汽轮发电机组运行(精选十篇)
汽轮发电机组运行 篇1
1 汽轮发电机的运行方式
1.1 定压运行
改进汽轮机组时首先要将传统的发电机模式变为现有的新模式。这就需要相关的技术人员对蒸汽机的配置加以了解, 定性定量的对汽轮机原有的工作方式加以变化改造。一般用传统的改造方式处理无效的问题, 可以采用喷嘴配气和节流配气两种方式相结合的办法。将这两种配气方式在一定条件下, 加以有效的结合, 更好地处置原有的配气设备。
1.2 滑压运行
汽轮机的滑动运行方式通常可分为节流滑压模式、纯滑压模式以及复合滑压模式, 这种分类的原则是依据汽轮机组不同的安装需要。节流滑压模式和纯滑压模式一般可以应用于节流调节模式以及全周进气调节模式, 能够有效地调节对机器所造成的损失, 对相应的技术结构也可以加以有效的保护, 进而改进原有的方式。而复合滑压模式的运行可以理解为在一定的时间段内对汽轮机组运行的原有方式加以定期处理, 进而寻找到一种完全适合且更加高效的方式。
一般在单纯进行滑压运行时, 需要对原有的方式加以处理。传统的气门开启工作作为一种持续高效化的转化模式, 现如今已经无法再适应相关的地方式发展, 这就需要在低标准的运行条件下对其加以严格的处理, 以便更好地改善原先的发展方式, 并且将原先的方式与电网加以配置。
2 影响机组经济性的几大因素及对策
2.1 凝汽器真空
汽轮机组在运行中最经常出现的一个问题就是凝汽器真空偏低问题。凝汽器的真空会导致排汽压力不断升高, 进而降低机组的内效率使得汽轮机负荷下降, 汽耗和热耗就会随之偏大使汽轮机运行的经济效率降低。另外排汽时的压力升高, 就会导致凝结水温度不断上升, 进而使得低压加热器进水温度升高, 水侧温升减少, 低压加热器的蒸汽量就会随之减少, 也就是说减少了低品质蒸汽的抽汽量, 这也就使得冷源大量损失, 给电厂运行的经济效益带来更大的损失。由此可见, 凝汽器真空对电厂机组经济效益影响是非常大的。
若要改善凝汽器真空偏低这一问题, 就需要想办法降低凝汽器端差。而端差的升高多是由于电厂的真空系统严密性不合格, 机组轴封存在漏气现象、机组真空严密性试验不合格等问题, 因此凝结器找漏已成为提高凝汽器真空的首要问题。要想有效的改善这一问题, 需要对凝汽器加以合理的清洗, 使放热系数得以有效的增加, 在机组运行时必须要按规定投入胶球冲洗。
2.2 主要运行参数的偏低
要想提高汽轮机组的热效率, 就要保证机组在额定参数下有效运行。然而在机组实际运行时由于各个方面的因素, 很容易使得其运行参数发生偏离。除此之外, 主汽压力、主汽温度及再热汽温度的偏差对机组运行的影响也是不容忽视的。
因此, 加强对机组运行参数的监控与调节, 保持机组压红线运行, 是提高机组经济性的重要措施。
2.3 加热器端差
汽轮机的加热器上下端差发生偏离也是在机组正常运行时经常发生的问题之一, 而一旦发生这一问题, 就会大大影响加热器的温度, 使其温升发生变化, 各抽气口的抽气量就会重新进行分配, 这样低品质的抽气就很容易被高品质的蒸汽所取代, 使得回热循环的经济效益也随之大大降低。要想有效避免这一问题, 就要保证加热器和凝结水的品质优良。除此之外, 相关部门还要做好加热水位和疏水调节门的监视工作, 以保证加热器水位能够维持在正常的范围之内, 避免加热器处于无水位或高水位运行状态。
2.4 减温水量
通常情况下, 汽轮机的热耗会随着再热器的喷水量增加而增加, 同时热耗还会随着再热器温度的升高而减少。再热器作为中压设备的一种, 通过其加热的中压蒸汽进入汽轮机中压缸做功, 其工作效率就明显低于高压蒸汽进入高压缸所做的功, 因此要尽量提高高压蒸汽做功比率才能够有效避免这一问题。
2.5 系统泄漏
在正常运行中, 汽轮机系统中很容易就会存在外漏现象, 进而影响其工作效率。而要想避免这一问题就需要相关工作人员本着认真负责的态度, 仔细认真进行巡检, 一旦发现有外漏的阀门就要及时进行处理, 同时还要避免长流水, 及时调整脱氧门的开度等, 尽可能降低机组耗能。
3 结语
随着科技发展的不断加快, 电力成为了社会发展中不可缺少的必要能源, 要在保证发电机组正常运行的前提下有效提高热耗率, 这有助于我们对绿色资源的合理应用。笔者对影响汽轮机组经济效益的几大因素加以分析并提出合理的建议, 对改进汽轮机组运行时的使用效率, 更加节能低碳地应用我国资源具有十分积极的历史意义。
参考文献
[1]王国栋, 韩锋, 王卫平.300 MW空冷汽轮机调节阀运行方式分析[J].内蒙古电力技术, 2009, (S1) :230-231.
汽轮发电机组运行 篇2
摘要:汽轮机作为火力发电厂三大主机之一,其安全稳定运行是保障电力供应的基础。汽轮机可靠运行很大程度上取决于机组的振动状态。本文针对汽轮机在运行时产生振动的常见原因进行分析,制定出相应的防范措施,保障汽轮机组稳定运行。
关键词:汽轮机;振动原因;防护措施
一、汽轮机振动原因的危害
汽轮机组结构非常复杂,它由汽轮机转子、发电机转子和励磁机转子组成。汽轮机组是在振动状态下工作的,其振动值的大小会直接影响汽轮机的安全运行。当振动超过某一限值时,轻者噪音增大,影响转子及其零部件的使用寿命;重者动静部分发生摩擦,损坏零部件,甚至造成整台机组毁坏严重影响电厂安全稳定运行。
汽轮发电机组振动异常时可能引起的危害和严重后果如下:
1、机组部件连接处松动,地脚螺丝松动、断裂;
2、机座(台板)二次浇灌体松动,基础产 生裂缝;
3、汽轮机叶片应力过高而疲劳折断;
4、危机保安器发生误动作;
5、通流部分的轴封装置发生摩擦或磨损,严重时可能因此引起主轴的弯曲;
6、滑销磨损,滑销严重磨损时,还会影响机组的正常热膨胀,从而进一步引起更严重的事故;
7、轴瓦乌金破裂,紧固螺钉松脱、断裂;
8、发电机转子护环松弛磨损,芯环破损,电气绝缘磨破,一直造成接地或短路;
9、励磁机整流子及其碳刷磨损加剧等。
二、汽轮机振动原因的机理分析
(一)设计原因
轴承选型不合理,造成轴承工作稳定性差,因此产生油膜振荡引起汽轮机组的振动;结构设计刚度不够,发电机转子进入热态时产生不平衡或支撑力刚度变化从而引起振动;随热态负荷的增加、各轴瓦振动急剧爬升也可能引起汽轮机组振动。以上都是设计考虑不当所造成。
(二)制造原因
1、转子不平衡产生的振动;
2、联轴器的加工不精确;
3、转子制造缺陷产生的振动;
4、其他原因。
(三)安装和检修原因
1、轴承标高不合理;
2、转子中心不正:1.转子与汽缸或静子的同心度;2.轴系连接的同心度和平直度;3.轴承标高;
3、轴承特性;
4、滑销系统;
5、摩擦引起振动;
6、转子结垢;
7、转子中心孔。
(四)运行原因
机组的振动除了与上面的各方面因素有关外,还与机组的运行状况存在很大的关系。
1、机组膨胀;
2、汽缸的上下温差过大;
3、真空下降;
4、轴封供汽带水;
5、轴 承润滑;
6、发电机转子电流;
7、断叶片。
(五)异常振动的原因有以下几个方面,汽流激振、转子热变形、摩擦振动等。
1.汽流激振现象与故障排除
汽流激振有两个主要特征:一是应该出现较大量值的低频分量;二是振动的增大受运行 参数的影响明显,如负荷,且增大应该呈突发性。其原因主要是由于叶片受不均衡的气体来 流冲击就会发生汽流激振;对于大型机组,由于末级较长,气体在叶片膨胀末端产生流道紊 乱也可能发生汽流激振现象;轴封也可能发生汽流激振现象。针对汽轮机组汽流激振的特 征,其故障分析要通过长时间(一年以上)记录每次机组振动的数据,连同机组满负荷时的数据记录,做出成组曲线,观察曲线的变化趋势和范围。通过改变升降负荷速率,从5T/h到50/h的给水量逐一变化的过程,观察曲线变化情况。通过改变汽轮机不同负荷时高压调速汽门重调特性,消除气流激振。简单的说就是确定机组产生汽流激振的工作状态,采用减低负荷变化率和避开产生汽流激振的负荷范围的方式来避免汽流激振的产生。
2转子热变形导致的机组异常振动特征、原因及排除
