汽輪機低真空供熱系統優化論文（通用8篇）
無論在學習或是工作中，大家都接觸過論文吧，借助論文可以有效提高我們的寫作水平。那要怎么寫好論文呢？下面是小編幫大家整理的汽輪機低真空供熱系統優化論文，希望對大家有所幫助。
汽輪機低真空供熱系統優化論文 篇1
一、汽輪機低真空運行改造概況
熱電廠通過對#1、#2、#3汽輪機3次低真空運行改造，目前形成了以#2機組排汽為熱源的#1熱網和以#1、#3、#4機組排汽為熱源的#2熱網。
2004～2005年度供暖期，#1熱網帶供暖面積137x104m2，#2熱網帶供暖面積313x104m2，2網合計帶供暖面積450x104m2。
二、汽輪機低真空運行原理
汽輪機凝汽器循環水入口溫度設計值一般為15℃～33℃，汽輪機真空為-0.085～-0.095MPa，由于采用熱網水作為循環水，其入口溫度一般在45℃～70℃。
由于溫度相對校高，造成了汽輪機真空下降，一般在-0.05～-0.08MPa，由于真空的降低，使得機組發電負荷下降為20%～30%。
汽輪機低真空循環水供熱就是把熱用戶的暖氣片當作冷卻設備使用，機組本體無須改動，只是將凝汽器出入口管接入循環水供熱系統。
循環水經凝汽器加熱后，由熱網泵將升溫后的熱水注入熱網。
為增加供熱能力，在#1、#2熱網分別建立了尖峰加熱器，利用背壓機、機組抽汽、減溫減壓的中壓汽及低溫低壓的燃煤鍋爐作為二級加熱汽源加熱熱網循環水。
三、機組的供熱系統、發電優化
凝汽式和雙抽凝汽式機組低真空運行供熱，基本消除了電廠的冷源損失，可使電廠燃料利用率由原有的25%提高到80%以上。
低真空運行屬于汽輪機的特殊變工況，因此，對于汽輪機本體幾乎不作改動，通過機組循環水與熱網循環水的切換，可使機組在正常凝汽工況與低真空運行工況之間進行轉換。
熱電廠#1和#2熱網分別從起初的50x104m2和100x104 m2提高到現在的137x104m2和313x104 m2。
目前2網的'供熱能力都有10%的余量。
近幾年供暖面積增長較快，現熱網的供暖面積與汽輪發電機組電負荷關系達到了較好的平衡，消除了因供熱面積小造成發電量大幅度下降的影響。
熱電廠通過以下方法實現供熱與發電的優化：
(一)通過提高供暖面積提高機組經濟性
#1、#2熱網的主管徑分別為DN700mm和DN800mm，根據主管徑能力，在熱網的加熱站增設3臺500 m2的加熱器，將供回水泵進行了2次增容改造，使得#1熱網和#2熱網的熱源能力分別達到了166x104m2和350x104m2。
從而達到了不斷滿足快速增長的供暖需要，同時也提高了機組的經濟性。
(二)通過2網聯絡提高#2機發電量
#1熱網相對供暖面積較小，在供暖初末期，受熱用戶熱負荷小影響，排汽量下降，降低了發電負荷。
為解決這個問題，利用#2熱網面積大需要熱量多這一特點，在2個熱網的回水至機組凝汽器接點處建立了聯絡，使得#2熱網的循環水進入了#1熱網凝汽器，吸收了#1熱網中#2機排汽的部分熱量，較好的解決了#1熱網在高溫環境下熱能過剩的問題。
(三)用單鈉水代替加藥水徹底杜絕了結垢問題
熱網循環水以前采用的是加藥水，其目的是防止換熱器結垢，但是效果不好，冬季運行凝汽器銅管結垢嚴重，垢厚度在0.30mm左右，極大的降低了熱網換熱器、凝汽器的換熱效果，#2機凝汽器端差最大達到了23℃(一般8℃～12℃)。
為了解決結垢問題，將冬季運行端差控制在了6℃～10℃，很好的解決了因水質不好，結垢造成的對熱網供熱不足和減少發電的影響。
(四)用供暖循環泵代替循環水泵和把大流量泵改造成小流量泵，節約了大量電能。
熱電廠所有純凝、抽汽機組全部改造成低真空運行后，輔機部分的冷油器、空冷器等設備仍然需要冷卻，但是現循環水泵只轉1臺也過剩，將1臺550kW電機拖動的循環水泵改成了220kW的循環泵，流量由以前的3800t/h下降到2000t/h。
由于供暖循環泵代替了循環水泵和大流量泵改造小流量泵，每年可為電廠節約大量電能。
四、熱網有關參數確定及供熱系統調節
經過對凝汽器的熱力核算，凝汽器在循環水流量不變的情況下，汽輪機不同的排汽對凝汽器傳熱系數影響不大。
將凝汽器作為首級加熱器、尖峰加熱器帶熱網剩余負荷是比較合理的。
(一)熱網供熱量確定
1.各熱網沒有達到設計供暖能力，每年可能有自然增長，最大供熱量按式(1)計算：
Qh=(A+A)q (1)
式中：Qh為最大供熱，kJ/h;A 為上個采暖期供暖面積，m2;A為本采暖期新增面積，m2;q為單位采暖面積熱指標，kJ/(m2h)。
2.根據室外計算溫度下實測的熱網水量和熱網供回水溫度，由式(2)確定最大供熱量：
Qh=GCp(tsu-trt)(2)
式中：Cp為熱網水定壓比熱，kJ/(kgK);G 為采暖室外計算溫度下實測的熱網水流量kg/h;tsu、trt 分別為采暖室外計算溫度下實測的熱網供水溫度和回水溫度，℃。
(二)熱網水流量確定
#1熱網有4臺熱水泵，單泵流量為1800t/h。
根據現狀，運行2臺可滿足要求，現實際運行流量為3650t/h;#2熱網有4臺熱水泵，單泵流量為1300t/h，運行3臺，現實際運行流量為3800t/h。
(三)熱網供回水溫差確定
在確定了最大供熱量和熱網水流量后，可用式(3)計算最大熱網供回水溫差。
tW=Qh/(GCp)(3)
式中：tW為最大熱網供回水溫差，℃。
(四)熱網回水溫度和供水溫度的確定
在一定的供暖面積下，熱網供水溫度主要取決于回水溫度。
確定回水溫度要從汽輪機低真空供暖和熱網供回水溫度2個方面考慮，汽輪機凝汽器低真空運行回水溫度為45℃～70℃，熱電廠選擇了51℃～57℃，在熱網不同回水溫度時，根據凝汽器和熱網加熱器溫升確定熱網供水溫度(tsu)。
tsu=trt+th+tW(4)
式中：th為凝汽器溫升，℃。
(五)熱網供回水溫度計算
在確定了室外計算溫度(盤錦最低-16℃)和熱網的供回水溫度tsu、trt后，就可按下面質調節方式的公式計算出供暖供回水溫度。
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 為室內采暖設計溫度(一般居民住宅為18℃)，℃;ten 為室外溫度，℃;ten.r為室外采暖計算溫度，℃;tsu.d、trt.d分別為采暖設計供水和回水溫度，℃。
B 為散熱器系數。
