东汽300MW汽轮机通流改造后的效果
东方大型热电联供汽轮机的发展规划及设计特点
和太 原第 一 热 电厂 ， 他 们 在 １８ 是 ９ ３年选 择 东 汽作 为 国内第 一份 ３０ ０ ＭＷ 大型供 热 汽轮 机 的供方 ， 我们提供 了发 展大 型 供热 汽 轮 为 机 的高起 点 ； 们 同样 感谢 广大 热 电联 供 电 我 站用 户 ， 他 们 的 无 限信 任 与 支持 ， 我们 是 为
组 也正 在设计 之 中。 饮水 思源 ， 我们 由衷感 激 山西 电力 系统
号 Ｄ９ ， １ ）这是国内第一台３ ０ Ｗ 功率等级 ０Ｍ 的大 型 抽 汽 供 热 汽 轮 机 。经 ２ ０余 年 之 发
展 ， 汽在供 热汽 轮机 的设 计 、 造 、 东 制 运行 和 保 护等方 面都积 累 了 比较 丰富 的经 验 ， 步 逐 形 成 了具 有“ 汽特 色 ” 东 的大 型 供 热汽 轮 机 的设 计原则 与运 行保护 模式 ， 大型 供热 汽 在 轮 机设计制 造 与 运 行 指 导 等方 面处 于 行 业
对 于第 一个 问题 ， 因较 直 观易 于做 出决 定 ： 于大 型供 热机 组 ， 论是 从 投 资 经济 对 无 性 还是 从运行 经 济性考 虑 ， 、 、 机 炉 电的 容量
均应按 额定 电负 荷 的设计 。这 样 ， 当机 组 不供 热 时 ， 一 台地 道 的纯 凝汽 机 ； 是 当其 供
热 汽轮 机也逐 步 成为公 司 的主导 产 品之 一 ， 经规范 化 、 模化 、 规 系列 化发展 ， 成 了多 功 形 能、 列 化 的供 热 机 群 ， 列 产 品包 括： 系 系 ３０ ０ ＭＷ 供 热／０ ＭＷ 供 热 、 中 压 合 缸 型 ２０ 高 供 热／ 中压分 缸 型供热 、 抽可 调供 热／ 高 单 双 抽 可调 供 热／ Ｚ抽 （ 中 ２３抽 可调 ） 热 、 其 、 供 湿 冷供 热／ 接 空 冷供 热／ 接 空 冷 供 热 等 直 Ｍ 等， 目前 ， 临界参 数的 ６０ Ｗ 双 抽供热 机 超 ０Ｍ
汽轮机组轴瓦温度高的分析及处理
汽轮机组轴瓦温度高的分析及处理X谭立锋(内蒙古元宝山热电厂,内蒙古赤峰 024000) 摘 要:分析某汽轮机300MW 机组普遍存在的2号轴瓦温度高原因,阐述了影响可倾瓦温度的关键因素,并通过合理选择轴承的油隙、调整轴瓦的负荷分配、修刮可倾瓦的进出油楔、扩大进油节流孔等手段,使改型机组2号轴瓦温度明显降低。
关键词:汽轮机组;分析;处理 中图分类号:T K 268 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2012)04—0074—02 某汽轮机300MW 直接空冷机组,首次启动后#2瓦温度偏高,尤其是#2B 侧温度最高达105℃,且还有增大趋势。
经调整润滑油温在42℃左右时,瓦温略有下降,但始终高于102℃。
停机翻瓦检查,瓦块有明显划痕,最终通过调整轴承的油隙、调配轴瓦的负荷分配、修刮可倾瓦的进出油楔、扩大进油节流孔等手段,使机组2号轴瓦温度明显降低。
这对保障机组安全、稳定运行具有重要的意义,同时对解决同类型机组存在的同样问题具有重要的参考价值。
图1 东汽300MW(合缸)汽轮发电机组轴系示意图2.5 漏风漏风是指炉膛漏风、制粉系统漏风及烟道漏风,是排烟温度升高的主要原因之一。
炉膛漏风主要指炉顶密胶、看火孔、入孔门及炉底密封水槽处漏风。
制粉系统漏风指备用磨煤机风门、挡板处漏风。
烟道漏风指氧量计前尾部烟道漏风。
对于负压下工作的锅炉,外界冷空气通过锅炉的不严密处漏入炉膛以及其后的烟道中,致使烟气中过量空气增加。
漏风使排烟损失增大,不仅是使它增大了排烟容积,而且也使排烟温度升高,因为漏入烟道的冷空气使漏风点处的烟气温度降低,从而使漏风点以后所有受热面的传热量都减少,故使排烟温度升高。
