汽轮压缩机组

汽轮压缩机组（共9篇）

汽轮压缩机组 篇1

一、机组概述

1. 机组参数

在机组试运行阶段, 汽轮机前后轴振变大, 尤其是前轴振动有几次大于报警值。压缩机前后振动值却是在合理范围内, 数值在20μm左右。该设备是单缸、单轴凝汽汽轮机, 从顺汽流方向看是逆时针。其额定工作转速是4550r/min, 其中一阶临界转速在3600r/min左右, 轴振报警值是63μm。1#瓦是汽轮机转子的落地轴承, 2#瓦轴承座与排汽缸一体。1#瓦和2#瓦都是普通的二油叶。汽轮机转子和轴流风机转子采用挠性联轴器连接。机组轴系分布如图1所示。

2. 振动测试

机组每个轴承安装两只电涡流传感器, 两者之间呈90°, 于轴承座中分面夹角是45°, 从顺汽流方向看, X方向为右, Y方向为左。为了更好的描述各个状态的振动情况, 我们对机组空负荷下的联机、一定负荷的联机、汽轮机单机、联机历史值几种状态下进行测试并比较。其结果如表1所示。

从表1可以看出, 汽轮压缩机组在联机试车时, 汽轮机转子前后测点振动值最大也是26μm。但是经过3个月试运行后, 前后轴振动都是明显变大。1#瓦振动幅值有上下波动现象, 最大变化是15μm, 相位基本保持稳定。2#瓦的振动幅值变化量不大, 但是相位总是在不停变动, 最大变化是25°, 所测振动数据每次启动不具备重复性。另外当2#瓦振动变大, 1#瓦振动往小的趋势发展, 反之也是这样。

二、振动特征及分析

1. 振动频谱图

汽轮机1#瓦和2#瓦右测点频谱图如图2所示。

根据转子旋转方向, 转子右测点是油膜刚度最大、最稳定的, 适合用来做状态分析。从图2上看, 在额定转速下, 1#瓦和2#瓦以1X为主, 占到了90%以上, 1/2、2X分量一般在1~3μm。2#瓦右测点出现了3X分量, 但是数值相当小, 可以判断该汽轮机存在不稳定的转子不平衡力。

2. 单机和联机状态下的波德图

(1) 单机状态下, 汽轮机1#瓦和2#瓦右测点波德图如图3所示。

在图3中, 汽轮机转速在1000r/min后, 前后振动值随转速逐步增大, 在2200r/min附近, 前后轴振动相位出现90°左右变化, 前振动幅值翻转明显, 后轴振动幅值反应不明显。在3600r/min附近, 前后轴振相位变化不明显, 前轴振幅值却是大幅度减少, 后轴振保持稳定, 可以推断临界转速值产生变化了。根据临界转速在转子质量不变条件下, 与刚度的方根成正比, 可以判断是轴承动刚度变小原因。接近工作转速后, 前轴振动继续变大, 后轴振动最后一段是变小的趋势。前轴振型还是比较清楚, 后轴振型发生明显变化。

(2) 联机状态下, 汽轮机1#瓦和2#瓦右测点波德图如图4所示。

在图4中, 联机状态下的前后振型和单机类似, 前轴振值变大。但是后轴振在工作转速附近竟然有迅速变小趋势。检查了前后轴承座的地脚螺栓都是紧固的, 连接刚度没有问题。用手持式测振仪测量了运行中的前轴承座X、Y、Z三个方向的振动, 数值是在0.08mm左右, 可以排除了前轴承座刚度问题。后轴承座由于与排汽缸一体, 排汽缸通过排汽接管与凝汽器相联接, 排汽接管还有一段膨胀节。这种结构设计相当于钢结构支撑, 后轴承座的垂直动刚度本就比前轴承座刚度小很多。在测量后轴承座座振发现其振动值和轴振趋势相反, 比较了轴振和轴承座振的数值后, 可以判断后轴承座存在共振现象。

3. 同相及反相图

单机、联机状态下汽轮机1#瓦右与2#瓦右同相、反相图如图5所示。

为了更好的了解转子的特性, 对整个升速过程中汽轮机前后同方向测点按照谐分量法进行了振型分解, 比较了汽轮机单机和联机状态下的同相和反相变化。从图5看, 单机状态下, 同相分量在临界转速之前, 一直是持续增大, 转子不平衡量比较明显。需要检查转子是否存在永久弯曲和热弯曲。该转子工作转速是在二阶临界以下, 同相分量没有迅速收敛, 反相分量变大, 转子外伸端不平衡所引起的可能性很大, 需要检查转子对中、联轴器紧力、伸长端平直度。

三、故障确认与处理

已知公式:A=P/K

式中:A——振动振幅;

P——激振;

K——机组动刚度。

可推导出:汽轮机转子振幅与所作用在机组上激振力成正比, 与机组的动刚度成反比。为了降低振动值, 可以从增大刚度, 减少激振力两个方向出发。

1. 改善机组动刚度

检查后轴承座、排汽接管、大直径的回油管道的连接情况, 螺栓都已经拧紧。参照其他类似机组, 结构改造非常困难。从增强油膜刚度入手, 降低径向轴承进油温度:从48℃到38℃, 进油压力保证在80k Pa, 这样减少了油膜的厚度。测试表明:汽轮机前轴振从57μm下降到44μm, 有效的降低振动。

2. 确认激振力过大位置

(1) 汽轮机与轴流风机对中

在冷态下检查汽轮机与轴流风机之间的外圆中心、开口值。当符合标准后重新开机, 发现振动还是没有太多变化, 加上是挠性联轴器, 轴流风机中3#、4#瓦振动都在20μm之内, 轴流风机振动能量不足以引起汽轮机振动过大, 可以排除现场中心调整问题。

(2) 汽轮机疏水不畅导致转子热弯曲

这台汽轮机汽缸底部有高、中、底压疏水, 疏水管道直接连接到凝汽器上的疏水膨胀箱, 连接的顺序从外到内应该是高中低, 中压和低压顺序搞错, 疏水都是正常。但是这不会引起振动值大幅上升的根本原因, 可以排除。

由于是凝汽式汽轮机, 在建立真空过程中需要轴封供汽, 前后汽封冒汽管中的废汽通过汽封冷却器回收利用。轴封供汽的压力、温度参数正常, 但是前汽封冒汽不通畅, 会导致冷却后的饱和汽水掉到运行的转子上, 造成转子受热不均弯曲。处理这个冒汽管道问题后, 机组前振动值有一定下降, 但是幅值变化不是特别明显。

(3) 前后轴颈弯曲检查

打开前后轴承座并且去掉上瓦。百分表头安装在轴颈处, 盘动转子旋转一周, 取其中8个点, 记录各点并取矢量差, 椭圆度最大是0.015mm, 符合国家标准。

(4) 汽缸与转子中心变动

该汽轮机只有前猫爪通过定距螺钉与前轴承座相连接。间隙有0.20mm左右, 其用来保证汽缸正常膨胀。安装过程中或者进汽管道力影响, 这个中心很容易跑掉, 从而导致转子与汽封齿摩擦受热弯曲。通过在猫爪上架百分表, 冷态和热态分别监测, 结合前后轴心轨迹图是个光滑的椭圆, 这个问题可以排除。

(5) 汽轮机侧半联轴器

半联轴器是带平键的圆柱面与转子输出紧配合。现场检查结果如图6所示。

图6中转子旋转方向是顺时针, 两个平键已经出现异动, 顶到半联轴器上, 与键槽出现悬空。用塞尺测量平键与键槽两边间隙, 0.03mm不入的测量点已经出现挤压变形。从两边间隙和旋转方向可以判断汽轮机转子与联轴器出现“憋劲”现象, 轴流风机转子应该产生很大的反作用力。

