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一、汽轮机存在的问题
案例：某发电厂3号汽轮机系1989年大修时，高压下缸发现5条裂纹，当时采用打磨、奥507焊条冷焊处理了长度和深度不太大的编号为1、2号裂紋，处理后效果较好；对余下的3、4、5号裂纹，因处于高压缸内壁、调节汽室内，位置特殊，修复难度较大，经省电力公司同意监控运行。该机组因为设计及制造原因留下许多隐患：汽缸铸造裂纹；不合格动叶片的存在；通流间隙设计过小；经济效率低下，能源浪费较高。
二、技术改造方案的确定
汽轮机通流部分技术改造较成熟的方案有两种。一是仍采用双列速度级，高低缸压力级数不变；二是采用单列速度级，高缸压力级增加一级且更换高压缸。根据上述情况，如果机组能进行技术改造，消除汽缸、动叶存在的隐患及设计、制造方面的不足，则安全性、经济性以及机组适应调峰的能力都将得到保证和提高。鉴于以上要求，采用更换高压缸的方案，具体如下：1、更换高压缸及附件、喷嘴组、所有高压缸隔板套及隔板、高压整体转子及附件、全部动叶、高低压缸前后汽封体、汽封环、低压转子上的叶轮及动叶片、低压缸分流环、去湿环；调节阀及操纵座、凸轮配汽机构；1～4号轴承由三油隙更换为椭圆型轴瓦。2、速度级由双列改为单列，高压缸压力级由原来的14级增至15级，高压缸疏水由两级改为一级，高压缸法兰采用高窄法兰并取消原来的法兰及螺栓加热装置，高压前汽封漏汽至调漏母管前管道由108×5mm扩大为159×8mm，所有汽封均采用可调式汽封。3、设备改造预期效果：（1）机组能连续发出额定功率110MW；（2）机组能连续发出最大功率116MW；（3）额定工况计算热耗值8800．5kJ／kW·h（2102．0kcal／kW·h）；额定工况计算汽耗值3.5519kg／kW·h；保证热耗值8825．8kJ／kW·h。
三、设备现场安装及存在问题分析
1、3号汽轮机通流部分节能改造，是该厂有史以来工作量最大、技术要求最高的一项工作。安装中需要测量上1000个数据，许多数据还要重复进行测量；管道安装也是最为严格的一次，共拆装大小管道30多根，焊口100多个，其中合金钢焊口占了80％。因此，本次安装工作在技术及管理上均有许多值得总结的地方。2、由于厂家设备提供不能及时到货，且提供的设备在制造厂没有进行试装配工序，因此增加了现场改造安装工作的难度及工作量，使工期延长。建议下台改造机组的总装配工序应在制造厂完成，可大大缩短安装工期。3、进行制造厂家提供图纸、资料的清点工作，完善该厂100MW图纸、资料，额外向厂家索取了三份图纸。并仔细查阅、核对，发现相关图纸的技术要求有三处不符，通知制造厂设计人员，进行了更正。4、旧汽缸拆除前的测量数据，是新汽缸就位的尺寸基准，是新汽缸各连接管道对口依据，因此该项工作非常重要。制定了详细施工方案，严格按照方案施工，保证了各连接管道正确对口和新汽缸准确就位。5、为保证高压缸前、后立销不受伤害，减小安装工作量，制定新、旧高压下缸的正确起吊方法，做到了一次吊装成功。6、本次改造中更换了1～4号轴承，在进行轴承研磨过程中，由于汽轮机转子未到，前后轴颈的中心只能用假轴进行定位，假轴长度不够，造成研磨2、3号瓦时，轴瓦轴心线与轴系不同心，从而耽误了安装工期约5d。7、在制造厂供应设备不及时的情况下，由于安装经验不足，不能十分科学地安排安装顺序，存在一些窝工现象。8、设备安装过程中，严格按照制造厂图纸要求施工、验收，发现不符合图纸要求情况，责令返工，在安装过程中，发现上述情况项目有：高压缸前后猫爪横键在安装时利用旧的横键进行加工，由于加工质量不高，研磨后，间隙超标，提出起用制造厂提供的新横键，研磨处理，使其配合间隙达到要求；在进行扣缸现场验收中发现部分汽封间隙不合格，责令安装人员在扣缸前进行了处理，使配合间隙达到要求。