发电机冷却方式

发电机冷却方式（精选8篇）

发电机冷却方式 第1篇

(1) 水头对机组的出力和运行工况影响较立式机组明显。运行水头一旦下降, 机组的出力和运行工况立即改变, 故应及时调整以确保其在良好的工况下运行, 否则使机组出现运行工况较差、转轮室振动较大等一系列问题。某厂由于流域污染严重, 杂物较多, 机组连续运行数天后, 其进水口拦污栅就被杂物严重堵塞, 最严重时拦污栅前后压差高达20kPa, 造成水头严重损失 (设计水头为6.5m) , 机组出力严重下降。因此, 要保证此类机组正常运行, 首先必须合理调度水库, 其次必须经常清理拦污栅前的杂物, 只有这样才能保证机组的运行水头与正常运行。

(2) 对厂用电可靠性要求高, 厂用电一旦中断, 因润滑油泵无法对机组轴承供油而造成事故停机。某厂在工程施工阶段和倒换厂用电时, 曾出现过因厂用电消失而导致机组停机的事故。因此, 在倒换厂用电时要特别注意润滑油泵的安全连续运行。

(3) 随主机不间断连续运行的辅助设备多且可靠性要求也高。比如:轴承润滑油泵, 冷却循环水泵, 机组冷却的轴流风机。特别是轴承润滑油泵, 一旦停止运行, 机组即事故停机, 而冷却循环水泵和机组冷却的轴流风机, 原设计也是一旦停止运行, 机组即事故停机。但把它改为一旦停止运行只发信号而不停机。这样不会对机组造成任何危害。改进后机组因辅助设备运行不可靠而停机的几率下降较多, 从而提高了机组连续安全运行的可靠性。

高压顶轴油泵虽是间断运行, 但对其运行可靠性要求较高。在机组开机或停机时要能可靠地投入运行, 否则将造成烧瓦事故。然而, 由于高压顶轴油泵在厂用电消失机组事故停机时, 无法正常工作, 所以必须注意高位油箱是否能可靠地向轴承供油及适时刹车。否则, 机组在低转速下长期运转也会造成烧瓦事故, 尤其是发电机导瓦和水轮机导瓦。这是要特别注意的。

(4) 要有反应灵敏, 动作可靠, 性能稳定的调速器。灯泡贯流式机组因发电机置于水下灯泡体内, 尺寸较小, 其转动惯量与飞轮矩GD2也较小, 过渡过程短, 若没有好的调速器, 则很容易引起过速飞车。某厂机组的调速器, 是武汉三联设备厂生产的调速器, 这样既实现了开停机过程的自动化, 又满足了灯泡贯流式机组正常稳定运行的要求。

(5) 对轴承润油的油质要求较高。由于灯泡贯流式机组各轴承都没有油槽, 轴承润滑油沿着轴承油箱—油泵—冷油器—高位油箱—轴承—轴承油箱不停地循环。曾经有其它电厂机组因在安装阶段管路中没有清理干净, 而导致颗粒杂质进入轴承, 使轴瓦和镜板严重划伤, 机组正推力瓦烧坏的事故。

(6) 对循环冷却水水质要求高。由于灯泡贯流式机组结构紧凑, 空间小, 维护困难, 为了保证空气冷却器不结垢, 冷却水必须采用蒸馏水或经处理后的纯水。我厂采用经处理后的纯水作为机组的循环冷却水, 效果还比较理想。

(7) 要及时清理进水口拦污栅上的杂物。某厂在机组进水口段安装了拦污排, 使水上飘浮物不会流到拦污栅前。对附在拦污栅上的半沉浮的杂物用机械清污爪在机组停机时和小负荷时进行清理, 基本上解决了拦污栅被堵影响机组正常安全发电的问题。如果机组长期连续运行, 每台机组大约每月要清理一次, 汛期和大流量情况下清污更加频繁, 经常通宵清污。

(8) 在开机过程中要注意检查轴承油流量和轴承油温度, 倘若轴承油流量不正常或温度异常, 则容易发生烧瓦事故。

2 维护方面

2.1 要加强辅助设备的日常维护

(1) 轴流风机。

机组冷却用的轴流风机共有六台, 安装在灯泡头内, 处于定子上游侧的高温区, 其轴承经常烧毁, 更换处理也较困难。此外, 在日常运行中还应加强对其监视和维护, 发现异常及时处理。

(2) 润滑油泵, 顶轴油泵和循环水泵。

轴承润滑油泵、高压顶轴油泵和冷却水循环水泵不是安装在灯泡头、灯泡体内, 尽管维护相对容易些, 但也应重视日常的维护工作。特别要注意轴封处的漏油、漏水, 一旦发现泄漏立即处理。

(3) 渗漏集水井和检修集水井的排水泵。

渗漏集水井的排水泵用来排除厂房内所有渗漏水和轴承油的冷却水。因这类机组回油箱廊道较低, 一旦它不能正常工作, 集水井内的水会倒灌至回油箱廊道内, 把廊道内的机组其它辅助设备淹没。因此, 必须加强对其维护并及时清理集水井内在施工期遗留下来的杂物。

检修集水井的排水泵用以排除机组检修时流道内的水。其运行次数相对少一些但也要注意对其维护, 否则将影响机组的检修。

(4) 冷油器和技术供水滤网。

冷油器和技术供水的水源均取自坝前水库的水, 运行一段时间后, 冷油器和技术供水滤网内的杂物就会积累起来, 这样将会影响机组的正常运行。因此冷油器和技术供水的滤网应定期进行清扫和切换。

2.2 应重视导叶剪断销和液压连杆的检查

由于灯泡贯流式机组的导水机构象个圆台悬挂在空中, 位于它上面的各种部件运行中将受到转轮室振动的影响而发生松脱, 因此日常运行中应加强检查维护。某厂机组在运行中曾出现导叶轴颈与拐臂固定的分半键即将脱落, 幸好及时发现, 从而避免了导叶失控的危险。此外, 也发生过导叶剪断销剪断和液压连杆在运行中变长, 致使机组无法停下来。要避免这类问题的发生, 应经常对其进行检查维护。

2.3 要认真检查主轴密封漏水

我厂机组主轴密封采用柔性石墨加梳齿密封。由于柔性石墨在运行中会发生磨损, 致使漏水量增大, 故应注意检查, 及时维护。否则容易造成水导轴承进水, 而导致回油箱的油进水。

2.4 要密切监视受油器的摆度

受油器是调速器操作桨叶油的必经之路, 如果其摆度过大, 内部的浮动瓦及它部件将容易松动, 使密封损坏, 受油器内部窜油, 并导致桨叶失控等。受油器摆度一旦过大, 应查清原因, 及时消除。某厂机组受油器曾发生浮动瓦轴套固定沉头螺栓断头致使内部轴套移位, 受油器摆度增大, 桨叶进出油腔窜油, 桨叶失控, 机组无法运行, 不得不进行检修处理。

