600MW汽轮机在首次大修积盐的检查和诊断

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600MW机组汽轮机本体的检修分析陈南华

600MW机组汽轮机本体的检修分析陈南华

600MW机组汽轮机本体的检修分析陈南华发布时间:2021-10-17T09:53:06.437Z 来源:《基层建设》2021年第16期作者:陈南华[导读] 进入到新世纪以来,随着我国市场经济水平的迅速提升,我国的各行各业都取得了非常快速的发展,作为反应汽轮机组运行过程中安全性的最重要的指标,汽轮机转子振动是会受到很多因素的影响的,并且当其出现故障时,要想对其原因进行查明也是较为困难的广东拓奇电力技术发展有限公司广东广州 510663摘要:进入到新世纪以来,随着我国市场经济水平的迅速提升,我国的各行各业都取得了非常快速的发展,作为反应汽轮机组运行过程中安全性的最重要的指标,汽轮机转子振动是会受到很多因素的影响的,并且当其出现故障时,要想对其原因进行查明也是较为困难的。

基于此,文章首先简述了我国火力发电厂汽轮机的运行现状,然后分析了汽轮机本体检修分析,最后重点探讨了汽机本体缺陷原因分析及处理措施。

关健词:600MW 机组;汽轮机;本体检修要点引言随着经济的不断发展和科学技术的不断提高,人们对电力的需求越来越高,汽轮机是一种常见的电力生产机械,目前在发电厂中得到了广泛应用。

汽轮机本体如果出现故障,则会严重影响汽轮机的工作状况,因此,本文将对汽轮机本体的检修进一步分析。

1、我国火力发电厂汽轮机的运行现状我国的火力发电厂汽轮机应用始于上世纪50年代至60年代各汽轮机厂都曾研制生产过燃气轮机但随着国家能源结构调整,天然气供应不足,燃气轮机研制在逐步失去市场近10年来,随着国家能源战略的调整,燃气轮机才重新步入发展的快车道,并采取以市场换技术的方式,逐步实现汽轮机国产化。

近年来,在运行机组逐渐老化的形势下,不少火力发电厂纷纷借助绩效管理系统,完善点检定修,在火电机组节能减排标准越来越高的现状下,加强设备维护,加大设备技改,杜绝汽轮机机组带病运行,增强安全隐患整改势在必行。

2、案例分析某电厂机组扩建工程中,要对原有 N600-16.7/537/537-1 的三缸四排气单轴反动凝汽式汽轮机机组进行改造,在此次整改项目开始前,技术人员已经对该设备进行了几次维修工作,维持一段时间后又出现了相应问题,因此,此次大修需要进行揭缸提效。

600MW汽轮机现场大修作业流程

600MW汽轮机现场大修作业流程

超临界600MW汽轮机现场大修作业流程1.停机监视内缸壁温等参数,待符合停盘车条件后方可停盘车2.拆除化妆板3.拆除连通管4.拆除保温层5.拆除前、中轴承箱盖,以及低压各轴承箱盖。

6.测量1#、2#轴承压盖紧力。

7.拆除联轴器对轮螺栓。

8.高中压缸猫爪支撑垫片转换(在下半外缸横键处支撑)。

9.解体A、B低压外缸上半。

10.拆除高压主汽管联接法兰。

11.高中压外缸解体。

12.解体高压内缸及中压内缸13.解体A、B低压内缸上半。

14.高中压缸通流部件解体,并将上半通流部件吊放到指定位置摆放。

进行检查15.A、B低压缸通流部件上半解体,并将上半通流部件吊放到指定位置摆放。

进行检查。

16.测量并记录通流间隙,将高中压缸及转子前移使对轮止口脱开,测量并记录转子扬度,跳动。

轴系中心。

17.用专用起吊工具将高中压转子、A、B低压转子吊放到指定位置摆放。

进行检查及处理。

18.吊出A、B低压、高中压下半通流部件到指定位置摆放,进行检查。

19.低压进汽室检测20.各轴承检测21.调整A低压转子中心,建立轴系找中基准。

22.轴系找中。

23.通流部件找中24.通流间隙及膨胀间隙调整。

25.推力间隙测量,各轴承间隙和接触检查26.汽缸、转子扬度测量27.高压主汽调节阀检修28.中压联合汽阀检修29.清缸、复装扣缸30.挡油环间隙测量检查。

31.联轴器对轮中心复查32.拉缸及对轮联接。

跳动检测。

33.安装推力轴承,扣合轴承箱盖。

34.高中压缸支承垫片转换。

35.高压进汽管复装36.安装连通管37.其他附件复装。

38.油循环,静试39.机组启动。

中压叶片结垢、低压缸锈蚀原因分析及避免措施

中压叶片结垢、低压缸锈蚀原因分析及避免措施

中压叶片结垢、低压缸锈蚀原因分析及避免措施介绍某厂600MW汽轮机首次大修中对叶片状况的检查情况,并分析了蒸汽带水与蒸汽溶解携带对叶片的锈蚀的情况,同时提出了了应对叶片腐蚀和损伤的防护方法。

标签:汽轮机叶片、结垢、锈蚀、蒸汽带水、溶解携带、预防措施1 概括某厂600 MW 亚临界机组,汽轮機由哈尔滨汽轮机厂有限责任公司生产,型号为NZK600-16.7/538/538的一次中间再热、单轴、三缸、四排汽、冲动反动联合式直接空冷凝汽式汽轮机;共有40级,高压转子10级,其中第1级为单列调速级,其余为9个压力级,中压转子6级,低压转子2×2×6级;中压缸采用高合缸结构;2个低压缸均为双流反向布置。

锅炉设计压力17.51MPa,最大连续蒸发量为2080 t/h,额定蒸发量为1830.8t/h,额定蒸汽温度541 ℃。

该机组于2006-10投产,2013年7、8、9月间进行了首次A级检修,这次揭缸发现中压叶片结垢、低压缸锈蚀。

如图1,图2,图3,图 4 。

当锅炉水含盐量过大或炉内汽水分离不当时,蒸汽中会带走一部分锅炉水,而锅炉水中含有盐类,被蒸汽带走的盐类,一部分随蒸汽流过蒸汽所通过的各种设备内,最后随凝结水返回锅炉,另一部分则沉积在蒸汽流程中的设备内。

