凝结水泵推力轴承

分析凝结水泵轴承室发热原因,提出相应的处理方法。

化

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工程

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文章编号：0 2—12 2 0 )0— 0 8—0 10 14(0 8 1 0 4 2

桑整

凝结水泵轴承室发热原因

分析及处理i广翠(中国石油前郭石化公司，吉林松原 18 0 ) 3 0 8

摘

要：析凝结水泵轴承室发热原因，出相应的处理方法。分提文献标识码： A

关键词：结水泵；承室；凝轴处理方法中图分类号： K 6 . T 24 1A n y i d o e s m e ho ofc nde at e o lp alss an pr c s t d o ns e r m va um p be rng beng hot ai i

WA G G a g jn N un— a( agoP t ce ia C mpn, er hn,Sny a 3 0 8 hn ) Qi u er h mcl o ay P t C ia ogun18 0,C ia n o oAb t a t h e s n n fc n e s t e v lp mp b a g b i g h t e e a ay e . s r c:T e

毕业设计报告（论文）

题 目 凝结水泵的故障及其分析 姓 名 专业班级 指导老师 日 期

凝结水泵的故障及其分析

摘 要

国家“十五计划”对电力工业提出要进一步优化火电机组结构，推进凝结水泵等高新技术应用，并将以410t/h以上循环流化床锅炉完善化和提高整体运行效率为主要内容的大型循环流化床应用作为发电重大示范工程之一。凝结水泵是火力发电厂非常重要的附属设备， 及时处理泵组出现故障， 缩短给水泵组退备检修的时间， 是提高电厂安全稳定运行的重要措施。通过对凝结水泵的典型故障及处理的分析阐述， 为类似给水泵组的故障分析和处理提供借鉴。

关键词：发电厂锅炉，凝结水泵， 故障分析，处理

1

CONDENSATE PUMP FAULT AND ANALYSIS

ABSTRACT

National \Tenth Five-Year Plan\for the power industry proposes to further optimize the thermal power structure, and pro

Ⅲ-WD-JZ-008 –A1 1#汽机地下设施施工方案 第 1 页 共 16 页

1.编制依据

《循环水管坑施工图》F038S-T0242 《凝结水泵坑施工图》F038S-T0241 《电动给水泵施工图》F038S-T0245 《火电施工质量检验评定标准》土建工程篇 《电力建设施及验收技术规范》SDJ69-87

《电力建设安全工作规程》第一部分、火力发电厂，DL5009、1-2002 《电力建设工程施工技术管理制度》

《混凝土结构工程施工质量验收规范》GB50204-2002 《工程建设标准强制性条文》房屋建筑部分 《电力建设消除施工质量通病守则》

《电力建设安全健康与环境管理工作规定》国电电源［2002］49号 《地下工程防水技术规范》GB50108-2001 《地下防水工程质量验收规范》GB50208-2002 2.工程概况及特点

本工程为河北大唐王滩发电厂一期1#机汽机地下设施工程，包含循环水管坑、凝结水泵坑、电动给水泵基础等工程项目。循环水管坑和凝结水泵池基础位于纵向3轴～6轴，横向1/0A～B轴。纵向各轴间距10m，总长度40m，横向总宽

凝结水过冷的危害

凝结水产生过冷的主要原因及影响因素是：

①由于冷却水管管子外表面蒸汽分压力低于管束之间的蒸汽平均分压力，使蒸汽的凝结温度低于管束之间混合汽流的温度，从而产生过冷。

②由于凝结器内存在汽阻，蒸汽从排汽口向下部流动时遇到阻力，造成下部蒸汽压力低于上部压力，下部凝结水温度较上部低，从而产生过冷。

③蒸汽被冷却成液滴时，在凝结器冷却水管间流动，受管内循环水冷却，因液滴的温度比冷却水管管壁温度高，凝结水降温从而低于其饱和温度，产生过冷。 ④由于凝结器汽侧积有空气，空气分压力增大，蒸汽分压力相对降低，蒸汽仍在自己的分压力下凝结，使凝结水温度低于排汽温度，产生过冷。

⑤凝结器构造上存在缺陷，冷却水管束排列不合理，使凝结水在冷却水管外形成一层水膜，当水膜变厚下垂成水滴时，水滴的温度即水膜内、外层平均温度低于水膜外表面的饱和温度，从而产生过冷却。

