通流部分改造范文（精选9篇）
通流部分改造 第1篇
国华公司以“创新优化处理, 精致安排”为企业管理理念, 以“安全、稳定、环保、节能”的生产管理重心。以热点联产生产模式, 为区域用户提供优质、高效、稳定的热、电产品和服务。积极主动的适合滨海新区跨越式发展步伐。
国华公司进行技术改造的#3汽轮机是由杭州汽轮机厂生产, 型号为B1-3.5/1.3双列复速级带齿轮箱背压式汽轮机, 采用20世纪90年代技术设计制造, 于1995年12月投产。此台机组原设计额定转速汽耗24.53kg/k W·h但是受当时外界负荷需求低, 设计背压没能考虑到负荷增长对机组的影响等因素的限制, 实际运行效率一直达不到设计值。
1 改造的原则和目的
1.1 机组通流部分改造的技术原则
(1) 安全可靠性第一, 消除原机组的薄弱环节及不安全因素, 提高机组的可用率; (2) 采用汽轮机通流部分改造技术, 节能降耗, 以提高汽缸效率, 增加机组无煤耗出力为主要目标; (3) 现有的热力系统 (包括汽水系统、汽封系统、排气汽口位置) 不变; (4) 机组基础不动, 基础负荷的变化不得超过基础原设计负荷; (5) 前轴承座、后轴承座位置不变, 汽缸的支承方式不变; (6) 转子与发电机及主油泵的联接方式和位置不变; (7) 在额定工况下, 排气压力由1.27Mpa改为1.49Mpa, 其它的参数基本不变; (8) 3#汽轮机机做组为热电联产机组, 改后发电负荷在1.5MW时, 排汽压力1.5MPa, 进汽量45T/h。
2 改造前机组存在问题:
2.1网压高于设计排气压力造成进、排汽焓降减少; (设计排气1.17 Mpa~1.27Mpa实际1.33 Mpa~1.35Mpa)
2.2汽机动静间距发生变化; (叶轮和大轴之间套装松动, 造成动静摩擦。已进行了两次点焊修复) 动静错位3.5mm, 我们被迫采取调整了轴向位移及推动轴承位置的措施。
2.3汽机效率下降。3#机带满负荷运行平均发电能力仅为950k W·h, 热效率损失较大影响发电收益。
3 改造方案的制定
3.1 机组资料
机组代号:T0671
机组型号:B1.5-3.43/1.27
制造商:杭州汽轮机股份有限公司
3.2 改造参数
3.3 项目改造方案
3.3.1 对主汽门进行改造, 阀座通径由100mm扩至120mm
3.3.2 更换喷嘴组
(1) 汽道数由30个增加到36个; (2) 调节汽阀4阀DN40改为DN50; (3) 原来控制3只喷嘴改为控制9只; (4) 叶片型线:25TC-26; (5) 弧长:41.958节距:24.465节圆:623mm。
3.3.3 转向导叶叶片数量增加
3.3.4 油动机行程增加
3.3.5 改造调压器
3.3.6 改造后轴向推力在设计运行标准范围内
3.3.7 额定汽耗率:29kg.k W·h保证值汽耗:30 kg.k W·h
3.3.8 改造后排汽压力:1.49Mpa (绝压) 额定负荷:1500k W
改造后的机组基本能达到或接近制造厂家的保证值, 经济效益显著。在额定参数, 额定背压下, 机组可以增容5%以上, 达到了增容降耗的目标。证明汽轮机通流部分的改造是提高机组效率和安全性及合理延长寿命的重要手段。
4 改造设计实践
4.1 喷嘴改造
4.1.1 整周叶片设80个汽道
4.1.2 原气道数从30增加到36个;第四阀从控制3个气道增加到9个气道。喷嘴总出口面积 (2935.8mm2)
4.1.3 喷嘴组焊接除应力
4.2 调节汽阀4阀DN40改为DN50
4.3 油动机行程增加, 总行程为65mm, 原行程为56mm, 增加9mm
图3油动机行程增加, 总行程为65mm, 原行程为56mm, 增加9mm
4.4 对主汽门进行改造, 阀座通径由100mm扩至120mm
主汽门扩散器35Cr Mo A, 由原设计值100mm增加至120mm.并于阀碟同时研磨, 见图4。
图4对主汽门进行改造, 阀座通径由100mm扩至120mm
4.5 Φ55蝶阀阀体——30Cr2Mo V
4.6 35Cr Mo A———阀碟
4.7 阀杆, 最小精度处理, 做应力处理
材质35Cr Mo A1-5+7+6, 各表面均允许氮化处理。氮化处理是指一种在一定温度下一定介质中使氮原子渗入工件表层的化学热处理工艺。经氮化处理的制品具有优异的耐磨性、耐疲劳性、耐蚀性及耐高温的特性。
5 改造后经济性
改造后机组于2013年9月并网发电, 机组运行情况良好, 可在1.45MW负荷下连续运行, 排气量45T/h, 各项参数控制在允许范围内, 各轴承的垂直振动值均在0.025mm以内。
5.1 经济效益分析
5.1.1每小时新增产汽10t, 经双减喷水降温后增容15%, 可新增上网汽:10+10*15%=11.5 t/h
5.1.2按蒸汽销售单价169.63元/t计算, 每小时可增加销售额为:11.5*169.63=1950元
5.1.3每小时新增产汽10t, 经#3机发电后, 排汽喷水降温后增容10%, 可新增上网汽:10+10*10%=11 t/h
5.1.4按蒸汽销售单价169.63元/t计算, 每小时可增加销售额为:11*169.63=1866元
5.1.5每小时新增发电量500 k W·h
按上网电销售单价0.423元/k W·h计算, 每小时可增加销售额为:500*0.0423=211.5元
5.1.6#3机增容后合计每小时产生收益为:
上网电收益+上网汽收益:211.5+1866=2078元
5.1.7较改造前每小时增加的收益为:2078-1950=128元
5.1.8扣除未知因素, 实际收益可达理论收益的100%, 即:128元
5.1.9在保证足够供热负荷的情况下, #3机按全年运行8640天计算, 可产生收益为:128*8640=110.6万元
6 结语
国华能源发展 (天津) 有限公司经过多方考察和论证最终采用“沂源华阳能源设备有限公司”的先进技术, 对#3汽轮机进行了通流部分改造。#3汽轮机通流部分改造达到了预期目的, 机组额定出力能增加0.5 MW, 煤耗有较大幅度降低, 不但解决了机组本身的缺陷, 更重要是达到了节能降耗、减排增效的目的, 同时加大了供热量改造, 改善了3#机的运行条件, 也解决了中温中压蒸汽直接走减温减压的能源浪费。同时, 为了响应国家政策和生产实际需要, 增加实际进气量增加供热, 减少走减温减压浪费的热焓, 使机组具有灵活的热电联供性能。
总之通过改造能使机组的经济性、安全性和供热能力都得到提高。为企业中同类型机组改造升级总结了经验, 也为小机组的生存和发展进行了有益的尝试。
参考文献
[1]李建刚.汽轮机设备及运行[M].北京:中国电力出版社, 2006.
