汽轮发电机组技术改造技术研究

时间：2023-08-02 03:51:05 作者：nothingtodo 综合材料收藏本文下载本文

【导语】“nothingtodo”通过精心收集，向本站投稿了4篇汽轮发电机组技术改造技术研究，下面是小编为大家整理后的汽轮发电机组技术改造技术研究，欢迎大家借鉴与参考，希望对大家有所帮助。

目录
第1篇：汽轮发电机组技术改造技术研究第2篇：汽轮发电机组振动的主影响因素论文第3篇：对汽轮发电机组调节汽阀的改造第4篇：船用汽轮发电机组冷凝器的两种现用水位调节器的比较

篇1：汽轮发电机组技术改造技术研究

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、小容量的蒸汽发电机组还在运行，这些机组的热效率很低，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，是不现实的。同时，一些早期安装的高参数机组，如100～200MW机组，由于受当时设计制造水平的限制，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、煤耗高的问题。

因此，将中低参数机组改造为既发电又供热的“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，提高机组的经济性，而且可以提高运行的可靠性和延长机组的寿命，这一措施无疑有着深远的意义和较高的经济价值。

1 机组改造的几种技术形式

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，达到改造的目的。

1.1 通流部分现代化改造

随着现代科学技术的快速发展和设计方法的不断完善，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，通过采用这些先进技术来改造老机组将使机组的经济性、安全可靠性及运行灵活性达到国外同类机组的先进水平。这也是国外电站行业发展的一个显著特点。因此近几年来，各制造厂都在努力开展机组改造工作。其中200MW机组改造已全面展开，并取得了很大成绩，为以后机组通流改造积累了很多经验。

1.2 抽汽改造

汽轮机抽汽改造是利用原回热抽汽口加大面积或利用汽缸开孔增加抽汽，供生产和生活用汽需要，实现热电联产;联通管开孔(如100MW机组)抽汽也是一种特殊形式。

采用较多和较容易实现的是非调整抽汽改造，要求抽汽量不大，且比较稳定，抽汽压力允许有一定的波动，抽汽量和抽汽参数可以通过调整进汽量而小范围调整，这种改造简单易行，费用也低，但供汽量小，热能利用率不够高。根据机组本身的具体情况，也可改造成可调整抽汽，完全变成抽汽机组，实现热电联产，以热定电，经济价值较高，综合效益及社会效益明显。

联通管打孔抽汽也易改为可调整抽汽，机组加装调节阀，在热负荷较大及变化幅度较大的情况下可实现稳定的供汽参数。

还有一种改造方式是将抽汽后隔板堵掉一定面积，流过的蒸汽满足加热器和转子冷却要求。这种改造简单易行，供汽量更大，但要求供汽量比较稳定。当然如果热负荷很稳定，量又很大，也可改造为背压机组运行，这是另外一种形式的技术改造。

总之，进行抽汽改造实现热电联产，既供热又发电，是节约能源的有效途径，是目前采用较多的一种机组技术改造形式。

1.3 改造为背压机组

改造机组以供汽为主，发电为辅，供汽负荷稳定且不要求冷凝工况运行，无热负荷时机组停运，此时可将机组改造为背压机组，这样可以保证机组改造获得最佳经济效益。背压可根据热负荷来确定，根据热力核算确定排汽口位置，将以后的各级拆除。调节系统仍可采用原系统适当进行调整。这种改造适用于生产均衡的工业企业供热或集中供热系统。

1.4 改造为低真空运行机组

凝汽机组改造为低真空循环水供热亦即将凝汽器循环水系统略加修改，增设管路及热水泵等设备，并与外部热水网相连接，在机组运行时，使循环水出口温度升高到40～60℃或更高的温度，以达到采暖供热的要求。改造后，机组发电能力虽有所降低，但机组排汽的汽化潜热得到了充分利用，减少了冷源损失，提高了能源利用率，使高品位的热能用于生产高质量的电能，低品位的热能用于采暖，实现了能源的梯级利用，而且可取代单独供暖锅炉，改善城镇居民的生活环境。

