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对1000MW超超临界汽轮机安装工艺的探讨发表时间：2016-08-23T15:07:14.537Z 来源：《电力设备》2016年第11期作者：商光刚[导读] 一台1000MW超超临界汽轮发电机机组由以下部件组成：一台汽轮机、一台发电机、一台凝汽器以及其他相互连接的蒸汽管路、油管路及水管路系统。
商光刚（山东电力工程咨询院有限公司山东济南 250013）摘要：电能是我国能源构成中重要的组成部分，在保障整个国民经济的正常发展和人们的日常生活发挥着重要的作用。
因此发电厂必须确保其能够安全稳定的提供电力供应，其中汽轮机安装工艺水平的高低对于整个电厂运行的稳定性有直接的影响。
本文针对1000MW超超临界汽轮机的安装工艺和技术进行了探讨。
关键词：1000MW超超临界；汽轮机；安装工艺一、概述一台1000MW超超临界汽轮发电机机组由以下部件组成：一台汽轮机、一台发电机、一台凝汽器以及其他相互连接的蒸汽管路、油管路及水管路系统，安装的过程需要专业的安装人员进行。
根据输出功率不同，一台汽轮机由一个或多个独立的汽缸组成。
转子上径向地安装着多级动叶，每级动叶对应着一级静叶。
蒸汽中的热能在静叶与动叶中转变成机械能并由转子传输出去。
二、1000MW超超临界汽轮发电机机组安装工艺分析在1000MW超超临界汽轮发电机机组安装的过程中，为保证汽轮机可靠地运行，首先必须保持转子与静子之间精确的同心状态，特别是在径向间隙、轴向间隙、轴承及死点、汽缸找中、转子的找中等工艺技术要点。
1、径向间隙为了保证高效率，输入的蒸汽应当尽可能地冲击叶片而不应绕过叶片或从转子端部漏出去，因此动叶与汽缸之间以及静叶与转子之间的径向间隙应尽可能小，如图 1。
这些径向间隙的公差非常小，必须仔细安装。
轴封封住转子两端使蒸汽腔室与外界隔离，同样它也封住汽轮机内部不同压力的蒸汽腔室。
轴封的径向间隙也一样非常小，必须仔细安装。
一台新安装的汽轮机，其径向间隙理应符合设计要求，但在安装中仍然需要对其间隙进行检查，这非常重要。
浅谈弹簧减震基础二次再热 1000MW 汽轮机本体安装施工技术摘要]：汽轮机作为火力发电厂的主要生产设备，其安装质量的好坏、施工进度的快慢直接影响着整个机组的安全运行和经济效益。
二次再热1000MW机组具有热效率高、节能环保等优势，引领火力发电技术发展的方向，机组安装具有超长轴系找中，无垫铁、无台板支撑轴承座安装，转子单轴承支撑轴系找中，模块化汽缸负荷分配等施工难点。
此项施工技术具有工艺简单、安全性高、劳动效率高等优点。
通过分析机组特点，创新施工工艺，应用多个自主产权的专利技术，对汽轮机安装工期的缩短及质量的提高取得了一些好的效果，在这里对此技术做一下简单介绍。
[关键词]：无台板结构轴承座找正、差压计法汽缸负荷分配法、碰缸工艺、隔振弹簧整体同步释放1 工艺原理汽轮机轴承座设计采用无垫铁、无台板支撑方式，二次灌浆完后将无法进行调整，水平调整采用专利技术“汽轮机静止部件找中装置”，标高调整采用高精度电子水准仪与“汽轮发电机组台板标高找正装置”，以满足施工要求。
汽轮机五根转子由六个径向轴承来支承，除超高压转子采用双轴承支撑外，其余四条转子均采用单轴承支撑的形式，轴系找中心时，使用专业工艺装置进行联轴器的临时连接，使转子脱离转子固定装置的支撑，转子靠背轮止口配合，消除靠背轮圆周方向偏差。
采用差压法进行模块化汽缸负荷分配，保证汽缸荷载合理分配到各承力面上，消除汽缸及管道在安装过程中产生的附加应力。
采用碰缸工艺进行汽缸动静间隙检查，在扣盖情况下开启顶轴系统手动盘车，利用液压千斤顶及测量工具完成测量。
弹簧隔振器释放时，从基础的一端向另外一端延伸释放。
2 操作要点轴承座安装1）安装前对轴承座及内部油管等进行解体检查。
拆下调整垫片清理检查，记录原始调整垫片数量、厚度，复装。
2）对轴承座进行渗油试验3）将轴承座地脚螺栓底部螺纹涂以润滑剂，拧入预埋螺母。
4）依据地脚螺栓图纸测量各个地脚螺栓顶面至各轴承座中分面距离，使之符合要求。
Doors&Windows 摘
1000
1000
3
在进行拼装之前利用红丹粉对汽缸底脚与台板
压缸前后段缸体前后外油挡洼窝水平中心差值不大于安装前要做好准备工作
一台汽轮发电机要良好运行一条直的水平线而是一条曲线
5
阀门安装前保持内部干净
润滑油箱模块
检查油管路安装结束后
然后对油系统管道进行气密性试验空气压力注入到检查控制油管路安装完毕后
目前我国的火电机组安装工程多数都有安装人员技术水
参考文献
[J].电力建设,2006(4):1~4.
