超超临界汽轮发电机组

超超临界汽轮发电机组（精选11篇）

超超临界汽轮发电机组 第1篇

目前200MW、300MW、600MW、1000MW的大容量高参数汽轮机组已经成为我国电网中的主要机组, 随着汽轮机组功率不断增加, 机组参数 (温度、压力等) 不断增高, 汽缸内能惯性大, 转子转动惯量增加相对较小, 机组甩负荷时更容易引发转子超速。汽轮机转速的升高主要因素取决于转子的转动惯量, 阀门的延迟、关闭时间内进入的蒸汽及在管道、汽缸等腔室内的蒸汽进一步膨胀做功。机组超速次数过多、超速量过大, 会影响机组寿命, 所以, 如何控制机组甩负荷而不引起超速就成为大容量机组的重要问题, 本文所采用的机组超速计算方法是按美国ASME规范进行的。

2 ASME计算方法

ASME计算方法为美国的计算方法, 我们把英制单位转化为国际单位制, 计算方法如下:

(1) 阀门延迟时间T1进入蒸汽能量E1

式中, N1=Ng+0.8△Ne=NO-△NM-0.2△Ne

Ng-发电机端功率, MW;NO-汽机内功率, MW;△Ne-电机损失, MW;△NM-机械损失, MW。

(2) 阀门在关闭时间T2期间进入蒸汽能量E2

假如各阀门的关闭时间不同, 可以采用各阀门的进汽做功比例作加权平均得出

(3) 各腔室内聚集蒸汽的膨胀做功E3

Z腔室蒸汽的初始内能

Z腔室蒸汽绝热膨胀的终点内能

Z腔室内质量变化引起的能量差

式中, VZ-Z腔室容积, m3;iz、PZ、VZ-Z腔室的焓 (kJ/kg) 、压力 (MPa) 、比容 (m3/kg) ;η-效率;下标 (0) -初始状态;下标 (e) -终点状态。

(4) 转子惯性能量E4

式中, I-转子惯性矩, kgm2;ω0-初始频率, 1/s。

转子最高转速nmax

式中, n0-初始转速, r/min。

3 计算条件

本文以某电厂超超临界600MW汽轮机为计算对象, 其为两缸两排汽中间再热机组, 高压为一个调节级加十个压力级, 中压为7个压力级, 低压为双分流25个压力级, 其主要技术参数见表1、2、3。

4 超超临界600MW汽轮机超速计算

5 超速特性分析

根据上述的计算结果, 对超超临界600MW汽轮发电机组超速特性进行分析, 结果见表4。

根据计算结果可以得出:引起汽轮机转子超速的因素 (阀门关闭时间、阀门延迟时间和腔室蒸汽的容积) 对机组超速影响比例是不同的, 其中, 腔室蒸汽的容积所引起的超速比例较大, 具体数据见表5。

通过计算分析, 转子转动惯量对机组超速的影响也是比较大的, 转动惯量增多, 机组的超速值相对减小。不同的机组转动惯量的增大对机组超速的影响比例也不同, 就本文所计算的机组, 转动惯量增大104kgm2, 机组超速约减小1% (30r/min) 。

6 结论

通过对本超超临界600MW汽轮发电机组的超速分析, 可以得出以下结论:

(1) 在影响机组超速因素中, 汽轮机腔室内聚集的蒸汽所做的功和机组转子转动惯量对超速的影响比较大, 在机组方案设计阶段, 设计工程师应对此两方面加以重视, 机组设计制造完成后, 其对机组超速的影响是确定的。

(2) 阀门特性对汽轮机转子超速的影响也是非常突出的, 且具有发散的性质。由于意外使得阀门失灵, 导致阀门的延迟关闭, 后果都是很严重的。

(3) 通过计算结果和电厂试验测试结果对比, 计算结果与试验测试结果相吻合。

超超临界汽轮发电机组 第2篇

范长信 张红军 董

雷 周荣灿

(西安热工研究院有限公司，陕西省 西安市 710032)

摘要：目前火电机组正在向着高参数大容量方向发展，蒸汽温度和压力进一步提高，为此开发采用了一些新型马氏体耐热钢和奥氏体耐热钢，这些钢的合金元素含量较以前的锅炉用钢较高，焊接性相比之下有所下降。本文主要介绍了超超临界机组锅炉用新钢种的焊接性、焊接接头的组织、力学性能和典型的失效方式。关键词：超超临界；锅炉；耐热钢；焊接性；性能

1前言

超超临界机组的出现，提高了机组的效率，减少了污染物的排放，是目前火电发展的必然趋势。蒸汽温度超过了600℃，蒸汽压力超过了25MPa，而且还在不断的升高，这有赖于新型耐热钢的不断发展。目前应用于超超临界机组过路的新型马氏体耐热钢有P91、P92（NF616）、E911、P122（HCM12A）等，奥氏体耐热钢有TH347HFG、Super304和HR3C等。这些钢的合金元素含量均大于10%，给焊接带来一定的困难[1-2]。

焊接接头的失效是电站高温承压部件失效的一种主要方式，常常具有早期失效的倾向。因此提高焊接接头的完整性对电站机组的安全运行是十分重要的。焊接接头的完整性主要是焊接接头的性能与母材相一致，表现在成分、组织、性能、结构的连续性。通常我们并不能够使接头的性能与母材完全一致，但是我们总是努力使其趋向一致。过去一般认为焊接接头中存在缺陷，但是现在大多数的高温焊接接头中均不存在影响使用安全性的宏观缺陷。取而代之的是焊接接头组织的不均匀性和由此引起的蠕变性能的不均匀性。与母材相比，焊接接头组织的不均匀将会使其存在强度或大或小、塑性或高或低的区域。这些组织不同的区域在使用过程中将会产生不同的蠕变速率，导致接头中应力的错配和早期失效。在未来电站和焊接接头的设计中，必须考虑焊接接头的性能，使其对电站安全性的危害最小化[3]。

超超临界机组锅炉中的一些新型耐热钢在国内是首次使用，对它们的焊接性能研究尚少，对其焊接接头性能的研究更是空白，应引起高度重视。本文主要介绍了超超临界锅炉用钢焊接接头的性能，对这些新型耐热钢进行了焊接性分析。

2超超临界机组锅炉用新型马氏体耐热钢的焊接

超超临界机组锅炉用新型马氏体耐热钢主要有T/P91、T/P92、E911和 T/P122等，常用于超超临界机组管道和过热器管上。这些钢由于Cr含量较高，在加工制造过程中容易产生δ铁素体。T/P91是在9Cr-1Mo钢基础上通过加入Nb、V、N等合金元素而形成的新型耐热钢，其使用温度小于585℃。T/P92和E911是在T/P91耐热钢基础上发展起来的新型耐热钢，其中T/P92是在T/P91的基础上通过加入1.5~2.0%W代替部分Mo元素，Mo元素含量下降到0.3~0.6%而形成，E911是在T/P91的基础上加入0.9~1.1%W而形成，它们的使用温度可升高到630℃。这些9%Cr钢具有良好的力学性能。T/P122是新型的12%Cr耐热钢，由于Cr含量的增大，在加工制造工程中更容易出现δ铁素体，通常加入1%的Cu来抑制这种有害组织的形成，这种钢的抗氧化性较好。马氏体钢的下一步发展是在这些钢的基础上加入Co、B等合金元素来进一步提高抗蠕变性能和抗氧化性能。虽然这些钢的抗蠕变和抗氧化性能较好，但

314 在实际工业生产过程中，如果没有合适的焊接工艺来保证，这些钢的优越性也难以发挥出来。2.1 新型马氏体耐热钢焊接性分析

新型马氏体耐热钢一般通过控轧控冷工艺制造，在焊接过程中，焊缝金属没有这种控轧控冷的机会，很难通过细晶强化和位错强化来改善焊接接头的性能，故焊接接头的性能和母材之间存在一定的差异。这些马氏体耐热钢焊接接头劣化的方式主要有： 2.1.1焊接接头的脆化

马氏体耐热钢焊接接头的脆化主要有粗晶组织引起的脆化和淬硬组织引起的脆化两种脆化方式。焊缝金属晶粒粗大是由于在焊接过程中，奥氏体化时间较长，晶粒长大速度较快，且在焊接过程中不像母材生产过程中有控轧控冷的机会形成的。故在焊接过程中应使用较低的焊接线能量。由于这些钢的合金元素含量较高，焊后冷却速度控制不当就会导致淬硬组织的形成，从而导致焊接接头的脆化。故可采取预热的方法来解决这一问题。2.1.2热影响区的软化

马氏体耐热钢的供货状态为正火＋回火，即调质处理。焊接时，在细晶热影响区和临界热影响区将会产生软化现象。造成这一现象的主要原因是焊接时，细晶热影响区的所经受的温度稍高于Ac3，临界热影响区所经受的温度在Ac1~Ac3之间，处于这一温度区间的金属发生部分奥氏体化，沉淀强化相在这一过程中不能够完全溶解在奥氏体中，在随后的热过程中未溶解的沉淀相发生粗化，造成这一区域的强度降低。软化对短时高温拉伸强度影响不大，但降低持久强度，长期高温运行后，在软化区常常会产生Ⅳ型裂纹。焊接线能量、预热温度对软化带影响较大，焊接线能量大预热温度高，软化区宽。所以，焊接线能量不宜大，预热温度不能高，软化区宽度越窄，其拘束强化作用越强，软化带的影响越小。2.1.3焊接冷裂纹

冷裂纹是在焊后冷却过程中在Ms点以下或更低的温度范围内形成的一种裂纹，又称延迟裂纹。产生这种裂纹的三要素为淬硬组织、氢元素和应力。马氏体耐热钢焊接冷却过程控制不当往往形成淬硬组织，这一组织会导致裂纹的形成。焊接过程中氢主要来源于母材和焊条，氢的含量越高越易聚集形成裂纹，制造、安装中一般选用低氢型焊条且制订了严格的烘培和保温工艺就是这个原因。拉应力也是产生冷裂纹的一个主要因素，在焊接过程中应尽量减少拘束度，防止产生较大的拘束应力。

理想的焊接工艺是采用适当的工艺措施保证在焊接过程中不产生裂纹，减少脆化、软化等问题，同时还要保证全马氏体组织的形成，满足焊接接头的质量要求。2.2 新型马氏体耐热钢焊接接头的化学成分

新型马氏体耐热钢的焊接所选用的焊接材料一般是与之匹配的焊接材料。下面简要地阐述一下这些钢焊接接头的化学成分。2.2.1 T/P91钢[5]

对于T/P91钢，为保证焊接接头足够的韧性，应对焊接接头中的合金元素含量进行控制。Nb元素对冲击韧性的影响较大，焊接接头中Nb的含量一般不低于0.04%，Nb的含量设计为0.04~0.07%。Ni能够有效改善焊接接头的冲击韧性，对Ni含量的适当控制是有益的，这是由于以下两个方面的原因决定的。第一、它降低了Ac1点，使得Ac1与PWHT（焊后热处理）温度接近，改善了回火性能。第二、它减少了δ铁素体形成的倾向，δ铁素体的存在对焊接

[4]

315 接头的性能是不利的。可是当Ni含量＞1%时，这种元素将会产生一定的副作用，它使得Ac1降低幅度较大，PWHT温度超过了Ac1，PWHT时，发生奥氏体化，在随后的冷却过程中形成未回火的马氏体组织。长期服役过程中，过量的Ni还会改变沉淀相的变化发展过程，恶化蠕变性能，故Ni的含量一般控制在0.4~1.0%。V、C、N等对焊缝金属韧性的影响不大。Mn含量较母材为高，主要目的是为了脱氧，保证形成合适的焊缝金属。可是一些专家认为Mn+Ni的含量最大不超过1.5%，以防止它们过多降低Ac1。在这个限制条件下，为保证脱氧Mn含量较高，Ni的含量可减少到0.5%。Si也是一种有效的脱氧剂，与Cr共同作用可提高这种钢的抗氧化性。尽管有一些规范规定焊缝金属的Si含量和P91母材一致，但降低Si的含量有助于韧性的改善，在这一点上，AWS规定焊材中Si的含量不高于0.30%，低于母材中Si的含量。2.2.2 T/P92钢[6-7]

