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1、第九讲 汽轮机辅助设备 及系统的故障分析与诊断,第一节回热系统的故障特性分析一、给水回热加热与火力发电厂安全经济运行 回热加热系统是现代化火电机组主要热力系统之一，它由高压加热器、除氧器、低压加热器及连接管道和阀门组成。其中的高压加热器在高温、高压条件下工作。长期以来，由于设计、制造、安装和运行等各方面的原因，高压加热器系统的故障频繁出现、投人率低，已成为影响大机组等效可用系数的第二位因素，仅次于锅炉爆管。就是在高压加热器的有限的投入率下，由于给水侧短路现象的存在，给水温度也会严重偏离对应负荷下的给水温度，严重影响了大机组高效低耗优越性的正常发挥，甚至威胁主机或其他设备的安全运行，引起严重的设
2、备损坏故障。 对于发电厂的锅炉来说，给水温度是其设计的重要参数之一。进入锅炉的给水温度的变化会影响锅炉水冷壁、过热器、再热器等各部位的吸热量分，同时也影响锅炉内各部位的温度分布，影响锅炉的燃烧情况。如果给水加热的一部分不能投人运行(如高加停运)，就会影响锅炉的正常运行，甚至导致锅炉故障。 很多发电厂的汽轮机，其隔板、喷嘴、叶片等，是按有抽汽供给给水加热器的情况设计的。在一定负荷下如果给水加热器的一部分停运，减少了抽汽，就可能造成汽轮机一部分隔板、叶片等部件所受的力超过设计允许值。所以，有些汽轮机对停用加热器时的机组发电出力有所限制，如国产125MW和200MW机组在高压加热器停用时要限制负荷1
3、0。但也有一些机组，加热器停用时机组发电出力不受限制，甚至有的机组还允许在停用加热器时超出力运行。,给水加热器不能正常运行，还常常威胁主机或其他设备的安全运行，甚至引起严重的设备损坏事故。给水加热器管系泄漏或其他原因引起加热器汽侧满水，使水经过抽汽管道进人汽轮机，造成汽轮机汽缸变形，胀差变化，机组振动，动静碰磨，大轴弯曲，甚至叶片断裂等事故。这类由于加热器故障而引起汽轮机进水的事故，在国内外发生过多起。在国内，发生过因加热器故障，给水联动装置失灵，引起锅炉断水停炉的事故；发生过高压加热器的蒸汽冷却器内部钢管泄漏，引起高压加热器汽侧满水，而危急疏水门、电动进汽门、给水旁路联成阀均失灵，汽侧安全阀
4、设置不合理，以致高压加热器汽侧壳体爆破的事故；发生过给水加热器疏水管路冲刷泄漏，水喷向发电机，以致发电机出口电压互感器短路的事故；发生过高压加热器疏水系统运行不当，疏水管道剧烈振动，被迫停机的事故；发生过疏水管道弯头磨薄、爆破，喷出热水烫死人的事故。 有关统计资料表明，回热系统对电厂效率的影响很大，给水温度降低10，热耗率增加约04。大容量机组的高压加热器若不能投人运行，将使机组出力降低810，煤耗率增大35。另外，高压加热器发生事故还会严重威胁锅炉、汽轮机的安全。所以。应用先进的诊断技术及早发现回热系统的故障并及时采取相应措施，把故障损失降低到最小程度，提高整个电厂循环的热经济性，是亟待解决
