立式水轮发电机组推力瓦温偏高故障分析处理

光照电厂水轮发电机组为半伞式结构,总装机1 040 MW,一次检修后出现下导轴承摆度超标报警,推力轴承瓦温偏高报警等异常现象。根据机组运行数据和实际运行工况,从机组检修安全质量、设备结构、设计制造等方面对对机组运行数据超标的缺陷进行分析处理。通过复测轴瓦间隙,盘车数据分析,找到了问题的根源,最后通过从新计算调整轴瓦间隙,机组运行恢复了正常,保证了机组安全可靠运行。     

灯泡贯流机组轴系安装工艺

介绍了灯泡贯流机组轴系的安装过程,调整方法,盘车方法,质量要求以及主轴调整与导轴承间隙的关系,并通过安装工艺解决了轴系承受载荷后出现的一系列问题。     

大型立式机组考虑摆度调整导轴瓦间隙的方法存在的问题

本文从分析考虑盘车摆度方位进行导轴瓦间隙调整的方法在问题入手,明确提出对其深研究是必要的。还介绍了江都排灌站水期采用的不考虑安装摆度的导轴瓦间隙调整方法。     

大路水电站2#水轮发电机组轴线调整及导轴承瓦间隙调整

文章介绍了大路水电站2^#机组在安装过程中，发电机轴线调整方法。以及水轮机和发电机联轴，发现机组轴线产生严重的拆线后，通过盘车数据计算和分析，解决了机组轴线偏拆导致水轮机摆度过大的严重缺陷，并根据最终的盘车数据确定了上导，下导，水导三导轴承瓦间隙调整方案。     

浅析大型立式机组导轴瓦间隙合理的调整方法与数值

本文分析了考虑与不考虑安装摆度两种导轴瓦间隙调整方法.结论是不考虑安装摆度的下导轴瓦间隙调整方法,更科学,也更简便.可以提高推力瓦在运行中受力均匀程度,从而保证推力瓦安全运行.上下导轴瓦间隙按0.06-0.08mm数据调整是可行的.扩大间隙范围,不仅对推力瓦安全运行不利,也会降低机组运行效率.     

西津水电厂2号机组的轴线处理

为了解决机组轴线摆度偏大的问题，从机组运行的工况入手，结合现场盘车数据，分析导轴承、推力轴承、镜板、主轴、连轴法兰等各个因素对主轴轴线的影响，从中得出轴线摆度偏大的主要原因，并详细说明了解决轴线摆度偏大的具体方法和处理工艺。     

彭水水电站2、3号机组下导轴承摆度偏大原因分析

水轮发电机组振摆偏大会严重影响机组设备的安全稳定运行,机组振摆偏大一般是多个原因叠加的结果,给原因分析和检修处理带来一定的困难.以彭水水电站2、3号机组下导轴承摆度偏大现象为例,通过分析影响下导摆度的水力、机械、电磁3个因素,结合机组在线监测系统的频谱分析和主轴状态等工具,逐项排除可能引起下导轴承摆度偏大的次要原因,最终得出机组轴线偏折和空气间隙偏小且分布不均匀是造成2、3号机组下导轴承摆度偏大的主要原因,为后续机组缺陷分析、运行方式调整、检修周期项目制定提供依据,进一步优化机组运行工况,提高设备安全性和可靠性,也为实现机组状态检修积累经验,奠定基础,为类似电站和机组解决导轴承摆度问题提供参考.     

刘家峽30万千瓦大型水轮发电机组的盘车

一、前言水轮发电机组需要进行轴线检查和调整,这在安装程序上称为盘车。根据刘家峡电站的安装经验,发电机可不必单独进行盘车,而在发电机转子与水轮机转轮联接后一次进行。按拖动方法不同,盘车一般可分机械盘车(如刘家峡的机组)和电动盘车(如青铜峡机组)两种。在盘车过程中,主要是预测主轴有关部位的摆度参数,使之达到规定要求,为机组运行时的摆度稳定性创造可靠条件。     

小山电站2号机组摆度大的原因分析及处理

针对小山电站2号机摆度大的问题，结合机组状况及修解体后发现的问题进行了原因分析，提出了轴线处理、转动部件动平衡处理及导轴承间隙调整等处理措施及应注意的问题，供同类型水电机组安装运行时参考。     

李家峡水力发电厂1#水轮发电机组电气盘车轴线检查及轴瓦间隙调整

文章论述了李家峡水电厂1#水轮发电机组扩大性检修中，通过电气盘车试验检查机组轴线，根据电气盘车数据调整各导轴承瓦间隙，确保了李电1#机扩修后稳定运行。     

抽蓄电站机组“轴系摆头”的原因分析及处理

针对抽蓄电站机组存在轴承摆头现象,分析了机组运行时的摆度数据,指出热胀导瓦间隙的变化是发电机上、下导轴承的受力变化的原因,并结合现场实际各工况数据进行综合分析,给出了相应的处理措施。     

水轮发电机组中心测定

在水电厂检修工作中,对机组的中心要求非常严格,机组中心确定是否准确,直接影响到机组上导轴承、下导轴承和水导轴承的回装和间隙调整的质量;也关系到检修后机组的运行状况,如摆度、振动、轴承温度等。因此,在检修过程中,对机组中心测定和轴承回装应特别重视。现将我厂立式三轴承水轮发电机组中心测定与研制的可调临时固定装置等简介于下:     

