瓦温
- 大型水轮发电机推力轴承热边界层隔离降温技术及工程应用
载能力、降低运行瓦温约5K 以上。1 推力轴承热油边界层隔离降温技术的原理1.1 推力轴承瓦间油流一般特点水轮发电机推力轴承一般由转轴、镜板、轴瓦和支撑件等组成，转轴与镜板固定连接用于带动镜板转动，轴瓦为多个，分布在转轴四周，且轴瓦倾斜设置在镜板的工作面下方，并顺转向与镜板形成楔形间隙，楔形间隙的大口侧为进油端，楔形间隙的小口侧为出油端，轴承支撑件固定在油槽内。推力轴承工作时，冷油在旋转镜板的带动下从楔形间隙的大口侧进入，从楔形间隙的小口侧流出，并在镜板工
水电与抽水蓄能 2023年6期2024-01-12
- 瓦间距和进油温度对双向推力轴承性能的影响
用巴氏合金瓦，对瓦温的控制也有较高的要求[1-5]。大型蓄能机组推力轴承的运行瓦温即使较高，其改进和改造一般也局限于冷却系统，其结构和尺寸很难进行改造[6-9]。大型蓄能机组转速较高，推力轴承的尺寸较小，而双向推力轴承的承载能力较低，就需要提高瓦的占积率以降低其单位压力[10-12]。瓦间距和瓦间油温对推力轴承性能的影响，特别是对瓦温的影响，是一项重要的推力轴承研究内容。瓦间油温对推力轴承性能的影响，可以通过计算分析进行研究，而瓦间距对推力轴承性能的影响，
水电站机电技术 2023年1期2023-02-06
- 高坝洲水电厂机组轴瓦温度监测保护系统优化设计
MW。水电机组轴瓦温度监测是机组安全运行的重要标志，而轴承瓦温监测保护系统更是水机后备保护回路的重要部分。高坝洲水电厂轴瓦温度监测保护系统采用的是压力式温度计，主要用于监测机组上导轴承瓦温、上导轴承油温、推力轴承瓦温、上导轴承油温、水导轴承瓦温、水导轴承油温和发电机空气冷却器进口和出口温度，在机组温度采集柜内以硬接线回路方式将温度高报警信号送现地控制单元，其中上导轴承瓦温、推力轴承瓦温、水导轴承瓦温温度过高报警信号还上送至水机后备保护回路。高坝洲水电厂轴瓦
水电与新能源 2022年9期2022-12-17
- 一种水电机组水导瓦温高处理方法
重要部分，而水导瓦温对机组安全稳定运行至关重要［1－3］。广东省能源集团流溪河发电公司安装有4台水轮发电机组，日常运行过程中机组经常发生水导瓦温高问题。为了彻底解决此类问题，保证电厂机组安全稳定经济地运行，创造出更高经济效益，亟需提出简单高效的解决方案［4－5］。因此，本文通过分析处理，最终成功地解决了水导瓦温高的问题。1 设备概况广东省能源集团流溪河发电公司安装有4台装机容量为12 MW的水轮发电机组，发电机型号为TS－260／135－12，水轮机型号为
水电与新能源 2022年9期2022-12-02
- 浅析磨子水电站上导推力油槽结构优化
出现上导瓦、推力瓦温度异常升高情况。1号机组第一次试机约1.5 h，推力瓦、上导瓦初始温度在20 ℃左右，停机时推力轴瓦温55.4 ℃(报警温度55 ℃)，上导轴瓦温度56.9 ℃(报警值60 ℃)，且瓦温均有明显上升趋势，不符合标准要求，机组投运前必须解决该问题。通过对整体结构分析试验，先后进行多次油槽结构优化改进，最终有效控制瓦温、油温。2 温度控制措施发电机上导、推力轴承装配见图1。机组瓦温及油温不仅受到冷却器的影响，同时还受到油循环的影响，针对上导
四川水力发电 2022年5期2022-11-18
- 400 MW抽水蓄能机组推力轴承瓦温较高的分析与处理
参数4 推力轴承瓦温偏高分析及处理4.1 推力轴承瓦温情况阳蓄1号机组运行时，发电机工况推力油槽热油温度33℃，推力瓦温66.5℃～76.1℃，抽水工况推力油槽热油温度32.4℃，推力瓦温69℃～74.7℃。推力瓦型面为平面。阳蓄2号机组安装时现场处理推力瓦型面，发电工况推力油槽热油温度31.8℃，推力瓦温50.7℃～58.9℃；在启机过程中最高瓦温达65℃；抽水工况推力油槽热油温度33.1℃，推力瓦温63.3℃～72.8℃，在启机过程中最高瓦温达78℃，
水电站机电技术 2022年9期2022-09-26
- 水轮发电机组轴瓦间隙不匀故障分析方法
组的振动、摆度、瓦温等重要安全稳定指标。水轮机运行中，由于转轮静不平衡会产生径向离心力，叶片开度不均及止漏环间隙不均都会产生径向水推力，而水轮机水导轴瓦的主要作用正是承受轴承传来的径向力和摆度力[2]；发电机导轴承承受机组转动部分的径向机械不平衡力和电磁不平衡力，各导轴承是水轮发电机组的重要组成部分，其轴瓦工作质量直接影响水轮发电机组的运行。各轴瓦所受径向力不均匀，大小不一，长期受力大的轴瓦将增加疲劳损伤度，轴瓦磨损会逐渐增大[3]，降低设备的使用寿命，因
水电与抽水蓄能 2022年4期2022-09-08
- 水电机组导瓦的温度升高及热稳定分析与处理
