300mw发电机组汽轮机通流改造可行性研究报告

XX发电有限责任公司技术工作（方案、措施、汇报、请示、总结）报告题目2汽轮机高中低压缸通流改造项目可行性研究报告编写初审审核审定批准2007年08月14日2汽轮机高中低压缸通流改造项目可行性研究报告一、前言一项目名称2汽轮机高中低压缸通流改造项目二项目性质技术改造三可研编制人四项目负责部门检修公司五项目负责人二、项目提出的背景及改造的必要性一承担可行性研究的单位大唐XXXXX发电有限责任公司二项目提出的背景早期国产引进型300MW汽轮机组，是80年代初我国引进美国西屋公司汽轮机制造技术，分别由上海汽轮机有限公司简称上汽公司和哈尔滨汽轮机有限责任公司简称哈汽公司生产制造，热力系统由各有关的电力设计院设计，设备由相关的火电公司安装、调试。该部分机组投产以来，从目前各电厂机组运行情况及部分机组试验结果来看，缩小了我国大型火电机组与国际水平的差距。但由于设计、制造、安装、运行与维护等方面的因素，又不同程度地暴露出一些问题，影响到机组运行的安全和经济性。国产引进型300MW机组和日本三菱公司引进西屋公司技术经优化改进制造的350MW机组属同类型机组。据1999、2000年度所公布的各项技术指标，国内进口己投运的日本三菱公司机组，平均负荷率747，非计划停运409H，等效强迫停运率008，等效可用系数9256，厂用电率397，补水率08，凝汽器真空度950，锅炉效率9231，供电煤耗率32075G/KWH。与其相比较，国产引进型300MW机纽平均负荷率740，但等效可用系数低412个百分点，补水率高出24个百分点，厂用电率高出157个百分点，凝汽器真空度低155个百分点，锅炉效率低273个百分点，供电煤耗率高出3048GKWH。由此可见，现运行的早期国产引进型300MW机组各项经济性指标与同类型进口机组相差甚大，机组经济效益不能得到充分发挥。通过制造厂、设计院多年对引进技术的消化、吸收和改进，新型机组的经济性和可靠性得到了大幅度的提高，机组实际运行的各项参数基本达到设计值。如哈汽公司对300MW机组汽轮机的内部结构在将近20年内进行三次较大的改进，目前73B型机组的效率、可靠性、经济性等远优于早期产品。我公司2汽轮机（及原1汽轮机）低压转子末两级叶片围带采用铆接拱形围带，该结构形式的围带经过一段时间的运行后就会出现不同程度的断裂或裂纹。经过1997年、2002年分别对1、2机组末两级叶片围带进行加厚改造后，断裂情况有所好转，但在每年小修停机后检查时发现，末两级围带及拉筋仍然存在不同程度的断裂情况，因为小修中无法处理，只能采取监视运行的方式，机组存在较大的安全隐患。如2004年2机组B级检修时对低压末级叶片和围带进行检查发现低压转子末级拱形围带断裂6处，围带飞脱2处，拉金断裂4处。另外，国内同类型的机组绝大部分已经将末两级叶片进行了更换，没有进行更换的机组如渭河电厂、哈三电厂等，在机组运行中还出现过末两级叶片断裂的情况，损失惨重。衡水电厂次末级叶片也出现过断裂的情况，该厂已更换末两级叶片。而且，我公司2汽轮机转子振动对于质量不平衡的响应特别敏感，在1M的直径上，反对称加1KG质量，将会导致轴振动变化180UM200UM，一旦发生末级叶片断裂情况，将严重威胁主机的安全运行。根据我公司了解到的情况，目前低压转子末两级叶片已经改造的电厂有双辽电厂、铁岭电厂、鹤岗电厂、衡水电厂、西柏坡电厂、青山电厂和妈湾电厂一号机以及我公司1机等。没有改造的只有渭河电厂、珠江电厂、妈湾电厂一台机和我公司2机。三进行技术改造的必要性1、从汽轮机本身的角度来看大唐XXXXX发电有限责任公司1、2机组于1995年12月，1996年9月分别投产，属哈汽公司73型产品，出厂编号为73N16、73N17。由于该型号的机组是早期引进的技术，由于设计和加工等多方面的原因，机组在投产后高中压本体存在各段抽汽参数超标、高中压缸效率低、经济性差、各项指标大幅偏离机组设计参数等问题。机组经过10多年的运行，由于设备的不断损耗，这些问题目前变得尤为突出。根据我们的调研，其他同型号机组的问题基本相似。2007年，我公司利用1机组大修的机会对1汽轮机高中低压缸通流部分进行了改造，从运行情况来看，效果较好。表1为其他厂同类型73机组的运行参数对比，表2、表3为我公司2机2007年的试验数据表173型机组参数对比名称设计西柏坡2妈湾2妈湾1渭河6渭河5采集时间200352006620066200410200511功率MW3003002942703036303主蒸汽压力MPA167168516416416811695主蒸汽温度53753565355405375364调节级压力MPA1211129411911911931201调节级温度4884833一抽压力MPA5965362646016096一抽温度383402440140236913935高排压力MPA3664023953636263825高排温度317339233933433493399二抽压力MPA3624023835236263825二抽温度31733923433433343399三抽压力MPA1841881741641707179三抽温度43364498443（460）46346524316高