转子热变形引发的振动特征是一倍频振幅的增加与转子温度和蒸汽参数有密切关系,大都发生在机组冷态启机定速后带负荷阶段,此时转子温度逐渐升高,材质内应力释放引起转子热变形,一倍频振动增大,同时可能伴随相位变化。由于引起了转子弯曲变形而导致机组异常振动。转子永久性弯曲和临时性弯曲是两种不同的故障,但其故障机理相同,都与转子质量偏心类似,因而都会产生与质量偏心类似的旋转矢量激振力。与质心偏离不同之处在于轴弯曲会使两端产生锥形运动,因而在轴向还会产生较大的工频振动。另外,转轴弯曲时,由于弯曲产生的弹力和转子不平衡所产生的离心力相位不同,两者之间相互作用会有所抵消,转轴的振幅在某个转速下会有所减小,即在某个转速上,转轴的振幅会产生一个“凹谷”,这点与不平衡转子动力特性有所不同。当弯曲的作用小于不衡量时,振幅的减少发生在临界转速以下;当弯曲作用大于不平衡量时,振幅的减少就发生在临界转速以上。针对转子热变形的故障处理就是更换新的转子以减低机组异常振动。没有了振动力的产生机组也就不会出现异常振动。
1.3摩擦振动的特征、原因与排除
摩擦振动的特征:一是由于转子热弯曲将产生新的不平衡力,因此振动信号的主频仍为工频,但是由于受到冲击和一些非线性因数的影响,可能会出现少量分频、倍频和高频分量,有时波形存在“削顶”现象。二是发生摩擦时,振动的幅值和相位都具有波动特性,波动持续时间可能比较长。摩擦严重时,幅值和相位不再波动,振幅会急剧增大。三是降速过临界时的振动一般较正常升速时大,停机后转子静止时,测量大轴的晃度比原始值明显增加。摩擦振动的机理:对汽轮机转子来讲,摩擦可以产生抖动、涡动等现象,但实际有影响的主要是转子热弯曲。动静摩擦时圆周上各点的摩擦程度是不同的,由于重摩擦侧温度高于轻摩擦侧,导致转子径向截面上温度不均匀,局部加热造成转子热弯曲,产生一个新的不平衡力作用到转子上引起振动。
2.关于汽轮机异常振动故障原因查询步骤的分析
生产中经常遇到瓦盖振、轴振的异常变化,引起振动异常的原因很多。根据振动产生的集中原因,在查找振动主要来源时要注意下面几个要素:振动的频率是1X,2X,1/2X等。振动的相位是否有变化及相邻轴承相位的关系。振动的稳定性如何(指随转速、负荷、温度、励磁电流、时间、等的变化是否变化)。例如汽轮机转子质量不平衡会有下列现象:升速时振 动与转速的二次方成正比,转速高振动大。特别过临界时振动比以往大得多。振动的频率主 要是1X。振动的相位一般不变化及相邻轴承相位出现同相或反相。振动的稳定性好(在振 动没有引起磨擦的情况下),且重复性好。根据振动特征与日常检测维修记录多方面分析,出故障原因最终排除。另外对于一些原本设计上有通病的机组,要做好心理准备并牢记其故障点,一旦出现情况首先要检查设计缺陷部件。例如:某三缸两排气200MW汽轮机,轴封系统同300MW,现低压缸的两端轴承震动常在6、7丝左右,现发现如能维持低压轴封供汽温度在120-130度时,振动基本能降到4丝左右。加负荷时振动要上升,稳定一段时间后要下降,如果低压轴封供汽温度在150度以上时,振动也要上涨。过分析我们可以看出振动主要发生在#4轴,承,其主要原因是#4轴承座在排汽缸上,支撑刚性太差,对温度较为敏感,使#4轴承的标高发生变化。东方300MW汽轮机也存在同样的情况,这可能是设计上的一大通病。针对这一原因,其故障排除要加固#4轴承座的支撑,测量温度对#4轴承标高的具体影响值,以便在找中心时事先降低#4轴承标高。汽轮机异常振动时汽轮机运行过程中不可避免的故障,同时也是较为常见的故障。在进行此类故障排除时,不能急于拆解机组,首先要根据故障特征进行故障分析,确定故障点后查看机组维修记录,确认故障点零部件情况。如故障点零部件为刚刚检修过并更换,因再次确认故障点,确认为改点后进行拆解。一般来讲短期内进过维护保养的部件出现故障的几率远远小于维护时间长的部件。因此,在进行
汽轮机异常振动原因分析时要格外注意。机组振动测试结果是研究分析机组运行状况的重 要技术依据。多年来,不少机组因振动大而拖延了投产期和检修期。对生产运行来说,接收了振动符合标准的机组以后,还必须加强振动监督,对振动监测做到制度化、经常化,必须在机组振动突然增大达到规程规定值时,及时果断地将机组停运,防止扩大损坏或对振动虽然增大,但尚未达到规程规定紧急停机数值的异常现象。值得注意的是,随着汽轮机功率的增大,在轴承座刚度相当大的情况下,转子的较大振动并不能在轴承座上反映出来。应该直接测量转子的振动数值作为振动标准才是合理的,在运行中,一旦发现振动异常,除应加强对有关参数的监视、仔细倾听汽轮机内部声音外,还应视具体情况立即减负荷乃至停机检查。必要时通过各种试验来分析机组振动异常的原因,采取相应的处理方法及消除措施。
三、汽轮机振动的防护措施
(一)设计制造方面
在汽轮机组未进入现场安装之前时,业主方应委托正规的监理公司对设计制造全过程进行跟踪监督,尽可能将设计制造缺陷减小为零。
(二)安装检修方面
汽轮机组安装、检修过程的控制是减少机组振动最为重要的手段。每一个工序如果不认真加以控制,都有可能增加机组产生振动的因素。故此,笔者认为,在安装、检修过程采用有效措施方法对以下几个环节加以控制,就能够尽可能地减少汽轮机振动影响因素。
1、联轴器装配;
2、控制好轴承轴径水平;
3、轴系对中;
4、轴承研磨;
5、垫铁及滑销系统安装;
6、确立转子中心的办法;
7、动静部分间隙控制;
8、其他。
(三)运行维护方面
1、监视措施
汽轮机应当装设轴承振动测量装置和大轴振动测量装置,用于监视机组的振动情况,当振动过允许值时,应当发出声光报警信号,以提醒运行人员注意,及时采取相应措施,以免造成事故。
2、保护措施
机组应装设振动保护装置,当振动超过极限值时,发出脉冲信号去驱动保护控制电路,自动关闭主汽门,实行紧急停机,保护机组安全。
3、汽轮机组运行中振动的处理办法
火电厂汽轮机组经济运行分析 篇3
关键词:热耗率;汽耗率;凝结器真空;经济性;
随着经济发展,提高发电厂经济效益,做到节能降耗是对每个发电企业的要求,提高汽轮机组经济效益将对电厂节能降耗起到重要作用。
1.影响汽轮机组经济运行的参数
第一,凝结器真空。 第二,主要运行参数的偏低。第三,加热器端差。第四,减温水量。第五,系统泄漏。第六,实际工作中遇到的高加停运、变频泵的投运、给水温度偏离额定值、除氧器运行方式变化等等都会影响到机组的经济性。
2.各运行参数如何影响汽轮机组经济型
凝结器真空偏低, 是目前电厂机组运行中普遍存在的一个问题。随着排汽压力的升高,机组的内效率降低,负荷下降,汽耗、热耗偏大,经济性降低。同时排汽压力升高,使得凝结水水温升高,则低压加热器进水温度升高,水侧温升减少,低压加热器加热蒸汽量减少,即低品质蒸汽的抽汽量减小,这样又将带来更大的冷源损失,导致经济性下降。真空度每下降1%,供电煤耗增加2.0g/kw.h(200MW 机组)。可见,真空对机组经济性的影响是巨大的。
维持机组在额定参数下运行是提高机组热效率的重要手段。但实际运行中由于设备或者运行调整等方面的因素,机组很难达到压红线运行。运行参数偏离,必然造成机组经济性的变化,主汽压力,主汽温度及再热汽温度的偏差对机组运行的影响也是不容忽视的。进汽参数的下降会引起机组内效率的降低,导致机组作功能力的下降,使经济性降低。在实际运行中,汽温的变化是较为常见的。主汽温度降低,机组的进汽焓降低,整机焓降和功率都会降低。据资料显示,200MW 机组主汽压力下降0.1Mpa, 供电煤耗增加0.2g/kw.h;主汽温度降低1℃,供电煤耗增加0.096g/kw.h;再热汽温降低1℃,供电煤耗增加0.08g/kw.h。
