汽轮发电

汽轮发电（精选11篇）

汽轮发电 篇1

1 机组现状

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

经过更换齿型联轴器对转子找中心, 并根据油脂的情况, 彻底清洗油箱、油管路, 更换新油, 加装现场滤油设备, 重新启动汽轮机, 经检测机组的各轴承振动数值在各种负荷条件下均在10μm左右, 机组汽耗也达到了额定汽耗标准。

汽轮发电 篇2

多年来，我国电力企业和设备制造企业都在全力以赴进行机组改造，这是因为，在我国发电系统中，一些中低参数、小容量的蒸汽发电机组还在运行，这些机组的热效率很低，且大多属超期服役，如果将其在短期内全部拆除，从经济上和电力需求方面来看，是不现实的。同时，一些早期安装的高参数机组，如100～200MW机组，由于受当时设计制造水平的限制，运行时间较长，已接近或达到额定寿命(10万运行小时)，这些机组存在着效率低、煤耗高的问题。

因此，将中低参数机组改造为既发电又供热的“热电联产”机组，供生产和生活用汽需要。同时用现代科学技术改造和翻新老机组，使老机组焕发青春。机组通过改造不仅可以大大降低煤耗，提高机组的经济性，而且可以提高运行的可靠性和延长机组的寿命，这一措施无疑有着深远的意义和较高的经济价值。

1 机组改造的几种技术形式

汽轮机改造有多种技术形式，每种形式都有其特点，必须具体问题具体分析，全面考虑，达到改造的目的。

1.1 通流部分现代化改造

随着现代科学技术的快速发展和设计方法的不断完善，汽轮机设计水平较过去有了很大提高，全新高效新叶型、全三元气动设计技术系统、通流部分通道优化设计、自带围带动叶片、高效新型整圈阻尼长叶片设计和调频技术、弯扭型和马刀型叶片设计等新技术在各制造厂新产品开发中成功应用。这些技术代表汽轮机领域内最新发展趋势，通过采用这些先进技术来改造老机组将使机组的经济性、安全可靠性及运行灵活性达到国外同类机组的先进水平。这也是国外电站行业发展的一个显著特点。因此近几年来，各制造厂都在努力开展机组改造工作。其中200MW机组改造已全面展开，并取得了很大成绩，为以后机组通流改造积累了很多经验。

1.2 抽汽改造

汽轮机抽汽改造是利用原回热抽汽口加大面积或利用汽缸开孔增加抽汽，供生产和生活用汽需要，实现热电联产;联通管开孔(如100MW机组)抽汽也是一种特殊形式。

采用较多和较容易实现的是非调整抽汽改造，要求抽汽量不大，且比较稳定，抽汽压力允许有一定的波动，抽汽量和抽汽参数可以通过调整进汽量而小范围调整，这种改造简单易行，费用也低，但供汽量小，热能利用率不够高。根据机组本身的具体情况，也可改造成可调整抽汽，完全变成抽汽机组，实现热电联产，以热定电，经济价值较高，综合效益及社会效益明显。

联通管打孔抽汽也易改为可调整抽汽，机组加装调节阀，在热负荷较大及变化幅度较大的情况下可实现稳定的供汽参数。

还有一种改造方式是将抽汽后隔板堵掉一定面积，流过的蒸汽满足加热器和转子冷却要求。这种改造简单易行，供汽量更大，但要求供汽量比较稳定。当然如果热负荷很稳定，量又很大，也可改造为背压机组运行，这是另外一种形式的技术改造。

总之，进行抽汽改造实现热电联产，既供热又发电，是节约能源的有效途径，是目前采用较多的一种机组技术改造形式。

1.3 改造为背压机组

改造机组以供汽为主，发电为辅，供汽负荷稳定且不要求冷凝工况运行，无热负荷时机组停运，此时可将机组改造为背压机组，这样可以保证机组改造获得最佳经济效益。背压可根据热负荷来确定，根据热力核算确定排汽口位置，将以后的各级拆除。调节系统仍可采用原系统适当进行调整。这种改造适用于生产均衡的工业企业供热或集中供热系统。

1.4 改造为低真空运行机组

凝汽机组改造为低真空循环水供热亦即将凝汽器循环水系统略加修改，增设管路及热水泵等设备，并与外部热水网相连接，在机组运行时，使循环水出口温度升高到40～60℃或更高的温度，以达到采暖供热的要求。改造后，机组发电能力虽有所降低，但机组排汽的汽化潜热得到了充分利用，减少了冷源损失，提高了能源利用率，使高品位的热能用于生产高质量的电能，低品位的热能用于采暖，实现了能源的梯级利用，而且可取代单独供暖锅炉，改善城镇居民的生活环境。

1.5 安装新的前置和后置机组

这种改造是将中低参数锅炉改为高参数新锅炉，在原机组前加装一台高参数背压机组，使排汽参数满足原机组进汽参数要求，从而提高了机组效率，如果能同时将中低参数机组改造为抽汽机组，则综合效益会更高。这种形式的改造，机组在运行时，要做好前后机组的运行匹配。

有的电厂根据当时情况安装了高参数背压或抽汽机组，但后来热负荷发生了变化，造成背压机组不能正常运行，抽汽机组不能在最大工况下运行，甚至在冷凝工况下运行，造成设备闲置和浪费，在这种情况下可以考虑加装后置机组，提高设备的利用率和电厂综合经济效益。

2 机组改造的一些技术措施

2.1 热负荷的确定

准确地确定热负荷是保证机组改造成功及提高经济性的关键，

对于不可调抽汽改造，其抽汽量和抽汽参数只能通过调整进汽量而小范围调整，因此确定抽汽量应根据当时的用汽情况，长时间保持稳定，以保证机组能在经济性较佳的抽汽工况下运行，当热负荷偏大和偏小时，再适当地采取其它措施或利用其它设备，保证改造机组的热能利用率和综合经济效益。

2.2 低真空运行的一些技术措施

采用低真空供暖后，需要注意的问题：

a.内效率降低。由于采用低真空运行，末几级在偏离设计工况下运行，降低了内效率，同时末几级容量流量大幅度降低，造成脱流、回流，引起不稳定振动，使末几级尤其末级动应力增大，增加了疲劳破坏的危险性。因此机组改造后，应进行末级流场和强度计算校核。

b.因提高背压和循环水温，凝汽器热膨胀增大，影响凝汽器铜管在管板上紧固的严密性，或者铜管内结垢或聚积从70～80℃的热网中分离出的一些氧化物，导致传热恶化，使排汽温度和端差不断上升而无法运行。因此在运行时，需经常注意观察和维护。

