《2022年我国大型汽轮机叶片运行状况研究报告和对策》由会员分享，可在线阅读，更多相关《2022年我国大型汽轮机叶片运行状况研究报告和对策（20页珍藏版）》请在金锄头文库上搜索。
1、个人资料整理仅限学习使用我国大型汽轮机叶片运行状况的研究和对策【摘要】随着电站汽轮机大容量化，叶片的安全可靠性和保持其高效率愈显得重要。通过对10余个电厂叶片运行状况的调研及收集到有关叶片运行资料，分析了上海汽轮机有限公司、哈尔滨汽轮机有限责任公司、东方汽轮机厂等国产以及从美国、日本、前苏联和欧洲一些国家引进的 300 MW 及以上亚临界压力大功率汽轮机部分叶片故障，认为末级长叶片型线下部普遍存在出汽边水冲蚀损伤，外来硬质异物击伤叶片和固体粒子侵蚀，叶片结构及其它损伤，分析了其损伤机理，介绍防范措施。【关键词】电厂汽轮机叶片损伤损伤机理Research on Operation Status
2、of Large Steam Turbine Blades and CountermeasuresAbstractWith the increasing adoption of high parameter,large size steam turbines,the reliability of blades and keeping its high efficiency become more and more important.Through the investigation and survey of blades operation status of ten odd steam
3、turbines and the collected relevant blade operation documents,part blade failures of indigenous and imported subcritical pressure large size(300 MW and above steam turbines are summed up and analyzed,including steam turbines made by Shanghai,Harbin,Dongfang steam turbine works and imported from U.S.
4、,Japan,former Soviet Union and some countries in Europe.It is held that,the water erosion,damages resulted from impinges by foreign hard matter and etching by solid particles etc. phenomena generally existing at steam outlet side of lower profile part of last stage long blades,lead to blade structur
5、e damage and other damages.In the paper,the damage mechanisms are analyzed and preventive measures are proposed as well. Key wordspower plant steam turbine reliability blade damage damage mechanism前言叶片是汽轮机的关键零件，又是最精细、最重要的零件之一。它在极苛刻的条件下承受高温、高压、巨大的离心力、蒸汽力、蒸汽激振力、腐蚀和振动以及湿蒸汽区水滴冲蚀的共同作用。其空气动力学性能、加工几何形状、表面粗
6、糙度、安装间隙及运行工况、结垢等因素均影响汽轮机的效率、出力；其结构设计、振动强度及运行方式则对机组的安全可靠性起决定性的影响。因此，全世界最著名的几大制造集团无不坚持不懈地作出巨大努力，把最先进的科学技术成果应用于新型叶片的开发，不断推出一代比一代性能更优越的新叶片，以捍卫他们在汽轮机制造领域的先进地位。在 19861997 年间我国电力工业得到持续、高速发展，电站汽轮机正在实现高参数大容量化。据统计，到1997 年底，包括火电、核电在内的汽轮机装机容量已达到192 GW ，其中火电250300 MW机组 128 台， 320.0362.5 MW机组 29 台， 500660 MW机组17
7、台；200 MW及以下的机组也有很大发展，200210 MW机组 188 台， 110125 MW机组 123台， 100 MW机组 141 台。核电汽轮机最大容量为 900 MW 。随着我国电站汽轮机大容量化，叶片的安全可靠性和保持其高效率愈显得重要。对于300 MW及 600 MW机组，每级叶片转换的功率高达 10 MW乃至 20 MW左右，即使叶片发生轻微的损伤，所引起的汽轮机和整台火电机组的热经济性和安全可靠性的降低也是不容忽视的。例如，由于结垢使高压第1 级喷嘴面积减少10% ，机组的出力会减少3% ，由于外来硬质异物打击叶片损伤以及固体粒子侵蚀叶片损伤，视其严重程度都可能使级效率降
8、低1% 3% ；如果叶片发生断裂，其后果是：轻的引起机组振动、通流部分动、静摩擦，同时损失效率；严重的会引起强迫停机，有时为更换叶片或修理被损坏的转子、静子需要几周到几个月时间；在某些情况下由于叶片损坏没有及时发现或及时处理，引起事故扩大至整台机组或由于末级叶片断裂引起机组不平衡振动，可能导致整台机组毁坏，其经济损失将以亿计，这样的例子，国内外并不罕见。由多年积累的经验证明，每当有一大批新型汽轮机投入运行以后或在电力供需不平衡出现汽轮机在偏离设计工况长期运行时，由于设计、制造、安装、检修以及运行不当等方面的原因引起的叶片故障损伤便会充分暴露出来。如上所述我国电站大型汽轮机装机连续 10 余年迅
9、速增加，开始出现某些地区的大机组长期带低负荷运行的新情况，因此，很有必要及时调查研究、分析、总结叶片尤其是末级和调节级叶片发生的各种损伤及寻找规律，以期制定防范、改进措施，避免发生大的损失。1 大机组叶片损伤简况通过对 10余个电厂叶片运行状况的调研及收集有关叶片运行资料，分析了上海汽轮机有限公司、哈尔滨汽轮机有限责任公司、东方汽轮机厂 末级叶片长度/mm 末级叶片损伤情况其它级叶片损伤情况精选学习资料 - - - - - - - - - 名师归纳总结 - - - - - - -第 1 页，共 20 页个人资料整理仅限学习使用300 MW 等级亚临界机组引进型 300 MW机组型号： N300
10、-16.7/538/538 40 869 根部出汽边水冲蚀突出；司太立合金片脱落；曾发现外侧拉金焊口附近断裂；叶片异物击伤。观察到一台机组，出汽边水冲蚀。次末级 476.6 mm 叶片型线部分及叶根部分均出现断裂优化引进型型号： N300-16.7/537/537 25 900 多台机组大量围带飞脱、断裂、个别机组松拉金断裂。次末级 515 mm叶片围带断裂国产 ( 上汽 300 MW机组型号： N300-165/537/537 26 700 根部出汽边水冲蚀、顶部进汽边水冲蚀、异物击伤断叶片。低压 2、3、4、5 级 210 mm 、252 mm 、323 mm 、456 mm叶片均出现过断
11、裂国产 ( 东汽 300 MW机组型号： N300-165/535/535 1 1 000 “Z”型拉金及空心拉金断裂；叶片断裂；出汽边水冲蚀。次末级 615 mm叶片外拉金孔处6 只叶片出现裂纹；1997 年又有 21 只叶片发生裂纹。国产 ( 东汽 300 MW机组型号： N300-16.7/537/537 19 老851 叶片断裂，断裂部位在叶顶镶焊司太立合金片底部与母材交接处。美国 GE公司 352 MW机组型号： N352-187.2/538/538 4 新851 型线中部出汽边出现过裂纹根部出汽边轻微水冲蚀。意大利 ANSALDO 公司320 MW机组4 老851 长期低负荷运行，
