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600MW超临界汽轮机设备及运行


600MW超临界汽轮机 设备及运行
华北电力大学(北京) 汽机教研室 朱萍

T

1’
锅 4’ 2’

1

4
3 0-1 火电厂朗肯循环示意图 1-2 蒸汽在汽轮机中膨胀做功,将热能转换为机械能; 2-3 蒸汽在凝汽器中凝结成水; 3-4 给水在给水泵中升压;

4-1 工质在锅炉中定压加热。(4’-1’+2’-1 为一 次再热式汽轮机在锅炉内的吸热过程) 2 S

N600-24.2/566/566汽机简介
超临界、单轴、一次中间再热

三缸四排汽

高压缸:1个单列调节级+9个压力反动级 中压缸:6个压力反动级 低压缸:4×7个压力反动级 给水回热系统:3高加+1除氧+4低加

末级叶片长度:1029mm
保证净热耗率:7572kJ/kW.h 设计背压: 双背压4.4/5.4 kPa , 平均背压4.9 给水温度(TRL工况):280.8 ℃ 2 × 50%容量的汽动给水泵+35%容量的启动及备用 电动给水泵

机组工况的定义
铭牌工况(TRL),进汽量为铭牌进汽量,此工况为出 力保证值的验收工况,其条件如下:

1) 额定主蒸汽参数、再热蒸汽参数及规定的汽水品质;
2) 汽轮机低压缸排汽平均背压为11.8kPa 3)补给水量为3% 4)最终给水温度为280.8℃ 5)全部回热系统正常运行,但不带厂用辅助蒸汽

6)汽动给水泵满足额定给水参数
7)发电机效率98.9%,额定功率因数0.90,额定氢压

汽轮机进汽量等于铭牌工况(TRL)进汽量,能在下列 条件下安全连续运行,此工况下发电机输出的功率 (扣除静态励磁所消耗的功率),称为最大连续功 率(T—MCR),此工况出力为648.862MW,其条 件如下: 1)额定主蒸汽再热蒸汽参数及所规定的汽水品质

2)汽轮机低压缸排汽平均背压为4.9kPa
3)补给水量为0% 4)最终给水温度为280.7℃ 5)全部回热系统正常运行,但不带厂用辅助蒸汽 6)汽动给水泵满足规定给水参数

7)发电机效率98.9%,额定功率因数0.90,额定氢压。

调节门全开(VWO)工况:汽轮机的进汽量 不小于105%的铭牌工况(TRL)进汽量,最 终进水温度为283.9℃,此工况出力为 674.421MW 汽轮发电机组能在高压加热器全部停运时安全 连续运行,除进汽量及部分回热系统不能正常 运行外,最终给水温度188.7℃,此时机组能 保证输出额定功率600MW

热耗率验收(THA)工况:当机组功率(扣除 静态励磁所消耗的功率)为600MW时,除进 汽量以外,最终给水温度为275℃

热耗率保证
机 组 THA 工 况 的 保 证 热 耗 率 不 高 于 如 下 值 : 7572kJ/(kW.h) THA工况条件下的热耗率按下式计算不计入任何正偏 Wt ( Ht ? Hf ) ?Wr ( ?Hr ) 差值) kJ / kw ? h 汽轮发电机组热耗率= kWg ?? kWi

式中: Wt 主蒸汽流量kg/h Wr 再热蒸汽流量kg/h Ht 主汽门入口主蒸汽焓kJ/kg △Hr 经再热器的蒸汽焓差kJ/kg Hf 最终给水焓kJ/kg kWg 发电机终端输出功率kW ? kWi 采用静态励磁时所消耗的功率

汽轮机能承受下列可能出现的运行工况: a) 汽轮机轴系,能承受发电机及母线突然发 生两相或三相短路或线路单相短路快速重合闸 或非同期合闸时所产生的扭矩 b) 机组甩去外部负荷后带厂用电运行时间不 超过1分钟 c) 汽轮机并网前能在额定转速下空转运行, 其允许持续运行的时间,能满足汽轮机启动后 进行发电机试验的需要 d) 汽轮机能在低压缸排汽温度不高于80℃ 下长期运行。当超过限制值时,应投入喷水系 统使温度降到允许的范围内

第二章 汽轮机本体

汽轮机本体包括:
1. 静止部分

汽缸、喷嘴室、隔板、隔板套、静叶栅、汽封、 轴承、轴承座、滑销系统等
2. 转子部分 主轴、叶轮(或转鼓)、动叶栅、联轴器等

第一节 大机组结构特点
一、高中压缸采用双 层缸

将一定压力的蒸汽引 入夹层,使蒸汽的总 压差、温差分别由内、 外壁承担。减小单层 汽缸壁厚、法兰厚度, 减小热应力 本图是高压缸排汽用 作夹层冷却 不同的冷却蒸汽决定了内、外缸的压差和温差

一般汽缸都是上下缸结构,中间通过法兰螺栓 连接
但大机组、尤其是超临界机组高压缸为了减小 热应力,采用了一些其它方式。 西门子公司: 外缸为圆筒形结构;内缸有中分 面,用螺栓固定;内缸受外缸约束、定位。 石洞口二电厂(ABB)、元宝山电厂等 内缸无法兰螺栓,而采用7只钢套环将上下缸 热套紧箍成一圆筒,仅在进汽部分加四只螺栓 来加强密封。 同时外缸可采用较薄的法兰和细螺栓,减小对 汽机启停的限制。

