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1、LOGO目 录引 言1从运行角度分析2从检修角度分析原因3对机组进行大修改造处理4处理后的效果5引 言v漳泽发电厂3号、4号、5号、6号机均为苏 制215MW汽轮发电机组，其型号为K215 1301型凝汽式汽轮机，为单轴三缸双排 汽，具有一次中间再热的冲动式机组。直 接带动与其装在同一基础型号为TBB220 2E的交流发电机。由型号为En670 13.8545KT型的锅炉三大主设备共同构成 。四台机组分别于1989、1990、1991年相 继投产发电。引 言v自1996年机组进行调峰以来， 4号、5号机 组2号瓦温度就一直处于较高状态运行，最 高曾达到过104，尤其在负荷为140 180MW，
2、额定主蒸汽压力下，出现90左右 的高温现象。其间虽进行过大修、小修及 多次临修，但没有取得根本好转。结合多 年来检修经验和运行试验分析，认为2号支 持瓦温度高的主要原因有几个方面。从运行角度分析 v针对4号、5号机的实际情况，通过多次试 验分析，认为2号瓦温度的变化与测量装置 、油质以及供、回油系统关系不大，与喷 嘴的部分进汽度有很大关系，各瓦分布情 况如图1所示。 从运行角度分析v汽轮机在超过30%额定负荷后，中压调速汽 门处于全开位置，不参与负荷的调节，而 实际运行中，机组在参与调峰时，最低负 荷也限制在60%额定负荷以上，也就是说， 中压四个调节汽门始终处于全开状态，则 中压缸进汽始终为
3、全周进汽，蒸汽对转子 产生的轴向推力也是圆周均匀分布的，而 高压缸则不同。从运行角度分析从运行角度分析v从图2、图3便可以得知，负荷高时，四个 高压调门依次开启；负荷低时，则4号调门 关闭，即图3中蜗轮轴转至80时，继而3 号调门关闭，直至负荷合适，这样在主蒸 汽压力参数较高，负荷较低时，就有可能 造成机组只有1号、2号高压调门进汽，而3 号、4号高压调门节流，甚至关闭。即图3 蜗轮转至75时，致使汽轮机高压缸部分 进汽度减小，从而产生不均匀的圆周推力 ，导致2号瓦受力不均，温度上升。从运行角度分析v通过实际的运行调整观察发现，机组在高 负荷时，主蒸汽压力高、低对瓦温影响不 大，190MW以上
4、完全可以在额定压力下运行 ；低负荷时，则必须降低主蒸汽压力运行 ，其实，降压的目的就是在保证负荷的前 提下，增大进汽流量，开大调节汽门来达 到全周进汽，使转子受力分布均匀，从而 达到降低2号瓦温度的目的。 从运行角度分析v从实际的运行调整得知，只要高压缸部分 进汽度越大，瓦温就越趋于正常，那就可 以通过改变汽轮机的部分进汽度来调整瓦 温，如图3所示，可以在保证调速系统静态 特性大致线形的前提下，适当增大3号高压 调门与2号高压调门、4号高压调门与3号高 压调门的重叠度，尤其是增加2号、3号高 压调门的重叠度，这样就可合理改善圆周 进汽不均匀的现象，同时也可降低机组的 速度变动率，有利从运行角度
5、分析v于由原来承担基本负荷的机组向承担尖峰 负荷的机组转变，适合于调峰。但经过调 整高压调门的重叠度后，应严格注意变动 后负荷变化幅度的控制，以避免机组甩负 荷。从检修角度分析原因 v第一，高压缸调门在运行中重叠度配比不 当，或全周进汽量不均匀。 va) 在机组设计方面。由于中压调门在负荷 60MW时全开，而高压调门在负荷120MW以下 ，只开1号、2号调门， 3号调门在120MW以 上才开始开启， 4号调门在190MW以上才开 始开启，造成低负荷时，高压缸不能全周 进汽，进汽不均匀，需降低汽压，从而增 大蒸汽流量来弥补。从检修角度分析原因vb) 3号高压调门凸轮型线由于长时间运行 有所磨损，
6、造成3号调门在130150MW负荷 时，较原设计值有迟开现象，使之与1号、 2号调门的重叠度不够，以致在150170MW 之间蒸汽流量变化快，波动大，轴向推力 不稳，造成2号瓦推力瓦不能有效贴紧推力 盘，球面瓦跟踪不好，下瓦钨金面的油膜 不能正常形成，形成干摩擦，使2号瓦温度 升高。从检修角度分析原因v第二，转子中心调整不当，高中压转子对 轮下张口过大（如图4），导致1号、2号、 3号瓦负荷分配不均匀。从检修角度分析原因va) 4号、5号机高、中压转子为两个转子三 支撑方式， 2号瓦为推力支撑联合球形轴 承。原高、中对轮下张口设计要求为0.32 0.36mm，在4号机首次大修前，未出现2 号瓦
