余热发电汽轮机组

余热发电汽轮机组（通用11篇）

余热发电汽轮机组 篇1

0 引言

甲醇余热发电站汽轮机组在运行过程中, 当系统网频或运行参数发生变化时, 会出现负荷波动大的现象, 这严重影响了机组的可靠运行。本文针对这个问题, 通过研究分析和查找排除, 从技术上找到了解决办法。通过检修处理, 消除了造成负荷波动大的关键原因, 从而使得汽轮机组在运行过程中负荷波动减少, 提高了机组的平稳可靠性。

1 运行中出现的问题概述

近几年, 在甲醇余热汽轮机组运行过程中一直都存在负荷波动大的问题。对于稳定进汽量, 负荷波动范围都在400～500 kW之间。持续负荷波动大会造成汽轮机组推力瓦损坏, 同时也会引起振动大, 导致汽封磨损、滑销磨损、轴瓦乌金龟裂、转动部件疲劳强度降低、调试系统不稳定等。

2 调整试验

负荷变化是由汽轮机组的调速气门来进行调整的, 而调速气门由油动机的运动来改变进气量。WOODWARD 505E接受转速探头监测的汽轮机转速信号 (频率信号) , 经过F/D转换后与内部转速设定值比较, 经转速PID放大器作用后输出操纵信号。该信号送经电液转换器 (CPC) 转换成二次油压信号, 二次油通过油动机控制调阀开度, 调节进汽量, 调整汽机出力, 从而使得汽轮机转速稳定在设定值。

为了查明负荷波动大的原因, 对可能的影响因素进行检查和处理, 主要工作如下:

2.1 对WOODWARD 505E动态参数进行调整

在运行方式下对505E的动态控制参数进行了设定和调整, 通过对比例和积分增益动态参数的反复调整, 使505E的控制状况达到最佳状态。下面为调整505E动态参数的办法: (1) 增加微分率 (DR) 至100。 (2) 增加比例增益直至系统刚开始晃动。 (3) 记录系统增益 (G) 和晃动周期 (T) 。 (4) 按下列说明调整动态参数:对于PID控制, 设定比例增益=0.60G, 积分增益=20/T, DR=5;对于PI控制, 设定比例增益=0.45G, 积分增益=12T, DR=100。用这种办法将505E增益设定值调整至接近最佳状态。

2.2 对WOODWARD CPC的线性参数进行调整

CPC (Current to Pressure Converter) 是一个电流压力转换器, 设计用于进汽阀定位或相关伺服系统控制。CPC接收4～20 m A的设定输入, 对外提供一个压力正比于输入电流的流量输出。CPC在使用之前要进行标定, 当接收给定的4～20 m A电流信号后, CPC转换出设计的调节油压, 该调节油压能够完成油动机的满行程动作, 并有较好的线性。对CPC线性参数进行的调整如下: (1) 确认液压连接和电气连接的正确性, 确认供油液压和CPC电源24 V电压正常。 (2) 用电流发生器在电流输入接线端子间串入4～20 m A电流源。 (3) 给CPC通电, 印刷电路板上的绿灯应亮。 (4) 建立保安油压, 使标定过程中油动机有响应。 (5) 将输入电流置于4 m A, 测量输出压力0.25 MPa。 (6) 将输入电流置于12 m A, 测量输出压力0.42 MPa。 (7) 将输入电流置于20 m A, 测量输出压力0.60 MPa。 (8) 调整压力范围Range电位器, 将输出压力调整到所需值。 (9) 再次将输入电流置于12 m A, 调整压力Level电位器。 (10) 将输入电流置于4 m A, 调整压力范围Range电位器。 (11) 重复 (7) ～ (10) 操作, 直至输出压力在极限值的公差范围内。

以下是动态调整过程: (1) 将输入电流置于12 m A。 (2) 顺时针慢慢将增益电位器至中间位置。若输出位置不稳定, 则逆时针调整电位器。50%的增益适用于各种类型的负载。 (3) 发现输出压力有高频抖动现象, 减小稳定值, 适当增大增益, 调整至稳定状态。 (4) 从4～20 m A逐步增大电流, 检查输出压力稳定可靠。 (5) 拆除电流源, 重新恢复接线。

以上参数调整工作保证了CPC工况良好, 线性调整正常可靠。

2.3 更换CPC滤网

如果油中混有渣质或油系统进水, 都会引起CPC滤网堵塞, 导致CPC调整负荷线性差或者无法调整, 从而使机组停机。因此, 更换CPC滤网和油管线滤网, 保证滤网完好。

3 原因分析

在对上述影响负荷波动的505E动态参数、CPC线性参数进行调整, 更换CPC滤网后, 机组重新开机后负荷波动大的问题仍没有得到解决。于是通过分析、判断, 发现造成负荷波动大的原因是高压油动机机械部分出现了问题, 其造成在网频或运行参数变化的情况下, 高压油动机球头拉杆在上下往复运动过程中, 与球面支承间存在着力滞后或没有瞬间达到面与面无间隙接触的问题, 导致机组在速度调节过程中负荷波动突变, 稳定性差。

4 解决方案

确定了高压油动机球头拉杆与球面支承间隙大是造成汽轮机组负荷波动大的原因后, 为解决该问题, 决定对汽轮机的油动机部分进行大修。大修过程中, 利用打开油动机及错油门的机会, 重点对高压油动机进行检查, 发现高压油动机球头拉杆与球面支承之间间隙过大 (3 mm) , 有较大旷量, 属非线性接触。因此, 对高压油动机球头拉杆重新进行调整, 减少球头拉杆与球面支承间的垫片, 调整其间隙, 减小其活动旷量, 使高压油动机球头拉杆与球面支承半球面之间实现无间隙活动接触, 以达到线性接触、配合良好的目标。

调整前后高压油动机球头拉杆与球面支承配合示意图如图1所示。调整后, 消除了活动旷量, 调速系统运行良好。开机并网运行后, 由于消除了油动机球头拉杆上下运动时的活动间隙, 从而解决了调速气门在调整过程中发生突变的问题, 进而成功解决了网频或运行参数变化时负荷波动大的问题。

5 处理效果

处理完高压油动机球头拉杆和球面支承间隙大这一问题后, 汽轮发电机组调速系统运行正常, 负荷波动从原来的400～800 kW下降到100～200 kW之间, 考虑到网频波动带来的负荷影响, 认为此值为合理值, 机组运行平稳。同时, 负荷波动减小也避免了其他不良影响, 保证了机组的安全运行。

6 结语

本文通过分析找出并解决了影响甲醇余热发电站汽轮机组正常运行的问题, 从而保证了机组负荷波动正常, 并在消除安全隐患方面取得了显著的效果。

参考文献

[1]海长平.动力车间2#汽轮机“505”节能改造[R].2006年中国石化节能技术交流会, 2006

余热发电汽轮机组 篇2

一、工程概况

二、设备及专业设计概要

三、监理程序

四、控制要点及目标值

五、监理工作方法及措施

一、工程概况：

同兴垃圾处理厂系一环保项目，在对垃圾进行焚烧处理时，利 用其余热发电。共装有两台余热回收锅炉及两台汽轮发电机组，设计日焚烧垃圾量1200T，年运行8000小时。

焚烧炉及余热回收锅炉全套引进德国马丁公司技术，由江西江联能源环保股份有限公司总承包制造，锅炉额定蒸发量58.39t/h，额定蒸汽出口压力4.0MP(a)，额定蒸汽出口温度400℃。

汽轮机及其辅助设备由青岛捷能汽轮机股份有限公司制造配套；发电机由四川东风发电机有限公司制造。汽轮机型号：N12-3.75/390型。机组型式：次中温、中压、单缸，凝汽式汽轮机，额定功率12000KW，额定主蒸汽压力3.75Mpa（a），额定主蒸汽温度390℃，主蒸汽额定进汽量66t/h。发电机型号：QF2W-12-2，额定功率12000KW，额定电压10.5KV，额定电流824.8A。

二、设备及专业设计概要：

1、设备概要：

汽轮机为纯凝汽式，有两级不可调抽汽。一级抽汽用于锅 炉空气预热器，二级抽汽用于除氧器，凝汽器循环水回路为双道双程，冷却面积1250㎡，凝汽器、冷油器的冷却水管材料为HSn70-1A铜管，抽真空装置采用射水抽气器。

汽轮机不可调抽气工况为：一级抽汽量5.62t/h，一级抽汽压 力为1.3Mpa(a)，一级抽汽温度292.5℃，二级抽汽量7.693t/h，二级抽汽压力0.462Mpa(a)，二级抽汽温度197.3℃。

设计冷却水温正常20℃，最高38℃。

机组正常运行时，轴承座振幅不大于0.03mm，过临界转速 时振动最大值不大于0.15mm。离罩壳1m时，汽机噪音≤85db（A）。

调节控制系统为电液方式，具有闭环的功率控制回路，转速控制回路、机前压力控制回路。以上控制方法应能进行无扰动切换。调速器迟缓率不大于0.25%，调节系统的转速不等率4.5±0.5%。危急遮断器动作后，转子的最高转速不超过额定转速的15%，危急遮断器的动作转数为3300～3360r/min。轴向位移保安装置动作时转子相对位移值为1.5mm。

