600MW汽轮机技术培训课件

600MW汽轮机技术讲座第一篇••汽轮机本体600MW汽轮机的技术特点•超临界、一次中间再热、单轴、二缸二排汽、单轴空冷凝汽式汽轮机，型号为NZK600-24.2/566/566。•本汽轮机为反动式•直接空冷机组600MW汽轮机的技术特点•本体概述•一个高中压缸和一个低压缸，机组前、中、后轴承座均为落地结构•级数：ＨＰ：１＋１１ＩＰ：８ＬＰ：２×６•本体部分总长约20.5m，总重约645t•末级叶片高度为910mm•高中压转子及低压转子均为整锻转子•滑销系统采用双死点•中轴承座内的一只推力轴承定位，推力轴承为整个机组轴系的“死点”反动式汽轮机的特点•无隔板、无叶轮•毂式转子•动静间隙安全、经济性好•结构紧凑•机组经济性好静止部分的结构•一、进汽阀•1、进汽阀的布置•2、运行方式•（1）喷嘴运行•（２）节流运行•３、阀门的结构•予启阀（小阀）•二、汽缸•1、高中压合缸•2、双层缸（低压缸三层缸）•3、猫爪支撑•上猫爪支撑•下猫爪支撑•低压缸与轴承座之间为锚固板连接•“H”型定中心梁•4、滑销系统•“缸胀”与“胀差”•胀差=转子的膨胀伸长量—汽缸的膨胀伸长量•正胀差•负胀差•负胀差更具危险性三、轴承•（一）轴承的工作原理•（二）轴承油膜振荡现象•失稳转速•半速涡动•第一阶临界转速•油膜振荡•（三）轴承型式•1、2、3、4、7瓦为可倾瓦，#5、6瓦为上瓦圆，下瓦可倾•消除轴承油膜振荡现象的措施•1、设计时，提高失稳转速；•２、抬高轴承标高；•３、提高润滑油温；•４、截短轴瓦工作长度。四、汽封及汽封系统•（一）汽封的分类•隔板汽封•通流部分汽封•平衡活塞汽封•轴端汽封（正压轴封、负压轴封）•（二）汽封的结构•1、采用传统的梳齿式结构，该结构又可细分为迷宫式（见图1）、斜平齿式（见图2）、叶顶镶片式（见图3）及转子镶片式（见图4）等。图1迷宫式汽封结构图图2斜平齿式汽封结构图图3叶顶镶片式汽封结构图图4转子镶片式汽封结构图•2、新型汽封•（1）节点式汽封（侧齿迷宫式汽封）•（2）美国布莱登汽封•（3）蜂窝式汽封迷宫式蜂窝汽封外形图三、汽封系统•1、供汽•2、乏汽•3、自密封•汽封系统图转动部分的结构•一、转子的结构•按工艺可分为•（1）整缎转子•（2）套装转子•（3）组合转子•（4）焊接转子•转子中心孔的作用•（1）探伤•（2）消除应力集中•现代汽轮机转子可有中心孔，也可无中心孔二、叶片•（一）叶型部分•（二）叶顶部分•（三）叶根部分三、平衡活塞（平衡环）•只有反动式汽轮机设平衡活塞•高中压转子均设平衡活塞•设计不合理，可能会造成过平衡四、联轴器•（一）刚性联轴器•（二）半挠性联轴器•（三）挠性联轴器五、盘车装置•（一）盘车装置的作用•1、启动前、停机后，保持汽轮机转子连续低速转动，使之均匀受热。•2、启动时，建立真空，向轴封供汽，使转子均匀受热。•3、启动前在盘车状态下测转子晃度。•（二）盘车装置的分类•（三）盘车装置的工作原理•第二篇•直接空冷系统•一、直接空冷系统•二、直接空冷机组的技术特点•三、直接空冷机组的安全经济特点•四、翅片散热器技术和特性•五、直接空冷机组的若干问题一、直接空冷系统•优点：设备少，系统简单，基建投资较少，占地少，空气量的调节灵活。该系统一般与高背压气轮机配套。•缺点：运行时，粗大的排汽管道密封困难，维持排汽管道内的真空困难，启动时造成真空需要的时间较长。•空冷汽轮机的技术特点和结构要求•空冷系统的主要技术特点是：•背压高且变化大，•末级叶片流量变化大，•末级叶片有盐分沉积，•低压缸排气温度变化大。