽封径向间隙按哈汽新标准下限进行调整。

2.1.2 高、中压缸轴端汽封

为解决高、中压缸轴端漏汽问题, 同时也考虑了轴端漏汽对机组经济性的影响, 对轴端汽封的改造一是使用原传统梳齿汽封, 二是将此部分汽封改为侧齿式汽封。使用范围:高压缸调端 (排汽侧) 改造6圈, 中压缸电端改造6圈, 汽封材料选用1Cr12Mo整体锻件。汽封间隙按哈汽标准执行。此部分改造的汽封共12圈, 高压缸电端 (进汽侧) 10圈, 中压缸调端改造6圈, 汽封型式不做改进, 汽封径向间隙按哈汽新标准下限进行调整。

2.1.3 低压缸汽封

低压缸隔板汽封及端汽封为平斜齿汽封, 斜齿不适合安装间隙过小, 否则斜齿汽封碰磨后接触面变宽, 会加重磨损, 导致机组振动增大扩散。改造方案将低压端汽封斜齿汽封改为普通直齿汽封, 两低压缸电调端内侧3道, 外侧2道, 端汽封共计20道, 两低压缸电调端19～23级隔板汽封4×5共计20道斜齿汽封改为普通直齿汽封。叶顶围带镶嵌硬汽封视间隙情况确定, 如间隙超标将其拆除, 重新镶嵌汽封片。将低压缸隔板汽封 (20圈) 由平斜齿汽封改为普通直齿式汽封, 运行安全性可提高。

2.2 抽真空系统改造

潮州电厂2台百万机组真空系统配有三台水环式真空泵, 高、低压凝汽器抽空气管原设计为串联布置方式, 如图1所示, 机组运行中发现, 低压凝汽器运行性能较差, 高、低压凝汽器压力差偏小, 一般不超过0.5kPa, 在机组小修期间对真空系统抽空气管道进行了改造, 将真空泵A入口管道接至高压凝汽器, 真空泵B增加一路入口管接至高压凝汽器, 并将高、低压凝汽器连通管加堵, 如图2所示。这样凝汽器抽空气方式就由原来的单串联抽空气方式改为可以串联、并联切换运行的抽空气方式, 串联抽空气方式下, 高、低压凝汽器抽空气管道真空泵入口联络门打开, 两台真空泵并列运行同时对高低压凝汽器抽真空;并联抽空气方式下, 高、低压凝汽器抽空气系统完全隔离 (关闭高、低压凝汽器空气管联络门) , 由两台真空泵分别对高、低凝汽器抽空气。

进行的试验结果表明, 3号机真空系统并联方式下的机组背压、运行经济性优于串联方式。1000MW、750MW、500MW三个工况两种运行方式切换时背压变化值分别为0.65kPa、0.58kPa, 0.51kPa, 分别影响汽轮机热耗率49.1kJ/ (kW-h) 、41.6kJ/ (kW-h) 、33.8kJ/ (kW-h) , 影响供电煤耗率1.9g/ (kW-h) 、1.6g/ (kW-h) 、1.3g/ (kW-h) , 这主要是因为串联方式下高压凝汽器排挤了低压凝汽器中不凝结气体的抽出, 影响了低压凝汽器运行效果。在潮州电厂3、4号机2×1000MW机组真空系统改造后, 获得的经济效益明显。

2.3 汽前泵切削叶轮

为进一步挖掘汽前泵的节能潜力, 采用特殊的车削办法, 将前置泵叶轮外径平均车小16.25%, 使叶片出口端呈鱼尾形, 增大了叶轮与蜗壳隔舌之间的距离, 形成了较大的环室空间, 使轴向力波动减少50%以上, 从而大大降低了低流量时的流动不稳定性, 并提高了转子的刚度;采用焊补磨削的办法减少叶片出口角, 并提高叶片的均布对称性和削薄叶片出口端, 提高叶轮出口流动稳定性;对原叶轮和蜗壳进行通流部分改造, 提高泵的效率、汽蚀性能及稳定性, 为了弥补叶轮车削后泵效率下降, 并对叶轮和蜗壳进行通流部分改造, 汽前泵改造后电流下降了20～30A, 电功率下降了248kW, 扣除汽前泵改后扬程下降导致主给水泵小汽轮机耗汽量的增加, 单泵大约平均每小时节电186Kwh;按年运行7500小时计算, 则每台泵年节电139.5万 (kwh) , 按上网电价0.5元/kwh计算, 则年效益为69.75万元。

2.4 中压转子冷却管道优化

中压转子冷却系统在机组安装时, 存在系统设计不完善等问题, 机组运行中造成管道振动大, 至中压缸温度达不到设计值等, 经与哈汽厂研究, 对中压转子冷却系统进行改造, 消除机组在运行中管道振动大等安全隐患, 改造后见下图, 高压进汽导管内插管冷却蒸汽接至三段抽汽管路截断, 改接至中压转子冷却供汽;高压调门一段漏汽接至1段抽汽处另接一路至中压转子冷却供汽, 在该管路上各装一道手动门, 运行中可切换, 即可关闭至1段抽汽手动门, 打开至中压转子冷却进汽手动门。中压转子冷却蒸汽一抽及高压汽封一漏来汽、辅助蒸汽供中压转子冷却蒸汽保留, 取消高压汽封一漏来汽至中压转子冷却进汽逆止门。运行中可关闭1抽至中压转子冷却手动门, 调整高压汽封一漏来汽、高压调门一段漏汽阀门开度来控制中压转子冷却蒸汽汽量、温度及防止管道振动, 同时降低机组热耗10～20KJ/KW.h, 达到降低机组热耗的目的。

2.5 主汽门、调门漏汽及轴封溢流优化

2.5.1 主汽调节阀三段漏汽改接至轴封回汽母管

主汽调节阀三段漏汽设计接往低压轴封供汽母管, 导致运行中轴封汽量大, 需开启轴封溢流门溢流, 机组负荷1000MW时轴封溢流基本全开, 造成蒸汽未有效利用, 提高了机组热耗。另外, 主汽调节阀阀三段漏汽温度高, 设计温度512℃, 排至轴封供汽母管造成喷水减温量大, 喷水雾化效果差易造成轴封供汽带水。改造后见下图, 将主汽调节阀三段漏汽至轴封供汽母管原管路靠近轴封母管处截断并加堵板, 主汽调节阀三段漏汽改接至轴封回汽母管加热凝结水, 原管路逆止门拆除装在至轴封回汽管路上, 达到了机组安全及经济运行的目的。