汽轮机油路系统分两路，一路用于润滑系统，一路用于调速及保安系统，即保安油路。系统内设有六台油泵（其中一台为转子直接传动的主油泵），一个主油箱，两台冷油器，一台滤油器。

汽轮机设射水抽气器一台，射水泵两台，凝结水泵两台。发电机为空冷式，空气冷却器用循环水冷却。

2、专业设计概要

汽机房横向布置两台汽轮发电机，两台汽轮机纵向中心距16.5m，海岛式布置，厂房跨距21m，层架下弦标高17m，运行层标高7m，检修场地设在两机组之间零米层，检修行车为一台25t/5t双速桥式起重机。

汽机房的设备布置见设计院的有关设备平面布置图。汽轮发电机组热力系统为常规式热力系统。热力系统内的设

备基本上由汽轮机厂随机配套供应。

油系统设备及管道全部由厂家供货。随机供应的仪表控制装置见厂家供货清单。

主蒸汽母管布置在+3.0m层，一、二级抽汽母管布置在零米层。

三、监理程序：

本工程遵守下述程序开展监理工作：消化设计及厂家资料——审核施工单位资质——参加设计交底及图纸会审——审核施工组织设计——审核施工单位各类技术及管理人员的配备及其相应的资质资料——审核施工单位各工种人员配备及其相应的上岗证——检查标准资料配备情况及技术交底记录——进场机具报验——进场材料、设备报验、设备开箱清点、检查——隐蔽报验——设备土建基础报验——行车报验——大型设备就位前，再次对设备及周围场地进行检查、清理——汽轮机本体安装各工序报验——发电机安装各工序报验——凝汽器安装各工序报验——其它辅助设备安装报验——机组安装整体报验，经全面验收合格后，作试车准备。

四、控制要点及目标值：

1、施工单位资质必须符合要求，人员配备必须齐全，并有 相应的资质证书。

2、施工单位应是安装过同类型设备的。

3、设计及制造厂家资料齐全，现场备齐设计及制造厂家在 本工程中所采用的全部规范，标准资料。

4、施工单位在施工前必须认真仔细消化所有资料，并有详细的

各级技术交底记录。

5、施工单位应配齐本工程所需要的各种机具、工具及检测 用仪器仪表。

6、施工组织设计一经审核批准后，必须严格按施工组织设 计的要求组织施工。

7、汽轮机厂家应派熟练的技术人员到现场指导安装。

8、汽轮机安装前，土建基础应经验收合格并验收资料齐全（含 基础沉陷观测记录），安装场地检查符合安装要求后，方可进入安装。

9、汽轮机组散件进场，厂家、业主、监理、施工四方代表 应到场共同清点，初验签字，按要求分区妥善保管。

10、汽轮机发电机的安装程序及各部间隙都应严格按厂家安 装说明书执行。

11、汽轮机发电机组安装完毕投定及下列指标应满足： 轴承座振动值（全振幅）≤0.03mm；

临界转速时轴承座振动值（全振幅）≤0.15mm； 转速摆动值≤15r/mim，转速不等率≤0.25%； 调节器调速范围0—3390（可调）； 电调超速保护3270r/mim；

危急遮断器动作转速3300～3360 r/mim； 仪表超速保护3390—3420r/mim；

轴向位移保安装置动作时转子相对位移值1.5mm；

额定排汽压力0.0049MPa（绝对）； 排汽压力高限报警0.012MPa(绝对)； 排汽温度高限报警120℃；

轴承温度升高保护，回油温度65℃及轴瓦温度85℃时报警； 回油温度70℃，轴瓦温度100℃时停机。

12、汽轮发电机组的安装验收规范执行DL5011-92《电力建 设施工及验收技术规范》（汽轮机篇）。

13、进场各种材料、设备、外购及自配件必须检验合格并认证后方可进场安装。

14、单机设备调试合格后才允许进入主机及系统调试。

15、汽轮机本体热工仪表的安装执行SDJ279-90《电力建设施工及验收技术规范》（热工自动化篇）

16、汽轮机油泵系统的安装调试应由安装过汽轮机油系统有经验的安装人员进行安装，严禁盲目拆卸安装。

五、监理工作的方法及措施：

1、随时掌握施工现场的进度，部位及质量状况，做到心中 有数。关键部位及工序要进行过程控制，巡视与旁站相结合，抽查与全检相结合。

2、发现施工质量问题要及时提出、纠正，必要时下达监理 通知，强制整改。

3、需现场检查验收签字的项目，必须当场完善各方签字手 续。

4、监理应熟悉掌握设计资料、厂家安装说明及有关标准规 范，以此为依据对安装的全过程实施监理工作。

5、由专业单位安装的单位验收项目，施工单位应保证验收 合格，并配合建设单位办理安全使用手续。

6、协助各施工单位之间的直协调工作，当发生冲突时，监 理应本着公平、公正的原则协调各方关系。

7、所有竣工项目，施工单位应交付完整的竣工资料，竣工 资料包括竣工图，各种报验资料，原始记录等。

火电厂汽轮发电机组振动影响分析 篇3

关键词：汽轮发电机组 振动 影响因素 分析

汽輪发电机组产生振动的大小直接影响到机组能否安全运行和整个电厂的经济效益。引起汽轮发电机组振动过大或者异常的原因有很多，既有设计制造方面的原因，也有运行方面的原因，还有安装和检修等方面的原因。

一、设计制造时影响因素

汽轮发电机组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，这个离心力会对轴承产生一个激振力而使之引起机组振动，如果这个离心力过大，则机组的振动就会异常。汽轮发电机组转子装配时每装配一级叶片都应该对该级叶片进行动平衡试验，整个转子装配完成后在出厂之前对整个转子进行低速和高速动平衡，以确保转子的不平衡量在合格范围内。

产生汽轮发电机转子不平衡量较大的主要原因是机械加工精度不够和装配工艺质量较差，必须提高机械加工精度，同时保证装配质量，从而才能保证转子的原始不平衡量较小。另外，如果机组的设计不当也会引起机组的振动。

二、安装和检修时影响因素

汽轮发电机组在安装和检修过程中的工艺质量对机组振动的影响非常大，根据对现场机组振动的分析，很多汽轮发电机组的轴承振动过大都是由于安装和检修不当引起的，或者说机组的振动很多时候都是可以通过安装或检修来解决的。

1.轴承标高的影响

两端的轴承标高不在设计要求的范围内，转子两端轴承的负荷分配不合理。负荷较轻的一边，轴瓦内的油膜将会形成不好或者根本不能建立油膜，这样就会诱发机组的自激振动、油膜振动和汽流激振。而负荷较重的一边，由于吃力太大，会引起轴瓦温度升高，当轴瓦乌金温度达到一定值时，很容易产生轴瓦乌金过热现象，从而造成机组的振动。

应该根据制造厂家的技术要求，再结合现场的实际情况对机组轴承标高进行认真的调整。由于各台机组的实际情况不尽相同，因此受热后的膨胀也不完全一样，所以必须结合各厂的实际情况对机组轴承标高进行调整。

2.轴承自身特性影响

主要包括轴瓦的紧力、顶隙和连接刚度等几个方面。轴瓦紧力和顶隙主要影响轴承的稳定性，如果轴承的稳定性太差，在外界因素的影响下容易使机组振动超标。轴承的连接情况主要对轴承刚度产生影响，若轴承刚度不够，在同样大小的激振力下引起的振动较大，必须将轴承各连接螺栓拧紧。

3.机组中心影响

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、轴系连接同心度和平直度。

如果转子与汽缸或静子的同心度偏差过大，则可能会引起汽流激振、电磁激振和动静碰磨。若发生碰磨，则会使转子发生热弯曲而引起不稳定普通强迫振动。当联轴器法兰外圆与轴颈不同心、联轴器法兰止口或螺栓孔节园不同心、端面瓢偏、连接螺栓紧力明显不对称时，不论圆周和端面中心数据调整的如何正确，当把连接螺栓拧紧后，都会使轴系不同心和不平直。当转子处于旋转状态时，轴系同心度和平直度会直接产生振动的激振力，引起机组的振动。

4.滑销系统影响

当由于某种原因使滑销系统卡涩时，机组的膨胀就会受到限制，当机组的膨胀受到限制时就会引起机组较大的振动，严重时以至于不能开机或者引起动静碰磨，从而造成更大的破坏。由于膨胀受到限制而无法开机的现象在现场经常出现，因此在检修和安装期间应该对此引起高度重视。