此外,冷风漏入制粉系统的结果必然会减少流经空气预热器的空气量,导致排烟温度升高,同时还会增加系统的通风电耗,对制粉过程带来不良影响。
2.6 受热面积灰、积焦受热面积灰、结焦将使传热系数下降,烟气换热下降,致使排烟温度上升。
200MW汽轮机通流改造技术及应用
方 法 处理 结合 面 ， 理 后 测 量 汽 缸 中分 面 间 隙 均 为 处
０ ０ ． ３ｍｍ， 尺 塞 不 进 。 塞
４ ２ 中压 隔板 汽封 片径 向间 隙过小 ． 中压 缸 内部 １号 ～ １ Ｏ号 隔板 ， ２号 ～ ５号 隔板
命 。 （） 计 、 ９设 制造 、 验符 合新 机 出厂 标 准 、 求 。 检 要
两排 汽机组 陆 续实施 节 能改 造 。武汉 钢 电股 份有 限 公 司通 过对 同类 机 组 改 造 案 例 对 比 ， ２ １ 从 ０ ０年 １ Ｏ
叶片型 线 气 动 热 力 性 能 差 ， 型 损 失 大 ， 率 叶 效
低 ， 工况性 能 差 ； 在 速度 比 。 ”ｍｍ。低 压 隔板 及 轴 封 所 有 汽 封 圈 换 新 ， 更换 为 东汽 ＤＡＳ汽封 。
件 安全 可 靠 ， 除 原 机 组 存 在 的 缺 陷及 薄 弱 环 节 。 消 （ ） 轮机 进 汽 参 数 不 变 。 （ ） 压 转 子 采 用 新 主 ２汽 ３高
开裂 ， 高压 下 半 内缸 与喷 嘴室 连接 立 焊缝 开裂 ； 压 低
转 子 正反 一级 叶 片与 径 向外侧 护 板之 间存 在 焊渣 沉 积 物 ， 向末 二级 叶 片 其 中一 片 叶 片 出汽 边 上 存 在 正
汽轮发电机组均压箱的冷却改造
汽轮发电机组均压箱的冷却改造摘要：为解决汽轮机组均压箱温度变化过快、温度无法调节、汽封体热膨胀增加的问题，本文对汽轮机组均压箱展开研究，分析了均压箱的工作原理、作用及温度变化对膨胀和真空度的影响，提出了均压箱冷却改造的措施，以期为相关人员提供参考。
关键词：汽轮发电机组；均压箱；轴封引言：均压箱作为汽轮机组系统中重要部分，其可以调节汽轮机组温度、汽压变化，同时可以在汽轮机组运行过程中，为其提供汽源，极大的减少了汽轮机组轴封漏汽的情况，有利于改善生产车间的整体环境。
对均压箱进行冷却改造，解决温度可控难、温度变化幅度大等问题，对工业生产行业的发展具有重要意义。
一、均压箱及工作原理（一）均压箱均压箱是一种箱体压力容器，主要与汽轮机组出汽和进汽管道相互连接，均压箱在小型汽轮机组轴封系统中有着广泛的应用。
由于大型汽轮机组拥有轴封供汽系统、再冷供汽系统和辅助蒸汽系统，并且大型汽轮机组轴封系统和主汽系统均为四路汽源。
此外，大型汽轮机组拥有的辅助蒸汽系统具备辅助联系的作用，可以保证轴封系统汽源供给的稳定性，因此可以不利用均压箱进行汽源分配；而小型汽轮机组轴封供汽系统只配备有高压汽源和轴封漏汽系统，配备均压箱可以起到缓冲和汇聚汽压的作用，进而保证汽轮机组轴封供汽系统的可靠性和稳定性。
均压箱属于一种压力均衡装置，可以汽轮机组前轴封产生的蒸汽导入汽轮机组后轴封系统中，进而有效防止汽轮机组轴封漏汽，同时避免后轴封系统吸入冷空汽出现真空下降的情况[1]。
（二）均压箱工作原理通常情况下，均压箱会连接于汽轮机组汽封阀杆高压端和平衡腔室（如图1所示），并且均压箱还配备有分配阀可以调节汽封压力，使均压箱压力维持在2.94kPa～29.4kPa左右。
当均压箱中的压力不断上升幅度超过29.4kPa或下降幅度低于2.94kPa时，均压箱中的蒸汽会通过分配阀调节轴封压力，以此来保证汽轮机组汽封保持在稳定状态。
通常汽轮机组在运行过程中，均压箱温度提升至200℃，并维持在衡定状态。
东方汽轮机超（超）临界机组特点及问题总结