试验时，出现下导瓦温度偏高，热不稳定现象。本文从分析导瓦损耗及热传递原理入手，研究了油温对导瓦温度及热稳定的影响，提出了相应的解决措施，并通过真机试验验证了该措施的有效性，为后续电站处理类似问题提供了参考。1 导瓦热稳定情况及初步分析1．1 导瓦热不稳定说明该机组为半伞结构，推力轴承与下导轴承合用一个油槽，采用外加泵方式进行润滑油外循环，并采用3台板式换热器进行润滑油冷却，其中2台投入工作，1台备用。外循环润滑油总管进入下机架后分成两路供油，一路给推力轴承
水电与抽水蓄能 2022年4期2022-09-08
- 水力不平衡引起水轮发电机组导轴承瓦温异常的分析
影响，从而影响轴瓦温度。水轮发电机组导轴承是水轮发电机轴承的重要原件，其主要承受机组转动部分的径向机械不平衡力和电磁不平衡力，维持机组主轴在轴承间隙范围内稳定运行。某大型水力发电厂水导轴承采用稀油润滑分块瓦结构，热油经外循环油泵抽出加压并通过冷却器冷却后，再对轴瓦进行润滑冷却，多次出现水导瓦温异常升高的现象，通过对事件的原因分析可以为水导瓦温异常时提供借鉴意义。1 水导瓦温异常升高现象1.1 2020 年5 月20 日18 号机组水导瓦温异常升高2020
水电站机电技术 2022年7期2022-08-02
- 弹簧簇推力轴承机组推力瓦径向位移研究及处理
5 min，推力瓦温升至67 ℃,停机后推力瓦温逐渐降至26 ℃,瓦温降幅41℃，推力瓦内移量0.11 mm。第2 次启停机数据，机组带载运行约7.3 h，推力瓦温升至71℃，停机后推力瓦温逐渐降至31.5℃，瓦温降幅39.5℃，推力瓦内移量0.16 mm，收敛时间15.5 h（即推力瓦内移速度降为0）；第2 次启机时刻推力瓦向外移动0.05 mm,其原因：第1 次启机后由于镜板热收缩将推力瓦带入内径，造成瓦底弹簧剪切变形，第2 次启机时，瓦与镜板间建立油
水电站机电技术 2022年7期2022-08-02
- API612解读及实际应用之一——石油石化领域用汽轮机轴瓦温度略高的分析及处理
冷凝式汽轮机轴承瓦温略高于技术协议要求原因，阐述了影响可倾瓦温度的关键因素，并通过合理改善轴承的油隙、调整轴瓦的负荷分配、修刮可倾瓦的进出油楔、扩大进油节流孔等手段，使改型机组3、4号轴瓦温度有所降低。一、问题的提出杭汽T8124甲醇合成气离心压缩机组用高压冷凝式汽轮机，转向由进汽端向出汽端看为顺时针，最高连续转速11104r/min，转子重量约1.45T，轴承为可倾瓦式。轴瓦简介详见附件“轴瓦简介” 。该台汽轮机在杭州汽轮机股份有限公司进行空负荷运转试验
装备维修技术 2022年7期2022-07-01
- 大型抽水蓄能机组推力轴承运行特点研究
费用，此外，轴承瓦温常处于较高状态也增加了机组安全运行的隐患。现阶段，为了适应大型抽水蓄能机组发展要求，国内主要主机厂都将更多精力投入到优化轴承设计方案、降低推力轴承油槽损耗方面。哈尔滨电机厂开发了单波纹弹性油箱支撑结构，并将其应用于数十套抽水蓄能机组中。事实证明，弹性油箱支撑结构能将推力轴承受载荷均匀性控制在±3%以内[4]。与弹性油箱支撑方式工作效果相当的还有弹簧簇支撑方式。东方电气集团东方电机厂有限公司研究了喷淋式轴承供油方式，通过试验证明其可降低轴
黑龙江电力 2021年3期2021-08-19
- 龚家河电站1号机组A修后瓦温高分析、处理
组安装检修后各轴瓦温度温高或异常升高是一种常见的问题，处理方式一般是放大瓦的间隙，以达到减小轴瓦受力，降低轴瓦温度的目的，本文对龚家河电站1号机组A修后上导、水导瓦温高进行分析，提出了收下导瓦间隙来降低水导瓦温的处理方案，解决了水导瓦温高的问题，可为处理类似机组瓦温高问题提供参考思路。1、龚家河电站及机组概述龚家河电站位于四川省泸定县城西南磨西镇咱地村，是磨西河上的第二级电站。电站采用引水式开发，为一径流式电站。电站坝址位于磨西河与海螺沟交汇处下游约80米
装备维修技术 2021年50期2021-07-01
- 水轮发电机组水导瓦温偏高原因分析与处理
“#1机水导#7瓦温最高达60.4℃”这一重大缺陷，以解决机组实际问题为目标，从部门、班组抽调青年成立创新创效小组，成员共计7人，全部为35岁及以下，经过小组成员的共同努力成功处理了#1机水导瓦温偏高问题。具体情况如下:1 概述洪家渡发电厂共装机3台(混流式机组)，单台容量为200MW，总容量为600MW，水轮机型号为HLS166-LJ-424，设计水头为135m，最大水头为164m，最小水头为90m，额定出力为204.1MW，设计流量为164.1m3/s
探索科学(学术版) 2020年8期2021-01-12
- 水电站850 MW发电机组推力轴承受力及推力瓦瓦温调整