1.5 安装新的前置和后置机组

这种改造是将中低参数锅炉改为高参数新锅炉，在原机组前加装一台高参数背压机组，使排汽参数满足原机组进汽参数要求，从而提高了机组效率，如果能同时将中低参数机组改造为抽汽机组，则综合效益会更高。这种形式的改造，机组在运行时，要做好前后机组的运行匹配。

有的电厂根据当时情况安装了高参数背压或抽汽机组，但后来热负荷发生了变化，造成背压机组不能正常运行，抽汽机组不能在最大工况下运行，甚至在冷凝工况下运行，造成设备闲置和浪费，在这种情况下可以考虑加装后置机组，提高设备的利用率和电厂综合经济效益。

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：

a.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。

b.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℃的热网中分离出的一些氧化物，导致传热恶化，使排汽温度和端差不断上升而无法运行。因此在运行时，需经常注意观察和维护。

2.3 排汽温度的变化和机组振动问题

机组改造为背压式或低真空运行，由于末端温度升高，低压轴承温度也升高，但一般升高不多，可由轴承润滑油带走，回油温度略有升高。若要避免回油温度升高太多，则可适当扩大进油口，增加进油量。

同时，由于排汽温度升高，排汽缸支承座膨胀量增加，使汽轮机后轴承抬高量增加，造成机组振动值增大，因此需进行轴承抬高量详细核算和重新确定标高值。经计算及分析表明，若在转子找中时考虑轴承的标高变化，不会产生振动问题。

对于拆除叶轮的改造，由于转子质量变轻，轴承比压及静挠度发生变化，改造后需重新计算临界转速及轴承静抬高量，并要重新进行转子动平衡试验，保证不出现振动问题。

2.4 强度和刚度核算

机组改造后，对工作条件及结构发生变化的部件如汽缸、隔板、叶片、转子、螺栓等需进行详细的强度和刚度核算，对改造为背压机组还需进行密封性校核，必要时可更换螺栓材料，提高螺栓的初应力。

2.5 热力系统

为使机组改造后在满足热负荷的条件下提高效率和经济性，对原有加热器尽可能保留，但由于各抽汽口的参数可能会发生变化，因此应进行适当的调整，必要时也可取消个别加热器。

2.6 抽汽管的布置与焊接工艺

当机组改为抽汽时，抽汽口应尽量利用原抽汽口加大。如要在汽缸上开孔，为了不使汽缸刚度降低太多，一般采用一个或几个圆孔或扁圆孔，然后采用联箱汇聚在一起。抽汽管的材料若用合金钢管，则焊条也需用合金钢焊条，焊接时需整体加热，以保证汽缸不引起较大的变形。若用奥氏体钢焊条，虽可以冷焊，但汽缸易产生裂纹。因此，在温度允许时最好采用碳钢管，用结507焊条，塑性较好，焊后回火，可保证强度。在抽汽管道设计时，应注意不应有过大的附加推力作用在汽缸上，可以在管道上加装膨胀节，以免推力过大使汽缸跑偏。

2.7 轴封系统

机组改造为背压或低真空供热机组，使轴封端压力升高，为了保证汽封不向外泄漏，可增加抽汽器，并将后汽封体加长，增加汽封圈数，对于背压机组可将汽封体移到拆除级的位置。

2.8 抽汽机组的补给水

改造为抽汽机组后，补给水量增加，如果是补充热水可直接补在除氧器内，如补给水温度较低，需加热后补在除氧器内。也可在凝汽器喉部采用喷雾冷凝排汽，满足补给水需要，但这种补水方法对补给水量有一定的限制。

2.9 调节和保护系统

机组改造时，调节系统需进行调整或改造，对于冷凝式机组，其调节系统是按转速——电负荷关系来进行调节的，改为供热机组后，对于非调节抽汽，应按热负荷来调节进汽量。为了节省投资，可采用电气调压系统由压力变送器产生电气信号，经同步器动作调速系统，调节进汽量，维持供汽压力。机组改造为可调整抽汽机组，调节系统应进行较大改造，以便可根据热电负荷来调节进汽量，或者调节电负荷满足热负荷需要。调节系统需要增加调压器、油动机、滑阀及连接件和管路等，并需要增加调节系统进油量。