12、根部汽流回流造成根部出汽边严重水冲蚀。日本东芝 350 MW机组型号： TC-4F350-16.9/538/538 2 660.4 (26英寸 2 道拉金、 4 片焊接成组结构、 2 台机组运行 2 a ，2 次发现127 处拉金断裂。原因为叶片结构设计不当，拉金应力水平过高所致。改为2道松拉金连接结构。出汽边轻微水冲蚀。英国 GEC 362.5 MW机组2 945 运行约 14000 h 后，低压第 3 级断叶片，共损伤98 片，第 4 级近一半叶片被飞脱的叶片、围带碎片打伤。原因为第3 级断叶片为老型叶片，叶型设计存在问题。措施采用改型的叶片更换了第3 级所有叶片，更换了第4 级电机侧全级
13、叶片。法国 ALSTHOM 公司360 MW机组型号： T1A360-30-2F1 080 2 1 080 运行约 2 000 h后发现低压第1 级 146.8 mm 叶片从叶根第1 销钉孔部位断2片，出现裂纹叶片多片。法国 ALSTHOM 公司300 MW机组型号： T2A300-30-2F1 044 2 1 044 运行约 4 300 h后发现低压第3 级 338 mm叶片从叶根第1 销钉孔部位多片出现裂纹。次末级叶片拉筋断裂。法国 ALSTHOM 公司330 MW机组型号： T2A330-30-2F1 044 2 1 044 次末级为剖分式松拉金交错整圈连接结构。叶片高度550 mm ，
14、同型机组多次发生松拉金断裂。后来新机组改用自由叶片运行。精选学习资料 - - - - - - - - - 名师归纳总结 - - - - - - -第 2 页，共 20 页个人资料整理仅限学习使用600 MW 等级亚临界机组GEC-ALSTHOM 600 MW机组型号： T2A650-30-4-46 1 1 080 末级叶片叶根底部支撑叶片纵向定位的弹簧片约1/6 发生断裂，原因为材料热处理不当引起断裂，措施为更换弹簧片。低压次末级也出现弹簧片断裂情况。中压第9 级为自带围带、预扭安装344.8 mm 叶片， 5 叉 3 销钉叶根，全级64 片叶片有 53 片叶根出现裂纹。原因为叶片设计问题，整
15、圈连接状态不佳。低压前3 级叶片根部断裂均为此原因。后制造厂将原马鞍型围带改为菱形围带。GEC-ALSTHOM 600 MW机组型号： T2A600-30-2-2F1 044 1 1 044 低压第 2 级 208.8 mm 叶片为自带围带预扭安装双叉2 销钉叶根，发现该级叶片叶根第 1 销孔处断 5 片，有 53 片叶片叶根出现裂纹。原因为叶片设计连接状况不佳，改进设计将原马鞍型围带改为菱形围带。超临界机组前苏联哈尔科夫 (XT3 320 MW机组型号： K-320-23.5-4 4 1 030 叶顶预扭接触有错位；整圈松拉金几处断裂；发现2 台机组末级叶片进汽边大范围水冲蚀，原因是真空过高
16、。调节级及高压前2 级叶片及叶顶汽封被外来异物击伤；高压通流部分结垢1.5 mm 厚。ABB 600 MW机组型号： D4Y454 2 867 调节级叶片运行约5 000 h断裂，原因为叶轮叶片系统振动强度不良。ABB赔偿 2 个高压转子；经查低压通流部分设计老化，使低压缸效率低，ABB赔偿 2 个低压通流部分 ( 包括低压转子和静子 2 末级长叶片损伤21 叶片型线下部普遍存在出汽边水冲蚀末级叶片型线下部出汽边的水冲蚀损伤是200 MW 、300 MW及 600 MW以上等大型汽轮机的共同问题。以往665、680、700 mm叶片的出汽边都有明显的水冲蚀，而如今869、900、1 000 m
17、m 叶片以及进口机组的660、851 mm等叶片出汽边也程度不同地出现水冲蚀损伤，末级叶片出汽边的水冲蚀损伤已成为影响大机组安全运行的普遍问题，应给予高度重视。出汽边水冲蚀所造成的后果不仅使叶栅的气动性能恶化，级效率降低，更严重的是对汽轮机的安全运行造成威胁。水冲蚀形成的锯齿状毛刺造成应力集中以及减小叶型根部截面的面积，还会影响到叶片的振动特性，大大地削弱叶片的强度，这就增加了末级叶片断裂的危险性。211 出汽边水冲蚀机理汽轮机在低负荷运行时，末几级的工况变化最大。随着机组功率的增大，低压级组子午流道扩张角增大，叶高增加，当其相对设计工况的容积流量急剧减小时，会使流场参数发生很大变化。末级长叶
18、片在小容积流量、真空工况运行，叶片底部会出现较大的负反动度，结果对设计不良的动叶片下半部造成大范围的回流区。负荷越低回流区越大，在起动和并网初始，回流范围甚至扩大到整个排汽缸。大功率凝汽式汽轮机的末级排汽湿度总是比较大的，末级动叶后汽流中携带有大量的水滴，回流的蒸汽运移着水滴冲击在高速旋转的动叶片下半部的出汽边。对某些设计过时的叶片，在低负荷或高背压时，会产生大范围的回流，甚至达到叶高的2/3 以上，对于这类叶片，出汽边的水冲蚀就变得非常严重。另外，当排汽缸喷水装置设计、安装不当或喷水过量时，会加重出汽边的水冲蚀。212 典型出汽边水冲蚀(1 吴泾电厂 11、12 号机为上海汽轮机厂引进美国西
19、屋公司技术制造的亚临界、中间再热、双缸双排汽、单轴凝汽式300 MW汽轮机，末级叶片高度869 mm 。2 台机组分别于1991 年和 1992 年底并网发电。投运后不久即开始每晚68 h 低负荷调峰运行，表现出良好的调峰性能。但第1 次大修时就发现末级叶片根部出汽边水冲蚀严重，1995 年上半年对12 号机进行了首次大修，发现汽轮机转子末 2 级 姚孟电厂 1 号机为上海汽轮机厂生产的300 MW机组，末级叶片高度700 mm 。汽轮机并网运行700 h 后，揭缸发现末级叶片出汽边背弧侧有严重的水冲蚀痕迹，从叶根算起的100250 mm和沿出汽边算起的57 mm区域里呈粗砂布状。在以后的几次
20、揭缸中，发现水冲蚀日趋严重。到1990 年大修时 累计运行约8104 h），水冲蚀区域已扩展成从叶根开始至离叶根400 mm 、宽 10 mm的宽广范围。水冲蚀区为深1.0 1.7 mm 的蜂窝状组织 ,出汽边已穿透 , 呈锯齿状。经制造厂鉴定不能继续使用。大修中更换了2 级叶片 江油电厂8 号机为法国ALSTHOM 公司制造的300 MW汽轮机，末级叶片高度1 044 mm，出汽边观察到有轻微的水冲蚀。(4 天津大港发电厂装有4 台意大利进口320 MW汽轮机组。汽轮机末级叶片长度为851 mm ，在过去低负荷运行中，由于负反动度的产生，汽流回流在叶片根部造成水冲蚀，使叶片的出口边缘产生许多
21、锯齿状损伤。精选学习资料 - - - - - - - - - 名师归纳总结 - - - - - - -第 3 页，共 20 页个人资料整理仅限学习使用(5 平圩电厂 1 号机为哈汽制造的600 MW汽轮机，于1991 年 9 月 1 日停机大修期间发现末级869 mm叶片出汽边下部约100 mm范围内也存在水冲蚀痕迹，个别叶片已出现水冲蚀沟槽。2.1.3 末级长叶片出汽边水冲蚀普遍性的初步分析上述一些例子说明，我国有相当多的大机组其末级长叶片在运行中遭受出汽边水冲蚀。其起因除了从设计上末级静叶和动叶）气动性能低劣和排汽缸喷水减温系统结构设计欠缺以外，从运行上其主要原因可能与从1996 年开始某
22、些地区电力负荷大幅度减少以致使大机组长期在低负荷运行有关。例如引进型300 MW机组的末级869 mm高度叶片，该机组是西屋公司60 年代设计产品，按带基本负荷转让给我国，在设计中没有考虑调峰运行和高背压运行，机组缺少在小容积流量下长期运行的性能。由于当时技术水平的限制， 869 mm叶片没按三元流方法设计，因而气动性能较差。据验算，末级反动度沿叶高变化剧烈，叶型顶部的反动度达到75% 以上，而叶型底部反动度只有10% 左右。后者愈小，在部分负荷运行时愈容易产生脱流，进而增大叶片动应力响应，并产生出汽边水冲蚀。调查表明该型机组以及其它许多大机组近2a 多长期带低负荷 最低带 40% 负荷）运行
