皂市水电站机组异常振动的模糊评价法(FCE)故障诊断

皂市水电站1号机组自投入运行之后,上导的摆度逐渐增大,甚至超出了二级报警值,急需查找振动的原因.以机组额定转速时上导、下导和水导各测点摆度的较大值为样本得到机组振动的征兆隶属度矩阵,采用已有的专家打分法得到模糊关系矩阵,计算得到振动故障隶属度矩阵,由故障隶属度矩阵判断出机组的振动故障的可能原因是上导轴承等部位的间隙过大和机组存在质量不平衡.电站最终通过动平衡处理解决了机组的振动问题.     

广州蓄能水电厂B厂机组导叶轴套选型研究

广州蓄能水电厂B厂4台机组自投产以来,多次出现导叶轴套漏水、损坏等问题,尤其8号机组频繁出现G工况启动时导叶拒动故障。通过综合比较分析,决定后续机组大修选用500SP1-SL464铜基镶嵌自润滑轴套替换500SP1-SL401轴套。8号机组于2012年2月完成大修,从实际运行情况来看,目前导叶轴套未发现漏水,导叶静态试验中导叶开关顺畅,机组小修时检查上下抗磨板无摩擦痕迹,导叶端面间隙正常无变化。     

小型机械液压调速器检修一例

某水电站装机2台,调速器为GT-1500型。运行中,1号机组调速器主配压阀等幅跳动,导叶接力器等幅抽动。多次检修拆装,未找到故障原因。2号机组运行投产后,调速器主配压阀和导叶接力器运行正常,未出现类似1号机组的故障。在一次检修中,做了下述故障判别试验。     

水轮发电机组轴承温度过高原因及处理

运行规程规定水轮发电机组上、下导及推力轴承的故障温度为55℃,水导轴承故障温度为50℃。轴承发热比较严重时,将导致机组轴承烧毁,只有使机组轴承温度稳定在规定范围之内,机组才能可靠的运行。     

喜河水电厂1号机组上端轴同轴度偏心分析处理

喜河水电站一号机组摆度、振动偏大,造成上导温度升高及油槽甩油现象,在检修时发现机组上端轴滑转子同轴度偏心。经过试验数据科学分析、判断,找出原因,制定可行处理方案,解决了设备故障问题,使机组有一个安全稳定的运行状态。     

水轮机导叶气蚀及处理方法

芹山电站#2水轮发电机组在投产运行1年后,机组在制动停机完成且风闸复归后,又出现了微小转动的现象。在这种情况下,有可能造成低转速下推力轴承烧瓦的事故。在检修时,发现机组活动导叶立面止漏面气蚀磨损严重,造成停机困难。对问题进行了分析后,对导叶立面止漏面气蚀磨损区进行了堆焊不锈钢及打磨处理。运行检测结果证明,处理效果较好,确保了机组的安全稳定运行。     

大型轴流转桨式机组导轴承间隙增大的演变及原因分析

葛洲坝二江电厂总装机容量为96.5万kw,共七台机组。并网发电以来,经有关单位长期监测试验,发现机组水导摆度随着机组运行在不同的程度上增大着,有时甚至超过了主轴水导轴承的调整间隙。一九八三年七月,2~#机组水导摆度由原来的0.20mm增大至0.60mm以上,处理后,开机时的主轴导轴承处的摆度为0.30mm,运行2天,主轴摆度达到1.20～1.80mm,被迫停机再次检修。一九八四年七月十八日,3~#机组水导摆度增至0.80mm左右,停机检查发现导     

高坝洲电厂机组上导轴承故障分析

对高坝洲电厂机组导轴承发生的故障进行了检查与分析,对机组上导结构进行了局部改造,其运行结果得到改善,并针对多种情况,提出了解决方案。     

浅析状态监测系统的故障分析与盘车应用

清江水布垭水电站1号机组运行后发现了振动、摆度较大的问题,利用安装在该机组上的PSTA2003状态监测系统,对机组实施了盘车效果校验和其他相关试验,根据其提供的数据和结论对大轴加垫矫正,处理完毕后,机组振动、摆度及导轴承瓦温明显减小,机组运行状态得以改善,达到了预期的目的。     

小浪底水力发电厂机组动平衡试验

小浪底水力发电厂5号机组投运以来,运行工况不够理想,上机架振动和上导摆度均超标,水导运行温度居高不下。通过检查发现5号机组下机架倾斜,因此,曾一度把关注的焦点放在处理下机架的问题上。5号机组大修后,调整了下机架的水平,但仍未解决问题。通过认真地研究和多次试验,发现机组存在动不平衡。通过动平衡试验和几次配重。彻底解决了由于机组动不平衡造成的上机架振动、上导摆度、水导运行温度等一系列问题。     

