8～9章-汽轮机辅助设备及系统的故障分析与诊断2

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。进人锅炉的给永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配，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。如果给永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10％。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，引起锅炉断永停炉的事故；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0．4％。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8％～10％，煤耗率增大3％～5二、回热加热系统的可靠性模型在火力发电厂中，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。例如，在一台300M我机组的回热加热系统中。共设八级加热。这种串联系统可简化成如图8-l所示的通用模型。二、回热加热系统的可靠性模型在火力发电厂中，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。例如，在一台300M我机组的回热加热系统中。共设八级加热。这种串联系统可简化成如图8-l所示的通用模型。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，所以整个系统的可靠度应小于等于系统中各单元可靠度的最小值，即三、影响回热系统可靠性的因素由于发电厂给水回热加热系统是一个串联系统，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，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1．85℃／min之内，最多不超过3．7℃／min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。所以，整个系统的可靠度肯定小于系统中各单元可靠度的最小值。提高各单元的可靠度就可以提高整个系统的可靠度。特别是，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。提高薄弱单元可靠度的方法主要有：①优化单元本身的结构；②选用高强度材料；③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，将使高压水漏人壳体，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：①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。②安全阀。当加热器管系泄漏时，会引起汽侧压力增加，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，如使汽轮机进永、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由于内部管系泄漏是高压加热器的常见故障，且是造成后果最为严重的故障，所以，本节专门讨论高压加热器内部管系泄漏故障的机理。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。管子的振幅可以看成是没有振动的管子在流体作用下的静态变形量与一个放大系数的乘积。而放大系数又和激振频率、自然频率的比值及系统的阻尼有关，当频率比接近1时，就可能出现大的振幅。