大型汽轮机发电机组

大型汽轮机发电机组（精选10篇）

大型汽轮机发电机组 篇1

就大型汽轮发电机组来说, 其设备结构极为复杂, 一旦任何一台设备或零件出现故障, 就有可能引发链锁反应, 最终影响到整个设备的安全可靠运行, 同时将造成巨大的经济社会损失。因此, 迫切需要对汽轮发电机组故障诊断技术进行研究, 以确保机组的安全稳定运行, 并实现社会效益与经济效益的双赢。

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.

[4]潘高峰.汽轮发电机组发电机故障诊断两例[J].装备制造技术, 2010, 13 (10) :117-119.[4]潘高峰.汽轮发电机组发电机故障诊断两例[J].装备制造技术, 2010, 13 (10) :117-119.

汽轮发电机组本体大修技术探讨 篇2

摘要：目前，随着中国经济的发展，越来越多的电站设备制造商将设备销往海外，这就要求我们积累足够的海外检修经验以应对市场发展需求。文章主要介绍印度某电厂600MW汽轮发电机组本体检修，通过检修问题分析、检修方案确立及检修过程处理的阐述，期望能为公司或同行提供可参考的经验。

关键词：汽轮发电机组；检修基础；沉降转子；对轮中心

中图分类号：TM311 文献标识码：A 文章编号：1009-2374（2013）23-0129-02

1 检修前机组主要问题

汽机本体主要存在#2轴瓦温度高、个别轴承振动偏大等问题；掌握的数据分析，造成#2轴承瓦温高的主要原因应是机组轴系中心变化大、各轴瓦负荷不均所致。为了彻底解决以上问题，必须对汽轮机本体进行揭缸大修，将汽轮机轴系中心调整到合格要求，以降低#2轴瓦温度、消除轴系个别轴承振动偏大现象，保证机组良好经济运行。

2 检修中发现的主要问题及其处理方案、结果

2.1 汽缸中分面间隙问题

#1、#2低压内缸中分面间隙在未紧螺栓情况下检查最大间隙为2.45mm（正反一级处），在紧1/3中分机螺栓情况下检查最大间隙为0.45mm（正反一级处）。

原因分析：内缸热疲劳，应力释放。

处理方案及结果：因汽缸热变形局部间隙较大，在厂家代表现场见证后认为对机组的安全性和经济性影响不大，要求扣盖时在内缸中分面涂抹高性能汽缸密封脂，反复收紧中分面螺栓即可。

高中压外缸在未紧中分面螺栓情况下最大间隙为1.10mm，在紧1/3中分面螺栓情况下最大间隙为0.90mm。

原因分析：运行时上下缸温差大。

处理方案及结果：因汽缸热变形造成局部间隙过大，采用上、下半汽缸对磨的处理方法，研磨后外缸仍有两处局部间隙0.20mm，在该处堆焊研磨。堆焊区域长度约200mm，宽度约20mm。

2.2 汽机岛基础不均匀下沉，造成轴系中心变化问题

处理方案及结果：

根据《#1机大修轴系调整的报审方案》，各轴承调整理论数据如下：

图1

轴系中心调整合格后，#1轴承更换成厂家提供的偏心瓦，底部抬高2.0mm，#2-#6轴承底部最终抬升量如下（单位：mm，+表示抬高，-表示降低）：

#1：+2.00 #2：-1.50 #3：+0.80 #4：+1.78 #5：+2.10 #6：+2.13

2.3 高中压转子弯曲，晃度/瓢偏超标，转子中部晃度最大0.155mm，推力盘瓢偏0.03mm

原因分析：动静摩擦，热应力侵蚀。

处理方案及结果：厂家答复维持现状使用，扣盖前在转子中部加平衡块。现场已加装3块平衡块，共560克。

2.4 前轴承箱翘头，台板间隙最大约1.4mm

原因分析：基础不均匀沉降。

处理方案及结果：将高中压缸与前轴承座连接处脱开，拆除主油泵联系螺栓，使前轴承箱处于自由状态，清理轴承箱与台板间接合面。处理后台板间隙减小到0.7mm。

2.5 #1低压缸调端轴承箱台板前翘，与二次灌浆层分离，最大间隙2.5mm，#2低压缸电端轴承箱台板后翘，与二次灌浆层分离，最大间隙0.9mm

原因分析：基础不均匀沉降。

处理方案及结果：总承包方提出注浆填补空隙，由其联系土建单位实施。已处理完成。

2.6 动、静叶片机械损伤较严重，中压缸#1、#2隔板套静叶片（出汽侧）机械损伤

原因分析：异物撞击。

处理方案及结果：在变形处修复，裂纹处挖补并圆滑过渡，处理后着色检查无裂纹。均已处理合格。

2.7 高压内、外缸进汽短管与密封环结合处腐蚀严重

原因分析：汽水品质差。

处理方案及结果：对损坏的管壁和套管进行打磨处理，更换腐蚀严重的密封环。已按要求处理完成。

2.8 因轴系中心调整量大，造成#2～#6瓦油挡洼窝中心与设计值偏差较大

处理方法及结果：我们建议对#4～#6轴承底部油档洼窝偏大的问题进行处理，以便于今后翻瓦检修，但业主明确不做处理。

2.9 #2、#6轴承下半瓦块钨金磨损较严重，温度测点位置几乎融穿

原因分析：负荷过重，振动撞击。

处理方法及结果：更换瓦块。

2.10 #7轴承下半瓦枕绝缘垫片有较为严重的电腐蚀现象，造成#7轴瓦标高下降，低发对轮中心严重超标

原因分析：油质差，造成绝缘垫短路融毁，导致对轮中心发生变化。

处理方案及结果：更换绝缘垫，重新调整低发对轮中，使其满足设计值要求。

2.11 发电机转子局部弯曲，汽、励端靠背轮处的晃度、汽端靠背轮端面瓢偏超标

原因分析：#7瓦事故导致。

处理方案及结果：热校靠背轮，并进行动平衡配重

处理。

2.12 汽端转子风扇叶片与挡风圈下半有磨损现象

原因分析：#7瓦事故导致磨损。

处理方案及结果：对风扇叶片进行着色检查，无变形和裂纹现象继续使用。

2.13 发电机汽端密封座下半内、外油挡磨损较严重

原因分析：#7瓦事故导致磨损。

处理方案及结果：更换油挡梳齿，然后按油挡间隙值进行车削处理。已处理完毕。

3 机组运行情况

机组于2012年7月18日00时40分开始冲转，500r/min暖机半小时，01时33分升速至2300r/min暖机，02时21分升速至3000r/min定速，06时37分并网成功。汽轮机在运行各种状态下各轴承振动及温度均达到设计要求。

4 结语

大型汽轮发电机组轴电压的测量 篇3

1 产生轴电势的原因

1.1 由于发电机磁通的不平衡, 导致的轴电势, 称谓“单极效应”。磁通的不平衡大致有以下原因:

由于定子铁芯局部磁阻较大, 如定子铁芯的锈蚀, 或分裂式定子铁芯 (大部是水轮发电机) , 现场组装接合不好等原因造成局部磁阻过大;