T/P92马氏体钢的韧性水平较T/P91低，蠕变强度较高，对于它们的填充金属一般要求SMAW、SAW焊接时要保证室温冲击韧性CVN＞41J。试验已经证明，使用和T/P92相同化学成分的焊材将会导致焊接接头韧性和蠕变强度的降低，尤其对SAW，这种情况更为严重。这样以来必须对每种合金元素的作用以及合金元素之间的相互作用进行研究，以确定合适的焊材成分，同时最为重要的是对N、Ni、Mn、Co和B含量进行优化。C、N化合物的形成以及元素B对蠕变断裂强度有着重要的影响，它们的加入增加了材料的屈服强度和抗拉强度，但降低了塑性和韧性。Mn和Ni对强度的影响不大，但是，Mn和Ni的含量超过基体金属的上限能够显著改善焊接接头的韧性，同时降低Ac1，一般它们的极限值由Ac1来确定。Mn和Ni的含量一般＜1.5%，同时可以用Co来代替部分Ni。为了避免δ铁素体的生成，应适当控制W的含量。B能够提高蠕变强度，但降低焊接接头的韧性，成分含量应控制在基体金属下限左右。V、Nb、Co对韧性不利，同时易导致热裂纹，因此其含量也应控制在下限左右。除了这些元素的影响，也应考虑Ti、Al氮化物的影响。2.2.3 E911和T/P122钢[5]

E911钢的化学成分和T/P92钢相似，其焊接接头化学成分的分析可参照T/P92钢的成分分析。对于T/P122钢，由于其合金元素含量较高，焊接时，容易在焊接接头中产生δ铁素体。这两种钢焊接接头成分的分析均可借鉴T/P91钢和T/P92钢的分析方法。Nb元素对冲击韧性的影响较大，Ni对冲击韧性的改善有利，但同时Ni还降低Ac1，故其含量不易太大。Mn和Si是有效的脱氧剂，合适的含量对于改善焊接接头的性能有利。2.3 新型马氏体耐热钢焊接接头的组织

这些新型马氏体耐热钢顾名思义可知其组织包括焊接接头的组织均为马氏体。焊接接头是一个不均匀体，对于不同的区域，因经历的热过程不同，导致微观组织不同，例如马氏体板条的位向、大小、原奥氏体晶粒度、碳化物的类型、形状、分布等在BM、HAZ、WM的分布有或大或小的差异，当然其力学性能也有区别，如WM和BM的硬度、强度高于FG、ICHAZ，长期运行容易在FG、ICHAZ形成IV型损伤等。下面以T/P92钢为例介绍一下这种马氏体耐热钢焊接接头的组织。

图1给出了T/P92焊接接头的宏观和微观组织形貌。宏观形貌为均匀的多层焊缝金属和回火的HAZ组成，HAZ宽度为2~3mm。

图2给出了T/P92焊接接头焊缝金属的TEM像，可以看出在焊态下，组织为典型的回火

[8]

316 马氏体＋M23C6颗粒在原奥氏体晶界和亚晶界处的弥散分布，偶尔可以看到岛状的δ铁素体，这种δ铁素体处在M23C6颗粒的包围之中。PWHT后，组织发生了相当大的回复，但马氏体结构和M23C6颗粒在焊缝晶界的分布清晰可见，如图2b所示。

在T/P92焊接接头的细晶热影响区（FGHAZ），焊态下，发现了薄弱的回火马氏体组织，马氏体板条不清晰，M23C6颗粒的分布也不够均匀，如图3a所示。PWHT后可以观察到亚晶以及低密度位错的存在，其中部分亚晶已发生了多边化，如图3b所示。

图1 P92焊接接头在PWHT后的宏观和微观组织形貌

2.4 新型马氏体耐热钢焊接接头的力学性能

T/P91、T/P92（NF616）、E911、T/P122（HCM12A）焊接接头合金元素含量较高，这些合金元素具有固溶强化和沉淀强化的作用，焊接接头的力学性能水平较高。在室温横向焊接

317 图2 P92焊接接头焊缝金属的TEM像ａ）焊态 ｂ）PWHT

图3 P92焊接接头HAZ的TEM像ａ）焊态 ｂ）PWHT 接头拉伸试验时断裂发生在母材上，可以认为室温下母材的强度低于焊接接头。高温下的蠕变性能有所差别，下面给出了母材和焊缝金属的高温蠕变性能。2.4.1 母材的蠕变性能

图4给出了不同钢种在100MPa下运行100000h的使用温度范围。可以看出新型马氏体耐热钢的使用温度已超过了600℃，且这些新型高Cr钢的蠕变断裂强度与奥氏体钢相当。图中虽然没有给出T/P122钢在同一条件下的使用温度，但是相关资料已证实这种钢的使用性能优于T/P92钢，其抗氧化性较好，T/P122钢的使用温度也可在600℃以上。这些新型马氏体耐热钢优越具有很好的抗蠕变性能和耐蚀性，能够减少部件的厚度，提高使用温度。2.4.2 焊缝金属的蠕变性能

许多试验业已证明这些新型耐热钢焊接接头的高温失效位置主要在焊接接头的热影响区，热影响区是焊接接头的薄弱区域，这主要与其所经受的热过程有关。对于焊缝金属，一些试验结果表明采用匹配焊接材料使得焊缝金属的高温（600℃、650℃）蠕变断裂强度均低于母材。对于T/P91、T/P92、E911钢采用匹配焊接材料焊接时可以得出以下结论：

1)焊缝金属的蠕变断裂强度低于母材。

2)随着试验持久时间的增加，焊缝金属的蠕变断裂强度与母材的差距越来越大。新型马氏体耐热钢的横向焊接接头高温蠕变试验的失效位置在HAZ的外侧，即靠近母材的HAZ，一般称之为细晶热影响区和临界热影响区。这一区域在焊接过程中发生部分奥氏体化，大多数C、N化合物沉淀析出，PWHT时发生再结晶。由于缺少C、N等晶内强化元素，从而使这一区域的马氏体组织发生软化。在这一软化区域经常发生IV型损伤，以前的经验表明在

[5][9]

318 图4 不同材料在100MPa/100000h下的最大使用温度

所有的CrMo耐热钢中均存在这种现象。由焊接接头的硬度测量也可知道这一区域的硬度比母材和焊缝金属也低许多，一般情况下这种差距约在30HV左右。

横向焊接接头在高温低应力下发生的IV型损伤是CrMo钢的一个典型特征，然而在低温高应力短时持久试验下，焊接接头的失效发生在母材处。从目前的电站使用经验看这种焊接接头的主要损伤还是IV型损伤，可见焊缝金属的蠕变性能对焊接接头的寿命影响不大，除非它和IV型损伤区共同作用。一些专家接受了这个观点。同时，也存在其它两种关于焊缝金属对焊接接头性能影响的观点，特别是焊缝金属的优化可以延迟IV型损伤的发生，这两种观点都认为焊缝金属的蠕变强度将影响蠕变量在焊接接头不同区域的分布。一种观点是降低焊缝金属的强度，使其与IV型区的强度相当。另一种观点是扩大焊接接头熔合区的宽度，这一区域的强度和母材相当，以减少IV型区的蠕变量，延长使用寿命。

普遍认为焊接接头的失效模式受控于HAZ，但是目前关于焊缝金属的选择是否能够延迟损伤或延长部件的使用寿命并没有统一的观点。2.5 焊缝金属的韧性

新型马氏体耐热钢焊接时如果焊接参数选用不当，很容易产生粗大的马氏体、没有回火的马氏体，还有可能形成δ铁素体等，这些组织都对焊接接头的韧性不利。虽然高温时接头的脆性断裂是不可能的，但考虑水压试验、检修等因素，通常对焊接接头的室温冲击韧也有要求。影响焊接接头的室温冲击韧性的因素如下： 2.5.1 接方法的影响

焊接方法将对焊接接头的韧性有着重要的影响。采用GTAW氩气保护焊，以及使用固体焊丝和金属芯焊丝（MCW）可是使焊接接头在PWHT后获得较高的室温冲击韧性。韧性与氧含量有关，GTAW(氧含量100～200ppm)＜SMAW、SAW(氧含量400～800ppm),TIG焊的韧性比SMAW和SAW的好。[5]

319 2.5.2 化学成分的影响

一般情况下，能够改善蠕变性能的元素均恶化焊缝金属的韧性，例如Nb、V、N和Si等，其中N和Si的影响较小。能够抑制δ铁素体形成，保证获得全马氏体组织的合金元素对焊缝金属的蠕变性能和韧性均有利。2.5.3后热处理的影响

焊后热处理的目的是降低焊接残余应力和改善组织性能。为了保证焊接接头的韧性，焊后热处理的回火作用是非常重要的，它可以使焊接接头获得完全回火的马氏体组织。实际应用时涉及到回火温度和时间的选择。2.5.4 其它因素的影响

焊接过程中发生的晶粒细化对焊接接头的韧性也有一定的影响。此外，焊层厚度、焊接时的对口以及焊接环境等也对接头的韧性有一定的影响。焊层厚度薄，韧性较高。

对于焊缝金属，不同的标准对其室温（＋20℃）冲击韧性有着不同的要求。对于T/P91钢焊缝金属，AWS没有对其室温（＋20℃）冲击韧性做出要求，但在非强制性的附录A5.5-96中建议这种钢焊接接头的冲击韧性可由厂商和顾客协商确定。在欧洲的EN 1599:1997中规定了这种钢焊缝金属的室温（＋20℃）冲击韧性最小值不得低于38J，平均值不得低于41J。这些值与专家们提出的PWHT后室温（＋20℃）冲击韧性在35~50J之间是一致的。超超临界机组锅炉用新型奥氏体耐热钢的焊接[10-11]

鉴于高温过热器（SH）和高温再热器（RH）的蒸汽参数较高，在设计时必须充分考虑其烟气侧腐蚀和蒸汽侧氧化的性能。一般的铁素体耐热钢虽然强度上能够满足SH/RH的要求，但其抗烟气侧腐蚀和蒸汽侧氧化的性能较差，不利于机组的安全可靠的运行，所以在SH/RH设计时，一般可采用奥氏体不锈钢。目前超超临界机组SH/RH的主要设计材料为TP347HFG、Super304、HR3C等。这些材料的合金含量如Cr、Ni等较铁素体耐热钢有着很大的提高。为了保证焊接接头和母材具有较佳的匹配性，焊接材料的选取也必须为奥氏体型焊接材料。奥氏体耐热钢由于热膨胀系数大，导热性能差，在焊接和使用过程中易出现下列问题： 3.1 晶间腐蚀

晶间腐蚀是奥氏体耐热钢一种极其危险的破坏形式。它的特点是沿晶界开始腐蚀，从表面上看，一般不容易发觉,但它使承压管道焊接接头的力学性能显著下降和容易发生早期破坏。根据“碳化物析出造成晶间贫铬”理论,在450～850℃范围内，C和Cr易在奥氏体晶粒边界处形成碳化铬,使得晶粒边界处局部贫铬。晶界处的含Cr量被降低到小于12%，钢材因此丧失了耐腐蚀性能。另外，Fe－Cr合金在400～550℃长期加热时，会产生一种特殊的脆性,其硬度显著提高，冲击韧性严重下降,称为475℃脆性。而在实际焊接过程中经过测量发现，焊接接头往往是在400～550℃这个温度区间停留的时间最长，所以对475℃脆性这个问题需要多加关注。3.2 应力腐蚀裂纹