熱電廠根據熱網的增長，每年必須制定供暖調節曲線，便于運行人員根據外溫及時調節供水溫度，在保證了社會效益的同時，也保證了企業的經濟效益。
五、結語
熱電廠經過10多年的努力，將凝汽式和抽凝機組全部改造成低真空運行機組。
水塔在冬季已停用，全面消除了電廠最大的一項冷源損失。
熱網水在凝汽器的溫升為6℃～11℃，回收汽輪機余熱170t/h，年節約超稠油3.5x104t。
同時在#1、#2熱網范圍內的生產、生活區域基本取消了低效小煤爐供暖，同時也改善了周邊環境。
汽輪機低真空供熱系統優化論文 篇2
1 循環水供熱系統概述
循環水供熱是十分完善的熱電聯產方式。
循環水供熱，就是使抽凝機組在運行中把通過凝汽器的冷卻水量減少，通過降低真空，相對應的排汽壓力和排汽溫度升高，使汽輪機凝汽器的出水溫度由正常運行的30℃-35℃提高到70℃-75℃，然后不讓循環水通過冷卻塔降溫，而是經過熱網循環水泵加壓輸送至各熱用戶作采暖用熱，循環水經過熱用戶放出熱量之后的回水在返回至凝汽器重新冷卻汽輪機的排汽，使溫度升高后，進行加熱后再送至各熱用戶，進入另一次循環。
并將全公司鍋爐、汽機在開停和正常運行中的排污疏放水接入混合式加熱器，引至熱網循環水中供熱。
考慮到在不改動汽機本體，保證汽輪機的軸向推力、后缸排汽溫度、末級葉片損失在合理范圍之內的前提下，將循環水的供回水溫差確定為：供水70℃，回水55℃。
在汽輪機故障，或者是較為寒冷的氣候時，可采用啟動輔助換熱器加熱的方式運行改造后的發電供熱系統。
2 機組及管網的安全性分析
由于機組提高排汽溫度，降低凝汽器真空，改變了機組的設計運行參數，勢必對機組造成一定的影響，為保障機組安全，解決了以下問題。
2.1 凝汽器承壓問題
山東王晁煤電集團熱電有限公司循環水供熱所需壓力不大，回水壓力一般在0.2 MPa。
而凝汽器的承壓能力為0.6 MPa，是滿足的，但是為了預防熱網突然解列等特殊情況，還采取了以下措施。
熱水循環泵取2臺，互為備用，互相聯鎖，保證熱網正常循環。
在熱用戶回水管路上加裝安全閥，保證回水壓力不超過
0.2 MPa。
供熱循環水回路上安裝逆止閥。
2.2 銅管結垢問題
雖然排汽溫度升高易引起銅管的結垢，但熱網循環水采用化學處理過的軟化水，硬度降低且回水管路有除污器，水的品質有很大提高。
相對于以前該機的循環水狀況來說，情況大大改善，結垢問題比以前減少。
另外還定期用膠球清洗裝置對凝汽器進行清洗。
2.3 供熱循環水補充水問題
供熱循環水采用軟化水，需在交換站內安裝一套軟化水處理裝置、1臺凝結水箱和2臺補水泵，專門用于循環水補水，補水泵采用變頻控制，以便控制補水壓力恒定。
2.4 循環水供熱系統故障的補救措施
采用凝汽機組的循環水供暖，需要機組穩定運行。
如果機組由于種種原因造成停運，則循環水供熱所需的排汽熱源消失，循環水供熱達不到采暖要求，因此必須有循環水供熱系統故障時的補救措施。
機組啟停過程中，為保證供熱的穩定性，需要進行2個系統的切換。
機組啟動前，采用交換站供熱系統進行供熱;機組正常帶負荷運行后，再逐漸切換到循環水供暖系統中。
機組在低負荷運行時循環水溫升減小，不能保證供暖需求時，需要利用交換站內熱交換設備對系統進行二次補充加熱，以達到采暖水網的溫度要求。
3 經濟性分析
3.1 熱力試驗數據
從山東王晁煤電集團熱電有限公司的熱力試驗統計數據可以看出，在機組正常運行的情況下，抽凝機抽凝工況改造前、改造后的主要運行參數，汽機進汽壓力、汽機進汽溫度、發電功率、抽汽量、抽汽供熱量等在改造前后都沒有變化，發電標煤耗率由改造前的500 g/kWh降低為151 g/kWh。
其他各項數據有不同程度的增加。
3.2 價值分析
山東王晁煤電集團熱電有限公司有2臺機組供熱。
從對比分析可以發現，循環水供熱的單臺機少發的電量：△Nc=3000 kW供電單位電價和發電單位成本分別按0.4元/(kW·h)和0.35元/(kW·h)計算，循環水供熱8元/GJ，則一個采暖期內發電少得到的利潤：2x(0.4-0.35)x3000x24x30x3=64.8萬元。
供熱總收入：2x8x99.352x24x30x3=343.36萬元。
在循環水供熱的冬季，可停運1～2臺冷卻塔，以減少蒸發損失(該數值占循環水量的1.0%～2.0%)。
在蒸發損失減少的同時，新增加了熱網補水，而國家規定補水率為0～3%，且蒸發損失和補水量平均值均為1.5%，可以認為補水率可由減少的'蒸發損失抵消。
當熱網投入運行后，熱網泵耗電量為：Qr=200 kW·h/h(實際值);原循環泵耗電率為：Qx=150 kW·h/h(記錄值);則日差電量為：△Q=200-150=50 kW·h/h;一個采暖期多耗電量為：50x24x30x3x2=21600 kW·h;所耗費用為：21600x0.4=8.64萬元。
綜合經濟效益為：343.36-64.8-8.64=269.92萬元。
循環水供熱經濟性的好壞直接影響到企業的經濟效益與社會效益。
4 結論
經過上述的計算分析可以看出，企業增加經濟效益的途徑有二條：
一是提高熱價，但熱價受國家物價部門的限制，不可能無限制地提高。
當原材料、燃料價格上漲時，可與用戶協商調整熱價，但不可能有大幅度的價差。
二是擴大用戶用熱面積。
用戶用熱面積由下式確定：S=(1-ξ)xQ/A式中，△為采暖熱指標;Q為熱量，1x105 kJ/h;ξ為熱量損失系數，取5%～10%;Q=Dex(he-hni)若想增大用戶用熱面積，可增加熱量或降低采暖熱指標來實現。
而降低采暖熱指標是受限制的，只有增加熱量，也就是增加排汽焓he、提高背壓來實現。
在實現循環水供熱后，用戶用熱面積在逐年增加，為企業帶來的經濟效益為260多萬元，同時也帶來了很大的社會效益。
參考文獻
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汽輪機低真空供熱系統優化論文 篇3
1 汽輪機低真空運行循環水供熱技術改造的可行性
把小型熱力發電廠機組凝汽式汽輪機改裝為低真空運行循環水供熱機組，不但機組運行更安全平穩，而且改造時間短、方法簡便、資金投入低，低真空運行循環水狀態是汽輪機運轉工作的一種特殊形式，在發電廠汽輪機組運行過程中，減少汽輪機冷卻水循環量，降低凝汽器的真空度，這樣就會使汽輪機排出蒸汽的溫度升高到接近60 ℃，對汽輪機組部分組成結構進行必要的技術改造會確保汽輪機組的正常安全運轉，并將汽輪機組冷卻水循環系統接入供熱系統用于居民冬季供暖。