由于定子与转子气隙不均匀造成磁通的不对称;由于分数槽电机的电枢反映不均匀, 引起转子磁通的不对称。

1.2 由于汽轮发电机的轴封不好, 沿轴高速蒸汽泄漏或蒸汽缸内的高速喷射等原因使轴带电荷。这种性质的轴电势有时很高, 当人触及时感到麻手, 但它不易传导至励磁机侧, 在汽机侧也有可能破坏油膜和轴瓦, 通常在汽机轴承上接引碳刷和轴短路即可消除。

2 轴及轴承电压的测量

2.1 如图1所示, 用交流电压表测量发电机轴的电压U1, 然后将发电机轴承与轴经铜丝刷短路, 消除油膜的压降, 在励磁机侧, 测量轴承支座与地之间的电压U2。 (见图1)

当U1≈U2时, 说明绝缘垫的绝缘情况较好;U1>U2时 (低于U1的10%) 说明绝缘垫的绝缘不好;

U1

轴电压一般不超过2~3伏, 通常在1伏以下, 旧电机有时达到20伏左右, 有些氢冷发电机, 轴颈密封, 测量时无法触及, 只能在励磁机侧将轴承与轴短路后, 测量U2与前一次结果比较。

测量时用高内阻的常用电压表, 可以在发电机各种工况下测量, 包括空转无励磁, 空载额定电压, 短路额定电压, 以及各种负荷进行。

对于水轮机测量, 和汽轮发电机大致相同, 测U1时, 电压引线经铜刷触及到下导轴承上边, 和上导轴承下边, 注意伞式水轮发电机在靠近下支架的轴颈测量即可。

2.2 实例说明 (如图2)

以QFSN-300-2型汽轮发电机转轴测量结果如下: (见图2)

2.2.1 U1:1-4.6伏, 2-4.6伏, 平均4.6伏;

2.2.2 U2:1-4.6伏, 2-4.6伏, 平均4.6伏;

2.2.3 短接汽机侧轴与轴承:U2=0.13伏;

2.2.4 短接励磁机侧轴与轴承:U2=4.5伏。

U1=4.6伏;U2=4.6伏;U1=U2说明励磁机侧绝缘垫块的绝缘良好。

励磁机侧第四轴承油膜压降ΔU=4.5-0.13=4.35V, 所以如果第四轴承座绝缘不好, 很可能将轴承油膜击穿放电。

第三轴承油膜压降ΔU=4.6-4.5=0.1V, 说明汽机侧轴电压降较小。

测量轴承电压时应将轴上原有接地保护电刷临时提起。

摘要：大型汽轮发电机转轴由于某种原因会产生轴电压, 介绍了轴电压的原因、测量及消除的方法。

大型汽轮机发电机组 篇4

凝器壳侧与管侧冷水进行热交换，然后进入冷凝器下端的热井中，再由凝结水泵将热井中的凝结水打回各个加热器、除氧器、给水泵、回到锅炉。这里面凝汽器里的真空度需要在凝汽器上部有一个真空泵对凝汽器中的不凝结气体进行抽真空，以保证汽轮机的背压。

关键词：冷凝器  循环水  断水事故  严密性

1 运行中的汽轮机系统真空下降原因以及数据分析

凝汽器中真空的形成的主要原因，是由于汽轮机的排汽被凝结成水，这种水的形成，使得凝汽器中的比容大大缩小。如蒸汽在绝对压力4KPa时，蒸汽的体积比水容积大3万多倍。而在排汽凝结成水后，体积就会出现大幅度的缩小，在某种程度上看，这种凝汽器可以近似认为是真空。这种真空状态，也是实现气水系统顺畅循环的基础条件。如果在实际运行过程中，出现真空的下降，则会导致汽轮机汽耗和机组出力，并且会给整个机组的平稳安全运行带来威胁。

基于这种情况，认真分析影响凝汽器真空的主要原因，并根据实际运行情况，采取必要的解决方法，具有非常重要的理论和实践意义。

2 凝汽器真空下降的原因分析及解决方法

2.1 真空系统不严密

解决方法：使用蜡烛或专用的检漏仪器检测各负压管道、阀门以及凝汽器本体，发现漏泄点及时消除。在处理密封不严的管道时，要注意安全，防止因处理不当，导致不必要的风险和损失。

2.2 凝汽器水位高

解决方法：开启备用泵，立即停止使用故障泵，对其进行重点检修。如果在检查中发现凝结水硬度大，就可以大致判断出故障的原因，凝汽器铜管漏泄导致凝汽器水位升高。因此，要对其水位进行合理调整，在调整过程中，要不断进行反复测试。

2.3 抽气器工作不正常或效率降低

解决方法：检查射水泵电流、出口压力是否正常，射水池水温是否过高，抽气器真空系统严密性如何，有条件可试验抽气器的工作能力和效率。

2.4 循环水量不足

解决方法：要对循环水泵的工作进行彻底检查，对于出现的异常情况要及时处理。在实际检查过程中，要注意重点检查循环水泵出口压力、循环水进口水位，检查进口滤网有无堵塞。通过这些检查，基本上可以找出循环水量不足的原因，之后要针对不同的原因，采取合理的解决措施。

3 真空降低对机组的影响主要表现为以下几个方面

第一，会导致机组的整体效率下降，减少机组的出力，这对于机组的经济效益来说，是有负面影响的。第二，在排汽缸及低压轴承座等部件受热膨胀的情况下，会导致机组中心偏移，机组发生振动，如果振动的幅度较大，可能会导致机组不能正常运行。第三，有可能会烧毁一定的推力瓦，这种情况十分危险，对于作业过程中的相关设备和人员，有一定的危险性。第四，破坏凝汽器冷却水管严密性，而冷却水管在不严密的情况下，会影响正常功能的发挥。

4 汽轮机建立真空的原因分析

通过汽轮机建立真空可以在保持汽轮机进汽参数不变化的情况下提高汽轮机各级的效率;在保持做功能力不变条件下降低汽轮机内蒸汽做功后的膨胀体积;在保持做功能力不变条件下降低级的前后压降;减少汽轮机的内部损失。上述几方面的优点，可以说是汽轮机建立真空的重要原因。

5 汽蚀余量

汽蚀余量：汽蚀余量是指在泵吸入口处单位重量液体所具有的超过汽化压力的富余能量，单位用米标注，（NPSH）r。吸程即为必需汽蚀余量Δh：即泵允许吸液体的真空度，亦即泵允许的安装高度，单位为米。吸程=标准大气压（10.33米）-汽蚀余量-安全量（0.5米）标准大气压能压管路真空高度10.33米。

例如：某泵气蚀余量为1.5米，在暖机过程中，真空不能低于40KPa，求吸程Δh

解：Δh=4-1.5-0.5=2（米）

实际：热水井最低水位至冷凝水泵入口中线距离h1.669米（管道阻力忽略不计）。

凝结水泵的设计位置：

H=Δh-1.5-0.5=1.669-1.5-0.5=-0.331（米）

6 结束语

通过上面的分析可以知道，影响汽轮机真空下降的主要因素如下：循环水温度的变化;轴封加热器至射水抽气器管道是否严密;凝结泵空气关是否严密;轴封压力的变化;射水泵的功率是否匹配;真空系统是否有漏点。因此，在实际作业过程中，要针对具体的问题，采取合理的解决办法。在本文的实际分析中，可以知道，发电厂汽轮机凝结水泵的位置不能设计在零米，凝结水泵入口在真空工况下工作，水泵叶轮易产生汽蚀，凝结水泵汽化后不能正常工作，造成凝汽器水位升高，机组减负荷至停机。在汽轮机组原设计不变的情况下，只有把汽轮机凝结水泵的位置在负0.8米左右，才能满足汽轮机组的正常运行工作。

