加装油套管提高冷油器冷却效率

M-37型冷油器的构造如图1所示。它主要由外壳、上水室、下水室和管系统所组成。管系统由直径为φ16×0.75毫米的直铜管用胀管法胀在二端的管板上。此外,在管系统中尚有隔板、围板及油套管。所有的管子、隔板和二端管板级成一个整体;围板围在管束的外面,这种冷油器的特点是隔板和外壳之间有较大的间隙(每侧8毫米间隙),这使检修时起吊方便;由于围板及油套管装置,所以冷却效率也很高。制造厂规定冷却水带压进入进水接合管流入上水室,再由上水室经直铜管按与油流相反方向流入下水室,最后从下水室经出口接合管而流出。但在现场安装中(按现场施工图施工)冷却水和油的流动方向正好与制造厂规定相反(即冷却水从下流入从上水室流出;油流从上而下,见图1所示)在运行过程中发现泠油器出入口油温差极少(2～3℃),这在夏季运行时,     

冷油器水室的改进

豆坝电厂的国产51-50-1型汽轮机配有4台JL-73-3型冷油器,该冷油器自安装投运以来,冷却效率一直很低,每当夏季,4台冷油器全部投入,方能勉强维持所需油温。由于江水混浊,含沙量大,杂草很多,造成冷油器内径常被堵塞,有时油温高达50℃,严重地威胁机组的安全经济运行,以至被迫降低汽轮机的出力。虽经多次采取措施,但未从根本上解决问题。经分析研究,我们认为JL-37-3型冷油器在结构上存在着固有的缺陷(见改前示意图)。改进前,冷油器水室是单流程,即下部进水,满至顶部出口处溢出。由于进口水压力低,流速小,水室容积大,加之     

改进冷油器水室,提高冷却效率

豆坝发电厂安装的国产51—50—1型汽轮机,设有JL—37—3型冷油器四台。该冷油器自安装投产以来,冷却效率一直很低,四台冷油器全部投入运行方能勉强过夏。每当夏、秋两季,金沙江水混浊,含沙量重,杂草丛多,冷油器铜管内经常被河沙杂草堵塞。洪水季节几乎是天天进行清扫或堵漏,夜晚还要派人到现埸值班,轮流逐台地进     

D71X型蝶阀阀杆泄漏在线治理

安庆皖江发电公司1号、2号机组QFSN300-2型发电机密封油装置空侧油路采用了六只D71X-16DN65型蝶阀,分别为：空侧油A、B冷油器出油阀,空侧油A、B滤网进、出油阀。     

25MW机组冷油器冷却效果差的分析与改造

针对国电吉林热电厂2号汽轮发电机组主冷油器冷却效果差、润滑油油温过高（润滑油来油温度54℃）的情况进行了分析,对冷油器进行一系列改进,在不增加设备的情况下,通过增加冷却水量,在冷油器外部增加喷淋装置和加装冷却水室及在冷油器内部加装围板等设施,从而实现了降低油温的目的。保证了汽轮发电机组的安全运行。     

管式冷油器结构型式的探讨

从传热学的观点及换热器设计的理论,对环盘形隔板管式冷油器和弓形隔板管式冷油器的设计和结构进行了比较分析。结果表明,弓形隔板管式冷油器的设计方法较切合实际,具有较高的传热效果,且结构紧凑。在今后管式冷油器的设计中,应优先推荐采用弓形隔板管式冷油器的型式。     

电站冷油器油侧传热强化的工业试验

本试验首次在电站冷油器油侧采用新型的花瓣形翅片管,以改善油冷却器的传热性能。工业试验表明：总传热系数随管内侧水流量的增加变化不大,而随管外侧油流量的增加而增加,且花瓣管的增加幅度较大。在设计流量90m3／h的条件下,花瓣管冷油器总传热系数的预测值比光滑管冷油器高65％以上。     

冷油器下端盖密封改造

300 MW汽轮机润滑油系统油中带水对机组的安全造成重大影响，不仅使油乳化，造成系统零部件锈蚀，轴承润滑不良，甚至使轴瓦磨损烧坏，引起停机。为防止油中带水，可针对不同原因采取不同对策，现就冷油器下端盖的改造，介绍防止油中带水的一点经验。 冷油器下端密封如图1所示，上法兰下端盖法兰面经螺栓联紧后，靠密封环的凸肩压紧上下密封圈，使上下密封圈紧贴住管板的外圆面及上法兰、下端盖的台阶环面，从而隔离油侧及水侧。图1 冷油器下端盖密封结构示意图 经实测，冷油器下端盖的A、B面高差为12.5 mm，而密封环的凸肩高为3 m…     

国产100MW汽轮机1号轴瓦温度高的消除

我厂N100-90/535型100MW汽轮机的前瓦(1号轴瓦)为推力支承瓦,其支承瓦为三油楔轴瓦。该机投产后就发现前瓦的支承瓦温度高于其它各瓦温度。其钨金温度最低在80℃左右,最高达100℃,夏季经常处于90℃左右情况下运行,严重威胁机组的安全运行。造成瓦温度偏高一般有以下几个因素: 1.瓦结构不合理; 2.油量不足; 3.冷油器效率低; 4.瓦的间隙、紧力不合适; 5.三个油楔和两端阻尼边磨损或破坏; 6.油质不合格,尤其水分太多; 7.轴瓦振动和油膜振荡过大; 8.汽缸辐射热传递到瓦上; 9.下瓦接触不良、负荷太大和不均等。虽然引起瓦温度偏高原因很多,但就1号瓦而言,主要是后两种原因引起的。     

