汽轮机组通流部件改造情况
汽轮机组通流部件改造情况
一、汽机通流部件改造情况
汽轮机通流部分改造主要是指采用先进成熟的气动热力设计技术、结构强度设计技术及先进制造技术，对早期采用相对落后技术设计制造的或长期运行已老化，经济性、可靠性较低的在役汽轮机的通流部分进行改造，以提高汽轮机运行的经济性、可靠性和灵活性，并延长其服役寿命。自上世纪90年代中期始，国内在役的汽轮机开始进行改造，
目前国内200MW及以下功率等级的汽轮机已有数百台实施改造，改造后汽轮机的经济性和安全性均有得到提高，取得了良好改造效果。近两年内，早期投运或采用上世纪70年代～80年代技术设计制造的300MW功率等级的汽轮机也已有几十台进行了通流部分改造，为后续的汽轮机通流部分改造积累了诸多经验。任何机组都会因具体工作环境的影响而受到不同程度的损伤。最常见的损伤原因包括固体颗粒的冲蚀、积垢、间隙增大、锤痕、异物损伤等。其次，还有结合面或密封环的泄露和点蚀。静、动部件的摩擦将会增大泄露及其相关损失。引起摩擦的原因包括大的转子振动、静止部件的热变形、轴承故障、进水、固体颗粒冲蚀等。除了因表面粗糙度增大，反动度改变，正常级内压力分布混乱造成的损失以外，结垢亦可引起较大的出力下降。因为结垢后使喷嘴面积减小，限制了通流能力。锤痕和异物损伤也会同样引起损失。其它诸如进口密封环、内缸结合面及隔板间的泄漏可引起较大的损失，因为这些泄露流量中有的蒸汽旁通了若干级或整个通流部分。上述原因导致汽轮机各级损失较大，级效率及通流效率低下，多数机组缸效率及热耗率达不到设计值。
300MW等级汽轮机特别是上世纪90年代中期前汽轮机多数不同程度的存在喷嘴室变形、高压调节级及中压第一级固体颗粒冲蚀损坏、内缸体变形严重、低压末级、次末级断裂、损伤故障、水蚀严重及其它影响机组可靠性的安全隐患。汽轮机在投运若干年后，随着老化其性能逐渐下降变差而无法避免，在机组正常估算寿命期内，其故障率的大小往往呈现“浴盆曲线”式的变化，设备经多年运行后，在部件磨损阶段故障率会趋于增长。目前国内300MW功率等级机组仍占总装机容量30.13%，多数运行经济性较差，安全性方面也存在诸多隐患，且部分机组已接近其设计寿命，采用当代先进汽轮机设计技术，对其实施改造，恢复或提高其效率，对节能增效及减
少污染排放意义重大。随着大规模电力建设速度的逐渐放缓及环保压力、运行成本压力的增加及节能调度的实施，可以预见，未来2～5年内，将是300MW功率等级汽轮机通流部分改造的高潮。
二、汽轮机通流部分改造总体目标和原则
通过对汽轮机通流部分的技术改造,提高通流效率，使机组的热耗、效率达到同类机组的先进水平，实现节能降耗。通过对汽轮机通流部分的技术改造，提高机组的安全可靠性，消除目前机组存在的影响安全可靠运行的缺陷。通过对汽轮机通流部分的改造，使汽轮机具备良好的运行灵活性和调峰能力。通过对汽轮机通流部分的改造,并在锅炉主、辅机、汽轮机辅机及系统、发电机及电气系统不进行大的改造的前提下，实现机组增容，提高机组的铭牌出力。满足用户某些特殊要求如工业抽汽或供热抽汽。改造方案和技术措施应结合机组具体情况，“量体裁衣”进行改造方案设计；改造涉及范围尽可能最小，对外围系统影响最小；机组外形尺寸基本不变，旋转方向不变；热力系统原设计不变、抽汽参数保持基本不变；与发电机、轴承箱等接口不变。
三、汽轮机通流改造技术
随着计算机技术和计算流体动力学（CFD）技术的发展，三维粘性数值模拟技术在透平机械气动设计中得到了广泛的应用，以准三维/全三维/定常/非定常气动热力分析计算为核心的汽轮机通流部分设计方法已成熟。
目前，国内外已普遍采用成熟的三维气动设计理论及技术进行汽轮机通流部分的设计在汽轮机通流部分结构与强度设计方面，三有限元（3D-FEM）数值分析技术已开始广范用于转子、动叶片、隔板、汽缸等的结构与强度设计，使得对于汽轮机通流部分部件的结构强度设计更为先进和精准，可以确保部件的高可靠性。
1.先进的叶轮机械热力学和流体力学技术
提高气动效率，汽轮机内部的流动是一个三维、可压缩、有粘性、亚音速或跨音速、单相或多相的非定常流动过程。采用先进的叶轮机械热力学和流体力学技术，对老机组进行通流部分的改造设计，提高级效率及通流效率。
叶型损失主要有附面层中的摩擦损失、附面层脱离引起的涡流损失、尾迹损失、冲波损失。端部损失主要有二次流损失、摩擦损失、级的损失、叶高损失、扇形损失、叶轮摩擦损失、部分进汽损失、漏汽损失、湿汽损失。固体颗粒冲蚀将造成调
节级及中压第一级损伤，性能恶化。有研究表明，这一损失在高压缸中可达32～
42KJ/KWh。早期投产机组，锅炉管道及蒸汽管道已运行多年，氧化皮的剥落后更为严重，因此，汽轮机通流部分改造中对调节级及中压第一级的SPE问题应予以格外关注。调节级及中压第一级防固体颗粒冲蚀技术，采用抗SPE涂层、采用先进气动设计减轻调节级及中压第一级的SPE。采用宽而强壮的叶型，更大弯曲半径及动静间隙，使固体颗粒更顺畅地通过，避免与叶片出汽边直接碰撞。末级动叶片，应用三元流技术进行流场设计，静叶采用后加载叶型、复合弯扭叶片，动叶沿叶高反扭，改善参数沿叶高的分布，大幅度地减小径向和端部二次流损失，型线速度分布合理，减少分离现象，激波损失小。降低汽封的漏汽损失；提高末级根部反动度，利于变工况运行及提高机组的低负荷运行能力和安全性，改善机组调峰性能。
2.先进的结构强度技术
提高汽轮机的安全可靠性，高温部件热力耦合分析技术，对汽缸、转子、喷嘴、叶片、阀门等高温高压部件进行有限元热力耦合分析，保证安全可靠性，并进行优化设计。叶片动强度设计，采用大刚度叶片、整体围带、预扭安装连接成全周自锁结构以避开运行时的共振响应，获得良好的振动特性，降低叶片的动应力。采用径向汽封，增加动静轴向间隙。采用焊接隔板，提高隔板刚性，使得隔板和转子在各种运行工况下既能保持同心性又在径向能自由膨胀。去湿防水蚀措施：减轻末级次末级叶片的水蚀高窄法兰结构汽缸，减少机组起、停时的热应力。结构刚度有限元分析技术，对结构刚度及变形进行有限元分析，并进行优化设计，保证刚性。汽轮机叶片动频率、动应力测试技术，准确获得叶轮叶片系统的动态频率并实现调频，确保运行时叶片的振动特性避开三重点共振。
四、改造的范围
汽轮机通流部分改造的范围可包括：叶片、叶轮、转子、轴承、隔板、隔板套、汽封（轴封）、汽缸、喷嘴室、进汽导流环、排汽扩散段。改造范围的确定，依赖于机组改造前的实际状况和改造的目标及边界条件。
五、汽轮机通流部分改造前应进行的工作
汽轮机通流改造属发电厂重大改造项目，投资巨大，因此，在对汽轮机进行通
流改造前，应进行充分的前期准备工作，不可盲目确定改造目标、改造范围及改造方案，以免导致改造失败。国内300MW等级汽轮机的通流部分改造工作已经展开,但不少机组改造后的效果并不十分理想，这并非偶然。根据近几年在汽轮机改造领域的工作经验来看，失败原因主要有二:改造前期的工作并不充分，未能全面掌握机组真实的热力性能水平及经济性差的症结所在；在并未全面掌握机组真实热力性能水平及未对机组进行确切的经济性诊断研究的同时，未能广泛调研和征询各汽轮机制造商的建议方案并科学决策，从而未能获得有针对性的科学合理的通流部分改造技术方案。
