绥中汽机交流材料.doc

国华绥中发电公司汽机专业技术交流会材料一、设备情况介绍： 1、简介：绥中发电有限责任公司安装两台前苏联生产的800MW燃煤汽轮发电机组。汽轮机为列宁革勒金属工厂制造的K8002405型,该型汽轮机为超临界、单轴五缸、六排汽、具有一次中间再热，8段非调节抽汽，凝汽冲动式汽轮机。锅炉为俄罗斯塔干罗格锅炉厂生产的-2650-25-545超临界直流锅炉，其结构特点为单炉膛、全悬吊、“T”型布置及全气密式密封鳍片水冷壁结构。发电机为俄罗斯圣彼得堡电力工厂制造的型号为TBB-800-2EY3型发电机，冷却方式为：水-氢-氢。两台机组分别于2000年6月22日和10月19日投产发电。现年发电能力超过96亿千瓦时。目前，正按安装2台1000MW超超临界燃煤机组积极筹备二期扩建工程，届时公司总装机规模将达到3600MW。2、汽机设备概述汽轮机为K-800-240-5型超临界，单轴五缸，（一个高压缸，一个中压缸，三个低压缸），具有一次中间再热，8段非调节抽汽，凝汽冲动式汽轮机，凝汽器为双背压，轴向布置。汽轮机级数共60级。其中：高压缸：1个调节级，11个压力级（双层对称回流式结构）；中压缸：92压力级（双层对称分流式结构）；低压缸：352压力级（双层对称分流式结构）。配汽方式：主要是喷嘴调节，高压缸调节级喷嘴由4段组成，每段共有15个喷嘴。中压缸为全周进汽方式。轴瓦型式：1#、#2瓦为可倾瓦（6块），其中#2瓦为推力支撑联合轴瓦（推力瓦：由12个扇形瓦块组成），#310#轴瓦均为椭圆瓦。调节系统：#1机组DEH为高压油纯电调控制系统，#2机为原俄配套生产的电液并存调节系统。给水回热设备：6个高加+1个除氧器+4个低加，其中高加为2组并列运行，#1、#2低加为混合式加热器。凝结水泵共三级，每级3台，正常运行时，2台运行，1台备用。主机凝汽器为纵向布置、双背压、两级串联凝汽器，换热管为28112000的含镍30%的铜镍合金管，数量为39232根，该凝汽器的冷却水为双通道，可单侧运行，即该凝汽器允许降负荷半面运行。给水系统配备2台1500-350-2型汽动给水泵，由-17-15型小汽轮机驱动，额定转数 4600r/min，配备两台6003004型电动备用给水泵，额定转数6300r/min， 当机组启动时，首先启动两台备用给水泵，当达到负荷30%时，电动给水泵恢复到备用状态。1台电泵带20%额定负荷，2台电泵可以带30%额定负荷。1台汽泵带60%额定负荷，2台汽泵可以带110%额定负荷。海水系统安装2台150 CIGE PPA 95型立式斜流泵，流量： 43200m3/h转速： 295r/min，压头22 m。3、汽机主要技术规范 序号参数名称单位参数值1额定功率MW8002最大功率MW8503额定进汽量t/h24324最大进汽量t/h26505额定转速r/min30006主蒸汽压力Mpa23.547主蒸汽温度5408高压缸排汽压力Mpa3.759高压缸排汽温度28310中压主汽门前蒸汽压力Mpa3.3211中间再热蒸汽温度54012再热蒸汽流量t/h2016.213长期允许最低负荷MW24014进入凝汽器蒸汽流量t/h1426.815凝汽器一级压力Mpa0.0035716凝汽器二级压力Mpa0.0045417循环冷却水温度16.418循环冷却水流量m3/h8000019给水最终温度27020机组热耗率kJ/kwh8025.621发电煤耗kg/kwh0.30322汽轮机总长m39.81823汽轮发电机组总长m59.524高压转子长(带危急