300MW汽轮机

2024-09-26

300MW汽轮机（精选12篇）

300MW汽轮机篇1

摘要：针对设计相对落后、设备老化、实际热耗偏高的国产早期300MW机组, 本文着重介绍了利用全三维技术和东方汽轮机厂针对D42机型汽轮机通流部分节能提效研发的二次改进技术, 对高、中、低压缸通流部分进行节能改造情况和效果, 以及改造过程中暴露的问题和应注意的事项。

关键词：国产300MW机组,汽轮机,通流,节能改造

0引言

根据中国电力企业联合会发布的数据, 截止2008年底, 全国发电设备装机容量已达79253万千瓦, 其中火电60132万千瓦, 约占装机总容量的75.87%[1]。截止2008年4月30日, 仅全国发电机组技术协作会的300MW级 (含250-370MW机组, 下同) 165家发电企业会员, 拥有300MW等级火电机组就高达443台[2]。这些300MW等级机组中有相当一部分为上世纪70年代后期至80年代末期设计、制造的亚临界300MW凝汽式机组。中国大唐集团公司目前81台在役300MW等级机组, 2003年之前投运的有41台, 其中东方300MW等级在役机组32台机组, 2003年之前投运的有17台机组。

这些早期按带基本负荷设计的火电机组投运后, 发电市场发生了很大变化, 成了名副其实的调峰机组, 机组负荷频繁在50~100%工况间变化。设计水平和制造工艺的落后, 加上机组实际运行工况与设计工况存在较大的差别, 造成这些机组投运后暴露出不少问题, 经济指标与设计值偏差大, 汽轮机热耗普遍高出设计值300KJ/k W·h以上。如三门峡发电公司#2机组为东方汽轮机厂上世纪70年代后期至80年代末期设计制造的亚临界300MW凝汽式机组, 于1996年7月首次并网发电, 截止2007年10月改造前, 累计运行77460.4小时, 累计可用小时数为83104.11小时。机组投产后, 虽能达到300MW出力的要求, 但主要指标与设计值偏差较大, 高压缸比设计值低6%, 低压缸效率比设计值低4%, 热耗高出设计值350KJ/k W.h左右, 高缸排汽及各级抽汽温度均高于设计值, 节能降耗潜力巨大。

2003年以来, 随着各制造厂引进、消化吸收和自主开发, 已经掌握了当代先进的汽轮机通流设计技术及制造、加工技术, 并且积累了不少成熟的机组提效改造经验。因此, 汽轮机通流部分节能改造具有可靠的技术支持。

近年电网推行节能调度后, 调度的优先级以发电类型的不同和机组热耗高低为依据, 更凸显汽轮机通流部分节能改造的紧迫性。老化严重和通流部分存在严重缺陷的机组, 采用先进成熟的新技术进行汽轮机通流部分改造, 以提高机组的安全可靠性、经济性和增加机组的出力[3], 符合国家关于在钢铁、有色、煤炭、电力、石油石化、化工、建材、纺织、造纸、建筑等重点行业, 推广一批潜力大、应用面广的重大节能减排技术[4]的政策。

1汽轮机通流部分的节能改造

1.1改造范围

改造中汽轮机组的基础不动, 对基础负荷基本无影响;轴承座安装现有位置不变;高中压外缸、低压外缸不变。

额定工况下, 各抽汽口的热力参数基本不变;回热系统、汽封系统不变, 各抽汽口位置不变, 额定转速、旋转方向不变。

改造后机组仍采用定-滑-定运行方式, 机组启动方式不变。

改造范围包括:

(1) 高中压部分:高中压缸喷嘴组、高压第2~10级隔板 (包括隔板汽封) 、高压第1~10级动叶片、中压第1~6级隔板、中压第1~6级动叶片、高中压转子主轴、高压后汽封圈、中间汽封圈、中压后汽封圈;高中压#1、2、3隔板套, 高压内缸补充加工;危急保安器短轴。

(2) 低压部分:低压缸低压正反第1~6级隔板、低压正、反第1~6级动叶片、低压前后端汽封圈、低压排汽导流环、低压转子主轴 (可不改造) 、低压内缸、低压进汽管、高中压转子与低压转子联接螺栓一套、低压转子与电机转子联接螺栓一套。

(3) 1#~4#支持轴承及推力轴承、前箱、#1、2射油器、所有轴承箱外油档。

(4) 发电机部分:在定子铁芯气隙隔板;更换全台份定子槽楔、集电环、定子内端盖、氢气冷却器、主励磁机冷却器。

(5) 主变部分:主变高压分接引线及分接开关, 空冷器。

1.2改造的实施

三门峡#2汽轮机通流部分节能改造, 采用了近几年来已有一定的成熟经验, 且热效率较高的全三维设计技术对高、中、低压叶片进行叶型等方面节能改造。采用高效后加载层流平衡扭曲动叶, 薄出汽边弯曲马刀型静叶, 三维级内匹配设计, 自带冠结构设计, 低压末三级采用扭叶片型式, 高中压转子重新设计。

为适应发电机容量的增加, 在定子铁芯内圆的每个冷、热风区之间加装径向气隙隔板;更换全台份定子槽楔;更换集电环、钢筒及其绝缘;定子内端盖改用新型防漏磁的玻璃钢材质。氢气冷却器换热容量由650k W, 提高到750k W。主励磁机冷却器更换为绕片式新型空气冷却器;为适应变压器容量从360MVA增加到400MVA, 更换主变高压分接引线及分接开关, 增加了一组空冷器。

2006年初改造合同签订后, 针对已改造过的D42机型机组运行中存在的问题, 通过用户与制造厂间的一次次设计联络会, 采用用户提出问题, 制造厂解决问题的方式, 不断在设计、制造环节对改造方案进行优化完善。并最终在三门峡#2汽轮机通流部分节能改造中推出了针对D42机型的二次改进技术。

1.2.1高中压部分:静叶型线全部采用引进日立高效后加载层流叶型, 静叶片出汽边厚度降至0.38mm;第2~9级动叶采用平衡扭曲动叶。引进层流叶型与高压的HQ-2-2叶型和中压的CH-3叶型相比, 型损分别减小25%和23%, 级效率可提高1%左右。采用弯曲马刀型静叶, 预计级效率可提高1.5%, 采用日立平衡扭曲动叶, 预计级效率可提高0.8%。提高动叶根径, 适当减小静动叶片宽度, 提高相对叶高, 提高根部反动度, 优化各级焓降。

1.2.2优化调节级动静叶型线。在整台机组通流优化后, 调节级后压力略有升高, 有利于提高调节级的效率和高压缸的效率, 使调节级的速比、反动度提高到与压力级相当水平, 其三维计算效率已达89.07%, 扣除部分进汽度的影响, 其级效率可达到73%左右。

1.2.3高压第2压力级前增设汽流防旋档板, 减少调节级出口汽流不均匀产生的损失。高压内缸相对于外缸定位凸肩处增加了阻汽片, 以减少漏汽。

1.2.4为降低固体微粒冲蚀的影响, 在调节级和中压一级容易产生固体腐蚀的部位进行保护涂层等方式进行防冲蚀处理。

1.2.5低压部分:第1~3级静叶叶型更换为日立高效后加载层流叶型, 第1~3级采用弯曲马刀型静叶, 第4~6级采用弯扭马刀型静叶。将第4、5级动叶片锁块改为钛合金锁口叶片, 级效率约提高1.0%。全部级次采用焊接隔板。更换静动叶片型线和采用自带冠 (CCB) 动叶片。采用D300S低压通流为蓝本做国产化设计, 其末级叶片有效高度提高到856mm。

1.2.6隔板汽封、轴封、叶顶采用镶嵌高低齿铁素体汽封, 达到兼顾机组的安全性、经济性和投资成本。

1.2.7低压端汽封的第二、第五道汽封采用接触式汽封, 达到防止空气从轴封漏入真空系统的目的。接触式无间隙汽封的汽封齿材料为非金属材料, 耐磨性好且具有自润滑性能。汽封齿具有精确限位装置, 能使接触式汽封齿与转轴保持小间隙运行。具有较高的灵敏度, 自动跟踪转轴偏摆及晃动, 径向后退量2.5mm, 径向前进量0.5mm。实际安装调整中, 汽封间隙调整在0.10~0.15mm, 保证汽轮机在启动和运行时, 接触式汽封与转轴实现微间隙运行, 从而保证汽轮机顺利冲转启动。

1.2.8低压第2级到低压第6级隔板内外环都设计密封键, 增加整个隔板的刚性, 减少中分面漏汽情况的发生。

1.2.9对转子平衡孔进行优化设计。高中压转子各级平衡孔面积减小到原设计的1/3~1/5, 低压转子取消平衡孔, 减少漏汽损失。高压2~10级平衡孔由9×Φ30优化为5×Φ18;中压第1级取消平衡孔, 中压第2~6级平衡孔由7×Φ40优化为7×Φ24。

1.2.10取消高中压汽封间夹层加热孔。

1.2.11中低、低发联轴器螺栓改为液压螺栓, 便于检修时拆装, 节约检修工期。

1.2.12对阀门重叠度及流量特性曲线进行优化设计。

1.3改造中暴露的问题

1.3.1现场改造中出现新低压内缸抽汽口布置与现场抽汽口不一致, 后将低压内缸“机侧—电测”调转180度安装, 现场重新调整通流间隙。

1.3.2制造厂为满足现场老机组改造过程中, 隔板轴向定位调整的需要, 高中压缸在设计与交付用户产品时, 预留了调整垫片, 但因无法实现在隔板凸肩上打孔攻丝, 现场调整过程中不得不将垫片点焊在隔板凸肩上, 增加了因调整垫片固定不牢固带来的风险。

1.3.3设计挂闸油源取自前箱#1瓦进油管上, 由于#1瓦为可倾瓦, 交流油泵工作时其润滑油压只有0.06MPa, 不能满足挂闸油压最低0.08MPa的要求, 造成机组启动中无法自动挂闸, 后利用机组停机备用机会, 改接至6.9m润滑油至密封油供油管上后, 该问题得以解决。

1.4改造后系统的变化情况

原高压启动油泵取消, 调速油管路取消 (两端加堵板) 。原隔膜阀取消, 安装遮断隔离阀组, 危急保安器改为飞环式。汽轮机转速到3270~3330rpm时, 飞环在离心力作用下击出, 通过连杆带动机械遮断阀组动作, 泄掉EH安全油压, 关闭高中压主汽门、调节汽门。复位油油源由主油泵出口改为润滑油供给。