东方汽轮机超（超）临界机组特点及问题总结摘要：本专题介绍了东汽一次再热超（超）临界机组的特点，针对机组启动调试过程中关键调试技术进行了介绍，并针对机组在启停过程中轴系稳定性、固粒冲蚀、配汽方式、启动方式、等方面存在的问题，经过分析论证后提出相应的解决方案或建议措施。
关键词：东汽一次再热超（超）临界机组；固粒冲蚀；配汽方式；启动方式1.机组特点在国家大力推动大型高效超净排放煤电机组产业化和示范应用的背景下，国内三大汽轮机厂以提高蒸汽初参数为核心思想，在各自原有技术基础上，先后设计、制造、投产了多台新型超超临界机组。
东汽厂一开始从日立引进的亚临界600MW机组为3缸4排汽，超临界600MW 汽轮机则是在原3缸4排汽亚临界600MW汽轮机基础上升华，主要反应在进汽阀门和高中压缸高温部分材料的改进，以及在防固粒磨损和汽隙振荡等方面采取了改进措施。
1.1东汽结构特点主汽门、调节汽阀、中压联合汽门选择较好的阀腔室及合适的通道型线以减少冲击波和涡流损失以及降低汽流激振力和振动噪音。
阀座、阀芯的阀口处镶焊硬质合金，运行中全开的阀门设置门杆与门杆套的密封（镶焊硬质合金），以保证其在正常运行中门杆不漏汽。
各门杆漏汽疏放合理，不对外漏汽。
汽轮机转子采用整锻无中心孔转子，汽轮机设计允许不揭缸进行转子的动平衡。
全三元气动技术在整个高中低压通流部分全面推广应用。
弯扭叶片设计广泛用于通流部分各叶片级。
新一代整体自带围带动叶片被各厂家采用，与铆接围带相比整体围带结构彻底解决了动叶片的高温蠕变问题应力集中下降三分之二。
末级叫片各家均采用自己有使用业绩的较成熟的叶片，上汽末叶片长905mm，环形面积4×725㎡:哈汽末叶长1000mm，环形面积4X85㎡:东汽末叶长1016mm，环形面积4×876㎡。
1.2轴系稳定性汽轮发电机组轴系由高中压转子、低压转子I、低压转子Ⅱ、发电机转子组成，支承在9个辅承上。
其中，汽轮机部分转子均为双支点结构，而发电机转子和接长轴转子则组成为三支点结构。
300MW再热冷段内切换给水泵汽轮机本体设计
量 ， 以维 持机 组 的正 常 运行 。在 给 水 系 统 采用 小
汽 轮 机 驱 动给 水 泵 提 供 给 水 的情 况 下 ，小 汽轮 机
பைடு நூலகம்
而 且 具 有 很 高 的安 全 可 靠性 。至 ２ １年底 ， 东汽 ００
（ ｎ ￣ｎ ｕｂｎ ｏ，ｔ． ｙ ｎ ｉ ｕ ｎ６ ８ ０ ） Ｄｏ ｇ ｇＴ ｒｉｅ ． ｄ Ｄｅ ａｇＳｃ ａ １０ ０ Ｃ Ｌ ｈ
Ａｂ ｔａ ｔ Ｔ ｉ ｐ ｐ ｒ ｎｒ ｄ ｃ ｄｔｅｄ ｓ ｎｏ ０ Ｍ Ｗ ｏｌｒｆｅ ｕ ｂｎ —ｏｄｒｈ ａ ｎ ｗｉ ｈｎ ｖ ｒｉｓ ｅ ｓｒ ｃ： ｈｓ ａ ｅ ｔｏ ｕ ｅ ｅｉ ｆ ０ ｉ ｈ ｇ ３ ｂ ｉ ｅｄｐ ｍｐｔ ｉｅｃ ｌ ｅ ｅ ｔ ｄｓ ｔ ｉｇｏ ｅ ｉ ｅ ｕｒ ａ ｃ ｎ ｄ
Ｄｅ ｉ ｆ３ ０ＭＷ ｌ ｅ ｄ ＰＵ ｐ Ｔｕ ｂ ｎ — ｄ Ｒｅｈ ａ ｓｇｎ ｏ ０ Ｂｏｉ Ｆ ｅ ｍ ｒ ｉ ｅ Ｃｏｌ ｅｒ ｅ ｔ ａｎ ｉ ｈ ｎ ｅ ｎ ｉ ｅ ｄ Ｓｗ ｔ ｉ ｇ Ｏｖ ｒＩ ｓｄ ｃ
Ｚ ａ ， ｉ ｈ ｎ ｕ Ｓ ｎＭｉ ｈ ｏＱｉＬ ｅｈ ， ｕ ｎ Ｃ
机 汽 源 切 换 技 术 的 两 大 派 别 。 在 国 外 ， 美 国 西
屋 、ＡＢ 日本三 菱等 采 用 内切换 ，德 国西 门子 、 Ｂ、
俄 罗斯 采 用 外切 换 ；在 国 内 ，上汽 、哈 汽 采 用 外
切 换 ， 杭 汽 ３０Ｗ ６０Ｗ 级 机 组 给 水 泵 汽 轮 机 ０Ｍ ￣ ０Ｍ 等 采 用 外 切 换 ， １０Ｍ 等 级机 组 给水 泵 汽 轮 机 采 用 ０ ０Ｗ
浅析国产330MW汽轮机汽流激振的治理
