135MW汽轮机节能增容改造可行性研究.pdf

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1、毕业论文 1 论文题目：论文题目：135MW 汽轮机节能增容改造可行性研究 论 文 作 者： 专 业： 年 月 日 毕业论文 2 目 录 摘要5 ABSTRACT6 引言7 1 国内外研究的现状综述和项目概述国内外研究的现状综述和项目概述9 1.1 国内外现状综述9 1.2 项目概况9 1.3 本项目研究的范围10 1.4 改造原则11 1.5 改造目标11 1.6 改造的主要内容 11 2 #5 机组热力试验及结果分析 2 #5 机组热力试验及结果分析 12 2.1 热力试验的目的、试验项目及方法12 2.2 热力试验的结果分析、讨论17 2.3 白杨河 2 台 135MW 机组最近 1 次

2、大修前后的热力试验实测热耗值与国际水平 的比较19 3 对现有汽轮机经济性的改进 3 对现有汽轮机经济性的改进21 3.1 汽轮机级的工作原理 21 3.2 提高汽轮机经济性的方向22 3.3 调节方式的改进23 3.4 更换新型叶栅24 3.5 调整级间的轴向间隙及加径向汽封片27 3.6 减少余速损失30 3.7 减少级间流通阻力31 3.8 减少轴封漏汽损失31 4 对 135MW 机组存在的问题原因分析及改造概论介绍4 对 135MW 机组存在的问题原因分析及改造概论介绍33 4.1 对存在问题的原因分析33 4.2 国内 135MW 机组改造概况简介34 毕业论文 3 4.3 改造的

3、设计特点34 4.4 改造要求37 4.5 技术措施及性能保证38 4.6 热力设计40 4.7 通流部分更换的主要部件42 4.8 保证调峰及两班制运行 43 5 相应改造的设备系统5 相应改造的设备系统44 5.1 工艺系统改造设计原则44 5.2 通流部分改造项目44 5.3 其他改造项目44 6 机组的安全校核6 机组的安全校核45 6.1 轴向推力45 6.2 隔板及静叶片的应力、挠度值45 6.3 高压叶轮内应力46 6.4 叶片强度校核46 7 工程投资估算及改造效益预估7 工程投资估算及改造效益预估48 结论和建议 结论和建议49 参考文献 参考文献50 致谢致谢52 毕业论文

4、 4 摘 要 本论文通过对白杨河电厂两台 135MW 机组经济状况的分析，主要通过对 #5 机组的全面热力试验， 进行了机组的热经济性分析， 分析了目前 135MW 机组 实际运行状况， 存在的问题。 并且从理论上分析了 135MW 机组普遍存在效率低， 热耗高的原因。 从理论上分析了汽轮机的设计存在的问题， 及提高汽轮机经济性， 改进汽轮机结构的途径。介绍了现代化汽轮机先进的设计方法、先进新技术及新 工艺。机组改造后的性能保证。借鉴 100MW 机组、200MW 机组通流部分现代 化改造的先进技术，对改造后的经济性进行了分析。机组全面改造完成，对降低 机组煤耗，提高机组效率，延长机组寿命都具

5、有重要意义，经济效益、社会效益 十分可观。 关键词：关键词：热经济分析，节能增容，改造研究 毕业论文 5 Abstract Abstract This theme is on the basis of analyzing the economic conditions on five 135MW generating units belonging to ShiLiQuan power station. Especially through the overall heating power trials on the #2 generating unit of ShiLiQuan power

6、 station and making the generating unit economic analysis,it criticizes the questions on the actual coursing statement of ShiLiQuan power station at present Besides, it analyes on theoretically the reasons why the 135MW generating units are always have a low efficiency and high consumption. In the t

7、herms of theory, it criticizes the question on the designs of the old steam turbine and also suggest the ways to improve its economic and to amend its structure. Also,this paper introduces some new designing methods, advanced technologies and craftwork of modern steam turbine , and the capability se