2.5.2 轴封溢流增加至8A低加管路

轴封溢流设计上直接去疏水扩容器A, 由于正常情况下溢流较大, 热量未得到充分利用, 因此考虑增加至8A低加管路, 共用一个气动调整门控制, 正常运行中优先通入8A低加, 即打开去8A低加电动门, 关闭至疏水扩容器A电动门, 具体见图, 改造后充分利用了漏汽热源对8A低加的加热, 提高了凝结水温度, 减少了冷源损失。

3 运行优化

3.1 深度滑压优化

通过试验确定设计滑压曲线并不能满足机组经济运行, 为此通过一系列试验确定了冬夏季滑压曲线, 以满足不同工况下的节能需求, 本曲线是夏季试验获得, 循环水温度为31.3℃, 曲线反映了机组同负荷下热耗率最低值时主蒸汽压力与负荷关系, 滑压较深, 负荷低于400MW可以按滑压曲线斜率下延, 但需确保锅炉燃烧稳定、给水泵运行稳定, 表一为节能效果, 图10 (无色) 为夏季滑压曲线更改后的曲线。

3.2 高压调门配汽优化

充分调研超超临界汽轮机配汽方式, 对机组进行了阀门优化试验, 高调门布置方式下图9, 确定高调门实际的流量特性曲线关系及高调门的重叠度数据, 优化DEH系统高调门单阀和顺序阀流量曲线, 使其流量线性, 并将高调门开启顺序由三阀先开优化为两阀先开, 为了便于比较两级顺序阀曲线和三级顺序阀曲线的优劣, 我们把阀门流量指令与功率的关系曲线及阀门流量指令与蒸汽流量的关系曲线分别放在一个坐标系里 (见图11和图12) , 从这两条曲线可以观察到在高调门由CV1/CV2/CV3→CV4两级顺序阀曲线变为CV2/CV3→CV1→CV4三级顺序阀曲线下, 机组轴系轴振和各瓦瓦温都没有明显变化, 阀后压力也没有振荡, 三级顺序阀曲线的线性度比二级顺序阀曲线要好并且是满足运行要求的, 结合曲线可以观察到阀门流量指令小于82.12%时, 机组在三级顺序阀曲线下运行时带同样的负荷要比二级顺序阀曲线下运行时所需蒸汽流量要少, 其节能效果比较明显;阀门流量指令大于82.12%时, 负荷在918MW以上其机组效率基本一致, 综合考虑机组在三级阀门管理曲线下运行时供电煤耗约降低1.50g/kWh。

3.3 启停机节能优化

3.3.1 锅炉上水方式优化

潮电1000MW机组启动设计上水方式为采用电泵上水, 电泵设计容量为30%BMCR, 锅炉上水方式优化即在机组启动全过程采用汽泵 (或汽前泵) 向锅炉上水, 不启动电泵运行。在锅炉点火前, 采用汽前泵上水, 并进行锅炉冷态冲洗;在锅炉点火升压后, 及时利用邻机辅助蒸汽冲转小汽轮机, 投入汽泵运行向锅炉上水, 小汽轮机保持低速运行暖机, 并随锅炉升压相应提升汽泵转速, 停机时依此类推, 目前汽泵全程上水和停机已多次在潮电1000MW机组启动中实现, 经初步估算, 机组冷态启动采用汽泵全程上水和停机方式, 每次可节约厂用电约35MWh。

3.3.2 启机前对高、中压缸充分预暖

哈汽1000MW机组设计配置了高、中压缸的预暖装置, 其加热汽源来自邻机辅助蒸汽。机组冷态启动应充分利用好预暖装置, 提前加热汽缸, 一般当高压缸调节级内上缸内壁温在130℃以下时, 应投入汽缸预暖装置, 机组冷态启动过程中, 当锅炉起压、旁路投运后即可开始投运汽缸预暖装置, 当调节级内上缸内壁温达150℃以上, 且汽缸左右侧膨胀值均达10.5mm以上时, 预暖结束。根据汽缸金属温升率控制要求, 经初步估算, 对于调节级金属温度在50℃左右的冷态启动, 通过启机前对汽缸提前加热预暖至150℃以上, 可节省机组启动后暖机时间75min左右。

3.3.3 高、低压加热器随机投运

高、低压加热器采用随机投运方式, 在汽轮机冲转时即开启高、低压加热器进汽电动门, 随着汽轮机冲转, 高、低压加热器筒体也随之进汽暖体, 温度缓慢滑升。由于2号高压加热器抽汽接自高压缸排汽逆止阀后的再热冷段管道上, 在锅炉起压、高压旁路投入后, 再热冷段管道已充汽带压, 因此, 此时可开始单独投运2号高压加热器, 提高给水温度40℃～50℃, 这对增强锅炉启动初期燃烧稳定性、提高锅炉热态冲洗效果、减少锅炉启动燃料消耗均有明显作用。

3.3.4 启停机过程中循环水泵运行方式优化

潮电2×1000MW机组循环水系统采用扩大单元制系统, 2台机组间设计了循环水联络门, 采用“1机3泵”配置, 机组启动冲转前, 如邻机循环水系统在运行, 可稍开循环水联络门向本机分流供水, 机组带负荷至300MW (冬季500MW) 左右时增开第一台循环水泵运行, 初步估算, 停机依此类推, 每次启停机循环水泵运行方式优化可节约厂用电60 MWh左右。

3.3.5 深度滑停

在2012年6月20日4号机大修停机, 汽机本体检修项目繁多, 任务重, 检修工期短, 为提前进行汽机本体检修, 需尽早停运盘车和润滑油泵 (盘车及润滑油泵停运条件分别为200℃和150℃) , 准备对于#4机进行深度滑停, 最终顺利实现滑至300℃, 并为尽早开工检修、缩短检修工期和提前并网创造了条件, 从而实现了抢发电量和取得较高利润, 创造的经济效益明显。

3.4 汽泵密封水调整

汽泵密封水多级水封是困扰机组的一个重大难题, 凝结水压力过低, 汽泵密封水水封被破坏, 机组真空急骤下降, 威胁机组安全运行, 凝结水压力过高, 造成凝泵单耗高和汽泵密封水溢流量大, 机组补水率大幅升高, 因此需要摸索即满足机组安全运行, 又要将汽泵密封水调至不溢流, 我们对凝泵进行多次试验, 并充分利用凝结水泵变频控制, 同时增加凝结水出口副调整门, 基本全开凝结水出口各调整门, 确定出机组最佳凝结水压力定值, 即如下图, 通过调整#3、4机凝结水泵耗电率由原来的0.23%左右下降至0.17%左右的水平, 按两台机组年发电量120亿度计算, 年节电量约720万kWh, 机组补水率由投产后的1.5%左右降至目前的0.5%～0.6%左右的水平。

