5L-40/8型空压机高压缸过热问题的处理

某采选厂5L-40/8型2~#空压机投入运行四年多来,因高压缸严重过热,故障频繁,影响了生产。 经测试,空压机各部位振动正常;高压缸排出冷却水温度高达57℃,远远超过允许值(40℃);排出冷却水量只有3.9L/min,远小于1~#机;排气阀表面温度134℃,高于同型号、同规格、同厂家的1~#机。初步分析认为,高压缸过热原因可能与冷却水量不足有关。为了进一步验证,我们拆除了两台空压机     

改进汽轮机油挡气封装置

N200—130／535／535凝汽式汽轮机机组,由于设计落后,投运时间较长,高压缸前后轴封、中压缸前轴封的漏汽较大,造成润滑油中带水现象严重,主油箱润滑油中水分超标。通过研究和对比其他电厂的同类机型,决定改进机组1号轴承箱后油挡和2号轴承箱前后油挡,加装油挡气封装置,以阻挡高压缸前后轴封、中压缸前轴封的漏汽进入轴承箱中。     

改进N320型汽轮机气封和轴封

1．问题国产四缸四排气N320型汽轮发电机组，大修改进前汽轮机热耗值8422kJ／kW·h（设计值7925kJ／kW·h），比设计值高497kj／kW·h，高、中压缸，缸效明显偏低，其中高压缸效率≤80％（高压缸效率设计值87．1％，中压缸效率设计值92．9％）。为实现机组节能降耗，要求机组热耗值应达到或高于设计值100H／kW·h。     

12MW汽轮发电机组精密诊断

澄城电厂共有12MW的汽轮发电机组两台,转速为3000r/min。其中,1号机组于1992年7月22日投入运行,在运行的两年间多次出现1~#轴瓦破碎现象。2号机组于1994年投入运行,尚未出现异常。1号机组在运行过程中一直采用简易诊断,用测振仪测试轴承处振动位移量比2号机组振动还小(均小于50μm)。但在几次检修其它故障时,打开机组才发现1~#瓦已破碎。厂方对这种“不振而碎瓦”现象很棘手,它不仅给设备正常运行带来很大困难,而且造成很大的经济损失。 为此,重点对两台机组的1~#、2~#瓦进行振动测试分析。     

1000 MW机组轴瓦异常振动问题的分析与处理

某电厂1000 MW机组投产后1#轴瓦振动异常,初步分析机组运期间轴瓦异常振动情况,停运后结合揭瓦检查结果,确认轴承承载较轻稳定性裕度不足、高压缸内部动静碰摩是引起轴瓦振动异常的主要原因。针对问题采取相应措施,问题得到解决。     

一种高压加热器人孔拆装专用工具的改进

田湾3~#、4~#机组高压加热器人孔采用自密封结构,现有专用工具在使用过程中存在耗费人力时间长、现场无法搭设高处吊点、对中困难、易晃动、密封不可靠等问题,新型专用工具拟采用轻型材料、支架式、高精度对中滑轨、半自动密封形式等方式解决现有专用工具存在的问题,使用新型专用工具可以大大提高设备密封的可靠性和工作效率。     

基于减少DEH与DCS通信故障次数的研究

对昌江核电厂DCS通信机制、DEH与DCS通信原理进行论述,特别对DEH与DCS通信故障及诊断进行分析。通过研究DCS与DEH通信特点,结合昌江核电厂1~#、2~#机组运行过程中DEH与DCS通信故障现象、通信问题进行分析和研究,制定相应的处理方案,取得良好的效果,为解决DEH与DCS通信故障问题积累一定的经验,为机组安全稳定运行提供有力支持。     

循环氮压机密封气系统的改进

我厂YOPN—1250/1940型液化装置的主要设备循环氮压机(沈阳鼓风机厂制造),由低压缸2MCL457和高压缸2MCL406组成。机组采用集中供油润滑,轴封为迷宫密封,进口压力为0.003MPa,出口压力为2.9MPa,流量为10000m~3/h。自1989年机组正式投入运行以来,多次发生气路带油现象,从而影响了机组正常运行和液化装置生产     

百龙滩水电站2~#机组并网发电

百龙滩水电站是广西红水河梯级电站之一,总装机容量192MW,安装6台单机容量为32MW的灯泡贯流式机组。该电站继今年2月16日1~#机组发电之后,1996年5月20日10时58分2~#机组一次并网发电成功。 2~#机于3月28日吊装就位,4月20日全部机电设备安装完毕,5月1日作无水试验,5月15日机组充水,5月20日调试完毕并通过百龙滩水电站2~#机组启动验收委员会验收,创造了国内中型水电站建设安装的新纪录。 百龙滩水电站是我国第一家股份制电站由广西桂冠电力股份有限公司投资兴建,广西电力工业勘察设计研究院承担勘测设计与监理,广西水电工程局百龙滩水电站工程总     