二、高中压分流合缸
优点:

1. 高温区集中在汽缸中部,夜间停机或周末停 机温度衰减慢,启动热应力小,适合两班制 运行; 2. 两端的温度、压力均较低,从而减少了对轴 承和端部汽封的影响,改善了运行条件;
3. 减少了轴承数,可缩短主轴长度。 缺点: 高中压转子合一而变长、变粗,ncr1降低、 汽封漏汽量增大,热耗增大

三、低压缸采用多层缸

低压缸的刚度是低压缸最为重要的特性,它包括 静刚度、动刚度和汽缸的热变形等。静刚度是指扣与 不扣上盖的情况下载荷与汽缸变形的关系,冷态下抽 真空与变形的关系。动态刚度是指抗振强度。热变形 是指后汽缸排汽温度变化对汽缸及轴承座负荷分配的 影响。 每个排汽缸上方装有4个薄膜型安全阀,当排汽 压力高于0.137MPa时,安全阀动作排大气,防止由于 冷却水中断等事故引起的排汽温度升高。 排汽缸的下部还设有喷水减温,防止排汽缸超温。 因为在启动过程中,尤其在达到额定转数空负荷运行 时,可能会出现没有足够的蒸汽流量带走低压缸摩擦 鼓风损失,使低压缸超温的情况,但这种情况的运行 时间要限制。

低压缸体积大,轴向温差大。采用三层缸,即一个 外缸和两个内缸,有利于:
?将通流部分设在内缸,使体积较小的内缸承受温度 变化,而外缸及庞大的排汽缸均处于较低温度状态, 减小热变形; ?#2内缸两端布置有排汽导流环,与外缸的锥形端壁 结合,形成排汽扩压通道,充分利用末级叶片排汽 速度,提高汽轮机效率; ?喷水装置固定与排汽导流环出口的外缘上,当转速 达到600rpm时,自动投入喷水,直到机组带上15% 负荷; ?低压缸末级处于湿蒸汽区,在末级叶片顶部装有蜂 窝式汽封,用于减小漏汽并排除末级动叶甩出之水 分。

四、汽缸的支撑
(一)猫爪支撑
高、中压缸采用猫爪支撑 汽缸水平法兰的延伸面作 为承力面,支撑在轴承座上。

中分面支撑:在汽缸温度变化时不会影响汽缸中心线;

(二)台板支撑

低压缸一般采用下缸伸出的撑脚直接支撑在基础台板 上,虽然它的支撑面比汽缸中分面低,但因排汽缸温 度低,膨胀小,故影响不大。轴向两端预埋入基础的 固定板确定了低压缸的轴向位置

在两轴向定位板连线上,汽缸不允许轴向位移 轴向定位板连线和横向定位板连线的交点,既是低压 缸的膨胀死点

五、滑销系统 保证汽缸能定向自由膨胀,且汽缸中 心与转子中心一致;同时保持通流部分间隙及膨胀量 在正常范围。 胀差:汽缸膨胀与转子膨胀之差

定中心梁
横销

转子死点

LP2

LP1

I

H

推 力 轴 承
纵销

汽缸死点

上汽600MW超临界汽轮机滑销系统图

该滑销系统静止汽缸死点位于低压Ⅰ缸中 部,以此为基点,汽缸分别向两边膨胀(或收缩) 不受阻碍。 推力轴承位于前轴承箱内,转子也以此为相 对死点向发电机端膨胀(或收缩)不受阻碍。 高中压缸与轴承箱之间、低压1号与2号缸之 间在水平中分面以下都用定位中心梁连接。汽轮 机膨胀时,1号低压缸中心保持不变,它的后部 通过定中心粱推动2号低压缸沿机组轴向向发电 机端膨胀。1号低压缸的前部通过定中心梁推着 中轴承箱、高中压缸、前轴承箱沿机组轴向向调 速器端膨胀。轴承箱受基架上导向键的限制,可 沿轴向自由滑动,但不能横向移动。箱侧面的压 板限制了轴承箱产生的任何倾斜或抬高的倾向。

汽缸膨胀测量实际上是测定前轴承箱相对于死点 (基础)的移动量 高中压胀差探头位于中轴承箱

报警 -4

10.3

停机 -4.7 11.7 低压缸胀差探头位于6#轴承处 报警 -0.76 10.3 停机 -1.52 23.5

六.汽阀结构

第二节 叶片与叶轮
等截面叶片、扭叶片 喷嘴(静叶):将蒸汽热能转化为动能;

动叶:将蒸汽动能转化为机械功。 围带:高压可减小漏汽,中、低压可调频(自带围带) 拉金:增加刚度,调频

第三节 汽封与汽封系统
轴端汽封——主轴穿出汽缸处的汽封 隔板汽封

通流部分汽封——叶根、叶顶汽封

隔 板 汽 封

轴端汽封

“X” 腔室与轴封供汽母管相连
“Y”腔室与轴封抽汽母管相连

轴封系统作用: 1. 合理利用轴封漏汽; 2. 防止空气漏入汽轮机 采用略大于大气压 力的轴封供汽(具体参数见后) 3. 防止蒸汽漏入大气 采用略小于大气压力 的轴封抽汽(通常维持690Pa的负压,允许 范围为500~750Pa的负压 )