应力腐蚀裂纹（stress corrosion cracking 简称SCC）是应力和腐蚀联合作用引起的一种低应力脆性裂纹。奥氏体不锈钢线膨胀系数大，导热性差，在结构复杂、刚度较大的情况下，焊接变形受到约束，焊后构件特别是焊接接头存在较大的焊接残余应力，而奥氏体耐热

320 钢的组织特征和腐蚀介质的存在，满足了产生SCC的充要条件，从而使奥氏体不锈钢产生SCC的倾向较大。奥氏体耐热钢的SCC有晶间、晶内和晶间/晶内混合等三种形式，但是以晶间SCC最常见。3.3 热裂纹

热裂纹主要有结晶裂纹和液化裂纹两种形式，结晶裂纹是在结晶后期，由于低熔点共晶形成的液态薄膜消弱了晶粒间的联系，在拉应力作用下发生开裂的裂纹；液化裂纹是指近缝区或多层间部位在热循环的作用下被金属重新熔化，在拉伸力的作用下，沿奥氏体晶界开裂的裂纹。3.4 再热裂纹

由于奥氏体不锈钢热膨胀系数大，导热率低，故在焊接时接头附近的温度场和变形量极不均匀，导致很大的残余应力。在随后的PWHT（SR）或者高温服役时，残余应力的释放以及应力集中会使晶界的塑性变形较大，从而产生裂纹。这种裂纹一般出现在粗晶HAZ区，属沿晶裂纹，在粗晶区易于扩展，扩展一旦遇到细晶组织即停止。

奥氏体不锈钢焊缝热影响区的划分不像铁素体钢，尽管微观组织的变化如晶粒长大、溶质的析出以及距熔合线０－５ｍｍ区域的碳化物分布的变化，但是并没有相变发生，由于大的热膨胀系数和低的热传导率，在与焊缝连接的母材中存在较大的塑性变形。这个应变影响区SAZ（strain affected zone）与焊接参数（如焊条直径、电流/电压以及电极的摆动幅度等）有关，能够扩展到距熔合线约２５ｍｍ处。

稳定化奥氏体钢如TP321和TP347中的再热裂纹是一个长期形成的过程。焊后冷却过程中碳化物在母材位错处的沉淀析出，导致晶内强化，晶界区域的蠕变集中以及后来形成的低塑性晶间裂纹。TP316由于没有强碳化物形成元素和相对高的蠕变塑性，一度被认为对于再热裂纹是免疫的。可是，在SAZ中存在复杂的多轴残余应力，与单轴应力相比，塑性大量下降。在英国能源电站的TP３１６钢焊接接头中曾出现过再热裂纹。以上提及的再热裂纹部分地归因于大零件的壁厚，其具有大的拘束。

对于奥氏体钢，再热裂纹发生在接近熔合线到距熔合线几毫米范围内，经常出现在最后一层焊道之下。可是对于厚壁或结构复杂的部件，再热裂纹也存在于SAZ中。3.5 疲劳裂纹

由于机组的频繁启停，容易在设备的高应力区域出现疲劳裂纹，疲劳裂纹很难被发现，但其危害性极强。焊接接头存在缺陷（气孔、夹渣、夹钨、未熔合等）的区域容易形成疲劳源。

通过对奥氏体不锈钢焊接接头的大量等温疲劳试验，发现奥氏体钢存在两个奥氏体－铁素体脆性转变温度范围：350－550℃及550－950℃，Broek认为产生疲劳裂纹的因素主要有两点，即碳、氮、铬磷化物、铬氧化物、σ相和其它中间相的共同沉淀作用；无任何沉淀相，但有复杂铬化物的形成，容易造成晶格扭曲和晶间硬化作用。

碳化物和脆性沉淀相的含量低于6%时，疲劳裂纹的扩展速度不会超过正常状态下的两倍；但当Laves相、σ相和碳化物的含量超过7%时，疲劳裂纹的扩展速度会超过正常状态下的五倍，；当σ相和碳化物的含量高于6%时，疲劳裂纹的扩展速度不是很稳定。

321 4 结束语

电站高温焊接接头的完整性对于电站的安全运行有着重要的影响，由于焊接接头的组织性能不均匀，导致焊接接头在运行过程中产生应力的再分配和蠕变应变在软化区域的集中，使得这一区域有着早期失效的倾向。

1)有焊接接头的HAZ性能较差，相对来说它们是安全的薄弱部位。

2)对于马氏体耐热钢主要存在的问题有焊接接头的脆化、热影响区的软化、焊接冷裂纹和长时服役时产生的IV型裂纹等。

3）对于奥氏体耐热钢主要存在的问题有焊接接头中的晶间腐蚀、应力腐蚀、热裂纹、再热裂纹和疲劳裂纹等。

超超临界机组锅炉中的一些新型耐热钢在我国没有使用经验，应引起重视，在下面几个方面加强研究，以保障我国超超临界机组锅炉的制造、安装质量，确保超超临界机组的安全运行。

1）新型耐热钢的合金化原理、冶金特点； 2）新型耐热钢的常温及高温性能；

3）新型耐热钢的焊接性及焊接工艺、焊后热处理工艺和异种钢焊接工艺； 4)新型耐热钢的热加工性能及工艺；

5)新型耐热钢服役后组织、性能的变化规律及寿命评估。

参考文献：

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范长信，1962年出生，研究生，硕士，教授级高工，国际焊接工程师。长期从事电站金属技术监督、电站材料焊接研究和电站锅炉压力容器检验工作。

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超超临界汽轮发电机组 第3篇

【关键词】汽轮机；通流改造；高中压缸；低压缸；热耗；供电煤耗

乐清电厂2×600MW超临界机组汽轮机原先为上海汽轮机有限公司引进美国西屋技术设计制造，分别于2008年9月9日、10日通过168小时满负荷试运行，正式投入商业运行。随着汽轮机技术的日新月益，当时引进的技术已不够先进，且机组自投产以来一直存在着运行效率偏低等问题。

1、汽轮机系统概况

乐清电厂一期两台600MW机组采用超临界、一次中间再热、单轴、三缸四排汽、反动凝汽式汽轮机，型号为N600-24.2/566/566，机组铭牌功率600MW。锅炉为上海锅炉厂有限公司制造的SG-1913/25.4-M956型超临界参数变压运行螺旋管圈直流炉，单炉膛、一次中间再热、四角切圆燃烧方式、平衡通风、固态排渣、全钢悬吊Π型结构、露天布置燃煤锅炉。发电机是上海汽轮发电机有限公司引进西门子技术制造的QFSN-600-2型发电机，为汽轮机直接拖动的隐极式、二极、三相同步发电机，采用水氢氢冷却方式。

随着汽轮机技术的日新月益，当时引进的技术已不够先进，且机组自投产以来一直存在着运行效率偏低等问题。一期2台机组投产后额定负荷THA工况修正后热耗率平均值为7816.8kJ/kWh，与设计值7535kJ/kWh相比，偏高幅度达3.7%；额定负荷THA工况的高压缸效率试验平均值为85.3%，与设计值87.7%相比偏低2.4%；试验中压缸效率（未考虑合缸过桥汽封漏汽影响）为92.5%，与设计值92.5%一致；试验低压缸效率为86.3%，比设计值91.7%偏低5.4%。由此可知，导致机组汽轮机实际运行性能偏离设计值的主要原因是汽轮机高、低压缸通流效率的偏低。另外，该机型与西门子、阿尔斯通等先进机组相比，在通流效率上有一定的差距。

机组经济性指标原设计及改造前值

2、改造主要内容

为进一步挖掘机组节能潜力，提高机组经济性和环保性，乐电电厂于2014年1号机组A级检修期间、2015年2号机组A级检修期间均采用上海电气集团股份有限公司（下称上海电气）的AIBT技术，分别对1号、2号汽轮机的高中低压缸通流部分进行了优化改造，并配套实施了锅炉、发电机、主变等扩容改造项目，将机组的额定出力由600MW提高至660MW，且设定两个热耗率验收工况，分别为，第一验收工况100%THA，第二验收工况75%THA。

AIBT技术是STP在多年通流设计经验的基础上进行二次开发形成的一种先进的整体通流设计技术，与上一代的通流设计技术（应用于超临界600MW等级机组）相比，该技术在通流设计方面主要有以下优势：

（1）该技术包含了通流的整體流道布置、叶片优化选型、差胀间隙设计、叶顶围带和叶根设计以整体方式进行，不需要象传统方式那样逐级匹配设计。

（2）程序功能完备而强大，能够实现通流的效率和强度的自动匹配，差胀安全性和效率的自动匹配，模块跨距与级份的自动匹配。

（3）AIBT通流技术的设计从气动力学角度提出了变反动度的设计原则，即每一叶片级的反动度是不相等的。反动度是与叶片的几何尺寸、焓降、进出汽角特性对应的，以最佳的气流特性决定各级的反动度，而不是按统一的反动度去牺牲某些气动性能，使各个全三维叶片级均处在最佳的气动状态，不同反动度叶片级的组合将提高整个缸的通流效率。

（4）整体围带叶片、全切削加工强度好、动应力低、抗高温蠕变性能好。

2.1总述

本次改造对原超临界、单轴一次中间再热临界、三缸四排汽、凝汽式汽轮机采用AIBT技术及汽轮机整体结构设计技术进行通流改造，改造的主要原则为：1）汽轮机外缸不动；2）汽轮机基础不动；3）内缸的装配和定位方式不变；4）汽轮机轴承不动；5）转子跨度不变；6）与发电机联接方式和位置不变；改造的范围如下：1）高、中、低压缸通流部分动、静叶片；2）高、中、低压转子及附件；3）高中压内缸及组件；4）低压内缸及组件；5）其它改造前存在的问题；6）所有对轮螺栓更换改造。高压通流级数从原来的I+11级增加至I+13级，中压通流级数从原来的8级增加至9级，低压通流级数从原来的 4×7级增加到 4×9级。

2.2高中压内缸

改造后的高中压内缸有别于原191机组的高中压内缸。它是一个崭新的整体结构，它包括了原高压内缸、中压内缸、高压持环、中压#1持环以及蒸汽室，它彻底解决了原蒸汽室漏汽问题，更简化了现场的安装工作量。

高中压内缸采用铬钼钢铸件（ZG15Cr1Mo1V），高、中压部分反流布置，在中分面处分开，形成上半和下半，上、下半用法兰螺栓连接固定，它们必须预紧以产生适当的应力，以保证中分面的汽密性。内缸下半在靠近高压和中压进汽口附近分别有四个与缸体铸成一体的猫爪在水平中分面处支承在外缸上，顶部和底部用定位销导向，以保持对汽轮机轴线的正确位置，同时允许随温度变化能自由地膨胀和收缩。内、外缸的进汽口通过挠性进汽插管来连接，利于吸收内外缸差胀及减小热应力，进汽插管与内缸进汽口间配有密封环。

2.3高中压转子

高中压转子是由12Cr10Mo1W1NiVNbN整体锻件加工而成的无中心孔转子，高压通流级数增加至I+13级，中压通流级数增加至9级。

高中压转子的高压与中压的蒸汽流向为反流布置，高中压转子支承于两个径向轴承上，跨距为6140mm，装好叶片的高中压转子重约36.5吨。高压包括1级三叉三销叶根的单列调节级及13级压力级，压力级全部为T型叶根。中压共9级，前两级为双T型叶根，其余为T型叶根。各级间的转子外圆有用于供安装隔板汽封齿的齿槽。在各级动叶围带处，均装有径向汽封，在转子两端城墙齿与端部汽封配合，以防各级间漏汽及蒸汽外泄。

