国产300MW汽轮发电机轴承振动分析和处理_甜梦文库
国产300MW汽轮发电机轴承振动分析和处理
全国火电 300MW 级机组能效对标及竞赛第四十一届年会论文集汽机国产 330MW 汽轮发电机轴承振动分析和处理任秀勤 （北方联合电力海勃湾发电厂 程惠敏 内蒙古 乌海 016034）【摘要】本文针对北重发电公司 330MW 机组发电机振动问题进行分析，将振动处理的经过进行论述，找出造成振动的主要原因，供分析同类型机组问题时做为参考。【关键词】转子 振动 热弯曲 振动 处理0 前言某厂扩建工程 5 号机组为为国产 330MW 汽轮发电机组。汽轮机为北京汽轮电机有限责任公司生 产的 N330-17.75/540/540 型亚临界一次中间再热、单轴、三缸双排汽、凝汽式汽轮机。与哈尔滨锅 炉厂生产的 1018T/H 亚临界一次中间再热、燃煤自然循环汽包锅炉及北京汽轮电机有限责任公司生 产 QFSN-330-2 型的水氢氢冷、机端自并励发电机配套，锅炉与汽轮机热力系统采用单元制布置。整 个轴系包括高压转子、中压转子、低压转子、发电机转子,转子之间用刚性联轴器连接,轴系共有 8 个轴承 ,1-8 瓦均为椭圆形轴承。高压转子#1、2 瓦，中压转子#3、4 瓦，低压转子#5、6 瓦，发电 机转子#,7、8 瓦。该发电机配备日本进口 Q60S4-5 转子，采取槽性结构，转轴由整体优质合金钢锻 件加工而成，转子槽楔由高强度镍铬硅铜材料做成，转子护环为悬挂式结构，引线由铬锆铜引线螺 钉引出。由于发电机转子制造缺陷，造成发电机转子在机组高负荷条件下 7、8 瓦轴振超标。通过对 机组启动、升负荷、返厂处理等过程振动频谱的监测分析,判断转子线圈受热轴向膨胀受阻和转子原 始弯曲。根据诊断结果确定处理方案,最终将转子的现场振动控制在合格范围内,彻底解决了振动异 常问题。该机组于 2005 年 12 月 168 小时试运结束，移交试生产。1 问题的提出与分析某厂整套启动初次冲转过程中,7 瓦轴承过临界转速时,转子振动达到 180μm。3000r/min 时振 动少量增加后趋于稳定,稳定在 100μm 左右徘徊,密封油、润滑油温、油压试验表明上述参数对振动 影响不大。停机过临界转速区时,7 瓦振动达到 240μm。2005 年 7 月 22 日，机组首次启动带高负荷， 在有功负荷 250MW、无功负荷 110Mvar 时，7、8 瓦轴振逐渐增大，7X：102μm，8Y：98μm。降低有 功负荷及无功负荷，振动并没有下将趋势，振动最大 8Y 达到 140μm，停机。机组到盘车转速后测 量各瓦处晃度均正常。 在 2005 年 7 月 22 日－7 月 26 日期间，分析认为发电机转子存在热弯曲，决定带负荷进行振动 试验， 试验结果为振动主要与励磁电流有关，当电流增大到 1600A 以上时， 无论增加有功或无功， 7、1全国火电 300MW 级机组能效对标及竞赛第四十一届年会论文集汽机8 瓦轴振均增大，且降低有功或无功后，振动没有下降趋势。在启机过程进行交流阻抗测试，在带 负荷过程进行动态匝间短路测试，没有发现有匝间短路现象。在试验期间，负荷 300MW 时，振动最 大 8Y 达到 165μm（厂家提出试验期间振动控制值 165μm） 。现场讨论后一致认为，应抽转子进行检 查处理。2 处理方法及结果2.1 抽出后现场检查及试验 发电机转子抽出后，在现场进行通风试验，以排除因通风孔堵塞而导至转子热弯曲。在通风试 验期间检查发现风道内有灰尘及部分铜屑，制造厂认为这些导电杂质将会导致热态匝间短路，引起 发电机转子热弯曲，最终导致 7、 8 瓦轴振异常振动。因此，厂家要求现场进行风道清理后回装转子， 不需要返厂处理。按照厂家提供的吹扫方案清理风道后，复装转子。 2005 年 8 月 11 日－8 月 14 日期间，转子回装后再次启动#5 机组带负荷，振动现象与抽转子前 一致，并没有改善，主要表现 8Y 轴振在 250MW 负荷后迅速爬升。分析认为此次抽转子检查，根据厂 家方案处理，并没有解决问题。主要原因仍在发电机转子本身，因此，必须返厂处理。 2.2 发电机转子第一次返厂处理情况 2.2.1 第一次返厂检查结果及处理方案2005 年 8 月 17 日－9 月 4 日期间，发电机转子第一次返厂处理。通过现场检查发现，转子汽励 端中心环与钢环间隙基本为 0， 设计间隙为 3mm。 初步分析认为造成在实际运行中随着负荷的增长 （有 功、无功） ，导致转子电流增加，转子线圈受热轴向膨胀受阻，膨胀力直接传递给护环，导致护环偏 斜，造成转子热不平衡，从而引起振动，并造成护环绝缘瓦上的滑移层明显损坏。 根据分析原因进行了以下处理方案： 1）汽端绝缘槽未动，钢环车薄 4.5mm，出厂最后一次检查汽端中心环与钢环间隙约 4mm。 2） 将励端绝缘槽车薄 2.5mm， 钢环车薄 2mm； 出厂最后一次检查励端中心环与钢环间隙约 3.7mm。 3）汽励端槽楔各退 3 根，更换滑移层； 4）将护环绝缘瓦全部更新； 5）更换中心环支撑弹簧、修配端部垫块，对有裂纹的进行更换； 6）转子轴颈砂光处理、检查端部拐角匝间垫条、用直流法检查两极线圈电阻的对称性。 2.2.2 第一次返厂后出厂试验结果按新机出厂标准进行各项全部出厂检查试验，各项电气试验结果正常，为了保证发电机正常运 行状态下 7、8 瓦轴振达到正常标准值，此次发电机转子出厂前对转子增加了热态下的动平衡试验， 配重后转子轴承振动和相对轴振动试验结果见表（1） 。2全国火电 300MW 级机组能效对标及竞赛第四十一届年会论文集汽机表（1）转子轴承振动和相对轴振动试验结果轴承振动（单峰值μm） 振动数据 汽端 3000rpm 常温 3300rpm 3000rpm 热态 3300rpm 3000rpm 常温 3300rpm 5.9 6.7 5.7 18.4 26.8 19.8 5.8 3.1 4.9 3.9 8.0 6.5 17.6 32 35 11.3 32.4 19.8 1.2 4.0 3.7 5.3 7.2 7.2 9.2 32.6 27 12.4 30.3 32.1 2.3 励端 1.3 汽1 6.2 汽2 20 励1 14.3 励2 23 相对轴振动（峰-峰值μm）同时按出厂标准对发电机转子进行了常温-热态-常温等 3 个阶段的转子动平衡试验，转子动平 衡后，两轴承的振动符合法国 ALSTHOM 公司 IBF R26252《EQUILIBRAGE ET SURVITESSE DES ROTORS DE TURBO-ALTERNATEURS》 标准的规定： 所有转速下可容许轴承最大双峰值 20μm。 超速试验 3300rpm、 2min 正常。 2.2.3 第一次返厂后的效果2005 年 9 月 9 日，第一次转子返厂处理后回装后再次启动，在负荷增至 250MW 后，8Y 轴振仍然 增大到 120μm，升降有功（无功）试验，振动基本不变，停机后检查 9 瓦处小轴晃度，最大 100μm， 并且瓦口处有碰磨痕迹。拆除小轴再次启动后，振动没有改善，负荷 185MW 时，8Y 轴振最大达 145 μm。根据测试 7、8 瓦轴振及瓦振的相位情况，决定进行现场高速动平衡试验。9 月 14 日－9 月 22 日期间，在现场进行了三次高速动平衡试验。第一次在发电机外部两侧对轮处加重，7 瓦侧加重 200g/90°，8 瓦侧加重 450g/90°；第二次在发电机外部两侧对轮处加重，7 瓦侧加重 400g/330°， 8 瓦侧加重 700g/150°；两次加重后启动，在空负荷及低负荷期间，7、8 瓦轴振均很小，在高负荷 （250MW 以上）时，8Y 轴振明显增大，最大升至 150μm，并且不能稳定，振幅最大时相位基本稳定 在 270-290°。西安热工研究院的振动专家到现场后，通过对振动数据进行分析，也认为导致 7、8 瓦轴振异常的原因是发电机转子热弯曲。根据测试数据，建议在发电机内部加重进行动平衡。7 瓦 侧加重 450g/150°，8 瓦侧加重 450g/330°；机组启动后，空负荷：7Y：104μm、8Y：55μm；在 低负荷时 8 瓦轴振较小，随负荷增大，7、8 瓦轴振相应增大，8Y 增长幅度较快。在带 330MW 负荷稳 定一段时间后，7Y 稳定在 135-140μm，8Y 稳定在 145-150μm，相位也相对稳定在 280°左右，但 无功不能超过 30Mvar。 针对存在的问题，分析认为导致 7、8 瓦轴振异常增大的原因是发电机转子存在热弯曲，但产生 热弯曲的原因有多种，现场难以逐个排除确定根本原因。由于热弯曲量较大，通过现场平衡很难彻 底解决，因为若现场加重，需要重量较大， 将导致 7Y 振动增大， 同时也会破坏发电机转子一阶平衡，3全国火电 300MW 级机组能效对标及竞赛第四十一届年会论文集汽机机组过临界振动将增大，机组可能无法正常启动。因此决定对转子第二次返厂以彻底解决发电机异 常振动问题。 2.3 发电机转子第二次返厂处理情况 2.3.1 发电机转子第二次返厂检查结果及处理方案2005 年 9 月 29 日－11 月 25 日期间，发电机转子第二次返厂处理。通过现场检查发现部分槽楔 有损伤痕迹，未发现引起转子热不平衡的异常点及转子匝间短路、线圈风路堵塞等现象。初步分析 认为发电机转子虽在第一次返厂处理了转子汽励端中心环与钢环间隙不满足设计要求的缺陷外，转 子仍然存在着热弯曲， 是引起运行过程中转子 7、 8 瓦振动超标的另一因素。 确定转子如下返修方案： 1）更换整台转子线圈； 2）更换槽绝缘和部分端部绝缘垫块； 3）更换转子部分大齿阻尼槽楔； 4）对大齿烧损部位进行钳工修磨，并进行探伤检查； 6）更换护环、中心环，对风扇环等结构件进行探伤检查； 7）其它出厂前的检查试验按原工艺方案进行； 8）对发电机定子端部固定结构、定转子磁力中心、扬度等进行检查。 2.3.2 发电机转子第二次返厂后出厂试验结果2005 年 11 月 10 日，5 号机组转子通过更换绕组、护环及套装件后，各项电气试验结果正常， 但转子在装配后的动平衡试验过程中，经多次冷热动平衡试验结果比较，转子存在冷热态振动相位 变化大，相位在 180°范围变化的情况。转子 3000rpm 时，冷态汽励侧振幅（瓦振，单幅）为 19μm 和 11μm，热态汽励侧振幅（瓦振，单幅）为 35μm 和 44μm。针对多次配重仍不能达到 ALSTHOM 公 司 IBF R26252 标准的现状，最后经讨论决定采取如下折中方案： 1）在此基础上继续调整配重，首先保证在热态下的振幅值接近出厂标准（&10μm） ，以解决在 电厂现场出现过的大负荷下的振动超标问题，同时考虑冷态下的振幅值保证冲车过程中过临界转速 时不超国家标准。 2）适当提高加热温度到 105℃，在 3000rpm 持续 15min 观察变化情况，在超速状态 3300rpm 进 行相关试验。 3）检查冷热转子本体外圆变化情况，对轴径，轴承档进行超声波探伤。 4）动平衡数据要考虑与现场实际情况相对应，并做标记，为现场微量调整做准备。 出厂前加配重调整后试验结果为冷态汽励侧振幅（瓦振，单幅）为 14μm 和 14μm，热态汽励 侧振幅 （瓦振， 单幅） 为 13μm 和 19μm。 调整后的振幅值仍高于出厂标准 （出厂标准为单峰 10μm） 。3 改造效果2005 年 11 月 26 日转子返厂， 11 月 30 日 16： 345 号机组冲车并网， 机组过一阶临界 900rpm 时， 仅 7Y 最高为 101μm，随后下降。并网后 7、8 瓦轴振分别为：7X：35μm，7Y：57μm ，8X：33μm，4全国火电 300MW 级机组能效对标及竞赛第四十一届年会论文集汽机8Y：62μm 。随发电机有功和无功的增减，上述振动值基本保持不变，完全满足现场要求。4 结束语针对进口转子制造过程中存在的缺陷，笔者认为发电机转子今后在出厂时应从以下几个方面做 工作： 1）发电机转子出厂时应增加热态动平衡试验。 2）通过冷态和热态动平衡试验数据进行比较，首先保证在热态下的振幅值接近出厂标准，以解 决在现场出现过的大负荷下的振动超标问题，同时考虑冷态下的振幅值保证冲车过程中过临界转速 时不超国家标准。