2.3 排汽温度的变化和机组振动问题

机组改造为背压式或低真空运行，由于末端温度升高，低压轴承温度也升高，但一般升高不多，可由轴承润滑油带走，回油温度略有升高。若要避免回油温度升高太多，则可适当扩大进油口，增加进油量。

同时，由于排汽温度升高，排汽缸支承座膨胀量增加，使汽轮机后轴承抬高量增加，造成机组振动值增大，因此需进行轴承抬高量详细核算和重新确定标高值。经计算及分析表明，若在转子找中时考虑轴承的标高变化，不会产生振动问题。

对于拆除叶轮的改造，由于转子质量变轻，轴承比压及静挠度发生变化，改造后需重新计算临界转速及轴承静抬高量，并要重新进行转子动平衡试验，保证不出现振动问题。

2.4 强度和刚度核算

机组改造后，对工作条件及结构发生变化的部件如汽缸、隔板、叶片、转子、螺栓等需进行详细的强度和刚度核算，对改造为背压机组还需进行密封性校核，必要时可更换螺栓材料，提高螺栓的初应力。

2.5 热力系统

为使机组改造后在满足热负荷的条件下提高效率和经济性，对原有加热器尽可能保留，但由于各抽汽口的参数可能会发生变化，因此应进行适当的调整，必要时也可取消个别加热器。

2.6 抽汽管的布置与焊接工艺

当机组改为抽汽时，抽汽口应尽量利用原抽汽口加大。如要在汽缸上开孔，为了不使汽缸刚度降低太多，一般采用一个或几个圆孔或扁圆孔，然后采用联箱汇聚在一起。抽汽管的材料若用合金钢管，则焊条也需用合金钢焊条，焊接时需整体加热，以保证汽缸不引起较大的变形。若用奥氏体钢焊条，虽可以冷焊，但汽缸易产生裂纹。因此，在温度允许时最好采用碳钢管，用结507焊条，塑性较好，焊后回火，可保证强度。在抽汽管道设计时，应注意不应有过大的附加推力作用在汽缸上，可以在管道上加装膨胀节，以免推力过大使汽缸跑偏。

2.7 轴封系统

机组改造为背压或低真空供热机组，使轴封端压力升高，为了保证汽封不向外泄漏，可增加抽汽器，并将后汽封体加长，增加汽封圈数，对于背压机组可将汽封体移到拆除级的位置。

2.8 抽汽机组的补给水

改造为抽汽机组后，补给水量增加，如果是补充热水可直接补在除氧器内，如补给水温度较低，需加热后补在除氧器内。也可在凝汽器喉部采用喷雾冷凝排汽，满足补给水需要，但这种补水方法对补给水量有一定的限制。

2.9 调节和保护系统

机组改造时，调节系统需进行调整或改造，对于冷凝式机组，其调节系统是按转速——电负荷关系来进行调节的，改为供热机组后，对于非调节抽汽，应按热负荷来调节进汽量。为了节省投资，可采用电气调压系统由压力变送器产生电气信号，经同步器动作调速系统，调节进汽量，维持供汽压力。机组改造为可调整抽汽机组，调节系统应进行较大改造，以便可根据热电负荷来调节进汽量，或者调节电负荷满足热负荷需要。调节系统需要增加调压器、油动机、滑阀及连接件和管路等，并需要增加调节系统进油量。

对抽汽改造的保护系统，在紧急工况甩负荷时应自动切除调压系统，强迫关闭抽汽逆止阀和抽汽调节阀(回转隔板)，并动作同步器，关闭调节阀。当抽汽压力过高时，应有过压保护。

3 结束语

3.1 用现代科学技术翻新和改造老机组，是投资少、见效快、提高经济效益的有效途径;

3.2 城市电厂老机组改造为热电联产、集中供热，从技术上是可行的，经济效益是显著的;

3.3 在今后电网中，随着大功率高参数机组的增加，电网供需矛盾逐步缓解，100MW和200MW凝汽机组改造为以热定电的供热机组将是未来改造的一种趋势;

3.4 每种改造形式都有其特点和难点，具体问题具体分析，对不同型号机组进行不同形式的技术改造，以达到提高机组运行经济性和延长寿命的目的;

汽轮发电 篇3

关键词：汽轮机;效率;非计划性停机;机组内耗

0 引言

从减少非计划停机、减少机组内耗两个大的方面入手，解决制约小型汽轮机发电的因素。

1 减少非计划性停机

据统计，中润公司动力分厂在2010—2012年间，汽轮机非计划性停机多来源于励磁系统的故障，就以下四点进行了技术改造，彻底解决了因励磁系统故障带来的非计划性停机。

1.1 改善励磁机运行环境 励磁整流盘是发电机的主要部件之一，以前工作环境粉尘较多，由于粉尘主要为焦粉可导电，导致整流盘基本上半个月就要停机维修一次，每次减少发电量10万千瓦时。通过加装密闭小屋，使得励磁整流盘与粉尘隔绝，另外在小屋里增设了降温设备，最大限度改善了整流盘的运行环境，自改造以来整流盘一直平稳运行，有效保证了发电机的正常运转。

1.2 消除机组油档漏油 国内小型机组轴瓦油档多采用梳齿式油档，一般挡油环宇轴颈上部间隙为0.20～0.25mm，下部间隙为0.05～0.10mm，两侧间隙为0.10～0.20mm，其下半内侧油档通常开有泄油孔，但正常运行中，由于孔径偏小或孔数量小而来不及泄油，就很容易沿着轴颈向油档外部甩油，2012年机组第一次大修时对2#机组4#瓦油档泄油孔孔径扩孔，改造后机组漏油明显改善，但是4#瓦处仍旧有油雾产生，受到励磁机吸引力进入到励磁盘中，易引起机组跳车。

现在先进机组轴瓦密封引进了接触式油档。这样密封齿与转轴可紧密接触，实现无间隙运行和自润滑。其具有以下优势具有精确限位装置、弹性退让等优势，经过油档改造后，泄漏油气进入励磁系统的问题有了明显改善。