车间设备改造项目及新制部分 第2篇
1、D1620机组后桥拨管器改造（胡做，后因工程较大未做）
2、D1620机组补焊台架新增升降旋转装置是真对D820以下的钢管（2012年底安装完毕）*
3、D820机组后桥出管出台架更换道轨，安装升降旋转托辊（2012年底安装完毕）*
4、D529-1#机组铲刀部分工作（2012-8-22出图）*
5、D529-1#后桥拨管器改造529-720（2012-9-18出图）*
6、a纵剪机组上卷小车改造(2012-5胡出图未下发)b压卷装置轴及连接处的改造（2012-9-10出图）* c 出矫平处托举板头装置的新增（2012-10-15出图）*
7、a D426-2#开卷机支架维修改造（2012-8-10出图）*b 导板新制一套辊轴改为统一的
8、三米机组焊垫辊头部晃动作修改*
9、小螺焊车间400吨水压机（北跨）挡板辊轮的制作（2012-11-2胡制作）*
10、D426-1#铲头改造（2012-8-22出图）*
11、机动车间除锈设备升降部分改造（2012-8-20出图）后又要求做一套两端除锈装置（郭在做方案）
12、滤油机冷凝器改造（2014-5定制）*
13、D426平头机要做一套轴向移动钢管的装置，加工短管子时用（2014-4-24王文君做）
14、D820平头机升降托辊拉杆常断作改造（2012-11-20张志辉出图）*
15、三米精整升降托辊挂胶辊部分新作（2012-9-26出图）*
16、D820-1#机组开卷机制作一套增高座（2012-10出图）*
17、小螺焊400T水压机北跨往复缸与接头处焊，作改造（2012-11-2胡出图）*
18、3#X射线制作探臂左右调整架（2012-11-21小柴出图）*
19、3#X射线外旋转辊设备齿轮磨损作改造（2012-11-12胡出图）* 20、D820-2#机组成型器二号底座焊垫辊处凹凸不平，原来常焊后又打磨。需整体重新加工一刀使之在同一平面上（2012-11-21做现场指导加工）*
21、1200T水压机移动端锁肖改造（2012-11-13胡作）*
22、1200T水压机拨管器改造（2012-12小柴出图）*
23、D820-1#外六排压板螺孔作改造（2012-11张志辉出图*）
24、D820-1#机组进铣边机处的立辊丝杆改细扣（2012-12-20小郭出图）*
25、D1620，820，529-1#机组铣边机传动部分改联轴器(计划在2013年内完成)*
26、D820-2#机组X射线增强器升降装置涡轮附作改造（2013-1-7出图）*
27、700T水压机东边挡盘面不平做一件焊到上面（2012-9-16出图）*
28、直缝400T水压机插销油缸漏油，部分已焊接，作改造（2012-9-26出图）*
29、西安D1820平头机制作夹具12套（2014-2-14小郭出图）* 30、纵剪圆盘剪离合器拨块连接作改造（2014-4小郭出图）*
31、大螺焊检验站拨管器油缸加工核实（2014-4-23小郭出图）*
32、焊剂车间提升设备斗子部分和传递轴的连接处的加固改造（2014-3-6小郭出图）*
33、小螺焊中跨400T水压机只能进入12200mm的管子，做加长改造（2014-4-14胡在做）
34、700T水压机功能性改造，能生产高端管子：a 长短管子的移动装置及工装（2014-4-9胡出图）*b 升降托辊去年已做* c 排气阀及下梁移动部分耐磨板和辊轮的新做改造（2014-4-11高增飞出图）* d 拨管器改造（2014-5王文君出图）*
35、D1620机组要生产高材质厚壁的钢管，将机组的部分作加固、增加改造：a 內焊增加为双丝焊（2014-4-2王文君出图）* b 铲刀部分作强度改造及增做一件铲刀 * C 剪焊机新做两套剪刃*
36、三米要购一台排屑机，被动轴常坏和厂家协商作改进（2014-5-7胡与厂家沟通）*
37、三米3000T水压机低压上水管的改造（2014-3-28高增飞出图）*
38、直缝中频退火冷却系统改造方案（2014-4-3王文君出）*
39、北货场16吨行车滑线改造（2014-6-9高增飞出方案）* 40、各车间液压阀统计（2014-6-21小郭小高做）
41、3# 4#X射线小车加做制动器（2014-6-16胡出图）*
42、5#X射线小车制动器改造（2014-7-2胡做）
通流部分改造 第3篇
关键词：汽轮机；通流部分；结垢；蒸汽品质；清洗
中图分类号：TK267文献标识码：A 文章编号：1000-8136(2009)29-0022-02
霍州煤电煤矸石热电厂2#汽轮机组在运行中发现推力瓦温度大幅度升高，运行两个月后负荷4Mw时推力瓦温已达81℃，不得不限负荷运行，严重影响机组安全经济运行。
1 2#汽轮机推力瓦温度高原因分析
2#汽轮机带额定负荷6Mw时，调整抽汽压力远远超过规定值，并且随着机组运行时间的增长而不断恶化。带额定负荷6MW时调整抽汽压力最高达0.785MPa(额定0.49MPa)；并且推力瓦温骤然升高，带4MW负荷时推力瓦温已达81℃(冷油器出口油温37℃)，带来严重安全隐患。根据各段抽汽压力均与主蒸汽流量成正比这个原理，在运行中通过监视抽汽压力，就可以有效地监督通流部分工作是否正常。如果在同一负荷下各段抽汽压力升高，则说明该抽汽级以后通流面积减少，多数情况下是结了盐垢。其中，中压汽轮机各段抽汽压力相对升高15％时就必须进行结垢清理。据此推断为汽轮机通流部分结盐、流通不畅，导致汽轮机做功能力下降，使机组无法带至额定负荷。
22#汽轮机通流部分结垢的机理及2#机结垢的现状
2.1通流部分结垢的机理及化学成分
由于锅炉产出的蒸汽并不是绝对的清洁(其中含有各种盐分和杂质)，蒸汽在进人汽轮机内膨胀做功时，参数降低，携带盐分的能力逐渐减弱，盐分即被分离出来，紧紧地黏附在喷嘴、动叶和汽阀等通流部分的表面上，形成一层坚硬的盐垢。汽轮机内沉积的物质可分为易溶于水的、稍溶于水的和完全不溶于水的。可溶性的均是钠盐，如碳酸钠、硫酸钠、硅酸钠、氯化钠等；不溶性的是二氧化硅、氧化铜、三氧化二铁等。
2.22#汽轮机通流部分结垢的现状
