汽轮机空负荷运行的运用
（云南****有限公司，云南**）
摘要：云南****有限公司以生产****为主，同时配置石油焦回转窑煅烧余热利用系统CN30-8.83/（1.6）型汽轮发电机组，汽轮机排汽缸内装有喷水降温装置。机组稳定运行受回转窑煅烧系统影响较大，煅烧堵料、停窑检修，机组面临停机和极热态启动风险，通过对排汽温度、负荷、初参数、真空、上下缸温差等有效控制，保障机组安全空负荷运行，取得较好的经济效果。
关键词：汽轮机空负荷运行；排汽缸喷水降温装置；上下缸温差；汽轮机寿命管理、极热态启动
0 前言
汽轮机组由**汽轮电机（集团）有限责任公司生产， 2011年11月出厂，型式为高压、单缸、带非调整抽汽、冷凝式汽轮机组。2012年11月安装，2013年11月投产。公司一期工程为一窑、一炉、一机单元制运行方式。烟气余热利用工艺见图1
图1 烟气余热利用示意图
经过后燃烧器充分燃烧后小部分高温烟气（20000Nm3/h）引入到导热油炉中加热导热油，供成型生产所需物料及设备加热用，导热油
炉出口小于300℃烟气再进入锅炉循环利用，剩余大部分烟气（220000Nm3/h）直接进入余热锅炉生产蒸汽。回转窑窑头石油焦下料方式为插板阀皮带秤式，窑尾下料为溜管式，由于石油焦潮湿、下溜管结焦等因素的影响，煅前煅后都会发生堵料，加上导热油炉旁路前置，导致锅炉入口烟温、烟气量急剧下降，汽轮机无法维持负荷运行，煅前断料、风管检修等也会造成几个小时的停窑时间，每月约有2次故障停窑，针对此实际情况，有必要摸索汽轮机滑参数空负荷运行，以保障机组安全连续运行和减少停产损失。
1空负荷运行有利于汽轮机寿命管理
汽轮机寿命是指从初次投入运行至转子出现第一条宏观裂纹（长度为0.2-0.5mm）期间的总工作时间。汽轮机正常运行时，主要受高温和工作应力的作用，材料因蠕变要消耗一部分寿命。在启、停和工况变化时，汽缸、转子等金属部件受到交变热应力的作用，材料因疲劳也要消耗一部分寿命，在两个因素共同作用下，金属材料内部就会出现宏观裂纹。对汽轮机寿命损耗大的工况，主要是超温运行和热冲击等应力循环变化幅度较大的工况。如机组的启动，尤其是极热态启动、甩负荷、汽温急剧降低、水冲击等。本机组的寿命分配见表1
本机组设计寿命为
30年，要达到机组的设
计寿命，就要减少机组
启停次数，控制好温度
变化率，减少机组每次
表1汽轮机寿命消耗的分配数据
2空负荷运行控制措施
2.1汽轮机空负荷运行可分为两种情况，一是不解列发电机零负荷运行，注意要断开发电机逆功率保护，以免造成逆功率保护动作停机。二是发电机解列维持3000转运行，联系煅烧故障处理情况和预计恢复时间，便于能及时并网运行恢复生产。
2.2以比规程更快的速度减负荷至零，确保进汽温度、进汽压力缓慢降低。如减负荷不及时，汽轮机进汽量较大，下汽缸装设有抽汽管、疏水管，蒸汽流通降温较快，上下缸温差增大，增大至50℃以上必须停机。汽温、汽压下降减负荷见表2、表3（规程）。
表2汽温下降减负荷表
表3汽压下降减负荷表
2.3开足主蒸汽管上疏水，少开本体疏水。防止疏水进入汽机，发生水冲击对机组造成损坏。减负荷至零之前，关闭1#-4#抽汽，除氧器手动操作，适当降低运行压力。必要时停止向外供汽。
2.4确保凝结水泵稳定运行，当排汽温度＞80℃时投入喷淋装置，防止温度过高使汽缸发生变形，但也不能太低，否则下缸温度会下降较快，可调节真空破坏门适当降低真空77-78kPa，维持较高排汽温度。
2.5空负荷运行过程中必须严密监视上下缸温差、负胀差、进汽参数、
排汽参数、机组振动、声音等ETS停机保护参数。除发变组故障保护外，其余保护不可解除，发现危险情况，立即破坏真空紧急停机。3空负荷运行实施
在多次的空负荷运行摸索研究过程中，我们失败过几次，主要表现为减负荷较慢，上下缸温差超过50℃，引起机组振动停机，经过多次摸索研究总结，实施以上控制措施，汽轮机空负荷安全运行得到有效控制。以2015年9月1日为例，空负荷运行达5个多小时，见图2、图3。
4结论
4.1影响汽轮机空负荷安全运行的主要因素是上下缸温差，即要控制好进汽温度度的下降速度。
4.2本汽轮机空负荷控制方法适用于单元制类似汽轮机机组。
4.3机组在空负荷运行过程中，除发变组保护外，其余保护均应投入，以便机组发生危险时，能及时自动停机。
参考文献：
1、华东电业管理局1997年编著的《汽轮机运行技术问答》
2、云南源鑫炭素有限公司2014年编写的《汽轮机运行规程》
3、南京汽轮电机(集团)有限责任公司2010年编写的《CN30-8.83/（1.6）型 30MW
抽汽式汽轮机说明书》
机组运行分析 、进汽压力 进汽压力升高的影响： ①汽压升高，汽温不变，汽机低压段湿度增加，不但使汽机的湿汽损失增加，降低汽机的相对内效率，并且增加了几级叶片的侵蚀作用，为了保证安全，一般要求排汽干度大于88%，高压大容量机组为了使后几级蒸汽湿度不致过大，一般都采用中间再热，提高中压进汽温度。 ②运行中汽压升高，调门开度不变，蒸汽流量升高，负荷增加，要防止流量过大，机组过负荷，对汽动给泵则应注意转速升高，防止发生超速，给水压力升高过多。 ③汽压升高过多至限额，使承压部件应力增大，主汽管、汽室，汽门壳体、汽缸法兰和螺栓吃力过大，材料达到强度极限易发生危险，必须要求锅炉减负荷，降低汽压至允许范围内运行。 进汽压力降低的影响： ①汽压降低，则蒸汽流量相应减少，汽轮机出力降低，汽动给泵则转速降低，影响给水压力，流量降低。 ②要维持汽轮机出力不变，汽压降低时，调门必须开大，增加蒸汽流量，各压力级的压力上升，会使通汽部分过负荷，尤其后几级过负荷较严重；同时机组轴向推力增加，轴向位移上升，因此一般汽压过多要减负荷，限制蒸汽流量不过大。 ③低汽压运行对机组经济性影响较大，中压机组汽压每下 降O.IMpa，热耗将增加0.3? 0.5%，一般机组汽压降低1%，使汽耗量上升0.7%。 、进汽温度： 进汽温度升高的影响； ①维持高汽温运行可以提高汽轮机的经济性，但不允许超限运行，因为在超过允许温度运行时，引起金属的高温强度降低，产生蠕胀和耐劳强度降低，脆性增加，长期汽温超限运行将缩短金属部件的使用寿命。 ②汽温升高使机组的热膨胀和热变形增加、差胀上升，汽温升高的速度过快，会引起机组部件温差增大，热应力上升，还使叶轮与轴的紧力、叶片与叶轮的紧力发生松弛，易发生通汽部分动静摩擦，如由于管道补偿作用不足或机组热膨胀不均易引起振动增加。进汽温度降低的影响; ①汽温降低，使汽轮机焓降减少，要维持一定负荷，蒸汽流量增加，调节级压力上升，调节级的焓降减小，对调节级来讲安全性较好。 ②在汽压、出力不变的情况下，汽温降低蒸汽流量增加，末级叶片焓降显著增大，会 使末级叶片和隔板过负荷，一般中压机组汽温每降低10C,就会使最后一级过负荷约1.5%, 一般汽温降低至某一规定值要减负荷，防止蒸汽流量过大。 ③汽温降低为维持同一负荷,蒸汽流量增加,要使蒸汽从各级叶片中通过,叶片反动度要增加,引起转子轴向推力加大,因此低汽温时应加强对轴向位移、推力瓦温的监视。 ④汽温降低,汽轮机后几级蒸汽湿度增加,加剧了湿蒸汽对后几级叶片的冲蚀,缩短叶片的使用寿命。 ⑤汽温降低要注意下降速度不能过快，汽温突降将引起机组各金属部件温差增大，热 应力上升，因温降产生的温差会使金属承受拉伸应力，其允许值比压缩应力小，且差胀向
汽轮发电机组甩负荷试验 摘要：针对汽轮发电机组甩负荷试验的要求，提出了包括前端调理到数据采集一套完整的测试方案。由于该方案的数采部分采用了多通道、并行采集技术，不仅可记录整个汽轮机组甩负荷试验的全过程，而且能正确反映相应安全控制机构的动作时间；同时它还可以作为发电机组日常的监测系统来使用。目前该方案已在某新建电厂甩负荷试验得到了成功的验证。 关键词：汽轮机发电机组甩负荷试验数据采集多通道并行测试 一、引言 在甩负荷试验中，所关心的信号种类主要可分为：转速（r/min）、压力（Mp）（包括有油压及蒸汽压）、行程（mm）、流量（t/h）、温度（℃），发电机功率（Kw）及电压（Kv）等。这些物理量除了一路转速为正弦波信号外，另外的信号均为电流或电压信号。 以上信号中，传感器输出的是4-20mA电流的物理量分别有：一次、二次脉动油压、润滑油压、调节油压、主蒸汽压力、调节级压力、再热蒸汽压力，左、中、右侧高压油动机行程，主汽流量、给水流量，主汽温度、再热汽温、高压缸排汽温度，高、中、低压缸胀差等共22路。 发电机功率对应输出的是0-2.5mA的小电流；主汽温度、再热汽温、高压缸排汽温度等输出的是0~50mV的小电压；从发电机A、B、C三段分别取出的电压/电流即是三PT/CT，经一次侧衰减后接入到测试系统的PT仍高达0-100V，而CT则高达0-50安匝。 针对上述信号特点，我们分别设计相应的前端调理；而根据正常甩负荷试验要求，发电机组一般是从3000r/min过冲到3400r/min后，在控制系统的作用下以略低于3400r/m的转速进入另一个稳定态，整个过程大约为3S左右，为了记录控制机构相应动作的时序及温度、压力等信号，因而要求后端的数采系统为多路、并行采集。 二、总体测试方案 甩负荷试验总体测试，大体上分为传感器、前端调理、并行数采三部分。 对于转速信号虽然只有一路，但在甩负荷试验中至关重要，因为转速传感器输出的信号为正弦波，为此需对其进行隔离、整形，以输出标准的TTL方波，并专门设计了一款计数卡来对它进行采集，它可以以等间隔的时间Δt，将记录的转速脉冲个数存储在计数卡上的存储器中，从而满足甩负荷试验的特殊要求。 对于4-20mA电流信号，我们在前端调理中用25Ω取样后，然后用差分放大器放大10倍以转化为0-5V电压信号；对于0-2.5mA的小电流信号，其取样电阻为20Ω，而差分放大器的放大倍数为100倍，从而保证对应的输出电压也为0-5V；至于三路0-50mV的小电压信号，则只需用放大倍数为100倍的差分放大器直接进行放大即可。对于三路从一次PT/CT过来的信号，市面上有直接将其进一步降低的二次PT/CT产品，很容易将它们转变为0-3.5V的电压信号。
汽轮机甩负荷试验导则 电力工业部建设协调司建质【1996】40号 一九九六年五月 编写说明 1本导则受电力部建设协调司的委托。于95年5月完成讨论稿，10月完成送审稿，12月完成报批稿。96年元月经审批，由电力部建设协调司审核通过。 2本导则是在200MW机组甩负荷试验方法的基础上，经修改补充编写的，适用于各种容量的机组，为机械液压型和电液型调节系统的通用性试验导则。对于试验机组，应根据导则的基本精神编写具体的试验措施。 3试验目的暂为考核汽轮机调节系统动态特性，在不断总结甩负荷试验经验的基础上，再加以完善、补充，以适应大容量、高自动化机组的要求。 4在讨论稿和送审稿中的其它甩负荷方法，如测功法等，暂不呈现在导则中，待进一步取得经验后再作补充。 1适用范围 适用于各种容量的机组，为机械液压型和电液型调节系统的通用性试验导则。对于试验机组，应根据导则的基本精神编写具体的试验措施。 2目的 考核汽轮机调节系统动态特性。 3要求 3.1机组甩负荷后，最高飞升转速不应使危急保安器动作。 3.2调节系统动态过程应能迅速稳定，并能有效地控制机组空负荷运行。 4试验条件 4.1主要设备无重大缺陷，操作机构灵活，主要监视仪表准确。 4.2调节系统静态特性符合要求。 4.3保安系统动作可靠，危急保安器提升转速试验合格，手动停机装置动作正常。 4.4主汽阀和调节汽阀严密性试验合格，阀杆无卡涩，油动机关闭时间符合要求。 4.5抽汽逆止阀联锁动作正常，关闭严密。
