汽轮机技术精选(九篇)

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第1篇：汽轮机技术范文

[关键词] 火力 汽轮机 调节系统

1.汽轮机的安装标准

火电施工的中心任务是汽轮发电机组的安装，而汽轮发电机组的核心，结构复杂，体积庞大，安装精度高，本体施工虽绝大部分工作都是在运转层平台进行，环境条件较优越，安全性较高，但在施工中还应注意，

1）对供热机组的调节原理要进行了解，汽轮机自动保护和调节系统的中间再热机组调节特点、静态特性及基本原理进行掌握；

2）对汽轮机寿命管理、汽轮发电机组的主要零部件热应力和振动进行了解，对叶片的动强度校核进行掌握，对汽轮机主要零部件的强度和结构进行掌握；

3）对汽轮机设备的热力特性、工作原理、组成进行掌握；

4）对多级汽轮机及其装置的评价指标和特点进行掌握；5）对级的热力设计方法、性能指标以及工作原理进行掌握。

2.汽轮机的安装范畴和注意事项

2.1 汽轮机的安装范畴

1）新型自动化装置和电子计算机的调整和安装试验、新型电气设备安装、新型电缆头制作、新型母线施工、大型电气设备干燥、吊罩检查、大型变压器就位、运输等方案；2）高压管理道安装、油系统安装、主要辅助设备安装、发电机穿转子，发电机定子运输起吊、汽机安装；3）主要辅助设备安装、化学清洗、水压试验、焊接工艺、保温和组合吊装，锅炉组件划分及组合场布置等方案；4）输卸煤系统施工、大型水工建筑、冷却塔施工、烟囱施工、预应力构件施工及吊装、煤斗施工、汽机基础施工、主厂房框架、特殊基础施工及土石方开挖等。

2.2 安装汽轮机时的注意事项

在机组安装时，应根据运行要求对轴系各转子的支撑（既轴瓦）进行合理的调整，保证各转子的旋转中心与隔板、缸体等静部件的合理相对位置，并使其组成在一定范围内进行变化的挠度曲线。因此，安装时应注意：1）根据机组的有关标准和结构参数、动、静部件间隙和各靠背轮组对中等相关数据，要在安装时对轴瓦量进行合理的调整，直到和其使用要求相符合为止；2）根据相关技术标准，在安装过程中对汽轮机的各种动、静部件相对位置进行合理调试，使各个部位相互吻合一致，以对研瓦和静部件的调整等加工工作量进行最大限度的减少；3）安装过程中，针对不同类型机组的安装方式及结构，要对主要汽轮机组轴系的正确设置进行确保；4）安装前要严格检验计量器具、工器具、原材料和设备，不得使用不合格者。

3.汽轮机现场安装的技术性控制与原则

3.1 现场安装的技术性控制

1）项目审查技术。项目部质量管理部门的质量员负责审查工地提交的复查签证文件、技术记录和质量检查验收单，且要进行签证、评级、验收 ；

2）工地复检技术。对班组提交的实体质母和质量自检技术记录，地质检员要进行签证、评级、复查；

3）班组自检技术。对设计、加工配制品、原材料和设备等质量问题，施工人员应该及时的进行汇报和处理。应在施工结束后做好记录，进行自检。自检不合格不报验，发现问题应立即处理，在班组长复核没有错误后，交给工地的质检员进行验收和检查。施工人员要对施工质量负责。

3.2 现场安装原则

1）运用先进的施工技术和科学的管理方法，对机械化施工的综合水平和机械利用率不断的进行提高，努力推广应用四新，对施工成本不断进行降低，对劳动生产率进行提高；

2）以改善劳动组织，调整各项施工密度，加强综合平衡为前提，做到连续均衡的施工，对劳动力的高峰系数努力进行降低；

3）及时的形成工程完整的投产能力，合理安排施工顺序，切实抓紧时间做好施工准备，遵守基本建设程序；

4）安装前要综合分析项目工程的施工企业的特点、工作量、工程量、性质以及特点，对本工程施工组织设计的主要原则和指导方针进行确定。

4.汽轮机现场安装的安全性评价

4.1 技术资料

主要值班员是否掌握，每台机组是否具备如下资料：1）汽轮发电机组轴系正常起动及临界转速值、各轴承在运行情况下的振动值记录（包括定速后，临界转速时和中速暖机时的振动数值）；2）安装大轴晃度表测点位置的最高点在圆周方向的相位及转子原始晃度值；3）转子原始弯曲的最大弯曲点和最大晃度值的圆周方向的相位及轴向位置。

4.2 汽油机系统防火状况的安全性评价

汽油机系统的防火状况现场安装的安全性评价包含：1）是否有尚未消除的爆破隐患存在于压力油管道；2）是否尚未更换油管道法兰使用的塑料垫或胶皮垫；3）是否对机头下部热体附近的油管道采取了隔热防火措施；4）是否有漏油现象存在于油系统和轴承等。

4.3 附属设备和重要辅机的安全性评价

附属设备和重要辅机现场安装状况的安全性评价包含：1）是否有隐患和缺陷存在于凝结水系统；2）是否有隐患和缺陷存在于如水塔、冷却水循环泵、循环泵等循环水系统（含空冷机组的冷却水系统）；3）含驱动设备等的给水泵是否完好。

4.4 高温高压管道及压力容器状况的安全性评价

它包含阀门、疏水和给水管道、高温高压主汽，排污、疏水扩容器，高压加热器，除氧器，其它生产用压力容器，等是否符合防爆要求。

4.5 汽轮机本体安全性的状况评价

汽轮机本体现场安装的技术安全性状况评价包含：1）主轴承和主轴是否存在推力轴承瓦块的温度超限或接近限值、振动值不合格等；2）汽缸（含喷嘴室）是否有叶片存在频率不合理或严重缺陷；隔板裂纹或变形；结合面对轮（含连接螺栓）、转子（含接长轴）、大螺栓存在隐患；漏汽、变形或裂纹等。

第2篇：汽轮机技术范文

【关键词】：汽封改造、布莱登汽封、接触汽封、汽缸效率

中图分类号：TK263.1文献标识码： A 文章编号：

一、汽封的作用

汽封是装设在汽轮机动、静部分之间，减少或防止蒸汽外泄及真空侧空气漏入的装置。

汽轮机的轴封装置，按部位分为端部汽封、隔板汽封、通流部分汽封。

端部轴封

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。对于高中压汽缸两端，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。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。

隔板轴封

在隔板内孔与主轴间。减小在隔板前后压差作用下，蒸汽自隔板前向隔板后的泄漏。

通流轴封

在动叶删与隔板及汽缸之间。用来减少动叶根部及顶部的径向和轴向漏气。

二、汽封的结构和特点

汽封的结构形式一般可分为曲径汽封(迷宫汽封)、碳精汽封和水封三种。在现代汽轮机上都采用的是非接触式的迷宫轴封和梳齿型汽封，后两种已很少应用。

传统汽封的缺点：

配合间隙不合理，运行中易卡涩

汽封材料选择不合理，一旦和转子发生摩擦，往往使转子损伤

带上负荷后，由于压差作用，汽封丧失退让性能

汽封齿型不好，封汽效果差

这些问题的存在，影响了机组的经济性，而且一旦发生动静摩擦往往会引起大轴弯曲等事故发生，给电厂带来损失。

三、布莱登可调式汽封结构特点

1、减小了汽封环后背弧在槽道内的轴向宽度，减轻了汽封环的锈死危害。

2、汽封环进汽侧中心部分加工有进汽槽道，使蒸汽直达汽封块后背弧。

3、在汽封块端部加工了弹簧孔。

4、取消了传统背撑弹簧片式汽封后背弧的弹簧压片。

5、在事故状况下，汽封能瞬时张开，可有效避免机组事故的恶性化、扩大化。

6、汽封工作间隙的减小，使转子与汽封间阻尼随之增加，提高了机组转子运行的稳定性。

7、减少内外缸夹层漏气量，可有效减小上下缸温差及缸体变形。

8、轴封漏气的减少，避免了油中含水。

9、有效避免转子与汽封的碰磨，使机组启动平稳顺畅。

10、减少轴端漏气增加机组出力。

11、减少级漏汽，提高级效率和整机效率。

布莱登可调汽封，可根据汽轮机启停过程及调峰情况，设定汽封环闭合时间，或根据大修机组中，汽封磨损情况，设定不同位置汽封环关闭时间。这样就可以使汽轮机启停过临界转速，启动温度梯度最大时，汽封环离开汽轮机轴打开，汽封间隙最大，避免汽封与轴动静碰磨；当汽轮机运行工况稳定或带一定负荷时，汽封环闭合，汽封间隙达较小值，由于汽封间隙在启停过程中可调，汽封闭合时间隙可以在大修安装中调整到制造厂家给定的最小值，减小了级间汽封和轴端汽封漏汽量，提高了机组运行的安全经济性。