霍州煤电煤矸石热电厂2#汽轮机组型号为C6-3.43／0.49。由山西机床厂设计制造，额定功率6MW，自1998年投产以来，一直连续运行，设备的利用率很高。由于蒸汽中盐分及杂物的日积月累，至2008年，该机通流部分结垢已达到了相当严重的程度，运行中出现了带额定负荷困难的问题，并且上述现象随着机组连续运行时间的增长而不断地恶化。2#机是一次调整抽汽式机组，运行中调整抽汽压力按用户的要求，均调整锁定在0.49MPa，所以，汽轮机结垢程度主要是通过监视调整抽汽压力的变化幅度来判断。2#机组在带6Mw负荷的情况下汽轮机抽汽压力已达到0.785MPa(厂家给定允许值为0.49MPa)，从2#机组外部象征来看为汽轮机高压侧通流面积相对减小造成了机组在带高负荷的情况下、高压侧监视段压力超标的现象。从整个热力系统的结构及运行状况来看，凝汽器管束材料为不锈钢TP304，给水中硅的含量一直在控制之中，除氧器的除氧效果也比较优良，热力管道未受腐蚀，因而垢的成分排除了不溶于水的氧化铜、氧化硅和三氧化二铁。故可以肯定垢的成分均为可溶性的钠盐。
汽轮机结垢后，解决的办法主要有两种：其一是停机揭大盖解体各结垢部件，进行人工铲除。此法费时费力，且难以将积垢清除干净、彻底。其二是在汽轮机运行中，使用低温蒸汽进行清洗，将机内溶于水的盐垢清洗掉。本厂如采用停机机械清理的方法清理，既要投入大量的人力、物力，又需要较长的时间，停机造成的损失巨大。为解决这一难题，我们组织工程技术人员进行技术攻关，通过集思广益，反复论证，在低转速阶段利用低温蒸汽对通流部分清洗，以达到除钠盐垢的目的。
2.3汽轮机机组通流部分结垢的危害
(1)使汽轮机通流表面变得粗糙，增大蒸汽流动时的摩擦损失，从而降低汽轮机的效率。
(2)汽轮机通流部分积盐使蒸汽的通流截面积减少，降低汽轮机的输出功率。
(3)盐类物质沉积在隔板喷嘴上，会增大隔板前后的压力差，从而增大隔板的弯曲应力。
(4)盐类物质沉积在动叶上，会增大叶轮前后的压力差，从而增大汽轮机转子的轴向推力，使推力轴承过负荷，严重时甚至会造成推力轴承乌金融化，动静部分发生摩擦、碰撞。
(5)一些盐类物质对通流部分尤其是叶片有腐蚀作用，腐蚀作用会降低叶片强度，严重时会使叶片断裂造成重大事故。
(6)盐类物质沉积在轴封上，使轴封环卡死失去弹性而造成轴封部分损坏。
(7)当沿汽轮机圆周积盐不均匀时，将影响转子的平衡，使汽轮机振动加大，甚至造成严重事故。
32#汽轮机通流部分的清洗
3.1清洗原理
因为水蒸汽中钠盐的溶解性与蒸汽的压力成正比，与蒸汽的温度成反比；所以进行汽轮机通流部分冲洗时，在保证汽轮机安全的前提条件下，尽可能在保持相对高的蒸汽压力和相对低的蒸汽温度。通过降低新蒸汽的进汽压力和温度，即把新蒸汽温度降低到接近于相应压力下的饱和温度时，使通流部分大多数处于湿蒸汽下工作。达到利用湿蒸汽溶解盐垢清洗通流部分结垢的目的。
3.2注意事项
(1)清洗前先退出低真空保护系统，整个清洗过程中维持真空20kPa左右。
(2)在清洗过程中每隔20min化验一次凝结水硬度、电导率。并根据化验结果来决定维持机组转速的时间以及是否继续升速，并判断盐垢的清洗效果，在凝结水电导率基本不变化并与给水电导率(25us/cm)大致相同时停止清洗。
(3)在清洗过程中锅炉方面要根据要求严格控制蒸汽温度、压力，以保证合格蒸汽品质。
(4)当气温接近饱和温度以后(一般比饱和温度高5℃一10℃)应继续运行到凝结水含盐量降到规定范围内，然后升高气温。
(5)注意监视汽轮机推力轴承金属温度≯85℃(当前最高点78~C)。若推力轴承金属温度上升至85℃同时伴随汽机轴向位移升高时，应终止进行清洗工作。
(6)注意监视汽轮机胀差、汽缸膨胀、各轴承振动、轴承温度、轴向位移的变化，当上述参数达到规定值时终止汽机通流部分清洗工作。
(7)如在进行汽机通流清洗过程中，任意参数达到紧急条件时，应果断停机；严禁发生人为处理不及时造成汽轮机损坏事故。
(8)清洗以后，应在相同的蒸气参数、背压和流量下比较清洗前后各监视段的压力，判断清洗效果。
4实施与效果
2#汽轮机通流部分吹洗之后，运行一直很稳定，6Mw负荷时监视段压力由原先0.785MPa左右下降到现在的0.50MP且左右(额定0.49MPa)。机组的状态达到了投产初期的水平，运行工况大为好转，不须再限负载运行，汽轮机恢复到了最佳工况及应有的效率，完全消除了因通流部分结垢而带来的安全隐患。汽轮机的效率有了明显的提高。
5汽轮机通流部分结垢的预防
汽轮机通流部分结垢主要是新蒸气品质不良引起的，而蒸气的品质如何主要取决于锅炉给水的品质好坏。汽轮机叶片上结有不溶于水的物质，如氧化铁和氧化铜等。氧化铁的出现是钢的腐蚀所造成的，腐蚀部位主要发生在给水与凝结水的管路系统中。铜垢主要来源是低压加热器铜管的腐蚀产物，一般可以通过加强凝结器及除氧器的除氧效果来减缓氧的腐蚀。
汽轮机凝结水含有各种杂质，这些杂质来自铜管(两级射汽抽气器、低压加热器)的腐蚀、冷却水的漏入以及低压加热器等的疏水。运行中必须严格监督凝结水品质，不合格时及时排人地沟，同时应监督和防止冷却水漏入凝结器中。
对化学水、疏水箱的质量应严格监督，以不影响给水质量为标准进行控制。
6结束语
通流部分改造 第4篇
300MW汽轮机是我公司在1980年代初引进美国西屋公司技术制造的。机组在经过两次通流优化改进后, 性能与经济性与原形机组相比有了较大程度的提高, 各项指标均达到国内领先的水平。
但是, 限于当时的通流设计水平, 从目前已投运的机组看, 高压缸效率与设计值偏差较大。在长期运行中, 严重影响机组的经济性。影响热耗的因素很多, 根据哈汽多年来对300MW汽轮机运行状况的调研和分析, 我们认为机组内漏、系统漏汽是导致上述问题的主要原因。因此从节能简排、增容增效角度、提高该机组的经济性来讲, 对该类型机组高压通流部分进行优化改造非常必要。
2 通流优化改造原则
在技术完善改进中, 遵循了以下原则:
(1) 保持原机组设计蒸汽参数、热力系统不变。
(2) 安全可靠性第一, 采用的技术成熟可靠, 消除原汽轮机组部件的薄弱环节, 提高机组的可用率、可靠性。
(3) 利用当代汽轮机先进技术设计理念, 对高压通流部分进行技术改造。
(4) 高压外缸不变, 高压隔板套原支撑方式不变。汽轮机的下半缸不动, 改造后对基础负荷基本无影响。
(5) 改造后的机组, 能适应深度调峰的要求, 在机组变负荷运行时 (50%～100%的负荷范围内) 机组具有较高的经济性。
(6) 机组实施完善改进后设备运行应力控制值能适应原机组运行参数变化的要求。
