秦山二期650 MW核电汽轮机是由哈尔滨汽轮机厂有限责任公司自主研制为主、并与美国西屋公司联合设计、合作制造的我国首台600 MW级核电汽轮机,型号为HN642-6.41,是单轴、四缸六排汽、带中间汽水分离再热器的反动凝汽式汽轮机.该机有1只高压缸和3只低压缸,均采用双层缸结构,双分流,对称布置,正反向各7级,采用积木块式设计,高压部分是以原火电600 MW中压缸积木块(BB051)核电化后的高压缸积木块(BB051N)型式,3个低压缸基本相同,为核电化的BB0474R积木块型式.该机通流级数少,效率高;通流部分流线平滑,高、低压缸为对称布置,轴向推力自平衡;采用枞树型叶根,尺寸小、强度高、安全性好、拆卸方便;采用多层缸结构,通流部分轴向间隙大,径向间隙小,具有较好的热负荷和变负荷适应性;采用数字式电液调节(DEH)系统,自动化程度高.通流部分运用可控涡设计,动叶自带围带(低压末3级除外)成圈连接,使机组有较高的可靠性及经济性,保证热耗9970 kJ/kWh.
1 主要设计与结构特点
与常规火电汽轮机相比,核电汽轮机的主蒸汽参数和相对内效率都比较低,因此主蒸汽的汽耗量、比容和体积等都大得多,并且通流部分的绝大多数级处于湿蒸汽区.因此,为提高核电汽轮机运行的安全可靠性和经济性,其设计、结构有不同于火电汽轮机的特点,现将HN642-6.41型汽轮机的主要设计与结构特点分析总结如下.
1.1 热力系统
利用美国西屋公司PH程序计算热平衡,并根据核电汽轮机主蒸汽参数低、高压及低压后几级湿度大等特点,考虑了湿度损失的影响.低压部分采用非对称抽汽.分缸压力适应低压积木块BB0474R.背压经冷端优化确定为5.39 kPa(a),并作为额定和最大保证工况的背压.
1.2 轴系
秦山二期650 MW汽轮发电机组的轴系首次采用1个高压缸积木块和3个低压缸积木块结构,与600 MW火电机组轴系的区别在于:①在低压第一次采用四瓦块可倾瓦轴承,这种轴承稳定性好,自位及润滑性能好;②首次在大型汽轮机上采用无中心孔转子.
秦山二期汽轮发电机组轴系与600 MW湿冷汽轮发电机组轴系最大的不同是,汽轮机转子全部是无中心孔转子,汽轮机低压转子轴承全部采用四瓦块可倾瓦轴承,低压转子(LPIII)和发电机间取消中间轴.秦山二期汽轮发电机组轴系由高压转子(HP)、中间轴(JSI)、低压转子I(LPI)、中间轴(JSII)、低压转子II(LPII)、中间轴(JSIII)、低压转子III(LPIII)、发电机转子(GEN)和励磁机转子(EXC)组成.系统中共有11个支持轴承和1只LEG型推力轴承,1号~8号为汽轮机轴承(全部采用四瓦块可倾瓦轴承),9号和10号为发电机轴承,11号为励磁机轴承,LEG型推力轴承安装在1号低压缸前轴承座内.除励磁机转子采用单支承外,其余转子均采用双支承结构.轴系组成简图如图1所示.轴系分析上采用成熟的Q因子方法,通过设计计算、论证确认了该轴系的合理性和可靠性,机组运行后得到了证明.
HP JSI LPI JSII LPII JSIII LPIII GEN EXC
1.3 积木块结构
高压积木块是在成熟的火电600 MW中压积木块基础上改进设计而成的,并保留了原有特点:如双层缸结构以减小压差和温差;窄法兰以减小热容量;双分流布置,轴向推力自平衡等.在保留BB051积木块特点的基础上,由于核电机组工作参数与火电有较大不同,必须对原积木块进行强度核算和结构改进,核电化的内容主要有:中分面螺栓重新布置,并加粗了部分螺栓以保证足够的密封压力;采取防侵蚀措施;抽汽口位置重新布置以增加一级抽汽(增加一组隔板套)等.
低压积木块为BB0474R,是在成熟的火电600 MW低压积木块BB0474R基础上核电化改进设计而成的.由于600 MW级核电汽轮机的低压参数均在BB0474R的参数限制值范围之内,其设计与结构保留了原有特点:如双层缸(内缸一体化);加强型无中心孔整锻转子;末3级全自由叶片(5、6级动叶片顶部蜂窝汽封);第6、7级隔板低直径弹簧汽封等.核电化改进设计的内容主要有:末3级设去湿结构,动叶片镶司太立合金片等.
1.4 通流
高压通流采用的是原火电600 MW中压积木块BB051核电化后的BB051N积木块,双分流,对称布置,正反向各7级,动静叶选用美国西屋公司可控反动度2500系列叶型,动叶采用P型枞树型叶根,自带围带结构,并被设计成不调频叶片.低压通流基本采用以火电设计的BB0474R模块为基础的核电化改进设计而成的积木块,双分流,对称布置,正反向各7级,前4级动静叶片采用可控反动度1100系列叶型,动叶片为P型枞树型叶根,自带围带结构,并被设计成不调频叶片,后3级动叶片为全自由叶片,圆弧型枞树型叶根,调频叶片.通流部分设计充分考虑了核电湿度大的特点,高压部分与湿蒸汽接触的零部件,除了考虑到有足够的强度性能以外,还采用防侵蚀材料,低压部分除了采用去湿结构以外,还有采用其他方法以防止末几级由于湿度大或处于过渡区而引起的叶片等零部件的侵蚀.
