浅谈B15MW汽轮机的保护系统

为了保证汽轮机设备的安全，避免设备损坏事故的发生，除了要求汽轮机的调速系统动作可靠以外，还应具有必要的保护装置，以便在汽轮机调节系统失灵或发生其它故障时，能及时动作，迅速切断汽源，停止汽轮机运行，避免事故的扩大和设备的损坏，保护装置本身应特别可靠，并且汽轮机的容量越大，造成事故的危害越严重，因此对保护装置的可靠性要求就越高。

我厂使用的由南京汽轮机厂生产的B15MW汽轮机就装设了较为完善的保护系统，较好的完成了对于机组的保护任务，下面我就本汽轮机的报警及保护系统作简单总结一下。

一、B15MW汽轮机报警系统。

1.#1、#2轴向位移测点任一大于等于正的1.0mm或小于等于负的0.6mm。

2.#1、#2、#3、#4轴瓦振动测点任一大于等于60微米。

3. #1、#2、#3、#4轴瓦金属温度测点任一大于等于100摄氏度。

4. #1、#2、#3、#4 、#5、#6、#7、#8、 #/9、#10任一推力轴承工作推力瓦轴承温度大于等于100摄氏度。

5. #1、#2、#3轴瓦回油温度任一大于等于65摄氏度。

6.正负推力瓦回油温度大于等于65摄氏度。

7.主汽温度高于480摄氏度或低于455摄氏度。

8.主汽压力高于5.10Mp或低于4.65Mp。

9.控制油箱油位大于等于100mm。

10. 控制油箱油位小于等于负100mm。

11.控制油滤油器压差大于等于0.35Mp。

12.润滑油箱油位大于等于100mm。

13.润滑油箱油位小于等于负100mm。

14.危急遮断器动作。

15.主汽门关闭。

16.盘车停。

17.505报警。

18.伺服控制油压低于2.0Mp。

19.排汽压力高。

20.排汽压力低。

二、B15MW汽轮机保护停机系统。

1.汽轮机超速信号一、汽轮机超速信号二任一大于等于3300RPM。

2. #1、#2轴向位移测点任一大于等于正的1.3mm或小于等于负的0.7mm。

3. .#1、#2、#3、#4轴瓦振动测点任一大于等于80微米。

4. #1、#2、#3、#4 、#5、#6、#7、#8、 #/9、#10推力轴承其中3个或3个以上工作推力瓦轴承温度大于等于110摄氏度。

5. #1、#2、#3、#4轴瓦金属温度测点任一大于等于110摄氏度。

6. #1、#2、#3轴瓦、正推力瓦、负推力瓦回油温度任一大于等于75摄氏度。

7.三个润滑油压测点中两个或两个以上测定油压低于0.02Mp。

8.505停机。

9.伺服油压小于等于1.0Mp。

10.电气来的停机信号。

11.手动停机。

12.机械超速停机。

13.手拍打闸停机。

三、B15MW汽轮机其它保护系统。

1.主油泵出口油压低于0.85Mp,高压油泵自启。

2.润滑油压高于0.15 Mp，停交流润滑油泵。

3.润滑油压低于于0.055 Mp，启动交流润滑油泵。

4.润滑油压低于于0.04 Mp，启动直流润滑油泵。

5.润滑油压低于于0.015 Mp，停盘车。

6.伺服控制油压低于2.5Mp，启动备用控制油泵。

7.当转速大于等于3090RPM或发电机意外解列时OPC电磁阀延时2到4秒动作，关调节汽门。（沿海公司   杨定勇）

电厂汽轮机运行的节能降耗分析

摘要：随着科技的进步，各种各样的新型发电技术也不断涌现，发电市场的竞争也越来越激烈。这对于高能耗的火力发电来说既是机遇也是挑战，要想在这种激烈的市场竞争中立足，必须提高能源的转换效率降低自身的生产成本，走节能降耗的发展之路，为此本文主要以建湖森达热电厂汽轮机运转的节能降耗为例进行了分析。