3 高压缸通流部分优化改造内容
(1) 更换调节级动叶片, 围带由铆接型改造为自带冠型, 防止了围带在铆接过程中出现裂纹, 安装简单方便, 安全性更高 (见图1) 。
(2) 更换调节级喷嘴, 在喷嘴面积不变的情况下增加气道数, 汽道数由原来的48道增加到126道, 使进汽量和压力分布均匀。
更换后喷嘴汽封形式是动叶顶部为2道径向汽封, 增加1道轴向汽封, 其中径向汽封间隙与原设计相比, 做了适当调整。减少漏汽, 提高效率 (见图1) 。改进喷嘴弧段材料, 喷嘴组出汽边进行渗氮处理。用来增加出汽边的耐磨性、耐高温性能。
(3) 更换高压隔板套, 隔板套中分面加密封键用来减少中分面变形引发的漏汽量。
(4) 更换高压1～12级动叶、导叶。
(5) 所有级别动、静叶片均采用新一代后加载型扭曲叶片, 进一步优化了流道前部与后部的载荷分布。吸力面、压力面均由高阶连续光滑样条曲线构成, 减少叶型损失。并进行多级连算, 考虑级间的匹配和级与级之间的影响, 使设计能够接近真实的流场情况。各级动、静叶片的几何进气角能够满足气动设计的要求, 动、静叶片沿径向攻角很小。端壁处二次流损失下降约为1/4。
(6) 动叶叶顶和隔板汽封采用高低齿迷宫式汽封。并尽可能减小间隙, 从而减少漏汽量, 提高机组效率。
(7) 改进高压进汽插管结构。高压进汽插管采用的是叠片式密封结构, 取代了原来的活塞环式密封结构, 以及后来的钟形罩式密封结构。活塞环密封结构的生产工序多, 很难控制其最终几何尺寸, 在实际运行状态中, 密封环不能形成整圈, 切口部位易产生泄漏。而且密封环易装反, 起不到密封效果;钟形罩式密封结构易生产、安装, 密封效果好于活塞环式密封, 但机组在长时间运行后, 钟型密封罩与活塞压圈间易产生氧化层使二者粘在一起, 需要在机组检修时转动钟型密封罩使其能自由转动。并且对提高机组效率并不是很明显。
叠片式密封在结构上主要由内、外密封环和压环组成。内环的装配在自由状态时与进汽插管相配, 直径间隙很小;外环与高压内缸进汽室端面相配, 同样直径间隙很小。外环与内环接触端面经过研磨后, 安装。最后外环 (内环) 顶部的压环用螺栓将其固定于内缸顶部压住 (见图2) 。压环与外环 (内环) 间留有间隙, 即在冷态时处于间隙配合。
在工作状态时依靠内、外环材料受热产生的膨胀性不同, 使内环与高压进汽插管、外环与高压内缸进汽室端面贴紧, 处于过盈配合状态。机组在运行状态时使高压进汽蒸汽通过内、外环的逐级别减压而达到零泄漏。由此密封环内径向、外径向和轴向三个方向都对主蒸汽进行完美的密封, 很好地解决了高压缸进汽插管的密封泄漏问题。该项改进可使机组高压缸效率提高约1.5%左右。
4 结语
目前已经对同类二十余个型机组进行了高压缸的通流部分改造, 改造后机组的经济性、安全性都非常好, 完全达到了改造预期的效果。过改造, 机组的额定容量由300MW达到320MW, 与改前相比发电煤耗下降约15g/ (kW·h) , 预计每年可节约标煤25000t左右。
可见, 对300MW机组高压缸部分进行改造后, 不但可以达到增容降耗, 解决高压缸效率低的问题, 而且能延长机组寿命, 提高机组运行可靠性和负荷适应性。同时, 改造后每年相对改造前可节约的成本非常可观, 具有很好的经济性, 尤其相对能源短缺的今天。总之, 汽轮机通流部分改造是一项增加机组容量, 投资少、见效快、环保效果好的措施。
摘要：介绍了300MW汽轮机高压通流部分技术改造的原则、改造内容和实施及改造后的效果。
通流部分改造 第5篇
关键词：300MW机组,技术改造,煤耗,差异
外高桥发电有限责任公司于2008年10月到2011年6月, 对国产引进型300MW机组进行整体通流部分改造, 其中1号、2号机组采用西屋公司的改造技术, 3号、4号机组采用西门子公司百万级大容量机组的改造技术, 均使机组的经济性、可靠性及运行灵活性达到国际先进水平。改造后汽轮发电机组铭牌 (额定) 出力为320MW, 降低煤耗达10g/k W·h以上。
一、技术上的差异
1. 改造目标的差异
改造目标的差异如表1所示。
2. 改造后性能的差异
(1) 各典型工况下机组出力和热耗率的差异如表2所示。
(2) 不同额定出力时汽轮发电机组热耗率的差异如表3所示。
(3) 不同额定出力时汽轮机缸效率差异, 如表4所示 (高、中压缸效率包括蒸汽阀门的损失;低压缸效率包括排汽缸损失) 。
3. 主要改造措施的差异
(1) 高压缸改进措施的差异如表5所示。
(2) 中压缸改进措施的差异如表6所示。
(3) 其他改造措施的差异如表7所示。
二、改进后的效果比较
1. 改造前后热耗比较
(1) 西屋技术改造前后的热耗率比较如表8所示。汽轮机通流部件改造后热耗率平均下降约3.5%。
(2) 百万级大容量技术改造前后的热耗率比较, 如表9所示。汽轮机通流部件改造后热耗率平均下降约3.8%。
2. 改造后的煤耗比较
改造后的性能试验表明, 在300MW扩容到320MW的基础上, 改造后在负荷300MW时煤耗降低约11g/k W·h, 在负荷320MW时煤耗可降低约12g/k W·h, 达到了改造的目标, 提高了机组运行的经济性和效率, 取得了较好的效果。
(1) 西屋技术改造前后的煤率比较如表10所示。
由表10可知, 在额定工况下, 机组改造后的供电煤耗率为309.5g/k W·h, 比改造前的供电煤耗率324.4g/k W·h降低了14.9g/k W·h, 下降了约4.6%。
(2) 百万级大容量机组技术改造前后的煤率比较如表11所示。
由表11可知, 机组改造前的供电煤耗率对机组负荷加权平均值为328.3g/k W·h;机组改造后的供电煤耗率对机组负荷加权平均值为316.1g/k W·h, 比改造前降低了12.2g/k W·h, 下降了约3.7%。
三、结语
从实际效果看, 改造项目总体达到了降低煤耗、提高效率、消除安全隐患的良好效果, 尤其是在目前节能环保的大环境下, 对于一些老机组如何能焕发出新的生命力具有一定的推广价值和借鉴作用。从1号、2号机组采用的西屋改造技术与3号、4号机组采用的百万级大容量机组改造技术相比, 后者更具有潜力并且代表了新的改造技术方向。
汽轮机通流部分故障诊断方法分析 第6篇
1 汽轮机的结构和工作原理
