凝汽式汽轮机

凝汽式汽轮机

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【专家解析】凝汽式汽轮机

【优秀范文】凝汽式汽轮机

范文一:抽汽凝汽式汽轮机参数

抽汽凝汽式汽轮发电机组参数

1 机组参数:

2 供货范围:

1、汽轮机

1.1 主机部分:汽缸、转子总成、喷嘴组、转向导叶环、前后汽封、隔板、隔

板汽封、后轴承、推力轴承前轴承、联轴器,调节汽阀及连杆。 1.2 辅机部分:主汽门、启动抽汽器、两级射汽抽汽器、危急保安系统、磁力

断路油门、调速器、同步器、主油泵、注油器、手动油泵、油箱底盘、冷油器、自动排汽阀、冷凝器、油系统管道、疏水系统管道。 2、发电机:发电机静子、转子、联轴器。

3、电气控制柜:可控硅励磁柜、同期并网柜、发电机操作控制柜、保护柜、汽轮机热工柜及就地仪表。 4、公共部分:地脚螺栓、斜垫铁。

C3-24/5出厂价340万元。 C6-38/6出厂价470万元。

共1页 第1页抽汽凝汽式汽轮发电机组参数

1 机组参数:

2 供货范围:

1、汽轮机

1.1 主机部分:汽缸、转子总成、喷嘴组、转向导叶环、前后汽封、隔板、隔

板汽封、后轴承、推力轴承前轴承、联轴器,调节汽阀及连杆。 1.2 辅机部分:主汽门、启动抽汽器、两级射汽抽汽器、危急保安系统、磁力

断路油门、调速器、同步器、主油泵、注油器、手动油泵、油箱底盘、冷油器、自动排汽阀、冷凝器、油系统管道、疏水系统管道。 2、发电机:发电机静子、转子、联轴器。

3、电气控制柜:可控硅励磁柜、同期并网柜、发电机操作控制柜、保护柜、汽轮机热工柜及就地仪表。 4、公共部分:地脚螺栓、斜垫铁。

C3-24/5出厂价340万元。 C6-38/6出厂价470万元。

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范文二:凝汽式和背压式汽轮机区别

凝汽式汽轮机

科技名词定义

中文名称:

凝汽式汽轮机

英文名称:

condensing steam turbine

定义:

蒸汽在汽轮机本体中膨胀做功后排入凝汽器的汽轮机。

所属学科:

电力(一级学科);汽轮机、燃气轮机(二级学科)

本内容由全国科学技术名词审定委员会审定公布

凝汽式汽轮机,是指蒸汽在汽轮内膨胀做功以后,除小部分轴封漏气之处,全部进入凝汽器凝结成水的汽轮机。

目录

机,也统称为凝汽式汽轮机。

火电厂中普遍采用的专为发电用的汽轮机。凝汽设备主要由凝汽器、循环水泵、凝结水泵和抽气器组成。汽轮机排汽进入凝汽器,被循环水冷却凝结为水,由凝结水泵抽出,经过各级加热器加热后作为给水送往锅炉。

汽轮机的排汽在凝汽器内受冷凝结为水的过程中,体积骤然缩小,因而原来充满蒸汽的密闭空间形成真空,这降低了汽轮机的排汽压力,使蒸汽的理想焓降增大,从而提高了装置的热效率。汽轮机排汽中的非凝结气体(主要是空气)则由抽气器抽出,以维持必要的真空度。

汽轮机最常用的凝汽器为表面式。冷却水排入冷却水池或冷却水塔降温后再循环使用。靠近江、河、湖泊的电厂,如水量充足,可将由凝汽器排出的冷却水直接排入江、河、湖泊,称为径流冷却方式。但这种方式可能对河流湖泊造成热污染。严重缺水地区的电厂,可采用空冷式凝汽器。但它结构庞大,金属材料消耗多,除列车电站外,一般电厂较少采用。老式电厂中,有的采用混合式凝汽器,汽轮机排汽与冷却水直接混合接触冷却。但因排汽凝结水被冷却水污染,需要处理后才能作为锅炉给水,已很少采用。

http://baike.baidu.com/view/1471157.htm

背压

科技名词定义

中文名称:

背压

英文名称:

back pressure

定义:

工质在热机中做功后排出的压力。一般指汽轮机的排汽压力。

所属学科:

电力(一级学科);通论(二级学科)

本内容由全国科学技术名词审定委员会审定公布

目录

背压(Back pressure)后端的压力。一、通常是指运动流体在密闭容器中沿其路径(譬如管路或风通路)流动时,由于受到障碍物或急转弯道的阻碍而被施加的与运动方向相反的压力。二、通常用于描述系统排出的流体在出口处或二次侧的压力(大于当地大气压)

各行业具体解释及更多理解请参看背压实例

编辑本段

背压实例 一、与热力系统相关的背压

热力系统中某一点,点后压力就是点前的背压.

背压机组的背压就是汽机的排汽绝对压力,和纯凝汽机组的区别有在于有无凝汽器上,背压机组的排汽是进入热交换器中放热后回收的.

汽轮机中做过功的蒸汽在高于大气压下排出,排汽要供其它热用户如工业或采暖用,这种汽轮机叫做背压式汽轮机。

二、与液压装置相关的背压

是液压装置中因下游阻力或元件进、出口阻抗比值变化而产生的压力。

三、与压缩机相关的背压

背压通常情况下指压缩机的回气压力,有的时候一台压缩机要负担几个不同的库温,高温库蒸发温度高,低温库蒸发温度低,压缩机工作时是根据低温库的蒸发压力,因此吸气压力较低,这时就得在那些要保持较高蒸发温度的蒸发器出口管路上装一个背压阀,使阀前的压力保持在给定范围内,经阀节流后的压力和吸气压力相等,这样保证系统各个蒸发器在各自工况下运转,即把高背压变成低背压。这称为背压调节。这些不知道对你的问题有没有帮助!

四、与内燃机相关的背压

排气背压就是指排气的阻力压力

背压大,排气阻力就大,会降低发动机动力

背压小,排气阻力就小,会增加发动机动力

五、与注塑相关的背压

在塑料熔融、塑化过程中,熔料不断移向料筒前端(计量室内),且越来越多,

逐渐形成一个压力,推动螺杆向后退。为了阻止螺杆后退过快,确保熔料均匀压实,需要给螺杆提供一个反方向的压力,这个反方向阻止螺杆后退的压力称背压。背压亦称塑化压力,它的控制是通过调节注射油缸之回油节流阀实现的。预塑化螺杆注塑机注射油缸后部都设有背压阀,调节螺杆旋转后退时注射油缸泄油的速度,使油缸保持一定的压力;全电动机的螺杆后移速度(阻力)是由 AC伺服阀控制的。

六、与汽轮机相关的背压

背压其实叫汽轮机出口排汽压力,大家俗称背压。是指做完功以后的蒸汽还具有的一定压力,在发电厂这些蒸汽经过凝汽器变为水补充到锅炉,在其他厂矿是要输送给其他部门做生产用蒸汽,以及生活中的烧洗澡水用,所以要保证一定的压力和温度,一般背压在0.5MP~1MP之间.温度200多度,不回到锅炉.

http://baike.baidu.com/view/1036778.htm

范文三:凝汽式汽轮机供热改造

凝汽式汽轮机供热改造

程永伟1,菅从光1,汪玉萍2

1.中国矿业大学机电工程学院,江苏徐州(221008)

2.平顶山煤业集团坑口电,河南平顶山(467000)

E-mail:

摘 要:本文基于热电联产和抽汽式汽轮机运行的基本原理,对平顶山煤业集团坑口电厂55MW纯凝机组的供热改造进行了分析,分析结果表明:机组热效率由40%提高到51%,热电比高于100%,供热改造方案合理,机组运行安全,热经济性高,收益大。

关键词:热电联产;供热改造;热效率

中图分类号:TK2

小型凝汽式发电机组对我国经济发展起到过重要作用,目前,发电机组正向大容量、高效率、高参数方向发展,与现代大型机组相比,小型机组技术经济指标差、污染严重。国家已采取强制措施关停单机容量50MW及以下高压常规机组。热电联产具有节约能源、改善环境、提高机组热效率等特点。因此,小型凝汽式机组的热电联产改造是求得发展的有效途径

[1]。

平顶山煤业集团坑口电厂是平煤集团的自备电厂,一期装机容量1×55MW纯凝式机组;二期装机容量1×60MW抽汽供热机组。为满足平煤集团五矿和十一矿井下降温(吸收式溴化锂制冷机组)及平顶山循环经济工业园区冬季供暖热负荷的需要,决定将一号机组改为抽汽供热机组。

1. 热电联产经济指标

根据国家标准,供热式发电机组的改造应符合下列标准[1]:

1)热效率年平均大于45%;

2)热电联产热电比:

(1)单机容量50MW及以下热电机组其热电比年平均应大于100%;

(2)单机容量50MW至200MW以下热电机组其热电比年平均大于50%;

(3)单机容量200MW及以上抽凝式供热机组,采暖期热电比大于50%;

1.1 热电联产经济指标

(1) 汽耗率: do=Do/Pe Kg/KW⋅h (1—1)

(2) 发电热耗率: q0=Q1/Pe Kj/KW⋅h (1—2) 其中,Q1=[D×(hq−hn)−

(3) 机组热效率: ∑D×h−Dh]/(ηiicci=1nb×ηp)

在单纯发电机组中机组热效率为 ηi=Pe/Qcp (1—3) 在热电联合生产中热效率为 ηth=(Pe+Q)/Qcp=ηi(1+Q/Pe) (1—4) 其中,Q=Dc×hc Qcp=Do×(ho−hgw)

(4) 热电比:

公式(1—4)中,“Q/Pe”为热电式机组的热电比,即以同样单位表示的供热量与供电量之比。可见,供热机组热效率等于单发电机组热效率乘以一个大于 1 的系数,此系数之值决定于热电装置的热电比。所以,供热机组热效率一定高于单发电机组热效率。 Do:锅炉蒸发量 Kg/h Pe:机组输出电功率 KW Q1:机组供电热耗量 Kj/h D:进入汽轮机蒸汽量 Kg/h hq、hn:汽轮机进、出口蒸汽焓值Kj/Kg n:加热器数

