超超临界汽轮机运行常见故障分析Word格式文档下载.docx
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3.2DEH系统功能……………………………………………………………………………11
3.3ETS危急保安系统………………………………………………………………………11
3.4TSI汽机监测系统………………………………………………………………………11
4超临界汽轮机本体受热处理………………………………………………………………12
4.1汽轮机本体受热特点……………………………………………………………………12
4.2汽轮机热应力…………………………………………………………………………12
4.3汽轮机热膨胀…………………………………………………………………………14
4.4汽轮机热变形…………………………………………………………………………14
4.5汽轮机的寿命管理……………………………………………………………………16
5超临界汽轮机常见问题分析……………………………………………………………17
5.1汽轮机的真空下降………………………………………………………………………17
5.2汽轮机水冲击…………………………………………………………………………19
5.3汽轮机轴承损坏…………………………………………………………………………20
5.4油系统着火………………………………………………………………………………20
5.5汽轮机的叶片损坏………………………………………………………………………22
5.6汽轮机转子弯曲…………………………………………………………………………23
5.7厂用电中断………………………………………………………………………………25
5.8汽轮机的固体颗粒侵蚀现象及预防措施………………………………………………26
5.9汽轮机的气流激振问题…………………………………………………………………27
参考文献……………………………………………………………………………………28
附录（英文）…………………………………………………………………………………28
致谢…………………………………………………………………………………………29
前言
全世界能源供应的日益紧张以及对环境保护要求的日益严格，促使火力发电机组采用更高的参数以获得更佳的效率，同时，新材料的开发成功也为高参数机组的制造和应用从技术上提供了条件。
事实上，自从锅炉、汽轮机成为大规模火力发电的主要动力机械以来，其发电机组一直沿着不断提高蒸汽参数、增大单机功率、改进材料性能和制造工艺、提高自动化水平的方向发展。
其经济性、安全性、可靠性、灵活性、清洁性以及自动化程度都在不断地改善。
与同容量亚临界火电机组比较，超临界机组可提高效率2%—2.5%，超超临界机组更可提高效率约5%。
世界上许多国家的超临界和超超临界机组的发电量已占火力发电的40%—60%。
1汽轮机本体结构
1.1本体结构概述
汽轮机本体由转动和静止两大部分构成。
转动部分包括叶栅、叶轮、主轴、联轴器及紧固件，静止部分包括汽缸、喷嘴室、隔板套、汽封、轴承、轴承座、滑销系统基座及有关紧固件。
本机通流部分由高、中、低三个部分组成，高压气缸内有一个部分进气调节的冲动级和11个反动式压力级，中亚汽缸内有9个反动式压力级，低压部分分为两分流式，每一分流由7个反动式压力级组成，全机共35级。
1.2静止部分的结构和作用
1.2.1高中压缸采用双层缸
将一定压力的蒸汽引入夹层，使蒸汽的总压差、温差分别由内、外壁承担。
减小单层汽缸壁厚、法兰厚度，减小热应力不同的冷却蒸汽决定了内、外缸的压差和温差。
一般汽缸都是上下缸结构，中间通过法兰螺栓连接。
