汽轮机的运行维护(高级工).ppt

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1、第二章 汽轮机的运行监视,第一节 汽轮机运行维护的主要任务,一、汽轮机运行维护的主要任务1、即使发现和消缺，保证设备长期安全运行；2、尽可能使机组在最佳工况下运行；3、定期试验和切换工作。,二、涉及到安全的运行因素（1）一、二次汽压力、温度及高压缸排汽温度；（2）机组振动情况（3）轴向位移及胀差、总胀（4）轴承金属温度、回油温度（5）汽轮机各监视段压力,第二节蒸汽参数对汽轮机的影响,一、主汽压力（汽温不变）压力升高（）经济性提高D1=D0(h0/h01)h01h0 D1D0,（）安全性调节级叶片可能过负荷尤其是第一调门全开，第二调门将开时（热应力流量焓降）,T0不变，p：末几级叶片蒸汽湿度增加

2、 p：机械应力增加压力上限：103 105%pe,汽压下降（）机组汽耗增加（）汽压下降过多：蒸汽流量大大增加，末几级叶片应力显著增加，并可能使轴向推力增加,汽轮机进汽压力发生变化的原因锅炉出力变化或发生熄火等故障；主蒸汽系统运行方式变化；机组负荷突变或失去负荷；电网频率突变；自动调节失灵；锅炉再热或旁路系统阀门误动作；汽机主汽门、调门误操作。,二、主汽温度（汽压不变）对汽机安全和经济运行的影响较汽压大。汽温增高（）h01h0 D1D0,（）安全性调节级动叶可能过负荷金属机械性能恶化各部件热膨胀和热变形加剧，若变形受阻，将造成摩擦或使振动加剧,汽温降低（）汽温缓慢下降：末几级蒸汽湿度增加 各级反

3、动度增大，轴向推力增大（）汽温急剧下降热应力增大轴向推力增大水击的征兆一般规定：汽温直线下降或分钟内下降时紧急停机。,水的密度汽的密度改变进汽角，打在叶片背弧,汽机进汽温度发生变化的原因锅炉燃烧调节不当或锅炉热负荷发生变化；减温装置失灵，减温水门泄漏；给水压力变化；启动时，锅炉主汽管疏水未尽；汽包满水；给水温度突变；制粉系统启停,三、再热蒸汽 再热蒸汽压损：pzr=p”高压缸-p中压缸或(pzr/p”高压缸)*100%,（）pzr与机组的经济性最佳中间再热压力(1830)%新汽压力;再热压损(812)%（）pzr与蒸汽流量成正比 pzr异常升高，可能是机组出现故障,再热汽温tzq=f(tgq”

4、,N)影响同过热汽温，并且：tzq下降：末几级叶片严重浸蚀；tzq急剧变化：中压缸热胀变化,四凝汽器真空（排汽压力）经济真空，极限真空,真空的影响（）真空下降汽机可用热降减少，经济性下降，机组出力下降排汽温度过高：凝汽器严密性下降；低压缸缸胀加剧排汽容积流量减少，对末几级叶片工作不利（可能出现脱流、旋涡及自激振荡）,（）真空过高循环泵耗能增加排汽湿度增加轴向推力增加,3真空变化的原因凝汽器蒸汽压力是ts对应饱和蒸汽压力，在凝汽器不凝结气体分量很低时，近似为凝汽器总压力 循环水进口温度tw1出口温度tw2温升t饱和蒸汽温度ts定义温度与冷却水出 口温度之差为端差t 则：t=tw2tw1 ts=t

5、w1tt,循环水进口温度tw1：气候和季节循环水温升t：循环水量和凝汽器热负荷，常用循环倍率来m=DW/DC表示（DC、DW：进入凝汽器蒸汽流量和循环水量）经验公式：t=520/m 端差t：传热系数、热交换面积、汽 轮机排汽热量和循环水量,4.凝汽器运行监视（1）冷却水进口温度（2）凝汽器出入口冷却水温升（3）凝汽器端差（4）凝结水过冷度（凝汽器进口蒸汽温度、凝汽器出口凝结水温度）（5）凝结水质（6）循环水泵的耗功（7）冷却水在凝汽器前后的压力,出入口冷却水温升增大时说明循环水量不足。原因：泵出力不够 水阻增加：水路脏堵 进出口阀开度不足 虹吸破坏。,端差t的变化表明冷却管内外表面的传热性能恶