23、。有一台机组在第1 次大修时便发现叶片出汽边有明显的水冲蚀现象。一台东芝360 MW机组运行 10 a 以上，在 1997 年大修中观察到其它各级动叶片光洁明亮如初，而660 mm末级动叶片却在出汽边发生了水冲蚀痕迹。2.1.4 防范措施1）研究末级长叶片出汽边水冲蚀的大机组，尤其是300 MW 、600 MW级的大机组的调峰或低负荷运行方式，用最新的三元流理论验算并有选择性地进行流场和动应力实测，以确定机组带最低负荷的安全限制值，并将其列入运行规程。2）逐步淘汰某些性能特别落后的长叶片，以改型新叶片代之。3）尽量缩短机组在空负荷附近的运行时间。4）检查排汽缸喷水减温装置，其结构设计落后或喷水
24、过多的予以更改。2.2 外来硬质异物击伤叶片和固体粒子侵蚀调查了 3 台机组大修情况，其中2 台俄制超临界320 MW和 1 台国产亚临界600 MW汽轮机，均遭受外来异物不同程度的击伤，受损伤部位主要为高压第1 级喷嘴叶片和动叶片、径向汽封片，个别的调节阀，严重的击伤其痕迹扩大到第2 级和第 3 级叶片；还观察到在中压第1 级叶片上受异物打击的痕迹。这些外来异物主要是残留于蒸汽管道、过热器、再热器以及汽轮机内的碎焊条、焊接散落物、安装遗留的小螺栓等由蒸汽携带进入汽轮机的通道，打击通流零部件，使喷嘴出汽面积减小、喷嘴和动叶表面粗糙度增加，损伤调节阀及径向汽封片等。从上述调查表明这种损伤可能有一
25、定的代表性。它是全面反映机组起动调试质量的一个重要标志。外来硬质异物击伤叶片具有永久性、难以维修的特点，通常会引起相当严重的后果，一方面引起汽轮机热经济性降低，导致机组发电成本上升；另一方面进行修理或换新备品代价十分昂贵，维修费增加。由叶片表面粗糙度增加引起的级效率降低是相当可观的，据分析，一台500 MW机组，其高、中压一级叶片表面如果受到比较均匀的打击，形成的麻坑直径为1 mm时，级效率降低约1.5%2.6%，这意味着机组将损失功率200500 kW。固体颗粒侵蚀叶片的损伤一般发生在锅炉起动或长期低负荷运行情况下，特别在锅炉起动时，锅炉过热器管由于受热冲击可能在管内侧发生氧化铁剥落形成固体
26、颗粒，固体颗粒随蒸汽高速进入汽轮机形成对喷嘴和叶片的侵蚀。欧洲机组一般配有高、低压旁路和 42.2 kJ/(kW.h,2 台机组中压缸热耗增加约26.4 kJ/(kW.h, 而在部分负荷运行时相应的热经济性损失更大。防范措施： 1）建立汽轮机整组联合起动调试工作质量的跟踪检查档案，严肃调试单位的质量责任，使其严格执行电力建设施工及验收技术规范“汽轮机篇”和“管道篇”中对各蒸汽管路和蒸汽通道的各项规定。2）尤其对超临界压力机组，锅炉的高温部分和高温管道应采用氧化性能好的材料；在锅炉和主蒸汽管道的氧化皮脱落之前，进行酸洗。3）避免机组频繁起停、保持水化学品质良好。 在机组任何运行状况下都要保持良好
27、的水化学品质。 ，其锅炉是从美国CE公司进口的2008t/h亚临界压力、切向燃烧控制循环锅炉。6 层煤粉燃烧器由6 台 HP?983X9碗式中速磨煤机供粉。采用摆动火嘴方法调节再热汽温。锅炉于1991 年 8 月 27 日完成 72h 试运行。再热器系统如图1 所示。墙式再热器出口用4 根导汽管将蒸汽导入低温再热器的进口集箱。低温再热器共有76 片管屏，与 38 片高温再热器管屏直联( 无中间集箱 。为了减小墙式再热器蒸汽阻力，在其进出口集箱之间原设计有24 根旁路管使部分蒸汽旁通。在结构上，低温再热器每片屏有10根管子；高温再热器有20 根管子。高、低温再热器内外圈管子交换连接，而且与高温再
28、热器2 根外圈管相连接的低温再热器内圈管受热长度缩短很多( 见图 1。高温再热器与烟气逆流布置，大部分管子采用TP304H等奥氏体钢材，部分管子和炉外引出管都是T22 钢材。在每片高温再热器的第11 号管子出口装有炉外壁温测点。T22 钢材的最高使用温度为580590，故目前的报警温度设定值为530。锅炉运行后，发现高温再热器右侧第3437 片屏的出口壁温经常超过585设定值。同时再热汽温达不到额定值。为此，根据 CE公司提供的方案，对再热器进行了2 次改造。 1993 年改造是为了降低右侧高温再热器管屏的出口壁温。方法是将墙式再热器24根旁路管中的8 根直接引入低温再热器进口集箱的右侧端(
29、见图 2，以降低右侧管屏的进口温度。1994 年改造的目的是提高再热汽温。方法是将低温再热器的管屏接长3.05m。1994 年的改造增加受热面太多，造成再热器事故喷水量增大，并使过热器的出口汽温达不到额定值。 1993 年的改造效果也不够理想。在高负荷时第3537 屏仍经常处于580595之间，而且第3033 屏的出口壁温反而比改造前增高。在运行中如果为了提高过热汽温而使燃烧器向上摆，则会使再热器的超温情况更为加剧。对于这些问题，电厂曾在1994 年进行了燃烧调整，并采用部分辅助风和燃烬风反切的措施；在1996 年又在部分高温再热器管子上涂刷绝热涂料，但效果都不大。2 改造方案的论证为了比较彻
30、底地解决再热器的局部超温问题，1997 年 12 月电厂与上海交通大学能源系共同提出进一步改造的几种方案，并进行了分析论证。最后决定采用在低温管屏中加装节流圈的改造措施，并在部分壁温较高的管屏上涂覆绝热材料作为短期的辅助措施。加装节流圈的具体要求如下：(1 温度最高的第35、36 屏出口炉外壁温降低1015； (2再热器出口2 根导汽总管的流量和汽温与改造前保持不变；(3对炉膛污脏时、低负荷、火嘴上摆到70% 时高温过热器的出口壁温工况进行核算。绝热材料涂在第6974 屏低温再热器 ( 与高温再热器第3537 屏连接 管上，厚度为20mm ，高度为 3m ，外面用 2mm 厚不锈钢板包覆。3
31、节流圈计算的主要步骤和结果节流圈的计算是很复杂的，因为再热器的管系非常复杂。1 片管屏有20 根管子， 1 根管子又有 12 个管段，这些管段的直径、长度和材料都不相同；在结构上，再热器进出口集箱采用三通连接方式，蒸汽在流经三通进入集箱时会形成涡流。涡流区的蒸汽静压有大幅度降低。蒸汽旁路改造后以及在一部分管屏中加装节流圈以后，涡流区的蒸汽静压分布也会随之改变。计算的主要步骤为：(1作墙式、低温和高温再热器的热力计算；(2 计算 8 根直接旁路管中的旁通蒸汽流量；(3计算同屏各管流量偏差和热偏差；(4 计算各屏的蒸汽流量；(5 计算节流圈的压降和节流圈孔径。由于要求加装节流圈后再热器2 根出口总
32、管中的蒸汽流量和温度与改造前保持不变。而主要加装节流圈的第2025 管屏又集中在右侧，所以这一点较难办到。最后采取了使左侧各屏的改后出口温度高于右侧各屏，也就是使左右两侧节流所减小的流量基本上相同，才使这个要求得到满足。计算确定，加装节流圈的高温再热器管屏共为12 片，即第 13、10、11、1925 屏。每片屏有20 根管子，所以共有240 只节流圈。节流圈的孔径最小为24.5mm ，最大为 38.5mm 。加装节流圈改造的原理是用改变各屏的蒸汽流量来补偿它们的热负荷偏差。尽管烟气侧的变化对高温再热器出口壁温的分布有较大的影响，尤其是6 层燃烧器投运方式的影响，但切向燃烧锅炉烟气侧的热负荷图
33、形相对比较固定，呈M形分布。在节流圈计算前，精选学习资料 - - - - - - - - - 名师归纳总结 - - - - - - -第 6 页，共 20 页个人资料整理仅限学习使用查看了历年的运行记录，计算中使可能的热负荷最高峰位置与加装节流圈的管屏之间留有一定的距离，即第26、27、28、29 屏不加装节流圈。这样即使热负荷最高屏从第35、36 屏移到第 30、31 屏，也可留有34 片屏的热负荷进一步左移的裕量。选择高温再热器出口壁温分布偏差较大的某一工况所作的计算结果如下( 见图 3：(1 在 100%MCR 负荷下，计算可使最高温度屏的第11 管出口壁温从 590降到576，降温幅度