关键字：技改  节能降耗

江苏森达建湖公司两台汽轮机运行时间超过10年，在运行中汽轮机发挥出了重要的作用，但也是能源消耗大户，如果汽轮机能在电厂运行中进行有效的节能降耗，那么必然会取得较好的经济效益。因此，我们公司对汽轮机的相关设备进行了适当的技改，现从提高汽轮机真空，余热回收利用，辅机的变频改造等方面进行探讨。

1、提高汽轮机真空

我公司#2机组正常情况下纯凝运行，并且要求满发满供，因此就需要相对较高的真空来满足满带负荷。由于我公司的循环水系统采用的开式循环，进入凝汽器前只是通过拦污栅和旋转滤网简单的去掉杂物，因此有大量的泥沙和较小的杂物进入凝汽器，造成凝汽器管子结泥垢和堵管，降低了凝汽器真空，影响了机组的效率，尤其夏季更为明显。通常我们采用汽机降负荷运行凝汽器半侧解列干洗或高压水冲洗，清洗后很快又脏，需要经常清洗，不但影响了机组的效率和发电量，同时劳动轻度也非常大。为了减轻频繁的干洗和人工清洗带来的劳动强度和提高经济性，我公司对#2机组的凝汽器进口加装了二次滤网装置和胶球清洗系统，该系统采用PLC控制，在不影响负荷的情况下，通过每天早班1小时的胶球清洗和二次滤网的定期开启冲洗，有效的减少了杂物进入凝汽器造成堵管，延缓了凝汽器管结泥垢，降低了凝汽器的端差，有效的提高和保证了凝汽器真空（能够有效的提高真空1—2kpa）和汽机效率，同时减少了检修的劳动强度。

2，余热回收利用

针对#3炉烟温较高的特点，在去年大修期间加装了烟气余热回收装置，将部分或全部的凝结水在进入低压加热器前引进烟气余热回收装置，加热后再返回至低压加热器出口。不单降低了锅炉的排烟温度，改造前160度，改造后下降至120度左右，还大大降低对大气环境的直接污染，同时降低了排烟能量的损失，提高了凝结水的温度，随之低压加热器也退出或部分退出运行，减少了抽汽用量，降低了汽轮机的汽耗，提高了汽轮机组的效率。

3， 凝泵变频器的改造

变频器是交流电气传动系统的一种，是将交流工频电源转换成电压频率均可变的适合交流电机调速的电力电子转换装置，变频设计是需要频繁调节流量负荷变动较大的泵才能体现出变频泵的优势。我公司#1 、2机组的凝结水泵在改造前都是根据负荷的高低采用调节低压加热器出水门来控制热井水位。改为变频器控制后，不但减少了启动电流大对电机的冲击，延长了电机的使用寿命，低加出口门也不需要频繁调整，阀门的使用寿命也延长了，泵和电机的转速也降低了，延长了的设备的使用寿命和减少了检修的工作量和检修费用。同时电机电流在原来的44A左右下降至35A左右，一定程度上降低了厂用电率。

当然，如果想要实现电厂汽轮机运行过程中的节能降耗，还必须控制好运行中的参数，勤调整，并对汽轮机的启动，运行，停机环节等方面进行控制，才能最终实现降低能耗的目的。

4、结 语

电厂的节能降耗工作是一项多途径的、艰巨长远的工作，要想把电厂的节能降耗工作做好，一方面，可通过系统分析电厂机组的运行情况，找出机组运行过程中的可控与不可控因素，围绕主要耗能环节展开分析，找出其中的影响因素并进行相应处理，另一方面，要抓好电厂的节能降耗管理工作，让每一位电厂员工都要重视电厂的节能降耗。（建湖公司  杨  健）

浅析#6给水泵变频开度增加而给水流量不变的原因

目前我厂有两台背压机并配置了三台汽动泵，三台汽动泵分别是TDG150-80F, DG200-100×9、  DG240-100×9 。另外，还有三台型号分别是TDG150-80F,  DG200-100×8 、  DG 85-80的电泵。其中DG200-100×8变频给水泵起主干作用，给我们热电厂运行带来便利，它既能应急突发事件，又能起节能降耗作用。但是在电厂运行过程中有时会呈出现如给水泵变频开度增加而给水流量不变等的异常现象，影响了安全经济运行。此时，我们就应该查明原因，排除故障，保证设备的安全运行。以下是针对#6给水泵变频开度增加而给水流量不变的问题的浅析。