调节级动叶为三叉三销三联体叶片结构。这种结构的叶片具有良好的强度性能。每组叶片由一块单独的材料通过电脉冲加工而成。叶片根部为三叉形，安装时插入转子上已加工好的与之配合的槽内。再由三只轴向装入的销子加以固定。这种形式的叶片能够承受最小的部分进汽运行工况而不会损坏。

2.4高中压通流

本次改造，采用整体通流设计技术（AIBT），保证了机组的高效性和安全性；该技术主要有以下特点：

（1）小直径、多级数：各级均有汽封，减少漏气损失。

（2）变反动度：变反动度使得叶片级均处在最佳的气动状态，大大提高中压缸的整体通流效率。

（3）采用弯扭马刀型动、静叶。

（4）采用T型（单、双）叶根：有效降低叶根轴向漏汽量。

（5）采用整体围带叶片：全切削加工，强度好、振动应力低、抗高温蠕变性能好。

（6）隔板及径向汽封采用镶片式迷宫汽封：有效降低通流部分的漏气损失。

2.5低压内缸

低压内缸为碳钢焊接（铸焊）结构，除两端半环为铸件外，其余均为钢板。采用侧板将内缸分成不同的抽汽腔室，左右腔室之间焊有撑杆，以此来保证结构的刚性。低压内缸的设计是运用国际上最先进的有限元计算手段对机组进行三维模拟仿真分析后取得的最佳结构，采用了一种新型平行四边形的抽汽腔室結构和新的螺栓法兰布置方法，即将传统的垂直径向隔板向进汽中心线倾斜，通过一块有孔的覆板连接径向隔板的内侧端部，组成一个可以满足抽汽要求的封闭平行四边形腔室。通过中分面少量的法兰和螺栓布置，利用汽缸的热胀以达到其运行状态自行密封的效果。从而解决传统螺栓密封技术存在的问题，是一种先进的利用特殊结构达到自密封的技术。内缸两端固定有排汽导流环，它与外缸的锥形端壁结合，形成排汽扩压通道。

3、改造后效果

从改造后的情况看，除了高压缸效率与设计值尚有一定偏差外，其它性能指标均达到了较为理想的结果。

（1）#1机组相比改造前，整机热耗降低189.22kJ/kWh，供电煤耗降低了约7.2g/kWh。

（2）#2机组相比改造前，整机热耗降低215.5kJ/kWh，供电煤耗降低了约8.26g/kWh。

4、结语

汽轮机通流改造的原则之一就是不改变汽轮机的热力系统，各级回热抽汽口的参数（包括抽汽压力和温度）基本不变，压力和温度变化范围很小，可以完全保证各级加热器不超压、不超温，加热器的安全运行是完全可以保证的。

参考文献

[1]孔令慧.哈尔滨第三发电厂四号汽轮机组通流改造[J].黑龙江科技信息，2011（14）

超超临界汽轮发电机组 第4篇

1 机组漏氢情况

许昌龙岗发电有限责任公司3、4号发电机组采用的是哈尔滨电机厂生产QFSN-660-2YHG型三相交流隐极式同步汽轮发电机, 采用水氢氢冷却方式。机组自调试和投产以来, 发电机漏氢检测一直不合格, 较大时达到29.73立方米/天。发电机漏氢分为外漏和内漏, 外部漏氢易于查找、危害相对较小, 内部漏氢不易查找、危险较大。上述情况若得不到及时的妥善解决, 不但造成氢气的大量浪费, 更会对设备安全和人身安全造成巨大的危害。

发电机漏氢的途径有良多, 归纳起来是两种:一是漏到大气中, 二是漏到发电机油水与封母外壳内。前者可以通过各样检漏手段找到漏点加以消除除, 如发电机端盖、出线罩、发电机机座、氢气管路、测温元件接线柱板等处的漏氢;后者根基属于“暗漏”, 漏点整个场所不明, , 比如氢气通过密封瓦漏入密封油体例、通过定子线圈漏入内冷水中。

2 汽轮发电机外部漏氢的分析和治理

按系统、分层次对3号汽轮发电机励侧、机侧上下端盖结合面、端盖人孔门、观察窗、发电机顶部、底部人孔门、汽端、励端氢气冷却器两侧端盖、氢气干燥器进气母管排污门、氢气冷却器本体与发电机本体焊接处、内冷水箱排空门、主油箱排烟风机、空侧环形油箱排烟风机、氢侧密封油箱油位计等处查找, 采取如下措施进行处理:

1) 发电机汽、励侧端盖结合面加注密封胶, 发电机出线罩结合面加注密封胶;用固定螺丝封堵速成钢加固发电机励端盖、汽端端盖结合面、汽、励侧氢气冷却器和发电机结合面、发电机出线罩锅炉侧和主变侧结合面, 并用硅酮密封胶粘合。

2) 更换氢气系统排大气阀门。

3) 对励端氢气冷却器两侧端盖、氢侧密封油箱油位计、氢侧密封油箱强补、强排阀杆外漏处进行查找堵漏处理。

3号发电机经过处理后, 发电机的漏氢量从降到了5.49立方米/天, 达到了规程要求标准。

3 汽轮发电机内部漏氢的分析和治理

3.1 汽轮发电机密封瓦磨损造成氢气内漏的分析和处理

3.1.1 汽轮发电机密封瓦磨损造成氢气内漏的现象

3号发电机膛内氢气压力不断降低;发电机汽端密封瓦处氢气泄漏检测点报警;氢、空侧密封油压差指示接近为0, 励端空侧密封油压力偏低;随后励端密封瓦处氢气泄漏检测点也达到报警值;启动空侧备用密封油泵并维持运行, 氢压依旧下降很快;密封油中含氢量严重超标。

采取如下措施:1) 对发电机进行补氢。2) 提高油氢压差, 调整氢侧密封油箱油位正常。3) 投入空侧密封油备用滤网, 维持两个滤网并列运行。

3.1.2 汽轮发电机密封瓦磨损造成氢气内漏的原因分析

主要原因是:由于轴承室及其部件清扫不彻底或滤油不到位等因素, 致使部分杂质进入密封油系统, 导致汽端、励端密封瓦在运行过程中磨损和轴颈产生划沟或磨损, 造成密封瓦与轴颈径向总间隙超标, 汽端、励端密封瓦磨损量不一致致使泄露量也不相同, 导致汽端、励端空侧密封油压不一致。泄漏量使汽端、励端氢侧油压与发电机膛内氢气压力的差值小于设计值, 导致密封油封不住氢气, 从而引起氢气泄漏。

次要原因是:密封油系统差压阀空侧油压信号取自汽机房0米 (空侧密封油过滤器之后) 这个压力测点与13.7米汽端、励端空侧密封油进油压力有差别, 差压阀不能对空氢侧油压差起到精密调节作用;特别是在汽端、励端空侧密封油进油压力相差较大且空侧油过滤器后压力与13.7米层压力差别较大的情况下, 由于差压阀不能真实反映氢油压差且13.7米空侧油压与氢气压力之差超出设计值, 而平衡阀又使氢侧油压紧密跟踪空侧油压的变化, 导致氢侧油压与氢气压力之差也不符合设计。最终导致氢气大量泄漏至密封油系统或轴承室中, 表现在盘上的是励端、汽端轴承室漏氢检测系统报警。

为了彻底解决由于密封瓦磨损造成氢气内漏的现象, 利用3号机组检修机会对密封瓦解体更换并修复密封瓦处磨损轴颈, 检修完毕密封油系统正常投运, 油氢差压恢复到额定值83Kpa, 氢气泄露量也控制在良好值, 并且氢气纯度也保证在正常值, 机组一直正常运行。

3.2 发电机密封油压力在转子升速过程中大幅波动引起氢气内漏的分析和处理

3.2.1 汽机发电机组升速过程中漏氢的现象

4号机组在汽轮机转速从400rpm到2250rpm升速过程中7号轴瓦空氢密封油压力大幅波动, 8号轴瓦空氢密封油压力小幅波动, 氢油差压由100kpa下至84kpa缓慢下降, 发电机膛内氢气下降较快, 发电机汽端、励端漏氢量最高达到0.507%、1.239%。

3.2.2 汽机发电机组升速过程中漏氢的原因分析

对发电机转速上升过程中空侧密封油温度出现由35℃上升至50℃的情况, 同时因氢侧密封油冷却器调整阀调节特性不好, 氢侧油温也同时产生较大的波动。可能因油温的上升, 空侧密封瓦产生热膨胀较轴颈快而造成间隙增大使供油压力下降。

3.2.3 汽机发电机组升速过程中漏氢的处理措施

首先将大机润滑油温调整至40℃, 在转速上升过程中加强空氢侧油温的调整, 保证润滑油温度和空侧密封油温度在40℃左右, 避免出现大的波动。

启动备用空氢侧密封油泵, 就地调整空氢侧差压阀提高空氢侧差压的方法控制氢油差压后发电机两端漏氢量逐渐减少, 停运备用空氢侧密封油泵后基本上恢复到4号机停运前的状态。

3.3 发电机定冷水箱氢含量超标的分析和处理

3.3.1 发电机定冷水箱漏氢现象

4号机组自2010年4月从漏氢检测仪显示发电机定冷水箱处含有氢气, 当时氢气含量为1.3%, 到2011年2月定冷水箱含氢量最大达到3.5%, 确证水箱含氢后, 对发电机定冷水箱排空气门进行定时排空气保持含氢量为0.1%以下, 始终维持氢压大于定冷水压力。

3.3.2 发电机定冷水箱漏氢可能原因分析

1) 定子线棒的接头封焊处漏水, 其原因是焊接工艺不良, 有虚焊, 砂眼。

2) 空心导线断裂漏水, 断裂部位有的在绕组的端部, 有的在槽内直线换位处。其原因主要是空心铜线材质差:绕组端部处固定不牢, 产生100HZ的高频振动, 使导线换位加工时产生的裂纹进一步扩大和发展。

3) 聚四氟乙烯引水管漏水。绝缘引水管本身磨破漏水的一个原因是引水管材质不良, 有沙眼。另一个原因是绝缘引水管过长, 运行中引水管与发电机内端盖等金属部分摩擦而导致水管磨破漏水。聚四氟乙烯引水管连接管螺母有松动导致水管漏水。

4) 聚四氟乙烯引水管和金属压接头处存在制造缺陷, 压接部分漏氢。

3.3.3 发电机定冷水箱漏氢处理措施

利用4号机组小修机会对定子内冷水系进行卤素检漏, 在未抽转子和未打开端盖状态下, 从上部冷却器的人孔门钻入电机内部, 分别对发电机内部汽、励两端的绝缘头、波纹补偿器、引线、汇流环、出线套管的可见部位进行卤素检漏, 未发现有卤素检漏仪报警。多次检查后, 排查出电机外部系统回路几处漏点, 堵板三处、阀门一个, 修复后进行水路气密试验, 最后处理将检查到的漏点全部更换, 通过气密试验合格后恢复投运, 至今定冷水路含氢量小于1%。

4 结论

超超临界汽轮发电机组 第5篇

中国 温州600/1000 MW超超临界机组技术交流2010年会

超超临界机组节能改造及运行优化方案探讨

徐宝福

华电国际电力股份有限公司邹县发电厂山东邹城273522；

摘要：本文介绍了邹县发电厂超超临界机组节能改造及运行优化方案，并对实施效果进行分析。关键词：真空提高系统；分离器改造；运行优化；效果分析

一 前言

华电国际电力股份有限公司邹县发电厂位于山东省邹城市唐村镇，是华电集团公司所属最大的电厂。

一、二期工程安装4台300MW机组(改造后出力为335MW)，分别于1985年～1989年投产。三期工程建设2台600MW机组，分别于1997年1月和11月投产。四期工程建设2台1000MW超超临界燃煤发电机组，分别于2006年12月和2007年7月投产。