锅炉的给水都含有一定量的盐分,蒸汽溶解携带能力是由蒸汽的参数(压力、温度)决定的,参数越高的蒸汽溶解盐份的能力越强,相反则越低。

当高参数的蒸汽不断做功而参数降低后,蒸汽中原先溶解的盐份析出并附着在叶片表面,就形成积盐。

同时,热力系统中由于破损和氧化而脱落下的金属在随工质流动,最后也附着在叶片表面,形成积盐。

2 原因分析影响中压叶片结垢、低压缸锈蚀的原因是蒸汽带水,蒸汽品质差。

经过分析,上述原因的影响因素可总结为表1所示2.1 汽水分离元件能力的影响汽包内设置114个轴向旋流式分离器,分离器直径254mm,轴向叶片直径125mm,高度155mm,分两排布置。

国产600MW汽轮发电机检修解体报告

国产600MW汽轮发电机检修解体报告

国产600MW汽轮发电机解体检查情况 #5发电机于9 月12日抽出发电机转子,解体检查的初步情况一、发现发电机汽励两端汇流环绝缘支架夹件有磨损现象如附图2且励端绝缘支架8点钟位置有一根螺栓脱落如附图1。

处理方案:1.清理干净绝缘夹件,绝缘套筒;2.重新安装绝缘夹件,拧紧螺栓并锁好锁片;3.安装完毕后检测汽励两端汇流环绝缘。

(1000V 1MΩ)。

图1:励端绝缘支架螺栓脱落情况图2:汇流环绝缘支架磨损情况二、9月13日对发电机定子铁芯进行铁损试验,检查发现汽端边段铁芯7点钟位置38槽第三段温升18K,温差17K,其余检查正常。

第一段、第二段铁芯松动磨损且通风槽支撑有一侧磨损现象如附图3,通风槽支撑损坏深度95mm。

已联系哈尔滨电机厂9月17日来人检查处理,处理方案待哈电回告。

图3:#5发电机汽端边段38槽第一至第二段铁芯损坏现象三、定子铁芯励端边段第三段17槽齿部,21槽齿部温度测点在铁损试验中出现测点温度随试验进行而温度下降。

结合#5发电机在运行中励端边段第三段17槽、21槽齿部测点温度较其他点偏高,发电机负荷稳定在加无功时此两测点温度呈下降趋势。

测点受铁芯电磁变化影响明显。

本次检修铁损试验时定子铁芯励端边段第三段17槽齿部,21槽齿部温度测点显示温度曲线如附图4,运行状态下与发电机有功及无功变化曲线如附图4、5、6。

(抓紧找出两点备用测点,恢复至备用端子。

)图4:铁损试验时铁芯边段齿部温度图5:20/8/10-21/8/10边段铁芯温度与负荷、无功变化曲线图6:20/12/08-24/12/08边段铁芯温度与负荷、无功变化曲线四、定子线圈流量试验,检测各支路流量正常。

五、发电机端部模态试验,试验合格。

汽侧图1模态振型如上图1所示,其中椭圆振型(1号)频率59.2Hz。

远离共振频率。

励侧图2模态振型如上图2所示,其中椭圆振型(1号)频率50.1Hz。

远离共振频率。

设备中心2010/9/16。

600MW 机组汽轮机本体的检修分析

600MW 机组汽轮机本体的检修分析

600MW 机组汽轮机本体的检修分析作者:张明鑫来源:《建筑工程技术与设计》2014年第17期摘要:根据某发电厂600MW机组汽机本体的大修实际,从隔板中心及通流间隙调整、转子轴系找中心、对轮检修及滑销系统检修的具体检修工作中,总结汽机本体的检修经验与教训。

关键词:汽轮机;本体设备;检修某发电厂5号机组是汽轮机厂制造的亚临界、一次中间再热、三缸四排汽、单轴、凝汽式汽轮机。

早在几年之前就开展了几次大修工作,主要任务是揭缸提效,并将高中压缸汽封、低压缸汽封分别改造成布莱登汽封、蜂窝汽封,以降低机组热耗率,提高汽缸内效率。

1、简述此类装置的内部构造该机组采用了高中压缸合缸双层缸结构设计,低压缸采用双流反向布置、三层缸结构;高、中压转子采用无中心孔合金钢整锻转子,高压转子由1个冲动式调节级和8个冲动式压力级构成,中压转子由6个冲动式压力级构成;低压转子为双分流合金钢整锻转子,每缸有正反向7级反动级。

汽轮机共有6个支持轴承和1个推力轴承,1-6号支持轴承均采用四瓦可倾式轴承,推力轴承位于高中压缸和A低压缸之间的2号轴承座,轴系轴向位置是靠机组高中压转子电端的推力盘来定位的,推力盘包围在推力轴承中,构成机组动静之间的死点,转子以此向两端膨胀。

2、设备隔板中心和流通缝间的整改之所以对隔板进行找正活动,其具体的意义是为确保缝隙顺畅,同时降低汽封调节数。

可见其意义非常的关键。

在开展这项修检工作时,必须要按照钢丝措施来分析隔板的中点,该措施的好处是非常的方便,而且经济性合理,不过其精准性不是很好,主要是由于拉钢丝装置是自行研究的,特别是测量装置非常的简便,对工作者的规定非常严苛,要求他们必须要缜密的心思,开展计算工作时候,还应该分析到静扰性特征,非常的繁琐,而且要耗费大量的人力物力。

所以,在开展完A低压缸的活动后,就不在进行此类活动。

在后续的活动中,是按照在底下使用真转子的形式来使铅块沉降,也就是把隔板等的封片都除掉,在其底下位置上安放一块铅块,在其周围使用塞尺等测试,此类措施非常的精准可靠,而且具体的测试信息也很精准具体。