对抽汽改造的保护系统，在紧急工况甩负荷时应自动切除调压系统，强迫关闭抽汽逆止阀和抽汽调节阀(回转隔板)，并动作同步器，关闭调节阀。当抽汽压力过高时，应有过压保护。

3 结束语

3.1 用现代科学技术翻新和改造老机组，是投资少、见效快、提高经济效益的有效途径;

3.2 城市电厂老机组改造为热电联产、集中供热，从技术上是可行的，经济效益是显著的;

3.3 在今后电网中，随着大功率高参数机组的增加，电网供需矛盾逐步缓解，100MW和200MW凝汽机组改造为以热定电的供热机组将是未来改造的一种趋势;

3.4 每种改造形式都有其特点和难点，具体问题具体分析，对不同型号机组进行不同形式的技术改造，以达到提高机组运行经济性和延长寿命的目的;

3.5 机组改造尤其是工作量大、难度大的技术改造，一定要通过设备制造厂家并由电厂配合进行。

篇2：汽轮发电机组振动的主影响因素论文

前言

汽轮发电机组振动的大小直接关系到机组能否安全运行，而对于发电厂来说安全就是最大的经济效益。引起机组振动过大或者不正常的原因有很多，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，下面就这几个影响因素分别介绍。

1设计制造方面

汽轮发电机转子是一个高速旋转机械，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，这个离心力对轴承产生一个激振力使之引起机组振动，如果这个离心力过大，则机组的振动就会异常。所以，汽轮发电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。

在制造厂家，转子不平衡量较大的原因主要由是机械加工精度不够和装配质量较差引起，所以必须提高加工精度，同时保证装配质量，从而才能保证转子的原始不平衡量不致于太大。另外，如果机组的设计不当也会引起机组的振动。例如，在设计阶段轴承的选用是非常重要的，如果轴承选取不当，则会因为轴承稳定性太差而转子极小的不平衡量也可能引起机组较大的振动，或者油膜形成不好而极易诱发油膜振动。

2安装和检修方面

安装和检修对机组振动的影响非常大，根据对现场机组振动的经验，现场很多机组的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。针对现场情况，下面重点介绍对机组振动有明显影响的几个方面。

2．1轴承标高

不管是汽轮机还是发电机转子，其两端都是由轴承支撑的，如果两端的轴承标高不在一个合理的范围内，则两端轴承的负荷分配就不合理。因此在机组大修或者安装期间，应该根据制造厂家的建议，再结合各厂的实际情况对机组轴承标高进行认真的调整。因为制造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机组中心

机组中心应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、电磁激振和动静碰磨。若碰磨发生在转轴处，则会使转子发生热弯曲而引起不稳定普通强迫振动。

2．3滑销系统

不论是汽轮机还是发电机，当机组带负荷受热后都要产生膨胀，而又不能让其自由膨胀，滑销系统就是用于引导机组膨胀的。当滑销系统卡涩时，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的振动，严重时以至于不能开机或者引起动静碰磨，从而造成更大的破坏。

2．4动静间隙

汽轮机转子与汽缸和轴封之间以及发电机转子与静子之间都存在间隙。当汽轮机转子与汽缸之间的间隙过大时，汽轮机内效率会降低；当汽轮机与轴封之间的间隙过大时可能引起蒸汽外漏或者空气内漏，从而影响机组的效率和真空；当发电机转子与静子之间的间隙过大时同样会影响发电机的效率。但是，它们之间的间隙又不能过小，否则将引起动静碰磨，进一步会使机组的振动变化，以至于机组的振动超标。因此合理调整隔板汽封、端部汽封以及发电机转子与静子之间的间隙是非常重要的。

2．5轴承自身特性

轴承自身特性对机组振动的影响主要包括轴瓦紧力、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，在现场经常发现由于连接螺栓未拧紧而引起振动的现象。

2．6转子中心孔

现代汽轮机转子大轴大都留有中心孔，在中心孔两端用堵头封堵，在检修期间如果不慎让异物（包括油、水等）进入中心孔，在转子装复回原后开机，机组肯定会出现振动异常的现象。

2．7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；如果发电机内存在活动部件，一方面可能一起发电机内部短路，另一方面可能引起机组振动的不稳定，这将会对机组振动的诊断带来困难。

3运行方面

如果在机组设计制造、安装和检修期间各方面都做得比较完美，那机组就不会因为振动过大而影响运行了吗？答案是否定的，机组的.振动除了与上面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

前面已经讲述机组滑销系统对机组振动的影响情况，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。

3．2润滑油温

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轴封温度

每一轴封的温度都不一样，在运行规程所允许的范围内调整轴封温度会对机组的振动产生一定的影响。轴封温度对机组振动的影响主要表现为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.