布莱登可调汽封的优点是机组启动过程中径向温度梯度大，产生较大变形和转子达到第一临界转速，即最易发生汽封磨碰工况时，汽封环打开，汽封间隙最大，可避免汽封与轴动静碰磨；当汽轮机运行工况稳定或带一定负荷时，汽封环闭合，汽封间隙达较小值，这对于电网调峰范围大，机组启停频繁无疑是安全可靠的。而汽封改造所获效益大小，则取决于改造前改造后汽封调整间隙，即改造后汽封间隙越小(与改造前比较)效益越大。

四、接触式汽封的结构及其特点

接触式汽封采用独特大胆的设计理念，在汽封块中心部位嵌入与轴近似直接接触的密封齿。这种接触式密封，设计巧妙、结构合理、它包含动静结合处真实运行工况下可能需要的所有功能。

①多等分功能，接触式密封的密封齿按圆周方向等分成若干偶数等份，每一等份均能径向后退，灵敏度高，能紧随轴的位移做径向退让，因此能确保转子有径向摆动的情况下一直保持和轴稳定运行；

②限位功能，精确的限位装置，它能有效地限制密封齿的 进给量，使密封齿与转轴之间减少磨损，并保证挡密封齿与转轴之间永远保持在安装运行间隙。

③转轴接触部分材料，与转轴接触部分材料，是一种非金属多元高效复合材料，此种材料具有耐磨、耐油、耐高温、耐老化、耐化学腐蚀等特性，并且具有自功能。

性 能 数 据

五、应用图片

1、300MW高压隔板汽封改造

2、300MW高压后轴封改造

3、300MW中压后轴封改造

六、张电4号机大修汽封改造后相关数据对比

大唐国际张家口发电厂4号机是由东方汽轮机厂制造的N300—16.7/537/537—3 型（合缸）亚临界、中间再热、两缸两排汽、凝汽式汽轮机。该机型是东方汽轮机有限公司开发的300MW 比较早的机型，在当时的设计技术、加工等条件下，具有很多不完善的地方。张家口电厂采用了东方汽轮机有限公司的成熟的300MW 技术对4 号机组进行通流部分改造，解决机组存在的安全问题，提高机组出力，提高运行经济性。为了配合通流改造，对汽轮机汽封进行了布莱登改造和接触汽封改造，改造后各项指标均达到设计标准，降低机组能耗，提高了机组效率。

1、改造后主要技术参数

型式:亚临界中间再热两缸两排汽凝汽式汽轮机

转向：从汽轮机向电机侧看去为顺时针方向

额定功率： 320MW

最大功率： 334MW

额定蒸汽参数： 16.67MPa/537℃（主汽门前）

额定背压： 5.39KPa（设计冷却水温 20℃）

2、汽轮机相关试验点工况主要参数如下：

试验热耗分别为 8055.63kJ/kW.h 和 8137.26kJ/kW.h，经修正后的热耗率分别为 7961.41kJ/kW.h 和 7979.83kJ/kW.h，两次热耗率相差 0.23％，小于规定要求 0.25％，满足 ASME 汽轮机性能试验规程关于试验结果的一致性要求，试验结果有效。取两次试验平均值 7970.62kJ/kW.h 为最终热耗结果，小于东方汽轮机有限公司热耗保证值 7982kJ/kW.h,达到要求。

高压缸效率两次试验平均值 85.89％，大于东方汽轮机有限公司高压缸效率保证值 85％，达到要求。

中压缸效率两次试验平均值 92.56％，大于东方汽轮机有限公司中压缸效率保证值 92.4％，达到要求，并提高了0.16个百分点。

修正后低压缸效率两次试验平均值 88.83％，达到东方汽轮机有限公司低压缸效率保证值 88.1％，达到要求，并提高了0.73个百分点。

表1：300Mw机组试验数据对比

七、改造目的

1.通过对机组的高、中压后轴封、过桥汽封、低压前后轴封的改造，彻底解决高、中压轴封漏汽及低压前后的漏空，达到节能增效的目的。

2.通过对过桥汽封的改造，有效的减少高压前高品质蒸汽漏入夹层，而带来的夹层温度升高；有效的减少高品质蒸汽窜入中压缸而带来的高压缸缸效降低，达到节能增效的目的。

3.通过低压叶顶汽封的改造，提高级效率，从而提高缸效的目的。

4.改造后，机组的轴向位移、高、中压缸胀差及高、中、低压缸膨胀均在合格范围内，机组运行稳定。

5.汽封改造后，使机组煤耗下降。

八、改造后的成效

1、提高机组效率，降低了汽耗、煤耗和热耗。

汽轮机的相对内效率（除单缸存凝机组外）可以表示为

(1)

其中，系数

D0为主蒸汽流量，kg/s，

ηri为汽轮机的指示性相对内效率或图上相对内效率，ηri=ΔHi/ΔHt。ΔHi、ΔHt为汽轮机的有效焓降和理想焓降；

αsgt为理想(等熵)过程的轴封漏汽份额，Ysg、Ysgt为汽轮机的实际轴封漏汽与理想过程的轴封漏汽作功不足系数；

由式(1)可以发现，内效率其大小受到轴封或门杆漏汽量的影响，而且，不同汽缸的轴封漏汽量对相对内效率和指示性相对内效率产生不同的影响。

由于汽轮机的相对内效率ηi＝Pi/pt的计算比较复杂，而且其值还受到汽轮机门杆和轴封漏汽量及回热抽汽量的影响，因此，其值的大小并不能真正反映汽轮机本体通流部分的好坏。因此，在电厂的实际应用中，普遍采用指示性相对内效率ηri＝ΔHi/ΔHt来表示汽轮机内部工作情况的好坏，并认为门杆和轴封漏汽量及回热抽汽量的影响对指示性相对内效率值不产生影响。但实际上，指示性相对内效率也同样要受到门杆和轴封漏汽量及回热抽汽量的影响。例如，在主蒸汽流量一定时，当门杆和轴封漏汽量及回热抽汽量变化时，必然引起汽轮机级内流量的变化，引起级尤其是最末级的相对内效率的变化，从而使汽轮机的指示性相对内效率发生变化。在主蒸汽流量一定时，当门杆和轴封漏汽量及回热抽汽量变化时，必然引起汽轮机级内流量的变化，引起级尤其是最末级的相对内效率的变化，从而使汽轮机的指示性相对内效率发生变化，从而引起效率下降。即轴封漏汽的改善，将对机组的内效率的提高起一定的作用，从而降低了汽耗及热耗。

2、提高机组的安全性

汽轮机转子普遍存在一定量的动不平衡现象,运行中转子有不同程度的振幅摆动,其摆动幅值除其自身质量偏心外,与汽封和轴承径向间隙的阻尼作用大小有关,即阻尼系数Ce,

Ce=πη(nbD21D22)/(D21-D22)

其中D1---汽封内径

D2---转子轴径

由此可看出阻尼系数Ce与汽封与转子的径向间隙(D1-D2)成反比而转子摆动幅值A与Ce成反比(A=4F/πωCe),即当汽封间隙减小时,阻尼系数增大，转子摆动幅值减小,从而提高了转子运行的稳定性。

3、提高机组的经济性

轴封改造后漏气量都明显减少，汽缸效率都显著提高。

九、结论

从发展态势看，汽封的型式存在逐步由单一传统的非接触式汽封向多种型式组合的新型汽封演变的趋势。例如在隔板汽封上采用可调式汽封内置刷式汽封、末级叶片顶部采用迷宫汽封内嵌蜂窝汽封的方式，这样设计既保证了对汽流的密封效果又在异常工况下保证机组的安全性。近年来各种不同型式的汽封在汽轮机中的应用实践表明：不同型式的汽封各有技术优势，传统汽封也因其固有的特点而得到广泛的使用。选择适用的汽封、合适的密封间隙是保证汽封安全可靠运行的前提。提高机组的经济性方法很多，改变汽封型式只是其中的一种有效手段，不是唯一的选择。如何用好、改好汽封系统，提高机组安全性、经济性，是一个系统工程。选择合适的汽封只是提高机组安全性、经济性的第一步工作，汽封系统设计、工艺质量控制、安装水平、运行调整均对汽封系统的安全、经济运行起着举足轻重的作用。

参考文献

【1】汽轮机分册大唐国际发电股份有限公司编（中国电力出版社）.

