防止汽轮机轴瓦损坏技术
参考文本
In The Actual Work Production Management, In Order To Ensure The Smooth Progress Of The Process, And Consider The Relationship Between Each Link, The Specific Requirements Of Each
Link To Achieve Risk Control And Planning
某某管理中心
XX年XX月
防止汽轮机轴瓦损坏技术参考文本使用指引：此安全管理资料应用在实际工作生产管理中为了保障过程顺利推进，同时考虑各个环节之间的关系，每个环节实现的具体要求而进行的风险控制与规划，并将危害降低到最小，文档经过下载可进行自定义修改，请根据实际需求进行调整与使用。
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”标示牌。
14机组发生下列情况之一应立即紧急停机：
任一轴承回油温度升高，且轴承内冒烟时。
主油箱油位急剧下降到-200mm以下补油无效时。
冷油器冷却水中断，润滑油温无法控制时。
15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，方可重新启动。
16直流润滑油泵的直流电源系统应有足够的容量，其各级熔断器应合理配置，防止故障时熔断器熔断使直流润滑油泵失去电源。
17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*。
18 机组正常运行时应保持润滑油压在0.096～
0.124MPa，当润滑油压降至0.076～0.082MPa时报警并联启交流润滑油泵；当润滑油压降至0.068～0.076MPa 时报警，并联启直流油泵；当润滑油压降至0.035～
0.049MPa时应自动停机。
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汽轮机检修规程 1.本汽轮汽轮机简介 本汽轮机为南京汽轮机厂制造的N50-8、83-3 型号,高压、单缸、冲动冷凝式汽轮机,与锅炉,发电机及其附属设备组成一个成套发电设备。本汽轮机不能用于拖动不同转速或变转速机械。 机组进行了以下优化设计:调节级采用了新型的子午面收缩静叶喷嘴;采用了后加载叶型,在有效降低叶栅损失的基础上增加了叶片强度,并且使得变工况运行时通流部分能维持较高的热力性能;高压部分的隔板还采用了分流叶栅结构;低压部分采用了应用全三维技术设计的复合弯扭叶栅,并采用了自带冠叶片;动叶顶部普遍采用了高低齿汽封,以降低泄漏损失、上述措施有效提高了机组的安全性、效率与做功能力。 本机组汽轮机调节系统采用了DEH—NK汽轮机数字式电液控制系统,由计算机控制部分(也叫计算机控制系统)与EH液压执行机构组成。系统控制精度、自动化水平高,它能实现升速(手动或自动),配合电机并网,负荷控制(阀位控制或功频控制)及其她辅助控制,并与DCS通讯,控制参数在线调整与超速保护功能等。能使汽轮机适应各种功况并长期安全运行。 汽轮机主要技术规范: 名称单位数值主汽门前蒸汽压力 MPa(a) 8、83 最高 9、32 最低 8、34 主汽门前蒸汽温度℃ 535 最高 540 最低 525 进汽量 t/h 额定工况 182 最大工况 221、3 汽轮机额定功率 MW 50 汽轮机最大功率 MW 60 额定工况排汽压力 KPa(a) 4、82 最大工况排汽压力 KPa(a) 5、46 给水温度℃额定工况 216、6 最大工况 227、3 额定工况汽轮机汽耗(计算值) Kg/KW、h 3、62 额定工况汽轮机热耗(计算值) KJ/KW、h 9201、7 额定工况汽轮机汽耗(保证值) Kg/KW、h 3、73 额定工况汽轮机热耗(保证值) KJ/KW、h 9477、8 调节级后蒸汽压力 Mpa 额定工况 5、947 最大工况 7、332 冷却水温度℃额定 20 最高 33 汽轮机转向 (机头向机尾瞧)顺时针 汽轮机额定转速 r/min 3000 汽轮机单个转子的临界转速 r/min 1850