5.动静间隙影响

当汽轮机转子与汽缸之间的间隙过大时，汽轮机内效率会降低；当汽轮机与轴封之间的间隙过大时可能会引起蒸汽外漏或者空气内漏，从而影响机组的效率和真空；当发电机转子与静子之间的间隙过大时同样会影响发电机的效率。间隙又不能过小，否则将引起动静碰磨，会使机组的振动超标。因此合理调整隔板汽封、端部汽封以及发电机转子与静子之间的间隙是非常重要的。

6.转子结垢影响

机组大修期间，对汽轮机叶片上的结垢进行清理，进行除垢时保证除垢方法正确性，注意对整个转子都要进行除垢，否则可能会在转子上产生新的质量不平衡。

三、运行时影响因素

机组的振动除了与上面阐述的各方面因素有关外，还与机组的运行状况存在很大的关系。

1.机组膨胀影响

当滑销系统本身不存在问题时，如果运行人员操作不当，机组也会出现膨胀不畅的问题。最明显的例子是在开机过程中，当机组的暖机时间不够或者升速加负荷过快，则机组各部分的膨胀就不一样，一方面会产生热应力，减少机组的寿命；另一方面就会引起过大的膨胀差，从而影响机组的开机过程。当机组的膨胀不充分时，极易引起机组的动静碰磨而产生振动。

2.润滑油温影响

轴颈在轴瓦内的稳定性决定机组诱发振动的可能性，当稳定性太差时，外界因素的变化很容易引起机组振动的产生。而润滑油在轴瓦内形成的油膜又是影响转子稳定性的一个重要影响因素，油膜的形成除了与轴承乌金有关外，还有一个重要因素就是润滑油油温，润滑油油温应该在一个合理的范围内，过高过低都对油膜形成不利。

3.轴封进汽温度影响

每一轴封的进汽温度都不一样，在运行规程所允许的范围内调整轴封进汽温度会对机组的振动产生一定影响。轴封进汽温度对机组振动的影响主要表现为进汽温度对轴承座标高的影响和温度对端部汽封处动静间隙的影响。

4.机组真空和排汽缸温度影响

机组真空和排汽缸温度相辅相成，其中一个因素的变化必然引起另一个因素的改变。对于轴承座坐落在排汽缸上的机组来说，排汽缸温度的变化主要表现在对轴承座标高的影响上，会对机组的振动产生影响。

5.断叶片影响

当汽轮机发生断叶片时，转子的质量分布明显发生改变，机组的振动会发生明显的变化，这种情况在现场有时可能不会被察觉，振动的变化既包括振动大小的变化，也包括振动相位的变化，现场大多数仪表只能监视振动大小的变化。为了尽量避免断叶片的现象发生，除了在设计制造和安装检修期间采用适当的措施来保证外，运行中在增减机组负荷时应尽量平稳。

参考文献：

[1]穆苍莉.浅论汽轮机发电机组振动的影响因素[J].科技资讯，2006（05）.

[2]何国安，田满金，郑永强.小型汽轮发电机组轴系振动的分析与处理[J].热力透平，2009（04）.

余热发电汽轮机组 篇4

1 中空窑余热发电工程的特点

水泥厂中空窑余热发电工程, 一般不考虑扩建的可能性。因此, 不需要保留扩建端。

2 汽轮发电机组及有关辅助设备规范 (表1、2、3、4、5)

3 汽机房平面布置的一般设计方案

3.1 汽机房主要尺寸

汽机房跨度12m, 柱距6m, 汽机房长度3个柱距, 即18m。运转层标高5m。

3.2 汽轮发电机组的平面布置

汽轮发电机组为纵向布置, 运转层采用岛式平台。汽轮机中心线距A排柱中心线6m, 凝汽器布置在3号柱4号柱轴线之间, 凝汽器中心线距3号柱中心线2m, 见图1、2。

3.3 该设计方案的缺点

循环水泵不在汽机房内, 而布置在单独的循环水泵房内, 循环水泵需要单设运行人员, 运行联络不方便。单设泵房增加土建投资。

4 循环水泵布置在汽机房内的推荐设计方案

4.1 汽机房主要尺寸

汽机房跨度15m, 其余主要尺寸同一般设计方案。

4.2 汽轮发电机组的平面布置

汽轮机中心线距A排柱中心线为8m, 其余平面布置方式同一般设计方案。

两台循环水泵可以很容易地布置在汽机房内。

4.3 该推荐方案的缺点

汽机房跨度由12m增加到15m, 汽机房面积增加54m2, 投资增大。

5 循环水泵布置在汽机房内的研究设计方案

5.1 循环水泵的选择

按GB50049-94《小型火力发电厂设计规范》规定, 仅有一台汽轮机组应选用两台循环水泵, 总出力应等于最大计算冷却水量。

(1) 最大计算冷却水量

最大计算冷却水量计算结果见表6。

(2) 循环水管道管径的确定

根据DL/T5054-1996《火力发电厂汽水管道设计技术规定》确定管径。循环水管道管径计算结果见表7。

(3) 循环水系统总阻力

循环水冷却设备一般均选用机力通风冷却塔。循环水系统阻力计算结果见表8。

(4) 选择循环水泵

在中空窑余热发电工程中, 既有一台20t/h余热锅炉配一台N3-2.35汽轮机, 也有两台10t/h余热锅炉配一台N3-2.35汽轮机的。在运行中, 许多电站日发电量在50×103k Wh以上, 经常出现满负荷运行的工况。如果按规范选择循环水泵, 两台循环水泵全年连续运行。一台循环水泵故障, 汽轮机将减负荷, 余热锅炉将排汽运行, 浪费能源。汽水系统补充水加大, 浪费软化水。

由于中空窑余热发电运行工况有其特殊性, 循环水泵应有一定的备用容量。为了保证运行工况的稳定性和提高设备利用率, 两台循环水泵的总出力应等于最大计算水量的150%。

单台循环水泵流量应等于或大于780m3/h。

循环水系统总阻力为172.49k Pa, 循环水泵计算扬程为17.59m。选择循环水泵扬程应等于或大于17.59m。

循环水泵选择见表9。

5.2 汽机房主要尺寸

汽机房主要尺寸同一般设计方案。

5.3 汽轮发电机组的平面布置

汽轮机中心线距A排柱中心线为6.5m, 其余平面布置方式同一般设计方案, 见图3、4。

循环水管道直径大, 阀门多, 占地面积大, 因此, 循环水泵布置在汽机房内的关键是循环水管道的布置。

两台循环水泵靠近A排柱布置, 可以布置在零米处, 也可以布置在-0.87m处。这样, 循环水管道水平走向部分均可以布置在零米以下。循环水泵与凝汽器间的通道为1.2~1.4m, 完全可以满足运行检修要求。

循环水管道平面布置见图5、6。

5.4 检修场地的布置

3MW汽轮发电机组本体检修大件质量较小。汽轮机转子0.7t, 汽缸1.5t, 发电机转子3.5t。《小型火力发电厂设计规范》规定, 汽轮发电机检修区域楼板及汽轮机基座平台设计动荷载标准值为10~15k Nm/2, 本体大件完全可以在运转层平台上检修。实际上, 不论哪种设计方案, 本体大件及其附属小件均在运转层上检修, 检修场地面积完全可以满足要求。

零米层场地只供零米层设备检修用, 亦完全可以满足需要。

5.5 冷却塔的平面布置

按《小型火力发电厂设计规范》及《工业循环水冷却设计规范》规定, 机力通风冷却塔与汽机房最小间距不得小于25m, 并应靠近汽机房。

冷却塔集水池至汽机房回水可以用焊接钢管, 也可以用回水沟, 本研究方案采用焊接钢管。

循环水系统阻力计算系按冷却塔!720×7出水管道, !529×7进水管道, 长度为100m时计算。当计算数据h1及h2保持不变时且冷却塔!720×7出水管道及!529×7进水管道长度为300m时, 系统总阻力为186.1k Pa, 计算扬程为18.98m, 所选循环水泵扬程可满足供水要求。系统阻力计算见表10。水泵制造厂提供容许气蚀余量为5.2m, 即允许吸上真空高度为4.8m, 循环水泵计算吸上真空高度为3.44m, 完全可以满足吸水要求。吸上真空高度计算见表11。

5.6 研究设计方案的优点

在汽机房跨度不增大的前提下, 循环水泵布置在汽机房内, 便于运行检修, 且节省土建投资。

6 结语

该设计方案已被一小型水泥厂余热发电工程采用, 投产运行三年, 完全满足运行检修要求。

参考文献

[1]GB50049-94, 小型火力发电厂设计规范[S].北京:中国计划出版社, 1994.

[2]DL/T5054-1996, 火力发电厂汽水管道设计技术规定[S].北京:中国电力出版社, 1996.

[3]GB/T50102-2003, 工业循环水冷却设计规范[S].北京:中国计划出版社, 2003.

[4]小型热电站实用设计手册[K].北京:中国电力出版社, 1989, 10.