机组运行中加热器上下端差发生偏离,使各加热器的温升发生变化,则各抽汽口的抽汽量进行重新分配,若高品质蒸汽排挤了低品质抽汽,就会造成回热循环经济性的降低。再热器喷水每增加1%,将使热耗增加0.1%~0.2%。再热器温度每升高5℃, 热耗减少0.111%, 再热蒸汽温度每降低5℃, 热耗将增加0.125%。再热器是中压设备,再热器加热出来的中压蒸汽进入汽轮机中压缸做功,与高压蒸汽进入高压缸做功相比,其效率将大为降低。为此,应该尽量保证用高温高压的蒸汽去多做功。机组锅炉再热器的调温,设计上可以通过采取汽交进行调整,充分利用主蒸汽量大小来改变再热器温。但是实际运行中很多情况却是采用再热器减温水喷水的方法进行调整,再热减温水的喷入相当于增加中压蒸汽量,从而排挤了部分高压蒸汽的做功,使得机组热经济性降低。
正常运行中,凝结器、除氧器要补入大量的除盐水。若不补水,凝结器、除氧器水位下降较快,这说明,系统中存在外漏现象。由于系统阀门、管道泄漏等原因,致使工质内漏或外漏造成工质热量的损失,引起机组经济性的下降。由于机组各疏水门未装温度测点,在CRT中不能直观看出阀门内漏状况。
3.提高汽轮机组经济运行的措施
第一, 凝结器找漏已成为提高凝结器真空的首要问题,主要从以下几个方面入手。(1)凝结器的清洗:清洗凝结器的目的就是去除凝结器铜管上的污垢,提高放热系数,提高真空。因此机组运行时胶球冲洗必须按规定投入,特别是夏季由于循环水温高微生物和水藻在管壁上繁殖的速度快,形成生物层,引起热阻增大,从而导致凝结器的端差增大;停机过程中对凝结器铜管进行高压水清洗,维持凝结器铜管在高清洁系数下运行。(2)水泵房值班人员应加强对循环水供水设备的检查运行工作,检修人员做好设备的维护工作,有缺陷及时处理,确保循环水供水设备的正常运行。夏季及时清除水塔内杂物,加强凝结器滤网冲洗工作。(3)提高抽气器工作性能,加强对凝结水泵及射水泵、射水抽气器等空气抽出设备的维护工作,确保其正常运行,射水泵倒换要严防误操作。夏季环境温度高时,加强射水箱水温检测,定期换水,保证射水箱温度,以提高射水抽气器工作效率。
第二,加强对机组运行参数的监控、调节,保持机组压红线运行,是提高机组经济性的重要措施。
第三,在实际运行中要保证凝结水、即蒸汽的品质,防止加热器结垢;其次加强加热器水位及疏水调节门的监视,保证加热器水位在正常范围,防止加热器无水位或高水位运行。
第四,在调整中应尽量保证再热蒸汽温度的同时,减少喷水量。
第五,值班人员在巡检中要认真仔细,本着对设备高度负责的态度,加强对各阀门漏流情况的查找,有漏流的阀门统计好及时通知检修处理。此外,脱氧门开度及时调整,连排及时倒除氧器,采暖加热器疏水及时回收,避免长流水等,最大限度地挖掘机组节能降耗的潜力。
第六,良好的安全生产局面是搞好汽轮机经济运行工作的前提和保证。提高汽轮机的经济性与保障汽轮机安全运行工作是相辅相成、紧密联系的,经济效益以安全生产为基础。较高的设备健康水平及检修质量是汽轮机安全运行的前提。,应当建立负责监督与考核的专门机构,以及严格的考核制度。加强设备治理力度,保证设备的状况良好,提高设备健康水平。
第七,汽轮机的经济运行必须由有效的技术管理体系来保证。企业应当适应当前的形式,改变不合理的机构设置,跟踪研究汽轮机的经济运行情况,时刻了解当前技术经济指标的状况,分析经济指标变化或落后的原因,制定有效的技术保证方案和措施并保证得到严格执行,保证汽轮机始终处于良好的经济运行状况。
4.结束语
影响机组汽耗、热耗的因素有很多,本文通过现场实际运行经验,总结分析了火电厂在运行过程中可采取的切实可行的节能降耗措施,为火电厂汽轮机组的经济运行做出贡献。
参考文献:
[1] 王琦.浅谈汽轮机运行主要参数的监视[J]. 河南科技. 2013(06)
汽轮发电机组运行 篇4
现阶段,大型汽轮发电机组已经成为了发电机组的主力,占据了很大的比例,尤其是在并网运行后,对于汽轮发电机组的运行提出了更高的要求。在对机组进行维护与检修的过程中,还存在一定的问题影响到机组的安全运行,所以需要提高检修的水平,保证检修的质量,降低机组出现故障的几率,为生产的顺利进行提供基础的保障。
2 机组运行重点注意事项
2.1 定子水回路检测
2.1.1 温度
在大型汽轮发电机的定子线圈中,上下层线棒的截面与电流密度是不同的,所以运行时产生的损耗也不相同,出水温度不同。并联引线及主出线各水支路的截面与电流密度又与定子线圈上、下层线棒不同,甚至水路长度也可能有所不同,故它的出水温度也不同。因此,在运行中对各点的温度监测要求不同。
对于出水的温度进行监测的办法比较简便,可以为每个出水热电都绘制出一条温升对应定子电流的温升曲线,这样就可以对出水温度进行实时的监测,将实际的温度与预计的温度进行对比,可以及时的发现因为冷却水回路堵塞所造成的温度变化,可以极早的发现故障,避免事故的发生。
除了绘制温升曲线对温度进行监测外,还可以对同一线棒中的水路进行温度比较,将最高温和最低温进行比较,如果温差超出了发电机的规范限制时,就应该采用相应的处理措施。在此种监测方法中,应该注意的是温度的比较一定要是同一线棒中进行。在温度检测中,如果某一个定子绕组的层间测温元件显示的读书出现异常情况,那么应该对该绕组的出水测温元件进行检查,对层间温度和出水温度进行对照比较,与此同时,还要检查控制器的仪表读书,检查其是否准确。
对于新安装运行的机组来讲,运行调试人对于各个测点的温度要格外注意,保证温度在规范的限制要求内,还要密切注意定子线棒层间测点的温差和出水支路各定子线棒引水管出水温差。温差控制值应按制造厂规定,制造厂未明确规定的,应按《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》规定的要求。
2.1.2 水回路堵塞情况
对于新投产的大型发电机,应该对定子的水流量进行检测,保证定子线棒中的水回路没有堵塞的现象,减少事故的发生。在已有的记载中,很多的机组都是因为定子空心导线中出现了堵塞和断水而烧毁定子绕组的现象,严重的影响到机组的正常运行。这些故障的发生一般都是在定子槽外直线的拐弯部位,所以容易出现断水现象而烧毁线圈。
在静态时,可采用超声波流量计来测量定子各线棒的水流量,以检查有无堵塞现象,这是一种简便有效的措施。国内采用的夹装式超声波流量计有两种:时差式流量计和多普勒式流量计。它们的特点是无水头损失,安装或维护时不需要切断被测水路。运行时,可采用热水流试验的方法检查机组定子水路有无堵塞。
2.2 其他
2.2.1 当发电机组进入到启动阶段后,要做好准备工作,对于相关的辅助系统要保证能够进行正常的工作,并且对其进行监视和测量。检查轴承油、密封油的压力值处于正常状态,确保以下项目在正常范围内,氢气的温度和压力,定子绕组冷却水的压力和温度,氢气的纯度和湿度,密封支座绝缘电阻等等,这些指标都要规定的范围内。
2.2.2 启动过程中,要保证发电机冷却水的水压达到厂家指定的压力,这样可以使冷却水回路通过足够的压力和水流量的冲刷,使污垢或异物被水流尽量冲开而保持畅通。
2.2.3 氢气的湿度过高会引起发电机内结露,严重威胁定子绝缘及转子护环的安全运行。大型发电机组内湿度要求较严,一般情况下,机内湿度换算到大气压力下应控制露点在-25~-5℃。正常运行情况下应投入氢气干燥器或补入干燥的氢气以降低湿度,但供应氢气的湿度不得高于-35℃露点。
3 机组维护和检修
3.1 定子绕组在槽内紧固情况
对于大型发电机来讲,一般都是在槽楔下面垫上绝缘波纹板来对进行固定的形式,然后利用千分表对线圈的紧固程度进行测量,在槽楔上的测量小孔处,测量波纹的波峰和波谷,然后通过差值的计算来进行衡量。在定子线圈的防晕结构中,一般都是在直线部分涂低电阻半导体漆,在端部的出铁心部分涂中高电阻半导体漆。在槽内,用绝缘波纹板将线圈固定,然后用环氧玻璃在线圈的层间进行固定,用低阻半导体板在侧面固定。这种固定方式可以保证定子线圈的表面在槽内能够充分的接地,避免了在高电压下发生的绝缘恶化,从而损坏线棒。
3.2 定子端部绕组及其相关处的绝缘检查定子端部绕组、连接线和接头及其绝缘表面有无损伤或过热迹象,有无放电火花腐蚀痕迹,有无绝缘带剥落或分层的形迹,接头的绝缘是否严密,连接线的支撑和垫块有无松动或磨损情况。
3.3 定子铁心及机座