因此，建议对气轮机通流部分进行改造前，对机组进行全面的经济性诊断，并在精确的机组经济性诊断的基础上，进行深入、充分的改造可行性研究，制定科学合理的改造原则、改造目标及改造范围。汽轮机通流部分改造前的相关试验工作，汽轮机缸效率试验及热耗率试验、凝汽器热力性能试验、冷却塔热力性能试验、循环水系统效率试验、给水系统效率试验。若试验中发现存在不足，应进行相应的完善改进。在汽轮机通流部分改造前，对机组状态特别是热力系统、给水系统（给水泵及小汽轮机）、冷端系统（凝汽器、循环水泵、冷却塔）进行诊断与评价，提出优化改进措施是必要的，可使机组所能达到的经济效益充分发挥。此外，若拟通过汽轮机通流部分改造增加机组出力，则应考虑锅炉、汽轮机、发电机及辅助系统的限制，需对锅炉及其辅机系统、发电机及电气系统进行最大出力试验，以确定汽轮机外围设备对机组增容的适应性，并且需要对凝汽器、冷却塔及回热系统进行校核，统筹考虑。
在汽轮机通流部分改造项目的前期工作中，必需对目前国内汽轮机制造商目前的通流部分改造技术手段及业绩、已实施改造的机组的改造效果进行调研，并与对改造项目感兴趣的制造商充分交流，使其对拟改造的汽轮机的技术特点、运行经济性及安全性以及所存在的问题有充分的了解和认识，并在此基础上提出初步建议的改造技术方案。
六、汽轮机通流部分改造项目的可行性研究
即在全面掌握机组真实热力性能水平及对机组进行确切的经济性诊断研究的基础上，根据前述试验及研究得到的相关技术数据：准确分析机组现存的安全可靠性问题，初步确定通流部分改造的目标、原则和改造范围。对汽轮机通流部分改造项
目实施的可能性、有效性、可能采取的技术方案及技术风险进行具体、深入、细致的技术论证和经济评价，以求确定在技术上合理、经济上合算的最优方案。根据研究结果，对汽轮机通流部分改造项目提供建议和意见，为项目的技术和经济决策提供科学的技术依据。
汽轮机通流部分改造项目可行性研究是汽轮机通流部分改造前期工作的重要步骤,对汽轮机通流部分改造项目进行可行性研究主要内容包括：改造目的、改造原则、改造范围、改造技术及改造的安全性、经济性、指标、技术可行性、改造方案、实施可行性、技术经济预估等。
七、汽轮机通流改造的程序
根据大修计划，提前制定改造初步计划工期前期调研，汽轮机通流改造项目可行性研究进行评审及项目立项，确定改造的目标、原则和范围，依序进行招标准备、项目招标、确定中标单位、与中标制造商商谈签订项目合同及技术协议，汽轮机通流改造项目的改造方案设计、评审。部件加工制造现场安装施工，考核验收，改造工期环环衔接，任何一环的延误都将导致整个改造工期计划的变更。
国内部分电厂汽机通流部件改造后性能表
电厂名称单位汉川1号妈湾1号宣威9号双辽1号改后汽轮机铭牌—N330N320N317N330/C255
改后设计热耗率kJ/kWh79017905.879157864.9
修正后热耗率kJ/kWh7911.17942.77920.67886.2
与保证值偏差kJ/kWh10.136.9 5.621.3
高压缸效率(设计)%84.8686.478588.24
高压缸效率(试验)%85.8284.0985.7187.35
中压缸效率(设计)%91.6092.0192.5092.91
中压缸效率(试验)%89.5091.4193.3492.62
低压缸效率(设计)%89.1191.448889.9
低压缸效率(试验)%89.4189.5791.4387.77
排汽压力(设计)kPa 4.9 5.9 5.2 4.9
排汽压力(试验)kPa7.17.7 6.579.5试验热耗率kJ/kWh8278.28497.88113.48474
通流能力t/h1108/11241025/109010251051/1178以全三维气动热力技术和动强度方法为核心的汽轮机通流部分设计方法已经成熟。叶片的设计、制造已发展到全三维阶段，以弯扭联合成型全三维叶片为代表的第三代通流设计已实现工业化。大大提高了叶片实物质量和精度，缩短设计和制造周期，其效率明显提高。先进的汽轮机通流部分气动与热力设计及结构强度设计技术已广泛应用于现代汽轮机的通流设计和老机组改造中，因此：采用当今最新技术对设计技术水平落后，经济性差的汽轮机机组改造，是投资少、见效快、提高经济效益，实现节能减排目标的有效途径。国内多家动力制造商曾对100MW-600MW机组进行过改造，已有百余台的改造业绩。除极个别机组外，改造后机组的热经济性指标均及安全可靠性都得到了提高。应针不同的机组，具体分析其现存的经济性及安全性问题，采用不同的技术措施进行不同形式的技术改造，以达到提高机组运行经济性、安全性和调峰灵活性与延长寿命的目的。
汽轮机改造方案分解
汽轮机改造方案 技 术 协 议 山东九鼎环保科技有限公司 2014.01
一、项目背景及改造方案 1.1 项目背景2 1.2 改造方案2目录2 二、6MW抽汽凝汽式汽轮机概况、主要参数及供货范围 2 2.1 机组概况2 2.2 改造后抽凝机组主要参数2 2.3 供货范围2 2.4 改造工作内容2 三、汽轮机拆机方案2 3.1 概述2 3.2 拆除方案2 四、汽轮机基础改造2 五、汽轮机安装与调试 5.1 汽轮机安装方案2 5.2 汽轮机调试方案2 六、施工、验收及质保 七、工期22 2
一、项目背景及改造方案 1.1 项目背景 本项目所在区域为一开发区，发展迅速，有限公司电站目前为2 台40t/h 的锅炉+2 台纯凝汽式汽轮机（12MW 和6MW 各1 台），为响应泰安市政府拟对开发区进行冬季供热的号召，泰安中科环保电力有限公司对现6MW 的纯凝汽式汽轮机改造为抽汽供热汽轮机的方式，实现对开发区换热站供蒸汽，然后由开发区换热站转换成热水后向附近热用户供热。 1.2 改造方案 本项目将对泰安中科环保电力有限公司的原6MW 纯凝汽式汽轮机改造为6MW 抽汽供热凝汽式汽轮机，同时对汽轮机基础进行改造，以实现抽汽供热汽轮机的安装、汽轮机对外供热、满足周边用户的用热需求。 二、6MW 抽汽凝汽式汽轮机概况、主要参数及供货范围 2.1 机组概况 C6-3.43/0.981 型汽轮机，系单缸，中温油压，冲动，冷凝，单抽汽式汽轮机，额定功率为6000kW。 2.2 改造后抽凝机组主要参数
2.3 供货范围 1）包括C6-3.43/0.981 2 2.4 改造工作内容
基于实例分析燃煤电厂汽轮机通流改造