4.6高压启动油泵、直流润滑油泵联锁动作正常，油系统油质合格。 4.7高压加热器保护试验合格。 4.8利用抽汽作为除氧器或给水泵汽源的机组，其备用汽源应能自动投入。 4.9汽轮机旁路系统应处于热备用状态(旁路系统是否投入，应根据机、炉具体条件决定)。 4.10锅炉过热器、再热器安全阀调试、校验合格。 4.11热工、电气保护接线正确，动作可靠，并能满足试验条件的要求，如：解除发电机主开关跳闸联锁主汽门关闭。 4.12厂用电源可靠。 4.13发电机主开关和灭磁开关跳合正常。 4.14系统周波保持在50±0.2Hz以内，系统留有备用容量。 4.15试验用仪器、仪表校验合格，并已接入系统。 4.16试验领导组织机构成立，明确了职责分工。 4.17已取得电网调度的同意。 5试验方法 5.1突然断开发电机主开关，机组与电网解列，甩去全部负荷，测取汽轮机调节系统动态特性。 5.2凝汽或背压式汽轮机甩负荷试验，一般按甩50％、100％额定负荷两级进行。当甩50％额定负荷后，转速超调量大于或等于5％时，则应中断试验，不再进行甩100％负荷试验。 5.3可调整抽汽式汽轮机，首先按凝汽工况进行甩负荷试验，合格后再投入可调整抽汽，按最大抽汽流量甩100％负荷。 5.4试验应在额定参数、回热系统全部投入等正常运行系统、运行方式、运行操作下进行。不能采用发电机甩负荷的同时，锅炉熄火停炉、停机等试验方法。5.5根据机组的具体情况，必要时在甩负荷试验之前。对设备的运行状态及运行参数的控制方法等，可以作适当的操作和调整。 5.6甩负荷试验准备工作就绪后，由试验负责人下达命令，由运行系统进行甩负荷的各项工作。 5.7在机组甩负荷以后，调节系统动态过程尚未终止之前，不可操作同步器(具有同步器自动返回功能的电液调节系统除外)。
N25－35－1型汽轮机低真空 运行本体改造提高安全性 王庆一 内蒙古呼伦贝尔市海拉尔区东海拉尔发电厂 摘要：本文介绍了东海拉尔发电厂N25－35 －1型汽轮机低真空运行改造后末级叶片断裂，于2007、2008对该机组进行再次改造，改造后提高了机组的安全性、可靠性，取得了成功的经验。 关键词：低真空；供热；汽轮机；改造；安全性 引言 中小型凝汽式机组改低真空循环水供热在我国北方热电厂中得到较多的应用，其优点是提高机组的热经济性，减少冷源损失，即通过提高排汽压力提高循环水温而将循环水温作为低温采暖热媒，将循环水供给热用户，满足热用户的需要。但25MW机组改低真空供热后存在着末级叶片断裂的危险，从而影响机组和热网系统的安全运行，影响供热质量。降低机组运行可靠性。东海拉尔发电厂通过对机组再次改造，解决了这一难题，保证了机组安全稳定运行。 1机组改造前运行状况 东海拉尔发电厂原为伊敏煤电公司自备电厂，装有2台N25-35-1型凝汽式汽轮机组，配套2台130t/h煤粉锅炉，负责向伊敏地区供电。2001年划归呼伦贝尔电业局后，于当年将2台机组改为夏季纯凝冬季低真空循环水供热方式运行，由内蒙古电力勘测设计院设计，当年设计，当年施工，当年投产。2台机组设计供热能力145万m2,改造
后机组的运行方式为夏季纯凝式运行，冬季低真空循环水方式运行（循环水＋热网加热器）。肩负着向海拉尔河东区的供热任务。机组改造后热效率显著提高，发电煤耗大幅度降低，并解决了当时海拉尔地区供热热源不足的问题。 采暖期机组切换到低真空方式运行，机组偏离设计工况运行，负荷偏低，排汽温度升高，末级叶片受排汽状态改变（过热态和饱和态）而产生的交变应力的作用，使叶片工作安全性差，叶片断裂威胁机组的安全运行。改低真空运行后机组每年少则一次多则两次发生末级叶片断裂事故。叶片断裂机组停运，热网供水温度下降，严重威胁热网系统的安全运行，机组运行可靠性大大降低，因此对机组的再次改造势在必行。为此上级公司在2007年年初就已将东海拉尔发电厂2台25MW机组供热改造（打掉后两级叶片）列入2007年的工作计划之中，东海拉尔发电厂根据上级公司的批复计划，进行了改造方案的初步制定和效益测算，同时委托黑龙江省电力勘察设计院对该改造工程进行设计核算，委托中国长江动力公司（集团）对机组改造进行热力与强度计算，计算结果表明2台25MW汽轮机打掉后两级叶片可以安全稳定长期运行。机组改造后再利用符合能源合理的阶梯利用和国家能源政策。 2 改造方案 2.1 去掉11、12级隔板、叶片，取消5段抽汽，取消＃1低加，取消循环水泵和循环水上塔运行。机组冬季供热，夏季停运。 2.2 更换凝结水泵，改为热水凝结泵。型号6RN6，流量120t/h，
火电工程汽机扣盖前 质量监督检查典型大纲 1 总则 1.0.1 依据《建设工程质量管理条例》、《工程质量监督工作导则》和《电力建设工程质量监督规定》，为统一火电建设工程的质量监督工作程序、方法和内容，规范工程建设各责任主体及有关机构的质量行为，加强电力建设工程质量管理，保证工程质量，确保电网安全，保障人民的生命财产安全，保护环境，维护社会公共利益，充分发挥工程项目的经济效益和社会效益，制定火电、送变电工程11个阶段性质量监督检查典型大纲。 凡接入公用电网的电力建设项目，包括各类投资方式的新建、扩建、改建的火电建设工程，均应按上述相关典型大纲的规定进行质量监督检查。 1.0.2 《火电工程汽轮机扣盖前质量监督检查典型大纲》（以下简称本“大纲”）适用于电力建设工程质量监督中心站（以下简称中心站），对汽轮机安装工程扣盖前的质量监督检查。 1.0.3扣盖前监督检查范围包括高压缸、中压缸和低压缸范围内的工程质量和相关的扣盖工作条件。若高、中压缸出厂时为组装供货，不须现场揭盖检查者，则可检查出厂技术文件资料。 1.0.4 质量监督检查以重点抽查的方法进行。检查工程建设各责任主体质量行为时，对火电工程各“大纲”中重复性的条款一般只抽查一次。凡经检查符合规定、在后续工程中又未发生情况变化者，一般不再重复检查。
1.0.5根据工程设计中采用新设备和新技术的具体情况，中心站可结合工程的实际特点，补充编制其具体的监督检查细则，也可编制对本工程监督检查的“实施大纲”，保证检查的针对性和全面性。 1.0.5 对国外引进设备工程的质量监检技术标准，按供货技术合同约定执行；合同中未作规定或规定不明确或国内、外技术标准有较大差异时，按由建设单位组织相关单位协商确定，报主管部门批准的标准执行。 2 质量监督检查的依据 下列文件中的条款通过本大纲的引用而成为本大纲的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本大纲，然而，鼓励根据本大纲达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本大纲。 GB50319－2000 《建设工程监理规范》 建设部令第81号《实施工程建设强制性标准监督规定》 建标[2000] 241号《工程建设标准强制性条文》（电力工程部分） DL438－2000 《火力发电厂金属技术监督规程》 DL439－1991 《火力发电厂高温紧固件技术导则》 DL5011－1992 《电力建设施工及验收技术规范（汽轮机机组篇）》 国电电源[2002] 267号《国家电力公司电力设备监造实施办法》 DL586－1995 《电力设备用户监造技术导则》 电综[98]145号《火电施工质量检验及评定标准》（汽机篇）