Di:各加热器抽汽量 t/h hi:各加热器抽汽口蒸汽焓值Kj/Kg Dc:供热抽汽量 t/h hc:供热抽汽蒸汽焓值Kj/Kg ηb:锅炉效率 ηp:管道效率

Q:单位时间供热量 Kj/h Qcp:全厂热耗量 Kj/h h0:锅炉出口蒸汽焓值Kj/Kg hgw:锅炉给水焓值 Kj/Kg

2. 机组改造方案

2.1 机组改造前后主要参数规范

机组改造前,型式为K—55—8.8型单缸凝汽式机组;额定功率55MW;主蒸汽额定压力

8.83MPa(绝对);主蒸汽额定温度535℃;主蒸汽额定流量213t/h;主蒸汽最大流量230t/h;排

机组改造后,型式为高压、单缸、单抽、凝汽式机组;额定抽汽量50 t/h;额定抽汽压力1.257MPa其他参数不发生变化。 汽压力0.00502MPa(绝对);级数22级;加热器数3JG+1CY+4DG;额定转速3000r/min。

2.2 机组改造方案

1) 额定纯凝工况下,机组二段抽汽(第9压力级后)压力1.81MPa,为满足供热要求,打孔抽汽位置选在汽轮机高压段第9级后,在原有二段回热抽汽口旁边沿圆周方向左右各开一个方孔口,如图1。

图1 抽汽口位置图

Fig1 The location of extraction point

2)两根抽汽管与原2#高加抽汽管共同进入一个联箱,该联箱作为抽汽母管,在抽汽母管后装有一个调节阀(起初步调节作用)、一个快速关断阀,一个液压抽汽逆止阀和一个电动蝶阀,然后再连接到热网系统,如图2。

图2 抽汽管路图

Fig 2 Extraction line

3)安装的调节阀(翻板式)只起到调节流量的作用,不起到压降作用。

4)采用调节阀等阀门组来控制供热蒸汽流量,改变以往用旋转调节隔板、旋转调节杠杆,以及增加抽汽油动机、油动托架调压器等辅助设备。

5)为防止隔板汽封漏气量加大及保证动静叶不摩擦,对隔板汽封片进行重新设计。

2.3 汽机部件强度核算

抽汽工况下,抽汽口前后工况变化大,所以对抽汽口前后两级及抽汽口处强度进行校核

[2]。

1)汽缸与引出管交界处为新设计部件,设计过程满足强度要求。

2)通过对抽汽口处8、9、10三级的动静叶、隔板进行强度核算得出:第8、9级导叶应力超过许用应力,不满足安全要求,重新进行更换。第8、9、10级隔板最大挠度均不符合要求,确定重新设计更换第8、9、10三级隔板。重新设计3#隔板套,增大2#、3#隔板套之间间隙,保证通流部分有足够的通流面积来满足抽汽量变化的要求。

3)通过对机组推力核算,机组设计推力10.0吨,最大11.5吨;在最大、最小抽汽工况下推力分别为-2、-2.6吨,如果机组在不承受瞬间的热负荷或电负荷时急剧变化,小推力、零推力及小负推力工况可以长期运行。

3. 供热改造后机组热经济性分析

机组改造完成并经过试运行后,根据供热改造热经济性指标,按照如下两个方面对机组热经济性进行了分析。

3.1 额定进汽量不变,抽汽量变化

表1 额定进汽量213t/h,抽汽量分别为50、30、10t/h热经济性参数

Table1 Rated throttle flow 213t/h ,extraction 50、30、10t/h heat economical parameter 抽汽量

抽汽压力

抽汽温度

机组功率

汽耗率

热耗率

机组效率

热电比

℃% 在汽轮机额定进汽量213t/h情况下,随着抽汽量增加,机组功率减小,机组热耗率减少,汽耗增大,机组的热效率增高,热电比增加,这能充分表明热能利用程度在增大,这样的运行方式称作“以热定电”。

3.2 额定抽汽量不变,机组功率变化

表2 额定抽汽量50t/h,机组功率分别为50、49、48、47 MW热经济性参数

Table2 Rated extraction 50t/h , power of unit 50、49、48、47 MW heat economical parameter

输出功率

新汽量

抽汽压力

抽汽温度 ℃

汽耗率

热耗率

机组热效率

热电比

kg/(kW·h) kJ/(kW·h) 额定抽汽量50t/h时,机组进汽量随着机组功率增加而增大,热耗率减小,汽耗率减小,热电比减小,热效率越小。这表明,热能利用程度降低,进入凝汽器的冷源损失加大。

4. 改造后运行效益分析

额定纯凝工况发电量55 平顶山市工业供热价格为29元/Gj,电价为0.42元/(KW⋅h) ,

MW,单位小时产值Mdn=23100元。额定抽汽工况抽汽量50t/h、抽汽焓值3050.7 Kj/Kg,发电量为45.57MW单位小时供热量Q2=Dc×hc=152.535Gj,单位小时供热产值Mγ=4423.43元,单位小时发电产值Mdc=19142.34元。所以,额定抽汽比纯凝工况单位小时产值多465.87元。

平煤集团五矿和十一矿每年夏季进行井下降温的时间为3个月,冬季供暖时间3个月,根据历年运行情况,机组有150天处于额定工况下运行,所以一年产值增加1677132元。改造投资成本为300万元,预计两年可收回成本。

5. 小结

机组供热改造后,机组由凝汽式机组变为抽汽/凝汽式机组,进汽参数不变,最大进汽量仍为230t/h,额定功率为55MW,机组运行安全、收益大;机组额定抽汽工况下热效率62.6%、热电比101%;年平均热效率51%、均热电比61%,符合国家机组供热改造要求,供热改造方案合理。

参考文献

[1] 郑体宽.热力发电厂[M].北京:中国电力出版社,2001.

[2] 丁有宇,周宏科,徐铸,刘振田.汽轮机强度计算[M].北京:水利电力出版社,1985.

[3] 康松.汽轮机原理[M].北京:中国电力出版社,1998.

[4] 王学栋,张超杰.51-50-1型凝汽机组供热技术改造[J].电站系统工程,2002,10:5-10.

[5] 袁翼辉,周正祥.纯凝机组改供热机组[J].热电技术,2002,04:17-18.

Heating Rebuilding of 55MW Condensing Steam Turbine

Cheng Yongwei1, Jian Congguang1, Wang Yuping2

1.College of Mechanical Engineering CUMT, Xuzhou (221008)

2.Kengkou Plant of Pingdingshan Coal Industry Group

Abstract

The article analyses economical efficiency of the heating rebuild based on the principle of heat and power joint cost and extraction steam turbine ,against on the 55MW straight condensing turbine of the Kengkou plant of Pingdingshan coal company .The result indicating: heat efficiency increases from 40% to 56%,thermoelectric ratio is greater than 100% ,rebuilding is appropriate ,operating is safety; the economical efficiency and income is high.

Keywords: the heat and power joint cost; the heating rebuild; calorific efficiency

范文四:凝汽式汽轮机操作规程

汽轮机岗位操作法

1.0工艺流程简述

1.1工艺原理

利用蒸汽流过汽轮机喷咀时,将热能转化为蒸汽高速流动的动能。高速汽流流过工作叶片时,将蒸汽动能转化成汽轮机转子旋转的机械功。 1.2工艺流程简述

来自中压锅炉的新蒸汽经过隔离阀至主汽门,经调节阀进入汽机。经过调节级后,抽出的蒸汽供给2#精硫池保温。再经过两个压力级做功后,小部分蒸汽抽出供除氧器加热除氧用;其余蒸汽继续作功,然后进入凝汽器凝结成水,再由凝结水泵打入除氧器中。 1.3工艺流程简图

3.0主要设备一览表

所属设备一览表

4.0岗位操作步骤

4.1开车前的检查与准备

4.1.1确认安装和检修工作完毕

4.1.2清出现场杂物以及易燃易爆物品,保持现场整洁,表计齐全、准确。 4.1.3联系有关单位及岗位送上信号表计及电动机等的电源。

4.1.4检查各系统的阀门,使其全部关闭。

4.1.5准备好启动中使用的各种工具及表计(盘车板手、听音棒、振动表、运行规程、记录本等)。

4.1.6做好启动前的各项实验,可在暖管中投入凝汽器时作实验。

4.1.7检查汽轮机组的完整性,各可动部件动作是否灵活,各紧固件是否松动,并以盘车手柄转动转子,仔细检查有无不正常状况或磨擦声。

4.1.8调节系统中同步器手轮退到顶端,主汽门手轮应在关闭位置,并检查主汽门是否灵活、危急遮断器油门处于脱扣状态。 4.2开车

4.2.1汽轮机在额定参数下的冷态启动 4.2.1.1暖管

4.2.1.1.1打开主汽门前的各疏水阀,用隔离汽阀的旁路阀控制汽量,进行低压暧管(压力0.144-0.193MPa、升温速度50℃/min、时间约20-30min)。

4.2.1.1.2当管内壁温度上升到120-130℃后或排出无色蒸汽时,就可按0.098- 0.196MPa/min速度升压,升压期间应逐步关小管道疏水阀至额定压力时升压完毕。带10-15%额定负荷时方可全关疏水阀,升压暖管时间15分钟左右。 4.2.1.2辅助设备的投入

为了缩短机组启动时间并保证启动正常,在一切运转正常时,暖管过程中应 进行下列工作。

4.2.1.2.1投入电动油泵:打开电动油泵出口压力约为0.49MPa,油温控制在25℃以上。

4.2.1.2.2投入凝汽器

4.2.1.2.2.1循环系统的运行:先将循环水泵的进口阀打开,并同时将排气阀打开,进行排气然后启动循环水泵,启动后应将出口阀打开。在循环水泵正常运行后,应开启凝汽器循环水进口阀,并打开排气阀,将循环水系统中的空气排出,排完后将排气阀关闭,稍开凝汽器循环水出口阀,使循环水循环。

4.2.1.2.2.2凝结水泵启动:首先应向凝汽器热水井补水至3/4水位处, 并将再循环阀、凝结水泵进口阀、排气阀打开,然后启动凝结水泵,在凝结水泵运行正常后,打开出口阀并关闭排气阀。

4.2.1.2.2.3缓慢开启辅助抽汽器蒸汽进口阀,直到蒸汽压力为0.784 MPa-0.98MPa(表压)。在冲转前投入主抽汽器,工作蒸汽压力0.87 MPa-1.07MPa(表压)。如果真空过低(<-0.05 MPa)在连续盘车的情况下,可向轴封送汽,使真空迅速升高到所需值并打开轴封蒸汽管道疏水阀。 4.2.1.3冲转