⑥凝结器漏入空气多或抽气器工作不正常，空气不能及时被抽出，空气分压力增大，使过冷度增加。

⑦热水井水位高于正常范围，凝结器部分铜管被淹没，使被淹没铜管中循环水带走一部分凝结水的热量而产生过冷却。

⑧循环水温度过低和循环水量过大，使凝结水被过度的冷却，过冷度增加。 ⑨凝结器铜管破裂，循环水漏入凝结水内，使凝结水温度

主凝结水系统

主凝结水系统指由凝汽器至除氧器之间与主凝结水相关的管路与设备。凝结水系统的主要功能：是将凝结水从凝汽器热井送到除氧器，作为超临界机组，对锅炉给水的品质要求很高，为了保证系统安全可靠运行和提高循环热效率，在输送过程中，对凝结水系统进行流量控制及除盐、加热、除氧等一系列必要的环节。此外，主凝结水系统还对凝汽器热井水位和除氧器水箱水位进行必要的控制调节，以保证整个系统安全可靠运行。

一、系统概述

本机组凝结水系统采用中压凝结水精处理系统。因此系统中仅设凝结水泵，不设凝结水升压泵，系统较简单。凝汽器热井中的凝结水由凝结水泵升压后，经中压凝结水精处理装置、汽封加热器和四级低压加热器后进入除氧器。

系统采用2×100%容量的立式筒形凝结水泵，一台运行，一台备用。当任何一台泵发生故障时，备用泵自动启动投入运行。凝泵进口管道上设置电动隔离阀、滤网，出口管道上设置止回阀和电动隔离阀。系统设置一台凝结水补水箱和两台凝结水补水泵，一台全容量的汽封冷却器、四台表面式低压加热器和一台内置式除氧器。为保证系统在启动、停机、低负荷和设备故障时运行的安全可靠性，凝结水精处理装置设有单独的100%容量的电动旁路、汽封冷却器；5、6号低压加热器为卧式、双流程型式

大型立式水泵推力轴承磨损润滑的分析与对策

[摘 要] 本文主要针对大型水泵推力轴承中的重要部件的磨损、变形以及由此而引发的润滑、调整问题，运用理论分析和探讨的方法，结合多年来对实际设备所出现问题的探讨及经验积累，进行综合分析。在分析论证的基础上，汇总如下结果，即：推力瓦、镜板磨损变形与其检修质量、调整、润滑、运行工况密切相关。因此，针对问题得出这样一个结论，必须提高推力瓦、镜板检修质量；改善润滑性能，改善冷却器冷却效果，降低油温；避免水轮机运行；防止轴电流对镜板、推力瓦的侵蚀等。并提出一些综合治理的方法和新的工序工艺，解决大型立式水泵普遍存在的推力瓦轴承磨损问题，以便提高设备健康水平，保证设备的运行稳定性和可靠性。

[关键词] 轴电流；磨损；变形；润滑 一、 概述：

1、大型立式水泵的推力轴承，是应用液体润滑承载原理的机械结构部件，主要由推力瓦、镜板、推力头、冷却器等部件组成。推力瓦是推力轴承中的重要部件，它是整个机组转动部分和固定部分的摩擦面，并且承受整个机组转动部分的重量和轴向水推力。轴承运转时，要求各轴瓦均匀地承受推力负荷，如果各轴瓦受力不均，将产生较大温差，造成个别轴瓦温度增高，瓦面变形磨损增大，影响机组安全运行。在额定工况下

300MW机组凝结水泵变频调速技术的应用

摘要：叙述了变频调速技术在郑州裕中能源有限责任公司300MW机组凝结水系统中的应用。介绍了凝结水泵采用变频器调速的改造方法，分析了凝结水系统的运行方式。两台凝结水泵变频调节之间的运行切换。经济效益显著。运行中应注意的问题。

裕中能源公司原凝结水系统采用工频调节，除氧器水位通过凝结水系统中的除氧器上水调门调节，节流损失大，特别是在150MW负荷时，不仅节流损失大，而且会引起管道震动，给机组安全带来隐患。电动调门调节线性差，调节品质差，除氧器水位波动大。凝结水位过低或无水位运行，造成凝结水泵汽蚀，水泵轴向串动严重，轴承损坏，增大维护费用。

