轴承温度发表论文

1 前言：敝公司为流体机械专业工厂，产品有真空泵浦、齿轮泵浦、离心泵浦及柱塞泵浦等，每一项产品皆经严格品管试验，故性能优越，品质稳定。泵浦为流体输送之中心枢纽，其使用与保养方法之不当，皆影响泵浦之寿命，对泵浦运转影响甚大，甚至造成不可弥补之损失。为期防止无形之损失，有赖您对泵浦的了解，正确的使用，及平时的保养工作。若有任何使用及保养上的问题，请立刻与敝公司连络，敝公司将为您提供最热诚完善的服务。2 安装：2.1 安装前请检视机体各部零件是否齐全，若因搬运中短缺或受损时，请立即通知敝公司，将马上补全或派员处理。2.2 安装地点宜选乾燥通风，装卸及保养便利之场所。2.3 安装泵浦之基础须平直，水平，使共同底座能平均安置於基础台，以免底座承受变形之应力。2.4 埋设基础螺丝时，须等水泥硬化后，共同底座与基础没有间隙才可锁紧基础螺丝。2.5 检查泵浦是否水平，联轴器 (皮带轮) 是否对正，皮带的紧度是否适中，泵浦与基础台是否稳固。2.6 泵浦安装位置距液面愈近愈好。2.7 管接合处应确实锁紧，入口管的外部不宜外加荷重致使管路弯曲。2.8 联轴器之检查要领∶联轴式泵浦一般以挠性联轴器传动，泵浦与马达之中心线角度必需正确，以避免联轴器之不正常损坏及噪音震动。3 配管：3.1 吸入管内为负压，故应使用钢管或其它硬质材料。3.2 泵浦入口尽可能靠近液体，以减少管路损失。3.3 管路完成后，迫紧封闭不可先除去，须等配管完成清洁后才可除去。3.4 入口管路太重时，须作支架，以免泵浦受负荷变形。3.5 入口管路完成后，须作气密探漏，以避免使用时空气漏入，造成流量减少或不能自吸。3.6 管路与泵浦出路口接合处，务必加装防震软管，管路也要加以支撑固定，以避免泵浦受外力变形产生故障。3.7 液体之蒸气压太高时，须以正压流入泵浦，足够的压力才可避免蒸气及吸力不够之情形。3.8 入口真空计及出口压力计之装置，对使用保养甚为便利，最好装置备用。3.9 吸水槽内各泵浦原则上以单独并列安装最为理想。3.10 由小管路进入较大吸水槽时应使向吸入管的水路方向平均流入。3.11 入口管的位置尽量安装於吸水槽的中央。3.12 水路只有一条时，尽量避免各入口管直接排於此水路口。3.13 入口管尽量采用直的短管，假如必须用弯管时，则采用曲率半径大的弯管且距泵浦入口不可太近。3.14 不能在入口管的中途有高低起伏的情形，应从泵浦开始稍做向下倾斜(斜度约 1/50－1/100)，以避免中途积存空气。3.15 吸入管之直径大小与泵浦吸入口不同时，应以偏心异径管连接，否则空气将滞留於异径管及管路上部。底阀不得距离水槽的排出口太近，否则会吸入空气。水槽水位至底阀的距离不得太短以免水呈涡流而吸入空气。为防止异物堵塞底阀或叶轮，应使用面积充足的滤器，在树枝、树叶、杂草多的地方，应於上流装设金属网，以防滤器之阻塞。4 电器配线：4.1 依照电动机之额定电流容量，选择适当配线材料。（按电气法规）4.2 保险丝之容量须为马达额定电流容量之2－3倍。4.3 最好使用电磁开关起动泵浦，大容量泵浦请用Star delta starting。4.4 检视转向是否依照箭头指示。5 运转：5.1 运转前：5.1.1 润滑油的检查:如有异物存在，将在短时间内伤害轴承。a) 采用机油润滑时，油量以填充至油面表之中间程度为宜，不能太多或太少。b) 采用油脂润滑时，油脂不可填满轴承箱以免轴承发热。5.1.2 检查旋转体间是否有摩擦。a) 如有异物入内，会产生摩擦，影响运转。b) 检查电动机之转向，若转向相反易使装於轴上之叶轮防松螺帽脱落，试转前需灌满水后，才能试转，以免损坏轴封。