各汽源的调节阀压力整定值 高压供汽
(表压) 辅助汽源

0.0226MPa
0.0261MPa

冷再热 0.0295MPa 溢流 0.033MPa

在正常运行时,靠高中压缸两端轴封漏汽作为低压缸两端 的轴封供汽,不需另供轴封用汽,这种系统叫做自密封系 统。 一般:15%负荷高压自密封;25%中压、70%全自密封 空 低 负 荷 时 \ 25 负 荷 以 上 时

%

汽封系统运行限制 ? 汽封供汽必须具有不小于14℃的过热度。 ? 盘车之前不得投入汽封供汽系统,以免转子弯 曲。 ? 低压缸汽封供汽温度120~180℃,低压汽封温 度控制器整定值为150℃。 ? 为了防止汽封部位由于热应力而造成转子损坏, 机组在启动和停机时,要尽量减小汽封蒸汽和 转子表面间的温差下,由于热应力而使转子开 始产生裂纹的计算循环次数,由下图的曲线确 定。建议转子循环疲劳能力为10000次。

第四节

轴承

一、滑动轴承油膜形成的原理 油膜形成的三要素: 1. 一定的速度 2. 沿速度方向的楔形 3. 油的粘度 如: 油温升高,粘度 下降,油膜将难以形成;

但粘度太大,会使油的
分布不均匀,增大摩擦 损失 ,减小偏心距。 二、径向支撑轴承

F
o

G为重力; F为油膜 支撑的合 力。
G=F

F’

F2

F1 o1

G

G

一旦出现扰动,则合力变为F’

其中: F1=G

将F2分解到沿oo1方向及其垂直方向,前者使轴回到原中心 位置,而后者使轴颈绕原中心位置o涡动,经计算其涡动 频率为转速的一半 F’2 F2 o

o1

F”2

当: n=ncr1 时,可能产生油膜振荡

油膜振荡是自激振荡,其特点为:一旦产生,将在很广的 转速范围内继续存在,不能通过提高转速的方法来消除。 防止和消除油膜振荡的方法: 1. 增大比压;

2. 适当提高油温;
3. 增大偏心率; 4. 采用多油楔瓦。

轴承结构
径向支持轴承按支承方式可分为固定式和自位式两种; 按轴瓦可分为圆形轴承、椭圆形轴承、多油楔轴承和可倾 瓦轴承等。

一般圆筒形转子主要适用于低速重载转子;三油楔支 持轴承、椭圆形轴承分别适用于较高转速的轻、中和中、 重载转子;可倾瓦支持轴承则适用于高速轻载和重载转子。

可倾瓦支持轴承是密切尔式的支持轴承,
一般由3—5块或更多能在支点上自由倾斜的 弧形瓦组成。瓦块在工作时可以随着转速或 载荷、轴承温度的不同而自由摆动,使每个 瓦块作用的轴颈的油膜作用力总是通过轴颈

中心,故不易产生轴颈涡动的失稳力,具有较高的稳定性。

某厂600MW机组轴承分布为:

轴承号
1(高压转子) 2 (高压转子) 3 (中压转子) 4 (中压转子)

载荷(kN)
42 57 88 117

形式
四瓦块可倾瓦 同上 同上 同上

5 (低压A转子)
6 (低压A转子) 7 (低压B转子) 8 (低压B转子) 9(发电机转子) 10(发电机转子)

289
292 288 297 376 376

两瓦块可倾瓦
短园瓦 同上 同上 椭圆 同上

三、推力轴承

以止推轴承的名义间隙0.4为标准 以轴承架中心线为基准,离开中心线(任一方 向) 0.9mm时报警 1.0mm时跳闸

推力轴承的瓦块

第三章 凝汽设备及运行
第一节 凝汽器的工作原理和结构 一、凝汽设备的作用、组成 作用:1. 在汽轮机排汽口建立并维持真空; 2. 回收纯净的冷凝水。

凝汽设备组成:
1. 凝汽器 在较低温度 下将蒸汽凝结成水; 2. 循环水泵 提供冷却 用水; 3. 凝结水泵 将凝结水 带走,加入循环; 4. 抽气器 将凝汽器中 不凝结的空气抽出。

二、空气冷却式凝汽器与空冷系统
1 直接空冷系统

由若干外表面整体热镀锌,套有矩形钢翅片的椭圆 形钢管组成的表面式换热器
主凝结区多设计成汽水顺流式(冷凝后凝结水的流动方 向与蒸汽流动方向相同(凝结约70%到80%的蒸汽) 辅凝结区则一般为逆流式。逆流部分应保证,不会在顺 流部分造成完全冷凝,以避免过冷、溶氧以及冻害的危 险。 直接空冷系统的优点是设备少,系统简单,基建投 资较少,占地少;缺点是运行时粗大的排汽管到密封困 难,维持真空困难,启动时维持真空时间较长。 此种类型的机组国外单机容量已达330、665MW;我国目 前也正在发展600MW机组,如内蒙上都、山西运城

