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汽轮机低真空供热系统优化论文（通用8篇）
无论在学习或是工作中，大家都接触过论文吧，借助论文可以有效提高我们的写作水平。那要怎么写好论文呢？下面是小编帮大家整理的汽轮机低真空供热系统优化论文，希望对大家有所帮助。
汽轮机低真空供热系统优化论文 篇1
一、汽轮机低真空运行改造概况
热电厂通过对#1、#2、#3汽轮机3次低真空运行改造，目前形成了以#2机组排汽为热源的#1热网和以#1、#3、#4机组排汽为热源的#2热网。
2004～2005年度供暖期，#1热网带供暖面积137x104m2，#2热网带供暖面积313x104m2，2网合计带供暖面积450x104m2。
二、汽轮机低真空运行原理
汽轮机凝汽器循环水入口温度设计值一般为15℃～33℃，汽轮机真空为-0.085～-0.095MPa，由于采用热网水作为循环水，其入口温度一般在45℃～70℃。
由于温度相对校高，造成了汽轮机真空下降，一般在-0.05～-0.08MPa，由于真空的降低，使得机组发电负荷下降为20%～30%。
汽轮机低真空循环水供热就是把热用户的暖气片当作冷却设备使用，机组本体无须改动，只是将凝汽器出入口管接入循环水供热系统。
循环水经凝汽器加热后，由热网泵将升温后的热水注入热网。
为增加供热能力，在#1、#2热网分别建立了尖峰加热器，利用背压机、机组抽汽、减温减压的中压汽及低温低压的燃煤锅炉作为二级加热汽源加热热网循环水。
三、机组的供热系统、发电优化
凝汽式和双抽凝汽式机组低真空运行供热，基本消除了电厂的冷源损失，可使电厂燃料利用率由原有的25%提高到80%以上。
低真空运行属于汽轮机的特殊变工况，因此，对于汽轮机本体几乎不作改动，通过机组循环水与热网循环水的切换，可使机组在正常凝汽工况与低真空运行工况之间进行转换。
热电厂#1和#2热网分别从起初的50x104m2和100x104 m2提高到现在的137x104m2和313x104 m2。
目前2网的供热能力都有10%的余量。
近几年供暖面积增长较快，现热网的供暖面积与汽轮发电机组电负荷关系达到了较好的平衡，消除了因供热面积小造成发电量大幅度下降的'影响。
热电厂通过以下方法实现供热与发电的优化：
(一)通过提高供暖面积提高机组经济性
#1、#2热网的主管径分别为DN700mm和DN800mm，根据主管径能力，在热网的加热站增设3台500 m2的加热器，将供回水泵进行了2次增容改造，使得#1热网和#2热网的热源能力分别达到了166x104m2和350x104m2。
从而达到了不断满足快速增长的供暖需要，同时也提高了机组的经济性。
(二)通过2网联络提高#2机发电量
#1热网相对供暖面积较小，在供暖初末期，受热用户热负荷小影响，排汽量下降，降低了发电负荷。
为解决这个问题，利用#2热网面积大需要热量多这一特点，在2个热网的回水至机组凝汽器接点处建立了联络，使得#2热网的循环水进入了#1热网凝汽器，吸收了#1热网中#2机排汽的部分热量，较好的解决了#1热网在高温环境下热能过剩的问题。
(三)用单钠水代替加药水彻底杜绝了结垢问题
热网循环水以前采用的是加药水，其目的是防止换热器结垢，但是效果不好，冬季运行凝汽器铜管结垢严重，垢厚度在0.30mm左右，极大的降低了热网换热器、凝汽器的换热效果，#2机凝汽器端差最大达到了23℃(一般8℃～12℃)。
为了解决结垢问题，将冬季运行端差控制在了6℃～10℃，很好的解决了因水质不好，结垢造成的对热网供热不足和减少发电的影响。
(四)用供暖循环泵代替循环水泵和把大流量泵改造成小流量泵，节约了大量电能。
热电厂所有纯凝、抽汽机组全部改造成低真空运行后，辅机部分的冷油器、空冷器等设备仍然需要冷却，但是现循环水泵只转1台也过剩，将1台550kW电机拖动的循环水泵改成了220kW的循环泵，流量由以前的3800t/h下降到2000t/h。
由于供暖循环泵代替了循环水泵和大流量泵改造小流量泵，每年可为电厂节约大量电能。
四、热网有关参数确定及供热系统调节
经过对凝汽器的热力核算，凝汽器在循环水流量不变的情况下，汽轮机不同的排汽对凝汽器传热系数影响不大。
将凝汽器作为首级加热器、尖峰加热器带热网剩余负荷是比较合理的。
(一)热网供热量确定
1.各热网没有达到设计供暖能力，每年可能有自然增长，最大供热量按式(1)计算：
Qh=(A+A)q (1)
式中：Qh为最大供热，kJ/h;A 为上个采暖期供暖面积，m2;A为本采暖期新增面积，m2;q为单位采暖面积热指标，kJ/(m2h)。
2.根据室外计算温度下实测的热网水量和热网供回水温度，由式(2)确定最大供热量：
Qh=GCp(tsu-trt)(2)
式中：Cp为热网水定压比热，kJ/(kgK);G 为采暖室外计算温度下实测的热网水流量kg/h;tsu、trt 分别为采暖室外计算温度下实测的热网供水温度和回水温度，℃。
(二)热网水流量确定
#1热网有4台热水泵，单泵流量为1800t/h。
根据现状，运行2台可满足要求，现实际运行流量为3650t/h;#2热网有4台热水泵，单泵流量为1300t/h，运行3台，现实际运行流量为3800t/h。
(三)热网供回水温差确定
在确定了最大供热量和热网水流量后，可用式(3)计算最大热网供回水温差。
tW=Qh/(GCp)(3)
式中：tW为最大热网供回水温差，℃。
(四)热网回水温度和供水温度的确定
在一定的供暖面积下，热网供水温度主要取决于回水温度。
确定回水温度要从汽轮机低真空供暖和热网供回水温度2个方面考虑，汽轮机凝汽器低真空运行回水温度为45℃～70℃，热电厂选择了51℃～57℃，在热网不同回水温度时，根据凝汽器和热网加热器温升确定热网供水温度(tsu)。
tsu=trt+th+tW(4)
式中：th为凝汽器温升，℃。
(五)热网供回水温度计算
在确定了室外计算温度(盘锦最低-16℃)和热网的供回水温度tsu、trt后，就可按下面质调节方式的公式计算出供暖供回水温度。
tsu=ti.d+0.5(tsu.d+trt.d-2ti.d)[(ti.d-ten)/(ti.d-ten.r)]1/(1+B)(5)
trt=tsu-(tsu.d-trt.d)[(ti.d-ten)/(ti.d-ten.r)](6)