压缸效率88227942中压缸效率916488主蒸汽流量T/H91110626933900919924汽耗KG/KWH304352热耗KJ/KWH795592251凝汽器压力KPA499877356559表2XXXXX2机组额定工况抽汽参数2006、10、8额定工况设计值2机300MW工况压力MPA温度压力MPA温度主蒸汽16653716345349一段抽汽5938368204172二段抽汽3631674183489再热蒸汽325373825358三段抽汽184331934587四段抽汽0833460893352低排压力54853446表3XXXXX2机组近期额定工况试验结果（2006、10、8）从上述三表中可以看出,各厂的实际值与设计值相比，存在较大的差距，有进行技术改造的必要。其中我公司和西柏坡电厂的机组经济性最差、安全可靠性低,而西柏坡电厂已进项目单位设计值2机试验值2006、10、8主蒸汽压力MPA16671634主蒸汽温度5375344主蒸汽流量TH911099695高排汽压力MPA36624240高排汽温度31673491再热汽压力MPA326382再热汽温度5375360中排汽压力MPA07950997中排汽温度334273359排汽压力MPA539853给水流量TH911097689给水温度27232687试验电功率MW30016830006试验热耗率KJ/KWH79549888284试验汽耗率G/KWH30353411修正后功率MW300168314612修正后热耗率KJ/KWH79549862357高压缸内效率88227949中压缸内效率91648863行了改造。2、从主要辅机的角度来看我公司2机为汽轮机配套的三台高加是哈尔滨锅炉厂生产的，是按汽轮机热力系统超压5工况进行设计的。其最初设计参数如表4表4高加最初设计参数1高加2高加3高加型号JG110021JG118022JG82023P工作MAXMPA613372164T工作MAX376331134243由于实际的抽汽参数远远高于三台高加的设计参数，我们要求哈尔滨锅炉厂重新核算，后来将三台高加的安全门动作参数作了调整，已经到了高加设计材质的承受极限，并且哈尔滨锅炉厂对高加如此超参数运行，其安全不予保证。修改后三台高加的安全门动作参数见表5表5高加修改后三台高加的安全门动作参数1高加2高加3高加型号JG110021JG118022JG82023P工作MAXMPA677429196T工作MAX400375450即使作了调整，2机在满负荷时的实际抽汽参数仍然有超出高加设计运行参数极限的情况，对三台高加的安全运行构成了重大隐患。我公司1机改造后，高加进汽参数基本达到了设计要求。3、从安全的角度来看我公司2汽轮机末两级叶片围带和拉金经常断裂，其主要表现有如下形式围带断裂的区域，拉金也同时发生断裂。从机组围带断裂的情况来看，断裂的叶片处有较大的错位，说明围带断裂除与机组的结构强度有关外，还承受较大的预应力，当围带断裂后，预应力得到释放，在中部的松拉金本应不再断裂，但实际情况是在同一区域发生围带和拉金同时飞脱和断裂的情况，说明在运行中的叶轮叶片系统局部受到了较大的应力。末两级的叶片的连接方式为整圈拱形围带加一道拉筋，而松拉筋沿圆周有一个缺口。从结构上分析，在松拉筋缺口的位置围带应较容易断裂，但从多次大修的情况来看，围带断裂位置并没用出现在该处。1995年、1996年机组安装时对末两级轮系振动频率进行检测，M3时（M为节径数），末级轮系的静频率为95HZ，制造厂要求M3时（M为节径数），末级轮系的静频率为99HZ，故轮系的振动频率是合格的。1999年、2002年机组大修时对1、2机组的末两级围带更换为加厚围带后，测得末级轮系频率在M3时（M为节径数），轮系的静频率为101HZ，大于制造厂的要求。从以上数据可知，由于该型号的机组是早期引进的技术，一直存在着低压转子末两级叶片围带容易断裂的问题，虽然对机组的末两级叶片的围带进行了加厚，但由于连接刚度的增加，机组轮系的静频率提高，尤其是当节径数M3时，机组轮系的静频率由原来的95HZ提高到101HZ，大于制造厂的要求，长期运行中存在一定的安全风险。为了解决机组末两级叶片围带、拉筋易断裂的安全性问题，根据哈尔滨汽轮机厂73B型机组良好的运行稳定性和成功的经验，我公司低压转子末两级叶片有必要改为73B型机组的自带冠结构形式。四调查研究的主要依据、过程及结论我公司1、2机组为哈汽公司早期生产的73型机组，该机型高中压缸效率低、抽汽参数严重超标、经济性差、安全可靠性低，尤其设备经过多年运行的损耗，该问题进一步突出，已严重制约我公司可持续性发展。目前哈汽公司对引进型300MW机组的技术进行多年的消化和吸收，已发展到生产73B型机组，该机组良好的经济性和运行的稳定性已得到普遍的认可。如对73型机组采取73B型机组技术进行改造，可以取得较好的效果。我国目前安装哈汽公司生产的引进型73型300MW机组共计约31台，该类型机组普遍存在高中压缸效率差，热耗偏高，轴汽参数超标、末两级叶片围带、拉筋容易断裂等缺点，各项指标与机组的设计值相差较大。针对机组的实际情况，各电厂进行了不同规模的技术改造，这些改造不同程度地提高机组的可靠性和经济性。