通过百分表对半联轴器进行外圆和瓢偏测量, 数据如图7所示。

实测瓢偏最大值是0.055mm, 外圆偏差最大值是0.015mm。而这台汽轮机这两个数据出厂值分别是0.01mm和0.06mm, 半联轴器位置变动或者外伸端弯曲。

结合之前情况分析, 认定轴流风机的失速或者喘振是会造成上述状态主要原因。随后试验过程中, 轴流风机静叶调整装置突然的卡涩使前轴振动升到60μm以上, 后轴振动却下降到41μm, 这也侧面证明了上述推断。半联轴器的位置变动产生一定的不平衡力, 另外联轴器紧力不足, 使高速运行的转子与联轴器受热不均, 很容易使转子伸长段弯曲, 进而加大振动。

四、结语

考虑到汽轮机振动值波动变小, 幅值能够下降合理趋势并保持相对稳定, 并且现场条件、生产成本不允许停机重新修理半联轴器。因此制定了3条措施来保证机组长期运行。

第一, 现场条件的限制, 直接改造轴承座结构来增强支撑系统刚度不现实。通过降低轴承进油温度、降低进油压力两个方向来降低了油膜的厚度, 侧面增强了刚度, 从而改善振动值。其结果如表2所示。

第二, 升降负荷时幅度应该小而匀速, 每次操作要等振动稳定后才能继续。

第三, 特别需要关注轴流风机的旋转失速和喘振发生。汽轮机前轴振动一旦超过停机值应该立即停车检查联轴器。

从最近的电话回访得知, 该机组经过10个月的运行, 振动情况一直很稳定, 汽轮机前后振动幅值一直在50μm之内。

参考文献

[1]Donald E.Bently, Charles T.Hatch, Fundomentalsof Rotating Machiner y Diagnostics, 2002.

[2]田昊洋, 杨建刚.带有外伸悬臂端的汽轮发电机组动平衡方法研究[J].汽轮机技术, 2011.

[3]朱向哲, 袁惠群, 张连祥.汽轮机转子系统稳态热振动特性的研究[J].热力工程, 2008.

[4]刘石.陈君国, 王飞等.超超临界1000MW机组油膜涡动故障分析和处理[J].汽轮机技术, 2010, 52 (5) :373-375.

汽轮压缩机组 篇2

机组大修是一项复杂的工作，检修项目多、时间紧、任务重，检修现场点多面广，立体交叉作业多，若疏于管理，容易发生设备损坏和人身事故，因此为了安全、高质量地完成大修任务，特制定本规定，就大修中安全施工管理提出具体要求。

一、大修安全管理计划

1、大修前的准备工作。

1.1 大修前公司召开机组大修动员会，要求参修的领导、安监人员、技术人员、生产骨干人员参加，将机组大修内容、项目向参加大修的所有人员交底，对大修安全工作进行动员、部署，定出目标，提出要求，宣传本计划，交待大修期间安全监察的重点和难点，充分发挥安全保证体系和安全监察体系的作用，落实公司各级人员在大修中的安全责任。会议由总经理（或总工）主持。

1.2 各施工单位要积极做好各重点检修项目的危险点排查分析工作，对有危险性的作业，有可能造成火灾、爆炸、触电、中毒、窒息、机械伤害、烧烫伤、人员高空坠落等以及可能引起生产设备停电、停运事故的，制订详细“三措”，经项目负责人、相关专职审定后由安全员报公司安委会。对于检修班组承建的具体工作任务，在开工前同样要进行危险点排查分析工作，做到措施具体、责任明确，确保机组大修工作顺利进行。

1.3 对参加大修的检修人员在修前一周进行《安规》及本规定的学习、考试，对参加大修的民工进行安全教育、培训、考试；对承包大修项目的施工队伍进行资质审查，安全教育、签订安全协议，制定安全施工方案，落实施工安全措施，交纳安全施工抵押金，不“以包代管”。由生技部及时通知各外包单位，准时参加公司组织的安全教育，并于开工前两天办理相关开工手续。

1.4 成立公司领导参加的大修安全监督网络、员工代表安全生产巡视组，分成若干小组每天对大修现场进行安全检查。各外包单位成立由第一责任人参加的安全检查小组，定期深入现场，查禁违章、检查、指导管辖范围内人员安全施工。（修前一周成立网络、巡视组，并公布活动计划）

1.5 在大修现场悬挂安全横幅、标语，时刻提醒人们注意安全。（开工前2天）

1.6 在检修现场设置遮栏和警告标志，明确安全通道，悬挂安全遮栏绳，无关人员不得入内或从大修现场通过。（运行、生技部门提出要求，开工前1天由相关施工队伍负责实施，所需材料明确由哪方提供）。

1.7 生技部门牵头拟定大修中检修项目，检修项目必须包括“两措”项目、《二十五项反措》及安全性评价整改要求，安监、生技部门要对大修中拟实施的“两措”项目进行审核并列入检修工作大纲。

1.8 外包项目实行工作票双签发制度。非电力系统内检修单位，承包方不具备工作负责人资格的,在承包相关工作时，承包方负责将工作票签发人（双签发）、工作负责人名单以书面形式于大修前一周报安监部门，由安监部门进行《安规》考试，由生技部门进行技术方面的培训和考试，经考核合格后，在大修开工前由安监部门对承包单位 “两种人”予以确认，并明确其允许签发工作票的范围，将认可的“两种人”名单及其签发范围、工作负责范围通知有关单位。电力系统内的检修单位，出具工作票签发人、工作负责人资格证明，由安监部门确认公布。

1.9 加强大修现场的保卫和防火工作，保卫值勤、消防监督人员制定好大修现场值班计划，防止设备零部件丢失及防火。后勤部门要做好大修的服务工作安排，及时供应茶水、加班饭菜。（大修期间）

1.10大修前，各单位应对起吊设备（行车、卷扬机、电动葫芦、手动葫芦）、电动工具、安全用具、电梯、机动车辆等安全工器具全面检查，检验合格的才可在大修中使用。

2、大修初期的安全工作。

2.1严把大修工作票关，防止违背安规无票工作，严格控制搭票工作，对承包方不具备工作负责人资格的，禁止在其他外包单位的工作票中搭票工作。技术、安监人员要严格审查工作票的内容，重点要查看安全措施是否齐全，项目负责人、工作负责人要认真检查督促安全措施的逐项落实。

2.2大修初期搭架子较多，要检查架子工在工作中是否存在习惯性违章，所搭的架子是否符合《安规》要求。为了保证人员安全，架子外侧搭设两根横杆，防止高空落物。

2.3安监部门要组织加强反习惯性违章的宣传教育。对于违章现象，严格按公司颁发的《关于安全生产中违章记分，试岗、离岗、待岗的考核细则》的规定进行考核。对外包队伍的违章现象按公司《外包工程及临时用工的安全管理制度》规定进行处罚。

2.4坚持大修期间例会制度，每次例会总结近阶段安全情况，通报违章及安全生产中涌现的先进事迹，对出现的问题、认真地进行分析，并制定、落实防范措施，布置下一阶段大修安全工作，处理好大修安全与进度、质量的关系。（大修期间）