发电厂EH系统的常见故障及处理方法

1EH油箱油温高通常EH系统供油装置都有冷却系统,包括:有压回油冷油器,冷却泵出口油冷油器,冷却泵及滤芯等。正常运行时EH油温一般在35～57℃,夏季由于环境温度升高,油箱油温较高,需开启冷却泵才可保持油温在正常范围内。如果冷却泵运行,冷油器冷却水进、出水阀门全部开启,油温仍降不下来,则可能是系统高压油直接漏入油箱内。高压油直接漏入油箱一般是EH油泵出口溢流阀内漏造成的,可以通过检查油管是否发热来判定溢流阀的问题,如果是溢流阀内漏造成的,只需将调整丝杆旋入一点即可。如果溢流阀回油管不热,则需要检查有压回油管道或各高压…     

神头一电厂7号机组汽轮机油异常劣化原因分析

通过对神头第一发电厂7号机组运行汽轮机油、补加新油和再生油油样进行红外光谱分析、T501抗氧剂含量分析及不同温度下的开口杯老化试验,发现运行汽轮机油劣化的内在因素是T501抗氧剂完全消耗和补加新油中舍有有机酯,外在因素为杌组油系统存在过热点,冷油器冷却效果不好,对此提出了改进建议.     

电站冷油器油侧传热强化的工业试验

本试验首次在电站冷油器油侧采用新型的花瓣形翅片管,以改善油冷却器的传热性能。工业试验表明：总传热系数随管内侧水流量的增加变化不大,而随管外侧油流量的增加而增加,且花瓣管的增加幅度较大。在设计流量９０ｍ＾３／ｈ的条件下,花瓣管冷油器总传热系数的预测值比光滑管冷油器高６５％以上。     

油处理方法和高效真空滤油机

油处理方法和高效真空滤油机渝州大学张贤明１前言汽轮机油（透平油）在汽轮发电机组中主要用于润滑、调速和散热冷却等，对于长期运行的汽轮机组，由于高压汽封、电机轴封等严重磨损，卫带间隙或汽封压力调节不当，引起串汽现象，以及冷油器泄漏，造成透乎油严重含水，出...     

FK6—32型给水泵常见故障原因分析

通过对ＦＫ６－３２型给水泵故障原因分析,可以看出：冷却器泄漏是由于冷却设计面积偏小。给水泵和偶合器振动是因为泵的各级隔板的螺栓细长;没有防松措施;叶轮与磨损环磨损间隙偏大;中心偏差大;偶合器或给水泵轴瓦损坏以及偶合器地脚螺栓松动引起。给水泵油系统故障是偶合器油箱以及径向瓦钨金温度偏高;油滤网堵塞;给水泵、电动机及前置 油档甩油严重造成。给水泵和前置机械密封磨损是杂物进入密封系统的原因。并就以上分析     

热管冷油器在锅炉燃油系统中的应用研究

分析了间壁式冷油器失效的原因，利用热管的壁温可调性，提出采用热管冷油器。小型工业性试验验证了可行性，解决了锅炉燃油系统重油回油冷却这一难题。     

给水泵冷油器冷却水系统改进

新庄发电厂的冷却水取自金沙江，金沙江的水夏季泥沙重，杂草多，影响给水泵冷油器冷却效果，油湿难以调控，影响给水泵稳定运行。经对给水泵冷油器冷却水系统改进后取得了明显的效果。     

125 MW机组全容量锅炉给水泵的几项改进

针对国电吉林热电厂125 MW机组TDG型给水泵存在漏泄、循环不畅、冷油器水侧堵塞严重等故障,通过改进机械密封结构、轴封密封水系统、工作冷油器及润滑冷油器端盖结构,安装泵体密封压盖和冷油器冷却水过滤装置,使给水泵运行稳定、可靠而经济,现在清扫冷油器只需20~30 min,提高了工作效率。     

高参数大容量汽轮机组通流部分动静间隙及其汽封完善化

汽轮机是高速转动的机械,通常在三个部位留有动静间隙:轴的端部,隔板内圆和主轴之间,汽轮机通流部分。为了减少蒸汽泄漏,提高汽轮机效率,在各间隙处均设置阻挡汽流的汽封。本文将简述通流部分动静间隙对运行的经济性、安全性及机动性的影响以及汽封的改进趋向。通流部分动静间隙是指动叶栅进口侧与隔板,动叶栅顶部与汽缸之间的间隙(图1)。图1中δ_1及δ_2表示隔板与动叶栅进口处顶部、根部的轴向间隙,δ_3表示动叶     

汽轮机冷油器的清洗

1 前言长期以来,电厂在汽机大修时清除冷油器油侧污渍的方法主要是先用Na_3PO_4碱煮,然后由人工用布条拖拉擦洗。这种方法     

最佳汽封间隙的确定与诊断

根据轴系状态参数监测动态汽封间隙,根据监测的内效率诊断隔板汽封间隙变化,从而决定最佳汽封间隙。合理减少汽封间隙,既可以提高汽轮机效率,又可增加阻尼比,减小过临界转速时的振幅。