平圩600MW汽轮机通流改造实施方案

1、平圩600MW汽轮机通流改造实施方案 苏猛业 （安徽省淮南平圩发电有限责任公司，安徽省 淮南市 232089）  摘要： 平圩发电厂2号汽轮机存在低压缸转子次末级叶片设计和制造缺陷，高、中压缸通流能力不足、滑销系统膨胀不畅等重大缺陷。文章介绍了2号汽轮机通流改造方案和施工过程，并给出了详细的校核计算过程和数据。改造完成投入运行后经考核试验计算，供电煤耗率下降了13g/kWh。但还存在一些问题尚待解决，如：汽轮机热耗率比原设计值高；投顺序阀时对1、2号轴承瓦温、振动影响较大；高压缸通流面积过大，主汽压力低。 关键词： 汽轮机;转子;叶片;热效率;改造; 平圩发电有限责任公司（下称平电公

2、司）2台600MW机组为国家“七五”期间通过引进技术设计和制造。其中，汽轮机是引进美国西屋公司设计和制造技术，由哈尔滨汽轮机厂制造的。型号为N600- 170/537/537的为亚临界、一次中间再热、四缸四排汽反动式汽轮机。额定参数的主汽压力为16.67MPa,温度为537，再热蒸汽压力为3.227MPa,温度为537，背压为5.4kPa,额定功率为600MW。2号机组为第2台引进考核型机组，自1992年12月24日投入商业运行以来，截止到2004年11月4日，已累计运行79453.4h、累计发电35328648MWh。1 机组通流改造前出现的主要问题1.1 低压次末级动叶

3、片事故威胁机组安全运行，高、中压缸通流设计能力不足  低压缸转子反向次末级第97片叶片距叶顶100105mm处曾经断裂， 1、2号机组已在计划检修中多次发现反向次末级叶片的叶根和与之相配的轮槽出现裂纹，最后截去损坏处并截短相邻叶片的叶身以维持运行。其中，2号机组共截去、截短18片次末级叶片，并有多处轮缘裂纹。在正常运行时，也曾发生过2号机组振动突然增大而被迫停机的事故，作动平衡后才能重新投入运行。     2号机组的高中压缸通流能力不足。原额定设计参数下，调节门全开进汽量为1887.92t/h，仅比最大保证工况流量高4%，在背压高于额

4、定值时，必须靠超压才能带600MW负荷，各级抽汽压力均高于设计值。1998年,2号机组大修时，哈尔滨汽轮机厂测量高压缸通流面积，发现通流面积明显偏小，已在设计负偏差边缘。2000年7月，由西安热工院对2号机做定滑压特性试验，在高调门全开工况（VWO）下，发电功率为577.886MW时，主汽压力已超过额定值。一级抽汽压力超压9.75%，二级抽汽压力超压3.76%，三级抽汽压力超压6.79%，四级抽汽压力超压5.27%。指出高、中压缸效率平均低于设计值5个百分点左右，这是额定进汽参数下不能达到满负荷出力的主要原因。试验测量和计算数据见表1。高、中压缸效率及分析见表2。表1 试验测量和计算

5、数据参数名称设计 规范02-03试验4VWO 3VWO 2VWO  额定功率/MW  600 580.850 520.465 381.860   主汽门前压力/MPa 16.7 16.695 16.656 17.042   主汽门前温度/ 537 528.48 533.26 535.12   中联门前压力/MPa 3.36 3.329 3.312 2.106   中联门前温度/ 537 530.1 533.8 520.4   排汽压力/kPa   4.1/5.7 5.408 5.392 4.692

6、60; 给水温度/   272.5 279.9 279.8 252.5   主蒸汽流量/t·h-1 1815 2 047.792 1787.464 1244.793   凝结水流量/t·h-1 1548.681 1347.347 1004.725   小汽机低压进汽总量/t·h-1 68.68 60.064 59.473   热耗率/kJ（kWh）-1 8005.2 8973.1 8814.1 9251.0   高压缸效率/%  89.75 83.65 83.05 76.81

7、   中压缸效率/%  92.74 89.09 89.20 89.01   580MW高/中压缸效率/% 82.97/89.17   540MW高/中压缸效率/% 83.69/89.02 12 润滑系统膨胀不畅     机组前、中轴承箱底面和基架接触，通过油脂润滑。运行中由于箱底热，油脂很容易结块，摩擦阻力增加；同时因存在汽缸或轴承箱跑偏，导致机组膨胀不畅。已影响到机组起停和负荷变化速率。出现过加负荷过程中、低压动静发生摩擦，轴承振动大停机的事故。 表2 高、中压缸效率及分析参数名称 02-03