余热发电汽轮机组 篇5

1.设备系统概述 2.编制依据

3.启动试验组织与分工 4.带电范围

5.受电条件及受电前准备工作 6.lOkV厂用受电试验程序 7.安全注意事项 8.使用仪器

9.“强制性条文”及“反措”实施 10.附录：带电系统图 1设备系统概述

湖南华菱湘潭钢铁有限公司本期工程设计为135MW汽轮发电机组配套超高压高压煤气锅炉项目，主接线以发电机—变压器组单元方式接入厂内220kV屋外配电装置。发电机励磁系统采用东方电气集团的静态自并励励磁系统。机组均采用发电机变压器组单元接线，发电机经主变压器送至220kV系统，220kV配电装置为单母线接线方式。主变为特变电工衡阳变压器厂生产的三相三绕组强油循环变压器厂用变压器（特变电工衡阳变压器厂）高压侧从发电机出口接出，低压侧接入厂用10kV工段工作进线分支。LOkV II段由湘钢二中央通过0.5km线路并经断路器送至厂用互OkV II段，I段和工工段经过母联开关连接在一起。电气量保护为南京南瑞继保电气有限公司生产的RCS系列微机保护装置。2编制依据

为使厂用电受电试验顺利进行，全面检查一、二次电气设备参数符合国家标准，满足设计要求，依据湖南省电力勘测设计院提供的相关图纸和相关设备厂家资料； 《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程（2002年版）》

《火电工程启动调试工作规定》附件第三篇

《火电工程调整试运质量检验及评定标准》3。4，5.4，6.4，7.4的有关规定 《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB50150-06 《电业安全工作规程（发电厂和变电所电气部分）》DL408-91 《火电机组达标投产考核标准(2004年版)及其条文解释》 《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》

《电力系统继电保护及电网安全自动装置反事故措施要点》 《火电工程厂用受电前质量监督检查典型大纲》

等规程要求特编制本措施，本措施应经电气专业小组讨论、报试运指挥部批准后执行，涉及到电网范围内的设备应报电网部门核准。3组织分工

3.1为了确保厂用受电一次成功，应成立由湖南华菱湘钢有限公司、西安兴仪启动发电试运有限公司、浙江火电公司、武汉威仕监理公司、湖南电力勘测设计院等单位组成的带电领导小组，并经试运指挥部批准。带电试验过程中由领导小组指挥。

3.2西安兴仪启动发电试运有限公司编写的厂用电受电措施经过参建各方讨论并经试运指挥部批准。

3.3由湖南华菱湘钢有限公司负责组织、协调落实各方面的工作。

3.4所有带电设备的操作均由电厂当值运行人员负责，并由调试人员和安装人员监护和复

查，所有操作应严根电厂运行规定执行。

3.5机组厂用电系统安装工作由浙江火电公司负责，西安兴仪启动负责lOkV以上部分的调试工作。所有带电设备的检修由浙江火电公司负责。

3.6有关督的试验工作、保护检查、测量，lOkV备用进线以上由西安兴仪启动调试人员负责。LokV母线及以下由浙江火电公司调试人员负责。

3.7安装人员、电厂当值人员应加强各带电设备的巡视并监视有无异常情况。3.8监理人员应负责对设备安装、调试质量进行监督。

3.9带电前应由带电领导小组组织有关各方对带电区域进行联合大检查；重点对带电区域的安全防护、隔离、道路照明、设备挂牌、消防设施等进行重点监督检查。4带电范围

4.11号机lOkV备用进线开关柜、DCS控制柜、厂用快切屏、同期屏等，机组故障录波器屏、测量屏、计量屏等。

4.2从湘钢二中央老厂过来的0.5kVI线路，lOkV备用进线开关，lOkV II段母线，lOkV母联开关，lOkV I段母线。，5受电条件及受电前准备工作

5.1带电范围内的一、二次电气设备安装完毕。带电设备电气交接试验完毕。并经质检中心验收合格。带电方案经工程主管部门审核并批准。

5．2试验现场周围应整齐、平整、清洁，无杂物，无土建施工。栏杆可靠。孔洞堵塞完好。人行通道、消防通道要畅通，照明充足。厂用电系统的建筑工程（包括照明、通风、消防、采暖、电缆沟道、建筑构架等）己基本完成，能满足厂用电系统受电要求。5.3 有关带电设备外观应完整、清洁，外壳机座的接地应齐全完好。5．4各带电设备应有明显的标志牌和警告牌，设备编号完整、正确。

5.5有关配电室的房门应上锁，带电设备应设遮栏，并悬挂相应的标示牌。5.6试验现场应备有充足完好的消防设施及设备。并经消防管理部门验收。5.7各带电设备及装置的绝缘试验应合格。一次设备接地良好。5．8 10KV高压输电线的绝缘、耐压试验应合格。

厂

5.9各开关、刀闸远方和就地传动正确，指示正常，以及相互间的连锁、闭锁功能正确。5.10测量CT二次阻值，阻值合理，无开路现象。二次接地可靠。CT备用绕组应可靠短路接地。

5.11测量PT二次阻值，阻值合理，无短路现象。

5.12检查二次回路交、直流电源保险应齐备，容量合适。5.13厂用直流系统、厂用UPS系统己投入运行。5.14检查lOkV母线及lOkV开关的绝缘电阻合格。5.15核对保护定值正确。

5.16检查所有配电段内开关均在“断开”位且不在“工作”位。

5.17逻辑回路传动正确，DCS信号指示正确。DCS监控测控系统、故障信息远传以及系统通讯等经调试功能完善，具备投运条件。5.18厂用快切回路若具备条件要传动准确。

5.19通讯设备齐备（包括集控室与变电站的通讯）。

5.20有关带电设备的图纸、资料、试验报告应齐全，试验报告、安装验收资料经监理、质监站审定全部合格。

5.21自动消防设施投入运行：消防器材配备齐全，并在有效期内。5.22电气设备的工作接地和保护接地明显可靠。符合设计要求。

5.23受电前向生产运行人员进行技术交底，准备好记录表格做好记录。5.29本措施断路器、隔离刀闸、地刀闸编号依据电厂正式编号。5.30受电前应通过质监中心站监检合格，确认具备受电条件。6.lOkV厂用受电程序 6.1 厂用受电准备工作。

6.1.1集控室DCS系统已投运。

6.1.2检查确认10KV的工作进线断路器，备用进线断路器，母联断路器在分位。6.1.3检查确认1号机lOkV所有开关手车在试验位置。

6.1.7将lOkV工作工段母线、工工段母线”推入工作位置，并投入相关保险，其余各lOkV开关均在试验位。LOkV备用进线线路PT推入工作位置，并投入相关保险。6.2湖南华菱湘钢有限厂用受电步骤：

6.2.1向调度申请合备用进线对侧湘钢二中央老厂断路器，对0.5km线路进行沖击，测量线路电压相序，沖击三次，每次间隔5分钟，最后一次投入运行。6.2.2将备用进线10KV断路器和手车推至工作位。

‘9．

6.2.3在同期装置上合上备用进线10KV断路器，对lOkV工工段母线冲击。

．

6.2，4 lOkV B段母线受电后，注意检查母线有无异常情况。如有异常，应立即报告现场指挥人员断开备用进线10KV断路器。处理正常后，方可继续进行。6.2.5测量lOkV II段母线“二次电压值、相序。

6.2.6测量lOkV II段母线PT至保护、测量、同期屏上的电压值、相序。

6.2.7检查10KV段母线上的所有断路器开关在检修位置，母线PT再投入位置，所有接地刀闸均在分位状态。

6.2.8将10KV母联断路器和母联隔JJ手车推至工作位置，合上操作电源。6.2.9合上母联断路器对10KV工段母线冲击。

6.2.10 lOkV工段母线受电后，注意检查母线有无异常情况。如有异常，应立即报告现场指挥人员断开母联断路器。处理正常后，方可继续进行。6.2.11测量lOkV工段母线PT二次电压值、相序。

6.2.12測量lOkV工段母线“至保护、测量、同期屏的电压值、相序。7．安全注意事项

7．1所有参加带电的人员必须严格按照“安全规程”要求作业。各单位各自负责所涉及工作中的安全措施。试验中的操作严格实行复述制度，并有专人进行监护。7.2带电区域内应悬挂“高压危险”，“设备带电”等明显的标志牌和警告牌。非作业人员禁止进入作业现场。由于现场施工单位人员较多，带电区域较大，有关单位应通告他们以防触电。

7.3带电过程中若发现异常情况，应立即断开电源，停止试验并向试验负 7.4带电区域内备足完好的消防器材及通讯设备。

7.5所有参加受电工作的人员应听从指挥，严禁违章操作及无令操作，所有操作必须按操作票执行。负责监听、监视、操作及监护的人员要坚守岗位，不得擅离职守。7.6不属于本次受电范围内的设备严禁操作。