34、为14。 (2 装有节流圈各屏的第11 管出口壁温将提高到543.0 564.3。 (3 改造后，在 100%MCR负荷下，再热器的压降将增大11.06kPa 。4 对 CE公司旁路改造未达到预期效果的分析经计算可得出为什么1993 年美国 CE公司对该炉进行旁路改造未能取得预期效果的原因。4.1该锅炉的设计墙式再热器受热面积偏小，其温升只有18.3。因此蒸汽经8 根直接旁路后低温再热器右侧管屏的进口蒸汽的温降幅度较小； 4.2在 8 根直接旁路前，低温再热器进口集箱中从4 根导汽管进入的蒸汽通过三通都比较均匀地向两侧分流。但在8根直接旁路后，最右面的1 根导汽管的蒸汽无法向右侧流动( 因右侧
35、有 8 根旁路蒸汽进入，只能全部向左侧流动。这就增大了三通左侧的涡流区域及静压的降低，在此区域内的第3033 管屏的蒸汽流量因此比旁路前反而有所减小。5 改造后的实测结果及分析改造于 1998 年 6 月实施， 7 月开始运行，并进行了各种出力、各种工况的实验。实测的结果及分析如下：5.1高温再热器第3037 屏出口壁温已大幅度下降，尤其是第3537 屏由于包覆绝热材料下降了4051。各屏再热器出口壁温显示基本上控制在570以下，达到了预期的效果( 见图 4。5.2再热器减温水量已由原来的31.9t/h减为目前的14.6t/h(平均值 。现在所用的减温水不再是用来防止管壁局部超温，而是用来防止
36、因加长受热面过多而引起的再热汽温超限。5.3原来主蒸汽温度与再热器出口壁温两者之间难以同时兼顾。为了防止再热器管壁超温不得不使燃烧器下摆从而抑制了主蒸汽温度。改造后主蒸汽温度不再受其限制，由原来的534提高到538。6 经济效益分析改造后再热器喷水量平均减少17.3t/h，相应的机组煤耗约降低1.4g/(kW.h，按年发电量35 亿 kW.h 计算，节约标煤4900t ，标煤价格按 300 元/t计算，则每年节约费用147 万元；过热汽温平均提高4，使机组煤耗降低约0.25g/(kW.h，则每年节约费用26.25 万元；而再热器阻力增加11kPa，使汽轮机热耗增大约0.03146%，则每年影响
37、机组经济性约3.3 万元。综合考虑这3 者因素，每年产生总的经济效益为170 万元。如按每年少爆管1 次来计算，可避免机组启停烧轻油150t ，计 30 万元；抢修6 天，发电利润为648 万元。这样，共可避免损失678 万元。7 结论7.1造成北仑电厂 1号高温再热器管壁局部超温的主要原因是：切圆燃烧方式所引起的烟气侧烟温和烟速的偏差，以及再热器进口集箱三通附近存在涡流区。上述2个因素造成管屏间的吸热偏差和蒸汽流量偏差。7.2CE公司的蒸汽旁路改造没有取得预期效果的主要原因是其计算方法不够准确，没有考虑墙式再热器的吸热量较小以及进口集箱三通涡流区的影响。7.3加节流圈和局部保温改造后，高温再
38、热器第3037屏的出口温度已大幅度下降。其中节流圈因素使温度下降至少1015。这说明如不加保温单用节流圈也能达到改造要求。改造后再热器管壁温度能控制在570以下，提高了机组的运行可靠性。7.4改造后使原来主蒸汽温度与再热器出口壁温之间难以兼顾的问题得到了解决。7.5在直接经济效益方面，由于再热器喷水的减少和主蒸汽温度的提高，机组煤耗可降低约1.6g/(kW.h。扣除因节流圈使再热器阻力增加11kPa而造成的热耗增加后，总的经济效益每年可节约170万元 T91钢的性能及其焊接方法合金化原理T91 钢是美国国立像树岭实验室和美国燃烧工程公司冶金材料实验室合作研制的新型马氏体耐热钢。它是在9Cr1M
39、oV钢的基础上降低含碳量，严格限制硫、磷的含量，添加少量的钒、铌元素进行合金化。与 T91 钢对应的德国钢号为X10CrMoVNNb91 ，日本钢号为HCM95 ，法国则为TUZ10CDVNb0901。T91 钢中各合金元素分别起到固溶强化、弥散强化和提高钢的抗氧化性、抗腐蚀性能，具体分析如下。碳是钢中固溶强化作用最明显的元素，随含碳量的增加，钢的短时强度上升，塑性、韧性下降，对T91 这类马氏体钢而言，含碳量的上升会加快碳化物球化和聚集速度，加速合金元素的再分配，降低钢的焊接性、耐蚀性和抗氧化性，故耐热钢一般都希望降低含碳量，但含碳太低，钢的强度将降低。T91 钢与 12Cr1MoV钢相比，
40、含碳量降低20% ，这是综合考虑上述因素的影响而决定的。T91 钢中含微量氮，氮的作用体现在两个方面。一方面起固溶强化作用，常温下氮在钢中的溶解度很小，T91 钢焊后热影响区在焊接加热和焊后热处理过程中，将先后出现VN的固溶和析出过程：焊接加热时热影响区内已形成的奥氏体组织由于VN的溶入，氮精选学习资料 - - - - - - - - - 名师归纳总结 - - - - - - -第 7 页，共 20 页个人资料整理仅限学习使用含量增加，此后常温组织中的过饱和程度提高，在随后的焊后热处理中有细小的VN析出，这增加了组织稳定性，提高了热影响区的持久强度值。另一方面，T91 钢中还含有少量A1，氮能
41、与其形成A1N ，A1N在 1 100以上才大量溶入基体，在较低温度下又重新析出，能起到较好的弥散强化效果。加入铬主要是提高耐热钢的抗氧化性、抗腐蚀能力，含铬量小于5% 时，600开始剧烈氧化，而含铬量达5% 时就具有良好的抗氧化性。 12Cr1MoV钢在 580以下具有良好的抗氧化性，腐蚀深度为0.05 mm/a ，600时性能开始变差，腐蚀深度为0.13 mm/a 。T91 含铬量提高到9% 左右，使用温度能达到650，主要措施就是使基体中溶有更多的铬。钒与铌都是强碳化物形成元素，加入后能与碳形成细小而稳定的合金碳化物，有很强的弥散强化效果。加入钼主要是为了提高钢的热强性，起到固溶强化的作
42、用。2.2 热处理工艺T91的最终热处理为正火+高温回火，正火温度为1040，保温时间不少于10 min ，回火温度为730780，保温时间不少于1h，最终热处理后的组织为回火马氏体。2.3 机械性能T91 钢的常温抗拉强度 585 M Pa，常温屈服强度 415 MPa ，硬度 250 HB，伸长率(50 mm 标距的标准圆形试样20% ，许用应力值650=30 MPa。2.4 焊接性能按照国际焊接学会推荐的碳当量公式算得T91 的碳当量为可见T91 的焊接性较差。 3 T91 焊接时存在的问题3.1 热影响区淬硬组织的产生从图 1 可以看出， T91 的临界冷却速度低，奥氏体稳定性很大，冷
43、却时不易发生正常的珠光体转变，从而冷却到较低温度时发生了马氏体转变。正由于此，T91 的淬硬和冷裂倾向很大。由于热影响区的各种组织具有不同的密度、膨胀系数和不同的晶格形式，在加热和冷却过程中必然会伴有不同的体积膨胀和收缩；另一方面，由于焊接加热具有不均匀和温度高的特点，故而T91 焊接接头内部应力很大。对于 T91，奥氏体十分稳定，要冷却到较低温度(约 400才能变为马氏体。粗大的马氏体组织脆而硬，接头又处在复杂应力状态下。同时，焊缝冷却过程中氢由焊缝向近缝区扩散，氢的存在促使了马氏体脆化，其综合作用的结果，很容易在淬硬区产生冷裂纹。3.2 热影响区晶粒长大焊接热循环对焊接头热影响区的晶粒长大
44、有重大的影响，特别是紧邻加热温度达到最高的熔合区。当冷却速度较小时，在焊接热影响区会出现粗大的块状铁素体和碳化物组织，使钢材的塑性明显下降；冷却速度大时，由于产生了粗大的马氏体组织，也会使焊接接头塑性下降。3.3 软化层的产生T91 钢在调质状态下焊接，热影响区产生软化层不可避免，而且比珠光体耐热钢的软化更为严重。当用加热和冷却速度均较缓慢的规范时，软化程度较大。另外，软化层的宽度和它离熔合线的距离，不仅与焊接的加热条件及特点有关，还与预热、焊后热处理等有关. 哈尔滨锅炉厂曾做过实验得出T91焊接热影响区硬度曲线，见图2。730回火； 750回火由图 2 可以看出， T91 钢焊缝热影响区产生
45、的软化现象比较严重，而且接头的回火温度越高，软化程度越严重，接头强度利用系数大大下降。3.4 应力腐蚀裂纹T91 钢在焊后热处理之前，冷却温度一般不低于100，如果在室温下冷却，而环境又比较潮湿时，容易出现应力腐蚀裂纹。德国规定：在焊后热处理之前必须冷却至150以下。在工件较厚、有角焊缝存在及几何尺寸不好的情况下，冷却温度不低于100。如果在室温下冷却，严禁潮湿，否则容易产生应力腐蚀裂纹。4 T91钢的焊接工艺 4.1 预热温度的选择精选学习资料 - - - - - - - - - 名师归纳总结 - - - - - - -第 8 页，共 20 页个人资料整理仅限学习使用T91钢的 Ms点约为
