精品资料（2021-2022年收藏的）汽轮机改造方案解读

1、汽轮机改造方案技术协议山东九鼎环保科技有限公司2014.01第 2 页 共 13 页目录目录一、一、 项目背景及改造方案项目背景及改造方案21.1 项目背景项目背景 21.2 改造方案改造方案 2二、二、6MW 抽汽凝汽式汽轮机概况、主要参数及供货范围抽汽凝汽式汽轮机概况、主要参数及供货范围 22.1 机组概况机组概况 22.2 改造后抽凝机组主要参数改造后抽凝机组主要参数 22.3 供货范围供货范围 22.4 改造工作内容改造工作内容2三、汽轮机拆机方案三、汽轮机拆机方案23.1 概述概述23.2 拆除方案拆除方案 2四、汽轮机基础改造四、汽轮机基础改造2五、汽轮机安装与调试五、汽轮机安装与

2、调试25.1 汽轮机安装方案汽轮机安装方案 25.2 汽轮机调试方案汽轮机调试方案 2六、施工、验收及质保六、施工、验收及质保2七、工期七、工期 2第 3 页 共 13 页一、 项目背景及改造方案1.1 项目背景本项目所在区域为一开发区，发展迅速，有限公司电站目前为 2 台 40t/h 的锅炉+2 台纯凝汽式汽轮机（12MW 和 6MW 各 1 台），为响应泰安市政府拟对开发区进行冬季供热的号召，泰安中科环保电力有限公司对现 6MW 的纯凝汽式汽轮机改造为抽汽供热汽轮机的方式，实现对开发区换热站供蒸汽，然后由开发区换热站转换成热水后向附近热用户供热。1.2 改造方案本项目将对泰安中科环保电力有

3、限公司的原 6MW 纯凝汽式汽轮机改造为6MW 抽汽供热凝汽式汽轮机，同时对汽轮机基础进行改造，以实现抽汽供热汽轮机的安装、汽轮机对外供热、满足周边用户的用热需求。二、6MW 抽汽凝汽式汽轮机概况、主要参数及供货范围2.1 机组概况C6-3.43/0.981 型汽轮机，系单缸，中温油压，冲动，冷凝，单抽汽式汽轮机，额定功率为 6000kW。现机组负荷调节方式为全液压调节（改造为电液调节控制系统）（改造为电液调节控制系统）。2.2 改造后抽凝机组主要参数2.2.1 汽轮机主要参数汽轮机的型号C6-3.43/0.981额定（经济）功率（kW）6000转速（r/min）3000主汽门前参数（设计）3

4、.43MPa/435主汽门前参数（最高）3.626MPa/445第 4 页 共 13 页主汽门前参数（最低）3.136MPa/420转向顺汽流方向看为顺时针临界转速（r/min）1700额定/最大.进汽量（t/h）83/96.4冷却水温度（）27（设计）/33（最高）额定工况排汽压力（MPa）0.007152.2.2 抽汽参数额定抽汽压力（MPa）0.981抽汽供热压力范围（MPa）0.7841.274抽汽温度（）311额定抽汽量（t/h）45最大抽汽量（t/h）56.25抽汽量范围（t/h）056.25生产厂家青岛汽轮机厂出厂编号生产年份机组拆迁前业主2.3 供货范围1）包括 C6-3.43

5、/0.981 抽凝式汽轮机本体一套，以及配套的主蒸汽连接管、主蒸汽连接管、隔离门、电动门、自动隔离门、电动门、自动主汽门主汽门、座架、液压调节系统、抽汽逆止门、地角螺栓、联轴器等2）改造内容有关管道、阀门、仪表、油漆改造内容有关管道、阀门、仪表、油漆、保温保温以及恢复电液控制系统等以及恢复电液控制系统等系统所需要的材料、配件系统所需要的材料、配件等。等。3）抽汽对外供汽系统穿越汽机房南墙管道、阀门及保温材料等。）抽汽对外供汽系统穿越汽机房南墙管道、阀门及保温材料等。2.4 改造工作内容第 5 页 共 13 页1. 旧旧 6MW 凝汽轮机拆除凝汽轮机拆除（保留（保留 505 电液控制系统）电液控