7.7带电结束后，带电区域要加好门锁，钥匙由电厂值班人员统一管理。8．使用仪器 8.1数字万用表

8.2卡钳式数字相位表

8.3 1000V、2500V绝缘摇表

8.4电压相序表 9“强韦U性条文，’及“反措，‘实施 《工程建设标准强制性条文》（电力工程部分）的内容，是工程建设现行国家和行业标准中直接涉及人民生命财产安全、人身健康、环境保护和公众利益的条文，是参与建设活动各方执行工程建设强制性标准和政府于隋况实施监督的依据。同时考虑了提高经济和社会效益等方面的要求。列入《强制性条文》的所有条文都必须严格执行。国家电力公司制定了《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》（国电发[2000] 589号），是为了进一步落实“坚持预防为主，落实安全措施，确保安全生产”的要求，完善各项反事故措施，更好地推动电力安全生产，有目标、有重点地防止电力生产重大恶性事故的发生。因此，在机组基建调试期间，各系统分部试运及重点试验项目的实施，必须严格遵守《工程建设标准强制性条文》及《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》中的相关规定。本措施涉及到“强制性条文”及“反措”方面的内容及防范措施如下： 9.1“强制性条文”方面

9.1．《l电气装置安装工程

电力变压器、油浸电抗器、互感器施工及验收规范》GBJ148-1990 第2.10，2条原文：变压器、电抗器在试运行前，应进行全面检查，确认其符合运行条件时，方可投入试运行。检查项目如下：

a)本体、冷却装置及所有附件应无缺陷，且不渗油。b)备用电流互感器二次端子应短接接地。c)分接头的位置应符合运行要求；有载调压切换装置的远方操作应动作可靠，指示位置正确。d)变压器、电抗器的保护装置整定值符合规定。防范措施：

a)严格按照《工程建设标准强制性条文》和作业指导书执行。b)参建单位联合检查，分级验收并签字确认。9.1.2《交流电气装置的接地》

DL/T 621-1997 第4.1条原文：

电气装置和设施的下列金属部分，均应接地： a)互感器的二次绕组：

b)配电、控制、保护用功屏（柜、箱）及操作台等的金属框架； c)铠装控制电缆的外皮。‘ 防范措施：

a)严格按照《工程建设标准强制性条文》和作业指导书执行。b)参建单位联合检查，分级验收并签字确认。9.2 “反措”方面 9.2.1条文2 原文：防止电气误操作事故 防范措施：

A． 严格执行操作票、工作票制度，并使两票制度标准化，管理规范化。B． 严格执行调度命令，操作时不允许改变操作顺序，当操作发生疑问时，应立即停止操作，并报告调度部门，不允许随意修改操作票，不允许解除闭锁装置。C． 应结合实际制定防误装置的运行规程及检修规程，加强防误闭锁装置的运行、维护管理，确保己装设的防误闭锁装置正常运行。D． 建立完善的万能钥匙使用和保管制度。防误闭锁装置不能随意退出运行，停用防误闭锁装置时，要经本单位总工程师批准；短时间退出防误闭锁装置时，应经值长批准，并应按程序尽快投入运行。9.2.2条文13.7

原文：保证继电保护操作电源的可靠性，防止出现二次寄生回路，提高继电保护装置抗干扰能力。防范措施： A． 严格执行《继电保护及安全自动装置反事故技术措施要点》中有关保护及二次回路抗干扰的规定，提高保护抗干扰能力。B． 应认真对各项反事故措施落实情况进行全面检查、总结，尚未执行的要制定出计划时间表。C． 应按《电力系统继电保护及安全自动装置反事故措施要点》中关于二次回路、保护电压二次回路切换的有关要求，在设计、安装、调试和运行的各个阶段加强质量管理和技术监督，认真检查二次回路，做好整组试验

D． 对经长电缆跳闸的回路，要采取防止长电缆分布电容影响和防止出口继电器误动的措施，如不同用途的电缆分开布置、增加出口继电器动作功率，或通过光纤跳闸通道传送跳闸信号等措施。

余热发电汽轮机组 篇6

【关键词】超超临界 振动 动平衡 接触面

【中图分类号】TK267 【文献标识码】A 【文章编号】1672-5158（2013）03-0062-02

1、轴系结构

本文介绍该汽轮机发电机组选用由上海汽轮机厂制造的N1000-26.25/600/600 （TC4F）型超超临界、一次中间再热式、单轴、四缸四排汽、单背压、八级回热抽汽、反动凝汽式汽轮机，机组轴系主要由高压转子、中压转子、低压转子、发电机转子及集电环转子组成，各转子之间均采用刚性联轴节连接，汽轮机机组的4个缸的转子由5个径向椭圆轴承支撑，而发电机与励磁机转子由3个径向椭圆轴承支撑，其轴系布置如图1所示。

该机组配有1套由 VM600构成的TSI系统，可连续采集机组轴系各轴承处轴振、瓦振、 转速、轴向位移等参数。

2、4号瓦振动处理概况

机组自4月12日首次冲转，至3000r/min时，4号瓦振为 9.3、8.6mm/s，随后瓦振逐渐爬升，2h后振动爬升至11.8mm/s（跳闸值）而跳闸。经停机处理后，由于安装不善，第2 次于4月27 日再次开机，刚到3 000r/min，4号瓦振为7.1、7.9mm/s，定速3 000 r/min时，4号轴振、瓦振急剧爬升，仅30min瓦振就达到10. 8、11. 6mm/s，机组被迫停机。再次处理后，机组于5月8日冲转至3 000 r/min，4号轴振、瓦振较修前有明显的好转。机组空负荷定速运行近4 h，4号瓦振已爬升至8.0mm/s，之后定速阶段，4号瓦振基本稳定，带负荷后，基本稳定在8.5～10.6mm/s。因此，总体机组的振动水平仍偏大。第4次停机处理后，机组于7月9日冲转至3 000 r/min，4号轴振、瓦振较修前有很大幅度的降低。机组在3 000 r/min及满负荷运行时，4号瓦振动最高315mm/s、3.8mm/s、30.6μm。整个轴系的振动情况都非常理想，全部都达到优秀标准。

3、振动处理过程及特征分析

3.1第一次处理情况

机组自4月12日首次冲转，至3 000r/min时，4号瓦振为9.3、8.6mm/s，随后瓦振逐渐爬升，2h后，振动爬升至11.8 mm/s而跳闸。停机后，4号瓦检查发现了以下几个问题。

①上轴承盖与上轴承之间间隙检查，A排侧0.19～0.45mm，B排侧0.17～0.50mm。标准为0.20 +0.05mm。

②上瓦打开，发现有2处凹槽缺陷。一处靠近中分面200mm，电端10mm，长度约5mm，深度约2mm，宽度约4mm，此缺陷较大；另一外距中分面140mm，电端104mm，长度约4mm，深度约2mm，宽度约2mm，此处较小。

③检查侧隙C1、C2间隙，0.05mm不入。装复时调整至设计值0.15

+0.02mm。

④轴承上部间隙为0.72～0.74 mm，正常。侧隙分别为0. 45～0.55，与设计比，偏小0.05～0.10mm。

⑤轴承底部调整块有一贯穿的划痕迹，宽度约2mm，深约0.5mm。轴承支座也有贯穿的划痕迹。

各部分螺栓紧固情况良好。轴承座油档检查，电机端基本无磨擦痕迹，汽机端有轻微磨擦痕迹，应属于正常现象。转子对轮同心度及晃动度检查，基本正常。

4号瓦检查结果表明小问题很多，能在现场调整处理主要是瓦盖间隙、瓦盖 C1、C2间隙。轴承底部和轴承支座贯穿划痕要返厂处理，需要较长的工期，鉴于当时电厂的运行状态，开机不是很方便，为了验证是否仅仅由于间隙调整不到位而引起振动爬升，确定仅将几个间隙值调整到设计值，并在低压转子A加重0.83kg，加重位置为逆转向200°。轴承底部调整块贯穿的划痕迹未作处理，安装单位在瓦检修的过程中使贯穿的划痕程度有所加重。于4月27日再次开机，刚到3 000r/min，4号瓦振为7.1、7.9 mm/s，定速3 000 r/min时，4号轴振、瓦振急剧爬升，仅30min瓦振就达到10.8、11.6 mm/s，机组被迫停机。

这次开机的情况表明，仅将间隙调整好，对瓦振动未有改善，4号轴振动经过加重处理有下降，瓦振较未处理前恶化，而这次仅是贯穿痕迹恶化，就导致瓦振恶化，因此必须处理贯穿痕迹。

3. 2第二阶段处理情况

4号瓦振原因分析及检修方案

经与厂家多次沟通，拿到轴瓦支承垫块与轴承支架接触面安装详细要求。该轴承的支承垫块为圆球形，而轴承支架为圆柱形，两者接触理论上为线接触，经研磨后，此处将形成类似橄榄球形状的接触面，接触面中部宽度约20mm。对照此次划伤部位，正好就是在接触部位。且接触面情况也不好，形成类似两头接触，而中间脱空的形式（此类情况应严格控制出现）。因此，原因判断为接触面不良。根据以上分析确定检修方案如下。

