小汽轮发电机组

2024-10-06

小汽轮发电机组（共7篇）

小汽轮发电机组篇1

摘要：本文介绍了邹县发电厂1000MW机组给水泵小汽轮机正常运行中因叶片断落停运, 在机组正常运行中采取措施隔离小汽轮机, 创造条件对小汽轮机进行揭缸检查, 避免了主机的停运。对发电机组运行中隔离小汽轮机, 创造检修条件具有借鉴意义, 同时对保证机组的安全运行具有重要的意义。

关键词：小汽轮机,排汽蝶阀,运行,隔离

1 设备概况

邹县发电厂1000MW机组锅炉给水系统配置有2台50%BMCR容量的汽动变速给水泵, 一台25%BMCR容量的变速电动给水泵作为备用。小汽轮机设计有高低压两路汽源, 自动切换, 其中高压汽源为冷再蒸汽, 低压汽源为四段抽汽, 厂用辅汽作为启动和调试汽源, 小机排汽至主机凝汽器。

凝汽器设计为双壳体、双背压、单流程, 可在机组最大出力、循环冷却水温33℃, 背压不大于4.5/5.7 k Pa (a) 工况下长期运行。循环水系统为闭式循环, 水源为城市中水。

小汽轮发电机组篇2

1 概述

1.1 公司概况及项目背景

太仓港协鑫发电有限公司系中外合资企业, 成立于2002年5月10日。公司主营燃煤发电、生产销售电热及其附属产品, 并提供相应的管理和技术服务。公司占地2000亩, 建有六台发电机组, 其中两台135MW、两台320MW、两台330MW机组, 总装机容量1570MW。公司地处苏州地区负荷中心地段, 该地区是华东地区电力负荷最紧张地区之一, 近年来, 该地区随着500千伏网架建设较多, 而220千伏网架相对薄弱, 因此, 220千伏系统电力供应十分紧张, 该公司135供热机组属于220千伏系统, 负荷率一直较高, 2008年该机组计划利用小时在5500小时以上, 所以增加机组上网电量, 对缓解华东地区电力紧张状况起重要作用。

1.2 项目必要性

一期两台机组电动给水泵组改造成汽动给水泵组汽动给水泵可以利用锅炉、汽轮机高压缸和中压缸的富裕容量, 不再耗用大量的高品质电能, 转而使用低品质热能, 减少凝汽器中的冷源损失, 避免了液力偶合器的转差损失, 从而大大降低了厂用电消耗, 增加了上网电量, 使机组供电量增加, 相当于主机增容, 又因为汽动给水泵运行稳定性较好, 调节性能良好, 因此可替代电动给水泵。

一期两台机组向220千伏系统供电, 该系统电力供应十分紧张, 负荷率一直较高, 因此, 汽动给水泵替代电动给水泵能部分缓解该系统电力紧张状况。

2 主要技术原则

本可行性研究报告贯彻执行以下主要技术原则:

1) 遵照执行国家有关规程规范。

2) 本次技改工程应不影响电厂总体格局, 充分利用公司现有条件, 尽量节省投资, 提高经济效益。

3) 成分利用先进的、相对成熟的技术条件和措施, 提高技改后机组运行的可靠性。

3 设备运行状态分析

一期两台机组汽轮机的型号为C135-13.24/0.981/535/535, 锅炉的型号为SG-440/13.7-M771, 分别由上海汽轮发电机有限公司、上海锅炉厂有限公司制造。每台机各配置两台100%全容量电动给水泵组, 一用一备。泵组的前置泵由电机的一端直接驱动, 给水泵由电机另一端能通过液力偶合器来驱动。给水泵型号为FK5G32, 设计进口流量505m3/h, 出口流量483m 3/h, 扬程1750m, 转速4640rpm, 轴功率2730k W, 效率大于80%, 上海电力修造总厂制造。前置泵型号为QG500-80, 设计流量513m 3/h, 扬程80m, 转速2985rpm, 轴功率138k W, 效率80.5%, 由上海电力修造总厂制造。液力偶合器型号为CO46, 额定传递功率2777k W, 输入转速2985rpm, 输出转速4640rpm, 调速范围20~100%, 额定滑差≤3%, 总效率95%, 由上海电力修造总厂配套。电机型号为YKOS3400-2, 额定功率3400KW, 电流374A, 电压6KV, 转速2983rpm, 由上海电机厂制造。

4 技术改造方案

4.1 主设备

保留#1、#2电动给水泵, 拆除#3电动给水泵, 增装全容量汽动给水泵, 根据现场特点, 小汽轮机选取单缸凝汽式汽轮机, 汽动给水泵选为下供排水结构, 配有功率为230k W的电动前置泵。小汽轮机由主机四抽供汽, 额定功率为4.49MW, 转速变化范围为3000~6000r/m in, 排汽采取下排汽结构。

4.2 小汽轮机汽源及其系统

主机四级抽汽原有2只DN200mm抽汽口, 1只投用1只备用, 安装小汽轮机后将原四抽备用汽孔启用以解决小汽轮机的供汽量, 小汽轮机的汽系统为从主机二并一的四级抽汽管经气控抽汽逆止阀、电动抽汽阀进入小汽轮机电动主汽阀。自动主汽阀, 经调节汽阀进入汽缸内作功。乏汽通过方圆排汽管分别进入主机的3台凝汽器。另考虑小汽轮机运行的安全可靠性, 小汽轮机汽源还与厂四抽母管汽源相连。

