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     

锦屏二级水电站水发联轴镗孔工艺应用

在水电站机电安装过程中,机组轴线状态的检查与调整是非常重要的工序,其质量好坏是机组长期安全稳定运行的关键因素。在工地,检查机组轴线状态的主要手段是联轴盘车,计算出各导轴承的摆度,特别是水导摆度,由于现在大型水电站设备制造均趋于分工合作,单独的一个制造厂很难满足设备制造质量和进度要求,这就为机组轴线状态埋下了严重的不确定性,在锦屏二级已完成的七台机组轴线调整中,有五台进行了较大的工艺加工,取得了显著的效果,水导运行摆度均在0.10mm左右,其中4~6号机水导运行摆度约0.05mm,机组运行稳定、性能优良。     

大型轴流转桨机组摆度超标原因分析

为进一步对大型轴流转桨式机组在低水头时下导摆度、水导摆度、顶盖振动超标分析,经采集机组动平衡试验前后数据对比、洪水期4台机组的水头由中高到低的振动摆度和压力脉动横向比较,3号机组随着水头的降低,下导摆度、水导摆度、顶盖及转轮室压力脉动等比其他机组都要大,表明水力因素是造成机组振动摆度超标的主要原因,为机组处理提供了参考依据。     

关于水轮发电机组主轴摆度过大及推力轴承瓦温偏高的分析及处理

广东省大埔县三河坝水电站发电机组为转浆式双调节水轮发电机组,总机装机容量为5000k W(2×2500k W),其发电机推力轴承的瓦温达到61℃,机组发出"机组故障预告信号";机组在水导处的相对摆度值已达到0.08mm/m,超过国家规定的相对摆度值应小于0.05mm/m允许值。根据机组运行数据和实际运行工况,对推力瓦瓦面受损和机组主轴摆度进行分析。通过测量轴瓦间隙,分析盘车数据,找到问题根源,并通过对推力瓦进行刮研、对水轮发电机组的盘车、推力头绝缘垫进行刮削和调整等工作,使机组运行恢复正常状态,保证了机组安全可靠运行。     

水轮发电机组摆度传感器的安装位置

水轮发电机组的稳定性是指振动、摆度、压力脉动等参数,摆度是水轮发电机组重要指标之一,摆度直接反映机组稳定性运行,摆度测量准确性至关重要,摆度安装位置是保证摆度测量准确性的技术条件之一;新装机组或A修机组进行性能试验,摆度是性能试验重要数据之一,其中动不平衡试验通过摆度数据确定配重重量和方位,摆度准确性直接影响试验成败,保证摆度测量准确性,为机组数据监测和水机试验提供最基本的技术条件,摆度的安装位置直接影响摆度测量的准确性;对于运行机组而言,摆度是机组状态监测系统的重要数据之一,如摆度长期超过瓦总间隙的70%,必须停机检查,消除故障才能运行,摆度数据的准确性得不到保证,摆度监测就失去意义,就会给电站运行人员提供错误信息,浪费电站的人力、经济、物资等资源。本文旨在讨论不同摆度安装位置测量值不一样,哪种安装位置接近摆度实际值,为摆度测量准确性提供最基本的保障。某电站2号机组A修过后开机验收试验中,水导摆度测量值超过瓦总间隙,造成机组不能按期并网发电。通过电科院的相关试验测试,分析查找机组摆度过大的主要诱因,最终通过改变摆度安装位置,摆度测量值下降到瓦的总间隙的40%,使机组恢复正常运行状态。     

机组水导摆度严重超标的处理

红山咀水力发电厂二级站3号机组大修后投运出现水导摆度严重超标,达0.55mm,曾对其进行了各种试验,并作了轴线重新调整、动不平衡校正等处理,但水导摆度无明显改善。当该机安全渡汛后,在1994年冬修中,又将该机提前进行大修。对转轮及主轴进行轴线同心度校验,发现水导轴颈偏心严重。采取重新调正转轮,使上下法兰中心一致;车削加工轴颈,用土法磨光轴颈面;同时车加工轴面,精加工转轮上下迷官环和密封轴面。大修后试运转,水导摆度为0.13mm,取得了良好的效果。     

丹江口水电厂苏制15万千瓦机组改造增容工程竣工

3月22日,丹江口水电厂2号机改造增容工程竣工并网发电。试验表明,在目前上游▽140.92m的低水位及水轮机导叶开度相同的情况下,改造增容后的2号机与同类型号的前苏联制造的1号机相比,多出力0.7万kW,而上导摆度、水导摆度分别仅为0.22mm与0.40mm,完全符合技术标准。按设计要求,在设计高水位时,2号机出力将由原15万kW增加到17.5万kW。改造增容后的2号机运行稳定,为今后5台机组的改造与增容积累了宝贵的经验。 为保障设备的安全运行,将进一步提高企业的经济效益与社会效益,逐步对全厂6台单机容量15万kW的机组实施改造与增容工作。1992年,对2号机发电机部分进行了改造与增     