600MW及以上机组汽轮机积盐腐蚀问题分析20130405

600MW及以上机组汽轮机积盐腐蚀问题分析20130405

四、锅炉热化学试验及水工况优化研究
为解决汽轮机积盐问题,我们对数台600MW亚临界汽 包炉进行了锅炉热化学试验研究和水工况优化试验研究, 对蒸汽品质的影响因素及变化规律进行了考查,从定量角 度确定了蒸汽携带系数、炉水含盐量、机组运行参数等影 响因素的最优控制范围,以达到预定的蒸汽品质控制目 标,实现预防汽轮机积盐的目的。另外还对非磷酸盐处理 方式---氢氧化钠处理和AVT全挥发性处理做了试验研究和探 讨,以期进一步提高蒸汽品质。
三、汽轮机积盐原因分析
2)汽包顶部波纹板分离器疏水槽与疏水管连接处缺陷
波纹板分离器疏水槽与疏水管连接处的焊缝满焊前/后 汽包顶部波纹板分离器疏水槽与疏水管连接处的焊缝没满焊,只进行 了点焊,这会导致波纹板分离器的疏水直接进入汽空间,从而导致饱和蒸 汽的含盐量增大。
三、汽轮机积盐原因分析
3.5 炉水处理工况对蒸汽品质的影响
三、汽轮机积盐原因分析
3.7
原控制标准值过高
对A 厂3号机组投产以来的蒸汽质量进行了分析,结果表明,蒸汽含钠
量多数情况下在5.0μg/㎏~10.0μg/㎏范围内,符合GB/T12145—1999《火力发 电机组及蒸汽动力设备水汽质量》中的蒸汽含钠≤10μg/㎏的规定。统计4年 的主蒸汽含钠量的合格率为95. 9%。 由此看出,如果按照 GB/T12145— 1999《火力发电机组及蒸汽动力设备 水汽质量》中蒸汽钠含量小于 10μg/ ㎏的标准进行控制,已经不满足 600MW 亚临界机组对蒸汽品质的要求。而美国EPRI 标准中规定蒸汽的含钠量应控制 在3.0 μg/ ㎏以下,期望值应为 1.0 μ g/ ㎏。新版国标 GB/T12145—2008已将蒸 汽钠含量标准修订为小于5μg/㎏进行控制。
三、汽轮机积盐原因分析

600MW汽轮机本体检修准备

600MW汽轮机本体检修准备

600MW汽轮机本体检修准备摘要:随着目前大机组的迅猛发展,检修质量、工期的要求逐步严格,对于检修的充分准备越来越重要,本文对600MW汽轮机的检修从专用工器具、特殊工种配合、备品配件和材料、技术资料等几个方面需要做的准备工作进行了详尽介绍,希望能够对各位同行有一些指导价值。

关键词:600MW汽轮机本体大修准备前言汽轮机为哈尔滨汽轮机有限责任公司制造的亚临界、一次中间再热、单轴、四缸、四排汽、反动凝汽式汽轮机,型号是N600-16.7/537/537-I。

汽轮机高、中压缸均为双层结构,高压缸各级反向布置蒸汽通过4个喷嘴组进入1个调节级及10个高压压力级做功后经高压缸下部两侧排出进入锅炉再热器再热后的蒸汽从机组两侧的中压主汽门、调节汽门及4根中压导汽管从中压汽缸中部进入双分流中压缸的9个反动式压力级后再从中压缸上部4个排汽口排出合并成两根分别进入1、2号低压缸。

低压缸为双分流结构蒸汽从中部流入,经正、反向7个反动压力级后从4个排汽口向下排入2个高低压凝结器。

高压缸为1个调节级10个压力级,中压缸为正反各9个压力级,两个低压缸分别有正反向各7个压力级,汽轮机总长为31.98m,低压末级叶片高度为1000 mm,汽机设有8段非调整抽汽。

汽机设有8个支持轴承和1个推力轴承,高、中压转子为4块可倾瓦轴承,低压转子5#轴承为2块下半可倾瓦轴承,低压转子6#、8#瓦为4瓦块可倾瓦,7#轴承为圆轴承,低压转子轴承都设有顶轴油。

本汽轮机1—4号轴瓦为四瓦块可倾瓦,5、7号瓦为二瓦块可倾瓦,6、8号轴瓦原设计为短园瓦,经改造后更换为四瓦块可倾瓦。

本汽轮机盘车装置为链条、蜗轮蜗杆、齿轮复合减速、摆轮啮合的低速盘车装置,安装在汽轮机8号轴承座9号轴承座之间。

驱动电动机型号为Y-200-6型,功率45Kw,980r/min,经减速后,盘车转速为3 r/min。

一、600MW汽轮机检修工艺特点:600MW机组汽轮机大修工期按照《发电设备检修导则》规定,600MW机组A级检修停用时间为60~68天。

600MW火电机组检修重点检查的项目和内容(试行)

600MW火电机组检修重点检查的项目和内容(试行)

600MW火电机组检修重点检查的项目和内容(试行)600MW火电机组检修重点检查的项目和内容(试行)一、汽机专业1.汽轮机本体1.1低-发转子靠背轮检查(1)检修时应检查低-发对轮结合面,保证结合面光洁、无毛刺、无锈蚀,保证结合面的接触面积达到规定标准。

(2)采用合适的对轮螺栓,让两侧轮结合面处对应螺栓凸肩。

(3)严格控制螺栓与螺栓孔间隙在检修标准范围内。

(4)螺栓紧力或螺栓拉伸量严格控制执行安装标准。

1.2发-励三支撑结构机组的稳定轴承(振动)检查(1)检修时重新调整发-励中心,可与制造厂等单位沟通,调整、改进此对轮找中心的工艺,严格控制各螺栓的紧力分配。

(2)建议每次大修全部更换此对轮的连接螺栓1.3上汽600MW超临界汽轮机调节级蒸汽温度内缸套管检查揭缸检修时,要对该测点的温度套管做专门的金属探测,并与厂家联系是否有必要更换套管。