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
汽轮机振动在线监测与故障诊断 系统介绍 1 概述 系统采用分布式结构，前端采用嵌入式结构，用于数据采集、预处理和临时存储；后端采用PC机＋数据库用于数据存储、监测、分析和诊断，并作为网络服务器供其他计算机通过网络访问。 图1－1为该系统的结构图。 图1－1 系统结构图 其中前端数据采集设备从TSI接入信号，并对信号做预处理，临时存储在设备内部的硬盘或其他存储设备上，然后通过网络将数据发送到网络服务器上；服务器接受数据并将其存储在数据库中，同时服务器将数据库中的信息通过动态网站的形式发布在电厂局域网上，电厂局域网用户可以通过浏览器直接访问网站，查看实时或历史数据，进行分析诊断。
2 数据采集系统 2.1 数据采集子系统 2.1.1 输入信号 （1）键相信号(脉冲电压信号) （2）涡流传感器输出信号(电压信号) （3）速度传感器输出信号(电压信号，可采用软件积分) （4）有功和无功信号(直流电压信号) （5）膨胀、差胀（补偿探头输出的直流电压） 2.1.2 存储的参数 （1）瞬态 日期、时间、转速、振动、间隙电压、膨胀、差胀 （2）稳态 日期、时间、转速、振动、间隙电压、膨胀、差胀、有功和无功 2.1.3 硬件采集 （1）采用组合式卡件，每个卡件可以输入6个振动信号，6个缓变量信号和一个键相信号。 （2）若干个卡件组合成一个采集器，每个采集器可以输入24个振动信号。 （3）键相信号的触发可以自由组合。即采集器的所有振动信号可以采用一个键相信号触发，也可以采用各自卡上的键相信号触发，或者某几个 卡件的振动信号采用其中的任何键相信号触发。 2.1.4 数据分析 （1）输入信号是电压信号，进行FFT变换后输出，并得到相位。 （2）对于不同的传感器信号，可以选择不积分、一次积分或两次积分。 （3）根据不同的传感器设定不同的灵敏度系数。
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)
防止制粉系统自燃和爆炸事故的技术措施 为防止锅炉制粉系统爆炸事故发生，针对我公司具体情况制定如下措施： 1）制粉系统附近应配备相应的消防设施且处于备用状态，消防蒸汽系统要随时备用,疏水门保持全开状态,保证消防蒸汽系统随时投入。 2）在启动制粉设备前，必须仔细检查有无积粉自燃现象，燃料人员应检查清理来煤有无铁块，石块等异物等。磨煤机启动暖磨前需投入消防蒸汽，时间不小于5分钟（消防蒸汽手动总门开度暂定3-5圈,压力0.8MPa）。 3）制粉系统启动前暖磨时，暖磨速度不要过快，采用低风量暖磨，风量控制在20t/h～30t/h，控制升温速度，温升速率不得大于3℃/min，正常启动暖磨时磨煤机入口一次风温不超过250℃出口温度尽量不超过75℃。启动前对磨煤机进行一次石子煤排放工作。 4）磨煤机正常运行过程中，燃用正常神混煤的磨进口温度不超过280℃，燃用准二掺烧煤种的入口温度不超过300℃，出口温度控制在65℃～75℃范围内；运行中的制粉系统不应有漏粉现象，发现漏粉及时联系检修人员清除漏粉点并联系保洁人员及时清除漏出的煤粉。 5）磨煤机正常运行过程中，发现原煤有自燃现象时，根据原煤仓料位及着火情况判定是否影响该台磨煤机运行，若煤粉仓上部有大量煤烟冒出，应该停运磨煤机并进行灭火处理。并做好相应的紧急停运该台磨煤机的运行调整措施和处理措施。 6）若发现原煤仓有自然现象时，应立即汇报值长，专业主管，燃料主管，并立即投入原煤仓CO2灭火，,派专人每半小时对自然原煤仓进行全面测温一次，燃料检查原煤仓处消防水及消防设施在良好备用状态，必要时申请公司领导同意后投入消防水灭火。 7）制粉系统停止前，逐渐减少给煤量，关小热风、开大冷风门，调整磨出口温度正常，关闭给煤机下闸板门，降低给煤机转速，待给煤机皮带走空后方可停运给煤机，磨煤机继续运行进行抽粉至磨煤机空载电流后停运，抽粉过程中对磨煤机排放石子煤，并注意磨煤机不发生振动，当有振动出现并有增大趋势时应立即停止磨煤机运行。磨煤机停运后应开启消防蒸汽5分钟。 8）停磨或磨煤机故障跳闸后（锅炉MFT除外），检查磨煤机出口门和热风关断挡板联锁关闭，消防蒸汽投入；时间5分钟。如果制粉系统故障跳闸后系统无法在短时间内启动，应对磨煤机进行甩煤和通风吹扫以将磨煤机及出口管道内煤粉吹扫干净。 9）发生MFT跳磨后，首先投入消防蒸汽，消防蒸汽必须暖管充分，通入消防蒸汽时间应不小于5分钟；首次启动制粉系统时若磨煤机内积粉多则考虑优先投入大油枪或对磨煤机进行甩煤处理后使用微油点火，再启动磨煤机运行； MFT跳磨前，如磨煤机出力大于25吨，