1.5改造效果

2007年12月三门峡#2机组完成通流部分节能改造后, 机组容量由300MW提高到320MW, 其中无煤耗功率增加10MW, 有煤耗功率增加10MW。汽轮机热耗降至8078k J/k Wh, 比改造前热耗降低320k J/kwh, 机组煤耗下降约12g/k Wh, 高压缸效率由改造前的78%提高到为84.34%, 中压缸效率由改造前的89%提高到92.37%。

#2机组2008年全年发电量17.3亿k Wh, 因机组增容改造增发电量约1亿k Wh, 按0.375元/k W.h协议上网电价, 毛利润按0.05元/k Wh计算, 年增产值约3750万元, 毛利润为500万元。

节能提效改造后因煤耗下降, 2008年节约标准煤20760吨, 按照每吨标煤600元计算, 可节约燃料成本1245万元。

煤耗下降后, 在发电量相等情况下, 所需原煤量将减少, 由此可使与燃料有关的输煤、除灰、制粉等系统年耗电量减少338万k Wh, 折合标准煤1180吨。

节能提效改造后, 每年同比减少向周围环境排放SO2约50吨, NOx约182吨, 烟尘约45吨。具有良好的社会效益。

改造后机组运行中高排温度 (原设计321℃) 由原来345℃降至314℃, 有效解决了锅炉再热器超温的问题, 保证了锅炉再热器的安全运行。同时因减少了再热器减温水用量, 而提高了机组的循环效率。

通过对阀门重叠度及流量特性曲线的优化, 解决了优化前阀门切换时负荷、调门开度、压力波动大的问题, 提高机组顺序阀运行时的经济性。

改造后#1~6瓦X向和Y向轴振动均小于0.08mm, #1~8瓦盖振均小于0.03mm, 达到优良水平。

1.6遗留问题

改造后机组带320MW负荷运行时, 高压调门阀序的末位调节阀有8~10mm的开度, 增加了节流损失和现场噪音, 且易造成阀门冲刷内漏, 分析为操纵座弹簧预紧力偏小所致, 计划在机组下次小修中予以解决。

2结论

从上世纪80年代后期开始已成为国家主力机组的300MW等级机组, 前后历经近20年, 在国内装备近500台, 三门峡在国产300MW汽轮机通流部分节能改造上的成功实施, 为国产早期机组的节能提效提供了良好的借鉴。

3结束语

汽轮机通流部分节能改造是一项工艺要求高、工作量仅次于汽轮机安装的工作。各部件由于缺少在制造厂总装环节, 现场调整、修理工作量相当大, 但在工期上要求上却比基建期间更紧凑, 责任人肩上的压力更大, 实施单位要做好实施项目的前期策划和准备, 实施过程中项目实施单位要调动发电公司一切力量为改造服务, 才能保障改造工作的顺利实施, 在工期预先安排上尽量宽裕一些, (比较合理施工工期应在73~80天) , 合理的工期是工作做好、做细的前提之一。

参考文献

[1]厦门节能中心.全国电力装机容量历年走势[BE/OL]

[2]中国电力新闻网.全国火电大机组 (300MW) 级竞赛揭晓[BE/OL]

[3]中国大唐集团公司安生[2008]47号文.中国大唐集团公司火电机组节能降耗指导意见 (试行) [Z]

[4]新华社.国务院关于印发节能减排综合性工作方案的通知[EB/OL]

300MW汽轮机篇2

摘要：本文针对阿尔斯通330MW机组汽轮机本体的结构特点,结合达拉特发电厂三台机组A级标准性大修的实际经验,对大修网络进度主线上的几个重要关键工序如汽轮机轴系中心、通流间隙调整、扣缸、负荷分配、修后启动作了系统阐述，为同类型机组的大修提供借鉴和参考。关键词：汽轮机大修重要工序控制

蒙达发电有限责任公司现装四台GEC ALSTHOM公司与北京重型电机厂合作生产的汽轮发电机机组，汽轮机型号T2A·330·30·2F1080，为单轴、三缸、两排汽、中间再热、凝汽冲动式汽轮机。该机组在结构上轴向长度短、滑销系统简单可靠、内外缸上猫爪支承对中性好、通流部分设计优化可靠、轴承座固定不动抗振能力强等特点。从汽轮机本体大修的角度出发，要达到保持、恢复或提高设备性能的目的，必须对工艺复杂的大修工序统筹安排，对网络进度主线上的关键工序和难点工序严格控制。根据蒙达公司＃

1、＃

2、＃4汽轮机本体三次A级标准性大修的实践，考虑重要性、难度、主从关系等因素，大修中要控制好的工序有：汽轮机轴系中心、通流间隙调整、扣缸、负荷分配及修后启动。汽轮机轴系中心1.1 汽轮机轴系中心的内容

在ALSTHOM汽轮发电机组大修涉及的中心有：汽轮机高、中、低转子中心、高压转子与盘车中心、高压转子与主油泵中心、盘车与偶合器及电机中心、发电机转子与低压转子中心、发电机转子与发电机定子空气间隙、发电机转子与励磁机转子中心。而这些中心按级别划分：基础中心只有汽轮机高中低转子中心，其他中心是在汽轮机转子中心确定后才进行，也就是在高中低对轮连接完成后才进行，汽轮机转子中心可以说是最重要的中心，其重要性还表现在：

1）汽轮机本体大修上，汽轮机转子中心是静止部件的基准，直接影响到动静间隙的准确性，是静止部件检修调整的依据；

2）汽轮机转子中心与机组振动密切相关。1.2 汽轮机轴系中心的质量标准

ALSTHOM汽轮机安装手册要求，本体大修轴系中心的质量标准为： 1）联轴器的圆周和端面偏差均要求控制在0.02㎜以下；

2）轴系扬度接近厂家给定的扬度标准。大修中，在确保两半对轮中心的情况下才考虑扬度，在对轮中心好的情况下不可强求扬度以使对轮中心破坏。本次珞璜大修中心调好后扬度未接近理想曲线。可以说，扬度是由转子静挠度而成，虽然关系到轴瓦负荷和瓦温，单在中心上也只供参考。出现轴瓦上的问题也只能调整轴瓦，不能调整转子。3）必须将低压转子调至水平。此标准与低压内缸水平标准一致，即0.05㎜以下。1.3 大修中有关汽轮机轴系中心方面的工序

根据ALSTHOM汽轮机的结构特点和安装要求，大修中汽轮机轴系中心工序贯穿整个过程，具体有：

1）联轴器解体后，复查转子中心。此时一定要测准，其结果将作为揭缸后中心调整的唯一依据。2）揭缸后，汽轮机转子中心调整。此时要选择最佳方案，以使静止部件调整量最小，负荷分配简单。并且要作准，避免扣缸后翻瓦调中心及动缸保持动静中心的一致性。

3）扣缸后转子中心的复查。此时的结果将直接面对对轮的连接，是汽轮机大修的最后一次中心调整，调整量因前面已做了许多工作而不会大，不折不扣地要做好。否则影响对轮连接，影响机组启动后轴瓦振动。

4）联轴器紧固。此时要求的是同轴度，其标准为0.02㎜以下。

5）转子扬度的测量及调整。每次中心的测量调整都要伴随扬度测量，低压转子必须放平，其余转子扬度要服从于中心。1.4 汽轮机转子中心的调整计算 1.4.1 汽轮机轴系中心的计算

汽轮机转子中心的计算必须以经确认准确无误的数据为依据，算法原理为相似三角形原理，在许多书籍上均有介绍不作论述。只是针对ALSTHOM汽轮机整个轴系来说，每调一个转子都要计算出其对下一转子的影响，包括圆周、端面、扬度三个方面。并以影响结果计算下一转子的调整量。另外，汽轮机转子中心的扬度计算一般在规程中不介绍，这里做一简单介绍。低压转子摆平公式

设#5轴颈扬度为A，#6轴颈扬度为B，A>B,#

5、#6间距为L1，#5轴瓦与中压侧对轮间距为L2（A、B用合像水平仪测出，单位为0.01mm/m）,若只动#5轴瓦，其公式为 P=1000（A－B）/2×L1×0.01（mm）

若考虑#5轴瓦温度高，可只动#5轴瓦；若考虑只动#5轴瓦对中低对轮圆周影响较大，可#

5、#6轴瓦同时动，设#5动P1，#6动P2，则有P=P1+P2，如此调后调整量对中低对轮的影响要分别计算，并求代数和。

若#5瓦调整P后，对中低对轮张口的影响为（设对轮直径为D）Y张口=P×D/L1（增加下张口）对圆周的影响为

Y圆=P×（L1+L2）/L1（低压转子对轮放低）

上面只是一个简单的计算过程，在实际中要繁琐的多。有时为了提出一个合适调整方案要进行五六次计算，以求对下一步工序影响最小。1.4.2 汽轮机轴系中心的调整

ALSTHOM汽轮机轴系中心的调整通过#1-#6轴瓦瓦枕平垫铁的改变调整垫片来实现。在垂直方向调整上，应以低压转子为基准，首先将低压转子的扬度调平，后进行下一步的调整；在水平方向上，根据实测数据以高中低任一转子为基准灵活调整。同时，调整要考虑对下一步工序的影响如通流间隙、负荷分配等，尽量做到调整量最小、调整合理；要考虑轴瓦的负荷及温度。1.5 影响汽轮机轴系中心的几个因素

1）由于理论与实际的差异，常有计算与调后不一致的情况。每次按计算调整都不会一次到位，要进行好几次，但最终最后一次调整会与最后一次计算相接近。

2）转子中心的测量有时会受环境温度的影响较大，有时差不多就是调不好，只有选同时同温测量。

3）转子中心受凝汽器水位影响较大，每次调整必须保证水位1.3m，但不可能绝对，上下允许0.1m波动。

4）低压转子与发电机转子中心调整上，考虑到运行中发电机定子铁芯和励磁机铁芯温度对中心的影响，低发联轴器要在端面调整上做到上张口0-0.02㎜，避免下张口出现。2 汽轮机的通流间隙调整2.1 汽轮机的通流间隙调整内容

