汽轮机通流改造-盘古文库

汽轮机通流改造

来源：漫步者

作者：开心麻花

2025-09-19

汽轮机通流改造（精选8篇）

汽轮机通流改造第1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/kWh, 高于厂家设计值7918.30kJ//kWh;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/kWh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kWh, 按5.5%厂用电率计, 售电量增加1.55亿kWh, 按1kWh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/ (kWh) , #1汽轮机大修后热耗率下降了443.05kJ/ (kWh) , 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 (kWh) 。

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/ (kWh) , 折合煤耗下降约15g/ (kWh) 。按年利用小时4100h计, 发电量为13.94亿kWh, 按5.5%的厂用电率计, 售电量为13.17亿kWh, 煤耗下降带来的节煤收益为:

13.1710000150.0006=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/kWh) 计算, 若发电量按13.94亿kWh计算时, 年节煤量为:

13.9410415÷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

汽轮机通流部分故障诊断方法研究第2篇

【关键词】汽轮机；流通部分；故障诊断；主元分析；粗糙集

1、引言

运用蒸汽将热能转化为机械能从而完成工作任务的汽轮机，是如今火力发电厂使用的最广泛的原动机。如果汽轮机出现故障，将严重的影响到火电机组运行的可靠性和经济性，所以汽轮机部分故障诊断一直是人们关注和从事研究的重头戏，现在使用最广的方法有振动诊断法和热力参数诊断法。在汽轮机流通部分发生故障时，最先表现出的是温度、压力等的变化，因此热力参数诊断法一般用于发生故障早期的诊断，如果到了后期，将会出现振动参数的变化，此时采用的是振动诊断法。因为流通部分的故障可以发生在任何一个工况上，所以对诊断造成一定困难，这就要求监测系统有一定的智能性，可以自主进行监测诊断。而流通部分的热力参数为监测提供了有力的保障，那么如何更好的将这些参数为我们所用，从而减少不确定因素的发生，避免机组的经济性降低，保障可靠性的稳定，这是一下文章要解决的问题。

2、汽轮机流通部分故障模拟分析

2.1采用主元分析法进行特征提取

由于系统中的特征参数间存在有不同的相关性，所以对特征参数运用特征参数法进行提取时，可以减少相关性的出现和剔除冗余。之后运用聚类分析，如此可以为之后很大的减少工作量。

2.2采用聚类分析法诊断故障

聚类分析是一种数学方法，就是用来把所要研究的对象进行一定条件的分类。在汽轮机流通部分故障诊断时，使用聚类分析，就是分类故障，寻找相同和相似之处，减少工作量。

3、基于粗糙集的故障诊断规则的建立

3.1故障诊断觉此表的建立

有常见的故障特征，再结合以上运用聚类分析中分类得出的数据，构成故障模式类故障诊断决策表，用粗糙集理论，对其约简，从中得到有用信息。

3.2诊断规则的提取

有上述工作得到诊断决策表后，提取有用信息，形成故障模式类诊断规则中所包含的故障诊断规则的前提条件。它的规则表示如下：若“负荷正常”则“调节级压力偏高”、“高压缸排汽压力偏低”、“调节级压差偏低”“轴向位移偏高”有“故障为高压缸级组结垢”。

3.3加权模糊逻辑算法的运用

在故障的诊断过程中，那种非黑即白，非真即假的逻辑一般是不可取的。在汽轮机流通部分故障中往往存在许多的模糊不清，残缺断片的知识体系，它们是不具备有具体的形态，无法准确的计算与判断的。因此，在故障诊断中，我们引入了加权模糊逻辑算法的计算，对我们所得到的规则，进行逐条推理判断，得到需要的真度，然后对所得结果排序，把排序后可能性就是真度最高的那个规则，我们说这就是最后结论，在计算过程中，我们必须保证它们的外界条件必须相同，就是具备有相应的条件属性，确保其准确可信度足够。

4、故障征兆的表示

针对于故障征兆，我们就热力参数正常工作时的工作范围进行研究。在使用计算机自动获取故障征兆，从而建立起隶属度函数的过程中，需要知道热力参数监测范围，报警值和跳闸值等。但有时候为了方便，监测数据只有报警值和跳闸值，如此这就为我们带来了一定的困扰。所以就需要计算热力参数正常工作时的工作范围。

一般的，我们可以看到，发电厂中的热力参数值在一个平均值附近来回振动，随机变化，若我们将其当做一个随机过程，且这些数据满足近正态分布规律，我们就可以用“3σ规则”来确定它们的正常工作范围了。