内缸无法兰螺栓，而采用7只钢套环将上下缸热套紧箍成一圆筒，仅在进汽部分加四只螺栓来加强密封。
同时外缸可采用较薄的法兰和细螺栓，减小对汽机启停的限制。
1.2.2高中压分流合缸
1.2.2.1优点：
1.高温区集中在汽缸中部，夜间停机或周末停机温度衰减慢，启动热应力小，适合两班制运行。
2.两端的温度、压力均较低，从而减少了对轴承和端部汽封的影响，改善了运行条件。
3.减少了轴承数，可缩短主轴长度。
1.2.2.2缺点：
高中压转子合一而变长、变粗，ncr1降低、汽封漏汽量增大，热耗增大。
1.3转动部分的结构及盘车装置
1.3.1转动部分：
等截面叶片、扭叶片
喷嘴（静叶）：
将蒸汽热能转化为动能。
动叶：
将蒸汽动能转化为机械功。
围带：
高压可减小漏汽，中、低压可调频（自带围带）。
拉金：
增加刚度，调频。
1.3.2盘车装置
汽轮机冲转前和停机后，带动大轴转动，防止大轴弯曲。
盘车装置一般在启动冲转前投入，要求冲转后当汽机转速超过盘车转速时要能自动退出；
并在停机后转速达到盘车转速时能自动投入。
当转速升到600rpm时，切断盘车润滑油，盘车停止。
1.4汽封和轴封系统
1.4.1轴封系统作用：
1．合理利用轴封漏汽。
在正常运行时，靠高中压缸两端轴封漏汽作为低压缸两端的轴封供汽，不需另供轴封用汽，这种系统叫做自密封系统。
2．防止空气漏入汽轮机。
1.5轴承
1.5.1滑动轴承油膜形成的原理
油膜形成的三要素：
1.一定的速度。
2.沿速度方向的楔形。
3.油的粘度。
1.5.2防止和消除油膜振荡的方法：
1.增大比压；
2.适当提高油温；
3.增大偏心率；
4.采用多油楔瓦。
径向支持轴承按支承方式可分为固定式和自位式两种；
按轴瓦可分为圆形轴承、椭圆形轴承、多油楔轴承和可倾瓦轴承等。
2汽轮机热力系统
2.1主蒸汽及再热蒸汽系统
锅炉与汽轮机之间的蒸汽管道与通往各用汽点的支管及其附件称为主、再热蒸汽系统。
主、再热蒸汽管道均为单元双—单—双管制系统，主蒸汽管道上不装设隔断阀，主蒸汽可作为汽动给水泵及轴封在机组启动或低负荷时备用汽源。
主蒸汽从锅炉过热器的两个出口由两根蒸汽管道引出后汇合成一根主蒸汽管道送至汽轮机，再分成两根蒸汽管道进入2只高压自动主汽阀、4只调节阀，然后借助4根导汽管进入高压缸，在高压缸内做功后的蒸汽经过2只高压排汽逆止阀，再经过蒸汽管道（冷段管）回到锅炉的再热器重新加热。
经过再热后的蒸汽温度由335℃升高到538℃，压力由3.483MPa降至3.135MPa，由于主、再热蒸汽流量变化不多蒸汽比容增加将近一倍。
再热后蒸汽由两根蒸汽管道引出后汇合成一根再蒸汽管道送至汽轮机，再分成两根蒸汽管道经过2只再热联合汽阀（中压自动主汽阀及中压调节阀的组合）进入中压缸。
2.2旁路系统
旁路系统（图2—1）是指高参数的蒸汽不进入汽轮机的通流部分做功，而是经过该汽轮机并联的减温减压器，降压降温后，进入低一级参数的蒸汽管道或凝汽器的连接系统。
旁路系统的作用：
1．加快启动速度、改善启动条件
2．保护锅炉再热器
3．回收工质与消除噪声
系统分类：
高压旁路：
锅炉出口蒸汽，绕过汽机高压缸，经过减压减温进入再热器冷段。
低压旁路：
再热器出口蒸汽，绕过中低压缸，经过减压减温器进入凝汽器。
整体旁路：
主蒸汽绕过汽轮机经减温减压后直接进入凝汽器的系统。
旁路系统原理图
图2—1
2.3主凝结水系统
主凝结水系统指由凝汽器至除氧器之间与主凝结水相关的管路与设备。
主凝结水系统的主要功能是将汽轮机排出的蒸汽凝结成水，并储存在凝汽器热井中，然后凝结水由凝结水泵送出，经除盐装置、轴封冷却器、低压加热器等输送至除氧器，其间还对凝结水进行加热、除氧、化学处理和除杂质。
2.3.1系统的组成