导轴承间隙增大缺陷的演变及原因分析

葛洲坝电厂自第一台机组并网发电以来,存在主轴摆度过大的问题,有时,其摆度值超过导轴承的调整双边间隙,致使机组几度被迫停机检修,影响安全运行。 机组水导轴承采用浸油式自润滑分块结构,轴承直径φ2150mm,无冷却器,利用轴承锥体上环里侧的空腔作为外油槽,靠进入转轮室的水流自然冷却。水导轴承共10块。根据我们长期的测试资料,综合分析出导轴承间隙增大的缺陷演变大致过程,由于机组部分负荷(40～55％)和超负荷时,水力不平衡的增大使机组振动加剧,加之设备零、部件的初始缺陷(材质因素、不合理结构、加工工艺等),造成作用于支承部件的交变力增大,支承部件水平振动增大,进而导致固定螺丝松动、断裂,支柱螺丝头部、垫块裂开,以致导轴承轴领和轴瓦之间的间隙增大,轴承摩擦,发展成外油箱晃动,主轴摆度≥0.08mm,机组被迫停机检修。     

700 MW巨型机组现场运行不稳定问题解决经验

龙滩水电站1号水轮发电机组运行初期,存在水导瓦温偏高和上、下导轴承摆度偏大的缺陷,随着运行时间的延长,摆度最终超过国家标准允许值。文中对水导温度异常升高及上、下导摆度偏大的原因进行了分析,提出了处理方法。经过调整各部轴承的间隙和动平衡试验,最终圆满解决了问题。     

青岗峡水电站3#机组轴线调整

文章论述了在青岗峡水电站3#机组轴线的调整过程中,按照盘车数据仔细计算加垫量及加垫方位,准确对加垫方位进行分区,依据盘车数据认真对各导轴瓦间隙进行调整,保证了机组开机运行后各项指标均达到优良.     

向家坝左岸电站800 MW级机组轴线调整工艺研究

针对向家坝左岸电站800 MW级机组初次盘车后轴线摆度过大的问题,分析了机组摆度过大的原因,提出了通过机组轴线测量确定机组中心的方法,并以此为基础采用平移轴方法调整机组轴线的工艺方案.试验证明,利用平移轴方法进行轴线调整是可行的,可以有效地减小机组轴线摆度,使其满足水轮发电机安装要求,保障机组运行稳定.     

水轮发电机导轴承间隙和预负荷对性能的影响

本文介绍了大型水轮发电机导轴承结构特点,对导轴承的参数选取以及间隙和预负荷对轴承性能的影响进行了分析。导轴承支承位置在0.55~0.57范围内,其最小油膜厚度达到极大值。立式水轮发电机组导轴承的相对(几何)间隙比一般为2‰~6‰,具有较大的承载能力和较低的瓦温。根据运行间隙设计值和滑转子热膨胀量确定导轴承安装间隙。立式水轮发电机组导轴承的运行间隙的设计值较小,以控制转子摆度,而预负荷较大,可以达到0.80~0.99,这样可以增大最小油膜厚度,提高承载能力。     

300 MW抽水蓄能机组下导轴承摆度异常原因分析及处理

内蒙古呼和浩特抽水蓄能电站2号机组运行中多次出现下导轴承摆度增大异常现象。经分析后确定原因为下导防油雾装置与大轴接触面积大,使主轴轴领升温幅度增大及下导轴承摆度测值增大。由此提出减小防油雾装置与大轴接触面积的处理措施。处理后,2号机组下导轴承摆度异常问题得以解决。     

水电机组摆度周期性波动问题的分析和研究

本文针对某水电站机组上导轴承摆度峰峰值持续呈正弦周期性波动的问题，通过增加临时探头测量机组动态和静态时上机架支臂和基坑的间隙，以及不同方向支臂的间隙和机组运行参数等，发现支臂和基坑间隙一一对应，且间隙随环境温度的增加而增加，该间隙的变化规律符合因大部件金属构件蠕变传递至基座传感器引起的上导摆度周期波动的特征。因此可以确定机组摆度周期性波动是因为大部件金属随着温度变化而出现较大的位移蠕变，且该蠕变为非对称蠕变，以上过程量逐级传递至基座传感器位置，同时该文建议采用该结构形式的机架时应充分考虑支臂蠕变方向和限位措施。     

转桨式水轮机水导轴承的运行经验

一、概况 葛洲坝电厂二江分厂装有7台转浆式机组,其中2台单机容量为170MW,由东方电机厂制造(本文简称为170机);另5台机的单机容量为125MW,由哈尔滨电机厂制造(本文简称为125机)。机组结构型式均为半伞型,设有发电机上部导轴承和水轮机导轴承。水轮机及其导轴承的主要参数如表1所示,两种机组的水导轴承都采用稀油润滑的油浸式分块瓦结构。 水导轴承的运行性能好坏主要反映在轴承运行温度和摆度两方面。按运行规程要求,水导轴承的报警温度为60℃,事故停机温度为70℃;主轴在水导轴承处的摆度不得