7、温度高现象。在大修后，由于种种原 因，修后高中压对轮下张口增大到0.42 0.45mm。事实上，适度增大下张口，可以 均衡分配1号、2号、3号瓦负荷，但一味增 大下张口，却适得其反，造成不利后果。从检修角度分析原因vb) 2号瓦负荷确实减轻了，但却使转子轴 颈对轴瓦压紧力不够，且2号瓦下部支撑弹 簧强度有限，轴瓦在低负荷时，由前所述 ，轴瓦所受轴向推力过小，推力瓦块和推 力盘未得到充分压紧，不能实现球面自动 跟踪，存在头重脚轻栽头现象，使轴颈和 轴瓦钨金不平行，南侧轴颈与钨金间隙较 北侧间隙大，造成泄油，油膜形成不好， 甚至在北侧出现干摩擦现象，使轴瓦温度 升高。只有在高负荷从检修角度分析原因
8、v190MW以上，由于高压调门开度增大，进汽 量增加，使轴瓦所受轴向推力增大，推力 瓦块与推力盘完全贴紧，球面跟踪正常， 实现了轴承内油膜正常形成，从而轴瓦温 度才得到降低。 vc) 高中对轮张口过大还会造成1号、3号瓦 负荷加重，使正常运行中1号、3号瓦温度 较4号9号瓦温度高，1号、3号瓦温度可 达7075，有时1号瓦达到80，而其它 轴瓦温度不超过65。从检修角度分析原因v第三， 轴瓦各部分紧力、间隙、修刮不当 ，吃力不好。 va) 2号轴瓦轴颈为330，要求顶部间隙 0.400.60mm，瓦口间隙0.6250.70mm， 瓦盖紧力0.150.25 mm，球面紧力0 0.03 mm，球面
9、吃力75%，热缸吃力70% 。在正常检修中，以上各项质量标准通过 努力均可以达到。但在检修中，往往容易 忽视以下检修项目。从检修角度分析原因vb) 轴瓦中分面处，左右 两侧应修刮足够的油槽（ 俗称垃圾槽）。油槽在轴 瓦上度方向前后各留25 30mm阻油边，在圆周方向 自中分面向底部延伸60 左右，如图5所示。油槽 深度从中分面2.53mm伸 向各边界，逐步递减，油 槽与瓦面过度圆滑无棱角 。从检修角度分析原因vc) 推力瓦块与推力盘吃力不均。在大小 修中，修刮球面和垫铁吃力合格后，还必 须保证推力瓦块与推力盘吃力均匀，使推 力瓦各瓦块工作面、非工作面吃力均匀， 吃力面达到75%。 vd) 由于
10、2号瓦重量较大，组装时，下部支 撑弹簧不易将轴瓦顶平，这需要在下瓦就 位放入转子后，用钢丝绳紧捆在轴瓦前部 ，用行车提着，调整支撑弹簧，以便使整 个轴承回到正确位置。从检修角度分析原因ve) 轴瓦外壳的结合面定位销不能太松， 否则，应更换。销子松动有可能造成上、 下瓦的错口，使推力瓦受力不均匀。对机组进行DCS大修改造中的处理情况v2001年4月对4号机组进行了DCS改造，在大 修中的处理情况： v对以上几点分析进行了处理和调整。 v对高压调门开启顺序进行了调整，本机组 的配汽方式为1号、2号调节汽门布置在上 缸，在运行中，高压1号、2号调门先开， 造成低负荷时转子受力不均，转子中心存 在水平
11、方向偏移，偏移量达0.20mm易造成1 号、2号瓦温度高、轴系振动大。对机组进行DCS大修改造中的处理情况v另外由于2号调门控制的喷嘴数最多，（1 号4号调门控制的喷嘴数依次为：10、14 、10、9），运行过程中节流损失大，影响 机组的经济性。原调门开启顺序为1号2 号3号4号，现改为1号3号4号2 号，（1号、3号同步开启至65%时， 4号高 压调门开始开启， 1号、3号调门开启到 90%时， 4号高压调门开启50%， 4号高压 调门开启45%时， 2号高压调门开始开启， 4号高压调门全开时， 2号高压调门开至 70%）。处理后的效果v在此次大修中，经过卓有成效的努力和探 索，有效地降低了2号支持瓦温度，运行当 中任何工况点2号瓦温度均不超过68，提 高了机组的安全可靠性和经济性，彻底解 决了苏制215MW汽轮发电机组2号支持瓦温 度高这一共性难题。v此次与各位的交流可能还存在许多不足之 处，望大家多提宝贵意见，并在今后展开 更为深入的相互学习交流，共同探索和解 决生产中的技术难题，提高机组的安全稳 定性。v衷心欢迎各位到漳电交流、做客! v祝本届研讨会圆满成功！感 谢LOGO