3．4机组真空和排汽缸温度

机组真空和排汽缸温度总是相辅相成的，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断叶片

当汽轮机发生断叶片时，转子的质量分布明显发生改变，因此机组的振动会发生明显的变化，这种情况在现场有时可能不会被察觉，因为振动的变化既包括振动大小的变化也包括振动相位的变化，而现场大多数仪表只能监视振动大小的变化。为了尽量避免断叶片的现象发生，除了在设计制造和安装检修期间采用适当的措施来保证外，运行中在增减机组负荷时应尽量平稳。

结束语

总之，对转动机械来说，微小的振动是不可避免的，振动幅度不超过规定标准的属正常振动。这里所说的振动，系指机组转动中振幅比原有水平增大，特别是增大到超过允许标准的振动，也就是异常振动。任何一种异常振动都潜伏着设备损坏的危险。比如轴系质量失去平衡（掉叶片、大轴弯曲、轴系中心变化、发电机转子内冷水路局部堵塞等）、动静磨擦、膨胀受阻、轴承磨损或轴承座松动，以及电磁力不平衡等等都会表面在振动增大，甚至强烈振动。而强烈振又会导致机组其他零部件松动甚至损坏，加剧动静部分摩擦，形成恶性循环，加剧设备损坏程度。因此，新安装或检修后的机组，必须经过试运行，测试各轴承振动及各轴承处轴振在合格标准以下，方可将机组投入运行。振动超标的则必须查找原因，采取措施将振动降到合格范围内，才能移交生产或投入正常运行。多年来，不少机组因振动大而拖延了投产期和检修期。对生产运行来说，接收了振动符合标准的机组以后，还必须加强振动监督，对振动监测做到制度化、经常化，必须在机组振动突然增大达到规程规定值时，及时果断地将机组停运，防止扩大损坏，或对振动虽然增大，但尚未达到规程规定紧急停机数值的异常及时对比分析，查找原因，并采取措施防止设备损坏事故的发生。

以上只是我个人的一些看法，不足之处，请指正。

参考资料：

（1）施维新.汽轮发电机组振动及事故.中国电力出版社，

（2）《大型汽轮机原理》中国电力出版社，2005

（3）黄树红.发电设备状态检修与诊断方法.中国电力出版社，20

篇3：对汽轮发电机组调节汽阀的改造

汽轮机的功率大小调节主要是通过改变进入汽轮机的蒸汽流量来实现的，执行机构称为配汽机构，它由调节汽阀和传动机构组成，用喷嘴调节法的汽轮机由多个依次开启的调节汽阀来控制流量。如果下一个阀门是在上一个阀门全开以后才开启，那么阀门总升程与流量的特性曲线将是一较大曲折的线，这是不允许的。因此，通常是在上一个阀门尚未完全开启时，下一个阀门便提前开启，这个提前开启的量称为调节汽阀的重叠度，它一般在10%比较合适，过小不能消除曲线中曲折部分，引起负荷摆动;过大则阀门的节流损失增大，机组经济性降低。这在制造厂家一般已经设计好了，但在实际应用中仍会经常碰到因装配或汽流扰动等原因，造成调节系统特性曲线发生变化引起负荷摆动。现以广州市煤气公司广州油制气厂2#汽轮机负荷摆动为例，介绍对该类现象的解决措施。

一、调节系统存在的问题油制气厂2#汽轮机(B3-3.43/0.981 )属纯背压式供热机组，机组自投产以来一直存在负荷摆动及负荷滑移的现象，影响机组平稳运行，主要有如下问题(以电定热方式运行)。