5.1.3 试转完毕以上各程序后：a) 引水充满泵浦本体及入口管并抽尽空气，否则无法扬水，且将烧毁轴封。b) 运转时要徐徐转开阀，并注意电流表的读数，不可快速旋开阀引起电动机过负荷现象。5.2 运转中:5.2.1 轴承部份：a) 最初运转一小时左右应对过热作严密注意，轴承温度不得超过周温+40度C，一般设法维持75度C以下为宜。b) 再次确认全部轴承是否有润滑油作润滑之作用。5.2.2 填料部份：a) 填料不能过紧以避免过热、损伤或主轴磨耗。b) 填料之松紧程度，通常以填料盖漏出少量之水为宜。c) 填料函之温度通常维持在40℃以下为宜。5.2.3 本体部份：a) 运转中应时常旋开本体顶端之空气拷克(Air Cock)，以检查空气是否漏入。b) 如有空气漏入则应检查入口处有否裂痕或吸水槽有否旋涡发生。5.3 停止:5.3.1 采用自吸式泵浦於停止时，应先关闭出口阀，然后关闭电源，否则会发生水鎚作用，增加泵浦负荷。5.3.2 采用涡卷式泵浦时，应於出口管处加装止回阀，防止液体逆流。5.4 操作上之其他注意事项：5.4.1 填料函所用之封水必须是清水，否则会损伤主轴及填料。如填料受损时，应依液体性质迅速给予更换。5.4.2 应随时注意轴承用润滑油的污染程度，初期运转时每两星期更换一次。应时常检查轴承之磨耗程度，轴承磨耗不平为造成震动之主要原因。5.4.3 要避免泵浦长时期运转於与设计点远离之点。5.4.4 要避免关闭出口阀而长时运转，否则水温会上升而发生蒸气。5.4.5 将液体排出於液体易凝固之气候，运转需停止时，要打开本体底部之排泄旋塞。5.4.6 要避免出口阀关闭长时间运转时，会使泵浦体内温度升高，温度一直上升会使压力一直提升到无法负荷下，泵浦本体会爆裂，危险相当高。6 长期停用处理：6.1 切掉主电源。6.2 清除泵浦内部残留液体。6.3 泵浦易生锈部份，请涂防锈油。6.4 每半个月运转三至五分钟。6.5 再使用时，按运转说明操作。7 定期检查及保养事项：7.1 每周检查轴封、压力、轴承、电流，各部螺丝等是否正常。7.2 入口真空计及出口压力计之装置，对使用保养甚为便利，平时关闭，测定时再开。7.3 每个月注入适量黄油在每个黄油嘴上。7.4 运转中若有异常状况产生，请立即停车检查，待故障排除后再继续使用。7.5 使用於高温液体之泵浦，各部位间隙须予适当配合，详情请洽敝公司。7.6 填料及机械轴封之保养∶7.6.1 填料∶填料（迫紧）之作用为防止轴封部之泄漏，其保养之好坏，直接影响泵浦之性能及轴心的寿命，应注意如下事项∶a) 填料经长期使用后磨损，须增加圈数或全数换新。b) 填料在运转中有少量泄漏，有利润滑，不必经常锁紧。c) 锁紧填料时，最好停车调整比较均匀，不可单边调整，避免填料盖卡住轴心，甚至使压盖断裂。d) 更换填料时，须将旧填料取出，清洁填料函，不可留残渣在内。e) 装入填料时，填料之切口须密接，每一环之切口须错开约120度，不可在同一线上。7.6.2 机械轴封∶使用机械轴封防止泄漏时，必须充份维护与保养，如此寿命才可延长，注意事项∶a) 绝对禁止无液体时空转。b) 配管内之焊渣、铁屑、杂物等必须清除乾净，以防进入泵浦及轴封内部。c) 先用手转动泵浦，以确定泵浦没有异常状况，再起动泵浦。d) 确实防止轴封部液体之固化，以免损坏轴封。e) 长期停用时，务必将轴封部液体排除，并冲洗乾净。8 故障排除：8.1 无法扬水：a) 泵浦无注水。b) 转速低於额定。c) 使用系统的扬程太高。d) 入口高度高於原先设计。e) 叶轮阻塞。f) 运转反向。