2.5 要及时调整轴承油流量

由于灯泡贯流式机组的轴承油既起润滑作用, 又起冷却作用。因此, 随着环境温度的改变和机组运行时间的延长, 其轴承油量会发生变化, 应及时调整。某厂机组曾因轴承油温度的变化及其阀门的变位影响, 导致水导轴承油流量过大而溢出。所以, 轴承油量既不能太多, 也不能太少, 要保持在设计的允许范围内。

2.6 停机时间较长时应投入灯泡头除湿器

由于发电机置于流道中的灯泡体内如停机时间较长, 定子、转子容易受潮, 为此应根据灯泡体内潮湿情况, 及时投入灯泡头除湿器以干燥定子和转子的绝缘, 最好制定相应的运行规程, 规定机组轮换, 防止因停机时间较长引起定子、转子绝缘下降。

3 冷却方式的选择原则

灯泡贯流式水轮发电机冷却方式的选择应考虑多方面的因素, 以选择最佳的冷却方式。大家知道, 内水冷却方法比其它冷却方法的效率高, 因为水有比空气高的热容, 比空气可携带的热量大若干倍。如双水内冷发电机, 在不加大外形尺寸和保证同样效率的条件下, 发电机出力约可提高一倍。同理, 在发电机出力和效率相同的条件下, 采用内水冷却方式可大大缩小发电机尺寸, 这对灯泡贯流式发电机来说是十分有利的。所以, 从理论上讲, 采用内水冷却方式特别适合于灯泡贯流式水轮发电机。国外如列宁格勒金属工厂、ABB、西门子和CGE等公司都有制造内水冷电机的成功经验, 而国内目前因制造工艺和机组的动态稳定性 (G口偏小) 等问题未解决好, 还没有一家生产过内水冷灯泡贯流式水轮发电机, 但随着科技的进步, 相信内水冷却方式在未来生产的大型特别是超大型灯泡贯流式水轮发电机将是首选的冷却方式。在电机通风系统中, 风量Q、发电机内空气温升θ和冷空气压力P存在如下关系:

从上式可看出:风量不变的情况下, 增加冷却空气压力可降低发电机内空气温度即提高冷却效果;而如果需要取得同样的冷却效果, 则增压通风可相应减少通风量。

尽管增压通风有上述优点, 但灯泡体内需装设较复杂的气密封结构, 一般 (0.1~0.3) MPa, 既增加了造价又增加了检修维护的困难, 即使是短时间进人灯泡体内巡视或检修维护都必须将风扇停止, 将压缩空气放出来, 造成长时间的停机。特别是一旦密封失效, 在灯泡体内建立不起压力而达不到应有的冷却效果将直接危及电机的安全运行。目前, 增压通风冷却常在灯泡比较小一般为 (0.8~1.1) 的机组或容量超过40MVA的灯泡机组上采用。

增压通风与常压通风的选择很大程度上受到灯泡比大小的制约。因为灯泡比愈小, lt/τ值愈大, 通风冷却也愈困难。所以, 一般需采用增压通风来增强冷却效果;如果采用较大的灯泡比 (一般1.1~1.2) , 电机的定子、转子结构更接近于常规电机, 就有可能采用常压通风。

目前, 国内外生产的灯泡贯流式水轮发电机普遍采用常压式通风冷却方式。它的最大优点是结构简单、造价低, 没有复杂的制造工艺, 检修维护方便, 适合于我国目前的制造工艺水平。

无论哪种冷却方式, 都离不开热交换器 (冷却器) 。热交换器的设计应充分考虑:应选用导热率高的材料;尽量增大散热面积;充分利用流道河水绕流灯泡体和进人筒的冷却条件;结构上能使流态良好。总之, 灯泡式水轮发电机冷却方式的选择涉及到各制造厂的技术专长、制造能力、工艺水平和适合灯泡贯流式机组特征的相关因素等许多方面。诸如制造工艺、高导热性能材料和最佳冷却容量计算方法及热交换器型式等灯炮贯流式水轮发电机冷却技术值得将来更进一步的研究。

4 结语

现有阶段灯泡贯流式机组运行和维护的经验尚显不足。笔者根据长期以来在运行和维护方面经验, 进行了粗浅总结。然而, 由于机组的结构不尽相同, 其运行和维护工作有所差异, 应根据不同情况区别对待。只有这样才能提高灯泡贯流式机组的安全运行水平。

参考文献

[1]陈田洲, 魏祥发.石面坦水电站灯泡式水轮发电机冷却系统的改造[J].水力发电, 2001 (5) .

[2]世界上出力最大的全贯流式水轮发电机组[J].水力发电, 1980 (4) .

[3]廖毅刚.大型灯泡贯流式水轮发电机通风系统研究[J].东方电气评论, 2003 (1) .

[4]李连贵.世界最大的风扇冷却贯流式水轮发电机——改善风扇形状喷镀防锈金属使容量由10提高到26MVA[J].水电站机电技术, 1997 (3) .

[5]余恪三.论灯泡贯流发电机定子铁心的特殊结构[J].水电站机电技术, 1994 (4) .

发电机冷却方式 第2篇

在三峡机组引进、消化、吸收和部分创新的基础上, 中国水电用7年的时间实现了30年的跨越发展, 国内已经形成较为完善成熟的巨型机组设计、试验研究、材料供应和制造的产业链[1]。此时, 依托白鹤滩水电站的开发, 开展1000MW水轮发电机组的研制, 掌握和发展1000MW水轮发电机组的关键技术, 必将推动我国特大型水电设备设计制造技术的创新和发展, 全面提升我国电工装备国际竞争力。

然而, 1000MW级水轮发电机组研究是一个大型系统工程, 涉及工程经济、水力、机械、电气、材料、工艺等课题的研究, 需要结合电站的工程实际, 从广泛的角度系统地进行创新研究。其中机组的材料选型、冷却技术以及相关测试技术都是亟待解决的问题。传统冷却方式如水内冷技术过于复杂, 冷却系统组装困难, 存在很大的安全运行隐患, 所以在百万千瓦机组的定子冷却方式选型中, 水内冷基本被排除, 成熟的可选技术方案只有空冷和蒸发冷却技术[2,3,4,5]。