# * 机A级检修技术工作总结 班组：*****班 日期：201*.*.**
201*年**班#*机A级检修技术总结 一、简要文字说明： 此次****班本着上级部门下发的生产任务，检修不漏项，不简化工序，不降低质量 标准，严格执行检修工艺规程，严格质量标准，严格履行验收制度，坚持自检为主，坚 持现场三级验收制度，做到应修必修，修必修好的态度进行此次#4机A级检修工作。本次#*机组A级检修，**班#*机A级检修工作于201*年**月**日正式开始，于201*年**月**日所有检修项目均已结束。 二、项目完成情况： #*机A级检修计划安排标准项目11项，共完成10项（1项因场地无法完成，汇报分场同意）；增加标准项目4项，完成4 项；计划安排非标准项目1项，完成1项；增加非标准项目7项，完成7项，完成消缺项目2项 主要完成标准项目 1、励磁机机械部分大修； 2、低负荷喷水系统喷头、阀门大修，滤网清扫 3、凝结水泵甲、乙小修，入口滤网清扫，系统消缺 4、转子冷却水泵甲、乙小修，水箱清扫，系统消缺 5、定子冷却水泵甲、乙小修，水箱清扫，系统消缺 6、转子冷却器甲、乙及滤网清扫，系统消缺 7、定子冷却器甲、乙、丙及滤网清扫，系统消缺 8、工业水回收水泵甲、乙小修，系统消缺 9、除氧循环小修，滤网清扫，系统消缺 10、汽加热系统阀门检查、盘根更换 增加完成标准项目： 1、除氧循环大修； 2、乙小机盘车导齿更换，防爆门检查 3、甲小机盘车导齿检查，防爆门检查 4、凝结水甲电机更换调整中心 主要完成非标准项目： 1、大修现场铺设防滑橡胶板； 增加完成非标准项目：
1、主机#11轴承更换； 2、定冷水箱加热装置安装； 3、励磁机基座打磨； 4、加装汽缸绝对膨胀机械指示装置 5、励磁机与发电机连接波形节绞孔 6、汽轮机#1--#3轴承座回油槽加装盖板。 7、乙工回泵出口门更换门杆 完成消缺项目： 1、发电机转子冷却水回水盒水档紧固螺栓滑丝； 2、甲小机均压箱调整门泄漏； 三、检修过程中发现的问题及处理： 1、励磁机大修 1）励磁机前轴瓦（#11瓦）上瓦脱胎严重；进行更换新瓦。 2）励磁机与发电机连接波形节晃动达0.30mm.：将波形节与发电机对轮连接（未安装销子螺栓）在百分表监视下紧固，使其紧固完成后晃动0.04mm，重新校 绞销子螺栓孔并配置销子35CrMo Φ27.+0.04mm。 3）通流增容改造后由于主机轴系调整，致使发电机后轴承（#10轴承）调整量大，因而励磁机底部相对调整较大，抽完底部所有垫片后，励磁机偏高 0.31mm.下张0.07mm；经研究决定进行打磨基础垫铁处理。 2、主机发电机转子冷却水回水盒 1）发电机转冷水回水盒前后水档严重磨损进行更换水档密封圈。 2）发电机转冷水回水盒前后水档共5条紧固螺栓底孔滑丝；为保证密封效果 在原底孔两侧90mm处重新打孔攻丝进行加固。 3、除氧循环泵大修 1）解体时发现浮动密封环间隙均超标，支撑弹簧弹性不足；更换浮动密封环3件、浮动密封套3件及支撑弹簧3件，并调整端部轴向间隙为零。 2）解体时发现轴承室进水；疑冷却水室裂纹，对冷却水室打压0.6Mpa进行5小时观察，压力稳定，无渗漏，清理油室更换润滑油。 3）解体时轴承损坏；更换轴承36316两幅、轴承32616一副。 4）入口滤网紧固螺栓腐蚀，且牙距严重变形：经上级批准更换所有螺栓，螺母。