1.5 动、静叶片
高压动、静叶片均采用美国西屋公司可控反动度2500系列叶型,其强度、振动及气动特性均按美国西屋公司判别准则进行设计计算.隔板由自带独立内、外环的静叶组装焊接而成.动叶均为不调频的自带围带结构,叶根为P型枞树型.低压动静叶片均采用可控反动度1100系列叶型,其强度、振动及气动特性均按美国西屋公司判别准则进行设计计算.前5级隔板为自带独立内、外环的静叶组装焊接而成的组焊式;前4级动叶为不调频的自带围带结构,叶根为P型枞树型,后3级动叶为全自由、调频叶片,叶根为圆弧型枞树型.次末级、次次末级动叶顶部汽封为蜂窝式汽封,此种汽封可以收集叶片流道内的水分,增强去湿效果,同时起到汽封作用,提高效率.
1.6 润滑油系统
采用先进的油涡轮增压泵供油系统取代传统的射油器供油系统,效率高,减小了主油泵流量、增压压力和功率,提高了机组出力,并提高了机组停机过程的安全可靠性.采用LEG型推力轴承,较大地减小了流量和耗功,有助于提高机组出力和减少设备投资.汽轮机8个支持轴承采用四瓦块可倾瓦轴承,在温度变化时可保持对中,并且可倾瓦块外用球面调整销支承在轴承套内,自位性能好.油箱回油滤网改为2个,在机组正常运行时,2个可互为备用,便于随时清洗或调换.盘车装置采用涡轮涡杆副传动,低速盘车,可自动投入,当汽轮机冲转时,可自行脱开.装在3号低压缸(电端)下半轴承箱内,小修时不影响操作.为降低盘车负荷,低压缸每个轴承均配备有高压油顶起装置.顶轴系统采用母管制,6个低压轴承和2个电机轴承顶起,降低了盘车电机功率.
1.7 去湿和防侵蚀
1.7.1 高压部分
高压内外缸、进汽导流环采用抗腐蚀性能强的ZG15Cr2Mo1材料.隔板套、内外汽封采用12%Cr不锈钢材料ZG0Cr13Ni4Mo(10715AR).高压外缸易受侵蚀的局部地区在汽缸基材上堆焊一层8 mm厚的防侵蚀不锈钢材料1Cr12Ni4Mo(10765EX).
1.7.2 低压部分
在湿度大于4%的区域,如末级、次末级设去湿结构,在次末级动静叶之间设有去湿孔.第5、6级动叶顶部设蜂窝汽封可有效去除动叶顶部的水分.末级动静叶之间靠排汽导流环与低压内缸之间的3 mm间隙去除水分.末级静叶通道内有去湿孔,有助于提高末级动叶的抗腐蚀能力.末3级动静叶之间的间隙适当增大以减小对动叶片的水蚀.末3级动叶进汽边焊有司太立合金片,以有效防止动叶水蚀.
1.8 本体辅助系统
汽封系统的供汽取自主汽阀前的新汽,经过一个主供汽阀门站控制通往高压缸和低压缸汽封的汽量.高、低压缸各端部汽封都有各自的供汽阀门站,每个供汽阀门站前面的管道均装有蒸汽滤网.该系统中各汽封供汽站采用独立调节方式,每个低压缸的端部汽封分别配置一套阀门站,以便进入低压汽封的蒸汽压力保持一致.
疏水系统按核电疏水量大加大了疏水阀及增加了疏水点,并设有2个气动通风阀,以防主汽阀和再热阀关闭后鼓风引起叶片温度升高.
喷水系统按核电低压缸个数增加而相应增加了喷水系统的个数,每个低压缸配有一套后汽缸喷水系统.
1.9 调节系统与控制装置
本机配置3种自动控制装置,即数字式电液控制系统DEH,汽轮机监视仪表TSI,危急遮断装置ETS.DEH系统主要的功能是按操纵员或自动启动装置给出的指令来控制主汽阀、主汽调节阀、再热主汽阀和再热调节阀,使机组按一定要求升、降转速,增减负荷、停机等,实现机组运行中的各种要求.DEH装置接受转速、功率及第1级汽压的实际信号,对机组的转速、功率、蒸汽流量实行闭环调节.此外,DEH有阀门管理、转子应力计算、参数监测显示、超速保护、自启停控制等多种功能.当汽轮机运行参数超过安全运行极限时(真空低、润滑油压低、调节油压低、轴向位移极限、超速及用户认为需要跳闸的其他信号),ETS装置使各蒸汽阀门关闭以保证机组安全.该系统采用了双路并串联逻辑回路,可避免误动作及拒动作,提高了系统的可靠性.TSI对汽轮机转子的轴向位移、相对膨胀、绝对膨胀、轴振动、轴挠度、转速、轴偏心度、零转速等进行监测,并对测量值进行比较判断,超限时发出报警信号和停机信号.
2 典型的安装特点
秦山二期650 MW核电汽轮机与600 MW等级火电汽轮机在结构上有所差异,本体部分通流部件尺寸比火电汽轮机要大得多,体现在安装中,有以下几个主要特点:
(1)缸体台板安装采用可调垫铁方式,台板为挠性台板,台板与缸体撑脚面之间接触的检查,不采用75%以上接触面积检查,而只采用间隙检查,0.04 mm塞尺不入为合格.
(2)低压外缸上、下半分为调端、电端和中部,各部分通过垂直中分面螺栓连接,散件供货,现场拼装.由于低压内下缸与低压外下缸之间的定位销是在制造厂内组装后加工配制的偏心销,该偏心销已点焊在外下缸上,所以,现场拼装时不能按照制造厂家安装指导书上介绍的,简单地用拉钢丝找中外下缸三部分并进行拼装,而应先将外下缸预拼装找中后,装入低压内下缸,以低压内下缸电、调端内圆洼窝及外缸调、电端的内外油挡洼窝为准来找中外下缸三部分,并最终拼装连接.