式中：ti.d 为室内采暖设计温度(一般居民住宅为18℃)，℃;ten 为室外温度，℃;ten.r为室外采暖计算温度，℃;tsu.d、trt.d分别为采暖设计供水和回水温度，℃。
B 为散热器系数。
热电厂根据热网的增长，每年必须制定供暖调节曲线，便于运行人员根据外温及时调节供水温度，在保证了社会效益的同时，也保证了企业的经济效益。
五、结语
热电厂经过10多年的努力，将凝汽式和抽凝机组全部改造成低真空运行机组。
水塔在冬季已停用，全面消除了电厂最大的一项冷源损失。
热网水在凝汽器的温升为6℃～11℃，回收汽轮机余热170t/h，年节约超稠油3.5x104t。
同时在#1、#2热网范围内的生产、生活区域基本取消了低效小煤炉供暖，同时也改善了周边环境。
汽轮机低真空供热系统优化论文 篇2
1 循环水供热系统概述
循环水供热是十分完善的热电联产方式。
循环水供热，就是使抽凝机组在运行中把通过凝汽器的冷却水量减少，通过降低真空，相对应的排汽压力和排汽温度升高，使汽轮机凝汽器的出水温度由正常运行的30℃-35℃提高到70℃-75℃，然后不让循环水通过冷却塔降温，而是经过热网循环水泵加压输送至各热用户作采暖用热，循环水经过热用户放出热量之后的回水在返回至凝汽器重新冷却汽轮机的排汽，使温度升高后，进行加热后再送至各热用户，进入另一次循环。
并将全公司锅炉、汽机在开停和正常运行中的排污疏放水接入混合式加热器，引至热网循环水中供热。
考虑到在不改动汽机本体，保证汽轮机的轴向推力、后缸排汽温度、末级叶片损失在合理范围之内的前提下，将循环水的供回水温差确定为：供水70℃，回水55℃。
在汽轮机故障，或者是较为寒冷的气候时，可采用启动辅助换热器加热的方式运行改造后的发电供热系统。
2 机组及管网的安全性分析
由于机组提高排汽温度，降低凝汽器真空，改变了机组的设计运行参数，势必对机组造成一定的影响，为保障机组安全，解决了以下问题。
2.1 凝汽器承压问题
山东王晁煤电集团热电有限公司循环水供热所需压力不大，回水压力一般在0.2 MPa。
而凝汽器的承压能力为0.6 MPa，是满足的，但是为了预防热网突然解列等特殊情况，还采取了以下措施。
热水循环泵取2台，互为备用，互相联锁，保证热网正常循环。
在热用户回水管路上加装安全阀，保证回水压力不超过
0.2 MPa。
供热循环水回路上安装逆止阀。
2.2 铜管结垢问题
虽然排汽温度升高易引起铜管的结垢，但热网循环水采用化学处理过的软化水，硬度降低且回水管路有除污器，水的品质有很大提高。
相对于以前该机的循环水状况来说，情况大大改善，结垢问题比以前减少。
另外还定期用胶球清洗装置对凝汽器进行清洗。
2.3 供热循环水补充水问题
供热循环水采用软化水，需在交换站内安装一套软化水处理装置、1台凝结水箱和2台补水泵，专门用于循环水补水，补水泵采用变频控制，以便控制补水压力恒定。
2.4 循环水供热系统故障的补救措施
采用凝汽机组的循环水供暖，需要机组稳定运行。
如果机组由于种种原因造成停运，则循环水供热所需的.排汽热源消失，循环水供热达不到采暖要求，因此必须有循环水供热系统故障时的补救措施。
机组启停过程中，为保证供热的稳定性，需要进行2个系统的切换。
机组启动前，采用交换站供热系统进行供热;机组正常带负荷运行后，再逐渐切换到循环水供暖系统中。
机组在低负荷运行时循环水温升减小，不能保证供暖需求时，需要利用交换站内热交换设备对系统进行二次补充加热，以达到采暖水网的温度要求。
3 经济性分析
3.1 热力试验数据
从山东王晁煤电集团热电有限公司的热力试验统计数据可以看出，在机组正常运行的情况下，抽凝机抽凝工况改造前、改造后的主要运行参数，汽机进汽压力、汽机进汽温度、发电功率、抽汽量、抽汽供热量等在改造前后都没有变化，发电标煤耗率由改造前的500 g/kWh降低为151 g/kWh。
其他各项数据有不同程度的增加。
3.2 价值分析
山东王晁煤电集团热电有限公司有2台机组供热。
从对比分析可以发现，循环水供热的单台机少发的电量：△Nc=3000 kW供电单位电价和发电单位成本分别按0.4元/(kW·h)和0.35元/(kW·h)计算，循环水供热8元/GJ，则一个采暖期内发电少得到的利润：2x(0.4-0.35)x3000x24x30x3=64.8万元。
供热总收入：2x8x99.352x24x30x3=343.36万元。
在循环水供热的冬季，可停运1～2台冷却塔，以减少蒸发损失(该数值占循环水量的1.0%～2.0%)。
在蒸发损失减少的同时，新增加了热网补水，而国家规定补水率为0～3%，且蒸发损失和补水量平均值均为1.5%，可以认为补水率可由减少的蒸发损失抵消。
当热网投入运行后，热网泵耗电量为：Qr=200 kW·h/h(实际值);原循环泵耗电率为：Qx=150 kW·h/h(记录值);则日差电量为：△Q=200-150=50 kW·h/h;一个采暖期多耗电量为：50x24x30x3x2=21600 kW·h;所耗费用为：21600x0.4=8.64万元。
综合经济效益为：343.36-64.8-8.64=269.92万元。
循环水供热经济性的好坏直接影响到企业的经济效益与社会效益。
4 结论
经过上述的计算分析可以看出，企业增加经济效益的途径有二条：
一是提高热价，但热价受国家物价部门的限制，不可能无限制地提高。
当原材料、燃料价格上涨时，可与用户协商调整热价，但不可能有大幅度的价差。
二是扩大用户用热面积。
用户用热面积由下式确定：S=(1-ξ)xQ/A式中，△为采暖热指标;Q为热量，1x105 kJ/h;ξ为热量损失系数，取5%～10%;Q=Dex(he-hni)若想增大用户用热面积，可增加热量或降低采暖热指标来实现。
而降低采暖热指标是受限制的，只有增加热量，也就是增加排汽焓he、提高背压来实现。
在实现循环水供热后，用户用热面积在逐年增加，为企业带来的经济效益为260多万元，同时也带来了很大的社会效益。
参考文献
[1]陈军，谢冬梅，李心刚.电厂余热资源的有效利用[J].节能与环保，2006，04.
[2]蔡玉广.供热汽轮机组低真空运行循环水供暖改造探讨[J].热电技术.
[3]黄福赐.工程热力学原理和应用[M].北京：电力工业出版社，1982.