4 小结

1000MW汽轮机组 篇5

吹管期间炉侧主要注意事项与总结

编号：

发电运行部 编 2016年04月06日

从3月22号的试点火，到4月4号吹管的结束，期间锅炉完成了点火，冷态清洗和热态清洗的过程。自己很荣幸在这个阶段学习了锅炉的点火和吹管等整套启动时候注意事项，也明白了风烟系统启动流程和部分参数，制粉系统的启动流程和部分逻辑。以下是个人的总结，重点对风烟系统的启动顺序和启动就地重点检查进行总结，不足之处，请多多包涵，多多指教。

一． 前期主要注意事项 1． 确认炉侧消防水系统已经投用正常，处于良好备用状态。2． 确认机组排水槽无水位高报警，废水提升泵处于良好备用状态。

3． 点火前要求检查所有炉侧各个液压润滑油站，确认油站油质已全部合格，油位满足要求。

4． 在风机启动之前（特别是引风机的启动），确认启备变电压稳定、6KV3A/B/C母线电压高于6.4KV，各400V电压不低。

5． 联系脱硫，确认脱硫氧化风机和脱硫塔有效隔离，通知无关人员撤离。6． 电除尘系统在点火前12h投入灰斗加热器，8h小时投入灰斗气化风装置。7． 吹管期间，空压机系统运行3台，保证仪用和除灰的气源充足。

8． 点火前2小时投运输灰系统，阴阳级振打和瓷套投自动，确认除灰压缩空气压力大于0.65MPa。

9． 捞渣机系统在风机启动前8小时投入运行正常，注意钢带无打滑现象，并且捞渣机系统所有的观察孔都处于关闭状态。10． 石子煤系统运行正常，保证石子煤顺利排放。11． 在锅炉点火前要确认相关厂家已经就位。

12． 上水期间，注意锅炉膨胀指示的变化，并做好记录。发电运行部 工作总结

13． 检查原煤仓煤位高度，吹管期间注意联系煤场做好及时补充煤量准备。14． 确认炉侧所有电机电源都处于热备用状态，备用电源处于良好备用状态。15． BCP泵注水完成，水质合格，电机冷却水流量正常。二． 风烟系统的启动

1． 在风烟系统启动时，值内另外同事负责电除尘，输送系统等投运。2． 风烟系统的启动，首先是3A空预器系统的启动，就地检查完毕无误后，和盘上进行沟通汇报，在启动空预器主电机前，将投运减速箱油泵。将3A空预器投运后，同样的检查和启动方法再投运3B空预器。

3． 3A引风机的启动，就地检查引风机油站油色油位油温正常（油泵已经运行），回油顺畅，就地润滑油压力正常为0.3MPa,启动允许条件为＞0.2MPa,就地液压油压力为3MPa，启动允许条件为＞3MPa，就地检查引风机动叶开度为0%，闭式水回水正常且压力正常为0.4MPa，全面检查无误后汇报盘上，在启动引风机时，要建立空气通道，需要就地另外一侧送风机动叶开度≥50%，所有二次风门开度≥80%，就地确认送风机出口电动门开，吹管期间的启动方式为顺控启动引风机，引风机进口出口的电动门开与另外一侧的送风机出口门形成AB空气通道建立。盘上启动引风机之后，就地确认引风机运行正常后，汇报盘上。

4． 3A引风机启动完毕后，就地检查送风机油站油色油位油温正常（油泵已经运行），回油顺畅，就地润滑油压力正常为0.3MPa,启动允许条件为＞0.2MPa,就地液压油压力为3MPa，启动允许条件为＞3MPa，就地检查送风机动叶开度为0%，闭式水回水正常且压力正常为0.4MPa，全面检查无误后汇报盘上，顺控启动送风机。盘上启动引风机之后，就地确认送风机运行正常后，汇报盘上。

5． 此后盘上进行引风机动叶的调节，将动叶开度调至3%，后根据炉膛负压调节送风机动叶开度，维持炉膛负压-50——-150Pa，就地观察到引风机动叶最终开度30%左右，送风机动叶开度35%左右。

6． 同理重点就地检查3B引风机和3B送风机，启动后调节动叶维持炉膛负压-50 发电运行部 工作总结

——-150Pa，盘上调节总风量1300t/h。

7． 启动火检冷却风机，就地检查无误后，汇报盘上。启动之后就地检查电流大小，风机出口母管的压力6KPa,振动声音温度无异常后汇报盘上。8． 此后盘上对锅炉进行吹扫5分钟，盘上打开3A磨煤机出口快关门和冷热一次风门。

9． 投运3A暖风器。就地打开暖风器的疏水门（3A暖风器下方，）对炉侧暖风器管道暖管疏水后，将辅汽至锅炉房用汽总门（17米）全开，盘上打开辅汽至暖风器电动调阀进行暖管操作。

10． 启动3A一次风机，就地检查一次风机油站油色油位油温正常（油泵已经运行），回油顺畅，就地润滑油压力正常为0.3MPa,启动允许条件为＞0.2MPa,就地液压油压力为3MPa，启动允许条件为＞3MPa，就地检查送风机动叶开度为0%，闭式水回水正常且压力正常为0.4MPa，全面检查无误后汇报盘上，顺控启动一次风机，盘上调节动叶开度使得风量＞80t/h，后启动3A密封风机。三． 制粉系统

1.等离子拉弧，就地上到17米平台，检查等离子冷却水泵运行正常，出口压力0.8MPa，检查等离子无误后，就地位置从锅炉A1,A2,A3,A6,A7,A8,A5,A4进行等离子拉弧，无异常后前往0米3A磨煤机。

2.磨煤机的启动，就地检查磨煤机液压油压力≥6MPa，润滑油压力≥0.13MPa，正常高速油泵出口压力为0.4MPa，就地确认磨辊3个都抬起，检查其他项无异常后，配合盘上启动，运行无异常后，此时通过热一次风进行暖磨。前往给17米平台3A煤机检查。

3.给煤机检查无误后汇报盘上，盘上启动后，就地通过观察，观察窗无堵煤现象，皮带无跑偏打滑现象，指示面板无报警等现象。

4.磨煤机出口温度稳定在60——75℃时，磨煤机下磨辊，就地观察磨煤机振动情况。前几次试点火，磨煤机振动过大，调整后，已经无振动大原因。此时已经完成点火，吹管期间给煤量40t/h，控制给水流量900——1100t/h。四.总结 发电运行部 工作总结