基于实例分析燃煤电厂汽轮机通流改造 摘要本文主要从燃煤电厂汽轮机通流改造项目的背景出发，分析了当前燃煤电厂汽轮机机组的基本概况，对燃煤电厂汽轮机通流改造技术方案进行了探究，最后，归纳总结项目改造后投资经济性。 关键词燃煤电厂；汽轮机；通流改造分析 1 燃煤电厂汽轮机通流改造的背景 1.1 背景 随着国家节能减排产业政策的实施和电力供求矛盾的缓减，新的电源点不断投运，高能耗企业的发展受到限制，发电设备年利用小时持续走低，电厂消耗性指标和消耗性费用逐年上涨，致使电力生产固定成本持续走高，导致企业经济效益逐年下滑。对此，供电煤耗显著偏高的电厂其经营形势将变得日益严峻，并将面临激烈的竞争。同时，随着全球及国内经济的巨大发展及能源形势的急剧变化，燃煤发电厂面临的环保要求日益严格，经营形势日益严峻，突出表现为： ①节能和减排已成为燃煤发电企业发展的两个约束性指标。②燃煤发电企业的电量调度已经由铭牌调度逐步向节能调度调整。③《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014～2020年）》出台到2020年，现役燃煤发电机组改造后平均供电煤耗低于310克/千瓦时。在执行更严格能效环保标准前提下，力争使煤炭占一次能源消费比重下降到62%以内，电煤占煤炭消费比重提高到60%以上。 1.2 项目实施的必要性 （1）由于机组原设计技术相对落后，加上当时加工制造精度不高，安装质量控制不严，机组运行老化等原因，该机组实际热耗值及缸效率与设计值存在很大偏差，导致目前机组运行的实际热耗值远高于设计值，供电煤耗较高，与当前300MW机组经济型也相差甚远。 （2）随着《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014～2020年）》等国家节能减排产业政策的实施，以及新电源点不断投运，发电企业要想在日益激烈发电市场竞争中保持优势，就必须采取有效措施，提供机组效率。而进行通流改造，通过提高汽缸效率来降低机组热耗值是行之有效的手段。 因此，对现有机组进行通流改造，以提高机组效率，达到较好的经济指标完全有必要。 2 燃煤电厂汽轮机机组的概况 2.1 原机组概况
抽凝机组改造成背压机组
如何科学经济地将抽凝机组改造成背压机组 对于搞热电的人士来说，抽凝机与背压机是相当熟悉的，现代热电基本就是有这两种机型组成的。也可以说，这两种机型的选择，是时代的选择、是能源的选择、是生存的选择。在90年代煤炭能源宽裕的时候，电价却很高，选择抽凝机组变成了理所当然，是时代选择了它；进入21世纪以后，能源问题变成了全球问题，煤炭价格节节攀升，在煤炭疯狂暴涨的时候，我曾经算过，一斤煤炭的价钱，超过一斤小麦的价钱，在我脑海里，有个挥之不去的念头，什么时候，我们的锅炉可以烧麦子了？当然，这是一句玩笑的话，但从另一角度来看，煤炭价格确实高了。但煤炭价格高了，不像90年代，电价也高。反之，电价却十分低廉。因此，21世纪初，时代选择了背压机组。常看我博客的朋友，都明白背压机与抽凝机的区别，所以，我在这里不再噜苏了。就两句话，在煤炭价格便宜的时候，开抽凝机能赚钱；在煤炭价格昂贵的时候，开背压机能赚钱。 在2、3年前，不少热电厂，为了能适应时代，能生存下来，便将现有的抽凝机组改为背压机组。我们咬文嚼字，实际上那个时候，不是真正意义上的“改为背压机组”，而是“换为背压机组”。具体步骤是，把现有抽凝机组的汽轮机全部扒掉，再将原有汽轮机基础改造，一般是缩短基础距离，将凝汽系统都拆掉。这个改造，只利用原来的局部基础，油箱、油泵、冷油器等，其它的几乎都不用了。这种彻头彻尾的不能叫做“改造”，只能称之“换”。大家都知道，一套抽凝机组的价格，几乎是一套背压机组价格的2倍，换下来的抽凝机组，好多是当作废品卖掉的。就拿我们常见的6000KW的抽凝机组来说，一套价格在300万以上，如改为背压机组后，换下的抽凝机，现在价格在30-50万元，不值钱。 上面说过，背压机各有利弊，选择使用，是与煤炭价格、上网电价有关的，不同的时代，有其不同的利弊。现在我们是背压机组能赚钱，但以后未必抽凝机不赚钱。有人说了，到抽凝机赚钱的时候，我们将背压机再改为抽凝机。当然，单从改造费用来说，可能相对于一个电厂整个成本来说，不是太大的。但从经济角度、从设备利用的角度来说，我们有没有一个办法，将现有抽凝机稍加改动，变成背压机，当需要再改为抽凝机的时候，又能方便地改回来呢？下文我就来介绍这种方法，为了能很好地说明，还是以常见的6000KW机组来举例。 6000KW的抽凝汽轮机，其汽缸有两部分做成，高压缸是合金缸，低压缸是铸铁缸。缸内叶片除了复速级以外，一般还有7-11级（不同汽轮机厂家，不同的级数）。其抽气口，一般在复速级后面2-4级叶轮处，我们保留原有抽气口，也就是说，保留原有高压缸，更换低压缸。低压缸我们可以到原有汽轮机制造厂购买，购买的时候，只要注意接口不出差错就行了。原有缸内叶轮，根据排气压力的需求，取消一部分叶轮和缸内隔板。如此，这台机组经过改造后，它的抽气可以有两种压力参数，一种是原有的抽气压力，从原来的抽气口抽出，另一种是低于原有的抽气压力，从新购买的低压缸排出。这就变成了抽背式汽轮机。当然，如将原有的抽气口封堵，所有排气从新购买的低压缸排出，就变成了标准的背压机了。这样的机组，不会破坏原有的抽凝机组结构的，甚至汽轮机基础，也是局部改动，原有凝汽设备解除，排气伸缩节也可以利用的。如将来需要将背压机再改为抽凝机，也是十分方便的，无需添置什么东西。 这样的改造，价格低廉，就拿6000KW的机组来说，只需要60万元，就可以完成整个工程了。如按照原来的换机方式，新背压机6000KW的要170万，再加上设计、安装费用等等，在200万以上。还有，施工时间，也能缩短一半以上。改造后的机组效率，与新机组基本相同。
汽轮机高背压供热改造技术的分析
汽轮机高背压供热改造技术的分析 【摘要】现阶段，受我国能源政策以及汽轮机自身因素等的影响，大多企业自备电站中，许多抽汽机长期处于闲置的状态。例如，抽汽机发电的热电比与热电效率非常低，不能满足国家的政策要求而被迫停运；抽汽机的抽汽参数满足不了供热需要而被长期闲置。因此，为满足企业的供热需求与长期的规划需要，有必要将这些汽轮机组改造成为性能良好的高背压式汽轮机组，在保证较少投资的前提下，提高汽轮机组的能源利用率。本文结合具体改造实例，详细阐述了抽汽机改造为高背压汽轮机的技术要点，并对其经济效益做了分析。 【关键词】抽汽机；高背压；改造；冷凝器；经济效益 一、概述 就目前的实际情况来看，国内很多企业自备电站和中小型电站所配备的抽汽机发电机组都因为各种主客观因素的影响而长期处于闲置状态，这些因素既包括煤、电价格矛盾突出，企业因生产经营活动处于亏损状态而不得不做出的选择、热要求参数与抽汽参数匹配度不足，无法满足热需求而导致的长期闲置，也包括因为凝汽发电部分比例过大、热效率无法满足政策要求而导致的政策性停运。 例如，某热电有限责任公司的两台抽汽机，就因为煤电比例失衡，燃煤成本高于发电效益而不得不将其停运，并通过减温减压对外供热来弥补自身的经济损失。为了最大程度降低企业的经济损失，发挥这些闲置机组在满足供热需求方面的积极作用，公司将其改造成为高背压式汽轮机，并在实际工作中获得了满意的效果。 二、改造具体实例与改造难题分析 （一）改造具体实例 某热电有限责任公司建成投用DN600 120t/h和DN300 42.8t/h供热主管网和出力20t/h的局域管网。为能满足集团氯碱发展公司、“863”SAL项目和中德合资博列麦气囊丝制造公司及周围四家热用户的供热需要，必须对该公司1#机组由C25-4.90/0.981抽汽机组改造为B12-4.90/0.981背压机组。改造范围如下： 1、汽轮机转子主轴从第四压力级后的七个压力级（第五、六、七、八、九、 十、十一级）包括各级汽封套和后汽封套拆除。 2、新设计加工个适合背压排汽要求的后汽缸。 3、汽轮机同时重新设计加工与原1#机后轴承座上半接口尺寸相一致的后轴承座下半。