定子铁心的检查可分为内圆、外圆及端部三大区域检查。在铁心的内圆应检查有无机械性的损伤,有无局部过热、漆膜变色或烧结的痕迹。由于铁心处于高磁通密度下,内圆上任何一点片间短路便会在该处导致局部过热,因此对片间短路必须进行认真检查,必要时可用磁通密度为1.4T的感应加热法,查找短路发热点。使用热象仪可更精密地测定片间短路情况。
对气隙的隔板进行检查,看其绑扎是否牢固,有无松动现象,材料是否出现老化迹象,检查铁心通风道内是否有异物,如果发现要及时清除。检查汽励两端分块压板、定位筋螺母、绝缘垫块等结构是否过热、是否存在黄粉,如有黄粉应查明松动部位,并采取紧固措施。
4 结束语
大型汽轮发电机组已经广泛的应用于工业生产中,提升了工业生产的效率,促进了我国的经济发展。为了保证工业生产的正常进行,应该确保发电机组的正常运行。综上所述,分析了维护检修中的注意要点,此外,还应该从发电机组的设计制造开始,一定要对企业的生产状况进行详细的了解,然后根据运行需求设计发电机组,保证各个零部件的性能处于最优状态,设计一个完美的方案。在生产制造的过程中,要严格按照设计图纸执行,保证各项安装都符合规范的程序。在安装完毕之前,要进行严格的调试工作,确保汽轮发电机组能够正常的运行。在日常使用的过程中,要对发电机组进行周密的维护与检修,制定完整的检修计划,发现问题及时处理,保证发电机组能够正常稳定的运行,为工业生产创造有利的条件。
摘要:工业生产对我国的经济建设具有非常重要的作用,在工业生产的过程中,汽轮发电机组是重要的设备,对于工业生产的正常运行有重要的意义。汽轮发电机组的正常运行关系到企业的生产效率,如果发生故障将会带来极大的损失,所以在汽轮发电机组运行的过程中,要做好检修工作,以确保机器的正常运行。文章对于大型汽轮发电机组运行和检修中需要注意的重点事项进行了阐述,为工业生产的顺利进行提供了有利的基础。
关键词:汽轮发电机组,检测,维护,检修
参考文献
[1]陈昆亮.汽轮发电机组状态监测与故障预警系统研究[D].华北电力大学,2012.
[2]张煜.汽轮发电机组油膜失稳故障分析及诊断方法研究[D].华北电力大学,2012.
汽轮发电机组技术改造技术研究 篇5
多年来,我国电力企业和设备制造企业都在全力以赴进行机组改造,这是因为,在我国发电系统中,一些中低参数、小容量的蒸汽发电机组还在运行,这些机组的热效率很低,且大多属超期服役,如果将其在短期内全部拆除,从经济上和电力需求方面来看,是不现实的。同时,一些早期安装的高参数机组,如100~200MW机组,由于受当时设计制造水平的限制,运行时间较长,已接近或达到额定寿命(10万运行小时),这些机组存在着效率低、煤耗高的问题。
因此,将中低参数机组改造为既发电又供热的“热电联产”机组,供生产和生活用汽需要。同时用现代科学技术改造和翻新老机组,使老机组焕发青春。机组通过改造不仅可以大大降低煤耗,提高机组的经济性,而且可以提高运行的可靠性和延长机组的寿命,这一措施无疑有着深远的意义和较高的经济价值。
1 机组改造的几种技术形式
汽轮机改造有多种技术形式,每种形式都有其特点,必须具体问题具体分析,全面考虑,达到改造的目的。
1.1 通流部分现代化改造
随着现代科学技术的快速发展和设计方法的不断完善,汽轮机设计水平较过去有了很大提高,全新高效新叶型、全三元气动设计技术系统、通流部分通道优化设计、自带围带动叶片、高效新型整圈阻尼长叶片设计和调频技术、弯扭型和马刀型叶片设计等新技术在各制造厂新产品开发中成功应用。这些技术代表汽轮机领域内最新发展趋势,通过采用这些先进技术来改造老机组将使机组的经济性、安全可靠性及运行灵活性达到国外同类机组的先进水平。这也是国外电站行业发展的一个显著特点。因此近几年来,各制造厂都在努力开展机组改造工作。其中200MW机组改造已全面展开,并取得了很大成绩,为以后机组通流改造积累了很多经验。
1.2 抽汽改造
汽轮机抽汽改造是利用原回热抽汽口加大面积或利用汽缸开孔增加抽汽,供生产和生活用汽需要,实现热电联产;联通管开孔(如100MW机组)抽汽也是一种特殊形式。
采用较多和较容易实现的是非调整抽汽改造,要求抽汽量不大,且比较稳定,抽汽压力允许有一定的波动,抽汽量和抽汽参数可以通过调整进汽量而小范围调整,这种改造简单易行,费用也低,但供汽量小,热能利用率不够高。根据机组本身的具体情况,也可改造成可调整抽汽,完全变成抽汽机组,实现热电联产,以热定电,经济价值较高,综合效益及社会效益明显。
联通管打孔抽汽也易改为可调整抽汽,机组加装调节阀,在热负荷较大及变化幅度较大的情况下可实现稳定的供汽参数。
还有一种改造方式是将抽汽后隔板堵掉一定面积,流过的蒸汽满足加热器和转子冷却要求。这种改造简单易行,供汽量更大,但要求供汽量比较稳定。当然如果热负荷很稳定,量又很大,也可改造为背压机组运行,这是另外一种形式的技术改造。
总之,进行抽汽改造实现热电联产,既供热又发电,是节约能源的有效途径,是目前采用较多的一种机组技术改造形式。
1.3 改造为背压机组
改造机组以供汽为主,发电为辅,供汽负荷稳定且不要求冷凝工况运行,无热负荷时机组停运,此时可将机组改造为背压机组,这样可以保证机组改造获得最佳经济效益。背压可根据热负荷来确定,根据热力核算确定排汽口位置,将以后的各级拆除。调节系统仍可采用原系统适当进行调整。这种改造适用于生产均衡的工业企业供热或集中供热系统。
1.4 改造为低真空运行机组
凝汽机组改造为低真空循环水供热亦即将凝汽器循环水系统略加修改,增设管路及热水泵等设备,并与外部热水网相连接,在机组运行时,使循环水出口温度升高到40~60℃或更高的温度,以达到采暖供热的要求。改造后,机组发电能力虽有所降低,但机组排汽的汽化潜热得到了充分利用,减少了冷源损失,提高了能源利用率,使高品位的热能用于生产高质量的电能,低品位的热能用于采暖,实现了能源的梯级利用,而且可取代单独供暖锅炉,改善城镇居民的生活环境。
1.5 安装新的前置和后置机组
这种改造是将中低参数锅炉改为高参数新锅炉,在原机组前加装一台高参数背压机组,使排汽参数满足原机组进汽参数要求,从而提高了机组效率,如果能同时将中低参数机组改造为抽汽机组,则综合效益会更高。这种形式的改造,机组在运行时,要做好前后机组的运行匹配。
有的电厂根据当时情况安装了高参数背压或抽汽机组,但后来热负荷发生了变化,造成背压机组不能正常运行,抽汽机组不能在最大工况下运行,甚至在冷凝工况下运行,造成设备闲置和浪费,在这种情况下可以考虑加装后置机组,提高设备的利用率和电厂综合经济效益。
2 机组改造的一些技术措施
2.1 热负荷的确定
准确地确定热负荷是保证机组改造成功及提高经济性的关键,
对于不可调抽汽改造,其抽汽量和抽汽参数只能通过调整进汽量而小范围调整,因此确定抽汽量应根据当时的用汽情况,长时间保持稳定,以保证机组能在经济性较佳的抽汽工况下运行,当热负荷偏大和偏小时,再适当地采取其它措施或利用其它设备,保证改造机组的热能利用率和综合经济效益。
2.2 低真空运行的一些技术措施
采用低真空供暖后,需要注意的问题:
a.内效率降低。由于采用低真空运行,末几级在偏离设计工况下运行,降低了内效率,同时末几级容量流量大幅度降低,造成脱流、回流,引起不稳定振动,使末几级尤其末级动应力增大,增加了疲劳破坏的危险性。因此机组改造后,应进行末级流场和强度计算校核。
b.因提高背压和循环水温,凝汽器热膨胀增大,影响凝汽器铜管在管板上紧固的严密性,或者铜管内结垢或聚积从70~80℃的热网中分离出的一些氧化物,导致传热恶化,使排汽温度和端差不断上升而无法运行。因此在运行时,需经常注意观察和维护。
2.3 排汽温度的变化和机组振动问题
机组改造为背压式或低真空运行,由于末端温度升高,低压轴承温度也升高,但一般升高不多,可由轴承润滑油带走,回油温度略有升高。若要避免回油温度升高太多,则可适当扩大进油口,增加进油量。