当出现给水泵变频开度增加而给水流量不变的问题时，首先要检查分析电气变频、电机、释油油泵站运行情况。

di一步对高压电机分析；电压6300V、转速2700r/min 、频率45Hz、电机轴承温度54℃、电机轴承油位正常，油质正常，电机温度76℃,电流63A，变频启动状态显示正常,振动0.023mm 、DCS状态显示红色、无报警。变频操作器开度增加，频率增加，电机电流约为不变、说明电机功率没有增加，同样给水流量没有增加，是何原故呢？

第二步对稀油站进行检查分析；稀油站检查温度正常，油位正常，油泵站油泵电机温度54℃，电机轴承油位正常，稀油站油位70-150 mm，油质正常，电机温度45℃,显示正常,振动0.033mm ，无报警。稀油站是对变频电机提供润滑、冷却电机轴承，保护变频电机安全经济运行，对变频开度增加，频率增加，变频电机电流约不变，给水泵流量不变，没有多大关系。

第三步对变频运行 、 工频运行，出现变频操作器开度增加，频率增加，电机电流约为不变、给水泵流量不变呢？讨论如下：

工频运行和变频运行只是运行方式的不同，节能与非节能，而变频开度增加，频率增加，变频电机电流约不变，给水泵流量不变、与其无关。与它的驱动做功大小有关。变频电机状态显示正常，变频运行显示参数正常，偏偏变频开度增加，频率增加，变频电机电流约不变，给水泵流量不变呢？说明水泵出力不足，排除了热控与电气之间存在隐形故障原因、从而析出机械问题的存在。对电机和稀油站检查分析完毕后，综合分析比较#6给水泵变频运行得出三点：

1、#6变频给水泵从启动到运行参数比较都在允许规范内。

2 、电机运行方式为变频工况。

3、从DCS中电流及变频操作开度分析，比较往常运行参数，这两参数对应相差太大，频率增加而电流不变，给水泵流量不变。

最后，根据以上的检查和分析，得出以下推论：

1、从历史曲线推理：变频同样开度91℅，变频升频率增加、而给水泵电机电流为63A，频率46Hz，与以往变频同样开度91℅，给水泵电机电流为70A，频率46Hz比校，说明电机功没有增加、推断给水泵做功没有增加。

2、判断并列给水泵、除氧器、高压加热的配置运行方式，以及运行调整、一一作了分析推理排除，与其无关。

3、从DCS中调取了历史趋势，叠加了历史参数曲线，分析了电流、频率、流量、扬程的对应关系，从中找出了原因，之间对应正比关系，其中电流一项和扬程关系成反比。

4、得出结论；推断两大异常——热控、电气部分异常和机械部分异常，从DCS中叠加了历史参数曲线，分析了操作器运行灵敏无卡涩，操作增减自如、跟踪反馈正常，上述电气部分也正常。推理证明机械部分异常。

5、从检查给水泵平衡鼓压差较前相差0.6MPa，变频同样开度，频率增加而电流约为不变，证明给水泵流量并没有增加、从压力差分析判定为给水泵进口滤网较脏。根据推理排查、停泵检查果真是给水泵进口滤网较脏。

实践检验了推理，任何事发生，都有它的发展规律，只要用科学的方法，研究分析问题、解决问题，那么在今后的工作中遇到的问题就会迎刃而解，这有这样，才能保证设备健康的安全经济运行。（沿海公司   朱福同）

油系统带水对机组的危害

汽轮机的油系统又是汽轮机安全运行的关键，汽轮机的油系统不单担负着机组轴承的润滑冷却，而且还担负着机组的调速、保安任务。汽轮机油质的好坏与汽轮机能否正常运行关系非常密切，而汽轮机运行的好坏直接影响着整个电厂的安全与生产。

一、油中带水的危害

空气中和汽轮机内的水蒸汽进入润滑油系统后凝结成水，当油和水混合在一起后，再被搅动油即被乳化，汽轮机油乳化给机组带来的危害是严重的，主要表现在以下三个方面：

1．汽轮机油乳化能使调节系统中套筒及滑阀等部件严重锈蚀，造成滑阀卡涩，降低系统灵敏度，加重机组运行负荷。同时，还会造成轴承和轴颈的磨损，引起调节系统和保安装置动作失灵或误动，严重时会导致机组超速甚至飞车。