8、cures after the transformation. This paper drawing on the advanced experience of the modernization transformation on 100MW and 200MW generating units circulation part, puts forward the possibility and necessity of making all-sided technology transformation on the generating unit in ShiLiQuan power s

9、tation. Further, it puts forward the technology transformation schema of the corresponding system, analyses the economic after transformation. The performance of the all-sided technology transformation has very important significance an reducing the generating units coal consumption ,increasing the

10、generating units efficiency and prolonging the generating units life. It has a considerable economic benefit and social benefit. Keyword:economics analyzing,energyconservation and capacity ,retrofit research 毕业论文 6 引 言 本研究项目是以山东白杨河电厂 135MW 机组为研究对象、研究对 135MW 机 组进行全面技术改造的必要性和可行性。 白杨河电厂现有 2 台机组,是哈尔滨汽轮机

11、厂自行设计制造的超高压中间再 热冷凝式机组， 型号为 N135-13.24/550/550， 投产于 2003 年间， 该型机效率低， 热耗高(平均热耗比国际水平高出 480kJ/kW. h),每台机每年多耗标准煤约 1.2 万吨，多损失煤耗费用约 300 万元。所以，机组效率偏低，热耗偏高已成为影响 该厂经济运行的主要因素之一。只有通过对 135MW 汽轮机的更新改造，达到延长 机组寿命，增加机组容量，降低供电煤耗，提高经济效益，增强市场竞争力的目 的；同时使我厂原来性能落后的机组，提高到当前国际同类型机组的先进水平。 白杨河电厂2台135MW机组最近1次大修前后的热力试验实测热耗值与国际

12、水平的比较： (表一 ) 序 号 修前实测 热耗 (kJ/kW*h) 修后实测热 耗 (kJ/kW*h) 时间 国际水 平 (kJ/kW *h) 差值 kJ/kW*h 折合煤耗 (g/ kW*h) #4 8879.4 8798.2 2005.5 8234 （ 1970 kCal/k W.h 564.2 19.3 #5 8839.9 8640.0 2005.9 406 13.8 平 均 8862.78 8706.6 472.6 16.12 白杨河电厂 2 台 135MW 机组最近 1 次大修后的热力试验实测的高、中压缸效 率与国际水平的比较(表二)： 序号 高压缸效率 （%） 与国际水平 差值（

13、%） 中压缸效率（%） 差值（%） #4 73.7 8.3-9.3 86.8 3.2-4.2 #5 76.48 6.53-7.53 8617 4.83-5.83 平均 74.76 平均差 8.24-9.24 87.01 平均差: 3.99-4.99 国际 水平 83-84 91-92 由以上两表可看出, 白杨河电厂 135 机组热耗值及大修后的高、中压缸效 率均与国际水平有较大的差距。各机平均热耗高出国际水平 473kJ/kW*h 毕业论文 7 （113kCal/kW*h）,高压缸效率比国际水平低 8-9%，中压缸效率低 4-5%，由于效 率低， 煤耗高， 每台机每年多耗标准煤约 1.2 万吨

14、， 多损失煤耗费用约 300 万元。 由此可见，降低热耗，提高机组效率从主机上来看，还有很大的潜力可挖。 1.2.2 白杨河电厂 135 机组除效率较低、热耗高问题外，尚存在以下诸方面缺 陷和问题。 1、机组高压转子速度级第一列动叶均有不同程度的变形及缺陷，已很难对 其动叶进行修复，速度级效率较低，只达到 40%左右，严重影响了主机的效率。 2、通流部分径向间隙亦超过设计值，漏汽损失增大，亦降低了机组的热效 率。 3、高压缸和低压缸结合面变形严重 4、目前，从省电网的负荷分配形式看，在较长时间，135MW 机组的调峰任 务越来越重，相对的对机组的调峰性能提出了更高的要求，应能承担较繁重的调 峰