两台超超临界燃煤发电机组三大主机由中国东方电气集团公司的三大主机制造公司东方锅炉(集团)股份有限公司、东方汽轮机有限公司和东方电机有限公司引进日立技术国内生产。电动给水泵、汽泵由日立公司制造，小汽轮机、高压旁路装置由德国西门子公司制造，励磁系统由瑞士ABB公司制造。机组投运后，针对实际运行过程中出现的问题，并围绕节能挖潜进行了部分设备技术改造，并从运行方式方面进行优化，提高机组的整体经济效益。

二 进行的主要节能技改项目介绍

2.1加装凝汽器真空提高系统

凝汽器真空提高系统属于热力发电厂节能技术领域，针对热力发电厂水环式真空泵抽气系统而设计的节能装置。它是通过外加智能制冷冷源系统，给真空泵提供远低于环境温度的工作水，大幅提高真空泵抽气能力，进而降低凝汽器不凝气体分压力这种方式来提高凝汽器换热效果，从而降低凝汽器水蒸汽凝结压力，也就是降低汽轮机背压，获得节能效果。

2.2凝汽器真空提高系统关键技术及创新成果包括：

2.2.1通过降低真空泵工作水温度的方式来提高凝汽器真空，获得节能效果。

不凝气体（主要是空气）是凝汽器主要传热热阻。减小凝汽器不凝气体分压力，是提高凝汽器真空的有效措施之一。减小不凝气体分压力目前来讲只有两种措施，一是提高汽轮机热力系统的严密性，减少不凝气体泄露；再是提高抽气系统真空泵的工作能力，及时将凝汽器内不凝气体抽除。

从水环式真空泵工作原理及性能可知，其抽气能力，和抽气压力所对应的饱和温度与工作水温度之间的差值，也就是工作水的温度有很大关系，工作水温度越低，抽气能力越大。凝汽器真空提高系统，通过供给真空泵7~15℃的工作水，使得真空泵抽气压力所对应的饱和温度与工作水之间的温差大大增加，极大地提升了真空泵工作能力和工作环境。

2.2.2建立冷端系统的统一冷源及协调控制系统

对于600MW及以上机组，抽气系统通常有多台水环式真空泵运转，因此存在真空泵启、停切换过程。因各种因素，不同真空泵之间的负荷、所需工作水量也有所区别。凝汽器真空提高系统，通过添加电控阀门，统一管理制冷机制出的冷水，做到根据真空泵实际运转情况，合理配比每台真空泵需冷水量。

2.2.3利用低品位热水、废蒸汽作为冷源制冷的动力源

超超临界汽轮发电机组 第6篇

关键词：FCB控制；大容量锅炉；旁路能量；工质风险

中图分类号：TM621 文献标识码：A 文章编号：1009-2374（2013）17-0112-02

据报道，2011年9月8日由于电力系统工作人员操作失误，美国加利福尼亚州南部、亚利桑那州以及墨西哥部分地区发生大面积停电，约600万人受影响。2012年7月30日和31日印度北部和东部地区连续发生两次大面积停电事故。突如其来的断电导致交通陷入混乱，给工作、生活带来极大的不便。一直以来，国内外各电网公司都大力研究电网大面积停电后的“黑启动”的技术，但却极为困难，对火力发电机组更是难上加难。试想如果在电网事故大停电时能保留部分电源点，通过保存下来随时能向外供电的发电机组，逐步使电网恢复，这就是火电机组的FCB功能。

1 主要设备概况

锅炉为超超临界参数变压运行螺旋管圈直流炉，锅炉采用一次再热、单炉膛单切圆燃烧、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构塔式布置。

汽轮机采用上海汽轮机有限公司生产的1000MW超超临界汽轮发电机组。汽轮机型式是超超临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、双背压、凝汽式、采用八级回热抽汽。汽轮机采用定-滑-定运行方式。

上海汽轮发电机有限公司制造的1000MW发电机，配有河北天威保变有限公司生产的3×380MVA单相主变压器，发电机型号THDF125/67，为水氢氢冷却方式，旋转无刷励磁。发电机额定容量为1112MW，额定功率1000MW。

旁路系统配置了100%BMCR容量高压旁路，该旁路替代过热器安全阀，又作为主汽压力调节阀。低压旁路容量为65%BMCR，另配100%再热器安全阀。

DCS集中控制采用国产杭州和利时公司的MACSV系统；DEH为西门子T3000系统。

2 FCB功能实现

2.1 FCB的定义

FCB（FAST CUT BACK），是指火电机组在电网或线路出现故障而机组本身运行正常的情况下，不触发机组跳闸。比如，机组主变出线开关跳闸，不联跳汽机和锅炉，发电机带机组的厂用电运行，汽机保持3000r/min，锅炉快速减少燃料量，实现机组带厂用电的“孤岛运行”。

2.2 FCB的动作模式

触发FCB有三种情况：一是电网高频自动切机，二是电网低频自动切机，三是电网调度根据情况远方操作切机。

电网侧故障时，带厂用电运行；发电机和出线电气故障时，汽机保持空载运行；汽机故障跳闸时，锅炉保持运行。以上三种方式，锅炉都快速减少燃烧率，高、低压旁路快速开启。本厂6号机实现“电网故障时，机组带厂用电孤岛运行”功能。不实现“停电不停机”功能，保留现有“停电停机”功能，保留“停机不停炉”功能。

2.3 FCB切机策略

当监测电网故障或电网远方切机时，安稳触发信号跳开断路器5041和5042，发电机带两台高厂变运行。

安稳作为判断电网故障手段，机组的安稳切机策略是不变的。电网调整电厂安稳切机顺序，最后切除FCB功能机组；将现有安稳动作跳发电机出口断路器逻辑，改跳5041和5042断路器，瞬间闭锁联跳发电机出口806开关。电气送热控FCB信号为安稳输出信号三取二，且5041、5042断路器在分闸位置，分别送入热工DCS和DEH系统。

2.4 热力系统工艺

辅汽及小机汽源切换方式：辅汽汽源自动切换至冷再供，小机汽源切换至辅汽供，小机高压汽源作为补充。除氧器汽源切至辅汽供。轴封汽源自动切辅汽供。冷再至辅汽联箱调门在FCB触发后开启调门30%投自动，压力设定值设定为1.1MPa。

凝结水运行方式：6号机正常运行时两台凝泵变频运行，压力设定为2.6MPa，一台凝泵工频备用。FCB时，联启备用泵和第二台凝泵（如果单台凝泵运行）并同时将变频泵压力设定值置3.6MPa（或将频率升到50Hz）；自动启动凝补泵并提前补水，并将凝汽器补水水位设定值适当提高，提前补水，开度为设定值提高100mm。

锅炉运行方式：FCB触发，25s内燃料主控输出闭锁增加；锅炉要求干态运行；若对应制粉系统运行，自动投入微油运行；2号高加和除氧器加热投入，提高给水温度，减小水冷壁热冲击。

旁路运行方式：高、低旁打开、进入压力控制模式，高旁控制主汽压力、低旁控制冷再压力。FCB触发后，旁路控制进入C（压力控制）模式；机组负荷大于600MW，联锁快开汽机高、低压旁路5s，5s后高、低压旁路进入压力、温度自动调节。

电气系统：电气发出FCB请求（3s脉冲）时，DEH侧触发FCB动作信号；汽机跳闸或5041闭合或5042闭合中的任一个出现时，FCB状态复位。

DEH及DCS控制系统：在DCS当前逻辑画面中增加“FCB投入按钮”，当电气发出FCB请求（3s脉冲）或汽轮机跳闸时，DCS侧触发FCB动作信号；FCB动作420s（7min）后或锅炉MFT，FCB自动复位。

2.5 FCB动作后恢复

利用5042一次参数满足并网要求，加装同期装置，采用5042作为FCB后并网恢复点。

电网故障时，安稳动作跳开6号机主变出口的5041和5042断路器、保持806处于合闸状态，6号机快速减负荷带自身厂用电孤岛运行。

若电网故障消除，需要6号机作为黑启动源点时，合闸5041或5042对电网供电。

若电网恢复送电，6号机要并网运行时，通过设备改造，使得5042具备并网功能，利用5042进行并网。

发电机故障时，跳开806出口断路器，汽机跳闸、锅炉运行（即不要求实现停电不停机功能）。

汽轮机故障跳闸时，发电机跳闸（断开出口短路器806）、锅炉运行。

3 问题和风险

FCB实施是一个系统工程，需要机组工艺系统、设备、控制等统筹配置和协调控制，能够实现FCB触发后短时间内，维持机组的工质和能量的快速平衡，需要重点研究应对以下问题和风险。

3.1 风险一：汽机低负荷连续运行风险

机组发生FCB后，汽机将带超低负荷（3%左右）运行。汽机满足FCB工况运行时间大于15min，无上限时间，但谷峰损失依然存在不确定风险。要控制高排和低压缸排汽温度，尽量缩短FCB下运行时间，以高排温度530℃和低压缸排110℃（正常90℃以下）为控制点。FCB后再热器压力设定为2MPa。

3.2 风险二：FCB时汽机超速风险

机组发生FCB时，汽机转入负荷下的转速控制模式。汽机转速控制可能失调、保护拒动，造成汽机超速风险。故保留“电跳机”逻辑、保证转速自动和保护回路正常，不实现FCB的“停电不停机功能”；FCB试验前进行汽机主汽门、调门、抽汽逆止门、旁路和电超速传动试验；FCB试验时保证超速保护等正常投入。

3.3 风险三：汽机大轴抱死风险

汽轮机跳闸后，异常工况可能导致凝汽器温度高、轴封温度异常。汽轮机惰走阶段大轴可能抱死。要确保凝汽器温度高时旁路能够关闭，循环水正常和轴封正常。利用低旁联关逻辑并已将旁执行器改造成为本质安全特性（加装弹簧、失压关闭）。确保轴封电加热器及时投入，维持轴封供汽温度大于280℃；做好循环水失去应对措施，如发生循环水泵跳闸则尽快恢复。维持辅汽联箱压力大于除氧器压力，防止除氧器汽水返至辅汽系统甚至轴封系统。

3.4 风险四：锅炉T23因温度骤变产生裂纹风险

机组发生FCB后，给水温度由于高加切除且除氧器汽源不能及时投入而骤降。可能发生锅炉水冷壁T23材质因给水温度骤降而大幅下降，造成应力过大而损坏。要保证2号高加和除氧器加热投入，控制给水温度大于195℃，防止水冷壁温突降。机组发生FCB工况时，及时投入除氧器备用汽源；根据验证性试验优化机组FCB工况目标负荷，以提高机组给水温度。

3.5 风险五：厂用电失去风险

FCB后机组带厂用电孤岛运行，发电机频率及相位与外部电网存在偏差、失去同步。如FCB后恢复并网时采用806方案，需要人工厂用电切换；机组FCB孤网运行中跳闸时也需要厂用电切换，可能切换不成功造成厂用电失去风险。故选择5042作为FCB并网恢复点，不采用806并网，避免厂用电切换风险。定期试验启动柴发良好备用，保证保安段不失电。做好厂用电失去事故预想和应急演习。

参考文献

[1] 外高桥电厂1000MW机组FCB功能及系统配置.

[2] 台山电厂6号机组FCB试验方案.

[3] 姚峻.1000MW机组FCB控制功能的实现.

[4] 冯伟忠.1000MW超超临界机组FCB试验.

[5] 沈丛奇.百万等级超（超）临界机组运行及控制技术研讨会-超超临界机组FCB功能和作用.

[6] 火力发电厂厂用电设计技术规定（DL-T5153-2002）[S].

