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超临界汽轮机原理及故障分析


火力发电厂热力系统节能分析

第一章

前言

第一节 我国火电厂的能效现状
我国是以煤炭为主要一次能源的国家,煤电在发电中的主导 地位在短期内难以改变。预计到 2010 年全国发电装机容量将达到 7.5 亿千瓦左右,到 2020 年全国发电装机容量将达到十亿千瓦左 右,而火电机组装机容量将高达 80%以上,发

展受到煤炭资源, 水资源,环境容量和运输能力的极大制约。2010 年原煤供需缺口 约 1×109 吨,2020 年原煤供需缺口约 6×108 吨以上。 目前国家正处在重新考虑能源发展战略的关键时期。围绕实 现现代化,要求调整我国能源发展战略,优化能源结构,提高能 源利用效率,进一步明确和贯彻节能优先的长期能源战略,把建 立国际多元化能源供应体系作为长期能源供应的战略目标,把能 源优质化作为主攻方向。电能是国民经济各生产部门的主要动力, 电力生产消耗的能源在我国能源总消耗中占的比重也很大,因此 提高电能生产的经济性具有十分重要的意义。虽然我国的电力行 业发展很好,并通过长期的优化发展、结构升级和技术改造,电 力技术经济指标不断改善,但仍与世界先进水平差距较大。可以 从如下几个方面做出比较: (一)供电标煤耗率高。虽然我国的供电标准煤耗由 1995 年 时的 412 g/kWh 下降至 2006 年时的 366g/kWh。但我国火电企业的 平均供电煤耗与世界先进水平 (1999 年) 相比还是高了约 50g/kWh。

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如日本东京电力公司 1999 年的供电煤耗为 320g/kWh; 法国电力公 司 1999 年的供电煤耗为 331.6g/kWh。 (二)厂用电率较高。2005 年平均厂用电率为 5.95%,与世界 先进水平(1999 年)相差约 2%。如日本东京电力公司 1999 年的 厂用电率为 4%;法国电力公司 1999 年的厂用电率为 4.47%。 ( 三 ) 发 电 水 耗 依 然 很 高 。 2000 年 火 电 厂 水 的 单 耗 为 4.2kg/kWh,2006 年的单耗为 3.0kg/kWh。 (四)线变损率较高。 2005 年线变损率为 7.18%,比世界先 进水平(2004 年)高 2~2.5%。美国、日本 2000 年的电网综合线 损率分别为 6.0%、3.89%。 (五) 燃油量较高。从近十年的情况看,全国电力用油从最 高的年烧油 3000 余万吨,下降并基本稳定在 1300 万吨水平左右, 说明单位耗油量的趋势是逐年下降。但是与一些发达国家相比还 是很高的。

第二节

我国火电厂的节能潜力分析

随着我国国民经济的发展,我国火电机组的装机容量正以 7% —8%的速度逐年递增。火力发电机组品种很多,容量,参数不等, 不同参数的火电机组其发电和供电煤耗不等,不同参数机组供电 煤耗和供电效率不同,参数越高,效率越高,同一档次参数,煤 耗及效率的变化范围也很大,这与发电设备的可靠性、燃料品种、 运行方式和机组负荷率等有关。

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我国火电厂一直存在效率偏低的状况,主要原因是增长方式 的粗放和管理方式的粗放。我国与发达国家的差距在于超临界机 组少、核电少、热电厂少、燃油、燃气机组也比较少,联合循环 只有 7500MW。所以我国的火电机组建设正朝大机组,高参数,高 效率,低能耗,低排放的方向迈进。以中国大唐公司为例:截至 2007 年底,已关停小火电机组占全国关停总容量的 28%。充分利 用“以大代小”的政策优势,积极建设大容量,高参数,低耗能 机组。 2007 年, 集团公司 60 万千瓦级机组占火电总装机的 37.91%; 30 万千瓦级以上机组占火电总容量的比重由 52.995%上升到 74.7%。 目前我国平均发电煤耗为 353 gce/kWh,每发 1 kWh 电向大气 排放 918gCO2.。 机组参数越高发电煤耗越低, 如上海外高桥电厂采 用 4×300MW 亚临界压力机组。2002 年该厂发电 728373 万 kWh, 发电煤耗为 319 gce/kWh,比我国平均发电煤耗低 34 gce/kWh, 每年少用标准煤 24.76 万吨,折成原煤为 29.62 万吨,每年节省 燃料费用约 8000 万元,少排 CO2 约 64 万吨,若采用超临界压力并 带有二级中间再热的火电机组,其平均发电煤耗可降至 290~300 gce/kWh,CO2 的排放量可降低 15%~18%。此外,我国正在试点整体 煤气化联合循环工程, 这种机给供电效率可达 45%, 我国平均每年 煤耗均下降 5 gce/kWh 左右,其主要是因大机组发电比例每年上 升的结果,所以我国的节能潜力还是有相当大的提升空间的。

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第二章

电厂热力系统概述

在研究热能地利用过程中,为了明确研究对象的范围,通常 将研究对象从周围的物体中分离出来,这种被人为分离出来,作 为研究对象的物体总称为热力系统。热力系统通过边界与环境进 行物质与能量交换,人们也通过热力系统的边界来感知和研究热 力系统的变化。 通常情况下热力系统分为:开口系,闭口系,孤立系。火力 发电厂也是有许多热力系统组成成,从而在这些热力系统中完成 将煤的化学能连续转化为电能转换。火电厂的热力系统总体上包 括:回热系统,给水系统,除氧系统,主凝结水系统,真空系统, 循环水系统,机组旁路系统,全厂输水系统,辅助热力系统。

第一节

回热系统、给水系统、除氧系统

一 、 回热系统实际上是以回热循环组成的一种加热系统。 从汽轮机的某些中间级抽出部分做过功的蒸汽送到相应的加热器 中加热锅炉给水,以提高给水温度,我们称为给水的回热加热。 在朗肯循的基础上采用单级或多级给水回热加热,所形成的热力 循环称为给水回热循环。它的主要组成有加热器,回热抽气管道, 水管道,输水管道:而回热加热器是该系统的核心。