同时,由于排汽温度升高,排汽缸支承座膨胀量增加,使汽轮机后轴承抬高量增加,造成机组振动值增大,因此需进行轴承抬高量详细核算和重新确定标高值。经计算及分析表明,若在转子找中时考虑轴承的标高变化,不会产生振动问题。
对于拆除叶轮的改造,由于转子质量变轻,轴承比压及静挠度发生变化,改造后需重新计算临界转速及轴承静抬高量,并要重新进行转子动平衡试验,保证不出现振动问题。
2.4 强度和刚度核算
机组改造后,对工作条件及结构发生变化的部件如汽缸、隔板、叶片、转子、螺栓等需进行详细的强度和刚度核算,对改造为背压机组还需进行密封性校核,必要时可更换螺栓材料,提高螺栓的初应力。
2.5 热力系统
为使机组改造后在满足热负荷的条件下提高效率和经济性,对原有加热器尽可能保留,但由于各抽汽口的参数可能会发生变化,因此应进行适当的调整,必要时也可取消个别加热器。
2.6 抽汽管的布置与焊接工艺
当机组改为抽汽时,抽汽口应尽量利用原抽汽口加大。如要在汽缸上开孔,为了不使汽缸刚度降低太多,一般采用一个或几个圆孔或扁圆孔,然后采用联箱汇聚在一起。抽汽管的材料若用合金钢管,则焊条也需用合金钢焊条,焊接时需整体加热,以保证汽缸不引起较大的变形。若用奥氏体钢焊条,虽可以冷焊,但汽缸易产生裂纹。因此,在温度允许时最好采用碳钢管,用结507焊条,塑性较好,焊后回火,可保证强度。在抽汽管道设计时,应注意不应有过大的附加推力作用在汽缸上,可以在管道上加装膨胀节,以免推力过大使汽缸跑偏。
2.7 轴封系统
机组改造为背压或低真空供热机组,使轴封端压力升高,为了保证汽封不向外泄漏,可增加抽汽器,并将后汽封体加长,增加汽封圈数,对于背压机组可将汽封体移到拆除级的位置。
2.8 抽汽机组的补给水
改造为抽汽机组后,补给水量增加,如果是补充热水可直接补在除氧器内,如补给水温度较低,需加热后补在除氧器内。也可在凝汽器喉部采用喷雾冷凝排汽,满足补给水需要,但这种补水方法对补给水量有一定的限制。
2.9 调节和保护系统
机组改造时,调节系统需进行调整或改造,对于冷凝式机组,其调节系统是按转速——电负荷关系来进行调节的,改为供热机组后,对于非调节抽汽,应按热负荷来调节进汽量。为了节省投资,可采用电气调压系统由压力变送器产生电气信号,经同步器动作调速系统,调节进汽量,维持供汽压力。机组改造为可调整抽汽机组,调节系统应进行较大改造,以便可根据热电负荷来调节进汽量,或者调节电负荷满足热负荷需要。调节系统需要增加调压器、油动机、滑阀及连接件和管路等,并需要增加调节系统进油量。
对抽汽改造的保护系统,在紧急工况甩负荷时应自动切除调压系统,强迫关闭抽汽逆止阀和抽汽调节阀(回转隔板),并动作同步器,关闭调节阀。当抽汽压力过高时,应有过压保护。
3 结束语
3.1 用现代科学技术翻新和改造老机组,是投资少、见效快、提高经济效益的有效途径;
3.2 城市电厂老机组改造为热电联产、集中供热,从技术上是可行的,经济效益是显著的;
3.3 在今后电网中,随着大功率高参数机组的增加,电网供需矛盾逐步缓解,100MW和200MW凝汽机组改造为以热定电的供热机组将是未来改造的一种趋势;
3.4 每种改造形式都有其特点和难点,具体问题具体分析,对不同型号机组进行不同形式的技术改造,以达到提高机组运行经济性和延长寿命的目的;
发电厂汽轮机运行的节能降耗研究 篇6
关键词:发电厂;汽轮机运行;节能降耗
中图分类号:TM621 文献标识码:A 文章编号:1674-7712 (2014) 06-0000-01
随着环境的逐渐恶化,全球范围内的能源日益紧张,因此节能降耗成为全球共同关注的大问题,特别是发电厂,因为发电厂掌管着我国全部人民的用电问题,所以在全球用电量上升的环境下如何实现节能降耗成了发电厂面临的最主要的问题,二汽轮机又是发电厂的主要发电设备之一,所以我们围绕着汽轮机运行中的节能降耗进行研究,希望能为发电厂提出一些可行性建议。
一、发电厂汽轮机运行节能降耗的背景分析
(一)经济因素
发电厂汽轮机运行节能降耗的主要原因不仅仅是为了适应国际化的趋势,更是发电厂获利的有效途径,所以在进行汽轮机技术改造之前应该从发电厂的经济效益出发,追求投入与产出相适应,不能仅仅是为了节能而节能,更应该与发电厂的成本效益相结合,我们可以借鉴外国先进的经验对汽轮机进行改造,因为采购新式汽轮机的成本远远要高于改造汽轮机的成本,所以我们可以采用先进的技术对现有的汽轮机进行改造,这样不仅实现了节能降耗的目标,还为企业节省了开支,符合发电厂的经济效益,所以在经济上看来发电厂汽轮机是可以进行节能降耗的。
(二)技术因素
我们国家在很早之前就已经开始进行汽轮机的技术改造工作,经过这些年的实践发展,在汽轮机的技术改造上已经有了比较成熟的技术支持,然而实践也证明,汽轮机在经过技术改造之后,能源的转化效率和热效率大幅度提升,能源消耗的指数也明显下降,不仅如此还大大改善了汽轮机的安全性和可靠性,所以在技术支持的角度上也是值得提倡的。
二、发电厂汽轮机运行的节能降耗的方式方法
(一)增强发电厂汽轮机运行的真空程度
最大可能的保证发电厂汽轮机在真空的条件下运行,并且要合理掌握第二台真空泵和循环水泵的启动时间和运行时间,并且随时注意第二台真空泵的运行情况,一旦发现是在高负荷真空系统不泄露之后应该马上停运,等到低负荷泄漏时马上启动,还可以适当的提高发电厂汽轮机的真空程度,这样有利于提高发电厂的经济效益。[1]
(二)对汽轮机的给水温度进行控制
给水温度会影响着汽轮机所需要燃料的数量,因为水温过低的时候一旦想要升温就必须要燃烧更多的煤,这样就会间接地造成能源的浪费,并且还会随着锅炉的排烟而排出大量的热量,降低锅炉的效率。所以要定时对加热器进行检修,观察水室隔板的密封性,特别是重点检查加热器的钢管,并随时做好记录,发现问题立即检修,避免出现严重的事故,或者是水温不稳定的情况,从环节上进行节能降耗。还要加强高加筒体的密封性,保证高加投入率,按照严格的规定对机组划停、划启进行控制,保证高加水位的稳定,还要定期对其进行维护,清除管内的沉积水垢,这样才能保证高加筒体的运行效率。
(三)增强汽轮机运行的管理力度
发电厂汽轮机在运行的过程中为了在高负荷的区域下保持机组的高效率,可以改变流通的面积;在极低负荷的区域内,为了保持给水泵轴临界转速、燃烧和水循环的稳定,可以进行低水平的定压调节;而中间的负荷区则应该根据实际情况进行负荷的加减,保证气门的开关处于滑压运行的状态。简单的来说就是可以采用定-滑-定的运行方式,来加强发电厂汽轮机运行的管理。此外为了提高给水的温度和高加投入率减少热水器两边的温差,我们还要对加热水器进行合理的调整,例如在高负荷去适当提高汽轮机的主汽温度和压力等。[2]
(四)保持汽轮机凝汽器的合理真空状态
想要减少汽轮机燃料的消耗量就必须将汽轮机凝汽器保持在最佳真空状态中,首先应该让凝结水位维持在一个合理的位置,因为凝结水位置过高会造成凝汽器的真空程度下降,不利于冷却面积的形成;其次是要保证汽轮机组的密封性,这是为了避免凝汽器出现泄漏的现象,所以我们应该定期对机组的密封性进行检查和维修,避免不良后果的发生。三是对水循环的质量进行严格的控制,并及时清理机组内的水垢,保证机组热交换的高效率;最后要定期检查水池的水温和水位,水池里的水位过高或者过低的时候要及时恢复到正常水位;当水温过高时要及时降温,过低时也要及时升温,尽可能的保持水位的正常,并且要做好射水泵的维护工作,这样才能提高发电厂汽轮机的工作效率,进而提高整个机组的运行效率,实现节能降耗,为发电厂带来经济效益。[3]
三、结束语
发电厂汽轮机运行的节能降耗的措施不仅仅只有这几种,我们只是大体的进行了一下列举,再加上不同发电厂的汽轮机容量、参数、运行条件等都存在着差别,所以在进行汽轮机实际改造的时候应该根据发电厂的实际情况采取节能降耗的措施,这样才能达到事倍功半的效果,才能切实实现发电厂汽轮机运行的节能降耗,为发电厂带来经济效益。
参考文献:
[1]刘海渊.电厂汽轮机机组中存在的问题与节能方案分析[J].科技传播,2010(08):12-14.