保安器)m7.08725中压转子长m7.47261#低压转子长m7.5427#2低压转子长m8.1728#3低压转子长m7.2129汽轮机总重t130030高压转子总重t14.35231中压转子总重t35.183321#低压转子总重t36.37033#2低压转子总重t37.1434#3低压转子总重t36.235末级叶片高度mm96036末级叶轮平均直径mm248037末级叶片环形排汽面积m267.4838高压缸出力MW26039调节级出力MW4540中压缸出力MW304413个低压缸出力MW23642轴系临界转速：第一阶：发电机转子阶r/min748第二阶：中压、#3低压转子r/min1700第三阶：高压、#3低压转子r/min1853第四阶：#2、#3低压转子r/min1910第五阶：发电机转子阶r/min2282第六阶：中压、#2低压转子r/min4326二、此次交流问题：1、#2机组#1瓦低频振动：1）引起低频振动的原因：a) 主要原因为#1瓦结构设计问题，俄罗斯原设计的瓦可倾瓦块背面的棱形结构只在圆周方向有活动空间，在轴向方面没有动作余地，导致可倾瓦块与大轴产生摩擦，碰磨导致低频振动。另外#1瓦瓦胎阻油边比轴径大0.50.55mm，偏小时轴径与阻油边接容易产生低频振动，现俄罗斯有新设计瓦块，新瓦间隙在0.91.0mm；b) 与轴承箱台板的基础有变形有关。台板基础为水泥整体灌注，应关注基础变形。基础变形会导致中心和标高变化以及轴承箱的偏移。c) 高中压转子中心问题也可能引起转子的低频振动，测量后有问题应该调整；d) 监测中箱与前箱的膨胀和收缩情况，确认轴承箱的膨胀是否复位和有偏差；e) 我公司目前的#1瓦下瓦长期浸泡在油内，这种润滑方式不利于瓦块的冷却。在俄罗斯国内目前新设计的瓦上改变了供油方式，使得低温油直接进入瓦块，高温油流出，润滑油能起到良好的冷却作用2）检修经验检修时候可以检查可倾瓦块背部的接触情况，如果有凹坑或者存在间隙，可以用氩弧补焊进行处理；检修时可以装上可倾瓦的工艺销来检查背部与瓦枕之间是否有间隙；目前俄罗斯国内安装的#1瓦可倾瓦块背部的接触面已经改为球面，可以向所有方向倾斜。2、主机#2瓦检修问题#1机组#2瓦顶部间隙超标（1.07mm，标准0.5-0.7mm），目前对于可倾瓦顶部间隙大没有好的处理方法，瓦块背部也没有调整手段，探讨一下有关6瓦块可倾瓦的检修方法。 3、中压缸问题：1）两台机中压缸滑销系统启机中卡涩问题a) 原因1：很可能与缸的绝对膨胀不够，转子的相对膨胀不够有关，与启动运行暖缸时间有关系；与中箱和台板之间的摩擦有关，资料显示在中箱与台板间加一层减小摩擦系数的材料，磨擦系数降为0.1，磨擦系数可降低三倍。摩擦的升高，缸体的负载不均，影响高中压缸膨胀；中箱上有纵销，扭转力会使纵销卡涩，也会导致膨胀不畅。如果发现膨胀曲线有突变，则必有卡涩，这种膨胀不均匀会导致动静间隙不均匀，可能会造成摩擦，每次启动时注意这种膨胀关系，保证温度变化均匀；基础发生偏移，导致高中压缸轴承箱偏移，同样也会造成卡涩，还要考虑转子的挠度、弯曲、基础和负荷分配等因素，运行时基础向一个方向扭曲，停机时向反方向扭曲，反方向扭曲大也会造成中箱膨胀不均，振动等；b) 在中箱上，承受中缸两个猫爪和高压缸两个猫爪负荷，而前箱只承受高缸的两个猫爪负荷，负荷不均会使中箱扭转；c) 测量高缸猫爪的横销间隙来检查中箱是否发生扭转现象，可以在运行机组上用塞尺塞间隙的变化，与猫爪的负荷有关系，左右猫爪横销的间隙差最大允许值为0.50mm。