作者简介：姓名：任秀勤 职称：电气高级工程师 从事专业：电气 工作单位：北方联合电力有限责任公司海勃湾发电厂 单位地址：内蒙古乌海市海南区拉僧庙镇 邮政编码：0160345全国火电 300MW 级机组能效对标及竞赛第四十一届年会论文集汽机运行调整降低轴瓦振动浅析宋玉森 （河南华润电力古城有限公司 河南 驻马店 463000）【摘要】运用精益管理方法指导运行操作，结合先进统计分析工具 minitab，收集、归纳、整理、提炼，指导运行调整，收到明显效果，#1 发电机盖振由 75μm 下降到 65μm 且较稳定。【关键词】发电机 盖振 变异 概率0 引言某 厂 #1 汽 轮 发 电 机 组 分 别 由 东 方 汽 轮 机 厂 和 东 方 电 机 厂 生 产 ， 汽 轮 机 型 号 为 N300-16.7/537/537-8 型 、 亚 临 界 一 次 中 间 再 热 单 轴 双 缸 双 排 汽 凝 汽 式 ， 发 电 机 型 号 为 QFSN300-2-20B 三相同步交流发电机。2012 年 4 月 15 日 23：44′，#5 轴瓦振动逐渐升至 75μm， 是进入今年来第一次出现。1 #5 轴瓦振动趋势：1、今年初以来#5 轴瓦振动趋势图（图 1） 4 月 15 日 23:44, 75μ 4 月 11 日 19:59, 72μ上图所示为前 4 个月的#5 瓦振趋势。自 4 月 9 日起，瓦振持续上升，峰值时间出现在 4 月 11 日 19:59′，15 日 23:44′，对相关数据进行收集，利用统计工具检测有关输入输出量变化趋势， 寻找关联因子，确定影响要因。 2、在#5 瓦振动增大时，#6 瓦振动同步升降变化，变化趋势、 幅度时间段高度一致，故对发电6?全国火电 300MW 级机组能效对标及竞赛第四十一届年会论文集汽机机#5、6 轴瓦振动可一并分析原因。2 成立 SGA 小组，收集数据今年 2 月成立的《降低发电机盖振》SGA 小组，收集了相关数据。包括：#5、6 瓦振、负荷、真 空、润滑油温、氢压、发电机冷热风温、氢气冷却器进回水温度、定子冷却水进回水温度、各瓦盖 振、高中压缸胀差、低压缸胀差、轴向位移、励磁电压、励磁电流、三相定子电压、定子电流、各 瓦金属温度、轴封供汽温度、左右热膨胀、主汽流量、主汽温、主汽压、再热汽温、再热汽压、高 排压力、高排温度、中排压力、中排温度。测取时间以 1 月份为例，间隔时间 5 分钟。3 项目筛查情况1 瓦盖振 的单值控制图161 114 12 单独值 10 8 6 4 2 1超出置信区间的个别 突变数据，认为其他 变异影响，不考虑?1 1 1UCL=9.31_ X =5.85LCL=2.39 30 59 88 117 146 观测值 175 204 233 262?7全国火电 300MW 级机组能效对标及竞赛第四十一届年会论文集汽机2 瓦盖振 的单值控制图11110 9 单独值 8 7 6 5 LCL=4.450 4 1 301 1 1 11 1 1 1 1 1 1 1 1 11 11 1 1 1UCL=7.488_ X =5.9695988117146 观测值1752042332623瓦盖振 的单值控制图11大量数据部分时间10 9 单独值 8 7 6 51 111 11 11 1 1 11 1 1 1 1 11 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 11 1 1 1 1 1 1 111 1 1 1 1 1 1 11 1 1 11 1 1 11 1 1 1 11 1 1 11 1超出合理区间，有 变异存在?11 11 1 11 1 1 1 1 1 1 11 1 1 1 1 1 1 1 11 111 1 1 11 1 1 1 1 1 11 1 1 1 1 1 1 1 1 11 1 1 1 11 1 1 1 1 11 1 1 1 1 1 11 1 1 1 1 1 1 1 11 11 1UCL=8.879 _ X =7.600LCL=6.3211305988117146 175 观测值2042332628?全国火电 300MW 级机组能效对标及竞赛第四十一届年会论文集汽机4 瓦盖振 的单值控制图15 14 131 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 11 1 11 1 1 1 1 1 1 1 1 11112 单独值 11 10 9 8 7 6 1 30 59 88UCL=12.137 _ X =10.197LCL=8.2571 1 1 1 1 1 1 11 1 1 1 1117146 观测值1752042332625瓦盖振 的单值控制图66 64 62 60 单独值 58 56 54 52 50 1 30 59 88 117 146 观测值 175 204 233 2621 1 11 1 1 1 1 11 1 1 1 1 1 1 11 11 1 1 1 11 1 11 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 11 1 1 1 1 11 1 1 1 11 1 1 1 11 1 1 1 1 11 1 1 1 1 1 1 11 11 1 1 1 1 11 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 11 1 1 11 11 1 1 1 1 1 1 1 1 1 11 1 1 1 1 1 111 1 1 1 1 1 1 1 1 1 11 1 11 1 11 1 11 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 11 1 1 1 1 1 1 1 11 1 11 1 11 1 1 1 11 1 1 1 1 1 1 1 1 1 11 1 1 1 111 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 111 1 1 11 1 1UCL=59.74 _ X =58.52 LCL=57.31数据全部超出合理 区间，有严重变异 存在，应分析?9全国火电 300MW 级机组能效对标及竞赛第四十一届年会论文集汽机6 瓦盖振 的单值控制图52 51 50 49 单独值 48 47 46 45 44 431 1 11 1 1 1 1 1 1 1 11 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 11 1 11 1 1 11 1 1 1 1 1 1 1 1 11 1 1 1 1 1 1 1
1 1 1 1 1 1 1 11 1 1 1 11 1 1 1 1 1 11 1 11 1 1 11 1 11 1 11 1 11 11 1 1 1 1 1 1 1 11 1 1 1 11 1 1 1 1 1 11 1 1 1 1 1 1 11 11 1 1 11 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 11 1 11 111 1 1 1 1 11 1 1 1 1 1 1 11 11 1 1 1 11 1 1 1 1 11 1 11 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 111 1 11 1 1 11 1 1 1 1 1UCL=48.399 _ X =47.329 LCL=46.2591305988117146 175 观测值204233262分析 1：#5、6 瓦盖振单值控制图在值域中心区域之外，不具有常态特性，变异较大。需分析变 异原因。其余各瓦盖振符合常态特性。4瓦盖振 的概率图正态99.9 99 95 90 80 70 60 50 40 30 20 10 5 1 0.1均值 10.20 标准差 1.456 N 288 AD 4.228 P 值 &0.005百分比5.07.510.0 4 瓦盖振12.515.010?全国火电 300MW 级机组能效对标及竞赛第四十一届年会论文集汽机5瓦盖振 的概率图正态99.9 99 95 90 80 70 60 50 40 30 20 10 5 1 0.1均值 58.52 标准差 4.274 N 288 AD 9.815 P 值 &0.005百分比检验点，距离中心 线超过 3.00 个标 准差。45505560 5 瓦盖振6570756瓦盖振 的概率图正态99.9 99 95 90 80 70 60 50 40 30 20 10 5 1 0.1均值 47.33 标准差 2.148 N 288 AD 10.522 P 值 &0.005百分比4042444648 6 瓦盖振505254分析 2：#5、6 瓦盖振概率正态分布异于#4 瓦（其余各瓦相近，略） 。?11全国火电 300MW 级机组能效对标及竞赛第四十一届年会论文集汽机5 瓦盖振 与 机组负荷 的散点图66 64 62 60 5 瓦盖振 58 56 54 52 50 150 175 200 225 250 机组负荷 275 300 3255瓦盖振 与 机组真空 的散点图66 64 62 60 5 瓦盖振 58 56 54 52 50 -99 -98 -97 机组真空 -96 -95 -94依然没有显著关 联。12?全国火电 300MW 级机组能效对标及竞赛第四十一届年会论文集汽机5瓦盖振, A 相定子电流, B 相定子电流, C相定子电流 的概率图正态 - 95% 置信区间99.9 99 95 90 80 70 60 50 40 30 20 10 5 1 0.1均值 58.52 7.558 7.709 7.499变量 5瓦盖振 A相定子电流 B相定子电流 C相定子电流标准差 4.274 1.910 1.924 1.860 N AD 288 9.815 288 18.580 288 18.508 288 18.458 P &0.005 &0.005 &0.005 &0.005百分比相关性检验。标0 10 20 30 40 数据 50 60 70 80准差变化大。此 项不考虑。5瓦盖振 与 励磁电流 的散点图66 64 62 60 5 瓦盖振 58 56 54 52 50 00 00 励磁电流 00 1900?13全国火电 300MW 级机组能效对标及竞赛第四十一届年会论文集汽机拟合线图5瓦盖振 = 66 64 62 60 5 瓦盖振 58 56 - 173.3 + 5.354 润滑油温S R-Sq R-Sq（调整） 3.% 43.0%R-Sq值小于70%，54 52 50 42.5 43.0 43.5 润滑油温 44.0 44.5无相关性。拟合线图5瓦盖振 = 66 64 62 60 5 瓦盖振 58 38.91 + 0.5750 5瓦轴振XS R-Sq R-Sq（调整） 0..4% 97.4%R-Sq值大于70%，高56 54 52 50 25 30 35 5 瓦轴振X 40 45度相关性。 盖振与轴 振有强关联。14?全国火电 300MW 级机组能效对标及竞赛第四十一届年会论文集汽机拟合线图5瓦盖振 = 58.5229 - 46 * exp(-47 * 定冷水进水温度) 66 64 62 60 5 瓦盖振 58 56 54 52 50 35.0 37.5 40.0 42.5 定冷水进水温度 45.0 47.5有峰值 特殊变 异，寻 求调整?拟合线图5瓦盖振 = 37.26 + 0.3044 发电机热风温度2 + 0.004728 发电机热风温度2**2 66 64 62 5 瓦盖振 60 58 56 54 52 50 35 40 45 发电机热风温度2 50S R-Sq R-Sq（调整） 0..0% 97.0%可以指导找到 调整办法??15全国火电 300MW 级机组能效对标及竞赛第四十一届年会论文集汽机拟合线图5瓦盖振 = 66 64 62 60 5 瓦盖振 58 56 54 52 50 25.0 27.5 30.0 32.5 发电机冷风温度2 35.0 37.5 28.58 + 0.9616 发电机冷风温度2S R-Sq R-Sq（调整） 0..8% 96.8%分析 3：#5 瓦盖振与定子电流、励磁电流、润滑油温无统计关联；与定冷水进水温度、发电机 冷、热风温度有对应关系。