吹管期间，本人曾多次独立完成空预器，引风机，送风机，一次风机，密封风机，冷却风，等离子的拉弧，磨煤机，给煤机的启动，空压机，BCP泵，废水提升泵，电除尘等系统与设备的启动与停运，也操作过许多切泵，并泵，切滤网，风机的切换，冷油器切换等操作，虽然学了很多，但是对锅炉的一些逻辑与一些参数还不是特别清楚，特别是盘上在操作，但是只知其一不知其二，了解的大致方面，但是对具体的操作流程还不是特别清楚。

最后，自己很幸运能伴随二期的调试，在调试中不断成长，希望能在168运行期间，与今后的正常运行中学到更多的知识，能独当一面。以上是个人在吹管期间学到的一些内容，不足之处请指正！

运行二期一值：XXX

1000MW汽轮机组 篇6

【关键词】汽轮机；通流改造；高中压缸；低压缸；热耗；供电煤耗

乐清电厂2×600MW超临界机组汽轮机原先为上海汽轮机有限公司引进美国西屋技术设计制造，分别于2008年9月9日、10日通过168小时满负荷试运行，正式投入商业运行。随着汽轮机技术的日新月益，当时引进的技术已不够先进，且机组自投产以来一直存在着运行效率偏低等问题。

1、汽轮机系统概况

乐清电厂一期两台600MW机组采用超临界、一次中间再热、单轴、三缸四排汽、反动凝汽式汽轮机，型号为N600-24.2/566/566，机组铭牌功率600MW。锅炉为上海锅炉厂有限公司制造的SG-1913/25.4-M956型超临界参数变压运行螺旋管圈直流炉，单炉膛、一次中间再热、四角切圆燃烧方式、平衡通风、固态排渣、全钢悬吊Π型结构、露天布置燃煤锅炉。发电机是上海汽轮发电机有限公司引进西门子技术制造的QFSN-600-2型发电机，为汽轮机直接拖动的隐极式、二极、三相同步发电机，采用水氢氢冷却方式。

随着汽轮机技术的日新月益，当时引进的技术已不够先进，且机组自投产以来一直存在着运行效率偏低等问题。一期2台机组投产后额定负荷THA工况修正后热耗率平均值为7816.8kJ/kWh，与设计值7535kJ/kWh相比，偏高幅度达3.7%；额定负荷THA工况的高压缸效率试验平均值为85.3%，与设计值87.7%相比偏低2.4%；试验中压缸效率（未考虑合缸过桥汽封漏汽影响）为92.5%，与设计值92.5%一致；试验低压缸效率为86.3%，比设计值91.7%偏低5.4%。由此可知，导致机组汽轮机实际运行性能偏离设计值的主要原因是汽轮机高、低压缸通流效率的偏低。另外，该机型与西门子、阿尔斯通等先进机组相比，在通流效率上有一定的差距。

机组经济性指标原设计及改造前值

2、改造主要内容

为进一步挖掘机组节能潜力，提高机组经济性和环保性，乐电电厂于2014年1号机组A级检修期间、2015年2号机组A级检修期间均采用上海电气集团股份有限公司（下称上海电气）的AIBT技术，分别对1号、2号汽轮机的高中低压缸通流部分进行了优化改造，并配套实施了锅炉、发电机、主变等扩容改造项目，将机组的额定出力由600MW提高至660MW，且设定两个热耗率验收工况，分别为，第一验收工况100%THA，第二验收工况75%THA。

AIBT技术是STP在多年通流设计经验的基础上进行二次开发形成的一种先进的整体通流设计技术，与上一代的通流设计技术（应用于超临界600MW等级机组）相比，该技术在通流设计方面主要有以下优势：

（1）该技术包含了通流的整體流道布置、叶片优化选型、差胀间隙设计、叶顶围带和叶根设计以整体方式进行，不需要象传统方式那样逐级匹配设计。

（2）程序功能完备而强大，能够实现通流的效率和强度的自动匹配，差胀安全性和效率的自动匹配，模块跨距与级份的自动匹配。

（3）AIBT通流技术的设计从气动力学角度提出了变反动度的设计原则，即每一叶片级的反动度是不相等的。反动度是与叶片的几何尺寸、焓降、进出汽角特性对应的，以最佳的气流特性决定各级的反动度，而不是按统一的反动度去牺牲某些气动性能，使各个全三维叶片级均处在最佳的气动状态，不同反动度叶片级的组合将提高整个缸的通流效率。

（4）整体围带叶片、全切削加工强度好、动应力低、抗高温蠕变性能好。

2.1总述

本次改造对原超临界、单轴一次中间再热临界、三缸四排汽、凝汽式汽轮机采用AIBT技术及汽轮机整体结构设计技术进行通流改造，改造的主要原则为：1）汽轮机外缸不动；2）汽轮机基础不动；3）内缸的装配和定位方式不变；4）汽轮机轴承不动；5）转子跨度不变；6）与发电机联接方式和位置不变；改造的范围如下：1）高、中、低压缸通流部分动、静叶片；2）高、中、低压转子及附件；3）高中压内缸及组件；4）低压内缸及组件；5）其它改造前存在的问题；6）所有对轮螺栓更换改造。高压通流级数从原来的I+11级增加至I+13级，中压通流级数从原来的8级增加至9级，低压通流级数从原来的 4×7级增加到 4×9级。

2.2高中压内缸

改造后的高中压内缸有别于原191机组的高中压内缸。它是一个崭新的整体结构，它包括了原高压内缸、中压内缸、高压持环、中压#1持环以及蒸汽室，它彻底解决了原蒸汽室漏汽问题，更简化了现场的安装工作量。

高中压内缸采用铬钼钢铸件（ZG15Cr1Mo1V），高、中压部分反流布置，在中分面处分开，形成上半和下半，上、下半用法兰螺栓连接固定，它们必须预紧以产生适当的应力，以保证中分面的汽密性。内缸下半在靠近高压和中压进汽口附近分别有四个与缸体铸成一体的猫爪在水平中分面处支承在外缸上，顶部和底部用定位销导向，以保持对汽轮机轴线的正确位置，同时允许随温度变化能自由地膨胀和收缩。内、外缸的进汽口通过挠性进汽插管来连接，利于吸收内外缸差胀及减小热应力，进汽插管与内缸进汽口间配有密封环。