汽轮机又称“蒸汽透平”, 是通过能量与功率之间的转化, 以旋转方式将蒸汽能转换成机械功的大型机械。汽轮机被广泛用于火力发电中的原动力机械设备, 它可以直接被用于驱动各类以火力方式为动力原理的泵体、压缩机、风机和船舶螺旋桨等。同时, 还可利用汽轮机排汽或中间抽汽时所产生的汽热供热。汽轮机具有单机功率大、效率高和寿命长等优点, 其工作原理是将蒸汽中的热能转化为机械功。锅炉中的蒸汽送入汽轮机后, 按照动能原理进行具有一定秩序的环形配置, 运用动叶和喷嘴将蒸汽中携带的热能转化成为转子的旋转机械能。不同的汽轮机转化蒸汽的方式不同, 能量与功之间的转换方式各有差距, 进而形成了不同性能、原理的汽轮机, 而不同汽轮机中用于做功的汽流通道都是由进汽机构、各级通流部分的叶栅和排汽缸组成的。
2 汽轮机通流部分的工作原理
汽轮机的通流部分由高、中和低压部分组成, 共计58级。其中, 高压由调节级和1l级压力级组成, 高压通流部分由1个单列调节级和11级压力级组成, 调节级的叶片结构为冲动式的三叉三销三联体叶片结构。这种结构的优点是具有良好的强度, 11级静叶由方钢制成, 均安装于静叶持环上, 其各叶的叶根与其围带焊接在一起, 安装于静叶持环上直槽内的隔板上, 并均用一系列的L型填隙条锁紧, 填隙条安装在直槽内层特为其加工的附加槽内, 其动叶叶片由方钢制成, 可控的涡叶片为倒T型叶根, 末叶片与末叶槽的连接方式为锁紧式, 因高压部分的压力较高, 所以采用了T型的叶根结构作为防蒸汽泄漏的手段。中压通流部分为2×9级, 由装在汽缸内静叶持环上的静叶片和装在转子叶轮上具有相同级数的动叶片组合而成, 其弹簧退让式的汽封可保持转子与叶片围带间仅有较小的径向间隙, 一旦发生摩擦或碰撞时, 其弹簧可发生挠曲, 从而减小汽封齿的磨损程度, 其静叶片由方钢铣制成, 采用了叶根与整体围带焊接的结构, 形成了整圈隔板, 其水平中分面锯开后可分为上、下两半。低压通流部分为双流2× (2×7) 级, 由安装在汽缸或静叶持环上的7级静叶片和安装在转子上相同级数的动叶片组成, 其弹簧退让式汽封可保持转子于叶片围带间有较小的径向间隙, 当发生摩擦和碰撞时, 其弹簧会产生挠曲, 从而减小汽封齿的磨损程度, 其第1~5级的静叶片由方钢铣制成, 采用叶根与整体围带相连的结构, 形成了整圈隔板, 水平中分面锯开后可分为上、下两半, 而安装在内缸或静叶持环直槽内的隔板采用一系列的L型塞紧条锁紧, 塞紧条安装在直槽内的附加槽内, 并冲铆胀紧。
3 汽轮机通流部分的故障类型
汽轮机通流部分的故障可归纳为2大类: (1) 突发故障。主要包括进汽阀门阀杆断落、叶片脱落和断裂等现象, 突发问题多因通流部分的面积发生突变而引起。 (2) 因通流通道长期结垢、磨损而引起的渐变性故障。主要体现在以下2方面。
3.1 调节汽门和调节级故障
在汽轮机中, 调节汽门和调节级故障率最高, 主要是因其在运行时的压力、温度较高, 汽轮机的多数焓降由这2个部位负担, 导致调节级在长时间交变热应力的作用下出现破损、腐蚀等现象, 进而造成阀门阀杆或叶片断裂。此外, 通流通道中的金属碎屑脱落后会磨损汽门和调节级, 进而加剧了通道的堵塞程度。
3.2 压力级故障和轴封磨损
压力级产生的故障多为通道结垢和叶片断裂等现象。发生故障时, 通道面积会有所改变, 进而改变了调节级后压力值。此外, 多发故障还表现为轴封的磨损, 即在汽轮机启停或变更负载时, 因误操作等原因而引起轴封间碰撞、接触, 进而增加了轴封磨损和各缸漏汽的程度。
4 汽轮机通流部分的故障分析
综上所述, 汽轮机通流部分故障的原因多为压力、温度或流量等热力学参数的变化。当调节汽门或调节级发生故障时, 调节级后压力值也会随之改变。如果调节汽门阀杆断裂或结垢, 则会缩小通道面积, 蒸汽在通过调节级后会产生额外的节流, 进而引起调节级的压力下降。压力级故障与调节级故障类似, 会引起通道面积的变化。
5 汽轮机通流部分故障的诊断方法
在汽轮机故障的诊断方法中, 常用的包括热力参数诊断和振动诊断。随着研究的深入和相关科技的发展, 现阶段提出了更为智能化的诊断方法。下面以人工神经网络为例对故障诊断进行阐述。
5.1 人工神经网络的故障诊断原理
人工神经网络是一种源于动物神经系统的算法研究, 具备自学和自适应功能, 在预先提供相应输入、输出信号的前提下, 可根据二者间的联系进行系统建模, 并基于此处理新输入的数据, 从而获得相应的输出结果。人工神经网络主要包括输入层、隐层和输出层。其中, 输入层可将接收到的输入信号传递至隐层中, 并在隐层的传递函数中处理信号, 从而使输出结果不同于输入层。在汽轮机的故障诊断系统中, 将汽轮机的各项运行参数作为输入信号, 并利用一定的算法, 可诊断故障类型。
5.2 汽轮机故障诊断的流程
汽轮机故障诊断的形式较为多样, 可通过故障特征判别故障的性质。基于人工神经网络的故障诊断系统的诊断流程如图1所示, 即基于SQL和matlab平台收集、处理汽轮机各种运行工况 (包括正常、故障等情况) 的数据, 包括汽轮机运行时的负荷变化、主汽流量、温度、压力、调节级后压力、再热压力、温度等特征参数值, 并在数据预处理中加工特征量, 使其转换为网络数据输入到故障诊断程序中, 进而可判断故障类型和故障原因。
汽轮机可能发生的故障问题多种多样, 故障原理也不尽相同, 且基于神经网络的故障诊断模型存在局限性。因此, 可通过不同的故障实例对基于神经网络的故障诊断模型加以补充。另外, 因神经网络的建立需要训练样本, 在选择样本数据时, 应删除相互间矛盾的数据和异常数据, 且保证故障样本的数量与正常样本的数量具有一定的比例, 使模拟的神经网络模型与实际情况尽量接近, 从而提高故障判断的准确性。
6 结束语
在汽轮机中, 通流部分发挥着重要的作用, 但无论是传统的热力参数诊断、振动诊断, 还是当前的智能化诊断技术, 都无法完全、准确地判断汽轮机可能发生的故障。因此, 研发人员应继续研究汽轮机运行时热力参数的变化特征, 补充故障样本, 提高故障诊断技术的准确性, 从而确保电厂发电系统的安全、可靠运行。
参考文献
[1]周昭滨, 巫樟泉, 张德轩, 等.汽轮机通流部分故障诊断方法研究综述与展望[J].电站系统工程, 2014 (05) .
[2]董晓峰, 顾煜炯, 杨昆, 等.汽轮机通流部分故障诊断方法研究[J].中国电机工程学报, 2010 (35) .