2

海勒式间接空冷系统

采用喷射式凝汽器和装有全铝管铝翅散热器的自然通风 冷却塔组成。 系统冷却水是高纯度中性水,在凝汽器内冷却蒸汽后, 除少部分到回热系统外,约98%的凝结水由冷却水泵 送往空冷塔冷却,循环使用。

优点:以微正压的低压水系统运行,年平均背压低,机 组煤耗低;缺点是设备多,系统复杂,纯净水耗量大。

哈蒙式间接空冷系统:将海勒的混合式加热器换为表面式 凝汽器,将常规水冷系统的湿冷塔换为空冷塔(采用表面 化热),并用除盐水代替循环水 优点:节约厂用电,设备少,冷却水和汽水系统分开,冷 却水系统防冻性能好;缺点是空冷塔占地大,效率偏低。

第 二 节 抽 气 设 备

特点: 1)真空越高,抽吸 的流量越小 2)转速升高,抽吸 量增大

水环式真空泵与射流式 抽气器的性能比较:
1. 起动性能

凝汽式汽轮机冲转前, 必须依靠抽气器,在凝 汽器内建立一定的真空。 抽气器起动性能的好坏 直接影响到汽轮机建立 真空的时间。如图所示: 三者在5kPa即如压力下 都有100%容量的抽吸 能力。但水环泵在高吸 1—水环泵 2—射水抽气器 入压力时的能力较强, 所以其建立真空所需要 3—两级射汽式抽气器 的时间较短。

2. 持续运行能力
额定工况下的抽吸能力、单位耗功等指标是评价 抽气器持续运行性能的关键指标。由下表可见,水环 式真空泵的运行经济性明显优于射流式抽气器。

项目 泵型 普通射水 式1

工作水温 (度) 20

吸入压力 单位耗功 (kPa) (kW.h/kg) 3.92 3.1

长喉部射 水式2 真空泵组

20 15

3.92 3.39

1.38 0.75

真空系统

第三节 多压凝汽器

多压凝汽器的特点: 1. 气温高、缺水地区的机组更适合采用多压凝汽器; 2. 多压凝汽器可采用凝结水回热的方式来提高凝结水温, 减小热耗。

凝汽器的胶球清洗

凝汽器严密性测试方法 空气严密性:通常在凝汽器承担80%—100%负荷时, 切除抽气设备,观察凝汽器真空的下降速度。对大型 汽轮发电机组,真空下降速度<0.13kPa/min, 优 <0.27 kPa/min,良 <0.4 kPa/min, 合格 >0.67 kPa/min 不合格

某空冷机组规定,100%负荷下小于0.3mbar/min为 合格,大于0.5mbar/min为不合格

凝汽器检漏

第四章 调节、保安及供油系统

正常运行:润滑油系统的全部需油由主油泵和 注油器提供。
主油泵出口经油箱后:

一路供给机械式超速保护装置和发电机高压氢密封 备用油;
一路作为注油器的射流动力油。 注油器出口分三路: 1) 主油泵入口油;

2) 经冷油器供各径向(轴向推力)轴承和盘车装置冷 却润滑油;
3) 发电机低压备用氢密封油。

启动、停机,主轴转速低于2700-2800r/min时,启 动交流电动辅助油泵:
轴承润滑油泵(代替注油器):供各径向(轴向推 力)轴承和盘车装置冷却润滑油,以及发电机低压 备用氢密封油 ; 氢密封备用油泵(代替主油泵):供给机械式超速 保护装置和发电机高压氢密封备用油。

轴承润滑油泵还设有直流备用泵,供交流电源 故障时使用。
辅助油泵由油系统中的压力继电器控制,当油压降到 0.0759-0.0828MPa时,启动交流电动辅助油泵; 当油压降到0.069-0.0759MPa时,启动直流备用泵;

油压恢复后,必须手动停泵。
如油压继续降低,保护压力开关将使机组紧急停机。

润滑油系统中还设有两套交流润滑油泵和直 流事故油泵的自启动试验装置:
通过打开一个放油阀,使油压继电器产生局部压力 降,可试验继电器和辅助油泵的备用情况;由于去 试验油路的油先经节流孔板,所以放油不会影响主 油路油压。 试验后都须通过手动停泵。

发电机密封油的排油先排入专用的发电机氢 密封油箱,将倾其排除后再回到主油箱。

机械超速遮断油路经节流孔板到危急遮断油 路,这样危急遮断油路动作时失压也不会影 响主油路的油压,以保证其它用油部件的供 油。

当汽轮机转速低于200r/min时,电磁阀开启;
高于200r/min时,电磁阀关闭。 油压继电器的整定断路压力为0.0276-0.0345MPa,从 而防止机组在没有润滑油是投入盘车;该断路油压可 通过装在继电器有管路上的手动节流阀来试验和调整。