6、制系统）；2. 6MW 抽汽凝汽式机翻新、内部清理、检查、修复和动平衡实验（带发电机（带发电机转子共同实验）转子共同实验）等；3. 汽轮机基础设计汽轮机基础设计、改造改造及施工及施工；4. 从从隔离门隔离门-汽机本体连通管更换和改造；汽机本体连通管更换和改造；5. 抽气口至逆止门抽气口至逆止门至穿越汽机房南墙至穿越汽机房南墙范围的管道及阀门；范围的管道及阀门；6. 油油系统系统管路改造；管路改造；7. 汽机本体各抽气口管道改造；8. 油漆保温：油漆保温：本次改造所涉及的全部项目内容本次改造所涉及的全部项目内容；9. 汽机本体 DCS 部分测点修改，相关的热工仪表更换和安装（DCS 组态组态甲方

7、甲方帮助乙方联系原帮助乙方联系原 DSC 系统厂家，由乙方负责材料和费用系统厂家，由乙方负责材料和费用）；10. 上述上述 9 点为重点内容。本次改造工程以包工、包料、包技术、点为重点内容。本次改造工程以包工、包料、包技术、包质量、包管包质量、包管理、包安全、包进度、包运行调试等总包方式理、包安全、包进度、包运行调试等总包方式全权交由乙方负责。全权交由乙方负责。三、汽轮机拆机方案3.1 概述(1)本次拆除是为将原 N6-35 汽轮机改造成为 C6-3.43/0.981，为了保证机组改造，本次拆除以保护性拆除为主。汽机房内起吊设备，拆除期间予以利用，使用前应进行检查，保证设备运行安全可靠，所有有

8、关检验、使用手续齐全；(2)为使拆除工作能安全顺利有序的进行，拆除前应保证拆除机组相关的所有的电源已拆除，相关管道内的水、汽、油均已排除干净。拆除施工用的电源则根据需要采用临时电源，厂房内的消防设施可以作为厂房内的施工消防用；(3)拆除工作从拆除所有的设备上的附件开始，放尽所有转动机械内的润滑油；拆除保温、打开所有疏、放水门及放空气门，拆除管道；拆除支吊架；拆除转动机械；拆除辅助设备；拉出发电机定子。(4)虽然是拆除工作，仍然应该虽然是拆除工作，仍然应该做好拆除设备的安全防盗工作、编码储存工作，做好拆除设备的安全防盗工作、编码储存工作，以及以及保持厂房内的整洁和道路畅通。同时做好应急预案工作。

9、保持厂房内的整洁和道路畅通。同时做好应急预案工作。3.2 拆除方案第 6 页 共 13 页3.2.1、汽轮机拆除工作流程凿除汽轮机外部保温拆除与汽轮机连接所有的油、水、汽管道及冷凝器连接螺栓，打开汽轮机高压螺栓，吊开汽轮机上缸盖拆除上缸盖隔板及所有轴承盖和发电机联轴器螺栓拆除吊出转子（发电机转子）（发电机转子）拆除下缸隔板拆除下缸拆除其他附属设备及部件3.2.2、拆除保温：拆除外护皮，剪开保温体的固定铁丝，一层一层的拆下保温体，拆下的保温材料分类堆放，以便清运。3.2.3、汽轮机的拆除：1）可利用汽机房布置的行车做为主要的起吊工具。2）拆除所有的机务和热控附件分类存放。3）割开与汽轮机连接的汽