对于大容量长铁心的水轮发电机, 由于定子线棒长度特别长, 线棒截面匝数多, 股线间及股线不同位置的散热条件不同, 加上由于挤流效应产生的股线涡流差值, 空冷方式作为一种外冷方式将导致定子绕组温差特别大, 这将大幅降低绝缘寿命。此外, 由于导线铜导体与外包绝缘材料的热膨胀系数相差较大, 加上两者之间具有较大的温差, 运行时其热膨胀差值大, 将会在导体与绝缘间产生较大的热应力, 从而出现脱壳击穿烧毁绝缘的危险[6]。根据设计院的设计参数, 1000MW的水轮发电机组额定电压需提高到24k V[7], 定子线棒主绝缘在现有20k V电机所采用的主绝缘基础上必须增厚, 此时对于空冷方式, 线棒径向温度梯度又进一步加大, 使得上述热应力问题更为严重。

对于大型和超大型水轮发电机, 蒸发冷却技术作为一种内冷技术, 利用介质相变换热带走定子绕组的热量, 降低绕组温升, 特别是能有效减小绕组的温差, 使整个发电机定子绕组温度分布均匀, 消除了主绝缘上的热传导温差, 从而大大减少热应力, 提高绝缘寿命。由于采用内冷方式, 绝缘上不承受温降, 绝缘可适当加厚, 从而可以提高电压等级, 减轻输变电系统开关部件的压力, 可靠性也相应提高。所以蒸发冷却方式的应用使得发电机电压等级的选择更具灵活性[8]。

蒸发冷却发电机定子绕组损耗不再需要定子铁心的传导, 其铁心温升是由铁心自身损耗产生, 温升值较空冷方式有很大幅度的降低。因此, 其铁心与机座温差相对较小, 铁心热应力较易控制。发电机在采用蒸发冷却后, 电磁负荷可适当提高, 发电机结构尺寸有大幅度的减少, 转子重量可适当减小, 相应的推力负荷下降, 定子铁心长度也可适当缩短。这样, 即降低了发电机的制造难度同时又节约了原材料成本。

当然, 随着通风技术的不断进步, 空冷技术能够应用的容量极限在不断加大, 材料的改进和工艺的进步使得空冷的冷却效果有一定程度的改善, 绝缘上的径向温度梯度有降低的趋势。

然而空冷和蒸发冷却技术都是在百万千瓦机组上首次使用, 那项技术综合效益最优, 需要进行全面的分析比较。本文利用综合物理场仿真分析平台, 以白鹤滩1000MW水轮发电机作为分析目标工程, 分别提出了空冷和蒸发冷却的初步电磁方案, 并对两个方案分别开展了三维温度场仿真分析, 最后从电机尺寸、材料消耗、介质用量以及温度特性等方面全面对比了两种冷却方案, 为未来发电机招标冷却技术的选型提供了有价值的参考。

2 电磁方案

利用综合物理场仿真分析平台, 根据白鹤滩1000MW水轮发电机的基本参数 (见表1) , 分别提出了空冷和蒸发冷却的初步电磁方案, 并对两个方案分别开展了二维磁场分析并获取损耗分布, 为后续的温度场仿真奠定基础[9]。

2.1 1000MW空冷和蒸发冷却的电磁设计方案

空冷及蒸发冷却方案的基本电磁参数分别见表2和表3, 其性能参数和效率都能满足设计指标要求。

2.2 电磁损耗

本文以对比分析两种冷却方式为目标, 冷却效果的优劣可以通过热特性来体现。为了获得准确的三维温度场仿真结果, 作为热源的损耗分布必须首先准确计算。本文通过Maxwell二维有限元仿真分析首先得到磁场分析结果, 再利用场计算器得到每个部件的损耗分布, 与磁路仿真RMxprt计算结果互相校对, 从而为下一步的温度场仿真提供准确的热源输入。磁场分析结果如图1所示。

交流电机的定子铜损耗包括基本铜损耗和横向漏磁通使股线截面上电流分布不均匀所带来的附加铜损耗, 但是由于Maxwell二维场分析中无法真实体现绕组中股线的交织换位效果, 所以铜损耗计算结果与实际有差别, 因此, 本文通过引入费立德系数手工计算定子总的铜损耗来修正RMxprt输出的铜损耗值, 两种冷却方案的损耗分布如表4所示。

3 温度场仿真对比

3.1 分析方法

水轮发电机定子的铁心和绕组是主要发热部件, 因此本文采用具有内部热源的三维温度场分析方法[10,11], 求解域的热传导方程为

式中, λ为热传导率, 单位:W/m·K;T为温度, 单位:K;q为内部发热源的生热密度, 单位:W/m3。

在三维直角坐标系下, 忽略辐射换热过程, 式 (1) 可写为

3.1.1 换热条件[12,13]

定子通风沟内对流换热系数α1为:

式中, 计算用风速

定子轭外表面对流换热系数α2为40W/ (m2·℃)

气隙中对流换热系数α3为

式中, 气隙的切向线速度

定子铁心端部表面对流换热系数α4为

3.1.2 边界条件

铁心和线圈中心面为绝热面, T/n=0。

风沟内铁心端面空气温度认为是线性递增的。

定子轭外表面、定子通风沟内、气隙、定子铁心端部表面和定子绕组端部表面都作为第三类边界条件输入。

空心导线内壁面温度作为第一类边界条件输入[14]。首先在电机设计过程中对几种股线尺寸进行选型, 然后用备选空心股线建立1∶1实验模型 (如图2所示) , 在所选出的股线上加载其在电机各种运行工况时所需承担的热负荷, 用加载等效直流电流的方式来模拟实际所需热负荷, 用实验的方式得出对应工况下的第一类边界条件, 即空心导线内壁面温度的输入, 如图3所示。

3.2 计算结果

(1) 空冷方案100%负荷计算结果

空冷方案额定工况时铁芯及线棒的温度分布与导体的铜温计算结果分别如图4和图5所示。

(2) 蒸发冷却方案100%负荷计算结果

蒸发冷却方案额定工况时铁芯及线棒的温度分布与导体的铜温计算结果分别如图6和图7所示。

4 综合性能对比

为了客观全面地分析1000MW水轮发电机采用哪种冷却方式时综合性能最优, 本文基于前述电磁方案和温度场仿真分析结果, 从电机尺寸、材料消耗、损耗分布以及温度分布水平等多个角度对定子空冷和定子绕组蒸发冷却方案进行了对比, 最后还开展了成本的相对值对比分析。

(1) 电机尺寸、材料消耗

电机尺寸、材料消耗对比结果见表5。

(2) 100%负荷特征温度对比

100%负荷特征温度对比结果见表6。从特征温度对比可以看出, 蒸发冷却定子整体温度分布均匀, 温差小, 尤其是导体铜温比空冷方案低近50℃, 大大降低了导体和主绝缘的温度梯度, 从而极大改善了绝缘的可靠性和寿命。