3、大修中期的安全工作

3.1由于大修项目全面展开，要注意立体交叉作业的安全，每层之间该搭设防护架板的地方一定要搭设，不能存在侥幸心理。

3.2大修中期，由于工作需要掀开的盖板较多，要督促检修人员工作完毕及时恢复，对暂时恢复不了的要设立临时围栏，夜间要悬挂警示灯，防止发生人身坠落事故。

3.3大修中期吊运重物较多，要加强起重工器具的安全管理。每天工作前要对起重工器具作一次全面检查，查看是否存在隐患；工作中对转动部分、磨擦部分要重点检查，有磨损时要及时更换、处理。

3.4要加强较大项目的安全监察，如汽缸揭扣缸，发电机抽穿转子，进入炉膛、煤粉仓、原煤仓内工作及其它高处作业，按规定通知安监人员、有关领导及技术人员到场。

3.5要狠反习惯性违章，重点是：高处作业不系安全带，不系安全帽帽带，氧气瓶、乙炔瓶与明火距离不够，在吊着的重物下的停留、工作，乱拉乱接临时电源，没有做到工完料净场地清等等；对习惯性违章要及时通报、处罚，严防触电、高处坠落，机械伤害等事故发生。

4大修后期的安全工作

4.1大修后期由于大修即将完工，此时最易产生厌战、麻痹思想，加上部分设备大修结束开始试运转，交叉工作多，因此此时安全工作只能加强，不能有丝毫松懈。

4.2由于试运设备较多，处理临时缺陷多，这一时期要防止无票工作。要求工作不论大小，该办工作票必须办，不能有侥幸心理，不能怕麻烦；对未在批准期限内完成的工作，要认真履行工作票延期手续。

4.3运行要通过大修交底资料，认真了解大修中设备、系统变动情况，操作时才能做到心中有数。由于此时操作较多，要防止误操作事故尤其是电气误操作事故的发生。

4.4做好大修尾工、零活的安全管理，要克服松懈思想，做到善始善终。

4.5值长、生技、运行、安监部门密切配合，做好各项试验、设备分步试运和机组整体启动工作，保证整体启动一次成功。

二、对安全施工管理具体要求：

1、施工临时电源管理

1.1 生产现场拉接临时电源，必须严格执行《安规》中有关电气安全注意事项及公司有关临时电源的管理规定。特别强调要求：

1.2 所有临时电源的接、拆由专职电工进行。如施工队伍较多，由检修车间牵头按范围分工。

1.3 施工用临时电源线必须使用胶皮电缆线，临时电源线必须架空，防止被碾压。

1.4 施工临时电源开关上，需装设漏电保护器。

1.5 临时电源线要正确连接，不能用勾挂、缠绕等方法连接，作业中应尽量减少临时线，应装设刀闸、插座的必须装设。

1.6 在金属容器如汽包、凝汽器、加热器、蒸发器、除氧器内工作时必须使用24V以下的电气工具，并加装漏电保护器，否则应制定特殊的安全措施，经安监部审核同意后，方可使用。

1.7 在金属容器、炉膛、煤仓、沟道、锅炉烟风道、空预器、磨煤机罐体内部及发电机小室、发电机内部等处工作时必须使用行灯照明，行灯电压不准超过36V，并加装漏电保护器，否则应制定特殊的安全措施，经安监部审核同意后，方可使用。

1.8 在特别潮湿或周围均为金属导体的地方工作时，如汽包、凝汽器、加热器、蒸发器、除氧器、水箱、油箱以及其它金属容器等内部，行灯电压不准超过12V，并加装漏电保护器。

1.9 行灯变压器外壳应有良好的接地，并放在容器外面。

1.10 电气工具用变压器、电焊变压器、漏电保护器必须放在容器、锅炉、沟道等的外面。

1.11 临时电源线必须远离电焊、气焊作业点的热体。

2、起重作业管理

2.1 大修前，所用起吊设备（行车、卷扬机、电动葫芦、千斤顶、卡环、钢丝绳、棕绳等）必须检验合格，电气工器具必须由校验部门出具检验报告给使用部门，所有工器具必须编号并附合格证。

2.2 按照起重标准、信号，规范指挥起吊作业。

一般起吊为口哨加手势；重大设备起吊，口哨加指挥旗；

炉膛或炉顶起吊大件，采用对讲机加口哨指挥。

2.3 一切设备起吊必须明确由一人指挥，该指挥人员应由有起重经验的人员担任。

2.4 重大物件起吊载荷要准确计算，并制定起吊方案，防止超载或发生人身伤亡及设备损坏事故。

2.5 禁止用管道、架构起吊或悬挂重物。

3、脚手架管理

脚手架的搭设必须符合《安规》规定。

3.1 一般脚手架的验收，先由搭设施工负责人进行检验合格并出具提供书面合格证明，即“脚手架合格证”，再和委托人一起共同进行验收。验收合格后，双方分别在委托单上签名后，同时在脚手架验收合格证上签名，并贴在经验收合格的脚手架明显处。工作负责人每天开工前检查脚手架符合安全要求，并在合格证上签字。炉膛专用活动平台和特殊的大型脚手架，验收工作由生技部有关专职人会同搭设单位负责人和委托部门负责人及安监部一起进行，验收合格后，四方分别在委托单上签字。

3.2 所有脚手架均须办理验收手续，验收合格的必须附合格证。无合格证的、验收不合格的或无验收手续的不准使用。

3.3 在光滑的地面上搭设脚手架，必须铺设胶皮；在网格板平台上搭设时必须铺设足以防止塌陷的平板。脚手架必须设有栏杆、护板，临空6米以上的脚手架必须装设安全网，要有供工作人员使用的要木梯或步道。