熱網供熱分為冬季供暖期和夏季非供暖期，這就需要熱力發電廠汽輪機低真空運行循環供熱系統能進行切換分別服務于冬季供暖期和夏季非供暖期，解決的最好辦法是在夏季非供暖期把汽輪機組末級排汽閥關閉，對冬季供暖期為低真空供熱運轉夏季非供暖期停止運轉的機組進行必要的技術改造，進行精密的熱力能耗計算，根據計算所得的精確數據，拆卸掉汽輪機組相應的后幾級渦輪，這種技術改造方法不僅提高了能源利用率還不會損壞汽輪機組設備，而且切換也方便易行。
2 汽輪機低真空運行循環水供熱改造的技術措施
①汽輪機低真空運轉狀態是一種長期且不斷變化的運行狀態，我們必須根據實際運轉情況進行精確的熱力、強度、運轉參數的計算，準確選擇汽輪機低真空運轉參數是保障汽輪機組成功技術改造的重要環節。
②增大汽輪機組的進油量可以使改造為低真空運行供熱的汽輪機組軸承溫度不會升高，從而避免了改造后機組軸承高溫下工作容易損壞的問題，進行軸承溫度變化量的精細檢測，確定好新的軸承溫度標準工作值，確保不發生低真空運行汽輪機組振動加大的問題。
③汽輪機組改造后保留的原有的機組加熱器運行參數會發生一定量的變化，我們要對加熱器運行參數進行詳細的`跟蹤監測，如有異常情況要進行一定的調整，要保證汽輪機組低真空運行技術改造后適用標高熱負荷狀態下的安全可靠運轉。
④低真空運行汽輪機組改造時要對調節和保護系統做出適當的調整，可以把電負荷轉速調節系統更換為電氣調壓控制系統，機組改造成可調整抽氣機組后要安設過壓保護系統，當低真空運行汽輪機組運轉出現緊急情況時，可以自動關閉電氣調壓系統，這不僅提高了系統運轉的安全穩定性，而且還降低了改造費用。
3 汽輪機低真空運行循環水供熱系統存在的問題
汽輪機低真空運行降低了熱能的損耗，但同時也使凝汽器長期處在背壓狀態下運轉，對汽輪機的服務年限產生了一定的影響。
①發電廠汽輪機組低真空運行時會使汽輪機轉子的徑向推力加大，有可能出現軸承過負荷情況的發生，我們可以用拆除一定比重的汽輪機末級窩輪的方法，降低汽輪機轉子的徑向推力，從而保證低真空運行汽輪機組的安全穩定運轉。
②汽輪機組低真空運行時靜子在汽缸中的膨脹量會加大，運轉設備的動靜間隙會發生改變，有可能導致汽輪機組振動加劇，造成聯接螺栓變形松動，但一般情況下溫度變化量不太大，動靜間隙的改變不會造成振動的突然加劇。
就目前情況看，汽輪機組低真空運行對靜子在汽缸中的膨脹量影響不大。
③汽輪機組低真空運行時機組凝汽器轉變成循環水供熱系統的加熱器，這就加大了供熱循環水系統的承載負荷，我們需要合理設計安設供熱管路系統，加固各類接頭管件和閥門，來確保低真空運行機組的安全平穩運轉。
⑤考慮汽輪機組低真空運行的經濟性，采用越高的背壓效果越好，但背壓太大有可能導致凝汽器管路閥門因膨脹而泄露，所以不能選用過高的背壓，能滿足居民供熱標注要求即可。
4 A火電廠汽輪機低真空運行循環水供熱技術改造
A火電廠是裝機總容量為200 MW的小型發電廠，承負著10萬居民的供暖任務。
將凝汽式汽輪機組改造為低真空運行循環水供熱機組的一般方法是對汽輪機組本身不作什么改動，而是把汽輪機組的凝汽器接入城市供熱循環水系統中，讓居民家中的供暖散熱器成為火電廠的冷卻設施。
通過精密的檢測和計算優化設計汽輪機的級數和尺寸結構，確定汽輪機運轉參數和背壓，使汽輪機在安全、經濟、可靠的條件下正常運轉。
低真空運行汽輪機組在正常工作時，背壓是可以在一定空間內上下浮動的，安全浮動范圍汽輪機組產家會給出技術規定指標的。
熱網供熱循環水系統中的溫度決定了低真空汽輪機組凝汽器的背壓。
綜合以上因素我們得出的改造方案是先對A火電廠汽輪機組進行必要的改裝后，實現冬季供暖期為低真空循環水供熱，夏季非供暖期為正常火力發電生產運轉模式，這個方案在安全運轉、經濟效益、節能降耗上會取得不錯的成果。
根據汽輪機組的結構優缺點和低真空運行狀態的需要，對汽輪機凝汽器背壓、排汽動力、整體強度進行精密測算，拆卸掉多余的末級，不改動汽輪機組的轉子設備結構，只對靜子設備進行必要的改動，不改變轉子設備運轉的技術參數，所以改造后汽輪機組的安全穩定性、操作適用性、能源利用高效性都會有一定水平的提高。
①汽輪機低真空循環水供熱改造完成運轉后，凝汽器排汽溫度會發生變化，供熱循環水系統壓力會升高，將會影響汽輪機組的安全平穩運轉，因而我們制定了以下措施來保證改造后的汽輪機組安全穩定運轉。
在凝汽器排汽口安設自動噴水減溫設備，使排汽溫度不出現過熱情況;在低真空循環水運行系統中安設加藥計量泵，定期加入通路酸劑，避免循環水管路系統中沉積污垢影響供暖效果;在熱網循環水供熱系統上安設變頻補水設備，減少發電廠電力損失，保證凝汽器內水壓穩定，降低對熱網循環水系統的沖擊破壞力;在熱網回水主管路上安設安全閥門，但壓力超過臨界值時，安全閥自動排放壓力，防止凝汽器管路出現承受過高壓力而膨脹損壞的情況。
②A發電廠低真空運行循環水供熱技術改造后汽輪機組的運行情況正常運轉中檢測的軸承瓦座溫度為53.6 ℃，小于改造前的55 ℃;檢驗核算的汽輪機組徑向推力為62 kN，小于改造前的69 kN，所以改造后的汽輪機組運轉安全穩定性無甚變化。
改造后的汽輪機運轉排汽溫度升高了25 ℃，凝汽器汽缸內靜子膨脹量有所增大，但沒有導致汽輪機通流部件的配合間隙發生變化。
低真空供熱改造后，汽輪機排出蒸汽的溫度增高，凝汽器管件有所膨脹，但沒有影響循環水管路系統的密封性，為了保證熱網循環水供暖系統的水溫達到70 ℃以上，把汽輪機主排汽流量由原來的45 t/h加大到55 t/h，這就滿足了居民對供暖的要求。
隨著科學技術水平的不斷發展，汽輪機低真空運行循環水供熱改造技術也取得了長足的發展，在以后能源越加匱乏的情況下，低真空運行循環水供熱的節能環保性有著更加實用的推廣價值。
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汽輪機低真空供熱系統優化論文 篇4
1轉子軸向位移測量