(3) 成本相对值对比分析

成本相对值对比结果见表7。

注: (1) 表中未考虑蒸发冷却线棒制造难度导致的制造成本略高于空冷线棒; (2) 冷却介质选型可有多种方案, 单价350~550元/kg, 共计112~176万元; (3) 由于线棒数量减少了648根, 由此节省的绝缘材料用量也不容小觑。

5 结论

从上述综合性能对比分析可以看出, 蒸发冷却由于冷却效果好, 可以大幅增加发电机的电磁负荷, 相当程度节省材料消耗, 从而使蒸发冷却方案较空冷方案节约至少100万以上。考虑未尽科目, 1000MW蒸发冷却水轮发电机至少可以做到与空冷成本基本相当。虽然铜耗增加, 但由于铁心损耗和风摩损耗的降低, 两个方案的总损耗基本相当, 效率也基本相当。但从热特性来看, 蒸发冷却方案的优势十分突出。

本文以白鹤滩电站作为研究对象, 分别对定子空冷技术和定子绕组蒸发冷却技术从定性和定量 (温度场分析, 经济效益计算) 两个角度进行了对比分析, 充分说明蒸发冷却技术应用于1000MW以上容量等级的水轮发电机是有优势的, 这为业界在超大容量水轮发电机的冷却方式选型上又增加了一种成熟方案。

摘要：白鹤滩水电站是金沙江下游水电开发的第二个梯级电站, 计划装设14台单机容量为1000MW的机组。目前全球范围内没有该容量机组的设计、制造经验, 其中冷却方式的选型是一个非常关键的问题。本文首先依据该机组的基本参数分别提出了定子空冷和蒸发冷却初步电磁方案的设计, 并在此基础上开展了电磁场的相关仿真并获取热源分布;其次, 开展了两种方案的三维温度场仿真, 从电机尺寸、材料消耗、介质用量以及热性能等多方面全面对比了两种冷却方案, 为未来发电机招标冷却技术的选型提供有价值的参考。

教案二 变压器的结构与冷却方式 第3篇

一、变压器的结构

举例说明油浸式电力变压器的结构

其中主要结构包括：绕组、铁芯

为了散热、绝缘、密封、安全等问题，还需要储油柜、气体继电器、低压套管、高压套管、压力释放阀、油位计、铭牌、散热器、引线接地螺栓、油箱、放油阀门等

1、变压器绕组（1）按绕组材料选用。

绕组是变压器的电路部分，常用绝缘铜线或铜箔绕制而成，也有用铝线或铝箔绕制的。（2）绕组命名。

接电源的绕组称为一次绕组，接负载的绕组称为二次绕组。按绕组所接电压高低可分为高压绕组和低压绕组。

（3）绕组类型。按绕组绕制的方式不同，绕组可分为同心绕组和交叠绕组两种类型

同心绕组

特点：

将一次侧、二次侧线圈套在同一铁芯柱的内外层，一般低压绕组在内测，高压绕组在外层，当低压绕组电流较大时，绕组导线较粗，也可以放到外层，绕组的层间留有油道，以利于绝缘和散热。同心绕组结构简单，绕制方便。应用范围：

大多用于电力变压器中 交叠绕组

特点：将高压绕组绕成饼状，沿铁芯轴向交叠放臵，一般两端靠近铁轭处放臵低压绕组，有利于绝缘。应用范围：

大多用于壳式、干式变压器及电炉变压器中。

2、变压器铁芯 铁芯是主磁通的通道，也是安放绕组的骨架

铁心是变压器中主要的磁路部分。通常由含硅量较高，厚度分别为 0.35 mm.3mm.27 mm，表面涂有绝缘漆的热轧或冷轧硅钢片叠装而成

铁心分为铁心柱和横片俩部分，铁心柱套有绕组；横片是闭合磁路之用

铁心结构的基本形式有心式和壳式两种

二、变压器的冷却方式 变压器冷却系统可分为：(一)油浸自冷式

较小容量的变压器采用这种结构，它分为平滑式箱壁，散热筋式箱壁，散热管或散热器式冷却三种形式。(二)油浸风冷式

在大、中型变压器的拆卸式散热器的框内，可装上风扇，当散热管内油循环时，依靠风扇的强烈吹风，使管内流动的热油迅速得到冷却，冷却效果比自然冷却的效果好得多。(三)强迫油循环冷却

这是变压器最常用的冷却方式，它又分为强油循环风冷却和强油循环水冷却两种方式，变压器的ONAN冷却方式为内部油自然对流冷却方式，即通常所说的油浸自冷式。变压器的冷却方式是由冷却介质和循环方式决定的；由于油浸变压器还分为油箱内部冷却方式和油箱外部冷却方式，因此油浸变压器的冷却方式是由四个字母代号表示的。第一个字母：与绕组接触的冷却介质。

O--------矿物油或燃点大于300℃的绝缘液体；

K--------燃点大于300℃的绝缘液体变压器冷却系统可分为： 第二个字母：内部冷却介质的循环方式。

N--------流经冷却设备和绕组内部的油流是自然的热对流循环； F--------冷却设备中的油流是强迫循环，流经绕组内部的油流是热对流循环；

D--------冷却设备中的油流是强迫循环，至少在主要绕组内的油流是强迫导向循环；

第三个字母：外部冷却介质。A--------空气； W--------水；

第四个字母：外部冷却介质的循环方式。N--------自然对流；

F--------强迫循环（风扇、泵等）。； L--------燃点不可测出的绝缘液体；

三、变压器的主要附件

1、气体继电器（瓦斯继电器）

气体继电器是油浸式变压器的重要安全保护装臵，安装在变压器箱盖与储油柜的连管上，在变压器内部故障产生的气体或油流作用下，可接通信号或跳闸回路，使相关装臵发出警告信号或使变压器从电网中切除，起到保护变压器的作用。

2、分接开关

分接开关是变压器高压绕组改变抽头的装臵。调整分接开关位臵，可以增加或减少高压绕组的匝数，以改变其变压比，使低压侧输出电压得到调整。运行中的变压器，高压侧供电电压偏高或偏低时，致使低压侧电压值过高或过低，这种情况下，需要调整其分接开关位臵，改变其变压比，以使低压侧电压恢复到额定电压下正常运行。分接开关分为三档，Ⅰ档为10.5KV（额定电压、绕组圈数最多），Ⅱ档为10 KV，Ⅲ为9.5KV；

