超临界机组调门晃动原因分析及处理
600MW超临界汽轮发电机组振动异常的原因分析及处理措施
Apr 01 .2 1
河 北 电力 技 术
HEB EIELECTRI P0W ER C
第3 O卷 第 2 期
2 1 年 4月 01
6 0MW 超临界汽轮发 电机组振动异常 的 0 原 因分 析 及 处理 措 施
Ca s a yss a d Tr t u e An l i n ea men e s r n Ab o mal br to tM a u es o n r Vi a i n
首 次检 查大修 , 修 时对 发 电机 转子 进 行 拔 护 环检 大 查, 大修 后 8号轴 瓦及发 电机 定子 振动较 大 , 并且有
随时 间逐渐增 大 的趋势 , 2 l 年 1月一次 启动 过 在 OO
程 中 , 0 /nn时 7号 轴 瓦 X 方 向振 动 最 大 到 20 0 rri
文章 编 号 :0 1— 8 8 2 1 ) 2 0 8— 2 1 0 9 9 ( 0 1 0 ~0 4 0
某 电厂 5号汽 轮 机为 C N6 0—2 . / 3 / 6 L 0 42 58 56 型 、 临界 、 超 一次 中间再 热 、 三缸 四排 汽凝 汽 式 汽 轮
机 , 主蒸 汽 压 力 2 . a 主 蒸 汽 温 度 5 8 。 其 4 2 MP , 3 C。
3 0u 2 m。2 1 0 0年
,
2月 7日, 0 / i 30 0r r n时 测 得 8 a
号轴 瓦端左 右 两侧 垫铁 振 动差 别 为 2 m, 侧 大 O 左 右侧 小 ( 机头 看 ) 5 从 ,—8号轴 瓦振 动数 据见表 l 。
表 1 5 —8号 轴 瓦 振 动 数据
析 , 为低压转子不平衡 、 瓦顶隙超标 是机 组异常振 动 的 认 轴
超临界机组振动问题分析及对策
TPRI
. Q A A B x . Q fy Ayx Ayy y Byx Byy y
该密封动态力的大小与密封进出口汽流参数、密封的结构参 数、密封的间隙及转子在密封中的偏心运动有关。
压缩机转子结构示意图
TPRI
据有关轴承手册查得 3000r/min 转速下支承轴承的油膜刚度系 数和阻尼系数如下: Kxx=3.0607×106N/m,Kxy=-9.2204×105N/m Kyx=3.9554×105N/m,Kyy=5.1748×106N/m Cxx=1.2438×104N.s/m,Cxy=8.8496×103N.s/m Cyx=6.3804×103N.s/m,Cyy=2.0366×104N.s/m 将转子系统化分为 10 个单元点 (9 个轴段 ) ,两个轴承分别位于 第 2 和第 9 个单元,计算中考虑园盘的转动惯量和陀螺力矩及转轴 剪切变形等的影响。计算出的前两阶阻尼固有频率及其相应的对 数衰减率分别为482.05 1/s、1.8618和672.93 1/s、0.9319。 当在叶轮上作用有叶顶间隙激振力,则前两阶阻尼固有频率对 应的对数衰减率与叶顶间隙激振力大小的关系如下图所示。从中 可以看出,随着叶顶间隙激振因子 q的增大,一阶对数衰减率增加, 而二阶对数衰减率减小,且变得不稳定。此外,当q增大到一定数 值后,二者的固有频率相互接近,达600 1/s左右。
600MW超超临界汽轮机振动问题分析及处理
600MW超超临界汽轮机振动问题分析及处理在现代电力生产中,600MW 超超临界汽轮机作为重要的发电设备,其稳定运行对于保障电力供应的可靠性和稳定性具有关键意义。
然而,振动问题一直是影响汽轮机安全稳定运行的常见故障之一。
本文将对600MW 超超临界汽轮机振动问题进行深入分析,并探讨相应的处理措施。
一、600MW 超超临界汽轮机振动问题的表现汽轮机振动异常通常表现为振动幅值增大、振动频率变化、振动相位不稳定等。
在实际运行中,可能会出现以下几种具体情况:1、轴振超标轴振是指汽轮机轴系的振动,当轴振超过规定的限值时,会对轴系的零部件造成严重的磨损和疲劳损伤,影响机组的使用寿命。
2、瓦振异常瓦振是指汽轮机轴承座的振动,如果瓦振过大,会导致轴承温度升高,润滑油膜破坏,甚至引发轴瓦烧毁等严重事故。
3、振动频谱复杂振动频谱中可能包含多种频率成分,如基频、倍频、分频等,这使得振动故障的诊断变得更加困难。
二、600MW 超超临界汽轮机振动问题的原因分析1、转子不平衡转子不平衡是汽轮机振动最常见的原因之一。
这可能是由于转子在制造、安装或运行过程中产生的质量偏心,或者是由于叶片脱落、磨损等导致的转子质量分布不均匀。
2、不对中汽轮机的轴系在安装或运行过程中,如果各轴段之间的同心度和垂直度不符合要求,就会产生不对中现象,从而引起振动。
3、动静摩擦汽轮机内部的动静部件之间发生摩擦,会产生局部高温和热变形,导致振动增大。
4、油膜失稳轴承的润滑油膜在某些情况下可能会失稳,如润滑油量不足、油温过高或过低、油质恶化等,从而引起轴瓦振动。
5、蒸汽激振在超超临界工况下,蒸汽的参数较高,蒸汽在流经汽轮机通流部分时可能会产生激振力,导致振动异常。
6、基础松动汽轮机的基础如果出现松动,会影响机组的支撑刚度,从而导致振动增大。
7、电磁干扰发电机的电磁力不平衡或磁场变化可能会对汽轮机轴系产生电磁干扰,引起振动。
三、600MW 超超临界汽轮机振动问题的诊断方法为了准确诊断汽轮机的振动问题,需要综合运用多种诊断方法:1、振动监测系统通过安装在汽轮机上的振动传感器,实时监测振动的幅值、频率、相位等参数,并进行数据采集和分析。
超临界空冷机组高调门阀体激振故障的分析及解决
超临界空冷机组高调门阀体激振故障的分析及解决摘要:汽轮机高压调节阀门对机组安全高效运行具有重要的作用,当高调门阀体出现强迫振动时会直接导致阀杆脱落等不同程度的安全事故出现。
本文针对2台超临界空冷机组顺序阀运行时高调门出现的阀体激振问题进行了相关的分析研究,最终利用对顺序阀进汽规律进行优化改进设计的方法,较好的解决了此危及机组安全高效运行的隐患。