1.3 提高对焦粉导电的认识 通过多次励磁事故的分析，对焦粉导电有了新的认识，主要围绕提高带点体对地绝缘进行研究，先是探索对绝缘板采用环氧树脂封装，提高爬电距离，励磁机能够稳定维持运行至40天。接着又采用将整流盘绝缘板加厚、改变材质的方式，绝缘板改成云母材质，进一步提高绝缘，励磁机稳定运行时间达半年以上。然后又在励磁机进风口处增加滤网，减少焦粉的进入，这样一步一步探索出对励磁系统的治理道路，至今运行2年未出现励磁系统造成汽轮机停车事故。

1.4 改善电抗器接头发热的情况 发电机电抗器接头发热是制约发电的常见问题。经过摸索，发现电缆为铜材质，电抗器为铝质，铜铝之间受热发生化学反应，运行时电抗器接头温度高达90℃，经过可行性研究将接头改变为铜铝过度材质接头，同时距离加长，增加电抗器接头的散热面积，经过改造后，电抗器触头温度未超过50℃，制约发电的一个因素得以解决。

2 减少机组内耗

2.1 保温材质更换 改造前汽轮机上、下气缸由于保温不合适造成温差较大，易造成启动汽轮机时需要长时间暖机才能顺利启动。动力分厂通过调研，将原来硅酸铝材质保温更换为高铝稀土材质保温，使得上、下气缸温差由原来的30℃以上下降到10℃以内，每次汽轮机启动时间可缩短2小时，节约时间可多发电3万千瓦时。

2.2 改造汽封 传统梳齿式汽封，径向间隙一般为0.30～0.35mm，若汽封径向安装间隙较小，汽封齿很容易磨损，因此只能牺牲间隙来保证机组运行安全。仅仅依靠高低齿密封蒸汽使得轴端密封效果不好，需要提高轴封供气的压力满足机组真空需求，机组真空比较低。将传统汽封低齿车削，由蜂窝状汽封取代，蜂窝是由六边形孔边片组成，其芯格尺寸为0.8～2mm，板厚0.05～0.2mm，蜂窝深度为3～6mm，是一种应用较为广泛的汽封。

图1  梳齿式汽封与蜂窝式汽封对比图

通过图1的比较发现，蜂窝汽封由于具较宽的密封带，改变了传统直形汽封低齿齿数由于受结构限制，只能布置很少（一般1～2齿）的缺点，仍保留汽封高齿。相当于增加了汽封齿数量，加大了汽流阻力，提高了密封效果，动力分厂利用2#汽轮机大修时机更换了9道轴端汽封，改造后，机组前汽封蒸汽泄漏量减少，小减用汽量减少。后轴封漏真空量改善，机组效率得以提高。

2.3 维持最佳真空度 运行经验表明，凝汽器真空每降低1%，会使汽轮机汽耗增加1.5%～2.5% 。汽轮机真空度的高低与真空系统的严密性、循环水流量、凝汽器不锈钢管清洁系数有很大关系。

2.3.1 凝汽器不锈钢管清洗 虽然在冷却水中加入缓蚀阻垢剂，但是不锈钢管的结垢仍旧不可避免，加上不锈钢管的传热系数本身比铜管低8%～15%，一旦大量结垢对机组效率产生较大影响。该厂没有具备在线清洗的条件与装置，利用大中修时机对凝汽器不锈钢管进行机械清洗。

2.3.2 真空查漏 向凝汽器汽侧灌入清洁的工业水或除盐水，灌水高度应达到下汽缸汽封洼窝的下部处，查看与凝汽器相连的管道、阀门、法兰以及凝汽器不锈钢管是否有漏水现象。

2.3.3 改造后汽缸喷水 汽轮机真空降低直接影响汽轮机排气温度的升高，排气温度的升高影响机组胀差、振动，原设计汽轮机后汽缸喷水是利用凝结水泵出口水回送凝汽器低压缸排气管处，当汽轮机排汽温度升高至80℃时后汽缸喷水自动打开，降低排气温度。经过使用发现效果不够明显，对水束喷水改造成雾化喷水，加大水与蒸汽的换热面积。

3 结束语

通过陆续几年对小型汽轮发电组的运行探索、改造，我们进行了励磁机运行环境、励磁机进风口处加装滤网、电抗器材質更换、保温材料更换、油档和汽封的更新、后汽缸增加雾化喷头等改造项目，实际投入运行，对提高汽轮机发电量起到了关键作用。

参考文献：

[1]高压汽轮机检修[M].水利水电出版社.

[2]辽宁省电力工业局组编，邵和春主编.汽轮机运行[M].中国电力出版社.

大型汽轮发电机组故障诊断 篇4

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.

汽轮发电 篇5

【关键词】发电厂；汽轮机；常见故障分析；排除

前言

随着社会经济的快速发展，社会生产与人们的日常生活都需要电力的有效支撑，而随着用电需求量的逐年攀升，如何确保供电的稳定性已成为当前电力系统所面临的一大挑战。发电厂作为电力的直接生产源，其日常设备运行的状态直接关系到生产的安全与质量，尤其是发电厂的汽轮机，其作为发电设备的重要组成部分之一，如果在运行的过程中出现故障，一旦没有给予及时的排除，那么不仅会给发电厂生产安全带来威胁，还会影响到发电厂的正常供电。

一、汽轮机日常维修的重要意义

当前，基于我国能源结构以及用电需求特点，我国电力系统发电绝大程度上要依赖于火力发电，在火力发电厂的发电设备中，汽轮机扮演者重要的角色，直接影响到发电厂生产的安全以发电的稳定性，因此，做好汽轮机的日常维修工作凸显重要。如果汽轮机出现故障，并且没有得到及时有效的排除，那么其所产生的影响也很大，不仅会给社会的正常生产带来影响，也会给人们生产的生活带来麻烦，进而也就影响到了国家经济建设。基于当前发电厂汽轮机的重要性，就要求必需要强化对汽轮机的日常维修，以确保发电厂的安全生产与正常供电，同时还需要强化对相关维修行业人才的重视，加大培养力度，以确保实现有效的维修人才供给；此外，需要对以往的经验进行总结，并在此基础上进行不断的丰富，以真正的实现对汽轮机的有效维修。

