汽轮机改造方案分解

1、汽轮机改造方案山东九鼎环保科技有限公司2014.01目录一、项目背景及改造方案21.1 项目背景21.2 改造方案2二、6MW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22.2 改造后抽凝机组主要参数22.3 供货范围22.4 改造工作内容2三、汽轮机拆机方案23.1 概述23.2 拆除方案2四、汽轮机基础改造2五、汽轮机安装与调试25.1 汽轮机安装方案25.2 汽轮机调试方案2六、施工、验收及质保2七、工期2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

2、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6000kWo现机组负荷调节方式为全液压调节（改造为电

3、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）3.43MPa/435c）汽门前参数（最高）3.626MPa/445c主汽门前参数（最低）3.136MPa/420c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（C）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由汽温度（C）311额

4、定抽汽量（t/h）45最人抽汽量（t/h）56.25抽汽量范围（t/h）056.25生产厂家青岛汽轮机厂小厂编号，产年份“组拆迁前业主2.3 供货范围1）包括C6-3.43/0.981抽凝式汽轮机本体一套，以及配套的主蒸汽连接管、隔离门、电动门、自动主汽门、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、保温以及恢复电液控制系统等系统所需要的材料、配件等。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。2.4 改造工作内容1 .旧6MW凝汽轮机拆除（保留505电液控制系统）；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

5、电机转子共同实验）等；3 .汽轮机基础设计、改造及施工；4 .从隔离门-汽机本体连通管更换和改造；5 .抽气口至逆止门至穿越汽机房南墙范围的管道及阀门；6 .油系统管路改造；7 .汽机本体各抽气口管道改造；8 .油漆保温：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组态甲方帮助乙方联系原DSC系统厂家，由乙方负责材料和费用）；10 .上述9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。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C6-3.4

6、3/0.981,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，所有有关检验、使用手续齐全；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；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，仍然应该做好拆除设备的安全防盗工作、编码储存

7、工作，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。3.2 拆除方案3.2.1、 汽轮机拆除工作流程凿除汽轮机外部保温一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，吊开汽轮机上缸盖一拆除上缸盖隔板及所有轴承盖一和发电机联轴器螺栓拆除一吊出转子（发电机转子）一拆除下缸隔板一拆除下缸一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管、油管

8、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、乙快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N6-35机组导柱由甲方提供，使用完毕归还甲方），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

9、，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）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。转子吊出后应放在专用的转子托架上（托架由

10、甲方提供，使用后归乙方所有，托架费用由乙方支出；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：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，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，以备作联合平衡试验及再次装配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

11、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

12、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C30,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。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

13、复安装发电机转子，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，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. 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

14、动前的试验工作：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(3)危急保安器操作试验。（4）电液控制系统（505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。6 .2.3.2启机步骤：5.2.3.2.1暖管：稍升总汽门旁路，保持0.1-0.2M

15、pa压力暖管30min,以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5-10C/mino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。4 .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.

16、冷油器出口油温在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0.08-0.12Mpac.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。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00h.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)400rpm暖机30min(2) 800rpm暖机30min检查记录均匀升速至：（3）1000rpm暖机30min检查记

17、录检查：（4）1200rpm均匀升速至：2500rpm检查：2500rpm均匀升速至：3000rpmi.冲转注意事项：暖机60min检查记录5min60min10min1 .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1000rpm以下，振动小于0.02mm,临界转速时振动不大于0.15mm,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 .过临界转速时应平稳。3 .转速至1200rpm,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 .

18、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：4-5C/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：3550C8 .转速至2500rpm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0.35Mpa.c、同步器控制范围试验

19、（505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18rpm.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3360rpm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：&空负荷试验合格后，维持转速3000rpm待电气试验完成后,可并网。b、并入电网后立即带上600kW负荷停10min,然后以120kW/min的速度升到2000kW,彳f10min,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）、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：3270-3330rpm轴向位移：+1.0,-0.6mm润滑油压：0.080.15mpa轴承回油温度：75c以上