最后,通过实际机组的运行试验验证了本方法的有效性,避免了切换至单阀运行方式运行和更换阀门设备等带来的经济性损失。
这对高参数大功率机组的安全高效运行优化具有一定的借鉴意义。
关键词:超临界空冷机组高调门激振故障分析及解决汽轮机通过高压调节阀门控制进汽量来调整其功率,以使电机功率与外界变动的负荷保持平衡,从而满足电用户实际电量需求。
一般情况下,机组采用单阀和顺序阀两种进汽方式,启动时采用单阀方式运行,以保证汽缸转子受热均匀、机组运行灵活性好;而日常运行时采用多阀方式运行,以保证机组较高的效率和经济性。
因此,高调门的安全稳定性是机组安全高效运行的有效保障。
然而,由于电网中随机不确定性新能源电源的增多以及电网峰谷差不断增大等原因,高参数大功率汽轮机也不得不参与调峰进行变负荷运行,因而,高压调节阀门的开度需要不断变化,油动机随负荷的变化而作动频繁。
尤其是当顺序阀进汽规律设计不佳时,会导致出现影响机组安全稳定运行的问题或事故,如调门、EH油压及负荷等大幅高频摆动问题[1,2]。
文献[3]和文献[4]指出了两种不同的阀门摆动问题,并给出了相应的处理方法,在实际运行试验中取得了较好的改善效果。
同时,如果阀门本体设计存在缺陷也会引起阀门故障,如阀体出现强迫振动阀。
主要诱导因素是调节阀内汽体流动的不稳定性和作用在阀头上的不均蒸汽力,同时,阀头和阀杆连接结构形式对诱发和抑制阀杆振动有很大影响[5,6],严重时甚至伴随蒸汽管道强烈振动并直接导致阀杆脱落出现安全事故。
此外,目前一般现场的故障处理方式的着手点有两种,一种是从运行方式上,另一种是从硬件设备上。
国产600MW超临界机组振动原因分析及消除
图1 发 电机转子挠度
牟 机组 投产后 ,No 轴 承振 动一直 处于不稳定状 3 9 态 ,先后 经历了大修和临修 ,对结构刚度和结合部件
表2 ‘各轴承 比压
轴承名称 o N 2 o N 4 N 5 N l o N 3 o o
轴 承 比压 1 ( a MP ) 8 l 0 17 1 l 4 1 .9 名5 7 8
动 的恶化 。
该汽轮发 电机组轴 系由五根转子组成 ,分 别为高 中压 转 子 、两根 低压 转子 、发 电机 转 子和 集 电环转
1 二
# 7 # R ≠9 ≠
子 ,集 电环转子通过 刚性联 轴器与发 电机转子连接 ,
No 轴承为其承 力的单支 点可倾瓦轴承 ,结构 由上下 9 各两块瓦块组成 ,具备 自动调心功能 ,结构参数如表 1 和表2 所示:
() 出卡在励 磁机冷却风扇 内部的碎布 条 ; 1取 () 出No 瓦下瓦炉侧 垫铁螺 丝,重新紧固 ; 2拆 9 ()重新调 整并加 大轴承盖紧力 :机f O1mm, 3 l.  ̄ O l
表1 各段转子 的重量
转子名称
转 子 重 量 (g k)
1 —
7 群8 # 9
高中压转子 低压转子 H. P1 P L1 P
3 l6 2 9 672 0 5
低压转子 发电机 集电环 L2 P 转子 转子
672 0 5 52 2 9 0 28 39
(N 9 2 o 轴承处轴颈晃度为0 8 ( ) . 伽n标准≤0 5 m ; 0 .r ) 0a () 3 上轴承盖无紧力 ( 标准紧力O-0m - . m),测量 05
结果为炉侧 间隙0 7 m,机侧 间隙为0 2 .m 0 . mm; 3
超超临界百万机组不稳定振动故障分析与处理
超超临界百万机组不稳定振动故障分析与处理摘要:通过对某电厂百万机组的不稳定振动故障进行分析,发现导致故障存在的主要原因是汽流激振引起了不稳定振动。
主要是因为作用在汽缸上的管道力太大,导致高压动静中心存在着严重的偏差,最终引起了较大的气流激振力。
为了能够彻底解决机组的不稳定振动现象,采取了优化冷段管道、提高轴承荷载以及调整汽缸中心等措施,并且取得了很好的效果。
鉴于此,本文结合实际案例对导致机组出现不稳定振动故障的原因以及处理方法展开探讨,以便为处理同类故障提供可靠的依据。
关键词:不稳定振动;汽流激振;动静中心1.机组结构汽轮机主要是由高压缸、中压缸以及两个低压缸组成的,如图1所示。
高压缸内缸使用的是筒形缸结构,在机头侧布置有高压主汽调节阀;中压缸中部两侧布置有中压联合汽阀;轴系是由高压转子、低压转子A、中压转子、低压转子B、和电机转子组成的。
各转子间使用了刚性联轴器进行连接,每根转子是由连个轴承支承起来的,从高压到电机端,轴承的编号依次为1#~10#。
高压缸导气管呈上、下布置的方式,进汽使用的是节流配汽方法,运行过程中需要同时将两个主汽调节阀打开[1]。
图1汽轮机整体布置图2.振动现象机组冲转,定速3000r/min时机组各测点轴振都小于75μm。
机组在冲转一定时间后,在升负荷的过程中,1#、2#轴振幅值多次出现了跳跃增加现象,而如果进行减负荷操作,振幅值就能够快速恢复低值。
1#、2#轴振幅值增加之后,有时候轴心涡动轨迹会呈反进动趋势。
通过分析机组高压缸热膨胀曲线,发现随着主汽温度以及负荷的不断增加,机组热膨胀曲线变化缓慢。
隔了一段时间再进行检查,发现高压缸2#轴承箱端右侧汽缸猫爪上抬,出现这种现象的原因主要是因为导汽管连接起来的阻尼器被金属格栅板死死卡住,阻碍了导汽管热膨胀竖直向下移动。
经现场对这些干涉点进行排查之后,机组的高压热膨胀现象得到了明显的缓解。
通过多次进行升、降润滑油的调整,改变油温的措施并没有抑制分频振动故障的作用。
电厂600MW超临界机组异常振动原因及处理
电厂600MW超临界机组异常振动原因及处理超临界机组是发电厂中重要的生产设备,为电厂的正常运行提供了基础的保障。
机组在运行的过程中,不同容量的机组会受到不同因素的影响而出现振动现象,不仅对机组自身的性能以及使用寿命造成一定的影响,同时还关系到电厂运行的安全性,所以要加强对机组振动现象的研究。
文章对于600MW超临界机组出现异常振动的危害以及原因进行了分析,然后提出了相应的处理措施,对于提高机组运行的安全性具有重要的意义。