第六部分汽轮机启动与停止 258．什么是汽轮机额定参数启动和滑参数启动？ 答：额定参数启动时，电动主汽门前的新蒸汽参数在整个启动过程中始终保持在额定参数。这种启动方式为定参数启动。滑参数启动时，电动主汽门前的蒸汽参数随转速、负荷的升高而滑升，汽轮机定速并网后，调节门处于全开状态。这种启动方式为滑参数启动。 259．什么是汽轮机的冷态启动和热态启动？ 答：按汽轮机启动前的金属温度高低，可分为冷态启动和热态启动，一般以汽轮机冷态启动维持汽轮机空转时，调节汽室处汽缸的温度水平（约150℃）来划分这两种启动。如果启动时汽轮机金属的温度低于此温度称为冷态启动，高于这个温度称为热态启动。 260．汽轮机启动前为什么要进行暖管？ 答：一次暖管是指从电动主汽门前新蒸汽管道和暖管；二次暖管是指电动主闸门后至自动主汽门前管道的暖管。 机组启动时，如果不预先暖管并充分排放疏水，由于管道的吸热，这就保证不了汽轮机的冲动参数达到规定值，同时管道的疏水进入汽轮机造成水击事故，这是不允许的。261．汽缸为什么要进行疏水？ 答：因为汽轮机启动时，汽缸内会有蒸汽凝结成水。如果不疏水，将会造成叶片冲蚀。另外，停机情况下造成汽缸内部有凝结水，腐蚀汽缸内部。有时在运行中锅炉操作不当，发生蒸汽带水或水冲击现象，也使汽缸过水。因此必须从汽缸内把这部分疏水放掉，保证设备安全。262．汽轮机电动主闸门后暖管为什么要先开旁路门？ 答：由于主蒸汽管道内的压力很高，而在暖管前电动主闸门后没有压力。因此，电动主闸门前、后压差很大，使电动主闸门不易开启；先开旁路门，一方面能减小电动主闸门前后压力差，使电动主闸门开启容易；另一方面，用旁路门便于控制蒸汽流量和升温、升压速度，对减少管道、阀门、法兰等的热应力有利。 263．汽轮机启动前为什么要疏水？ 答：启动时，暖管、暖机时蒸汽遇冷马上凝结成水，凝结水如不及时排出，高速流动的蒸汽就会把水夹带汽缸内造成水冲击，严重时引起汽轮机的振动。因此启机前，必须开疏水门。264．汽轮机启动前为什么要先抽真空？ 答：汽轮机启动前，汽轮机内部已存在空气，机内压力相当于大气压力，如果不先抽真空，空气无法凝结，因而排汽压力很大。在这种情况下启机时，必须要有很大的蒸汽量来克服汽轮机及发电机，各轴承中的磨擦阻力和惯性力，才能冲动转子，这样就使叶片受到的蒸汽冲击力增大。此外，转子冲动后，由于凝汽器内存在空气，使排汽与冷却水中间的热交换效果降低，结果排汽温度升高，使汽轮机后汽缸内部零件变形。凝汽器内背压增高，也会使凝汽
XXX发电有限责任公司 机组甩负荷事故预案 发电运行部
XXX发电有限责任公司 甩负荷事故处理 注意事项 发电运行部 2011年6月
机组甩负荷事故预案 注意事项 在运行中，汽轮发电机组的负荷突然大幅度减少或降到零，把这种现象称为汽轮发电机组甩负荷事故。在DCS和DEH的设计中，为了提高机组保护动作的灵敏性和准确性，汽轮机TSI系统及ETS系统的保护设置庞大而复杂，在为了提高机组保护系统动作灵敏性的同时，也增加了保护误发、误动的可能性。如果造成汽轮发电机组甩负荷的原因属于机组保护信号误发的暂态扰动，例如，就地保护接线遭到人为碰触而松脱、短路；长期运行中机组保护信号的检测探头损伤或工作不良；在线更换发电机碳刷等定期工作的操作中不小心触发保护动作等等原因，都有可能造成机组甩负荷事故发生。而当这种扰动在短时间内得到消除后，机组便可立即进行重新挂闸和再次并网发电，从而避免停机停炉的事故发生。 典型案例回顾： 以下为发生在我厂#1、#2机组主机保护动作引起汽机跳闸，机组甩负荷后在短时间内故障得到消除，然后重新启动并网的几次成功案例： 案例分析一： 2008年12月22日09：23分，我厂#1机组带120MW负荷运行，电气工作人员在线更换发电机励磁装置碳刷，操作过程导
致转子一点接地保护动作，发电机主开关跳闸引起机组甩负荷。确认故障原因，消除跳闸信号后，09：31分机组重新挂闸运行，09：37分负荷带至120MW。事故前后历时15min。甩负荷后，由于低压旁路卡塞打不开，致使锅炉超压，主、再热蒸汽管道安全门频繁动作，大量蒸汽排入大气，工质损失严重，排汽装置水位一度降低至1580mm。幸好整个事故过程处理迅速，否则，导致的直接后果就是锅炉上水中断，不得不停机停炉。 经验总结：今后检修工作中凡涉及有可能造成机组保护动作的项目，在办理工作票和执行安全措施中，必须经总工同意和批准后，将相应的保护退出，方可开工。 案例二： 2008年11月21日，#1机组带80MW负荷运行，03：45分，汽轮发电机励端回油温度高（96℃）保护动作，机组跳闸甩负荷。运行人员立即检查事故情况，判断为保护信号误发，转速降至1500rpm后，检查机组无异常后复位跳机信号，重新挂闸，03：57分，负荷带至80MW稳定运行。 案例三： 2009年3月24日，22：31分，#2机五瓦下部瓦温【TE5519】异常波动，DCS显示数值由45℃突然升至97℃，及时通知热工人员解除该点保护，避免了信号误发导致机组掉闸事故发生。 可见，在机组运行中，由于保护信号误发而导致机组掉闸或故障甩负荷的情况在停机事故中占有相当比例。所以，运行人员
目录 1 调试依据 (1) 2调试目的 (1) 3调试对象及范围 (1) 4调试前应具备的条件 (1) 5调试方法及工艺流程 (2) 6调试步骤、作业程序 (3) 8调试验评标准 (5) 9环境、职业健康、安全、风险因素控制措施 (5) 10实验记录和监视 (6) 11组织分工 (6)