5、诊断流程

就本文而言，其所对应的诊断流程是：

（1）有负荷与故障检测参数正常工作的关系曲线，需要求出所对应的参数范围，再结合运行规定，建立隶属度函数。

（2）取出发生故障时的监测函数，进行隶属度函数模糊化。

（3）对已经进行模糊化的监测参数运用主元分析法进行提取，得到相对应的主元特征。

（4）计算故障主元特征，求得与故障模拟类中心的贴近度，找到对应故障所属的故障模式类。

（5）按照故障模式类规则库中的诊断规则，进行挨个检查，逐一排查，计算出对应结论的准确度，得到真度最大的故障模式，就是所要得到的故障模式。

6、结论

综上，我们提出了一种变工况下汽轮机通流部分故障诊断的方法。利用提取的主元特征对通流部分的几种常见故障模式进行分类，用粗糙集建立决策表，用知识依赖度来分配轻重，如此克服了主观上的缺陷，是得到的结论更加具有客观性，事实性。

同时我们使用了Q-Q图还有“3σ规则”在结合运行规程中的规程制度确定出隶属度，求得相对应的隶属函数。运用曲线拟合的方法，求出工况和监测函数间的映射关系，使得隶属度函数具备智能性，如此可以解决相对应我们开始所说的故障时，监测系统自动捕捉工况出现的故障，方便之后的维修等的进行，极大的方便了用户，也减少了企业的损失。

参考文献

[1]武东，汤银才.寿命分布的PP图[J].数理统计与管理，2004年05期.

[2]叶军.基于Vague集相似度量的汽轮机故障诊断的研究[J].中国电机工程学报，2006年01期.

[3]李培强，李欣然，陈辉华，唐外文.基于模糊聚类的电力负荷特性的分类与综合[J]，中国电机工程学报；2005年24期.

1.5MW汽轮机通流部分技术改造第3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.

汽轮机通流改造第4篇

关键词：汽轮机,通流改造,运行效率

能源是经济社会发展的基础, 同时也是影响经济社会发展的主要因素。随着世界经济的迅速发展, 能源紧缺的问题越来越严重。能源对经济社会发展的制约日益突出, 对赖以生存的自然环境的影响也越来越大, 所以提高能源利用率成为世界各国为解决能源与环境问题的共同研究方向。

1 汽轮机改造改造的必要性

目前在役的300MW等级汽轮机约有500多台, 其中早期投运的机组约有400多台, 多采用上世纪70~80年代技术设计制造, 经济性较差, 且存在着影响机组安全可靠性的诸多问题, 虽然各制造厂自上世纪90年代开始陆续推出各类改进型优化机型, 但部分汽轮机组的热耗率与设计值的偏差仍然在300千焦/千瓦时以上, 影响机组供电煤耗12克/千瓦时以上, 严重影响了机组的经济性。针对此现状, 对小型机组汽轮机采用现代化技术进行机组改造, 提升效率、降低发供电煤耗、完成节能减排目标有着极其重要的意义。

2 改造的方向

汽轮机以蒸汽为工质, 是将工质热能转化为机械能的旋转叶轮机械。

2.1 提升效率的途径

提高汽轮机组效率的途径主要有两种:1) 从循环出发, 通过提高蒸汽的新汽参数、改进汽轮机循环等方法使汽轮机整机效率得到提高, 如现今大力发展超临界与超超临界的汽轮机机组及采用先进的热力循环等。2) 从通流出发, 增强流道的通流能力, 减少蒸汽在流通过程中的内部能量损失。

2.2 两种改造途径的分析

1) 提高汽轮机组效率的效果是十分显著的, 但也面临着一系列的问题。超临界、超超临界机组的发展涉及到的因素众多, 特别是随着蒸汽参数的大幅度提高, 锅炉、汽轮机、蒸汽管道及高压加热器等重要零部件必须采用新材料、新结构以保证机组的安全运行。受温度、压力、材料、以及成本方面的综合影响, 整机效率的提升受到限制。

2) 许多汽轮机厂商、高校和科研机构都进行着广泛的研究。汽轮机级的内部损失一般包括叶型损失、端部损失 (二次流损失) 、扇形损失、叶轮摩擦损失、余速损失、部分进汽损失、湿汽损失、漏气损失和其他损失 (如拉筋产生的扰流损失) 。其中, 叶型损失、端部损失和漏汽损失占总损失的80~90%。显然, 如何减少第二种途径中的三项主要损失, 成为我们为改善汽轮机通流能力而努力的主要方向。