结构要求•1汽缸结构•空冷汽轮机由于背压较高，蒸汽焓降减少，要达到与湿冷气轮机相同的功率，就要增加进汽量，一般约5％左右。•这个增加幅度对汽轮机的高中压缸部分影响不大。•空冷气轮机设计时进汽参数的裕度即可达到与湿冷汽轮机相同的功率。•2叶片材料•当机组所在环境温度昼夜变化大时，叶片要承受较大的交变应力。因此末级叶片要采用高强度材料。３改善扩压装置４末级叶片阻尼设计•５低压缸喷水装置•为了保护末级叶片，保证排汽缸温度限制在允许范围内，低压缸温度声高到某一数值时，喷水冷却系统应投入。•６末级叶片型线的设计•设计时应使叶型损失随气流速度的变化较小。•７轴承的支撑方式•为了增加轴承－转子的稳定性，最好将低压港轴承设计成落地式。三、直接空冷机组的安全经济特点•节约用水•投资大•煤耗大•真空低，出力较小•“渡夏过冬”较难•真空的确定••tc=ta+ITD直接空冷系统初始温差值ITD•影响ITD值选择的主要因素为：•工程当地的气象条件，如当地大气压，相对湿度等；•当地的煤价、水价、电价；•设备价格，如空冷凝汽器，风机等设备的价格；•设备大修费用率、银行贷款利率、设备折旧率、投资回收年限等；•不同背压汽轮机的热耗修正曲线或微增功率修正曲线；•年运行小时数等。四、翅片散热器技术和特性•多排管束向单排管束发展•椭圆管束•顺逆流联合技术•散热器表面温度分布不均匀五、直接空冷机组的若干问题•热风再循环•环境风场对空冷风机吸入风量的影响•空冷凝汽器的清洗•冬季防冻•环境温度的影响•精处理凝结水•凝结水溶氧不合理•噪声污染热风再循环近年来，单机容量为300MW、600MW燃煤空冷机组陆续投产发电，解决了富煤缺水地区的电源问题。这一问题不论在国外还是在国内迄今仍未找到有效的解决途径，成为了空冷系统的世界性难题。（一）热风再循环概念无热风回流属于空冷岛的正常状态。空气通过空冷散热器受热后形成热气流并上升，呈现热气团状态，如图1所示。•1、正面来风•2、炉后来风•3、横向风炉后来风对空冷岛的影响无侧风环境风场作用时多台风机工作特性有侧风环境风场作用时单台风机工作特性有环境风场作用时多台风机工作特性热风回流的危害示例1.国外南非马廷巴（Matimaba）燃煤空冷电厂安装有6台665MW直接空冷机组，全厂总容量约4GW。马廷巴电厂空冷岛平台高为45m，配汽管中心标高为54m。马廷巴电厂空冷岛的朝向、标高和布置是经过风洞试验确定的，迎风侧装有约10m高的挡风板。当1992年6号机组投产后，在夏季出现风速大于6m/s的西南风，形成热风回流，直至背压保护掉闸而停机。受其危害的仅是2个位置靠边的机组，虽然在1年中停机的概率只有2%，但从1991年1月至1992年9月的20个月间，损失发电量约3.38亿kWh。2.国内大同发电公司2台600MW,直接空冷燃煤机组于2005年7月因大风而发生机组跳闸停机。当时环境温度为37.7℃，汽轮机运行背压最高曾达55kPa，被迫降至52kPa时，突然从炉后刮来大风，造成汽轮机停机。•山西漳山发电公司2台300MW直接空冷燃煤机组于2005年6月22日17:12，突起雷阵雨前大风，东北风风速达15~16m/s，汽轮机运行背压发生大幅度波动，机组负荷从254MW降至223MW，机组保护动作，而后跳闸停机，直至18:17时机组再起动并网。解决热风回流危害措施：1.空冷风机配置较大容量的电动机，以便在自然风速增大后提高风机转速，进而提高空冷散热器的出口风速和供风量来减小不利风向的影响。2.