3.4 炉膛内脚手架或检修升降平台、吊篮等必须牢固，即使有大块焦渣落下，也不致损坏。

4、平台、井坑、孔洞、楼梯、栏杆管理

4.1 机炉所有平台，要标出荷重及高度。

4.2 揭开盖板或打开孔洞，施工单位必须设置围栏和护板，并挂安全警示牌。

4.3平台栏杆及楼梯扶手，严禁随意拆除。确需拆除的，须向生技部、安监部申请，经批准并采取可靠的防止摔跌的安全防护措施后，方可实施。

4.4 高处作业必须使用安全带。在危险的边沿处工作，临空的一面应装设安全网或防护栏杆、护板等。

4.5在格栅的楼道上、有孔洞的上方或脚手架上，进行作业时，作用的工具必须扣好，并检查保持完好，设备摆放整齐，等等，采取各种措施，防止高空落物。

5、设备仪器、工器具、材料、备品备件管理。

5.1 所有大修用的设备仪器、工器具和安全防护用品，在大修前进行一次试验，不符合要求的严禁使用。

5.2 每日收工前要清点工器具、重要材料和备品备件，防止丢失或其它意外事件。

5.3 加强对易燃、易爆、有毒有害、腐蚀性、放射性等物品的管理。班组和现场汽油、煤油的存放量，不得超过规定数量。

5.4 电焊机要存放在固定地点，氧气瓶与乙炔瓶的存放、使用必须符合《安规》要求，使用中的氧气瓶和乙炔瓶应垂直放置并固定起来，氧气瓶和乙炔瓶的距离不得小于8米。

5.5 电焊线要符合《安规》要求，严禁使用裸露电焊线，防止起弧打断钢丝绳或损坏管材及零部件。

6、防火管理

6.1 检修现场要配备足够的灭火器，易燃易爆物品要及时清理。

6.2 焊接作业前要检查下方有无易燃物品，并做好隔离措施，防止引起火灾。

6.3 在易燃易爆场所动火作业，必须办理动火工作票，采取安全防火措施，并做好监护。

6.4 氧气瓶与乙炔瓶瓶盖、防震胶圈应齐全，氧、乙炔汇流排存放的气瓶量不得超过《安规》规定。

6.5 氧气瓶与乙炔瓶及其它易燃、易爆物品不得混装、混放，使用中两瓶与明火要有足够的安全距离。

7、车辆管理

7.1 所有厂内机动车辆，须经检验合格。所有驾驶人员必须有经审批合格的驾驶证，严禁无证驾驶。

7.2 厂内机动车辆驾驶室不得超过定员(驾驶室内不可坐其它人)，车厢禁止载人。载货时，须有防止货物松脱的措施。

7.3 厂内机动车辆进入厂房，事先应确认路况，以防压坏沟道盖板、碰坏设备等。

7.4 货车不得进入厂房，若确需进入，必须由用车部门提出申请，经大修总指挥批准后，方可驶入。

8、班组日常安全管理

8.1 每天上班各检修班组必须开好班前会。班长对当天进行的工作要提出具体的工作要求，有针对性的交待具体的安全注意事项，进行合理的分工搭配，做好“两交”（交工作任务、交安全措施）工作：

1）交待当天的工作任务、工作内容和进度要求；

2）交待现场条件、作业环境；

3）交待使用的机械设备和工器具的性能和操作要求；

4）交待应采取的安全措施、重点注意部位和注意事项；

5）分析可能发生事故的环节、部位和应采取的防护措施；

6）明确分工，指派工作负责人。

8.2 每天下班各班组要认真召开班后会，做好以下工作：

1）总结一天来的工作；

2）对认真执行规程的好人好事进行表扬，对违反规程的或出现不安全现象的要提出批评，并按规定处罚；

3）对第二天的工作进行布置。

8.3 各检修工作现场工作前应开好开工会，做到：

1）工作负责人宣读工作票和现场安全措施；

2）详细交待检修设备的名称、编号、位置、隔离技术措施、周围带电设备的位置等；

3）明确小组内人员分工、工作任务、进度要求、交叉作业措施等。

8.4 工作结束，工作负责人应召开收工会，做好以下工作：

1）小结当天完成的工作任务和安全情况；

2）对工作中发生的险情进行总结分析，提出防范措施；

3）提出第二天的工作任务、进度要求，并根据实际情况做出必要的分工调整。

浅谈汽轮机组真空系统严密性 篇3

关键词 凝汽器;真空;方法;措施

中图分类号TK263文献标识码A 文章编号1673-9671-(2009)111-0064-01

众所周知,机组凝汽器真空对机组运行安全性和热经济性有很大影响。在运行中,凝汽器工作状态恶化将直接引起汽轮机热耗、汽耗增大和出力降低。另外,真空下降使汽轮机排汽 缸温度升高,引起汽机轴承中心偏移,严重时还引起汽轮机组振动。为保证机组出力不变,真空降低时应增加蒸汽流量,这样导致了轴向推力增大,使推力轴承过负 荷,影响机组安全运行。

1提高汽轮机组真空系统严密性的经验

凝汽器真空下降,会使蒸汽在汽轮机内的焓降减少,从而使汽轮机出力下降和热经济性降低。一般真空下降1%,汽耗约增大1%-2%。同时焓降减小,还会增大级的反动度,使轴向推力增加,从而使推力轴承受的负荷加大,严重时会使推力瓦块乌金熔化。此外,凝汽器真空下降,使低压缸排汽温度升高,造成低压缸热膨胀变开和低压缸后面的轴承上抬,破坏机组的中心从而发生振动,也会使凝汽器钢管的内应力增大,以致破坏凝汽器的严密性,还会使低压段端部轴封的径向间隙发生变化,造成摩擦损坏。

汽轮机组的真空系统是由抽真空系统和轴封系统两部分组成,其作用就是用来建立汽轮机组的低背压,也就是用来建立凝汽器的高真空,使蒸汽能够最大限度的把热焓转变为汽轮机的动能。在汽轮机组尚未投入运行时,凝汽器中的真空取决于抽真空系统所建立的真空;在汽轮机组投入运行后,抽真空系统只是把泄漏到汽轮机内部的空气和不凝聚气体及时抽走,凝汽器内的真空主 要取决于进入凝汽器内的蒸汽与循环冷却水的热交换情况,而蒸汽与循环冷却水的热交换情况主要取决于凝汽器的换热面积、循环冷却水温度(循环冷却水温度取决 于当地的环境温度)和循环水量。由此可见,在具体的电厂生产环境下(也就是说,在具体的环境温度条件下),要确保凝汽器内具有良好的真空,必须保证抽真空系统性能良好,有足够大的凝汽器换热面积和足够的循环冷却水量。汽轮机组抽真空系统'>真空系统性能的优劣,作为建立凝汽器真空的一个必要条件,对于凝汽式汽轮机组的经济性和安全性显得更重要。

汽轮机组的真空系统严密性差是一个长期困扰电厂的老大难问题,我厂新投产的2台国产机组(分别为10号和11号机组),设置2台离心水环式真空泵,从设计角度为1台运行,1台备用。因为机组严密性差必将导致凝结水含氧量超标,会对凝结水管路和设备造成腐蚀,正因如此,在机组运行中都把真空系统严密性作为重要的考核指标。将发现的漏点彻底处理好,从而保证机组真空严密性达到合格的水平,从根本上消除泄漏造成的危害。

2要彻底消除汽轮机组真空系统的漏点,应分层次做好以下各项工作

2.1做好消除真空系统泄漏的基础工作

做好基础工作是要害。我厂充分利用机组大、小修和每次临修消缺的机会,有条件时都要进行真空系统高位灌水查漏。一经发现的漏点,就认真处理,保证严密不漏,这是消除真空系统泄漏的最基础工作。

2.2加强机组运行的技术治理工作

汽轮机组的真空系统泄漏问题,不仅与检修安装质量有关,而且还与运行的状态紧密相连,例如 ,轴封加热器的无水位运行问题,轴封加热器的疏水直接汇入凝汽器,若加热器不能维持一定的水位运行,则通过轴加风机使凝汽器与大气相连,从而使凝汽器漏入空气,降低凝汽器真空。

2.3进一步展开设备和系统整改以缩小泄露面

我厂200MW机组真空系统比较复杂,与真空系统相联系的其他汽水系统较多,是系统整改的重点和难点,主要有凝汽器补水系统、疏水系统、低压加热器系统、事故疏水系统等。缩小系统的泄露面,我厂加大力量从以下几方面着手:

⑴取消与真空系统直接相连的所有放空气门和部分放水门

我厂200MW机组在原设计上与真空系统直接相连的凝汽器补水系统、低压加热器系统、事故疏水系统的管道放空气门很多,系统复杂,操作检查繁琐。运行实践中早已证实,多一道焊口就多一个漏点,这些放空气门、放空气管大都是带有泄漏,而且很难进行严密性治理,可以说是对机组运行有百害而无一益,因此将这些与真空系统直接相连的所有放空气门和部分放水门取消。

⑵下大力气进行真空系统管道及阀门的严密性治理

真空系统管道及阀门的严密性治理是一项较大的工程,要将与真空系统相连的所有管道和阀门全部检查并检修一遍也是很不现实的,我厂检修部门与发电部相配合,以"及时发现,及时处理,应修必修,修必修好"为原则,将焊口、兰盘、裂纹、阀门的严密性根治工作高度重视起来,检修维护工作细致到位,运行点检验收标本兼责,上下齐心,下大力气真抓实干,保质保量,为提高机组运 行的安全性、经济性做出贡献。运行人员在正常操作中严格遵守所有非调整阀门,尤其是真空系统的阀门,常开阀应保证全开,常闭阀就确保关严,从根本入手,做好真空系统攻坚战的基础工作。