g) 入口管泄入空气。h) 填料函泄入空气。i) 出入口堵塞或底阀卡死。8.2 水量不足：a) 入口管或填料函泄入空气。b) 转速低於额定。c) 使用系统的扬程太高。d) NPSH(a)不足。e) 入口高度高於原先设计。f) 入口管路阻塞。g) 高温或挥发性液体时吸入扬程不够。h) 底阀太小或底阀故障。i) 叶轮阻塞。j) 叶轮破损。k) 底阀或入口管底端浸水不够深。l) 运转反向。8.3 压力不足：a) 转速太低。b) 使用系统的扬程太低。c) 液体内混有气体。d) 叶轮破损。e) 叶轮外径太小。f) 运转反向。8.4 吸程小：a) 入口管泄漏。b) 填料泄入空气。c) 入口高度过高或NPSH(a)不足。d) 叶轮破损。e) 本体衬料受损。f) 入口管阻塞。8.5 马力超载：a) 转速过高。b) 使用系统的扬程低於额定。c) 液体比重或黏度太高。d) 电压降低致使电流增高。e) 轴弯曲变形。f) 填料盖锁得太紧。g) 旋转元件过紧。h) 泵浦的选用错误。i) 运转反向。8.6 马力过小：a) 叶轮阻塞，无法送水。b) 入口侧阻塞。c) 空转没有液体。d) 底阀故障，注给不足。e) 压力过高出水小。8.7 轴承温度过热：a) 循环油不够完全，循环系统不良。b) 机油不足。c) 润滑油品质不佳，杂质入内。d) 黄油加太满。8.8 压力计、真空计、电流表的读数不正常：a) 压力过高时：a) 压力计故障。b) 实际扬程大於设计扬程。c) 出口阻塞。b) 压力过低且真空过低时：a) 转速降低。b) 叶轮阻塞。c) 运转反向。d) 空气漏入。e) 实际扬程小於设计扬程。f) NPSHA不足。g) 叶轮破损。c) 压力过低且真空过高时：a) 水位降低。b) 入口管路阻塞。c) 底阀故障。d) 液体黏度发生变化。d) 电流表不正常：a) 过高时：电压降低。泵浦内部故障。频率升高。b) 过低时：电压升高。水量太小。空转。空气泄入。e) 指针摆动不定时：a) 发生孔蚀现象。b) 吸入侧泄入空气。c) 入口损失大。8.9 震动、噪音大：a) 机械原因：a) 主轴弯曲。b) 安装不良。c) 联轴器损坏。d) 叶轮破损。e) 轴承损坏。b) 水力原因：a) 孔蚀现象发生。b) 吸入空气。SKH 本体分解组立装配流程组合步骤如下：（数字为构造图之件号）1 轴承与轴组合 9000＆2102 轴承座安装 5003 调隙螺栓安装 99034 挡水环安装 94105 填料盖与中座组合 9906＆1106 中座与轴承座组合 110＆5007 叶轮安装 2008 叶轮键安装 9015.19 叶轮固定垫圈安装 921610 叶轮固定螺帽锁紧 920511 迫紧安装 40012 机壳安装 10013 加填料 943014 键安装 901515 联轴器安装分解与以上步骤相反，填料与填料盖可不用拆下。

火电厂输煤系统的任务是卸煤、堆煤、上煤和配煤，以达到按时保质、保量为机组（原煤仓）提供燃煤的目的。整个输煤系统是火电厂十分重要的支持系统。它是保证机组稳发满发的重要条件。输煤系统是火电厂的重要组成部分，其安全可靠运行是保证电厂实现安全、高效不可缺少的环节。输煤系统的工艺流程随锅炉容量、燃料品种、运输方式的不同而差别较大，并且使用设备多，分布范围广。作为一种具有本安性且远距离传输能力强的分布式智能总线网络，lonworks总线能将监测点做到彻底的分散（在一个网络内可带32000多个节点），提高了系统的可靠性，可以满足输煤系统监控的要求。火电厂输煤系统一般都采用顺序控制和报警方式，为相对独立的控制单元系统，系统配备了各种性能可靠的测量变送器。