【2】汽轮机设备检修 中国大唐集团公司和长沙理工大学组编（中国电力出版社出版）.

【3】《王常春接触式汽封》王常春编.

【4】布莱登汽封在300MW汽轮机上的应用研究. 褚伟著2006.04.10

第3篇：汽轮机技术范文

【关键词】汽轮机；内部除湿；除湿技术

中图分类号：TK269文献标识码： A

一、前言

如何做好新形势下汽轮机内部除湿技术发展工作的措施，为汽轮机内部除湿技术发展实现可持续发展提供坚实的安全保障，是现在汽轮机除湿技术面临的迫在眉睫、亟待解决的头等课题。

二、汽轮机内部除湿技术的概述

在汽轮机低压缸和核电汽轮机中，蒸汽常处于湿蒸汽两相流动状态，不仅会使在湿蒸汽区工作的汽轮机级效率降低，而且湿蒸汽中的水滴会导致汽轮机末几级叶片的水蚀损坏。由于汽轮机的蒸汽进口参数已经接近或达到饱和状态，湿蒸汽流动引发的问题更加突出，如果不采取除湿措施，蒸汽在末级出口处的湿度将高达24%，对汽轮机运行的安全性和经济性带来很大危害，因此对汽轮机的除湿方法进行研究具有十分重要的意义。

汽轮机除湿技术可分为外部除湿技术和内部除湿技术。其中，在空心静叶上设置除湿槽，利用槽内外的压差去除水膜，减少静叶出气边水膜破裂形成的二次水滴数量，从而消除或减轻动叶水蚀，是最有效的除湿方法之一，在汽轮机中得到了广泛的应用。然而如果除湿槽设计不当，不仅不能达到理想的除湿效果还会引起气动效率下降。空心静叶除湿槽的除湿效果与除湿槽开设的位置、形状、尺寸、角度等因素有关，必须针对具体汽轮机的工作情况进行设计。本文对汽轮机低压缸末级内的水滴运动和沉积规律进行了数值研究，并在此基础上分析了末级空心静叶除湿槽的几何结构对除湿性能的影响。

三、汽轮机内部除湿技术

当前火电厂的汽轮机开始朝着大容量、高参数以及高效率的方向发展，为了达到足够高的蒸汽热效率，汽轮机的设计者一般都采用了超临界的设计参数来予以实现，导致新蒸汽的初压越来越高，而汽轮机末级的叶片尺寸也不断增加，出口蒸汽的湿度也就随着明显增加。而蒸汽中所包含的流动的水滴在运动的过程中对汽轮机的叶片产生强大的冲击作用，使得汽轮机的末端转子的叶片产生较为严重的冲蚀作用，甚至会导致叶片发生断裂。为了加强这种抵抗腐蚀的能力，就必须要降低汽轮机中流动蒸汽的湿度。

当前，在大部分汽轮机使用单位，主要采用的是内部除湿技术。其中，核电机组的除湿装置一般设置在高压与低压气缸之间安装外置式的汽水分离、再热装置。这种外置式的除湿装置都是通过在其流道部分设置疏水环来达到除湿的目的。而疏水环主要是设置在动静叶之间，通过合理利用动、静叶之间的工作蒸汽的扭转、离心作用来将蒸汽中的水滴向外周抛开，然后再通过在动叶顶部穿过的汽封环之间的孔，彻底地将水滴排到机组外设置的冷凝器当中。这种在叶片的表面卡设除湿沟槽的方式具有结构较为简单、加工工艺容易实现以及造价较低的特点，因此在汽轮机的除湿过程中得到广泛应用。

同时，这种除湿装置还可以将积累在汽封环之上的自由水重新进入到蒸汽通道，或者是再次冲击汽封环之间将之有效地予以排除，最终经过内壁之上开始的孔排到冷凝器当中。这种方式虽然可以有效地除去蒸汽流道内部存在的液态水滴，但在这个过程中也减少了流道中的部分蒸汽，也就是说这种方式降低了汽轮机的热效率。其中，最为严重的就是假若在设计过程中出现些许误差时，都将对汽轮机的蒸汽产生极大损失。同时，这种外置式汽水分离、再热装置的尺寸和重量一般都较大，造价也不够便宜，对整个系统造成的压力损失也较大。假如汽轮机组采用的是单缸设计，当前这种外置式汽水分离装置将不能有效地加以采用。

四、除湿槽宽度对除湿效率的影响

根据总流伯努利方程以及除湿槽进出口处的压差进行估算可知，本文几种宽度的除湿槽能通过的液相流量都远大于除湿槽开设区域上游的液相沉积量，因此理论上完全满足抽吸掉除湿槽上游液相沉积量的要求。

由于除湿槽进口处的蒸汽 ---水膜两相流动机理十分复杂，因此除湿槽的除湿效率并不是简单地随着除湿槽宽度的增大而增大。通过实验研究了除湿槽角度为45。槽宽为1--4mm( 相当于本文定义的0.4--3mm) 时除湿效率的变化，认为随着槽宽增加除湿效率先减小后增大.当抽吸压比较时，槽宽为1--3mm时除湿效率几乎相同，当抽吸压比增大时除湿效率会下降，这时较宽的除湿槽才有较高的除湿效率，因此存在一个最佳抽吸压比.此外，当叶栅出口汽流速度较低时的最大除湿效率和最佳抽吸压比比叶栅出口速度较高时的要大一些。由于本文研究的核电汽轮机末级静叶出口的汽流速度远高于该实验中的叶栅出口流速，可以推测最佳抽吸压比会较小。数值计算得到的末级空心静叶除湿槽的抽吸压比，可见随着除湿槽宽度的增大，压力面和吸力面除湿槽的抽吸压比都明显增大，因此槽宽较大时不一定除湿效率会较高。综合来看，除湿槽的宽度不能太小也不能过大，而是存在一个合适的宽度。

五、解决措施

1、控制成核。理论上，建议通过控制蒸汽在湿汽区膨胀速率，可以控制自然结核和形成的雾滴大小，当蒸汽快速膨胀时出现结核，威尔逊线发生在叶片流道内。由于产生的是雾汽，因此在随后的固定表面上沉积的水滴数量是相当少的。但是，当结核发生在叶片流道间的轴向间隙时（蒸汽扩散速度很低甚至滞止的区域）相当于产生近似的雾滴，使得静叶片上的沉积增长。

2、冲刷防护。这是最普通的方法，但属于被动控制，能帮助减少水汽损失。通过提供局部硬化表面以减少冲蚀，或者通过材料处理，如在低压动叶的前缘焊接司太立片。

3、增加轴向距离。增加静叶和动叶间的轴向距离，使得水滴有更多的时间加速，以达到接近自由蒸汽的速度，减少相对冲击速度。此方法同时减少了叶片冲蚀和机械损失。

4、空心叶片并设置除湿槽。空心静叶除湿即将静叶内做成空腔，通过腔室借助抽吸，吹扫或加热的方法将附着在静叶表面的液膜或静叶尾缘的大液滴去掉。以增加蒸汽的干度。同时在空心静叶内弧和背弧上设置除湿槽。利用槽内外的压差去除水膜，减少静叶出汽边水膜破裂形成的二次水滴数量，能帮助水滴加速和雾化，从而消除或减轻动叶水蚀。

5、静叶片几何结构。由于扩散作用，减少叶片表面面积可降低水滴沉积，而由于惯性作用，减少叶片曲率和后缘半径也可降低水滴沉积。因此鉴于以上观点，通过优化叶片几何形状可以使水滴沉积和聚积降低，已证实可降低大的水滴的出现。

6、去除水汽。最重要的是在汽轮机内部重要位置设置抽汽口以去除水汽。

在动叶片离心力和地球自转偏向力的作用下，水滴在离心作用下聚向叶片顶部，以高切向和径向速率离开叶片。因此，水汽密度在此周围区域增加，为去除水汽创造一有利条件。槽缝尺寸、形状、几何形状、轴向位置、叶片高度、抽汽压力等是影响水汽去除效率的重要参数。

六、结束语

综上所述，本文所提到的汽轮机内部除湿技术的研究工作，希望可以对汽轮机内部除湿技术的发展提供参考价值。随着汽轮机内部除湿技术的不断开展， 对轮机内部除湿技术的研究工作也将成为保障汽轮机内部除湿技术措施的重要工作。

参考文献：

[1] 徐连青. 汽轮机内部除湿技术刍议[J]. 机电信息.2012(12):132-133.