4.2.1.3.1冲转应具备的条件

4.2.1.3.1.1各表计及仪表运行正常,一切准备工作结束。

4.2.1.3.1.2润滑油压正常,油温控制在25℃以上,维持真空在-0.05 MPa至-0.07 MPa,调速油压、脉冲油压正常;主蒸汽温度、压力正常。 4.2.1.3.2冲转、低速暖管

4.2.1.3.2.1扣上危急遮断器,油门及轴向位移遮断器。

4.2.1.3.2.2冲转前连续手动盘车5-10分钟,注意听汽缸内部及齿轮和发电机声音。如正常方可进行冲转。

4.2.1.3.2.3打开汽机本体高压疏水阀,一段抽汽管道疏水阀,同时关闭轴封蒸汽管道疏水阀。 4.2.1.3.2.4缓慢打开主汽阀进行冲转。转子一旦转动,应关小或关闭主汽阀,保持转速在300-500转/分,对机组进行听声等全面检查,确保无异常后方可重新开启主汽阀,进行低速暖机,转速控制在1000转/分,维持10-15分钟。在暖机中应对运行设备及各系统进行全面监视,并随时调整轴封冒汽量。 4.2.1.3.3升速暖机

4.2.1.3.3.1当机组运行正常后即以300转/分的速度升速。在提升转速过程中若发现不正常的振动及其它异常声音,应迅速降低转速,直到振动完全消失为止,并 在这一转速下进行暖机5-10分钟,然后重新升速。(一般这种操作不能超过三次,否则应停机检查)如此操作仍未消失,则应停机进行检查。

4.2.1.3.3.2当转速至3000转/分应保持5-10分钟,检查机组各部件都正常后,继续升速平稳地通过临界转速。

4.2.1.3.3.3当转速升至约5320转/分时调速器开始动作,如超过此速未动作,即应调

整错油门顶部的调节螺栓,调速器动作后,主汽阀方可全开,此后用同步器继续升速至额定值。

4.2.1.3.3.4检查机组是否工作正常,真空是否达到额定值。若油温达到40℃时,则应向油冷器供冷却水。检查电动油泵是否停转。

4.2.1.3.3.5不断调整汽封冒汽,升速过程中,应和锅炉配合,逐渐关小汽轮机本体疏水阀。

4.2.1.3.3.6在第一次启动后或大修后第一次启动及运行2000小时后,应作超速保护装置试验,

超速试验应在同一条件下作两次,两次动作转速之差不应超过额定转速的0.6%;新装或大修后启动的机组,超速试验应进行三次,第三次动作转速与前两次试验的动作转速之差不应超过额定转速的1.0%。 4.2.1.4并网与带负荷

4.2.1.4.1汽轮机达额定转速后,经全面检查各项监视指示在正常范围内及所有试验合格后,应使机组迅速与电网并网。向主控制室发出“注意”、“可并列”信号。

4.2.1.4.2并网后负荷增加要缓慢,增加到满负荷至少10-15分钟。每分钟300-500KW,在1/2、3/4额定负荷时应停留10-15分钟。加负荷过程中,如发现振动过大时必须减少负荷,直至振动消除,稳定运行一段时间后,再继续增加负荷。 4.2.1.4.3在增加负荷时应相应进行以下工作

4.2.1.4.3.1调整轴封蒸汽,根据凝结水化验结果,决定是否进行回收凝结水;调整再循环阀控制凝汽器水位。

4.2.1.4.3.2负荷增加应通知锅炉操作人员;随负荷增加,一段抽汽压力相对提高,此时应关闭一段抽汽疏水阀,关闭蒸汽母管至除氧器的蒸汽阀,打开抽汽门;随负荷增大,相应增大循环水量,并关闭再循环阀,维持合理真空运行.

4.2.1.4.3.3注意发电机温度.一般当负荷增加到发电机空气入口风温达到30℃时向空气冷却器通水,保持入口风温25-35℃.

4.2.1.4.3.4当负荷上升到10-15%额定负荷时应将所有的直接疏水阀关闭。 4.2.1.5当负荷增加到额定值,经全面检查符合要求后,即投入正常运行. 4.2.2汽轮机在参数下的热态启动 4.2.2.1热态启动应具备的条件

4.2.2.1.1转子的最大弯曲度不超过0.03-0.04mm.

4.2.2.1.2上下汽缸温度在允许范围内,一般规定调节级处的上下汽缸温度不得超过50℃. 4.2.2.1.3新蒸汽温度应高于汽缸金属温度50-100℃. 4.2.2.1.4膨胀差应在允许范围内. 4.2.2.2热态启动操作和规定

4.2.2.2.1连续盘车的情况下首先投入轴封蒸汽然后才能抽真空,并将汽机本体疏水阀和轴封蒸汽管道疏水阀打开。

4.2.2.2.2轴承油温不低于35℃。

4.2.2.2.3真空不低于-0.07MPa至0.079MPa,一般凝汽器压力为0.028MPa-0.021MPa. 4.2.2.2.4启动前应暖管到调节阀前。

4.2.2.2.5确认系统一切正常并满足热态启动冲转前的条件,方能启动,启动应尽快升速并网并携带起负荷(启动汽机时汽缸温度与正常运行时温度对应的负荷)以后再按冷态启动曲线增加负荷。

4.2.2.2.6在启动升速和加负荷过程中,应严格监视振动,超过规定值时应停机检查。 4.3停车

4.3.1正常停车

4.3.1.1与电气、锅炉联系停机时间和说明注意事项,进行电动油泵的试验,注意供出的油压

是否正常。

4.3.1.2做好与电网解列的准备工作,准备好使用电动或手摇油泵,以及自动主汽机灵活性试验,确认其处于完好状态。

4.3.1.3根据负荷降低情况,注意调整油封供汽,调整凝结水再循环量,保持凝汽器水位;在负荷为零后打开汽封蒸汽管道疏水阀,用新蒸汽向轴封送汽。 4.3.1.4一般抽汽压力低于0.049MPa时关闭一段抽汽送汽阀,打开蒸汽母管至除氧器的蒸汽阀门。

4.3.1.5负荷降到150KW时即可将自动主汽阀关到1/3,其目的是减小停机时汽门落座的冲击力;接到发电机“解列”信号后,手打危急遮断器,记录停机惰走时间并将主汽阀关闭,注意机组声音,并应尽快将蒸汽放空阀打开。 4.3.1.6压降到0.049MPa时投入电动油泵。

4.3.1.7在转速低于500转/分、真空降到-0.039MPa至-0.026MPa时停止向轴封送汽,以便干燥汽轮机通流部分,细听机声及注意机体振动。直至转速已降低到很低时再破坏真空,使转子完全静止、真空降到零左右。

4.3.1.8转子停转后连续盘车5分钟,以后每隔15分钟盘转180度、直到转子冷却。

4.3.1.9电动油泵继续运行半小时以上,待轴承温度低于45℃时,停止向冷油器供水。发电机入口风温低于30℃时停止向空冷器供水。

4.3.1.10汽机停转后,应继续运行循环水泵,待汽缸温度低于50℃时才停用循环水泵。 4.3.1.11抽汽器停止工作并确认无蒸汽和疏水进入凝汽器并且水位下降时方可停凝结水泵。 4.3.1.12停机后自动主汽门、隔离汽门均关闭。

4.3.1.13短时间停机,循环水泵和凝结水泵可以不停。 4.3.2紧急停车

4.3.2.1在下列情况下需要破坏真空紧急停机 4.3.2.1.1机组突然发生强烈地震。

4.3.2.1.2汽轮机转速已升高至6216r/min时而危急遮断器不动作。 4.3.2.1.3清楚地听到机组内部发生金属碰击声。 4.3.2.1.4发生水冲击。

4.3.2.1.5汽机发电机任何一个轴承断油、冒烟或轴承出口油温急剧升高超过65℃。 4.3.2.1.6轴封内发生火花。 4.3.2.1.7发电机或励磁机冒烟。

4.3.2.1.8新蒸汽和给水管道破坏无法继续运行。 4.3.2.1.9轴向位移及推力瓦温度突然超过极限值时。 4.3.2.1.10油系统失火不能迅速扑灭时。

4.3.2.1.11油箱油位迅速下降到最低油位以下不能很快恢复。

4.3.2.1.12润滑油压下降到最低极限值,启动电动油泵后仍不能恢复正常值时。 4.3.2.2在下列情况下应立即停机但不破坏真空

4.3.2.2.1调速系统失灵,不能增减负荷或维持正常运行。 4.3.2.2.2新蒸汽温度下降至295℃。

4.3.2.2.3空负荷时凝汽器真空下降到-0.059MPa以下无法恢复。

4.3.2.2.4新蒸汽管道损坏或严重漏汽。

4.3.2.2.5主蒸汽压力升到2.45MPa、汽温升到400℃以上,超过30分钟。 4.3.2.2.6负荷减到零时蒸汽压力降到1.47MPa。 4.3.2.3紧急停车操作

4.3.2.3.1手打危急遮断器使自动主汽门、调节汽门关闭,同时关闭抽汽阀;切断进入汽轮机的一切蒸汽(如需破坏真空紧急停机,应直接按操作台上紧急停车按钮,使发电机与系统解列)。

4.3.2.3.2向电控室发出“机器危险”“解列”信号后,检查转速是否下降。 4.3.2.3.3注意电动油泵的投入

4.3.2.3.4需要破坏真空的紧急停机,应停止抽汽器并开启真空破坏门破坏真空。 4.3.2.3.5当汽机因水冲击停机时,应将全部疏水阀开启加强疏水。 4.3.2.3.6应尽快将蒸汽放空阀打开。

4.3.2.3.7将事故报告领导,并与有关部门联系。 4.3.2.3.8其余程序按正常停机操作方法进行。 4.4停车后重新开车

4.4.1短期停车后重新开车 其步骤同前4.2.