值），开机稳定后瓦温温差为5.9 ℃。通过计算分析，调整相应推力瓦支柱螺栓，按前文公式换算成支柱螺栓旋转弧长，调整完成后，静态受力值为0.018 0，动态受力值为0.025 1，瓦温温差为4.2 ℃，详情见表1 所示。表1 开机后第一次调整表2 开机后第二次调整表3 开机后第三次调整2.3 开机后第二次调整第一次调整完成并开机后，推力受力、瓦温温差仍有调整优化空间，此时静态受力值为0.029 1、动态受力值为0.020 0、瓦温温差为3.6 ℃，需要进行二
水电站机电技术 2020年11期2020-11-27
- 三板溪电厂3号机组下导瓦温偏高原因分析及处理
荷下，3号机下导瓦温整体相对于1、2号机组偏高6～7℃左右。同一时间段具体数值如表1所示。3 原因分析2017年3号机组A级检修中因检修时间受限未对3号机组采用组合盘车方式进行盘车，故在2018年C级检修中按1、2号机组A级检修组合盘车方式（抱上导、下导单盘水导）对3号机组进行盘车，具体数据如表2所示。三板溪电厂水轮发电机额定转速为166.7 r/min，根据GB/T 8564-2003《水轮发电机组安装技术规范》标准的规定，发电机轴上、下轴承处轴颈及法兰
水电站机电技术 2020年10期2020-10-23
- 宝珠寺水力发电厂11F机组上导轴承瓦温过高原因分析
平油才能保证上导瓦温在允许的范围内。2 机组运行中上导轴承瓦温过高2016年10月，11F机组进行小修。小修中对机组进行了盘车、轴线调整和重新定中心等一系列工作。机组投运后，各轴承摆度表现稳定，推力、水导轴承瓦温均无异常，上导方面除8号轴瓦较其他瓦温高5 ℃，稳定在52 ℃左右外，其余较均匀。之后，上导轴瓦运行温度呈缓慢上升趋势。机组运行1月后，上导轴瓦均出现机组运行时温度上升较快的现象，且稳定时间增加至4 h，温度曲线出现爬升趋势且没有稳定迹象，最高的8
四川水力发电 2020年4期2020-09-22
- 东萨宏电站65MW灯泡贯流式机组推力轴承瓦温异常处理技术
大，在运行阶段的瓦温数值关系到机组的安全运行和使用寿命。该电站在机组全部按照标准要求安装完成后，进入调试阶段出现了4台机组正推力瓦温差值都偏大的情况，经过一系列调查推断、反复论证后，最终找到了瓦温异常的原因，成功制定并实施了有针对性的处理方案，瓦温异常问题得到了有效解决。关键词：东萨宏电站;65 MW贯流式机组;瓦温异常;处理技术1 工程概况东萨宏电站位于老挝占巴塞省境内，该电站安装了4台65 MW灯泡贯流式发电机组，为目前全亚洲单机容量最大的机组，额定转
机电信息 2020年20期2020-08-31
- 某电站机组推力轴承瓦温偏高分析
8F机组推力最高瓦温较其他机组一直偏高。从2015年7月下旬开始，推力瓦温有明显上升趋势，自7月30日开始，15号推力瓦温最大值接近高限温度57℃，7月30日至8月2日最高瓦温基本保持稳定，维持在接近57℃的范围内（如图1所示），分别为56.92℃、56.85℃、56.84℃、56.89℃。7月31日，启动18F机组技术供水加压泵，多次正反向倒换推力冷却水供水方向，发现推力瓦温无明显下降。需对其进行全面分析，探讨推力瓦温偏高原因，判断18F机组能否继续安全
水电站机电技术 2020年6期2020-07-01
- 水轮发电机组动不平衡问题分析及处理
通，进行机组轴瓦瓦温考验试验，在新机投产或机组大修后，瓦温考验一般进行3～4h，最终决定进行4h的瓦温考验。经过4h的瓦温考验后，从生态机组现地LCU柜模拟量轴承瓦温可以看出，上导瓦（8块巴氏合金块瓦）、水导瓦（2块巴氏合金筒瓦）、推力瓦（8块氟塑料瓦）的瓦温都在正常范围值之内，而下导瓦（8块巴氏合金块瓦）最高瓦温3号瓦为59℃（报警瓦温为65℃），最低瓦温6号瓦为40℃，两者温差为19℃。综合上述机组呈现出的特征规律，初步确认，下导轴承瓦与下导轴颈的受力
水电站机电技术 2020年6期2020-07-01
- 裂解气压缩机介质结焦对轴位移与推力瓦温的影响
焦对轴位移、推力瓦温产生影响的案例诊断如果裂解气压缩机的轴向力平衡效果受到了介质结焦的影响，压缩机监测点中的轴位移与推力瓦温就会出现了连续上涨趋势，并且上升的幅值较大，这种现象通过查看测点变化趋势时，更加明显。某裂解气压缩机，2015 年4 月开车以来至2017 年4 月轴位移较为稳定，轴位移值在0.2mm 至0.25mm 之间，推力瓦温在59 ℃至61 ℃之间。2018 年1 月至2018 年12月，轴位移出现较快上升趋势，从0.289mm 上升至0.5
化工管理 2020年5期2020-03-18
- 水轮发电机组推力导瓦温过高故障解析与改进