在進行測量汽輪機軸位移的過程中，通常采用的測量方法是電感式測量方法,對比傳統的電容式測量方法，該方法的測量結果更為精確，測量過程更為穩定。該方法進行測量的思路是，憑借磁飽和穩壓器、顯示儀表、控制器以及變送器4個設備,其中，變送器所發揮的作用是，把轉子位移機械的量轉化為感應電壓的變量,同時憑借控制器進行測量，并且將測量的部分顯示給儀表，儀表所顯示的值為軸向位移值,但是，如果軸向位移值的波動范圍大于0.8mm或者小于0.88mm的時候,必須立即停止工作進行關機，防止燒瓦現象的發生，進一步確保軸向位移對汽輪機的實時監測工作。
2軸向位移變送器的安裝
安裝軸向位移表的過程中,需要憑借千斤頂把汽輪機的轉子移向固定的一側，通過發電機的側緊靠工作面或者推力瓦塊的非工作面將轉子的推力盤固定在汽輪機軸的承座上,然后再憑借變送器，將其安裝在支架上，以確保汽輪機的軸中心和變送器的中心可以保持垂直的狀態[1]。調整間隙，并且憑借塞尺測量轉子凸緣以及變送器端頭中間的鐵芯之間所存在的間隙，如果間隙值不能夠滿足相應的要求，可以通過在軸承與支架之間墊片的添加進行調整，并且憑借鉆鉸定位，對已經調整的間隙數值進行銷孔，從而達到可以全面對間隙進行調整的目的，通過磁性千分表進行相應數值的讀取。在數字讀取的過程中，特別注意，千分表的安裝位置為變送器的端頭處,在接觸的過程中，盡量保持方向處于垂直方向，逆時針進行機械指示手輪轉動的過程中，調整的螺絲和已經退出的螺絲頂桿必須緊靠，這樣才能使得轉子的凸緣和變送器的側鐵芯的位置才能緊靠，進一步鎖緊螺釘，如果調整千分表的指數為零的時候，必須順時針旋轉手輪，進一步進行調整。因為變送器在調節的螺絲杠桿的推動作用下，會以弧形的狀態進行移動，直至轉子的凸緣和變送器的鐵芯處于緊靠狀態，才能重新將千分表進行調整至零位，逆時針旋轉手輪，同時觀察千分表，旋轉至讀數等于0.65，這時，就要對間隙值進行調整，用總的間隙值減去0.65mm,可以得到另外一個間隙值,然后調整千分表，當千分表的讀數為零時，可以當作軸向位移的零位值，然后進一步調整手輪的機械指示，使其處于零位上。
3指示儀表校驗和保護動作值整定
3.1指示儀表的刻度
順時針轉動手輪，可以進一步減小間隙，使得儀表的下限值等于千分表讀數，全面徹底地調整控制器的電位器，旨在使得千分表讀數和儀表指示值能夠完全重合，逆時針進行轉動手輪的旋轉，使得間隙進一步加大，使得千分表讀數和千分表指示值能夠互相符合，然后，分別順時針和逆時針方向進行轉動手輪的旋轉，確保千分表讀數和指示值能夠一一對應。
3.2汽輪機相應的膨脹測量
啟動汽輪機時,不論是運行工況發生變化還是停機的過程，都會因為溫度發生變化，使得氣缸和轉子發生一定程度的熱膨脹，但是這類熱膨脹的程度并不一致，因為工況有所不同，所以膨脹之間存在一定的差值，這個差值也被稱為脹差，如果氣缸的膨脹量小于轉子的膨脹量，那么脹值為正值，如果氣缸的膨脹量大于轉子的膨脹量，那么脹值為負值。啟動汽輪機的過程中，所發生的變化是由熱變冷，氣缸因為受熱會發生一定的熱膨脹。氣缸在發生膨脹的過程中，因為滑銷系統的死點處于不同的位置，可以向低壓的一側或者高壓的一側進行伸長[2]。熱子發生膨脹的過程中，因為熱子會受到推力軸承一定的限制作用，伸長的方向只能側向低壓的一側順著軸向進行，因為轉子的體積相對較小，而且轉子會因為直接受到蒸汽的沖擊，所以轉子不管是溫度的升高還是發生熱膨脹的速度都會較快。然而氣缸的體積相對比較大，不管是溫度升高的速度還是熱膨脹的速度都相對較慢，在氣缸以及轉子的熱膨脹反應還未達到穩定之前，轉子和氣缸之間具有較大的脹差，這時的脹差為正值。在汽輪機停止運行工作的過程中，氣缸進行冷卻收縮的溫度較轉子冷卻收縮的時間段，這時，氣缸和轉子之間的脹差較大，這時的脹差為負值。汽輪機如果增加了一定的負荷后，隨著氣缸和轉子受熱狀態越來越穩定，熱膨脹值也越來越飽和，氣缸和轉子之間的脹差也會越來越小，直到保持某個特定值不變。動靜片和汽輪機軸封之間具有較小的軸向間隙，如果它們具有過大的脹差，這個脹差大于動靜片和轉子軸封之間的.間隙，那么就會促使動靜部件發生一定的摩擦，繼而會造成機組劇烈的振動，導致機組發生損壞，甚至發生安全事故。所以，脹差如果達到一定的允許范圍，應該立即發出信號，方便專業的人員發現并及時采取相應的措施，進行機組安全的保護工作。
3.3汽輪機轉速測量
在汽輪機運行的過程中，汽輪機的運行速度通常是根據調速系統進行保持，如果發生事故，通常是因為汽輪機的運轉速度嚴重超過了極限速度，這就使得汽輪機出現十分嚴重的損壞，所以，應該格外注意機組安全的保護。想要實現保護機組的安全，必須嚴格地、實時地監控汽輪機的轉速，另外6000kW汽輪機的測量速度裝置中需要設置超速保護裝置，通常所應用的是磁性的轉速傳感器，在進行傳感器探頭的安裝過程中，必須確保探頭的位置位于齒輪的正對方，調整齒輪和測速的探頭之間的間隙，保證間隙在1mm左右,在旋轉軸的過程中，旋轉必須帶動齒輪進行，依據磁鋼的磁路分布進行齒輪上的測速頭的分布，在進行分布的過程中，線圈兩端處產生電壓的脈沖信號的過程中，必須依據電磁感應的原理進行。功率為6000kW的汽輪機在進行運行的過程中，通常憑借SQS書型的磁性轉速傳感器進行,這種類型的傳感器具有很多優點，最主要的優點是，這類傳感器不需要和外接電源進行連接，在信號輸出的過程中，可以較為順利地將較大的信號輸出，這種類型的傳感器所發出的信號也能和其具有的主要的干擾性進行匹配，可以顯示出汽輪機的轉速。
3.4汽輪機的測溫測壓
不論是測溫方式還是測壓方式，都可以確保汽輪機的正常運行，溫度和壓力如果出現過高的現象，汽輪機就會自動將主汽閥進行關閉，使得汽輪機在停機檢測并安裝測溫測壓傳感器的過程中，確保壓力和溫度可以滿足一定的安裝方式，如果在一根管道上同時進行壓力和溫度的安裝，需要依據介質的方向將測壓的裝置放置在測溫裝置的前方，在進行壓力取值的過程中，不可以在變徑彎頭的位置進行取壓，使得測溫的元件感溫探頭會逆著介質的方向進行插入。
4結語
在對汽輪機各項參數進行監測的過程中，必須確保在正確的安裝方式的前提下，進行精準的取點，汽輪機儀表安裝的過程中，不允許出現任何的失誤操作，嚴格確保每一項工作參數的實際測量值足夠精準，為確保汽輪機穩定的工作狀態打下良好的基礎。同時為了保證汽輪機可以充分的發揮作用，儀表的調試以及安裝工作必須引起足夠的重視，為日后的工業生產做出貢獻。
汽輪機低真空供熱系統優化論文 篇5