任何电压等级的电力系统，其实际电压都允许在一定范围内波动，此时，二次电压也会波动，这就会影响到用户的用电。为使变压器二次电压维持在额定值附近，又要适应一次电压的波动，所以变压器上装有分接开关。当二次变压器长期偏高或者长期偏低时，就应调节分接开关，使二次电压恢复正常。通过调节分接开关的接头来改变一次绕组的匝数而维持二次电压在额定值附近。变压器铭牌上标明的电压调整范围即表明了保证二次电压为额定值时，一次电压的几个标准值。变压器铭牌所标示的电压调整范围说明，当一次电压升高到10.5kV时，把分接开关调整到Ⅰ位，能保持二次电压为额定值；当一次电压降到9.5kV时，调整分接开关到Ⅲ位，同样能使二次电压维持在额定值。

3、绝缘套管

绝缘套管穿过油箱盖，将油箱中变压器绕组的输入、输出线从箱内引导箱外与电网相接。绝缘套管由外部的瓷管和中间的导电杆组成，对它的要求主要是绝缘性能和密封性能要好。

4、安全气道和压力释放阀

变压器的压力释放阀是变压器非电量保护的安全装臵。

压力释放阀是用来保护油浸电气设备的装臵。即在变压器油箱内部发生故障时，油箱内的油被分解、气化，产生大量气体，油箱内压力急剧升高，此压力如不及时释放，将造成变压器油箱变形、甚至爆裂。安装压力释放阀可使变压器在油箱内部发生故障、压力升高至压力释放阀的开启压力时，压力释放阀在2ms内迅速开启，使变压器油箱内的压力很快降低。当压力降到关闭压力值时，压力释放阀便可靠关闭，使变压器油箱内永远保持正压，有效地防止外部空气、水份及其他杂项进入油箱。安全气道又称防爆管。

5、测温装臵

大型发电机冷却水故障的应对措施 第4篇

1 断水运行时间极限

大容量发电机循环冷却水中断的紧急故障工况下, 直到发生烧毁事故以前, 究竟还能承受多么大的负荷以及还有多少时间可以容许我们采取应急措施, 必须准确地进行计算, 以便作为设计阶段选择安全系数的依据和运行过程中预防事故发生的参考。然而在过去却从来没有做过。

1.1 边界条件和假设

(1) 冷却水温度——当水温超过100℃时, 将会出现蒸发, 并使定子绕组“线棒尤其是绝缘引水管, 产生严重的内应力。因此, 断水工况下运行时的水温不能超过这个温度。

(2) 绕组的温度——由于定子铁心槽内的绕组“线棒”铜排的“集肤”效应, 能够导致铁心“槽部”的温升不均匀, 并使出槽口处的水温偏低。即使端部出水口的水温达到100℃, 也被认为定子绕组热点的温度不会超过100℃。

(3) 进水温度——按50℃计算。

(4) 水量分布——所有“线棒”内的水量分布均匀。

(5) 短时运行——按照绝热状态计算。

1.2 断水运行时间计算

在冷却水供给和循环中断的紧急故障工况下, 容许发电机短时运行的时间极限t (s) 的计算方法如下:

t=G·C1·△T+C2·Q·△T/P

式中G——一根“线棒”的铜重/kg

C1——铜的热容量/W s/g℃

C2——水的热容量/W s/g℃

△T——水的温升/K (进水温度为50℃时)

P——一根“线棒”的损耗/k W

按照上述计算公式, 对于应用比较多的定型产品——如300MW和600MW大型汽轮发电机, 在不同负载工况下冷却水断水运行时的极限时间的计算结果, 如表1所示。

1.3 断水运行负载能力

此外, 还计算了在断水工况下运行时, 发电机在发热条件下的稳态运行负荷能力。计算分析的结果表明, 对于300MW发电机, 可以容许在断水工况下稳态运行的条件是:负载为25%, 水的温度为90℃;而600 M发电机, 可以容许在断水工况下稳态运行的条件是:负载为15%, 水的温度为80℃。

1.4 断水事故预防措施

根据计算结果可以看出:断水事故发生的预防措施应当是: (1) 在冷却水中断时立即减少负载运行; (2) 紧急启动备用冷却水系统。

鉴于发电设备冷却水的供应和循环的重要性, 通常都设有备用系统。如果不是判断错误, 而是立即启动备用水泵系统, 也许就不会发生切尔诺贝利那种核泄漏灾难。所以必须掌握发电设备在冷却水中断以后, 所能容许的负载和运行时间极限, 减少、甚至避免争论, 立即做出正确的判断, 争取宝贵的时间, 尽早采取抢救措施, 防止事故的发生。

2 漏水的检验方法

容量比较大的汽轮发电机, 通常采用“水-氢-氢”冷却方式。即:定子绕组采用水冷, 转子绕组采用氢气冷却, 定子铁心也采用氢气冷却。对于一台百万k W级的发电机, 最近10年来的连续5次大修过程中, 都发现了在定子绕组端部存在有泄漏缺陷, 这种漏水将会导致严重后果: (1) 泄漏的水会腐蚀和损坏绝缘, 甚至定子铁心, 导致危险的短路事故; (2) 定子绕组内部循环冷却水压力降低, 冷却性能减小, “线棒”温升过高, 损坏绕组绝缘; (3) 发电机内部的冷却氢气, 将会通过泄漏部位渗入“线棒”内部的冷却水中, 形成气泡, 并堵塞水路, 引起发热, 烧毁定子绕组, 甚至熔断“线棒”股线。

2.1 真空负压试验

为了检验定子绕组“线棒”内部循环冷却水的泄漏缺陷, 可以采用排除冷却水以后进行抽取真空的负压试验方法。它的优点是方法简单, 而且对周围环境压力和湿度的变化不太敏感。缺点是:所能达到的压力差有限, 检验的准确率比较低 (约为18%) , 即大约有82%的泄漏缺陷是检查不出来的。

2.2 压缩空气试验

与真空负压试验相比, 可以采取向冷却水路内部施加压缩空气的正压方法。它的最大优点是可以达到较高的压力和压差, 能够发现真空试验发现不了的泄漏缺陷, 它的检验准确率 (大约为37%) 要比真空试验方法高。但是仍有63%的泄漏缺陷检查不出来。其主要原因就是冷却回路内部湿度比较高。在这种情况下, 水汽就会凝结成为水而堵塞泄漏缺陷, 而压缩空气就无法通过这种水堵现象, 也就检查不出来这种缺陷。历次大修的实践证明, 往往泄漏缺陷被修复以后, 进行再次检验确认时, 却又发现新的泄漏缺陷。主要原因在于没有达到干燥要求。此外, 内部湿度比较高时的另外一个潜在的危险是, 泄漏缺陷处的水汽会逐步渗透到绝缘中, 从而损坏绝缘。除了必须达到一定的干燥程度以外, 采用这种方法还要求压力表必须具有很高的精确度。因为它很容易受到周围环境压力的影响。在冷却回路中充满高压气体的情况下, 任何微小的压力变化, 都意味着存在很大的泄漏量, 所以要求采用较高精确度的压力表。