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二 、 发电厂的给水系统是指从除氧器给水箱经前置泵、给 水泵、高压加热器到锅炉省煤气前的系全部给水管道,还包括给 水泵的再循环管道、各种用途的减温水管道以及管道附件等。给 水系统的主要作用是把除氧水升压后,通过高压加热器利用汽轮 机抽汽加热供给锅炉,从而提高循环效率,同时提供高压旁路减 温水,过热器减温水,及再热器减温水。 三 、 除氧系统的作用是除去给水中的氧气和其它不凝结气 体,防止热力设备腐蚀和传热恶化,保证热力设备的安全经济运 行。

第二节

主凝结水系统、真空系统、循环水系统



主凝结水系统

主凝结水系统的作用是将汽轮机排汽凝结而成的凝结水重新 经过凝结水泵的升压和各级低压加热后送至除氧器。该系统一般 有凝结水泵,轴封加热器,低压加热器等主要设备,及连接管道 组成。 一般机组的主凝结水系统具有以下特点: (1)设置两台凝结水泵或凝结水升压泵,一台正常运行,一 台备用,运行泵故障时联锁启动备用泵。 (2)低压加热器设置凝结水旁路。旁路的作用:当某台加热 器解列或停运时,凝结水通过旁路进入除氧器,不因加热器事故

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而影响整个机组的的运行。每台加热器均设一个旁路,称为小旁 路,两台加热器以上设一个旁路称为大旁路。 (3)设置凝结水最小流量再循环。为使凝结水泵在启动或低 负荷时不发生汽蚀,同时保证轴封加热器有足够的凝结水流过使 轴封漏汽能完全凝结下来,以维持轴封加热器中的微负压状态, 在轴封加热器的凝结水管道上设有返回凝汽器的凝结水最小流量 在循环管。 (4)各种减温水及杂项用水管道,接在凝结水泵出口或除盐 装置后。 (5)在凝汽器热井底部,最后一台加热器的出口凝结水管道 上,除氧器水箱底部都接有排地沟的支管,以便在机组投运前, 冲洗凝结水管道时将不合格的凝结水排入地沟。 二 真空系统

真空系统的作用是在启动时建立和运行时维持凝汽器中的真 空。正常运行时不断抽出有不同途径漏入汽轮机及凝汽器的不凝 结气体。 三 循环水系统

循环水系统是将冷却塔的水通过循环水泵升压后通往凝汽器 以冷却汽轮机的排汽及汽机各个主机,辅机,冷油器以及共给锅, 脱硫,输煤部分的水。

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第三节

回热加热器、汽轮机的本体疏水系统



回热加热器疏水与放汽系统

(1)输水系统的作用:回收加热器内的凝结水即输水,保持 加热器内水位在正常范围内,防止汽轮机进水。 (2)放汽系统的作用:减小回热加热器的传热热阻,增加传 热效果,防止气体对热力设备的腐蚀,在所有加热器的汽侧和水 侧均设置排汽装置及排汽管道系统,以排除加热器内的不凝结气 体。 二 汽轮机的本体疏水系统

为了保证机组的安全经济的运行,必须及时把汽缸和管道内 的积水排疏放出去,同时回收凝结水,减小汽水损失,因此发电 厂设置了汽轮机本体的疏水系统。 汽轮机本体疏水包括:主蒸汽管道的疏水,再热蒸汽冷、热 段的疏水,高、低压旁路的疏水,抽汽管道疏水,高、中压缸主 汽阀和调节汽阀的疏水,高、中压缸缸体的疏水,汽轮机轴封疏 水等。上述疏水管道、阀门和疏水扩容器等组成了汽轮机的本体 输水系统。

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第四节


机组旁路系统、辅助蒸汽系统

机组旁路系统

目前大多数再热机组都设有旁路系统。汽轮机的旁路系统是 指绕过汽轮机经过与汽轮机并联的减温减压装置到参数较低的蒸 汽管道或凝汽器中的连接系统。主蒸汽绕过汽轮机的高压缸经减 温减压后进入再热冷段蒸汽管道系统称为高压旁路或Ⅰ级旁路。 再热后的蒸汽绕过汽轮机中低压缸经减温减压后,直接排入凝汽 器的系统称低压旁路或Ⅱ级旁路。主蒸汽绕过汽轮机经减温减压 后直接进入凝汽器的系统称为整机旁路或一级大旁路。任何机组 的旁路系统均是上述三种形式中的一种,二种,三种形式的组合。 机组旁路系统主要有三方面的作用: (1)保护再热器。 (2)改善启动条件,加快启动速度。 (3)回收工质,消除噪音。 机组三级旁路系统如图(1 二级并联旁路系统如图(2)所示:

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图(1) 1-整机大旁路;2-高压旁路;3-低压旁路;4-高压缸; 5-中压缸;6-低压缸;7-发电机;8-锅炉;9-过热器;10-再热器;11 -凝汽器;12-水泵



辅助蒸汽系统

单元制机组的发电厂均设置有辅助蒸汽系统。辅助蒸汽系统 是保证机组在各种运行工况下,为各用汽项目提供参数、数量符 合要求的蒸汽。

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第三章

回热系统及其设备的节能技术分析

汽轮机采用回热加热系统是提高机组运行经济性的重要手段 之一。回热加热系统的运行可靠性和运行性能的优劣,直接影响 整套机组的运行经济性。 影响回热过程的经济性的主要因素有:给水的最终加热温度
t gs

;回热级数 z; 多级回热给水总焓升(温度)在各加热器间的加

热分配。 回热加热器是利用汽轮机的抽汽加热凝结水或给水的换热设 备。按传热方式可分为混合式加热器和表面式加热器;按布置的 方式可分为卧式加热器和立式加热器;按水侧压力高低可分为高 压加热器和低压加热器。应实际用中,表面式加热器疏水连接系 统有:疏水逐级自流的连接系统;疏水泵与疏水逐级自流的联合系 统;疏水冷却器与疏水逐级自流的联合系统。现代大容量火电机 组,高压加热器的疏水连接系统一般都采用疏水冷却器与疏水逐 级自流的联合系统;低压加热器的疏水系统也倾向与这种联合方 式。 在朗肯循环中,新蒸汽的热量在汽轮机中转变为功的部分只 占 30%左右,而其余 70%左右的热量随乏汽进入凝汽器,在凝结过 程中被循环水带走了。另外,进入锅炉的给水温度是凝汽器工作