4.4.2长期停车后重新开车

其步骤同前4.2. 4.5岗位操作要点

4.5.1正常运行时应密切倾听机内外运行的声音,机体振动是否正常;随时监视仪表的变化,不得离开岗位,如发现异常应迅速查明原因,并采取相应措施。

4.5.2禁止在各种保安装置及调速系统不正常情况下运行;禁止汽机在超过运行参数所允许的范围之外运行。

4.5.3根据负荷增减调整循环水量,过冷度不能大于2℃。 4.5.4随时调整轴封冒汽量。

4.5.5排汽温度带负荷不能超过70℃。,在空负荷时不许超过100℃。过高时应停机。 4.5.6保持汽机机组及四周场地清洁、整齐、运行记录完整、清楚。

4.5.7随时注意硫酸系统的运行情况,做好联系。

4.5.8汽轮机操作人员必须充分了解和严格执行岗位规程中所规定的各项内容,如发生现行规程中没有规定的情况,应遵照值班主任的指示执行操作。

5.0不正常现象及处理

附表一、《气压、气温下降时汽机加倍减负荷、停机参数》

附表一、《真空下降时减负荷依据》

6.0生产安全注意事项

6.1汽轮机操作人员在上班期间不许做职责范围以外的事,必须集中精力注意设备的运转情况

和变化。遇有不正常现象应及时向上级和有关人员汇报并协助处理。如遇紧急情况可先处理后汇报,以免事故扩大。

6.2操作人员在上班时应保证所负责的汽轮机组的安全运行和经济运行,严格巡回检查制度,作好设备的维护与检修工作,不得擅自离岗、睡岗或做与本岗位无关的事。 6.3本岗位员工需经技术培训合格,熟练掌握技术要领后方可上岗位作业。

6.4操作人员应严格按岗位操作规程进行操作,熟练掌握每一个操作步骤,拒绝误操作。 6.5严格交接班制度,应对上一班的设备运行情况有所了解,以便掌握本班设备运行情况。 6.6经常与锅炉、电控岗位保持联系,遇有异常情况及时汇报、处理。

6.7操作人员应严格按照质量记录要求记录好本岗位原始操作记录表,并在交接班记录上签字以示负责。

范文五:某厂300MW纯凝汽式汽轮机凝汽器改造简述

摘 要:针对某厂凝汽器端差大、真空度偏低的问题,对凝汽器进行了相应改造,将铜管更换为不锈钢管,同时降低管壁厚度,提高换热系数,同时增加流通面积,提高换热容积。

关键词:凝汽器 真空 不锈钢管

中图分类号:TK26 文献标识码:A 文章编号:1672-3791(2012)09(a)-0066-02

1 该厂汽轮机凝汽器存在的问题

该厂凝汽器为单壳体、双流程、表面式凝汽器,参数见表1。

根据#3机组的运行数据分析,凝汽器端差经常在4~7℃,与改造后的#2机比较,直接影响真空1kPa。

凝汽器性能的好坏直接影响到电厂的经济效益。提高机组真空度,减小端差,降低煤耗,达到降低发电成本,凝汽器将起到至关重要的作用。

随着环境水质的恶化和凝汽器铜管运行年限的增加,铜管的腐蚀泄漏会加快,泄漏会严重影响锅炉的安全运行,往往是锅炉腐蚀的起因,所以必须及时采取措施。

该厂#3机组运行时间在5年以上,为了保证机组安全、经济运行,防止凝汽器突然出现大面积铜管泄漏、危及主机系统安全,计划#3机在停运检修中,对凝汽器进行全面技术改造。

2 器改造方案的确定

2.1 整体改造的内容及步骤

在保留原凝汽器外壳侧板及其支撑方式不变,低压缸排汽口的连接形式不变条件下,采用以下方案。

(1)更换凝汽器内部全部管束、中间支撑板、内部连接件等。(2)冷却管由铜管(HSn70-1材质的Ф25×1)更换为TP304材质的Ф22×0.5(0.7)不锈钢管,适当缩小了冷却管的直径及壁厚。(3)采用不锈钢复合管板(TP304+Q235B 5+40mm)。(4)冷却水管和端板间采用胀接+氩弧焊连接的方式。(5)加长凝汽器壳体,前后水室端各加长1000mm,最终凝汽器换热管有效长度为11400mm。(6)换热面积由17000m2增加到18000m2,并预留汽轮机通流改造后增加的热负荷。(7)重新设计制造前后弧形水室,保证水室的断面流速并无水流死区。

2.2 凝汽器改造后设计参数

经过方案对比计算分析,最终采用设计参数见表2。

3 改造后的凝汽器热力试验

3.1 试验内容和工况

3.1.1 真空严密性试验

在机组80%额定负荷以上,进行真空严密性试验,凝汽器性能试验工况见表3。

3.2 具体试验情况

3.2.1 真空严密性试验

在凝汽器性能试验前,由该厂运行人员按规定进行了真空严密性试验,凝汽器真空下降率均低于100Pa/min,机组真空严密性达到优秀水平。

3.2.2 凝结水溶解氧浓度试验

在额定工况试验时,由该厂化学分析人员按规定进行凝结水溶氧浓度测定,试验期间凝结水溶氧浓度为20μg/L。

3.2.3 凝汽器冷却水流量及水阻试验数据和计算结果

#3机组凝汽器冷却水流量及水阻试验数据和计算结果见表4。

由上表可以看出,在两台循环水泵并联运行、凝汽器两侧冷却水进/出口门全开,#3机组凝汽器冷却水总流量为32010.1m3/h,即31914.4t/h,接近于设计流量(32600t/h)。凝汽器A侧水阻为69.47kPa,凝汽器B侧水阻为68.67kPa,平均水阻为69.07kPa,低于改造目标值(70kPa)。

在单台循环水泵运行、凝汽器两侧冷却水进/出口门全开,#3机组凝汽器冷却水总流量为20188m3/h,凝汽器A侧水阻为18.02kPa,凝汽器B侧水阻为17.86kPa,平均水阻为17.94kPa。

3.2.4 凝汽器性能试验数据和计算结果

该机组凝汽器性能试验数据和计算结果见表5。

在机组两台循环水泵运行时,凝汽器冷却水流量为32010m3/h;在机组单台循环水泵运行时,凝汽器冷却水流量为20188m3/h。

在额定工况下,机组负荷为304.13MW,凝汽器冷却水进口温度为20.87℃、冷却水流量为32010m3/h、凝汽器热负荷为378.3MW、凝汽器传热端差为4.778℃、凝汽器总体传热系数为2.353kW/(m2·K)、凝汽器运行清洁系数为0.633,凝汽器过冷度为0.02℃。

220MW工况下,机组负荷为220.2MW,凝汽器冷却水进口温度为27.82℃、冷却水流量为20188m3/h、凝汽器热负荷为299.8MW、凝汽器传热端差为2.064℃、凝汽器总体传热系数为2.561kW/(m2·K)、凝汽器运行清洁系数为0.824,凝汽器过冷度为0.49℃。

在额定工况下的试验结果修正到设计冷却水流量32600t/h、进水温度20℃和清洁系数0.90条件下,凝汽器传热端差为2.554℃,凝汽器压力为4.911kPa。

4 试验结论

#3机组经技术改造后的N-18000型凝汽器在额定工况下的试验结果修正到设计条件(冷却水流量32600t/h、冷却水进口温度20℃和清洁系数0.90)下,凝汽器平均压力为4.911kPa,凝汽器设计压力(5.00kPa)与其差值为0.089kPa,大于0;修正后的凝汽器传热端差为2.554℃,低于设计值(3.71℃),凝汽器性能达到设计规范要求。

#3机组配套的凝汽器在额定工况下的试验结果修正到设计条件下,凝汽器平均压力为4.911kPa,达到设计规范保证值(5.00kPa)。

凝汽器真空下降率小于100Pa/min,机组真空严密性达到优秀水平。

在#3机组两台循环水泵运行时,凝汽器冷却水流量为31914.4t/h,接近于设计流量的98%。

参考文献

[1] 沈士一.汽轮机原理[M].北京:中国电力出版社.

[2] 邵和春.汽轮机运行[M].北京:中国电力出版社.

[3] 国家发展和改革委员会.凝汽器与真空系统运行维护导则[M].北京:中国电力出版社.

范文六:12MW抽汽凝汽式汽轮机设计说明书

C12-3.43/1.27型

设计说明书

KD5513.SM(济矿民生)

股份有限公司

C12-3.43/1.27型

12MW抽汽凝汽式汽轮机

共页第1页

目录

一、产品概述………………………………………2~4二、技术规范………………………………………5三、主要辅助设备…………………………………6~9四、供货范围…………………………………五、汽、水、电消耗表…………………………

1011

资料来源编校审

制对核

提出部门

标记

处数

更改文件号

日期

批准文件

1

标准审查审

一、产品概述

共页第2页

该汽轮机系我公司产品抽汽凝汽式汽轮机系列品种之一,可广泛的用于钢铁、水泥、化工、造纸等行业的自备电站、城市集中供热的中心热电站。由于抽汽凝汽式汽轮机的抽汽可直接供热,因此,与凝汽式汽轮机相比减少了凝汽器中的冷却损失,在经济上是优越的,是热电联产的理想设备。

该汽轮机的主要特点是:热效率高、性能先进、自动化水平高。

总体结构:汽轮机采用双层布置,通流部分采用了先进的优化设计,控制系统采用电调控制。、主机结构

转子采用套装式转子结构,叶轮及汽封套筒“红套”于主轴上,主油泵与主轴用螺纹连接,并设有推力盘,转速传感器齿轮等。汽轮机转子与发电机直联。1、通流部分采用了先进的优化设计,由两个双列调节级及九个压力级所组成。

喷嘴为焊接式结构。外圆与汽缸配合,内环上有定位销,由螺栓固定在汽缸上。隔板为围带焊接式(压力较低部分为铸铁)结构,下半隔板由汽缸中分面处两个悬挂销支持,其底部与汽缸间有一定位键,上、下半隔板在中分面处有密封键和定位销。

汽缸由前、后汽缸组成。具有垂直中分面和水平中分面。前、后汽缸上、下半分别联接后不可再拆开。

蒸汽室与前汽缸铸为一体。前汽缸与前轴承座采用“下猫爪”联接,后汽缸由两侧的侧支撑脚支承在后座架上,撑脚与后座架间有横向滑销。横向滑销中心与前轴承座、前座架的纵向滑销中心形成汽缸热膨胀死点。

前轴承座上装有推力轴承前轴承、主油泵、调节器、保安装置、转速表、温度计等。推力轴承前轴承是汽轮机前轴承和推力轴承组成的球面联合轴承,推力轴承为摆动瓦块式。前轴承支持在前轴承座中的球面座上。当转子挠曲时,球面轴承有自定位作用,在轴承体上均装有调整垫块,以便找中和调整。各轴承装有铂热电阻。

2

共页第3页

轴封分为前汽封、隔板汽封、后汽封。采用曲径汽封结构型式。结构紧凑、密封效果好。主汽门为单座截止阀。阀碟是带预启阀的型线阀碟,阀碟上部装有蒸汽滤网。主汽门操纵座为液压式,设有行程指示及行程开关。2、配汽机构