2.3高中压转子

高中压转子是由12Cr10Mo1W1NiVNbN整体锻件加工而成的无中心孔转子，高压通流级数增加至I+13级，中压通流级数增加至9级。

高中压转子的高压与中压的蒸汽流向为反流布置，高中压转子支承于两个径向轴承上，跨距为6140mm，装好叶片的高中压转子重约36.5吨。高压包括1级三叉三销叶根的单列调节级及13级压力级，压力级全部为T型叶根。中压共9级，前两级为双T型叶根，其余为T型叶根。各级间的转子外圆有用于供安装隔板汽封齿的齿槽。在各级动叶围带处，均装有径向汽封，在转子两端城墙齿与端部汽封配合，以防各级间漏汽及蒸汽外泄。

调节级动叶为三叉三销三联体叶片结构。这种结构的叶片具有良好的强度性能。每组叶片由一块单独的材料通过电脉冲加工而成。叶片根部为三叉形，安装时插入转子上已加工好的与之配合的槽内。再由三只轴向装入的销子加以固定。这种形式的叶片能够承受最小的部分进汽运行工况而不会损坏。

2.4高中压通流

本次改造，采用整体通流设计技术（AIBT），保证了机组的高效性和安全性；该技术主要有以下特点：

（1）小直径、多级数：各级均有汽封，减少漏气损失。

（2）变反动度：变反动度使得叶片级均处在最佳的气动状态，大大提高中压缸的整体通流效率。

（3）采用弯扭马刀型动、静叶。

（4）采用T型（单、双）叶根：有效降低叶根轴向漏汽量。

（5）采用整体围带叶片：全切削加工，强度好、振动应力低、抗高温蠕变性能好。

（6）隔板及径向汽封采用镶片式迷宫汽封：有效降低通流部分的漏气损失。

2.5低压内缸

低压内缸为碳钢焊接（铸焊）结构，除两端半环为铸件外，其余均为钢板。采用侧板将内缸分成不同的抽汽腔室，左右腔室之间焊有撑杆，以此来保证结构的刚性。低压内缸的设计是运用国际上最先进的有限元计算手段对机组进行三维模拟仿真分析后取得的最佳结构，采用了一种新型平行四边形的抽汽腔室結构和新的螺栓法兰布置方法，即将传统的垂直径向隔板向进汽中心线倾斜，通过一块有孔的覆板连接径向隔板的内侧端部，组成一个可以满足抽汽要求的封闭平行四边形腔室。通过中分面少量的法兰和螺栓布置，利用汽缸的热胀以达到其运行状态自行密封的效果。从而解决传统螺栓密封技术存在的问题，是一种先进的利用特殊结构达到自密封的技术。内缸两端固定有排汽导流环，它与外缸的锥形端壁结合，形成排汽扩压通道。

3、改造后效果

从改造后的情况看，除了高压缸效率与设计值尚有一定偏差外，其它性能指标均达到了较为理想的结果。

（1）#1机组相比改造前，整机热耗降低189.22kJ/kWh，供电煤耗降低了约7.2g/kWh。

（2）#2机组相比改造前，整机热耗降低215.5kJ/kWh，供电煤耗降低了约8.26g/kWh。

4、结语

汽轮机通流改造的原则之一就是不改变汽轮机的热力系统，各级回热抽汽口的参数（包括抽汽压力和温度）基本不变，压力和温度变化范围很小，可以完全保证各级加热器不超压、不超温，加热器的安全运行是完全可以保证的。

参考文献

[1]孔令慧.哈尔滨第三发电厂四号汽轮机组通流改造[J].黑龙江科技信息，2011（14）

1000MW汽轮机组 篇7

关键词：给水泵,汽轮机,控制,保护,优化

0 引言

国电汉川发电有限公司 (汉川电厂) 三期扩建工程为2×1 000MW超超临界机组, #5机组于2012年12月22日通过168h试运行并进入商业运行, #6机组目前处于基建期, 计划于2016年底投入商业运行。电站采用上海汽轮机有限公司引进德国西门子技术生产的N1000-26.20/600/600 (TC4F) 型超超临界汽轮机, 机组配置2×55%BMCR汽动给水泵, 无电动给水泵启动及运行方式。锅炉给水泵汽轮机为东方汽轮机股份有限公司生产的G22-1.0型小汽轮机。本文主要从G22-1.0型锅炉给水泵汽轮机的控制角度出发, 介绍该汽轮机的控制及保护系统的组成, 提出对保护系统逻辑及电气硬回路的优化方案, 以提高运行中给水泵汽轮机的安全可靠性。

1 微机电液控制系统 (MEH) 的组成及功能

国电汉川发电有限公司三期2×1 000MW超超临界机组控制系统由DCS和DEH组成, 分别采用北京国电智深的EDPF-NT Plus控制系统和德国西门子的SPPA-T3000控制系统。MEH系统是DCS控制系统的一部分, 过程监视及操作在DCS系统中完成。东方汽轮机股份有限公司生产的锅炉给水泵汽轮机配有专用伺服卡模块, 就地采集的LVDT位移反馈值, 在伺服卡中与控制系统发出的给定值指令 (DC 4~20mA信号) 进行比较, 经过控制系统组态中的PI运算后输出电液伺服阀调节电流 (DC-40mA~40mA信号) , 从而控制低压调节汽门的行程达到给定控制的开度值。在进行内部调节的同时, 伺服卡送出一个阀位开度信号 (DC 4~20mA信号) 至控制系统, 作为行程反馈显示值。

MEH控制系统原理如图1所示。给水泵汽轮机在启动阶段和正常运行过程中, 通过EDPF-NT+控制系统的3块SD1 (转速卡) 采集给水泵汽轮机的转速信号, 系统对三路信号进行判断、分析、计算, 再综合就地LVDT的位移反馈值, 输出控制信号到伺服卡模块;通过伺服阀来改变给水泵汽轮机低压调门的开度, 控制进入给水泵汽轮机的蒸汽流量, 进而改变汽轮机的转速。当给水泵汽轮机转速发生改变时, 它所拖动的给水泵转速也随着变化, 从而满足对锅炉给水量的要求。