分析研究与探讨
195
2018.03。
１０００ＭＷ超超临界二次再热机组汽轮机调试案例分析Ａｎａｌｙｓｉｓｏｆ１０００ＭＷｓｅｃｏｎｄａｒｙｒｅｈｅａｔｕｌｔｒａ－ｓｕｐｅｒｃｒｉｔｉｃａｌｓｔｅａｍｔｕｒｂｉｎｅｃｏｍｍｉｓｓｉｏｎｉｎｇ陈臻ꎬ崔凯峰ꎬ陈国民(国电泰州发电有限公司ꎬ江苏泰州㊀２２５３００)摘要:针对泰州公司１０００ＭＷ二次再热超超临界机组汽轮机调试过程中出现的一些典型案例ꎬ对其过程现象进行了分析ꎬ提出相应的解决措施ꎬ可供该类型机组的安装调试人员参考ꎮ关键词:１０００ＭＷ发电机组ꎻ二次再热ꎻ调试ꎻ汽轮机Ａｂｓｔｒａｃｔ:Ｔｈｉｓｐａｐｅｒｆｏｃｕｓｅｓｏｎｔｈｅｃｏｍｍｉｓｓｉｏｎｉｎｇｏｆｓｔｅａｍｔｕｒｂｉｎｅｓｏｆ１０００ＭＷｓｅｃｏｎｄａｒｙｒｅｈｅａｔｕｎｉｔｉｎａｐｏｗｅｒｐｌａｎｔ.Ｓｏｍｅｔｙｐｉｃａｌｃａｓｅｓａｒｅａｎａｌｙｚｅｄａｎｄｔｈｅｃｏｒｒｅｓｐｏｎｄｉｎｇｓｏｌｕｉｏｎｓａｒｅｐｕｔｆｏｒｗａｒｄｆｏｒｔｈｅｉｎｓｔａｌｌａｔｉｏｎａｎｄｃｏｍｍｉｓｓｉｏｎｉｎｇｏｆｔｈｉｓｔｙｐｅｕｎｉｔｓｉｎｔｈｅｆｕｔｕｒｅ.Ｋｅｙｗｏｒｄｓ:１０００ＭＷｐｏｗｅｒｕｎｉｔｓꎻｓｅｃｏｎｄａｒｙｒｅｈｅａｔꎻｃｏｍｍｉｓｓｉｏｎｉｎｇꎻｓｔｅａｍｔｕｒｂｉｎｅ中图分类号:ＴＭ６２１㊀㊀㊀㊀㊀文献标识码:Ｂ㊀㊀㊀㊀㊀文章编号:１６７４－８０６９(２０１８)０６－０２４－０２１㊀汽轮机调试典型案例分析１.１㊀低压缸南侧外缸保温油漆被烧灼迹象汽轮机调试机首次冲转至３０００ｒｐｍ后电气试验ꎬ试验过程中发现Ａ低压缸南侧外缸保温油漆被烧灼烤黄ꎬ就地实测温度达到１９０ħꎬ试运指挥部下令打闸停机ꎮ由于长时间空负荷运行ꎬ超高排通风阀处于开启状态(设计考虑汽轮机冲转时超压缸进汽流量低ꎬ防止超高压缸鼓风摩擦及末级叶片温度高)ꎬ高温汽长时间冲刷ꎬ导致低压外缸不正常的温升ꎻ超高排通风阀连接于低压外缸Ａ下部与凝汽器相连的斜板处ꎬ由于该位置离低压外缸Ａ很近ꎬ且接口为倾斜向上ꎬ蒸汽进入冲刷低压外缸Ａ下缸的端板ꎬ使低压外缸温度上升ꎻ二次再热机组启动方式中ꎬ超高排通风阀的运行方式欠妥ꎮ汽机再次冲转至３０００ｒ/ｍｉｎ做电气试验(未并网)ꎬ调整超高排通风阀运行方式ꎬ保持超高排通风阀关闭ꎬ低压缸外缸外壳温度正常ꎮ１.２㊀转子抱轴在汽轮发电机机３０００ｒ/ｍｉｎ电气试验过程中因消缺停机ꎬ在盘车状态下ꎬ盘车转速突然下降ꎬ开大主机液动盘车转速调节阀无效ꎬ且因手动盘车齿轮随转子伸缩与手动盘车孔已经错位无法及时进行手动盘车ꎬ转子停转ꎬ因转子温度高ꎬ调试指挥部下令闷缸ꎮ连续１７ｄꎬ每隔２４ｈ通过启㊁停顶轴油泵改变主机各轴承间隙ꎬ试图手动盘动转子均无效ꎬ待超高压转子温度降至１２０ħꎬ经研究分析后手动盘动转子ꎬ检查转子无卡涩现象后将转子翻动１８０ʎ直轴后偏心度正常ꎬ投入连续盘车ꎬ调整转速至５０ｒｐｍꎮ为追求高经济性ꎬ汽轮机本体以及轴封动㊁静部分间隙设计余量比较小ꎮ汽轮机超高压缸㊁高压缸汽封径向动静碰摩造成了转子抱轴[１]ꎮ基建单位将高排逆止阀前㊁后疏水管道安装连接错误ꎬ二次冷再蒸汽倒流至高压缸ꎬ造成高压缸排汽Ａ/Ｂ侧温差大ꎬ闷缸过程中导致汽轮机停运后高压缸上㊁下缸温差大ꎬ高压缸上下温差最大达８０ħꎬ发生动静碰磨ꎮ轴封蒸汽温度与缸温不匹配ꎬ轴封系统设计存在缺陷ꎮ常规一次再热机组高压缸排汽温度在３５０ħ左右ꎬ本工程机组超高压缸㊁高压缸排汽温度在４３０ħ左右ꎬ较常规机组高出８０ħ左右ꎬ轴封供汽温度仍采用２８０~３２０ħ供汽设计存在缺陷ꎬ进汽温度偏低ꎬ造成机组停运后ꎬ轴封进汽温度与轴封腔室温度温差大ꎬ长时间较大温差ꎬ导致超高压缸㊁高压缸端部汽封轴封齿收缩变形ꎬ大轴与轴封齿碰磨[２]ꎮ超高排逆止阀卡涩未能关闭ꎬ导致一再蒸汽返至超高压缸ꎬ转子惰走过程中产生一个反作用力ꎬ不仅使转子惰走时间变短同时降低了盘车时的转速ꎮ对冲转方式进行优化调整ꎬ超高压缸投运时ꎬ超高排通风阀关闭ꎮ同时降低冲转参数:超高缸进汽７.