本机组为喷嘴调节,调节汽阀为群阀提板式结构。汽轮机进汽量的调节,是通过改变调节汽阀的开度实现的,各阀碟按一定顺序开启,各阀碟行程,出厂时已调整好。、南京科远电调和保安、监测系统(TSI)。本机采用的数字电—液调节系统(DEH)。可实现:·转速调节·转速目标值设定·负荷控制·转速不等率设定·自动停机功能·跨越临界转速控制·超速限制及保护·故障报警·自动同期·外部停机输入·运行过程监视、追忆·手动、自动模式转换

调节器接受转速传感器输入的转速信号、功率传感器输入的电功率信号以及过程控制、辅助控制等回路输入的控制信号,解算后输出标准电流信号给电液转换器,达到予设目标。

保安系统主要由危急遮断器、危急遮断油门、试验控制阀、电磁阀、主汽门、启动阀、速关阀、单向阀、电调节器的超速保护等组成。

汽轮机监测系统(TSI)选用先进的国产无锡厚德8500B系列组合式仪表,可对转速、轴承振动、轴向位移、油箱油位、油动机行程等进行监测,并能同时输出4~20mmA标准信号,并能输出报警、停机接点信号供汽机紧急保护使用。

3

设计说明书KD5513.SM(济矿民生)

青岛捷能汽轮机股份有限公司

共页第4页

4

、热力系统及主要辅机配置。

热力系统主要由滤水器、滤汽器、汽封管路、疏水管路、抽空气管路、喷水冷却管路、汽封加热器蒸汽管路、射水抽气器、疏水器、汽封加热器、高压加热器、低压加热器、疏水膨胀箱等组成。

KD5513.SM(济矿民生)

二、技术

1、主要技术数据

5

规范

产品代号产品型号额定功率经济功率最大功率汽轮机额定转速旋转方向

额定进汽压力及变化范围额定进汽温度及变化范围额定进汽量

额定抽汽压力及调整范围额定工况抽汽温度额定抽汽量/最大抽汽量冷却水温额定排汽压力给水回热级数给水温度

额定工况保证汽耗率汽轮机安装时最大重量汽轮机检修时最大件重量临界转速

汽轮机外形尺寸(运行平台以上)

℃kg/kw.httr/minm

正最

常高

MPa℃t/hMPa℃t/h℃℃MPaMWMWMWr/min

KD5513C15-3.43/1.27

15

3000

顺汽流方向看为顺时针

3.43

+0.2

-0.29+10-15

435

971.27

+0.3

-0.19

(绝对)

33250/8027330.005931508.08~22~22~1601

~6.526×3.910×2.850

(L×W×H)

(绝对)

KD5513.SM(济矿民生)

三、主要辅助设备

主油泵

数增

6

台MPa

11.9

流台

高压电动

型扬

量数号程量

率压

l/min台

20001100AY120x2A

mm3/hKWV台

205931103801KCB300

电机

交流辅助

型压

数号力量

电机

直流辅助

型压

数号力量

电机

台转

号数速

功电

率压压

V台MPar/minKWV

220Y132M2-6

110005.5380

MPam3/hKW

V台

380KCB30010.36185.5

MPam3/hKW

0.36185.5

电机

KD5513.SM(济矿民生)

型台

式数

YL-20-12

7

冷却油量冷却水量冷却水温(max.)冷却管材料冷却管规格

62070330Cr18Ni9

l/mint/h℃

mmm3MPa

Φ12×15

油面上真空度型台

排油烟机

电型台机

号数功率电压式数

CQ2-J

台KWV

10.37380JQ-20

台m

2

1200.981

传热面积水侧压力(max.)

抽气器工作蒸汽温度

管子材料管子规格

量压温

力度

MPa

加热器

MPa℃kg/h

0.588~1.18260~435~36HSn70-1A

mmΦ15×1

KD5513.SM(济矿民生)

型号N-1250

8

m2MPat/ht/h℃MPa

1250

0.0073(绝对)~49.7~3600270.60Cr18Ni9

mm

Φ20×0.7×5552

~25.1

(表)

冷却面积蒸汽压力蒸汽流量冷却水量冷却水温水侧设计压力管子材料管子规格无水时净重

台压流

号数力量

台MPat/hKg/h

CS-7.510.3921057.5

抽气器

抽气量型台

工作蒸汽压力

抽气器

工作蒸汽流量抽出干空气量

号数

MPakg/hkg/h

KD5513.SM(济矿民生)

JG-100

9

型台

式数

m2MpaMpa

单路双流程表面式

11001.56.020

mm

φ19X2

(绝对)(表)

传热面积

汽侧压力(max.)水侧压力(max.)管子材料管子规格

加热器

型型台

号式数

M2MpaMPa

JD-40单路双流程表面式

140

0.2(绝对)0.60Cr18Ni9

mm

φ15X1

(表)

传热面积

汽侧压力(max.)

水侧压力(max.)管子材料管子规格

KD5513.SM(济矿民生)

四、供货范围

10

(一)、汽轮机本体:

主汽门吊架,主汽门,主汽门操纵座,汽缸,轴承座,座架及轴承,汽轮机转子(带联轴器),调节器,电调装置(南京科远电调)。

(二)、主要辅助设备:

滤水器、油箱、滤汽器、冷油器、凝汽器、射水抽气器、汽封加热器、疏水膨胀箱、均压箱等。

(三)、随机工具、备品备件:

1、适应于本机的特种扳手、拆轴瓦工具、吊汽缸、吊隔板、吊转子及汽缸导柱等工具。

2、备品备件按GB的标准执行(如汽缸中分面螺栓、汽封环、轴承及调节器相关的弹簧等)。

(四)、外购件部分:

1、满足汽轮机启动需要的在供货范围内的各汽、水、油管路的阀门。2、各辅助设备的汽、水、油的温度、压力监测仪表,汽轮机安全监测

仪表(选用国产无锡厚德8500B系列)。

3、

电动启动油泵、交、直流电动润滑油泵等。

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五、汽水电消耗表

11

耗汽量12

新蒸汽均压箱

97t/h100kg/h

额定抽汽工况

耗水量123

冷油器(2台)射水抽气器凝汽器

140t/h105t/h3600t/h

耗电量1234

高压电动油泵交流辅助油泵电动盘车电机电磁阀(4个)

380VAC380VAC380VAC220VAC

110KW/台5.5KW/台5.5KW/台40W/个

KD5513.SM(济矿民生)

五、汽轮机TSI监测装置

12

代号

8500-01L8500-DY8500B-TX8500B-BCQ8500B-ZTS

HZD-8500B-ZS80-A2-B1-C1HZD-8500B-BJ

HZD-8500B-WY81-A3-B2-C2HZD-8500B-ZD84-A2-B2-C2HZD-8500B-WY82-A2-B1-C1ST-A3-B3SZCB-01-A2-B1

WT0110-A00-B00-C06-D10WT0112-A90-B00-C01WT0181-A80-B00

WT0120-A00-B00-C07-D90WT0122-A90-B00-C01HZD-8500B-PX90-A2-B1-C1WT0180-A07-B00-C08-D10WT0182-A90-B00-C01

名称

仪表机箱仪表电源通讯模块手持式编程器组态软件转速监控模块三取二表决模块轴向位移监控模块振动监控模块胀差监控模块磁电式速度传感器磁阻式传感器电涡流传感器前置器延长电缆电涡流传感器前置器偏心监控模块电涡流传感器前置器

13

数量

11111311214322311111C12-3.43/1.27型

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C12-3.43/1.27型

12MW抽汽凝汽式汽轮机

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目录

一、产品概述………………………………………2~4二、技术规范………………………………………5三、主要辅助设备…………………………………6~9四、供货范围…………………………………五、汽、水、电消耗表…………………………

1011

资料来源编校审

制对核

提出部门

标记

处数

更改文件号

日期

批准文件

1

标准审查审

一、产品概述

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该汽轮机系我公司产品抽汽凝汽式汽轮机系列品种之一,可广泛的用于钢铁、水泥、化工、造纸等行业的自备电站、城市集中供热的中心热电站。由于抽汽凝汽式汽轮机的抽汽可直接供热,因此,与凝汽式汽轮机相比减少了凝汽器中的冷却损失,在经济上是优越的,是热电联产的理想设备。

该汽轮机的主要特点是:热效率高、性能先进、自动化水平高。

总体结构:汽轮机采用双层布置,通流部分采用了先进的优化设计,控制系统采用电调控制。、主机结构

转子采用套装式转子结构,叶轮及汽封套筒“红套”于主轴上,主油泵与主轴用螺纹连接,并设有推力盘,转速传感器齿轮等。汽轮机转子与发电机直联。1、通流部分采用了先进的优化设计,由两个双列调节级及九个压力级所组成。

喷嘴为焊接式结构。外圆与汽缸配合,内环上有定位销,由螺栓固定在汽缸上。隔板为围带焊接式(压力较低部分为铸铁)结构,下半隔板由汽缸中分面处两个悬挂销支持,其底部与汽缸间有一定位键,上、下半隔板在中分面处有密封键和定位销。

汽缸由前、后汽缸组成。具有垂直中分面和水平中分面。前、后汽缸上、下半分别联接后不可再拆开。

蒸汽室与前汽缸铸为一体。前汽缸与前轴承座采用“下猫爪”联接,后汽缸由两侧的侧支撑脚支承在后座架上,撑脚与后座架间有横向滑销。横向滑销中心与前轴承座、前座架的纵向滑销中心形成汽缸热膨胀死点。

前轴承座上装有推力轴承前轴承、主油泵、调节器、保安装置、转速表、温度计等。推力轴承前轴承是汽轮机前轴承和推力轴承组成的球面联合轴承,推力轴承为摆动瓦块式。前轴承支持在前轴承座中的球面座上。当转子挠曲时,球面轴承有自定位作用,在轴承体上均装有调整垫块,以便找中和调整。各轴承装有铂热电阻。

2

共页第3页

轴封分为前汽封、隔板汽封、后汽封。采用曲径汽封结构型式。结构紧凑、密封效果好。主汽门为单座截止阀。阀碟是带预启阀的型线阀碟,阀碟上部装有蒸汽滤网。主汽门操纵座为液压式,设有行程指示及行程开关。2、配汽机构

本机组为喷嘴调节,调节汽阀为群阀提板式结构。汽轮机进汽量的调节,是通过改变调节汽阀的开度实现的,各阀碟按一定顺序开启,各阀碟行程,出厂时已调整好。、南京科远电调和保安、监测系统(TSI)。本机采用的数字电—液调节系统(DEH)。可实现:·转速调节·转速目标值设定·负荷控制·转速不等率设定·自动停机功能·跨越临界转速控制·超速限制及保护·故障报警·自动同期·外部停机输入·运行过程监视、追忆·手动、自动模式转换