通过运用Lonworks现场总线技术将各种测量变送器的输出信号接入对应的智能节点组成多个检测单元，然后挂接在Lonworks总线上，再通过Lonworks总线与已有的DCS系统集成，实现了对输煤系统更加有效便捷的监控。在输煤系统中，常用的测量变送器一般有以下几种： （1）开关量皮带速度变送器（2）皮带跑偏开关（3）煤流开关（4）皮带张力开关（5）煤量信号（6）金属探测器（7）皮带划破探测（8）落煤管堵煤开关（9）煤仓煤位开关。每一种测量变送器和其相对应节点共同组成智能监测单元，对需要监测的工况参数进行实时的监控。监测单元通过收发器接入Lonworks总线网络进行通信，可根据监测到的参数进行控制和发出报警信号，系统的结构如图1所示。3、 Lonworks总线智能节点的一般设计智能节点是总线网络中分布在现场级的基本单元，其设计开发分为两种：一种是基于neuron芯片的设计，即节点中不再包含其它处理器，所有工作均由neuron芯片完成。另一种是基于主机的节点设计，即neuron芯片只完成通信的工作，用户应用程序由其它处理器完成。前者适合设计相对简单的场合，后者适应于设计相对复杂的场合。一般情况下，多采用基于芯片的设计。由于智能节点不外乎输入/输出模拟量和输入/输出开关量四种形式，节点的设计也大同小异，对此本文只给出了节点设计的一般方法。基于芯片的智能节点的硬件结构包括控制电路、通信电路和其它附加电路组成，其基本结构如图2所示。图2 智能节点基本结构图Fig 2 Basic Structure Of Node Based On The Neuron Chip控制电路①神经元芯片：采用Toshiba公司生产的3150芯片，主要用于提供对节点的控制，实施与Lon网的通信，支持对现场信息的输入输出等应用服务。②片外存储器：采用Atmel公司生产的AT29C256（Flash存储器）。AT29C256共有32KB的地址空间，其中低16KB空间用来存放神经元芯片的固件（包括LonTalk协议等）。高16KB空间作为节点应用程序的存储区。采用ISSI公司生产的IS61C256作为神经元芯片的外部RAM。③I/O接口：是neuron芯片上可编程的11个I/O引脚，可直接与外部接口电路连接，其功能和应用由编程方式决定。通信电路通信电路的核心收发器是智能节点与Lon网之间的接口。目前，Echelon公司和其他开发商均提供了用于多种通信介质的收发器模块。通常采用Echelon公司生产的适用于双绞线传输介质的FTT-10A收发器模块。附加电路附加电路主要包括晶振电路、复位电路和Service电路等。①晶振电路：为3150神经元芯片提供工作时钟。②复位电路：用于在智能节点上电时产生复位操作。另外，节点还将一个低压中断设备与3150的Reset引脚相连，构成对神经元芯片的低压保护设计，提高节点的可靠性稳定性。③Service电路：专为下载应用程序设计。Service指示灯对诊断神经元芯片固件状态有指示作用节点的软件设计采用Neuron C编程语言设计。Neuron C是为neuron芯片设计的编程语言，可直接支持neuron芯片的固化，并定义了34种I/O对象类型。节点开发的软件设计分为以下几步：（1）定义I/O对象：定义何种I/O对象与硬件设计有关。在定义I/O对象时，还可设置I/O对象的工作参数及对I/O对象进行初始化。（2）定义定时器对象：在一个应用程序中最多可以定义15个定时器对象（包括秒定时器和毫秒定时器），主要用于周期性执行某种操作情况，或引进必要的延时情况。