3 改造机组的介绍

目前国内已有多家单位具有资质参与300MW以下等级汽轮机的通流改造。本文主要以哈汽总承包、并与北京全三维公司协作设计、制造的华能上安电厂一期1#机通流改造项目为例, 通过改造前后的技术参数对比, 介绍改造的可行性与必要性。

华能上安电厂一期为2X350MW亚临界、中间再热、单轴双缸双排汽、凝汽式汽轮机, 机组型号:270T170.172D-5型, 是美国GE公司上世纪80年代产品, 对此型号机组进行通流改造在国内尚属首次。

4 改造前机组存在的主要问题

机组自1990年投产以来, 因设计热耗高, 机组煤耗较高, 存在着许多问题:1) 叶片型线设计技术较为落后, 各级焓降分配不合理, 汽缸效率低下。2) 汽缸、静叶持环及隔板变形量较大。3) 高中压转子动叶固体颗粒侵蚀严重;低压末级叶片的出汽边水蚀现象严重。4) 高中压隔板静叶片出汽边损伤严重, 叶片型线偏离设计型线;5) 高中压间汽封漏汽量大, 使得过量的主蒸汽露入中压进汽, 造成机组热效率降低。6) 系统膨胀不畅, 滑销系统卡涩, 存在安全隐患。7) 机组轴系振动大, 自投产以来, 每次启动都受到振动困扰;汽缸暖缸时间较长。

5 改造部套及主要改造技术介绍

5.1 高、中压缸部分

1) 高压内缸、中压内缸、隔板、汽封、轴封、高中压转子全部更换。2) 高中压通流部分采用冲动式设计, 高压缸级数由原来的1+8级改为1+7级, 中压缸级数维持7级不变。3) 高中压汽封均采用传统梳齿式汽封, 高中压间的中间汽封圈数由4圈改为8圈。高中压汽封体后部外侧设计3圈过盈密封圈。

5.2 低压缸部分

1) 低压内缸、低压转子、隔板、汽封、轴封全部更换。2) 低压缸级数由2X5级改为2X6级, 前3级为反动式, 末3级为冲动式, 末级叶片采用1029mm叶片。3) 隔板及叶顶汽封采用传统梳齿式汽封, 低压轴封加装接触式汽封。4) 3#、4#轴承改用可倾轴承, 3#、4#瓦加装顶轴油。

5.3 改造采用的主要技术

5.3.1 新一代“后加载”高效静叶型

将叶片表面最大汽动负荷移动到叶栅流道的后部;吸力面、压力面均由高阶连续光滑曲线构成, 叶片型线损失小;叶片前缘小圆半径较小且具有更好的流线型状, 使攻角在±30°范围变化时仍能保持叶栅低损失特性;叶片尾圆小圆半径较小, 减少尾圆损失;叶型最大厚度增大增强了叶片刚度。改造后的“后加载”静叶在符合变化范围较大时仍有较高的效率, 增加了机组的调峰能力。

5.3.2 弯扭联合全三维成型静叶栅

俗称马刀型叶栅是第三代, 是第三代汽轮机先进技术的集中体现, 大量实践证明采用这一技术可使汽轮机级效率提高1.5%~2%。

5.3.3 调节级子午面收缩静叶栅

降低静叶栅通道前段的符合, 减少叶栅的端部损失 (二次流损失) 。对于调节级静叶栅, 由于其叶高相对较短 (L/b0.4) , 端部损失占叶栅总损失比例很大, 因此在调节级使用此技术的效果非常好, 经计算和实验验证可使调节级效率提高1.7%。

5.3.4 分流静叶栅

采用分流叶栅可以大大降低静叶栅损。机械部上海成套所和电力部西安热工研究院对分流叶栅进行过详细的实验研究, 高压级采用分流叶栅可使缸效率提高4%以上。

5.3.5 通流子午面光滑

通过改造通流子午面使汽流具有更好的流动效率。

5.3.6 动叶采用自带围带整圈联接, 并取消除末级外的各级拉筋

将叶片顶部围带与叶片做成一个整体, 通过与扭转装配使动叶片形成整圈联接。这种结构的动叶片振动应力小, 不存在铆接造成的应力集中, 运行时安全可靠。由于自带围带整圈联接动叶片具有优良的抗振动性能, 在此情况下取消原用于调频的拉筋, 从而避免拉筋造成的绕流阻力和损失。通常取消一条拉筋可使级效率提高1%。

