汽轮机轴瓦温度高的原因分析及处理
李守伦,张清宇
(焦作电厂,河南焦作
454159)
[摘 要] 对几种典型轴瓦温度高的现象进行分析,并通过适当处理,清除了故障,使轴瓦温度恢复正常。[关键词] 汽轮机;轴瓦;轴瓦温度
[中图分类号]T K263.6 [文献标识码]B [文章编号]10023364(2003)03006202
汽轮机轴瓦温度是机组运行控制的重要参数之一。轴瓦温度高会严重威胁机组的安全运行,本文对几种典型轴瓦温度高的现象进行了分析,并介绍对其的处理方法及结果。
1 300MW 汽轮机2号轴瓦(东方汽轮
机厂)
(1)河南省某厂2号机为东方汽轮机厂(东汽)生产的N300
16.7(170)/537/537
ó型(合缸)汽轮
机。机组大修后运行情况良好,在做甩负荷试验时,当转速降至1100r/min 时,2号轴瓦瓦温突然升高,由68e 急剧升至92e ,且随转速降低有升高趋势,后被迫停机。
该机2号轴瓦系带球面套的椭圆轴承,自动调整,双侧进油,为强迫液体润滑轴承。
停机后解体检查,发现该轴承下侧钨金磨损严重,顶轴油孔被钨金全部填塞,油囊已磨平,两侧油孔亦有钨金堆积现象,轴承顶隙增大0.20mm,其它检修尺寸无异常变化。查大修及运行记录,大修时中心调整在制造厂的标准内。启动时油膜压力:1号为4.2MPa,2号为3.8M Pa,3号为4.6M Pa 。冲转后油膜压力:1号为2.6MPa,2号为2.1MPa,3号为2.7MPa 。油膜压力均与中心调整值相吻合,无异常现象。但是,根据现场记录,随运行时间的增加,2号瓦的油膜压力随缸温的增加而逐渐增高,最高达到2.6M Pa 。
(2)东汽型机组2号瓦中心高差设计时预留(0.30~0.36)m m,预留中心高差时已考虑运行中的负荷分配情况。现场观察轴瓦钨金带有磨损痕迹而非烧毁痕迹,判断钨金为运行中磨损。由于停机时1100r/min 为顶轴油泵开启转速,而顶轴油孔被堵死,导致无法形成轴瓦油膜,造成大轴与轴瓦直接磨擦,引起瓦温迅速升高。根据机组运行中2号瓦油膜压力逐渐增高的趋势,判断2号瓦标高随机组运行渐入稳态而逐渐升高,由于预留中心高差不足,导致运行中磨损。
(3)由于3号瓦未磨损,2号瓦被磨损约0.20mm,故仅修刮2号瓦下瓦被磨损的钨金;开出顶轴油囊,疏通顶轴油孔;2号瓦结合面镗去0.20mm 后将轴瓦恢复,预留中心高差增大0.20mm,最终达到(0.50~0.56)mm 。
(4)处理后,机组运行情况良好,2号瓦温度一直在标准范围内,其间因锅炉原因再次停机时瓦温亦无变化。
2 200MW 汽轮机2号轴瓦(东方汽轮
机厂)
(1)河南省某电厂6号机为东方汽轮机厂生产的N200
130/535/535型汽轮机。在2000年9月的大
修中进行了通流部分改造。因为更换新转子,致使2号轴瓦处间隙过大,便更换了2号轴承。该轴承为推力支持联合轴承,支持部分为三油楔形式,瓦枕和瓦为球面定位方式。大修后开机过程中,瓦温随转速升高而逐渐升高,当瓦温达到94e 时,被迫打闸停机,其间油膜压力无变化,振动亦保持在30L m 以下。停机后翻瓦检查,发现此瓦支持部分上瓦钨金磨损,下瓦无磨损痕迹,其余部分无异常。瓦各紧力、扬度无变化,顶
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q w 热力发电#2003(3)
隙大了0.10mm。
(2)因仅上瓦磨损,其余无异常,且油膜压力正常无变化,初步判断瓦顶隙偏小。查大修记录,顶隙为0.40mm,复核现场瓦顶隙为0.50m m。大修记录符合制造厂(0.40~0.50)mm要求。以前也多次更换2号轴瓦,从未发生此类问题。总结前几次结果,发现更换轴瓦时间隙均接近上限,而此次偏下限,所以此次轴瓦时间隙均接近上限,而此次偏下限,所以此次轴瓦发热的直接原因是顶隙偏小,导致轴承上瓦和大轴摩擦发热。
(3)因轴瓦顶隙已经为0.50mm,接近上限,所以仅将下瓦钨金修刮研平,然后将轴瓦恢复。
(4)经处理,在开机及以后的运行中,2号轴瓦温度一直在规定的范围内。
3125MW汽轮机3号轴瓦(上海汽轮机厂)
(1)河南省某电厂2号机为上海汽轮机厂(上汽)生产的N125135/535/535型汽轮机,于2000年10月进行大修。该机3号轴瓦为椭圆型,由瓦衬、球面壳体及球枕组成。在大修后开机过程中,瓦温逐渐升高,当转速升至3000r/min时,瓦温达92e,且有继续升高之势,被迫停机检修。在瓦温升高过程中,油膜压力反而很低,几乎为0;各瓦振动情况良好,均在30L m 以下。翻出轴瓦检查,发现轴瓦钨金和大轴均成偏磨状态。在前侧大轴和轴瓦均有2/3瓦长磨痕,而另外1/3均不接触。轴瓦前侧阻油边磨痕较深而后侧阻油边无磨痕。复核3号轴瓦紧力为0.01mm,其余各项均满足要求。
(2)根据升速过程中油膜压力很低,几乎为0以及揭瓦后的轴瓦偏磨情况,初步判断为瓦球紧力过大,回装时轴瓦偏斜,运行时导致轴瓦不能自定位,从而引起轴瓦偏磨,使瓦温升高。另外单侧泄油,使油膜压力不能建立,导致油膜压力很低,几乎为0。
(3)上汽125MW汽轮机3号轴瓦要求球面壳体与球枕间隙为(0~0.02)mm。复核3号轴瓦实际紧力为0.01mm,抽取0.03mm垫片后将轴瓦恢复。
(4)处理后,机组开机情况良好,运行时瓦温也在规定的范围内。
4结论
根据上述3种情况,认为在检修中应注意以下几点:
(1)300M W(东汽型)汽轮机2号轴瓦因受汽缸热膨胀影响较大,可按制造厂标准适当降低2号轴承标高,从而避免轴承标高因膨胀而升高,导致轴瓦磨损引起瓦温升高。
(2)200M W(东汽型)汽轮机2号推力支持轴承在更换新瓦时,顶隙应按0.15%D(轴承直径)执行,靠近上限标准。尽量避免使用制造厂提供的下限标准。
(3)对于125M W(上汽型)汽轮机(或大容量汽轮机)的球面轴瓦,球面紧力应按制造厂提供的下限标准使用,且应尽量向间隙方向靠近,从而提高轴瓦的自定位能力,避免因紧力过大,造成轴瓦失去自定位能力而导致的偏磨。
(4)各球面轴瓦在运行后翻瓦检查时,应尽量避免球面的损伤。回装时应特别注意轴瓦的回装到位和球面的活动情况,杜绝轴瓦翻不到位而强制敲打到位的行为。
(上接第61页)
第二发电厂1号炉甲侧空预器仍采用蒸汽吹灰,而乙侧空预器采用激波吹灰。自2002年安装投运至今,已连续运行200余天,二者均运行正常,能实现集控室远方操作和自动联锁保护。2003年1月对二者进行了比较试验,结果见表2。
