胀差位移监测系统的测量原理Word文档下载推荐.docx

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　　由上式可知：

胀差传感器利用被测表面8。

的斜坡将其4.00mm的正常线性测量范围扩展为28.74mm的线性测量范围，从而满足了对0～20mm的实际胀差范围的测量。

传感器将其与被测斜坡表面的垂直距离转换成直流电压信号送至前置放大器进行整形放大后，输出0～24VDC电压信号至3300/46斜坡式胀差监测器，分别将A、B传感器输入的信号进行叠加运算后进行胀差显示，并输出开关量信号送至保护回路进行报警和跳闸保护。

同时输出0～10VDC、1～5VDC或4～20mA模拟量信号至记录仪。

安装原理见图1。

（A、B：

81724-00-07-10-02型涡流传感器）

图1传感器安装及信号传递原理图

1.2本特利3300/20轴位移监测系统测量原理

　　由于本特利3300/20轴位移监测系统出厂设计为：

当测量回路开路或机组的轴向位移达到报警或跳闸值时均会发出报警和跳闸信号，故一般采用4只传感器，分别送入两个3300/20轴位移监测器，两两相“与”后，再将两个监测器的开关量信号输出相“或”做为跳机保护条件较为可靠。

现以一只传感器为例说明其工作原理。

单只轴向位移传感器的工作原理与单只胀差传感器的工作原理一样。

都是利用涡流传感器将其与被测表面的位移转换成电压信号送至前置放大器，经整形放大后，输出0～24VDC电压信号，送至3300/20监测器进行信号处理，输出开关量信号至汽轮机跳闸保护系统实现保护功能。

同时送出4～20mA、0～10VDC、或1～5VDC模拟量信号至记录仪。

图2为信号传递原理图。

（1、2、3、4：

为81724-00-07-10-02型涡流传感器）

图2轴位移信号传递原理图

2胀差、位移监测系统传感器的零位锁定

2.1胀差、位移监测系统传感器的零位锁定必须参考的因素

（1）大轴推力瓦的间隙△值。

（2）大轴位置（即大轴推力盘已靠在推力瓦的工作面或非工作面）。

（3）胀差、位移监测器及传感器的校验数据。

　　现以N300-16.7/538/538型汽轮机组为例，分别介绍了3300/46胀差和3300/20轴位移监测保护系统的零位锁定。

胀差、轴位移监测传感器均采用本特利3300系列81724-00-07-10-02型涡流传感器，其特性曲线如图3所示。

图3涡流传感器特性曲线

已知：

△＝0.36mm，胀差监测器量程为0～20mm，轴位移监测器量程为+1.25mm，大轴推力盘靠在工作面，位置如图4所示。

2.23300/46斜坡式胀差传感器的零位锁定步骤

（1）因3300/46监测器的设计量程为0～20mm，而实际机组停运后会产生约0～2.50mm的负胀差，因此，传感器安装零位对应监测器的显示为+2.50mm。

由图3所示传感器的特性曲线可知，此种型号的传感器安装基准电压为10VDC，按此电压将A、B传感器分别固定，此时，3300/46监测器应显示为+10.00mm，然后利用千分表和可调拖架将A、B传感器同时向图4所示的胀差方向调整7.50mm，此时监测器的显示应为+2.50mm。

轴位移传感器；

A、B：

胀差传感器）

图4胀差、轴位移传感器安装示意图

（2）若大轴推力盘靠在工作面，等于将大轴从推力瓦的中间零位向机头推了1/2×

△mm，应利用可调拖架将A、B传感器同时再向图4所示的胀差方向调整1/2×

△mm后，将可调拖架锁定即可。

此时，A、B传感器的间隙δ1、δ2可按下式推算：

δ1=δAO+（1/2×

△+7.50）×

δ2=δBO-（1/2×

　　式中：

δAO　、δBO为A、B传感器在安装基准电压10VDC安装时，传感器与其被测表面之间的间隙。

最终零位锁定后，应记录A、B传感器的输出电压。

此时，3300/46监测器应显示为+2.32mm。

（3）若推力盘靠在推力瓦的非工作面，则在完成第1步后，利用可调拖架将A、B传感器同时再向胀差的反方向（机头方向）调整1/2×

此时，3300/46监测器应显示为+2.68mm。

δ1、δ2可按下式推算：

δ1=δAO-（1/2×

△-7.50）×

δ2=δBO+（1/2×

2.33300/20轴位移监测系统的零位锁定

　　因4只轴位移传感器均无可调拖架，故以传感器的零位电压计算值锁定较为准确可靠。

△=0.36mm，大轴推力盘靠在工作面，3300/20监测器量程为+1.25mm，传感器灵敏度F=4.00V/mm，零位安装电压VO=10.00V，则零位电压X的计算：