管束振动损坏的机理主要有：①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。②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。@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。因此，下面主要分析换热器中横向流动所产生的几种激振作用。(1)漩涡分离产生的激振力。流体横向掠过管子时。流体交替地在管子背后脱离，在下游形成卡门涡街，如图8-2所示。随着流体雷诺数Re的增大，漩涡的分离频率增加。加热器管子的主要激振力来自于漩涡分离。由于管子两侧漩涡的交替产生并分离，导致两侧的流体阻力不相同，并且呈周期性变化。在漩涡形成并长大的一侧，流体速度低，静压较大，而在漩涡脱离的另—侧，流动速度高，静压较低，这样就产生一个由阻力大的一侧向阻力小的一侧的一个推力，该推力的方向与流动方向垂直。同理，在另半个周期里，又产生了与此相反的推力。在这种方向交替改变的激振力的作用下，使管子在与流体流动方向垂直的平面上发生振动。很显然，管子振动的频率与漩涡分离的频率相等。流体横向掠过管子时，漩涡分离的频率可由下式来确定式中——斯脱罗哈(Stroual)数，是与雷诺数有关的无量纲量(见表8—2)；——流体的流动速度，m；——圆管直径，m。(2)流体的弹性激振。若将管子和流体视为一个振动系统，当流体横向掠过管子或管束时，由于某种原因使一根管子偏离原来的平衡位置发生位移，此时由于流体的弹性作用使流场发生变化。从而破坏了原来系统的平衡，使其他管子也相应的发生位移，使管子处于振动状态。当流体的速度达到某一值时，流体弹性力对管子系统所做的功就大于管子系统阻尼作用所消耗的功，振幅逐渐增大，直至发生管子碰撞磨损。实际上，这种振动属于自激振动。(3)紊流抖振。紊流中，脉动压力发生变化，速度场不断供给管子能量，当紊流脉动的主频率与管子的固有频率相近时，管子吸收能量并产生振动。(4)声学激振。当加热器壳侧热交换介质是蒸汽或其他气体时，在换热器内部会产生声学激振现象。气(汽)流横向掠过管束时，漩涡分离，导致气(汽)流的压力脉动，由于气(汽)流的可压缩性，这种压力脉动以声波的形式既可沿管子的轴线又可沿垂直于流动方向传播，当加热器的结构满足一定条件时，就形成驻波。当声学驻波频率与管子或壳体的固有频率接近或相等时，将使加热器产生剧烈振动，并伴随着较大的噪声。3．管束发生振动损坏的重要位置及原因(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30～40m/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，疏水在那里扩容蒸发，产生很大的扰动。如果疏水人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。(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。(6)冲刷腐蚀。如果介质中古有固体颗粒或某些部位的流速过高，则会产生冲刷腐蚀。在由腐蚀引起的加热器故障中，冲刷腐蚀为腐蚀的主要原因。在高压加热器壳程蒸汽人口处，由于存在较大的水滴高速冲击金属表面，故此处有比较严重的冲刷腐蚀。另外，在折流板、支承板处，存在有相当多的冷凝液，此处的管子易产生冲刷腐蚀。研究表明，150～200℃的冷凝液对碳锕的冲刷腐蚀最为严重。一般来说，冲刷腐蚀只发生在流动中材料(7)管于人口端侵蚀。管子人口端侵蚀损坏只发生在碳钢管加热器中，损坏部位一般限制在管束的给水入口端约200mm的范国内。人口管蜡愎蚀是一种侵蚀和腐蚀共同作用的损坏过程，其机理是管壁金属在表面形成的氧化膜被高紊流度给水破坏带走．在这种连续不断的过程中，金属材料不断损失，最终导致管子的破损。