#1机组通流改造性能分析
专业技术报告 #1机组通流改造性能分析
摘要 由于我厂350MW汽轮机组经过近三十年运行，老化明显，效率低下，经济性较差，为提高机组效率，我厂与2012年对#1机组进行通流部分改造。本文首先分析了国际以及国内的汽轮机通流改造的必要性，以及通流改造经过多年的实践取得的丰富的经验 本文指出了我厂350MW进口汽轮机改造前具体问题，并逐一说明了此次通流改造所做的针对性的改造；机组经过通流部分改造后额定工况下机组的热耗为7928.3kJ/(kW.h)，低于设计值约0.15个百分点，机组的改造比较成功，高压缸?效率提高了0.9%，中压缸?效率提高了3.4%，低压缸?效率提高了3.6%，使得整个机组的?效率有了很大的提升。 关键词：350MW机组，通流改造，性能试验，机组效率
#1机组通流改造分析 1引言 1.1 选题背景及意义 我国04年以后，发电装机容量和发电量增速更快，2005年、2006年和2007年，中国电力装机容量连续突破5亿千瓦、6亿千瓦和7亿千瓦，到2008年末，我国发电装机容量达到7.9亿千瓦，比2007年增长10.34%，发电量达到3.4万亿千瓦时[1], 其中，燃煤机组占了75.7%，发电量占80%以上，耗煤量大，能源利用率目前也只有30%，低于世界先进国家20~30个百分点[2]，从我国350MW 机组运行情况看这些机组设计技术是20世纪60年代的，主要投产于80年代至90年代。由于机组老化，其经济性已经远低于原设计水平；同时由于设计技术落后，机组的经济性远远低于国际先进水平。全国数十台300MW机组的平均供电煤耗为340~360g/(kW·h)，比设计值高20~25g/(kW·h)，比国外同类运行机组高40g/(kW·h)左右[3] 。随着现代科学技术快速的发展，国内制造厂通过对关键加工工艺的改进和引进大型精密加工设备，产品工艺和质量得以大大提高，为先进机组国产化生产制造提供了可能。利用原有热力系统的基础上，引入先进技术对汽轮机进行改造，提高现役机组的出力和经济可靠性，既节约时间，又节约费用。 1.2 国内外汽轮机研究改造的现状 近几年来，美国、日本等国对运行中的汽轮机组进行改造，做了很多基础工作，取得了显著成绩。美国的GE公司和西屋公司（WH）均在积极进行机组翻新工作。1994年2月中旬WH公司动力部年会上指出，美国的装机容量已接近饱和，目前的主要任务是老机组改造。根据上述两公司的统计，翻新改造后的老机组，其出力、效率均可提高，且新增出力每KW的投资仅为新机组的50%左右。日本的日立公司从80年代初就对125—1000MW老机组进行改造，改造的主要内容为改进动、静叶型、改进汽封、降低中低压缸排汽损失，改造后的机组的热效率提高2—4%。东芝公司对110、165、220MW等老机组进行通流改造部分更新，使3种汽轮机的热效率分别提高了1.2%、1.4%和1.3%。可见老机组的改造对于节能降耗、提高出力具有极为重要的意义，国际上称这一措施为“决策
汽轮发电机组技术改造的几种形式和措施示范文本
汽轮发电机组技术改造的几种形式和措施示范文本 In The Actual Work Production Management, In Order To Ensure The Smooth Progress Of The Process, And Consider The Relationship Between Each Link, The Specific Requirements Of Each Link To Achieve Risk Control And Planning 某某管理中心 XX年XX月
汽轮发电机组技术改造的几种形式和措 施示范文本 使用指引：此解决方案资料应用在实际工作生产管理中为了保障过程顺利推进，同时考虑各个环节之间的关系，每个环节实现的具体要求而进行的风险控制与规划，并将危害降低到最小，文档经过下载可进行自定义修改，请根据实际需求进行调整与使用。 0 前言 多年来，我国电力企业和设备制造企业都在全力以赴 进行机组改造。这是因为，在我国发电系统中，一些中低 参数、小容量蒸汽发电机组还在运行，这些机组热效率 很低，且大多属超期服役，如果将其在短期内全部拆除， 从经济上和电力需求方面来看，是不现实。同时，一些早 期安装高参数机组，如100～200MW机组，由于受当时 设计制造水平限制，运行时间较长，已接近或达到额定寿 命(10万运行小时)，这些机组存在着效率低、煤耗高问 题。 因此，将中低参数机组改造为既发电又供热“热电联
产”机组，供生产和生活用汽需要。同时用现代科学技术改造和翻新老机组，使老机组焕发青春。机组通过改造不仅可以大大降低煤耗，提高机组经济性，而且可以提高运行可靠性和延长机组寿命，这一措施无疑有着深远意义和较高经济价值。 1 机组改造几种技术形式 汽轮机改造有多种技术形式，每种形式都有其特点，必须具体问题具体分析，全面考虑，达到改造目。 1.1 通流部分现代化改造 随着现代科学技术快速发展和设计方法不断完善，汽轮机设计水平较过去有了很大提高，全新高效新叶型、全三元气动设计技术系统、通流部分通道优化设计、自带围带动叶片、高效新型整圈阻尼长叶片设计和调频技术、弯扭型和马刀型叶片设计等新技术在各制造厂新产品开发中成功应用。这些技术代表汽轮机领域内最新发展趋势，
汽轮机组通流部件改造情况