振动检测是状态检测的手段之一，任何机械在输入能量转化为有用功的过程中，均会产生振动；振动的强弱与变化和故障有关，非正常的震动感增强表明故障趋于严重；不同的故障引起的振动特征各异，相同的振动可能是不同的故障；振动信号是在机器运转过程中产生的，就可以在不用停机的情况下检测和分析故障；因此识别和确定故障的内在原因需要专门的一起设备和专门的技术人才。 1、机械振动检测技术 机械运动消耗的能量除了做有用功外，其他的能量消耗在机械传动的各种摩擦损耗之中并产生正常振动，其他的能量消耗在机械传动的各种摩擦损耗之中并产生正常振动，如果出现非正常的振动，说明机械发生故障。这些振动信号包含了机械内部运动部件各种变化信息。分辨正常振动和非正常振动，采集振动参数，运用信号处理技术，提取特征信息，判断机械运行的技术状态，这就是振动检测。 所以由此看来，任何机械在输入能量转化为有用功的过程中，均会产生振动；振动的强弱与变化和故障有关，非正常的震动感增强表明故障趋于严重；不同的故障引起的振动特征各异，相同的振动可能是不同的故障；振动信号是在机器运转过程中产生的，就可以在不用停机的情况下检测和分析故障；因此识别和确定故障的内在原因需要专门的一起设备和专门的技术人才。 2、振动监测参数与标准 振动测量的方位选择 a、测量位置（测点）。 测量的位置选择在振动的敏感点，传感器安装方便，对振动信号干扰小的位置，如轴承的附近部位。 b、测量方向。 由于不同的故障引起的振动方向不同，一般测量互相垂直的三个方向的振动，即轴向（A向）、径向（H 向、水平方向）和垂直方向（v向）。例如对中不良引起轴向振动；转子不平衡引起径向振动；机座松动引起垂直方向振动。高频或随机振动测量径向，而低频振动要测量三个方向。总之测量方向和数量应全面描述设备的振动状态。 测量参数的选择 测量振动可用位移、速度和加速度三个参数表述。这三个参量代表了不同类型振动的特点，对不同类型振动的敏感性也不同。 a、振动位移 选择使用在低频段的振动测量（<10HZ），振动位移传感器对低频段的振动灵敏。在低频段的振动，振动速度较小，可能振动位移很大，如果振动产生的应力超过材料的许用应力，就可能发生破坏性的故障。b、振动速度 选择使用在中频段的振动测量（10~1000hz）。在大多数情况下转动机械零件所承受的附加载荷是循环载荷，零件的主要失效形式是疲劳破坏，疲劳强度的寿命取决于受力变形和循环速度，既和振动位移与频率有关，振动速度又是这两个参数的函数，振动能量与振动速度的平方成正比。所以将振动速度作为衡量振动严重程度的主要指标。 c、振动加速度 选择使用在高频段的振动测量（>1000hz）。当振动频率大于1000hz时，动载荷表现为冲击载荷，冲击动能转化为应变能，使材料发生脆性破坏。多用于滚动轴承的检测。 以上三这三个参量可以互为辅助性的补充和参考。 振动判定标准 a、绝对判断标准。此类标准是对某机器长期使用、维修、测试的经验总结，由行业协会或国家制订图表形式的标准。使用时测出的振动值与相同部位的判断标准的数值相比较来做出判断。一般这类标准是针对某些类型重要回转机械而制订的。例如国际通用标准ISO02372和ISO3945。 b、相对判断标准。对于同一设备的同一部位定期进行检测，按时间先后作出比较，以初始的正常值为标准，以实测振动值超过正常值的多少来判断。
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
汽轮机本体检修交流材料 一、汽轮机本体大修目的 1.1对汽轮机本体设备进行全面的解体、测量、检修和调整，最大程度的恢复设备的经济性和安全性能；掌握设备状态变化的规律，对变化的原因进行分析和记录，以采取必要的措施； 1.2对本体设备的零部件按照规定进行检验和修理，对存在安全隐患、失效和达到使用周期的零部件进行必要的更换，保证设备运行可靠性； 1.3对修前存在的主要设备问题进行技术分析和诊断，并进行处理； 1.4根据节能要求对设备和系统进行必要的技术改造，改善设备运行性能； 状态分析和专家分析系统的局限性，做好资料的积累以掌握设备状态变化； 二、修前的技术分析要求 2.1运行工况分析 根据技术在启停过程和运行中存在的异常现象，如机组振动异常、胀差超限、符合失稳、调门卡涩、汽封漏气、轴承温度不正常等，及运行的监控参数是否符合制造厂家的规定，进行全面的梳理和分析，充分发现设备存在的问题； 2.2修前性能试验和设备分析
