苏布雷水电站推力瓦温度偏高的原因分析及处理

介绍了苏布雷水电站发电机推力轴承的结构和推力瓦温偏高的情况,对推力瓦温偏高产生的原因进行了分析。采取了有针对性的处理措施,使推力瓦温在安全范围内稳定运行。     

冶勒水电站水斗式水轮机推力轴承瓦温超限问题处理

冶勒水电站1号机组在试运行过程中推力轴承瓦温超过设计的报警温度,无法继续运行。停机分析后认为,可能是推力瓦受力不均、热交换量不够、冷却系统本体存在缺陷等所致。采取的措施有:①在推力瓦盖上增加12个直径为40 mm的通油孔,使油流畅通,增加推力瓦面的油流速度,增大热交换量;②取消冷却器套管,使油流更自由,油和水的热交换更充分;③增加6个冷却器,并在原管路的对称方向增加一套冷却供排水管路。通过这样的处理和改造,使推力轴承瓦温恢复正常,保证了机组的安全稳定运行。     

推力瓦温度高问题处理

冶勒水电站1号机组在试运行过程中推力轴承温度超过设计的报警温度,且一直上升无法继续运行,通过在瓦盖上增加通油孔,加大油通路,取消冷却器套管,增加6个冷却器及1套冷却供、排水管路等;使推力瓦温度降至64.2℃,油温降至36.5℃,经过几次处理改造,保证了机组的安全稳定运行,其分析处理的方法,可供今后解决同类问题借鉴。     

东风水电站首台机推力瓦温偏高的原因分析及处理措施

东风水电站首台机组试运行中推力瓦温偏高，空载平均瓦温６９．５℃，带负荷过程曾两次发生瓦温突增２－３℃，由于及时减负荷才避免了烧丽，经两次瓦突增瓦面磨损后，只能带９６ＭＷ负荷，平均瓦温７３．２℃。在现场可能的条件下，用提高轴瓦切向偏心率、刮低瓦面热变形高温区和改善油路循环等措施，使机组能带最大负荷１４５ＭＷ，通过７２ｈ试运行，取得较好效果。     

东风水电站推力瓦温偏高的原因分析及改进措施

东风水电站站首台１７０ＭＷ机组试运行中推力瓦温偏高，空载平均瓦温６９．５℃，带负荷过程曾两次发生瓦温突增２～３℃，由于及时减负荷才避免了烧瓦．经两次瓦温突增瓦面磨低后，只能带９６ＭＷ负荷，平均瓦温７３．２℃。在现场可能条件下，用提高轴瓦切向偏心率、刮低瓦面热变形高温区和改善油路循环等措施，使机组能在当时水头下带负荷１４５ＭＷ，通过了７２ｈ试运行。为彻底改善推力轴承运行工况，３台机组均改用弹性金属塑料瓦，在镜板水平面圆度方位加钻４个２６ｍｍ从油孔形成镜板泵，在夏季满负荷工况下推力瓦平均瓦温为４１．５℃，取得了良好的效果．     

立式水轮发电机组推力瓦温偏高故障的分析处理

光照电厂水轮发电机组为半伞式结构,总装机1 040 MW(4×260 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了分析处理。通过复测轴瓦间隙,盘车数据分析,找到了问题的根源,通过重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。     

推力瓦缺陷处理

太平湾发电厂装有四台轴流转浆式水轮发电机组,单机容量为4.75万千瓦,发电机为半伞式结构,推力轴承采用均衡推力负荷的液压弹性支撑结构,推力轴承的负荷为1300吨,采用12块扇形厚薄瓦结构的推力瓦,瓦面材质为ZChSnSb11—6,合金厚度为5 mm。推力瓦单位面积上负荷为4.33MPa,测温采用表面电阻型温度计。这种安装位置     

梨园水电站无轴领水导轴承瓦温偏高处理

梨园水电站水导轴承采用无轴领结构,在运行过程中反复出现水导轴承瓦温偏高的问题,通过试验及运行数据反向分析,确定了冷却系统不能满足部分工况下水导瓦冷却的需求,通过最小成本技术优化改造,彻底解决了水导瓦温偏高的隐患。     