（3）定义网络变量和显示报警：既可以采用网络变量又可以采用显示报警形式传输信息，一般情况采用网络变量形式。（4）定义任务：任务是neuron C实现事件驱动的途径，是对事件的反应，即当某事件发生时，应用程序应执行何种操作。（5）定义用户自定义的其它函数 ：可以在neuron C程序中编写自定义的函数，以完成一些经常性功能，也将一些常用的函数放到头文件中，以供程序调用。4、基于Lonworks总线的火电厂输煤系统与DCS的网络集成现场总线技术与传统的系统DCS系统实现网络集成并协同工作的情况目前在火电厂中尚为数不多。进一步推动火电厂数字化和信息化的发展，逐步推行现场总线技术与DCS系统的集成是火电厂工业控制及自动化水平发展的趋势。就目前来讲，现场总线技术与DCS集成方式有多种，且组态灵活。根据现场的实际情况，我们知道不少大型火电厂都已装有DCS系统并稳定运行，而现场总线很少或首次引入系统，因此可采用将现场总线层与DCS系统I/O层连接的集成，该方案结构简便易行，其原理如图3所示。从图中可以看出现场总线层通过一个接口卡挂在DCS的I/O层上,将现场总线系统中的数据信息映射成与DCS的I/O总线上的数据信息，使得在DCS控制器所看到的从现场总线开来的信息如同来自一个传统的DCS设备卡一样。这样便实现了在I/O总线上的现场总线技术集成。火电厂输煤系统无论是在规模上，还是在利用已有生产资源的基础上，采用该方案都是可行的，同时也体现了把火电厂某些相对独立控制系统通过现场总线技术纳入DCS系统的合理性。由此可见，现阶段现场总线与系统的并存不仅会给生产用户带来大量收益，而且使用户拥有更多的选择，以实现更合理的监测与控制。参考文献：大跨度输煤栈桥结构设计探讨火电厂输煤控制系统的开发发电厂输煤计量集控的理论与实践参考资料：

常规轴承的温度一般要小于轴承零件的回火温度，一般轴承零件的回火温度为150～170℃，所以一般轴承的工作温度不超过120℃

[摘 要]火电厂辅机设备的状态检修技术开发是电厂状态检修整体技术的重要部分，热工研究院开发采用的离线状态监测＋在线系统安全性监测＋在线系统经济性监测＋综合故障诊断与维修决策支持模式，是一个具有自主知识产权的新尝试。在福建电厂的成功实施表明，这种新模式比较适合中国电厂实际情况和需求，实现了创新性和实用性相结合的开发要求。 一、背景 随着电力体制改革的深入，发电厂对发电成本的控制越来越严格，如何合理的减少维修费用，同时有效提高运行安全性己是当务之急。汽轮机、锅炉等主机虽然是关键设备，但其制造技术已较成熟，监测技术也较完善，故其可靠性都比较高，由于火电厂系统复杂，而一些辅机设备往往是火电厂设备状态监测的薄弱环节，是造成机组非计划停机的主要原因之一，保证辅机设备的安全运行是电厂日常维护和维修的重要内容。同时，任何一个系统或主要辅机设备的故障都会影响电厂的经济性，造成发电成本的增加。因此，开展火电厂辅机状态监测工作，保证火电机组主要辅机设备良好的运行状态，达到优化检修的目的，具有十分重要的意义。近年来，针对辅机部件的状态监测和诊断技术的发展十分迅速，辅机部件（电动机和转动部件等）的状态监测技术已经成熟。主要的技术包括： 1. 振动诊断技术； 2. 油液分析技术； 3. 红外线设备诊断技术； 4. 超声波泄漏监听技术。振动监测技术主要是应用在线和便携式振动监测仪器，对设备的振动频谱进行连续或经常性检测，以分析设备的振动特性，判断运行状态变化趋势，为设备的运行和维修提供信息。油液分析主要是对润滑油的成分、污染度、机器磨损状况进行检测，以掌握润滑油的变质情况，判断磨损状态变化趋势，为设备的运行和维修提供信息。