ALSTHOM汽轮机通流间隙包括轴封汽封、隔板汽封、阻气片的径向间隙和轴向间隙。这步工序在转子揭缸调整中心后进行，不论高中低压缸通流间隙调整上具有一致性，做法基本雷同。其目的有两个，一是保证缸内不发生动静摩擦的前提下，隔板汽封尽量接近理论要求，轴封汽封不能大于允许最大值；二是调整后保证运行时保证动静间隙均匀，避免气流激荡导致动静振动。2．2 汽轮机的通流间隙调整应具备的条件

1）转子的轴向定位。定位要以推力盘工作面为基准，同时在高温和常温进行多次定位，并以常温为准。一般地，高压缸#2轴承座与#2转子轴颈处凸肩为20mm左右，中压缸#4轴承座处为30mm左右，低压缸在#6轴承座为500mm左右。

2）缸体的轴向定位。缸体的轴向定位只涉及高压缸，中压缸和低压缸一般不考虑。高压缸的轴向定位可在常温时进行测量，其数值应与安装记录对照，并恢复到安装位置，考虑高中拉杆的影响，二者数据之差不应大于0.2㎜。

3）缸体的支撑转换。缸体支撑转换直接影响通流径向间隙的准确性，必须要做到位 2．3 汽轮机通流间隙的调整原则

1）通流间隙的调整要先整体后局部。即先从整体上找出所测数据的共性，当绝大部分不符和要求且都在同一方向时要考虑动缸，但动缸的同时要谨慎的考虑到以后的负荷分配工作。当部分不符合要求时，要考虑动挂耳和底部键。当然，这是指通流间隙总值不超标的情况下。当通流间隙总值超标较多，就要考虑换汽封后再调整。

2）对于轴向通流间隙的调整要谨慎。必须核对转子定位和缸体定位后再做决定。要三缸统筹考虑，确定最佳方案。

3）调整通流间隙要综合考虑机组的经济性和安全性。如对于径向间隙为避免级间漏汽量大而降低机组效率，应尽量取下限，但考虑机组升速时的泊桑效应会减小径向间隙，综合考虑建议取中间值；轴向间隙由于正常运行转子与缸体差胀为正值，应必须保证级前间隙；轴封汽封考虑到泄露，在防止动静碰磨的情况下尽量取小值。2．4 通流间隙的调整方法

1）径向整体水平方向。方法有：外缸立销加减垫片、内缸纵销（或立销）加减垫片。应首选前者。

2）径向整体垂直方向。方法有：调整猫抓垫片、调整内缸支撑部位垫片。应首选前者。3）径向部分水平方向。方法有：调整隔板或轴封底部键，调整隔板或轴封挂耳。应首选前者。4）径向部分垂直方向。方法有：调整隔板或轴封挂耳、打磨或击汽封块背弧。应首选前者。5）单缸整体轴向调整。方法有：调整减力环、调整内缸横销、调整推理瓦拐轴、调整推力瓦拉杆销等。应首选前二种，后两种会造成其他缸轴向间隙的变化。

6）多缸整体轴向调整。方法有：调整减力环、调整推理瓦拐轴、调整推力瓦拉杆销。依据实际情况一种或几种结合。

7）单缸部分轴向调整。方法有：调整隔板幅向键或轴封幅向键。汽轮机扣缸汽轮机扣缸汽轮机本体大修的标志性工序。大修扣缸应有明确的要求和步骤。如应具备的数据、扣缸前的准备、扣缸工具人员的安排、扣缸的连续进行、扣缸的技术标准、扣缸的注意事项等。同时还应做到：

1）扣缸前一天应列出第二天所用工具明细，从工具确保扣缸工作顺利进行。2）扣缸前最好增加一道中心校核工序，以避免扣缸后调整量大，工作难度大。3）扣缸前最好完成滑销系统检修的所有工作，因外缸横销、立销检修扣缸后比扣缸前要难做。4）扣缸前要对所测数据做到心中有数，以避免扣缸遇到不必要的麻烦而影响扣缸工作的顺利进行。

5）扣缸时也需要进行必要的封堵，以确保不掉物件。4 汽轮机的负荷分配4．1 汽轮机的负荷分配的内容

汽轮机各汽缸是易变形部件，随着支撑点上负荷分布的变化，汽缸的几何外形均有相应的变化。通过负荷分配的检查，可以检查修后汽缸各支撑点上的受力分布。通过负荷分配的调整，可以保证来自汽缸及内部零件自重和连接管道外力在各支撑点上的受力均匀分布，进而保证汽缸几何外形的稳定性和内部间隙的正确性。ALSTHOM汽轮机对负荷分配要求严格，对于高中压缸以纵向轴线对称左右偏差值控制在5%之内，对于低压缸要求四周对称偏差值控制在5%之内。大修中汽轮机的负荷分配要在连接完导汽管后进行，一般只进行一次。4．2 汽轮机的负荷分配的方法及注意事项

汽轮机负荷分配采用液压称重法，从汽缸猫爪部位的零位开始，利用液压千斤顶以间隔0.10㎜进行升降称重，通过汽缸猫爪的调整达到各支撑点上的受力均匀分布。在现场操作中，考虑到调整垫片的厚度，汽缸的负荷分配标准控制在0.05㎜之内。汽轮机的负荷分配需注意以下几点：

1）荷分配前应保证各滑销无卡涩，汽缸能正常升降。

2）确认汽缸放升起装置拆除，汽缸及附属管道上无附加重量。检查千斤顶正常防止升降过程中突然卸压而损坏缸内部件。

3）在正式负荷分配前要预升降几次以保证负荷分配顺利进行，减小测量误差。

4）在调整过程中，有可能出现效果不明显、变化幅度大的情况，可考虑适当调整相应位置的管道支吊架。汽轮机修后启动ALSTHOM汽轮机大修后启动是对大修质量的全面检验。在启动中要对机组的振动、瓦温、膨胀、泄漏等进行全方位监控，以保证汽轮机的安全。重点有以下几个方面： 1）在大修后的启动前要保证电动盘车连续运行24小时以上，随时检查顶轴油压、盘车电机电流是否正常。并检查相关系统如轴封供汽系统、润滑油系统、高低压旁路系统、本体疏水系统、抽汽系统、控制油系统、DEH系统、低压缸喷水减温系统、真空系统等正常。

2）在机组冲车及带负荷时严格ALSTHOM汽轮机冷态启动曲线操作，避免升降速过快而导致不正常的膨胀、振动、轴窜等现象发生。3）为监视机组的膨胀可在高中压缸前猫爪轴向装设百分表、在DCS操作盘上记录差胀和轴向位移。当出现问题时要对滑销系统及相应测点进行检查。

4）汽轮机振动要从DCS操作盘和就地同时监视，发现振动超标立即采取措施。从动静碰摩、凝汽器真空、轴瓦安装、膨胀、启动操作方式、轴系平衡等放面找出原因并处理。

5）轴瓦金属温度的监视包括单个测点的温度和轴瓦前后测点温差两个方面，当出现异常情况时要立即采取措施。对于轴瓦金属温度异常情况，通常出现在＃

4、＃

5、＃6轴瓦上，要从单个轴瓦的负荷、轴瓦杨度与转子扬度的匹配、润滑油压及流量等方面进行分析处理。

6）在机组进汽后到额定负荷间段对汽轮机本体、轴承箱、导汽管、汽阀、油系统等设备的泄漏，对威胁机组运行和人身安全的要及时采取相应措施。结束语在蒙达＃

1、＃

300MW汽轮机篇3

【关键词】汽轮机；缸温差；增大；原因；处理

汽轮机进冷水冷气或上、下缸受热不均将导致汽机上下缸温差增大，严重时引起汽缸变形，动静部分摩擦从而造成弯轴，大轴或轴瓦磨损等事故，严重威胁汽轮机安全。为此，如何在开、停机过程中以及各种异常工况下将汽轮机上下缸温差控制在一个适当范围，以确保机组安全便成为了一个重要的课题。本文将着重叙述汽轮机缸温差增大的原因分析以及对应的防范措施和處理。

首先，汽轮机缸温差增大的原因不外乎两个方面：其一为汽缸进冷水或冷汽，其二为汽缸上下缸加热或冷却不平衡；从这两方面出发，综合来说，汽轮机上下缸温差增大的原因可以概括为以下几点：

1、凝汽器、除氧器、汽包满水进入汽缸；

2、轴封系统：轴封失压；轴封减温水量过大致轴封蒸汽带水；或轴封系统投入时疏水不充分（热态启动）；

3、高加、低加汽侧满水并经对应的抽汽管道进入汽缸；

4、主蒸汽过热度过低导致蒸汽带水；

5、各级疏水扩容器压力过高导致冷汽返回汽缸；

6、停机后，主、热蒸汽减温水关闭不严密导致汽缸进水（有给水泵运行时）；

7、开、停机投入除氧器加热时，压力过高导致冷水或冷汽从四抽倒入汽缸；

8、停机后，辅汽联箱未退出时，由于阀门关闭不严，经冷再倒至汽缸；

9、开停机时，由于蒸汽流量维持在较低水平，汽温的较小变化亦会引起上下缸的受热不均，严重时将会引起汽缸温差增大。

针对以上途径引的缸温差增大，均需采取恰当的应对措施将缸温差控制在较低水平，为此，可从两个方面来加以防范：

一、运行中的防范措施及处理

1、严密监视凝汽器、除氧器，汽包水位，在快降负荷及给水流量大幅变化等异常工况时，应特别加强高加和除氧器等水位监视；

2、在停机以及快减负荷等异常工况下，应加强各抽汽管道上、下壁温及抽汽温度监视，抽汽管壁温差大出现报警（14度）时，及时检查开启对应抽汽管道疏水；

3、发现高、低加和除氧器等出现闪蒸现象或水位显示特别异常或剧烈波动，且抽汽管道上、下壁温及抽汽温度出现下降，应果断解列高低加或退出相应汽源；如果是凝汽器满水或疏扩返汽（水），导致缸温差增大应短时关闭相应疏水；

4、较长时间的停机后冷态开机前，应进行凝汽器、除氧器的动态水位试验，确认水位显示以及报警、保护正常；

5、机组运行中加强轴封压力、低压轴封温度、主再热蒸汽温度及其过热度、温降率的监视。注意控制汽温特别防止超温之后的甩汽温。

6、低负荷下必须保证轴封压力至少维持在10KP以上。

7、开机前，必须按照规定进行高、低加水位保护试验，确保高、低加水位保护能够正常动作。负荷升降时按规定及时倒换#3高加疏水。异常工况时加强高加水位监视，防止高加满水进入汽缸；