产生影响。推力导瓦温过高是实际生产中比较常见的问题之一。产生这一问题的原因包括冷却水中断、推力瓦之间受力不均以及推力轴承绝缘不良造成油质劣化等。为保证水轮发电机组运行的安全性与高效性，就需要减少或消除推力导瓦温过高的问题。为此，本次结合实例对此类故障原因以及解决方法进行了分析。1 水轮发电机组推力导瓦温过高的分析机组在正常运行状态下，轴承瓦温最高不得超过80 ℃。如果机组轴承瓦温超出标准数值2 ℃～3 ℃或更多，便需要及时查找故障原因，并在第一时间安排专业
水电站机电技术 2020年11期2020-01-05
- 桐柏公司发电机推力瓦温过高原因分析及处理
，设计单位建议将瓦温报警值设置在83℃。运行将近10年之久后，2014年初在运行时发现推力瓦温出现不稳定现象（如图4），且较大幅度温度偏高，最高温度超过报警值83℃，离跳机值86℃非常接近，机组在此情况下运行非常危险，此问题急需解决。2.3 推力瓦温过高原因分析及相应解决方法2.3.1 推力系统本体相关原因分析及解决办法（1）推力系统故障点1）推力系统存在的问题：桐柏公司机组由于采用半伞式结构，故其推力系统位于下机架内，与下导轴承构成下部组合轴承，机组运行
水电站机电技术 2019年11期2019-12-02
- ALSTOM百万级半速汽轮机推力轴承瓦温异常分析
瓦，但是正向推力瓦温最高达到了70.0 ℃，明显高于反向推力瓦温度（58.7 ℃），也高于同类其他机组冲转。根据经验值，判定有异常，影响机组后续安全可靠运行。1 推力轴承瓦温异常原因分析1.1 推力轴承结构推力轴承由推力轴承瓦体、正向推力瓦块、反向推力瓦块、正向及反向弹性垫环、进出油道（箭头标识的为润滑油的流向）、与转子相连的推力盘组成，主要作用是平衡机组运行期间的轴向推力[1]。汽轮机的推力轴承安装在中压轴承箱内，机组正常功率运行时高压蒸汽对转子的推力指
设备管理与维修 2019年11期2019-10-25
- 水电厂上导瓦温异常事件分析处理
后不久就出现上导瓦温异常的情况，随即向调度申请停机检查。查阅历史数据开机流程及异常信号如下：1）09：23：09上位机下开机令2）09：28：03 1号机与系统并网，开机过程正常3）09：30：28 1号机带满负荷100MW运行4）09：52：26 1号机上导瓦5# 70.0越上限5）09：57：14 1号机上导瓦1# 70.0越上限6）09：57：33 1号机上导瓦4# 70.0越上限，随后停机2018.01.09 1号机也曾开机运行，但与本次开机不同
科学导报·科学工程与电力 2019年30期2019-10-21
- 苏布雷水电站推力瓦温度偏高的原因分析及处理
负荷下运行时推力瓦温度均达到设计报警值75 ℃，机组无法在满负荷下稳定运行，必须采取有效的措施降低推力瓦的温度。苏布雷水电站发电机推力组合轴承位于转子下方的下机架上，由推力头、推力瓦、下导瓦、弹性油箱装配、密封盖装配、稳油板装配、挡油筒、油冷却器装配等组成。推力头为带镜板锻件结构，推力瓦采用钨金瓦，其摩擦面为一层巴氏合金，每块瓦上安装一个RTD用于测量不同工况下推力瓦热油边的温度。推力瓦外径为2 980 mm，内径为1 900 mm，共12块，支撑直径为2
四川水力发电 2019年3期2019-08-27
- ALSTOM百万级半速汽轮机推力轴承瓦温异常分析
瓦，但是正向推力瓦温最高达到了70.0℃，明显高于反向推力瓦温度（58.7℃），也高于同类其他机组冲转。根据经验值，判定有异常，影响机组后续安全可靠运行。1 推力轴承瓦温异常原因分析1.1 推力轴承结构推力轴承由推力轴承瓦体、正向推力瓦块、反向推力瓦块、正向及反向弹性垫环、进出油道（箭头标识的为润滑油的流向）、与转子相连的推力盘组成，主要作用是平衡机组运行期间的轴向推力[1]。汽轮机的推力轴承安装在中压轴承箱内，机组正常功率运行时高压蒸汽对转子的推力指向机
设备管理与维修 2019年6期2019-07-09
- 大型抽水蓄能机组推力瓦温高分析及处理
自投运以来，推力瓦温一直明显高于其他机组，且随着机组运行强度的增加，瓦温有升高趋势，到了2016年夏季，4号机组高强度运行时瓦温超过80℃，瞬时最高温度达到了84.71℃（见图1），根据《水轮发电机基本技术条件》（GB/T7894），推力轴承巴氏合金瓦最高温度不得超过80℃，且该电站机组保护推力瓦温高跳闸值为85℃，推力瓦温高已严重影响机组安全运行。图1 4号机组推力瓦温趋势图2.2 原因分析电站多次组织召开专题会议分析故障原因，经分析，推力瓦温高可能有以
水电站机电技术 2019年2期2019-03-08
- 汽轮机高调门配汽对瓦温影响分析与优化