10、管、油管等各种管道，依次用行车吊下汽机平台。拆除管道后留下的孔洞，要及时封盖并作出隔离警示。 。4）拆除轴承箱上半（及盘车） ，拆除主油泵上半，拆联轴器螺栓。5）分开盘车装置对轮，拆除汽轮机转子与调速器减速齿轮轴之间的弹性联轴器。6）松开汽缸中分面的连接螺栓，无法松开的螺栓利用加热法拆螺栓，先用氧气、乙炔等对汽缸的连接螺栓进行加热，螺栓加热松动后再松开，用专用螺钉顶开上缸，上下缸距离 30-50mm。将起吊工具挂在行车大钩上，行车吊运行至汽缸上方找准中心后，在汽缸四角吊攀处挂在起吊工具，安装导柱（原（原 N6-35 机组导柱由甲方提供，使用完毕归还甲方）机组导柱由甲方提供，使用完毕归还甲方）

11、，缓慢起吊汽缸，应确认上缸上升且转子不随汽缸上升，否则应查明原因，处理后进行。起吊过程中，工作人员头或手不得伸入缸面内，待汽缸中分机超出转子未级叶片 300mm 以上时，吊走汽缸，放至运输车辆或指定地点。放置时，缸面应加保护。7）行车大钩挂起吊扁担梁（扁担梁由甲方提供，使用后归还甲方）扁担梁由甲方提供，使用后归还甲方）至转子上方找准中心，在转子上挂起吊具找好水平中心，缓慢起吊转子，如转子不上升应查明原因，才方能继续起吊，待转子未级叶片超出下缸中方面 300mm 以上时，吊走转子；起吊时，转子上吊索的绑扎位置应符合制造厂图纸的规定，绑扎部位应加衬垫或在起吊索具上用柔软材料包缠，禁止绑扎在轴颈上进

12、行起吊。从汽缸内吊出转子时，应尽量保证转子水平，使转子能顺利吊放。 转子吊出后第 7 页 共 13 页应放在专用的转子托架上（托架由甲方提供，使用后归乙方所有（托架由甲方提供，使用后归乙方所有，托架费用由，托架费用由乙方支出；如改造设备有转子托架，则相互交换乙方支出；如改造设备有转子托架，则相互交换） 。8）用吊耳螺钉从大到小依次吊出隔板、隔板套、汽封、油封，并摆放在专门区域（机组前部汽封体（四圈）已改为蜂窝汽封，拆除时应严格保护，防止损伤） 。3.2.4、发电机转子的吊出：发电机转子的吊出：本次拆除是为机组改造所用，发电机转子需进行本次拆除是为机组改造所用，发电机转子需进行保护性拆除保护性拆

13、除，在汽轮机改，在汽轮机改造完成后继续使用，因此转子抽出后应妥善保管，放置在稳定可靠的托架上，造完成后继续使用，因此转子抽出后应妥善保管，放置在稳定可靠的托架上，以备以备作联合平衡试验及作联合平衡试验及再次装配再次装配恢复原有性能状态时使用恢复原有性能状态时使用。四、汽轮机基础改造泰安中科原基础是用于洛发 N6-35 汽轮发电机的基础，由于生产需要，改造成杭汽或青汽产 C6-3.43/0.981 抽汽凝汽式汽轮机，按需对汽轮机基础进行改造。因改造需要，甲方应在合同签订后提供 N6-35 汽轮机随机图纸及基础图。1.因汽轮机已改动，需将原汽轮机基础与改造后的基础进行对比，确定新基础的纵向和横向尺

14、寸和位置。2.在设计新基础时，依原发电机的中心高为基准，制定出新汽轮机的前基架和后基架的标高。3.在设计新基础时依照发电机的中心线至后轴承的后基架和前轴承的前基架的地脚螺栓孔的中心，确定地脚螺栓孔纵向和横向的尺寸位置。4.对比原基础在植筋前对局部基础进行凿除处理并除去松散沙石。5.根据新基础的位置进行放样并反复校对植筋位置和地脚螺栓孔位置，并已于固定才能正式施工。6.植筋工程应由有资质的专业单位进行施工，严格按照“钢筋混凝土结构加固施工规范”进行施工。钢筋大于或等于 20mm 时均采用进口“喜得利”牌 A 级胶，固定。钻孔深度大于 150cm 时，对孔内要高压水（风）吹干净。7.混凝土采用 C