对机组修前的经济性进行效率试验，并通过调节系统的各种试验分析系统的可靠性和完好性；对各经济指标进行分析对比，是否达到制造厂家的设计值，对存在的偏差进行针对性检查和处理； 2.3设备可靠性分析 通过对可靠性指标的统计和分析，确定影响机组强迫停运的主要因素，确定大修的检查重点和方向。 三、汽轮机大修项目包含的主要内容 现在各发电厂都有大修导则，附有大修参考项目表，包括标准项目和更改项目，是确定大修项目的主要依据。修前技术分析发现的问题，应作为大修重点项目。此外，还有根据节能要求进行收资调研后确定的改造项目，一般应包含以下内容： 3.1通过解体测量和数据对比，掌握设备状态变化的项目； 3.2对承受高温、高压、高应力部件，根据技术监督规定必须进行的检测和试验项目； 3.3提高汽轮机经济性的项目； 3.4保证安全可靠的项目； 四、汽轮机本体大修的重点 4.1汽缸变形检查（主要和抽气口和弯头部位），结合面水平的测量，中分面间隙检查，同心度检查； 4.2转子弯曲和瓢偏测量，椭圆度检查和推力间隙检查；
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
一、凝结器真空下降的现象及处理 (1) 1.1凝结器真空下降的主要特征 (1) 1.2凝结器真空急剧下降的原因 (1) 1.5凝结器真空缓慢下降的处理 (1) 1.3凝结器真空急剧下降的处理 (1) 1.4凝结器真空缓慢下降的原因 (1) 二、主蒸汽温度下降 (2) 2.1主蒸汽温度下降的影响 (2) 2.2主蒸汽温度下降的处理 (3) 三、汽轮机轴向位移增大 (3) 3.1影响汽轮机轴向位移增大的原因 (3) 3.2轴向位移大的处理 (4) 四、汽轮机大轴弯曲事故 (4) 4.1事故现象 (4) 4.2事故处理 (4) 4.3预防措施 (5) 五、厂用电源中断事故现象及处理 (5) 5.1厂用电源中断事故现象 (5) 5.2厂用电源中断事故处理 (5) 六、水冲击事故 (5) 6.1水冲击事故前的象征 (6) 6.2发生水冲击事故的处理 (6) 6.3水冲击事故后，重新开机的基本要点 (6)
6.4水冲击事故后，如有下列情况，应严禁机组的重新启动 (6) 七、凝结泵自动跳闸处理 (6) 八、汽轮机发生超速损坏事故 (7) 8.1汽轮机发生超速事故的原因 (7) 8.2汽轮机发生超速事故的处理 (7) 九、汽轮机油系统事故 (7) 9.1汽轮机油系统事故产生的原因 (8) 9.2汽轮机油系统事故的现象 (8) 9.3汽轮机油系统事故的处理 (8) 十、汽轮机轴瓦损坏事故 (8) 10.1轴瓦损坏的原因 (9) 十一、叶片断落事故 (9) 11.1事故象征 (9) 11.2事故处理 (10) 十二、汽轮机事故处理原则和一般分析方法 (10) 十三、在汽轮机组启动过程中，造成凝结器真空缓慢下降的原因 (10) 13.1汽轮机轴封压力不正常 (10) 13.2凝结器热水井水位升高 (11) 13.3凝结器循环水量不足 (11) 13.4轴封加热器满水或无水 (12) 十四、在汽轮机组正常运行中，造成凝结器真空缓慢下降的原因 (12) 14.1轴封加热器排汽管积水严重 (12) 14.2凝结器汽侧抽气管积水 (12) 14.3凝结水位升高 (13)
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
振动分析仪之设备状态监测与故障诊断的三个阶段 与故障诊断技术的实质是了解和掌握设备在运行过程中的状态，评价、预测设备的可靠性， 早期发现故障，并对其原因、部位、危险程度等进行识别，预报故障的发展趋势，并针对具 体情况作出决策。由此可见，设备状态监测与故障诊断技术包括识别设备状态监测和预测发 展趋势两方面的内容。具体过程分为状态监测、分析诊断和治理预防三个基本环节。 1.状态监测 状态监测是在设备运行中，对特定的特征信号进行检测、变换、记录、分析处理并显示、记录，是对设备进行的基础工作。检测的信号主要是机组或零部件在运行中的各种信息(振动、噪声、转速、温度压力、流量等)，通过利用如机械状态分析仪VIB07这种类型仪器的把这 些信息转换为电信号或其他物理信号，送入信号处理系统中进行处理，以便得到能反映设备 运行状态的特征参数，从而实现对设备运行状态的监测和下一步诊断工作。 2.分析诊断 分析诊断实际上包括两方面的内容：信号分析处理、故障诊断。 