调门顺序阀方式下瓦温偏高问题，由于高压调门配汽集中在高压缸进汽左侧，造成调节级切向力不均匀，导致集中到大轴上的总切向力偏大，通过分析、运行时调门特性优化，得出了高压调门配汽的最佳组合，对机组安全经济运行有较好的指导意义。关键词：汽轮机；高压调门；配汽；瓦温一、引言：茂名臻能热电有限公司#7汽轮机组采用东方汽轮机有限公司600MW超临界抽凝式汽轮机。原厂配汽方式为日立型复合配汽，在高负荷区间效率较高。机组参与电网深度调峰，工况在50%-80%负荷区间运行，因
科学与财富 2019年2期2019-02-28
- 回转窑液压挡轮工作压力高时歪斜托轮的调整
，且个别托轮瓦的瓦温达到50 ℃，严重影响了企业的正常生产。回转窑液压挡轮的正常工作压力应为4～6 MPa(≯7 MPa)，该公司液压挡轮压力已经超过标准，同时托轮瓦温升高，初步判断由轴向力引起。托轮所受轴向力一般有三个来源：托轮及托轮轴自重产生的轴向力、托轮克服筒体下滑产生的轴向力及因托轮轴线歪斜产生的轴向力。回转窑筒体理论上以3%～4%的斜度安置在托轮上，托轮的中心线平行于筒体的中心线。筒体转动时，会因其自重产生的下滑力而缓慢下行，通过液压挡轮的作用，
建材技术与应用 2018年4期2018-11-14
- 分析卧式机组瓦温过高的原因及处理
发电工作，机组的瓦温长时间都比较高。其中水轮发电机的径向推理轴瓦是采用巴氏合金加工而成，这种材料最高承受的温度不能超过75℃，通常温度要控制在55℃最好，如果超出55℃就表示轴瓦的温度过高，一般系统设置警报功能温度达到60℃之后就会开启，并立即停止机组的工作。因此这种水电站为了避免出现瓦烧的故障问题，那么就需要将发电容量适当降低，一般是在2000kw的发电容量，降低到1600kw左右。而且发电机常常受季节变化的影响，即便是在春秋季节温度较低的条件下，那么水
新商务周刊 2018年15期2018-09-13
- 泰山抽水蓄能电站监控系统温度保护逻辑优化方法研究
点包括：上导轴承瓦温、推力轴承瓦温、下导轴承瓦温、水导轴承瓦温、上导轴承油槽温度、推力和下导轴承油槽温度、水导轴承油槽温度、定子绕组温度、定子铁心温度、主轴密封温度、主变油温、止漏环温度、调速器压力油罐油温、励磁变压器温度。泰蓄电站机组原温度保护采用单级越限和单点跳机的方式实现，即采用如下方式：各测温点通过硬接线接入PLC温度量输入模件后送到PLC处理单元（RTD方式），在PLC处理单元经过程序处理。若某个测点值大于报警值，则发信号报警；大于跳机设定值，则
水电站机电技术 2018年7期2018-08-07
- 水轮发电机组下导轴承瓦温偏高的处理
1 4号机组下导瓦温2009年5月，4号机在检修过程中发现上导轴领存在偏移现象，2009年7月对顶轴（上导轴领）进行了返厂修复。返厂修复前，下导轴瓦运行温度在47～51.5℃。返厂装复并经盘车检查轴线合格，按设计值整定各导轴承瓦单边间隙，即上、下导轴承单边间隙为0.20mm，水导轴承单边间隙为0.22mm。下导瓦温运行在50.5～55.5℃之间。机组运行振动摆度无明显超标现象。2010年5月，4号机C级检修过程中，考虑到2009年上导轴领偏移处理后机组下导
机电信息 2018年12期2018-05-02
- 轴颈偏斜对椭圆轴承性能影响的试验研究
中，常会遇到轴承瓦温高的情况。轴承温度即使是稍接近设计的报警值，也会给电厂运行带来很大压力。在收集了多台机组的轴承瓦温数据，仔细分析了瓦温分布情况后，发现大部分轴承瓦温的表现有两个特点：（1）在轴承全部的温度测点中，仅个别测点温度高；（2）位于轴承同一截面的测点温差很大，最大能达到40℃。图1给出了国内某电厂轴承瓦温测点温度分布。其中测点1和测点3布置对称于轴承中心线。该轴承多台份的实际运行的数据反映，在正常运行时测点1和测点3的温差不大于10℃，而图1给
东方汽轮机 2018年1期2018-04-10
- 推力轴承隔油装置降温技术的应用
等原因，造成推力瓦温一直偏高。夏季运行时段，出于安全考虑，限制推力瓦温在62℃以下运行。2016年夏季汛期，在冷水温24.5℃情形下，机组带负荷仅30 MW，推力瓦温已达63℃。多年运行经验表明：如果继续增加机组负荷，将发生推力轴承瓦烧瓦事故。机组推力轴承瓦曾发生两次瓦面轻微烧损事故。严重制约了机组发电出力。从长远利益及机组安全考虑，有必要消除设备缺陷，确保机组长期安全运行。2 概况2.1 轴承结构机组共设计有上导轴承、水导轴承以及下导、推力一体的推力轴承
水电站机电技术 2018年3期2018-03-31
- 600MW汽轮机瓦温高的原因及对策
机运行过程中导致瓦温高的因素较多，需要结合具体采取调节方式，做出动态化调整。600MW汽轮发电机组在正常运行过程中，大多数都是采取顺序阀控制形式，这样能够对阀门节流损失情况进行有效调节，全面提升机组运行的稳定性。目前在诸多同类机组运行中，阀门开度以及切换中会出现轴承温度和振动问题超标情况，其中在高中压转子处危害较为严重。有部分机组瓦温实际温度超出100℃之上，会导致烧瓦事故的发生，对机组稳定运行造成较大影响。当前诸多电厂都是通过对阀门开启顺序进行调整，全面