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压力下的饱和温度。因为凝汽器内饱和温度很低,在锅炉内将给 水加热到过热蒸汽的整个过程,吸热平均温度不高,致使朗肯循 环热效率也较低。为了提高工质的平均吸热温度,减少凝汽器中 被冷却水所带走的热量,人们采用了利用抽汽加热给水的热力循 环——回热循环。 因回热抽汽做功气流没有冷源损失,减少气轮机的凝汽流量, 从而减少整机的冷源损失提高循环热效率。回热给水温度提高, 增加了工质在锅炉内吸热的平均温度,降低由锅炉换热温差引起 的损失。 一 1 回热加热器的节能技术 为了确保电厂的安全经济满发,每台高加均应投入运行。

针对一些电厂实际运行中也存在很多问题。如:管子与管板的泄 露;高压加热器装置密封设计不佳,热电厂高压加热器是采用自 密封,由于长期运行高压加热器密封间隙处发生;疏水系统自动 不能投入,也常低水位运行,或经常性无水位运行,振动较大, 疏水管冲刷严重,其碳钢弯头频繁被冲坏。 2 面对这些问题我们要查原因找对策; 关于钢管及胀口泄

漏主要原因可归结为不合理的结构和工艺设计、胀接和焊接质量 不良及不适当的运行操作方式。而管子本身泄漏,除了管材质量 外,主要是冲蚀、腐蚀及振动等原因。对高加的壳体、管束进行 更换,同时增大换热面积,但是高加的钢管及胀口的泄漏与运行

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的方式和操作方式有重要的关系,因而对运行工况的控制和操作 中的维护显得十分重要。 针对冲蚀和振动引起的管束损坏应采取以下对策: (1)在任何情况下,为避免管束中焊缝受到较大的热应力冲 击, 启动速度不能太快, 应控制单台加热器的给水温升小于 5℃/ min 温降小于 2℃/min。 (2)应避免低水位和无水位运行,防止疏水调节阀开度过大, 而在疏水冷却段内引起闪蒸和汽水两相流。 (3)要监视和控制高加的热力参数,以防冲刷管束并激发振 动。对于已发现的管束泄漏,应及早停用检修,防止继发性冲蚀。 (4)应严格控制给水品质,包括含氧量、pH 值等防止腐蚀。 对无铜的系统 pH 值应控制在 9.2~9.8。 二 减小回热加热器的端差

回热加热器一般存在传热端差,这也是影响其经济性的最重 要的因素。大回热加热器端差的情况下,造成加热器的出口水温 度降低,造成给水吸热量减少,同时也影响下一级(压力更高) 加热器的进口水温度,抽汽量增加,使高品位的抽汽量增加,机 组热经济性下降。 针对这种情况,对于高压加热器一般采取的措施有: (1)高压加热器管系或管板泄漏是高压加热器运行中比较大 的缺陷,应该作停机处理,对加热器进行查漏、堵管、焊接,对

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泄漏严重的、堵管率超过设计值的加热器,应更换新设计的加热 器或钢管。 (2)检查高压加热器水位和疏水调节阀是否正常,调整加热 器水位在正常范围,更换泄漏的疏水调节阀。 (3)排放不凝结气体。 (4)严格按规程规定的温升及温降速率启、停高压加热器。 避免过负荷运行。 (5)严格控制水质(PH、含氧量) ,减少管束表面腐蚀。 三 加热器疏水系统的节能分析

加热蒸汽进入表面式加热器放热后,冷凝为凝结水—-疏水。 为保证加热器内换热过程的连续进行,并回收工质和热量,必须 将疏水收集并汇集于系统的主水流(主给水或主凝结水)中。 1 不同疏水收集方式对回热系统的影响及节能分析

(1) 疏水逐级自流式 如图(3) 所示,当回热系统采用逐级 自流式疏水收集方式时,抽汽在加热器内凝结成疏水,逐级流入 下一级加热器,用于加热低一级加热器中的水,达到减少部分抽 汽从而节能的效果。这是最简单的疏水逐级自流式加热器。

收集方式图(3)

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(2) 采用疏水冷却器 图(4) 是将凝结后的抽汽疏水排放到冷却器中,用来加热入口 的水。由于加热器入口处水温很低,用疏水先将其加热,再和抽 汽热交换能减小焓增;另一方面,入口水温度提高,要达到一定 的出口温度,抽汽量又可以减小。因此,疏水冷却器有效的提高 了回热系统的热经济性。

图(4)带疏水冷却器的加热器

(3)采用带疏水泵

图(5)带疏水泵的加热器

图(5)应用了疏水泵,将本级疏水利用疏水泵打入出口处, 与出口水混合。使得前一级入口水温度提高,从而使前一级所需 要的抽汽量减少。由于前级的抽汽质量,即能级更高,这种方式

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的节能效果也就更好。 使用疏水泵或者疏水冷却器,可以利用疏水的热量,达到系 统节能的目的,但对于不同的机组,由于热力系统这加热器的连 接关系不同,热力系统参数不同(特别是抽汽参数的差异不同) 等,疏水泵和疏水冷却器的使用效果是不同的,通常的做法是在 低压加热器系统中使用一台疏水泵,但其布置的位置需要论证, 其他加热器均采用疏水冷却器回收疏水热量,同时,需要规划疏 水冷却器的端差,以达到小投入换取大的节能收益。

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第四章

真空系统、凝结水系统、及循环水系统的运行节 能分析 第一节 真空系统的节能分析

真空系统主要有真空泵、冷油泵及一些管道、阀门组成。 在凝汽式汽轮机中,通过凝汽器散去的热量比用于驱动汽轮 机发电所消耗的热量还要大,一台出力为 660MW 的机组,其冷端 散热约为 780MW, 因而凝汽器的运行状况能明显影响机组的热经济 性。对一般 300MW 机组而言,凝汽器的真空度每降低 1%,供电煤 耗约增加 2.75 gce/kWh.可见,提高真空度的经济性效益十分可 观。 影响机组真空的因素主要有冷却水量、冷却水温、抽汽系统 的性能、凝汽器结构和管材、凝汽器的清洁系数、真空系统漏入 空气情况等。其中,有些是设计制造中己确定的因素,如凝汽器 内管束布置、管材、循环水泵和真空泵的容量等;有些是受环境 影响无法人为控制的,如开式冷却系统中的冷却水温;而有些则 是与设备的安装、运行和检修的质量有关,并需要要在日常运行 和检修中及时处理,如空气泄漏、管子结垢及有关设备的运行状 态等。 目前,国内运行的大中型汽轮机普遍存在真空系统严密性不 合格的问题。随着机组单机容量的增大,真空系统的严密性更难 保证。因此,研究影响凝汽器真空的主要因素并提出改善措施是