46、400，预热温度一般选在200250。预热温度不能太高，否则接头冷却速度降低，可能在焊接接头中引起晶界处碳化物析出和形成铁素体组织，从而大大降低该钢材焊接接头在室温时的冲击韧性。预热温度的下限从哈尔滨锅炉厂所做过的插销实验可得到很好的说明。插销试棒采用T91钢，直径 8 mm,深0.5 mm，底板采用 13CrMo钢，厚 20 mm，实验在不预热、预热150、预热 200、预热 250条件下进行。焊条采用J707。焊接电流为 165170 A，电弧电压为 21267 V，实验结果如表2所示。由上述实验结果知，在不预热条件下，T91钢焊接接头的临界应力为176.4 MPa；预热 150时，临界应
47、力为354.8 MPa，为 T91钢常温屈服极限 415 MPa的85.4%；预热 200以上时，临界应力大于460 MPa，超过了 T91钢常温屈服极限。由此，为避免T91钢焊接时产生冷裂纹，预热温度必须不低于200，德国规定预热温度为180250，美国 CE公司规定预热温度为120205。4.2 层间温度的选择层间温度不得低于预热温度下限，但如同预热温度的选取一样，层间温度也不能过高。T91焊接时层间温度一般控制在200300。法国规定：层间温度不超过300。美国规定：层间温度可位于170230之间。4.3 焊后热处理起始温度的选择T91要求焊后冷却到低于Ms点以下并保持一定时间再进行回火
48、处理，焊后冷却速度为80100/h。如果未经保温，接头的奥氏体组织可能没有完全转变，回火加热会促使碳化物沿奥氏体晶界沉淀，这样的组织很脆。但是T91焊后也不允许冷却到室温再进行回火，因为其焊接接头冷却到室温时就有产生冷裂纹的危险。对于T91来说，最佳起始温度为100150，并保温 1h，可基本确保组织转变完毕。4.4 回火温度、恒温时间、回火冷却速度的选择T91钢冷裂倾向较大，在一定条件下，容易产生延迟裂纹，故焊接接头必须在焊后24 h内进行回火处理。T91焊后状态的组织为板条状马氏体，经过回火可变为回火马氏体，其性能较板条状马氏体优越。回火温度偏低时，回火效果不明显，焊缝金属容易时效而脆化；
49、回火温度过高(超过 AC1线，接头又可能再次奥氏体化，并在随后的冷却过程中重新淬硬。同时，如本文在前面所述，回火温度的确定还要考虑接头软化层的影响。一般而言，T91回火温度为 730780。T91焊后回火恒温时间不少于1 h，才能保证其组织完全转变为回火马氏体。为了降低 T91钢焊接接头的残余应力，必须控制其冷却速度小于5 /min。T91钢的焊接工艺可用图3表示。精选学习资料 - - - - - - - - - 名师归纳总结 - - - - - - -第 9 页，共 20 页个人资料整理仅限学习使用600 MW燃煤锅炉汽包带水问题分析及处理摘要 ：通过对北仑电厂二期工程的锅炉汽包水平式一次旋
50、风分离器的深入研究，分析了汽包水位测量、汽包容积、水平式一次旋风分离器、重力分离空间、二次立式百叶窗分离器等对汽包饱和蒸汽带水的影响。在对可能引起汽包饱和蒸汽带水的各有关因素进行了比较系统的研究后，进行了汽包内部装置的改造。关键词 ：汽包；水位实验；带水；原因分析；改造1概述北仑电厂二期工程3 台 600 MW燃煤发电机组是日本IHI 公司设计并提供，该炉主要参数：蒸发量2045th，汽包运行压力1856 MPa，再热温度343538，省煤器水温282313，排烟温度135，锅炉效率940。该锅炉引进了美国FW 公司的设计、制造技术，其受热面布置、汽包内部装置带有FW 技术特色，该炉系单炉膛、
51、平衡通风，前后墙对冲燃烧。汽包总长 288575 mm ，汽包直段长25760mm ，汽包两端采用球型封头，一次分离元件为水平式旋风分离器，二次分离器为立式百叶窗。2汽包的饱和蒸汽带水现象 1999 年 1 月，在 3 号炉试运行中，当负荷升至400 MW时，开始暴露出锅炉主蒸汽温度偏低问题，现象为主蒸汽温度达不到额定值537，且过热器一、二级减温水全关，发生多次主蒸汽温度在短时间5 min ）内急剧下跌 530490），同时伴随低温过热器出口汽温的大幅度下降约 15），锅炉顶棚温度也下降约 5），汽包压力及主蒸汽压力明显升高，锅炉的入炉煤量、燃烧工况、减温水、汽机调门等无异常动作，由此判定主
52、蒸汽温度的骤然下跌是由于汽包饱和蒸汽带水引起。针对锅炉主蒸汽温度偏低及汽包饱和蒸汽带水问题做了如下实验：燃烧调整、配风调整、投运所有上层磨煤机、降低汽包水位设定值、降低主蒸汽压力、切高加运行、变压运行、变煤种实验、汽水分离器热化学实验等。实验在额定负荷和压力下，汽包带水水位为汽包正常水位NWL ）以上 20 mm处，且 450 MW负荷时额定压力下汽包饱和蒸汽带水水位为NWL 85 mm进行的。根据以上实验结果证实了机组在低水位时才能满足稳定运行要求，但抗干扰性很差，离合同及规范要求相差甚远，在这种情况下，如果因某种原因引起水位较大波动，机组将被迫MFT 。对于电站锅炉，合格的蒸汽品质是保证锅
53、炉和汽轮机安全经济运行的重要条件，一旦发生饱和蒸汽带水就可能影响主蒸汽温度，即使受热面足够，主蒸汽温度不下跌，也可能引发锅炉爆管，影响汽轮机安全运行等严重后果，因此，必须解决这个问题。3 确定汽包饱和蒸汽带水的方法 1 ）热化学实验法通过锅炉热化学实验，监视离开汽包的饱和蒸汽的含盐量随汽包水位的变化情况，以证实当汽包水位上升到一定高度时，饱和蒸汽带水问题的存在。 2 ）水位实验方法当汽包水位达到一定值，若汽包饱和蒸汽开始带水时，会引起锅炉顶棚的金属壁温，低温过热器出口汽温及过热器减温水量的持续下降，由此可以确定该水位时饱和蒸汽开始带水。4 影响汽水分离效果的因素影响一次汽水分离效果有下列因素：
54、 1 ）汽包压力； 2 ）汽包内径及直段长度； 3 ）锅炉蒸发量； 4 ）一次分离器的结构、尺寸及布置方式； 5 ）汽包内汽水管布置及喷水口方向； 6 ）下降管的布置； 7 ）进入汽包的上升管布置； 8 ）炉水的化学成份； 9 ）汽包水位； 10 ）一次分离器汽水混合物入口的线速度； 11 ）入口速度的保持系数； 12 ）一次分离器的筒体高度和汽水混合物在筒内的停留时间。影响二次百叶窗分离器性能的原因是进入分离器的蒸汽流速，当百叶窗入口蒸汽速度超过该型分离器的临界流速时，二次百叶窗分离器将失效。5 汽包饱和蒸汽带水问题的分析通过对锅炉的汽包水容器、汽包水位测量系统、炉膛尺寸、汽包运行压力、给水
55、温度、汽水的喷入角度、炉水含盐量、水平一次旋风分离器结构、负荷、安装位置；二次分离器结构及安装位置的检查，分析造成汽包饱和蒸汽带水有以下主要原因。精选学习资料 - - - - - - - - - 名师归纳总结 - - - - - - -第 10 页，共 20 页个人资料整理仅限学习使用51 水平一次旋风分离器热负荷不均匀的影响由于该炉采用“ 23”水平式一次旋风分离器布置方式，使得进入前后汇流箱的蒸汽负荷根据水循环计算结果）为33和67，后三排水平式一次旋风分离器的平均蒸汽负荷要比前二排至少大25，如果再考虑由于锅炉实际运行中热负荷分配不均引起汽包长度方向的分离器间的负荷分配不均，固有的三排分
56、离器间负荷分配不均及三排分离器间的相互影响不利因素，就有可能使部分后排的旋风分离器由于过负荷而造成汽水分离器失效，从而引起汽包饱和蒸汽带水。52 水平一次旋风分离器安装位置的影响分离器安装位置偏低，造成一次疏水口下沿低于NWL 30 mm ，上沿位于NWL 164 mm ，主出汽口位于NWL 180 mm ，当汽包水位达到 NWL 125 mm 高水位报警）时，一次疏水口的70已被饱和水淹没，当水位达到NWL 275 mm时水位高高MFT ），一次疏水口全被饱和水淹没，主出汽口75也被饱和水淹没，因此，当水位高于NWL 180 mm时，饱和水将倒流入一次旋风分离器，使之失效。53 一次旋风分离