其回归方程如图中所示。4 运行调整试验1、#1 机润滑油温：冷油器出口油温先后在 42±3℃范围内试验，未发现有明显关联。与此统计 结果一致。运行中按规程执行，维持 40~45℃。 2、#1 发电机风温：调整发电机冷风温度，使励侧＞机侧温度约 2℃，是实践中摸索出来方法， 通过散点图检测，发现发电机冷风温度、热风温度有强相关。风温低，盖振低。在允许范围内临界 温度调整试需专业评估调整方法的危险点分析。 3、#1 机定子冷却水温：调整进水温度≥45℃，盖振有下降趋势，在其他参数无明显变化时振 动从 75μm 降至 70μm 附近。5 初步结论根据对今年 1 月份#5 瓦盖振的统计分析， 表明#1 发电机盖振与发电机风温、 定冷水温有强相关， 与其他参数相关性差。真实原因待继续检查。通过运行调整可以控制振动在一定范围内。截止 5 月 6 日 14:00，#1 机#5 瓦盖振经过参照统计工具推导的技术办法进行调整，现#1 机组#5 瓦振已下降到 65μm，且仍有稳步下降趋势（如下图） 。16?全国火电 300MW 级机组能效对标及竞赛第四十一届年会论文集汽机SIS 数据局部图5 月 4 日，#5 盖振 65μm 振动曲线趋势图6 下步工作方向1、继续对#1 发电机#5、6 瓦盖振进行即时跟踪，排查关联性。对今年各月份数据继续整理，寻 找变异。 2、对统计软件的计算结果，分批次、分时间段，汇报领导，得到批准后，作微调试验。 3、对于与运行规程控制参数有冲突的试验参数，在相关专业技术人员会商一致基础上，寻找改 善机会。 4、及时、稳妥吸收现场运行人员智慧，推广试验有效可行的调整手段。 5、借鉴吸收其他同类型机组的类似调整手段，持续进行同行业技术交流。参考文献：[1] 东方汽轮机厂 N300-16.7/535/535-8 型汽轮机启动、运行说明书 [2] 东方汽轮机厂 N300-16.7/535/535-8 型汽轮机产品说明书 [3] 东方电机厂 QFSN300-2-20B 型发电机产品说明书 [4] 《高级统计分析工具》作者简介：宋玉森，工程师，大专，从事汽轮机运行管理，河南华润电力古城有限公司发电部，邮编 463000 ? 17全国火电 300MW 级机组能效对标及竞赛第四十一届年会论文集汽机主汽疏水系统防冲刷技术研究应用许文君 徐金柱 乔 栋 梁志福 014300） （内蒙古达拉特发电厂 内蒙古 鄂尔多斯【摘要】电厂主汽疏水系统是在机组启停过程中将高速流动的疏水和蒸汽排出，系统内的阀门和管道频繁被疏水冲刷损坏，导致阀门泄漏和疏水管壁减薄，使得高温蒸汽在运行中经阀门大量泄漏，疏水管也因管壁减薄会 产生突发性爆管现象，严重危及人员和设备的安全。主汽疏水防冲刷技术应用后，降低了疏水的冲刷能力，杜绝了 蒸汽泄漏和爆管现象，显著提高了电厂运行的经济、安全性，全厂每年节约的费用可达 1000 多万元。该技术对其它 电厂的同类型技术改造也有一定借鉴作用。【关键词】防冲刷 技术 应用0 引言达拉特发电厂 330mw 汽轮机是北京汽轮机厂与法国阿尔斯通公司合作生产的机组，型号： N330-17.75/540/540。运行中，机组主汽疏水系统的管道和阀门被高温、高压疏水冲刷严重，导致 设备频繁泄漏、暴管。泄漏的高温蒸汽对现场人员、设备产生极大的安全威胁和经济损失，泄漏严 重时还会迫使机组非计划停机。1 汽机主汽疏水系统存在的问题电厂主汽疏水管道是机组在启停过程中，高温高压疏水的排放通道。启停过程中高温蒸汽与主 蒸汽金属管壁接触时，凝结产生的疏水需及时排走，否则可引起管道的水冲击，如进入汽缸内还会 发生严重的设备事故。机组正常运行时主蒸汽处在过热状态不产生疏水，疏水系统是处于关闭状态， 以防止高温蒸汽泄漏，减少蒸气损失。启动过程中为保证设备安全需把疏水彻底放尽，在疏放过程 中总有高温高压蒸汽伴随疏水一同被排放出去。 高温高压蒸汽夹带疏水在管道内高速流动，疏水对管道阀门、管壁弯头形成较大冲击，导致阀 门频繁损坏、管壁减薄，出现阀门泄漏和爆管现象，尤其是疏水阀及阀后弯头的管壁损伤更为严重， 因蒸汽在疏水阀处压力显著降低，蒸汽加速扩容，疏水在蒸汽的推动下流动速度快速增加，疏水速 度的平方与对管壁产生的冲击成正比，因此极易导致阀门和管壁损坏，产生暴管事故。泄漏的高温 蒸汽对现场人员、设备产生极大的安全威胁和经济损失。2 改造方案2.1 主汽疏水系统冲刷现象原因分析18全国火电 300MW 级机组能效对标及竞赛第四十一届年会论文集汽机主汽原疏水系统图（示意图如图 1）主汽管道大 汽 疏 水 扩 容 器 疏水阀门 疏水疏水弯头图1主汽原疏水系统图在机组在启停过程中，高温高压疏水与蒸汽混合物从主汽疏水管道排放，疏水排放的流量与主 蒸汽管道面积和管道温升速度有关。暖管过程中蒸汽在 1.5-2.5MPa 压力下，温升速度不超过 3-5℃ /min。 因疏水在管道内压力降低很快，高温高压蒸汽夹带疏水在管道内高速流动，尤其在疏水阀及阀 后的管道内，压力显著降低，蒸汽快速扩容，流速加快，疏水对管道阀门、管道弯头形成较大冲击， 导致疏水阀门和疏水弯头频繁损坏。 2.2 系统改造方法的选择 2.2.1 更换耐冲刷阀门并增加管道壁厚。以前的处理方法是更换进口耐冲刷球形阀门并将管道弯头壁厚从 8mm 增加到 12mm，可是启动 3 次后阀门就出现泄漏情况，管道弯头壁厚也减薄到 3mm，改造效果不理想。 2.2.2 降低管蒸汽道流速减少冲刷现象（1/2）/ρ〕 疏水管道原设计疏水流速为 2 m/s， 可在疏水阀处,根据孔板流速方程 Vc=Cv 〔2 （P1-P2）[2]计算，选流速系数 Cv =0.97 ,如管内流动的全部是疏水，流速 Vc 可达 30m/s；如管内流动的全部 是蒸汽，流速 Vc 可达 350m/s。而且在阀门出口处蒸汽体积膨胀可达 6 倍以上，蒸汽速度会增加的 更多，如疏水伴随蒸汽一同排放时流速会显著增加，所以疏水对系统的破坏能力很大。如将疏水流 速降到 2 m/s 左右，即保证疏水排放，又可减少对系统冲刷。该方案经设计后可较易实施，效果也 明显。 2.3 确定改造方案19全国火电 300MW 级机组能效对标及竞赛第四十一届年会论文集汽机经分析设计，在主汽疏水管道末端加装节流喷嘴，降低管道内速水流速，且节流喷嘴设置在扩 容器内，让蒸汽扩容膨胀在扩容器内完成，因扩容器空间较大不易受到冲击损坏可长周期运行，而 且疏水管道和阀门也受到了保护。使得机组在运行时消除了蒸汽的泄漏。 节流喷嘴选用拉瓦尔缩放喷管，流体通过喷嘴比较平稳，没有较大的涡流振动不易磨损，喷嘴 比孔板更耐磨损。流体通过喷嘴也更易扩容雾化，减轻对扩容器的冲刷。 改造后疏水系统结构如图 2主汽管道大 汽 疏 水 扩 容 器 疏水阀门 疏水节流喷嘴 疏水弯头图2 2.3.1 疏水流量确定改造后主汽疏水系统结构根据三十三万千瓦机组主蒸汽管道系统，主汽管长 123.763 m、管径Ф448.3mmX40mm，合金钢 比热 Cp=460j/（kg. ℃） 、密度 ρ=7830 kg/ m3 [3],暖管过程中温升速度不超过 3-5℃/min。蒸汽参数是在 1.0MPa 、250℃左右，考虑散热损失，计算得主汽疏水量约 20t/h。 2.3.2 节流喷嘴结构、材料确定（1/2） [2]/ρ〕 ， 选流量系数 Cq=0.98 喷嘴喉部面积确定， 根据缩放喷管流量公式 qv=CqA 〔2 （P1-P2）,综合启动时间，主汽压力、温度波动，安全因素等。三十三万千瓦机组安装的节流喷嘴计算的喉部 直径为 d=25mm。疏水管径Ф76mmX11mm,管内疏水流速为 2.4-4 m/s，蒸汽流速为 30-50 m/s，基本 满足设计要求，消除疏水系统的严重冲刷故障。 喷嘴材料选用 17-4PH （0Cr17Ni4CuNb）属于马氏体沉淀硬化不锈钢，耐磨损强度大，该材料 硬度高达到 HB350，焊接工艺简便，抗冲刷能力强，具有良好的综合力学性能。节流喷嘴结构见下 图 3。[1]20全国火电 300MW 级机组能效对标及竞赛第四十一届年会论文集汽机图3节流喷嘴结构3 改造取得的效果改造前,机组启动 2 次主汽疏水弯头管壁就减薄 6mm 需更换， 阀门也开始泄漏,危及安全,迫使机 组停机,造成较大经济损失。 改造后，对#5、#6 机启停 2 次后进行检查，疏水管道弯头基本没有磨损，阀门也没有泄漏，效 果非常好。改造成功的主要原因是将疏水管蒸汽扩容点控制在节流喷嘴处，节流喷嘴的位置、结构、 材料、通流孔径选择合理，降低管内疏水流速减少冲刷。而且节流喷嘴如有轻微磨损也不会像阀门 那样导致泄漏，管路也不会被冲刷。 改造后经过 2 年运行，机组没有发生因此故障导致的停机事件，说明该技术是成功的，该技术 可显著提高电厂的经济性和安全性，而且该方案对其它电厂的同类型技术改造也有一定借鉴作用。4 结束语我厂主汽疏水系统应用防冲刷技术后，杜绝了疏水阀损坏事故，消除了因管壁减薄而发生的爆 管现象，每年蒸汽泄漏可减少 9 万多吨,发电煤耗降低 1.1g/kwh，一台机每天可节约燃料费用 0.2 万多元。也消除了机组因此故障产生的非计划停机，全厂机组每年节约费用可达 1000 多万元。 现场施工时可根据实际情况确定节流喷嘴的结构和安装位置，该项技术投资小，见效快，每台 机改造费用不超 1 万元，改造后能够较好的保证机组的节能和安全需要。现在有很多电厂的主汽疏 水系统存在严重冲刷问题，并且得不到彻底解决。应用该技术可成功解决这类型问题，并保证机组21全国火电 300MW 级机组能效对标及竞赛第四十一届年会论文集汽机具有较好的经济性和安全性。 疏水系统处理后效果虽然较好，但我们对喷嘴材料、结构需进一步深入研究，希望更好的提高 改造效果，可以更长时间保证疏水系统安全运行。 疏水系统加装节流喷嘴技术是成功应用流体理论知识解决生产中技术难题的事例，这也促进我 们在处理技术问题时要加强理论与实践相结合，以增加解决技术问题的途径。参考文献：[1] 姜求志.火力发电厂金属材料手册[S].北京：中国电力出版社，5. [2] 孔珑.工程流体力学[M].北京：水利电力出版社，7. 241-246.[3] 王加璇.热工基础及热力设备[M].北京：水利电力出版社，1987:作者简介：许文君、男、1969 年、工程硕士、高级工程师、从事火力发电厂生产管理，内蒙古达拉特发电厂生产技术部、 。 联系方式： E-mail：hgw127＠22全国火电 300MW 级机组能效对标及竞赛第四十一届年会论文集汽机西屋 350MW 机 1 号轴承振动在 一个大修周期内的处理经验胡慧军 谢克东 河南 许昌 461690） （许昌龙岗发电有限责任公司【摘要】许昌龙岗电厂西门子西屋 350MW 机存在 1 号轴承振动偏大的问题。其振动出现多种劣化形式，我们的治理措施也各不相同。经过我们的对症治理，最终维持本机组在一个大修周期内的稳定运行。对分析、解决进 口 350MW 汽轮机组普遍存在的轴系振动问题有一定的参考价值。【关键词】进口机组 轴系 振动 多样化一设备概况1 轴系结构： 许昌龙岗发电有限责任公司 1 号机组是西门子西屋公司供货的 350MW 亚临界凝汽式汽轮发电机 组，机组轴系由高中压转子、低压转子、发电机转子和励磁机转子以及相应的 7 个支持轴承（汽轮 发电机组的六个径向支承轴承均为可倾瓦式轴承；支持轴承形式：巴氏合金自找中圆形推力轴承） 组成，各转子之间用刚性联轴器连接。高压缸有两个主汽门和四个调节汽门，中压缸有两个主汽门 和两个调节汽门。轴系结构示意图如图 1 所示。图1轴系结构示意图2 轴承结构：23全国火电 300MW 级机组能效对标及竞赛第四十一届年会论文集汽机高压缸调速器端径向轴承是由四块巴氏合金组成的自找中型轴承轴承油系统通过轴承室基础上 的管道进入轴承进行润滑，一根柔性软管把油引进轴承环内，然后通过四个位于水平和垂直中心线 的明管进入轴承瓦块，油在每个轴承瓦块间沿着轴径表面流动，从每个瓦块的终端流出。并且为了 防止大量的油从轴承端泄漏，采用了油密封环和油封环护圈由轴承支承环支撑并被其平分。油通过 穿过油密封环里的大量软油管和油密封环护圈的一个通道进入轴承。油密封环护圈圆周上安装一个 止动销以防止油环的转动。二1 号轴承的历史振动情况1 我厂 1 号机组自 2006 年大修后，一直存在 1 号轴承轴振超标的问题。