调节器接受转速传感器输入的转速信号、功率传感器输入的电功率信号以及过程控制、辅助控制等回路输入的控制信号,解算后输出标准电流信号给电液转换器,达到予设目标。

保安系统主要由危急遮断器、危急遮断油门、试验控制阀、电磁阀、主汽门、启动阀、速关阀、单向阀、电调节器的超速保护等组成。

汽轮机监测系统(TSI)选用先进的国产无锡厚德8500B系列组合式仪表,可对转速、轴承振动、轴向位移、油箱油位、油动机行程等进行监测,并能同时输出4~20mmA标准信号,并能输出报警、停机接点信号供汽机紧急保护使用。

3

设计说明书KD5513.SM(济矿民生)

青岛捷能汽轮机股份有限公司

共页第4页

4

、热力系统及主要辅机配置。

热力系统主要由滤水器、滤汽器、汽封管路、疏水管路、抽空气管路、喷水冷却管路、汽封加热器蒸汽管路、射水抽气器、疏水器、汽封加热器、高压加热器、低压加热器、疏水膨胀箱等组成。

KD5513.SM(济矿民生)

二、技术

1、主要技术数据

5

规范

产品代号产品型号额定功率经济功率最大功率汽轮机额定转速旋转方向

额定进汽压力及变化范围额定进汽温度及变化范围额定进汽量

额定抽汽压力及调整范围额定工况抽汽温度额定抽汽量/最大抽汽量冷却水温额定排汽压力给水回热级数给水温度

额定工况保证汽耗率汽轮机安装时最大重量汽轮机检修时最大件重量临界转速

汽轮机外形尺寸(运行平台以上)

℃kg/kw.httr/minm

正最

常高

MPa℃t/hMPa℃t/h℃℃MPaMWMWMWr/min

KD5513C15-3.43/1.27

15

3000

顺汽流方向看为顺时针

3.43

+0.2

-0.29+10-15

435

971.27

+0.3

-0.19

(绝对)

33250/8027330.005931508.08~22~22~1601

~6.526×3.910×2.850

(L×W×H)

(绝对)

KD5513.SM(济矿民生)

三、主要辅助设备

主油泵

数增

6

台MPa

11.9

流台

高压电动

型扬

量数号程量

率压

l/min台

20001100AY120x2A

mm3/hKWV台

205931103801KCB300

电机

交流辅助

型压

数号力量

电机

直流辅助

型压

数号力量

电机

台转

号数速

功电

率压压

V台MPar/minKWV

220Y132M2-6

110005.5380

MPam3/hKW

V台

380KCB30010.36185.5

MPam3/hKW

0.36185.5

电机

KD5513.SM(济矿民生)

型台

式数

YL-20-12

7

冷却油量冷却水量冷却水温(max.)冷却管材料冷却管规格

62070330Cr18Ni9

l/mint/h℃

mmm3MPa

Φ12×15

油面上真空度型台

排油烟机

电型台机

号数功率电压式数

CQ2-J

台KWV

10.37380JQ-20

台m

2

1200.981

传热面积水侧压力(max.)

抽气器工作蒸汽温度

管子材料管子规格

量压温

力度

MPa

加热器

MPa℃kg/h

0.588~1.18260~435~36HSn70-1A

mmΦ15×1

KD5513.SM(济矿民生)

型号N-1250

8

m2MPat/ht/h℃MPa

1250

0.0073(绝对)~49.7~3600270.60Cr18Ni9

mm

Φ20×0.7×5552

~25.1

(表)

冷却面积蒸汽压力蒸汽流量冷却水量冷却水温水侧设计压力管子材料管子规格无水时净重

台压流

号数力量

台MPat/hKg/h

CS-7.510.3921057.5

抽气器

抽气量型台

工作蒸汽压力

抽气器

工作蒸汽流量抽出干空气量

号数

MPakg/hkg/h

KD5513.SM(济矿民生)

JG-100

9

型台

式数

m2MpaMpa

单路双流程表面式

11001.56.020

mm

φ19X2

(绝对)(表)

传热面积

汽侧压力(max.)水侧压力(max.)管子材料管子规格

加热器

型型台

号式数

M2MpaMPa

JD-40单路双流程表面式

140

0.2(绝对)0.60Cr18Ni9

mm

φ15X1

(表)

传热面积

汽侧压力(max.)

水侧压力(max.)管子材料管子规格

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四、供货范围

10

(一)、汽轮机本体:

主汽门吊架,主汽门,主汽门操纵座,汽缸,轴承座,座架及轴承,汽轮机转子(带联轴器),调节器,电调装置(南京科远电调)。

(二)、主要辅助设备:

滤水器、油箱、滤汽器、冷油器、凝汽器、射水抽气器、汽封加热器、疏水膨胀箱、均压箱等。

(三)、随机工具、备品备件:

1、适应于本机的特种扳手、拆轴瓦工具、吊汽缸、吊隔板、吊转子及汽缸导柱等工具。

2、备品备件按GB的标准执行(如汽缸中分面螺栓、汽封环、轴承及调节器相关的弹簧等)。

(四)、外购件部分:

1、满足汽轮机启动需要的在供货范围内的各汽、水、油管路的阀门。2、各辅助设备的汽、水、油的温度、压力监测仪表,汽轮机安全监测

仪表(选用国产无锡厚德8500B系列)。

3、

电动启动油泵、交、直流电动润滑油泵等。

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五、汽水电消耗表

11

耗汽量12

新蒸汽均压箱

97t/h100kg/h

额定抽汽工况

耗水量123

冷油器(2台)射水抽气器凝汽器

140t/h105t/h3600t/h

耗电量1234

高压电动油泵交流辅助油泵电动盘车电机电磁阀(4个)

380VAC380VAC380VAC220VAC

110KW/台5.5KW/台5.5KW/台40W/个

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五、汽轮机TSI监测装置

12

代号

8500-01L8500-DY8500B-TX8500B-BCQ8500B-ZTS

HZD-8500B-ZS80-A2-B1-C1HZD-8500B-BJ

HZD-8500B-WY81-A3-B2-C2HZD-8500B-ZD84-A2-B2-C2HZD-8500B-WY82-A2-B1-C1ST-A3-B3SZCB-01-A2-B1

WT0110-A00-B00-C06-D10WT0112-A90-B00-C01WT0181-A80-B00

WT0120-A00-B00-C07-D90WT0122-A90-B00-C01HZD-8500B-PX90-A2-B1-C1WT0180-A07-B00-C08-D10WT0182-A90-B00-C01

名称

仪表机箱仪表电源通讯模块手持式编程器组态软件转速监控模块三取二表决模块轴向位移监控模块振动监控模块胀差监控模块磁电式速度传感器磁阻式传感器电涡流传感器前置器延长电缆电涡流传感器前置器偏心监控模块电涡流传感器前置器

13

数量

11111311214322311111

范文七:背压式汽轮机跟抽凝

背压式汽轮机跟抽凝,纯凝式汽轮机不一样的地方就是它没有凝汽器,它的热能全部排出,并供给热用户。

以同步器压增弹簧改变压力变换器的泄油口的大小改变进汽量,使发电机功率改变,这样也改变了排汽量的大小,这样称“以电定热”;

它的调速系统上装有调压器(投用调压器时,同步器应在空负荷位置),它的作用也是来改变脉冲油压,同时改变进汽量,但它的底部脉冲信号来自汽轮机的排汽压力,当排汽压力升高或降低时,就改变了调压器滑阀的原来位置,改变了泄油窗口的大小,使进汽量增加或减少,也改变了发电机的功率,也保证了排汽压力在工作范围内,这称“以热定电”。

凝汽式汽轮机是指汽轮机排汽直接排入凝汽器。背压式汽轮机是指汽轮机排汽在大于大气压力的状态下供热用户使用,当排汽用作其他中低压汽轮机的新汽时,则称为前置式汽轮机。

背压式是以大气压力为标准的,排汽压力高于大气压;

其与凝汽式本质区别是背压较高,所以排汽比容相对同等级机组较小,

末级叶片相对较短,汽缸等通流部件相较偏小。

一般来说,排汽有其他用途,比如供热。

汽轮机工作原理

2008-08-31 16:33

汽轮机基本概念

汽轮机是能将蒸汽热能转化为机械功的外燃回转式机械,来自锅炉的蒸汽进入汽轮机后,依次经过一系列环形配置的喷嘴和动叶,将蒸汽的热能转化为汽轮机转子旋转的机械能。蒸汽在汽轮机中,以不同方式进行能量转换,便构成了不同工作原理的汽轮机。

级:一列喷嘴和其后的一列动叶组成的级。

单级汽轮机:只有一个级组成的汽轮机

多级汽轮机:由多个级组成的汽轮机

冲动式汽轮机:喷嘴中膨胀,动叶中做功

反动式汽轮机:喷嘴和动叶中各膨胀50%

1、汽轮机的结构

汽缸

汽缸是汽轮机的外壳,其作用是将汽轮机的通流部分与大气隔开,形成封闭的汽室,保证蒸汽在汽轮机内部完成能量的转换过程,汽缸内安装着喷嘴室、隔板、隔板套等零部件;汽缸外连接着进汽、排汽、抽汽等管道。

汽缸的高、中压段一般采用合金钢或碳钢铸造结构,低压段可根据容量和结构要求,采用铸造结构或由简单铸件、型钢及钢板焊接的焊接结构。

高压缸有单层缸和双层缸两种形式。单层缸多用于中低参数的汽轮机。双层缸适用于参数相对较高的汽轮机。分为高压内缸和高压外缸。高压内缸由水平中分面分开,形成上、下缸,内缸支承在外缸的水平中分面上。高压外缸由前后共四个猫爪支撑在前轴承箱上。猫爪由下缸一起铸出,位于下缸的上部,这样使支承点保持在水平中心线上。

中压缸由中压内缸和中压外缸组成。中压内缸在水平中分面上分开,形成上下汽缸,内缸支承在外缸的水平中分面上,采用在外缸上加工出来的一外凸台和在内缸上的一个环形槽相互配合,保持内缸在轴向的位置。中压外缸由水平中分面分开,形成上下汽缸。中压外缸也以前后两对猫爪分别支撑在中轴承箱和1号低压缸的前轴承箱上。