如果左右发生扭转的话，对汽封有影响，平时应该多收集中箱膨胀数据；d) 可以用测力计测量高压缸负荷分配情况，运行中也可以测量，但是要非常小心，由于管道的影响，可能测出的力会比缸本身实际的重量大很多，甚至超出猫爪所能承受的最大负荷。汽缸四角的猫爪保温所覆盖尺寸应该均匀，否则可能影响机组的膨胀问题；e) 若中箱和前箱的扭转方向一致，这种情况最危险，反扭装置最大能承受28T的力，这样可能将汽缸往一侧掀翻，在额定负荷时，高压缸负荷260MW，扭矩 84T/m；中压缸负荷315MW，扭矩 98T/m；这个扭距非常大。f) 汽轮机基础变形，允许0.2mm/m，最大3.5mm/m；g) 有关膨胀问题还要考虑有管道的影响，三条主要影响管道：主蒸汽管道；#6抽管道；再热冷段管道），另外要检查各管道支吊架和弹簧支撑是否完好，绥中电厂要在下次大修时进行相关工作 h) 每次小修我厂都进行中箱角销清扫：拆卸四个角销，用砂纸分别清扫角销与轴承箱之间的结合面，用塞尺检查间隙，最近一次#1机四个角销测量结果：电前：0.09mm，电后：0.09mm，炉前：0.09mm，炉后：0.08mm。2）#1 机组中压缸胀差大问题技术分析报告a) 问题背景2006 年12 月29 日15 时50 分，#1 机组负荷由549MW 升至580MW，中压缸胀差由4.37mm 升至4.5mm，最大达到4.6mm。16 时10 分，值长令回关#2 射水抽汽器汽侧电动门至全关，凝汽器压力由2.7/2.6kpa 升至3.0/2.9kpa。#2 射水抽汽器汽侧电动门全关后，回关#1 射水抽汽器汽侧电动门至凝汽器真空为3.2/3.1kpa，同时减负荷至570MW，并调整主机轴封温度，至交班前中压缸胀差无变化。经检修检查确认，热工检查中压缸胀差指示无问题。通过查询历史数据在11 月19 日，#1 机组负荷759MW，中压缸胀差已经达到4.49mm，之前的10月份一次，在机组负荷650MW 时，中压缸胀差已经达到4.44mm。#1 机组中箱自从安装以来几乎每次启机都会出现膨胀不畅问题，利用敲打方式使机组正常膨胀。b) #1 机组有关胀差异常问题基础技术资料1、 高压缸胀差测点安装在前调节箱内，定胀差零点的时候将汽轮机转子推向发电机侧靠死推力瓦非工作面；2、 中压缸胀差测点安装在#1 低压缸前轴承箱内，此处为汽轮机汽缸的死点，#1 低压缸以此点为基准向后膨胀，中压缸以此点为死点向前膨胀。中压缸胀差测点支架在死点处，无论机组在什么状态，位置不变化；3、 3 个低压缸胀差测点分别安装在低压缸后轴承箱内。4、 各汽缸胀差限值如下表：5、转子的死点在#2 瓦推力瓦位置，转子推力间隙为0.84mm，标准为0.700.90mm；c) 绥电公司汽轮机膨胀机理（见上图1）汽轮机汽缸的绝对死点有三个，一个在#1 低压缸的前台板，#1 低压缸以此为死点向发电机侧膨胀，中压缸以此为死点向前膨胀，通过搭在中箱上的猫爪推动中箱向前绝对移动，中箱的移动通过搭在中箱上的高压缸后猫爪推动高压缸和#1 轴承箱向前移动；另一个汽缸死点在#2 低压缸的前台板，#2 低压缸以此为死点向发电机侧膨胀，第三个在#3 低压缸的前台板上，#3 低压缸以此为死点向发电机侧膨胀。转子的死点为相对死点，在#2 瓦的轴瓦两侧，机组膨胀过程中，中间轴承箱的移动使转子的轴向位置发生变化。中压缸胀差测点安装在#4、#5 瓦的轴承箱内，基本上处于汽缸的绝对死点位置，探头为本特利公司25mm 涡流传感器，为2000 年基建后期改造设备。探头指向高压缸侧，转子凸轮与探头之间的间隙就是汽缸与转子的胀差值，间隙越大，胀差越大。