中文信息 2018年12期2018-02-18
- 对大岗山水电站水导轴承瓦温问题的分析与处理
山水电站水导轴承瓦温问题的分析与处理赵 小 强(国电大渡河双江口建设管理分公司，四川 马尔康 624000)针对大岗山水电站水导轴承出现的瓦温偏高及不稳定问题，对问题原因进行了分析，最终确定了一种经济、简单、快捷、方便运维且效果好的解决方案。按照确定的方案对水导外循环冷却系统做了相应改造升级，有效解决了单台油泵启动无法满足冷却需求的问题，控制了瓦温偏高及不稳定现象，为电厂安全稳定生产提供了可靠保障，也为类似电站水导轴承出现瓦温偏高问题处理提供了参考借鉴。大
四川水力发电 2017年6期2017-12-27
- 水轮发电机导轴承温度升高原因分析
运行，水导轴承的瓦温就超过设计前所约定的温度，尤其是发电机切换到4喷嘴运行工况下，高负荷的原作使得瓦温迅速上升，在很短的时间就超过温控报警器所设定的 65℃的温度，这一故障的发生，提示并网发电机并不能在4喷嘴下长时间运行。表1统计了除此并网测试过程中水轮发电机水导轴承瓦温情况。表1 轴承瓦温多喷嘴冲击式水轮机在运行时所投入的喷嘴水量有非常大的差异，同时水导轴承所成周的载荷的差异也非常大。在运行工况上，4喷嘴以及5喷嘴机组的运行工况最为恶劣，转轮受到的冲击不
数码设计 2017年6期2017-12-14
- 某大型水电站机组首次开机中下导瓦温异常原因分析及处理
试验中，发现下导瓦温异常攀升，为避免出现烧瓦等恶劣影响，紧急停机检查，在逐步分析排除瓦间隙、吸油效果、冷却效果等因素后，确定了下导瓦温异常的主要原因，并通过分解处理油槽内挡油筒间隙，解决了问题，为后期机组安装提供了借鉴和宝贵经验。【关键词】大型水电站；下导；瓦温；内挡油筒；分析处理0 概述某大型水电站发电机组为立轴半伞式布置，下导轴承位于下机架内，采用透平油自循环冷却润滑方式，轴瓦共12块，瓦面为巴氏合金材质。下导瓦设计间隙为0.43mm±0.02mm，采
科技视界 2017年13期2017-09-30
- 木座水电站机组上下导轴承瓦温偏高原因分析及处理
站机组上下导轴承瓦温偏高原因分析及处理李 超，叶太福，陈 琳，李家海（四川华能涪江水电有限责任公司，四川 成都 610065）木座水电站2台机组运行时，上、下导轴承温度长期偏高，如遇机组冷却水系统故障容易造成瓦温过高事故，机组运行存在较大安全隐患。根据机组实际运行工况，通过对上下导轴承结构、设计制造和油循环冷却原理的深入分析和研究，找到了瓦温高的原因，并提出了合理的处理方案和措施，瓦温高问题得到彻底解决。水电站；导轴承；瓦温高；处理1 设备概况木座水电站为
水电站机电技术 2017年3期2017-08-17
- 机组瓦温信号误动引起跳机的原因分析与处理
50300）机组瓦温信号误动引起跳机的原因分析与处理候录江1，谷振富2，潘雪石2，温佩佩2（1.河北易县抽水蓄能有限公司筹建处，河北 保定 074200；2.河北张河湾蓄能发电有限责任公司，河北 石家庄 050300）针对2016年3月.张河湾电站3号机组出现推力瓦温高引起跳机事件，本文对该故障进行了具体分析，确认是由一次信号波动引起的，并对此提出了整改措施，为避免再次出现类似事故提出了建议，以供其他单位借鉴。跳机；误动；PLC；信号回路1 概述1.1 导
水电站机电技术 2016年12期2017-01-17
- 水轮发电机组推力瓦温偏高原因分析及处理
水轮发电机组推力瓦温偏高原因分析及处理王祖飞(国网浙江省电力公司 紧水滩水力发电厂，浙江 丽水 323000)对某电厂6#水轮发电机组推力瓦温偏高的原因进行分析，指出水轮机顶盖下压力增大造成推力瓦温偏高，同时给出了减压的解决方案，并于2013年12月在B修期间付诸实施，通过现场实际工况数据综合分析，证明处理方案的可行，保证了机组安全经济运行。水轮发电机；推力瓦；瓦温分析；减压处理1 设备概况某电厂总装机容量300 MW(6台×50 MW)，立式水轮发电机组
重庆电力高等专科学校学报 2016年5期2016-12-07
- 水电厂轴承瓦温保护改造方案及措施
屈慢莉水电厂轴承瓦温保护改造方案及措施●屈慢莉一、 概述某水电厂机组瓦温保护设计了温度控制器和PLC测温控制输出双重保护，运行多年以来存在诸多问题，如温度控制器温度跳变闭锁功能薄弱，当电阻线松动产生温度值跳动时无法进行闭锁，曾经发生过因此导致的机组非停事件。又如温度控制器仅仅对单一温度点进行监控。无法将同一部位所有瓦测温点联合进行故障判断等。为彻底解决此类问题带来的隐患，该厂进行了相关改造。本文主要对轴承瓦温保护的组成及结构进行介绍和分析，提出了系统结构优