①返回原加工厂处理轴承底部调整块，返回原加工厂加工轴承支座，要求全部恢复到出厂状态。

②现场对底部调整块和轴承支座进行研磨确保接触面符合安装要求。

③装复过程中再发现轴承支架与主轴的垂直度不好，去除1个定位螺栓，用百分表监视旋转1.3mm后，调整垂直度良好，并保证了轴承底部接触面合格。

④根据电试院的检测数据，调整 4号瓦平衡块角度为逆转向150°。

4号瓦再次处理好以后，机组于5月8日冲转至3000r/min，4号轴振、瓦振都已跟6号机组相同水平，且较修前有明显的好转。机组空负荷定速运行近4 h，4号瓦振爬升至810、8.5 mm /s，之后定速阶段，4号瓦振基本稳定。

额定转速运行近4 h情况表明，这次检修处理已使 4号瓦振和轴振得到明显的改善，机组已经能在空负荷阶段长时间运行。但 4号轴振、瓦振仍然存在爬升现象，瓦振仍存在较小幅值的突升、突降阶跃现象。4号轴振、瓦振都以1X倍频分量为主，爬升也以 1X倍频分量为主，爬升过程相位基本不变，说明机组发生了强迫振动。

机组于5月11日并网带初负荷 90MW，4号瓦振达到 9.4、10.2mm/s，2h后，4号瓦振已爬升至10.8、11.5 mm /s，在110 MW稳定运行近20 min，4号瓦振在10.8、11. 4mm /s上下波动，3号轴振和瓦振也爬升较为明显。轴振为CRT显示的X、Y方向均方根值，可知机组其他各瓦振动极不稳定，存在着并网带负荷后机组振动缓慢变化的现象，给机组振动诊断及处理带来一定的难度。

3. 3 第三阶段处理情况

机组于6月23日停油泵、停盘车开始检修。主要检修情况如下：

①测量低—低对轮同心度，测量位置在对轮中部。结果良好。

余热发电汽轮机组 篇7

1 汽轮机保护测试

1.1 两泵低油压连锁保护试验

1.1.1 辅助油泵润滑油压力低

1) 启动辅助油泵, 开出口阀。确认电动机功率正常、运行平稳。

2) 启动回转设备盘车装置。

3) 分别将辅助油泵、交流事故油泵、直流事故油泵和回转设备盘车连锁置于“连锁”位置。

4) 手按辅助油泵“停运”按钮, 分别试验:

当主油泵出口油压下降至0.65MPa (表) 或润滑油压力降至0.085MPa (表) 时发出报警信号, 同时辅助油泵应自动投运。

当润滑油总管压力降至0.13MPa (表) 时发出报警信号;当润滑油压力降至0.08MPa (表) 时磁力断路油门动作, 交流事故油泵应该自动投运;当润滑油压力降至0.07MPa (表) 时直流事故油泵应自动投运;当润滑油压降至0.015MPa (表) 时, 发出回转设备自动停止盘车的信号。

1.1.2 交流事故油泵润滑油压力低

1) 开启交流事故油泵进、出口阀, 启动交流事故油泵。

2) 启动回转设备盘车装置。

3) 分别将辅助油泵、直流事故油泵和回转设备盘车连锁置于“连锁”位置。

4) 关小交流事故油泵出口阀, 分别试验:

当润滑油压力降至0.085MPa (表) 时辅助油泵应自动投运。

当润滑油压力降至0.07MPa (表) 时直流事故油泵应自动投运。

当润滑油压降至0.015MPa (表) 时, 发出回转设备自动停止盘车的信号。

1.2 现场停机试验

速关阀和调节阀开启, 在主控室手按停机按钮。速关阀、调节汽阀和补汽阀均应关闭, 光字牌“主汽门关闭”信号同时出现。速关阀打闸时从全开至关闭的时间应小于1s。

1.3 轴向位移保护试验

当轴向位移≥+0.5mm或≤-0.5mm时报警, ≥+0.6mm或≤-0.6mm时电磁阀动作。用模拟设置法试验。

1.4 轴承温度高保护试验

汽轮机推力轴承和径向轴承温度高于95℃报警, 高于105℃停机。用模拟设置法试验。

1.5 凝汽器真空低保护试验

真空降至-0.086MPa时报警, 真空降至-0.06MPa时停机。用模拟设置法试验。

1.6 发电机主保护动作试验

发电机主保护动作后, 信号发至电磁阀, 速关阀、调节汽阀和补汽阀均应关闭, 同时光字牌“发电机主保护动作”信号出现。

1.7 汽轮机转速高连锁保护试验

汽轮机转速≥3 150r/min时报警, ≥3 340r/min时停机。用模拟设置法试验。

1.8 汽轮机轴承振动大连锁保护试验

汽轮机轴承振动≥0.03mm时报警, ≥0.05mm时停机。用模拟设置法试验。

1.9 汽轮机控制器WOODWARD505试验

WOODWARD505控制器操作试验, 检查加减负荷方向应正确无误。

2 汽轮机事故预防及处理

2.1 紧急状态下的处理

下列事故属于紧急状态, 应手打危急遮断器油门, 关闭汽封进汽阀, 破坏真空紧急停机。

1) 机组出现强烈振动, 任一轴承处振动大于0.05mm。

2) 汽轮机转速升高至3 330r/min, 而危急遮断器不动作, 打闸后速度降不下。

3) 水冲击出现。

4) 汽轮机内部出现金属撞击声, 并继续扩展或轴封处冒火花。

5) 任一轴承的温度超过105℃。

6) 油系统着火而不能很快扑灭。

7) 油箱油位突然下降至最低油位。

8) 主油泵故障或其他故障, 导致润滑油压降至0.08MPa (表) 而不能控制还在继续下降时。

9) 主蒸汽管道破裂。

10) 轴向位移超过允许值, 而保护不动作。

11) 发电机冒烟或有火花。

12) 后汽缸上薄膜安全阀动作。

2.2 汽轮机本体事故处理

2.2.1 主蒸汽压力升高

现象:

主蒸汽压力表指示超过1.8MPa, 必要时可同时对照锅炉汽压表判断。

问题分析:

1) 锅炉汽压调整不当。

2) 大量甩负荷。

事故处理:

1) 主蒸汽压力达1.8MPa以上时, 应与锅炉联系要求降低汽压。

2) 主蒸汽压力升高至1.9MPa以上时, 除继续与锅炉联系外, 应立即报告班长、值长。

3) 主蒸汽压力升高至2.0MPa以上时, 可关小主蒸汽阀, 必要时可开疏水阀放汽, 如压力不能恢复正常时, 应报告班长、值长故障停机。

2.2.2 主蒸汽压力下降

现象:

主蒸汽压力表指示低于1.0MPa, 必要时可同时参照锅炉汽压表判断。

问题分析:

1) 负荷猛增。

2) 窑及锅炉运行故障。

3) 主蒸汽管道破裂。

事故处理:

1) 主蒸汽压力达0.9MPa以下时, 应与锅炉联系要求恢复正常, 并报告班长、值长。

2) 主蒸汽压力继续下降至0.8MPa以下时, 通知电气减负荷。

3) 根据压力下降情况, 注意调整汽封。

4) 主蒸汽压力下降至0.7MPa时, 应减负荷到零, 并空负荷运行15min。不能恢复正常时, 应不破坏真空停机。

5) 处理过程中, 应注意推力轴承、排汽温度和轴向位移及其振动情况。

2.2.3 凝汽器真空降低

现象:

1) 压力变送器真空表和弹簧真空表数字同时下降。

2) 机组负荷降低或带同样负荷主蒸汽流量增大。

3) 排汽温度升高。

4) 凝汽器水位升高。

5) 机组声音不正常。

问题分析:

1) 循环冷却水温升高或循环水中断及水量不足。

2) 负荷降低, 调节汽阀关小, 导致汽封压力减小, 汽封漏气。

3) 凝结水泵故障或凝结器铜管破裂, 使水位过高或满水。

4) 射水泵故障。

5) 在真空状态下运行的设备, 管道阀和阀门不严密而漏气。

6) 真空破坏, 阀门不严密漏气。

7) 凝结器铜管结垢太厚或杂物堵塞。

8) 射水抽气器进水温度过高或水压降低及工作不正常。

事故处理:

1) 发现真空下降时, 应迅速与弹簧真空表和排汽温度表核对, 确认真空下降后, 立即报告班长并寻找真空下降原因, 但司机原则上不准脱离工作岗位。

2) 真空下降至-0.087MPa以下时, 应通知主控室按规定减负荷, 但符合下列情况允许维持原负荷运行, 并在最短时间内迅速检查, 消除真空降低的现象: (1) 真空可以维持在一定数值不再下降; (2) 振动正常, 后汽封无摩擦现象; (3) 推力瓦块温度正常。

3) 真空急剧下降至-0.06MPa以下时, 应做紧急停机处理。

2.2.4 水冲击

现象:

