加注五类基础油对丙烯制冷压缩机透平轴瓦温度的影响分析

独山子石化乙烯装置2022年4月短停检修后,丙烯制冷压缩机在运行过程中透平侧径向轴瓦温度持续升高。在排查轴瓦温度上升原因后,根据之前裂解气压缩机加注五类基础油的经验,通过提前加注五类基础油,使丙烯制冷压缩机透平侧径向轴瓦温度得到改善,保证了机组长周期运行。

水电机组支柱支撑式导轴瓦间隙调整工具设计

传统使用的水电机组支柱支撑式导轴瓦间隙调整方法较为简单原始,间隙调整的一次成功率低,且需要耗费大量人力,作业效率低下。针对人工调整作业存在敲击力不均、敲击冲击产生振动等问题,在导轴瓦支撑螺杆和螺母受力范围内,采用三维设计软件SolidWorks,完成其相关设计并进行受力校核,设计出新型导轴瓦间隙调整工具。经试验验证,新型导轴瓦间隙调整工具能有效提升间隙调整一次成功率,大大缩短作业时间。

抑制裂解气压缩机汽轮机止推轴瓦温度上升的优化措施

汽轮机(DST-201)止推轴温TE-12811A/B持续上涨,已达报警值120℃。轴温偏高,加速润滑油的氧化并在轴瓦表面形成热漆膜。为有效预防漆膜的形成并去除系统中的软性污染物,向润滑油加注溶解度增强油。加注增强油后,止推轴瓦温度TE-12811A/B比加注前下降了5℃。通过采取更换止推轴轴瓦,将轴瓦材质升级为铜铬合金,提高了轴瓦承载能力,增加轴瓦的导热效率,降低了轴瓦温度,从根本上解决轴瓦温度波动、偏高问题。

汽轮机2#轴瓦温度高原因分析及处理

某电厂650 MW机组整个汽轮机轴系由8个四瓦块可倾瓦轴承和1个推力轴承组成。2台机组从商运至今,盘车阶段多次出现2#轴瓦温度较1#轴瓦温度高5℃,导致后续冲转过程中2#轴瓦出现轴瓦温度瞬时升高现象,影响汽轮机冲转。阐述了影响可倾瓦温度的关键因素,通过对轴瓦载荷分配的调整、可倾瓦进出口油楔的修刮、轴承安装间隙的合理选择等措施,使2#轴瓦盘车阶段瓦温明显下降,确保了机组的冲转成功。

660 MW机组轴瓦温度超标分析与处理

针对某发电公司660 MW机组1号轴承瓦温报警故障,查找出原因为轴承自位能力不良导致轴瓦卡涩并使轴承温度异常升高;基于此提出了并联润滑油泵运行与顶轴油泵试启动的处理措施,通过增加油膜厚度、提高轴心相对高度以及恢复轴瓦自位能力等技术手段有效解决了机组瓦温异常的情况。

某电站水轮机导轴承温度偏高的分析处理

本文介绍了某冲击式水电站水导轴承温度偏高的处理情况。该电站水轮机为立式5喷嘴冲击式水轮机,水导轴承为稀油润滑带转动油盆、斜油槽自循环筒式轴承,通过对不同喷嘴下的轴承损耗、冷却器进、出口水温差等的测试,以及现场观察,确定了解决油循环短路问题和增加冷却水量的处理方案,水导轴承温度过高的问题得到彻底解决。在处理过程中,得到了一些启示和有参考价值的试验数据,对筒式轴承的设计有一定的指导意义。

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。

卧轴混流式水轮发电机组轴瓦温度偏高的原因分析及处理

介绍了某水电站卧轴混流式水轮发电机组投运后推力瓦及导轴瓦温度异常升高的问题,对轴瓦温度偏高的原因进行了分析,提出了处理方案。方案实施后,解决了困扰机组安全稳定运行的轴瓦温度偏高甚至烧瓦的顽疾,提高了设备稳定运行的能力。

预测水轮机轴瓦温度故障的状态观测器的研究与应用

应用状态观测器理论建立了水电机组轴瓦温度预测模型 ,可描述水轮机轴瓦温度与影响其变化的主要因素之间客观存在的映射关系 ,并对轴瓦温度及其变化趋势作出预测 ,以实现对轴瓦温升和烧瓦故障的早期预警 。

水轮机水导油循环系统优化

为了解决柳树坪电站1F机组自投产以来一直存在运行中水导瓦温过高的问题,通过计算大轴与水导轴承摩擦的发热量和水导瓦油循环带走的热量,发现导致瓦温过高的根本原因是水导瓦油循环带走的热量远远小于水导瓦运行产生的热量;为此采取了提高进油速度,增加上油量提高换热效率,增加瓦面进油量的处理办法,彻底解决了水导瓦温过高的难题,提高了设备安全稳定运行的可靠性。

丙烯制冷压缩机汽轮机轴瓦温度波动原因分析及改进措施

上海石化乙烯装置丙烯制冷压缩机组在运行期间,汽轮机调速器侧轴瓦温度持续偏高且频繁波动。对机组轴瓦状态、润滑油品质等进行分析后,采取相应的措施,即在机组不停车的前提下,在油箱中加入一定比例的五类基础油,改善了汽轮机轴瓦温度高的问题,提高了关键机组长周期运行的可靠性。