表2蒸汽吹灰与激波吹灰阻力比较
项目
豪顿华空预器
空气侧烟气侧
甲侧值/Pa7141236乙侧值/Pa5811076
从表2可以看出,使用激波吹灰后,吹灰效果比蒸汽吹灰有一定的好转,空气侧及烟气侧阻力分别降低133Pa、160Pa。
4结论
激波吹灰器是一种新型的吹灰设备,其利用冲击、震动使积灰脱落,可使空预器换热元件长期保持清洁状态,保证良好的换热效率。燃气脉冲激波吹灰避免了蒸汽吹灰远行程过热度下降和蒸汽带水的问题,正确使用情况下不会对传热元件造成损坏。
技术交流
热力发电#2003(3)q x
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òEdited and Published by:Magazine Agency of Thermal Power Generation
òDistributed by:Distribution Bureau of News-papers And Periodicals under Shaanxi Provincial Office of Postal Service
汽轮机轴瓦温度高的原因分析及处理 李守伦,张清宇 (焦作电厂,河南焦作 454159) [摘 要] 对几种典型轴瓦温度高的现象进行分析,并通过适当处理,清除了故障,使轴瓦温度恢复正常。[关键词] 汽轮机;轴瓦;轴瓦温度 [中图分类号]T K263.6 [文献标识码]B [文章编号]10023364(2003)03006202 汽轮机轴瓦温度是机组运行控制的重要参数之一。轴瓦温度高会严重威胁机组的安全运行,本文对几种典型轴瓦温度高的现象进行了分析,并介绍对其的处理方法及结果。 1 300MW 汽轮机2号轴瓦(东方汽轮 机厂) (1)河南省某厂2号机为东方汽轮机厂(东汽)生产的N300 16.7(170)/537/537 ó型(合缸)汽轮 机。机组大修后运行情况良好,在做甩负荷试验时,当转速降至1100r/min 时,2号轴瓦瓦温突然升高,由68e 急剧升至92e ,且随转速降低有升高趋势,后被迫停机。 该机2号轴瓦系带球面套的椭圆轴承,自动调整,双侧进油,为强迫液体润滑轴承。 停机后解体检查,发现该轴承下侧钨金磨损严重,顶轴油孔被钨金全部填塞,油囊已磨平,两侧油孔亦有钨金堆积现象,轴承顶隙增大0.20mm,其它检修尺寸无异常变化。查大修及运行记录,大修时中心调整在制造厂的标准内。启动时油膜压力:1号为4.2MPa,2号为3.8M Pa,3号为4.6M Pa 。冲转后油膜压力:1号为2.6MPa,2号为2.1MPa,3号为2.7MPa 。油膜压力均与中心调整值相吻合,无异常现象。但是,根据现场记录,随运行时间的增加,2号瓦的油膜压力随缸温的增加而逐渐增高,最高达到2.6M Pa 。 (2)东汽型机组2号瓦中心高差设计时预留(0.30~0.36)m m,预留中心高差时已考虑运行中的负荷分配情况。现场观察轴瓦钨金带有磨损痕迹而非烧毁痕迹,判断钨金为运行中磨损。由于停机时1100r/min 为顶轴油泵开启转速,而顶轴油孔被堵死,导致无法形成轴瓦油膜,造成大轴与轴瓦直接磨擦,引起瓦温迅速升高。根据机组运行中2号瓦油膜压力逐渐增高的趋势,判断2号瓦标高随机组运行渐入稳态而逐渐升高,由于预留中心高差不足,导致运行中磨损。 (3)由于3号瓦未磨损,2号瓦被磨损约0.20mm,故仅修刮2号瓦下瓦被磨损的钨金;开出顶轴油囊,疏通顶轴油孔;2号瓦结合面镗去0.20mm 后将轴瓦恢复,预留中心高差增大0.20mm,最终达到(0.50~0.56)mm 。 (4)处理后,机组运行情况良好,2号瓦温度一直在标准范围内,其间因锅炉原因再次停机时瓦温亦无变化。 2 200MW 汽轮机2号轴瓦(东方汽轮 机厂) (1)河南省某电厂6号机为东方汽轮机厂生产的N200 130/535/535型汽轮机。在2000年9月的大 修中进行了通流部分改造。因为更换新转子,致使2号轴瓦处间隙过大,便更换了2号轴承。该轴承为推力支持联合轴承,支持部分为三油楔形式,瓦枕和瓦为球面定位方式。大修后开机过程中,瓦温随转速升高而逐渐升高,当瓦温达到94e 时,被迫打闸停机,其间油膜压力无变化,振动亦保持在30L m 以下。停机后翻瓦检查,发现此瓦支持部分上瓦钨金磨损,下瓦无磨损痕迹,其余部分无异常。瓦各紧力、扬度无变化,顶 技术交流 q w 热力发电#2003(3)
汽轮机振动大的原因分析及其解决方法 摘要：为了保障城市经济的发展与居民用电的稳定，加强汽轮机组日常保养与维护，保障城市供电已经成为了火力发电厂维护部门的重要任务。文章就汽轮机异常振动的原因进行了分析与故障的排除，在振动监测方面应做的工作进行了简要的论述。 关键词：汽轮机；异常振动；故障排除；振动监测；汽流激振现象 对转动机械来说，微小的振动是不可避免的，振动幅度不超过规定标准的属于正常振动。这里所说的振动，系指机组转动中振幅比原有水平增大，特别是增大到超过允许标准的振动，也就是异常振动。任何一种异常振动都潜伏着设备损坏的危险。比如轴系质量失去平衡（掉叶片、大轴弯曲、轴系中心变化、发电机转子内冷水路局部堵塞等）、动静磨擦、膨胀受阻、轴承磨损或轴承座松动，以及电磁力不平衡等等都会表面在振动增大，甚至强烈振动。 而强烈振又会导致机组其他零部件松动甚至损坏，加剧动静部分摩擦，形成恶性循环，加剧设备损坏程度。异常振动是汽轮发电机运转中缺陷，隐患的综合反映，是发生故障的信号。因此，新安装或检修后的机组，必须经过试运行，测试各轴承振动及各轴承处轴振在合格标准以下，方可将机组投入运行。振动超标的则必须查找原因，采取措施将振动降到合格范围内，才能移交生产或投入正常运行。 一、汽轮机异常振动原因分析 汽轮机组担负着火力发电企业发电任务的重点。由于其运行时间长、关键部位长期磨损等原因，汽轮机组故障时常出现，这严重影响了发电机组的正常运行。汽轮机组异常振动是汽轮机常见故障中较为复杂的一种故障。由于机组的振动往往受多方面的影响，只要跟机本体有关的任何一个设备或介质都会是机组振动的原因，比如进汽参数、疏水、油温、油质、等等。因此，针对汽轮机异常震动原因的分析就显得尤为重要，只有查明原因才能对症维修。针对导致汽轮机异常振动的各个原因分析是维修汽轮机异常振动的关键。 