9、高压缸前后猫爪横键定位销安装时，不能与原定位销孔很好配合，造成一定的偏差，有三个销孔不能满足制造厂设计的32mm要求，经制造厂及该厂有关技术人员共同研究决定，把该三个销孔扩大至35mm。10、上汽缸两导汽管安装时，发现制造厂提供上汽缸的两调门进汽短管与设计值有较大偏差，横向偏差约40mm，纵向偏差约30mm，且连接法兰螺栓孔方向不对，若强行对口，势必造成该两根导汽管的安装不符合设计要求。经制造厂及电厂有关技术人员共同核实设计规范、计算，决定在该两根导汽管水平段再开一道口进行校正和重新更换连接法兰。11、与下汽缸各连接管道的安装，由于本次安装中各管道只考虑一道焊口，因此管道对正接口难度较大，经电厂技术部门研究，决定各对口管道内壁偏差在2mm以内的可以强行对口，超过2mm的管道必须重新用短管连接。
四、改造后机组运行及性能试验分析
1、改造后的机组运行情况良好，汽轮机各轴承振动均在0.03mm以内；2、机组各项参数控制在允许范围内；3、机组可在110MW（额定）负荷下连续运行；4、改造前、后热力试验结果表明机组在额定负荷下热耗值为8823．18kJ／kW·h，略低于厂家保证值8825．8kJ／kW·h；5、与改造前100MW（额定）工况相比机组改造后在110MW煤耗下降21g／kW·h；6、运行存在问题：（1）给水温度为222℃，比设计值231℃低9℃。（2）在额定参数下，当负荷升至116MW时，速度级压力超过设计值（6.71MPa）0.24MPa。（3）运行中机组高压缸胀差（0.37mm）及轴位移偏小，变工况运行时胀差变化大，甚至出现负胀差，机组停运后胀差最大达到－1.38mm。
五、结论
3号汽轮机通流部分改造后，彻底解决了3号汽轮机高压缸喷嘴处裂纹及机组通流间隙设计小、不适合调峰等缺陷，提高了机组出力，达到了节能降耗的目的；机组运行情况良好，各轴承振动均在0.03mm以内；同步进行的调节系统DEH及发电机增容改造试验合格；30MW、60MW甩负荷试验合格；机组的安全、经济考核指标达到了设计值，提高了机组的调峰能力及自动化控制水平。
（作者单位：哈尔滨气轮机厂有限责任公司设计研究中心）
案例：某发电厂3号汽轮机系1989年大修时，高压下缸发现5条裂纹，当时采用打磨、奥507焊条冷焊处理了长度和深度不太大的编号为1、2号裂紋，处理后效果较好；对余下的3、4、5号裂纹，因处于高压缸内壁、调节汽室内，位置特殊，修复难度较大，经省电力公司同意监控运行。该机组因为设计及制造原因留下许多隐患：汽缸铸造裂纹；不合格动叶片的存在；通流间隙设计过小；经济效率低下，能源浪费较高。
二、技术改造方案的确定
汽轮机通流部分技术改造较成熟的方案有两种。一是仍采用双列速度级，高低缸压力级数不变；二是采用单列速度级，高缸压力级增加一级且更换高压缸。根据上述情况，如果机组能进行技术改造，消除汽缸、动叶存在的隐患及设计、制造方面的不足，则安全性、经济性以及机组适应调峰的能力都将得到保证和提高。鉴于以上要求，采用更换高压缸的方案，具体如下：1、更换高压缸及附件、喷嘴组、所有高压缸隔板套及隔板、高压整体转子及附件、全部动叶、高低压缸前后汽封体、汽封环、低压转子上的叶轮及动叶片、低压缸分流环、去湿环；调节阀及操纵座、凸轮配汽机构；1～4号轴承由三油隙更换为椭圆型轴瓦。2、速度级由双列改为单列，高压缸压力级由原来的14级增至15级，高压缸疏水由两级改为一级，高压缸法兰采用高窄法兰并取消原来的法兰及螺栓加热装置，高压前汽封漏汽至调漏母管前管道由108×5mm扩大为159×8mm，所有汽封均采用可调式汽封。3、设备改造预期效果：（1）机组能连续发出额定功率110MW；（2）机组能连续发出最大功率116MW；（3）额定工况计算热耗值8800．5kJ／kW·h（2102．0kcal／kW·h）；额定工况计算汽耗值3.5519kg／kW·h；保证热耗值8825．8kJ／kW·h。
三、设备现场安装及存在问题分析