5、的任务。,二、影响回热系统可靠性的因素 在火力发电厂中，为了把锅炉给水的温度加热到设计值，需要设置若干台加热器串联运行。很显然，串联系统能否正常工作取决于系统中所有设备能否正常地执行其功能。某一设备发生故障，就会使整个系统失效，其故障率是组成系统的各部件的故障率之和。影响整个回热系统的可靠性的因素有： (1)系统中单元数的多少。组成系统的单元(部件)数越多系统的故障率就越高。即使是各单元的可靠度很高，在单元数很多的情况下，系统的可靠度也不高。对于汽轮机组而言，随着单机容量和主蒸汽参数的提高，回热级数的增加，回热系统复杂度的增加，机组可靠性将下降。 (2)系统中单元可靠度。在回热系统中有许多单元
6、，且每一个单元的可靠度是不相同的。有些单元(如低压加热器)的可靠度在较长时间内可以维持较高的值，而有些单元(如高压加热器)的可靠度随时间的变化下降得根快。在一个串联系统中，可靠度最小的单元对整个系统的可靠度的影响最大。事实上，高压加热器的可靠性对整个回热系统的可靠性有着决定性的影响。 (3)执行工作任务的时间。对于同一个单元或同一个系统，随着工作时间的增加，其可靠度是逐步下降的。当可靠度下降到一定值后，系统(或单元)就不能稳定工作，这时需要通过适当的维修来提高系统(或单元)的可靠度。 (4)运行操作水平。随着机组参数的不断增加，高压加热器的单件体积也越来越大，大形锻件和厚板材的普遍使用，致使限
7、制热应力冲击的要求也越来越严。为了避免过大的热应力冲击加热器本体，造成不必要的损失，加热器(特别是高压加热器)的起停应严格遵守温升率和温降率的规定。研究表明，温升率和温降率应控制在185min之内，最多不超过37min，温度变化率的增大，使加热器的故障率增加、可靠性下降、寿命缩短。,四、提高回热系统可靠性的技术措施 为了提高回热加热系统的可靠性，可采取如下几个方面的技术措施： (1)提高系统中的单元可靠度特别是薄弱单元的可靠度。对一个串联系统而言，系统的可靠度是各单元的可靠度的乘积。当系统中一个或若干个单元的可靠度明显小于其他单元的可靠度时，提高这些薄弱单元的可靠度，可大大提高整个系统的可靠度
8、。提高薄弱单元可靠度的方法主要有：优化单元本身的结构；选用高强度材料；提高加工工艺水平。 (2)加强对关键设备的运行监测与状态诊断。加强回热系统中的关键单元(如高压加热器)的运行监测，实施在线诊断是提高系统可靠度的重要措施。对系统中的关键单元进行在线监测和诊断可以及时了解设备的当前状态，预测设备状态的发展趋势，诊断出设备发生的故障，从而及时采取适当的运行和维修措施，将事故消除在萌芽状态，达到提高系统可靠度的目的。 (3)提高运行水平。运行操作水平是影响系统可靠度的一个重要因素。运行操作水平高，可将加热器(或阀门、管道)的关键零部件的应力水平控制在允许范围内，延长系统中各单元的寿命，提高系统的可
9、靠度。在运行过程中，应严格控制加热器材料的温升率和温降率，其中控制温升率比控制温降率对加热器的可靠性更为重要。控制温度变化率的可行方法是监视加热器出口给水温度的变化。 (4)设置性能可靠的保护系统。如果加热器发生故障或传热管泄漏，将使高压水漏入壳体，使正常水位发生波动，甚至水从抽汽口进人汽轮机，导致汽轮机进水。所以，为了锅炉的连续供水和确保汽轮机的安全运行，必须对高压加热器系统设置保护系统。回热加热系统的保护系统主要有：给水旁路系统。给水旁路系统主要有大旁路和小旁路，其中大旁路系统主要用于小功率机组的高压加热器上，而小旁路常用于300MW及以上机组上。安全阀。当加热器管系泄漏时，会引起汽侧压力