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。     

基于电站最优维护信息系统的机组机械振动分析——以葛洲坝电厂10号机组为例

葛洲坝水电站是我国在长江干流上自主设计的第一座大型水电站,共安装有2台单机容量为175 MW、19台单机容量为125 MW(改造前)、1台装机容量为20 MW的轴流转桨式水轮发电机组。从首台机组发电至今,葛洲坝电厂累计运行超过35 a。长时间的运行使机组出现老龄化的同时也存在着稳定性、安全性方面的隐患。基于电站最优维护信息系统(HOMIS),对葛洲坝电厂10号机组进行了状态检测,结果发现机组存在上导X/Y向摆度、水导X/Y向摆度过大的问题,为此,借助于HOMIS集成的快速傅里叶变换函数进行诊断,结果诊断出上导、水导摆度的主频为1 Hz,表明该现象为主轴或其附件引起的机械故障。依据机组诊断结论,经分析研究,提出了适宜的检修方案,并根据方案最终对磨损连杆进行了更换处理。最后,对检修前后的机组状态进行了对比,对比结果表明,检修质量达到了预期目标。     

基于电站最优维护信息系统的机组机械振动分析

葛洲坝水电站是我国在长江干流上自主设计的第一座大型水电站,共安装有2台单机容量为175 MW、19台单机容量为125 MW（改造前）、1台装机容量为20 MW的轴流转桨式水轮发电机组。从首台机组发电至今,葛洲坝电厂累计运行超过35 a。长时间的运行使机组出现老龄化的同时也存在着稳定性、安全性方面的隐患。基于电站最优维护信息系统(HOMIS),对葛洲坝电厂10号机组进行了状态检测,结果发现机组存在上导X/Y向摆度、水导X/Y向摆度过大的问题,为此,借助于HOMIS集成的快速傅里叶变换函数进行诊断,结果诊断出上导、水导摆度的主频为1 Hz,表明该现象为主轴或其附件引起的机械故障。依据机组诊断结论,经分析研究,提出了适宜的检修方案,并根据方案最终对磨损连杆进行了更换处理。最后,对检修前后的机组状态进行了对比,对比结果表明,检修质量达到了预期目标。     

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.     

白山抽水蓄能电站暂态工况下机组振动特性研究

本文以白山抽水蓄能电站6号机组为研究对象,对发电开机、发电停机、抽水开机、抽水停机暂态工况下的机组振动特性进行了研究,着重分析了水导摆度和顶盖振动的时域与频域特性,为解决已投运抽蓄电站机组振动问题提供一点新的启示。     

丹江口水电厂苏制15万kW机组改造增容工程竣工

1995年3月22日18时46分,丹江口水电厂2号机改造增容工程竣工并网发电。试验表明,在目前上游▽140.92m的低水位及水轮机导叶开度相同的情况下,改造增容后的2号机与同类型号的前苏联制造的1号机相比,多出力0.7万kW,而上导摆度、水导摆度分别仅为0.22mm与0.40mm,完全符合技术标准。按设计要求,在设计高水位时,2号机出力将由原15万kW增加到17.5万kW。改造增容后     

土耳其匹那水电站盘车问题及处理

水轮发电机组轴线的测量和调整是机组安装中的一道关键工序,机组轴线是通过盘车方式测量上导轴承、集电环、联轴法兰及水导轴承处的摆度值确定的。结合土耳其匹那电站盘车中遇到的问题,详细介绍了其处理过程。     

机组检修同心摆度检测装置

机组检修同心摆度检测装置主要是用来实现大型泵站机组检修时对机组主轴的同心度、摆度的测量，实现对机组振动值、摆度的在线监测功能。装置通过先进的数据采集和分析系统，对机组主轴的各种数据进行专业分析，提高数据测量精度，缩短机组的检修时间，保证机组能尽快完成检修投入运行。     

水布垭水电厂4号机组下导摆度大的原因及处理

水布垭电厂4号机组在2013年C级检修中,通过调整下导瓦间隙对下导摆度大的问题进行了处理;着重介绍了4号机组下导摆度大的原因及处理过程。     

基于H-K聚类逻辑回归的贯流式机组水导轴承磨损性能评估研究

贯流式机组水导轴承性能对机组振动特性和稳定运行有很大影响,对此本文提出了一种基于H-K聚类逻辑回归模型用于实现贯流式机组水导轴承磨损性能评估。以黄河河口水电站3#机组振动、摆度幅值和工况参数等作为自变量,水导轴承运行状态作为因变量,同时为了增强模型泛化能力,引入H-K聚类方法对自变量进行离散化处理,通过建立变量之间的逻辑回归模型实现对机组水导轴承磨损性能评估。研究结果表明:机组轴系摆度信号和机组轴系振动信号可以更好地解释水导轴承性能变化,同时通过模型对水导轴承性能显著影响的特征信号频谱分析推断,机组水导轴承磨损的主要原因是机组轴线偏移和不平衡电磁拉力影响所致。     

700MW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.     

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。