湄洲湾火电厂1号机组2号轴振分析与处理

介绍了湄洲湾电厂1号汽轮机组2号轴承异常轴振的原因,分析认为,振动主要为摩擦振动,部位在2号轴承处,包括轴封、油档及2号轴瓦.给出了检查及处理中的检修工艺、质量要求和注意事项,彻底消除了1号机组2号轴振动在低负荷区域振动故障的问题.     

330 MW汽轮机组高压转子突发性振动诊断及处理

6号汽轮发电组高压转子1号、2号轴承在运行中出现突发性轴振动大现象,振动趋势与负荷有关。查看汽轮机组在线振动分析系统,发现轴振动波动主要为25 Hz的半频分量,分析原因为蒸汽激振引起的轴承稳定性不足。利用停机机会解体检查轴承,发现轴承松动、轴承顶部间隙超标、轴承载荷异常等问题,通过采取重新校正等措施提高了轴承稳定性,机组启动后高压转子1号、2号轴承轴振降至合格范围,消除了6号机组高压转子汽流激振引发的突发性轴振大的问题。     

200 MW汽轮机顺序阀开启阀序变更改造

包头第二热电厂2台200 MW汽轮机1号轴承X方向轴振偏大,对轴瓦及轴系进行检修和调整,没有达到预期的效果.通过分析此类型机组在顺序阀工况下高压主汽阀开启的顺序,确定造成轴振偏大的原因是高压主汽冲击转子,致使转子不稳定而造成轴振超标.通过调整机组在顺序阀工况下的高压主汽阀开启顺序,同时修改高压主汽阀阀门特性曲线,减小了高压主汽对转子的冲击,解决了轴振超标的问题.     

低压轴封供汽温度异常引起振动大的分析处理

分析了某发电厂1号机在运行中出现的轴瓦振动过大异常事件,指出了低压轴封供汽温度异常造成轴封部位碰磨,最终导致了4号瓦振动过大,并提出了相应的控制措施和改造方案,以保障机组安全稳定的运行。     

调整DEH阀门控制方式抑制汽机间歇性振动的尝试

对某310 MW汽轮发电机组2号轴承振动频繁间歇性波动的原因进行分析,指出1号高压进汽调门(GV1)迟缓率过大和油档积碳是导致机组轴振异常的主要因素.由于在机组运行中不具备检查处理的条件,于是从热控专业角度通过在单阀方式下对汽轮机进汽方式的实际调整试验,找出了GV1开度对2号轴承振动及轴瓦温度等参数的影响规律,并在DEH控制系统中通过对GV1阀门控制方式进行临时调整,大大降低了2号轴承振动波动的频次和幅度,有效抑制了振动间歇性频繁增大的现象,确保了机组在计划停机检修前的安全稳定运行,收到良好效果.     

主机油中进水原因分析及防范措施

山东邹县电厂Ⅰ、Ⅱ期工程4台N300-165/550/550型亚临界、中间再热、4缸4排汽凝汽式汽轮发电机组,采用电液调节系统,机组润滑油与控制油为同一油源。自投产以来,已多次发生轴封漏汽进入润滑油,导致油质恶化,严重影响了机组的安全稳定运行。1 造成油中进水的主要原因 (1) 轴封径向间隙调整过大,轴封漏汽沿轴窜入轴承室,造成油中带水。机组检修时,为了避免在启动过程中高速转动的轴系因过临界转速振动或转子热膨胀而碰磨轴封尖齿。一般在调整轴封时增大了轴封间隙。在机组正常运行中影响了轴封的严密性,造成了轴封漏汽沿轴窜入轴承室,这…     

1000Mw超超临界汽轮机转子咬轴分析及处理

围绕1000MW超超临界汽轮发电机组在调试时由于主蒸汽压力值设定问题,引起汽机跳闸。在停机过程当轴封汽进汽温度低于200℃时,调节门依然处于自动调节状况,造成汽机轴封进冷气,发生转子咬轴故障。介绍了1000MW超超临界汽机轴系设备材料及汽机轴封系统,对轴封汽系统的设计、咬轴原因进行了分析,并提出了相关的处理措施。     

某厂6号机汽轮机油水分严重超标的分析与处理

某厂6号机因基础沉降、轴封漏汽量大,2号轴封加热器换热面积小,油净化装置过滤功能差,使汽轮机油水分严重超标,最高达到7500 mg/L。通过采取紧急机组运行措施和机组检修期轴封换型、轴承箱处轴瓦加装挡汽板、高低压轴封供汽系统分离、2号轴封加热器与油净化装置改造等综合措施,使油中水分降至40 mg/L以下,保证了机组的安全平稳运行。     

350MW超临界机组调试中存在的问题分析及处理

对1号机组在调试过程中出现的轴承烧瓦、轴振较大、低压转子轴承金属温度偏高等问题进行分析,认为轴承自定位性能较差,汽封与转子碰磨,5号、6号轴承设计标高偏高是故障的主要原因,提出更换新瓦,控制冲转参数,降低5号、6号轴承标高等处理措施,说明处理效果,并提出相应建议。     

端轴封套圈磨损分析

我公司C3－35／8型汽轮机调试时，高压端轴封套圈（中间段）发生磨损事故，直接损失达数万元。返厂修复后，时隔两年，该轴封套圈严重磨损事故再次重演，不能不使我们对事故原因重新研究。轴封套圈两次磨损事故的征象大致相同。初始表现为端轴封漏汽量增大，并与日渐增，继而轴承处时有不规则振动出现，以致后来在一次停机通过临界转速时，轴承处发生超标振动。但是当再次进行试验性开机及停机通过临界转速时，却未发生异常振动；加之误认为端轴封大量蒸汽外漏，系轮封送汽阀门关闭不严密造成。由于判断失误，使得轴封套圈磨损事故随着运行…     

660MW超超临界汽轮机可倾瓦轴承损坏的分析及处理

针对660MW超超临界汽轮机在启动或停机过程中,可倾瓦轴承温度异常升高出现低速碾瓦的特点和原因进行分析,通过1号、2号轴承设置顶轴油装置,加大轴瓦进油节流孔直径,增大轴瓦曲率半径,改进机组运行方式等技术措施,彻底解决了汽轮机低速碾瓦的故障,取得了非常明显的效果.     