8、 4VWO 3VWO 2VWO  高压缸效率设计值/% 8975 87.30   高压缸效率实验值/% 83.65 83.05 76.81  高压缸效率之差 6.06 4.25   对热耗率的影响估算/kJ·(kWh)-1 173 121   中压缸效率设计值/% 92.74 92.93   中压缸效率实验值/% 89.09 89.20 89.01  中压缸效率之差 3.65 3.73   对热耗率的影响估算/kJ·(kWh)-1   82 84   热耗率/kJ&

9、#183;(kWh)-1 8973.1 1.3 制造、安装遗留的缺陷     制造、安装遗留的缺陷有：制造、安装工艺粗糙。润滑油套装压力油管内遗留有焊渣、焊瘤等杂质，不断进入油中，润滑油系统虽经过大流量油冲洗和加装自清洗过滤器，但杂质仍严重地损伤了轴颈和轴承，只能用电刷镀勉强修复轴颈上磨损的沟槽。轴封及轴封系统存在缺陷。造成油中带水严重和漏真空问题。油中带水导致透平油劣化，产生的油泥将轴颈磨成波浪形，进一步加剧轴颈和轴瓦损伤。6、7、8号轴承比压较大。轴瓦温度经常在100附近运行。停机检查时常发现轴瓦被碾压，需要修刮或补焊处理，对汽轮机安全运行

10、威胁极大。盘车装置多次发生传动链条拉断、减速器轴瓦损坏等机械故障，被迫用起重机间断盘车，很不安全。一些重要部件在运行中受过损伤。如高压主汽门阀座有裂纹、高压缸喷嘴叶片和相邻级叶片被杂质打伤、中压转子弯曲超标（最大为0.055mm）、低压末级叶片外圆曾磨损1.5mm等。此外还有，主汽门阀杆经常卡涩、中压再热主汽阀活动试验关闭后打不开等威胁安全运行的缺陷。EH油系统设备老化、缺陷多，备件紧缺，威胁机组运行。     上述缺陷影响到机组安全稳定运行。2号机组投运以来，由于汽轮机机械部分故障被迫停机累计1828.64 h，损失的电量累计达1097184MWh。1

11、4 机组经济性较差     机组设计效率低、热耗率偏高，正常运行时汽缸效率更低、热耗率更高。高、中压缸效率低于设计值是影响机组经济性的主要因素。2号机改造前发电煤耗328g/kWh（标煤），供电煤耗为344345g/kWh（标煤）。与其他国产600MW机经济性比较，相差甚远，多年运行的机组老化后实际效率更低。机组效率比较见表3。 表3 机组效率比较项 目 平电公司（哈汽）   邹县电厂（东汽）  吴泾二厂（上汽）  实测热耗率/kJ·(kWh)-1 8006.5 7804.2

12、 7808.47825.1 高压缸缸效/ % 81.08 86 89.66 中压缸缸效/% 87.8 90.73 92 92.27 低压缸缸效/%     86.49 90 90.94 2 调研分析     2001年5月，平电公司向上级集团公司汇报低压转子运行中存在的重大缺陷，建议低压转子与高、中压通流部分一同改造。2001年910月，改造组成员先后到上海、哈尔滨、东方3大汽轮机厂、无锡叶片厂、吴泾第二发电厂、扬州第二发电厂、上海外高桥发电厂、哈尔滨第三发电厂等十几家单位，调研了300MW、600MW机组设计制造和运行情况

13、，以及机组存在重大的缺陷、改进情况、费用与施工方面的问题。对次末级474叶片缺陷的调研分析如下：平电公司71型600MW汽轮机系引进型原型机，次末级叶片长为474mm，为自由叶片，三齿型纵树形叶根。上海汽轮机有限公司引进制造的300MW汽轮机，其低压缸部分和600MW汽轮机完全相同。300MW机组474mm叶片损坏问题也很突出。运行时间最短的只有1640h，发生过叶根第一齿断裂飞出的事故。自由叶片的非失速颤振，激发动应力的幅度可高达数10倍。西屋公司对外高桥电厂1号机20个叶片的测频试验表明，二阶动频率过于集中，已具备非失速颤振条件。474mm叶片原设计顶部70mm处为等截面，存在30