浅析超超临界汽轮机技术 第7篇

所谓超超临界汽轮机只的是汽轮机中主蒸汽压力超过25.0MPa,主蒸汽温度或/和再热蒸汽温度为580℃及以上我一种汽轮机。当前,我国在超超临界汽轮机技术上与一些发达国家相比还存在很大差异,其中对超超临界汽轮机技术研究比较深入的国家主要是美国和日本,较好的实现了从超临界汽轮机到超超临界汽轮机的转变。本文主要以我国某电气电站生产的超超临界机的特点和安装进行分析和研究。

1 超超临界汽轮机的特点

超超临界汽轮机与超临界汽轮机相比具有着明显优势,超超临界机组具有更高的经济效益,且主厂房比较小,能为我们节约很大的空间;同时,超超临界汽轮机机组的运行情况很好,保证了生产的稳定性。其具体特点主要体现在以下几方面:

1.1 设计简洁化和集约化

为了满足参数的增高、效率的提高,汽轮机在制造、安装、运行以及维护等各个方面的要求也必须要提高。超超临界汽轮机技术整合符合了这些要求,其充分考虑了各方面的因素,结合以往汽轮机的先进技术,能够使汽轮机机组安装简洁化、集约化,且运行自动化和维护更为方便,很大程度上降低了汽轮机按安装、运行和维护等哥方面的成本。比如,超超临界汽轮机由于比超临界汽轮机小,可以实现高中压缸在厂内组装好再发运出去。

1.2 具有合理的轴系布置方式

超超临界汽轮机的机组一般由四缸四排气汽轮机构成,其高压转子有两只径向轴承支承,剩下三根转子由一只径向轴承支承。机组的独对和相对死点重合,可设置在2号轴承上,当,在汽轮机运行时,有利于机组及时启动和变工,有助于提高机组的整体工作效率。也可以避免动汽轮机机组的动静部件变化过不,影响机组的运行。

1.3 具备有先进的密封技术

汽轮机减少漏气是提高汽轮机运行效率的有效方法之一,而超超临界汽轮机技术具有先进的密封性,可以很好的实现汽轮机漏气减少的要求。超超临界汽轮机采用通流汽封机构,高中压分离机死点设置比较近,因而在转子和汽缸直接的膨胀差比较小,可以布置更多的汽封齿数,使得超超临界汽轮机具有较好的密封性。

2 超超临界汽轮机的安装技术

超超临界汽轮的安装时必须严格按照厂家的要求进行按照,保证整个安装都符合规定要求,其具体的安装步骤可以分为以下几步:

2.1 汽轮机管道浮动连接

为避免汽轮机的高、中压缸管道与汽缸的负荷分配值在连接后存在误差,我们必须在汽缸连接其它管道的过程采用无应力连接方式对汽轮机进行连接,因此,在安装中采用调节阀体弹簧支架的的方式,并从弹簧压缩值来判断误差,从而确保汽轮机管道无应力连接,保证高、中压缸和管道连接后的负荷分配值的准确性,避免汽轮机机组安装好后产生振动。

2.2 轴承座和锚固件安装

汽轮机一般有无个轴承座和七种类型的锚固件。锚固件必须与汽机基础一同进行安装,安装好汽轮基础,并确保其强度满足轴承座安装要求之后,根据挠度曲线找处正轴承座的标高、水平、中心线,然后再二次浇灌轴承座并牢实地脚螺栓整个过程都必须非常严谨有序,确保安装的严谨性。

2.3 高中压缸的安装

超超临界汽轮机高、中压缸是一并运输整体到货,因此在安装前需要在现场对其进行不解体检修。因此,安装前需要对汽缸和轴承座的结合层清理和土木黑铅粉,然后用猫爪支持部件中心检查其与支持部件的误差,最后对联轴器的凸台个凹口进行测量以确保能完全连接。

接下来就是吊装工作,将汽轮机汽缸吊运到指定安装位置,吊装过程要敖非常小心,因此,在吊装是必须确保汽缸与轴承座间的轴向膨胀间隙不小于二十毫米,然后用内径千分尺测量汽缸后端与轴承中心的距离,最后,将轴与轴承结合,借助三个辅助螺栓将联轴器法兰拉倒一起,指定他们的间隙为0.1到0.4mm之间为止。

2.4 初步安装好的检查

对初步安装好的机组,我们不想反复仔细的对其进行检查,因此,我们对轴瓦间隙的检查,径向间隙的测量需要在轴承的前后两端都安装两块千分表,然后再调整轴承位置,并在轴承座上再安装一块千分表,用起顶装置举起大轴,千分表上读读数的差值便是间隙差,最后需要推拉转子再测量转子的轴向膨胀总间隙,反复操作指定间隙符合要求为止。

3 超超临界汽轮机新技术的发展

当前,最新的超超临界汽轮机中增加了零号高加。增加零号高加可以采用在正常输水是在机组中实现逐级自流的疏水,也可以采取直接疏水到除氧器的方式进行输水,前者系统比较复杂,但运行经济性好,后者系统比较简单,但运行经济性差。同时,增设零号高加由于增加了回热系统级数,从而提高了系统回热速度,降低了汽轮机的整体热耗,减少了经济消耗。但是零号高加不同于以往的机组设计,需要对其平衡能力重新设计高压活塞等。

4 结束语

随着科学技术的不断发展,不同形式的汽轮机都在不断的象征多种方向进行延伸,超超临界汽轮机凭借着简约化集约化、合理的轴系布置方式、先进的密封性,被许多大型生产企业所认可,同时伴随着我国超超临界机组在我国的成功投运,超超临界汽轮机技术的的发展和进步使我国汽轮机设计和生产能力有的非常大的进步和发展。因为,我没有必须迎合时代的进步,充分利用好这样先进的技术,掌握超超临界汽轮机的安装方法,及时掌握超超临界汽轮机先进的技术,抓住时代的发展机遇。

摘要：随着科学技术的不断发展进步,超超临界汽轮机技术也在不停不的发展和创新,为了更好的将超超临界汽轮机技术应用到生产当中,带来更大的生产效益,本文分别对超超临界汽轮机技术的特点以及超超临界汽轮机的安装技术进行了介绍,并对当前超超临界汽轮机新技术进行了分析。同时,笔者希望通过此次研究,能为我国超超临界技术的发展提供参考,让我国汽轮机技术的跟上其他国家的发展。

关键词：超超临界,汽轮机,技术,特点

参考文献

[1]齐佶.超超临界汽轮机技术研究的新进展[J].中国科技博览,2016(02).

超超临界汽轮机部件冷却技术的研究 第8篇

随着我国科技的发展, 越来越多的新材料应用到超超临界汽轮机组中, 使得超超临界汽轮机再热蒸汽温度以及主蒸汽温度明显上升。蒸汽冷却技术主要是利用低温蒸汽对超超临界汽轮机相关部件进行冷却处理, 降低相关部件的工作温度, 其中转子、喷嘴室、汽缸等超超临界汽轮机部件, 利用蒸汽冷却技术, 不能提升这些部件材料等级, 同时延长了其使用寿命。汽轮机在启停过程中, 或者是运行过程发生变化时, 相关部件就会承受较大的应力, 而高温区域往往是承受最大热应力的位置。利用冷却技术, 能够保证在汽轮机启停过程中, 降低机组的热效应, 从而调整部件静止与运作过程中的温度差, 在很大程度上降低了机组部件的热应力, 对部件健康运行具有重要的意义。

2 超超临界汽轮机部件冷却结构特点

2.1 高压、中压喷嘴室以及高压转子

2.1.1 高压转子。

对于高压转子冷却结构设计, 主要包括以下几种方式:第一, 将第一级叶形根部进行负反动度设计, 这样就能够利用低温蒸汽对高压转子前轮边缘进行冷却;第二, 可以充分利用汽轮机中的主蒸汽, 从高压调节阀引出, 通过喷射冷凝水的方式制造, 然后将形成的冷却蒸汽通过部件间隙, 对转子表面进行冷却。在冷却的过程中, 蒸汽的温度可以通过凝结水量的控制进行调节。第三, 在高压第一级后, 利用少量的低温蒸汽, 流经内缸与喷嘴室之间腔室, 然后又回流到前轴封与前轮面, 这样就能实现冷却叶轮前轮面以及喷嘴室的效果, 具体的冷却结构设计图如图1所示:

2.1.2 喷嘴室。

对于高压一级的喷嘴室设计为双流式结构, 而二级机以下的喷嘴室采用单流结构。利用双流式结构, 能够有效的减少每一个叶片承受的负荷, 并减少动叶片与喷嘴室的应力, 对于大功率的超超临界汽轮机来说, 应该选用具有熟练应用技术的动叶片。同时, 利用双流式结构, 会增加叶片数量, 在一定程度上提高了机组的整体成本造价。双流式汽轮机冷却结构主要是将一小部分冷却蒸汽从喷嘴室前轴封进入, 流经转子与喷嘴室之间空隙, 最后进入到喷嘴室主流, 在转子转动的情况下, 受到吸收作用的影响, 蒸汽会从腔室中流出, 实现冷却喷嘴室与转子的效果。

2.1.3 高压转子。

通常高压转子冷却结构设计为双流式结构。大功率超超临界汽轮机转子一般选用双流式冷却结构, 这样能够保证转子上推力均衡, 并有效的降低了动叶片应力。具体的冷却原理为:对级后少部分蒸汽进行调节, 在经过平角转弯后, 通过冷却斜孔, 将蒸汽在转子与喷嘴室表面空隙腔室中流过, 然后通过双流式喷嘴室小孔, 最后留到级后, 实现对高压转子的冷却。在冷却蒸汽流转的过程中, 主要的技术在与叶轮中设置有斜孔, 能够在叶轮转动产生离心力, 将蒸汽吸入, 最后实现对高压转子表面以及喷嘴室的冷却。

2.2 高压、中压汽缸

2.2.1 高压第一层冷却设计。

第一, 超超临界汽轮机中, 高压第一级动叶和喷嘴室中的焓降都相对较大, 在很大程度上能够降低调级后蒸汽的温度与压力, 从而降低高压汽缸内壁受到的压力;第二, 在第一级叶形根部设计中, 采用负反动度设计方式, 从第一级动叶出口流入一小部分冷却蒸汽, 然后冷却蒸汽会通过动叶与喷嘴室之间空隙中留到叶轮前封与全轮面间腔室中, 从而实现冷却第一级叶轮的效果。

2.2.2 汽缸夹层。

对于高压中压汽缸的夹层冷却方面, 冷却结构设计如图2所示:

3 超超临界汽轮机部件冷却结构设计关键技术

超超临界汽轮机部件冷却结构设计过程中, 关键技术主要体现在对冷却参数设计、对冷却效果验证等方面。

(1) 在设计冷却参数方面。第一, 合理的选取蒸汽参数, 需要保证冷却蒸汽部件在工作中的温度, 保证冷却蒸汽进口的温度比出口处的温度高, 这样才能为冷却蒸汽顺利流经通道提供条件。另外, 应该控制冷却蒸汽流经通道的速度以及流量, 避免流经速度过大导致热应力过猛。第二, 对于冷却结构的设计, 还需要对影响冷却流量的因素进行严格的控制, 包括平衡孔形状与大小、通道体积等等, 通过合理的设计, 实现最佳的蒸汽流量。第三, 超超临界汽轮机部件冷却采用蒸汽冷却技术, 会在一定程度上增加成本, 在设计过程中, 应该尽可能的避免部件用蒸汽冷却。第四, 如果确定采用蒸汽冷却技术, 还需要通过对转子轴向力详细的计算分析, 并通过校验后才能使用。总的来说, 就是需要保证蒸汽冷却参数的合理性, 通过调整与设计对冷却蒸汽流量具有较大影响因素的设计、调整, 实现蒸汽冷却的应用效果、经济性等, 确定最佳的冷却方案。 (2) 为了验证冷却的效果, 还需要在超超临界汽轮机相关部件相应位置上设置温度测量点, 在汽轮机开启运行后, 通过对汽轮机中各个测温点温度的测量, 对冷却效果进行评价。如果汽轮机为反动式, 在冷却效果评价过程中, 测温点的设计还需要通过在2级与3级静叶片中进行打孔, 并设置测温点, 对叶片表面的温度进行测量, 同时对汽轮机部件金属温度以及蒸汽温度进行监测, 一般利用热电偶实现, 将其安装在汽缸中, 进行焊牢固定。然后在超超临界汽轮机运行后, 对中压转子、高压转子冷却效果进行验证。

4 结束语

通过上述分析可知, 超超临界汽轮机在运行过程中, 由于受到运行温度的影响, 导致材料性能下降, 对其运行造成影响, 同时也会缩短部件的使用寿命。利用有效的蒸汽冷却技术, 不仅能够保证材料的使用性能, 还能够在保证汽轮机运行的情况下, 延长机组整体的使用年限。对于超超临界汽轮机中不同的部件, 其冷却结构设计也不尽相同, 还需要根据具体的情况, 合理设计冷却参数, 保证冷却效果, 同时利用在机组相应位置设立测温点, 对蒸汽冷却技术的冷却效果进行验证与评价。现阶段我国在超超临界汽轮机冷却问题中的研究还不够深入, 还需要加大科研与开发的力度, 在保证超超临界汽轮机正常运行的情况下, 不断的提升机组的性能, 节约成本, 提高产品的经济效益。

参考文献

[1]闫怀喜.超超临界汽轮机涡流冷却与抽汽系统的数值研究[J].上海交通大学, 2012, 28 (3) :124-125.

