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摘要：某厂3号机进行机组大修时，由已退役的高压缸以及高、低压转子进行替换，并进行了相关的技术改造。经过机组试运、试验及并网运行后，对3号机进行大修前、后热力试验热耗对比，发现能够显著提高机组效率。
关键词：汽缸更换，技术改造，热耗，效率
Abstract: HP cylinder and HP/LP rotors are replaced by dimissionioning ones for #3 unit of XX Power Plant and relevant technical renovation is performed. The comparisons on thermal consumption before/after overhaul by thermal tests show, the unit efficiency is remarkably raised after commissioning, testing and grid-connection.
Key words: Cylinder replacement, technical renovation, thermal consumption, efficiency
中图分类号：TK26 文章标识码：A文章编号：
某厂3号机为N100-90/535型纯凝式汽轮发电机组，投产于1974年，机组设有2台高压加热器、4台低压加热器和1台高脱。高加疏水逐级自流，门杆漏汽进入高脱。
2012年，该厂对该机组进行了全面技术改造，用功能正常的已退役设备进行了部分更换。经过机组试运、试验及并网运行后，对3号机进行大修前、后热力试验热耗对比，发现能够显著提高机组效率。
一、揭缸测绘
2012年初，该厂对低压缸进行揭缸测绘，为技术改造拉开了序幕。揭开低压上缸及上隔板套后发现，低压转子第15级动叶片有2片断裂，断叶片所在叶片组围带及相邻叶片组围带损坏。测绘后机组启动纯凝运行机组负荷控制在95MW以内。
二、大修技术改造项目
2012年10月3号机大修，用该厂退役的10万千瓦2号机组整体高压缸和低压转子及隔板进行了更换，并进行了相关的技术改造。另外，还对高加盘管等进行了维修更换作业。
主要大修项目
三、大修改造后启动运行要求
大修完成后，开机升速过程中要求参数稳定，真空要求控制在(0.066～0.08MPa)；确保胀差不超标；升速过程中，轴瓦振动超过0.03mm，过临界转速时轴瓦振动超过0.1mm或轴振动超过0.26mm立即打闸停机，严格控制机组振动情况，防止发生动静摩擦。3号机在4次开停机高速找平衡过程中，严格按照规程运行参数规定试运、试验，確保机组启动、并网安全运行，为机组安全、高效运行打下良好基础。
机组启动运行正常后，运行参数的对比：各疏放水截门检测内漏，截门前后温差基本相近，没有内漏截门；真空严密性修前180MPa/min，修后220 MPa/min。因修前没有10万千瓦负荷点，对90MW负荷运行参数相比，锅炉给水温度、凝汽器循环水温升、端差基本一致。
四、大修试验系统隔离及试验数据
机组大修结束后，经过试运、试验正常，就可以进行正式并网运行。并网运行三天后，开始进行大修后热力试验。
1、试验要求
1）当系统和设备稳定运行1小时后开始记录数据。
2）试验期间停止一切无关操作包括系统排污、吹灰和系统补水等。
3） 给水系统要求3号机零米给水母管、13.5米给水母管解列。
4）高脱系统要求关闭3号机高脱本身汽、水平衡门，解列高脱下水母管。由本机二、三抽汽供高脱用汽，高脱再沸腾倒5号高脱带。
5） 轴封供汽系统：轴封用汽按正常运行方式。
6）复水系统一、二号低压加热器串联运行，关闭复水再循环门。
7）疏水系统：要求疏水系统按正常运行。
8）给水泵盘根冷却水系统：给水泵盘根冷却水由5号机带。
9） 给水系统解列后，11号给水泵单运行。
3号机组大修前试验于2012年8月20日08:00-16:00进行，期间共进行95MW、90MW、80MW三个工况点，试验期间工况稳定。