5.3.7 增大低压末级叶片高度

低压末级叶片由原来的851mm增加到1029mm, 增大了排汽环形面积, 降低了余速损失。

6 改造后的技术参数比较

通过表内数据可以看出, 高、中压缸效率均未达到设计值, 其中高压缸效率绝对值比改造前有所降低, 影响热耗升高78.2KJ/KWh;低压缸效率明显提升, 直接降低热耗61.6KJ/KWh;高中压缸合缸处轴封漏汽量为设计值的3.4倍, 较设计值偏差较大, 影响热耗升高约55KJ/KWh;给水温度设计值下调, 实际运行时又未达到设计值, 导致主再热蒸汽参数无法达到设计值, 合计影响热耗升高35KJ/KWh。

7 结论及建议

1) 通过对1#机组改造前后的性能比较可以看出, 高压缸效率有很大的提升空间。可以尝试考虑对调节级进行改造, 进一步提升调节级效率。

2) 改造后实际给水温度比改造前下降10度左右, 影响主蒸汽温度无法达到设计值, 进而影响高压缸效率, 并增加热耗。建议仔细分配进入各级加热器的抽汽的蒸汽参数, 以保证给水温度。

3) 高中压缸轴封漏汽量偏离设计值, 由于漏气损失对机组改造性能的影响较大, 且较大的轴封漏汽易导致油中带水问题。可考虑采用侧齿迷宫汽封或DAS汽封, 减少轴封处的漏汽量。且建议设备安装时, 在找中心的基础上, 参照各轴封生产厂家提供的轴封间隙要求值的下限来调整轴封间隙。

4) 在机组改造后, 汽轮机的热耗率降低了312.9kcal/kwh, 机组的供电煤耗降低了11.9g/kwh。实践证明通过汽轮机通流部分改造, 机组的经济性、安全可靠性均得到提高, 通流改造具有显著地经济效益与社会效益, 取得的经验, 值得同类机组借鉴。

参考文献

[1]赵杰, 朱立彤, 付咏, 杨寿敏.300MW等级汽轮机通流部分改造综述[J].热力透平, 2011.

[2]危奇, 郭永杰, 张兆鹤.国产300MW汽轮机改造技术的研究[J].动力工程, 2001.

[3]潘步春.国产300MW汽轮机改造的必要性分析[J].上海电力, 2002.

[4]赵轶飞, 王葳.第三代汽轮机设计技术的应用[J].应用科技, 2001.

[5]王建伟, 王建录.东汽第8代300MW汽轮机设计技术特点[J].东方电气评论, 2005.

[6]黄树红.汽轮机原理.北京:中国电力出版社, 2008.

[7]王怀欣, 郭宏武, 卢宏源.火力发电厂汽轮机通流部分技术改造经济性分析[J].华中电力, 2011.

汽轮机通流改造第5篇

某电厂安装有哈尔滨汽轮机厂生产的亚临界600MW汽轮发电机组, 型号为N600-16.7/538/538。机组运行以来, 一直存在机组热耗高于设计值、漏汽较严重等问题, 导致5~8段抽汽口蒸汽泄漏, 抽汽温度超过设计值, 严重制约了机组的安全性和经济性。为此, 本文针对该型机组特点及现象, 提出并实施了改造方案。

1 原因分析

经过分析, 机组产生热耗高、抽汽超温的原因有如下几点:

1) 原机高、中压进汽短管与内缸的连接原设计采用有缺口的弹力密封圈保证机组膨胀时严密不漏。但由于弹力密封圈长期在高温条件下运行后易发生变形, 同时由于自身结构有缺口, 再加上安装过程产生裂纹损坏等问题, 很难实现理想的密封效果, 从而导致漏汽损失严重。

2) 由于结构的复杂性, 低压缸在运行中, 尤其是低压内缸存在较大的“不均匀”的内部温度场, 致使1号内缸中分面变形, 低压进汽没有进入通流部分去作功, 而是漏入5、6段抽汽夹层, 使5、6段抽汽温度升高。

3) 汽封结构不合理。

4) 低压通流部分的间隙不合理, 易使5、6段抽汽发生漏汽。

5) 低压部分叶片级效率相对较低。

2 改造方案

针对以上原因, 经过优化设计, 确定了如下处理方案:

2.1 对高压、中压进汽插管的密封形式实施改进

将原进汽结构中的进汽插管密封形式由活塞环式结构改为叠片式结构。内环在自由状态时的装配与进汽插管相配, 外环和内环之间留有径向间隙, 工作时依靠内外压差产生的径向力和轴向力, 使外环槽端面和内环与接管贴紧, 可减少原结构的蒸汽泄漏。