超超临界汽轮发电机组 第9篇

目前1000MW超超临界机组国内已有多台投入商业运行, 但超超临界1000MW汽轮机的DEH控制系统现在国内仍属于空白, 需要全部进口。开发具有自主知识产权的超超临界1000MW汽轮机组DEH系统, 既可解决1000MW超超临界汽轮机组DEH控制系统国产化问题, 又可以提升我公司在同行业的地位, 同时也可以为国家节约大量外汇。

我们借鉴引进的控制系统的控制原理, 通过消化、吸收及优化, 根据我们多年积累的经验设计出一套功能完善、可靠性高、技术先进、具有自主知识产权的DEH控制系统。具体方法是以现有项目为依托, 将课题研究与在建项目相结合, 在完成课题研究的同时, 直接将研究成果应用于设计生产中, 既节约人力, 又达到了预期的效果。

2 研究内容及方法

2.1 系统设计方案

系统总体方案采用高压抗燃油数字电液调节系统 (简称DEH) , 系统总体构成见图1。

系统由高压抗燃油源、工程师站、操作员站、DEH控制柜、现场I/O、现场油动机伺服阀、电磁阀和油动机位置检测装置等组成。

2.2 硬件设计方案

DEH控制系统包括以数字计算机作为控制器的控制部分和电液转换机构、高压抗燃油系统和油动机等组成的液动部分。DEH系统主要设备包括5个机柜, 设在电子室;1个工程师站和1个操作员站。现场设备包括电磁阀、位置开关、阀位变送器、电液转换器、压力开关、温度开关和汽机转速发送器。

DEH控制系统要选用有大型机组运行业绩的分散控制系统硬件, 此次依托项目所采用的是日立公司的HIACS-5000M系统。

2.3 软件设计方案

软件控制方案是将DEH控制逻辑分为两部分, 一部分完成汽轮机的基本控制功能即OA逻辑, DEH系统主要控制逻辑原理见图3, 一部分完成汽轮机转子的热应力监视和寿命管理及汽轮机自动启停功能的控制即ATC逻辑。在传统ATC的控制功能基础上, 将ETS三冗余危急跳闸系统的监视和试验等操作功能附加到ATC, 使ETS系统与DEH系统实现一体化。

2.4 DEH系统主要功能

设计机组的启动方式采用高中压缸联合启动方式。

DEH系统OA部分的功能主要包括:启动前进行高调阀蒸汽室预暖, 机组冲转, 中速暖机和自动冲临界, 3000r/min定速前自动减速, 超速试验, 严密性试验, 同期控制, 并网带初负荷, 并网后的阀位控制, 功率控制和主汽压控制, 阀门管理, 一次调频, 协调控制, 快减负荷, 功率不平衡保护、各种参数限制和在线阀门活动试验等。

DEH系统的ATC部分的主要功能包括:转子热应力监视, 转子寿命管理, 机组本体温度监视和报警, 机组振动、偏心、轴位移、胀差、缸胀监视和报警, ATC升速控制, ATC升负荷控制;ETS跳闸首出, 跳闸块在线试验, 跳闸复位等。

图4为OA部分基本控制原理。

2.5 机组满负荷运行汽机主要参数

机组在满负荷运行期间, 汽轮机各项参数都符合设计要求, 参数见图5主机主参数画面。

3 成果意义

以前国内百万超超临界机组DEH系统均采用全部引进方案, 现通过自主研发, 一方面可以节约外汇, 同时也锻炼了队伍, 为公司可持续发展和长远战略作出了贡献。由于百万超超临界机组在国际上属于最先进的机型, 其控制系统的研究和应用在国内刚刚起步。本研究通过与实际工程结合, 经过系统仿真和依托项目168试运行进行验证, 其研究和实践水平达到了国际先进水平。

百万超超临界汽轮机单机容量大, 不仅对降低单位千瓦的造价大有好处, 而且可以相应提高机组的运行效率。汽轮机进汽量随单机容量的增大而增加, 使轴端泄漏损失所占比重减小, 以及由于通流面积的增大, 通流部分漏汽损失也相对减小。目前我国已经规模建造1000MW级的超超临界机组, 在当今以化石燃料为主的发电技术中, 百万超超临界发电技术对优化火电结构、提高资源利用率具有重大的现实意义。

摘要：开发了具有自主知识产权的超超临界1000MW汽轮机组DEH系统, 将其应用于汽轮发电机组中, 解决了超超临界1000MW汽轮机的DEH控制系统国产化问题。

超超临界汽轮发电机组 第10篇

汽轮机是发电厂中重要的设备, 机组安全稳定运行, 企业才能创造最大经济效益。轴承座安装是汽轮机安装中的重要环节。上海汽轮机有限公司生产引进型SIEMENS 660MW汽轮机由于其轴承支撑系统设计特点, 轴承座安装是此类型机组安装的第一步。

该660MW机组汽轮机为单轴、三缸二排汽、中低压缸双流、中间再热式超超临界空冷机组。汽轮机从高压缸至低压缸, 分布有1 至4 号轴承座, 高、中压缸采用猫爪支承在1-3 号轴承座上, 低压内缸通过穿越外缸的猫爪直接支撑在3、4 号轴承座上。

此类设计具备以下特点:

(1) 采用无垫铁、无台板落地式结构的轴承座。

(2) 轴承座与基础采用球形螺母地脚螺栓。

(3) 每个轴承座下底面有6 只M42 调整螺钉, 用来调整轴承座水平、标高。

1 施工工艺流程

施工工具材料准备→基础检查→设备检查渗油试验→地脚螺栓安装→轴承座就位→轴承座找正→二次浇灌→螺栓终紧。

2 操作要点

2.1 施工工器具

高精密水准仪、钢板尺、测量杆、内径千分尺、钢卷尺、弹簧秤、游标卡尺、 千斤顶、棘轮套筒扳手、钢丝调整器、0.5mm的钢丝100米、12 号槽钢30 米。

2.2 基础检查及验收

(1) 基础交付安装前, 确认基础混凝土表面应平整、无裂纹、蜂窝和露筋等。检查基础中心线、基础标高、预埋件的数量、规格、位置及标高等符合图纸设计要求。

(2) 复查基础中心线。在机组纵向中心线两端安装钢丝支架, 拉钢丝核对土建给定的纵、横向中心线, 找出各轴承座的横向中心线。轴承座中心与交付基础中心线偏差≤ 1mm。

(3) 根据图纸要求, 安装轴承座底部调整螺栓的支撑垫板。

2.3 轴承座安装

(1) 对轴承座进行渗油试验, 应无渗漏现象。

(2) 将地脚螺栓通过预埋套管拧入基础内预埋的螺母, 直到旋到位为止, 在露出基础的螺杆上安装聚苯乙烯密封环。

(3) 将轴承座起吊, 安装轴承座底部调整螺栓, 在就位位置上方, 使地脚螺栓对准轴承座上的螺孔, 缓慢下落, 至底部调整螺栓与垫板接触。轴承座四周立面靠近底面的部位的油漆, 要打磨清理干净。分别就位各轴承座。

(4) 依据地脚螺栓图纸测量各个地脚螺栓顶面至各轴承座中分面距离, 以便确认地脚螺栓已安装于正确位置, 安装螺母, 并在螺母上旋入拉伸螺栓。

(5) 轴承座纵横向找正。将钢丝一端固定另一端处悬挂配重, 拉紧纵向以及各轴承座横向中心钢丝, 校准钢丝中心, 对1 号~ 4 号轴承座进行找正。

在轴承座调端、电端油档洼窝处用内径千分尺测量与钢丝之间数值确定轴承座位置 (如图1) 。用测量杆或测量块进行横向找中, 测量轴承中心线 ( 预先在轴承座上划出) 到代钢丝间的距离 (如图2) 。用千斤顶或基础与轴承座底部之间的支撑螺钉来移动轴承座到正确位置。为减小测量误差, 要将代表轴线的钢丝振动、摆动减小到最低。用钢卷尺测量各轴承座之间的距离, 满足图纸要求。

(6) 轴承座找平。按照汽轮机轴系找中图中所示, 以4 号轴承座为标高基准零位。在靠近4 号轴承座处装水准仪, 以建筑提供的标高参考点为基准, 确定4 号轴承座标高。旋动调整螺钉, 调整4 号轴承座标高达到要求确定基准。然后以4 号轴承座为基准, 调整其他3个轴承座的标高及水平。质量要求:各轴承座的标高偏差≤ 0.15mm, 轴承座纵 (横) 中心偏差≤ 0.10mm以内, 轴承座间距误差控制在2mm内, 轴承座横向、纵向水平度偏差≤ 0.10mm/m。

(7) 轴承座固定。1) 找正完毕后, 按图纸要求的方法和力矩拧紧地脚螺栓, 以确保锁合力, 同时拧紧过程中要随时检查, 如有必要修正轴承座中心, 包括高度、纵横向轴线及其他尺寸和距离。 2) 按图纸要求程序、力矩进行轴承座灌浆前的紧固, 紧固后再次检查测量, 确保标高、水平和纵横中心以及各轴承座间距的准确。

2.4 轴承座二次灌浆

轴承座找正完毕后, 清理二次灌浆部分的混凝土基础, 保证表面干净无油污及杂物, 检查密封环是否将地脚螺栓孔封堵严密。对轴承座周围进行浇灌的部位进行支模, 模板与基础间及模板转角处用胶带密封, 以防注入的灌浆料泄漏。灌浆时为避免形成气孔、脱空, 须确保泥浆从一侧进入。无收缩性砂浆灌浆料与水的配比、环境温度、养护等要严格按照厂家的说明书要求执行。

2.5 轴承座螺栓终紧

待灌浆层强度达到设计要求后, 用规定的力矩以十字对称方式紧固地脚螺栓。第一步, 用规定力矩的10% 初紧, 方向为十字对称形式;第二步, 用规定力矩的75% 紧固, 方向为逐个逆时针形式;第三步, 用规定力矩的100% 最后紧固, 方向为逐个逆时针形式。