５ＭＰａ/４００ħꎬ高压缸进汽２.８ＭＰａ/３８０ħꎬ中压缸进汽０.８ＭＰａ/３８０ħꎮ增加汽轮机进汽量ꎬ降低排４２２０１８年１２月电㊀力㊀科㊀技㊀与㊀环㊀保第３４卷㊀第６期汽温度ꎬ减少轴封进汽温度与轴封腔室温度温差ꎻ对轴封系统进行优化ꎬ提高超高压缸㊁高压缸㊁中压缸轴封进汽温度至３２０~３５０ħꎬ控制低压缸进汽温度３００ħ[３]ꎻ本机正常运行且轴封汽在自密封运行状态时ꎬ加强各轴封段轴封蒸汽温度的监视ꎬ保证备用汽源在正常备用状态ꎮ维持轴封压力调阀及旁路阀前节流孔疏水阀开启状态ꎬ防止轴封系统进水和冷汽ꎻ当机组低负荷运行轴封汽需要补汽或停机后轴封汽全部由备用汽源供给时ꎬ应将高压段轴封进汽温度控制在３５０ħ左右ꎬ维持低压缸轴封进汽温度不高于３００ħꎻ若发生机组跳闸或正常停机等ꎬ应加强对超高缸/高压缸排汽温度的监视及时调整轴封供汽温度ꎬ防止封进汽温度与轴封腔室温度温差偏大ꎮ机组惰走过程中应尽快调整高压段轴封进汽温度达到３５０ħ左右ꎬ观察１㊁２㊁３瓦轴振变化情况ꎬ若振动明显异常且轴封汽温度无法满足上述条件时ꎬ应立即破坏真空ꎬ真空至零后时停供轴封汽ꎬ防止轴封变形引起大轴抱死[４]ꎻ当机组在跳机或停机后的盘车运行状态时ꎬ应加强对高压段轴封供汽温度的监视ꎬ防止封进汽温度与轴封腔室温度温差偏大ꎮ液动盘车投入连续运行后ꎬ要记录好主机惰走时间ꎬ判断是否正常ꎻ连续盘车期间要特别关注盘车转速的变化ꎬ若出现不规则的上下波动且无法判断具体原因时ꎬ则尽快破坏真空停轴封ꎬ防止轴封变形引起大轴抱死ꎻ机组停运后ꎬ严密监视汽缸温度ꎬ如果上下缸温差变大ꎬ尽快关闭缸本体疏水门闷缸ꎬ可间断性开疏水门进行疏水ꎮ１.３㊀超高排逆止阀在阀温较高时卡涩无法关闭汽轮机打闸ꎬ转速下降至０后ꎬ超高排逆止阀关不到位ꎬ盘车无法投入ꎮ本机组超高压缸排汽温度在４３０ħ左右ꎬ常规一次再热机组高压缸排汽温度在３５０ħ左右ꎬ设计人员未充分考虑在４３０ħ左右时阀门轴套间隙ꎬ导致在阀温较高时卡涩ꎻ超高排通风关闭时ꎬ关闭力矩不够ꎮ一是汽缸内弹簧弹性系数不够ꎬ二是气缸排气时排气阀口径偏小ꎮ弹簧侧气缸增加一路气源ꎬ在超高排通风关闭时ꎬ增加关闭力矩ꎻ适当放大阀门轴套间隙ꎮ１.４㊀高负荷时汽泵密封水调整裕量小高负荷时ꎬ凝结水压力小幅波动ꎬ造成汽泵密封水回水温度大幅上升ꎮ汽泵密封水取自凝结水ꎬ１０００ＭＷ负荷时ꎬ进水端密封水调阀开度将近８０％ꎬ密封水出水温度控制在５５－６０ħꎬ进水端密封水调节阀开度将近８０％ꎬ从阀门特性流量曲线上看已近全开ꎮ调节裕量已不多ꎬ如凝结水压力有一点波动ꎬ电动调节阀将不能快速跟踪密封水回水温度的变化ꎮ高负荷下密封水调节裕量已不多ꎬ凝水压力稍微波动ꎬ势必密封水回水温度上飙ꎮ处理不当时很容易造成给水泵跳闸ꎻ给泵密封水这一薄弱环节ꎬ高负荷时凝泵变频长期接近工频工况运行ꎬ而除氧器主调大幅节流ꎬ违背设计初衷ꎬ凝泵变频达不到很好的节能效果ꎮ进行技术改造ꎬ采用独立的水箱和水泵供给汽泵密封水ꎻ技改前ꎬ进行各负荷阶段试验ꎬ在保持密封水调阀全开工况下ꎬ降低凝泵变频转速ꎬ将维持密封水回水温度５５ħ左右时的凝泵出口压力值增加０.２ＭＰａ偏置ꎬ作为凝泵变频压力自动的设定值ꎮ这样既能保证给水泵安全运行ꎬ又能保证凝泵变频运行最大程度的节能[５]ꎮ２㊀结语在调试过程中ꎬ通过不断总结分析㊁试验ꎬ攻克了诸多１０００ＭＷ二次再热超超临界汽轮机运行与控制技术难题ꎬ各项指标均达到设计值ꎮ该机组引领全球燃煤发电机组高效㊁环保技术发展方向ꎬ为电力行业的节能减排开辟新路径ꎮ参考文献:[１]田丰.汽轮机设备及系统[Ｍ].北京:中国电力出版社ꎬ２０１３. [２]王月明ꎬ牟春华ꎬ姚明宇ꎬ等.二次再热技术发展与应用现状[Ｊ].热力发电ꎬ２０１７ꎬ４６(８):１－１０.[３]何文珊.华能玉环电厂１０００ＭＷ超超临界汽轮机特性[Ｊ].