15、任务，目前，机组状况很难适应两班制运行。 随着科学技术的不断发展和进步，三元流设计方法和可控涡技术，有限元分 析等现代工程设计方法日臻完善，以及高效率、低损失叶型与带冠叶片等技术的 采用，使机组的经济性和安全性很大程度地提高成为可能。所以，应用新技术采 用有效措施，用现代化先进技术对火电机组进行改造已势在必行，对他们进行现 代化改造也是完全必要的，它对提高机组的经济性，节约一次性能源的消耗，促 进电力工业的发展也具有重要意义。 1 国内外研究的现状综述和项目概述 1.1 国内外现状综述 1.1 国内外现状综述 发电厂的经济效益和社会效益具有极其重要的意义， 这首先是由于火电厂是 一次性能源用能

16、大户，提高火电厂热经济性，不仅是降低本身成本的需要，更是 影响一次性能源生产、节约的大事。汽轮机是一种长寿命型设备，一般使用寿命 毕业论文 8 在 4050 年以上。现在，由于计算机技术和计算技术得到飞速发展，科学技术 相应进展很快。和现在技术设计的汽轮机相比，电厂在运的老式汽轮机组是性能 显得十分落后，能源浪费严重。并造成更大的环境污染。其次，由于火电厂是技 术、资金密集性企业，需要消耗大量的资金和钢材，这对于资源相对短缺的我国 这无疑是可观的。所以，用较少的投资，对老机组进行节能和增容技术改造，提 高其经济性就显得非常必要，这也是我国火电厂节能的主要措施之一。 目前，世界各发达国家都十分重

17、视对电厂老机组的现代化改造，参与改造是 汽轮机制造商有：GE、WH、日立、东芝、三菱、西门子、ABB、GES-A、Parsons 等。 在我国，从 90 年代开始，上海汽轮机厂、哈尔滨汽轮机厂、东方汽轮机厂 和北京重型电机厂分别引进国外先进的汽轮机设计、制造、安装及调试技术，结 合自身是特色，先后完成了 200MW 汽轮机组的低压缸的改造设计方案，并实施了 对三缸三排汽 200MW 汽轮机低压缸通流部分的改造， 是机组的经济性有了较大的 提高。科学技术的飞速发展为汽轮机是设计制造提供了更为可靠的技术保证，汇 集国内高技术科技力量，吸收国外新技术成果，将最新是技术应用到汽轮机设计 实践中。采用国

18、外先进是制造工艺，使汽轮机的节能改造取得良好的效果。根据 哈尔滨汽轮机厂、东方汽轮机厂、上海汽轮机厂 200MW 机组、100MW 机组高、中、 低压缸技术改造方面的成熟经验，把这些成功的先进技术完全可以应用到 135MW 机组的改造中，并且，近年来对关键加工工艺的改进和引进大型精密加工设备， 使制造工艺和质量上了一个新水平。 从而对 135 机组进行全面技术改造是必要的 和可行的。 1.2 本项目研究的范围 1.2 本项目研究的范围 本可行性研究主要是研究 135MW 机组节能增容的可行性，具体详细的改造 方案可按各机组不同运行状态而定。 1.3 改造原则 1.3 改造原则 （1）改造工作以

19、提高汽轮机通流部分的效率，降低热耗，增加机组的无煤出力 为主要目标。 （2）汽轮机本体改造保持现有热力系统不变，热力系统参数基本保持不变。保 持各抽汽、排汽等管道接口位置、汽轮机与发电机连接方式和位置、现有的汽轮 毕业论文 9 机基础位置等不变. （3） 高中压外缸更换为整体式高窄法兰结构, 改进前轴承座与高中压外缸间的 推拉装置，并将高中压外缸与各轴承座的支承方式改为下猫爪水平支承方式。 （4）取消汽加热系统 1.5 改造目标 1.5 改造目标 （1）通过改造，提高经济性、降低机组热耗，汽轮机在额定工况下其热耗不大 于 8164.35 kJkWh （ 1950kcalkWh） ；变工况状态下