1 调试依据 1.1 《火力发电建设工程启动试运及验收规程（2009年版）》 1.2 《火电工程启动调试工作规定》 1.3 《火电机组达标投产考核标准（2001年版）》 1.4 《电力建设施工质量及评价规范》汽轮机机组篇（2009年版） 1.5 《火力发电厂基本建设工程启动和竣工验收规程（2009年版）及相关规程》1.6 《电力建设施工及验收技术规范汽轮机机组篇（2009年版）》； 1.7 《汽轮机甩负荷试验导则》 2调试目的 2.1测取汽轮发电机组甩负荷时调节系统动态过程中功率、转速和调门开度等主要参数随时间的变化规律，以便于分析考核调节系统的动态品质。 2.2 了解机、炉、电部分设备及其自动控制系统对甩负荷工况的适应能力。 3调试对象及范围 3.1汽轮发电机组及主要配套辅助设备，以及相关的自动控制系统。 4调试前应具备的条件 4.1汽机专业应具备的条件 4.1.1汽机各主辅设备无重要缺陷，操作机构灵活，运行正常。 4.1.2调节系统静态特性符合设计要求，各阀门校验试验合格。 4.1.3各主汽门与调节汽门的总的关闭时间测定完毕且符合设计要求。 4.1.4超速保护动作可靠，提升转速试验合格。 4.1.5远方与就地手动停机试验合格，动作可靠。 4.1.6主汽门严密性试验合格。 4.1.7汽机所有停机保护联锁及顺控经过确认，动作可靠。 4.1.8所有抽汽逆止门、排汽逆止门联动正常，关闭迅速无卡涩现象。 4.1.9经空负荷及带负荷试验，汽机主辅设备运转正常，各主要监视仪表指示正确。 4.1.10调节保安系统用油的油质完全符合要求。 4.1.11交、直流润滑油泵启停和联锁正常。 4.1.12隔离三段抽汽至除氧加热供汽。 4.1.13减温减压器暖管充分，可根据需要随时投入。
火电厂汽轮机低真空运行的原因及对策 当前火电厂作为我国非常重要的发电形式，在火电厂生产运行过程汽轮机作为非常重要的设备之一，其正常的运行是提升发电效率的关键所在。在当前火电厂汽轮机运行过程中，低真空运行作为一种较为常见的问题，对汽轮机组运行的安全系数带来了较大的影响，而且也不利于火电厂发电成本的降低。这就需要我们在实际工作中，对导致汽轮机低真空运行原因进行深入调查，并采取切实可行的措施来有效地保障汽轮机运行的可行性，满足社会发展过程正常的用电需求。 标签：火电厂；汽轮机组；低真空运行；安全；原因；对策 前言 在当前火电厂汽轮机运行过程中，当其真空度过低时，则会对机组正常的运行带来较大的影响，甚至会导致经济损失和人员伤亡事故发生。由于导致汽轮机组低真空运行的原因较多，其中汽轮机组真空系统气密性达不标准作为最为常见的原因，在实际工作中需要进行特别关注，及时发现问题所在，并采取切实有效的措施加以解决，确保机组能够安全、稳定的运行。 1 机组低真空运行安全问题 1.1 低真空运行对汽缸膨胀的影响 在汽轮机组在低真空运行状态下时，由于其排汽温度会不断升高，这必然会导致汽缸膨胀量增加，会导致通流部分的动静间隙发生变化。在静子膨胀及转子不断拉伸过程中，如果在溫度变化不大的情况下，动静间隙变化所产生的摩擦和振动还会处于可控范围内，一旦排汽温度长高时，则在热应用作用下动静间隙会出现不同程度的变形，从而导致接合面连接螺栓出同松动及变形的情况，使机组出现不同程度的振动，严重时还会对接合面的严密性带来较大的破坏。当凝汽器有膨胀产生时，则会导致汽轮机轴承升高，从而对汽轮发电机组的轴向中心还来不同程度的破坏，而且处于低真空运行的汽轮机，其轴向推力也会受到较大的影响，从而使轴承存在过负荷的情况，严重时还会导致轴承受到损坏。 1.2 低真空运行对凝结水系统的影响 处于低真空状态下运行的汽轮机组，当其排汽温度升高时，凝汽器的膨胀也会随之增加，在这种情况下，管束和管板的接口由于膨胀不同，势必会对其密封性带来较大的破坏，从而对凝汽器的换热效果带来较大的影响。同时还会导致汽轮机后轴承长高，导致不必要的振动发生，由于振动值增加，机组运行的稳定性必然会降低。 1.3 低真空运行对功率的影响
新疆华电昌吉热电二期有限责任公司 X I N J I A N G H U A D I A N C H A N G J I T H E R M O E L E C T R I C I T Y S E C O N D A R Y C O.L T D ＃4机A级检修吊缸专项安全措施 编制： 审核： 批准： 时间：2009年9月5日
#4汽轮机定于2009年9月8日进行吊缸，我厂行车起吊重大载核75T，汽轮机上汽缸18T。特制定专项安全措施。 ＃4机汽缸大盖的起吊安全措施 1、汽缸大盖起吊工艺： (1)根据汽缸质量,选择专用起吊工具,并确认各吊具完整无损。 (2)在汽缸四角的上缸吊耳下或上缸专用凹窝内各放置一只螺杆千斤顶顶牢,并用临时标尺测量汽缸四角高度,在转子两轴颈处各装一块百分表,并派专人监视。 (3)顶缸时,由一人指挥,四人同时操作千斤顶,汽缸四角同时慢慢顶起,当均匀顶高5~l0mm时,确认缸内有无卡涩和掉落。当无异常时,继续用千斤顶将汽缸顶至铰孔螺栓的销子部位,并随时用标尺测量汽缸四角高度,使其偏差不大于2mm防止螺栓卡涩。 (4)用行车大钩微速起吊,待钢丝绳完全吃力后,进行校平、找正,然后缓慢起吊,起吊时不允许在大盖不平的情况下强行起吊,应仔细倾听汽缸内有无金属的碰撞、摩擦声,并检查转子上百分表的变化,确认转子不随大盖同时吊起时,方可继续起吊大盖。 (5)当汽缸吊起100~150mm时,暂停起吊,仔细检查缸内情况,应无卡死、无物件掉落和其他异常时,再缓慢起吊汽缸。 (6)上缸吊出后,平稳地放在指定位置,结合面下垫好约500 mm高的枕木,以便检查。 (7)仔细检查汽缸水平结合面有无蒸汽泄漏痕迹,若有蒸汽泄漏痕迹应详细记录,特别是穿透性痕迹,应检查涂料中有无硬质杂物,并做好记录。 (8)检查后用帆布等物品将各进、出汽口挡好,做好安全保护措施。 2、汽缸大盖起吊注意事项： (1)汽缸大盖起吊前都必须正确安装好专用导杠。导杠要清扫干净,不能有毛刺;导杠的粗细要适中;导杠表面要涂上润滑剂,防止导杠与汽缸孔干摩擦而划伤。 (2)检查吊车吊钩制动器好用,要求吊钩制动迟缓距离不能超过0.05mm;另外检查吊缸用钢丝绳无异常 (3)检查确认汽缸上、下缸之间无任何连接件。