二、汽轮机组常见异常震动的分析与排除 引起汽轮机组异常振动的主要原因有以下几个方面，汽流激振、转子热变形、摩擦振动等。 （一）汽流激振现象与故障排除 汽流激振有两个主要特征：一是应该出现较大量值的低频分量；二是振动的增大受运行参数的影响明显，且增大应该呈突发性，如负荷。其原因主要是由于叶片受不均衡的气体来流冲击就会发生汽流激振；对于大型机组，由于末级较长，气体在叶片膨胀末端产生流道紊乱也可能发生汽流激振现象；轴封也可能发生汽流激振现象。针对汽轮机组汽流激振的特征，其故障分析要通过长时间的记录每次机组振动的数据，连同机组满负荷时的数据记录，做出成组曲线，观察曲线的变化趋势和范围。通过改变升降负荷速率，从5T/h到50T/h的给水量逐一变化的过程，观察曲线变化情况。通过改变汽轮机不同负荷时高压调速汽门重调特性，消除气流激振。简单的说就是确定机组产生汽流激振的工作状态，采用减低负荷变化率和避开产生汽流激振的负荷范围的方式来避免汽流激振的产生。 （二）转子热变形导致的机组异常振动特征、原因及排除 转子热变形引发的振动特征是一倍频振幅的增加与转子温度和蒸汽参数有密切关系，大都发生在机组冷态启机定速后带负荷阶段，此时转子温度逐渐升高，材质内应力释放引起转子热变形，一倍频振动增大，同时可能伴随相位变化。由于引起了转子弯曲变形而导致机组异常振动。转子永久性弯曲和临时性弯曲是
水轮发电机组运行中轴瓦温度升高的原因分析 毋生俊毋东霞河南省博爱县丹东电站(454463) 水轮发电机组在运行中，保持轴瓦温度在允许的范围以内，是电站安全运行的保证。一台机组在安装完成投入正常运行以后，轴瓦温度一般应无较大的变化。如果由于季节原因引起外界温度发生较大变化，轴瓦温度上升或下降几度，这是正常的。如在外界温度变化不大时，轴瓦温度上升3℃～5℃，就应当查找原因。引起轴瓦温度升高的原因较多，根据水电站多年来运行经验，大致有以下几个方面引起的： 1 由润滑油所引起的轴瓦温度升高 轴瓦在运行中，润滑油的作用是润滑，散热，当机组在旋转时，润滑油的在轴与轴瓦之间形成了一定厚度的油膜，使轴与瓦之间的摩擦由固体摩擦变为液体摩擦。由于液体摩擦的摩阻力比固体摩擦的摩阻力小几十倍到上百倍，这样轴与瓦的摩擦所产生的热量将大大减少。并且所生成的少部分热量又及时通过润滑油的循环带了出去。使轴瓦温度保持在允许的范围内，可见润滑油在轴瓦运行中所引起的关键作用，如果润滑油在运行中出了问题，轴瓦温度就要升高。 机组在运行中，使用的润滑油牌号必须相符。不同转速的机组，使用的油牌号不同。当用油牌号不对时，油的粘度就不一样，油膜形成的厚度也不一样，摩擦的阻力会增加，热量也要增多，轴瓦的温度就要升高。一般发电机组的生产厂家都对机组用油牌号作了规定。同时应当注意，不同牌号的油不得混合使用，否则，会使润滑油的粘度和其它指标发生变化，影响油的质量。润滑油的油质应定期检查，定期化验。有些电站，很长时间没有对润滑油的油质进行化验，油就可能劣化，油劣化后，油膜形成的不好，摩擦阻力增大，引起轴瓦温度上升。油在运行中，劣化的因素很多，比如润滑油长时间在偏高温度下运行，油与空气接触。在泵油过程中，油泡沫太多，润滑油就可能被氧化，而后生成一种油泥或油沉淀物，使润滑油变稠；有的电站，水轮机主轴密封漏水，水冷却器漏水，水份就会进入油中，油发生乳化，这样不但促进了油的氧化，而且还会增加油的酸价及腐蚀性；有的电站，机组轴瓦的绝缘不好或绝缘损坏，形成轴电流，轴电流也会使
循环水泵轴瓦温度高原因分析及解决措施 【摘要】节能降耗的背景下，循环水泵冷却水水源更换后出现了轴瓦温度高的问题，本文通过分析问题原因，找出解决循环水泵轴瓦温度高的措施。 【关键词】中水；回水不畅；传热恶化 湛江调顺电厂2x600MW机组4台循环水泵均采用长沙水泵厂80LKXA一18型循环水泵。80LKXA-18型泵为立式单级单吸、转子部件可抽出式斜流泵，适用于大型火力发电厂的冷却循环系统之用，可输送海水介质。湛江调顺电厂自从中水系统投运以来，一直存在循环水泵上导轴承及推力瓦温度偏高的问题，在夏季时情况更加恶劣。本文将通过分析原因，找出解决方法，保证循环水泵的安全正常运行。 1 基本情况、存在问题及原因分析 湛江调顺电厂80LKXA一18型循环水泵电机转子的径向承载采用上下两端圆柱滚动轴承，电机转子轴向承载力（重力和水泵的轴向推力）是由推力组合瓦盘来完成，如图所示： 图1 80LKXA-18型循环水泵电机 循环水泵的上导轴承和推力瓦统一设置在电机顶部油箱内，通过润滑油润滑同时起到减温作用，而油箱里润滑油的减温则通过表面式冷却器通入冷却水进行冷却。每两台循环水泵设置三台冷却水泵，正常运行时，冷却水泵两运一备，为循环水泵电机油箱及电机提供冷却水。油箱冷却水为一路，电机冷却水为两路，它们共用一根母管，正常母管压力>0.3MPa。三路冷却水回水集于一条母管，利用余压打至6米高冷却塔风机，经过冷却塔风机进行风冷后回水汇于负0米的冷却水箱，再通过冷却水泵进行水循环。 首先我们先要了解什么是“中水”。城市污水经处理设施深度净化处理后的水（包括污水处理厂经二级处理再进行深化处理后的水和大型建筑物、生活社区的洗浴水、洗菜水等集中经处理后的水）统称“中水”。其水质介于自来水（上水）与排入管道内污水（下水）之间，亦故名为“中水”。自从中水系统投运以来，湛江调顺电厂一直存在循泵上导轴承及推力瓦温度偏高的问题。造成循泵上导轴承及推力瓦温度偏高的原因，一般是换热器换热不良引起的。影响换热器换热的效果的因素，我们可以从公式Q=AK△t 式中看出，其中A为换热面积，Q为总换热量，K为导热系数不同的材料导热系数不一样，相同的材料采用的介质不同其换热系数也不同，相同的材料如采用换热器的结构形式不同其K值选取也不同。△t为计算温度差。可以看出，在结构形式已经确定的情况下，影响换热器换热效果的因素主要是K和△t。K值主要取决于换热流体的放热系数；换热流体的流动状态（如流速、是层流还是稳流等）；换热器污垢热阻、换热器本身材料的导热系数等等。△t值主要取决于换热流体的进出口温度。