电力建设ꎬ２０１７ꎬ(１１):７０－７２.[４]花亚伟ꎬ乐先涛.１０００ＭＷ超超临界机组调速汽门卡涩分析处理及预防措施[Ｊ].电力科技与环保ꎬ２０１７ꎬ３３(３):６１－６２. [５]李永生ꎬ徐星ꎬ孙俊威.超超临界二次再热机组性能试验及分析[Ｊ].电力科技与环保ꎬ２０１７ꎬ３３(６):４０－４３.收稿日期:２０１８￣０７￣３０ꎻ修回日期:２０１８￣０９￣０６作者简介:陈臻(１９８１￣)ꎬ男ꎬ江苏泰州人ꎬ工程师ꎬ从事火力发电厂集控运行工作ꎮＥ－ｍａｉｌ:ｃｈｅｎｚ＠ｇｄｔｚ.ｃｏｍ.ｃｎ５２２０１８年陈臻等:１０００ＭＷ超超临界二次再热机组汽轮机调试案例分析第６期。
1000MW超超临界二次再热机组深度调峰技术探讨摘要随着科技不断进步，人们对各类资源的利用变得日益频繁，需求在不断增加。
在可再生能源的开发与利用过程中，国家对风电和水电的发展重视程度在的不断增加，这也造成电网的负载结构出现了明显的变化，电网在运行过程中所面临的负载差异明显增大。
因此，大型火力发电机组需要频繁进行深度调峰，而这一调峰过程所承受的压力在不断增加。
火电企业为了能够在激烈竞争的发电市场中占据更大的份额，需要满足电网的深度调峰需求，从而可以对机组的调峰能力进行提升，满足电网的安全调度以及正常运行的要求。
基于此，本文深入分析了1000MW超超临界二次再热机组深度调峰技术。
关键词 1000MW超超临界；二次再热机组；深度调峰技术一、深度调峰的相关概述在进行调峰之前，需详细分析不确定因素，深入了解各机组的实际调峰能力，准确把握调峰技术难点，制定合理的调峰计划，优化机组的实际调峰。
如有条件，可请相关专家实施实际调整。
一般情况下，进行深度调峰的方法主要包含：一是有效减少锅炉的热负荷，将干态转变为湿态，以使蒸汽和供水流量逐渐满足电力系统的需求。
超临界锅炉的设计要求最小水冷壁冷却工质流量为其额定蒸发量的30%。
在机组的启停过程中，干湿态转换一般控制在30%到35%的额定负荷范围内。
如果需要深度调峰的负荷超过35%的额定负荷，可以不进行湿态转换。
二是可采取保持锅炉最小燃烧负荷、启用高、中、低旁路等措施，从而能够减少蒸汽流量进入到汽轮机，有效减少机组的出力。
然而，频繁开关旁路阀可能导致阀门内部泄漏，同时在高负荷时也可能导致旁路阀后温度过高的情况。
因此，如何选择调峰方法还需根据具体机组情况来确定。
二、1000MW超超临界二次再热机组深度调峰技术1、深度调峰的操作过程为满足华东电力系统的需求，2016年2月，江苏省电力公司决定将句容发电厂1号机组列为直调电站。
该机组在负载超过400 MW时的可变负载速度达到每分钟15 MW。
2023《1000mw超超临界二次再热机组热力性能分析与实验研究》•引言•二次再热机组热力性能分析•热力性能实验研究•热力性能优化与改进建议•结论与展望目•参考文献录01引言03超超临界二次再热机组的技术特点超超临界二次再热机组具有更高的蒸汽参数和热效率，能够显著降低煤耗和碳排放，是未来火电技术的发展方向。
研究背景与意义01我国能源结构转型的需求随着经济的发展和环保要求的提高，对于高效、清洁的能源需求逐渐增加。
02火电机组节能减排的潜力火电机组作为我国电力产业的主要组成部分，其能耗和排放量较大，具有较大的节能减排潜力。
研究内容研究1000MW超超临界二次再热机组的热力性能，包括蒸汽参数、热效率、煤耗等。
研究方法采用理论分析、数值模拟和实验研究相结合的方法，对超超临界二次再热机组进行热力性能分析和实验研究。
研究内容与方法目的通过对1000MW超超临界二次再热机组热力性能的分析和实验研究，为该类型机组的优化设计、运行和控制提供理论依据和技术支持。
意义提高超超临界二次再热机组的热效率和煤耗，降低碳排放，推动我国电力产业的绿色发展。