(3)该机组汽轮机在厂家进行了四缸联合整体组装盘车,考虑部件加工偏差,安装时,根据设计图纸,对照总装记录,对一些加工引起的装配不符合项,以厂家总装记录为准,如低压缸电、调端隔板套上组装了1~5级隔板,嵌入式,已点焊,现场不再对此隔板进行调整.
3 安装过程中采取的主要特殊措施
汽轮机缸体轴系长,且本体设备皆为散件,给安装工作带来了很大的难度.如低压外缸分为调、中、电三段,现场拼装,由于缸体内外底部定位销已在工厂配置完成,加上缸体运输变形及挠性缸体本身变形的不确定性,拼装时调整工作难度极大,汽轮机的施工质量要求极高,因此,现场安装时必须采取一些特殊措施,以保证安装工作得以高效、高质量地完成.归纳起来,有以下几个主要方面的特殊措施:
3.1 台板安装
根据设计,台板就位调整是利用制造厂家提供的位于基础上的可调垫铁来完成的.由于土建基础施工标高误差为10 mm,而可调垫铁行程仅3~4 mm,用此方法无法实现,故必须采取特殊方法,即在可调垫铁与基础之间增设平垫铁.
平垫铁的加工要求应满足如下条件:1号低压缸及3号低压缸处垫铁的上表面扬度为1:2000,尺寸偏差≤0.05 mm;2号低压缸无表面扬度,尺寸偏差≤0.05 mm.共需增设600块平垫铁.
3.2 低压缸拼缸
因制造厂家在厂内已将低压缸内、外缸底销配置完成,使得现场拼缸时须逆汽轮机出厂前厂内的总装过程而为之,无法按厂家提供的安装程序和指导书来进行.拼缸时须先将外下缸预拼装找中后,装入低压内下缸,同时考虑各方面因素,如内外缸横向水平、中分面高低差、洼窝中心等,以低压内下缸电、调端内圆洼窝及外缸调、电端的内外油挡洼窝为准来找中外下缸三部分,并最终拼装连接.
因低压外缸运输过程中存在变形及缸体本身挠性变形的不确定性等,各技术指标值允差又极小,且“牵一发而动全身”,因此在调整时,必须反复对低压外缸各部分和低压内缸进行起吊、测量、顶动等,同时采取增设压块、定位块及缸体支撑梁等措施.
3.3 对中固定元件的装配
根据制造厂提供的对中垫片数量和尺寸,汽轮机对中后,通过测量锚固板与缸体撑脚配合面间的间隙(要求0.05 mm塞尺不入)来确定并加工垫铁的尺寸.由于垫铁在数量上没有富裕,加之锚固板与缸体撑脚配合面间的间隙并非定值或线性值,而对中固定块装配要求又为0~0.08 mm,如按设计方法施工,难度极大.为了达到安装要求,在实际安装过程中采取了增配工艺键的方法,即在汽轮机对中调整结束后,测量出锚固板与缸体撑脚配合面间的间隙,用现场制作的工艺垫铁加工至合适尺寸,装入后检查其配合情况,并根据工艺垫铁的实际配合尺寸来确定对中垫铁的加工尺寸,按此进行加工装配,实际安装中增设了25块工艺键.
4 安装中存在的主要问题及处理措施
在2台汽轮机的实际安装中曾遇到很多问题,有些是设备存在的缺陷,有些是因考虑不周造成返工、误工甚至设备零部件损坏.回顾这2台汽轮机的安装,笔者认为如下问题值得总结和反思.
(1)第1台汽轮机扣缸时低压内缸水平中分面螺栓的拧紧由设计图纸要求的用螺栓加热器热紧改为用力矩扳手冷紧.
原因分析:核电低压内缸水平中分面结构特殊,哈尔滨汽轮机厂外购配套的螺栓加热器不能满足施工要求,加热后旋转角度仍达不到设计值的一半.
处理方案及措施:对第1台汽轮机,由于施工工期很紧,来不及整改螺栓电加热器,只能根据现场实际情况,将原定的热紧螺栓工艺改用力矩扳手冷紧,螺栓的力矩值不超过哈尔滨汽轮机厂图纸提供的力矩值上限,并用相应螺母旋转角度进行验证.对于空间位置限制而无法使用力矩扳手的4只螺栓,则用千斤顶加扳手紧至设计的螺母旋转角度值.在冷紧时,要注意做到几点:
? 所有摩擦面(如螺纹之间或螺母与垫片之间)必须涂润滑脂,以减少摩擦力;
? 螺栓、螺母毛刺必须清除干净,自由状态下,螺母应旋转自由;
? 按设计预紧力矩值旋紧螺母,确认各螺栓连接部位各间隙已消除,否则,应继续加力,直至各间隙消除;
? 消除间隙后,将螺母与法兰或垫片划对应线,然后采用冷紧方法按设计要求的力矩值拧紧螺母,并用相应螺母旋转角度进行验证.
在第2台汽轮机安装时,提出了将螺栓加热棒由交流电加热改为直流电加热并提高功率的方案,解决了螺栓热紧的问题.经过现场实际的试验及整改,第2台汽轮机高压缸和低压缸的螺栓电加热装置达到甚至超过了设计要求,满足了安装和大修的实际需要.需要说明的是,在紧固汽缸中分面双头螺栓时,紧固到位后应反向旋转一定的角度,这样有助于在紧固罩帽时不至于造成螺栓同底孔咬死.