d) 处理及试验过程1、12月29日，机组减负荷运行，试投中压缸法兰螺栓加热系统，发现中压缸胀差明显下降；2、12月29日18：101月9日16：30采取每逢胀差接近限值（+4.5mm）时候就投中压缸法兰螺栓加热系统减小胀差的方法维持机组的正常运行，1月9日16：30 后，经公司讨论通过采取连续微投法兰加热方法保障中压缸胀差小于+4.5mm 运行；3、2007年1月2日-4日，生技部组织技术分析会，对#1机组带负荷运行中，投退中压缸法兰螺栓加热系统对各胀差及中间轴承座膨胀的影响进行了试验；4、1月7日对#1 机组做试验3 次，进一步探索胀差的变化与中箱绝对膨胀的关系；5、1月8日对#2 机组中压缸投法兰加热试验寻找投法兰加热对胀差、中箱膨胀的影响程度，由于#3 瓦侧积油保温棉着火，试验进行了约10 分钟，各种变化趋势与#1 机组一致；6、1月10日1月11日，公司外聘西安热工研究院的王仲博教授和国华电力技术中心的詹廷芳老专家进行现场分析，包括原因、暂时处理措施、下一步彻底处理的意见、目前安全运行的风险评估。e) 原因分析：1、 本汽轮机设备为俄罗斯早期设计的产品，主要是汽缸法兰宽而厚（宽300mm，单侧厚380mm），在机组启动中，法兰的膨胀较慢，设计法兰螺栓加热装置进行法兰加热，保障汽缸的整体正常膨胀。法兰的膨胀对汽缸的膨胀起着决定作用，法兰不膨胀直接导致汽缸的膨胀不理想。而环境温度、保温状况、法兰厚度直接影响法兰的膨胀。两台机组从2005 年、2006 年两年的比较数据看冬季中压缸胀差趋势一致，由于环境温度等因素的影响都会增长。另外从数据上看，在投法兰螺栓加热前，法兰处平均温度较低，T 法兰外T 法兰内T 缸壁，本次#1 机组中压缸胀差大，是因为中压缸法兰的膨胀制约了中压缸缸体的膨胀，所以汽缸本身的结构设计问题是导致中压缸胀差大的原因之一。2、 投入中压缸法兰加热系统后中压胀差明显减小，是因为投入法螺系统后，中压缸发生迅速膨胀，推动中间轴承座向前移动，同时带动推力瓦向前移动，使整个轴系向前移动，因此在投入中压缸法兰加热系统后中压胀差明显减小、3 个低压缸胀差也减小，高压缸胀差增大。3、 投入中压缸法兰加热系统后关于中间轴承座膨胀问题，虽然在台板上架表监视轴承座的位移没有发现明显变化，但是因为中间轴承座与台板之间摩擦阻力较大，台板基础本身发生变形，导致中间轴承座与台板随着基础一起发生膨胀位移。机组中轴承箱膨胀不畅，这是两台机组长期存在的问题，#2、#3 瓦轴承座经常出现卡涩，已经影响了机组膨胀问题，建议下次大修彻底处理，加入二硫化钼或者其他办法，减小摩擦系数，使膨胀自如，这样可以解决根本问题，应该在明年大修前作好彻底治理的准备工作。5、 06 年12 月以来低负荷时中压缸回缩后再加到大负荷时中压缸却胀不出去也突出说明了中轴承箱膨胀不畅的问题。因此这也是中压胀差大的一个原因。6、 法兰内外温差与保温有关，由于保温不良和老化造成法兰外壁温度低于法兰内壁温度和汽缸上下部温度，内外法兰的平均温度约比上下汽缸的平均温度低约20oC。导致运行中中压缸膨胀赶不上转子膨胀，出现较大的正胀差。在严寒季节问题更趋严重。7、 由于机组大负荷时再热汽温度维持定温，故再热汽温度对机组中压缸胀差的影响不大。但是目前机组真空较好，投入中压法兰螺栓加热系统后，法兰螺栓加热蒸汽温度从入口到排凝汽器温度梯度太大，对机组运行不利，但是目前没有其他办法使温度梯度变小。因此投入中压法兰螺栓加热蒸汽的量尽量要少，压力不能太高。