15、30，原基础坑浇平，当采用商品混凝土时，为减少表面沙率过高，应在表面掺入 10%左右洗净的碎石。第 8 页 共 13 页五、汽轮机安装与调试5.1 汽轮机安装方案5.1.1.安装前轴承座、座架、下半汽缸5.1.2. 试装转子5.1.3. 安装后汽缸导板5.1.4. 安装转向导叶环、隔板、蒸汽室(低压喷嘴室) 5.1.5. 安装转向导叶环、隔板、蒸汽室(低压喷嘴室) 5.1.6. 安装转子(1)起吊转子，校正水平，吊入汽缸内，轴颈及轴承应光洁并浇上润滑油。(2)恢复安装发电机转子恢复安装发电机转子,校正水平校正水平(3)测量间隙5.1.7. 装蒸汽室上半(采用蒸汽室结构的机组) (1) 试装上半

16、，检查中分面间隙。(2) 清理内部，在下半中分面上涂密封胶，复装上站，上紧螺栓，固定止动垫圈。5.1.8. 安装调节汽阀(1) 按图检查阅序和升程各阀升程出厂时已调整好)。(2) 将调节汽阀连同蒸汽室盖一起装于汽缸蒸汽室上，中分面涂密封胶。5.1.9. 汽轮机扣大盖5.1.10. 基础二次灌浆5.1.11. 安装轴承箱盖、调节保安部套5.1.12 如油系统及辅助设备需要安装的，按照电力建设施工及验收技术规范 (汽轮机机组篇)的要求进行。5.2 汽轮机调试方案5.2.1 启动具备条件5.2.2 启动前的试验工作：(1)转动设备联锁试验（两台油泵）。(2)磁力短路油门保护试验；电磁阀保护动作实验。

17、第 9 页 共 13 页(3)危急保安器操作试验。(4)电液控制系统（电液控制系统（505 控制系统）试验控制系统）试验。5.2.3 启动步骤：5.2.3.1 启动前检查：1. 联系值长、电气、仪表、化水人员就位。2. 联系仪表工投入所有仪表、信号，保护装置.3. 联系电气人员测各种主辅设备，电动机绝缘合格后送上动力和操作电源，检查全部电气系统，保护、信号装置是否正常，各电动门做好开关试验后关闭4. 油箱油位正常，油位标尺灵活，油箱底部无积水。5. 各系统阀门开关是否正确。5.2.3.2 启机步骤：5.2.3.2.1 暖管：稍升总汽门旁路，保持 0.1-0.2Mpa 压力暖管 30min, 以

18、 0.1-0.15Mpa/min 速度升压至 1Mpa，暖管 30min，再以 0.1-0.15Mpa/ min 速度升压至 1.5Mpa，同时逐渐升温，升温速度不大于 510C/min。暖管时注意事项：1. 用疏水门和进气门配合，严格控制升温压速度。2. 疏水排地沟，在升压过程中应适应并小，当气压达 0.5mpa 时，将主汽疏水倒至疏水扩容器，关闭地沟疏水。3. 暖管时，防止蒸汽漏入汽缸，如发现汽缸温度升高，应立即停止暖管。5.2.3.2.2 冲转、升降、带负荷此次为冷态启动，由电液控制系统（505 系统）或自动主气门控制转速冲转参数：PO2.5Mpa,T360C。冲转应具备的条件：a.冷油

19、器出口油温在 25C 以上，且投入水侧后，不得高于 45C。b. 调速油压 0.64Mpa，润滑油压 0.08-0.12 Mpa。c.轴瓦回油正常。d. 盘车位置正常，转子晃动度不大于原始晃动 0.03mm。e.轴向位移、低油压、轴承回尚未温度保护投入。f.发电机绝缘在 10MM 欧以上。第 10 页 共 13 页g. 复置危急遮断器手柄，将自动主汽门、调速汽门打开调速同步器放在0。h. 开自动主汽门，冲动转子后关闭，进行机组擦音检查，盘车脱开后，停盘车马达，将机组维持在 400rpm，进行全面检查，启动时间分配：检查：（1）400 rpm 暖机 30min （2）800 rpm 暖机 30