汽轮机组通流部件改造情况 一、汽机通流部件改造情况 汽轮机通流部分改造主要是指采用先进成熟的气动热力设计技术、结构强度设计技术及先进制造技术，对早期采用相对落后技术设计制造的或长期运行已老化，经济性、可靠性较低的在役汽轮机的通流部分进行改造，以提高汽轮机运行的经济性、可靠性和灵活性，并延长其服役寿命。自上世纪90年代中期始，国内在役的汽轮机开始进行改造， 目前国内200MW及以下功率等级的汽轮机已有数百台实施改造，改造后汽轮机的经济性和安全性均有得到提高，取得了良好改造效果。近两年内，早期投运或采用上世纪70年代～80年代技术设计制造的300MW功率等级的汽轮机也已有几十台进行了通流部分改造，为后续的汽轮机通流部分改造积累了诸多经验。任何机组都会因具体工作环境的影响而受到不同程度的损伤。最常见的损伤原因包括固体颗粒的冲蚀、积垢、间隙增大、锤痕、异物损伤等。其次，还有结合面或密封环的泄露和点蚀。静、动部件的摩擦将会增大泄露及其相关损失。引起摩擦的原因包括大的转子振动、静止部件的热变形、轴承故障、进水、固体颗粒冲蚀等。除了因表面粗糙度增大，反动度改变，正常级内压力分布混乱造成的损失以外，结垢亦可引起较大的出力下降。因为结垢后使喷嘴面积减小，限制了通流能力。锤痕和异物损伤也会同样引起损失。其它诸如进口密封环、内缸结合面及隔板间的泄漏可引起较大的损失，因为这些泄露流量中有的蒸汽旁通了若干级或整个通流部分。上述原因导致汽轮机各级损失较大，级效率及通流效率低下，多数机组缸效率及热耗率达不到设计值。 300MW等级汽轮机特别是上世纪90年代中期前汽轮机多数不同程度的存在喷嘴室变形、高压调节级及中压第一级固体颗粒冲蚀损坏、内缸体变形严重、低压末级、次末级断裂、损伤故障、水蚀严重及其它影响机组可靠性的安全隐患。汽轮机在投运若干年后，随着老化其性能逐渐下降变差而无法避免，在机组正常估算寿命期内，其故障率的大小往往呈现“浴盆曲线”式的变化，设备经多年运行后，在部件磨损阶段故障率会趋于增长。目前国内300MW功率等级机组仍占总装机容量30.13%，多数运行经济性较差，安全性方面也存在诸多隐患，且部分机组已接近其设计寿命，采用当代先进汽轮机设计技术，对其实施改造，恢复或提高其效率，对节能增效及减
汽轮发电机组技术改造的几种形式和措施实用版
YF-ED-J6753 可按资料类型定义编号 汽轮发电机组技术改造的几种形式和措施实用版 In Order To Ensure The Effective And Safe Operation Of The Department Work Or Production, Relevant Personnel Shall Follow The Procedures In Handling Business Or Operating Equipment. （示范文稿） 二零XX年XX月XX日
汽轮发电机组技术改造的几种形 式和措施实用版 提示：该解决方案文档适合使用于从目的、要求、方式、方法、进度等都部署具体、周密，并有很强可操作性的计划，在进行中紧扣进度，实现最大程度完成与接近最初目标。下载后可以对文件进行定制修改，请根据实际需要调整使用。 0 前言 多年来，我国电力企业和设备制造企业都 在全力以赴进行机组改造。这是因为，在我国 发电系统中，一些中低参数、小容量蒸汽发电 机组还在运行，这些机组热效率很低，且大多 属超期服役，如果将其在短期内全部拆除，从 经济上和电力需求方面来看，是不现实。同 时，一些早期安装高参数机组，如100～200MW 机组，由于受当时设计制造水平限制，运行时 间较长，已接近或达到额定寿命(10万运行小
时)，这些机组存在着效率低、煤耗高问题。 因此，将中低参数机组改造为既发电又供热“热电联产”机组，供生产和生活用汽需要。同时用现代科学技术改造和翻新老机组，使老机组焕发青春。机组通过改造不仅可以大大降低煤耗，提高机组经济性，而且可以提高运行可靠性和延长机组寿命，这一措施无疑有着深远意义和较高经济价值。 1 机组改造几种技术形式 汽轮机改造有多种技术形式，每种形式都有其特点，必须具体问题具体分析，全面考虑，达到改造目。 1.1 通流部分现代化改造 随着现代科学技术快速发展和设计方法不断完善，汽轮机设计水平较过去有了很大提
汽轮机DEH改造
汽轮机DEH改造 汽轮机数字电液调节系统由电气和 EH液压系统两部分组成，电气部分采用 DEH数字控制器，EH液压系统部分包括供油系统、伺服系统和保安系统等。根据液压油系统结构的不同又分为高压抗燃油和低压透平油两种方式。高压纯电调系统控制精度高，利于提高机组的负荷适应性，但高压纯电调系统投资大，成本高，随着低压纯电调系统调节品质的不断提升，越来越多的 200 MW及以下机组更趋向于采用低压透平油方案。 在旧机组改造工程中，低压透平油方案更具有明显的优势。首先，电网对机组调节系统的控制精度的要求是有限的，并不是精度越高越好，过高的控制精度，要有相应的经济投入。其次，从技术上讲，老机组的油动机迟缓较大，但通过电液转换器实现单独控制以降低其迟缓后，完全能够满足 DEH控制精度和运行的安全可靠性，而且低压透平油方案投资小、改造工作量小、改造工期短、备品配件简单、维护要求低等都是非常有竞争力的优点。 汽轮机 DEH控制系统作为DCS控制系统的基本组成部分，同时也是汽轮机组的大脑和心脏，使用电驱动油动机来控制阀门开度，而且是专门用来调汽轮机的转速使之维持稳定。汽轮机 DCS 控制系统的工作原理是，由自动数字调节系统 (或操作人员)发出调节指令的电信号过电液转换器，使油动机的液压缸与高压油相互
连通，从而实现驱油动机的运作，以达到相关调节的目的，而当系统的调节达到相应的要求后，系统的反馈装置使调节过程自动停止。 DEH控制系统具有数字系统的灵活性、模拟系统的快速性 和液压系统的可靠性。它的运用不仅使得高、中压调门的控制精到相应的提高，而且还为CCS协调控制的实现及整个机组的控制水平的提高提供了基本保障，从而更有利于汽轮机的运行。 目前基于DCS的汽轮机DEH控制系统的优化内容有: 1、阀门管理的优化，阀门管理在汽轮机DEH控制系统中占据 着十分重要的地位。因为无论是汽轮机启动时的转速控制，还是汽轮机正常工作时负荷的调节和主蒸汽压力的控制，都需要通过控制汽轮机高、中压调节阀和高压主汽门的阀位来实现的。阀门管理的突出作用表现为：在操作人员的参与下，将从系统调节器输出的蒸汽流量控制信号转换为相关阀门开度的请求值，并依据汽轮机组的安全、变负荷的要求和运行的经济性来实现单阀、顺序阀相关控制方式间的相互切换。阀门管理功能作为汽轮机 DEH控制系统的重 要功能，精确确定阀门开度指令和负荷指令之间的关系是机组稳定运行的基础保证，而且对于系统的操作和维护具有重要意义。因此，阀门管理的优化可从以下两方面着手进行。 1.1根据汽轮机DEH控制系统运行的实际要求，对阀门管理设计单阀控制和多阀控制两种控制方式。其中，单阀控制方式为一般 冷态启动或带基本负荷运行，将高压阀门进行节流管理，要求全周
机组通流改造性能分析