有时损坏面可以扩大到管端焊缝甚至管板。影响人口管端侵蚀损坏的主要因素有：给水pH值、台氧量、温度和素流度。在流动的水中，pH值上升，材料损耗速度下降。当pH值达到9．6时管端侵蚀现象几乎消失。较高的温度有利于磁性氧化铁的形成，这种磁性氧化铁在钢材表面形成保护膜，把腐蚀介质与金属隔开，起到减轻腐蚀保护金属材料的作用。因此。一般认为．当给水温度低于200℃左右时，才会出现明显的侵蚀。水的紊流引起压力波动和对管壁的冲击，是使磁性氧化铁膜破坏的主要原因。紊流的形成主要来自给水从进水管流入水室时的强大扰动和给水进入管束时在端部出现的收缩和脱离。这种紊流的影响一般可深入到管内约200mm迅速，因而侵蚀速度也越快。三、因磨损引起的管系泄漏导致高压加热器零部件磨损的主要原因来自于管子振动。管子发生振动时，如果振幅较大，将使相邻的管子互相撞击或管子撞击壳体。大多数情况下发生在管子跨距中点，此处会产生特殊的菱形磨损。另外，在折流板处，由于管孔的直径一般比管子外径大，所以管子可以自由运动，并在振动时产生磨损，使管壁逐渐变薄直至穿孔。四、因超压引起的管系泄漏对于配用定速驱动给水泵的系统，如果只根据正常运行时的给水压力来确定加热器水侧的设计压力，那么，在启动过程中或低负荷运行时，由于给水流量小，给水泵出口压力增大，会使管束承受超过设计值的给水压力而发生爆管。另外，由于水质问题和铜的沉积，引起管内外表面的腐蚀，削弱了管子的强度。若原设计中又没有考虑腐蚀裕量，更是加大了管系泄漏的可能性。在机组运行中，如高压加热器因故停用，给水进出口阀门关闭严密，而进汽阀门有泄露时，被封闭在加热器铜管侧的给水将受到漏人的蒸汽的加热，管束内的水压将大幅度上升，从而导致加热器爆管。第四节汽轮机组凝汽系统的故障分析凝汽设备是凝汽式汽轮机的一个重要组成部分。由于设计、安装、检修、运行机制等方面的原因，在运行过程中时常会出现凝汽器真空偏低的现象。如果凝汽器真空过低，不仅会引起蒸汽在机组中的有效焓降减小，循环热效率下降，还会导致汽轮机排汽温度升高，排汽缸变形和振动等故障。因此，凝汽设备的工作性能直接影响到整个汽轮机组的热经济性和安全性，研究凝汽设备的故障诊断具有重要意义。凝汽系统的各种故障最终都会导致真空度的下降。所以，凝汽系统工作状态的好坏可用真空度这一综合指标来进行评价。一、凝汽器真空的确定众所周知，正常运行时，凝汽器的排汽压力与排汽温度的关系是饱和蒸汽的压力和温度的关系。这样，实际凝汽器内的排汽压力可由与其相应的饱和蒸汽温度来确定，而饱和蒸汽温度可用下式计算二、凝汽器运行真空偏低的原因及特征导致凝汽器运行真空偏低的原因主要有(参见图3—1)：(1)当循环水泵出现严重故障时，将使循环水中断。此时，进人凝汽器的少量冷却水的温升急剧增大，从而使增加，最终导致。增加，真空下降。主要故障特征为：循环水泵电动机电流为零，水泵出口压力降至零，抽气器抽出的空气温度与冷却水进口温度之差增加。(2)当后轴封供汽突然中断时，大量空气将漏入凝汽器，使其真空急剧下降。主要故障特征为：凝汽器端差增加，凝结水过冷度增加，转子因急剧冷却而产生负差胀。(3)当凝汽器水位调整失灵等原因引起凝汽器满水时，排汽与冷却水之间的热交换面积将急剧减小，使凝汽器真空急剧下降。主要故障特征为：凝汽器端差增加，凝结水过冷度增加，循环水温升减小，凝结水泵出口压力增加，水泵电动机电流增加，抽气口抽出的空气温度与冷却水进口温度之差增加。(4)当真空系统管路破裂时，将使凝汽器真空下降。主要故障特征为：凝汽器端差增加，凝结水过冷度增加，真空急剧下降。(5)当真空系统不严密时，将使真空下降。主要故障特征为：凝汽器端差增加，凝结水过冷度增加，真空缓慢下降。(6)当凝结水泵工作不正常时，将使真空下降。主要故障特征为：凝汽器水位升高，端差增加，凝结水过冷度增加．凝结水泵出口压力下降，凝结水泵电动机电流减小。(7)当凝汽器铜管在运行过程中发生部分破裂时，将使凝汽器真空下降。