汽轮机甩负荷试验导则 编写说明 1. 本导则受电力部建设协调司的委托，于1995年5月完成讨论稿，10月完成送审稿，12月完成报批稿。1996年元月经审批，由电力部建设协调司审核通过。 2. 本导则是在200MW机组甩负荷试验方法的基础上，经修改补充编写的，适用于各种容量的机组，为机械液压型和电液型调节系统的通用性试验导则。对于试验机组，应根据导则的基本精神编写具体的试验措施。 3. 试验目的暂为考核汽轮机调节系统动态特性，在不断总结甩负荷试验经验的基础上，再加以完善、补充，以及适应大容量、高自动化机组的要求。 4. 在讨论和送审稿中的其它甩负荷方法，如测功法等，暂不呈现在导则中，待进一步取得经验后再作补充。 1.适用范围 适用各种容量的机组，为机械型和电液型调节系统的通用性试验导则。对于试验机组，应根据导则 的基本精神编写具体的试验措施。 2.目的 考核汽轮机调节系统动态特性。 3.要求 3.1 机组甩负荷后，最高飞升转速不应使危急保安器动作。 3.2 调节系统动态过程应能迅速稳定，并能有效地控制机组空负荷运行。 4.试验条件 4.1 主要设备无重大缺陷，操作机构灵活，主要监视仪表准确。 4.2 调节系统静态特性符合要求。 4.3 保安系统动作可靠，危急保安器提升转速试验合格，手动停机装置动作正常。 4.4 主汽阀和调节汽阀严密性试验合格，阀杆无卡涩，油动机关闭时间符合要求。 4.5 抽汽逆止阀联锁动作正常，关闭严密。 4.6 高压启动油泵、直流润滑油泵联锁动作正常，油系统油质合格。 4.7 高压加热器保护试验合格。 4.8 利用抽汽作为除氧器或给水泵汽源的机组，其备用汽源应能自动投入。 4.9 汽轮机旁路系统应处于热备用状态(旁路系统是否投入，应根据机、炉具体条件决定)。 4.10 锅炉过热器、再热器安全阀调试、校验合格。 4.11 热工、电气接线正确，动作可靠，并能满足试验条件的要求，如：解除发电机主开关跳闸联锁主汽门关闭。 4.12 厂用电源可靠。 4.13 发电机主开关和灭磁开关跳合正常。 4.14 系统频率保持在50±0.2Hz以内，系统留有备用容量。 4.15 试验用仪器、仪表校验合格，并已接入系统。 4.16 试验领导组织机构成立，明确了职责分工。 4.17 已取得电网调试的同意。 5.试验方法 5.1.突然断开发电机主开关，机组与电网解列，甩去全部负荷，测取汽轮机调节系统动态特性。 5.2.凝汽或背压式汽轮机甩负荷试验，一般按甩50%、100%额定负荷两级进行。当甩50%额定负荷后，转速超调量大于或5等于%时，则应中断试验，不再进行甩100%
汽轮机一般常识 轴承盖对轴瓦压紧之力称为轴瓦紧力.紧力的作用是保证轴瓦在运行中的稳定,防止轴瓦在转子不平衡力的作用下产生振动. 紧力值等于两则铅丝厚度的平均值与顶部铅丝厚度的平均值之差. 当差值为负值时,就表明轴瓦顶部有间隙. 在不向轴封供汽的情况下,凝汽器真空一般能过到50kpa左右，此值侧说明真空系统有漏气的地方。 汽机热态启动时，轴封供汽必须在抽真空前投入。 轴封供汽投入时，汽轮机盘车必须投入连续运行，以防转子弯曲。 汽轮机定速后应尽快和机组并网。 汽轮机空转时排气温度不超过120度。排汽温度过高，将产生热胀变形，【后期气缸翘起】，使汽轮机中心偏移，造成低压轴封摩擦。带负荷时排汽温不能超过60度。 注意凝汽器水位,减少过冷度。 汽轮机打闸后不能立即关闭轴封供汽门，要待转子静止真空降至零时才能关闭轴封供汽门。转子静止时严禁向轴封供汽。如发现有蒸汽漏入汽缸时，应将盘车投入连续运行。 汽轮机规定转子静止后投入盘车，直到高压首级金属温度降至150度以下，停止盘车。可以定期将转子旋转180度。 转子的轴向膨胀大于汽缸轴向膨胀侧称正胀差，反之承负胀差。 汽轮机在冷态启动前胀差的指示只能为零或负值；而轴向位移的指示只能为正值或零。 减负荷快，负荷突然下降，汽轮机过水，蒸汽温度低于转子和汽缸温度，排气温度上升------胀差也会出现负值。 汽轮机停机时间在十二小时以内，侧为retail启动。其他情况下汽轮机启动侧为冷态启动。 钢性联轴器要求两对轮端面偏差不大于0.02～0.03mm,圆周偏差不大于0.04mm. 汽轮机本体及控制 1.汽轮机本体有哪些部分组成的？ 汽轮机本体由三个部分组成的： （1）转动部分：由主轴，叶轮、动叶栅联轴器及其它装在轴上的零件组成； （2）固定部分：由汽缸、喷嘴隔板、隔板套、汽封、静叶片、滑销系统等组成； （3）控制部分：由自动主汽门，调速汽门.调节装置，保护装置和油系统等组成。2.什么是冲动式汽轮机?什么是反动式汽轮机？ 冲动式汽轮机指的是蒸汽只在喷嘴叶栅中进行膨胀做功，而在动叶栅中只改变流动方向不膨胀做功者. 反动式汽轮机指的是蒸汽不仅在喷嘴叶珊中进行膨胀，而且在动叶中栅中也进行膨胀的汽轮机。 3.什么是凝汽器式汽轮机？什么是背压式汽轮机？ 凝汽式汽轮机是指进入汽轮机的蒸汽做功后全部排入凝汽器，凝结成水全部返回锅炉。 汽轮机的排气压力高于大气压力，其排汽全部供给用户使用，因而可不设凝汽器.由于全部排汽均供给用户使用，从而避免了在凝汽器的冷源损失：这中汽轮机称为背压式汽轮机。 4．简述汽轮机滑销系统的作用及滑销种类。 汽轮机在受热膨胀时是以死点为中心向周围膨胀，滑销系统的作用就是保证机组在受热膨胀时不受阻碍，同时在产生一定膨胀的条件下保证机组的中心位置不变. 滑销的种类有纵销、横销、立销、斜销、角销等。