超超临界汽轮发电机组 第11篇

随着汽轮机组热效率的不断提高, 高参数、大容量是汽轮机技术发展的必要途径。随之而来的是转子轴系的设计变得更为复杂, 发生振动故障的几率大大提高。若要研究轴系的振动问题, 分析轴系各转子的临界转速及相对应的模态振型必不可少[1]。临界转速是使转子发生强烈振动的转速, 它是转子动力学中研究得比较完善的一类问题。转动系统中转子各微段的质心不可能严格处于回转轴上, 因此, 当转子转动时, 会出现横向干扰, 在某些转速下还会引起系统强烈振动, 出现这种情况时的转速就是临界转速。模态振型是转子固有的、整体的特性。通过模态分析方法了解转子在某一易受影响的频率范围内各阶主要模态的特性, 就可能预知转子在此频段内在外部或内部各种振源作用下实际振动响应[2]。因此, 模态分析是转子轴系动态设计及设备的故障诊断的重要方法。为保证系统正常工作或避免系统因振动而损坏, 转动系统的转子工作转速应尽可能避开临界转速, 若无法避开, 则应采取特殊防振措施[3]。不平衡振动是造成汽轮机组轴系振动的主要原因之一, 约占振动故障的80%以上[4], 分析轴系的不平衡振动响应随转速的变化关系对于这个轴系的安全稳定运行具有非常重要的意义。

转子-轴承系统的质量和刚度是影响临界转速的两大主因, 对于一个已定型的汽轮机转子来说, 其质量是不会发生改变的。但转子-轴承系统的刚度可能会受到材质、轴与叶轮的加工质量、叶片状态、轴承弹性等方面的影响。另外随着转子状态的变化系统的刚度也可能随之产生改变, 其中转子的转速是其状态的一个重要体现。鉴于以上各类情况, 本文将分析某国产超临界600 MW汽轮机低压转子转速发生改变时对油膜刚度产生的影响, 并将其引入到转子动力学有限元模型中, 作为边界条件, 分析这种动态关系对转子的固有特性的影响。另外考虑轴承座的弹性连接、转子刚度、直径的差距等, 对转子-轴承系统的刚度进行修正, 计算分析支承刚度的变化对转子固有特性的影响。在此基础上考虑转子中部和两端存在较大不平衡量的情况, 计算轴系各轴颈处振动幅值随转速的变化关系, 分析这类不平衡对轴系动力学响应特性的影响, 从而为汽轮机组的振动故障诊断及排除提供理论支持。

1 动力学建模

某电厂超临界600MW汽轮机组采用一次中间再热、三缸四排汽、单轴、双背压、凝汽式汽轮机。高中压转子和1号低压转子之间装有刚性的法兰联轴器。1号低压转子和2号低压转子通过中间轴刚性联接, 2号低压转子和发电机转子通过联轴器刚性联接。汽轮发电机组整个轴系由9个支持轴承支撑。其中高中压缸和低压缸共6个支持轴承为四瓦块可倾瓦;发电机两个轴承采用上半1块、下半2块可倾瓦端盖式轴承。轴系结构示意图如图1所示。

1.1 几何模型的建立

建模时采用转子的轴向截面作为几何建模依据, 对转子结构几乎不存在简化, 可以真实地描述转子的截面属性, 且建模速度快, 计算效率高, 因此该类建模方法在转子动力学分析中广泛采用。

如图2所示为低压转子的二维几何模型, 接下来的计算分析中将以这种几何建模方法为基础。

1.2 有限元动力学模型

如图3所示, 对低压转子的几何模型进行网格划分, 采用轴对称8节点实体单元对转轴和叶轮进行网格划分。在叶轮的重心位置节点赋以集中质量单元, 用来模拟叶片。

采用二维轴承单元进行模化, 该单元通过4个刚度和4个阻尼系数来等效轴承力, 并且这8个系数可与转速关联。所采用的轴承动力学参数如表1所示。

1.3 边界条件与载荷

边界条件:轴承处轴颈节点约束定义为UX, 即转子在轴颈处无轴向位移, 可以绕轴旋转;轴承座处节点约束定义为全约束。

不平衡量:输入的不平衡量=质量×半径, 施加位置为轴心质量点处, 分为Y (实值) 方向和Z (虚值) 方向, 通过这两个方向来控制不平衡载荷相位。根据现场提供的转子不平衡量可知, 低压转子主跨中部存在2.5 kg·m的不平衡量, 将其输入到有限元模型中。

2 临界转速与模态振型计算

根据轴系的有限元动力学模型计算超临界600 MW汽轮机组低压转子前3阶模态振型如图4所示。

3 支承刚度修正

设备厂家取值时多取用一定值 (如表1所示) 来计算临界转速。由于转子的支承刚度是随着转速的变化而改变的, 当转速升高时油膜刚度将减小, 因此研究转子模态振型问题应该考虑转子旋转对支承刚度的影响。如图5所示, 为600MW汽机低压转子油膜刚度随转速变化的规律。计算转子临界转速及模态振型应参照图5进行动态取值。

设备厂家在计算临界转速时主要考虑轴承座为落地式结构, 而超临界600 MW机组的低压转子采用的轴承座是坐缸结构, 因此支座刚度将下降, 变为弹性支座的形式, 整体的支承刚度将也会随之下降, 计算公式为

根据以往同类型机组的测试可知, 坐缸式结构的轴承座刚度为2.5×109N/m, 根据上式对支承刚度做进一步修正, 修正结果如图6所示。

根据图6可知, 如果考虑轴承座坐缸结构, 则支承刚度会随着转速的升高减小, 并且相对于原刚度, 修正支座刚度会更小。由于转子结构的材质、叶片的排布、安装、检修、运行时的温度、润滑油状态及轴承座刚度等都会影响轴系的刚度和重量, 而这些都可能随着转速的变化而发生改变, 同时也会影响各阶临界转速及其模态振型。这些重量的影响与整个转子的重量对比起来十分微小, 而刚度的影响则很大。现场影响部分基本上都集中于支撑刚度上, 包括油膜刚度部分 (负载和洼窝中心不同, 油膜刚度不同) 和轴承座部分。因此假设忽略这些重量的影响而只考虑刚度发生变化产生的影响, 以实测临界转速对轴系刚度进行修正, 从而准确判断转子在工作转速情况下发生了何种模态振动。

由于在计算轴承刚度时, 主要采用线性模型, 因此刚度系数随着转速升高几乎呈线性比例下降, 通过线性拟合的方法推断三阶临界转速应在3500 r/min附近, 因此将3500 r/min作为三阶临界转速的初始估算值, 并进行数值迭代。

通过有限元方法计算转子的各阶临界转速, 当一阶临界转速为1120 r/min时, 将计算转速也调整到1120 r/min, 同时将1120 r/min的支承刚度参照原刚度值 (如图6) 减小, 当支承刚度达到1.045×109N/m时, 转子的一阶临界转速为1120 r/min。同理根据实测的二阶临界转速值2730 r/min, 将计算转速也调整到2730 r/min, 同时将2730 r/min的支承刚度参照原刚度值 (如图6) 减小, 当支承刚度达到0.648×109N/m时, 转子的二阶临界转速为2730 r/min。由于支承刚度与转速的关系基本遵循线性变化, 因此可以推算3500 r/min时的刚度系数如下所示:

同理推算出4000 r/min时的刚度系数为0.333×109N/m。

将此刚度系数导入有限元模型中, 并结合轴承箱坐缸结构的弹性, 计算各阶临界转速, 第三阶临界转速的结果为3347 r/min, 因此需要将刚度系数进一步修正。接下来计算3347 r/min时的支承刚度, 重新导入到有限元模型中, 进行临界转速的计算。经过类似的多次迭代计算, 支承刚度系数及临界转速都将收敛到一个定值, 此时的临界转速为3622 r/min, 刚度系数为0.445×109N/m, 刚度系数修正结束。通过推导可知转子转速4000 r/min时的刚度系数为0.313×109N/m。

根据以上方法绘制经过修正后的支承刚度与转速的关系如图7所示。

图7中实线表示未采用逆推法时的总支承刚度, 虚线表示采用了逆推法修正后的总支承刚度。从图中可知, 支承刚度随着转速的升高又进一步减小。

4 刚度修正后转子固有特性分析

将修正的支承刚度作为边界条件, 引入到动力缩减有限元模型中, 计算转子各阶临界转速及其模态振型, 临界转速计算结果如表2所示。

对比现场所提供的临界转速 (如表2) 可知, 采用修正后的刚度进行计算, 得出的临界转速与现场实测值更接近。由于第三阶超出工作转速及超速试验转速, 因此无法测出。通过对比表2中实测的临界转速, 可以断定在该低压转子的计算中应采用随转速变化的动刚度可提高计算精度。并且推断出, 在转子的工作转速及超速试验情况下以第三阶模态振型发生振动, 因此接下来将进一步研究。

r/min

5 轴振响应特性分析

当转子中部存在较大的集中质量时, 可能会造成转子临界转速和模态振型的变化, 因此考虑该机组低压转子中部存在2.5 kg集中质量, 如图8所示。

计算低不平衡响应进行研究, 如图9所示, 为转子轴振幅值、振动相位与转速的关系。

根据图9可知, 在低压转子主跨中部若存在2.5kg·m不平衡量时会造成低压转子的一阶弯曲振动, 且振动幅值较大, 都在200μm以上。而在转子主跨中部的不平衡量几乎不会造成低压转子的二阶振动, 因此二阶的振动幅值都很小。但在3000 r/min附近会产生高幅值振动, 随着转速的升高振动幅值也随之上升, 有进入三阶模态振型的趋势。这是由于模态振型具有正交性, 模态之间不会产生互相干扰, 主跨中部在一阶和三阶模态时处于模态值的最大点, 因此对一阶临界转速影响很大, 而在二阶临界转速时, 主跨中部距离模态振型的节点很近, 振动能量非常小。

根据相频关系可知, 随着转速的升高, 转子两端先做同相振动, 当达到一阶临界转速时, 两端同时转换到反相, 当达到2100 r/min左右时, 5#侧相位发生反相变化, 6#相位基本不变, 当转速升高到二阶临界转速附近时转子两侧同时发生反相变化, 当转速升高到接近3000 r/min时6#侧发生反相变化, 变化后与5#同相振动。因此该转子在升速到工作转速过程中, 跨越了二阶临界转速, 并且到达三阶模态振型范围。

6 结论

通过以上对国产超临界600MW汽轮机组轴系的动力学固有特性和响应特性的分析, 可以得到以下结论:

1) 低压转子的支承刚度会受到转速的影响, 且这种影响随着转速的升高也会加大, 因此在计算分析中应该考虑支承刚度随转速的变化关系, 从而获得更为贴近工程实际的结果。而计算结果表明, 随着转速的升高支承刚度将随着减小, 因此计算出的各阶临界转速要低于取定常支承刚度的情况。另外, 轴承座坐缸结构会使原支承刚度降低, 因此需考虑这一因素, 对刚度系数进行修正。

2) 通过修正支承刚度的方法, 将其他因素对临界转速的影响进行等效, 应用逆推法、插值法及内迭代法, 结合现场实际测得的临界转速计算分析转子实际的等效刚度系数、临界转速及其模态振型, 给出了刚度系数的修正方法。

3) 根据低压转子真实的临界转速及模态振型可知, 转子在工作转速时呈现第三阶模态振型, 低压转子的模态振型未发生改变, 但临界转速却发生了很大改变。在工作转速情况下, 以原方法计算时转子将处于二阶模态的振动范围, 而修正后发现转子在工作转速时做三阶模态振动, 因此同一转速条件下发生了振型畸变问题, 并且这一结果在振动响应分析及实际的工程中得到了验证。

参考文献

[1]史进渊, 杨宇, 孙庆, 等.超超临界汽轮机技术研究的新进展[J].动力工程学报, 2003, 23 (2) :2252-2257.

[2]钟一谔, 何衍宗.转子动力学[M].北京:清华大学出版社, 1984.

[3]陈大禧, 朱铁光.大型回转机械诊断现场实用技术[M].北京:机械工业出版社, 2002.