MEH控制系统有3种基本控制方式: (1) 手动控制。通过在操作员站上直接设定油动机开度来直接控制给水泵汽轮机低压调门的开度, 此方式为开环控制。在任何工况下都可以通过操作员站切换到手动控制。在手动控制方式下, 运行值班员通过操作员站的手操器增减开度按钮来控制阀门开度, 通过和就地LVDT的位移反馈值进行比较, 得到阀位的偏差, 再进行PI计算后输出伺服阀调节电流至伺服阀, 控制油动机的开度, 达到控制转速的目的。 (2) 转速自动控制。通过在操作员上设定阶跃的目标转速和升速率来产生按给定升速率变化的转速给定值, 给定转速与实际转速经过比较及PI运算后由MEH输出阀位控制指令, 控制小机实际转速为给定转速。该控制方式的转速控制范围为0~6 500r/min。 (3) CCS方式, 即锅炉自动控制。当转速在2 840~6 000r/min时, MEH系统接收到锅炉CCS系统的请求信号, 经过逻辑判断后, 方可投入小机CCS控制模式。此时, 给水泵汽轮机转速给定值由锅炉CCS系统的4~20mA DC信号控制。三种控制方式间相互跟踪, 可实现无扰切换。

为了保证信号的可靠性, 系统将对从现场转速传感器测到的转速信号进行三取二处理, 得到一个可靠的实际转速信号。该转速信号在SD1内进行处理, 转变为数字量信号送到控制回路, 控制回路将输出的信号作为实际转速输入信号。转速自动控制逻辑组态回路的PID控制参数能通过工程师站进行在线修改, 以利于热控人员根据机组实际情况对控制过程进行调试及有效的干预, 很大程度上提高了控制功能的可靠性和灵活性, 更适应现代化自动控制的要求。

2 危急遮断系统 (METS) 的功能及优化

METS系统包括METS保护逻辑、METS保护电气硬回路和给水泵汽轮机监视保护装置 (MTSI) 。

2.1 METS保护逻辑组成及优化

METS保护逻辑在过程控制器的工程组态中完成, 重要的信号采用了三重冗余, 每个停机项均设有首出记忆逻辑和单独的信号输出。汽轮机遮断条件有:EH油压低停机 (与主机共用EH系统, 跳闸信号由主机三取二后送来一组开关量) ;润滑油压低停机 (三取二) ;MTSI超速停机 (三取二) ;排汽真空低停机 (三取二) ;排汽温度高停机;轴瓦温度高停机;轴振大停机;轴向位移大停机;前置泵跳闸停机;DCS遥控停机。满足任意一个条件, 将送出跳闸信号至METS保护电气硬回路来遮断汽轮机。

自#5机组投运以来, A给水泵汽轮机先后出现3次轴振动大停机至机组RB动作。给水泵汽轮机组有4个轴承座, 在每个轴承座上装设X/Y2个相对振动探头, MTSI采用EPRO生产的MMS6000监视保护装置。工程应用中是将8个振动大 (≥0.2mm) 的跳机并联后送至METS系统, 即满足任意一个动作, 给水泵汽轮机遮断。事故发生后查对历史数据, 在3次振动大停机信号开关量发出时, 模拟量中分别是4X (0.078mm) 、3Y (0.088mm) 和4Y (0.091mm) 最大, 无法表征是由某一具体轴振动大引起停机。分析认为最有可能的原因是至就地采集信号的电缆受干扰引起毫秒级的阶跃跳变, 由于MTSI的处理速度大于DCS系统的采样周期, DCS系统未能记录到模拟量最大值。

热工人员对振动大停机信号进行优化, 以便在不影响机组保护的同时, 避免振动大误停机。将之前一组开关量信号分为4组开关量信号, 每个轴承座X/Y方向并联后送出至METS;在振动大逻辑组态中加入模拟量判断。优化前后的逻辑如图2所示。

2.2 METS保护电气硬回路组成及优化

METS保护电气硬回路是METS保护逻辑和就地遮断电磁阀链接的桥梁, 就地遮断电磁阀采用失电跳机, 为保证安全性METS采用DC 110V双电源供电。

在运行中通过对机组可靠性进行分析, 提出对保护电气硬回路进行优化。国电智深EDPF-NT+控制系统采用高可靠的双冗余DPU设计, 通过DPU下的DO模块输出带动时间继电器实现METS保护电气硬回路中双DPU故障30s停机。由于DPU的可靠性比DO模块要高, 即认为存在很大METS系统误动的风险, 因此取消硬回路中的双DPU故障30s停机, 改为发故障报警信号。另外, 在硬回路增加METS系统中双路DC 24V电源失去停机保护, 因为双路电源失去, METS系统组态中的保护逻辑动作后无法送出信号至METS保护电气硬回路, 从而失去保护给水泵汽轮机的作用。优化前后的METS保护电气硬回路原理如图3所示。

2.3 MTSI系统的组成

MTSI系统采用EPRO生产的MMS6000监视保护装置。监视内容包括键相、零转速、轴位移和轴振动。系统将采集到的就地信号经运算处理后送至DCS系统。在MTSI系统中还包括3块由东汽自控 (DEC) 生产的超速卡, 监视给水泵汽轮机转速并按设定转速值保护机组安全。

2.4 超速保护系统的组成

给水泵汽轮机无机械超速装置, 超速保护功能在MEH/METS系统软件和硬回路中完成。为了保证机组的安全可靠性, 系统在软硬件上采取了3套超速保护。通过国电智深SD1卡采集三路转速信号, 在MEH系统的DPU组态中完成三取二转速大于6 380r/min经MEH遮断送至METS保护电气硬回路;通过东汽自控超速卡采集三路转速信号, 当转速大于6 380r/min时, 每块卡送出一组开关量信号至METS保护逻辑, 在METS保护逻辑组态中完成三取二 (大于6 380r/min) 经METS遮断送至METS保护电气硬回路;国电智深SD1卡可独立于DPU完成转速运算处理, 通过对3块SD1卡内参数设置, 在转速大于6 380r/min时分别送出一组开关量, 通过继电器回路完成三取二送至METS保护电气硬回路。

3 结束语

通过对给水泵汽轮机控制逻辑组态及保护回路的不断调整和优化, 给水泵汽轮机性能良好、控制稳定, METS保护动作准确、可靠, 提高了给水泵汽轮机的自动化水平及可靠性。热工维护人员在运行中通过对给水泵汽轮机出现的问题进行分析总结, 寻求更优的解决方案, 同时编写相关应急处理预案, 为机组安全稳定运行提供了保障。

参考文献

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[2]邓宏伟.阳西电厂电动给水泵配置方案比较[J].热力透平, 2009, 38 (1) :51-53