大型汽轮机不同喷嘴配汽方式对轴瓦温度和轴振动的影响

汽轮机不同配汽方式下,机组轴瓦温度和轴振动情况存在明显的差异,通过不同喷嘴配汽方式下转子受力情况的理论分析,得出不同配汽方式下转子受力特点。针对CLNZK660型汽轮机,在不同喷嘴配汽方式下轴瓦温度和轴振动变化情况,得出不同喷嘴配汽方式对轴瓦温度和轴振动的影响规律,进而给出合理选择配汽方式的方法与经验,对汽轮机组实现顺序阀调节具有一定的工程应用价值。     

300MW汽轮机低速碾瓦的分析及处理

针对300MW汽轮机在停机过程中,改进型可倾瓦轴承温度异常升高出现低速碾瓦的特点和原因进行分析,通过降低轴承标高、加大轴瓦进油节流孔直径等技术措施,彻底解决了汽轮机低速碾瓦的故障,取得了非常明显的效果。     

基于TFSI的冲击载荷作用下可倾瓦径向轴承热瞬态性能分析

为了研究可倾瓦径向轴承在载荷扰动下的瞬态行为,对瞬态油膜压力和温度分布采用TFSI(Temperature-Fluid-Structure Iteration)瞬态计算方法,建立三维油膜和轴颈及瓦块三维有限元模型。应用热流固耦合迭代求解方法,模拟汽轮发电机可倾瓦径向轴承在阶跃载荷冲击工况下热瞬态非线性响应过程。给出瞬态过程中油膜温度分布,最高温度、最小膜厚等参数的变化规律。认为瞬态过程中,油膜温度和膜厚变化量较大,油膜温度和膜厚响应有一定的超调量,瞬态过程中有可能因油膜温升过高或膜厚太小而导致失效。     

蒸发冷却电机用磁脂密封的研究

磁脂密封作为一种新型的密封形式,在蒸发冷却电机中的应用有着广泛的前景和研究意义。本文研制了适合于蒸发冷却工艺的电机磁脂密封装置,对磁脂密封的承压能力进行理论研究和试验验证,证明了该装置实际的密封效果,研究了与磁脂密封承压能力密切相关的因素,幵分析该结构的功耗公式和温升影响因素,从试验角度验证了轴转速对温升有较大的影响,转速越高,磁脂温升速度越快,最终稳定下来的温度也越高。根据以上工作,提出了一些减小磁脂温升的方法。     

660MW汽轮机组轴瓦温度异常的分析与处理

针对某660 MW机组投产后启动出现的1号轴瓦温度异常的问题,机组在运时进行了初步分析,停运后结合揭瓦检查的情况,确认了轴承座内存在异物从而导致轴瓦自动调整定位性能差是引起轴瓦温度高的主要原因,对轴承座内铁锈与润滑油高温碳化物的溯源发现,2号机组门杆漏汽在轴封系统中接入点位置不合理,据此提出了清除异物、刮瓦和改接门杆漏汽等消缺措施。措施实施后,机组的轴瓦温度保持在正常水平。     

云浮电厂125 MW机组大修后起动磨擦振动的诊断分析

云浮发电厂125 MW机组大修中,把低压轴封改造为蜂窝式汽封.由于蜂窝式汽封的结构特点,在起停机或一些特殊的运行工况下产生的动、静碰磨表现为全周碰磨.为此,比较了全周碰磨与局部碰磨的技术特点与振动特征.处理结果表明,对故障的诊断是正确的,为相关的故障分析提供了参考,为机组的安全稳定运行提供了技术支持.     

高压防爆电机滚动轴承的使用与维护

高压防爆电机大部分故障是因为滚动轴承的损坏（隔爆面、工作温度等变化）.用叙述分析的方法,进一步阐述了轴承工作温度、主要隔爆面、使用维护等,从而得出了确保滚动轴承正常运行,对提高高压防爆电机的可靠性及相关场所的防爆安全至关重要的结论.     

基于声发射的可倾瓦径向滑动轴承碰摩故障诊断

该文尝试使用声发射技术检测径向可倾瓦轴承瓦块与转轴的碰摩故障,并在600 MW汽轮机发电机组模化实验台上进行了相应的实验研究。实验结果表明,当瓦块与转轴发生碰摩时,声发射信号的时域波形中出现周期性的脉冲信号,而且脉冲周期与轴旋转周期相同。此外,通过合理布置声发射传感器在轴承座上的位置,可以根据不同位置测量到的声发射信号幅值变化,以及声发射脉冲到达2个传感器的时间差,推断出发生碰摩的瓦块位置。因此,声发射技术能够作为可倾瓦径向滑动轴承故障诊断的有益补充。