标签:汽轮发电机组;异常振动;诊断与处理引言随着电厂生产的规模不断扩大,为了保证生产的正常运行,发电机组的容量以及参数也在不断的增加,600MW超临界机组就是比较典型的机组,在我国的发电厂中得到了广泛的应用,有效的促进了电厂生产效率的提升。
在机组运行的过程中,会受到运行环境、运行负荷、机组自身的性能以及操作程序的影响而出现异常振动现象,影响到生产的安全性和稳定性,所以对600MW超临界机组的异常振动进行分析非常必要,然后制定出有效的处理措施,减少因危害所造成的损失,对于电厂的正常运行具有重要的意义。
1 600MW超临界机组异常振动的危害机组在运行的过程中,由于运转速度较快,所以所产生的振动声音较大,在正常情况下产生的振动是因为机器自身的转动所造成的,但是如果出现异常振动,不仅会对机组自身以及周围的设备造成安全隐患,同时还会对操作人员造成不同程度的损害。
尤其是600MW超临界机组,因为机组自身的容量较大,运行参数较高,所以出现异常振动时所带来的危害也相对严重些。
机组的异常振动会导致机身各个零部件之间的动静摩擦,由此加剧了设备的损耗,致使部分零部件出现疲劳性损坏,连接紧固的部分也开始松动,威胁到机组运行的安全性。
机组的异常振动还会对周围的建筑物造成不同程度的损坏,由此导致机组运行的经济性有所下降。
在机组发出异常振动时,还会对操作人员造成不同程度的危害,威胁到操作人员的身体健康。
所以600MW机组的异常振动所产生的危害比較严重,对此要给予重视。
600MW超临界机组通流改造后异常振动分析与处理
600MW超临界机组通流改造后异常振动分析与处理摘要:针对某600MW机组通流改造后在额定转速下低压缸5号和6号轴承座振动偏大以及升负荷过程中发电机前轴承7号轴振出现爬升现象,通过对振动Bode 图及趋势图分析,认为低压缸轴承座振动大是由于低压缸轴承座的固有频率接近于机组额定转速频率引起的,而发电机轴振爬升与发电机热弯曲有关。
最终通过现场精细动平衡,将低压缸轴承座振动和发电机轴振降低到优秀水平。
关键词:振动;故障诊断;通流改造;轴系平衡0机组简介汽轮机本体及发电机部分是发电企业生产中的重要设备,而振动是评价其工作状态的重要指标,直接关系到机组运行的稳定与设备的安全。
某电厂于2015年4~7月期间对容量为600MW的4号机组的高中压缸、低压缸进行了通流改造。
改造完成后调试期间,该汽轮机组出现了低压缸轴承座振动大及发电机轴振爬升现象。
笔者针对该问题,根据以往对该类型机组振动处理经验,并结合振动特征对该机组振动作出诊断,提出并实施处理方案。
1 振动概况某发电公司4号汽轮机组采用东方汽轮机厂生产的型号为N600-24.2/566/566的超临界、中间一次再热、单轴、三缸四排汽凝汽式汽轮机组,机组轴系由高中压转子、低压转子Ⅰ、低压转子Ⅱ、发电机转子和励磁机转子组成,其中高中压转子和低压转子均采用双支撑结构,发电机转子和励磁机转子采用三支撑结构,各转子之间均采用刚性连接转子,轴系示意图如图1所示。
图1 600MW超临界机组轴系示意图2015年7月21日机组进行了通流改造后首次冲转。
首次冲转至额定转速后,根据DCS显示,各轴承轴振均小于70μm,达到优秀水平,但低压缸转子Ⅱ轴承座振动偏大,其中5号和6号轴承座振动分别为91μm和75μm,轴承座振动高于报警值。
轴承座振动/μm 22 28 91 75 28在机组带负荷到160MW过程中,发电机前轴承7号轴振出现了缓慢爬升,从空负荷下63μm爬升至88μm,并随负荷升高有进一步爬升的趋势, 7号轴振X方向振动爬升趋势如图2所示。
#1机调门晃动原因探讨.docx
#1机调门晃动原因探讨#1机调门在运行中频繁晃动,其晃动幅度在全行程的20%到50%不等。
由于可以导致晃动的原因较多,经多方分析怀疑是由于汽机调门流量曲线和控制系统参数设置较大共同作用引起#1机组调门晃动,汽机调门流量曲线是晃动的根本,而控制系统参数设置较大使晃动扩大。
#1机调门晃动的现象主要在以下几个方面:1、晃动并非是个别调门出现的现象,#1调门开度一般在100%,在这里暂不讨论,#2、3、4调门在开度达到30%左右开始出现不同程度的晃动。
不同工况下晃动的振幅不同。
2、机组控制方式在TF时,调门晃动比较频繁。
此时将控制方式切至COORD.方式时,晃动变小直至停止(过程很短)。
3、热控人员已经检查过调门定位器LVDT装置正常,且CV2、CV3、CV4(调门)的通道已经切换过,并未消除晃动情况。
综合上述情况初步判断为:1、调门晃动是普遍现象且调门定位器经检查基本正常,因此排出因调门定位器不准引起晃动的可能。
2、从控制方式切换引起晃动停止的方面来分析可以判断为控制系统中某些参数设置不合适才产生该现象。
3、CV2、CV3、CV4在30%左右开始晃动到60%以上结束晃动过程,根据汽机调门流量曲线判断该曲线引起调门晃动。
(以往也有涉及该曲线引起调门晃动的分析,如有关汽机阀方式切换时负荷波动大、调门活动性试验时负荷波动大等)。
从控制策略来看,TF方式下汽机调整对象是主汽压力,COORD.是基于BF 下的控制方式,汽机主要调整对象是机组负荷(主汽压力为辅助调整对象),锅炉调整主汽压力。
根据图1可以得知当机组控制方式在COORD.时#1PID调节器此时出于运行状态,当机组控制方式在TF时#2PID调节器此时出于运行状态。
#1PID中的比例项P为0.3,积分项I为1.8,微分项D为0;#2PID中的比例项P为3.5,积分项I为1.5,微分项D为0,锅炉主控站前的PID中比例项P为0.74,积分项I 为0.014,微分项D为1.9。
4超临界压力汽轮机振动分析与消除-张学延
超临界压力汽轮发电机组轴系振动分析及消除张学延(西安热工研究院有限公司,陕西西安 710032)摘要:一些超临界机组在新机试运和商业运行中遇到不少振动问题,严重影响机组的可用率。