二、汽轮机常见故障分析与排除的途径

从历年来发电厂汽轮机维修工作的经验中不难发现，汽轮机常见故障有：汽轮机的异常振动、汽轮机凝汽器故障、汽轮机调速系统摆动等。

（一）基于汽轮机异常振动这一常见故障的排除办法

一般情况下，如果汽轮机出现异常振动这一故障，通常可以考虑其是由以下原因造成的：汽流激振、摩擦振動以及转子热变形。基于这些引起故障的原因不同，所以在采取排除办法时，也要因不同原因的存在而采取不同的办法。当汽轮机异常振动使基于转子热变形而发生时，一倍频振幅的增加会与转子温度、蒸汽参数产生密切关系，并且机组冷态启机定速符合后，汽轮机存在异常振动的现象。这一故障的发生所采取的措施通常为：更换新的转子，以实现对振动力的消除。针对摩擦振动，通常以漩涡等形式出现，这就会导致转子热弯曲，所以针对其所产生的影响结果采取更换转子的方式便可解决问题。针对汽流激振这一故障，需要检查叶片，如果是这一原因引起的故障，则需要对机组的给水量以及高压调速气门进行调解。

（二）基于凝汽器这一故障的有效排除措施

如果凝汽器出现真空度下降的状况，汽轮机就无法实现高效的运转，同时这一故障的出现还受到温度的影响，即温度的增高与产生的影响效果成正比，引起这一故障的关键因素为气密性减低、存在结垢。针对这一故障，通常采用的维修办法是基于原因的不同“对症下药”。首先，针对针对真空气密性下降这一故障，在机械停止工作后，对喉部以下的凝汽器侧与真空系统实施灌水的措施，以检查看是否存在漏气的现象，并要结合这一问题出现的原因，实现对喷嘴、轴封等部位的保养与检查，从而及时避免出现漏气的状况，进而提升机械的工作效率。如果凝汽器出现结垢，那么凝汽器的冷却效果就会随之变弱，进而真空度也会随之下降，汽轮机的运转就会出现问题。在排除这一故障时，能够采用的方法为：以5%浓度的氨基磺酸为清洗剂，对出现结垢的部位以冲洗的方式来实现结垢的清除，在清洗的过程中，可以加入低于1%的酸、铜缓蚀剂等，水温要控制在四十度，冲洗水的水流速度大概为十厘米每秒，之后对其酸度进行测试，如果两次结果是一样的，那么便可认定这一故障因素得到有效排除。

（三）基于调速系统摆动故障的有效排除措施

如果调速系统出现摆动这一故障，那么就会直接影响到汽轮机的正常工作，当这一故障发生时，一旦汽轮机组开机，那么转子定速会出现困难，如继续工作，汽轮机主泵的油压会出现突然间的下降，进而可能会致使轴瓦受损。解决这一故障的途径为：首先，要全面强化对油质的监管，从而实现对这一故障的有效防范；其次，要按照标准实现对精密过滤器的更换，从而确保过滤网的能够实现油质的有效过滤；再次，要定期更换电液伺服阀内滤网并要定期的进行清洗；最后，要实现对调速汽门的分解检查，如果存在受损的零件及时更换，并要在恢复组装的过程中确保各连接部位要拧好。

总结

综上所述，发电厂作为电力的直接生产源，其汽轮机运行的状态直接关系到生产的安全与质量，因此，这就要求要实现对故障的有效分析与排查，进而实现对汽轮机的维护。通常情况下，汽轮机的故障主要有汽轮机的异常振动、汽轮机凝汽器故障、汽轮机调速系统摆动，在故障分析与排查的过程中，要结合具体问题具体分析，以“对症下药”的解决问题，从而确保及时解决汽轮机的故障，保证汽轮机生产的安全与效益。

参考文献

[1]赵立民，代军礼，都占军.汽轮机的运行和故障分析[J].化工装备技术，2012，4（03）：23-24.

[2]胡永忠.论发电厂汽轮机常见故障分析与排除[J].电力信息，2014，11（08）：116-117.

燃煤汽轮发电机组启动节能分析 篇6

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.

汽轮发电机组摩擦振动现场诊断 篇7

碰磨振动既可发生在机组的启动过程中，也可出现在带负荷运行中。当转轴与汽封等部位发生局部径向摩擦时，大多会使轴产生不对称温差而引起热弯曲。如果摩擦产生的热应力超过材料的屈服极限，还会引起转子的永久弯曲。对于一个实际的转子，由于碰磨部位、碰磨转速和碰磨严重程度的不同，所产生的附加频率分量也不同。因此碰磨的诊断是目前具有一定难度的主要振动故障，在处理过程中或疑为质量不平衡，或疑为支承系统刚度不足，需要进行多次开机，往往走很多弯路。最终开缸检查，方发现汽封或通流部分已严重摩擦。因此，识别摩擦振动的特点并及时采取正确的应对措施，对机组的安全是非常必要的。

1 动静接触对转子运转的影响

动静局部接触时，理论上会发生3种物理现象：冲击力、摩擦力以及系统刚度的改变。

1.1 冲击现象

动静局部接触时，直接的冲击力一般并不太大，但在某种条件下，就有可能将转子或静子的固有频率激发起来。因此，转子实际振动是由旋转产生的强迫振动和冲击产生的自由振动相互叠加的结果。

1.2 摩擦力

摩擦力是作用在接触点的切向力，其方向与接触点的切向速度相反。如果把作用在转子边缘的摩擦力，用一个通过转轴中心而大小相等的一个平行力和一个力偶来代替，而这个平行力却有推动转轴朝着转动的相反方向运动的倾向。一旦摩擦力大于阻尼力，转轴就将发生涡动，形成自激。

理论研究和实验结果表明，转子与静子局部摩擦时，由于冲击力和摩擦力为一非线性因素，它会产生包含高次谐量的复杂响应。此外，摩擦导致转子产生热态弯曲，工频振动增大。

1.3 系统刚度的变化

旋转机械的质量一定时，其固有频率完全由刚度来决定。这个刚度是由轴、支座以及轴承和密封的刚度所共同决定的。动静碰磨时，新的边界条件改变了系统的刚度。在局部摩擦时，转子刚度在最低值(脱离碰磨时)和最高值(碰磨时)之间变化，它会导致轴系的不稳定。

2 摩擦振动的特征

2.1 振幅大幅波动或迅速爬升

振幅大幅波动或迅速爬升是碰摩振动的最为明显的特征。启动过程中发生碰摩的另一个明显特征是，在转速不变时，振动仍会不断增加。工作转速下的碰摩振动，其振幅的变化可能有3种形式。