编订：__________________ 审核：__________________ 单位：__________________ 防止汽轮机轴瓦损坏技术 Deploy The Objectives, Requirements And Methods To Make The Personnel In The Organization Operate According To The Established Standards And Reach The Expected Level. Word格式 / 完整 / 可编辑
文件编号：KG-AO-9701-86 防止汽轮机轴瓦损坏技术 使用备注：本文档可用在日常工作场景，通过对目的、要求、方式、方法、进度等进行具体的部署，从而使得组织内人员按照既定标准、规范的要求进行操作，使日常工作或活动达到预期的水平。下载后就可自由编辑。 1汽轮机在启动前必须化验油质合格，方可启动，否则联系检修滤油。 2运行中要保证轴封供汽压力在规定范围内，防止油中进水。 3汽轮机启动前，必须做低油压试验和就地启动交、直流润滑油泵的按钮试验并好用，否则严禁启动汽轮机。主油箱和贮油箱油位应保持正常。 4汽轮机停止前，必须试转交、直流润滑油泵、顶轴油泵、盘车装置正常方可进行停机操作。 5升速过程中，尤其是热态启动时，要随时监视各轴承温度和回油温度，发现异常及时汇报并采取措施。 6汽轮机升速和惰走过程中严密监视交流润滑油泵的工作情况和润滑油压的变化情况，润滑油压下降
到0.8Mpa时，立即启动直流润滑油泵，如仍不能保持油压，立即破坏真空，紧急停机。 7汽轮机定速后，检查射油器出入口压力在额定值，方可停止润滑油泵，同时注意润滑油压，如发现油压下降立即重新启动润滑油泵。 8冷油器在运行中严禁水压高于油压运行。 9严禁机组在较大的振动下长期运行。 10运行中进行冷油器切换要有领导批准，研究好措施及注意事项，设专人监视油温、油压的变化情况，严防出现油温升高或油压下降，备用冷油器开启油侧放油门见油，即确证备用冷油器充满油后方可进行操作。11严格执行《设备定期试验轮换标准》。及时对交、直流润滑油泵、顶轴油泵进行定期试验。 12主油箱油位在保持正常，在-150—+150mm之间，油位低时联系检修补油。 13正常巡回检查中，应仔细检查润滑油系统各放油门、放空气门、排污门关闭严密，事故放油门不允许加锁，可加铅封，应挂有明显的“禁止操作”标示
汽轮机轴瓦温度高的原因分析及处理措施 IMB standardization office【IMB 5AB- IMBK 08- IMB 2C】
汽轮机轴瓦回油温度高的原因分析及对策 ×××（××××××发电有限责任公司×××× 044602）摘要：本文着重分析了汽轮机组在运行中轴瓦温度升高的原因，轴瓦温度升高严重时会引起机组的振动，轴瓦的烧毁，威胁着机组的安全运行。针对造成轴瓦温度升高的原因提出了防范措施，供运行和检修部门参考。 关键词：汽轮机轴瓦温度 0前言：润滑油系统的作用是润滑轴承和减少轴承的摩擦损失，并且带走因摩擦产生的热量和由转子传过来的热量，并向调节系统和保护装置供油，保证其正常工作，以及向发电机密封瓦提供密封油等，润滑油系统的工作好坏对的正常运行有非常重要的意义。汽轮机转子与发电机转子在运行中，轴颈和轴瓦之间有一层润滑油膜。若油膜不稳定或油膜破坏，转子轴颈就可能和轴瓦发生干摩擦或半干摩擦，使轴瓦烧坏，使机组强烈振动。引起油膜不稳和破坏的因素很多，如润滑油的黏度，轴瓦间隙，轴瓦面积上受的压力等等。在运行中，如果油温发生变化，油的黏度也会跟着变化。当油温偏低时，油的黏度增大，轴承油膜增厚，汽轮机转子容易进入不稳定状态，使汽轮机的油膜破坏，产生油膜震荡，使机组发生振动。现把引起轴瓦温度升高的因素归纳如下： 1.轴瓦进油分配不均，个别轴瓦进油不畅所致。 此种情况下，首先检查轴瓦进油管道入口滤网，是否堵塞。观察回油量是否正常。必要时轴瓦解体全面检查。尤其是刚大修完的机组，根据以往发生的事件来看，多数情况下是由于检修人员的工作疏忽，不认真，在轴瓦回装时，没有仔细检查，清理轴承箱，拆机时油口的封堵忘记拿掉造成开机时轴承温度升高，甚至烧瓦事故。本
汽轮机轴瓦回油温度高的原因分析及对策 ×××（××××××发电有限责任公司×××× 044602）摘要：本文着重分析了汽轮机组在运行中轴瓦温度升高的原因，轴瓦温度升高严重时会引起机组的振动，轴瓦的烧毁，威胁着机组的安全运行。针对造成轴瓦温度升高的原因提出了防范措施，供运行和检修部门参考。 关键词：汽轮机轴瓦温度 0前言：汽轮机润滑油系统的作用是润滑轴承和减少轴承的摩擦损失，并且带走因摩 擦产生的热量和由转子传过来的热量，并向调节系统和保护装置供油，保证其正常工作，以及向发电机密封瓦提供密封油等，润滑油系统的工作好坏对汽轮机的正常运行有非常重要的意义。汽轮机转子与发电机转子在运行中，轴颈和轴瓦之间有一层润滑油膜。若油膜不稳定或油膜破坏，转子轴颈就可能和轴瓦发生干摩擦或半干摩擦，使轴瓦烧坏，使机组强烈振动。引起油膜不稳和破坏的因素很多，如润滑油的黏度，轴瓦间隙，轴瓦面积上受的压力等等。在运行中，如果油温发生变化，油的黏度也会跟着变化。当油温偏低时，油的黏度增大，轴承油膜增厚，汽轮机转子容易进入不稳定状态，使汽轮机的油膜破坏，产生油膜震荡，使机组发生振动。现把引起轴瓦温度升高的因素归纳如下： 1.轴瓦进油分配不均，个别轴瓦进油不畅所致。 此种情况下，首先检查轴瓦进油管道入口滤网，是否堵塞。观察回油量是否正常。必要时轴瓦解体全面检查。尤其是刚大修完的机组，根据以往发生的事件来看，多数情况下是由于检修人员的工作疏忽，不认真，在轴瓦回装时，没有仔细检查，清理轴承箱，拆机时油口的封堵忘记拿掉造成开机时轴承温度升高，甚至烧瓦事故。本人见过的这种事故就有三起。所有这种事故经验教训要引起我们的足够重视。若轴瓦经认真检查未发现问题，则可以适当加大轴瓦进油口节流孔板的孔径，增加进油量。 2.轴瓦工作不正常。检修时轴瓦间隙、紧力不合适，安装时不到位，造成轴瓦偏斜，致使运行中轴瓦油膜形成不好而发热。 某厂一台125MW机组在大修中发现#5轴瓦磨损严重，各部间隙严重超标，经补焊、车削后，由检修人员进修修刮、研磨处理。开机后#5瓦振动0.036mm，回油温度80度，立即打闸停机解体检查，用塞尺检查轴瓦侧隙，发现轴瓦偏斜。翻出下瓦，发现轴瓦接触角偏大，顶轴油囊磨损。分析原因为：此轴瓦为椭圆瓦，自位能力差，安装时轴瓦未放正，造成轴瓦偏斜，导致轴瓦接触不良，使轴瓦局部过载后发热，造成顶轴油囊磨损。轴瓦在按标准