根据我公司机组运行的实际情况，厂部在2002年、2004年和2006年安排我公司技术人员对相关单位进行调研考察。2002年对陕西渭河电厂进行调研，考察该机组改造后的运行情况。渭河电厂共计4台300MW机组，其中3、4机组为上汽生产的四缸四排汽机组，5、6机组与我公司同类型哈汽公司生产73型机组，存在与我公司类似的问题，02年该厂对6机组的高压缸调节级汽封和隔板汽封进行改造，机组高压缸的效率有较大的幅度提高，但机组的各段抽汽参数与设计值相差较远，没有从根本解决问题。2004年根据西柏坡电厂改造成果的反馈，公司再次组织部分技术人员到西柏坡电厂、哈汽公司、铁岭电厂进行相关调研。西柏坡电厂1、2机组为哈汽公司生产73型300MW机组第四台、第五台，92年左右投产。机组投产后的运行情况与我公司基本一致，02年、03年分别对两台机组进行较大的通流改造，机组改造后效果较明显，如图表6为该厂1机组改造后对比情况表6西柏坡电厂1机组改造后效果对比表项目单位设计值改造前改造后日期2001030220031217负荷MW30030435309主汽压力MPA166717117167主汽温度53753785377调节级压力MPA1211122581173调节级温度462高排压力MPA366399637高排温度3173424330再热汽压力MPA3487369135再热汽温度537534854411抽压力MPA5963745931抽温度38340573902抽压力MPA36239963622抽温度31734243293抽压力MP温度43364523460高压缸效率882277738411中压缸效率91648991从上表可以看出，设备经过改造后，机组的各项性能得到大幅度的提高，机组的各段抽汽参数能控制在安全合理的范围内，高压缸的效率虽然还没有达到设计值，但提高幅度较大。由于1组改造后机组的性能得到提高，2003年12月该厂对2机组进行类似的改造，同样取得较好效果。表7为西柏坡电厂2机组改造后对比情况表7名称设计值改造前5245改造后（五阀全开）功率300MW300300主蒸汽压力MPA1671685166主蒸汽温度5375356535调节级压力MPA121112941197一抽压力MPA5965360一抽温度3834024389高排压力MPA366402375高排温度3173392328二抽压力MPA362402363二抽温度3173392327三抽压力MPA184188181三抽温度43364498454高压缸效率88227942822中压缸效率91648928899发电煤耗G/KWH297534563114主蒸汽流量T/H911106269822修正后汽耗KG/KWH304352315修正后热耗KJ/KWH7955922518199凝汽器压力KPA499876242006年3月，厂部再次组织相关技术人员到西柏坡电厂，哈汽公司落实改造情况，调研在我公司实施改造的可能性。2007年5月，我公司利用1机组大修的机会，对1汽轮机高中低压通流部分进行了改造。1机组大修后于7月5日开机，湖南省电力试验研究院于7月7日7月11日对1机组进行了大修后热力性能试验。大修前、后额定工况试验计算结果与设计值对比分析如下表8项目单位改造前设计值改造后设计值大修前200669大修后200779主蒸汽压力MPA1667166716381612主蒸汽温度5375375342953738主蒸汽流量T/H911089991009695850高排汽压力MPA362236284150378高排汽温度316731643569933735再热蒸汽压力MPA32632653729333再热蒸汽温度5375375347953731中排汽压力MPA0811108530866084中排汽温度3343340333433734587排汽压力KPA539547487701给水流量T/H9110911095446190919给水温度27232742726827230试验电功率MW30016830029423730488试验热耗率KJ/KWH7954978702881829823801试验汽耗率G/KWH3035300034313144二类修正后功率MW300168300030498131980二类修正后热耗率KJ/KWH7954978702864652810395高压缸内效率（设计不含阀门损失，试验含阀874287772608128门损失）中压缸内效率（设计不含阀门损失，试验含阀门损失）9286931880788431热耗率1机组大修前2006年06月09日额定工况试验热耗为881829KJ/KWH，修正后的热耗率为864652KJ/KWH。大修后额定工况下的试验热耗为823801KJ/KWH，修正后的热耗为810395KJ/KWH，大修后比大修前热耗下降了54257KJ/KWH，热耗下降明显。但高于哈汽保证值7900KJ/KWH，更是高于改造后设计值78702KJ/KWH。机组热耗比设计值偏高，其主要原因如下A机组各缸内效率仍比设计值偏低，是机组热耗偏高的主要原因；B由于机组目前采用单阀运行方式，调门开度减小，增大了节流损失，减低了高压缸内效率，导致热耗率增加。如果以后改用顺序阀方式运行，机组的热耗率还会有所下降，特别是在低负荷运行时效果更加明显。