57、器总出力不足根据实验结果 见图 1），当汽水流量增加，饱和蒸汽带水水位降低。如果汽水分离器容量足够，则饱和蒸汽带水水位不会与锅炉给水量有关，因此一次旋风分离器的总体出力不足是影响饱和蒸汽带水的主要原因之一。54 一次旋风分离器阻力的影响水平式一次旋风分离器的出口有3 个，即饱和蒸汽出口主出汽口）、饱和水出口即二次疏水口，汽水混合物出口即二次疏水口，汽包水位低于正常水位线时，二次疏水口有85 mm深度没入饱和水形成的水封，当水位较低时，其水封功能消失，所以3 个出口中的饱和蒸汽、饱和水流量取决于3 个出口的阻力，即处于平衡状态，3 个出口的压降应相等。如果主出汽口阻力增加，势必引起一次疏水口负荷
58、的增加，即一次疏水口带汽量的增加，而饱和蒸汽从离开汽包液面较近的一次疏水口出来，加热炉水造成水位膨胀虚假水位），增加了汽包内的泡沫层的厚度，而且部分带入水室的蒸汽因来不及凝结，在上升过程中冲破水面也会引起二次携带。因而主出汽口的阻力增加，严重影响汽包带水现象。55重力分离空间及二次分离器安装位置的影响重力分离空间划分为4 个区段。第一区段为细水滴的传送区，重力分离的作用很小；第二区段为粗水滴的非传送区；第三区段为大水滴的喷溅区；第四区段为含有汽泡的水室。第二区段与第三区段的分界面称为喷溅前沿，喷溅前沿以下，蒸汽部分急剧增加，重力分离效果也十分明显。因此，汽包内重力分离空间合适与否与汽包饱和蒸汽
59、带水有直接关系，当二次立式百叶窗分离器的位置低于喷溅区前沿时，蒸汽将大量带水，这个空间也就是水平式一次旋风分离器出口与二次立式百叶窗入口的空间高度，在提高一次旋风分离器高度同时，必须在不 降低其 流通面积前提下， 同时提高 二次百叶窗的高度 。6汽包饱和蒸汽带水问题的处理方法根据以上分析结果及汽包可能改造的实际情况，根据专家建议，IHI 公司对汽包进行了二次改造。61 第一次改造1）把水平式旋风分离器安装位置整体提高85 mm ，分离器汽水混合物入口增加一段方管，方管两端法兰面分别与分离器法兰面和汽包汇流箱出口法兰相联；分离器二次疏水口也增加一段方管，与分离器套接，另一端与原出口段套接后再施以
60、密封焊接，二次疏水口直接插入汽包水侧，使之形成水封，以免饱和蒸汽被直接带入水侧。2）水平式一次旋风分离器入口处再增加一不锈钢多孔板，厚度为2 mm，孔径为 16 mm ，错列布置，可减小流通面积2050。3）更换水平式一次旋风分离器饱和蒸汽出口处的钢丝网除雾器，使厚度由原来的30 mm减小到 20 mm 。4）为减少汽包水面波动及一次疏水带汽至水侧，增加一层不锈钢多孔板，厚度为45 mm ，孔径为6 mm ，孔距为13 mm ，开孔率为20，安装在 175 mm处。62 第二次改造1）为减少二次立式百叶窗分离器的占据高度，增加汽包重力分离空间，把74 只二次立式百叶窗分离器增加到148 只，在
61、保证百叶窗分离器流通面积不变情况下，百叶窗分离器的占据高度缩小一半。2）在每只百叶窗分离器底部增设一根30mm的疏水管，把百叶窗分离器收集下来的水引流到汽包正常水位线附近，以减少湿蒸汽的二次携带和飞溅如图 2）。精选学习资料 - - - - - - - - - 名师归纳总结 - - - - - - -第 11 页，共 20 页个人资料整理仅限学习使用 3 ）为提高水平式一次旋风分离器一次疏水口离正常水位的距离，并保证水平式一次旋风分离器顶部至二次百叶窗分离器的顶部仍有 120mm 的间距，在第一次改造时将分离器抬高85 mm的基础上，把水平式一次旋风分离器再往上抬高30 mm 如图 3）。4）
62、更换除雾器、降低除雾阻力，把主出汽口钢丝网除雾器的厚度由20 mm减薄至 10 mm ，以增加水平式一次旋风分离器主汽量，从而进一步减少一次疏水口的带汽量。 5 ）为改善二次疏水口的水封，把原直插式疏水口改成“U ”型疏水口，且底部开两小孔，孔径为11 mm ，水封高度也由原来的 85 mm增加到 120mm ，这样可以减少二次疏水口带汽的可能性，而且也有利于汽包内水面的稳定如图 4）。 6 ）为减少汽包水面波动及一次疏水带汽至水侧，把多孔板由原来的NWL 175 mm处下移至 NWL 75 mm处。7 改造后的评价汽包的二次改造，不同程度改善了汽包饱和蒸汽的带水问题。第一次改造，由于只考虑到
63、汽包水平式一次旋风分离器一次疏水口的位置与汽包饱和蒸汽带水的密切关系，把水平式一次旋风分离器的安装高度提高85 mm ，而对汽包内汽水重力分离空间对饱和蒸汽带水考虑不足，影响改造效果。第二次改造在提高一次旋风分离器高度的同时，也对二次百叶窗式分离器进行了改造，提高了二次分离器的高度及一次旋风分离器与二次分离器间的汽水重力分离空间，因而效果明显。第二次汽包内部装置改造后，水位实验结果见表1。实验表明，汽包内部装置经过第二次改造后，汽包带水水位已提高到NWL 140 mm ，与第一次改造后的NWL 50 mm相比有了明显的提高，虽然与IHI 公司原水位定值 水位高报警NWL 125 mm ，水位高
64、高 MFTNWL275 mm ），尚有很大差距，但已基本上能满足机组安全运行要求精选学习资料 - - - - - - - - - 名师归纳总结 - - - - - - -第 12 页，共 20 页个人资料整理仅限学习使用动平衡计算中影响系数的通解算法及其应用摘要 为了解决现场动平衡计算中碰到的一些特殊的影响系数计算问题，采用矩阵的方法推导出最佳逼近意义下的影响系数求解的通式。该通式普遍适用于各种情况下的影响系数计算，最大限度地利用试加重及加重所得到的轴系动态响应信息。此通式易于实现计算机辅助平衡，为影响系数的计算、提炼及整理提供了一种强有力的方法。关键词 动平衡；影响系数；提炼算法目前，为减少
65、动平衡实验中机组的启停次数，提高动平衡的质量，在动平衡计算方法上已作了大量的工作。自1964 年 Goodman将最小二乘法引入柔性转子的动平衡计算中后，影响系数算法一直是动平衡实验中最常用的方法。虽然这种方法有其固有的缺陷，但考虑的平衡面数、平衡转速数、“测点”数较多时具有一定的误差补偿能力。按传统的影响系数算法，为求出各面的影响系数，需在每个加重面上分别单独加重，从而求得各面的单面影响系数。但是在现场的动平衡实验中，常常是多平面同时加重，需要解决一些特殊条件下的影响系数的计算及提炼问题，即采用非常规的影响系数计算方法。这些情形包括：1）在熟知性能的机组上尝试一次加重或多面同时加重，当尝试的
66、次数达到一定时，各加重平面的影响系数的分离计算。 2 ）在多面同时加重时，若某些面的影响系数已知，加重次数足够时，未知面的影响系数的分离计算。3）包括试加重在内的加重次数超过了确定影响系数所必需的次数时，如何充分利用冗余的加重信息计算各面的影响系数。对于以上的较为特殊的影响系数的计算问题，影响系数的分离计算在面数多于2 个时，手工计算十分困难。而加重次数冗余时影响系数的计算遵循何种准则，如何计算又是一个值得探讨的问题。本文推导了涵盖以上3 个方面特殊情形影响系数求解通式，它也适合于一般意义下的影响系数的求解。1 影响系数求解通式的推导设在某次动平衡实验中，有m个加重平面， n 个“测点”，同一
67、测点不同转速情况亦视为一新的“测点”。对于多面同时试重的情形，须足够次的试加）重后才能计算影响系数。一般对于具有m个平面、 n 个“测点”的平衡计算问题，至少需m次的试重确定各面的影响系数值，并且每次试重并不要求只在一个面加重，允许每次在可加重的m个平面上任意加重。为了使推导的公式适用于一般情形，假设在总共m个加重平面中，有kkm ）个加重面的影响系数未知。另在实验中共有h 次试）加重，且加重次数满足hk。在这种条件下，加重次数多于唯一确定未知影响系数所需的加重次数，即有冗余的加重信息，此时可利用冗余的信息对影响系数进行提炼，取代一般的矢量平均的办法，充分利用加重信息。下面对这种条件下的影响系