8、 机组运行凝汽器真空设计为双背压4.54kpa 和3.57kpa，目前循环水温度比较低，真空值不要过高，这样虽然可以多发电，但是末级损失大，对设备损坏的危害也大；受循环水入口温度影响，低压缸缸体收缩受环境影响比转子大，而高中压缸所受影响较小。因此不建议为了单纯追求效率，而追求较高的真空。9、 从历史记录看06年1，2月和11，12月汽机真空度较高时中压缸胀差也大的现象不能说明两者明显相关，运行进行的变真空试验也证实了这一点。汽机真空度变化会影响低压缸排汽室温度变化，主要反映在对低压缸胀差有影响。（f）控制措施与风险评估：（1）间断投入中压缸法兰螺栓加热系统，在投与不投期间，中压缸法兰处的温度变化较大，甚至超过50。对机组长期运行不利。因此连续投入中压缸法兰螺栓加热系统要比间断投好，应力变化小。（2）目前在中压缸胀差接近允许值时投入法兰螺栓加热的方法作为应急措施主要是有效的，但为了证机组安全，防止带来附加的应力和变形的冲击，应做到：a、尽量用连续投入代替间断投入，保持法兰温度变化缓慢,均匀,减少热冲击。b、控制法兰螺栓加热的汽温和汽量,尽量做到”微投”(稍投),使法兰外侧温度接近但不超过汽缸上下温度。要注意保证在投法兰螺栓过程中缸体与法兰的温度差小于30，法兰内外壁温度小于30条件c、做好法兰螺栓加热系统的调整，杜绝疏水进入。d、要确保相关运行表计的准确。e、针对法兰螺栓加热投入的特殊运行方式制定专门的运行措施，严格执行。f、.加强对机组缸温，胀差和振动等参数的运行监视。(3) 应改善中压缸水平结合面处保温，在07年#1机小修中对法兰处的保温层进行加厚处理，加厚10mm。(4)过本次试验可以看出中箱膨胀不畅，导致中箱处于倾斜状态，可能原因是基础本身刚性不好，台板一起在移动，水泥基础变形，另外角销间隙影响读数没有按照理论变化；机组下次A 级检修时须着力解决中压缸膨胀不畅问题。（5）热工探头测量表计问题，上次大修没有校验，为了防止测量元件的线性变化带来测量误差，下次大修时候一定要对元件进行校验。3、发电机密封瓦问题：存在问题与分析：1、发电机密封瓦存在温度波动现象，运行中#2机密封瓦上下瓦温出现正弦波曲线波密封瓦起机过程中温度偏高，并且局部钨金呈黄色。发电机密封瓦存在温度波动现象 钨金表面呈黄色现分析瓦温波动与密封瓦的工作运行情况有关，可能与转子的轴向窜动时轴径变化、大轴的绝缘、励磁电流变化、密封油温的变化有关系，探讨一下是否有相同的情况发生，如何分析原因和处理措施。2、密封油差压阀投入过程中跟踪不好，尤其在启动前打风压过程中，经常需要拆装压差阀，检修过程中并没有发现压差阀内滑阀发生卡瑟痕迹，探讨是否有改造经验。3、密封瓦瓦体的胶圈质量问题，压缩量靠人为的经验掌握，在安装密封瓦的时候，我公司使用6mm的耐油耐氢胶条，因此每次内外瓦壳结合面有0.400.50mm间隙，每次人为进行调整，但俄方提供胶条直径为4-5mm，内外瓦壳结合面没有间隙，探讨胶条选用与密封瓦安装方面的经验。4、原调速系统负荷摆动问题#2机组正常运行中附加保护油压偏低，并且发生过调门自动关小事件，造成机组甩负荷。目前#2机组调速油泵出口压力5.0 MPa，主汽门控制油压4.86 MPa，附加保护油压仅4.7 MPa。运行中随着油温的升高而降低，最低达到4.4MPa。夏季水分超标。现在主要采取的措施如下：（1） 加强油质管理，分别从油箱底部和冷油器取样进行化验，抗燃油水分达到或超过600mg/L时，运行人员要连续投入抗燃油脱水滤油机，保证油质合格。