HLA551-691型水轮机水导轴承油箱水冷却器漏水原因分析及处理

柘林水电站6号机组HLA551-691型水轮机的水导轴承油箱水冷却器运行不到一年就发生漏水事故.原因是冷却器结构设计存在缺陷；投入运行前的试验压力过高,造成接头处强度降低.采用在不拆卸发电机、不进行机组总轴线调整的情况下,拆卸水导轴瓦修复水冷却器,然后将水导轴瓦装复,且不影响机组轴线的检修方法,对该机组进行检修.修复后的机组运行正常.     

高水头冲击式机组导轴承安装的技术探讨

云南吉沙水电站安装了2台高水头高转速冲击式悬式水轮发电机组,该机组为国内同类型机组单机容量最大的机组（单机容量60MW）。在安装和调整机组导轴承时,依据设计总间隙和《水轮发电机组推力轴承、导轴承安装调整工艺导则》（SD288-88）,上导轴承总间隙最小且均匀分配,并以此为基础结合下导轴承处和水导轴承处主轴的摆度值,安装下导轴承处和水导轴承处每块导轴瓦的单边间隙;但机组安装好后在试运行中出现烧瓦现象,对烧瓦进行处理并适当调整个别瓦间隙后,又出现了上导轴承瓦温偏高现象。对此,在机组小修时适当放大了上导瓦间隙（大于下导瓦和水导瓦间隙）;之后经多次开机试验,机组上导瓦温降低到了理想的温度,各部位的摆度值、振动值也有下降趋势,机组运行参数良好。本文对这种调整方法（即以水导轴承间隙为基准,适当放大上导瓦间隙、下导瓦间隙）进行了过程描述和数据分析,对这种调整方法从机组结构方面进行了定性分析。     

青居水电站1F机组导水机构滚动轴承磨损处理

介绍青居水电站1 F机组导水机构滚动轴承磨损后的处理过程:首先对1 F机组导水机构滚动轴承进行全面检查;其次对外配水环及控制环采取非常规的修复方式,重新制造压环,更换钢球;再者导水机构滚动轴承安装后检查压环和控制环与外配水环之间间隙;最后通过泄压阀动作实验,试验合格后,恢复青居水电站1 F机组发电。     

潘家口电厂水导轴承进水原因分析及处理

潘家口电厂水导轴承采用的稀油润滑油浸式分块瓦导轴承,由8块巴氏合金轴瓦组成。采用内循环方式润滑,轴瓦下部浸入油内,主轴轴领旋转,油在离心力作用下经轴领下部升入轴瓦,经上部油箱返回连续循环。油冷却方式为水循环水冷,冷却器型式为盘香式冷却器,冷却器装于油槽内部。在2号机组A级检修后,在进行机组调相工况后,发现水导轴承油混水报警,检查水导冷却器确存在轻微渗漏,但不至于导致水导轴承含水量远超允许值,最终分析原因为主轴密封漏水量过大导致水甩至水导轴承,故采取了在大轴上加装挡水罩的方式防止主轴密封水甩至水导轴承内,解决了水导轴承进水问题。     

布仑口-公格尔水电站机组水导甩油分析及处理

布仑口-公格尔水电站2号机组在孤网运行后出现水导甩油现象,经业主、设计单位、设备制造厂家及安装单位共同研究后,对2号机组水导甩油情况进行相应的分析和处理。通过对水导甩油问题的改造和处理,消除了机组运行的重大安全隐患,为同类型水电站水轮机水导轴承设计、检修、改造等提供一定的参考依据。     

冶勒水电站水轮机主轴及水导轴承安装

冶勒水电站冲击式机组水轮机主轴为整根锻造轴,上下均为法兰结构,水导轴承为巴氏合金稀油润滑,外循环冷却系统,水导瓦为筒式结构。冶勒水电站的冲击式机组安装工序和调整方法与其他机组不同,且水导轴承部位的施工空间狭小,通过冶勒水电站水导轴承安装过程,总结出一套适用于冲击式机组水导轴承安装的方法:水导轴承预装—水导轴承与主轴组合整体安装—确定机组转动部件中心—水导轴承间隙调整。     

赵山渡水电厂3号机组组合轴承瓦温异常分析

赵山渡引水工程是国家大(二)型水利工程,水力发电厂3号机组组合轴承瓦温比正常情况下高10℃,机组轴承磨损严重.经过对组合轴承的支座检查、镜板与推力瓦间隙检查、推力瓦的瓦面尺寸验算、推力瓦受力测量,发现机组轴承支座水平度和同轴度不符合安装要求,镜板与推力瓦间隙过大,推力瓦受力不均匀.经过处理后,机组轴承温度和轴瓦磨损已正常.     