X=VO-F×

1/2×

△=10-4.00×

0.36=9.28V

最终零位锁定后，3300/20监测器应显示为-0.18mm。

注：

若大轴推力盘靠在推力瓦非工作面，则X应按下式计算：

X=VO+F×

△

最后，按照计算出的X值安装锁定传感器。

监测器应显示为+0.18mm。

3现场安装调试中传感器零位锁定应注意的问题

（1）未考虑推轴间隙，表计则会产生1/2×

△mm的测量误差。

（2）将1/2×

△mm的推轴间隙调反，表计则会产生△mm的测量误差。

（3）胀差监测系统的零位锁定时，未考虑2.50mm的负向胀差余量，造成零位锁定错误。

　　在实际生产中，若出现上述问题，均会导致监测系统产生很大的测量误差，使保护系统不能正常投入。

因此，在实际胀差、位移监测系统的零位锁定中，按照本文所述的零位锁定方法则可避免此类问题的发生。

摘要：

文中介绍了状态检修技术在国内外、尤其是在陕西发电企业的应用状况；

从应用角度阐述了状态检修体制的一些特点；

提出了陕西发电企业实施状态检修应采取的技术路线和策略。

关键词：

发电厂设备管理状态检修

　　随着产业革命的发展和科学技术的进步，设备维修管理体制也发生了很大的变化，从第一次产业革命时期的事后维修、第二次产业革命时期的预防维修、第三次产业革命时期的经济维修，正在逐步向状态检修过渡。

狭义上讲，状态检修（或称为预知检修）就是应用状态监测及故障诊断技术获取设备健康状况信息，在故障发生前或继续运行已不经济时、主动对设备实施检修的一种维修体制。

及时、准确、全面地取得设备健康状况信息是成功实施状态检修的关键，然而从目前发电设备状态监测及故障诊断技术的发展水平来看，完全依赖少量的、或不充分的设备状态信息来诊断、确定设备状况并制定检修计划还存在相当的困难和风险，对发电设备（尤其是主设备）全部实施预知检修还难以实现。

因此，如果用状态检修这一概念来描述发电企业检修体制的发展方向，则它的现实含义是指“根据不同设备的重要性、可控性和可维修性，科学合理地选择不同的检修方式，形成一套融故障检修、定期检修、状态检修和主动检修为一体的、优化的综合检修方式”[1]。

　　从国内外推行状态检修的实践结果来看，不仅节省了大量的设备维护费用，还提高了设备的可靠性和可用系数，延长了设备使用寿命，取得了明显的经济效益和社会效益。

随着我国电力体制改革的深化，以“厂网分开、竞价上网”为主要特征的发电侧电力市场即将形成，追求利润最大化将成为发电企业生产经营的主要目标。

通过降低发电成本、提高设备可靠性及可用率来增强企业的市场竞争力，则是实现上述目标的重要手段。

因此，推行状态检修将成为今后一个时期我国发电企业管理创新和技术创新的重要内容之一。

　　陕西地区发电企业开展状态检修工作的时间比较晚，与国内先进地区的发电企业相比，管理理念、人员素质、设备基础管理、技术支持系统配备等方面都存在一定的差距。

但是，只要我们能够认识到实施状态检修的重要性和迫切性，积极行动起来，发挥自身优势，采取正确的技术路线和策略，就有可能在较短的时间内赶上这一时代潮流。

1.状态检修技术的发展及其在发电企业的应用

1.1.西方发达国家的情况

　　状态检修的思想起源于后勤工程学，冷战时期军事工业的发展、尤其是原子能、计算机、航空航天等工业的发展对状态检修技术的研究和应用起了很大的推动作用。

二十世纪八十年代以来，在以信息技术为代表的第四次产业革命的影响下，离线/在线状态监测技术和故障诊断技术迅速发展，计算机技术在设备维修管理中得到了广泛应用，状态检修技术日臻成熟，西方发达国家的发电企业也开始尝试在设备检修中应用这一技术。