盘车
电磁阀 喷油管 油压继电器 顶轴油泵 喷嘴

盘 车 齿 轮

在低压转子轴承和发电机前后轴承转有顶轴装置。

润滑油组合油箱

EH抗燃油系统

第五章
第一节 概述 一、给水泵驱动方式

给水泵汽轮机

主汽轮机驱动、电动机驱动(节流调节、液力耦合器、 变频调节)、小汽机驱动(背压式、凝汽式) 小汽机驱动的优点: ? ? ? ? 可满足给水泵高转速的要求,驱动功率不受限制; 减少末级排汽量,降低末级叶片高度和排汽余速损 失,提高效率; 给水泵转速不受电网频率影响,较稳定; 小汽机直接与给水泵联接,减少了中间的传动损失。

缺点:系统复杂,价格较贵,适用于大型汽轮机。

ND(G)83/83/07型 变参数、变转速、变功率和 能采用多种汽源的纯凝汽式 汽轮机

正常运行时采用中压缸排汽 作为汽源
低负荷时切换到高压汽源, 高压汽源又包括高压缸排汽 和主蒸汽

负荷时小汽机功率与给水泵功的变化

当小汽轮机进汽面积不变,且无调节阀节流的情况下:

小汽轮机进汽参数随主汽轮机负荷变化而变化,当 主汽轮机负荷从满负荷下降时,小汽轮机的理想焓降开 始变化比较缓慢,而转速变化较快;后来转速下降比较 慢,而理想焓降却变化较快,所以小汽轮机功率Pt随负 荷减小而减小的速率几乎不变。
给水泵在主汽轮机负荷从设计值刚下降时扬程下降 的较快,而泵效率下降不大,所以所需泵功下降较多, 此时小汽轮机产生的功率大于给水泵所需泵功; 随着汽机负荷的进一步下降,给水泵扬程下降的速 度减小,而泵效率下降的速度增大,所以给水泵轴功率 减小的速度也缓慢。 当主汽机负荷降低到一定值(定压运行的A点或变 压运行的A’点后,小汽机功率不能满足给水泵需求 所以小汽机调节阀是先关小,再开大。如仍不能满 足要求,则需切换高压汽源。

二、小汽轮机汽源的切换方式 无论是变压、定压运行,无论采用那段抽汽、节流或喷 嘴配汽方式,都存在切换点d,目前一般为40%额定功率

1. 辅助电动泵切换 另配一定容量的电动泵
2. 高压蒸汽外切换

切换时,打开小汽轮 机高压进汽阀上的减压阀 A,同时低压管道上的逆 止阀B关闭 切换时存在热冲击和 较大的节流损失
但只需要一个蒸汽室

3. 高压蒸汽内切换 汽轮机设两个独立的 蒸汽室和相应的调节汽门、 喷嘴组。 当汽轮机负荷高于切 换点时,小汽机由低压汽 源供汽,高压调门关闭; 低于切换点时,低压调门 全开,高压调门开始开启 进汽,蒸汽在调节级做功 后混合;随着主汽机负荷 继续下降,高压蒸汽量逐 渐增大,低压蒸汽量逐渐 减小直至为零

4. 新汽内切换 设计工况:B

高压汽源直接采用新蒸汽 最大工况:A 75%负荷:C

第二节

给水泵汽轮机结构

第六章 汽轮机运行 汽轮机运行包括启动、停机、负荷变化, 运行监视、维护,负荷分配等内容。
启动:汽轮机从静止状态到工作状态的过程。 启动前的准备→冲转→升速→并网→带负荷 停机:汽轮机从工作状态到静止(或带盘车)状态。 减负荷→解列 →转子惰走 →带盘车

启动是加热过程,而停机则是降温过程。对汽轮机 而言,一次起停(负荷变化)经历一次应力交变, 造成低周疲劳损伤,最后导致裂纹。

第一节

汽轮机启停中的限制因素

热应力、热膨胀、热变形

热应力: 在汽轮机启动、停机或变负荷过程中,其
零部件由于温度变化而产生膨胀或收缩变形,称为 热变形。当热变形受到某种约束(包括金属纤维之间 的约束)时,则要在零部件内产生应力,这种由于温 度(或温差)引起的应力称为温度应力或热应力

各种运行方式下的启动时间及寿命消耗表:
启动方 式 冷态 温态 热态 极热态 次数 寿命损耗/ 次 0.015% 0.008% 0.002% <0.001% <0.0025% 总寿命损 耗 4.5 % 20% 9% 0.5% 30% 64% 冲转 (min ) 110 15 10 10 >10%额定 负荷 (THA)/min 升满负荷 (min) 130 75 50 总计 (min) 240 90 60

300 2500 4500 500

35(可尽 快)

负荷阶 跃

1200 0

热膨胀

胀差的影响因素:
1. 轴封供汽温度和供汽时间的影响 供汽温度与转子温度相匹配;热态启动时先供轴封, 后抽真空;尽量缩短冲转前的轴封供汽时间。 2. 真空的影响 高压缸:真空降低时流量增大,高压缸排汽压力升高、 温度升高,胀差增大; 低压缸:流量增大有利于降低低压缸温度,但排起压 力升高也会使末级摩擦鼓风损失增大,温度升高。 3. 进汽参数的影响 蒸汽参数变化对转子的影响比汽缸快 4. 汽缸和法兰螺栓加热的影响 5. 转速影响 泊桑效应 摩擦鼓风损失

