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热电厂降低汽轮机轴瓦温度保证机组安全运行的措施

文档作者：郑志权李忠文档来源： 1．华电能源股份有限公司佳木斯热电厂2．哈尔滨理工大学荣成学院		点击数：	更新时间： 2021年06月07日
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热电厂降低汽轮机轴瓦 |皿日l高叉
安全运行的措施
产品与解决方案
保证机组
郑志权 李忠2
(1．华电能源股份有限公司佳木斯热电厂，黑龙江佳木斯 154005；
2．哈尔滨理工大学荣成学院， 山东荣成 264300)
摘要供热机组运行时，如果二瓦长时间高温运行会严重影响了机组安全稳定性，是机组运
行过程中的不安全因素。要想满足机组长周期的安全稳定运行，必须解决机组轴瓦温度高的t'~-1题，
这是机组长周期安全运行的必要条件，本文对轴瓦高温产生原因及解决措施进行了深入研究，对
热电厂热电机组的安全运行有一定的参考价值。
关键词：供热机组； 轴瓦；高温
华电能源股份有限公司佳木斯热电厂2×
300MW 供热机组白投产以来，1 机组二瓦在正常运
行时，瓦温在100℃左右。在启机冲到临界转速时，
瓦温高达107℃ ，达到报警值。：二瓦长时问高温运
行严重影响了机组安全稳定性，是机组运行过程中
的不安全因素。如不采取可靠措施控制机组二瓦温
度，随时可能发生润滑油脂恶化、机组振动、轴瓦
乌金烧毁、汽轮机动静碰磨、转子轴颈损伤等一系
列严重的连锁事故。要想满足机组长周期的安全稳
定运行，必须解决机组轴瓦温度高的问题，这是机
组长周期安全运行的必要条件。鉴于以上原因，我
们选定此课题进行研究攻关。
l 现场调查
1．1 汽轮机运行工况现场调查
我们首先对1 汽轮机运行工况进行调查，如表
1所示。从表中实时监测系统中可以看出≠}1汽轮机
运行过程中二瓦温度为101-3℃ ，高于哈汽厂小于
85℃ 的要求。
表1 1 汽轮机运行工况
一瓦振动／p,m 二瓦振动／p,m j瓦振动／um 四瓦振动／p,m 五瓦振动／gm 六瓦振动／pm
55．1 34．4 60．5 52．2 63．0 53．6
18．5 22．6 75．8 22．1 40．9 51．9
一瓦温度／~C 二瓦温度／~C 三瓦温度／~C 四瓦温度／℃ 五瓦温度／℃ 六瓦温度／℃
80．9 1Ol-3℃ 64．0℃ 70 7℃ 59 1℃ 61．1℃
全厂有功／MW 有功功率／Mw 真空／kPa 主汽压力／MPa 再热压力／MPa 主汽流量／(t／h1
221．6 220．0MW 一89．2 16．5 3．2 932．6
总装机容量／MW 汽轮机转速／(r／min) 炉膛负压／Pa 主汽温度／℃ 再热温度／℃ 给水流量／(t／h)
600 3000．3 —13．O 529．1 531．3 929．7
1．2 汽轮机安装记录和大修状况调查
通过查阅了1 汽轮机安装记录可以看出高低压
对轮下张口0．1 8mm，左张口0．015mm，低压转子联
轴器比高压转子联轴器中心高0．35mm，左侧错位值
为0．02mm。完全符合标准要求。
1 汽轮机大修中，对热工工区对1 汽轮机二瓦
温度元件进行了检查、校对，在回装全实缸状态下，
高中压转子与低压转子联轴器查找中心记录，根据
记录显示， 中心标准符合厂家图纸要求，1 汽轮机
大修后运行中，二瓦轴承工作金属温度几乎无降低，
应高居100℃左右。
无论从标准化管理还是机组安全稳定运行方
面，我们必须解决二瓦轴承工作金属温度高的问题，
因此我们将目标设定为将1 汽轮机二瓦轴承工作金
属温度101I3℃ 降至85℃以下。
2015年第3期嘲鼍技，I￡l 1 33
产品与解决方案
2 轴瓦高温产生原因分析
2．1 分析原因
根据二瓦轴承工作金属温度高的现场调查，从
检修的角度我们绘制了因果图如图1所示。
人枪修1 执行标准 机 料
枪修 认≮＼ ⋯ ＼ ＼信苗 蠢嚣块＼电缆／绝缘性能差二 — E一质量意识差 ＼ }”” 。 ＼ ， =
觚心棚 ÷＼ 训删 测 定 r扰能力蔗磊
按时巡
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视＼‘JL检修[艺水平低＼ 度元件损坏＼ 瓦乌金质量差
!．_ ——·——I- r_I— ◆ 作-t
黼防 ＼ 施／ 供油管路堵塞、油压低厂／ ⋯／槭’⋯翮一 属篆
— —方法不“ 确 ／iI — +／ 供油． 量少 厂 —}一环境⋯1 ：扰 温茬
一 ； 线 油孔径小 轴承负荷小均 高
图1 二瓦轴承高温成因图
2．2 确定主要原因
根据现状调查表以及因果图，我们逐条进行分
析，最终确定了1 汽轮机二瓦轴承工作金属温度高
的主要原因有以下两个方面，如图2所示。
瓦
轴
承
工
作
金
属
温
度
高
油量的影
轴承负荷
分配的影响
油压偏低油膜厚度越小，造成
轴承承载能力越小
冷态下转予找中心，实际上是找
轴瓦中心，使各个轴承负荷分配