14、6;的冲角，形成附加的气流激振力。加工工艺存在隐患，主要是叶片制造表面加工存在微裂纹、划痕、倒角和圆角不到位，叶片喷丸处理应力消除不彻底等。叶根灌胶水和防锈剂积垢影响根部齿距公差，也引起齿根受力分配恶化。根据资料介绍，三齿型纵树形叶根，第1齿承受40%叶片离心力，第2、第3齿各承受30%叶片离心力。叶片的蒸汽载荷、弯矩和离心弯矩则全部由第1齿承担。西屋公司采用的三齿型纵树形叶根就按此计算叶根和轮缘载荷，叶根载荷不均引起局部过载而损坏。上海汽轮机厂和哈尔滨汽轮机厂均对474mm叶片进行了改进设计。上海汽轮机厂采用了新型479mm低压次末级叶片，仍为自由叶片，采用J8型叶根，配末级905mm长叶片

15、。哈尔滨汽轮机对75型机组次末级叶片采用了515mm带围带叶片，配末级1000mm松装拉金叶片，主要是改进了叶片的反动度、部分叶片用可控涡改良型线。     3 通流改造方案     根据机组运行参数，结合大量的调研数据比较分析，估算锅炉、发电机和辅机设备的容量匹配程度。于2002年1月提出，在保证低压缸转子改造安全运行的同时，对高、中压缸通流部分进行改造，目的是提高机组经济性和机组出力。     为确定改造方案，2002年3月，对其热力及辅助系统运行工况进行了可行

16、性分析。由西安热工院对2号机组进行热力试验，测算缸效和热耗。     2002年11月，平电公司确定由哈尔滨汽轮机厂进行汽轮机改造。汽轮机改造原则和目标为：汽轮机额定工况输出功率为630MW，能力工况输出功率也为630MW。改造后的630MW汽轮机通流部分采用哈汽75B技术，高、中、低压缸缸效和额定工况下的热耗率应达到国内同类型机组先进水平。具有良好的变负荷性能，能采用复合变压运行方式。改造部件的使用寿命不少于30年。额定工况下高、中、低压缸效率分别不低于89%、92%、89%，热耗率不高于7818kJ/kWh。变工况下经济指标不应下降较大。 

17、    另外，还对机组寿命、能满足的启动方式、轴系振动、运行周波、设备检验与监造、现场技术服务、技术联络进度等做了详细的要求。     4 通流改造校核计算4.1 通流面积调整核算     通流部分将自由涡流型改为可控涡流型，采用全三维流场数值计算设计了1000mm末级叶片为的新的低压缸模块。通流部分结构特点见表4。表4 通流部分结构特点   名称 级数 动 叶 型 式 静 叶 型 式 汽 封 型 式 高压   &#

18、160; 调节级   高效叶型，等截面直叶片，自带围带，每3个加工成整体，拉筋在围带内，根据长期运行经验，采用三叉式叶根，安全可靠   静叶为扭叶片，子午面收缩静叶栅，降低二次流损失。另将调节级喷嘴组做氮化处理   动叶顶部和根部有一道镶片式硬汽封，75B将此两道汽封变为三道高低齿的有凸凹弹簧可退让的弹性汽封，可大大减少调节级汽封漏汽 高压级 10级   动叶为变截面扭曲叶片，减少二次流损失、漏汽损失及冲角损失，提高级效率。自带围带，拉筋在围带内，三齿直线枞树形叶根   扭叶片，自带冠结构由型线改为菱形，先进的数控机床加工，变形量小且稳定，较易

19、保证喉宽及通流的精度   隔板汽封和叶顶汽封由原来直通式改为密封效果好的迷宫镶片式汽封，并在汽封圈上增加汽封供应槽，保证弹性汽封的汽密性，提高效率 中压正     反向 各9级   动叶为变截面扭曲叶片，自带围带，三齿直线枞树形叶根。叶根型线采用P型叶根，P型叶根的载荷分布比R型更合理，承载能力更强，取消动叶围带内的拉筋。动叶自带冠和中间体由斜形改为直形，动叶末叶片定位由定位销结构改为锁紧键结构   反动式静叶为扭叶片，自带冠结构由型线改为菱形，先进的数控机床加工，变形量小且稳定，较易保证喉宽及通流的精度   隔板

20、汽封和叶顶汽封由原来直通式改为密封效果好的迷宫式弧段汽封，并在汽封圈上增加汽封供应槽，保证弹性汽封的汽密性，提高效率 低压正     反向14级   扭曲变截面叶片，自带围带，为三齿直线枞树形叶根，叶根型线采用“P”型叶根   扭曲叶片，正反向第一级静叶片带有整体顶部围带，25级静叶带有整体叶根和叶冠。前5级隔板改为装配式结构   弧段式汽封 5级   动叶片长288mm，扭叶片，自带围带，为三齿斜线30枞树形叶根 67级   扭叶片，自带冠整圈连接叶片，叶片沿叶高反扭，为三齿圆弧枞树形叶根，末级拉筋在相