(2)低压外缸(I)后部调端(H01.020Z)与锚固板(H01.160Z)之间的间隙值有误.按照设计,锚固板与低压外缸(I)调端间隙为25.4 mm,实际供货状况为锚固板与缸体间间隙只有13 mm左右,致使基础预埋锚固板与低压外缸(I)下半缸轴承座凹窝相碰,安装不下去.为保证该间隙值25.4 mm,我们采取对低压外缸(I)轴承凹窝进行必要的补充加工,从而得以解决.
(3)因设计问题,低压(I)外下缸调端轴承座基架上少开了4个地脚螺栓工具孔(即哈尔滨汽轮机厂有限责任公司在厂内加工时漏钻孔).为此,需在现场进行补充开孔,而从机头往电机端看,靠电机端左侧一个工具孔与推力轴承油腔底板较近,妨碍拧螺栓,必须对底板进行部分切削.为防止切削处产生漏油故障,需进行煤油渗漏试验检查.
(4)第2台汽轮机基础浇灌后地脚螺栓和锚固板标高下降超差问题.2号汽轮机地脚螺栓和锚固板样板架经浇灌砼基础后复查,发现因汽轮机基础浇灌后沉降导致地脚螺栓和锚固板标高下降超出规范要求,地脚螺栓普遍超差,超差值为-7~-15 mm,锚固板超差值为-9~-10 mm.为保证汽轮机设备安装标高符合设计要求,我们提出将台板地脚螺栓沉孔在制造厂内加深10 mm,从而圆满解决了此问题.
(5)汽封齿压间隙问题.汽封齿压间隙时,从我们的实际操作来分析总结,应先检查汽封弧段是否灵活,有无高出隔板(套)的中分面,否则压出的值会不真实.压间隙的铅丝最好用细丝绕成.蜂窝汽封是一个新结构,蜂窝汽封齿做间隙时,第一步应先用橡胶泥包上橡胶带压,每个弧段上保证有3个点.另外,汽封齿齿尖最好修得稍小一些,间隙尽量按上差要求修刮,以留有一定的裕量.
(6)轴承找正问题.轴承找正时,应先修刮瓦枕同瓦壳的接触面,C值保证上公差,轴承中心找好后,应及时更换正式垫片,厚度应比临时垫片厚度大相应的值,并根据临时垫片的块数具有的规律变化来决定.
(7)隔板(套)安装问题.隔板(套)安装时,先修配各配合面的值,用铅丝测量,纵横向水平在有误差时最好同步相借调整,在扣内部上半部时,应先检查支撑挂耳及垫块紧固螺栓尾部有无高出垫块平面.
(8)主油泵进出油管密封环的最终加工问题.主油泵的进出油管密封环最终加工厚度确定后,应结合前轴承箱的扬度值及主油泵的扬度值将密封内环加工成带有一定的斜度,这样有利于消除扣完缸后焊接润滑油管造成的变形所带来的不利影响,也就是说,在主油泵无法再吊起的情况下,可以通过旋转带有一定斜度的密封环来调整.
(9)测温热电偶安装问题.测温热电偶安装时,必须在经过油冲洗使润滑油的品质达标后,等到最后一次清理轴承时再安装,以避免不必要的折断.在通过箱体的孔洞处应细致采取密封措施,否则会出现漏油现象.
(10)对轴向通流间隙,应找出最大与最小位置,在同一位置盘动转子来测量K值.外引点最好选用转子的两端,以有利于对比,保证扣完缸后转子定位的精确.
(11)在拼外缸时,保证内缸的水平及扬度,紧固垂直中分面螺栓时,应从水平中分面向下分段紧固.
(12)EH油管安装需注意的问题.EH系统油压高,对液压油的油品质要求也高,EH油管布置好后,在油冲洗前,应先进行一次气体试验检查,既能起到找漏点的作用,又能起到试压吹扫效果.
(13)油冲洗需注意的问题.油冲洗在转换管线时禁止使用软性连接,管线上的控制阀门应拆除,否则流量易受阻,效率低.油管路上的法兰连接处,垫片内径不应明显大于或小于法兰内径,这样不易积留杂物,从而保障管内畅通.控制流量的阀门应注意间隔调大、调小,以增加冲力.
5 几点认识和体会
(1)秦山核电二期650 MW汽轮机是以我为主、中外合作研制的,该机研制成功表明我国自主开发大型压水堆核电站汽轮机的能力有大幅提高.2台机组已累计发电104亿kWh(截至2004年6月9日),经过多次启停机、甩负荷试验、热效率试验、168 h连续运行考核及半年多来的试运行等实践证明,该机组运行可靠,结构设计合理,启停平稳,各项性能指标均达到了设计要求.大型核电站的建设将解决我国部分经济发达且能源资源缺乏地区的电力供应不足问题,大大减轻了火电建设带来的煤炭铁路运输压力及对环境保护的不利影响,对我国的经济建设和社会发展有十分显著的效益.
(2)核电站工程具有建设规模大、交叉作业多、工期紧等特点,施工前组织工作的好坏,直接影响整个安装工程的安全、质量和进度.为此,必须根据设计图纸、规范标准、规定的施工期限、各项经济技术指标、施工单位的技术水平、施工机械的配备情况以及现场条件等各方面的因素,做好施工组织设计.
汽轮机安装的施工组织是核电站施工组织设计的一个重要组成部分,应根据汽轮机工地的具体情况,仔细做出施工进度、场地布置、劳动力组织、机具配备、施工技术组织和施工用具等各项安排.
(3)汽轮机组的安装主要控制进度为:预检修预组合结束→汽轮机厂房行车安装试验完毕,交付使用→凝汽器组合结束→台板就位→汽轮机扣大盖→发电机静子就位→主蒸汽、主给水、抽汽等主要汽水管路安装完毕→调速系统安装完毕→油循环→辅机分部试转及管路冲洗→整套试转→并网发电.