据统计，美国70%以上的发电企业都不同程度地应用了状态检修技术，并取得了明显的经济效益。

　　据国外有关资料介绍，实施状态检修的电厂，一般可节约10%~25%的费用。

美国某火电厂采用状态检修技术后，设备维修费用降低20%，能耗降低10%。

曾因发生核泄漏事故而震惊世界的美国三里岛核电站，由于实施RCM（以可靠性为中心的维修管理）而使设备故障率明显下降。

监测诊断系统投资、收益方面，以使用广泛的红外线热成像仪为例，其收益与投资之比可以达到10倍以上。

某电厂安装了40多套状态监测及诊断系统，使得设备大修期延长1倍，小修期延长50%。

研究表明，在发电设备的寿命周期总成本中，设备维持费要远远超过设备设置费；

而维修费约占设备维持费的1/4。

由此可见，实施状态检修、降低设备维修费用对于提高企业的经济效益具有重要的意义。

　　随着科学技术的发展，状态检修技术支持系统的规模、可靠性和集成度不断提高，国外的一些知名企业研制开发了许多先进的、综合性的状态监测及故障诊断系统。

例如西屋（Westinghouse）公司的PDS、BentlyNevada公司的DMS以及Entek公司的EmonitorOdyssey等系统，均具有设备状态参数的监测、分析、诊断、报警、存储等功能；