(1)振幅在一定范围内波动，可以持续很长时间，这是由连续、轻微的摩擦所造成;

(2)振幅的波动间断出现，这种现象表明动静部分时而接触、时而脱离;

(3)振幅随时间的延长以较快的速度不断爬升，振幅值短时间内就能达到跳机值。

这表明动静接触始终不能脱离，摩擦程度越来越严重，形成越磨越弯、越弯越磨的恶性循环。

2.2 振动的频谱特征

理论分析认为，碰磨振动具有丰富的频谱特征，既有工频，又有倍频、高频和低频成分。由现场发生的碰磨故障来看，附加频率分量主要与碰磨的部位有关。其频谱特征的规律大致是：

(1)当转轴与汽封或油挡碰磨时，振动增大的主因是由转轴热弯曲引起，所以振动多以工频分量为主，谐波分量很小，有的机组甚至不出现谐波分量。

(2)若碰磨部位是转轴的外缘如叶轮、叶片、轴封套等碰触到了阻汽片或隔板等部件，振动的增大则主要是由瞬间的冲击力所造成，这种情况一般不会造成转轴的热弯曲。根据前面的理论分析，若瞬间的冲击力足够大时，振动的半频分量可能比较大，同时还可能包含有多种高阶频率分量。

2.3 转轴挠度的变化

转轴本身碰磨时，转子出现暂态热弯曲，主要表现在升、降速时临界转速下的振动峰值有较大差异;盘车时的大轴挠度也会增加。如果碰磨部位不是转轴本身，则一般不可能造成转轴的热弯曲。

2.4 振动波形的特征

由于碰磨点限制了转子的运动，会使转子的振动波形发生畸变，有可能会产生削波现象。

2.5 轴心轨迹的特点

轴心轨迹多数情况下是正向涡动。若轴颈与轴瓦及密封瓦、浮动油档等部位碰摩时，轴心轨迹则会出现反向涡动的情况。

3 碰摩的诊断

3.1 启停过程中的碰摩

大型机组启动过程中往往需要通过汽轮机和发电机的一阶或二阶临界转速，如果在低于临界转速时发生摩擦，摩擦引起的热弯曲与原始弯曲在同一方向，因此摩擦会使转子的挠度越来越大，碰摩进一步加剧。所以在临界转速附近发生动静摩擦是最危险的。一旦发生，必须迅速降低转速。

在机组启动过程中，汽轮机高、中压转子比较容易发生摩擦振动。这是因为一方面汽机高压转子在整个轴系中的径向间隙最小，启动中转子与汽缸的同心度变化较大;二是蒸汽参数高、膨胀量大，汽缸容易出现变形，转子容易出现热弯曲;三是由于汽封比较长，有的汽封段接近跨中，恰与一阶振型最大部位重合，极易引起动静接触。

启停过程中发生的动静碰磨，由于影响振动的因素较为明确，振动的特征明显，诊断这种故障较容易，其关键在于与转子不平衡的正确区分。

3.2 带负荷中的碰摩

诊断带负荷中的碰磨要比启动中困难得多，这是因为带负荷动静碰磨的振动特征比较复杂。现场具体诊断时，首先应排除与其振动特征相类似的一些振动故障，如大轴热弯曲、联轴器松动、转轴与水接触等，它与启动中碰磨的不同点主要是：

(1)振幅的波动幅度可能比启动中小，但波动持续时间长。带负荷时的碰磨，不同形式的机组或同一台机组，都会出现不同的不稳定形式。这是因为带负荷下发生的动静摩擦，接触部分金属不会很快磨损和熔化的缘故。

(2)转子热弯曲不确定带负荷时转子发生碰磨，转子是否会出现热弯曲，主要取决于碰磨的部位。当转轴本身碰磨时转子会发生热弯曲，打闸停机过临界转速振动会比开机时大;大多还会呈现明显的热不平衡特征，即振动的增大和消失存在一定的时滞。当转轴的部件如围带、叶顶等与静止部件磨碰时，转子则不会发生热弯曲，通过临界转速的振动亦变化不大。

(3)振动频谱特征差异大振动频谱特征与碰磨的部位关系较大，多数以基频为主，但含有少量高阶分量或低阶分量。从现有已发生碰磨机组的振动现象来看，相互间差别较大;因此仅依据频谱特征一般无法对碰磨振动做出明确的诊断。

3.3 一台小汽轮机升速过程中的动静碰摩

3.3.1 振动的症状

安装结束首次启动，转速升至2 351 r/min(工作转速为4 500 r/min),1⊥、2⊥振动增大至125μm，并出现刺耳的声音。解开对轮，单转汽轮机，转速最高升至2 200 r/min，汽机1、2瓦振动迅速增长并伴有较大的响声。

由图1可见，1 500 r/min以下汽轮机振动很小。从1 500 r/min开始，随转速上升，振动缓慢增加。保持转速1 800 r/min不变，随时间的增加振动由9μm很快增大至55μm。转速降至1 500 r/min，振动比原值却要高得多。再次升速，1、2瓦振动随转速以较快的速率增加，转速升至2 200 r/min左右，振动已达80μm，并还在继续增加，车头处且伴有较大的响声。停机降速过程中，振动比升速时要大得多。

3.3.2 振动诊断

(1)随转速的升高，振动的增长率较快;转速升高到一定值后，振动几乎呈直线增大以至无法控制;

(2)保持一定转速不变，随时间的延长，振动却逐渐增大;

(3)振动主要是基频分量，在某些转速区段含有2倍频分量;

(4)停机后，测量盘车轴段、对轮等有关部位的晃度比初始晃度大得多，转轴发生了热弯曲。

根据振动特征和相关参数综合分析，振动原因属于典型的动静摩擦。

3.3.3 采取措施及效果

揭缸后发现，轴封、油挡、叶片围带、和盘车对轮等多处有程度不等的磨痕，而且相磨部位在转子圆周上的弧段基本一致。轴封部位的金属有过热变兰的现象。采取的措施是，汽机转子返制造厂修复并进行动平衡。

机组修复后启动，升速带负荷过程非常平稳，各瓦振动均小于20μm。

4 结束语

动静碰磨是汽轮发电机组现场经常发生且危害性极大的一种故障,故障原因涉及设计、制造、安装(检修)和运行各个方面。轴振过大、转子热弯曲、汽缸体变形和跑偏、动静间隙过小、滑销系统工作不正常、流体激振、转子对中不良以及运行参数控制欠佳等缺陷,都是动静碰摩的诱因,一旦发生动静碰磨,又会反过来加剧由这些诱因引起的故障程度,使机组故障显得十分复杂。依据振动特征进行正确诊断,从而采取针对性的消振措施固然非常重要;然而,更重要的是应该从源头上加以预防,这一点应该引起设计制造、安装(检修)和运行等部门的足够重视,以便从根本上避免或减少现场动静碰磨故障的发生。

参考文献

[1]刘凯.汽轮机试验[M].北京:中国电力出版社,2005.