参考文献：

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大型汽轮机发电机组 篇5

近年来, 我国电网峰谷差不断增大, 但抽水蓄能电站建设容量不足。因此, 随着火力发电机组单机容量的不断增加, 大型火电机组已经作为主力机组参与了调峰和负荷变动。由于机组频繁参与调峰运行, 汽轮机转子会受到交变应力的影响, 从而造成汽轮机转子的低周疲劳和蠕变损耗。随着时间的积累, 转子必将出现裂纹甚至发生断裂, 严重影响汽轮机组的安全稳定运行, 甚至引发安全性事故。因此, 对汽轮机转子寿命的分析显得尤为重要, 其已成为生产大功率汽轮机需要考虑的重要因素之一。

1 影响汽轮机转子寿命的因素

(1) 温度。

随着汽轮机参数和功率的不断增大, 在机组启停或变负荷时, 蒸汽温度变化剧烈, 转子承受的交变应力会很大, 很容易超过屈服应力而产生塑性形变。在汽轮机启动过程中, 汽轮机转子处于一个逐渐升温的过程, 此时其外表面承受压应力, 而中心孔承受的是拉应力。在停机过程中, 汽轮机转子处于逐渐冷却的过程中, 应力刚好与启动过程相反, 转子外表面承受拉应力, 中心孔承受的则为压应力。因此, 汽轮机组的每一次启停, 转子都会经历一次应力循环, 长期的启停或变负荷便会导致材料的低周疲劳损伤, 最终影响汽轮机转子的寿命。

(2) 转速。

汽轮机转子在稳定工况下转速为3 000 r/min, 而如果发生有功负荷与有功电源容量不匹配的情况, 汽轮机的工作频率将会偏离50 Hz的设定频率, 导致机组产生一定的振动。这就破坏了机组的动态平衡, 对转子的稳定性造成很大影响, 引起转子的变形或损坏, 缩短转子的使用寿命。

(3) 脆性温度。

汽轮机转子的金属材料由韧性状态转化为脆性状态的温度叫脆性转变温度。在此温度以上时, 转子金属材料为韧性状态, 断裂形式为韧性断裂;在此温度以下时, 处于脆性状态, 断裂形式为脆性断裂。随着转子工作时间的增加, 其脆性转变温度逐渐增加, 这就使转子在正常工作的状态时更易发生脆性破坏。

(4) 其他因素。

过热蒸汽、再热蒸汽品质不佳, 或汽轮机组的不合理维护等, 都会对转子的使用寿命产生不利的影响。

2 转子寿命损耗的分析与计算方法

汽轮机转子的寿命损耗一般可归结为低周疲劳损耗和蠕变损耗2部分。通常情况下, 低周疲劳损耗大约占到转子寿命损耗的80%, 而蠕变损耗则占转子总体寿命的20%左右。现对转子的寿命损耗分析如下:

2.1 转子低周疲劳损耗及计算方法

汽轮机组的每一次启停, 转子都会经历一次交变应力循环, 导致转子产生低周疲劳。机组长期的启停或变负荷便会导致金属材料的持续低周疲劳损耗, 最终严重影响汽轮机转子的使用寿命。因此, 对转子低周疲劳损耗的研究具有很高的工程应用价值。首先, 它可准确地推算和预测转子的寿命, 预防灾难性事故;其次, 可为工程实际应用提供数据支持, 帮助人们根据不同的工程要求选择适合的材料, 并为抗疲劳材料的研究提供理论依据。

在应力集中的部位容易发生最大局部应力和应变, 这对转子的低周疲劳寿命损耗起到了决定性的影响。因此, 对于汽轮机转子的低周疲劳损耗, 可以根据局部应力相同的疲劳寿命曲线进行计算。

目前在进行汽轮机转子低周疲劳损耗的计算中, 所用的金属疲劳曲线和计算公式各不相同, 但均比较倾向于Manson-Coffin公式所列的低周疲劳损耗表达式:

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式中, ε为总应变幅度;εe为应变幅度的弹性分量;εp为应变幅度的塑性分量;δf为疲劳强度系数;b为疲劳强度指数;εf为疲劳延性系数;c为疲劳延性指数;E为弹性模量;Nt为低周疲劳寿命。

而应变幅度可根据Mason-Coffin公式分解为弹性应变幅度和塑性应变幅度2部分, 它们与应力的关系可以用下式表示:

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式中, δ为应力;E为弹性模量;K为循环强度系数;n为循环应变硬化指数。

因此, 只要明确了应力值, 就可通过材料的低周疲劳曲线计算出致裂循环周次Nf, 并通过低周疲劳寿命损耗d=1/ (2Nf) 的计算公式得出汽轮机转子的低周疲劳损耗。一般情况下, 转子材料的低周疲劳特性曲线需要经多次实验后通过最小二乘法拟合得出, 有文献提到了目前大型火电机组高中压转子广泛采用的30Cr1Mo1V转子钢材料在538 ℃下的低周疲劳特性曲线, 如图1所示。

2.2 转子蠕变损耗及计算方法

汽轮机转子除了易受到低周疲劳损伤外, 还会受到蠕变损伤。蠕变指的是在恒定载荷条件下, 材料的应变随着载荷作用时间的累积而增大的现象。时间越长, 转子材料发生蠕变损伤的程度就会越大。虽然在转子寿命的损耗中, 低周疲劳损耗占主导地位, 但是蠕变损耗也不能忽视。

在工程实际中, 很难得到转子实验样品, 因此目前普遍采用非破坏性方法来估计汽轮机转子的蠕变损耗。转子的蠕变损耗指数可以用下式表示:

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式中, ti为材料实际承受应力、温度的时间 (h) ;Ti为对应于应力、温度、材料发生蠕变的断裂时间 (h) 。

而Ti可用Larson-Miner参数P计算:

P= (t+273) (20+logTi)

式中, t为运行温度 (℃) 。

3 转子寿命管理

汽轮机转子低周疲劳损耗和蠕变损耗这2种损耗与转子的使用寿命有如下关系:

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式中, n为汽轮机组的启停次数;N为转子的低周疲劳寿命;t为机组的累计运行时间;tR为转子的蠕变寿命;B为低周疲劳和蠕变间的影响系数。

由上式可知, undefined即为转子的低周疲劳损耗累积值, undefined为蠕变损耗累积值。考虑到火电机组为适应调峰的需要, 其负荷是随着电网需求而改变的, 因此转子表面的温度为变量, 必须考虑低周疲劳和蠕变间的影响因素undefined。但是由于系数B的数量级较小且难以计算, 因此一般简化计算时对undefined不予考虑。此时, 上式可简化为:undefined。通常情况下, 当undefined时, 就需要密切关注汽轮机转子的运行参数变化情况, 以保证机组的安全稳定运行。