1) 进汽温度急剧下降 (主蒸汽温度下降) 。

2) 主蒸汽管道法兰盘、轴封及汽缸接合面等处冒出白色湿蒸汽或溅出水点。

3) 清楚听到蒸汽管道内有水击声并有振动。

4) 汽轮机的内部发生水击声和金属响声。

5) 轴向位移增大, 振动逐渐剧烈。

6) 推力瓦块温度和推力轴承回油温度升高。

7) 补汽口处压力降低, 导致补汽调节阀开大。

8) 并列运行时负荷下降。

问题分析:

1) 锅炉满水。

2) 锅炉蒸发过度强烈。

3) 锅炉负荷突增, 引起汽水共腾。

4) 水质不合格, 锅炉发生汽水共腾。

5) 启动前没有充分暖管疏水, 或疏水排泄不畅, 将积水带入汽轮机。

事故处理:

1) 当汽轮机发生水冲击时, 上述现象不一定同时出现, 但发现冲击现象时, 必须采取果断措施, 否则将引起严重的设备损害。

2) 必须迅速破坏真空紧急停机, 并开启主蒸汽管道所有疏水阀, 迅速报告班长、值长。

3) 检查并切断水冲击来源。

4) 如果在惰走过程中并没有听出异音和摩擦声, 同时主蒸汽温度、轴向位移、推力瓦块和轴承回油温度正常, 惰走时间正常, 可以重新启动汽轮机, 但必须全开主蒸汽管道的疏水阀充分疏水, 提升转速应特别小心, 并仔细倾听内部声音, 如汽轮机启动正常, 可以带负荷, 但应随时监视轴向位移, 推力瓦块和轴承回油温度。

5) 在重新启动汽轮机时, 如发现汽轮机内部有异音和转动部分发生摩擦时, 应迅速停止启动, 停机检查内部。

6) 如发生水冲击时, 推力瓦和推力轴承温度升高, 轴向位移增大或惰走时间缩短, 必须停机检查推力轴承, 并根据推力轴承的状态, 决定是否揭缸检查。故障停机, 如发现内部有异音或转动部分有摩擦现象, 严禁再启动, 应揭缸检查汽轮机内部。

7) 为了防止水冲击, 在启动汽轮机前应注意正确暖管和疏水。

2.2.5 汽轮机超速事故

现象:

1) 功率表指示到零, 汽轮机发出不正常声音。

2) 转速和周波超过规定值并继续上升。

3) 主油压、脉冲油压迅速升高。

4) 机组振动增大。

问题分析:

1) 机组负荷突然降到零, 调速系统有缺陷, 不能控制转速。

2) 保安系统动作后, 速关阀和调节汽阀关闭不严。

事故处理:

1) 转速突然升高, 超过3 330r/min, 危急遮断器不动作时, 应立即手打危急遮断器油门, 破坏真空停机。

2) 速关阀、调节汽阀关闭后, 转速继续上升时, 应迅速关闭电动隔离阀。

3) 完成正常停机其他操作。

4) 汽轮机若重新启动, 必须查明原因进行消除后, 方可进行。

3 结束语

瓦斯发电机组烟气余热利用实践 篇8

1 国内瓦斯发电机组烟气余热利用现状

进入21世纪, 国家鼓励发展绿色循环经济, 倡导建设资源节约型社会, 企业对经济效益、能源利用和环境保护的认识进一步加深。瓦斯作为一种能源, 被广泛用于发电, 但占瓦斯发电机燃料近35%的热能随烟气排空, 我国对瓦斯发电机组烟气余热的回收利用还处于初级阶段。

2 瓦斯发电机组烟气余热的用途

(1) 余热采暖。

瓦斯发电机组余热采暖是在发电机组烟道出口加装一套余热回收装置, 热水循环泵将软化水送到余热回收装置, 经加热的软化水供给采暖户, 冷却水再被送到余热回收装置加热, 如此一直循环。

(2) 余热供应洗浴热水。

在余热采暖的基础上加装一套水—水热交换器, 被循环加热的软化水通过水—水热交换器将洗浴用水加热。

(3) 余热制冷。

余热制冷的典型代表是溴化锂吸收式制冷, 吸收式制冷和压缩式制冷的主要差别在于用蒸汽发生器——吸收器装置代替了压缩机。用蒸汽发生器吸收瓦斯发电机组烟气热量。

3 余热吸收装置

目前理想的瓦斯发电机组烟气余热回收装置是针型管余热锅炉。该装置采用针型管强化传热元件扩展受热面, 同时烟气流经针型管表面时形成强烈的紊流, 起到提高传热效率和减少烟灰积聚的作用。该余热锅炉具有结构简单、热效率高、运行寿命长、安全可靠、维护方便等优点。

4 鹤壁六矿瓦斯余热利用实践

鹤壁六矿现安装有5台500GF1-3RW型瓦斯发电机组, 在每台瓦斯发电机组烟气管道上安装一台KNPT04-500针型管余热锅炉。

(1) 5台针型管余热锅炉每小时回收热能量。

烟道出口烟气温度550 ℃;经针型管余热锅炉换热后烟气温度为150 ℃, 烟气由550 ℃降为150 ℃时, 每小时释放的热量为:

Q = CMρ (T1-T2) =1 180 MJ/h

式中, C为烟气比热, 1.076 kJ/kg℃;M为烟气流量, 2 130 m3/h;ρ为烟气密度, 1.293 kg/m3;T1为烟道出口烟气温度, 550 ℃;T2为针型管换热后烟气温度, 150 ℃。

针型管烟气换热器换热效率为95%, 5台机组每小时可回收热量:

Qz=5Q×95%≈5 610 MJ/h。

(2) 所回收热量可供采暖面积。

每平方米取暖所需热量为250 kJ/ (m2·h) , 则余热回收的热量可供暖的面积为:

Qη2/A=20 196 m2

式中, Q为5台机组可回收热量, MJ/h;A为每平方米采暖面积小时需用热量, 250 kJ/ (m2·h) ;η2为供热管网效率, 取90%。

(3) 所回收热量可供洗浴热水量。

供到水—水热交换器的地下水温度为20 ℃, 热交换后水温达到50 ℃供洗浴用, 即水温提高了30 ℃。每小时可供50 ℃的热水量为:

Qz/A2 =44.5 m3

每天可供50 ℃热水量1 068 m3。

式中, Qz为5台机组每小时可回收热量, kJ/h;A2为每立方水提高30 ℃需用热量, 1.25×105 kJ/ (m3·h) 。

(4) 鹤壁煤电公司六矿瓦斯余热利用现状。

冬季, 利用5台瓦斯发电机组烟气余热向职工宿舍楼、矿工会办公楼和职工服务中心等场所供暖, 供暖最远距离为80 m, 采暖面积20 000余m2, 室内温度在18 ℃以上。解决了原燃煤锅炉汽暖系统供暖距离远 (700 m) 、供暖不足等问题, 为职工营造了舒适的休息、娱乐环境。夏季, 利用瓦斯发电机组烟气余热供应职工洗浴用水, 全矿4 000余名职工洗浴用水量为1 030 m3, 瓦斯发电机组烟气余热供水满足了职工洗浴需求, 实现了夏季燃煤锅炉停运。

5 经济效益分析

(1) 5台余热锅炉同燃煤锅炉相比, 节约燃煤量9.16 t/d。除去检修时间, 每年瓦斯发电机组正常运行时间按360 d计算, 则每年可节约煤3 297.6 t。六矿2007年原煤价格385元/t, 可节约资金约127万元。

(2) 资金投入。采暖改造费用55元/m2, 面积20 000 m2, 投入资金110万元;供洗浴热水投入资金60万元;余热利用设备投入资金40万元。总投入资金预计210万元。

(3) 经计算, 回收周期为1.65 a。

6 结语

余热发电机组开机的注意事项 篇9

1 窑投料后要先带窑尾锅炉

窑投料后, 窑尾废气温度会先升起来, 余热发电操作员在带炉时, 要先带窑尾锅炉。刚投料时窑尾废气温度会达到450℃以上, 到窑完全正常要近2h。要充分利用这段时间和这些热量进行暖管和暖机, 但也应兼顾锅炉的升温速率。先带窑尾锅炉, 其会有个正常和平稳的需水量, 避免了同时带窑头窑尾锅炉导致窑头AQC炉省煤器温度过高, 发生汽塞现象。

2 低真空暖机高真空过临界

我公司低速暖机用500r/min和1 200r/min两个转速。低速暖机时, 若真空太高, 暖机的蒸汽流量会很小, 机组预热不充分, 暖机时间会加长, 此时真空尽量维持在-80kPa, 不能低于-60kPa。

过临界转速时, 要求尽快冲过去, 避免长时间的高瓦振对机组造成损害。其方法有: (1) 提高真空, 使机组快速通过临界转速, 若一开始冲转就将真空提得太高, 冲越临界转速的时间也会加长, 也是不允许的。 (2) 提高蒸汽压力和升速率。我公司汽轮机在过临界时蒸汽压力由平时的0.6MPa提高到0.75MPa, 升速率设定到480 (r/min) /min。