汽轮机低真空供热系统优化论文 篇3
1 汽轮机低真空运行循环水供热技术改造的可行性
把小型热力发电厂机组凝汽式汽轮机改装为低真空运行循环水供热机组，不但机组运行更安全平稳，而且改造时间短、方法简便、资金投入低，低真空运行循环水状态是汽轮机运转工作的一种特殊形式，在发电厂汽轮机组运行过程中，减少汽轮机冷却水循环量，降低凝汽器的真空度，这样就会使汽轮机排出蒸汽的温度升高到接近60 ℃，对汽轮机组部分组成结构进行必要的技术改造会确保汽轮机组的正常安全运转，并将汽轮机组冷却水循环系统接入供热系统用于居民冬季供暖。
热网供热分为冬季供暖期和夏季非供暖期，这就需要热力发电厂汽轮机低真空运行循环供热系统能进行切换分别服务于冬季供暖期和夏季非供暖期，解决的最好办法是在夏季非供暖期把汽轮机组末级排汽阀关闭，对冬季供暖期为低真空供热运转夏季非供暖期停止运转的机组进行必要的技术改造，进行精密的热力能耗计算，根据计算所得的精确数据，拆卸掉汽轮机组相应的后几级涡轮，这种技术改造方法不仅提高了能源利用率还不会损坏汽轮机组设备，而且切换也方便易行。
2 汽轮机低真空运行循环水供热改造的技术措施
①汽轮机低真空运转状态是一种长期且不断变化的运行状态，我们必须根据实际运转情况进行精确的热力、强度、运转参数的计算，准确选择汽轮机低真空运转参数是保障汽轮机组成功技术改造的重要环节。
②增大汽轮机组的进油量可以使改造为低真空运行供热的汽轮机组轴承温度不会升高，从而避免了改造后机组轴承高温下工作容易损坏的问题，进行轴承温度变化量的精细检测，确定好新的轴承温度标准工作值，确保不发生低真空运行汽轮机组振动加大的问题。
③汽轮机组改造后保留的原有的机组加热器运行参数会发生一定量的变化，我们要对加热器运行参数进行详细的跟踪监测，如有异常情况要进行一定的调整，要保证汽轮机组低真空运行技术改造后适用标高热负荷状态下的安全可靠运转。
④低真空运行汽轮机组改造时要对调节和保护系统做出适当的调整，可以把电负荷转速调节系统更换为电气调压控制系统，机组改造成可调整抽气机组后要安设过压保护系统，当低真空运行汽轮机组运转出现紧急情况时，可以自动关闭电气调压系统，这不仅提高了系统运转的安全稳定性，而且还降低了改造费用。
3 汽轮机低真空运行循环水供热系统存在的问题
汽轮机低真空运行降低了热能的损耗，但同时也使凝汽器长期处在背压状态下运转，对汽轮机的服务年限产生了一定的影响。
①发电厂汽轮机组低真空运行时会使汽轮机转子的径向推力加大，有可能出现轴承过负荷情况的发生，我们可以用拆除一定比重的汽轮机末级窝轮的`方法，降低汽轮机转子的径向推力，从而保证低真空运行汽轮机组的安全稳定运转。
②汽轮机组低真空运行时静子在汽缸中的膨胀量会加大，运转设备的动静间隙会发生改变，有可能导致汽轮机组振动加剧，造成联接螺栓变形松动，但一般情况下温度变化量不太大，动静间隙的改变不会造成振动的突然加剧。
就目前情况看，汽轮机组低真空运行对静子在汽缸中的膨胀量影响不大。
③汽轮机组低真空运行时机组凝汽器转变成循环水供热系统的加热器，这就加大了供热循环水系统的承载负荷，我们需要合理设计安设供热管路系统，加固各类接头管件和阀门，来确保低真空运行机组的安全平稳运转。
⑤考虑汽轮机组低真空运行的经济性，采用越高的背压效果越好，但背压太大有可能导致凝汽器管路阀门因膨胀而泄露，所以不能选用过高的背压，能满足居民供热标注要求即可。
4 A火电厂汽轮机低真空运行循环水供热技术改造
A火电厂是装机总容量为200 MW的小型发电厂，承负着10万居民的供暖任务。
将凝汽式汽轮机组改造为低真空运行循环水供热机组的一般方法是对汽轮机组本身不作什么改动，而是把汽轮机组的凝汽器接入城市供热循环水系统中，让居民家中的供暖散热器成为火电厂的冷却设施。
通过精密的检测和计算优化设计汽轮机的级数和尺寸结构，确定汽轮机运转参数和背压，使汽轮机在安全、经济、可靠的条件下正常运转。
低真空运行汽轮机组在正常工作时，背压是可以在一定空间内上下浮动的，安全浮动范围汽轮机组产家会给出技术规定指标的。
热网供热循环水系统中的温度决定了低真空汽轮机组凝汽器的背压。
综合以上因素我们得出的改造方案是先对A火电厂汽轮机组进行必要的改装后，实现冬季供暖期为低真空循环水供热，夏季非供暖期为正常火力发电生产运转模式，这个方案在安全运转、经济效益、节能降耗上会取得不错的成果。
根据汽轮机组的结构优缺点和低真空运行状态的需要，对汽轮机凝汽器背压、排汽动力、整体强度进行精密测算，拆卸掉多余的末级，不改动汽轮机组的转子设备结构，只对静子设备进行必要的改动，不改变转子设备运转的技术参数，所以改造后汽轮机组的安全稳定性、操作适用性、能源利用高效性都会有一定水平的提高。
①汽轮机低真空循环水供热改造完成运转后，凝汽器排汽温度会发生变化，供热循环水系统压力会升高，将会影响汽轮机组的安全平稳运转，因而我们制定了以下措施来保证改造后的汽轮机组安全稳定运转。
在凝汽器排汽口安设自动喷水减温设备，使排汽温度不出现过热情况;在低真空循环水运行系统中安设加药计量泵，定期加入通路酸剂，避免循环水管路系统中沉积污垢影响供暖效果;在热网循环水供热系统上安设变频补水设备，减少发电厂电力损失，保证凝汽器内水压稳定，降低对热网循环水系统的冲击破坏力;在热网回水主管路上安设安全阀门，但压力超过临界值时，安全阀自动排放压力，防止凝汽器管路出现承受过高压力而膨胀损坏的情况。
②A发电厂低真空运行循环水供热技术改造后汽轮机组的运行情况正常运转中检测的轴承瓦座温度为53.6 ℃，小于改造前的55 ℃;检验核算的汽轮机组径向推力为62 kN，小于改造前的69 kN，所以改造后的汽轮机组运转安全稳定性无甚变化。
改造后的汽轮机运转排汽温度升高了25 ℃，凝汽器汽缸内静子膨胀量有所增大，但没有导致汽轮机通流部件的配合间隙发生变化。
低真空供热改造后，汽轮机排出蒸汽的温度增高，凝汽器管件有所膨胀，但没有影响循环水管路系统的密封性，为了保证热网循环水供暖系统的水温达到70 ℃以上，把汽轮机主排汽流量由原来的45 t/h加大到55 t/h，这就满足了居民对供暖的要求。
随着科学技术水平的不断发展，汽轮机低真空运行循环水供热改造技术也取得了长足的发展，在以后能源越加匮乏的情况下，低真空运行循环水供热的节能环保性有着更加实用的推广价值。
参考文献：
[1] 张元丰，司华福.试论暖通技术发展[J].中国新技术新产品，2010，(15).
[2] 高照华.谈暖通技术的发展[J].民营科技，2011，(1).
[3] 清华大学热能系，赤峰市煤气热力公司，建研院空调所供热技术联合考察团.北欧供热技术之所见[J].区域供热，2011，(3).