20、也不应有较大下降。 （2）改造后机组的额定出力为 145.5MW，最大连续出力 155.8MW （3）通过改造，消除机组目前存在的缺陷:如汽缸跑偏、高中压外缸变形、严密 性差、隔板变形,通流面积不匀、末级叶片水蚀严重等问题，提高机组的安全性、 可靠性，并取消原汽加热系统。 1.6 改造的主要内容 1.6 改造的主要内容 1.6.1 通流部分更换的主要部件有： （1）高中压缸内外缸、通流部分、高中压转子及其附件全部更换。 低压部件除保留内外缸外，其它所有部件（包括；转子、隔板、汽封等）全部更 换。 （2）更换前轴承座，中轴承座及其轴承座内轴承，#3 轴瓦。 （3）更换高、中压导汽管及中、低压联通

21、管。 （4）更换并改造主油泵及小轴头总成（主油泵、小轴头总成含危急速断器及旋 转阻尼、测速齿轮等） （5）整体更换#1-5 级抽汽逆止门, 加装各抽汽管道补偿器。 （#3、4、5 抽） 2 #5 机组热力试验及结果分析 2 #5 机组热力试验及结果分析 2.1 热力试验的目的、试验项目及方法 2.1.1 试验目的 （ 2.1 热力试验的目的、试验项目及方法 2.1.1 试验目的 （1）测取汽轮机各级相对内效率及汽轮机组是相对内效率； （2）测取机组热力系统循环的热效率； （3）测取各回热加热器焓升，为回热系统分析提供技术数据； （4）分析影响机组热力循环效率的各种因素，为汽轮机组的技术改造提供

22、依 毕业论文 10 据；进行画押调峰的运行试验工作，寻求调峰期间经济运行的最佳方式。 2.1.2 机组的主要技术特性 2.1.2 机组的主要技术特性 （1） 型号： N135/N145-13.24/535/535/1.1 型超高压中间再热双缸双排汽冷 凝式 （2） 制造厂：哈尔滨汽轮机厂 （3） 经济功率：135MW （4） 额定功率：135MW （5） 额定参数：主蒸汽压力：13.24Mpa 主蒸汽温度：535 排汽绝对压力：0.0049 Mpa 给水温度：238.2 冷却水温：20 （6）额定功率时蒸汽耗量：8716kJ/kW*h 2.1.3 试验项目及负荷工况 2.1.3 试验项目及负荷

23、工况 （1） 实验项目为#5 汽轮机组热力系统及有关的系统参数； （2） 试验负荷工况 按试验措施规定的各项隔离操作完成后，在接近 135 负荷稳定一小 时进行流量平衡试验，系统不明泄露量满足要求，该试验工况满足 试验要求，作为 135MW 试验负荷点。 因机组长期处于 120MW 负荷调峰运行，故进行该负荷下的额定参数 热力试验。 对机组进行 100MW 负荷参数热力试验。保持温度额定对机组进行 120MW 滑参数（压力）负荷下的热力试验。 2.1.4 试验方法及要求 2.1.4 试验方法及要求 试验运行的热力系统和测量点仪表安装要求：表 2.1 编号 测点名称 测量范围 测量仪表 精度 编

24、号 测点名称 测量范围 测量仪表 精度 1 主汽门前压力 016MPa 计算机 0.5 2 主汽门后压力 012MPa 计算机 0.5 3 主汽门前温度 0800 计算机 0.5 4 主汽门后温度 0800 自动记录表 0.5 毕业论文 11 5 主蒸汽流量 0250t/h 自动记录表 0.5 6 调速汽门后压力 016MPa 弹簧压力表 1.5 7 调节级后压力 010MPa 数字压力表 0.5 8 调节级后温度 0800 计算机 0.5 9 一段抽汽压力 06.0MPa 弹簧压力表 0.4 10 一段抽汽温度 0800 计算机 0.5 11 二段抽汽压力 04.0MPa 弹簧压力表 0.4