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一个非常重要的课题。 一 真空系统存在的问题及改造措施

(1)江苏某电厂 10 号机组是国产早期 300MW 机组,由于机 组使用的射水抽汽技术落后,且服役时间长,性能老化,常年耗 功在 600KW 以上,耗水 2300t/h 左右。针对上述问题,该厂对真 空系统进行了改造,将射水抽气器改为真空泵系统。真空系统采 用水环真空泵后,取消原来的射水泵及主给水泵汽轮机射水抽气 器。 (2)改造结果:改造后的试验及运行情况表明,主机真空泵 只需 1 台运行即可满足要求,给水泵汽轮机真空泵 1 台运行即可 满足两台给水泵汽轮机运行。改造后真空得到了很好的改善,经 济性得到明显提高。改造前,两台射水泵累计耗电功率为 753kw, 而改造后,真空系统耗电功率情况为:主机 1 台真空泵 110kw,给 水泵汽轮机 1 台真空泵 18.5kw,主机真空泵的密封水泵 3kw,轴 封加热器风机 18.5kw。 改造后, 真空系统累计耗电功率为 146.5kw。 按 机 组 年 运 行 700h 计 算 , 改 造 后 真 空 系 统 可 节 约 厂 用 电 4245500kw.h。按 0.2 元/(kw.h)计算,每年可节约费用 84.91 万 元。真空系统改造后,系统日常维护量很小,真空泵及其真空系 统运行良好。 (3)某电厂投产初期,真空严密性很差,为了维持机组凝汽 器的真空,在相当长的时间里,机组必须一直维持两台真空泵并

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列运行,造成很大的能耗浪费。针对这种情况,该厂经过技术改 造,采用降低真空泵的密封水温来提高真空泵的工作能力,进而 提高全厂效率。技术改造一下:选用合适的水冷机组,在板式冷 却器原有的冷却水源基础上加装一路冷冻水源,在夏天用冷冻水 对真空泵密封工作水进行冷却,成为限制该厂真空泵工作能力的 一个主要因素。改造实施后,获得了比较明显和良好的效果。在 夏天,循环水温度为 30℃时,冷冻水最高温度仅为 20℃,完全满 足了夏季真空泵的正常工作台和维持凝汽器真空的要求,真空泵 密封工作水冷却器使用冷冻水冷却后明显使排汽温度下降了 2℃, 取得了良好的经济效益。

第二节


凝结水系统的节能技术分析

凝结水系统节能原理:

主凝结水系统由凝结水泵、轴封加热器、低压加热器等主要 设备及其连接管道组成。亚临界压力及超临界压力参数机组由于 锅炉对给水品质要求很高(特别是直流锅炉) ,在凝结水泵后设有 除盐装置。国产机组由于除盐耐压条件的限制,凝结水采用二级 升压,因此在除盐装置后还设有凝结水升压泵。对于大型机组, 主凝结水系统还包括由补充水箱和补充水泵等组成的补兖水系 统。 凝结水系统的作用是将汽轮机排汽凝结而成的凝结水重新经 过凝结水泵的升压和各级低压加热后,送至除氧器。凝结水系统

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作为火电厂热力循环中的重要环节,对凝汽器水位和凝结水母管 压力控制、保证凝结水品质、良好的凝结水泵运行方式等,对整 个热力循环的安全性与经济性均有重要意义 二 1 凝结水系统存在的问题及节能改造方案实例 某电厂 800MW 机组凝结水系统采用闭式循环系统,但经过

实际系统运行发现这种边排边补的运行方式不能将不合格的凝结 水和补入的合格除盐水彻底的隔断,即不能进行彻底的开式运行。 为保证对凝结水系统能够进行开式冲洗,缩短排放时间,达 到节能降耗,确定在凝结水主管道上向外开式排放管道后与除盐 水直接向主管道补水前之间的管段上,加装一个能够关闭严密的 隔离门。 2 改造效果:该厂两台机组的凝结水系统都进行同样的改

造,机组每次启动,全过程课直接节省资金约 12.5 万元,主要表 现在: (1)节省大量除盐水。机组每次启动可节约除盐水 800t,节 省资金约 5.6 万。 (2) 缩短了机组启动及冲洗时间。 机组启动冲洗时间缩短 1t, 直接节省燃油 18t,节省投资约 5.4 万,可节省其他投资 1.5 万。 (3)有效防止锅炉受热面结垢和腐蚀。因不合格水在炉内停 留时间短,极大的减轻了锅炉结垢和腐蚀,减少了锅炉爆管停炉 次数,由此带来的经济效益无法估量。

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改造前凝结水系统存在的问题及改进措施:

山西某电厂该凝结水系统采用节流方式进行调节,经节流调 整造成运行中凝结水压偏高,对凝结水系统管路及低压加热器管 束产生很大的冲击,使低压加热器管路频繁泄露:同时会使凝结 水泵持续高负荷运行,水泵电流始终在 40A 左右。 针对上述问题,该厂凝汽器改为低水位为运行,即凝结水泵 出口至除氧器管道之间的所有阀门都开启,处于不节流状态,凝 结水泵出水量由凝汽器水位的高低自行调节。 4 改造效果:

(1)采用低水位运行方式后,根据负荷变化引起凝汽器水位 变化,自行调节除氧器上水,减少了节流损失。 (2)由于凝结水母管压力下降,使低压加热器疏水泵出口压 力下降,电流比原方式减少 10A,每天节电 135kw.h。 (3)采用低水位调节方式后,从运行方式上改善了低压加热 器水侧运行工况,同时在 100MW 负荷以上时,减少了凝汽器热负 荷,使凝汽器工作得到改善。 5 凝结水回收利用是从用热设备内排出凝结水经疏水器进

入凝结水箱,由凝结水泵送回锅炉房软化水箱,再经锅炉给水泵 送入锅炉。这种方式存在如下问题:凝结水在进入开式凝结水箱 时会发生闪蒸,一方面闪蒸汽逸入大气中造成凝结水的损失;另 一方面,闪蒸汽带走了冷凝热,使凝结水的温度降低,既造成了