1.4高压缸穿缸管密封垫检查(1)第一次揭缸检修时,一段抽汽穿缸管密封垫进行检查确认是否装反,如现场不能确认,及时与制造厂联系。

(2)检查高压导汽管密封环,不符合质量标准的及时更换。

1.5发电机油档检查油档回装前要进行充分修刮,预留足够的动静间隙。

1.6转子对轮螺栓风挡检查在安装对轮螺栓风档时紧固螺栓必须有足够的紧力,螺栓的止退片必须装好。

1.7哈汽中低压连通管内导流叶栅检查机组检修期间对此部位进行外观及金属检查,发现有缺陷的叶栅要与制造厂联系更换。

2.润滑油、EH油系统2.1润滑油箱内部检查(1)对各逆止阀逐一检查,确认有无反装、卡涩等问题,对逆止阀的门轴要仔细检查有无疲劳裂纹。

(2)某些哈汽厂提供的润滑油泵出口逆止门为可调节开度逆止门,如果调节开度调整不够,会造成润滑油母管压力低,因此在逆止门回装时应注意做好调整标记。

2.2润滑油滤网检查(1)大小修期间必须检查清理润滑油滤网(2)润滑油滤网顶部设计必须有放油口,没有设计的,在检修中增加。

2.3盘车装臵检查(1)对盘车机构进行彻底检查,如发现磨损,应更换盘车齿轮或铜套。

汽轮机积盐异常的分析及改进措施

汽轮机积盐异常的分析及改进措施

汽轮机积盐异常的分析及改进措施摘要:汽轮机是一种旋转式蒸汽动力装置,为单缸冲击、冷凝式,高温高压蒸汽从固定喷嘴进行喷射,在气流的影响下进行加速,使其喷射到叶片上,让装有叶片排的转子旋转。

目前,汽轮机主要用于化学工业、冶金工业、火力发电厂中等。

该汽轮机在经过一段时间的使用后会出现异常的现象,需要对机组进行检修,在检修的过程中会发现问题的所在,是由于汽轮机的内部结构中转子叶片与隔板盐类的沉积物过多所导致,并且分布的情况、形状都比较特殊,对此需要进行一步的探究。

关键词:汽轮机;积盐;异常;改进措施在对汽轮机进行使用的过程中,由于内部积盐的沉淀物过多,导致内部的流通不顺畅,出现了负荷摆动、抽气压力过高等问题,采用滑参数启动对汽轮机进行了冲洗,与揭缸进行机械清除方法进行了对比,对清洗时间、使用费用上都进行优化[1]。

本文主要是针对汽轮机积盐异常的情况进行了分析,对于存在的部分积盐有一定的危害进行了实验,并且针对问题提出了改进的措施。

一、汽轮机积盐异常与产生的危害分析使汽轮机积盐异常,主要的原因就是蒸汽的品质不佳,低压力的焦炉煤气是燃料的中温中压锅炉,由于机体本身的设计存在着不足之处,不仅汽水分离的效果比较差,再加上蒸汽运行过程中出现了超负荷的运行情况,导致了蒸汽的品质不佳。

那么蒸汽品质不佳就会直接的引起汽轮机的通流部分出现了严重的积盐现象,一旦出现了积盐,那么通流的面积就会逐渐的减小,使内焓降逐渐的增大,叶片的应力加大,最终导致了叶片出现损伤,如果未能及时的处理,会使积盐、推力轴承超过了负荷,积盐就会与叶片之间发生化学反应,使叶片出现了腐蚀现象,使叶片的使用强度与整体的性能逐渐的降低[2]。

与此同时,由于积盐的盐垢堆积在了调节汽门、门杆上,在运行的过程中,不仅会使调速系统的迟缓率加大,出现了负荷摆动的现象发生,而且在操作停机时还会出现调节汽门的卡涩、关闭不严等问题,最终导致了超速飞车的事故发生,存在着严重的安全问题。

河曲电厂汽轮机积盐分析

河曲电厂汽轮机积盐分析

河曲电厂汽轮机积盐分析摘要:对汽轮机叶片及本体的现场检查以及对其表面的沉积物进行垢样分析可以看出汽轮机严重积盐和腐蚀,根据运行期间的水汽监督数据发现饱和蒸汽的钠离子严重超标,对其汽包进行检查发现汽包内筒焊缝开裂共计43条,其中顶部25条,下部18条,最长裂纹1200mm,最短裂缝50mm。

裂缝部位全部是延原焊口开裂。

所以可以断定这次汽轮机的严重积盐是由于汽包内裂缝造成水汽品质差而导致的。

关键词:汽轮机盐类沉积物分析一、汽轮机内的盐类沉积物的形成过程带有各种杂质的过热蒸汽进入汽轮机后,由于压力和温度降低,钠化合物和硅酸在蒸汽中的溶解度随压力降低而减小,当其中某种物质的溶解度下降到低于它在蒸汽中的含量时,该物质就会以固态析出,并沉积在蒸汽通流部分。

此外,蒸汽中那些微小的NaOH浓缩液滴以及一些固态微粒,也可能粘附在汽轮机的蒸汽通流部分,形成沉积物。

现将过热蒸汽中的各种杂质在汽轮机内的沉积特性分述如下:(1)钠化合物。

由过热蒸汽带入汽轮机的钠化合物,一般为Na 2S04、Na3PO4、Na2SiO3、NaCI和NaOH等。

由于这些杂质在过热蒸汽中的溶解度并不很大,而且随着蒸汽压力的下降,它们的溶解度也会很快下降,所以在汽轮机内,当蒸汽压力稍有降低时,它们在蒸汽巾的含量就已高于其溶解度,因此很容易从蒸汽个析出。

在这些杂质中,因Na2SO4 Na3P04、Na2SlO3在蒸汽中溶解度较小,最先析出,故主要沉积在汽轮机的高压级内;Nacl和NaOH的溶解度较大一些,主要沉积在汽轮机的中压级内。