红外线设备诊断技术主要是使用便携式红外线检测仪，对电机设备的外壳超温状况进行检测，以发现设备的超温部位，采取及时维修措施。声波泄漏监听装置，也是利用超声波的特性，对设备发出的微小泄漏声音进行检测，以找出设备的泄漏部位，采取及时维修措施。国外辅机部件状态监测技术的发展已经成熟，监测装置和分析软件也比较先进，在国内电厂的应用越来越普遍。但在应用中发现，这些监测技术往往是独立的，主要是针对具体部件点的状况，并不能够全面监测辅机系统的状况；一般不能够全面综合的分析设备变化趋势，即不具有综合诊断故障功能。如何给出设备的整体状态诊断结果，为维修决策提供更全面的支持依据，有必要进行进一步的研究。二、 辅机状态检修关键技术研究简介该研究项目是国家电力公司状态检修课题的子项目，并作为与福建省电力有限公司、福建省电力试验研究院和厦门华夏国际电力发展有限公司合作课题，列为福建省电力公司2000年研究课题。主要研究内容包括：? 辅机状态检修模式的探讨；? 辅机状态监测技术的选择与实施；? 系统安全性监测技术的开发；? 系统运行经济性监测技术的开发；? 辅机状态综合诊断系统的开发；? 依托工程电厂实施；通过3年的努力。福建实施项目已经基本完成，并通过了福建省科委组织的鉴定。太仓电厂实施项目仍在进行中。 1. 辅机状态检修基本模式的探讨研究表明，辅机的维修类型主要包括：设备故障导致功能下降而维修，系统安全性下降导致的维修，系统性能（经济性）下降导致的维修等三个方面。以往的监测技术，主要注重辅机部件点的状态变化，而在系统层面上的变化没有给以重视，显然是不合理的。目前在国内推行的辅机振动状态监测方式包括在线和离线两种，在线方式费用高，信息量大，已在山东等一些电厂采用。而离线监测方式实际上早已在电厂普遍采用，近年来随着监测仪器的性能提高，离线监测的准确性已相当高，完全可以满足设备状态监测的需要，因而没有必要采用在线方式，同样可以达到满意效果。为此，热工研究院设计了辅机设备离线与在线相结合，安全性监测与经济性监测相结合，设备监测与系统监测相结合的新模式，即：离线设备状态监测＋ 在线系统安全性监测＋ 在线系统运行经济性监测＋ 综合故障诊断与维修决策支持该模式充分考虑到中国电厂辅机运行状况和状态检修技术需求，力图提供一个完整的中国电厂辅机状态检修整体解决方案。 2. 辅机状态监测技术的选择与应用该课题在厦门华夏国际电力公司300MW 1、2号机组主要辅机上进行试点。采用国外成熟的振动监测、油液分析、电机马达监测和红外热成像等多种监测技术，定期对电厂主要辅机（旋转机械设备）的状态进行离线监测，包括有送、引风机、一次风机，给水泵、凝结水泵、循环水泵等。监测的主要内容包括辅机设备的振动、润滑油品质、电机的运行状况，转子笼条断裂、定子和转子间的机械偏心，设备的热像图（温度分布图）等。经过各方两年多的共同努力，监测工作己逐步走向规范，取得了阶段性成果。在振动监测方面，1A引风机开始监测时，其1号瓦（电机外伸端）、2号瓦（电机联轴器端）的轴向振动逐步增大，超过合格值4.5mm/s，最大分别为10.13 mm/s和5.52 mm/s，尤其是1号瓦振动接近危险值，严重影响机组的安全运行。根据分析，1号瓦轴承垂直和水平振动均在合格范围内，为 1.2 mm/s和 3.3 mm/s，说明引起轴向振动偏大的原因不是由于激振力大引起，分析其频谱图，主要是3倍频和5倍频的分量为主，而且2号瓦存在同样的问题，初步分析为风机转子止推轴承工作游隙过大引起的振动异常。由于1A引风机轴承自投用以来5年没有更换，决定在2002年4月的小修中对1、2号轴承及风机的止推轴承解体检查，确认止推轴承工作游隙过大。