信号分析处理的目的是把获得的信息通过一定的方法进行变换处理，从不同的角度提取 最直观、最敏感、最有用的特征信息。分析处理可用专门的振动分析仪器，如VIB07或计算 机进行，一般情况下要从多重分析域、多个角度来分析观察这些信息。分析处理方法的选择、处理过程的准确性以及表达的直观性都会对诊断结果产生较大影响。 故障诊断是在状态监测与信号分析处理的基础上进行的。进行故障诊断需要根据状态监 测与信号分析处理所提供的能反映设备运行状态的征兆或特征参数的变化情况，有时还需要 进一步与某些故障特征参数进行比较，以识别设备是在运转正常还是存在故障。如果存在故障，要诊断故障的性质和程度、产生原因或发生部位，并预测设备的性能和故障发展趋势。 这是设备诊断的第二阶段。 如VIB07振动分析仪，兼备振动分析软件CM-Trend，可软件形成具有机器振动状态数据采集，数据管理，状态报警，故障诊断和趋势分析功能的基本预测维修系统。软件为使用者 提供一个方便灵活的工作平台，使其能够管理机器状态数据，进行日程数据采集，评价机 器状态，分析机器故障并提出预测维修报告。 3.治理预防 治理预防措施是在分析诊断出设备存在异常状态，即存在故障时，就其原因、部位和危 险程度进行研究并采取治理措施和预防的办法。通常包括调整、更换、检修、改善等方面的 工作。如果经过分析认为设备在短时间内尚可继续维持运行时，那就要对故障的发展加强监测，以保证设备运行的可靠性。根据设备故障情况，治理预防措施有巡回监测、监护运行、 立即停机检修三种。 与故障诊断技术的实质是了解和掌握设备在运行过程中的状态，评价、预测设备的可靠性， 早期发现故障，并对其原因、部位、危险程度等进行识别，预报故障的发展趋势，并针对具 体情况作出决策。由此可见，设备状态监测与故障诊断技术包括识别设备状态监测和预测发 展趋势两方面的内容。具体过程分为状态监测、分析诊断和治理预防三个基本环节。 1.状态监测
一、振动监测的意义 风力发电机组是风电场的关键设备，长期以来一直采用计划维修(即机组运行2500h或5000h 后进行例行维护)或事后维修(出现故障后再维修)的方式。计划维修无法及时了解设备的运行情况，而事后维修则由于事先的准备不够充分,造成维修工作的耗时太长、损失严重。在风电机组上应用振动监测技术，定期监测风电机组的振动信号并结合风电机组的温度等参数可以实现预知维修，实现维修体制的转变。采用预知维修和故障诊断技术可以延长机组连续运行的周期；做到对机组的状态心中有数，从而针对不同的机组采取不同的措施。属于正常运行状态的机组，按例行方法继续监测；属于状态劣化和故障进行性发展的机组，重点监测；而个别故障严重发展的机组，应及时进行诊断和停机检修，同时根据预测结果，可针对性地准备有关零部件的备件。这样可以大大减少盲目维修及突发性事故停机时间、延长机组的使用寿命、提高企业的综合经济效益。 综上所述，对风电机组实施振动监测的意义有以下几点： ?预知故障 对机组可能发生的故障及时预警，实现在故障初期实施修正 ?明确故障部位 确定故障部位及其原因，节省维修成本与时间 ?合理安排零部件库存 既保证零部件最小库存，也保证部件更换具有足够的准备 ?实现预知维修 实现预知维修，避免过度维修和维修不足 二、振动监测分类 风电机组振动监测的实施方法有连续监测、定期监测和故障监测。其各自特点如下： ?连续监测 也称在线监测，以数据采集和计算机分析技术，包括远程故障诊断系统为手段的精密诊断。 优点：信息收集比较全面，分析手段丰富，准确性较高。 缺点：设备投资较高，操作人员需要较高的理论基础。 ?定期监测 按照确定的时间间隔，进行定期监测，一般以简单小型便携式检测仪器为手段，属于简易诊断。 优点：设备简单、投资较小，操作简便、易行。 缺点：信息收集和分析相对简单。 ?故障监测 操作人员和维修人员以巡回检查为基础，感官发现设备运行异常时，再对设备进行测试和分析，查找故障原因，评价运行状况，为检修提供依据、指明方向。 目前较为常用的监测方法，介于精密诊断和简易诊断之间，适合于小型机组或离线监测设备的诊断分析。
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。