广西电业 2016年9期2016-11-18
- 磨煤机油站推力瓦温度、润滑油压低保护逻辑完善
煤机润滑油站推力瓦温度、润滑油压低保护逻辑存在的问题作了简要的分析，并提出切实可行的修改方案。【关键词】磨煤机润滑油站PLC程序；逻辑；保护1 磨煤机油站原推力瓦温度、润滑油压低保护逻辑大坝发电有限责任公司二期磨煤机润滑油站采用PLC控制。设计有润滑油压力低、润滑油温度、推力瓦温度高等保护。系统中推力瓦温测点安装的是一支双支的PT100热电阻，两路信号都送到了油站程控柜中，其中一路信号进入PLC，经PLC程序判断，当推力瓦温度信号小于50℃，是磨组“润滑油
科技视界 2016年23期2016-11-04
- 某核电机组常规岛典型案例分析
事件，如汽机1#瓦温度异常升高、2#主汽阀阀杆销断裂、盘车电机链条拉长等，分析了事件的根本原因及处理方式，为后续其他机组在该试验项目上提供重要参考。【关键词】首次冲转；瓦温；主汽门；盘车链条1 汽机1#瓦温度异常升高常规岛首次非核蒸汽冲转是在热态功能试验阶段，利用一回路2台主泵及稳压器电加热器运行输入的能量使一回路升温升压，在蒸汽发生器（SG）二次侧产生饱和蒸汽作为汽源，冲转汽轮机至额定转速3000rpm，在冲转期间验证机组各系统工作正常。2015年3月8
科技视界 2016年16期2016-06-29
- 合成气压缩机推力瓦温高原因分析及处理
合成气压缩机推力瓦温高原因分析及处理张凤娟 张卫星（河南能源化工集团中原大化， 河南 濮阳 457000）本文就中原大化生产甲醇装置合成气压缩机运行过程中推力瓦温高的原因进行分析，经过对设备进行检查以及检修，并采取了相应的措施，较好地解决了压缩机推力瓦温高的问题。合成气压缩机；推力轴承；推力瓦温度合成气压缩机组是生产甲醇的一个核心设备，其推力轴承为巴氏合金浇注。推力轴承的主要作用是承受转子在运行过程中的轴向推力，根据机组的轴向力，选择推力轴承的形式并计算其
化工管理 2016年28期2016-03-13
- 41MW水轮发电机上导瓦温偏高的分析
W水轮发电机上导瓦温偏高的分析吴川红1,2(1.杭州荣源发电设备有限公司，浙江杭州311201；2.杭州径游发电设备有限公司，浙江杭州311202)1概述越南太安水电站装有2台容量41 MW、额定转速500 r/min的高速水轮发电机。上导轴承采用新型的钭楔结构，在安装试运行中，空载运行时上导瓦温度达到59 ℃,油温31.5 ℃。停机拆开后，发现上导瓦有轻度磨损。2上导瓦温过高原因分析上导瓦温过高的原因经分析主要是油循环不畅，导瓦中油循环量不足。因此决定首
小水电 2016年3期2016-02-25
- 某抽水蓄能电站1F机组上导摆度大及推力瓦温高问题的处理
上导摆度大及推力瓦温高问题的处理桂中华，樊玉林，常玉红,张 程（国网新源控股有限公司技术中心，北京市 100161）某抽水蓄能电站1F机组自2013年5月以来上导摆度和推力瓦温持续偏高，严重影响机组的安全运行。本文对该机组上导摆度过大、推力轴瓦温度偏高的问题进行了深入的分析，排查故障原因；制定了检修方案，对机组固定部件中心、机组轴线、推力内挡油圈同心度及垂直度等进行了处理，同时对推力轴承及冷却油回路进行了详细的检查；检修处理后的运行数据表明机组摆度和推力瓦
水电与抽水蓄能 2015年1期2015-12-02
- Yeywa水电站水轮发电机组推力轴承瓦降温技术分析和探讨
4台机组推力轴承瓦温偏高问题，通过运用理论分析的方法，结合多年来对实际设备出现问题的探讨及经验积累，进行了综合分析，总结出的降温措施，在机组运行后得到了有力的证实，为其它类似结构机组提供经验和技术参考。关键词：推力瓦；降温Yeywa水电站位于缅甸中部曼德勒省的Myitnge河流域，位于曼德勒市东南方向50km处，Maymyo市西南方向40km处。电站装有4台单机容量为197.5MW的水轮发电机组，总装机容量790MW。发电机为三相半伞式带静态励磁的立式同步
水电站机电技术 2015年4期2015-07-30
- 回转窑周期性强烈振动的解决措施
性剧烈振动，托轮瓦温有超高现象。在重新调整托轮和对Ⅱ档左侧托轮轴承座加垫处理后，以上现象消失，窑系统产量恢复到正常状态。回转窑 托轮 振动 瓦温0 引言我公司现有两条预分解窑水泥生产线，回转窑的规格型号为Φ4 m×60 m，1号窑和2号窑分别于2007年12月31日和2008年8月1日点火投运。2014年6月，1号窑出现了周期性振动，即窑每转一圈，剧烈振动3～4次，所有托轮瓦温也出现了上升的趋势。在此情况下，我们通过降低窑速和减少投料量来维持窑的运转。为解