⑶如运行中在负荷稳定情况下,发现凝汽器真空下降,同时真空泵电流升高,且循环水温升下降,端差增大,则说明有空气漏入凝汽器,应重点排查轴封,轴封蒸汽压力,汽轮机排汽室与凝汽器喉部,抽气管连接处,汽缸结合面,排大气门处,真空破坏门,及低压抽汽、疏水管道本体疏扩等处是否有泄漏。

核电汽轮机组特点分析 篇4

(1) 核电汽轮机分为全速核电汽轮机和半速核电汽轮机。

(2) 西门子、西屋、三菱、日立、东芝生产的百万千瓦级以上的核电汽轮机组全部为半速机组, ABB和ALSTOM既生产半速机组又生产全速机组。俄罗斯生产全转速机组。从当前核电机组的发展趋势来看, 对于1000MW及其以上等级的汽轮发电机组, 大多采用半速机组。

2 汽轮机外观

汽轮机由 (1个) 高压缸 (HP缸) 和 (3个) 低压缸 (LP1、LP2、LP3缸) 组成, 连同发电机和励磁机一起, 称为汽轮发电机组。

3 核电汽轮机的蒸汽参数及流量特点

(1) 主蒸汽参数如压力和温度较低, 是含有湿度的饱和蒸汽, 湿度一般为0.2%～0.4%。因此在与火电汽轮机排汽压力相近的情况下, 核电汽轮机蒸汽做功的有效焓降小, 一般约为火电再热机组的一半。 (如岭澳核电站汽轮机在最大连续 (MCR) 工况下主汽阀前蒸汽的压力为64.3bar (a) , 温度为279℃, 焓值为2773.0KJ/Kg, 湿度为0.47%) 。火电汽轮机主蒸汽为高压、高温的过热蒸汽 (如火电600MW亚临界机组的主蒸汽压力和温度分别为16.7MPa (g) 和538℃, 超临界机组的主蒸汽压力和温度分别为24.22MPa (g) 和566℃) 。

(2) 如果机组出力相同, 则核电汽轮机所需的主蒸汽流量比火电汽轮机所需的主蒸汽流量大, 一般大约为二倍 (如秦山核电二期工程每台机组的主蒸汽流量为3862t/h, 而火电超临界600MW机组的主蒸汽流量为1705t/h) 。随着压力的降低, 蒸汽的容积流量增大, 这就要求核电机组的通流面积要大于火电机组。

(3) 在不同的工况下, 核电汽轮机的蒸汽流量, 一般保持不变。而火电汽轮机的蒸汽流量, 随着工况的不同在变化。

4 设计及结构特点

4.1 外形尺寸大

由于核电汽轮机进汽参数低、比容大, 进汽容积流量比同功率火电汽轮机增加约一倍, 进汽管、阀门、汽缸的外形尺寸等比火电汽轮机大, 高压缸叶片的长度也比常规高参数火电汽轮机长。排汽面积与火电相比大约增加50%。

4.2 汽水分离、再热器 (MSR) 的设置

高压缸的排汽湿度较大, 如直接排入低压缸将导致汽轮机零部件因水蚀而损坏。为了降低进入低压缸蒸汽的湿度、提高蒸汽的温度, 使其具有一定的过热度、提高循环热效率、改善低压缸的工作条件, 防止和减少湿蒸汽对汽轮机低压缸零部件的腐蚀, 在汽轮机高压缸和低压缸之间设有汽水分离再热器 (MSR) 。但也有供货商将汽水分离再热器布置在高压缸和中压缸之间。

4.3 低压缸进汽设置截止阀和调节阀

由于进汽参数低, 所以在高压缸、MSR及管道内含有大量的蒸汽和水。在事故停机或甩负荷时由于主汽阀关闭后压力降低, 这些水就可能闪蒸成蒸汽, 引起汽轮机超速、危及汽轮机的运行安全。为了避免这种超速事故, 在低压缸进汽部分设置截止阀和调节阀。高参数的火电机组一般不设置截止阀和调节阀, 但对于火电供热机组在低压缸进汽部分一般设供热碟阀。

5 汽轮机高压缸部分特殊的除湿防水蚀措施

5.1 一般具体采用的除湿措施

增大级间疏水孔的尺寸或数量以加大级间疏水;在动叶或静叶后设置去湿槽和捕水腔室收集流向外缘的水分;在隔板的外环上、静叶通道的外端处开设去湿槽利用压差抽出隔板外环内表面聚集的水分;在隔板静叶上钻孔、开槽或采取空心静叶去除静叶表面的水分;适当增加动静叶之间的间隙、以利于水滴从动叶顶飞到捕水腔室;增加抽汽口或疏水口等。

5.2特殊的防水蚀措施

高压缸采用特殊的防水蚀的材料如13Cr钢铸造。或用碳钢或CrMo合金钢铸造;在高压缸的结合面、隔板套或隔板 (全部级) 支承槽的承压面沿圆周、隔板套或隔板 (全部级) 的水平中分面、堆焊奥氏体18/8等类型的不锈钢材料;对于中分面连接螺栓在中分面处加不锈钢保护套。

6 汽轮机低压缸部分特殊的除湿防水蚀措施

高压缸排汽经MSR除湿、再热后进入低压缸, 蒸汽参数已和一般火电机组低压缸进汽参数相当, 只采取必要的疏水措施, 不须进行防水蚀处理。但也有少数的制造商对低压缸的局部区域作了防水蚀处理。而末级动叶片为了防止水蚀一般都要进行防蚀处理。例如动叶片顶部进汽边焊接司太立合金片、堆焊防水蚀材料、电火化硬化、高频淬火、叶片表面喷涂等。

7 材料使用方面的特点

由于核电汽轮机进汽湿度大, 高温、高压的湿蒸汽具有极强的侵蚀性;一般有冲击侵蚀、缝隙侵蚀和冲刷侵蚀三种;因此核电汽轮机选材考虑的主要问题是材料的防侵蚀性能 。

7.1 高压缸

核电汽轮机高压缸排汽湿度一般增加到10%或更大。 (岭澳核电汽轮机湿蒸湿度大约增加到14%) 。在蒸汽流动方向改变的部位和有压降漏汽的结合面 (如高压缸中分面、隔板中分面、隔板支承在汽缸或隔板套上的外环承压面等) 易遭受严重的缝隙水蚀。

高压缸材料的选择方式有:

(1) 早期的核电汽轮机高压缸, 选用碳钢铸造缸体。存在的问题是在有差压的水平中分面上会发生明显的拉丝及水刷侵蚀。

(2) 选用undefinedCrMo或12%CrNiMo合金钢铸造缸体, 为了防止出现缝隙侵蚀和冲刷侵蚀, 在中分面、隔板或隔板套支承槽承压面沿周向堆焊奥氏体不锈钢。对于中分面螺栓装上不锈钢套管以防止出现缝隙侵蚀和冲刷侵蚀。

(3) 选用13Cr钢铸造缸体。13Cr钢铸造缸体能够很好的防止出现缝隙侵蚀和冲刷侵蚀。

7.2 高压转子

高压缸进汽温度一般低于300℃, 因此没有必要选用抗蠕变性能较高的转子材料, 但要选择防止脆性断裂的材料。高压转子材料选用如在大多数低压转子上已经采用的高韧性的31/4NiCrMoV钢 (或3%NiCrMoV) 。