研究目的与意义02二次再热机组热力性能分析二次再热机组工作原理及特点工作原理二次再热机组基于传统的火力发电技术，通过两次再热过程，提高蒸汽的热能利用率和发电效率。
首先，高压缸排出的蒸汽经过第一次再热，被加热到更高的温度，然后进入中压缸继续做功，最后再次被加热，进入低压缸做功。
特点二次再热机组具有更高的热能利用率和发电效率，可有效降低煤耗，减少环境污染。
同时，由于增加了再热系统，机组结构更为复杂，制造成本和运行维护难度相对较高。
二次再热机组热力性能影响因素蒸汽参数蒸汽参数如温度、压力、蒸汽流量等对二次再热机组的热力性能有重要影响。
过高或过低的蒸汽参数都会影响机组的热效率。
汽轮机设计汽轮机的设计如叶片高度、流道形状、间隙等都会影响机组的热力性能。
优良的汽轮机设计可以有效提高机组的热效率。
1000MW超超临界二次再热机组深度调峰技术探讨作者：陈桂二来源：《机电信息》2020年第08期摘要：火电机组参与电网的深度调峰已成为了常态，但1 000 MW超超临界二次再热机组在深度调峰时存在着一定的安全风险和技术难点。
现结合运行经验，对雷州电厂1 000 MW超超临界二次再热机组深度调峰技术进行了探讨，为大容量二次再热机组深度调峰提供了参考。
关键词：1 000 MW超超临界;二次再热;深度调峰0 引言目前，随着广东地区装机容量的不断增大，特别是核电和新能源的快速发展，火电机组肩负着重大的调峰任务，承受着更大的调峰压力。
为了在竞争日益激烈的发电市场中立于不败之地，火电机组不仅要满足电网调峰的40%额定负荷需求，还必须具备更深度的调峰能力，避免机组因电网负荷低而被调停，减少机组启停费用，同时可以增收电网的调峰补偿费用。
1 设备概况雷州电厂1 000 MW超超临界二次再热燃煤机组的锅炉型号为HG-2764/33.5/605/623/623-YM2，是哈尔滨锅炉厂有限责任公司制造的超超临界参数变压运行螺旋管圈+垂直管圈直流锅炉，为单炉膛、二次再热、双切圆燃烧、平衡通风、固态排渣、全钢悬吊结构、露天布置的π型锅炉，配有6台正压直吹式中速磨煤机，从上到下分别为F、E、D、C、B、A层燃烧器，A 磨设有微油点火装置。
锅炉给水系统配置一台100%BMCR汽动给水泵，一台30%BMCR电动定速给水泵作为启动泵。
汽轮机采用上海电气集团股份有限公司生产的型号为N1000-31/600/620/620的超超临界、二次中间再热、单轴、五缸四排汽、双背压凝汽式汽轮机。
2 深度调峰存在的安全风险[1]（1）锅炉燃烧不稳定。
低负荷时由于煤量少，燃烧弱化，稳定性下降，煤种、风量、磨煤机出力等细小的变化都可能引起工况扰动，甚至造成灭火。
（2）锅炉水冷壁超温。
低负荷时锅炉空气动力场发生改变，燃烧容易发生偏斜，全为下层磨运行，火焰中心下移且集中，水冷壁容易超温。
1000MW机组二次再热超超临界塔式锅炉施工方案研究摘要：热控系统作为超超临界机组的重要组成部分，直接关系到整个机组的运行。
为了进一步提高热控制系统的稳定性和性能，需要从主机、辅机等三个部分进行改进和优化。
在我国经济高速增长的背景下，科学技术飞速发展，社会对火电厂超超临界机组提出了更高的要求。
在这种情况下，改进和优化计划往往会反映出一定的滞后，无法在实践中发挥最大的作用。
关键词：1000MW超超临界；二次再热机组；节能降耗1000MW超超临界二次再热机组是目前煤炭火电厂中的主力装备。
然而，由于能源资源的有限性和环境污染的问题，提高机组的热效率和经济性已成为当今火电厂面临的重要挑战。
因此，研究如何通过有效的节能降耗技术来提高1000MW超超临界二次再热机组的性能，具有重要的理论和实践意义。
1 1000MW超超临界二次再热机组节能降耗的重要性1.1高热效率节能降耗的核心目标之一是提高机组的热效率。
1000MW超超临界二次再热机组在超超临界工况下运行，通过二次再热技术能够实现更高的热效率。