电动机三种典型振动故障的诊断 1 引言 某造纸厂一台电动机先后出现了三种典型的振动故障: (1) 基础刚性差; (2) 电气故障; (3) 滚动轴承损坏。 现将诊断分析及处理过程进行简单的描述和总结: 此电动机安装于临时混凝土基础上，基础由四根混凝土支柱支撑于二楼楼板横梁上，基础较为薄弱。电动机运行时振动较大，基础平台上感觉共振强烈。没有发现其他异常。 电动机结构型式及技术参数如下: 三相绕线型异步电动机 型号:yr710-6 额定功率:2000kw 额定转速:991r/min 工作频率:50hz 额定电压:10kv 极数:6 滚动轴承:联轴节端nu244c3; 6244c3 末端: nu244c3 (fag) 针对本电动机的特点,采用entek data pactm 1500数据采集器＋9000a-lbv加速度传感器; enmoniter odyssey软件进行振动数据的采集和分析:
2 电动机基础刚性弱的诊断过程 2001年8月21日，采用entek data pactm 1500数据采集器对此电动机进行测试。首先，断开联轴节，进行电动机单试。测量电动机两端轴承座处水平、垂直、轴向三个方向的振动速度有效值(mm/s rms)、振动尖峰能量(gse)幅值及频谱;测量电动机地脚螺栓、基础、基础邻近台板各点及台板下支撑柱上各点的振动位移峰峰值(μm p-p); 测量电动机两侧轴承座水平、垂直方向的工频(1×n)振动相位角。将电动机断电，采集断电瞬间前后电动机振动频谱瀑布图。 之后，重新找正对中，带负荷运行进行测试，测试内容同上。 测点位置如图1所示;对电动机基础、地脚螺栓及台板各点振动幅值进行测量的数据如图2、图3所示。 图1 图2 振动数据侧视图
防止汽轮机轴瓦损坏 1、机组大小修中必须做好润滑油压、油泵、盘车的逻辑实验工作，实验正常方可允许机组启动。机组起动前交流油泵、顶轴、盘车运行，直流油泵必须处于联动备用状态。机组启动定速主油泵运行后，各油泵处于备用联动状态。机组运行中交、直流油泵、顶轴油泵、高压油泵、盘车及其自起动装置，应按规定进行定期试验工作，保证处于良好的备用状态。机组正常停机前，必须进行交、直流油泵、顶轴油泵、高压油泵、盘车启动试验，好用后方可进行停机操作。 2、油系统进行切换操作（如冷油器、辅助油泵、滤网等)时，应在指定人员的监护下按操作票顺序缓慢进行操作，操作中严密监视润滑油压的变化，严防切换操作过程中断油。 3、机组起动、停机和运行中要严密监视推力瓦、轴瓦钨金温度和回油温度。当温度超过标准要求时，应按规程规定的要求果断处理。 4、在机组起停止过程中应按规定的转速起、停顶轴油泵。 5、在运行中发生了可能引起轴瓦损坏（如水冲击、瞬时断油等)的异常情况下，应在确认轴瓦未损坏之后，方可重新起动。 6、油位计、油压表、油温表及相关的信号装置，必须按规程要求装设齐全、指示正确，并定期进行校验。 7、油系统油质应按规程要求定期进行化验，油质劣化及时处理。在油质及清洁度超标的情况下，严禁机组起动。
8、应避免机组在振动不合格的情况下运行。 9、润滑油压低时应能正确、可靠的联动交流、直流润滑油泵。为确保防止在油泵联动过程中瞬间断油的可能，当润滑油压降至0.07MPa 时联启交流润滑油泵，降至0.06MPa时联启直流润滑油泵，0.05MPa 机组跳闸，0.03MPa连跳闸盘车。 10、加强直流系统本体及各参数检查应正常，直流电压应正常。直流润滑油泵的直流电源系统应有足够的容量，其各级电源应合理配置，防止直流电源故障时使直流润滑油泵失去电源。 11、交流润滑油泵电源的接触器，应采取低电压延时释放措施，同时要保证自投装置动作可靠。 12、加强运行操作管理，停机后应确认高压旁路减温水门关闭严密，旁路管疏水打开，以防止因减温水泄漏，造成汽轮机进水。 13、加强对抽汽逆止门的检修和试验，防止因抽汽逆止门关闭不严造成向汽轮机返水。 13、机组柴油发电机定期试验结果正确，并做好记录。巡视检查柴油机系统正常。 14、加强UPS装置系统检查状态正常无报警；检查UPS系统电源正常，定期切换至保安段电源、直流电源UPS应正常。并做好记录。 15、做好交、直流油泵定期试验工作，并做好记录。
汽轮机振动大的原因分析及其解决方法[1]..
汽轮机振动大的原因分析及其解决方法 摘要：为了保障城市经济的发展与居民用电的稳定，加强汽轮机组日常保养与维护，保障城市供电已经成为了火力发电厂维护部门的重要任务。文章就汽轮机异常振动的原因进行了分析与故障的排除，在振动监测方面应做的工作进行了简要的论述。 关键词：汽轮机；异常振动；故障排除；振动监测；汽流激振现象 对转动机械来说，微小的振动是不可避免的，振动幅度不超过规定标准的属于正常振动。这里所说的振动，系指机组转动中振幅比原有水平增大，特别是增大到超过允许标准的振动，也就是异常振动。任何一种异常振动都潜伏着设备损坏的危险。比如轴系质量失去平衡（掉叶片、大轴弯曲、轴系中心变化、发电机转子内冷水路局部堵塞等）、动静磨擦、膨胀受阻、轴承磨损或轴承座松动，以及电磁力不平衡等等都会表面在振动增大，甚至强烈振动。 而强烈振又会导致机组其他零部件松动甚至损坏，加剧动静部分摩擦，形成恶性循环，加剧设备损坏程度。异常振动是汽轮发电机运转中缺陷，隐患的综合反映，是发生故障的信号。因此，新安装或检修后的机组，必须经过试运行，测试各轴承振动及各轴承处轴振在合格
标准以下，方可将机组投入运行。振动超标的则必须查找原因，采取措施将振动降到合格范围内，才能移交生产或投入正常运行。 一、汽轮机异常振动原因分析 汽轮机组担负着火力发电企业发电任务的重点。由于其运行时间长、关键部位长期磨损等原因，汽轮机组故障时常出现，这严重影响了发电机组的正常运行。汽轮机组异常振动是汽轮机常见故障中较为复杂的一种故障。由于机组的振动往往受多方面的影响，只要跟机本体有关的任何一个设备或介质都会是机组振动的原因，比如进汽参数、疏水、油温、油质、等等。因此，针对汽轮机异常震动原因的分析就显得尤为重要，只有查明原因才能对症维修。针对导致汽轮机异常振动的各个原因分析是维修汽轮机异常振动的关键。 二、汽轮机组常见异常震动的分析与排除 引起汽轮机组异常振动的主要原因有以下几个方面，汽流激振、转子热变形、摩擦振动等。 （一）汽流激振现象与故障排除 汽流激振有两个主要特征：一是应该出现较大量值的低频分量；二是振动的增大受运行参数的影响明显，且增大应该呈突发性，如负荷。其原因主要是由于叶片