25、 12 二段抽汽温度 0800 计算机 0.5 13 三段抽汽压力 01.6MPa 弹簧压力表 0.4 14 三段抽汽温度 0800 计算机 0.5 15 四段抽汽压力 00.6MPa 弹簧压力表 0.4 16 四段抽汽温度 0800 计算机 0.5 17 五段抽汽压力 00.25MPa 弹簧压力表 0.4 18 五段抽汽温度 0800 计算机 0.5 19 六段抽汽压力 -0.10.16MPa 弹簧压力表 0.4 20 六段抽汽温度 0800 计算机 0.5 21 七段抽汽压力 -0.10MPa 弹簧压力表 0.4 22 七段抽汽温度 0800 计算机 0.5 23 凝汽器喉部真空 -0.1

26、0MPa 弹簧压力表 0.4 24 排汽温度 0150 计算机 0.5 25 凝结水温度 0800 计算机 0.5 26 循环水出口温度 0150 计算机 0.5 27 循环水入口温度 0150 计算机 0.5 28 凝结泵出口压力 04.0MPa 弹簧压力表 1.5 29 轴封冷却器入口水温 0150 水银温度计 1 30 轴封冷却器出口水温 0150 水银温度计 1 31 轴封冷却器入口汽温 水银温度计 1 32 轴封冷却器出口汽温 水银温度计 1 33 轴封冷却器进汽压力 -0.10.16 MPa 弹簧压力表 1.5 34 #1 加热器进口水温 水银温度计 1 35 #1 加热器出口水温

27、 水银温度计 1 36 #2 加热器进口水温 水银温度计 1 37 #2 加热器出口水温 水银温度计 1 毕业论文 12 38 #3 加热器进口水温 水银温度计 1 39 #3 加热器出口水温 水银温度计 1 40 #4 加热器进口水温 水银温度计 1 41 #4 加热器出口水温 水银温度计 1 42 #5 加热器进口水温 水银温度计 1 43 #5 加热器出口水温 水银温度计 1 44 #6 加热器进口水温 水银温度计 1 45 #6 加热器出口水温 水银温度计 1 46 #1 加热器内部压力 -0.10MPa 弹簧压力表 0.4 47 #2 加热器内部压力 00.16 MPa 弹簧压力表

28、0.4 48 #3 加热器内部压力 00.16 MPa 弹簧压力表 0.4 49 #4 加热器内部压力 00.5 MPa 弹簧压力表 0.4 50 #5 加热器内部压力 04.0MPa 弹簧压力表 0.4 51 #6 加热器内部压力 06.0MPa 弹簧压力表 0.4 52 #1 加热器疏水温度 水银温度计 1 53 #2 加热器疏水温度 水银温度计 1 54 #3 加热器疏水温度 水银温度计 1 55 #4 加热器疏水温度 水银温度计 1 56 #5 加热器疏水温度 水银温度计 1 57 #6 加热器疏水温度 水银温度计 1 58 除氧器水箱水位 02200mm 翻板式液位计 1mm 59

29、除氧器内部压力 01.6 MPa 弹簧压力表 0.4 60 除氧器水箱水温度 水银温度计 1 61 加热器疏水泵流量 060t/h 差压变送器 0.5 62 凝结水流量 0400t/h 差压变送器 0.5 63 给水泵出口压力 025 MPa 弹簧压力表 1.5 64 给水流量 0500t/h 差压变送器 0.5 65 给水温度 0800 计算机 0.5 66 高压前轴封一段压力 06.0MPa 弹簧压力表 1.5 67 高压前轴封二段压力 -0.150.5MPa 弹簧压力表 1.5 68 轴封供汽母管压力 01.6 MPa 弹簧压力表 1.5 69 发电机功率 0140MW 数显表 0.5