4.3 控制油系统及润滑油系统

由于主机的调速及保安系统已改造为抗燃油系统, 主机润滑油系统在额定工况不变的情况下可减少500L/min而汽动给水泵组的润滑用油为400~450L/min, 主机抗燃油系统通过计算仍有一定的裕量, 为使系统更加简化, 汽动给水泵组的控制用油和润滑用油分别与主机控制用油和润滑用油各共用一个动力油源。

5 技术方案分析

5.1 主要计算依据

1) 原机组设计计算书;

2) 原给水泵性能参数与性能曲线;

3) 原机组运行数据与指标统计;

4) 机组性能试验报告;

5) 小汽机主要技术参数。

5.2 主要计算方法

1) 利用汽轮机通流部分变工况计算、机组热力系统热平衡计算、给水泵变速性能计算等等, 计算出不同发电负荷下原方案 (采用电泵) 、技改方案 (采用汽动泵) 下的机组供电功率、锅炉煤耗量、供电煤耗率、原方案电泵功率等技术指标。比较两种方案的相对差别, 进一步用机组实际运行指标统计结果, 计算出技改方案的经济性。

2) 汽轮机通流部分变工况计算、机组热力系统热平衡计算时考虑机组采用滑压运行, 汽包、除氧器压力由运行数据拟合;给水系统管路特性由运行数据拟合;给水泵轴功率由原方案 (采用电泵) 电机运行功率乘以电机效率 (95%) 、联轴器传动效率 (98%) 、液偶传动效率 (输出输入转速比) 计算得出, 拟合相应曲线。

6 结语

根据分析可知, 一期两台机组电动给水泵改汽动给水泵后节能效益为每年可节约7413.3吨标煤。

摘要：本文主要对发电企业135MW机组电力驱动给水泵改蒸汽驱动给水泵后的经济性状况进行分析、论述, 从而实现热力系统有效节能减排。

大型汽轮发电机组故障诊断篇3

1 大型汽轮发电机组故障诊断技术的目的和意义

对大型汽轮发电机组的故障诊断, 其根本目的就是确保设备的安全、可靠、经济、高效运行, 在此就其主要目的进行阐述:

其一, 针对设备的故障状态或异常状态作出及时、正确、有效的诊断, 将故障消除在萌芽状态。

其二, 对设备的运行维护起到必要的指导作用, 确保设备安全、可靠、有效的运行。

其三, 制定科学合理的监测维护制度, 使设备应有的功能得以最大发挥, 在条件允许的前提下, 充分挖掘设备的潜力, 使设备的使用寿命得以延长, 使设备寿命周期的维护费用大大降低。

其四, 通过故障分析、性能评估等方法, 为设备的优化设计、高质量制造以及生产过程提供可靠的数据和信息。

鉴于汽轮发电机组设备机构的复杂性, 一旦发生故障将直接影响到整个设备甚至整个生产过程的正常运行, 其后果不堪设想。关于设备故障的原因, 多种多样, 从设备的设计、制造、安装、运行、维护等各个环节, 都有可能引发不同的故障。为了提高机组的等效可用率, 除了在产品质量、安装、调试、运行维护等方面下功夫外, 还要对其进行可靠、有效的故障诊断, 以确保生产过程的正常进行。因此, 对汽轮发电机组故障机理、发生原因以及故障征兆和发展趋势进行研究是十分必要的, 同时还应提出切实有效的诊断方法, 以确保设备运行的安全性和可靠性。

2 大型汽轮发电机组故障诊断方法

由于设备故障较为复杂, 且设备与故障征兆之间也非常复杂, 这就从很大程度上决定了设备故障诊断具有探索性过程的特点。设备故障诊断重在研究故障诊断方法。以下就几种主要的故障诊断方法进行分析:

2.1 传统诊断法

传统的诊断方法, 在很大程度上依赖于经验丰富的运行人员以及领域专家。他们主要凭借自身经验或通过试验对设备故障实施重点查找, 以此来确定设备的故障原因和部位所在。频域诊断法则是基于频谱特征的变化, 对设备的运行状态和故障成因做出判断。时域分析法主要是根据时间序列模型和有关的特性函数来进行诊断。统计分析法是利用概率统计模型进行分析。其中, 频域诊断法和时域分析法, 实行性较强, 能够将设备故障特征全面、深入地反映出来, 但也存在一定的不足和缺陷。主要表现为:移植性较差, 且对复杂、非线性系统的故障很难作出有效的诊断和识别。

2.2 专家系统故障诊断法

由于设备故障表现形式的复杂性, 且故障类型与征兆之间关系较为复杂, 在很多情况下, 故障诊断往往依赖于专家的经验或直觉, 这就是所谓的“浅知识”, 很难用数学模型或逻辑推理进行求解。随着人工智能技术的快速发展, 尤其是专家系统技术的发展和应用, 专家系统故障诊断法应运而生。

专家系统故障诊断法是根据实践经验以及大量的故障信息知识而设计出的一种智能化的计算机程序系统, 特别适用于难以用数学模型来描述的复杂的故障诊断问题的解决。故障诊断专家系统主要包括推理机、知识库、解释程序和知识获取程序这四部分。其中, 推理机和知识库的设计是最为重要的。该系统具有较大的优越性, 可以在某种程度上代替领域专家, 并能将推理、判断、结论的过程完整地记录下来, 大大提高了诊断的可信度。但因专家系统的建立是基于大量知识, 若知识库的规则不够完备, 势必会影响到诊断结果的准确性和可靠性, 因此需要着重解决这几个问题:一是不精确领域知识的表述;二是征兆与故障之间非简单线性关系的反映;三是诊断信息的合理运用。