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热能与凝结水的温度降低,又造成逸出大气的二次蒸水汽对环境 的热污染。为此,我们在充分考察的基础上,引进了一种冷凝水 回收系统,较好的解决了问题 改造后系统的工作过程是:凝结水由疏水器进入凝结水回收 器,凝结水回收器由闪蒸罐、除垢器、冷凝水快排装置、压力平 装置、液位变送器等组成。当高温冷凝水进入闪蒸罐后,在罐内 进行汽水分离,冷凝水经过快排装置进入蒸汽水箱,产生的二次 汽通过引射装置进入凝结水泵出水管道,使闪蒸汽得以密闭回收。 闪蒸汽罐由于汽体液体不断排出,使闪蒸汽罐内压力永远保持低 于设备冷凝水的排出口压力,从而保证了回水背压。

第三节 循环水系统的节能分析
G48Sh 高效节能型循环水泵的引入优化了循环水系统水 力条件,加宽了水泵高效区段的变化范围,可保证循环水泵 在两个不同转速下实际的运行效率不低于 85%, 提高了水泵的 工作效率。
循环水系统一般由两台开式循环泵、各设备冷却器及其连接 管道、阀门和附件组成。循环水泵所消耗的电能约占总发电量的 1%-1.5%,它也是改变汽轮机真空的唯一可调节因素。在汽轮机排 汽量和循环水温一定的情况下,随着循环水量的增加,凝汽器真 空升高,汽轮机增加功率输出,但同时循环水泵的电耗也随之增 加,消耗增发的电量。只有当汽轮机增发功率与循环水泵功耗之

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火力发电厂热力系统节能分析

差达到最大时对应的循环水量才是最佳运行方式。 因此循环水系统的运行优化,成为电厂节能降耗工作中亟待 解决的问题,对机组经济运行有着重要的意义。 一 1 循环水系统的优化运行 循环水泵的节能改造

循环水泵是火力发电厂主要辅机设备,主要用于维持真空、调节 水流量,其出力随季节和机组负荷的变化而变化。可以从改变泵 体结构和调速技术来达到节能效果。 (1) 某引进型 300MW 机组循环系统存在的问题及改造方案: 广 东 某 电 厂 4*300MW 汽 轮 发 电 机 组 , 设 计 循 环 水 量 为 35660t/h,循环水温 24.5℃.该机组投产后,循环水泵在半调的组 合式叶轮轮毂与叶片根部个别存在微裂纹儿受海水侵蚀,影响机 组发电。 为提高循环水泵效率,该厂将叶片角度稍微提高,将半调的 组合式叶轮改为整体式不锈钢叶轮,同时提高循环水流量,以提 高机组真空。 (2) 改造效果:经过改造,水泵的效率大于 80%,运行范围

变宽,单位电耗下降 0.144kw.h;由于正常循环水流量提高了 6000t/h,机组带额定负荷平均真空提高了 0.8kPa,单台机组全年 全年煤耗下降,1.6g/(kw.h)达到增容带电的目的 (3) 采用调速技术可以实现流量变化。

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河北某电厂循环水泵改造前的状况如下:机组 A 泵双泵运行 时的试验效率为 61.19﹪;B 泵双泵运行时的试验效率为 58.68%, 远没有达到设计 80.5%的水平。在扬程只有 13.29m,比设计额定 扬程 18.2 m 低得多的情况下,流量只有 19400 ㎡,未能达到额定 流量 20160M,说明循环水泵的运行工况远远偏离泵特性曲线的高 效区。针对这种情况该厂作出了一些改进:保持泵的壳体结构不 变,优化泵叶轮的设计,电动机改为 16、18 极的双速电动机,优 化运行方式。受壳体流通能力的限制,改造后,两台泵并列运行 的效率可达到 75%左右。保持 16 极运行时泵的实际出力与改造前 相同,电动机效率可下降 110KW 左右,18 极运行时电动机功率可 下降 560KW。 电动机双速改造及运行方式优化后, 在保持原机组燃 煤量不变的情况下,每年可节约人民币币 61 万元,两台泵改造费 用仅为 110 万元。社会效益和经济效益是显著的。 2 (1) 采用高效节能循环水泵 国内大部分 100MW、125MW,135MW 机组的循环供水系统

中,大多数采用一台机组配二台循环水泵的常规布置。对电厂工 程建设项目进行经济分析发现,火力发电厂采用一机二泵常规模 式布置循环水系统年运行费用较高,设计上存在一些不足主要表 现在: 首先循环水泵设计点参数偏离系统运行值,水泵效率不高; 对已投产运行的循环水泵调查发现,电厂普遍存在循环水泵的运

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行效率除部分时间外大部分时间循环水泵的运行效率不高,大多 数时间水泵效率只有 60%左右,很显然它不属于水泵的高效范围。 另外水泵运行方式对循环系统的流量变化不太敏感;对于单 一工况运行的汽轮机,汽轮机凝汽器冷却水量随着每年季节的变 化大幅度波动;对于变工况运行的汽轮机,伴随着汽轮机抽汽量 的增加,系统冷却水量大幅度减少。火力发电厂采用一机二泵常 规模式设置存在着全年大部分时间运行一台水泵供水量不足,二 台水泵供水量过大的现象,水泵运行调节困难,不利于汽轮机形 成最有利的真空度,白白的浪费电能,为了从根本上解决循环水 泵的配置与系统流量变化的不一的问题,提高循环水泵的运行效 率,生产、开发高效节能型水泵事在必然。 (2) 高效节能水泵的优越性能分析

以 G48Sh 新型循环水泵在 135MW 机组设计中的运用为例给予 说明。 G48Sh 新型循环水泵的设计参数与电厂循环水系统实际阻力 参数相吻和,水泵运行效率较高。对投产运行的 100 多台 G48Sh 循环水泵进行抽样试验、检测发现,G48Sh 水泵实际运行效率为 84-88%,比 135MW 机组常规模式布置一机配二台同型号水泵 48Sh-22 的实际效率提高了 25%。 G48Sh 新型循环水泵配用电动机采用双极数、 双转速运行。 根 据每年季节不同汽轮机凝汽器冷却水量大幅度改变,电动机通过

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调整电动机极数与转速使电动机输出功率发生改变,从而使循环 水泵的供水量、水压发生改变。增加了系统的调节灵活性,最大 限度地节约厂用电负荷。

第五章 辅助热力系统、机组旁路系统、 全厂疏水系统的节能分析

第一节 辅助热力系统的节能技术分析
电厂辅助热力系统虽然有其各自的功能特点,但都与气轮机 的回热系统有着密切的关联。它们在汇入回热系统时,将带来工 质和热量的进、 出, 以及它们的吸热和放热 (热量的利用与排挤) , 故它们与回热系统配合恰当与否会直接影响到机组和全厂的热经 济性变化。本章将对锅炉连续排污、辅助蒸气回收及利用系统、 辅助蒸气系统等废热及工质回收利用系统,补水系统的节能措施 进行分析。 一 锅炉连续排污简介