主要故障特征为；凝汽器水位升高，端差增加，凝结水过冷度和导电度增加，凝结水泵出口压力增加，凝结水泵电动机电流增加。(8)当最后一级低压加热器的铜管发生破裂时，将使真空下降。主要故障特征为：凝汽器水位升高，端差增加，凝结水过冷度增加，凝结水泵出口压力增加，凝结水泵电动机电流增加，低压加热器水位增高。(9)当凝汽器铜管脏污时，将使传热效果降低，真空下降。主要故障特征为：端差增加，循环水进出口温升减小，抽气口抽出的空气温度与冷却水进口温度之差增加。(10)当凝汽器铜管堵塞(或循环水量不足)时，将使凝汽器真空下降。主要故障特征为：端差增加，循环水进出口温升增加，抽气口抽出的空气温度与冷却水进口温度之差增加。(11)当抽气器工作不正常时，将使凝汽器真空下降。主要故障特征为：端差增加，凝结水过冷度增加，凝汽器抽气口至抽气器进口之问的压差减小。第一节汽轮机组状态监测与故障诊断的任务特点汽轮机组属于大型设备，由于工作环境的复杂性、特殊性，决定了其故障的复杂性和多态性，从而决定了监测与诊断任务的特殊性，具体表现在以下几个方面：(1)信号监测多元化。其含意是：①信号种类多样化，不仅对振动信号(快变信号)进行采集，而且还对另外两类重要信号—工艺量(慢变信号)和开关量信号进行采集；②同一类信号测点分布化，即对重要参量在机组的不同部位布置测点，并在数据采集板上留出足够的通道数，以保证全面地了解该类信号所反映的机组运行状况；③不仅对机组的稳态工况进行信号采集，而且还对非稳态工况(瞬态)，比如对启停过程、过临界点过程以及异常工况的信号进行采集。(2)信号监测连续化。汽轮机组的工作过程是一个动态过程，为了确保机组安全、可靠地运行，提高其生产效率，必须进行连续监测，使机组存在的隐患及早地发现、处理。(3)采样方式多样化。系统应提供等时间间隔和等空间间隔的采样方式，以满足不同信号的采集与处理的需要。(4)数据采集与处理的实时化。为保证实时地跟踪、监测机组的运行变化，数据采集与处理要满足一定的时间限制。这不仅需要采用高速数据采集部件和微处理器，而且还需要有合适的数据采集策略和系统的总体结构，以协调外围采集部件的高速可靠运行，完成数据采集与传输，提高整个系统的处理速度。(5)数据记录历史化。在进行机组故障诊断时不仅需要当前数据，同时也需要历史数据，从机组的状态变化趋势中，确认机组所处的状态，并对当前数据和历史数据进行记录。由于系统每一次获得的数据量较大，若全部记录，经过一段时间后，其数据量将是巨大的，因此必须对数据进行压缩处理，并采用滚动方式进行记录。(6)监测和诊断的并行与协作。为了提高系统的实时性和模块性，必须使监测功能和诊断功能并行执行，二者既要相互联系，又要相对独立，不能因为诊断而中断了监测。第二节系统的总体结构、功能及特点一、系统的总体结构汽轮机组状态监测与故障诊断系统，采用了多级子系统形式的分布式结构，以满足机组在线实时性的要求。图9-1是作者所在研究小组开发出来的200MW和300MW汽轮发电机组故障诊断系统的总体结构。该系统由传感器子系统、监测子系统、数据采集子系统、局域网络、故障诊断子系统及系统管理子系统等六大部分组成。1．传感器子系统传感器子系统是状态监测与诊断系统的主要信息来源，属于一次仪表，关系到整个监测、分析和诊断结果的可靠性和准确性。传感器主要包括：测量振动的电涡流位移传感器、速度传感器、加速度传感器以及汽缸膨胀、胀差、阀位、温度、压力、流量等传感器。本质上所有的故障特征信号都可以用传感器来监测．但由于对故障的机理了解不够和现场实际条件所限，目前还仅仅局限于部分工艺参数信号和有限的振动信号，主要包括：①转于相对轴承座的径向振动、轴向振动；②轴位移；③转速及鉴相信号；④机组的热工参数，如温度、压力、流量等；⑤各类开关量信号。2．教据采集子系统数据采集子系统的任务是采集机组运行状态数据(包括稳态数据和瞬态数据)。