在冲转过程中过临界时， 1X 振动能增大至 250um 以上（我厂设计跳机值为 250um） ；冷态启动状况稍好点，热态或温态启动有 时需要解掉振动保护，才能冲转成功；在惰走过程中过临界转速时也会出现 1X 振动偏大的情况。 2 2008 年至 2010 年的三次小修中，我们多次将 1 号瓦标高抬高（为了增加 1 瓦负荷） ，振动情况 只是略有好转，但都不能从根本上解决 1 号轴承振动偏大的问题。 3 2011 年元月出现 1 瓦温度缓慢上升，最高达 93.18 度（报警值 95 度） ，经分析商讨决定改变 1 号机进气方式（进气方式由 3412 改变为 3421） ，改变后出现 1 号瓦振动大的情况。三1 号轴承振动情况及处理方案1 2008 年小修，1 号轴承轴承调整前后振动情况 2008 年 3 月小修中，1 号轴承解体检修，发现下瓦温度测点处轴承乌金局部凹陷，并与测点贯 通，做局部补焊处理；上瓦及下瓦瓦块后部的球面垫块装反，调整球面垫块到正确位置；#2 轴瓦下24全国火电 300MW 级机组能效对标及竞赛第四十一届年会论文集汽机瓦两侧瓦块后部调整垫片减去 0.05mm。下图为检修前后 1 号轴承的振动情况。2 2009 年小修，#1 轴承调整后振动情况 2009 年 3 月 1 号机小修中，将 1 号轴承标高提高 0.07mm，同时将 2 号轴承标高降低 0.05mm。 下图为检修前后 1 号轴承的振动情况。3 2010 年小修，#1 轴承调整后振动情况 小修中，解体检查 1 号轴承，发现 1 号轴承瓦下半瓦热工测点处有两处 6mm×6mm 深 3mm 的凹 坑，让步处理；同时抬高 1 号瓦标高 0.07mm。下图为检修前后 1 号轴承的振动情况。25全国火电 300MW 级机组能效对标及竞赛第四十一届年会论文集汽机42011 年 01 月 11 日，1 号机阀门活动试验，顺序阀切单阀后，振动由 90um/100um 增加至133um/125um。 （运行时，负荷 200MW，主汽压 11.8MPa，1 瓦 X 振动 90um、Y 振动 100um；切至单阀 后，负荷 195MW，主汽压 10.6MPa，1 瓦 X 振动 133um、Y 振动 125um， ）频发振动高报警，立即中止 试验。 原因分析及处理方案如下： 我厂 1 号机组的配汽机构简图如下：1）我厂设计 GV 阀门开启顺序 GV4-GV3-GV1-GV2,顺序阀情况下，正常运行时，通往喷嘴上部的 GV4、GV3 全开，通往喷嘴下部的 GV1、GV2 调节进汽流量，当工况变化时，GV1、GV2 开度的变化会 使#1 轴承下半瓦块的受力发生稍许变化。切到单阀后，喷嘴四周均匀进汽，相比顺序阀模式下#1 轴26全国火电 300MW 级机组能效对标及竞赛第四十一届年会论文集汽机承载荷降低，两块下半瓦块受力产生变化，从而影响轴瓦的振动情况。1 号轴承对气流变化比较敏 感，建议发电部维持顺序阀方式运行， 2）轴承油膜不稳定，顺序阀切单阀时，转子位置的稍许变化对 1 号轴承的油膜有较大影响，从 而引起振动升高 5 2011 年 01 月 20 日， 1 号机负荷由 250MW 加至 290MW 过程中，发现 1 号轴承温度 1TE41101A（下 半右侧瓦块）上升至 93 度，轴承回油温度及其余轴承温度变化不大，立即停止加负荷，采取适当开 大调门，GV1 由 9%开至 29%，GV2 由 0%开至 3%，主汽压由 15.53MPA 降至 14.56MPA，大机 1 号轴承 温度 1TE41101A 降至正常值 85.6 度并稳定。 原因分析及处理方案如下： 分析认为，轴承回油温度无较大变化，而轴承温度升高可能原因是 GV1 开大过程中，转子工作 位置变化，造成油膜变化引起瓦温上升，建议：1、升降负荷不宜太快；2、阀位重叠度检查； 17:07:00刘辉1 瓦金属温度：86.4℃，应机控班修改 1 号大机顺序阀位方式工作要求，将大 机切至单阀运行方式，稳定后 1X 振动：131um、1Y 振动：121um。 机控班将 1 号大机顺序阀位控制方式由 3-4-1-2 修改为 3-4-2-1，将大机切至 顺序阀运行方式，稳定后 1 瓦金属温度：83℃，振动 1X：96um、1Y：107um。 17:18:00刘辉2011 年 01 月 21 日，1 号机大机顺序阀阀位控制方式由 3-4-1-2 修改为 3-4-2-1，轴承振动暂 时稳定在 96um/107um，金属温度控制在 86.4℃。 6 2011 年 05 月份利用临停机会对 1 号轴承进行解体检查，发现 1 号轴承右侧下半瓦块的两个温度 测点孔穿透（详见下图） ，外委对轴承下半瓦块进行补焊处理，并采取有效措施保证温度测点孔不再 穿透而影响油膜。1 号瓦瓦块测温点测点处胎体较薄，轴瓦乌金已融化下陷，轴瓦运行时，油膜不均匀，会造成 轴瓦油膜失稳造成振动劣化；01 月 20 日的轴承温度升高也能与此对应。同时我们以往抬高 1 号瓦， 使用的办法是直接在球面垫块下增加薄垫片，会影响可倾瓦四个瓦块的同心度，多次增加垫片会影27全国火电 300MW 级机组能效对标及竞赛第四十一届年会论文集汽机响到可倾瓦调心性能，球形垫片会加快磨损并表现出在负荷或转速等工况变化时自调能力差，引起 轴振振动大。四1 号轴承振动的后续处理建议1 号轴承振动依然存在，由于受检修时间的限制，我们只是针对每次出现的振动异常情况采取临时措施，保证 1 号轴承在一个大修周期内的振动能在接受范围内。在几年的机组大修中，我们决 定将高中压转子返厂进行高速动平衡，以消除其残余不平衡量；并对轴系中心全面调整，使其数值 恢复到 2006 年大修前的水平。参考文献：[1] 一期期工程 2×350MW 机组集控主机运行规程》 ，许昌禹龙发电有限责任公司作者简介：谢克东（1983 年出生） ，男，祖籍山东潍坊，助工，主要从事汽轮发电机组的检修策划工作。 中国论文下载中心 http://www.studa.net 文下载中心 http://www.studa.net 载中心 http://www.studa.net28全国火电 300MW 级机组能效对标及竞赛第四十一届年会论文集汽机刷式汽封在某热电厂汽轮机节能减排中的应用丁 杨 杨 利 谷新房 滨州 256000） （华能沾化热电有限公司 山东【摘要】通过对刷式汽封工作原理、结构特点，结合电厂的实际使用情况，根据机组 A 级检修前后的热力试验，分析刷式汽封在电厂汽轮机节能减排中应用的实用性，在保障机组安全运行的条件下，提高轴端汽封、隔板 汽封的径向密封间隙水平，以此来达到节能减排的目的。【关键词】汽轮机 刷式汽封 节能减排 应用0 引言汽轮机有静子和转子两大部分，在工作时转子高速旋转，静子固定，因此转子和静子之间必须 保持一定的间隙，不使相互摩擦。蒸汽流过汽轮机各级工作时，压力、温度逐级下降，在隔板两侧 存在着压差，当动叶片有反动度时，动叶片前后也存在着压差。蒸汽除了绝大部分从导叶、动叶的 通道中流过做功外，一小部分会从各种间隙中流过而不做功，成为一种损失，降低了机组的效率。 转子还必须穿出汽缸，支撑在轴承上，此处也必然要留有间隙。对于高中压缸两端，汽缸内的蒸汽 压力大于外界大气压力，此处将有蒸汽漏出来，降低了机组效率，并造成部分凝结水损失。在中压 缸的排汽端和低压缸的两端因汽缸内的蒸汽压力低于外界的大气压力，在主轴穿出汽缸的间隙中， 将会有空气漏入汽缸中。由于空气在凝汽器中不能凝结，从而降低了真空度，减小了蒸汽做功能力。 为了减小上述各处间隙中的漏汽，又要保证汽轮机正常安全运行，特设置了各种汽封，这些汽封可 分为通流部分汽封、隔板汽封和轴端汽封三大类。1 该热电厂#1 机组现状该热电厂#1 号机组系东方汽轮机厂生产的 C165/135-13.24/1.0/535/535 型超高压、中间再热、 双缸双排汽、单轴单抽汽、凝汽式汽轮机，2005 年 7 月投产发电。机组最大纯凝工况下额定出力为 165MW，其工况下的保证热耗为 8235 千焦/千瓦时。设计最大供热抽汽流量为 120 吨/小时，供热抽 汽温度 250℃，其工况下的额定出力为 135MW，保证热耗为 7319 千焦/千瓦时。2005 年 10 月对其进 行考核性试验，在纯凝额定工况下汽轮机热耗高于汽轮机设计规范书保证热耗近 300 千焦/千瓦时， 且机组在开机过程中#3 轴振偏大。2006 年 4 月份对其进行投产后的第一次检查性 A 级检修，对其汽 轮机进行揭缸检查，对其隔板汽封、轴封等间隙进行按照设计说明书要求重新调整，从修后热力试 验数据看，修后汽轮机热耗为 8329.53 千焦/千瓦时，比投产后考核性实验报告热耗大幅降低但仍高 于汽轮机设计规范书保证热耗 90 余千焦/千瓦时，机组发、供电煤耗高于设计值，机组#3 轴振问题29全国火电 300MW 级机组能效对标及竞赛第四十一届年会论文集汽机仍没有解决。此时，高中压缸、低压缸轴端汽封、隔板汽封均采用梳齿式汽封。梳齿式汽封的主要 缺陷是在汽轮机启动过程中，尤其是达到临界转速时振动较大；当机组正常运行时，转子与汽封之 间径向间隙相对增大，蒸汽泄漏量增大，蒸汽有用功减少，降低机组的热效率，而考虑机组的安全 运行，使得汽封径向间隙不可能做的很小，这就不可避免会有蒸汽的级间泄漏和轴端外部泄漏。因 此，如何提高汽轮机汽封的密封效率，一直是该厂汽轮机检修和运行的一项重要工作。 该厂为提高汽封密封进行了大量资料搜集工作，经过考察、调研和与有关汽封厂家研讨论证， 在充分考虑机组运行安全性、经济性和投资收益比较，并争取上级公司的同意在 2010 年 10 月份#1 机组 A 级检修时，该厂更换了高压隔板 2-6 级汽封 6 圈，高压后轴封 6 圈，高中压间汽封 4 圈，中 压隔板汽封 2-6 级 5 圈，中压后轴封 2 圈，低压缸前后轴封各 2 圈，共 27 圈刷式汽封，全部采用刷 式汽封。图1刷式汽封结构简图2 刷式汽封工作原理、结构特点刷式汽封是一种柔性密封，由前面板、后面板和夹装与两者之间的高密度的高温合金细金属丝 组成的刷丝构成，刷丝沿转子旋转方向有一定的倾角，以吸引转子的径向偏移，形成闭合状态，如 图 1，刷式汽封结构简图。其泄漏量是梳齿密封的 1/5～1/10，并允许动静之间瞬态严重不同心而保 持密封能力不变，既提高了机组效率又改善了转子的稳定性，已应用于航空发动机、工业燃气轮机 和汽轮机等叶轮机械 1。刷式密封的刷丝主要采用钴基高温合金，具有低脆性、高韧性、保证运行 过程中不折断，而高性能的焊接工艺保证刷丝的不脱落，优化的刷毛束厚度和高度保证了高性能的 严密性，刷丝材料和涂层材料的合理组合保证密封稳定、安全运行。 刷式汽封使介质泄漏主要发生在密集排列的细金属丝之间形成的微小缝隙中，由于刷子中刷丝30全国火电 300MW 级机组能效对标及竞赛第四十一届年会论文集汽机间空隙的不均匀性作用，均匀的来流进入刷丝束中就变得不均匀了，并且从紧密的刷丝束区域向疏 松的刷丝束区域偏流，这些偏流在刷丝排之间逐渐形成同向流和射流，并产生随机的二次流和旋涡 流。而当一射流遇到前面紧密的刷丝束，就会改变运动方向而变成和主流方向垂直的横向流，如图 2， 刷式汽封气体流动形式。 由于刷丝束破坏流动而确保流动的不均匀性， 使流体产生了自密封效应， 横向流动代替向前流动显然对流体自密封起了重要贡献，它能使横流过刷子的总压降增大从而减少 汽封的泄漏量。因此，刷式密封的泄漏特点为，由于压比的增大，刷子中刷丝的密度增加，刷丝之 间的空隙减少而使有效的泄漏面积减少，同时使泄漏流动的阻力增大，从而使泄漏随压比增加的梯 度降低。图2刷式汽封气体流动形式3 刷式汽封改造前后热力试验比较#1 机组在 A 级检修前后，委托山东电力研究院进行了机组热力试验现场测试，主要数据详见表 1。 表1序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 试验日期 发电机有功功率 厂用电功率 厂用电率 主汽门前蒸汽压力 主汽门前蒸汽温度 主蒸汽流量 高压缸排汽压力 高压缸排汽温度 再热蒸汽压力 再热蒸汽温度 给水压力 参 数热力试验数据及其计算结果表单 位 A 级检修前
150.403 11.38 7.566 12.