新世纪水泥导报 2015年2期2015-04-28
- 600MW大型水轮发电机组推力轴承瓦温和油温高原因分析及处理
行5 h后，推力瓦温逐渐升高，最低＃7瓦73.9℃，最高＃14瓦76.3℃，温差达2.4℃，推力轴承油温46.79℃。72 h试运行后，梨园发电公司＃4机组投入商业运行。经过长时间600MW满负荷运行，推力轴承瓦温最高为77.6℃，最低为75.1℃，瓦温已超出技术合同允许值75℃，推力轴承油温高达50℃，已超出报警值。春夏之交时，水温和环境温度的逐步升高将进一步加剧油温和瓦温升高。从机组运行前、后3个月左右的温度数据来看，随着气候变暖，冷却水温变化已使油温
综合智慧能源 2015年10期2015-04-24
- 小桥江电站机组瓦温过高处理
分钟，推力和前导瓦温就升到60℃多，安装队多次处理后无法解决，后生产厂家派技术人员多次处理，瓦温一直在50℃以上运行，夏天则在60℃左右。因瓦温一直偏高，加之运行人员水平不高，两台机组运行3年时间，多次烧坏轴瓦。2011年8月两台机组因瓦温过高单机只能带500kW左右负荷运行。电站检修班和其它检修队伍多次检修，问题没有解决，而机组生产厂家已倒闭，技术人员也联系不上。2011年10月笔者参与了该电站两台机组的检修。2 存在的问题分析造成机组轴瓦温度过高的原因
湖南水利水电 2015年4期2015-03-22
- 发电机上导瓦温偏高改造
积增多的情况下，瓦温常常超过报警温度，处于不安全状态。1.2 临时处理措施1)解除报警装置，加强运行监测、观查，确保65℃以上运行风险可监测、可控制。2)加大冷却水压力，增加冷却水量，辅助降低温度。设计水压力0.2 MPa，运行水压力基本在0.25 MPa 左右，极端时候达0.28 MPa。3)汛期每班进行一次间隙性、不断开关进水阀，在冷却水管内形成絮流，扰动部分沉积在管内的泥沙，使之随水流冲走，增加冷却效果。4)在负荷可以分配时，降低负荷运行。5)加冷油
云南电力技术 2015年2期2015-03-02
- 某电站水轮机导轴承温度偏高的分析处理
并网后，水导轴承瓦温超出了设计温度，尤其在切换到4喷嘴运行工况下，瓦温迅速上升，短时间内就超过温控报警值（65℃），使机组不能在4喷嘴带负荷工况长时间运行。表1为水导轴承处理前试运行瓦温情况。1. 冷却器；2. 挡油箱；3. 挡油管；4. 溢流板；5. 回油管表1 轴承瓦温多喷嘴冲击式水轮机运行时投入喷嘴数量不同，水导轴承承受载荷差异很大。对于5喷嘴机组4喷嘴工况最为恶劣，转轮所受冲击不平衡力最大，轴承的侧向力最大，其摩擦损耗大、轴承温度相对较高属于正常。
大电机技术 2014年2期2014-10-20
- 超临界600MW 汽轮机1#、2#轴承瓦温偏高处理方案
支可倾瓦轴承降低瓦温2.1 理论分析与中心支撑可倾瓦轴承相比，采用偏支可倾瓦轴承(见图2)可有效提高轴承的承载能力，增大油膜厚度，从而减低瓦块金属温度［1，2］. 此外，偏支可倾瓦轴承的刚度也比中心支撑可倾瓦轴承大.对该汽轮机1#、2#轴承分别采用中心支撑和偏支支撑的性能特点进行对比计算，结果如表2 所示.轴承性能对比计算表明:瓦块支点偏置后，轴承最大油膜压力降低约18%，轴承最小油膜厚度增加约20%，将有效提高轴承的承载能力，降低瓦块金属温度.图2 可倾
枣庄学院学报 2013年2期2013-11-20
- 水轮发电机组瓦温测量系统改进
用于测量各部轴承瓦温、润滑油温和定子铁芯、绕阻的温度。1 测温系统结构小山电站水轮发电机组测温系统的测点分布在各导轴承瓦内、油槽内、定子铁芯、绕组(层间和匝间)，测温系统结构如图1所示。各测点元件汇接在机坑外部的转接端子处，然后接入机组温度巡检系统中，最终送入机组计算机监控系统或以常规继电器回路动作机组常规机械保护设备。为方便设备检修、维护，各测点元件一般采用装配式铂电阻。装配式铂电阻的结构如图2所示。装配式铂电阻的优点是：结构简单，元件与外部延长导线之间
电力安全技术 2011年6期2011-08-18
- 大型水轮发电机推力轴承瓦温度
系。对于推力轴承瓦温度限值的规定，我国比国际标准偏低。巴氏合金瓦推力轴承：“水轮发电机设计与计算” 手册中推力轴承瓦温度限值规定为70℃。国产水轮发电机中推力轴承瓦温度限值原国标定为 70℃，新国标“GB/T7894-2001”中温度限值定为75℃。“IEEE492-1974水轮发电机的运行和维护导则”中并无温度限值，“起动和初始运行之后，轴承在稳定温度下运行，其温度只随冷却水温的变化而稍有变动”。原苏联“ГОСТ 5.209—1969 CB1260/23
大电机技术 2010年4期2010-07-02