在汽轮机内,蒸汽中的NaOH还能发生下述变化:1)与蒸汽中H2SIO3反应,生成Na2Si03,沉积在高、中压缸。

2)与汽轮机蒸汽通流部分金属表面上的氧化铁反应生成NaFe02。

(2)硅酸。

硅酸在蒸汽中的溶解度较大,因此当汽轮机中燕汽的压力降到较低时,它们才能从蒸汽巾析出。

在汽轮机内形成的SIO2沉积物,不镕于水、质地坚硬,常有不同的结晶形态,在低压级内沉积的先后次序是:结晶的。

600MW汽轮机检修技术应用与实践

600MW汽轮机检修技术应用与实践

600MW汽轮机检修技术应用与实践摘要:受到国家经济发展的影响,各领域不断的改革和进步,电力也不例外。

由于汽轮发电机组向大容量、高参数方向发展,使得机组的系统越来越复杂,数以千计的关键设备与部件在高温、高压、高转速条件下运行,其不安全因素必然越来越多。

一台大机组一旦发生一次重大的设备事故,造成的经济损失将是巨大的。

关键词:600MW汽轮;检修技术应用;实践引言现代工业要求大机组安全、可靠、经济、优化运行,从而对机组的故障诊断提出了更高的要求。

对故障诊断机理和应用技术的研究引起人们越来越多的关注,并且得到了飞速发展。

1故障诊断技术和理论故障诊断理论和现代科学的发展密切相关,更多的程度上依赖于数学科学方法的发展。

到目前为止,故障诊断理论的发展中比较成熟并得到应用的数学理论和方法比较多,主要有频谱分析理论、故障树分析方法、模糊诊断理论、灰色诊断理论、人工智能专家系统、可靠性理论、神经网络诊断理论、分形几何、免疫理论、支持向量机、粗糙集诊断理论等。

设备的运行状况以及设备故障的出现,都会在振动信号的频谱图中得到反映,这是设备振动的广泛性和可识别性。

常规频谱分析诊断理论正是基于这一原理进行诊断决策的。

不同的运行状况或者不同的故障,振动频谱将呈现不同的特征,由此可以进行故障诊断。

故障树分析法是从系统分析的角度出发,把设备作为一个系统,把系统故障作为顶事件,然后分析故障事件和各个子系统或者各个部件之间的逻辑关系,建立故障树。

据此分析系统发生故障的各种途径和可靠性特征量,是一种将故障形成原因作由总体至部分按树状逐级细化的分析方法,从而判断基本故障,确定故障原因。

模糊诊断理论包括模糊模式识别和模糊聚类。

模糊模式识别是根据设备当前出现的故障征兆X,通过故障征兆与故障起因之间的模糊关系矩阵R,按模糊运算法则计算模糊诊断向量B,B=R6X,据此再按照最大隶属度原则确定故障原因。

这里。

为模糊算子,不同的算子对应一种不同的模糊综合评判诊断方法。

CLN600MW汽轮机检修规程(专业版)

CLN600MW汽轮机检修规程(专业版)

管理制度设备检修规程(1)用5—10倍放大镜外观检查或着色检查缸体无裂纹,拼缸连接螺栓无松动。

汽缸水平结合面涂料清理干净,表面平整、光滑、无锈蚀。

(2)扣缸检查中分面间隙,内缸:自由状态下塞尺检查≯0.30,紧1/3螺栓检查0.05塞尺不入。

外缸:自由状态下塞尺检查≯0.30,紧1/3螺栓检查0.05塞尺不入。

(3)低压外缸油挡洼窝与低压转子同轴度,左右:≤0.05,下部:()/2≤0.025。

(4)低压内缸与低压转子同轴度,左右:≤0.05,下部:()/2≤0.025。

(5)用合象水平仪测量低压汽缸中分面与轴承箱纵、横向水平偏差≤0.20,纵向水平与转子扬度保持一致。

(6)汽缸螺栓、螺孔栽丝丝扣完整光洁,无毛刺及损伤,配合松紧合适,组装时涂以黑铅粉或二硫化钼粉。

(7)低压外下缸与台板接触密实,用塞尺四周检查,0.03塞尺不入。

图1.2-1 高压部分通流间隙测量图1.2-2 中压部分通流间隙测量图1.2-3 低压A缸部分通流间隙测量(4)轴承垫片调整后,应检查垫块与洼窝的接触情况,不合格时应重新研刮。

1.3.4轴系找中心质量标准:1.3.4高中压转子与低压A转子平面张口为零,高中压转子中心较A低压转子中心低0.76;A低压转子与B 低压转子上张口0.14,B低压转子中心较A低压转子中心低0.02;B低压转子与发电机转子上张口0.01,发电机转子中心比B低压转子中心低0.31;1.3.6.3联轴器螺栓拧紧伸长量:中-低联轴器螺栓0.59,低-低联轴器螺栓0。

64,低-发联轴器螺栓0.99。

图1.3-1 联轴器找中心记录1.4 喷嘴组、隔板检修:1.4.1概述:喷嘴组和隔板是完成蒸汽热能向动能转换的部套,具有工作温度高,前后压差大,与转子间隙小的特点。

本机组喷嘴组是在整体锻件上铣制出叶片型线再焊上隔叶件和外环而成,共4组,分别嵌在4个喷嘴室的环形槽里。

喷嘴组两端用密封键密封。

其中一端用定位销固定在喷嘴室上,另一端可以自由膨胀和收缩。

600MW超临界直流炉机组首次检修化学检查共性问题及对策分析

600MW超临界直流炉机组首次检修化学检查共性问题及对策分析

o c - r u h b i r6 0 W i n n I i s o d t a e r t s o a i g o h trc o e n et o g ol 0 M h e Un t i He a . s h we h t h ae fs l n t e wa e - o l d sn t t c n wa l n at e o i o n t ec a c n mi e r i hTh o ma in o l d p s i n i o l ae . l a d s l d p st n o o l o o z ra eh g . ef r t fs t e o i o c mp i t d i h e o a t s c
c roso o r i n
水冷 壁 、 煤 器 结 垢 速率 高 ; 轮机 叶 片积 盐 速 率 省 汽
1 前 言
随着 国 民经 济 的发 展 , 电 量 的剧 增 , 国机 用 我
高; 汽轮 机低压 缸叶 片锈蚀 。
组装 机 容量 在进 几 年迅速 增 加5 2 0 《 wr1 1— 0 9 火力 发 电厂 机组 大修化 学检 查 导 则 》 明确 指 出 : 组 检 修 时 对其 进 行 化 学检 中 机 查 可 以评 价 机组 运 行 期 间 所 采用 的给水 处 理 方 式
器 垢 量 高 , 垢 速率 快 , 冷 壁 和省 煤 器 结垢 评 价 结 水
为 三类 的机 组 占 7 %。D 厂 9 — 0 1 火力 发电 厂 5 Lr 4 20 《 7 锅 炉化 学 清 洗 导 则 》 中规 定 : 流 炉 水 冷壁 垢 量 达 直 到 2 0 3 0/ 应 进行 化 学 清洗[ 0 ~ 0g , m 2 ] 据水 冷 壁 结 。根