10、增加，当汽侧压力超过一定值时，安全阀动作，汽侧迅速泄压，可防止加热器爆炸。,第二节 高压加热器的故障原因分析 导致高压加热器发生故障而不能正常工作的原因很多，主要体现在以下几个方面： (1)高压加热器内部管系泄漏。内部泄漏是高压加热器最为常见的故障之一，在导致高压加热器停运的原因当中，内部管系泄漏列在首位。高压加热器出现内部泄漏时将严重影响汽轮机组的安全运行，如使汽轮机进水、高压加热器爆炸等。当高压加热器出现内部管系泄漏故障时，若高压加热器运行过程中的抽汽参数基本正常，会出现疏水水位升高或疏水调整门开度增大(或二者同时出现)，给水温升减小，疏水温度降低，给水进、出口压差增大等现象。导致高压加热
11、器内部管系泄漏的原因主要有管束振动产生裂纹、管子与管板之间连接松动、管子腐蚀、管子磨损、超压爆管、管子材质差和工艺不良等。 (2)疏水调节装置、热工自动与热工保护装置故障。这与设备的选型、调整、维护水平有关。若疏水调节装置、热工自动与热工保护装置(或加热器的疏水闰)出现故障，将导致疏水阀的开度异常，可能出现两种不同的结果。一种是加热器满水，淹没管束从而导致给水温升减小，抽汽量明显减少，端差增加；另一种是加热器无水位运行，疏水温度增加，本级抽汽明显增加，下一级抽汽量减少，同时，本级抽汽漏人下一级，降低了蒸汽的能量使用品位。 (3)排气管道故障。当排气管道出现故障时，加热器内的不凝结气体增加，传热
12、系数降低，致使给水端差增大。如果高压加热器运行投有过负荷，且各运行参数基本正常，此时，由于蒸汽的分压力下降将导致疏水端差(下端差)略有减小。 (4)传热面结垢。在运行参数基本正常的情况下，当传热面结垢时降低了传热系数，致使给水端差增大，疏水端差也有所增大。 (5)高压加热器内部进出水侧短路。当各运行参数及进出水温度正常时，若高压加热器内部进水侧与出水侧短路，将会出现给水端差增加，给水温度下降进、出口给水压差减小等现象。 (6)给水水路管束堵塞。当给水水路管束堵塞时，给水端差将增加，进、出口压差会明显增大。 (7)抽汽管路异物堵塞。当抽汽管路中有异物时，将使蒸汽的通流面积减少，流动阻力增加，从而
13、出现给水温升明显减少端差显著增加，疏水流量明显减小的现象。,第三节 高压加热器管系泄漏的故障机理分析 一、因管束振动引起的管系泄漏 1管束振动损坏的机理 具有一定弹性的管束在壳侧流体扰动力的作用下会产生振动，当激振力频率与管柬自然振动频率或其倍数吻合时，将引起管束共振，使振幅大大增加，造成管束损坏。 管束的自然频率取决于管束的几何特性、管材、流体介质特性等，而壳侧流体的激振频率又与其流速及流动区域的几何特性有关。 管束振动损坏的机理主要有：由于振动而使管子或管子与管板连接处的应力超过材料的疲劳持久极限，使管子疲劳断裂。振动的管子在支撑隔板的管孔中与隔板金属发生摩擦，使管壁变薄，最后导致破裂。
14、当振幅较大时，在跨度的中间位置相邻的管子会互相摩擦，使管子磨损或疲劳断裂。所以，当发现管束在支撑隔板的管孔处发生磨损或在跨度中间位置处磨损或断裂时，应考虑到管束振动损坏的可能性。 2管束振动的原因 管束振动是管壳式加热器中普遍存在的问题，U形管高压加热器也不例外。管束发生振动，在运行过程中必须存在激振源。 这一激振源就是流体的流动。在换热器中，流体分纵向流动和横向流动，而纵向流动又分为管内纵向流动和管外纵向流动。一般情况下(除非流速极高的场合)，纵向流动所产生的激振作用很小，危害性不大，可以忽略。横向流动产生的激振作用很大，能产生较大振幅的振动，对管子的危害也最大。,3管束发生振动损坏的重要位