1汽輪機葉片結構的特點及運作分析
葉片作為汽輪機中的重要組成部分，不僅是使風輪機轉換能量的重要前提，同時其質量也決定著風輪機的運作效率，是決定汽輪機是否能夠正常運作的基本條件，葉片在通常情況下分為動葉片與靜葉片兩種。就動葉片而言，其主要由葉身、葉根、拉筋以及型面、葉冠和中間體幾個部分構成。其中，中間葉身的結構是最繁瑣的，平常見到的多數為扭轉型的自由曲面。通常情況下，可將葉身型面劃分成葉根圓角、進氣邊圓角、背弧、拉筋以及葉冠圓角、出氣邊圓角和內弧幾個部分。葉身型面均由不一樣的截面型線擬合而成的曲面，葉身型面是由一組間距不一致的截面型線所形成的一種空間扭曲面，通常情況下，將葉身部分的該部分橫截面稱作葉型，將每個橫截面的邊緣叫做型線，在通常，一條型線均由三個部分構成，即背弧、進氣邊圓弧以及內弧與出氣邊圓弧，型線對葉片的具體工作有著直接性的作用和影響，許多型面均屬于一種彎扭變截面與等截面彎扭曲面。在通常情況下，葉根形式有菱形、T形以及樅樹形與叉形四種。與動葉片不同的是，靜葉片被固定在汽輪機中的氣缸里的葉片。而氣缸中具有許多靜葉片，每一個靜葉片都與一個動葉片進行組合形成一級，而當熱蒸汽進入汽缸并進入到第一個葉片級時，靜葉片就將蒸汽倒入動葉片處，并使其產生推力推動動葉片旋轉，而隨著熱蒸汽的不斷進入，每一級葉片都因受到上一級的推動而轉動起來，并且隨著蒸汽總量與速度進入的增加，動葉片旋轉的速度也不斷加快，最終使每一級的動葉片都不斷運行，并產生機械能，為汽輪機提供動力。
2葉片的數控加工工藝
傳統葉片加工工藝已無法滿足現代工業企業生產需要，而數控技工技術與葉片加工工藝的結合完美地解決了這一問題。其中葉片在運作時產生的氣道對汽輪機所產生的功率有直接影響作用，因此在進行葉片加工時需要將葉片氣道作為保證葉片質量的重要指標之一。國外發達國家已經能夠熟練地運用先進數控加工技術來進行葉片加工，而現如今我國仍屬于起步階段，在葉片數控加工方面略顯不足。因此，我國相關科研人員正不斷地研究該技術并創新，以期為促進我國工業發展奠定基礎。數控加工葉片技術不僅具有先進的科學性，同時也具備其它優勢。首先，數控機加工技術在一定基礎上能夠通過智能化加工及管理有效提高葉片的質量，在降低葉片型線誤差值的同時也為提高汽輪機整體質量提供保障；其次，數控加工葉片技術的投入大量節省人力，并且有效地提高加工工作效率，為工業生產企業節省成本的同時增加經濟效益。由于受到其工作性質影響，加工企業在選擇葉片材料時通常采用1Crl3與2Crl3等不銹材料，以確保能夠提高葉片的使用壽命，增加汽輪機的能量轉換率及機械利用率。但由于這兩種材料具有高強度、易變形等特點，因此在加工過程中增加了一定難度。
3基于并聯機床的汽輪機葉片的數控加工應用
并聯機床是近年才出現的一種有效結合了科技與工藝的新概念加工機床，該機床通過利用CAD/CAM軟件等先進科學技術將機器人結構與機床完美結合，不僅具有低成本、高效率以及結構簡單等特點，同時也因其壽命長、加工精度較高等優勢受到全世界工業產業的關注。通常情況下，基于并聯機床的汽輪機葉片的數控加工程序由以下幾個部分進行實現：
第一，CAD技術的處理流程；
第二，并聯機床的加工流程。并聯機床的加工內容著重包括葉身型面、葉冠、葉根和葉身以及葉片的葉根和葉冠的交接面。基于UG的葉片數控加工的編制程序著重涵蓋了以下幾個方面的內容：
a.葉片零部件的三維造型；
b.對葉片數控加工的工藝程序、加工的工具進行確認；
c.刀位的.精確計算和所生成的刀具的運動軌道；
d.對刀具的運動軌跡進行科學的校驗以及仿真與編輯，同時形成相應的刀位文件；
e.以后置處理流程為依據，將刀位文件變成數控機床可以讀取的NC代碼。運用UG軟件對葉片進行數控加工，在通常情況下，其數控加工的編制程序均是在UG/CAM中形成了刀具的軌跡后，在進行NT仿真與校驗，可將加工數據與信息輸出視為刀位源的一種具體文件。在刀位源文件中著重包括刀具信息、加工坐標系信息、刀具位置以及所有的加工輔助命令信息和姿態信息，需要通過一定的后置處理器，把它轉換成數控機床可以接受的一些數控程序，同樣，也可擇取并聯機床自身所有的后處理程序進行相應的后處理工作。在UG軟件中，供應了在形式上抽象、繁瑣的各種零件的粗精加工，廣大用戶可按照各種零件架構、加工精度以及加工表面形狀等方面的一些具體要求，對加工類型進行科學、合理的選擇，在所有的加工類型中都涵蓋了多種形式的加工模塊。運用加工模塊能迅速的建立加工操作。在交互操作中，在圖形方式之下對編輯刀具路徑進行交互，進而形成適合于機床的數控加工流程。
4結束語
綜上所述，數控加工葉片工藝技術不僅能夠將傳統加工工藝中的不足進行完善，同時也能夠提升葉片的整體質量。此外，由于在進行加工設計時，將傳統工藝中的去毛坯余量的步驟放在普通機床中進行，而具體加工則采用并聯機床，不僅大大節省了加工時間，同時也能夠利用并聯機床的先進性與智能性，在提高葉片的加工精度、降低加工誤差值的同時大量節省人力財力，從根本上提高了生產效益，對促進我國工業科技水平的提高起到重要作用。
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汽輪機低真空供熱系統優化論文 篇6
1、2#汽輪機推力瓦溫度高原因分析。
2#汽輪機帶額定負荷6Mw時，調整抽汽壓力遠遠超過規定值，并且隨著機組運行時間的增長而不斷惡化。帶額定負荷6MW時調整抽汽壓力最高達0.785MPa（額定0.49MPa）；并且推力瓦溫驟然升高，帶4MW負荷時推力瓦溫已達81℃（冷油器出口油溫37℃），帶來嚴重安全隱患。根據各段抽汽壓力均與主蒸汽流量成正比這個原理，在運行中通過監視抽汽壓力，就可以有效地監督通流部分工作是否正常。如果在同一負荷下各段抽汽壓力升高，則說明該抽汽級以后通流面積減少，多數情況下是結了鹽垢。其中，中壓汽輪機各段抽汽壓力相對升高15%時就必須進行結垢清理。據此推斷為汽輪機通流部分結鹽、流通不暢，導致汽輪機做功能力下降，使機組無法帶至額定負荷。
2、2#汽輪機通流部分結垢的機理及2#機結垢的現狀。
（1）通流部分結垢的機理及化學成分。