2.969 344.797 2.726 541.616 14.58 A 级检修后
150.44 10.88 7.232 12.
2.923 344.25 2. 14.56年.月.日 MW MW % MPa ℃ kg/h MPa ℃ MPa ℃ MPa31全国火电 300MW 级机组能效对标及竞赛第四十一届年会论文集汽机序号 13 14 15 16 17 18 19 给水温度 试验热耗率 试验汽耗率 高压缸效率 中压缸效率参数单 ℃位A 级检修前 246.511 .1 78.46 90.52 .63A 级检修后 246.79 .97 79.88 91.76 .76kJ/kWh kg/kWh % % kJ/kWh kW二类修正后热耗 二类修正后功率从表 1 可以看到， 经过 A 级检修机组的经济性得到了明显的提高。 检修后机组热耗率为 8221.37 千焦/千瓦时，优于机组设计热耗保证值 8235 千焦/千瓦时，比检修前降低了 219.94 千焦/千瓦时， 下降了 2.675％； 比 2006 年机组修后热耗率降低 108.16 千焦/千瓦时； 检修后高压缸效率为 79.88%， 比检修前提高了 1.42 个百分点；中压缸效率为 91.76％，比检修前提高了 1.24 个百分点。检修后 汽耗降低 0.13 千克/千瓦时，下降了 4.38%。机组热耗率的降低固然和整台机组的检修是有必然联 系的， 但高压缸效率的提高及本次修后比 2006 年修后热耗降低 108.16 千焦/千瓦时与刷式汽封的改 造是有直接关联的。高压隔板汽封 6 圈，高压后轴封 6 圈，高中压间汽封 4 圈，中压隔板汽封 5 圈， 中压后轴封 2 圈，低压缸前后轴封各 2 圈，共 27 圈刷式汽封的改造，对高中压缸效率的提高起了直 接的作用。 在刷式汽封改造后的开机过程中未发生#3 轴振偏大问题， 机组运行安全性也得到了提高。4 刷式汽封改造后经济效益与减排量分析2010 年 A 修后试验热耗率为 8221.37 千焦/千瓦时，比修前热力试验降低 219.94 千焦/千瓦时， 其降低值不能全部归功于刷式汽封的改造，但与 2006 年机组修后试验热耗率为 8329.53 千焦/千瓦 时相比，热耗率下降了 108.16 千焦/千瓦时，此值可以归功于刷式汽封改造的结果，按炉效 91.77%， 管道效率 99%计算，折算成煤耗下降约 4.067 克/千瓦时，按标煤价 900 元/吨，年发电量按设计利 用小时数 5500 小时计算经济效益： 年节约标准煤耗量＝ 4.067 ? 16.5 ? 10000 ? 5500 ? 1000000 ? 3690.8 吨标准煤； 年节约标煤资金＝ 3690.8 ? 900 ? 10000 ? 332.172 万元。 根据国家计委能源所出版的能源基础数据汇编，每燃烧一吨标煤排放二氧化碳约 2.6 吨，二氧 化硫约 24 公斤，氮氧化物约 7 公斤计算减排量： 年减少二氧化碳排放量＝ 3690.8 ? 2.6 ? 9596.08 吨二氧化碳； 年减少二氧化硫排放量= 3690.8 ? 24 ? 10000 ? 9.6 吨二氧化硫；32全国火电 300MW 级机组能效对标及竞赛第四十一届年会论文集汽机年减少氮氧化合物排放量= 3690.8 ? 7 ? 10000 ? 2.58 吨氮氧化合物。 从以上数据看，实施汽封改造后，每年不仅带来巨大的经济效益，同时每年减少大量的污染物 排放，有效保护环境，也带来巨大的社会效益。5 结论刷式汽封作为汽轮机动静间隙和轴间隙的密封早已被各大汽轮机制造厂家用来提高汽轮机效 率、降低能耗的必要手段。刷式汽封的使用寿命与机组的运行方式及起停次数有直接关系，如果以 年运行小时数 8000 小时的机组且不考虑机组的起停次数，刷式汽封其寿命约在 10～12 年。 近几年国外汽轮机也采用刷式汽封对轴封、叶顶的常规硬齿汽封进行改造来达到提高效率降低 能耗的目的，据国外相关文献资料介绍，通过汽轮机通流部分整体刷式汽封、叶顶阻汽改造，提高 整机效率达 2～3.6%。从以上分析得出该项目年收益约 332.172 万元，总投资 100 万元，平均 3 个 月即可收回投资成本；同时每年可减少二氧化碳排放量 9596.08 吨、二氧化硫排放量 9.6 吨、氮氧 化合物排放量 2.58 吨。 目前国内火力发电机组都面临着煤价上涨和节能减排政策要求的双重巨大经 营压力，通过刷式汽封在该厂改造的成功案例告诉我们刷式汽封给我们提供了一种减小汽轮机动静 间隙密封、提高效率减少机组发电煤耗的有效途径，每年带来巨大经济效益的同时也带来巨大的社 会效益，为响应国家节能减排政策，构建和谐社会做出积极的贡献。参考文献：[1] 中国电力企业联合会科技服务中心，华中科技大学能源与动力工程学院。汽轮机设备及系统节能.北京：中 国电力出版社，] 朱宗举.刷式密封的设计与应用.燃气轮机技术，2005 年第 3 期 [3] 尤北海，马腾飞，丁彦斌等.新编发电设备检修工艺方法与质量标准.万方数据出版社，2006 年 11 月 [4] 能源基础数据汇编，国家计委能源所，1999 年 1 月 P16 [5] 某热电厂汽轮机热力特性书，产品说明书，2003 年 9 月 [6] 某热电厂#1 汽轮机 2005 年考核性试验报告，2006 年 A 修后热力试验报告，2010 年 A 修前、后热力试验报 告， 山东电力研究院作者简介：丁杨，工程师，从事电厂安全生产管理工作，通讯地址：山东省沾化县城沿河路 527 号，邮编：256800，邮箱： 。33全国火电 300MW 级机组能效对标及竞赛第四十一届年会论文集汽机浅析汽轮机通流部分改造后振动的控制李 （国电山东石横发电厂 强 山东 肥城 271621）【摘要】现在随着国内煤炭形势的发展，发电企业利润越来越低，有相当多的发电厂处于亏损状态，于是五大发电集团纷纷节能挖潜，从内部设备上降低机组发电煤耗，提高利润。汽轮机通流改造就是许多发电厂首先选 择的节能项目，所谓通流改造，就是发电机及汽轮机的外缸基础不变，更换汽轮机转子及部分内缸，从而提高汽机 做功能力，降低热耗率，提高循环热效率，降低发电煤耗。国电石横电厂#3 机组就是在机组运行 14 年后，与 2011 年进行了汽轮机通流部分改造。 由于汽轮机的通流部分（转子）更换，转子与轴承及各部间隙发生变化，汽轮机轴系的振动也就发生变化，与 通流改造前可能存在很大的变化，本文在简单从设计制造、安装、检修和运行几个方面分析引起轴承振动的原因， 并介绍了汽轮发电机组的振动机理及影响因素和石横电厂#3 机组通流改造后启动中对振动的控制。【关键词】汽轮发电机组 通流改造 振动 控制引言汽轮发电机组轴承振动的大小直接关系到机组能否安全运行，对于发电厂来说安全运行能带来 最大的经济效益。引起汽轮发电机组轴承振动过大或者异常的原因有很多，既有设计制造方面的原 因；也有运行方面的原因；还有安装和检修等方面的原因。一制造方面汽轮机转子是一个高速旋转的机械，如果转子的质心与旋转中心不重合则会因为转子的不平衡而产生一个离心力，这个离心力会对轴承产生一个激振力而使之引起机组振动，如果这个离心力过 大，则机组的振动就会异常。所以，汽轮机转子在装配时每装配一级叶片都应该对该级叶片进行动 平衡试验，整个转子装配完成后在出厂之前还应该对整个转子进行低速和高速动平衡，以确保转子 的不平衡量在一个合格的范围内。 在厂家制造过程中，产生转子不平衡量较大的原因主要是机械加工精度不够和装配工艺质量较 差，所以必须提高机械加工精度，同时保证装配质量，从而才能保证转子的原始不平衡量较小。另 外，如果机组的设计不当也会引起机组的振动。例如，在设计阶段机组支持轴承的选用也是非常重 要的，如果轴承选取不当，也会因为轴承的稳定性较差，转子哪怕是极小的不平衡量也会引起机组 较大的振动；轴承的油膜形成不好也极易诱发油膜振荡而产生振动。 目前随着精密机床及计算机等高科技的发展，设备制造厂家的制造工艺和装配工艺越来越高， 上世纪对于 300MW 以上机组只能锻造空心转子，到本世纪，已可自主锻造实心转子，并且在动平衡34全国火电 300MW 级机组能效对标及竞赛第四十一届年会论文集汽机方面已可以做到很低，基本实现振动无临界转速现象。国电石横发电厂#3 机组原为上海汽轮机厂引 进型 300MW 机组，汽轮机高压缸为返流式，在本次改造中，更换为顺流式，在高中压缸增加三级做 功动叶片，以提高汽轮机高中压缸做功能力。二安装方面汽轮机在安装和检修过程中的工艺质量对机组振动的影响非常大， 根据对现场机组振动的分析，很多汽轮发电机组的轴承振动过大都是由于安装和检修不当引起的，或者说机组的振动很多时候都 是可以通过安装或检修来解决的。 2.1 轴承的标高 汽轮机转子，两端都是由轴承支撑的，如果两端的轴承标高不在设计要求的范围内，那么转子 两端轴承的负荷分配就不合理。负荷较轻的一边，轴瓦内的油膜将会形成不好或者根本不能建立油 膜，这样就会诱发机组的自激振动、油膜振动和汽流激振等；而负荷较重的一边，由于吃力太大， 会引起轴瓦温度升高，当轴瓦乌金温度达到一定值时，很容易产生轴瓦乌金过热现象，从而造成机 组的振动。 因此在安装时，应该根据制造厂家的技术要求，结合现场的实际情况对机组轴承标高进行认真 的调整。因为厂家提供的数据是根据机组冷态时的情况再综合一般机组受热后膨胀的情况得出的， 由于各台机组的实际情况不尽相同，因此受热后的膨胀也不完全一样，所以必须结合各厂的实际情 况对机组轴承标高进行调整。 2.2 轴承自身特性 轴承自身特性对机组振动的也会产生影响，主要包括轴瓦的紧力、顶隙和连接刚度等几个方面。 轴瓦紧力和顶隙主要影响轴承的稳定性，如果轴承的稳定性太差，在外界因素的影响下容易使机组 振动超标。轴承的连接情况主要对轴承刚度产生影响，若轴承刚度不够，在同样大小的激振力下引 起的振动较大，所以必须将轴承各连接螺栓拧紧。在以前的现场实践中，曾经出现过由于连接螺栓 未拧紧而引起振动的现象。 2.3 机组中心 机组中心包括转子与汽缸或静子的同心度、支撑转子各轴承的标高、轴系连接的同心度和平直 度。如果转子与汽缸或静子的同心度偏差过大，则可能会引起汽流激振、动静碰磨。若发生碰磨， 则会使转子发生热弯曲而引起振动。当联轴器轴颈不同心、联轴器端面瓢偏、连接螺栓紧力不对称 时，当把连接螺栓拧紧后，都会使轴系不同心和不平直。当转子处于旋转状态时，轴系同心度不同 会直接产生振动。 2.4 滑销系统 当机组带负荷受热后汽缸要产生膨胀，但是不能让其自由膨胀，滑销系统就是用于引导机组膨 胀的。如滑销系统卡涩时，机组的膨胀就会受到限制，当机组的膨胀受到限制时就会引起机组较大35全国火电 300MW 级机组能效对标及竞赛第四十一届年会论文集汽机的振动，严重时引起动静碰磨，造成设备的破坏。由于膨胀受到限制而无法开机的现象在相关的发 电厂中曾经出现，因此应该对此引起高度重视。 2.5 动静间隙 汽轮机转子与汽缸和汽、轴封之间都存在间隙。