30、70 现场室温 0100 水银温度计 1 毕业论文 13 71 当地大气压 精密气压计 0.4 2.1.5 试验运行方式和要求 2.1.5 试验运行方式和要求 （1）运行方式 试验期间#5 机单元制运行，所有隔离门严密； 轴封汽源由除氧器汽平衡管供汽； 给水、除氧系统下列阀门关闭严密，#5 机三段抽汽返母管门，低压给水母 管分段门，#5 除氧器汽平衡门，高压给水母管分段门，#5 机主凝结水返 母管门，#5 机供给水泵密封水门。 减温减压器备用汽源改为#4 机供给，关闭“02”主汽门，关闭#5 机电动 主闸门旁路甲门，关闭#5 机四段抽汽返母管门； 炉疏水箱疏水回收至#4 除氧器，#5 机组补水

31、由凝汽器补水； （2）试验前对设备的要求 机组调速系统稳定，自动调整及保护装置动作正常； 各系统运行良好，加热系统无泄露，旁路系统严密，疏水器及疏水泵工作 正常； 与试验有关的阀门必须严密； 汽水流量应保持平衡； 所有就地温度测点清扫干净，所有表计正确无误。 （3）试验中对参数的调整要求 主蒸汽压力变化0.2Mpa 以内； 主蒸汽温度变化5以内； 有功功率变化0.5MW 各加热器水位保持稳定。 （4）记录方法 每个试验工况在负荷稳定 60 分钟后进行纪录，每个工况记录 60 分钟； 各压力、温度 5 分钟记录一次，流量 2 分钟记录一次； 每个工况试验开始及试验结束记录有关的流量累计值，以便对

32、流量进行修 整。 2.2 热力试验的结果分析、讨论 2.2.1 2.2 热力试验的结果分析、讨论 2.2.1 试验计算方法说明 毕业论文 14 （1）对各工况数据进行有效性判断后，求出观测数据的算术平均值，再经过仪 表校验值、零度水柱高度、环境温度、大气压力等修正后得出各直接测量值； （2）试验结果计算在计算上完成，计算程序按国际 GB8117-87 所规定的计算方 法及修正方法编制，计算程序达到标准所要求的精度； 2.2.2 试验计算结果 2.2.2 试验计算结果 试验原始数据汇总见表 2.2 表 2.2 白杨河电厂#5 机组热力试验数据汇总表 序号 测点名称 单位 工况 1 工况 2 工况

33、 3 工况 4 序号 测点名称 单位 工况 1 工况 2 工况 3 工况 4 1 主汽门前压力 MPa 13.241 13.341 13.385 11.26 2 主汽门后压力 MPa 12.82 12.96 13.05 10.84 3 主汽门前温度 550.96 548.23 549.52 542.56 4 主汽门后温度 549 547 547 542 5 主蒸汽流量 T/h 395428 325869 278733 358956 6 调节级后压力 MPa 4.55 3.6 3.14 3.66 7 调节级后温度 452.3 443.6 422.5 448.2 8 一段抽汽压力 MPa 2.85

34、7 2.29 2 2.32 9 一段抽汽温度 398.46 390.23 380 396.15 10 二段抽汽压力 MPa 1.726 1.25 1.18 1.34 11 二段抽汽温度 333.1 319.6 313 330.6 12 三段抽汽压力 MPa 0.988 0.768 0.663 0.783 13 三段抽汽温度 274.96 259.85 250.54 267.77 14 四段抽汽压力 MPa 0.44 0.347 0.297 0.352 15 四段抽汽温度 196.23 184.54 177 191.54 16 五段抽汽压力 MPa 0.216 0.17 0.145 0.172

35、17 五段抽汽温度 132.15 123.32 119.62 127 18 六段抽汽压力 MPa 0.108 0.084 0.0806 0.0864 19 六段抽汽温度 113.31 106.69 102.85 107 20 七段抽汽压力 MPa 0.039 0.0305 0.0265 0.031 21 七段抽汽温度 79 76 76 78 22 凝汽器喉部真空 kPa 7.200 6.87 6.62 7.07 23 凝结水温度 39.5 38.5 38 39 24 循环水出口温度 14.2 14.2 14.5 14.9 毕业论文 15 25 循环水入口温度 26.2/27.724.4/25.