1.手操同步器增减负荷过程中，发现负荷要么不动，一动就是500 ～1000kW，然后稳定在极少的几个稳定点上，如：500k W、1000kW、2000kW、2800k W 、3000kW.而且在某个稳定负荷点运行时，随着热网参数的波动或电网频率的变化，负荷也会出现大幅滑移的现象，即从这个稳定点一下滑移到另一个稳定点，操作频率非常高。

2.若将负荷置于不稳定区域内，则会出现来回摆动的现象，最大摆幅达1250kW，考虑负荷频繁摆动对机组安全不利，一直以来的运行方式均是采取尽可能避开不稳定区域来运行，有时甚至采取降低初参数(来汽压力)来维持正常运作，机组效率因此受到影响。另外，由于热网需求量无法固定，机组也就不能长期定于某一稳定负荷点运行，故经常为保证供汽而采取蒸汽排空或投减温减压器来维持。

针对上述问题，每年都要花去很多精力去研究以消除缺陷。如认为调节系统有卡涩，把整个系统解体进行清洗、调整;认为错油门及压力变换器弹簧预紧力不足或安装中心不对等而进行更换、调整。但结果是没有从根本上解决问题。最后对机组进行了一次全面会诊分析，利用排除法把问题锁定在调节汽阀上，并有针对性地进行技术改造，获得了理想效果，

二、改造措施会诊结果为调节汽阀重叠度有问题，而且通过观察每个球形阀的表面汽流冲刷的线形，可以发现当蒸汽流通过提板群阀时，对阀碟有扰动作用，而引起负荷摆动。因此决定对阀碟进行形状改造，以减少扰动及保证重叠度。

1.打开蒸汽室盖，复核调节汽阀及连杆的原始安装情况，将两阀杆抽出，然后将横梁带阀碟放入蒸汽室内进行检测：4#、5#阀碟上下提升均不动，其他阀碟的间隙为：1# 0.9mm、2# 1.2mm、3# l.0mm、6# 0.4mm，这说明原装配不是很理想，但横梁水平可以满足要求。

2.该机组共有6 个阀碟，其中1#为梨形阀、2#至6#为球形阀，考虑球形阀在刚刚开启时蒸汽对它产生的冲击及涡流较大，影响重叠度，决定将2#至5#阀碟由球形改为梨形(阀碟按阀座实测数据的要求由厂家提供)，因为梨形阀较长的尾部能更多地伸进扩压管内，在提板提升(开阀)时，延长了阀碟开启的时间，以缓冲汽流对阀碟的扰动作用(参见图1 、图2 )。而改造的前提是不改变机组的动态特性，故1#、6#阀碟保持不变，保证机组能正常定速和接带额定负荷。其他各阀行程调整时则按照：原设计图纸的原始行程加阀碟(阀碟及横梁放进扩压管后)的间隙减梨形阀尾部直身长度，以保证重叠度即可。

3.测量调节汽阀重叠度，在汽缸相对应的每个阀碟的前后分别装上压力表，测得阀门前压力p0及阀门后压力p0′，依据公式：重叠度=(p0-p0′ )/p0 得出每组汽阀的重叠度均在10.5% ～11.4% (标准是10% )之间，消除了流量特性曲线中的曲折部分，即达到消除负荷摆动的目的，这相对于改变了阀碟的形状所引起的节流损失，增大现象并不突出，几乎可以忽略不计。

三、效果采取以上措施后，通过调试以及一年多的运行结果表明，除个别点(2600kW负荷时摆动超过150kW )外，其他区域均较稳定，特别是在额定负荷段效果更好，消除了近十年的困扰。为机组的安全、经济运行提供了有力的保障。每年减少因机组负荷不稳定引起的二次蒸汽排空量达3800t ，按蒸汽成本60元/t 计算，每年减少不必要的损失达22.8万元。同时还给运行操作人员带来极大的便利，减少了因机组负荷摆动带来的一系列额外操作，大大减轻了工人的劳动强度。实践证明，针对因调节汽门重叠度引起的汽轮机负荷摆动的问题，通过改变调节汽阀阀碟的形状、延长汽阀开启时间以消除因汽流通过而产生的扰动，最终达到消除负荷摆动的目的是可行的。