经更换1、2号轴承并调整好止推轴承工作间隙后，故障消除，其振动均在合格范围内。2001年5月，采用电机故障诊断仪对辅机设备进行监测，成功地诊断出2号机组电动给水泵电机出现的笼条断裂故障，电厂据此对电机进行及时的检修，避免事故的进一步恶化。2001年11月 5日和 12月 10日在电厂 1号机辅机，包括引风机润滑和液压系统、一次风机、送风机、凝结水泵、汽动给水泵、电动给水泵、循环水泵共计14台设备的轴承润滑油系统进行取样分析时，发现1A、1B引风机电机润滑油箱内存在大量可见的悬浮硬颗粒，1A、1B循环水泵在推力轴承故障后没有进行彻底清理而残留大量的磨损颗粒，颗粒度检测结果均超过NAS12级。由于大量颗粒超过滤芯精度，将会引起滤芯失效和破损，同时滤芯的堵塞会造成供油不稳，影响轴承转动面油膜的厚度，引起润滑不良；另外大颗粒进入轴承转动面间，还会引起磨料切削磨损，加剧了轴承磨损，缩短使用寿命，影响辅机运行稳定性。同时，由于颗粒度基数太大，不仅会掩盖轻度磨损的检测，而且还会堵塞传感器，损坏仪器。为此及时向电厂提出处理建议。进行油箱滤油处理，跟踪内部颗粒度变化情况。在红外监测方面，对主要辅机电机轴承进行监测。2001年5月大修后不久发现1A引风机轴承温度偏高。经检查发现由于轴承方向放置不当引起轴的轴向位移导致导油环和甩油环之间严重的磨损，2002年4月份机组小修时更换轴承，故障排除，截至 2002年11月，1A引风机的轴承温度有所下降。 3. 系统安全性监测技术的开发辅机系统的安全时电厂关心的重要方面，为此开发了烟风系统、泵组的安全监测系统。如电站风机尤其是轴流式风机，其本身具有较大的失速区，当风机运行在该区域时，风机内气流压力波动剧烈，当气流压力波动频率与叶片本身固有频率成整数倍时，容易引起风机叶片谐振、导致断裂，同时亦造成一次、二次风压及炉膛负压剧烈波动，影响燃烧、导致机组跳机。各种风机因其叶型不同，其失速区范围亦不同，我们通过冷态试验进行标定，同时建立实时失速报警系统，则当运行点接近失速区时，可提前采取措施。 图1 轴流风机实时特性曲线 4. 系统运行经济性监测技术的开发电站风机实际运行状况体现了锅炉运行的烟风阻力特性。而锅炉的烟风系统的阻力特性是随着机组的运行时间的延长而变化的，可通过电站风机的实际运行参数描绘锅炉不断变化的烟风阻力特性，同时显示出风机运行效率的变化，检测表盘开度与实际开度的偏差，为锅炉大修和风机改造提供依据。反映泵组性能的特征参数主要有温度、压力、流量、功率、电流、电压和转速等。对采集到的状态参数，通过分析计算给出泵组的性能参数，如效率、扬程等，并且与设计参数相比较，分析性能欠佳的主要原因，指出运行调整的方法和步骤。图4 风机状态监测主界面图5 泵组状态监测软件主界面 5. 辅机状态综合诊断系统的开发包括电站风烟系统故障诊断系统和电站泵组故障诊断系统两部分。电站风机故障预测及诊断维修的关键在于当设备的振动水平超过设定的报警值后能快速、准确地诊断出振动原因，并根据综合分析结果给出相应的处理方案。电站风机的振动故障主要表现在：轴承损坏、质量不平衡、弯轴、联轴器不对中、机械松动等问题。泵组故障诊断的主要内容有轴系振动、轴承温度、油液分析等，采用轴系振动、轴承温度和液力偶合器工作油温度等状态参数，分析评价泵组的运行水平，预测和诊断泵组故障，及时消除隐患，提高设备可用率。热工研究院开发了通用诊断平台，并在此基础上构建了辅机故障诊断软件，可实现包括振动在内的综合故障分析和诊断，并给出解决的措施。