2.3 氦气检漏试验

虽然可以采用卤族气体如氟利昂、六氟化硫等来检验泄漏缺陷, 但是它们的分子量很大, 容易粘附在绝缘层上, 很难清理, 影响检验的准确率。采用惰性气体氦气来取代空气进行泄漏检验, 是一项比较好的方法。因为氦气分子的直径与氢气的最为接近, 能够真实地反映运行中的状态, 而且各种不同精确度的氦气检漏仪, 都可以在市场上方便的买到。采用氦气检验方法时, 事前要用塑料布将线圈端部进行严密包扎, 使其形成单独的空间, 再采用氦气检漏仪对此空间进行单独检验, 可以提高检验精确率。它能够检查出来67%的泄漏缺陷。实践证明, 在拆除线圈端部手包绝缘以后, 如果氦气的泄漏量达到10-4CC/s时, 就能够检查出来85%的泄漏缺陷, 而且是可以修复的。只有15%的情况很难修复。因为泄漏的缺陷比较多, 而且分散。但是这种检验方法的缺点是价格昂贵。

2.4 水压检漏试验

由于水压试验方法很难检查出来泄漏缺陷, 而且还能损坏绝缘。所以通常不采用这种方法。

2.5 电容检漏试验

理论上可以采用电容分布检验方法, 而且它检验泄漏的准确率比较高 (大约为30%) 。但是由于操作比较复杂, 通常很少应用。

3 泄漏缺陷的修复

通过上述检验泄漏方法发现存在缺陷的线圈“线棒”以后, 必须剥除端部手包绝缘, 并将示踪气体充入“线棒”内部。采用示踪气体检漏计和检漏仪来确认缺陷所在具体位置。然后才能进行泄漏缺陷的清除。在过去的7年期间, 在百万千瓦发电机上检查出来的泄漏缺陷位置和数量如下: (1) 空心股线——1处; (2) 空心管与水接头——1处; (3) 水盒盖焊缝——3处; (4) 根部焊缝——4处。采用的清除方法取决于缺陷所处的区域。

3.1 低温焊接

对于表面可以看见的缺陷, 采用熔点为200~250℃的低温焊接材料, 和氩弧焊或小火把焊接方法, 就能进行修复。

3.2 银铜钎焊

如果存在缺陷的金属强度比较高, 则应采用熔点为600℃的高温银铜焊接材料, 和氩弧焊进行钎焊的方法, 进行修复。

3.3 铜片铺焊

对于泄漏缺陷比较大的水盒盖焊缝、空心管股线的表面等处, 可以采用铜片覆盖以后再进行焊接的修补方法。

3.4 金属剂修补

如果泄漏缺陷比较小又很分散, 而且难以准确定位时, 可以采用含有铜质的金属修补剂来消除缺陷。这种方法具有很高的可靠性。

3.5 密封胶修补

对于空心管股线与水盒盖之间的水-电接头焊缝, 由于泄漏缺陷位置难以触及, 无法施工, 在这种情况下应当采用将接头的多根空心管股线全部拆除, 然后重新进行整体性焊接的方法。但是在发电站现场条件下进行这些施工, 风险性很大。所以采用具有比较高强度的密封胶修补方法, 也可以维持3~5年的寿命。但是对于密封胶必须进行优选, 最好具有强度比较高、流动性比较好、渗透性比较强等性能, 能够有效地密封各种裂纹和微小的沙眼等泄漏缺陷。在灌注密封胶时, 最好采用抽取真空的方法, 利用负压将密封胶吸入水-电接头内。但是要注意, 必须要防止密封胶堵死空心股线的端口。采用这种修补方法, 通常经过8 h以后, 密封胶就能凝固, 并达到所要求的强度。

3.6 堵塞空心股线

如果检验发现泄漏缺陷比较大, 而且无法接触, 又很难施工。在这种情况下, 可以采用将个别的空心股线堵死的方法。采用这种方法时, 事前必须通过施焊加热方法, 拆下水-电接头的接线盒, 工艺难度比较大。

4 漏水缺陷的预防

包括发电机在内的所有发电设备, 它的冷却水系统都是致命的要害部分。然而发电机的冷却水事故却是它独有的隐患。当今世界上的水冷发电机, 很少有不漏水的。即使出厂是合格的, 在投入运行以后, 也会由于振动、发热等种种原因而诱发新的缺陷, 或助长原有缺陷萌芽的发展和扩大。由于水的泄漏所带来的麻烦, 使用户很伤心。特别是典型的大型发电站, 他们经常反映:“能不用水冷, 就不用水冷”, “最好不用水冷”。从根本上解决的途径就是不再采用水冷。近年来采用空气直接冷却技术的中等容量的汽轮发电机已经普及。三峡发电站的发电机共有32台, 后期采用全空冷的机组也已运行成功。其余大多数前期投入运行的水冷机组也正在不动大手术的前提下, 尽可能地改造成为蒸发冷却的机组。

5 结论

大型发电机冷却水断水故障发生时, 应当立即降低负载运行, 同时启动备用冷却水系统, 就能够避免重大事故的发生和恶化。

水冷发电机的漏水故障很难避免。这给用户带来很大麻烦。解决的根本途径就是不再采用水冷方式, 而改用其它冷却方式。

摘要：大容量发电机采用水冷方式也有很多缺点, 那就是容易出现冷却水的泄漏、甚至冷却水的供应和循环被中断等严重故障。漏水会引起化学腐蚀, 损坏绝缘和电气短路等严重事故。冷却水的供应和循环的中断, 还会引起发电机烧毁、甚至爆炸等重大事故。本文提供了各种漏水缺陷的修复经验, 计算了断水故障情况下运行时的负载和时间极限。断水事故的预防措施是:在冷却水中断时立即减少负载运行, 同时紧急启动备用冷却水系统。从根本上解决冷却水事故的途径就是不再采用水冷方式。

发电机冷却系统维护中的事故及处理 第5篇

1. 事故经过

(1) 2005年8月18日16:00, 2#发电机2#转子水冷泵机械密封泄漏检修工作结束, 进行试转, 巡检负责人就地操作, 司机监护, 汽机助手负责集控室操作, 副班长监护。

(2) 17:00, 就地开启2#转子水冷泵出口门5圈。17:02:34, 启动水冷泵, 转子水压由0.95MPa升至1.04MPa。

(3) 17:02:41, 停止1#转子水冷泵, 转子水压下降至0.59MPa, 并发出水压低报警信号, 立即联系巡检就地将2#转子水冷泵出口门开大3圈, 转子水压未变化。