汽轮机组轴瓦温度高的分析及处理 李亮 (1.内蒙古电力工程技术研究院,内蒙古 呼和浩特) 摘要: 分析某汽轮机300MW 机组普遍存在的2号轴瓦温度高原因，阐述了影响可倾瓦温度的关键因素，并通过合理选择轴承的油隙、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2号轴瓦温度明显降低。 某汽轮机300MW 直接空冷机组，首次启动后#2瓦温度偏高，尤其是#2B 侧温度最高达105℃，且还有增大趋势。经调整润滑油温在42℃左右时，瓦温略有下降，但始终高于102℃。停机翻瓦检查，瓦块有明显划痕，最终通过调整轴承的油隙、调配轴瓦的负荷分配、修刮可倾瓦的进出油楔、扩大进油节流孔等手段，使机组2号轴瓦温度明显降低。这对保障机组安全、稳定运行具有重要的意义，同时对解决同类型机组存在的同样问题具有重要的参考价值。 一、机组轴系简介 本机组为两缸两排汽型式,转子总长7364（不含主油泵轴及危急遮断器），高压转子与低压转子之间采用止口对中，刚性联轴器联接。轴系示意图见图一 图一 东汽300MW(合缸)汽轮发电机组轴系示意图 如图一所示，本机组共6个支持轴承，1#和2#轴承为可倾瓦轴承，3#和4#椭圆轴承通用，单侧进油，另一侧开有排油孔，上瓦开周向槽。各轴承设计参数如表一： ?÷óí±?×a×ó í?á|?á3Dáa?á?÷(?Dμí????) ?￡?±?ú???÷ 1# 2#·??D??×a×ó 3#áa?á?÷(μíμ???) ·￠μ??ú×a×ó μí??×a×ó4#5#6#
表一 支持轴承主要参数 下计算的。 二、瓦温升高现象 机组启动升速过程中，瓦温逐渐上升，尤其在2000rmp 高速暖机后继续冲转时，瓦温升高明显，定速时达到#2瓦B 侧稳定达到100℃左右，并网带负荷后还有升高趋势，经调整润滑油温在42℃左右时，瓦温略有下降，但始终高于102℃。图二为机组启动升速过程中瓦温变化曲线。 40 50607080901001100 5 10 15 20 25 30 机组转速(rmp*100) 瓦 温（℃） 图二 机组启动过程中瓦温变化曲线 二、瓦温偏高原因分析 1.轴封漏汽的影响：该机组为高中压合缸结构，为缩短转子长度，减少轴承数，将2#瓦布置在中压缸排汽口内，受汽缸、汽封的温度和漏汽量影响较大。
汽轮机轴瓦的无损检验 巴氏合金是一种易熔化的轴承合金，这种合金耐磨性好，用于汽轮机、发电机等高速重载轴承上，一般浇铸层在3mm-10mm，由于其生产环节多，工艺要求高，有时在出厂时轴瓦就有脱胎缺陷。在运行中，转子高速运转(3000转/分)，将在轴瓦上产生很大的径向、轴向载荷。如轴瓦上有脱胎等缺陷存在，甚至可能造成轴瓦乌金复合层的脱落与熔化，从而引发烧瓦、停机事故，严重地影响发电厂的安全运行。因此，适时对轴瓦巴氏合金浇铸层进行检验很有必要。采用渗透和超声波检验两种方法对轴瓦进行综合检测，能有效地保障汽轮机轴瓦的质量，确保发电机组的安全运行。 1 渗透检验 1.1检测面 渗透检验主要检测轴瓦的巴氏合金复合层与基体的接合线处的复合情况。其检测面即是轴瓦巴氏合金复合层结合线处表面. 1.2 检测方法 轴瓦的表面光滑，轴瓦表面通常有防护油层，进行渗透探伤前必须清洗干净。检验前，先使用渗透探伤标准试块对渗透探伤剂和检验工艺进行检测，检查其灵敏度是否符合要求，之后依照:预清洗~施加渗透剂一清洗表面多余渗透剂~施加显像剂一观察探伤结果的程序对轴瓦进行检测。若轴瓦巴氏合金复合层边缘处有开口性脱胎缺陷存在，则接合线处将有明显的缺陷显示痕迹产生，显示痕迹的长度即为开口性缺陷的长度。缺陷的深度可根据显示痕迹的颜色深浅大概判定，若要精确判定，建议使用超声波检验。 2 超声波检验 2. 1 检测面 巴氏合金复合层缺陷是在巴氏合金与基体接合面上平行与巴氏合金表面的平面型缺陷。由超声波检测原理可知，在进行超声波检测时应尽量使超声波声束垂直于缺陷表面，这时缺陷回波最高，检验灵敏度、准确率最好。目前最常用的超声波探伤方法有纵波直探头法和双晶探头法，两种方法都有利有弊，本文着重介绍纵波直探头法。 2.2 检测仪 选用A型脉冲反射式超声波探伤仪。 2.3 探头晶片尺寸的选定 由于轴承轴瓦的检测面为弧形，曲率较大，为减少偶合损失，提高探伤偶合性能，要选用小晶片探头，另一方面，小晶片探头近场区小，盲区小有利于轴瓦探伤。一般选用?10m m探头即可满足要求。 2.4检测频率选择 检测频率高，则灵敏度和分辨力也高，并且指向性好。但频率太高，则会造成盲区大对探伤不利。所以在能保证探伤灵敏度的前提下要尽量选用较低的检测频率。选用2.5MHz的检测频率较为适宜。 2.5检测灵敏度的调节 轴瓦检测时，人工缺陷试块的制作较为复杂困难，所以在轴瓦检测中，常利用轴瓦底波来调节检测灵敏度。检验时将底波调至满幅度的80%作为基准灵敏度，再增益20dB作为探伤灵敏度。 2.6 检测方法
【施工技术】 巴氏合金轴瓦温度升高事故的检查和处理 李国域，许杰，许广 （内蒙古自治区黄河工程管理局，内蒙古磴口015200） 〔摘要〕通过三盛公二期水电站二号机组检修排油阀未关闭引起组合轴承(巴氏合金)正推力瓦、径向(巴氏合金)轴瓦温度升高的事故，阐述了对此类事故的具体分析、检查和处理方法。 〔关键词〕灯泡贯流式水轮机;巴氏合金瓦 中图分类号：TK730．4文章标识码：B文章编号：1009－0088（2013）01－0123－01 1概述 内蒙古黄河三盛公水电有限责任公司下设一座水电站（内蒙古黄河三盛公二期水电站），坐落于内蒙古三盛公水利枢纽进水闸下3．7KM总干渠左岸。该水电站属于平原引水式电站，始建于2007年7月，装机3?5370KW灯泡贯流式水轮发电机组，水轮机型号GZ125Oa－WP－400，额定流量119．26 m3/s，额定水头5．25m，额定功率5．565MW，额定转速115．4 r/min，正向水推力78t，反向水推力103t。轴瓦、推力瓦均采用了巴氏合金瓦。2009年11月7日3#机组试运行，11月12日1#机组试运行，2010年4月30日2#机组试运行。经过试运行正常后，各台机组相继投入生产运营中。 2事故经过 2010年5月10日，内蒙古黄河三盛公二期水电站二号机组开机并网，11：04分负荷升到1200KW左右，3min后正向推力瓦测点3号55?上限告警，操作人员以为错误报警，随后告警确认。