汽轮机本体的安装,就是将汽轮机安装在规定的位置,且各零部件之间的配合符合制造厂标准.现代大型汽轮机参数高、容量大、尺寸长、重量重、部件多,因而对安装过程中的每一个环节和工序都需认真仔细地把好安装质量关,优质高速地完成安装任务,为机组的顺利投运创造良好条件,打下坚实的基础.
(4)在新型汽轮机的实际安装施工操作中,在已有经验的基础上,应大力推广自主创新,不要过分倚重老的过时的经验方法,从而实现安装施工的快速、优质、高效,并激发工人的积极性和创造性.
——此文章转载于互联网，文中观点与本网站无关，如有侵权请联系删除1 主要设计与结构特点
与常规火电汽轮机相比,核电汽轮机的主蒸汽参数和相对内效率都比较低,因此主蒸汽的汽耗量、比容和体积等都大得多,并且通流部分的绝大多数级处于湿蒸汽区.因此,为提高核电汽轮机运行的安全可靠性和经济性,其设计、结构有不同于火电汽轮机的特点,现将HN642-6.41型汽轮机的主要设计与结构特点分析总结如下.
1.1 热力系统
利用美国西屋公司PH程序计算热平衡,并根据核电汽轮机主蒸汽参数低、高压及低压后几级湿度大等特点,考虑了湿度损失的影响.低压部分采用非对称抽汽.分缸压力适应低压积木块BB0474R.背压经冷端优化确定为5.39 kPa(a),并作为额定和最大保证工况的背压.
1.2 轴系
秦山二期650 MW汽轮发电机组的轴系首次采用1个高压缸积木块和3个低压缸积木块结构,与600 MW火电机组轴系的区别在于:①在低压第一次采用四瓦块可倾瓦轴承,这种轴承稳定性好,自位及润滑性能好;②首次在大型汽轮机上采用无中心孔转子.
秦山二期汽轮发电机组轴系与600 MW湿冷汽轮发电机组轴系最大的不同是,汽轮机转子全部是无中心孔转子,汽轮机低压转子轴承全部采用四瓦块可倾瓦轴承,低压转子(LPIII)和发电机间取消中间轴.秦山二期汽轮发电机组轴系由高压转子(HP)、中间轴(JSI)、低压转子I(LPI)、中间轴(JSII)、低压转子II(LPII)、中间轴(JSIII)、低压转子III(LPIII)、发电机转子(GEN)和励磁机转子(EXC)组成.系统中共有11个支持轴承和1只LEG型推力轴承,1号~8号为汽轮机轴承(全部采用四瓦块可倾瓦轴承),9号和10号为发电机轴承,11号为励磁机轴承,LEG型推力轴承安装在1号低压缸前轴承座内.除励磁机转子采用单支承外,其余转子均采用双支承结构.轴系组成简图如图1所示.轴系分析上采用成熟的Q因子方法,通过设计计算、论证确认了该轴系的合理性和可靠性,机组运行后得到了证明.
HP JSI LPI JSII LPII JSIII LPIII GEN EXC
1.3 积木块结构
高压积木块是在成熟的火电600 MW中压积木块基础上改进设计而成的,并保留了原有特点:如双层缸结构以减小压差和温差;窄法兰以减小热容量;双分流布置,轴向推力自平衡等.在保留BB051积木块特点的基础上,由于核电机组工作参数与火电有较大不同,必须对原积木块进行强度核算和结构改进,核电化的内容主要有:中分面螺栓重新布置,并加粗了部分螺栓以保证足够的密封压力;采取防侵蚀措施;抽汽口位置重新布置以增加一级抽汽(增加一组隔板套)等.
低压积木块为BB0474R,是在成熟的火电600 MW低压积木块BB0474R基础上核电化改进设计而成的.由于600 MW级核电汽轮机的低压参数均在BB0474R的参数限制值范围之内,其设计与结构保留了原有特点:如双层缸(内缸一体化);加强型无中心孔整锻转子;末3级全自由叶片(5、6级动叶片顶部蜂窝汽封);第6、7级隔板低直径弹簧汽封等.核电化改进设计的内容主要有:末3级设去湿结构,动叶片镶司太立合金片等.
1.4 通流
高压通流采用的是原火电600 MW中压积木块BB051核电化后的BB051N积木块,双分流,对称布置,正反向各7级,动静叶选用美国西屋公司可控反动度2500系列叶型,动叶采用P型枞树型叶根,自带围带结构,并被设计成不调频叶片.低压通流基本采用以火电设计的BB0474R模块为基础的核电化改进设计而成的积木块,双分流,对称布置,正反向各7级,前4级动静叶片采用可控反动度1100系列叶型,动叶片为P型枞树型叶根,自带围带结构,并被设计成不调频叶片,后3级动叶片为全自由叶片,圆弧型枞树型叶根,调频叶片.通流部分设计充分考虑了核电湿度大的特点,高压部分与湿蒸汽接触的零部件,除了考虑到有足够的强度性能以外,还采用防侵蚀材料,低压部分除了采用去湿结构以外,还有采用其他方法以防止末几级由于湿度大或处于过渡区而引起的叶片等零部件的侵蚀.
1.5 动、静叶片
高压动、静叶片均采用美国西屋公司可控反动度2500系列叶型,其强度、振动及气动特性均按美国西屋公司判别准则进行设计计算.隔板由自带独立内、外环的静叶组装焊接而成.动叶均为不调频的自带围带结构,叶根为P型枞树型.低压动静叶片均采用可控反动度1100系列叶型,其强度、振动及气动特性均按美国西屋公司判别准则进行设计计算.前5级隔板为自带独立内、外环的静叶组装焊接而成的组焊式;前4级动叶为不调频的自带围带结构,叶根为P型枞树型,后3级动叶为全自由、调频叶片,叶根为圆弧型枞树型.次末级、次次末级动叶顶部汽封为蜂窝式汽封,此种汽封可以收集叶片流道内的水分,增强去湿效果,同时起到汽封作用,提高效率.