专业技术报告 #1机组通流改造 性能分析 摘要 由于我厂350MW汽轮机组经过近三十年运行，老化明显，效率低下，经济性较差，为提高机组效率，我厂与2012年对#1机组进行通流部分改造。本文首先分析了国际以及国内得汽轮机通流改造得必要性，以及通流改造经过多年得实践取得得丰富得经验本文指出了我厂350MW进口汽轮机改造前具体问题，并逐一说明了此次通流改造所做得针对性得改造；机组经过通流部分改造后额定工况下机组得热耗为7928、3kJ/（kW、h）,低于设计值约0、15个百分点，机组得改造比较成功，高压缸炯效率提高了0、9%,中压缸炯效率提高了3、4%,低压缸炯效率提高了3、6%,使得整个机组得炯效率有了很大得提升。关键词:350MW机组，通流改造，性能试验，机组效率 #1机组通流改造分析 1引言 1、1选题背景及意义 我国04年以后，发电装机容量与发电量增速更快,2005年、2006年与2007 年，中国电力装机容量连续突破5亿千瓦、6亿千瓦与7亿千瓦，到2008年末，我国发电装机容量达到7、9亿千瓦，比2007年增长10、34%,发电量达到3、4万亿千瓦时⑴，其中，爆煤机组占了75、7%,发电量占80%以上，耗煤量大，能源利用率目前也只有30%,低于世界先进国家20~30个百分点⑵，从我国350MW机组运行情况瞧这些机组设计技术就是20世纪60年代得，主要投产于80年代至90年代。由于机组老化，其经济性已经远低于原设计水平；同时由于设计技术落后，机组得经济性远远低于国际先进水平。全国数十台300MW机组得平均供电煤耗为340~360g/ (kW?h),比设计值高20~25g/ (kW?h),比国外同类运行机组高
汽轮发电机组技术改造的几种形式和措施(新版)
Safety is the goal, prevention is the means, and achieving or realizing the goal of safety is the basic connotation of safety prevention. （安全管理） 单位：___________________ 姓名：___________________ 日期：___________________ 汽轮发电机组技术改造的几种形 式和措施(新版)
汽轮发电机组技术改造的几种形式和措施 (新版) 导语：做好准备和保护，以应付攻击或者避免受害，从而使被保护对象处于没有危险、不受侵害、不出现事故的安全状态。显而易见，安全是目的，防范是手段，通过防范的手段达到或实现安全的目的，就是安全防范的基本内涵。 0前言 多年来，我国电力企业和设备制造企业都在全力以赴进行机组改造。这是因为，在我国发电系统中，一些中低参数、小容量蒸汽发电机组还在运行，这些机组热效率很低，且大多属超期服役，如果将其在短期内全部拆除，从经济上和电力需求方面来看，是不现实。同时，一些早期安装高参数机组，如100～200MW机组，由于受当时设计制造水平限制，运行时间较长，已接近或达到额定寿命(10万运行小时)，这些机组存在着效率低、煤耗高问题。 因此，将中低参数机组改造为既发电又供热“热电联产”机组，供生产和生活用汽需要。同时用现代科学技术改造和翻新老机组，使老机组焕发青春。机组通过改造不仅可以大大降低煤耗，提高机组经济性，而且可以提高运行可靠性和延长机组寿命，这一措施无疑有着深远意义和较高经济价值。
探究凝汽式或抽凝式汽轮机改造成背压式汽轮机的方法
探究中小型凝汽式或抽凝式汽轮机 改造成背压式汽轮机的方法 摘要:由于中小型凝汽式或抽凝式汽轮在使用过程中具有发电煤耗高的缺陷，须将其改造成为热电比大与热经济性好的背压式汽轮机。然而在改造过程中，由于该类型汽轮机的排气温度会逐渐增高，造成汽缸后部热膨胀增大形成，最终会影响改造后汽轮机运行安全。针对这一问题，本文设计了一种新的改造方案，控制后汽缸温度，保障汽轮机正常、安全运行。 关键词：中小型；凝气式汽轮机；抽凝式汽轮机；背压式汽轮机 现阶段，受我国能源政策以及汽轮机自身因素等的影响，大多企业自备电站中，许多凝汽式或抽凝式汽轮机长期处于闲置的状态。例如，凝汽式汽轮机发电的热电比与热电效率非常低，不能满足国家的政策要求而被迫停运；抽凝式汽轮机的抽汽参数满足不了供热需要而被长期闲置。因此，为满足企业的供热需求与长期的规划需要，有必要将这些汽轮机组改造成为性能良好的背压式汽轮机组，在保证较少投资的前提下，提高汽轮机组的能源利用率。 一、改造具体实例与改造难题分析 （一）改造具体实例 1.原汽轮机改造的基本情况。某化工生产厂拥有一台C15-4.9/ 0.981型的抽凝式汽轮机组，0.00805MPa为该机组的平排汽压力，0.495MPa为其抽汽压力，3.435 MPa，435.5℃为其进汽参数。这一抽凝式汽轮发电机组共有7级汽轮机，分别分布在抽汽口前后的高低压段中。其中，有1个压力级和1个双列调节级的汽轮机分布在抽汽口前的高压段中，而抽汽口低压段中分布有4个压力级和1个双列的低压调节级。当该发电机组的抽汽流量与额定进汽量分别为5.5t/h，1 2.5 t/h的情况下，其发电功率达1550KW。 2.汽轮机组改造要求。由于该化工厂的实际化工生产量持续增加，从而导致了蒸汽量紧张的问题出现；同时，该抽凝式发电机组长期的运行环境为纯凝
汽轮机抽气改造后合理投入的分析
俄制机组供热改造后供热负荷合理优化分析 摘要：我厂的汽轮机供热改造后，供热时如何合理分配两台机组对外的供热量的分析 主题词：改造后汽轮机供热负荷合理分配 1.0简介： 盘山发电厂两台汽轮机都是是列宁格勒金属制造厂生产的K-500-240-4型汽轮机为超临界压力，一次中间再热、单轴、四缸、四排汽、凝汽式汽轮机。2013年我厂对1#、2#机组进行了供热改造，机组的热网加热蒸汽系统采用单元制，热网供汽汽源为汽轮机中低压联络管引出的供热抽汽，供热抽汽管道上装有安全阀，逆止阀，液压快关阀，电动调节阀，确保机组安全运行。抽汽参数为：流量300～400t/h，压力0.2501MPa（绝对压力），温度193.5℃。，接入热网首站后，每根热网抽汽母管分成2路进入2台热网加热器，加热热网循环水。为保证循环水系统安全以及居民不断暖，增设一路双机供热停运条件下热网事故供汽，事故供汽由二期供一期厂用汽ORQ1500门后接一路至#2机供热蒸汽管道，供汽参数：温度280-300℃，压力0.8-0.9MPa。 进汽量、供热抽汽流量和发电机端功率曲线： 但是两台机组即使是相同的机型，但是在抽气供热时，在两台机组的向外供热温度、机组负荷相同的情况下，2号机组的小指标系统的汽耗率有不合格的现象，说明机组改造后，向外供热对于热负荷的分配存在可优化的部分，下面就将这一现象进行分析、探讨。
2.0分析过程： 以下就是机组热网首站对外网温度对外供热温度变化，我厂两台机组的汽耗率统计。 通过比较发现在向外网供热温度60度的情况下，1#.2号机组平均分配对外的供热量的情况下，2#机组汽耗率不合格，如果1机组热网首站温度63度，2机组热网首站温度58度，就能保证两台机组的汽耗率都合格。 虽然热电联产能源转换效率具有明显优势，因此，供热抽汽机组得到了大力的发展，我厂由纯凝汽式的机组改为抽汽供热机组向用户提供电力和采暖用热，受控于热用户和电用户的需求，对于确定的热电负荷，电负荷是受中调的控制，但是供热的两台机组的分配就应该何根据机组的类型以及机组效率的差异，在各机组间进行热电负荷的分配使整个电厂的热耗率最低，使整个电厂的经济效益最好。这就需要对电厂供热抽汽机热负荷进行分配优化，确定每台机组的热负荷为最佳， 通过供热抽汽机组的变工况理论计算，得到不同电负荷和热负荷时的机组热耗值关系曲线的结构和形式, 设计合理的运行方式。 1 热负荷1情况下，功率——热耗曲线