36、723.7/25.1 25.1/26.3 26 凝结泵出口压力 MPa 1.04 0.94 0.897 0.939 27 轴封冷却器入口水温 39.5 38.5 38 39.5 28 轴封冷却器出口水温 52 49 49.7 50.6 29 轴封冷却器入口汽温 117 116.5 115 114 30 轴封冷却器出口汽温 74 74 74.2 75 31 #1 加热器进口水温 41.36 40.19 38.81 41.2 32 #1 加热器出口水温 66 61 59 62 33 #2 加热器进口水温 66 61 59 62 34 #2 加热器出口水温 98 93 90.5 94.5 35 #3

37、 加热器进口水温 99 94 91 95 36 #3 加热器出口水温 120 112 110.4 115.5 37 #4 加热器进口水温 120 112 107 113 38 #4 加热器出口水温 146 138 133 139 38 #5 加热器进口水温 157 157 157 157 40 #5 加热器出口水温 193.87 190 186.6 190 41 #6 加热器进口水温 193.87 190 186.6 190 42 #6 加热器出口水温 217.4 210 207 211.5 43 #1 加热器内部压力 MPa 0.028 0.022 0.02 0.0228 44 #2 加热器

38、内部压力 MPa 0.105 0.0814 0.0785 0.0845 45 #3 加热器内部压力 MPa 0.211 0.165 0.142 0.168 46 #4 加热器内部压力 MPa 0.421 0.336 0.292 0.341 47 #5 加热器内部压力 Mpa 1.7 1.2 1.14 1.3 48 #6 加热器内部压力 MPa 2.596 2.119 1.875 2.072 49 #1 加热器疏水温度 67 62 60 63 50 #2 加热器疏水温度 101 94 93 95 51 #3 加热器疏水温度 120 114 110 114.8 52 #4 加热器疏水温度 146

39、138 133 138.6 53 #5 加热器疏水温度 174.91 168 166.3 168 54 #6 加热器疏水温度 207.7 197 190.2 198 55 除氧器内部压力 MPa 0.588 0.588 0.588 0.588 56 除氧器水箱水温度 157 157 157 157 57 凝结水流量 t/h 351533 283000 250833 284333 毕业论文 16 58 给水泵出口压力 MPa 15.12 15.31 15.98 15.67 59 给水流量 t/h 385367 304927 266033 316467 60 给水温度 217 209.9 206.

40、1 211 61 发电机功率 MW 100 80 70 80000 62 现场室温 22 22 22 22 63 当地大气压 MPa 0.08064 0.08064 0.08064 0.08064 2.3 白杨河电厂 2 台 135MW 机组最近 1 次大修前后的热力试验实测热耗值与国际 水平的比较： 2.3 白杨河电厂 2 台 135MW 机组最近 1 次大修前后的热力试验实测热耗值与国际 水平的比较：表 2.3 序 号 修前实测 热耗 (kJ/kW*h) 修后实测热 耗 (kJ/kW*h) 时间 国际水 平 (kJ/kW *h) 差值 kJ/kW*h 折合煤耗 (g/ kW*h) #4 8

41、879.4 8798.2 2005.5 8234 （ 1970 kCal/k W.h） 564.2 19.3 #5 8839.9 8640.0 2005.9 406 13.8 平 均 8862.78 8706.6 472.6 16.12 白杨河电厂 2 台 N135MW 机组最近 1 次大修后的热力试验实测的高、中压缸 效率与国际水平的比较：表 2.4 序号 高压缸效率 （%） 与国际水平 差值（%） 中压缸效率（%） 差值（%） #4 73.7 8.3-9.3 86.8 3.2-4.2 #5 76.48 6.53-7.53 8617 4.83-5.83 平均 74.76 平均差 8.24-9