4 结语

本文针对汽轮机转子的寿命损耗进行了分析与研究, 详细介绍了转子的低周疲劳寿命损耗和蠕变寿命损耗, 并给出了计算方法, 有一定的工程实际应用价值。一方面, 它可准确推算和预测出转子的使用寿命, 保证汽轮机组的安全运行, 预防灾难性事故的发生;另一方面可为工程实际应用提供数据支持, 帮助人们根据不同的工程要求选择适合的材料, 并为抗疲劳金属材料的研究提供理论依据。

参考文献

[1]张保衡.大容量火电机组寿命管理与调峰运行[M].北京:水利电力出版社, 1988

[2]史进渊.大功率电站汽轮机寿命预测与可靠性设计[M].北京:中国电力出版社, 2002

[3]程相利, 马致远.汽轮机高压转子启停热应力场和寿命损耗计算[J].汽轮机技术, 1992 (4)

大型汽轮机发电机组 篇6

目前国内电站汽轮机低压装置设计方法应遵循传统技术要求, 对于中、小型核电低压内、外汽缸质量和刚度按正常的汽缸设计和强度校核易得到保证。

基于大型百万级发电机组, 特别是百万核电, 由于参数相对较低、容量大、结构跨度大等特点, 导致低压模块刚度偏低。因此, 对设计方法、加工工艺、加工质量、吊装运输、安装调试都提出新的挑战。为提高整体产品质量, 常规的检测已经无法满足产品技术要求, 由于大型机组安全性要求非常高, 必须建立一套完整检验和考核体系对超大型机组低压模块整体加工质量和变形进行测试和考核[1]。

1 某核电机组低压模块初装及其测试

低压模块主要是由低压外缸、低压内缸及其内部其他部件 (蒸汽室、隔板套、隔板等) 组成。各模块刚度和支撑主要由低压内、外汽缸提供, 低压外缸底板直接与基础相连, 低压内缸采用落地结构, 也是直接支撑于基础上, 低压内缸变形受外缸影响较小, 蒸汽室、隔板套和低压隔板均安装在低压内缸上。基于低压内、外汽缸的结构特点 (均是大型焊接结构形式) , 考核要求 (热态) 工作过程中变形应在设计要求范围之内, 低压模块在 (冷态) 重力作用下, 应首先满足设计的变形要求。这就要求低压内、外缸必须有足够的刚度和装配到位后的变形在许可范围之内。同时还可以通过检测低压模块的变形及其恢复状况, 来考核低压内外缸的整体质量[2]。

测试设备和装置如图1, 测试主要以低压外缸和低压内缸在安装过程中的垂直变形和水平横向变形为考核重点。低压外缸中 (下半) 部水平中分面处均布6个测点 (GH1、GH2、GH3、GH4、GH5、GH6) , 用于测量低压外缸水平方向的变形;低压外缸中部 (下半) 3个筋板中间维持布置3个测点 (GV1、GV2、GV3) , 用于测量低压外缸垂直方向的变形。低压内缸下半水平中分面处分布6个测点 (NH1、NH2、NH3、NH4、NH5、NH6) , 用于测量低压内缸水平方向的变形;低压内缸下半中心线处分布5个测点 (NV1、NV2、NV3、NV4、NV5) , 具体位置如图2所示, 用于测量低压内缸垂直方向的变形。

该核电低压模块安装过程测试, 设定低压模块20个状态, 测试各个测点的变形值, 作为衡量低压内外汽缸整体质量的手段之一。本次测试的点为安装和拆卸过程中取20个状态:初始位置状态为外缸下半与内缸下半就位时的情况;内部部套下半就位状态;内部部套上半就位状态;千斤顶1 000 psi状态;千斤顶0 psi状态;内缸上半就位状态;千斤顶8 100 psi状态;内缸水平中分面螺栓拧紧状态;千斤顶0 psi状态;螺丝扣0 psi状态;螺丝扣3 500 psi状态;水平中分面螺栓拆卸状态;内缸上半拆卸状态;螺丝扣3 500 psi状态;螺丝扣0 psi状态;螺丝扣7 000 psi状态;螺丝扣0 psi状态;去掉内部部套上半状态;去掉内部部套下半状态。该核电低压模块安装变形随安装状态的变化曲线如图3所示。

低压模块要测试其变形随安装状态的变化, 还须检测低压模块变形及其恢复情况, 这也是考核低压模块整体加工质量的重要指标之一。在半实缸状态下, 拧紧水平中分面螺栓, 确保水平中分面全面接触后, 检测低压内缸NV1、NV2、NV3、NV4、NV5测点随千斤顶载荷变化时, 其垂直变形及其恢复情况, 千斤顶每变化104 N, 测试一个点, 测试结果如图4所示。

2 用三维数值模拟低压模块变形与恢复

通过测试的数据与三维数值仿真结果相比较, 可以互相验证。一是验证数值仿真的真实可靠性, 二是可以通过装配变形与设计值的差异结果了解整体加工质量及安全可靠性。

配合测试数据对三维模拟可做适当调整, 不包含低压外缸上半和低压排汽导流环。同时为便于计算和分析, 对一些细小特征在不影响结果的情况下进行了修改。三维模型及其部件的三维模型如图5所示, 为了使结果与实际更准确, 本次分析中采用全模型进行。

在ANSA中完成高质量的网格划分, 本次分析采用全协调六面体单元, 总单元数量为645 584, 其中六面体单元数量为629 616, 占总单元数的97.53%, 五面体单元数量为15 968, 占总单元数的2.47%, 具体如图5所示。在ABAQUS中完成非线性分析, 在ABAQUS/Standard模块中所有部件按装配关系, 部套之间力的传递关系通过接触Tie或者Contact来传递[3]。

边界条件:X向 (横向) 采用对称约束边界;Y向 (轴向) 也按对称约束边界;Z向 (垂直方向) 的约束在低压外缸底板下表面。

分析过程和载荷:重力载荷, 随装配过程变化的千斤顶载荷和螺丝扣载荷。不考虑工质工作状态下的温度和压力。数值分析内容主要有三个方面:装配全过程中的变形值分析;半实缸状态下, 垂直变形值分析;随千斤顶载荷变化的变形情况分析。

分析结果及其部分图表:低压模块半实缸垂直变形如图6所示, 最大变形为2.34 mm;最大垂直变形为1.86 mm。最大轴向变形为1.59 mm, 最大横向变形为0.75 mm。低压模块全实缸状态下随千斤顶载荷变化, 其垂直变形的变化如图7所示。

图7中:1) 数值模拟中只能采用绝对变形进行直接描述, 为实际绝对变形量。2) 纵坐标为垂直变形, 横坐标为载荷。3) 横坐标为加载时间点, 0~100为重力施加状态, 100~200为千斤顶施加作态。100~200分别对应为千斤顶0~106 N。

3 整体汽缸加工质量及其安装质量的考核标准

低压模块整体加工质量考核:通过半实缸状态下的垂直变形值和横向变形值来考核该低压模块加工质量水平, 测试变形小于三维数值模拟中的变形修正值, 说明该低压模块整体加工质量满足产品的安全运行需求。