凝结水系统主要包括凝汽器、凝结水输送泵、凝结水储存水箱、凝结水泵、凝结水收集箱、凝结水精除盐装置、轴封冷却器、低压加热器、除氧器及水箱以及连接上述各设备所需的管道、阀门等。
2.3.3系统的工作用途
凝结水母管上还接有若干支管，分别向下列用户提供水源：
1凝汽器真空泵水箱和前置抽气器的减温水；
2凝结水储存水箱；
3汽动、电动给水泵和汽动给水泵的前置泵轴封冷却水；
4小汽轮机（驱动给水泵）电动排汽碟阀的密封水；
5闭式冷却循环水系统高位水箱补水；
6阀门密封水；
7加药系统的氨箱；
8各类减温水。
2.4主给水系统
主给水系统是指除氧器与锅炉省煤器之间的设备、管路及附件等。
其主要作用是在机组各种负荷下，对主给水进行除氧、升压和加热，为锅炉提供满足要求的给水。
此外，给水系统还分别向汽轮机高压旁路、各级过热器和再热器提供减温水。
主给水系统的流程为：
除氧器水箱→前置泵→流量测量装置→给水泵→#3高压加热器→#2高压加热器→#1高压加热器→流量测量装置→给水流量控制装置→省煤器进口联箱。
2.4.1除氧器汽水系统
系统设置除氧器是为了将给水中的所有的不凝结气体除去，因为这些气体会腐蚀设备或加速这种腐蚀，同时这些气体在加热器中析出若附在加热管束表面，将使得传热效果恶化，大大降低了热交换的效率。
除氧器作为汽水系统中唯一的混合式加热器，能方便地汇集各种汽、水流，因此它除了加热给水、除去给水中的气体等作用外，还有回收工质的作用。
2.4.2给水系统的组成
1．给水泵组系统及其管道
2．给水泵最小流量再循环装置
3．暖泵
4．再热器减温水管道
5．高压加热器系统
2.5回热抽汽系统
回热系统用来加热进入锅炉的给水。
回热抽汽系统性能的优化，对整个汽轮机组循环热效率的提高起着重大的作用。
该系统采用8段回热抽汽（3段用于高压加热器的抽汽、1段用于除氧器及小汽轮机的供汽、4段用于低压加热器的抽汽）。
其中高压缸有2段抽汽，中压缸有2段抽汽，低压缸有4段抽汽，各段抽汽参数如表2—1所示。
表2—1回热系统抽汽参数
参数项目
抽汽压力
P（MPa）
抽汽温度
t（℃）
焓升
△h（kJ/kg）
抽汽流量
G（t/h）
1#高加
5．65
373．5
151．1
123．9
2#高加
3．522
312
269．16
144．46
3#高加
1．588
428．4
103．39
62．06
除氧器
0．797
333
160．65
73．62
5#低加
0．335
232．8
117.2
68.55
6#低加
0.133
140.5
69.9
45.69
7#低加
0.0639
87.6
105.07
50.64
8#低加
0.0245
64.5
110.93
58.28
2.5.1系统的保护措施
汽轮机各段抽汽管道将汽机与各级加热器或除氧器相连。
当汽轮机突降负荷或甩负荷时，蒸汽压力急剧降低，这些加热器和除氧器内的饱和水将闪蒸成蒸汽，与各抽汽管道内滞留的蒸汽一同返回汽机。
这些返回汽机的蒸汽可能在汽轮机内继续做功而造成汽机超速。
另外，加热器管束破裂，管子与管板或联箱连接处泄漏，以及加热器疏水不畅造成水位过高等情况，都会使水倒入汽轮机，发生事故。
为避免这些事故的发生，抽汽管道上安装电动隔离阀和气动逆止阀。
其中气动逆止阀安装在汽轮机抽汽口附近，电动隔离阀的位置则靠近加热器。
2.6加热器的疏水与放气系统
加热器的疏水指抽汽在加热器内放热后形成的凝结水。
加热器的疏水系统的作用是：
1.疏放及回收各级加热器的蒸汽凝结水；
2.保持加热器内水位在正常范围内，防比汽轮机进水。
疏水的收集方式有两种：
一是利用相邻加热器间汽侧压差，使疏水逐级自流的方式；
二是采用疏水泵，将疏水打入本级加热器的出口水流中。
2.6.1高压加热器的疏水与放气系统
1．高压加热器疏水