汽轮机低真空供热系统优化论文 篇4
1转子轴向位移测量
在进行测量汽轮机轴位移的过程中，通常采用的测量方法是电感式测量方法,对比传统的电容式测量方法，该方法的测量结果更为精确，测量过程更为稳定。该方法进行测量的思路是，凭借磁饱和稳压器、显示仪表、控制器以及变送器4个设备,其中，变送器所发挥的作用是，把转子位移机械的量转化为感应电压的变量,同时凭借控制器进行测量，并且将测量的部分显示给仪表，仪表所显示的值为轴向位移值,但是，如果轴向位移值的波动范围大于0.8mm或者小于0.88mm的时候,必须立即停止工作进行关机，防止烧瓦现象的发生，进一步确保轴向位移对汽轮机的实时监测工作。
2轴向位移变送器的安装
安装轴向位移表的过程中,需要凭借千斤顶把汽轮机的转子移向固定的一侧，通过发电机的侧紧靠工作面或者推力瓦块的非工作面将转子的推力盘固定在汽轮机轴的承座上,然后再凭借变送器，将其安装在支架上，以确保汽轮机的轴中心和变送器的中心可以保持垂直的状态[1]。调整间隙，并且凭借塞尺测量转子凸缘以及变送器端头中间的铁芯之间所存在的间隙，如果间隙值不能够满足相应的要求，可以通过在轴承与支架之间垫片的添加进行调整，并且凭借钻铰定位，对已经调整的间隙数值进行销孔，从而达到可以全面对间隙进行调整的目的，通过磁性千分表进行相应数值的读取。在数字读取的过程中，特别注意，千分表的安装位置为变送器的端头处,在接触的过程中，尽量保持方向处于垂直方向，逆时针进行机械指示手轮转动的过程中，调整的螺丝和已经退出的螺丝顶杆必须紧靠，这样才能使得转子的凸缘和变送器的侧铁芯的位置才能紧靠，进一步锁紧螺钉，如果调整千分表的指数为零的时候，必须顺时针旋转手轮，进一步进行调整。因为变送器在调节的螺丝杠杆的推动作用下，会以弧形的状态进行移动，直至转子的凸缘和变送器的铁芯处于紧靠状态，才能重新将千分表进行调整至零位，逆时针旋转手轮，同时观察千分表，旋转至读数等于0.65，这时，就要对间隙值进行调整，用总的间隙值减去0.65mm,可以得到另外一个间隙值,然后调整千分表，当千分表的读数为零时，可以当作轴向位移的零位值，然后进一步调整手轮的机械指示，使其处于零位上。
3指示仪表校验和保护动作值整定
3.1指示仪表的刻度
顺时针转动手轮，可以进一步减小间隙，使得仪表的下限值等于千分表读数，全面彻底地调整控制器的电位器，旨在使得千分表读数和仪表指示值能够完全重合，逆时针进行转动手轮的旋转，使得间隙进一步加大，使得千分表读数和千分表指示值能够互相符合，然后，分别顺时针和逆时针方向进行转动手轮的旋转，确保千分表读数和指示值能够一一对应。
3.2汽轮机相应的膨胀测量
启动汽轮机时,不论是运行工况发生变化还是停机的过程，都会因为温度发生变化，使得气缸和转子发生一定程度的热膨胀，但是这类热膨胀的程度并不一致，因为工况有所不同，所以膨胀之间存在一定的差值，这个差值也被称为胀差，如果气缸的膨胀量小于转子的膨胀量，那么胀值为正值，如果气缸的膨胀量大于转子的膨胀量，那么胀值为负值。启动汽轮机的过程中，所发生的变化是由热变冷，气缸因为受热会发生一定的热膨胀。气缸在发生膨胀的过程中，因为滑销系统的死点处于不同的位置，可以向低压的一侧或者高压的一侧进行伸长[2]。热子发生膨胀的过程中，因为热子会受到推力轴承一定的限制作用，伸长的方向只能侧向低压的一侧顺着轴向进行，因为转子的体积相对较小，而且转子会因为直接受到蒸汽的冲击，所以转子不管是温度的升高还是发生热膨胀的速度都会较快。然而气缸的体积相对比较大，不管是温度升高的速度还是热膨胀的速度都相对较慢，在气缸以及转子的热膨胀反应还未达到稳定之前，转子和气缸之间具有较大的胀差，这时的胀差为正值。在汽轮机停止运行工作的过程中，气缸进行冷却收缩的温度较转子冷却收缩的时间段，这时，气缸和转子之间的胀差较大，这时的胀差为负值。汽轮机如果增加了一定的负荷后，随着气缸和转子受热状态越来越稳定，热膨胀值也越来越饱和，气缸和转子之间的胀差也会越来越小，直到保持某个特定值不变。动静片和汽轮机轴封之间具有较小的轴向间隙，如果它们具有过大的胀差，这个胀差大于动静片和转子轴封之间的间隙，那么就会促使动静部件发生一定的`摩擦，继而会造成机组剧烈的振动，导致机组发生损坏，甚至发生安全事故。所以，胀差如果达到一定的允许范围，应该立即发出信号，方便专业的人员发现并及时采取相应的措施，进行机组安全的保护工作。
3.3汽轮机转速测量
在汽轮机运行的过程中，汽轮机的运行速度通常是根据调速系统进行保持，如果发生事故，通常是因为汽轮机的运转速度严重超过了极限速度，这就使得汽轮机出现十分严重的损坏，所以，应该格外注意机组安全的保护。想要实现保护机组的安全，必须严格地、实时地监控汽轮机的转速，另外6000kW汽轮机的测量速度装置中需要设置超速保护装置，通常所应用的是磁性的转速传感器，在进行传感器探头的安装过程中，必须确保探头的位置位于齿轮的正对方，调整齿轮和测速的探头之间的间隙，保证间隙在1mm左右,在旋转轴的过程中，旋转必须带动齿轮进行，依据磁钢的磁路分布进行齿轮上的测速头的分布，在进行分布的过程中，线圈两端处产生电压的脉冲信号的过程中，必须依据电磁感应的原理进行。功率为6000kW的汽轮机在进行运行的过程中，通常凭借SQS书型的磁性转速传感器进行,这种类型的传感器具有很多优点，最主要的优点是，这类传感器不需要和外接电源进行连接，在信号输出的过程中，可以较为顺利地将较大的信号输出，这种类型的传感器所发出的信号也能和其具有的主要的干扰性进行匹配，可以显示出汽轮机的转速。
3.4汽轮机的测温测压
不论是测温方式还是测压方式，都可以确保汽轮机的正常运行，温度和压力如果出现过高的现象，汽轮机就会自动将主汽阀进行关闭，使得汽轮机在停机检测并安装测温测压传感器的过程中，确保压力和温度可以满足一定的安装方式，如果在一根管道上同时进行压力和温度的安装，需要依据介质的方向将测压的装置放置在测温装置的前方，在进行压力取值的过程中，不可以在变径弯头的位置进行取压，使得测温的元件感温探头会逆着介质的方向进行插入。
4结语
在对汽轮机各项参数进行监测的过程中，必须确保在正确的安装方式的前提下，进行精准的取点，汽轮机仪表安装的过程中，不允许出现任何的失误操作，严格确保每一项工作参数的实际测量值足够精准，为确保汽轮机稳定的工作状态打下良好的基础。同时为了保证汽轮机可以充分的发挥作用，仪表的调试以及安装工作必须引起足够的重视，为日后的工业生产做出贡献。