式中:U试验为安装时变形测试值;[U]为安装状态三维数值分析模拟结果;ξ为修正系数。

低压模块整体安装的质量考核:半实缸状态下, 通过改变施加在低压内缸上的千斤顶载荷, 测试低压内缸垂直变形的变化情况。测试的垂直变形结果必须与三维数值分析结果一致, 同时变形变化趋势也必须与三维数值模拟结果一致。误差被控制在一定范围, 即可认为该低压模块整体安装质量合格。

4 结论

在引进的第三代百万核电技术同时, 提出建立大型汽轮机机组低压模块质量考核标准, 目的在于完善百万机组的产品设计体系, 特别是在产品设计过程中提高产品的可信度, 避免装置成型后纠偏, 具有显著的经济效益。

采用三维数值分析手段与试验测试相结合, 可以控制产品质量问题和安装问题。对于核电汽轮机产品, 不但要严格按标准考核方法来考核其质量, 而且还必须要对过程进行控制, 包括加工、运输、吊装、安装调试过程中进行的综合检查和考核, 确保产品安全可靠运行。

参考文献

[1]丁有宇.汽轮机强度计算[M].北京:水力电力出版社, 1985.

[2]陈伯树, 杨凯利, 王洋, 等.第三代百万核电AP1000汽轮机低压模块数值分析[J].热力透平, 2011, 40 (3) :212-214, 224.

大型汽轮机发电机组 篇7

火电机组调试过程是机组正式移交生产前的一个重要步骤, 它能够充分暴露系统与设计、安装中存在的问题, 以便及时进行调整处理, 为机组正式投产后的安全稳定运行打下良好基础。大型机组为解决汽轮发电机组过大的启动力矩和盘车力矩问题, 而配套设计有顶轴油系统, 其作用是在汽轮发电机组主低速阶段提供高压润滑油, 在转子与轴承间形成静压油膜将转子顶起, 避免低转速下轴瓦与轴径间产生干摩擦而低速碾瓦。一般顶轴油系统多在低压转子及发电机转子上配置, 而高、中压转子的轴承是可倾瓦式且承载较轻, 故不设计有顶轴油装置。本文着重介绍了广西某在建机组汽轮发电机组顶轴油系统调试过程中所出现的异常情况, 分析其中原因并提出解决方法。

1系统概况

本工程汽轮机为哈尔滨汽轮机厂有限责任公司生CLN350-24.2/566/566型超临界、一次中间再热、单轴、单背压、凝汽式汽轮机汽轮机, 配套350MW发电机, 共设有6个轴承。顶轴油系统设计有两台100%流量供油装置, 一台顶轴油运行, 另外一台备用 (两台互为备用) , 也可以两台同时工作。顶轴油泵入口油引自发电机润滑油供油母管, 每台泵设置有滤油器, 为防止泵入口压力偏低导致油泵损坏, 在每个油泵入口安装有压力开关。当油压下降到0.05MPa时, 压力开关触发报警, 当油压下降到0.02MPa时, 压力开关触发报警并自动切断电机电源, 以保护油泵不会在泵入口无油情况下运行以免损坏油泵。顶轴油系统投运时, 当油压低开关报警后, 运行维护人员应及时检测入口滤网是否需要清理或更换。

润滑油经顶轴油泵升压后, 经过滤油器、顶轴油调整装置分配至各个支管进入相应轴承。各个支管上均安装有节流阀、单向阀及压力表, 节流阀用于分配进入单一轴承的油流, 用于调整轴承的顶起高度。另外在顶轴油母管上设置有安全溢流阀, 控制顶轴油压力在规定值内。顶轴油系统如图1。

2 发现的问题及其原因分析

2.1 发现问题

当顶轴油系统具备调试条件后, 首先将泵出口安全阀整定在16MPa, 汽机运行平台顶轴油母管压力为14.8MPa, 然后逐个调整各轴承入口油压, 并检查各轴承处轴的顶起高度, 经过多次调整, 发电机#5、6轴承处轴的顶起高度, 一直不能达到厂家设计值0.04~0.06mm, 往#5、6轴承管道油温一直不起来。此时, 将顶轴油泵出口压力提供至15.8MPa, 仍旧不能将#5、6轴承顶起, 切换另外一台油泵顶轴运行及将两台泵并列运行, 试验结果基本一样, 顶起高度也不能达到设计值。相关顶轴过程中测量数据如表1所示。

2.2 原因分析及内部漏点查找

(1) 从设计上分析, 核对图纸对比类似机型, 在转子相同重量情况下, 顶轴油泵型号也相同时, 其他机组顶起高度均可达到设计要求, 所以排除设计上出问题的可能性。

(2) 轴承制造工艺上, 在各个轴承回装验收检查时, 各轴瓦顶轴油囊无缺陷, 排除工艺上出问题的可能性。

(3) 施工安装上, 安装管路与设计图纸基本一致, 对整个顶轴油系统进行全面排查, 发现顶轴油调整装置及往#3、4轴承有明显油流声音和温度, 再对比往#5、6轴承顶轴油管上, 无一点温升及油流迹象。据此, 怀疑从顶轴油调整装置至#5、6轴承管道上有堵塞情况。对该两个支管系统进行细致检查, 认为油管采用优质不锈钢管且氩弧焊焊接, 由于焊接因素导致堵塞的可能性不大。考虑到机组处于基建期间, 厂房粉尘较大, 轴承箱打开容易造成油质的污染。而且, 受工期制约急于开机运行, 没有充足的时间进行拆发电机端盖全面检查轴承内部接口, 先从最容易检查的顶轴油调整装置上的节流阀、逆止阀开始检查。旋开#5轴承顶轴油节流阀芯, 即发现内部有棉絮状物质, 取出不容易, 扩大检查逆止阀, 将杂物取出, 重新清理干净后回装。

(4) 同样在顶轴油调整装置往#6轴承节流阀、逆止阀位置也发现有杂物。

3 问题的解决

当设备重新复位后, 调整顶轴油系统, 合理分配各支管的进油量, 各轴径的顶起高度达到设计值, 处理完以上缺陷后, 再次单台顶轴油泵运行调整顶起高度, 切换另一台泵运行, 也可顶起相同高度, 其顶起数据如表2。

对比表1与表2, 不难发现重新试验后母管压力由14.8MPa下降到14.5MPa, 压力微降0.3MPa, 但各个轴径顶起高度均达到设计要求, 各支管分配压力合理。

4 结论

顶轴油系统在汽轮发电机组启停过程中对轴瓦、轴径及转子有着重要的保护作用, 对防范汽轮机烧瓦、转子弯曲事故有特别重要的意义。基建期间, 对于顶轴油系统施工工艺质量及油质清洁度等方面都应引起高度重视, 避免因此引发的各种问题, 影响整个调试进度工作, 进而影响机组的竣工投产。

参考文献

[1]刘振国, 候东伟.汽轮机顶轴油系统调试过程中顶起高度不够的原因分析[J].机械工程师, 2009 (3) :149.

[2]李录平.汽轮机组故障诊断技术[M].北京:中国电力出版社, 2002.