2.3 模糊诊断方法

模糊诊断方法主要包括模糊关系的诊断、模糊模式的识别以及模糊聚类分析。模糊关系诊断法主要是依据故障现象与故障形成原因之间的模糊关系矩阵, 使征兆空间向故障空间转化, 利用故障隶属度值对故障类型做出判断;所谓模糊模式的识别, 则是将由测量参数所形成的特征向量纳入故障模式类中。该方法的关键就是故障模式类的模糊向量的确定;模糊聚类方法无需标准信息群, 也不需要了解样本群变化过程中涉及到的内容, 只需要具备样本群最初的状况, 以此作为基准, 就可按分类结果获取被监测样本的变化趋势, 特别适合于难以确定标准信息征兆群的情况。

模糊诊断法是一种基于数值运算的诊断方法, 可在无人工干预的情况下, 自动进行, 对于要求快速、实时的场合非常适用。模糊数学是一种处理不精确信息的有效工具, 对于汽轮发电机组的故障诊断有着十分重要的作用。但从目前来看, 模糊数学在故障诊断方面多局限于单一故障的诊断, 对于多故障还无法做出有效的诊断。模糊诊断仅仅是一种初步的、简单的诊断, 要想进行精密、复杂的诊断还需要获取更多的信息。

2.4 基于神经网络的故障诊断法

近年来, 随着神经网络的不断发展, 产生了基于神经网络的故障诊断法。目前使用较多的神经网络主要包括:Hopfield网络、BP网络以及自组织映射网络。该故障诊断法具有显著的优点, 它不要求开发者专门的领域知识, 只需有一定数目的具有适当类间距的示例。但该方法也存在一定的局限性, 主要体现在:一是因诊断系统的性能主要受制于所选择示例, 若示例的正交性、完备性不足够好时, 将造成系统性能不良, 在实际情况中, 很难确保训练集的正交性和完备性;二是人工神经网络只能对数字化信息进行处理。神经网络技术是一种针对低层次的智能模拟, 要想对高层次进行智能模拟, 必须有大量的符号知识的表达及处理。

该技术虽然取得了丰硕的成果, 尤其是在网络收敛性方面做了大量的工作, 但应用该技术解决复杂的实际问题还有很多工作要做。

2.5 遗传算法的应用

遗传算法是一种源于自然选择以及群体遗传机理的搜索算法, 运用该方法可以对自然选择以及遗传过程中所发生的杂交、繁殖、突变现象进行模拟。采用遗传算法对问题进行求解时, 将问题的每一个可能的解编码成一个“染色体”, 也就是个体, 所有可能的解, 即群体, 是由若干个个体构成的, 可以视为一个由可行解组构成的群体逐代进化的过程。自遗传算法产生至今, 无论是在应用方面、算法设计方面, 还是在基础理论方面, 都取得了一定的成绩, 已成为计算机科学、应用数学、运筹学、信息科学等诸多学科所共同关注的热点领域。

3 结束语

随着国民经济的持续增长, 我国电力系统正逐渐进入高电压、大容量、大机组的发展阶段, 人们越来越注重电力设备运行的安全性和可靠性, 经济性和高效性。目前, 我国在大型汽轮发电机组故障诊断方法的研究方面, 取得了一系列可喜的成绩, 但实践表明, 这还远远达不到工程领域的具体要求, 无论是诊断的正确性还是诊断的自动化水平都有待进一步的提高。

参考文献

[1]倪秋华, 朱晓东.汽轮发电机组状态监测和故障诊断的发展与趋势[J].汽轮机技术, 2011, 15 (3) :123-125.[1]倪秋华, 朱晓东.汽轮发电机组状态监测和故障诊断的发展与趋势[J].汽轮机技术, 2011, 15 (3) :123-125.

[2]杨长柱.汽轮发电机组振动监测故障诊断系统的评述[J].发电设备, 2012, 15 (1) :147-149.[2]杨长柱.汽轮发电机组振动监测故障诊断系统的评述[J].发电设备, 2012, 15 (1) :147-149.

[3]朱小红, 姚杰新.某国产600MW汽轮发电机组振动故障诊断及处理[J].中国科技信息, 2011, 18 (16) :234-236.[3]朱小红, 姚杰新.某国产600MW汽轮发电机组振动故障诊断及处理[J].中国科技信息, 2011, 18 (16) :234-236.

燃煤汽轮发电机组启动节能分析篇4

广东某电厂汽轮发电机组为超高压、中间再热、双缸双排汽、单轴、冲动凝汽式机组,与WX21Z—073LLT型空冷发电机及SG—440/13.7—M566循环流化床锅炉配套,锅炉与汽轮机热力系统采用单元制布置。汽轮机组配备低速盘车装置(变频)和中速盘车装置(工频),配有两台顶轴油泵。该循环流化床锅炉采用平衡通风单汽包自然循环、集中下降管、全膜式水冷壁炉膛,属中温燃烧,采用床上点火方式,床上布置有4支3t/h的点火油枪,A、B侧各2支,炉膛前墙布置有4个给煤口,设有石灰石脱硫装置,SNCR脱硝系统,烟气经过FE270/2-1Q型电袋复合式除尘器从烟窗排向大气。

随着电力供需矛盾缓解,该电厂机组利用小时下降,调峰次数增多,增加了开、停机的费用,提高了发电成本,面对这种不利的局面,该电厂组织各专业技术人员积极分析做好内部挖潜,不断降低生产费用,提高公司的市场竞争力,其中,特别是对2015年机组冷态启动费用进行了估算,并对开机过程中影响较大的费用进行了深入的比较和分析。