当汽轮机转子与汽缸之间的间隙过大时，部分 蒸汽不经过叶片做功直接进入下一级，使汽轮机内效率降低；当汽轮机与轴封之间的间隙过大时可 能会引起蒸汽外漏或者空气内漏，从而造成蒸汽损失或真空降低，使机组的效率下降。但是，它们 之间的间隙又不能过小，否则将引起动静碰磨，会使机组的振动超标。因此合理调整隔板汽封、轴 端汽封是非常重要的。 2.6 活动部件 检修期间如果有活动部件进入汽轮机，大修后开机活动部件可能在汽流的冲击下撞伤甚至损坏 汽轮机叶片，从而造成严重的事故，并引发机组振动。 国电石横发电厂在#3 机组通流部分改造中，严格操作规程、从设备厂家、电科院、设备监理各 个层面，严控装配工艺，为了调整轴承标高、轴承中心，专门从厂家购买用于调整轴承间隙的模拟 轴，在整个通流部分装配中，由于此前已有相关的安装经验，因此安装顺利。三运行方面机组的振动除了与上面阐述的各方面因素有关外，还与机组的运行状况存在很大的关系。3.1 机组膨胀 机组的滑销系统对机组振动影响很大，而机组的膨胀是受其滑销系统制约的。当滑销系统本身 不存在问题时，如果运行人员操作不当，机组也会出现膨胀不畅的问题。最明显的是在开机过程中， 当机组的暖机时间不够或者升速加负荷过快，则机组各部分的膨胀就不一样，这样一方面会产生热 应力，减少机组的寿命；另一方面就会引起过大的膨胀差，从而影响机组的开机过程。当机组的膨 胀不充分时，极易引起机组的动静碰磨而产生振动。 3.2 润滑油温 轴颈在轴瓦内的稳定性如何决定了机组诱发振动的可能性有多大，当稳定性太差时，外界因素 的变化很容易引起机组振动的产生。而润滑油在轴瓦内形成的油膜如何又是影响转子稳定性的一个 重要影响因素，油膜的形成除了与轴承乌金有关外，还有一个重要因素就是润滑油油温，润滑油油 温应该在一个合理的范围内，过高过低都对油膜的形成不利。 3.3 轴封进汽温度 每一轴封的进汽温度都不一样，在运行规程所允许的范围内调整轴封进汽温度会对机组的振动 产生一定的影响。轴封进汽温度对机组振动的影响主要表现为进汽温度对轴承座标高的影响和温度 对端部汽封处动静间隙的影响。36全国火电 300MW 级机组能效对标及竞赛第四十一届年会论文集汽机3.4 机组真空和排汽缸温度 机组真空和排汽缸温度是相辅相成的，其中一个因素的变化必然引起另一个因素的改变。对于 轴承座坐落在排汽缸上的机组来说，排汽缸温度的变化主要表现在对轴承座标高的影响上，所以会 对机组的振动产生影响。 3.5 启动中控制 机组安装完成后，在首次启动时，要严格控制好进汽参数，如参数过高，使冷态的金属急剧受 热，容易产生大的应力，如参数过低，可能引起汽机进水，一旦汽机发生进水现象，将对设备造成 灾难性后果。国电石横发电厂#3 机组在检修后启动中，控制好进汽参数，主汽门前蒸汽控制在蒸汽 压力 4.2Mpa，蒸汽温度在保证 56℃过热度前提下，控制在 320℃，在汽机冲转至 600rpm 时，维持 低速暖机 30 分钟，以使高压转子部分减少外表与内芯的温差，从而减少热应力，更好的适应高速旋 转。在汽机转速达 2040rpm 时，维持中速暖机 1 小时，暖机后汽机缸胀升高 1.5 毫米，滑销系统基 本正常，左右侧均匀膨胀，低压缸两端摩擦正常。另外如果差胀较大（转子伸长超过汽缸） ，可以采 取打闸闷缸的办法，降低差胀，增大汽缸膨胀。 如果在冲转过程中，临界转速或其他转速情况下，振动升高较大，如超过 15 丝以上，应该及时 打闸，防止造成汽机内部通流部分间隙过大，使漏汽量增加；轴承振动较大时，可以进行多次打闸、 冲转，以对轴端汽封进行适当的“多摩擦”几次，使其间隙达到自适应的程度。 由于国电石横电厂#3 机通流技术改造中，高中压进汽、高压排汽、平衡活塞都使用了新技术的 布莱登汽封、轴端采用蜂窝式汽封，这就大大降低了启动过程中对汽封的摩擦，从而使启动中机组 振动处于一个良好的水平。四结论总之，汽轮机经过通流部分改造后，不论从外观还是性能来说，都是一次“脱胎换骨”的变化，从节能技术来看，大大降低机组的发电煤耗，但从安装、调试来看，也提出了更高的要求，因为汽 轮机通流改造是在原基础上进行的，避免不了“新老设备”的配合问题，如何解决新设备安装后， 与旧的轴承、外缸、汽封等磨合问题，保证设备投运后振动在一个良好的水平，是一个值得讨论研 究的课题，相信随着制造厂家、发电厂相关经验的积累，设备振动会越来越好。作者简介：李 强（1977－） ，男，工程师，从事电力生产技术运行管理工作。37全国火电 300MW 级机组能效对标及竞赛第四十一届年会论文集汽机浅谈功率突然缺失对汽轮机组的 影响及解决办法江 （大唐张家口发电有限公司 波 河北 张家口 075131）【摘要】随着特高压、大电网的发展，电厂输电系统显著变弱，线路故障跳闸，机组发生输出功率突然缺失。本文针对张家口电厂主接线方式，分析了机组发生输出功率突然缺失事故的可能性及其对汽轮机调节系统、锅 炉水位、厂用电系统等安全影响进行了总结，张家口发电厂通过应用“机组零功率切机装置” ，实现了事故时能够快 速安全停机，取得良好应用效果的经验。【关键词】输电线路故障 汽轮机组 机组功率突然缺失 零功率切机 安全停机1 引言随着特高压、大电网的发展及应用，我国在电力输送线路建设中大量采用了超高电压等级、紧 凑型线路、同杆架设、远距离输电、串联补偿以及中间开关站等多种新的方法和技术，极大地提高 了线路的输电容量，相对减少了输电线路的数量，节约了线路的投资。这些新技术的应用虽然为功 率的稳定输出，系统的经济运行提供了有效的保证，但由于电厂输电线路的相对减少，大大增加了 输电线路同时故障概率，很容易造成发电厂输出功率突然缺失。 时下大容量机组已成为我国火电建设发展的主流。当由于输电线路故障发生功率突然缺失事故 时，比以往小容量机组转速飞升的更快、电压迅速升高，汽轮机调节汽门、锅炉水位以及厂用电系 统将剧烈振荡，此时发变组保护装置不能反应此类事故，不能迅速动作，无法触发机炉电大联锁， 机组仍处于自动调节状态。大型火电机组具有蒸汽参数高、蒸发量大、转子惯性时间常数小，必将 破坏热力系统的水与蒸汽的工质平衡、严重威胁着汽轮发电机的安全运行，甚至可能导致锅炉局部 超温爆管和炉膛灭火、厂用电设备损害、汽轮机叶片和大轴损害等严重后果，造成不可挽回的损失。 所以，对于大容量火电机组的发电厂若输电线路相对薄弱的情况下必须另行采取对策，确保机 组能够在系统输电线路故障、 机组功率突然缺失的情况下快速安全停机是迫在眉睫需要解决的问题。2 张家口电厂主接线分析2.1 张家口电厂主接线方式 张家口发电厂隶属于大唐国际发电股份有限公司，在一、二期工程建设后，共安装了 8 台国产38全国火电 300MW 级机组能效对标及竞赛第四十一届年会论文集汽机300MW 火力发电机组，为京津唐电网骨干火力发电厂。 张家口电厂分别设有 500kV 母线和 220kV 母线，#1 机组经升压变接入 220kV 母线，4 回 220kV 出线接入系统； 2#～7#机组经升压变接入 500kV 母线， 3 回 500kV 出线接入系统； 220kV 母线和 500kV 母线之间设置有一台联络变压器，具体主接线方式见图 1 和图 2。图1500kV 电气一次系统图39全国火电 300MW 级机组能效对标及竞赛第四十一届年会论文集汽机图2220kV 电气一次系统图2.2 “电厂输出功率突然缺失事故”可能性分析 张家口电厂原有运行方式以 2 回 500kV 线路和 4 回 220kV 线路接入系统，电厂出线较多且在多 个输电通道上，因此发生整个电厂输出功率突然缺失事故概率极小，可不予考虑。 后因多方面原因，电厂系统接入方式调整为：4 回 220kV 线路全部与电网解列，1#机组经联络 变接入 500kV 母线，1#～8#机组全部通过 2 回 500kV 线路接入系统，且在靠近对侧变电站部分为同 杆并架线路，长度超过 10km。该种主接线方式容易因各种原因发生电厂输出功率突然缺失事故，需 引起重视。 具体原因分析主要有以下几方面：40全国火电 300MW 级机组能效对标及竞赛第四十一届年会论文集汽机① 同杆并架双回线线间故障或异常； ② 同杆并架双回线杆塔故障； ③ 对侧张家口变电站母线故障或其他原因导致全站停电； ④ 系统解列保护停线未停机； ⑤ 500KV 断路器失灵保护动作； ⑥ 线路故障或异常导致双回线相继跳闸； ⑦ 控制保护等各种自动化装置误动作； ⑧ 其他原因造成的张家口发电厂与电网解列等。3 输出功率突然缺失事故对张家口电厂的影响张家口发电厂沙南一、二线由于某种原因相继跳闸后，整个电厂全部失电，8 台机组输出功率 突然缺失，输出的电功率从满载瞬间降至零，功率平衡瞬间破坏，汽轮机转速迅速飞升，热力系统 剧烈振荡摆动，厂用电系统频率急剧变化，对机组安全带来巨大威胁，极有可能发生设备损坏等重 大安全事故，造成灾难性损失。江苏某电厂曾发生输出功率突然缺失事故，因发变组保护不能动作， 机组剧烈振荡运行超过 1 分钟，最后造成汽轮机低压缸防爆门损坏，锅炉爆管泄漏重大事故，损失 惨重。 3.1 机组功率突然缺失对汽轮机的影响 张家口发电厂 8 台机组发生功率突然缺失事故时，汽轮机的转速迅速飞升，汽轮机超速保护必 然要对超速进行保护和控制。汽轮机转速上升时，OPC 保护 103%超速保护将会动作并快速动作关闭 高中压调节汽门，随后转速开始下降，当转速降到 2950r／min 时，调节汽门重新又开启，转速再次 上升。在此过程中，汽轮机由于处于 DEH 的自动调节下，极易出现转速反复的升高和降低，甚至超 速，这种转速的反复调节和过速必将对汽轮机轴系和尾级叶片带来安全隐患，严重时造成汽轮机设 备损坏的重大安全事故。 3.2 机组功率突然缺失对锅炉的影响 线路故障造成机组功率突失时，汽轮机调节气门迅速关闭，必将引起锅炉过热蒸汽压力快速升 高甚至失控，如果过热器、再热器安全阀动作，蒸汽大量排空流失，导致汽水系统平衡破坏，除氧 器和凝汽器液位都会出现剧烈波动。 锅炉汽包水位剧烈的波动，汽包压力的骤变诱发的虚假水位和蒸汽流量信号的剧烈变化会引起 三冲量水位调节的大幅波动，影响水冷壁安全和汽液分离器（汽包炉）的正常工作，即便运行人员 解除自动手动操作也会因虚假水位而在误判断，甚至出现锅炉满水或干锅现象，后果不堪设想。 另外，锅炉燃烧强度的突变，燃烧极不稳定，运行人员调整不当，油枪无法快速投入的情况下 很容易导致炉膛灭火，给煤系统也会受到较大的冲击，对给煤系统的安全运行带来影响。锅炉燃烧 强度突变还会引起炉膛负压的大幅波动，对一、二次风系统带来冲击。41全国火电 300MW 级机组能效对标及竞赛第四十一届年会论文集汽机3.3 机组功率突然缺失对厂用电系统的影响 张家口电厂机组功率突然缺失时，汽轮机转速迅速飞升进而转化为反复振荡，引起各发电机机 端电压和频率的剧烈变化，高压厂用变所带厂用系统也随之振荡。厂用各电动机的机械均是按照额 定频率和电压设计制造的，对电能质量有着严格的要求。