（2） 调速油滤油机滤网定期检查和更换，保证其前后压差小于0.2MPa或滤油机的规定值，滤网应无破损，并定期进行滤油，不等油质变坏之后再进行滤油。（3） 机组检修时，将调速系统部件进行彻底解体检查清扫，在清扫过程中不要使用面粘，要用干净的白布进行清扫、包装，保证其内部清洁。（4） 绥电的两台机组调速系统特别不稳定，已发生过多次负荷波动和跳闸事件，其它使用与我公司相同调速系统的俄制机组也发生过类似的事件，说明其确实不可靠，应抓紧进行改造。#1机组2004年7月份改造纯电调完工后投入运行至今，运行效果较好。#2机组正在进行DEH系统改造的可研阶段。准备明年大修时实施。5、主机凝汽器问题a) 存在问题: 凝汽器铜管频繁漏泄，漏泄部位多在铜管入口0-150mm。造成凝结水中Na+超标，小量漏泄靠加锯末子维持运行,大量漏泄凝汽器停半侧查漏.b) 处理措施1、 在凝汽器铜管的入口管段加套管：我公司经多次抽铜管检测发现铜管入口段0-150mm范围内被海水夹杂的泥沙、小贝类冲刷后逐渐变薄，最终腐蚀穿孔，针对此种情况特别在铜管的入口管段加防护套管，套管长度120mm、壁厚1mm，经运行几年发现套管有被冲掉的情况，特别又在铜管内壁和套管外壁抹上防腐胶，一方面保证套管不脱落，另一方面使套管与铜管紧密结合，不留间隙，减少化学腐蚀、电腐蚀的发生。凝汽器铜管加套管的施工方案和技术措施（1） 对凝汽器的铜管情况进行普查,对已经加铜堵和套管已脱落的铜管进行数量统计和位置标记,对套管的松动情况进行检查；（2） 使用消防水对凝汽器管板及铜管内进行必要的冲洗,冲洗后风干；（3） 加装套管前要对铜管入口段进行必要的清理,将遗留下来的杂质、盐垢清理干净后才开始抹胶；（4） 按照防腐剂使用说明进行调胶；（5） 在铜管上约150mm深范围内抹防腐剂，要求抹胶必须均匀，不得发生气泡、涂抹不彻底等现象，涂抹防腐剂不得过厚,以免堵塞铜管;（6） 加装铜管套管的时候必须让套管外壁与铜管内壁有一定的紧力，若用手能自由抽出则视为施工不合格，原有套管发现松动时必须拔出来按标准加入新套管（7） 套管加入后用20左右圆木棒对套管内防腐剂进行清理，防止防腐剂堵塞套管后进而堵塞铜管；（8） 加装套管的时候必须用专用的橡胶锤，不得用任何铁锤和铜锤代替敲打，以免损坏管口和管板；（9） 在用橡胶锤敲打的时候注意用力必须顺着铜管的方向，不得歪斜，以免砸坏套管不能完全进入铜管内以及蹩劲损坏套管；6、高加疏水挡板加固a) 存在问题:我公司去年高加多次发生漏泄，经检查发现与疏水挡板脱落，蛇盘管直接被冲刷有关，如对已经确认泄漏的#2机列#6高加进行解体检查时发现东北角2组外盘蛇盘管根部相对处各有5mm的孔洞、#7导#6高加疏水挡板断裂，其对应的3组外蛇盘管被冲刷，壁厚仅为3.53.6mm（原壁厚5.0mm）。所以更换5组外蛇盘管，一个疏水挡板.蛇盘管减薄区域原固定点 蛇盘管漏泄情况 挡板脱落后情况b) 处理措施：更换5组外蛇盘管，一个疏水挡板，针对原挡板结构只有两个小的固定点的情况，对挡水板又进行了加固，增大了固定接触面积，有效防止以两固定点为轴心受交变应力产生裂纹或或者断裂，加固后效果明显，建议其他有相关问题的公司在每次高加检修中对疏水挡板进行加固，避免因挡板脱落造成蛇盘管被疏水冲刷而漏泄，另外更换蛇盘管时，盘管与联箱之间焊接接口由“插口”应改为“骑座”焊接，高加膜片处出现漏泄进行挖补焊接的处理方法尽量不要采用,在挖补过程中对膜片的损伤较大，到最后只能换膜片。加固位置，上下各一处加固点7、DEH系统改造后出现及存在问题（1） 中压调门油动机活塞杆断裂：我公司发生#2