有的系统还采用了开放式设计，具有网络通信功能。

目前，世界上有许多控制系统生产厂商在进行CMMS（计算机化的设备管理系统）研制和开发，已经能够生产出满足不同用户个性化需求的产品；

已经出现了集设备数据综合管理、状态监测及故障诊断、辅助维修决策等功能为一体的O&

M（运行维护）工作站。

1.2.国内发电企业应用状态检修技术的情况

　　状态检修作为一种先进的综合管理技术，已经引起了国家有关部门的高度重视。

原水电部在1987年颁布的《发电厂检修规程》（SD230-87）中明确提出：

“应用诊断技术进行预知维修是设备检修的发展方向”。

随后，电力系统的一些单位开展了状态检修技术的研究工作。

1996年11月在上海召开的全国电力设备状态检修工作经验交流会，对电力系统状态检修工作的发展起到了巨大的推动作用。

近年来，电力系统加大了对状态检修技术的研究、开发、试点和宣传教育工作的力度；

同时，结合安全文明生产达标和创一流工作，夯实了设备管理的基础，为大面积推广状态检修创造了良好的条件。

具体表现在以下几个方面：

1）大型机组一般都配备了比较齐全的状态监测及故障诊断系统。

比较典型的系统有：

汽轮发电机组振动在线监测及故障诊断系统

汽轮机安全监视及保护系统

汽轮机进冷气、冷水监视及保护系统

汽轮机应力及寿命监测系统

凝汽器管道泄漏监视系统

油液分析诊断系统

炉膛火焰监视及控制系统

锅炉四管爆漏监测系统

锅炉受热面金属壁温监测系统

发电机漏水、漏氢及绝缘监测系统

发电机氢气纯度、湿度、温差监测系统

发电机局部放电监测系统

变压器油气相色谱及绝缘监测系统

高压开关状态监测系统

汽水品质（在线/离线）监测系统

远红外线热成像分析系统

计算机数据采集及超限报警系统

金属材料性能检测装置

主要辅机状态监测系统

2）国内一些科研院所自行开发、研制出一批有影响的状态监测及故障诊断系统。

例如西安热工研究院研制的“汽轮发电机组振动监测及故障诊断系统”，华中理工大学研制的“大型汽轮发电机组状态监测、寿命管理、能损分析及故障诊断专家系统”等。

3）国家电力公司和试点网、省电力公司成立了实施状态检修领导小组及相应的工作机构，以加强对电力企业实施状态检修的组织领导和协调指导工作。

一些发电企业开展了状态检修试点工作，并取得了阶段性成果，为今后全面推广状态检修积累了不少经验。

有的发电企业引进或自主开发了状态检修技术支持系统，状态检修体制已形成并开始运作，产生了良好的经济效益。

4）各电厂按照达标创一流的要求，加强了设备台帐、原始记录、图纸技术资料档案、规章制度、定期试验、缺陷管理等设备基础管理工作。

近年来投产的机组按照新的基建达标要求，移交生产前必须按设计投入所有设备和系统，同步移交设计、制造、安装、调试资料，从而为投产后的设备管理奠定了良好的基础。

5）在计划经济体制下由于长期缺电，加之科学技术水平的限制，原有的设备检修体制单纯强调安全性，忽视了检修工作的经济性和科学性。

近年来，电力体制改革的步伐加快，一些发电厂已经或正在改制为自主经营、自负盈亏的独立发电公司，追求经济效益最大化成为企业生产经营的主要目标。

在深化改革的过程中，企业干部、职工的思想观念正在发生深刻的转变，从而为推行状态检修体制注入强大的动力。

　　与西方发达国家相比，我国状态检修技术研究、开发和应用的水平仍比较低，发电企业推行状态检修体制的工作总体来说仍处于宣传、试点和准备阶段。

相比较而言，一些大型水力发电厂实施状态检修的进程比较快、水平比较高：

状态监测及故障诊断系统、CMMS等技术支持系统比较完善，实施状态检修的范围比较广（包括了主机设备）；

而目前火力发电厂实施状态检修的范围一般以辅机设备为主，对主机设备则局限于个别检修项目。

1.3.陕西发电企业应用状态检修技术的状况

　　陕西发电企业目前仍然实行以故障检修、预防性计划检修为主的检修体制。

近年来，有的电厂在一些检修项目上尝试过状态检修，并取得了一些经验；

但是从总体上讲，陕西发电企业实施设备状态检修的步伐落后于国内先进水平。

主要表现在以下几个方面：

1.3.1.设备技术状态相对落后

　　陕西地区近10年来投产的大型燃煤机组有：

渭河电厂4×

300MW机组，蒲城电厂2×

330MW机组，宝鸡第二发电厂4×

300MW机组。

渭河电厂二、三期工程属于缓解严重缺电的抢建工程，为陕西地区首台300MW亚临界参数机组，加之工程造价低、自动化控制按中档水平设计等因素，设备总体技术状态落后国内同期先进水平。

渭河电厂二期工程于90年代初期投产，汽轮机为上汽厂生产的四缸四排汽、冲动式汽轮机。

该机组的轴系长（轴承数多达11只），振型复杂；

运行操作难度大，运行中一旦跳闸则负胀差很快便会超限，短期内难以重新启动。

该机组DCS为西仪—横河公司产品（CENTUM早期系统），主要功能为数据采集，只有部分顺序控制、模拟量控制和协调控制系统进入DCS。

汽轮机电液调节系统实际上为模拟型（即AEH），开机时需要到就地手摇启动阀挂闸、复位，性能远远落后从西屋公司引进的DEH-Ⅱ型数字电液调节系统。

汽轮机安全监测保护系统采用菲利浦RMS-700型产品，配置国产XFZ-105动圈式指示仪及普通三笔记录仪进行显示和记录，其性能落后于本特利3300/7200型系统（该系统可以方便地与DCS或振动诊断分析系统进行数据通讯）。

由于种种原因，该机组给水泵最小流量控制、汽机旁路控制、协调控制等自动及部分程序控制装置长期未能正常投入使用。

　　渭河电厂三期工程安装2台300MW国产引进型机组，于90年代中期投产。

该机组DCS为CENTUM-XL系统，自动化控制水平有所提高，但启动试运中暴露出来的设备问题仍比较多。

例如汽轮机额定参数带不满负荷、锅炉频繁灭火、给水泵频繁跳闸、发电机漏氢、汽门卡涩、高排逆止门芯断裂、测振杆共振等。

　　随后投产的蒲城电厂一期工程安装2台从罗马尼亚进口的330MW机组，其设备总体制造水平相当于国内70~80年代水平。

该机组计算机系统仅用于数据采集，且点数不足。

自动化控制装置多数是分立式元件组合仪表，模件印刷线路板基本采用手工作坊加工，造成大量脱焊和虚焊，质量和性能不及国内组装仪表；

控制装置的精密机械部分加工精度差，操作、控制不可靠，容易失灵。

原设计企图采用硬接线通过“马斯林桥架”实现复杂的控制逻辑，两个组件柜之间的信号要经过多个桥架转接才能沟通，接线头多达10余万，容易发生错接、漏接。

在这种条件下，原设计的自动控制系统和程控装置大部分不能正常投入。

发电机采用国内已经淘汰的自励恒压励磁系统，试运中问题频出；

高压加热器也多次发生泄漏，而这种情况在国产高压加热器上已经很少发生。

　　宝鸡第二发电厂主要设备订货及系统设计完成于90年代初期，由于国家宏观政策影响推迟至1996年7月才正式开工，首台机组于1998投产，4台机组于2001年全部建成投产。

由于近10年来监测及控制设备发展及更新的速度很快，因而该厂所配置的部分监测及控制系统已落后于国内最新水平。

　　新建大型机组如此，则小型机组或老电厂的设备技术状态就更落后了。

另外，由于种种原因，一些电厂所配置的监测系统未能正常投入使用（如凝汽器管道泄漏监视系统，汽轮机应力及寿命监测系统，发电机漏水、漏氢及绝缘监测系统，发电机氢气纯度、湿度监测系统等）；