当频率和电压急剧变化使所有电动机无法 正常工作，极易引起各种故障，导致电动机烧毁损坏，机组不能正常安全停机，甚至出现断油、烧 瓦、大轴弯曲磨损等更严重后果。4 机组零功率切机装置在张家口电厂的应用针对机组满载情况下，线路出线断开机组功率突降为零时快速安全停机的需要，结合大唐集团 公司要求在线路故障时保护汽轮机的反措要求，张家口电厂经过反复调研，选用了南瑞继保公司的 RCS-985UP 型“机组零功率切机装置” 。该装置功能为：当发电机组输出功率突降为零时，机组功率 切机迅速动作保护出口全停，断开机组出口开关、切换厂用电并对发电机灭磁，同时动作于汽机紧 急跳闸保护“ETS”并启动机炉联锁跳闸，确保了机组的快速稳定停机，有效的保证了热力机械设备 和厂用电动机的安全[1]。 张家口发电厂采用是利用机组输出功率突降为零时的电气特性，采集发变组有关单元电气量来 构成逻辑判据。RCS-985UP 型机组零功率切机装置由启动判据、动作判据、闭锁判据三个部分组成， 不需要任何开关辅助接点，具有突出的优势特点： ①纯电气量判据，无需辅助接点，提高了动作的可靠性； ②采用功率、频率、电压、电流等电气量的相量和突变量构成综合判据，设计合理，判据完善； ③多重辅助判据，可靠防止 PT 或 CT 断线造成的装置的误动作行为。 张家口发电厂零功率切机装置逻辑图 3 所示。42全国火电 300MW 级机组能效对标及竞赛第四十一届年会论文集汽机ΔU t1 & ΔU t1setΔU f 1 & ΔU f 1setf & f setΔf & Δf setPG & Pset.1PG & Pset .2ΔI t1 & ΔI t1set(Ifa& I?set ) & (I fb & I?set )(I (Ifb& I?set ) & (I fc & I?set ) & I?set ) & (I fa & I?set )fc(U t1 & U1set ) & (U f 1 & U1set )(U t 2 & U 2 set ) & (U f 2 & U 2 set )图3张家口发电厂机组零功率切机装置逻辑图图中，ΔUt1表示主变高压侧正序电压突增量，ΔUf1表示发电机正序电压突增量，f表示发电机频 率，Δf表示发电机频率突增量，PG表示发电机有功功率，ΔIt1表示主变高压侧电流突降量，Ifa、Ifb 和Ifc为发电机电流，Ut1和Uf1分别为主变高压侧、发电机正序电压，Ut2和Uf2分别为主变高压侧、发电 机负序电压。5 结束语张家口电厂于 2010 年 9 月开始，利用各机组检修机会，对 1#～8#机组陆续增设了 RCS-985UP 型“机组零功率切机装置” ，至今已安全运行近 1 年，应用效果良好，能够可靠避免张家口发电厂由 于线路故障跳闸而引起的机组输出功率突然缺失，进而造成汽轮机设备、锅炉设备和电气设备的损 害安全事故，具有重要的社会效益和经济效益。43全国火电 300MW 级机组能效对标及竞赛第四十一届年会论文集汽机参考文献：[1] RCS-985UP 机组零功率切机装置技术使用说明书(2011). [2] 汽轮机调节原理. [3] 电力系统继电保护原理. [4] 张家口发电厂电气一次接线图.作者简介：江波（1971-） ，男，河北省，大学本科，工程师，先后从事电厂运行与继电保护工作44全国火电 300MW 级机组能效对标及竞赛第四十一届年会论文集汽机汽轮机通流部分汽封改造朱志坚 （江苏利港电力有限公司 江苏 江阴 214444）【摘要】针对国产引进型 300MW 汽轮机经济性能未达设计要求，高压缸效率低的问题，提出了对通流部分汽封进行改进和更换新型调节级喷嘴的建议。经改造后测定，调节级效率大幅提高，高中压缸效率明显改善，机组 的热耗率显著降低。【关键词】汽轮机 汽封 热耗 效率1 问题的提出N300-16.7/538/538 型汽轮机是上海汽轮机有限公司引进美国西屋公司技术制造的亚临界、中 间再热式、高中压合缸、双缸双排汽单轴凝汽式汽轮机，机组整个通流部分共 35 级叶片，其中高压 缸由 10 级反动级加 1 级调节级，中压 9 级，低压共 14 级。调节级动叶片为铆接围带结构，动叶片 除低压缸末 3 级为扭转叶片,其余均为等截面叶片。高、中、低压缸隔板静叶均为扭叶片。 该机组投产后，主要存在的问题是各项经济指标未能达到预期的设计性能，汽轮机出力存在不 足。引进型 300MW 汽轮机采用现代化的设计、加工技术，高压缸效率却常常达不到 80%。近年来， 制造厂对这类型汽轮机进行了通流部分叶栅的改型设计，设法提高汽缸效率，如 F156、H156 型等。 再加上对结构采用一些完善措施。试验表明，投运后的汽轮机高压缸 效率在 6 阀全开时也只能达到 79%～81%。 参阅西安热工院对投运机组多次的试验研究资料显示， 高压缸效率低的问题，主要原因在于通流叶栅，而在很大程度上受汽轮机结构的影响。 为了准确掌握机组运行状况，机组大修前进行了性能试验，结果如表 1 所示。针对试验结果和 机组的实际情况提出以下分析意见。 1．因考虑外部泄漏无法测量，故 5 阀非隔离工况（5vniso）进行了外部隔离，如关闭连排门、 定排门、除氧器排氧门等。而 5 阀隔离工况（5vwo）不仅对外部泄漏进行隔绝，同时对内部泄漏进 行隔离，如关闭疏水手动门等。从结果看，两工况的结果相差不大，说明内部泄漏隔离后，阀门仍 在泄漏。 2．汽轮机内效率。 1）6 阀全开工况（6vwo） ，高压缸效率为 80.66%，中压缸名义效率为 87.77%; 2）300MW 工况（300MW） ，高压缸效率为 79.82%，中压缸名义效率为 87.69%; 3）5 阀全开 1 工况（5vwo1） ，高压缸效率为 79.47%，中压缸名义效率为 86.43%; 4）5 阀全开 2 工况（5vwo2） ，高压缸效率为 79.71%，中压缸名义效率为 87.47%;45全国火电 300MW 级机组能效对标及竞赛第四十一届年会论文集汽机5）5 阀中压缸实际效率为 85.66% 相对比较，该汽轮机高中压缸效率在 5 阀全开工况（5vwo）时分别为 79.59%和 86.95%，6 阀全 开工况（6vwo）时分别为 80.57%和 87.77%，高压缸效率处于较好的水平，而中压缸效率较差。另外， 调节级效率太低，实际为 45%左右（5vwo） ，与设计值（额定工况 71.64%）相比低 26 个百分点，是 影响性能的主要原因之一。 3．高中压平衡活塞漏汽 汽轮机中压平衡活塞汽封漏汽率偏高。实测漏汽率为 6.72%，设计值为 1.4%，流量 10.4t/h， 超过设计值 5.32%。5 阀全开 1 工况（5vwo1）时再热蒸汽流量为 800.72t/h，漏汽量达 53.8t/h，比 设计值增大 43.4t/h。 表1工 况 设计额定 负荷 300.029 5 4.9 300MW 301.639 5.193 12.396汽轮机组大修前性能试验主要计算结果6vwo 304.951 6 12.736 5vwo1 282.737 5 11.159 5vwo2 280.227 5 11.067 5vniso 280.375 5 11.152 300MW2 301. 11.546 6vwo2 301.166 6 11.869负荷 MW 阀位 凝汽器压力 kpa 主蒸汽压力 MPa 主蒸汽温度℃ 高压缸排汽压 力 MPa 高压缸排汽 温度℃ 中压缸进汽压 力 MPa 中压缸进汽 温度℃ 高压缸效率% 调节级效率 % 中压缸效率 （名义）% 再热压损% 最终给水温度 ℃ 计算主汽流量 t/h*16.67 538 3.5716.465 535.6 3.85216.26 535.5 3.89916.833 527.8 3.49116.598 533.8 3.4516.627 534.7 3.45116.594 534.5 3.81916.131 531.1 3.837317.6336.7338.3316.9322323.3334.4334.13.213.6333.6763.3233.2793.2823.6013.619538 86.32 71.64 92.24 10.08 273.8536 79.82 40.17 87.69 5.7 265.1536.9 80.66 38.68 87.77 5.71 265.9516.5 79.47 44.10 86.43 4.81 279.9521.2 79.71 45.13 87.47 4.95 279.2522.4 79.29 43.55 87.22 4.91 279.5531.7 79.47 39.55 87.89 5.7 267528 80.47 37.73 87.76 5.7 267.2907.031051.571058.851040.801022.261021.421050.861057.1946全国火电 300MW 级机组能效对标及竞赛第四十一届年会论文集汽机工况设计额定 负荷 .11 907.03300MW6vwo5vwo15vwo25vniso300MW26vwo2试验热耗率 kj/kwh 修正后功率 MW 修正后主蒸汽 流量 t/h 修正后汽耗率 kg/kwh 修正后热耗率 kj/kwh.81 1065.11.41 1086.79.07 1021.59.53 1024.75.07 1022.89.41 1054.49.74 1089.713.023.343.333.473.483.483.343.357918.508707.558646.918776.78789.668771.338678.788644.78*含主汽门、调速汽门节流损失vwo 为阀门全开工况，vniso 为阀门全开非隔离工况2 汽封改造2.1 布莱登汽封与蜂窝汽封及侧齿汽封的比较 布莱登汽封的技术特点是改进了传统汽封块背部采用板弹簧的退让结构，由螺旋弹簧安装在两 相邻汽封块垂直断面代替。在自由和空负荷工况下，汽封块在螺旋弹簧的弹力作用下，汽封块张开， 可退让径向间隙 1.5mm 左右。随负荷增加，汽封块在背弧承受蒸汽压力的作用下，克服弹簧弹力， 各级逐渐关闭，一般设计在 20％负荷前，各级汽封完全闭合，设计闭合后的径向间隙为 0.25～ 0.50mm，达到最小径向间隙。若各级汽封都能按设计正常闭合，其间隙值将小于现传统结构通流汽 封 0.75mm 的间隙值，从而减少了汽封漏汽量；若不能正常闭合，其间隙值为退让间隙 1.5mm 加闭合 间隙 0.25～0.50mm，径向间隙总量为 1.75～2.00mm，将大于传统汽封 0.75mm 的间隙值。布莱登汽 封齿的结构，仍采用传统汽封的直齿结构。密封效果主要是径向间隙缩小而体现。 另外，由于布莱登汽封的结构特点，在启动过程中，可避免因汽封齿与轴动静碰摩而产生的振 动。安装条件是汽封块前后必须有较大压差，所以低压部分不能使用。 蜂窝汽封的结构特点是，将传统汽封低齿车削，由蜂窝状汽封取代。蜂窝是由内孔表面为蜂窝 形状的六边形小孔组成。板厚 0.05mm，芯格尺寸 0.8mm～6 mm，深度 1.6 mm～6 mm。