7.3 低压缸

核电汽轮机低压缸, 由于其进汽参数和常规火电汽轮机差不多, 因此对于低压缸材料的选择同常规火电汽轮机一样一般为碳钢。

7.4 高压阀门和高压蒸汽管道

高压阀门和高压蒸汽管道由于运行环境的蒸汽湿度较低一般小于0.4%, 一般选用碳钢材料。

7.5 其它部件材料

对于高压缸内的其它部件如隔板、汽封等一般选用21/4CrMo合金钢。高压缸排汽到MSR的冷段再热管由于高压缸排汽湿度较大为了防止水蚀一般选用21/4CrMo合金钢。

8 制造特点

核电汽轮机的体积比同容量的火电机组大, 因此铸造部件需要冶炼炉的吨位较大, 锻造部件需要锻造设备的锻造能力较大, 需加工部件要求的加工设备的尺寸、设备的承重能力均比较大, 总装需要占用的总装台位比较大。转子动平衡实验设备的大小、承重能力比常规火电设备大。对于相同容量的核电汽轮机来说, 半速核电汽轮机的尺寸比全速汽轮机还要大, 因此半速汽轮机对于铸造、锻造、加工、总装、试验等设备的要求比全速汽轮机还要高。另外如上所述核电汽轮机的制造与火电汽轮机相比, 高压缸需要作特殊的防水蚀处理。

9 安装特点

核电汽轮机比常规火电多了汽水分离再热器、低压进汽截止调节阀的安装。另外除了零部件尺寸大、重量重、占用的安装空间比火电汽轮机大、要求的起吊吨位大外, 与常规火电比较没有多大区别。甚至在某些方面的要求比火电还低, 如通流间隙的调整、保温等。

本文分别从核电汽轮机分类、外观、蒸汽参数及流量特点、设计及结构特点、材料使用方面、制造特点、安装特点方面介绍及分析核电汽轮机的独特之处及与火电机组汽轮机的对比。由于核电汽轮机进汽参数较低且是含有湿度的饱和蒸汽,

汽轮发电机组振动分析 篇5

启新水泥有限公司于1977年安装、投入运行的两台国产N3-24型汽轮发电机组是完全利用水泥窑尾余热发电的能源综合利用机组。

长期以来, 其中一台机组的运行状况一直很不理想, 主要表现为:机组在升速过程中汽轮机2#瓦和减速机1#瓦的振动随转速增加而升高, 在带负荷约500kW时, 各轴承的振动均突增, 在继续增加负荷时, 振动变化不大。在停机过程中, 可听到机械撞击声, 同时轴承的振动亦突然变化。在长期运行停机后再开机低速暖机时, 机组减速机处有金属碰撞声, 随转速升高声音变小。停机后再开响声更大, 且轴承振动亦随负荷升高而加大, 机组所带负荷在半负荷及以上时, 各轴承振动均在70μm以上。因此, 在运行当中只能被迫采取将机组负荷降低到半负荷以下的运行方式来维持运转。同时机组的汽耗较标准汽耗高出40%, 造成很大的能源浪费。

2 振动原因的分析

使用正向推理诊断故障的方法来分析产生振动的原因, 即根据机组振动故障分类及相应的故障特征, 将不可能的振动故障原因排除掉。

一般来说, 振动与运行参数有时滞时, 则可能是汽轮发电机组转子热弯曲, 也可能是汽缸或轴承座膨胀受阻。根据监测的振动数据判断, 这两种产生振动的情况是不存在的, 可以首先排除掉。振动与运行参数无时滞时, 可能的原因如下。

(1) 发电机转子及线槽内填充物松弛、磨损, 线圈局部绝缘磨损短路, 发电机转子空气间隙不均等, 励磁机整流子及其碳刷磨损加剧。经发电机抽芯、励磁机解体检查, 没有发现上述情况。

(2) 汽轮机转子出现裂纹、转子动挠度、静挠度、晃度、弯曲度以及对轮瓢偏度、轴颈中心与轴瓦中心的偏离或转子质量不平衡。揭缸吊出转子测量x/2和2x振动分量的波特曲线, 未发现转子有裂纹, 测量转子动挠度、静挠度、晃度、弯曲度、轴颈中心与轴瓦中心的偏离等数据都在合格范围之内, 转子返厂做动平衡未见异常。

(3) 基础不牢、各支持轴承的刚度、压紧力不够。对机组振动过大的轴瓦进行波特曲线测试, 从根本上排除了这种可能性。

(4) 活动式联轴器磨损过多, 联轴器与转轴套装处紧力不足。N3-24型汽轮发电机组汽轮机与减速机间用齿型联轴器联接, 停机检查发现联轴器齿面严重磨损。通过分析知道, 齿型联轴器是靠联轴器的咬合传递力矩的, 不均匀磨损后, 运行中齿套中心不断变化, 导致振动的突变。

(5) 油流不畅、油质乳化杂质过多造成油膜不能很好地形成, 从而引起汽轮机组的振动。通过检查各轴瓦、油管路、油箱发现杂质太多, 油脂乳化情况相当严重。

3 解决方案

汽轮机组振动监测系统探析 篇6

1 系统需求分析

当前, 我国多数汽轮机组振动监测硬件均为进口产品, 所配套监测及故障诊断软件所需价格较高, 若采购汽轮机组时每台都配套进口监测软件将导致机组的成本大幅提高。为此, 必须加快汽轮机组振动监测系统的研发力度。具体而言, 应满足如下需求。

1) 满足电厂多机组同时监测, 保障多通道信号同步采集、传输、分析与存储。

2) 能够对所采集数据进行同步显示、报警等多项功能。

3) 具有较快的信息存储能力与完备的数据库, 且可靠性高, 能够及时发现故障, 并满足不同类型的故障事后分析。

在系统开发过程中, 应结合电厂的具体情况及功能需求, 利用现有技术条件, 对系统开发方案进行确定, 如开发环境、工具, 硬件设备、系统开发框架的构建等。同时, 构建能满足系统功能需求的数据库, 明确软件框架, 打造友好的界面, 结合硬件编程, 实现软件的多项功能。最后进行现场调试, 直至系统满足现场的各项功能需求。

2 系统框架的构建

以现场监测需求及功能需求为依据, 为了满足现场监控的要求, 系统主要包括采集站、监测中心、诊断中心等, 本文完成了采集站、监测中心两大部分。其中, 采集站能够灵活地选择信号, 可对源自传感器的信号及二次输出信号进行接收, 可对汽轮机组的振动信号进行采集。而监测中心负责对所采集振动信号进行显示、报警, 并对数据库加以管理。故障诊断中心负责利用网络连接各个电厂, 除了对各电厂加以监控, 还能够为各电厂提供相应的振动故障诊断, 因而极大地提高了故障监测与诊断的效率。系统框架图见图1所示。

3 系统软件设计与实现

3.1 下位机软件的设计与实现

下位机软件负责采集汽轮机组的振动信号, 确保其可靠性及所采集信息的科学性。该部分设计包括数据采集模块、信号即时显示模块、报警模块三大模块。

其中, 数据采集模块负责将连续的模拟信号, 成功地转化为计算机能够接收的离散信号, 包括两大步骤, 一是借助于传感器NI采集设备进行采样, 将模拟信号分别分为时间间隔相同的离散信号, 并进行采集, 并实现A/D转换, 将离散的信号重新加以编码, 获取计算机可识别与处理的数字化信号。在现场测试过程中, 要求采样的频率取值较理论值高, 通常为最高信号频率的2~5倍。