1.6 润滑油系统
采用先进的油涡轮增压泵供油系统取代传统的射油器供油系统,效率高,减小了主油泵流量、增压压力和功率,提高了机组出力,并提高了机组停机过程的安全可靠性.采用LEG型推力轴承,较大地减小了流量和耗功,有助于提高机组出力和减少设备投资.汽轮机8个支持轴承采用四瓦块可倾瓦轴承,在温度变化时可保持对中,并且可倾瓦块外用球面调整销支承在轴承套内,自位性能好.油箱回油滤网改为2个,在机组正常运行时,2个可互为备用,便于随时清洗或调换.盘车装置采用涡轮涡杆副传动,低速盘车,可自动投入,当汽轮机冲转时,可自行脱开.装在3号低压缸(电端)下半轴承箱内,小修时不影响操作.为降低盘车负荷,低压缸每个轴承均配备有高压油顶起装置.顶轴系统采用母管制,6个低压轴承和2个电机轴承顶起,降低了盘车电机功率.
1.7 去湿和防侵蚀
1.7.1 高压部分
高压内外缸、进汽导流环采用抗腐蚀性能强的ZG15Cr2Mo1材料.隔板套、内外汽封采用12%Cr不锈钢材料ZG0Cr13Ni4Mo(10715AR).高压外缸易受侵蚀的局部地区在汽缸基材上堆焊一层8 mm厚的防侵蚀不锈钢材料1Cr12Ni4Mo(10765EX).
1.7.2 低压部分
在湿度大于4%的区域,如末级、次末级设去湿结构,在次末级动静叶之间设有去湿孔.第5、6级动叶顶部设蜂窝汽封可有效去除动叶顶部的水分.末级动静叶之间靠排汽导流环与低压内缸之间的3 mm间隙去除水分.末级静叶通道内有去湿孔,有助于提高末级动叶的抗腐蚀能力.末3级动静叶之间的间隙适当增大以减小对动叶片的水蚀.末3级动叶进汽边焊有司太立合金片,以有效防止动叶水蚀.
1.8 本体辅助系统
汽封系统的供汽取自主汽阀前的新汽,经过一个主供汽阀门站控制通往高压缸和低压缸汽封的汽量.高、低压缸各端部汽封都有各自的供汽阀门站,每个供汽阀门站前面的管道均装有蒸汽滤网.该系统中各汽封供汽站采用独立调节方式,每个低压缸的端部汽封分别配置一套阀门站,以便进入低压汽封的蒸汽压力保持一致.
疏水系统按核电疏水量大加大了疏水阀及增加了疏水点,并设有2个气动通风阀,以防主汽阀和再热阀关闭后鼓风引起叶片温度升高.
喷水系统按核电低压缸个数增加而相应增加了喷水系统的个数,每个低压缸配有一套后汽缸喷水系统.
1.9 调节系统与控制装置
本机配置3种自动控制装置,即数字式电液控制系统DEH,汽轮机监视仪表TSI,危急遮断装置ETS.DEH系统主要的功能是按操纵员或自动启动装置给出的指令来控制主汽阀、主汽调节阀、再热主汽阀和再热调节阀,使机组按一定要求升、降转速,增减负荷、停机等,实现机组运行中的各种要求.DEH装置接受转速、功率及第1级汽压的实际信号,对机组的转速、功率、蒸汽流量实行闭环调节.此外,DEH有阀门管理、转子应力计算、参数监测显示、超速保护、自启停控制等多种功能.当汽轮机运行参数超过安全运行极限时(真空低、润滑油压低、调节油压低、轴向位移极限、超速及用户认为需要跳闸的其他信号),ETS装置使各蒸汽阀门关闭以保证机组安全.该系统采用了双路并串联逻辑回路,可避免误动作及拒动作,提高了系统的可靠性.TSI对汽轮机转子的轴向位移、相对膨胀、绝对膨胀、轴振动、轴挠度、转速、轴偏心度、零转速等进行监测,并对测量值进行比较判断,超限时发出报警信号和停机信号.
2 典型的安装特点
秦山二期650 MW核电汽轮机与600 MW等级火电汽轮机在结构上有所差异,本体部分通流部件尺寸比火电汽轮机要大得多,体现在安装中,有以下几个主要特点:
(1)缸体台板安装采用可调垫铁方式,台板为挠性台板,台板与缸体撑脚面之间接触的检查,不采用75%以上接触面积检查,而只采用间隙检查,0.04 mm塞尺不入为合格.
(2)低压外缸上、下半分为调端、电端和中部,各部分通过垂直中分面螺栓连接,散件供货,现场拼装.由于低压内下缸与低压外下缸之间的定位销是在制造厂内组装后加工配制的偏心销,该偏心销已点焊在外下缸上,所以,现场拼装时不能按照制造厂家安装指导书上介绍的,简单地用拉钢丝找中外下缸三部分并进行拼装,而应先将外下缸预拼装找中后,装入低压内下缸,以低压内下缸电、调端内圆洼窝及外缸调、电端的内外油挡洼窝为准来找中外下缸三部分,并最终拼装连接.
(3)该机组汽轮机在厂家进行了四缸联合整体组装盘车,考虑部件加工偏差,安装时,根据设计图纸,对照总装记录,对一些加工引起的装配不符合项,以厂家总装记录为准,如低压缸电、调端隔板套上组装了1~5级隔板,嵌入式,已点焊,现场不再对此隔板进行调整.