C过热器减温水流量偏大，部分给水没有经过回热系统加热就进入锅炉，增加了系统热耗，降低了汽机效率；D高压加热器的端差偏离设计值，使回热系统效率降低，给水温度达不到设计值，导致运行经济性降低；E大修后热耗未经过一类修正（即系统修正），也是本次试验机组热耗高于设计值的一个原因。2高、中压缸内效率在额定负荷时，1机组的高压缸效率为8128，比大修前（7260）提高了868；中压缸效率为8843，与大修前（8807）基本持平。因大修后机组目前采用的是单阀运行方式，调门节流损失增大，故降低了高压缸的效率；另外高压缸效率设计值不含阀门损失，而试验工况含阀门损失，这也是高压缸效率试验值（8128）低于设计值（877）的一个原因。中压缸效率变化不大的一个重要原因是由于大修前汽轮机高中压合缸部分高压前轴封至中压缸的漏汽量比大修后要大，这部分蒸汽降低了实际进入中压缸通流部分的进汽温度，使得大修前试验测量的中压缸效率值产生一个不真实的提高量，而大修后漏汽量的减少，在试验计算数据上降低了大修所获得的部分收益。另外中压缸效率设计值不含阀门损失，而试验工况含阀门损失，这也是中压缸效率试验值（8807）低于设计值（931）的一个原因。3主蒸汽流量大修后300MW工况修正后试验主蒸汽流量为9585T/H，大修前（2006069）300MW工况修正后试验主蒸汽流量为10096T/H，同比降低511T/H。但较设计值8999T/H偏大586T/H，主要原因是汽轮机本体的高中压缸效率与设计值相比偏低，导致单位质量工质的作功能力降低，要达到同样的出力，机组的流量必然增大。4大修前后主要经济指标对比分析蒸汽压力蒸汽温度凝结水调节级低压排汽项目负荷主蒸汽调节级再热冷段中缸排汽低缸排汽主蒸汽左右高缸排汽再热热段中缸排汽调端电端给水流量温度流量单位MWMPAMPAMPAMPAKPAT/HT/H大修前299816012341808077531049324912358353143304374378110136510003大修后30056158711873630738285316247455478153334853661341253754378810143945104041调节级压力、温度下降明显，调节级压力下降约05MPA，在THA工况，可以达到设计值115MPA的要求，调节级温度下降约16，与设计温度485相当。通流部分改造后，调节级做功能力提高。42给水流量减少约90T/H,机组热耗率及汽耗率降低。43高缸排汽温度降低约25，高压缸效率提高。5改造前后监视段参数对比分析（负荷300MW，真空931KPA）项目1抽2抽3抽4抽5抽6抽7抽8抽参数分类压力温度压力温度压力温度压力温度压力温度压力温度压力温度压力温度单位MPAMPAMPAMPAMPAMPAMPAMPA改造前设计值59283834362331651640143240811133430338623050135139400659/00641884/87700260/00253659/652改造后设计值5883382636283164167943550853340203544236801321387006398876002524652大修前实际值647414413359184454081330602624430041699002005大修后实际值58939573533326156449180753355702325576004186090010052007年6月21日大修后试验数据考屏从表中可以看出，在额定负荷工况下，一三段抽汽压力均接近设计值，四抽及以后各级压力略低于设计值。一三段抽汽温度比设计值偏高1316，存在一定程度的超温现象。分析其原因是高中压缸效率偏低引起。但可以看出，各监视段参数均较改造前有大幅度降低。6、自95年12月、96年9月我公司两台机组相继投产以来，一直存在低压转子末两级叶片围带易断裂的问题，虽然对围带进行加厚处理，但由于轮系频率不合格，围带断裂的情况仍然频发，制造厂家也无法彻底消除此安全隐患；7、同型号机组的电厂因低压转子末两级叶片围带断裂曾经造成重大的安全事故，如渭河电厂、哈三电厂和衡水电厂等都出现过末两级断叶片的事故；8、哈尔滨汽轮机厂已不再生产此型号的末级叶片和围带，备品无处采购，今后的消缺难度大；9、按照大唐集团公司2003年11月份安评要求，对于1、2机末级叶片拉筋、围带常发生断裂问题已作为重点问题提出，并“需尽快与制造厂一起做进一步的研究分析，制订出彻底的解决方案。”通过多次调研及我公司1汽轮机改造成功经验，将73型300W机组进行73B技术改造，2汽轮机的低压转子末两级拱形围带叶片更换为自带冠式叶片型式，机组的各项性能可得到大幅度提高，能较好地提高我公司机组的经济性和安全性，缩短我公司机组与先进机组的差距，为我公司节能降耗增效提供可靠的保证。五原系统或设备的基本情况1拟进行改造的系统或设备的基本情况说明我公司1、2机均为哈汽公司生产73型机组。机组的喷嘴采取子午面收缩、扭曲静叶，变截面动叶，动叶自带围带，低压转子末两级叶片采用加宽加厚的拱形围带、松拉筋结构等特点，机组的进汽采取弹性密封环密封，高中压缸的动叶叶顶汽封采取平齿汽封型式。该机组的整体设计水平较差，机组的实际运行参数与设计值相差较远。