2.2 采用新的低压缸模块

采用哈汽公司600MW超临界内缸模块, 即把原来1、2号内缸合为1缸, 从而根本上解决了低压进汽未经通流部分直接漏入5、6段抽汽腔室的问题。600MW超临界内缸模块有如下特点:1) 由整体大面积漏汽到局部小面积漏汽;2) 改进后整体水平中分面的接触面积减少;3) 改进后隔板套水平中分面已经基本不漏汽;4) 改进后隔板套密封键处密封效果提高近400%, 此处漏汽量大大减少;5) 改进后漏入5、6段抽腔室的汽量极大减少。

2.3 叶片改进设计

1) 新设计变截面扭曲的气动性能好的中压、低压动叶片、高压各反动级叶片型线;动叶围带内拉筋被取消, 中、低压动叶中间体和自带围带由斜改直;

2) 高中压隔板导叶片改进后为自带菱形叶冠的结构, 导叶片采用先进的数控机床加工, 加工后导叶片精度高, 导叶片装焊时变形量相对较小且变形量值相对稳定, 因此改进后的导叶片较易保证通流的精度及喉宽, 如图1所示;

3) 低压末级隔板导叶片采用弯扭加前掠结构, 低压前五级隔板导叶片改为装配式;

4) 低压次末级动叶改为自带冠形式。

2.4 汽封结构改进

1) 高中压部分动叶顶部汽封采用了密封效果好的迷宫式汽封, 并且在汽封圈上增加子汽封供汽槽, 保证了弹性汽封的汽密性, 提高了机组效率, 如图2所示。

2) 低压末级、次末级动叶顶部改进后加三道直通式汽封, 低压末级、次末级动叶顶部间隙由10.5 mm改为7.5 mm, 可减少漏汽量, 提高级效率。如图3所示。

3) 低压末级隔板汽封采用悬挂式低直径汽封, 汽封直径降低, 减小了漏汽面积, 提高了末级效率。

2.5 对低压缸汽封间隙进行调整

按照哈汽厂提供的新的通流间隙对高中低压缸动叶叶顶、隔板汽封间隙、端部汽封间隙进行调整。

3 改造后效果分析

根据改造后热力试验报告计算, 机组热耗下降约13.24g/ (k Wh) , 年可节约资金1600万元, 可见机组改造后的节能效果和经济效益都较改造前有了明显的改善。

4 结语

机组通过抽汽插管、低压缸、隔板、叶片改造后, 解决了机组一直存在的热耗高和低压缸5、6段抽汽口超温等问题, 消除了设备运行中存在的不安全隐患, 使机组的运行更加安全、可靠, 并且大大提高了机组的经济效益。

摘要：针对国产600MW亚临界汽轮机组普遍存在的热耗高、低压缸5、6段抽汽温度超标等现象, 提出了改进进汽插管密封形式、低压内缸模块改进等通流改造方案。该方案实施后, 可有效降低机组整体热耗, 减少抽汽超温现象。

关键词：汽轮机,通流改造,技术方案

参考文献

[1]靳智平.电厂汽轮机原理及系统[M].北京:中国电力出版社, 2006.

[2]李少华, 姚亮, 宋东辉, 等.汽轮机缸效率和热耗值之间关系的分析研究[J].黑龙江电力, 2012 (2) :89.

核电汽轮机高压通流设计第6篇

关键词：核电,汽轮机,高压通流

1 引言

核电机组通流设计基本上遵循与火电机组相同的设计准则, 但针对核电运行的机组特性, 必须对设计中的某些方面进行专门设计和考核。本文将重点讨论秦山二期扩建中的3#、4#机设计中, 针对核电运行的机组特性进行的专门设计和验证方法。

2 核电汽轮机高压通流设计

2.1 高压通流总体设计

秦山核电高压选用的叶片设计于1999-2000年, 平面叶栅和环形叶栅结果显示, 该叶片的气动性能优良。核电与常规火电的高压通流差别较大, 其工作参数较低, 更接近于常规火电的中压通流, 并且没有调节级。核电高压叶片的设计准则仍然与常规火电叶片相同。但由于工作在蒸汽区, 必须进行去湿和防侵蚀设计。