对于数据采集模块而言, 首先需要对参数进行配置。在对汽轮机组的振动信号加以采集过程之前, 应结合具体监测需求, 在软件中对采样所需参数, 如采样频率、采样点数、频率分辨率、灵敏度、传感器类型等进行设定。具体监测要求汽轮机组的稳态转速达到3000r/min, 且分析频宽超过基频的8倍, 频率的分辨率不超过1Hz。以采样频率Fs为例, 为了确定该值应结合电厂的具体需求, 针对汽轮机组的工作转速, 明确基频在50Hz左右。结合经验数据, 要求分析频宽为基频10倍, 因此, 要求分析频宽FA应不小于50×10=500Hz。结合分析频宽FA、采样频率FS间的关系:FS=2.56×FA, 确定FS应不小于2.56×500=1280Hz。依据采集板卡, 默认采样频率FS=2048, 能够满足汽轮机组信号分析的要求。明确各参数之后, 结合下位机软件参数设置选项, 分别对各参数加以设定, 以便采集相关数据。系统下位机主要采用固定频率采样方法, 默认采样的频率2048, 点数2048。

就信号即时显示模块而言, 其主要包括转速、实时波形、数据列表显示等内容。借助于该模块能够对各通道所采集时域信号进行即时显示。操作人员能够第一时间借助于波形信号对NI采集仪是否顺利工作, 以及所采集信号正确与否进行判断, 还可借助于信号幅值对汽轮机组是否正常运行进行判断。

3.2 数据库的设计与实现

本文采用的是SQL SERVER数据库, 对系统所有测点、运行参数、信息等分别进行存储, 为系统的即时监测、设备的维护维修提供了依据。数据库所设计的优劣直接关系了系统的优劣, 在数据库服务器上, 所存储的机组信息, 如系统参数、机组运行数据等信息, 都是系统运行和分析的基础。数据库设计包括如下内容:机组信息、参数配置、历史、用户信息、报警等数据库类型。

数据库字段主要包括用户名、密码、级别, 存储的时间、路径、峰值、均值、有效值、转速等, 随着功能的拓展, 可在数据库中对各表格进行添加。数据库作为系统故障监测、分析软件中的重要组成部分之一, 其数据存储过程中保障数据的完整性、全面性十分重要。其存储方式依据下位机同服务器之间的连接包括网络存储、本地存储两种。

而应用程序同数据库服务器之间的通讯主要是采用本地通讯、远程通讯两种方式。前者要求下位机软件、数据库、上位机软件都安装在相同的电脑上, 无需网络连接, 即可借助于visual studio所提供的程序实现通讯, 通讯方式有3种:1) 借助于ODBC数据提供相应程序的ODBC形式;2) 借助于SQL SERVER数据, 提供SQL SERVER直连形式;3) 借助于OLE DB数据, 提供OLE DB形式。经对比表面, 第二种连接方式速度最快, 因而采用第二种方式进行通讯。后者指下位机软件、数据库、上位机软件安装在不同电脑上时, 借助于局域网络实现连接, 需要将数据库服务器电脑防火墙等进行关闭, 防止数据库连接过程中被阻断。打开SQL远程连接功能, 将服务器登录模式进行修改, 成为Windows身份、SQL Server验证。经设置后借助于SQL连接字符串, 实现局域网中的通讯。

3.3 上位机软件的设计

上位机软件负责机组运行状态的监控及故障原因的事后分析。系统上位机软件包括如下模块:界面监控、数据库管理、信号分析、动平衡分析等四大模块, 其中, 信号分析模块属于核心。所设计软件可同时对四台机组进行即时监控。

1) 界面监控模块。通过软件的主界面, 对机组的模型进行观察, 了解各位置振动情况。该模块分别从时域、频域信号分析两大部分入手, 对振动信号展开监测、分析、显示。通过对服务器读数据进行系统分析, 将振动参数即时显示在主界面之上, 若通道峰峰值小于所设定的报警值时, 对应通道峰峰值的字体颜色会变为绿色, 若高于报警值, 所对应峰值字体变为黄色。依据所设定报警值程度:绿色 (正常) , 黄色 (严重) , 红色 (危险) , 就可对机组振动情况进行监控。

2) 动平衡分析模块。该模块结合影响系数法来进行分析, 包括单面动平衡、双面动平衡两部分, 结合机组振动相位、幅值, 能够找到最佳配重位置, 并以数值、图形方式对计算结果进行显示。

3) 信号分析模块。该模块从时域、频域两方面对机组振动信号加以分析, 对多数故障进行在线、离线分析, 包括整体监测、趋势、报表、时域、频域、轴心分析等。以频谱分析为例, 对时域的波形展开频谱分析, 可得信号中各谐波分量的幅值、频率等。以频率、振幅分别作为横、纵坐标, 将结果进行绘制, 可得频谱图, 用以对机组故障进行分析、诊断。

如今, 该系统已经在某电厂中得到了应用, 经多次模拟测试、现场实际测试, 该系统软件已经得到了不断改善, 具有一定的推广和应用价值。

参考文献

[1]施圣康.汽轮发电机组振动故障诊断技术的发展现状[J].动力工程, 2010, 21 (4) :1295-1298.

[2]蒋东翔, 倪维斗, 于文虎, 等.大型汽轮发电机组远程在线振动监测分析与诊断网络系统[J].动力工程, 2009, 19 (1) :149-152.

大型汽轮发电机组故障诊断 篇7

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.

汽轮机组振动危害及其原因诊断 篇8

任何物体或机件都具有一定的质量和弹性, 而本身具有弹性的质量或是和它相连接的弹性部分的组合体, 就称为弹性系统。当弹性系统中的物体, 例如用弹簧悬挂的重块, 处在稳定状态下受到外力的扰乱后, 它就按一定的频率以原来静止位置为中心作往复运动。这种运动就称为振动。简谐运动:就是运动的位移、速度和加速度按正弦或余弦函数变化的运动, 一切周期振动, 如不是单一的简谐振动, 就是不同振幅和不同频率的简谐运动的合成。

汽轮机发生过大振动时的危害, 主要表现对设备和人身两方面。对设备的危害主要表现在以下几方面:1.1动静部分发生摩擦:由于机组单机容量的增大和效率要求提高, 汽轮机通流部分的间隙, 特别是径向间隙一般比较小 (-500wm) , 在较大振动下, 极易造成动静部分摩擦。由此不但直接造成动静部件的损坏, 而且当汽封间隙变大后, 增大了转子轴向推力, 引起推力瓦温度开高, 甚至发生推力瓦损坏事故。如果摩擦直接发生在转轴处, 将会造成转子的热变曲, 使轴和轴承振动进一步增大, 形成恶性循环, 由此常引起转轴的永久弯曲。1.2加速某些部件的磨损和产生偏磨:因振动而产生不均匀磨损的部件, 主要有轴劲、蜗母轮、蜗杆、活动式联轴器、发电机转子滑环、励磁机的整流子等等。对静止部件来说, 主要是加速滑销系统的磨损。1.3动静部件的疲劳损坏:由于振动, 使某些部件产生过大的压力, 因而导致疲劳损坏, 并且由此造成事故进一步的扩大。在现场, 由于振动而使零件发生疲劳损坏的, 以轴瓦乌金碎裂较多。主要原因是由于轴颈和轴瓦的差别振动太大, 轴劲在轴瓦内发生撞击, 乌金径一段时间撞击后, 表面剥落、脱脂或碎裂。当碎裂的乌金块落入油隙时, 会把轴瓦乌金辗坏或引起整个轴瓦的烧毁。1.4某些紧固件的断裂和松脱:过大振动使轴承座地脚螺栓断裂和某些零件发生松动而脱落, 使机组发生事故。1.5机组经济性降低:过大振动会使汽封间隙磨大, 使机组热经济性降低。1.6直接式或间接造成设备事故:当汽轮机发生过大振动时, 差急保按器或机组的其它保护仪表的正常工作将直接受到影响, 严重时会引起这些部件误动作, 直接造成事故停机。