3 安装过程中采取的主要特殊措施
汽轮机缸体轴系长,且本体设备皆为散件,给安装工作带来了很大的难度.如低压外缸分为调、中、电三段,现场拼装,由于缸体内外底部定位销已在工厂配置完成,加上缸体运输变形及挠性缸体本身变形的不确定性,拼装时调整工作难度极大,汽轮机的施工质量要求极高,因此,现场安装时必须采取一些特殊措施,以保证安装工作得以高效、高质量地完成.归纳起来,有以下几个主要方面的特殊措施:
3.1 台板安装
根据设计,台板就位调整是利用制造厂家提供的位于基础上的可调垫铁来完成的.由于土建基础施工标高误差为10 mm,而可调垫铁行程仅3~4 mm,用此方法无法实现,故必须采取特殊方法,即在可调垫铁与基础之间增设平垫铁.
平垫铁的加工要求应满足如下条件:1号低压缸及3号低压缸处垫铁的上表面扬度为1:2000,尺寸偏差≤0.05 mm;2号低压缸无表面扬度,尺寸偏差≤0.05 mm.共需增设600块平垫铁.
3.2 低压缸拼缸
因制造厂家在厂内已将低压缸内、外缸底销配置完成,使得现场拼缸时须逆汽轮机出厂前厂内的总装过程而为之,无法按厂家提供的安装程序和指导书来进行.拼缸时须先将外下缸预拼装找中后,装入低压内下缸,同时考虑各方面因素,如内外缸横向水平、中分面高低差、洼窝中心等,以低压内下缸电、调端内圆洼窝及外缸调、电端的内外油挡洼窝为准来找中外下缸三部分,并最终拼装连接.
因低压外缸运输过程中存在变形及缸体本身挠性变形的不确定性等,各技术指标值允差又极小,且“牵一发而动全身”,因此在调整时,必须反复对低压外缸各部分和低压内缸进行起吊、测量、顶动等,同时采取增设压块、定位块及缸体支撑梁等措施.
3.3 对中固定元件的装配
根据制造厂提供的对中垫片数量和尺寸,汽轮机对中后,通过测量锚固板与缸体撑脚配合面间的间隙(要求0.05 mm塞尺不入)来确定并加工垫铁的尺寸.由于垫铁在数量上没有富裕,加之锚固板与缸体撑脚配合面间的间隙并非定值或线性值,而对中固定块装配要求又为0~0.08 mm,如按设计方法施工,难度极大.为了达到安装要求,在实际安装过程中采取了增配工艺键的方法,即在汽轮机对中调整结束后,测量出锚固板与缸体撑脚配合面间的间隙,用现场制作的工艺垫铁加工至合适尺寸,装入后检查其配合情况,并根据工艺垫铁的实际配合尺寸来确定对中垫铁的加工尺寸,按此进行加工装配,实际安装中增设了25块工艺键.
4 安装中存在的主要问题及处理措施
在2台汽轮机的实际安装中曾遇到很多问题,有些是设备存在的缺陷,有些是因考虑不周造成返工、误工甚至设备零部件损坏.回顾这2台汽轮机的安装,笔者认为如下问题值得总结和反思.
(1)第1台汽轮机扣缸时低压内缸水平中分面螺栓的拧紧由设计图纸要求的用螺栓加热器热紧改为用力矩扳手冷紧.
原因分析:核电低压内缸水平中分面结构特殊,哈尔滨汽轮机厂外购配套的螺栓加热器不能满足施工要求,加热后旋转角度仍达不到设计值的一半.
处理方案及措施:对第1台汽轮机,由于施工工期很紧,来不及整改螺栓电加热器,只能根据现场实际情况,将原定的热紧螺栓工艺改用力矩扳手冷紧,螺栓的力矩值不超过哈尔滨汽轮机厂图纸提供的力矩值上限,并用相应螺母旋转角度进行验证.对于空间位置限制而无法使用力矩扳手的4只螺栓,则用千斤顶加扳手紧至设计的螺母旋转角度值.在冷紧时,要注意做到几点:
? 所有摩擦面(如螺纹之间或螺母与垫片之间)必须涂润滑脂,以减少摩擦力;
? 螺栓、螺母毛刺必须清除干净,自由状态下,螺母应旋转自由;
? 按设计预紧力矩值旋紧螺母,确认各螺栓连接部位各间隙已消除,否则,应继续加力,直至各间隙消除;
? 消除间隙后,将螺母与法兰或垫片划对应线,然后采用冷紧方法按设计要求的力矩值拧紧螺母,并用相应螺母旋转角度进行验证.
在第2台汽轮机安装时,提出了将螺栓加热棒由交流电加热改为直流电加热并提高功率的方案,解决了螺栓热紧的问题.经过现场实际的试验及整改,第2台汽轮机高压缸和低压缸的螺栓电加热装置达到甚至超过了设计要求,满足了安装和大修的实际需要.需要说明的是,在紧固汽缸中分面双头螺栓时,紧固到位后应反向旋转一定的角度,这样有助于在紧固罩帽时不至于造成螺栓同底孔咬死.
(2)低压外缸(I)后部调端(H01.020Z)与锚固板(H01.160Z)之间的间隙值有误.按照设计,锚固板与低压外缸(I)调端间隙为25.4 mm,实际供货状况为锚固板与缸体间间隙只有13 mm左右,致使基础预埋锚固板与低压外缸(I)下半缸轴承座凹窝相碰,安装不下去.为保证该间隙值25.4 mm,我们采取对低压外缸(I)轴承凹窝进行必要的补充加工,从而得以解决.
(3)因设计问题,低压(I)外下缸调端轴承座基架上少开了4个地脚螺栓工具孔(即哈尔滨汽轮机厂有限责任公司在厂内加工时漏钻孔).为此,需在现场进行补充开孔,而从机头往电机端看,靠电机端左侧一个工具孔与推力轴承油腔底板较近,妨碍拧螺栓,必须对底板进行部分切削.为防止切削处产生漏油故障,需进行煤油渗漏试验检查.