汽轮发电机组振动监测系统探讨 篇8

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) 。

汽轮发电机组半波振动处理 篇9

某公司热电厂新上一台型号为C12-4.9/0.98抽汽式汽轮发电机组, 汽轮机进汽参数为次高温次高压, 发电机出口电压为10.5kV, 额定转速为3000r/min。2005年8月13日开始试运行, 因该机组存在液压调速系统等多处制造缺陷, 持续到9月底开始带负荷试运行。机组初次带负荷, 其升负荷速度比制造厂家的规定延长了约1倍时间。当电负荷缓慢升至6000kW时, 机组各轴承 (图1) 的垂直振动位移值为:1#轴承16μm、2#轴承23μm、3#轴承34μm、4#轴承31μm。当负荷升至7200kW时, 2#轴承振动位移值突然变为62μm, 其余各轴瓦振动也同时明显增大, 基础振感明显。继续增加负荷, 其振动值随之增加较快。随后减负荷至1500kW, 机组各轴瓦振动无明显回落, 运行约10min后振动值很快降到初期值。

现场调试人员结合机组试车情况和缺陷安排了检查、消缺, 主要针对轴瓦紧力、靠背轮对中和通流部套的动静间隙记录等安装情况进行了逐一核对, 在之后的几次开车试运和相关参数调整试验, 均无好转。

二、机组的监测

该机组为双层布置, 四套轴瓦全部为椭圆瓦, 根据机组安装、调试人员的记录和现场实际情况, 采用HG-8904c便携式状态检测仪, 重点对汽轮机前后轴承 (1#、2#轴瓦) 进行了振动状态监测, 监测探头为速度传感器。

机组从暖机到定速整个过程较平稳, 除发电机轴承基频振动偏高外, 其余未检测到异常频谱。机组并网运行后, 2#轴承开始出现半波25Hz频谱, 随着进汽负荷的增加其数值增长, 1#轴承也随之出现25Hz频谱并相应增长, 到4500kW时, 2#轴承垂直方向的振动频谱图中, 半倍频已占据次要位置 (图2) , 其轴心轨迹亦由近似圆形向香蕉形过渡 (图3) 。

暂维持机组各参数稳定, 对机组滑销系统、凝汽器以及与之相连接的各处管道的支吊架进行全面检查, 除发电机振动速度有效值达3.8mm/s外, 其余未发现异常, 故继续进行升负荷监测试验。为稳妥起见, 升负荷过程相对较慢, 同时对4个轴承进行监测。当电负荷升到7000kW时, 2#、3#轴承振动突然加大, 25Hz半波振动在垂直、水平和轴向的振幅明显超过1倍频, 轴心轨迹也由原来的近似圆形变为近似8字形态 (图4) 。机组电负荷达到8500kW时, 各轴承半倍频振幅上升较快, 2#瓦振动烈度已超过8mm/s, 为安全起见, 随后作减负荷监测实验。

在减负荷到1500kW过程中各轴承振幅略有下降, 但仍以25Hz振动为主, 间隔10min时间, 振幅又突然降到升负荷前的状态。

三、原因分析

根据以上监测结果, 分析认为:

(1) 转子不平衡引起的机组振动, 该类振动较为常见, 其引起的振幅及相位较为稳定。从以上频谱图中, 可以发现该机组发电机转子存在一定不平衡量, 但不是引起机组振动异常的主要原因。

(2) 油膜涡动、油膜振荡, 其振动方向为径向, 轴心轨迹为正向涡动, 敏感参数为油温。因国内中小机组的轴承设计较为成熟, 引起谐振的可能性也很小, 需要试验进一步排除 (该项因素可以利用全息谱较清楚的进行甄别) 。

(3) 部套松动引起的半波振动。在同频振动中, 支撑松动所引起的振动频谱特征是1倍频为主导频率, 同时伴随2、3…倍频的出现, 松动方向振动大;支撑松动也可引起亚异步振动, 即会出现以半倍频为主导频率, 其他倍频同时存在的频谱。从低负荷就存在25Hz及其倍频的情况看, 2#或3#轴承底部悬空的可能性较大。

(4) 因机组热态不对中或变形导致汽轮机内部动静摩擦引起的半波振动, 该问题国内资料介绍的相对较少, 常规处理办法时间长、难度大。

四、甄别处理

将润滑油温度由41℃降为36℃运行, 升负荷到6000kW运行2h后, 其25Hz频率的振幅无明显变化;其次是改变进汽参数进行了相关增减负荷检测也未有收效。结合同类型机组的轴承结构尺寸对比该机组的轴承设计, 其长径比接近1, 认为油膜振荡的可能性可以排除。

再结合轴心轨迹的变化趋势分析, 认为后两种原因引起振动的可能性较大, 特别是动静摩擦。经与调试单位和制造厂家相关人员沟通后, 避开常规繁琐的检查、处理方法, 在不影响机组整体导向膨胀的前提下, 使机组保持1500kW状态下, 采取在排汽缸下部增加紧固导向的简便措施, 用来解决汽轮机后汽缸静止立销座强度不足、热态变形及对中不良的问题。经现场检测, 采取措施后机组在满负荷状态下25Hz振幅未见明显增加, 收到了较好的效果 (图5) 。

五、结语

发电机组在满负荷168h试运行结束组织的消缺工作, 消除了3#球面瓦下部的悬空, 重新调整了靠背轮的对中和轴瓦的紧力, 并对发电机转子进行了现场动平衡实验, 机组交付运行后, 其各工况均处于良好状态。对于原因分析中的内部动静摩擦问题在2007年机组周期大修时已得到证实。该措施的采取, 既避免了揭缸检查所带来的繁琐, 又节省了大量的人力、物力。