探究600MW汽轮机组本体检修

探究600MW汽轮机组本体检修

探究600MW汽轮机组本体检修摘要:目前国内发电厂的发电方式大多为火力、水能、核能以及风力等,尤其以火力发电厂占比最高,仅火电厂供能总量就突破60%。

对于火电厂的实际运行来说,600MW汽轮机是不可忽视的一部分,通常具有以下两种类型,分别为亚临界模式以及超临界模式。

其中使用最多的类别为超临界结构。

基于600MW汽轮机实际的大修任务,主要从隔板及间隔距离、转子中心位置以及滑销系统等环节出发,探究汽轮机检修的具体情况并对未来发展提出改进意见。

关键词:检修;汽机本体;600MW机组公司投入运行的1号机组为亚临界600MS汽轮机。

在2019年中为其制定A级检修方案,核心目标是提升运行效率,同时对汽封结构进行相应优化,分别调整为布莱登模式和蜂窝模式,从而有效改善机组的热耗功率,确保效率指标达到预期要求。

1汽轮机机组的结构本机组中选用的缸体结构为高中压组合模式,其中低压缸为双流反向体系,同时在高中压侧利用无孔转子进行连接,其中高压转子部分主要是由单独的冲动调节级和8个冲动压力级组合而成,而中压转子侧仅以6个冲动压力级为核心。

整个汽轮机中的轴承部分分别为6个支持结构和1个推力结构,其中所有的支持结构均选用四瓦可倾式设计方案,并将推力结构放置在高中压缸和低压缸的交互位置,通过高中压转子提供的电端动能完成好轴向方向的位置确认,同时由于推力轴承中具有推力盘结构,致使转子可以朝着两端扩展。

2隔板中心及通流间隙调整调整隔板的位置,本质目的是减少隔板间的通流区域并降低汽封改变量,对汽轮机的稳定运行具有重要意义。

对于本次检修来说,第一步需要通过拉钢丝的测定方式校准隔板的中心位置,该方法最大的优势在于操作简捷且经济收益较高,但校准的精确度还有待提升。

由于拉钢丝设备是自制而成,导致测量设备较为简易,这就需要技术人员具备良好的技术素养,通过认真的测定和仔细的测算将误差控制在合理范围之内,整个测算过程中需要全面把控钢丝设备的静挠度、耗工效率等,所以当A缸参数测定完成后就应当重新选用测量方法。

亚临界600MW汽轮机积盐分析及试验研究

亚临界600MW汽轮机积盐分析及试验研究
热 能基 础 研究
临 界 6 0M W 0
汔 轮 机 丝 分 衍 厦试 骀 研 宓
王 应 高 , 永 立 星成 霞 , 绪 良, 子 龙 李 金 周

华 北 电力科 学研 究 院有 限 责任公 司, 京 北
1 0 4 005
[ 摘
要] 在 对亚 临界 6 0MW 汽轮 机 积 盐原 因进行 定 性 分析 的基 础 上 , 0 通过 对 3台 同型 号机 组
进行 锅 炉热化 学试 验研 究 , 对影 响 机 组 蒸汽 品 质 的诸 多因素 进行 了定 量 考 查。 结果 表
明, 为提 高亚 临界 6 0MW 机组 汽 包炉 蒸汽品 质 , 用平衡磷 酸 盐 处理( P 工况 炉水 0 采 E T) 最优 监控 指标 为 :( 0 一) 0 4mg L, J P < . / DD< 1 S c p 值 9 3 ~9 5 ; 0 0u / m, H . 0 . 0 蒸汽 ( 以钠
p o p aete t n E T)s o l ea olws』 P ] < 0 4 mg L, h s h t rame t( P h udb sfl o D O 一) . / DD< 1 / / m , H v le ( 0 . c p au 一 t S 9 3 ~ 9 5 tee ta me tcef in f ta . 0 . ;h n ri n o f c t e m ̄ O 1 ,h h n ert f ntla ≤ 9 0M W / n n ie o s . t ec a g aeo i o d . u mi,
W ANG n g o, n l, NG h n xa J N l n Z Yig a LIYo g iXI C e g i , I Xu i g, HOU i n a Zl g o

超临界600mw汽轮机检修特点介绍

超临界600mw汽轮机检修特点介绍

第34卷 第3期热力透平Vol.34No.3 2005年9月THER M A L T UR BI NE Sept.2005超临界600MW汽轮机检修特点介绍刘 波(华能上海石洞口第二发电厂,上海200942)摘 要: 介绍了石洞口第二发电厂引进的ABB公司超临界汽轮机检修周期确定、专用工具配制及红套内缸、单轴承支撑轴系的检修方法和特点等,可供汽轮机检修人员参考。

关键词: 超临界汽轮机;检修;汽缸;轴承中图分类号:T K268 文献标识码:A 文章编号:1672-5549(2005)03-0157-04Introduction of Features of Inspection and Repair of Supercritical600MW Steam TurbineL I U B o(Huaneng Shanghai Shitongkou No.2Power Plants,Shanghai200942,China)Abstract: This paper presents determination of regular inspection and repair of introduced ABB supercritical steam turbines in Shidongkou No.2Power Plant,including special tools configuration,inspection and repair methods and features of shrunk2on inner casing,single bearing supporting rotor system,which can be taken as reference for steam turbine overhaul.K ey w ords: supercritical steam turbine;maintenance;casing;bearing0 前言汽轮机定期有效、优质的检修是汽轮机能够长期、安全、高效运行的保证。

定州600MW 汽轮机结构及检修

定州600MW 汽轮机结构及检修

第一部分汽缸及静止部分第一节我国电站 600MW 机组的情况简介从 20 世纪 60~90 年代的 30 年间 , 电站汽轮机产品在单机功率和蒸汽初参数上都没有重大的突破, 只是在产品的可靠性、机动性、控制水平和经济性等方面有所进展。