汽轮机低真空供热系统优化论文 篇5
1汽轮机叶片结构的特点及运作分析
叶片作为汽轮机中的重要组成部分，不仅是使风轮机转换能量的重要前提，同时其质量也决定着风轮机的运作效率，是决定汽轮机是否能够正常运作的基本条件，叶片在通常情况下分为动叶片与静叶片两种。就动叶片而言，其主要由叶身、叶根、拉筋以及型面、叶冠和中间体几个部分构成。其中，中间叶身的结构是最繁琐的，平常见到的多数为扭转型的自由曲面。通常情况下，可将叶身型面划分成叶根圆角、进气边圆角、背弧、拉筋以及叶冠圆角、出气边圆角和内弧几个部分。叶身型面均由不一样的截面型线拟合而成的曲面，叶身型面是由一组间距不一致的截面型线所形成的一种空间扭曲面，通常情况下，将叶身部分的该部分横截面称作叶型，将每个横截面的边缘叫做型线，在通常，一条型线均由三个部分构成，即背弧、进气边圆弧以及内弧与出气边圆弧，型线对叶片的具体工作有着直接性的作用和影响，许多型面均属于一种弯扭变截面与等截面弯扭曲面。在通常情况下，叶根形式有菱形、T形以及枞树形与叉形四种。与动叶片不同的是，静叶片被固定在汽轮机中的气缸里的叶片。而气缸中具有许多静叶片，每一个静叶片都与一个动叶片进行组合形成一级，而当热蒸汽进入汽缸并进入到第一个叶片级时，静叶片就将蒸汽倒入动叶片处，并使其产生推力推动动叶片旋转，而随着热蒸汽的不断进入，每一级叶片都因受到上一级的推动而转动起来，并且随着蒸汽总量与速度进入的增加，动叶片旋转的速度也不断加快，最终使每一级的动叶片都不断运行，并产生机械能，为汽轮机提供动力。
2叶片的数控加工工艺
传统叶片加工工艺已无法满足现代工业企业生产需要，而数控技工技术与叶片加工工艺的结合完美地解决了这一问题。其中叶片在运作时产生的气道对汽轮机所产生的功率有直接影响作用，因此在进行叶片加工时需要将叶片气道作为保证叶片质量的重要指标之一。国外发达国家已经能够熟练地运用先进数控加工技术来进行叶片加工，而现如今我国仍属于起步阶段，在叶片数控加工方面略显不足。因此，我国相关科研人员正不断地研究该技术并创新，以期为促进我国工业发展奠定基础。数控加工叶片技术不仅具有先进的科学性，同时也具备其它优势。首先，数控机加工技术在一定基础上能够通过智能化加工及管理有效提高叶片的质量，在降低叶片型线误差值的同时也为提高汽轮机整体质量提供保障；其次，数控加工叶片技术的投入大量节省人力，并且有效地提高加工工作效率，为工业生产企业节省成本的同时增加经济效益。由于受到其工作性质影响，加工企业在选择叶片材料时通常采用1Crl3与2Crl3等不锈材料，以确保能够提高叶片的使用寿命，增加汽轮机的能量转换率及机械利用率。但由于这两种材料具有高强度、易变形等特点，因此在加工过程中增加了一定难度。
3基于并联机床的汽轮机叶片的数控加工应用
并联机床是近年才出现的一种有效结合了科技与工艺的新概念加工机床，该机床通过利用CAD/CAM软件等先进科学技术将机器人结构与机床完美结合，不仅具有低成本、高效率以及结构简单等特点，同时也因其寿命长、加工精度较高等优势受到全世界工业产业的关注。通常情况下，基于并联机床的汽轮机叶片的数控加工程序由以下几个部分进行实现：
第一，CAD技术的处理流程；
第二，并联机床的加工流程。并联机床的加工内容着重包括叶身型面、叶冠、叶根和叶身以及叶片的叶根和叶冠的交接面。基于UG的叶片数控加工的编制程序着重涵盖了以下几个方面的内容：
a.叶片零部件的三维造型；
b.对叶片数控加工的工艺程序、加工的工具进行确认；
c.刀位的精确计算和所生成的刀具的运动轨道；
d.对刀具的运动轨迹进行科学的校验以及仿真与编辑，同时形成相应的.刀位文件；
e.以后置处理流程为依据，将刀位文件变成数控机床可以读取的NC代码。运用UG软件对叶片进行数控加工，在通常情况下，其数控加工的编制程序均是在UG/CAM中形成了刀具的轨迹后，在进行NT仿真与校验，可将加工数据与信息输出视为刀位源的一种具体文件。在刀位源文件中着重包括刀具信息、加工坐标系信息、刀具位置以及所有的加工辅助命令信息和姿态信息，需要通过一定的后置处理器，把它转换成数控机床可以接受的一些数控程序，同样，也可择取并联机床自身所有的后处理程序进行相应的后处理工作。在UG软件中，供应了在形式上抽象、繁琐的各种零件的粗精加工，广大用户可按照各种零件架构、加工精度以及加工表面形状等方面的一些具体要求，对加工类型进行科学、合理的选择，在所有的加工类型中都涵盖了多种形式的加工模块。运用加工模块能迅速的建立加工操作。在交互操作中，在图形方式之下对编辑刀具路径进行交互，进而形成适合于机床的数控加工流程。
4结束语
综上所述，数控加工叶片工艺技术不仅能够将传统加工工艺中的不足进行完善，同时也能够提升叶片的整体质量。此外，由于在进行加工设计时，将传统工艺中的去毛坯余量的步骤放在普通机床中进行，而具体加工则采用并联机床，不仅大大节省了加工时间，同时也能够利用并联机床的先进性与智能性，在提高叶片的加工精度、降低加工误差值的同时大量节省人力财力，从根本上提高了生产效益，对促进我国工业科技水平的提高起到重要作用。
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汽轮机低真空供热系统优化论文 篇6
1、2#汽轮机推力瓦温度高原因分析。
2#汽轮机带额定负荷6Mw时，调整抽汽压力远远超过规定值，并且随着机组运行时间的增长而不断恶化。带额定负荷6MW时调整抽汽压力最高达0.785MPa（额定0.49MPa）；并且推力瓦温骤然升高，带4MW负荷时推力瓦温已达81℃（冷油器出口油温37℃），带来严重安全隐患。根据各段抽汽压力均与主蒸汽流量成正比这个原理，在运行中通过监视抽汽压力，就可以有效地监督通流部分工作是否正常。如果在同一负荷下各段抽汽压力升高，则说明该抽汽级以后通流面积减少，多数情况下是结了盐垢。其中，中压汽轮机各段抽汽压力相对升高15%时就必须进行结垢清理。据此推断为汽轮机通流部分结盐、流通不畅，导致汽轮机做功能力下降，使机组无法带至额定负荷。
2、2#汽轮机通流部分结垢的机理及2#机结垢的现状。
（1）通流部分结垢的机理及化学成分。