浅析国产330MW汽轮机汽流激振的治理作者：燕辰凯丘延辉来源：《华中电力》2014年第01期摘要：针对某国产330MW抽气式供热汽轮机组在试运期间及投运初期，存在的汽流激振问题，进行了针对性的分析。
并结合机组配汽装置优化与轴系载荷分配的治理，成功地处理了机组振动，消除了安全隐患，同时也一定程度提高了经济性。
关键词：汽轮机汽流激振低频失稳配汽装置优化轴系载荷分配1 前言某330MW汽轮机组是由东方汽轮机厂生产制造的亚临界中间再热两缸两排汽抽汽凝汽式机组，型号为C330/262-16.7/0.3/538/538（合缸）。
发电机型号为QFSN-330-2-20B。
机组共7个支持轴承，其中汽轮机4个，发电机2个。
汽轮机的4个支持轴承分别为可倾瓦轴承及椭圆轴承。
#1和#2轴承为可倾瓦轴承，#3和#4轴承为椭圆轴承，单侧进油，另一侧开有排油孔，上瓦开周向槽。
机组轴系图如图1所示。
该机组在调试和投运初期高中压转子出现了由汽流激振引起的低频（半频）失稳振动，严重影响机组正常安全运行。
调试初期，单阀进汽方式下，机组负荷由210MW升至300MW过程振动稳定， 300MW 维持半小时后，#1、#2、#3、#4轴振出现低频失稳振动，随着负荷升至320MW低频失稳振动加剧，低频成分为25.5Hz，低频幅值各轴瓦不同，#1Y轴振低频值最大为50 ，此时#1Y通频振动为86 、工频振动24 ，振动以低频分量为主。
320MW时各瓦振动最大#3X为100 ，且持续上涨。
带负荷过程振动情况见表1。
后经研究决定，切为顺序阀运行。
东汽电液调节系统的汽轮机进汽顺序设计为#1+#2→#3→#4，切换为顺序阀运行时，负荷升至280MW时也出现汽流激振现象，无法带满负荷。
2配汽优化及轴承载荷调整方案2.1 振动原因分析汽流激振具有两个典型特点：1）主要的振动频率为半频分量；2）突发性振动通常有一个门槛负荷且一般发生在较高负荷。
依此判断机组振动为汽流激振引起。
我国大型汽轮机叶片运行状况的研究和对策-中国电力设备管理网
我国大型汽轮机叶片运行状况的研究和对策刘志江袁平国家电力公司热工研究院(陕西西安 710032)0 前言叶片是汽轮机的关键零件，又是最精细、最重要的零件之一。
它在极苛刻的条件下承受高温、高压、巨大的离心力、蒸汽力、蒸汽激振力、腐蚀和振动以及湿蒸汽区水滴冲蚀的共同作用。
其空气动力学性能、加工几何形状、表面粗糙度、安装间隙及运行工况、结垢等因素均影响汽轮机的效率、出力；其结构设计、振动强度及运行方式则对机组的安全可靠性起决定性的影响。
因此，全世界最著名的几大制造集团无不坚持不懈地作出巨大努力，把最先进的科学技术成果应用于新型叶片的开发，不断推出一代比一代性能更优越的新叶片，以捍卫他们在汽轮机制造领域的先进地位。
在1986～1997年间我国电力工业得到持续、高速发展，电站汽轮机正在实现高参数大容量化。
据统计，到1997年底，包括火电、核电在内的汽轮机装机容量已达到192 GW，其中火电250～300 MW机组128台，320.0～362.5 MW机组29台，500～660 MW机组17台；200 MW及以下的机组也有很大发展，200～210 MW机组188台，110～125 MW机组123台，100 MW机组141台。
核电汽轮机最大容量为900 MW。
随着我国电站汽轮机大容量化，叶片的安全可靠性和保持其高效率愈显得重要。
对于300 MW及600 MW机组，每级叶片转换的功率高达10 MW乃至20 MW 左右，即使叶片发生轻微的损伤，所引起的汽轮机和整台火电机组的热经济性和安全可靠性的降低也是不容忽视的。