21、对叶高0.65处。高强度枞树型叶根，根部反动度提高25%，防止在低负荷时末级根部容易出现的脱流和倒流及由此带来的动叶根部出汽边水蚀现象。次末级叶长515mm，末级长1000mm   采用弯扭联合成型静叶栅，俗称“马刀型叶栅”，减少二次流损失，改善了参数沿叶高的分布，提高末级根部反动度，有利于变工况运行。末级静叶顶部轴向前掠，型线采用三维跨音速叶栅，排汽导流环加工工艺改进，精度提高   原没有叶顶汽封，改进后加三道直通式汽封，动叶顶部间隙由.10.5mm改为7.5mm，可减少漏汽量。末级隔板汽封采用悬挂式低直径汽封，汽封直径降低，减少漏汽面积汽封漏汽   由原直通汽

22、封改为迷宫式汽封，适当增加汽封凹槽深度、凹槽数和汽封齿数，可大幅度减少汽封漏汽，提高机组效率。广泛采用椭圆汽封，在维持顶部、底部动静间隙不变的条件下，可减少汽封漏汽总面积，提高机效率      原机组前、中轴承箱底面和基架接触，基架表面或轴承箱底面加工有槽道，把润滑脂用油枪打入槽道，从而实现润滑。但由于箱底热，油脂很容易结块，导致油脂打不进，形成钢对钢固体摩擦，摩擦阻力增加。如果再存在汽缸或轴承箱跑偏，就导致机组膨胀不畅。     改造后采用自润滑形式的滑销系统，基架顶面放置DAVE合金。安装时要保证合金底面和基架

23、充分接触，滑动面对研，这样轴承箱滑动阻力系数就非常小。为保证接触面有足够小的比压，前、中轴承箱底面分别设置8/16块自润滑平面，DEVA合金单位面积的载荷远远小于它的许用值。42 低压轴承改进计算，润滑油流量核算     原68号轴承为西屋公司原设计短圆瓦轴承，其长径比L/D=058。特点是承载和稳定性好，运行瓦温高。运行实践表明，瓦温偏离了设计值，常常接近或超过了报警值。改进后采用可倾瓦轴承。经过详尽的计算分析，轴系稳定性裕度得到提高，在轴承瓦温降低的同时，轴系横向振动特性也满足要求。改进后的111号轴承特性见表5。表5 改进后的1

24、11号轴承特性序号   直径×宽度/（mm×mm） 型式 承载面积/cm2 比压/MPa 支反力/N 温升/ 耗功/kW   油量/L·min-1    失稳转速/r·min-1 1279.4×196.6 四瓦块 550 1.317 0.0724 17   45 102 不失稳 2330.2×231.4 四瓦块 765 0.993   0.076 17   87 193 不失稳 3330.2×231.4 四瓦块 765 1.227   0.094

25、 17   87 193 不失稳 4381.6×266.7 四瓦块 1016 1.013   0.103 17 136 303 不失稳 5482.6×406  二瓦块 1959 1.813   0.312 17 282 727 不失稳 6482.6×356.6 四瓦块 1690 1.924   0.331 17 230 510 不失稳 7482.6×356.6 四瓦块 1690 1.931   0.329 17 230 510 不失稳 8482.6×356.6 四瓦块 1690 1.9

26、17   0.354 17 230 510 不失稳 9482.6×406   二瓦块 1016   1.744   0.325 17 1500 不失稳 10482.6×406   二瓦块 1016   1.60   0.325 17 1500 不失稳11304.8×127   四瓦块 387 0.359   0.014 17 100 不失稳 推力 京士伯里    1483.9  

27、; 814 5462      另外，低压轴承原支撑刚度差，为解决转子装入后轴承下沉问题，采用核电技术，对轴承支架进行改进设计，从汽缸内对轴承座进行支撑加固。     因68号轴承改造前后油量分别为435/510L/min，润滑油量增加75×3=225L/min，主油泵叶轮更换，直径由406mm增大到418mm。润滑油系统主要供油设备改造后参数见表6。表6 润滑油系统主要供油设备改造后参数主油泵 射油器 交流润滑油泵 直流事故油泵   流量Q/L·min-1 666