汽轮机通流部分结垢诊断及应用 第7篇
汽轮机通流部分性能好坏直接影响机组运行的安全性和经济性, 尽管汽轮机故障诊断越来越受到学术界和企业的重视, 但目前多数倾向于对振动等机械类故障进行监视和诊断, 对机组通流部分热力性能的诊断尚未引起高度重视。雁北热电厂小型机组的监控点少, 检测工具原始, 手段方法单一, 或者监测仪表的质量存在问题, 无法对机组通流部分热力性能监测, 影响机组运行的安全性和经济性。虽然近两年雁北热电厂加大了对机组运行参数监视的技术改造和投入, 但针对汽轮机通流部分热力性能诊断技术还是一片空白, 这给机组运行性能诊断工作带来了很大的挑战。
2 机组结垢的现象
通流部分故障主要有喷嘴损坏、叶片结垢、叶片腐蚀、接合面漏气、水冲击等。在这里主要分析一下雁北热电厂近几年出现的几起通流部分结垢故障。2003年3月, 雁北热电厂两台机组均出现出力不足, 推力瓦温度升高, 轴向位移增大等现象, 同时发现机组在额定功率下运行时主蒸汽流量增加, 而且真空较低, 汽耗量增加。经停机检修, 发现1#机组通流部分严重结垢, 推力瓦磨损, 速度级有轻微擦伤。通过对机组通流部分进行碱煮除垢工作, 机组出力不足等情况得到解决, 但同时也耗费了大量的人力物力。同年4月, 对2#机组进行检修时同样发现通流部分结垢严重。2005年6月, 雁北热电厂再次进行双机大修时发现通流部分又存在不同程度的结垢情况, 只能再次采取碱煮方法进行除垢, 给我厂造成了巨大的经济损失。为解决这一问题, 雁北热电厂投入了大量的资金进行热工监视系统技术改造, 添置了无纸记录仪、振动仪等设备, 对维护机组安全、稳定运行起到了一定的积极作用, 但对机组通流部分热力性能监测还远远不够, 应当继续加大对热工监测系统的改造和投入, 确保机组安全、稳定和经济地运行。
3 通流部分结垢程度的诊断法
热力过程参数的变化可以准确地反映有关系统地运行情况。重大事故发生前或出现前兆时, 通过热力参数的异常变化就可以准确判断和预告, 从而及时采取措施避免事故的发生和扩大。机组带负荷运行时, 通流部分和转子结垢情况一般通过监视调节级 (速度级) 和某些级段 (如旋转隔板前) 的压力变化来进行诊断。诊断过程需要结合主蒸汽流量、汽耗量、热耗率和轴向位移等参数的变化情况综合分析, 判断发生故障的原因, 并采取相应的措施进行设备维护。下面介绍两种常用的简单诊断方法。
3.1 初步判断机组通流部分结垢的方法
首先根据监视段压力增长系数⊿P判断通流面积的变化情况。一般大型机组⊿P不超过5%, 小型机组不超过20%。这种方法在2003年、2005年雁北热电厂机组两次大修工作过程得到充分的验证, 准确率高达100%。2003年1#机大修前额定负荷时监视段压力为1.3MPa, 1997年该机组投产时监视段压力为0.9MPa,
ΔP——监视段压力增长系数
P01——故障时监视段压力
P0——投产时额定负荷下监视段压力
上面的计算表明1#机组通流部分已经严重结垢。通流部分因结垢导致动静部分间隙变小, 同时使蒸汽流道的形状发生变化, 导致机组工况发生改变, 机组轴向推力增大, 最大时达到1.3mm, 甚至机组推力瓦超温磨损, 严重影响机组安全运行。经停机检查, 发现通流部分速度级、第一、二级严重结垢, 最厚处达1.2mm。因冬季长期提供工业蒸汽, 第三级之后垢片较薄, 平均为0.3mm。
3.2 利用流量公式验证通流面积的变化诊断结垢情况
通过弗留格尔公式验证通流部分面积的变化程度
Q0Q1——工况变化前、后的流量
P0P01——工况变化前、后的速度级前压力
P2P21——工况变化前、后的速度级后压力
T0T1——工况变化前、后的蒸汽温度
运行经验表明, 汽轮机变工况运行时, 机组内部各压力级前后的温度变化较小, 可以忽略不计, 多级汽轮机中 (P21/P01) 2和 (P2/P) 2的值也可忽略不计。
则弗留格尔公式可以简化为
也就是说汽轮机变工况运行时级前压力与蒸汽流量成正比。弗留格尔公式在汽轮机通流面积不变的情况下适用, 在实际运行中, 由于各种原因导致通流面积出现变化 (如通流部分结垢、叶片损伤、变形等情况) , 应对上式进行修正;
A0A1——分别表示工况变化前后的通流部分面积
当叶片、喷嘴损伤或叶片结垢, 是通流部分的面积缩小时, a<1可由 (2式) 估算出汽轮机内部通流面积缩小的程度。一般来说, 大机组a不小于0.95, 当a<0.95时说明机组通流面积由于某种原因减小已影响到机组安全、经济运行, 必须采取措施进行处理, 而小型机组则不允许超出0.75。
此外, 当汽轮机通流面积减小后, 调节级焓降减少, 反动度增加, 压力及前后压差增大, 从而造成轴向推力增大, 轴向位移增加, 导致动静部分发生碰磨造成推力事故。
4 机组通流部分诊断的效益
4.1由于采用了通流部分结垢诊断技术将之前的机组定期维修改变为状态维修或预知维修, 这样大大提高了机组运行的可靠性, 减少了不必要的过剩维修, 降低了维修成本, 取得了良好的效果。
4.2延长了机组设备的使用寿命, 机组在整个服役期限内, 故障发生的次数与使用时间之间存在一定规律, 虽然对每一台机组而言, 出现故障的次数和使用寿命各不相同, 但发展规律却是一致的, 并且遵循著名的“浴盆曲线”原则。
当设备进入劣化期后, 故障就会逐渐增加, 设备劣化的变化可以通过运行信息反映出来。及早诊断并预测故障发展趋势, 确定合理的维修措施, 预防重大事故的发生, 这不仅能提高设备运行的可靠程度、减少设备故障的停机时间, 而且还可以延长设备寿命。
4.3可观的经济效益
故障诊断技术在生产中的应用改变了现代的维修技术, 由于了解和掌握了设备运行的状态, 减少了突发性事故停机, 减少了过剩维修, 降低了维修费用, 节省了劳动力, 提高了设备利用率, 带来了显著的经济效益和社会效益。
4 结束语
通流部分改造 第8篇
亚临界锅炉在实际运行中，机组负荷变化过快、汽包实际水位控制过高或波动过大、炉水品质等因素，会导致蒸汽机械携带盐份，在汽轮机高压级膨胀作功后，盐份在蒸汽中的溶解度随压力降低而减小，就会以固态形式沉积在通流部分蒸汽流速较低的部位，形成积盐。含有盐分的蒸汽通过过热器时，一部分杂质将沉积在过热器管内，影响蒸汽流动和传热，使管壁温度升高，加速钢材蠕变甚至超温爆管。同时盐分还可能沉积在管道、阀门、汽轮机叶片上，如沉积在蒸汽管道的阀门处，会使阀门动作失灵;沉积在汽机叶片上，将使得叶片表面粗糙、叶型改变和通流截面减小，导致汽机效率和出力降低，轴向推力增大，严重时还会影响转子的平衡而造成更大的事故。因此，对汽轮机积盐原因进行查找分析，并提出防范措施，保证机组安全运行，是摆在我们面前的重要课题。