热变形

上下缸温差引起 的汽缸热变形

法兰内外温差引 起的汽缸热变形

第二节
一、启动方式分类

汽轮机启动

1. 按新汽参数分:额定参数启动
滑参数启动 ? ? ? 相对于额定参数启动,滑参数启动的进汽参数低、流 量大,对汽轮机加热均匀,减小热应力、胀差; 进汽参数低,可减少启动汽水损失,缩短启动时间, 提高启动经济性; 流量大,防止末级超温。

2. 按冲转方式分:
高中压缸启动 中压缸启动: 启动 时蒸汽不经过高 压缸,直接从中 压缸进汽冲转。 为维持高压缸温 度水平,可采用 通风阀或倒暖的 方式。当转速升 到一定转速或并 网带一定负荷 (如5%负荷)后 再切换到高压缸 进汽。

中压缸启动特点: ? 缩短启动时间 ? 汽缸加热均匀
?
? 进汽时经过热器、再热器两 次加热,缩短了加热到预定参数的时间; 中压缸进汽,同样冲转功率 下焓降小、流量大;

提前越过脆性转变温度
有利于控制低压缸尾部温度水平,有利于在空负 荷或极低负荷下长时间运行

?

有利于高压缸胀差控制

3. 按启动前汽轮机金属温度分: 冷态启动(150~180°C) 温态启动(180~350°C) 停机12—56小时

热态启动 (> 350°C)
极热态启动

停机8小时
停机2小时

按照汽轮机转子温度是否在低温脆性转变温度以上划分 低温脆性转变温度:转子材料在该温度以下体现出冷脆 性,容易产生裂纹 本机高中压缸: FATT<121度 低压缸: FATT<13度 4. 按控制进汽的阀门分:调节汽门启动 自动主汽门和电动主闸门(或 旁路门)启动

机组连续运行的背压允许范围 (10mBAR=1kPa)

汽轮机排汽缸温度已达报警值79.4℃时,运行 人员可尝试这些方法来降低温度:

1)提高真空;
2)降低再热温度;

3)在低负荷情况下,可增加负荷,使之超过 额定负荷的15%;
4)如不在并网条件下,可将汽轮机降到暖机 转速; 5)如已在暖机转速,可返回盘车转速;

6)将排汽缸喷水装置投入使用。

冷态启动曲线

冷态暖机曲线

高压缸启动
状态 锅炉点火-汽 机冲转 汽机冲转600rpm 600rpm 600rpm2450rpm 2450rpm 2450rpm2900rpm 2900rpm 同步转速 5%初负荷 5%-100%负荷 时间 min 120 6 6 18 60 5 TV控制 TV控制 TV控制 TV控制 TV控制 TV-GV切换 GV控制 GV控制 GV控制 阀位

冷态启动
高压参数 MPa/℃ 中压参数 MPa/℃ 冲转 流量 旁路流量 高/低 12%/12% 4.12/340 0.1/260 3% 旁路退出

10 30 165

4.12/370 4.12/370 升温 率 1℃/m in

/320 0.17/320 升温 率 1.3℃/ min

5% 10% 升负 荷率 0.6%/ min

高中压缸联合启动
状态
锅炉点火-汽机冲 转 汽机冲转-600rpm

冷态启动
高压参数 MPa/℃
6/340

时间 min
120 6

阀位

中压参数 MPa/℃
1/300 1/300

冲转流 量

旁路流量高/ 低
12%/12%

IV控制

6/340

3%

10%/7%

600rpm
600rpm-2450rpm 2450rpm 2450rpm-2900rpm 2900rpm 2950rpm 同步转速

6
18 60 5

IV TV同时控制
IV TV同时控制 IV TV同时控制 IV TV同时控制 IV 固定阀位 低旁整 定

6/340
6/340 6/340 6/340 6/340 6/340 6/340

1/300
1/300 1/300 1/300 0.8/300 0.8/300 0.8/300 5% 10%/5%

10

TV-GV切换 锅炉升 负荷 GV IV同时控制

5%初负荷
5%-10%负荷 15%负荷 30%-40%负荷

30

GV IV同时打开 至5%计算阀位 GV IV同时控制 旁路退出

6/340

0.8/300

10%

10%/10%

165

IV全开

升温率 1.2℃/min

升温率 1.44℃/min

40%-90%负荷
90%-100%负荷

滑压运行
定压运行

升负荷 率 0.6%/mi n

0

三、热态启动
热态启动的特点: 1. 启动前连续盘车,先供轴封,后抽真空,再通知锅 炉点火;且轴封供汽温度应与转子金属温度相匹配, 防止转子与冷收缩,引起冷冲击和负胀差; 2. 热态启动时真空应高一些,有利于主、再热蒸汽管 道疏水的排出和汽温升高; 3. 热态启动的主蒸汽温度应比汽缸金属的最高温度高 56 °C以上,并有56 °C以上的过热度;

4. 启动前测量转子晃度,启动后注意转子偏心不超多 0.076mm;
5. 若第一级后金属温度小于200 °C,应在2600r/min补 充暖机到200 °C以上,再按冷态启动运行。