摘要：利用HG-8904c便携式状态检测仪, 对12MW汽轮发电机组轴承半波振动问题进行现场监测、分析, 采取有效的措施, 解决了困扰机组无法满负荷运行的故障。

汽轮发电 篇10

【关键词】汽轮机 低频振动

【中图分类号】TK268 【文献标识码】A 【文章编号】1672-5158（2013）01—0248-01

1、我厂现在运行的200MW机组，自投产已经运行多年，通过在线监测系统，该机组高中压转子都存在低频振动的现象，而且有越来越严重甚至有超过运行规程规定值的趋势，已经到了不得不停机检修的状态，通过这次检修，有必要对机组低频振动的现象、产生的原因以及机理进行深入的探索总结，这将对今后的工作产生积极的影响。

2、振动的现象

2.1、监测系统显示额机组振动频率数值低于50Hz，采集到的振动数值往往为几个频率或者一个频带，主频约25Hz，每次振动采集到的频率数值往往不尽相同。同时机组振动时候振幅也不是固定值，存在抖动现象。

2.2、机组的椭圆瓦有突发振动现象，运行过程中振动突然很大，经过对此时间段振动频谱的分析，其频率为25Hz左右。

3、低频振动产生的原因

长期生产实际证明，长时间的低频振动会对汽轮机本体产生难以估计的损坏，较大的振幅甚至会对汽轮机轴瓦造成严重损坏，因此，对于汽轮机专业技术人员，研究掌握振动出现的原因并且深入研究其控制方法是有积极意义的，可以防患于未然，避免发生汽轮机损坏的严重事故。

通过长期的生产经验总结特得出如下结论，低频振动究其本质就是轴瓦中油膜被破坏不能可靠的维持轴系运转，具体分析如下：

3.1、从采集到的数据分析可以得出，低频振动发生时其频带较宽，但其主要频率集中在25Hz附近，这种现象与机组发生半速涡动的状态一样，为低频振动提供能量的主要来源就是转子本身转动的产生的能量。道理很简单，在汽轮机正常运行时，轴系转动搅动润滑油，润滑油也以一定的速度随着轴做圆周运动。但是润滑油转动速度并不一致，其速度和离轴心的距离有关系，越靠近轴表面的润滑油其速度基本和轴的转速保持一致，而到了轴承壁的位置，这里的润滑油基本不动，相对轴的速度就为零，因此，可简单的认为润滑油的平均速度是转子轴转速的1/2。于是润滑油的涡动就会形成主频为25Hz的一个频带，这个频率与高中压转子的第一临界速度相近，这就会产生共振而造成振动突然增大，超出允许范围很多。

3.2、汽轮机组油膜的压力与振动的大小也有很大的关系。这是因为，在汽轮机中油膜压力的大小通常与轴承所承受的负荷大小成正比。当负荷重的情况下，油膜压力大，这时机组运行平稳。相反，负荷较轻的时候油膜压力也比较小，这时机组运行不稳定，非常容易产生低频振动，并且发生的部位往往是机组的1#轴承。这是因为，汽轮机运行状态下，凝结器为真空和灌水的状态，3#与4#轴承座会降低，此时低压转子中心前移，2号轴承形成支点，从而导致1号轴承上翘，油膜压力降低；此外高中压转子安装方式为落地式轴承，高中缸的猫爪会对轴承座进行加热，机组轴承温度会升高60-70℃左右，如果机组中心在冷态下的调整量不足，1、2号轴承负荷较轻从而发生机组低频振动。

3.3、机组扰动的产生会破坏轴承运行中的油膜，油膜一旦被破坏就会反过来导致轴承出现低频振动现象。造成机组扰动主要有以下几项原因：转子的质量分配不平衡，以高中压转子一阶不平衡分量对其影响尤为突出，不平衡分量的频率与润滑油半速涡动的频率相同，容易产生共振；机组的中心位置达不到实际要求的精度，安装检修水平不够，就会导致中心偏差量超出允许范围，这样不仅仅要产生扰动力，同时严重的还会直接将油膜破坏而出现低频振动；汽缸内部动静间隙配合的不一致以及间隙分配的不合理都会造成来自机组的气流对转子冲击，其不平衡的作用力也会产生非常大的扰动力；同时由于机组阀门的控制方式的不同也会导致机组低频振动的产生。

3.4、油膜震荡就是在使用滑动轴承的高速旋转机械上产生的振动现象，在震荡发生前，振动的幅度并不大，振动的频率主要与工作转速保持一致，一旦油膜震荡出现，振动的幅值迅速增大到一个最大值，并且维持振幅不变化。这个最大振幅值与运行时的转速以及转子的不平衡分量和轴承的型式有关系。油膜振荡出现时振动的频率从原来的工频为主可以直接变成接近转子转速的一种状态。

4、降低机组低频振动的措施

4.1、通过控制机组运行中干扰力的产生。主要是维持转子运行过程中速度和润滑油膜的粘度保持正比关系，避免大的扰动里将油膜破坏，从而杜绝发生低频振动。其归纳为以下几种具体措施：

通过对机组中高低压转子动平衡测试，已经在线调整机组中心位置，保证机组旋转部分的良好转动性能，从而降低振动；增加机组对轮之间连接的刚度，避免机组负荷变化而产生的冲击，通过改进机组对轮连接时紧固的方式方法，采用长伸长量螺栓同时紧固时采用电动液压扳手进行反复转圈紧固，保证对轮连接强度，避免运行中振动导致框量的产生；遇到机组大修的情况可反复调整高中压转子动静部分的间隙，务必使其保持一致，从而可以有效的减小气流冲击作用，使气流对转子各个方向的作用效果相同，从而不会产生扰动力，保持转子的平稳运转。

4.2、增加1号瓦转子轴颈处油膜的压力。我厂目前安装的200MW机组的振动监视结果中可以看出在1号瓦轴颈处的油膜压力偏小，运行中发生低频振动的情况非常明显。造成油膜压力小的原因可以归纳为以下几种：

从汽轮机转子结构来说，低压转子的两端轴承座落在排汽缸上，高中压转子与低压转子相连后，由于机组运行中循环水的自重和加上低压缸内部真空度很高，导致轴承座标高降低，而低压转子的重量是高压转子的两倍，若此机组的中心差没有调整合适，就会以2号轴承为支点上翘，而使导致1#轴轴颈处的油膜压力降低；机组高中压缸两端的猫爪分别在1，2号轴承的轴承座上，由于猫爪和汽缸的产生的热量将传到轴承座，从而导致轴承座温度升高；如果1号轴颈处的油膜压力偏低，机组在运行中的振动特性与汽流的作用有很大的关系。