1 机组启动费用和消耗情况分析

2015年该汽轮发电机组冷态启动4次,经过对整个启动过程各个阶段的油煤水电的消耗量和费用进行统计分析,统计时间为锅炉点火前启动第一台6KV高压电机至锅炉四支油枪全部退出,给煤量按统计时间内给粉机转速进行估算,三次风按统计时间内磨煤机运行时间T乘以额定出力的15%估算,统计分析情况详见表1中。

按2015年12月份的上网电价、燃煤、燃油、商业用水价格计算,冷态启动平均启动费用为302180元,其中燃油耗量212.4t,占总费用的70.18%,耗煤64.65t,占总费用的21.4%,消耗厂用电23862kwh,占总费用的8.0%,消耗除盐水1222t,占总费用0.42%,燃油占总费用的比重最大[1],从各个阶段的费用情况分析:点火至冲转消耗费用57233元,占20.83%,冲转至并网消耗费用27241元,占10.01%,并网至全退油枪217705元,占69.16%,并网至全退油枪的费用最大,启动油耗方面,与集团内同类型机组相比有一定差距,广东云浮某电厂冷态启动用油130t左右,我公司去年平均每次205t,在降低油耗方面有较大的潜力,同时也是降低启动费用的关键。

2 降低油耗分析

2.1 充分利用科技进步成果,采用小油枪煤粉直接点火燃烧技术,对喷燃器进行改造,对降低启动费用是最有效的措施[2]。

2.2 充分利用邻炉加热装置,如果投入邻炉加热将炉水从60℃加热到100℃,可节约启动用油4t以上。邻炉加热的投入不仅可以节油,而且减小汽包上、下壁温差,缩短启动时间,建议在机组启动前尽早投入,以往在这方面由于工期、时间投用效果不明显[3]。

2.3 采用低风量启动方式,启动时风量的调整各不相同,运行人员按自己的经验调整,启动风量偏大。其中存在二方面的原因:一是设备问题,由于引、送风机风门严密性差,漏风大,在启动初期只能增加风量来平衡炉膛负压,这方面需要通过设备改造[4],提高风门严密性来解决;二是运行人员调整方面的问题。启动风量大在启动过程的影响主要体现在以下几方面:

2.3.1 汽包起压慢,风量大,烟气带走的热量多,炉膛温度上升慢,水冷壁吸热量少,所以汽包起压慢。

2.3.2 主蒸汽温度和主汽压力不匹配,风量过大时热量带到烟道[5],过热器、再热器等尾部烟道受热面吸热量多,主汽温度上升快,当主汽压力达到冲转压力时主汽温度过高,经常使用减温水来降低主汽温满足冲转参数,开机过程中使用减温水在安全方面存在风险,同时也不经济,减温水的使用容易造成主汽温度的大幅波动,蒸汽过热度不足,引起机组的振动,另外启动初期蒸汽量少,减温水使用不当容易引起水塞,严重时有过热器爆管的潜在危险,所以在启动初期慎用减温水。

2.3.3 延长启动时间,冷态启动时汽缸温度低,主汽温度上升过快[6],导致汽机胀差上升过快,只有通过控制主汽温度、延长暖机时间、投入法螺加热的措施来缩小胀差,延长机组启动时间,另一方面由于炉温低,延长投煤时间。

采用低风量启动,能满足燃油完全燃烧的风量即可,在这方面有过成功的经验,正常情况下冷态启动用油控制在30t以下。

2.4 及时调整旁路系统,缩小冲转前主、再温差。在启动过程中常出现主、再汽温不匹配问题[7],温差过大,延长机组启动时间,当主汽参数达到冲转要求时,汽机侧再热蒸汽温度仍达不到冲转要求,主要原因在于旁路系统调整滞后,当主汽压力达到1 MPa时应适当关小二级旁路,对中压缸进汽管道进行充分的暖管,减少冲转前主、再汽温偏差,缩短启动时间。

3 节约用煤分析

节煤方面的主要措施是利用邻炉送粉启动,锅炉点火后通过输粉机进行邻炉送粉,提高粉位,并网后可及时投粉提高炉温,以往是并网后烟温达到要求时启动制粉系统运行[8]。在启动初期由于炉温低,启动制粉系统后,带有大量的煤粉三次风未经燃烧直接进入尾部烟道,试验组提供的资料三次风占制粉出力的15%以上,每小时大约有6吨左右的煤粉,造成大量的煤粉损失,从启动制粉至煤粉着火需要2h左右的时间,从中可以节约12t左右的原煤。

制粉系统在煤粉着火燃烧稳定后启动,充分利用三次风[9],减少原煤损失。过早启动制粉还存在着火初期燃烧波动大,炉温上升快,主汽压力和温度上升快的情况,对过热器的安全运行存在不利的影响。

4 节约用电分析

现阶段开机辅机的启动方式是启动两台引风机、送风机的方式,但从节能角度考虑电耗较大,不经济。启动初期用风量较小,风门开度很小,单台引、送风机能满足50~60MW负荷的风量,从点火到机组带50MW负荷需要7h左右时间,采用单台风机启动方式可节省引风机、送风机的电耗[10],启动初期每台引风机每小时电耗为270KWh、每台送风机每小时电耗为420KWh,按7h计算可节省厂用电4830KWh。