本文将介绍几台超临界机组的轴系特点、调试和运行期间所遇到的振动问题的特征,及对其的分析和处理过程,以期对今后国内将投运的更多的超临界机组运行中提供参考。
关键词:超临界汽轮机;振动;蒸汽激振;轴系稳定性;动平衡1 前言轴系振动是汽轮发电机组最重要的安全性指标,它是机组设计生产、安装调试、日常运行和检修维护水平的综合反映。
超临界机组运行中不仅会遇到与通常亚临界压力等机组一样的转子质量不平衡、联轴器不对中、轴瓦油膜涡动等原因引起的振动问题,而且可能会遇到蒸汽激振引发的轴系自激振动问题。
本文将介绍几台超临界机组在调试和商业运行期间所遇到的振动问题,和对这些问题的分析和处理过程,以期对今后国内将投运的更多的超临界机组运行中提供参考。
2 绥中发电有限责任公司1号机组2.1 机组简介该汽轮机型号为K-800-240-5,系俄罗斯列宁格勒金属工厂制造的超临界、中间再热、五缸六排汽、单轴、凝汽式800MW汽轮机。
1号机组轴系由高压转子、中压转子、3个低压转子、发电机转子和励磁机转子及每个转子均为双支承结构的14个支持轴承组成,轴系简图如图2.1所示。
图2.1 800MW超临界机组轴系简图各转子之间用刚性联轴器联接,其中低压1转子后侧、低压2转子前后、低压3转子前侧各带有一短节。
除支撑高压转子的两个支承轴承为6瓦块可倾瓦轴承,其余均为椭圆瓦轴承。
低压转子两侧轴承座落在低压缸上,其余的为落地轴承。
1号机组于1999年12月开始调试试运,2000年6月正式投产发电,历时半年。
2.2 机组调试期间振动问题分析和处理2.2.1 低压转子轴承振动诊断和处理(1)振动原因分析和检查处理机组试运初期,定速3000r/min时#5~#7和#9~#11轴承垂直振动幅值明显偏大,尤其是#7和#9轴承,振幅超过60μm。
660MW超临界机组汽轮机振动异常原因分析及优化措施
660MW超临界机组汽轮机振动异常原因分析及优化措施摘要:文章以某火电厂660MW超临界机组出现汽轮机振动异常为例,分析其汽轮机的振动数据和表现出的振动特征,针对可能导致出现此振动异常现象的原因进行逐一排查,在确定振动原因之后对其原因进行深入分析,并采取相应的处理和优化措施,以供参考。
关键词:660MW超临界机组;汽轮机振动异常;原因;优化措施1引言在我国用电负荷不断增加以及火电厂的相关技术不断发展和进步的同时,我国火电厂机组的参数也在不断提高,目前660MW超临界机组已经成为我国火电厂中的主力机型。
在目前此种机型的数量逐渐增多且投入运行时间不断增长的形势下,也暴露出较多的运行中不同类型的故障,而且在这些故障之中,以汽轮机振动异常故障的发生频率为最高,所以通常对于660MW超临界机组来说,判断此机组运行可靠性和安全性的主要依据之一就是汽轮机的振动水平,而且一旦机组运行中出现汽轮机的振动异常问题,则很难在短时间内进行故障点和原因查找以及进行故障处理。
2汽轮机振动数据及振动特征以某火电厂的660MW超临界机组为例,其汽轮机的形式为一次中间再热、单轴、三缸四排汽、凝汽式直接空冷汽轮机,在此机组某日的运行过程中,机组处于空负荷的工况下两个轴瓦的振动幅值都处于正常状态下,但是随着机组运行时间的增长以及启停次数的增加,这两个轴瓦的振动幅值在不断增加,并且在半年多的时间之后,其振动幅值有原先的50μm增加到接近200μm,其振动幅值表现出明显的增加趋势。
在多次对此机组进行振动数据的调取和曲线绘制与分析之后可知,在机组每次启动之后,随着启动次数的增加,其振动幅值也会有所上升,并且在通过临界转速区域时的增加现象更加明显,表现出随着机组启动次数增加而振动指标逐渐恶化的趋势。
机组的冷态和热态启动时的振动幅值存在较大的差别,主要表现在停机过程中过临界振动幅值会比冷态启动的振动幅值大的多。
根据对这两个轴瓦的振动频谱进行分析可知,主要的振动类型为工频振动,占据90%以上。
350MW超临界汽轮发电机组振动异常原因分析及处理
350MW超临界汽轮发电机组振动异常原因分析及处理摘要:汽流激振力产生的部位主要有汽缸内部动静轴向间隙处、径向汽封间隙处,径向汽封间隙主要包括隔板汽封、围带叶顶汽封、过桥汽封及前后轴封处,围带顶隙比隔板汽封、轴封对汽流激振的影响程度更大。
结构设计不当、安装检修质量不达标、运行中转子位置偏移或汽缸位置偏移造成动静间隙周向分布不均,在高负荷工况下高(中)压缸内易引发汽流自激振动问题,且具有反复性。
运行参数设置和配汽方式对机组发生汽流自激振动的负荷门槛值的影响也极其关键。
文献多从运行参数调整或配汽方式调整方面介绍汽流激振控制的手段,但从设备安装检修角度解决汽流激振问题的实例鲜有介绍。
关键词:超临界;汽流激振;门槛负荷值;防旋汽封引言在我国的北方地区,电力系统不仅保障了城市经济的快速发展和居民日常生活用电,而且关系到冬季供暖的民生问题。
因此,加强汽轮发电机组的日常保养与检修维护,保障城市供电,为经济和民生发展保驾护航,已经成为发电厂运维部门的重要工作。
作为高速旋转设备,汽轮发电机组的振动是不可避免的,但是振动超过限值一定程度后,会对电站安全、稳定、连续、经济生产构成较大的威胁,严重威胁电力安全生产活动。
1机组振动情况概述某机组2017年11月经过大修后,于2018年1月16日21:00冲转,至17日凌晨4:30机组升速至2667r/min左右时,5号轴承瓦振达93μm,并有进一步增长的趋势,已严重超标并危及机组安全,必须打闸进行低转速下振动试验分析及动平衡试验处理。
17日~18日在B低压转子上经过1次动平衡加重后,当机组再次启动冲转至2800r/min左右时,发现4号轴承瓦振又超过100μm,同B低压转子一样,不得不打闸停机,在A低压转子上进行动平衡配重,在A低压转子上经过1次动平衡加重,机组于20日14:39时顺利升速至空载3000r/min,轴振最大为2Y振动,达119μm,瓦振最大为3号瓦垂直振动,约37μm,此时,机组轴系振动已完全合格。