投产以来,低压转子末两级叶片围带、拉筋常处于断裂的运行状态，期间曾对末两级叶片的围带进行了加厚处理,在以后的多次检查中发现，虽然断裂区域已经有所减少，但同样会出现不同程度的断裂情况,问题没有从根本上得到解决。2系统或设备简述我公司1、2汽轮机组是我公司一期工程的三大主设备之一，首先将锅炉产生的高温高压蒸汽转化为动能，然后提供给发电机发电。3铭牌汽轮机73型汽轮机型号N300167/537537额定转速3000RPM额定背压54KPA主汽温度537再热温度537主汽压力167MPA4制造商哈汽公司5投产日期1机组1995年12月投产,2机组1996年9月投产。6技术状况及其他有关技术参数汽轮机主要技术数据如表8表8项目单位设计值主蒸汽压力MPA1667主蒸汽温度537主蒸汽流量TH9110高排汽压力MPA3662高排汽温度3167再热蒸汽压力MPA326再热蒸汽温度537给水流量TH9110给水温度2723试验电功率MW300168试验热耗率KJ/KWH79549试验汽耗率G/KWH3035修正后功率MW300168修正后热耗率KJ/KWH79549高压缸内效率8822中压缸内效率9164以上参数为机组的设计参数，由于早期机组的设计水平差，制造工艺简单，机组的实际运行效果与设计值相差较大，严重影响我公司设备的整体经济性。7运行简历我公司两台汽轮机1995年12月和1996年9月投产以来，机组运行10年左右，设备的各项性能逐步下滑，机组的效率越来越低，煤耗越来越高，各段的抽汽参数越来偏离机组的安全值。两台机组于1997年、1998年和2003年、2004年分别进行了两次大修，对机组的局部结构进行了一些改造，取得一定的效果，但未从根本上解决问题，机组存在的缺陷越来越严重，机组的经济性和安全运行水平越来越低。8主要历史状况等机组多年运行以来，主要存在如下问题，机组的各段抽汽压力和温度超标，导致回热系统工作不正常，机组的蒸汽流量偏大，高中压缸效率严重偏低，凝结器热负荷偏高，机组的真空偏低，尤其在夏季高温负荷下，该问题表现更为突出机组在满负荷的情况下，抽汽参数严重偏离设备的安全设计值，影响机组的安全运行，机组的真空严重偏低，带负荷较困难。六存在的主要问题1缺陷情况的记录和叙述11机组的抽汽参数严重超标如表10为2机组的在300MW运行时各段轴汽压力和温度表10额定工况设计值2机300MW工况压力MPA温度压力MPA温度主蒸汽16653716345349一段抽汽5938368204172二段抽汽3631674183489再热蒸汽325373825358三段抽汽184331934587四段抽汽0833460893352从表10可以看出，我公司2机组的抽汽压力和温度与机组的设计值相比严重偏大，在夏季工况运行时，一、二段抽汽压力和温度已严重偏离1、2高加的设计许可值。12高中压缸部分结构设计不合理,内效率差表11为1、2机历年来300MW工况下的效率统计，所有数据来自湖南电力试验研究院的机组热力性能试验报告。表11项目高排温度试验热耗修正后热耗高压缸内效率中压缸内效率试验时间报告编号单位设计值882291642机34798694928627547908882820069小修后XDS/QJB/（02）20062机34915888288623577949886320066小修前XDS/QJB/94（02）20062机34688569871917811945920051114小修后XDS/QJB/117（02）20052机336684244821648006975020041210小修后XDS/QJB2/134（02）20042机33738357881215850889022002912大修后XDS/QJB2/45（02）20022机346548752488506637878890420024大修前2机34268319728103848089943319988大修后2机343584748834848806881619984大修前2机34398835239797193831997428试生产报告1机735286122004108XDS/QJB2/103（02）20041机356998818298646527260880720066小修后XDS/QJB/38（02）20061机36126903628814137330886020065小修前XDS/QJB/23（02）20061机36169025788045718488382005111XDS/QJB/1116（02）20051机34587138613768787442003310XDS/QJB2/05（02）2003大修前1机35838279698089517027924619978大修后1机3645837976818432716592571997、5大修前1机3505182508804878798691571996、4试生产报告从表11可以看出，我公司2机组高压缸效率、中压缸效率与设计值相比差距较大。与目前73B型技术制造的相比也相差较远，主要表现在如下方面1212机组高中压缸的动叶、隔板静叶采用两元流设计，各级的焓降低，做功不充分，与73B型的三维设计相差较大。