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.     

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。     

小山水电站1号机组振动摆度综合治理

针对松江河发电厂小山水电站1号机组摆度过大问题，在1号机组首次扩修过程中，对机组轴线进行了全面调整，同时对转子重新进行动平衡处理。通过多次摸索，开创性地用强迫垂直的方法对弹性油箱式推力轴承机组进行轴线调整，并采用动平衡的方法对磁不平衡进行补偿，解决了机组运行时的摆度超标问题，保证了机组的安全稳定运行。     

水力机组轴线处理的改进与中心偏置处理实例

水力机组的主轴本身发生扭曲变形时，其机组轴线处理应以导轴瓦对应的导轴颈（或领）处理的摆度为基准进行，水机的转动中心也作相应的偏置处理。     

水力机械轴摆度测量与分析的研究

水力机械轴摆度的测量广泛应用于机组盘车、检查机组轴线安装质量、机组运行稳定性评价，轴摆度信号过大会导致机组故障停机等严重后果。本文从测量水力机组轴摆度电涡流位移传感器量程选择、安装布置、信号分析等方面论证了安装环节对测量结果的影响，给出了针对不同轴径传感器选择原则和允许的轴线与传感器感应面之间安装角度；提出了测量部位轴断面不圆度信号与轴摆度信息分离检测的分析方法、轴摆度合成轴心轨迹平面参数分析方法和轴心轨迹特征值计算方法，解决了轴不圆度与轴摆度信息混淆、轴摆度合成轴心轨迹特征值分析等问题，为水力机械轴摆度的测量与分析提供参考。     

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。     

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。     

大型立式泵机组轴线摆度的分析处理

本文推导了机组轴线净摆度的变化规律，对不规则摆度产生的可能原因进行了分析，给出了规则摆度的计算处理方法。     

大型立式机组轴线最大摆度及方位分析

指出传统方法确定的轴线摆度最大值及其方位存在的较大误差，推导出根据传统方法测量值精确计算摆度最大值及其方位公式，分析传统方法的误差及其对安装的影响并举实例，此方法对机组安装轴线摆度质量控制，提高摆度有较大意义。     

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