(4)第2台汽轮机基础浇灌后地脚螺栓和锚固板标高下降超差问题.2号汽轮机地脚螺栓和锚固板样板架经浇灌砼基础后复查,发现因汽轮机基础浇灌后沉降导致地脚螺栓和锚固板标高下降超出规范要求,地脚螺栓普遍超差,超差值为-7~-15 mm,锚固板超差值为-9~-10 mm.为保证汽轮机设备安装标高符合设计要求,我们提出将台板地脚螺栓沉孔在制造厂内加深10 mm,从而圆满解决了此问题.
(5)汽封齿压间隙问题.汽封齿压间隙时,从我们的实际操作来分析总结,应先检查汽封弧段是否灵活,有无高出隔板(套)的中分面,否则压出的值会不真实.压间隙的铅丝最好用细丝绕成.蜂窝汽封是一个新结构,蜂窝汽封齿做间隙时,第一步应先用橡胶泥包上橡胶带压,每个弧段上保证有3个点.另外,汽封齿齿尖最好修得稍小一些,间隙尽量按上差要求修刮,以留有一定的裕量.
(6)轴承找正问题.轴承找正时,应先修刮瓦枕同瓦壳的接触面,C值保证上公差,轴承中心找好后,应及时更换正式垫片,厚度应比临时垫片厚度大相应的值,并根据临时垫片的块数具有的规律变化来决定.
(7)隔板(套)安装问题.隔板(套)安装时,先修配各配合面的值,用铅丝测量,纵横向水平在有误差时最好同步相借调整,在扣内部上半部时,应先检查支撑挂耳及垫块紧固螺栓尾部有无高出垫块平面.
(8)主油泵进出油管密封环的最终加工问题.主油泵的进出油管密封环最终加工厚度确定后,应结合前轴承箱的扬度值及主油泵的扬度值将密封内环加工成带有一定的斜度,这样有利于消除扣完缸后焊接润滑油管造成的变形所带来的不利影响,也就是说,在主油泵无法再吊起的情况下,可以通过旋转带有一定斜度的密封环来调整.
(9)测温热电偶安装问题.测温热电偶安装时,必须在经过油冲洗使润滑油的品质达标后,等到最后一次清理轴承时再安装,以避免不必要的折断.在通过箱体的孔洞处应细致采取密封措施,否则会出现漏油现象.
(10)对轴向通流间隙,应找出最大与最小位置,在同一位置盘动转子来测量K值.外引点最好选用转子的两端,以有利于对比,保证扣完缸后转子定位的精确.
(11)在拼外缸时,保证内缸的水平及扬度,紧固垂直中分面螺栓时,应从水平中分面向下分段紧固.
(12)EH油管安装需注意的问题.EH系统油压高,对液压油的油品质要求也高,EH油管布置好后,在油冲洗前,应先进行一次气体试验检查,既能起到找漏点的作用,又能起到试压吹扫效果.
(13)油冲洗需注意的问题.油冲洗在转换管线时禁止使用软性连接,管线上的控制阀门应拆除,否则流量易受阻,效率低.油管路上的法兰连接处,垫片内径不应明显大于或小于法兰内径,这样不易积留杂物,从而保障管内畅通.控制流量的阀门应注意间隔调大、调小,以增加冲力.
5 几点认识和体会
(1)秦山核电二期650 MW汽轮机是以我为主、中外合作研制的,该机研制成功表明我国自主开发大型压水堆核电站汽轮机的能力有大幅提高.2台机组已累计发电104亿kWh(截至2004年6月9日),经过多次启停机、甩负荷试验、热效率试验、168 h连续运行考核及半年多来的试运行等实践证明,该机组运行可靠,结构设计合理,启停平稳,各项性能指标均达到了设计要求.大型核电站的建设将解决我国部分经济发达且能源资源缺乏地区的电力供应不足问题,大大减轻了火电建设带来的煤炭铁路运输压力及对环境保护的不利影响,对我国的经济建设和社会发展有十分显著的效益.
(2)核电站工程具有建设规模大、交叉作业多、工期紧等特点,施工前组织工作的好坏,直接影响整个安装工程的安全、质量和进度.为此,必须根据设计图纸、规范标准、规定的施工期限、各项经济技术指标、施工单位的技术水平、施工机械的配备情况以及现场条件等各方面的因素,做好施工组织设计.
汽轮机安装的施工组织是核电站施工组织设计的一个重要组成部分,应根据汽轮机工地的具体情况,仔细做出施工进度、场地布置、劳动力组织、机具配备、施工技术组织和施工用具等各项安排.
(3)汽轮机组的安装主要控制进度为:预检修预组合结束→汽轮机厂房行车安装试验完毕,交付使用→凝汽器组合结束→台板就位→汽轮机扣大盖→发电机静子就位→主蒸汽、主给水、抽汽等主要汽水管路安装完毕→调速系统安装完毕→油循环→辅机分部试转及管路冲洗→整套试转→并网发电.
汽轮机本体的安装,就是将汽轮机安装在规定的位置,且各零部件之间的配合符合制造厂标准.现代大型汽轮机参数高、容量大、尺寸长、重量重、部件多,因而对安装过程中的每一个环节和工序都需认真仔细地把好安装质量关,优质高速地完成安装任务,为机组的顺利投运创造良好条件,打下坚实的基础.
(4)在新型汽轮机的实际安装施工操作中,在已有经验的基础上,应大力推广自主创新,不要过分倚重老的过时的经验方法,从而实现安装施工的快速、优质、高效,并激发工人的积极性和创造性.