8、高加投入之前必须进行注水查漏，高加投运过程中必须按规程规定，防止高加温升率过高导致钢管泄漏。停机之后，必须利用停炉后上水机会进行高加注水查漏；

9、监盘人员必须熟练掌握汽轮机热力系统，熟悉汽缸各参数的测点的安装位置，掌握各温度、压力以及容器液位的量程高低限，避免过量程造成测点失真、判断失误；

10、进一步完善汽轮机防进水保护逻辑。

二、机组开机过程中和停机后的防范措施及处理

1、开、停机前必须对涉及本体及各抽汽管道疏水气动门、电动门进行试验，确保能稳定可靠动作。开停机过程中，必须现场核对各疏水门开关状态正确，并对照疏水管道温度确认阀门状态；

2、严密监视汽轮机各缸温及汽缸各上下温差，加强DCS“防汽轮机进水”画面各参数监视；

3、加强汽缸保温维护检查，有问题及时联系检修处理。当有工作需要揭开汽缸保温，工作完成后应该立即恢复；

4、除氧器需加热时，应严格控制除氧器压力0不高于0.15MP和温度不高于125度，防止除氧器压力过高返汽至汽缸，加热时必须启动前置泵并开启前置泵再循环或启动除氧器再循环泵，保证循环水量足够；如此时四抽压力上涨，应打开管道疏水，若无法清除积水，则申请退出除氧器加热；

5、注意轴封汽源倒换，开停机时保证轴封压力至少高于10KP以上，严禁轴封压力为零。停机后退出轴封前必须先退出轴封减温水。停机后每两小时对轴封系统Y型滤网疏水一次，直至凝结水系统停运；

6、注意监视各段抽汽压力和高排压力变化情况，停机后如有上涨，应查明原因，可开启相应的管道疏水泄压至零。特别要严密监视高排和四抽压力，防止从冷再、辅汽联箱和除氧器倒冷水冷汽进入汽缸；

7、停机之后加强对各抽汽管道壁温差，高排壁温差和低压缸排汽温度监视，如有异常变化，应查明原因迅速处理；

8、开停机过程中注意负荷、燃料、减温水的平衡，特别防止甩汽温，防止蒸汽带水进入汽缸；

9、停机之后，真空破坏之前，充分利用再热蒸汽管道疏水或低旁拉干再热器，防止真空到零后再热器系统余汽冷却积水；

10、停机之后保持二抽逆止门前后疏水、冷再逆止门后、其它抽汽管道电动门后疏水常开，各段抽汽管道逆止门前疏水每小时开启五分钟；

11、加强各级疏水扩容器的压力温度监视，合理调整减温水量，严禁正压运行，防止倒汽至汽缸；

12、真空系统运行，当出现某下缸温度急剧下降，且确认为疏扩返汽时应立即关闭相应的疏水门，调整疏扩压力，待缸温回升后定期开启疏水门疏水；

13、严密监视主蒸汽温度及其过热度，控制好汽包水位，防止汽包满水进入汽缸；

14、严密监视再热器入口温度，比较减温器前后温差，确认为减温水泄漏时，关闭给水泵中间抽头，开启再热器减温水疏水；

15、当采用汽泵开机，应加强中压缸排汽区检水温度、四抽管道压力和温度监视，及时排除四抽管道积水。采用汽泵停机，在不需要上水后，应立即停运汽泵，并压关辅汽至小机一、二次门，并开启管道疏水，泄尽余压；

16、汽轮机停运之后，应检查各抽汽逆止门已处于关闭位置，手动压关各抽汽电动门，关闭高加的所有正常疏水门及高加运行排汽门，关闭各给水泵中间抽头门，检查低旁减温水电动门已关闭；

17、每小时至就地检查一次，倾听盘车、缸内声音；每两小时对各抽汽管道疏水一次，排除积水；每四小时开启轴封系统各滤网疏水门疏水一次；

18、若停机之后缸温差较大，可采取挂闸后关闭各本体疏水气动门，定期疏水的措施。

参考文献

[1]300MW级汽轮机运行导则

[2]防止电力生产重大事故的二十五项重点要求

300MW汽轮机篇4

江苏徐塘发电有限责任公司4#汽轮机是上海汽轮机有限公司引进美国西屋公司技术, 进行优化改进后生产制造的亚临界、一次中间再热、双缸、双排汽、单轴、凝汽式汽轮机, 机组型号为N300-16.7/538/538。给水回热系统由3台高压加热器, 4台低压加热器和1台除氧器组成, 给水系统配备2台50%容量汽动泵, 1台30%容量电动备用泵。

4#汽轮机于2001年投入商业运行, 近几年, 4#汽轮机热耗上升明显能耗增加。为了完成“十二五”节能量8万吨标煤的目标, 徐塘公司在充分论证的基础上决定对4#汽轮机通流部分进行全面改造, 该项目被列为2012年国家燃煤电厂综合升级改造示范工程。

2 改造前汽轮机现状评估

2.1 改造前汽轮机的现状

2011年, 该公司发现4#汽轮机能耗有逐渐增大的趋势, 机组进行经济指标劣化明显。该公司委托西安热工院于2011年5月对4#机组进行了诊断性热力试验。试验结果在进行二类参数修正后的热耗率为8339.2k J/k Wh。扣除试验时低旁泄漏的影响 (估算为98.6k J/k Wh) , 4#汽轮机修正热耗为8240.6k J/k Wh。2012年4#汽轮机通流前性能试验表明, 在经过一、二类修正后THA工况下热耗为8289.09 k J/k Wh。

2.2 改造前汽轮机的能效评估

2012年对4#汽轮机通流改造前试验表明, 在顺序阀工况额定负荷下试验热耗为8545.89k J/k Wh, 与设计热耗相差613.05k J/k Wh。利用等效焓降的方法对试验进行耗差分析 (见表1) , 分析最后热耗应为8535.63k J/k Wh, 与试验热耗偏差为10.26k J/k Wh。

4#汽轮机耗差分析图如图1所示。由图1可以直观看出, 汽轮机试验热耗比设计热耗值偏高690.63k J/k Wh, 其中高、中、低压缸三缸效率下降占上升热耗的55%, 平衡盘漏汽占6%, 小机用汽量占6%, 回热系统占3%, 因此汽轮机通流部分效率低是引起汽轮机热耗升高的主要原因。

2.3 汽轮机改造前存在的主要问题

2.3.1 高、中、低压缸效率低

根据等效热降法计算缸效率降低对机组经济性的影响, 5VWO工况平均高压缸效率低于设计值3.728个百分点, 使热耗增加59.33k J/k Wh;中压缸实际效率低于设计值3.04个百分点, 使热耗上升67.69k J/k Wh;低压缸低于设计值4.7个百分点, 使热耗上升186.83k J/k Wh。三缸效率偏离设计值, 使热耗增加313.85k J/k Wh。

2.3.2 平衡盘漏气量大

汽轮机高压内缸调节级后蒸汽通过高压进汽平衡盘轴封漏汽和6根导汽管漏汽, 通过中压缸进汽平衡盘汽封, 漏至中压缸第一级静叶后。由于高中压平衡盘通流汽封间隙较大, 平衡盘漏气量增加使热耗升高。5VWO工况高中压缸平衡盘轴封漏汽率为4.846%, 超过THA设计值3.021个百分点, 平衡盘轴封漏往中压缸第一级进口流量为39.25t/h, 比设计值偏大25.64t。

2.3.3 小机用汽量大

4#汽轮机2台汽动给水泵的设计效率为81%, 小汽轮机的设计效率为85%, 额定负荷下的小汽轮机用汽量为32.535t/h。而在额定负荷工况下, 实际小机的效率为78%, 汽泵效率为79%, 实际小机进汽量为44.23t/h, 比设计值增加了11.69t/h。

2.3.4 回热系统存在缺陷

1#高加上端差比设计值高6℃以上, 2#高加上端差比设计值高7℃以上, 2#高加温升低于设计值近10℃。7#、8#低加作为整体温升低于设计值;7#低加上端差高于设计值8℃左右。

2.3.5 汽轮机揭缸发现的问题

4#汽轮机解体发现高中低压缸通流部分磨损较严重。2#高压主汽门门芯损坏严重, 2#、4#、6#高压调门门芯吹蚀比较严重。揭缸后发现高中压隔板变形, 调节级阻汽齿、高压持环各级阻汽齿和隔板汽封磨损。由于受固体颗粒侵蚀, 造成高中压转子叶片大部分表面光洁度不够, 有较多的麻点和凹坑, 部分叶片边缘出现比较严重的吹损卷边。高中压外缸水平结合面有多处漏汽锈蚀痕迹, 说明外缸存在漏汽现象。低压转子调端第3道汽封处出现整圈磨损。汽轮机高压叶轮损坏情况如图2所示。

3 通流改造原则

4#汽轮机通流改造主要是更换高中压转子、叶片, 更换低压叶片, 改造汽封。通流改造遵循效益最大化和保证安全性的原则, 改造过程中在保证改造效果的前提下, 尽可能地利用原有设备减少改造工作量。改造中保持汽轮机基础台板、各轴承座及其安装位置不变, 确保改造后对基础负荷无影响。汽轮机高中压外缸壳体、低压外缸壳体保持不变, 内缸及持环的原支撑方式不变。保留汽轮机各管道接口位置不变, 维持通流部分热力参数基本保持不变, 以确保改造后高低加、除氧器等辅助设备能够正常投运。

4 汽轮机通流改造

4#汽轮机高、中压通流部分采用小直径、多级数的结构布置方式, 高、中压动静叶片均采用变弯扭马刀型叶片反动度设计, 提高各级轮周效率与级效率。动叶片采用T型叶根安装, 叶片端部采用全切削加工的整体围带, 不仅减少了级间漏气提高级效率而且降低了叶片所受蒸汽引起的弯应力。