某600MW机组高压调门异常抖动分析
某600MW机组高压调门异常抖动分析
2009年福建某电厂2号机组(600MW)的1个高压调门(GV1)出现了剧烈抖动,严重影响机组的安全稳定运行,抖动记录曲线见图1。
该机组系上海汽轮机有限
责任公司引进的超临界、中间再热发电机组,型号为 N600-24.2/566/566。
机组
配有4个高压调门(GV)、采用数字电液调节,由西屋公司配供。
图1 GV1调门异常抖动曲线
通过对现场数据的分析,初步认为原因可能有2种,一种是信号受到干扰,另外一种是VP卡或者伺服阀存在问题。
现场检查发现信号屏蔽线存在两端接地问题。
解除就地的接地端,同时更换了VP卡和伺服阀,并对控制参数进行优化。
调整后进行了阀门驱动试验。
通过上述处理措施,并对阀门重新进行了标定和控制参数优化,2号机组GV1 阀门驱动试验结果及动态投运情况良好,能快速平稳的按照阀门指令动作,满足
机组安全稳定运行的要求。
建议对屏蔽线的接地问题进行排查,保证单端接地,同时伺服阀在进油时一定要保证油质合格
PDF 文件使用 "pdfFactory Pro" 试用版本创建w 。
600MW超超临界汽轮机振动问题分析及处理
600MW超超临界汽轮机振动问题分析及处理汽轮机作为发电系统的重要组成部分,其故障率的减少对于整个系统都有着重要的意义。
汽轮机异常振动是发电厂常见故障中比较难确定故障原因的一种故障,针对这样的情况,加强汽轮机异常振动分析,为发电企业维修部分提供基础分析就显得极为必要。
标签:汽轮机;600MW机组;振动处理汽轮机异常振动时汽轮机运行过程中不可避免的故障,汽轮发电机组振动的原因很多,振动的大小在一定程度上不仅影响到机组的经济性,而且直接关系到机组的安全、稳定运行。
文章就某发电厂600MW机组异常振动的原因进行分析,并提出处理意见。
1、600MW机组振动故障的表征近年来,通过对多台600MW机组进行了现场实测和处理,根据机组的现场记录数据,对国内同型机组的振动状况做了简单调研,600MW机组振动主要分为两类,瓦振和轴振。
这些振动故障对国内多个电厂该型机组的安全投运和工期造成较大影响。
业主为了配合振动测试查明问题所在,在调试阶段需要多次启机;为实施现场处理,又需要专门安排停机检查或做动平衡,耗费物力财力,延误工期。
2振动故障产生原因根据对数台600MW机组数据和相关情况分析研究,得到关于振动故障的具体原因:一是气流激振;二是制造阶段发电机转子热变形老化;三是摩擦振动3汽轮机组常见异常震动的分析与排除引起汽轮机组异常振动的主要原因有以下几个方面,汽流激振、转子热变形、摩擦振动等。
针对着三个主要方面以下进行了具体的论述。
3.1汽流激振现象与故障排除汽流激振有两个主要特征:一是应该出现较大量值的低频分量;二是振动的增大受运行参数的影响明显,如负荷,且增大应该呈突发性。
其原因主要是由于叶片受不均衡的气体来流冲击就会发生汽流激振;对于大型机组,由于末级较长,气体在叶片膨胀末端产生流道紊乱也可能发生汽流激振现象;轴封也可能发生汽流激振现象。
针对汽轮机组汽流激振的特征,其故障分析要通过长时间(一年以上)记录每次机组振动的数据,连同机组满负荷时的数据记录,做出成组曲线,观察曲线的变化趋势和范围。
某电厂超临界汽轮发电机组轴承轴振动不稳定的原因分析及处理
某电厂超临界汽轮发电机组轴承轴振动不稳定的原因分析及处理摘要:此次分析论证的某电厂4×350MW超临界汽轮机配套的水氢氢冷发电机,在该厂#1、#2机组首次启动过程中均出现发电机5号、6号轴承轴振动在3000r/min时持续增大无法稳定的现象。
通过分析论证,制定了处理措施,并进行实施。
然后在#3机组安装过程中通过摸索实践、认真分析确定了产生发电机5号、6号轴承轴振动的真正原因并制定了针对性的处理措施,严格进行了实施,保证了机组各轴承振动在启动、带负荷等各阶段处于优良水平。
关键词:发电机轴承轴振动油膜压力发电机标高引言:该厂汽轮发电机组的汽轮机为东方汽轮机集团生产的NJK350-24.2/566/566型超临界、一次中间再热、双缸双排汽、间接空冷、凝汽式汽轮机,与之配套的发电机为哈尔滨电机厂生产的QFSN-350-2型水氢氢冷发电机。
汽轮机设有四副支撑轴承和一副推力轴承,依次从汽轮机前箱向后布置,分别为1号轴承、2号轴承、推力轴承、3号轴承、4号轴承。
发电机设有两幅支撑轴承,机侧向励侧排序,分别为5号轴承、6号轴承。
汽轮机1号、2号轴承为可倾型轴承,汽轮机3号、4号轴承及发电机5号、6号轴承为椭圆型轴承。
一、#1机组问题发生的原因分析及处理:1、问题发生经过:1.1#1机组完成安装吹管、静态试验合格后,首次冲转过程中升速率100r/min,定速500r/min摩检合格,机组打闸。
机组重新挂闸,采用中压缸、正暖投入方式启动,机组转速升至1350r/min时发电机前轴承振动大机组打闸,查看机组振动曲线及频谱此转速为发电机第一阶临界,(启动前将发电机临界区设为1100—300r/min)。
将发电机临界区修改为1200—1400r/min后机组重新启动,机组转速升至1000r/min暖机2小时。
机组转速升至1500r/min暖机2小时。
机组1500r/min暖机轴系参数如表1所示:1.2在机组1500r/min暖机过程中,由于汽轮机1号轴承y向轴振动持续增大至128μm手动打闸,经检查前箱安装的Y形喷油管断开碰磨转子造成轴振增加,经确认无误后,盘车至偏心恢复至原始值23μm后汽轮机重新挂闸,采用中压缸、正暖投入方式启动。
超临界600MW机组试运期间调门摆动及突关事件分析
司提供 的 IA 系统 , 成一个 控 制环 网 , 用两 对互 / 组 采
为备用 的 冗 余 C P来 实 现 0A( 作 员 自动 ) AT 操 、 C
( 自动透 平 控制 ) E ( 机危 急 遮 断 系 统 ) 、 TS 汽 三个 基 本功能 。所有重要 的跳机 信 号都 采 用 3取 2的表 决