6、化 传热效率原因：（1）水侧：冷却水管结垢循环水量不足（2）汽侧：空气漏入，使真空系统严密性受到破坏，传热恶化：操作不当引起空气漏入 抽气系统工作不正常 凝汽器管束半边工作-热负荷高 凝结水泵工作变坏-热井水位高,检查：汽侧汽封供汽 真空泵出力 真空系统泄漏情况；水侧脏堵等情况（循环水温升上升，端差亦上升）。同时配合过冷度如过冷度不变，则问题在水侧；如过冷度增加，则检查汽侧。,过冷度：凝结水温低于汽轮机排汽温度的现象叫过冷，所低的数值为过冷度。,过冷度产生的原因：汽阻；蒸汽沿程不断凝结，空气分压力，蒸汽分压力；上部凝结水在下部管束再次被冷却。,过冷度的影响：不影响真空，但影响发电厂的安全和经济

7、：凝结水过冷度代表着被冷却水额外带走的热量产生的损失（冷源损失），系统热经济性；使凝结水中含氧量，对低压设备产生腐蚀。,过冷度增加的原因：凝结器水位过高，使位于下部的部分管束浸入凝结水中；凝汽器内积存空气使蒸汽分压力下降（根据道尔顿定律，凝汽器汽侧的总压力为蒸汽分压力与不凝结气体分压力之和）凝汽器铜管破裂，凝结水内漏入循环水。即：过冷度增加说明真空系统不佳或凝汽器水位过高。,现代电厂都利用凝结水泵的汽蚀特性，在凝汽器正常运行时保持低水位，以避免水位过高现象。,含氧量上升说明真空系统泄漏，硬度上升说明凝汽器水室和汽室之间泄漏（冷却水管）在启动和停机工况，应严格监视疏水扩容器的温度，减温水的开度，

8、确保进入凝汽器的汽水不超温。,水质,水质指标：硬度、溶解氧、pH值、钠离子水质不良的主要原因：冷却水漏到凝汽器汽侧管板胀口松弛；铜管腐蚀或由于振动损坏。,5.真空下降的处理（1）真空急剧下降的原因：循环水中断轴封供汽不足或中断凝汽器满水抽真空设备故障（2）真空逐渐下降真空系统严密性不佳循环水量不足抽真空设备效率不佳凝汽器水位升高,第三节汽轮机运行状态的监视,一、监视段压力的监视监视段压力：调节汽室压力及各段抽汽压力,汽机蒸汽流量变化时，对通流部分参数影响凝汽式汽轮机，当蒸汽流量变化时，级组前的温度一般变化不大。除调节级外，各级组前压力均可看成与流量成正比变化。除调节级、最末几级外，各级级前、后

9、压力均近似与流量成正比变化。运行人员可通过各监视段压力来监视流量的变化情况。,弗留格尔公式弗留格尔公式应用条件：,流量相同通流部分面积在变工况时保持不变,级组内各级均为亚临界,不考虑温度变化：,结论一凝汽式汽轮机的中间级级前压力与流量成正比（除了调节级和最末几级）,级组内达到了临界（至少最末一级处于临界）,结论二,在不同工况下，如果级组的最后一级始终处于临界状态，通过该级组的流量与级组中所有各级的初压成正比,一种工况处于临界，而另一种工况处于亚临 界，需要采用详细核算法进行计算，不作讨 论。,弗留格尔公式在汽机运行中的应用,根据对某些级前压力的监视，可以判断 通流部分运行是否正常,弗留格尔公式

10、应用条件是通流部分面积不变,在实际运行中，通流面积可能会结垢或损坏，使通流部分面积变化,其中：,结垢后通流面积,原来通流面积,;,A1A,a1,在流量不变的条件下，即 G1=G则 p01p0即结垢或损坏使级前压力升高,用来分析和确定汽机内部工况，确定该级 相应的功率、效率及零部件的受力情况，从而判断运行的经济性和安全性,p=f(D)：可以判断新汽流量和负荷的变化；p=f(A)：可以判断通流部分是否结垢、堵塞或损坏。监视段压力微增率：衡量通流部分结垢状况的指标。p=(p2-p1)/p1*100%p1：洁净 p2：结垢反动式：3%冲动式：%,二、轴向位移的监督轴向位移反映了汽轮机推力轴承的工作以及