第4篇：汽轮机技术范文

在我国汽轮机故障诊断技术的研究晚于国外，但是通过后期的不断努力对于汽轮机故障诊断的相关技术发展迅速。在我国汽轮机故障诊断由最早的从国外引入先进技术再到后期的自主研究，这个发展的过程时间较长，但是对汽轮机在今后工业发展中的使用奠定了坚实的基础。汽轮机故障产生的原因有很多种，针对不同原因产生的故障情况采取相应的措施进行维护，这样将汽轮机故障造成的影响降到最低，有效的节约工业运营成本对于工业今后的发展非常有利。下面本文将对汽轮机故障诊断技术进行详细的分析。

1 国内在故障诊断系统设计和系统实现方面的研究

在国内较为常见的汽轮机故障诊断系统，主要通过对故障信息的采集，相关的信号处理工作、对于数据的分析、推测故障原因、故障情况确定这一系列的步骤进行。在我国研究汽轮机故障诊断系统的初期，相关的工作人员已经研究出多种故障诊断的方法，但是诊断的效果不够明显，对于故障的情况不够理想。随着技术人员的不懈努力，制定出多种完整的故障诊断系统，使我国的工业得到了更好的发展，为社会的进步贡献自己的力量。

2 汽轮机故障诊断技术的发展

2.1 信号采集与信号分析

（1）传感器技术。目前汽轮机工作的环境较为特殊，在汽轮机故障诊断过程中容易受到周围环境的干扰，使诊断的结果产生一定的误差，针对此类情况，应当提高故障诊断技术的传感器性能，对于传感器的使用性能和可靠性进行研究，从而减少在故障诊断当中误诊和漏诊的现象。（2）信号分析与处理。信号的分析主要针对在汽轮机故障诊断中对于振动信号的处理能力，在一般的汽轮机故障诊断系统当中，通常采用傅里叶变换的基本思想，傅里叶变换的思想对一般的信号频率转换成函数的分析模式，并且具有一定的规律，在日常的使用中对于这种频率信号的测量结果不会产生影响，但是在故障诊断时信号的频率会产生多种变化的情况，通常是不稳定的，所以在故障诊断技术当中信号的诊断和分析，仍旧是目前有关机构研究的课题。

2.2 故障机理与诊断策略

（1）故障机理。故障机理是故障的内在本质和产生原因。故障机理的研究，是故障诊断中的一个非常基础而又必不可少的工作。目前对汽轮机故障机理的研究主要从故障规律、故障征兆和故障模型等方面进行。由于大部分轴系故障都在振动信号上反映出来，因此，对轴系故障的研究总是以振动信号的分析为主。（2）诊断策略和诊断方法。在汽轮机故障诊断中用到的诊断策略主要有对比诊断、逻辑诊断、统计诊断、模式识别、模糊诊断、人工神经网络和专家系统等。而目前研究比较多的是后面几种，其中人工神经网络和专家系统的应用研究是这一领域的研究热点。

2.3 汽轮故障机诊断的关键点

（1）温度监测。相关的检测系统主要针对汽轮机两种情况下的温度进行测量，第一种是转子支撑情况的轴承和轴瓦的温度，主要针对汽轮机轴瓦的温度，从而判断冷冷却的程度，如果冷却的程度无法达到标准就表示会产生故障的情况越大；而第二种是汽缸金属与汽缸壁之间的温度差，对于温度差的检测是针对汽缸受热情况分析主要凭证，温差过大会产生汽缸内部的动静间隙变少甚至消失，从而产生摩擦导致停机的现象。（2）振幅。振幅是汽轮机监测系统中比较关键的参数，在KIT系统中主要检测轴承以及转子的振动。它是反映转子运行状况以及轴承自身稳定状况的依据。（3）热变形。由于热态时金属有较大的热变形，因此汽轮机设置了较为严密的滑销系统以保证汽缸和轴承按照指定的方向来膨胀，以防止发生动静碰磨。汽缸的绝对膨胀和相对膨胀（差涨数据是反映汽缸内部间隙情况的重要依据。（4）管道设计。管道设计布置不合理，汽轮机热态运行时汽缸受到的外应力过大，造成中心走动太多，引起机组的强烈振动特别是功率大的背压式汽轮机，进、排汽管道的布置极为重要，需用弹簧吊架的一定要用，不能省略。否则汽机在热态中运行时受外力的牵连过大，会造成汽缸变形、中心偏移等现象。

3 诊断技术与应用

3.1 检测手段

汽轮机故障诊断技术中的许多数学方法，甚至专家系统中的一些推理算法都达到了很高的水平，而征兆的获取成为了一个瓶颈，其中最大的问题是检测手段不能满足诊断的需要，如运行中转子表面温度检测、叶片动应力检测、调节系统卡涩检测、内缸螺栓断裂检测等，都缺乏有效的手段。

3.2 材料性能

在寿命诊断中，对材料性能的了解非常重要，因为大多数寿命评价都是以材料的性能数据为基础的。但目前对于材料的性能，特别是对于汽轮机材料在复杂工作条件下的性能变化还缺乏了解。

3.3 复杂故障的机理

对故障机理的了解是准确诊断故障的前提。目前，对汽轮机的复杂故障，有些很难从理论上给出解释，对其机理的了解并不清楚，比如在非稳定热态下轴系的弯扭复合振动问题等，这将是阻碍汽轮机故障诊断技术发展的主要障碍之一。

3.4 人工智能应用

专家系统作为人工智能在汽轮机故障诊断中的主要应用已经获得了成功，但仍有一些关键的人工智能应用问题需要解决，主要有知识的表达与获取、自学习、智能辨识、信息融合等。

4 汽轮机故障诊断需要注意的问题

现阶段我国有很多的学者以及研究人员针对汽轮机故障的诊断技术进行了深入研究，从而取得了一定的成效，在汽轮机故障诊断技术较为成熟，但是仍有许多的不足，下面针对汽轮机故障诊断技术的相关问题进行分析。

首先利用现阶段的检测技术对汽轮机故障产生的情况有一定的了解，在今后的汽轮机故障诊断技术研究当中，应当以出故障机理为基础，随着对故障机理的深入研究，为故障诊断技术确定一个明确的研究方向；其次，对于现阶段掌握的知识的运用也是汽轮机故障诊断技术的重点问题，所以应当增加产生汽轮机故障情况的知识含量；最后，利用先进的科学技术手段对汽轮机故障产生的问题进行研究，从而得到较为完整的故障诊断技术体系。

结束语

结合以上的叙述对汽车故障诊断技术有一定的了解，在汽轮机故障诊断之前，首先对产生故障的情况进行分析，通过一定的技术手段对产生故障情况的数据进行采集和处理，通过传感器技术、信号分析处理等技术，对于产生故障的原因进行判断，温度监测、振幅、热变形以及管道设计等都是汽轮机经常产生故障的位置，这样就需要在平时的工作当中加强汽轮机的维修和检查工作避免故障的发生，在故障产生之后对汽轮机的故障的情况进行检测利用相关的技术手段保证故障诊断的准确度，为后期的故障产生后的弥补工作做准备。