1000MW超超临界机组小汽机瓦温高的原因分析及治理

1 000 MW超超临界机组小汽机为东方汽轮机厂设计制造,轴瓦采用可倾瓦设计,机组运行过程中,出现了2号轴瓦温度高问题。介绍了小汽机可倾瓦的结构特点和轴瓦温度高的事件经过等,针对可倾瓦温度高进行原因分析,并利用机组停运机会进行了有效治理,为其它机组在处理类似问题时提供参考。

广蓄二期抽水蓄能机组水导轴承摆度及瓦温缺陷分析与处理

针对广蓄二期抽水蓄能机组水导轴承摆度超标、水导轴承金属部件磨损及泵工况下瓦温不均等缺陷,通过仿真计算等方法复核计算了水导轴承的实际载荷和运行参数,分析了缺陷原因并提出相应处理方案,从理论计算和实际运行两方面论证处理方案的良好效果。结果表明,广蓄二期机组泵工况下水导轴承瓦温高、低负荷工况水导轴承摆度大、金属支撑部件磨损的直接原因为水导轴承的设计载荷不足及金属支撑部件的结构设计缺陷,而泵工况下水导轴承瓦温不均、温差较大的根本原因为抽水蓄能机组的水力特性所致;增大水导轴承轴瓦尺寸、减小轴瓦内径及抗重块球面支撑方式可以改善抽水蓄能机组水导轴承摆度超标、水导轴承金属部件磨损及瓦温高等缺陷;抽水蓄能机组泵工况下水导轴承的径向力基本呈余弦函数分布,且正对蜗壳小头转轮出水方向的瓦温度相对较高,当轴瓦间隙低于0.1 mm时,轴瓦温度对轴瓦热态间隙变化比较敏感,检修维护中需尽量将各轴瓦的热态间隙控制在0.1 mm以上,以减小轴瓦间的温差,增加轴瓦寿命及机组长期运行的安全性和稳定性。

水轮发电机组轴承瓦温高的原因分析及处理

某电站因水导轴承和推力轴承瓦温过高而进行年度大修工作,根据检修前对机组采集的数据及机组实际运行工况,从机组安装的工艺质量、设备结构、设计制造方面对瓦温升高的原因进行缜密分析和深入研究,并提出处理方案。实施后,机组运行正常。

汽轮机配汽方式对轴瓦金属温度的影响及处理

结合某热电厂^#2机组在运行中^#2轴瓦金属温度偏高的现象,试验并分析了配汽方式对轴瓦金属温度的影响,提出了运行中的改进方法,解决了^#2轴瓦金属温度偏高的问题。

广蓄二期水导轴承振摆大及瓦温高分析与处理

广州抽水蓄能二期电厂4台机组生产运行至今,屡屡受到水导轴承振摆大、抽水工况下瓦温高等缺陷的困扰。针对设计制造、运行维修情况进行深层次剖析,认为广蓄二期水导轴承主要受水力设计不平衡因素影响,同时存在水导轴承存在承载力不足,结构设计不合理等问题,提出通过增大水导瓦尺寸,改进结构设计等处理措施彻底解决水导轴承缺陷,为抽水蓄能电站类似缺陷的处理及后续项目建设提供经验。

大岗山电站水导瓦温偏高分析及处理

通过对大岗山水电站水导瓦温偏高处理方法的探讨,采用调整瓦隙和冷却系统改造等,有效地降低了瓦温,减小了不同轴瓦的温差,从而有效地降低了水轮机水导轴承瓦温过高引起的事故发生率,保证了机组安全稳定运行。

右江水力发电厂水导轴承油冷却方式的探讨及改进

通过数据监测,对右江水电厂4台机组水导轴承运行中出现瓦温缓慢上升的问题进行分析,查找原因,并提出了不同的技术改造方案,对比后择优实施,既保证了水电厂的长期安全稳定运行,又为企业节省了成本。

大化水电厂水导轴承瓦温偏高分析处理与预防

大化水电厂1~4号机组水轮机导轴承多年来运行瓦温一直偏高,虽经检修处理后瓦温仍然运行在较高值,不利于机组长期安全、稳定运行。为解决此问题,该厂对水导轴承结构进行了分析,对各种可能造成瓦温偏高的原因进行了排查,找出导致瓦温偏高的原因并进行了处理,有效解决了瓦温偏高的问题;同时针对大化水电站上游水质情况而导致机组水导瓦温偏高的问题提出了预防措施,收到了较好的预防效果。

宝珠寺水力发电厂11F机组上导轴承瓦温过高原因分析

针对宝珠寺电厂11F机组上导轴承在机组运行中瓦温过高,无法保证机组安全、稳定运行的问题,笔者分析造成上导轴承瓦温过高的原因并制定相应的措施进行处理。通过分析和排查得知:引起11F机组上导轴承瓦温过高的主要原因出现在上导轴承结构本身。因此,对上导轴承各部件进行更换和改进,使球头与上导支撑垫块凸台搭接量满足一定机械强度。通过几个月开机运行,上导轴承瓦温稳定在44℃左右,上导摆度稳定在200 um左右,远远低于设计上限值。推力、水导轴承温度、摆度数值优良。最终成功解决了发电机上导轴承温度过高的问题,保证了机组的安全、可靠运行。