调门伺 服 卡 或 L T 故 障 的 确会 引起 调 门关 VD 闭 , 只会 使 出现故 障的 调 门发 生关 闭 , 但 而不会使 所 有 8个 调 门都关 , 而且 所 有 调 门 都 出现 故 障 的概 率 几 乎 为 0 更 何 况从 历史 趋 势 画面 中可 以发 现 : ; 当所 10 5 MW 负荷 , E 采用 本地控 制 ( 阀方式 ) 调 门 D H 单 , 开度 1 , EH 厂家 开 始 首次 试 投 功 率 回路 , 0 D 回路 投上 3分钟 后 , 突然 之 间汽机 所有 调 门全 关 , 机组 负
关键词
超 临界
汽机
调 门摆 动
1 前 言
某 电厂 6 0 0 MW 超 临界 机组 系 哈尔 滨汽 轮 机有 限责 任 公 司 生 产 的 国 内首 台 C N6 0 4 2 5 6 L 0 —2 . / 6 / 5 6型超 临界一 次 中间 再热 、 缸 四排气 、 6 三 单轴 、 背 双 压汽轮机 , 汽机启 动方式 为 高 中压缸 联合 启 动方 式 。 汽机挂 闸后 , 中压 主 汽 门全 开 , 压 调 门全 开 , 由 高 先 高 压主汽 门冲 转 , 制 转速 升 到 2 0 rmi 切 换 控 9 0 / n时 到高压调 门控 制 , 然后 转速 升 到 3 0 rmi 并 网 0 0 / n后 带 负荷 。每 台机组 配有两 个高 压 主汽 门 ( V) 四个 T 、 高 压调门 ( GV) 两个 中压 主汽 门 ( S 和 四个 中压 、 R V) 调 门(V) E 数 字 电 液 调节 系统 ) 制 系 统 在 I 。D H( 控
350 MW 超临界机组负荷波动原因分析及
350MW 超临界机组负荷波动原因分析及解决措施吕建,王映奇,闫星磊(山西世纪中试电力科学技术有限公司,山西太原030001)摘要:机组负荷波动严重影响火电厂的经济效益和电网的安全稳定运行。
结合某电厂出现的伺服卡参数设置不当导致汽机调门摆动引起负荷波动,深入分析了负荷波动的原因,并提出了相应的解决措施,为火电厂解决同类问题提供了参考借鉴。
关键词:负荷波动;调门摆动;伺服卡;参数设置中图分类号:TM621文献标志码:A文章编号:1671-0320(2022)06-0040-030引言随着火力发电机组的不断发展,机组容量也在不断扩大,电网对电能质量的要求越来越高。
在《电力系统调度管理规程》中明确规定:系统频率标准为50Hz ,偏差不得超过±0.2Hz 。
因此,要求机组一次调频功能可靠投入,提高电网负荷变化时频率响应能力,保持系统频率在允许范围内。
某厂在进行一次调频试验时出现机组负荷波动较大,不符合《火力发电机组一次调频试验及性能验收导则(GB/T30370—2013)》的规定,试验结果不合格。
分析造成负荷波动的原因并加以解决,确保高质量的电力供应是本文探讨的关键。
1系统简介某电厂汽轮发电机组采用上海汽轮机厂生产的超临界机组,型号为CJK350-24.2/0.4/566/566,一次中间再热、单轴、双缸双排、间接空冷(两机一塔)、凝汽式汽轮机[1],其数字电液控制系统DEH (digital electro-hydraulic control system )采用国电智深EDPF-NT Plus 控制系统,汽轮机DEH 控制系统属纯电调型,机组共配置6个调门,分别为4个高调门和2个中调门,调门类型均为MOOG 阀,机组在并网带负荷后中调门全开。
DEH 伺服模块采用国电智深EDPF-VC (六线制)系列,具体采用EDPF-VC0106G (±10V )模块。
调门控制回路原理构成如图1所示。
600MW汽轮机高压调门阀座松动的原因分析、处理与防范措施
600MW汽轮机高压调门阀座松动的原因分析、处理与防范措施摘要:简要介绍了600MW超临界机组高压调门阀座松动的原因,对现场更换高压调阀阀座的进行了说明,提出了汽轮机组运行时防止阀座松动的措施。
关键词:高压调阀;阀座松动;镗削;防范措施0 引言某电厂汽轮机组均采用某大型知名汽轮机有限公司引进技术生产的超临界、一次中间再热、三缸四排汽、单轴、凝汽式汽轮机,型号为N600-24.2/566/566。
汽轮机的控制系统采用OV ATION公司生产的电液调速系统,机组设置12个油动机,分别控制2个高压主汽门,4个高压调速汽门,2个中压主汽门,4个中压调速汽门。
高压调门用于调节进入汽轮机高压缸的蒸汽流量,以适应机组负荷变化的需要,虽然调节汽门的严密性是不如主汽门,但在汽轮机打闸后用于快速切断汽轮机进汽、停机的保护装置,用压力油控制快速关闭和开启。
其中,该电厂高压调阀调节顺序为1-2-3-4,即高调门用于调节汽轮机的进汽量。
1 高压调阀结构简介某电厂高压调阀为为单座提升式阀,每个阀碟由阀碟螺母和阀套两件制成,以使与阀杆成挠性连接。
调节阀是由轴向弹簧关闭和轴向油动机开启。
调节阀设计关闭时间是0.2s。
调节阀的阀座镶嵌在阀壳底部凹槽上,两个调节阀阀盖用垫片和螺栓连接到调节阀阀壳顶部。
调节阀阀盖和调节阀阀壳体接合面是用预应力这些螺栓来密封。
2 原因分析阀座松动的根本原因是主蒸汽温度持续快速下降阀座收缩,阀壳与阀座出现间隙,导致阀座松动,阀座在蒸汽流的作用下产生高频振动,阀壳与阀座由于高频振动而产生磨损,阀壳与阀座间的摩擦力下降,因为高压调阀在正常运行时频繁动作,阀壳与阀座磨损后不能保证设计的过盈量,当摩擦力小于蒸汽力时,即使在正常运行条件下阀座也会产生振动,阀壳与阀座继续磨损,阀壳与阀座产生更大间隙,最后导致阀座松动,阀座与阀壳分离,调节阀的压力损失增大,致使主调阀效率降低。
某公司在08年底#1机大修时检查阀座松动,对其割除返厂处理,当时处理工艺为将过盈间隙由0.22mm放大到0.28mm,对阀座边缘焊接固定,同时该汽轮机有限公司为防止高调门阀座松动,于09年底起使用新型阀座:阀座材质由10325PJ变更为X10CrMoVNb9-1;阀座结合处长度增加30mm;阀座配合紧力由0.21mm增大至0.30mm。