15、置及原因 (1)过热蒸汽冷却段。过热蒸汽冷却段是发生管束振动损坏可能性最大的区域。蒸汽冷却段壳侧是按通过过热蒸汽来设计的，汽流设计速度比较高，一般为3040m/s。有两种情况可能会使汽流速度大幅度增加：一种是高加超负荷，使得蒸汽的流速超过设计值；另一种是蒸汽压力大幅度降低，蒸汽的比容增加，导致蒸汽的容积流量增加，蒸汽流速超过设计值。 (2)主凝结段。主凝结殷内的管束振动可能发生在两个部位，即U形管弯头处和直管段。在U形管弯头处，管子的自由长度一般比直管段大得多，尤其是外层管子。自由长度大，则自然频率低，容易产生共振。特别是有些卧式高压加热器，通常将上级疏水人口设在U形弯头附近，疏水在那里扩容蒸
16、发，产生很大的扰动。如果疏水入口处的防冲板设计不合适，那么引起管束弯头部分振动的可能性将更大。振动会使弯头部分的管子破裂或折断。直管段的振动损坏一般发生在管束支撑隔板布置不合理、管子跨度较长、壳侧汽流速度较大的区域。 (3)疏水冷却段。疏水冷却段中壳侧疏水的紊流比较大，因而产生的激振力也比较大。尤其当低水位或无水位运行时，汽水混合物以比设计值高得多的速度流经疏水冷却段，更容易引起管束的振动。由于设计或运行上的原因若在疏水冷却段内发生闪蒸现象，则同样也可能引起管束的振动。,二、因腐蚀引起的管系泄漏 腐蚀损坏是高压加热器管束损坏的一种常见形式，尤其对碳钢管高压加热器腐蚀现象更为普追。通过对发电厂中
17、近80台高压加热器的调查，发现有30的设备损坏事故是由腐蚀引起的。通常所见的腐蚀种类有： (1)电化学腐蚀。换热器的管子和其他部件均与水、蒸汽和各种介质接触发生腐蚀，在腐蚀过程中，金属原子失去电子及其他物质得到电子的氧化还原反应，即构成了原电池，发生电化学腐蚀。在加热器中，表面质量的差异、内部缺陷、材质不同、所处的环境不同等都会产生金属间的电位差异，从而引起电化学腐蚀。 (2)氧腐蚀。由于给水和蒸汽中都会溶解一定的氧，所以，加热器在运行过程中和停运过程中都可能发生氧腐蚀。发生氧腐蚀时，金属表面有鼓疤形成。由于腐蚀产物的不同，鼓疤的大小和颜色有较大的差异。在鼓疤下面，便是由腐蚀而形成的小坑。 (
18、3)应力腐蚀。应力腐蚀破裂是指在应力和特定腐蚀介质的共同作用下引起的金属破坏。其特点是：大部分表面未被破坏，只有部分细裂纹穿透金属。这种破坏可以发生在设计应力范围内，因此，后果严重。影响应力腐蚀破裂的因素有：温度、介质成分、金属成分、应力以及零件的结构。随着应力的增加，产生破裂的时间缩短。随着使用温度的提高，破裂的速度加快。在同样的应力条件下，在单相水溶液中的腐蚀速度比有相变发生时慢。 (4)碱腐蚀。加热器的碱腐蚀是由于水中存在游离状态的NaOH，它在水垢或其他附着层中局部浓缩至很高的浓度时，引起了金属的溶解。 (5)酸腐蚀。加热器运行过程中，工作介质里会夹杂有使pH值降低的杂质，如二氧化碳及有机酸等。酸腐蚀与碱腐蚀的不同之处在于它更容易引发换热器臂子的脆性破裂，而且脆裂失效一般先于穿孔出现，它引起的损坏范围大，危险性高。发生酸腐蚀时，管子金属均匀减薄，无明显的凹坑。另外，酸腐蚀的附着物很薄，一般不超过1mm，而碱腐蚀则有较厚的贝壳状附着物。,