１６科技资讯 科技资讯 ＳＣＩＥＮＣＥ ＆ ＴＥＣＨＮＯＬＯＧＹ ＩＮＦＯＲＭＡＴＩＯＮ ２００７ ＮＯ．１６ ＳＣＩＥＮＣＥ ＆ ＴＥＣＨＮＯＬＯＧＹ ＩＮＦＯＲＭＡＴＩＯＮ 工 业 技 术 徐州坝山热电公司２×１５ＭＷ供热发电机组，最大抽气量：１６０ｔ／ｈ（２×８０），额定抽气量：１００ ｔ／ｈ（２×５０），抽气温度：３０２℃，抽气压力：０．９８１ＭＰａ。扣除场内自用气，直接可外供汽：１５７．９ ｔ／ｈ。 近年来，由于燃煤价格的过渡上涨，用热价格没有得到及时调整，已使全国绝大多数的热电企业陷入了严重的经济困难，一方面是煤价的升高使热电企业的运行成本高于用热价格，而另一方面要大幅度的调整用热价格，还要考虑到老百姓的承受能力，这就关系到社会的稳定和国计民生的大问题，要短时间内解决这些问题也是不现实的。因此，节约能源，降低消耗，依靠企业内部挖潜改造也势在必行。而采用循环水供热则是一条很好的途径。 １ Ｃ１５－４．９／０．９８１－３汽轮机组，改造为低真空运行、循环水供热技术经济分析％ １．１ 汽机改造前主要参数表％ Ｃ１５－４．９／０．９８１－３机组的额定参数：％额定功率：１５０００ＫＷ￥额定进汽流量：１００Ｔ／Ｈ￥额定进汽压力：４．９ＭＰａ￥额定进汽温度：４７０℃￥额定抽汽流量：５０Ｔ／Ｈ￥额定抽汽压力：０．９８１ＭＰａ￥额定抽汽温度：３０２℃ 额定排汽压力：０．００５８２８ＭＰａ￥额定排汽温度：３３℃￥ Ｃ１５－４．９／０．９８１－３机组改造为低真空运行后参数：％ 排汽压力：０．０４－０．０５ＭＰ％ 排汽温度：７０℃％ 凝结水温度：７５－８０℃％循环水温度：６５－７５℃ １．２ 热负荷概况 绿地世纪城距徐州坝山环保热电公司１．２公里，一期建筑面积约１３０万平方米，总的采暖面积为１３０万平方米。二期向东扩建（１００万平方米）和徐州坝山环保热电公司一路之隔，是循环水供热所选的特佳位置（循环水供热由于循环水温度相对较低（供回水温度一般为７０／５０℃），不适宜做长距离输送（一般在５公里之内）。 １．３ 循环水供热安全技术分析 抽凝式汽轮机低真空运行，利用循环水供热是节约能源、改善环境、提高热电企业经济效益的有效途径。国家计委、经贸委、建设部、国家环保总局联合下发的计《２０００》１２６８号文《关于发展热电联产的规定》明确指出：热电联产具有节约能源，改善环境，提高供热质量，增加电力供汽等综合效益。文件规定５０ＭＷ以下的供热式汽轮发电机级须符合以下指标：ａ 总热效率年平均大于４５％。ｂ 热电联产的热电比平均大于１００％，抽凝式汽轮机低真空运行，利用循环水供热，其系统热效率可达到７０％—８０％左右，热电比可达到８００％，经济效率显著。中、低压凝汽式汽轮机组冬季低真空运行供热虽说目前积累较多经验，但也存在许多问题，诸如，对机组发电量有影响，机组运行安全性较差（排汽缸温度高，振动增大，凝汽器承压等），我公司在进行改造前，借鉴有益经验，同时加入许多技术创新点。下面从安全技术、经济角度，简要分析两台１５ＭＷ汽轮机的改造． （１）在不增加主要设备的情况下，利用抽凝式汽轮机排汽潜热，采用循环水城市居民供暖，凝汽器作为表面式加热器，循环水被加热后对外供热，凝汽器内汽侧的压力决定了循环水的温度，它们之间的关系表示为： ｔｗ２＝ｔｓ－ｓｔ 其中：ｔｗ２——循环水出口温度℃ｔｓ—凝汽器压力所对汽的饱和温度℃ｓｔ—凝汽器所热温差一般为５—１５℃正常情况下，１５ＭＷ汽轮机运行时的排汽压力为０．００５ＭＰ左右，所对应的温度为３３℃，循环水出口温度为２５℃左右，这不能满足采暖和供热水的要求，必须提高凝汽器工作压力。由于机组安全性等原因的限制，汽轮运行时凝汽器的压力只能提高到０．０４—０．０５ＭＰａ，相应的饱和温度为７５—８０℃，循环水出口温度为６５—７５℃，７０℃热水直接供热已能满足供暖要求，回水温度为５５—６０℃。 １５ＭＷ抽凝式汽轮机在正常工业供汽情况下，有４３ｔ／ｈ的蒸汽排到凝汽器，将汽轮机的排汽压力提高到０．０５ＭＰａ，其排汽温度为８１℃，循环水出口的温度可达到７０℃，根据计算可知一台１５ＭＷ抽凝式汽轮机在满足正常工业抽汽的条件下，低真空运行循环水供暖面积可达到５０万平方米。 （２） １５ＭＷ汽轮机低真空循环水供暖对汽轮机转子的轴向推力、气缸的膨胀、凝汽器的强度进行校核计算。根据已运行的机组经验对汽轮机转子的轴向推力、气缸的膨胀影响不大不需改动。改动的项目有： ａ．将凝汽器循环水由双路双流程改为单路四流程。其目地一是提高循环水在管内的流速，这样既可以减少铜管结垢，又可增强换热效果；二是提高循环水的出口温度。（见下图） ｂ．考虑到机组改为低真空运行循环水供热后，凝汽器所承受的压力由０．１５Ｍｐａ上升到０．３Ｍｐａ，所以将凝汽器大盖钢板厚度由２０ｍｍ改为２６ｍｍ，端盖一侧的加强杆由３个增加到６个。 ｃ．为了解决抽凝机组改低真空循环水供热，排汽过热度高的问题，在凝汽器排汽口加装二组除盐水喷水装置。 ｄ．为了减少机组改为低真空运行引起轴向推力增加的问题，将前汽封平衡盘漏汽改至低加。两台机组改造费４０万元，工期每台１５天（包括厂家校核计算的费用）。 （３） １５ＭＷ汽轮机低真空循环水供暖，如外网供热面积达到５０万平方米。汽轮机的发电能力及抽汽能力不受任何影响，如外网供暖面积２５万ｍ２，则循环水回水温度升高，真空降低，影响发电负荷降低，为发满电负荷，可采取外网供暖与凉水塔并用的办法。具体方法是这样，将凝汽器一侧的排水，用阀门节流的方法将一部分循环水送进凉水塔降温。同时用循环水泵将凉水塔降温后的水，用泵出口门节流送进凝汽器，达到凝汽器循环水进出平衡。循环泵送出的水和外网循环回水一同进入凝汽器。 （４） １５ＭＷ汽轮机低真空循环水供暖如达到５０万ｍ２时，同时可带满电负荷及工业抽汽，此时机组进汽量比非低真空运行增加１３吨，如按１３吨蒸汽耗原煤２．５吨，按原煤单价４００元／吨计算，供暖１００天，增加蒸汽成本为２．５×４００×２４×１００＝２４０万元，考虑增加的循环泵的电费、水费、维修费用约计１００万元，成本应为３４０万元，５０万平方米的供暖收入为５０×１．２ｘ２４×１００／１００元／平方米＝１４４０万元，一台机组低真空循环水供暖效益为１４４０－３４０＝１１００万元。 （５） １５ＭＷ汽轮机低真空循环水供暖面积 ２×１５ＭＷ抽凝机组改低真空供热分析 孙乐场 （徐州坝山环保热电公司） 摘 要：针对徐州坝山热电公司供热发电机组技改一案例，从安全技术、经济上分析了抽凝汽轮机组改低真空供热的可行性。进一步提出此项技改存在哪些创新，从而得出：低真空供热能做到环保、节能、经济，是小型火电厂，热电厂继续生存和发展的途径。关键词：环保 节能 创新 效益 生存中图分类号：Ｘ３文献标识码 ： Ａ 文章编号 ：１６７２－３７９１（２００７）０６（ａ）－００１６－０２