大型汽轮机发电机组 篇8

白俄罗斯别列佐夫电厂采用的是上海汽轮机厂生产的140MW联合循环汽轮机,型号为LZN140 - 12. 78 /0. 39 /563 /551。 该汽轮机为双缸、单轴布置,设有1个高压缸、1个中低压缸,各轴承底座均为落地结构[1]。该机于2013年12月完成调试并投入使用,在汽轮机组单体试运以及后续运行中相继出现了许多问题,如: 液压盘车无法自动投入,顶轴油系统出现漏油等。上述故障对于机组的正常安全运行影响严重,通过对汽轮机组的顶轴油和盘车系统进行了全面地检查,对发现的问题进行及时解决,并深入分析其中原因,更换损坏零部件,从而保证汽轮机组安全正常的运行。

1顶轴油及盘车系统简介

顶轴油系统通常是由2台轴向柱塞泵( 1运1备) 、滤网及其双向切断阀、逆止阀、溢流阀以及轴瓦上的油囊等零部件组成。当汽轮机组在盘车、启动、停机等低速运转的过程中,转子由于自身重力的作用,如果轴颈和轴瓦之间存在摩擦,将损坏汽轮机转子和轴瓦。顶轴油系统在机组低速运转时能够自动地在转子与轴承之间形成一层静压油膜, 这层油膜能够将转子顶起[2],使之与轴承分离开来,从而避免转子与轴承之间的干摩擦,防止低速碾瓦事故发生,该系统保护转子和轴承,延长汽轮使用寿命。

来自于主机润滑系统的原油先经过柱塞泵升压,高压力油经过滤装置之后进入到分流器之中, 而后再经过节流阀、单向阀之后进入到各个轴承和液压盘车系统之中。顶轴油系统柱塞泵的出口压力根据溢流阀的开度大小所确定,通常出口压力控制在16MPa左右,每个轴瓦进口处安装有一节流阀,通过控制该处节流阀的开度控制进入轴瓦的油量和油压, 从而使得转子的顶起高度处于合适的范围[3]。

汽轮机盘车装置位于凝汽器侧轴承座上通过外壳与轴承座相连,液压马达通过特制的短轴和轴法兰与离合器的外环相连,外环通过球形轴承与外壳相连,离合器的内环直接安装在转子的末端上。 在盘车运行时,离合器与内外环相连,传递力矩,当转速上升,由于离心力的作用,离合器与外环脱离。 液压马达的动力油来自顶轴油系统,电磁阀控制顶轴油进入盘车装置,配备一个节流阀调整盘车转速。

2顶轴油及盘车系统调试

由于调试机组吹管要求需要投入盘车,第1次进行顶轴油系统投入,B顶轴油泵运行,顶轴油母管压力调整至16MPa( A顶轴油泵由于电气故障无法启动) 各轴瓦顶起高度均为60μm。盘车装置手动不能灵活顺利投入,后经多次试验调整,各轴瓦顶起高度均为100μm,以满足锅炉吹管时手动盘车。

吹管结束,盘车电磁阀接线、完成带电,进行第2次顶轴油系统调试,2台顶轴油泵分别运行时,顶轴油泵母管压力均为16MPa。各轴承顶起高度均为60μm。顶起高度和各轴瓦油压如表1所示。

顶轴油系统第2次调整完毕,调整顶轴油至盘车液压马达进油手动阀,打开电磁阀,电磁阀失电( 电磁阀带电时泄油,盘车液压马达无法进油) ,发现盘车未能正常启动。后经调整试验分析,发现液压马达回油管温度较低,进油管温度也低于实际油温,怀疑进油不畅通。检查后发现润滑油至液压马达的截流孔板装入顶轴油管路,随后进行更换。恢复完成后再次启动顶轴油泵,然后打开盘车电磁阀,盘车仍然未能正常启动。此时进行手动盘车, 盘车较费力。再次调整各轴瓦顶起高度至80μm, 然后进行手动盘车,手动盘车几圈后,液压盘车系统自动投入。盘车转速最高至72r/min,然后调整顶轴油至盘车液压马达进油阀,控制盘车转速在51r / min,盘车连续运行4h。

但在试运过程中盘车装置任然存在问题,通过对盘车运行检查,判断各轴瓦顶起高度不够,导致液压马达无法带动盘车,然后重新调整各轴瓦顶起高度至100μm。具体顶起高度与各表油压如表2所示。然后再次投入盘车电磁阀发现液压盘车仍然不能正常投入,电建单位人员及上汽厂家从汽轮机末级叶片处带动后,液压盘车自动投入,盘车转速49. 7r/min。

3顶轴油及盘车系统存在的问题及分析处理

3.1顶轴油泵及其相关模块

检查发现顶轴油泵出口的溢流阀处于关死状态。考虑到油泵的安全性因素,将该溢流阀整定压力调节到17. 5MPa( 出厂状态) 。由于投入盘车之后顶轴油母管油压下降幅度> 2. 0MPa,怀疑是顶轴油出口溢流阀泄漏,解体检查后发现该阀门密封良好,不存在漏油现象,特性良好。复装后配合其他检查工作对该阀门进行了多次调节,最终综合考虑了现场情况将该阀门整定值调整到15. 5MPa ( 出厂整定值应为14. 5MPa) 。

3. 2转子顶起高度

对所有轴承安装百分表检查后发现转子顶起高度与设计状态存在较大差异,相应数值如表3所示。

μm

随后对各个瓦块的顶起高度进行了重新调整, 经过多次反复调整,综合考虑了顶轴油母管油压以及手动盘车带动力矩,最终调节数据如表4所示。

经过各瓦对比测验,发现2#轴承与手动盘车力矩关系最大,故在顶轴油系统余量足够的前提下将2#瓦顶起高度提升较大。

将顶起高度和油泵各溢流阀都调节过后,系统油压已经可以达到优秀水平,手动盘车可以做到一人盘起,但是依然存在液压盘车无法自动投入,需要手动带起的现象; 且发现盘车投入后油压大幅度下降,从15. 5MPa降至13. 3MPa。

3. 3盘车装置的分析及处理

在排查检修油泵及顶轴油系统之后,尚存无法自动投入盘车的缺陷,故对盘车系统进行检修。

由于盘车电磁阀投入后,系统油压立即大幅下跌,故判断盘车系统管路存在泄漏现象,现场以由简至繁的顺序排查了各个管路。

检查盘车装置顶轴油进油组合阀的管道,发现其阀前与润滑油连接接头处节流孔板未安装。该处润滑油在机组正常运行时作为液压马达的动力油,使液压马达以10r/min左右的速度转动,防止马达长期闲置损坏。

由于节流孔板未安装,润滑油流量增加,导致机组正常运行期间,盘车长期处于高速空转状态, 同时带动超越离合器外圈长期高速运转。容易导致马达及离合器故障。

重新安装该路节流孔板后,油压下降的现象依旧存在,故进入凝汽器内部继续排查盘车装置的其他管路。拆除管道后发现盘车液压油进油管三通处节流孔板未安装。液压油从该三通处分流至盘车轴承处作润滑用。由于节流孔板未安装,导致出现以下问题: 1) 盘车液压油启动时,液压油从该三通处大量泄漏,盘车供油不足,无法正常启动。2) 大量的高压油直接作用于盘车轴承,导致盘车轴承损坏。同时将轴承顶高,盘车小轴与盘车轴承产生摩擦,导致盘车轴承磨损甚至损坏。现场重新配作该节流孔板后,发现启动盘车电磁阀油压下降幅度得到明显改善,但是盘车依旧没能顺利投运。