122高中缸的汽封设计不合理,部分间隙偏大,对机组的效率有较大的影响。我公司两台机组的高中压缸叶顶汽封采用平齿汽封结构,容易导致级间漏汽；高压进汽平衡持环、中压进汽平衡持环、高压排汽平衡持环漏汽量大，导致大量高品质的蒸汽能量未充分利用，机组运行一段时间后热耗明显升高。2安全生产我公司两台机组存在以上的问题，尤其一段轴汽压力和温度，三段抽汽压力和温度偏离设计值较高，对机组的长期安全稳定运行构成了威胁。虽然在2005年小修中对抽汽管道进行了更换高等级材质，但该参数对高加的安全运行有较大的影响。平时运行中只有通过更多的运行手段进行干预才能保证机组的运行。由于机组的整体效率低，机组在满负荷时需要更多的蒸汽量，将进一步加剧凝结器的热负荷，机组的真空无法保证，同时较低的真空又影响机组的负荷。蒸汽流量的增大还增加了燃煤的消耗，对炉内管道的外壁磨损也加大，增加了爆管的机率。2汽轮机末两级叶片围带及拉筋经常断裂，一旦低压转子末级叶片围带或拉筋断裂，就很容易导致低压转子末级叶片发生裂纹甚至断裂，而我公司1、2汽轮机转子振动对于质量不平衡的响应特别敏感，在1M的直径上，反对称加1KG质量，将会导致轴振动变化180UM200UM，一旦发生末级叶片断裂情况，将严重威胁主机的安全运行。另外，当机组因末级叶片围带或拉筋问题发生较大的缺陷时，均要进行揭缸检查，增加运行和检修工作量，降低设备运行可靠系数；3系统匹配无4环境保护无5节能降耗、提高经济性通过对73型机组的改造，在确保机组的安全性的基础上，将大大地提高机组的效率，增强机组的出力，提高机组的真空，为我公司节能降耗工作更上一个台阶提供可靠的保证。每次低压转子末两级叶片发生大的裂纹缺陷后，更换低压转子末两级叶片的围带需停机30天以上，对低压缸进行揭缸检修，需耗费大量的人力和财力，严重影响机组的可靠性和接带负荷的能力；一旦发生末级叶片断裂的情况，所导致的设备损坏将无法估计。若设备的本质安全得到保障，可极大地提高机组的经济水平；另外，机组的叶片更换，同时改变机组的末两级汽封结构型式，可提高机组的经济性，增强机组的出力，提高机组的效率。6改善劳动环境和条件等如果通过机组的技术改造，使各项技术参数达到机组原来的设计值，将大大地减少运行人员的干预和操作，改善运行人员的作业环境。七需要通过技术改造解决哪些问题通过技术改造主要解决如下几个问题71解决高中低压缸效率低问题,通过技术改造,使机组的效率达到或接近机组的设计值。72降低机组的各段抽汽压力,达到或接近机组的设计值，提高机组安全稳定性能。73降低机组高中压平衡盘之间的漏汽,减少机组的轴封漏汽，减少轴封溢流量，减轻凝汽器的热负荷。74通过对2汽轮机的低压通流部分改造，可确保机组的末两级叶片在运行中不出现异常情况，从而提高我公司主机运行的可靠性、安全性和市场中的信誉度。75对机组的低压叶片更换，同时改变机组的末两级汽封结构型式，可提高机组的经济性，增强机组的出力，提高机组的效率。三、方案论证（一）改造方案描述针对我公司2机组的实际情况、结合同类型机组的改造效果和哈汽公司目前的技术水平，拟采取以下改造方案1、机组高中低压汽封系统结构改造。对通流部分汽封进行更换，提高机组经济性。我公司机组高中低压端轴封泄漏量较大，大量的蒸汽外泄而进入轴加和凝结器，影响机组的效率，拟对轴封的板式汽封进行更换为更为先进的汽封（如布莱登汽封、蜂窝汽封、铁素体汽封等），可适当调小轴封的间隙，即使机组的振动增大也不会磨损大轴，可有效地增加机组运行安全和经济性。2、机组高压缸通流改造。73B机组相比73型机组在本体上面进行了较多的改进。高压缸内的原叶顶平齿汽封改为高低齿迷宫式汽封；隔板和动叶的叶片采用三维成型设计，采用世界上最先进的三维曲面、实体造型软件CATIA进行设计，机组的效率得到较大的提高。3、机组中压缸通流改造。中压缸内部的原叶顶平齿汽封改为高低齿迷宫式汽封；隔板和动叶的叶片采用三维成型设计，采用世界上最先进的三维曲面、实体造型软件CATIA进行设计，机组的中压缸的效率得到较大幅度的提高。4、机组低压缸通流改造更换机组低压部分通流，低压27级动叶片、静叶片该为先进叶型。更改低压末级、次末级动叶片围带结构为自带冠的形式。（二）改造后预期达到的效果1、大幅度降低机组的各段抽汽参数，达到或接近机组的设计值，确保主设备和辅助设备的经济安全运行。2、大幅度提高机组的汽缸内效率，降低机组的热耗、煤耗，达到或接近机组的设计值。3、经过对机组的改造，使机组的整体性能的到提高，机组的缸温差得到控制，蒸汽的泄漏量得到减少，机组的真空得到提高等。三应从全部可能的设计方案中,提出23个最适合的可选方案或建议方案对比西柏坡电厂的改造方案以及我公司1汽轮机的成功改造经验，拟采取以下方案方案一机组高、中、低压通流动、静叶改造，相应汽封系统由哈汽进行改造，汽封采用传统的梳齿汽封。方案二机组高、中、低压通流动、静叶改造，相应汽封系统由哈汽进行改造，但高压进汽平衡环汽封、中压进汽平衡环汽封、高压排汽平衡环汽封以及高中压外缸调端内轴封、高中压外缸电端内轴封更换为布莱登汽封或蜂窝汽封。方案三机组高、中、低压通流动、静叶改造，但高压进汽平衡环汽封、中压进汽平衡环汽封、高压排汽平衡环汽封以及高中压外缸调端内轴封、高中压外缸电端内轴封、中压8级动叶顶部围带汽封更换为布莱登汽封或蜂窝汽封（如该蜂窝汽封，末两级动叶汽封也可以改为蜂窝汽封）。