在汽包锅炉的水循环系统中, 汽包连续不断地生产蒸气, 使炉 水的含盐浓度逐渐增加,化学加药在汽包的水面上形成一层泡沫 悬浮物。为了保证水品质,常规做法是设置连续排污。 锅炉连续排污的目的就是要控制汽包内炉水水质在允许范围 内,从而保证锅炉蒸发出来的蒸气品质合格。汽包中的排污水通

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常是含盐教高的水。根据 DL5000-2000 的规定,汽包锅炉的正常 排污率不得低于锅炉最大连续蒸发量的 0.3﹪, 但也不宜超过额定 蒸发量 Db (1) 以化学除盐水为补给水的凝气式发电厂为 1﹪。 (2) 以化学除盐水或蒸馏水为补给水的热电厂为 2﹪。 (3) 以化学除盐水为补给水的热电厂为 5%。 由于排污水直接由汽包排出,压力和温度很高,造成工质和 热量的严重浪费。电厂一般设计采用排污扩容器对部分热量与工 质进行回收。但实际应用中,由于运行和技术原因,连续排污扩 容器与液位波动大,切不易控制,难以将闪蒸出的蒸汽可靠地回 收到热力系统。很多电厂虽然设置了排污回收系统,由于实际应 用困难,大多弃之不用,而是将闪蒸蒸汽排放到大气中或把高温 污水直接拍到地沟,造成了严重的热量浪费和环境污染。 二 锅炉连续排污系统的节能

锅炉连续排污利用系统就是让高压的排污水通过较低压的连 续排污扩容器扩容蒸发,产生品质较好的扩容蒸汽,回收部分工 质和热量;扩容器内尚未蒸发的、含盐浓度更高的排污水,可通过 表面式排污水冷却器再回收部分热量。 1 某电厂 300MW 机组连续排污系统节能改造

该电厂每台炉配有 3 台角式调节阀,在正常运行工况下,角 式调节阀阀座和阀瓣密封处产生汽蚀,调节阀起不到节流减压的

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作用,而且连续排污系统炉水含盐量高,造成阀门的阀座、阀杆 和导向套严重腐蚀。 针对上述问题,该厂在连续排污系统角式调节阀安装大压差 防汽蚀装置,同时去掉一些弯头,使系统更加简捷。同时改装电 动排污调节阀,使阀门的使用寿命有了可靠的保证。 2 改造效益

该厂的连续排污系统通过加装防腐蚀装置,减少了修复和更 换阀门的次数,节约费用约 30 万-40 万元,而更换电动排污调节 阀每台约 8.5 万元。在系统改造运行 5 年后,累计节能经济效益 达 1100 万元。以上对锅炉连续排污系统的优化,提高了阀门运行 的安全可靠性,回收了连续排污蒸汽,经济效益相当可观。 三 废热及工质回收系统的节能

除了锅炉的连续排污外,汽轮机主蒸汽阀杆及轴封漏气,冷 却发电机的介质热量,热力设备及管道的疏放水等都有类似的工 质回收及废热利用问题。回收利用发电厂排放、泄漏的工质和废 热,既是节能,提高经济性和管理水平的一项重要工作,又对保 护环境具有重要意义。 轴封蒸汽回收及利用系统为了提高发电厂的经济性,现代的 汽轮机装置都设有轴封蒸汽回收利用系统。不同机组的轴封结构 和轴封系统有所不同,但轴封蒸汽利用与回热系统都是一致的, 因此轴封轴封蒸汽回收及利用系统设计与发电厂热力系统的设计

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是紧密联系的。 汽轮机轴封系统包括主汽门和调节汽门的阀杆漏气,再热式 机组中压联合汽门的阀杆漏汽,高、中、低压缸的前后轴封漏汽 和轴封用汽等。一般轴封蒸汽占汽轮机总汽耗量的 2%左右,切由 于引出点不同,工质能位有差异,在引入地点的选择上应使该点 能位与工质最接近,既回收工质,又利用其热量,同时又使其引 起的附加冷源损失最小。 1 某国产 300MW 汽轮机轴封系统存在的问题及改造措施

(1)低压缸轴封冒汽。 (2)轴抽风机出口积水。 对低压轴封回气管道积水造成低压轴封冒气采取的措施,将 低压缸前后轴封回汽管道的疏水改接为疏至轴封加热器的回汽母 管,并保持其疏水门常开。对轴抽风机出口积水,将轴抽风机出 口的旁路管道改为直接排地沟,不但及时的将排气管中的凝结水 排除,而且提高了轴封回汽管中的负压,增加轴封回汽量,减少 了轴封冒汽。 2 改造效果

该机组对轴封系统进行以上改造后,消除了轴封冒汽、轴抽 风机出口积水问题,使汽轮机轴封回汽系统的正常运行,机组的 真空严密性达到小于 200Pa 的优良水平。

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第二节 机组旁路系统的节能节能技术分析
旁路系统主要由减压阀、减温调节阀和凝汽器减温减压装置 组成。高压旁路、整机旁路的减温水都取自给水泵出口的高压水; 而低压旁路减温水则来自凝结水泵出口的主凝结水。 1 某电厂 300MW 汽轮机旁路系统高压旁路阀改造

高压旁路阀在运行中存在的问题: (1) 高压旁路阀消声器被吹毁,无法达到消声和减速稳流作 用。 (2) 高压旁路阀减温水环形管与喷嘴座连接管的焊口、喷嘴 座与高压旁路发出口管的焊接口已多次出现开裂现象,造成机组 一类障碍及紧急停机事故,增加机组的非计划停运次数和检修维 护量。 (3) 高压旁路阀门芯和门座密封面容易被蒸汽吹损,每次大 小修检查密封面处有起坑胡麻点现象,修复困难。 高压旁路阀喷水调节阀和截止阀阀座被冲蚀严重,无法研磨修复, 导致减温水窜入再热冷段,严重影响机组的热效率,同时增加再 热蒸汽温度调整数量过大,增加运行人员的负担。 2 改造方案