4.1 高压缸部分

调节级由原来的反流形式改为顺流形式, 主蒸汽进汽通过喷嘴室过渡顺流进入压力级, 提高了调节级效率。压力级采用超超临界机组的通流技术, 将原H156高压为11级的结构, 改变为由8+5两个级组共13个压力级组成。压力级的改变使高压缸的做功能力得以增强。高中压夹层下半部分增设阻汽片, 间隙由20mm减少至3mm, 减少调节级后经高压前汽封漏入高压缸排汽口的蒸汽流量, 增加了通过压力级做功的蒸汽流量, 降低高排温度, 增加高压缸的出力。

4.2 中压缸部分

中压缸通流部分采用5+5共10个压力级组成, 两个级组仍然安装于两级中压静叶持环上, 中压缸叶片采用3DV的弯扭叶片。中压2#静叶持环的排汽末端改变排汽型线, 充分利用有限的空间尽量伸长。中压内缸的中分面增加密封键, 减少级间漏气, 保证各级抽汽参数满足设计要求。中低压连通管改造采用压力自平衡式不锈钢波形膨胀节, 以吸收热位移减少中压缸排汽压损。

4.3 低压缸部分

低压内缸由原来的双层结构改为单层内缸结构, 低压内缸中分面加装密封键, 改善螺栓的密封性能减少蒸汽内漏。低压通流部分采用2×7级双流形式, 新设计动叶叶根轮槽完全与原机型匹配, 保证了低压转子的使用。低压前四级动、静叶采用弯扭马刀叶片, 末三级采用变截面扭叶片。次次末级动叶采用侧装式整体围带, 次末级为整圈自锁叶片, 低压末级叶片采用905mm长叶片, 叶身带有整体拉金凸台, 分组焊接成组。末三级隔板采用三维CFD技术优化设计, 与动叶片达到最佳匹配, 提升低压整体性能。

4.4 汽封部分

汽轮机高中低压缸端部外汽封均采用蜂窝式汽封。端部蜂窝汽封间隙控制在0.5mm, 减小了轴端蒸汽泄漏量。高中压缸平衡盘汽封采用2+5+2道布莱登汽封, 高排平衡盘汽封采用3道布莱登汽封。在自由和空负荷工况下, 布莱登汽封块在螺旋弹簧的弹力作用下张开, 退让径向间隙1.5mm。随负荷增加汽封块各级逐渐关闭, 在20%负荷前汽封完全闭合达到最小径向间隙0.25~0.5mm, 避免启动阶段转子振动引起的动静碰摩。高中压动叶顶部和静叶底部均采用标准的镶片式高低齿汽封。

4.5 通流附属部分

汽轮机改造中除对汽轮机通流部分进行大规模改造外, 也对进汽等附属系统进行了改造。高压外缸配合喷嘴室接口重新布置疏水口, 封堵取消了中压缸冷却管路。改造高压进汽插管为弹性密封圈结构, 不仅解决了高压进汽插管漏汽、高压内缸冷却蒸汽二次加热等问题, 使汽轮机高排温度降低;而且能够吸收高压内、外缸位移, 提高机组启动速度。更换、修复了高压主汽门阀芯阀座, 降低主蒸汽阀门的节流损失。为该公司下一步供热改造考虑, 在中低压连通管上预留了抽汽接口, 可以保证提供100t/h的不调整抽汽。

5 通流改造的效果

4#汽轮机通流改造后试验表明, 调节级进汽方式由返流式改为顺流式后, 调节级效率74.96%比改造前提高了7.48个百分点。采用蜂窝汽封后高中压平衡盘漏气率由修前的4.846%下降至2.42%。THA工况下改造后高压缸效率提高了3.35个百分点, 中压缸效率提高了4.28个百分点, 低压缸效率提高了2.21个百分点。4#汽轮机通流改造后修正热耗为7935k J/k Wh, 比改造前热耗8289.09k J/k Wh下降了354.09k J/k Wh。

按照4#锅炉设计效率为92.23%, 因此通流系统改造后能够降低发电煤耗13.248g/k Wh。按照4#机组年发电量15亿k Wh计算, 4#机组通流改造后每年节约19872吨标煤, 以标煤价格800元/t计算, 年平均节约发电成本1590万元。

6 通流改造融资方式

4#汽轮机通流改造工程全部款项由上海电气租赁公司以融资租赁模式出资, 徐塘公司为承租方。建设期内承租人以其与上海电气股份公司签订的《通流改造合同》规定向出租人提款, 并按季向出租人支付实际提款额产生的利息, 租赁利息执行浮动利率。租赁期为5a, 租金按季后付。租赁期结束时, 承租人以该名义价格向出租人购买租赁物的产权, 融资租赁交易结束。5a租赁期内的租赁总金额为5257.18万元, 按照年平均节约发电成本1590万元计算, 预计3.31a即可收回投资成本。

7 结语

4#汽轮机通流改造后, 汽轮机性能得到了明显提高。无论是在三缸效率方面, 还是在高中压平衡盘及轴封漏气等方面的指标都大幅提高。2013年1月, 在负荷率为86.14%的情况下, 汽轮机热耗统计值为8073.66k J/k Wh, 当月供电煤耗为319.67g/k Wh。与2012年同期相比较, 在负荷率上升6个百分点的情况下, 热耗下降了276.76g/k Wh, 供电煤耗下降了16.55g/k Wh。

参考文献

[1]林万超.火电厂热系统定量分析[M].西安:西安交通大学出版社, 1985.

[2]付昶, 王伟锋, 朱立彤.汽轮机通流能力分析及试验研究[J].热力发电, 2013, (1) :48-51.

300MW汽轮机篇5

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。

300MW汽轮机篇6

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汽轮机篇7

关键词：推力瓦,推力间隙,转子定位

新疆玛纳斯发电厂7、8号机为上海汽轮机厂生产的单轴、双缸、亚临界、一次中间再热、凝汽式汽轮机, 机组型号为N300-16.7/537/537。采用的推力轴承与径向轴承为分体式, 此种推力轴承结构复杂, 但自位性能较好, 便于调整汽轮机转子轴向位置。

一、推力瓦结构与特点

推力瓦如图1所示。汽轮机转子与推力盘为一体, 推力盘两侧各有6块推力瓦, 限制推力盘轴向移动。推力盘和瓦块全部装在推力瓦外壳内, 外壳通过中分面螺栓将两半合并, 推力瓦外壳两侧各有一只伸长的挂耳。调整前后的定位螺杆时, 前后调整斜铁就会根据调整情况上下移动, 因调整斜铁与固定斜铁成对配置, 推力瓦外壳固定支架为U形一体结构, 斜铁带动推力瓦外壳在U形固定支架里前后移动, 从而根据通流间隙将汽轮机转子定位。推力瓦共有两根进油软管, 润滑油直接进入到推力盘和瓦块之间。在推力瓦块背面各有两个10 mm厚的半圆垫片, 推力间隙不符合要求时可以改变半圆垫片厚度调整推力间隙。

二、推力瓦检修

1. 推力间隙测量、调整

(1) 推力间隙测量。确认推力瓦及其附件全部回装到位。在推力瓦外壳下半圆两侧及汽轮机转子端头各架设1块百分表, 先将左侧两只定位螺杆逆时针 (从上向下看) 旋转, 调整斜铁向上移动, 与固定斜铁产生间隙。然后将右侧两只定位螺杆同时顺时针 (从上向下看) 旋转, 调整斜铁向下移动, 推着固定斜铁和推力瓦外壳向左侧移动。观察转子端部百分表动了0.01~0.02 mm后停止调整右侧两只定位螺杆, 这时记录3块百分表数值作为初始值。用类似方法将右侧两只定位螺杆同时逆时针旋转, 让调整斜铁向上移动与固定斜铁产生间隙, 然后同时顺时针旋转左侧两只定位螺杆, 使调整垫铁向下移动, 推着固定斜铁和推力瓦外壳向右侧移动, 同时观察转子端部百分表, 动了0.01~0.02mm后停止调整, 再次记录3块表数值。将推力瓦外壳百分表两次对应数值相减后取平均值, 与转子串动量的差值即为推力间隙。该机组推力间隙标准为0.25~0.38 mm。

推力间隙测量期间应注意:定位螺杆旋转时两侧须同步进行, 并且旋转角度相同;百分表需架设牢固。推力间隙需测量两次以上, 几次测量数据相同为测量准确。

(2) 推力间隙调整。如推力间隙偏大, 需重新加工推力瓦块后的垫片;如推力间隙偏小, 直接将垫片用磨床磨去相应厚度。

2. 推力瓦块检修

将推力瓦乌金面轻轻抹上一层红丹, 放在研磨平台上对研, 进行乌金初修刮, 使乌金与平台接触点均匀分布, 且接触面积达75%以上。用类似方法将剩余11块推力瓦研磨完毕。然后清扫瓦块和研磨平台, 将瓦块放在研磨平台上, 用百分表依次测量每只推力瓦球面最高点, 同一侧的6只瓦块相对厚度≤0.02 mm, 对于厚度超标瓦块通过修刮乌金或在瓦块背面加垫片方法调整。将12只瓦块修刮完毕后将推力瓦装复。通过调整定位螺杆, 让一侧推力瓦与推力盘靠稳, 盘动转子10圈左右, 然后用同样方法对研另一侧推力瓦。两侧推力瓦对研完毕后, 解体推力瓦并取出瓦块, 根据对研接触情况精修乌金结合面, 使乌金与推力盘接触点均匀分布, 接接触面积达75%以上。

三、汽轮机转子K值定位

300 MW汽轮机推力与径向轴承采用分体式, 根据该推力瓦特点, 在转子测量通流间隙之前需进行转子定位。转子测量定位数值 (以下简称K值) 在高压转子第一压力级进汽侧与高压持环之间, 标准范围是9.57~9.83 mm。转子K值定位后在1瓦油室处测量引出值A和B (图3) 。在机组扣完缸后汽缸内的K值无法测量, 只有在1瓦处测量引出值进行汽轮机转子定位。根据A、B数值将4只定位螺杆上紧, 汽轮机轴向定位也就完毕。

四、推力瓦安装注意事项

(1) 安装前需用面团将推力瓦块、推力瓦油室、推力瓦块托架及平衡垫铁等部件清扫干净, 依次在推力瓦块托架上装入平衡垫块、限位螺钉、推力瓦块, 完后需检验推力瓦块灵活性, 用手按下相邻两只推力瓦块, 其能够相互上下移动, 不得有卡滞现象;

(2) 推力间隙调整垫片半圆安装到位后, 将其旋转使结合面在垂直位置, 这样便于扣上半推力瓦盖;