例如，由于结垢使高压第1级喷嘴面积减少10%，机组的出力会减少3%，由于外来硬质异物打击叶片损伤以及固体粒子侵蚀叶片损伤，视其严重程度都可能使级效率降低1%～3%；如果叶片发生断裂，其后果是：轻的引起机组振动、通流部分动、静摩擦，同时损失效率；严重的会引起强迫停机，有时为更换叶片或修理被损坏的转子、静子需要几周到几个月时间；在某些情况下由于叶片损坏没有及时发现或及时处理，引起事故扩大至整台机组或由于末级叶片断裂引起机组不平衡振动，可能导致整台机组毁坏，其经济损失将以亿计，这样的例子，国内外并不罕见。
660MW汽轮机高中压通流数据偏差分析及调整
660MW汽轮机高中压通流数据偏差分析及调整某厂#1机组汽轮机为东汽超超临界660MW机组，型号N660-25/600/600，是典型的超超临界、一次中间再热、单轴、三缸四排汽、双背压、纯凝汽式汽轮机。
于2009年投入运行，2014年4月#1汽轮机大修中发现高中压内缸及高中压隔板严重变形，高压压内缸返厂检修，所有高中压隔板全部进行了升级更换。
2016年5月对该汽轮机进行检查性大修，发现高中压轴向通流仍存在多处数据超差（通流减少）问题，对机组安全运行带来极大的隐患。
二、高中压通流数据测量总体情况本次大修高中压揭缸后，对高中压通流进行了初步测量，发现中压通流轴向数据存在超差现象，变形最大集中在中压第4级和第5级，中压第4级L值超差约2.14mm，中压第5级超差约1.5mm。
施工单位配合厂家工代现场对中压隔板及隔板套的变形量重点进行了测量检查，其中中压4、5级测量结果如下：测量结果：中压隔板套以外缸定位面为基准，4-6级隔板安装槽往电机侧变形约0.8-1.1mm。
三、高中压通流具体数据测量及分析2.高中压修前通流数据测量（实测值均在转子推向机头侧，推力盘紧贴推力瓦时测定，从机头向后看定左右，HP、IP通流间隙测量基准以HP2级间作为转子定位原则：实测值1，2为定位值H左：16.01、H右：16.13；实测值3、4测量值为定位值H左：14.11、H右：14.19。
3．高中压轴封体通流数据说明：A为平齿汽封片，B为高尖齿汽封片。
H左=16.02，右=15.98飞锤朝上为0°，盘车90°架表测转子原位未动（数显契形塞尺测量值）4.数据分析：4.1高压通流部分数据基本正常，中压通流叶顶数据基本正常。
中压1级L、N 值变化0.5-0.8，隔板汽封X\Y值正常，本级通流不需调整，中压2级L、N 值变化0.8-1.5，隔板汽封为平齿，本级通流不需调整，中压3级L N值基本正常，隔板汽封X\Y值偏差1.5-2mm左右，可作出适当调整，中压4级L、N值偏差1.5mm左右，隔板汽封X\Y值偏差2.5mm左右。
汽轮机冷端优化与改进
汽轮机冷端优化与改进胡德义（阜阳华润电力有限公司安徽阜阳）【摘要】：热力发电厂最大的能量损失在冷端系统，本文通过对东汽600MW级机组冷端系统的各个设备性能进行分析，并进行各种优化与改进，使冷端系统达到最优状态，大大提高机组的经济性。
【关键词】：热力系统冷端真空严密性凝汽器端差冷水塔0 引言在热力发电厂中，最大的能量损失在冷端系统，其性能好坏对机组的经济性影响非常大，而很多电厂的冷端系统与设计工况点相差甚远，存在很大的节能空间。
本文通过对我司两台机组冷端系统的各个设备性能技术分析，并进行各种优化与改进，充分展现利用冷端系统各个设备的性能，使机组达到最佳经济运行状态，节能效果显著。
1 汽轮机冷端系统各设备的主要技术规范a、凝汽器凝汽器型号为N-38000-1，东方汽轮机厂生产，主要性能参数如下：冷却面积： 38000m2冷却水设计进口温度：21.7℃冷却水设计压力：0.40MPa(g)冷却水设计流量：71748m3/h设计背压： 5.2 kPa（a）（平均）[LP/HP 4.6/5.8 kPa（a）] b、循环水泵循环水泵采用长沙水泵的立式斜流泵，循环水系统采用带冷却塔的二次循环水系统，扩大单元制(双机供水系统之间采用联络管系统，联络管管径为φ2000mm)。