(4) 17:03:06, 重启1#转子水冷泵, 转子水压仍未回升。17:03:10, 停止2#转子水冷泵。

(5) 17:04:10, 发电机“发电机断水”保护动作跳闸, 6kVⅢ、Ⅳ段失压, 380V工作Ⅲ、Ⅳ段失压, 3#、4#炉灭火, 2#发电机调速给水泵、1#定速给水泵跳闸, 1#发电机1#定速给水泵联启。给水母管压力由18.5MPa下降至15.1MPa, 1#、2#炉汽包水位低, MFT动作, 事故扩大。

2. 事故分析

(1) 事故直接原因是运行人员在执行操作票过程中, 操作过快导致系统不稳定。

(2) 发电机出现异常后, 运行人员判断错误, 采取措施不力。由于2#发电机1#、2#转子水冷泵均未安装泵体放空气门, 2#转子水冷泵机械密封检修工作结束冲压时, 泵体内空气无法排出, 启动后影响出力, 而运行人员仅根据OIS站电流和2#转子水压参数, 即采取停止1#转子水冷泵运行等一系列措施。并且2#转子水冷泵出口逆止阀卡涩未回到位, 造成1#转子水冷泵重启后出口冷却水经2#转子水冷泵出口管倒流, 无法维持转子水压。

(3) 启动 (备用) 变压器检修, 在全厂无备用厂用电源情况下, 随着2#发电机跳闸等故障出现, 给水泵减至两台运行, 进一步出现给水母管压力低等后续事故。

3. 防范措施

(1) 加大力度堵塞管理漏洞, 严格按照上级要求规范“两票、三制”安全监督体系和安全保证体系, 各级人员必须深入现场狠抓各环节落实, 明确责任, 对危险性、经常性重点操作标准票进行建库。

(2) 利用检修机会改造转子冷却水系统, 加装放空气门、出口门前压力表, 提高系统合理性和可靠性。逐步使运行人员由模拟量改为数字量操作, 或在阀门本体 (或操作机构) 设置限位闭锁, 确保发电机正常运行情况下, 冷却水回路调整过程中不出现跳闸条件。

(3) 合理安装冷却器放气阀, 冷却器安装到发电机冷却回路后, 要结合实际情况适当改进, 以利于残余空气放出。

(4) 做好危险点分析及事故预想工作, 应有具体防范措施应对各种可能出现的异常, 便于出现问题后迅速判断原因, 正确处理。

电机通风冷却系统的改进 第6篇

一、改进电机通风的分析

电机散热是通过热传导、热幅射和热对流的方式来完成的, 热传导和热对流是电机散热的主要方式。热传导定律和欧姆定律类似, 热传导的公式表达为:θ=P·R , 其中:θ为热压即温升;P为热流即损耗; R为热阻。当电机损耗一定时, 热阻R越小, 温升θ则越低, 因此要降低温升的唯一方法是降低热阻R。例如:定子绕组铜耗产生的热, 通过绝缘来传递热能的计算公式为:R=δ/λ·A, 其中δ为绝缘厚度;λ为导热系数;A为导热面积。由于λ是固定的, 当设计方案已定时, 面积A也一定, 要减少热阻只能通过减薄绝缘来实施, 这也是电机绝缘结构不断改进的原因之一。

热对流是通过流动的液体或气体冷却介质来进行热量的传递过程。热传导的公式为:P=ακ·A·θ。其中:P为热流即损耗;ακ为散热系数;A为散热面积;θ为热压即温升。该公式可转换为θ=P/ακ·A=P·R, 即R=1/ακ·A。因此要减小热阻R, 只有加大散热面积A和提高散热系数ακ。散热系数和风速v的表达式为:undefined。其中:α0为风速为零时的散热系数, 对给定材料是一个常数;K为常数;v为吹到散热面积上的风速。要加在大αk, 就只有加大风速v, 即要合理布置电机通风系统。

电机通风风阻、风压、风量的关系式为undefined或undefined。其中: Q为风量;H为风压;Z为风阻。如要加大风量Q, 则要加大风压、减小风阻;如要加大风压H, 则可加大风扇叶片高度来满足。当产品设计受结构和性能的限制时, 要加大风量的最有效的方法是降低风阻。风阻的表达式为:Z=ξ/Av2 。其中:ξ为风阻系数, 与流体流动的路径有关;Av为通风面积。由公式可以看出, 减小风阻有效的方法是加大通风面积Av, 因风阻与通风面积的平方成反比。

通过对热传导、热对流的计算分析, 可以得出:要降低电机温升, 就必须增加通风面积, 降低风阻, 加大风量、流速和流量。故适当增加通风道数量是最有效的方法之一。因为既可以增加通风面积、减小风阻以加大风量、提高风速来加大散热系数, 从而减小热阻;又可以加大散热面积来减小热阻, 使温升得以降低。

二、 温升试验数据和改进计算的对比

根据相关理论和经验数据编制的一套温升计算公式, 对YKK630-8少胶减薄绝缘结构电机进行温升计算得出的温升计算值和试验值非常接近, 偏差在±3K内。根据以上分析结论, 在其它条件相同并满足电机性能要求的前提下, 对该电机由原来8个通风道改为13个通风道进行温升计算, 计算结果如表1。

从表1数据可以得出:增加电机通风道数, 是降低电机温升的一个有效的方式, 通过对比计算发现, 也不能无限制的增加风道数。根据以上计算结果指导的改进通风系统设计增加通风道数的产品正在试制生产中, 如果产品试验能得到验证, 则可极大地降低成本。

三、结语

通过通风发热计算, 找出影响电机温升的主要因素, 有目的地改进冷却系统的设计, 才能降低温升, 节约成本, 提高电机单机容量或同容量时降低电机中心高, 赶上国外先进水平。

摘要：本文分析感应电动机的通风系统, 根据计算绕组和风阻的公式表明, 可以增加通风道的数量来降低绕组温升, 从而可以降低成本。

关键词：风阻,热阻,通风面积,温升

参考文献

[1].陈世坤著.电机设计[M].北京:机械工业出版社, 2000

发电机冷却方式 第7篇

重庆白涛化工园区热电联产新建工程为新建工程项目, 新建2×440 t/h高温高压CFB锅炉+1×CC50MW高温高压抽汽凝汽式汽轮发电机组, 并预留扩建条件。

按照GB50049—2011小型火力发电厂设计规范第13.8条中工业水设计相关规定汽轮机的冷油器和发电机的空气冷却器的冷却用水, 均应由循环水直接供水。以淡水作冷却水水源, 且不需要处理即可作为工业用水的, 宜采用开式系统;需经处理的, 可视具体情况, 采用开式或闭式系统, 或开式、闭式相结合的系统。