(1) 将高压旁路阀、高压旁路喷水截止阀、高压旁路阀喷水 调节阀及其油动机在原位置更换为 ARS-125 高压旁路阀、HAZO-A2 高压旁路截止阀、E31-2SF 高压旁路喷水调节阀及其油动机。

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(2) 在高压旁路前和电动主汽阀前加接预热管道。 (3) 原液压动力装置及控制线路保留,更换 SULZER 配带的 电 控制阀,压力油管路在原位置布置。 3 改造效果

机组在进行以上改造后,高压旁路阀投入运行,高压旁路开 启时噪声很低,运行状况良好,改造取得了满意的效果。 第三节

汽轮机疏水系统的节能技术分析

采用取消或合并某些疏水管道及其气控阀门的方法,减少阀 门数量,进而减少泄漏点的数量,达到降低蒸汽的泄漏量,提高 机组运行经济性的目的。 (1)减少 6 根高压疏水管道(原为 15 根) ①取消 1、2 号高压调门后放汽疏水管道及其阀门。 ②取消主汽隔后疏水管道。 ③取消第 1 级抽汽隔离门后疏水管道及阀门。 (2)减少 3 根次高压疏水管道(原为 12 根) ①取消第 2 级抽汽隔离门后疏水管道及阀门。 (3)减少中、低压疏水管道 5 根 ①分别取消第 3~6 级抽汽隔离门后疏水管道及阀门。 ②取消中压缸排汽区疏水管道及阀门。 (4)高压旁路隔离门后疏水改自动疏水器 取消高压旁路隔离

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门后疏水气控阀门和高压旁路隔离门后疏水手动隔离阀门,改为 高压旁路隔离门后疏水器及疏水器疏进、疏出手动隔离阀门。此 外,还取消了高压旁路蒸汽预热管道及阀门和 5%锅炉上水旁路至 高压疏水扩容箱管道及阀门。 3 疏水系统改造后的效果及其经济效益

疏水系统改造后,机组在启、停期间,疏水系统运行正常, 同时疏水系统阀门数量减少,降低机组运行经济性。 按机组年运行 7000h 和年平均负荷率 70%、疏水系统改造后 发电煤耗下降 1.5g/(kW.h)计算, 年节约标煤约 2205t。 按标煤价 318 元/t 计算, 每年可节约 70.1 万元。 而疏水系统改造的投资 费合计约 55 万元,按疏水系统改造后年节约 70.1 万元计算,1 年内即可收回投资费用。

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第六章 第一节

汽轮机运行典型故障处理 汽轮机运行中主要的监视参数

机组在运行过程中,要保证其运行的安全性、经济性等,以 求得最大的效益。运行中对汽轮机设备进行正确的维护、监视和 调整,是实现安全、经济运行的必要条件。为此,机组正常运行 时,要经常监视主要参数的变化情况,并通过调整使其在规定的 范围内。 汽轮机运行中的主要监视项目有:蒸汽参数;控制油压(保 安油压、抗燃油压)和轴承润滑油压;轴颈振动;轴承振动;监 视段压力;胀差;轴承进、回油温度;轴承乌金温度;轴向位移; 汽缸金属温度;凝汽器压力;高、低压缸排汽温度;主油箱、抗 燃油箱油位。

第二节 常见的典型事故分析及处理
为了保障汽轮机组运行的安全性,在运行过程中要尽量避免 发生事故和正确处理事故。一般事故的处理应遵循以下原则: (1) 按“保人身、保设备、保电网”的原则进行处理,尽 可能保证厂用电和厂用抽汽的正常供给,尤其是事故保安电源的 可靠性,并尽可能使机组不减少或少减少负荷,尽可能减少汽水 损失和厂用电。 (2) 运行人员在值长的统一指挥下,按规程迅速查清事故原 因,解除对人身和设备的威胁,努力保证非故障设备的正常运行, 防止事故扩大。 (3) 在消除事故的过程中,不允许遗忘对负荷、转速等基本 工作参数的监视。 (4) 事故处理过程中,应尽可能与调度等上级部门取得联 系,在值长或单元长统一指导下迅速处理。
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(5) 事故消除后,运行人员应对事故发生的时间、地点、现 象、原因经过及处理方法进行详细记录,备日后总结分析并吸取 经验教训。

(一)汽轮机严重超速
(1)现象 机组负荷到零,发电机解裂;机组转速>110%额定转速而超 速保护未动作并继续升速;机组发生异常声音,主油泵出口压力 上升;机组振动增大,轴瓦金属温度上升等。 (2)原因 ①机组跳闸后,高中压主汽门或调门关闭不严,高排逆止阀 或抽汽逆止阀卡涩,蒸汽继续进入,冲转汽轮机;②功率不平衡 保护整定不正确或动作不正常;③危急保安器超速试验时,转速 失控;④汽轮机转速升高到超速保护装置的动作转速而超速保护 拒动;⑤DEH 故障或汽轮机调速系统静态特性不合格。 (3)处理 立即按“TURBINE TRIP”按钮或就地拉汽轮机跳闸操作手柄 紧急停机,并确认转速下降。注意保持润滑油温、油压正常。迅 速查明原因并隔离可能进入汽轮机本体的有关汽源。锅炉MFT, 高、低压旁路开启泄压。

(二)水冲击
(1)现象 能清楚地听到蒸汽管道或汽轮机内有水击声,机组负荷晃动, 从蒸汽管道法兰、阀门密封圈、汽机轴封、气缸接合面冒出白色 的湿汽或溅出水滴,推力轴承乌金温度和回油温度上升,轴向位 移窜动且有增大趋势,气缸金属壁温急剧下降,上、下缸温差增 大,胀差急剧减小,即组出现激烈振动。若因主蒸汽或再热蒸汽 带水,主蒸汽、再热蒸汽的温度会急剧下降,主蒸汽压力剧降。 (2)原因 ①来自抽汽系统。给水加热器管路泄漏;加热器水位控制不

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良或发生故障;加热器及抽汽管路疏水不够或布置不当;抽汽管 路与供给启动除氧器汽源互相连接处的阀门泄漏或操作失当。② 来自锅炉过热器及主蒸汽管道系统。蒸汽温度失控或由于误操作、 设备故障而引起锅炉水位异常。③来自再热蒸汽系统。运行人员 误操作或阀门泄漏。④来自蒸汽密封系统。操作不当。 (3)处理 破坏真空紧急停机,尽快切断有关汽源、税源,同时加强主 蒸汽、再热蒸汽管道、汽机本体及轴封供汽系统的疏水。 如因加热器或除氧器满水,应立即撤出故障加热器或除氧器, 并开启相应的事故疏水,同时加强抽汽管道的疏水。 停机过程中,严密监视推力瓦乌金温度和回油温度、轴向位 移、上、下缸的温差,各缸胀差、机组振动情况。准确记录转子 惰走时间、大轴偏心度,仔细倾听机内声音,以确定机组是否可 以重新启动。