循环水泵型号； 88LKXA-26；型式：湿井式、固定叶片、转子可抽式、立式斜流泵；立式并列布置；单基础支撑循环水泵性能参数：c、冷水塔冷水塔面积为9000m2，自然通风，循环水干管管径为φ3000mm，设计循环水流量为18m3/s；带十字挡风墙。
淋水填料采用聚氯乙烯改性塑料片制成，波型为双S波；淋水板外形规格为1000×500×500mm、1000×400mm，片距30mm，片材厚度为0.40(±0.03)mm，每立方米组装体质量约为20kg/m3；淋水填料的组装高度为0.8m、1.0m、1.2m，由塔中心向外分别布置。
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东汽300MW汽轮机通流改造后的效果1前言黔北电厂300MW汽轮机为东方汽轮机厂生产的N300-16.7/537/537-8 型一次中间再热、单轴、两缸、两排汽、凝汽式汽轮机，为东方汽轮机厂引进和吸收国内外技术设计制造的第8 代亚临界300MW优化机型之一，以带基本负荷为主，也可参与调峰运行。
该型汽轮机热耗率普遍偏高，其热耗率水平约为8300 kJ/kW·h左右，比同容量等级引进型300MW机组高出200～300 kJ /kW·h，由于汽轮机性能差造成供电煤耗高出同容量等级机组约7～12g /kW·h。
部分东汽早期300MW亚临界机组性能水平从东汽多台类似汽轮机组的实际热耗值看，与设计值相比偏差较大，2013年1号机组A 修前性能试验第二类修正热耗为8307.7 kJ/kW·h，比设计值7891 kJ/kW·h高417kJ/kW·h，也高于目前国内先进机组的热耗水平(按8000 kJ/kW·h) 328 kJ/kW·h。
根据实际运行数据，该机组高压缸效率为81.5%左右，比设计值约低3.5%，中压缸效率因为过桥汽封漏汽量过大的影响，测量效率存在虚高现象，实际估计约为89.7%左右，其它是由于低压缸效率较低造成的，由此推断，低压缸效率比设计值低6%个点，即低压缸效率在82%左右。
东汽90年代末制造的300MW机型，其设计开发于上世纪90年代末，受当时的总体技术水平限制，对于目前先进技术比较有一定差距。
（1）该汽轮机设计成型年代较早，部分静、动叶片设计与实际存在偏差，气动性能不佳；叶片型线设计技术已落后于国内先进水平，叶片型线的叶型损失、二次流损失大，级效率较低，这是汽轮机效率偏低的主要原因；高压喷嘴组为平直汽道，三维效应损失大。
（2）各级焓降分配不尽合理。
（3）末级叶片长度过短，排汽面积偏小，余速损失大。
（4）喷嘴面积大，效率偏低。
（5）对高、中压通流联算分析可知，原设计根部反动度偏小，还有各级导叶片出气角偏小，使其安装角偏离最佳范围。
各级焓降设计不合理，静动叶片型线气动性能不佳，其通流效率不能达到高水平。
2 实施改造的边界条件国内对100MW以上汽轮机实施通流改造已有30多年，所采用的改造方案繁多。
黔北电厂根据自身的设备状况和发电环境，对通流改造的边界条件进行科学合理的选择。
2.1通流改造不增容：近年来许多电厂的300MW机组在进行通流改造时同时对机组进行了增容，东汽300MW第八代机组的通流能力本身已具备增容到330MW的能力。
进行无煤增容确实有可观的经济价值，但黔北电厂采用增容改造有较多不利因素：2.1.1机组增容后，铭牌功率的变更批准较为困难，具了解多家电厂在进行增容后，并没有得到铭牌功率变更的批准，仍然只能按原有铭牌带负荷。
330MW机组带300MW负荷，不是机组最佳工况，热耗必将超过8000 kJ/kW·h，不能充分发挥改造成果。
目前330MW机组各HTA工况热耗与300MW机组相当，在同样负荷下，不增容的机组较增容的机组有更高效率。