日立TC4F-40型汽轮机揭缸提效实践

汽轮机揭缸后,对引起机组内效率低的几项主要原因如高压内缸变形、通流间隙大、叶片结垢、叶片围带脱落等现象进行分析,分别采取措施加以消除。     

利用高压热水清洗汽轮机叶片积盐

1996年4月,我厂1~#汽轮机组调节段压力升至2.3MPa,与该机组以往的运行参数(1.65MPa)相比明显偏高,各抽汽段压力也高于正常值,经分析认为是机组叶片积盐垢所致。 我们采用高压热水(约170℃),把汽轮机8m层平台上的高     

汽轮机通流改造后胀差异常处理

正针对某供热机组经通流部分改造,启动并网后出现的高压缸缸胀、转子胀差异常现象,通过现场调研和综合原因分析,根据此机组实际情况,论述了处理机组滑销系统膨胀不畅的几种临时措施和彻底处理方案,提出了汽轮机处理膨胀问题的解决思路,以供业内同仁参考。汽轮机机组运行期间,为保证汽缸纵横定向自由膨胀并保持汽缸与转子中心一致,避免因膨胀不均匀产生不应有的应力,必须在汽缸与台板之间汽缸与轴承座之间设置一套滑销系统。根据滑销的结构和位置不同,一般     

二氧化碳压缩机高压缸平衡腔压力高原因分析

分析二氧化碳压缩机高压缸平衡腔压力高的原因,提出合理措施,保证机组正常运行。     

300MW汽轮机冷态启动高中压转子振动分析及对策

1 概述湛江发电厂30MW汽轮机是东方汽轮机厂制造的N300－16．7/537/537－3型(合缸)机组,共4台。该机组为两缸两排汽方式,高、中压缸采用合缸结构,高、中压转子采用同轴。1#、2#轴承位于高、中压转子两侧,采用带球面轴瓦套的椭圆支持轴承。     

一起汽轮机转子汽封损坏的处理

我公司3~#汽轮机型号为N50-8.83-1G,是东方汽轮机厂生产的高温高压单缸凝气式机组,于1992年11月6日投产,在1993年9月和1997年5月进行了两次大修。修后,汽轮机猫爪处的汽缸结合面出现了漏汽现象。当时怀疑是汽缸接合面变形所致,利用调停机会多次进行检查处理,始终未见成效。直到1999年4月进行第三次大修,揭缸后才发现该机组漏汽的真正原因。由于这种损坏现象在汽轮机组中较为少见,特介绍出来     

电力设备诊断典型案例汇编(续6)——汽轮发电机组振动典型诊断案例

案例20:沙岭子电厂2号机组振动故障分析一、概况沙岭子电厂2号机组汽轮机为东方汽轮机厂生产的单轴三缸三排汽,亚临界压力,中间再热凝冷式 N300—16./537/537型高中压分缸汽轮机。发电机为东方电机厂生产的QEN—300—2型水—氢—氢冷发电机。机组轴系临界转速计算值及实测值如表1:表1 机组轴承临界转速计算值及实侧值单位 r/min     

空气压缩机运行故障原因分析及措施

空气压缩机开车运行过程中,机组异常振动、机组缸体含水、轴瓦磨损。原因是空气中的水分冷凝产生的水量多,大部分水带入压缩机4段入口,造成高压缸振动。可改变空气压缩机升速曲线4个阶段的转速和分别停留时间加以控制。     

冷轧机组高压液压系统水分污染分析

分析冷轧机组高压液压系统中水分污染的危害和产生原因，主要是轧机支撑辊平衡缸有杆腔防尘密封损坏，导致乳化液进入平衡缸的有杆腔从而造成乳化液的侵入，对此提出相应控制措施。     

柳州火电厂2号机组加氧冲管新技术的应用

1 概况 柳州电厂扩建工程2~#机组的锅炉是武汉锅炉厂生产的WGZ670/13.7—3型超高压、一次中间再热、Ⅱ型布置自然循环汽包炉。汽轮机选用北京重型电机厂生产的N200—130/535/535型超高压中间再热汽轮机和QFSN—200—2型的发电机。 锅炉额定工况设计参数如下: 过热器额定蒸发量:670t/h 出口蒸汽压力:3.7MPa(表压) 出口蒸汽压力温度:540℃ 再热器蒸汽流量:581.9t/h 进、出口蒸汽压力:2.52/2.31MPa(表压) 进、出口蒸汽温度:314/540℃ 给水温度:246.7℃ 2 冲管方法的选择 2×200MW机组都是采用一阶段和以降压冲管的方式,而在柳州电厂2~#机则采取了再加氧的冲管方式。它有下述优点: (1)每次冲管温度和压力变化都比较大,具有较大的热冲击力和动能冲刷力,对管道及受热面内的氧化皮、焊瘤都有较好     

205 t环吊最小控制系统平台

结合福清核电1~#和2~#机组历次大修中的环吊维修经验,采用环吊同型号的各类PLC卡件、工控机、交换器等设备,依据现有的环吊电气原理图、网络连接图搭建环吊最小控制系统平台。环吊最小控制系统平台可以用于环吊PLC的卡件模块测试工具、PLC及触摸屏数据验证工具。