11、通流部分动静间隙的变化情况,轴向位移增大的原因：（）轴承润滑油质恶化；（）推力轴承损坏；（）轴向推力过大：主汽参数或真空不合格，使通流部分过负荷；叶片严重结垢；汽轮机进汽带水 其它：叶片断裂、轴向振动异常、汽封磨损使漏汽增加,2轴向位移的监视（）轴向位移表指示；（）推力瓦温度；（）机组振动及声音；（）胀差指示；（）轴承回油温度；（）轴承油膜压力。,处理（）确认（）减负荷（）检查各监视段压力，控制流量（）处理无效，轴向位移保护动作（）异常振动、水击或推力轴承破坏：破坏真空停机,三、胀差 汽缸和转子的相对膨胀.胀差的形成质面比和材料因为：G 汽缸 G转子，F汽缸（/）转子l汽缸 转子膨胀量,传热方

12、式（传热系数）转子强迫对流换热，汽缸自由对流换热。影响传热系数的因素：i转速；ii进汽量；iii进汽（包括轴封进汽）参数及温度变化率，并考虑变化时因传热时滞造成的影响；iv真空。真空影响进汽量和排汽温度。,鼓风摩擦热鼓风摩擦热量圆周速度大流量时可将热量带走，小流量时将使蒸汽温度增高。,转速泊桑效应（回转效应）：转速增加时，作用在转子上的离心力增加，从而使转子的径向尺寸增大，轴向尺寸减小,.胀差的允许值：保证动、静叶片间隙；保证轴封间隙。正胀差与负胀差的允许值：正胀差：，负胀差：，,3.运行中影响胀差的因素（控制方法）：i保证汽轮机滑销系统畅通；ii控制蒸汽温度和流量变化速度 控制胀差的有效方法

13、；iii控制轴封进汽温度及供汽时间iv合理的汽加热装置的投用时间及所用汽源；v控制凝汽器真空；vi汽缸保温良好和疏水畅通。,胀差与轴向位移的关系（）两者零点均在推力瓦块处，而且零点定位法相同（）轴向位移为正值时，大轴向发电机方向位移，高压胀差向负胀方向变化，中压胀差向正胀方向变化（）机组参数不变，负荷稳定时，两者都不发生变化（）机组启停及参数变化时，胀差变化而轴向位移并不一定发生变化（）运行中轴向位移变化必然引起胀差变化,轴封间隙过大或过小，对机组运行的影响轴封间隙过大，使轴封漏汽量增加，轴封汽压力升高，漏汽沿轴向漏入轴承中，使油中进水，严重时造成油质乳化，危机机组安全运行。轴封间隙过小，容易

14、产生动静部分摩擦，造成转子弯曲和振动。,四、轴瓦温度及轴承回油温度轴瓦安全运行一般：进油温度：3540 进出口油温差：1015 其它监视值：油位、油压、油质、冷油器运行情况。,（四）轴瓦温度及轴承回油温度 运行中监视轴瓦温度和回油温度，当发现下列情况时要停止汽轮机运行：(1)任一轴承回油温度超过75，或突然升高到70。(2)轴瓦金属温度超过85。(3)回油温度升高、轴承内冒烟。(4)润滑油压低于规定值。(5)油箱油位持续下降无法解决时。为保证轴瓦的润滑和冷却，运行中检查油箱油位和油质及冷油器的运行情况。,影响轴承油膜的因素影响轴承转子油膜的因素有：转速；润滑油温度；润滑油压；油的粘度；轴颈与轴