[2]李志刚,王文峰.电厂凝汽系统优化与应用[J].科技传播,2013(06):10-13.
[3]陈海持.关于汽轮机组节能降耗的具体分析[J].中国外资,2011(16):6-7.
电厂汽轮机组辅机优化运行方式分析 篇7
汽轮机组安全与经济性能的改善, 贯穿于其设计、制造、安装、运行的各个环节, 每一个环节都存在着巨大的节能潜力。汽轮机组运行时的经济性, 在很大程度上取决于实际运行工况偏离额定工况的程度。正常运行时, 各个参数在允许的变化范围内, 只对汽机运行的经济性发生一定的影响, 但是当突然变化幅度超过运行规定的允许范围时, 则对机组运行安全构成威胁, 因此必须对汽轮机各个参数进行监视与调节, 以保证机组的安全和经济性。汽轮机组的运行经济性, 不仅与主设备包括锅炉和汽轮机有关, 而且还与辅助设备的性能和运行状况有关。辅助设备的经济运行是汽轮机组经济运行工作中十分重要的一个环节, 也是一个不可缺少的环节[1,2]。本文分别对给水泵、循环水泵、回热加热器等辅助设备进行分析和研究, 以获得机组的最优运行方式。
2 给水泵的能量损失及优化分析
2.1 电动给水泵的调节
电动给水泵按运行方式的不同可分为定速给水泵和变速给水泵。定速泵运行时, 其运行点的改变主要依靠锅炉给水调节门的开度, 也就是改变管路阻力特性, 因此低负荷时阀门节流损失较大, 能损较多。变速给水泵运行时, 其运行特点的改变是靠变动转速、平移泵的扬程—流量特性曲线来实现的, 它不需要改变管道阻力特性, 也就是可以不用给水调节阀改变给水流量。这是节省能源的有效方法, 尤其是在低负荷下, 其节能效果更为显著。
2.2 给水泵组的优化分析
根据机组的具体配置情况的差异, 以及单台汽动给水泵本身余量较大的特点, 在低负荷工况下, 进行电动泵和汽动泵不同备用方式试验, 依据汽动泵组实际的运行经济状况来确定泵组的经济运行方式, 可以有效地改善汽动泵组的运行经济性。
从运行方式来看, 汽动泵组备用的运行工况下, 备用泵在热备用中, 保持转速3000r/min, 以维持给水泵再循环流量, 这样备用泵必然要多消耗部分蒸汽流量, 泵组汽耗量必然增大。因此, 在低负荷下采用单泵运行、电泵备用的运行方式要比采用一台运行、一台备用的运行方式经济。但是, 由于汽动泵启停会带来一定的经济损失, 所以只根据负荷的变化来决定泵组的运行方式是不全面的, 还应该考虑到负荷变化持续时间的长短。另外, 电动泵备用方式的确定还应该考虑电动泵的容量问题。
3 循环水泵运行性能分析
火力发电厂循环水系统一般采用母管制系统, 大型机组一般由三台循环水泵共同向母管供水。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, 两台泵运行, 一台泵备用。由于运行泵和备用泵的组合方式不固定, 以及运行泵的运行方式的改变, 都会引起水泵耗功量的变化, 使循环水泵运行优化问题趋于复杂。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。
4 回热加热器的经济运行
回热加热器是热力系统的重要设备之一, 它对火电机组热经济性的影响较大, 主要表现在加热器的端差、散热损失、切除加热器和给水部分旁路的影响等。给水回热加热系统提高了锅炉给水温度, 使工质在锅炉中的吸热量减少, 从而节省了大量燃料, 提高了电厂的热经济性。
4.1 加热器非正常运行状态下的经济损失
机组正常运行时, 回热加热系统的各级加热器在机组运行期间应全部投入, 但是当加热器故障、损坏或检修时, 有可能出现切除一个或多个加热器的情况。另外一个热力系统中存在的问题是加热器的进水走旁路, 当高压加热器自动旁路门由于阀门关闭不严会出现不同程度的泄漏。例如某电厂通过热力试验实测计算该泄漏率达到7%, 因此导致高加的抽汽量减少。机组故障工况时加热器疏水直接排入除氧器或凝汽器, 这些加热器的不正常运行状态, 都将引起机组热经济性的降低。首先表现为加热器切除。当高压加热器切除后, 由于给水直接来自给水泵, 温度远远低于正常的给水温度, 使循环的平均吸热温度大幅度降低, 循环效率降低。而机组低压加热切除时, 同样会使经济性下降, 但其影响力小于高压加热器。例如N125MW机组各低压加热器切除后, 机组的标准煤耗约增加0.0 6 g/ (K w·h) ~2.9 0 g/ (K w·h) 。其次, 当加热器旁路泄漏时, 旁路泄漏份额越大, 热经济性降低越多, 当旁路泄漏量相同时, 大旁路泄漏比小旁路泄漏对热经济性的影响大。第三, 对于加热器疏水的切换来说, 当加热器的疏水采用疏水泵方式时, 如果机组无疏水泵备用泵, 当疏水泵发生故障时, 其疏水将自流到较低的加热器或凝汽器。另外当疏水器或疏水调节阀故障时, 疏水将直接排入凝汽器。这些疏水的切换将引起机组热经济性的降低。
4.2 加热器端差对经济性的影响
汽轮机各级抽汽由于压力不同存在着能级的高低差别, 压力越高, 则该级抽汽返回汽轮机时作功越多, 作功能力越强, 能级也就越高。对于汽轮机的回热系统应尽可能利用压力较低的抽汽, 而少用压力较高的抽汽, 以使抽汽在汽轮机内多作功。回热加热系统对机组经济性影响极大, 主要表现在加热器的上端差、下端差和抽汽压损的变化上。
加热器的上端差和下端差是评定加热器运行状况的重要指标。若加热器上端差增大, 则出水温度降低, 本级抽汽量减少, 高一级加热器抽汽量增加;若加热器疏水冷却段换热效果降低, 疏水温度升高, 下端差增大, 则本级抽汽量增加, 低一级加热器抽汽量减少。因此, 寻找加热器端差的合理运行范围, 尽可能地使加热器上端差和下端差达到设计值或接近设计值, 将有利于回热加热器的安全与经济运行。
摘要:汽轮机组的运行经济性与其辅助设备性能和运行状况相关, 本文在总结电厂汽轮机组辅机运行概况基础上, 本文分别对给水泵、循环水泵、回热加热器等辅助设备进行分析和研究, 以获得机组的最优运行方式。
关键词:电厂汽轮机,辅机优化,给水泵,加热器
参考文献
[1]郑建涛.电厂汽轮机辅机的节能降耗措施研究[J].电站辅机, 2005, 2.
