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  • 摘要:连州发电厂1号机组2001年大修后汽轮机低压胀差变...

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    摘要:连州发电厂1号机组2001年大修后汽轮机低压胀差变化很大.通过对运行工况的分析,发现低压胀差变化与负荷,凝汽器真空,轴封压力存在比较明显的关系:低压胀差随凝汽器具空升高而增大,随真空的降低而减少;低压胀差随负荷升高而减少,随负荷的降低而增大.对胀差测量回路的检查和1号机组大修检查发现低压缸轴封处中分面吹损严重,分析认定低压缸轴封处中分面向低压转子末级漏汽,加热低压转子是造成1号机组正常运行中胀差异常的主要原因.对此,采取了确保低压缸水平结合面严密不漏汽等措施,使胀差达到正常值.
    关键词:125MW汽轮机组;汽缸;转子;低压胀差;真空
    胀差是汽轮机重要监视和控制参数之一,也是影响机组安全运行的重要因素.影响胀差变化的原因很多,如检修不当,运行参数异常等.对机组的胀差状态进行监测,及时诊断出机组的故障原因或者利用自动防护技术来防止灾难性事故的发生,对于提高机组的运行可靠性,提高电厂的经济效益具有十分重要的意义.
    1 故障情况
    连州发电厂1号,2号机组汽轮机为上海汽轮机厂生产的N125型,汽轮机低压胀差监测探头安装在3号,4号轴承箱内,投产后低压胀差4.2mm(冬天为4.6mm). 1号机组于2000年投产,2001年7月份检查性大修后低压胀差4.4mm,但随着运行时间推移,低压胀差慢慢增大,至2006年7月大修前,夏天为4.8mm,冬天最大达7.0mm.1号机低压胀差设计保护动作值为7.1 mm(测量值偏小0.4mm左右),容易发生低压胀差保护动作跳机,甚至发生动静摩擦,造成大轴弯曲事故,严重威胁机组的安全运行.
    2003年底,运行发现1号机低压胀差5.5mm,较2号机偏大1.0mm,检修未能查出原因,初步怀疑是低压胀差测量探头老化.2004年7月26日,采用经校验合格的胀差测量新探头代替旧探头,两个测量数据基本一致,证实低压胀差测量探头正常.2004年和2005年,经过大量观察和试验,发现1号机组在运行中低压胀差随着环境温度和凝汽器真空的变化而变化,具体为夏天低压胀差稳定且比较小,而冬天波动幅度大(白天大,晚上相对较小),且数值较大,并发现低压胀差随凝汽器真空或轴封压力的升高而增大,随凝汽器真空或轴封压力的降低而减少.
    2 原因分析
    2. 1 胀差测量回路检查
    1号机组于2005年5月9日停运时,高压缸缸温己降至60℃左右,而低压缸胀差显示还有0.40mm,对低压缸胀差测量回路再次进行了详细检查.从检查情况和测量数值判断,探头的安装位置及测量回路正常,胀差的增大并非测量回路有故障所致.
    分析低压胀差测量值增大的原因是:(1)内部工况发生变化造成低压转子膨胀量增大;(2)推力瓦块有磨损或2号轴承座有位移;(3)低压胀差零位示值误差,汽轮机转子处于工作面和非工作面之间位置,而非在紧贴工作面位置(零位).
    2. 2 运行调整试验
    在2004年春冬至2006年初,在机组其它工况不变的情况下进行了多次验证性试验,分别调整凝汽器真空,负荷,轴封压力(温度)和投入低压缸后缸喷水减温;通过开关汽轮机房大门来改变机房环境温度,以检查1号机胀差受穿堂风影响的情况.试验表明:在大气温度不变的情况下,1号机低压胀差不受机房环境温度变化而变化; 1号机低压胀差变化时,2,3号轴承箱不发生位移;低压胀差随凝汽器真空或轴封压力的升高而增大,随凝汽器真空或轴封压力的降低而减少;在机组工况不变的情况下调整凝汽器真空至92kPa或低压缸后缸投喷水冷却,低压胀差明显减小.分析认为,低压缸轴封处中分面漏汽加热低压转子而造成低压胀差偏大:冬天凝汽器真空高,轴封漏汽量增大,低压转子表面热交换增大,从而使低压转子轴向膨胀量增加,造成低压胀差偏大.
    在1号机组A级检修前,通过控制凝汽器真空和投入低压缸后缸喷水冷却来将汽轮机组胀差控制在安全的范围内.
    3 故障处理
    2006年6月中下旬,1号机组开始A级检修,针对1号汽轮机低压胀差的异常情况及原因分析,采取了相应的修复措施.
    (1)1号汽轮机低压缸后轴封和发电机后轴封处上下缸水平法兰结合面内侧有漏汽痕迹(轴向),吹损凹痕为宽30mm,深约3mm,其原因是外缸螺栓没有旋紧,结合面有间隙.处理办法:将外缸轴封位置螺栓改为罩帽螺帽,漏气吹损部分补焊磨平.低压内缸正,反向第4,5级隔板之间的位置有漏汽痕迹,其原因是上次A级检修复装间隙超标.处理办法:对漏气吹损部分补焊磨平.
    (2)将1号汽轮机转子重新推零,以确定低压缸胀差零位,同时对测量探头进行重新检测,检查发现TSI系统低压胀差零位示值误差0.7mm.重新校正TSI低压胀差测量通道.

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