温态启动 ? 起机前第一级金属温度为260摄氏度,由 温热态启动推荐值确定从冲转至并网转 速最短只需10分钟。 ? 冲转至额定转速蒸汽参数为主蒸汽压力 8MPa,主蒸汽温度420摄氏度,由温热 态启动推荐值确定,最低负荷保持时间 为5分钟。 ? 由变负荷推荐值确定,在最低负荷保持 至额定负荷时间,汽轮机不受限制,可 以根据锅炉状况而定。

热态启动 ? 起机前第一级金属温度为400摄氏度,由 温热态启动推荐值确定,从冲转至并网 转速需10分钟。 ? 冲转参数为主蒸汽压力8MPa,主蒸汽温 度470摄氏度,由温热态启动推荐值确定 最低负荷保持时间及至额定负荷时间不 受限制。

极热态启动 ? 起机前第一级金属温度为450摄氏度由温 热态启动推荐值确定,从冲转制并网转 速需10分钟分钟。 ? 冲转参数为主蒸汽压力10MPa,主蒸汽 温度520摄氏度,由温热态启动推荐值确 定最低负荷保持时间及至额定负荷时间 不受限制。

热态启动曲线

高压缸启动
状态 锅炉点火-汽 机冲转 时间 min 40 阀位

热态启动
高压参数 MPa/℃ 中压参数 MPa/℃ 冲转 流量 旁路流量 高/低 12%/12%

汽机冲转600rpm
600rpm 600rpm2900rpm 2900rpm 同步转速 10

TV控制
TV控制 TV控制 TV-GV切换 GV控制 40

8/470

0.1/450

3%

旁路退出

5% 升负 升温率 升温率 荷率 1.67℃/min 2.17℃/min 2.5%/ min

0-100%负荷

GV控制

高中压缸联合启动 热态启动

状态
锅炉点火-汽机 冲转 汽机冲转600rpm 600rpm 600rpm2900rpm

时间 min
40

阀位

高压参数 MPa/℃
8/470

中压参数 MPa/℃
1/450 1/450 1/450 1/450

冲转 流量

旁路流量 高/低
12%/12%

IV控制 IV TV同时控制 IV TV同时控制 10

8/470 8/470 8/470

3%

10%/7%

2900rpm
2950rpm 同步转速 0-8.5%负荷 8.5%-10%负荷 15%负荷

IV 固定阀位 低旁 整定
TV-GV切换 锅炉 升负荷 GV IV同时控制 GV IV同时打开 至8.5%计算阀位 GV IV同时控制 旁路退出

8/470
8/470 8/470

0.8/450
0.8/450 0.8/450 5% 10%/5% 15%/5%

40

30%-40%负荷
40%-90%负荷 90%-100%负荷

IV全开
滑压运行 定压运行

升温率 1.67℃/min

升温率 2.17℃/min

升负 荷率 2.5%/ min

0

冷态启动曲线

温态启动曲线

热态启动曲线

极热态启动曲线

典型正常二班制滑参数停机曲线

第七章

汽轮机常见事故及处理方法

第一节 汽轮机振动
叶片振动 转子振动 一、振动过大的危害和后果 二、振动发生的原因

(一)中心不正
(二)质量不平衡 (三)油膜振荡

单自由度系统简谐振动的幅频、相频特性

R(动力放大因子)=A/yst ε=c(阻尼系数)/2m(质量)

2.运行过程中引起转子突然振动的常见原因: 不平衡离心力 掉叶片或转子部件损伤 汽缸有打击声,振动 增大后很快消失或稳定在较以前高的水平上; 动静碰磨引起转子热弯曲 上下缸温差大, 胀差大,主汽温下降很快,转子振动增大很快; 油膜振荡 转子振动加大,轴瓦伴有敲击声;

运行中监视轴振、轴承振动在允许范围内

汽轮机发电机组临界转速
一阶临界转速r/min 轴段名称 轴系 轴段 轴系 轴段 二阶临界转速r/min

高中压转子

1640

1610

>4000

>4000

低压转子Ⅰ

1680

1600

>4000

>4000

低压转子Ⅱ

1690

1600

>4000

>4000

发电机转子

820

763

2300

2200

第二节
一、现象

汽轮机进水事故

(1)轴向位移、振动、胀差增大; (2)上下缸温差大于43 °C; (3)汽温迅速下降,10min内下降50 °C; (4)除氧器、加热器、凝汽器满水;

(5)法兰、轴封等冒白汽;
(6)抽汽管上下温差大于报警值,抽汽管振动等。

二、危害

(1)叶片损伤
(2)动静之间碰磨 进水使汽缸变形、胀差变化,继 而引发动静碰磨,产生大轴弯曲;

(3)永久变形
(4)推力轴承损伤 进水使轴向推力增大

三、产生原因
(1)负荷大幅增加,过热器减温水失控,疏水系统 不合理; (2)再热汽管道中减温水失控或关不严; (3)加热器泄漏或加热器疏水系统故障;