15、承的间隙；轴承载荷；轴承与轴颈的尺寸；轴承进油孔直径等。,为保证轴瓦的润滑和冷却，运行中检查油箱油位和油质及冷油器的运行情况。若回油温度太高，由于氧化速度加快，油质会恶化。合适的回油温度就可通过调节进油量来获得。,第四节汽轮发电机组的振动,一、机组振动的原因（振动源）,机械性的干扰力（）转子质量不平衡材料不均质、结构不对称、热弯曲、结垢、磨损（）联轴器缺陷及转子不对中（）水击,电磁干扰力发电机电磁激振力（）发电机转子线圈匝间短路或局部对地短接（）发电机转子及定子间隙的不均匀性,振动系统刚性不足与共振,自激振荡 特点（）负阻尼振动；（）振动频率 转子的临界转速（）转子的运动状态为涡动（）低频振荡

16、（）振幅开始时增加很快，到一定数值时，则稳定地保持这一水平,（）油膜自激振荡,解决方法：改进轴承结构及有关系数；运行中调整润滑油压和油温（降低油黏度）。,（）蒸汽力引起的间隙自激振荡（）摩擦涡动引起的自激振荡摩擦涡动；干摩擦抖动,二、机组振动的安全性评价,以轴承座的振动代之,式中 A1、A2.An 为各谐振分量的振幅（单振幅）（m）1、2.n 为相应振动的圆频率（rad/s）按以上标准，设备的振动速度分为四级：0.16、4、10、25mm/s。对于大型汽轮发电机组振动速度的极限值规定为10mm/s。,具有各种频率的当量振动速度为：,振动一般有两个衡量标准：双振幅和振动速度。双振幅指的是转子往复

17、运动全幅度的峰值。随着机组容量的增大在振动分析中发现除了50HZ的低频振动外，还存在高频振动谐波。高频谐波一般振幅较小，但加速度较大。因此国内外普遍认可以振动速度作为评价和考核机组的安全标准。振动速度的表达式为,我国现阶段同时规定了轴承和轴的振动标准：,国际标准化组织ISO提出振动烈度（即振动速度的有效值或均方根值）的评价值表：,三、机组异常的可能原因汽轮机转子塑性变形转子动平衡校正精度不高，造成升速时产生不平衡振动叶片断落滑销部分存在问题，使汽缸膨胀受阻，轴承座标高发生变化汽轮机轴承基础不牢固发电机转子热弯曲轴承油膜不稳定或震荡发电机密封瓦油膜不稳定，空氢侧压差过大，造成密封瓦碰擦发电机，使

18、励磁机振动加大,碰磨振动的特点：较多地发生在新机组投运或机组大修后启动时振动的振幅和相位不断变化振动主要是基频部分 摩擦是通过振动来反映的，因而控制振动就可控制摩擦；摩擦引起控制振动的变化，控制振动就是控制振动的变化量。,四、机组振动的处理 机组异常振动，往往是设备损坏的先兆或象征。强烈振动：打闸停机异常振动：检查（）蒸汽参数、真空、胀差、轴向位移、汽缸壁温、排汽温度、缸胀（）润滑油压和油温、轴承温度 采取措施予以消除，根据机组具体情况改变负荷或其它运行参数。,第四章设备寿命的监督,一、汽轮机的寿命（一）汽轮机寿命的定义,（二）影响汽轮机寿命的主要因素温度变化的影响（）频繁的周期性温度变动（）

19、在两种不同温度下长期运行高温蠕变的影响低周疲劳的影响：启动运行停机特点：应变幅度大，频率低,（三）零部件的寿命损耗率,（四）大型汽轮机的寿命管理寿命分配,根据转子寿命损耗曲线管理安全条件：转子的切向合成应力90%材料的屈服极限热应力：=f(t,dt/d)所以可以按不同的温升率及温升量绘制出寿命损耗曲线。,根据汽轮机实际寿命损耗进行管理（）离线计算（）在线计算（）金属探伤,4.提高机组寿命的方法：1）日常防止机组超温运行可控制高温蠕变损耗在规定的范围内；2）正常运行中的负荷变化在规定的变负荷率范围内可控制负荷变化引起的低周损耗；3）正确的启停机操作使热应力在规定的范围内可控制启动中的寿命损耗。,二、锅炉的寿命,思考题：简述主汽参数偏离额定值对机组的影响什么是监视段压力？如何对它进行分析？影响凝汽器真空的主要因素有哪些？汽轮机轴向位移增大的原因有哪些？简述汽轮机转子寿命的定义和主要影响因素,