提高热效率不仅可以降低煤炭消耗量，减少能源资源的浪费，还能降低排放物的排放量，对环境保护具有积极作用。
1.2降低能耗对于机组开展节能降耗，最重要的一个内容是为了降低能耗。
通过引入先进的燃烧技术、优化热力系统和改进循环水系统等措施，可以有效降低机组的能耗。
降低能耗不仅可以降低生产成本，提高经济性，还能减少对能源资源的需求，减轻能源供需压力。
1.3减少排放物1000MW超超临界二次再热机组在燃烧过程中会产生大量的排放物，如二氧化碳、氮氧化物和颗粒物等。
通过采用高效低排放燃烧技术和优化热力系统，可以有效减少这些排放物的排放量。
减少排放物不仅能够改善环境质量，减少空气污染，还能够减缓气候变化，为可持续发展作出贡献。
1.4推动可持续发展节能降耗不仅对火电厂的可持续发展至关重要，也对整个能源系统和社会经济的可持续发展具有重要意义。
1000WM超超临界二次再热汽轮机安装施工探讨发表时间：2020-04-14T08:29:55.807Z 来源：《中国电业》（发电）》2020年第1期作者：梁维权[导读] 1000MW超超临界二次再热机组目前运行台数不多，安装施工方面的经验还需要不断积累、完善。
广东大唐国际雷州发的有限责任公司广东省湛江市 524255摘要：针对1000MW超超临界、二次再热、五缸四排汽抽汽凝汽式汽轮机安装施工要求和注意事项，进行了介绍。
对现场施工过程出现的问题、原因进行了分析和总结，对问题处理方法进行了提炼，为以后该类型汽轮机安装施工提供借鉴。
关键词：超超临界；1000MW二次再热机组；汽轮机安装引言某公司“上大压小”新建项目工程建设2台100万千瓦超超临界燃煤汽轮发电机组，汽轮机采用上电集团制造的超超临界、二次再热、单轴、五缸四排汽、双背压凝汽式汽轮机。
1000MW超超临界二次再热机组目前运行台数不多，安装施工方面的经验还需要不断积累、完善。
1汽轮机结构简介某型汽轮机为1000MW超超临界、二次再热、五缸四排汽抽汽凝汽式汽轮机，额定蒸汽压力31Mpa、蒸汽温度600/610/610℃，额定工况净热耗7088KJ/kw.h。
汽轮机由超高压缸、高压缸、中压缸以及2个低压缸等共5个模块组成，其中超高压缸有15级，高压缸有2×13级，中压缸有2×13级，低压缸有2×2×5级，各个模块的转子通过超紧配的联轴器螺栓刚性连接。
汽轮机在轴系中设计有1个径向推力联合轴承，该径向推力联合轴承位于2号轴承座内，推力轴承是轴系的死点。
超高压外缸的死点位于2号轴承座的猫爪轴向定位键中心线与机组轴线相交点处，高压外缸的死点也位于2号轴承座的猫爪轴向定位键中心线与机组轴线相交点处，高压外缸、中压外缸以及2个低压内缸通过推拉装置使他们在轴线方向上连成一个整体，在机组启停过程中同步膨胀或收缩。
汽轮机的阀门主要有超高压主汽阀及调节汽阀组件、高压主汽阀及调节汽阀组件以及中压主汽阀及调节汽阀组件，各阀门分别装于超高压缸、高压缸以及中压缸两侧。
超高压主汽阀及调节汽阀组件通过大螺母与汽缸相连接，其余阀门则通过法兰螺栓与相应的汽缸连接。
本汽轮机设有1～6号共6个独立的轴承座，每个轴承座均通过水泥砂浆直接与基础固定。
除超高压转子和发电机转子各由2个径向轴承支承外，其余各转子均只由1个径向轴承支承。
各径向轴承均采用椭圆瓦结构，具有较强的承载能力。
其中2号轴承座内的轴承为径向推力联合轴承，采用了可倾式的多块推力瓦结构，具有良好的自适应性能。
设置有手动盘车装置和液压盘车装置。
动盘车装置设置于4号轴承座上盖处，主要用于轴承座扣盖后手动盘车；液压盘车装置装于1号轴承座处，液压盘车装置主要用于机组启动和停止时低速盘动转子。
2 汽轮机安装工艺介绍2.1 汽轮机安装工序介绍本汽轮机由于是模块组装，现场只有低压缸现场拼装，施工工期计划14个月62周。