由于鍋爐產出的蒸汽并不是絕對的清潔（其中含有各種鹽分和雜質），蒸汽在進人汽輪機內膨脹做功時，參數降低，攜帶鹽分的能力逐漸減弱，鹽分即被分離出來，緊緊地黏附在噴嘴、動葉和汽閥等通流部分的表面上，形成一層堅硬的鹽垢。汽輪機內沉積的物質可分為易溶于水的、稍溶于水的和完全不溶于水的。可溶性的均是鈉鹽，如碳酸鈉、硫酸鈉、硅酸鈉、氯化鈉等；不溶性的是二氧化硅、氧化銅、三氧化二鐵等。
（2）2#汽輪機通流部分結垢的現狀。
霍州煤電煤矸石熱電廠2#汽輪機組型號為C6—3.43/0.49。由山西機床廠設計制造，額定功率6MW，自1998年投產以來，一直連續運行，設備的利用率很高。由于蒸汽中鹽分及雜物的日積月累，至2008年，該機通流部分結垢已達到了相當嚴重的程度，運行中出現了帶額定負荷困難的問題，并且上述現象隨著機組連續運行時間的增長而不斷地惡化。2#機是一次調整抽汽式機組，運行中調整抽汽壓力按用戶的要求，均調整鎖定在0.49MPa，所以，汽輪機結垢程度主要是通過監視調整抽汽壓力的變化幅度來判斷。2#機組在帶6Mw負荷的情況下汽輪機抽汽壓力已達到0.785MPa（廠家給定允許值為0.49MPa），從2#機組外部象征來看為汽輪機高壓側通流面積相對減小造成了機組在帶高負荷的情況下、高壓側監視段壓力超標的現象。從整個熱力系統的結構及運行狀況來看，凝汽器管束材料為不銹鋼TP304，給水中硅的含量一直在控制之中，除氧器的除氧效果也比較優良，熱力管道未受腐蝕，因而垢的成分排除了不溶于水的氧化銅、氧化硅和三氧化二鐵。故可以肯定垢的成分均為可溶性的鈉鹽。
汽輪機結垢后，解決的辦法主要有兩種：其一是停機揭大蓋解體各結垢部件，進行人工鏟除。此法費時費力，且難以將積垢清除干凈、徹底。其二是在汽輪機運行中，使用低溫蒸汽進行清洗，將機內溶于水的.鹽垢清洗掉。本廠如采用停機機械清理的方法清理，既要投入大量的人力、物力，又需要較長的時間，停機造成的損失巨大。為解決這一難題，我們組織工程技術人員進行技術攻關，通過集思廣益，反復論證，在低轉速階段利用低溫蒸汽對通流部分清洗，以達到除鈉鹽垢的目的。
（3）汽輪機機組通流部分結垢的危害。
①使汽輪機通流表面變得粗糙，增大蒸汽流動時的摩擦損失，從而降低汽輪機的效率。
②汽輪機通流部分積鹽使蒸汽的通流截面積減少，降低汽輪機的輸出功率。
③鹽類物質沉積在隔板噴嘴上，會增大隔板前后的壓力差，從而增大隔板的彎曲應力。
④鹽類物質沉積在動葉上，會增大葉輪前后的壓力差，從而增大汽輪機轉子的軸向推力，使推力軸承過負荷，嚴重時甚至會造成推力軸承烏金融化，動靜部分發生摩擦、碰撞。
⑤一些鹽類物質對通流部分尤其是葉片有腐蝕作用，腐蝕作用會降低葉片強度，嚴重時會使葉片斷裂造成重大事故。
⑥鹽類物質沉積在軸封上，使軸封環卡死失去彈性而造成軸封部分損壞。
⑦當沿汽輪機圓周積鹽不均勻時，將影響轉子的平衡，使汽輪機振動加大，甚至造成嚴重事故。 3 2#汽輪機通流部分的清洗
（1）清洗原理。
因為水蒸汽中鈉鹽的溶解性與蒸汽的壓力成正比，與蒸汽的溫度成反比；所以進行汽輪機通流部分沖洗時，在保證汽輪機安全的前提條件下，盡可能在保持相對高的蒸汽壓力和相對低的蒸汽溫度。通過降低新蒸汽的進汽壓力和溫度，即把新蒸汽溫度降低到接近于相應壓力下的飽和溫度時，使通流部分大多數處于濕蒸汽下工作。達到利用濕蒸汽溶解鹽垢清洗通流部分結垢的目的。
（1）注意事項。
①清洗前先退出低真空保護系統，整個清洗過程中維持真空20kPa左右。
②在清洗過程中每隔20min化驗一次凝結水硬度、電導率。并根據化驗結果來決定維持機組轉速的時間以及是否繼續升速，并判斷鹽垢的清洗效果，在凝結水電導率基本不變化并與給水電導率（25us/cm）大致相同時停止清洗。
③在清洗過程中鍋爐方面要根據要求嚴格控制蒸汽溫度、壓力，以保證合格蒸汽品質。
④氣溫接近飽和溫度以后（一般比飽和溫度高5℃——10℃）應繼續運行到凝結水含鹽量降到規定范圍內，然后升高氣溫。
⑤注意監視汽輪機推力軸承金屬溫度≯85℃（當前最高點78℃）。若推力軸承金屬溫度上升至85℃同時伴隨汽機軸向位移升高時，應終止進行清洗工作。
⑥注意監視汽輪機脹差、汽缸膨脹、各軸承振動、軸承溫度、軸向位移的變化，當上述參數達到規定值時終止汽機通流部分清洗工作。
⑦如在進行汽機通流清洗過程中，任意參數達到緊急條件時，應果斷停機；嚴禁發生人為處理不及時造成汽輪機損壞事故。
⑧清洗以后，應在相同的蒸氣參數、背壓和流量下比較清洗前后各監視段的壓力，判斷清洗效果。
4、實施與效果。
2#汽輪機通流部分吹洗之后，運行一直很穩定，6Mw負荷時監視段壓力由原先0.785MPa左右下降到現在的0.50MP且左右（額定0.49MPa）。機組的狀態達到了投產初期的水平，運行工況大為好轉，不須再限負載運行，汽輪機恢復到了最佳工況及應有的效率，完全消除了因通流部分結垢而帶來的安全隱患。汽輪機的效率有了明顯的提高。
5、汽輪機通流部分結垢的預防。
汽輪機通流部分結垢主要是新蒸氣品質不良引起的，而蒸氣的品質如何主要取決于鍋爐給水的品質好壞。汽輪機葉片上結有不溶于水的物質，如氧化鐵和氧化銅等。氧化鐵的出現是鋼的腐蝕所造成的，腐蝕部位主要發生在給水與凝結水的管路系統中。銅垢主要來源是低壓加熱器銅管的腐蝕產物，一般可以通過加強凝結器及除氧器的除氧效果來減緩氧的腐蝕。
汽輪機凝結水含有各種雜質，這些雜質來自銅管（兩級射汽抽氣器、低壓加熱器）的腐蝕、冷卻水的漏入以及低壓加熱器等的疏水。運行中必須嚴格監督凝結水品質，不合格時及時排人地溝，同時應監督和防止冷卻水漏入凝結器中。
對化學水、疏水箱的質量應嚴格監督，以不影響給水質量為標準進行控制。
6、結束語。
通過汽輪機組通流部分清洗技術在霍州煤電煤矸石熱電廠2#汽輪機結垢問題的研究、探索與應用，掌握了汽輪機結垢在運行中的清洗方法，在預防汽輪機的結垢上取得了一定的經驗。若進一步改進和完善，此辦法將變得更為成熟。
汽輪機低真空供熱系統優化論文 篇7
某電廠1#機組為700MW亞臨界機組，設備于1996年正式投入商業運行，汽輪機為GEC-AL-STHOM公司的產品，型號是T2A-650-30-4-46,屬于亞臨界、一次中間再熱、單抽、四缸四排汽、凝汽式汽輪機。汽輪機危急跳閘系統（ETS）系統的主要功能是監視汽輪機轉速、軸向位移、EH油壓、潤滑油壓、凝汽器真空等參數。當這些參數超過其運行限制值時，ETS發出指令，關閉全部汽輪機蒸汽進汽閥門，緊急停機，以保證汽輪機安全運行。此外，其還包括操作員手動跳閘功能。經過近10多年的運行，電子設備老化及備品備件的供應問題已經給電廠的安全經濟運行帶來了負面影響，ETS的改造勢在必行。