[3]杨保, 左立安.300 MW机组DEH和MEH伺服卡故障分析及处理[J].吉林电力, 2007, 37 (5) :51-53

[4]毕华南, 李红艳.给水泵汽轮机控制系统应用及启动中的问题分析[J].华电技术, 2009, 31 (7) :50-52

1000MW汽轮机组 篇8

关键词：汽轮机,通流,检修

1 350MW汽轮机组存在的问题及原因分析

某电厂的两台亚临界350MW汽轮机组投运后, 分别对其进行了热力性能试验, 试验发现机组存在下述问题:1、2号机高压缸及低压缸效率偏低;1号机中压缸效率偏低;1、2号机高、中压缸平衡盘漏汽量偏大;1、2号机过热减温水投入量偏大;1、2号机再热减温水投入量偏大;1、2号机加热器下端差偏大;1号机小汽轮机进汽流量偏大;主、再热蒸汽参数及排汽压力偏离设计。

从以上机组存在的问题来看, 影响机组缸效率和热耗值的原因是多方面的: (1) 安装的原因。使得高压通流部分动叶叶顶汽封和隔板汽封较原设计值偏大, 级间漏汽量大, 直接影响级效率; (2) 高压本体内漏的原因。高中压内部件 (隔板套、内缸) 水平中分面的螺栓热紧值没有按设计执行, 运行中发生中分面泄漏, 导致高压缸内外缸夹层漏汽量比设计值大、高排温度升高, 高压缸效率下降; (3) 加工的原因。实际加工结果如果和设计上存在一些微小偏差, 都有可能影响高压缸效率。 (4) 阀门压损的影响。由于试验过程中不是以阀点为基准, 而是在顺序阀的额定功率下进行, 这样必然会存在一定的节流损失, 使得高压缸效率下降, 降低了经济性。 (5) 运行中, 暖机的时间或上下缸温差控制不好, 都会导致缸体变形, 发生中分面张口。总之, 影响汽轮机高压缸效率的因素是多方面的, 第 (1) 、 (2) 项可以利用停机的时间来消缺, 第 (3) 项的可能性并不大, 主要原因是随着各种大型加工设备的引进, 加工精度已越来越高, 产生加工偏差几率极小, 第 (4) 、 (5) 项上可以做一些改进工作, 通过合理调整阀门开启顺序, 可使机组在更为经济的工况下运行。

2 检修方案

2.1 调整通流部分的间隙

合理地控制通流部分汽封的间隙值, 看其是否在合理的设计范围内。超差的部分要进行整修, 以保证热耗。

2.2 检查

为提高检修质量, 检查工作是必不可少的。检查内容如表1。

2.3 更换部分高中压弹性汽封

为进一步提高机组经济性, 对高压进、排汽平衡环处的部分汽封, 高中压的端部内汽封进行弹性汽封改进。可采用压力敏感汽封结构, 安装位置如图1～图4。

2.3.1 弹性汽封的特点

(1) 弹性汽封允许汽封圈通过弹簧力在转子表面浮动, 避免对转子产生碰磨; (2) 改进汽封间隙, 减少摩擦损失; (3) 减少汽封间隙, 提高机组性能; (4) 排除转子局部摩擦产生过热, 转子弯曲和振动明显减少。

2.3.2 弹性汽封的结构

原设计的汽封采用板弹簧将汽封圈压紧并支撑到汽封体相应的槽中, 见图5。

改进后的弹性汽封通过圆弹簧支撑汽封圈, 弹簧力与汽封圈的重量相平衡 (与板弹簧相比弹簧力小) , 由于弹簧力较小, 可以避免启动时的摩擦损伤, 见图6、7。启动时, 由弹簧支撑, 汽封圈轻轻地接触T型槽肩部, 与转子接触时容易向外侧避开, 不会因为过度接触而产生转子的损伤和振动。带负荷运行时, 通过入口、出口压力差, 使得汽封圈紧压在T型槽肩部, 保持稳定状态。

2.3.3 密封的安装方法

密封的安装流程如下:拆卸汽缸→起吊隔板→摘下汽封圈→装上弹性汽封→找中心→装入隔板→调整测量汽封间隙→装配汽缸。

汽封结构如图8, 装配图如图9。

2.4 喷嘴的抛光

由于水质等原因, 高中压部分的喷嘴很容易结垢, 从而影响机组的效率。在检修时对高中压部分的喷嘴进行抛光处理, 增加喷嘴的表面光洁度, 降低蒸汽在喷嘴的流动损失。图10为蒸汽在喷嘴中的流动。喷嘴的抛光工作流程如图11。

3结语

1000MW汽轮机组 篇9

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.

1000MW汽轮机组 篇10

汽轮发电机组振动故障诊断是根据相关的数据和信息对故障定性, 进而对其产生的原因或机理做出判断, 并确定解决措施和实施处理方案。

过去对机组振动故障处理的历史和经验教训说明, 对振动故障的定性一般并不困难, 但在确定故障的具体原因时, 由于对造成故障的机理分析有分歧, 使得误判有时会发生。因此, 机组振动故障的诊断除需要现场的经验外, 还应该掌握一定的基础理论和科学的分析能力, 这样才能快捷地找出故障的确切原因, 提出正确的根治措施。而且, 近年来我国的大容量火电机组正向超临界压力发展。大容量的超临界汽轮发电机轴系长, 支持轴瓦数量多。例如, 绥中800MW超临界汽轮发电机为单轴五缸, 转子总长为59.5m。这样, 大机组的轴系振动变的更为复杂, 具有一定的特点。希望通过此机组振动故障的诊断, 对同类型的超临界机组的振动故障的分析起到指导的作用。

2 设备介绍

2.1 汽轮机主要设计技术参数

绥中发电有限责任公司安装两台前苏联生产的800MW燃煤汽轮发电机组。汽轮机为列宁革勒金属工厂制造的K-800-240-5型, 该型汽轮机为超临界、单轴五缸、 (一个高压缸, 一个中压缸, 三个低压缸) , 六排汽、具有一次中间再热, 8段非调节抽汽, 凝汽冲动式汽轮机。

3 机组振动故障的诊断

3.1 绥中#2机的振动分析

在绥电公司#2机的停机过程中, 我们对机组的轴系进行了振动监测。通过对数据进行全面分析, 我们认为#2机组在振动方面主要存在如下的问题:

3.1.1 #1轴承在过临界转速时振动大

图1~4为#1和#2轴承惰走过程的轴振曲线, 从图中我们就可以看到#1和#2轴承1X在1180~1400r/min区间振动峰值为300微米左右, 1Y在1650r/min振动峰值最高为352微米, 2X和2Y在通过一阶临界转速时振动不大。从图4还可看出2Y中存在着大量非基频的成分, 经频谱分析, 发现其中含有大量2X、3X、4X、5X高频成分。