汽轮机扣大盖安全措施和技术 措施(通用版) Security technology is an industry that uses security technology to provide security services to society. Systematic design, service and management. ( 安全管理 ) 单位：______________________ 姓名：______________________ 日期：______________________ 编号：AQ-SN-0831
汽轮机扣大盖安全措施和技术措施(通用 版) 一、安全措施 1．对行车的起吊重量、行车速度、起吊高度、起吊速度以及起吊及纵横向行车的极限范围性能认真检查，这些性能应满足扣大盖的工艺要求。 2．检查行车钢丝绳完整情况，并对其进行动负荷校验。 3．起吊工作要由专人统一指挥。 4．起吊过程要平稳。 5．严禁在起吊重物下站人。 二、技术措施 1、扣大盖所需的设备零部件，预先进行清点检查，无短缺或不合格的情况，并按一定的次序放置整齐。
2、施工用的工具和器具应仔细清点和登记，扣完大盖后再次清点，不得遗失。 3、汽缸内各部件及其空隙必须仔细检查并用压缩空气吹扫，确保内部清洁无杂物、结合面光洁、各孔洞通道部分应畅通。 4、对汽缸的各个零部件的结合部位，都涂敷自制的垫料。 5、汽缸内在运行中可能松脱的部件，扣缸前最后锁紧。在运行中可能松脱无用的部件，应予拆掉。 6、吊装上缸时，用精密水平仪监视水平结合面，使之与下缸的扬度相适应，安放时装好涂油的导杆，下降时随时检查，不得有不均匀的下落和卡住现象。 7、汽缸水平结合面上的涂料，在上缸扣至接近下缸时涂抹，此时将上缸用方木临时支垫好，确保安全。 8、在上下缸水平结合面即将闭合而绳索尚未放松时，将定位销打入汽缸销孔。 9、扣大盖工作从内缸装第一个部件开始到上缸就位，全部工作连续进行，不中断。
汽轮机空负荷运行的运用 （云南****有限公司，云南**） 摘要：云南****有限公司以生产****为主，同时配置石油焦回转窑煅烧余热利用系统CN30-8.83/（1.6）型汽轮发电机组，汽轮机排汽缸内装有喷水降温装置。机组稳定运行受回转窑煅烧系统影响较大，煅烧堵料、停窑检修，机组面临停机和极热态启动风险，通过对排汽温度、负荷、初参数、真空、上下缸温差等有效控制，保障机组安全空负荷运行，取得较好的经济效果。 关键词：汽轮机空负荷运行；排汽缸喷水降温装置；上下缸温差；汽轮机寿命管理、极热态启动 0 前言 汽轮机组由**汽轮电机（集团）有限责任公司生产， 2011年11月出厂，型式为高压、单缸、带非调整抽汽、冷凝式汽轮机组。2012年11月安装，2013年11月投产。公司一期工程为一窑、一炉、一机单元制运行方式。烟气余热利用工艺见图1 图1 烟气余热利用示意图 经过后燃烧器充分燃烧后小部分高温烟气（20000Nm3/h）引入到导热油炉中加热导热油，供成型生产所需物料及设备加热用，导热油
炉出口小于300℃烟气再进入锅炉循环利用，剩余大部分烟气（220000Nm3/h）直接进入余热锅炉生产蒸汽。回转窑窑头石油焦下料方式为插板阀皮带秤式，窑尾下料为溜管式，由于石油焦潮湿、下溜管结焦等因素的影响，煅前煅后都会发生堵料，加上导热油炉旁路前置，导致锅炉入口烟温、烟气量急剧下降，汽轮机无法维持负荷运行，煅前断料、风管检修等也会造成几个小时的停窑时间，每月约有2次故障停窑，针对此实际情况，有必要摸索汽轮机滑参数空负荷运行，以保障机组安全连续运行和减少停产损失。 1空负荷运行有利于汽轮机寿命管理 汽轮机寿命是指从初次投入运行至转子出现第一条宏观裂纹（长度为0.2-0.5mm）期间的总工作时间。汽轮机正常运行时，主要受高温和工作应力的作用，材料因蠕变要消耗一部分寿命。在启、停和工况变化时，汽缸、转子等金属部件受到交变热应力的作用，材料因疲劳也要消耗一部分寿命，在两个因素共同作用下，金属材料内部就会出现宏观裂纹。对汽轮机寿命损耗大的工况，主要是超温运行和热冲击等应力循环变化幅度较大的工况。如机组的启动，尤其是极热态启动、甩负荷、汽温急剧降低、水冲击等。本机组的寿命分配见表1 本机组设计寿命为 30年，要达到机组的设 计寿命，就要减少机组 启停次数，控制好温度 变化率，减少机组每次
低真空循环水供热存在的问题及解决方法 1 低真空循环水供热原理及应用 2001年，国家经贸委、国家发展计划委、建设部发布的《热电联产项目可行性研究科技规定》1.6.7条：“在有条件的地区，在采暖期可考虑抽凝机组低真空运行，循环水供热采暖的方案，在非采暖期恢复常规运行”。因此，低真空循环水供热符合现行规定。自20世纪70年代开始，我国北方一些电厂将部分装机容量＜50MW的凝汽式汽轮机用于低真空运行，采用排汽加热循环冷却水直接供热或作为一级加热器热源[1、2]。威海市热电厂、牟平县热电厂、乳山市热电厂、荣成市热电厂等多家电厂已采用低真空循环水供热多年，技术可靠，运行稳定。 2 低真空循环水供热的特点 采取低真空循环水供热时，汽轮机组无需大规模改造，只需将凝汽器循环冷却水的入口及出口管接入供热系统。为保证凝汽器低真空安全运行，正常情况下水侧压力不能超过0.196MPa，热网回水温度一般低于50℃。因此，必须加固凝汽器，使其承压达到0.4MPa，供、回水温度采用60、50℃为宜[3]。由于低真空运行只是汽轮机的特殊变工况，对汽轮机本体没有改动，但凝汽器在低真空运行期间，汽轮机组的发电量受供热量直接影响[1]。因此，合理确定供热面积对低真空运行汽轮机组的经济运行影响很大。 3 存在的问题及解决方法 3.1 基本情况 荣成市斥山热电厂是国内最早的小型热电厂之一，拥有2台蒸发量为35t/h的蒸汽锅炉和2台装机容量为6MW的抽汽凝汽式汽轮热电机组。2001年，该厂建设以这2台热电机组为热源的低真空循环水供热工程，设计供热能力为34.4MW，最大供热能力为45.8MW。供热首站内所有设备按照设计供热能力考虑，设计供、回水温度为60、50℃，采用低温水直供方式，不设二级热力站，总规划供热面积为60×104m2。 由于对低真空循环水供热运行缺乏经验，2004年当供热面积仅为30×104m2时，即暴露出供热能力不足现象，各供热区域水力失调严重，用户满意率较低，热网运行的安全性与经济性较低。