68、数的求解方法进行推导。11 矩阵构造方法由于振动值是建立在复数域上的矢量，加重亦有大小和方向，故在推导中，所有的矩阵元素均在复数域内讨论，在推导之前作如下的矩阵构造： 1 ）原始振动矢量及原始振动矩阵V0j为 j 次加重前 n 个“测点”的原始振动所组成的振动矢量： V0jv1j0，v2j0， vnj0）T，其中 vij0C ，1i n，1j h，V0nh为原始振动矢量组成的原始振动矩阵：V0nhV01，V02， V0hnh，1j h1）其实原始振动仅有一个，即在首次加重前的振动，但从推导公式的角度出发，考虑到在某次加重后其所加的试重组由于某种原因有可能保留在轴系上，则后续的加重效应的计算应考
69、虑到“原始振动”已变化了。因此原始振动矩阵V0nh的各列矢量满足如下关系：精选学习资料 - - - - - - - - - 名师归纳总结 - - - - - - -第 13 页，共 20 页个人资料整理仅限学习使用12 一般意义下影响系数的求解公式在动平衡工程实践中，为计算平衡校正重量，将加重效应与加重量认为是线性的，它们用影响系数来联系。这是目前广泛应用的最小二乘法以及各种改进算法的前提。据线性关系，有如下矩阵关系式：V0nh Kn mPm h Vnh6）矩阵 Knm式中有部分列元素已知，将6）式改写为矩阵元素表示：在 m个加重面中有kkm ）个面的影响系数未知，为使7）式可解将 K 分块，
70、不妨将影响系数矩阵Knm中与未知面相对应的未知列置于矩阵的左半部分，与已知面相对应的已知列置于矩阵的右半部分，即分解为Ank和 B nm k）两部分。相应地，加重矩阵 Pm h中的各行排列次序应遵循与未知加重面对应的元素在上半部分，与已知面对应的元素在下半部分，将Pm h分解为Ckh和Dm k）h两部分。据分块矩阵运算规则，将7）式整理为：由于在一般的情况下kh， Ckh不为方阵，另外从所列的方程组可以看出，当加重次数多于未知的加重面数时，方程组是一矛盾方程组，根据矩阵理论，这种条件下可以求出其2范数意义下的最佳近似解。另外从物理意义上讲，在此种条件下能综合多次的加重信息求影响系数，以便能使求
71、出的系数能真实地反映加重响应。对于矩阵方程组8）， Ank为未知， Ckh不为方阵，故其一般意义下的逆矩阵不存在，但其广义逆矩21阵存在。一般情况下，加重次数 h 不小于未知面数k，且当每次加重矢量间不相关时，矩阵Ckh是一行满秩矩阵，根据矩阵理论，行满秩矩阵右可逆。行满秩矩阵的右逆矩阵就是其广义逆矩阵，用广义逆矩阵求得的方程组的解为其最佳平方逼近意义下的解。当用Ckh的广义逆矩阵右乘8）式两边时，可求出未知的影响系数矩阵Ank，即：精选学习资料 - - - - - - - - - 名师归纳总结 - - - - - - -第 14 页，共 20 页个人资料整理仅限学习使用至此，推导出了求解影响
72、系数的通式10）。由 10）式的推导过程可以看出，它包括了影响系数求解的所有情况。影响系数的最佳近似解即为影响系数的一种提炼方法，它可最大限度地利用加重后机组表现出来的特性，使影响系数最大限度地融入每次加重的信息。基于最佳平方逼近意义下的影响系数通解公式，实际上是在加重次数较多时，是对同一加重面多次加重效应的综合计算。在特殊的加重条件下，通式退化为传统的单面影响系数求解公式。2 影响系数求解通式的工程应用以上推导的影响系数通解公式在现场动平衡过程中有极大的应用价值。以下的算例均来自现场动平衡工作中的实例，旨在说明影响系数通解公式的用途。下面的影响系数计算结果均用上述思路编制的程序计算而得。21
73、 部分加重面影响系数已知时影响系数的计算某厂 1 号机为国产引进型300 MW机组励磁机发电机三支撑轴系统。该型轴系工作转速下最灵敏的不平衡是发电机转子二阶和励磁机转子中部整流环）加单个重量。1 号机在经常性的振动处理过程中积累了较多整流环加重的影响系数，而且其重现性比较好。为此在 1998 年的大修后，为处理57 号轴振大的问题，基于整流环的加重效应已知，在动平衡时，在发电机转子两个端面汽端和励端）以及励磁机转子的整流环同时加重，共加重2 次。若按传统的影响系数算法，此时的影响系数是无法求出的。但若用手工计算，用已知的整流环的影响系数剔除整流环加重对发电机 5、6 号轴振动的影响，再列方程求
74、解，手工作复数域的矩阵运算则相当烦琐。对于这种情况，用影响系数通解算法编制的程序可计算出手工计算难以分离的汽端、励端端面加重的影响系数，现场计算实例见表1。2.2 加重次数冗余时影响系数的计算精选学习资料 - - - - - - - - - 名师归纳总结 - - - - - - -第 15 页，共 20 页个人资料整理仅限学习使用某厂 4 号送风机前瓦振动严重超标，为处理其振动平衡。在动平衡过程中相当于仅有一个加重面，包括调整加重次数多于加重面数。在动平衡完成后，可根据上述影响系数的求解通式提炼影响系数。具体数据见表2。由此算例可知：用一次的加重信息求取的影响系数有一定的分散性，用上面推导的影
75、响系数求解通式可计算出最佳平方逼近意义下的影响系数值，它可综合加重信息进行计算，意义明确，更能反映轴系的真实响应。由此可以看出，本文的通解算法为动平衡实验后影响系数的整理、提炼提供了一种有效的途径，为日后同类、同型机组的动平衡处理提供参考。3 结论本文运用矩阵的方法，推导出了影响系数的求解通式，并进行了举例。从影响系数求解通式的推导及应用举例中可以得出如下结论：1）本文推导的影响系数求解公式适用于影响系数求解的一般情况，将各种情况下的影响系数计算用统一的公式求解，特殊加重条件下该通式可退化为传统的影响系数求解公式。加重次数不小于未知的加重面数是影响系数可解的前提条件。2）影响系数的通解算法可广
76、泛适用于常规情况下单面逐次加重影响系数的求解。多面同时加重时单面影响系数的分离计算，部分加重面影响系数已知时未知面影响系数的分离计算，特别是加重次数较多时影响系数的最佳逼近计算，为动平衡实验后影响系数的整理提供了有效的方法。炉膛的宽深比L/S 越大， 越小，射流偏转越严重。通常L/S 应不大于 1.25 ，最好在 1.1 内，同时燃烧器应尽量布置在炉膛正四角。b假想切圆直径不宜太大，否则会造成射流严重偏转，但也不能过小，否则会影响炉膛内的火焰充满度，一般为600800 mm 。c对于大容量锅炉，将每个角上的燃烧器沿高度分为几层，每组高宽比约为45，各组之间留有一定间隔，以此来减轻两侧压差，减小
77、气流偏斜。d将狭长的一次风喷口改成有一定距离的两只，既可以降低高宽比，又有助于射流两侧压力平衡。另外在一次风喷口周围加周界风以增加射流刚性。3 四角配风不均对炉内空气动力工况的影响a当第 1 角风速偏低时，如图3(a ，由于动量降低而使铡性减弱，在第4 角射流作用下偏转增大而贴近左墙，并对第2 角射流的作用点前移，因而第2 角射流偏转减少，反而对第3 角射流的作用点后移，因而使第3 角射流偏转增大而贴近右墙。这样对第4 角射流的作用点前移并导致恶性循环，可能会形成冲击两侧墙的两股气流，特别在左侧因第1 角射流动量小而火焰偏斜会较严重。b当第 1 角风速增加时情况刚好相反，由于第2 角偏转增加对
78、第3 角射流推力前移，这样第3 角射流偏转减少而使第4 解射流偏精选学习资料 - - - - - - - - - 名师归纳总结 - - - - - - -第 17 页，共 20 页个人资料整理仅限学习使用转增加，循环下去有可能使火焰冲击前后墙，尤其后墙情况更为严重。c当相邻 1、2 角射流风速较低时，如图3(b ，由于第 2 角射流对第3 角射流推力减少，使第3 角射流对第4 角作用点后移而引起第 4 角射流偏转增加，因而在第1 角偏转有所减少。这样循环使两角偏转加大，并使前、后墙可能受到火焰的冲刷。由于第3 角风速未降低，火焰中心偏向前墙的可能性较大。d当第 1、3 对角风速降低时，如图3(