5 意见与建议

5.1 做好启动前的凝结水系统、除氧给水系统的冲洗工作,使机组启动用水能及早回收,并网后可以让机组尽快带上负荷,缩短启动时间,减少补水量。

5.2 建议将原来开机的节油奖励改为启动成本竞赛奖,通过竞赛来充分调动公司运行人员的积极性,不断探索节能降耗经验,提高开机水平,降低启动成本。

5.3 在技术角度的节能分析,机组启动是一个复杂的操作过程,需要各个岗位的通力合作,相互配合才能做到安全、经济启动。

6 结论

经过汽机、锅炉、电气、热控等专业技术人员的协同合作和深入分析,对该电厂135MW汽轮发电机组启动过程进行了优化,分别对启动过程中的油耗、煤耗、电耗进行了多角度的分析,通过采用小油枪煤粉直接点火燃烧技术、喷燃器升级改造、邻炉加热炉水等措施,使机组启动过程的费用大幅下降,节能成效显著,具体指标参数及费用见表2中所示。

由表2可以看出,机组采用多种具有针对性的节能措施后,启动费用为199268元,比前四次启动所耗费的启动总成本降低了约34%,油耗、煤耗、电耗、水耗均得到了有效的控制,使整个机组的启动过程得到了明显的优化,节能降耗的效果很显著。

摘要：主蒸汽温度和主汽压力不匹配。风量过大时热量带到烟道,过热器、再热器等尾部烟道受热面吸热量多,主汽温度上升快,当主汽压力达到冲转压力时主汽温度过高,经常使用减温水来降低主汽温满足冲转参数。开机过程中使用减温水在安全方面存在风险,同时也不经济。减温水的使用容易造成主汽温度的大幅波动,蒸汽过热度不足,引起机组的振动。另外启动初期蒸汽量少,减温水使用不当容易引起水塞,严重时有过热器爆管的潜在危险,所以在启动初期慎用减温水。

关键词：燃煤机组,冷态启动,低油耗,节煤,节电,节水

参考文献

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[9]李华.热电厂能量利用与节能技术改造研究[D].山东科技大学,2010.

汽轮发电机组振动原因分析篇5

机组大部分的振动都发生在启停过程中:汽轮发电机组在启停过程中, 当转速达到某一数值时, 机组出现剧烈振动, 而超过这一转速后振动又减小, 恢复正常。这个使机组产生剧烈振动的转速成为临界转速。如果振动较大, 容易发生动静部分摩擦, 汽封磨损, 转子弯曲。因此升速过程中, 发生振动超限, 应打闸停机, 进行盘车直轴。清除引起振动的原因后, 在重新启动机组。机组全速并网后, 随着负荷的增加, 蒸汽流量变化较大, 金属内部温声速度较快, 主蒸汽温度在配合不好, 金属内外壁最易造成较大温差, 使机组产生振动。因此每增加一定负荷时, 需暖机一段时间, 使机组逐步均匀加热。汽轮机启动时, 暖机稳定转速应避开临界转速1150-2200rpm, 因为在启动过程中, 主蒸汽参数、真空都会波动, 且厂家提供的临界转速值在实际运转中会有一定出入, 如不避开一定的转速, 工况变动中机组转速有可能落入共振区而发生更大的振动。为了平稳的通过临界转速, 避免机组产生剧烈的振动, 一般可采用:a.开大主汽门, 增加进汽量;b.关闭真空破坏门, 保持良好真空;c.关闭相关疏水门。汽轮机轴系临界转速较多, 应结合机组升速前的蒸汽参数, 排汽压力和胀差、串轴情况不同, 具体选择。转子通过临界转速时, 转速连续上升, 不应出现怠速, 或忽上忽下的情况, 若冲动参数不高, 可开大调门, 增加进汽量, 若冲动转速偏高, 可关小主汽门前、后疏水为主, 然后开大调门, 增大进汽量, 中速暖机结束后, 过轴系临界转速区时, 汽轮机全关真空破坏门, 调整主汽门前、后疏水门, 关闭中压疏水门, 导管疏水门, 开大调门, 增加进汽量等顺序操作为最佳。启动过程中, 上、下缸温差过大, 可导致动、静之间相互摩擦, 也可能导致汽轮机振动增大。

除了启停机时, 机组产生的振动外, 我们可以通过下列试验来判断其他原因引起的振动:

1机组启动过程中进行转速试验, 试验目的在于判断振动和转子质量不平衡的关系, 同时可找出转子的临界转速和工作转速接近的程度。试验一般在启动 (或停机) 过程中进行。转速每升高100-200r/min记录振动值一次, 试验的最高转速最好取为105%工作转速, 以便观察振动变化的趋向。本试验可在汽轮机与发电机断开情况下进行, 也可在连接情况下进行。通过本试验还应检查临界转速和工作转速是否过分接近。一般设计时应使二者相差30%左右, 但由于运行期间拆去了一些零件或在转子上加工等, 就有可能十分精确而达到完全平衡, 这样工作转速离临界转速过近, 机组运行中必然要发生较大振动。

2运行中的负荷试验试验的目的在于判断振动与机组中心、热膨胀、转子质量不平衡的关系, 判断传递力矩的部件 (靠背轮、减速齿轮) 是否有缺陷。做负荷试验时, 在测量振动的同时必须测量机组的热膨胀情况。

一般通过负荷试验可得出如下三种结果:a.振动随负荷增加而见效 (数值不大) 。这表明振动的原因在于转体质量的不平衡, 此时可参照“转速试验”进行分析。b.振动随负荷增加而加大, 且于热膨胀无关 (即每一级负荷的两次所测振动值变化不大) 。此种振动情况, 一般在机组并列或接解列时振动值会有突变现象。c.在负荷改变后的一段时间, 振动随时间的加长而加大 (即在每一负荷下稳定一定时间后所测得的振动值与第一次所测得的振动值有较明显的变化) 。