为了进一步降低机组单位功率的重量, 提高机组的内效率, 有的制造厂正在研制更高参数的大型机组。

如日本川越电站 70OMW 燃用天然气的超临界压力机组, 其初参数压力为 31.6MPa 、温度为 566/566 ℃, 汽轮机的设计热耗为7461KJ/(KWh), 汽轮机组热循环效率为48.26% 。

我国最大的汽轮机制造厂—哈尔滨汽轮机厂, 生产的 60OMW 机组, 其设计热耗为7829kJ/(KWh), 接近世界最先进水平。

该厂已投运的合金钢长叶片为 100Omm, 己研制的铁合金叶片系列有700 、1000 、1200mm;正在设计制造的单机功率有 800 、 100OMW 。

各国电站汽轮机组典型产品的经济技术水平如表 0-1 所列。

我国电站自 20 世纪 80 年代以来开始装备 60OMW 等级的汽轮发电机组, 这些机组的基本特点参见表0-2。

图 0-4 为哈尔滨第三电厂60OMW 汽轮机的总体结构图。

从表 0-1 和表 0-2 中可以看出 , 国内外 60OMW 等级汽轮机组的总体结构状态和主要的技术经济指标。

在通流部分的结构方面 , 冲动式和反动式的优点得到了很好的应用;蒸汽参数多采用以亚临界压力16~19MPa 、温度 530~566 ℃的参数 , 且以 16.6~16.7MPa 、540 ℃最为普遍 , 而采用超临界压力的蒸汽压力约为 24MPa 、温度536~566 ℃。

对于汽轮机组的热耗, 亚临界压力机组约为 7790~800OKJ/(KWh) [ GE 公司的 60OMW 调峰机组热耗为 8441KJ/(KWh)], 超临界压力机纽约为 7650~791OKJ/(kwh) 。

ALSTHOM 600MW汽轮机第一次大修发现问题及处理

ALSTHOM 600MW汽轮机第一次大修发现问题及处理

ALSTHOM 600MW汽轮机第一次大修发现问题及处理陶磊
【期刊名称】《热力发电》
【年(卷),期】1997(000)001
【总页数】2页(P39,41)
【作者】陶磊
【作者单位】北仑港发电厂
【正文语种】中文
【中图分类】TK268
【相关文献】
1.ALSTHOM 600MW汽轮机第一次大修发现的问题及处理 [J], 陶磊
2.马厂两台125汽轮机首次大修发现的问题及处理 [J], 张洪奎
3.我省首台200MW汽轮机组道次大修发现的主要问题及处理办法 [J], 唐顺林
4.马二厂引进型300M汽轮机首次大修发现的问题及处理 [J], 无
5.600MW汽轮机常见问题及处理方法研究 [J], 黄军
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600MW 汽轮机在首次大修积盐的检查和诊断
王涛英,徐军锋,郭包生,潘 惠,黄晓峰
摘要:对汽轮机转子叶片进行检查,发现高压转子叶片和部分中压转子叶片上的积盐厚达0.7mm ,元素分析和
可能导致积盐的几个因素,结合热化学试验,对1号机组提出整改措施,大修启动后饱和蒸汽钠含量较大修前1 引言
提高,良)沉积,发生的比例逐渐上升。

汽轮机参数越高,压力越高,沉积少量的盐类,也会使汽轮机的效率和出力显著降低,轴向推力增大,影响汽轮 机的安全经济运行。

2 托电1号汽轮机及其积盐情况
托电1号机组是日立公司生产,型号TC4F-40,亚临界、中间再热、单轴三缸、双背压四排汽、凝汽式机组。

所有级均为冲动式结构,最大连续出力600MW ,最大的功率是668.2MW ,额定工况下热耗7762kJ/kWh ,从机头端往电机端看为逆时针转向。

高压转子有9级叶片,中压转子有5级叶片,低压转子有 2×2×7级叶片,总共42级叶片,末级叶片长度为1016mm 。

基本通流部件简介见图1.1。

日1号机组进行第一次常规性大修,对汽轮机高中低压缸进行了全面解体检查。

解体后发现高中压转子及隔板的流道严重积盐,厚达0.7mm 。

部分转子叶片的积盐情况见图2、3、4、5。

图1.2 高压转子第2级叶片积盐照片
图1.3 高压转子第3级叶片积盐照片
图1.4高压转子第8级叶片积盐照片
图1.5中压转子第5级叶片积盐照
3 叶片积盐状况分析
3.1 积盐厚度
转子及隔板的积盐基本分布在叶片背弧面、弧面、叶轮上,其中叶片背弧面积盐较厚。

高中压转子叶片积盐厚度见图2.1和图2.2。

图3.1 高压转子叶片(背弧)积盐
图3.2 中压转子叶片(背弧)积盐
图3.1显示高压第7级积盐的厚度最小,其主要原因是一段抽汽口设置在高压第6、7级间,造成蒸汽压力、温度、流量在此变化后引起第7级叶片积盐厚度减小。

3.2 积盐速率
积盐速率[mg/(cm2.a)]=积盐量(mg/cm2)×8760(h/a)/两次大修间隔(h)公式(3.2)
表3.2高中压转子积盐速率与颜色
3.3 积盐成分
在高中压转子部分叶片及隔板采集到大约3~6g积盐,对积盐用X射线荧光光谱法做元素分析,用X射线衍射法做物相分析。

分析结果如下:
高压叶片第2级的浅砖红色盐垢主要元素有52.2%O、27.4%Na、14.3%P、5.45%Fe、0.572%Al, 主要成分是65.12%Na3PO4、24.33%Na4.55Fe(PO4)2H0.45O、10.55%FeH4P2O8。

高压叶片第3级的浅砖红色盐垢主要元素
有44.3%O、31.3%Na、16.8%P、6.43%Fe、0.653%Al、0.402%Cu、0.110%Mn,主要成分是56.89%Na3PO4、25.61%Na4.55Fe(PO4)2H0.45O、17.5%FeH4P2O8。