630MW超临界汽轮机启动过程中振动大原因分析及处理
630MW超临界汽轮机启动过程中振动大原因分析及处理一、系统介绍宿州公司2号机组汽轮机为上海汽轮机有限公司设计制造的超临界、一次中间再热、三缸四排汽、凝汽式汽轮机,型号为N630-24.2/566/566型。
额定功率为630MW,最大连续出力648MW。
汽轮机采用高中压合缸结构,低压缸为双流程反向布置。
机组采用复合变压运行方式,汽轮机设计有八级非调整回热抽汽,高压缸共有一个冲动式调节级和11个反动式压力级,中压缸共有8个反动式压力级,低压缸共有2×2×7个反动式压力级,全机结构级共有48级。
二、事情经过2022年10月29日7:51,公司#2机组调停备用,2022年11月9日00:40,#2机主汽压力3.8MPa、温度465℃,再热器压力0.14MPa、温度416℃,给水流量405t/h,轴封压力18KPa,轴封供汽温度245℃,低压轴封温度分别为117℃、98℃,润滑油温42℃、油压0.1MPa,凝汽器真空88KPa,转子偏心56μm,缸胀10mm,高压缸胀差1.9mm,低压缸胀差5.5mm,调节级上下缸温度为191℃、177℃,高中压缸上下缸温差分别为16℃、18℃、17℃,蒸汽品质合格,#2机组参数满足冲转要求。
汽轮机冲转升速操作,升速到600rpm时打闸进行摩擦检查,检查正常后重新挂闸,01:23冲转升速至2350rpm进行暖机。
02:20,缸胀10.7mm,高压缸胀差4.4mm,低压缸胀差3.4mm,3X/3Y、4X/4Y、5X/5Y振动由78/84、65/50、38/36μm开始缓慢上涨至130/139、81/64、65/66μm,#3、#4、#5轴承温度:76℃、70℃、75℃,低压轴封温度分别为105℃、53℃,其他各轴承振动、温度正常。
03:55 #2汽轮机转速2350rpm,缸胀13.9mm,高压缸胀差6.4mm,低压缸胀差4.9mm,3X/3Y、4X/4Y、5X/5Y振动缓慢上涨至141/148、69/60、72/85μm,#3、#4、#5轴承温度:76℃、70℃、75℃,低压轴封温度分别为105℃、92℃,其他各轴承振动、温度正常,因#3轴承振动大,#2机组打闸。
- 1、下载文档前请自行甄别文档内容的完整性,平台不提供额外的编辑、内容补充、找答案等附加服务。
- 2、"仅部分预览"的文档,不可在线预览部分如存在完整性等问题,可反馈申请退款(可完整预览的文档不适用该条件!)。
- 3、如文档侵犯您的权益,请联系客服反馈,我们会尽快为您处理(人工客服工作时间:9:00-18:30)。
超临界机组调门晃动原因分析及处理
刘冰
(大唐淮南洛河发电厂 232008)
摘要:洛河电厂三期两台超临界机组在正常运行中,绝大多数高、中压调门都出现大幅度晃动现象,不仅影响机组负荷的正常调节,更严重是影响到EH油管路系统的安全运行,对机组的安全运行造成极大威胁。
本文重点分析可能产生的原因、具体的处理过程及处理后的效果,以期对同类问题的解决有所借鉴。
关键词:调门调节晃动安全
一、概述
大唐淮南洛河发电厂三期设计为2×600MW超临界机组。
DEH系统采用的是北京ABB贝利控制有限公司的Simphony分散控制系统,含ATC和BTC两大控制功能,布置在一个PCU柜中,分两对BRC控制(BTC控制逻辑布置在#3BRC;ATC控制逻辑布置在#5BRC)。
两台机组在正常运行中一直存在高、中压调门大幅度晃动的重大安全隐患。
由于三期两台机组汽轮机调门的油管路敷设太长,因此调门的晃动也造成了油管路的大幅度晃动,对EH油系统的安全运行造成极大威胁;机组处于顺序阀方式下运行时,调门的大幅度晃动对机组的负荷调节也产生重大影响,因此汽轮机调门的晃动对机组运行的安全性和经济性都造成了特别大的影响。
针对这一重大隐患,热控人员经过长期的跟踪、分析,通过不断试验并根据分析结果采取针对性措施进行处理,目前已经消除了这些隐患,保证了机组的安全稳定运行。
二、调门晃动的可能原因分析
调门的晃动从根本上说是由于油动机的油缸不断处于进油和回油状态中,无法保持动态平衡引起的。
因此要想解决调门晃动问题,首先要清楚调门的伺服控制原理,确定哪些因素会造成调门晃动。
调门的伺服控制回路(如图一所示)包括:液压伺服阀控制子模件IMHSS03卡(含伺服放大器、LVDT信号转换、偏差信号比较)、电液转换器(伺服阀)、LVDT位移变送器三大部分。
图一、伺服控制回路图
经过DEH系统运算处理后的流量指令经过阀门管理回路的“凸轮特性”转换后,形成阀门的开度指令,该指令与调节汽阀反馈信号(LVDT信号)的偏差形成欲开大或关小调节汽阀的电气信号由伺服放大器放大后,在电液转换器—伺服阀中将电气信号转换成液压信号,使伺服阀主阀移动,并将液压信号放大后控制高压油的通道,使高压油进入油动机活塞下腔,油动机活塞向上移动,经连杆带动汽阀使之启动,或者是使压力油自活塞下腔泄出,借弹簧力使活塞下移关闭汽阀。
当油动机活塞移动时,同时带动线性位移传感器(即LVDT),将油动机活塞的机械位移转换成电气信号,作为负反馈信号与计算机处理送来的信号相加(实际是相减),只有在原输入信号与反馈信号相加使输入伺服放大器的信号为零后,这时伺服阀的主阀回到中间位置,不再有高压油通向油动机下腔或使压力油自油动机下腔泄出,此时调节汽阀便停止移动,并保持在一个新的工作位置。
从上述调门的伺服控制原理可以看出造成调门晃动的原因是多样的,我们针对调门晃动将调门输出指令强制,即阀位输出指令不变,但调门仍然晃动,排除了DEH系统调节原因造成的调门晃动,说明由液压伺服阀控制子模件(HSS03卡)、控制电缆、电液伺服阀、LVDT构成的闭环控制回路存在问题。