由于锅炉产出的蒸汽并不是绝对的清洁（其中含有各种盐分和杂质），蒸汽在进人汽轮机内膨胀做功时，参数降低，携带盐分的能力逐渐减弱，盐分即被分离出来，紧紧地黏附在喷嘴、动叶和汽阀等通流部分的表面上，形成一层坚硬的盐垢。汽轮机内沉积的物质可分为易溶于水的、稍溶于水的和完全不溶于水的。可溶性的均是钠盐，如碳酸钠、硫酸钠、硅酸钠、氯化钠等；不溶性的是二氧化硅、氧化铜、三氧化二铁等。
（2）2#汽轮机通流部分结垢的现状。
霍州煤电煤矸石热电厂2#汽轮机组型号为C6—3.43/0.49。由山西机床厂设计制造，额定功率6MW，自1998年投产以来，一直连续运行，设备的利用率很高。由于蒸汽中盐分及杂物的日积月累，至2008年，该机通流部分结垢已达到了相当严重的程度，运行中出现了带额定负荷困难的问题，并且上述现象随着机组连续运行时间的增长而不断地恶化。2#机是一次调整抽汽式机组，运行中调整抽汽压力按用户的要求，均调整锁定在0.49MPa，所以，汽轮机结垢程度主要是通过监视调整抽汽压力的变化幅度来判断。2#机组在带6Mw负荷的情况下汽轮机抽汽压力已达到0.785MPa（厂家给定允许值为0.49MPa），从2#机组外部象征来看为汽轮机高压侧通流面积相对减小造成了机组在带高负荷的情况下、高压侧监视段压力超标的现象。从整个热力系统的结构及运行状况来看，凝汽器管束材料为不锈钢TP304，给水中硅的含量一直在控制之中，除氧器的除氧效果也比较优良，热力管道未受腐蚀，因而垢的成分排除了不溶于水的氧化铜、氧化硅和三氧化二铁。故可以肯定垢的成分均为可溶性的钠盐。
汽轮机结垢后，解决的办法主要有两种：其一是停机揭大盖解体各结垢部件，进行人工铲除。此法费时费力，且难以将积垢清除干净、彻底。其二是在汽轮机运行中，使用低温蒸汽进行清洗，将机内溶于水的盐垢清洗掉。本厂如采用停机机械清理的方法清理，既要投入大量的人力、物力，又需要较长的时间，停机造成的损失巨大。为解决这一难题，我们组织工程技术人员进行技术攻关，通过集思广益，反复论证，在低转速阶段利用低温蒸汽对通流部分清洗，以达到除钠盐垢的目的。
（3）汽轮机机组通流部分结垢的危害。
①使汽轮机通流表面变得粗糙，增大蒸汽流动时的摩擦损失，从而降低汽轮机的效率。
②汽轮机通流部分积盐使蒸汽的通流截面积减少，降低汽轮机的输出功率。
③盐类物质沉积在隔板喷嘴上，会增大隔板前后的压力差，从而增大隔板的弯曲应力。
④盐类物质沉积在动叶上，会增大叶轮前后的压力差，从而增大汽轮机转子的轴向推力，使推力轴承过负荷，严重时甚至会造成推力轴承乌金融化，动静部分发生摩擦、碰撞。
⑤一些盐类物质对通流部分尤其是叶片有腐蚀作用，腐蚀作用会降低叶片强度，严重时会使叶片断裂造成重大事故。
⑥盐类物质沉积在轴封上，使轴封环卡死失去弹性而造成轴封部分损坏。
⑦当沿汽轮机圆周积盐不均匀时，将影响转子的平衡，使汽轮机振动加大，甚至造成严重事故。 3 2#汽轮机通流部分的清洗
（1）清洗原理。
因为水蒸汽中钠盐的溶解性与蒸汽的压力成正比，与蒸汽的温度成反比；所以进行汽轮机通流部分冲洗时，在保证汽轮机安全的前提条件下，尽可能在保持相对高的蒸汽压力和相对低的蒸汽温度。通过降低新蒸汽的进汽压力和温度，即把新蒸汽温度降低到接近于相应压力下的饱和温度时，使通流部分大多数处于湿蒸汽下工作。达到利用湿蒸汽溶解盐垢清洗通流部分结垢的目的。
（1）注意事项。
①清洗前先退出低真空保护系统，整个清洗过程中维持真空20kPa左右。
②在清洗过程中每隔20min化验一次凝结水硬度、电导率。并根据化验结果来决定维持机组转速的时间以及是否继续升速，并判断盐垢的清洗效果，在凝结水电导率基本不变化并与给水电导率（25us/cm）大致相同时停止清洗。
③在清洗过程中锅炉方面要根据要求严格控制蒸汽温度、压力，以保证合格蒸汽品质。
④气温接近饱和温度以后（一般比饱和温度高5℃——10℃）应继续运行到凝结水含盐量降到规定范围内，然后升高气温。
⑤注意监视汽轮机推力轴承金属温度≯85℃（当前最高点78℃）。若推力轴承金属温度上升至85℃同时伴随汽机轴向位移升高时，应终止进行清洗工作。
⑥注意监视汽轮机胀差、汽缸膨胀、各轴承振动、轴承温度、轴向位移的变化，当上述参数达到规定值时终止汽机通流部分清洗工作。
⑦如在进行汽机通流清洗过程中，任意参数达到紧急条件时，应果断停机；严禁发生人为处理不及时造成汽轮机损坏事故。
⑧清洗以后，应在相同的蒸气参数、背压和流量下比较清洗前后各监视段的压力，判断清洗效果。
4、实施与效果。
2#汽轮机通流部分吹洗之后，运行一直很稳定，6Mw负荷时监视段压力由原先0.785MPa左右下降到现在的0.50MP且左右（额定0.49MPa）。机组的状态达到了投产初期的水平，运行工况大为好转，不须再限负载运行，汽轮机恢复到了最佳工况及应有的效率，完全消除了因通流部分结垢而带来的安全隐患。汽轮机的效率有了明显的`提高。
5、汽轮机通流部分结垢的预防。
汽轮机通流部分结垢主要是新蒸气品质不良引起的，而蒸气的品质如何主要取决于锅炉给水的品质好坏。汽轮机叶片上结有不溶于水的物质，如氧化铁和氧化铜等。氧化铁的出现是钢的腐蚀所造成的，腐蚀部位主要发生在给水与凝结水的管路系统中。铜垢主要来源是低压加热器铜管的腐蚀产物，一般可以通过加强凝结器及除氧器的除氧效果来减缓氧的腐蚀。
汽轮机凝结水含有各种杂质，这些杂质来自铜管（两级射汽抽气器、低压加热器）的腐蚀、冷却水的漏入以及低压加热器等的疏水。运行中必须严格监督凝结水品质，不合格时及时排人地沟，同时应监督和防止冷却水漏入凝结器中。
对化学水、疏水箱的质量应严格监督，以不影响给水质量为标准进行控制。
6、结束语。
通过汽轮机组通流部分清洗技术在霍州煤电煤矸石热电厂2#汽轮机结垢问题的研究、探索与应用，掌握了汽轮机结垢在运行中的清洗方法，在预防汽轮机的结垢上取得了一定的经验。若进一步改进和完善，此办法将变得更为成熟。
汽轮机低真空供热系统优化论文 篇7
某电厂1#机组为700MW亚临界机组，设备于1996年正式投入商业运行，汽轮机为GEC-AL-STHOM公司的产品，型号是T2A-650-30-4-46,属于亚临界、一次中间再热、单抽、四缸四排汽、凝汽式汽轮机。汽轮机危急跳闸系统（ETS）系统的主要功能是监视汽轮机转速、轴向位移、EH油压、润滑油压、凝汽器真空等参数。当这些参数超过其运行限制值时，ETS发出指令，关闭全部汽轮机蒸汽进汽阀门，紧急停机，以保证汽轮机安全运行。此外，其还包括操作员手动跳闸功能。经过近10多年的运行，电子设备老化及备品备件的供应问题已经给电厂的安全经济运行带来了负面影响，ETS的改造势在必行。