28、0 6116 5600 4100   出口压力P/MPa  2.15 0.322 0.283 0.283 43 顶轴油油量核算     油泵选型63CCY14- 1B，转速1000r/min，Q=63L/min，供油和耗油相比裕度为63/35.3=1.78；通过计算电机耗功小于23kW，选用电机功率30kW。44 轴封系统改进和计算     从汽封压力调节站到低压轴封供汽管道流速为60m/s，该管道较长，加大管径，减少压损。与轴封冷却器连接的漏汽母管直径由219×7

29、改为273×7，轴封冷却器加大容量，冷却面积由110m2改为150m2。高、中、低压缸轴封管改进前后计算结果见表7。45 阀门通流面积校核结果     阀门通流面积校核值见表8。表7 高、中、低压缸轴封管改进前后计算结果高 压 缸 中 压 缸 低 压 缸管径 流速/m·s-1 管径 流速/m·s-1 管径 流速/m·s-1漏汽管M、P 114×6 48 60×4 115 供汽S 114×6 76 漏汽管N、R 73×6 34 60×4 21 漏汽

30、T 114×6 25 漏汽管（由汽封体引出管）改进后 76×4 28     76×4（P管） 67 表8 阀门通流面积校核值 参  数主 汽 阀 调 节 阀再热主汽阀中压调节阀 THA VWO THA VWO THA VWO THA VWO流量/t·h-1 937.02 1017.5 468.51 508.75 769.7 831.165 384.85 415.58 比容/m3·kg-1 0.0199 0.0199 0.0199 0.0199 0.1138 0.10532 0.113

31、8 0.10532 内径/mm 430 430 177.8 177.8 635 635 455.7 455.7 流速/m·s-1 35.6 38.7 104.2 113.2 76.8 76.7 74.5 74.5 从校核结果来看，调节阀流速成为正常设计流速，其余阀门流速均较低。原阀门通流面积满足改造要求。46 汽轮机轴系稳定性计算     改造后轴系临界转速及扭振固有频率值见表9。     临界转速范围：西屋避开±10%工作转速进行设计，哈尔滨汽轮机厂避开±15工作转速进行设

32、计。扭振频率规范：西屋设计工频小于45Hz，或大于55Hz；倍频小于93Hz，或大于108Hz从以上数据可以说明600MW机组轴系设计是稳定的。     改造前，再热主汽阀阀门活动试验时阀门打不开。经计算，适当加大再热主汽阀前后平衡压力管直径，由48mm×7mm改为60mm×5.5mm，以加大压力平衡管蒸汽流量，减少平衡压力的时间，适当增加再热主汽阀开启力。表9 改造后轴系临界转速及扭振固有频率 轴系临界转速/r·min-1 扭振固有频率/Hz  发电机一阶 823  阶次f1 12.

33、3452  1号低压转子一阶 1702  阶次F2 19.9236  2号低压转子一阶 1764  阶次F3 22.3893  励磁机转子 1711  阶次F4 38.7274  中压转子 1976  阶次F5 58.5040  高压转子 2057  阶次F6 86.7291  发电机转子二阶 2310  阶次F7 86.7580  中间轴（X） 3683  阶次F8 92.1935  励磁机转子 3751  阶次F9 125.0440

34、 5 通流改造施工     2004年上半年完成大修现场布置规划，改造更换下的大件放置场地规划、清理，与汽轮机改造相关的系统、设备检修项目讨论。主要有：结合前、中轴承箱更换，拆除前、中箱台板，轴承箱安装后进行二次灌浆。为更好地解决汽缸膨胀不畅问题，抬起两低压外缸，清理检查台板滑动面。更换两低压缸排汽段与凝器喉部相连的橡胶膨胀节。配合高中压外缸返回制造厂总装，更换外缸、导汽管、抽汽管包温，支吊架、导汽管和抽汽管弯头、焊缝金属检查。汽缸疏水系统阀门改造，更换部分疏水管道和弯头。2只高压主汽门、4只高调门、4只中调门、2只中压主汽门更换，2只高压主汽门阀座更换（阀座裂纹），2只中压主汽门平衡管改进。为实现汽轮机铭牌出力，发电机定子水系统增容、氢冷器增容改造。     改造机组于2005年2月13日一次并网成功。2005年3月，进行汽轮机通流改造后的考核试验。各试验工况下的缸效率试验值见表10。改造前后试验发、供电煤耗计算值见表11。     6 结论     经过半年多的运行，从技术质量、经济效益、工期进度、资金管理等方面通过了