参考文献

第5篇：汽轮机技术范文

【关键词】汽轮机；缸体；裂纹；修补

0.引言

汽轮机缸体壁厚极大、缸体内外壁均为变截面和曲面设计，型线不规则，在铸造过程中，局部位置存在应力过大、组织疏松等缺陷。运行中因热应力变化，使得缺陷位置产生裂纹。缸体材质为珠光体类热强铸钢，塑性小可焊性较差，焊接难度较大易产生裂纹。裂纹缺陷对机组的安全运行存在极大威胁，及时修复这些缺陷，对保障机组安全经济运行具有重要意义。

该工艺的现场实施难点在于采用进行严格的焊接工艺控制，防止焊接过程中产生热裂纹和缸体变形。处理裂缝时制定工艺要准确，如有失误会使裂缝扩展，情况严重时可导致缸体报废。

1.缸体裂缝情况

达拉特发电厂#4机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：T2A-330-30-2F-1080。大修解体时发现中压内缸进汽侧内壁有三条裂缝，连续长度11cm。裂缝如下图一。

图一 缸体裂纹状态

为保证汽缸在以后能够安全运行，我们准备对裂缝进行焊接处理。处理时，先在缸体内壁裂缝上开挖沟槽，打磨消除裂纹，开挖后发现沟槽深40mm、长110mm、宽30mm。缸壁的厚度为120mm，裂缝深度占缸壁厚度的三分之一。着色检查，沟槽附近的金属组织有疏松现象，在修复过程中这里极易产生新的裂纹，制定焊接工艺时主要防止焊道金属在冷却收缩时产生过大拉应力，在焊缝周围出现焊接裂纹，影响汽缸使用安全。

2.缸体裂纹形成原因

因缸体材质是珠光体类热强铸钢，塑性比较低，断面收缩率Ψ小于30[1]，在大型不规则铸件中易产生裂纹。运行过程中，汽缸温度冷热变化剧烈，也会促使裂纹生成，尤其在内缸内避表面更容易出现。

2.1缸体铸造过程中应力形成原因

汽缸是大型铸造部件，汽缸壁较厚[2]，如图二，在铸造冷却或热处理冷却过程中，如冷却速度不均匀。尤其外壁冷却速度快于内壁冷却速度，外壁冷却凝固后内壁才开始冷却收缩，在内壁层会形成极大的拉应力，严重时当时就会出现裂纹。汽缸凹陷部位产生的缺陷多数是因铸件铸造冷却速度不均匀引起的，图三是一机组内缸凹陷部位热应力裂纹的着色图。

图二 汽缸壁刨面图

图三 汽缸凹陷部位裂纹着色图

2.2运行中缸体裂纹形成原因

当机组蒸汽温度发生大幅度变化时，汽缸的内外壁温度变化也较大，汽缸表面层热应力变化很大，因汽缸材料塑性差，在铸造时存在应力偏大的区域就会出现热疲劳裂纹。运行中，随着表面热应力的波动和交变，会促使裂纹扩展，逐渐形成危及设备安全的隐患。

3.焊接前的工艺选择

焊接过程中要先将裂纹清除干净并去除裂纹周边有缺陷的金属组织，防止裂纹扩展。焊接时也要防止填充金属冷却时将母体组织拉出裂纹。

根据缸体材质、结构，制定工艺时要注意以下环节：

（1）焊条选择合适，法国阿尔斯通公司将中压内缸缸体材质编号为B64J-V，相当于中国的合金钢ZG17CrMoV5-11。这是一种综合性能较好的珠光体类热强铸钢，可在570℃以下长期工作，该钢易产生裂纹，焊接性能较差，焊接时为了防止焊后出现裂纹，焊接前应预热和焊后应回火处理，回火温度720℃[5]。焊条选用耐热钢焊条R407L，该焊条用于铬钼类珠光体耐热钢[1]。；（2）裂纹修磨干净，防止内裂纹在焊接和运行中扩展[4]；（3）焊前、焊后局部加热，减少焊接应力；（4）中间层焊道要用小锥型气锤全焊道敲击除应力；（5）焊接过程中，焊道焊层尽量减少对母体的拉应力，焊道截面如图四所示，焊道要进行多层凹型焊接且圆滑过渡，杜绝采用平直型焊道，免得在冷却收缩时对母体产生拉裂纹。

图四 焊道截面图

4.焊接工艺的制定

4.1焊前准备工作

（1）焊条采用R407L，均为φ3.2。焊条在使用前，均应按照焊条使用说明进行烘干。

（2）修磨裂纹，采用砂轮或旋转锉清除裂纹。经着色检查确保裂纹清除后，方可准备焊接。

（3）焊接部位局部用烤枪预热到150-200℃，烘烤范围以焊接部位为中心直径200mm范围内，保证缸体内外壁热透，加热均匀。

4.2焊接过程注意事项

（1）焊接采用手工电弧焊，用R407L焊条φ3.2进行施焊I=90-120A。

（2）采用小电流，多层多焊道，保证层间温度大于200℃。注意层间清理，清渣要干净。

（3）采用短弧焊，起落弧位置要错开，各层间焊道垂直（宽焊道）。

（4）除底层和表层外，每焊接一道，在红热状态下，对焊道进行锤击除应力[3]。

（5）焊接高度高出母材2-4mm。

4.3焊后处理要求

（1）用烤枪在焊道表面及周边200mm范围内烘烤10分钟，然后用石棉布包裹缓慢冷却。 （下转第161页）

（上接第35页）（2）打磨焊缝表面与母材圆滑过渡。

（3）焊后检查：着色检查，检查标准JB/T6062-92，二级合格。

5.结论

按照上述工艺对汽缸裂缝进行焊接，焊接质量较好，没有任何焊接缺陷，说明我们制定的汽缸焊接工艺在短裂缝上进行焊接是可行的，但这种方法没有在裂缝较严重的缸体上进行焊接实验，为防止焊接时缸体因变形或裂纹扩展而损坏，借鉴此工艺时要持审慎的态度。

【参考文献】

[1]姜求志，王金瑞，马士林.火力发电金属材料手册厂[S].北京：中国电力出版社出版，2014：6-7.

[2]席洪藻，王培基，刘恕义.汽轮机设备及运行[M].北京：水利电力出版社出版，1988：258-290.

[3]国家能源局，DL/T869-2012DL/T753-2001，火力发电厂焊接技术规程[S].北京：中国电力出版社出版，2012：4-10.

第6篇：汽轮机技术范文

【关键词】汽轮机系统；DCS控制技术；应用

DCS控制技术又称为分散控制系统或集散型控制系统，在热控设备相关控制技术不断提升的背景之下，众多由自动化改造的热控机组纷纷采用了DCS控制技术，相对传统汽轮机的运行规程来说，该控制技术安全性相对较高，具有较强的适应性和应用能力，更利于控制和管理汽轮机的运作，该控制技术的成功运用也进一步实现了对生产过程中的集中管理和操作的目标，为全面促进我国工业生产水平的提高奠定了坚实的基础。

1 DCS控制方式的设计理念

在以汽轮发电机作为载体的汽轮机系统中，蒸汽的温度和压力的要求被大幅提升。要想汽轮发电机不出现损坏现象而导致工作效率变低，就要对汽轮机做出一定程度上的控制。针对以上可能会出现的问题，作者提出了相应的解决方案，即在DCS控制技术中汽轮机对于燃烧可进行自我调节的系统设置，其主要控制作用为：（1）将压力范围设置好：90%～04%，蒸汽压力便会自动控制在限定的要求范围之内，另外，系统的进炉煤气量得到有效控制，不再依赖运作人员的经验，都可以得到很好的自我调节。（2）对于调节控制的结果，汽轮机系统中有明确的提示：系统在经过负荷变化时，把烟气含氧量准确控制在2%～4%之间；当煤气压力低于3000Pa时，炉膛负压的控制值精确到20～30Pa之间。这种情况下，系统会根据炉内测量到的含氧量对引风机和送风机进行全面自动的调节，从而确保以上信息的准确性。

汽轮机系统的主体结构及应用改造分析：

本次应用研究主要针对某一个工程实例进行分析，该工程控制系统中采用的基础设备为美国GE公司的型号为S109FA的单轴燃气发电机，不仅为目前最先进的发电设备，还能够对能源进行循环利用，具有节能减排的功能。