正常运行时，高压加热器的疏水采用逐级自流的方式，即＃1高加的疏水流入#2高加，#2高加到＃3高加，最后从＃3高加接入除氧器。
2．高压加热器放气
各级高压加热器的汽侧均设有启动排气和连续排气装置。
启动排气用于机组启动和水压试验时迅速排气：
连续排气用于正常运行时连续排出加热器内不凝结气体。
3．高压加热器的安全阀
4．停用时的放水和保护
5．除氧器放水
6．除氧器放气
2.6.2低压加热器的疏水与放气系统
1．低压加热器疏水
正常运行时，四台低压加热器的疏水采用逐级自流的方式，即#5低加的疏水流入#6低加，＃6低加疏水到＃7低加，＃7低加到＃8低加，最后从＃8低加排入凝汽器。
2．低压加热器放气
＃5和＃6低压加热器的汽侧均设置启动排气和连续排气装置。
启动排气管道上设隔离阀，直接排至大气。
3．低压加热器的安全阀
5．轴封加热器的疏水和放气
2.7辅助蒸汽系统
单元式机组，为保证机组安全可靠地启停，以及在低负荷和甩负荷等各种工况条件下提供必要的汽源供全厂各车间使用，设有公用辅助蒸汽系统。
辅助蒸汽系统由辅助蒸汽母管、辅助蒸汽联箱等组成，汽源有四路，分别来自五段抽汽、四段抽汽、冷再热蒸汽和老厂（即#1和#2机组）来汽。
2.7.1辅助蒸汽的用途
1．供给除氧器
2．供给主汽轮机和给水泵汽轮机的轴封用汽
3．采暖用汽
4．热网加热器和暖风器用汽
5．其它用汽
2.8真空抽气系统
为了保证凝汽器的正常真空，就要不断地抽出凝汽器内的不凝结气体。
因此，机组设置凝汽器真空抽气系统。
真空抽气系统的核心是抽气器。
本机组采用的是水环式真空泵，它具有下列优点：
（1）泵组运行自动化程度高，操作简便、安全；
（2）动、静部分接触面积小，检修、维护周期长，工作量小；
（3）运行经济，连续运行工况下单位耗功大大低于射水抽汽器，启动工作下其抽吸能力也远大于射水、射汽抽汽器，能缩短机组启动时间；
（4）结构紧凑，占地面积小，运行噪音低；
（5）汽水损失小。
图2—2
2.8.1水环式真空泵系统
图为本机组的凝汽器抽真空及其连接管道系统。
系统配有三台50％容量的水环式真空泵组，正常运行时，两台运行，一台备用。
泵组系统由水环式真空泵及其电机，汽水分离器、机械密封水冷却器、高低水位调节器、泵组内部有关联接管道、阀门及电气控制设备等组成。
2.9环冷却水系统
凝汽式发电厂中，为了使汽轮机的排汽凝结，需要大量的循环冷却水。
除此之外，发电厂中还有许多转动机械因轴承摩擦而产生大量热量，各种电动机和变压器运行因存在铁损和铜损也会产生大量的热量。
这些热量如果不能及时排出，积聚在设备内部，将会引起设备超温甚至损坏。
为确保设备的安全运行，电厂中需要完备的循环冷却水系统，对这些设备进行冷却。
2.9.1开式循环冷却水系统
机组的循环冷却水系统采用淡水的一机一塔闭式循环供水系统，采用冷却塔的冷却方式。
系统流程为：
由循环水冷却塔来的循环水由一根管道送入主厂房后，在进入凝汽器之前分为两路，分别经过凝汽器循环水进口电动阀进入低压凝汽器的两侧，然后流入高压凝汽器。
在凝汽器内冷却汽轮机的排汽后，通过凝汽器循环水出口电动阀，由出口管道送至循环水回水母管。
2.9.2闭式循环冷却水系统
机组的绝大部分冷却器均属于开式循环冷却水系统，只有汽水取样冷却器、给水泵前置泵机械密封和水冷却器、汽轮机抗燃油冷却器和汽轮发电机组润滑油冷却器属于闭式循环冷却水系统。
系统采用凝结水作为冷却介质，可防止冷却设备的结垢和腐蚀，防止通道堵塞并保持冷却设备的良好传热性能。
闭式循环冷却水泵一闭式循环冷却水热交换器一各冷却器—闭式循环冷却水泵进口。
正常运行时，闭式循环冷却水泵和闭式循环热交换器均一台运行，一台备用。
一台闭式循环冷却水泵和一台闭式循环热交换器运行可满足整个系统所需的冷却水要求。
资料来源：
N600（660）/24.2/566（538）/566超临界600（660）MW中间再热凝汽式汽轮机说明书