有的监测系统虽然投入了，但未得到充分的利用。

1.3.2.设备管理手段落后，设备基础管理工作水平参差不齐

　　在状态检修体制下，检修计划的编制方式将发生根本性的变化：

由传统较长时间（一般为一年）编制一次、改变为以机组的实际状态为基础的动态的、长期与短期相结合的方式；

同时，在编制检修计划的过程中必须考虑诸如检修资源（人力、物力、财力）配置、备品备件管理、电网调度优化、燃料管理等方面的影响。

手工编制检修计划的方式显然不能适应上述变化，必须配备CMMS。

　　目前我省大部分发电企业筹建CMMS系统的工作才刚刚起步，部分设备的设计、制造、安装、调试、运行、维护等环节的历史数据、图纸资料和原始记录残缺不全，设备基础管理工作难以满足实施设备状态检修的基本要求。

1.3.3.设备检修管理体制

　　在现行的检修管理体制下，设备检修的计划制定、决策实施、经费拨付、效益评定等机制既不利于调动发电企业的主观能动性，也不利于状态检修技术的推广实施。

在各发电企业中，生产运行系统与设备检修系统相互分离、互不关心的情况不同程度地存在着。

最直接的表现就是运行人员发现缺陷后，在记录本上一“登”了事。

在状态检修体制下，生产运行系统与设备检修系统必须相互渗透、相互交流；

运行人员对设备状态变化更为了解，应直接参与检修决策。

在国外某些发电企业中，一些简单的维修工作直接由运行人员负责处理，提高了检修工作的效率。

1.3.4.人员技术素质与实施设备状态检修的要求不相适应

目前有相当一部分生产人员和管理干部对状态检修的基本知识（包括监测诊断系统的使用、设备状态信息的收集及分析、有关文档的整理规则、状态检修的组织实施程序等）还比较陌生，宣传、培训工作才刚刚起步，培训工作的广度和深度还难以满足开展状态检修的要求。

2.对状态检修体制的几点认识

2.1.状态检修是一个不断总结、不断提高的闭环过程

　　在国家电力公司关于“火力发电厂实施设备状态检修的指导意见”[1]中，提出了实施设备状态检修的工作方式（或工作流程），如图1所示。

发电厂实施设备状态检修的工作流程由“系统/设备分类”、“状态监测”、“状态分析”、“检修管理”、“检修结果评价”等5个模块组成，或者说实施设备状态检修要经过5个步骤，并且这5个步骤首尾衔接构成了一个闭环过程。

当采用状态检修技术完成某项维修工作以后，应及时对检修过程的每个环节及检修效果进行评价。

如果检修效果未能达到预期的目标，则可以从以下几个方面进行分析和改进：

1）所采用的状态监测技术手段能否满足要求；

检测频度是否合适；

设备状态信息的综合分析系统/方法是否需要改进；

状态监测作业指导书的操作性如何、是否需要修订。

2）状态检修的组织管理机构运转是否正常；

决策层、专业层、操作层的职责分工是否明确；

有关的规章制度是否健全、执行情况如何；

各级人员的技术素质能否满足工作要求，是否需要重新培训。

3）设备基础管理工作如何；

CMMS系统能否满足状态检修工作的要求。

2.2.状态检修体制的灵活性和适用性

　　目前我国各发电企业的管理水平和设备状态差异很大。

状态检修工作流程中5个模块的内容有相当大的弹性，使得各发电企业可以根据自身的情况确定该模块的具体内容，因而状态检修体制具有广泛的适用性。

1）管理基础好、设备状态好的发电企业在制定状态检修的目标时，试点范围可以大一些（如果具备条件，可以包括主设备的部分检修项目）、设备数量可以多一些、标准可以高一些，可以尝试应用RCM以可靠性为中心的设备维修方法。

但是对于一般发电企业来讲，则试点范围应当小一些，设备数量应当少一些，以利于集中精力进行探索，待取得成功经验后再逐步扩大应用范围。

2）发电企业可以充分利用现有的状态监测手段，包括常规的运行和检修记录、点检分析、DCS数据采集系统、各种在线和离线监测系统以及常规的设备性能试验等，提供状态检修所需的相当一部分设备状态信息。

在此基础上，选择各发电企业应根据不同的需要和自身的经济实力，适当添置一些监测诊断系统。

3）状态检修并不神秘，它来源于检修实践活动，是从传统检修方式发展、演变而来的。

即使在传统检修体制下，一些检修工作已经自觉或不自觉地融入了状态检修的思想方法。

因此，只要做好状态检修知识的宣传和普及工作，使职工认识到推行状态检修可以为企业创造巨大的经济效益、了解本人在这项工作中的作用和位置，从而激发职工的参与热情。

2.3.技术支持系统的配备

　　状态检