100MW汽轮机通流技术改造及应用

电力18讯：    摘要：漳泽发电厂#1汽轮机由于生产年代较早，投入运行时间长，存在许多缺陷，同时机组经济效益低下、热耗率过高。通过对机组通流部分现代化改造及调速系统DEH改造，消除了设备隐患。改造后提高了机组出力和使用寿命，节能降耗，经济效益显著。
关键词：汽轮机　通流部分　设备改造　经济分析

      1　机组存在的问题
      漳泽发电厂#1汽轮机采用原苏联50年代技术设计生产的产品，与现代设计制造水平相比，其设计理论落后、生产制造水平低，主要表现为热力特性差、结构设计较为落后、汽轮机效率低、能耗大、电厂经济性较差，同时由于机组出厂已27年，设备上存在许多重大缺陷，需要利用大修彻底消除，具体表现如下：
      1.1　汽缸漏汽、调门汽室群裂
高压缸漏汽可以追溯到1999年底，一次甩负荷后，出现缸高压侧猫爪开始漏汽，虽漏汽量不是很大，但站在前箱处，可以感到明显汽流，尤其在启停机，汽缸法加系统投运时，漏汽量更加明显。为此在机组正常运行中，只能稍开法加至凝汽器门，以引走大部从汽缸中窜的蒸汽，这样做会使凝汽器的冷汽对高缸产生冲击，使汽缸结合面出现冷热应力，加速汽缸裂纹的出现。
在1993年8月大修时发现，高压缸下半左侧蒸汽室内存在较为严重的群裂现象，当时采用挖补消除裂纹。在1997年12月大修时发现，高压缸下半左侧蒸汽室内又出现严重的群裂现象，高压缸上半左侧蒸汽室内也同样存在很多微裂纹，为此采用大面积挖补的办法除去大部裂纹，由于微裂纹很多，位置狭小，无法进一步打磨，当时未做彻底处理，给机组安全运行带来隐患。
      1.2　不合格动叶片的存在
低压转子末级叶片曾多次发生断裂、裂纹。1987年6月首次大修时第20级叶片裂7片，裂纹均在外拉筋孔处，从内弧孔边沿开始向进汽边沿伸，裂纹长度为15-20mm,其中#3叶片已裂透。1993年8月大修时第20级叶片裂7片， 1997年12月大修时又发现第20级叶片裂3片。机组每次大修均需要进行更换低压转子叶片，不但增大了大修工作量，而且对机组长期安全运行带来极大隐患。
在2002年底至2003年初的跨年度大修时，发现低压第16级转子进汽侧轮盘根部燕尾槽3/4圈开裂，若非大修停机，可能会发生第16级转子叶片或轮盘飞出事故，后果不堪设想。
      1.3　#1瓦球面吃力差，轴向位移超标
1997年大修时发现，#1瓦球面吃力非常差，球面、瓦枕变形严重，球面与瓦枕之间局部间隙达0.10mm,经磨削上瓦枕结合面后，接触点仅分布在球面下部及顶部，左右两侧间隙仍有0.10mm无法消除，整个球面接触点仅有40%左右，导致开机后，轴向位移经常在+0.95～+1.05mm(标准为-0.40～+1.00mm，报警值-0.40mm，+1.00mm，严重困扰机组的正常运转。
      1.4　#6瓦垂直、水平振动大
#1机6瓦2002年9月20日轴向振动达90μm，水平振动达60μm。检查发现#6瓦底座及台板振动大，后采取临时措施，在下部备垫铁，并做支撑加固，使6瓦轴向振动在60μm，水平振动45μm,困扰机组安全运行。
      1.5　经济效率低下，能源浪费严重
限于当时制造、设计条件，机组的热耗率非常高。从2002年大修前节能诊断试验结果来看，在100MW工况下的机组试验热耗率较设计值高7.55%，高、低压缸效率分别为84.6%、71.93%，比设计值偏低1.87%、8.07%。总之#1机组的经济指标不仅远低于目前同类新机组，并且与其设计值相比，也有很大差距，而且随着时间推移，机组主要部件老化严重，只有对设备进行改造，降低生产成本，提高设备完好率，才能在电力市场的激烈竞争中站稳脚跟。
      2　影响机组经济性的主要因素
造成汽轮机组热耗偏高、缸效率偏低的原因是多方面的，高压缸设计比先进水平低约3-5%，低压缸效率也明显偏低。其主要原因为：设计落后，调速级效率偏低；静叶片未采用现代高效化设计，叶型损失和流动损失大；动叶片未采用可控涡优化设计，短叶片多为等截面直叶片，动叶损失大；围带和汽封结构不合理，叶栅拉筋过多，相对栅距不合理，通流的子午面不光滑；进汽和排汽通道压力损失大。同时由于制造工艺落后，安装检修有关间隙调整不当，使部分老机组实际内效率与设计值又存在较大偏差；加之汽缸结构不合理，汽缸内漏与本体相连的辅助系统泄漏，对主机经济性也产生很大影响。
      3　改造技术方案
      3.1　高压部分
⑴调节级由双列改为单列调节级，静叶采用子午面收缩型，高压压力级由原来14级增至15级。
⑵高压2～16级静叶采用高效"后加载"叶型，第2、3两级采用分流叶栅，第9～16级采用弯扭静叶栅。
⑶高压第2～16级动叶型线优化，全部采用自