3调节保安系统说明
超临界600MW等级汽轮机的调节保安系统采用数字式电调系统（DEH），液压部分采用高压抗燃油系统（EH）。
本调节保安系统大致可分为DEH系统（电子部分），EH供油系统，EH执行机构，危急保安系统、ETS（电子部分）和TSI系统几大部分。
3.1EH系统
3.1.1EH系统的功能及组成
EH系统的功能是接受DEH输出指令，控制汽轮机进汽阀门开度，改变进入汽轮机的蒸汽流量，满足汽轮机转速及负荷调节的要求。
因此EH系统实际上是DEH控制装置的执行机构。
EH供油系统是一个全封闭定压系统，它提供控制部分所需要的全部动力油。
整个系统由油箱、冷油器、滤油器、高压蓄压器、低压蓄压器、各种压力控制阀、油泵及马达等组成。
3.1.2EH供油系统原理如图3-1
图3-1
3.2DEH控制系统
3.2.1DEH系统功能
汽轮机组采用由纯电调和液压伺服系统组成的数字式电液控制系统（DEH）。
提供给运行人员的基本方式是：
（1）OPERAUTO（操作人员自动）
OPERAUTO是电厂运行人员对汽轮发电机的主要控制方式。
在OPERAUTO中，运行人员可得到DEH控制器所有的功能。
（2）ATC（自动汽机控制）
ATC控制方式将不用操作员操作，自动地将机组从盘车转速带到同步转速，由操作员完成并网；
并网后，操作员给出目标负荷，系统自动增、减负荷。
（3）REMOTE（遥控）
REMOTE在这一控制方式下，DEH的目标值（TARGET）和设定值（SETPOINT）是遥控系统输入信号来调整，这输入信号是从DCS处接收而来。
3.3ETS危急保安系统
3.3.1系统概述：
上海汽轮机有限公司生产的危急遮断系统（ETS），根据汽轮机安全运行的要求，接受就地一次仪表或TSI二次仪表的停机信号，控制停机电磁阀，使汽轮机组紧急停机，保护汽轮机的安全。
危急遮断系统（ETS）对下列参数进行监视，一旦参数超越正常范围，通过停机电磁阀，使所有阀门油动机关闭。
ETS装置通过各传感器监测着汽轮机的运行情况，具体监测的参数为：
·
汽机超速110%
EH油压低
润滑油压低
冷凝器真空度低
推力轴承磨损（轴向位移大）
由用户决定的遥控遮断信号
ETS系统应用了双通道概念，允许重要信号进行在线试验，在线试验时仍具有保护功能。
3.4TSI汽机监测系统
3.4.1概述
汽轮机监测仪表（TSI）是一种可靠的多通道监测仪表，能连续不断地测量汽轮机发电机组转子和汽缸的机械运行参数，显示机器的运行状况，提供输出信号给记录仪；
并在超过设定的运行极限时发出报警。
另外，还能使汽机自动停机以及提供可用于故障诊断的测量。
3.4.1TSI系统监视和测量的参数：
转子的绝对振动
峰-峰和直接（瞬时）偏心
转子推力盘相对于推力轴承支承面的相对轴向位移（转子位移）
转子相对于静止部件的相对膨胀（差胀）
用于啮合盘车齿轮的零转速指示
用于盘车装置，顶轴回路以及排汽缸喷水的转速显示
汽缸膨胀
4汽轮机的热应力、热变形、热膨胀
4.1汽轮机本体受热
4.1.1汽缸的受热特点
4.1.1.1启动时，蒸汽的热量以对流方式传给汽缸内壁，再以导热方式传向外壁，最后经保温层散向大气，汽缸内外壁存在温差，内壁温度高于外壁温度，停机过程则产生相反温差。
4.1.1.2影响内外壁温差的主要因素：
1.汽缸壁厚度δ，汽缸壁越厚，内外温差越大。
2.材料的导热性能；
3.蒸汽对内壁的加热强弱。
4.1.2转子的受热特点
蒸汽的热量以对流方式传给转子外表面，再以导热方式传到中心孔，通过中心孔散给周围环境，在转子外表面和中心孔产生温差，温差取决于转子的结构、材料的特性
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