1、3号汽轮机通流部分节能改造，是该厂有史以来工作量最大、技术要求最高的一项工作。安装中需要测量上1000个数据，许多数据还要重复进行测量；管道安装也是最为严格的一次，共拆装大小管道30多根，焊口100多个，其中合金钢焊口占了80％。因此，本次安装工作在技术及管理上均有许多值得总结的地方。2、由于厂家设备提供不能及时到货，且提供的设备在制造厂没有进行试装配工序，因此增加了现场改造安装工作的难度及工作量，使工期延长。建议下台改造机组的总装配工序应在制造厂完成，可大大缩短安装工期。3、进行制造厂家提供图纸、资料的清点工作，完善该厂100MW图纸、资料，额外向厂家索取了三份图纸。并仔细查阅、核对，发现相关图纸的技术要求有三处不符，通知制造厂设计人员，进行了更正。4、旧汽缸拆除前的测量数据，是新汽缸就位的尺寸基准，是新汽缸各连接管道对口依据，因此该项工作非常重要。制定了详细施工方案，严格按照方案施工，保证了各连接管道正确对口和新汽缸准确就位。5、为保证高压缸前、后立销不受伤害，减小安装工作量，制定新、旧高压下缸的正确起吊方法，做到了一次吊装成功。6、本次改造中更换了1～4号轴承，在进行轴承研磨过程中，由于汽轮机转子未到，前后轴颈的中心只能用假轴进行定位，假轴长度不够，造成研磨2、3号瓦时，轴瓦轴心线与轴系不同心，从而耽误了安装工期约5d。7、在制造厂供应设备不及时的情况下，由于安装经验不足，不能十分科学地安排安装顺序，存在一些窝工现象。8、设备安装过程中，严格按照制造厂图纸要求施工、验收，发现不符合图纸要求情况，责令返工，在安装过程中，发现上述情况项目有：高压缸前后猫爪横键在安装时利用旧的横键进行加工，由于加工质量不高，研磨后，间隙超标，提出起用制造厂提供的新横键，研磨处理，使其配合间隙达到要求；在进行扣缸现场验收中发现部分汽封间隙不合格，责令安装人员在扣缸前进行了处理，使配合间隙达到要求。9、高压缸前后猫爪横键定位销安装时，不能与原定位销孔很好配合，造成一定的偏差，有三个销孔不能满足制造厂设计的32mm要求，经制造厂及该厂有关技术人员共同研究决定，把该三个销孔扩大至35mm。10、上汽缸两导汽管安装时，发现制造厂提供上汽缸的两调门进汽短管与设计值有较大偏差，横向偏差约40mm，纵向偏差约30mm，且连接法兰螺栓孔方向不对，若强行对口，势必造成该两根导汽管的安装不符合设计要求。经制造厂及电厂有关技术人员共同核实设计规范、计算，决定在该两根导汽管水平段再开一道口进行校正和重新更换连接法兰。11、与下汽缸各连接管道的安装，由于本次安装中各管道只考虑一道焊口，因此管道对正接口难度较大，经电厂技术部门研究，决定各对口管道内壁偏差在2mm以内的可以强行对口，超过2mm的管道必须重新用短管连接。
四、改造后机组运行及性能试验分析
1、改造后的机组运行情况良好，汽轮机各轴承振动均在0.03mm以内；2、机组各项参数控制在允许范围内；3、机组可在110MW（额定）负荷下连续运行；4、改造前、后热力试验结果表明机组在额定负荷下热耗值为8823．18kJ／kW·h，略低于厂家保证值8825．8kJ／kW·h；5、与改造前100MW（额定）工况相比机组改造后在110MW煤耗下降21g／kW·h；6、运行存在问题：（1）给水温度为222℃，比设计值231℃低9℃。（2）在额定参数下，当负荷升至116MW时，速度级压力超过设计值（6.71MPa）0.24MPa。（3）运行中机组高压缸胀差（0.37mm）及轴位移偏小，变工况运行时胀差变化大，甚至出现负胀差，机组停运后胀差最大达到－1.38mm。
五、结论
3号汽轮机通流部分改造后，彻底解决了3号汽轮机高压缸喷嘴处裂纹及机组通流间隙设计小、不适合调峰等缺陷，提高了机组出力，达到了节能降耗的目的；机组运行情况良好，各轴承振动均在0.03mm以内；同步进行的调节系统DEH及发电机增容改造试验合格；30MW、60MW甩负荷试验合格；机组的安全、经济考核指标达到了设计值，提高了机组的调峰能力及自动化控制水平。
（作者单位：哈尔滨气轮机厂有限责任公司设计研究中心）