(3) 扣上半瓦盖时, 遇瓦盖不下落, 手扶起吊的钢丝绳来回轻微晃动, 使上半瓦盖跟着摆动, 防止上瓦盖卡涩及压坏两侧油档环;

300MW汽轮机篇8

某发电公司利用机组大修期间,根据西安热工院提出的汽轮机设备及系统等一整套完善改进方案,对1台300MW机组进行优化改进,目标是提高汽轮机组输出功率,实现机组节能降耗,从而达到提高机组整体性能的目的。

机组技术改造后,试验结果表明,机组各项技术性能指标显著提高,达到并超出预期效果。

1 汽轮机概况

该汽轮机为哈尔滨汽轮机厂生产的N300-16.67/538/538型汽轮机,亚临界、中间再热,单轴、双缸、双排汽、凝汽式汽轮机,具有八段非调整抽汽的回热加热系统。该机组于2008年3月23日投产,2011年10月1日进行汽轮机组系统优化技改工作。

汽轮机热力系统采用典型的设计方案,新蒸汽首先通过主汽门,然后流入调节汽门,调节汽门控制着通过高压蒸汽进汽管进入高压汽缸的蒸汽流量。蒸汽通过高压缸膨胀作功后,从外缸下部的一个排汽口流出至锅炉再热器,经再热返回的蒸汽通过两只中压主汽门至中压调门,中压调门出口通过滑动接头与中压下缸的进汽室相连,中压缸共计9级反动级,蒸汽流经中压流通部分膨胀作功,再经联通管进入低压缸。低压缸为2×7级,是双流、反动式。蒸汽在通流部分的中央进入并流向两端的排汽口。

2 汽轮机设备及系统优化改进原则

1)根据机组实际运行及操作方式和诊断试验结果,结合不同电厂同类型机组存在的问题,对影响机组运行安全、经济性的设备及系统进行改进。

2)根据机组设备、系统设计、安装、现场布置和实际运行性能,并借鉴不同电力设计院设计特点、国外同类型机组的先进技术和国内同类型机组已使用过且经运行考验成功的技术。

3)针对同类型机组普遍存在的问题和本机组所存在的特殊问题,重点解决机组运行中发生或潜在的安全性问题,在机组安全运行基础上,通过采取相应技术措施来提高机组的运行经济性和出力能力。

4)经完善改进后的设备和系统,通过对运行操作规程的补充完善,机组在任何工况下运行时,各项控制指标均在规程要求的范围之内。

5)对机组运行以来从未使用过或稍经改变运行及操作方式完全可以满足机组安全运行,而不使用的系统及设备应予以彻底割除。

3 汽轮机优化改进前存在的主要问题

1)机组发电煤耗率年平均值为317g/kWh,与国内先进机组相比,该指标偏高。

2)发电机组额定出力300MW,大机组竞争优势低。

3)主、再蒸汽疏水和机本体疏水系统等高压疏水阀门,在热态操作后,因热冲击和汽液两相流对门芯的吹损,造成内漏和焊缝裂纹,不但使高参数的蒸汽损失,降低机组的效率,增加了发电煤耗,而且对人身和设备安全造成威胁。5#机曾发生如高压导汽管焊缝开裂、高压排汽通风阀门和本体部分的高压、次高压疏水阀严重内漏等问题。

4)过于复杂的设计,如辅汽系统疏水和轴封系统的疏水均设计成疏水阀门组的型式,而实际运行中,只要有一路能可靠使用的疏水门就足够了;冷再和高、低旁的疏水袋设计只要保证有水能随时排走而不必要有复杂的热控程序等。

4 汽轮机设备及系统优化改进具体内容

1)更换新型调节级喷嘴。

目的是针对调节级实际效率太低(约50%),提高调节级效率和做功能力,改善高真空和低负荷工况机组的经济性能。

2)高压持环改造。

高压持环与高压外缸挡汽环处漏汽间隙,通过镶阻汽片,将间隙(上、下)由20mm减小到3mm,同时进行原动、静叶镶嵌式汽封重新镶,然后,上、下持环合缸,紧螺栓,整体上立车找正后,车挡汽环阻汽片和各级通流汽封齿(0.65±0.05mm)。1号内缸12条螺栓改为热紧。1、2号持环共6条螺栓改为热紧,并在中分面增加密封键。目的是解决高压缸上、下缸负温差大,防止螺栓断裂或松弛和汽封磨损,提高高压缸通流效率。

3)更换中、低压缸排汽连通管。

目的是减小中、低压排汽连通管流动阻力,降低中压缸排汽压力,充分利用中压缸效率高而且低负荷变化不大的特性,提高中压缸做功能力。

4)通流汽封改进。

中压缸及高、中压两端轴封,选用不少于两种晶格的蜂窝汽封,汽封块结构不得使用调整块结构;低压缸通流动、静叶汽封(根据结构可适当加宽汽封),两轴端汽封改用刷式汽封;汽动给水泵小汽轮机通流叶顶及两端轴封改为蜂窝汽封。

5)玻璃珠喷流喷珠。

目的是清除氧化皮、提高通流部分光洁度和清洁度。喷珠范围为大、小汽轮机动、静叶栅表面,转子,门杆,汽封槽道等部位。

6)低压缸螺栓改进。

低压1号内缸,原螺栓(12条)冷紧改为热紧,缩短长度(4条缩短100mm; 4条缩短200mm);低压1号内缸,结合面加密封键;1、2号持环原螺栓(6条)冷紧改为热紧,且加粗和缩短;1、2号持环中分面增加密封键。目的是改善5、6抽汽温度高的问题。

7)汽轮机疏水系统改进。

根据机组现场实际热力系统管道布置、疏水点和阀门安装位置,结合国内其它发电公司改造后的成功经验,对机组的相关疏水系统进行合并、简化、优化、改造。目的是减少阀门的内漏概率,最大限度回收高参数的工质进入汽轮机继续做功而不是排放到大气或凝汽器,以及不必要的常态疏水造成的工质损失,可降低煤耗。

5 技术改造后性能分析

5.1 分析计算方法

机组采集的数据,经正确性检查后,按每一工况的时间段,算出各测量段的平均值,供计算机软件进行计算和分析。手工记录的数据也按照试验的记录段进行平均值等相应计算。对同一参数多重测点的测量,取其算术平均值。对于压力测量,根据所测数据进行仪表零位、取样点高度和大气压力等修正,取得测量点的绝对压力。

本次分析以主凝水流量为基准。通过高加回热系统和除氧器的流量平衡和能量平衡,迭代计算得出主给水流量、各级抽汽流量、主蒸汽流量、再热蒸汽流量,最终得出机组的试验热耗HR和发电煤耗bf。

1)热耗。

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式中:Dm—主蒸汽流量,kg/h;

Dr—再热蒸汽流量,kg/h;

Dfw—给水流量,kg/h;

Dcr—冷再热蒸汽流量,kg/h;

Dshs—过热器减温水流量,kg/h;

Drhs—再热器减温水流量,kg/h;

hm—主蒸汽焓,kJ/kg;

hhr—热再热蒸汽焓,kJ/kg;

hfw—给水焓,kJ/kg;

hcr—冷再热蒸汽焓,kJ/kg;

hshs—过热器减温水焓,kJ/kg;

hrhs—再热器减温水焓,kJ/kg;

Nel—发电机功率,MW。

热耗计算中所用辅助流量如轴封漏汽、阀杆漏汽等测量比较困难,因此轴封漏汽、阀杆漏汽取设计值。

2) 发电煤耗率。

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式中:q—汽轮发电机组热耗率,kJ/kWh;ηb—锅炉效率;ηp—管道效率。

计算时,锅炉效率取自锅炉效率试验报告(机组技改前后),管道效率ηp取98%。

5.2 机组额定出力提高

在机组技改结束进行的性能试验中,机组在试验TMCR1工况(5V+30%)下,凝汽器压力为4.754kPa,功率为329.518MW。在TMCR2工况(6V)下,凝汽器压力为8.288kPa,功率为325.805MW。通过性能试验,机组出力能力得到增强,在凝汽器压力为8kPa时,机组功率330MW,各项控制指标在设计及规程规定范围之内。

5.3 机组技改后热耗下降分析

通过热耗率计算方法和公式,用5#机组大修技术改造前后机组性能试验获取的数据,可以得出热耗率。对比技改前后热耗率数据,可以明显看出机组经优化改进后技术性能得到显著提高,相对技改前热耗率下降6%,达到并超出预期效果。技改前后热耗试验计算数据如表1所示。

5.4 机组技改后煤耗下降分析

通过发电煤耗率计算公式,同样可以计算出发电煤耗率。技改前后发电煤耗率数据对比如表2所示。可以明显看出机组经优化改进后技术性能得到显著提高,相对技改前发电煤耗率下降6%,也取得了优异的效果。

5.5 汽轮机热力系统改进生产效益分析

优化后的系统与原设计系统相比,取得一次性经济效益如下:共减少高压阀门132个,按平均价格8200元/个计,减少投资1082400元;共减少中、低压阀86个,按平均价格2500元/个计,减少投资215000元;减少的系统管道节省合金钢管材3.2t,按市场最低价格15000元/t计,节省资金48000元;节省20号钢管材4.3t,按市场最低价格5600元/t计,节省资金24080元;减少控制系统14套(件), 按每套(件)16000元计,可节省资金224000元。节省资金合计159万元。

取得年直接经济效益为:热力系统优化改造有效降低了不明汽水损失率和阀门内漏,按电科院性能试验对机组改造的测试结果,降低煤耗估算为2.6 g/kWh,按去年单机组发电量20亿kWh计算,可节省标准煤4600t,按购煤单价632元/t,年可节省发电成本328.64万元。