1 汽轮机运行情况
1.1 系统简介
国电丰城发电有限公司安装4台340MW级发电机组，汽轮机为上海汽轮机有限公司引进美国西屋公司技术制造的N300-16.7/538/538型亚临界、中间再热式、高中压合缸、双缸双排汽、单轴、冷凝式汽轮机。汽轮机在实际运行中热耗高于出厂设计值，存在高中压缸效率偏低的问题。为有效提高汽机发电机组的效率，降低机组热耗和发电煤耗，提高机组铭牌出力，2010年，丰城电厂在大修期间对#4机组进行了高、中压缸通流部分改造。汽轮机通流改造后参数如下：
1.2 积盐形成
据现场检查和实际运行情况分析，公司机组调峰幅度大，同时汽包水位计存在误差的可能性较大。蒸汽机械携带磷酸盐进入锅炉过热器、再热受热面、主蒸汽管道和汽轮机高压级。以溶解携带方式进入蒸汽中的硅酸盐，由于压力和温度的降低，钠化合物在蒸汽中的溶解度随压力降低而减小，当低于蒸汽中含量时，该物质就会以固态析出，并沉积在蒸汽通流部分的叶片上，形成积盐，沉积的物质称为盐类沉积物。此外，蒸汽中微小的氢氧化钠浓缩液滴以及一些固态微粒，也可能粘附在汽轮机的蒸汽通流部分，形成沉积物[1]。2012年3月11日#4机组C修揭缸检查时发现，调节级、高压缸的动叶片和静叶前后共12级上有较多积盐，积盐表面呈灰黑色，底层呈浅铁红色，表层较疏松，且揭缸后在空气中放置两天后表层大部分剥落，底层稍硬，但可较轻易刮除。中压缸叶片和静叶均呈铁灰色，基本无积盐，极少数叶片根部和背面有少量灰白色积盐痕迹，用手可以轻易擦除，无法刮取垢样。3月15日江西省电科院相关技术人员进行了取样分析，分析结果显示，垢样主要成份为钠盐垢，高压缸叶片垢样中NaO占33.05%,碳酸钠占26.02%,碳酸氢钠占20.62%;高压缸静叶垢样中NaO占39.29%,碳酸钠占44.91%,碳酸氢钠占31.40%。
2 积盐原因分析
汽机高压缸积盐的成分为钠盐，可以判断为机械携带的可能性大。结合公司机组运行情况和检修检查各方面情况综合分析，认为造成汽轮机积盐的直接原因是汽包汽水分离效果差和汽包水位误差等，主要原因有下述几点：
(1)汽包汽水分离器容量不足。公司机组原设计为300MW，后扩容改造至340MW后，蒸汽流量增加约10%，再加上外供汽流量，在高负荷时锅炉负荷增加近15%，而汽包汽水分离装置并没有改动，满足不了增加的蒸汽流量，使得汽包汽水分离效果保证不了合格的蒸汽品质。
(2)汽包水位误差大。从汽包内部检查没有发现汽水分界线，说明汽包水位长期处于波动较大状态运行，尤其是在加减负荷较快时波动更大。如图1所示，从汽包内部结构上分析，汽包旋风分离器的有效分离高度约300mm左右，如汽包水位波动幅度接近300mm时，旋风分离器将失去分离效果[2]，而公司汽包就地水位计因故障率高改成磁翻板水位，造成实际运行中汽包水位波动幅度大部分时间在200～300mm间，造成分离效果差。从蒸汽钠含量在线仪表数据与汽包水位历史趋势看，在汽包水位波动较大时，蒸汽钠含量明显上升，说明汽包水位波动较大时，汽水分离效果明显变差。
(3)机组负荷波动大。自2010年11月份以来，公司煤炭环境恶劣，煤质太差。尤其是12月份及元月份由于给煤机堵煤造成磨煤机启、停频繁，运行稳定性差，负荷及压力经常急剧变化，负荷、汽包压力波动大引起蒸汽机械携带增加。
3 防范措施
3.1 组织实施机组热化学试验
机组在扩容改造后，机组负荷从300MW增加至340MW后主蒸汽流量增加约10%，且对外供汽蒸汽流量进一步增加(2月份#4机外供汽日平均流量约27T/H,最大流量达46T/H)，但锅炉侧并没有扩容，汽包蒸发能力并没有相应增加，导致汽包运行负荷增加，汽水分离效果变差。针对这一情况，应通过热化学试验掌握锅炉运行工况变化影响水汽品质的规律，确定锅炉最大蒸汽量、最佳汽包水位控制上下限、蒸汽携带系数、机组负荷加减速率、锅炉排污率等运行控制参数，通过控制锅炉运行参数保证在运行工况下获得良好的蒸汽品质。
3.2 调整机组运行工况，改善汽包汽水分离效果，提高蒸汽品质
一是根据机组热化学试验结果，将汽包水位控制在±100mm以内，并尽力控制在±50mm以内，则汽包水位变化对蒸汽品质基本无影响，尤其是在机组加减负荷时要加强对汽包水位的运行调整，尽力避免水位大幅度波动。二是控制机组加减负荷速率，在发电负荷增减高峰期间，应尽量将负荷增减量分配到所有运行机组，避免单台机组加减负荷过快，汽包水位波动过大。三是在保证安全的前提下，尽可能采用汽包较低水位运行，尽力避免高水位运行，尤其是机组高负荷期间，采用汽包低水位运行，增加旋风分离器的有效分离空间，保证汽水分离效果。四是加强对锅炉连排流量的监视调整，保持锅炉连排流量的相对稳定，未做热化学试验前，锅炉连续排污率应控制在0.5%左右，以保证含盐量较高的炉水连续排出和炉水水质取样的代表性。
3.3 加强机组开机管理
开机期间安排人员进行水汽铜、铁离子监测，进一步完善开机化学监督操作卡，严格按规程规定操作，水汽品质合格后才能进行点火、冲转、并网及凝结水回收，减少开机期间水汽品质不合格造成热力系统积盐结垢和腐蚀的影响。
3.4 加强炉水监督力度，提高炉水质量
在满足炉水PH的前提下，尽量减少磷酸盐的加入量，使磷酸盐浓度维持在0.1～0.5 mg/L左右。按规定的时间进行手工取样与在线仪表比对，发现蒸汽钠、硅、电导超标时，运行人员将汽包控制在低水位运行，并加大连排流量。
3.5 加大化学在线仪表维护管理
按规定对蒸汽钠表等重要仪表电极进行维护、更换，保证仪表的投入率和准确率。保证水汽样品的取样流量和温度，保证MIS网上在线仪表显示数据与在线仪表显示的一致性。
3.6 机组停运时安排进行滑停蒸汽冲洗
当负荷降至20%、主汽压降至6MPa、主再蒸汽过热度大于70℃时，停留4小时左右洗盐。机组大小修时，对凝汽器不锈钢管进行检查，对磨损减薄的管子进行更换或渗漏封堵，同时还要进行汽包内部装置等热力系统全面检查。
4 结束语
亚临界锅炉由于采用炉水加磷酸盐处理且汽包内没有洗汽装置，蒸汽携带的盐份很容易在汽轮机高压缸内沉积。通过对机组运行及检修检查情况综合分析得出，造成丰城电厂#1-#4机组汽轮机积盐现象的直接原因是汽包汽水分离效果差，蒸汽的机械携带。因此，为防止汽轮机积盐对机组安全、经济性带来不利影响，落实针对性的防范措施势在必行。
参考文献
[1]王淑勤,赵毅.电厂化学技术[M].北京:中国电力出版社,2007:200-201.