3轴承润滑油膜试验试验目的在于判断振动是否是因为油膜不稳, 油膜被破坏或轴瓦紧力不当所引起的。试验是在保证轴承润滑油压和油量的条件下通过改变油温来进行的, 油温变动范围一般是正常油温的正负5℃, 油温每变化1℃测量振动一次, 并在上、下限油温时稳定30min后各测振动一次。油温试验的结果, 有两种可能情况:a.振动随油温升高而加大。这表明振动大多是由于轴瓦间隙太大所引起的。这种情况比较多见, 因为运行中往往会由于乌金磨损, 多次修刮而使轴瓦内径加大, 致使油膜不稳;b.振动随油温升高而减少。此时, 振动大多是由于轴瓦间隙太小所引起的。此外应注意, 由于润滑油温只是通过改变油的粘度间接影响油膜建立的, 所以振动是否是由于油膜不稳或被破坏所造成, 还应通过振动现象加以判断。轴承紧力不够也会引起振动, 此时振动值也很不稳定, 且在振动部位可听见测到“咚东”的响声。除通过上述几种试验来寻找振动的原因外, 尚可通过真空试验或机组外部特性试验来分析振动原因。真空试验的目的, 是判断振动是否是由于真空变化后机组中心在垂直方向发生变化引起的。真空试验依据的原理是:真空变化时大气压力对排汽缸的作用力就要变化, 使与排汽缸连成一体的后轴承座发生上下位移;真空变化时, 排汽温度变化, 使排汽缸热膨胀值变化, 也会引起后轴承座上下位移, 这些都能影响机组中心在垂直方向的变化, 若处理不当时就可能引起振动。机组外部特性试验, 实际上就是在振动值比较大的情况下测量机组振动的分布情况, 根据振动分布情况分析判断不正常的部位。

例如:紧固螺钉松动、轴承座和基座台板接触不良, 机座和轴承座框架在基础上松动, 机组基础局部松动, 以及某些管道共振等缺陷, 就可通过外特性试验查找出来。汽轮发电机组振动异常是运行中最常见的故障之一, 其产生的原因是多方面的, 也是十分、复杂的, 它与制造、安装、检修和运行水平有直接关系。超过允许范围的振动往往是设备损坏的信号。振动过大将使汽轮机转动部件如叶片、叶轮等的应力超过允许值而损坏;振动严重时, 可能导致危急保安器误动作而发生停机事故以及导致轴承座松动、基础甚至厂房建筑物的共振损坏等。因此, 必须使机组的振动水平保持在规定的允许范围内。

值得注意的是, 随着汽轮机功率的增大, 在轴承座刚度相当大的情况下, 转子的较大振动并不能在轴承座上反映出来。应该直接测量转子的振动数值作为振动标准才是合理的, 在运行中, 一旦发现振动异常, 除应加强对有关参数的监视、仔细倾听汽轮机内部声音外, 还应视具体情况立即减负荷乃至停机检查。必要时通过各种试验来分析机组振动异常的原因, 采取相应的处理方法及消除措施。

摘要：汽轮发电机组振动在规定范围内时, 对设备的危害不大, 因而是允许的。随着现代机组的功率不断增大, 在轴承座刚度相当大的情况下, 转子的较大振动并不能在轴承座上反映出来。

汽轮发电机组振动监测系统探讨篇6

汽轮发电机属于旋转机械设备, 在运行中普遍存在机械振动。通常情况下, 振动会减少设备的使用寿命, 有些情况下能造成设备损坏, 甚至发生灾难性事故。尽管运行的设备不可避免的存在着振动, 但并非所有的振动都会影响设备的运行, 一般根据振动的量值来判断其对设备的危害程度。虽然较大的振动对机组的安全运行会产生不利影响, 但也可利用振动的存在和发展来诊断已出现和潜在的问题, 保证机组在发生严重损坏之前提供早期报警, 及时采取有效方法预防。由于振动诊断技术具有多参数性、多维性、可传递性和可实现性等优点, 因而得到了更为广泛的应用, 成为机组故障诊断中最主要的方法, 在电厂的运行和维护中受到广泛重视。

二、引起汽轮发电机振动的原因分析

引起汽轮发电机组振动过大或者不正常的原因有很多, 它既与设计制造有关, 也与安装检修质量有关, 还与机组在运行生产中的其它工作条件有关。结合实践经验, 笔者认为产生振动的原因有:

1、转子质量不平衡

若转子的质心与旋转中心不重合, 则会因为转子的不平衡而产生一个离心力, 这个离心力对轴承产生一个激振力, 使机组产生振动。其主要是由于原始不平衡、转动不见飞脱或松动、转子热弯曲。

2、机组中心不正

严格来讲, 机组中心应包括转子与汽缸或静子的同心度、支撑转子各轴承的标高, 轴系连接的同心度和平直度。该缺陷主要包括轴承标高不在一个合理的范围内, 转子与静子的同心度偏差过大, 联轴器法兰外圆与轴颈不同心等。

3、动静碰摩

汽轮发电机组因发生碰撞或摩擦而引起较大振动。碰摩使转子产生非常复杂的振动, 是转子系统发生失稳的一个重要原因, 轻者使机组出现强烈振动, 严重时可造成转轴永久弯曲, 甚至整个轴承损坏。机组动静碰摩经常由下列情况引起:转轴振动过大, 由于不对中等原因使轴颈处于极端位置, 整个转子偏斜, 动静间隙不足。