50MW汽轮发电机组的扩容改造及经济效益
50MW汽轮发电机组的扩容改造及经济效益 梅山发电厂潘贻惠 [摘要]简略分析50M W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 2-1、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 1.38MP a,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。 2-3、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。 2-4、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 3-1、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-0094MP a） 表 1 在机组纯凝工况下，原调门凸轮全开(凸轮全开转角为140m m)时，四组调
汽轮机通流部分介绍
生产培训教案 主讲人：简菁 技术职称： 所在生产岗位：本体调速班 讲课时间： 2006年8月10日
生产培训教案 培训题目：600MW汽轮机通流结构介绍 培训目的：熟悉汽轮机高中低压缸的通流结构，设备组成，技术标准及要求．. 内容摘要： 1、高压通流部分 2、中压通流部分 3、低压通流部分 培训内容： 汽轮机的通流部分由高、中、低压3部分组成，高压由调节级和1l级压力级组成，中压为2X9级，低压为双流2X(2X7)级，共计58级。 高压通流部分 高压通流部分由1个单列调节级和11级压力级组成。单列调节级的形式和固定方法见图1 调节级叶片为冲动式的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。每组叶片通过电解由1块单独的材料加工而成。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3只纵向的销子加以固定。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。 高压11级压力级通流部分见图2。 11级静叶均装于高压静叶持环上。静叶片为变截面扭叶，由方钢制成，它采用偏心叶根和整体围带。各叶根和围带焊接在一起，形成具有水平中分面的隔板。装于静叶持环上直槽内的每半块隔板，用一系列短的L型填隙条来锁紧。填隙条装在直槽内加工出的附加槽内。 各上半隔板再用制动螺钉固定在静叶持环的上半，该螺钉位于水平中分面的左侧(当向发电机看时)。
生产培训教案 动叶片由方钢铣制而成。可控涡叶片采用倒T型叶根，见图2中叶片装配详图。每级轮槽均有一末叶槽，叶片从末叶槽插入，并沿着周向装入轮槽内，叶片根部径向面相互贴合。为使叶根支承面与轮槽紧密贴合，故每只叶片根底均填入垫片。 最后1只装入的末叶片，其与末叶槽连接的锁紧形式见图2A—A截面。末叶片根部轴向两侧加工出与锁紧件齿形相同的半圆形槽，而转子末叶槽轴向两内侧加工出与上述相同的半圆形槽。每级所用的两只锁紧件，由I、II两半组合而成，分别装于末叶根部与末叶槽内侧，然后将末叶片同半圆锁紧件I一起装入末叶槽。当配准相应位置时，锁紧件转动90°，并在锁紧件I端部的小孔冲铆，从而产生局部变形，卡位于末叶片上，以防锁紧件转动，末叶片则在末叶槽内锁紧。 各级动叶片均装有围带，围带装在叶片顶端的铆钉头上，用铆接来固定，并将叶片连接成组，末叶片应位于围带的中间。 高压部分由于压力较高，采用T型叶根可有效地防止蒸汽泄漏，从而进一步提高了高压缸的效率。在静叶持环内径及隔板内径处均装有嵌入式汽封，以与动叶围带和转子形成较小的径向间隙，减小各级间漏汽。
高背压供热改造机组性能指标的分析与评价方法
高背压供热改造机组性能指标的分析与评价方法 摘要：本文首先介绍了高背压供热和高背压供热研究现状，然后分析了凝汽机组高背压供热改造，最后探讨了高背压供热机组性能评价方法。 关键词：高背压供热；改造；机组性能指标；评价方法 在常规凝汽式火力发电厂中，汽轮机排汽在凝汽器中被冷却而凝结成水，同时冷却水被加热，其热量通过冷却塔散发到大气中，产生冷源损失。这种冷源损失是造成汽轮机组循环热效率低的一个主要原因，如果将这部分冷源损失加以利用，会大大提高汽轮机组的循环热效率。汽轮机高背压循环水供热就是为了利用汽轮机的冷源损失而发展起来的一项节能环保技术。 汽轮机提高背压运行，凝汽器的排汽温度升高，提高了循环水出口温度。将凝汽器循环水入口管和出口管接入采暖供热系统，循环水经凝汽器加热后，注入热网，满足用户采暖要求，冷却后的循环水再回到凝汽器进行加热。 高背压循环水供热将原来从冷却塔排入自然界的热量回收利用，达到节约供热用蒸汽、提高汽轮机组经济效益的目的。高背压循环水供热是将汽轮机组凝汽器的压力提高，即降低凝汽器的真空度，提高冷却水温，使凝汽器成为供热系统的热网加热器，而冷却水直接用作热网循环水，对外供热。高背压循环水供热充分利用凝汽式汽轮机排汽的汽化潜热加热循环水，将冷源损失降低为0，从而提高机组循环热效率。 高背压循环水供热汽轮机是近年为适应北方采暖供热而出现的改造型机组，大都由纯凝机组改造而成，大容量再热汽轮机进行高背压循环水供热改造是近几年的事情。目前超高压135～150 MW等级汽轮机组的高背压循环水供热改造出现两种方式，即低压转子一次性改造方式和低压缸“双背压双转子互换”改造方式。以上两种改造技术，改造方案还不完全成熟，改造后出现了一些问题，影响机组安全经济运行。但由于抽凝或纯凝式汽轮机组高背压供热改造后，在高背压供热工况下运行，用汽轮机排汽加热高温循环水，没有冷源损失，按照目前的汽轮机组性能计算方法，把高背压供热汽轮机作为供热机组考虑，循环水带走的热量全部供热网，计算得到的机组热效率相对较高，达到94%以上，即使汽轮机高、中、低压缸效率达不到设计值，也仅仅是降低了机组发电功率，机组的热电比发生变化，但热效率仍然较高，而且由于供热循环水流量和供热参数变化很大，对试验结果的影响也大，汽轮机初终参数和热力系统偏差对试验结果的修正量小，试验结果无法与设计值进行比较，汽轮机低压缸改造技术、改造部件存在的问题得不到暴露，因此按通常的供热机组的性能指标评价方法无法评价汽轮机高背压改造技术和改造后通流部分的性能。 1高背压供热 高背压供热(低真空循环水供热)是将汽轮机低压缸排汽压力提高，从而使排汽温度提高，加热进入汽轮机凝汽器的热网循环水，使其供热。也就是使凝汽器
汽轮发电机组技术改造