蜂窝带网格大 小及高度的选取是有科学依据的。在不同的改造环境下，不同的压力，不同的轴径，不同的转速， 气体的品质优劣，其所选用的蜂窝带的规格是不相同的。蜂窝汽封退让仍采用传统汽封的背部板弹 簧结构，所以安装间隙一般取传统汽封径向间隙设计值的上限。与现传统高、低齿结构汽封相比， 由于该汽封具有高效阻透气效应及良好的气旋效应，从而密封效果大大提高，汽封由于仍采用原传 统汽封退让结构，在启动过程中可能会产生碰磨，但由于蜂窝带采用的是一种镍基高温合金，其室 温抗拉强度δb=755MPa,延伸率 45％，室温平均硬度 HB130，固溶温度 1177℃。这样，一旦轴与蜂 窝接触，蜂窝带快速磨掉,而不会伤害轴。 侧齿汽封是在原高低齿汽封的基础上增加了侧齿，使汽封的齿数进一步增加，对漏汽的节流作47全国火电 300MW 级机组能效对标及竞赛第四十一届年会论文集汽机用进一步增强，有利于更好地减少汽封的漏汽量。 对于三种汽封，其一、在于设备价格，由于蜂窝汽封是第一台机组改进，考虑加工工期的因素， 均采用新加工的汽封环，与布莱登汽封价格相当。但是第二台机组可采用第一台更换的旧汽封进行 改进，两台机组的平均价格低于布莱登汽封(布莱登汽封每台机组改进时均需更换新的汽封环)，而 且更换下的旧汽封还能作为备件使用，从而综合比较之下蜂窝汽封价格优势更明显。其二、布莱登 汽封只能用于汽轮机通流高压差部分，而蜂窝汽封不受压差限制。权衡各种利弊，采用蜂窝汽封。 其部位为：高、中、低压缸通流及轴封，两台小汽轮机通流及轴封。蜂窝、布莱登、侧齿汽封最终 实施方案见下表。名称 隔板汽封 叶顶汽封 高压排汽平衡盘 高压进汽平衡盘 中压进汽平衡盘 轴封 合计高压缸 ― 11 3（布莱登） 5（布莱登） ― 4（1 道布莱登， 3 道侧齿） 23中压缸 8 9 ― ― 2（布莱登） 4（1 道布莱登， 3 道侧齿） 23低压缸 14 10 ― ― ― 8（侧齿） 32小汽轮机×2 6 ― ― ― ― 30（侧齿） 36注：未标明汽封形式的部位均为蜂窝汽封2.2 调节级汽封改造 调节级整级差压大，其级功率占高压缸总功率的 20．8％左右。额定工况下调节级设计效率为 71．64％(含汽门节流损失)，实际机组运行通常只能达到 50％左右(含汽门节流损失)，影响功率 5.3MW 左右。其原因一方面是调门节流大，另一方面调节级动叶叶顶及叶根汽封径向间隙设计偏大 和汽封结构不合理，设计间隙为 2.5mm，按调节级叶顶直径计算， ．相当于 l 根 DNllO 的管道漏汽面 积，且采用单齿镶嵌式结构，阻汽效果差。因调节级效率低影响高压缸效率 2％左右。 改造方案为，调节级叶顶由原一道汽封改为四道汽封，叶根汽封仍为两道，汽封的镶嵌结构不 变，同时减小汽封间隙，新汽封结构见下图。该方案需要更换调节级喷嘴，重新镶嵌并调整径向间 隙至 1．5±0．05mm。48全国火电 300MW 级机组能效对标及竞赛第四十一届年会论文集汽机喷嘴高中压转子调节级汽封改进参数如下表。汽封位置 汽封形式 齿数/原齿数 原间隙 mm 新间隙 mm 叶顶 镶嵌式 4/1 2.5±0.05 1.5±0.05 叶根 镶嵌式 2/2 2.0±0.05 1.5±0.052.3 高压内缸夹层安装汽封 采用持环加固定式，阻汽片方案。在高压缸静叶持环下半挡汽环镶嵌一个阻汽片(L 5mm 厚合金 钢板)，阻汽片与外缸间隙调整为 2～3mm(原挡汽环间隙为 20mm)。3 改造后基本效果大修后进行了性能试验，目的是鉴定机组在不同的工况下，提高出力后，汽轮发电机组和各辅 机设备及系统运行的安全性及性能，并兼顾进行了汽轮机组的热力性能试验，比较机组提高出力之 后和完善改进后的效果及各项经济指标。试验工况为： 1) 5 阀全开预备性试验， ?机组功率 300．95MW； 2) 5 阀全开正式试验，机组功率 305．17MW； 3) 额定背压出力能力试验，机组功率 330.19MW 4) 夏季背压出力能力试验，机组功率 319.88MW 5) 夏季背压额定功率试验，机组功率 302.32MW； 6) 五阀全开，中压缸平衡活塞漏汽率试验 7) 正常运行方式，连续 72 小时机组功率 325MW 试验 （1）改进前、后比较49全国火电 300MW 级机组能效对标及竞赛第四十一届年会论文集汽机以五阀工况为基准，相对比较改进前、后的性能变化，对比是在相同的初、终参数条件下，均 以改进前、后，各两次五阀工况的平均值对比，其结果见表 2 表2 机组汽封改进前后五阀工况对照表额定负荷 （设计值） ─ 300.03 86.33 71.48 92.24 ─ 1.4 7921 改进前后相对变 化（%） ─ +4.28 +6.67 +63.00 +6.10 +6.82 -62.8 -6.40项目 阀位 修正后电功率 高压缸效率 调节级效率 中压缸效率（名义） 中压缸效率（实际） 中压平衡活塞漏汽率 修正后热耗率单位 ─ MW % % % % % KJ/KWh改进前 5VWO 294.30 79.58 44.34 86.95 85.66 6.72 8783.18改进后 5VWO 306.95 84.90 72.29 92.35 91.50 2.5 8221（2）不同工况下的机组热力性能 表 3 汇总了不同工况下， 设计与试验结果。 机组 330MW 工况热耗率较 300MW 工况低 39kJ／(kWh)， 折合煤耗约 1.4g／kWh；模拟夏季工况 320MW 工况热耗率较 300MW 工况低 14kJ／(kWh)，折合煤耗约 0.6g／kWh，高负荷工况均优于 300MW 工况。4 结论试验表明，汽轮机通流部分汽封改造以后，其性能有显著提高，特别是调节级效率提高的幅度 比较大，是高压缸效率提高的主要原因。改进后的性能尽管有显著提高，但与设计值相比仍有一定 差距，进一步优化仍有潜力。 表3 机组设计值及试验结果汇总表试验值 6VWO+5% 名 称 单位 额定 负荷 6VWO 6VWO+5% 夏季 3%补水 超压 夏季 3% 补水 发电机 功率 主蒸汽 压力 MW 300.029 319.05 333.26 302.35 316.54 5VWO 300M 工 况1 5VWO 300MW 工 况2 6VWO 6VWO 夏季工 况设计值6VWO 夏季工况300.95305.17330.19319.88302.3MPa16.716.717.516.717.516.6416.6116.91817.16416.09850全国火电 300MW 级机组能效对标及竞赛第四十一届年会论文集汽机设计值 6VWO+5% 名 称 单位 额定 负荷 6VWO 6VWO+5% 夏季 3%补水 超压 夏季 3% 补水 主蒸汽 温度 调节级 压力 调节级 温度 高压排汽 压力 高压排汽 温度 再热汽 压力 再热汽 温度 中压排汽 压力 中压排汽 温度 凝汽器 压力 主蒸汽 流量 调节级 效率* 高压缸 效率% 中压缸 效率 再热 压损% 试验汽 耗率 试验热 耗率 ℃ 538 538 538 538 538 5VWO 300M 工 况1 5VWO 300MW 工 况2试验值 6VWO 6VWO 夏季工 况6VWO 夏季工况544.93545.9542.67541.04545.17MPa11.613.112.2912.2613.4413.6412.74℃484.9494.2499.76500.86506.29504.45508.11MPa3.573.823.993.793.963.6473.663.9583.9673.794℃317.6324322.9323.1322328.25330.25332.13327.84336.62MPa3.213.433.593.413.563.373.3773.6583.6653.504℃538538538538538535.32536.46539.66532.43534.74MPa0.790.8430.8780.8250.8580.8220.8260.8960.8940.855℃335.1334.6334333332.2331.91333.94336.64329.67332.06kpa4.94.94.911.811.87.055.184.9610.3610.26t/h907.03975.85.911024.99963.8956.91049.21068.31000%71.6473.7772.6771.978.9380.6379.8%86.3287.1987.2687.1687.2685.184.786.3870.857%92.2492.2692.1892.1292.2192.592.292.192.30.922% Kg/kw h Kj/kw h10101010107.67.77.67.67.63.0233.0593.0763.2283.2383.2023.1363.1773.343.3088329818781498511853151全国火电 300MW 级机组能效对标及竞赛第四十一届年会论文集汽机设计值 6VWO+5% 名 称 单位 额定 负荷 6VWO 6VWO+5% 夏季 3%补水 超压 夏季 3% 补水 修正后热 耗率 *试验发电 煤耗率 *发电煤 耗率 Kj/kw h g/kwh 89 VWO 300M 工 况1 5VWO 300MW 工 况2试验值 6VWO 6VWO 夏季工 况6VWO 夏季工况8235820781828207**8642**312.4307.1305.7319.2320g/kwh297.1296.6295.9313.1311.6308.9307.8306.9323.6324.2注：*按锅炉效率 92%、管道效率 99%计算；**背压修正到 11.8kpa参考文献：[1] 胡尊立.关于汽轮机出力概念的探讨［J］.中国电力,):58-60. [2] 王兴平,张行政.上汽优化引进型 300MW 汽轮机热力性能分析及评价［J］.动力工程,):9-16. [3] 高登攀等.靖远第二发电有限公司 5、 6 号机组出力能力试验报告 ［R］ .西安:西安热工研究院有限公司,2004. [4] 朱小令等.国产引进型 300MW 机组运行情况及存在问题的调查报告［R］.西安:国家电力热工研究院,1998.52全国火电 300MW 级机组能效对标及竞赛第四十一届年会论文集汽机汽轮机各类汽封特性探讨张 建 马 山东 力 肥城 271621） （国电山东石横发电厂【摘要】汽封的性能对汽轮机的经济性和可靠性有着重要的影响，为降低漏汽损失，提高汽轮机的安全性和经济学，采用先进汽封技术对原有的传统汽封进行改造是十分必要的。本文对多种汽封的工作原理、结构特性和 实际应用进行分析比较，并阐述了汽封改造和应用中应注意的问题，为汽轮机改造采用汽封提供了依据。【关键词】汽轮机 汽封 经济性 可靠性引言目前我国汽轮机发电机组运行效率普遍偏低，不仅影响企业的经济效益，同时造成巨大的资源 浪费。随着国家对节约能源的重视，对机组进