其它汽封系统由哈汽进行改造，汽封采用传统的梳齿汽封。四施工方案、过渡方案首先确定机组的改造方案，联系相关的厂家进行设计、制造、生产合格的产品，利用机组大修进行改造。五是否需要停机停炉或结合机组大、小修等需要结合机组的大修进行改造（六）从技术、经济、效果等方面论证其实施可行性、合理性、存在问题和解决办法73B型机组相比73机组由于设计技术和制造水平的提高，机组在各个方面的性能有不同程度的提高，大量机组投产运行后的各项考核参数已达到73B型机组的设计值。而已投产的73型机组运行后的考核参数与73型机组的设计值相比相差较远。在73型机组的整体基础采取73B的技术进行改造，技术上是可行，可产生预期的效果，提高机组的经济性。（七）要求定量、准确地对其性能指标、投资费用、效益、投资回报作出综合比较三个方案在改造原则上基本是一致的，主要区别在于设备的改造范围。因1汽轮机的成功改造经验，本次提出三个方案都按高、中、低压缸通流部分全部改造提出。区别在于对于汽封系统的改造。方案一全部采用哈汽技术，在对通流进行改造的同时，对汽封进行部分换型或更换，汽封采用传统的梳齿汽封；方案二高压进汽平衡环汽封、中压进汽平衡环汽封、高压排汽平衡环汽封以及高中压外缸调端内轴封、高中压外缸电端内轴封更换为布莱登汽封或蜂窝汽封。其余汽封采用哈汽技术，在对通流进行改造的同时，对汽封进行部分换型或更换，采用传统的梳齿汽封；方案三在方案二的基础上增加了中压隔板汽封更换为布莱登汽封或蜂窝汽封，其它部分与方案二相同。方案一预计投资费用3056万元。改造后预计抽汽参数大幅度下降，各项考核参数达到机组的设计值。西柏坡1机改造后经过现场测试，高压缸效率提高了638,使发电煤耗下降357GKWH,如果由我公司目前的78提高到86（哈汽厂根据我公司的参数计算的结果），效率可提高8，发电煤耗可下降44GKWH，热耗下降133KJKWH；西柏坡1机中压缸效率在改造后提高了1,使发电煤耗下降086GKWH，我公司可按此值计算。中压缸全部改造后，根据哈汽公司计算，缸效率可达到920，目前我公司为886，可提高34,折合下降发电煤耗29GKWH，热耗下降85KJKWH；根据我公司理论上各缸负荷分配关系，低压缸效率对煤耗的影响应为效率每提高1，可降低煤耗084GKWH。因低压缸效率试验条件苛刻，我公司低压缸效率没有进行过相关试验。据了解，73型汽轮机低压缸效率一般为88。假设目前低压缸效率为88，改造后效率898，提高18，折合可降低煤耗15GKWH，热耗下降36KJKWH。因此，按照改造方案一，总的发电煤耗预计可下降88GKWH热耗下降258KJKWH。按每台机组年发电15亿KWH,标煤580元/吨计算，一年节约成本约765万元，设备总投资3056万元，40年收回投资。方案二因方案二与方案一比较，只是汽封部分改造范围不同。因此，只对以下汽封更换为布莱登汽封的经济性及安全性进行分析，对于采用蜂窝汽封一样可以提高经济性包括高压进汽平衡环汽封、中压进汽平衡环汽封、高压排汽平衡环汽封以及高中压外缸调端内轴封、高中压外缸电端内轴封。方案二预计在方案一的基础上增加投资70万元，保守估计，平均至少可以降低煤耗10GKWH。按每台机组年发电15亿KWH,标煤580元/吨计算，一年节约成本约87万元，08年收回增加部分投资。事实上，西柏坡电厂1机高压缸的改造，将高压进汽平衡环、中压进汽平衡环、高压排汽平衡环等处的汽封改为可退让的布莱登汽封，对于提高高压缸的效率还是有一定影响的。方案三预计在方案一的基础上增加投资100万元（可以扣除哈汽中压隔板汽封报价），保守估计，平均至少可以降低煤耗12GKWH。按每台机组年发电15亿KWH,标煤580元/吨计算，一年节约成本约104万元，10年收回增加部分投资。对于汽封改造为布莱登汽封的经济性及安全性具体分析如下21经济性汽封间隙的减小无疑能够提高机组运行的经济性。布莱登汽封经济性体现在轴封漏汽量的减少使机组做功能力增加，尤其是高品质蒸汽；级汽封漏汽量的减少，不仅使级做功能力、效率增加，同时减少了级汽封漏汽对主流场的扰动，从而提高机组整机效率。影响汽轮机通流效率主要因素有化学沉积、表面侵蚀、机械损伤、汽封漏汽，其中，汽封漏汽可占整个通流效率损失的80已上。可见减小汽封间隙漏汽对提高机组运行的经济性具有重要作用，这一点已是汽轮机业内共识。汽封间隙每减少01MM对机组各处汽封漏汽影响表表十二对性能的影响所在位置漏气量减少T/H功率增加KW热耗降低KJ/KWH高压进汽平衡环汽封高压进汽端27918032高压排汽平衡环汽封高压缸排汽端1756118205中压进汽平衡环汽封中压进汽前，高中压缸之间199763029高压排汽端内侧一段汽封高压排汽端019937082中压排汽端内侧一段汽封中压排汽端019937082高压12级动叶顶部围带汽封动叶顶部1562158级中压隔板汽封中压隔板270829级中压动叶顶部围带汽封动叶顶部3611原国家电力公司“国产引进性300MW机组节能降耗措施研究”的重大科研成果就是避免或减小机组漏汽，布莱登汽封是该项科研成果本体节能降耗重要措施之一，并于2002年11月14日通过了原国家电力公司组织的专家鉴定。