浅谈300MW汽轮机通流扩容改造 第9篇
丰城电厂1号汽轮机为国产N300-16.7/538/538型单轴、双缸、双排汽、一次中间再热、反动凝汽式汽轮机。投产后, 累计运行时间51497小时, 运行基本正常, 共经过两次大修。机组大修中发现的主要问题是高中压缸中分面联接螺栓断裂及低压内缸变形。运行中存在的主要问题是效率下降, 偏离设计值较多, 在额定300MW工况下, 汽轮机热耗率为8372.47kJ/kW·h, 高于厂家设计值7918.30kJ//kW·h;高压缸内效率为81.63% (设计值为86.77%) ;中压缸内效率为90.45% (设计值为91.13%) 。同时, 为适应国家节能减排要求, 有必要利用现在成熟的技术和工艺对汽轮机通流部分进行改造, 提高汽轮机内效率。
1 技改实施方案
经过与目前最新K156型300MW汽轮机比较, 决定在通流改造方案中保留高中压外缸及其逆流结构, 采用K156机组中已采用的系列先进技术对转子叶片, 持环中分面密封、通流汽封、端部汽封及平衡活塞汽封等部位进行技术改造。改造后, 机组高压缸效率达到84%, 中压缸效率达到91.5%。机组出力将由300MW增加到330MW, 机组供电煤耗将下降8g/kW·h左右。
1.1 改造方案描述
在保留机组原基础、轴系支承方式、进汽阀门、高中压外缸、管道及其它外围系统的前提下, 采用已在K156机型中有成功运行经验的先进技术和工艺对高中压缸通流部分重新设计、制造。通过采用全三维技术设计的高效动静叶片, 改进汽封型式和原有持环、平衡活塞结构、密封、螺栓配置, 更换中低压连通管等不合理结构, 提升高中压缸的性能, 并对低压缸通流部分做相应改造后, 使汽轮机铭牌出力提升至340MW, 汽轮机效率提高至同级机组的优秀水平。
对比所能采取的各种设计方案, 保留高中压外缸、进行高中压缸通流改造的方案具有投资小、改造周期短、风险低等优点, 其在经济性方面的收益也并不比其它方案逊色, 因此为目前最佳的选择。
1.2 汽机通流部分技改
将高中压转子由原空心转子改为实心转子;高中压动静叶片采用全三维技术优化后的高效动静叶片;调节级动叶由原侧装式枞树叶根型改为三叉型叶根;高压第一级至第十一级隔板汽封对应的高压转子上各增加一道汽封齿;喷嘴组处增加两道汽封片, 由原四道增加为六道;中压动叶围带汽封凸台由原来一道增加为两道;中压#2静叶持环水平中分面左、右两侧各增加一道密封键;高压导汽管进汽密封由原钟罩式密封改为钟罩加活塞环密封型式;低压缸调阀端及电机端外汽封共八道汽封环更换为刷式汽封。
1.3 凝汽器配套扩容
凝汽器技改内容:在保留原有凝汽器壳体、凝汽器循环水泵及相关管道不变的前提下, 拆除旧的内部结构, 采用TP304不锈钢管替代原有的铜管, 适当缩小冷却管的直径及壁厚;采用最新的排管方式, 优化管束的排列结构;增加凝汽器冷却面积, 形成性能更好的新凝汽器, 达到提高凝汽器运行可靠性及满足汽轮机增容至340MW的运行要求的目标。
2 项目实施后效果
汽轮机通流改造后获得了发电资产增值、节煤、增发电量和减排等多种收益。
2.1 安全指标改善
实施汽轮机通流改造后, 机组整组启动过程中汽轮机运行参数均在正常范围内, 汽机本体轴承温度、振动、差胀、缸胀、轴向位移等TSI监视参数均在合格范围内, 机组在各负荷段运行工况稳定, 技术经济指标优良。机组大修后整组启动一次并网成功, 至今连续安全稳定运行, 未发生设备异常等安全不合格项。
2.2 发电资产增值
进行高中低压通流全部改造后, 经热力性能试验验证, 机组启动后汽轮机可连续接带340MW出力, 最大连续出力达360MW。高加退出工况可连续稳定接带330MW负荷, 高背压夏季工况可连续稳定接带340MW负荷。2008年12月30日, 顺利通过了340MW铭牌出力的论证。
2.3 增发电量
汽轮机进行高中压通流改造后, 汽轮机铭牌出力从300MW增至340MW, 热耗降低, 无论是按现在施行的铭牌调度还是以后的煤耗调度, 发电量都会增加。若按4100h计, 年增发电量1.64亿kW·h, 按5.5%厂用电率计, 售电量增加1.55亿kW·h, 按1kW·h产生边际利润0.10元计算, 每年的多发电量收益约为1550万元。
2.4 热耗及煤耗显著下降
汽轮机进行高中压通流改造和热力系统优化后, 高压缸及中压缸效率显著提高, 热耗显著下降。
机组经通流部分现代化改造后, 在330MW工况下试验热耗为7994.2kJ/ (kW·h) , #1汽轮机大修后热耗率下降了443.05kJ/ (kW·h) , 折算成发电煤耗下降值为:
即汽轮机热耗下降折合标煤煤耗下降约15g (kW·h) 。
对汽轮机进行高中压通流改造和热力系统优化后, 机组运行热耗虽未能到达设计值, 但较修前热耗率下降了443.05kJ/ (kW·h) , 折合煤耗下降约15g/ (kW·h) 。按年利用小时4100h计, 发电量为13.94亿kW·h, 按5.5%的厂用电率计, 售电量为13.17亿kW·h, 煤耗下降带来的节煤收益为:
13.17×10000×15×0.0006=1185.3 (万元)
2.5 减排收益
对汽轮机进行技术改造后, 供电煤耗下降幅度按15 (g/kW·h) 计算, 若发电量按13.94亿kW·h计算时, 年节煤量为:
13.94×104×15÷106=2.09 (万吨)
每燃烧1吨标煤排放二氧化碳约2.6吨, 则每年可减少CO2排放5.434万吨左右, 若按CDM机制进行国际排放指标交易 (每吨二氧化碳约10美元) , 每年可获得减排收益约369.5万元人民币 (按6.8汇率计) 。每燃烧1吨标煤, 产生排放二氧化硫约0.039吨, 每年节约2.09万吨标煤, 可减少SO2排放约815.1吨, 减少排污费 (按0.63元/千克计) 51.35万元。
3 结束语