从上述伺服控制回路的工作原理图中可以分析出调门晃动的主要原因可能有以下几个:两路伺服输出的指令信号不稳定、功率放大器的输出有问题、控制电缆有干扰信号或接线端子接触不良、就地伺服阀故障、LVDT反馈装置故障。
其中LVDT反馈装置故障又有许多种情况:LVDT磨损或断裂、线性差、前置放大器的工作频率接近(对双路LVDT而言)、LVDT安装位置不佳等。
通过对#5、#6机调门动作情况长期跟踪和分析研究,公关小组运用故障排除法逐一对可能的原因进行分析,不断试验,最终查明了全部原因,排除了所有故障,解决了调门稳定运行的安全隐患。
三、调门晃动原因分析及处理过程
1、中调门晃动原因分析及处理
所有的中调门在机组正常运行中是处于开完状态的,日常从CRT上是观察不到调门抖动的,最先确认中调门抖动是就地巡视检查时发现的,在就地能够观察到中调门在完全开启状态下有轻微抖动。
在就地和HSS03卡的输出端子上测量调门输出指令信号(即伺服阀的线圈信号),输出信号在3.6V左右(伺服阀线圈电阻约40欧姆,输出电流近100mA),这个控制信号对伺服阀线圈而言有点太大,造成伺服阀进油口长期处于全开状态,进油管路EH油流量很大(就地手摸油管路能够明显感觉到油流量很大),大而不均的油流造成油管路晃动,从而也造成中调门在全部开启状态下抖动;而且伺服阀长期处于大信号控制下,也大大缩短了伺服阀的运行寿命。
我们认为这一现象是由于厂家在调试时未完全整定好造成的,因此利用机组停运机会,对所有中调门进行重新的调试和整定,整定后的中调门在输出指令为100%的情况下,所有伺服阀线圈接受的信号都在0.2V—0.5V之间,就地观察油管路和调门抖动现象消失了,机组启动运行后,中调门再未出现过抖动的现象。
(#6机组#2中调门例外,经过检查发现是LVDT故障,更换后正常)。
2、高调门晃动原因分析及处理
高调门抖动情况和中调门完全不一样,因为高调门在机组正常运行中是处于调节状态。
因此高调门的晃动原因就比较复杂,我们在处理过程中也是根据可能影响调门晃动的因素进行排除法分析、试验,并根据试验结果来确认具体原因,并根据不同的原因采取了不同的处理措施。
2.1我们在分析过程中发现大部分高、中压调门两路伺服阀线圈信号不完全一致,伺服阀两路输出信号不一致会使伺服阀两组线圈所产生的磁场不一致,会对伺服阀内部拨叉的正常动作造成影响,
使拨叉产生抖动,从而使油动机进、回油不均,造成调门的抖动。
我们根据一二期的经验,对所有的高、中压调门的两路伺服阀线圈信号进行并联连接,使两路信号保持一致。
从运行结果看大部分调门抖动和油管路晃动现象消失,但#6机的GV2、#5机的GV3晃动仍未能够解决,机组运行中这两个调门的晃动现象依旧。
2.2为解决#6机组GV2运行中晃动问题,利用#6机停运机会,对GV2进行了数次试验以确认具体原因:
1)、将运行正常、调门不晃动的#6机GV4的液压伺服阀控制子模件HSS03卡和晃动严重的#6机GV2的卡件对换使用,GV2晃动现象依然存在,因此可以排除卡件因素造成的调门晃动。
2)、将#6机GV2从控制柜到就地的控制电缆及屏蔽线重新进行绝缘检查并将接线端子进行紧固,调门抖动现象依然存在。
随后把GV2的控制电缆接到GV4,将GV4的控制电缆接到GV2,就地依然为GV2晃动。
综合以上两点排除控制电缆问题,以及信号接线端子松动及回路干扰问题。
3)、联系机务更换#6机GV2伺服阀,更换后调门晃动现象没有明显改善,因此也可以排除伺服阀问题。
4)、在排除以上几个影响因素之后,我们将重点放在LVDT反馈装置上。
简单检查LVDT反馈信号及线圈电阻并无明显缺陷,但将控制指令和实际行程进行测量比较发现,GV2行程线性差,控制指令和行程反馈不完全一致,初步判断LVDT反馈线性差。
在通过与其他正常调门细致对比发现,#6机GV2的反馈全行程信号(全行程信号为13V左右)比其他的正常调门(17V左右)要小,反馈线圈电阻值明显偏低,导致闭环调节时因控制精度低而使调门发生抖动现象。
确认原因后更换线圈阻值较大的反馈杆,并尽量将零位与满度信号调整对称,静态调试中调门不再抖动,机组启动后观察#6机GV2,晃动现象得到有效的解决。
我们根据同样的分析解决了#5机组GV3晃动问题。
下面两张图为#5机组GV3处理前后效果比较图(见图二、图三)。
图二、#5机GV3处理前调门晃动情况
图三、#5机GV3处理后调门动作情况
四、结束语
对于超临界机组的高调门LVDT的安装这里做重点提示:LVDT的安装必须要精确,保证LVDT安装牢固,且与阀杆要绝对平行,不可有倾斜。
因为上汽厂配套的高调门全行程只有55mm,对应调门0-100%开度,每1%的开度对应实际行程0.55 mm,而高调门99%流量由调门45%的开度承担,即只有调门下部25 mm的行程为有效行程,因此对LVDT的安装要求是相当高的,如果LVDT安装与阀杆有一定角度,不仅会影响调门的流量特性,也会因LVDT线性发生变化从而造成调门的调节晃动,严重的话还会造成LVDT 的磨损或断裂,直接影响机组的安全运行。
为了保证调门的正常运行,机组停运时对调门进行静态调试和重新整定、对LVDT的安装情况进行仔细检查是很有必要的,这样能够及时发现问题,而且机组停运时对发现的问题进行处理既安全又方便。
如此多的调门在机组运行中晃动,对机组的安全稳定运行造成极大威胁,调门的抖动传递到油管路上后被放大,造成油管路大幅度的晃动,这种晃动如不引起重视,可能会造成灾难性的后果——长期晃动会造成油管路断裂,从而引起EH油泄露而发生机组非计划停运。
因此从开始阶段我们就高度重视调门晃动问题,对于一些容易处理的我们及时进行了处理,对一些棘手的个例我们进行了长期的跟踪、试验,对所有的调门的抖动现象都进行了仔细认真的分析,并根据分析结果采取了针对性的措施,经过处理后现在所有的调门都能够保证稳定运行、正常调节,调门晃动问题的解决也保证了机组的安全、经济、稳定运行。
参考文献:
[1]《汽轮机数字电液控制系统DEH》,新华控制工程有限公司,2006。