2.1.2机组增容后，锅炉出力无法满足增容后的要求，黔北电厂300MW锅炉的额定蒸发量为1025t/h，理论上可满足增容到330MW的要求。
但近年来燃煤市场紧张，煤质较差，严重限制锅炉出力，而采用高价采购发热量高的煤种可谓得不偿失。
而因此对锅炉进行增容改造，投入较大。
2.1.3机组增容后，发电机原有冷却系统无法满足要求，需要对发电机进行相应改造，增加投入。
2.2热耗值目标：根据当前300MW机组通流改造的热耗水平，改造后的100%HTA工况热耗目标为7950 kJ/kW·h。
考虑到300MW机组在未来将成为主力调峰机组，要求改造后机组带部分负荷仍然具备较高的效率，根据全年负荷率的分析，将75%HTA工况热耗目标设定为8080kJ/kW·h，2.3改造范围：本次改造以充分提高机组效率为原则，要求将机组的热耗降低到国内同类型机组的领先水平，并考虑减少投入和消除设备隐患。
2.3.1机组外形尺寸不变，旋转方向不变。
2.3.2主汽门、调门现有位置不变，各轴承座安装现有位置不变。
3.3.3与发电机的连接方式和位置不变。
2.3.4机组的热力系统不变，汽轮机各管道接口与汽缸的相对位置不变，各抽汽参数基本不变。
2.3.5改造后汽轮发电机组的轴向推力方向不变，且不大于原设计值。
2.3.6设备更换范围：高压喷嘴组，高压内缸，高中压转子，各级隔板套，高压、中压各级动叶、隔板、静叶，低压内缸，低压转子，低压各级动叶、隔板、静叶，低压排汽导流环，高压、中压、低压各级轴封、汽封等。
2.3.7在改造中消除高中压外缸结合面泄漏和高压调门十字头脱落隐患。
3 主要采用的改造技术3.1高中压缸通流改造技术3.1.1高中压所有动叶片均采用自带围带整圈联接，动叶围带加工为内斜外平结构，按流道形状进行光顺设计，动叶片根部及相邻静叶片根部与顶部也进行光顺设计，减少通流部分子午面的流动损失。
3.1.2高压采用10级（1调节+9压力级，原机组为1+8级），提高根部反动度，适当降低各级焓降，达到最佳速比。
优化后各级根部反动度均为13%以上，根部速比提高到0.50以上，焓降分配和出汽角按最优设计。
3.1.3在微观设计方面，静叶采用三维可控涡叶型，动叶采用HV叶型；适当减小静动叶片宽度，提高相对叶高。
3.1.4 D300N机型调节级后压力偏低，这样导致机组正常运行时阀门节流损失增加，而且调节级焓降偏大，调节级效率本来较低，这两项都会导致高压缸效率降低。
因此，通过全三维气动分析，提高调节级后压力，重新设计喷嘴组面积，减小了阀门压损56%、调节级效率可以提高8%，调节级各喷嘴组喷嘴数目由原来每组37只改为Ⅰ号35只，Ⅱ号42只，Ⅲ、Ⅳ39只；以提高调节级效率，降低阀门节流损失。
3.1.5中压仍采用6级，根径1300mm，提高根部反动度，优化各级焓降，提高缸效率。
3.1.6所有汽封全部采用DAS齿汽封。
其中叶顶汽封增加一道刷式齿，叶顶汽封全部从平齿改为城墙齿的结构。
3.1.7高压、中压隔板及低压后三级隔板内外环都设计密封键，见下图1。
图1 高压、中、低压隔板内外环密封图3.1.8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，见下图2。
图2 高压第二节气流防旋挡板图3.1.9改进内缸定位止口结构，增加帕克汽封和密封汽封，减少隔板套和内缸因变形而产生的漏汽损失，见下图3。
图3 改进后的止口结构3.1.10中压排汽口优化：在中压排汽口增加蜗壳，改善和引导排汽汽流，减少排汽损失。
3.2低压缸通流改造技术3.2.1所有低压动叶由围带铆接改为自带冠结构，运行时整圈连接，减小了叶片动应力，同时杜绝了动叶围带脱落的安全隐患。
前三级动叶顶部汽封结构，由平齿改为城墙齿。