我们通过对#1和#2轴承在惰走过程的瓦振的测量, 发现2瓦垂直振动在1580r/min峰值为72.9微米, 而1瓦在通过一阶临界转速时的振动却不大。

由于1瓦过一阶临界转速时的轴振大、瓦振不大, 而2瓦正好相反, 在过一阶临界转速时的瓦振大、轴振不大, 从上述的数据来看, 绥电公司#2机组的高压转子存在着较大的一阶不平衡。我们认为这有两种可能:一是高压转子叶轮顶部有损坏, 一是高压转子存在热弯曲。

从1瓦和2瓦振动数据上看, 其中含有部分低频成分, 这说明了1瓦和2瓦的稳定性不太好。

在机组惰走到低转速时, 我们测量到1瓦的1X晃度为61.5微米, 1Y晃度为42.1微米, 这还说明1瓦在轴颈处的晃度超标。

由此, 我们建议一是在机组检修时进行揭缸, 检查汽轮机大轴的高压转子, 叶轮是否有损坏, 发生了转子质量的不平衡;高压转子是否存在塑性弯曲;转子上是否存在横向裂纹。二是检修时重点检查1瓦和2瓦, 包括瓦面、顶隙、侧隙、紧力、标高, 要求检修后达到规定的标准。三是1瓦轴颈处晃度要求检修后达到规定的标准。四是如果有必要, 高压转子可考虑作动平衡, 从而更好的解决#1和#2轴承振动大的问题。

3.1.2 #7轴承振动大

图5~6为#7轴承惰走过程的振动曲线, 从图中我们可以看到#7轴承的7X上, 在通过1780r/min时振动峰值为206微米, 而且, 随着转速的增加, 振动值略微有所增长, 7X在3000r/min振动上涨为218微米。7Y在1780r/min时振动峰值为129微米, 7Y在3000r/min振动为190微米。我们还测量到7瓦垂直振动在3000r/min为50微米。

我们分析:7X、7Y过一阶临界转速后的振动值并不减小, 反而逐渐增大, 这很好地说明了一阶不平衡、二阶不平衡以及外伸端不平衡都对#7轴承振动存在着影响。

在机组惰走到低转速时, 我们测量到6X晃度为82微米, 6Y晃度为37.7微米, 7X晃度为96.9微米, 7Y晃度为58.5微米, 由此可见6瓦、7瓦处的轴颈晃度是超标的。

通过上述数据的分析, 我们建议#2号机组停机后, 测量6瓦、7瓦轴颈处的晃度, 6瓦侧、7瓦侧对轮的晃度, 以及6、7瓦之间两个短接的4个对轮的晃度。对晃度超标的进行处理后, 要求达到检修规定的标准。建议在机组检修中更换6、7瓦侧对轮螺栓, 应采用强度更高的螺栓。并且, 在#2机组检修完毕后, 进行轴系动平衡, 以便更好的降低#7轴承振动, 保证机组的安全稳定运行。

3.2 绥中#2机C级检修后的振动分析

绥电公司于2007年#2机组C级检修时, 在7瓦侧加重305克/70度, 8瓦侧加重305克/25度反对称配重, 但是从加配重前后的实际数据对比来看, 加配重后机组振动状态不如加配重前, 没能达到预期的效果, 以#9瓦垂直瓦振变化最大最大时曾达到6.02mm/s, 只能靠降低凝汽器真空来减小#9瓦垂直瓦振, 在12月25日#2机组停备期间将这对反对称配重取下, 从处理效果看, #9瓦垂直瓦振及#7瓦、#10瓦水平轴振较C修后都有所好转, 但是#9瓦垂直瓦振没恢复到C修前水平。

#9瓦垂直瓦振变大的可能原因分析:一是#2机组C级检修时加配重产生了部分影响;二是在#2机C级检修时, 低发对轮找中心时#12瓦轴承座底部垫片去掉0.50mm, 相应的励磁机底部垫片变化较大, 虽然低压缸发电机、发电机励磁机对轮中心都在标准范围内, 但是发电机转子重86吨、#3低压转子重36.2吨, #12瓦轴承座的标高发生变化影响到了轴系的负荷分配;三是#9瓦本身可能存在问题, 存在紧固件松动, 轴瓦紧力变化, 乌金磨损、脱胎的可能。

由此, 我们认为, C级检修后#9瓦垂直瓦振变大不完全是加的配重的关系, 将配重拆下后也没恢复到原来水平, 同样道理, 在#2低压转子上加配重也无法解决#9瓦垂直瓦振大的问题;凝汽器真空变化能够使汽缸变形, 进而使轴瓦负荷发生变化, #9瓦垂直振动随真空减小而减小, 从一个侧面说明现在#2机轴瓦负荷分配存在不均, 大修时要做好#2机轴瓦负荷分配工作, #9瓦位置要适当抬高。

4 结论

通过对绥中发电有限责任公司的俄制800MW汽轮发电机组振动故障的分析, 掌握了大容量超临界压力机组振动典型、常发故障的诊断技术, 能够迅速地找出故障的确切原因, 提出正确的根治措施, 从而保障了机组长周期的安全稳定运行。此诊断技术不仅为汽轮发电机组振动设计提供了良好的现场经验, 更值得国内同类型机组的借鉴。

摘要：文章主要介绍了汽轮发电机组振动故障诊断种类, 并对绥中发电有限责任公司#2机组的振动故障进行了诊断, 提出了正确的根治措施, 为汽轮机发电机组振动的设计提供了良好的现场经验。

关键词：汽轮发电机组,振动,故障诊断

参考文献

1000MW汽轮机组 篇11

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

60MW发电机组汽轮机安装实践 篇12

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

二、汽轮机设备安装要点

1. 垫铁布置及地脚螺栓

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

2. 汽轮机汽缸找中心

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

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

3. 各转子间联轴器找中 (图1)

(1) 汽轮机转子与发电机转子间联轴器找中要求

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

(2) 主油泵转子与汽轮机转子之间联轴器安装要求

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

4. 大口径管道连接

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

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

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

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

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

5. 油系统冲洗及验收标准

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

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

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

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

(3) 进入调节保安部分油质颗粒度要求符合NAS1638 6级标准。

三、汽轮机安装保障措施

1. 台板研刮

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

2. 各轴瓦的检查和垫块接触面的调整

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

3. 滑销系统间隙标准

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

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4. 转子检查

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

四、汽轮机组安装后检测结果

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

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℃

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

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