42、.24 87.01 平均差: 3.99-4.99 国际 水平 83-84 91-92 由以上两表可看出, 白杨河电厂 135 机组热耗值及大修后的高、中压缸效 率均与国际水平有较大的差距。各机平均热耗高出国际水平 473kJ/kW*h （113kCal/kW*h）,高压缸效率比国际水平低 8-9%，中压缸效率低 4-5%，由于效 率低， 煤耗高， 每台机每年多耗标准煤约 1.2 万吨， 多损失煤耗费用约 300 万元。 3 对现有汽轮机经济性的改进 毕业论文 17 如前所述，由于机组设计时考虑因素不同，以及制造中的缺陷，或者由于 这些汽轮机， 除应注意提高运行时的安全性外， 还应考虑采取措施以

43、提高经济性。 3.1 汽轮机级的工作原理 3.1 汽轮机级的工作原理 汽轮机本体中作功气流的通道称为汽轮机的通流部分，它包括主汽门、调 速汽门、导管、进气室、各级喷嘴和动叶级汽轮机的排汽管。现代电站汽轮机均 为多级汽轮机，由若干级组成。由一列喷嘴叶栅和其后紧邻的一列动叶栅构成的 工作单元称为汽轮机的级。因为汽轮机的热功转换是在各个级内进行的，所以研 究级的工作过程是掌握整个汽轮机工作原理的基础。 3.1.1 级的工作过程 3.1.1 级的工作过程 喷嘴叶片安装在隔板体上， 动叶片安装在叶轮的外缘上。 喷嘴前截面用 0-0 表示，喷嘴叶栅和动叶栅之间的截面用 1-1 表示，动叶后截面用 2-2

44、表示。这三 个截面通常称为级特征截面活计算截面。各截面上的汽流参数分别注以下标 0、 1 和 2，如 P0、P1、P2 分别表示喷嘴前、喷嘴后和动叶后的蒸汽压力。在喷嘴通 道内，蒸汽由压力 P0 膨胀到 P1，温度由 t0 下降到 t1，汽流速度相应的由 C0 上 升到 C1。可见，蒸汽从喷嘴的进口到出口实现了热能到动能的转换。高速流动 的蒸汽由喷嘴出口进入动叶时，给予动叶以冲击力；通常汽流在动叶槽道中继续 膨胀，并转变方向，当汽流在动叶槽中继续膨胀，并转变方向，当汽流离开动叶 槽道时，它给叶片以反动力，这两个力的合力，推动动叶带动叶轮和轴旋转，作 出机械功。 3.1.2 级的反动度 3.1.

45、2 级的反动度 级的反动度是表示蒸汽在动叶通道内膨胀程度的大小的指标。 3.1.3 级的通流部分热力计算 3.1.3 级的通流部分热力计算 级的通流部分热力计算主要步骤：第一步，计算静动叶栅出口汽流速度， 画动叶进出口速度三角形和热力过程线，算出机的轮轴公功率和轮周效率；第二 步，计算静动叶栅的出口面积和叶高；第三步，出轮周损失外，分析级内存在的 其他各项损失，并计算出各项损失的大小；第四步，算出该级的相对内效率和内 功率。 3.1.4 扭叶片级 3.1.4 扭叶片级 据叶片的形状，汽轮机的叶片可分为两种，一种是型线眼沿叶高不变的等 毕业论文 18 截面叶片，也称直叶片，一种是型线沿叶高变化的边界面叶片，也称扭叶片。 为了获得较高的级效率，必须把长叶片设计成型线沿叶高变化的扭叶片， 以适应圆周速度和汽流参数沿叶高的变化规律， 使个截面都能保持良好的气动性 能。试验证明，合适的扭叶片与直叶片相比，当径高比=dm/l（dm 叶轮的平均 直径，l 叶片高度）=8 时，级效率提高约 1%1.5%，当=6 时，级效率提高约 3%4%，当=4 时，级效率提高约 7%8%， 。可见，越小，效率的提高越显著。 随着科学技术的发展，加工工艺水平的提高和制造