自机组投入运行开始，就经常发生机组跳闸事件，由于控制系统的不够完善，严重影响了整个机组运营工作的正常进行，经过近些年研究人员对控制技术的不断研发和企业对新型控制技术的不断引进，现有的DCS控制系统在作出一定的改良之后，其性能也有了较大提升。

（1）在执行机构优化前，机组的低压给水调门主要使用气开式执行机构，在实际工作状态中，阀门控制器进水受潮或者失电以及丢失仪用气源，给水调门关闭，但是又因为低压给水调门处于炉顶30米处，难以迅速恢复仪用气源，因此低压汽包水位容易出现跳闸，以防出现跳闸现象，就要将执行机构改成气关式机构，这种机构的好处在于当仪用气源完全失去时，给水调门会自动打开，这时，工作人员就可以机组的仪用气源进行调理和对低压气泡水位进行手动调整，一方面保证机组出现错误次数减少，另一方面也为故障处理提供了充足的时间。

（2）机组的供气管道的控制方式在改进前都是利用常闭式触点控制，该控制方法经常因为电磁阀失电导致阀门关闭，从而无法给机组供应燃料，为解决这一问题，相关部门将阀门控制模式改为了阀门气管路开关互换模式，原本为输出卡件继电器改成了DCS常开触点，以保证机组在运行途中信号能够正常接收，一方面延长了电磁阀的使用时间，方面也大大提高了机组运行的可靠性和安全性。

2 关于汽轮机系统的控制装置

2.1 集散型控制技术（见图1）

图1 DCS系统中电机控制原理图

（1）由于要保证系统的安全性和可靠性，DCS的I/O模块对供电装置有明确的要求，必须全部采用DC24V对其进行供电，另外安全起见，I/O模块的每个通道必须要经过继电装置的隔离，确认隔离成功之后，才能控制电磁阀等受控制的设备，以保证系统工作顺利开展。

（2）按照电热拔插的设计要求，各个模块会相对应安装SM电热插板上，电热插拔底板的型号为6ES7195-7HB00-0XA0，安装人员也必须记清楚，不能将其与其他型号混淆，后续工作中也会随时更换模块，而以上工作的顺利进行是保证在更换模块时不影响到其余模块正常工作的条件。

（3）因I/O模块的特殊性，对于其每个通道的隔离采用了特有的光电隔离，为确保工作的完整性，工作人员在工作过程中要时刻警醒自己，以免作业途中出现误差。

（4）有较强的报警装置，保证每个故障都能被正确检测并上报至人机界面，这里要注意检测的是每个AI信号的开路或者短路故障。只有每一个微小故障被检测并加以修正，系统的后续工作才能更好的进行。

（5）系统不仅要对热电阻进行信号的输送，正确连接四线制也十分的关键，模板能够利用IC-以及IC+产生的恒定电流用来弥补测量电缆中存在的电压降，以达到系统正常运转的目标。

2.2 配电控制系统

作者从以下三个方面展开分析：

（1）想要确保计算机的硬盘或其他软件不出现损坏，电磁阀和监控仪表的维护与运行是必须重视的环节，这就决定了控制回路的电源高要求，必须要采用时间延长的UPS供电系统对其进行供电，以保证工作过程中不出现停电等现象。

（2）为确保工作的顺利开展，将机器短路故障控制到最小范围内，就要严格按照子系统进行小型空气开关设置和熔断器设置，这样，控制回路的电源才有可能不出现短路故障的现象，防患于未然，这样的配电系统的安装对整个系统来说十分有必要，因其自动性的特点，不仅减少了工作人员在查找短路故障上浪费的时间，又直接将短路故障带来的损失最小化，而对于生产的安全性来说，也是必不可少的配置。

3 结束语

随着机械产业的飞速发展，间接带动了DCS控制技术迈出新的步伐，为了确保生产工作与系统控制技术更加紧密的结合，DCS控制技术的成功运用也实现了汽轮机系统更完善化的目标。正因为DCS控制系统在工业安全生产中所占的地位之重，也决定了研究人员一致的研究方向。今后在不断探索控制技术的同时，还要着重研究新技术的开发和运用，并且要结合市场当下的情况制定与系统相适应的方案，以提高DCS控制系统为目标，针对系统安全性与经济性做出更深一步的探讨，也为工业控制系统的长远发展提供更加优质的环境和契机。

参考文献：

[1]高宇斌.试析汽轮机系统中DCS控制技术的应用[J].科技致富向导,2012(17).

[2]梁秀臣.浅析汽轮机系统中DCS控制技术的应用[J].科技与企业,2014(04).

[3]张磊.DCS控制技术的研究进展[J].科技风,2011(23).

[4]周.DCS控制系统及工业控制技术研究[J].机电信息,2012(06).

[5]王燕芳,宋辉.DCS的发展对未来工业控制技术的影响[J].微计算机信息,2006(25).

第7篇：汽轮机技术范文

关键词：汽轮机；辅机；运行优化；节能技术

中图分类号：U664.113文献标识码：A 文章编号：

0 引言

在现有机组设备的基础上,通过调整运行方式来提高设备的出力、降低厂用电率是公司追求的目标。受长期以来重主机轻辅机思潮的影响,汽轮机主设备的设计、制造和运行已经达到了较好水平,而辅机设备则普遍存在设计配套裕量过大,导致实际运行中的效率和出力达不到设计水平，白白消耗了过多的能量。对辅机的运行方式优化进行调整，能有效地减少设计配套过程中造成的裕量损失，提高设备的运行效率和出力，同时避免了设备的改造，是一项投资少见效快的工作。在此形势下，本文系统地叙述了汽轮发电机组汽轮机侧主要辅机如循环水泵、抽气设备、凝结水泵、给水泵、加热器运行方式优化调整和节能技术的原理和方法。

1循环水泵运行方式的优化

在机组负荷和冷却水温一定的条件下,凝汽器压力(机组背压)随循环水流量的改变而改变,而循环水流量的变化直接影响到循环水泵的功耗。循环水流量增加,机组背压减小,机组出力增加,但循环水泵的功耗也同时增加,当循环水流量增加太多时,因循环水泵的功耗增加而将机组出力的增加值抵消。因此,当循环水流量增加后导致的机组出力增加值与循环水泵耗功增加值的差为最大时的凝汽器运行压力即为机组最佳运行背压,此时的循环水泵运行方式就是最佳方式。宏晟电热生产二作业区2台125MW机组共设置4台循环水泵，正常运行时一台运行一台备用。

正常运行时循环水量固定不变，夏季运行时由于循环水温度较高导致凝汽器背压升高，机组出力降低。优化方法：2台125MW机组循环水系统一般采用母管制系统,四台循环泵共同向母管供水。各循环水泵前后有进出口水阀,各泵之间有联络阀连接。正常运行时,三台泵运行,一台泵备用。由于循环水量增加，使凝汽器背压降低，从而提高机组出力。

一般汽轮机运行时,排汽量由外界负荷决定,不可调节,所以控制冷却水温升的主要手段就是改变冷却水量。冷却水量主要由循环水泵的容量和运行台数决定。冷却水量增加,排汽压力降低,则汽轮机发出功率增加。对于一台结构已定的汽轮机,蒸汽在末级存在极限膨胀压力。若排汽压力低于该值,则蒸汽的部分膨胀只能发生在动叶之后,产生膨胀不足损失,汽轮机功率不再增加,反而还因凝结水温降低、最末级回热抽汽量增加而使机组功率减小。而且,此时需要大大增加循环水量,循环水泵功耗增加,经济性下降。运行中,机组要尽量保持在凝汽器的最佳真空下工作,即提高真空后所增加的汽轮机功率与为提高真空使循环水泵多消耗的厂用电之差达到最大时的真空值。

2 抽气设备运行方式优化

抽气设备的任务是在汽轮机启动时建立真空以及在运行中把漏入凝汽器的空气和其他不凝结气体抽出，并维持一定的真空度。抽气设备的工作状态对保证和维持凝汽器真空度具有重要的作用。宏晟电热生产二作业区125MW机组采用射水抽气器。影响其工作特性的主要因素有：工作介质—水的温度。

一般地说，工作水温愈低，其抽吸能力愈大，建立的真空愈高；反之工作水温高，其抽吸能力就小。水的饱和温度同压力是一一对应的，根据水的温度可以查到抽气器能达到的最低抽吸压力。夏季嘉峪关地区平均环境温度为33度，工作水温度较高，影响射水抽气器抽气效果。优化方法：采取增大补水溢流来降低工作水温度。提高抽气器抽吸能力。