继续排查盘车润滑油三通处的节流孔板。本应安装在液压马达侧的节流孔板实际安装在主管进油侧。导致进入盘车轴承的润滑油量严重不足。 机组运行时,盘车小轴与盘车轴承之间长期处于磨损状态。

重新安装该处节流孔板后问题依旧存在,故对盘车马达进行拆卸。盘车马达拆除后,用手人工转动盘车小轴时发现其转动明显感觉到卡涩。最终找到故障原因: 由于安装缺陷导致盘车轴承卡涩造成轴瓦乌金脱落,进入离合器中并造成离合器损坏。通过更换离合器,盘车装置顺利投入,圆满解决了盘车装置不能投运的故障。

4结语

通过对顶轴油及盘车系统的分析处理,进一步了解并掌握了顶轴油、盘车系统的工作特性及调控方法,这为今后进行汽轮机组的安装调试及维护提供了经验,同时也为今后处理同种事故问题提供了相应的解决办法。

摘要：以白俄罗斯别列佐夫电厂汽轮机顶轴油系统和盘车系统在启动过程中无法正常运行为例,介绍该厂汽轮机出现顶轴油系统和盘车系统故障的处理过程,结合顶轴油系统和盘车系统的结构原理及现场实际,通过各种试验诊断,分析故障原因,制定相应的解决方案,对今后汽轮机事故的判断提供一定的参考依据。

关键词：顶轴油,盘车系统,故障分析及处理

参考文献

[1]李东峰,苏俭奎.大型汽轮机顶轴油系统原理及调试[J].机械工程师,2009,(11):145.

[2]石淑莲,余红兵.汽轮发电机顶轴油系统的调试与分析[J].机械工程师,2012,(1):150-152.

大型汽轮机发电机组 篇9

【关键词】汽轮机；缸温差；增大；原因；处理

汽轮机进冷水冷气或上、下缸受热不均将导致汽机上下缸温差增大，严重时引起汽缸变形，动静部分摩擦从而造成弯轴，大轴或轴瓦磨损等事故，严重威胁汽轮机安全。为此，如何在开、停机过程中以及各种异常工况下将汽轮机上下缸温差控制在一个适当范围，以确保机组安全便成为了一个重要的课题。本文将着重叙述汽轮机缸温差增大的原因分析以及对应的防范措施和處理。

首先，汽轮机缸温差增大的原因不外乎两个方面：其一为汽缸进冷水或冷汽，其二为汽缸上下缸加热或冷却不平衡；从这两方面出发，综合来说，汽轮机上下缸温差增大的原因可以概括为以下几点：

1、凝汽器、除氧器、汽包满水进入汽缸；

2、轴封系统：轴封失压；轴封减温水量过大致轴封蒸汽带水；或轴封系统投入时疏水不充分（热态启动）；

3、高加、低加汽侧满水并经对应的抽汽管道进入汽缸；

4、主蒸汽过热度过低导致蒸汽带水；

5、各级疏水扩容器压力过高导致冷汽返回汽缸；

6、停机后，主、热蒸汽减温水关闭不严密导致汽缸进水（有给水泵运行时）；

7、开、停机投入除氧器加热时，压力过高导致冷水或冷汽从四抽倒入汽缸；

8、停机后，辅汽联箱未退出时，由于阀门关闭不严，经冷再倒至汽缸；

9、开停机时，由于蒸汽流量维持在较低水平，汽温的较小变化亦会引起上下缸的受热不均，严重时将会引起汽缸温差增大。

针对以上途径引的缸温差增大，均需采取恰当的应对措施将缸温差控制在较低水平，为此，可从两个方面来加以防范：

一、运行中的防范措施及处理

1、严密监视凝汽器、除氧器，汽包水位，在快降负荷及给水流量大幅变化等异常工况时，应特别加强高加和除氧器等水位监视；

2、在停机以及快减负荷等异常工况下，应加强各抽汽管道上、下壁温及抽汽温度监视，抽汽管壁温差大出现报警（14度）时，及时检查开启对应抽汽管道疏水；

3、发现高、低加和除氧器等出现闪蒸现象或水位显示特别异常或剧烈波动，且抽汽管道上、下壁温及抽汽温度出现下降，应果断解列高低加或退出相应汽源；如果是凝汽器满水或疏扩返汽（水），导致缸温差增大应短时关闭相应疏水；

4、较长时间的停机后冷态开机前，应进行凝汽器、除氧器的动态水位试验，确认水位显示以及报警、保护正常；

5、机组运行中加强轴封压力、低压轴封温度、主再热蒸汽温度及其过热度、温降率的监视。注意控制汽温特别防止超温之后的甩汽温。

6、低负荷下必须保证轴封压力至少维持在10KP以上。

7、开机前，必须按照规定进行高、低加水位保护试验，确保高、低加水位保护能够正常动作。负荷升降时按规定及时倒换#3高加疏水。异常工况时加强高加水位监视，防止高加满水进入汽缸；

8、高加投入之前必须进行注水查漏，高加投运过程中必须按规程规定，防止高加温升率过高导致钢管泄漏。停机之后，必须利用停炉后上水机会进行高加注水查漏；

9、监盘人员必须熟练掌握汽轮机热力系统，熟悉汽缸各参数的测点的安装位置，掌握各温度、压力以及容器液位的量程高低限，避免过量程造成测点失真、判断失误；

10、进一步完善汽轮机防进水保护逻辑。

二、机组开机过程中和停机后的防范措施及处理

1、开、停机前必须对涉及本体及各抽汽管道疏水气动门、电动门进行试验，确保能稳定可靠动作。开停机过程中，必须现场核对各疏水门开关状态正确，并对照疏水管道温度确认阀门状态；

2、严密监视汽轮机各缸温及汽缸各上下温差，加强DCS“防汽轮机进水”画面各参数监视；

3、加强汽缸保温维护检查，有问题及时联系检修处理。当有工作需要揭开汽缸保温，工作完成后应该立即恢复；

4、除氧器需加热时，应严格控制除氧器压力0不高于0.15MP和温度不高于125度，防止除氧器压力过高返汽至汽缸，加热时必须启动前置泵并开启前置泵再循环或启动除氧器再循环泵，保证循环水量足够；如此时四抽压力上涨，应打开管道疏水，若无法清除积水，则申请退出除氧器加热；

5、注意轴封汽源倒换，开停机时保证轴封压力至少高于10KP以上，严禁轴封压力为零。停机后退出轴封前必须先退出轴封减温水。停机后每两小时对轴封系统Y型滤网疏水一次，直至凝结水系统停运；

6、注意监视各段抽汽压力和高排压力变化情况，停机后如有上涨，应查明原因，可开启相应的管道疏水泄压至零。特别要严密监视高排和四抽压力，防止从冷再、辅汽联箱和除氧器倒冷水冷汽进入汽缸；