不同的运行方式对机组的振动也有不同的影响，主要是1号轴颈处负荷较轻，运行不稳，容易受到各种干扰力的影响而产生振动；机组大修后安装时，高中压转子与低压转子中心都是参考汽轮机出厂数据进行调整，但是各台机组安装运行过程中产生的变化晴况会不一致，因此静态下所找中心往往与运行起来的实际中心位置存在偏差，这就会导致机组运行过程中振动的产生。

4.3、可以选用具有强抗振能力的瓦块式轴承。目前我厂汽轮机组1，2号瓦都为4瓦块式轴承，这种径向轴承可以自动调整中心，机组运行中，该瓦块轴承可以随着油层的压力自由运动调整位置，从而可以随着转速和负荷变化进行位置动态的跟踪。位置稳定后油膜对轴承上每块瓦的作用力方向都是通过轴颈中心线的，因此不会产生侧向互动的力量，能有效避免油膜自激振荡和间隙振荡，同时对于不平衡振动也有很好的限制作用。

5、总结

汽轮发电机组套装油管路设计要点 篇11

关键词：套装油管路,压损,油温,振动,安装,运输

1 引言

汽轮机发电机组润滑油管路从结构上可分为散管结构和套装结构, 国内大型机组均采用套装油管路结构方式。所谓套装油管路指的是将润滑油系统中的供油管、高压油管、吸油管等若干个小管全部放在一个大口径的回油总管内。套装油管路结构优点主要是管路布置集中, 可有效防止高压油泄漏至机房, 避免高温蒸汽管对润滑油温度的影响, 减少火灾等。套装油管路是大型汽轮机组不可缺少的重要组成部分, 套装油管的设计直接关系到机组能否顺利安装及安全运行。

2 套装油管路的设计

2.1 从汽轮发电机组安全运行方面考虑

(1) 为减少管道压损, 压力油管管径需重新核算。同类型汽轮机组润滑油系统设计基本是一样的, 因各电厂厂房大小、布置等原因, 造成油箱离汽轮机机头过远、管路绕障碍物布置等现象, 使有些套装油管路的布置管线拉得很长。这些因素会导致管道压损过大, 无法保障汽轮机轴承用油需要, 给汽轮机组带来烧瓦隐患。为减少管道压损, 做套装油管路时应把润滑油系统中的压力油管管径适当加大。轴承润滑油管道推荐流速约为1.5~2m/s;高压油管道推荐流速约为2~4.5m/s;吸油管道推荐流速0.6~1.2m/s。

(2) 套装油管路设计时要避免内部管路油温升高。汽轮机组正常运行时要求进油油温为38℃~48℃, 而润滑油回油温度一般在45℃~65℃, 为避免套管中润滑油回油将内部管路油温升高, 需注意以下事项: (a) 回油外套管口径足够大, 回油截面大小应不超过回油套管1/3, 一般回油流速在0.5~1m/s左右; (b) 内部油管应尽可能布置在外套管上部, 如某套装油管路截面图1的设计是合理的, 相反如某套装油管路截面图2中, 内部管路分两层设计, 下层管路浸在油中, 若机组回油温度偏高, 内部油管供油温度会被升高, 超过机组正常所需油温, 会给汽轮机组带来烧瓦隐患。

(3) 从汽轮机组滑销系统看, 汽机前箱套装油管应连接在前箱下部。大型汽轮机组滑销系统死点在低压缸处, 机组运行时汽缸受热膨胀, 推动前箱向前滑动, 前箱处绝对胀差约20~35mm。润滑油系统中的主油泵由汽机转子拖动放在前箱中, 汽机保安部套也放在前箱处, 故前箱处套装油管路特点是:内部管路多, 回油套管管径大。如套装油管路安装在侧面, 前箱向前滑动时, 小管径管路可以将膨胀量自行吸收掉, 但大口径外套管无法吸收其膨胀量, 可能导致的后果为: (a) 外套管因过大的剪切力导致焊缝开裂而漏油; (b) 汽轮机组滑销系统不畅, 导致机组振动大。基于上述原因, 汽机前箱套装油管应连接在前箱下部 (见图6) , 回油外套管安装在前箱下部基架上, 基架固定在基础上, 外套管就不会受到膨胀力的作用, 前箱带动下部内部油管在基架上可自由滑动, 从而消除前箱滑动对机组带来的不安全隐患。

2.2 从汽轮机组安装方面的考虑

(1) 套装油管路设计时, 应能保证内部管路顺利安装在外套管中, 如图3中的内部管组L值应适当减小, 使其顺利装进外套管中。图4中外套管组必须在a线处整体断开, 才能使内外管组顺利安装。

(2) 套装油管路设计时, 应考虑现场安装环境, 某电厂现场安装时遇到图5所示情况, 管组a先焊在前箱基架上, 然后把基架落在基础上, 管组b与管组a焊接时焊缝落入基础中, 焊接工具无法进入, 为安装管路只好凿开基础, 不仅延误了安装周期, 也破坏了基础强度。如此处套管按图6设计就会避免上述不利安装情况。

2.3 从汽轮机组运输方面的考虑

(1) 套装油管路设计时, 各管段组要长度适中。套装油管路是贯穿整个机组的, 如各管段太短, 焊缝过多, 容易渗油, 也给现场带来过多的工作。如管段太长又会无法运输。所以在满足设计需要时, 管段组长一般取在7~8m左右。

(2) 运输时, 内部管路的固定应尽量不改变原设计布置。套装油管路在运输时, 为避免造成管路损坏, 通常在管组端部需用角钢及U形螺栓等将内部管路固定好。在设计端部运输用角钢时, 如改变内部管路设计布置, 到现场安装时, 为恢复原位置, 势必要割掉角钢, 从而产生过多的铁屑, 污染润滑油油质, 给现场打油循环增加了工作, 基于以上原因, 角钢设计时在选材上应和管路材质一致, 在位置上要不改变内部管路的原设计布置, 这样在现场管路安装中, 角钢就不需要割掉了。

3 结论

从润滑油系统所需的油压、油温、油质, 滑销系统的顺畅以及安装、运输的顺利进行等方面逐一论述了套装油管路的设计要点, 为汽轮发电机组套装油管路的设计提供一些好的借鉴。

参考文献