电厂汽轮机组辅机优化最佳运行方式 篇8
汽轮机组安全与经济性能的改善, 贯穿于其设计、制造、安装、运行的各个环节, 每一个环节都存在着巨大的节能潜力。汽轮机组运行时的经济性, 在很大程度上取决于实际运行工况偏离额定工况的程度。正常运行时, 各个参数在允许的变化范围内, 只对汽机运行的经济性发生一定的影响, 但是当突然变化幅度超过运行规定的允许范围时, 则对机组运行安全构成威胁, 因此必须对汽轮机各个参数进行监视与调节, 以保证机组的安全和经济性。汽轮机组的运行经济性, 不仅与主设备包括锅炉和汽轮机有关, 而且还与辅助设备的性能和运行状况有关。辅助设备的经济运行是汽轮机组经济运行工作中十分重要的一个环节, 也是一个不可缺少的环节。本文分别对给水泵、循环水泵、回热加热器等辅助设备进行分析和研究, 以获得机组的最优运行方式。
2 循环水泵运行最佳方式及运行性能分析
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耗功。循环水流量增加, 机组背压减小, 机组出力增加, 但循环水泵的耗功也同时增加, 当循环水流量增加太多时, 因循环水泵的耗功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。实际火电机组配套的循环水泵台数有限, 循环水流量不能连续调节, 运行方式优化只能根据现有的循环水泵台数或泵叶片调整角度 (可调叶片泵) 的变化, 组合出不同的循环水泵运行方式, 通过实测不同循环水泵组合方式下的凝汽器变工况性能、循环水泵流量和耗功、汽轮机出力增加值, 结合机组负荷和循环水温度变化情况计算出在一定机组负荷和循环水温度条件下的机组最佳运行背压, 从而确定对应最佳背压的循环水泵最佳运行方式。
火力发电厂循环水系统一般采用母管制系统, 大型机组一般由三台循环水泵共同向母管供水。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, 两台泵运行, 一台泵备用。由于运行泵和备用泵的组合方式不固定, 以及运行泵的运行方式的改变, 都会引起水泵耗功量的变化, 使循环水泵运行优化问题趋于复杂。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。
3 给水泵的能量损失及优化分析
3.1 电动给水泵的调节
电动给水泵按运行方式的不同可分为定速给水泵和变速给水泵。定速泵运行时, 其运行点的改变主要依靠锅炉给水调节门的开度, 也就是改变管路阻力特性, 因此低负荷时阀门节流损失较大, 能损较多。变速给水泵运行时, 其运行特点的改变是靠变动转速、平移泵的扬程-流量特性曲线来实现的, 它不需要改变管道阻力特性, 也就是可以不用给水调节阀改变给水流量。这是节省能源的有效方法, 尤其是在低负荷下, 其节能效果更为显著。
3.2 给水泵组的优化分析
根据机组的具体配置情况的差异, 以及单台汽动给水泵本身余量较大的特点, 在低负荷工况下, 进行电动泵和汽动泵不同备用方式试验, 依据汽动泵组实际的运行经济状况来确定泵组的经济运行方式, 可以有效地改善汽动泵组的运行经济性。从运行方式来看, 汽动泵组备用的运行工况下, 备用泵在热备用中, 保持转速3000r/min, 以维持给水泵再循环流量, 这样备用泵必然要多消耗部分蒸汽流量, 泵组汽耗量必然增大。因此, 在低负荷下采用单泵运行、电泵备用的运行方式要比采用一台运行、一台备用的运行方式经济。但是, 由于汽动泵启停会带来一定的经济损失, 所以只根据负荷的变化来决定泵组的运行方式是不全面的, 还应该考虑到负荷变化持续时间的长短。另外, 电动泵备用方式的确定还应该考虑电动泵的容量问题。
4 回热加热器的经济运行
回热加热器是热力系统的重要设备之一, 它对火电机组热经济性的影响较大, 主要表现在加热器的端差、散热损失、切除加热器和给水部分旁路的影响等。给水回热加热系统提高了锅炉给水温度, 使工质在锅炉中的吸热量减少, 从而节省了大量燃料, 提高了电厂的热经济性。
4.1 加热器非正常运行状态下的经济损失
机组正常运行时, 回热加热系统的各级加热器在机组运行期间应全部投入, 但是当加热器故障、损坏或检修时, 有可能出现切除一个或多个加热器的情况。另外一个热力系统中存在的问题是加热器的进水走旁路, 当高压加热器自动旁路门由于阀门关闭不严, 会出现不同程度的泄漏。例如某电厂通过热力试验实测计算该泄漏率达到7%, 因此导致高加的抽汽量减少。机组故障工况时加热器疏水直接排入除氧器或凝汽器, 这些加热器的不正常运行状态, 都将引起机组热经济性的降低。首先表现为加热器切除。当高压加热器切除后, 由于给水直接来自给水泵, 温度远远低于正常的给水温度, 使循环的平均吸热温度大幅度降低, 循环效率降低。而机组低压加热切除时, 同样会使经济性下降, 但其影响力小于高压加热器。例如N125MW机组各低压加热器切除后, 机组的标准煤耗约增0.06g/ (Kw·h) ~2.90g/ (Kw·h) 。其次, 当加热器旁路泄漏时, 旁路泄漏份额越大, 热经济性降低越多, 当旁路泄漏量相同时, 大旁路泄漏比小旁路泄漏对热经济性的影响大。第三, 对于加热器疏水的切换来说, 当加热器的疏水采用疏水泵方式时, 如果机组无疏水泵备用泵, 当疏水泵发生故障时, 其疏水将自流到较低的加热器或凝汽器。另外当疏水器或疏水调节阀故障时, 疏水将直接排入凝汽器。这些疏水的切换将引起机组热经济性的降低。
4.2 加热器端差对经济性的影响
汽轮机各级抽汽由于压力不同存在着能级的高低差别, 压力越高, 则该级抽汽返回汽轮机时作功越多, 作功能力越强, 能级也就越高。对于汽轮机的回热系统应尽可能利用压力较低的抽汽, 而少用压力较高的抽汽, 以使抽汽在汽轮机内多作功。回热加热系统对机组经济性影响极大, 主要表现在加热器的上端差、下端差和抽汽压损的变化上。
加热器的上端差和下端差是评定加热器运行状况的重要指标。若加热器上端差增大, 则出水温度降低, 本级抽汽量减少, 高一级加热器抽汽量增加;若加热器疏水冷却段换热效果降低, 疏水温度升高, 下端差增大, 则本级抽汽量增加, 低一级加热器抽汽量减少。因此, 寻找加热器端差的合理运行范围, 尽可能地使加热器上端差和下端差达到设计值或接近设计值, 将有利于回热加热器的安全与经济运行。
摘要:在保证火电机组安全运行的前提下, 针对汽轮机侧的辅机运行现状, 阐述循环水泵, 给水汞, 回热加热器等辅助设备进行分析和研究, 以获得机组的最优运行方式。
关键词:汽轮机,辅机优化,加热器,电厂汽轮机
参考文献
[1]郑建涛.电厂汽轮机辅机的节能降耗措施研究[J].电站辅机, 2005, 2.