2．如果乳化液沉积于油循环系统中，就会妨碍油的循环，影响散热，造成供油不足，容易导致轴承烧瓦。

3．汽轮机油乳化使汽轮机油的氧化加速，酸值升高，产生较多的氧化沉积物，从而进一步延迟了汽轮机油的破乳化时间，造成恶性循环。

二、油中带水的原因分析

（一）轴封系统布置不合理如果汽轮机高压缸前段轴封间隙调整得不合适，导致轴封供汽从该处沿轴颈窜入轴承室，造成油中带水，油质恶化。

1．轴封间隙的调整的轴向分布的规律应该是外侧小、内侧大。因为轴封外侧端部距离轴承很近，转子、汽缸垂弧冷热态变化对轴封间隙影响很少，转子过临界转速时该部位的晃度小，不易发生摩擦。即使发生摩擦，由于距支点近，钢度相对大一些，不易因晃度巨增而造成弯轴事故，而轴封里侧的情况则恰恰相反，这部分汽封间隙运行状态下的不确定度大，为易弯轴的部位，为保持安全，应该调大一点。可见，汽封由于在轴封段的最外侧，调得小些对避免轴封漏汽会有关键性作用。

2．高压缸轴封（端部汽封）的作用在于阻止蒸汽沿着转子漏出。高压缸前后的端部汽封所承受的压差比较大，不但压差存在，为了不使动静机件发生碰磨，而总要留有一定间隙，间隙的存在肯定要导致漏汽。由于以上两个原因，很容易使该处的蒸汽沿转子进入轴承室，引起轴承温度升高，使油系统中带有由蒸汽凝结而成的水。如果汽轮机高压缸前段轴封间隙调整得不恰当，导致轴封供汽从该处沿轴颈流入轴承室，就可能导致油中带水，从而引起油质恶化。可见解决油系统中带水的问题关键是消除轴封漏汽。

3．轴承附近的缸体结合面泄露的蒸汽。结合面包括：高压缸结合面、轴封套结合面。汽缸在受到快速加热和冷却时，尤其是汽缸端部靠轴封处，由于该部位的约束紧固螺栓跨距大，对汽缸的约束力明显弱于其他部位，所以最易发生变形，在靠近猫爪内侧凹窝处易产生蒸汽外泄，高温蒸汽冲刷到轴承箱上使油中带水。

（二）轴承内回油产生抽吸使用，使轴承室内形成负压

主油箱上排烟风机运行时会使回油管内产生负压，增加了轴承室的负压，从油档空隙处不断吸人气体。高、中压轴封进汽量过大，会造成高压缸前、后轴封及中压缸前轴封di一腔室成为正压，向外大量漏汽，漏汽进入轴承腔室凝结之后，就是导致油中带水。

（三）外缸有变形

机组启、停机过程中，由于汽加热装置使用不当，或加、减负荷速度过快，会导致中压外缸温度差超限，这样长时间积累造成外缸变形，从而引起中压前轴封套与中压外缸连接洼窝处的汽缸法兰结合面产生内张口，中压外缸内蒸汽，通过内张口流经中压前轴封套向外大量泄漏。漏汽进入轴承箱内，造成油中带水。

（四）补充新油带人水

汽轮机油系统需要定期维护时，将新油通过滤油机或真空滤油机补充到主油箱中，所补新油，只能将油中的游离水和杂质处理掉， 以目前处理条件，20 mg/l 以下的非饱和水是很难去掉的；同时，油化验处理合格的油，打人高位油箱，在需要时进行自动补充。由于机房内温度高，湿蒸汽流入高位油箱后形成游离水，而这些水又会在补油时进入油系统

三、结语

汽轮机油系统中如果进水对汽轮机的运行危害巨大，轴承内回油产生抽吸使用，使轴承室内形成微负压、外缸有变形、轴封系统布置不合理、补充新油带入水、全是造成油中带水的主要原因。这里既有技术的因素也有人为的因素，是值得我们注意的地方。（陈家港公司  朱志敏）