低压缸为反向分流式,每个低压缸一个外缸和两个内缸组成,全部由板件焊接而成。汽缸的上半和下半均在垂直方向被分为三个部分,但在安装时,上缸垂直结合面已用螺栓连成一体,因此汽缸上半可作为一个零件起吊。低压外缸由裙式台板支承,此台板与汽缸下半制成一体,并沿汽缸下半向两端延伸。低压内缸支承在外缸上。每块裙式台板分别安装在被灌浆固定在基础上的基础台板上。低压缸的位置由裙式台板和基础台板之间的滑销固定。

转子

转子是由合金钢锻件整体加工出来的。在高压转子调速器端用刚性联轴器与一根长轴连接,此节上轴上装有主油泵和超速跳闸机构。

所有转子都被精加工,并且在装配上所有的叶片后,进行全速转动试验和精确动平衡。

转子分类见下图:

套装转子:叶轮、轴封套、联轴节等部件都是分别加工后,热套在阶梯型主轴上的。各部件与主轴之间采用过盈配合,以防止叶轮等因离心力及温差作用引起松动,并用键传递力矩。中低压汽轮机的转子和高压汽轮机的低压转子常采用套装结构。套装转子在高温下,叶轮与主轴易发生松动。所以不宜作为高温汽轮机的高压转子。

整锻转子:叶轮、轴封套、联轴节等部件与主轴是由一整锻件削而成,无热套部分,这解决了高温下叶轮与轴连接容易松动的问题。这种转子常用于大型汽轮机的高、中压转子。结构紧凑,对启动和变工况适应性强,宜于高温下运行,转子刚性好,但是锻件大,加工工艺要求高,加工周期长,大锻件质量难以保证。 焊接转子:汽轮机低压转子质量大,承受的离心力大,采用套装转子时叶轮内孔在运行时将发生较大的弹性形变,因而需要设计较大的装配过盈量,但这会引起很大的装配应力,若采用整锻转子,质量难以保证,所以采用分段锻造,焊接组合的焊接转子。它主要由若干个叶轮与端轴拼合焊接而成。焊接转子质量轻,锻件小,结构紧凑,承载能力高,与尺寸相同、有中心孔的整锻转子相比,焊接转子强度高、刚性好,质量轻,但对焊接性能要求高,这种转子的应用受焊接工艺及检验方法和材料种类的限制。

组合转子:由整锻结构套装结构组合而成,兼有两种转子的优点。

联轴器

联轴器用来连接汽轮机各个转子以及发电机转子,并将汽轮机的扭矩传给发电机。现代汽轮机常用的联轴器常用三种形式:刚性联轴器,半挠性联轴器和挠性联轴器。

刚性联轴器:

如右图,这种联轴器结构结构简单,尺寸小;工作不需要润滑,没有噪声;但是传递振动和轴向位移,对中性要求高。

半挠性联轴器

如上图,右侧联轴器与主轴锻成一体,而左侧联轴器用热套加双键套装在相对的轴端上。两对轮之间用波形半挠性套筒连接起来,并以配合两螺栓坚固。波形套筒在扭转方向是刚性的,在变曲方向刚是挠性的。这种联轴器主要用于汽轮机-发电机之间,补偿轴承之间抽真空、温差、充氢引起的标高差,可减少振动的相互干扰,对中要求低,常用于中等容量机组

挠性联轴器

通常有两种形式,齿轮式和蛇形弹簧式。

这种联轴器,可以减弱或消除振动的传递。对中性要求不高,但是运行过程中需要润滑,并且制作复杂,成本较高。

静叶片

隔板用于固定静叶片,并将汽缸分成若干个汽室。

动叶片

动叶处安装在转子叶轮或转鼓上,接受喷嘴叶栅射出的高速气流,把蒸汽的动能转换成机械能,使转子旋转。

叶片一般由叶型、叶根和叶顶三个部分组成。

叶型是叶片的工作部分,相邻叶片的叶型部分之间构成汽流通道,蒸汽流过时将动能转换成机械能。按叶型部分横截面的变化规律,叶片可以分为等截面直叶片、变截面直叶片、扭叶片、弯扭叶片。

等截面直叶片:断面型线和面积沿叶高是相同的,加工方便,制造成本较低,有利于在部分级实现叶型通用等优点。但是气动性能差,主要用于短叶片。

弯扭叶片:截面型心的连线连续发生扭转,具有良好的拨动特性及强度,但制造工艺复杂,主要用于长叶片。

叶根是将叶片固定在叶轮或转鼓上的连接部分。它应保证在任何运行条件下的连接牢固,同时力求制造简单、装配方便。

叶根分类见下图:

T形叶根:加工装配方便,多用于中长叶片。

菌形叶根:强度高,在大型机上得到广泛应用。

叉形叶根:加工简单,装配方便,强度高,适应性好。

枞树型叶根:叶根承载能力大,强度适应性好,拆装方便,但加工复杂,精度要求高,主要用于载荷较大的叶片。

汽轮机的短叶片和中长叶片通常在叶顶用围带连在一起,构成叶片组。长叶片刚在叶身中部用拉筋连接成组,或者成自由叶片。

围带的作用:增加叶片刚性,改变叶片的自振频率,以避开共振,从而提高了叶片的振动安全性;减小汽流产生的弯应力;可使叶片构成封闭通道,并可装置围带汽封,减小叶片顶部的漏气损失。

拉筋:拉筋的作用是增加叶片的刚性,以改善其振动特性。但是拉筋增加了蒸汽流动损失,同时拉筋还会削弱叶片的强度,因此在满足了叶片振动要求的情况下,应尽量避免采用拉筋,有的长叶片就设计成自由叶片。

汽封

转子和静体的间的间隙会导致漏汽,这不仅会降低机组效率,还会影响机组安全运行。为了防止蒸汽泄漏和空气漏入,需要有密封装置,通常称为汽封。 汽封按安装位置的不同,分为通流部分汽封、隔板汽封、轴端汽封。 轴承

轴承是汽轮机一个重要的组成部分,分为径向支持轴承和推力轴承两种类型,它们用来承受转子的全部重力并且确定转子在汽缸中的正确位置。

1、多有楔轴承(三油楔、四油楔):轻载、耗功大,高速小机

2、圆轴承:可承重载,瓦温高

3、椭圆轴承:可承重载

4、可倾瓦轴承:2、4、5、6瓦块轴承,稳定性好,承载范围

大,耗油量较大

5、推力轴承:1)固定瓦块式:承载能力小,用于小机组

2)可倾瓦块式:

①密切尔式: 瓦块背面线接触 ②金斯伯里式:瓦块背面点接触

范文八:背压式、抽背式及凝汽式汽轮机的区别

1、 背压式汽轮机

背压式汽轮机是将汽轮机的排汽供热用户运用的汽轮机。其排汽压力(背压)高于大气压力。背压式汽轮机排汽压力高,通流局部的级数少,构造简略,同时不用要巨大的凝汽器和冷却水编制,机组轻小,造价低。当它的排汽用于供热时,热能可得到充足使用,但这时汽轮机的功率与供热所需蒸汽量直接联系,因此不或许同时餍足热负荷和电(或动力)负荷变更的必要,这是背压式汽轮机用于供热时的部分性。

这种机组的主要特点是打算工况下的经济性好,节能结果显著。其它,它的构造简略,投资省,运行可靠。主要缺点是发电量取决于供热量,不克独立调理来同时餍足热用户和电用户的必要。因此,背压式汽轮机多用于热负荷整年安稳的企业自备电厂或有安稳的根本热负荷的地区性热电厂。

2、 抽汽背压式汽轮机

抽汽背压式汽轮机是从汽轮机的中间级抽取局部蒸汽,供必要较高压力品级的热用户,同时保留必定背压的排汽,供必要较低压力品级的热用户运用的汽轮机。这种机组的经济性与背压式机组相似,打算工况下的经济性较好,但对负荷改变的合适性差。

3、抽汽凝汽式汽轮机

抽汽凝汽式汽轮机是从汽轮机中间抽出局部蒸汽,供热用户运用的凝汽式汽轮机。抽汽凝汽式汽轮机从汽轮机中间级抽出具有必定压力的蒸汽提供热用户,平常又分为单抽汽和双抽汽两种。此中双抽汽汽轮机可提供热用户两种分别压力的蒸汽。

这种机组的主要特点是当热用户所需的蒸汽负荷猛然下降时,多余蒸汽可以通过汽轮机抽汽点以后的级持续扩张发电。这种机组的长处是灵敏性较大,也许在较大范畴内同时餍足热负荷和电负荷的必要。因此选用于负荷改变幅度较大,改变屡次的地区性热电厂中。它的缺点是热经济性比背压式机组的差,并且辅机较多,价钱较贵,编制也较庞杂。

背压式机组没有凝固器,凝气式汽轮机平常在复速机后设有抽气管道,用于产业用户运用。另一局部蒸汽持续做工,最后劳动完的乏汽排入凝固器、被冷却凝固成水然后使用凝固水泵把凝固水打到除氧器 ,除氧后提供汽锅用水。两者区别很大啊!凝气式的由于尚有真空,因此监盘时还要注意真空的境况。背压式的排气高于大气压。趁便简略说一下凝固器设置的作用:成立并维持汽轮机排气口的高度真空,使蒸汽在汽轮机内扩张到很低的压力,增大蒸汽的可用热焓降,从而使汽轮机有更多的热能转换为机械功,抬高热效果,收回汽轮机排气凝固水

4、小结

背压式汽轮机的排汽全部用于供热,固然发电少了,但是机组总的能量使用效果可以到达70~85,因此背压式是能量使用最好的机组。凝汽式汽轮机编制现在能量使用率最多只有45%。背压式汽轮机平常只适当50MW以下机组,主要因为是受排汽热力管网制约,由于热力管网的运送间隔蒸汽平常在4km,开水平常10km,因此无法采取大机组。看待季候性采暖机组平常采取抽汽凝汽式。现在的国度物业政策是300MW以下不上全凝汽式汽轮机(除了煤矸石电厂或循环流化床),上纯凝汽式汽机平常都是600MW以上机组。