4、此外, 油膜失稳和汽流激振、结构刚度不足、转子中心孔进油、转子裂纹、发电机内部故障等也会引起机组的振动。

三、振动检测系统构成

汽轮发电的振动测量系统一般由硬件和软件构成。硬件由传感器、信号前端处理机和工控机 (配数据采集卡) 等部件组成。安装于轴系的传感器获取原始信号, 通过信号前端处理机进行预处理, 然后将处理后的稳定可靠的标准采集信号输入计算机进行采集。如图1:

四、机组振动故障诊断分析过程

通常当机组状态出现异常时, 必然会反映到振动水平的改变或异常, 特别是在振动频率上表现得最为明显。振动故障诊断的过程, 实质上是提取识别振动故障的症候, 并建立振动故障与识别故障症候的关系。其振动故障诊断一般分为下面的4个步骤。

1、判断振动是否异常。

通常当振动超过限值就认为振动出现异常。

2、异常振动时的频谱特征和相位分析。

当振动异常时, 立即进行频谱分析, 观察振动频率是低频 (低于转速频率) 、基频 (与转速同步) 、二倍频还是高次 (大于二倍) 谐波频率。如果振动以低频振动为主, 振动故障则可能为轴瓦自激振动等;如果频谱分析表明振动以基频分量为主, 则说明振动故障可能有转子不平衡、热弯曲等;如有明显的二倍频分量, 则说明可能的振动故障包括转轴弯曲、电磁激振等。

3、相关因素分析

由于汽轮发电机组结构复杂, 引起振动的原因往往不是单一的, 一种振动频谱往往对应多种振动故障, 即振动故障与振动频谱之间不是单一的对应关系。因此还必须引进振动故障识别的相关因素, 如时间、转速、负荷、励磁电流、振动变化趋势等, 从相关因素分析结果中可以进一步区分振动的类型和原因。

4、振动原因的综合判断

根据上述振动特征及相关因素分析, 对照各种故障状态下所反映出的振动特性就可以综合判断出可能的振动故障原因。

五、振动监测和故障诊断的作用和意义

振动监测系统可以对汽轮发电机组在开机升速、升负荷、日常运行、降负荷、降速停机等各种运行状况下进行全方位的振动监测并记录历史数据, 可以在机组发生振动故障时通过数据分析得出初步结论。若监测系统的数据可以提供给有经验的振动专家参与诊断, 可以提高振动故障诊断的及时性和准确性。通过专家提供的正确分析结果, 可及早预报故障的存在和发展, 预测故障原因和类型, 及早制定检修计划, 缩短检修时间, 降低维修费用;及时捕获故障信息, 减少为寻找机组振动故障原因而重复做的启停机试验, 提高故障诊断准确性, 使机组尽快恢复运行。

参考文献

[1]张正松、傅商新、冯冠平等:《旋转机械振动监测及故障诊断》, 机械工业出版社, 1991年。

[2]于文虎、宋斌:《大型火电机组的振动故障诊断》, 《中国工程科学》, 2001 (01) 。

小汽轮发电机组篇7

由于1 000 MW超超临界汽轮发电机组技术水平较高, 市场上出现了明显的供不应求现象, 再加上火力发电工程建设周期的非常规紧缩, 这就导致了机组在生产制造、安装调试、运行维护等环节中, 经常出现一些问题, 尤其是1 000 MW汽轮发电机组在安装施工过程中, 由于发电机本体及其附属系统装备通常到场较晚, 如果按照常规安装施工工序, 很难满足工程施工进度的要求。因此, 结合工程实际情况, 笔者对1 000 MW超超临界汽轮发电机组安装调试工作技术要点进行了及时归纳总结, 以期制定完善可行的安装调试方案, 不断提高超超临界汽轮发电机组的安装和调试质量水平, 以确保机组能够长期安全、可靠、稳定、高效地运行。

1 1 000 MW超超临界汽轮发电机组常规安装工艺

1.1 1 000 MW超超临界汽轮发电机组的特点

某电厂选用的1 000 MW超超临界汽轮发电机组为中间一次再热、四缸四排汽结构, 发电机采用水氢氢的冷却方式。1 000 MW超超临界汽轮发电机组由高压转子 (HP) 、中压转子 (IP) 、低压A转子 (ALP) 、低压B转子 (BLP) 、发电机转子 (GEN) 以及10个支持轴系共同组成, 其具体轴系组成结构如图1所示, 图中单位为mm。

从图1可知, 整个发电机组轴系采用滑动轴承作为机组主要支撑结构, 其中1~4号轴承采用可倾瓦型式, 共使用6个瓦块, 且对称布置, 在机组运行过程中靠各瓦块调整转动支持轴承动态调节;5~10号为椭圆瓦型式, 其轴承有上下2个对称瓦块, 且每个轴承下瓦块中均有2个顶轴油注油孔, 在机组运行过程中, 利用顶轴油来建立轴系运动过程中所需的油楔。从1 000 MW超超临界汽轮发电机组设计结构及安装技术要求可知, 在整个轴系结构中低压B转子与发电机转子间是刚性连接关系, 且对轮中间无垫片, 因此在对低压B转子和发电机转子进行对轮连接安装时, 其对同心度要求十分严格。

