汽轮机毕业论文 第1篇
1系统及设备主要技术规范
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。
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
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。
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).
汽轮机毕业论文 第2篇
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 ℃，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).
汽轮机毕业论文 第3篇
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～，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～，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=()[()/()]1/(1+B)(5)
trt=tsu-()[()/()](6)
式中： 为室内采暖设计温度(一般居民住宅为18℃)，℃;ten 为室外温度，℃;为室外采暖计算温度，℃;、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。
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。