1 改造前冷油器和空冷器冷却水系统介绍

重庆白涛化工园区热电联产新建工程的循环冷却水来自于机力冷却塔的冷却水池, 由两台循环水泵送到汽机凝汽器及各主要用水设备, 水泵型式单级、双吸卧式离心泵, 1台调速运行和1台定速运行, 循环水泵的主要技术参数见表1。

本工程汽轮配置的凝汽器为对分双流程表面式, 型号:N-4200-5, 冷却面积:4 200 m2冷却水量:10 500t/h。水室设有分隔板, 循环水能通过一侧的进出口, 单侧运行, 此时汽机将达到额定负荷75%。

本工程汽轮发电机配置空气冷却器分成6组。正常工作条件下, 冷却空气的温度不高于40℃。发电机空冷器的进出水管的管径为Φ182 mm。按常规设计:凝汽器水侧阻力根据厂家资料为40 k Pa~50 k Pa (0.04 k Pa~0.05 MPa) 以下;空气冷却器应按工作水压不低于1.7×105Pa进行设计, 空冷器的主要技术参数见表2。

1.1 存在的问题

循环冷却水系统一般按厂家提供的热力系统图进行设计, 空冷器的进水取自于凝汽器循环冷却水进口管道 (凝汽器进口蝶阀前) , 回水回至凝汽器循环冷却水出口管道 (凝汽器出口蝶阀后) , 但是在实际运行过程中发现空冷器的回水进不了凝汽器出口管道, 这样造成的后果是空冷器不能正常工作, 从而导致发电机的进口风温过高。现场调试将空冷器冷却水系统阀门全开也不能使空冷器的回水回至凝汽器循环出水管。图1是改造前空冷器冷却水系统图。

与运行及调试人员一同经分析后认为有两点原因:

a) 机厂家提供的发电机空冷器阻力偏大;b) 本工程所配置的凝汽器比常规50 MW机组所配置的凝汽器要大, 比常规要大一个型号, 这样在需要相同流量循环冷却水的情况下, 循环水流速要小一个等级, 阻力也随之小一个等级, 导致循环水出口压力比常规配置的凝器要高一些。而空冷器是常规配置, 阻力是不变的, 即空冷器回水压力与常规配置的是一样。因此凝汽器循环水出口压力比空冷器出口水压力要高, 这导致了空冷器回水进不了凝汽器出口管道。

1.2 技改方案

根据以上分析我们认为要解决空冷器的回水问题有两种途径:

a) 与本工程所配置的凝汽器一样加大空冷器的规格型号及其进出口冷却水管道管径;b) 空冷器回水单独直接回至循环冷却水池。改造后空冷器冷却水系统图如图2。

2 结语

大型风机电机冷却问题的解决 第8篇

关键词：烧结机,电机,冷却

济南钢铁股份有限公司一烧结厂6500风机两台2 000kW电机 (电压6 000V, 转速1 500r/min) 的滑动轴承一直采用甩油环润滑, 2005年4月滑动轴承温度高达80℃, 直接影响风机运行和生产进行。

1. 温升过高的原因

分析认为, 该电机滑动轴承原设计仅采用甩油环润滑, 由于润滑油流量不足, 无法满足轴承散热要求, 故造成温升过高。

2. 计算分析

(1) 滑动轴承润滑方式的选择

利用K值计算法对该电机进行轴承润滑方法的选择。

式中:p——轴颈上的平均单位压力, MPa;

v——轴颈的圆周速度, m/s;

P——轴承所受的最大径向载荷, N (取值P=35 000N) ;

d——轴颈直径, m (取d=0.14m) ;

l——轴承工作长度, m (取d=0.3m) 。

当K≤2时, 用润滑脂润滑 (可用黄油杯) ;当230时, 必须用循环压力润滑。如p=P/dl=35 000/ (0.14×0.3) =0.833MPa, v=1 500πd/60=1 500π×0.14/60=10.99m/s, 则

结论:采用甩油环润滑不能满足轴承散热冷却的要求, 系统必须采用压力强制润滑。

为满足润滑和密封要求, 确保改造后的可靠性, 研究采用复合润滑方式, 不改变滑动轴承的结构, 即在继续使用甩油环润滑的同时, 每台电机增加一套强制润滑系统, 润滑原理见图1。

因原有轴承密封能承受0.4MPa的压力, 因此确定强制润滑系统压力不超过0.4MPa。

(2) 压力循环润滑系统的给油量计算

滑动轴承循环润滑给油量

式中:Q——循环润滑给油量, L/min;

k——系数, 高速机械 (涡轮鼓风机、高速电机等) 为6～15, 低速机械为0.3～0.6;

D——轴孔直径, mm;

L——轴承长度, mm。

滑动轴承散热给油量

式中:Q——散热给油量, L/min;

n——转速, r/min;

Mf——主轴摩擦转矩, N·m (取Mf=19.6N·m) ;

ρ——润滑油密度, kg/m3 (取ρ=870 kg/m3) ;

c——润滑油比热容, J/kg·K (取c=75.744 J/kg·K) ;

Δt——润滑油通过轴承的实际温升, K (取Δt=285.15K) 。

甩油环基本满足轴承的循环润滑给油量, 压力润滑系统主要用于滑动轴承的散热冷却, 因此给油量计算为Q=2πnMf/ (ρcΔt) =2π×1 500×19.6/ (870×75.744×285.15) =9.8×10-3 (m3/min) =9.8L/min。

结论:润滑系统主要参数确定为流量10L/min、压力0.4MPa, 每个滑动轴承的润滑油流量为5L/min, 轴承座供油框图见图2。

(3) 冷却器冷却面积计算

冷却器散热面积为

式中:ΔP———润滑系统总发热功率, kW (经计算ΔP=3.827kW) ;

Pc———润滑系统散热功率, kW (经计算Pc=0.6kW) ;

Kc——冷却器散热系数, W/m2·℃ (取Kc=372.16W/m2·℃) ;

Δθm——平均温差, ℃。其值为Δθm=[ (θ1+θ2) /2]-[ (θ1'+θ2') /2];

θ1——油的入口温度, ℃;

θ2——油的出口温度, ℃;

θ1'———冷却水的入口温度, ℃;

θ2'——冷却水的出口温度, ℃。

经计算, 得A=0.867m2。

结论:10L/min稀油站标准配置, 冷却器换热面积为0.6m2, 冷却器的面积必须加大。选择标准系列中换热面积为1m2的冷却器。

3. 设备制作及安装调试