该电厂1#机组ETS设备是ALSTHOM公司随汽轮机一起配套的，系统投运时间变长后，电子设备也逐渐老化。此外，该系统还存在如下问题：
（1）由于对系统缺乏了解，系统故障分析变得困难，而且产品技术支持周期长、价格昂贵，状态逻辑不开放；
（2）汽轮机主汽门、调门关闭时间超标；
（3）备品备件昂贵，订货周期长；
（4）由于和DCS系统的接口全部采用硬接线，系统事件记录不足，给故障分析带来困难。
1 ETS功能设计
本次改造中采用可编程控制器（PLC）来实现保护功能，这原来是由继电器实现的。
ETS系统采用双机PLC进行逻辑处理，双机PLC同时工作，任一动作均可输出报警信号。当任一台出现故障时，PLC发出本机故障报警信号，并自动切断其停机逻辑输出，而另外一台仍能正常工作。该装置能与其他系统通信，满足电厂自动化需求。
PLC控制系统采用AB的最新产品，系统机柜中采用双套PLC同时工作的方式，每套PLC系统均配备冗余处理器、冗余电源模件、数字量输入和数字量输出模件，以提高保护系统的可靠性。
1）跳闸保护功能
当出现跳闸汽轮机条件时，4个AST电磁阀失电，AST油压泄掉，汽轮机跳闸。出现跳闸汽轮机条件的参数应包括以下几类：汽轮机超速110%;轴承润滑油压力过低；EH油压过低；凝汽器真空过低；TSI过来的机械跳闸；DEH电源故障；DEH调门故障关闭；DEH软跳闸；锅炉MFT;发电机跳汽轮机；原422柜汽轮机相关保护信号；原422柜发电机、励磁机相关保护信号；集控室手动紧急停机（一路经逻辑，一路硬接线跳机）。
2）ETS系统在线试验功能ETS系统具有信号源、试验电磁阀等相关跳闸通道的在线试验功能，以便检查整个汽轮机跳闸保护通道工作是否正常，并保证在线试验不引起机组跳闸。通过DEH操作员站的EST试验画面，可以对各跳闸信号通道进行试验，显示试验是否成功，并反馈给DEH.ETS提供下列信号的“试验块”以便对信号及ETS通道进行在线试验：润滑油压力低试验、EH油压力低试验、真空低试验。
3）PLC设备具有自启动功能在外部 电 源 故 障 消 除 恢 复 供 电 后 自 动 启 动系统。
4）跳闸信号显示记忆功能机组停机的跳闸信号出现后，可在PLC上进行首出显示与记忆，直到机组重新挂闸或复位后才消除，便于正确分析跳闸原因。
5）ETS单项保护切除功能ETS具有单项保护切除功能，当某项保护被切除后，对应的跳闸信号输入到ETS后，不会使机组跳闸停机，但输出报警。
6）ETS失电保护功能ETS系统的二路供电电源都失去后，汽轮机组停机。
2 ETS改造方案
2.1 PLC系统
2组PLC配置一样，可单独工作，接受相同输入信号，所有输出并联接入继电器的线圈驱动回路。其中，第二路PLC装入通信程序，与1809通信，将PLC运算的中间量通信至DCS,供运行人员参考。输入信号每8个为1组，同时送入两路PLC,其另一端并接在一起，接入电源的负端。
2套PLC系统监视相同的机组参数，当达到跳闸条件时，分别去驱动4个AST继电器，继电器断开，AST组件泄去AST母管和OPC母管油压，汽轮机主汽门和调门关闭。
2.2除PLC外其他元件
1）继电器组件：继电器组件主要用来扩展跳闸的报警信号去端子排和DCS等。
2）电源：采用两路220V AC（UPS）输入机柜上，输出有两路220VAC和一路24VDC电源。
2.3 ETS系统在线试验功能
ETS系统具有信号源、试验电磁阀等相关跳闸通道的在线试验功能，以便检查整个汽轮机跳闸保护通道工作是否正常，并保证在线试验不引起机组跳闸。
通过DEH操作员站的EST试验画面，可以对各跳闸信号通道进行试验，显示试验是否成功，并反馈给DEH。
ETS提供下列信号的“试验块”,以便对信号及ETS通道进行在线试验：润滑油压力低试验、EH油压力低试验、真空低试验。
2.4 系统可靠性措施
2.4.1 既防拒动又防误动
1）在液压系统中布置4个AST电磁阀，组成“两或一与”的方式。这样就可以大大提高机组的可靠性。
2）对于三低信号，EH油压力开关、润滑油压力开关、低压缸1#真空低和低压缸2#真空低压力开关这4种跳闸条件。每种现场提供4个压力开关信号，组成1和3一组形成或逻辑，组成2和4一组形成或逻辑，这两组信号中必须至少有一个动作才能跳闸。
2.4.2 重要跳闸信号采用硬逻辑实现
手动停机信号、DEH超速信号在设备中提供了两路输入信号：一路送到PLC中作逻辑用；第二路作硬逻辑用，去直接控制AST电磁阀的电压，来保证系统的安全性。
2.4.3 首出原因记忆
对第一个引起系统停机的原因进行记忆锁定，并在画面上显示，各跳闸条件的状态也在画面上显示，直到操作员进行复位。在跳闸条件未消除之前，复位操作无效。
2.4.4 在线试验功能
试验分两部分进行：
一是对三低信号进行在线试验，每个相应的信号都有1个试验块，主要是对压力开关进行试验；
二是对AST电磁阀的试验，用来检查每个AST电磁阀的工作情况。
2.4.5 提高输入输出通道的可靠性
对于三取二信号跳闸的，三个信号分别放在三个不同的DI模件输入中；对于4个信号跳闸的，分别放在两个不同的DI模件输入中。控制AST电磁阀跳闸输出的放在两个模件输出，试验电磁阀也分两个模件卡放置，分成1通道和2通道，用以分散故障。
2.4.6 降低因控制器故障导致的系统误动作概率
AST电磁阀采用“110VDC电源，失电动作方式”,控制AST电磁阀的中间继电器输出，接点采用常闭点。继电器的线圈采用带电动作跳闸。试验电磁阀采用“220V AC电源，带电动作方式”,控制试验电磁阀的中间继电器输出，接点采用常开点。继电器仿真调试的线圈是带电动作。
2.5 仿真调试
ETS主要进行如下保护项目的仿真调试：汽轮机超速1;发电机氢/油差压低低；励磁机液位高高；发电机液位高高1;发电机液位高高2;EH油压低；润滑油压低；真空低1;真空低2;DEH超速；DEH失电；DEH软跳闸；DEH控制器故障；手动跳闸；定子水箱液位低低；润滑油箱油位低低；汽轮机轴向位移过大；振动大；锅炉MFT;发电机跳闸；定子水故障1延时5s;定子水故障2延时5s.