通过结合现场实际情况，认真策划施工方案，严格执行质量验收管理，“按照一次就做好”的理念，通过施工、监理、业主各方人员努力，1、2号机组均在8个月内高质量完成汽轮机安装工作。
在整套启动时，实现了冲转、定速、带满负荷一次成功，振动、轴瓦温度达到优秀值。
从基础交安到保温完成，共划分为37个安装步序，重点安装工序如下：基础检查→承座就位与找中→中心导向销就位与找中→承座、中心导向销灌浆→低压外缸拼缸 →低压外缸与凝汽器连接 →低压缸负荷分配→低压缸扣盖→中压缸整体就位并进行负荷分配→高压缸整体就位并进行负荷分配→超高压缸整体就位并进行负荷分配→轴系找中→联轴器铰孔→安装推拉装置 →安装超高压主汽门及调门组件→安装高压主汽门及调门组件→安装高压主汽门及调门组件→安装联通管→安装轴承座油封→油系统冲洗并恢复轴承座扣盖→安装盘车装置→碰缸试验→蒸汽管道连接→安装保温2.2 安装过程注意要点2.2.1基础验收基础验收分为验收基础外观、复查标高、预留孔洞检查、检查基础中心线、核对锚固板中心、核对地脚螺钉数量、规格及标高、记录基础沉降观察点之标高。
要对预留的各管道及电器套管孔、低压排汽口凝汽器空间、发电机冷却器、电缆空间以及前轴承座台板底部基础进出油孔之位置、尺寸及走向进行认真核对，孔洞直径偏差应小于设计值的 1/10 且小于 10mm。
2.2.2中间导向销安装验收中间导向销用于固定低压内缸的横向位置，它通过灌浆与基础上的预埋板固定在一起，在水泥凝固之后，中间导向销的位置将无法调整。
低压1号缸调阀端的导向销与低压2号缸电机端的导向销在外形上很相似，尺寸相差很少，现场要注意区分。
中间导向销安装要点：在基础横梁前后两端分别用代表中心轴线的拉紧的钢丝处各吊一根铅垂线，这样汽轮机的中心轴线就转移至方形钢板。
用标记工具把铅垂线的位置分别标到方形钢板上；根据图纸上的汽轮机水平中分面到将要装入导向销的孔的中心之距离，在钢板上标出中间导向销安装中心孔的十字线并敲样冲；在每个低压缸前后的基础横梁上重复该步骤，以标出所有导向销中心孔位置；在方形钢板上开两条对称的槽安装焊接衬环；将一个吊环螺栓旋入到导向销中间的螺孔中，在吊环螺栓中穿入吊绳，最后用行车将导向销插入到孔内；为了精确地调整导向销位置，在导向销底部安装两个带支顶螺钉的装置。
2.2.3低压缸拼装验收低压外缸主要由端板、侧板、端盖、腹板、中分面法兰以及低压缸钢架等零件组成。
这些零件需要在现场组装和焊接，低压外缸下半还需要与凝汽器焊接。
低压外缸下半端板与侧板焊接时，应采用四个角应分段跳焊法同时对称焊接，焊接时用靠表在中心导向销处和轴承座上低压内缸猫爪支撑臂处监测外缸变形情况，便于监测发现变形，及时采取措施纠正。
焊后应做除应力处理，并按要求检测焊缝。
在外缸腹板安装至外缸上半时，采用新施工工艺，在端盖上焊上若干个工艺角板，再在工艺角板和腹板之间敲入斜楔，对调整和固定腹板的位置非常方便，提高了现场施工进度。
2.2.4超高压缸安装超高压缸带有1个圆筒形的无水平中分面的外缸，超高压缸在制造厂内整体装配好后发往现场。
在安装就位前，考虑到基础与超高压缸之间的空间狭窄，需要先将两端汽封管每个接口处各焊接一段汽封管路，使各管路末端在超高压缸就位后能延伸至汽轮机基础的下方，方便后序管道焊接施工。
2.2.5碰缸试验碰缸试验的目的主要是为了检查通流间隙是否符合图纸要求，碰缸试验是安装过程中最关键的环节之一，分为径方碰缸试验和轴向碰缸试验两类。
碰缸试验应具备的条件：汽缸径向和轴向位置调整完成验收；转子位置已最终确定，不需要再作调整；转子顶轴油可用。
在做轴向碰缸试验时，要充分考虑各汽缸轴向间隙大小，在轴向移动转子之前，应预先将其它轴向间隙小的汽缸沿轴向移动一定距离，以确保转子轴向移动时不会先碰到其它汽缸。
2.2.6汽缸定位值该型号汽轮机的超高压缸、高压缸、中压缸均是在汽轮机厂组装完成，现场直接安装就可以。