79、c ，第 1、3 角射流本身偏转变大，第2、4 角射流因受作用力较小而偏转减小，这可能使两侧墙受到火焰冲击。e当第 1 角燃烧器安装上翘时，如图3(d ，第 1 角射流上部不能和其它三角相交，因而使第1 角射流部分冲向后墙，第2 角射流由于推力减少而偏转较少，而第3 角射流偏转增大，第4 角偏转减少，其结果有可能形成喷燃器上部火焰贴后墙，下部火焰中心偏向右侧。同理得出下翘情况。实际中，由于一、二、三次风相互影响情况更为复杂。图 3四角配风不均匀情况4 结论a四角切圆射流偏转的主要原因在于相邻两角射流动量的相互作用，即既决定于每股射流动量大小及射流动量作用范围，又取决于两股射流的作用点，而气流两
80、侧补气条件的差异会加大射流偏转的程度。b限制炉膛截面的宽深比，采用合适的假想切圆直径，将每组燃烧器分层并采用合适的高宽比是减轻射流偏转防止贴墙的有效措施。c对于四角布置的燃烧器，使四角配风均匀是获得良好的空气动力结构的关键精选学习资料 - - - - - - - - - 名师归纳总结 - - - - - - -第 18 页，共 20 页个人资料整理仅限学习使用沙角发电A厂 2 号机组振动故障的诊断及其处理摘要针对沙角 A电厂 2 号机的振动故障，在深入了解机组运行历史、设计参数及结构特性的基础上，通过机组带负荷实验，减负荷实验、降速实验等手段，准确地判断出导致机组振动恶化的原因是轴瓦工作状况不
81、良所致。通过有针对性的检修，圆满解决了该机振动超标的故障。沙角发电 A厂 2 号轮发电机组为哈尔滨电站集团生产的200 MW超高压、一次中间再热、单轴三缸三排汽凝汽式机组，于1988 年投入生产。 1997 年 12 月，该机组3 号轴承的水平方向振动在测量中发现有增大现象：在160 MW负荷时振动值达73 m ，超出了振动合格范围。为了解决这一问题，我们对机组的振动状况进行了全面测试与分析，准确地判定出机组振动恶化的主要因素，并在机组小修期间，采取相应的检修措施，圆满解决了2 号机、 3 号机振动超标问题，避免了揭缸检查转子。1 技术规范汽轮机有高、中、低压三个转子，均采用刚性靠背轮连接。低
82、压转子与发电机转子采用半挠性靠背轮连接，发电机转子与励磁机转子采用刚性靠背轮连接。高、中压转子为三支撑结构，低压转子由4、5 号轴承支撑， 6、7 号轴承支撑发电机转子，8、9 号轴承支撑励磁机转子。 1 5 号轴承为三油楔轴承，6、7 号轴承和 8、9 号轴承分别为椭圆型轴承和圆筒型轴承。根据设计参数计算，高压转子临界转速为1 890 r/min，中、低压转子临界转速分别为1 572 r/min，和 1 908 r/min，而发电机转子的第一、二阶临界转速分别为1 120 1 260 r/min，和 3 353 3 494 r/min。2 测振系统布置 针对机组结构及振动状况，重点监测了25
83、 号轴承垂直及水平方向的振动。测振探头使用美国本特利公司9200 型速度传感器，速度测量采用本特利TK-15 型光电传感器，利用本特利公司108 DAI 型数据采集仪对振动数据和转速进行连续采集，对所采集到的数据采用本特利配套软件ADRE-3软件包进行分析，监测系统接线图如图1 所示。3 振动测试由于机组振动是在运行过程中逐渐恶化的，造成了振动诊断的难度，因此，我们进行了一系列的测试来全面了解机组的振动响应。3.1 机组运行历史及振动状况2 号机组于 1997 年 2 月例行大修。大修后至12 月期间的振动状如表1 所示。表1 2号机组振动状况m日期工况2 号瓦3 号瓦4 号瓦5 号瓦垂直 水
84、平 轴向 垂直 水平 轴向 垂直 水平 轴向 垂直 水平 轴向1997-02-24定速，空载19 17 7 20 34 17 41 39 38 24 16 26 1997-03-13带负荷 180 MW 20 18 9 15 30 23 30 33 24 28 24 22 1997-10-19定速，空载5 22 34 30 1997-10-27带负荷 200 MW 25 9 25 18 50 23 51 47 35 19 24 28 1997-12-19带负荷 200 MW 26 15 9 32 70 28 48 47 37 19 23 16 10 月 19 日， 2 号机组开机时3 号瓦垂直
85、方向的升速Bode图如图 2 所示。图 2 3 号瓦无故障时升速Bode 图图 3 3 号瓦水平振动趋势图3.2 带负荷测试及分析振动存在着随负荷变化而变化的现象，因此，对机组进行了带负荷测试，3 号瓦水平方向振动的趋势图如图3 所示。从历次开机中3 号瓦垂直、水平的振动变化情况来看，有以下现象：a振动随负荷变化有一定波动，大致范围在4373 m之间，但无较明显的规律；b振动与运行参数关系不明显；c在 3 号瓦振动的频谱图中，除了一倍频成份外，有明显二倍频成份出现。3.3 降负荷与停机实验利用停机机会，进行了降负荷实验及停机过临界测试。降速中3 号瓦垂直方向Bode 图如图 4 所示。精选学习
86、资料 - - - - - - - - - 名师归纳总结 - - - - - - -第 19 页，共 20 页个人资料整理仅限学习使用图 4 3 号瓦的降速Bode图4 故障诊断及分析一系列的实验中，3 号瓦的振动表现出以下特征：a振动是逐渐恶化的，当然，由于缺乏在线数据采集系统，逐渐恶化的振动特征有部分人为的认识成份；b振动随负荷与工况变化而变化，证明了振动的恶化存在着外界的干扰因素，而非转子本身原因；c3 号瓦振动的垂直方向与水平方向频谱中均包含了一定的二倍频成份，而且该二倍频随工况变化而变化；d3 号瓦振动异常后，垂直方向的临界响应在测试前后有明显变化，这表明了3 号瓦的动刚度特性在运行过
87、程中变化较大。综合以上特征，进一步排除了振动是由转子本身引起的可能性，确认了轴承的故障是主要的影响因素。5 故障处理 根据我们的诊断结论与建议，对2 号机组进行了提前小修，重点检查各瓦的接触及紧力情况。5.1 检修中发现的异常情况a24 号瓦上瓦枕均有较严重的磨痕；b3 号瓦电侧瓦枕托空0.07 mm；c4 号瓦瓦盖紧力实测只有0.05 mm；此外，在检修中还检查了5 号瓦及推力瓦的情况，未发现异常。5.2 检修措施a更换 24 号瓦的上瓦枕，严格检修测量工艺，保证各瓦枕接触均匀；b3 号瓦电侧瓦枕加0.08 mm 垫片后，精心研磨，保证瓦枕接触均匀；c增加 4 号瓦瓦盖紧力至0.17 mm。
88、5.3 处理结果2 号机在小修中加强了对各轴承的检修工艺，保证了各瓦枕的接触状况良好，小修后的启机及带负荷过程中各瓦振动有明显改善。一些工况下的振动状况如表2 所示。表2 2号机组处理后各瓦振动状况m日期工况2 号瓦3 号瓦4 号瓦5 号瓦垂直水平垂直水平垂直水平垂直水平1997-01-09定速，空载818263433333/315 8/148 24/74 28/174 30/86 28/1991997-01-13带负荷 180 MW10101231383722106/283 4/221 7/149 28/79 35/157 33/84 19/192 7/86比较表 1 与表 2，3 号瓦水平
89、方向的振动由超标达到优良值，说明在故障分析阶段对故障的定位与分析是合理的，故障处理时所采取的措施是正确的。6 结论 a本次振动故障处理过程中，充分观察了振动与各种运行参数，如负荷、真空、胀差、轴向、位移、瓦温等的关系，利用变负荷测试、降负荷与停机实验等手段排除了若干可疑因素，使故障的定位及处理决策较为有效。b2号机组 3号瓦水平振动超标的原因是由于轴承的接触情况及紧力状况逐渐恶化引起的，从数据分析来看，表现为水平及垂直刚度改变较大。c经过对轴承进行严格检修，机组各瓦振动得到了较大程度的改善，表明在故障分析阶段和处理阶段所采取的分析方法与处理措施是正确的。d由于条件所限，未能全面对比3号瓦水平方向在各工况下的振动响应情况，是相当遗憾的精选学习资料 - - - - - - - - - 名师归纳总结 - - - - - - -第 20 页，共 20 页