专家可以通过诊断平台建立诊断规则，并利用建立的规则模拟专家思维，对设备实现状态诊断，并可在电厂方便的进行规则修订。系统由知识获取、系统诊断和接口设计三部分构成。其主要特点有：图6 可视化的图形专家规则编辑器? 系统体现了电厂专用辅机设备监测的特点，弥补了电厂DCS和MIS系统中辅机运行状态监测的一些功能盲点，增加系统安全性、经济性监测功能，为维修和设备安全运行提供决策支持；? 根据电厂设备类别，内置了所需要的计算公式和分析模型，集成了电力专家的知识库，具有诊断功能，? 具有一定的组态功能；? 采用了当前比较先进的多层分布软件开发技术，提高软件的运行速度；? 系统实施方便，稳定可靠、操作方便、扩展性强、界面友好，维护量小。同时，开发的故障诊断和维修决策支持系统具有远程诊断功能，可采用就地管理＋远程管理的二级管理的模式，在电厂设立一级状态监测工作站，根据不同设备和不同监测技术进行具体的监测工作，并将采集的离线数据输入到故障诊断和维修决策支持系统，这项工作由经过培训的电厂点检人员完成。远程设立设备状态监测中心，通过广域网远程访问发电厂侧的状态监测工作站，对辅机设备的运行状态进行远程监测，利用故障分析和诊断系统对设备的异常数据进行分析和诊断，判断设备状态的发展趋势，并向电厂定期提交短、中长期趋势分析和诊断报告。 三、 结束语通过三年的研究开发，热工研究院在辅机状态检修关键技术方面取得突破，主要包括以下几个方面： 1. 通过实际应用，提出并确定了中国电厂实施辅机状态检修的一种新模式； 2. 将多种监测技术如振动监测、油液分析、电机马达监测和红外热成像等集成在一起，实现对主要辅机的运行状态综合离线监测，效果比在线监测好，费用少。 3. 开发的系统安全性监测系统在线监测辅机整体的安全性，开阔了监测的范围，弥补了单个设备监测的不足，实现了硬故障和软故障的同时监测，具有创新性； 4. 开发的系统经济性监测系统在线监测辅机整体的性能，确立了监测经济性而完善维修决策的方法，实现了安全性和经济性综合监测以合理安排检修时间和检修周期新模式，具有创新性； 5. 开发的通用诊断平台软件具有先进性，适合主机、辅机的诊断软件构建，满足预知性维修的需求，同时提供远程诊断功能； 6. 设立远程诊断中心，建立辅机状态监测数据库，将多种监测数据集成在统一的数据库下，便于数据的管理和应用。实现电厂、研究院二级管理模式。

轴承的温度，一般有轴承室外面的温度就可推测出来，如果利用油孔能直接测量轴承外圈温度，则更位合适。通常，轴承的温度随着轴承运转开始慢慢上升，1-2小时后达到稳定状态。轴承的正常温度因机器的热容量，散热量，转速及负载而不同。如果润滑、安装部合适，则轴承温都会急骤上升，会出现异常高温，这时必须停止运转，采取必要的防范措施。使用热感器可以随时监测轴承的工作温度，并实现温度超过规定值时自动报警或停止防止燃轴事故发生。用高温经常表示轴承已处于异常情况。高温也有害于轴承的润滑剂。有时轴承过热可归诸于轴承的润滑剂。若轴承在超过125℃的温度长期连转会降低轴承寿命。引起高温轴承的原因包括：润滑不足或过分润滑，润滑剂。内含有杂质，负载过大，轴承损环，间隙不足，及油封产生的高磨擦等等。因此连续性的监测轴承温度是有必要的，无论是量测轴承本身或其它重要的零件。如果是在运转条件不变的情况下，任何的温度改变可表示已发生故障。轴承温度的定期量测可藉助于温度计，例如skf数字型温度计，可精确的测轴承温度并依℃或华氏温度定单位显示。重要性的轴承，意谓当其损坏时，会造成设备的停机，因此这类轴承最好应加装温度探测器。正常情况下，轴承在刚润滑或再润滑过后会有自然的温度上升并且持续一或二天。