該電廠1#機組ETS設備是ALSTHOM公司隨汽輪機一起配套的，系統投運時間變長后，電子設備也逐漸老化。此外，該系統還存在如下問題：
（1）由于對系統缺乏了解，系統故障分析變得困難，而且產品技術支持周期長、價格昂貴，狀態邏輯不開放；
（2）汽輪機主汽門、調門關閉時間超標；
（3）備品備件昂貴，訂貨周期長；
（4）由于和DCS系統的接口全部采用硬接線，系統事件記錄不足，給故障分析帶來困難。
1 ETS功能設計
本次改造中采用可編程控制器（PLC）來實現保護功能，這原來是由繼電器實現的。
ETS系統采用雙機PLC進行邏輯處理，雙機PLC同時工作，任一動作均可輸出報警信號。當任一臺出現故障時，PLC發出本機故障報警信號，并自動切斷其停機邏輯輸出，而另外一臺仍能正常工作。該裝置能與其他系統通信，滿足電廠自動化需求。
PLC控制系統采用AB的最新產品，系統機柜中采用雙套PLC同時工作的方式，每套PLC系統均配備冗余處理器、冗余電源模件、數字量輸入和數字量輸出模件，以提高保護系統的可靠性。
1）跳閘保護功能
當出現跳閘汽輪機條件時，4個AST電磁閥失電，AST油壓泄掉，汽輪機跳閘。出現跳閘汽輪機條件的參數應包括以下幾類：汽輪機超速110%;軸承潤滑油壓力過低；EH油壓過低；凝汽器真空過低；TSI過來的機械跳閘；DEH電源故障；DEH調門故障關閉；DEH軟跳閘；鍋爐MFT;發電機跳汽輪機；原422柜汽輪機相關保護信號；原422柜發電機、勵磁機相關保護信號；集控室手動緊急停機（一路經邏輯，一路硬接線跳機）。
2）ETS系統在線試驗功能ETS系統具有信號源、試驗電磁閥等相關跳閘通道的在線試驗功能，以便檢查整個汽輪機跳閘保護通道工作是否正常，并保證在線試驗不引起機組跳閘。通過DEH操作員站的EST試驗畫面，可以對各跳閘信號通道進行試驗，顯示試驗是否成功，并反饋給DEH.ETS提供下列信號的“試驗塊”以便對信號及ETS通道進行在線試驗：潤滑油壓力低試驗、EH油壓力低試驗、真空低試驗。
3）PLC設備具有自啟動功能在外部 電 源 故 障 消 除 恢 復 供 電 后 自 動 啟 動系統。
4）跳閘信號顯示記憶功能機組停機的跳閘信號出現后，可在PLC上進行首出顯示與記憶，直到機組重新掛閘或復位后才消除，便于正確分析跳閘原因。
5）ETS單項保護切除功能ETS具有單項保護切除功能，當某項保護被切除后，對應的跳閘信號輸入到ETS后，不會使機組跳閘停機，但輸出報警。
6）ETS失電保護功能ETS系統的二路供電電源都失去后，汽輪機組停機。
2 ETS改造方案
2.1 PLC系統
2組PLC配置一樣，可單獨工作，接受相同輸入信號，所有輸出并聯接入繼電器的線圈驅動回路。其中，第二路PLC裝入通信程序，與1809通信，將PLC運算的中間量通信至DCS,供運行人員參考。輸入信號每8個為1組，同時送入兩路PLC,其另一端并接在一起，接入電源的負端。
2套PLC系統監視相同的機組參數，當達到跳閘條件時，分別去驅動4個AST繼電器，繼電器斷開，AST組件泄去AST母管和OPC母管油壓，汽輪機主汽門和調門關閉。
2.2除PLC外其他元件
1）繼電器組件：繼電器組件主要用來擴展跳閘的報警信號去端子排和DCS等。
2）電源：采用兩路220V AC（UPS）輸入機柜上，輸出有兩路220VAC和一路24VDC電源。
2.3 ETS系統在線試驗功能
ETS系統具有信號源、試驗電磁閥等相關跳閘通道的在線試驗功能，以便檢查整個汽輪機跳閘保護通道工作是否正常，并保證在線試驗不引起機組跳閘。
通過DEH操作員站的EST試驗畫面，可以對各跳閘信號通道進行試驗，顯示試驗是否成功，并反饋給DEH。
ETS提供下列信號的`“試驗塊”,以便對信號及ETS通道進行在線試驗：潤滑油壓力低試驗、EH油壓力低試驗、真空低試驗。
2.4 系統可靠性措施
2.4.1 既防拒動又防誤動
1）在液壓系統中布置4個AST電磁閥，組成“兩或一與”的方式。這樣就可以大大提高機組的可靠性。
2）對于三低信號，EH油壓力開關、潤滑油壓力開關、低壓缸1#真空低和低壓缸2#真空低壓力開關這4種跳閘條件。每種現場提供4個壓力開關信號，組成1和3一組形成或邏輯，組成2和4一組形成或邏輯，這兩組信號中必須至少有一個動作才能跳閘。
2.4.2 重要跳閘信號采用硬邏輯實現
手動停機信號、DEH超速信號在設備中提供了兩路輸入信號：一路送到PLC中作邏輯用；第二路作硬邏輯用，去直接控制AST電磁閥的電壓，來保證系統的安全性。
2.4.3 首出原因記憶
對第一個引起系統停機的原因進行記憶鎖定，并在畫面上顯示，各跳閘條件的狀態也在畫面上顯示，直到操作員進行復位。在跳閘條件未消除之前，復位操作無效。
2.4.4 在線試驗功能
試驗分兩部分進行：
一是對三低信號進行在線試驗，每個相應的信號都有1個試驗塊，主要是對壓力開關進行試驗；
二是對AST電磁閥的試驗，用來檢查每個AST電磁閥的工作情況。
2.4.5 提高輸入輸出通道的可靠性
對于三取二信號跳閘的，三個信號分別放在三個不同的DI模件輸入中；對于4個信號跳閘的，分別放在兩個不同的DI模件輸入中。控制AST電磁閥跳閘輸出的放在兩個模件輸出，試驗電磁閥也分兩個模件卡放置，分成1通道和2通道，用以分散故障。
2.4.6 降低因控制器故障導致的系統誤動作概率
AST電磁閥采用“110VDC電源，失電動作方式”,控制AST電磁閥的中間繼電器輸出，接點采用常閉點。繼電器的線圈采用帶電動作跳閘。試驗電磁閥采用“220V AC電源，帶電動作方式”,控制試驗電磁閥的中間繼電器輸出，接點采用常開點。繼電器仿真調試的線圈是帶電動作。
2.5 仿真調試
ETS主要進行如下保護項目的仿真調試：汽輪機超速1;發電機氫/油差壓低低；勵磁機液位高高；發電機液位高高1;發電機液位高高2;EH油壓低；潤滑油壓低；真空低1;真空低2;DEH超速；DEH失電；DEH軟跳閘；DEH控制器故障；手動跳閘；定子水箱液位低低；潤滑油箱油位低低；汽輪機軸向位移過大；振動大；鍋爐MFT;發電機跳閘；定子水故障1延時5s;定子水故障2延時5s.