发电厂汽轮机系统运行优化探析 篇9
1 汽轮机系统存在的问题
汽轮机系统组成结构复杂, 影响系统运行效率的因素也较多。对整个系统运行效率起着决定性作用的包括汽轮机组性能、疏水系统性能和轴封系统等辅助系统性能。在实际发电厂的汽轮机系统的运行中, 这些子系统都存在着不少的问题, 造成了大量不必要的资源浪费和能量损耗。本文针对目前发电厂汽轮机系统存在的问题展开分析。
(1) 汽轮机本体存在的问题
在发电厂汽轮机系统实际运行中可以发现, 汽轮机普遍存在高压缸排汽温度明显高出设计值, 这直接导致了大量能量以热能的方式耗散, 降低了高压缸的工作效率, 进而降低了整个系统的运行效率。另外, 汽轮机调节级效率也普遍较低。经检查发现汽轮机气封间隙大, 密封效果差, 导致漏气量过大, 增加了能量的损耗。负荷较高的情况下, 汽轮机运行时的稳定性就受到影响。汽缸调门振动的振幅过大, 影响到系统运行的安全性。为此, 发电厂降低了主汽压力。但这也同时降低了汽轮机的工作效率。
(2) 疏水系统存在的问题
目前发电厂汽轮机系统的疏水系统的设计都过于庞杂, 对于该系统的控制和管理带来了挑战。大量的疏水管道阀门容易产生泄漏。高温的蒸汽泄漏至凝汽器, 既降低了系统的资源利用率, 又加重了凝汽器的负荷, 影响凝汽器的性能。扩容器和疏水集管之间的温差容易造成连接管道的破裂。而工质的不正常流动也常常造成系统运行效率低下, 甚至出现故障。
(3) 轴封系统等辅助系统存在的问题
尽管大部分发电厂汽轮机系统的机组轴封系统具备较高的热经济性, 但仍存在各种各样的问题。由于轴封系统的过于简化, 导致其在汽轮机组的启动和停机阶段, 轴封压力偏低, 而在机组正常运转时, 其高压轴封又不能保证较好的密封性, 蒸汽泄漏量过大。在其他辅助系统中, 也存在不少影响系统运行效率的问题。例如在循环水系统中, 水泵电机的转速不能实现实时调节, 使电机在较低负荷时仍保持较高的转速, 增加不必要的能耗。
2 发电厂汽轮机系统运行优化
针对上述问题, 本文提出相应的发电厂汽轮机系统运行优化措施。
(1) 汽轮机组的优化
汽轮机组是发电厂的重要设备, 是汽轮机系统最重要的组成部分。因此, 对于汽轮机进行节能优化对于提高整个系统的运行效率和节能性能, 都有着重要的意义。鉴于汽轮机组的安装和检修过程较为繁琐, 为了避免人力和物力的浪费, 发电厂必须在汽轮机的安装和大修过程中, 做好汽轮机质量的控制和监督管理, 提高汽轮机的工作效率。如出现上文所述问题, 应立即与汽轮机供应商沟通, 及时采取有效措施, 提高汽轮机性能。另外, 应尽量提高系统的主汽压力。针对高负荷下调门振动的问题, 可以采用改变调门开启顺序的方法避开调门的产生共振的频率范围。实践证明, 这种方式可以有效提高主汽压力, 进而提高汽轮机运行效率。
(2) 疏水系统的优化
目前发电厂汽轮机疏水系统的设计存在诸多不合理的地方, 需要进行改进和完善。由于部分发电厂在设计汽轮机系统热力和疏水系统时, 省略了管道疏水扩容器和高加危疏水扩容器的设计。这使得管道内的泄漏水, 在没有经过扩容降温的情况下, 就直接进入了凝汽器, 严重影响了凝汽器的真空。因此, 在疏水系统的安装调试过程中, 应加强管道和阀门安装质量的管理。在汽轮机系统生产运行工程中, 重视管道和阀门的检修和维护, 改进疏水系统泄漏检测手段, 增强对疏水系统运行性能的监督。
(3) 轴封系统的优化
发电厂有关部门应及时就目前轴封系统在实际运行中存在的问题与生产厂家进行交流和沟通, 督促其改进轴封系统的设计。轴封系统的改进是一个周期相对较长的过程, 发电厂应及时将当前轴封系统在实际运行中的性能数据反馈给生产厂家, 为其改进轴封系统的设计提供必要的材料。通过不断的调试和完善, 是轴封系统达到理想的运行性能。
结束语
提高发电厂汽轮机系统运行的效率。既是提高发电厂经济效益的需要, 也是响应我国节能减排号召的必然要求。通过对发电厂汽轮机系统的优化, 可以有效提高发电厂的资源利用率, 降低系统能量损耗。本文针对发电厂汽轮机组、疏水系统和轴封系统提出了相应的改进建议。
摘要:发电厂是重要的能源部门, 其运行效率直接影响到我国的资源利用率。近年来的有关数据反应, 我国发电厂汽轮机系统的运行效率普遍较低, 造成了大量的资源浪费和能源损耗。随着我国经济发展方式的转变和节能减排意识的深入人心, 对发电厂汽轮机系统的运行进行优化具有重要的意义。
关键词:发电厂,汽轮机,系统优化
参考文献
[1]朱洪兵.优化发电厂汽轮机系统的探讨[J].广东科技, 2009.
浅谈热应力对汽轮机组运行的影响 篇10
1 何为热应力
定义:汽轮机零部件在汽轮机启动、停机或负荷变化过程中, 由于温度变化而产生的膨胀或收缩变形称为热变形, 当热变形受到某种约束时, 则要在零部件内产生应力, 称为热应力。
由定义可知, 热应力有两种形式, 一种是由于温度变化设备涨缩, 但受到刚性约束, 使涨缩受阻而产生的热应力。另一种是零部件加热或冷却时温度不均匀, 相邻部分之间涨缩受到约束, 如高温部分受到低温部分的约束, 它的变形量比自由膨胀值小些, 即在高温部分引起压缩热应力;反之, 低温部分受到高温部分热膨胀的牵拉, 它的变形量比自由膨胀值大些, 即在低温区产生拉伸热应力。如果零部件不能按温度变化规律进行自由涨缩, 即变形受到约束, 则在零部件内引起应力, 这种由温度或温差引起的应力称为热应力。
对于第一种热应力, 汽轮机在设计中, 通过对滑销系统和定、转子死点的设置, 可使其影响变小。在运行中我们主要控制的是第二种热应力。对于汽轮机而言, 由于部件各部分温差而产生的热应力主要表现为两种形式, 一种是汽缸热应力, 另一种为转子热应力。
2 产生热应力的几种情况
2.1 冷态启动时
规程规定:高压转子温度≤160度时为冷态启动, 此时主汽参数为4Mpa, 375度。蒸汽进入汽轮机时, 对汽缸而言, 内表面与蒸汽直接接触, 受热快, 膨胀快, 而外表面由于壁厚的影响, 受热慢, 膨胀慢。内表面膨胀受阻, 受压缩应力, 外表面受拉伸应力。对转子而言, 转子外表面与蒸汽直接接触, 受热快, 膨胀受阻, 受压缩应力, 内表面受热慢, 受拉伸压力。待机组运行稳定后, 汽缸和转子各部件温差消除, 热应力逐渐减小, 直至为零。
2.2 停机时
采用滑参数停机, 在整个停机过程中, 主汽温度由540度降至250度。对于汽缸而言, 内表面随主汽温度的下降而降低, 冷却速度快, 受拉伸应力, 外表面冷却速度慢, 受压缩应力。对于汽轮机转子而言, 转子外表面冷却速度快于内表面, 外部受拉伸应力, 内部受压缩应力。
2.3 负荷变化时
随着机组的负荷变化, 汽缸和转子的热应力也将发生变化。涨负荷时, 热应力变化性质与启动时类似, 落负荷时, 与停机时类似。待负荷稳定, 温差消除后, 热应力变为零。
2.4 左右侧主汽温度偏差大时
在机组启动时存在着左右侧主汽温度偏差大, 这种情况也容易产生较大的热应力。因为左右侧主汽温度偏差大, 在进入汽轮机时, 不会混合均匀, 这就造成在汽缸或转子同一表面上由于接触的蒸汽温度不均, 而产生复杂的应力变化。
2.5 运行中主汽温度变化大
机组运行中, 主汽温度发生异常变化, 也将对汽轮机产生较大的热应力。
3 热应力的危害
3.1 交变热应力
通过对以上几种情况的分析, 可发现:
机组启动————→机组正常————→机组停止
涨负荷————→维持————→落负荷
汽温增长————→稳定————→汽温下降
热应力变化:压缩应力————→应力为零————→拉伸应力 (以转子外表面为例)
我们可以看到转子热应力的变化为一个热应力循环, 转子在这种交变热应力的作用下, 其材料会疲劳损伤, 甚至出现裂纹, 缩短转子使用寿命。
3.2 等效应力
汽轮机转子除了受热应力作用外, 还受离心应力, 自重弯曲应力以及传递扭矩的切应力作用, 后者统称为机械应力。即等效应力=热应力+机械应力。转子在多种力的作用下工作, 工作条件非常恶劣, 而且转子本身各部件受力情况不一, 在某些应力集中区, 如叶轮根部、轴肩等部分应力远远大于平均应力。如果转子的等效应力大于材料的许用应力, 将造成设备的损坏, 缩短转子的寿命。
4 运行中如何减小热应力
由于部件各部位温度不均而产生的热应力, 它值的大小与各部件间的温差成正比。若要减小热应力, 就要控制住温差, 使物体尽量受热均匀.
在我公司机组的诸多保护中, 有一条热应力保护, 它对汽轮机在不同工变形进行在线监视, 一旦热应力超限, 保护装置将起作用。此保护为:
热应力=80%--100%, 将负荷梯度由100%减至0%
热应力=105%或-105%报警30min后跳机
热应力=125%报警1min后跳机
热应力=-125%报警立即跳机
4.1 在机组启动过程中合理控制升速率、
温升率和涨负荷率。我厂汽轮机的冲转过程已完全实现程序化控制, 它会合理的分配升速率从而达到对热应力的控制。为使转子或汽缸受热缓慢、均匀, 应使温升率≤1.2度/min, 升负荷率≤1-2MW/min。
4.2 在机组滑停过程中, 应使各部件
均匀冷却, 这就需要控制降负荷率和温降率, 从而控制转子温降率。要求转子温降率≤0.8度/min。
4.3 在正常涨落负荷过程中, 为了减小
热应力, 需要对负荷变化率进行控制, 要求为2-3MW/min。
4.4 在正常运行中, 加强对主汽温度的监视, 防止温度发生不正常的大幅度变化。
4.5 在启动过程中, 左右侧主汽温差超
过20度时, 严禁冲转, 避免温度不均蒸汽进入汽轮机, 造成较大热应力。
结语
通过上述对汽轮机热应力的讨论, 我们了解了热应力的产生原因和危害, 我们今后在工作中应加强对热应力变化的监视, 防止由于热应力过大而损坏设备。同时我们还应不断总结经验, 掌握在不同工况下对热应力的控制方法。
参考文献
[1]集控运行规程[Z].中电国华北京热电分公司.
[2]庞力云.汽轮机原理[M].北京:水利电力出版社.
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