6 结语

300MW汽轮机篇9

汽轮机基础的设计极其复杂,在细节方面不同的汽轮机组和不同的设计将产生截然不同的设计效果。

A.预埋件的不统一性和方向性,要仔细核对汽轮机的布置方向才能决定汽轮机预埋件、管道、管沟的正确方向和位置,防止发生位置和角度的错误。

B.预埋件标高的问题,特别是汽轮机和发电机不是同一个厂家供货时,标高往往出现很大的差别。同时轴向、纵向尺寸也容易发生较大出入,必须认真核对图纸。

C.汽轮机在安装过程中,尤其是在找中心的过程中往往发生细微调整,设计时一定要考虑满足调整的预埋件,否则由于汽轮机缸体的重量而导致落动是非常危险的。

D.二次灌浆内挡板预埋件也是容易被遗忘的,一旦忘记预埋,将会对二次灌浆产生很大的影响。

E.锅炉吹管预埋件整套启动前,锅炉要进行整体管道吹扫。吹扫管道包括汽机侧主蒸汽、再热热段和再热冷段,由于吹管时压力较大,易对安装好的汽轮机造成冲击而发生位移,故一般吹管时在主汽门旁要进行短接,短接后的临时管道将在汽机平台上进行布置,为保证临吹管道的安全,一般应提前考虑在汽轮机基础上面预埋满足强度和数量要求的预埋件。

当然,这些问题并不是很难解决,只要认真仔细地核对厂家图纸和设计图纸,一般都能发现,必要时组织厂家和设计院代表专题讨论即可解决。

2 基础要求

汽轮机基础浇筑质量的好坏对汽轮机的稳定运行也是十分关键的,基础问题并不一定能及时反映出来,但随着时间的推移,若干年后将不断地暴露。

A.汽轮机基础是一个独立于厂房的基础,如能一次浇筑完成那对机组的运行是非常有好处的,但由于自身工艺的复杂性,往往无法实现,一般分两次浇筑完成基本没有问题。有些不负责任的施工单位只考虑自身的施工难度,往往分三次或者四次浇筑而成,导致基础产生更多的结合面而影响基础整体效果。

B.基础表面混凝土要求。基础表面混凝土是直接安放汽轮机的结合面,因此对基础表面应有一定的要求,混凝土石子应尽量采用破碎石,因为破碎石的握裹力极强,有些施工单位采用表面光滑的圆砾石(圆砾石成本低于破碎石)而导致基础表面的坚硬程度远远不够。

C.铲除基础表面混凝土。由于混凝土浇筑的工艺和养护原因,表面混凝土的强度一般都低于标准要求,所以最好将表面2～3cm厚度的混凝土铲除,铲除后的表面最好保持2～3cm的粗糙面,这样二次灌浆结合强度更高。为了实现这样的效果,往往在浇筑第一次混凝土时对安装设备的部位提前预浇2～3cm高度的混凝土。

3 垫铁安装工艺

垫铁是汽轮机与混凝土基础接触的支持元件,垫铁的布置数量、位置均由厂家要求,垫铁安装的工艺是汽轮机安装的第一步,也是至关重要的步骤。

A.制作与垫铁尺寸一样的标准垫铁研磨板便于研磨工作,以大于研磨板1cm的尺寸在混凝土基础上放样并进行研磨。所谓研磨就是保证混凝土基础与垫铁能够水平均匀的接触。精度当然是越高越好,一般采用高精度水平仪测量,保证水平度控制在5dmm以内(1mm=100dmm)或更小,接触是否均匀一般采用涂红丹粉的方式检查,将研磨板表面涂一层红丹粉,越薄越好,然后放在基础上研磨几下,检查基础面红丹痕迹,要求接触点必须达到70%且分布均匀。

B.垫铁的布置。如果厂家提供垫铁,就用厂家的垫铁,如果厂家未能提供垫铁,则需自己加工垫铁。加工垫铁的表面光洁度有严格的标准要求,一组垫铁分三块,一块平垫铁,两块斜垫铁。如有四块垫铁,则四块的数量不能超过总体数量的8%,即100组垫铁内,4块组成的垫铁不能超过8组,平垫铁与斜垫铁之间必须紧密接触。除了用涂红丹粉的方式检查接触情况外,还可以用5dmm厚度的塞尺检查,将斜垫铁依次放在平垫铁上面组成一组,用5dmm厚度的塞尺在接触面塞,要求不能塞入或塞入长度不能超过垫铁边缘的1/4。

4 台板安装

当垫铁布置完毕且工艺达到要求后,在垫铁上面布置台板,台板是放置汽轮机和轴承箱的承受体,所有台板本身的水平面、台板与台板之间的水平面都要得到保证。

A.正常情况下台板与汽缸接触面要求>70%且分布均匀,用5dmm塞尺检查,当台板接触达不到标准要求时,根据厂家意见考虑是否对台板进行研磨(不同的厂家对所生产的台板要求不一样,需要征求厂家意见而定)。

B.当台板安装完毕,汽缸就能正常就位,往往初次就位的汽缸会产生很多接触不良的问题,这就要针对具体的位置进行逐个调整。最终达到汽缸与台板、台板与垫铁、垫铁与基础完美的结合,同时保证汽缸的水平扬度后方可进入下道工序。

5 结语

以上内容是本人从事火力发电厂汽轮机安装多年的经验总结,但由于各种因素的制约,至今没有能够按照这个程序实现全过程的控制,导致在某些细节方面留下很多遗憾。希望本研究可以为提高火力发电厂汽轮机工作效率提供参考与借鉴。

摘要：300MW等级及以上的汽轮发电机组具有高参数、高精度、大体积等诸多特点,如果在安装过程中不注重各个细致环节,将会给机组的稳定运行留下很多隐患,甚至造成不可挽回的损失。尤其是基础部分及二次浇注部分,一旦浇筑就会一次成型,稍有不慎将直接影响机组的振动,轻者机组无法达标投产,重者经常跳机,严重损害经济利益。本研究就汽轮机安装中的基础处理进行探讨,希望可以对提高火力发电厂汽轮机的工作效率提供借鉴。

关键词：火力发电厂,汽轮机,300MW,安装

参考文献

[1]王勇.火力发电厂汽轮机现场安装的技术性改造[J].大众科技.2012,(10).

300MW汽轮机篇10

某省东部电网共有6台汽轮机引进的是美国一家公司生产的汽轮机组,型号是N300-16.7/538/538、单轴、两缸、两排汽、高中压合缸、反动式汽轮机,于1990年左右陆续投入生产发电。但是由于此型号机组的自身设计、制造、安装、运行等多个因素的影响,当机组运行时便出现了经济方面的诸多问题,例如热力系统过于复杂、凝汽器真空太低、轴系震动较大、阀门内泄特别严重。自发电以来厂方进行大量的技术改造和技术创新,大大地提高了机组自身性能,减少了问题出现率,确保生产正常进行,厂方赢利。

1 汽轮机设备改造

300MW汽轮机,自身的改造特别重要,其高中压采用合体缸、反向的双缸结构,这样的好处是降低轴向推力。新蒸汽途经8个喷嘴进入冲动式调节级,做完功后的蒸汽很大一部分会转向180°角进入第一个高压反动级,另一部分蒸汽经过高压平衡活塞的间隙进入到高压内外缸夹层中间,是为冷却高中压转子及内外缸壁,此后蒸汽的一部分进入和内外缸夹层相通的高压排汽室,而其余部分经冷却蒸汽管流入中压平衡活力塞的中间机室,再流经中压转子高温段表面进入中压缸首级动叶前,与再热蒸汽汇合继续做功。因此,在300MW汽轮机改造时应去除蒸汽冷却管。

2 优化汽轮机性能

在高负荷的生产运行中,汽轮机特别容易老化零部件要时时更换,否则性能下降是必然的,其速度是呈递增状态的。其主要原因是汽轮机设备老化磨损过大,凝气器真空下降。

2.1 汽轮机设备老化

主要表现是汽轮机汽封、间隙变大,内部泄漏现象严重。为解决此问题专家和机修人员煞费苦心,最后决定在汽轮机增加气封叶片保持汽封间隙并有计划地更新汽封片,特别是动叶顶端采用单片叶顶汽封的情况。新型多级叶顶气封其性能佳减少漏气和损耗可以延长机组的使用寿命提高工作效率,被广大厂商青睐。

2.2 凝汽器真空下降

凝汽器的清洁度及漏入空气的多少对凝汽器的真空会造成很大影响。如果是采用黄铜累的冷却管,只需优先保护冷却管,而如果用太合金管凝汽器只要保持适宜的胶球冲洗频度选用适当种类的胶球就可以达到高清洁运行,漏入凝汽器的空气量则越少越好。2002年夏季对机组进行真空试验发现多个机组凝气器漏气量大对机组影响严重。分析并得出结论机组低压缸前后轴封及小汽机轴封泄漏主要是由于轴封系统设计不合理造成的。因此要对系统进行改造,主机汽封头母系管汽轮机供、回小汽母管上装好自动疏水器,让主回气母管直接连接至轴封加热器,在主转子高中压平衡活塞头和端部轴封接处换用布莱登新型汽封以尽最大限度地减少轴封泄漏。

3 对现有汽轮机联合循环改造

燃气轮机联合循环发电自身具备热效率高、容量大、污染小、调峰能力强等优点,被各大生产企业纷纷吸纳作为本企业技术革新的新起点。比如用相同的原材料燃气轮机产生的热量、做的功要远远大于蒸汽轮机所做的功和产生的热量。燃气轮机在消耗水量时也要比同等规模的其他机组省水省时间,低生产成本,企业赢利。联合循环法是一种新型节能环保的新方法,节水性是一大亮点,各大厂商追捧,燃气轮机联合循环改造特别适合中西部缺水地区使用,既节省了资源又创造了效益,证明科学在经济发展中的巨大作用。另外,轮机联合循环改造法降低了CO2的排放,数据表明在实际生产中可以降低30%的废排放。

我们应特别注意联合循环发电机组是由燃气轮机、回收锅炉、发电机、蒸汽轮机共同组成的,四者之间有着紧密联系,缺一不可。这四个个体又是独立的,一个共同的特点是,都是旋转机械且数量多,必须加强振动方面的监视与诊断。对机组要有专业的机修人员对机组进行24小时的监视与定期全面的检查,且要有预测性对数据时时调去分析,发现异常立即上报,寻求专家指导。同时,建立健全的网络系统实时与外界进行知识技术经验的交流,全面掌握此系统。

4 结语

本研究对300MW汽轮机组的运行原理进行介绍,提出了在气封叶片上进行改进采用新型的叶片,同时要确保汽轮机真空泄露合理符合设计值的要求,并且提出了真空泄露处理的具体方法和国际上较流行的改造方法以及相关数据。这给生产带来了经验和实惠,给企业的未来发展带来机遇和优势。

参考文献

[1]林万超.火电厂热系统节能理论[M].西安:西安交通大学出版社,1994.