空冷岛所有风机按排列位置调整叶片工作角度，靠近挡风墙的略高，中心区域的保持不变，但须保证各风机功率不超额定值，以提高各空冷单元的换热效率，此对于减少横向风的影响是有效的。3.通过对气象资料的分析以及风洞试验，找出环境参数变化对机组运行背压变化趋势，制定机组运行背压与自然风向、风速的关系曲线，作为机组的运行曲线，使得运行人员提前调整机组的运行状况，防止发生不利风向导致机组停运的事故。4.在电厂有必要设置小型气象观测站，以掌握第一手气象资料，以便对机组运行进行提前调整。5.在空冷岛平台四周必须装设档风墙，并要考虑挡风效率，挡风墙高度应与配汽管齐平。•6.多台机组的空冷岛必须连续布置成整体，不要留有间距，平台标高要统一，以使空冷风机群吸风断面处于同一水平上。特别是燃煤电厂连续扩建时，要按全厂最终容量统一考虑空冷岛平台的标高问题。•7、利用风能消除强热风回流威胁停机•在直接空冷燃煤电厂的锅炉房端，在标高60~65m处安装风力发电机的风机转子，在其地面上建支撑杆塔，当环境风速达1.5m/s及以上时，自动起动风力发电机并使8级风力的大风速降至1.5m/s,及以下，以小于直接空冷风机群出口的热气团的速度2.89m/s。直接空冷系统冬季防冻•直接空冷系统冻结的形成•直接空冷系统冬季运行时各温度的偏差•冬季启动时易冻结•直接空冷系统的防冻保护程序直接空冷系统冻结的形成•空冷凝汽器的表面温度偏差大（由于空气聚集区的空气不能全部抽出，导致局部金属温度偏低）•凝结水温度与抽空气温度偏差大抽空气温度低于凝结水温（14~26）℃（逆流管束若逆流风机转速增加则不凝结气体气温降低）•凝结水温度与排汽温度偏差大，一般偏差为（11~15）℃，最高达（35~40）℃，（空冷风机转速偏高所致，凝结水过冷）防冻措施•大椭圆管束•挡风墙•K/D结构的凝汽器•冬季启动时防冻保护•直接空冷系统的防冻保护程序在启动初期,在初次向凝汽器输送蒸汽,当蒸汽负荷进入时,可以看到凝汽器的背压会突然增高.背压的增高是由于在管束中残存的和聚集起来的不可凝结气未能被马上排出.但汽轮机排气背压的峰植是短暂的.峰植过后,背压将会回落,此时没必要提高风机转速,否则造成过冷,系统背压调整混乱。•排汽管道积水严重时，可能阻塞空冷设备汽水工质的正常凝结和流动过程，造成排汽管道和散热片中的冻结以及除氧器不正常补水，排汽管线和散热片中出现“涌水现象”，局部出现水击现象和积水冰冻现象；处理不得当，排汽管道机械负载大和冲击振动以及大面积冰冻而成设备损坏。•要求冬季启动时，应在30min内，流量达到20%的额定流量。凝结水溶解氧超标的治理•水溶氧指标•超标现象•超标危害•超标影响因素•解决措施根据电力技术监督的有关规定，超高压（12.2Mpa～15.6Mpa）发电机组，凝结水溶氧量≦40μg/L•（1）缩短设备的寿命•（2）降低回热设备的换热效率•（3）影响系统真空水溶氧超标的原因•1.凝结水泵及阀门填料盘根密封不严•2.空冷散热器的焊口有缺陷•3.附加流体的排入治理措施•1.检修期间系统的灌水找漏和风压找漏•2.增加除氧装置•3.改进补水方式•4.加强运行中的参数调整•5.直接空冷机组热力系统补水及除氧方式•6.排汽联合装置•根据热力除氧原理，除氧必须达到以下3个条件：•⑴必须将加热到工作压力下的饱和温度；•⑵汽水之间必须有充分的接触面积；•⑶必须及时排出析出的氧气。•1.补水排入点改在空冷岛••2.补水排入点改在排汽装置•山西武乡发电厂2×600MW工程三采用排汽联合装置的直接空冷机组，即排汽装置和凝结水箱合并布置。排汽联合装置的布置和补水方式与湿冷机组的凝汽器及补水方式相似。如图所示：