2.6 ETS软件功能
1）与MFP的通信调试。
2）软件中常开常闭点的修正（不可用反）。
3）电磁阀试验的修正。原设计方案只对ASP-1、ASP-2中的一个作为试验许可条件，需要将两者同时加入。
4）润滑油压力低、真空压力低、控制油压力低开正常运行时用的改为常开接点。
5）发电机跳闸信号的处理。原来电气带有自检回路，本身带220V电压，现在信号电压为24V,只能改成纯接点方式。
6）保护试验条件。原设计无对侧测点状态判断，需要增加条件，当测试1#和3#控制油开关动作是正常状态时，对应的2#和4#控制油压力开关正常才允许测试。
7）端子之间需要隔离。
8）操作盘也布置成双通道。
试验时两路分别试验，预先选择被试参数位置，然后按跳闸试验按钮，相应的指示灯亮，两个转换开关有互锁功能，即两个通道不允许同时试验。盘上的电源指示灯不亮表示电源故障，其余指示灯在跳闸或跳闸试验时，相应通道的指示灯才亮。
按下“试灯按钮”时，全部指示灯都亮；进行机械超速试验时，钥匙开关应置于抑制位置。
3 ETS系统静态调试
检查有关一次测量元件的一次校验记录，对保护系统的输入/输出通道进行完好性检查。
电源电缆检查。检查保护系统所有供电电缆回路的.绝缘电阻，电缆对地绝缘及线间绝缘应符合热控技术规范，其绝缘电阻值均应不小于1MΩ。
PLC系 统I/O通 道 完 好 性 检 查。主 要 是 对PLC的输入和输出通道进行完好性检查。采用模拟的方式进行，例如：对于短接开关量输入信号，在PLC上检查显示状态是否正确；对于有源接点信号，需要在开关量输入通道上加入电压或者电流信号，检查显示状态是否正确；对于开关量输出，在编程器上发出不同的指令信号，用测试工具测试其输出状态的变化。
检查系统跳闸逻辑是否合理，以适应汽轮机系统对保护系统的要求；检查系统操作面板操作按钮和指示灯的可用性和正确性；检查系统送到热工报警系统的跳闸信号指示的正确性；检查各系统送到保护系统的跳闸条件的正确性。检查系统的跳闸电磁阀和挂闸电磁阀动作是否可靠；检查ETS的电源、PLC冗余试验。
在进行DEH静态联调时，采取现场设备实际动作方式来进行ETS的在线试验。在进行电磁阀的远方操作试验时，电磁阀的动作应灵活可靠，其线圈绝缘电阻应不小于2MΩ；对直流220V线圈，用1 000V兆欧表检查；对其他电压等级的线圈，用500V兆欧表检查。在系统的信号发生端输入模拟信号对系统进行开环调试，检查音响、灯光及保护装置的动作和逻辑功能。
4 结论
本次改造采用了性能可靠的设备，完善了系统硬件的冗余功能，解决了原来系统的所有缺点，大大提高了系统的可靠性，实现了在线试验功能，有效地防止了系统的误动和拒动，极大地保护了机组的安全运行。
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汽轮机低真空供热系统优化论文 篇8
1系统及设备主要技术规范
1.1系统简介
国电北仑电厂三期工程#7机组为上海汽轮机有限公司与德国西门子公司合作生产制造的1000MW超超临界、中间再热式、四缸四排汽、单轴、凝汽式汽轮机。汽轮机本体通流部分由高、中、低压三部分组成，汽轮机采用全周进汽、滑压运行的调节方式，同时采用补汽阀技术，改善汽轮机的调频性能。全机设有两只高压主汽门、两只高压调节汽门、一只补汽调节阀、两只中压主汽门和两只中压调节汽门，补汽调节阀分别由相应管路从高压主汽阀后引至高压第5级动叶后，补汽调节阀与主、中压调节汽门一样，均是由高压调节油通过伺服阀进行控制。
1.2系统组成
T3000系统的调节与保安功能主要在#1电子柜中实现，汽轮机的自启动功能主要在#2电子柜中实现，其余五个电子柜分别为电源柜和辅助功能控制柜。
系统液压部分主要包括供油装置、油管路及附件、执行机构、危急遮断系统等部件。现场设备包括电磁阀、阀位变送器、电液转换器、位置开关、压力开关、温度开关和汽机转速发送器等部件。
①液压模块。液压模块的主要设备包括一只油箱、高压变量油泵、压力释放阀、循环泵、冷却器、滤网和蓄压器等。液压系统提供的压力油，每一只阀门只用一根进油压力管和一根回油管，由于液压的排油可以直接引至活塞的后腔，所以回油管设计的相对较小。模块供油压力为16MPa，由两台互为备用的高压变量油泵提供。液压油站同时提供单独的过滤和再生回路，通过的循环油泵和风机提供两个独立的`冷却回路。
②汽阀及其油动机。汽轮机共有九只汽阀，它们分别是左右两只高压主汽阀（ESV），两只高压调节汽阀（CV），左右两只中压主汽阀（RSV），及两只中压调节汽阀（IV），另外还有一只补汽阀。
2汽机调节系统的调试方法及步骤
2.1调试前应具备的条件
①EH油循环完成，油质化验合格；
②控制油系统调试完成；
③DEH系统相关测量元件、一次设备等安装完毕校验合格，并附有校验记录；
④DEH系统内的执行机构安装完毕，并已进行相应的调整；
⑤DEH系统内各设备接线已完成标牌正确，端子固定牢固接线错误率﹤3‰；
⑥DEH调试资料、工具、仪表、记录表格已准备好；
⑦安全、照明和通讯措施已完成。
2.2调试工作步骤
①电源测试和设备上电。通电前检查：通电前对电源电压、接线、熔丝、绝缘等进行检查，要求用DC500V的兆欧表分别进行绝缘测试，要求绝缘电阻大于10MΩ以上；通电后测试：通电后对输出电压进行逐项测试，要求各项测试数据符合西门子公司的要求。所有组件的电源开关、指示灯工作正常。
②通讯、软硬件初步检查。首先检查工程师站、操作员站和主副DPU的网络连接正确、西门子专用网卡和网络控制器工作正常。硬件组态和软件逻辑组态需要编译、然后分别下载至主DPU中，副DPU会自动检查硬件组态程序、逻辑组态程序、画面组态程序等运行正常，查看各组态设置、参数设定是否正确等。
③输入、输出通道测试和信号联调。DEH控制系统有不同类型输入输出信号，主要有数字量输入、数字量输出、模拟量输入、模拟量输出和频率输入。
④转速回路校验和阀门初步调试。汽机转速检测回路主要是现场速度探头送出信号至转速前置器进行滤波整形和信号加强，再由前置器输出至ADDFEM频率采集通道并转换成数字量信号，最终送入处理器；三路转速信号送至DEH，然后三取二并与110%额定转速定值进行比较输出，实现110%超速遮断；另有三路转速信号送至ETS，然后三取二并与110%额定转速进行比较输出，实现110%超速遮断；单个转速信号故障时将输出故障报警两个转速信号故障时将切除转速自动；强制输出阀门指令，测试阀门控制器输出电流；拆除伺服阀线圈接线，此时阀门应处于全关状态；测试伺服阀线圈电阻，用1.5V电池串入线圈回路，注意正负极，若阀门能顺畅开启且至全开而不是抖颤或不开，则说明线圈极性正确；强制阀门输出指令迫使阀门全开，反馈电压约为10V，若对地电压减小则需要交换接线，再通过调整LVDT前置器S电位器。
⑤阀门及油动机行程调整。油动机未联接到阀门操纵连杆上时，测量阀门关闭方向的油动机和弹簧座富裕行程；油冲洗合格后伺服阀装复，EH油压未建立时确定阀门零位，开环开阀门至全开，测量阀门行程并与设计值进行比较，若偏差较大则需要调整，否则影响流量特性；根据设计值调整阀门行程开关，确保表征阀门全开和全关的信号准确可靠。
⑥阀门特性试验和关闭时间测定。强制汽机跳闸信号复位汽机，强制输出各阀门开度指令，记录阀门和油动机行程、LVDT反馈值，DEH开度百分比等参数于表格内；阀门应开关各一次，高低限指令要略微超出正常范围，以便观察阀门动作和检查迟缓率，最后做阀门特性曲线；让汽门处于全开，指令关各汽门使阀门平稳关闭，用录波器测取其开关时间；让汽门处于全开，触发机组遮断信号，使阀门以最快速度关闭，用录波器测取其快关时间。
参考文献：
[1]樊印龙,张宝.西门子百万千瓦级汽轮机启动过程中的温度制约[J].热力透平,2008,(12).
[2]俞成立.1000MW汽轮机组甩负荷试验分析[J].华东电力,2007,(6).
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