振动对人身的危害也很严重。过大的机械振动和噪音, 对工作人员的生理将产生不利的影响。

2 汽轮发电机组振动诊断。

确定汽轮发电机组振动原因往往是复杂的工作。目前较有效的方法是根据振动特性, 首先确定振动性质和振源, 然后再寻找产生振动的具体原因。在运行的汽轮发电机组上所发生的振动, 根据振动性质, 可以分强迫振动和自激振动两种。2.1强迫振动。凡在外力激振下强迫发生的振动, 叫强迫振动。它的重要特点是振动频率等于外来激振动的频率成为激振力频率的整数倍, 成整数分之一。当激振力的频率和振动系统的固有频导符合时, 系统将发生共振。普通强迫振动:普通强迫振动最重要的特征是振动频率等转子工作频率。普通强迫振动诊断首先要对轴承座动刚度是否正常作出判断, 由此可能断定产生振动的激振力是否过大, 然后再对振源和具体振动原因作出进一步诊断。在诊断这一类振动时:为了减小怀疑面, 须对空负荷和带员荷两种情况分别进行诊断。机组在空负荷下产生振动的激振力有转子不平衡离心力、固定式联轴器连接的转子不同心、不平直以及轴颈不圆等造成的激振力。下面分别叙述这些激振力产生振动的特点和区分方法。2.1.1.转子不平衡离心力。在现场发生的机组振动过大, 就其原因来说, 属于转子质量不平衡的约占80%左右。如果按激振力性质来分, 属于不平衡离心力的比例将达90%左右。只要肯定振动性质和排除轴承座动刚度不足后, 就可以肯定振动变化是由于转子平衡恶化所致。在工作转速下, 某一轴承振幅大小主要由工作转速距临界转速的距离, 振动系统的阻尼, 相应阶不平衡分量大小、轴承座动刚度和其它激振力大小所决定。在寻找转子产生不稳定不平衡的原因时, 必须对转子结构进行分析, 判断产生不平衡的可能部件。2.1.2.机组中心不正产生的激振力。机组中心确切的含义应包括转子与汽缸或电机静子之间的同心度, 各转子连接的同心度和平直度支承转子的各轴承座标高及左右位置三项。a.子同心度和平直度的偏差对振动影响造成连接转子不同心和不平直原因。如下:两半个联轴器止口或连接螺栓节圆不同心;联轴器端面瓢偏;联轴器连接螺栓紧力差别;轴颈不圆。以上四种缺陷, 只要使用干分表测量轴颈处晃度即能发现。b.轴承座标高和左右位置对振动的影响:使轴瓦载荷分配不合理;破坏了已经调整好的动静间隙, 可能会引起动静磨擦或间隙激振;使转子临界转速和振型曲线发生变化;转子和联轴器承变额外应力。2.1.3振动与有功负荷有关。振动随有功负荷的增大而立即加大, 但不是呈线性关系, 而且与机组受热状态无关。这种振动还有一个很明显的特点, 即在机组并例或解剖时, 振动会发生突变。有时在某一负荷下也会发生突变, 产生这种现象的原因有:活动式联轴器中心没有找好, 或活动式联轴器本身存在缺陷和固定式联轴器与转轴套装处失去紧力。振动随有功负荷增大并不立即增大, 而是随稳定时间增大, 才逐渐增大。2.2自激振动。自激振动与强迫振动是性质完全不同的两类振动。对自激振动的研究是随着柔性转子的发展而发展的。国际上的油膜振荡和柔性转子平衡的研究, 基本上同时进行的, 但形成高潮即有先后。尤其要注意振动频率是否低于当时转速。一旦确认振动频率是低于当时转速的。或者发现振动波形中含有明显的低频谐波, 则是发生了自激振动或分谐波共振。但这两者比较容易区分, 因分谐波共振有共振的特点, 只需要稍变转速则共振即会消失。而自激振动则不然, 其低频数值一般与转轴第一固省频率相近。自激振动诊断特点:因自激振动与强迫振动在本质上是不同性质的振动, 所以在诊断方法和步骤上也有区别。以频率特性为基础定振动性质是不难的, 发生低频的自激振动, 因是自激故与外力无关, 一旦根据频率特性确定了振动性质后, 即可按其固有的特点加以消除。能否发生自激与运行失稳与否有关, 涉及振因是一组变量而不是某一特定参变量。

3 机组振动诊断实例。

该机型号为B2J-25-5型凝汽抽汽式汽轮机组, 为原苏联的产品, 1958年投运;大修后第二年发现发电机后轴承座振动增大, 通过机组各轴承振动测量, 除发电机厉轴承振动大外, 其它各轴承振动均小于30 wm各瓦振动频率和转速符合, 轴承振动有忽大忽小的现象。3.1振动的诊断。3.1.1振动性质:振动频率和转速符合, 因此是属于普通强迫振动。照这一种振动诊断步骤来说, 应首先检测轴承座动刚度。3.1.2发电机厉轴承座动刚度的检测:振动和转速关系并不密切, 可以排除共振的影响通过检测轴承座支承系统外部振动特性发现, 台极和基础, 轴承座和台板存在不稳固现象, 具体振动数据如下:

同表可知:靠发电同端测占1和2, 2和3, 10和11之间差别振动分别达34、29、36。靠发电机测7和2, 2和3, 10和11, 9和10之间差别振动分别达15、37、19、29如此大的差别表明基础和台极之间已松动, 轴承座和台极之间连接也可能不紧固。这些因素都降低了轴承座动刚度。此外, 通过测点对比可以看到靠近发电机振动和靠近励磁机端振动差别不太, 说明轴承座没有发生轴向偏转。3.2消除振动措施。检查发现台极及基础的螺丝松动, 把螺丝紧固后, 对三个方向轴承座的测量, 振动均小于30wm。

4 总结。

燃煤汽轮发电机组启动节能分析 篇9

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

[1]黄新,王健,陈海峰.火电机组能耗及排放综合考核管理方法研究[J].华东电力,2011(10).

[2]王春林,周昊,等.基于遗传算法和支持向量机的低NOx燃烧优化[J].中国电机工程学,2007(11).

[3]谷俊杰,孔德奇,等.电站锅炉燃烧优化中最佳烟气含氧量设定值的计算[J].华北电力大学学报(自然科学版),2007(6).

[4]王晓璐.火电机组能效评价体系探究[D].华北电力大学,2012.

[5]李琳.基于SVM的火电厂锅炉飞灰含碳量软测量方法研究[D].华北电力大学,2013.

[6]徐剑锋,彭琦,付加林.火电厂热力系统分析[J].能源工程,2001(5).

[7]程伟良,陈党慧,等.火电机组的热经济性分析[J].动力工程,2004(4).

[8]郭江龙,张树芳,等.电厂热力系统能效分布矩阵方程式及其应用[J].热能动力工程,2004(1).

[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.