2.6 ETS軟件功能
1）與MFP的通信調試。
2）軟件中常開常閉點的修正（不可用反）。
3）電磁閥試驗的修正。原設計方案只對ASP-1、ASP-2中的一個作為試驗許可條件，需要將兩者同時加入。
4）潤滑油壓力低、真空壓力低、控制油壓力低開正常運行時用的改為常開接點。
5）發電機跳閘信號的處理。原來電氣帶有自檢回路，本身帶220V電壓，現在信號電壓為24V,只能改成純接點方式。
6）保護試驗條件。原設計無對側測點狀態判斷，需要增加條件，當測試1#和3#控制油開關動作是正常狀態時，對應的2#和4#控制油壓力開關正常才允許測試。
7）端子之間需要隔離。
8）操作盤也布置成雙通道。
試驗時兩路分別試驗，預先選擇被試參數位置，然后按跳閘試驗按鈕，相應的指示燈亮，兩個轉換開關有互鎖功能，即兩個通道不允許同時試驗。盤上的電源指示燈不亮表示電源故障，其余指示燈在跳閘或跳閘試驗時，相應通道的指示燈才亮。
按下“試燈按鈕”時，全部指示燈都亮；進行機械超速試驗時，鑰匙開關應置于抑制位置。
3 ETS系統靜態調試
檢查有關一次測量元件的一次校驗記錄，對保護系統的輸入/輸出通道進行完好性檢查。
電源電纜檢查。檢查保護系統所有供電電纜回路的絕緣電阻，電纜對地絕緣及線間絕緣應符合熱控技術規范，其絕緣電阻值均應不小于1MΩ。
PLC系 統I/O通 道 完 好 性 檢 查。主 要 是 對PLC的輸入和輸出通道進行完好性檢查。采用模擬的方式進行，例如：對于短接開關量輸入信號，在PLC上檢查顯示狀態是否正確；對于有源接點信號，需要在開關量輸入通道上加入電壓或者電流信號，檢查顯示狀態是否正確；對于開關量輸出，在編程器上發出不同的指令信號，用測試工具測試其輸出狀態的變化。
檢查系統跳閘邏輯是否合理，以適應汽輪機系統對保護系統的要求；檢查系統操作面板操作按鈕和指示燈的可用性和正確性；檢查系統送到熱工報警系統的跳閘信號指示的正確性；檢查各系統送到保護系統的跳閘條件的正確性。檢查系統的跳閘電磁閥和掛閘電磁閥動作是否可靠；檢查ETS的電源、PLC冗余試驗。
在進行DEH靜態聯調時，采取現場設備實際動作方式來進行ETS的在線試驗。在進行電磁閥的遠方操作試驗時，電磁閥的動作應靈活可靠，其線圈絕緣電阻應不小于2MΩ；對直流220V線圈，用1 000V兆歐表檢查；對其他電壓等級的線圈，用500V兆歐表檢查。在系統的信號發生端輸入模擬信號對系統進行開環調試，檢查音響、燈光及保護裝置的動作和邏輯功能。
4 結論
本次改造采用了性能可靠的設備，完善了系統硬件的冗余功能，解決了原來系統的所有缺點，大大提高了系統的可靠性，實現了在線試驗功能，有效地防止了系統的誤動和拒動，極大地保護了機組的安全運行。
參考文獻：
[1] 謝碧蓉。熱工過程自動控制技術[M].2版。北京：中國電力出版社，2015.
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[3] 廣東電網公司電力科學研究院。1 000 MW超 超 臨 界火電機組技術叢書·熱工自動化[M].北京：中國電力出版社，2010.
汽輪機低真空供熱系統優化論文 篇8
1系統及設備主要技術規范
1.1系統簡介
國電北侖電廠三期工程#7機組為上海汽輪機有限公司與德國西門子公司合作生產制造的1000MW超超臨界、中間再熱式、四缸四排汽、單軸、凝汽式汽輪機。汽輪機本體通流部分由高、中、低壓三部分組成，汽輪機采用全周進汽、滑壓運行的調節方式，同時采用補汽閥技術，改善汽輪機的調頻性能。全機設有兩只高壓主汽門、兩只高壓調節汽門、一只補汽調節閥、兩只中壓主汽門和兩只中壓調節汽門，補汽調節閥分別由相應管路從高壓主汽閥后引至高壓第5級動葉后，補汽調節閥與主、中壓調節汽門一樣，均是由高壓調節油通過伺服閥進行控制。
1.2系統組成
T3000系統的調節與保安功能主要在#1電子柜中實現，汽輪機的'自啟動功能主要在#2電子柜中實現，其余五個電子柜分別為電源柜和輔助功能控制柜。
系統液壓部分主要包括供油裝置、油管路及附件、執行機構、危急遮斷系統等部件。現場設備包括電磁閥、閥位變送器、電液轉換器、位置開關、壓力開關、溫度開關和汽機轉速發送器等部件。
①液壓模塊。液壓模塊的主要設備包括一只油箱、高壓變量油泵、壓力釋放閥、循環泵、冷卻器、濾網和蓄壓器等。液壓系統提供的壓力油，每一只閥門只用一根進油壓力管和一根回油管，由于液壓的排油可以直接引至活塞的后腔，所以回油管設計的相對較小。模塊供油壓力為16MPa，由兩臺互為備用的高壓變量油泵提供。液壓油站同時提供單獨的過濾和再生回路，通過的循環油泵和風機提供兩個獨立的冷卻回路。
②汽閥及其油動機。汽輪機共有九只汽閥，它們分別是左右兩只高壓主汽閥（ESV），兩只高壓調節汽閥（CV），左右兩只中壓主汽閥（RSV），及兩只中壓調節汽閥（IV），另外還有一只補汽閥。
2汽機調節系統的調試方法及步驟
2.1調試前應具備的條件
①EH油循環完成，油質化驗合格；
②控制油系統調試完成；
③DEH系統相關測量元件、一次設備等安裝完畢校驗合格，并附有校驗記錄；
④DEH系統內的執行機構安裝完畢，并已進行相應的調整；
⑤DEH系統內各設備接線已完成標牌正確，端子固定牢固接線錯誤率﹤3‰；
⑥DEH調試資料、工具、儀表、記錄表格已準備好；
⑦安全、照明和通訊措施已完成。
2.2調試工作步驟
①電源測試和設備上電。通電前檢查：通電前對電源電壓、接線、熔絲、絕緣等進行檢查，要求用DC500V的兆歐表分別進行絕緣測試，要求絕緣電阻大于10MΩ以上；通電后測試：通電后對輸出電壓進行逐項測試，要求各項測試數據符合西門子公司的要求。所有組件的電源開關、指示燈工作正常。
②通訊、軟硬件初步檢查。首先檢查工程師站、操作員站和主副DPU的網絡連接正確、西門子專用網卡和網絡控制器工作正常。硬件組態和軟件邏輯組態需要編譯、然后分別下載至主DPU中，副DPU會自動檢查硬件組態程序、邏輯組態程序、畫面組態程序等運行正常，查看各組態設置、參數設定是否正確等。
③輸入、輸出通道測試和信號聯調。DEH控制系統有不同類型輸入輸出信號，主要有數字量輸入、數字量輸出、模擬量輸入、模擬量輸出和頻率輸入。
④轉速回路校驗和閥門初步調試。汽機轉速檢測回路主要是現場速度探頭送出信號至轉速前置器進行濾波整形和信號加強，再由前置器輸出至ADDFEM頻率采集通道并轉換成數字量信號，最終送入處理器；三路轉速信號送至DEH，然后三取二并與110%額定轉速定值進行比較輸出，實現110%超速遮斷；另有三路轉速信號送至ETS，然后三取二并與110%額定轉速進行比較輸出，實現110%超速遮斷；單個轉速信號故障時將輸出故障報警兩個轉速信號故障時將切除轉速自動；強制輸出閥門指令，測試閥門控制器輸出電流；拆除伺服閥線圈接線，此時閥門應處于全關狀態；測試伺服閥線圈電阻，用1.5V電池串入線圈回路，注意正負極，若閥門能順暢開啟且至全開而不是抖顫或不開，則說明線圈極性正確；強制閥門輸出指令迫使閥門全開，反饋電壓約為10V，若對地電壓減小則需要交換接線，再通過調整LVDT前置器S電位器。
⑤閥門及油動機行程調整。油動機未聯接到閥門操縱連桿上時，測量閥門關閉方向的油動機和彈簧座富裕行程；油沖洗合格后伺服閥裝復，EH油壓未建立時確定閥門零位，開環開閥門至全開，測量閥門行程并與設計值進行比較，若偏差較大則需要調整，否則影響流量特性；根據設計值調整閥門行程開關，確保表征閥門全開和全關的信號準確可靠。
⑥閥門特性試驗和關閉時間測定。強制汽機跳閘信號復位汽機，強制輸出各閥門開度指令，記錄閥門和油動機行程、LVDT反饋值，DEH開度百分比等參數于表格內；閥門應開關各一次，高低限指令要略微超出正常范圍，以便觀察閥門動作和檢查遲緩率，最后做閥門特性曲線；讓汽門處于全開，指令關各汽門使閥門平穩關閉，用錄波器測取其開關時間；讓汽門處于全開，觸發機組遮斷信號，使閥門以最快速度關閉，用錄波器測取其快關時間。
參考文獻：
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