7、停机之后加强对各抽汽管道壁温差，高排壁温差和低压缸排汽温度监视，如有异常变化，应查明原因迅速处理；

8、开停机过程中注意负荷、燃料、减温水的平衡，特别防止甩汽温，防止蒸汽带水进入汽缸；

9、停机之后，真空破坏之前，充分利用再热蒸汽管道疏水或低旁拉干再热器，防止真空到零后再热器系统余汽冷却积水；

10、停机之后保持二抽逆止门前后疏水、冷再逆止门后、其它抽汽管道电动门后疏水常开，各段抽汽管道逆止门前疏水每小时开启五分钟；

11、加强各级疏水扩容器的压力温度监视，合理调整减温水量，严禁正压运行，防止倒汽至汽缸；

12、真空系统运行，当出现某下缸温度急剧下降，且确认为疏扩返汽时应立即关闭相应的疏水门，调整疏扩压力，待缸温回升后定期开启疏水门疏水；

13、严密监视主蒸汽温度及其过热度，控制好汽包水位，防止汽包满水进入汽缸；

14、严密监视再热器入口温度，比较减温器前后温差，确认为减温水泄漏时，关闭给水泵中间抽头，开启再热器减温水疏水；

15、当采用汽泵开机，应加强中压缸排汽区检水温度、四抽管道压力和温度监视，及时排除四抽管道积水。采用汽泵停机，在不需要上水后，应立即停运汽泵，并压关辅汽至小机一、二次门，并开启管道疏水，泄尽余压；

16、汽轮机停运之后，应检查各抽汽逆止门已处于关闭位置，手动压关各抽汽电动门，关闭高加的所有正常疏水门及高加运行排汽门，关闭各给水泵中间抽头门，检查低旁减温水电动门已关闭；

17、每小时至就地检查一次，倾听盘车、缸内声音；每两小时对各抽汽管道疏水一次，排除积水；每四小时开启轴封系统各滤网疏水门疏水一次；

18、若停机之后缸温差较大，可采取挂闸后关闭各本体疏水气动门，定期疏水的措施。

参考文献

[1]300MW级汽轮机运行导则

[2]防止电力生产重大事故的二十五项重点要求

大型汽轮机疏水量计算研究 篇10

汽轮机疏水系统的作用是在机组启动、带负荷、甩负荷或停机时，防止水进入汽轮机的部件或积聚在汽轮机内。汽轮机进水引起的故障有：叶片和围带损坏，推力轴承损坏，转子裂纹，隔板套裂纹，转子永久性弯曲，静子部分的永久性变形以及汽封片磨坏等，甚至发生汽轮机转子大轴永久性弯曲等重大恶性事故。为此原国家电力公司在“二十五项重点要求”中明确了具体的反事故措施[1,2]。但大轴弯曲事故仍时有发生。统计表明，86%的弯曲事故是由于转子碰磨引起，而其中80%以上是热态起动时发生, 它们都与汽缸上、下缸温差大有关。导致汽缸上、下缸温差大，除意外进入冷水、冷汽之外，往往与疏水系统的设计和操作不合理密切相关。制造厂和设计院在防汽缸进水和冷汽方面一般均采取有效措施，普遍参照了ASME TDP-1-1980 (1998)的建议。通过对汽轮机疏水量的计算选取适用的疏水阀，并以此优化汽轮机启-停时的汽轮机疏水系统的操作是十分必要的。

2 汽轮机疏水系统计算的初步分析

现在国内汽轮机三大厂家(哈汽、上汽、东汽)的汽轮机疏水系统基本上都是设置在汽轮机高中压区域，这是因为汽轮机低压缸抽汽口面积较大，抽汽管道口径大，低压缸能够产生疏水聚集的区域都是设有抽汽口的。汽轮机低压疏水全部由抽汽管道排走，经由低压抽汽管道逆止阀前疏水阀排至疏水扩容器。故此本文不讨论汽轮机低压部分疏水，仅讨论汽轮机高、中压部分疏水系统。

3 汽轮机疏水量计算依据3.1疏水量计算公式

(1)凝结水量计算公式

蒸汽管道在启动时所产生的凝结水量：

式中，Gcal-计算的凝结水量，kg/h;W1-钢管和疏水区域的总重，kg;W2-用于钢管和疏水区域的保温材料重量，kg;C1-钢管的比热，kJ/kg·℃，一般取碳素钢C1=0.469，合金钢C1=0.486;C2-保温材料的比热，kJ/kg·℃;△t1-管材的升温速度，℃/min，一般取△t1=5℃/min;△t2-保温材料的升温速度，℃/min，一般取△t2=△t1/2;i1-工作条件下过热蒸汽的焓或饱和蒸汽的焓，kJ/kg;i2-工作条件下饱和水的焓，kJ/kg。

(2)保温材料重量的计算

对于高中压外缸等直径大于2m的汽缸外壁，可以近似按平壁保温计算，计算公式如下：

式中，δ-保温层厚度，m;λ-保温材料导热系数，kJ/m·h·℃;α-保温层外表面放热系数，kJ/m·h·℃;t0-保温层内表面温度，℃;ts-保温层外表面温度，℃;tr-环境温度，℃;k-修正系数(一般取1.2);

对于管径小于2m的管子按下式计算保温层厚度;

式中：D1-保温层理论外径，m;D0-保温层内径，m。

管道保温层重量计算公式;

式中：ρ-保温材料密度，kg/m3;L-管道长度，m。

(3)安全系数

由于疏水阀最大排水能力是按照连续正常排水测得的，计算求得的设备或管道凝结水应乘以安全系数n。安全系数受下列因素影响：疏水阀的操作特性;估计或计算凝结水量的准确性;疏水阀的进出口压力。

如果凝结水量及压力条件可以准确确定，安全系数可以取小一些，以避免选用大尺寸的疏水阀，否则操作效率低，背压不正常，会降低使用寿命。

(4)疏水量

计算的排水量Gcal乘以安全系数n为需要的排水量Gr，以此作为选择疏水阀的依据。即

4 汽轮机疏水量的应用

以哈尔滨汽轮机厂生产的660MW超临界汽轮机中压导汽管疏水为例，660MW超临界汽轮机中压导汽管启动参数如表1。

通过式(3)计算得出：保温层厚度δ=0.213m

通过式(4)计算得出：保温层重量W2=((0.4572+0.213) 2-0.45722) ×π×15×0.213×128÷4=77.1kg

通过式(1)计算得出：

通过式(5)，根据标准HG/T 20570.21-95安全系数定为n=3。

故在此中压导汽管疏水阀选型中要保证疏水阀有546.2kg/h的能力。

5 结语

通过对汽轮机疏水量的计算研究，给出了疏水阀选型时的理论依据。首先在计算中合理选用安全系数，保证汽轮机进水的事故不会发生，其次通过理论计算后，在疏水阀选型时能够正确地进行疏水阀的采购，降低了成本。通过对汽轮机疏水量的计算研究，也为汽轮机汽水系统提供理论计算平台，使得汽轮机汽水系统设计程序化、合理化，这也是汽轮机设计的基本手段和重要依据。

参考文献

[1]国家电力公司.防止电力生产重大事故的二十五项重点要求[M].北京:中国电力出版社, 2001.

[2]国家电力公司发输电运营部.防止电力生产重大事故的二十五项重点要求 (辅导教材) [M].北京:中国电力出版社, 2001.