3 凝结水系统运行优化和凝结水泵节能改造

机组的凝结水系统存在的主要问题是凝结水泵的经济出力点和凝结水系统的流量和扬程偏大。机组运行时，凝结水泵在小流量高扬程点工作，凝结水调整门开度很小，凝结水系统阻力增大，造成电能浪费和凝结水经处理设备工作压力升高，即不节能也不安全。

凝结水系统运行方式优化的思路是：改变凝结水泵定速运行为变速运行，凝结水调整门全开，只改变水泵转速而不改变管路阻力，当水泵转速降低时，其扬程与流量曲线下移，即水泵流量减小，扬程降低水泵的效率基本不变，始终工作在最高效率点附近。主要措施是采用变频调速，由泵的相似理论可知，泵的流量与转速成正比，扬程与转速的平方成正比，而功率与转速的立方成正比，因此采用改变转速来改变水泵运行工况点，无疑是节约电能的最佳方法。

4给水泵运行方式优化

给水泵是电厂耗电量最大的辅机，其耗电量直接影响机组运行经济性。在机组负荷一定时，给水泵的功耗与主汽压力有关，主汽压力下降则给水泵功耗减小。一般给水泵和给水系统配套设计时留有一定的裕量，机组定压运行时，给水流量通过给水调节阀节流调节。给水泵运行方式优化的思路是在汽轮机滑压运行方式下，尽量开大给水调节阀开度，给水泵自动调节转速来适应给水系统的阻力和流量要求，此举既能消除给水调节节流损失，同时主蒸汽压力下降减小了给水泵的功耗。

5加热器运行方式优化

加热器运行方式优化调整即在保证机组安全运行的前提下对加热器水位进行调整，以得到加热器水水端差、给水端差和给水温升等与水位的关系，从而求出机组运行时加热器端差和疏水端差最小时的最佳水位。从而对DCS中的水位控制设定值进行修改，直到运行人员进行运行监督和调整。

6结论

通过汽轮机主要辅机的运行方式优化调整，可以提高辅机设备的运行效率和出力。降低厂用电率，提高机组出力。运行方式优化基本不改变原有设备和系统，对提高机组出力有积极作用。

7参考文献

第8篇：汽轮机技术范文

关键词：电厂；汽轮机；节能技术；节能改造

中图分类号：TK223

文献标识码：A

文章编号：1009-2374(2009)14-0059-02

某电厂3号汽轮机由上海重型电机厂生产，型号为N100～90/535。机组于1985年10月投产由于机组设计技术落后及设备老化，致使机组经济性、可靠性较差。该机组设计热耗率9254.1kJ/(kW・h)，而实际热耗率已达9658.1kJ/(kW・h)。对此，采用北京重型电机厂的成熟改造技术对3号汽轮机进行改造，2005年11月26日改造竣工。机组投运后进行了改造后性能鉴定试验，试验参照《汽轮机性能试验规程1996》的有关规定执行。

一、改造前的经济性分析和机组存在的问题

在100Mw负荷下的汽轮机组内效率设计值为86.1％，试验值为81.2％，经分析认为通流部分效率低的主要原因是：

1.通流子午面不光滑，加工粗糙，通流损失加大；

2.叶片型线是前苏联20世纪四五十年代的老型线，空气动力学性能差，叶型损失较大；

3.级间焓降分配欠合理，级效率低；

4.动叶上下密封不好，间隙过大，造成级的漏汽流量增大；

5.部分级动叶顶部无围带或有拉筋，增加了蒸汽泄漏损失和流动损失。

二、改造目标

1.全部动静叶片采用全三维设计技术进行流道优化分析，采用数控工艺和设备进行加工，保证叶片的型线和气动性能符合设计要求，以提高机组出力和效率。

2.取消高压汽缸法兰螺栓加热装置，采用加厚窄法兰，既简化结构，又使机组起动时操作方便，充分适应调峰运行。前轴承座定中心凸肩由固定式改为可调整式结构。

3.高压导汽管以及各抽汽口的位置基本不变，原来的回热系统不变。

4.前轴承箱、轴承座安装位置以及汽缸与前后轴承座的联接方式不变。

5.机组的原有基础不动，制造厂提供改造后的动静负荷分配图。

6.改造后的机组额定功率110MW，最大连续功率113MW。

三、改造方案及其实施

(一)高压缸通流部分

1.转子由1个单列调节级和15个压力级(原设计为1个双列调节级和14个压力级)组成。改造后设计工况效率达到70％以上。动、静叶型采用新型高效叶型，光滑子午通道。第2级至13级为等根径，抬高根径至d 1000ram，第14级至第16级的动叶根径分别为d 1040mm、d 1080mm和d 1150mm。所有动叶片均采用整体围带，提高了叶片的动强度。

为了适当放宽机组起动过程中对差胀的要求，并能适应快速起动，增大高压隔板汽封轴向间隙值：第1级至第11级由原(1.0～1.5)mm放大到(2.0～2.5)mm；第12级至第19级由原(2.0～4.1)mn放大到(2.5～5.0)ram。

2.采用焊接隔板，隔板静叶取消了原有的加强筋，全部采用宽、窄叶片组合的分流叶栅结构。为了使整个流道光顺，末3级隔板顶部采用斜通道。

3.高压轴封和部分隔板汽封由弹簧片汽封改为自调整汽封(布莱登汽封)，其可有效地避免大轴与汽封碰磨，保证机组安全起停；减少检修工作量，节省检修费用；能维持较小的汽封径向间隙减少漏汽，达到长期保持机组正常运行时的安全性和经济性。高、低压缸共51道汽封改为自调整汽封。为了适应快速起动需要，汽封轴向间隙全部增大(1.0～1.5)mm。低压缸轴封、隔板汽封间隙不变。改造后的各汽封间隙值参照制造厂要求值进行控制，见表1：

(二)低压缸通流部分

采用200MW机组的低压缸优化改造方案，全部采用焊接钢隔板，并提高根径；低压转子前4级动叶片均没有拉筋，全部采用整体围带；叶顶各加装4道迷宫式汽封片，以减少动叶顶部的漏汽损失。末级动叶采用高强度的动叶材料，提高疲劳强度和耐水蚀性能。

(三)更换部件

1.高压缸，高压喷嘴组；

2.高压转子(整锻转子)和叶片、低压转子及其叶轮和叶片；

3.高压前轴封套及前轴封，高压后轴封套及后轴封和高压隔板汽封(全部采用自调整汽封)，低压缸前后轴封套及前后轴封，低压隔板汽封(采用自调整汽封)；

4.高压隔板套及高压隔板、低压隔板；

5.高压缸滑销系统各销子。

(四)轴承

3号机组在以往运行中存在油膜振荡。1号～49轴承运行中曾磨损过，大修中对其部分轴承进行过处理，但未能从根本上解决问题。本次改造，将1号～4号轴承由三油楔轴承更换为椭圆轴承。运行结果表明，该机组油膜振荡基本消除，而且未增加油系统的负担，稳定性明显改善，至今运行情况良好。

(五)调节系统改造

该机组原有调节系统为机械液压式，工作介质为透平油，采用凸轮配汽执行机构的喷嘴调节方式对汽轮机进行转速控制和负荷调节。改造后采用DEH(数字电液调节)系统，可进行转速控制、负荷控制、主蒸汽压力调节、机炉协调控制系统(CCS)、数据采集、运行参数的显示报警和制表记录、超速保护(瞬间甩负荷快控(CVI)、超速控制(OPC)、(超速试验)。改造完成后，机组的控制及自动化水平得以很大地提高，系统的运行租维护十分方便。

四、改后热力性能试验及改造效果

3号机组热力性能试验结果见表2：

1.汽轮机冲转至临界转速为2060r/min时轴承最大振动为0.045mm。转速至3000r/min带负荷时，1号～4号轴承振动分别为0.009mm、0.013mm、0.0021mm、0.0022mm。可带额定负荷110MW长期运行。1号～3号轴瓦及推力瓦油温正常，轴向位移、总膨胀、胀差均正常。