另外，数据采集子系统对采得的原始数据还进行预处理，比如FFT谱分析与校正、数字滤波等，同时对采集的数据进行了二次处理，抽取其中的主要特征。执行数据压缩。3．数据库子系统数据库子系统中存有机组的历史数据和当前数据。这些数据中，既有原始数据，又有经过二次处理后抽取的故障特征数据。还有诊断结论数据。4．局域网络局域网络为数据采集子系统、数据库子系统、监测子系统、故障诊断子系统以及管理子系统之间提供了一个数据传递的媒体，并为分布式监测与诊断机制提供了有效的途径。通过这个局域网络，使得各个子系统之间能够互相访问，并可以与电厂的其他局域网络相接，实现资源共享。5．监测子系统监测子系统的任务是了解和掌握设备的运行状态，包括采用各种检测、测量、监视、分析和判断方法，向用户及时报告设备当前的状态参数。并对设备的状态参数进行显示和记录，对异常状态做出报警。6．故障诊断子系统故障诊断子系统是整个系统的核心部分，其任务是根据状态监铡所获得的信息，结合已知的结构特性和参数、环境条件和设备的运行历史(包括运行记录和曾发生过的故障及维修记录等)，对设备可能发生的或已发生的故障进行分析、判断，确定故障的性质、类别、程度、原因和部位。7．系统管理子系统该子系统的任务是对整个系统进行管理和维护。用户和有关专家通过该子系统实现与整个系统的交互，如对系统进行扩充、修改以及数据的查询、数据的人工输人和输出等。二、系统的主要功能1．数据采集、存储与显示系统有数据的采集和存储等功能，并建立机组的各种数据库文件。数据的采集方式可由数据采集子系统控制，可实现等时间或等空间采样，采集好的数据可在监测及诊断子系统上显示，并且每间隔一定时间刷新一次。显示方式可采用模拟监视仪表和数字显示相结合的形式，并通过绿、黄、红三种颜色给出了正常、异常和危险三级指示。2．信号分析与处理信号分析是对汽轮机组进行状态监测与故障诊断的重要手段，可以对采集的实时数据进行分析与处理，并以数据或图形的方式给出分析的结果，主要包括：(1)动态数据分析。对机组稳定运行状态的动态信号分析和显示，包括时域波形图、轴心轨迹图和幅值频谱图等；(2)启停过程信息分析。对机组启停机过程中的信号分析和显示，包括转速时间曲线、Bode图、三维频谱图以及各种参数随转速的变化图等；(3)趋势分析。对机组长期运行的各种状态参数和经过分析处理后的参数进行趋势分析，做出趋势图。可显示当前趋势(30min内)或历史趋势的所有监测参数及频率特性参数，包括振动峰—峰值、基频、各倍频振动的幅值和相位以及慢变过程信号和开关量信号等，能迅速读出趋势图上任一点所对应的日期、时间及特征参量值。它不仅可以反映特征值的变化过程，确定故障的初发时刻、发展速度和趋向，判断缺陷发展的程度。而且还可预测早期故障的发生。3．征兆获取采集的数据经过信号分析与处理后。形成了大量的数据文件．系统可利用征兆获取程序自动获取机组运行状态的有关征兆。能够自动获取的征兆主要有：参数型征兆、波形征兆、轨迹型征兆、振动频谱型征兆等，并将征兆自动转化为模糊语义形式。4．故障诊断对于汽轮机组来说，故障诊断是一个十分复杂的任务，也是整个系统的核心内容。它主要采用基于知识的诊断方法，根据传感器子系统和数据采集子系统采集到的机组的各种状态信息和报警信息．来识别汽轮发电机组的工作状态，并完成对机组各种常见故障的诊断。诊断过程中利用了多方面的知识，包括诊断对象汽轮发电机组结构、功能、行为方面的知识，监测分析提供的各种信号处理方面的知识，人类领域专家多年积累的故障诊断方面的背景知识和经验知识等。5．故障处理对策及维修咨询当系统完成诊断过程后，可通过对策咨询库或通过事例获得处理建议及维修建议。根据机组故障特点，针对常见故障分别提供了维修和处理建议，供用户参考。此外，还提供了进一步充实完善功能，用户可不断输入专家及技术人员在这方面的经验，供以后使用。这样，咨询功能可不断得到完善。6．知识莸取与学习知识获取与学习功能是获取知识(包括规则和事例)和知识库一致性的检验与精炼。