(三)汽轮发电机组振动大
(1)现象 CRT 轴振值显示增大或出现报警; 记录仪记录轴振值增大; TSI 机组声音异常,就地测量、感觉振动明显增大。 (2)原因 ①冲转前盘车时间不足,汽轮机转子偏心度大;②机组暖机 不充分,疏水不畅;③热态启动冲转时,冲转参数偏低;④运行 参数、工况剧变,汽轮机进冷汽或发生水冲击;⑤低压缸强度不 足,在凝汽器压力过高或过低时或后缸喷水投运后产生变形;⑥ 胀差、绝对膨胀异常和滑销系统卡涩等原因引起动静摩擦;⑦上、 下缸的温差及高、中压转子热应力超限;⑧汽机本体内部机械零 件损坏或脱落等;⑨轴承工作异常。 例如某电厂 3 号机组为国产 300MW 汽轮发电机组,在调试启 动过程中发生机组振动问题。第一次启动过程中,由于机组 6 号 瓦油档存在碰磨使 5 号瓦的轴振超过规定值。第二次启动过程中,

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2-6 号瓦振动较第一次强烈,定速 3000r/min 时,4、5、6、9 号 振动均超过报警值。分析原因时是盘车时间不足,冲转时转子仍 存在残余热弯曲,使转子产生不平衡振动加大,轴封供汽温度偏 低,机组仍存在碰磨故障。第三次启动过程中,由于发电机转子 与集电环小轴存在一定的质量不平衡,使 7、8、9 号瓦的轴振较 大。 (3)处理 冷态启动过程中, 机组转速低于900r/min 时, 任一轴振达 100微米,应停止升速,查明原因,振动报警持续超过2h,做 打闸停机处理;轴振达125微米,应立即打闸停机。

(四)叶片损坏
现象 汽轮机内部或凝汽器内有突然的响声,伴随机组突然发生振 动;当叶片不对称脱落较多时,使转子不平衡,引起机组振动明 显增大;调节级围带飞脱堵在狭义寂静叶片上时,使通流部分堵 塞,导致调节汽室压力升高;低压末级叶片飞脱落入凝汽器内时, 除有较强的撞击声,且若打坏铜管,凝结水的过冷度增大;若机 组抽汽部位叶片断落,则可能进入抽汽管,使抽汽逆止阀卡涩, 或进入加热器使管子损坏,水位升高。 原因 ⒈ 叶片本身 ⒈振动特性不合格。例如某电厂 1、2 号机组系 ABB 公司生产 的 300MW 机组。其中 1 号机组在累积运行 8991h 时,发生汽轮机 调节级叶片断裂事故。通过分析计算,调节级叶片第 3 节径振动 与第 46 阶谐波激振在运行中发生较大的 共振响应,这主要是由 于该调节级叶片振动特性不良造成的。 ⒉设计不当。例如我国引进的一台 300MW 汽轮机在正常运行 中,机组突然出现异常振动和响声,并随之跳闸停机。发现调节 级飞脱 3 片叶片,并有 2 片叶片出现宏观裂纹。这主要是由于调

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节级叶片振动强度设计不当造成的。机组在每次冷态或温态启动 过程中,叶片-叶轮系统发生 nZ 共振,叶片动应力超过允许值。 ⒊材质不良或错用材料。 ⒋加工工艺不良。 ② 运行方面 ⒈低电网频率运行。电网频率降低,可能使叶片组处于共振 范围引起共振。 ⒉超负荷运行。各级叶片应力增大,特别是末几级。 ⒊汽温过低。末几级叶片处湿度过大产生水蚀,若出力不降 低会使流量增加,引起叶片过负荷。 ⒋蒸汽品质不良。蒸汽含盐会使叶片结垢腐蚀,整齐通道减 小,级焓降增加,导致叶片应力增大。 ⒌真空过高或过低。 ⒍水冲击。使汽缸等部件产生不规则变形,造成动静部件碰 磨,叶片损坏。 ⒎机组振动过大。造成动静部件碰磨,叶片损坏。 ⒏启停与增减负荷时,操作不当,使胀差过大,导致动静部 件碰磨,叶片损坏。 处理 若危急保安器未动作,应立即手打危急保安器,破坏真空紧 急停机。若需要重新启动,必须做超速试验,经调整合格,确认 正常,才可重新启动。危急保安器动作后主汽门不能关闭,应强 行关闭,并立即关闭电动主汽门破坏真空紧急停机。

(五)汽轮机轴承损坏
(1)现象 轴瓦乌金烧熔时,转子因轴颈局部受热而弯曲,引起轴承振 动和噪声;推力瓦乌金烧熔时,转子向后窜动,引起汽轮机通流 部分碰磨,导致机组损坏。 (2)原因

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①润滑油压过低;②润滑油温过高;③润滑油中断;④油质 不良;⑤轴瓦与轴的间隙过大;⑥乌金脱落。 例如江苏国华太仓发电有限公司的 2 台由上海汽轮机公司与 西门子西屋公司联合设计制造的 300MW 机组,在 2006 年 3 月 3 日 检修发电机抽转子时发现,发电机励磁端轴瓦严重磨损,轴颈严 重磨损。检查发现润滑油系统内存在颗粒物质,使油质不良。 (3)处理 轴向位移增加时,迅速减负荷使恢复正常,特别注意推力瓦 金属温度和回油温度。 推力轴承轴瓦金属温度和回油温度急剧升高冒烟,振动增大, 说明轴瓦烧坏,应立即手打危急保安器,解列发电机。

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第七章 结束语
在本次论文的审稿过程中,孙为民老师提出了许多建设性的 意见和建议,使我受益匪浅。在此向孙老师表示衷心的感谢!

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参考文献

1、《热力发电厂》 2、《热力系统节能》 3、《火力发电厂节能技术及应用》 4、《火力发电厂节能技术》 5、《汽轮机运行典型故障分析》

杨义波 等 闫水宝 李青 高山 薛廷 《电力节能技术丛书》编委会 黄素逸

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