高压通流为双分流对称分布, 正反向各7级叶片。动、静叶型选用可控反动度叶型, 动叶叶根采用P型枞树型叶根, 自带围带结构, 并被设计成不调频叶片。通流部分先使用先进的全三维流动数值模拟软件CFX-tascflow进行优化设计, 再对动叶部分进行详细的机械设计并计算动叶的强度及振动。对于静叶部分, 也进行详细的计算与设计。为了避免叶根及轮缘区域的塑变及应力腐蚀, 同样做了优化设计计算。整个通流部分的叶片强度、振动及气动特性均符合西屋公司的设计准则。

高压各级叶片采用手风琴式 (见图1) , 保证了各级静叶出气角与动叶进气角的良好匹配, 使各级与级之间气动参数的匹配更合理。各级的反动度沿径向均匀分布, 有效地降低了静叶根部和动叶顶部的漏汽损失。高压缸第6级动叶的全三维计算分析结果见图2。

2.2 高压通流防侵蚀设计

核电高压缸进口处的蒸汽湿度最高已达到0.5%。而排汽湿度为12.7%, 因此, 整个高压通流均处于湿蒸汽区内, 因高压缸内湿蒸汽压力与密度均较大, 水滴尺寸又很小, 很难从蒸汽流中分离出来, 所以高压通流部分主要考虑如何去除高压缸内积水, 如何防止湿蒸汽对高压缸内本体部套中分面等处缝隙的侵蚀。为保证高压叶片安全, 降低湿气损失, 设计中采取了一些防侵蚀设计措施。在排汽侧高湿度区的隔板套上, 高压末几级动叶底部汽封槽处开设疏水去湿孔, 用来把末几级动、静叶间隙处的积水导向抽汽口排出;高压部分各主要零部件材料的选择, 考虑到既有足够的强度性能又有足够的抗侵蚀性能;在高压外缸与隔板套、内缸, 内汽封的接合面及相应中分面处, 堆焊不锈钢 (E410NiMo) 层。

2.3 高压通流试验验证

为验证设计叶型的气动性能, 在以上西屋公司的设计准则基础上, 我公司还以高压缸第6级动叶为典型级进行了全三维计算分析和根、中、顶3个截面的平面叶栅试验。并委托哈尔滨工业大学进行了高压缸第6级静叶栅的环形叶栅试验。

高压缸各级叶型的总损失主要由型线损失和二次流损失组成, 因此在高压缸各级的气动优化设计中设计出型线损失小的型线是关键。根、中、顶3个截面的叶型损失分别为2.20%、2.15%、2.56%。由高压缸第六级动叶的平面叶栅试验结果可以看出:根、中、顶3个截面的叶型损失都很小, 由此可以认为高压缸采用的型线是比较成功的。

高压缸各级叶型的二次流损失占级的总损失的比例相对较大, 图3为顶部截面平面叶栅沿叶高损失的试验结果, 虽然平面叶栅试验无法全面地反映叶片的全三维特性, 但通过结果分析仍能反映很多问题。我们进行了多次试验都无法捕捉到通道涡产生的高损失区, 可见该型线的顶部叶型产生的压差二次流很微弱, 无法形成较强的通道涡, 因此可以说用于高压缸型线在降低二次流损失方面比较可取。

在哈尔滨工业大学进行的环形叶栅试验中得到以下结论:采取的叶型为吸力面的最低压力点较靠前的“后部加载”叶型, 在名义冲角下, 在叶型的吸力面与压力面均具有良好的静压分布, 叶型损失在0.03左右;在叶栅内静压沿叶高的分布基本是均匀的, 因此不存在导致轮毂与外壳吸力侧流动恶化的径向压力梯度, 叶栅的大部分流场为势流;流动总损失随冲角变化不大, 若流动发生冲角变化, 叶栅具有良好的变工况性能;出口气流角与几何出气角比较接近, 且随冲角变化不大, 为后继叶列提供了较为均匀的进口流场。

总体来看, 高压缸动、静叶片的气动性能是高的, 叶片是安全可靠的, 选择的型线是合理的。

3 结论

汽轮机通流部分故障诊断方法分析第7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29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 (27) 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8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,

$Δ Ρ = \frac{Ρ_{01} - Ρ_{0}}{Ρ_{0}} \times 100 % = 44 %$

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

$\frac{Q_{1}}{Q_{0}} = \sqrt{\frac{Ρ_{01}^{2} - Ρ_{21}^{2}}{Ρ_{0}^{2} - Ρ_{2}^{2}}} \cdot \sqrt{\frac{Τ_{0}}{Τ_{1}}}$