3号机组大修后试验于2012年11月11日08:00-16:00进行，期间共进行80MW、90MW、10万千瓦三个工况点，试验期间工况稳定。
试验标准：参照《汽轮机热力性能验收试验规程》（GB/T 8117.2-2008）；水和水蒸汽性质表IAPWS-IF97。
试验期间运行调整：主汽温度、压力压线运行。轴封供气压力、复水压力均在规程规定范围内运行。给水系统联络电动门均手动摇严，高脱排气至脱硝系统正常运行（修前、修后高脱系统排气一样），供热倒其他机组运行，试验机组纯凝工况运行，调整运行参数，使之尽可能接近设计值并保持稳定，使偏差和波动符合试验规程要求。
运行参数波动范围
2、大修前试验数据及结果
3、大修后试验数据及结果
4、 试验热耗对比
90MW和80MW下的试验热耗如下：
机组改造前、后试验热耗值（单位：KJ/kwh）
热力试验对比显示， 80MW、90MW负荷试验效率分别提高2.31%、2.45%。10万千瓦负荷修正后试验效率39.91%，较改造前设计效率38.9%提高1.0%，可降低单机发电煤耗10g/kwh，单机每年平均发电量41000万kwh，可节约标煤4100t。
五、高加及其它改造项目分析
大修前5、6号高加上、下端差很大，尤其是5号高加下端差在95MW工况下达到39.47℃，本次大修期对高加本体进行检查，更换部分盘型管，90MW负荷5、6号高加上端差分别下降8.82℃、0.36℃；5、6号高加下端差分别下降0.81℃、5.7℃。检查减温水门不严，减温水流量较修前减少20.3t/h。
六、结论
该厂利用退役设备对气缸进行改造，并进行相关的技术改造，提高机组效率，降低供电煤耗，取得了较好效果，对其它相关电厂具有很大的借鉴意义。
参考文献
1. 李勤道 刘志真《热力发电厂热经济性计算分析》北京：中国电力出版社
2. 肖增弘《火电机组汽轮机运行技术》北京：中国电力出版社
3. 徐贞喜《汽轮机设备故障诊断与预防》北京：中国电力出版社
4. 大型火电设备手册——汽轮机 北京：中国电力出版社
作者简介
孙健，男，1976年8月8日，学历：大专，职称：工程师；职务：高级主管
关键词：汽缸更换，技术改造，热耗，效率
Abstract: HP cylinder and HP/LP rotors are replaced by dimissionioning ones for #3 unit of XX Power Plant and relevant technical renovation is performed. The comparisons on thermal consumption before/after overhaul by thermal tests show, the unit efficiency is remarkably raised after commissioning, testing and grid-connection.
Key words: Cylinder replacement, technical renovation, thermal consumption, efficiency
中图分类号：TK26 文章标识码：A文章编号：
某厂3号机为N100-90/535型纯凝式汽轮发电机组，投产于1974年，机组设有2台高压加热器、4台低压加热器和1台高脱。高加疏水逐级自流，门杆漏汽进入高脱。
2012年，该厂对该机组进行了全面技术改造，用功能正常的已退役设备进行了部分更换。经过机组试运、试验及并网运行后，对3号机进行大修前、后热力试验热耗对比，发现能够显著提高机组效率。
一、揭缸测绘
2012年初，该厂对低压缸进行揭缸测绘，为技术改造拉开了序幕。揭开低压上缸及上隔板套后发现，低压转子第15级动叶片有2片断裂，断叶片所在叶片组围带及相邻叶片组围带损坏。测绘后机组启动纯凝运行机组负荷控制在95MW以内。
二、大修技术改造项目