均匀，比压合理
图2 二瓦轴承高温工作主要原因
3 解决措施及实施
根据上述分析，我们制定解决措施见表2。
在l 机组小修期间，将上述对策逐一实施，针
对项目落实到个人，并严格执行三级验收制度，加
大考核力度，保证制定的对策有效实施。
表2 解决措施表
序号 要因 目标 措旌
保证进油压 利用机组停机期问检查
进油量
1 力、流量符合厂 二瓦供油管路是否畅通、供
的影响
家标准要求 油孔是否符合图纸要求
轴承负 机组停机冷态F复查联
轴承负荷分配 轴器中心，必要时在 瓦F
2 荷分配的
均匀 部减垫片以降低lll 瓦轴承
影响
负荷，增加三瓦轴承负荷
项目具体实施的方法1如图3所示。
图3 项目实施方法1
在机组小修期间对1 机二瓦供油管路及供油孔
进行解体检查，经班组、工区、生产技术部三方验
收合格后回装。
项目具体实施方法2如图4所示。
日
图4 项目实施方法2
在小修中对1 汽轮机高中、低压转子联轴器中
心进行复查，在二瓦下部两块垫片分别减去0．05mm
垫片，以除低二瓦轴承负荷。
4 项目实施后效果
实施后的二瓦轴承工作金属温度表3所示，l
汽轮机小修后二瓦轴承工作金属温度在负荷
200MW 时为80．4℃，符合汽轮机厂家小于85℃的
规定。
表3 项目实施后l 汽轮机运行工况
一瓦振动／gm 二瓦振动／gm 三瓦振动／gm 四瓦振动／gm 五瓦振动／tam 六瓦振动／um
51．4 33．1 57．O 59．1 62．5 52．6
19．6 23．2 104．9 23O 42．4 5O-8
一瓦温度／。C 二 温度／℃ 三瓦温度／℃ 四瓦温度／。C 五瓦温度／℃ 六瓦温度
72．8 80．4 64．0 69．7 58．7 61．1
全厂有功／MW 有功功率／MW 真空／kPa 主汽压力／MPa 再热压力／MPa 主汽流量／(t／h)
182．5 200．2 -90．2 16．7 2．7 855．5
总装机容量／MW 汽轮机转速／(r／min) 炉膛负压／Pa 主汽温度／~C 再热温度／℃ 给水流量／(t／h)
600 3000 8 -76．3 533．7 529．7 850．2
134I电||l技术2015~ 3
5 结论
经过项目的实施，解决了1 汽轮机二瓦轴承工
作金属温度高问题，促进了机组的安全稳定运行，
取得了一定的社会及经济效益。通过这次活动，我
们深深体会到用科学的方法，集体的智慧，集思广
益，坚持理论与实践相结合，才能够发现问题，解
决问题。随着科学技术的不断进步，一些新设备也
将陆续投入使用，工作中还会遇到新的问题。今后，
产品与解决方案
我们还要不断地开展各种活动，从提高质量意识、
问题意识、改进意识、参与意识入手，加强技术学
习，提高检修技术水平，解决实际工作中的难题，
为热电厂的安全经济运行做出新的贡献。
作者简介
郑志权(1975．)，佳木斯热电厂生技部专工，从事热电厂汽机检修
方面的工作。
(上接第81贝)
在操作机构上进行手动同期合闸时，把操作机
构上的操作把手打到“手合同期”位置，此信号由
智能终端采集后通过GOOSE发送给测控装置。测
控装置检测到“手合同期”GOOSE接收虚端子有有
效输入且为l时，再检测“投远控”虚端子有有效
输入且退出，然后检测同期状态。满足条件之后，
通过GOOSE发送合闸令给智能终端， 由智能终端
进行合闸出口。
NNN~ o o
卜— ～
u
解除闭锁GS>一
图3 过程层操作闭锁逻辑
在操作机构上进行手动强制合闸操作时，把操
作机构上的操作把手打到“强制合闸”位置。不经
过测控装置，直接导通操作回路进行合闸操作。同
时需要注意，手动合闸操作回路中应串接“投远控”
压板的就地位置， 以确保手动强制合闸时，操作机
构处于就地位置。在操作机构上进行手动分闸操作
时， 同强制合闸类似。
5 结论
本文按“操作侧近端就地” 的原则，对智能变
电站的远方就地手控操作方案进行了优化设计。间
隔层操作把手置于就地位置时，只允许在间隔层进
行操作，闭锁远方调度端和站内站控层的操作。过
程层操作把手置于就地位置时，只允许在过程层进
行操作， 闭锁远方调度端、站内站控层和间隔层的
操作。在取消配置各个功能GOOSE接收虚端子的
接收的情况下，本文设计的远方就地控制方案和现
有的常规变电站的远方就地控制方案完全相同。因
此本设计方案在满足智能化变电站手动操作的同
时，也完美的兼容了现有的传统常规变电站的手动
操作方案。方案灵活性高，可根据实际情况设置或
取消一些把手或压板，而不需要改变测控装置的闭
锁逻辑，可最大限度的满足工程实际需要求。
参考文献
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联锁扩建方案研究fJ]．电力系统保护与控制，2010，
38r1 11：109一I 12．
作者简介
陈桂友(1978．)，男，工程师，从事变电站自动化系统、数字化变
电站系统研发工作。

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