随后增加负荷到3600KW，11：15分后，上位机报警4块正向推力瓦温度升至119?仍然没有引起操作人员的重视，恢复告警。11：17分现地控制屏显示最高温度达到178?，引起工作人员注意关闭组合轴承检修排油阀，从纯机械过速保护安装处冒出白烟。11：18分上位机停机，调速器紧急停机。 3事故现场分析及检查经过 3．1事故现场分析 试运行结束后，由于需对机组内的透平油进行过滤并对各个油箱进行彻底清洗，在回收油时打开机组各排油阀门（包括组合轴承排油阀门）后，重新加油时未关闭组合轴承排油阀门，开机后致使组合轴承的润滑油大部分从排油阀门排至稀油站，油泵打到高位油箱自流到组合轴承、水导轴承。由于组合轴承油循环方式为低进高出，油箱内油位太低，推力瓦没有得到足够的润滑导致推力轴承温度升高。 当最高温度达到178?，纯机械过速保护安装处冒出白烟，现场工作人员都认为组合轴承推力瓦已烧毁。根据机组的情况，对比当时的温度178?低于巴氏合金瓦熔点185－241?，现场发电机摆度X—0．07mm、Y—0．08mm，均小于规范要求的0．1mm，振动稍大但未发生剧烈振动。停机是工作人员操作停机的，没有发生瓦与轴抱死导致停机的现象。综合分析后，故推断导轴瓦与推力瓦没有烧毁。 3．2检查经过 在经过讨论和研究后，决定对组合轴承径向瓦和组合轴承推力瓦进行检查。具体方法如下：①打开组合轴承径向瓦上油箱，用0．15mm塞尺沿轴瓦面刮削，凭借手感有无发卡现象、检查有无烧毁脱落的巴氏合金溶液凝结物。②松开正向推力瓦的抗动螺丝，使推力瓦与镜板有一定的间隙，从检查孔用0．15 mm的塞尺沿瓦面刮削，凭借手感有无发卡现象、检查有无烧毁脱落的巴氏合金溶液凝结物。 通过检查，未曾发现有通常烧瓦后的巴氏合金熔液凝结物粘在轴和镜板上的现象。随后，将上油箱和抗动螺丝恢复安装，并仔细检查使机组处于备用状态。 4再次试机及并网发电 4．1再次空转试运该机组 待全部安装完毕后，于2010年5月12日重新对该机组进行试运行。 17：50分准备就绪，18：01分开始空转。运行方式改为手动运行，导叶开度逐步开大，检查机组各时段的温度、摆度。具体数值见表1。 表15月12日2#机组各时段空转时温度、摆度时 间 导叶开度 （%） 转速 （r/min） 正向推力瓦温度（?）径向瓦（?）发电机摆度（mm） 123412x y 17：50018．418．318．818．917．918．3 18：016．813．518．518．51918．918．118．90．040．04 18：059．14618．618．819．219．218．418．80．040．05 18：1111．57219．819．719．620．319．319．50．050．04 18：1819．987．521．722．520．922．121．622．10．040．04 18：2723．710025．225．923．125．324．623．60．040．04 18：3323．710026．727．62426．826．824．80．040．04 18：4023．710027．828．425．227．62725．70．040．04 18：5223．710028．629．326．128．428．127．30．040．04 19：1823．71003029．227．529．53029．30．040．04 19：3623．710029．830．427．529．730．729．90．040．04 20：0623．710030．43127．930．131．430．90．040．04 经过空转2h后，从以上数据分析，确定该机组的组合轴承推力瓦及径向瓦应该没有被烧毁，可以带负荷运行，但要逐步增加负荷，认真观察机组各部的变化值。 4．2并网发电 321 巴氏合金轴瓦温度升高事故的检查和处理李国域等
电厂汽轮机振动过大原因及处理办法 集团企业公司编码：（LL3698-KKI1269-TM2483-LUI12689-ITT289-
电厂汽轮机振动过大原因及处理办法该文针对电厂汽轮机振动过大的一些原因进行分析讨论，给出了汽轮机振动大的原因以及格尔木300MW燃气电站汽轮机组常遇到的振动大的原因，并给出了减小汽轮机振动的措施。 一、前言 格尔木300MW燃气电站汽轮机系上海汽轮机厂生产，汽轮机型号： LZN55-5.6/0.65。下表是格尔木300MW燃气电站转子振动值与轴承振动值的相关参数。 二、汽轮机发生振动的原因 (一)机组在运行中中心不正引起的振动 (1)汽轮机启机过程中，若暖机时间不够，升速或者加负荷过快，将引起气缸受热膨胀不均匀，或者滑销系统有卡涩，使气缸不能自由膨胀，将导致气缸相对于转子发生歪斜，机组产生不正常的位移，发生过大振动。
(2)机组在运行当中如真空下降，将引起排气温度过高，后轴承上抬，破坏机组的中心，引起振动。 (3)机组在进汽温度超过设计规范的条件下运行。将使胀差和汽缸变形增加，这样会造成机组中心移动超过允许的限度，引起振动。 (5)间隙振荡。当转子因某种原因与汽缸不同心时，可能产生间隙振荡，造成机组振动值升高。 (二)转子质量不平衡引起的振动 (1)弹性弯曲而引起的振动。这种振动表现为轴向振动，尤其当通过临界转速时，其轴向振幅增大得更为显着。 (2)油膜不稳定或受到破坏而引起振动。这将会使轴瓦乌金很快烧毁，进而将引起因受热而使轴颈弯曲，以至造成剧烈的振动。 (3)机组发生摩擦而引起的振动。 (4)水击而引起的振动。严重发生水冲击，甚至烧毁推力瓦。