3 保持适当油温防止机组振动过大

机组启动前应先投入油系统, 油温控制在35～45℃之间, 最佳在38～42℃。这样汽轮机和发电机的径向轴瓦和推力瓦能建立正常的油膜, 降低汽轮机和发电机组的振动, 如果油温控制不好, 机组很难顺利通过临界转速。若温度低时, 可提前开启高压启动油泵, 用加强油循环的办法提高油温;或使用暖油装置来提高油温。

4 及时停高压启动油泵防止意外发生

机组在启动冲转过程中, 主油泵不能正常供油时, 高压启动油泵代替主油泵工作。随着汽轮机转速的不断升高, 主油泵逐步进入正常的工作状态, 汽轮机转速达3 000r/min时, 主油泵也达到工作转速。经过长期观察, 我公司汽轮机转速达到2 800r/min时, 主油泵出口油压已超过高压启动油泵出口油压, 此时主油泵与高压启动油泵成了并列运行。若设计的高压启动油泵出口油压比主油泵出口油压低, 则高压启动油泵不上油而打闷泵, 严重时将高压启动油泵烧坏, 引起火灾事故。若设计的高压启动油泵出口油压比主油泵出口油压高, 则主油泵出油受阻, 转子窜动, 轴向推力增加, 推力轴承和叶轮口环均会发生摩擦, 并且漏油量大, 会造成前轴承箱满油, 所以机组转速达到2 800r/min且油系统参数正常后, 应及时停运高压启动油泵。

5 热态启动要控制蒸汽温度

根据水泥窑纯低温余热发电机组的特点, 窑如果出现问题, 余热发电机组就得解列, 所以机组热态启动很常见。热态启动时, 新蒸汽的温度不会像火电厂那么容易受发电操作员的控制, 如果控制不好, 会严重影响到汽轮机组的安全。应严格要求新蒸汽温度高于汽缸温度50～80℃, 从而保证新蒸汽经调节气门节流、导气管散热和调节级喷嘴膨胀后, 温度仍不低于汽缸的金属温度。如果新蒸汽温度太低, 会使汽缸和法兰金属产生过大的应力, 并使转子由于突然受冷却而产生急剧收缩, 出现负胀差, 使通流部分轴向动静间隙消失而产生摩擦, 造成设备损坏。

6 热态启动先轴封供汽后抽真空

热态启动时, 转子和汽缸金属温度较高, 如先抽真空, 冷空气将沿轴封进入汽缸, 而冷空气是流向下缸的, 因此下缸温度急剧下降, 使上下缸温差增大, 汽缸变形, 动静产生摩擦, 严重时使盘车不能正常投入, 造成大轴弯曲, 同时冷空气会对大轴造成热冲击。所以热态启动时应先轴封供汽, 后抽真空。

参考文献

余热发电汽轮机组 篇10

1 燃气发电机组工作原理

瓦斯气经过燃气滤清器依次经过调压阀、快速关断阀、计量阀与空气混合, 混合气经过涡轮增压器增压后进入发动机的气缸。在汽缸盖顶部设置有火花塞, 混合后的瓦斯气经火花塞点火在气缸内爆燃做功, 推动活塞在气缸内往复移动, 带动曲轴旋转, 进而带动发电机发电, 做功后的尾气从排烟管排出。发动机设有缸套冷却水系统冷却发动机受热部件。

2 目前燃气发电机组余热利用现状

该电厂现有21×1.8MW燃气发电机组配21×1.6t/h余热蒸汽锅炉 (20台运行1台备用) 。余热锅炉生产出0.5MPa的饱和蒸汽通过一级站换热后供附近矿生活区热水。目前只需运行2~4台余热锅炉可满足附近矿区供热水, 大量的尾气热量排空没有利用;燃气发电机组缸套冷却水中的热量未进行利用, 全部通过远程散热水箱排入大气。

3 燃气发电机组余热综合利用方法

燃气发电机组的余热综合利用包括燃气发电机组尾气余热利用和燃气发电机组缸套冷却水余热利用。目前附近矿区用热水负荷远低于该电厂余热锅炉供热水的设计能力, 将燃气发电机组尾气余热用于发电, 并采用燃气发电机组缸套冷却水余热供热水, 可合理有效利用燃气发电机组余热。

3.1 燃气发电机组尾气余热发电利用

3.1.1 燃气发电机尾气余热发电原理

瓦斯气在燃气发电机组做功后, 高温尾气通过余热锅炉加热锅炉给水产生过热蒸汽, 过热蒸汽在汽轮机内将热能转换为机械能, 带动汽轮发电机组做功产生电力。

3.1.2 燃气发电机组尾气余热发电可利用能量

瓦斯气在燃气发电机组内做功后所排出的尾气温度高达465℃, 燃气发电机组满负荷时尾气中的热量为3.999GJ/h (排气温度降至140℃) , 每台燃气发电机组尾气每小时可产生1.2T过热蒸汽 (2.5MPa, 400℃) , 可产生的电功率为240k W (汽耗率按5Kg/kwh计算) 。

3.1.3 燃气发电机组尾气余热发电方案

将现有21台余热锅炉改造为4台6T/h中温中压 (2.5MPa400℃) 余热锅炉, 每5-6台燃气发电机组尾气供一台余热锅炉, 每两台余热锅炉共用一个烟囱。余热锅炉产出过热蒸汽带一台4.5MW的汽轮发电机组。汽轮发电机组输出电能同燃气发电机组一起并入电网系统。

3.2 燃气发电机组缸套冷却水余热供热利用

3.2.1 燃气发电机组缸套冷却水供热原理

燃气发电机组缸套冷却水供热主要是利用板式换热器间接换热, 换热分两个密闭的系统, 一个是缸套冷却水系统, 由冷却缸套后吸热后的高温缸套水, 进入板式换热器释放热量后, 再循环冷却缸套;另一个是中间热水系统, 由板式换热器处得到热量, 升温后的水进入现有一级换热站供热水换热器, 放热、降温, 再回到板式换热器升温, 反复循环。最后通过一级换热站将热水供到热用户处使用。

3.2.2 燃气发电机组缸套冷却水供热热平衡分析

燃气发电机组设计缸套冷却水出水温度90℃, 回水温度82℃, 每台燃气发电机组缸套冷却水提供的换热功率约为740k W, 约等于2.664GJ/h。20台燃气发电机组运行可提供的换热功率14.8MW, 约等于53.28GJ/h, 附近矿区的用热负荷为13.75MW (49.5GJ/h) , 因此, 20台燃气发电机组缸套冷却水供热能够满足附近矿区供热水要求。

3.2.3 燃气发电机组缸套冷却水余热供热方案

通过在每台燃气发电机组缸套冷却水系统中并联安装板式换热器 (换热功率0.7MW) , 利用三通阀门控制燃气发电机组缸套冷却水的流向。经过换热后的热水汇集到热水母管, 利用一级换热站现有循环水泵及通往附近矿区二级站的一级热水管网进行热水供应。

4 节能效益和经济效益

4.1 节能效益

改造为燃气发电机组尾气余热发电和燃气发电机组缸套冷却水余热供热的余热综合利用后, 每台燃气发电机组可回收热量980KW (约3.5GJ/h) , 将燃气发电机组热效率由原来的39%提高到60%。余热锅炉及汽轮发电机组建成后, 4.5MW汽轮发电机组每年可发电2700万Kwh (年有效利用小时按6000h计算) 。燃气发电机组缸套冷却水余热供热建成后, 20台燃气发电机组每年可供热29.7万GJ (按6000h计算) 。

4.2 经济效益

燃气发电机组尾气余热发电利用需要投资约2500万元, 建成后每年可发电2700万Kwh, 每度电按电价0.527元/k Wh计算, 可增加收入1422.9万元, 考虑运行成本等, 预计二年完全可以收回投资。燃气发电机组缸套冷却水余热供热利用需要投资约180万元, 建成后每年可供热297000GJ, 按供热价格为49.13元/GJ计算, 年供热收入1459万元, 考虑运行等, 一年可收回投资并可盈利。通过分析可知, 燃气发电机组余热综合利用具有可观的经济效益。

5 结束语

综上所述, 燃气发电机组尾气余热发电和燃气发电机组缸套冷却水余热供热的余热综合利用方法可提高燃气发电机组的热效率, 提高燃气的利用效率, 合理利用燃气发电机机组余热中高低品位热量, 是一种非常经济的节能降耗方法。同时, 燃气发电机组缸套冷却水供热在燃气发电机组缸套冷却水系统中并联板式换热器, 增加了缸套冷却水的散热, 利于缸套冷却水温度的降低, 夏季能减少缸套冷却水温度对燃气发电机组负荷的影响, 保证燃气发电机组的稳定运行。

参考文献

[1]贺平, 孙刚.供热工程[M].北京:中国建筑工业出版社, 1993.

[2]郑体宽.热力发电厂[M].北京:中国电力出版社, 2001.

大型汽轮发电机组故障诊断 篇11

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.