[2]郑体宽.热力发电厂[M].北京:中国电力出版社,1997.

[3]赵长存.李宁.王建.等.300MW汽轮机设备改造及性能优化的研究[J].河北电力技术.2003.(5):41-43.

[4]沈阳.田军让.300MW汽轮机设备容及系统优化改进[J].节能.2012.(08):12-16

[5]李志新.300MW汽轮机优化改造[J]科技风,201 3.(08):22-25.

[6]王乃宁.张志刚.汽轮机热力设计[M].北京:水利电力出版社.1987.

300MW汽轮机篇11

【关键词】电液并存；DEH

国华盘电公司#1机组DEH改造

1、原盘电调节系统的简介

1.1调节系统是电液型的，在结构上由电气部分和液力部分组成他们的作用相互联系着，自动调节系统用于：

（1）自动保持汽轮发电机的转速，速度变动率约为4.5%，抵消在锅炉再热汽储存的大量蒸汽使汽轮机加速的有害影响（其作用是由中压自动主汽门和排汽门来完成）。

（2）按照给定的静态特性曲线调节汽轮机的负荷，这个静态特性是二次调节转速和电网有功功率要求的。

（3）当汽轮机前部系统压力降至不允许值时防止汽轮机工作。

（4）当汽轮发电机瞬间甩负荷，发电机开关切除和未切除时，防止汽轮机转子转速升高到危急保安器动作转速以下（甩负荷试验合格）。

（5）快速的短时间的甩去汽轮机负荷，快速的长时间的限制汽轮机的负荷（通过功率限制器完成）。

1.2调速系统的组成：

（1）配汽机构，包括高中压缸调速汽门、主汽门、排汽门以及连接热用户管道的阀门（抽汽逆止门）。

（2）感应机构：高速弹簧片式调速器、电液转换器（相对于液力系统而言）。

（3）传动放大机构：调速汽组件、中间滑阀、油动机。

（4）反馈机构：杠杆反馈、凸轮反馈、转速和负荷（相对于电液转换器而言）。

2、改造后调节保安系统的组成

改造后调节保安系统的组成按其功能可分为四大部分：供油系统部分、执行机构部分、危急遮断部分、机械超速部分。液压系统的全部密封件必须选用氟橡胶。

2.1供油系统

改造后的供油系统部分主要包括供油装置、自循环冷却系统、自循环再生过滤系统以及油管路及附件。改造后的供油系统部分主要包括供油装置、自循环冷却系统、自循环再生过滤系统以及油管路及附件（油管路、高压蓄能器、低压蓄能器、膨涨支架等）。EH供油装置应是组合式结构，由油箱、油泵、过滤器、蓄能器、冷油器、再生装置、油管路，各种阀门及端子箱基本部件，以及用来监控供油系统运行工况的就地仪表、控制设备组成。

2.2执行机构

除热段排汽阀外的所有执行机构采用弹簧复位、液压开启式，热段排汽阀弹簧开启，液压关毕。当执行机构快速关闭时，应保证蒸汽阀碟与阀座的冲击力不至造成阀碟或阀座损坏。保护动作时执行机构带调节门空载的快速关闭全行程时间应小于0.2秒。调节信号作用下阀门的动作速度应满足系统一次调频的要求。根据附加组件的不同，可构成两种不同型式的执行机构，即开关型执行机构和调节型执行机构。

调节型执行机构

本次改造的调节型执行机构包括高压自动主汽门油动机（两台）、高压调速汽门油动机（四台）、中压调速汽门油动机（四台）、小机调速汽门油动机（四台）。执行机构应能将汽阀控制在任意的中间位置上，成比例地调节进汽量以适应负荷需要。为此，应在基本结构的基础上附加提供伺服阀和位移传感器。

开关型执行机构

本次改造的开关型执行机构包括中压自动主汽门油动机（两台）、Ⅲ段抽汽油压逆止门油动机、Ⅳ段抽汽油压逆止门油动机、热段排汽门油动机、小机自动主汽门油动机（两台）。执行机构应将汽阀控制在全开或全关位置上工作。在开关型执行机构上应设有阀门活动试验电磁阀，以实现远方在线活动试验，Ⅲ段Ⅳ段抽汽、热段排汽门采用就地活动试验方式。

2.3危急遮断系统

危急遮断系统由危急遮断电磁阀，超速保护电磁阀，单向阀，隔膜阀组成，在异常工况下，使汽轮机紧急停机。

（1）危急遮断电磁阀由两个电磁阀组成，机组正常运行时此电磁阀在关闭状态，当机组运行参数有遮断请求时该电磁阀迅速打开卸掉隔膜阀上部保护油压致使隔膜阀打开，从而卸掉AST及OPC油压使高中压自动主汽门、高中压调速气门、抽汽油压逆止门关闭，热段排汽门打开机组停机，此过程为不可逆过程。

（2）超速保护电磁阀由两个电磁阀组成，机组正常运行时此电磁阀在关闭状态，当机组转速达到额定转速的103%时，此电磁阀打开卸掉OPC安全油压，使高中压调速汽门关闭机组转速下降，当转速低于103%额定转速时该电磁阀关闭重新建立OPC安全油压，高中压调速汽门从新打开，此过程为可逆过程。

（3）单向阀是安装在危急遮断油路AST和超速保护控制油路OPC之间，当AST油压卸掉之后通过此阀同时卸掉OPC油压，而当OPC油压卸掉之后通过此阀能够保证AST油压的稳定。

（4）隔膜阀主要是危急遮断电磁阀的执行部件，危急遮断电磁阀主要是卸掉隔膜阀上部的保护油压从而通过隔膜阀卸掉AST油压来实现保护动作的，当正常工作时自动停机危急遮断-超速保护母管（AST）油压力为14±0.5MPa，保护油油压为1.2Mpa。当保护油油压降到0.63Mpa时薄膜阀开启，保护油油压升到0.3±0.1Mpa时薄膜阀开始关闭，保护油油压升到0.5±0.1Mpa时薄膜阀完全关闭。

2.4机械超速部分

机械超速部分主要对现有危急遮断系统进行改造，应实现以下功能：

（1）机械超速保护动作卸掉系统AST油压，使机组停机。

（2）机械超速部分动作转速在3290-3330rpm。

（3）机械超速保护两个飞锤应能够分别进行在线注油活动实验，试验时不能使汽机主保护动作，另一个工作位飞锤继续保持对机组的保护。

3、结论

通过调节系统的改造，数字式电液调节系统（DEH）能够从根本上消除电液并存调节系统迟缓率大、调节品质低、中间滑阀摆动等原始缺陷，并且由于数字式电液调节系统（DEH）运行所需油量较小可大大缩小油箱容积及管道直径，即可降低改造成本又可以降低油量的消耗从而降低日常维护成本。

参考文献

[1]成大先.机械设计手册[M].北京：北京化学工业出版社，2003.

[2]雷天觉.新编液压工程手册[M].北京：北京理工大学出版社，1998.

作者简介

300MW汽轮机篇12

一、增加ETS保护投退按钮

原ETS的PLC程序已预留投退保护的开关量程序, 即在不改动ETS程序的情况下, 在pro-face触摸屏上增加保护投退程序与按钮画面, pro-face触摸屏通过modbus 485通讯协议进行读写ETS的PLC程序, 实现保护投退功能。画面如图1.1。一共增加EH油压低保护、润滑油压低保护、真空低保护、轴向位移保护、轴振保护、差胀大保护、锅炉MFT、发电机保护、DEH停机、旁路、高排压比低保护、高排温度高保护、遥控8、遥控10、高排压力高保护等15个保护的投退功能, 同时设置进入操作画面的密码, 确保操作的安全性。

二、实现ETS与DCS间的通讯

DCS系统采用北京国电智深控制技术有限公司生产的DEPF-NT分散控制系统。为了能在DCS上增加监视ETS各个输入输出点, 确保投退保护正确, 实现了ETS和DCS的通讯。

在DCS读ETS数据只是作为辅助监视手段, 为了节省成本, 直接增加了31号虚拟DPU, 利用MODBUS TCP/IP通讯协议, 实现数据的传输。如图2.1

三、纠正首出遮断信号误报

当在Pro-face上投退保护后, 首出的遮断状态就会出现误报.从ETS逻辑图3.1上看出, 在原ETS程序上, 首出信号的触发没有增加投退保护信号的闭锁。即保护已经退出, 保护信号触发后, 保护虽然没有动作, 但首出信号会错误地以为保护已动作, 从而记录下来, 机组重新挂闸方能复位。以致首出信号无法记录真正的保护动作。

首出遮断不准确, 容易造成运行人员的误判。在DCS上组态解决此问题, 先是用DCS逻辑组态翻译PLC首出逻辑, 即用DCS读过来的ETS输入信号进行重新组态, 然后在DCS上修正逻辑, 增加保护投退的闭锁条件:当保护退出来时, 投退信号为0, 闭锁首出遮断起作用, 从而纠正ETS首出遮断误报。组态中需要用SR触发器实现PLC程序中的自锁, 而R脚接由AST压力开关产生的20s的脉冲信号的复位信号。

四、投退保护注意事项

(1) 为了防止误操作, 投退保护操作完毕后, 要确认投退保护按键与投退状态灯颜色一致。

(2) 为了防止误操作, 运行人员在投退保护前, 先打开保护投退与输入信号状态操作面板。此面板增加了保护投退状态灯, 红色表示保护已投入, 绿色表示保护已退出。观察是否满足投退保护的条件, 如EH油压低状态灯为红, 说明跳闸信号存在, 如投进保护, 就会导致跳机事故!

五、总结

5.1优点

(1) 在触摸屏和DCS上都可以观察到是否满足投退保护的条件。

(2) Pro-face上投退保护比在ETS柜直接接线投退保护方便和可靠。

5.2缺点

在退出保护的状态, 当该保护的跳机信号过来时, 仍然会首出遮断报警, 这导致了首出遮断报警不准确!因原ETS程序不建议修改, 所以在触摸屏上无法消除此缺点。

5.3效果总结

经过了此改造, 某电厂在节省成本情况下, 用DCS中的虚拟DPU读取了ETS数据, 并且对其进行逻辑组态和修正, 实现了DCS对ETS的监视。

在Pro-face上增加了保护投退功能, 提高了ETS保护投退的可靠性和安全性。