汽轮发电机组技术改造 摘要：由于汽轮机轴封系统设计技术相对落后，轴封漏汽多次导致汽轮机透平油水分含量超标。同时汽轮机原有设计存在部分缺陷，影响机组真空及安全运行的问题尤其突出，汽轮机真空值一直维持在下限报警值运行。水封带无注水装置导致真空系统在开车初期、负荷波动期间水封打破后无法重新建立。均压箱上的减温水系统无法投用，导致均压箱蒸汽温度远远高于设计运行值，长时间运行大大缩短轴封及其梳齿的使用寿命，造成前、后轴封漏汽。射水抽气器投运以来未进行更换，抽气器文丘里管段出现偏心现象，影响了射水抽气器的抽气量，导致漏入凝汽器的空气不能及时抽出进一步恶化汽轮机真空。文中对汽轮发电机组技术改造进行了分析。 关键词：节能；轴封漏气；减温系统；真空 1汽轮发电机常见故障产生的原因 1.1汽轮发电机定子端部绕组短路故障 对于设备来讲，这种问题发生的几率非常高。因为它的上方存在较为薄弱的绝缘体，而一旦它受到油污等的腐蚀的话就会使得绝缘能力变差，继而就会导致引出线与水接头绝缘的短路故障。具体来讲，因为引出线的绝缘是手包形式的，而在处理水电接口地方的时候也是在下线以后开展的，再加上工艺方面的缺陷，就导致了绝缘的品质变差。至于水电接头绝缘性能来说，经过长期使用而沾满油污和水分等杂物的涤玻绳可能会导致两相短路。除了上述情况以外，如果油污较多的话，当氢气的温度高于界定值以后，就会导致绝缘能力变差。对于渐开线来讲，假如没有做好其故障区域的清理工作的话，一旦受力就会出现振动现象，进而使得绝缘处理受到严重的干扰，最终出现短路问题。上述几点便是短路问题的常见原因。对于这些存在的不利点，我们一定要认真分析第一时间处理，只有这样才能够将问题带来的负面效益降到最低。 1.2汽轮发电机定子线圈漏水、断水故障 对于汽轮机来讲，其定子线圈处经常出现渗漏现象。而这种问题出现的主要原因在于在焊接的时候没有处理好定子导线，进而使得接头的地方经常发生渗漏。除了上述以外，空心铜线的品质不高，没有牢固处理绕组，均会导致导线不牢固，进而引发渗漏问题。另外，如果设计不当导致绝缘水管比正常长度要长的话，就会使得管线和电机摩擦，时间久了就会出现问题了。 1.3汽轮发电机转子故障原因分析 除以上讲述的问题之外，转子的绝缘问题同样不容小觑。对于转子绝缘来讲，它的问题主要发生在绕组匝间。具体来讲，是因为绝缘处理被破坏了，进而引发了短路问题。除了上述以外，滑环破损也是一种常见的问题。而导致这种问题发生的原因非常多，比如设备运行振动而引发的电刷破损；长时间的运作导致碳粉聚集，如果聚集得太多而没有第一时间处理的话就会导致无法通风，最终引发问题。最后，护环破损也是一个发生几率较高的问题。 2机组改造的一些技术措施 2.1热负荷的确定 准确地确定热负荷是保证机组改造成功及提高经济性的关键。对于不可调抽汽改造，其抽汽量和抽汽参数只能通过调整进汽量而小范围调整，因此确定抽汽量应根据当时的用汽情况，长时间保持稳定，以保证机组能在经济性较佳的抽汽工况下运行，当热负荷偏大和偏小时，再适当地采取其它措施或利用其它设备，保证改造机组的热能利用率和综合经济效益。 2.2低真空运行的一些技术措施 采用低真空供暖后，需要注意的问题：第一，内效率降低。由于采用低真空运行，末几级在偏离设计工况下运行，降低了内效率，同时末几级容量流量大幅度降低，造成脱流、回流，引起不稳定振动，使末几级尤其末级动应力增大，增加了疲劳破坏的危险性。因此机组改造后，应进行末级流场和强度计算校核。第二，因提高背压和循环水温，凝汽器热膨胀增大，影响凝汽器铜管在管板上紧固的严密性，或者铜管内结垢或聚积从70～80℃的热网中分
大型汽轮机组的轴封加热器疏水系统类型及目前水封改造供选择的方案(讨论稿)
平东汽轮机组轴加疏水系统改造方案 摘要 以国内大型机组为例，以运行实践为基础，探讨了大型汽轮机组轴封加热器(以下简称轴加)及其热力系统的设计和运行问题，认为目前情况下，平东公司轴加疏水单级U型管水封疏水必须进行改造，对存在的问题进行了分析，提出了改造的设计要点。 一、概述 平东热电有限公司#6、#7汽轮机为哈尔滨汽轮机厂生产的C140/ N210－12.75/535/535/0.981型超高压、一次中间再热、两缸两排汽、采暖用可调整抽汽、供热凝汽式汽轮机，自试运以来，两台机组真空系统严密性均较差，#6汽轮机最好时达到1.4kPa/min左右，#7汽轮机为3.5kPa/min左右，严重影响机组的经济性。 #6、#7机设计上轴加疏水水封采用多级水封方式，根据以往其它机组的运行经验，多级水封运行中易发生水封破坏现象，公司2006年10月对轴加疏水水封进行改进，改为单级水封。 U 型水封管通常应用在电厂低压加热器轴封蒸汽冷却器等设备内的凝结疏水至凝汽器的管路上，它是依靠介质在U型水封管进口与出口之间的压力差来进行疏水的U 型水封管，分为单级和多级，在电厂实际应用中多级水封管应用较多，平东公司改造后的轴封疏水U 型运行一直不稳定，存在不少问题，针对这些问题进行分析和提出改造方案。 二、U型水封管在实际运行中遇到的问题 目前国内设计轴加疏水水封不论是单级还是多级水封存在运行不稳定问题，易发生水封破坏现象，并且多是运行中临时对轴加水封进水和回水阀门进行调节。 一般情况下，主要是由于负压侧沿程阻力和局部阻力较小，难以抵消真空的影响，在U型套桶管里未能建立起水封，致使空气随疏水一同进入凝汽器中，使得真空恶化。因此，在U型套桶管的出口加装一个调节阀，使疏水在U型套桶管里流动会产生节流，增大沿程阻力和局部阻力，强制建立起水封，改善真空。 如果U型套桶管直通凝汽器或者设计不当，将无法建立起水封，从轴封回收的蒸汽(含有空气)冷却后空气随疏水一同进入凝汽器,影响凝汽器真空。 目前机组加减负荷较频繁轴封蒸汽冷却器进汽量经常变化，使冷却器的水位无法维持在一定范围内，而导致其U型水封管内的疏水量经常变化，U 型水封管多次发生失水现象，当U 型管水封管失水时，轴封蒸汽冷却器的汽侧就直接与凝汽器相通，机组真空就会急剧下跌，需要运行人员对轴加进行注水，并且当注水量大时，遇突然发生机组跳闸造成轴加电机烧损，多次影响机组的安全经济运行。 在U型套桶管的出口处加装调节阀，起到了增大沿程阻力和局部阻力的作用，在U型套桶管里形成水封，保持了两端的压力差。但这并非长久之计，主要问题是担心轴加泄漏，轴加汽侧由于阻力较大(调节阀的节流作用)，轴加疏水及泄漏的凝结水很难较快地排入凝汽器，轴加汽侧水位升高很快，疏水会沿着轴封汽管道经汽轮机高、低压汽封进入汽轮机，这样将会产生严重的后果，一则疏水会对汽轮机的大轴起着冷却作用，使大轴产生热应力或产生热弯曲；二则疏水进入汽轮机后会产生水击作用，严重时会打坏汽轮机的叶片。其次需要对轴加进行注水，并且当注水量大时，遇突然发生机组跳闸造成轴加电机烧损，因此，电厂在条件允许的情况下，应彻底进行改造，消除隐患。 一般由于设计精度问题，在轴加U型套桶管出口处加装调节阀，满负荷时逐渐关小调节阀，凝汽器真空随之变化，调节阀关闭到20%开度时，真空就应正常。但是目前平东公司其调节阀开度