吉林双辽电厂12号300MW机组既是这项节能降耗措施成果之一。吉林双辽电厂应用国电公司“节能降耗措施”于01年10月10日对1机实施了布莱登汽封改造。11月27日启动运行，12月16日热力试验，试验结果评估如下1与同类型机组相比，采用布莱登汽封比采用传统结构汽封漏汽量相对减小25左右。1号机组大修后试验测试结果，轴封加热器温升下降236,漏汽量减少36T/H,影响煤耗降低083G/KWH2根据大修后轴封漏汽量试验结果,改进后高压平衡鼓漏汽至中压缸流量由大修前4323T/H,减少至1493T/H,减少了283T/H,漏汽量相对减少655,影响煤耗降低214G/KWH3大修后,高压缸效率提高378个百分点,中压缸效率提高227个百分点,综合影响煤耗降低437G/KWH这其中也体现了使用布莱登汽封的经济效果4根据上述情况,保守估算,使用布莱登汽封可使机组煤耗降低23G/KWH。布莱登汽封改造均是在机组大修中进行，改造所提高的缸效往往隐藏在大修效果中，很难从中定量分离。一些电厂除了采取热力试验加理论计算的方法来评估布莱登汽封改造效果外，更直接的是采用两台相同机组大修效果的比较方法。三门峡电厂2机是东汽产300MW机组，该机2000年11月大修改装布莱登汽封，改造后的试验结果对比99年1机大修试验（2机比1机大修项目增加了布莱登汽封改造）结果，见表十三。表十三三门峡电厂2机与1机大修效果对比三门峡电厂2机布莱登汽封改造所具有的经济性和安全性，于2001年10月22日通过了原华中电管局组织的专家鉴定。江西新余电厂2机是哈汽200MW机组，99年改装布莱登汽封后，通过两台相同类型的机组大修后热力试验结果对比的方法，扣除大修因素以评估登汽封改造的经济性，结果2机布莱登汽封改造使高压缸内效率提高了108，中压缸内效率提高了解174，经参数修正2机2000年缸效（）1机99年缸效（）2机大修缸效提高（）1机大修缸效提高（）2机对比1机缸效提高（）2机改造热耗降低KJ/KWH大修前缸率78038086高缸大修后缸率8200809039700439365大修前缸率89498947中缸大修后缸率90608997111050061145后的热耗降低了6525KJ/KWH，机组效率提高了032，降低机组煤耗达223G/KWH。22安全性布莱登汽封通过启停机时的一张一合，有效避免了与转子的碰摩，因此，该项技术具有如下的安全性（1）机组启动平稳顺畅机组投运最大的安全隐患是在启、停机过程中。以往机组大修时为保证一次启动成功，往往是人为将汽封间隙放大，或在机组启动时通过转子与汽封磨合的方式将汽封间隙增大，以牺牲机组运行的经济性来确保启动的安全性，而布莱登汽封技术设计是在机组启停机过临界时汽封是处于张开状态，恰好能够避免启停机过程中因汽封间隙问题而产生汽封与转子碰摩。根据不同机组不同部位，布莱登汽封设计径向工作间隙一般为0305MM，而在国内大型机组上布莱登汽封最小工作间隙为025MM并且是一次启动成功，说明布莱登汽封能够达到其技术设计性能的要求，不会因为汽封间隙的变小而影响机组启动安全。河南焦作电厂6台东汽产200MW机组全部改装了布莱登汽封，其最大的感受是机组启动顺畅，按焦作电厂的说法，机组大修后不用再经过“磨合期”的磨合就能一次启动成功。（2）汽封漏汽减少，避免油中含水某些类型机组油中含水现象的根本原因是轴封蒸汽外溢严重，而轴封蒸汽外溢很大程度是由于汽封间隙过大，致使轴封漏汽量增加所致。为适应电力市场要求，现阶段各式汽轮机组均不同程度参与调峰，启停频繁，传统结构型式的汽封因此难免磨损间隙增大，致使油中含水增加。布莱登汽封结构原理特点，很适应频繁启停的调峰机组，最为典型的例子是深圳南山电厂9机，该机布莱登汽封改造后，在3年16801小时运行中，却历经790余次启动，而在此期间不同时期对轴封漏汽量的测试结果却没有增加，均低于设计值（见表1）。由于轴封漏汽量小，该机从不存在油中含水的问题（3）转子运行更加平稳由于汽封工作间隙减小，汽封与转子间阻尼随之增加，汽封对转子在运行过程中摆动的抑制作用因此而增大，从而使机组运行振动更小、更加平稳。三门峡电厂2机采用布莱登汽封的初衷是解决机组振动问题，该机是在99年4月小修启动过程中振动弯轴的，弯轴后汽封间隙达2MM，揭缸配重后机组继续投付运行，但振动较大。2001年大修时采取综合治理措施，解决该机振动问题，布莱登汽封是该项综合治理措施之一，通过布莱登汽封将汽封间隙缩小到04065MM。经综合治理彻底了解决了该机振动问题。三门峡电厂2机综合治理振动中，很难定量区分各项技术措施作用的大小，但是，布莱登汽封工作间隙的减小对整个轴系振动的抑制作用却不容忽视。（4）事故状况下，可有效避免机组事故的恶性化、扩大化布莱登汽封是靠缸体内蒸汽压力的作用而与转子保持较小间隙运行的，当机组突发事故，引起转子振动超标时保护系统立即跳闸，切断本体通流供汽，汽缸压力随即降低，汽封在端部弹簧应力作用下瞬时张开，避免了与惯性巨大高速挥旋振动的转子碰摩，从而避免弯轴、抱死等重大恶性事故的发生。深圳南山电厂9机，2002年12月23日因振动事故停机，揭缸发现，前后轴封外3圈传统汽封在转子剧烈撞击下严重破损，而布莱登汽封完好，无任何碰摩，汽封活动自如，