在汽缸就位后，除了轴系找中外，特别注意校核转子轴向定位IV、A值（即汽缸端盖到转子联轴器的距离）要符合设计要求，确保现场实际安装值和装配尺寸一致。
3 安装过程问题及处理3.1 轴承座二次灌浆问题轴承座在二次灌浆时，在制作模板时一般一端会制作一个注入嘴，便于灌浆，在灌浆固定后（约 24 小时后），拆除模板，应去除多余的砂浆并修平。
但2号机组验收时发现施工人员没有按要求对注入嘴部位去掉，后果是汽缸和轴承座之间的间隙变小，影响汽轮机整体膨胀，幸好发现及时，没有造成后果。
在二次灌浆时一定要认真核对厂家技术说明书要求，不能直接采用《GB/T50448-2015 水泥基灌浆材料应用技术规范》的标准。
厂家要求24h后早期抗压强度≮24N/mm2比技术规范的通用标准≮20N/mm2要高。
3.2 低压转子K值定位问题在安装过程中，安装说明书将低压A、B转子轴向定位缸外引出值测量位置设置在4号、5号轴承座外油挡结合面处，当油挡安装后转子外引值无法测量。
为了解决该问题，经现场观测并和技术管理人员协商达成一致意见，将轴封中分面到靠背轮边的距离作为低压A、B转子轴向定位缸外引出值测量K值。
3.3 低压缸通流间隙超标在安装B低压缸电端第5级动叶间隙时，发现径向间隙偏差超标。
左/右设计值为31mm，实际测量值为39.6/36.4mm。
后经与A低压内缸测量数据对比及安装图纸确认，原因是B低压内缸排汽导流环加工时没有严格按照图纸施工。
根据厂家意见，采用现场人工对排汽导流环进行打磨方式处理，满足设计要求。
3.4 低压缸碰缸试验问题安装过程中，发现低压A、B内缸调端猫爪与轴承座之间轴向最小间隙分别为25.13mm、28.85mm，而低压A、B转子装配图中要求内缸向调端能够位移39.9mm、44.0mm，因猫爪与轴承座之间间隙小于位移要求，导致低压内缸扣盖后向调端方向碰缸试验无法达到图纸要求的位移值。
后经厂家技术确认：装配图中内缸向调端的轴窜数据为通流部分的理论数据，对于现场非通流部分接触，导致低压缸碰缸试验数值偏小，为正常现象，以碰缸试验实际值为准。
3.5 低压转子靠背轮瓢偏超标问题在安装过程中，发现B低转子发电机侧的靠背轮瓢偏不合格，为0.07mm。
发现该缺陷时，低压缸已扣盖，转子吊出修复靠背轮时间不允许，且现场转子靠背轮间隙小，现场常规处理难度大。
为此，和厂方反复研究后，确定修复方案：制作合适的磨头进行修磨；制作一面测量平板进行手动研磨，保证精度要求；根据测量数据，需要研磨位置如图一，1点为最高点。
依次修磨12345点位置，1点位置修磨量0.04mm,23点修磨为0.03mm,45点修磨为0.02mm；将修磨域区划分为A、B、C三段，如图二。
按照A、B、C顺序依次修磨；利用测量平板手动研磨满足精度要求；用发电机转子靠背轮为基准，作为检验修磨效果。
通过采用以上工艺，圆满消除该加工缺陷。
图一图二4 安装其它注意事项4.1 运输与吊装管理该型号汽轮机重量分别为超高压缸整体118t，高压缸整体165t，中压缸整体250t，带叶片的低压转子96.1t。
在安装前，要按照《电力建设安全工作规程第1部分：火力发电》DL5009.1-2014要求，属于超过一定规模的危险性较大的分部分项工程的吊装作业提前策划，编写好施工方案和运输方案，落实专家会审工作，确保安全施工。
4.2 工期管理4.2.1 联轴器螺栓孔研磨工期在1、2号汽轮机安装过程中，比较不受控的节点主要是联轴器螺栓孔研磨进度、后期交叉作业管理、汽缸保温工期，再以后施工安排工期时可以考虑这方面的因素。
联轴器对轮螺栓孔研磨，由于研磨精度要求高且不能同时开2个以上工作点，研磨速度一般20h小时连续作业，只能研磨3-4个螺栓孔，共有88个靠背轮螺栓孔需要，排除研磨设备故障时间，大楷全部完成时间需要25天左右，特别是在研磨阶段还需要进行管道探伤交叉作业，该节点比计划时间延长了10天。