浅析灯泡贯流式机组弯曲连杆弯曲处理

介绍青居水电站3号机组弯曲连杆弯曲处理过程:首先对弯曲连杆进行外观检查,分析弯曲连杆弯曲原因;其次落检修门对流道进行排水至无压,后做密闭空间作业安措,机组防转动安措;然后对流道进行全面检查及清理,编写弯曲连杆弯曲处理方案并对弯曲连杆进行处理;最后检查导叶端面和立面间隙并调整,做调速器扰动试验及开、停机试验,青居电站3号机组并网运行。     

溪洛渡电站3号机组水导油位异常浅析

介绍了溪洛渡水电站3号机水导轴承油位异常的状况,对水导轴承进行了拆卸检查,根据检查结果对水导油位异常的原因进行了分析,并提出了处理措施,经处理后机组运行正常。     

40MW灯泡贯流式机组水导轴承烧瓦事故分析及预防措施

以境外某水电站40MW灯泡贯流式机组为背景,以机组运行过程中发生的水导轴瓦烧损事故为例,介绍了电站水导轴承结构型式以及油系统在设计、运行管理中存在的问题和采取的改进措施,防范和避免水导轴承在运行过程再次出现烧瓦事故,保证电站机组的安全运行和管理。     

龙滩水电站导轴承瓦间隙测量方法与工艺控制

龙滩水电站水轮发电机组包括上导、下导、水导三部导轴承,分别由16块、12块、24块巴氏合金瓦组成。上导、下导轴承采用平键来调节瓦间隙,水导轴瓦采用设计斜度为1:50的楔子板来调节瓦间隙。针对轴承的结构特点,结合机组检修,应用了多种测量方法对瓦间隙进行测量,摸索并总结出了效率较高、测量误差较小的测量方法。     

龙滩水电站1号机水导轴承瓦温偏高问题探讨

龙滩水电站首台机组调试阶段，水导外循环油泵单台投入运行，水导瓦温偏高，故一直投入两台油泵运行。后经调整水导轴承间隙，并进行水导外循环单泵运行试验，I号机水导油泵单泵运行基本能满足设计的冷却要求。     

碧流河水电站#3机组水导冷却系统的改造设想

1　概　述碧流河水电站位于引碧入连三期工程的取水首部 ,为坝后式电站 .# 3机组发电机型号为 SF12 50 - 2 4 /2 6 0 0 ,水轮机型号为 HLJF36 0 1- L J- 12 0 ,于 1997年 7月投入运行 .# 3机组投入运行后 ,初期运行比较正常 ,但随着气温回升 ,发现水导轴承内积水严重 ,每天需从水导中抽水 ,每次平均抽水量 0 .5L左右 .积水的产生严重影响了水导的正常工作 ,使油质恶化 ,加剧了轴瓦的磨损和锈蚀 ;同时积水抬高了转动油盆的油面 ,使大量润滑油甩出 .2　出现积水的原因# 3机的水导为毕托管式稀油润滑筒式轴承 ,轴承体上部有一夹层 ,里面通…     

阳固山电站推力轴瓦烧瓦分析及其改进

阳固山水电站机组的水导推力轴承由于各种故障经常发生烧瓦事故,本文介绍了将原水导推力轴承油外循环系统进行了结构上的改进,免除了轴瓦的烧瓦事故,对小水电站采用同类型的机组有借鉴意义。     

柬埔寨达岱水电站导轴承摆度大问题分析及处理

柬埔寨达岱水电站2号机组导轴承出现了运行摆度大的问题,经对安装记载、维修及事故后检测的数据分析,其主要原因是机组安装时的间隙较大,以后历次检修时轴瓦间隙也没有效调整,加之导瓦的磨损、对导瓦的修刮以及对轴领的打磨造成间隙不断增大。根据以上分析和对导轴承间隙的有效调整,导轴承摆度大的问题得到了解决,目前运行情况良好,提高了机组运行的稳定性。     

水轮发电机组开机时剧烈振动的分析及处理

长诏一级水电站机组投入发电巳运行十多年，其中1号机组1996年3月首次出现开机时剧烈振动并伴异常声音。通过刮垫法调整其摆度未能解决问题。1998年通过分析研究，调整了上导轴承和水导轴承的间隙，使开机时的剧烈振动和异常声音的问题得以解决。     

龙滩水电站3号机组水导摆度偏大处理新方法尝试

龙滩水电站3号机组运行3年多来,水导轴承摆度呈逐渐上升趋势,最大达0.5mm.利用机组C修机会,对机组的轴线进行了检查,根据实测的水导瓦间隙,推导出了非标准圆的最佳中心,找到了水导轴承处轴心的最佳位置,按此轴位重新分配了水导瓦间隙,经过开机试验,效果良好,证明新方法是可行的.     

龙滩电站3号机组水导摆度偏大处理新方法

龙滩电站3号机组运行3年多来,水导轴承摆度呈逐渐上升趋势,最大达0.5 mm.利用机组C修机会,对机组的轴线进行了检查,根据实测的水导瓦间隙,推导出了非标准圆的最佳中心,找到了水导轴承处轴心的最佳位置,按此轴位重新分配了水导瓦间隙,经过开机试验,效果良好,证明新方法是可行的.     

某水电站机组导轴承支撑间隙调整方式

某水电站厂房布置于坝后主河道上,总装机容量为3 000MW,安装5台600MW的混流式机组,由3个设备厂家设计制造,发电机均采用2个导轴承的立轴半伞式结构,推力轴承布置在下机架上。水轮发电机组导轴承包括上导轴承、下导轴承和水导轴承。由于设计制造厂家的不同,机组导轴承的支撑调整形式就有所不同,有偏心销结构支撑调整板调间隙、支柱支撑调节螺栓调间隙、球面支撑楔子板调间隙3种结构形式,从结构、间隙调整及是否方便检修维护对3种导轴承进行对比分析。     

清蓄电站水导轴瓦间隙增大原因分析及处理

为改善清蓄电站机组振摆情况,提高蓄能机组的性能和指标,文章从理论分析、结构特点、设计安装等方面对水导轴瓦间隙增大原因进行分析,论述了安装调整和螺栓止动的措施实施过程,解决了水导轴瓦间隙增大问题,并对此提出一些建议和思考。