3.2.2优化设计了2～6级的静叶栅，优化了各级的焓降分配和攻角特性。
3.2.3通过对排汽缸的CFD分析发现，原设计的排汽缸性能较差，针对不更换排汽缸的改造项目，经过重新优化设计导流环，使得排汽缸的静压恢复系数提高0.1以上。
3.2.4末级动叶叶片采用909叶片，为了提高强度，材质1Cr12Ni3Mo2VN/850，并应采用设置去湿槽、拉大末级和次末级动、静叶间轴向距离、提高根部反动度、高频淬火技术等防水蚀措施。
3.2.5所有汽封采用DAS齿汽封。
3.3转子主轴方面平衡孔结构改进：对转子平衡孔进行优化设计，适当减小孔径，减少漏汽损失。
3.4其它安全性能提升所采用的技术3.4.1防固体微粒冲蚀：在调节级和中压第一级容易产生固体腐蚀的部位进行渗碳等方式进行防冲蚀处理。
3.4.2高压调门门杆十字头连接改造：图4 高压调门十字头连接图3.4.3联轴器采用液压螺栓，在安装时通过螺栓锥套膨胀消除螺孔间隙，提高联轴器联接性能，使轴系形成一体，有利机组运行稳定性。
同时螺栓的安装和拆除十分方便和快捷。
4 改造实施的关键控制环节4.1制造厂的监造：监造前要与制造厂就监造项目达成协议，重点对转子失效处理，应力处理，热稳定试验，动平衡试验、大件毛胚的探伤、焊接等工序进行见证；同时要注意辅助部件的加工完整情况，避免到货后出现的缺陷进行补充加工影响工期。
4.2设备到货的验收：设备到货后要对数量、设备的完整性进行仔细检查，同时根据现场安装进度及时联系制造厂提供所需设备。
重点检查汽缸分隔板、销键、小螺钉等隐蔽部位、小4.3现场的施工质量控制：通流间隙的调整质量直接关系到机组效率，是质量控制的关键，所有汽封间隙按偏下限的要求来调整。
4.4在通流改造中对高中压外缸结合面重新进行研磨，一方面可减少汽缸泄漏，另一方面通过这次处理外缸结合面再次发生变形泄漏的机率变低，有利于机组的通流间隙调整工作。
4.5通流改造时由于汽封间隙调整较小，在启动中要做好多次冲转的准备。
要让机组各部温度预暖到位，才可尝试进行冲转。
冲转时按碰磨启动要求，尽量控制振动数值不可太高，减小对汽封的碰磨，保证机组有较高的效率。
4.6 注意阀门的内漏治理工作，本次改造同时，对热力系统中的内漏阀门进行了彻底治理，从性能试验隔离情况看，几乎没有超过50℃的阀门温度，阀门的治漏较好，有利于机组效率。
5 改造效果5.1改造前后各监视段参数比较在100%额定负荷工况试验下，各监视段参数和THA工况设计值的比较见表1。
表1 100%额定负荷工况各监视段参数和THA工况设计值的比较由表1可知，黔北电厂1号汽轮机通流改造后各监视段压力除7、8抽略高于设计值外，其余均低于设计值；除高压缸排汽和三段抽汽温度略高于设计值，其余各监视段温度均低于设计值。
从监视段参数和计算的各汽缸内效率看，高、中、低压缸运行情况良好。
目前国内机组低压缸普遍存在超温严重的现象，部分机组五、六段抽汽超温在70℃以上，缸内泄漏情况严重，且低压缸内效率偏低，而低压缸内效率对热耗率的影响一般比高、中压缸的影响大得多。
相比较而言，黔北电厂1号机组综合升级改造后低压缸各监视段参数均低于设计值，缸效率已经达到并略有超过设计值，在目前国内比较少见，对机组经济性有从上表中可以看出，汽轮机改造后，在额定负荷300MW工况下，各级抽汽压力和抽汽温度明显降低，尤其是抽汽温度大幅度降低，汽轮机各级内效率明显提高，机组经济性明显提高。
5.2改造前后回热系统参数比较为便于分析，表2列出了在100%额定负荷工况试验下各加热器的改造前后的试验参数比较情况。
表2 改造前后加热器温度比较表单位：℃从上表中可以看出，汽轮机通流改造后，高、低加运行情况良好，各级加热器出口水温度和疏水湿度略有降低，加热器的端差在设计值之内，尤其5、6号低加出水端差和疏水端差均低于设计值，对机组经济性有利。