汽轮机瓦温高分析与处理.ppt

目 录 引 言 漳泽发电厂3号、4号、5号、6号机均为苏制215MW汽轮发电机组，其型号为K—215—130—1型凝汽式汽轮机，为单轴三缸双排汽，具有一次中间再热的冲动式机组。直接带动与其装在同一基础型号为TBB—220—2E的交流发电机。由型号为En—670—13.8—545KT型的锅炉三大主设备共同构成。四台机组分别于1989、1990、1991年相继投产发电。 引 言 自1996年机组进行调峰以来， 4号、5号机组2号瓦温度就一直处于较高状态运行，最高曾达到过104℃，尤其在负荷为140～180MW，额定主蒸汽压力下，出现90℃左右的高温现象。其间虽进行过大修、小修及多次临修，但没有取得根本好转。结合多年来检修经验和运行试验分析，认为2号支持瓦温度高的主要原因有几个方面。 从运行角度分析 针对4号、5号机的实际情况，通过多次试验分析，认为2号瓦温度的变化与测量装置、油质以及供、回油系统关系不大，与喷嘴的部分进汽度有很大关系，各瓦分布情况如图1所示。 从运行角度分析 汽轮机在超过30%额定负荷后，中压调速汽门处于全开位置，不参与负荷的调节，而实际运行中，机组在参与调峰时，最低负荷也限制在60%额定负荷以上，也就是说，中压四个调节汽门始终处于全开状态，则中压缸进汽始终为全周进汽，蒸汽对转子产生的轴向推力也是圆周均匀分布的，而高压缸则不同。 从运行角度分析 从运行角度分析 从图2、图3便可以得知，负荷高时，四个高压调门依次开启；负荷低时，则4号调门关闭，即图3中蜗轮轴转至80°时，继而3号调门关闭，直至负荷合适，这样在主蒸汽压力参数较高，负荷较低时，就有可能造成机组只有1号、2号高压调门进汽，而3号、4号高压调门节流，甚至关闭。即图3蜗轮转至75°时，致使汽轮机高压缸部分进汽度减小，从而产生不均匀的圆周推力，导致2号瓦受力不均，温度上升。 从运行角度分析 通过实际的运行调整观察发现，机组在高负荷时，主蒸汽压力高、低对瓦温影响不大，190MW以上完全可以在额定压力下运行；低负荷时，则必须降低主蒸汽压力运行，其实，降压的目的就是在保证负荷的前提下，增大进汽流量，开大调节汽门来达到全周进汽，使转子受力分布均匀，从而达到降低2号瓦温度的目的。 从运行角度分析 从实际的运行调整得知，只要高压缸部分进汽度越大，瓦温就越趋于正常，那就可以通过改变汽轮机的部分进汽度来调整瓦温，如图3所示，可以在保证调速系统静态特性大致线形的前提下，适当增大3号高压调门与2号高压调门、4号高压调门与3号高压调门的重叠度，尤其是增加2号、3号高压调门的重叠度，这样就可合理改善圆周进汽不均匀的现象，同时也可降低机组的速度变动率，有利 从运行角度分析 于由原来承担基本负荷的机组向承担尖峰负荷的机组转变，适合于调峰。但经过调整高压调门的重叠度后，应严格注意变动后负荷变化幅度的控制，以避免机组甩负荷。 从检修角度分析原因 第一，高压缸调门在运行中重叠度配比不当，或全周进汽量不均匀。 a) 在机组设计方面。由于中压调门在负荷60MW时全开，而高压调门在负荷120MW以下，只开1号、2号调门， 3号调门在120MW以上才开始开启， 4号调门在190MW以上才开始开启，造成低负荷时，高压缸不能全周进汽，进汽不均匀，需降低汽压，从而增大蒸汽流量来弥补。 从检修角度分析原因 b) 3号高压调门凸轮型线由于长时间运行有所磨损，造成3号调门在130～150MW负荷时，较原设计值有迟开现象，使之与1号、2号调门的重叠度不够，以致在150～170MW之间蒸汽流量变化快，波动大，轴向推力不稳，造成2号瓦推力瓦不能有效贴紧推力盘，球面瓦跟踪不好，下瓦钨金面的油膜不能正常形成，形成干摩擦，使2号瓦温度升高。 从检修角度分析原因 第二，转子中心调整不当，高中压转子对轮下张口过大（如图4），导致1号、2号、3号瓦负荷分配不均匀。 从检修角度分析原因 a) 4号、5号机高、中压转子为两个转子三支撑方式， 2号瓦为推力支撑联合球形轴承。原高、中对轮下张口设计要求为0.32～0.36mm，在4号机首次大修前，未出现2号瓦温度高现象。在大修后，由于种种原因，修后高中压对轮下张口增大到0.42～0.45mm。事实上，适度增大下张口，可以均衡分配1号、2号、3号瓦负荷，但一味增大下张口，却适得其反，造成不利后果。 从检修角度分析原因 b) 2号瓦负荷确实减轻了，但却使转子轴颈对轴瓦压紧力不够，且2号瓦下部支撑弹簧强度有限，轴瓦在低负荷时，由前所述，轴瓦所受轴向推力过小，推力瓦块和推力盘未得到充分压紧，不能实现球面自动跟踪，存在头重脚轻栽头现象，使轴颈和轴瓦钨金不平行，南侧轴颈与钨金间隙较北侧间隙大，造成泄油，油膜形成不好，甚至在北侧出现干摩擦现象，使轴瓦温度升高。只有在高负荷 从