1、凝结水泵变频调速系统的改造方法

安装一套凝结水泵变频调速装置，两台凝结水泵均接入变频装置，即两台凝结水泵均可以变频运行。正常运行中，凝结水泵变频调速应满足150MW负荷至300MW负荷凝结水量调节的要求。正常工况时，一台凝结水泵变频运行，另一台凝结水泵工频备有。 变频调速系统原理

通过安装在凝结水泵变频装置中变频器的控制改变电动机供电 电源的频率，使电动机转速发生变化，从而改变凝结水泵的出力以控制除氧器水位稳定在给定值附近。 变频调速系统组成

主要有电源开关和电动

；

’. 蒸汽、凝结水分析指标

根据GB/T 12145-2008标准特制定我厂高压蒸汽系统分析指标。

1、高压蒸汽品质指标：

分析项目标准期望值

钠：≤5ug/kg ≤2ug/kg

氢电导率（25℃）：≤0.15us/cm ≤0.10us/cm

二氧化硅≤20ug/kg ≤10ug/kg

铁≤15ug/kg ≤10ug/kg

铜≤3ug/kg ≤2ug/kg

2、锅炉给水指标：

氢电导率（25℃）：≤0.30us/cm

硬度：无

溶解氧：≤7ppb

PH值（25℃）： 9.2～9.6（无铜给水系统）

联氨：≤30ug/L

总有机碳：≤500ug/L（必要时监测）

铁：≤30ug/L

铜：≤5ug/L

钠：无

二氧化硅：＜20ppb(应保证蒸汽二氧化硅符合标准) 3、凝结水指标（直接入除氧器的）

；硬度：≤1.0umol/L

钠：无

溶解氧：≤50 ug/L

氢电导率（25℃）：≤0.30 us/cm

备注：凝结水有精处理除盐装置时，凝结水的钠浓度可放宽至10 ug/L 4、高压汽包炉水指标

二氧化硅：≤2.00mg/L

氯离子：无要求

电导率（25℃）：＜60us/cm

磷酸根：

平面推力球轴承

轴承型号

外形尺寸(mm)dimension

重 量 Weight(kg)

ITEMS 51100 51101 51102 51103 51104 51105 51106 51107 51108 51109 51110 51111 51112 51113 51114 51115 51116 51117 51118 51120 51122 51124 51126 51130 51132 51134

d 10 12 15 17 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 70 75 80 85 90 100 110 120 130 150 160 170

D 24 26 28 30 35 42 47 52 60 65 70 78 85 90 95 100 105 110 120 135 145 155 170 190 200 215

H 9 9 9 9 10 11 11 12 13 14 14 16 17 18 18 19 19 19 22 25 25 25 31 31 31 34

0.0193 0.0214 0.0243 0.0253 0.038 0.056 0.066 0.083 0.12 0.15 0.16

蒸汽凝结水余热回收利用

蒸汽凝结水余热回收利用.txt3努力奋斗，天空依旧美丽，梦想仍然纯真，放飞自我，勇敢地飞翔于梦想的天空，相信自己一定做得更好。4苦忆旧伤泪自落，欣望梦愿笑开颜。5懦弱的人害怕孤独，理智的人懂得享受孤独·甘肃科技·
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文章编号:1000-0952(2000)01-37-02
中图分类号:TE992
1前言
我厂目前回收的凝结水主要来源于炼油化工生产装置的用热设备。98年我厂蒸汽总用量170.48万吨,
凝结水回收量为54.72万吨,回收率达到了32.10%。凝结水的回收温度一般在90~95℃左右,它具有对设备
腐蚀小、回收利用方便等优点,可作为低温换热的稳定热源,并可减少蒸汽消耗,因此回收蒸汽凝结水余热有
很重要的经济意义。
2凝结水系统概况
目前,我厂共有七个凝结水回收站,其中140泵站为凝结水回收总站,141、143、144、145、146、146-1为分
泵站,这六个分泵站将回收的凝结水集中送往140总站,经过除油处理后再送往西固热电厂和厂内用户。
3凝结水回收利用方案
3.1含油蒸汽凝结水回收利用方案
为解决含油凝结水排放损失问题,我厂90~91年先后将第一套常减压装置和第二套常减压装置的电脱
盐罐软化水流程进行了技术改