20、min检查记录均匀升速至：（3）1000 rpm 暖机 30 min 检查记录检查：（4）1200 rpm 暖机 60 min 检查记录均匀升速至：2500 rpm 5min 检查： 2500 rpm 60min均匀升速至：3000 rpm 10mini.冲转注意事项：1. 倾听汽机内部和轴封声音，检查轴瓦振动和轴瓦回油情况，回油温度不超过 65C，转速 1000 rpm 以下，振动小于 0.02 mm，临界转速时振动不大于 0.15 mm，如振动超标应降低转速直至消除为止，并在此转速下暖机半小时，继续升速，如仍未消除，必须再次降速运行 2 小时，再不消除，则必须停机检查：2. 过临界转速时应

21、平稳。3. 转速至 1200 rpm，检查正常，方可再升速。4. 冷油器出口油温 35C-45C 如大于 45C，投冷油器水侧。5. 注意油箱油位。6. 轴向位移。7. 冲转过程中应控制各点令属温度：自动主汽门外壁温升速度：45C/min调速汽门外壁温升速度：4C/min汽缸法兰内壁温升速度：45C/min汽缸外法兰内外壁温差：20C上下汽缸间差：3550C 汽缸法兰外壁与螺栓温差：3550C第 11 页 共 13 页8. 转速至 2500 rpm 调速器开始投入，调门关小，再升速需用同步器，此时可全开主汽门，手轮开足应回 1/41/2 圈，以防热胀使手轮轴卡死，复查调压器是否在解列位，调压器

22、膜盒通往抽汽的阀门关闭。j.空负荷试验：a、调节汽门动作转速和动作完转速试验。b、脉冲油压整定，机组维持在 3000rpm，使脉冲油压 0.35 Mpa.c、同步器控制范围试验（505 控制系统范围试验）控制系统范围试验）。d、危急遮断器、轴向位移动态保护试验。e、磁力断路油门动态保护试验。f、超速试验、（此时应退出超速保护）。再次动作转速不超过 18 rpm.g、在试验过程中，为确保安全，交流油泵启动。h、超速试验和转速超过 3360 rpm 不动，则应打闸停机调整。i、专人指挥，专人操作，专人记录。k. 带负荷：a、空负荷试验合格后，维持转速 3000 rpm 待电气试验完成后，可并网。b

23、、并入电网后立即带上 600kW 负荷停 10 min，然后以 120kW/min 的速度升到 2000 kW，停 10 min，再以 300kW/min 速度升至 3000kW。c、电负荷每增 300kW，记录一次调开度同步器刻度（505 系统读数）系统读数）、主汽压力、温度。（三）、启动调试是主要控制参数：电超速：3360rpm危急遮断器：3270-3330 rpm轴向位移：+1.0，-0.6mm润滑油压：0.080.15mpa轴承回油温度：75 以上调试方案仅供参考，如果调试现场遇到特殊情况，以现场实际情况为准，并制定相应措施进行调试。第 12 页 共 13 页六、施工、验收及质保 汽轮机及汽轮机本体安装的主要技术标准如下：1、 GB/T5578-2007 固定式发电用汽轮机技术条件2、 JB/T1330-1991 汽轮发电机中心标高与安装尺寸3、 JB/T9637-1999 汽轮机总装技术条件4、 QQ/Z54018-1999 汽轮机刚性转子动平衡标准5、 JB/T10086-2001 汽轮机调节（控制）系统技术条件6、 GB/T8117-1987 电站汽轮机热力性能验收试验规程7、 QQ/JT8187-1999 汽轮机保温技术条件8、 DL5011-