2.汽封改造后，高，低压缸各轴封的漏汽量有了显著减少。也减少了汽缸内蒸汽的内漏损失。

3.3号汽轮机改造后，运行性能比原来有很大提高，起动速度大大加快。取消汽缸加热装置后，操作较简便。

4.改进后，机组在(90～110)MW间改变负荷能够稳定运行，无负荷波动和飘移现象。

5.为全面提高机组的可靠性、经济性和自动化控制水平，对3号汽轮机组进行通流部分改造的同时，合理进行了调节系统电调改造和控制系统改造。改造后机组整体性能有了大幅度提高。

6.汽轮机内效率达到了90.29/5，热耗率降低了453.6kJ/(kW・h)。改造后机组在原额定进汽量不变的情况下，出力增加10MW。见表3：

7.汽耗率由改造前的日平均约3.70kg/(kW・h)下降到改造后的日平均约3.55kg/(kW・h)，降低约4％。

8.3号汽轮机改造后机组煤耗率降低10g/(kW.h)。按年发电6500h计算，年节约标准煤7150t，可节约发电成本114.4万元。

五、结语

第9篇：汽轮机技术范文

关键词：1 000 MW汽轮机;精细化检修;汽缸;联轴器

中图分类号：TM621 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2015）35-0007-01

在社会各行业领域对于用电需求持续增长的背景之下，火电机组普遍经历了较长周期的运行。在社会发展的过程当中，如何使电力生产供给更加的稳定与持续，这一点是至关重要的。为了能够使机组，特别是大容量机组的运行更加的长效、安全与稳定，就需要重视对这部分大容量汽轮机组的检修管理。以1 000 MW汽轮机为例，相关工作人员需要通过在检修管理中引入精细化理念的方式，制定更加合理的检修方案，改善检修工艺，保障检修质量。本文从这一角度入手，围绕1 000 MW汽轮机精细化检修技术的构建这一中心问题展开分析与探讨。

1 中压缸冷却管拆装技术分析

对于1 000 MW汽轮机而言，中压缸大多利用高压6级后蒸汽以及部分新蒸汽在混合均匀后实现对中压转子高温段轮面、轮毂的冷却工作，以达到降低汽轮机在持续运行状态下，第一级叶片槽底热应力水平的目的。基于对这一因素的考虑，通过中压外缸、中压内缸、到中压第一级连接短管。期间，为了避免短管密封环出现密封性能失效的问题，多采取的操作模式为短管与密封环的过盈配合。在对汽轮机机组进行安装的过程当中，主要使用冷却装配法对汽轮机组进行安装。受到这一因素影响，在汽轮机机组检修过程当中，短管受装配紧力以及运行期间氧化层因素的影响，在短管的选择上占用厂家预留的检修工艺孔，进而有可能导致检修工艺孔发生外观上的变形问题，严重时可能出现椭圆性状的改变，检修时间以及检修资源被大量浪费。

针对此问题，建议采取的措施为：在汽轮机检修过程当中结合机组实际运行特点，设计锥度胀套取出器，准备材料包括液氮、垫板、以及千斤顶在内。首先将液氮喷入短管内部进行冷却处理，然后将锥度胀套取出器安装于短管内部，顶板位置放置液压千斤顶，缓慢、匀速拉出短管。一方面能够合理控制短管的取出时间，另一方面能够使短管的完整性得到可靠保障。

2 汽缸开缸技术分析

对于常见的1 000 MW汽轮机而言，无论是高压外缸还是中压外缸，均增设了相应的渗透液装置。在渗透液装置作用之下，实现对机组内缸隔板套与外缸止口间隙氧化层的全面渗透。常规意义上，在对1 000 MW汽轮机进行检修的过程当中所采取的汽缸开缸方法为：在检修前2～3 d，预先将螺栓松动剂加入渗透液装置内部，使其能够预先充分渗透，该措施的落实能够使之口位置的轴线密封面损毁问题得到有效的控制。但需要特别注意的一点是，受到一拖四液压千斤顶工具的影响，当前多采取的开缸工具为一拖四液压千斤顶工具。结合实践工作经验来看，在顶缸状态下，油压处于均衡状态，而在开缸过程当中，受到气缸某一角度止口卡涩因素的影响，导致该区域所承受的液压千斤顶作用力明显低于其他三个区域的作用力，止口卡涩位置常会出现无法顶起的现象，严重时会导致汽缸整体倾斜，并造成止口轴向密封面性能受损。为解决这一问题，改一拖四液压千斤顶为一拖一液压千斤顶，机组开缸过程当中，对汽缸前后高度偏差的控制标准为±5.0 mm。同时，在汽缸四个角度止口没有完全脱开前，液压千斤顶需要按照5.0 mm的间隔进行顶开处理，直至止口达到完全脱开状态，同时避免轴向密封面发生质量损坏的问题。

3 联轴器检修技术分析

联轴器作为整个1 000 MW汽轮机检修过程当中最为关键的构成要素之一，如何优化联轴器的检修工艺已成为1 000 MW汽轮机检修技术构建中最为关键的问题。结合实践工作经验来看，认为1 000 MW汽轮机检修期间联轴器所涉及到的相关技术包括螺栓拆卸、两半联轴器分离、以及联轴器连接这三个方面的问题。

3.1 联轴器螺栓拆卸技术分析

在对联轴器螺栓进行拆卸处理之前，首先需要对联轴器的同心度指标进行测量，根据测定振值水平绘制矢量图。配合对以往汽轮机组检修数据的分析与对比，了解在汽轮机组停机前的轴系振动情况。联轴器螺栓使用液压扳手完成拆卸，期间螺栓孔与螺栓螺杆之间的配合间隙控制在0.01～0.03 mm范围内。在完成对单个螺母部件的拆卸工作以后，需要对螺栓抽出的可行性进行试验。若螺母无法轻松的抽出，则需要暂时将其放置于落孔内，在完全松卸后再进行抽出工作。还需要特别注意的一点是：在联轴器螺栓拆卸工作进行1/2，螺母拆卸工作进行3/4后，需要将联轴器螺栓导向推销在水平对称180.0 °状态下装入到位，完成此项工作后继续进行螺栓拆卸工作。

3.2 两半联轴器分离技术分析

在此环节工作过程当中所采取的主要检修技术为：首先从低发联轴器开始进行分离，按照低联轴器中低联轴器高中联轴器。在这一过程当中有以下几个方面的问题需要加以特别注意：首先，在完成对低发联轴器螺栓拆卸工作以后，需要在联轴器180 °方向装设11/4’’顶丝，准备与之相配合的棘轮扳手。在满足顶轴油系统条件的情况下对联轴器进行分离;其次，若出现联轴器分离困难的问题，需要首先对转子轴系进行盘动处理，在轴瓦轴径上均匀涂抹专用发动机止燃修复剂，将联轴器螺栓孔与盘车连接销装设好，轴系转子盘动两周，后续进行顶丝紧固工作。在顶丝受力较大的情况下进行转子盘动，此项动作循环应用，以达到分离两半联轴器的目的。

3.3 联轴器连接技术分析

与两半联轴器分离相反的是，在对联轴器进行连接的过程当中，首先需要从高中联轴器开展，按照高中联轴器中低联轴器低联轴器的步骤进行连接。连接期间优选矢量合成方法，其目的在于控制对轮位置的不平衡问题。在对螺栓进行紧对的过程中，需要注意的是：紧对的顺序以及紧张力施加的不同都会对轮产生晃动或变化，故需要特别注意期间的工序管理工作，对本对轮与上次安装时的晃动度角度相比较，制订合理的螺栓紧固顺序，可分为连接后自由状态晃动测量、紧50%伸长量、紧联轴器螺栓100%伸长量三阶段进行紧固。

4 结 语

以上详细探讨了在1 000 MW汽轮机检修过程当中，包括中压缸冷却管拆装、汽缸开缸、以及联轴器检修这三个方面的工作内容。针对常规工作中，检修质量低下的问题，对检修技术以及检修工艺进行了精细化处理，能够使检修质量得到进一步的提升，合理控制检修工期，最大限度地确保1 000 MW汽轮机机组整体运行质量达到理想状态。

参考文献：

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[2] 杨文辉.论热电力建设中汽轮机故障及其检修[J].中国科技纵横，