1.2 汽轮发电机组常规安装施工工序工艺

国内比较成熟的600 MW等级发电机组施工安装工序中, 汽轮发电机组的安装工序为:首先, 进行机组地脚固定螺栓与基架的安装施工。然后, 进行汽轮机发电机组的低压缸安装。当低压缸就位并在盖缸条件下用琴钢丝进行找中后, 完成机组后轴承箱的安装;待后轴承箱安装就位后, 进行机组前、中轴承箱的安装工作。待上述所有工作均施工完成并通告验收后, 就可以进行汽轮机灌浆、最终机组装配、最终找中以及低压B转子与发电机转子之间的对轮找中工作。接下来就可以进行机组低压B转子、发电机转子联轴器铰孔以及整个机组全部联轴器的紧固螺栓及其辅件安装工作。待机组所有结构安装完成后, 就需要进行油冲洗的准备工作, 进而对整个机组轴系进行第一、二次系统油冲洗清理工作, 待第二次油冲洗高质完成后, 且待机组轴承复位后才能进行第三次 (最终) 系统油冲洗工作。最后, 利用蒸汽进行吹洗清理工作, 待吹洗工作结束后, 方可进行机组管道系统的复位安装工作。

从以上分析可知, 汽轮发电机安装施工过程中, 任何阶段任何环境的施工内容均可能引起下一安装施工工序的顺利进行和安装质量水平。因此, 在安装工期被严重压缩的工程中, 考虑到安装后期油系统反复冲洗、管道系统恢复、以及蒸汽吹洗等安装工序不可能压缩工期, 就必须采用新的安装施工工艺, 才能满足1 000 MW超超临界机组高效率、短工期、优质安装的需求。

2 1 000 MW超超临界汽轮发电机组新的安装技术措施

2.1 安装施工优化组织措施

为了确保发电机组安装按照进度计划能够进行高效优质地安装, 因此优先进行汽轮机方面的安装工作, 主要包括高、中、低压缸的找正工作, 隔板安装工作, 高、中、低压A、低压B的找正工作, 并按照厂家结构和安装技术指导要求进行汽轮机扣缸工作。待上述安装任务完成后, 直接将汽轮机第一、二、三次油冲洗及冲洗后系统恢复工作, 以及管道蒸汽吹洗清理及蒸汽吹洗后的系统恢复等工作提前, 以确保汽轮机安装具有较高效率和质量水平。待1 000 MW超超临界汽轮发电机的定子、转子安装材料到场后, 再进行发电机结构单元的施工安装、发电机油系统冲洗、以及定子冷却水系统冲洗等安装内容。这样可以确保发电机设备在没有到场的情况下, 充分进行安装施工人员的调配, 避免由于发电机设备未到场引起机组安装施工进度滞后等问题。

2.2 安装施工技术要点

1 000 MW超超临界汽轮发电机组机组在采用新安装施工工序工艺中, 最为关键的安装内容是低压B转子与发电机转子之间的对轮找中工作。因此, 为了做好此项安装工作, 确保安装施工按计划顺利进行, 首先应派专门技术人员到发电机制造厂进行收资和培训, 并对发电机定子各安装螺栓孔及螺栓孔间的尺寸进行精密测量, 以便制定科学合理的发电机安装施工组织设计和技术指导资料;同时, 在发电机组安装调试施工现场要准确测量各螺栓间的具体尺寸, 以确保发电机定子在安装施工现场能够准确快速就位。其次, 对发电机的台板、台板下部等部位的水泥垫块应进行找平处理, 确定各台板标高误差在安装允许范围内。再次, 由于发电机定子吊装是一个复杂持续的系统工程, 在使用行车进行抬吊过程中, 除了行车改造、发电机定子吊装以及定子吊装就位后行车恢复等几个关键环节中可使用行车外, 其他任何工作均不允许使用行车, 以确保定子吊装具有较高效率和质量水平。待发电机穿转子工作安装完毕后, 就进行低压B转子与发电机转子间的对轮找中工作, 这样整个发电机安装工作就可以顺利地按照安装施工计划和施工组织设计的要求逐一实现, 较常规安装施工工序工艺不仅减少了安装工期, 同时也提高了汽轮发电机组安装施工效率和质量水平。

3 1 000 MW超超临界汽轮发电机组调试技术措施

3.1 整套气密性试验

在机组安装调试阶段应对氢气系统的严密性进行认真系统的监测试验, 以确保机组安装调试投运后, 其漏氢量能够满足要求。

3.2 励磁机摇摆试验

通过连接螺栓的紧固顺序与力矩来调整励磁机的摇摆度, 在电建规中明确要求励磁机摇摆不能超过0.13 mm。但该电厂机组投运后, 由于励磁机短轴相对偏长 (常规机组约3 m, 而该1 000 MW机组却有5 m之多) 。该电厂根据实际运行情况来看, 投运的3台机组励磁机摇摆度均相对电建规偏大, 具体如表1所示。

单位:mm

从表1数据可知, 在1 000 MW超超临界汽轮发电机组安装调试过程中, 要严格按照相关技术指标进行施工, 确保机组励磁机摇摆度在电建规允许的0.35 mm范围内, 从而保证机组安全、稳定、高效、经济地运行。

4 结语

在1 000 MW超超临界汽轮发电机组安装调试过程中, 会遇到许多问题及质量缺陷, 如机组结构设计制造缺陷、设备安装不规范等。只有在实际安装调试过程中, 不断优化机组安装调试施工工序工艺, 并严格监督施工现场安装质量水平, 才能确保发电机组安装施工按照计划顺利高效优质地进行, 从而保证1 000 MW超超临界汽轮发电机组安全、稳定、高效、经济地运行。

摘要：首先对1000MW超超临界汽轮发电机组常规安装工艺进行了总结, 并提出了新的安装技术措施和技术要点。然后对1000MW超超临界汽轮机发电机安装调试过程中整套气密性试验和励磁机摇摆试验安装调试控制要点进行了简要探讨。

关键词：1000MW超超临界发电机组,安装,调试,技术要点

参考文献

[1]贺贤峰.1000MW超超临界机组控制系统设计优化[J].浙江电力, 2009, 28 (2)

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