2012年10月3号机大修，用该厂退役的10万千瓦2号机组整体高压缸和低压转子及隔板进行了更换，并进行了相关的技术改造。另外，还对高加盘管等进行了维修更换作业。
主要大修项目
三、大修改造后启动运行要求
大修完成后，开机升速过程中要求参数稳定，真空要求控制在(0.066～0.08MPa)；确保胀差不超标；升速过程中，轴瓦振动超过0.03mm，过临界转速时轴瓦振动超过0.1mm或轴振动超过0.26mm立即打闸停机，严格控制机组振动情况，防止发生动静摩擦。3号机在4次开停机高速找平衡过程中，严格按照规程运行参数规定试运、试验，確保机组启动、并网安全运行，为机组安全、高效运行打下良好基础。
机组启动运行正常后，运行参数的对比：各疏放水截门检测内漏，截门前后温差基本相近，没有内漏截门；真空严密性修前180MPa/min，修后220 MPa/min。因修前没有10万千瓦负荷点，对90MW负荷运行参数相比，锅炉给水温度、凝汽器循环水温升、端差基本一致。
四、大修试验系统隔离及试验数据
机组大修结束后，经过试运、试验正常，就可以进行正式并网运行。并网运行三天后，开始进行大修后热力试验。
1、试验要求
1）当系统和设备稳定运行1小时后开始记录数据。
2）试验期间停止一切无关操作包括系统排污、吹灰和系统补水等。
3） 给水系统要求3号机零米给水母管、13.5米给水母管解列。
4）高脱系统要求关闭3号机高脱本身汽、水平衡门，解列高脱下水母管。由本机二、三抽汽供高脱用汽，高脱再沸腾倒5号高脱带。
5） 轴封供汽系统：轴封用汽按正常运行方式。
6）复水系统一、二号低压加热器串联运行，关闭复水再循环门。
7）疏水系统：要求疏水系统按正常运行。
8）给水泵盘根冷却水系统：给水泵盘根冷却水由5号机带。
9） 给水系统解列后，11号给水泵单运行。
3号机组大修前试验于2012年8月20日08:00-16:00进行，期间共进行95MW、90MW、80MW三个工况点，试验期间工况稳定。
3号机组大修后试验于2012年11月11日08:00-16:00进行，期间共进行80MW、90MW、10万千瓦三个工况点，试验期间工况稳定。
试验标准：参照《汽轮机热力性能验收试验规程》（GB/T 8117.2-2008）；水和水蒸汽性质表IAPWS-IF97。
试验期间运行调整：主汽温度、压力压线运行。轴封供气压力、复水压力均在规程规定范围内运行。给水系统联络电动门均手动摇严，高脱排气至脱硝系统正常运行（修前、修后高脱系统排气一样），供热倒其他机组运行，试验机组纯凝工况运行，调整运行参数，使之尽可能接近设计值并保持稳定，使偏差和波动符合试验规程要求。
运行参数波动范围
2、大修前试验数据及结果
3、大修后试验数据及结果
4、 试验热耗对比
90MW和80MW下的试验热耗如下：
机组改造前、后试验热耗值（单位：KJ/kwh）
热力试验对比显示， 80MW、90MW负荷试验效率分别提高2.31%、2.45%。10万千瓦负荷修正后试验效率39.91%，较改造前设计效率38.9%提高1.0%，可降低单机发电煤耗10g/kwh，单机每年平均发电量41000万kwh，可节约标煤4100t。
五、高加及其它改造项目分析
大修前5、6号高加上、下端差很大，尤其是5号高加下端差在95MW工况下达到39.47℃，本次大修期对高加本体进行检查，更换部分盘型管，90MW负荷5、6号高加上端差分别下降8.82℃、0.36℃；5、6号高加下端差分别下降0.81℃、5.7℃。检查减温水门不严，减温水流量较修前减少20.3t/h。
六、结论
该厂利用退役设备对气缸进行改造，并进行相关的技术改造，提高机组效率，降低供电煤耗，取得了较好效果，对其它相关电厂具有很大的借鉴意义。
参考文献
1. 李勤道 刘志真《热力发电厂热经济性计算分析》北京：中国电力出版社
2. 肖增弘《火电机组汽轮机运行技术》北京：中国电力出版社
3. 徐贞喜《汽轮机设备故障诊断与预防》北京：中国电力出版社
4. 大型火电设备手册——汽轮机 北京：中国电力出版社
作者简介
孙健，男，1976年8月8日，学历：大专，职称：工程师；职务：高级主管