某电站机组推力轴承瓦温偏高分析

针对某电站机组推力轴承瓦温偏高过大的异常现象,根据推力及其受力情况、推力轴承冷却效果分析、气温影响、推力油槽油的影响,分析探讨推力瓦温偏高原因,判断机组能否继续安全运行。     

筒式水导轴承瓦温度偏高的分析与处理

筒式轴承由于加工简单、运行中稳定性好,在机电行业得到了广泛的推广和应用。但筒式轴承与大轴间隙的大小与机组运行的稳定性关系密切,其间隙的控制比较关键。间隙大了,机组稳定性较差;间隙小了,机组轴承温度较高。通过对筒式轴承及其冷却器在水导位置的热功进行分析,进而判断冷却设备与轴承间隙之间的关系。     

三峡左岸电站VGS机组推力瓦温偏高及改善措施

推力轴承是水轮发电机组的核心部件。三峡左岸电站14台机组中有6台由VGS供货，其推力轴承在初期（蓄水位135～139 m）冷却器全部运行的情况下，出现高达83℃的瓦温，直接影响水轮发电机组的安全可靠运行。2008年汛后，三峡蓄水位将逐渐升高至175 m，蓄水位升高后瓦温如何变化，能否满足安全运行要求等问题尚待确定。通过理论分析、仿真计算和现场试验，分析了三峡左岸电站VGS机组推力轴承瓦温偏高产生的主要原因；提出了相应的改进措施；预测了蓄水位上升对推力轴承瓦温的影响；并在国内外大型机组推力轴承运行情况调研的基础上对推力轴承可靠运行的瓦温标准进行了探讨。     

木座水电站机组上下导轴承瓦温偏高原因分析及处理

木座水电站2台机组运行时,上、下导轴承温度长期偏高,如遇机组冷却水系统故障容易造成瓦温过高事故,机组运行存在较大安全隐患。根据机组实际运行工况,通过对上下导轴承结构、设计制造和油循环冷却原理的深入分析和研究,找到了瓦温高的原因,并提出了合理的处理方案和措施,瓦温高问题得到彻底解决。     

三里坪水电站下导轴承内甩油及瓦温偏高处理

要从根本上解决水轮发电机组轴承内甩油,降低轴瓦温度,只有让下导油槽内的润滑油按照设计油路循环起来。通过研究下导挡油管的结构特点及其工作原理,实施了以下措施:在下导滑转子内腔顶端上开4个Ф12 mm的通气孔,减小润滑油上涌的趋势,降低下导轴瓦温度;在下导挡油管上沿焊接一密封环,以防止油流上涌和油雾逸出;降低下导挡油圈的上沿高度20 mm;在下导挡油管挡油环上增加8个均匀分布的Ф8 mm排油孔。通过上述四项措施,使内甩油问题得到了解决。     

高转速混流式机组瓦温偏高处理

在我国、转速达到６００ｒ／ｍｉｎ的混流式水轮发电机组为数不多，介绍了高转速混流式水轮发电机组瓦温偏高原因的分析，采取的处理措施以及处理后的运行实践，为国内同类型高转速混流式机组的设计、制造、安装提供了实际经验。     

黄河拉西瓦水电站水轮机主要参数选择设计

分析论证了黄河拉西瓦水电站单机出力711 MW水轮机主要参数的选择和特点,以供参考借鉴.     

黄河拉西瓦水电站水轮机可行性分析初探

黄河拉西瓦水电站位于龙羊峡水电站下游30km处。电站最大水头H_(max)=220m,最小水头H_(min)=200m,加权平均水头H_(CP)=215m,设计水头H_P=210m,装6台机组,单机容量600～700MW,总装机容量约4,000MW。因     

水轮发电机推力轴承温度偏高的快速检修

和庆电站#3水轮发电机推力轴承温度偏高是由于推力瓦含有大量气孔和夹渣造成的。介绍了推力轴承的快速修复方法。