汽轮机推力轴承温度超标的原因分析及处理方法 摘要：推力轴承温度超标的问题在各电厂时有发生,因推力轴承推力瓦块乌金温度高, 使机组不能满负荷运行, 给企业的经济效益和设备的安全带来威胁。本文介绍汽轮机推力轴承原理结构基础上，对推力瓦块温度超标原因进行了安装检修及运行等方面分析，并对东汽N60-8.83型汽轮机支持推力联合轴承推力瓦块乌金温度超标进行处理,供从事汽轮机运行、安装和检修的人员参考。 关键词：汽轮机；推力轴承；温度；分析；探讨 1 .支持推力联合轴承的结构 汽轮发电机组的推力轴承主要作用是承受汽轮机转子在运行中的轴向推力，维持汽轮机转子和静止部件间的正常轴向间隙，因此推力轴承的正常工作是汽轮发电机组安全经济运行关键部件之一。推力轴承瓦块温度是推力轴承运行状态的一个重要参数，一但造成瓦块温度超标，乌金磨损烧坏，转子便会发生轴向位移，使汽轮机通流部分发生动静部件碰磨事故。虽然大型汽轮机采用高中压缸对头布置和低压缸采用分流式等措施以减小轴向推力，但轴向推力还是很大的。当工况变动、隔板汽封磨损间隙变大，特别是水冲击、甩负荷时，会产生瞬间轴向推力突增和反推力，从而对推力轴承提出进一步要求。 应用较广泛的推力轴承是密切尔推力轴承，这种轴承在推力盘上装有若干块推力瓦块，瓦块可以是固定的（用于小型机组）和摆动的（用于大、中型机组上）。推力轴承和支持轴承合为一体称推力——支持联合轴承。如图1及图2这种轴承结构，他在国产机组使用得较广泛。为保证轴向推力均匀地分配至各个瓦块上，选用球面支承轴承。轴承径向位置靠轴瓦外圆的垫块及其垫片来调整，轴向位置靠调整环1来调整，参看图1。支持推力联合轴承可以缩短机组轴向长度，但球面支承与球面座之间的球面加工工作量较大。 轴承的推力瓦块分为工作瓦片2和非工作瓦片3，各有十片左右。工作瓦片承受转子的正向推力，非工作瓦片承受部分负荷下可能出现的反向推力。瓦片利用销钉挂在其背面处分半的安装环10上。销钉与瓦片上的孔为较松的配合，瓦片背面有一条突起的肋，使瓦块可绕肋稍作转动，从而使瓦片2与推力盘7之间形成楔形间隙，建立液体摩擦。 图1支持—推力联合轴承 1-调整环；2-工作瓦片；3-非工作瓦片；4、5、6-油封；7-推力盘；8-支撑弹簧；9、10-瓦片安装环；11-油挡
高炉TRT发电机轴瓦振动故障诊断与处理 摘要本论文通过对TRT发电机组进行概述，对发电机组故障问题的诊断步骤进行分析，最后就发电机组的故障诊断以及问题处理进行论述，旨在为发电机组相关研究人员提供参考的依据。 关键词TRT发电机；故障诊断；处理 前言 我企业的TRT发电机组是4#高炉煤气系统重要设备之一，该机组在日常运行作业阶段，主要是借助于高炉煤气产生的压力能以及热能，利用透平膨胀做功驱动发电机实现发电功能。在实际运作阶段，发电机需要根据高炉工况出现的变化不断进行调节，而后在确保高炉炉顶压力值稳定的状态下，最大程度的进行发电工作。通常来说，发电机的发电功率会与高炉炉顶的压力、蒸汽流量、温度等参数值的变化而出现不同程度的波动。伴随我国社会的不断发展，为了提高高炉TRT发电电机组的工作效率，企业对其进行了一系列的改造措施，但是在改造完成之后使用阶段，TRT发电机组的生产效率没有达到预期目标，并且产生了一些问题，即高炉TRT发电機组运行阶段，机组4#轴瓦的振动幅度出现明显上升，以下是对轴瓦振动变化的原因分析以及制定处理措施。 1 TRT发电机组的概述 TRT透平机是借助于刚性联轴器实现与KDA-80H型发电机建立联系，同时，该发电机的转子为饶性转子，电机的结构采用箱式结构。其中，电机的型号为QFW-8-1型号，绕行转子的长度为4012mm，转子的质量为6000千克。当处于二倍频是能够达到100赫兹，而处于三倍频是则能够达到150赫兹。一阶临界转速为每分钟2237转，而二阶临界转速为每分钟6896转，机组主轴的频率为50赫兹[1]。 2 诊断步骤 2.1 结构简图及测点布置 对于TRT发电机组的测点布置主要有四个区域。第一个测试区域为TRT透平机的前段，第二个测试区域为联轴器与TRT透平机的中间区域，第三个测试区域为联轴器与发电机的中间区域，第四个为发电机的后端位置。具体分布由图1所示。 2.2 发电机组故障诊断分析以及处理 （1）发电机组振动检测分析
汽轮机轴瓦损坏分析及预防措施 一.汽轮机轴承故障 汽轮机轴承分为支持轴承（又叫主轴承）和推力轴承两种。支持轴承是用来承受转子的质量和保持转子转动中心与汽缸中心一致，也就是使转子与汽缸、汽封与隔板等静止部分之间保持一定的径向间隙。推力轴承是用来承受转子的轴向推力和固定转子在汽缸中的相对位置，也就是使叶片与喷嘴之间，轴封的动静部分之间以及叶轮和隔板之间保持一定的轴向间隙，在汽轮机运转时，就可保证汽轮机内部动静部件之间不致互相碰撞损坏。汽轮机转子是以3000rpm高速旋转，为了减小转子轴颈与轴承之间的摩擦和保证安全，必须向轴承连续不断地供给压力、温度合乎要求的润滑油。一方面是为了润滑轴承，在轴与轴瓦之间及推力盘与推力瓦之间形成油膜，以避免金属间直接接触，防止轴与轴瓦磨损甚至烧毁；另一方面也是为了冷却轴承，以带走由汽轮机内传到轴颈上的热量和轴承工作时产生的热量，避免轴承内温度过高而发生乌金熔化。由此可见，支持轴承和推力轴承是保证机组安全运行的重要部件，而轴承油膜的稳定性又是保证支持轴承和推力轴承安全运行的重要条件。 二. 轴瓦烧损的事故现象 （1）轴承轴瓦乌金温度、润滑油回油温度明显升高，一旦油膜破坏，机组振动增大，轴瓦冒烟，严重时轴瓦损坏，大轴抱死。 （2）汽轮机轴向位移增大，若超过规程规定值，轴向位移保护或推力瓦磨损保护动作，连锁脱扣汽轮机。 （3）机组振动加剧，严重时伴随有不正常的响声，噪声增大。
三. 汽轮机轴瓦损坏的主要原因 1、在正常运行或启停过程中，由于轴承润滑油油压低、突然中断或油品质恶化，使轴承油膜无法建立或破坏，导致轴瓦损坏。 2、在正常运行或启停过程中，由于轴承内有杂物轴系中心偏移等原因引起转轴与轴瓦之间产生动静摩擦，造成轴瓦损坏。 造成上述原因主要有以下几个方面： （1）润滑油压过低，油流量减小，轴承内油温将升高，使油的黏度下降，油膜承受的载荷能力也随之降低，于是润滑油将从轴承中挤出，引起油膜不稳定或破坏。原因有：主油泵外壳与齿轮相磨损，使油泵轴向及幅向间隙增大，因而油泵输出油量减小；带动主油泵的传动部件磨损，使主油泵转速下降；油系统逆止门不严密，部分油从辅助油泵倒回入油箱；各轴承的压力进油管及连接法兰漏油等。 （2）润滑油系统油泵的自动联锁装置设计、安装不合理或运行中未将保护投入。当事故停机时不能正常联动，造成断油，引起轴瓦损坏。如：某厂2005年3月份在试运青汽产的C50-8.83/1.27型机组时，在第一次试运过程中，因主油泵与电动油泵之间一控制止回阀的油管路设计不合理，在机组达到3000转/分，停电动油泵时，主油泵的出口止回阀没有打开，导致润滑油系统油压不足，造成4＃轴瓦损坏。 （2）新安装或大修后的汽轮机在安装时漏装部件，在运行时，轴承发生偏转，造成轴瓦损坏。如：某厂一台武汽产12MW汽轮机在一次大修后运行6个月发生轴瓦损坏，经解体检查发现2＃轴承在大修时顶部一固定轴瓦、防止其转动的限位销漏装，运行日久轴瓦顶部紧力变小，因振动使轴