姚庄水电站发电机缺陷的综合治理

姚庄水电站是引滦入唐工程上的一座渠道引水式电站，装机容量2×1250kW，发电机型号为TSL260/32－20，立式悬吊型结构，1994年底投产发电。由于设备选型及制造质量等原因，发电机存在设备缺陷，威胁着安全运行。1缺陷情况1.1发电机与水轮机固定部件不同心，造成油盘甩油1号机组在发电机空气间隙基本均匀时，发电机上导油盘与水导油盘不同心。1996年大修时发现，水轮机导轴颈与油盘内壁间距相差达3.1mm，空气围带在－X、＋Y方向严重磨损，为此，将机组大轴向相反方向移动0.77mm，投入运行后，发现发电机上导沿内挡油圈甩油；1997年大修时…     

浅析某水电站调速器导叶位移传感器反馈故障

对于水电站而言,水轮机调速器运行品质的好坏直接决定了机组的安全和稳定运行。针对某新投产水电站2号机组并网运行期间调速器双套严重故障,综合故障事件信号、故障PLC代码以及采用模拟报警试验法分析,得出该次调速器双套严重故障原因,为机组安装施工期间存在金属切割、焊接等作业遗留的金属粉末,导致机组并网运行调整负荷时,金属粉末对导叶位移传感器1、2采样产生了不良跳变影响,传感器断线报警,从而造成调速器双套严重故障,并切至纯手动运行。笔者针对该次非典型事故提出了故障原因分析、处理措施及预后措施等,对处理类似事故有一定的参考意义。     

龚嘴水电站机组导叶振动原因分析及处理

根据龚嘴水电站2号机组运行中活动导叶产生水平向振动的现象,结合检修时发现的问题分析认为,机组已连续运行11年,活动导叶下轴颈的磨损日趋严重,已失去定位、限位作用,特别是部份下轴套已经完全损坏。运行中受水力因素影响,活动导叶下端轴在底环轴孔内晃动,以中轴颈部位为支点,引起上轴颈及其连接的拐臂产生振摆现象。经处理回装后,设备运行稳定性良好。     

青居水电站转轮连接机构故障原因分析和处理

介绍了青居水电站1台灯泡贯流式机组,在运行中出现转轮桨叶和导叶不能自动协联运行的机械设备故障,本文对该设备的故障现象、原因进行了详细的分析,并提出了合理的处理方案,解决了机组运行中存在的安全隐患,提高了机组的安全稳定运行。     

马槽河水电站立式混流机组甩油问题的分析与处理

马槽河水电站立式混流发电机组在投入试运行阶段,出现了发电机上导轴承油槽中的油甩溅出油槽的现象。经过对问题的深入分析,发现机组结构设计上存在问题,造成机组运行时产生很高的局部负压而甩油,对此提出了对发电机结构进行局部改造的方案,通过实施改造后运行检验,从根本上解决了机组甩油的问题。     

广州蓄能水电厂1号机组溜负荷与导叶自动关闭故障原因分析与探讨

针对广州蓄能水电厂1号机组在运行期间出现导叶自行关闭导致跳机的故障现象,结合此前出现的该台机组溜负荷现象进行分析研究,确认由于主配压阀阀芯串油导致导叶自行关闭产生溜负荷现象,造成不同程度的后果,同时为同类机组类似故障排查提供相关意见与参考。     

大型轴流转桨式水轮机导叶开度反馈装置故障分析与处理

针对金沙水电站1号水轮发电机组调速器在运行过程中发生的事故低油压保护动作,开展了故障原因查找及分析工作。从此次故障发生的现象、经过、原因进行了分析,查清了故障原因,提出了改进措施,继而通过对导叶开度反馈装置进行改造,优化了调速器导叶位置传感器选型及固定支架设计,改造后的导叶位置传感器通过了现场试验和运行的验证,确保了机组的安全稳定运行。通过采用逐步排查方法处理故障,对排查和防范类似故障具有一定的参考价值和借鉴意义。     

状态监测系统在水轮发电机组配重中的应用

某水电站3号机组增容改造完成后,机组稳定运行时的下导摆度及上导、下导瓦温均发生了较大变化(升高).为了判断导致以上指标发生变化的原因,对机组进行空转、变转速、变励磁和变负荷试验,通过分析试验结果,诊断机组存在的缺陷,并对机组实施了配重.配重结果表明,机组振动、摆度及导轴承瓦温明显减小,机组运行状态得到改善,达到了预期的目的.     

可逆式机组摆度和振动过大的处理

广蓄电站4号机组大修前的稳定性试验发现机组的摆度和振动过大,在对机组进行大修时,通过对机组轴线调整和导轴承间隙调整,使机组大修后在各种运行工况下,机组摆度及振动比大修前均有了明显的降低。     

水轮发电机组开机时剧烈振动的处理

长诏电站机组已运行10多年,其中1号机组出现开机时剧烈振动并伴异常声音现象,通过刮垫法调整其摆度未能解决振动问题,后调整了上导轴承和水导轴承的间隙,使开机时剧烈振动并伴异常声音的问题得以解决。表1个。