(4)来自汽封系统;
(5)来自凝汽器; (6)不同压力等级的疏水接到同一个联箱。

第三节

汽轮机大轴弯曲事故

一、大轴弯曲的原因 (一)动静部分磨擦 动静部分磨擦,局部受热产生弯曲;而在一阶临界转 速下,弯曲会加剧摩擦,可能造成永久性弯曲。 (二)水冲击 汽缸进水后,汽缸与转子急剧冷却,造成汽缸变形, 转子弯曲。

二、预防措施

运行方面:
(1)满足热态启动的限制 (2)严禁在转子不动的情况下向轴封供汽或暖机 (3)启动升速过程中,如在非临界转速下出现较大的 振动,应及时判断,果断停机,防止事故扩大; (4)停机后,应定期记录盘车电流、大轴晃动、上下 缸温差、胀差等,严防低温蒸汽和水漏入汽缸。

第四节 汽轮发电机组严重超速事故
一、现象 转速和频率表超过上限并持续上升;主油泵出口油 压升高;振动加剧;机组突然甩负荷到零。 二、原因 1. 油质不良。使调节或保安系统动作不正常; 2. 调节系统调整不良,不能维持机组空转; 3. 危急保安器卡涩或行程不足、动作转速偏高、附加 保护(电超速保护)定植不当或拒动; 4. 蒸汽品质不良,自动主汽门或调节汽门阀杆卡涩; 5. 抽汽逆止门、高压排汽逆止门卡涩或漏气。

三、防止措施
1. 调解、保安系统
2. 加强油质监督 3. 加强汽水品质监督 4. 定期进行调节、保安系统试验 (1)调节系统试验; (2)保安系统试验。汽机大修后,连续运行2000h后, 甩负荷试验前,以及停机一个月在启动前,都应进行 两次提升转速试验,且两次动作转速不应超过0.6%。 冷态启动一般带负荷25%-30%连续运行3-4h后进行超 速试验。 正常运行中还应该定期进行危急保安器的充油试验。

(3)调节汽门严密性试验和关闭试验。试验要求单独一 种阀门最大漏气量所引起的转速不大于1000转/分。

第五节 轴瓦烧毁事故
一、轴瓦烧毁的事故现象 (1)轴瓦乌金温度、润滑油回油温度升高;一旦油 膜破坏,机组振动增大,轴瓦冒烟。 (2)轴向位移增大,甚至保护动作。

二、轴瓦烧毁的原因及危害
1. 轴向推力增大 ? 蒸汽带水、汽缸进水;

?
?

蒸汽品质不良,叶片结垢;
负荷过大;

2. 润滑油压过低,油量偏小或断油; 3. 油质不合格; 4. 转子接地不良,轴电流击穿油膜; 5. 轴承安装不好,轴瓦研磨不好。

危害:轴瓦乌金烧毁,转子轴颈损坏,汽轮机动静
碰磨等。

三、预防措施 1. 运行中监视润滑油压力、温度及回油量,并保证 有净化系统工作正常,油质合格; 2. 防止油系统切换是发生误操作; 3. 轴封工作正常,防止润滑油带水; 4. 防止轴向推力过大或转子异常振动;

5. 轴瓦乌金温度超过90°C,润滑油回油温度超过 75°C或突然连续升高到70 °C都应打闸停机。

第六节
一、胀差过大的原因

汽轮机热膨胀

1. 暖机时间不够,升速过快; 2. 增负荷速度过快; 3. 降负荷速度过快;

4. 发生水冲击;
5. 轴封蒸汽的影响; 6. 真空下降,排汽温度升高。 危害:产生动静碰磨

第八节
一、现象

通流部分动静碰磨事故

1. 上下缸温差或高低压胀差超限,机组振动,监视段 压力升高; 2. 停机过程中惰走时间明显缩短,盘车电流增大或盘 不动;

3. 碰磨严重时,缸内有清晰的金属摩擦声。

二、产生碰磨的原因

轴向碰磨 轴向位移过大或胀差过大
径向碰磨 汽缸热变形或转子热弯曲 三、预防措施 1. 拟定合理的启停方式,合理选取轴封汽源; 2. 运行中严格控制上下缸温差、法兰内外温差、胀差 超限。

第九节
一、现象

叶片损坏事故

1. 叶片飞出时有金属声; 2. 调节级叶片断裂可能是通流部分堵塞,造成调节汽 室压力或某级抽汽压力升高; 3. 末级叶片断裂可能进入凝汽器,打坏铜管,造成凝 结水导电率增加;

4. 如叶片脱落造成不平衡离心力,将伴随振动突然增 大,然后又减小到比原来稍大的水平。

二、事故原因
1. 发生水冲击; 2. 叶片过负荷; 3. 叶片水蚀; 4. 电网低频运行;

5. 叶片连接松弛,自振频率变化。
三、预防措施 1. 防止末级超负荷 2. 不要长时间在只有一个调节阀全开的的工况下工 作; 3. 保证调频叶片的频率避开率。

第十节 轴向位移
轴向推力的组成 1. 叶轮(轮鼓)、叶片前后的压差; 2. 蒸汽作用在动叶上的力在轴向上的分量; 3. 由于转子挠度而产生的转子自重在轴向的分量。

轴向推力增大的原因
1. 水冲击; 2. 隔板漏汽增大; 3. 动叶片结垢; 4. 机组超负荷运行。


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