高压叶片第8级的灰色盐垢主要元素有47.1%O、31.6%Na、14.0%P、1.94%Fe、1.37%Cu、1.10%Al、0.814%Si、0.794%Cl、0.673%Mo、0.536%S,主要成分是73.04%Na3PO4、17.94%Na2HPO4、2.68%Fe3O4、4.97%AlPO4、1.37%Cu。

中压叶片第5级的灰白色盐垢主要元素有51.2%O、29.1%Na、12.7%Si、1.71%Fe、1.36%P、0.819Cl、0.817%Mo、0.746%S、0.647%Al、0.569%C、0.313%Cu, 主要成分是55.34%Na2SiO3、20.45C3H6O2﹒6SiO2、18.94% Na2CO3、5.27%Fe3O4。

从上述分析结果可以看出:
(1)汽轮机高压转子叶片积盐的主要成分是磷酸钠盐,原因是磷酸钠盐在蒸汽中的溶解度最小,所以最先析出。

(2)汽轮机中压转子叶片积盐的主要成分是硅酸钠盐,原因是硅酸钠盐的溶解度要大一些,往往沉积在汽轮机的中压级内。

(3)在汽轮机各级中都存在铁的氧化物。

3.4 积盐的一般原因
积盐在汽轮机转子叶片表面的沉积与蒸汽污染有关,蒸汽污染的主要原因是机械携带和溶解携带。

机械携带是指炉水中的各种杂质以水溶液的状态带入蒸汽中。

汽包中水滴的形成有以下三种形式:a.蒸汽泡破裂形成水滴;b.机械运动撞击而形成水滴;c.当炉水中存在有机物、细小悬浮物、水渣和碱性物质时,易产生泡沫,泡沫破裂产生小水滴。

上述过程产生的水滴都具有一定的动能,能飞溅,当自身的重力大于摩擦力、浮力时,会下降;当自身的重力小于摩擦力、浮力时,会随蒸汽流上升,带出汽包,这些水滴中又溶解了许多炉水中含有的钠盐、硅化合物等杂质。

这些杂质被带入蒸汽后,对蒸汽产生了污染。

蒸汽的溶解携带是因为蒸汽有溶解某些物质的能力,一般来说,蒸汽的压力越高,蒸汽的溶解能力就越强,特别是对硅酸,具有较强的溶解能力,因此饱和蒸汽中溶解了某些炉水中的杂质,这种饱和蒸汽因盐类溶解而携带炉水中某些物质的现象,叫做蒸汽的溶解携带。

溶解携带有以下两个特点:
(1)有明显的选择性,即溶解物质的能力有很大差异,也称选择性携带;
(2)溶解携带量随锅炉压力增大而增大。

4 汽轮机积盐的原因分析
4.1 1号锅炉汽包的连排管位置较二、三、四期的锅炉偏高,其中1号炉连排管低于正常水位线88 mm,二期低于正常水位线254 mm,三、四期低于正常水位线200 mm。

导致1号锅炉从连排出来的炉水是汽水混合物,排污效果差,不利于炉水中含盐量的降低,影响蒸汽品质。

4.21号炉汽包顶部波纹板汽水分离器以下的焊缝总长度约为160米,共22道焊缝,开裂5道,开裂焊缝长度总共2米,其中1.2米位于水位线以上,导致汽水混合物进入汽包蒸汽空间的
饱和蒸汽中,造成饱和蒸汽的机械携带量增大。

4.3 2006年10月的1号炉小修发现:汽包顶部用于收集分离出来的残余水分的疏水槽与疏水管连接处的焊缝没焊接完整,只进行了点焊,这会导致饱和汽流从没焊接完整的焊缝漏过,导致从汽包顶部波纹板分离器分离出来的残余水分被上升的饱和汽流带走,从而降低了汽包顶部波纹板分离器的汽水分离效率,导致饱和蒸汽的机械携带量增大。

4.31号锅炉汽包及其旋风分离器规格与二、
三、四期锅炉基本相同,但旋风分离器数量只有110个,远少于二、三、四期的194个。

因此由于1号炉旋风分离器数量少,单个旋风分离器的出力约是二、三、四期的2倍,单个旋风分离器的负荷相对过重,汽水分离效果变差,导致蒸汽携带炉水。

5 采取的几个处理措施
5.1 对1号炉汽包夹层开裂的焊缝进行了焊接。

5.2 对1号炉汽包的24个疑似渗漏点进行了补焊。

5.3 2007年12月化学专业提出把炉水pH值控制在9.10~9.30,炉水电导率控制在
10~15µS/cm。

2008年5月华北电科院对1号机组完成的热化学实验报告中提出为保证蒸汽品质,防止出现磷酸盐隐藏现象,炉水采用平衡磷酸盐处理工况,将炉水磷酸盐浓度控制在
0.55mg/L以下,适当的时候可以加氢氧化钠调节炉水pH值在9.00~9.30。

5.4 过热器存在钠盐沉积可能,加装过热器反冲洗管道系统,利用本次大修机会对过热器进行了反冲洗。

结论
通过对1号汽轮机叶片积盐的成分分析和检查,沉积物主要是磷酸钠盐和硅酸钠盐,还有少量铁的氧化物。

汽包存在夹层焊缝开裂和旋风分离器数量偏少、汽水分离效率差等问题和特点应该是积盐的主要原因,经过大修补焊和调节炉水工况,1号机组大修启动后,在相同的炉水品质工况下,饱和蒸汽钠含量与大修前相比,下降约15.5%。

但是,饱和蒸汽钠含量下降的幅度没有达到预期效果。

参考文献:
[1]乐长义,周新雅. 600MW火电机组运行技术丛书.锅炉分册,北京:中国电力出版社,2000年1月第一版.
[2]电力工业技术监督标准汇编.北京:中国电力出版社,1996年12月第一版.
[3]熊耀兵,汽轮机严重积盐分析及预防,设备管理与维修,2003年,第4期。

作者简介:王涛英(1980—),女(汉族),工程师,在内蒙古大唐国际托克托发电有限责任公司发电部从事电厂化学化验工作。

2003年长沙理工大学化学系电厂化学专业毕业,学士学位。

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