范文九:背压式、抽背式及凝汽式汽轮机的区别

背压式、抽背式及凝汽式汽轮机的区别

1、背压式汽轮机

背压式汽轮机是将汽轮机的排汽供热用户运用的汽轮机。其排汽压力(背压)高于大气压力。背压式汽轮机排汽压力高,通流局部的级数少,构造简略,同时不用要巨大的凝汽器和冷却水编制,机组轻小,造价低。当它的排汽用于供热时,热能可得到充足使用,但这时汽轮机的功率与供热所需蒸汽量直接联系,因此不或许同时餍足热负荷和电(或动力)负荷变更的必要,这是背压式汽轮机用于供热时的部分性。 这种机组的主要特点是打算工况下的经济性好,节能结果昭着。其它,它的构造简略,投资省,运行可靠。主要缺点是发电量取决于供热量,不克独立调理来同时餍足热用户和电用户的必要。因此,背压式汽轮机多用于热负荷整年安稳的企业自备电厂或有安稳的根本热负荷的地区性热电厂。

2、抽汽背压式汽轮机

抽汽背压式汽轮机是从汽轮机的中间级抽取局部蒸汽,供必要较高压力品级的热用户,同时保留必定背压的排汽,供必要较低压力品级的热用户运用的汽轮机。这种机组的经济性与背压式机组相似,打算工况下的经济性较好,但对负荷改变的合适性差。

3、抽汽凝汽式汽轮机

抽汽凝汽式汽轮机是从汽轮机中间抽出局部蒸汽,供热用户运用的凝汽式汽轮机。抽汽凝汽式汽轮机从汽轮机中间级抽出具有必定压力的蒸汽提供热用户,平常又分为单抽汽和双抽汽两种。此中双抽汽汽轮机可提供热用户两种分别压力的蒸汽。

这种机组的主要特点是当热用户所需的蒸汽负荷猛然下降时,多余蒸汽可以通过汽轮机抽汽点以后的级持续扩张发电。这种机组

的长处是灵敏性较大,也许在较大范畴内同时餍足热负荷和电负荷的必要。因此选用于负荷改变幅度较大,改变屡次的地区性热电厂中。它的缺点是热经济性比背压式机组的差,并且辅机较多,价钱较贵,编制也较庞杂。

背压式机组没有凝固器,凝气式汽轮机平常在复速机后设有抽气管道,用于产业用户运用。另一局部蒸汽持续做工,最后劳动完的乏汽排入凝固器、被冷却凝固成水然后使用凝固水泵把凝固水打到除氧器 ,除氧后提供汽锅用水。两者区别很大啊!凝气式的由于尚有真空,因此监盘时还要注意真空的境况。背压式的排气高于大气压。趁便简略说一下凝固器设置的作用:成立并维持汽轮机排气口的高度真空,使蒸汽在汽轮机内扩张到很低的压力,增大蒸汽的可用热焓降,从而使汽轮机有更多的热能转换为机械功,抬高热效果,收回汽轮机排气凝固水

4、小结

背压式汽轮机的排汽全部用于供热,固然发电少了,但是机组总的能量使用效果可以到达70~85,因此背压式是能量使用最好的机组。凝汽式汽轮机编制现在能量使用率最多只有45%。背压式汽轮机平常只适当50MW以下机组,主要因为是受排汽热力管网制约,由于热力管网的运送间隔蒸汽平常在4km,开水平常10km,因此无法采取大机组。看待季候性采暖机组平常采取抽汽凝汽式。现在的国度物业政策是300MW以下不上全凝汽式汽轮机(除了煤矸石电厂或循环流化床),上纯凝汽式汽机平常都是600MW以上机组。

范文十:浅析降低抽汽凝汽式汽轮机汽耗率方法

[摘 要]影响汽轮机组汽耗率指标的因素主要有机组的本身性能、运行方式、运行参数及测量数据的不确定度,因此要降低汽轮机汽耗率不仅要求采用新技术、新设备,更要加强机组运行的科学管理。本文结合某电厂汽轮机的运行特点和汽耗率管理办法,阐述了降低汽轮机汽耗率的具体方法和措施。

[关键词]抽汽凝汽式;汽轮机;汽耗率;降低措施

中图分类号:TK262 文献标识码:A 文章编号:1009-914X(2015)44-0048-01

一、影响抽汽凝汽式汽轮机组汽耗率的因素

影响汽轮机组汽耗率的因素主要由两部分构成:汽轮机通流部分效率与蒸汽动力循环汽耗率效率。汽轮机通流部分效率和蒸汽动力循环汽耗率高,则汽轮机热耗率低。

1、汽轮机通流部分效率

汽轮机通流部分效率取决于汽轮机的设计、制造、安装水平,取决于汽轮机高压缸、中压缸、低压缸效率以及高压配汽机构的节流损失。

2、蒸汽动力循环汽耗率效率

蒸汽动力循环汽耗率取决于循环形式与蒸汽初参数和蒸汽终参数。

(1)蒸汽初参数

蒸汽初参数主要是指汽轮机主蒸汽门前的主蒸汽压力和主蒸汽温度。当主蒸汽压力和主蒸汽温度低于设计值时,一方面导致循环汽耗率低,汽轮机热耗率上升;另一方面会造成汽轮机内部蒸汽膨胀流动状态偏离设计值,缸效率下降,汽轮机组热耗率上升。

所以在汽轮机运行调整过程中,保持蒸汽初参数在运行规程规定范围内是保证汽轮机安全、经济运行的重要措施之一。

(2)蒸汽终参数

蒸汽终参数是指汽轮机低压缸排气压力。一般情况下,排汽压力低,则汽轮机热耗率越低。通常排汽压力通过测量真空和大气压力计算得到,排汽压力等于大气压力减去凝气器真空度,现场分析排汽压力对机组的影响时习惯上采用真空。

(3)再热循环形式

对于某一给定的蒸汽循环而言,在热蒸汽循环对汽轮机组热耗率的影响主要通过再热蒸汽温度、再热器减温水流量以及再热器压损来体现。

(4)给水回热循环

给水回热循环对汽轮机热耗率的影响主要是通过给水回热循环的效果体现。从给水回热循环的结果来看,给水温度达不到设计值,会使给水回热循环的过程降低,汽轮机热耗率上升。

3、热力系统严密性

热力系统(疏放水系统、旁路系统)严密性差,存在内外漏现象,汽轮机组热耗率上升。

二、降低抽气凝汽式汽轮机组汽耗率的措施

1、提高汽轮机组汽耗率管理措施

(1)强化检修和技术管理,制订检修管理、检修质量奖惩、技术监督等办法,采取科学、合理的技术措施,提高检修质量和机组经济运行水平。定制召开检修例会,分析机组运行状态和存在的问题,研究和制定有针对性的提高机组经济运行水平的措施;当机组运行中热力性能发生异常或因设备原因,影响机组稳定和经济运行时,应及时组织专题研究。

(2)加强运行管理,完善指标竞赛管理等办法,采取科学、合理的优化调整措施,提高机组运行经济性。定期召开运行分析会,分析机组运行状态、指标完成情况和存在问题,研究和制定有针对性降低能耗指标的运行优化调整措施。在指标发生异常波动时,应及时组织专题分析。

(3)发挥热力实验的作用,定量分析机组经济状态,为机组检修、技术改造、运行经济调整提供科学的依据。当机组运行中热力性能或指标发生异常时,应进行热力实验,协助检修和运行查找原因。

2、提高汽轮机通流部分效率

(1)提高蒸汽初参数

确保热控制自动装置的正常投入,提高蒸汽参数调整的品质。运行要加强机组参数的监视和调整,做到“四勤”(勤检查、勤维护、勤联系、勤调整)和“四稳”(汽温稳定、汽压稳定、水位稳定、负荷稳定),使运行蒸汽参数达到给定值。

(2)提高凝汽器真空

加强调整,保持汽轮机在最有利真空下运行。加强冷却设备的维护和冷却水质监督,提高凝汽器胶球清洗装置投入率、胶球收球率及冷却塔冷却效率。定期进行真空严密性实验,清楚真空系统各漏点,保持真空系统严密性在合格范围内。

3、提高再热循环效率

加强运行调整,提高再热蒸汽温度。运行中尽可能减少再热器喷水减温水量。

4、提高给水回热循环效率

加强设备维护和运行调整,提高高加投入率和给水温度。保持加热器管子表面的清洁、旁路阀门的严密性,运行中保持加热器正常疏水水位,降低加热器端差。

5、保持热力系统严密性

建立热力系统查漏制度,及时消除疏放放水系统、旁路系统等内外漏现象。

三、某电厂汽轮机车间汽耗率问题分析

某电厂汽轮机车间有2台抽汽凝汽式汽轮发电机组,其中4#为CC50─8.83/4.12/0.44单缸、冲动、抽汽凝汽式,具有两级调整抽汽;5#为C50─8.83/0.49单缸、冲动、单抽汽凝汽式,具有一级调整抽汽。自投产以来,运行状况一直比较稳定,各项技术指标良好。但自2010年1月初开始,该机组出现了排汽温度高、汽耗率、轴承润滑油乳化严重等问题。

1、问题原因分析

对2010年至2014年来每年5至8月份,真空系统的有关数据进行比较,见表1。

从表1可以发现,机组平均温升为13℃,由此所造成的汽耗率增加是显而易见的。另外,通过统计数据发现,机组凝汽器没有根据机组负荷变化的情况进行清扫,会造成后汽缸排汽温度过高,前后端轴承油中带水,润滑油乳化现象严重等一系列恶性循环问题。

2、处理改进措施

4#和5#机组主要通过以下两个方面进行改进:一是采用真空系统注水找漏等方式消除真空系统漏点并对凝汽器进行疏通;二是通过增加循环泵的运行台数,并结合季节不同合理提高冷却倍率;通过发电冷却水系统的改进,机组排汽温度在不同工况条件下平均下降了7至10℃,循环水各项水质指标均有明显改善,凝汽器的疏通周期在每4个月左右进行一次人工清扫,有必要时可进行合理的酸洗。

3、处理后的应用效果

通过采取以上措施进行处理后,机组排汽温度、汽耗率、轴承润滑油乳化等问题基本得以解决。机组在纯凝汽工况下,负荷6000时,排汽温度能够下降到51,汽耗率可维持为5.1左右,抽气工况下,发电6000时,进汽量28时,排汽温度在45左右,汽耗率下降到7.32左右,特别是润滑油月消耗将会下降60%,大大降低因轴封漏汽造成润滑油进水和通过油箱放水的现象而达到理想的结果。

参考文献:

[1] 盛德仁,任浩仁,李蔚,等.运行工况下汽轮机组主要参数应达值的数值分析[J].热力发电,2000,(3).

[2] 翦天聪.汽轮机最优经济运行[M].北京:水利电力出版社,1988.

[3] 林万超.火电厂热系统定量分析[M].西安交通大学出版社,1985.