获取知识可以由领域专家或知识工程师通过手工方式对规则库和事例库进行操作，完成规则或事倒的显示、编辑、修改、存储及打印，也可以采用改进决策树的方法或神经网络的方法从大量的分类示例中自动地归纳出分类规则，或通过事例学习模块自动地完成诊断过程中事例的获取。7．教据及报表的打印报表打印功能可以把机组各个测点振动的峰—峰值、转速等以报表的形式输出，便于用户查看。三、系统的主要技术特点图9-1所示的诊断系统具有以下技术特点：1．多任务信息处理该系统是一个集信号采集、分析、状态监测、故障诊断、运行与维修指导、知识获取与学习为一体的多任务信息处理系统。将常规监测与诊断技术同基于知识的推理技术有机地结合在一起．使数值处理与符号推理两方面的优势都得到了发挥。2．监测与诊断的分布式结构该系统采用了分布式结构，把复杂的监测及诊断任务分解到多个子系统中，由各子系统完成各自相应的任务，共同协作完成总的监测与诊断任务。由于充分利用了监测与诊断中的并行性，所以提高了系统的实时性和可靠性。3．网络结构该系统具有两级网络结构，保证系统具有良好的扩充性。PC总线为微机模块间提供了标准的数据通路，可充分利用软硬件资源，局域网络使得系统今后的扩充(特别是在网上增加其他诊断系统)更加容易。4．多种推理机制集成在故障诊断方法上，系统采用了基于框架、规则和事例的知识组织与表达，并提供了不确定性推理、人工神经网络诊断推理及基于事例的推理，从而增强了系统求解问题的能力。5．多用途的能力系统备有功能丰富的工具库，不仅可用于汽轮发电机组故障诊断，而且可直接作为一个开发工具来建立其他对象的诊断系统。6．功能易于扩充系统的设计采用了面向对象的机制和模块化结构的方法，使系统的功能扩充更加容易、方便。在不需要更改程序结构的情况下，很容易增加新的功能。7．操作方便系统具有良好的用户界面，采用全中文方式工作，通过采用多级菜单、图标选择等技术，操作变得十分方便，并具有较强的容错能力。另外，系统还提供了联机帮助功能。第三节监测子系统的设计与实现监测于系统的功能包括：完成数据分析、处理、状态监视、向诊断部分提供必要的信息等。监测部分的结构如图9-2所示，主要由管理模块、系统组态模块、状态监测模块、动态分析模块、瞬态分析模块及趋势分析模块组成。1．系纯组态模块系统组态模块是对系统、机组和测点进行的初始设置，并形成组态文件，以便使系统能够适应不同的工作环境和不同配置的需要。它是在系统运行之前通过人机界面进行设置的，其内容主要包括：(1)传感器的类型、灵敏度、安装位置等；(2)监测参数的门限值(异常和危险)；(3)数据采集子系统的组态，比如数据采集通道数、状态、采样方式等；(4)监视仪表的标定系数等。2．状态监测模块(1)数据管理。对采集到的数据根据机组的运行状态进行合理地分类、存储，建立一些数据库。如动态数据文件、瞬态数据文件、趋势数据文件、报警数据文件等。(2)报警产生。根据各个状态参数的报警值和机组运行状态的报警方法，确定机组的工作状态是正常还是异常，若异常则产生报警信息。(3)实时监视。每隔5s读取一次原始数据文件，并通过屏幕在线实时地显示反映机组运行状态的全都参数，并且视用户需要可在打印机上作报表输出。3．动态分析与瞬态分析模块动态分析模块和瞬态分析模块分别完成机组在稳态工作和启停工作的各种信号的分析与处理．如可完成时域波形分析、轴心轨迹分析、频谱分析、启停过程的三维谱分析、Bode图分析等。4．趋势分析模块趋势分析模块可对反映机组运行状态的重要参数作趋势分析，即根据其历史数据来推断缺陷的发展速度与趋势。确定设备的残存寿命，其目的是为早期判定故障提供一个有效的手段。趋势分析可以对当前趋势(30min内)和历史趋势进行分析，如快变信号(振动蜂一峰值、基频、各倍频振动的幅值和相位)和慢变信号(热工参数)及开关量信号等。第四节故障诊断子系统的设计与实现一、故障诊断子系统的结构故障诊断子系统是一个智能诊断专家系统，它由任务管理模块、动态黑板、知识库、征兆提取模块、推理机